智能用电终端

智能用电终端（共7篇）

智能用电终端 篇1

摘要：智能电网是当前电力系统正在逐步升级的一个方向, 大规模智能电网是对原有电力系统的优化, 在其过程中, 终端用电节能是关键性的问题之一, 如何能使系统最优化, 同时能量消耗最少成为讨论的一个热点。

关键词：智能电网,终端,节能

1 终端用电节能的概念

在电力行业内, 已进行了多年激烈争论的焦点问题是终端用电能源效率和终端节能问题。对于终端节能问题的讨论, 主要集中于是否将终端节能作为补充传统供电资源的一种方式, 是否将其作为替代目前使用石化燃料的终端用户的一种选择。随着电力的普及, 这些争论现在似乎已经停止。电力行业已深深地扎根于对传统的、可控制的供电容量和电量的需要上, 如对长期售电合同或发电容量的需要。由于电力系统的供电成本上升, 政府对电力行业的监管更加严格, 人们对全球气候变暖等问题的关注程度的上升, 已促使电网管理者开始考虑电力需求侧的选择等问题。需求侧计划是实现需求侧选择的重要途径之一, 由那些以影响电力用户的用电行为和电力企业行为的相应活动共同构成, 通过需求侧计划的方式得到电力系统所期望的负荷形状的改变, 即通过这样的方式, 改变电网中用电负荷的用电模式和用电数量。将节能措施作为一种相当于增加传统供电资源的一种方式, 即通过减少用电需求, 相当于增加传统供电资源的一种方式, 即通过减少用电需求, 相当于从另外一个角度增加了系统的发电容量, 其目的是实现系统的供需平衡。这种方式在电力行业内已是不争的事实。由于对该问题的争论已经得到了明确的结论, 因此用高效节能的终端用电设备取代传统石化燃料再次成为总体节能策略的重要组成部分, 重新被提到了议事日程, 尤其是随着智能电网战略的提出, 智能电网技术已成为推动节能战略实施的重要因素。

2 节能

电力需求侧计划包括许多可改变用户负荷形状的活动, 涵盖了储能、可中断负荷、用户负荷控制、分散式发电和节能技术等。节能设计通过促使用户改变自身用电负荷形状, 努力提高整个电力行业利益的各种活动, 包括与硬件有关的和与非硬件有关的各种活动。其中, 与硬件有关的活动包括改进楼宇热能完整性和新增节能设备等;与非硬件有关的活动包括选择用户的用电模式以及通过采用电力替代传统石化燃料, 以减少总的能量消耗和污染排放等。

电力行业内部的许多人员在谈及节能问题时, 都显得很不情愿, 因为这些人在电力行业内从事着把点能量传递给电力用户的工作, 其中可能存在极少数个人或企业为了达到赢利目的欣然采取可能侵害用户或社会利益的行动, 在这种情况下要其花费时间和金钱去采取会减少其电力销售量的行动, 的确很难的到拥护, 也很难使其主动想办法去促使拥护相信, 减少电网的电力供应量和服务是很有意义的必然规律。但是, 近年来在电力行业内部谈论能源效率问题时, 电力行业内部的从业人员通常认为, 为了很多原因, 电力行业已有考虑用户利益和社会利益的愿望。

节能策略的实施具有节约所有非可再生资源的能力, 虽然, 节能似乎与从事电力销售的电力企业的经营使命不太一致, 但是, 对于供电企业及其用户和特定的环境而言, 开展节能活动都是很有好处的。

3 期望的节能效果

从工业用户的角度来看, 采取各种节能措施所能达到的期望结果取决于很多因素。其中, 从供电区域内电力市场的参与者的角度看, 这些因素包括混合燃料、备用容量、经济能力、二氧化碳减排量等。

电力趸售市场的容量、电价、混合燃料和购买容量等构成了市场边际成本, 从而成为影响系统负荷形状改变的主要决定性因素。对于负荷峰期和非峰期, 当电力市场的边际燃料是石油或者天然气时, 能量效率的提高可以为减低能源成本提供巨大的潜力。如果混合燃料是非负荷峰期时市场的边际能量源, 那么, 通过采用煤电、核电、风电或水电等来降低电力市场的边际能量, 以及采取其他一些节能措施, 如进行负荷转移等, 也可得到令人满意的效果。

电网的临界容量为提高节能效率提供了很大的动力, 尤其在本区域内新建发电厂的装机容量受到限制时, 节能效果更为明显。对于投资者所拥有的电网而言, 如果电力销售价格低于其成本价格, 电力监管部门不会同意给这样的电网支付政府提供的售电返还折扣率。这样, 地域成本的每一次新的电力销售活动均会伤害现有投资人的利益。对于没有发电资产的配电企业而言, 可根据转化率来支付发电成本, 对于实施的具体节能计划, 边际收益有可能会超过成本。

另外, 如果电网的发电容量充足, 或电网拥有者有能力新建发电机组, 那么电价就有可能低于采取某些节能措施所需的成本。但是, 无论采取其他哪种发电方式, 均难以达到采取节能措施所达到的要求。由于很多地区的社会、经济都正在快速发展, 在分析节能计划时, 将节能成本等值为额外增加供电能力所需的成本, 利用减少潜在的电力供应所需支付的单位成本来评价节能计划的经济效果是符合逻辑的。

在很多情况下, 由于来自通货膨胀等方面的压力, 使得电力边际成本可能超过了平均成本。对于较小的电力销售量的变化, 比较合理的方法是说服供电企业采取相应措施弥补该差值, 以推动或补贴节能措施的实施。

智能用电终端 篇2

1 检测系统的功能作用

1.1 采集终端所处位置及作用

用电信息采集系统源于自动抄表系统 (AMR) , 对用户的用电信息进行采集、处理和实时监控, 实现用电数据的自动抄收、计量异常监测、电能质量监测、分布式能源监控、智能用电设备的信息交互等功能, 最终达到自动抄表、错峰用电、用电检查、负荷预测及节约用电成本的目的。用电信息采集系统的结构见图1, 有主站、通信信道、采集终端和计量仪表组成, 其中主站是系统的指挥调度和数据处理中心。通信信道是抄表数据传输的媒介, 主要包括通用分组无线业务 (GPRS) 、码分多址 (CDMA) 、230 MHz无线专网、公共开关电话网络 (PSTN) 、非对称数字用户环线 (ADSL) 、光纤专网及电力线载波等。计量仪表是系统的基础数据来源。采集终端是整个系统数据缓存和传输的中继站。采集终端按应用场所分为专变采集终端、集中抄表终端 (包括集中器、采集器) , 实现电能表数据的采集、数据管理、数据双向传输以及转发和执行控制命令。

1.2 采集终端检测的必要性

采集终端作为用电信息采集系统的中间环节, 是联系计量仪表和主站的桥梁, 起着承上启下的重要作用。以黑龙江省电力公司用电信息采集系统为例, 目前接入采集终端5万多台, 涉及生产厂家近百家。如此数量众多的采集终端一旦存在问题, 将影响整个用电信息采集系统的可用性和信息采集的准确可靠性。同时, 对安装到现场的采集终端进行调试升级等处理, 势必将造成大量人力、物力浪费。另外, 采集终端厂家繁多, 其技术水平与生产水平参差不齐, 很可能出现产品标准不统一、产品形式五花八门、产品质量合格率偏低等问题。由此, 建设统一、高效、全面的检测系统就势在必行。

2 检测系统设计方案

2.1 检测系统结构组成

检测系统是对整个采集终端检测过程进行管理和控制, 实现采集终端各项性能和功能自动化检测的系统。检测系统的逻辑组成结构如图2所示, 和用电信息采集系统的结构相仿, 主要有主站、通信信道、待检测采集终端和虚拟表组成。其中主站主要包括检测服务器、检测密码机和检测台体。通信信道主要包括GPRS/CDMA、以太网、串口、电力线载波、RS485等。虚拟表是通过计算机、通信技术模拟现场各类电能表的软件。

检测系统软件包括采集终端检测软件 (包括专变终端检测软件、集中器检测软件和采集器检测软件) 、虚拟表软件及外围接口。采集终端检测软件通过控制检测台体, 如改变检测台体输出的电压电流等, 对采集终端性能和功能进行自动化检测, 具有支持多种上行协议、方案配置灵活、操作便捷易用等特点。虚拟表通过计算机、通信技术模拟各类电能表, 具有支持多种表计规约、支持多通道并发处理、支持数据存储等特点。外围接口包括与用电信息采集系统接口和与生产调度平台接口等, 实现接收检测任务和上传及共享检测结果等目的。

2.2 检测流程

采集终端检测的流程包括接收检测任务、检测设备申请、检测设备出库、检测设备核对、设备性能检测、设备功能检测、检定任务完成等。在设备性能检测和设备功能检测环节又可根据具体检测的性能或功能项分解成更小更细的流程, 如图3所示。

以检测终端抄收冻结数据功能为例:首先, 需要在自动化检测之前预设终端的电表参数及相关抄表参数 (此步骤只需配置一次, 采集终端检测软件会记忆使用者对此部分的修改或更新, 减少使用者重复性的操作) 。其次, 采集终端检测软件通过终端注册, 一方面是读取待检设备的比较重要的参数并存储, 另一方面从设备管理的角度只有经过识别注册的终端才是软件需要管理和检测的设备。在前两个步骤完成后, 就可以进入到自动检测环节, 首先启动检测脚本设置电表参数及相关抄表参数;接下来设置终端时钟, 时钟要求必须是某月最后一日的23时58分, 以保证终端过日过月, 启动抄收电表冻结数据。检查终端时钟是否设置成功是非常关键的一个步骤, 如果终端时钟设置失败, 整个检测将立即结束。最后采集终端检测软件等待一定的终端抄表周期后, 读取终端日冻结和月冻结数据并与虚拟表联动校验数据的真实性。

3 检测系统的关键技术

3.1 批量自动化检测

为缩短采集终端的检测时间, 提高检测工作效率, 终端检测应是并发、批量、自动化的。检测系统采用J2EE作为基础技术架构, 而Java语言提供功能强大多线程编程的API。Java虚拟机允许应用程序并发地运行多个执行线程。但在一个Java虚拟机里创建太多的线程可能会导致系统因过度消耗引起资源不足而发生崩溃, 即程序需要采取有效方法来限制任何时刻处理请求的线程数量[2]。因此系统软件采用池化技术来管理线程。线程池通过对多个并发任务重用线程来分摊对资源的开销, 并且通过调整线程池中的活动的线程数量来控制并发。

实现自动化检测的前提是用户可以根据自己的实际需要设计灵活可变、任意合理的检测方案, 这对系统软件的实现无疑是个很大的难题。在充分理解用户的实际需求和细致分析每个检测环节后, 系统软件创建了一个完善的检测流程模型。模型将检测终端某个具体性能或功能项定义为步骤, 检测流程是各个步骤的任意组合。模型又将流程描述和执行过程分开, 用户定义的只是一个流程描述。系统软件通过XML技术、Io C模式来实现此模型。XML是一种元标注语言, 定义了用于定义其他特定领域有关语义的、结构化的标记语言。XML能够更精确地声明内容, 提供了一种描述结构数据的格式, 并作为数据交换的标准格式, 因此它常被称为智能数据文档。这正契合了用户自定义检测流程描述的需求。而Io C设计模式中最基本的Java技术就是“反射”编程。通过“反射”可以将描述检测流程的XML文件转化成可执行程序代码。另外, 为使用户更加方便快捷的操作软件, 系统软件会记忆存储用户对检测方案的修改或更新。此部分的实现主要应用了Java对象序列化技术及内存数据库技术。

3.2 支持多种上下行协议

上行协议是指采集终端与采集终端检测软件的主站通信协议, 目前支持IEC 62056和Q/GDW 376.1协议。下行协议是指采集终端与虚拟表软件的电表通信协议, 目前支持DL/T 645—1997、DL/T 645—2007、IEC 62056-21、DLMS、Mk6E协议。对上下行通信协议的软件实现可以说是设计开发检测系统的核心工作。系统软件采用组件化的设计思路, 每个组件实现了一组服务 (每个服务可理解为一组接口) , 同时符合系统软件订立的规范, 例如, 初始化、配置、销毁。系统软件把不同协议的解析程序划分若干个完整的组件, 为界面应用程序提供一组服务接口。这样, 系统软件根据用户对上下行协议的实际需求通过拼接的方式将协议解析组件与界面应用程序整合在一起。此部分的实现主要应用了Java RMI技术。Java RMI能够让在某个Java虚拟机上的对象调用另一个Java虚拟机中的对象上的方法, 是J2EE中最简单、最有效的底层接口技术。

3.3 支持多种通信方式

采集终端与采集终端检测软件的通信方式有GPRS/CDMA、230 MHz无线专网、以太网和RS232串口。检测系统采用Socket技术实现采集终端与采集终端检测软件的TCP通信。相对于以太网, 采集终端每次连接到GPRS/CDMA无线网络时, 都会被分配一个不同的IP地址, 这就使采集终端检测软件不能通过固定的IP地址创建连接来访问采集终端。所以, 采集终端需要主动与采集主站创建Socket连接并且通过周期性的发送心跳来保持这个连接。那么, 采集终端检测软件就需要有效的管理这些建立好的Socket连接与采集终端进行通信[3]。传统的方式是通信程序创建一个Server Socket实例, 通过监听某个端口来提供Socket通信服务。这会产生两个问题, 一是建立连接前会造成阻塞, 二是过多的连接请求时会导致CPU使用率过高和大量内存被占用。所以, 采集终端检测软件采用java.nio.channels包中的最新的实现Socket技术的API来完成Socket的创建、断开、销毁等管理。对于230 MHz和RS232串口通信, 采集终端检测软件通过第三方组件将其转化为Socket方式来实现通信。

4 结语

检测系统是使采集终端无缝接入主站的前提, 是保证采集终端功能实现可靠性、合理性、一致性的重要手段。通过实时接口将采集终端检测结果上传至主站或其他生产系统, 避免未经检测设备非法接入, 实现检测与生产的闭环管理。检测系统与以往系统相比具有很多优势, 为各电力公司在采集终端检测方面提供了一种合理有效的解决方案。同时检测系统在对现场设备在线检测、远程集控等方面仍有待进一步完善。随着国内智能电网建设的逐步深入, 此系统一定会得到更加广泛的应用和发展。

摘要：针对智能用电信息采集系统建设、运行和应用中可能出现的未经检测设备非法接入、监测生产闭合性能不佳等问题, 结合系统建设和系统应用实际, 提出基于IEC62056协议的智能用电信息采集终端检测系统方案, 探讨了智能用电信息采集终端检测系统的设计方案及关键技术, 为国内智能用电信息采集终端检测提供有益的指导和借鉴。

关键词：智能电网,用电信息采集系统,终端检测系统

参考文献

[1]张文亮, 刘壮志, 王明俊, 等.智能电网的研究进展及发展趋势[J].电网技术, 2009, 33 (13) :1-11.

[2]李永茂.网络化远程自动抄表系统的设计及实现[J].现代电子技术, 2010 (19) :38-40.

智能用电终端 篇3

电能计量柜中除了有能够采集和记录用户用电量的智能电能表外,还增加了采集智能电能表数据的用电信息采集终端。智能电能表、用电信息采集终端是现代通信、信息交互、测量、单片机技术等在电能计量方面集中应用的具体表现,它们代表目前电能计量仪表的最高水准。

1 定义

智能电能表是法定电能计量器具,具有电能量计量、信息存储及处理、实时监测、自动控制、信息交互等功能[1]。用电信息采集终端是对各信息采集点进行用电信息采集的设备(简称采集终端),实现电能表数据采集、数据管理、数据双向传输以及控制命令转发或执行。用电信息采集终端所记录的电能数据虽然也可以用于电费结算,但这种设备目前尚不属法定电能计量器具。除可以记录电能数据外,它还具有用户数据管理、数据双向传输、管理和控制用户等功能。

2 外观结构

2.1 智能电能表

智能电能表由编程开关、通信模块、条形码、交流采样回路、表座、端子座及接线端子、铭牌等组成[1]。以三相费控智能电能表(无线通信模块外置)为例,其外观结构如图1所示。

2.2 用电信息采集终端

用电信息采集终端有230MHz终端、GPRS终端、专变采集终端、集中抄表终端等。以GPRS终端为例,其外观结构如图2所示。

GPRS终端由CPU模块、主控模块、液晶显示模块、备用模块、GPRS模块、锂电池和电源及接口模块组成。接口模块还分为:(1)备用接口电路是可以扩充其它功能,能实现多功能的灵活扩充及配置调整;(2)遥信接口电路与脉冲接口电路基本相同,由光电耦合器进行隔离,输入端用阻容滤波电路对信号进行处理,并采用压敏电阻进行保护;(3)遥控接口电路采用双重隔离等技术手段,具有较高的抗干扰、防误动性能。

3 工作原理

3.1 智能电能表

智能电能表一般是由电源单元、通信单元、显示单元、中央处理单元(单片机)、测量单元等组成[1]。其工作原理与电子式电能表类似,都是将高精度采样的被测交流电压和电流送到专用电能计量芯片,经过一系列数字处理后,转换成与有功功率成正比的脉冲频率信号送给微处理器,微处理器依据时段费率对脉冲信号进行分时累加,得到总电量和各费率电量,累加结果被保存在数据存贮器中。微处理器在完成显示的同时还能与外部进行信息交换。智能电能表的工作原理如图3所示。

3.2 用电信息采集终端

用电信息采集终端一般由主控单元、显示操作单元、通信单元、输入输出单元、交流采样单元及电源等组成。终端型号多样,不同型号的终端在电路设计上有较大差别,但其组成与工作原理基本一致。用电信息采集终端的工作原理如图4所示。

主控单元包含CPU模块,为终端的核心,它负责所有电路的协调工作,在主站的控制下进行数据采集、计算、控制工作。交流采样单元负责电源变换及电流/电压信号的采集和处理。显示操作单元显示终端当前的状态。输入输出单元通过各种信道(包含GPRS通信信道、230MHz通信信道、载波通信信道、光纤通信信道)实现终端与用户智能电能表的通信。

4 功能

4.1 智能电能表

智能电能表在电能计量基础上重点扩展了信息存储及处理、实时监测、自动控制、信息交互等功能,以满足智能电网电能计量、营销管理、客户服务的需要。

智能电能表在预防用户欠缴电费方面有了改进。智能电能表是在用户交费为智能1C卡充值并输入电能表后才对用户供电。预购电量用完后,智能电能表自动拉闸断电,从而有效解决了上门抄表和收费难的问题。通过智能电能表还可以对用户的购电信息实行微机管理,便于用户查询、统计、收费及打印电费票据等。

4.2 用电信息采集终端

用电信息采集终端按应用场所分为专变采集终端、集中抄表终端(包括集中器、采集器)、分布式能源监控终端等。

专变采集终端是对专变用户用电信息进行采集的设备,负责电能表数据采集、电能计量设备工况和供电电能质量监测、客户用电负荷和电能量监控,并对采集数据进行管理和双向传输。

集中抄表终端对低压用户用电信息进行采集,包括集中器、采集器。集中器用于收集、处理、储存各采集器或电能表数据并能和主站或手持设备进行数据交换。采集器用于采集多个或单个电能表电能信息并可与集中器交换数据。

分布式能源监控终端对接入公用电网的用户侧分布式能源系统进行监测与控制,负责双向电能计量设备的信息采集、电能质量监测,并可接收主站命令对分布式能源系统进行控制。

5 准确度等级及适用的用户

5.1 智能电能表

智能电能表按有功电能计量准确度等级分为0.2S、0.5S、1、2四级[1]。

对关口智能电能表、100kVA及以上专用变压器用户,推荐使用0.2S级、0.5S级、1级三相智能电能表。

对100kVA以下专用变压器用户,推荐使用0.5S级三相费控智能电能表(无线)、1级三相费控智能电能表、1级三相费控智能电能表(无线)。

公用变压器下三相用户可使用1级三相费控智能电能表、1级三相费控智能电能表(载波)、1级三相费控智能电能表(无线)。

公用变压器下单相用户可使用2级单相本地费控智能电能表、2级单相本地费控智能电能表(载波)、2级单相远程费控智能电能表、2级单相远程费控智能电能表(载波)。

5.2 用电信息采集终端

专用变压器采集终端可按使用要求选配电压、电流等模拟量采集功能准确度等级,具体见表1。

集中抄表终端电能计量准确度等级要求是:当集中器配置交流模拟量采集功能时,有功电能计量准确度不低于1.0级,无功电能计量准确度达到2.0级,并符合GB/T17215的有关规定。

6 结束语

智能电能表和用电信息采集终端都是智能电网计量环节不可缺少的重要组成部分。随着智能电网的发展,智能电能表和用电信息采集终端的功能也在不断地增强,其外观结构、准确度等级等也会不断调整和改进。

参考文献

智能用电终端 篇4

信息采集是基于智能控制系统之上的, 可根据使用地区的实际情况来编写内部程序。目前智能配网已在多个地区落实使用, 用户的日常用电情况通过系统传输至控制中心, 电量统计更为合理, 并且不会出现误差。用电信息采集系统中还具备费用计算功能, 当用户的电费用完时会自动断电提醒缴费。根据调查可知, 智能配电网在城市中的使用率可达到98%以上, 在此之上建立信息采集系统, 具有极强的可行性, 并且建设时间较短。

使用智能化供配电系统后, 信息采集器可将用户在统计时间内的用电量反馈至电力单位。供电单位可根据地区的实际用电情况来优化供应网络, 避免在使用过程中出现故障, 而影响到用户的正常活动。由此可见, 用电信息采集系统具有可靠性。传统的电网管理体系中, 当供电设备发生问题时, 会有控制中心的监管人员将情况反馈至维修工人, 再做出相应的处理。这一过程需要消耗大量的时间, 往往已经错过了最佳的维护时期, 为用户带来不便。将信息采集系统应用在智能配电网中可解决这一问题, 当设备发生故障时, 采集器会捕捉这一异常, 反馈至控制中心。接收到这一信息后警报器会响起, 维护人员便在第一时间了解到现场情况, 为抢修工作争取到大量时间。

信息采集是针对使用端进行的。采集装置会被安放在不同部分, 例如电表端、变压设备等, 作用分别为故障检测与费用管理。采集系统中包含计算设备, 将捕捉到的数据统一反馈至设备中, 在短时间内分析故障产生的原理, 可作为电力系统维护工作开展的依据。控制中心在传递指令信息时也可通过这一系统来完成, 各终端的用电设备会在第一时间做出相应变动, 来满足使用需求。

2采集终端应用分析

用电信息监管在多个省市得到广泛使用, 减轻了电力部门工作压力, 同时也为用户提供了便捷。智能化监管必然会促使科学管理制度的产生, 用电费用也向公开透明化发展。用电信息采集在设备与技术上不断做出进步, 安装在使用端的设备可做到实时监管, 出现供电终止后可在短时间内将信息反馈。用户违规操作、危险使用时, 信息监管系统感应到异常后会自动断电, 避免发生用电事故。

2.1用电信息采集终端停上电事件

供电配网中最常见的故障就是供电终止, 可能是设备损坏导致, 也可能是电压不稳造成的跳闸。这时需要技术人员对系统进行维护, 做出应对的速率与使用的信息采集系统有着必然联系。智能系统中会在额定时间内对反馈数据进行更新, 来反应最新情况, 当出现上述问题后, 可自动调节更新时间, 在短时间内完成这一任务。技术人员根据不同时间更新的信息可做出具体的维修方案, 并判断故障发生的部位与损坏情况。这种智能系统具有一定的可控性, 反应的情况也真实可靠。特殊用途的供电网络是单独监管的, 要保障在突发时间中也可作为应急设备使用。

2.2三层采集结构的台区停电判定分析

供电系统中含有变压设备, 将不同的电压调节至稳定的生活使用频率。电力信息采集也可在输送阶段进行, 经不同的监管数据汇总后再开展分析判断, 更具有科学性。系统运转过程中若断电时间超过一分钟, 则视为停电事故, 需要管理人员严肃对待, 并找出造成故障的原因。使用一段时间后还要监管系统中的各设备进行维护, 判断反馈数据的精准度, 发现问题后第一时间解决, 避免在使用中影响各系统的稳定性。若已经发生停电问题, 但监管系统中被没有体现, 要考虑故障发生的地点是否在信息采集设备附近。可根据使用损耗来设定维护周期, 到达规定时间后便组织工作人员开展全面检修工作, 对老化设备进行更换, 以维护供电系统的稳定性。

2.3两层采集结构的台区停电判定分析

对于采用两层结构采集的台区, 一般根据用户的大小配有1个或多个集中器, 当该台区所有集中器向主站上报停电事件, 与之对应的监测公用变压器的终端在同一时刻 (与集中器上报的时间差不超过1min也上报停电事件, 且停电时间超过1min, 即可判定该台区停电, 且公用变压器停电。当该台区所有集中器 (数量≥2) 向主站上报停电事件, 且停电时间超过1min, 与之对应的监测公用变压器的终端在同一时刻 (与集中器上报的时间差不超过1min) 未上报停电事件, 可判定该台区停电, 但不能判断公用变压器是否停电。当该台区部分集中器向主站上报停电事件, 其他集中器未上报停电事件, 且与之对应的监测公用变压器的终端未向主站上报停电事件, 则可判定该部分集中器所在线路停电。当该台区所有集中器均未向主站上报停电事件, 而与之对应的监测公用变压器的终端向主站上报停电事件, 可判定监测公用变压器的终端出现故障。

2.4线路停电故障判定

对于同一线路上具有多个专用变压器或公用变压器的线路, 其网络拓扑结构可根据使用来设定, 若该线路上的所有专用变压器终端均上报停电事件, 则可判定该线路停电故障。

3基于用电信息采集系统的供电抢修服务模式

3.1供电抢修模式流程

结合“线路—台区”的网络拓扑关系, 根据用电信息采集系统终端所上报的停电事件信息, 判断台区是否停电, 若停电则由主站系统自动告知相关负责人员, 及时进行供电抢修, 抢修成功后, 台区恢复供电, 终端主动上报上电事件, 上报内容包括本次上电时间和上次停电时间。流程下所示。针对台区停电情况、同一线路的专用变压器停电情况进行了分析, 由于现场用于专用变压器的终端一般为单只, 故对停电事件于某一专用变压器的停电只能作为辅助判断和定位。由于终端停电1min内会向主站上报停电事件, 故该供电抢修模式缩短了供电抢修时间, 提高了故障段或故障点定位的准确度, 保证了供电的可靠性, 提升了工作效率, 缓解了现场人员的工作量, 具有很高的推广使用价值。

3.2案例模拟分析

搭建具有1台专用变压器终端和3台II型集中器的供电台区。其中, 每台II型集中器下挂有192只智能电能表, 终端与主站之间采用GPRS通信。所搭建台区停电后, 主站在1min内可以收到终端停电信息。由此可判定该台区停电, 系统自动告知相关人员, 待台区来电后, 终端主动向主站发送上电信息。

4结论

用电信息采集系统是国家电网公司统一坚强智能电网建设的重要组成部分, 目前正在不断的建设和完善之中, 包括减少终端的故障率, 提高终端上报信息的可靠性和实时性, 保证终端运行的稳定性等。随着“全覆盖、全采集、全费控”的实现, 利用用电信系采集系统判断停电故障将成为一种行之有效的方法。

参考文献

[1]冯海舟, 林向阳, 熊章学, 陈淼.基于GPRS双链接的用电信息采集与配网监测系统[J].电力信息与通信技术, 2013 (9) .

用电信息采集终端的安装 篇5

按照国家电网公司企业标准《电力负荷管理系统通用技术条件》的规定, 由电能表RS-485接口输出电能量值管理技术参数至终端, 在实际运用中, 也存在部分终端的工作电源需要接至电能计量装置电压回路的技术要求。一般的数据采集终端仅接入电压回路, 分为三相四线和三相三线。电压来源可引自电压互感器的二次回路电压或低压母线电压, 分别为100 V和220V/380 V。根据终端电压规格接入对应接线端口。

终端控制回路:装置中带有2对动合、动断接点, 可分别控制2个开关, 根据供电公司需要选择所要控制的开关, 接入其跳、合闸回路中, 可实现分轮次控制2个开关的开闭。

终端采集回路:终端电能表的数据采集通过RS-485接口采集。通信线采用2芯屏蔽线, 线径不小于0.5 mm, 最大接入线径为2.0 mm。终端RS-485接口的A端与电能表RS-485接口的A端相连, B端与B端相连, 屏蔽线必须一端接地。

对于具有负荷控制功能的终端, 需要将电能计量装置二次电压、电流接入终端装置, 使其从电能表RS-485接口获取实时功率量值, 发出开、闭开关指令。

2 终端安装基本原则

(1) 由于现场环境的不同, 安装要求应满足各网省公司的相关设计。终端的连接应遵照厂家提供的安装使用说明书和技术要求, 并符合电力营销管理要求。

(2) 终端的安装位置应方便管理、调试、充值, 线缆在计量箱、柜外的走向应做好安全防护措施。

(3) 不得将终端输出控制负荷开关的跳闸电源接入电能计量装置的电压回路。

(4) 终端的工作电源应根据现场条件, 尽可能取自不可控电源上, 以保证终端正常工作。

3 终端安装一般规定

(1) 针对不同的环境条件, 终端安装必须考虑计量表计和电动断路器的位置, 并根据客户侧的电压等级、计量方式和配电设施的不同, 采用不同的安装方案。

(2) 应方便客户刷卡充值和查询终端数据。

(3) 有利于控制电缆、通信电缆、电源电缆的走线和可靠连接。

(4) 尽量能使客户的值班人员或相关人员听到终端语音报警信息。

4 终端安装位置

(1) 终端安装位置根据计量表计的位置来确定, 计量表计位置在柱上, 终端安装在柱上;计量表计位置在配电室里, 终端安装在配电室里;计量表计位置在箱式变电站内, 终端安装在箱式变电站侧壁上。

(2) 在变电站内, 终端应安装在主控制室计量屏内的适当位置或安装在开关柜上空置的仪表室内。

(3) 在户内, 如为启用预付费功能的终端, 为方便刷卡和查询等操作, 要避免装在屏内, 应在满足方便敷设信号电缆、控制电缆、电源线等情况下, 安装在配电屏外侧或配电室墙上;只用于监测的非预付费终端可安装在屏内。

(4) 在户外, 应使终端安装位置既方便操作, 又不易遭外力破坏, 且终端语音报警信息能够被客户察觉。如终端与电能表受现场条件限制, 无法采用电缆连接时, 可选用微功率无线数传模块进行无线连接。

(5) 在地下室, 或安装位置的信号强度弱不能保证正常通信时, 应当采用远程无线通信中继器进行无线通信。

5 终端安装方式

(1) 户外杆架式安装。终端装在电力配电箱中, 通过抱箍安装在户外计量杆上, 安装高度不小于1.5 m。控制线、电压回路线通过PVC保护管或镀锌电线管接入终端。

(2) 公用变压器箱式安装。终端装在电力配电箱中, 通过螺栓固定安装在箱式变电站固定箱体上, 安装高度不小于1.5 m。控制线、电压回路线通过PVC保护管接入终端。

(3) 地面室内挂式安装。终端装在电力配电箱中, 通过螺栓固定安装在墙体上, 安装高度不小于1.5 m。由一次设备引出控制线、电压回路线通过电缆沟 (地下) 、PVC管 (地上) 敷设接入终端。

(4) 地下室内挂式安装。终端装在电力配电箱中, 通过螺栓固定安装于墙体上, 安装高度不小于1.5 m。由一次设备引出控制线、电压回路线通过电缆沟 (地下) 、PVC管 (地上) 敷设接入终端。通信系统由RS-485线引出通过中继器进行抄读。

(5) 变电站内安装。终端可直接装入变电站主控制室计量屏内。该计量屏必须要有充足的空间, 面板上预留安装孔;可装入开关柜的仪表室内, 控制线、电压回路线均可利用现有电缆沟敷设接入终端。通信系统中所用通信线必须外引, 通信线长度大于50 m时, 另加装中继器进行通信。

6 采集和控制终端线接入要求

(1) 终端连接电能表原则上采取“一台终端与接入的所有电能表RS-485接口的同名端并联方式”, 即每只电能表和数据设备连接终端装置共用一根屏蔽电缆用于RS-485数据采集。连接电缆的网状屏蔽层应在终端一侧可靠接地。

(2) 为满足抄表实用化的要求, 客户的计量总表必须接入终端, 同时应尽量将客户的扣减表全部接入。

(3) 终端连接负荷控制开关原则上采取“一个负荷控制开关一根电缆”方式。终端应保证接入两路跳闸, 原则上第一轮跳闸应接入客户的非重要负荷, 第二轮跳闸接入高压侧或低压侧总开关。对于有跳闸功能的终端, 还要根据被控开关型式, 将跳闸控制线缆准确接入采集终端的对应接点端口。

(4) 电缆进入配电屏柜, 应绑扎整齐并固定。电缆在屏、柜内敷设应与带电、发热、可动部件保持足够的距离。

(5) 终端电源线、抄表线、控制电缆在配电盘内及安装箱内的连接均应按照电力行业规范编号并套上号箍。

(6) 各类电缆的敷设都应横平竖直, 转角处应满足转弯半径要求, 不得陡折、斜拉、盘绕和扭绞, 导线的颜色应遵循电力行业规范。

(7) 电缆应沿墙、管、孔、沟道敷设, 不得凌空飞线或摊放地面。不得不横空跨越的, 在室内应通过槽板、电缆桥架, 在室外可依托钢丝绳。

(8) 安装箱内的端子排必须完整编号, 箱门内侧应附安装箱端子排与终端端子对应接线简图。

7 注意事项

(1) 在进行电能计量装置的安装工作时, 应填写第二种工作票和装接工作单。带电接线时作业人员应戴绝缘手套。

(2) 严格防止电压互感器二次回路短路或接地;严格防止电流互感器二次回路开路。

(3) 测试引线必须有足够的绝缘强度, 以防止对地短路, 且接线前必须用绝缘电阻表检查一遍各测量导线每芯间, 芯与屏蔽层之间的绝缘情况。

(4) 终端装置接电工作时, 应采取防止短路和电弧灼伤的安全措施。电杆上安装终端装置与电压互感器配合时, 宜停电进行。

(5) 终端箱均应可靠接地, 且接地电阻应满足规程要求。作业人员在接触运行中的终端箱前, 应检查接地装置是否良好, 验电后方可接触。

(6) 在二次回路上进行终端装置工作需将高压设备停电或做安全措施, 并提前通知客户, 做好备用电源的投入使用准备。工作中禁止将回路的永久接地点断开。

(7) 变电站内工作时, 应满足行业规定的施工技术要求, 注意二次线路的敷设, 采取必要的屏蔽措施。

用电信息终端故障方法分析及处理 篇6

1 终端拨号故障与应对

在新的GPRS公网终端安装初始，需要通过拨号的方式使终端与主站建立通信连接，实现主站相关命令的接收并与其进行数据传输。实际调试过程中，常常发生终端拨号故障导致与主站连接失败，影响用电信息的正常采集。

GPRS公网终端的拨号流程为：首先进行硬件初始化，通信模块检测(判断通信模块响应终端AT指令的正常与否)，对应网络注册(通信模块查找基站、读取满足强度要求的信道信息，从而开始注册);其次设置接入点并附着到GPRS网络(包括APN设置、GPRS附着、PDP激活)，通过协商认证获取IP地址，完成点到点(P2P)连接;最后与主站建立传输控制(TCP)协议连接，并登录主站进行数据传输。

表1所示为GPRS终端拨号故障与应对方法。

2 II型GPRS负控终端故障与应对

智能用电终端 篇7

用电信息采集系统主要包括主站网络与计算机设备、主站通信设备、中继设备、终端设备、智能电子仪表等设备。它的主要功能是实现远程抄读电子式多功能电能表数据,用后台数据存储器对用电客户电能计量数据的连续记录。

专变用电信息采集终端的通讯故障一般包括以下几点。

(1)安装环境、地点差。由于现在很多用户采用的箱变或者用户在偏远地区,这种现象无法改变。

(2)通讯地址异常。通讯地址重复、乱码或无通讯地址的现象。

(3)表计485端口损坏或485通讯规约不符。以前对表计并无485通讯要求,故而有很多表计都不具备485端口的通讯功能,另外还有一部分表计有485通讯功能,但因为其他使用中的一些原因导致485通讯端口不畅通或损坏,无法满足电能量采集系统要求。

(4)由于终端本身的通讯模块损坏或者SIM卡被烧坏、SIM卡数据被损坏等原因造成。

(5)终端天线松动或者接口处在高温下被氧化也有可能导致该现象。

(6)部分客户配电房处于地下室。

(7)通信模块故障。

(8)移动公司GPRS网络信号问题。经会同移动通信公司工程人员检查,属于通信基站信号发射问题。

那么只要我们解决了这个问题我们我们就能提高专变用电信息采集终端的上线率。

目前针对这些故障情况进行分析得出以下解决方法。

(1)针对表计无通讯地址或通讯地址错误,现场对无通讯地址或错误通讯地址的表计进行调试,重新设置正常通讯地址。

(2)针对表计485端口损坏或485通讯规约不符无法抄通的现象,将485通讯端口损坏或485通讯规约不符合的表计进行更换确保所有表计485通讯功能正常。

(3)针对部分客户配电房处于地下室经常不在线或者掉线的,为了确保信号充裕加装15 m外接天线,并尽量将天线引到地面。

(4)针对通信模块故障,为保证终端能上线则需要更换通信模块或终端。

(5)针对SIM卡的问题,首先确定是否由于SIM卡原因造成,可用一张确信没有问题的备用卡来替换终端中原有的SIM卡,重新启动终端,如果成功注册上线说明原来的SIM卡有问题,可交移动公司解决;如果上述方法无法解决问题,可观察终通信调试信息,若终端无法检测通信模块型号,且停留在“打开串口”状态,则可能是通信模块故障或模块与终端接口故障。需要更换通信模块或终端。

由于专变用电信息采集系统主要采用通过基于移动通信公司的GPRS网络的数据传输通信方式。此种数据采集传输方式是利用数字移动通信技术,在每个终端设备内加装一个通信模块,这样分散的客户终端便可通过通信模块接受主站的召测并且完全可以实现主动上传数据。数字移动通信系统在负荷管理系统的应用,使负荷管理系统的建立和使用有了坚实的远程通信基础。现场安装时,我们都曾经对现场是否具有移动通信公司的信号进行检查移动通信公司的信号基本覆盖到了我们的安装现场,所以理论应该每个现场终端都是可以上线的。

对于电能量采集系统的应用我们还需在实际中不断完善、维护,电能量采集系统涉及方面较多,许多功能还可继续开发运用,在以后的工作学习中,我们要不断学习探索,将信息采集系统的强大功能逐步开发出来。

参考文献

[1]用电信息采集终端自动化检测系统技术规范[S].国家电网公司编.中国电力出版社,2012,1.