电能量计费系统

电能量计费系统（精选5篇）

电能量计费系统 第1篇

改革开放以来, 我国电力系统发展迅速, 电力系统经营与管理体制改革也取得了一定的成效, 电力已经商品化并进入了市场。电能量计费系统是专门采集和处理各种电度量 (也可以依据实际的需要辅助采集功率、电压、电流等相关的参数) 的系统, 之后其将数据提交相关部门用来进行电量核算与电量收费, 同时相关部门对此进行相应的管理及控制, 所以电能量计费系统已经成为发电部门、供电部门、电力管理部门必备的计量核算系统。自20世纪90年代初起, 华北电管局、广东省电力局、深圳供电局、南方电力联营公司、大亚湾核电站等单位陆续引进了国外电能量计费系统。

电能量计费系统数据的采集处理功能独立且完整, 能较好地处理电网关口反映的电能量是否负荷、费率与计费管理是否合理以及统计出用户相关的信息, 而且点电量的许多数据信息可以通过互联网共享。

2 电能量计费系统的故障原因分析

电量计费系统的结构主要有主站 (COM3000) 和厂站端组成, 主站可以向厂站下达命令, 厂站可以输送数据到主站。主站下层主要包括:前置端采集子系统、数据处理子系统、后台服务子系统、报表子系统、公式管理子系统以及Web子系统。厂站端分为电能量远方终端与多功能电表。因此, 此系统的主要故障分为主站故障与厂站端的故障。

2.1 主站的故障

2.1.1 常见的故障

由于主站采用的是COM3000, 其故障主要表现为自动采集数据受阻。根据故障的发生情况来分析, 其出现故障的时间是随机的, 可以影响到的厂站数目也不确定, 而且在一般的情况下, 系统本身可以自动恢复, 故障严重时则需工作人员的维修才能恢复。

2.1.2 故障产生的原因

故障产生的原因有多方面的因素: (1) 由于服务器和数据库处理的数据越来越多, 再加上计算机软硬件的限制, 从而导致了这2个系统的性能变差, 表现为处理数据的效率降低; (2) 随着系统规模的不断扩大, 厂站端的数目越来越多, 导致主站的工作负荷加大, 久而久之就使得主站数据采集的任务受阻; (3) 某些故障是由于通信通道产生的。因为当前的一些电能量终端都是经过电话拨号的方式将数据传送到主站的, 然而由于电话拨号的方式稳定性比较差, 容易产生信号中断使得系统的任务不能顺利完成。

2.2 厂站端的故障

2.2.1 常见的故障

厂站端的设备包括:电能量的远方终端、传输通道及多功能电能表, 因此产生的故障主要是集中在这几个设备的设施和运行上, 某些时候电源、电能表及其他因素也会引起厂站端产生故障。以2009年发生故障的次数为例, 可以看出故障类型分布情况:设备故障占48%, 通信故障占39%, 电源故障占2%, 电能表故障占5%, 其他故障占6%。

2.2.2 原因分析

(1) 厂站端最主要的故障是设备故障。电量的采集终端结构组成有变电站电量的采集终端与配变以及大用户的采集终端。电量的采集终端功能是采集和存储电能表数据, 并监测系统的运营清况, 将信息以不同的通信方式且按一定的通信协议和主站进行交换。其功能主要有:电能量采集、数据存储、数据处理、状态监视、通信、事项记录、人机界面、自恢复、维护与校时。

如果厂站设备运行的年限较长, 则易出现该类故障, 比如富阳、奉化、苍南、新昌、绍兴等多个220 k V的变电站, 但是新建成运转的变电站产生此类故障的就比较少。这类故障易引起数据采集的失败, 这种情况下数据采集底码的主要部分为大数或者0。其原因是:设备的硬件问题, 其采集的主板、MODEM、串口卡等硬件工作失常, 要及时地与厂家更换硬件;设备的软件问题, 表现在采集规约和主站对应不完全以及软件程序死机, 此时应及时地完善软件。

(2) 电量采集的第二个多发故障是通信故障。其包括远方终端与主站之间以及远方终端与电能表的故障。第一类是电量传输通道的故障;第二类故障是电能表通信模块的故障。发生过此类故障的有常山、龙游等220 k V变电站, 这些变电站采用模拟专线方式或者电话拔号方式进行传输, 但是调度数据网与64 k B专线通信通道就运行得比较好。这主要是一部分老的220 k V变电站缺乏数字通道以及调度数据网, 主要采用的是电话拔号或模拟专线, 因而发生通道故障的情况较多。但随着通信设备的不断更新换代与改造, 此故障产生的概率呈下降趋势。主站与电能量远方终端连接不上时发生的故障集中表现为采集中断, 其原因大多是通道的自身问题。

(3) 电源故障所占比例较小, 但电量数据完整性受这一影响比较大。由于一些变电站的远方电量终端在进行设计的时候均是采用供逆电源和调度网公平柜的终端方式, 如果电源空开跳闸或者发生故障时, 就会造成服务器和远方电量终端发生中断, 不能完成任务, 而且在系统实际运行时, 也有可能由于电源的因素导致电量远方终端中断电的供应。

(4) 电能表故障也是厂站发生故障的因素之一。电能表的功能繁多而且复杂, 其既要在整体上满足系统各个部分的需求, 又要完成一系列数据的在线监测与测量, 这些数据包括:电压、电流、功率 (包括有用功率和无用功率) 、视在频率以及有功和无功电度;可以按照主站或本地输出的分时计费方案并实现多费率、分时电能量的采集与保存;除此之外还有当地的显示功能和远方的数字通信接口, 不仅可以输送电能表的窗口值, 还能够输送脉冲的累加值;掉电保护、自动恢复、故障报警等功能其也能够完成。发生此类故障的有文成、雁溪、九龙山等220 k V变电站。原因主要有以下几点:电能表的通信线没有连接好、电能表的内存数据混乱、TA更换没有通知等;还有相当数量的电能表由于接入了多个远方终端, 使得一块表超负荷, 这也可能导致通信通道发生故障。

还有一些未知的因素也可能导致系统在采集数据时发生异常, 进而使整个电能量计费系统运行不正常。但是这种故障的发生都是比较随机的, 不能提前预防, 只有在系统运行时不断地加强监测。

3 采取的相应处理措施

(1) 系统硬件定期升级并合理地分配任务。其重要组成部分要定期的将系统的硬件升级改造, 以便提高系统的设备性能和其运行的稳定性。优化各个进程, 可以自动地采集任务组并对其进行重新分配, 确保采集任务能够按时按质完成。

(2) 推广使用数据网, 进行老通道改造。数据网具有速度高、稳定性好的功能特点, 不仅满足了整个系统的数据传输需求, 还可以提升系统的高性能和易维护性。另外, 可方便快捷地将数据接入厂站, 只需要在网络连通的基础上, 电能量远方终端配置相应的IP地址与服务端口即可。通过以上分析, 建议各厂站尽可能地使用数据网作为主通道, 对于一些使用电话拔号通道和模拟通道的变电站, 要尽快地完成通道的升级改造。

(3) 对电源进行改造, 提高电源的供电可靠性。若是变电站条件允许, 电能量的远方终端可以以独立直流的外界两路方式输入电源。在实际工作中, 有时可以采取临时的电源, 避免整个系统发生长时间的断电。

(4) 对设计方案进行优化, 提高通信的可靠性。由于“一表多采”现象比较普遍, 因此要进行设计方案的优化, 尽可能地避免“一表多采”的情况出现。电能表与远方终端间的通信发生的故障可利用提高通信规约的兼容性、提高采集器的抗干扰与防雷性能、缩短电能表与终端的距离等方法来消除。

(5) 通信规约标准化。国际电工委员会已经制定了IEC608705102《远动设备及系统第5部分:传输规约第102篇:电力系统电能量计量传输配套标准》, 其为远方电能量处理终端与各种智能化电能表按照国际标准通信规约接入主站的系统创造了非常有利的条件。

(6) 电力部门要互相配合, 积极地处理各类故障。电能量计费系统的故障排除涉及多个相关的部门, 各部门之间的相互支持和配合, 各生产厂家的积极态度, 都可以使各类故障以最高的效率得到解决。同时, 相关的备品备件要具备, 也要保证人力物力。

4 结语

随着我国改革开放的不断深入, 电网商业化管理和运营业已逐步展开, 考虑到将来电力市场的发展模式, 电量计量系统是其不可或缺的基础, 因此电量计量系统的维护工作就显得尤为重要。对于其经常出现的故障要防患于未然, 积极地采取相应的措施, 保障整个系统的健康运转。

摘要：随着经济的快速发展以及人民生活水平的不断提高, 全社会用电量也在不断攀升, 电网的运行管理方式发生了巨大的变化, 同时电能量计费系统的作用也随之增大, 现对电能量计费系统产生的故障作出分析, 并提出了相应的处理方法。

关键词：电量计费系统,故障,处理措施

参考文献

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[2]张晶.面向电力市场的电能量计量系统[J].电网技术, 2001, 25 (2) :52～56

[3]龙爱群, 崔仁涛, 徐军, 等.电能量远程计量系统及其综合应用环境[J].2005, 29 (3) :81～83

浅谈电能计量计费系统的应用 第2篇

1 电力系统电能计量计费系统功能

(1) 系统能保证完成电量的采集、处理、传送、统计、存储, 以及上网电量等计算工作, 可显示每个电表表底值, 并能自动生成重要报表。

(2) 采集装置能准确无误的将电表送来的脉冲或数据转换为电能表表底值, 向主站传送的所有数据均应带有时标。当工作电源消失时, 数据至少能保存一年不丢失。

(3) 为保证电量读取的同时性, 系统具备与GPS时钟对时的功能。有接受主站对时的功能。系统支持自动重发功能, 在通道中断时能保存数据, 当通信恢复后, 系统能以自动或召唤方式获取丢失的数据, 以保证数据的完整性和连续性。

2 大唐盘电电能计费系统介绍

主要功能是对电量进行精确计量、采集、传输、存储, 并能准确无误的传送到主站。主要组成部分:计量装置、数据采集器、计费系统主站以及通讯通道。

2.1 电能计量装置

装置包括电能表、计量用电压、电流互感器及其二次回路、失压计时器、电能计量柜等。

2.1.1 电能表

电能表为西门子公司生产的U型表, 采用三相四线制接线, 双向有功、四象限无功模式。根据《电能计量装置技术管理规程》要求:计量单机容量在100 MW及以上发电机组上网贸易结算电量的电能计量装置, 应配置准确度等级相同的主副两套电能表。因此计费系统设备配置分为两类, 一类为关口电能表, 包括主变、盘芦线和220 k V备用变。其中盘芦线电能计量点设在盘芦线出线侧, 表计采用0.2S级;主变系统电能计量点设在3号、4号主变高压侧, 均采用0.2S级;220 k V启备变系统测量点设在220 k V启备变高压侧, 表计采用0.5S级。另一类为重要电能表, 包括发电机、高厂变、脱硫变。其中发电机电能计量点设在3号、4号发电机出口侧, 表计采用0.5S级;高厂变系统电能计量点设在3号、4号厂用变高压侧, 表计采用0.5S级;脱硫变系统电能计量点设在3号、4号脱硫变高压侧, 表计采用0.5S级。这些计量对象归类为I类电能计量装置, 校验周期为一次/年, 电科院人员每季度进行现场校验, 以保证关口表的误差保持在合格范围内。运行人员负责监护, 保证电能计量装置铅封完好, 不受人为损坏。

2.1.2 互感器

电能计量装置中, 电压及电流互感器所采用计量绕组、二次回路电压降等均按照DL/T448-2000《电能计量装置技术管理规程》中I类电能计量装置要求进行配置, 二次绕组及二次回路不得接入与电能计量无关的设备。I类用于贸易结算的电能计量装置中电压互感器二次回路压降应不大于其额定二次电压的0.2%。每年进行一次压降测试。

2.1.3 失压计时器

失压计时器的主要工作原理是:由电压互感器和电流互感器来的电压、电流信号经取样、信号变换后, 进行分析计算。若某相电压回路失压, 而对应电流回路有电流, 则启动失压计时并报警。

2.2 电能数据采集终端

电能数据采集终端采用的是西门子表计有限公司生产的电能表处理器, 共装有主、副2台。能够满足数据采集装置一发四收的需要。能通过专线、电话拨号方式、网络方式实现和多个中心站的数据交换。同时具有自检和事故报警功能, 故障发生和结束时均向中心站和子站系统发送告警信息等。

电量数据采集终端每分钟冻结并采集表底值, 并以每5分钟作为一个处理积分周期, 对采集的表计电能累计值进行计算和存储, 存储的每个积分周期数据均带有时标。该部分的准确性在于采集器采集表底值的时效性和正确性。采集器是一个实时设备, 由中心站接收到华北电网GPS时钟后对其进行定时同步, 因此保证了其时钟的准确性。而终端采集电能表表底值的正确性, 可通过比较表计的冻结值与终端采集表底值验证, 两者之间误差为零。无论是从系统原理分析, 还是从应用角度看, 电量数据采集终端的数据采集、处理和存储部分是不存在误差的, 是准确的。

2.3 通讯通道

电能数据采集终端可实现一发四收, 第一路数据送至华北网调, 通讯方式为以调制解调器通过华北电网微波信道实现。第二路送至华北网调, 通讯方式为调度数据网。第三路数据送至厂内电量计费终端, 通讯方式是以数据线直连方式实现, 能最大可能地为电厂生产运行提供准确实时数据支持, 为运行班组计算班值电量提供高效数据。第四路数据为主FAG采集数据, 送到国华盘电公司电量计费终端, 通讯方式是以数据线直连方式实现。两台F A G装置分主、备方式运行, 厂内F A G装置与电能表、国华盘山电厂、华北网调的接线如图1所示。

2.4 电能计费系统主站

计费主站从电量数据采集终端直接获取数据, 可读取远方电能表数据, 可进行数据分析, 可提交符合电厂生产需要的日、月报表。这不但能为厂内有关部门 (如计划、财务、生产管理等) 提供快捷的经济核算信息, 而且可与华北网调中心站核对远方电量计费数据, 监视设备的运行状态, 对避免和减少差错起着积极的作用, 有效的增加了大唐盘电远方电量计费系统的可靠性。

电能数据管理系统是计费系统的主站端软件, 现已运行约11年, 原系统仅有一台服务器, 同时部署应用系统、采集程序、数据库程序, 服务器已处于严重资源不足。现场采集终端在与系统软件通讯传数时有时会出现问题, 如无法采集电量, 或者通讯程序进行第二次补采时, 不能正常调用, 提示出异常信息, 需要手工确定才能正常采集, 严重影响电能量采集系统的运行与后台数据处理, 同时不满足电力系统运营安全要求。因此对原设备进行升级改造十分必要。

升级改造方案描述如下。

在二区增加一台数据管理服务器, 作为数据库以及web服务器。将原有采集服务器升级为采集前置机, 提升系统数据采集处理能力。服务器搭配串口卡, 用于连接采集器。同时二区与国华盘电二区进行接口, 进行数据交互。三区增加一台同样的服务器作为数据管理服务器。二区和三区安全区边界之间部署正向型隔离设备进行隔离。通过正向隔离装置, 从二区向三区传输数据。升级采集服务器, 迁移通讯程序, 调试通讯程序正常运行, 保证电量采集顺利进行。图2为大唐盘电电量计量系统网络拓扑图。

升级后会对整个系统模块的内部结构、后台存储过程、表索引等后台处理功能进行数据优化, 以达到整个系统的运行流畅。经过硬件采购、调试方案分析、现场安装调试、系统试运行、验收完成几个步骤后, 电能计量系统完成升级改造。

该系统已通过验收并正式投运, 系统集电能量数据自动采集、自动统计、结算、传输于一体, 目前各方面功能能够满足系统运行要求和电力系统运营安全要求。

摘要：随着电力市场的不断发展, 电网的运营逐步走向商业化。要保证这个特殊市场的正常高效运行, 建立一个电量计费系统是十分必要的。本文介绍了天津大唐国际盘山发电有限责任公司电能计量计费系统, 并对其设计依据、软硬件设计、功能以及升级改造方案进行详细介绍。该系统集电能量数据自动采集、自动统计、结算、传输于一体, 各方面功能均能满足系统运行要求和电力系统运营安全要求。

关键词：电能计量计费系统,设计,升级改造

参考文献

[1]赵遵廉.电力市场运营系统[M].北京:中国电力出版社, 2000.

[2]丁玮.电能自动计量与计费系统的现状分析[Z].Landis&Gyr公司, 1998.

电能量计量系统优化改造 第3篇

考核电力生产的技术经济指标以及对用电客户用电的正确计量都要依靠正确、完备的电能量计量[1]手段, 因而电能量计量工作在电力生产中占有非常重要的地位。近年来, 电力企业对不断提高电能量计量管理技术, 不断完善电能量计量装置都给予了极大的重视。电能量计量装置[2]包括各种类型电能表, 计量用电压互感器、电流互感器及其二次回路, 电能计量屏 (柜) 等。

1 电能量计量系统现状

秦山第二、第三核电厂升压站采用联合开关站方式, 如图1所示。联合开关站电压等级为500kV, 接线方式为二分之三接线, 高压电气设备为户外式全封闭组合电器GIS。500kV共有出线4回, 其中2回线路到乔司变, 2回线路到王店变。秦山第二核电厂4台机组通过主变升压后接入500kV联合开关站;秦山第三核电厂2台核电机组通过主变升压后经两回短线接入500kV联合开关站。升压站每串的边断路器均配置1组0.2级测量TA。

改造前, 秦山第二、第三核电厂500kV联合开关站关口计量点设置在主变高压侧, 即联合开关站的进线侧。每个关口计量点按主、辅双表配置, 电能表具有送出和受进双向计量功能, 可分时段记录电量。秦山第二核电厂4台机组共有4个关口计量点, 配置8块电能表组成2面关口电能计量屏, 计量秦山第二核电厂#1~#4机组电量。秦山第三核电厂共有2个关口计量点, 配置4块电能表组成1面关口电能计量屏, 计量秦山第三核电厂#1、#2机组电量。每面屏内配置1台交换机和1台拨号共享器, 用于采集4块电能表的电量数据。关口电能计量屏全部安装在500kV联合开关站三楼的继保大厅, 通过华东电力调度数据网和电话拨号两种方式将关口计量点的电量数据送到华东电网电能量计量系统主站, 按照华东电网规定的峰、平、谷时段分别统计秦山第二、第三核电厂每日、每月送出和受进的电能量, 作为电能量结算依据。

2 电能量计量系统优化改造原因

2.1 关口计量点设置不合理

秦山第二、第三核电厂共用一个500kV开关站。为了区分两核电厂电量, 在投运前经两厂申请, 华东电网公司同意将两核电厂的关口计量点设置在主变高压侧, 以机组为单位计算两核电厂电量, 即秦山第二、第三核电厂向电网售电和从电网购电均以机组为单位。

秦山第二核电厂装机4台, 共650MW;秦山第三核电厂装机2台, 共728.8MW。检修核电机组时, 通常是检修完毕一台机组后再检修另一台, 2台不会同时检修。每台机组正常发电时, 都是通过主变升压后再接入联合开关站向电网输送电量。由于核电厂单元机组间无厂用电联络母线, 因此机组检修时, 发电机组通过联合开关站向检修机组提供检修用电;而关口计量点设置在主变高压侧, 造成在电能量计量上同一核电厂既向电网购电又向电网售电的情况。如图2所示, 在秦山第二核电厂#1机组换料大修和#2机组功率运行期间, #1机组的大修用电由#2机组通过联合开关站经#1主变降压提供。此时, #2机组向电网售电, 同时#1机组从电网购电。

2.2 购售电价格不统一

秦山第二、第三核电厂分别向华东电网公司售电, 向浙江省电网公司购电。通常, 核电机组不会全部停运, 因此开关站为二分之三接线方式下, 只要有一台机组满功率运行就能为其它停运机组提供足够的检修用电, 即优化改造前, 检修机组向电网购电实际是其它机组通过联合开关站互供电能。这部分电量的上网售电电价远低于检修机组从电网购电电价, 导致核电厂自发自用检修用电却要承担上网购电与售电的差价。

随着秦山第二核电厂扩建, 2台压水堆发电机组陆续运行, 检修电量随之增加。在更多机组发电的情况下, 将会出现每年检修电量进一步增加的问题, 如果延续以前以机组为单位的电能量结算方式, 那么核电厂的经济损失将进一步加大。

2.3 关口点设备老化且无校核点

秦山第二核电厂#1、#2机组与秦山第三核电厂#1、#2机组关口电能计量屏已投运近10年, 关口电能表已老化, 同型号设备已停产, 若关口电能表出现问题, 则维护更换困难。另外, 由于以机组为单位的电能量计量方式, 在开关站的出线对侧没有校核点, 因此在某个关口计量点出现问题时, 上网电量的结算将出现很大问题。原关口电能计量屏内自带的UPS供电装置年久失修, 曾出现失电现象, 也需要更换。基于以上原因, 关口电能计量屏需进行设备更新改造。

2.4 电能量报表的精细化要求

秦山第二、第三核电厂电能量数据来自每日零点电量冻结值人工抄表数据, 数据来源过于粗糙, 已无法满足当前电能量数据报表精细化以及准确性要求。

3 电能量计量系统优化改造

3.1 优化改造整体设计

秦乔5413线、5414线, 秦王5415线、5416线电厂侧为秦山第二、第三核电厂的关口计量点;乔司变、王店变侧为计量校核点;两侧均安装主、辅0.2s级电能表。秦山第二核电厂#1~#4机组, 秦山第三核电厂#1、#2机组主变高压侧原计量点变更为关口结算点, 各机组主变高压侧电能量数据作为线路关口计量点计量数据的分摊依据来区分各机组的电量, 以便考核和费用结算。

3.2 优化改造具体设计

根据联合开关站设备的配置情况, 为新增的4个线路侧关口计量点选择0.2级电流互感器与0.2级电压互感器。按照互感器的校验规程, 对互感器进行测试, 确认其满足电能计量要求。

所有电能计量屏均采用独立双电源供电方式, 电能计量屏内设有双电源切换装置, 确保任何一路电源失电都不会影响关口电能表的运行。

为了满足华东电网数据采集以及当地电量结算系统数据采集的要求, 所有关口电能表更换为0.2s级智能电能表。

在联合开关站设置一套当地电量结算系统, 采用与华东电网相同的电量分摊算法, 并按照电厂的工作需要输出所需的电量统计报表。

4 电能量分摊计算

秦山第二、第三核电厂有6台机组, 共有3种上网电价。为了实现秦山第二、第三核电厂分别按各自与电网公司的购售电合同进行电量结算的交易方式, 方便3种电价机组的上网电量结算, 在联合开关站设置一套当地电量结算系统, 采用计算机软件计算的方法, 分别计算出3种电价机组的上网电量以及3种电价机组间的互供电量。

4.1 母线损耗估算

采用分摊计算方式, 不可避免地需要考虑母线损耗。基于第4串, 对联合开关站母线电量损耗进行估算, 联合开关站的电阻参数如图3所示。

以#2主变为例, 设运行工况为第4串完整串运行, 乔司双回线路满负荷, 电流从#2主变经中开关到秦乔5414线, 线路功率P为600MW, 功率因数cosφ为0.9, 线路电压U为510kV。

线路电流为:

每相损耗电阻为:

开关站每相损耗功率为:

开关站三相损耗功率为:

单机发电母线损耗率K约为:

根据2006年的历史记录, 计算每台机组全年损耗电量:最大机组发电量为47.9亿kWh, 则单机发电全年母线损耗电量约为6 850kWh;最大机组受电量为2 672.5万kWh, 则单机受电全年母线损耗电量约为38kWh。

通过上述计算可知, 联合开关站发电与受电的母线损耗很小, 可忽略不计。

4.2 电量分摊计算方式

联合开关站发电、受电的母线损耗都很小, 因此在进行电量分摊计算时不用考虑。秦山第二、第三核电厂与电网公司达成协议, 改造完成后按以下原则进行电量分摊计算:联合开关站4条出线关口计量点的电能量数据作为两核电厂上网售电量和从电网购电量;6台机组结算点作为不同电价机组的电量分摊依据, 采用比例方式计算购售电量。

4.2.1 联合开关站向电网送电情况下电量计算

联合开关站整体向电网送电时, 联合开关站4条500kV出线关口计量点双向有功电能数据代数和为正。这种运行工况下有三种可能情况:秦山第二、第三核电厂同时向电网送电;秦山第二核电厂同时向电网和秦山第三核电厂送电;秦山第三核电厂同时向电网和秦山第二核电厂送电。

以秦山第二、第三核电厂同时向电网送电为例进行说明。以秦山第二核电厂#1和#2机组有功电能数据代数和、秦山第二核电厂#3和4#机组有功电能数据代数和、秦山第三核电厂#1和#2机组有功电能数据代数和三项比例作为4条线路计量点上网电量数据的分摊依据, 分别累计两核电厂三种电价机组的上网送电电量;秦山第二核电厂#1和#2机组有功电能数据代数和为负, 或秦山第二核电厂#3和#4机组有功电能数据代数和为负时, 分别以秦山第二核电厂4台机组有功电能数据代数和、秦山第三核电厂#1和#2机组有功电能数据代数和两项比例作为4回线路计量点上网电量数据的分摊依据, 分别累计两核电厂三种电价机组的上网送电电量。

4.2.2 联合开关站从电网受电情况下电量计算

联合开关站整体从电网受电时, 联合开关站4条500kV线路计量点双向有功电能数据代数和为负。这种运行工况下有三种可能情况:秦山第二、第三核电厂同时从电网受电、秦山第二核电厂同时从电网和秦山第三核电厂受电、秦山第三核电厂同时从电网和秦山第二核电厂受电。

以秦山第二、第三核电厂同时从电网受电为例进行说明。以秦山第二核电厂4台机组有功电能数据代数和、秦山第三核电厂#1和#2机组有功电能数据代数和两项比例作为线路关口计量点从电网受电量数据的分摊依据, 分别累计两核电厂各时段从电网的受电电量。

联合开关站各运行工况下的上网电量分摊计算方法见表1。

表1中, ∑W为联合开关站4条500kV线路计量点双向有功电能数据代数和;∑W2为秦山第二核电厂4台机组有功电能数据代数和;∑W3为秦山第三核电厂#1和#2机组有功电能数据代数和;∑W21为秦山第二核电厂#1和#2机组有功电能数据代数和;∑W22为秦山第二核电厂#3和#4机组有功电能数据代数和。

5 数据采集与电量计算

当地电量结算系统设置1台ERTU装置, 该装置通过RS-485串口采集所有电能表的1min电量增量数据 (可精确到10-6kWh) ;采集到的数据作为电量计算依据, 存储在数据库服务器, 并通过计算机系统计算, 形成各种电量统计报表供相关部门查阅。

以秦山第二核电厂#3机组为例进行计算说明。电流互感器变比为:

电压互感器变比为:

折算到一次电量的比例为:

因此, 当地电量结算系统计算出的最终电量数据的精度为10710-6kWh=10kWh。实际电量结算与各种电量报表的精度都是万kWh, 完全满足使用要求。

6 结束语

秦山第二、第三核电厂500kV联合开关站电能量计量系统优化改造是对秦山第二、第三核电厂电能量计量系统的一次全方位优化改造。改造实现了以电厂为单位的电量结算方式, 再配合新的购售电合同, 彻底解决了两核电厂检修用电价格方面的损失问题;同时解决了设备老化、关口计量点无校核点的电量数据安全隐患问题;新的当地电量结算系统形成的各种电量数据统计报表也给电能计量相关的各项工作带来了很大便利。

参考文献

[1]国家电网公司人力资源部.电能计量[M].北京:中国电力出版社, 2010

电能量计费系统 第4篇

1 电能量计量系统智能分析系统软件平台建设

软件平台的建设能够实现复杂性系统经过简化处理之后实现应用系统的个性化发展。并且软件系统充分体现智能化发展趋势, 实现系统功能的分工, 实现资源信息共享。软件平台的建设能够实现软件开发的难度降低, 提升软件开发效率并且保证软件开发质量的进一步提升。电能量计量系统的完善将提升系统主站平台的专业化, 保证新一代电能量计量系统软件平台在组件模型的影响下实现基础架构平台的完善。电能量计量模型应用软件平台将是业务基础发展的关键, 软件架构平台将实现硬件与操作系统在组件核心模型基础上实现操作水平的进一步提升, 并且为电能量计量模型提供基础的系统服务。软件架构平台能够满足电量的需求, 并且提供最为专业的系统服务, 实现电量领域公共应用集成框架的构建。软件平台在层次建设上更加符合电能量计量系统智能化发展要求, 在技术细节上对电能量计量系统进行补充。

2 电能量计量系统智能分析系统业务基础平台建设

业务基础平台的建设能够实现电能量计量业务发展, 为系统发展提供导向作用, 并且构建的电能量计量系统软件平台为业务的发展提供最为基础的服务。软件架构平台实现组建的构建系统化发展。对系统平台进行选择能够提升方法的有效性, 降低双方之间的差别。业务基础的发展将为用户提供最为便捷的个性化服务, 能够更好的适应用户的发展需求。业务的进一步扩展将实现数据库的完善。电能量计量系统智能化发展趋势将有助于业务基础平台的建设, 在制定设计方案的时候能够在开发过程中实现问题的进一步解决, 这样能够节省更多的实践, 提升工作效率。常见问题的突出解决将构建统一的可行性资源库, 并且这种模式能够更好地促进电能量计量系统的建设。设计模式能够更好的体现电能量计量系统智能化发展过程。

3 电能量计量系统智能分析系统MVC设计模式建设

电力企业运行发展需要建立相应的客户端在设备上进行完善, 并且保证浏览器能够正常的运行。在电能量计量系统中需要应用不同的程序对客户端进行完善, 实现数据处理能够符合现实发展的需求。重复的数据将在一定程度上提升开发周期时间。MVC设计模式能够有效推动电能量计量系统智能化分析发展, 实现数据分离对数据进行充分的表现。采用控制器能够提升对系统流程的维护, 使系统更加便于伸缩。架构相应的模式, 实现视图清晰化发展是MVC体系控制器面临的主要问题。充分的发挥系统功能, 对模型进行表达, 更好地表现数据实现操作能力的有效提升。在现实系统操作中功能软件模拟在变化之后能够为客户提供更加完善的视图效果, 保证自身状态能够符合控制层相关任务要求。视图将模型的主要内容进行解释说明, 并且根据模式数据要求对数据主要参数进行显示, 根据变化的情况进行自动性更新操作, 将视图用户信息传送给控制器能够更好的实现程序行为的专业化发展。用户要求将视图进行充分的表现, 并且对用户信息进行输入将模型进行映射将是操作模型的最为重要的表现形式, 控制层中用户信息交互现象是操作系统完善对视图进行说明最为重要的表现形式。在模型建设的过程中控制层将责任进行划分能够降低代码的重复情况, 对系统的维护更为便捷。系统中数据参与的工作将功能进行划分, 并且在客户端进行数据的显示功能, 这样对数据进行处理将更加的便捷。

4 电能量计量系统智能分析系统3DAO设计模式建设

DAO设计模式能够实现数据资源抽象化转变, 将系统资源的结构由访问机制中隔离出来, 并且经过系统打包处理, 对不同形式的数据库类型进行区别对待实现数据访问的多样化。电能量计量系统应用程序提供的数据资源需要采取不同的方法进行完善, 并且访问不同存储格式数据的应用程序接口 (API) 也有着显著的差别。这样程序在进行的不同程度的访问存储的过程中将实现操作平台数据科学化发展, 数据存储格式的不同将在数据表现形式上具有明显的差别。数据库磁盘文件在逻辑数据访问中的表现具有差异性, 这就造成程序代码与数据访问之间出现依赖关系, 但是通过DAO设计模式能够对这种情况进行充分的解决。DAO设计模式能够更好的处理数据中逻辑对象目标, 对相应的数据链进行管理, 并且根据实际的需求对不同程度的访问机制进行实现。持久性数据源存储介质能够实现数据库外部服务系统的完善, 针对这种情况进行的数据交换工作, 关系到用户以及相应组件进行数据访问的影响。为用户提供的数据服务将实现访问接口对接。电能量计量系统数据源的物理访问能够将系统中的细节情况与用户体验进行区分, 并且根据底层数据的变化情况对为用户提供相应的系统数据存储介质。数据访问对象就是系统组件和数据源中间的适配器, 从而实现应用与数据库的无关性。

5 结论

新一代的电能量计量系统在对数据库资源进行处理的时候能够实现综合数据一体化发展, 并且能够有效的处理数据存储问题, 降低硬件投资出现的系统维护成本提升, 并且能够根据电能量计量发展的未来趋势对系统进行完善, 充分发挥电能量计量系统智能化特点, 更好的满足电力市场发展需求。

摘要：电能量计量系统智能化在电力市场改革计算机技术影响下呈现快速发展趋势。电能量计量系统已经成为具有多元化结构组成的多功能智能系统。系统复杂性需要电能量计量系统建立相应的发展平台, 构建新一代电能量计量系统的智能化发展是电力事业发展的关键。

关键词：电能量,计量系统,智能分析系统

参考文献

[1]赵琳, 刘振, 任雁鸣, 等.220 k V数字化变电站测控保护一体化的实现方式[J].中国电力, 2010, 43 (4) :38-40.

[2]常康, 薛峰, 杨卫东.中国智能电网基本特征及其技术进展评述[J].电力系统自动化, 2010, 33 (17) :10-15.

三峡电能量计量系统主站改造 第5篇

本次改造主要内容如下。

(1) 完成电量计量系统主站数据库服务器、数据采集服务器、网络设备等设备的更换。

(2) 对电量计量系统主站系统软件进行升级改造, 以实现三峡电站, 葛洲坝电站, 陈家冲变电站的关口电量表计的接入;通过网络通讯方式与成都调控中心电量计量主站系统进行数据通讯, 以接入溪洛渡、向家坝以及小南海梯级电站的关口电量表计;并预留标准接口与以后的昆明调控中心电量计量主站系统进行通讯以接入乌东德、白鹤滩等电站的关口电量表计。

(3) 完成将原有电量计量系统的数据库的数据完整导入新建电量计量系统的数据库中, 并能在新系统中进行展示和应用。

1 电量系统主站硬件系统改造

三峡电量计量主站系统硬件配置主要包括历史数据库服务器、数据采集与通信服务器、报表与维护工作站、网络交换机等。操作系统:优先考虑linux或unix操作系统。

1.1 更换数据服务器

系统配置2台高性能的数据库服务器。2台数据库服务器采用双机热备用模式, 通过操作系统级的Cluster实现双机切换并对数据库服务进行管理。历史数据库服务器主要功能是存放系统采集的原始电能数据及二次统计计算的结果数据。由于目前已存在IBM DS4300的存储, 故采用IBM System X系列服务器。

(1) CPU:双路6核Intel X eon E7540处理器/处理器主频2.00GHz/缓存≥18MB。

(2) 内存:32GB DDR3内存;支持内存扩展卡。标配2块内存卡, 最大可扩充至8块内存卡。

(3) 芯片组:工业标准Intel 5660。

(4) 网络接口:10/100/1000MB网口4 (最大可扩充至2TB) 。

(5) 硬盘:8500G SA S 2.5寸热拔插硬盘, 阵列卡:带磁盘阵列卡S e r v e r R A I D M 5 0 1 5:支持r a i d 0, 1, 5, 6 (另配46M0930选件支持RAID6) , 带电池备份。

(6) 扩展槽:6个。

(7) 光驱:SATA DV D RW。

(8) 电源:2个及以上热插拔冗余电源和风扇配置, AC220V, 配置热插拔冗余风扇。

1.2 更换采集服务器

配置2台高性能PC服务器作为数据采集服务器, 以集群方式工作, 实现采集任务的均衡与通道备用。数据采集服务器的主要功能是进行电能量数据的自动采集与通信。负责与外部其他系统的通信功能。采用IBM System X系列服务器。

采集服务器参数指标如下。

(1) CPU:双路6核Intel Xeon X5660/处理器主频≥2.8GHz/缓存≥12MB。

(2) 内存:24GB DDR3内存 (内存最大可扩展至192GB) 。

(3) 芯片组:工业标准Intel 5660。

(4) 网络接口:Intel 10/100/1000M网口4。

(5) 硬盘:8300G SA S 2.5寸热拔插硬盘。

(6) 扩展槽:6个。

(7) 光驱:SATA蓝光 (B lu-Ray) 刻录机。

(8) 阵列卡:ServeRA ID-MR 10i SAS支持RAID 0, 1, 5, 带电池备份。

(9) 网卡:双端口千兆网卡。

(10) I/O接口:正面:2个USB2.0端口;背面:6个USB2.0端口、2个PS/2接口、1个九针串口。

(11) 电源:2个及以上热插拨冗余电源和风扇。

1.3 网络设备改造

现电量计量系统主站, 采集6个厂站的关口电量数据, 主站系统采用具有三层交换功能的千兆以太网交换机构建冗余网络平台。支持OSPF协议。实现与国调数据网、湖北省调数据网、II区综合数据网、成都II区调度数据网通讯。

网络设备参数指标:交换机三层, 24个10 M/10 0M/1 00 0M端口, 4个小型可插拔 (SFP) 上行链路;冗余电源风扇, 支持基于端口、协议或网络的VLAN;提供第三层网络交换功能;背板交换速率至少为9.6 G b p s, 网络吞吐量至少为7 M p p s;支持OSPF协议。

2 电量系统主站软件系统改造

2.1 数据采集系统

(1) 系统采用定时和随机召唤二种方式批量采集终端的数据。定时召唤周期可调, 采集数据存储间隔可调。当主站与某个采集终端通信中断, 恢复后主站能自动地向该采集终端获取中断期间的分时电量数据。

(2) 对指定的采集终端实现自动拨号采集数据, 还可以接收本系统内各厂家所配手持式抄表设备的数据, 完成批量数据的录入。

(3) 系统根据任务的重要度等级, 通道忙可用忙闲状态进行任务排序、合并和分配, 支持紧急任务优先执行。

(4) 数据采集系统有任务自动分配方式。它既可以自动生成定时任务, 也可以接收其它应用发送的采集任务。双通道方式情况下, 某一通道中断可实现自动通道切换。

(5) 系统具有采集过程状态的监视功能, 能方便监视原始报文, 记录运行状态、链路状态, 对于通信失败的装置和线路给出详细的记录, 并提供通信效率、信道负荷及成功率的详细分析记录。

(6) 对于失败的数据采集任务, 系统可根据用户设置的重试次数 (1~9) 进行重试采集。重试不成功, 标记本采集任务失败, 并产生报警事件。

(7) 系统支持断点续传功能。系统能自动保存最后一包有效数据所对应的日期时间, 如果出现故障, 恢复后可自动从上次传输的断点处开始续传数据。

2.2 电能量数据定义与存贮

(1) 能方便地在线修改或定义电能量表计的名称、编号、倍率参数、时段数量可以任意设置, 存储周期, 数据处理方式、计算结果输出及报表格式等。

(2) 主站端数据库分时段带时标存储数据2年以上, 采用磁带、光盘等大容量存储器作为长期存档介质。

(3) 用户可人工向数据库输入各类数据, 这些数据可以与电能量数据一样参与各类计算及处理, 电量数据修改后在数据库中置人工标志。

2.3 电量数据统计与分析

(1) 系统提供强大的数据处理功能, 可由用户根据各种应用的需求定义计算的对象集合、计算的模型、计算的数据类型以及计算结果输出的时效要求。

(2) 可以通过定义公式的方式生成计算量。