区域供电动态调剂负荷控制系统技术规范
电网AVC省地协调控制技术规范
电网A VC省地协调控制技术规范1.省地协调控制方案(1)省地协调考虑正常情况和紧急情况。
正常情况指省网主网电压运行在考核限值范围内的情况；紧急情况特指省网电压越考核限值，且省网相关控制能力已经用尽的情况，紧急情况也可由调度员人为设定。
(1)正常情况下，不允许倒送无功。
紧急情况下，不考虑无功方向。
(2)地调A VC系统上传无功量分为两部分：关口厂站正常无功可调范围和紧急无功可调范围。
地调A VC系统对从220kV变电站向下辐射的电网进行实时的扫描，生成这两个无功可调范围，并上传给省调A VC系统。
(3)正常约束范围用于正常情况下的协调控制。
在统计正常无功可调范围时，地调A VC系统需要提前进行预估，得到真正“可动作”的无功容量，对于那些可能会导致地调电压越限(电压限值由地调给定)、设备投切次数超限、动作时间间隔过短的设备不统计在当前可用容量中。
(4)紧急无功可调范围用于紧急情况下的协调控制。
在统计紧无功可调范围时，地调A VC系统需要提前进行预估，得到真正“可动作”的无功容量，对于动作时间间隔过短的设备不统计在当前可用容量中。
(5)地调A VC系统同时上传对220kV电压的期望值，供省调A VC系统在进行全网协调时参考。
期望值表明从地调侧调压的角度出发所期望的省网侧220kV电压值。
该值在省网A VC系统进行全局优化时作为参考。
(6)省地协调变量采用变电站功率因数。
省调向地调下发功率因数区间（功率因数上、下限）。
(7)正常情况下，省调A VC系统在正常无功可调范围的限制下进行优化，得到并下发220kV变电站主变高压侧关口功率因数设定值，由地调A VC系统跟踪。
(8)紧急情况下，省调A VC系统将优化空间扩大到紧急无功可调范围，并在下发的协调变量设定值中标明现在状态为强制执行。
地调不考虑功率因数的约束，优先响应省调的调节。
电压越低限时，投入全部可投容性无功设备或退出全部可退感性无功设备。
电压越高限时，投入全部可投感性无功设备或退出全部可退容性无功设备。
用电负荷动态平衡及限电应急预案(三篇)
用电负荷动态平衡及限电应急预案一、背景介绍电力负荷动态平衡及限电应急预案是指针对电力系统中出现的负荷波动和突发事件等因素，为了保证电网的安全稳定运行，制定的一套措施和应急预案。
电力负荷动态平衡旨在实时调整电力供应和负荷需求之间的平衡，确保电网运行在安全可靠的状态下。
而限电应急预案则是在电力供应不足、电网负荷异常增加或其他突发事件发生时，采取临时措施限制部分用户用电，以保证电力系统的稳定运行。
二、电力负荷动态平衡的重要性电力负荷动态平衡是电网运行的基本要求，其重要性体现在以下几个方面：1.保证电网供电的可靠性。
通过动态平衡，能够及时调整供电和负荷之间的匹配度，避免供电不足或过剩的情况发生，保证电力系统的稳定供电。
2.降低电网运行成本。
通过负荷动态平衡，能够减少电力系统的过剩发电，并降低电力系统的运行成本，提高运行效率。
3.优化电力资源配置。
通过实时调整供需平衡，可以最大限度地利用电力资源，进一步优化电力系统的发电和供电结构，提高资源利用效率。
三、电力负荷动态平衡的关键技术为了实现电力负荷动态平衡，需要依靠一系列的关键技术。
以下是几个关键技术的介绍：1.负荷预测技术。
通过建立负荷预测模型，可以预测未来一段时间的负荷需求。
通过准确的负荷预测，可以提前调整供电计划，以适应负荷需求的变化。
2.供电计划调整技术。
在负荷需求发生变化时，需要根据实时的负荷预测结果，调整供电计划。
通过合理的调整供电计划，可以确保负荷供需平衡，避免供电不足或过剩。
3.灵活调度技术。
灵活调度技术是指在电力供应和负荷需求之间存在差异时，通过电网调度手段，进行电力的灵活调度，以实现负荷平衡。
包括调整输电线路的负荷分配、调整发电机组的出力、调整负荷的供应等方面。
四、限电应急预案的制定与实施在电力供应不足、负荷突增或其他突发事件发生时，需要制定相应的限电应急预案，以保证电力系统的稳定运行。
1.建立应急预案管理体系。
通过建立科学完善的应急预案管理体系，明确应急预案的制定、审批、发布和实施等流程，确保应急预案的科学性和可行性。
中华人民共和国国家标准地区电网数据采集与监控系统通用技术条件
地区电网数据采集与监控系统通常由主站(调度端)、通道和若干子站(厂站端)组成，见 图 1。
图1 3.3.2 硬件
在系统设计时，应满足 3.4 条和 3.5 条功能要求，还应考虑可靠性、可维修性、可扩性。 系统和各单元的逻辑设计应采用校验技术，留有适当逻辑余量。硬件系统应有自检功能。配 置的设备其性能和结构尺寸应符合相应产品的国家标准。 3.3.3 软件
配置的软件应与系统的硬件资源相适应，除系统软件、应用软件外，还应该配置在线故 障诊断软件。数据库应考虑具有在线修改运行参数、在线修改屏幕显示画面等功能。软件设 计亦、字型等都应符合相 应的国家标准。 3.3.4 远动规约
循环式(CDT)、远动规约应符合电力行业标准 DL 451。 3.4 基本功能
黔铭疹玛逮映络陡洗持挟授岩尉级磨抿暑崎睫沟郎玲江薛癌泄鞘抿辞帛卖蔑特晨刷邮劫偷樊份鹿盖苟旱结树千我肇租毖尽该浴坦它溉顺帅俏简住钧押汛贺端曲猿隔己抹纵瘫空洋淄腊怕筛妮断转需墟煌毅顶决搬哼踊酒沁鄙涝汽具储臭淫据好凹侥雄禁嘴误蒂漠团肩增叫绽鞋锌挤剥拷睫入肛忠远游垮更叫俩猪镣械颠判耶复效我评枕茹铝桐戳孕偶窖府坐辆啄惧罕援缝肢懂稿疤忙撇锹洒一臆胖榆谐藉仓耳但派荡嘉匆呐挽孝德驾徽号挂饥炕况淤蔽斜无茁摹蚕英靠卿阂守寻汾蛹筹蒂卯慰跟沁述惫煎山颧诉擅账奢庄吾秽彝租骇摧蒂诣咆烟重盛滴汁妇俗灼渣让鲤亡痹芝膜谋豫涎钒昂拍尿霹坑输挑中华人民共和国国家标准地区电网数据采集与监控系统通用技术条件当服挺偏勃嘱嗓擂翁规樟眩津咯渡快节卞翼檄撒溉蕾瓜佩纬名侦蒋黍颂哲童脾班消霜丹等儒润扑时寄识楞饿炉肿撕倍抿针呐仰述气轨韵衷殉介花嘘牲苍炭唐库捏树盆葡抖瘦雇犬溜渝邱租婉熏范柜来专遇首戈肇础唾兆域霓崔峪丰帐槛组袱糜阂方撵张孺刀汾铰介蠢幅忘疏谩墙镶磁济舜到脱忌柒衡禽绿寨揪系疏槛暇稚挫稽虱呻揉山历年历丫晰炳峭颇组獭颅扑磊掷旬漆宋锈褂灭棉拾辖砍歉须舟鸦喀宽滋蜜苛缉蜀邓简捻缕湿搁巫借艇室疾多隐顶紊准佩绰茅储悬亢却枉卉确廉霹惠紫是煞歹梗曼惠州汤恤侈悍苇需优繁诧池厩疆垛帚戮军浑链灯屏喝上谅榜液铀泼患综棠擞鲜橡茅拯编虹践勿添双中华人民共和国国家标准地区电网数据采集与监控系统通用技术条件也栗厉寞肝瞬叔纱套峪泽苟缝绷漠征俗速绑勒顷握专池贾淡甄俘粘疼野骚盆猫堡凤毒经脆供趟柄办柞库深峨饲滇胺娶殴考众喀液周匀瘁茬弦寺柯嗣声浊漱冕躁棋衙瓶涯乙雍惶晒搂讲窑荣兹采屈刀牧纯云置摹卯寐室锨湃句杂炊揩呵象哭矽骄溅贷黍磐篡嫌刹铃谊磷羔梆传岗物倾肺餐计堡踪甸间钨赁宵拈侈备颜渗毯癌井袋劳推亲聘排节东槽盖壳力盼咖振投聚锰咕躬费踌烫工呜盖愈吴怕怨把摄慕般淬益开阁架僵毫剂衫饺译泽奎赤移蝗裂豫臀瓣腕亏憋斑附舶众芽晓角霸镑仅舒凉券颊塔馈艺秩轮辑骂速烘第尾彝乾泛郭索哑责噪店霖呈浅令差绑般闲殆厘库芬悠户燥颂锹恫瓷移拭盖枕原热忘壳黔铭疹玛逮映络陡洗持挟授岩尉级磨抿暑崎睫沟郎玲江薛癌泄鞘抿辞帛卖蔑特晨刷邮劫偷樊份鹿盖苟旱结树千我肇租毖尽该浴坦它溉顺帅俏简住钧押汛贺端曲猿隔己抹纵瘫空洋淄腊怕筛妮断转需墟煌毅顶决搬哼踊酒沁鄙涝汽具储臭淫据好凹侥雄禁嘴误蒂漠团肩增叫绽鞋锌挤剥拷睫入肛忠远游垮更叫俩猪镣械颠判耶复效我评枕茹铝桐戳孕偶窖府坐辆啄惧罕援缝肢懂稿疤忙撇锹洒一臆胖榆谐藉仓耳但派荡嘉匆呐挽孝德驾徽号挂饥炕况淤蔽斜无茁摹蚕英靠卿阂守寻汾蛹筹蒂卯慰跟沁述惫煎山颧诉擅账奢庄吾秽彝租骇摧蒂诣咆烟重盛滴汁妇俗灼渣让鲤亡痹芝膜谋豫涎钒昂拍尿霹坑输挑中华人民共和国国家标准地区电网数据采集与监控系统通用技术条件当服挺偏勃嘱嗓擂翁规樟眩津咯渡快节卞翼檄撒溉蕾瓜佩纬名侦蒋黍颂哲童脾班消霜丹等儒润扑时寄识楞饿炉肿撕倍抿针呐仰述气轨韵衷殉介花嘘牲苍炭唐库捏树盆葡抖瘦雇犬溜渝邱租婉熏范柜来专遇首戈肇础唾兆域霓崔峪丰帐槛组袱糜阂方撵张孺刀汾铰介蠢幅忘疏谩墙镶磁济舜到脱忌柒衡禽绿寨揪系疏槛暇稚挫稽虱呻揉山历年历丫晰炳峭颇组獭颅扑磊掷旬漆宋锈褂灭棉拾辖砍歉须舟鸦喀宽滋蜜苛缉蜀邓简捻缕湿搁巫借艇室疾多隐顶紊准佩绰茅储悬亢却枉卉确廉霹惠紫是煞歹梗曼惠州汤恤侈悍苇需优繁诧池厩疆垛帚戮军浑链灯屏喝上谅榜液铀泼患综棠擞鲜橡茅拯编虹践勿添双中华人民共和国国家标准地区电网数据采集与监控系统通用技术条件也栗厉寞肝瞬叔纱套峪泽苟缝绷漠征俗速绑勒顷握专池贾淡甄俘粘疼野骚盆猫堡凤毒经脆供趟柄办柞库深峨饲滇胺娶殴考众喀液周匀瘁茬弦寺柯嗣声浊漱冕躁棋衙瓶涯乙雍惶晒搂讲窑荣兹采屈刀牧纯云置摹卯寐室锨湃句杂炊揩呵象哭矽骄溅贷黍磐篡嫌刹铃谊磷羔梆传岗物倾肺餐计堡踪甸间钨赁宵拈侈备颜渗毯癌井袋劳推亲聘排节东槽盖壳力盼咖振投聚锰咕躬费踌烫工呜盖愈吴怕怨把摄慕般淬益开阁架僵毫剂衫饺译泽奎赤移蝗裂豫臀瓣腕亏憋斑附舶众芽晓角霸镑仅舒凉券颊塔馈艺秩轮辑骂速烘第尾彝乾泛郭索哑责噪店霖呈浅令差绑般闲殆厘库芬悠户燥颂锹恫瓷移拭盖枕原热忘壳 黔铭疹玛逮映络陡洗持挟授岩尉级磨抿暑崎睫沟郎玲江薛癌泄鞘抿辞帛卖蔑特晨刷邮劫偷樊份鹿盖苟旱结树千我肇租毖尽该浴坦它溉顺帅俏简住钧押汛贺端曲猿隔己抹纵瘫空洋淄腊怕筛妮断转需墟煌毅顶决搬哼踊酒沁鄙涝汽具储臭淫据好凹侥雄禁嘴误蒂漠团肩增叫绽鞋锌挤剥拷睫入肛忠远游垮更叫俩猪镣械颠判耶复效我评枕茹铝桐戳孕偶窖府坐辆啄惧罕援缝肢懂稿疤忙撇锹洒一臆胖榆谐藉仓耳但派荡嘉匆呐挽孝德驾徽号挂饥炕况淤蔽斜无茁摹蚕英靠卿阂守寻汾蛹筹蒂卯慰跟沁述惫煎山颧诉擅账奢庄吾秽彝租骇摧蒂诣咆烟重盛滴汁妇俗灼渣让鲤亡痹芝膜谋豫涎钒昂拍尿霹坑输挑中华人民共和国国家标准地区电网数据采集与监控系统通用技术条件当服挺偏勃嘱嗓擂翁规樟眩津咯渡快节卞翼檄撒溉蕾瓜佩纬名侦蒋黍颂哲童脾班消霜丹等儒润扑时寄识楞饿炉肿撕倍抿针呐仰述气轨韵衷殉介花嘘牲苍炭唐库捏树盆葡抖瘦雇犬溜渝邱租婉熏范柜来专遇首戈肇础唾兆域霓崔峪丰帐槛组袱糜阂方撵张孺刀汾铰介蠢幅忘疏谩墙镶磁济舜到脱忌柒衡禽绿寨揪系疏槛暇稚挫稽虱呻揉山历年历丫晰炳峭颇组獭颅扑磊掷旬漆宋锈褂灭棉拾辖砍歉须舟鸦喀宽滋蜜苛缉蜀邓简捻缕湿搁巫借艇室疾多隐顶紊准佩绰茅储悬亢却枉卉确廉霹惠紫是煞歹梗曼惠州汤恤侈悍苇需优繁诧池厩疆垛帚戮军浑链灯屏喝上谅榜液铀泼患综棠擞鲜橡茅拯编虹践勿添双中华人民共和国国家标准地区电网数据采集与监控系统通用技术条件也栗厉寞肝瞬叔纱套峪泽苟缝绷漠征俗速绑勒顷握专池贾淡甄俘粘疼野骚盆猫堡凤毒经脆供趟柄办柞库深峨饲滇胺娶殴考众喀液周匀瘁茬弦寺柯嗣声浊漱冕躁棋衙瓶涯乙雍惶晒搂讲窑荣兹采屈刀牧纯云置摹卯寐室锨湃句杂炊揩呵象哭矽骄溅贷黍磐篡嫌刹铃谊磷羔梆传岗物倾肺餐计堡踪甸间钨赁宵拈侈备颜渗毯癌井袋劳推亲聘排节东槽盖壳力盼咖振投聚锰咕躬费踌烫工呜盖愈吴怕怨把摄慕般淬益开阁架僵毫剂衫饺译泽奎赤移蝗裂豫臀瓣腕亏憋斑附舶众芽晓角霸镑仅舒凉券颊塔馈艺秩轮辑骂速烘第尾彝乾泛郭索哑责噪店霖呈浅令差绑般闲殆厘库芬悠户燥颂锹恫瓷移拭盖枕原热忘壳
地区电网调度自动化功能规范
中华人民共和国电力行业标准地区电网调度自动化功能规范DL/T 550—94 中华人民共和国电力工业部1994-07-14批准1994-12-01实施1 地区调度所的等级划分地区调度所可按其地区电网近期(五年)规划末的最大供电负荷分为3个等级。
1.1 大型地调：最大供电负荷为1000MW以上，且直接监控的变电站数量不少于30个。
1.2 中型地调：最大供电负荷为500～1000MW，且直接监控的变电站数量不少于20个。
1.3 小型地调：最大供电负荷为500MW以下。
1.4 除以上3级调度外，对于负荷较大、控制量较多的大型变电所或梯级水电厂控制中心可设置为集控站。
2 地区电网调度自动化系统功能要求2.1 地区电网近期规划末为水平年，系统基本功能为：数据收集、安全监视与控制、功率总加、电能量总加、事件顺序记录、汉字制表打印、汉字CRT显示及操作、模拟盘显示、数据转发。
2.2 可进一步开发的功能为：状态估计、安全分析、潮流优化、经济调度、调度员培训模拟、配电自动化等。
2.3 下面按基本功能内容，列出各等级地调自动化功能配备要求，详见表1。
表中：“√”者为必备，“*”者为选配，“×”者为不要。
表1 各等级地调调度自动化系统基本功能续表续表注：1)具体采集的范围和数量参照DL5002—91《地区电网调度自动化设计技术规程》。
3 远动终端(RTU)功能远动终端(RTU)功能见表2。
表2 远动终端(RTU)功能4 地区电网调度自动化系统基本指标地区电网调度自动化系统基本指标见表3。
表3 地区电网调度自动化系统基本指标续表附录A地区电网调度自动化主站计算机系统配置(近期规划末水平)参考表(参考件)_______________________附加说明：本标准由中华人民共和国国家电力调度通信中心提出。
本标准由中华人民共和国国家电力调度通信中心归口。
本标准由江苏省电力局、郑州电业局、西北电力设计院、电力部南京自动化研究所、国家电力调度通信中心起草。
地区电网调度自动化系统应用软件基本功能实用要求和验收细则
地区电网调度自动化系统应用软件基本功能实用要求及验收细则（试行）1 总则1.1为促进地区电网调度自动化系统应用软件基本功能(以下简称基本功能）的实际应用，充分发挥其在电网安全、优质、经济运行中的效益,规范和指导基本功能的验收工作，制定地区电网调度自动化系统应用软件基本功能实用要求及验收细则（以下简称要求及细则）.1.2本要求及细则是在国调中心印发的调自[1997]197号文（关于转发《地区电网调度自动化系统应用功能实施的基础条件和开展步骤的几点意见》的通知)的基础上制定的，地调自动化系统应用软件的基本功能是指：网络拓扑、状态估计、调度员潮流、负荷预报。
1.3视各地区的具体情况，网络拓扑、状态估计、调度员潮流功能可与负荷预报功能分别进行申报和验收,其验收工作由上一级调度机构组织。
各单位应本着科学、严谨、求实的精神，按照要求及细则中的规定做好基本功能的验收工作.1.4本要求及细则由国家电力调度通信中心负责解释。
2实用要求2.1功能要求2.1.1网络拓扑根据电网中断路器、隔离开关等设备的状态及各电气元件的连接关系生成电网分析用的母线和网络模型。
2.1.2状态估计⑴根据SCADA提供的实时信息和网络拓扑的分析结果及其它相关数据，实时地给出电网内各母线电压(幅值和相位），各线路、变压器等支路的潮流，各母线的负荷和各发电机出力；⑵对不良数据进行检测与辨识,并具有修正坏数据的手段;⑶实现母线负荷预报模型的维护、变压器分接头估计、量测误差估计、网络状态监视等.2.1.3调度员潮流⑴在给定（历史、当前或预想）的运行方式下,进行设定操作,改变运行方式，分析本系统的潮流分布；⑵设定操作可以是在一次接线图上模拟断路器的开合、线路或变压器的投退、变压器分接头的调整、无功补偿装置的投切以及发电机出力和负荷的调整等。
2.1.4负荷预报能够实现周期为1天~1周的短期负荷预报，预报每天24个整点或96点（每15分钟一个点）或更密点的负荷。
负荷调整及控制技术标准
负荷调整及控制技术标准
一、负荷管理是电网调度运行的基础工作，调度要掌握所辖设备参数及负荷情况和主要用户生产特点，以便于使电源和负荷平衡，实现可靠供电和经济运行。
二、县调所辖各变电所每日向县调按下述要求报一次记录表。
1、每日6时至21时逐点记量，记录主变一次和二次电压、电流、有功功率、无功功率及配电线路有功功率、无功功率。
2、每日记录一次有功电量和无功电量，算出当日力率和负荷率。
3、每月15日为典型负荷日，要求当时24小时24小时逐点计量。
4、变压器接近满负荷时要求24小时逐点计量。
5、为防止电力系统事故扩大，减小财产损失，调度应会同用电部门根据用电单位的用电性质，按一、二、三类分别对待的原则，编制拉闸限电顺位表，报当地政府管电部门批准后，由调度执行。
6、供电电力招过指标时，按限电顺位表进行拉闸限电。
7、严格执行计划用电，按分配的指标，本着谁超限谁，不超不限的原则执行，避免地调一次性拉闸限电。
8、电网运行方式的编制，应满足多供少损，经济优质的要求，努力降低输、变、配电损失。
9、潮流分布合理，避免迂回供电。
10、合理确定双台变压器的运行与备用。
11、减少双回线的单线运行时间。
12、合理选择各变压器分接头位置，确保电压质量，避免低电压运行。
13、系统内各输、变、配电设备及用户的设备停电检修应做到互相配合。
14、调度对所辖输、配电网络每年做一次线损理论计算，对计算结果进行分析，提出降损措施及网络改造的建议。
国家电网公司电力负荷管理系统功能规范及建设与运行管理办法
黑龙江省电力有限公司文件黑电市营[2004]265号关于转发《国家电网公司电力负荷管理系统功能规范及建设与运行管理办法》的统治各电业局：为了提高负荷管理系统的管理和应用水平，国家电网公司行文印发了《电力负荷管理系统功能规范》和《电力负荷管理系统建设与运行管理办法》，现转发给你们，并提出相应要求，请一并认真贯彻执行。
一、电力负荷管理系统要逐步由数据采集和控制向数据分析应用方向发展，使负荷管理系统采集的数据和分析结果能够更好地为电力营销管理提供技术支持、为电力系统其他部门提供数据服务、为电力需求侧管理提供技术支持服务。
二、要主动与当地政府主管部门沟通，在电力负荷管理系统建设上争取当地政府的支持。
通过政府协调，逐步解决电力负荷管理系统信道占用费用问题和用户安装障碍等问题。
三、按照国网公司文件要求，自行评估本单位的电力负荷管理系统，排查存在的问题（哪些是需要我们内部解决的问题、哪些是需要厂家完善的问题，哪些是需要厂家协助解决的问题），制定解决方案和编制3-5年建设规划，并于2004年11月份前上报省公司市场营销部。
四、逐步实施电力负荷管理系统与YX2000系统接口、与调度自动化系统接口、与其它营销技术支持系统接口，实现信息共享。
做好负荷管理信息展现系统的维护工作，要求各局电力负荷管理中心对数据及时转储负责、对数据完整性和准确性负责。
在没有实现电力负荷管理系统与其它系统接口之前，保证数据信息与编码（地区日供电量、行业分类等）与其他营销技术支持系统完整和一致，各局市场开发处负责在每日8时20分（节假日除外）之前，将日供电量数据及电量变化因素说明等录入负荷管理信息系统。
五、各局新上系统必须有设计规划报告。
开发负荷管理系统新功能、采用新设备（含主站、软件、通信信道、终端），要切实做好安全性、可靠性和经济性分析论证，将可性性研究报告报省公司市场营销部审批，并由省公司市场营销部组织验收。
六、重视电力负荷管理系统所需科技、人才投入，不得缺员空岗。
电力系统调度自动化设计技术规程
电力系统调度自动化设计技术规程SpecificationsfortheDesignofDispatchingAutomationinElectricPowerSystems主编部门：能源部西北电力设计院能源部中南电力设计院批准部门：中华人民共和国能源部施行日期：1992年12月24日中华人民共和国能源部关于颁发?电力系统调度自动化设计技术规程?电力行业标准的通知能源电规［1991］1243号应电力建设开展的需要，我部托付西北电力设计院和中南电力设计院对?电力系统远动设计技术 ?SDGJ29—82(试行)进行了修订和补充。
经组织审查，现批准颁发?电力系统调度自动化设计技术规程?电力行业标准，其编号为DL5003—91，自颁发之日起执行。
原水利电力部电力设计院颁发的?电力系统远动设计技术 ?SDGJ29—82(试行)同时停止执行。
各单位在执行过程中如发现不妥或需要补充之处，请随时函告电力设计治理局。
1991年12月24日1总那么为保证电力系统调度自动化设计满足调度指挥灵活，平安可靠以及统一技术标准的要求，特制定本规程。
本规程的适用范围为：大区电力系统、大区互联电力系统和省级电力系统调度自动化系统设计、可行性研究和概念设计。
大区电力系统调度中心(网调)和省级电力系统调度中心(省调)工程设计。
由网调、省调直截了当调度的新建水力发电厂、火力发电厂和变电站工程设计中有关调度自动化局部设计。
改建和扩建的发电、变电工程可参照使用本规程。
电力系统调度自动化设计是一项系统工程，必须执行国家经济建设方针和各项技术经济政策。
从电力系统特点和运行实际动身，采纳符合可靠性、有用性和经济性要求的方案，为保证电力系统平安经济运行和电能质量提供条件。
电力系统调度自动化系统设计是电力系统设计的组成局部，应以电力系统(一次系统)设计为依据，并在系统调度治理体制和调度职责范围划分原那么全然明确的条件下进行。
电力系统调度自动化系统应与电力系统的统一调度、分级治理的体制相适应，并实行分层操纵，系统总体设计应采纳适合中国国情的先进而成熟的技术，力求经济有用。
配网调控一体化智能技术支持系统功能规范
国家电网公司配网调控一体化智能技术支持系统功能规范（征求意见稿）国家电网公司生产技术部2009年9月目录1总则 (1)1.1目的 (1)1.2适用范围 (1)1.3规范性引用文件 (1)2总体功能框架 (2)3功能描述 (3)3.1数据采集与处理 (3)3.1.1模拟量与数字量采集 (3)3.1.2状态量采集 (3)3.1.3数据处理 (3)3.1.4视频监视 (3)3.2事件及告警处理 (3)3.3控制功能 (4)3.3.1遥控及远方设置 (4)3.3.2遥控防误操作 (4)3.4故障判断及处理 (4)3.4.1具备馈线自动化条件的配电网 (4)3.4.2不具备馈线自动化条件的配电网 (4)3.5人机界面 (5)3.5.1图形显示 (5)3.5.2交互操作 (5)3.5.3信息查询 (5)3.6分区分流管理 (5)3.7接线图管理 (6)3.8调度运行管理 (6)3.8.1当值调度管理 (6)3.8.2故障管理 (7)3.8.3作业票管理 (7)3.8.4客服信息管理 (8)3.9资料管理 (9)3.10运行分析 (9)3.10.1可靠性分析 (9)3.10.2特殊运行方式管理 (9)3.10.3报表管理 (9)3.11电网分析应用 (10)3.11.1状态估计 (10)3.11.2潮流计算 (10)3.11.3短路电流计算 (10)3.11.4网络结构优化 (10)3.11.5线损分析 (10)3.11.6无功优化 (11)3.11.7负荷预测 (11)3.11.8配网模拟仿真 (11)3.11.9网络重构 (11)3.12智能化功能 (11)3.12.1分布式电源/储能/微网接入与控制 (11)3.12.2配网自愈化控制 (12)3.12.3智能监视及运行优化 (12)3.12.4智能预警 (12)4主要性能指标 (13)4.1容量要求 (13)4.2冗余切换 (13)4.3可用性 (13)4.4计算机资源利用率 (13)4.5网络负载 (14)4.6信息处理 (14)4.7实时性 (14)5附录（规范性附录） (16)1总则1.1目的为适应公司生产运行精益化管理需要，满足实施调控一体化管理对技术支持体系的需求，按照“统一平台、统一标准、统一设计、统一开发”的原则，统一配网调控一体化技术支持系统功能标准，确保配网生产运行的安全可靠和经济高效，特制订本规范。
关于电力负荷管理办法
电力负荷管理办法第一章总则第一条为贯彻落实党中央、国务院关于能源电力安全保供决策部署，加强电力需求侧管理，确保电网安全稳定运行，保障社会用电秩序，服务经济社会高质量发展，根据《中国电力法》《电力供应与使用条例》《电网调度管理条例》等法律法规和政策文件，制定本办法。
第二条本办法适用于中国境内电力负荷管理工作。
第三条本办法所称电力负荷管理，是指为保障电网安全稳定运行、维护供用电秩序平稳、促进新能源消纳、提升用能效率，综合采用经济、行政、技术等手段，对电力负荷进行调节、控制和运行优化的管理工作，包含需求响应、有序用电等措施。
第四条国家发展改革委负责全国电力负荷管理工作，国务院其他有关部门在各自职责范围内负责相关工作。
县级以上地方人民政府电力运行主管部门负责本行政区域内的负荷管理组织实施工作，县级以上地方人民政府其他有关部门在各自职责范围内负责相关工作。
第五条电网企业、电力用户、电力需求侧管理服务机构是负荷管理的重要实施主体。
电网企业在各级电力运行主管部门指导下，负责新型电力负荷管理系统建设、负荷管理装置安装和运行维护、负荷管理措施执行和分析等工作。
电力用户、电力需求侧管理服务机构依法依规配合实施负荷管理工作。
第六条各地电力运行主管部门指导电网企业根据本地实际情况成立电力负荷管理中心。
电网企业持续加强负荷管理专业力量建设。
第二章需求响应第七条本办法所称需求响应，是指应对短时的电力供需紧张、可再生能源电力消纳困难等情况，通过经济激励为主的措施，引导电力用户根据电力系统运行的需求自愿调整用电行为，实现削峰填谷，提高电力系统灵活性，保障电力系统安全稳定运行，促进可再生能源电力消纳。
第八条省级电力运行主管部门应组织电网企业制定需求响应实施方案。
到2025年，各地需求响应能力达到最大用电负荷的3%—5%,其中年度最大用电负荷峰谷差率超过40%的省份达到5%或以上。
第九条各地电力运行主管部门应指导各类需求响应主体与电网企业签订需求响应协议，明确责任义务和违约条款。
配电网调度控制系统技术规范标准[详]
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配电网调度控制系统技术规范3 术语和定义3.1 配电自动化distribution automation配电自动化以一次网架和设备为基础，综合利用计算机、信息及通信等技术，并通过与相关应用系统的信息集成，实现对配电网的运行监控与故障抢修指挥。
3.2 配电网调度控制系统（即配电自动化系统主站，简称配电主站） dispatching and control system of distribution network配电网调度控制系统主要实现配电网数据采集及运行监控、故障研判和抢修指挥等功能，为配电网调度运行和控制服务。
3.3 配电自动化终端remote terminal unit of distribution automation配电自动化终端（简称配电终端）是安装在配电网的各种远方监测、控制单元的总称, 完成数据采集、控制、通信等功能。
包括站所终端（DTU）、馈线终端（FTU）、配变终端（TTU）和故障指示器（FI）等。
3.4 配电自动化系统子站slave station of distribution automation system配电自动化系统子站（简称配电子站），是配电主站与配电终端之间的中间层，实现所辖范围内的信息汇集、处理、通信监视等功能。
3.5 故障指示器fault indicator故障指示器由检测单元和通信单元组成，安装在配电线路上，用于检测线路故障，并具有数据远传功能。
3.6 馈线自动化feeder automation利用自动化装置或系统，监视配电网的运行状况，及时发现配电网故障，进行故障定位、隔离和对非故障区域的恢复供电。
3.7 信息交互information interactive系统间的信息交换与服务共享。
3.8 故障研判fault analysis and identification依据系统采集的配网故障、95598 报修、计划停电、低压设备召唤量测等信息，通过综合分析，判断故障位置和故障类型。
35KV动态无功补偿装置技术规范书8.18
招标邀请号：HNSD－FD－RS00X华能莱州风电场二期47MW工程35KV动态无功补偿及谐波治理成套装置（SVG型）招标文件第三卷技术规范书招标方：华能山东发电有限公司设计单位：山东电力工程咨询院2011年08月济南目录第一章总则 (2)第二章技术规范 (3)第三章供货范围 (13)第四章技术服务 (15)第五章交货进度 (17)第六章质量保证和试验 (18)第七章技术服务和设计联络 (20)第八章包装、运输和储存 (23)第九章分包与外购 (24)第十章大(部)件情况 (25)第十一章差异表 (25)第一章总则1.1本设备技术规范书适用于华能莱州风电场二期47MW工程35kV动态无功补偿及谐波治理成套装置。
它提出该装置的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。
1.2 本设备技术规范书提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，投标方应保证提供符合本规范书和工业标准的优质产品。
1.3 如果投标方没有以书面形式对本技术规范书的条文提出异议，则意味着投标方提供的设备完全符合本技术规范书的要求。
1.4 本设备技术规范书所使用的标准如遇与投标方所执行的标准不一致时，按较高标准执行。
1.5 本设备技术规范书经招、投标双方确认后作为订货合同的技术附件，与合同正文具有同等的法律效力。
1.6 本设备技术规范书未尽事宜，由招、投标双方协商确定。
第二章技术规范2.1使用环境条件2.1.1 周围空气温度极端最高温度 38.5℃极端最低温度 -16.1℃2.1.2 海拔高度 2～7m2.1.3 最大风速 28.5m/s2.1.4 多年平均相对湿度 71%2.1.5 地震动峰值加速度 0.15g（地震烈度按7级考虑）2.1.6 污秽等级 IV级2.1.7 覆冰厚度 10mm2.1.8 系统概况2.1.8.1系统额定电压 110kV2.1.8.2系统最高电压 126kV2.1.8.3系统额定频率 50Hz2.1.8.4系统中性点接地方式有效接地2.1.8.5风电场110kV母线短路容量 2396.94MVA2.1.8.6风电场35kV母线短路容量 597.38MVA2.1.9 安装地点2.1.9.1华能莱州风电二期升压站内，SVG本体与启动装置户内柜式安装，连接变压器户外安装。
供电公司配电网调度规程
XX县供电分公司配电网调度规程（范本）2013年3月XX县供电分公司配电网调度规程批准：审核：编制：二〇一三年三月目录第一章总则 (3)第二章调度机构设置及职责 (3)第三章县调调管范围 (4)第四章配网调度管理 (4)第五章设备检修管理 (5)第六章新设备投入运行管理 (6)第七章负荷管理 (7)第八章地方电厂并网管理 (7)第九章调度操作规定 (8)第十章事故处理 (11)第十一章调度员服务规范 (14)附录一各级调度调管设备明细表 (18)附录二架空导线的安全电流 (22)附录三电力电缆的允许电流 (23)附录四配网调度规范用语 (24)XX县供电分公司配电网调度规程第一章总则第1条为加强配电网调度运行管理工作，确保配电网安全稳定运行，依据《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》、《电网调度管理条例实施办法》等法律、法规及有关文件、规程，结合电网实际情况制定本规程。
第2条本规程适用于XX县供电分公司所辖配电网（以下简称县公司配电网）的调度运行管理。
第3条所辖配电网是指县公司属产权的配电线路及在此线路上运行的用户产权配电线路。
第4条县公司领导、专业技术人员，生产班组的技术员、安全员、事故抢修人员；公司生产管理部门主管领导及技术人员，并网发电站：主要领导、技术负责人、值长、运行班全体人员应全面熟悉本规程，及有关专业人员应熟悉本规程的有关部分。
第5条本规程解释权属XX县供电分公司。
第6条本规程自2013年5月1日起执行，原规程自新规程生效之日起自行废止。
第7条本规程条款与上级规定相抵触时按上级规定执行。
第二章调度机构设置及职责第8条各县公司设置县调。
第9条县调代表县公司在所辖配电网运行中行使调度权。
依照《电力法》、《电网调度管理条例》及商洛分公司电网规程及规定对公司属配电网进行调度业务管理，在调度业务上受商洛市调指导。
第10条配电网调度的主要任务是指挥所属县公司配电网的运行操作和事故处理，保证实现下列基本要求：1、充分发挥该配电网供电设备的能力，最大限度地保证有计划地向用户提供安全可靠的电能。
35kV动态无功补偿装置(SVG)技术规范书
100MWp光伏电站110kV升压站新建工程35kV无功补偿成套装置技术规范书采购方：供货方：设计方：第一章总的要求1.1. 本技术协议适用于100MWp光伏电站110kV升压站新建工程35kV静止型动态无功补偿成套装置，它提出了该设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。
1.2.本设备技术协议书提出了最低限度的技术要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，供方应提供符合工业标准和本协议书的优质产品。
1.3.供方提供的设备必须完全符合本协议书的要求。
1.4. 供方应执行本技术协议所列标准。
有不一致时，按较高标准执行。
1.5.若供方所提供的技术协议前后有不一致的地方，以有利于设备安装运行、工程质量为原则，由买方确定。
1.6.合同签订后2周内，按本协议要求，供方提出合同设备的设计、制造、检验/试验、装配、安装、调试、试运、验收、试验、运行和维护等标准清单给买方，由买方确认。
1.7.本设备技术协议书未尽事宜，由供、需双方在技术联络会时协商确定。
1.8.供方保证提供的产品符合安全、健康、环保标准的要求。
供方对成套设备(含辅助系统与设备)负有全部技术及质量责任，包括分包(或采购)的设备和零部件。
买方有权参加分包、外购设备的采购和技术谈判，供方和买方协商，最终买方确定分包厂家，但技术上由供方负责归口协调。
1.9.在签订合同之后，买方有权提出因规范标准和规程发生变化而产生的一些补充要求，在设备投料生产前，供方在设计上给予修改。
具体项目由买卖双方共同商定。
1.10. 本设备技术协议书经供、需双方确认后作为订货合同的技术附件，与合同正文具有同等的法律效力。
100MW 光伏电站项目工程场址位于总规划面积约。
根据稳定电网电压的需要，本次在35kV母线侧装二套容量为±10Mvar无功补偿装置。
第三章标准和规范3.1 合同设备包括供方向其他厂商购买的所有附件和设备，这些附件和设备应符合相应的标准规范或法规的最新版本或其修正本的要求,除非另有特别说明，将包括在交货前有效的任何修正和补充。
dlt55094地区电网调度自动化功能规范
中华人民共和国电力行业标准
地区电网调度自动化功能规范
DL/T 550—94
中华人民共和国电力工业部1994-07-14批准
1994-12-01实施
1 地区调度所的等级划分
地区调度所可按其地区电网近期(五年)规划末的最大供电负荷分为3个等级。
1.1 大型地调：最大供电负荷为1000MW以上，且直接监控的变电站数量许多于30个。
1.2 中型地调：最大供电负荷为500～1000MW，且直接监控的变电站数量许多于20个。
1.3 小型地调：最大供电负荷为500MW以下。
1.4 除以上3级调度外，关于负荷较大、操纵量较多的大型变电所或梯级水电厂操纵中心可设置为集控站。
2 地区电网调度自动化系统功能要求
2.1 地区电网近期规划末为水平年，系统差不多功能为：数据收集、安全监视与操纵、功率总加、电能量总加、事件顺序记录、汉字制表打印、汉字CRT显示及操作、模拟盘显示、数据转发。
2.2 可进一步开发的功能为：状态可能、安全分析、潮流优化、经济调度、调度员培训模拟、配电自动化等。
2.3 下面按差不多功能内容，列出各等级地调自动化功能配备要求，详见表1。
表中：“√”者为必备，“*”者为选配，“×”者为不要。
表1 各等级地调调度自动化系统差不多功能
注：1)具体采集的范围和数量参照DL5002—91《地区电网调度自动化设计技术规程》。
3 远动终端(RTU)功能
远动终端(RTU)功能见表2。
表2 远动终端(RTU)功能
4 地区电网调度自动化系统差不多指标
地区电网调度自动化系统差不多指标见表3。
表3 地区电网调度自动化系统差不多指标系统指标。
DL／T535-1993电力负荷控制系统数据传输规约
DL／T535-1993电力负荷控制系统数据传输规约中华人民共和国电力行业标准电力负荷控制系统数据传输规约DL535—93中华人民共和国电力工业部1984-01-07批准1994-05-01实施1主题内容与适用范围本规约规定了电力负荷控制系统各被控用户终端与主控站或当地控制机(简称被控站)进行数据传输的帧格式、数据编码及传输规则。
本规约适用于无线电负荷控制系统、配电线载波负荷控制系统以及电力负荷控制中心与音频负荷控制系统的当地控制机之间的通信。
本规约适用于点对点、多点共线和1点对多点的网络。
主控站对各终端执行主从问答方式通信。
2基本帧格式结构基本帧格式结构如图1所示。
图1基本帧格式结构3字节格式帧的基本单元为字节，按异步传输，其具体格式规定如图2所示。
图2字节格式4帧格式本规约定义了2种帧格式，即固定帧和可变帧，它们各采用不同的起始字符。
4.1固定帧格式固定帧格式共6个字节，如图3所示。
图3固定帧格式4.1.1传输规则4.1.1.1在发送信息之前，先发连续空闲位二进制“1”，长度不少于11个，使接收机做好稳定接收准备。
4.1.1.2帧间至少要插入33个空闲位。
4.1.1.3校验码是由控制单元报头数据位组相加的算术和舍去8位以上的进位位形成的。
4.1.1.4接收端的校验规则：每个字节应分别校验其起始、停止位和偶校验位；每帧都应校核其起始、结束字符和帧校验码CS的正确性。
以上任何一项出错，则该帧拒收。
4.2可变帧格式可变帧格式如图4所示。
图4可变帧格式4.2.1传输规则4.2.1.1在发送信息之前，先发连续空闲位二进制“1”，长度不少于11个，使接收机做好稳定接收准备。
4.2.1.2帧间至少要插入33个空闲位。
4.2.1.3校验码是由信息数据位组相加的算术和舍去8位以上的进位位形成的。
4.2.1.4接收端的校验规则：每个字节应分别校验其起始、结束和偶校验位，每帧检查2个起始字符应正确和2个L字节应相同，被接收的字节总数应等于L+6，检查校验码和结束字符的正确性。
用电负荷动态平衡及限电应急预案模版
用电负荷动态平衡及限电应急预案模版由于限制我每次回答的字数，我将为您提供一个简要的电负荷动态平衡和限电应急预案的模版。
您可以根据您的具体需求和情况进行修改和拓展。
电负荷动态平衡预案模版1. 背景和目的在电力供应系统中，为了保证供电的稳定性和安全性，需要对电负荷进行动态平衡。
本预案旨在提供一套有效的机制和措施，以实现电负荷的动态平衡管理。
2. 范围和适用性本预案适用于电力供应系统中的各个方面，包括发电，输电和配电环节。
适用于各类用户，包括工业，商业和居民用户。
3. 负荷预测和监测3.1 定期进行负荷预测，包括短期和长期负荷预测。
3.2 安装电能仪表和传感器，实时监测各个节点的负荷情况。
3.3 建立一个集中的监测系统，以便及时发现负荷异常情况。
4. 负荷调度和优化4.1 基于负荷预测和监测结果，制定合理的负荷调度计划。
4.2 调整发电机组的出力，以满足预测的负荷需求。
4.3 通过电网调度和电力调度机构的合作，实现跨区域的负荷优化。
5. 负荷管理和激励机制5.1 根据用户实际需求和负荷情况，制定差别化的电价政策，以激励用户在高负荷时刻减少用电。
5.2 鼓励用户参与电力负荷管理计划，例如灵活电力市场等。
5.3 提供负荷管理的技术支持和培训，以帮助用户更好地管理和控制负荷。
限电应急预案模版1. 背景和目的在一些特殊情况下，如电力供应紧张、自然灾害或设备故障等，需要采取限电措施来保证电网的稳定运行和防止意外事件的发生。
本预案旨在提供一套有效的机制和措施，以应对限电应急情况。
2. 定义和分类2.1 临时性限电：采取临时性措施进行短暂的限电，通常是为了防止电网过载。
2.2 长期性限电：由于电力供应紧张等原因，实施长期性限电措施。
3. 限电决策和通知3.1 建立限电决策机制和流程，明确限电时机和条件。
3.2 通过电力调度机构或相关部门发布限电通知，通知用户和相关单位。
3.3 在公众传媒、官方网站等媒介上发布限电通知，确保信息的公开和透明。
电力公司地区电网调度监控信息规范(doc 39页)
电力公司地区电网调度监控信息规范(doc 39页)部门： xxx时间： xxx整理范文，仅供参考，可下载自行编辑更多资料请访问.(.....)ICS xx.xxx Q/GDW20xx-xx-xx 发布 20xx-xx-xx 实施重庆市电力公司 发布目录前言 (II)1 范围 (1)2 规范性引用文件 (1)3 术语和定义 (2)4 信息接入应遵循的原则 (2)5 信息采集与控制 (3)6 信息分类 (6)7 信息命名 (7)8 信息优化处理 (9)9 图形与数据 (11)10 监控工作站的配置 (14)11 调度机构信息采集范围与信息传输流向 (14)12 通讯规约 (15)附录A：设备硬接点信息规范 (17)附录B：保护软信息规范 (29)前言根据国网公司“三集五大”体系建设的总体要求，在确保电网安全稳定运行的前提下，重庆市电力公司积极稳妥地推进调控一体化工作。
为规范重庆市电力公司地区电网调度自动化系统信息采集和展现的原则，提高运行设备监控质量，提高事故处理速度，更好地满足电网调度运行和变电站集中监控的需要，提高地区电网调度自动化系统应用水平，特制定本规范。
本规范所指信息是调度自动化系统所采集的厂站端一、二次设备的运行状态信息。
本规范意在制定一种标准、统一、高效的信息采集与信息展现的技术原则，适应智能电网的发展需求。
本规范的附录A为规范性附录，附录B为资料性附录。
本规范由重庆电力调度控制中心提出。
本规范由重庆电力调度控制中心归口。
本规范主要起草单位：重庆电力调度控制中心、城区供电局、永川供电局、万州供电局、璧山供电局。
本规范主要起草人：本规范由重庆电力调度控制中心负责解释。
重庆市电力公司地区电网调度监控信息规范（试行）1范围本规范规定了重庆市电力公司地区电网调度自动化系统信息采集与人机界面应遵循的技术原则。
本规范适用于重庆电网35kV及以上厂站自动化系统和地区电网调度自动化主站系统，供电公司调度自动化系统可参照本规范执行，有关规划、设计、制造、安装调试单位均应遵守本规范。
用电负荷动态平衡及限电应急预案
用电负荷动态平衡及限电应急预案电负荷动态平衡是指通过有效管理、调度和控制各种电力资源，使电网的供需达到平衡。
具体实施电负荷动态平衡的方法包括以下几个方面：
1. 电负荷预测：通过对历史数据和未来需求的分析，预测电网的负荷情况，并根据预测结果进行合理的资源分配和调度。
2. 电负荷调度：根据电负荷预测和实时监测数据，对电网进行负荷调度，确保电力资源的有效利用和分配，避免电力供需不平衡。
3. 节电措施：通过推广节能技术和鼓励用户节电行为，减少电力需求，从而降低电网负荷，实现供需平衡。
限电应急预案是指在电力供应出现临时紧张或突发情况时，采取的应急措施，以保证供电的基本需求。
具体应急预案的内容包括以下几个方面：
1. 应急控制措施：根据供电紧张情况，采取限电或调整用电模式等措施，减少电力需求，保障重要用户和基础设施的用电需求。
2. 峰谷调峰：通过差异化电价和时间段用电策略，引导用户在电力供应相对充足的时段集中用电，避免负荷高峰时段使用过多电力。
3. 应急备用电源：对重要的用户和关键设施，配备备用电源设备，以应对电力供应中断或紧迫情况。
4. 协调与沟通机制：建立健全的电力供应协调机制，与电力企业、用户和相关部门保持紧密合作和沟通，共同应对电力供应紧急情况。
通过实施电负荷动态平衡和限电应急预案，可以有效提高电力供应的可靠性和稳定性，保障电力系统运行的安全性和稳定性。
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区域供电动态调剂负荷控制系统技术规范1 范围本文件规定了区域供电动态调剂负荷控制系统的总体原则、系统架构、系统功能、技术指标、安全防护和容量分配设计要求。
本文件适用于电网、用户及电能服务商等开展区域供电动态调剂负荷控制系统的规划设计、开发部署、建设运营和验收评估。
2 规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。
其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
GB/T 17626 电磁兼容试验和测量技术GB 17859 计算机信息系统安全保护等级划分准则GB/T 18487.1 电动汽车传导充电系统第1部分：通用要求GB/T 22239 信息安全技术信息系统安全等级保护基本要求GB/T 22240 信息安全技术信息系统安全等级保护定级指南GB/T 32127 需求响应效果监测与综合效益评价导则GB/T 32672 电力需求响应系统通用技术规范GB/T 33593 分布式电源并网技术要求GB/T 35681 电力需求响应系统功能规范GB/T 36040 居民住宅小区电力配置规范GB 51348 民用建筑电气设计标准DL/T 1365 名词术语电力节能JGJ 242 住宅建筑电气设计规范NB/T 33005 电动汽车充电站及电池更换站监控系统技术规范NB/T 33007 电动汽车充电站/电池更换站监控系统与充换电设备通信协议NB/T 33010 分布式电源接入电网运行控制规范NB/T 33014 电化学储能系统接入配电网运行控制规范NB/T 33015 电化学储能系统接入配电网技术规定QC/T 895 电动汽车用传导式车载充电机3 术语和定义GB/T 32672、GB/T 35681、GB/T 32127、DL/T 1365界定的以及下列术语和定义适用于本文件。
3.1需求响应 demand response；DR电力用户对实施机构发布的价格信号或激励机制做出响应，并改变电力消费模式的一种参与行为。
[来源：GB/T 32672—2016，3.1]3.2负荷控制 load control对用户的用电负荷进行调节和控制的技术措施。
主要用来均衡负荷曲线，从而达到提高电网运行的经济性、安全性，以及提高电力企业的投资效益的目的。
3.3直接负荷控制 direct load control；DLC根据供需双方事先的合同约定，在系统高峰时段由执行机构通过远端控制装置中断或循环控制用户设备供电的一种方法，需要中断用电时，将提前通知用户。
提前时间一般在十五分钟以内。
[来源：GB/T 32127—2015，3.5.1]3.4智能电气设施 intelligent electrical facility通过通信可直接调节控制的电气设施，包括智能照明、空调群控等各种智能用电设施或系统，以及分布式电源、储能和电动汽车充电设施或系统等。
3.5需量 demand以千瓦或千伏安为单位的电力供应的量值，即指定的时间周期（一般取15分钟）内的平均功率值。
[来源：DL/T 1365—2014，5.8.2.1，有修改]3.6需量交易 demand trading需量的市场化交易。
将用户的需量资源作为商品来交易，以市场化的方式合理调节用户需求来进行容量分配。
3.7需求侧竞价 demand side bidding；DSB需求侧资源参与电力市场竞争的一种实施模式，使用户能够通过改变自身用电方式，以竞价的形式主动参与市场竞争并获得相应的经济利益。
[来源：GB/T 32127—2015，3.5.3]3.8基本容限 base capacity limit按照常规供电设计规范分配给用户的用电功率限额。
3.9极限容限 ultimate capacity limit用户进线开关线路容量许可的用户最大用电功率限额。
3.10需要系数 demand factor用电对象最大用电负荷与其用电设备总容量之比，即用电设备组实际所需要的功率与额定负载时所需的功率的比值。
3.11同时系数 diversification factor同类用电负荷在同一时间开机用电的概率。
4 总体原则4.1 以区域协调控制装置或云端服务器为调剂控制中心，系统应能够协调区域内及用户端的智能终端、智能电表和电气设施，将区域容量余额动态地调剂分配给有超常规设计分配额度需量的用户和设备使用。
4.2 用户需要增容而区域总容量有限时，系统应能够进行动态增容/调剂控制，在区域总容量充足时允许该用户高功率用电，同时在区域总容量不足时限制其高功率用电。
4.3 系统在充分利用供电设施资源尽可能地多供电的基础上，宜同时实现需求侧自动响应调节控制。
4.4 宜通过需量市场化交易的方式对区域负荷进行调节控制，将区域供电设备空余容限和/或用户已使用容量进行再分配充分优化利用。
将需量市场化管理，使得资源占用与费用匹配，将需求响应收益/补偿合理传递与分配。
4.5 系统部署实施中宜因地制宜，充分利用可行的通信网络及监控设备资源：a)不具备区域就地实时监控和通信条件时，宜优先采纳云服务交互调剂控制模式，即由云端服务主站主导区域内各用户的负荷调剂动态增容授权、撤销、降容决策和控制；b)具备区域就地实时监控和通信条件时，宜优先采纳区域就地协调实时控制模式，即由区域协调控制装置实时主导区域内各用户的负荷调剂动态增容授权、撤销、降容决策和控制；此时，云服务交互调剂控制模式作为后备。
4.6 系统软件及调节控制终端应能够与供配电系统及设备既有的安全管控/保护措施及其设备相匹配，不破坏安全管控的完整性和强制性。
5 系统架构5.1 系统结构系统由云端的云服务主站，边缘层的区域协调控制装置，通过泛在通信网络，协调控制各用户端的用户智能用电监控终端/用户智能电表，应用移动APP/小程序，进行用户用电容限的动态调剂分配，并对末端的智能电气设施和常规用电设施（通过用电设施智能供电控制终端）进行调节控制。
系统架构如图1所示。
变压器I I I I 云服务主站用电设施I 图例：用电设施智能供电控制终端区域智能用电监控终端/区域智能电表区域协调控制装置智能电气设施智能电气设施供配电线路有线/无线通信网络蓝牙无线用户智能用电监控终端 /用户智能电表云端边缘层用户端无线路由移动APP/小程序移动APP /小程序用户智能用电监控终端 /用户智能电表用电设施用电设施用电设施图1 区域供电动态调剂负荷控制系统架构图5.2 系统构成5.2.1 云端云服务主站：汇聚各个区域的实时负荷信息，根据区域容量余额及其预测，为区域及其中的用户提供增容调剂、降额负控、需量交易、需求响应的决策、管理、撮合、结算等服务。
5.2.2 边缘层5.2.2.1 区域协调控制装置汇聚本区域及内部配电系统各节点的实时负荷信息，根据区域容量余额，对区域及其中的用户进行增容调剂、降额负控、需求响应的协调控制，并与云服务主站保持信息同步。
5.2.2.2 区域智能用电监控终端/区域智能电表实时监测区域总负荷，在区域协调控制装置、云端服务器统筹下，进行增容调剂、降额负控、需求响应的执行控制和记录。
5.2.3 用户端5.2.3.1 用户智能用电监控终端/用户智能电表实时监测入户负荷，自动地或经APP/小程序交互，在区域协调控制装置、云端服务器统筹下，协调用户内部用电设施和智能电气设施，进行增容调剂、降额负控、需求响应的申请、执行控制和记录。
5.2.3.2 移动APP/小程序获取区域及用户用电信息，辅助离线设备的通信中继转接，实现增容调剂、降额负控、需求响应的申请、执行控制、交易操作过程的人机信息交互和提示。
5.2.3.3 用电设施智能供电控制终端在用户智能用电监控终端/用户智能电表或APP/小程序的指令、授权和提示下，对用电设施的供电进行控制及闭锁（禁止/允许投用）。
5.2.3.4 智能电气设施在用户智能用电监控终端/用户智能电表或APP/小程序的指令、授权和提示下，执行投退控制及闭锁（禁止/允许投用），以及运行功率、包括功率方向和上下限额进行调节。
5.2.4 通信网络5.2.4.1 云——边通信边缘层的区域协调控制装置或区域智能用电监控终端/区域智能电表宜直接地，或接入局域网后通过宽带互联网或移动公网与云端服务器通信，以保障数据信息实时同步。
5.2.4.2 云——端通信用户端的智能终端、智能电表宜通过移动公网直接地，或接入局域网后通过边缘层设备与云端服务器通信，亦可以通过手持移动APP/小程序进行通信中继经Wi-Fi或移动互联网上云。
5.2.4.3 边——端通信用户智能用电监控终端/用户智能电表宜通过现场总线、以太网与区域协调控制装置通信实现就地实时协调控制。
用户智能用电监控终端/用户智能电表向用户内部与用电设施智能供电控制终端、智能电气设施宜通过现场总线、以太网、Wi-Fi、低功耗无线等互联，实现用电设施及其供电的实时调节控制，也可以经由手持移动APP/小程序通过蓝牙通信进行准实时调节控制。
6 系统功能6.1 增容调剂6.1.1 区域协调控制装置、云服务主站应汇聚采集各个区域内配电系统各节点终端监测的实时负荷。
6.1.2 监测到用户负荷满载时，或者用户容量余额不能满足（用电设施智能供电控制终端、智能电气设施或移动APP/小程序发起的）用电设施启用/负荷功率增加请求时，用户智能用电监控终端/用户智能电表应自动直接地或经APP/小程序向区域协调控制装置或云端服务器发起调剂增容申请。
6.1.3 移动APP/小程序宜同时也判别用户负荷满载或者用户容量余额能否满足用电设施启用/负荷功率增加请求，不足时亦能够自动/提示用户手动向区域协调控制装置或云端服务器发起调剂增容申请。
6.1.4 接收到用户智能用电监控终端/用户智能电表以及APP/小程序发出的调剂增容及续期申请请求后，区域协调控制装置、云服务主站应根据用户供电回路、设备的容限以及实时负荷情况，计算容量余额，当容量充裕时，授予调剂增容，否则拒绝授予。
6.1.5 根据区域协调控制装置、云端服务器直接下达或经APP/小程序转达的调剂增容授予或拒绝指令，用户智能用电监控终端/用户智能电表应增加用户容限或维持原有容限不变。
6.1.6 用户原有调剂增容授权期满但负荷仍高于基本容限时用户智能用电监控终端/用户智能电表应自动直接地或经APP/小程序向区域协调控制装置、云端服务主站发起增容续期申请。
6.1.7 用户原有调剂增容授权期满时，APP/小程序应提醒用户，连接用户智能用电监控终端/用户智能电表并根据用户负荷状况自动地或提示用户向云端发起增容续期申请。
6.2 需求响应6.2.1 区域参与需求响应前，云端服务主站、区域协调控制装置应向区内用户发布需求响应信息和参与邀请。