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[摘要]变电站光数字保护装置现场调试技术、电能计量问题、一致性测试平台研究是超(特)高压变电站实现数字化和智能电网的关键。随着光电技术在传感器应用领域研究的突破、IEG61 850标准的颁布实施、太网通信技术的应用以及智能断路器的发展，数字化已成为未来变电站自动化技术发展的主流。由于数字化变电站中网络通信非常复杂，因此有必要对其产品和系统的通信行为进行一致性测试。测试保证了装置三种不同的互操作。指出面向通信服务的互操作是获得面向功能互操作的基础，而面向功能测试与工程实际应用关系更为密切。针对未来数字化变电站中光电式互感器的电能计量与传统电能计量的区别和二次回路的特点进行了介绍，并对数字式保护的调试方案、整组及网络传输时间的测试方法及存在的一些共性问题提出了一些观点。
[关键词]数字化变电站 智能电网 互操作 一致性测试平台 IEG61850 电能计量 光电式互感器
1概述
2009年5月21日，在UHV2009会议上国家电网首先提出加快建设以特高压电网为骨干网架，各级电网协调发展，具有信息化、自动化、数字化和互动化为特征的统一的坚强智能电网。
数字化变电站是实现智能电网的基础，其主要标志是采用数字化电气测量系统(如光电式或电子式互感器)来采集电流、电压等电气量，实现了一、二次系统在电气上的有效隔离，增大了电气量的动态测量范围并提高了测量精度，以及信息集成化应用提供了基础，从而实现常规变电站转为数字化。IEC61850标准提供了变电站自动化系统功能建模、数据建模、通信协议、通信系统的项目管理和一致性检测等一系列标准。按照IEC61850标准建设变电站的通信网络和系统，符合其标准设备的推出是建设数字化变电站的有效途径，提供了技术支撑。数字化变电站大大减少了二次回路的电缆数量，既减少了建设成本，又有利于设备的维修，是未来变电站发展的主流。
微电子和计算机技术的发展使变电站各种智能电子设备(IED)具备了数字化和低功耗的特点。这些IED在物理上可安装在三个不同的功能层，即变电站层、间隔层和过程层。目前集中式或分布式变电站自动化系统的信息采集来源于传统电磁式电压互感器(PT)／电流互感器(cT)的模拟输出，因此，变电站IED必须通过电磁变换回路将传统PT／CT的二次输出信号变换为适合于微电子电路的低电平信号，通过对应于每台设备的电缆将这些测量值传到继电保护、测控、计量、测量及自动化系统。
常规变电站自动化系统的二次系统采用单元间隔的布置形式，装置之间相对独立，缺乏整体的协调和功能优化，主要问题是信息难以共享、设备之间不具备互操作性、系统的可扩展性差及系统可靠性受二次电缆影响。
新型光电式互感器的应用、IEC61850标准的颁布实施、网络通信技术发展(尤其以太网技术在电力系统中应用的普及)、一次设备操作智能化技术的发展等，为变电站自动化技术的应用和发展注入了新的推动力。电能计量也因此发生了新的变化，呈现出新的特点。
数字化变电站的推广应用为我们带来便利的同时，也为调试工作带来了一定的难度。保护装置的整组动作时间特性是保护装置性能的关键因素，对于传统的保护装置，保护整组动作时间都是通过向保护装置加入故障量，并测量保护装置的开出接点来测量的。而对于光数字保护来说，由于保护的开出是光信号，因此传统的测量方法将不再适用。此外，信号在通信网络中的传输受端节点CPU利用率、端节点处的通信流量及网络负载的影响，其传输时延具有不确定性。
为测试数字保护装置整组动作时间，以及采用“点对点光纤网络”、“goose光纤网络”等出口方式下网络信号的传输时间，提出了适用于光数字保护的整组时间测试方案。
数字化变电站逐渐成为热点，引起了广大用户和制造商的广泛关注。在数字化变电站中，需要将来自不同厂家的智能设备以通信方式集成为一个系统。为了获得互操作性，各方需要遵循统一的通信标准(能够满足数字化变电站的通信需求)，这就是IEC61850。
IEC6l 850与传统技术相比，有很多新的技术特性：如采用了面向对象建模技术、定义了基于XML的工程工具数据交换格式SCL，提出了变电站层、间隔层、过程层三层变电站通信架构等。但其中最主要的优点是具有互操作性，能够使来自不同厂家的IED相互交换信息，完成各自的功能。
但在工程实践中发现，有些装置通过了IEC61850的测试，单个通信服务是正确的，但仍无法被系统集成。这是因为IEC61850目前有很大的局限性，因是面向服务的测试，而不是面向功能和系统的测试。因此，IEC61850目前还不能满足现在数字化变电站通信一致性的测试要求。
2一致性测试平台
2.1 数字化变电站一致性测试的三个层次
(1)面向系统性能的测试；
(2)面向应用功能的测试；
(3)面向通信服务的测试。
面向通信服务的互操作是获得面向功能互操作的基础，而面向功能测试与工程实际应用关系更加密切。面向系统性能的测试可以确认整个系统在应用中的性能问题。这三个层次的测试难度是不同的，面向通信服务相对最简单，而面向系统性能测试则相对最困难。现阶段各检测机构所作的一致性测试都是根据IEC61 850进行面向通信服务的测试。考虑到实现的难度，可分阶段实施。
2.2 IEC61850的局限性
(1)测试范围的局限性，目前只定义了IEC61850服务器的测试案例，没有定客户端的测试案例和方法。因此，只能用于测试间隔层的保护、测控设备的一致性，对于变电站层的监控、远动、工程师站等设备无法进行测试。
(2)是面向通信服务和模型的测试而不是面向功能测试。
IED通过IEC61850测试只是表明其基本通信服务是与IEC61850一致的。但无法保证IED的功能的一致性。从工程角度看，有必要对IED进行全面测试(包含功能测试)，才能保证通过测试的IED在工程实际系统表现正常。真正实现互操作。
2.3面向功能一致性测试的必要性
实际上变电站自动化系统都是面向功能的：例如监控系统对间隔层IED遥测、遥信信息的收集、通信中断的判断和告警等。在IEC61850应用中经常出现通过IEC61850测试的IED在变电站工程现场，有时还无法实现功能上的互操作。因此，有必要对IED进行面向功能一致性测试。
2.4面向功能测试平台的构建
2.4.1 系统建立遵循的原则
(1)构成系统的设备具有良好的一致性；选择通过IEC61850一致性测试的设备作为间隔层标准服务器，用于测试变电站层的客户端设备。 (2)测试的通信过程能够被记录和分析；使用IEC61850通信协议工具对测试的通信过程进行全面的记录，便于分析问题。
(3)与IEC61 850测试案例相结合。针对功能测试所暴露出的ACSI通信服务问题，利用IEC61850测试案例，使用面向通信服务的测试平台。
2.4.2测试系统的组成
(1)变电站层：采用实际的监控系统作为标准IEC61850客户端对待检间隔层设备进行测试。
(2)间隔层：采用通过测试的保护设备和测控设备作为标准IEC61850服务器端，对待检变电站层设备进行测试。
(3)网络设备：用于组网的网络交换机、通信过程记录的IEC61850协议分析记录设备。
(4)测试仪器：继电保护测试仪等。
2.4.3测试内容
(1)变电站层IED测试
①系统配置工具，变电站层IED通用测试内容：系统配置工具能够处理标准IED的ICD文件。能够对GOOSE进行配置。生成的SCD或CID文件符合IEC61850标准。
②监控系统与IED进行了通信，实现四遥功能。四遥信息能够在画面上正常显示。对于事件能够产生告警信息。可以进行遥控。对于保护装置，可以正常接收保护事件和录波信息，并使两者正确关联。能够正确召唤、编辑、更新、切换保护定值。能够判断通信中断、进行双网切换。
③远动系统能够与标准IED进行正常通信。正确收集四遥信息。能够判断通信中断、进行双网切换。 能够完成站内数据(IEC61850)与远动数据的正确转化。
④故障信息子站能够与标准保护IED进行通信。正确收集标准保护IED的录波文件。能够对定值进行召唤、编辑、更新和切换。
(2)间隔层IED测试包括保护；测控；录波器。
①公共文件的检查(人工)，看服务器或模型是否有明显不满足的地方。
②ICD文件的合法性静态检(软件工具)测，将不符合项进行定位和显示，并输出测试结果。
③IED数据模型内外描述的一致性(软件工具)。
④网络中断检测，检查IED是否能够自动判断出通信中断，并释放相关资源。
⑤双网络切换，软件工具应能够以差异明显的色彩表示A、B两网的运行工况，包括：运行、备用。需要判断IED是否能够顺利的进行双网切换。
(3)保护装置
①完成间隔层IED公共测试项内容。
②遥测对遥测量进行显示，判断是否正确。
③遥信对遥信量进行显示。判断是否正确。
④遥控以SBOes及直控方式对保护装置进行控制，例如切换软压板，装置复归。
⑤定值召唤、编辑、更新、切换召唤保护定值，编辑并更新定值，切换定值组。
⑥保护事件和录波文件，以报告方式上送，文件格式及文件命名方式与《IEC61850I程实施规范》是否一致。
(4)测控装置
①完成间隔层IED公共测试项内容。
②遥测保护接测试仪，输入模拟量，软件工具对遥测量进行显示。判断是否正确。
③遥信保护接测试仪，输入开关量，并发生变位，软件工具对遥信进行显示。判断是否正确。遥控以SBOes以及直控方式对保护装置进行控制，例如切换软压板，装置复归等。
④GOOSE测试被测试IED与测试平台上标准的测控装置进行逻辑互锁。双方按照事先定义的测试案例进行逻辑闭锁测试。
(5)录波装置
①要完成间隔层IED公共测试项内容。
②接保护测试仪，做保护实验，使保护动作，使录波装置录波。
③产生了录波文件。软件工具读录波文件。判断录波文件格式及文件命名方式与《IEC61850工程实施规范》是否一致。
2.5面向功能测试系统的应用
发现几乎所有被测设备或多或少都存在各种问题，例如ICD文件格式不对，ICD所描述的模型与IED实际运行的模型不一致，召唤保护定值等功能实现不正确等。针对ACSI通信服务问题，使用面向服务的测试工具，利用IEC61850所定义的有关测试案例进行进一步测试，找出问题根源。测试证明了面向功能测试平台的有效性和实用性。
3电能计量
3.1数字化变电站中电能计量与传统电能计量方式的区别
(1)输入信号类型不同
光电式互感器的出现是数字化变电站技术应用的主要标志之一。根据IEC标准规定，光电式互感器具有模拟输出或者数字输出或者两者兼有的信号输出方式，其中模拟输出不再是传统电磁式互感器的100V／5A，而是低压小信号，更重要是具有数字输出方式，这是传统变电站计量中所没有的。
(2)计量系统与其他系统间的信息集成化
常规变电站二次系统采用单元间隔方式分布，电能计量设备与其他诸如监控、保护、故障录波等装置之间相对独立，功能单一。而在数字化变电站中，间隔层一般按断路器间隔划分，电能计量设备与其他测控或继电保护装置通过局域网或串行总线与变电站联系，且往往监控、保护与计量等功能集成在统一的多功能数字装置内，可以实现设备之间的信息交换与共享。
(3)数据通信方式不同传统电能计量系统利用金属电缆的模拟量通信模式，这种模式接线复杂，抗干扰能力差，二次回路负荷变化将直接影响传统互感器的输出，从而影响电能计量的准确性。而在数字化变电站中，利用现场总线技术实现变电站过程层的通信已经得到应用，数据的采集和传送不再是模拟量的点对点方式，而采用集中采集和处理，以网络通信的方式传送。
3.2光电式互感器的应用对电能计量的影响
根据传感头设计原理的不同可以分为有源型和无源型两种光电互感器。前者在高压端采用新型传感头得到性能优越的电信号，利用光电转换为数字信号传输到低压端；后者主要是利用电光效应(电压传感器)和磁光效应(电流传感器)调制光信号，传感过程中不涉及电信号。虽然两者的传感原理差别很大，但传感特性和输出接口却存在很多共性，影响着数字化变电站中的电能计量，主要体现在以下几个方面：
(1)频率响应范围宽，谐波测量能力强
电能表按不同的使用场合分为直接接通式和经互感器接通式两种。光电式互感器电能表由于主要用在高压或中压，需要用互感器将一次系统的高电压或大电流降为电能表可以接受的电压、电流信号，从而准确安全地进行计量。在这种情况下，当电压或电流发生畸变时，互感器对电能计量的影响主要表现在两个方面：一是互感器能否把一次侧的谐波信号正确地传送到电能测量仪表的端子，二是互感器本身是否会产生谐波电量影响电能表等各种测量仪表。光电式互感器的频率范围主要取决于相关的电子线路部分，频率响应范围宽，一般可设计到0.1Hz到1MHz，特殊的可设计到200MHz的带宽。 因此，光电式互感器可以测量高压电力线路上的谐波，将谐波信号传送给电能测量仪器仪表，使得谐波电能的准确计量成为可能。而这点对于传统的电磁式互感器来说是难以做到的。
(2)不含铁心，消除了磁饱和及铁磁谐振等问题
传统PT／CT不可避免地存在磁饱和及铁磁谐振等问题，对电能计量造成负误差。光电式互感器不用铁心做磁耦合，因此消除了磁饱和及铁磁谐振现象，从而使互感器暂态响应好、稳定性好，保证了系统运行的高可靠性，减小了电能计量误差。
(3)动态范围大，测量精度高，传统CT由于存在磁饱和问题，难以实现大范围测量，同一互感器很难同时满足测量和保护需要。光电式互感器则有很宽的动态范围，可同时满足两者的需要。
(4)数字接口，通信能力强，系统整体精度高，数字化变电站采用分层分布式结构。光电式互感器较传统互感器的最大区别在于直接提供数字信号。正是这个区别对电能计量产生很大影响。
(5)电磁式互感器的误差随二次回路的负荷变化而变化，产生的系统误差不可预计。而光电式互感器传送的是数字信号，因而完全不受负载的影响，系统误差仅存在于传感头自身。当作为测量应用时，由于光电式互感器下传的是光数字信号，与通信网络容易接口，光线传输过程中没有附加测量误差。在测量中的A／D转换也没有附加误差，即使是相同等级精度上，数字式测量系统的整体精度也要比一般常规系统高得多。
3.3光电式互感器与电能计量设备的数据接口
光电式电压／电流互感器的国际标准，有两种输出方式：①模拟信号输出：额定值为4V(测量)及200mV(保护)；②数字信号输出：额定值为2D41H(测量)及01CFH(保护)。
实现光电式互感器与二次设备的接口主要有两种方式：一种将光电式互感器的输出信号转化为低压模拟量，此时二次设备无需改动，其A／D转换器依旧保留；另一种将数字化输出的光电式互感器直接与数字式二次设备连接，此时二次设备上的隔离变压器和A／D转换器均可省略。
模拟接口是为了利用变电站已有模拟接口二次设备的一种过渡措施，数字接口是变电站通信对光电式互感器的最终要求，无论从系统可靠性还是技术发展角度考虑，第二种方式都更具有优势和革新意义。
光电式互感器二次侧采用数字输出，把电压和电流采样信号用数据包的方式发送给二次电能计量表计，这种数据传输方式不是实时的，暂不符合目前实时电能计量方式，需要进行一些基础研究工作才能使用。例如，需要解决使用数据包计算电能，研制数字电能表，编写数字电能表国家标准问题。
3.4数字化变电站电能计量研究方向的展望
尽管目前已有针对数字化变电站中电能计量的产品，但是在电能计量方面仍然有许多问题需要企业和科研单位展开相关研究。
(1)关于电能计量基本技术要求的研究
数字化变电站中电能计量对互感器、输入信号及电能表计会有新的技术要求，体现在电压、频率、谐波、输入数字信号等各个方面。
(2)数字化电能表国家标准的制定
国家标准的研究和制定将对新型光电式互感器的电能表研究、生产和应用起到规范的指导作用。
(3)数字电能表校验方法的研究
光电式互感器的应用，其数字输出方式对变站综合自动化系统产生很大影响，然而现有标准计量机构对电能表进行精度校验仍局限在模拟输入方式。
(4)电能计量系统误差的研究
在电能计量中，由于光电式互感器的应用而使得误差环节得以减少或消除。未来可以将光电式互感器、数据传输和电能计量终端等设备作为一个整体来分析，通过改变数据传输的条件和软硬件环境，研究得到各个环节对于电能计量误差的影响。
(5)功率或电能等数据在合并单元中的处理
在IEC标准规定的合并单元数据帧中可以考虑加入功率或电能计量的结果，这样可以简化二次计量设备的功能，但是需要在数据打包前对采集到的电压电流在合并单元中先进行处理。
(6)虚拟电能计量在数字化变电站中的应用
随着虚拟仪器技术的发展，可以采用虚拟仪器平台来实现数字化变电站中的电能计量。
4实例概况
一次设备采用传统的开关设备，因此需要在开关场加装智能单元，将数字式保护开出的光信号转化为模拟信号，实现开关的远方操作。
二次设备均采用南京新宁公司生产的数字化设备。
变压器分3个电压等级，110kV侧为内桥接线；35kV、10kV侧为单母线分段的接线方式。
变压器差动及后备保护采用新宁公司的X7210-F-A型保护，高压侧、中压侧的电流、电压信号经过合并器OEMU702合并后分别经过一根光纤引入保护装置。低压侧的电流、电压信号经过10kV就地智能单元XA702采集后经一根光纤引入保护装置。保护的开出信号通过光纤分别引入3个室内智能单元。室内智能单元XA701N与高、中压侧的室外智能单元XA701W及低压侧的智能单元XA702通过光纤以太网进行通信。室外智能单元将室内智能单元的跳闸信号转化为模拟量接入至传统的开关跳闸回路，并负责将就地的信息(包括开关位置信息、刀闸位置信息、闭锁信息、告警信息等)转化为数字量传输至室内智能单元。变压器的非电量保护装设在变压器本体附近，采集由XA703智完成。
4.1保护装置调试项目
数字化变电站的保护调试方法与传统保护的调试方法基本上是相同的，但也存在差别。IEC61850标准按通信体系及设备功能将变电站自动化系统分为三层：变电站层、间隔层、过程层。光数字保护装置属于间隔层设备的一部分，此外还有控制及监视单元不能将它们分裂开来。
变压器保护的调试项目有：
①采样精度及相序检查；②保护功能测试(包括变压器差动保护，三段式复压过流保护，过负荷起动风冷，过负荷闭锁调压等)；③测控装置联调；④带开关跳闸测试。
变压器保护的调试时间及信号在光纤网络中的传输时间，由于博电公司生产的PWF光数字保护测试仪与新宁公司的变压器保护采用的通信规约不一致，需指出的是，在试验过程中，通过此种方法向保护装置加入的电流量并不是很准确，误差一般在2％～3％之间。到目前为止，国内还没有通用的光数字保护测试仪器。此外，变压器保护装置作为间隔层的一部分，需要把变压器保护与测控装置紧密联系起来。光数字保护的每一个动作或报警号都应该在后台显示，并且时间上应牢牢对应。
4.2测试整组时间及网络传输时间(以变压器差动保护跳110kV侧开关为例)
试验过程中，将录波器放置在保护装置附近，并铺两根长距离电缆至110kV开关本体及智能单元，引入开关本体的跳闸接点及室外智能单元的操作箱跳闸输入接点。先合上110kV侧开关，启动录波器后，向保护装 置注入故障电流使差动保护动作，开关跳开后，停止录波。变压器保护室内智能单元A／D转换110kV侧开关，光纤硬接线注入故障电流录波器，采集故障电流操作箱的跳闸输入接点开关跳闸回路接通1 10kV分段母线模数转换器光纤操作箱室外智能单元硬接线。
变压器保护的报文显示及录波图中可以看出：差动保护的动作时间为18ms，从保护通入故障电流至室外智能单元操作箱跳闸输入接点闭合的时间为43ms，从保护通入故障电流至开关跳闸接点闭合的时间为53ms。保护的启动时间需要4ms，开关室外智能单元的继电器动作时间需要7ms，保护信号在光纤回路中的传输时间为14.3ms。重复相同的步骤，对变压器保护跳中压侧、低压侧开关的网络传输时间进行测试，结果与高压侧近似相等。因此可以得出结论，变压器保护跳闸信号在光纤网络中的传输时间是稳定的，并且符合要求。
5结论及建议
(1)数字化变电站的一致性测试，面向通信服务的互操作，有很大的局限性，不能满足工程的需要，本文提出面向功能测试平台方案，完成了测试平台的建设、投入应用并取得了良好的实际效果。
(2)光电式互感器的应用对电能计量产生了很大影响，目前的数字化电能计量仍然存在很多亟待解决的问题，需要进行相关的研究。
(3)保护装置整组动作时间及网络传输时间的测试方案只能适用于一次设备是传统开关，二次设备是数字化装置的过渡型的变电站。对于一次设备也采用智能开关的变电站，其跳闸信号传输过程将省去室外智能单元信号等一系列中间环节，理论上保护整组动作时间及网络传输时间将更快。
(4)各生产厂家对IEC61850规约的理解不一致，并且在国内还没有对规约中存在差异的地方有进一步的规定，因此导致不同厂家生产的产品之间不能够有效地实现光纤数字通信。同一个变电站所订购的二次设备只能是同一厂家生产的产品。
(5)光电互感器没有专门的实验仪器进行校验。对于较高等级的光电互感器的精度校验，指针表读数的方法很难达到要求。
(6)数字化变电站许多工作可以在设备出厂前完成。由厂家提供相应的出厂报告，现场只需对设备进行组装及检查，这样，既能大大减少了基建过程中的调试工作量，又能缩短变电站的投运时间。
[关键词]数字化变电站 智能电网 互操作 一致性测试平台 IEG61850 电能计量 光电式互感器
1概述
2009年5月21日，在UHV2009会议上国家电网首先提出加快建设以特高压电网为骨干网架，各级电网协调发展，具有信息化、自动化、数字化和互动化为特征的统一的坚强智能电网。
数字化变电站是实现智能电网的基础，其主要标志是采用数字化电气测量系统(如光电式或电子式互感器)来采集电流、电压等电气量，实现了一、二次系统在电气上的有效隔离，增大了电气量的动态测量范围并提高了测量精度，以及信息集成化应用提供了基础，从而实现常规变电站转为数字化。IEC61850标准提供了变电站自动化系统功能建模、数据建模、通信协议、通信系统的项目管理和一致性检测等一系列标准。按照IEC61850标准建设变电站的通信网络和系统，符合其标准设备的推出是建设数字化变电站的有效途径，提供了技术支撑。数字化变电站大大减少了二次回路的电缆数量，既减少了建设成本，又有利于设备的维修，是未来变电站发展的主流。
微电子和计算机技术的发展使变电站各种智能电子设备(IED)具备了数字化和低功耗的特点。这些IED在物理上可安装在三个不同的功能层，即变电站层、间隔层和过程层。目前集中式或分布式变电站自动化系统的信息采集来源于传统电磁式电压互感器(PT)／电流互感器(cT)的模拟输出，因此，变电站IED必须通过电磁变换回路将传统PT／CT的二次输出信号变换为适合于微电子电路的低电平信号，通过对应于每台设备的电缆将这些测量值传到继电保护、测控、计量、测量及自动化系统。
常规变电站自动化系统的二次系统采用单元间隔的布置形式，装置之间相对独立，缺乏整体的协调和功能优化，主要问题是信息难以共享、设备之间不具备互操作性、系统的可扩展性差及系统可靠性受二次电缆影响。
新型光电式互感器的应用、IEC61850标准的颁布实施、网络通信技术发展(尤其以太网技术在电力系统中应用的普及)、一次设备操作智能化技术的发展等，为变电站自动化技术的应用和发展注入了新的推动力。电能计量也因此发生了新的变化，呈现出新的特点。
数字化变电站的推广应用为我们带来便利的同时，也为调试工作带来了一定的难度。保护装置的整组动作时间特性是保护装置性能的关键因素，对于传统的保护装置，保护整组动作时间都是通过向保护装置加入故障量，并测量保护装置的开出接点来测量的。而对于光数字保护来说，由于保护的开出是光信号，因此传统的测量方法将不再适用。此外，信号在通信网络中的传输受端节点CPU利用率、端节点处的通信流量及网络负载的影响，其传输时延具有不确定性。
为测试数字保护装置整组动作时间，以及采用“点对点光纤网络”、“goose光纤网络”等出口方式下网络信号的传输时间，提出了适用于光数字保护的整组时间测试方案。
数字化变电站逐渐成为热点，引起了广大用户和制造商的广泛关注。在数字化变电站中，需要将来自不同厂家的智能设备以通信方式集成为一个系统。为了获得互操作性，各方需要遵循统一的通信标准(能够满足数字化变电站的通信需求)，这就是IEC61850。
IEC6l 850与传统技术相比，有很多新的技术特性：如采用了面向对象建模技术、定义了基于XML的工程工具数据交换格式SCL，提出了变电站层、间隔层、过程层三层变电站通信架构等。但其中最主要的优点是具有互操作性，能够使来自不同厂家的IED相互交换信息，完成各自的功能。
但在工程实践中发现，有些装置通过了IEC61850的测试，单个通信服务是正确的，但仍无法被系统集成。这是因为IEC61850目前有很大的局限性，因是面向服务的测试，而不是面向功能和系统的测试。因此，IEC61850目前还不能满足现在数字化变电站通信一致性的测试要求。
2一致性测试平台
2.1 数字化变电站一致性测试的三个层次
(1)面向系统性能的测试；
(2)面向应用功能的测试；
(3)面向通信服务的测试。
面向通信服务的互操作是获得面向功能互操作的基础，而面向功能测试与工程实际应用关系更加密切。面向系统性能的测试可以确认整个系统在应用中的性能问题。这三个层次的测试难度是不同的，面向通信服务相对最简单，而面向系统性能测试则相对最困难。现阶段各检测机构所作的一致性测试都是根据IEC61 850进行面向通信服务的测试。考虑到实现的难度，可分阶段实施。
2.2 IEC61850的局限性
(1)测试范围的局限性，目前只定义了IEC61850服务器的测试案例，没有定客户端的测试案例和方法。因此，只能用于测试间隔层的保护、测控设备的一致性，对于变电站层的监控、远动、工程师站等设备无法进行测试。
(2)是面向通信服务和模型的测试而不是面向功能测试。
IED通过IEC61850测试只是表明其基本通信服务是与IEC61850一致的。但无法保证IED的功能的一致性。从工程角度看，有必要对IED进行全面测试(包含功能测试)，才能保证通过测试的IED在工程实际系统表现正常。真正实现互操作。
2.3面向功能一致性测试的必要性
实际上变电站自动化系统都是面向功能的：例如监控系统对间隔层IED遥测、遥信信息的收集、通信中断的判断和告警等。在IEC61850应用中经常出现通过IEC61850测试的IED在变电站工程现场，有时还无法实现功能上的互操作。因此，有必要对IED进行面向功能一致性测试。
2.4面向功能测试平台的构建
2.4.1 系统建立遵循的原则
(1)构成系统的设备具有良好的一致性；选择通过IEC61850一致性测试的设备作为间隔层标准服务器，用于测试变电站层的客户端设备。 (2)测试的通信过程能够被记录和分析；使用IEC61850通信协议工具对测试的通信过程进行全面的记录，便于分析问题。
(3)与IEC61 850测试案例相结合。针对功能测试所暴露出的ACSI通信服务问题，利用IEC61850测试案例，使用面向通信服务的测试平台。
2.4.2测试系统的组成
(1)变电站层：采用实际的监控系统作为标准IEC61850客户端对待检间隔层设备进行测试。
(2)间隔层：采用通过测试的保护设备和测控设备作为标准IEC61850服务器端，对待检变电站层设备进行测试。
(3)网络设备：用于组网的网络交换机、通信过程记录的IEC61850协议分析记录设备。
(4)测试仪器：继电保护测试仪等。
2.4.3测试内容
(1)变电站层IED测试
①系统配置工具，变电站层IED通用测试内容：系统配置工具能够处理标准IED的ICD文件。能够对GOOSE进行配置。生成的SCD或CID文件符合IEC61850标准。
②监控系统与IED进行了通信，实现四遥功能。四遥信息能够在画面上正常显示。对于事件能够产生告警信息。可以进行遥控。对于保护装置，可以正常接收保护事件和录波信息，并使两者正确关联。能够正确召唤、编辑、更新、切换保护定值。能够判断通信中断、进行双网切换。
③远动系统能够与标准IED进行正常通信。正确收集四遥信息。能够判断通信中断、进行双网切换。 能够完成站内数据(IEC61850)与远动数据的正确转化。
④故障信息子站能够与标准保护IED进行通信。正确收集标准保护IED的录波文件。能够对定值进行召唤、编辑、更新和切换。
(2)间隔层IED测试包括保护；测控；录波器。
①公共文件的检查(人工)，看服务器或模型是否有明显不满足的地方。
②ICD文件的合法性静态检(软件工具)测，将不符合项进行定位和显示，并输出测试结果。
③IED数据模型内外描述的一致性(软件工具)。
④网络中断检测，检查IED是否能够自动判断出通信中断，并释放相关资源。
⑤双网络切换，软件工具应能够以差异明显的色彩表示A、B两网的运行工况，包括：运行、备用。需要判断IED是否能够顺利的进行双网切换。
(3)保护装置
①完成间隔层IED公共测试项内容。
②遥测对遥测量进行显示，判断是否正确。
③遥信对遥信量进行显示。判断是否正确。
④遥控以SBOes及直控方式对保护装置进行控制，例如切换软压板，装置复归。
⑤定值召唤、编辑、更新、切换召唤保护定值，编辑并更新定值，切换定值组。
⑥保护事件和录波文件，以报告方式上送，文件格式及文件命名方式与《IEC61850I程实施规范》是否一致。
(4)测控装置
①完成间隔层IED公共测试项内容。
②遥测保护接测试仪，输入模拟量，软件工具对遥测量进行显示。判断是否正确。
③遥信保护接测试仪，输入开关量，并发生变位，软件工具对遥信进行显示。判断是否正确。遥控以SBOes以及直控方式对保护装置进行控制，例如切换软压板，装置复归等。
④GOOSE测试被测试IED与测试平台上标准的测控装置进行逻辑互锁。双方按照事先定义的测试案例进行逻辑闭锁测试。
(5)录波装置
①要完成间隔层IED公共测试项内容。
②接保护测试仪，做保护实验，使保护动作，使录波装置录波。
③产生了录波文件。软件工具读录波文件。判断录波文件格式及文件命名方式与《IEC61850工程实施规范》是否一致。
2.5面向功能测试系统的应用
发现几乎所有被测设备或多或少都存在各种问题，例如ICD文件格式不对，ICD所描述的模型与IED实际运行的模型不一致，召唤保护定值等功能实现不正确等。针对ACSI通信服务问题，使用面向服务的测试工具，利用IEC61850所定义的有关测试案例进行进一步测试，找出问题根源。测试证明了面向功能测试平台的有效性和实用性。
3电能计量
3.1数字化变电站中电能计量与传统电能计量方式的区别
(1)输入信号类型不同
光电式互感器的出现是数字化变电站技术应用的主要标志之一。根据IEC标准规定，光电式互感器具有模拟输出或者数字输出或者两者兼有的信号输出方式，其中模拟输出不再是传统电磁式互感器的100V／5A，而是低压小信号，更重要是具有数字输出方式，这是传统变电站计量中所没有的。
(2)计量系统与其他系统间的信息集成化
常规变电站二次系统采用单元间隔方式分布，电能计量设备与其他诸如监控、保护、故障录波等装置之间相对独立，功能单一。而在数字化变电站中，间隔层一般按断路器间隔划分，电能计量设备与其他测控或继电保护装置通过局域网或串行总线与变电站联系，且往往监控、保护与计量等功能集成在统一的多功能数字装置内，可以实现设备之间的信息交换与共享。
(3)数据通信方式不同传统电能计量系统利用金属电缆的模拟量通信模式，这种模式接线复杂，抗干扰能力差，二次回路负荷变化将直接影响传统互感器的输出，从而影响电能计量的准确性。而在数字化变电站中，利用现场总线技术实现变电站过程层的通信已经得到应用，数据的采集和传送不再是模拟量的点对点方式，而采用集中采集和处理，以网络通信的方式传送。
3.2光电式互感器的应用对电能计量的影响
根据传感头设计原理的不同可以分为有源型和无源型两种光电互感器。前者在高压端采用新型传感头得到性能优越的电信号，利用光电转换为数字信号传输到低压端；后者主要是利用电光效应(电压传感器)和磁光效应(电流传感器)调制光信号，传感过程中不涉及电信号。虽然两者的传感原理差别很大，但传感特性和输出接口却存在很多共性，影响着数字化变电站中的电能计量，主要体现在以下几个方面：
(1)频率响应范围宽，谐波测量能力强
电能表按不同的使用场合分为直接接通式和经互感器接通式两种。光电式互感器电能表由于主要用在高压或中压，需要用互感器将一次系统的高电压或大电流降为电能表可以接受的电压、电流信号，从而准确安全地进行计量。在这种情况下，当电压或电流发生畸变时，互感器对电能计量的影响主要表现在两个方面：一是互感器能否把一次侧的谐波信号正确地传送到电能测量仪表的端子，二是互感器本身是否会产生谐波电量影响电能表等各种测量仪表。光电式互感器的频率范围主要取决于相关的电子线路部分，频率响应范围宽，一般可设计到0.1Hz到1MHz，特殊的可设计到200MHz的带宽。 因此，光电式互感器可以测量高压电力线路上的谐波，将谐波信号传送给电能测量仪器仪表，使得谐波电能的准确计量成为可能。而这点对于传统的电磁式互感器来说是难以做到的。
(2)不含铁心，消除了磁饱和及铁磁谐振等问题
传统PT／CT不可避免地存在磁饱和及铁磁谐振等问题，对电能计量造成负误差。光电式互感器不用铁心做磁耦合，因此消除了磁饱和及铁磁谐振现象，从而使互感器暂态响应好、稳定性好，保证了系统运行的高可靠性，减小了电能计量误差。
(3)动态范围大，测量精度高，传统CT由于存在磁饱和问题，难以实现大范围测量，同一互感器很难同时满足测量和保护需要。光电式互感器则有很宽的动态范围，可同时满足两者的需要。
(4)数字接口，通信能力强，系统整体精度高，数字化变电站采用分层分布式结构。光电式互感器较传统互感器的最大区别在于直接提供数字信号。正是这个区别对电能计量产生很大影响。
(5)电磁式互感器的误差随二次回路的负荷变化而变化，产生的系统误差不可预计。而光电式互感器传送的是数字信号，因而完全不受负载的影响，系统误差仅存在于传感头自身。当作为测量应用时，由于光电式互感器下传的是光数字信号，与通信网络容易接口，光线传输过程中没有附加测量误差。在测量中的A／D转换也没有附加误差，即使是相同等级精度上，数字式测量系统的整体精度也要比一般常规系统高得多。
3.3光电式互感器与电能计量设备的数据接口
光电式电压／电流互感器的国际标准，有两种输出方式：①模拟信号输出：额定值为4V(测量)及200mV(保护)；②数字信号输出：额定值为2D41H(测量)及01CFH(保护)。
实现光电式互感器与二次设备的接口主要有两种方式：一种将光电式互感器的输出信号转化为低压模拟量，此时二次设备无需改动，其A／D转换器依旧保留；另一种将数字化输出的光电式互感器直接与数字式二次设备连接，此时二次设备上的隔离变压器和A／D转换器均可省略。
模拟接口是为了利用变电站已有模拟接口二次设备的一种过渡措施，数字接口是变电站通信对光电式互感器的最终要求，无论从系统可靠性还是技术发展角度考虑，第二种方式都更具有优势和革新意义。
光电式互感器二次侧采用数字输出，把电压和电流采样信号用数据包的方式发送给二次电能计量表计，这种数据传输方式不是实时的，暂不符合目前实时电能计量方式，需要进行一些基础研究工作才能使用。例如，需要解决使用数据包计算电能，研制数字电能表，编写数字电能表国家标准问题。
3.4数字化变电站电能计量研究方向的展望
尽管目前已有针对数字化变电站中电能计量的产品，但是在电能计量方面仍然有许多问题需要企业和科研单位展开相关研究。
(1)关于电能计量基本技术要求的研究
数字化变电站中电能计量对互感器、输入信号及电能表计会有新的技术要求，体现在电压、频率、谐波、输入数字信号等各个方面。
(2)数字化电能表国家标准的制定
国家标准的研究和制定将对新型光电式互感器的电能表研究、生产和应用起到规范的指导作用。
(3)数字电能表校验方法的研究
光电式互感器的应用，其数字输出方式对变站综合自动化系统产生很大影响，然而现有标准计量机构对电能表进行精度校验仍局限在模拟输入方式。
(4)电能计量系统误差的研究
在电能计量中，由于光电式互感器的应用而使得误差环节得以减少或消除。未来可以将光电式互感器、数据传输和电能计量终端等设备作为一个整体来分析，通过改变数据传输的条件和软硬件环境，研究得到各个环节对于电能计量误差的影响。
(5)功率或电能等数据在合并单元中的处理
在IEC标准规定的合并单元数据帧中可以考虑加入功率或电能计量的结果，这样可以简化二次计量设备的功能，但是需要在数据打包前对采集到的电压电流在合并单元中先进行处理。
(6)虚拟电能计量在数字化变电站中的应用
随着虚拟仪器技术的发展，可以采用虚拟仪器平台来实现数字化变电站中的电能计量。
4实例概况
一次设备采用传统的开关设备，因此需要在开关场加装智能单元，将数字式保护开出的光信号转化为模拟信号，实现开关的远方操作。
二次设备均采用南京新宁公司生产的数字化设备。
变压器分3个电压等级，110kV侧为内桥接线；35kV、10kV侧为单母线分段的接线方式。
变压器差动及后备保护采用新宁公司的X7210-F-A型保护，高压侧、中压侧的电流、电压信号经过合并器OEMU702合并后分别经过一根光纤引入保护装置。低压侧的电流、电压信号经过10kV就地智能单元XA702采集后经一根光纤引入保护装置。保护的开出信号通过光纤分别引入3个室内智能单元。室内智能单元XA701N与高、中压侧的室外智能单元XA701W及低压侧的智能单元XA702通过光纤以太网进行通信。室外智能单元将室内智能单元的跳闸信号转化为模拟量接入至传统的开关跳闸回路，并负责将就地的信息(包括开关位置信息、刀闸位置信息、闭锁信息、告警信息等)转化为数字量传输至室内智能单元。变压器的非电量保护装设在变压器本体附近，采集由XA703智完成。
4.1保护装置调试项目
数字化变电站的保护调试方法与传统保护的调试方法基本上是相同的，但也存在差别。IEC61850标准按通信体系及设备功能将变电站自动化系统分为三层：变电站层、间隔层、过程层。光数字保护装置属于间隔层设备的一部分，此外还有控制及监视单元不能将它们分裂开来。
变压器保护的调试项目有：
①采样精度及相序检查；②保护功能测试(包括变压器差动保护，三段式复压过流保护，过负荷起动风冷，过负荷闭锁调压等)；③测控装置联调；④带开关跳闸测试。
变压器保护的调试时间及信号在光纤网络中的传输时间，由于博电公司生产的PWF光数字保护测试仪与新宁公司的变压器保护采用的通信规约不一致，需指出的是，在试验过程中，通过此种方法向保护装置加入的电流量并不是很准确，误差一般在2％～3％之间。到目前为止，国内还没有通用的光数字保护测试仪器。此外，变压器保护装置作为间隔层的一部分，需要把变压器保护与测控装置紧密联系起来。光数字保护的每一个动作或报警号都应该在后台显示，并且时间上应牢牢对应。
4.2测试整组时间及网络传输时间(以变压器差动保护跳110kV侧开关为例)
试验过程中，将录波器放置在保护装置附近，并铺两根长距离电缆至110kV开关本体及智能单元，引入开关本体的跳闸接点及室外智能单元的操作箱跳闸输入接点。先合上110kV侧开关，启动录波器后，向保护装 置注入故障电流使差动保护动作，开关跳开后，停止录波。变压器保护室内智能单元A／D转换110kV侧开关，光纤硬接线注入故障电流录波器，采集故障电流操作箱的跳闸输入接点开关跳闸回路接通1 10kV分段母线模数转换器光纤操作箱室外智能单元硬接线。
变压器保护的报文显示及录波图中可以看出：差动保护的动作时间为18ms，从保护通入故障电流至室外智能单元操作箱跳闸输入接点闭合的时间为43ms，从保护通入故障电流至开关跳闸接点闭合的时间为53ms。保护的启动时间需要4ms，开关室外智能单元的继电器动作时间需要7ms，保护信号在光纤回路中的传输时间为14.3ms。重复相同的步骤，对变压器保护跳中压侧、低压侧开关的网络传输时间进行测试，结果与高压侧近似相等。因此可以得出结论，变压器保护跳闸信号在光纤网络中的传输时间是稳定的，并且符合要求。
5结论及建议
(1)数字化变电站的一致性测试，面向通信服务的互操作，有很大的局限性，不能满足工程的需要，本文提出面向功能测试平台方案，完成了测试平台的建设、投入应用并取得了良好的实际效果。
(2)光电式互感器的应用对电能计量产生了很大影响，目前的数字化电能计量仍然存在很多亟待解决的问题，需要进行相关的研究。
(3)保护装置整组动作时间及网络传输时间的测试方案只能适用于一次设备是传统开关，二次设备是数字化装置的过渡型的变电站。对于一次设备也采用智能开关的变电站，其跳闸信号传输过程将省去室外智能单元信号等一系列中间环节，理论上保护整组动作时间及网络传输时间将更快。
(4)各生产厂家对IEC61850规约的理解不一致，并且在国内还没有对规约中存在差异的地方有进一步的规定，因此导致不同厂家生产的产品之间不能够有效地实现光纤数字通信。同一个变电站所订购的二次设备只能是同一厂家生产的产品。
(5)光电互感器没有专门的实验仪器进行校验。对于较高等级的光电互感器的精度校验，指针表读数的方法很难达到要求。
(6)数字化变电站许多工作可以在设备出厂前完成。由厂家提供相应的出厂报告，现场只需对设备进行组装及检查，这样，既能大大减少了基建过程中的调试工作量，又能缩短变电站的投运时间。