高效能监测系统：FA63变电站电能质量优化方案

1.概述

目前数字化变电站整体解决方案主流供应商所提供的数字互感器包括光电式互感器和电子式互感器。由于价格以及稳定性因素，纯光纤式光电互感器在电网应用较少。支柱式电子互感器的采集电流信号的采集卡需要激光功能，所以采样率一般不超过200点/周波。GIS式电子互感器的电流采集卡可采用其他供能方式，采样率可以做得更高。但由于变电站保护和测控通常只需要80点/周波采样率，所以即便数字式互感器能提供更高采样率，也会通过在合并单元进行抽值处理，使得合并单元最终输出的采样率为80点/周波。而电能质量监测装置要求最低采样率为256点/周波，一般主流厂家都能提供512点/周波或更高采样率产品。如将现有合并单元输出的80点/周波采样值直接作为电能质量监测装置的输入存在以下问题：

1）采样频率非2的N次方，无法利用FFT算法计算谐波；

2）采样过程采用无频率跟踪模式，存在短范围内的频谱泄漏以及长范围内的频谱旁瓣干扰问题，导致谐波测量不准确；

3）根据采样定理，所能计算出的谐波次数不能满足实际需要和未来发展。

在电能质量监测装置中采用特定数学算法可以修正上述问题。例如通过加窗插值等软件算法修正采样过程无频率跟踪问题，通过素因子和WFTA相结合算法修正采样率非2的N次方的问题，通过二次采样算法来提高采样率等。这些方法都是从电能质量监测装置角度出发，并且通过软件算法来修正将导致测量结果的不确定性增加，因此并非彻底解决方法。要彻底解决互感器和合并单元输出信号采样率的问题，只有从过程层数字式互感器源头来考虑。

2012年，广东电网公司电力科学研究院组织对数字化变电站现场调查以及互感器、电能质量监测装置厂家的调研，调研结果表明：

1）合并单元输出信号采样率主要取决于互感器，如果互感器采样率提高，合并单元采样率可随之提高；

2）目前互感器采样率低下的主要原因是二次设备没有对数字式互感器提出高采样率的需求；

3）以广东电网为例，目前110kV数字化变电站内普遍存在两种类型互感器，即电子式/光电式数字互感器（主要在110kV电压等级）和传统互感器（主要在10kV电压等级），对数字化变电站进行电能质量监测需要同时兼容数字信号和传统信号。

基于以上调研情况，为满足数字化变电站电能质量管理需要，本公司提出从数字化变电站数字式互感器层面提高采样率，从而解决数字化变电站电能质量最主要问题的整体性解决方案。

2.数字化变电站电能质量监测系统设计

数字化变电站电能质量监测整体解决方案覆盖过程层、间隔层和变电站层，包括研发高采样率数字互感器、高采样率合并单元、数字式电能质量监测装置以及电能质量管理平台。系统架构如图1所示。该方案从提高过程层数字式互感器的采样率角度出发从根本上解决数字化变电站电能质量监测存在的最大问题。

（1）高采样率电子式互感器

本文研制的电子式互感器采用支柱型电压电流组合电子式互感器（见图2）。互感器采用电感分压原理，电流互感器采用罗科夫斯基（Rogowski）绕组和低功率绕组（low power current transformer，LPCT）组合，采样频率由采样信号发送模块控制。为提高电子式互感器采样率至512点/周波，通过增加一套独立于原有保护、计量、测控等采样绕组的采样信号发送模块以及一组专用于电能质量的低功率绕组，并提高该采样信号发送模块中采样系统的截止频率至2.5kHz。这种架构设计同时避免电能质量监测功能对原有保护、计量、测控等功能产生影响。

数字式互感器的采样率提高到512点/周波之后，能完全满足数字式电能质量监测装置的数据分析需要，同时无需再采用特殊算法对采样值信号进行修正。但采样率提高也带来高速编解码和数据完整性等额外技术问题。

（2）高速编解码和数据完整性问题

电能质量监测系统本身是一个海量数据系统。数字式电能质量监测装置直接从合并单元获取采样信号进行数据处理，必须考虑高采样率情况下海量数据的高速编解码问题，以免造成数据丢失或测量准确度下降。依据IEC61850-9-2，单个报文最大长度为：26字节以太网报头+4字节优先权标记+8字节以太网型PDU+2字节ASN.1标记/长度+2字节块的数目+46字节通用数据集+23字节状态量=111字节×8位=888位+96位帧间隔=984位。因此在合并单元提供512点/周波采样信号的情况下其带宽至少应该是

S_R×T_L=（512×50）×984bit=24.023Mbit/s式中，S_R表示采样速率；T_L表示最大报文长度。

在512点/周波采样率下，每两个相邻采样点之间的时间间隔为39.0625_μs，则每个IEC61850-9-2报文需要在40μs内解码完成，否则可能会有采样值信号缺失。同时考虑到电能质量监测装置内部海量数据计算工作量，因此庞大数据量以及高速编解码要求对合并单元和数字式电能质量监测装置提出很高的架构要求。本文提出采用多CPU架构来分解任务流，以数字式电能质量监测装置为例，可设计：①针对每1～2回路采样信号输入，设置一个数据采集CPU；②针对每一个数据采集CPU，设置一个数据处理CPU；③设计一个主CPU，用于控制和调度各数据处理CPU并负责内部数据缓存、通信等事务。图3是一个支持8个合并单元接入的数字式电能质量监测装置的硬件框架示意图。

图1 数字化变电站电能质量监测系统框图

图2 高采样率电子式互感器结构图

1—互感器CT室（包含铝制顶部及高压电流接线端） 2—复合绝缘子 3—铝制底座 4—电流互感器采集信号发送模块 5—电流互感器绕组 6—（包含罗科夫斯基绕组和LPCT绕组）用于分压的串联组合的电感线圈 7—电压互感器采集信号发送模块 8—电流互感器信号输出光纤 9—电压互感器信号输出光纤 10—固体绝缘结构（采用聚氨酯填充）

图3 数字式电能质量监测装置硬件框架示意图

（3）数字式电能质量监测装置的IEC61850建模

基于IEC61850标准模型可将电能质量监测装置快速接入不同后台系统，降低系统复杂性，减少接入工作的开发调试成本。国家电网公司于2010年制订的《电能质量监测终端技术规范》制订了电能质量监测装置IEC61850模型，但该模型的部分细节需要完善，例如：

1）数据集划分太细，实时数据与历史数据均分多个数据集，导致控制块过多，增加硬件资源要求；

2）没有实现日志功能，无法实现数据追补；

3）电压暂态扰动采用分相捕捉算法，难以通过IEC61000-4-30计算暂态扰动特征值；(www.xing528.com)

4）并非基于IEC61850 ED2，仍采用ED2已废止的MSTA逻辑节点。

数字式电能质量监测装置的IEC61850模型设计需要考虑到变电站实际运行情况，以及电能质量实际应用需求，例如装置停电以及通信故障等数据缺失原因的记录、数据缺失后的数据追补机制等。针对数据追补问题，IEC61850提供了日志功能（LOG），可通过日志和缓存报告结合予以解决。图4所示为数字式电能质量监测装置的IEC61850模型原理图。

图4 数字式电能质量监测装置的IEC61850模型原理图

（4）数字互感器和传统互感器同时接入问题

数字化变电站电能质量监测系统需要考虑处理数字化变电站内普遍存在数字互感器和传统互感器的实际情况。考虑到经济性、通信规约以及采样同步等因素，可将传统互感器经数据采集卡接入合并单元再接入数字式电能质量监测装置，数据采集卡同时实现A/D转换功能。

合并单元将数字互感器和传统互感器的输入信号按照IEC 61850-9-2组帧并传输给电能质量监测装置。为简化合并单元接口，数据采集卡输出数据采用与数字互感器相同的通信规约IEC 60044。合并单元同时还要考虑数字互感器的激光供能和采样过程同步等问题。

（5）合并单元和数字式电能质量监测装置的校准

为验证合并单元和数字式电能质量监测装置的测量准确度，以及对IEC61850的支持程度，数字化变电站电能质量监测系统需设计开发校准系统。校准系统采用全自动闭环控制，实现自动控制标准源输出、自动采集电能质量监测装置监测数据、自动计算误差和自动输出校准报告等，并支持校准过程的人工控制。

以针对数字式电能质量监测装置校准为例，其校准项包括：

1）IEC 61850一致性检测，验证IEC 61850语法和功能模型是否满足IEC 61850-7-3/4ED2规定；

2）接入测试，验证通信规约是否满足IEC 61850-8-1规定；

3）准确度测试，验证测量准确度满足GB/T 19862—2005《电能质量监测设备通用要求》规定。

全自动校准系统的功能框架如图5所示。标准源可采用OMICRON、Fluke 6100A等常用电能质量标准源，由专用检测人员自动控制输出。数据采集程序支持IEC 61850-8和IEC61850-9-2通信规约，分别实现针对数字式电能质量监测装置和合并单元的校准。检测报告采用模板方式自动生成。

3.系统应用

基于本文所提出的数字化变电站电能质量监测系统方案，已研制出512点/周波电子式电压电流互感器、512点/周波合并单元、数据采集卡、数字式多通道电能质量监测装置，以及电能质量管理平台。为验证数字式电能质量监测装置的测量准确度，采用2.5节提出的全自动校准对其进行准确度校准，每个校准项均有多次测试，由于篇幅限制，表1和表2仅给出部分校准结果。表1和表2所示的校准项包括基波电压、基波电流、频率、短时闪变、电压不平衡度、电流不平衡度、谐波电压含有率，结果均满足标准规定的误差限。

图5 电能质量全自动校准系统功能框架图

表1 校准结果

表2 谐波电压含有率测试结果

注：设置基波电压=57.7V，基波电流=4A，HRU₂～HRU₅=0.5%，HRU₆～HRU₉=1%，HRU₁₀～HRU₁₃=3%，HRU₁₄～HRU₁₇=4%，HRU₁₈～HRU₂₂=0.5%，HRU₂₃～HRU₂₅=20%。

经校准合格之后，该成套系统在广东电网110kV岩前变电站投入应用，其中电子式电压电流互感器安装在110kV间隔并接入合并单元，一个10kV间隔传统互感器通过数据采集卡接入到合并单元，合并单元将采样信号送到数字式电能质量监测装置，再以IEC 61850-8将处理后电能质量指标经网络传输到省级电能质量管理平台。根据变电站实际情况，数据采集卡、合并单元和数字式电能质量监测装置采用集中组屏方式安装。系统投运后各设备一直正常稳定运行，主站端电能质量监测数据完整无缺失。表3～表6为采用该系统对岩前变10kV侧PPC点的监测结果，监测时间为24h，统计数据为95%概率值。

表3 基本电能参数与电压不平衡度

表4 电压长时闪变

表5 谐波电压含有率95%概率统计值（%）

表6 谐波电流含有率95%概率统计值（%）

4.结束语

数字化变电站电能质量监测问题是电能质量监测的新问题。由于国内数字化变电站发展过程一直侧重于继电保护和综合自动化系统，目前数字化变电站中的数字互感器和合并单元无法提供满足电能质量分析需求的高采样率原始数据。从完善电能质量管理角度出发，广东电科院组织数字化变电站考察和设备厂家调研，并最终提出了一套完整的、覆盖间隔层、过程层和变电站层的数字化变电站电能质量监测系统，通过从过程层互感器源头出发提高采样率彻底解决采样率问题，并对采样率提高导致的高速编解码和海量数据处理问题、电能质量监测装置的IEC61850建模问题、数字互感器和传统互感器同时接入等问题提出了解决方案。基于本文所提出解决方案开发的数字化变电站电能质量监测系统已经开发完毕并投入落点应用，运行效果良好。

（作者：深圳市中电电力技术股份有限公司 王昕 王新华广东电网公司电力科学研究院 徐柏榆 王玲 盛超）