GB/T28815-2012
电力系统实时动态监测主站技术规范
Specificationformasterstationofreal-timedynamicsmonitoringsystemforpowersystems
- 中国标准分类号（CCS）N22
- 国际标准分类号（ICS）27.100
- 实施日期2013-02-01
- 文件格式PDF
- 文本页数15页
- 文件大小403.19KB
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电力系统实时动态监测主站技术规范
国家标准 GB/T28815一2012 电力系统实时动态监测主站技术规范 Speeifieationformasterstationofreal-timedynamiesmomitoringsystem forpowersystems 2012-11-05发布 2013-02-01实施 国家质量监督检验检疫总局 发布 国家标准化管理委员会国家标准
GB/T28815一2012 目 次 前言 范围 规范性引用文件 -般要求 系统要求 系统功能 应用功能 测试方法 检验规则 标志、包装、运输、存心 附录A(资料性附录)Prony算法 附录B(资料性附录 -次调频评价指标 附录c资料性附录 闰秒的处理方法
GB/T28815一2012 前 言 本标准按照GB/T1.1一2009给出的规则起草 本标准由电力企业联合会提出
本标准由全国电力系统管理及其信息交换标准化技术委员会(SAC/TcC82)归口
本标准起草单位:华北电力设计院工程有限公司、北京四方继保自动化股份有限公司、国电南瑞科 技股份有限公司、电力科学研究院、国家电力调度通信中心、华东电网有限公司、国网电力科学研究 院,南京南瑞继保电气有限公司、华北电力大学 本标准主要起草人:张道农、杨东、葛云鹏、李强、王永福、许勇潘勇伟、于跃海、徐泰山、王英涛、 熊敏、陈根军、何江、毕天妹 m
GB/T28815一2012 电力系统实时动态监测主站技术规范 范围 本标准规定了电力系统实时动态监测主站的系统要求、系统功能、性能指标,系统检测与测试方法 以及与其他系统的数据交换方法等
本标准适用于安装在各级调度中心、发电厂控制中心的电力系统实时动态监测主站
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电子计算机场地通用规范 GB/T28872000 GBy/T3873通信设备产品包装通用技术条件 微型计算机通用规范 GB/T98132000 电力系统同步相量测量装置检测规范 GB/T26862 电力系统实时动态监测系统第2部分;数据传输协议 GB/T26865.2一201 -般要求 3.1工作条件及环境条件 工作条件 3.1.1 a)环境温度18C一28C 相对湿度30%一75% b e)大气压力70kPa一106kPa
3.1.2环境条件 无爆炸危险,无腐蚀性气体及导电尘埃,无严重霉菌,无剧烈振动冲击源; a b 计算机机房符合GB/T2887一2000的规定
3.2电源要求 3.2.1交流电源 应配备两路独立的交流电源
a额定电压220V,允许偏差一15%~十10%; b谐波<5%; 频率50Hz,允许偏差士5%
3.2.2不间断电源 应配置不间断电源(UPS)
交流电源失电时,UPS维持系统正常工作时间应大于1h
GB/T28815一2012 系统要求 4.1系统构成 电力系统实时动态监测主站应为分布式结构,由数据采集服务器、实时应用服务器、历史数据服务 器,图形监视工作站等硬件及其支撑软件和应用软件构成 4.2硬件要求 系统应采用双重网络结构,服务器应采用双机或多机方式互为备用,满足可靠性和可扩展性的 要求
4.3软件要求 软件包含系统软件、数据库软件和应用软件,应满足可靠性和开放性的要求
4.4通信要求 a)数据传输通道应采用电力调度数据网; 主站与子站、主站之间、主站与其他系统之间的通信均应采用网络方式 b A 5 安全防护 主站应部署在生产控制区,并符合所在区域的相关安全要求
系统功能 5.1数据采集和监视功能 5.1.1数据采集 应能采集和接收子站上传信息,包括以下带时标数据 a)相量 模拟量; b e)开关量; d)事件标识; e)动态数据文件
5.1.2数据通信 应能以每秒1帧、10帧,25帧,50帧、100的速度接收、预处理子站上传的实时数据报文,主 a 站应能对子站的上传数据进行配置 应具有与子站、上下级主站及其他相关系统交换数据的能力,通信协议应遵循GBT26865.2 b 201l; 主站与其他系统的互联协议,应遵循国家或行业标准; 应能对因通信失败等原因引起的缺漏数据进行检测、统计、重传 D 采用主备机或多机前置通信结构时宜具有负载均衡功能
GB/T28815一2012 5.1.3数据处理与运算 应能实现以下数据处理和运算的功能 a)数据时标对齐; 数据合理性检查及处理; b) e)异常数据处理， d) 各种常用运算,包括算术运算、代数运算、三角运算及逻辑运算等
5.1.4数据存储与管理 应具有设定历史数据存储对象的功能; a b) 应具有设定历史数据存储周期的功能 e)应具有历史数据统计和查询功能; d) 应具有数据导出功能; 电网故障扰动时的动态数据应长期,完整保存 e f 主站保存的数据与子站上传的数据的精度应保持一致; g数据存储宜具有压缩功能 5.1.5告警 a)计算机系统异常告警; b数据通信异常告警; 相量、模拟量异常告警 c) d)开关量变位告警; 子站时标异常告警 e) 电网扰动及故障告警 应具有推画面、音响及提示窗等告警方式; g 应能设定一般、严重、紧急等告警级别; 应能按厂站、事件类型等做分类告警检索; 应能有选择地实现告警闭锁
5.1.6图形功能 a)应具有地理接线图、系统接线图和厂站接线图等功能; b)应具有画面缩放、平移等功能; c)应支持画面分层显示功能 应支持表格、曲线、棒图,罗盘图等表达形式; d 应支持画面和表格的在线生成和修改; 应具有与其他系统通过通用图形交换技术进行图形共享的功能 5.1.7制表与打印 a)应具有电子报表的基本功能; 应具有各种报表、各种异常记录、操作记录的打印功能; b e)应支持多种打印机
5.1.8通信监视管理 应能监视和解析主、子站通信的原始报文 a
GB/T28815一2012 b应能管理子站实时帧传送速率; 应能筛选上传数据内容; c d)应能监视通道状态 e)应能统计通道报文丢失率
5.2动态监视功能 监视内容 5.2.1 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,频率、频率变 a 化率和功率等; b发电机同步电势和功角; 发电机调节和控制系统的部分信号,包括励磁电压、励磁电流、一次调频动作信号等; d)开关量 相角差等实时计算量
5.2.2监视方式 应能以表格、曲线、棒图、罗盘图等多种方式显示动态数据; a b)应能以地理接线图方式显示相对角度、电压、频率,功率的分布和潮流方向 c 应能以厂站接线图方式显示相对角度、电压,频率,功率; d)应能根据优先级自动切换相对角度参考点; e 应能以曲线方式监视连续动态过程 应能监测记录,重演动态扰动过程
远程维护及故障诊断 应具有对主站系统进行远程维护及故障诊断的功能
5.4性能指标 S 4.1系统响应时间 a)子站数据采集传输到主站并显示的时间<1s; b实时画面调用响应时间;90%的画面<1s,其他画面<3s 实时画面数据刷新周期1s一10s(可调). c) 实时数据服务主备用机自动切换时间<3s d 主站负荷率 电网正常情况下 a 服务器CPU的负荷率<20%(5nmin平均值); 图形工作站CPU的平均负荷率<20%(5min平均值); 主站局域网的平均负荷率<15%(5min平均值). 电网故障情况下 b 服务器CPU的负荷率<50%(10、平均值); 图形工作站CPU的平均负荷率二50%(10、平均值) 主站局域网的平均负荷率<20%(10s平均值)
GB/T28815一2012 3 5.4. 数据处理 a 查询得到的历史数据与子站本地存储数据的误差要求见表1; 表1历史数据与子站本地数据误差要求 数据对象 |历史数据一子站本地存储数据！ 电压幅值误差 0.1kV 电流幅值误差 A 1 0.001 相角及发电机功角误差 频率误差 <0,001H2 功率误差 S0.5%子站本地存储数值 其他采集量误差 S0.5%子站本地存储数值 主站历史数据存储能力>14天 b 查询单个量测1h数据的时间<5s 应用功能 低频振荡监视与分析(基本功能 6.1.1 在线分析 a)应具有对实时数据进行低频振荡分析的功能; 应能检测出各种振荡模式,并给出各振荡模式的详细信息,包括振荡频率、振荡幅值,阻尼比 b 相位等; 应能辨识出主导低频振荡模式,给出各厂站的振荡相位关系,低频振荡相关厂站和分群信息
c 6.1.2 离线分析 应具有对历史数据进行低频振荡分析的功能 a 应具有低频振荡频谱分析功能(宜采用PRoNY等算法),提供各振荡模式的振荡频率、振荡 b 幅值、阻尼比、相位等分析结果， 应具有分析结果拟合的曲线和原始数据曲线的比较功能; c 应具有分析结果、数据的导出功能 d 6.1.3 告警与监视 应能对低频振荡进行告警; a b)应能推画面告警,显示振荡曲线,直至振荡消失为止 c)应能显示振荡分群,分布情况; d)应能监视振荡幅值、振荡频率等特征
6.1.4数据存储 a 应能存储低频振荡告警信息; b应能存储低频振荡过程中的振荡模式信息;
GB/T28815一2012 应能永久、完整存储低频振荡过程中的全部动态数据 6.1.5性能指标 振荡频率的计算误差要求见表2; a 表2振荡频率计算误差要求 频率区间 允许误差 <0.01H2 .2Hax含0.2Hz) 0.1一0. 0.2一1Hz含1Hz) <0.02H2 12.5H" s0.05Hz么 b低频振荡报警正确率99.9%
6.2电网扰动识别可选功能 机组非正常退出 应能利用故障时机组电气量变化的特征识别机组非正常退出 a 应能区分机组正常退出和非正常退出
b 短路 6.2.2 应能根据三相电压和三相电流相量,提取表征短路扰动的特征信息,实时识别电网中的短路 a 扰动; 对于有子站的线路发生短路故障,宜定位到故障线路,并检测出故障类型,故障相、故障时间 b 等详细信息
6.2.3非全相运行 a)应能根据三相电压、三相电流相量数据,实时计算相应的负序和零序分量,并识别设备的非全 相运行; b) 应能识别子站数据异常造成的序分量大小越限,系统发生短路故障时短时序分量大小越限 单相故障重合闸期间的短时非全相运行,防止误判为非全相运行
6.2.4离线分析 a)应具有对历史数据进行扰动分析的功能" b 应具有扰动信息、扰动数据导出功能 c 应具有扰动曲线绘制、导出和打印功能
6.2.5告警与监视 应能对扰动事件进行告警; a b)应能通过告警信息查询扰动曲线
6.2.6数据存储 a 应能存储扰动识别告警信息; b应能存储故障类型、故障相故障时间等详细信息;
GB/T28815一2012 应能永久、完整保存扰动时故障点的全部数据 6.2.7性能指标 a)电网扰动报警正确率>95%; b)扰动识别时间<5、
6.3发电机一次调频评价(可选功能 6.3.1 在线分析 a)应能计算调频动作时的调差系数、调频死区和动作延迟时间 应能计算调频贡献电量; b) 应能计算并判断调频正确动作情况
6.3.2 离线分析 应能查询机组调频计算结果; a D 应能查询机组调频统计结果; c)应能查询调频过程频率、功率曲线; 应能导出调频计算结果; d 应能导出、打印调频过程曲线
e 6.3.3统计分析 a应能统计机组贡献电量; b) 应能统计调频投运率; e)应能统计调频正确动作率
6.3.4数据存储 应能对机组调频计算结果进行存储" a b应能对机组调频计算所需数据进行存储
6.3.5性能指标 a)发电机一次调频正确识别率>95%; 次调频分析结果保存时间>1年
b 电力系统模型和参数校核(可选功能 应能对线路、变压器等模型和参数进行校核; a b)校核结果应能以误差列表、拟合曲线等方式显示 应能导出计算结果
c) 测试方法 功能及性能测试 按本标准中第5章、第6章、第7章规定的功能及性能要求逐项进行测试
GB/T28815一2012 7.2连续运行试验 系统基本设备同时投人运行,连续运行试验72h
试验过程中可抽测系统是否符合功能及性能要 求
试验结束后应逐项测试系统是否符合功能及性能要求
如试验中出现关联性故障则终止连续运行 试验,故障排除后重新开始计时试验
如试验过程中出现非关联性故障,故障排除后继续试验
排除故 障过程不计时 关联性故障及非关联性故障的定义见GB/T9813一2000的附录B. 检验规则 出厂检验 系统出厂前应通过出厂检验 按本标谁中第8章对在厂内测试的功能进行测试,检验系统是青满足本标准中第5章、第6章,第 7章规定的功能及性能要求
符合工厂条件下各项要求者为合格并附合格证书
8.2现场检验 系统投运前应通过现场检验
系统所有设备在现场安装、调试完毕后,按本标准中第5章、第6章、第7章规定的功能及性能要求 进行在线检验
检验不合格者,供货单位应进行处理直至符合要求
标志、包装、运输、存贮 标志,包装、运输、存贮按GB/T3873规定执行
GB/T28815一2012 附录A 资料性附录 Pron算法 Prony算法针对等间距采样点,假设模型是一系列的具有任意振幅、相位、频率和衰减因子的指数 函数的线性组合
即认为测量输人r(o),,r(N一1)的估计值可以表示为 r(n) S A.1) 0.l..N一 b之” ， A.2 =A,e =(*er/) A.3) 之 式中: 振幅 A 衰减因子 a 振荡频率; f 相位(单位为弧度) 时间间隔 A 模型阶数
PrG rony算法的主要工作是求解参数A,ak,f,a
式A.1)为下列常系数线性差分方程的齐次解 i(n)=-习a.r(n一 (A.4 其特征方程为 "一=0 A.5 a/义 ao=1 -1,2,,P)已知,通过求解该特征方程可得到特征根s(=1,2. 设a,G ( 设测量数据z(n)与其近似值r(n)之间的差为e(n),即 e(n=.r(n)一.2(n刀=0,l,,N (A.6 由式(A.4),式(A.6)可得 r(n)=-习aAr(n一)十 A.7) 上" 一k 定义 Sae(n一k)》n=0.1.,N A.8 u(n 则式(A.7)变为 S .r(n=一 )a.r(n一)十u(n) A.9) r(n)可以看作是噪声u(n)激励一个尸阶AR模型产生的输出
该AR模型的参数a.,(k=1,2, P)是待求差分方程的系数 AR模型的正则方程为 [r(0,0)r(0,1 r(0,P r(1,0r(1,1 r(1,P 0 Q (A.10 r(P,0r(P,1 r(P,P LC a
GB/T28815一2012 式中: r(i,j= A.11) " 一)r"n一i -二鸟o- 4 A.12) .rn 求解此方程可以得到AR参数a,(k=1,2,,P),代人式(A.5),求得s,(k=1,2,,P). 求出s.(k=1,2,,P)后,式(A.1)就简化为未知参数b(k=1,2,P)的线性方程,用矩阵形式 表示,有 么= A.13) 其中: [b r(0) 3 3 r(1) b Z b= N-1- - [r(N一1 Lbp 乙为N×P维非奇异矩阵,方程的最小二乘解为 =(2"Zz" (A.14 根据，和b，可以求出振幅A,相位0,振荡频率f,衰减因子ai
[A=b 0 =gle(b k=l,2,,P (A.15 =angle(c/2xA la=ln(c)/心e 10o
GB/T28815一2012 附 录 B 资料性附录 -次调频评价指标 B.1调差系数 (B.1 两差系数=X100% 式中 -50Hz; P 机组额定有功
B.2调频死区 调频死区是特指系统在额定转速附近对转速的不灵敏区
为了在电网周波变化较小的情况下,提 高机组运行的稳定性，一般在电调系统设置有调频死区
但是过大的死区会减少机组参与一次调频的 次数及性能的发挥
B.3动作延迟时间 机组参与一次调频的动作延迟时间(图B.1中的),目的是要保证机组一次调频的快速性
图B.1一次调频动作示意图 11
GB/T28815一2012 c 附 录 资料性附录 闺秒的处理方法 世界时是基于地球自转的一种时间计量系统原子时是基于原子物理技术的一种更加均匀的时间 系统
世界时和国际原子时在时间尺度上存在差异,为应对这种情况,一种称为协调世界时的折衷时标 于1972年面世
协调世界时是以原子时秒长为基础,在时刻上尽量接近世界时的一种时间计量系统
为确保协调世界时与世界时相差不会超过0.9s,在必要时会将协调世界时增加1s或去掉1s,这一技 术措施被称为闺秒
国际地球自转服务组织决定加人闰秒的时间
加人闰秒的时间只能是每年的六月或十二月的最后 一天的最后一分钟
加人正阔秒时,当天23.59.59的下一秒记为23.59.0,然后是第二天的00.0. 00;加人负间秒时,23:59:58的下一秒就是第二天的00:00:00
由于北京时间比世界时早8h,因此间 秒发生时我国已是第二天上午的7;59
截至目前,所有闺秒都是正闺秒
子站数据使用世纪秒作为时标,它是 32位无符号整数,从1970年1月1日0:0:0开始计时
世纪秒的计数始终与协调世界时保持同步,闫秒不包含在世纪秒的计数中
当正阔秒发生时,将出现连 续两个相同的世纪秒时标;负闰秒发生时,将出现世纪秒时标跳跃1s的情况
闺秒通常若干年发生一次,对其处理较复杂
因此,主站宜摒弃闺秒发生时刻的子站数据,并满足 如下要求 在闰秒发生后5s内,将时标调整为与协调世界时一致 a b)在闺秒发生后5s内,实时数据和实时通信等功能应恢复正常
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电力系统实时动态监测主站技术规范GB/T28815-2012
随着电力行业的发展，电力需求不断增加，导致电力系统负荷越来越重。为了确保电力系统的安全运行，需要对电力系统进行实时动态监测。电力系统实时动态监测主站技术规范GB/T28815-2012就是为了满足这一需求而制定的标准。
电力系统实时动态监测主站技术规范GB/T28815-2012是中国电力科学研究院制定的标准，该标准适用于电网调度自动化、电网运行管理和电网自动化控制等领域。该标准主要包括功能模块、数据传输、通讯协议、数据安全与可靠性、软件开发等方面的内容。
根据电力系统实时动态监测主站技术规范GB/T28815-2012，电力系统实时动态监测主站需要满足以下要求：
- 能够接收、解析来自下级设备的遥信、遥测等数据；
- 能够进行实时数据处理，及时判断电力系统运行状态；
- 具有通讯协议转换功能，能够与不同类型的下级设备进行通信；
- 具有数据存储和查询功能，能够对历史数据进行查询和分析；
- 具有数据传输安全可靠性保障措施。
电力系统实时动态监测主站技术规范GB/T28815-2012的应用，可以帮助电力企业实现对电力系统的实时监测和运行管理。通过实时监测电力系统的运行状态，可以及时发现故障并进行处理，有效提高电力系统的安全性和可靠性。此外，该技术还可以提高电力企业的管理效率，减少人工干预，降低管理成本。
