数字化电能计量技术在江苏无锡应用情况

国网江苏省电力公司电力科学研究院、国家电网公司电能计量重点实验室、无锡供电公司的研究人员程含渺、纪峰、梁凯、田正其、鲍进，在2017年第7期《电气技术》杂志上撰文，统计了江苏无锡智能变电站内数字化电能表的运行故障情况，统计结果表明，数字化电能表在实际应用中还存在诸多问题，如电量无法上传、误差异常等。

实地调研了无锡220kV西泾智能变电站内数字电能计量系统应用情况，发现不仅存在数字化电能表故障问题，而且站内数字化电能计量设备的接线和职责不够清晰，对计量运行维护造成了一定困难。本文在最后总结了数字化电能计量技术目前面临的问题，为下一步工作方向提供参考。

近十年来，我国智能电网的建设和发展取得了巨大成就，以智能变电站为支撑节点的坚强电网逐步形成。作为智能变电站建设的关键一环，数字化电能计量系统也日益受到关注。各高校、科研单位和企业对数字化电能计量的相关问题进行了很多研究，取得了丰富成果[1-8]。

在理论方面，研究了数字化电能计量系统的各个误差环节，充分论证了数字化电能计量的可行性和优越性[1-4]。在计量设备检测方面，研究了数字化电能计量系统各组成设备的检测项目、检测方法及检测设备，形成了较完善的标准体系[5-6]。在实践方面，研究了数字电能计量系统在实际运行中的误差特性，已经在部分地区进行了试点应用[7-8]。

总之，数字电能计量技术已基本具备工程化应用条件。国家电网公司营销部已将数字电能计量用于贸易结算提上工作日程，并成立了数字计量技术工作组，要求在“十三五”期间建立国家电网公司完善的数字化电能计量标准体系。

然而，尽管数字化计量设备自身准确性问题已经明显改善，但在实际运行中仍然存在诸多问题，如通信故障频繁、在设备性能良好的情况下计量误差异常大，从而引起计量数据无法上传、上传数据不准确、出现各类电量不平衡等问题，严重阻碍了数字计量技术的工程化应用进程。

为了切实掌握数字电能计量系统在实际运行中存在的问题，明确下一步推进数字计量实用化工作方面和内容，国网江苏电力公司选取无锡作为调研对象，对其城区管辖的所有数字电能表运行情况进行了统计，并组织实地调研了西泾智能变电站内数字电能计量系统应用状况，获得了宝贵的第一手资料。

本文所做的主要工作如下：（1）介绍了无锡数字电能表的运行故障统计情况，分析了引起各类故障的可能原因；（2）以西泾变1号主变高压侧数字电能计量为例，结合数字计量系统基本架构，指出了其在实际应用存在的缺点；（3）总结了数字化电能计量目前在工程应用中面临的实际问题，提出了相应的解决方案，为数字电能计量用于贸易结算的下一步推进工作提供参考。

1  数字电能计量基础

电能计量主要有两个作用，一是用于电网企业内部考核结算，二是作为发、供和用电三者之间贸易结算依据。电能计量是否准确，直接影响电网企业内部考核分析结果准确性或者贸易结算公平性，因此电能计量系统准确可靠十分重要。

在传统变电站内，电能计量系统由互感器、电子式电能表构成，互感器将高电压/大电流转换成100/57.7V或者1/5A的小电压/电流信号，再输入到电子式电能表，完成电能量累加。在智能变电站内，电能计量系统有两种构成方式，一是采用电子式互感器、数字输入式合并单元和数字化电能表，电子式互感器直接输出数字量，后续数据传输均采用光纤；二是仍然采用传统电磁式互感器，由模拟量输入合并单元对传统互感器输出的电压和电流信号就地数字化，采用这种计量系统结构是因为电子式互感器技术不成熟。这三种计量系统结构对比图如图1所示。

图1 三种计量系统结构对比图

2  无锡数字电能表运行情况统计分析

江苏无锡拥有多座智能变电站，无锡供电公司是江苏省使用数字化电能计量系统范围最大的地市公司之一。截至目前，无锡市区管辖的数字表总数为159只，涉及3个电压等级的19座变电站。其中，500kV变电站1座，涉及光电表18只；220kV变电站4座，涉及光电表65只；110kV变电站14座，涉及光电表76只。

本文主要针对无锡市区管辖的在运数字表运行情况进行了统计，数字化电能表故障率总体上为17%，高于传统电子式电能表故障率。为了进一步分析数字化电能表运行情况，具体按照电压等级、故障类型和生产厂家分类统计，分别如表1、表2和表3所示。

表1 按电压等级统计

表2 按故障类型统计

表3 按生产厂家统计

从上述统计数据可以得出以下结论：（1）从表1可以看出，随着电压等级降低，故障率越来越高；（2）故障种类较多，包括电量无法上传、电量错误等，主要故障是通信故障导致电量无法上传；（3）不同厂家供应的数字化电能表，故障率差距较大。

对于第1点结论，需要补充说明的是，500kV变电站内安装的数字化电能表均为厂家1提供，不能完全支撑结论1。但是，从厂家2供应的数字表看，220kV变电站内数字表故障率远低于110kV变电站，这也能在一定程度上支撑第1个结论。

通过与运维单位的相关技术人员交流讨论以及现场查看，进一步分析了各类故障的可能原因。电量无法上传基本上是由通信故障引起，判断依据是电能表正常计量，但集中抄表中心无法读取电能量。电量错误应该是电能表参数配置错误，判断依据是目前智能变电站内的保护与计量数据源相同，若数据源不正确，保护装置应首先做出反应。其他故障主要是指电能表死机、黑屏、指示灯不亮等，这类故障原因则是电能表本身软件或硬件有缺陷。

3  西泾变数字电能计量故障情况调研

西泾变电站是国网公司首批智能变电站试点工程，于2010年7月开建，同年12月投运。该站是一座完整意义上的智能变电站，采用“三层两网”设计，SV网、GOOSE网和IEEE 1588网共用传输网络，双网冗余。电压和电流测量设备全部采用电子式互感器，其中电流互感器为光学原理，电压互感器为电容分压式原理，相应的，电能计量采用全数字化电能计量系统[9-10]。

西泾变自投运以来，数字计量系统问题相对较少，但仍然存在故障，需要进行现场故障勘察。以西泾变1号主变高压侧数字电能计量为例，其系统结构示意如图2所示。

图2 西泾变1号主变高压侧数字电能计量

从图2可以看出，数字电能计量系统与传统电能计量系统在结构上有很大的差异，主要是电能表不再与互感器直接连接，中间多出了远端模块、光电单元、合并单元、交换机等设备，传输信号也变成了数字量。

从计量现场运维的角度看，虽然接线少了，但由于远端模块、电压合并单元、电流合并单元、交换机等设备分布范围大，而且与变电站内的自动化系统有部分重叠，计量系统二次接线变得不再清晰，整个系统实际上更复杂了。

在西泾变1号主变高压侧数字电能计量故障的现场勘察过程中，传统变电站运维人员难以定位和分析故障，而熟悉数字化电能计量的专业技术人员能推断故障点和故障原因，但由于缺乏变电站运维经验，也难以验证推断。

另外，因为变电站内的数字电能计量系统和自动化系统有部分设备重叠，如合并单元、交换机等，设备归口单位不清晰，需要多部门协调配合完成工作，使故障排查十分困难，解决问题效率低。

4 数字电能计量面临的问题

尽管数字电能计量技术基本已经成熟，可以满足电能计量需求，但若要彻底取代传统电能计量系统，仍然存在一些问题需要解决。通过对江苏无锡数字电能计量应用情况的调研，并结合数字计量技术实际情况，将数字电能计量技术用于贸易结算还存在的问题分为三个方面：一是规范性；二是检测能力；三是量值溯源。

4.1 规范性

规范性的含义包括计量系统结构规范性和计量设备管理规范性。

（1）结构规范性

电能计量不仅仅要求功能正确，特别是用于贸易结算的电能计量系统，还要符合国家强制性要求。在智能变电站设计过程中，设计单位主要关注继电保护和测控自动化系统稳定可靠，对电能计量系统设计仅为功能性层面[11-12]。

例如，在同步对时方面，有的采用IRIG-B码对时，有的采用IEEE 1588对时，由于“直采直跳”保护不依赖对时，有的采样装置甚至不接入对时信号，完全依靠插值同步，而电能表的数据源均来自于交换机。在这种极端情况下，即使电能计量系统的各组成设备误差合格，但整体计量误差几乎可以肯定会超差。

由于受专业和职责所限，广大高校和科研机构主要侧重于计量准确度和溯源技术研究，而计量系统结构规范性方面还没有引起足够重视。所以，造成了目前数字计量系统结构不统一，影响计量准确性和计量数据可靠性。

（2）管理规范性

要确保数字电能计量系统准确稳定可靠，应有统一的管理规范。传统电能计量系统依据DL/T 448-2000《电能计量装置技术管理规程》和SD 109-1983《电能计量装置检验规程》，对计量点分类、计量装置配置、采购、安装、周检等各环节进行了严格规定，所以传统电能计量系统能准确稳定可靠地计量电能。但是对数字电能计量系统的管理，目前还没有强制性或建议性标准文件。数字计量系统从基建投运后，几乎没有管理部门，而且其验收也是由自动化专业完成。

此外，数字化电能计量系统的后续运维也困难重重。一是截至目前，对数字电能计量设备故障的判别，既无检测设备，也无检测依据和手段；二是出现故障后，如何处理也无相关技术规范性文件；三是数字电能计量系统与变电站自动化系统有部分重叠设备，需要协调多部门才能对计量系统进行日常运维工作。

在上述缺乏规范性管理的现状下，数字电能计量系统基本不可能像传统电能计量系统那样准确稳定可靠地运行。

针对这个问题，应协调设计、运维、营销等有关部门，制定多方均认可的智能变电站数字化电能计量系统设计和运维方案，包括系统接线、设备管理归口、设备检验等，形成技术规范性文件加以强制规范。

4.2 检测能力

在实验室检测方面，已参照传统电能计量设备，制订了包括电子式互感器、合并单元以及数字化电能表多项检测标准，并研制或建立了相应的检测平台。尽管目前还不完善，但基本能保证数字电能计量系统在良好运行条件下稳定可靠工作。

然而，在现场检验方面还存在不足。在前面也已经提到，目前针对数字电能计量系统故障现场检测既，缺乏检测设备，也缺乏相关的技术性规范文件。例如，当出现电量无法传回故障时，无法确定故障原因，更无法定位故障点。电能无法传回是调研中发现的最常见故障，由于这类故障原因众多，涉及范围大，所以难以定位故障。

针对这个问题，应研制相应的检测设备。在江苏，用户智能电表所累积的电能量由本地采集终端集中，再由远端服务器统一读取电能量，各地市公司负控中心通过访问接入服务器的方式，读取各智能电表的电能量。

因此，现场检测电量无法传回的设备应有以下功能：（1）模拟本地采集终端，检测电能表的通讯功能是否完好；（2）模拟远端服务器，检测采集终端功能是否完好；（3）模拟负控中心发送抄表指令，检测远端服务器是否能正常接入访问。

4.3 量值溯源

数字电能计量系统要用于贸易结算，量值溯源是必须解决的问题之一。与数字电能计量相关的量值溯源研究包括3各方面：一是高精度数字电能计量算法；二是高准确度的数字功率源生成方法；三是数字量向模拟量溯源。针对前两个问题，目前已经有较多研究，而针对第三个问题，还没有公认的完善方案。

5  结论

本文从故障统计和实地调研两方面，介绍了江苏无锡数字化电能计量技术的工程应用情况，得出主要结论如下：

（1）虽然数字计量技术在理论上已经基本成熟，但在实际工程应用中仍然故障较多。

（2）阻碍数字计量技术应用于工程实践的因素，主要是规范性缺乏和检测能力不足。

（3）若要将数字电能计量系统用于贸易结算，除了上述两个问题，还需要解决量值溯源。

本文也指出了数字计量技术目前面临的3个主要问题，可以为数字电能计量的下一步推进工作提供参考。