DL／T 698.2-2021  电能信息采集与管理系统 第2部分：主站技术规范

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不同的计算机节点上，关键应用的计算机节点应作穴余配置。主站应配置数据备份设备，数据备份介 质应能异地存取。计算机局域网与外部系统的接口应具有安全防护措施。 主站设备应采用符合标准的主流设备，主站配置应满足系统功能和性能指标的要求，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、可扩展性要求。

电子标准4.2.4主站软件要求

系统应采用分布式结构，支持面向对象的系统设计。数据库管理系统对外应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。应用软件应满足系统功能要求，保 证其开放性能，满足系统应用、维护过程中不断优化、升级的需要，并提供详细的系统应用、维护、 接口等技术文档。

主站应是一个开放系统，软硬件接口应采用相应国际标准或工业标准，支持与其他LAN和 算机网络及不同计算机厂商设备的互联。

4.2.6数据传输网络

主站与电能信息采集终端的数据传输信道可支持专网、GPRS/CDMA/4G/5G无线公网、微波等无 线网络，以及工业以太网、光纤、电力线载波等有线网络，其技术指标应符合相关国家标准和行业标 准，使用要求应满足DL/T698.31的要求，

4.2.6.2传输速率

主站各接口传输速率应能满足各项功能的要求。

4.2.6.3通信协议

5.1.1一体化采集平台

一体化采集平台应能以不同通信方式与各种类型电能信息采集终端通信，采集各种电能数据，并 提供统一的数据输出模型，对采集任务进行统一调度管理和优先级控制，建立统一的通信协议库对数 据进行解析，并支持远程软件升级等特殊报文的数据压缩和加密传输，统一监视和管理通信资源，实 现负载均衡和互为备用。

5.1.2采集数据类型

采集的主要数据应有： a）电能数据：当前和冻结电能示值、最大需量等：

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b）交直流模拟量：电压、电流、有功功率、无功功率、功率因数、谐波等； c）工况数据：开关状态、电能信息采集终端及计量设备工况信息； d）电能质量越限统计数据：电压、电流、功率、功率因数、谐波、频率等越限统计数据： e）事件记录数据：电能信息采集终端和表计记录的事件记录数据； f）通信网络监测数据、模块信息； g）费控信息； h）其他信息。

5.1.3采集方式要求

应具备以下采集方式： a）定时自动采集，按采集任务设定的时间间隔自动采集电能信息采集终端中的数据，自动采集的 时间、内容、对象可设置。当定时自动数据采集失败时，主站应有自动及人工补采功能，保证 数据的完整性。 b）典型日数据采集，按设定的典型日和采集间隔采集功率、电能量、电压、电流等数据。 c）人工召测，根据实际需要随时人工召测数据。例如出现事件告警时，人工召测与事件相关的重 要数据，供事件分析用。 d）主动上报，允许终端启动数据传输过程，将重要事件等数据立即上报主站，以及按定时发送任 务设置将数据定时上报主站。主站应支持主动上报数据的采集和处理。

5.2.1数据合理性检查

应提供采集数据完整性、正确性的检查和分析手段。发现异常数据或数据不完整时应自 采。补采成功时可以自动更新数据。对于补采不成功的异常数据不予更新，提供数据异常事 告警功能，保证原始数据的唯一性和真实性。

5.2.2数据计算、分析

根据应用功能需求，用户可通过配置或公式编写，对采集的原始数据副本进行加工和处理： 包括： a）按区域、行业、线路、自定义群组、单客户等类别，按日、月、季、年或自定义时间段，进行 负荷、电能量的分类统计分析； b）电能质量数据统计分析，对监测点的电压、电流、功率因数、谐波等电能质量数据进行越限、 合格率等统计分析； c）计算线损、母线不平衡、变损等。

5.2.3一体化数据存储管理

应采用统一的数据存储管理技术，对采集的各类原始数据和应用数据进行分类存储和管理，为数 据应用提供一体化数据平台。对外提供统一的数据服务接口应为其他系统开放有权限的数据共享服务。 应提供系统级和应用级完备的数据备份和恢复机制。

系统应支持数据综合查询功能，开提 面信息 系统宜支持初级模型生成、数据关联等功能。

5.3.1有序用电管理

5.3.1.1功率定值闭环控制

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应根据有序用电方案，对客户的用电负荷进行有序控制，包括时段控、厂休控、营业报停控、当 前功率下浮控等。 主站应输入和存储上述控制类型的控制时段、控制功率定值、告警时间、控制轮次等控制参数， 并下发给相应终端。在需要调整用电负荷时，应根据系统应用要求选择控制类型，向终端下发控制投 入或解除命令，投入或解除终端的功率定值闭环控制功能。控制参数设置和控制投入、解除命令下发 时，主站应有相应操作记录。

5.3.1.2月电能量闭环控制

主站应能对客户进行月电能量闭环控制，输入和存储月电能量定值、浮动系数等控制 终端。当需要对客户进行控制或解除控制时，应向终端下发月电能量控制投入或解除命令。

5.3.13预购电管理

预购电管理要求包括： a）主站可根据售电侧客户的购电单信息，输入和存储电能量费率时段和费率以及购电控参数包括 购电单号、购电量（费）值、报警和跳闸门限值，并下发终端。当需要对客户进行控制时，应 向终端下发购电量（费）控投入命令，终端根据报警和跳闸门限值分别执行告警和跳闸。 b）当客户缴纳电费不足时，主站可向终端下发催费告警命令，在设定的告警时间段告警，通知客 户缴纳电费。 c）当客户侧采用本地费控方式时，主站可根据售电侧客户的购电信息、电能量费率时段和费率信 息，自动核算用户剩余电费，及时发现费控表欠费的用户。 d）主站可通过远程控制或本地控制的方式，结合电能表费控相关功能，实现居民费控表的预购电 管理。

主站可以根据需要向终端下发遥控跳闸、充许合闸或直接合闸命令，控制客户配电开关。遥 命令应包含告警延时时间和限电时间。控制命令可按单地址或组地址进行操作，所有操作应有 录。

5.3.1.5负荷分析和预测

应综合分析典型用户的日负荷曲线、分时电能量及最高、最低负荷等关键数据，各行业用电 据等，对电力市场需求进行预测。

5.3.2 异常用电分析

5.3.2.1用电监测

应对采集数据进行比对、统计分析，以便发现用电异常。 如对同一计量点不同采集方式的采 比对，或实时数据和历史数据的比对后，发现功率超差、电能量超差、负荷超容量等用电异常

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录事件并告警。 应监视现场设备运行工况如计量柜门、各回路、表计状态等，若发现异常，记录事件并告警。 应用采集到的历史数据分析用电规律，与当前用电情况进行比对分析，若异常，记录异常信息 发现异常后，应启动异常处理流程，将异常信息通过接口传送到相关系统。

5.3.2.2重点用户监测

应对重点用户提供用电情况跟踪、查询和分析功能。可按行业、容量、电压等级、电价类别等分 类组合定义，查询指定用户或用户群的信息。查询信息应包括用户档案、负荷曲线、电能量曲线、电 能质量数据、工况数据、事件记录数据等。可按预先设定的条件对用户的用电情况进行初步分析。

5.3.2.3事件处理和查询

根据系统应用要求，主站应将终端记录的告警事件设置为重要事件和一般事件。 对于不支持主动上报的终端，主站应在接收到来自终端的请求访问要求后，立即启动事件查询模 块，召测终端发生的事件，并立即对召测事件进行处理。对于支持主动上报的终端，主站应在收到终 端主动上报的重要事件后立即对上报事件进行处理。 主站可定期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。

5.3.3电能质量数据统计

5.3.3.1电压越限统计

系统应能对电压监测点的电压按照电压等级进行分类分析，分类统计电压监测点的电压合格率， 电压不平衡度等。

5.3.3.2功率因数越限统

系统应能按照不同用户的负荷特点，对用户设定相应的功率因数分段定值，对功率因数进行考核 统计分析；记录用户指定时间段内的功率因数最大值、最小值及其变化范围；进行超标用户分析统 计、异常记录等。

5.3.3.3谐波数据统讯

系统可选配对监测点进行电压谐波和电流谐波的分析统计功能，设置电压、电流谐波限值，统计 分相总畸变电压含有率的越限日累计时间、分相总畸变电流含有率的越限日累计时间等，记录最大谐 波含量发生时间和最大谐波含量发生时用户用电情况的事件。

5.3.4线损、母线不平衡、变损分析

应根据各供电点和受电点的有功和无功的正/反向电能量数据以及供电网络拓扑数据，统计、计算 各种电压等级，分区域、分线、分台区的线损。可进行实时线损计算，按日、月固定周期或指定时间 段统计分析线损。主站应能人工编辑和自动生成线损计算统计模型。 母线不平衡分析时，应将计算出的电能量信息作为原始数据，将原始数据注入到指定的母线不平 衡计算模型中，生成对应母线的不平衡信息。 变损分析时，应将计算出的电能量信息作为原始数据，将原始数据注入到指定的变损计算模型 中，生成对应计量点各变压器的损耗率信息。变损计算模型可以通过当前的电网结构自动生成，也支 持对于个别特殊变压器进行特例配置。

5.3.6.1系统对时

系统应具有与北斗卫星导航系统、GPS全球卫星定位系统或NTP网络时钟源等标准时钟对时的功 能，应保证主站与标准时间的误差不大于1s，主站日计时误差不大于0.1s/d，并支持从其他系统获取 标准时间。 主站应具有对系统内全部终端进行批量对时以及对单个终端进行单点对时的功能，对时误差不应 超过5S。主站应设置采集终端时钟误差允许值。若支持主动上报的终端，可通过心跳报文上传终端时 钟，主站判断终端时钟是否超差；若不支持主动上报的终端，应由主站巡测终端时钟，判断终端时钟 是否超差。

5.3.6.2权限和密码管理

对系统用户进行分级管理时，可进行包括操作系统、数据库、应用程序三部分的用户密码设置和 权限分配，并应能根据业务需要，按照业务的涉及内容进行密码限制。 登录系统的所有操作员都应经过授权，进行身份和权限认证，根据授权权限使用规定的系统功能 和操作范围。

5.3.6.3终端管理

终端管理应包括终端档案录入和参数的设置及查询： a）采集点信息档案录入，包括： 1）客户信息，包括客户（厂站）名称、系统编号、营业户号、联络信息、供电线路结构等； 2）终端设备参数，包括终端标识号、终端地址、终端配置、通信参数、远程及本地通信模块 信息、通信网络相关信息等； 3）历史变更记录，包括采集设备、计量装置、供电系统结构等变更记录。 b）终端配置参数的设置及查询，包括： 1）脉冲参数：有功/无功属性，电能表常数等； 2）电能表或交流采样装置配置参数：电能表类型、通信地址、通信规约、接线方式、端口 号、费率数、通信密码等； 3）总加组配置参数：参与总加的测量点号、总加运算符等； 4）终端电压电流模拟量配置：端口号、电压/电流属性等。 c）控制参数的设置及查询，包括功率控制参数、电能量控制参数、购电控制参数以及控制轮次状

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态等。 d）限值参数的设置及查询，包括电压、电流、功率、谐波等越限参数。 主站应能对终端进行远程配置和参数设置，支持新上线终端自动上报的配置信息。 主站应能向终端下发复位命令，使终端自动复位。 主站应能对终端软件进行远程升级。

5.3.6.4档案管理

主站应对维护系统运行必需的电网结构、采集点、客户、设备等档案进行分层分级管理。主站应 能实现从营销和其他系统进行相关档案的实时同步、批量导入和管理，以保持档案信息的一致性和准 确性。

5.3.6.5通信和路由管理

主站应能对系统使用的通信设备、中继路由参数等进行配置和管理，对系统使用的公网信道进行 流量管理，对信道状态进行在线监测。

5.3.6.6运行状况管理

运行状况管理应包括主站、终端、专用中继站运行状况监测和操作监测： a）终端运行工况监测。终端运行状态统计（包括各类终端的台数和投运台数）、终端数据采集情 况（包括电能表数据采集）、通信情况的分析和统计、通信日志。 b）主站运行工况监测。实时显示通信前置机、数据库、网络、服务器以及通信设备等的运行状 况；检测报文合法性、统计每个通信端口及终端的通信成功率。 c）专用中继站运行监测。实时显示中继站的运行状态，工作环境参数。 d）操作监测。通过权限统一认证机制，确认操作人员情况、所在进程及程序、操作权限等内容。 系统应自动记录重要操作（包括参数下发、控制下发、增删终端、增删电能表等）的当前操作 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。

5.3.7维护及故障记录

应自动检测主站、终端以及通信信道等运行情况，对故障点设备进行定位，记录故障发生时间、 故障现象等信息，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。 应能统计主站和终端的月/年可用率，对各类终端进行分类故障统计。 应对电能表运行状态进行远程监测，及时发现运行异常并告警。

系统提供专用和通用的制表功能。 人员口在线立和修改报表格式和内容 应根据不同需求，对各类数据选择各种数据分类方式（如按地区、行业、变电站、线路、不同电 压等级等）和不同时间间隔组合成各种报表并支持导出、打印等功能。

5.4.1与营销系统接口

系统应通过统一的接口规范和接口技术与营销业务应用系统连接，接收采集、控制等任务，读 档案、预购电信息、公用配电变压器基础数据等相关信息，为抄表管理、有序用电管理、电费 用电检查管理等营销业务提供数据支持和后台保障。

5.4.2与其他系统接口

通过统一的接口规范与其他外部系统实现数据共

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主站可选配能源控制功能。主站能源控制功能包括智慧调控、风光储充运营、智能居民用电、绿 色能源交易、用能分析。

应结合光伏发电状态和设备用能需求，提供储能装置自动充电、放电管理功能，实现源网荷储互 动；应根据电网调峰、调频和备用的需求，提供参与电力需求侧响应功能，实现储能设备、电动汽车 参与需求响应。

5.5.3风光储充运营

应针对居民家庭私有充电桩，提供电动汽车充放电状态监控、充电模式设置等功能，参与电动汽 车有序充放电，实现电动汽车充放电管理；应根据风力、光伏发电输出功率特性，提供用能设备运 行状态自动调节功能，实现风力、光伏发电管理；应计算最优充放电时间和功率，实现储能充放电 管理。

5.5.4智能居民用电

设置智能家电用能强度不同的模式，如待机、节能、舒适 通过应用软件等方式远程对智 调节等控制

5.5.5绿色能源交易

应结合国家级电力市场及交易政策文件，统计绿色能源交易的交易形式、交易模式、交易类 易品种、交易周期：应预测电力交易走势与交易进展：应管理各交易品种的交易比例。

应分时段、分设备统计用能数据，并根据个人历史用能数据的变化、个人与其他居民的用能 行比对，给出节能建议。

.主站应采用统一的采集平台采集各类采集终端的数据，并统一存储管理各类电能数据，采用 接口规范，与营销系统及其他系统交换数据。

主站的局域网与其他信息系统互联时，应采用安全隔离措施，保证主站系统网络安全 主站与采集终端间的设置，以及控制报文的传输应有身份认证和加密措施。 主站利用公网进行数据采集时，应有相应安全防护措施。

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系统操作应有权限及严格完善的密码、 日志管理。系统管理应有及时升级软件补丁和严格防范病 毒的有效措施。服务器应有必要的病毒入侵检测手段和足够的抗病毒能力。 应提供系统级和应用级完备的数据备份和恢复机制

主站应采用统一的数据通信协议和功能规范，面向不同制造商接入各类电能信息采集终 供开放的软件平台和标准接口；应提供应用开发环境和标准的应用编程接口，便于用户的应 发和集成。

主站重要的服务器、工作站和网络设备配置应采用穴余方式，保证系统的可靠性。系统应能隔 切除故障不影响各节点的运行，并保证故障恢复过程快速、平稳。重要文件和数据库应有 系统应具有热启动功能。

主站硬软件应易于维护，并有自检自诊断功能。应具有完整的检测和维护工具及诊断软 速、准确地查明故障、迅速恢复系统

主站硬软件应采用便于升级的模块化设计，可根据需求选择模块组合；系统升级时不应影响系统 运行。主站应能够实现远程对采集终端、通信单元及电能表中允许升级的部分进行软件升级。主站系 统容量应有大于30%的余度

6.7主站响应性能要求

主站响应性能一般要求包括： a）遥控操作响应时间应小于5s; b）重要信息（如重要状态信息及总功率和电能量）巡检时间应小于15min； c）常规数据召测和设置响应时间（指主站发送召测命令到主站显示数据的时间）应小于15s d）历史数据召测响应时间（指主站发送召测命令到主站显示数据的时间）应小于30s； e）用户事件响应时间应小于30min。

6.7.2能源控制功能相关要求

主站选配能源控制功能（见5.5）时螺旋钢管标准，应满足以下要求： a）能源控制命令响应时间小于15s； b）日内交易最小周期15min； c）有序充电控制策略生成时间小于10s； d）充电计划执行成功率不低于95%； e）光伏电站运行状态告警延时小于30s； f）逆变器通信状态、故障状态告警延时小于30s; g）智能家电实时数据采集周期小于60s； h）有序充电订单、电量等查询时间小于3s;

i）有序充电实时/历史充电电量、负荷曲线查询时间小于5s； j）能源控制信息查询时间小于5s； k）能源控制App操作响应时间小于3s; 1）能源控制统计报表生成时间小于10s

6.8主站物理性能指标

主站物理性能指标包括： a）各服务器CPU的平均负载率应小于45%； b）人机工作站的平均负载率应小于40%； c）网络的平均负载率应小于35%； d）系统数据在线存储应大于3年。

屋面标准规范范本主站物理性能指标包括： a）各服务器CPU的平均负载率应小于45%； b）人机工作站的平均负载率应小于40%； c）网络的平均负载率应小于35%； d）系统数据在线存储应大于3年。

主站物理性能指标包括：

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