调研报告数字化电能计量系统 导则

数字化电能计量技术调研报告2021年7月20日.背景从2009年开始以电子式互感器为代表的数字化计量设备在电网中开始试点应用，2013年底建成投运了6座新一代智能变电站试验示范站，2015年又规划建设了50座扩大示范站，2017年国家电网公司组织第三代智能变电站(智慧变电站)试点，2019年国家电网公司组织二次系统优化工作，在山东济南国网技术学院等试点打造自主可控的智能变电站。2022年，南方电网公司在“十四五”数字化规划中进一步推进电力系统数字化建设，其中以智能微型传感器、电能计量APP、云平台为代表的技术在计量系统数字化中大量应用。随着智能变电站的大力建设，国家电网公司营销部于2016年专门成立了数字化计量工作组，制定了《国家电网公司数字计量体系建设研究工作方案》，通过5年的努力，依托国家863项目《新型数字化计量仪器的溯源与量传技术》等国家和公司重点项目，开展了数字化计量量值溯源和数字化计量设备关键技术攻关，并组织了智慧变电站计量系统等试点工程，已经初步建立了数字化计量设备的质量监督体系，培养了一批数字化计量专业人才，提升了公司数字化计量设备的技术和管理水平。随着数字电网的提出，南方电网建立了南方电网数字电网研究院、广东电科院能源技术公司等研究单位，取得了智能电表、传感器、云平台等数字化成果。国外电网数字化计量起步晚，但近些年来，以欧洲为代表的数字化计量技术正在突飞猛进的发展，有逐步推广应用的趋势，数字化计量方面与我们差距正进一步缩小。2.目的和意义在国网公司“数字化新基建”的战略背景下，深入推进数字技术与电网技术融合发展，在电网全环节推进数字化转型，是实现公司战略目标的关键所在。以数字化、网络化、智能化为电网赋能、赋值、赋智，着力提升电网绿色安全、泛在互联、高效互动和智能开放能力。因此，随着国网数字化转型潮流，数字化电能计量系统近些年来得到了极大的发展。为明确电力系统中数字化计量系统的典型架构、应用场景、运行情况、质量监督方法、涉及相关标准等，统筹电力系统对变电站数字化、智能化升级要求与法制计量管理要求，为标准编制提供可靠的数据基础，项目组开展了本次调研。3.调研对象本次调研的对象包括数字化计量系统相关标准、典型架构、应用场景、运行情况、质量监督方法、存在问题。4.调研情况4.1涉及标准4.1.1国外标准现状(1)IEC61850系列标准IEC61850系列标准（国内DL/T860系列标准为对应等同采用系列标准）是电力系统自动化领域唯一的全球通用标准。它通过标准的实现，实现了智能变电站的工程运作标准化。使得智能变电站的工程实施变得规范、统一和透明。不论是哪个系统集成商建立的智能变电站工程都可以通过SCD（系统配置）文件了解整个变电站的结构和布局，对于智能化变电站发展具有不可替代的作用。IEC61850采用分层架构构建了电力自动化的通信网络和系统，更具体地说是子系统的通信架构，如电厂自动化、变电站自动化系统、馈线自动化系统和分布式能源的SCADA。IEC61850系列标准共分为10大类，截至目前，IEC61850系列已发布标准如下表4-1所示。表4-1IEC61850发布标准序号说明标准名称1IEC61850（IEC61850对应国内电力行业标准编号DL/T860)IEC61850：2021SER通信网络和电力公用事业自动化系统-所有部件2IECTR61850-1：2013电力公用事业自动化通信网络和系统-第1部分：简介和概述3IECTS61850-1-2：2020电力设施自动化通信网络和系统-第1-2部分：扩展IEC61850的指南4IECTS61850-2：2019电力设施自动化通信网络和系统-第2部分：词汇表5IEC61850-3：2013电力设施自动化通信网络和系统-第3部分：一般要求6IEC61850-4：2011+AMD1：2020CSV通信网络和电力公用事业自动化系统-第4部分：系统和项目管理7IEC61850-5：2013电力实用自动化通信网络和系统-第5部分：功能和设备型号的通信要求8IEC61850-6：2009+AMD1：2018CSV通信网络和电力公用事业自动化系统-第6部分：与简易爆炸装置相关的电力自动化系统通信的配置描述语言9IEC61850-7-1：2011+AMD1：2020CSV通信网络和电力公用事业自动化系统-第7-1部分：基本通信结构-原则和模型10IEC61850-7-2：2010+AMD1：2020CSV通信网络和电力公用事业自动化系统-第7-2部分：基本信息和通信结构-抽象通信服务接口（ACSI）11IEC61850-7-3：2010+AMD1：2020CSV通信网络和电力公用事业自动化系统-第7-3部分：基本通信结构-通用数据类12IEC61850-7-4：2010+AMD1：2020CSV通信网络和电力公用事业自动化系统-第7-4部分：基本通信结构-兼容逻辑节点类和数据对象类13IECTR61850-7-6：2019电力设施自动化通信网络和系统-第7-6部分：使用IEC61850定义基本应用配置文件（BAPs）的指南14IECTS61850-7-7：2018电力实用程序自动化通信网络和系统-第7-7部分：IEC61850相关工具数据模型的机器处理格式15IEC61850-7-410：2012+AMD1：2015CSV通信网络和电力公用事业自动化系统-第7-410部分：基本通信结构-水力发电厂-用于监控和控制的通信16IEC61850-7-420：2009电力设施自动化通信网络和系统-第7-420部分：基本通信结构-分布式能源资源逻辑节点17IECTR61850-7-500：2017电力实用程序自动化通信网络和系统-第7-500部分：基本信息和通信结构-使用逻辑节点建模应用功能以及变电站的相关概念和指南18IECTR61850-7-510：2012电力公用事业自动化通信网络和系统-第7-510部分：基本通信结构-水力发电厂-建模概念和准则19IEC61850-8-1：2011+AMD1：2020CSV通信网络和电力公用事业自动化系统-第8-1部分：特定通信服务映射（SCSM）-彩信映射（ISO9506-1和ISO9506-2）和ISO/IEC8802-320IEC61850-8-2：2018电力设施自动化通信网络和系统-第8-2部分：特定通信服务映射（SCSM）-可扩展消息存在协议（XMPP）21IEC61850-9-2：2：2011+AMD1：2020CSV通信网络和电力公用事业自动化系统-第9-2部分：特定通信服务映射（SCSM）-通过ISO/IEC8802-3采样值22IEC/IEEE61850-9-3：2016电力公用事业自动化通信网络和系统-第9-3部分：电力公用事业自动化的精密时间协议配置文件23IEC61850-10：2012电力设施自动化通信网络和系统-第10部分：符合性测试24IECTS61850-80-1：2016电力公用事业自动化通信网络和系统-第80-1部分：使用IEC60870-5-101或IEC60870-5-104从基于CDC的数据模型交换信息的指南25IECTR61850-80-3：2015电力设施自动化通信网络和系统-第80-3部分：映射到Web协议-要求和技术选择26IECTS61850-80-4：2016电力实用程序自动化通信网络和系统-第80-4部分：从COSEM对象模型（IEC62056）翻译到IEC61850数据模型27IECTR61850-90-1：2010电力设施自动化通信网络和系统-第90-1部分：使用IEC61850进行变电站之间的通信28IECTR61850-90-2：2016电力设施自动化通信网络和系统-第90-2部分：使用IEC61850进行变电站和控制中心之间的通信29IECTR61850-90-3：2016电力设施自动化通信网络和系统-第90-3部分：使用IEC61850进行状态监测诊断和分析30IECTR61850-90-4：2020电力设施自动化通信网络和系统-第90-4部分：网络工程指南31IECTR61850-90-5：2012电力设施自动化通信网络和系统-第90-5部分：使用IEC61850根据IEEEC37.118传输同步法索信息32IECTR61850-90-6：2018电力设施自动化通信网络和系统-第90-6部分：使用IEC61850用于分配自动化系统33IECTR61850-90-7：2013电力公用事业自动化通信网络和系统-第90-7部分：分布式能源资源（DER）系统中功率转换器的对象模型34IECTR61850-90-8：2016电力实用程序自动化通信网络和系统-第90-8部分：电动汽车对象模型35IECTR61850-90-9：2020电力设施自动化通信网络和系统-第90-9部分：将IEC61850用于电力储能系统36IECTR61850-90-10：2017电力公用事业自动化通信网络和系统-第90-10部分：调度模型37IECTR61850-90-11：2020电力公用事业自动化通信网络和系统-第90-11部分：基于IEC61850的应用程序逻辑建模方法38IECTR61850-90-12：2020电力设施自动化通信网络和系统-第90-12部分：广域网工程指南39IECTR61850-90-13：2021电力公用事业自动化通信网络和系统-第90-13部分：决定性网络技术40IECTR61850-90-17：2017电力设施自动化通信网络和系统-第90-17部分：使用IEC61850传输电源质量数据（2）IEC61869系列标准IEC61869系列(对应国内GB/T20840标准)适用于额定频率在15Hz到100Hz之间电网使用的模拟输出或数字输出电力互感器，其输出接入测量或保护设备，涵盖了IEC60044系列相关标准。截至目前，IEC61869发布标准如下表4-2所示。表4-2IEC61869发布标准序号说明标准名称1IEC61869系列对应国内GB/T20840系列标准IEC61869-1：2007仪器变压器-第1部分：一般要求2IEC61869-2：2012仪器变压器-第2部分：当前变压器的附加要求3IEC61869-3：2011仪器变压器-第3部分：电感电压变压器的其他要求4IEC61869-4：2013仪器变压器-第4部分：组合变压器的其他要求5IEC61869-5：2011仪器变压器-第5部分：电容器电压变压器的其他要求6IEC61869-6：2016仪器变压器-第6部分：低功率仪器变压器的附加一般要求7IEC61869-9:2016仪器变压器-第9部分：仪器变压器的数字接口8IEC61869-10:2017仪器变压器-第10部分：对低功率无源电流变压器的附加要求9IEC61869-11:2017仪器变压器-第11部分：低功率无源电压变压器的附加要求10IEC61869-13:2021仪器变压器-第13部分：独立合并单元（SAMU）11IEC61869-14:2018仪器变压器-第14部分：直流应用当前变压器的附加要求12IEC61869-15:2018仪器变压器-第15部分：直流应用电压变压器的其他要求13IECTR61869-100：2017仪器变压器-第100部分：当前变压器在电力系统保护中的应用指南14IECTR61869-102：2014仪器变压器-第102部分：带电感电压变压器的变电站中的铁共振15IECTR61869-103：2012仪器变压器-使用仪器变压器进行功率质量测量互感器作为应用于电力系统的电参量测量及各类输入或输出变频电量的电器设备的检试验和能效评测的重要设备，在智能变电站乃至传统变电站中占有举足轻重的地位，据不完全统计，丹麦、英国、德国、欧洲电工标准化委员会、韩国、国际电工委员会均发布了IEC61869相关标准。据统计，2016年以来，IEC61869更新的标准占到IEC61869标准体系总量的1/2以上。（3）IEC6205x系列标准IEC62052系列(国内GB/T17215系列为对应修改采用系列标准)连同IECTC13发布的其他IEC6205X系列标准一起规范了电能计量设备的要求、试验、试验方法，具体参见表4-3。表4-3IEC6205x系列标准序号说明标准名称1IEC6205x系列标准IECTR62051：1999电计量-术语表2IECTR62051-1：2004电力计量-仪表读数、资费和负载控制的数据交换-术语表-第1部分：使用DLMS/COSEM与计量设备进行数据交换的术语3IEC62052-11：2020电力计量设备-一般要求、测试和测试条件-第11部分：计量设备4IEC62052-21：2004+AMD1：2016CSV电力计量设备（AC）-一般要求、测试和测试条件-第21部分：资费和负载控制设备5IEC62052-31：2015电力计量设备（AC）-一般要求、测试和测试条件-第31部分：产品安全要求和测试6IEC62053-11：2003+AMD1：2016CSV电力计量设备（AC）-特殊要求-第11部分：用于主动能源的机电表（0、5、1和2类）7IEC62053-21：2020电力计量设备-特殊要求-第21部分：交流电能静电表（0、5、1和2类）8IEC62053-22：2020电力计量设备-特殊要求-第22部分：交流电能静电表（0、1S、0、2S和0，5S类）9IEC62053-23：2020电力计量设备-特殊要求-第23部分：反应能量静电表（第2类和第3类）10IEC62053-24：2020电力计量设备-特殊要求-第24部分：基本部件反应能量的静电表（0，5S类、1S、1、2和3类）11IEC62053-31：1998电力计量设备（AC）-特殊要求-第31部分：机电和电子电表脉冲输出设备（仅限两根电线）12IEC62053-41：2021PRV电力计量设备-特殊要求-第41部分：直流能源静电表（0、5和1类）13IEC62053-52：2005电力计量设备（AC）-特殊要求-第52部分：符号14IEC62053-61：1998电力计量设备（AC）-特殊要求-第61部分：耗电量和电压要求15IEC62054-11：2004+AMD1：2016CSV电力计量（AC）-资费和负载控制-第11部分：电子波纹控制接收器的特殊要求16IEC62054-21：2004+AMD1：2017CSV电力计量（AC）-资费和负载控制-第21部分：时间开关的特殊要求4.1.2国内标准现状数字化计量标准体系目前共计牵头起草了21项标准（包括项9企标、7项行标、5项国家计量校准规范）。明确了数字化计量系统整体要求，从系统层面对整体功能进行了规定和优化，包括《Q/GDW12005-2019数字化计量系统通用技术导则》、《Q/GDW11846-2018数字化计量系统一般技术要求》、《Q/GDW10347-2016电能计量装置通用设计规范》。制定了核心计量设备技术要求，支撑公司智能站建设，包括起草了《Q/GDW11018-2017数字化计量系统技术条件第10部分-数字化电能表》、《数字化计量系统第4-7部分：互感器合并单元技术条件（报批稿）》、《Q/GDW11018.9-2018数字化计量系统技术条件第9部分多功能测控装置》。规范了数字化计量设备检测方法，指导各级计量人员质量监督工作，包括从检测角度起草了《Q/GDW11847.1-2018数字化计量系统设备检测规范第1部分：互感器合并单元》、《Q/GDW11777-2017数字化电能计量装置现场检验技术规范》等检测规范。规定了数字化计量系统现场调试验收方法，规范验收环节，包括《Q/GDW12003-2019数字化计量系统安装调试验收运维规范》。在国网公司企业标准体系基础上，在全国高电压试验技术标委会成立数字化计量体系框架，组织南网、设计院相关厂家编写了《数字化计量系统一般技术要求（报批稿）》、《DL/T1507-2016数字化电能表校准规范》、《DL/T1515-2016电子式互感器接口技术规范》、《DL/T1955-2018计量用合并单元测试仪通用技术条件》、《DL/T2187-2020直流互感器校验仪通用技术条件》、《DL/T2182-2020直流互感器用合并单元通用技术条件》。在数字化计量标准体系建设成果（国家计量技术法规），编写了《JJF1617-2017电子式互感器校准规范》、《JJF1879-2020互感器合并单元校准规范》、《电子式互感器校验仪校准规范（报批稿）》、《互感器用合并单元校验仪校准规范（报批稿）》、《数字化计量系统通用测试方法第1部分：数字量输出报文特性测量方法（征求意见稿）》、《直流互感器暂态特性校验仪校准规范（征求意见稿）》、《直流互感器校验仪检定规程（报批稿）》、《数字化电能表检定规程》正在起草制定中。4.2典型架构4.2.1智能变电站根据智能变电站实际工程应用，数字化计量系统可有多种装置配置方式，以下为四种典型配置方式。采用常规互感器和互感器合并单元，如图4-1。注1：当电压和电流输入至一个互感器合并单元时，无MU1；注2：当互感器合并单元输出采样值点对点传输至数字化电能表时，无交换机。图4-1系统第1种典型配置方式采用数字输出式电子式互感器，如图4-2所示。当不采用级联方式时，无MU1。注1：当电压和电流输入至一个互感器合并单元时，无MU1；注2：当互感器合并单元输出采样值点对点传输至数字化电能表时，无交换机。图4-2系统第2种典型配置方式采用模拟输出式电子式互感器和经电子式互感器接入静止式电能表，如图4-3。图4-3系统第3种典型配置方式桥式接线、3/2接线等跨间隔计量应用场景中，确保电压、电流同步的典型设计方案如图4-4。方案1中，MU1、MU2、MU3应在同一个同步时钟下实现同步采样，采样值均发送至过程层交换机，数字化电能表接收多互感器合并单元采样值报文。方案2中，MU1、MU2、MU3无论是否在同一个同步时钟下采样，均在MU2中进行重采样同步和组合，数字化电能表接收单互感器合并单元采样值报文。根据实际工程设计，方案1和2可混合使用，但应确保采样值在过程层已同步。a）设计方案1b）设计方案2图4-4跨间隔计量系统配置方式4.2.2智慧变电站从2018年开始数字化计量工作组在江苏220kV滆湖变、浙江110kV站前变、湖南110kV狮子山变、湖北110kV金马变、河南35kV杨围孜变、河北110kV定县变、山东110kV商西变7座智慧变电站开展试点。智慧变电站计量系统方案如图4-5所示。智慧变电站计量系统主要由一次电流/电压测量装置、过程层数据合并装置、间隔层电能计量单元与状态监测装置、站控层计量主机等部分组成，其他装置包括时钟同步装置、交换机、采集终端等。图4-5智慧变电站计量系统方案过程层数据合并装置用于对来自多个互感器的电流及电压输出量进行时间同步和组合，并按照规定协议组帧发送至后续装置。间隔层电能计量单元与状态监测用于接收已同步的电流和电压采样值，实现电能计量和状态监测、故障诊断等，可以由独立装置实现如数字化电能表，也可与其他装置集成。站控层计量主机用于采集传输电能量和其他信息，实现全站计量信息可视化显示、统计、监测等应用，该功能可以独立装置形式出现，也可以作为一项功能集成于其他装置当中。4.2.3自主可控的新一代变电站2019年11月初开始，中国电科院组织工作组，在国调中心及国网设备部指导下，开展二次系统优化方案工作。在2020年起开展变电站主设备、辅助设备、监控系统、通信协议、内生安全、设计、检测，以及集控站系统等功能规范编制，并在2021年在山东济南完成了第一座试点的落地。自主可控的新一代变电站整体设计方案如图4-6所示。自主可控的新一代变电站计量系统设计方案如图4-7所示。在图4-7中，计量系统分为2条路径。第一条由电子式互感器/电磁式互感器、结算计量装置、服务网关机组成；第二条由电子式互感器/电磁式互感器、采集执行单元、集中计量装置组成。图4-6自主可控的新一代变电站整体方案图4-7自主可控的新一代变电站中计量系统方案4.3应用场景4.3.1电能考核在智能变电站与数字化变电站中，数字化计量系统主要用于电能考核，用于电能考核的数字化计量关口有78693个，电压等级包括10kV及以上，具体情况见附录A。4.3.2贸易结算在智能变电站与数字化变电站中，存在少量数字化计量系统用于贸易结算，用于贸易结算用关口数量共计81个，电压等级包括110kV及以上。分布情况：冀北：16个、甘肃5个、河南42个、江西1个、浙江8个、山西9个。用于贸易结算数字化计量关口占智能变电站数字化关口比例：0.61%；有贸易结算数字化计量关口网省公司占所有网省公司比例：22.22%，具体情况见附录A。4.3.3南方电网南方电网以“业务数字化、数字业务化”为方向，着力打造以“一中心四大业务链”为基础的数字供应链体系，将“云大物移智链边”等新技术与供应链业务深度融合，推动供应链对象、过程、规则数字化，实现全流程可视化、全链条协同化、全业务数字化。南方电网采用互感器+智能电能表+数字云平台的架构，采用的数字化技术为云边协同的大数据分与管理。（a）南方电网微型智能传感器（b）R46智能电能表（c）APP云平台图4-8南方电网数字化转型在互感器研究中，除传统高压传感器外，南方电网在传感上主要侧重于配网智能传感器的研究。其中最成功的案例是南网数研院自主开发的微型智能电流传感器。该传感器基隧磁阻效应，可测范围在±150A，体积约火柴盒大小，具备体积小、精度高、自校准等特点。南方电网的智能传感领域在新材料、磁阻芯片、微型传感器集成技术等方面，已具备重要的研究基础和核心优势，具体如4-8（a）所示。在智能电能表数字化研究中，广东电科院能源技术公司研发的符合南方电网新技术规范的新一代R46智能电能表采用模组形式，具备电能质量分析模块、电能计量误差自监测模块等，具体如图4-8（b）所示。在数字云平台研究中，广东电科院搭建云平台支撑电能表的管理与计量数据应用，可实现功能包括智能用电、智能开关、用电异常告警、电费管理等，具体如图4-8（c）所示。4.3.4330kV、750kV及1000kV应用情况在西北330kV、750kV等电压等级的变电站中，2013年完成了西北第一所330kV智能变电站试点的建立，然而在数字化计量系统的运行过程中表现除了变电站内母线电能无法平衡的问题，根据现场检测报告表明该问题的产生原因是校准后的电子式互感器在运行过程中误差随时间变化大。在2021年低，陕西公司完成了智能变电站中所有电子式互感器等设备的拆除与替换，至此陕西公司没有数字化计量关口，在1000kV电压等级的特高压变电站中，数字化电能计量系统并未进行应用。具体情况见附录A。4.3.5地方电力应用情况地方电力多处于陕西、内蒙古等低，最大特点为具有电厂，发电的同时也会从国家电网进行购电，由于电力交易同时面向国家电网公司、地方电力公司、用户，因此在部分情况下将产生电费缴纳问题。在陕西地方电力在2020年中发生了电费缴纳问题，为解决电费缴纳问题采用了始时同步的数字化计量系统。在多回线路供电，且客户侧母线并联运行，且上下网电量电价不同的复杂运行条件下，多回线路中相互存在穿越功率，导致常规计量装置多记上下网电量，从而引起电费结算纠纷，具体如图4-9所示。在陕西美鑫铝镁合金厂配套330kV专用变进行了复杂运行条件下数字化计量试点。采用基于数字化计量装置的和电流计量，关口计量点采用双配方案，两个发电厂线路采用单配方案，各安装一套数字化计量系统，总体安装一套电能计量监测分析系统。该项目实施后，系统可以提取用户侧电能数据，包括电厂发电数据、整流变与厂用电数据等。通过潮流计算，计算出美鑫系统的穿越电量、穿越功率大小、总有功和无功需量、综合用电数据和发电数据，并计算出用整流变与厂用电综合用电的功率因数，自动监测数字化计量系统与传统计量系统，当数据存在较大偏差时发出报警。图4-9美鑫铝镁合金厂功率穿越示意图4.3.6新型电力系统随着“碳达峰、碳中和”重要战略的提出，以光伏、风电为主的大量可再生新能源开始并入电网，由于可再生新能源具有随机性、传统的电网技术将不在满足电网的新需求，因此电网开始了新型电力系统的研究。新型电力系统是以坚强智能电网为枢纽平台，以源网荷储互动与多能互补为支撑，具有清洁低碳、安全可控、灵活高效、智能友好、开放互动基本特征的电力系统。新型电力系统中主要场景包括光伏、风电、电动汽车。目前，数字化计量系统并未在新型电力系统中进行试点应用。然而在新型电力系统中，数字化计量系统凭借体积小、数字量输出等优势正与电力电子技术、数据分析技术等进行融合，具体包括：南方电网以透明电网的理念正进行智能微型传感器在新型电力系统中的推广；华为正开展导轨式电子表等数字化计量设备在电动汽车充电桩中的应用研究；威思顿正开展数字式电能表在智慧城市中的应用研究等。4.4运行状态4.4.1数字化电能表1）应用情况主流厂家威思顿2018年出货接近3000台，2019年出货3500台左右，2020年出货预计5800台，威胜近三年出货量分别为1600台,2800台和1820台，主要分布在河南、山东、安徽、四川、重庆、湖北、湖南、江西、河北、福建、江苏和浙江等省份。2）缺陷情况在智能变电站建设初期，数字化电能表厂家众多，技术水平参差不齐，整体运行故障率较高。故障种类较多，包括电源损坏、电量无法上传、电量错误、冻结量异常等。近几年，一些技术水平较差的厂家已被市场淘汰，一线运维人员对智能站的熟悉度也有一定提升，实验室检测能力逐步建立，这些因素促使数字化电能表的总体运行情况转向良好。随着老一批数字化电能表逐渐更换，省级计量中心收到的数字化电能表运行问题越来越少，主流电能表厂商威思顿反馈2018-2020年现场返修率为个位数。4.4.2电子式互感器1）应用情况从2011年开始，国网公司组织编写并印发了《电子式互感器性能检测方案》，随着研发不断投入、制造水平不断提高、标准体系不断完善，产品可靠性得到了很大的提升。截止到2019年12月，公司系统110（66）kV及以上ECT投运数量为6609台，其中有源ECT5268台，无源全光纤ECT1341台，电容分压型电子式电压互感器（以下简称EVT）投运数量为1907台。2）故障率2013年及以后投运的ECT主流制造厂设备平均缺陷率见图4-10，截止到2019年，有源ECT设备平均缺陷率为0.71次/（百台·年），其中投运台数最多的有源ECT制造厂是南瑞继保，总体缺陷率为0.24次/(百台·年)。按照设备部的调研报告，电磁式电流互感器设备缺陷率为0.13次/（百台·年）。图4-102013年及以后投运的有源ECT平均缺陷率按年度分布（剔除南京新宁和南自）2013年及以后投运的EVT设备平均缺陷率见图4-11，设备平均缺陷率维持在较低水平，截止到2019年，设备平均缺陷率为0.38次/（百台·年）。投运台数最多的EVT制造厂是南瑞继保，2013年及以后投运的产品总体缺陷率为0.12次/(百台·年)。图4-112013年及以后投运的EVT平均缺陷率按年度分布4.4.3互感器合并单元1）应用情况截至2019年底，220kV及以上电压等级互感器合并单元（含合智一体）设备数量为25619台，历年数量统计见图4-12所示，互感器合并单元的使用量逐年递增。图4-12220kV及以上电压等级互感器合并单元设备历年数量统计2）缺陷情况2012年，220kV及以上电压等级互感器合并单元缺陷率高达11.09次/百台·年，远远高于当年保护装置缺陷率2.054次/百台·年，占当年智能站保护及相关设备所发生的缺陷总数的54.19%。2012年5月开始，公司组织了多个批次的专业检测，通过加强质量管控、专业检测、整改家族性缺陷等手段，2013年220kV及以上电压等级互感器合并单元缺陷率降至2.422次/百台·年，并持续保持较低水平，近三年平均缺陷率低至0.465次/百台·年，低于近三年保护装置的平均故障率1.518次/百台·年，互感器合并单元可靠性得到了大幅提升。互感器合并单元和保护装置历年缺陷率统计见图4-13。图4-13220kV及以上电压等级互感器合并单元设备历年缺陷率统计4.4.4数字化计量系统（1）110kV数字化计量系统运行情况黑龙江鹤岗东山变电站地处我国极寒地区，适合开展数字化计量设备带电考核。国网计量中心对投运的三种不同类型的数字化计量系统进行电量误差分析，结果如图4-14所示，有源电子式互感器组成的数字化计量系统运行状况较稳定，罗氏线圈、LPCT总有功(旬)误差为0.15%，0.44%，满足电能计量系统要求；光学互感器组成的数字化计量系统运行误差为1.59%，难以满足计量要求。图4-14数字化计量系统旬电能误差江苏公司在扬州110kV荣德变以及德润变开展了电子式互感器（南瑞及许继电子式互感器）数字计量风险评估研究，通过长期监测比对双通道电子式互感器数字化计量系统电能与传统电磁式互感器组成的传统计量系统计量电能之间的误差，投运以来数字计量电能计量误差约为0.13%，满足电能计量系统要求，如图4-15所示。图4-15数字化计量系统月度电能误差（2）10kV数字化计量系统运行情况国网计量中心2015年在对位于牡丹江桦林变建立9台10kV电子式互感器及2套数字化计量系统试点。数字化计量系统设计方案包括传感器模拟输出和传感器数字输出两种形式（数字输出型电子式组合互感器3台、模拟输出电子式电流/电压互感器各3台），在运行时期内总有功电量误差如图4-16所示：图4-16数字化计量系统月电能误差由数字输出型电子式互感器组成的计量系统的月电能总有功误差最大为0.48%，1年时间内每月电能误差的变差为0.24%，在一年的运行过程中，整体计量性能稳定。由模拟输出型电子式互感器计量系统因其中B相ECT故障，月电能总有功误差最大达到6.0%；运行正常的A、C两相，月有功电能误差最大分别为0.99%和1.17%，但其1年内电能误差的变差仅为0.28%和0.41%。4.5质量监督方法4.5.1国网计量中心实验室能力建设情况国网计量中心/中国电科院已具备互感器合并单元及数字化电能表全性能试验能力，并且已获得CNAS授权，具体如表4-3所示。表4-3国网计量中心/中国电科院检测能力建设情况序号能力名称授权类别授权时间授权项目1电子式电压互感器检测CNAS/CMA2012.319项2电子式电流互感器检测CNAS/CMA2012.322项3互感器合并单元校准CNAS2017.25项4互感器合并单元检测CNAS/CMA2017.519项5数字化电能表校准CNAS2017.51项6数字化电能表检测CNAS/CMA2017.516项7电子式互感器校验仪校准CNAS2017.55项8互感器用合并单元校验仪校准CNAS2017.55项9电子式互感器校验仪检测CNAS/CMA2017.515项10直流电子式互感器校验仪校准CNAS2019.101项11手持式光数字万用表检测CNAS/CMA2020.1250项4.5.2各省级计量中心检测能力建设情况通过前期数字化计量设备能力建设试点，大部分试点网省公司已具备针对数字化电能表、互感器合并单元的实验室或现场检测能力。数字化电能表全性能检测能力涵盖46个检测项目，互感器合并单元全性能检测能力涵盖55个检测项目。试点网省公司针对数字化电能表及互感器合并单元的检测能力建设情况如图4-17所示。数字化电能表及互感器合并单元全性能检测能力建设项目涉及的标准设备较多，各网省公司在项目申报及资金批复上存在一定差异，导致部分试点网省公司建设能力存在一定差异。河南、湖南、湖北三个网省公司建设了数字化计量设备远程时间误差测量装置，具备数字化计量标准设备时间误差的远程校准。图4-17试点单位互感器合并单元、数字化电能表能力建设情况数字化计量标准设备时间误差的远程校准系统主要由远程自校准服务器平台，远程自校准本地客户端和远程校准本地模块三部分组成，远程自校准服务器平台发出校准命令后，通过网络远程传输到远程自校准本地客户端进行数据处理，并将校准指令发送给远程校准本地模块。远程校准本地模块将校准指令解析成校准流程，控制时钟误差自校准模块根据流程指令，逐步完成被试设备的校准。4.5.3数字化计量设备质量监督工作开展情况（1）数字化电能表质量监督工作开展情况在法规方面，数字化电能表的国家校准规范已经发布，数字化电能表的检定规程正在制定中，但数字化电能表的型评大纲等法制化管理文件尚未出台，制约了数字化电能表作为法制化计量器具用于贸易结算。在数字化电能表检测方面，各网省公司基本配备了数字化电能表校验台，可在实验室离线情况下批量对数字化电能表的误差进行检测，检测效率较高，过程较为规范。2020年国网计量中心完成数字化电能表校准33批、全性能检测2批、检测装置校准2批。2020年省公司开展的数字化电能表检测情况统计如图4-18所示。图4-18网省公司数字化电能表检测数量（2）电子式互感器质量监督工作开展情况在法规方面，电子式互感器的国家校准规范已经发布，检定规程和型评大纲等法制化管理文件尚未出台，制约了电子式互感器作为法制化计量器具用于贸易结算。在电子式互感器检测方面，因运行的电子式互感器只能进行停电检测，且目前暂无针对电子式互感器周检计划及周期检测强制规定，因此针对电子式互感器的现场检测工作开展相对较少。电子式互感器同时用于计量专业和保护测控等其他专业，不归属计量专业管理，导致电子式互感器在周期检测过程中带来较大阻力。2020年网省公司电子式互感器检测情况如图4-19。图4-19网省公司电子式互感器检测数量（3）互感器合并单元质量监督工作开展情况在法规方面，互感器合并单元的国家校准规范已经发布，检定规程和型评大纲等法制化管理文件尚未出台，制约了互感器合并单元作为法制化计量器具用于贸易结算。在互感器合并单元检测方面，现阶段未将互感器合并单元作为计量装置来单独进行溯源管理，投运前未经过全面检测，投运后无周期检测，计量性能及稳定性无法得到有效保证。互感器合并单元同时用于计量专业和保护测控等其他专业，互感器合并单元管理归属不明确，导致互感器合并单元在运维、检修过程中带来较大阻力，需要与设备部、运维单位协调相关管理问题。2020年网省公司互感器合并单元检测数量如图4-20。图4-20网省公司互感器合并单元检测5.反映的主要问题1.应用场景方面。数字化电能表的国家校准规范已经发布，数字化电能表的检定规程正在制定中，但数字化电能表的型评大纲等法制化管理文件尚未出台。电子式互感器和互感器合并单元的国家校准规范已经发布，检定规程和型评大纲等法制化管理文件尚未出台，数字化设备未按照计量用标准设备进行质量监督、管理，制约了数字化计量设备作为法制化计量器具用于贸易结算。并且数字化计量系统主要应用于智能变电站中，在配网、新能源等方面应用只处于试点阶段。2.质量监督方面。大部分省公司具备数字化计量设备试验能力，具体包含数字化电能表校准试验能力、电子式互感器校准试验能力、合并单元校准试验能力，地市公司均没有检测能力，且数字化计量系统只进行在计量中心进行首检，在运行过程中都未开展周期检定。3.数据应用方面。虽然数字化计量系统运行可靠性已经逐年得到提升，但是数字化计量系统仍无法作为法定器具用作贸易结算，亟需建立基于数据分析的计量性能监测分析能力，以此提升其运行可靠性。并且随着新技术的发展，大数据应用、人工智能与设备态势感知等一系列新技术开始应用于进变电站计量系统中，目前标准现状开始不适用新技术的应用。6.建议和意见1.规范数字化计量设备的设计要求与性能指标。数字化计量系统经过多年的专业检测和运行经验的积累，研发不断投入，制造水平不断提高，标准体系不断完善，产品可靠性得到了很大的提升,110（66）kV及以上电子式互感器的缺陷率接近传统互感器，数字化计量系统的计量性能已接近传统计量系统。因此需要设置相关标准规定数字化计量系统与设备的设计要求与性能指标。2.规范数字化计量设备的应用场景。数字化计量系统主要应用于智能变电站中，在配电网、新型电力系统等方面应用只处于研究阶段。因此标准只针对110（66）kV及以上的智能变电站进行规范，电厂、配电网及新型电力系统中相应系统可参照执行。3.规范数字化计量设备质量监督办法。目前数字化计量系统标准体系已经基本满足质量监督的技术需求，可以有效支撑数字化计量设备质量监督体系的建设，需要尽快组织制定规范性文件，统一数字化计量的管理业务流程，为地市公司配置计量检测设备，开展常态化培训。4.建立数字化计量