当前我国已形成由大机组、大电站和交直流互联的庞大电网系统。系统接纳了大量新能源电站、各种用户侧灵活接入的分布式电源、微网等，使得电网结构与运行环境更加复杂，因此电力系统的动态安全监测变得尤为重要。同步相量测试单元因其同步性及数据上传的快速性而成为电网动态监测的基础手段，其量测精度对于电力系统动态过程中的准确监测，乃至整个系统的安全运行至关重要。
    近年来，安徽电网建立了广域相量测量系统，可同时采集多个厂站侧同步向量数据。作为WAMS系统的重要组成部分，基于GPS同步时钟的相量测试装置（PMU）是一种新型的高精度测量装置。PMU采集的厂站侧同步相量数据质量，将直接影响WAMS系统对电网的在线监测与评估能力，因而对PMU量测精度进行检测与评估，是目前WAMS建设中巫待解决的问题。

    1 PMU原理
    PMU是利用全球定位系统（GPS）作为同步时钟构成的相量测量单元。WAMS监测主站可根据不同点的相位、幅度信息，依托当前高速通信网络，连续不断的接收厂站端测量到的相量数据；根据这些数据建立电网系统的动态状态，在统一的时间坐标系上对电力系统的状态进行分析。系统正常时，同步相量数据主要用于动态监视、稳定预测与控制、模型验证等。系统受到扰动时，同步相量数据可指导系统如何解列、切机、切负荷及故障定位等，防止事故的进一步扩大甚至电网崩溃。PMU原理如图1所示。

    2 PMU接入方案及注意事项
    2.1 PMU需接信息
    （1）测量并计算厂站出线线路三相基波电压、二相基波电流、正序电压、正序电流、开关量等数据的实时数据及实时时标。
    （2）测量并计算发电机机端三相基波电压、三相基波电流、正序电压、正序电流、开关量、发电机功角、发电机内电势的实时数据及实时时标。
    （3）测量并计算励磁系统（AVR ）（励磁调节器输出电压、励磁调节器输出电流、自动电压调节器电压给定值）、AGC系统（负荷指令上下限设定值、负荷指令变化速率设定值）、汽轮机数字电液控制（DEH）系统（DEH总阀位指令、DEH高调门综合阀位）、锅炉闭环调节（CCS）系统（CCs调频功率）、电力系统稳定器（PSS）系统（包括调差系数、强励电压顶值、强励电流顶值）等的直流模拟量和开关量等。
    2.2同步相量数据在WAMS系统中的应用
    通过PMU实时记录的带有精确时标的波形数据，可为电网事故分析提供有力的保障。对于WAMS系统，通过PMU采集的实时信息可在线判断电网中发生的各种故障及复杂故障的起源和发展过程，辅助调度员处理故障，还能根据数据发展趋势，及时给出告警或智能提示。改造后的PMU设备可同时采集发电机的功角信息，用以判断电网扰动、震荡和失稳。
    精度量测前，试点电厂改造项目对PMU的接入信息进行了扩充，新接入发电机组励磁电压、励磁电流、气门开度（DEH）信号、AGC控制信号、PSS控制信号。通过这些信号的接入，可监测发电机进相、欠励、过励等运行工况，可同时分析发电机组的动态调频特性和安全裕度，为发电机组的安全稳定运行提供有力保障。
    2.3 PMU信号接入方案
    2.3.1机组信号接入
    （1）发电机机端电压、机端电流应采用交流采样，通过发电机定子PT, CT的二次侧接入PMU。
    （2）机组转速信号由数字电液控制（DEH）系统转速变送器提供，该信号为4～20mA电流信号，对应设置转速量程为2 950～3 050r/min。
    （3）键相脉冲信号由汽轮机安全检测装置（TSI）提供，该信号为脉冲量。

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