摘要：用电现场管理系统（又称电力负荷管理系统）是利用无线、固定电话、载波等多种通信方式，把安装在用户侧的采集控制装置和供电公司的监控系统连接起来，实现对用户或某个区域电力、电能等状况进行在线监测、控制，并对采集数据信息进行分析，加以应用的综合系统。
关键词：用电现场管理系统；建设费用；降低
目前，国家为达到可持续发展和降低污染物排放的战略目标，在发电上实行“上大压小”、执行上网经济调度的政策。这就需要供用电方在电力调度中优化电网负荷特性、提高负荷率，提高电力系统在发电、输电、变电、配电工作上的效率。而大范围推广用电现场管理系统，对供用电情况进行全面监控，是达到这一目标的必要途径。为此国家电网公司于2007年7月下发了《关于下达“十一五”电能信息采集目标分解计划的通知》，要求到2010年，除个别欠发达地区外，各网省公司的用电现场管理系统要覆盖80％的50kva及以上用户。目前各个省市均在开展用电现场管理系统建设和运用工作。
一、目前存在的问题
由于建设早期缺乏长远的规划，建设过程中准备工作不足，运行维护中多部门之间协调管理存在困难，软件、硬件设计不符合实际需要等原因。导致用电现场管理系统（电力负荷管理系统）推广和应用的费用较高、建设时间长、系统功能得不到有效利用。存在较大的浪费。主要存在以下问题：
1.对系统建设的艰巨性认识不足。根据国家《电力负荷管理系统建设与运行管理办法（试行）》的规定，用电现场管理系统（电力负荷管理系统）的负荷监控面，各分公司必须达到本地区电网供电总负荷的80％以上，其负荷控制能力应能限下供电最大负荷的20％以上。Www.11665.coM其中受电容量在500kva及以上的专变用户，应全部装用电力负荷管理终端装置；受电容量在315～500kva（含315kva）之间的用户，电力负荷管理终端装用面不得小于95％；受电容量在100～315kva（含100kva）之间的用户，电力负荷管理终端装用面不得小于80％。凡是由电网供电的电力用户，包括机关、学校等所有企、事业单位，应该装用负荷管理终端装置，并具备分路控制负荷的条件。
欲达到80％以上的负荷监控的目标就必须先实现大范围远程抄表，用户、关口计量点的电能表、终端、通讯网络必须达到要求。而事实上很多用户的电能表及通讯情况很不理想，需要大规模更换电能表。
欲达到20％以上的负荷控制的目的，通讯网络必须24小时正常通讯、采集终端及时接受和正确传递控制命令，配套设备（预警、分合闸装置等）功能正常。而事实上通讯网络并不能保证24小时正常通讯，很多用户配套设备不足，尤其是分合闸装置并非自动装置，而是老式的手动装置，根本不能远程控制其跳闸、合闸，也就无法实现负荷控制功能。
在条件不具备的情况下要实现80％以上的负荷监控与20％以上的负荷控制要求，就必须大规模更换电能表、配套设备（预警、分合闸装置等），这一工作涉及到用户、供电营业单位、计量检定单位等多个单位，协调速度慢、过程复杂；同时各方对更换费用的争议大、工作积极性高低不一。
因此在系统规划期若没有详细、全面的调查，周密的部署和规划，那么到了系统建设时期就会遇到重重阻力，各单位、各部门相互扯皮的现象必然层出不穷。这是在进行项目规划时必须认真注意的。
2.对系统建设的前瞻性认识不足。如果在系统规划时没有做充分的前瞻性研究，很容易出现一套系统刚建好，另一套更优越的系统又要开始推广的现象，发生“建了还要建”的问题。极大地浪费了资金和人力，给用电现场管理系统的发展带来困惑。三套系统采用完全不同的管理流程和软件设计和操作界面，主站服务器彼此之间的数据无法交换，也就无法对同一个地区电能量数据进行统计、分析，不能 “电能量监测及数据分析”和“负荷控制”功能。出现重复建设而又无效的现象。
3.对系统设备运行现实问题认识不足。（1）对设备老化的风险认识不足。一些设备老化速度快，使用周期短，严重影响了系统的运行。（2）对设备故障的风险认识不足。一些系统的配件质量不高、故障频出，导致系统通讯率低下，无法及时采集电能表数据、下达控制命令。最后不得不用新终端进行替换。既致使系统覆盖率和通信率迟迟不能达标，也导致成本直线上升、人员工作量猛增。（3）对设备混用带来的问题认识不足。由于国家尚未出台完整的用电现场管理系统的生产、维护标准，导致每个厂家生产的系统都有差异，特别是采集终端功能大同小异，最容易出现混用的现象。由于每年分配的型号不同、硬件软件故障处理方法相差很大，给安装维护、主台管理工作带来很大困难。综上所述，由于用电现场管理系统标准尚未完善，国内生产用电现场的厂家多，标准不统一，质量参差不齐，未严格检验设备就投入使用，尚未建设完成就出现了老化、落伍或相互冲突的怪现象。严重影响了系统正常使用，也加大了安装维护和入场管理的工作量。导致了供电企业“一边建设一边更换”，形成极大的浪费。
4.对系统软件运行障碍认识不足。与系统硬件类似的是，目前系统软件也缺乏统一的标准，在推广应用时稍有不慎就会导致整个系统无法正常运行。一是不同用电现场管理系统之间软件兼容存在困难。当发生重复建设、一个区域存在多套系统时，由于各个系统生产厂家制作的软件不一致，主站服务器彼此之间的数据无法交换，无法实现电能量监控、负荷监控等重要目标。二是用电现场管理系统与营销系统、调度通讯系统之间的兼容存在困难。用电现场管理系统要为供电公司营销部、调度通讯中心等提供数据收集及分析服务，并将这些部门下达的控制指令通过采集终端下达到配套装置，以实现预购电、负荷控制等功能。这就要求用电现场管理系统与营销系统、调度通讯系统完全衔接、密切配合。但由于多套系统的设计标准不一致，因此数据传输、命令下达都存在一定的障碍，尤其是当营销系统、调度通讯系统升级或更换后，用电现场管理系统很难同步升级，导致一些功能如电能量监测等无法100％实现。三是用电现场管理系统与其他电量采集系统之间的兼容存在困难。目前除用电现场管理终端外还有多种类似的系统在同步推广。当两个系统要对同一个计量装置进行数据抄录与控制时，就会出现命令相互矛盾，系统重复建设的情况。
二、降低建设费用的方法
为了避免以上问题的困扰，以较低的费用建设统筹，以较小的代价维护系统正常运行，提供高效的服务。在系统建设初期因进行分区域进行调查，有条件的供电公司还可以开展试点建设。
（一）抽样调查
规划时在系统需要覆盖的大区域内划分出不同的小区域，从小区域中抽取具有代表性的区域进行调查。调查内容包括以下四项。
1.通讯覆盖的范围调查：调查小区域内电能计量装置安装分布特点、电网环境特点以及本单位管理要求等，提出本地信道的通信方式、覆盖范围和所占比率。因表计分散采集困难的，可采多种方式解决，为保证通信的稳定性，费用充足的供电公司可以增加cdma信道和通信服务器等设备，形成双通信网络。
2.硬件设备可靠性调查：对用电现场管理系统生产厂家生产的系统设备进行调查，确保设备经久耐用。避免“一边建设一边更换”的情况。最好是到各个已建设了用电管理系统的供电公司进行调查，获得第一手资料。一是调查设备故障率，尤其是采集终端的通讯模块、显示模块等子模块的故障率。因为这些小型模块最容易出现质量问题。二是调查设备老化速度，重点调查外壳、天线等部件。因为这些安装在现场的部件最容易受到腐蚀或外力破坏。
3.系统衔接性调查：一是能否与营销系统的兼容，实现营销信息系统的整合。其软件能否建立统一的系统运用平台，推进营销数字化管理，实现远方抄表、预购电、线损考核、台区考核和用电监察等功能。系统工作流程能否满足营销管理和服务的各项业务需求，促进营销工作的标准化、规范化和现代化。二是能否与电能量计量系统、低压集抄系统整合。其软件能否实现数据互换、统一整理分析，扩大电能量监控和负荷控制能力。
4.系统发展调查：一是从电网规划的角度分析系统现状与未来电网建设标准和规范之间存在多大的差距差距；分析主站硬件设备能否满足未来电网发展的要求，确定使用的系统。避免多套系统混用的情况。二是系统是否能与智能电网要求。智能电网建设是未来电网建设的一个最重要项目，它涉及到电能量监控、负荷控制、电网安全等多个方面。用电现场管理系统的功能大部分都在智能电网建设要求内。因此必须智能电网发展和建设需求，确定用电现场管理系统建设和运行标准。防止建设后不符合智能电网要求，又要大规模更换或改造。三是可靠性调查：系统处理能力能够充分满足信息量不断增长的需要，满足各种应用对软硬件平台在大数据量、高反应速度条件下有良好的性能要求。四是安全性调查：系统能否保持24小时不间断工作。能否防止病毒入侵、恶意篡改或盗取系统信息；当出现通信异常时能否继续确保系统控制重要计量装置及配套设备：当系统发生灾难的时候，能否紧急恢复的设备及程序。
5.效益估计：一是企业效益：分析建设采集系统给企业带来的主要收益。主要从降低人工成本、减少中低压配电网损耗、提高市场占有率和电能在终端能源消费中的比重、提升企业形象价值、实现预付费管理和促进营销管理机制创新、加速公司管理现代化建设等方面进行定性或定量分析。二是社会效益：分析建设采集系统给社会带来的主要收益。主要从电力用户及社会角度进行效益分析。分析资料可作为建设阶段对用户宣传的资料，必须认真调查、审核、保存。
（二）试点建设
在制定年度建设计划时，应优先考虑实现10kv专变用户的采集，优先建设电费回收难度大、线损率居高不下、设备和线路陈旧的台区和线路。优先在营销管理难度大、自动化水平较低的地区开展试点。
建设期间由系统主站、安装维护班组、营业部门三方共同调查系统建设难度、应用难度、设备故障率等，保存详细资料。根据资料制定终端及其硬软件的必须具备的要求和技术参数，参照电能表、互感器等设备的招投标模式由供电公司择优购买。淘汰那些在硬、软件方面有明显缺陷的终端，保证终端的实用性和长周期运行的稳定性。
