1 引言

　　目前国内的电能量计量系统经过近20年的发展，已进入稳定成长阶段，网省级电网及主要城市的供电网均已配备电能量计量系统。并有向区、县供电网发展的趋势，普及率正在逐年提高。

　　电能量计量功能已成为继SCADA、AGC功能之后电网调度自动化的又一个基本功能，并在电能作为商品走向市场的进程中发挥着重要的作用。

　　随着电力行业体制改革不断深化，电网的运营和管理正逐步向市场开放，为了实现公平、公正、公开的电力交易原则，电能量计量系统的重要性比以往任何时候都更加突出[1]，为此，科研设计，制造厂商和各级电力公司均投入了大量的人力财力开展这方面的开发研究和工程实施工作。

　　电能量计量系统主要实现电厂上网、下网和联络线关口点电能量的计量，分时段存储、采集和处理，为结算和分析提供基本数据。若为计量计费系统，则还包括对各种费率模型的支持和结算软件[1]。

　　上个世纪电能量计量系统的发展进程经历了两个阶段。第一阶段（20世纪七、八十年代）：电能量的采集和统计处理仅作为SCADA/RTU中的一项功能。由于受当时设备的能力限制，其采集精度、数据的可靠性、连续性均存在不少问题。因此，只能作为SCADA系统监视电网运行工况之用，远未达到电能量计量和计费的要求。

　　当时电能量数据与常规的远动采用同一种通信规约，信息由同一台RTU通过同一通道进行传输，由主站系统按“冻结¾读数¾解冻”的方式统计与处理。由于RTU的数据存贮方式、容量和远动通信规约都不支持按分钟/小时定义的采集周期，大容量存贮和大批次的数据传送，尤其是通道、主站系统或RTU本身发生故障或进行例行检修还会影响电能量数据的准确性、可靠性和连续性。

　　第二阶段（20世纪90年代至今）国外知名厂商如L&G、ABB、UTS等先后推出独立于原SCADA/RTU系统的电能量计量专用系统。国内也在20世纪90年代后期推出了自行研制的电能量计量系统例如PBS-2000、DF-6000等。其特点是采用了独立的主站系统，专门的电量采集终端或电能量表，采用了专用通道（专线公用电信网、数据通信网等）、专用的通信规约例如IEC60870-5-102，TCP/IP等来进行电能量的采集，计算和统计考核，以适应电力市场“厂网分开，竞价上网”的商业化运作的需求[1,2]。

　　与此同时，为了保证系统的高可靠性、安全性、准确性的要求，相关的高新技术例如Trucluster（群集）技术，三层体系结构及DCOM部件，COM+，Internet/Intranet及Web浏览器，网络安全技术等相继得到应用[1-3]。

　　2 电能量计量系统设计原则

　　2.1 电能量计量系统应设计成一个独立完整的系统

　　鉴于各级电力公司是以电能量作为其计费、考核、奖惩的主要依据，因此必须有一个独立完整的系统来保证电能量的采集、传送、处理过程的可靠性、唯一性、准确性和连续性。

　　2.2 电能量采集对实时性要求不高，但对同时性要求较高

　　相对SCADA系统而言，电能量计量系统只是一个准实时系统，冻结周期应满足分时段计量精度要求，一般设置为5~30min，最短为1min。其传送周期应满足结算和统计报表的要求，一般以小时计。

　　2.3 电能量采集精度要求高

　　由于电能量是一个累计值，因此即使是微小的误差日积月累后也会达到难以置信的程度，而对售电和用电双方来说，此累积值就是经济上的亏损，因此，计量精度的选择原则应是容量越大精度越高，大容量的电厂和输电线宜使用0.2级及以上的精度的电能表计[4]。

　2.4 数据源唯一性原则

（1）关口点的设置要遵循唯一性原则，不能出现多数据来源的情况。
（2）为确保存储数据的唯一性，任何单位和个人不得随意修改原始数据，对本数据库的修改须经各方面同意并打上永久性标志。
（3）计费模型唯一性。对计费系统来说，其计费模型必须严格按合同执行，任何一方不得单方面修改。

　2.5 软件高可靠性原则

　　除了配置上要求系统各个环节具有高可用率，能独立运行外，针对系统的特点，软件设计应考虑以下要求：

　　（1）安全性。采用成熟的应用软件，实现快速平稳的故障恢复过程，还应采用适当加密防护措施，保证数据和系统的安全，防止黑客的攻击。

　　（2）连续性。能适应全年365天，每天24h的全续运转，系统可用率达到99.5%以上。

　　（3）开放性。应用程序开发平台应符合IEC-61970标准，平台包括操作系统，历史数据库，进程管理，网络通信，图形报表管理等，其应用编程接口均应充分开放，支持第三方应用软件在系统上的集成。

2.6 计费关口点设置原则

（1）电厂上网电能量应设置计费关口点；
（2）下网电能量应设置计费关口点（用于负荷预测计算和某些考核功能）；
（3） 跨省、区电能量应交易设置计费关口点（一般设置在联络线的两侧）；
（4）过网电能量应设置计费关口点，单独计算过网费的子网、线路及变电站应设置相应的计费关口点；
（5）直供（或允许直接从市场上购买）用户（或零售商、配电公司）应设置计费关口点；
（6）按实际需要可设置无功电能量计费关口点。

　　3接入方案比较

　　3.1 与EMS/SCADA的接入方案

　　（1）统一平台模式

　　电能量计量系统与EMS/SCADA系统运行在统一的软件平台，网络、图形、报表、数据库等均应兼容统一的接口标准和通信协议、相同的软件设备和维护管理工具，特别是部分硬件和通道资源可以共享（例如前置系统和通道设备），从而降低投资或运行维护费用。统一接口标准可保证两个系统之间的数据一致性，能直接互访数据而无须中间转换，既提高了访问效率，又保证了系统之间的安全性。统一平台模式的电能量计量计费系统的结构

　　（2）互联模式

　　电能量计量系统与已有的EMS/SCADA系统互为独立系统，可以是不同的软硬件平台，相互之间通过网桥或路由器联结，称为互联模型。这种模式下各系统相对独立运行，属于松散联结，各自可有自己的软硬件平台和通信协议，只是通过网桥或路由器交换信息。

　　（3）两种模式的比较

　　统一平台模式（例如广东省网）和互联模式（例如浙江省网）各有特点，用户需根据自己的实际情况予以选择。

　　如果电能量计量系统的制造厂商与原有的EMS/SCADA或发电侧电力市场的供应商是同一厂商或可以相互兼容，且将来维护管理工作是由同一部门（例调度所自动化科）的人员来承担，则采用统一平台模式是合理的选择。这样可以实现最大限度的资源共享，降低投资成本和支持维护费用，对维护管理人员较少的用户尤为适用。

　　如果电能量计时系统的制造厂商与原EMS/SCADA或发电侧电力市场的供应商不是同一厂商，且不能互相兼容，或将来维护管理工作是由两个不同的部门（例供用电科与自动化科）分别承担，则采用互联模式较为合适。这样有利于划分专业范围，有一个较明确的界面分工，有利于维护和管理。这种模式对维护管理人员较充裕的用户较为适用。

　　3.2 终端（表计）接入方式

　　（1）电能表直接接入方式

　　电能表内置MODEM，经公用电话交换网直接接入主站系统（例如华东电网电能量计量系统），或由RS485/RS232C串口与数据网络连接，将信息接入主站系统（例如西北电网电能量计量系统

　　（2）计量终端接入方式

　　电能表以脉冲或经RS-485/RS-232接入计量终端，计量终端经MODEM或网络接入设备通过公用电话网或数据网接入主站系统（例如江苏省网电能量计量系统。

　　（3）终端服务器接入方式

　　电能表经终端服务器，通过数据网及路由器接入主站系统（例如上海市网电能量计量系统。

　　（4）混合接入方式

　　以上三种接入方式的混合方式为混合接入方式（例如福建与华东联网工程）。

　　（5）终端接入方式的比较

　　用户究竟采用何种方式要视具体情况而定。一般来说，第二种方式目前应用较为广泛。它的关键设备是计量终端，计量终端不同于一般的RTU，而是为满足计量系统的特殊要求而专门设计的电能量采集、处理、远传装置，可按多个时段对数据进行分时累计和存储，数据传输应有可靠的保护措施，并具有可移动的数据存储卡。随着技术的发展，某些计量终端已具有电话拨号和数据网络通信的功能。第二种方式适合于关口点数量较多，且要求多主站、多规约通信的厂站。

　　第一种方式比较适合于关口点数量较少的厂站。它的特点是节省投资，且主站可对电能表进行远程维护，缺点是累计存储时间比第二种方式要短，如有直接通过数据网通信的要求，则可供选择的电能表的品种较少。关口点数量较多的厂站，可通过线路共享器与主站通信，以节省有限的通信资源。

　　第三种方式主要适用于通信方式较为单一的厂站（如网络通信），终端服务器本身不具备存储功能，优点是产品通用性强。

　　第四种方式适用于需要与多主站、多规约、多方式通信的厂站，一般较少采用，在一些大区电网互联的工程中或同一厂站内有多种电压的关口点时可考虑采用。

　　4 主要特点和功能实施

　　电能量计量系统与传统的SCADA系统有其相似之处，例如均由主站系统、厂站终端、通信系统等部分组成。更有其自身的特点诸如分时电能计量、线损、网损计算、计费与考核、旁路代功能、精度和可靠性要求高等[2,4]。

　　（1）电能量计量系统的主要特点

　　1）分时电能计量

　　由于电能在不同时段的电价不同，因此电能表或计量终端应支持电能量分时段累计、存储的功能，其他分周期通常为5~30min可调，最小1min，与调度计划下发周期或交易时段相对应。

　　2）数据采集

　　为保证电量读取的同时性，系统须与电能表或计量终端定时同步，即具备与GPS时钟对时的功能。时钟设置误差小于1s/日。

　　系统应支持自动重发功能，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。

　　3）数据处理

　　万一发生数据丢失或数据无效时，允许用户以人工输入方式进行数据替代，可以单值也可批量输入。输入替代值后，原始值在历史数据库中的位置不会改变，替代值仅作为原始值的派生数据，在数据库中替代值会打上一个不可擦除的标志，但可参与统计与分析。

　　鉴于电能量计量系统的数据处理结果涉及到费用结算，故要求系统应支持主校表数据互校和处理功能。

　　4）数据管理和信息服务

　　电能量计量系统与广大用户关系密切，直接面向各类用户，应支持基于WEB浏览技术的客户在网上查询业务。

　　其WEB服务器系统应支持安全隔离，建立数据从系统传送到WEB服务器的机制；提供数据库安全性管理。 用户在访问系统的数据库之前，必须先访问提供数据库接口的页面，以确定用户对该数据库访问的权限。对不同权限的用户，提供相对应的数据页面、图形等查询范围。

　　5）计费和考核

　　电能量计量系统的数据处理结果是计算电费的基础，因此系统还应支持有关计费的处理功能，例如系统应提供对各种计费规则、费率模型的建立和管理维护手段。提供灵活、方便的费率及其结构的定义和处理手段并具有较强的报表处理和综合运算处理能力。并能自动生成相应的报表和图形以提供方便直观的查询和显示。

　　（2）旁路代功能实施

　　旁路代问题不仅在电能量计量系统中存在，而且在SCADA/EMS系统中也是存在的，只不过对前者的影响更为突出。电网运行设备定期检修，故障处理或运行方式改变时，经常会遇到用旁路开关或备用开关替代某路开关送电的情况。从而造成电量统计上的困难。

　　目前解决旁路代问题有以下四种方案。

　　1） 最常用的还是依靠人工设置方式来解决由于旁路代而引起的电量改变问题。

　　2） 通过与SCADA系统的互联将SCADA系统采集到的相关遥信开关位置信息输入电能量计量系统，由后者进行逻辑判断或由SCADA系统将已判断好的旁路代结果传给后者，由后者综合上述信息进行电量旁路代的计算和统计。

　　3）由电能表（或计量终端）采集相关开关信息输入电能量计量系统，由该系统综合相关信息作出相应逻辑判断，进行电量旁路代的计算和统计。

　　4）根据线路切换过程必然引起相关线路的电量变化的原理，通过对相关线路切换过程中电量变化的定性判断和定量比较来实现旁路代时的电量计算和统计。为此需预先生成一张参加旁路代的出线开关的软件列表，然后在旁路代切换过程中逐次扫描各相关出线的电量变化，经必要的逻辑运算和计算，从而作出相应的判别 [5]。

　　方案1）是最基本最原始的方法，不属于自动化的范畴，主要靠人工干预。

　　方案2）需要开发与SDADA系统的接口通信软件，从而增加了软件工作量。

　　方案3）需要增加电缆和开关的位置接点，从而增加了软件及现场施工工作量。若出现遥信误判断将造成旁路代的误判断。

　　方案4）是较先进的方法，原理上可行，是发展方向，但是具体实施还存在准确度的问题，一旦准确度不够也会造成误判断。

　　5 结论和建议

　　（1）从目前国内用户的使用情况来看，大部分都是先有EMS/SCADA系统，再上电能量计量计费系统，因此建议采用互联模式，有利于专业划分，界面较明确， 也便于维护和管理。对新设计的系统或电能量计量系统与原有的EMS/SCADA是由同一制造厂商提供或用户可互相兼容，则建议采用统一平台模式，以便最大限度地达到资源共享，降低成本和运行维护费用。特别适用于由同一部门的人员来维护管理这两套系统的场合。

　　（2）由于脉冲电度表和电量计费累计终端本身的局限性，在实际应用中会由于输出脉冲畸变和现场电磁干扰造成计量误差，难以满足电力市场对计量系统的要求，今后发展方向应是智能化多功能电能表的分布式直接数字传送模式。对重要关口点应按主、校表方式配置。

　　（3）数据传输网络化，根据电能量计量系统的数据传输具有即时而非实时、高速大容量的特点，采用正在快速发展的公用/企业数据通信网络，较之使用专线信道和电话网，可以提高传输效率和降低运行费用。同时可方便地实现多主站的数据共享。

　　（4）通信规约标准化。国际电工委员会已制定了IEC870-5-102电力系统传输电能量计量配套标准，为各种智能化电能表和远方电能量处理终端采用国际标准的通信规约接入主站系统创造了条件。

　　（5）电能量计费的结算自动化是电力市场技术支撑系统之一，它能提供快速、高效的服务，通过企业财务与银行网络联网，可加快电费的回收和资金周转。

　　综上所述，电能量计量系统正步入稳定增长、成熟发展阶段，今后的发展方向应是在现有的成熟产品的基础上向高端和低端延伸，形成系列产品。建议研制开发时将应用与平台分开，形成适应各种软、硬件平台的真正跨平台系统，以满足不同层次用户的不同价位需求。