Q-GDW 131-2025 电力系统实时动态监测系统技术规范

ICS

Q/GDW

家电网公司企业标准

Q/GDW131-2025

电力系统实时动态监测系统技术规范

TechnologyGuidanceofPowerSystem

RealTimeDynamicMonitoringSystem

2024-02-28发布2024-03-01实施

国家电网公司发布

Q/GDW131-2025电力系统实时动态监测系统技术规范

目录

前言...............................................................................1

引言..............................................................................2

1范围.............................................................................3

2规范性引州文件...................................................................3

4总体要求.........................................6

5同步相量测量的技术要求...........................................................7

5.1时钟同步.....................................................................7

5.2同步相量的表示...............................................................8

6相量测量装置技术要求.............................................................9

6.1环境条件.....................................................................9

6.2额定电气参数.................................................................9

6.3结构、外观及其他.............................................................9

6.4装置的功能...................................................................10

6.5装置的主要技术性能..........................................................12

6.6过毂实力.....................................................................15

6.7直流电源影响.................................................................15

6.8功率消耗.....................................................................15

6.9绝缘性能.....................................................................15

6.10耐湿热性能..................................................................15

6.11抗电气干扰性能..............................................................15

6.12机械性能16

7数据集中器的功能及技术要求......................................................17

8电力系统实时动态监测系统主站的功能要求..........................................17

9电力系统实时动态监测系统的通信要求..............................................18

9.1通信通道.....................................................................18

9.2主站与子站之间的通信规约....................................................18

9.3子站与当地监控系统互联......................................................18

9.4主站与SCADA/EMS的互联......................................................18

9.5主站与平安自动限制系统的互联................................................19

9.6主站之间的互联..............................................................19

10电力系统同步相量测量数据传输信息格式...........................................20

10.1规约版本....................................................................20

10.2传输的信息..................................................................20

10.3数据帧......................................................................21

10.4头帧........................................................................22

10.5配置帧......................................................................23

10.6吩咐帧......................................................................25

10.7子站、主站网络通信流程.....................................................27

■胡y本j习新人M抿3汨几），录J十w件II格TH式••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••

附录

A电力系统实时动态监测系统结构示意图.........................................34

附录

BCRC16的C语言程序示例....................................................35

附录

C暂态数据记录...............................................................36

附录

离线文件传输规约...........................................................

附录D37

附录E子站通信带宽计算...........................................................51

F子站数据集中器和PMU的通信方式说明.......................................53

Q/GDW131-2025电力系统实时动态监测系统技术规范

11—

刖百

本规范主要参照IEEEStd1344-1995(R2024)《电力系统同步相量标准》、GB/T

14285-1993《继电爱护和平安自动装置技术规程》和DL/T478-2024《静态继电

爱护及平安自动装置通用技术条件》，结合目前中国电力系统的实际要求而制定的

电力系统实时动态监测系统的基本规范。

本规范的附录A、附录B、附录C、附录D、附录E、附录F为资料性附录。

本规范由国家电力调度通信中心提出。

本规范由国家电网公司科技部归口。

本规范起草单位：国电华北电力设计院工程有限公司、中国电力科学探讨院、

北京四方同创爱护与限制设备有限公司、国家电力调度通信中心、华东电力调度

交易中心。

本规范主要起草人：张道农、土兆家、蒋宜国、吴京涛、张涛、沈力、土英

涛、肖晋宇、何江、谢晓冬、岑宗浩、胡炯。

本规范由国家电力调度通信中心负责说明。

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1范围

本规范定义了电力系统实时动态监测系统的相关术语和基本结构，规定了电

力系统同步相量数据的格式、系统的通信规约，提出了对相量测量装置、数据集

中器、主站以及同步时钟的通用技术要求。

本规范不指定电力系统实时动态监测系统的硬件、软件实现方法、相量计算

方法利测试方法。

本规范适用于发电厂、22()kV及以上电压等级的电力系统实时动态监测系统。

2规范性引用文件

下列文件中的条款通过本规范的引用而成为本规范的条款。凡是注日期的引

用文件，其随后全部的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本规范,

然而，激励依据本规范达成协议的各方探讨是否可运用这些文件的最新版本。凡

是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规范。

GB2900.1-1992电工术语基本术语

GB/T3047.4高度进制为44.45mm的插箱、插件的基本尺寸系列

GB4208-1993外壳防护等级(IP代码)

GB/T7261-2000继电器及装置基本试验方法

GB/T11287-2000电气继电器第21部分：度量继电器和爱护装置的振动、

冲击、碰撞和地震试验第1篇：振动试验(正弦)

GB14285-1993继电爱护和平安自动装置技术规程

GB/T14537-1993量度继电器和爱护装置的冲击与碰撞试验(idtIEC

60255-21-2:1988)

GB/T14598.9-1995电气继电器第22部分：度量继电器和爱护装置的电气

干扰试验第三篇：辐射电磁场干扰试验(idtIEC255-22-3:1989)

GB/T14598.10-1996电气继电器第22部分：度量继电器和爱护装置的电气

干扰试验第4篇：快速瞬变干扰试验(idllEC255-22-4:1992)

GB/T14598.13-1998度量继电器和爱护装置的电气干扰试验第1部分：

1MHz脉冲群干扰试验CeqvIEC255-22-1:1988)

GB/T14598.14-1998度量继电器和爱护装置的电气干扰试验第2部分：静

电放电试验(idtIEC255-22-2:1996)

GB/T16836-2025度量继电器和爱护装置平安设计的一般耍求

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GB1208-1997电流互感器

GB/T17626.5-1999电磁兼容试验和测量技术浪涌(冲击)抗扰度试验

(idtIEC61000-4-5:1995)

GB/T17626.6-1998电磁兼容试验和测量技术射频场感应的传导骚扰抗

扰度(idtIEC61000-4-6:1996)

GB/T18700.1远动设备及系统第6部分与ISO标准和ITU-T建议兼容的远

动协议第503篇TASE.2服务与协议(idtIEC60870-6-503)

GB/T18700.2远动设备及系统第6部分与ISO标准和ITU-T建议兼容的远

动协议第802篇TASE.2数据模型(idtIEC60870-6-802)

DL476-1992电力系统实时数据通信应用层协议

DL/T478-2025静态继电爱护及平安自动装置通用技术条件

DL/T720-2000电力系统继电爱护柜、屏通用技术条件

DL/T5136-2025火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程

DL/T5147-2025电力系统平安自动装置设计技术规定

电安生[1994]191号电力系统继电爱护和平安自动装置反事故措施要点

国家电力监管委员会5号令电力二次系统平安防护规定

ANSI/IEEEC37.111-1999电力系统暂态数据交换通用格式

IEC60870-5-103远动设备及系统第5部分传输规约第103篇继电爱护设

备信息接口配套标准(DL/T667-1999)

IEC60870-5-104远动设备及系统第5—104部分：传输规约采纳标准传输

文件集的IEC60870-5-101网络访问

IEC61850变电站通信网络和系统序列标准

IEC61970-301能量管理系统应用程序接口(EMS-API)第301篇公用信息

模型(CIM).基础部分

IEEEStd1344-1995(R2024)电力系统同步相量标准

3术语和定义

GB/T2900.1确立的以及下列术语和定义适用于本规范。

3.1

相量phasor

正弦量可用相量表示，相量的模代表正弦量的幅值，在工程实践中相量的模

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有时也采纳有效值；相量的幅角代表正弦量的初相角。

3.2

同步相量synchrophasor

以标准时间信号作为采样过程的基准，通过对采样数据计算而得的相量称为

同步相量。因而，电力系统沟通电气量的相量之间存在着确定的相位关系。

3.3

相量测量装置phasormeasurementunit(PMU)

用于进行同步相量的测量和输出以及进行动态记录的装置。PMU的核心特征

包括基于标准时钟信号的同步相量测量、失去标准时钟信号的守时实力、PMU与

主站之间能够实时通信并遵循有关通信协议。

3.4

数据集中器dataconcentrator(DC)

用于站端数据接收和转发的通信装置。能够同时接收多个通道的测量数据，

并能实时向多个通道转发测量数据。

3.5

子站substation

安装在同一发电厂或变电站的相量测量装置和数据集中器的集合。子站可以

是单台相量测量装置，也可以由多台相量测量装置和数据集中器构成。一个子站

可以同时向多个主站传送测量数据。

3.6

主站mainstation

安装在电力调度中心，用于接收、管理、存储、分析、告警、决策和转发动

态数据的计算机系统。

3.7

电力系统实时动态监测系统realtimepowersystemdynamicmonitoring

system

基于同步相量测量以及现代通信技术，对地域广袤的电力系统动态过程进行

监测和分析的系统。

3.8

发电机内电势generatorinternalelectromotiveforce

同步发电机转子以同步速率旋转时，主磁场在气隙中形成旋转磁场，它“切

5

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割”定子绕组，在定子绕组内感应出对称三相电动势，称为激磁电动势，又称发

电机内电势。

3.9

发电机功角powerangle

发电机内电势和机端电压正序相量之间的夹角称为发电机功角。

3.10

动态数据记录realtimephasordatarecord

子站相量测量装置依据标准格式记录实时测量的相量、频率、开关量等。（具

体格式的定义参见本标准第11章的要求）

4总体要求

4.1与EMS及平安自动限制系统的连接

电力系统实时动态监测系统主要实现对电力系统的动态过程进行监测和分

析。依据须要，实现与EMS及平安自动限制系统的通信，实现对电力系统的动态

过程进行限制。

4.2主站和子站的软件、硬件及结构设计要求

电力系统实时动态监测系统应依据能够对系统进行实时限制的要求进行设计

和制造。子站的软件、硬件及结构设计应遵循继电爱护及平安自动装置的技术要

求，主站的设计要符合EMS的设计要求。

4.3平安防护要求

电力系统实时动态监测系统应能符合电力二次系统平安防护总体方案的要

求。

4.4子站总体要求

子站应能测量、发送和存储实时测量数据。子站应能与变电站自动化系统或

发电厂监控系统交换数据。

4.5主站总体要求

主站应能接收、管理、存储和转发源自子站的实时测量数据，对电力系统的

运行状态进行监测、告警、分析•、决策等。主站之间应能交换实时测量数据，并

能与调度中心EMS及平安自动限制系统进行数据交换。

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5同步相量测量的技术要求

5.1时钟同步

5.1.1基准时钟源

同步相量测量应利用同步时钟（例如GPS的授时信号）作为数据采样的基准

时钟源。

5.1.2同步要求

同步相量测量应利用同步时钟秒脉冲同步相量测量装置的采样脉冲，采样脉

冲的同步误差应不大于土1联。

同步相量测量过程中，数据采样的脉冲必需由同步时钟的秒脉冲信号锁定。

（每秒测量的相量次数应是整数，）相量对应的时标在每秒内应匀称分布。

5.1.3采样频率

举荐采纳表5.1或表5.2所规定的采样频率进行司步采样。

表5.1采样频率标准一

采样频率

每周期采样点数

（电网额定频率50Hz）

4200

6300

8400

12600

16800

241200

321600

482400

643200

964800

1286400

1929600

38419200

表5.2采样频率标准二

采样频率

每周期采样点数

（电网额定频率50Hz）

4200

8400

10500

16800

201(X)0

321600

402000

502500

643200

804000

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10()5000

1286400

1608000

20010000

32016000

40020000

64032000

80040000

160080000

3200160000

5.2同步相量的表示

模拟信号9)=正Ycos@(/+e)对应相量形式为Vz.°0当V⑴的最大值出现在

秒脉冲时，相量的角度为0度，当v(l)正向过零点与秒脉冲同步时相量的角度为-90

度(如图5.1.1)。

(a)0度(b)-90度

图5.1.1波形信号与同步相量之间的转换关系

当相量幅值不变时，相量的相位与模拟信号的频率应符合如下关系：

粤=227。)Z)=50HZ

at

即相量的频率等于5()Hz时，相量的角度不变；当相量的频率大于5()Hz时，相

量的角度渐渐增大，当相量的频率小于50Hz时，相量的角度渐渐减小。

为保证相量数据时标的一样性，本规范规定相量的时标对应于采样数据窗第

一点的时刻，其角度对应于此采样数据窗第一点的角度。

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6相量测量装置技术要求

6.1环境条件

6.1.1工作环境的大气条件

a）环境温度：一5。（：〜+40。0-10℃-+55℃o

b）相对湿度：5%〜95%（在装置内部既无凝露，也不应结冰）。

c）大气压力：70kPa〜106kPa0

6.1.2试验的标准大气条件

a）环境温度：+15℃~+35℃o

b）相对湿度：45%〜75%。

c）大气压力：86kPa〜106kPa。

6.1.3仲裁试验的标准大气条件

a）环境温度：+2（）℃±2℃o

b）相对湿度：45%〜75%。

c）大气压力：86kPa~106kPa。

6.2额定电气参数

6.2.1直流电源

a）额定电压：220V、HOVo

b）允许偏差：一20%〜+15%。

c）纹波系数：不大于5%。

6.2.2沟通回路

a）沟通电压：⑼/百V。

b）沟通电流：1A；5Ao

c）额定频率：50Hzo

6.3结构、外观及其他

6.3.1机箱、插件的尺寸要求

机箱、插件的尺寸应符合GB/T3047.4的规定。

6.3.2外壳防护

外壳防护应符合GB4208-1993中规定的外壳防护等级IP20的要求。

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6.3.3电气间隙和爬电距离

电气间隙和爬电距离的最小值均应符合GB16836—1997中、的规定。

6.3.4着火危急防护

着火危急防护应符合GB16836—1997中5.5的规定。

6.3.5静电及电磁场干扰的防护

装置应实行必要的防静电及防辐射电磁场干扰的防护措施，装置的不带电金

属部分应在电气上连成一体，并具有牢靠的接地点。

6.3.6平安标记

装置应有平安标记，平安标记应符合GB16836—1997中、的规定。

6.4装置的功能

6.4.1基本功能

装置应同时具有实时监测、动态数据记录和实时通信功能，且三者不能相互

影响和干扰。

6.4.2人机接口

应能够通过人机接口，对装置进行参数配置、定值整定，并能够监视装置的

运行状态等信息。

6.4.3实时监测功能要求

a）应能同步测量安装饰的三相基波电压、三相基波电流、电压电流的基波正

序相量、频率和开关量信号。

b）安装在发电厂时宜具有测量发电机内电势和发电机功角的功能；条件具备

时，能够测量发电机的励磁电压、励磁电流和转速信号。

c）应至少能将所测的电压基波正序相量一次值、电流基波正序相量一次值、

频率、发电机内电势实时传送到主站。

d）装置应具备同E寸向多个主站实时传送动态数据的实力。

e）装置应能接受多个主站的呼唤吩咐，实时传送部分或全部测量通道的动态

数据。

6.4.4动态数据记录功能要求

a）应能连续记录所测电压电流基波正序相量、三相电压基波相量、三相电流

基波相量、频率及开关状态信号；此外，安装在发电厂时宜连续记录发电机内电

势。

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b）当装置监测到电力系统发生扰动时，装置应能结合时标建立事务标识，并

向主站发送告警信息。

C）记录的数据应有足够的平安性。不应因直流电源中断而丢失已记录的数

据；不应因外部访问而删除记录数据；不应供应人工删除和修改记录数据的功能。

d）应具有响应主站呼唤向主站传送记录数据的实力。

6.4.5通信功能要求

a）向主站实时传送动态数据、装置的状态信息。

b）向主站传送动态数据记录文件。

c）向当地厂站监控系统传送装置的状态及数据信息。

d）接收并响应主站下达的吩咐。

6.4.6状态标识

装置应对动态数据的时钟同步状态进行标识。

6.4.7异样监视

装置应具有在线自动检测功能，在正常运行期间，装置中的单一部件损坏时,

应能发出装置异样信号，

6.4.8自复原措施

装置应设有自复原电路，在正常状况下，装置不应出现程序走死的状况，在因

干扰而造成程序走死时，应能通过自复位电路自动复原正常工作。

6.4.9信号隔离措施

装置的全部引出端子不允许同装置的CPU及A/D工作电源系统有电的联系。

针对不同回路，可以分别采纳光电耦合、继电器转接、带屏蔽层的变换器磁耦合

等隔离措施。

6.4.10告警信号

CT、PT断线、直流电源消逝、装置故障、通信异样时，相量测量装置应发出

告警信号，以便现场运行人员刚好检查、解除故障。

6.4.11装置失电时的要求

装置的时钟信号及其他告警信号在失去直流电源的状况下不能丢失，在电源

复原正常后应能重新正确显示并输出。

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6.5装置的主要技术性能

6.5.1实时监测

6.5.1.1传输方式要求

装置应按时间依次逐次、匀称、实时传送动态数据，传送的动态数据中应包

含整秒时刻的数据。

6.5.1.2时延要求

装置实时传送的动态数据的输出时延，即实时传送的动态数据时标与数据输

出时刻之时间差，应不大于30ms。

6.5.1.3实时传送速率

装置动态数据的实时传送速率应可以整定，至少应具有25、50、100次/秒的

可选速率。

6.5.2动态数据记录

6.5.2.1存储格式要求

装置应能依据本标准第11章的格式存储动态数据。

6.5.2.2记录速率

装置动态数据的最高记录速率应不低于100次/秒，并具有多种可选记录速率;

记录速率应是实时传送速率的整数倍。

6.5.23保存时间

装置动态数据的保存时间应不少于14天。

6.S.2.4事务标识

1）.当电力系统发生下列事务时装置应能建立事务标识，以便利用户获得事务

发生时段的动态数据：

a）频率越限；

b）频率变更率越限；

c）幅值越上限，包括正序电压、正序电流、负序电压、负序电流、零序电压、

零序电流、和电压、相电流越上限等；

d）幅值越下限，包括正序电压、相电压越下限等；

e）线性组合，包括线路功率振荡等；

f）相角差，即发电机功角越限。

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Q/GDW131-2025电力系统实时动态监测系统技术规范

2）.当装置监测到继电爱护或/和平安自动装置跳闸输出信号（空接点）或接到手

动记录吩咐时应建立事务标识，以便利用户获得对应时段的动态数据。

3）.当同步时钟信号丢失、异样以及同步时钟信号复原正常时，装置应建立事务

标识。

653装置通信

6.5.3.1通信接口

装置应具有不少于两个网络接口和不少于两个RS-232/RS-485接口，装置与主

站通信宜采纳网络通信方式。

6.53.2与主站通信的底层传输协议

在网络通信方式下底层传输协议采纳TCP协议。

6.53.3与主站通信的应用层协议

装置和主站通信的应用层协议应符合第10章为要求。

6.53.4与当地监控系统的通信协议

装置向当地厂站监控系统传送装置的状态信息时通信协议宜采纳1EC61850

系列标准或IEC60870-5-103标准。

6.5.4时钟同步

6.5.4.1基准时钟源

装置应利用同步时钟（一般为GPS系统的授时信号）作为数据采样的基准时

钟源。

6.S.4.2同步误差

装置应能利用同步时钟的秒脉冲同步装置的采样脉冲，采样脉冲的同步误差

应不大于±1瞠。为保证同步精度，应运用独立的同步时钟接收系统。

6.5.43相位延迟的校正

装置内部造成的任何相位延迟必需被校正。

6.5.4.4同步时钟信号异样对相角测量的影响

当同步时钟信号丢失或异样时，装置应能维持正常工作。要求在失去同步时

钟信号60分钟以内装置的相角测量误差的增量不大于1度（对应于55MS）0

6・5・4.5同步时钟锁信实力

a）温启动（停电四个小时以上、半年以内的GPS主机开机）时间不大于50

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Q/GDW131-2025电力系统实时动态监测系统技术规范

秒；

b）热启动（停电四个小时以内的GPS主机直新开机）时间不大于25秒；

c）重捕获时间不大于2秒。

655测量元件的精确度

6.5.5.1电压、电流相量测量精度

a）在额定频率时电压相量测量范围和测量误差应满意表61的规定.

b）在额定频率时电流相量测量范围和测量误差应满意表6.2a及6.2b的规定。

c）频率影响：频率偏离额定值1Hz时，要求幅值测量误差变更量不大于额

定频率时测量误差极限值的50%,相角测量误差变更量不大于0.5°；频率偏离额

定值3Hz时，要求幅值测量误差变更量不大于额定频率时测量误差极限值的1。0%,

相角测量误差变更量不大于1%

发电机功角测量误差：在额定频率下不大于1%

d）谐波影响：叠加10%的13次及以下次数的谐波电压，基波电压幅值测量

误差要求同a）,角度误差变更量不大于0.5。。

表6.1电压相量测量的相对误差要求

输入电压O.IUXUVO.2Un0.2Un叁UV0.5Un0.5UnWUV1.2Un1.2UnWUV2Un

幅值测最误差极限1.0%0.5%0.2%0.5%

相角测量误差极限0.5°0.5°0.2°0.5°

表6.2电流相量测量的相对误差要求（测量CT）

输入电流0.1in^I<0.2In0.2In^K0.5In0.5In^I<1.2In

幅值测吊误差极限1.0%0.5%0.2%

相角测量误差极限1°0.5°0.5°

6.5.5.2有功功率、无功功率测量精度

a）在49Hz〜51Hz频率范围内，有功功率和无功功率的测量误差应满意表6.3

的规定。

b）功率测量误差的计算公式为：

功率测量值-实际功率值

功率测量误差=xlOO%

实际视在功率值

表6.3功率测量误差极限要求

嫡入电流———0.2UnWUV0.5UnD.5Un^U<I.2Unl.2Un^U<2.0Un

0.2In^I<0.5In2.0%1.0%2.0%

0.5In^l<2In1.0%0.5%1.0%

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Q/GDW131-2025电力系统实时动态监测系统技术规范

2In^I<I01n2.0%1.0%2.0%

注：装置测量的功率是基波正序功率或三相基波切率。

6・5.5.3频率测量精度

a）测量范围：45Hz~55Hz。

b）测量误差：不大于0.01Hz。

6.5.5.4沟通电流接入要求

为了保证对电力系统稳态和动态参数的测量精度，装置的沟通电流回路宜接

入测量CT回路。

6.6过载实力

a）沟通电流回路：1.2倍额定电流，允许连续工作；2倍额定电流，允许时

间为lSo

b）沟通电压回路：1.2倍额定电压，连续工作；1.4倍额定电压，允许10s；

2倍额定电压，允许Iso

c）过载实力的评价标准：装置经受过电流或过电压后，应无绝缘损坏、液化、

炭化或烧焦等现象，有关电气性能应符合6.5的要求。

6.7直流电源影响

在试验的标准大气条件下，直流电源在6.2.1中规定范围内变更时，装置应能

牢靠工作，性能及参数符合6.4、6.5的规定。

在瞬时加上、瞬时断开直流电源，直流电源缓慢上升或缓慢下降时，装置均

不应误发信号，当直流电源复原正常后，装置应自动复原正常工作。

6.8功率消耗

装置的功率消耗应满意DL/T478-2025中4.9的要求。

6.9绝缘性能

装置的绝缘性能应满意DL/T478-2025中4.10的要求。

6.10耐湿热性能

装置的耐湿热性能应满意DL/T478-2025中4.11的要求。

6.11抗电气干扰性能

6.11.1辐射电磁场抗扰度

装置应能承受GB/T14598.9-1995中规定的严酷等级为HI级的辐射电磁场干扰

试验，在试验期间和试验后装置的性能应符合该标准中5.5、5.6规定的要求，

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6.11.2快速瞬变抗扰度

装置应能承受GB/T14598.10-1996中4.1规定的严酷等级为I［【级的快速瞬变干

扰试验，在试验期间和试验后装置的性能应符合该标准中5.5、5.6规定的要求。

6.11.3脉冲群抗扰度

装置应能承受GB/T14598.13-1998中规定的严酷等级为IH级的1MHz和

100kHz的脉冲群干扰试验,在试验期间和试验后装置的性能应符合该标准由3.4

规定的要求。

6.11.4静电放电抗扰度

装置应能承受GB/T14598.14-1998中4.2规定的严酷等级为III级的静电放电

试验，在试验期间和试验后装置的性能应符合该标准中5.5、5.6规定的要求，

6.11.5浪涌（冲击）抗扰度

装置应能承受GB/T17626.5-1999中第5章规定的试验等级为3级的浪涌（冲

击）抗扰度试验。

6.11.6射频场感应的传导骚扰抗扰度

装置应能承受GB/T17626.6-1998中第5章规定的试验等级为3级的射频场感

应的传导骚扰抗扰度试验。

6.12机械性能

6.12.1振动（正弦）

6.12.1.1振动响应

装置应能承受GB/T11287-2000中规定的严酷等级为1级的振动响应试验，试

验期间及试验后装置的性能应符合该标准中5.1规定的要求。

6.12.1.2振动耐久

装置应能承受GB/T11287-2（2（）中规定的严酷等级为1级的振动耐久试珀，试

验期间及试验后装置的性能应符合该标准中5.2规定的要求。

6.12.2冲击

6.12.2.1冲击响应

装置应能承受GB/T14537-1993中规定的严酷等级为1级的冲击响应试验，试

验期间及试验后装置的性能应符合该标准中5.1规定的要求。

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6.12.2.2冲击耐久

装置应能承受GB/T14537-1993中规定的严酷等级为1级的冲击耐久试验，试

验期间及试验后装置的性能应符合该标准中5.2规定的要求。

6.12.3碰撞

装置应能承受GB/T14537-1993中4.3规定的严酷等级为1级的碰撞试验，试

验期间及试验后装置的性能应符合该标准中5.2视定的要求.

6.13连续通电

装置在完成调试后，应进行时间为100h（室温）或72h（+40℃）连续通电

试验，试验期间对装置施加符合6.2.1规定的直流电源，装置的性能及参数应符合

6.5、6.6的规定。

7数据集中器的功能及技术要求

7.1数据集中器的基本功能

数据集中器应能接收和向多个主站转发源自相量测量装置的动态数据、装置

的状态信息。

7.2数据集中器的接口

数据集中器应具有不少于两个网络接口和不少于两个RS-232/RS-485接口，在

网络通信方式下底层传输协议采纳TCP协议。

7.3数据集中器的延迟时间

数据集中器转发实时传送的动态数据的延迟时间不大于10ms。

7.4数据集中器转发动态数据的要求

数据集中器应按时间依次逐次、匀称转发实时传送的动态数据，转发的动态数

据中应包含整秒时刻的数据。

8电力系统实时动态监测系统主站的功能要求

8.1主站的基本功能

a）主站应能管理和限制和量测量装置的工作状态。

b）主站应能接收、转发、存储和管理来自子站或其他主站的测量数据。

c）主站应能接收和转发相量测量装置的事务标识。

8.2主站的监测、分析基本功能

a）监测电力系统的运行状态，并以数字、曲线或其他适当形式显示系统频率、

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节点电压、线路潮流和系统功角。应具有低频振荡的监测功能。

b）对监测的数据进行统计、分析和输出。

C）应有较为完善的电力系统分析软件，可利用动态数据进行离线或在线计

算、分析（限制决策）。渐渐具备或完善电压稳定监测、频率特征分析、功率摇摆

监测、动态扰动识别以及系统失稳预警等功能。

8.3数据存储要求

主站应以数据库的方式存储数据，数据保存时间应不少于3（）天。

8.4数据库的要求

主站数据库应为开放式数据库，具备与其它系统（如EMS、电力系统分析程

序等）交换数据的功能（数据交换格式宜符合IEC61970的规定）。

8.5软件平台

主站软件平台应具有良好的开放性，并应采纳平安牢靠的操作系统（如

UNIX、LINUX等）。操伦系统应符合POSIX（PortableOperatingSystemInterface可

移植操作系统接口）标准。

8.6硬件平台

主站的硬件配置宜参照EMS系统技术要求。在系统由动态监测转向动态限制

时，主站应具备足够的平安性和牢靠性，要求系统可用率不低于99.8%。

9电力系统实时动态监测系统的通信要求

9.1通信通道

各站点之间通信通道宜采纳电力调度数据网络。当系统不具备网络通信条件

时，可采纳专用通信通道（如64K/2MG703通道等），通信速率不低于19.2kbps。

主站之间的通道带宽应不低于2Mbpso

9.2主站与子站之间的通信规约

电力系统实时动态监测系统的底层网络传输协议应采纳TCP协议，应用层协

议应符合第10章的要求。

9.3子站与当地监控系统互联

相量测量装置与当地厂、站监控系统通信应符合IEC60870-5-103标准或IEC

61850系列标准。

9.4主站与SCADA/EMS的互联

电力系统实时动态监测系统与SCADA/EMS之间互联举荐采纳下列方式之一：

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1）数据库接口方式，采纳ISO标准SQL语言进行数据库访问；

2）数据文件方式，格式可参考IEC61970CIM/XML（CommonInformation

Model公共信息模型/ExtensibleMarkupLanguage可扩展的标记语言

3）网络通信方式，应用层协议宜参照第10章的要求。（或IEC60870-6TASE2）

9.5主站与平安自动限制系统的互联

电力系统实时动态监测系统与平安自动限制系统之间互联举荐采纳下列方式

之一：

1）网络通信方式，应用层协议宜参照第1（）章的要求。（或IEC60870-5）

2）数据库接口方式，采纳ISO标准SQL语言进行数据库访问

9.6主站之间的互联

9.6.1数据通信方式

主站间数据交换应采纳网络方式。

9.6.2传输协议

主站之间的底层网络传输协议宜采纳TCP协议；应用层协议应符合第1（）章的

要求，并应建立双向实时数据管道。

9.6.3互传的信息

主站间应能互传动态数据，每个主站应可同时向多个其它主站传送数据，

9.6.4传输速率

主站间传输速率应可以整定，至少应具有25、50、100次/秒的可选传输速率。

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10电力系统同步相量测量传输信息格式

10.1规约版本

本规约的版本号为2。

10.2传输的信息

PMU能够和其他系统进行信息交换.PMU可以和主站交换4种类型的信息：

数据帧、配置帧、头帧和吩咐帧。前三种帧由PMU发出“后一种帧支持PMU与

主站之间进行双向的通信。数据帧是PMU的测量结果；配置帧描述PMU发出的

数据以及数据的单位，是可以被计算机读取的文件。头文件由运用者供应，仅供

人工读取。吩咐帧是计算机读取的信息，它包括PMU的限制、配置信息。

全部的帧都以2个字节的SYNC字起先，其后紧随2字节的FRAMESIZE字

和4字节的SOC时标。这个次序供应了帧类型的辨识和同步的信息。SYNC字的

4一6位定义了帧的类型，细微环节如表10.1所示。全部帧以CRC16的校验字结

束。CRC16用X0X12+X5+1多项式计算，其初始值建议为0。

全部帧的传输都没有分界符。图10.1描述帧传输的次序，SYNC字首先传送,

校验字最终传送。多字节字最高位首先传送，全部的帧都运用同样的次序和格式

（ASCII字符传送依次和表示依次一样）。

该标准仅定义数据帧、配置帧、头帧和吩咐帧，以后可以扩充其他的帧，

前sitransmittedSYNCFRAMESIZESOCDATA1

MSB2LSB24

DATA2I...IDATAN||CHK|lasttransmitted

2

图10.1帧传输的次序

表10.1不同帧的通用字段定义

字段字节数说明

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SYNC2帧同步字

第一字节:AAH

其次字节：帧类型和版本号

Bil7:保留将来定义

Bits6-4:

000:数据帧

001:头帧

010:配置帧1

011:配置帧2

100:吩咐帧（PMU接收的信息）

Bits3-0:规约版本号，二进制表示（1-15）

FRAMESIZE2帧字节数

16位无符号整数.（0—65535）

SOC4世纪秒（UNIX时间），以32位无符号整数表示的自1970年1月

1日起始的秒计数；最大范围136年，到2106年完成一次循环；

计数中不包括闰秒，因此除了闰年，每年都有相同的秒计数（闺

年多1天，即86400秒）。

CHK2CRG6校验；（数据帧可以运用校验和）

10.3数据帧

数据帧包含测量信息，数据帧的具体格式见表10.2和表10.3的定义。

表10.2数据帧的结构

编号字段长度（字节）说明

1SYNC2帧同步字

2FRAMESIZE2帧中的字节数

3SOC4世纪秒，起始时间从1970年1月1日。时0

分起先

4FRACSEC4秒等分

5STAT2按位对应标记的状态字

6PHASORS4xPHNMR四个字节的定点相量数据

7FREQ2用定点数表示的频率偏移量

8DFREQ2用定点数表示的频率变更率

9ANALOG2xANNMR模拟量

10DIGITAL2xDGNMR开关量

重复5-10字段依据配置帧中NUM_PMU字段定义的相量测

量装置个数对字段5—10的内容进行重复传送

11检查字节2CRG6校验

表10.3数据帧中特别的字节定义

字段长度（字节）说明

FRACSEC4秒等分数，相量数据中的时标

Bit31:闰秒，1表示闰秒，。则正常。

Bit30: