基于GPRS纵向通信管控的电量采集终端调试分析

孙国庆，高习斌，满林坤，祁 宁，薛晓明

(1.国网本溪供电公司，辽宁 本溪 117000；2.国网辽宁省电力有限公司经济技术研究院，辽宁 沈阳 110015)

近年来，中小型发电企业技术水平不断提升，发电量日益增大。发电企业上网电量的精确采集与管理，直接关系到供电公司的服务范围和电力商业化运营效率。因此，提高对发电厂调度运行的管控能力是实现电网智能化运维的基础，也是完成“三集五大”体系下集约化市场经营管理的必要前提。

为了进一步优化发电厂站输出电能数据的远程自动采集、处理及统计分析等功能，为供电企业提供科学的商业化、精益化、智能化辅助决策依据，安装调试电量采集终端[1]是部署、优化电能计量方式的关键环节，同时也是电力系统自动化运维的重点工作。

1 电量采集终端概述

随着电网结构优化与电力电子技术的不断发展，传统人工抄表模式已不能满足调控一体化对电能数据及时性、准确性的需求。电能计量系统(Tele-Meter Reading System，TMRS)作为电能传输计量与电费整定核算的智能化平台，能够有效解决该问题。在TMRS体系中，电量采集终端是配置于厂站端的一种能够实现电能数据实时采集、中转存储、远端传送的自动化装置，其下行采集电能表动态数据，上行将采集信息发送至主站SCADA，是电能计量的重要通信枢纽[2]。

目前国内电量采集终端的生产厂商主要有易迅、东方电子、华瑞杰、中科院计算科学研究所等公司[3]，辽宁本溪地区小型水电站以易迅公司设备为主，为同期线损[4]、母线平衡率[5]的管理提供基础数据支撑，保障发电机组及电网设备的安全稳定运行。

2 电能计量模型

电能计量模型的硬件部分包括各类电力设备、网络介质及计算机硬件系统，软件部分包括电能计量MIS、通信规约等。

2.1 GPRS纵向通信管控系统结构

电能计量系统通信模式由电量主站安全Ⅱ、Ⅲ区及厂站端3部分组成。

主站安全Ⅱ、Ⅲ区设有电量主站SCADA及MIS，由采集服务器、人机工作站、数据库系统、安全防护设备及网络辅助硬件组成。厂站端由多功能电能表、计量装置、电量采集终端及计量二次回路构成，用于完成发电信息统计、数据存储及上送主站等功能，电能表与终端采用RS485总线拓扑的网络方式实现数据通信，基于GPRS纵向通信管控的系统结构如图1所示。

图1 GPRS纵向通信管控系统结构

主、厂站通过特定专线、无线或移动网络作为通信介质，实现端对端的数据交互，同时设有正反向隔离、安全防护加密认证装置对相关数据进行加密处理，确保电能数据的安全、可靠传输。

2.2 通信规约

建立物理通道链接的数据通信规约分别是IEC60870-5-102和DL/T645规约[6]。

2.2.1 IEC60870-5-102规约

IEC60870-5-102是一种问答式规约[6]，通常应用于电量主站及电量采集终端间的非实时通信，其基于增强性能体系结构[7](EPA)的3层参考模型，包括物理层、数据链路层、应用层，并采用ITU-T建议，能使数据保持较高的完整性，数据交互流程如图2所示。

图2 IEC60870-5-102规约的数据交互问答流程

2.2.2 DL/T645规约

DL/T645规约[6]是实现多功能电能表与采集终端间下行通信数据交互的协议规范，其采用半双工通信模式，规范了来自不同生产厂家电能表的通信接口。并通过设置厂站端电能表的各个地址编码，控制终端采入的数据信息，使终端采集取代人工抄表，一定程度上提高了电能计量效率，同时提升了供/用电管理水平。本文所研究终端采集内容涉及到的规约字信息类型如表1所示。

表1 DL/T645规约字信息类型

其中，状态字记录电表运行及故障状态信息，特征字表示发电机组输出的有功、无功电能变化情况，模式字为动态存储电能及负荷状态，信息字主要保存通信故障记录。

3 主、厂站端调试分析

3.1 主站配置

主站主要配置电厂信息、TV/TA变比、上网线路、发电机铭牌等参数信息，通过业务间的GPRS通信专网接收来自厂站的电量采集终端发送的电能数据，实时掌握电厂的发电情况，并对相应的采集工况参数进行设置。

3.2 厂站端电量采集终端调试流程

厂站端电量采集终端调试过程分为上行通信和下行通信两部分，上行通信的建立能够保证终端采集的数据能够准确发送至电量主站系统，下行通信则是建立现场多功能电能表与采集终端间的通信链路，使终端能够及时、准确采集到各时刻的电量信息，便于运维人员掌握电站的实时发电情况。

3.2.1 上行通信

上行通信主要构建采集终端与主站系统间的通信链路，当终端采集到电能数据后，通过GPRS发射天线传送至移动通信网络，经由专用数据通道传输到主站端，由SCADA服务器采集并处理接收到的数据，并将数据上传至电量主站系统。

建立上行通信链路时，技术关键是要准确配置终端及主站的相关通信参数，检查终端IP、网关及子网掩码是否正确配置，绑定各终端IP及其对应的主机MAC地址，避免通信链路被其他终端所占用，提高通信信道的利用率。

3.2.2 下行通信

发电站一次设备输出的电能量由多功能电能表采集、存储，记录内容包括有功电能、无功电能、发电总量等。多功能电能表样式较多，生产厂商主要有威胜、林英[2]等，电能表通常置于发电机及一次设备侧，遇到如雷雨等恶劣天气时，运维人员抄表时具有一定危险性。

为了实现采集终端与电能表的信息同步，保证电能数据无损传输，厂站端采用RS485双绞电缆作为通信总线，采集电能表输出的正、负两路电量信号，并分别传入终端的接收端口，其直流控制电压保持在-4 V～+4 V间。由于通信速率与通信距离或线缆阻抗呈负相关关系，因此为了保证信号传输质量，在连接终端与表计时要尽量缩短线缆长度。

下行通信的设备安装调试流程如下。

a. 参数配置。收集并整理电能表、发电机组、变压器、上网线路等参数信息。

b. 设备接线。检查端口，连接设备、电能表节点间的信号线、电源线、传输天线。

c. 通道检验。由RJ45网线连接调试PC与采集终端，命令提示符下ping终端IP，检查网络通道是否连通，确保PC已进入终端调试状态；然后在采集调试命令窗口下ping主站IP，当响应时间小于1 000 ms时，判定终端到主站的通信链路达到传输速率要求。

d. 数据采集。将电站信息、上网线路、电能表等模型参数经PC录入采集终端，采集规约无特殊规定时选择DL/T645或64507，并设置数据采集时间间隔，等待PC现场采集到电能表数据。

e. 上送主站。由于电量数据是非实时的，现场PC采集到电能表数据后，主站会经过一段固定时间间隔(约为15 min)后接收到采集终端上送的电量数据，调试完毕。

3.3 数据采集与故障维护

为了便于调试下行通信采集过程，可在PC调试系统中将现场电量采集时间间隔设置为1 min，如规约及表地址等参数配置正确，则等待1 min左右即可在采样系统中成功采集到多功能电能表的有功、无功电能数据。下行通信调试完毕后，将PC调试系统的采集时间间隔调整为5 min，方便电量主站形成数据报表，进一步等待主站端采集到电量数据即可完成电能量采集与上送的全过程。由于电能量数据为非实时参数，第1次调试成功后，厂站端从采集到发送并处理，然后主站端接收到电量数据的时间延迟约为10 min，此过程并不影响变电站电量信息的监视与报送。

由于发电站运行现场环境复杂，在电量采集终端安装及调试完成后，可能出现的几类故障及解决对策如下。

a. 设备停机，处于离线模式。由于设备长期处于待机实时采集数据的状态，现场停电或电源接触不良等情况时有发生。若设备离线，可以在厂站端重启设备电源，初始化后设置运行模式，同时主站对处于离线模式的设备进行软件重置，重新投运即可。

b. 上行通信故障，无法连接主站或发送数据。上行通信故障原因可能为信号发送模块电路板接触不良，此时应拧紧信号发射天线接口或打开机箱加固信号发射模块，另一种故障情况可能是SIM卡欠费导致，及时查询、补充SIM卡余额即可。

c. 下行通信故障，终端无法采集电量数据。下行通信故障原因可能为电能表或数据传送通道故障。电能表故障时应及时联系厂家进行更换，避免无法准备采集发电情况，造成电站经济损失。数据传送通道故障一般为RS485通信线缆或接口接触不良，应检测线缆、通信接口、插头是否存在断裂现象，找出故障点并及时更换即可。

4 结束语

厂站端电量采集终端的安装与调试是电力系统自动化运维人员必备的技能，只有掌握电能计量系统的结构模型及相关通信规约，才能提高对厂站端设备的维护能力，及时准确地发现、处理设备在运行中出现的各类故障和异常。本文详细阐述电能计量系统的物理结构模型，归纳通信链路运维及管控的IEC60870-5-102、DL/T645规约，详细提出主厂站电量设备与系统的配置步骤和技术方案，对电量终端设备的现场安装、运维工作具有一定参考意义，同时为分析终端的通信管控故障、远端设备维护提供理论支持。