供电企业电力市场营销思考论文

电力市场营销是供电企业经营的核心,在市场经济条件下,电力市场营销处于电力市场最前沿,是电力工业市场化改革的必然要求。对电力市场营销的研究可以为供电企业更好地建立与消费者的关系提供建设性意见,同时对供电企业进入完全以市场需求为导向,满足市场需要为目的的新阶段,建立相应的营销战略进行理论上和策略上的探讨以下是我为大家精心准备的：供电企业电力市场营销思考相关论文。内容仅供参考，欢迎阅读!

供电企业电力市场营销思考全文如下：

【摘 要】 随着最近几年我国电力行业的改革及经济的快速发展，我国的电力市场进入了以市场需求，及以满足用户的需要为导向的一个崭新阶段。对于我国的电力企业来说，不论是从市场竞争的要求还是改革的方向来看，都要求电力企业的营销管理者们以新的观念来研究电力市场营销，从而提供更加有效的服务和建立合理的规则来满足电力市场的需求。

【关键字】 电力市场市场营销思考

电力市场营销是指电力企业在市场环境不断变化的情况下，以安全供电为前提，以满足市场电力需求为目的，通过一系列的市场营销活动，向消费者提供所需电力产品以及相关服务，以便达到在竞争激烈的电力市场中获得一定的市场份额、获得经济利润的目标。通常，电力市场营销的主要工作有以下几点：实现电能的安全有效输送，完成电能的使用和获得经济利润。电力企业在激烈的市场竞争中能否获得生存和一定的发展，电力营销的目标能否实现，均在一定程度上取决于消费者使用电力与否和是否增大电力的使用量。所以以增供扩销为中心展开的市场营销工作成为电力企业的营销重点。

增供扩销的核心一定是面向市场和消费者的，通过准确适时观察变幻莫测的市场环境，从而及时地调整和做出正确积极的市场营销策略。增供扩销要能够为消费者提供安全、合格的电能和产品相关满意的服务，要能够快捷、方便、安全、环保地将电能输送到消费者手中，重要的是在满足消费者需求的同时实现企业的各项目标任务。总之，企业电力市场营销应当囊括电力企业的全部业务活动，包括电力市场的分析、电力产品的开发、客户市场选定、电力业务的定价、电力的输送、客户业务的受理、业务的增供扩销以及产品客服服务等。

1、电力营销工作的现状

市场营销管理意识淡薄我们必须高度认识电力营销是电力企业的核心业务，电力企业的生产经营活动必须服从和服务于市场营销的需求，电力产品销售困难、供电服务质量差、服务体系不健全、不能完全适应电力需求的增加，这些都制约着电力销售，使得电力企业在市场竞争中处于劣势，形成了电能需求量大但供应不足和电力企业销售困难同时并存的矛盾性电力市场。因此必须完成从生产管理为主到市场营销管理为主的转变，转变到以市场需求为导向、以效益为中心的轨道上来。营销管理机制与信息化不相适应信息化的主要特点是方便、快捷、高效，其基本要求是信息处理标准化、统一化。而目前用电业务流程都是在传统用电营销体制下制定的，程序复杂，环节太多，与当前电力营销信息化建设要求不相适应。加之基础管理工作薄弱，现有用电客户的一些营业档案和基础资料不全，直接导致一些业务传票无法正常传递，有关信息也无法得到共享。

2、我国电力市场营销中存在的问题

2.1营销服务方面的问题

现阶段电力公司存在个别职工，没有意识到当代经济的发展趋势，尤其是那些企业老职工，他们往往不愿意从电力垄断者的地位中清醒过来，仍然对电力消费者持僵硬的态度，办事效率较低，在工作上表现出很高的惰性，不为消费者的利益着想，甚至给公司造成了极其恶劣的影响。国内大多数电力企业将大笔资金投入到先进的供电设备上，在营销上的花费却少之又少，针对营销策略的相关研究更是匮乏，这种状况根本无法使企业在电力营销环节发挥作用。此外，现有的电力服务手段比较单一。多数企业鲜于结合消费者的实际需求在服务内容以及服务方式上做文章而是仅仅停留在“微笑服务”的层面上，这种服务方式根本达不到广大用电客户对供电企业的要求。

2.2销售渠道方面的问题

销售渠道狭窄指的是由电力企业将电力资源直接销售给最终用户，如家庭用户、党政机关、各企事业单位等等。电力销售公司通常是通过变配电设备和公共电网向居民用户输送提供电能通过客户专用输变配电设备和公共输配电设备向组织机构型的用户输送提供电能(党政机关、各企事业单位等)。此种销售模式往往导致，最终消费者只能购买所在地附件的供电分公司等电力机构的电力。纵观整个销售渠道，期间不存在外来电力销售商，销售渠道极为狭窄。配电网在我国的输配电网络中是比较薄弱的环节。在某些农村的配电设备和小城市的配电网络中，配电变压器存在容量较低，老化较严重，稳定性较差，耗能较高，输电半径偏大，输电线路陈旧的问题。这使得在电力营销中，配电网问题成为电力供应的瓶颈。一些城市的电力用户得不到配电的有效输送、公司有电不能送出的现象经常发生。

3、对策建议

3.1电力企业的服务策略

电力企业要做到向消费者提供优质的服务，就要真正的做到全心全力的为客户着想，为客户排忧解难，让客户感到用电的可靠、快捷、清洁、方便及安全。电力企业营销部门的员工要走到广大客户中去实际了解客户的用电情况，以便及时做好用电咨询服务以及用电安全知识的推广普及工作。完善消费者电力需求的管理同样是衡量电力企业服务质量的重要标准。当面对客户提出的用电申请后，电力营销人员应该做到主动上门服务，根据客户的不同需要竭诚为客户提供经济、合理的用电方案，并协助客户算好经济帐，也就是说要提供从设计到施工的一条龙服务。

通过指派某变电站或线路的相关责任人，由其负责组织并完成这一线路或变电站的相关检修工作。这样做的目的是能够将停电时间尽量的缩短，从而将成本降低。责任人必须要全面掌握变电站、该条线路相关用户的用电情况以及设备线路的运行情况，工作上能够科学合理的施工，周密地安排各项工作，以达到提高供电的可靠性和促进电力销售的目的，进而使企业既能够实现经济效益，又使得社会的经济效益得到开发。

3.2销售渠道策略

这一模式要求将电力公司划分为一家电网公司与多家供电公司。不同区域有不同的供电公司，并且每家供电公司对本区域内的供电实行垄断式经营，区域内电网公司则主要负责该区域内电力供给的调度运行，其首先从发电公司购买电力，然后向区域内的供电公司趸售，他们之间的权利义务关系均以电力买卖合同的形式来确定。这种限制性趸售模式使得该电网公司成为对应电网覆盖区域内各个供电公司唯一的垄断电力供应商，同样是发电公司唯一的垄断购电商。

伴随着用电服务机构的增多，这种模式下，需要撤销在特定区域垄断经营的供电公司，其所辖电网全部移交给该区域内的电网公司。用电服务机构经营电力趸售或零售，他们服务对象和服务区域并不是固定不变的，他们彼此之间有非常激烈的竞争，以争夺更多的客户，占领更大的市场份额。其中，由经营趸售的服务机构向较大的电力用户提供供电需求，有时发电公司也会直接供电。

参考文献

[1]张国宝，欧新黔.国家电力公司传达贯彻党中央和国务院电力体制改革有关文件精神[J].中国电力企业管理，2009，12(4)：51-53.

前 言

为了实现县级电网运行信息的集成和资源的整合，落实国家电网公司《农村电网自动化及通信系统技术导则Q/GDW 126-2005》的精神，实现县级电网调度自动化系统集约化和规范化改造和建设，全面提升县调管理水平，推动县调技术进步，我们组织编制了《东北电网有限公司县级电网调度自动化系统技术规范》，以指导和规范县级供电企业电网调度自动化系统的规划设计、建设、运行管理。

本规范书内容包括：系统总体要求、技术指标、系统配置和系统功能等。本技术规范将主站端控制系统进行整合，将各应用功能进行集成，在统一的技术支持平台上实现县级电网调度和生产控制的功能。

县级电网调度自动化系统通信部分以通信专业技术规范执行。

本《规范》由东北电网有限公司营销与农电管理部负责编制并解释。

1 总则

1.1 适用范围

本技术规范规定了“十一五”期间东北电网有限公司县级电网调度自动化主站系统（以下简称县调主站系统）建设目标、建设原则、系统结构、建设模式、应用功能规范和性能指标。

本技术规范是“十一五”期间东北电网有限公司县级电网调度自动化主站系统规划、设计、建设、改造、验收和运行的主要技术依据。

1.2 引用标准

IEEE- 802.X 系列局域网通信标准

IEC 61970 能量管理系统应用程序接口标准

IEC 61968 配网管理系统接口标准

IEC 60870-5（所有部分） 远动设备及系统 第5部分：传输规约

GB/T 13730地区电网数据采集与监控系统通用技术条件

GB/T 13729远动终端设备

DL/T 634.5101 远动设备及系统 第5-101部分：传输规约 基本远动任务配套标准

DL/T 634.5104 远动设备及系统 第5-104部分：传输规约 采用标准传输协议子集的IEC 60870-5-101网络访问

DL/T 516 电力调度自动化系统运行管理规程

DL/T 550 地区电网调度自动化功能规范

DL/T 5003 电力系统调度自动化设计技术规程

DL/T 5002 地区电网调度自动化设计技术规程

DL/T 635 县级电网调度自动化系统功能规范

DL/T 789 县级电网调度自动化系统实用化要求及验收

DL/T 721 配电网自动化系统远方终端

DL 451 循环式远动规约

DL 476 电力系统实时数据通信应用层协议

国家电监会令[2004] 第5号 电力二次系统安全防护规定

电监安全[2006]34号文 地、县级调度中心二次系统安全防护方案

国家经贸委令[2002]第30号 电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定

国家电网公司Q/GDW 126-2005 农村电网自动化及通信系统技术导则

1.3 建设原则

⑴县级电网调度自动化系统（以下简称县调系统）的规划、设计和建设应参照相关国际标准，遵循相关国家标准、电力行业标准、国网公司企业标准以及相关国家部委技术文件的规定，统一规划、统一设计、重在实用、适当超前。

⑵ 县调系统的功能和配置应以县级电网一次系统的规模、结构以及运行管理的要求为依据，与一次电网的发展规模相适应，满足一次电网未来8年以上调度运行管理及变电运行管理的发展要求，确保电网的安全、优质、经济运行。

⑶ 县调系统应为电网提供监测、分析和控制功能的综合性业务服务平台，符合一体化系统设计和信息数据整合的技术要求，把县调系统建设成为电网调度、集中监控、运行 *** 作的实时控制平台。

⑷ 县调系统采用一体化设计，应稳定可靠运行，快速准确地采集和处理电网的各种信息量，及时反应电网运行情况。具有良好的在线可扩展性，维护简便，满足电力系统二次安全防护的要求。在任何情况下，不能因本系统的缺陷导致一次系统的事故。

2 系统体系结构

2.1 总体要求

2.1.1 标准性

县调系统应遵循国际国内标准， *** 作系统采用Unix/ Windows；数据模型设计参考IEC 61970 CIM标准的思想，系统接口设计参考IEC 61970 CIS标准的思想；配网自动化数据模型参考IEC 61968标准的思想；数据网络通信采用TCP/IP协议，商用数据库访问遵循ANSI SQL标准；人机界面GUI采用Windows GDI+ 标准；通讯规约应满足IEEE、IEC标准或国家相关标准。

2.1.2 一体化设计

县调系统必须遵循一体化设计思想，采用分布式系统结构，在统一的支撑平台的基础上，可灵活扩展、集成和整合各种应用功能，各种应用功能的实现和使用应具有统一的数据库模型、人机交互界面，并能进行统一维护。

2.1.3 Unix/Windows混合平台

县调系统中所有服务器选择Unix硬件和 *** 作系统平台，工作站选用PC和Windows *** 作系统，主要的数据采集、处理、发布节点可选择Unix处理平台，人机交互界面 *** 作宜采用Windows平台。

2.1.4 可靠性

⑴ 系统的重要单元或单元的重要部件应为冗余配置，保证整个系统功能的可靠性不受单个故障的影响。

⑵ 系统应能够隔离故障，切除故障应不影响其它各节点的正常运行，并保证故障恢复过程快速而平稳。

⑶ 硬件设备的可靠性：县调系统所选设备应是符合现代工业标准，并具有相当的生产历史，在国内计算机领域占有一定比例的标准产品。所有设备具有可靠的质量保证和完善的售后服务保证。

⑷ 软件设计的可靠性：软件的开发应遵循软件工程的方法，经过充分测试，程序运行稳定可靠，系统软件平台应选择可靠和安全的版本。

⑸ 系统集成的可靠性：不同厂家的软、硬件产品应遵循共同的国际国内标准，以保证不同产品集成在一起能可靠地协调工作。

2.1.5 安全性

⑴ 系统应具有高度的安全保障特性，能保证数据的安全和具备一定的保密措施，执行重要功能的设备应具有冗余备份。系统运行数据要有双机热备份，防止意外丢失。

⑵ 系统应构筑坚固有效的专用防火墙和数据访问机制，最大限度地阻止从外部对系统的非法侵入，有效地防止以非正常的方式对系统软、硬件设置及各种数据进行访问、更改等 *** 作。

⑶ 调度自动化系统与其它电力监控系统之间(变电站DCS监控系统)应是相对独立的关系。

⑷ 禁止非电力监控系统对调度自动化系统数据的直接调用。

⑸ 系统应实现主机加固。

⑹ 系统的管理上应采取各种措施防止内部人员对系统软硬件资源、数据的非法利用，对计算机病毒的防护应覆盖调度自动化系统的所有服务器和工作站，提供定期、及时更新病毒代码的机制，严格控制各种计算机病毒的侵入与扩散。

2.1.6 开放性

⑴ 支撑平台的各功能模块和各应用功能应提供统一标准接口，支持用户和第三方应用软件程序的开发，保证能和其它系统互联和集成。

⑵ 系统应具有良好的软件和硬件在线可扩展性，可以逐步建设、逐步扩充、逐步升级，不影响系统正常运行。

⑶ 系统容量可扩充，包括可接入的厂站数量、系统数据库的容量等，不应该有不合理的设计容量限制，从而能使系统可以整体设计、分步实施。

2.1.7 易用性

⑴ 系统应采用图模库一体化技术，方便系统维护人员画图、建模、建库，图模库一次生成，并保证三者数据的同步性和一致性。

⑵ 需对用户提供系统编译运行环境，以保证在软件修改和新模块增加时用户能独立生成可运行的完整系统。

⑶ 必须提供完整的技术资料（至少包括用户使用、维护及版本更新等相关手册以及第三方提供的技术资料）。

⑷ *** 作应提供在线帮助功能，系统维护应具有流程和向导功能。

⑸ 应具备简便、易用的维护诊断工具，使系统维护人员可以迅速、准确地确定异常和故障发生的位置和原因。

2.2 系统软件结构

县调系统的软件体系结构由 *** 作系统、支撑平台、应用功能共三个层次组成，层次结构图见下图1。其中：

1. *** 作系统可根据硬件平台选用Unix、Windows、Linux。

2.支撑平台为各种应用功能的实现提供通用的支撑服务。支撑平台提供以下的通用服务功能：网络数据传输、实时数据处理、历史数据处理、图形界面、报表、系统管理、权限管理、告警、计算等。

3.本期应用功能包括SCADA功能，集控监控功能，安全WEB数据发布功能等。

根据远期发展可选择电网分析功能（网络建模、网络拓扑、电压无功优化、状态估计、调度员潮流、负荷预报），配电自动化功能， *** 作安全约束系统等。

1.1 系统硬件结构

本期县调自动化系统采用双机双网结构，主要硬件设备采用冗余配置，避免单点硬件故障导致系统瘫痪。典型的系统配置包括：独立的数据采集网段；主网采用双网结构；主系统由两台数据采集服务器、两台数据服务器、两台调度员工作站、两台监控工作站、一台报表工作站、一台维护员工作站组成；设置一台物理隔离装置和WEB服务器实现信息的安全发布功能。

1.1.1 网络数据传输设备

网络数据采集设备包括前置采集交换机和主网络交换机，网络采用冗余交换式以太网结构。网络交换速率采用100M/1000M自适应。网络结构满足以下要求：

1.单网故障或单点网络故障不影响系统功能运行。

2.主网络交换机可具有SNMP网络管理协议，可以对交换机进行在线监视和控制，如端口运行工况、网络流量等。

1.1.2 数据通信与采集

数据通信与采集是整个系统的基础数据来源与控制通道，其组成包括前置数据采集服务器、串行通信设备、时间同步装置等。

通道及厂站装置冗余配置且正常工作条件下，前置数据采集服务器应分别使用不同的通道与厂站装置一一通信，实现负载均衡，通信资源优化利用。

前置数据采集服务器可配置PC服务器，应冗余配置。两台数据采集服务器按照主备热备用工作方式。

串行通信设备包括模拟通道板、数字通道板、终端服务器或路由器等。终端服务器用于常规远动串行通道接入，路由器和2M网络专线用于与网络RTU、RTU通过终端服务器接入数据网、综合自动化系统、上下级控制中心之间的通信。

1.1.3 数据服务器

数据服务器由两台PC服务器组成。数据服务器一方面运行商用数据库管理系统；另一方面承担数据处理、数据存贮、数据分发、数据检索、双服务器之间数据同步功能。两台数据服务器采用主备热备用工作机制，可以实现无扰动自动/手动切换，在切换过程中应保证数据不丢失。

1.1.4 人机界面交互工作站

人机界面交互工作站选用主流Windows图形工作站，可根据需要配置单屏或多屏显示器，并具有多媒体功能。主要的人机工作站有：调度员工作站、监控工作站、报表工作站、维护工作站等。

1.调度员工作站：完成对电网的各种实时监视功能；

2.监控工作站：完成对电网的各种实时监视和安全 *** 作功能；

3.报表工作站：主要进行报表的维护和打印；

4.维护工作站：进行系统的数据库录入、画面编辑、报表制作以及系统性能调整工作。

1.1.5 WEB服务器

按照国调中心二次安全防护的要求，安全WEB发布与主系统相对独立，但图形、实时数据、历史数据等保持一致。WEB服务器应选用PC服务器。在I区和III区之间布置电力专用隔离装置，用于从内网向外网的单向通信，同步传送实时数据、历史数据、电量数据、各种统计数据、图形、报表、文件等，同时对I区的主系统形成保护，确保其不受病毒黑客等的攻击。

在WEB服务器上应安装防火墙、防病毒软件。

2 支撑平台

支撑平台位于 *** 作系统与应用功能之间，实现对所有应用功能的全面、通用服务和支撑，为应用功能的一体化集成提供平台，结构图见下图2。

支撑平台应提供以下通用服务：网络数据传输、实时数据处理、历史数据处理、图形界面、报表、系统管理、权限管理、告警、计算等。

支撑平台应提供标准的服务访问或编程接口，支持用户新应用软件的开发以及第三方软件的集成。

1.1 系统运行环境

1.1.1 *** 作系统

选用Unix/Winodws的主流通用版本，并应及时安装相应系统补丁，确保上层应用软件的稳定可靠运行。

1.1.2 商用数据库

应选用主流商用数据库管理系统，推荐选用Oracle 9i和SQL Server2003等。

1.1.3 其它工具软件

在系统相应的节点上应根据实际需求安装C/C++/Java编译和运行环境、MS Office软件、防病毒软件、防火墙软件等。第三方软件的安装必须考虑与 *** 作系统和应用软件的兼容性，并具有合法的使用授权。

1.2 支撑平台

1.2.1 网络数据传输

网络数据传输应采用动态平衡双网技术，对底层网络数据传输进行封装，实现服务器和工作站各个节点之间透明的网络数据传输，同时可以监视网络流量、网络传输异常，并自动进行告警。具体应满足以下要求：

1.网络数据传输应采用TCP/IP协议的分布式网络管理软件，可与各种网络设备相匹配。

2.网络数据传输应提供标准的应用程序接口，上层应用功能和用户开发的软件均通过此接口实现进程之间的透明网络通信。

3.网络数据传输应能支持单网、双网或单双网混合。

4.网络数据传输应采用动态双网平衡分流技术，正常工作时采用两个网段同时进行数据传输，异常情况下则通过动态网络路径管理将两种流量合并。

5.网络数据传输应能监视网络上所有节点的网络通信状态，自动监视和统计网络流量，自动诊断交换机故障和节点网卡故障，并具有网络异常和网卡故障告警功能。

1.2.2 实时数据处理

实时数据处理应采用C/S分布式结构，并借鉴IEC 61970 CIM数据模型，实现高效的实时数据处理、存取和管理。具体应满足以下要求：

1.应面向电力设备和网络，借鉴IEC 61970 CIM模型建立系统数据模型。

2.应基于C/S模式实现分布式的实时数据库管理。

3.支持实时态、研究态等多态。

4. 支持多应用：前置、SCADA、集控监控等。

5.实时数据库提供各种访问接口，包括本地接口与网络接口。

6.应提供简便易用的基于CIM模型思想的实时数据库浏览、录入和维护的图形界面，所有的修改 *** 作都有历史记录，以备查询。

7.应提供CIM模型数据智能快速变换、录入和校核功能。

8.应提供CIM模型倒出工具，实现系统之间模型的互换，并具备自动/手动两种手段。

9.提供基于CIM模型的数据检索器。

1.2.3 历史数据处理

历史数据处理主要用于实现系统与商用数据库的交互，实现各种数据在商用数据库中的存贮与管理。应满足以下功能：

1.系统应提供访问历史数据库的接口和相关数据 *** 作工具包，进行历史数据的查询和处理。

2.对商用数据库的访问应按照三层结构（客户-服务进程-商用数据库），客户进程不能直接访问数据服务器上的商用数据库，必须通过部署在数据服务器上的服务进程实现对商用数据库的访问。

3.商用数据库中的历史数据类型应至少包括下列内容：量测数据、统计计算数据、状态数据、事件/告警信息、SOE信息、事故追忆数据、趋势数据及曲线、预测数据、计划数据、应用软件计算结果断面、其它数据。

4.可灵活定义商用数据库历史采样数据的时间周期。

5.数据的保存：所有采样数据、事件、告警等信息至少保存1年。

6.应提供简单方便易 *** 作的数据库备份和恢复工具，能按照表空间进行数据的备份和还原。能方便地在两个商用数据库之间进行数据库中的数据及结构比较功能。提供灵活方便的数据库维护工具。

7.具有灵活的历史数据统计、分析、处理和显示功能，具有灵活的查询和分析功能。

8.应具有商用数据库故障隔离与告警功能。

9.应具有基于动态SQL模板实现对各种历史事件告警数据的查询功能。

10.商用数据库应具备以下告警功能：商用数据库异常告警，数据库磁盘空间告警，表空间告警，表记录最大个数告警，数据库状态告警。

1.2.4 图形界面

图形界面主要采用图模库一体化技术以及多应用数据切换技术，实现矢量化、多平面、多层次的一体化图形系统。主要的功能包括图形编辑、图元编辑、间隔编辑、图形浏览功能。

系统的人机界面应采用面向对象技术，采用图模库一体化技术，建立多平面多层次矢量化无级缩放图形系统，生成单线图的同时，自动建立网络模型和网络库。需具备全图形人机界面，画面可以显示来自不同分布服务器节点的数据。系统的所有应用均应采用统一的人机界面。

系统应提供灵活、方便和丰富的图形编辑功能，可以利用系统自备的图元与用户编辑的图元，自主地定制各种接线图、目录、曲线等。

系统应提供按照面向对象的方法设计的基于CIM思想的图库一体化技术，提供一套先进的图形制导工具，图形和数据库录入一体化，作图的同时可在图形上录入数据库，使作图和录入数据一次完成，自动建立图形上的设备和数据库中的数据的对应关系。

系统应提供一套的图形应用切换技术。对于一个厂站而言，使用同一幅图形，采用多图层技术将不同应用共用的图形元素以及独特的图形元素都画在同一幅图里，在用户调出图形后，根据用户所选择的不同应用，图形系统自动识别显示该应用下的内容。

在一次接线图上可以实现多应用数据的自动比对功能。

提供子图的编辑和保存功能：对于系统中各种典型的间隔，可以预先在图形编辑器中编辑生成，保存为子图，作为一个整体直接加入一次接线图进行编辑。

提供图形模板的编辑、生成和浏览功能。

快速建设设备图元之间的拓扑关系，快速实现设备图元与数据库之间的关联关系。

自动检查和校核图形上连接关系的正确性，实现拓扑关系自动入库，自动生成设备的标注和测点。

1.2.5 报表服务

系统应具有与Microsoft Excel兼容的报表管理系统，运行于报表工作站上。

报表服务器应具有报表定义编辑、显示、存储、打印等功能，并且在兼容Microsoft Excel的基础上增加便于制作电力系统报表的数据定义功能。

支持在DMIS或MIS网上任何普通PC机上使用Excel制作报表，然后通过调用报表服务器数据库接口获得相关数据。

报表系统应支持对历史数据的修改功能，历史数据修改功能需要在报表服务器上完成。

曲线、棒图和饼图能添加到报表上，与电力系统运行相关的说明和注释也能由调度员在线写入到报表中并且能支持汉字，同时报表系统应提供调度员备忘录功能。

系统提供的各种查询工具，其结果应能通过报表显示和打印。

可灵活定义和生成时报、日报、周报、月报、季报及年报等，报表的生成时间、内容、格式和打印时间可由用户定义。

1.2.6 权限管理

1.按照功能、角色、用户、组和属性来构建权限体系；

2.系统管理员缺省情况下不具有遥控权限；

3.可以灵活定义责任区，建立责任区、人员、机器之间的关联关系。

1.2.7 告警

1.能够灵活处理电力系统事故或计算机系统故障时系统产生告警信息源。

2.具有灵活的告警方式组合。

3.当告警原因消除后，该告警显示能够自动撤消。

4.登录告警并由 *** 作员确认。

5.用户可以预先定义告警事件的类别和级别以及选择告警方式，并提供告警信息的分类、统计、检索和历史存储功能，还可根据用户需要调节告警信息的存储量。

1.2.8 计算服务

计算引擎能够完成用户各种计算功能，使数据库具有动态特性。系统应提供支持ANSI C的全C语言计算引擎，通过自定义各种C语言公式来完成各种计算，在用户不用编程的情况下，能对数据库的点定义特定的计算。用户定义的计算没有限制。

1.可采用C语言内置的标准运算函数，如abs，三角运算等；可采用C语言提供的所有 *** 作符和运算符；提供C语言全部的控制结构支持，如if then else 条件语句，for循环语句，while循环语句，switch分支结构等；支持变量定义，函数调用等C语言功能。

2.可引用数据库中的任何数据进行计算。。

3.计算周期可由用户在线设定或修改。

4.通过图形拖拽等技术快速方便的生成公式。

5.应能自动判断公式的定义出错信息。

6.公式的优先级可自动计算，自动判断公式的先后计算顺序。

7.应提供公式的正确性校核工具，并在公式修改完成后自动实现校核，并给出相关告警提示。

2 系统应用功能

系统的应用功能主要采集、处理厂站端综自/RTU数据、配网信息等数据，通过对控制系统和功能应用的集成，实现对电网的实时监视、分析和控制。

本期系统应具备数据采集功能，SCADA功能，集控监控功能，安全WEB数据发布功能等。

根据远期建设可扩展电网分析功能（网络建模、网络拓扑、根据实际需要选择状态估计、调度员潮流、负荷预报），电压无功优化AVQC功能，配电自动化、遥控 *** 作安全约束系统等功能。

2.1 数据采集功能

SCADA前置系统完成数据采集功能。前置系统通过与各远方RTU或变电站综合自动化系统的通信实现对电网实时运行信息的采集，将其接收到的实时数据通过网络点对点通信方式写入到系统的实时数据库中去。前置系统同时接收用户控制命令，通过向远方终端下达控制命令实现对远方站的调控功能。前置系统在调度自动化系统中处于非常关键的地位，要求其必须具有高度的可靠性和强大的信息处理能力。

前置系统应必须具有以下功能：

1．与RTU或综合自动化系统的通信，包括CDT、Polling方式，采用的规约包括点对点通信的部颁CDT规约、IEC60870-5-101规约、DNP3.0、SC-1801等，以及网络通信的IEC60870-5-104规约。

2．支持全双工方式通信。传输速率300，600，1200，2400，4800，9600bps可选。

3．能够接收处理不同格式的遥测量，遥信量、脉冲量，并处理为系统要求的统一格式。

4．能够接收、处理厂站端的SOE事件信息。

5．能够实现对厂站端的遥控、遥调、对时等下行信息。

6．可以单通道或双通道方式收发同一厂站端数据。双通道工作时，可各自使用不同通信模式(数字或模拟通信)，并能根据通道状态切换主/备通道。

7．可以同时采用一路网络、一路专线方式收发同一厂站端数据。网络、专线同时工作时，可各自使用不同的通信规约，并能根据需要进行主/备切换。

8．支持一点多址通信方式。

9．可接收同步/异步通道信号。

10．具有对通信过程监视诊断，统计通道停运时间。

11．能在线关闭和打开指定通道，可动态复位通讯口。

12．具有与GPS时钟接口。

13以厂站为单位分类组织实时数据：

遥测量YC(模拟量)：带符号二进制数。

遥信量YX(数字量)

电度量YM(脉冲累计量或数字量)

事件顺序记录(SOE)：在数据库内循环记录。

14．前置系统采用双机互为热备用工作方式的冗余配置，由系统运行管理软件监视其运行状态，支持手动或自动切换功能。

15．前置系统应交互方便、人机界面友好。其人机界面应提供如下功能：

各厂站通信原码监视，显示报文帧格式数据。应具有通信原码报文录制存盘功能。

对前置机系统配置库进行管理，如：插入、删除、修改。

修改和设置通道参数和厂站参数。

16．以厂站为单位分类组织的远动信息监视：遥测YC、遥信YX、电度YM、厂站的SOE数据以及通道状态的监视。

2.2 SCADA功能

系统SCADA功能主要是将前置系统采集的各类数据进行处理，并进行计算和统计，将其结果显示、打印和保存，实现对电网运行状态的实时监视，实现对各类事件、事故的分析，如：极值潮流、经济运行、安全监视等。

2.2.1 数据采集

1．模拟量

模拟量包括：有功功率、无功功率、电流、电压、频率及其它测量值。

可设定每个模拟量的限值范围，仅把超过限值具备变化的值发送给控制系统，每个模拟量的限值范围可在工作站通过人机界面设定。

2．状态量

状态量包括：断路器位置、事故跳闸总信号、预告信号、刀闸位置、有载调压变压器抽头位置、主保护动作信号、事件顺序记录、RTU状态信号、系统各工作站状态信号等。

3．脉冲量

脉冲量包括：各厂站RTU脉冲电能量等。

4．保护及综合自动化信息

系统对RTU除完成远动四遥功能之外，对已安装变电站微机保护及综合自动化系统的厂站亦可完成相应的保护数据采集及控制功能。包括：

接收并处理保护开关状态量

接收并处理保护测量值量

接收保护定值信息

远方传送、设定、修改保护定值

接收保护故障动作信息

接收保护装置自检信息

保护信号复归

2.2.2 数据处理

2.2.2.1 模拟量处理

1.每个模拟量可根据不同的时间或其他条件设置多组限值，系统应提供方便的界面让用户手动进行限值的切换。

2.允许人工设置数据，MMI上的画面数据需用颜色区分并提供列表。

3.自动统计记录任意采样模拟量的极值及其发生时间，自动统计记录任意采样模拟量每日的电度量，并作为历史数据供查阅和再加工。

4.对于不同数据，包括未被初始化的数据、可疑数据、不刷新数据及不可用数据及人工置数数据都需有不同质量标志。

5.应提供自动/手动两种方式下的旁路代和对端代功能及实时列表，并且不影响被代数据的各种运算结果。

6.旁路代时自动根据旁路量测值进行限值判断，以免因量测为0而没有正确判断出越限的情况。

7.提供遥测越限延时（可调）处理功能，如某一遥测越限并保持设置的时间后，才作告警。

2.2.2.2 状态量处理

状态量包括开关量和多状态的数字量。系统对状态量的处理应采用“遥信变位+周期刷新”的信息传送机制，以保证相关信息能快速准确的传送至后台。

1.状态量的极性处理

状态量的极性统一规定为“1”表示合闸状态，“0”表示分闸状态，并可进行反极性修改和处理。

2.状态量根据不同的性质发出不同的报警，并进入不同的分类栏。

3.状态量的事故判别

根据事故总信号或保护信号与开关变位，并结合相关遥测量（归零，时延由用户设定）判断事故跳闸。

4.状态量 *** 作

对状态量的 *** 作分为：

(1) 封锁（人工设置）指定遥信的合/分状态，封锁后可有颜色变化。

(2) 解除/封锁指定遥信的合/分状态。

(3) 抑制/恢复告警。

5.多态数据处理

为了表示电网中有关设备的运行状态，一个状态量应具有多个状态，系统能对同一状态量的多个状态进行不同的处理。

6.其他处理

(1) 对于可疑信号在数据库中应标明身份，并在人机界面（MMI）上显示。

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