国家电网公司企业标准

国家电网公司企业标准
Q/GDW 129-2005
电力负荷管理系统通用技术条件
Power load management system specification
2005－12－15发布2005－12－15实施
中华人民共和国国家电网公司发布
目次
前言
1 范围 (2)
2 规范性引用文件 (2)
3 定义 (2)
4 技术要求 (3)
4.1 系统主要性能指标 (2)
4.2 主站要求 (3)
4.3 终端技术要求 (10)
5 终端试验方法 (26)
5.1 一般规定 (25)
5.2 结构和机械试验 (26)
5.3 气候影响试验 (26)
5.4 绝缘性能试验 (27)
5.5 电源影响试验 (27)
5.6 传输信道试验 (28)
5.7 功能和性能试验 (31)
5.8 电磁兼容性试验 (35)
5.9 连续通电的稳定性试验 (38)
5.10 可靠性验证试验 (38)
6 检验规则 (40)
7 检验规则 (38)
7.1 检验分类 (38)
7.2 出厂检验 (38)
7.3 型式检验 (39)
7.4 项目和顺序 (39)
8 标志、运输、贮存 (41)
8.1 标志 (40)
8.2 运输 (40)
8.3 贮存 (40)
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。

为了满足我省用电现场服务与管理系统的建设、设备制造和使用的需要，有必要重新制订用电现场服务与管理系统的标准。

本标准与GB/T15148-1994、DL/T533-1993相比有较大变动
——明确了主站硬件和软件的要求
——数据采集和控制功能有较大扩展，增加了需求侧管理、电力营销与客户服务的应用功能；
——提高了对终端电磁兼容性的要求；
——考虑了系统对不同应用场合和多种信道的适应性。

本标准制订时参考了《电力负荷管理系统功能规范》、Q/GDW130—2005《电力负荷管理系统数据传输规约》和DL/T 533－19993《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。

制订过程中召集科研、用户和生产单位的有经验专家共同讨论，广泛征求意见。

本标准由国家电网公司营销部提出
本标准由国家电网公司科技部归口
本标准主要起草单位：中国电力科学研究院、重庆市电力公司、河南省电力公司、武汉供电公司、湖南省电力公司
本标准主要起草人：章欣、邵源、黄建军、李峰、刘五四、周纲、吴国良、唐悦。

1范围
本标准规定了用电力负荷管理系统（主站和终端设备）的技术要求、试验方法和检验规则。

本标准适用于用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标准的引用而成为本标准的条款。

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标准，然而，鼓励根据本标准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标准。

GB/T 2887－2000 电子计算机场地通用规范
GB/T 4208—1993 外壳防护等级（IP代码）
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 电工电子产品环境试验第2部分：试验方法试验A：低温
GB/T 2423.2 电工电子产品环境试验第2部分：试验方法试验B：高温
GB/T 2423.4 电工电子产品环境试验第2部分：试验方法试验C b：设备用恒定湿热
GB/T 2423.10 电工电子产品环境试验第2部分：试验方法试验F c：振动（正弦）
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、要求和实验
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 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
Q/GDW130—2005电力负荷管理系统数据传输规约
电力二次系统安全防护规定[国家电力监管委员会令（第5号）]
电力二次系统安全防护总体方案——配用电二次系统安全防护指南
电力负荷管理系统功能规范（国家电网公司生产营销[2004]116号
3定义
本标准采用下列定义。

3.1模拟量遥测量综合误差
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数据完整率
数据完整率是指系统对终端巡测整点有功功率（或小时有功电量）和日累计电量数据的完整率的月统计数。

3.3遥控正确率
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遥控终端
遥控终端指执行遥控命令进行直接跳闸控制的终端
3.5定值控制终端
定值控制终端指执行定值控制（功控或电控投入、解除等）命令功能的当地闭环控制终端。

3.6 功率定值闭环控制
主站向终端下发用户功率定值等功率控制参数，终端连续监测用户用电实时功率，当实时功率超过功率定值时，终端自动发出音像（或语音）告警，告警结束自动按设定轮次和延迟时间依次动作输出继电器，控制客户端相应配电开关跳闸，直至实施功率下降到定值。

该过程简称为功控。

3.7电量定值闭环控制
主站向终端下发用户电量定值等参数，终端连续监测用户用电量，当用电量超过告警电量定值时，终端自动发出告警信号通知用户；当用电量超过电量定值时自动按设定轮次依次动作输出继电器，控制用户端相应配电开关跳闸。

该过程简称为电控。

4技术要求
4.1系统主要性能指标
4.1.1系统可靠性
系统可靠性指标主要包括：
a)模拟量（电压、电流）测量综合误差≤1.5%。

b)数据完整率≥98%
c)遥控正确率≥99.99%
d)主站年可用率≥99.5%
注1：主站年可用率=[主站设备可用时间（h）÷全年日历时间（h）]×100%
注2：主站包括服务器、网络、专用通信设备和电源。

注3：设备可用时间（h）＝全年日历时间（h）－设备故障及维修（包括计划检修）时间（h）。

e)终端年可用率≥99.5%
注：终端年可用率＝[（全年日历小时数×终端数－∑每台终端故障停用小时数）÷（全年日历小时数×终端数）]×100％
f)终端平均无故障工作时间（MTBF）≥2104h
g)系统故障恢复时间≤2h
4.1.2系统实时性
系统实时性指标包括：
a) 站巡检系统重要信息（重要状态信息及总加功率和电量）时间<15min
注：对于230MHz专用信道，巡检终端数为：每信道≤600台终端
b)系统控制操作响应时间（遥控命令下达至终端相应的时间）≤30s
c)定值控制操作终端响应时间（定值控制命令下达至终端响应的时间）≤30s
d)系统对客户侧事件的响应时间≤30min
e)数据应用浏览响应时间<10s。

4.1.3容量和处理能力
系统容量和处理能力指标为：
a)数据存储容量≥3年
b)系统主服务器平均负载率≤40%。

4.1.4通信信道
通信信道指标为：
a)信道数据传输误码率：专用无线、电力下载波信道误码率应不大于10-5，微波信道误码率应不大于
10-6，光纤信道误码率应不大于10-9
b)通信成功率（系统巡测成功率）≥96%。

c)控制终端通信在线率≥96%。

注1：控制终端通信在线率=（控制终端在线数÷控制终端总数）×100%。

注2：控制终端包括遥控终端和定值控制终端。

4.2主站要求
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、服务器等）、专用通讯设备、网络设备以及UPS 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，提供各类通讯信道设备的接入。

操作工作站提供系统交互界面，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，与外部系统的接口采用《电力二次系统安全防护规定》要求的网络安全防护措施。

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等宜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系统结构，提供良好的操作界面。

应用软件系统应选用结构化设计和面向对象设计的方法。

应保证系统的稳定性、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系统安全防护
负荷管理系统的局域网与其他信息系统互联时，应采用《电力二次系统安全防护规定》要求的安全隔离设施，保证系统网络安全。

主站与控制终端间的设置、控制报文的传输应有安全防护措施。

4.2.3.2软件系统安全
应对每一个系统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。

系统中设置标准化的操作日志记录，将所有的受控操作发生的时间、地点、对象、管理员、操作参数、操作机器IP地址等信息。

系统应有包括防病毒和系统软件补缺省级等的安全措施。

4.2.3.3系统备份
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。

4.2.4主站环境要求
主站设备运行环境和机房的环境要求：
a)主站设备正常运行的气候环境条件见表1。

使用场所大气压力见表2。

表1 气候环境条件
表2 大气压力分级
4.2.5工作电源
4.2.
5.1一般要求
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
电源额定值及允许偏差：
a）额定电压：220V/380V，允许偏差-15%～+10%；
b）谐波含量小于5%（电压总谐波畸变率）；
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
专用无线、电力线载波信道数据传输误码率应不大于10－5，微波信道数据传输误码率应不大于10-6，光纤信道数据传输误码率应不大于10-9
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Q/GDW 130-2005《电力负荷管理系统数据传输规约》。

4.2.7主站功能
4.2.7.1主站功能配置见表3。

表3 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
主站每日定时自动巡测各终端的总有功功率、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。

4.2.7.2.2电能量数据采集
主站每日定时自动巡测各终端的冻结有/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。

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。

自动采集时间、内容、对象可设置，最小采集间隔为15min。

当定时自动数据采集失败时，主站应有自动及人工补抄功能，保证数据的完整性。

可选择在大用户的一次接线图的相应位置上，随机召测并显示开关信号、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、电量定值闭环控制和遥控等控制方式。

控制操作应设置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功控、厂休功控、营业报停功控、当前功率之下浮控等控制类型。

主站向终端成功下发控制参数设置和控制命令后，都应有相应的操作记录。

各种控制类型要求如下：
a)时段功控参数设置：
1）主站以0.5h为最小单位将一天24h进行时段划分，最多可分成8各控制时段，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，应下发
给终端。

2)时段功控可根据预先设置的控制时段、功率定值、控制论次等参数指定成若干方案，操作员按
照整顿符合需要选择方案号，是施工率控制。

b)厂休功控参数设置：根据客户的厂休日将一周中的某一天或若干天选定为厂休日，并规定厂休日
限电的开始时间、持续时间段以及需要控制的定值参数。

主站对上述参数进行输入和存储，并下发给终端
c)营业报停功控参数设置：根据客户申请营业报停起、止时间，确定报停时间的功率定值。

主站输入和存储营业报停起、止时间和功率定值，并将参数下发终端。

d)当前功率定值下浮控参数设置：主站输入和存储当前功率控制下浮系数、当前功率下浮控定值滑
差时间等参数，并将参数下发终端
e)受控轮次设置：主站可以对a)~d)的功率控制的受控轮次进行设置。

f)告警时间设置：主站可输入和存储各轮次的功率越限告警时间，并将参数下发给终端，最小告警时
间3min。

g)投入及解除设置：主站根据系统应用要求，可选择以上功率定值闭环控制类型向终端下发功率控
制投入和控制解除命令。

4.2.7.3.2电量定值闭环控制
电量定值闭环控制有月电控、购电控、催费告警等控制类型。

主站向终端成功下发控制参数设置和控制命令后，应有相应的操作记录。

具体要求：
a)月电控定值参数设置：主站可输入和存储月电能量定值及月电能量浮动系数等参数，并将参数下发
终端
b)购电量（费）参数设置：主站可输入和存储购电单号、购电量（费）值、报警门限值、调闸门限
值以及各费率等参数，并将参数下发给终端。

c)催费告警参数设置：主站可输入和存储催费告警参数（告警时间段），并将参数下发给终端。

d)受控轮次设置：主站可对以上电能量定值闭环控制的受控轮次进行设置，并下发给终端。

e)投入及解除设置：主站根据系统应用要求，可以选择a)~c)的控制类型向终端下发电能量控制投入
和控制解除命令。

4.2.7.3.3遥控
遥控命令可以按单地址或组地址进行操作，所有操作应有操作记录。

a)遥控跳闸：主站可根据需要向终端下发遥控跳闸命令，并指明跳闸告警时间和限电时间，如果
需要紧急限电，则限电时间设置为零。

限电时间过后，允许客户合上遥控跳闸的相应开关。

b)允许合闸：主站可根据需要向终端下发允许合闸命令，终端收到命令后可以允许客户合闸
4.2.7.3.4保电、剔除
主站可向终端下发保电投入/解除命令和剔除投入/解除命令，具体要求：
a) 保电：主站向终端下发保电投入命令，保证在设置的保电持续时间内终端的被控开关在任何情
况下不受负荷管理系统的跳闸控制。

当需要保电解除时，可向终端下发保电解除命令，使终端处于正常受控状态。

b)剔除：主站向终端下发剔除投入命令，使终端处于剔除状态，此时中断对任何广播命令和组地址
命令（对时命令除外）均不响应。

向终端下发剔除解除命令，则使处于剔除状态的终端返回正常工作状态。

4.2.7.3.5无功补偿控制
主站根据电力客户的负荷特点，向终端下发电压、功率因数限值、延时时间等参数，中断测量监测点的电压、电流、功率因数或无功电流/无功功率，根据设定参数进行分析判断，就地控制电容器组投切，实施无功补偿和无功就地平衡。

4.2.7.4数据处理
4.2.7.4.1异常数据分析
主站分析终端上报的数据，发现异常数据和重要事件可按设置要求告警并显示相应的内容。

4.2.7.4.2计算、统计分析功能
计算、统计分析功能包括：
a) 负荷、电量统计分析：按地区、行业、线路、自定义群组、单用户等类别，日、月、季、年、自
定义时间等间隔，进行负荷、电量的分类统计分析。

b) 功率因数分析：
1）根据每日每小时冻结的24点功率因数值，可以绘制功率因数变化曲线。

2）按照不同客户的负荷特点，对客户设定相应的功率因数分段限值，对功率因数进行考核统计分析；记录客户指定时间段内的功率印数最大值、最小值及其变化范围，超标客户分析统计、异常记录等。

c)电能质量统计分析：对电压监测点的电压按照电压等级进行分类分析，统计电压监测点的电压合格
率、电压不平衡度。

d)谐波分析：统计监测点的三项电压、电流（2次~19次）谐波含油率及峰值。

4.2.7.4.3数据合理性检查和分析
数据合理性检查和分析包括：
a) 数据过滤：召测数据存库前应根据通讯协议、数据的数值范围进行检查、过滤。

b) 数据检查：系统应提供数据完整性分析和数据正确性分析手段。

c) 数据管理：系统应提供数据修正手段，对错误数据、不可补测的数据进行处理、统计、分析。

4.2.7.5数据传输
4.2.7.
5.1与终端通信
主站与终端按Q/GDW130-5005《电力负荷管理系统数据传输规约》进行数据传输。

4.2.7.
5.2与电力营销系统交换数据
电力负荷管理系统与营销系统互联实现双向数据交换功能。

4.2.7.
5.3向电力客户服务系统交换数据
系统将采集到的用户电量信息、负荷控制状况等提供电力客户服务系统，以备用户查询。

4.2.7.
5.4与其它系统交换数据
根据实际需要可以向其它系统提供或获取数据，在保障系统安全性的条件下，电力负荷管理系统应对外统一提供标准数据接口。

4.2.7.6事件处理
4.2.7.6.1事件属性设置
根据系统应用要求，主站可以对终端纪录的事件属性设置为重要事件或一般事件。

终端根据事件属性进行重要事件和一般事件的分类纪录，并按要求实时上报重要事件（通过请求访问位ACD为之或直接主动上报）。

4.2.7.6.2重要事件上报处理
对于不支持主动上报的终端，主站接收到来自终端的报文中ACD位置位报文后，应优先启动时间查询模块，召测终端发生的事件，并立即对召测事件进行处理，事件处理后再继续被中断的任务。

对于支持主动上报的终端，主站收到中断主动上报的重要事件，应立即对上报事件进行处理。

4.2.7.6.3事件记录查询
主站可以定期或随机查询终端的一般事件或重要事件记录，并能存储和打印相关报表。

4.2.7.7应用功能
4.2.7.7.1需求侧管理与服务支持
需求侧管理与服务支持功能主要包括：
a)系统采集客户侧电数据，为负荷需求预测、调整电力供需平衡提供准确的基础数据。

b)根据有序用电方案，控制负荷，实施错峰、避峰等需求侧管理。

c) 通过终端向客户提供用电负荷曲线、定值参数等用电数据，发布用电信息，帮助客户进行用电负
荷曲线优化分析、企业生产用电成本分析。

d)客户端电能质量在线监测，提供电压、功率因数、谐波等电能质量的统计分析数据。

4.2.7.7.2电力营销管理技术支持
电力营销管理技术支持功能主要包括：
a)远程抄表:根据电量电费结算的需求，主站定时、完整地采集客户的电能量数据。

b)实施催费限电、售电控制：利用信息发布功能，向客户发送相应催费信息；利用负荷控制功能，实施催费限电和售电控制功能。

c)电能表运行状况在线监测：主站应对终端上报的电能表参数变更、时钟超差或电能表故障等告警信息进行分析整理，记录发生时间和异常数据并可按设置要求进行告警提示。

4.2.7.7.3营销分析与决策分析
营销分析与决策支持功能主要包括：
a) 面向客户信息发布：主站向电力客户服务系统提供数据，以及通过有中文信息显示功能的终端向
用户发布用电信息、停限电通知，进行用电指导等。

主站应记录中文信息发布的内容、时间、操作员以及工作站地址。

b) 负荷、电量分类数据分析：按客户、行业、线路等分类要求，提供负荷、电量分类数据报表和数
据分析支持。

c) 线损分析：收集线路各计量点的负荷数据，为线损计算分析提供完整数据。

4.2.7.8系统运行管理
4.2.7.8.1权限设置
对系统用户进行分级管理，可进行包括操作系统、数据库、应用程序三部分的用户设置和权限分配。

登录系统的所有操作员都要经过授权，进行身份和权限认证，根据授权权限使用规定的系统功能。

4.2.7.8.2终端管理
1.终端档案
主站实现终端档案参数的录入，并保证主站数据库参数和终端参数的一致。

参数主要包括：
——客户名称、系统编号、营业户号、联络信息、所属供电线路等。

——终端设备参数：终端ID、终端地址、终端配置、通信参数等。

2.终端配置参数的设置和查询
终端配置参数主要包括：
——脉冲配置参数：端口号、脉冲属性（正/反向、有功/无功）、电能表常数等。

——电能表或交流采样装置配置参数：端口号、通信速率、通信规约、通信地址、通信密码、费率数等。

——总加组配置参数：参与总加的测量点号、总加运算符等。

——终端电压电流模拟量配置：端口号、电压/电流属性等。

3.控制参数
控制参数主要包括：
——轮次状态。

——功率控制参数
——电能量控制参数
——购电控参数
4.限值参数
限值参数主要包括：
——电压越限参数
——电流越限参数
——功率越限参数
——谐波越限参数
——支流模拟量越限参数
4.2.7.8.3通信管理
主站应能对系统的通信设备进行管理，包括信道设备、基本参数配置以及中继站管理等。

4.2.7.8.4运行状况监测
运行状况监测主要包括：
1.终端运行状态：终端设备运行状态统计，包括各类终端的台数，投运、参与巡测的台数。

系统具有对终端数据采集情况（包括抄表）、通信情况的分析和统计功能。

2.主站运行状态：实时显示前置机、数据库、网络、服务器以及通信设备的运行状况；检测报文合法性、统计每个通信端口及终端的通讯成功率。

3.中继站运行状态：实时显示中继站的运作状态，工作环境参数。

4.操作监测：
1）通过权限统一认证机制，确认在线操作人员情况，所在进程及程序、操作权限等内容。

2）对重要操作，系统自动记录当前操作员、操作时间、操作内容、操作结果等信息，并在值班日志内自动显示
4.2.7.8.5故障管理
系统应自动检测主站系统、终端以及通信信道等运行情况，记录故障发生时间、故障现象等信息，自动生成故障通知单，提示标准的故障处理流程及方案，并建立相应的维护记录。

系统应自动统计主站和终端的月/年可用率以及各类终端的分类故障统计。

4.2.7.8.6系统报表
系统应根据不同需求对各类数据进行分类（如按地区、行业、变电站、线路、不同电压等级等）以及不同时间间隔的组合形成各种报表并打印。

4.3终端技术要求
4.3.1终端分类和型号命名
4.3.1.1分类
终端设备按功能分为有控制功能和无控制功能两大类。

按信道分为230MHz专用无线、无线公网（GSM、GPRS、CDMA等）、光纤、电话线、有线电缆等。

4.3.1.2型号命名
生产企业代号及设计序号（不大于8位）
温度级别，1－C1，2－C2，3－C3，4－CX
I/O配置（2位，1位大写英文字母，1位数字）
W－230MHz无线，G－无线G网，C—无线C网，Z—电力线载波，T
—其他
FK－有控制功能；FC－无控制功能
型号中I/O配置以大写英文字母表示，分别为：A－模拟量输入，B—基本类型，D—外接装置；2—2路控制出/双位置状态入/脉冲入，4—4路控制出/双位置状态入/脉冲入，8—8路控制出/双位置状态入/脉冲入，X—大于8路控制出/双位置状态入/脉冲入。

4.3.2气候和大气环境条件
4.3.2.1气候环境条件
终端设备正常运行的气候环境条件见表4。