新一代智能变电站数字化计量系统*

白静芬，林繁涛，徐英辉，于春平

（中国电力科学研究院，北京100192）

0 引 言

智能变电站是智能电网建设的重要节点之一，采用先进、可靠、集成、低碳、环保的设备与设计，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化、系统功能集成化、结构设计紧凑化、高压设备智能化和运行状态可视化等为基本要求，能够支持电网实时在线分析和控制决策，促进整个电网运行可靠性及经济性提高。

智能变电站数字化、网络化、标准化、集成化的特点不仅影响着保护、测控等二次系统的设计与配置，也对站内计量系统的设计与配置产生了影响。从2009年国内便开始了智能变电站的建设［1］，早期智能变电站计量系统使用传统互感器，数字化程度不高，与站内其他二次系统间的融合也不深，限制了智能变电站不同业务间信息共享，影响了智能化水平。新一代智能变电站相对于早期智能变电站对智能化、数字化、集成化水平提出了更高要求，数字化计量系统也需适应新一代智能变电站整体要求，支持全面智能化、数字化、集成化。

1 数字化电能计量系统

数字化电能计量系统以数字化为特征，以计量和采集某点电能为目标，由负责计量的数字化电能计量装置与负责电量采集的采集终端组成。

1.1 数字化电能计量装置

数字化电能计量装置由互感器、合并单元、数字化电能表组成，区别于传统电能计量装置，合并单元与电能表之间没有电缆连接，采用光缆连接，减少了二次电缆带来的压降问题，减小了电能计量装置的综合误差［2-4］。与之前学者观点不同，笔者认为电子式互感器不是数字化计量装置的特征，电子式互感器或传统互感器只是传感方式与数字化程度不同。笔者将数字化电能计量装置按照信号传感器的不同分为全数字化电能计量装置与半数字化电能计量装置。

全数字化电能计量装置的信号传感单位为电子式互感器，互感器与合并单元之间、合并单元与数字化电能表之间传输的是含有离散后的电压、电流采样值符合不同协议的网络报文，基本结构图如图1所示。

图1 全数字化电能计量装置基本结构图Fig.1 Structure of the full digital metering device

电子式互感器传感系统电流和电压，并以符合IEC 60044协议封装的报文将采样值发送至合并单元，经合并单元汇集和处理后，以符合IEC 61850-9-2协议格式的网络报文通过点对点或高速以太网报送至间隔层的数字化电能表，经过一系列的数据处理与计算，完成流经计量点的电能量累计。

半数字化电能计量装置的信号传感单元为传统电磁式互感器。互感器与合并单元之间为传统模拟量电压、电流信号，基本结构图如图2所示。

图2 半数字化电能计量装置基本结构图Fig.2 Structure of the half digital metering device

传统互感器将大电流、高电压转换成额定相电压57.7 V、额定电流1 A或5 A的小信号，模拟量输入合并单元统一进行数据采样，然后以与全数字化相同的方式进行信号传输与电量累计。

1.2 电能量采集方式

智能变电站统一基于IEC 61850，前期智能变电站建设时，数字化电能表仅仅实现了输入量的数字化，并没有完全按照IEC 61850进行逻辑化、网络化，电量采集依然使用基于DL/T 645-2007《多功能电能表通信协议》的半双工通信方式，不仅影响了变电站内部数据的共享与标准的统一，也由于协议本身的限制，无法传输一次电量数据、采样值相关信息，影响了数据采集的时效性、完整性。数字化电能计量系统由电能量采集终端采用IEC 61850-8-1 MMS协议采集数字化电能表正反向有功电能和四象限无功电能、需量、实时电压、电流、功率以及异常事件等信息，转换成符合IEC 60870-5-102协议的报文上送电能计量主站，如图3所示。

图3 数字化电能计量系统电能量采集图Fig.3 Acquisition structure diagram of digital electric power metering system

IEC 61850第一版仅有MMTR一个逻辑节点设计电能量，第二版也只是将三相数据与单相数据区分增加了MMTN一个逻辑节点，未能完全覆盖电能量数据要求，在国内使用时，需要根据国内业务情况进行相应扩展［5-9］。

1.3 数字化电能计量系统优点

（1）数字化电能计量系统传送的是数字信号，没有二次电缆连接引起的二次压降引起的误差，数字化电能表电能量的累计为数值的纯计算过程，减小了电能表带来的误差，因此使得电能计量装置的综合误差仅取决于互感器与合并单元，从而大幅度降低了系统综合误差。

（2）数字化电能计量系统的数字化、网络化特征，采用统一的IEC 61850协议，与站内保护、测控等其他二次系统使用相同的数据源与采集路径，便于数据共享与软件智能化功能的实现，甚至硬件资源的共享。

（3）对于全数字化电能计量系统，电子式互感器具有体积小、不饱和、频带宽等优点，拓展了计量系统的频谱宽度，更适用于谐波计量、冲击负荷计量。

2 新一代智能变电站电能计量系统配置方案

2.1 前期智能变电站电能计量系统

前期智能变电站电能计量系统典型配置方案如图4所示。

图4 典型电能计量系统配置方案框图Fig.4 Typical configuration block diagram of metering system

早期智能变电站由于电子式互感器在发展初期暴露出一些稳定性、可靠性问题，没有使用电子式互感器，而是使用模拟量输入合并单元和数字化电能表组成的半数字化电能计量装置。这种组成方式也仅适用于电能计量仅用于内部经济指标考核或电量平衡考核的考核计量点。

结算用计量点，属于国家法制管理范畴，在目前合并单元、数字化电能表的国家计量检定规程尚未出台的情况下，数字化电能计量系统使用传统电能计量手段。考核计量点与结算计量点数据采集方式为通过RS 485数据总线，以DL/T 645-2007《多功能电能表通信协议》由电能量采集终端上报电量数据。

2.2 新一代智能变电站电能计量系统

相对于前期智能变电站，新一代智能变电站面向智能电网需求，更强调高级功能、集成应用和互动性，强化了智能设备、状态监测、变电站自动化系统高级功能等方面的功能应用。

新一代智能变电站相对于早期智能变电站，更加突出数字化、网络化的特点，统一使用电子式互感器作为电压、电流传感设备，信息通过合并单元以网络方式接入变电站自动化系统，从而实现变电站实时信息的采集和安全控制功能。相对传统互感器，电子式电压、电流互感器装置不具有多个按照专业划分的二次绕组，电压、电流数字化采样器为互感器之内，合并单元仅完成不同电压、电流互感器采样值的合并和同步，合并单元的输出可以同时为继电保护、测控、计量等设备的公共信息来源。

其次解决早期智能变电站网络交叉重复、设备多、占用屏柜多、建设成本高和运维复杂等弊端。因此，新一代智能变电站计量系统的设计目标是二次系统的融合，使计量、保护、测控不同业务间共享变电站网络资源，共享数据源，简化网络架构；其次，在共享数据源的基础上共享硬件资源，将原来需要由独立计量表计承担的考核计量功能并入测控装置及多合一装置，压缩站内设备和屏柜数量，降低建设成本。新一代智能变电站电能计量系统配置方案如下：

考核计量点与站内其它专业共享合并单元输出。此类计量点不必配置独立的数字化电能表，计量功能集成于具有相同数据源的其它多功能装置中，如图5所示。其中，110 kV及以上电压等级，使用电子式互感器，计量功能集成于数字量输入的多功能测控装置或保测一体装置；10 kV/35 kV电压等级，使用模拟式互感器，计量设备集成于多合一装置。对于集成计量功能的多功能装置，要求实现了正/反向、有/无功电能计量、需量计量、冻结、电表清零、需量清零、事件记录等基本计量功能，增加电量脉冲输出端口，方便电能计量误差检测，优化电能计量算法，保证了测控装置满足0.5 S级要求，提高了测控装置的准确度，满足了考核计量对电能计量准确度的需求。

图5 考核计量点配置方案Fig.5 Configuration scheme of assessment measurement point

对于结算计量点，新一代智能变电站示范时，相关设备检定规程尚未出台，按照DL/T 448-2000《电能计量装置技术管理规程》要求配置独立的传统互感器和多功能电能表。在未来数字化电能表、电子式互感器、合并单元等设备量值传递体系建立后，数字化电能计量系统即可作为贸易结算依据，新一代智能变电站建设方案中不同部件可靠性以及结算计量点计量需要，预言了以下结算计量点配置方案，如图6所示。

图6 结算计量点数字化配置方案前瞻Fig.6 Digital configuration scheme of settlement measurement points

合并单元、数字化电能表和电子式互感器的A/D采集模块为电子器件，可靠性低于互感器传感模块，需要进行主备冗余配置。间隔层需要配置具备硬件防护功能的计量专用合并单元，合并单元采样数据点对点传输给数字化电能表，保证结算用计量系统的安全与独立。电子式电流互感器0.2 S级，满足小电流测量需求，合并单元输出采样值的采样频率为12.8 kHz，支持40次以内谐波计量。数字化电能表除了满足基本电能计量之外，还应具有谐波计量功能，同时配合计量数据定时冻结等软件功能措施和计量设备周期检测等管理措施，保证结算计量系统的绝对安全、可靠和公平。

对于通常为考核计量点，但在特殊情形下可能转化为结算点的计量点，例如对侧为结算计量点的情况，本侧计量点即为此类计量点，在对侧计量装置失效时转化为结算用。此类计量点互感器、合并单元等按考核计量点设计，配置独立的数字化电能表，如图7所示。

图7 可转化为结算计量点的考核计量点配置方案Fig.7 Configuration scheme of assessment measurement point transformed into settlement point

电能量采集除结算计量点配置的多功能电能表仍使用DL/T 645-2007《多功能电能表通信协议》外，数字化电能表和各类计量集成装置统一采用扩展后的IEC 61850-8-1协议。多功能测控装置、多合一装置、数字化电能表、合并单元、电子式互感器等设备的准确度应该按照DL/T 448-2000《电能计量装置技术管理规程》要求，符合相应准确度等级要求。

2.3 新一代智能变电站IEC 61850计量模型

目前，国内外还没有基于IEC 61850的计量数据模型。为了实现计量数据的标准化，保证计量系统各设备的互操作性和互换性，在分析研究电能计量、需量计量、冻结、事件上报、分时分段计量等功能的基础上，进行了如下扩展，如图8所示。

（1）扩展IEC 61850-7-4逻辑节点MMTR进行正反向有功电能、四象限无功电能和需量计量（三相电能表用MMTR，单相电能表用MMTN），电能量计量和需量计量应分别建不同的实例，如电量计量MMTR1和需量计量MMTR2，不同实例使用阿拉伯数字后缀进行区分；

（2）使用原有MMXU逻辑节点用于测量电压、电流等遥测量（三相电能表用MMXU，单相电能表用MMXN）；

图8 IEC 61850电能计量模型Fig.8 Energy metering communication model based on IEC 61850

（3）由于计量对于失压、断相、失流限值与保护测控告警限值不同，新建 MTUV、MTOV、MTUC、MTOC完成监视告警功能，同一种类型的事件告警的不同告警分别建不同实例，如欠压 MTUV1、失压MTUV2等，不同实例使用阿拉伯数字后缀进行区分；

（4）使用原有逻辑节点GGIO，报送采样异常、电能表故障、掉电、电压逆相序等不需要设定定制的告警事件；

（5）使用原有IARC，记录时区时段表编程、需量周期编程、电能表清零、需量清零、事件清零及开表盖、开端钮盒等编程事件；

（6）新建MTST逻辑节点，用于保存和记录时区时段表；

（7）将额定电压、额定电流、有功/无功组合状态字、有功电能脉冲常数、无功电能脉冲常数等电能表资产信息作为扩展逻辑节点LLN0的扩展数据对象。

2.4 新一代智能变电站计量系统特点

（1）基于统一数据源、简化站内通信网络的设计理念，采用了全数字的计量系统以及计量业务与其他专业融合的技术方案，将计量系统的站内专用通信网络并入站内基于IEC 61850的公用通信网络，计量业务与其他专业共享数据源、共享硬件资源、简化了站内二次系统，为提升计量系统智能化水平奠定了基础；

（2）根据计量业务需求，将计量细分为考核计量点、结算计量点和可能转化为结算点的考核计量点三类。不同类型计量点，设计不同的实施方案，提出不同的技术条件；

（3）建立了适合满足新一代智能变电站计量及计量管理的IEC 61850节点模型和服务模型，并利用IEC 61850文件服务，实现了大批冻结数据的实时记录和事后的方便调用，同时利用IEC 61850报告服务，实现了异常事件的即时主动上报。

3 新一代智能变电站计量设备检测技术

数字化电能表、合并单元、多功能测控装置等集合计量功能的集成设备均为新型计量设备，其使用环境与应用特点均与原有模拟式电能表有很大区别［10-12］，在重点测试其基本误差、计量功能的基础上，中国电力科学研究院在新一代智能变电站示范工程计量设备专业检测中，加入了其在网络压力情况、数据丢包情况下的异常检测，增加了如下检测项目：

（1）采样值输入接口接收功率试验，检测被检设备采样值输入光口接收功率范围。将光衰耗计串接在数字化电能表校验仪和被校电能表之间，从0开始缓慢增大光衰耗计的衰耗，直到被校数字化电能表的告警灯亮。拔下数字化电能表上的尾纤，接入到光功率计，读出此时的功率值，试验框图如图9所示；

图9 采样值输入接口接收功率试验框图Fig.9 Block diagram of sampling value input interface receiver power test

（2）采样数据丢失影响试验，验证电能表在采样数据异常情况下的误差是否符合等级指数要求；数字化电能表检测装置，按照不超过等级指数要求的丢点率，连续循环输出采样值异常信号，并记录有功电能计量误差，误差应符合等级指数要求，如0.2S级数字化电能表在丢点率小于0.2%时，额定条件下计量误差应小于0.2%；

（3）采样值网络风暴影响试验，验证电能表在采样值输入接口网络压力比较大时，计量性能是否符合等级指数要求。数字化电能表检测装置在交换机端口1发出采样值信号，网络测试仪在交换机端口2向端口3加入广播风暴，被测数字化电能表电能计量误差应满足等级指数要求，试验框图如10所示；

图10 采样值输入接口接收功率试验框图Fig.10 Block diagram of sampling value input interface receiver power test

（4）规约一致性检查，包括采样值规约一致性试验、配置文件检查、IEC 61850通讯功能动态检查等。动态检查试验框图如11所示，测试软件逐条按照测试人员预先编辑的测试用例控制电能表校验仪，按照正常状态、异常装置持续时间和输出电压、电流值模拟不同的异常事件，接收被测电能表返回MMS报文，解析MMS报文响应节点，判断被测电能表是否响应和动作情况是否与测试用例的预设结果一致，返回时间是否符合标准要求。

图11 数字化电能表IEC 61850规约符合性测试系统框图Fig.11 Block diagram of the IEC 61850 protocol conformance test system

经中国电力科学研究院全面检测的新一代智能变电站计量设备，包括承担计量考核任务的独立数字化电能表以及集成计量功能的集成测控装置，在2013年国家电网公司建设的北京、上海、重庆、武汉、天津6座110 kV、220 kV新一代智能变电站示范工程中大面积使用，据跟踪调研，几类设备运行良好，针对不同类型计量点的不同配置方案合理可行，在保证计量准确可靠的同时，实现了智能变电站计量系统的集成化、智能化。

经过前期6座新一代智能变电站示范工程的验证，新一代智能变电站数字化电能计量系统目前已经在国家电网公司26省网省公司开展全面推广。

4 结束语

新一代智能变电站具有数字化、网络化、集成化、智能化特点，站内计量系统随之进行了更加深入的数字化、集成化及智能化变革。文章在介绍数字化计量系统的基础上，详细介绍了新一代智能变电站计量系统的系统构成与相关设备检测技术。新一代智能变电站计量系统是在数字化计量系统基础上的业务融合集成与提升，首次应用了集合计量功能的测控装置等新的计量设备以及IEC 61850电量抄表应用等新的计量技术，这些新设备与新技术在运行过程中能否满足计量系统可靠性、稳定性、安全性要求，还需要在变电站运行过程中不断总结与发现。目前，数字化计量系统还不能作为贸易结算依据，但随着国家数字化计量体系的建立，不久的将来，数字化计量系统由于其特有的技术特点，将全面应用于各电压等级、各类型计量点。