浅谈电能计量系统102规约入网检测

标签：电能计量 智能电网

1电能计量系统的历史

1.1电能表功能发展

电能表的主要功能是用来计量用户消费的电能。到目前为止，大多数家用电能表仍然是单相单费率的。但从电网的要求来看，有两个原因，促使电能计量向多表一体化和分时多费率的方向发展。

第一个原因，不同时段的电能，其供电成本是不同的。例如深夜用电比白天高峰时期用电便宜很多，目前美国的尖峰电价是低谷电价的25倍。这一需求也推动电能表向分时计量功能方向发展。

第二个原因，电能计量覆盖了整个电网。虽然家庭用户较多，但重要性不如发电厂上网计量和电网关口计量。电网的电能计量要求无论正向、反向、有功、无功的电能量都要计，因为潮流随时可能变化，并且一定地点的无功消耗影响着网损。因此，电网的关口电能表最起码的功能，正向、反向，有功、无功都要计量。在磁电式感应电表的时代，要用四块单方向的电能表来完成这一功能，而电子式电能表把这四个功能轻松地集于一身，因为仅仅靠增加几个寄存器而已。

1.2计费系统的产生

同样是两种现实的需求催生了计费系统。

第一个原因，要实现分时计费，先要做到分时计量。当电网覆盖的时间区域不是跨越多个时区时，电费价格对于区域负荷可以是统一的。当电网覆盖的时间区域跨越多个时区时，准确的分时计量就成为电网公司统一处理电价的基础。这时电网内电能表的时钟必须是全网统一的。

第二个原因，对于成千上万户单表用户来说，抄表结算的工作量和成本会非常大。应用计算机计费系统成为了大数据量处理的必然选择。

1.3国内计费系统的发展

我国在上世纪90年代初引进了瑞士兰吉尔公司的电能计费系统DGC500，最早的两个用户是华中网调和华北网调。经过15年的发展后，全国大部分省份的调度中心都有了自己的省网计费系统。

区域性计费系统的建立，依赖于两个重要的基础：一是静态固体电子式电能表的普遍使用;二是计算机远程通信网络的高度发展。

目前，电网电能计量的普遍情况是，电能表四世同堂，各个年代安装的电能表都在运转，但带时钟复费率电能计量的要求，将无一例外地迫使电能表向静态全电子式的方向发展，因为对于以负荷曲线为计价依据的最终目标来说，电网一定会对电表供应商提出这一要求。

在电网计费中，除了要求分时计费外，还要强烈要求电网运行成本的核算，即是对于网损计算的重视。在计费系统建立之前，网损率是根据电网所传输功率这一数据基础上的一种估算，计费系统的出现，使这种估算精确地建立在真实的计量数据的基础之上。在电网所有主要的关口和枢纽点安装了统一时钟的复费率电能表以后，网损率计算对于计费主站来说，只是一种例行的标准程序而已。

以上所有这一切的实现，完全有赖于计算机通信网络的实用化，因为，计费系统事实上是一个真实的计算机远程网络。事实证明，在电网监控系统(EMS/SCADA)发展起来的基础上，就通信来说，计费系统只是搭了个低成本的顺风车。

虽然应用目标不同，计费系统与SCADA系统的网络构成却是基本相同的，真正的差别在于通信规约的不同。

2为什么需要规约检测

早先的SCADA机房的前端，都有一个通道测试柜，在测试柜上面示波器电平表连接电缆一应俱全。很显然，测试柜的功能，其实是针对信道的物理障碍的。但规约通信完全不同，它并非物理层的问题。

在一个信道上，信号电平、调制波形、中心频率和频偏都正常的情况下，通信却不通。无论从信号电平的发送接收到握手成功，都查不出问题，很明显，音频链路已经建立，但却不能实现数据和命令的交流，因为我们遇到的不是物理参数问题，而是结构化的有特定含义的数据文本。

随着信道条件的大幅度改善，通信的物理问题现在几乎不存在，通道测试柜的功能也不再那么重要。但自动化系统的管理人员却不能解决数据通信的深层问题，这并非人的能力问题，而是工具的缺乏。必须要有一种针对性的软件工具，能够顺畅地连续显示数据流信息，方便地存储，可以无论在线、离线都能分析其差异，并且可以精确到一个比特位。因为只要有一个比特位有误，通信就是失败的。

那么上述这种情况的严重程度如何呢?

在电网自动化系统中，至此使用着十几种规约的上百个版本，而各厂家因用户的不同要求加减修改的不同版本、接口、数据顺序等等，更是一个庞大的数量。

以南京一个厂家的测控单元数据访问规约为例，目前它的规约库已经突破300个规约。就是说，厂家供给客户使用的全套规约版本在300个以上。这样一种局面，就是有了这套规约，现场维护人员要从规约库中选择哪种规约，都不是一件轻松的事，更何况这种情况还在随着设备类型的增加而继续。

解决这方面的问题，要从两个方面去努力：

1. 国家电力通信标准化委员会应该牵头成立一个有关分会，用行政的力量来统一规约。2003年，国电公司就曾为统一IEC-870-5-101规约而作过巨大的努力，曾经邀请各大厂家汇聚北京共同探讨。因此101规约在这方面的问题的确也有了很大的改善。

2. 由于设备历史的路径遗传，若想一刀切地解决现场所有的规约问题并非易事。然而可以从解决当前的实际应用问题入手，那就是技术人员手中必须要有报文分析的得力武器，这就是规约分析软件。

规约测试软件还具有另外一个重要功能，仿真能力。它可以在主站正常扫描的情况下，针对某一个厂站，模仿主站的采集功能，点对点进行查验，从而避免了因修改主站工况引起大事情。对于某些新建厂站或者扩充的间隔，在设备未到之前可以进行预调试，也是它的RTU仿真功能的重要应用。

3电能计费之102规约入网检测

IEC-870-5-102规约是专门应用于计费系统的IEC规约。国网公司没有进行过这个标准的统一工作，不过其版本众多的严重性不如101规约。原因是计费系统迟于SCADA系统的引进。当我国开始引进计费系统时，世界已经以欧洲为核心统一了国际标准。我们从电能表、采集器，到计费主站，大体都遵循着欧洲的标准。目前虽然也有好几个大区拥有自己的102版本，但最后都被技术性地挤到了DL-719的轨道上。DL-719基本上是以IEC-102为基础，只是扩充了国内用户视为重要的几项内容而已。

尽管如此，希望要有102规约检测手段的用户仍然很多。其原因，最主要是厂家对于规约的工程化处理造成的。举个例子，关口表最初只被要求能计±A和 ±R就行了，在中国的收费政策尚未精细化之前，这四个量已经足够。于是采集器厂家就针对这种情况设计规约。为了减小工作量，多余的类和多余的量是不予考虑的。于是这种设计从电表设置到采集器到主站数据库，取得了统一。这在当时是满足用户要求的，而且厂家用户之间相安无事。但是若干年以后，用户要增加新的数据类型，要采集更多的数据量，这一变动则需要更大的改动。主站的数据库没有问题，有足够的空间;采集器的内存勉强够用，然而规约的扩充却是最难解决的问题，因命令比较固化，要多采类型多采量，程序要有较大的变动。因为要从采4个量改为采24个量，两头的水池容量足够，但发送数据的驱动泵是以前的标准，这时要更换驱动程序。

而电网公司的采购政策是，必须各大商家的产品都用一些，然而，这个政策对系统维护人员提出了更高的要求，厂家一多，产品类型就多，规约就杂，版本也多。而这些都不是物理参数问题，是结构化的数据文本。这时可以考虑入网前先对产品规约进行预测试，不能通过的不用，这样既节省成本又提高效率(前提是，要有一款规约分析软件，而不是到现场去录制报文，再送厂家分析)。

以上只是一些原则性的分析。实际问题往往会复杂很多。

因为产品在更新，新的厂站设备要与老的主站取得匹配，通信才能连得起来。而新老设备之间，往往会出现物理上的不适应，太新的接口标准老设备插不上。

主站要覆盖全网，就只有厂站设备跟着主站走。因此，清晰的思路就是：确定一个主站标准，通过入网测试手段，让所有厂家的设备通过这个测试标准。

在现在的情况下，虽然电网自动化系统成就巨大，但多厂家多时代的产品要构成一个系统正常运行，在工程上达到这一点很难。所以不少维护人员都有一个共识：正在运行的系统，最好不要去修改它，若一修改，问题不是少了而是多了，会有很多地方不合适，牵一发而动全身，把好不容易能够协调一致地连到一起工作的东西给搞散了。

有鉴于此，国际上已经提出来“一个厂站，一种标准，一个协议”的无接缝访问理想方案，这就是61850标准。

对于电网公司来说，保证计费系统安全、稳定地运行比什么都重要。与其事后去弥补种种因规约差异而起的问题，不如在产品入网之前先通过规约的检测，留下记录，存入档案，做到对各厂家产品心中有数，也可避免因人员流动而起的信息缺失。