天然气自动计量系统

天然气自动计量系统（共11篇）

天然气自动计量系统 篇1

现在天然气生产、输送等均实现了自动化, 其作为新型的清洁能源, 已经得到了广泛的应用, 想要推动行业的进一步发展, 就需要在现有基础上对天然气自动计量系统进行研究分析, 选择合适的措施对其运行方式进行优化。从天然气自动计量系统特点来看, 具有比较高的自动化与集成化, 在运行过程中各因素均会对系统稳定性造成一定影响, 必须要加强重视。

1 自动计量系统主要组成分析

1.1 信号采集与变换单元

此单元主要由各种不同功能的仪表组成, 主要功能是对天然气生产、集输整个过程中产生的数据信息以及各项工艺参数进行收集, 包括温度、压力以及流量等。通过对各项参数信息实测, 将其转换成模拟或者数字信号。常见的组合式电表如MVS多参数变送器、Flo Boss103流量管理器等;分体式仪表常见有EJA差压变送器、EJA压力变送器以及3051压力变送器等[1]。

1.2 通讯与连接单元

此单元即现场信号采集与变换单元和控制室数据处理单元进行连接的部分, 主要包括通讯连接电缆、通讯转换模块、模数转换模块以及数据采集模块等。常见的如PCI多串口卡、频率转换模块以及RS485-RS232转换模块等。

1.3 流量计算数据处理单元

此单元主要作用是来计算与处理天然气集输过程中产生的各类数据信息, 组成部分为天然气流量计算、数据处理以及存储等设备。常用如流量计算机、流量管理器、工业控制计算机以及PLC等, 一般会将此单元安装在集输站场中控室。

2 天然气自动计量系统故障与优化措施分析

2.1 交流电源故障

主要表现为供电正常, 但整个自动计量系统停止工作, 或者是在正常供电状态下, 只有显示器正常运转, 控制计算机不能正常工作。两种故障的表现形式不同, 在对其进行处理时所需方式也不同:第一, 应先检查插头连接是否牢固, 以及开关是否处于正常闭合状态, 确认无异常后对插座与开关电源状态进行检测, 其中对于220V电压应检查UPS电源供电状态[2]。确认正常后需要检测保险状态, 无异常后应对UPS输出电压状态进行检测, 确定其是否存有故障。第二, 对电源开关状态进行检测, 无异常闭合开关后确认供电情况, 如果仍无法正常供电, 则需要对电源插头状态进行检测, 并确认主机是否存在损坏情况, 并及时更换损坏构件。

2.2 直流电源故障

出现此类故障后, 系统人机界面数据显示正常, 但是缺少压力、差压以及温度等相关参数。在对其进行优化时, 需要检测流量变送器是否正常运行, 如果显示异常而可证明供电故障, 然后对电源插头状态进行检查, 如果不存在松动情况应继续检测确定直流电源与电压。如果检测后插头电压万用表无变动, 证明线路出现断路故障, 采取相应措施进行优化。如果万用表参数正常, 则证明变送器故障, 并且如果直流电源无输出, 则需要继续对电源进行检查。另外, 如果输入电流异常, 应检测电源闭合状态;如果输入电流正常则应检查直流保险, 正常则证明电源损坏, 另外需要对存在异常的保险进行修复。

2.3 小流量计算异常

此类故障发生后在管道内会流经小流量天然气, 并且流量数值不会发生变化, 主要是因为将系统中小信号截断数值设置过大。对于天然气集输来说, 即便是管道内无气流通过, 也会有一定的低信号, 为实现对小流量的计算, 可以对小流量截断信号做出适当的调整。其中, 如果管道内流量与压力均比较大, 即便是数值较小的压差, 自动计量系统也会得到较大的流量值, 必须要保证信号截断值设置的合理性。

3 天然气自动计量系统稳定性优化措施

3.1 设计与选型优化

在对计量系统进行设计时, 需要从实际情况出发, 即综合现场工况以及环境条件等因素, 来选择相应的设备仪器以及设计方案。例如可以选择用气体超声波流量计或者气体涡轮流量计等来代替标准孔板流量计, 对其流量范围小缺点进行完善, 更好的适应流量变化较大的情况。另外, 对于现场生产集输中存在较大电磁干扰、高频振动以及噪声等情况, 尽量不要选择用旋进漩涡流量计与气体超声波流量计。对于含水或者油污的天然气, 在对其自动计量系统进行设计时, 需要做好分离除尘装置的设计, 保证气流经过流量计时满足设计要求。同时, 还应做好电源设计, 一般情况下系统均设有UPS不间断电源, 如12V (DC) 与24V (DC) [3]。为保证电源运行稳定性, 可以选择用UPS技术, 运行时不进行逆变切换, 避免UPS受谐波的干扰, 保证系统安全运行。

3.2 系统操作规范性

将自动计量系统应用到天然气生产、集输过程中时, 需要严格按照相关标准做好操作与验收, 确保每个施工环节的规范性, 减少各因素对系统运行效果的影响。第一, 电器设备与电缆之间间距应控制在1.5m以上, 对于设有屏蔽信号金属保护管的电缆, 相互之间间距应控制在0.8m以上。并且对于不同电压的电缆不可敷设在同一电缆槽或者保护管内。第二, 按照规范要求进行保护接地、屏蔽接地与信号回路接地等处理, 提高接地处理的可靠性, 其中PLC系统接地电阻应控制在4Ω以下, 而防雷接地电阻应控制在1Ω以下。第三, 对系统内各流量计与仪表进行定期检查与维护, 提高系统操作的规范性, 在操作腰轮流量计与涡轮流量计时, 启停操作要缓慢。

4 结束语

自动计量系统是提高天然气生产、集输等环节开展的重要保障, 为提高其应用可靠性与安全性, 就需要结合其结构特征, 采取相应的措施对其存在的问题进行优化, 做好系统施工与操作管理, 降低各因素对系统应用造成的影响, 不断提高其应用效果。

摘要：天然气是一种新型能源, 现在已经被广泛的应用到各个领域中, 为提高天然气生产效率, 需要从生产现状出发, 做好天然气自动计量系统的设计分析。天然气自动计量系统是生产、输送以及销售的关键性环节, 在对其进行研究设计时, 需要在了解其基础构成的前提下, 选择有效的措施来提高其运行稳定性。本文对我国天然气自动计量系统进行了简要的论述。

关键词：天然气,自动计量,系统分析

参考文献

[1]马兰英.天然气自动计量系统中的安全性问题解析[J].硅谷, 2015 (04) :206+217.

[2]廖德云, 张智, 王存伟.影响天然气自动计量系统稳定性因素的探讨[J].石油化工自动化, 2013 (02) :62-64.

[3]吴焕芬.天然气能量计量关键技术的研究[D].中国计量学院, 2012.

天然气自动计量系统 篇2

【关键词】电力营销；电能自动化系统；分析

电能计量表的出现及发展到现在已有100多年的历史，电能计量表最早出现在1881年，人们根据电解原理制成了最原始的电能计量表，虽然当初体积很大，很笨重，重达几十公斤，精度也很差，但对于当时的科学界作为一项重大发明倍受各界人士的重视和称赞。随着交流电的发明和发展，对电能的计量提出了新的课题，经过科学家的努力感应式电表诞生了，感应式电能计量表优点很多，如结构简单、操作安全、价格低廉又耐用，还适合批量生产，同时精度能够达到0.5-0.2级，所以发展很快。随着电子技术的快速发展，科学家们通过研究，将电子技术应用到电能计量表上，研制成电子式电能计量表，这种表的特点为计量精确度高（到现在为止能够达到0.01级），使用寿命长，小巧美观，并能多路遥控测量，为电能计量表的发展开辟了新的途径，同时为电能计量表自动化奠定了基础。

一、电能计量自动化系统

电能计量自动化系统涉及很多的技术和学科，其功能包括许多方面，针对不同的需求设计不同的电能计量系统，如：其中包括电网装置电能遥测计量系统、大客户负荷管理系统、低压集中抄表系統及配变检测计量系统等。

1.电网装置电能遥测计量系统

它包括3个方面，即：终端计量电能装置、通信网络系统及主站系统。

（1）终端计量电能装置是电网电能遥控计量系统的核心设备，它包括电网中接入的有效计量点信号的采集、对采集数据的分析、处理加工，并且在完成数据处理工作后进行保存。同时终端计量设备还支持远程和本地电力系统间的通讯，使远程和本地间的计算机设备可以利用网络传输数据的形式改变参数并保证远程控制的有效落实。

（2）通信网络系统。通讯网络是连接终端计量设备和主站管理中心的纽带，起着数据交流传递的重要作用，通信网络包括无线网络、光纤网络及PSTN网络系统。

（3）主站系统。主站系统是电能计量系统的管理中心，是对各个站点计量数据的上传下载、统计分析、数据汇总及存储。

2.大客户负荷管理系统

大客户负荷管理系统是电能自动化比较关键的组成部分，其中包括负荷、远程抄表及终端电量等数据。在大客户负荷管理系统运行过程中，采用的技术包括：自动化控制技术、计算机技术及通讯技术等，其目的是对实现对电力负荷的实时监控和管理。该系统采用在线监控技术和终端采集技术，达到负荷管理系统和客户抄表系统由有机结合。

3.低压集中抄表系统

主站通过传输媒体（无线、有线、电力线载波等信道）将多个电能表电能量记录值的信息集中抄读的系统。该系统主要由采集用户电能表电能量信息的采集终端（或采集模块）、集中器、信道和主站等设备组成。集中器数据可通过信道远距离传送到主站计算机。

二、电能自动化系统在电力营销中的应用

在传统的电能计量过程中，电表的准确度很低，抄表采用人工现场作业，不但由于精度低而出现纠纷，还会经常出现盗电的现象，因此工作效率低下，使电力企业的效率受到一定的影响。电能计量采用自动化系统后，减少了不必要的人工作业，同时电能计量精确度高，深受用户的信任，同时还降低了盗电的可能性。

1.采用电负荷计量电能在实际电能管理过程中的应用

在过去的电能计量过程中，对电负荷数据的实时计量和保存都比较困难，也不能对电负荷相关的特殊性进行科学的分析，电能计量自动化系统具有很强大的自定义分析系统，可以根据设定不同的自定义对象，如不同行业使用电能的状况的不同实现对电负荷的特殊性质：温度、密度等进行实时统计分析，力求电能计量的准确性，使用电户更加信任和满意。

2.自动化系统在用电系统检查过程中的应用

在用电系统中，对电力线损异常、窃电行为的检查在没有采用自动化电能计量系统之前往往都是采用人工进行操作的，既麻烦劳动强度又大，同时在检查的过程中准确性很差，采用电能计量自动化系统后，这些问题都可以被迎刃而解，因为电能自动化系统对电负荷可以进行实时监测，并对相关的数据进行统计及分析，如果用电系统出现异常现象，自动化系统马上进行报警，为检查人员及时到达现场对系统及时的检查提供有效的依据，不仅提高电捡过程的工作效率，而且还大大的提高了检查的精确性。

3.电能计量自动化系统在错峰用电中的应用

在电能计量自动化系统运行过程中，由于可以对电负荷实时进行检测，因此电系统何时出现用电高峰和低峰都能在显示器上明显的体现出来，并且对数据进行精确地统计，从中找出其电能使用的规律性，对制定错峰时间提供准确的计划，同时电力营销系统与通信网络系统进行接口，利用短信在用电出现高峰时及时的通知用电户或者电力监督人员。采用电能计量自动化系统还可以24小时实时对电的运行情况信息传递给相关人员，可以科学的提高电力错峰工作的效率。

4.电能计量自动化系统在线损检测方面的应用

线损检测在电系统运行管理过程中是很重要的一项工作，采用电能自动化系统对某区域进行分线、分台和分压等方式进行实时统计分析，电力营销管理人员可以对分析的结果在出现线损大的区域进行认真检查，对发现的问题及时处理，这样可以大大的减少电能在无形中的损失。

电能计量自动化系统的应用为电力的营销起到了积极的作用，但在应用过程中要注意以下问题：要对电能计量自动化系统进行升级，提高运行的安全性。对电能计量自动化系统相关的设备进行相应的检查和维护，杜绝自动化系统出现不稳定和系统故障。

三、结束语

自动化系统在电能计量方面的应用，不仅可以大大的提高电力营销部门的工作效率，还可以大大的提高电能计量的准确性，使用户更加信任和满意，为促进电力营销工作的发展打下了坚实的基础。

参考文献：

[1]苏毅明.智能化电力营销与配网管理系统的研究[J].陕西电力，2009年12期.

浅谈天然气计量系统的误差 篇3

一个完整的天然气计量系统通常由流量计、温度变送器、压力变送器、在线色谱仪和流量计算机 (或体积修正仪) 组成。其工作原理为:由流量传感器 (如涡轮流量计、超声波流量计等) 测量天然气的工况流量, 温度变送器测量天然气的工况温度, 压力变送器测量天然气的工况压力, 在线色谱仪测量天然气的组分, 流量计算机接收流量计、温度变送器、压力变送器、在线色谱仪的输出信号, 计算天然气在规定的标准状态下的体积流量 (标况流量) 。计量系统的每一种仪表的准确度直接影响着系统的准确度或误差。此外, 仪表的不正确安装, 尤其是流量计以及在实际运行中由于工作人员对仪表的操作和维护不当也都会对系统产生误差。

1 影响计量系统误差的因素

1.1 计量仪表

众所周知, 目前我国在天然气贸易中, 均采用标准参比条件下的体积 (标况体积) 作为贸易单位, 而标况体积是通过理想气体方程式和压缩因子的修正计算得到的。

其中下标s表示standard标准, 下标a表示actual工况

Pa、Ta由现场的压力变送器和RTD测得;

Ps、Ts可在流量计算机内设定 (Ps=101.325 KPa Ts=20℃) 。

由色谱分析仪分析天然气组分, 将组分信息传输到流量计算机内, 流量计算机根据AGA8计算压缩系数Zs, Za。

在上述计算过程中, 输入量为工况体积、压力、温度和气体特征值。这些输入值都是带有误差的。将这些带误差的输入值进行运算, 得到的结果也是带有误差的。由于这一运算过程相当复杂, 因此作为输出结果的标况体积的误差在数学上是难以计算的。

虽然标况体积的误差难以计算, 但是在工程上却可以估计出它的误差限。我国的国家标准《GB/T 18603-2001天然气计量系统技术要求》给出了这样的规定:

该标准表达的意义为:为构成A级 (1.0) 计量系统, 温度仪表的准确度应当优于0.5℃, 压力仪表的准确度应当优于0.2%等。换言之, 当温度仪表的准确度优于0.5℃, 压力仪表的准确度优于0.2%等时, 该计量系统的准确度优于1.0%。

对照上表, 我们的计量系统中, 温度、压力的准确度取决于EK或温度、压力变送器;密度、发热量的准确度取决于色谱或成份分析仪;工作条件下体积流量的准确度取决于涡轮流量计 (应注意区别量程范围) 。压缩因子的准确度取决于算法:AGA8-92DC、SGERG-88 (AGA8-92GC) 的准确度为0.1%;AGA-NX-19的准确度为0.5%。综合上述数据, 对照上表, 即可确定由EK或者F1组成的计量系统的系统准确度了。

1.2 涡轮表不正确安装引起的误差

通过涡轮表的燃气须有均匀的流速分布才能将速度转换成准确的体积计量, 否则将引起误差。主要有3种干扰会引起计量系统涡轮表的误差。

1) 不均匀的流速分布称为喷流, 通常是由不正确的安装方法或计量表上游有凸出物所造成的。涡轮表上游的管道内存在喷流情形时, 转子即与撞击其上的最高流速发生作用, 转速增加, 产生正误差;

2) 气流在切线方向存在速度时, 称为旋流。此种干扰通常也是由不正确的安装和计量表上游的障碍物造成的。旋流视其旋转方向不同使计量表产生正的或负的误差;

3) 脉动流是气流的压力波, 通常是由涡轮表附近的减压器、往复式压缩机造或由工作管道的振动, 特别是共振造成, 也可由流量控制器的周期性动作和调节器的往复开关及流体管道装置、阀门或旋转的机械装置等分流造成的。脉动流通常使涡轮表产生正误差。

1.3 人为因素影响产生的误差

1) 由于仪表的选型不当, 比如所选涡轮表的量程过大或过小, 都会造成计量系统的误差;

2) 违反操作规程或不按规定要求对仪表进行正常的维护, 都将会造成系统的误差。如每次启用涡轮时, 如果动作粗鲁, 不按操作规程开启阀门, 都将会造成系统的误差, 严重时会损坏计量仪表。带油泵的涡轮表, 如果不按要求对涡轮进行及时注油, 也将会引起系统的误差;

3) 没有对流量计算机内天然气组分或物性值实现在线修正或人工修正;

4) 没有按国家规定对仪表进行定期检定。

2 减少计量系统误差的措施

2.1 计量仪表方面

1) 涡轮表的选型要合理, 并满足实际运行需要, 二次仪表的计量模型应符合SY/T6143-1996的要求;

2) 为了增强上下游计量仪表数据比对的可行性和准确度, 减少误差的发生, 应和上游选用同一种类型的计量仪表;

3) 为了使系统误差更小, 应选择高精度的温度、压力传感器、定时装置等辅助设施, 其精度必须高于待测涡轮表所需精度l~2级。

2.2 减少涡轮表安装引起的误差

1) 在安装之前, 应当检查涡轮流量计以确信没有由运输引起的损坏以及所有附件如:塞、油) 完整无缺;

2) 安装前, 管道应焊接完毕, 严禁带表焊接;

3) 撕去进出口法兰处的粘贴纸;

4) 涡轮表应水平安装, 并且进出、口不得反装;

5) 介质气体应当干燥且没有灰尘和杂质, 并且我们郑重建议在流量计的上游安装一个液体杂质过滤器 (5µm) , 过滤器的结构和尺寸应能保证在最大流量下产生尽可能小的压力损失并尽可能减少流量畸变;

6) 在启动之前一定要确保过滤分离器和流量计上游之间的管路是吹扫干净的。 (吹扫前, 建议制作安装涡轮流量计的代替管件, 以确保涡轮流量计不被损坏。严禁带表吹扫) ;

7) 对新的系统, 建议临时安装一个过滤网或锥形罩 (网格宽度:0.5mm) 来保护流量计。锥形罩应在正常运行大约4周后拿开。

8) 为了有效地消除旋转流.应在涡轮表前安装必要的直管段, 且最好在涡轮表前加装整流器, 并保证管道及流量计密封垫片良好定位, 不使突出。为了保证流体的正常流动特性, 消除流量计后的各种管件、阀门的不良影响, 流量计后也应保证至少5倍以上管道直径的直管段。

2.3 加强仪表管理, 提高人员素质, 减少人为因素的影响

为了减少误差, 在实际运行中应注意以下事项:

1) 按照操作说明书启动油泵, 并及时给涡轮表注油。

2) 在投入运行的时候, 一定要在可测量的情况下给管道缓慢加压 (增压速度<35kPa/s) 直到达到流量计的运行压力。为了给管道加压, 最好装一个12mm直径的旁通管。压力剧烈震荡或不当的高速加压会损坏流量计。

3) 由于天然气管道所输送的天然气含有较多水分, 需定期对安装涡轮表前的过滤器或气液分离器进行定期排污。在冬季, 为防止涡轮表出现冰堵现象的发生, 需对天然气进行加热或在天然气中加入防冻剂。

4) 定期对计量仪表进行周期检定

值得指出的是, 系统中各个设备仪表的准确度会随着时间的推移而发生变化。按照国家计量法律规定, 用于贸易结算的涡轮表的检定周期为2年, 其配套使用的流量计算机及温度传感器和压力变送器的检定周期为1年。因此, 必须对设备仪表进行定期检定, 使它们的准确度保持在计量系统所要求的可以接受的范围内。

5) 对流量计算机天然气组分或物性值进行在线修正。不能实现在线修正的, 要定期用人工方式对天然气组分或物性值进行修正。

6) 加强计量操作人员的相关专业知识培训, 及时做好仪表的维护、保养工作, 定期检修, 延长其使用寿命, 减小计量误差。

摘要：本文以涡轮表计量系统为例, 简要论述了天然气计量系统的组成和影响天然气计量系统误差的因素以及提高的措施。

关键词：天然气,计量系统,误差

参考文献

[1]GBT21391-2008用气体涡轮流量计测量天然气流量.

天然气计量管理办法 篇4

第一章 总 则

第一条 为了加强天然气计量管理，充分发挥计量检测工作在输气生产、经营管理及科学研究中的作用，保证管道输气生产安全平稳、保质保量、降低能源消耗和提高经济效益，维护华中天然气管道有限责任公司（以下简称“公司”）的合法权益，依据《中华人民共和国计量法》、《中华人民共和国质量法》、《中华人民共和国计量法实施细则》及能源部、国家计委《关于石油、天然气计量交接的规定》，制定本办法。

第二条 本办法规定了公司计量管理的有关内容。第三条 本办法适用于公司和各计量站的计量工作。

第二章 职 责

第四条 公司计量工作的任务

贯彻执行国家有关计量的法律法规和各项方针政策；采用国家法定计量单位；积极采用先进的科学技术，完善计量检测手段，保证计量检测数据的准确可靠；推行现代管理办法，逐步与国际惯例接轨，为公司的长远发展提供可靠的计量保证。

第五条 生产部职责

生产部是主管公司计量工作的职能科室，主要职责是：

1、宣传、贯彻、执行国家、各级政府及上级部门制定的计量法律、法规、规程和标准；接受政府计量部门和上级部门的计量考核、评审、监督、检查，并负责有关的准备、协助工作，保证其顺利进行。

2、依据国家、管道公司计量管理办法和管理规定，编制（修改、解释）公司计量管理文件及有关规章制度，完善计量管理体系，并组织实施。

3、依据管道公司计量工作发展规划和股份公司工作计划，制定公司计量工作计划，并组织实施。

4、负责公司内各所属计量站计量检测设备的监督管理，同时编制计量检测设备需求购置计划并组织实施。

5、负责组织对外贸易交接天然气流量计量系统的标定和相关的对外送检工作。

6、组织建立并完善公司的计量检测体系。

7、负责各计量站计量数据的监督管理，提高测量过程控制能力，推广应用计量检测新技术，保证计量数据的准确可靠。

8、按照GB/T 17167-1997《企业能源计量器具配备和管理导则》的规定进行配备和管理公司的能源计量检测设备。

9、负责公司内各部门计量人员的培训、取证、考核和日常监督管理。

10、负责组织与上游气田及下游用户计量交接协议的签订及计量工作的联系，当发生计量纠纷时，及时处理调解。

11、编制运销月报表和年报表，每周和销售部门核对计量交接数据，每日对各计量站交接计量数据进行审核，对交接计量凭证进行计量员、站长、公司计量管理人员三级核算制管理。

12、参与审查新建、扩建和改建输气生产经营中有关计量方案、计划及设计，参与计量设施的采购、使用、验收、投产工作。

13、推广应用新型计量检测设备，对计量检测设备修旧报废提出意见并分析其原因，并与资产管理人员共同办理有关事宜。

14、生产部调度参与日常的输气量计量管理工作，其主要职责是：

（1）、根据天然气销售计划和生产实际情况编制生产运行计划，搜集、整理、统计日、月、年输供气量。

（2）、计算输差，分析日常输差。（3）、计算管存量，录取运行参数。

（4）、及时发现计量有关问题，并通知计量管理人员。第六条 各计量站职责

各计量站负责日常计量管理工作，其主要职责是：

1、计量人员持证上岗，熟悉有关计量设备的原理，设备维护、保养及检定知识，基本掌握流量计算机的管理知识。

2、跟踪全站计量检测设备使用情况，对于更换、有故障、损坏计量检测设备及时上报。

3、跟踪全站计量检测设备的检定状况，根据周期检定（校准）计划表，对于到期的计量检测设备提前一个月上报公司，保证计量检测设备符合检定要求。

4、负责全站计量检测设备的现场管理和日常维护保养工作。

5、跟踪全站计量人员取证情况，对于证书到期提前一季度上报公司。

6、进行天然气计量系统的日常巡检，掌握并向有关部门及时报告设备的运行及标定情况，及时反映计量检测设备在运行中出现的问题，提出改进意见和建议。配合公司进行计量系统的标定。在公司和公司技术人员的指导下完成计量设备的紧急情况处理。

7、正确使用计量检测设备，完成日常计量交接工作。

8、经过培训后熟悉本站计量交接执行的计量标准，严格按照计量交接标准、天然气购销协议、天然气计量交接协议进行天然气计量交接工作。

9、做好站内自用气的统计上报工作。

第三章 人员管理

第七条 计量员培训

1、针对本公司计量器具进行理论培训。投产前培训形式采用计量设备供应商技术培训与计量基础理论知识相结合的方式。运营期间由经过前期培训的计量技术人员进行理论培训。

2、针对本公司计量器具进行现场实际操作培训。培训形式由计量设备供应商技术人员在现场进行。运营期间由经过前期培训的计量技术人员进行。

3、计量法规及计量标准培训。培训由计量技术人员进行，如果标准出现更新，需针对更新标准进行培训。

第八条 计量员考核

公司定期对交接计量员进行工作考核，考核内容包括计量理论知识和实际操作技能。要求计量员掌握以下考核内容：

1、计量设备的原理，设备维护、保养及检定知识，基本掌握流量计算机的管理知识。

2、本站计量交接执行的计量标准和天然气计量交接协议。第九条 证件管理

1、交接计量员应由发证单位登记造册，并报公司生产部备案。

2、公司生产部要及时注销所属单位离开计量岗位和退休人员的交接计量员证，每两年将所属单位新增和注销的交接计量员名单报上级有关主管部门。

3、计量人员应保持相对稳定。计量人员的任命、撤换，必须经公司职能部门研究决定，并报公司人事部门审核批准。

第四章 计量设备管理

第十条 计量站主要管理内容

1、熟悉流量计的流程切换操作、流量计算机面板操作以及熟悉查阅站控系统与天然气分析和计量交接有关的数据，出现异常情况及时汇报。

2、熟悉取样探头压力调节操作，熟悉气体分析仪标气、载气、零气等压力调节，并每天对气体分析仪所用气体压力进行记录。

3、按照涡轮流量计操作维护规程定期给涡轮流量计添加润滑油。

4、熟练进行本站调压橇及自用气橇的压力设定和操作。

5、具备一定的流量计和气体分析仪的故障分析、判断及处理能力。

6、按照要求填写计量设备方面的送检、检定、设备台帐等各项记录及保存计量设备资料并整理存档。

第十一条 生产部主要管理内容

1、负责公司计量设备的监督管理，对公司计量设备、分析仪计量参数设置进行确认并备份。

2、编制公司计量管理规定，定期检查各计量站执行计量规定和计量设备维护情况。

3、编制公司计量设备检定计划，组织公司计量设备及配套仪表的年检工作以及气体分析仪所用各种气体的更换工作。

4、提供计量方面的技术支持，组织公司计量设备故障处理，对于不能处理的问题及时联系厂家技术服务人员进行技术支持和技术服务。

5、作好公司计量设备检定记录和保存计量设备检定证书，并将检定证书复印件及时交给计量站。

6、组织建立并完善公司的计量检测体系，根据生产要求编制计量设备需求购置计划并组织实施，推广应用新型计量检测设备。

第五章

计量交接的日常管理

第十二条 忠县首站的日常计量交接工作

1、每日8:00忠县首站计量人员到西南油气田忠县输气站进行天然气计量交接，每日8：30前向生产部汇报忠县首站的日计量数据，每个月最后一天计量数据交接完毕后,三日内将当月的计量交接凭证送交生产部。

2、忠县首站计量人员每日进行计量交接时，取回双方签字确认的计量交接凭证并复印存档。

3、忠县首站计量人员作好交接量统计和忠县首站计量数据分析对比报表，每月与西南油气田方面进行计量交接数据核对工作，核对完后由站长进行审核签字，将月报和年报表传至生产部。

4、忠县首站计量人员每日了解计划完成情况，对于计划超欠情况及时了解原因，并及时将情况向生产部汇报。

第十三条 各计量站

1、每日8：00—8：30进行销气量统计和计量交接凭证的填写工作，与用户计量人员对计量交接凭证进行确认后双方签字盖章认可，计量站向用户每日提供2份计量交接凭证。2、8：30前向生产运行部上报计量交接数据，每周日14：00前将上周的交接凭证交生产部调度室。

3、计量站每日作好销气量统计，每月与用户进行日累数据核对工作，核对完后每月最后一天12：00前将报表传至生产部。

第十四条 生产部

1、生产部调度室每天按时收集、整理、统计输供气量，根据生产情况编制生产日报表并向公司主管领导和管道公司运销处汇报。

2、生产部调度室根据每天的输气计划和生产情况进行系统分析，根据分析结果协调各个计量站的输供气量。各计量站严格执行调度室下达的生产调度令。

3、生产部计量管理人员根据调度室统计的收、输、销数据，每月与销售公司、财务部核对计量交接数据，核对无误后根据能耗报表编制计量月报表和年报表。

4、生产部计量管理人员对各计量站的计量交接情况进行监督管理，及时掌握全公司计量动态，并及时组织处理计量中的问题。

第六章

计量交接异议处理

第十五条 忠县首站出现计量或气质异议时，立即将情况向生产部计量管理人员进行汇报，由生产部组织有关部门与西南油气田方面进行协商处理，如果双方协商未果，报请上级主管部门处理或国家授权的第三方质检部门进行裁决。

第十六条 下游用户提出计量异议时，相关计量站立即将情况向生产部计量管理人员进行汇报，由生产部组织相关部门与下游用户进行协商处理。

第七章 记录和档案管理

第十七条 生产部应保存足够的计量记录和档案，用以证明计量管理的有效运行。负责建立和管理下述文件：

1、负责收集、填写、保管公司天然气流量计量检测设备台帐和计量管理表格、计量月报，保存期为五年。各计量站应在每月2日之前将上月的计量月报上报给公司计量管理人员，计量检测设备台帐和计量管理表格只是在有更改时才上报。

2、负责保管全公司对外交接的计量检测设备的检定证书，保存期为五年。

3、负责收集、填写、保管重点计量设备的维护保养记录，保存期为五年。各计量站需要在计量检测设备使用维护保养中出现问题时，将其维护保养记录上报给公司计量管理人员。

4、负责收集计量专业的法律、法规和其它有关的规定，并按受控文件要求进行管理。

5、负责保管公司组织的计量培训记录。保存期为三年。第十八条 各个使用单位负责建立和管理本单位的计量技术档案，包括计量检测设备说明书及使用、维修记录；计量标准证书、计量检定（校准）原始记录、计量检定（校准）证书；计量检测记录、计量检定、交接计量人员证件、本单位人员培训记录等。保存期至少为五年。

第十九条 各个计量站、公司负责填写本单位的计量检测设备台帐和计量管理表格。保存期为五年。

第八章

计量监督检查

第二十条 计量监督检查分为政府和上级计量行政部门的监督、检查，用户的监督和公司的监督、检查。

第二十一条 自觉接受政府计量行政部门执法监督检查，并为计量监督、检查的顺利开展提供方便。

第二十二条 公司实行定期检查与不定期抽查相结合的计量监督、检查制度。每季度生产部对各计量站至少进行一次检查和指导。

第二十三条 允许用户对计量进行监督。

第二十四条 凡从事计量检定（校准）和天然气计量操作、化验的计量人员，必须经考核合格后持证上岗。

第九章

奖励与惩罚

第二十五条 为加强计量工作，调动计量人员的积极性，维护公司的合法利益，对于在计量工作中成绩突出的计量人员公司进行奖励。

1、计量人员受到表彰和奖励应作为考核、晋级、晋职的依据。

2、奖励人员为公司及各基层单位计量技术员或计量交接员。第二十六条 计量管理和计量技术成果应纳入相应的科技成果，按规定给予奖励。

第二十七条 对违反计量法律、法规和公司计量管理制度，玩忽职守破坏计量检测设备准确精度，利用计量检测设备谋取私利的集体和个人，根据情节轻重给予批评教育、经济处罚、行政处分、直至追究刑事责任。

1、没有完成考核指标的计量站，视情节轻重，公司对其业绩考核成绩进行扣分处罚。

2、对于造成公司利益损失并影响公司信誉的计量站，公司扣除其业绩考核分和相应挂钩奖金等。

第十章 附 则

天然气自动计量系统 篇5

[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

[1]李涛.浅谈基于计算机技术的自动化系统在电力工程中的应用[J].中国科技信息，2010（22）.

[2]李广荣.电能计量自动化系统在用电管理上的应用[J].广东科技，2011（10）.

天然气自动计量系统 篇6

1 系统设计

1.1 网络设计

天然气计量远程实时管理系统的硬件系统纵向包括两个层次:现场天然气计量系统和管理层终端。为了能够远程监测天然气运行情况, 必须能够通过局域网访问天然气的相关服务器。这可以通过将天然气自动化的相关服务器连接到局域网实现, 但这样将带来巨大的安全隐患。而如果采用Internet思想和技术构建天然气计量远程实时管理网络系统, 既可以实现上述目标, 又能保证天然气系统的相对独立性和网络安全性。

1.2 Active X控件设计

为实现在浏览器端监测天然气运行态势和数据, 系统整体框架用Active X控件实现。。Active X控件首先必须能够做到在浏览器端读取服务器上的天然气运行态势图的图形文件, 因而需要进行Internet程序设计。另外, 基于Internet的天然气计量系统动态图形处理系统的主要功能就是根据Internet上下载的图形描述文件, 绘制天然气运行趋势图, 因此有必要对它的图形描述文件结构进行分析。在天然气计量系统中, 所有的运行图 (包括实时数据、实时数据表格等) 都组织在统一的数据结构—图形描述文件中, 该图形描述文件由工具DAMAP根据实时数据库、设备属性数据库、地理信息数据库生成, 它包含图形描述和数据及与各种数据库的联接信息。在天然气计量系统中, 图形是按层组织的, 每一幅图有一个包含该图所有图层信息的map文件, 每一幅图又可根据需要分为若干数目的图层。

在Active X控件中, 可以根据组合框中的选择, 在浏览器窗口显示天然气计量的生产技术参数、运行参数、运行趋势图等。而远程数据传送则由处于实时数据库服务器端的DCOM来完成, 实时数据库系统则使用原有系统, 避免重复开发和维护。

1.3 实时数据库

实时数据是监控系统最基本的资源, 而实时数据库则是作为整个监控组态环境数据处理和管理的核心。实时数据库与基于传统数据库技术的数据库在原理、实现技术、功能和系统性能方面有很大的不同。传统的数据库系统旨在处理永久、稳定的数据, 强调维护数据的完整性、一致性, 其性能目标是高的系统吞吐量和低的代价, 并不考虑有关数据及其处理的定时限制。

实时数据库, 其数据和事务都有显式定时限制, 系统的正确性不仅依赖于事务的逻辑结果, 而且依赖于该逻辑结果所产生的时间。但实时数据库并不是数据库技术和实时系统两者的简单结合, 它在概念、理论、技术、方法和机制方面具备自身特点。

监控组态软件的实时数据库, 吸取了DCS实时数据库设计思想, 支持并发处理, 具有分布式网络的功能, 并在实时数据、实时事务及内部缓存处理等方面有其自身特点。

1.4 数据采集

力控3.1运用I/O驱动程序从设备中读写数据, 每个I/O驱动程序支持特定硬件。力控3.1组态软件首先通过驱动程序软件接口从现场的过程硬件中获取数据, 存入力控3.1的内部数据库 (DB) , 应用软件 (如力控3.1的画面运行程序、报表生成程序等) 从力控3.1内部数据库中获取来自过程硬件的信息, 实现在画面上动态地显示现场各过程硬件的运行状态, 数据也可以按相反的顺序写回现场过程硬件, 执行控制操作。

如图2所示, I/O Server直接负责从设备采集实时数据并将操作命令下达给设备, I/O Server的可靠性将直接影响组态软件的性能。在大多数情况下, I/O Server是与设备相关的, 即针对某种设备的驱动程序不能驱动其它种类的设备。一般, 设备制造商会提供PC与设备间进行数字通讯的接口协议和物理接口标准。物理接口标准规定使用何种通讯介质、链路层的接口标准, 如RS232、RS485、以太网等;接口协议规定通讯双方约定的命令及数据响应格式、数据校验方式等。I/O Server主要是按照接口协议的规定向设备发送数据请求命令, 对返回收据进行拆包, 从中分离出所需数据 (即组态的数据连接项和设备状态数据) 。多数设备的通讯接口协议都有若干条读写命令, 分别用来读写设备上不同类别的数据, 而每一条命令又可以读写同类别的多条数据, 具体能读写几条是由接口协议规定的。使用组态软件做I/O数据连接的工程技术人员不必了解这些细节, 只需按照I/O Server的说明书组态数据库变量与设备数据项的对应关系即可。I/O Server首先要将组态的数据连接项按照接口协议的要求按照类别分好, 把通过一次读写操作能够处理的数据连接项存放在一起, 称做一个数据包。I/O Server主要以数据包为单位进行数据处理, 这样会大大提高通讯效率。

1.5 系统的web发布

根据实际生产需要, 天然气实时监测系统中用于web发布的主要画面有:数据显示、设置运行参数、历史趋势、web报表。

2 系统功能及特点

2.1 系统功能

(1) 建立分布式实时数据库, 存储实时采集的天然气生产数据; (2) 实时显示和查询天然气计量的生产技术参数, 为技术人员科学管理天然气提供科学依据; (3) 实时浏览天然气日报表, 确保历史资料的准确性; (4) 在局域网 (LAN) 上动态显示天然气实时计量监测系统运行状况。

2.2 系统特点

(1) 客户共享服务器端软件, 节约软硬件费用; (2) 多客户并发, 即多个客户可以同时与服务器连接; (3) 方便维护, 维护只需在服务器端进行, 节约了维护费用; (4) 操作简单, 普通的浏览器操作即可。

3 结束语

天然气实时监测系统基于web来实现信息交互、综合与共享, 实现统一的人机界面和跨平台的数据库访问, 真正做到局域和远程信息的实时监控, 数据资源的综合共享, 以及全局事件快速的处理和一体化的科学管理。使得油田生产管理人员足不出户就可以对整个油田天然气计量实现监视、实时控制和适当的维护。

摘要：外输天然气计量远程实时管理系统基于web来实现信息交互、综合与共享, 实现统一的人机界面和跨平台的数据库访问, 真正做到局域和远程信息的实时监控, 数据资源的综合共享, 以及全局事件快速的处理和一体化的科学管理。使得油田生产管理人员足不出户就可以对整个油田天然气计量实现监视、实时控制和适当的维护。

关键词：web,天然气计量,管理系统

参考文献

[1]杨竞, 基于Internet/Intranet的分布式动态Web应用系统开发技术[C], 微电脑世界周刊, 2000.5

振动计量自动检定系统研究 篇7

在电力系统中，采用工作振动传感器、加速度传感器、速度传感器及位移传感器对电网、电厂生产及运行过程中的振动幅值等参数进行测量，所采用振动传感器的准确性直接影响到生产运行过程的安全可靠，传统的振动传感器人工检定方法效率低，检定的可靠性也不易保证，如何快速准确的完成振动传感器检定任务是亟需解决的问题。

2 技术指标及系统功能

2.1 主要技术指标

所开发振动自动检定系统的技术指标应符合国家检定规程要求。

2.2 系统功能

所开发的振动计量自动检定系统应具有以下功能:

硬件系统:硬件设计达到国内先进水平，校准对象应广泛，具有高的校准精度，其典型不确定度 (K=2) ，频率范围为10～2k时，不确定度达到1%。

操作系统:将现有操作系统由Windows 2000升级为Windows XP，对相应的检定基础软件Pulse、7785检定软件升级为Windows XP版本软件。

加速度传感器及速度传感器全自动检定:在基础软件升级基础上，进行软件开发，实现加速度传感器及速度传感器的全自动检定。

位移传感器半自动检定:开发实现位移传感器检定时检定点的自动控制，位移传感器检定数据的手动读取，整体实现位移传感器的半自动检定。

检定证书自动出具:自动出具振动类传感器的检定证书。

3 系统开发

3.1 系统硬件开发

3.1.1 系统结构及工作原理

系统的硬件结构图及校准方法如图1所示。

(夹具内装的加速度计型号为4371，作为工作标准传感器)

振动计量自动检定系统硬件由、参考标准加速度计、校准振动台、功率放大器、电荷放大器、LAN-XI分析仪、PC上位机等硬件组成。整个硬件系统具有响应速度快，频率范围宽、测量准确度高等特点。

校准振动台4808:为标准加速度计及被测振动传感器提供不同频率及幅值的振动激励器。

功率放大器2719:根据LAN-XI分析仪信号发生器的指令进行增益调节，信号输出值振动台。

参考标准加速度计8305国际比对指定的参考加速度计:系统用标准加速度计;

LAN-XI分析仪:系统信号采集、分析核心设备，接收、分析PC上位机控制指令，并将控制命令输出至功率放大器，采集、分析电荷放大器输入信号。

PC上位机:与用户进行信息交互及进行系统控制命令下发。

振动计量自动检定系统PC上位机通过R232串行总线将控制命令下发至LAN-XI分析仪，LAN-XI分析仪将控制命令解析后将信号输出至功率放大器，功率放大器输出电信号至振动台产生额定幅值及频率的振动，电荷放大器将标准加速度计的电荷信号放大为电压信号输出至LAN-XI分析仪进行信号分析，并将分析后控制信号输出至功率放大器调节振动台振动，实现系统闭环控制，被测对象电压信号经LAN-XI分析仪至PC上位机进行被测对象误差分析。

3.1.2 硬件技术特点

1) 系统校准对象广泛:各种类型的加速度、速度振动传感器、输出电荷的压电型、IEPE/ICP型、压阻型、变电容型、伺服型、电压型、电动型 (速度线圈) 等。

2) 校准范围宽 (在1g加速度时) :

电荷:0.004 p C/ms-2～400 pC/ms-2 (0.04p C/g～4000 p C/g) 。

电压:0.004 m V/ms-2～400 m V/ms-2 (0.04m V/g～4000 m V/g) 。

3) 校准频率范围:3 Hz～6.4kHz。

4) 被校传感器最大重量:500克 (3 Hz～6.4kHz) 。

5) 校准内容:传感器的灵敏度、幅频特性、相频特性。

6) 全自动校准系统不确定度:使用在一个频率点以0.5%不确定度进行过校准的参考加速度计，对灵敏度为0.1～12 p C/ms-2的加速度计进行校准，考虑被测传感器的横向灵敏度及温度影响，得到典型不确定度 (K=2) 。

3.2 系统软件开发

3.2.1 系统软件架构及工作流程

振动计量自动检定开发的基础软件为PULSE Labshop, PULSE Labshop基础软件具备数据采集、信号分析和系统分析方面的强大功能，通过PULSE Labshop对硬件系统进行控制，从而完成对采集前端硬件的控制、对采集数据及分析结果提取，为本项目下一步开发实现全自动检定及检定报告的自动后期处理提供了有力的基础及支撑平台。PULSE Labshop工具功能如图3所示。

在PULSE Labshop基础上，进行振动计量自动检定软件开发，实现加速度传感器全自动检定、速度传感器自动检定、位移传感器半自动检定。振动计量全自动检定系统软件流程如图4所示。

3.2.2 各类振动传感器自动检定功能

所开发系统软件包括加速度传感器全自动检定、速度传感器全自动检定、位移传感器半自动检定、检定证书自动出具功能。各部分功能软件设置、流程如图5所示:

开发的软件检定过程功能及特点如下:

1) 检定过程遵循检定规程进行。

2) 对于能够实现全自动检定的加速度、速度振动传感器，检定过程实现一键式检定。

3) 具有手动/自动转换功能。

4) 可强制停止检定过程，检定过程中途中断后具备续检功能。

5) 可正确判断检定结果，并根据结果实现检定报告自动出具，不需人工记录及计算。

4 结束语

振动计量自动检定系统是根据云南电力研究院目前振动传感器计量检定工作所面临的问题，有针对性的开发的一套自动检定系统，其技术指标完全达到了各项规程要求，系统功能强大、实用，工作效率高，技术水平达到了国内领先水平。

同时振动计量自动检定系统的开发，既保障了云南电网振动量值传递的顺利进行，同时又有效提升了南方电网电能计量重点实验室振动自动化检测水平。

摘要：介绍了振动计量自动检定系统研究方案, 系统能较好实现振动类加速度传感器、速度传感器的全自动检定及位移传感器的半自动检定。

关键词：振动计量,振动比较法,全自动检定

参考文献

[1]杨帅, 汤放奇.中频震动检定装置数据采集系统的研制[J].湖南电力.

[2]胡强, 程耀东.中频标准振动台运动部件振动特性分析[J].组合机床.

天然气自动计量系统 篇8

关键词：天然气+空气混合,混合气体,爆炸极限

0 引言

徐州光大铸管有限公司退火炉使用焦炉煤气为燃料,由于焦炉煤气产量和众多用户瞬时用量波动变化频繁,而系统又没有煤气柜,造成焦炉煤气产量充足时放散,产量不足时供气不足的矛盾。为了解决此问题,集团公司在热电站锅炉增加煤气烧嘴,用于燃烧过剩焦炉煤气;在光大铸管公司引入城市天然气,当焦炉煤气不足时,退火炉燃烧天然气,焦炉煤气充足时燃烧焦炉煤气。

1 退火炉设备及焦炉煤气供应现状

光大铸管退火炉建于上世纪九十年代,当时按照高炉-焦炉混合煤气(热值2 000 kcal/Nm3)的热值设计的烧嘴和炉前管路系统,设计总燃烧功率14 480kW。实际燃烧使用的是纯焦炉煤气(热值4 200 kcal/Nm3～4 400 kcal/Nm3),实际平均燃烧总功率10 000kW;使用焦炉煤气时烧嘴实际最小工作燃气压力为1 600Pa。由于焦炉煤气较高-焦混合煤气热值高而流量低,目前已经表现出烧嘴和控制管路口径偏大,温度控制困难。如果直接燃烧更高热值的纯天然气(热8 400 kcal/Nm3),则温度控制更加困难,且烧嘴也不能保证安全可靠工作。退火炉为连续生产,要求炉温控制准确稳定。

公司有一座焦炉,产生的焦炉煤气要负担焦炉本身和其他分公司的燃气设备的供应,根据生产统计,发现当燃气总管压力低于4 000Pa时,供气趋于紧张;当燃气总管压力高于6 500Pa时,供气过剩;由统计知,18%的时间焦炉煤气总管压力低于4 000Pa,且燃气供应量不足有一定的周期性。

2 天然气+焦炉煤气设计与实施

2.1 天然气+空气混合

由于天然气热值较高,退火炉不能直接燃烧使用纯天然气,故考虑首先降低燃气的热值。采取天然气+空气的混合的方式,混合比例1∶1,混合后的燃气热值降为4 200 kcal/Nm3,叫它混空天然气。

选用的混气机是一种高压、变比例、自动控制的天然气混气设备。天然气和压缩空气按一定比例进入混气机,进行混合,输出符合要求的混合燃气。混气机通过对阀口的开度进行调节,调整两种气体的混合比例。设备配备了高标准的安全联锁系统,包含天然气进口压力、空气进口压力、双气差压及混合气体氧含量分析仪等,由中央控制台进行全自动的安全联锁控制[1]。

该设备要求输出流量必须大于等于150 m3/H,低于最小流量时设备自动保护停机。

2.2 混空天然气+焦炉煤气

根据目标,结合生产统计数据,确定焦炉煤气来源压力大于4 000Pa时,使用焦炉煤气;焦炉煤气来源压力低于4 000Pa时,使用混空天然气。混空天然气+焦炉煤气系统原理图见图1。

天然气来源压力0.2MPa,压缩空气来源压力为0.8MPa,分别经过减压阀6、减压阀7调压为相近的压力,按1∶1比例进入混合器混合,再经过调压阀4进一步减压,输出压力为5 000Pa的混空天然气。

改造后,退火炉的燃气来源有两个,分别为经过阀3输出的混空天然气和经过阀9输出的焦炉煤气。工作时的控制模式是:

当P1点压力大于4 200Pa时,电动阀11开启,并在阀11开启后阀3关闭,退火炉使用焦炉煤气,混空天然气停止输出;

当P1点的压力低于4 000Pa时,阀3开启,并在阀3开启后阀11关闭,退火炉使用混空天然气,焦炉煤气停止输出;

阀9和阀10为混气机旁通输出,其输出流量调整为150 m3/h且保持常开,以便保证混气机始终维持在最小流量之上工作;

阀3、阀5、发8、阀9在混气机故障时,会快速切断以保证安全。

按照以上的控制,退火炉的燃气压力始终大于4 000Pa,温度控制变得稳定。并且在焦炉煤气产量不足时,节省的焦炉煤气保证了其他用户正常生产。

方案中有两个细节问题。阀11和阀3不能选用快速开闭的阀门,以保证下游的压力比较平稳,同时因为混气机的输出流量变化太快容易造成设备保护性停机;阀11开启的条件为P1点压力大于4 200Pa,高于关闭的条件(P1点的压力低于4 000Pa),是规避压力波动造成阀门频繁的开启和关闭。

2.3 混合气爆炸极限与安全

安全是燃气设备首先要考虑的问题。掺入空气的混合气体爆炸风险是该项目论证时质疑最多的。通常情况下,一定的压力和温度范围内,可燃气体中混入空气时,只要其混合比例不在爆炸极限范围之内,即使有火源条件也不会燃烧或爆炸。

根据理·查特里公式计算。[2]

Lm=100/(V1/L1+V2/L2+……+Vn/Ln),

式中:

Lm——混合气体爆炸极限,%;

Ln——混合气体中各组分的爆炸极限,%;

Vn——各组分在混合气体中的体积分数,%。

设天然气∶空气=50∶50的混空天然气,以及该混空天然气与任意比例的焦炉煤气混合,求混合气体爆炸极限范围;考虑到混气设备混合比例有±5%波动,同时计算天然气∶空气=40∶60和天然气∶空气=60∶40的情形。计算结果如表2和图2所示。

计算结果表明,天然气∶空气=50∶50的混空天然气与任意比例焦炉煤气混合,浓度均不在爆炸极限范围内,即使混空天然气浓度波动达10%也是如此。

为确保计算结果可靠,又使用莱·夏特尔定律公式计算,其计算结论与上述计算结论相同。

莱·夏特尔定律计算公式[2]:

混合可燃气爆炸下限:

混合可燃气爆炸上限:

其中:

LEL——混合可燃气爆炸下限;

UEL——混合可燃气爆炸上限;

Pn——单一可燃气在混合物中的体积分数;

LELn——单一气体可燃气爆炸下限;

UELn——单一气体可燃气爆炸上限。

3 结论

(1)本项目经过近2年的运行,设备工作平稳、安全,完全达到设计目标。

(2)项目运行后,退火炉及其他燃气用户的燃气供应都比较平稳,温度控制平稳,产品质量得到提升,生产节奏也得以保证。

(3)本项目为没有煤气柜的小型钢铁企业如何合理使用燃气能源,节能降耗提供了借鉴经验。

参考文献

[1]煤气设计手册编写组.煤气设计手册[M].北京:中国建筑工业出版社,1983.

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

天然气自动计量系统 篇10

【关键词】电能计量自动化系统;电力营销;在线监测

随着城市化进程的推进，对电力需求的与日俱增，电能资源的高效管理成为电力部门面临的一个新的问题，如何解决这个问题成为人们研究的方向，如今电能计量自动化系统已经成功解决了这个问题，电能计量自动化系统随着国内城市智能化的加深在全国各个电力系统部门推广开来，电能计量自动化系统使电力资源得到更合理的分配，使电力资源得到更智能的管理，同时为电力部门节省了一大笔不必要的开支。

一、电力营销

1、電力营销的概念

电力企业管理的一项重要工作就是电力营销，它是电力企业给客户提供优质服务的基础。目前在电力体制改革不断加深以及电力企业信息化快速发展的大背景下，以往传统的电力营销方式和手段几乎难以胜任实际工作的需求，然而借助于计算机控制技术和网络技术来实现电力营销信息化智能化已经是大势所趋，近十年来，全国各个省份的电力企业都在大力加强电能计量自动化系统的建设，依靠这种自动化系统电力部门可以实现对电力输送等各侧计量点电能和状态信息的获取[1]。

2、传统的电力营销

电能计量是现代电力营销系统中的一个重要环节，传统的电能量结算依靠的是人工定时定期到现场抄读数据，所以在实时性、准确性和应用性等方面都存在不足，而且用电客户不仅要求有电用，而且要求用高质量的电，享受到更好的服务，因此就需要提高电力部门的实时性结算水平，而传统的电力营销则在这方面捉襟见肘，所以在如今城市化进程加快以及城市智能化的推广普及下，一种新型的电力营销模式就应运而生。

二、电能计量自动化系统

电力企业营销自动化建设的重要组成部分就是电能计量自动化系统，自动化主站系统、通信信道和计量自动化终端是该系统主要组成部分。

1、计量自动化主站系统

计量自动化主站系统是指接入各类计量自动化终端的计算机系统，它是整个电能计量自动化系统的核心，可以对用户的用电状态进行分析，它通过远程通信信道控制和采集计量自动化终端的信息，并且对其进行分析和综合处理。

2、通信信道

通信信道是指计量自动化主站系统与计量自动化终端数据传输的介质，主要由通用分组无线业务（general packet radio service， GPRS）、码分多址（code-division multiple access，CDMA）、公用电话交换网（public switched  telephone net-work， PSTN）、专线和调度数据网等几个重要部件组成。

3、计量自动化终端

传感器、自动化仪表以及集成电路技术的发展，使得无论是机电脉冲式还是电子式的电能表已经能够较好的满足当今电能计量自动抄表技术的需要，并且预计在今后相当一段时间内，电能计量自动抄表系统的终端采集装置将以机电脉冲式电能表和电子式电能表两种仪表为主。

三、电能计量自动化系统出现的原因

1、人工现场抄表耗时长

在一个大城市进行一次电量统计，如果采用人工现场抄表的方式则有时需要将近一周的时间或者更长的时间，不利于电力部门的有效统计，甚至会影响电力部门的业务发展，所以应该使用一种全新的及时的便捷的电能计量统计方式。

2、人工现场抄表入户难

随着现代化进程的推进，以及现代企业内部制度的不断完善，特别是对于一些管理较为严格的外商投资企业或港澳台投资企业，进入厂区电房抄表往往需要经过繁琐复杂的登记手续才能进行抄表，非常不方便，而且耗费的时间特别多。

3、人工抄表比较被动

在许多情况下，有许多客户需要提前预约才能完成抄表，而且时不时还会因为对方的迟到而出现较长时间的等候，或者因为客户有自己的事情需要处理，导致抄表人员需要往返数次才能完成抄表任务。

上述的种种原因就造成了抄表工作效率极为低下，成本高和严肃性差，这对电力部门或者供电企业来讲是不利的。抄表员必须要在规定的时间完成规定的抄表任务，所以就导致不能在规定的时间内完成作业而且劳动强度也比较大;除此之外，还必须要花费大量的交通和人工成本，易造成公司资金的不必要浪费，而电能计量自动化系统则成功的解决了这个棘手的问题。

四、在电力营销中的实际应用

1、广覆盖率

在首次这个系统实行的过程中，全省所有的变电站以及专用变压器、公用变压器就有400万居民用户计量点，在每个月月初的时候安装在现场的各类计量自动化终端就会自动抄读各个计量点在该月使用的电量，并且将数据传回计量自动化系统主站进行各用户用电量的统计。初次的试用就得到了广泛的应用，只能说明现在的市场对电能计量自动化的需求是很旺盛的，未来的前景是开阔的，更需要自动化模式的进一步改善和优化。

2、协助管理人员

电能计量自动化系统都已经完成了与营销系统的接口工作，主站系统会在每月初将自动抄表的数据传给各供电局的营销系统进行售电统计，并将下月份的个用户的电量进行配送。另外电能计量自动化系统能够实现对电能表、计量自动化终端的运行状态、实时数据的远程在线监测和故障异常报警，而且可以提供多维度监测分析手段来分析电量平衡和线损异常等问题，协助计量管理人员对计量装置故障的及时发现，为计量统计人员提供先进而有效的技术手段处理各种故障。

3、智能化

最智能化的体现是电能计量自动化系统会对计量自动化终端上传的用电故障情况进行筛选和统计，进而形成报警处理工单，然后传回到各供电局的营销管理系统中，并且将问题处理结果再次反馈到电能计量自动化系统，这样就实现了智能化和流程化报警分析处理模式，提高了电能计量装置的远程监测水平和分析处理问题的智能化水平，保证了整个供电系统的安全稳定运行。

电能计量自动化系统在在线监控方面的效果可以概括为：计量故障排查从大海捞针跨越到精准定位;把计量装置的巡查从当场逐个检查跨越到远程在线巡查;把计量报警人工分析、开环处理跨越到智能自动组单、流程化闭环处理;把计量故障时间从无法预控跨越随时监控。通过电能计量自动化系统的应用，电力部门可以及时的排除故障，从而确保用电现场庞大地计量装置可以安全有效的运行。

4、电力计量自动化系统的防窃电功能

防窃电措施是用来保障电能计量公平、公正以及维护供电企业合法利益的一项重要工作。在以前，供电企业主要通过用电检查来发现用户窃电，这种方法存在两方面的不足[2]。

一方面用电检查是按计划开展的，具有一定的周期性，如果用户在两次用电检查之间进行窃电或者违规用电，供电部门则很难发现和处理，这对于供电部门的合法利益造成了很大的伤害，对供电部门来说是不公平的。

另一方面在开展用电专项检查工作时，对客户负载及设备情况的掌握存在某些不确定性因素，但是用电检查人员可以通过电能计量自动化系统对用户的用电状况进行实时监测，提取出计量故障异常报警信息、异常客户过滤分析信息等，这样可以比较准确的定位用电异常或窃电用户，有利于高效地进行用电检查工作，提高电力部门的检查针对性和检查效率，另外可以根据电能计量自动化系统的计量故障发生时间，及时准确的进行电量追补，减少了与用户的纠纷。

五、结束语

电能计量自动化系统在电力营销中起到了非常重要的作用，弥补了传统电力营销中的各种不足，为电力营销工作提供了先进的技术手段，帮助电力部门实现了对发电、供电、配电、售电各侧计量点电能及状态信息的采集、分析和管理。为城市智能化的推进奠定了良好的技术基础。

参考文献

[1]苏毅明.智能化电力营销与配电管理系统的研究[J].陕西电力，2013，12（11）：13-15.

[2]赵建军.电力计量系统窃电分析[J].电测与仪表，2012，

电能计量自动化系统的应用 篇11

随着我国电网建设的飞速发展, 电能计量自动化系统开始被广泛的使用。该系统以当前各行业先进的技术为基础, 对其进行科学合理的整合, 最终形成计量自动化系统, 从而实现实时进行远程抄表、分析供电线路损耗, 有效控制管理电网负荷以及电网故障预警等先进的功能, 并以此为基础分析需求侧管理。电能计量自动化系统的使用极大的减少了工作人员的数量, 节约了管理成本的同时还提高了管理效率。

1 电能计量自动化系统的应用

电能计量自动化系统对终端的运行情况进行实时的在线监控, 通过通信系统对现场的仪表的读数进行实时的掌握。电能计量自动化系统对终端用户的表计信息定期采集储存, 对于冻结的表码, 系统会自动向电力营销信息系统进行及时的反馈, 在很大程度上降低了传统人工抄表以及录入的工作时间所造成的数据延迟, 缩短了工作时间, 提高了工作效率以及数据的准确性。

传统的电压检测仪器需要工作人员到现场读取数据, 并对电压的合格率进行人工计算。而电能计量自动化系统可以对现场电压的实际情况进行实时的检测, 这个工作有系统中的电能量采集终端来完成。将采集的电压反馈给自动化系统, 由系统完成电压的计算。这样使工作人员的负担大大的减少, 并且提高了工作效率, 降低了成本。

当前在很多电力企业大规模的推行预付费购电装置, 从而有效地提高电费的收回, 电量采集终端可以直接对预付费装置进行控制, 从而实现电费的有效回收。

在电能计量自动化相关技术的突破, 用户直接通过预付费形式从预付费管理系统购买一定的电量, 这个信息会反馈到电力营销系统当中, 电力营销系统对数据进行处理计算将电量数据发送给计量自动化系统, 电能计量自动化系统采用无线通信的方式对用户使用的预付费终端进行控制, 用户就可以使用电能了。

四分线损系统以电能计量自动化系统为基础建立的。电能计量自动化系统对采集回来的数据进行分区、分压、分线和分台区处理, 将获得的数据反馈给四分线损系统, 使得整个电网的线损情况能够被及时的了解, 为领导人员的相关决策提供了参考依据。

2 计量自动化系统的构成

2.1 大用户负控管理系统

随着计算机为核心的信息技术以及自动化技术的飞速发展, 大客户负荷管理系统得以兴起。该系统在传统的负荷管理系统的基础之上综合客户抄表对用户用电情况进行在线检测, 采集用户的用电量并能够实现自动计费, 有利于电网负荷管理以及检测工作的开展。该系统通过负荷控制管理终端控制用户的用电负荷, 能够根据电网在不同时期的负载情况展开灵活的控制, 比如在用电的高峰期, 对工业耗电大户的电量进行合理的限制, 从而保证普通居民的生活用电。在用电高峰期, 负荷控制管理系统检测用户的用电负载, 超出指标后, 及时通知用电大户, 使其主动降低用电量。对于拒不执行的用户, 电能计量自动化系统远程控制用户的终端, 对其实现远程跳闸断电, 从而对电网在不同时期的载荷进行有效的控制, 保证整个电网的稳定可靠运行。

2.2 变电站遥测系统

变电站中采用了大量的来自不同厂家的电能表, 因此在进行变电站遥测终端的选择的时候尽可能的选择抄表通道多以及能够同时采集多个电能表数据的遥测终端。建设专门的以太网专线从而保证主站与变电站遥测终端之间的通信。

2.3 配变监测系统

配变监测计量系统通过利用智能化无线网来提供配变监测终端与主站系统的通信信道, 通过对城网或农网低压配电变压器进行实时监测和数据采集, 及时监测线路各测量点的实时运行情况, 使得用户异常用电行为能够及时发现, 及时处理, 降低线路线损, 为电量分析、线损分析、无功潮流分析、谐波分析、负载分析、电流不平衡分析、电压合格率统计等功能提供基础数据。

公用变计量装置本身是用来对用电负荷进行线损参考, 对计量的准确性没有专变用户高。所以, 当前国内很多供电局使用配变监测终端来对公变的用电负荷进行计量。通过配变终端的安装, 可以在计量自动化系统主站采集配变台区的电压、电流, 实施监测配变的用电情况。

2.4 居民低压集抄系统

低压集抄系统是采用低压扩频载波、RS485总线等通讯技术和计算机应用技术, 集低压配电网电能表数据采集、传输、处理为一体的自动化电能计量管理系统。主要实现对已接入该系统的用户电能表实施完善的自动远方抄表、计量设备工作状况的监控、线损等用电信息的及时分析和掌握, 向系统提供高质量的电量和电力数据等, 从而为其它用电量分析等数据分析业务提供依据。

对于城区小区型的居民用户, 其计量电能表很集中, 可以使用带485通讯的电子式电能表进行计量, 集中抄表装置通过RS485通讯线对电能表进行数据采集。而对于居住比较分散的乡镇, 需要采用载波表对用户进行计量, 集中器通过电力线采集载波表数据。主站通过电话线采集集中器的数据, 达到抄表的目的。

3 结论

随着电能计量自动化系统相关技术的快速发展, 为了能够对输电线路耗损进行分区、分压和分线的计算, 国内的很多供电局都采用了负荷控制终端以及集终端。电能计量自动化系统具有独特的技术优势, 能够很大程度上减少工作人员的工作量, 提高工作效率, 降低管理成本, 提高经济效益。但是作为一门新兴的技术, 电能计量自动化技术的发展还需要很长的时间来进行完善。因此, 现阶段各个供电局应该充分考虑自身的实际情况以及管理的方法, 从全局的高度出发惊醒规划, 在建设的过程中要分阶段进行, 从而使电能计量自动化系统能够重复负荷自身的实际情况, 最终实现电网管理自动化。

摘要：电能计量自动化系统集多种先进的技术于一身, 能够实时的采集分析并处理用电需求。本文探讨了电能计量自动化系统的构成和应用, 有利于降低电网管理成本, 提高经济效益。

关键词：电能计量,系统,管理

参考文献

[1]黄雄伟.应用电能计量自动化系统减少线损率波动[J].湘潭师范学院学报:自然科学版, 2009 (4) .

[2]周剑.计量自动化系统在配电网线损管理中的应用[J].中国高新技术企业, 2010 (25) .