国家电网公司电力负荷管理系统通用技术条件
国家电网公司电力系统电压质量和无功电力管理规定
国家电网公司电力系统电压质量和无功电力管理规定第一章总则第一条电压质量是电能质量的重要指标之一。
电力系统的无功补偿与无功平衡，是保证电压质量的基本条件，对保证电力系统的安全稳定与经济运行起着重要的作用。
为保证国家电网公司系统电压质量，降低电网损耗，向用户提供电压质量合格的电能，根据国家有关法律法规和《电力系统安全稳定导则》、《电力系统电压和无功电力技术导则》及相关技术标准，特制订本规定。
第二条本规定适用于国家电网公司各级电网企业。
所属发电机组并网运行的发电企业、电力用户应遵守本规定。
第三条各电网有限公司、省（自治区、直辖市）电力公司可根据本规定结合本企业的具体情况制订实施细则。
第二章电压质量标准第四条本规定中电压质量是指缓慢变化（电压变化率小于每秒1%时的实际电压值与系统标称电压值之差）的电压偏差值指标。
第五条用户受电端供电电压允许偏差值（一）35kV及以上用户供电电压正、负偏差绝对值之和不超过额定电压的10%。
（二）10kV及以下三相供电电压允许偏差为额定电压的±7%。
（三）220V单相供电电压允许偏差为额定电压的+7%、-10%。
第六条电力网电压质量控制标准（一）发电厂和变电站的母线电压允许偏差值1．500（330）kV及以上母线正常运行方式时，最高运行电压不得超过系统额定电压的+10%；最低运行电压不应影响电力系统同步稳定、电压稳定、厂用电的正常使用及下一级电压的调节。
2．发电厂220kV母线和500（330）kV及以上变电站的中压侧母线正常运行方式时，电压允许偏差为系统额定电压的0%—+10%；事故运行方式时为系统额定电压的-5%—+10%。
3．发电厂和220kV变电站的110kV—35kV母线正常运行方式时，电压允许偏差为系统额定电压的-3%—+7%；事故运行方式时为系统额定电压的±10%。
4．带地区供电负荷的变电站和发电厂（直属）的10（6）kV母线正常运行方式下的电压允许偏差为系统额定电压的0%—+7%。
500082248配电自动化系统主站通用技术规范
国家电网公司物资采购标准（配电自动化卷主站系统册）配电自动化系统主站通用技术规范（编号：500082248）配网自动化系统主站通用技术规范使用说明1. 本标准技术规范分为通用部分、专用部分。
2. 通用部分包括一般性技术条款，原则上不需要项目招标人（项目单位）填写，不能随意更改。
如通用部分相关条款确实需要改动，项目单位应填写《通用部分技术条款/技术参数变更表》并加盖该网、省公司物资采购管理部门的公章及辅助说明文件随招标计划一起提交至招标文件审查会。
经标书审查同意后，对通用部分的修改形成《技术通用部分条款变更表》，放入专用部分中，随招标文件同时发出并视为有效。
3. 本标准规范的投标人应答部分主要包括：投标人技术偏差表、产品部件列表、销售及运行业绩表、培训及到货需求一览表等内容，由投标人填写。
4. 本标准规范的页面、标题等均为统一格式，不得随意更改。
5. 本规范将根据技术发展和市场变化定期或不定期做出修编，各使用单位注意查询最新版本，以免物资采购出现差错。
目次1 总则 (2)1.1 基本要求 (2)1.2 投标须知 (2)1.3 卖方职责 (2)2 技术规范要求 (2)2.1 使用环境条件 (2)2.2 工作条件 (2)2.3 标准和规范 (3)2.4 技术性能要求 (3)3 技术服务、设计联络、培训和验收 (19)3.1 技术服务 (19)3.2 设计联络 (20)3.3 培训 (21)3.5 备品备件、专用工具及试验仪器 (23)1总则1.1基本要求1.1.1投标人应提供国家或电力工业检验检测机构出具的系统检验报告。
1.1.2投标人应提供由中国信息安全测评中心或国家电网公司信息安全测评机构出具的覆盖整个产品功能项的软件安全测评报告。
1.1.3投标人提供的产品应满足国家电网公司企业标准《Q/GDW 513配电自动化主站系统功能规范》，并提供检测报告。
1.1.4 投标系统应具有自主知识产权，并提供相关权利证明。
电力负荷管理终端管理办法
电力负荷管理终端管理办法1 范围本办法规定了如何加强对电力负荷管理系统终端运行管理，提高设备运行可靠性，更好地发挥电力负荷管理系统在电网运行管理中的作用，适用于供电公司电力负荷管理终端及相关设备的建设、运行、维护管理。
2 规范性引用文件DL/T533-1993 《无线电负荷控制双向终端技术条件》Q/GDW 129-2005 《电力负荷管理系统通用技术条件》电营销〔2006〕881号《负荷管理系统终端安装规定》电营〔2005〕239号《省电力负荷管理终端安装工作流程暂行规定》国家电网公司生产营销[2004]116号《电力负荷管理系统建设与运行管理办法》经贸电力[2004]240 号《省经贸委关于推广应用电力负荷管理装置的通知》价[2004]商281号《省物价局关于电力负荷管理系统有关收费问题的批复》3 职责3.1 配电部：负责负荷管理终端建设规划以及省公司营销部下达的负荷管理终端项目筹建。
负责负荷管理终端安装调试技术培训、安装验收和档案管理。
负责负荷管理终端日常运行维护管理、资产管理、技术管理。
3.2 营销部计量中心：负责负荷管理终端抄表数据比对、单轨设置的监督管理。
负责负荷管理终端涉及的电能表计计量以及脉冲、485接口等功能的检定, 电能计量技术支持，三相高压表计的定期轮换。
3.3 各供电所：负责负荷管理终端日常巡视，以及巡视发现的缺陷反馈。
负责用电客户管理信息系统登记的用电异常处理。
负责每年终端安装需求提交，配合、协调终端安装。
负责办理和负荷管理终端不匹配的表计换表工作。
4 管理内容与方法4.1 建设管理4.1.1 凡是由供电公司供电的100kVA及以上专变客户和从电网受电的各关口变电站都要按市供电有限公司营销部配电中心的统一规划装用电力负荷管理终端。
4.1.2 各供电所负责向配电中心上报每年电力负荷管理终端安装需求，营销部负责汇总平衡需求。
4.1.3 配电部根据省公司营销部下达的安装覆盖率指标和新增客户数量，向省公司营销部上报负荷管理终端的需量，并负责省公司营销部下达的负荷管理终端项目按照ERP流程筹建。
继电保护监督标准规程目录（2016）
继电保护监督标准规程目录（2016）第一篇：继电保护监督标准规程目录(2016)继电保护监督标准规程目录（2016）1.GBT 50976-2014 继电保护及二次回路安装及验收规范2.GBT 50703-2011 电力系统安全自动装置设计规范3.GB/T 50479-2011 电力系统继电保护及自动化设备柜(屏)工程技术规范4.GB 50171-2012 电气装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范5.GB/T 50062-2008 电力装置的继电保护和自动装置设计规范6.GB/T 31464-2015 电网运行准则7.GB/T 31461-2015 火力发电机组快速减负荷控制技术导则8.GB/T 29312-2012 低压无功功率补偿投切装置 9.GB/T 26866-2011 电力系统的时间同步系统检测规范 10.GB/T 26862-2011 电力系统同步相量测量装置检测规范11.GB 20840.2-2014 互感器第2部分电流互感器的补充技术要求（代替GB 16847-1997 保护用电流互感器暂态特性技术要求）12.GB/T 15544.1-2013 三相交流系统短路电流计算第1部分电流计算（代替GB/T 15544-1995）13.GB/T 14598 量度继电器和保护装置14.GB/T 14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程15.GB/T 8170-2008 数值修约规则与极限数值的表示和判定16.GB/T 7268-2015 电力系统二次回路控制、保护装置用插箱及插件面板基本尺寸系列 17.GB/T 7267-2015 电力系统二次回路控制、保护屏及柜基本尺寸系列 18.GB/T 7261-2008 继电保护和安全自动装置基本试验方法19.GB 7260~1-2008 不间断电源设备第1-1部分操作人员触及区使用的UPS的一般规定和安全要求20.DL/T 5177-2003 水力发电厂继电保护设计导则21.DL/T 5044-2014 电力工程直流电源系统设计技术规程（代替DL/T 5044-2004和DL/T 5120-2000）22.DL/T 5136-2012 火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程 23.DL/T 5132-2001 水力发电厂二次接线设计规范24.DL/T 814-2013 配电自动化系统技术规范（代替DL/T 814-2002）25.DL/T 1349-2014 断路器保护装置通用技术条件26.DL/T 1153-2012 继电保护测试仪校准规范27.DL/T 1075-2007 数字式保护测控装置通用技术条件 28.DL/T 1073-2007 电厂厂用电源快速切换装置通用技术条件 29.DL/T 1066-2007 水电站设备检修管理导则30.DL/T 1033.3-2006 电力行业词汇第3部分：发电厂、水力发电 31.DL/T 1011-2006 电力系统继电保护整定计算数据交换格式规范32.DL/T 995-2006 继电保护和电网安全自动装置检验规程33.DL/T 994-2006 火电厂风机水泵用高压变频器 34.DL/T 993-2006 电力系统失步解列装置通用技术条件35.DL/T 872-2004 小接地电流系统单相接地保护装置36.DL/T 866-2015 电流互感器和电压互感器选择及计算导则（代替DL/T 866-2004）37.DL/T 871-2004 电力系统继电保护产品动模试验 38.DL/T 770-2012 变压器保护装置通用技术条件39.DL/T 684-2012 大型发电机变压器继电保护整定计算导则40.DL/T 624-2010 继电保护微机型试验装置技术条件41.DL/T 623-2010 电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程 42.DL/T 619-2012 水电厂自动化元件(装置)及其系统运行维护与检修试验规程43.DL/T 587-2007 微机继电保护装置运行管理规程44.DL/T 584-2007 3~110kV电网继电保护装置运行整定规程45.DL/T 559-2007 220kV～750kV电网继电保护装置运行整定规程46.DL/T 553-2013 电力系统动态记录装置通用技术条件（代替DL/T 553-1994和DL/T663-1999）47.DL/T 533-2007 电力负荷管理终端48.DL/T 527-2013 继电保护及控制装置电源模块（模件）技术条件（代替DL/T 527-2002）49.DL/T 526-2002 静态备用电源自动投入装置技术条件50.DL/T 525-1993 数字型频率继电器及低频自动减负荷装置技术条件51.DL/T 524-2002 静态继电保护电力线载波专用收发信机技术条件 52.DL/T 1347-2014 交流滤波器保护装置通用技术条件 53.DL/T 478-2013 继电保护和安全自动装置通用技术条件（代替DL/T 478-2010）54.DL/T 364-2010 光纤通道传输保护信息通用技术条件55.DL/T 280-2012 电力系统同步相量测量装置通用技术条件 56.DL/T 1101-2009 35kV～110kV变电站自动化系统验收规范 57.DL/T 1213-2013 火力发电机组辅机故障减负荷技术规程 58.DL/T 814-2013 配电自动化系统技术规范（代替DL/T 814-2002）59.DL/T 827-2002 灯泡贯流式水轮发电机组启动试验规程 60.NB/T 35043-2014 水电工程三相交流系统短路电流计算导则 61.NB/T 35004-2013 水力发电厂自动化设计技术规范62.NB/T 35008-2013 水力发电厂照明设计规范（代替DL/T 5140-2001）63.国家电网生〔2012〕352号(关于印发《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》（修订版）的通知)64.国家能源局《防止电力生产事故的二十五项重点要求》（国能安全[2014]161号）65.国家电网公司2005-10-17 国家电网公司保护与控制系统技术监督规定(试行)66.华中电网保护与控制系统技术监督实施细则(试行)67.并网发电厂辅助服务管理暂行办法国家电监会68.《电力二次系统安全防护总体方案》等安全防护方案的通知69.《电网与电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定》国家经贸委 70.中华人民共和国国务院1994-2-18 中国计算机信息网络系统安全保护条例第二篇：继电保护及自动装置运行规程第十章继电保护及自动装置运行规程第一节总则1、继电保护及自动装置是电力生产及电网安全运行，保护电器设备的主要装置。
电力有限公司负荷管理终端安装规定
福建省电力有限公司负荷管理终端安装规定（修订试行）1 范围本规定适用于福建省电力有限公司所属、合资联营各供电单位已投运用户负荷管理终端的安装施工及工程验收。
2 引用标准国家电网公司生产营销[2004]183 号《电力负荷管理系统通用技术条件》（试行）DL/T 5161-2002 《电气装置安装工程》2.1环境要求温度：-25℃～+55℃湿度：相对湿度10%～100%（包括凝露），绝对湿度小于29g/m3大气压：BB2 级，66~108kPa2.2 终端安装位置2.2.1 230M 终端2.2.1.1 户内安装式当终端为一体化终端时，可选择以下二种安装方式：方式一：终端安装在配电室内便于值班人员查询操作的合适的位置。
在终端的下方加装一个接线盒箱，将加连接终端的所有接线先接至接线盒箱，再从接线盒箱至终端。
方式二：当客户侧有适合安装终端、接线端子排及试验接线盒的负控小室或其它可封闭的小室时，终端、接线端子排及试验接线盒可安装在负控小室或其它可封闭的小室内。
当终端为分体式终端时，可选择以下三种安装方式：方式一：终端安装在配电室内便于值班人员查询操作的合适的位置，在终端的下方加装一个接线盒箱，将加连接终端的所有接线(交流采样装置接线除外) 先接至接线盒箱，再从接线盒箱至终端。
交流采样装置及试验接线盒安装在负控小室或其它可封闭的小室内。
方式二：在配电室内便于值班人员查询操作的合适的位置，加装一个负控终端箱，将终端、交流采样装置、接线端子排及试验接线盒安装在负控终端箱内。
方式三：当客户侧有适合安装终端、交流采样装置、接线端子排及试验接线盒的负控小室或其它可封闭的小室时，终端、交流采样装置、接线端子排及试验接线盒可安装在负控小室或其它可封闭的小室内。
2.2.1.2 户外安装式将终端（含交流采样装置）、接线端子排及试验接线盒安装在负控终端箱内，负控终端箱应靠近电能表的位置安装，将控制线引至可控开关（可控开关位置应便于用户手动操作）。
新型电力负荷管理系统客户受电工程典型设计
新型电力负荷管理系统客户受电工程典型设计新型电力负荷管理系统客户受电工程典型设计概述随着经济的快速发展和人们对生活质量要求的提高，电力需求不断增加，电力负荷管理成为了一个重要的问题。
新型电力负荷管理系统客户受电工程的典型设计，旨在通过合理的规划和设计，实现对电力负荷的有效管理，提高电力系统的可靠性和稳定性。
一、系统架构设计新型电力负荷管理系统客户受电工程的系统架构设计是整个工程的基础。
根据电力负荷的特点和需求，系统架构应包括以下几个关键组成部分：1.1 受电工程接入受电工程接入是系统架构设计的第一步。
根据用户的需求和用电负荷情况，确定合适的电力接入方式，如高压直供、低压直供或双供电等。
1.2 电力负荷监测和采集电力负荷监测和采集是系统架构设计的核心部分。
通过安装合适的电力负荷监测设备，实时采集电力负荷数据，包括电压、电流、功率等参数，用于后续的负荷管理和控制。
1.3 负荷预测和分析负荷预测和分析是系统架构设计的关键环节。
通过对历史负荷数据的分析和建模，结合天气等外部因素的影响，预测未来的负荷情况，为负荷管理提供准确的依据。
1.4 负荷管理和控制负荷管理和控制是系统架构设计的最终目标。
通过根据负荷预测结果和用户需求，制定合理的负荷管理策略，包括负荷平衡、负荷调整和负荷控制等，实现对电力负荷的精确控制和管理。
二、关键技术和方法新型电力负荷管理系统客户受电工程的设计中，需要运用一些关键的技术和方法，以实现对电力负荷的有效管理。
2.1 数据采集和通信技术数据采集和通信技术是电力负荷管理系统的基础。
通过采用先进的数据采集设备和通信技术，实现对电力负荷数据的实时采集和传输，为后续的负荷管理和控制提供准确的数据支持。
2.2 负荷预测和分析算法负荷预测和分析算法是电力负荷管理系统的核心。
通过运用合理的算法和模型，对历史负荷数据进行分析和建模，预测未来的负荷情况，为负荷管理和控制提供准确的依据。
2.3 负荷平衡和调整策略负荷平衡和调整策略是电力负荷管理系统的关键。
发电厂电气调试项目及采用标准
发电厂电气调试项目及标准一、调试项目依据标准1、《电力设备预防性试验规程》 DL/T596－19962、《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 GB50150－20063、《继电保护和安全自动装置技术规范》 GB14285－934、《电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）》 DL408－915、中华人民共和国《工程建设标准强制性条文》电力工程部分（建设部建标[2000]241号）6、设计图纸、厂家图纸、说明书及相关资料二、调试试验项目1、单体及分系统调试１.１发变组保护装置装置单体试验；控制、信号、保护回路的传动试验，二次交流回路加电检查；１.２励磁系统静态试验励磁调节器的保护(包括过励、欠励、伏赫、PT断线检测等)、控制、监视系统试验、开环模拟试验；１.３同期装置试验１.４厂用电快切装置试验２、发变组整套启动阶段电气试验项目从机组空负荷整套调试开始，到168小时满负荷试运结束这一全过程电气整套启动试运阶段。
２.１转子绕组交流阻抗、功率损耗的测量（升速过程及额定转速下）２.２短路特性试验包括发动机出口、主变高压侧、高压厂用变低压侧各点的短路试验。
电流回路的检查，相关电流保护的检查，录制发电机的短路特性试验。
２.３发电机空载特性试验电压回路的检查，相关电压保护的检查，录制发电机电压上升和下降的空载特性曲线，发电机空载额定灭磁试验，发电机残压和相序的测量。
２.4 发电机空载时自动励磁装置的各项试验２.４.1 手动方式下调压范围检查。
２.４.2 自动方式下调压范围检查。
２.４.3 发电机空载工况下的10%阶跃试验。
２.４.4 发电机在空载工况下的灭磁试验。
２.４.5 手动/自动方式的切换试验。
２.４.6 两套自动调节通道相互切换试验。
２.４.7 起励和逆变灭磁试验。
２.5 发电机同期系统定相并网试验发电机带变压器零起升压试验，同期回路检查试验，假同期试验，发电机与系统并列；２.6 机组带负荷试验２.6.1 励磁系统带负荷试验，包括可控硅输出特性、手动通道带负荷特性、自动向手动通道切换、手动向自动通道切换等。
国家电网公司管理系统电力系统电压高质量和无功电压管理系统规定
国家电网公司电力系统电压质量和无功电压管理规定第一章总则第一条电压质量是电能质量的重要指标之一。
电力系统的无功补偿与无功平衡，是保证电压质量的基本条件，对保证电力系统的安全稳定与经济运行起着重要的作用。
为保证国家电网公司系统电压质量，降低电网损耗，向用户提供电压质量合格的电能，根据国家有关法律法规和《电力系统安全稳定导则》、《电力系统电压和无功电力技术导则》及相关技术标准，特制订本规定。
第二条本规定适用于国家电网公司各级电网企业。
所属发电机组并网运行的发电企业、电力用户应遵守本规定。
第三条各电网有限公司、省(自治区、直辖市)电力公司可根据本规定结合本企业的具体情况制订实施细则。
第二章电压质量标准第四条本规定中电压质量是指缓慢变化(电压变化率小于每秒1%时的实际电压值与系统标称电压值之差)的电压偏差值指标。
第五条用户受电端供电电压允许偏差值(一)35kV及以上用户供电电压正、负偏差绝对值之和不超过额定电压的10％。
(二)1OKV及以下三相供电电压允许偏差为额定电压的±7%。
(三)220V单相供电电压允许偏差为额定电压的+7%、-10%。
第六条电力网电压质量控制标准(一)发电厂和变电站的母线电压允许偏差值1. 500(330)kV及以上母线正常运行方式时，最高运行电压不得超过系统额定电压的+10%；最低运行电压不应影响电力系统同步稳定、电压稳定、厂用电的正常使用及下一级电压的调节。
2. 发电厂220kV母线和500(330)kV及以上变电站的中压侧母线正常运行方式时，电压允许偏差为系统额定电压的0%——+10%；事故运行方式时为系统额定电压的-5%——+10%。
3. 发电厂和220kV变电站的110kV—35kV母线正常运行方式时，电压允许偏差为系统额定电压的-3%—+7%；事故运行方式时为系统额定电压的±10%。
4. 带地区供电负荷的变电站和发电厂(直属)的10(6)kV母线正常运行方式下的电压允许偏差为系统额定电压的0%—+7%。
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电力负荷管理系统通用技术条件（试行）国家电网公司生产运营部二零零四年九月前言随着电力营销及需求侧管理技术的发展和管理创新，电力负荷管理系统已成为电力营销与客户服务工作的重要组成部分.因此，原制定的《GB/T 15148－1994 电力负荷控制系统通用技术条件》、《DL/T 533－93 无线电负荷控制双向终端技术条件》已不适应实际应用的需求.为了满足电力负荷管理系统的建设、设备制造、检验和使用的需要，有必要重新制订电力负荷管理系统的标准。
本技术条件制订时参考了《电力负荷管理系统功能规范》、《电力负荷管理系统数据传输规约—2004》、《DL/T 533－93 无线电负荷控制双向终端技术条件》以及其它相关国家标准。
制订过程中多次召集科研、客户和生产单位的有经验专家共同讨论,广泛征求意见。
本技术条件由国家电网公司生产运营部归口解释目次前言1范围 (4)2引用标准 (5)3定义 (5)4技术要求 (6)5终端试验方法 (33)6检验规则 (48)7标志、运输、贮存 (50)1 范围本技术条件规定了电力负荷管理系统（主站和终端设备）的技术要求、试验方法和检验规则。
本技术条件适用于电力负荷管理系统的建设，设备的制造、检验、使用和验收。
2 引用标准下列标准中的条款通过本文件的引用而成为本文件的条款.凡是注日期的引用标准,其随后所有的修改单(不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本文件,然而,鼓励根据本文件达成协议的各方研究是否可使用这些标准的最新版本。
凡是不注日期的引用标准，其最新版本适用于本文件。
GB/T 2421 电工电子产品环境试验第1部分总则GB/T 2887－2000 电子计算机场地通用规范GB/T 16611—1996 数传电台通用规范GB 12192—1990 移动通信调频无线电话发射机测量方法GB 12193-1990 移动通信调频无线电话接收机测量方法GB/T 2421电工电子产品环境试验第一部分总则GB/T 2423.1 电工电子产品基本环境试验规程试验A：低温试验方法GB/T 2423.2 电工电子产品基本环境试验规程试验B：高温试验方法GB/T 2423.4 电工电子产品基本环境试验规程试验D b：交变湿热试验方法GB/T 2423。
10 电工电子产品基本环境试验规程试验F c：振动(正弦）试验方法GB/T 5169。
11 电工电子产品着火危险试验试验方法成品的灼热丝试验方法和导则GB/T 16935.1－1997 低压系统内设备的绝缘配合第一部分:原理、要求和试验GB/T 17626.2—1998 静电放电抗扰度试验GB/T 17626。
3—1998 射频电磁场辐射抗扰度试验GB/T 17626.4—1998 电快速瞬变脉冲群抗扰度试验GB/T 17626。
5—1999 浪涌(冲击）抗扰度试验GB/T 17626.8—1998工频磁场抗扰度试验GB/T 17626.11—1999 电压暂降、短时中断和电压变化抗扰度试验GB/T 17626.12-1998 振荡波抗扰度试验GB/T 2829—2002 周期检验计数抽样程序及表（适用于对过程稳定性的检验）JB/T 6214－1992 仪器仪表可靠性验证试验及测定试验(指数分布）导则DL/T 597-1996 低压无功补偿控制器订货技术条件DL/T 790。
31-2001 采用配电线载波的配电自动化第3部分：配电线载波信号传输要求第1篇：频带和输出电平YD/T 1028－1999 800MHz CDMA 数字蜂窝移动通信系统设备总技术规范：移动台部分YD/T 1214－2002 900/1800MHz TDMA 数字蜂窝移动通信网通用分组无线业务(GPRS）设备技术规范：移动台电力负荷管理系统功能规范电力负荷管理系统数据传输规约-20043 定义本技术条件采用下列定义。
3.1模拟量测量综合误差Measuring synthetic error for analog inports模拟量测量综合误差包括终端输入回路、模数转换、数据处理产生的误差,数据传输产生的误差以及主站数据处理产生的误差。
3。
2数据完整性Data integrity数据完整性是指系统按设定周期采集终端的负荷、电能量数据以及抄表数据等数据的完整率的月统计数。
3.3遥控正确率Correct rate of control遥控正确率是指主站发送遥控命令后，终端输出继电器动作的正确率。
3.4功率定值闭环控制Closed-loop control for power主站向终端下发客户功率定值等参数,终端连续监测客户用电实时功率，当实时功率超过功率定值时,终端自动按设定轮次和延迟时间依次控制客户端相应配电开关跳闸，该控制过程简称为功控。
3.5电能量定值闭环控制Closed-loop control for electric energy主站向终端下发客户电能量定值等参数，终端监测客户用电量，当用电量超过告警电能量定值时，终端自动发出告警信号通知客户;当用电量超过电能量定值时控制客户端相应配电开关跳闸。
该控制过程简称为电控。
4 技术要求4.1系统主要性能指标系统主要性能指标见表1。
表1 系统主要性能指标4.2。
1主站硬件设备4。
2。
1。
1基本要求主站基本设备包括计算机系统（前置机、工作站、服务器、磁带机、磁盘阵列等）、专用通信设备、网络设备以及电源等相关设备。
主站设备必须采用标准化设备，主站配置必须满足系统功能规范和性能指标的要求，保障系统运行的实时性、可靠性、稳定性和安全性，并充分考虑可维护性、可扩性要求。
4.2。
1.2计算机系统计算机系统应为分布式结构，由若干台服务器和工作站及配套设备构成,不同的应用可分布于不同的计算机节点上，有关键应用的计算机节点应作冗余配置。
前置机（通信工作站）负责系统信道驱动,提供通讯信道设备的接入。
操作工作站提供系统人机交互界面，实现系统监控工作及数据召测、查询等结果显示,并负责系统日常运行维护.服务器存储负荷管理系统原始数据、分析数据和系统运行数据等,提供数据服务、WEB发布服务、应用服务等。
4。
2.1.3网络设备计算机系统通过局域网互连，与外部系统的接口应具有网络安全措施。
4。
2。
2主站软件环境4.2.2。
1基本要求主站操作系统和数据库管理系统等应采用技术成熟的主流软件.应用软件必须满足系统功能规范要求,保证其开放性能,满足系统应用、维护及不断优化、升级的需要;并提供详细的系统应用、维护、接口等技术文档。
4.2.2.2系统要求操作系统应支持多线程、多进程工作方式，具备高并发处理能力。
数据库管理系统必须选用大型关系型分布式数据库，对外提供标准的数据库调用接口，具有较高的容错能力和恢复能力，提供较强的安全机制。
4.2。
2.3应用开发系统应用程序应采用分层结构,提供友好的操作界面。
应用软件系统应选用结构化设计和面向对象设计的方法，必须保证系统的稳定性、可修改性和可重用性。
4.2.2。
4系统信息及编码各类代码应符合国家标准.4.2。
2.5系统接口设计原则系统接口设计应符合共享性、安全性、可扩充性、兼容性和统一性的要求.4.2。
3系统安全4.2.3.1 网络安全负荷管理系统的局域网与其它信息系统互联时，必须采用经国家有关部门认证的专用、可靠的安全隔离设施,保证系统网络安全。
4.2.3.2软件系统安全应对系统的每一个操作功能设置独立权限，并建立严格、完善的密码管理，确保系统软件和应用软件操作的安全.系统应具有操作日志，记录所有受控操作发生的时间、对象、操作员、操作参数、操作机器IP地址等信息.系统必须有防病毒措施。
4。
2。
3。
3系统冗余备份系统运行的关键部件应采用冗余设计。
操作系统和应用系统应定期进行备份。
数据库、应用服务程序应有完备的备份方案和措施。
系统应有较强的纠错能力,系统出错应有提示和记录,并建立系统运行日志。
4.2.3.4系统快速恢复预案当系统出现严重故障时,应按系统故障处理预案快速恢复系统运行.4。
2.4 主站环境要求a) 主站设备正常运行的气候环境条件见表2。
表2 气候环境条件b) 主站设备使用场所大气压力见表3。
表3 大气压力分级c) 计算机机房的环境条件应符合GB/T 2887的规定。
4。
2.5 工作电源4。
2。
5。
1主站应有互为备用的两路电源供电,必须配备UPS电源,保证主站设备的不间断工作。
4.2.5。
2额定值及允许偏差a）额定电压：220V/380V，允许偏差-20%～+20%；b)谐波含量小于5％（电压总畸变率）；c）频率50Hz，允许偏差-6％~+2％。
4。
2。
6 数据传输信道4。
2.6。
1信道传输误码率专用信道数据传输误码率应不大于10-5。
4。
2。
6。
2 数据传输规约电力负荷管理系统主站与终端之间的数据传输规约采用《电力负荷管理系统数据传输规约-2004》。
4.2。
7主站功能4.2.7.1主站功能配置见表4.表4 主站功能配置4。
2.7。
2数据采集要求4.2.7。
2。
1负荷数据采集主站定时自动采集和处理终端的总有功功率、无功功率等数据，生成日、月负荷曲线，功率最大/最小值及出现时间、最大需量及出现时间等。
自动采集时间、内容、对象可设置，最小采集间隔为15分钟。
4.2.7.2.2电能量数据采集主站定时自动采集终端冻结的有/无功电能量和分时电能量,生成总加有功及无功电能量曲线。
自动采集时间、内容、对象可设置，最小采集间隔为15分钟。
4。
2。
7.2。
3抄表数据采集主站定时自动采集或随机召测终端抄收的电能表实时数据、冻结数据等。
4。
2.7.2.4 工况数据采集主站可采集终端运行工况、控制状态、开关状态、电能表运行工况等信息。
4.2.7。
2.5电能质量数据采集主站定期或随机采集各电能质量监测点的电压、功率因数、谐波等数据，进行电能质量统计分析。
4。
2。
7。
2.6数据采集方式可选用定时自动采集或随机召测。
当定时自动数据采集失败时，主站应有自动及人工补测功能，保证数据的完整性.亦可选择在大客户的一次接线图的相应位置上，随机召测并显示开关状态、实时数据。
4.2。
7。
3控制功能控制功能有功率定值闭环控制、电能量定值闭环控制和遥控等控制方式。
控制操作应设操作权限和密码并保存操作记录。
4。
2。
7。
3.1功率定值闭环控制功率定值闭环控制有时段控、厂休控、营业报停控、当前功率值下浮控四种控制类型.a)时段控参数设置主站以半小时为最小单位将一天24小时进行时段划分，最多可分成8个控制时段,每个时段均有相应的功率定值.主站可以输入、存储功控时段、功率定值和功率定值浮动系数等参数，并下发给终端,设置成功后,主站应有相应的操作记录.时段控可以根据预先设置的控制时段、功率定值、控制轮次等参数制定成若干方案，操作员按照调荷需要选择方案号，实施功率控制.b)厂休控参数设置根据客户的厂休日将一周中的某1天或若干天选定为厂休日，并规定厂休日限电的开始时间及持续时间段及需要控制的定值参数.主站可以对上述参数进行输入和存储，并下发给终端，参数设置成功后，主站应有相应的操作记录。