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目 录
1 电能量远程计量及综合应用环境概述 1
1.1 系统配置 2
1.2 主站软件结构 3
1.3 系统特点 4
1.4 系统主站 7
1.5 系统分站 7
2 通信 9
2.1 通信媒介 9
2.2 通信方式 9
2.3 通信规约 11
3 应用环境主站功能： 14
3.1 主站的构成 14
3.2 主站系统配置 14
4 电能量远方终端 22
4.1 电能量远方终端的发展 22
4.2 工作原理 24
4.3 功能要求 25
5 附录: 主要相关标准 29
1 电能量远程计量及综合应用环境概述
电力企业运营集资金流、物流（电流）、信息流于一体，贯穿于发、输、供、用各个环节。随着电力企业的深化改革和电力供求关系的逐步转变，实行以经济手段为基础的商业化运营模式和加强全电网电能动态监测管理已迫在眉睫。为适应商业化运营的需要，建设一个基于电量自动采集的电能量计量及综合分析系统是十分必要的。但从目前电力企业的计算机应用状况看，企业内部各个信息系统相对独立，形成了许多数据孤岛，难以实现对电力经营全过程的支持。
电能量远程计量及综合应用环境，它充分利用现代通信技术、信息处理、储存、发布技术，实现关口数据、变电站、电厂、配变、大用户等计量点数据的远程自动采集；同时与负荷控制系统、配网自动化系统（DMS）、电力营销系统、能量管理系统（EMS）等实现互联互通，建立以电能量数据为基础的数据中心平台；在数据中心平台上通过数据的处理和挖掘，实现电能量自动统计、考核结算、全网网损计算与分析、用电监查、防窃电、营销决策支持、营销自动化技术支持等应用功能；同时为其他系统使用数据中心的数据提供互联接口。
从应用领域侧重点和特点可分为：
电能量远程计量与管理系统（TMR）
全网线损自动生成及分析系统
配用电（大用户）监测管理系统
电力营销技术支持与决策系统
电厂电能量计量管理系统
等不同的应用范围。
电能量远程计量及综合应用环境主要实现以下功能：
1、完整、集中、自动地采集全网电能量及相关数据，主要包括变电站、发电厂、专变客户及公用配变等数据，并在此基础上实现电能量数据的远传、存储、预处理等工作，使电力企业能够及时准确地掌握全网电能量的数据，为企业营销决策和电力市场提供可靠的技术保证和数据支撑。
2、在对各电能量远方终端实现自动采集的基础上，整合相关系统（电力营销系统、负控系统、DMS系统、EMS系统、上下级电能量系统等）信息，形成以电能量数据为基础的数据平台，提供统一的开放接口，方便功能扩展的实现以及与其它系统的互联。
3、实现电能量数据的统计、分析功能，并形成各类报表。
4、实现分区域、分压、分时的网损（线损）计算和分析功能，为用户提供有效的降损决策依据和降损辅助措施，改善负荷特性，为提高电力企业高效运行和经济效益打下坚实基础。
5、集中监测全网电能计量及相关设备工作状况，对异常信息及时提供告警；同时结合数据的分析，对有窃电嫌疑的数据及时给出提示信息，从而有效地遏止偷窃电行为的发生。
6、根据不同需求，系统还可以提供理论线损分析、负荷预测、发电计划考核、电费结算及供电质量分析等高级应用功能模块。
7、提供营销决策支持、营销自动化技术支持及电力市场技术支持等应用功能。
1.1 系统配置
系统主站包括数据库服务器、通信前置机、应用服务器、工作站和系统网络等。数据库服务器采用冗余双机集群互为热备用方式。通信前置机采用双机平衡工作方式并以网络方式接入系统。主站系统网络采用冗余的高速双网结构。系统网络建设考虑到新增设备的接入能力，随着系统规模的扩大、通讯方式的丰富，可以方便的扩展通信前置机以支持多通信前置机、多通道通信模式。通道可配置为主辅通道，当主通道出现故障，系统自动切换至辅通道。
系统典型配置图：
1.1 主站软件结构
系统采用独特的软总线技术，实现以B/S/S为主、C/S/S为辅的应用体系结构，跨操作系统和数据库平台设计。应用软件模块可集中运行在一台计算机上，也可以分布运行在一个大型计算机网上，功能模块支持主、辅热备用，保证系统可靠稳定地运行。
在应用软件设计方面，采用三层结构的设计思想。底层为通过对直接采集数据和系统互联数据的加工处理后形成的数据平台；中间层为标准的数据接口；高层为以标准数据接口进行数据交换的应用模块。新的应用模块可以方便地添加到系统中，实现系统功能的扩充。
操作系统：支持各类主流UNIX、Windows和Linux操作系统。
数据库管理系统：支持各类主流大中型数据库管理系统，主要包括Oracle、Sybase、SQL Server及Mysql等。
各模块的程序开发采用能够跨操作系统的语言(标准C++、Java等)，并在程序开发过程充分考虑各种操作系统的差异。
一个相似主站的系统体系图如下所示：
1.1 系统特点
高可靠性
关键节点采用双节点方式（数据服务器、前置机、WEB服务器），软件模块支持主辅热备用方式，在软总线的管理下，切换时间小于1秒。
数据存储方案按双机集群方式设计，磁盘阵列上存放系统数据库，包括档案参数描述和历史数据。
具备数据稀疏、数据修补、数据备份及恢复功能。
采集支持断点续传功能，对于通讯较差的终端可采用多次传输的方式保证数据可靠。
开发工具采用稳定、可靠且能够跨平台的工具。
开发程序过程中遵循相关软件开发标准，从而保证开发出的软件稳定可靠。
高安全性
本系统网络分为3部分：即内网、安全区、信息网。信息网可以通过防火墙访问本系统安全区的服务器，不允许访问主服务器保证系统的安全性。
主站系统可设置不同等级的操作权限，保证系统的安全性，以防止非法设置参数，修改原始数据和统计模型。非工作人员工作站只能具有浏览权限。对重要信息的操作（如，周期删除硬盘原始数据文件），系统能将操作内容、时间、结果及操作人员姓名登录，保存至少一年以上的档案，供查阅或打印。
使用本系统提供的开发接口访问本系统数据时，必须先进行用户认证，对于认证失败连接不能访问系统数据。而且对不同用户分配只读、读/写等功能权限。根据各系统的需求，向其提供相应权限的用户用于本系统的互联开发。
系统应用程序自动生成登录事件记录，包括用户的登录用户名、登录时间、登录IP以及相应的执行操作等，并生成完整的日志。
强大的可扩展性
系统采用独特的软总线技术，实现以B/S/S为主、C/S/S为辅的应用体系结构，跨操作系统和数据库平台设计。应用软件模块可集中运行在一台计算机上，也可以分布运行在一个大型计算机网上，关键功能模块支持主、辅热备用，方便系统功能的扩充。
在应用软件设计方面，采用三层结构的设计思想。通过对直接采集数据和系统互联数据的加工处理形成底层数据平台；中间层为标准的数据接口；高层为以标准数据接口进行数据交换的应用模块。新的应用模块可以方便的添加到系统中，实现系统功能的扩充。
系统可选择多种工作站、服务器、高档微机、对称多处理器机等硬件平台。系统的规模可从单机到多机、单种机型到混合机型、单网到双网任意选择。软件平台可选择Windows操作系统或Windows/Unix混合操作系统。应用软件采用模块化结构，可灵活选配功能模块。
系统的体系结构充分考虑可扩充性的要求，可任意扩装硬件设备，方便地扩充应用模块，扩展系统功能、进行系统升级。做到保护投资，系统保值。
通信前置机可采用网络方式接入系统，随着系统规模的扩大、通讯方式的丰富可以方便的扩展通信前置机。
支持多前置通信机、多通道通信模式。与各个远方终端通信波特率可分别设置。通道可配置为主辅通道，当主通道出现故障，系统自动切换至辅通道。
支持各种通信介质（TCP/IP网络、数字、模拟专线、电话线、GSM/GPRS、无线通讯等）。
通讯规约采用规约库管理模式，方便扩充。
先进性
采用三层架构，基于软总线的模块化分布式设计，各模块通过中间访问层获取相关信息；基于C/S/S、B/S/S方式人机会话，对于各部门大部分的应用以Web方式提供，并为系统维护人员和一般技术人员提供各自所需的应用界面。
支持各类主流操作系统和数据库管理系统。
实用性
在模型设计上面向电网，方便用户对系统的管理，利用模型自动产生统计公式，减少统计公式的维护。
根据本系统的特点，在统计时充分考虑了换表、换CT、旁路替代、异常（失压等）、满度归零、主辅电表、手拉手供电等多种复杂操作，使统计更加准确。
原始数据不可修改，但是各种报表和统计结果可以实现人工干预，支持主辅界面的方式。
开放性
本系统作为电能量数据中心，不仅需要与目前已有的相关系统实现互联互通，而且需为以后更多的应用提供基础数据，因此开放性尤其重要。本系统设计上主要从以下几方面保证其开放性。
1．系统软件设计
除了可以使用开放数据库方式，实现系统互联外，还提供了标准互联接口和二次开发接口，实现系统间互联、数据共享和系统集成。
2．严格遵守有关的工业/行业标准。数据库设计以面向电网部件设计，可适应电能量数据管理之需。
3．采集规约以规约库的形式提供，支持国际、国内、行业的多种标准通信规约，同时可支持各厂家自定义通信规约。
可维护性
系统具有故障诊断管理功能，能够监视各应用模块的运行状态，对于异常提供报警，便于快速故障定位，便于维护。
系统可以定期备份数据库中描述信息以及历史数据，在数据库故障修复后可以还原到数据库。
系统采用模块化设计，模块之间的关系是完全松耦合的，某个模块异常不影响其它模块的正常运行。
主要应用基于WEB方式，客户端免维护。
系统可采用远程维护软件，技术人员在授权的情况下可以远程登录本系统，实现异地远程维护。
1.2 系统主站
1.2.1 硬件平台
主站包括数据库服务器、前置机、工作站和网关机。数据库服务器采用冗余双机集群互为热备用方式，前置机采用双机平衡工作方式。主站系统网络采用冗余的高速双网结构，网络建设考虑具有新增设备的接入能力。
1.2.2 软件平台
系统软件按三层Browser/Server及Client/Server结构、模块化、分布式设计，实现业务与数据分离。底层为支持平台（操作系统、数据库及数据库访问接口）及服务器模块（软总线、数据处理、前置通信、事项服务等）、中间层实现对底层的统一访问接口，应用层通过中间层实现底层访问。系统模块考虑跨平台设计，其中重要模块实现主辅备份。软件系统采用跨平台技术开发，以适应不同应用需求。
1.3 系统分站
电能量远方终端包括变电站电能量远方终端、配变和大用户采集终端。其主要功能是采集、存储电能表的数据，监测系统运营状况，通过不同的通信方式，按照一定的通信协议与主站交换信息。
电能量远方终端可通过拨号、光纤、无线等方式与主站通信。与SCADA不同的是，并不要求通信实时进行，而一般是由主站定时召唤。数据传输不成功，可由主站继续补招。
电能量远方终端在采集、处理、存储和传送电能量数据的过程中必须保证电能量数据和时间的准确性、可靠性和完整性。
2 通信
2.1 通信媒介
在电能量远程计量及综合应用环境中一般可采用有线、无线。有线方式中有公用电话网、局内载波电话网、电力载波、专用线缆、光纤等；无线方式中有微波、数字微波、专用数传电台、GSM移动通信网络等。
在以上的几种通信方式中，对于变电站和发电厂的电能量采集常采用的是公用电话网、局内载波电话网、电力载波、光纤等通信媒介。
在配电电能量采集时常利用公用电话网和GSM移动通信网来进行通信。
2.2 通信方式
2.2.1 拨号通信方式
在利用公用电话网、局内载波电话网都要采用拨号方式。在主站端和厂站端都配备有拨号MODEM 。因为电能量远程计量及综合应用环境对数据的传输的实时性要求不是很高，所以在主站端无须每一个厂站对应一条线路。而是一条线路可对应多个厂站端，通过轮循的方式抄收站端数据。
在早期的国产电能量远程计量及综合应用环境中，厂站端也一般采用商用MODEM。但这种MODEM不适用于变电站等工业环境中。因此往往在工作一段时间后，由于电磁干扰，会使MODEM的工作状态发生变化，产生不响应的情况。必须重新上电复位后才能工作。并且一般没有防雷击措施，容易发生故障。
该通信方式是实现起来比较容易，尤其是变电站和发电厂，一般都有电话线路，无须另外铺设线路，系统造价低、节省投资。
该方式的缺点是线路通信质量比较差，尤其是局内载波系统，损耗较大，群时延特性较差，影响数据的准确传输，会发生通信中断的情况。在利用公用电话网时，每月都需一定的运营费用。
2.2.2 专线通信方式
专线方式一般是通过电力载波、数字微波、光纤等媒介实现的。
利用电力载波通信时，一般是采用一路话音信道。主站端与厂站端都配备有音频MODEM。在发送端首先将数据调制成音频信号，经过话音频道发送到接收端，接收端的MODEM再将携带有数据的音频信号进行解调，恢复出数据信息。因为在电力载波通信中，一般分上行信道和下行信道，因此通信方式一般为4线全双工方式。
在利用数字微波进行数据通信时，因为数字微波直接提供串行接口，所以主站端和厂站端都不需调制解调器，系统的串行数据接口可直接接到数字微波的数据接口。为了避免通信系统与电能量远程计量及综合应用环境之间的相互影响和保护系统串行口不受损坏，一般在计费系统和通信系统之间加装光耦隔离装置，一般采用的是具有隔离作用的长线收发器。
光纤通信系统与数字微波一样一般也提供串行数据通道。电能量采集装置与主站之间的通信也无须调制解调器。直接将数据接口正确连接即可。
利用专用通道进行电能量采集装置与主站的通信，其优点是通信可靠。一般专用线路的通道通信质量稳定，通信可靠性较高。在有富裕信道的情况下，首先应考率采用这种通信方式。缺点是占用信道资源，在信道资源紧张的情况下，不能够提供专用通道。而针对计费系统铺设专用信道也是不可能、不现实的。所以通信的实现尽可能利用已有的通信信道。
2.2.3 利用GPRS虚拟专用数据网
公用GSM/GPRS数据网适用于大区域、监控点分布广且实时性要求高的工业自动化应用领域。公用配变数据终端在监测密度上要求不高，在通讯实时性上要求比较高，数据量较大，采用公用GSM/GPRS数据网通讯在保证数据采集可靠传输的基础上有利于控制基建投资规模，更好的利用公用GSM/GPRS网在地域上的分布特点，并能在运行费用与站点数量上保持较高的性价比。各公用配变数据终端通过GPRS方式接入移动公司的基站，移动公司通过专用路由器与电力公司的网络相连，并设置从GGSN到电力公司路由器的GRE隧道，采用DDN专线接入。
采用虚拟网方式GPRS通信则可以实现与终端的并行通信，便于站端规模的扩展，缺点主要体现在目前的运行费用稍高。
2.2.4 网络通信方式
随着电力数据通信网的建设，采集终端与主站的通信可采用网络通信方式。
在以上几种通信方式中，目前最常见的是拨号通信方式和专用线路通信方式。
2.3 通信规约
对于国内研制的电能量计费系统，电能量远方终端与主站的通信一般采用DL/T 719-2000（等同采用IEC60870-5-102）。电能量远方终端与电能表的串行通信一般采用DLT 645规约。对于P102规约，各个生产厂家由于对规约的理解不同，实现起来有所差异。所以在不同厂家接入时，需做相应的修改。下面简要介绍P102规约。
电能量采集装置与主站的通信规约应采用DL/T 719 –2000 《远动设备及系统 第5部分：传输规约 第102篇：电力系统电能累计量传输配套标准》。该标准等同采用IEC60870-5-102 配套标准。
IEC60870-5-102即电力系统电能累计量配套标准，对物理层、链路层、应用层、用户进程作了许多具体的规定和定义。制定此配套标准的目的是为了适应电力市场，满足电量计费系统的传输电能累计量的需要，并使电力系统中传输电能累计量的数据终端之间达到互换和互操作的目的。
本标准中使用的参考模型源出于开放式互联的 ISO-OSI 7层参考模型。
由于远动系统在有限的传输带宽下要求特别短的反应时间，故本标准采用增强性能结构模型，这种模型仅用三层结构，即物理层、链路层、应用层。如表所示：
应用层
表示层
会话层
传输层
网络层
链路层
物理层
应用层
链路层
物理层
在102传输规约中用到了三种帧格式：可变帧长帧格式，固定帧长帧格式，单个字符。如下表所示：
E5
启动字符68H
L
L
启动字符68H
C
A
A
链路用户数据
校验和
结束字符16H
启动字符68H
C
A
A
校验和
结束字符16H
可变帧长帧格式用于主站（控制站）向电能量远方终端传输数据，或由电能量远方终端向主站传输数据；固定帧长帧格式用于电能量远方终端向主站（控制站）传输确认的帧，或主站（控制站）向电能量远方终端传输询问帧；单个字符E5H用于电能量远方终端向主站（控制站）传输确认帧。
102规约中为了使数据能够正确传输，采用以下校验措施：
字符的偶校验，校验两个启动字符、两个帧长是否一致、接受字符数L+6、帧校验、结束字符，若检验出一处错误，此帧数据无效。并校验空闲间隔。多重的校验措施，能够保证接收端正确接收电能量数据。
在102规约中定义了如下采集终端向主站传送的数据类型：
计帐（计费）电能累计量，每个量为四个八位位组
计帐（计费）电能累计量，每个量为三个八位位组
计帐（计费）电能累计量，每个量为二个八位位组
周期复位计帐（计费）电能累计量，每个量为四个八位位组
周期复位计帐（计费）电能累计量，每个量为三个八位位组
周期复位计帐（计费）电能累计量，每个量为二个八位位组
运行电能累计量，每个量为四个八位位组
运行电能累计量，每个量为三个八位位组
运行电能累计量，每个量为二个八位位组
周期复位运行电能累计量，每个量为四个八位位组
周期复位运行电能累计量，每个量为三个八位位组
周期复位运行电能累计量，每个量为二个八位位组
在如上的数据类型中，经常用到的是：
计帐（计费）电能累计量，每个量为四个八位位组；
周期复位计帐（计费）电能累计量，每个量为四个八位位组；
运行电能累计量，每个量为四个八位位组；
周期复位运行电能累计量，每个量为四个八位位组
电能累计量就是我们常说的帐单数据或表码值，周期复位电能累计量就是增量值。所谓计帐电能累计量是用于计费用的电能量数据，而运行电能累计量是用于运行监测、考核的电能量数据。在目前运行的电能量采集系统中，一般不区分计帐电能量数据和运行电能量数据，在传输中，一般都作为计费电能量数据。并且每个量都选用四个八位位组。因此，最常用到的数据类型为‘计帐（计费）电能累计量，每个量为四个八位位组’和‘周期复位计帐（计费）电能累计量，每个量为四个八位位组’。
在前面已经介绍过，当电能表计不能存储增量数据时，采集终端最好不要只采集、存储和传送增量数据，避免因某一点的数据差错、漏失而使以后的数据都不准确。当采集、存储和传送表码值时将会避免此类错误的产生和传递。因此最好是采集、存储和传送电能表的表码值。
102规约详细的定义了物理层接口类型、链路层的帧格式和链路控制、应用层服务方式。能够满足电能量远方终端和主站之间电能量数据传输的要求。
3 应用环境主站功能：
3.1 主站的构成
电能量远程计量及综合应用环境主站由数据主服务器、前置通信服务器、WEB服务器、电能量工作站、网络设备（网络交换机、HUB、网络线等）、通信设备（终端服务器、MODEM等）、GPS钟等组成。
主站经电能量远方终端采集变电站、配电变压器、大用户的电能量数据。
完成对变电站、配电变压器、大用户的各种电能量数据采集、处理和存储；对这些数据的统计、分析、计算、查询，以及各种电力设备档案的录入、查询、管理。按区域、时域、电压等级等进行网损、线损、变损以及配变的电压合格率、供电可靠性、负载率进行计算、分析。基于Internet技术实现数据信息发布，以及基于图形的方式显示、查询。
3.2 主站系统配置
3.2.1 系统层次图
3.2.2 数据采集
实现变电站、开闭所、高压客户、公用变压器、联络开关等电能表及采集终端数据的自动采集。主要内容包括多费率的窗口值、负荷曲线、三相电流、三相电压、功率、最大需量、电表运行事项、采集终端事项等。
同时支持便携式抄表的方式保证数据采集的可靠性。
3.2.3 统计报表
报表生成和打印
报表模块采用Visual basic 6.0和Excel 作为开发工具，继承office强大的报表处理功能。
主要特点为报表格式可定制，图文并貌，调用方便、快捷，可定时和随时生成打印。报表支持在线修改，自动转换成HTML方式在Web上发布，供相关权限人员浏览。
报表类别
日报总表
分类报表（分时报、班报、日报、周报、月报、季报、年报、分区域、分断面统计）
电量结算报表
分时电量统计报表
分单位电量统计报表及全局电量汇总报表
不同费率电量结算报表
系统异常统计表
报警信息报表
系统运行监视表
计量点的日电量明细（包括0点，24点的窗口值，倍率，日旁代电量，日追补电量，日总电量）
各厂站的电量损耗明细表（包括参数计算计量点的时段电量，站进出电量，站内各母线的进出电量，变压器的进出电量及损耗率）
联络线的线损报表（参数计算计量点时段电量，线路进出线电量及损耗率）
各种网损报表
峰谷平统计电量报表
其它自定义报表……
3.2.4 档案管理
档案管理包括与系统相关的各种电力设备参数及它们之间关系的描述，与数据采集有关的采集方法和采集参数描述，与统计有关的统计方法和统计参数描述，与系统管理有关的操作人员，权限设置描述，与系统互联有关的接口描述以及各种设备变更、旁代操作事项管理等。
3.2.5 母线平衡统计分析
通过采集变电站母线上计量点、考核点的电表数据，按照母线运行情况计算母线输入电量、输出电量和不平衡电量，进而计算母线不平衡率，同时提供不平衡告警功能。
3.2.6 供电质量监测与分析
主要包括电压合格率统计分析；功率因数统计分析；供电可靠性统计分析；电网频率统计分析。内容主要有合格次数，越高限次数、越低限次数，无效次数，最大值，最大值发生时间，最小值，最小值发生时间，合格率等。
3.2.7 负荷统计分析
主要包括负荷统计分析；行业用电分析；历史日数据分析。在电量统计数据基础上可对单个负荷或一组负荷进行各种统计分析。如：统计负荷的极值及发生时间，超负荷运行时间、峰谷差、负荷的增减率等。并将统计结果在Web或图形界面上绘制出负荷、负荷增减率的平滑曲线。在Web上可以对负荷的多条曲线进行对比（对比曲线可以选择历史同期数据，也可以选择任意时期数据）。
按时间划分时，负荷分析的内容包括日、月、年或自定义时段的负荷情况。
3.2.8 网损统计
3.2.8.1 统计网损
统计网损模块根据系统建模自动产生统计公式，并实现以下两方面的网损统计：
按计算对象可分为：
输电网损
配电线损
台区损耗
其它网损
按时域可分为：
日时段
日
月
年
自定义时段
在发现网损超标或者数据异常时提供告警功能，并指出可能出现问题的因素，辅助相关人员发现问题。
3.2.8.2 理论网损
系统除了提供统计网损功能外，另外还具有理论网损计算功能。其中输电网理论线损计算包含：网络拓扑、状态估计、潮流计算、线损计算等方面；配电网理论网损功能模块采用递推法或均方根电流法进行理论网损计算。同时计算结果具备与统计网损对比功能。
3.2.9 负荷预测
准确的负荷预测可经济合理的安排电网内发电机组的启停，保证电网安全稳定运行，减少不必要的旋转备用容量，有效的降低发电成本，合理的安排机组检修计划，保证社会的正常生产和生活，提高经济效益和社会效益。
负荷预报按周期又可分为超短期，短期和中长期负荷预报。地区电网使用的是超短期、短期。超短期负荷预报的周期为几分钟或几十分钟，用于安全监视和负荷控制，使用的对象是调度员；短期负荷预报的周期为一日～一周，用于发电计划和检修计划的安排，提高电网的经济运行水平。长期和中期之间没有确切的分界线。一般来说，中期预报是指未来一年之内的用电负荷预测；长期负荷预测是指未来数年至数十年的用电负荷预测。中、长期负荷预报的意义在于：新的发电机组安装（包括容量大小、型式、地点和时间）与电网的增容和改建，均决定于对未来若干年后的负荷预报。
负荷预报按特性分类常常又分为最高负荷、最低负荷、平均负荷、负荷峰谷差、高峰负荷平均、平峰负荷平均、全网负荷、母线负荷、负荷率等类型的负荷预测，以满足供电、用电部门的管理工作需要。目前按照电力市场的要求，短期负荷预报给出的结果是每日96点表示的全网用电负荷，即15分钟一个点。
负荷预测模块主要根据数据平台提供的准确的电能量数据，外加节假日以及天气等相关因素实现负荷的预测，采用特征曲线、神经元以及点阵序列的方法优选组合；可以以曲线方式浏览以及修改；影响负荷的因素录入，包括天气、负荷控制、网内电厂发电计划等。
3.2.10 设备在线监测与管理
3.2.10.1 设备分类
各类采集终端
电能表
通信通道
主站设备
其它相关设备
3.2.10.2 监测内容
主要检测设备的运行信息，并对异常信息及时提供告警功能。
3.2.10.3 管理内容
设备台帐管理
运行信息浏览
信息查询功能
通信统计功能
3.2.11 配变管理
电能量远程计量及综合应用系统通过对安装于公用配电变压器上的终端设备，实现了对变压器的实时监测管理，以及时发现变压器的异常或不合理不经济的运行现象。主要为三个方面：
1) 负载率监测；
2) 三相不平衡监测；
3) 功率因数监测；
配变监测可为业扩、配变安全、经济运行提供可靠依据。监测内容主要包括如下内容：（所有参数均指低压侧）：
三相电流定点值和即时值
三相电压定点值和即时值
配变负荷率定点值和即时值
三相电流不平衡系数定点值和即时值
电压合格率定点值和即时值
有功功率定点值和即时值
无功功率定点值和即时值
功率因数定点值和即时值
三相电流、电压有功的日、月、年平滑曲线
配变负荷率时段计算结果曲线
配变电压高、低报警
配变负荷报警
配变断电报警
三相不平衡报警
配变负荷增容限定
3.2.12 并网点管理
并网点主要指以下几类用户：地方小火电、地方小水电、热电厂以及其他各种类型的并网点用户。
通过监测并网点用户的发电、上网、下网等计量点的负荷、电量数据，绘制相应的负荷、电量曲线，及时了解其实时的供用电情况，并根据电力企业的实际需求，依据有关规定或协定，对其进行合理监控，使之上网电量始终控制在计划指标内，按电网系统的要求进行发电和上网。
3.2.13 计量监察和查、防窃电
主要包括客户计量装置运行状况监测；人为窃电行为监测；异常信息报警；统计结果异常告警。
3.2.14 发电侧电能量计量管理
3.2.14.1 发电计划管理
实时监测发电量，对发电计划上限、计划下限、实际发电量和超计划电量可同时显示；异常情况及时提示。
3.2.14.2 厂用电管理
可及时监测厂用电的动态变化，对异常情况采用多种技术手段通知用户。用户可方便快捷的监视厂用电的具体情况，随时掌握用电计划的执行情况，便于能耗管理和厂用电计划考核，提高经济效益。
3.2.15 营销决策支持
3.2.15.1 统计报表生成
设计特定条件，提取合成客户服务层和营销业务层的原始及处理信息，利用报表设计工具形成自助报表。
3.2.15.2 综合查询
查询业扩报装情况；电费应收、实收和欠费情况；客户的电量、电费和电价情况等。
3.2.16 电力市场支持
电力市场电量考核系统的主要功能是根据实际电能数据对各单位的电力交易合同的执行情况进行考核。
根据各计量点的电能量数据，对发电厂的发电计划执行情况进行考核，计算欠发电量、过发电量；考核各时段的发电计划曲线的执行情况，根据考核规则计算奖励电量和惩罚电量等。
根据各计量点的电能量数据，对下属各供电公司的购电计划执行情况进行考核，计算奖励电量和惩罚电量、补偿电量等。
根据关口点的电能量数据，实现对全公司供电量计划执行情况进行考核，计算奖励电量和惩罚电量、补偿电量等。
3.2.17 开放的数据接口
电能量综合数据平台担负着数据中心的任务，提供开放的数据接口是非常必要的，接口总体要求是安全、可靠、易用。安全方面要求在使用该接口前需要安全认证，易用性主要指二次开发的调试及开发力求简便，而且接口涉及到的数据标识等尽量通用。
本系统除了在系统互联中提出各种接口方式外，还提供了二次开发接口，该接口将数据库底层屏蔽在用户、软件开发商和系统集成商面前，让用户、软件开发商和系统集成商能够透明地和本系统数据库交换数据，或者在本系统的基础上进行再次开发。
4 电能量远方终端
4.1 电能量远方终端的发展
4.1.1 电能量远方终端功能需求的发展
随着电力体制改革的深入，电力市场的概念也逐渐深入人心。电能量计量系统（TMR）也已从仅仅实现电量采集、网损分析等简单、单一的功能，发展成为需要对电能量数据进行自动采集、远传和存储、预处理、统计分析，以支持电力市场的运营、电费结算、辅助服务费用结算和经济补偿计算等功能的电力市场技术支持系统子系统。
以往利用SCADA系统获取电能量信息的方式难以保证信息的完整性，不能作为电力市场计量、计费的依据。电力市场运营要求建立一套可靠的、相对独立的电能量计量系统。
而随着电能量计量系统（TMR）的发展，电能量远方终端采集的数据除应能满足用户计量、考核、计费、网损分析、设备监测、负荷控制等需求外，用户对电能量远方终端数据的准确性、完整性，终端运行的可靠性、稳定性、开放性和安全性，人机界面的友好性，现场安装、调试的可操作性，易维护性以及可扩展性等方面的要求也越来越高。
4.1.2 电能量远方终端实现技术的发展
1) 通用系统向专用嵌入式系统的发展
a. 嵌入式系统一般指以应用为中心，软硬件可裁减的，围绕应用系统对功能、可靠性、成本、体积、功耗等综合性严格要求设计的专用计算机系统。具有软件代码小、高度自动化、响应速度快等特点，特别适合于要求实时和多任务的体系，主要用于实现对其他设备的控制、监视、管理等功能。
b. 嵌入式系统主要由嵌入式微处理/控制器、相关支撑硬件、嵌入式操作系统及应用软件系统等组成。
c. 由于嵌入式系统通常应用于环境比较恶劣的环境中，所以嵌入式微处理/控制器往往采用“增强型”通用微处理/控制器，在功能基本一样的情况下，在工作温度、电磁兼容性以及可靠性方面的要求较通用的标准微处理/控制器高。同时根据实际嵌入式应用要求，将嵌入式微处理/控制器装配在专门设计的主板上，只保留和嵌入式应用有关的主板功能，可以大幅度减小系统的体积和功耗。与直接采用PC、工业控制计算机或PC104模块等的通用系统相比，专用嵌入式系统具有体积小、重量轻、成本低、可靠性高的优点。
d. 嵌入式操作系统相对通用操作系统具备可裁减性、实时性强、可靠性高等特点。
2) 嵌入式系统硬件平台的发展——8位/16位微处理器向32位微控制器的发展
随着用户需求的发展，电能量远方终端需要实现的功能越来越多，性能指标也越来越高，过去广泛采用的8位、16位机已不堪重负，正逐步被32位机所替代。其中嵌入式微控制器一般以某种微处理器内核为核心，根据某些典型的应用，在芯片内部集成了各种必要功能部件和外设。不但使单片机最大限度地和应用需求相匹配，同时和嵌入式微处理器相比，微控制器的单片化使应用系统的体积大大减小，从而使功耗和成本大幅度下降、可靠性提高，已成为嵌入式系统应用的主流。
3) 嵌入式系统软件平台的发展——无操作系统的简单嵌入算法向支持internet的商业化实时嵌入式操作系统发展
a. 嵌入式操作系统提高提高了系统的可靠性；提高了开发效率，缩短了开发周期；充分发挥了32位CPU的多任务潜力。
b. 实时性核心含义在于确定性，即在规定的时间内做完应该做的事情，并且操作系统的行为（执行线索）是确定的，而不是单纯的速度快。
c. 商业化保证了嵌入式操作系统可靠性、标准兼容性、第三方工具支持度、开发工具。
d. 支持Internet，支持TCPIP协议代表了嵌入式系统的发展方向。
e. 嵌入式操作系统一般可分为两类，一类是面向工业控制、通信、军事、航空、航天等领域的实时操作系统，如WindRiver公司的VxWorks、ISI的pSOS、QNX系统软件公司的QNX、ATI的Nucleus等；另一类是面向消费电子产品的非实时操作系统，这类产品包括个人数字助理(PDA)、移动电话、机顶盒、电子书、WebPhone等广泛采用的Windows CE、Linux等。
4.2 工作原理电能量远方终端一般由中央处理单元(CPU及外围电路)、接口电路（数据采集、控制接口、与主站通讯接口、人机界面接口等）、存储体、电源模块、扩展总线等部分组成。
1. 数据采集串行接口电路一般提供RS485、电流环和RS232等几种形式，可采集具有相应物理接口的电能表、电压监测仪等智能设备的电能量计量、监测数据。
2. 数据采集脉冲接口电路用于采集脉冲表输出脉冲。
3. 数据采集遥信接口用于采集开关、刀闸等的分合动作信息，常用于实现自动旁代、PT故障监测等功能。
4. 遥控接口用于实现负荷控制等功能。
5. 与主站通讯接口应能灵活支持拨号MODEM、10/100M以太网络、RS232、专线MODEM、GSM/GPRS无线网络、光纤、电力线载波等多种通讯方式、通讯介质以充分满足各地不同通讯环境、条件的要求。
6. 人机界面应方便、直观、可靠，充分满足安装、维护和使用人员的功能要求。
7. 存储体用于长时间可靠存储电能量数据和事项记录等信息，掉电不丢失。容量应能满足用户实际采集数据种类、数量和时间的要求。
8. 电源的稳定、可靠性是终端可靠、稳定运行的基础，应能支持交直流双路供电、自动切换，同时必须满足现场严酷工作条件、电磁兼容性的要求。
9. 扩展总线可提供良好的扩展性，满足用户需求的变化。
4.3 功能要求
4.3.1 数据采集
1. 支持RS-232、RS-485、电流环等多种智能表通讯接口。
2. 支持有源、无源等多种脉冲表接口。
3. 支持多种智能表通讯规约，可灵活扩展。只要提供规约和接口方式，进行软件开发均可接入。
4. 每路抄表通道可同时支持多种电表规约、通讯速率。
5. 可采集电能量、需量、瞬时量、电压合格率、事项记录、状态告警等多种电量数据，并根据需求，不同表计可灵活选择采集不同的数据种类和不同的采集密度。
6. 可采集遥信状态用于判断旁代信息。
4.3.2 数据存储
1. 数据存储准确、可靠。数据存储时采用带CRC校验差错控制的数据存储技术，在整个数据存储区，每一条数据记录都具有CRC校验差错控制，从而确保送往主站的电能量数据是准确和可靠的。
2. 数据存储容量大，可灵活扩展。
3. 数据可长时间存储，掉电数据不丢失。
4. 对于重要数据可采用数据镜像存储技术，进一步提高数据的可靠性。
4.3.3 上传通信
1. 上传通信方式灵活。可以经公用电话网通过拨号MODEM、GSM/GPRS MODEM与主站进行数据通信，也可以利用载波、微波、光纤等方式与主站进行通信。
2. 支持DL/T 719 （等同采用IEC60870-5-102）规约、SCTM规约或其它特定规约。只要提供规约和接口方式，进行软件开发均可接入。
3. 具备真正的10/100M自适应以太网口，支持网络通信方式、支持TCP/IP通信协议。
4. 支持便携式抄表方式。当通信线路故障时间较长时，采用该方式将数据抄录到主站。
4.3.4 人机界面
一般电能量远方终端应具备直观、全面的当地设置和查询功能，便于现场的安装、维护。当终端本身不具备设置和查询功能时，应支持某种便携式维护装置，满足现场参数设置和维护的要求。
1. 应能方便设置、修改各项终端运行、电表管理参数。
2. 应能准确查询终端采集到的电能量、需量、电压、电流、事项记录等电量数据。
3. 应能方便进行硬件模块、运行参数、电表状态测试，并可查询终端、电表、电网运行统计、状态信息。
4. 应能灵活校对终端、电表时钟。
5. 应能灵活设置、修改表计地址等电表通讯参数。
6. 应具有安全访问措施，禁止非法操作。
4.3.5 电源
1. 应支持交流、直流双路供电，可无缝切换。
2. 应工作范围宽，满足电源不稳定及小水电地区宽电压输入范围的要求。
3. 应具有过压、过流和抗浪涌保护措施，抗电磁干扰性强。
4.3.6 可靠、稳定
在系统结构设计，软硬件平台、元器件选择，软件、硬件设计实现等方面综合考虑，以保证终端可靠性、稳定性高、抗干扰能力强、工作环境范围宽。
4.3.7 自检及自恢复
1. 应具备自检功能，可自动检测各功能模块运行状态是否正常。
2. 当终端由于某种原因出现运行异常时，应具有自动恢复功能。
4.3.8 活的校时方案
1. 应具有实时时钟和日历，如系统权限允许，可由主站、GPS自动校时或手动校时，以保证时钟的统一和准确。
2. 终端可选择用户要求对智能电度表校时或产生越限告警事项。
4.3.9 详细的事项记录
可识别终端、电表、电网异常，生成如开关机、参数修改、通信中断、电池电压低、PT过压、失压等事项。
4.3.10 完善的告警方案
可识别终端、电表、电网异常，产生声光报警，并主动上传告警信息。
4.3.11 安装方便
1. 安装方式与电能表一致，便于与电能表组屏。
2. 接线简单、方便、可靠。
3. 端口标示清晰、规范。
4.3.12 维护方便
1. 人机界面友好，功能显示直观、全面。
2. 可直接由终端设置和查询各种数据，也可通过专用维护软件在现场或远程进行各种设置、查询工作。
3. 可方便进行硬件模块、运行参数、电表状态测试，并可查询终端、电表、电网运行统计、状态信息。
4. 可在不影响终端正常运行的情况下利用网络、拨号、专线等多种方式进行远程在线软件升级工作。
4.3.13 可靠的安全措施
应有口令保护、铅封保护，防止随意修改数据和越权操作。
4.3.14 配置、扩展灵活
1. 各功能模块可灵活配置、安装、扩展。
2. 支持终端级联。
5 附录: 主要相关标准
DL/T 743-2001 电能量远方终端
DL/T 719-2000 远动设备及系统 第5部分：传输规约 第102篇：电力系统电能累计量传输配套标准
DL/T 645-1997 多功能电能表通信规约
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