0 引言

    在智能变电站中，数字化计量装置及其采样值传输体系取代了传统的计量装置及其回路实现电能计量功能，电子式互感器及合并单元的应用将一次电压、一次电流就地实现数字化，通过IEC61850标准规约在过程层和间隔层设备中实现采样值的传输^[1-2]。与传统电能计量装置不同，数字电能表接收的是离散的采样值，电压电流采样时间的同步性将关乎功率因数的准确性，进而影响到电能计量的准确性，尤其是在智能变电站采用内桥接线、3/2接线、母线PT级联等设计时，位于多个间隔的电子式互感器的电压、电流采样值通常经过合并单元级联或组网传输至数字化电能表^[3]，此时跨间隔的采样值同步是一个关键问题，而且跨间隔采样值同步中绝对延时时间的补偿结果将直接影响电能计量的准确度。

    目前的智能变电站系统中，采样值的同步主要依靠合并单元来完成，合并单元通过接收外部同步和额定延时的方式对采样值进行同步插值，并将插值后的数据用IEC61850-9-2协议发送给数字化电能表^[4-6]，数字化电能表根据IEC61850-9-2报文里的采样值进行电能计量^[7]。这种方式存在一定不足：首先，合并单元依靠外部同步信号来进行采样值的同步^[8]，这样同步时钟源的可靠性和稳定性直接影响了电能计量的准确度；其次，在3/2接线的智能变电站中，存在合并单元的级联情况，如图1所示。由于数字化电能表不能接收来自多个合并单元的数据，因此需要增加一级合并单元用于整合来自不同合并单元的采样值报文，这样就增加了设备的数量和系统的复杂度，影响了电能计量的准确度。

    本文设计了一种适用于3/2接线的数字电能校准装置，可以同时接收来自母线PT及其合并单元、各间隔CT及其合并单元组成的采样值传输系统中的IEC61850-9-2数字报文，采用多个光纤端口同时接收来自母线PT及其合并单元、各间隔CT及其合并单元组成的采样值传输系统中的IEC61850-9-2报文，运用数字报文携带的信息和傅里叶变换补偿方法解决同步性引起的功角偏差。

1 装置设计

    智能变电站3/2接线的数字电能校准装置主要包括光纤网口模块(3个)、脉冲驱动模块、现场可编程逻辑门阵列(FPGA)、微控制器(MCU)、人机交互模块。装置总体结构如图2所示。

    3个光纤网口模块用于接收来自CT1合并单元、CT2合并单元、PT合并单元输出的基于IEC61850-9-2LE协议的光数字信号，并将光数字信号转换为电数字信号；模块内部PHY芯片将电数字信号处理后通过MII接口传至FPGA；脉冲驱动模块用于接收数字式电能表发出的低频脉冲信号，并将其转化成TTL脉冲信号传至FPGA；FPGA用于接收来自3个光纤网口模块的电数字信号，对其进行报文解析、数据缓存，将解析出的相关数据通过FSMC总线上传至MCU；并接收MCU的指令产生对应频率的高频脉冲信号，输出高频脉冲的同时将高频脉冲送到内部的误差计算单元，误差计算单元根据高频脉冲和脉冲驱动模块传来的低频脉冲进行误差分析；内部串口驱动控制器用于与人机交互模块的串口通信。MCU模块用于接收FPGA上传的数字报文信息和数据，并将处理好的数据和结果下传回FPGA。

2 电能校准方法

    智能变电站3/2接线的数字电能校准装置在电能校准时的接线图如图3所示。

    在计量3/2接线的电能时，CT1合并单元输出的IEC61850-9-2报文接到装置的光纤网口1上，CT2合并单元输出的IEC61850-9-2报文接到本装置的光纤网口2上，PT合并单元输出的IEC61850-9-2报文接到本装置的光纤网口3上。在装置上分别设定好对应网口的IEC61850-9-2基本参数，包括MAC地址、APPID、通道总数、通道映射、SVID、采样率等，这些设定参数应与相连接的合并单元信息保持一致；被测数字电能表输出的低频脉冲接入本装置的脉冲驱动模块，用于被测电能表的误差校准。

    由于从接收到的报文中解析出的是离散的采样值报文序列，故采用电压、电流采样点相乘积分的形式来计算电能量，计算公式为：

其中，C为数字电能表脉冲常数，单位为imp/kWh；U₀为额定电压值，单位为V；I₀为额定电流值，单位为A。

    本装置额定电压挡位划分为400 V、200 V、100 V、50 V 4挡；电流挡位划分为100 A、20 A、10 A、2 A、1 A、0.2 A、0.1 A 7挡；对应具体的脉冲常数表如表1所示。

    本装置最终输出的高频脉冲频率F可表示为：

3 技术难点

    智能变电站3/2接线数字电能校准装置关键技术难点是系统中同步性的某些因素会造成IEC61850-9-2数字报文中的采样值数据之间的角度偏差，当电压和电流的采样值不同步时会直接在功率角上产生一个偏移角度，该偏差在不同功率角的情况对电能计量精度的影响不同^[9]。

    表2为不同功率角下，功率角产生1°偏差时对功率因数和电能计量误差的影响。

    从表2可以看出，在固定偏差下，功率角越大（小于90°）时，引入的功率因素偏差越大，从而造成的电能计量的偏差越大。因此，解决角度偏差问题是确保3/2接线数字电能计量准确的关键。而造成角度偏差的主要因素有：(1)报文传输时可能的抖动和延迟使得不同合并单元采样值数据到达装置的时间不同，造成数据的错位，从而产生角度偏差；(2)不同合并单元的额定延时不同，造成报文采样值的初始相位不同，从而造成角度偏差。

4 解决方案

4.1 传输过程造成的报文延迟和错序问题

    当前合并单元的采样率大多为4 000，即每秒输出4 000个IEC61850-9-2报文，合并单元会根据同步信号对这4 000个报文从0～3 999进行编号，同步信号到达时刻输出的报文为0报文；在同一个智能变电站中，不同合并单元接收的是同一个同步时钟的同步信号，智能变电站3/2接线数字电能校准装置通过判断不同合并单元输出的IEC61850-9-2报文中携带的报文编号就可以判断报文是否为同一时刻采样的值，从而解决报文延迟、错序等因素造成的采样值不同步现象^[10]。

4.2 不同合并单元的额定延时不同造成角度偏差

    由于合并单元在生产和调试中存在一定的差异性，不同合并单元在模拟采样、模数转化、数字报文组帧过程中消耗的时间不同，合并单元会把这部分时间以额定延时的方式标注在IEC61850-9-2报文中。针对采样延时不同的问题，本文提出了两种解决方式。

4.2.1 采用线性插值方式

    通过对样本进行插值来实现采样信号的重建，即对离散的采样序列进行插值处理，得到连续的信号。线性插值是将两个连续采样点之间进行线性化处理，这样两个采样点之间的任意时刻的采样值可用线性函数计算出来。

    采用这种方式对连续两个采样点之间进行线性化处理，可得到连续的信号，对信号进行重新采样实现采样序列的同步，从而消除采样延时不同造成的角度偏差，如图4所示，其中W1、W2为两个不同延时的采样报文。

    由于线性插值是一种近似还原的方法，存在一定的精度偏差，采样频率越高，还原的精度越高。而目前合并单元的采样频率为4 kS/s，即一个周期80点采样值，用线性插值方式引入的误差较大，不能满足装置作为标准电能计量的要求。

4.2.2 采用傅里叶变换进行角度补偿

    对于一段样本数量有限的采样序列，可采用离散傅里叶变换还原出该序列的初相角和有效值。离散傅里叶变换（DFT）数学模型如下：

    设有限长序列x(n)，n=0，1，2，…，N-1，它的离散傅里叶变换DFT定义为：

    利用离散傅里叶变换得到来自不同合并单元的采样序列初相角，再根据合并单元的额定延时信息，对计算得到的初相角进行相位补偿，从而解决角度偏差造成的电能计量问题。

    采用离散傅里叶变换还原的精度较高，而存在的缺点是实时性不高，需要先采集一部分样本用于运算，得到初相角进行补偿。在电能计量校验中，对实时性的要求并不高，可以先进行样本采集、运算以及角度偏差补偿之后，再开始电能的校验。因此本装置采用方案二来解决角度偏差的问题。

5 结果与分析

    采用带有双路输出功能的数字功率源输出两路基于IEC61850-9-2协议的数字报文到本装置，其中一路报文携带额定110 kV电压信号，另一路携带额定1 000 A电流信号；固定电压初相为0，通过改变电流的初相位来改变功率角，并引入1°的功率角偏差，试验电流角度分别选取0°、30°、45°、60° 4个测试点；本装置接收带有1°偏差的两路报文，解析出报文中对应的电压、电流信号，分别采用线性插值补偿和离散傅里叶补偿两种方式来对有固定1°偏差的数字源进行电能的计量，补偿结果如表3所示。

    分析表3的数据结果可以发现，线性插值补偿方式得到的电能计量值与无补偿的情况相比，总体而言与理论值偏差较小，但在电流初相为0°的测试点结果却不如无补偿的情况，与DFT补偿结果相比，偏差较大；采用DFT补偿方式得到的电能计量值与无补偿、线性插值补偿相比，均与理论值偏差较小，且偏差均在十万分之一以内，满足数字化电能计量的要求。

    因此，采用离散傅里叶方式具有较好的补偿效果，可以满足电能计量准确度的需求。

6 结束语

    智能变电站3/2接线的数字电能校准装置与常规数字电能校验仪相比，具备多个光纤端口同时接收来自不同合并单元的数字报文，在装置内部实现采样值的同步处理；灵活运用数字报文携带的信息，解决报文延迟和错序的问题；采用傅里叶变换补偿方法，解决采样值报文角度偏移问题，能够实现3/2接线方式下电能的准确计量，满足对被测数字电能表的准确校准要求。

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作者信息:

肖  涛

（国网浙江省电力有限公司电力科学研究院，浙江 杭州310014