3.0.1广域测量系统通过同步相量测量以及现代通信技术对电 力系统动态过程进行监测和分析，应满足各级调度监测电力系统 动态过程的要求。 3.0.2广域测量系统由调度端主站系统、厂站端子站以及两者间 的信息传输通道构成。 3.0.3广域测量系统宜作为电网调度自动化系统的一部分，在统 一基础平台上建设，系统架构应符合现行行业标准《电力系统调度 自动化设计规程》DL/T5003的规定。

4.1.1广域测量系统应实现下列基本功能

4.1.1广域测量系统应实现下列基本功能： 1采集厂站端子站上传的实时信息，包括带有时标的相量 模拟量、开关量、频率量和事件标识： 2满足与调度端其他应用系统及工下级调度端广域测量系 统间进行数据交换，与厂站端子站双套相量数据集中器同时通信 的要求； 3对采集的数据进行时标对齐、合理性检查及处理、异常和 缺漏处理； 4对采集的数据进行运算及处理； 5对历史数据实现存储压缩、统计、查询和导出功能； 6在主站系统自检异常，数据通信异常，相量、模拟量数据异 常，开关量变位，检测到电网扰动、故障及数据越限时告警； 7对采集的数据和通信通道状态进行图形化展示，并为运行 人员提供图形化操作控制界面，实现参数配置、定值整定、权限设 置功能； 8具有电子报表的生成、查询、修改、存储功能，并具有报表、 异常记录、操作记录的打印功能； 9监视和解析通信原始报文，监视数据顿传输速率和通信通 道状态，统计通道报文丢失率、通道可用率和中断次数，对通信原 因引起的缺漏数据进行检测、统计、重传； 10厂站子站离线文件定期自动召唤及配置文件对比功能

1电力系统动态监视功能包括监视电网及发电机三相电压

基波相量、三相电流基波相量、正序电压基波相量、正序电流基波 相量、功率、频率及变化率；监视发电机内电势、功角、励磁系统和 调速系统的运行工况；监视线路两端母线的电压相角差、发电机相 对于参考点的功角差、任意指定发电机之间的功角差； 2低频振荡监视与分析功能包括振荡模式识别、振荡源区域 定位、振荡设备信息分析招标投标，并提供离线数据分析工具； 3电网扰动识别功能包括短路扰动识别、非全相运行监视 非同期并列监视、发电机机组非正常退出识别，并实现扰动数据的 存储和离线分析。

4.1.3广域测量系统宜实现下列应用功能：

1发电机一次调频评价功能包括实时计算调频动作时的调 差系数、调频死区、响应滞后时间和调频贡献电量；统计机组历史 调频责献电量、调频投运率及正确动作率； 2发电机励磁系统在线监测功能包括实时监测发电机PSS AVR投退情况；励磁电压、电流及响应滞后时间； 3次/超同步振荡监视与分析，包括监测系统振荡幅度、振荡 周期：识别振荡源：分析振荡产生的原因

4.1.4根据实际应用需要，可实现下列应用功能：

1电力系统模型和参数校核，通过对比分析实际测量的动态 数据和数字仿真结果，对电力系统中线路、负荷、发电机的数学模 型和参数进行校核和优化，并对结果以误差列表和拟合曲线的方 式进行显示和输出； 2稳态电压监视及辅助决策，通过实时监测全网关键母线电 压、关键线路潮流以及系统无功电源的运行状况，建立电压稳定临 界指标，为稳态电压控制提供辅助决策； 3系统解列辅助决策，通过实时监测功角、功率和电压动态 数据，判别电网故障时可能存在的功角失稳区域，并按照解列后各 子区域功率相对平衡的原则优化解列措施，向调度员提供辅助决 篇

4.2.1广域测量系统应满足下列总体要求

1广域测量系统宜作为基于调度自动化系统统一基础平台 的应用模块进行建设，基础平台应为应用提供统一的模型、图形 数据、总线、人机界面、系统管理服务，应为各类应用的开发、运行 和管理提供通用的技术支撑； 2广域测量系统与调度自动化系统基础平台交互的要求应 符合现行行业标准《电力系统调度自动化设计技术规程》DL/T 5003的规定；上下级调度的广域测量系统之间以及广域测量系统 与其他系统之间的交互应通过基础平台提供的服务完成。

4.2.2系统整体性能指标包括系统设计使用年限、系统服务器

网络设备MTBF以及负载率、系统时间与标准时间的误差性能指 标。广域测量系统作为调度自动化系统的一个应用，其系统性能 指标应满足现行电力行业标准《电力系统调度自动化设计规程》 DL/T5003的规定。

4.2.3广域测量系统应满足下列应用性能指标：

广域测量系统应满足下列应用性育

1主站系统以时间序列数据库存储动态数据，数据保存时间 立不少于30d； 2低频振荡、电网扰动以及一次调频分析数据和结果保存时 间应不小于1a； 3子站数据采集传输到主站并显示的时间应不大于3s； 4当振荡频率在0.1Hz～0.2Hz（含0.2Hz)区间时，报警时 间应不大于50s；当振荡频率在0.2Hz～2.5Hz区间时，报警时间 应不大于30s； 5 电网扰动识别报警时间应不大于5s； 6 调用90%画面时间应不大于2s； 7 电网扰动识别成功率不低于95%； 8当振荡频率在0.1Hz~0.2Hz(含0.2Hz)区间时，计算误

差应不大于0.01Hz；当振荡频率在0.2Hz～2.5Hz区间时，计算 误差应不大于0.05Hz

.3.1广域测量系统硬件设备应与调度自动化系统一体化建设。 .3.2广域测量系统硬件设备应完余化配置，应采用双重化网络 吉构，服务器应采用双机或多机集群方式热备用。余硬件设备 宜安装于不同机柜中。 4.3.3计算机设备和网络设备的数据处理和计算能力应与广域 则量系统的功能以及调控中心管辖范围的电网规模相适应。 4.3.4选用的硬件设备应能满足整个系统的功能要求和性能指 示要求，选择通用的、可靠的、符合国家现行标准的性能优良、兼容 生较高的硬件设备。 .3.5广域测量系统硬件设备主要划分为下列类型： 1计算机设备包括服务器、工作站； 2存储设备包括磁盘阵列； 3 网络设备包括交换机； 4 前置通信设备包括接入E1通道的专线路由器。 4.3.6 应根据广域测量系统的功能要求，并考虑系统使用年限内 的电网发展，按下列条件确定广域测量系统的硬件配置规模： 接入子站数量； 数据采集的容量； 与上下级调度端广域测量系统之间数据交换的类型与数量； 4 通道数量及传送速率； 5 计算机中央处理单元负荷率的估算条件和具体要求。 4.3.7 计算机设备、存储设备、网络设备、前置通信设备、安全防 护设备宜配置两个及以上电源模块，任意一个电源模块故障时设 备功能应不受影响。 42计管机沉发耐黑应饮合下列西书

4.3.1广域测量系统硬件设备应与调度自动化系统一体化建设。 4.3.2广域测量系统硬件设备应穴余化配置，应采用双重化网络 结构，服务器应采用双机或多机集群方式热备用。允余硬件设备 宜安装于不同机柜中。 4.3.3计算机设备和网络设备的数据处理和计算能力应与广域 测量系统的功能以及调控中心管辖范围的电网规模相适应。 4.3.4选用的硬件设备应能满足整个系统的功能要求和性能指 标要求，选择通用的、可靠的、符合国家现行标准的性能优良、兼容 性较高的硬件设备。

4.3.1广域测量系统硬件设备应与调度自动化系统一体化建设。 4.3.2广域测量系统硬件设备应完余化配置，应采用双重化网络 结构，服务器应采用双机或多机集群方式热备用。允余硬件设备 宜安装于不同机柜中

4.3.5广域测量系统硬件设备主要划分为下列类型：

1计算机设备包括服务器、工作站； 2 存储设备包括磁盘阵列； 3 网络设备包括交换机； 前置通信设备包括接入E1通道的专线路由器。 4.3.6 应根据广域测量系统的功能要求，并考虑系统使用年限内 的电网发展，按下列条件确定广域测量系统的硬件配置规模： 1 接入子站数量； 2 数据采集的容量； 3 与上下级调度端广域测量系统之间数据交换的类型与数量； 通道数量及传送速率； 5 计算机中央处理单元负荷率的估算条件和具体要求。 47 计管机设务专储设务网级设备前置通信设备安全防

4.3.7计算机设备、存储设备、网络设备、前置通信设

4.3.8计算机设备配置应符合下列要求：

1计算机设备宜根据用途进行分组配置； 2计算机设备宜采用机架式安装结构； 3服务器应完余配置，数据库服务器应支持穴余磁盘阵列 模式。 4.3.9前置通信设备、网络设备及其他设备配置应符合现行行业 标准《电力系统调度自动化设计规程》DL/T5003的规定，

4.4.1广域测量系统软件应由系统软件、支持软件和应用软件构 成，所有软件应满足安全性要求。 4.4.2操作系统应选择高可靠性、符合国家现行标准的成熟的产品 4.4.3支持软件应由电力调度自动化系统软件支撑平台统一部 署。历史数据库、网络通信软件应符合现行电力行业标准《电力系 统调度自动化设计规程》DL/T5003的规定

成，所有软件应满足安全性要求。

应支持多节点分布式结构，各节点上实时库中相同的数据 应保持一致性，各种应用对不同节点上不同实时库的访问应是透 明的； 应支持平台运行，并提供快速访问接口； 3 应能保存一个测点的多个时间断面数据，断面数量可设置。 4.4.5 广域测量系统应配置时序数据库，并符合下列规定： 应具备微秒级数据处理的能力； 2 应具备混合压缩能力，支持有损压缩和无损压缩； 3 应具备容量管理、性能监视和异常报警功能。 4.4.6 应用软件应符合电力调度自动化系统软件支撑平台的要求 能西我且左自好

5.1.1330kV及以上厂站、220kV枢纽变电站、大电源、电网薄 弱点、新能源接入汇集站均应配置子站。 5.1.2通过35kV及以上电压等级线路并网且装机容量40MW 及以上的风电场、光伏电站应配置子站。 5.1.3安全稳定问题突出的其他发电厂和变电站应配置子站

5.2.1子站应能测量安装点的三相电压、三相电流模拟量，4mA~ 20mA直流量和开关量信号。 5.2.2子站应能计算三相基波电压相量、三相基波电流相量、正 字基波电压相量、正序基波电流相量、有功功率、无功功率、频率及 变化率。

5.2.3应用于发电厂时，子站应具

5.2.4子站应具有下列通信功能： 1将第5.2.1条和第5.2.2条中的同步测量数据按时间顺 予逐、均匀、实时传送到主站； 2向主站传送动态数据和暂态数据记录文件； 3同时与多个主站以不同传送速率通信； 4向厂站自动化系统传送状态及数据信息，传输协议应符合现 行电力行业标准《变电站通信网络和系统》DL/T860的系列规定；

5应用于智能变电站时，应能通过网络方式接收来自合并 元的SV报文和智能终端的GOOSE报文，传输协议应符合现 电力行业标准《变电站通信网络和系统》DL/T860的系列规定

5.2.5子站应能连续记录三相电压、电流基波相量，

流基波相量，频率、频率变化及开关量信号。使用于发电厂时，还 应能连续记录发电机内电动势、功角、励磁系统、调速控制系统部 分信号。监测到系统发生扰动时，应能结合时标建立事件标识，并 向主站发送告警信息。记录的动态数据宜采用自动循环覆盖的方 式存储。

勿 5.2.7光伏电站、风电场、汇集站、直流换流站、串补站及近区厂 站的子站宜具备次/超同步振荡监测功能，根据需要可具备宽频监 测功能。

站的子站宜具备次/超同步振荡监测功能，根据需要可具备宽频监 测功能。

电流、零序电压、零序电流、相电流幅值越上限，正序电压、相电压 幅值越上限或下限，功率振荡，发电机功角越限，次/超同步振荡事 件时，子站应能启动暂态录波，并建立事件标识。

5.2.11子站自检异常时，应能发出异常告警信号，并能以硬接

5.3.1动态实时数据传送应具有25顿/s、50/s、100顿/

1动态实时数据传送应具有25顿/s、50顿/s、100/s的可 率。

25顿/s，时延不应大于600ms；传送速率50顿/s、100顿/s，时延不应大于300ms。5.3.3动态数据记录应具有25顿/s、50顿/s、100帧/s的可选速率。5.3.4在最大数据量和最高记录速率条件下，动态数据的保存时间应不少于14d。5.3.5暂态数据记录采样速率应不低于4000点/s。5.3.6在额定频率50Hz时，基波电压、电流相量测量准确度应满足表5.3.6的要求。表5.3.6额定频率时测量准确度要求范围幅值误差相角误差0.1U.≤U<0.5U.0.5°0.5U.≤U<1.2U.0.2%0. 2°1.2U.≤U<2.0U,0. 5°0.11,≤<0.2In1°0.2%0.21,≤<2.01n0.5°注：U为电压相量幅值，U，为电压的额定值；I为电流相量幅值，I.为电流的额定值。5.3.7在偏离额定频率50Hz时，基波电压、电流相量相角、频率及频率变化率测量准确度应满足表5.3.7的要求。表5.3.7频率偏移测量准确度要求幅值电压相角电流相角频率频率变化率范围误差误差误差误差误差49Hz

5.3.9在48Hz～52Hz频率范围内，发电机内电势相位和功角的 测量误差应不大于1°。

5.3.10对时误差应不大于士1us。

5.3.12低频振荡频率监测范围应满足0.1Hz~2.5Hz的要求。

5.3.13次/超同步振荡频率监测范围宜满足10Hz～40Hz利

T. 5.4.2 发电厂相量测量装置应采集下列遥测量： 一 送出线路三相电压、三相电流； 2 主变高压侧三相电压、三相电流； 3 母线电压； 4 新能源场站集电线路三相电压、三相电流； 5 新能源场站无功补偿装置三相电压、三相电流； 6 新能源场站滤波器三相电压、三相电流； 机端三相电压、机端三相电流、机组转速、内电势、功角及 键相脉冲； 8励磁调节器输出电压（励磁电压）、励磁调节器输出电流 （励磁电流）； 9AVR电压参考给定值； 10PSS输出信号； 11火电厂调节级压力信号、阀门开度信号、总阀位指令； 12水电厂监控系统到调速器的输出指令、调速器指令、导叶 开度信号。

5.4.3变电站相量测量装置应采集下列遥测量：

1 220kV及以上电压等级线路三相电压和三相电流； 2 主变高压侧三相电压和三相电流； 3 220kV及以上电压等级母线电压； 4与系统稳定相关或连接较多电源的110kV线路三相电 压、三相电流； 5直流换流站所有交流出线、换流变压器交流侧三相电压 三相电流

相电压和三相电流： 2 主变高压侧三相电压和三相电流； 3 220kV及以上电压等级母线电压； 4与系统稳定相关或连接较多电源的110kV线路三相电 压、三相电流； 5直流换流站所有交流出线、换流变压器交流侧三相电压、 三相电流。 .4.4发电厂相量测量装置根据需要可采集下列遥测量： 1 一次调频修正前负荷指令； 2 一次调频修止后负荷指令； 分段（母联）断路器的三相电流； 4 调频功率； 离升压站距离近的不同类型风机35kV侧的三相电压、三 目电流。

1 一次调频修正前负荷指令； 2 一次调频修止后负何指令； 3 分段（母联）断路器的三相电流； 4 调频功率； 离升压站距离近的不同类型风机35kV侧的三相电压、三 相电流。

5.4.5发电厂相量测量装

1 AVR自动/手动； 2 AVR投入/退出； 3 PSS投人/退出； 4 低励限制动作信号； 5 过励限制动作信号； 6 V/Hz限制动作信号； 7 定子电流过负荷限制动作信号； 8 一次调频投入/退出信号； 9 一次调频动作/复归信号； 10 分段（母联）开关位置信号； 11 灭磁开关位置信号。

5.4.7变电站相量测量装置根据需要可采集分段（母联）断路器 位置遥信量。

5.5.1厂站端子站应包含相量数据集中器、相量测量装置及交换 机。可配置当地显示、数据处理和分析系统。 5.5.2接收厂站集中同步授时不能满足要求时，子站可配置独立 同步对时装置。 5.5.3相量测量装置宜按照厂站继电器室分散布置，继电器室间

同步对时装置。 5.5.3相量测量装置宜按照厂站继电器室分散布置，继电器室间 应采用光纤通信

5.5.3相量测量装置宜按照厂站继电器室分散布置，继电器

5.6.1交流电压、电流应采用交流采样，分别接入电压互感器、 流互感器测量回路。当用于智能变电站时，宜直接采集合并单天 的相关数字量信息。

5.6.2发电机励磁系统遥信信号宜由AVR装置直接输出无源

接点信号，AVR装置不满足要求时，也可通过中间重动继电器输 出信号。

接点信号，AVR装置不满足要求时，也可通过中间重动继电器车

5.6.3发电机调速系统遥信信号应由DCS系统或调速系统提供 无源接点信号。

二建标准规范范本5.6.3发电机调速系统遥信信号应由DCS系统或调速系统提供

6.0.1厂站端子站与调度端主站系统间通信应采用两路独立通 道。 6.0.2厂站端子站与调度端主站系统间通信的应用层协议应符 合现行国家标准《电力系统实时动态监测系统第2部分：数据传 输协议》GB/T26865.2的规定。 6.0.3广域测量系统应布置在生产控制大区的安全I区。安全 防护应符合国家现行标准《电力监控系统网络安全防护导则》GB/T 36572、《电力系统调度自动化设计规程》DL/T5003的规定

1为便于在执行本标准条文时区别对待，对要求严格程度不 司的用词说明如下： 1）表示很严格，非这样做不可的： 正面词采用“必须”，反面词采用“严禁”； 2）表示严格，在正常情况下均应这样做的： 正面词采用“应”，反面词采用“不应”或“不得”； 3）表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的： 正面词采用“宜”，反面词采用“不宜”； 4)表示有选择，在一定条件下可以这样做的，采用“可”。 2条文中指明应按其他有关标准执行的写法为：“应符合.. 的规定”或“应按…·执行”

《电力系统暂态数据交换通用格式》GB/T22386 《电力系统实时动态监测系统第2部分：数据传输协议》GB/T 26865.2 《电力监控系统网络安全防护导则》GB/T36572 《电力系统调度自动化设计规程》DL/T5003 《变电站通信网络和系统》DL/T860

需注意的有关事项进行了说明。但是，本条文说明不具备与标 准正文同等的法律效力，仅供使用者作为理解和把握标准规定 的参考。

25 （26） 26）

1.0.2发电厂、变电站、换流站工程有关广域测量系统部分的设 计，包括火电厂、水电站、核电站、风电场、光热电站、光伏电站、变 电站、开关站、串补站、换流站及储能电站工程有关广域测量系统 部分的设计

4.2.3本条参考了《中国电力百科全书电力系统卷》（第三版），低 频振荡是发生在互联电力系统联络线上的或发生在系统内部某一 台发电机组（有时是一个发电厂）对其他发电机组的频率很低的功 率振荡，振荡频率一般在0.1Hz2Hz。《中国电气工程大典第 8卷电力系统工程》，根据系统中振荡模式的频率范围、引发原 因和表现形式的不同，在小干扰稳定分析中主要考虑局部振荡和 区间振荡两种振荡模式，局部振荡典型振荡频率范围为0.7Hz~ 2Hz，区间振荡典型振荡频率范围为0.1Hz～0.7Hz。因此闸阀标准，根据 产品制造水平，本条对0.1Hz2.5Hz振荡频率范围划分区段给 出频率计算误差。 低频振荡报警时间是指从低频振荡发生到识别并报警的时 间。经调研，目前低频振荡报警一般是在连续5个周波判断为低 频振荡后给出，条文中低频振荡报警时间也是基于此条件做出的 规定。