数字化变电站电能计量技术要点的探讨

王晓泳 张 晨 魏灵坤

（1.青岛供电公司，青岛 266000;2.烟台东方威思顿电气有限公司，烟台 264001）

引言

随着计算机技术的不断发展，变电站自动化技术不断得到提升，完成了从集中式向分层式的过度。智能化的一次设备、数字电子/光电电流/电压互感器、集成开关设备系统、变压器及气体绝缘开关GIS等一次设备在线状态和变电站运行操作仿真等在变电站的应用，促使变电站自动化系统结构由变电站层、间隔层的2层结构向变电站层、间隔层、过程层3层结构过度。随着变电站通信网络和系统的IEC61850系列标准的制定，取代现场总线的基于以太网和TCP/IP的无缝通信体系也初见端倪，数字化变电站随之呼之欲出。

因为数字化变电站采用全数字化处理，传统的机械式、电子式电能表都不能适用于这种新型的变电站中。数字化变电站用多功能电能表随之而生。与传统的电能表相比，这种电能表能直接接收数字化变电站中的数字信号并处理，对数字化变电站中的电能作出精确计量。本文对这种多功能电能表技术要点进行讨论。

1 数字化变电站的简介

数字化变电站是指变电站内一次电气设备和二次电子装置均实现数字化通信,并具有全站统一的数据模型和数据通信平台,在此平台的基础上实现智能装置之间信息共享和互操作的现代化变电站。数字化变电站具有数据共享、信息全面、安装、运行、维护、升级方便、底层数据格式相同、设备成本低、便于提供先进的应用功能等优点,具有数字化的TV/TA、二次设备、开关设备、无缝通信协议 (IEC61850)、实时数据传输(GOOSE)等主要特征[1]。

数字化变电站将自动化系统的结构在物理上可分为两部分,即智能化的一次设备和网络化的二次设备;在逻辑结构上可分为3个层次,根据IEC关于变电站的结构规范,将变电站分为3个层次,即变电站层、间隔层以及过程层。各层次内部及层次之间采用高速网络通信。

数字化变电站主要核心技术主要体现在电子式互感器以及IEC61850标准的应用上[2][3]。电子式互感器的应用是数字化变电站发展的核心与基础,任何形式的数字化变电站都离不开互感器的数字化。与传统的电磁式电流互感器相比,电子式互感器没有绝缘油,不会有安全隐患；没有铁芯,没有铁磁共振、磁滞效应及没有磁饱和现象；测量带宽和精度高；体积小、重量轻、运行时没有噪音,高电压等级时性价比好；二次系统没有电流,不存在TA开路、TV短路的问题;数字化通信,可以通过网络实时监测互感器工作状态。这些优点为传统的变电站带来了变革性影响。

数字化变电站的主要一次、二次设备均应为智能设备，这是变电站实现数字化的基础。智能设备具有与其它设备交互参数、状态和控制命令等信息的通信接口。如果确需使用传统非智能设备，应通过配置智能终端将其改造为智能设备。设备间信息传输的方式为网络通信或串行通信，取代传统的二次电缆等硬接线。

2 数字化变电站用电能表可行性讨论

2.1 计量可靠性讨论

由于计量原理不同，数字化变电站中电能计量系统可靠性与传统计量系统侧重点也不同，传统变电站计量系统中，电能表以及二次传输回路的故障率高于互感器。而在数字化变电站中，电子式互感器是关键设备，电子式互感器远比传统互感器复杂，并且用光纤等传输方式代替了二次回路，这种情况下可靠性的重点主要在于电子式互感器。现在电子式电流互感器的研制已经进入了实用化阶段,它具有无饱和、频带宽、体积小巧等诸多优点,而电子式互感器与保护、测控设备的接口问题,成为其能否实现产业化的关键。

电子式互感器的设计，应重点考虑可靠性问题，尤其是合并单元。因为合并单元集成在电子式互感器中，一并安装在高压侧，若出现故障，可能要一次侧停电才能维修。而传统方式下电能表及二次回路发生故障，只要将二次回路切断即可，不影响一次侧供电。

目前电子式互感器传输数据给二次侧设备有两种方式：光纤、以太网。以太网是当今居于主导地位的局域网技术，它是建立在CSMA/CD机制上的广播型网络。冲突的产生是限制以太网性能的重要因素，光纤数据传输，虽然存在接头中心不正等问题，但一般认为是比较可靠的传输方式，不受各种电磁环境的干扰。

数字化变电站用表对于光纤等传输的信号要进行实时监视，通过检查校验方式，剔除错误信息。若检测到错误信息或者漏点，电表要进行补偿，最简单的方法为平均值法，即取前后两点取平均，填充到漏点位置。当然，若运算速度足够，还可以采用高次插值方法，可以得到更为精确的补偿。

对于通讯质量，电能表要重点监视。一般监视漏点率，即统计一段时间的传输漏点次数，并且设置上限值，若漏点率超过此值，则在LCD上报警，并上传警告，让工作人员对此线路进行重点检查。

2.2 数字化变电站电能计量系统检定讨论

传统的变电站计量系统，检定包括互感器检定及电能表检定。经过长时间的发展，传统计量检定已经形成了一套完善的检定方法。

传统检定包括现场检定与实验室检定。平时的循检采用现场检定的方法，即采样现场校表仪，在不破坏电能表接线的情况下，从二次侧取电，通过测量电表发送的脉冲，检查电能表精度，此方法快捷、方便。若怀疑电能表故障，可以将电能表拆下来，在实验室检定。在实验室检定中，由校表台的标准源提供恒定的电压、电流，通过检测电能表发送的脉冲，得到电能表精度。

数字化变电站电能表计量采样数据直接从变电站得到，其误差的计算也与传统电表大相径庭，可以说，这种电表是某种意义上的采集器。若认为输入的数字信号为准确的，则电表误差就是取决于计算，若没有溢出，且不考虑舍入误差，则认为此电表没有误差存在。

所以，在数字化变电站中，单纯对电表的检定意义不大，其误差来源主要在于电子式互感器。能否建立一套成熟的数字化变电站计量系统检定方案，是数字化变电站计量方式能否被推广的关键。

在数字化变电站计量系统检定中，最好的检定方式是系统检定，即取高压侧的电信号，经过计算，与电表发送的脉冲对比，得到系统精度。但此方法难点在于高压电信号的提取。另外一些方法，如电子式互感器的合并单元与互感器分离或者由互感器提供检定信号，这些都是折中的方法，不能彻底解决问题。

3 数字化变电站用电能表设计

数字化变电站用表与普通电表最大不同在于数据采集部分，普通电表直接采集模拟量，经过模数转换后生成数字量，并对其进行处理。数字化电能表直接接收电子式互感器传输的数字信号，经过解码得到采样数据。

由电子式互感器提供的数据，可以通过光纤或者以太网提供给各个二次设备。若通过光纤方式，光信号经过光电转换器，转换为二进制的数据流，此数据流符合IEC60044-8规定。在数字化变电站用电表中，有一个解码芯片，对数据流进行初步处理。此芯片一般采用可编程逻辑器件，如FPGA、CPLD等，以适应高速数据解码的要求。此芯片要完成数据校验、串行数据转换并行数据及数据缓冲等功能。

解码芯片与DSP间的数据交换有多种方式，包括串行的SPI、UART，并行的双口RAM、读解码芯片内存等。其中串行方式设计简单，但速度慢，不能满足高速传输要求。而采用双口RAM或者读内存方式，设计较复杂，需要大量握手信号，操作也很繁琐。当前大部分DSP都支持DMA功能，解码芯片采用并行总线与DSP相连，在数据就绪后，触发DSP的DMA功能，将数据直接存放在DSP的缓冲区中，这样可以在不频繁中断DSP的情况下完成数据传输。存储到DSP缓冲区的数据格式，可以按照传统格式存储，即一个数字波形。这样DSP后续的处理就与普通电表相同了。

除了数据采集系统外，两种电表区别不大，设计时，应考虑继承性，以及使用习惯。

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