电力系统宽频相量测量装置的设计及测试

吴琛，刘旭斐，程旻，张斌

（云南电力调度控制中心，云南 昆明 650011）

0 前言

随着我国新能源大规模接入、区域电网间远距离直流输电技术的广泛应用，负荷侧变频电机、电动汽车、高速列车、地铁等换流器并网的负荷的规模化接入，电力系统呈现出电力电子化趋势[1]。多样化电力电子设备、传统电力设备、输电网络三者之间交互作用会引起电力系统宽频带振荡问题[2]。近年来世界各国发生了多起由电力电子设备引起的电力系统宽频振荡事件，如，2009年美国德州Ajo风电场发生的25 Hz左右的次同步振荡[3]；2012年以来，我国沽源风电场发生多次3～12 Hz的次同步振荡[4]；2015年新疆哈密地区的风电场发生10～40 Hz的次同步振荡和60～90 Hz的超同步振荡[5]。宽频振荡不仅会造成电力设备损坏进而引发新能源发电设备脱网事故，而且宽频振荡的频率分量会携带能量在电网中大范围传播，可能会诱发电力系统功率振荡问题[6-8]，从而造成大规模停电事故。“十三五”期间云南电网实现了以±800 kV特高压等8回直流与其他四省区电网异步联网，“西电东送”规模持续增长，省内风、光新能源发电规模及占比逐年提升，电力系统的电力电子化特征日趋显著，复杂控制作用下，呈现多时间尺度的电压、功角耦合，超低频振荡、低频振荡、次/超同步振荡等多模态稳定问题，实时监测掌握电力系统运行态势对保障电网的稳定运行具有重要意义。

电力系统广域监测系统（WA ms）已广泛应用于系统动态监测、事故分析、保护与控制等[9-10]。其中，同步相量测量装置（PMU）是保证WA ms正常运行的前提和基础。传统PMU重点关注45～55 Hz范围内的工频信号，为了提高监测的准确性，需要滤除间谐波及谐波信号[11-12]，因此传统PMU无法满足次/超同步振荡及高频振荡的监测要求。文献[13]从目前的相量测量技术出发，提出了宽频相量测量的技术方案和设计框架，为宽频相量测量提供了一定的思路，但没有给出具体的实现方法。文献[14]分析了传统相量测量技术的局限性，讨论了实现宽频监测需要采样频率、相量数据传输协议及时标对时等问题。

为了实现对新能源并网引起的宽频振荡监测，本文设计了一款能够检测次/超同步相量及高频谐波、间谐波的宽频相量测量装置。首先对该装置的硬件结构设计进行介绍；其次阐述了该装置的基本功能及实现方法；最后在实验室环境下借助信号发生器对宽频相量监测装置的检测范围及精度进行测试，结果表明：该装置能对2.5～100 Hz范围内的基波及次/超同步相量行检测，同时还能捕获100 Hz以上的谐波及间谐波。该装置可以快速、准确地监测电力系统的次/超同步振荡及高频谐波及间谐波，为电力运行调度人员提供有效的决策信息。

1 宽频相量测量装置基本结构

1.1 硬件结构

WPMU采用FPGA、DSP和ARM等3种异构芯片相互协同的方式运行，其硬件结构如图1所示。其中，FPGA完成交流量、开入量等信号的采集；DSP负责电压、电流等信号的相量计算、告警判断和录波触发等工作；ARM作为管理CPU，主要完成人机界面显示、面板指示灯驱动、数据存储以及与外部通讯等任务。W-PMU装置采用双DSP模式，其中一个DSP负责基波相量和整数谐波相量的计算；另一个DSP负责次/超同步相量及高频间谐波相量的自适应计算。该装置采用分布式结构设计，各异构芯片间之间通过MMU高速数据总线实现实时数据传输。

图1 W-PMU的硬件结构

1.2 数据采集

目前传统的检测装置仅考虑基波信号及2～50次的谐波，大量的间谐波信号并未考虑，且高于50次的谐波也不能被有效检测。数据采集是宽频信号处理的前提和基础，其采集数据的精度和范围直接决定了是否满足信号处理的基本要求。目前常见的采样互感器，如电子式互感器、电磁式互感器，均能满足采样范围（9 kHz内）的要求。

传统PMU每秒采样点个数一般为64、96、128、192及384[15]。本文的WPMU装置使用的采用频率为9600 Hz，即每周期的采样点为192点，能够实现4.8 kHz以内信号的检测，满足目前电力系统中常见的次/超同步振荡及谐波及间谐波检测要求。

1.3 数据传输

WPMU一般配置于变电站、发电厂、风/光新能源汇集站等，通过电力调度数据网接入主站的通信前置机，实现子站与主站之间相互通信，构成宽频广域监测系统。因此，为了实现对电网运行实时监视，宽频相量测量装置需通过GPS统一授时，对电网内不同测量点提供同步参考时标进行数据的同步采集，进而保证所有测点所监测到的基波相量、次/超同步相量、谐波及间谐波相量可以对齐到同一时间断面，然后将DSP采集的带有时标信息的相量数据上传至主站。

WPMU装置采用IRIG-B码对时方式进行时间同步，能够将同步对时误差精度控制在±1 ms范围内，满足同步相量测量的基本要求。数据传输采用电力系统实时动态监测系统（GB/T 26865.2-2011）中规定的数据通信协议[16]，实现主站与子站之间数据的实时传输及历史文件的传输。但是，此传输协议仅对基波相关数据的命名和传输进行了规范，而WPMU需将测量的基波、间谐波、谐波及开关状态等监测数据都传输至监控系统，因此，必须对规约进行扩展，才能实现宽频相量数据的实时传输。

2 宽频相量测量装置功能设计及算法

大规模新能源接入使电力系统电力电子化程度越来越高，与传统电力系统相比，电力电子化电力系统具有较好的可控制性和灵活性。但由于电力电子设备呈现出多时间尺度特性，电网中各元件之间的振荡形式更加复杂，振荡频率呈现出宽频带特征。为保证电力系统稳定运行，需对电力系统振荡进行全面监测，但传统的监测装置不能有效地覆盖全振荡频段，因此本文设计了一种能够监测多频段振荡的宽频相量测量装置。

2.1 功能设计

针对电力系统中出现的宽频带振荡，本文设计的WPMU包括的主要功能有：次/超同步振荡相量测量、基波相量测量、谐波及间谐波相量测量，并能实现振荡预警、数据录波及控制保护等功能。

1）次/超同步振荡相量测量

风力发电与线路串联补偿装置之间的相互作用，会引起新型次/超同步振荡问题。该类型振荡不仅含有次同步相量，而且还有与之互补的超同步相量。为了掌握电力系统次/超同步振荡的实时动态变化特征，能够为电力系统运行提供正确的安全控制策略，本装置能够实现同时对2.5 Hz～100 Hz范围内次/超同步振荡相量、基波相量的监测。默认振荡模式通道为4个，可在人机交互界面设置振荡模式筛选准则，改变装置能甄别的模式数量。

2）高频谐波/间谐波相量测量

电力电子化电力系统中，大量电力电子设备之间相互作用引起振荡频率高达9k Hz的谐波、间谐波。为了适应电网的发展，全面掌握电力系统的动态特性，本文中的相量监测装置可以实现31次谐波（1550 Hz）范围内所有间谐波、谐波的测量，采样频率为192点/周期，频率分辨率为0.5 Hz。

3）基波相量监测功能

目前基波相量监测是电力系统保护与控制的重要数据来源，因此测量结果的准确性是保证电力系统安全稳定运行的前提。本装置将基波相量与次/超同步相量、谐波及间谐波相量一同作为电力系统振荡模态进行监测分析。通过获取的电流、电压信号，实现45～55 Hz范围内基波相量监测。

4）扩展功能

为了实现对振荡事故的分析，本装置增加了数据录波、振荡预警及保护控制等功能。当达到设定的振荡判据时WPMU将自动开启录波功能，从而能够实现故障就地分析，同时可根据次/超同步振荡判据来控制触发标志，实现次/超同步振荡的预警。为了让电网能够达到实时就地控制与保护，WPMU可以作为信号中继器接受WAms主站平台的指令信号对断路器进行相关操作。控制保护功能需要主站的决策信息进行配合使用，因此在主站还未完成配置之前，该功能还处于暂未开启的状态。

2.2 算法实现

WPMU算法的具体实现步骤为：

1）数据采样，通过定间隔对电压、电流进行采样，采样频率为9600 Hz；

2）自适应检测，基于FFT进行初步计算，筛选出幅值超过设定门槛的振荡模式，然后根据频率的大小将其分为基波相量、次/超同步相量及高频谐波、间谐波相量，统称为模态；

3）自适应滤波，针对自适应监测出的各模态信号，根据初始频率分别进行带通滤波，从而将各模态进行分离；

4）补偿校正，对各模态信号进行相量校正，获取各模态的频率、幅值和相位，并通过补偿算法对由于滤波造成的幅值和相位偏差；

5）最后对计算结果进行处理实现装置的扩展功能，如计算次/超同步阻抗确定振荡源。WPMU算法实现流程如图2所示。

自适应滤波是针对各模态信号，根据自适应检测获取的初始频率f0进行带通滤波，具体可基于二阶无限冲激响应（IIR）滤波器实现。自适应检测的模态经过带阻滤波后，可以获取准确的次/超同步相量、谐波/间谐波相量及基波相量的频率、幅值及相位信息。带通滤波器二阶形式的传递函数为[15]。

式中，G为增益系数；ξ为阻尼系数；ωc为特征频率。

自适应滤波可以通过数字滤波器实现，其功能实现流程如图2所示。

图2 功能实现流程

3 宽频相量测量装置的测试

本文在实验室内搭建测试环境，对WPM样机装置的工频信号、宽频信号的量测精度及其动态响应性能进行验证。信号发生器用来模拟测试信号，PC机用来显示WPMU的测试结果。

3.1 性能测试

1）工频信号测试

本节对WPMU在工频（50 Hz）下幅值、频率、相角的测量精度，测试信号如下式所示。

式中，U表示电压幅值；f表示频率；φ表示相位。

幅值精度测试是保持频率和相位不变，将电压幅值分别为额定电压的0.1、0.5、1.0、1.2和2.0倍的信号作为测试信号，测试WPMU对电压幅值的测量精度；频率精度测试是保持幅值和相角不变，频率在基波45～55 Hz范围内变化，测试WPMU对频率的测量精度；相位精度测试是保持相位和频率不变，当电压幅值分别在0.1、0.5和2.0倍的额定电压下，测试装置对相位的测量精度。从测试结果可以看出，在不同电压幅值下，基波相量频率幅值的最大误差为0.0386%；频率的最大绝对误差为0.0016 Hz；相角最大相对误差为0.2696°，以上测试结果均小于传统PMU设计标准要求的数值。因此，本文设计的WPMU的精度均在标准精度要求误差范围内。

2）宽频信号测试

为了测试WPMU所支持的最大频率和自适应检测功能，在实验过程中通过信号发生装置，引入包含次/超同步分量、高次谐波分量和基波分量的信号。测试信号的数学表达式为：

式中，A1=5、A2=57.734、A3=5、A4=5；f1=25 Hz、f2=50 Hz、f3=75 Hz、f4=1550。

测试信号的幅频特性如图3所示。图3(a)为全频段幅频曲线，图3(b)为100 Hz以内局部放大的幅频特性曲线。图4为4个模态的测试结果，由图4(a)～(d)分别对应25 Hz（次同步）、50 Hz（基波）、75 Hz（超同步）和1550 Hz（31次谐波）分量。从图3中可以看出，本文所设计的宽频相量测量装置可以有效地将各模态分离。图4(a)-(c)中左侧为各模态的幅值、右侧为各模态的频率。从图4中可以得出，各模态的幅值和频率均符合工频测量精度要求（其中，幅值的精度要求为±0.002%、频率的精度要求为±0.02 Hz)。

图3 测试信号的幅频特性曲线

图4 各次谐波的幅值和频率

3.2 动态响应测试

3.2.1 阶跃响应

为了测试WPMU的动态响应性能，在本测试中分别对式(1)所示测试信号的频率、幅值和相角做阶跃响应实验，分别为：

1）幅值阶跃：谐波信号的频率为25 Hz，其幅值由20阶跃到25；

2）频率阶跃：谐波信号的幅值为75，频率由20 Hz阶跃到25 Hz；

3）相角阶跃：谐波信号的频率为50 Hz，幅值为75，相位由80°阶跃为170°。

3组阶跃响应测试结果如图5所示，图5(a)～(c)分别为幅值、频率和相角阶跃响应测试结果。蓝色线表示初始测试信号，橙色线表示WPMU的测量结果。

图5 阶跃响应测试结果

由图6所示的测试结果可以看出，WPMU识别幅值阶跃变化的响应时间为39.5 ms，即大约一个周波的时长（25 Hz信号一个周波为40 ms）；频率阶跃实验WPMU的响应时间大约为两个周波，即100 ms（频率阶跃实验的频率为50 Hz）；相角阶跃实验WPMU的响应时间为30 ms。WPMU对于频率阶跃和幅值阶跃的响应时间大于传统PMU的响应时间（分别为60 ms和30 ms），这主要是由于对于宽频相量的辨识需要时间来动态建立带通滤波器，并且与基波相量测量相比，谐波测量需要的时间更长。

图6 幅值调制测试结果

3.2.2 梯度调制测试

梯度调制测试的目的是测试幅值、频率呈梯度变化时的WPMU的测量精度。式（4）、（5）分别是用于幅值调制测试、频率调制测试的测试信号。

图6(a)为式（4）描述的幅值调制信号，即在测试信号幅值上叠加余弦变量，其对应的WPMU测试结果如图6(b)所示。从测试结果可以看出，WPMU能够有效地对调制信号进行辨识。幅值呈现余弦波的形式，证明装置的自适应检测算法具有精确满足监测要求。图7(a)为式(5)描述的频率调制信号，即在测试信号的频率上叠加余弦变量，其对应的测试结果如图7(b)所示。从测试结果可以看出，测量的频率有畸变，但由于测试信号不是工频信号，因此测试结果也是在误差允许的范围内。

图7 频率调制测试结果

4 结束语

本文设计的宽频相量测量（WPMU）装置能够同时开展基波相量、次/超同步相量、谐波及间谐波相量的监测，在实验室环境下测试了该装置的测量性能及其动态响应能力，结果表明：

1）WPMU在工频（50 Hz）下的幅值、频率、相角的测量精度优于传统PMU设计标准要求；

2）WPMU可以将宽频信号各模态（次/超同步分量、高次谐波分量和基波分量）有效分离，且各模态的幅值和频率均符合工频测量精度要求；

3）WPMU的宽频动态响应速度满足基波、次/超同步振荡测量及高频谐波、间谐波的时间要求，能够有效地对梯度调制信号进行辨识。

本文设计的装置已于2019年在云南电网西北部、可再生能源富集地区的五个变电站（即楚雄地区的鹿城、和平500 kV枢纽变电站和禄丰、紫溪220 kV风电汇集站，以及大理地区的黄坪500 kV变电站）投入试运行，将次/超同步动态数据实时上送到云南电力调度控制中心，实现对云南电网多模态振荡的广域监测、溯源与预警。