我国电能采集系统思考.doc

关于电能信息采集系统建设的思考全国电工仪器仪表标准化技术委员会：关文举0前言当前随着电力市场化和电力生产经营管理的科学化的发展。及国电营销“十一五”发展规划，为促进营销现代化的建设，急切需要一系列标准支撑。 自动抄表技术（AMR）自八十年代中叶诞生于美国后，在世界各地得到了迅猛的发展，特别是意大利AMM系统。自动抄表系统（AMR 系统）最先在供水企业中应用，后迅速扩展到电、气、热等各个领域。IEC 的TC13 和TC57 两大标准化组织在其标准体系中都为AMR 系统制定了相关的标准。各种新的AMR 技术不断推陈出新，推动整个区域能源管理的发展。1 电能信息采集系统建设的思想1.1目前系统集成设计思想分两种类型，其一是采用虚拟设备（VXD）的设计方法，即协议中仅包含设备被访问地址、数据的固定地址和数值、底层链路和简单的应用层。而物理层通信接口类型和参数、数据类型和结构等的解释是靠协议层外解析器完成（主站应用系统），当与不同应用系统集成时，需要在应用系统中对每一种计量仪表编制的驱动程序，相当于操作系统中的VXD或DLL。这种设计方法数据访问是被动的，适合构建简单计量仪表和组建专用系统。相对OSI七层模型，此类通信协议主要存在以下问题和局限。a) 数据模型建立的不完整，缺少统一的标识系统和数据结构； b) 数据溯源性和数据解释唯一性问题，即计量数据公正性；c) 数据交换安全机制不健全，易被黑客攻击；d) 没有进行一致性测试；e) 缺乏通信应用环境协商机制，当物理层通信接口类型和参数（如：传输速率、同步方式等）变更时，数据链路层不匹配，占用信道资源，通信效率不高，形成信道资源浪费；f) 计量仪表制造厂和集成商对通信协议标准理解和执行问题或为商业目的增加厂家自定义项后，无法进行通信； 造成上述问题的原因，主要有：a) 客户的需求和资金问题；b) 微处理器响应和处理能力；c) 通信设备收发窗口及尺寸的限制（缓冲区容量和窗口个数）；d) 计量仪表和应用系统的成本问题；e) 计量仪表和应用系统开发周期问题；f) 人力资源问题；另一种是是面向对象模型的设计方法。其采用对象标识、对象建模、对象访问和服务、通信介质接入方式等方法，从通信的角度建立了计量仪表的接口模型，它不包含计量仪表的数据采集和数据处理方面的内容，从“外部”来看，这个接口模型代表了计量仪表在商业过程中的“行为特征”。数据访问采用客户机和服务器模式，将计量仪表作为服务器，主站系统作为客户机。利用设置公共客户机（相当于计算机网络中的网络管理机）方式，并为其预留固定地址以提供最低安全级别的应用连接。通过读取标准接口对象（分配对象）可以获得全部逻辑设备的分配对象地址。通过读取应用连接的对象列表属性，就能知道可访问的对象及对他们属性和方法的访问权限。这种设计方法既兼容传统协议的使用又使系统集成和维护更加有效，因此其数据访问是主动的，适合简单、复杂或组合式计量仪表和数据采集（集中）器的应用和组建复杂应用系统，尤其适用于多能量类型计量场合。1.2目前系统设计思想的通信协议主要有两大类：其一是在能源计量贸易结算方面由IEC TC13 WG14制定的IEC 62056电能计量用于抄表、费率和负荷控制的数据交换系列国际标准中的COSEM/xDLMS； 其二是在安全监测和在线检测方面由IEC TC57制定的电力系统自动化主站和子站系列国际标准IEC 61970和IEC 61850。上述两方面的国际体系标准均被中国转化为国家标准或电力行业标准，而且后者已在中国电力企业得到应用。a) IEC 61850用于变电站与主站间的数据交换，其采用面向对象的方法设计，通信效率更低，但在EMS系统应用，按道理更不适用。因此选择通信协议应与媒介、信道和数据响应时间挂钩。b) IEC870-5-102是变电站数据采集电量时的配套协议，其与-101(远动),-103（保护）、104（网络层）构成成套标准。c) DL645是采用IEC1142的链路（目前被法国使用的IEC62056-31取代）直接本地协议，它与IEC62056-21相近，而IEC62056-21不是面向对象设计的通信协议，为了向上兼容其在原IEC1107的基础上增加了E模式，握手是IEC1107，建立连接后则使用HDLC。d) 当前所采用的负控协议，均基于IEC870系列标准，而IEC870系列标准目前由IEC 61970和IEC 61850所取代，因此从长远发展来讲，面向对象的标准体系是方向。13电能信息采集系统与运行系统的区别从系统集成应用角度来讲，概括起来有两大方面，其一是用于公共事业部门与各个利益共同体之间的贸易结算和企业内部经济指标的考核。典型应用在能量计量计费系统和抄表系统中；其二是用于能源安全监测和在线检测系统，典型应用在综合自动化SAS (Synthetic Automatic System) 系统和能量管理系统(EMS)中的RTU/SCADA (Remote Terminal Unit / Supervisory Control And Data Acquisition)。两者存在本质方面的差别，前者着重于系统数据的完成性、溯源性和安全性，强调的是历史数据；后者着重于系统数据的实时性、灵活性和可靠性，强调的是当前数据。因此在通信协议的选择上是不同的。 14系统建设应具备的特点。当不同系统应用集成时，由于通信媒介、信道、物理接口及数据对象和响应时间的选择的不同，势必需要的统一接口标准或统一协议，这样选择单一通信协议就会造成由于系统需求的增加而变更，增加系统维护工作量。因此要达到系统互操作性，就要有一套体系标准来规范如物理接口、信道、数据标准和各协议层间的转换和接口：即MAP。这样的体系标准是参照OSI七层通信模型而建立的。实现计量仪表和应用系统的互操作性从应用概念上讲包含三个方面。即：a)易于安装：指计量仪表在初次安装、故障或周期轮换时，编程和参数配置的难易程度。主要表现在计量仪表即插即拔特性和系统自适应能力上。B)易于维护：指当系统应用需求发生变更时，计量仪表和系统维护的难易程度。如因价格体系或结算周期发生变更时，造成的费率结构和冻结时间在线或离线调整。C)系统兼容性：指计量仪表和应用系统接入能力和数据共享和交换能力的兼容性。 D) 系统的互操作性特点:互操作性可以理解为应用系统能够与任何一个计量仪表进行对话，而与制造厂家、计量仪表型号、所测量的能量类型以及通信介质无关。这就要求双方都需要正确执行同一套配套的操作。确保互操作性的基本要求是：a)标准化的接口类和数据类型；b)对象标识系统，为所有对象均提供一个标准的标识码；c)通过读取系统应用进程连接对象来获取计量仪表可提供资源的可能性。通过提供协商通信协议环境、身份验证机制和用于访问属性和方法的所支持的服务集的可能性，来确保在系统应用层上的互操作性。 另外通过在计量仪表通信协议中进行一致性测试，可以检验在接口和协议栈这两个层次上规范执行的正确性，从而大大提高了互操作的可能性。2.电力营销现代化标准体系建设及系统应具备的特点. 21前言营销现代化是巨大的工程,复杂的系统。随着技术和需求的发展,子系统及各模块会越来越多(目前国电十一五规划为八大模块)。并且营销现代化系统也是电力系统下的子系统。营销现代化应主要依据国际标准IEC TC57和IEC TC13两大标委会组织的有关标准构建系统结构及通信数据交换,保证系统面向对象互操作性和面向对象开放平台。 IEC/TC57主要负责电力系统控制及其通信的相关标准，包括电力系统远方终端、线路阻波器、线路结合器、电力线载波机、远方保护设备、远方传输协议、与ISO标准和ITU-T建议兼容的远动协议（TASE.2）、变电站通信网络和系统、配电线载波的配电自动化系统、配电管理接口、能量管理系统应用程序接口、电力市场中的数据通信、数据和通信安全等方面的标准。 IEC/TC13主要负责电能测量和负荷控制设备的相关标准，主要包括有功、无功电度表、最大需量指示器、损耗和需量的遥测、远程抄表设备、时间开关、负荷、费率和用户管理设备。包括运用电子技术实现的上述设备和附件。 22目前系统中常见的问题由于技术、管理体制及历史的原因，在一个供电企业内，往往存在多个自动化系统。各种自动化系统开放性差，数据交换接口不标准，数据模型不统一，互相之间信息不能共享，形成一个个“自动化孤岛”，造成管理困难、重复建设等问题。解决这一问题，关键是加强标准化工作，制定行业技术规范，对数据模型、应用程序接口、通信协议做出统一的规定，使不同厂家开发的自动化系统以及应用程序之间能够方便地互通互联。为此，国际电工委员会（IEC）第57技术委员会推出了IEC61970、IEC61850、IEC61968、IEC61334等系列的标准，代表着国际上解决“自动化孤岛”问题的最新研究成果，是配电自动化技术的发展方向。当前配电自动化技术研究的热点与重点是：如何合理地设计各自动化系统的功能、结构与接口，以最大程度上实现相互之间信息共享，避免出现“自动化孤岛”现象。发展方向是采用面向对象的分布式开放系统与组件技术，建设类似于计算机硬件总线的供电企业信息软总线（MB - Message Bus），使各自动化系统以及应用程序（组件）之间能够像计算机硬件模块（显示器、鼠标、内存条等）一样，很方便地互插互联。近年来，国际电工委员会（IEC）TC57委员会提出了IEC61970、IEC61850、IEC61968 、IEC61334等系列的标准。贯彻实施这三个标准，是解决“自动化孤岛”问题的必由之路。 23 IEC 61970，IEC 61968，IEC 62056等介绍 IEC61970 能源布置系统应用程序接口(DL/T 8902004)IEC61968 分配布置系统接口(标准转换已列入2006计划项目）IEC61850变电站通讯网络和系统（DL/T 8602004)IEC61334 应用电力线路载波系统的配电自动化 (DL/T 7902004) IEC62056 电能计量用于抄表、费率和负荷控制的数据交换（GB/T GB/T 19882-2005自动抄表系统 ） IEC负责电力系统控制及其通信的相关标准的第57技术委员会（IEC TC57）制定了一系列标准，其中第13 工作组（WG13）负责制定与EMS 专业相关的CIM（Common Information Model，公共信息模型）和CIS（Component InterfaceSpecification，组件接口规范）标准，其标准系列为IEC 61970 系列，其目的是使EMS 的应用软件组件化和开放化，能即插即用和互联互通，降低系统集成成本和保护用户资源。 IEC TC57 的第14 工作组（WG14）在系列标准IEC61968 中扩展了CIM，面向配网应用增加了一些信息模型，主要包括：资产管理、工作管理、建设管理、配网管理、地理信息系统(GIS)、停运管理等，从而使CIM 模型进一步的完善，几乎涵盖了电力企业中的所有对象。 IEC TC13第14工作组WG14负责的IEC62056（电能测量）是这一标准体系结构中的重要组成部分，它是第一个也是仅有的为满足广阔市场需求而设计，适用于各种能源类型：电、气、水、热等的计量（TC294WG2的EN13757系列针对气、水、热的计量进行了具体定义），具备符合性测试认证的完整的仪表数据交换国际标准，可以替代早期的协议方案，如：IEC61107、IEC60870-5、SCTM、FNP。IEC62056标准体系经过近几年来的发展已经趋于成熟和完善，一些国际知名制造商如Landis+Gyr、EnergyICT、ENERMET Oy、Actaris Metering Systems、Siemens Metering等开发出了满足该标准的仪表及相关的设备与系统，并已投入商用。相应的符合性测试工具、认证规程、相关的ID注册维护管理机构以及第三方技术支持与开发资源也得到了完善与发展，使得IEC62056具备了大规模推广应用的技术与市场条件。DLMS/COSEM 以一个标准满足自由市场中所有计量仪表与自动抄表（AMR）系统的应用要求，将兼容性、独立性、扩展性作为其实现目标。兼容性即不同厂商产品相互兼容、新开发产品与现存产品(库存/在用)兼容；独立性即产品与通信介质、制造厂商等无关；扩展性即易于对现存系统进行扩展(仪表具备即插即用特性)、仪表功能可扩展。所有这些的关键在于互操作性的实现与认证。24 电能信息采集和电能管理系统应具有一个开放式的平台。它具有以下几个特征：241标准化: a)设备的标准化无论是前端数据采集装置还是后台的主站系统，在研制和设备的选用上，均应遵循有关的国际标准，国家标准或事实上的工业标准。 b)数据对象定义和通讯规约以及数据交换接口的标准化计量数据对象定义、通讯规约的标准化是实现开放式系统的基础。目前，全国电工仪器仪表标准化技术委员会在IEC62056（cosem 体系）的基础上，正制定有关的国家标准。但如何将IEC62056 的cosem数据对象最终表现整个AMR 系统贯穿始终的对象模型，即建立标准化的数据对象模型CIM，需进一步研究和探索。C)系统框架的标准化目前AMR 系统是多层次、多主站的综合系统，各系统的职能、功能必须实现标准化。类似调度Scada 系统,才能实现框架的统一。2.4.2平台化:新一代的自动抄表系统无论是数据采集设备还是主站系统都应该是一个平台化的系统。用户和有关系统的集成商可以根据需求通过该平台提供的工具化软件灵活构建各种规模，各种形式的自动抄表系统，具有良好的系统伸缩性，这样可以充分利用有限的资源实现系统应用价值的最大化，并具有良好的发展性，以满足用户分阶段实施和适应未来扩展的要求。2.4.3完善的安全管理机制和计费合法性认证机制。新一代的自动抄表平台应建立基于安全管理中心的安全管理和认证等相关机制。同时确保在任何情况不会造成计量数据的人为丢失和更替。2.4.4提供数据中心服务a). 新一代的自动抄表平台主站应能构建综合性的数据仓库，建立信息服务中心，向用户提供各种形式的数据服务。b).在完善的数据安全性机制保证下，数据服务中心可以保证以三公的原则向参与市场营运的各方用户提供准确、及时的市场化信息。2.4.5新一代开放式系统平台的设计新一代的开放式系统主要由下面的几个部分构成：2.4.5.1. 现场数据采集处理节点a) 将原来的计量仪表和自动抄表装置虚拟化，形成一系列数据采集处理节点，这些节点具有电能计量数据采集、处理、贮存和通讯的功能。b) 根据系统的功能可形成不同类型的节点。通过不同类型的节点配置，可构成不同形式的自动化管理系统。c) 数据采集处理节点的数据采集对象采用统一的标准定义，同时系统平台应可向用户提供有关的工具，让其进行数据节点的配置、数据对象的设定。2.4.5.2通信系统a)现场数据采集处理节点间可进行数据通信和数据交换，形成多层次的综合系统。最外层的节点还可与后台主站系统进行数据通信。b)现场数据采集处理节点应支持各种形式的数据通信链路。根据现场的情况选用成本低、安全性强、发展性好的数据通信形式。现场数据采集处理节点亦应留有与其它自动化系统进行数据通讯的接口。c) 现场数据采集处理节点具有完善的安全性权限管理机制，可在保证数据采集和贮存的安全性、唯一性的基础上，向需要采集数据的各方主站按公平、公正、公开的原则提供其权限范围内的数据采集。2.4.5.3 主站系统平台主站系统平台由数据采集控制系统、数据贮存系统、数据分析系统、安全管理和计费认证系统、信息发布系统所组成。该系统设计上应立足于平台化工具化，可以支持各种标准化的设备、网络平台、数据库平台和规约，具有良好的伸缩性及构建分布式系统的能力，具备与其它自动化系统实现接口和集成的可定义的标准化接口。2.4.5.4 数据采集控制系统a)数据采集控制系统应能支持大容量的数据采集，同时根据电力市场交易系统的需求，建立支持部分节点实时数据采集要求。数据采集对象及通讯规约应遵循有关标准统一定义，同时系统应提供有关工具软件可由用户自由选择采集的内容和对象。系统应支持各种形式的通信链路。b)支持相关分布式的采集系统，可由用户根据需求配置不同层次、不同数量的主站数据采集节点。根据不同形式的系统要求，除数据采集节点外，还可以配置远程管理、现场防窃电以及远程控制等远方管理节点。2.4.5.5 数据处理贮存系统a)支持各种流行的大型数据库管理系统。为了提高系统的信息服务能力，采集和分析数据量较大的系统可以采用数据仓库管理系统，同时支持分布式的数据贮存，具有灵活工具构建系统的数据字典。b)可以根据数据处理的需求，定义不同类型数据的处理方式，数据计费的时间安排以及结果的输出方式，最大限度利用系统的计算机资源和提高系统数据处理能力。2.4.5.6 安全管理和计费认证系统a)提供基于管理中心的安全管理工具，建立系统化的数据采集、修改、通讯、加密、贮存、导入和导出以及数据查询综合控制机制。b)具备数据过滤，分辨伪数据，数据校验等数据检查机制。提供计量计费合法性的校验和认证机制。2.4.5.7 数据分析系统a)提供各种数据分析的工具，可以对数据进行分析、切片、挖掘、钻取和数量统计等等。可以由用户输入相关条件或数学统计模型，通过历史数据对未来的发展进行趋势预测、预警。b)提供各种专家系统模块、构成各种应用系统，如线损管理等。2.4.5.8 信息发布系统a)具有完善的权限管理工具。可以向不同层次的用户发布其管理权限范围内的数据，同时亦允许不同层次用户查询其管理权限内的数据。具有多种信息发布的工具和形式，如Web 、Internet 等。b)信息发布系统平台的设计应具有良好的伸缩，可以满足大量用户查询或实时查询等不同的要求。2.4.5.9构建开放式自动抄表系统的基础和采取的技术手段a) 制订统一的数据交换和通讯标准通过有关标准的制定，统一自动抄表系统平台的数据对象的定义和通讯规约，以利于实现系统的互