专利名称：电力系统正弦量的相角测量方法和测量系统的制作方法
电力系统正弦量的相角测量涉及电力系统及其自动化技术领域，特别是电力系统状态测量、估计、电力系统安全监控、电力系统稳定控制、电力系统调度自动化方面。
相角作为电力系统稳定性的基本量却始终未能直接测量。相邻两个节点电压相角或电势相角在电力系统中常称为功角。遥测各节点的有功、无功出力和消耗，通过状态估计反求功角，需要大量的遥测、遥信数据和电力系统模型，耗费大量的机时，并且，状态估计的精度低、实时性差；安全监视也只能根据发电机的有功、无功出力，间接判断发电机的运行状况和静态稳定储备系数；稳定控制中由于相角未能测量而无法引入控制器中。
功角的测量周知的有两种方法，即按遥测数据进行状态估计或按线路模型、就地测量、计算功角损耗，它们均未能在实践中得到应用。
本发明的目的是提供电力系统相角量测的方法与装置，它适用于发电机节点、变电站节点和联络线的相角量测。
本发明的目的是通过下面的方法和装置来实现的。
一种电力系统相角估计方法，通过测量母线电压、有功功率、无功功率，估计母线电压与系统之间的相角，其特征是采用非线性动态系统的等值原理，构造的电力系统功角估计方法；等效的原则是一则静态最大功角和最大极限功率与原系统一致，二则动态临界失稳的大干扰一致；将外系统等效成一台虚拟发电机和一条虚拟线路的串联模型；虚拟发电机的等效电动势的幅值和相位连续缓慢变化；虚拟线路阻抗要么不变，要么突变；由测量量递推虚拟发电机的电动势的幅值E和相角α；当递推量发生跃变时，递推停止，改求线路阻抗；输出相角的递推值作为母线电压与系统间的相角；对于发电机，按发电机模型计算出发电机电势与母线电压的夹角δ，加上递推的相角α后输出，即发电机转子对系统间的相角δδα=57.2958*tg-1Xq*P/UU+Xq*Q/U]]>(度)δ＝α＋δn这种估计方法不需遥测量、遥信量或系统模型。
本发明提供的一种电力系统正弦量相角的量测方法，其特征是1)当参考信号过零时发出一脉冲信号{mo}并按接收脉冲进行相位负反馈；2)通过有线或无线或微波或卫星通讯，将{mo}以广播形式传遍全网；3)在发电机节点检测转子过零的位置，获得{mk}信号；在变电站节点检测母线电压过零时刻，获得{mk}信号；在重要联络线上检测联络线电流的过零时刻，获得{mk}信号；4)根据{mk}和{mo}的时间差，计算出相角α=18*t(mk)-t(mo)t(mo)-t(mo-1)]]>(度)其中t(mk)、t(mn)分别为mk、mo出现的时刻，t(mn－1)为上一个mn信号出现的时刻。
将{mo}信号倍频锁相得倍频信号Ao，从mk有效开始对Ao计数，到mo有效停止计数所计数值正比于功角α=360*AN]]>(度)其中，N为倍频倍数，A为计数值。由于发送装置和接收装置造成的相移不能忽略，相位反馈是必须的。通过反馈，尤其是积分反馈，将克服发送装置和接收装置造成的相移。
本发明提供的另一种电力系统正弦量相位和相位差的测量方法，其特征是1>各测量点(包括参考点)在规定时刻测量各自正弦量的相位φk，存储记忆；2>将测得的参考相位φo发布全网；3>将记忆的相位φk减去参考相位φo得相位差输出。
规定时刻是广播式的向全网发送命令，或是按标准时钟所约定的时刻。
考虑到电磁波传输需要时间，测量点至参考点电磁波传播引起的相位滞后ΔαΔα＝0.06*L(度)其中，L为测量点至参考点的距离。
变压器非12点接线也将引起相位移Δα2Δα2＝β＋β2＋…＋βn(度)其中，βi(i＝1，2，…，n)为测量点至参考点所经第i台变压器所引起的相位移，n为所经变压器的台数。
计及Δα1和Δα2后，相位差δ为δ＝α＋Δα＋Δα2一种电力系统相角估计装置，其特征是，包括变送器、采集单元和运算单元；变送器输入接母线电压信号、线路电流信号，输出有功功率P、无功功率Q、电压U、电流I接至采集单元的输入；采集单元包括模拟量输入回路、入机接口电路和中央处理器；模拟量输入回路接变送器输出的有功功率P、无功功率Q、电压U和电流I信号，输出为这些量的数字信号接至中央处理器；入机接口电路包括按键、数码管和CRT，接中央处理器；中央处理器包括CPU、ROM、RAM；运算单元包括快速运算CPU、内存RAM；CPU可以采用32位或64位带浮点运算的微处理机，也可以采用具有向量/矩阵运算的数字信号处理器。
数据交换接口将采集单元和运算单元加以连接，它可以是并行口和双口RAM方式。
一种电力系统正弦量相角量测系统，其特征是包括参考点电压过零脉冲发送装置TMZ、相角测量/变送装置ATZ和信道；TMZ输入接参考信号，经过零检测电路后接合成电路的输入，合成电路的另一路输入接反馈电路的输出，合成电路的输出接通讯发送电路后至信道；反馈电路的输入接通讯接收装置的输出，通讯接收装置的输入接信道；ATZ一方面经通讯接收装置接收信道发来的参考点过零脉冲信号{mo}，另一方面经过零检测电路将发电机转子位置或母线电压或线路电流由负变正时整形出过零脉冲信号{mk}；两路脉冲信号{mo}和{mk}都作为运算单元的输入，运算单元按锁相技术或计时计算出{mk}与{mo}的相角差，输出模拟信号和数字信号接入机接口。
ATZ中包含软件或硬件锁相环节,将{mo}信号倍频锁相后给出倍频信号Ao，对Ao信号计数即为相角。
一种电力系统正弦量相位和相位差测量系统，其特征是包括同步站、相位测量装置、信遭和调度自动化系统；同步站由定时器、通讯发送装置、中央处理器和天线构成；定时器输出的定时脉冲接中央处理器的输入；中央处理器的串行接口接调度自动化系统的输出，中央处理器的输出接通讯发送装置的输入；通讯发送装置的输出经天线发射出去；相位测量装置由天线、通讯接收电路、整形电路、过零检测电路、中央运算单元、入机接口和串行接口构成；通讯接收电路经天线接收同步站的定时信号和参考相位信号、输出接中央运算单元的输入；过零检测电路的输入经整形电路接发电机的转子位置信号。或母线电压信号，或线路电流信号，过零检测电路的输出接中央运算单元的输入；中央运算单元按锁相技术或计时计算出发电机转子或母线电压或线路电流的相位，输出经串行接口接凋度自动化的RTU输入，由RTU将相位信号送往调度中心机；调度中心机将参考信号的相位送同步站；中央运算单元计算出相位差后输出至入机接口；信道是长波无线或短波无线或微波或卫星通讯信道。
一种电力系统正弦量相位和相位差测量系统，其特征是包括时钟、相位测量装置和调度自动化系统；时钟由标准时钟、校准装置构成；标准时钟由石英晶体振荡电路、放大电路、反馈电路和综合电路组成；振荡电路经放大电路后输出至综合电路的输入端和反馈电路的输入端，反馈电路的输出接振荡电路的输入，综合电路的另一路输入接校准装置的输出，综合电路的输出接中央运算单元；校准装置接收长波或卫星或短波或电视的标准秒信号；相位测量装置由整形电路、过零检测电路、中央运算单元、入机接口和串行接口构成；过零检测电路的输入经整形电路接发电机的转子位置信号，或母线电压信号，或线路电流信号，过零检测电路的输出接中央运算单元的输入；中央运算单元按锁相技术或计时计算出发电机转子或母线电压或线路电流的相位，输出经串行接口接调度自动化的RTU输入，由RTU将相位信号送往调度中心机；调度中心机将参考信号的相位以广播方式发向全网各RTU，RTU输出经串行接口至中央运算单元，中央运算单元计算出相位差后输出至入机接口。
图1是电力系统相角估计装置方框图。
图2是电力系统相角量测系统方框图。
图3是参考点电压过零脉冲发送装置方框图。
图4是相角测量/变送装置方框图。
图5是另一种电力系统相角测量系统方框图。
图6是同步站方框图。
图7是又一种电力系统相角测量系统方框图。
图8是时钟方框图。
图中，(1001)为发电机，(1002)为变压器，(1003)为电压互感器PT、(1004)为电流互感器CT，(1005)为等效发电机，(1006)为等效线路，(1007)为枢纽站母线电压，(1008)为电力系统，它们均是电力系统中的一次元件；(1009)为调度自动化系统；(101)为母线电压信号，(102)为线路电流信号，(103)为转子位置信号，它们均是现场信号；(201)为电压信号U，(202)为电流信号I，(203)为有功信号P，(204)为无功信号Q，(205) 为数据交换总线，(206)为参考点信号，(207)为测量点过零信号，(208)为串行信号，(209)为倍频信号，(210)为同步信号，(211)为校秒信号，(212)为标准秒信号，(213)为标准定时信号，它们是装置中间信号；(1)为采集单元，(11)为中央处理器，(12)为入机接口，(13)为串行接口；(2)为运算单元；(3)为变送器；(31)为位置传感器；(4)为天线，(41)为通讯发送装置，(42)为通讯接收装置；(5)为参考点电压过零脉冲发送装置，(51)为加权求和电路，(52)为过零检测电路。(53)为合成电路，(54)为反馈电路；(6)为相角测量/变送装置，(61)为锁相倍频电路。
(7)为同步站，(71)为定时器；(8)为时钟电路，(81)为石英振荡电路，(82)为放大电路(83)为相位反馈电路，(84)为综合电路，(85)为校准装置。
在图1中，变送器(3)输入接母线电压信号(101)、变压器高压侧母线电压信号(101)、线路电流信号(102)、输出电压信号U、电流信号I、有功信号P和无功信号Q接至采集单元(1)的输入端，采集单元(1)和运算单元(2)相连。
在图2中，枢纽站母线电压(1007)的电压信号(101)接至参考点过零脉冲发送装置TMZ(5)的输入端，TMZ(5)的输出脉冲信号{mo}接至天线(4)；天线接收信号(206)反馈引回TMZ(5)；功角测量/变送装置ATZ(6)的输入端接位置信号(103)或母线电压信号(101)或线路电流信号(102)，另一输入端接天线(4)的接收信号(206)。
在图3中，多个枢纽站母线电压信号(101)接至加权求和电路(51)的输入端，求和电路(51)的输出经过零检测电路(52)后接到合成电路(53)的一个输入端；从天线(4)反馈回来的接收信号(206)经反馈电路(54)后接到合成电路(53)的另一个输入端；合成电路(53)的输出经通讯发送装置(41)后接到天线(4)。
在图4中，测量点信号或母线电压信号(101)，或线路电流信号(102)，或转子位置信号(103)经过零检测电路(52)后接到中央处理器(11)；天线(4)的接收信号(206)经通讯接收装置(42)一方面接到中央处理器(11)，一方面接到锁相倍频电路(61)的输入端，锁相倍频电路(61)的输出接到中央处理器(11)的输入端；中央处理器(11)和入机接口(12)相连，接收入机命令，或显示相角；中央处理器(11)经串行接口(13)给它机相连。
在图5中，同步站(7)的定时信号和参考相位信号(210)经天线(4)广播式地发送出去；天线(4)的接收信号(206)接到相角测量装置(6)的一个输入端，相角测量装置(6)的另一个输入端接母线电压信号(101)，或线路电流信号(102)，或转子位置信号(103)；对于枢纽站的相角测量装置(6)还要经串行接口给出串行信号(208)和已有的调度自动化系统(1009)相连；调度自动化系统(1009)输出和同步站(7)相连。
在图6中，调度自动化系统的串行信号(208)经串行接口(13)接到中央处理器(11)，定时器(71)的输出接到中央处理器(11)；中央处理器(11)的输出经通讯发送装置(41)接到天线(4)。
在图7中，相角测量装置(6)的一输入端还是接母线电压信号(101)，或线路电流信号(102)，或转子位置信号(103)，另一输入端改接时钟(8)的输出；时钟(8)的输入接天线(4)；相角测量装置(6)经串行接口和已有的调度自动化系统相连，并交换信息。
在图8中，石英振荡电路(81)的输出经放大电路(82)后一方面接到综合电路(84)，另一方面接到反馈电路(83)的输入端，反馈电路(83)的另一输入端接综合电路(84)的输出，反馈电路的输出接到石英振荡电路(81)的输入；天线(4)接收的校秒信号(211)经校准装置(85)给出标准秒信号(212)后输入至综合电路(84)的另一输入端，综合电路(84)给出标准定时信号(213)至相角测量装置(6)。
本发明的相角估计和量测方法不同于以往的任何一种方法，它不需要大量的遥测数据或遥信量，也不需要线路模型，不用或用极少的通讯通道，即可实现在线实时相角的估计或精确测量。
本发明的估计或量测装置均实现了本发明的估计或量测方法，达到估计或量测电力系统相角的目的。
本发明方法和装置成功实施，使得电力系统正弦量的相位得以测量，必将为电力系统的潮流计算、安全运行监视、稳定控制、调度自动化等方面带来巨大变革。
权利要求
1.一种电力系统相角估计方法，通过测量母线电压、有功功率、无功功率，估计母线电压与系统之间的相角，其特征是1.1采用非线性动态系统的等值原理，构造的电力系统功角估计方法，将外系统等效成一台虚拟发电机和一条虚拟线路的串联模型；虚拟发电机的等效电动势的幅值和相位连续缓慢变化；虚拟线路阻抗要么不变，要么突变；1.2由测量量递推虚拟发电机的电动势的幅值和相角；1.3当递推量发生跃变时，递推停止，改求线路阻抗；1.4输出相角的递推值作为母线电压与系统间的相角；1.5对于发电机，按发电机模型计算出发电机电势与母线电压的夹角，加上递推的相角后输出，即发电机转子对系统间的相角(通常称为功角)。
2.一种电力系统正弦量相角的量测方法，其特征是2.1当参考母线电压过零时发出一脉冲信号{mo}，并按接收脉冲进行相位负反馈；2.2通过有线或无线或微波或卫星通讯，将{mo}以广播形式传遍全网；2.3当发电机转了或母线电压或线路电流过零时获得过零脉冲信号{mk}；2.4根据{mk}和{mo}的时间或相位差，计算出发电机转子或母线电压或线路电流相对于参考母线电压的功角或相角。
3.一种电力系统正弦量相位和相位差的测量方法，其特征是3.1各测量点(包括参考点)在规定时刻测量各自正弦量的相位φk，存储记忆；3.2将测得的参考相位φo发布全网；3.3将记忆的相位φk减去参考相位φo得相位差输出。
4.根据权利要求2和权利要求3的量测方法，其特征是，规定时刻是广播式的向全网发送命令，或是按标准时钟所约定的时刻；参考点是枢纽站母线电压，或是几个重要站的加权平均和，或是系统频率的积分信号，或是联络线一端的电流信号；
5.根据权利要求2和权利要求3的量测方法，其特征是，对某正弦量相位的测量，采用倍频锁相，给出倍频信号Ao，当正弦量由负变正时开始对Ao计数，直到规定时刻为止，该计数值即为相位差；或采用计时法，当正弦量由负变正时开始计时，直到规定时刻停止计时，该计时值与周期之比正比于相位差。
6.根据权利要求2和权利要求3的量测方法，其特征是，相位差加上测量点至参考点电磁波传播引起的相位滞后和所经变压器非12点接线引起的相位移。
7.一种电力系统相角估计装置，其特征是，包括变送器、采集单元和运算单元；变送器输入母线电压信号、线路电流信号，输出有功功率P、无功功率Q、电压U、电流I至采集单元的输入；采集单元包括模拟量输入回路、入机接口电路和中央处理器；模拟量输入回路接变送器输出的有功功率P、无功功率Q、电压U和电流I信号，输出为这些量的数字信号至中央处理器；入机接口电路包括按键、数码管和CRT，直接受控于中央处理器；中央处理器包括CPU、ROM、RAM和数据交换接口；运算单元包括快速运算CPU、内存RAM和数据交换接口；数据交换接口将采集单元和运算单元加以连接。
8.一种电力系统正弦量相角量测系统，其特征是包括参考点电压过零脉冲发送装置、相角测量/变送装置和信道；参考点过零脉冲发送装置输入接参考信号，经过零检测电路后接合成电路的输入，合成电路的另一路输入接反馈电路的输出，合成电路的输出接通讯发送电路后至信道；反馈电路的输入接通讯接收装置的输出，通讯接收装置的输入接信道；相角测量/变送装置一方面经通讯接收装置接收信道发来的参考点过零脉冲信号{mo}，另一方面经过零检测电路将发电机转子位置或母线电压或线路电流由负变正时整形出过零脉冲信号{mk}；两路脉冲信号{mo}和{mk}都作为运算单元的输入，运算单元按锁相技术或计时计算出{mk}与{mo}的相角差，输出模拟信号和数字信号接入机接口。
9.一种电力系统正弦量相位和相位差测量系统，其特征是包括同步站、相位测量装置、信道和调度自动化系统；同步站由定时器、通讯发送装置、通讯接收装置和天线构成；定时器输出的定时脉冲接通讯发送装置的输入；通讯接收装置接调度自动化系统的输出，通讯接收装置的输出接通讯发送装置的输入；通讯发送装置的输出经天线发射出去；相位测量装置由天线、通讯接收电路、整形电路、过零检测电路、中央运算单元、入机接口和串行接口构成；通讯接收电路经天线接收同步站的定时信号和参考相位信号、输出接中央运算单元的输入；过零检测电路的输入经整形电路接发电机的转子位置信号，或母线电压信号，或线路电流信号，过零检测电路的输出接中央运算单元的输入；中央运算单元按锁相技术或计时计算出发电机转子或母线电压或线路电流的相位，输出经串行接口接调度自动化的RTU输入，由RTU将相位信号送往调度中心机；调度中心机将参考信号的相位送同步站；中央运算单元计算出相位差后输出至入机接口；信道是长波无线或短波无线或微波或卫星通讯信道。
10.一种电力系统正弦量相位和相位差测量系统，其特征是包括时钟、相位测量装置和调度自动化系统；时钟由标准时钟、校准装置构成；标准时钟由石英晶体振荡电路、放大电路、反馈电路和综合电路组成；振荡电路经放大电路后输出至综合电路的输入端和反馈电路的输入端，反馈电路的输出接振荡电路的输入，综合电路的另一路输入接校准装置的输出，综合电路的输出接中央运算单元；校准装置接收长波或卫星或短波或电视的标准秒信号；相位测量装置由整形电路、过零检测电路、中央运算单元、入机接口和串行接口构成；过零检测电路的输入经整形电路接发电机的转子位置信号，或母线电压信号，或线路电流信号，过零检测电路的输出接中央运算单元的输入；中央运算单元按锁相技术或计时计算出发电机转子或母线电压或线路电流的相位，输出经串行接口接调度自动化的RTU输入，由RTU将相位信号送往调度中心机；调度中心机将参考信号的相位以广播方式发向全网各RTU，RTU输出经串行接口至中央运算单元，中央运算单元计算出相位差后输出至入机接口。
全文摘要
本发明涉及电力系统相角估计或测量方法，估计的特征是将外系统等效成参数可变的一台发电机和一条线路；测量特征是在规定时刻测量各正弦量相位。还涉及估计装置和测量系统，甲装置包括变送器、采集单元和运算单元；乙系统包括参考点发送装置和相角测量装置；丙系统包括同步站、相位测量装置等；丁种系统包括时钟和相位测量装置等；共同特点是不需要大量遥测数据或系统模型，应用于安全监视、稳定控制等方面。
文档编号G01R25/00GK1123415SQ9510637
公开日1996年5月29日 申请日期1995年6月13日 优先权日1994年11月17日
发明者郝玉山 申请人:郝玉山