电能计量系统（精选12篇）
电能计量系统 篇1
0 引言
电能计量装置用于计量供电部门销售电能和用户消耗电能的数量, 是供电、用电双方经济结算的根本依据, 其计量结果的准确度与双方的经济利益有着直接的联系[1]。
电能计量系统主要由电压互感器、电流互感器 (TA) 、计量二次回路和电能表组成。每个组成单元在基波条件下的误差均能满足其设计要求, 但在谐波条件下, 各组成部分工作状况将发生变化, 导致计量/测量误差增加, 从而给电能计量系统引入计量误差。谐波条件下关于这些单元的测量/计量误差研究主要集中在谐波对电能表的影响。文献[2]研究了线性和非线性负载对有功电能计量的影响, 推导了谐波下线性负载和非线性负载消耗的电能, 并利用实时数字仿真系统进行仿真, 提出电能计量方式的不合理性, 但未提出有效解决办法。文献[3]分析了谐波对电能计量影响的机理, 估算了谐波对计量的影响程度, 但并未从其理论推导出严密的计量误差。文献[4]从谐波和暂态电能损耗由谁承担的问题出发, 研究谐波影响下全数字式电能表的计量误差、暂态情况下的电能计量问题以及用户类型对电能转换的影响, 但对电能计费问题并未深入研究。
关于谐波对电压互感器影响的研究不多, 文献[5]是较早介绍电容式电压互感器 (CVT) 制造过程中各种标准和设计要求的参考文献, 给出了CVT的等效电路, 并针对不同负载情况下的测量误差进行了理论计算。文献[6]是为数不多的谐波情况下CVT的理论研究, 详细介绍了CVT各个组成部分在谐波情况下的等效电路, 给出了参数的计算方法及频率响应的理论与仿真结果, 并研究了二次侧负载和阻尼器对谐波环境下CVT测量的影响。文献[7-8]是国内关于CVT暂态研究比较有影响力的参考文献, 主要论述了应用目前国际上广泛使用的电力系统电磁暂态计算程序EMTP实现CVT暂态性能相对准确的数值计算方法。
关于谐波对TA影响的研究, 文献[9]通过实验对TA在高频 (高于10kHz) 下的励磁阻抗以及绕组分布电容进行了求解, 初步建立了高频的TA模型, 但是, 通过利用该模型在低次谐波的仿真结果可以发现, 该模型对2~50次谐波下的TA不够准确。文献[10]介绍了TA磁芯的磁滞损耗、涡流损耗和异常损耗, 并对这些损耗进行分析, 利用定电阻或者可变电阻来代替这些损耗, 利用磁链来描述磁芯磁化过程, 但是, 同样没有考虑频率变化对TA模型的影响, 其主要集中在基波下的误差研究。
现有研究多为对电能计量系统各个单元单独进行研究。文献[11]提出了电能计量系统的综合误差计算式, 但是此计算式是将系统内各部分误差进行相加。两互感器的误差会同时作用于电能表, 将其简单的相加, 明显会大于真实的综合误差, 且其未对各部分误差量化分析。文献[12]提出一种全数字化的电能计量系统, 但其本质还是对电能表的数字化实现, 且未对谐波影响进行分析。因此, 还没有准确的计算式可以描述电能计量系统的综合误差。本文全面分析了电能计量系统的误差来源, 通过理论分析与仿真实验结合的方法, 分析电能计量系统各部分受谐波的影响, 以及整体在谐波下的误差。
1 谐波下电能计量系统的误差分析
电能计量系统的计量误差即整个计量装置的误差, 包括电能表、电压互感器、TA的误差。对电能计量系统误差分析需从这三方面进行整体分析。
1.1 电子式电能表的谐波计量误差
电能表总体可分为两类。一类为机电式电能表, 它由测量部件和电子部件构成, 由于这种类型的电能表的波形信号发生装置采用脉冲信号发生的方式, 因此也被称为感应式脉冲电能表。另一类为电子式电能表 (也称为固态式多功能电能表或静止式多功能电能表) , 这种电能表完全采用大规模集成芯片构成的电子电路实现。目前, 电子式多功能电能表逐渐成为市场的主流, 得到了越来越广泛的应用。因此本文只对电子式电能表进行分析。电子式电能表可分为模拟乘法器型电能表和数字式电能表。
1.1.1 模拟乘法器型电能表
模拟乘法器型电能表主要由以下几个部分构成:输入部分、乘法器、电压/频率转换器、输出部分等。结构示意图如图1所示[13]。
模拟乘法器型电能表的工作原理可概括为:首先, 将输入的电压信号U和电流信号I成比例地变换成能被乘法器接收的信号, 由乘法器得到一段时间内的平均功率, 然后, 将平均功率信号转化为频率脉冲信号, 再通过对频率信号计数的方法得到该段时间内的电量。
电子式电能表内部的乘法器是把输入的电压、电流信号按照一定的比例转换为功率的器件。模拟乘法器类型比较多, 按原理主要有时分割乘法器、霍尔乘法器等。目前, 国内电子式电能表内部使用的乘法器主要为时分割乘法器。模拟乘法器型电能表的误差主要来自于模拟乘法器[14]。
当输入时分割乘法器的信号含有高次谐波时, 根据时分割乘法器的计量原理可知, 此时输入信号不能再简单视为直流信号。图2可简单解释产生误差的原因[15]。图2中的两信号u1 (t) =sinω0t, u2 (t) =sin 2ω0t, 其中ω0为基波角频率, 在相同的很小的脉宽调制 (PWM) 时间间隔t2-t1内, 显然二次谐波信号的变化幅度较基波信号的大。即在同样的时间间隔内, 输入高次谐波的变化范围相对于基波大, 当输入谐波次数较高时, 其将不能被看成直流信号, 测量结果会产生原理性误差。
设时分割乘法器两输入量为h次同频率谐波:。其中:Ah和Bh分别为电压信号与电流信号h次谐波的有效值;ωh为h次谐波角频率;ψh为h次谐波电流与电压相位差。设调制频率为F, 则n1=F/f1, 为基波在一个时分割周期中被分割的份数, 其中f1为工频, 每一等份对应的弧度为2π/n1, 而对h次谐波, 每周期内被分割的份数为nh=n1/h。
在h次谐波情况下, uUh和iIh被分割的第k份记为uUhk和iIhk:
h次谐波功率理论量测值为:
Ph与理论计算值Phs的差为:
记
则h次谐波计量误差为:
基波叠加多次谐波时计量误差表达式为:
式中:下标0表示基波分量;N为最大谐波次数;P0s*=1;Phs*=Phs/P0s。
1.1.2 数字式电能表
数字式电能表的误差主要来自于数字乘法器。数字乘法器主要由采样保持和模拟/数字 (A/D) 转换两部分构成, 因此主要分析这两部分的工作原理和谐波条件下所引入的误差, 得到数字式电能表计量误差。设两输入量为h次同频率谐波:
其中采样间隔为Δt, 则
基波功率的第k等份可表示为P0k=uU0kiI0k, 则在时间T (分成n等份) 内电能计量值可表示为:
根据相关文献的研究结论, 对于正弦信号, 可得到A/D转换引起的相对误差为:
式中:b为A/D转换器的位数;Ns为一个周期采样点数。
由式 (12) 可看出, A/D转换器的位数越高, 量化误差越小, 引起的相对误差也越小。
1.2 CVT谐波测量误差的分析
在谐波条件下, 补偿电抗器、中间变压器及阻尼器都可能工作在饱和区内, 需要考虑其非线性特性, 在模型中需要反映出这3个元件的非线性。本文中, 补偿电抗器采用双线圈耦合的结构, 中间变压器采用三绕组变压器, 阻尼器采用谐振型阻尼器。
谐波条件下CVT各部分的杂散和耦合电容的影响不容忽视, 它们会在一定程度上影响CVT的频率响应特性。根据CVT结构, 将变压器二次侧折算到一次测, 可建立谐波等效电路如图3所示。
图中:VTh为等效电源;CTh为电容分压器的等效电容;LL′, RL′, LLe′, RLe′, CL′分别为补偿电抗器线圈等效的电抗和电阻、铁芯等效的电抗和电阻以及杂散电容;LT1, RT1, LT2, RT2, LTd, RTd分别为中间变压器一次侧绕组、测量和保护用绕组以及接入阻尼器绕组的漏抗和电阻, 其中测量和保护用绕组由于容量和输出电压相同, 进行了等效合并;LTe和RTe分别为中间变压器励磁电抗和电阻;CT1为中间变压器一次侧对地的杂散电容;LB和RB分别为测量和保护绕组等效负载的电抗和电阻;Rd1和Rd2为阻尼电路的变压器绕组电阻;Rde为阻尼电路变压器的铁芯损耗电阻;Ld1和Ld2为阻尼电路变压器绕组的自感;M为阻尼电路变压器绕组之间的互感;Cd为阻尼电路的电容;Rd为阻尼电路的非线性电阻。阻尼器采用谐振型阻尼器。CVT的变比为:
式中:C1和C2分别为CVT的高压和中压电容;V1为CVT的输入电压。
将分压器部分等效处理, 即在不发生谐振时, 此模型理论上两端电压相等:
式中:V2为CVT的输出电压。
但事实上, 谐波情况下CVT内部元件间存在谐振, 故引入一个变比k′, 来描述谐波条件下两端电压值之间的变化程度:
在此模型条件下, CVT的测量误差为:
国内110kV (甚至35kV) 及以上的发电厂升压站和变电站母线、出线上均将逐步采用CVT[16]。但文献[17]明确规定CVT不能用于谐波测量。在国际电工委员会 (IEC) 标准中也有类似的规定, 即CVT的测量绕组应在其额定频率的99%~101%范围内满足精度要求;保护绕组应在其额定频率的96%~102%范围内满足精度要求。CVT在基波电压测量以及系统保护和自动装置的基波信号变换中能完全满足系统的要求[18]。但当被测电压频率发生变化或含有谐波时, CVT中由电容分压器等值电容和补偿电抗器电感组成的LC串联谐振回路的额定工作点将发生偏离, 导致测量误差的增加。因而对于存在谐波的系统, CVT将不能正确反映实际情况[19], 在进行系统谐波测量时, 通过CVT变换装置得到的二次侧信号存在较大的误差。本文将在下文仿真中说明该问题。
1.3 TA的谐波测量误差分析
TA静态模型的等效电路如图4所示。图中:i1和i2分别为一次侧和二次侧电流;im为励磁电流;Rb和Lb分别为负载电阻和电感。
由磁通守恒和基尔霍夫电流定律可得:
根据上式及基本电磁场理论, 可以推导出:
式中:H为磁场强度;B为磁感应强度;S为铁芯横截面积;lC为铁芯长度。
上述微分方程可用四阶龙格—库塔法或隐式梯形公式求解, 从而得到励磁电流。TA的T形最简等值电路如图5所示。图中:I1′为折算到二次侧的一次侧电流有效值;Im′为折算到二次侧的励磁电流有效值;I2为二次侧电流有效值;Rm′和Lm′分别为折算到二次侧的励磁电阻和电感;R2和L2分别为二次侧电阻和电感。
经过一次侧向二次侧折算后, 在理论理想情况下, I1=I2。但在谐波条件下, 由于存在非线性元件, 测量会有偏差。引入一个变比k″, 来描述谐波条件下两端电压值之间的变化程度:
在此模型条件下, TA的测量误差为:
2谐波背景下电能计量系统的误差分析
电能计量系统由CVT、计量二次回路、TA和电能表组成, 结构图如图6所示。
高电压等级的电压、电流先经过互感器转换, 然后输入电能表中, 由电能表计算出功率值。由前文分析可知, 电能计量系统的每个组成部分都会产生误差, 图7显示了电能计量系统的计量误差组成。
图中所说的误差包括幅值误差和相位误差。在单次谐波条件下, 电能表本身不会产生相位偏移, 但是CVT和TA分别使电压、电流产生了相位偏移, 这就增大了电能表输出的功率值与系统的输入功率之间的误差值。在多次谐波条件下, 电能计量系统的计量误差的计算变得更加复杂。
目前还没有研究结果论证误差α, β, γ, ε之间的关系。公式法论证的难度较大。本文采用仿真的方法, 搭建整个电能计量系统的仿真模型, 用仿真数据来说明谐波条件下电能计量系统的误差。
3 仿真验证
3.1 CVT谐波误差仿真
根据图3搭建PSCAD/EMTDC仿真模型, 依据式 (16) 测量不同次谐波条件下, CVT的测量误差百分比。仿真参数设置如下:电压源有效值为1kV, 相位为0°。幅值误差仿真结果与相角误差仿真结果如图8所示。
CVT的基波电压测量准确度比较高, 但谐波电压测量的幅值误差高达97%以上。谐波条件下, CVT会引入严重的相位偏差。可见, CVT确实不适合谐波环境下的测量。
3.2 TA谐波误差仿真
仿真得到不同次谐波条件下, 功率因数为1、负载率为100%时, TA仿真的测量误差如图9所示。仿真时设置电流源有效值设置为1kA, 相位为0°。
可以看出, 谐波条件下TA的计量精度很高。由于TA的计量精度较高, 谐波条件下, TA的测量误差只是在小范围内变化, 变化基本可以忽略, TA引入的相位偏移也基本可以忽略。可见TA适合在谐波下的测量。
3.3 电能计量系统的计量误差
高压电能计量系统多用于110kV的系统中, 本文以110kV电能计量系统为例, 以仿真数据说明不同情况下该系统的电能计量误差, 以及涉及的少计量的电费额, 借此来说明谐波对电能计量系统影响的经济性。
电能计量系统的输入电压有效值为63.5kV, 相位为0°, 输入电流有效值为500A, 相位也为0°。电能计量系统的输入功率为31.75 MW。电能表调制频率设置在20 MHz。负载功率因数为0.8。各部分输出结果如表1所示, 各部分计量误差如下:CVT计量误差为-4.797 44×10-3, TA计量误差为-9.354×10-5, 电能表计量误差为-2.055 567×10-11, 系统的计量误差为-4.892 22×10-3。
用基波同时叠加3次谐波、5次谐波和7次谐波来模拟多谐波背景。仿真参数设置如下:基波电压有效值设置为63.5kV;基波电流有效值设置为500A;3, 5, 7次谐波电压有效值分别为基波电压的4%, 3%, 2%;3, 5, 7次谐波电流有效值分别为基波电流的5%, 3%, 1%;上述电压和电流的相位都为0°。电能表的调制频率仿设置在20 MHz。电能计量系统的输入电压、输入电流的有效值分别为63.592 008kV, 0.500 874kA。电能计量系统的输入功率为31.848 425MW。
各部分输出结果如表2所示。CVT的输出电压有效值为63.592 008kV, TA的输出电流有效值为0.500 87kA。
电能表输出功率值为31.672 957 MW。各部分计量误差如下:CVT的计量误差为-4.701 71×10-3, TA的计量误差为-3.732 8×10-4, 电能表的计量误差为-3.732 8×10-4, 系统的计量误差为-3.732 8×10-4。
现在国内的电费收取标准是0.6元/ (kW·h) , 故按单位时间算, 1h一个电能计量系统将少收取105.28元电费, 一年将损失92.225 2万元。
综合上述数据可知, TA和电能表的计量误差并没有受谐波的影响。多谐波背景下, 谐波引起的CVT的相位偏移很大, 3, 5, 7次谐波引起的相位偏移都达到了-130°以上, 这就导致了系统的计量误差远大于CVT的计量误差。如果谐波含量再增加的话, 系统的计量误差会增大更多。
由基波和谐波背景下, 电能计量系统的计量误差比较可知, 在电能表和TA的计量精度得以保证的前提下, CVT的谐波计量误差对电能计量系统的谐波计量误差起了决定作用。CVT不适合谐波背景下的测量, 因此提高电压互感器的计量精度, 可保证整个电能计量系统的计量精度。
4 电能计量模式合理性探讨
在谐波与电能计量方面, 国内外已有一系列标准和规范, 但关于电能表的的中国国家标准DL/T614—2007、美国国家标准ANSI C12.1—2008, 将谐波的影响归入了准确度的要求, 并未提及谐波电能计量的问题。目前的电能计量模式主要如下3种。
1) 基波计量模式。采用基波电能表, 只计量用户所消耗的基波功率。因此, 电能计量系统中CVT对谐波的测量误差不会对此种计量模式造成影响。
2) 全波计量模式。采用频率响应较宽的电子式电能表计量基波与谐波, 理论上能将用户所消耗的基波功率、吸收或发出的谐波功率全部计入用于电费计算。国内现行计量模式为这种模式, 本文对电能计量系统计量误差的分析也是基于此种模式。
3) 基波、谐波单独计量模式。分别使用基波表和谐波表测量用户所消耗的基波功率和谐波功率。要求电能表能准确计量谐波功率。
这3种计量模式没有绝对的合理性, 对于不同负荷类型, 其合理性各异。就算都为线性用户, 不同负荷类型相对合理的电能计量方式也不同。如对于发热性负荷, 基波和谐波有功功率均将被利用, 此时采用全波计量是合理的。对于放电机类用户来说, 其所做的功只与从电网吸收的基波电能成正比, 不会由于吸收了谐波电能而多做功, 而且, 设备反而会受谐波损害, 此时对线性用户而言仅计量基本电能是相对合理的。
系统中的非线性负荷分析较复杂, 其不仅吸收基波与谐波功率, 而且会将其中一部分基波与谐波电能转化为额外的谐波电能注入系统。若仅从计量的角度考虑, 对于非线性用户, 采用全波计量相对于采用基波计量方式有益。但非线性用户产生了谐波, 并由此造成对系统内其他用户设备的危害。因此从谐波抑制的角度考虑, 分别计量基波电量和谐波电量, 并根据谐波电量进行一定的惩罚性收费, 对于供电方和其他用户将更为合理。这一方面需要实用的测量技术支撑以分析谐波的来源, 另一方面也需要公认合理的理论分析方法来判定谐波责任问题。目前, 这两方面尚无突破。
目前, 能精确计量基波功率与谐波功率的电能表已广泛应用, 但电能计量系统对谐波的计量精度仍较低, 原因在于电压互感器的计量精度低。从整体出发, 并结合目前电能计量装置整体性能, 采用基波计量是目前较为合适的, 一方面, 能一定程度反映非线性负荷所造成的谐波污染, 另一方面, 现有电能计量系统并不能精确测量谐波。
更为合理的电能计量模式需要依靠更为精确的电能计量系统, 能判定谐波产生来源, 分析用户类型、实际利用的基波电能与谐波电能、产生的谐波电能, 完善责任分担理论, 来制定相应的收费政策。
5 结论
本文对谐波条件下电子式电能表的计量误差进行了量化分析, 并对CVT和电磁式TA的计量误差进行了仿真分析, 同时, 搭建了整个电能计量系统的仿真模型, 分析了其在谐波条件下的计量误差。通过分析可得以下结论。
1) 谐波背景下, CVT的计量误差不能满足计量要求, 相位偏移大。CVT不适合谐波环境下的测量;TA与电能表在谐波环境下量测精度高, 故电能计量系统误差主要由CVT产生。
2) 由于谐波条件下, CVT测量的电压相位偏差很大, 导致电能计量系统的计量误差在谐波条件下远大于CVT的计量误差。若谐波含量增大, 电能计量系统的计量误差将继续增大。
3) 在谐波背景下, 按现有电能计量系统计费, 误差将造成巨大损失。提高电能计量系统各部分的计量精度有助于减少电费的损失。
4) 现行电能计量模式存在其不合理性, 更为合理、科学的电能计量模式依赖于更为精确的谐波与基波电能计量装置, 以及完善的谐波奖惩制度。
本文分析了电能计量系统各部分在谐波背景下计量误差的引起原因与计算过程, 通过仿真模拟了电能计量系统计量误差的大小, 但系统计量误差与各组成部分的量化数学关系还需要进一步研究。
电能计量系统 篇2
自动化系统实现了从点刀面的全自动化信息管理，提供了一定的电量计算、电费结算和市场管理等实时数据，提高了电力营销的管理水平和客户服务水平，是一项重要的信息技术，推动了电力企业的发展。
1 简述电能计量自动化系统
电能计量自动化系统中涉及到了很多不同的方面，包括不同的内容。
例如，电能计量自动化系统中包括厂站电能量计量遥测系统、大客户负荷管理系统、低压集中抄表系统和配变监测计量系统等。
1.1 大客户负荷管理系统
大客户负荷管理系统是电能计量自动化系统中的重要组成部分，包括了负荷、远程抄表和终端电量等数据。
大客户负荷管理系统的运转过程中，运用的技术包括通讯技术、自动制约技术和计算机技术等。
为了实现对电力负荷的实时监控和管理，大客户负荷电力系统利用在线检测技术和客户端的采集技术，实现了原有负荷管理系统和客户抄表系统之间的有机结合。
而且，大客户负荷系统中包括数据通信网络、客户端现场终端和计量表计等，不仅具备数据采集功能，还具备电能质量检测、开关状态采集、计量异常监测、交流采样和负荷制约等功能。
一般情况下，数据的采集需要每隔15分钟进行一次。
1.2 低压集中抄表系统
低压集中抄表系统主要是指通过对低压扩频载波、485总线和RS等通讯技术、计算机应用技术的应用，以通信介质作为主体实现对电力用电中电能表码和月冻结电量等相关电能量数据的采集、存储、传输和处理等。
并且，要保证每隔一天进行一次数据采集。
低压集中抄表系统，具有应用人力少、劳动强度少的特点，可以提高电力线路中线损统计的准确性和资源利用率，实现电能计量自动化装置系统中窃电监控和预付费功能的有效管理，有利于电能计量中电费的及时回收。
1.3 厂站电能量计量遥测系统
厂站电能量计量遥测系统中的主要组成部分包括主站系统、采集装置、电能计量装置、供电电源、传输通道等。
其中，供电电源、电纪计量装置、采集装置和传输通道等，一般情况下，主要设置在发电厂和变电站。
这种系统是一项电量数据的综合应用平台，可以实现对接入帝王中电能表资料、变电站、馈线和发电厂等的管理。
电能计量系统 篇3
摘要：数字电能计量系统在数字化变电站中得到较为良好的应用，电子式互感器及电能表工作原理及接口方式的现代化发展，对数字电能表的校验工作提出了更为严格的要求，。本文就数字电能计量系统现场检定技术进行探索和研究，以提高数字电能计量系统的可靠性和准确性，仅供相关人员参考。
关键词：数字电能计量系统；电子式互感器；数字电能表；现场检定
数字化变电站在互感器输出信号以及电能表的校验方面都与传统变电站之间存在着明显的差异性，电子式互感器因其自身运行特点而得到相关人员的广泛关注，它能够一次性完成电流电压的数字化，最大程度上减少了数字信号传输中所产生的误差，弥补了传统电磁式互感器的不足，促进了数字化变电站的发展。在这种情况下，传统的校验设备无法满足数字电能计量系统的实际需求，因而加强数字电能计量系统现场检定技术的研究具有重要性和必要性。
1 数字电能计量系统现场检定技术概述
1.1电子式互感器现场检定技術的实际情况
通常情况下，直接测量法是电子式互感器现场检定的常用方法，在实际应用过程中，将被测电子式互感器与传统标准互感器进行直接测量和对比分析，从而明确电子式互感器在实际误差。从实际情况来看，这种现场校验方式满足数字化变电站电子式互感器的实际工况，具有一定的合理性和有效性。但是所采取的直接测量法具有一定的特殊性，在实际测量检定过程中对电子式互感器的精准度有着严格的要求，在进行现场校验之前，应当对电子式互感器的整体精准度进行合理的明确和控制。
1.2数字电能表检定技术的实际情况
在数字化变电站中采用的数字化电能表与传统的三相多功能电能表的工作原理完全不同，数字电能表所接收的信号是光纤以太网传送的数字化电流、电压信号，而不是传统的57.7 V/100 V的电压信号，或者是5 A/1 A的电流信号。不存在电流互感器、电压互感器及A/D转换等单元。数字化电能表获取数字化的电流电压瞬时值后，采用数字信号处理算法直接计算得到电功率和电能等电能计量数据。
理论上说数字电能表自身没有A/D环节，只是进行一下数学运算，是没有误差的。但实际可能产生的误差有两部分，一是由算法引起的误差，这种误差与信号的频率波动、波形以及非同步采样有关；另外是浮点数运算时有效位误差，为计算机系统固有误差，可以说是截断误差。
某研究院研制了数字电能表校验装置及其溯源体系，如图1所示，整个校验系统包含标准功率源、校准装置和工控机三部分。校验装置的关键部分是模拟合并单元，将模拟信号采集后，按照IEC61850-9-1协议组成以太网帧，通过光纤网络或者双绞线网络发送给被检电能表。这种方法很好的解决了数字电能表的溯源问题。
图1 数字电能表校验图及量值溯源图
2 数字电能计量系统整体检定技术
从整体情况来看，数字电能计量系统中数字电能表的检定问题始终困扰着业内人士，那么加强数字电能计量系统的整体检定技术的研究和探索具有重要意义。
2.1数字电能计量系统整体检定技术的原理分析
根据图2 可知，数字电能计量系统由被测电子式互感器、电子式电压互感器、合并单元以及数字电能表组合而成。电子式电流互感器实现了对一次电流信号的有效转化，以光纤为传送方式，将其传送到合并单元。从实际情况来看，合并单元能够将数字化的电流电压信号进行标准处理后发送给数字电能表。数字电能表能够通过数字帧直接提取电流电压相关的数据，在此基础上进行标准化的计算，可得出精准可靠地电能信息，从而进行电能脉冲信号的发送。
图2 数字计量系统整体校验图
与此同时，传统的标准电能计量系统在实际运行过程中，传统标准电能表校验仪直接进行二次信号的数字采样，并进行精准的计算后得出标准电能值。将此结果与数字电能表的电能脉冲进行对比分析，即可得出数字电能系统的电能计量误差。数字化电能计量系统整体检定技术的实际应用情况显示，该技术能够真实的反映出数字电能计量系统的误差，并且该校验方式的实际应用原理结构简单且清晰，满足数字化变电站的实际需要，与此同时该测试方法在一定程度上节约了测试相关投资，可以使用常规设备进行操作测试，无需开发新设备，因而具有良好的适用性。
2.2数字电能计量系统整体检定方法的测试结果
本文中我们采用数字电能计量系统整体检定技术对某市数字化变电站中的电能计量系统进行现场检定，现进行简要分析和讨论。该数字化变电站采用标准规格的电子式光学电流互感器，额定电流满足国家相关标准。数字电能表为同一公司生产的三相数字式多功能电能表。采用传统电磁式电压互感器为被测电压互感器。将标准电流互感器的级别进行明确，对额定工作电流进行明确，并对标准电压互感器和标准电能表校验仪的准确度级别进行明确。表1为功率测量结果，通过对表1 的观察和分析可知，额定功率下系统功率误差存在合理性，与理论上的系统误差相一致。
表1 功率测量结果
3 功率测量误差A类不确定度评定
由于试品校准点较多，此处评定只选择了两个有代表性的校准点进行：30%额定电流处（常用负荷），100%额定电流处两点。对30%额定电流和100%额定电流两点功率误差进行6次重复测量，数据见表2。
三相电能计量系统防窃电技术 篇4
1 电能计量系统
我国当前电能计量的方式主要有三种: 分别是低供低计、高供低计和高供高计。低供低计的计量方法常用在城乡地区, 在经过公用的配电变压器后对用户的用电量进行计量。低供低计的方法比较简单, 不需要使用电流互感器和电压互感器来帮助计量用电量, 用户的用电量可以直接显示在电表上;在电压低于25k V和10k V的供电系统中, 一般使用高供低计的计量方式, 对于一些用电量较大的用户, 电能计量系统需要配置专用的配电变压器, 通过低压型电流互感器来计量用电量。在此计量方式下, 三相三线型的二元件额定电压为3×380V, 三相四线型三元件额定电压则为3×380V/220V, 用户用电量的数额是电能表的显示数值乘以低压型电流互感器的倍率;高供高计的计量方式则适用于10k V以上的高压型供电系统, 这是一种高电压、强电流的计量方式, 用电量的计量要通过高压型电压互感器和高压型电流互感器来测量电压和电流, 然后在两互感器之间用二次侧接的方式来计量。高供高计的电能计量系统需将电能表数值与两互感器相对应的倍率相乘, 算出用户的用电量。电力计量中的窃电现象主要发生在高压电能供应中, 对用电量大的用户很难实施电能监测, 所造成的经济损失也更大。
2 三相电能计量系统防窃电技术应用
2.1 选用防窃电多功能电能表
电压法窃电是常用的窃电方式, 所用的窃电行为不容易被发现, 具有较高的隐蔽性。窃电用户一般用机械电能表来计量三相电能, 机械表不具备失压、欠压等问题的判断能力, 必须依靠外接的失压计时仪来防止电压法窃电行为。但是, 只用失压计时仪也不能检测出其他的窃电方式, 失压计时仪并不能满足当前防窃电的需求。因此, 电力企业要选用可以防止多种窃电方式的多功能电能表, 以最新的防窃电综合技术来减少窃电现象。防窃电多功能电能表可以详细记录用电情况, 还能在监测出窃电行为时自动报警, 可以为三相电能计量系统提供正确计量的保障。多功能电能表一般都是电子式的电能表, 选用电子式新计量表的同时也提高了防窃电技术的先进性。
2.2 使用防窃电计量装置
三相电力用户的计量装置由电能表、电流互感器、电压互感器和连接导线等部分组成, 提升三相电能计量系统的防窃电功能, 关键在于增强计量装置自身的防窃电能力。防窃电多功能电能表虽然可以起到一定的防窃电作用, 但对于电流法窃电的方式仍然不能有效检测出来。对此, 电能计量表应当增加辅助计量设备来防止窃电现象, 例如在计量箱或变压器二次侧加装封闭罩;在配电箱内加装网罩, 并进行加封;用绝缘绑带分相缠绕二次侧出线及接线柱, 等等, 都可以加强电能表的防窃电功能。
2.3 运用网络化防窃电技术
在信息时代, 网络技术已经在众多领域普及开来, 防窃电技术的网络化趋势不可避免。在网络中实施对电能计量的管理和控制, 可以有效提高电力系统工作效率, 通过网络技术来防止窃电行为。网络化防窃电技术主要有以下几点:第一, 网络自动抄表系统的防窃电装置。自动抄表系统分为本地抄表系统和远程抄表系统, 其中远程抄表系统可以在系统内安装智能防窃电装置, 利用网络传输窃电信息并进行处理。远程抄表系统的工作主要由前端采集子系统、通信子系统和中心处理子系统共同完成, 窃电信息传输和处理就是靠这一整套系统进行。第二, 负荷控制系统的防窃电网络。负荷控制系统管理着70%以上的社会用电量, 在安装了负荷控制系统的电力网络当中, 可以利用负荷控制系统来建立防窃电网络平台。第三, 配电管理系统的防窃电网络。配电管理系统包括地理信息系统、运行规划与优化、检修计划管理, 等等, 配电管理系统中设置防窃电网络比较容易, 并且不需要太多资金投入, 属于效率较高的网络化防窃电技术。
3 结语
防窃电技术是保障电力行业经济利益的重要手段, 在三相电能计量系统中, 采用有效的防窃电技术可以减少电力行业的经济损失, 规范社会的用电秩序。本文介绍了当前电能计量系统的用电计量, 首先了解了我国电能计量的基本概况, 然后对三相电能计量系统防窃电技术的具体应用进行了分析, 供我国电能计量系统的防窃电研究作参考。
摘要：三相供电系统中的窃电问题比较严重, 用户会通过分流窃电等方法绕过电能计量系统, 窃取大量的电能。在总结窃电手段以及电能计量系统的工作状况后, 电力企业必须采取有效的措施来应对窃电行为, 在电能计量系统中安装防窃电装置或者运用网络化防窃电技术, 都可以有效防止各种窃电现象发生。三相电能计量系统的防窃电技术需要不断改进, 并针对新的窃电技术做出调整。
关键词：三相电,电能计量系统,防窃电技术
参考文献
[1]陈晨.防窃电表的设计与改进[J].电测与仪表, 2014, (S1) :25-31.
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[3]胡昌伦.基于ATT7022B的三相多回路电力综合监测系统研究[D].山东科技大学, 2014.
电能计量管理 篇5
工作中的五率包括：校验率、轮换率、高压电能表调前合适率、故障差错率和PT二次回路压降测试率。
2、电能计量管理系统一、通用的电能计量管理平台电能计量管理系统在当前流行的Windows9X/2000/NT操作系统下采用性能先进的PowerBuilder工具开发，支持Oracle、Sybase、SQLServer等各种大型数据库和各种计算机网络。
电能计量管理系统以电能计量器具台帐管理为核心，不仅包括器具安装、轮换、缺陷、报废、检定等运行情况管理，而且包括计量人员管理与计量标准器管理。另外与电费管理、业扩报装管理有数据接口，可保持系统一致性。
二、电能计量管理系统主要功能1.系统设置：对电能计量管理系统中涉及的计费电表类型、计量器具代码、供电企业的科室、班组、分组等进行统一分类编码。
2.代码管理：分为标准代码和用户代码管理。标准代码指有关上级部门和标准机构指定的代码，主要包括计量器具的标准分类、电源分类、检定类型、检定周期、装置类别、装置种别等的代码。用户代码指用户自行定义的有关代码，包括变台形式、表计生产厂家、检定人、表计型号等。
3.登记建卡：对新购器具和已经存在的计量器具进行登记管理。内容包括器具的生产厂家、类型、精度、检定类型、检定周期等，安装情况，使用情况，报废情况等。同时对供电企业使用最多的电能表、电压电流互感器等器具输入该器具的用户、连接的配变、相别、倍率等详细信息。
4.运行管理：自动生成部门计量器具轮换报告，对器具更换产生的剩余电量进行计算，建立与“电费电量管理系统”的接口。
①、器具轮换：对器具按其轮换周期进行轮换管理。
②、器具缺陷：登记器具缺陷情况，对缺陷换表情况进行处理。
5.器具检定管理：对器具按其检定周期进行检定管理，记录检定情况。
6.标准器具管理：对计量标准器进行入库、状态管理。
7.计量人员管理：对计量专职、兼职人员情况进行管理。
8.综合报表管理：对器具入库、运行情况进行综合统计，生成各类管理报表。
电能计量系统 篇6
【关键词】水电厂、关口计量、电能采集终端、配置要求、改造方案
【中图分类号】[TM622]【文献标识码】A【文章编号】1672-5158（2013）07-0387-02
1. 引言
浮石水电厂安装有三台立式水轮发电机组，装机容量为54MW（3*18MW），经两台主变（1T、2T）升压后由两回110KV线路接入广西110KV等级电网。（见图1）
电厂自2000年4月投产发电后，根据国家《电能计量装置技术管理规程》（DL/T448-2000）的相关规定及技术要求，在两台主变的110KV高压出线侧设置了两套电能计量装置，关口电能表承担着电厂的上网电能结算的任务，所以关口电能的计量显得尤为重要。电能计量准确与否直接关系到发供电企业的经济效益和社会效益。作为电厂、电网双方进行电量结算工作的依据，随着电厂、电网自动化程度的提高，以及计算机网络技术、通信技术的发展，以及电力体制改革的不断深入，各发供电企业在提高电能计量准确性方面都越来越重视。电网公司对关口电能计量装置的准确度、稳定性和实时性提出了更高的要求。为此，广西电网公司发文要求各发电企业对不满足要求或超期服役的电能计量装置进行更换或改造，以实现电网远程抄表和购售电交易电子化结算的目标。
本文作者有幸参与了我厂电能计量装置系统的改造，对关口电能装置的配置及设备选型进行了学习，以及对在改造中出现的问题的解决办法进行了总结，希望可供从事电能计量工作的同行参考。
2.确定电量关口的原则
对于电网，为考核地区线损率、网损率、上网电量、过网电量、购网电量以及地区负荷、负荷率等指标，定义了产权关口、结算关口、协议关口、调度关口、线损关口和负荷关口等多种关口。这些关口，可按以下原则划分：
2.1 以产权分界点为界限，建立网级电力市场界面，以达到统计电量、结算电费的目的，为商业化运营奠定基础。
2.2 以电量关口为基础，规范管理线损，公平分配网级电力市场公司的利益。
2.3 以适合于商业化运营的、规范化的经济方式结算。
为使大家能全面理解，列出根据以上原则设置的电量关口（见表1）：
网级电力市场电量关口示意如图2所示：
3. 我厂关口电能计量系统结构及改造方案
3.1 原来电能采集系统存在的问题
我厂原先建设的电能数据采集系统，已不能满足电网计量自动化系统的要求，主要表现在：
3.1.1 终端设备不能采集和提供计量所需的所有电量数据。
3.1.2 设备超期服役，系统设备老化，所采集的电能量数据项少，应用功能弱。
3.1.3 电能终端设备的通信规约与主站的通信规约不完全兼容，数据采集不完整。
3.1.4 电能终端设备通信信道不可靠，采集成功率低。
原终端采用MODEM方式通过公用电话网与柳州供电局电能计量系统相联络，多次出现电话线被盗、大风刮断等故障，影响了电能数据的及时传送。
3.2 关口电能计量系统的网络拓扑（见图3）
各部分的作用：
3.2.1 智能电能表的作用：通过RS485串行口，以编码方式与电能采集终端进行通信，传递相关电能信息。
3.2.2 电能采集终端：通过RS485方式读取电能表的数据并处理，再利用电量远程传输通道（如调度数据网）将电能传输到上级电能计量自动化系统。
4 我厂关口计量点的设置及设备配置要求
4.1 关口计量点的设置
为做到电能计量全方位监视，防范出现计量故障后无法追补电量问题，我厂的上网关口计量点，选择在两台主变的110KV高压出线侧，各计量点采集的电能量信息，分别传送至柳州供电局电能计量自动化系统主站和电厂自建的电能计量自动化系统主站。（见图1）
4.2 计量设备的配置要求
为规范接入广西电网公司电能计量自动化系统的各类终端设备，根据《广西电网公司电能计量自动化系统技术规范》要求来配置电能计量设备：
4.2.1 上网电厂计费点在升压变压器高压侧的，应按主、副电能表配置。
4.2.2 总发电容量≥50MW的，应配置0.2S级电子式电能表，且必须是进口电能表。
4.2.3 电压互感器（TV）和电流互感器（TA）的二次绕组必须专用，不得与保护、测量和远动设备共用。电压互感器（TV）二次回路的电压降应不大于额定二次电压的0.25%；电流互感器（TA）实际二次负荷应在25%～100%额定二次负荷范围内；二次负荷功率因数应与额定值相近。
4.2.4 电量关口的电能计量系统应由全网统一配置电能计量柜。
5、改造过程中应注意的问题
5.1 改造图纸的问题：
应该先设计图纸，等通过审核后再施工。
5.2 配线工艺要求符合规范，标识清楚。
5.3 安全措施，应满足电业安全工作规程的安全措施和组织措施。
5.4 设备调试报告
5.5 技术文件的收集、归档
5.6 人员培训
6、结束语
经过改造，智能电能表和电能采集终端组成了电厂的远程自动抄表系统（Automatic Metet Reading），简称AMR，结合电能表上的软件的计算机系统，电能计量人员不需到达现场就能完成自动抄表，极大满足了电厂综合自动化的要求。
参考文献
[1] 黄伟 ，电能计量技术，中国电力出版社，2004
电能计量远程抄表系统分析 篇7
关键词：电能计量,远程抄表,电能表,采集终端
引言
过去采用人工抄取电表数据的方式, 操作不规范、数据记录不准确、消耗成本大人工多等缺点是很难避免的。针对上述存在的问题, 近年来出现了集合电能表数据自动采集、处理、传输于一体的电能计量自动抄表系统。
所谓电能计量自动抄表系统是指能够将电能计量、数据自动采集、数据处理与传输有机结合与一身的智能化自动管理系统, 它最大的特点就是不需要人到现场进行电能表计量的抄取。最大程度上克服了传统抄表方式的不定性, 对于现代化电能管理、提高电能管理部门的经济效益具有重大意义, 同时也为今后电能管理与发展指明了方向。
1 构成及特点
前段数据采集系统、通信子系统、中心处理系统等三大部分共同构成了电能计量自动化抄表系统。我们针对各部分的特点做简要概述。
1.1 前端采集子系统
所谓前端采集系统, 其主要部分即为电能表, 因为电能计量自动抄表系统可以分为本地抄表和远程抄表, 因此其前端数据采集子系统也有所区别。
本地自动抄表系统的电能表一般是通过红外转换转置将电能转换为红外信号, 抄表人员到现场通过便携计算机直接读取数据。
远程采集子系统的电能表通过加装光电转换器来构成其数据采集最前端。即用户的电能表电量采用脉冲的形式向数据采集装置传递电子脉冲, 不同小区的每个单元定期集中采集数据。
1.2 通信子系统
通信子系统是负责把采集到的数据传输到控制系统的信道。根据不同的实际条件, 我们将其分为多种不同类型。
光纤通信:光纤通信适合上层通信传输, 其主要优势是传输频带宽、速度快、具有较强的抗扰能力, 但是由于其安装成本较高, 目前在基层自动抄表系统中很少使用。
无线通信:在用户居住较为分散且范围很广的地区, 主要采用无线通信。该方法即在某个频点以上以散射通信来实现无线通信。其通信频带宽、通信容量较大, 可以通过中转站进行远距离延伸。主要缺点需要申请频点的使用权, 并且如果不能很好确定频点, 将会带来加到的信道干扰。
租用电话线通信:这种通信子系统是在收发端分别加上调制解调转置, 利用电话网络进行数据传输。该方法可以获得很高的传输可靠性且成本较低, 但是数据传输时间往往要到几秒甚至更长。
低压电力线载波通信:电力线载波通信是将信息调制为高频信号并叠加在电力线路上进行通信的技术。其优势是利用电力线作为通信信道, 不必另外铺设通信信道, 可大大节省投资, 减少维护工作量, 灵活实现“即插即用”。目前, 国内10kv以上电压等级的高压电力线载波技术已较成熟, 但低压电力网络上的载波通信还未能达到令人满意的水平, 这在一定程度上制约了电能计量自动抄表技术在我国的实际应用。
1.3 中心处理子系统
中心处理子系统作为整个远程抄表系统的最高层, 主要由中心处理工作站及其附属软件共同构成。在自动抄表系统中, 用户的数据采集信息通过通信子系统都汇聚到这里, 然后管理人员应用相应软件对采集上来的数据进行数据汇总及分析。由于电能自动抄表系统采集上来的数据量极大, 因此对硬件的运行具有较高要求不仅要保持其存储能力, 还要保持器运行速度, 同时在软件上要求抄表系统使用的软件具有数据批处理能力。
典型的抄表系统软件具备以下功能:可以远程设定采集器内的参数;准确抄取整个系统中的电能数据, 汇总数据生成电费数据库;通过远程控制可以实现自动停电、通电;可以对系统进行查询与管理, 根据电费缴纳情况对用户下发警告提示。
2 发展现状
2.1 电能表
目前, 得益于集成电路以及现代电子技术的告诉发展, 无论电子式电能表和机电脉冲式电能表都可以满足电能计量自动抄表系统的技术需求。采用机电脉冲式的电能表, 只要安装内置的光电转换模块以及与之对应的接口, 就可以发映出电量的电信号。采用这类的模块使得系统精巧且容易拆装, 成本较低, 是目前在大量使用的感应类电能表的很好替代品。电子式电能表可直接读取其脉冲输出, 有的新型电子式电能表本身安装有多种接口, 适用于模拟、数字等各种通信模式。可以预见, 在今后的一段时间内, 电能计量自动化抄表系统的前端数据采集系统将会以上述两种类型为主流。
2.2 采集器和集中器
数据采集及集中器主要有存储器、单片机以及其接口电路共同构成, 主要用来集中汇总电能表电量的装置。目前, 市场上该种产品的生产已经比较成熟。
2.3 通信信道
数据通信信道的选择需要考虑到用户的具体用电行为、实际安装环境、技术特点、投资因素和管理模式等多重因素, 因此一直以来都是电能计量远程抄表系统的关键性技术。采用某一种通信信道, 在很多情况下并不仅仅是满足了其技术指标和经济利益, 主要是综合了上述的多重因素作出的折中选择。目前, 国内外对于通信方式的选择各有侧重。由于西方发达国际对于远程抄表系统的研究起步较早, 因此其电力系统设备配置规范完备, 较为先进的低压电力线载波技术被广泛应用;在我国, 由于受技术水平的限制, 使用较多的则是电话线通信, 但是随着相关技术的不断突破, 低压电力线载波技术通信方式将成为未来我国采用的主要方式。
3 自动抄表的安全性
自动抄表系统是采集器、集中器和中心处理系统之间的数据交互过程, 因此其安全隐患主要包括自动抄表过程中的安全性和中心处理子系统的计算机网络安全。在通信传输中必须确保数据的可靠传输以及不受来自传输网外的恶意攻击。
目前, 安全隐患主要体现在以下几方面:病毒、黑客、操作失误以及网络崩溃等。保护及防御措施主要采用身份验证、密码技术、访问控制以及防火墙技术等。其中, 密码技术是最基本的安全技术, 其原理是利用加密算法对数据进行加密。
参考文献
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[3]孙红革, 张娟.电能计量远程抄表系统的应用及改进措施[J].陕西电力.2007 (4) .[3]孙红革, 张娟.电能计量远程抄表系统的应用及改进措施[J].陕西电力.2007 (4) .
电能计量系统 篇8
近年来, 我国电力技术得到了迅速的发展, 电力计量的准确性直接影响着电力企业经济效益及相关电力部门的效益, 因此, 电力相关工作人员必须深入的研究电能计量装置误差与其影响误差因素。只有对电能计量进行合理有效的管理, 并针对电能计量误差影响因素, 采取相对应的措施, 才能不断完善电能计量运行机制, 确保电力系统运行的稳定性。
2 电力系统电能计量装置计量误差
2.1 电压互感器二次回路压降误差
一般情况下, 电压互感器与电能表的安装位置是不一样的, 且电能表往往是在室内安装的, 而电压互感器则往往是在室外安装的, 且这两个设备之间的设备要大于100m。同时, 整个回路中的空气开关、接线端子及导线等各种检测仪表、设备都存在一些接触电阻, 并形成了回路阻抗。随着环境的变化, 以及设备的逐渐老化, 电压互感器的二次回路压降会不断增大。
通过研究发现, 导致该误差的产生的原因主要有: (1) 计量、保护与运动等装置共用一条电压互感器二次导线。 (2) 截面较小, 且线路较长。 (3) 电压互感器二次侧刀闸辅助接点接触电阻发生变化的次数较为频繁, 且此变化通常较大。总而言之, 当电力系统的电能计量装置中的电压互感器负荷电流在通过二次导线回路时, 会产生压降, 进而导致误差。但此误差值一般较大, 且不固定, 且其还会随着功率、二次负荷等因素的变化而变化。因此, 必须对电压互感器二次回路进行高度的重视。
2.2 电能表误差
现阶段, 我国大多数电力企业均在使用三相三线有功电能表计量, 但其不能在三相四线电路中运用, 不然则会导致线路附加误差。对于三相三线电能计量装置, 具体如图1所示。在电能表的轻载运行中, 通常会受到电流电磁铁、摩擦力矩方面的非线性带来的影响, 进而导致电能表产生一定的误差, 同时还会降低圆盘转速。而随着摩擦力矩不断降低, 负载也会逐渐变小, 此时就会导致电能表产生负误差。
除此之外, 虽然目前我国电力计量部门会对所使用的电能表进行定期检查, 但因存在电能表量程过大以及电流互感器容量配备过大等特殊的情况, 导致电能表的运行经常处于轻载状态。
2.3 由电压互感器、电流互感器结合产生的误差
通常情况下, 当一次电流增大时, 互感器铁芯磁导率也会不断增大, 这样一来, 铁芯磁通密度也会提高。此外, 一次电流的增加会使得磁导率逐渐趋于平稳, 从而使得铁芯趋于饱和。由此可见, 一次电流也是对互感器误差造成影响的重要因素。
3 电能计量装置中影响误差的因素
3.1 电流互感器二次接线不规范
对于电能计量装置中的电流互感器, 其运行原理主要是基于电磁感应原理, 对电路的闭合进行的快速的工作。同时, 在电流互感器中, 一次接线数量较少, 且大多数串都会存在于电流的线路中。由此可知, 电流互感器误差几乎无法消除。相对于一次接线来说, 二次接线就会显得多一些。一般情况下, 二次接线串接在电力系统的测量仪表、保护回路运行过程中具有重要的作用, 因此, 一旦电流互感器二次接线不规范, 必定会导致电能计量装置计量误差。
3.2 电能表安装不规范
对于电能计量装置中的电流互感器, 如果安装、连接的不牢固, 通常都会导致较大的计量误差, 同时, 在二次线布局与接线时, 如果位置与顺序不正确, 也会导致误差。且如果电能表与电表箱的安装的不牢固, 同样也会对电流互感器与电路配置表等电力系统装置造成影响, 从而增加电能计量装置的计量误差程度, 最终必定会增加电网的损失。此外, 电力系统电能计量装置严重影响着电力系统相关统计数据, 且还会对电网运行的经济效益造成直接影响。
3.3 日常检测不规范
在日常电能计量装置检测工作中, 含有人为误差。员工接触某一配件, 然后重新摆放, 带来位置误差, 缩减了计量体系内的精准性。这是由于, 装置含有可被滑动的独特滑轮, 它的调节依托着螺丝。遇有螺丝撞击, 会影响到计量, 这就变更了应有的表盘度数。
3.4 线路衔接时的偏差
二次接线若不适当, 也会带来偏差。电流互感器平日的运转, 依托电磁感应;它被布设在闭合的路径内。互感器衔接着的一次接线还是偏少的, 它们被串联在现有的线路内, 常见测量误差。二次接线很多, 串接路径内的仪表、串联保护回路都会凸显价值。平常运转之中, 二次回路凸显了闭合的倾向。回路之中含有阻抗数值偏小的线圈, 它衔接着仪表。这就造成差值, 互感器很近似短路。
3.5 人为因素影响的误差
电力工作人员抄表失误或者人为故意引起设备问题, 也是影响电力系统电能计量装置计量失准因素之一。其中, 采用违法行为来减少计量用电不在此文讨论。
4 在电力系统中电能计量装置误差处理方法
4.1 安装电流互感器自动切换装置
通过安装电流互感器自动切换装置, 可以在电流互感器处于轻载状态时, 利用中间部位的电流互感器产生的小电流, 并随着相关比例的扩大, 将其替换至小负荷电能表, 之后还要终止原先的大负荷电能表工作。基于此, 电力部门应当将电流互感器自动切换装置安装在运行长期小于30%的电能表负荷电流的线路中, 从而提升电能表计量准确性。
4.2 降低电压互感器二次导线压降
(1) 减少串接接点, 从而全面消除电能计量装置运行中的不稳定性因素。同时, 不可将熔断器在低于35k V的计量回路中进行安装, 且还要尽量减少电能计量回路中的接点。对不可缺少的接点进行定期的清洗与测试也是很有必要的, 从而消除设备运行中的不稳定因素。 (2) 装置专用的二次回路, 并适时增加导线截面。为了降低回路阻抗, 还需依据所接电能表数量, 正确的核算导线的面积, 并且还要适当增加导线的截面。 (3) 安装三相四线全电子式电能表。一般情况下, 全电子式电能表的回路电流都较小, 但其输入阻抗较高, 所以, 为了提升负荷不平衡情况下计量的准确性, 对于低于220k V的电压回路, 应当采用三相四线全电子式电能表。 (4) 安装自动补充装置。对于电压互感器二次压降自动补充装置, 能够确保电能表输入的电压与电压互感器二次出口电压保持一致, 从而降低计量装置综合误差, 最终降低电压互感器二次压降影响。
4.3 加强电能计量技术安全性
一般情况下, 电能计量装置计量主要是利用数据存储器完成的, 所以, 如果电能计量装置遭受破坏, 计量就无法显示, 进而无法计算度数。一般情况下, 度数的重新设置、计量设置、电能计量设备的优化, 都是在数据存储器基础上完成的, 不仅简洁便利, 操作也较为快捷。但如果电能计量设备被认为改动了计量设置, 度数被清零了, 必然会给供电企业带来巨大的损失。
近年来, 我国大部分电力企业都在不断增强其电能计量技术安全性, 并在原先的基础上, 逐渐增强了技术安全认证系统, 从而使得计量设置不会被擅自改动, 为电力企业的经济效益提供了保障。此外, 为了避免电能计量设备计量设置被非法修改设置而盗取电量, 还应当不断提升电能计量装置的技术安全性。
4.4 规范计量装置中电能表的安装
(1) 电能表应安装在电能计量柜 (屏) 上, 每一回路的有功和无功电能表应垂直排列或水平排列, 无功电能表应在有功电能表下方或右方, 电能表下端应加有回路名称的标签, 二只三相电能表相距的最小距离应大于80mm, 单相电能表相距的最小距离为30mm, 电能表与屏边的最小距离应大于40mm。
(2) 室内电能表应当安装在0.8~1.8mm的高度。电能表安装必须垂直牢固, 表中心线向各方向的倾斜不大于±1℃, 装于室外的电能表应采用户外式电能表。电子式电能表, 安装美观, 柜 (箱) 壳体倾斜不超过30。
此外, 在日常检测工作中, 还要对重要节点进行详细的检查, 并通过定期的、不定期的培训来提高相关操作人员的技术水平, 从而确保装置安装的正确性。
5 结语
综上所述, 就目前我国电力系统电能计量装置运行情况来看, 计量误差依旧存在, 并给电力企业的效益带来了巨大的损害。基于此, 必须针对电能计量装置计量影响因素, 采取有效的措施解决, 从而为电力系统与企业的运行与发展提供保障。
摘要：电力计量装置作为电力系统运行过程中普遍运用的设备, 能够发挥良好的效果, 从而确保电力系统的稳定运行。但近年来, 电力系统电能计量装置计量误差现象普遍发生, 这对电能计量质量造成了严重的影响。基于此, 本文先论述了电力系统电能计量装置计量误差, 之后对影响误差因素进行了一定的研究, 最后详细分析了相应的处理措施, 以供参考。
关键词：电力系统,电能计量装置,计量误差,影响因素
参考文献
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电能计量自动化系统的建设 篇9
供电企业中存在着“大量不明线损不知去向”却没有具体数据和详细分析, 降低线损就是增加供电企业的纯利润, 针对电力部门提出的生产及经营上存在的问题, 电能量信息的自动采集与管理系统的应用势在必行, 必须借助高科技的管理手段来进行电能量的管理。电能计量自动化系统能自动进行电量数据的采集, 数据的统计与分析, 为公司的领导决策层提供数据支持, 从而提高电力企业的生产与管理效益。
2建设目标
基于同一数据库设计, 统一数据采集平台, 统一业务应用平台, 建设业务范围覆盖厂站、大用户、公变台区和低压集抄的一体化电能计量自动化系统。支持厂站终端、大用户终端、台区终端、低压集中器的接入, 实现厂站、大用户、公变台区和低压各领域应用功能以及综合分析应用功能, 为营销系统应用及其他系统应用提供数据支持。
对于电力系统来说, 数据的重要性不言而喻, 因此在电能计量自动化系统建设过程中, 必须在标准化的前提下建立数据平台, 该平台要利用相关的技术手段实现数据采集与管理功能, 同时该平台应具备统一的数据接口, 方便电力生产和营销过程中的数据使用者即时、准确地获取数据信息。
电能计量自动化系统的建设首先要考虑的是系统可靠性, 一方面要保证技术上的开放与先进, 另一方面要重视系统投入运行后的稳定性, 能够实现最大的平均无故障时间, 且最大限度地降低故障点对系统的不利影响, 一手抓数据安全——数据备份技术, 一手抓系统运行——故障诊断技术、故障恢复技术。其次要考虑的是用户当前以及今后一段时期的使用, 摒弃繁琐的操作步骤, 繁杂的维护工作, 以及艰涩难懂的界面风格, 以方便、简洁、实用为设计原则, 既要融入目前的前沿技术, 又要体现时代性, 且将来能够顺利完成系统的更新换代。需要注意的一点是, 系统应加强有关应用方面的设计和建设, 注重经济性, 使系统能够持续正常的运行。开放性也是电能计量自动化系统设计和建设中必须考虑到的一点。开放性的系统能够允许来自各个厂家的设备在统一的国际标准和工业标准的基础上相互替代, 将系统的服务时间最大化, 同时在条件允许的范围内实现系统的升级和扩展。
3电能计量自动化系统架构
前置核心引擎功能范围, 包含如下组件:①前置系统总线:沟通各个子服务的信息桥梁, 拥有接入规范, 并拥有高效、可靠特性。②通讯服务群:负责与通讯设备进行通讯, 建立并管理通讯链路、报文转发、状态管理等工作。为后端屏蔽Gprs、网络、光纤等物理通讯链路差别。③数据采集服务群:负责完成数据的定时采集工作, 根据用户制定的采集方案:数据种类、采集密度、任务周期完成各种规约设备的历史数据抄读, 并将数据分发到各个数据平台。④事件采集服务群:负责完成不同规约设备的事件采集, 进行初步事件分析、过滤, 之后分发到各数据平台。⑤Web Service APIs:提供跨语言、跨系统的开放性服务接口, 为前置系统之外的所有系统提供接入前置系统的手段, 包括读表服务、设备控制服务、设备交互服务、档案通知等。⑥前置数据库:前置拥有自己独立的数据库, 数据库中存放终端档案、表计档案、设备规约配置库、采集原始二次数据、采集事件数据等等。⑦实时数据平台:前置提供热点数据服务, 将最新数据以热点的数据方式发布到实时数据库之中, 提供多个系统、多个分析模块进行数据分析。提高数据访问效率, 减轻历史数据库压力[1]。
4基础功能设计
采用一体化数据采集平台, 系统前置机数据采集按三层结构设计, 系统底层通道兼容GPRS、CDMA、SMS、TCP、Modem拨号、四线专线Modem、230M无线、TCP/IP网络等通讯方式接入, 传输层协议同时兼容TCP和UDP, 并且各通道之间可以自动切换。系统能以不同通信方式与各种类型电能信息采集终端通信, 采集各种电能信息, 并提供统一的数据输出模型, 对采集任务进行统一调度管理和优先级控制。建立统一的通讯规约库对数据进行解析, 并支持远程软件升级等特殊报文的数据压缩和加密传输, 同时监视和管理通信通道资源, 实现负载均衡和互为备用。
4.1采集功能具有灵活的可扩展性。采集服务器可动态挂载, 进行集群部署, 采集主控站是根据挂载的采集业务站来动态分配负载任务, 可有效地支持多采集前置机负载均衡的通信调度管理机制。
4.2系统可定时和随时抄录终端数据, 定时采集的时间间隔 (最小单位为15min) 和数据采集项目可由授权用户灵活定义, 重复召唤的次数也可由授权用户灵活定义。系统进行随时抄录远方数据时, 当终端及通讯通道满足要求时, 能方便快捷地根据用户需要, 批量选择需随时抄录的终端, 并直观显示抄录结果, 提供未成功抄录终端结果一览表。提供方便的采集监控功能, 对定时抄录失败的终端, 系统以画面图形闪烁的方式发出报警, 以便提醒值班人员进行人工补抄。对因主站系统故障未能抄录的数据, 在系统恢复正常时, 系统能自动补抄并自动参与计算。主站记录每个终端当前抄录进度, 方便掌握数据采集情况。
4.3主站程序能及时接收现场终端主动上报的报警信息, 当表计异常、电网运行状态变化等事件时, 上报到主站后, 主站应能及时响应, 以醒目方式告知责任人, 关键信息还可通过短信发送到相关责任人手机上。
4.4主站采集前置机与现场终端的通信支持不同通讯规约和表计规约, 建立专门的规约库。主站采集服务器与现场终端的通信规约完全支持IEC61870-5-102、广电规约、国电规约, DL/T719-2000规约等多种主流规约。在TCP传输层同时支持TCP和UDP协议。主站与现场终端之间的数据通信采用了自主研制的RD分组加密算法和SHA64的数据完整性验证安全机制。
4.5系统支持集成买方采购的终端厂商的远程升级模块, 并借用GPRS/CDMA或光纤采集通道远程升级终端应用软件和终端电表规约库。在终端支持的前提下, 主站需支持断点续传升级功能, 并且, 主站支持对多台终端同时进行远程升级。
4.6系统支持采集以下数据项目:①日负荷曲线:每天总有功、无功平功率曲线;②正反向有功总、尖、峰、平、谷表码;③正反向无功、四象限无功;④月最大需量、冻结电量;⑤A、B、C三相电压、电流、功率、功率因数;⑥失压记录、失流记录、断相记录;⑦其他事件记录:过压、不平衡、逆相序、上/掉电、超功率、清需量、系统清零、初始电量等。其中专变终端可以采集①~⑦项, 厂站终端可以采集②③⑤⑥⑦项, 台区终端可以采集②~⑦项。低压集抄集中器采集冻结表码、重点用户的曲线数据。
系统能根据需要保存通讯源码, 以方便故障分析;可以根据不同的应用需求, 灵活设置不同的采集密度;可以对采集到主站的异常数据过滤、修补;对采集数据的有效性进行校验, 包括限值校验、平滑性校验、主校表校验、EMS功率积分值校验及其他系统提供的电量数据的校验。当系统检测到非法数据时, 可以给予一定形式的告警。
参考文献
电能计量设备封印系统的研发 篇10
关键词：电能计量,封印,管理
0 引言
目前, 电力行业主要使用的封印系统主要有传统铅封、塑料封印、数字封印、数码封印等形式。其中, 传统铅封仍是目前主要的计量封印形式;塑料封印具有无污染、封印简单的优点, 但结构简单、安全性能差;数字封印具有独特的条形码, 增加了智能数字化功能, 但因其自身缺点还不能满足全面数字化管理要求;数码封印引入RFID全球唯一编码规则, 解决并提高了数字防护功能, 但成本高, 市场普及率差。为满足技术与应用的要求, 目前急需一种软硬件相互配合的整体高效的解决方案。
1 系统需求分析与功能划发
电能计量设备封印系统 (以下简称计量封印系统) 采用终端设备与封印系统相结合, 实现电力企业对封印系统各种功能的管理与检测。电能计量设备封印技术要求见表1。
计量封印系统组成及功能划分如图1所示。该系统实现了封印采购、入库、分发、领用、使用、拆回、遗失、报废、销毁、查询、统计全过程管理, 记录不同管理环节封印信息及状态变更, 严格划分责任, 确保有据可查。
2 计量封印系统功能研发
研发计量封印系统的主要目的是保护计量系统的安全性及实现方便快捷的统计管理。为此, 针对该系统主要研究封印使用管理、封印库房管理、封印档案管理和用户查询相关内容。
(1) 封印使用管理。该模块主要用于保障电能计量设备的安全正常运行, 同时具有计量设备的日常使用、维护检查、故障排查等相关数据保存功能。封印使用管理有新装、加封和拆封3种状态, 各状态间遵循一定的转移条件, 如图2所示。
(2) 封印库房管理。该模块主要完成计量封印装置从购买到使用、维修的全过程管理, 从而保证在实际运用过程中电力装备能与在库登记相对应, 达到每个设备都能实时查询。封印库房管理图如图3所示。
(3) 封印档案管理。该模块主要实现封印资产和档案的相关维护与管理功能, 进行封印日志及封印的日常维护, 包含了档案管理、运行管理、日志管理3个子模块, 以满足系统各项需要。封印档案管理图如图4所示。
(4) 用户档案查询。该模块提供面向用户的档案查询系统, 可实现用户实时查询功能。用户使用查询功能时, 可先输入包含相关字符的用户名, 经过系统识别后查询结果将返回操作界面, 使用户了解自己的用电信息。用户档案查询图如图5所示。
3 结束语
本文通过采用面向对象的分析方法, 研发了计量封印系统。随着数字化和网络化的普及, 通过引进互联网及数字化, 可使计量封印系统更高效、快捷、智能。
参考文献
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[10]DL/T 448—2000电能计量装置技术管理规程[S]
电能计量系统 篇11
[关键词]电能计量；用电检查；自动化
我国的电力供应工作在各种技术的支持下，一步一步走向高端水平，其中，为电力检查工作提供保障的电能计量自动化系统就是作用效果良好的一种自动化技术。在信息时代的驱动下，为了保证电力安全，我国已经将自动化技术广泛应用于电力检查工作中，不断推动着我国电力系统的完善与成熟，电能计量自动化系统是能实现信息自动化的最重要的系统。
1、电能计量自动化系统的职能剖析
在用电检查工作中，起主要作用的就是电能计量，只有提升电能计量的功效，就可以很好地为用电检查工作提供相应的保障，这样才能保证用电安全和电力企业利益。一般而言，应用在电力系统中的设备主要以智能电网为主导，利用智能化技术可以保证电力系统的完整性。有了高水平的技术支持，可以保证电能计量的质量。电能计量自动化体系主要根据不同的功能将电能计量自动化系统分为不同的方面，同时，应用不同的功能就会具备不同的责任，只有将各种功能相互配合起来，才能保证数据采集工作的完善，利用不同功能之间的相互配合，才能保证用电检查工作的工作效率。
总之，电能计量自动化系统是时代进步的产物，是技术革新驱动电力企业的进步成果。为了更好地了解电能计量自动化系统对整个用电检查工作的积极推动作用，首先我们应该详细了解电能计量自动化系统的基本内容和概念，为了保证自动化技术对用电检查工作的促进作用，应该明白其基本功能才能更好地使其为用电检查所用。
第一，保证电力系统正常运行的基础功能就是电能的远程计量，这项功能也是自动化系统中最基础的功能，为了及时采集各种数据以及信息，并且进行统一分析，可以利用电能计量遥测的功能对相关的考核电量信息进行采集，这样得到的数据能够有效保证其准确性。因此，利用这项技术可以很好地保证各个方面数据的搜集，面对电能消费环境，这种技术职能就会更好地保证电力系统的完善。目前，自动化技术包括不同的方面，根据不同的使用对象以及职能，将我国电力系统中的电能消费和管理工作融合起来，共同建设相应的数据平台，以保证每一项工作的完整性。
第二，在电能计量自动化系统中，具有配电监测计量功能，这项功能能够很好地保证配电稳定性，对于整个电力系统来说也是十分重要的。将用电用户的终端和电网系统相互连接，这项连接的主要形成是由于使用智能化无线网，利用智能化技术甚至可以对城市电网和农村电网的低压配电系统中所需要的数据进行采集工作，同时，还能实现实时监测，这样一来，就可以保证用电检查工作的质量。利用电能计量自动化系统中的配电检测计量功能可以有效实现实时监控，并且对运行的状况进行详细的对比分析。有了这项职能，还可以检测到消费者中用电异常的行为，能够有效保证消费环境的健康。如果出现不良用电行为，应该及时对其进行警告，并对其实施相应的措施，以维护整个电力系统的正常运行。
电能计量自动化系统的职能，还兼包括对于用户负荷的进一步优化管理，以及低压集抄等方面，但总体而言，都是围绕数据采集和安全判断两个方面而向外不断延展而构成一个相对统一的体系。
2、电能计量自动化系统支持下的用电检查工作特征
所谓用电检查，即指电力行业以及相关的电力经济组织或个人，依据相关的工作规范标准对电力消费主体展开的一系列计量、安全、质量、营销以及设备性能测试等方面的管理、检测、评估的行为。用电检查本身在电力体系的运营工作中占据着重要的地位，其是提供未来今后用电工作发展的最为基本依据之一。从工作内容的角度看，重点包括用电前检查、用电期检查和用电后检查，即以用电行为发生本身作为重要的衡量准则和依据，来有针对性地实现管理工作。
考虑到用电检查本身的工作价值和内容，其在电能计量自动化系统的支持之下，必然也会随之呈现出某些新的特征。对于用电检查工作而言，其日常工作的一个重要方面查看用电消费环境是否正常，有无存在反偷查漏以及线损异常分析，并且展开有效的专项用电检查以及客户事故调查等方面。在电能计量自动化系统的支持下，众多数据能够实时传输到数据处理中心，一方面对于偷电或者线损异常等问题能够在相关数据处理的功能模块支持下实现更为及时有效地发现，另一个方面其工作准确率也得到大大提升。于此同时，相关工作人员可以免于在变电站、开关站以及用户消费环境中奔波，不但损失了数据的实时性特征，更加难以获取到准确的数据。因此电能计量自动化系统本身首先实现了强大的数据支持，其次则是在此基础之上实现了良好的监控，对于用电检查工作效率的提升和工作准确程度的不断完善有着积极意义。
另一个极为重要的方面，在于用电检查工作的反窃电工作，在电能计量自动化系统支持的整体环境之下，进一步实现了优化。当前在电力使用环境中，窃电的技术手段日益发达，在某些环境下甚至危及到正常的用电秩序，对电力供给造成极大危害，并且从经济层面给电力企业带来损失。在电能计量自动化系统的支持之下，用电检查工作能够更有效和快捷地发现用电环境中的异常状况。通常该系统能够实现不同端口对于电能的供给和消费状态，在超出某一阈值的情况下会触发告警，而工作人员则可以依据告警信息，对某时间段内厂站下去之下所有计量点进行分类查找，也能对表计报警事项、终端报警事项、通讯报警事项、主站统计报警事项、系统历史事项进行综合查询，同时还能提供报警的详细情况的查看。进一步在这种分析结果之上，电能计量自动化系统还能够进一步帮助用电检查工作实现对于异常电力消费主体的跟踪和过滤。不但能够实现对于异常状态监测次数和状态的检索，还能够面对指定用户实现监测和电力消费行为记录，发现其中在较长时间段内出现的用电消费异常状况，并且最终形成数据报告作为决策支持。
3、结论
综上所述，利用电能计量自动化系统可以很好地保证用电检查工作的效率，当然，除了上文提到的检查内容以外，利用电能计量自动化系统还可以对电压丢失或者电流损失等问题进行检查。总而言之，利用电能计量自动化技术可以很好地为用电检查工作提供便利与准确度。优化电力检查才能很好地保证用户的用电安全，还能为电力企业减少经济损失。随着科技的进步，充分利用自动化技术使得原本复杂的检查工作变得准确简单，同时，还应该提升检查工作人员的相应专业素养，这样才能保证检查工作不会出现疏漏。
参考文献
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电能计量采集系统的应用与实现 篇12
1 电能计量采集系统介绍
电能计量采集系统与早期使用的计算方法相比,优势十分明显,因为采集系统能够准确的采集数据,如果功能强大还能够实现自动化管理要求,这不仅仅提高了计算效率,而且也能够降低误差。但是现代工作人员在使用时采集数据采集系统时,过多的相信其功能,而忽视了其可能出现误差的可能性,实际上,不仅仅采集人员会有这样的问题,设计人员也会犯同样的错误,在设计时将大部分精力放在采集系统功能上,而没有考虑其稳定性问题,因此在现实应用过程中,即使应用了采集系统来采集电能表中的数据,但是也会存在着误差,所以相关人士在使用时,要注意稳定性的问题,根据实际情况对其进行相应的改造,因此在保证其可靠性。
2 电能计量采集系统硬件架构与改造问题
早期使用的采集系统设备,在应用过程中,应该将设备与交换机进行连接,其兼容性非常差,而且在工作期间极其容易受到干扰,甚至会与其他系统发生冲突,造成采集的数据丢失,严重者会导致整个条线都无法正常工作。为了能够使传统的采集系统继续发挥其性能,需要在可靠性以及稳定性方面进行改造。通常情况下,相关人士会在主站服务器安装设置一个虚拟机,其主要的功能是存储数据,这种方式等于有两套采集系统在运行工作,大大缩减了数据采集的时间,而且这种方式与传统的方式相比,更加安全可靠,与此同时对拓补设置也有一定的优化作用,这样无论是内网通信,还是外网通信都能够超过防火墙。但是在改造传统的采集系统之前,重点需要解决软件接口问题,在此笔者将进行深入研究。
2.1 软件接口问题
采集系统的构建需要预先做好多方的调查准备,比如核算成本、准备相应设备以及利用相关软件绘制出电子表格等。计量采集系统构建结束而且能够顺利读取数据之后,可以将其与控制室中的计算机进行有机结合,做好随时记录数据的准备。但是需要引起关注的是,采集设备与核算设备需要做好兼容处理,因为二者的来源不同,而如果忽视了这个问题,计量采集系统功能将会大大削弱,导致不必要的材料与人力浪费。所以构建人员必须做好充分的准备,提前与采集以及核算核算各自的厂家做好沟通,防止后期使用时出现麻烦,而且也影响方之间的合作。一般而言,计量采集系统按照程序完成相应客的数据采集工作之后,会将数据保存在数据库中,而相应的核算软件会按照事先设置的数据结构定期定时对数据库进行访问,并将访问结果保存在生产数据库中,为值班人员提出数据做准备。这是一个看似简单的过程,实质上十分复杂,数据计算失误的情况时有发生,对计量采集系统的稳定性有着十分消极的影响,因此为了防止计算失误的情况再次发生,事先就需要将采集系统以及核算系统进行有效协调,尽一切可能消除不利因素。
2.2 接口解决措施
计量采集系统接口环节经常出现问题,为了有效避免这些问题,相关出切实有效的措施,不过制定的措施应该保证对原系统不会产生任何的影响,尤其是功能方面。通常情况下,接口方案的制定都需要参考原有系统,大部分都是对原有系统中所包含的各个子系统做出合理调整,进而使得各个子系统在运行过程中相互融合,实现共享。
3 基于 IEC102 规约的采集程序的设计
3.1 通信规约
在电能计量采集系统中,数据传输的流程是 :电表数据——采集器——主站,在传输数据中都要依靠通信规约。现在的电力公司工作人员采用的大多是IEC102规约来进行表计时维护,它最大的优点在于即便表计停电后依然可以进行数据的采集,其稳定性和安全性都很高。因此,基于自动化的原则,第二阶段的设计和改进就是开发一个结合了IEC102的软件采集系统,提高整体系统运行的稳定性和实用性。
3.2 基于 IEC102 规约的采集程序开发
在第二阶段的改进中,工作人员必须对主站程序和采集终端的具体情况有非常充分的了解,这样才能有效的实现主站和采集终端的数据通信,避免由于专业知识不足而引起的一些不必要的麻烦。上面讲到IEC102规约,这里提出一个新三、利用键盘模拟手段实现不同软件之间数据接口的概念 :socket协议(主站和采集终端的通讯就要建立在这个协议的基础上)每一个表计在采集终端中都有一个相应的地址,一般每条总线都是可以固定数量的电能表数据,在采集终端内而表计都有一个固定的编号,采集终端不停循环地采集电表表码,并将其编入相应地址的缓存区中,而主站采集程序就是在预定的时间向终端下令采集每个地址缓存区中的二进制数据。在熟悉了基本原理的基础上,利用各种程序(如VC++&MFC)来编写相应的采集程序,有效利用多线程技术,在运行主站程序的同时,连接各个采集终端,并发出采集命令,在指令得到回复之后,进行编码转换和数据校验,然后再发送一次采集的指令,以检测两次的结果是否相同,如果两次结果相同,那么可以这次采集的结果是正确有效的。一般来说,每个线程能够采集若干电能表,整个采集过程一般在一秒内就可以完成采集,速度较快,并能够实现自动将数据数据库中,利用ASP服务器进行数据发布,并且通过自动录入软件实现和核算系统的对接。整个系统虽然结构比较简易,但功能性和稳定性较高,解决了相应的问题。
4 结语
综上所述,可知对电能计量采集系统的应用与实现进行介绍很有必要,因为计量采集系统与我们的日常生活息息相关,对此进行介绍,能够让人们更加熟悉了解电能计量系统,同时也能够为该系统的设计人员提供意见与建议。只是在应用过程中,相关人员要注意其与核算系统的兼容问题,避免影响后期的应用。
摘要：电能计量采集系统目前已经应用在我国的大部分地区,该系统最大的优势就是能够自动采集数据,但是需要与核算系统做好配合,否则会出现计算失误的情况,而在这种情况下,计量系统的优势难以显现出来,因此在电能计量采集系统应用过程中,需要提高核算系统的精确性。本文首先介绍了电能计量采集系统;其次,概述了电能计量采集系统硬件架构与改造问题;最后探讨了基于IEC102规约的采集程序的设计,以供借鉴。