0 引言

    在智能變電站中，數字化計量裝置及其采樣值傳輸體系取代了傳統的計量裝置及其回路實現電能計量功能，電子式互感器及合并單元的應用將一次電壓、一次電流就地實現數字化，通過IEC61850標準規約在過程層和間隔層設備中實現采樣值的傳輸^[1-2]。與傳統電能計量裝置不同，數字電能表接收的是離散的采樣值，電壓電流采樣時間的同步性將關乎功率因數的準確性，進而影響到電能計量的準確性，尤其是在智能變電站采用內橋接線、3/2接線、母線PT級聯等設計時，位于多個間隔的電子式互感器的電壓、電流采樣值通常經過合并單元級聯或組網傳輸至數字化電能表^[3]，此時跨間隔的采樣值同步是一個關鍵問題，而且跨間隔采樣值同步中絕對延時時間的補償結果將直接影響電能計量的準確度。

    目前的智能變電站系統中，采樣值的同步主要依靠合并單元來完成，合并單元通過接收外部同步和額定延時的方式對采樣值進行同步插值，并將插值后的數據用IEC61850-9-2協議發送給數字化電能表^[4-6]，數字化電能表根據IEC61850-9-2報文里的采樣值進行電能計量^[7]。這種方式存在一定不足：首先，合并單元依靠外部同步信號來進行采樣值的同步^[8]，這樣同步時鐘源的可靠性和穩定性直接影響了電能計量的準確度；其次，在3/2接線的智能變電站中，存在合并單元的級聯情況，如圖1所示。由于數字化電能表不能接收來自多個合并單元的數據，因此需要增加一級合并單元用于整合來自不同合并單元的采樣值報文，這樣就增加了設備的數量和系統的復雜度，影響了電能計量的準確度。

    本文設計了一種適用于3/2接線的數字電能校準裝置，可以同時接收來自母線PT及其合并單元、各間隔CT及其合并單元組成的采樣值傳輸系統中的IEC61850-9-2數字報文，采用多個光纖端口同時接收來自母線PT及其合并單元、各間隔CT及其合并單元組成的采樣值傳輸系統中的IEC61850-9-2報文，運用數字報文攜帶的信息和傅里葉變換補償方法解決同步性引起的功角偏差。

1 裝置設計

    智能變電站3/2接線的數字電能校準裝置主要包括光纖網口模塊(3個)、脈沖驅動模塊、現場可編程邏輯門陣列(FPGA)、微控制器(MCU)、人機交互模塊。裝置總體結構如圖2所示。

    3個光纖網口模塊用于接收來自CT1合并單元、CT2合并單元、PT合并單元輸出的基于IEC61850-9-2LE協議的光數字信號，并將光數字信號轉換為電數字信號；模塊內部PHY芯片將電數字信號處理后通過MII接口傳至FPGA；脈沖驅動模塊用于接收數字式電能表發出的低頻脈沖信號，并將其轉化成TTL脈沖信號傳至FPGA；FPGA用于接收來自3個光纖網口模塊的電數字信號，對其進行報文解析、數據緩存，將解析出的相關數據通過FSMC總線上傳至MCU；并接收MCU的指令產生對應頻率的高頻脈沖信號，輸出高頻脈沖的同時將高頻脈沖送到內部的誤差計算單元，誤差計算單元根據高頻脈沖和脈沖驅動模塊傳來的低頻脈沖進行誤差分析；內部串口驅動控制器用于與人機交互模塊的串口通信。MCU模塊用于接收FPGA上傳的數字報文信息和數據，并將處理好的數據和結果下傳回FPGA。

2 電能校準方法

    智能變電站3/2接線的數字電能校準裝置在電能校準時的接線圖如圖3所示。

    在計量3/2接線的電能時，CT1合并單元輸出的IEC61850-9-2報文接到裝置的光纖網口1上，CT2合并單元輸出的IEC61850-9-2報文接到本裝置的光纖網口2上，PT合并單元輸出的IEC61850-9-2報文接到本裝置的光纖網口3上。在裝置上分別設定好對應網口的IEC61850-9-2基本參數，包括MAC地址、APPID、通道總數、通道映射、SVID、采樣率等，這些設定參數應與相連接的合并單元信息保持一致；被測數字電能表輸出的低頻脈沖接入本裝置的脈沖驅動模塊，用于被測電能表的誤差校準。

    由于從接收到的報文中解析出的是離散的采樣值報文序列，故采用電壓、電流采樣點相乘積分的形式來計算電能量，計算公式為：

其中，C為數字電能表脈沖常數，單位為imp/kWh；U₀為額定電壓值，單位為V；I₀為額定電流值，單位為A。

    本裝置額定電壓擋位劃分為400 V、200 V、100 V、50 V 4擋；電流擋位劃分為100 A、20 A、10 A、2 A、1 A、0.2 A、0.1 A 7擋；對應具體的脈沖常數表如表1所示。

    本裝置最終輸出的高頻脈沖頻率F可表示為：

3 技術難點

    智能變電站3/2接線數字電能校準裝置關鍵技術難點是系統中同步性的某些因素會造成IEC61850-9-2數字報文中的采樣值數據之間的角度偏差，當電壓和電流的采樣值不同步時會直接在功率角上產生一個偏移角度，該偏差在不同功率角的情況對電能計量精度的影響不同^[9]。

    表2為不同功率角下，功率角產生1°偏差時對功率因數和電能計量誤差的影響。

    從表2可以看出，在固定偏差下，功率角越大（小于90°）時，引入的功率因素偏差越大，從而造成的電能計量的偏差越大。因此，解決角度偏差問題是確保3/2接線數字電能計量準確的關鍵。而造成角度偏差的主要因素有：(1)報文傳輸時可能的抖動和延遲使得不同合并單元采樣值數據到達裝置的時間不同，造成數據的錯位，從而產生角度偏差；(2)不同合并單元的額定延時不同，造成報文采樣值的初始相位不同，從而造成角度偏差。

4 解決方案

4.1 傳輸過程造成的報文延遲和錯序問題

    當前合并單元的采樣率大多為4 000，即每秒輸出4 000個IEC61850-9-2報文，合并單元會根據同步信號對這4 000個報文從0～3 999進行編號，同步信號到達時刻輸出的報文為0報文；在同一個智能變電站中，不同合并單元接收的是同一個同步時鐘的同步信號，智能變電站3/2接線數字電能校準裝置通過判斷不同合并單元輸出的IEC61850-9-2報文中攜帶的報文編號就可以判斷報文是否為同一時刻采樣的值，從而解決報文延遲、錯序等因素造成的采樣值不同步現象^[10]。

4.2 不同合并單元的額定延時不同造成角度偏差

    由于合并單元在生產和調試中存在一定的差異性，不同合并單元在模擬采樣、模數轉化、數字報文組幀過程中消耗的時間不同，合并單元會把這部分時間以額定延時的方式標注在IEC61850-9-2報文中。針對采樣延時不同的問題，本文提出了兩種解決方式。

4.2.1 采用線性插值方式

    通過對樣本進行插值來實現采樣信號的重建，即對離散的采樣序列進行插值處理，得到連續的信號。線性插值是將兩個連續采樣點之間進行線性化處理，這樣兩個采樣點之間的任意時刻的采樣值可用線性函數計算出來。

    采用這種方式對連續兩個采樣點之間進行線性化處理，可得到連續的信號，對信號進行重新采樣實現采樣序列的同步，從而消除采樣延時不同造成的角度偏差，如圖4所示，其中W1、W2為兩個不同延時的采樣報文。

    由于線性插值是一種近似還原的方法，存在一定的精度偏差，采樣頻率越高，還原的精度越高。而目前合并單元的采樣頻率為4 kS/s，即一個周期80點采樣值，用線性插值方式引入的誤差較大，不能滿足裝置作為標準電能計量的要求。

4.2.2 采用傅里葉變換進行角度補償

    對于一段樣本數量有限的采樣序列，可采用離散傅里葉變換還原出該序列的初相角和有效值。離散傅里葉變換（DFT）數學模型如下：

    設有限長序列x(n)，n=0，1，2，…，N-1，它的離散傅里葉變換DFT定義為：

    利用離散傅里葉變換得到來自不同合并單元的采樣序列初相角，再根據合并單元的額定延時信息，對計算得到的初相角進行相位補償，從而解決角度偏差造成的電能計量問題。

    采用離散傅里葉變換還原的精度較高，而存在的缺點是實時性不高，需要先采集一部分樣本用于運算，得到初相角進行補償。在電能計量校驗中，對實時性的要求并不高，可以先進行樣本采集、運算以及角度偏差補償之后，再開始電能的校驗。因此本裝置采用方案二來解決角度偏差的問題。

5 結果與分析

    采用帶有雙路輸出功能的數字功率源輸出兩路基于IEC61850-9-2協議的數字報文到本裝置，其中一路報文攜帶額定110 kV電壓信號，另一路攜帶額定1 000 A電流信號；固定電壓初相為0，通過改變電流的初相位來改變功率角，并引入1°的功率角偏差，試驗電流角度分別選取0°、30°、45°、60° 4個測試點；本裝置接收帶有1°偏差的兩路報文，解析出報文中對應的電壓、電流信號，分別采用線性插值補償和離散傅里葉補償兩種方式來對有固定1°偏差的數字源進行電能的計量，補償結果如表3所示。

    分析表3的數據結果可以發現，線性插值補償方式得到的電能計量值與無補償的情況相比，總體而言與理論值偏差較小，但在電流初相為0°的測試點結果卻不如無補償的情況，與DFT補償結果相比，偏差較大；采用DFT補償方式得到的電能計量值與無補償、線性插值補償相比，均與理論值偏差較小，且偏差均在十萬分之一以內，滿足數字化電能計量的要求。

    因此，采用離散傅里葉方式具有較好的補償效果，可以滿足電能計量準確度的需求。

6 結束語

    智能變電站3/2接線的數字電能校準裝置與常規數字電能校驗儀相比，具備多個光纖端口同時接收來自不同合并單元的數字報文，在裝置內部實現采樣值的同步處理；靈活運用數字報文攜帶的信息，解決報文延遲和錯序的問題；采用傅里葉變換補償方法，解決采樣值報文角度偏移問題，能夠實現3/2接線方式下電能的準確計量，滿足對被測數字電能表的準確校準要求。

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作者信息:

肖  濤

（國網浙江省電力有限公司電力科學研究院，浙江 杭州310014