基于差异比较的调度中心PMU数据质量评估与角度误差估计方法

摘要

一种利用RTU量测数据的与PMU数据差异比较，来评估PMU数据质量、估计PMU角度误差的方法，属于电力系统自动化技术领域，所解决的是现场PMU数据质量评估与角度误差估计的方法问题。该方法利用同一物理测点的RTU量测数据的与PMU量测数据差异比较，来评估PMU数据质量，根据同一时刻，调度中心实时数据库的量测数据，选取同一物理量测，对状态估计后精度正常的RTU量测与PMU量测，进行差异比较，评估PMU量测质量，估计PMU角度误差。

说明书

技术领域

本发明属于电力系统自动化技术领域，更具体的电力系统的调度中心PMU数据质 量评估方法与PMU角度误差估计算法。

背景技术

电网调度中心的能量管理系统（EMS:Energy Management System）主要通过两种量 测数据采集系统获取电网实时运行状态信息，带GPS同步时标的连续断面PMU数据和 单个断面RTU数据。

传统的数据收集与监控系统（SCADA:Supervisory Control And Data Acquisition），它 通过安装在变电站和发电厂的远程终端单元（RTU:Remote Terminal Unit）获取反映电 力运行状态的模拟量和状态量。目前调度中心，RTU量测装置覆盖了几乎全部管辖范围 的模拟量与状态量。

广域量测系统（WAMS:Wide Area Measurement System），它通过安装在主干网络的 变电站和发电厂的同步相量测量单元（PMU:Phasor Measurement Unit）采集带有GPS 高精度同步时标的模拟量。调度中心的能量管理实时数据中，PMU没有覆盖全部电网， 500kv变电站、220kv核心变电站安装有PMU装置。

“能量管理系统”的实时数据库中，对于有PMU的物理测点，一个时刻，可以找 到一个RTU量测值，一组时间序列的PMU量测值。

1.1 同步相量测量(PMU)技术

电力系统常见的正弦电压和电流均可以表示为相量。例如电压信号 表示成相量形式为：电流相量和电压相量相乘等于视在功 率$\stackrel{·}{S}=P+\mathrm{jQ}=\stackrel{·}{U}{\stackrel{·}{I}}^{*}.$

GPS为电力系统提供了全网统一的时钟信号，定时精度可达ns级。借助GPS时钟 信号，可以在各厂站构造f₀＝50Hz参考相量，其它相量都与参考相量比较，得到“绝 对”相角。经过通信系统传输，异地相量综合在一起，削去共同的参考相量就得到“相 对”相角。

《电力系统实时动态监测系统技术规范》中，电流、电压的误差标准为：正常条件 下，相角测量误差不大于0.5°，幅值误差不大于0.5%。正常电压下，功率误差小于1%。 关于PMU的误差校正，各厂家的PMU产品只是在实验室内进行过离线检验。在实际 运行环境中，也缺少在线检测相关的现场规范规程，更没有配套的检测装置。

电力自动化系统中，量测值都是通过PT、CT的二次测采样数据得到的，系统能监测 到的实时原始量测只有二次侧的电流和电压值。量测装置及PT、CT会带来测量相角的 不同偏移。由于PMU无功算法与RTU无功算法完全不同，角度偏移的对两者精度的影响 也不尽相同。

1.2 电力系统状态估计

电力系统状态估计，是调度中心“能量管理软件”的基本功能软件，它根据电网模 型参数、结线连接关系和一组有冗余的遥测量测值和遥信开关状态，求解描述电网稳态 运行情况的状态量——母线电压幅值和相角的估计值，并求解出量测的估计值，检测和 辨识量测中的不良数据，为其他应用软件功能提供一套完整、准确的电网实时运行方式 数据。

状态估计后，量测合格的评判规则是：根据量测测数据估计值，来判断量测是否合 格，一般标准是：有功和电压，估计误差≤2%，无功，估计误差≤3%）。

估计值误差=|估计值-量测值|/量测类型基准值×100%；

基准值规定为：

a．对于变压器、线路有功、无功：500kV电压等级取1082MVA，330kV电压等级取 686MVA，220kV电压等级取305MVA，110kV电压等级取132MVA；

b．500kV电压等级取600kV，330kV电压等级取396kV，220kV电压等级取264kV， 110kV电压等级取132kV；

c．发电机取其视在功率。

1.3 电力系统功率量测计算方法

电力系统中电压电流都是正弦波的理想情况下

$i\left(t\right)=\sqrt{2}I\cos (\mathrm{\omega t}+\Psi )\to \stackrel{·}{I}=I\angle \Psi$

$u\left(t\right)=\sqrt{2}U\cos (\mathrm{\omega t}+\theta )\to \stackrel{·}{U}=U\angle \theta$

有功功率、无功功率的定义如下：

式中：P为有功功率，Q为无功功率，U、I分别为电压和电流的有效值。

为电压和电流相位差。

1.3.1 SCADA系统功率算法（移相法）：

变电站数据采集系统的功率计算，采用一个周波的电流、电压采样数据，计算得到 功率的瞬时值。移相法测量功率的理论基础是:

$P=\mathrm{UI}\cos \phi =\frac{1}{T}{\int }_0^{T}U\left(t\right)I\left(t\right)\mathrm{dt}$

$Q=\mathrm{UI}\sin \phi =\frac{1}{T}{\int }_0^{T}2\mathrm{UI}\sin \left(\mathrm{\omega t}\right)\sin (\mathrm{\omega t}-\phi -\frac{\pi }{2})\mathrm{dt}=\frac{1}{T}{\int }_0^{T}U\left(t\right)I(t-\frac{\pi }{2})\mathrm{dt}$

式中ω为角速度，T为电网周期，t为时间。

具体的测量步骤为：采集电压和电流信号，然后进行离散化处理。每个周期的电压 和电流采样N次，则：

$P=\frac{1}{N}\underset{k=1}{\overset{N}{\Sigma }}{U}_k{I}_k$

$Q=\frac{1}{N}\underset{k=1}{\overset{N}{\Sigma }}{U}_k{I}_{k+\frac{N}{4}}$

式中U_k是第k个电压采样值，I_k+N/4是第k+N/4个电流采样值。

1.3.2 PMU功率算法实现（公式法）

PMU原始采样数据依然是电流、电压，利用电压的采样数据，计算得到电流、电压 的相量。PMU的功率幅值的算法是：在一个固定周期内（一般是半个周波）对电压和电 流采样N次，得到U、I。

由U、I计算得到有功、无功：

这里，I、U是电流、电压的幅值，为电压和电流相位差。

1.3.3 相角误差对PMU功率量测的影响

RTU是采用一个周波的电流、电压采样数据，计算得到功率值；PMU装置也是根据电 流电压半个周波的采样值，计算得到电流电压的相量值，进而计算有功无功的相量值， RTU一般是一秒以上才上传一次计算结果数据，PMU一秒计算50次以上，全部或一半上 送。理论上讲，尽管RTU与PMU的算法不同，对一测点同一周波信号，RTU与PMU的幅 值计算结果应该一致，差异只会在系统允许的误差范围之内，不会在同一时刻有5%以上 的数值差异。

RTU功率计算对角度依赖不大，PMU功率数据的精度完全依赖与相角，相角的误差会 导致PMU无功量测的误差。特别是在角度差小的情形下误差更大。

在PMU功率计算中：

在特定处，由于的误差，导致的有功P0、无功Q0相对误差如下：

在电力系统正常运行状下，电压电流相位差小，趋于0，趋近于1， 趋于0，是一较大的数，在误差一定的条件下，⊿P/P0 趋近于0，⊿Q/Q0是一不小的数，这就是PMU的角度误差对无功量测影响大、对有功 量测影响小的原因了。

从PMU无功算法看出，影响PMU无功幅值误差的主要因素是相角的精度。在角差φ 小的情形下，角度误差对无功幅值的影响较大，φ=1°时，0.5°的角度误差会导致49.9% 的无功幅值误差。φ=3°时，0.8°的角度误差导致29.9%的无功幅值误差。功率因数大 的支路，公式法用于无功量测计算，角度误差对无功的影响是十分严重的。

为校正互感器及PMU装置导致的电流电压相量角度误差，在PMU的出厂时，有相角 误差校核补偿参数配置。随着PMU信息数据的广泛使用，为提高调度中心PMU数据质量、 量测精度，需要定期对PMU装置进行整定测试，使PMU上送的量测数据达到装置设计标 准误差范围。本发明专利就是在调度中心对PMU数据质量现场评估，估计角度误差、确 定PMU相角误差校核补偿参数的一种实现方法。

发明内容

PMU无功的算法完全依赖于相角的精度，而RTU的无功量测受角度偏移误差的影 响小，PMU装置的日常维护要比RTU装置复杂困难的多，目前也没有一个通用的PMU 工程校验装置，这就决定了PMU要达到与RTU同样的现场精度更为困难。由于PMU 核心算法为各PMU厂家的核心技术，无法对各厂家算法进行详细评估，针对目前，现 场存在的PMU无功量测误差大的现状，本发明提出了利用SCADA量测数据的与PMU 数据差异比较，来评估PMU数据量测精度方法，估计并修正PMU的角度误差，适合 于电网调度中心使用。实现该方法的典型流程图见说明书附图1。

本发明具体采用以下技术方案：

在电网调度中心，本专利方法利用RTU量测数据的与PMU量测数据差异比较，来 评估PMU数据质量与估计角度误差的方法。根据同一时刻，调度中心采集到的量测数 据，选取同一物理测点，状态估计后RTU量测合格的RTU量测与对应的PMU量测， 进行差异比较，来评估PMU量测数据质量，估计角度误差。该方法的特征在于其包括 以下步骤：

（1）在电网调度中心“能量管理系统”实时库中，选择状态估计后RTU量测合格、 并且PMU量测与RTU量测都存在的测点，为评估统计对象，然后剔除PMU量测值或 RTU量测值小于10^-3的测点，建立”数据误差比较集”；

（2）对”数据误差比较集”的测点，每6秒钟取一次实时量测，读取同一时间点上的 RTU量测与PMU量测，计算数据差异值，判断PMU量测是否合格，记录时刻、测点 名称、差异值、合格状态，存入数据库；

数据差异值计算公式：Diff=|(Vp-Vr)/Vs|；

其中：Vr为测点的RTU量测值，

Vp为对应时刻测点的PMU量测值，

｜｜为绝对值计算，Vs为相应量测量的基准值，基准值选取如下：

对于变压器、线路有功、无功：500kV电压等级取1082MVA，330kV电压等级取686MVA， 220kV电压等级取305MVA，110kV电压等级取132MVA；

发电机取其视在功率。

本算法中涉及量测类型有：用功功率、无功功率。

PMU量测合格的判断规则：

如果PMU量测值与RTU量测值的差异小于5%的PMU量测值是合格量测；

（3）对步骤(2)所计算的某时刻数据差异值大于5%的RTU测点和PMU测点，读取 5分钟时间内，以6秒为采样间隔的RTU测点和PMU测点的有功功率P、无功功率Q 量测序列，来估计PMU量测值的角度误差，5分钟时间内，间隔6秒钟的相同时刻的 RTU有功功率、无功功率量测与PMU有功功率、无功功率实时序列如下：

RTU的量测序列是：

有功功率：P1={p₁₁,p₁₂,...,p_1N}；

无功功率：Q1={q₁₁,q₁₂,...,q_1N}；

PMU的量测序列是：

有功功率：P2={p₂₁,p₂₂,...,p_2N}；

无功功率：Q2={q₂₁,q₂₂,...,q_2N}；

其中，N=50；

对于RTU的量测序列和PMU量测序列P1、P2、Q1、Q2进行常规滤波计算，生成 计算用量测序列，依然记为：P1、P2、Q1、Q2；

分别估计PMU量测序列与RTU量测序列的相角差：

RTU相角差${\theta }_{\mathrm{rtu}}=\frac{1}{N}\underset{i=1}{\overset{N}{\Sigma }}\mathrm{arctg}\left(\frac{q_{2i}}{p_{2i}}\right);$

PMU相角差${\theta }_{\mathrm{pmu}}=\frac{1}{N}\underset{i=1}{\overset{N}{\Sigma }}\mathrm{arctg}\left(\frac{q_{1i}}{p_{1i}}\right);$

根据RTU相角差和PMU相角差，计算PMU角度误差估计值：

PMU角度误差估计值：θ_pmu-θ_rtu。

（4）以日为单位，统计PMU角度误差分布，计算其标准偏差与均值，得到一天的 PMU角度误差，作为对PMU角度误差进行现场校验数据。本发明方法的效果是，通过 与量测正常RTU比较，评估PMU的数据质量，估计角度误差，为现场校核提供统计依 据。

附图说明

下面结合附图对本发明再作进一步详细的说明。

图1是PMU数据质量评估与角度误差估计发明方法的原理流程图。

具体实施方式

下面结合说明书附图1对本发明的技术方案作进一步详细说明。

本发明利用RTU量测数据的与PMU数据差异比较，来评估PMU数据质量与估计角 度误差的方法。根据同一时刻，调度中心采集到的量测数据，选取同一物理测点，状态 估计后RTU量测合格的RTU量测与对应的PMU量测，进行差异比较，来评估PMU量测数 据质量，估计角度误差，其技术实现过程如下：

(1)在电网调度中心“能量管理系统”实时库中，选择状态估计后，RTU量测合格、 PMU量测与RTU量测都存在的测点，为评估统计对象，然后剔除PMU值或RTU值小 于10^-3的测点，建立”数据误差比较集”。

这里量测合格标志，直接从EMS的状态估计结果表中获得，对于状态估计后不合 格的RTU量测，不参与此算法过程。

(2)对”数据误差比较集”的测点，每一秒钟取一次实时量测，读取同一时间点上的 RTU量测与PMU实时数据，计算数据差异值，判断PMU量测是否合格，记录时刻、 测点名称、差异值、合格状态，存入数据库。

数据差异值计算公式：Diff=|(Vp-Vr)/Vs|

这里：Vr为测点的RTU量测值。

Vp为对应时刻测点的PMU实时数据值。

｜｜为绝对值计算。

Vs为基准值。

如两测点，500kv线路一侧的RTU与PMU量测分别如下，计算结果：

有功功率339MW，340MW Diff＝|339-240|/1082=0.0924%，PMU量测合格。

无功功率43Mvar,51Mvar Diff＝|43-51|/1082=0.7%，PMU量测合格。

对500kv线路，功率的基准值为：1082。

（3）对步骤(2)所计算的某时刻无功或有功差异值大于5%的RTU测点和PMU测点， 读取5分钟长度内的间隔6秒钟的相应测量的有功功率P、无功功率Q量测序列，来估 计PMU实时数据的角度误差。5分钟内，间隔6秒钟的相同时刻的RTU有功功率、无 功功率量测与PMU有功功率、无功功率实时序列如下(6秒钟取一个点，N=50)：

RTU的量测序列是：

有功功率：P1={p₁₁,p₁₂,...,p_1N}；

无功功率：Q1={q₁₁,q₁₂,...,q_1N}； PMU的实时数据序列是：

有功功率：P2={p₂₁,p₂₂,...,p_2N}；

无功功率：Q2={q₂₁,q₂₂,...,q_2N}；

角度误差估计算法如下：

a)对于量测序列P1、P2、Q1、Q2，进行常规滤波计算，剔除异常数据，生成计 算用量测序列，依然记为：P1、P2、Q1、Q2。

b)估计PMU与RTU两序列P、Q的相角差，实现算法如下：

RTU相角差${\theta }_{\mathrm{rtu}}=\frac{1}{N}\underset{i=1}{\overset{N}{\Sigma }}\mathrm{arctg}\left(\frac{q_{2i}}{p_{2i}}\right)$

PMU相角差${\theta }_{\mathrm{pmu}}=\frac{1}{N}\underset{i=1}{\overset{N}{\Sigma }}\mathrm{arctg}\left(\frac{q_{1i}}{p_{1i}}\right)$

c)PMU角度误差估计值：θ_pmu-θ_rtu

表1 实时数据序列及计算结果

由上表得到：θ_pmu=-0.128457709,θ_rtu=-0.10446283.

PMU角度误差估计值＝θ_pmu-θ_rtu=-0.023994879rad

（4）以日为单位，统计PMU角度误差分布，计算其标准偏差与均值，得到一天的 PMU角度误差，作为对PMU角度误差进行现场校验数据。