230M无线专用通讯网对大用户监测无疑是目前为止的较好的方案。
这是因为国内的大多数城市或地区供电企业先后都建立起了230M无线通信网架，系统通信网络除正常的维护工作外，没有其他额外的运行费用。
230M无线通信网络具有系统通信响应时间快、终端可响应广播命令等优点，非常适合在负荷管理与监控系统中实现紧急控制功能中使用。
但设备及安装的成本比采用公网通信要高，这也是基于230M无线通信的终端设备比较难以在小型用户和台变监测大规模使用的原因。
一般来说，用户的负荷分布适合80：
20原则，即20%的大用户用电负荷占总负荷的大部分，要求采集数据的实时性要求高，及通信数据量比较大，宜采用230M无线通信方式，一方面能满足通信要求，另一方面可有效避免通信费用较高的问题。
对于80%的小用户，数据通信实时性要求不高，通信数据量也比较小，可采用公网通信方式。
既可有效限制系统运行的通信费用，又可降低设备采购及维护的费用，因为更多的中小型用户参与负荷管理成为可能，从而系统监控面将不断地扩大。
目前，负荷管理系统数据通信网络正在朝两个方向发展。
<1）完善现有的230M通信网络和提升网络通信速率，使得系统得容量能够扩大，满足负荷管理系统不断扩容条件下的数据通信需要。
230M通信网络建立时间较长，以前大都采用1200bps或2400bps速率传输，这种通信具有稳定、无额外费用等优点，供电企业也进行了前期的设备投资。
在此基础上，更换通信设备，将通信速率提升到9600bps或19200bps，可使系统容量大大增加。
同时也充分利用了已有的设备，节省了投资。
<2）采用公用通讯网进行数据传输，它具有安装简单，维护工作量小等优点，目前应用这种数据传输技术的系统越来越多。
第四节负荷管理系统功能
供电企业建立的负荷管理系统，主要实现的几大功能包括：
数据采集、负荷控制、需求侧管理与服务支持、电力营销管理支持、系统运行管理等。
一、数据采集功能
负荷管理系统的第一大功能便是数据采集，只有建立在完整准确的数据信息基础上，才能实施其他功能，负荷管理系统的数据采集包括负荷管理中心主站对用电现场监控终端的数据采集及负荷管理终端对计量电能表和与之相关的其他监测设备的数据采集。
现将负荷管理系统所采集的数据信息内容及获得方法叙述如下。
<一）基本负荷数据
基本负荷数据包括各负荷监测计量点的实时有功功率、实时无功功率、功率因数。
当前和历史日的有功及无功功率曲线、功率<包抱有功和无功）最大/最小值及出现时间、最大需量及出现时间等。
基本负荷数据采集的时间间隔一般为15min。
现场负荷监控终端通过PS485通信或采集计量电表脉冲方式获得基本负荷数据。
<二）基本电能量数据
基本电能量数据包括各负荷监测计量点当前、每日、每月的有功及无功电能示数值、各费率时段的电能示数值、有功及无功电能量曲线等。
负荷监控终端获得数据的途径同基本负荷数据。
<三）电能质量数据
电能质量数据包括各监测计量点当前及每日的电压、谐波、停电时间及与这些基础数据相关的统计数据。
负荷监控终端可能过RS485通信从计量电表或其他监测装置<如电压监测仪、谐波监测仪等）中获得这些数据。
<四）工况类数据
工况类数据包括用户现场的电能计量装置运行工况、开关状态及反映用电是否正常的工况，如计量门打开与关闭状态等。
负荷监控终端通过对开关量的采集获得这些运行工况类数据。
<五）事件记录数据
事件记录数据包括用户用电现场发生的越限事件<如电压超上限或下限、电压缺相和断相事件）、控制事件<如功率控制跳闸事件）、工况变化事件<开关状态发生变化）、运行异常事件<如电能表停走或飞走）、操作事件等。
现场终端自动记录上述事件发生的起止时间、发生时的负荷及电量值等参数。
并利用数据通信链路，将发生的事件主动上报给负荷管理中心。
负荷管理中心数据库将自动记录这些事件，并通过有关途径<如通过移动或联通短信息）及时通知给有关负荷管理责任人。
负荷管理中心主站系统需要及时响应用户端事件及监控终端运行中记录的事件，响应方式视负荷管理系统所选用的通信信道而确定。
在严格的主站到终端的主从通信方式<如基于230M无线专网通信）下，终端一旦检测到用户端的一个事件，立即以事件告警标志方式记录下来，待与主站进行数据通信时<响应主站通信命令），立即随上行报文向主站发出事件响应请求，主站晌应终端请求后，立即召测相应的事件记录。
这种通信方式下，主站获得终端侧的事件将出现一个时间延迟。
当主站与终端之间采用基本公用通信网络方式，终端检测到用户端事件后，除记录事件外，立即主动向主站传送告警信息和事件记录数据。
<六）用户端其他相关设备提供的数据
用电现场如果安装有其他数据采集设备<如电能质量监测仪等），负荷监控终端可直接采集这些设备中的数据，并通过数据通信链路传送到负荷管理中心。
一般来说，负荷管理中心主站对终端的数据采集方式有以下两种模式。
一种模式是定时采集，这种采集模式主要有主站通过定时巡测将所有监控终端数据召测到负荷管理中心数据库，或者终端定时主动将数据上报给主站，对采集失败的终端数据有自动补收功能并给出相应的运行记录。
二是随机收集<随机召测）。
主站系统可以任意选址、选项对某些终端的指定数据进行随机数据采集。
二、负荷控制功能
负荷控制是现场监控终端在系统主站的集中管理下，通过对用户侧配电开关的控制，从而达到调整和限制负荷的目的。
负荷控制功能包括值闭环控制<功率控制和电量控制）、远方遥控、负荷控制策略和技术的管理。
<一）定值闭环控制
定值闭环控制包括功率控制<简称功控）和电量控制<简称电控）。
通过数据通信通道，负荷管理中心主站设定用户的负荷定值，功控实现的逻辑是：
现场监控终端连续监测用户用电负荷，当用户用电负荷超过所设定的负荷定值时，自动判断越限用电，终端进行现场告警，并控制用户端配电开关，实现闭环控制，以便将用电负荷限制在规定的定值水平之下。
当用电负荷小于设定的定值或当前时钟越过控制时间段时，允许用户端配电开关合上。
电控实现的逻辑是：
现场监控终端连续监测用户用电量。
当用电量超过电量定值<由负荷管理中心主站设定）判断越限用电、终端进行现场告警并能够控制用户端配电开关，以便将用电量限制在规定的定值水平之下。
当追加用电量定值，使得用电量小于定值后，允许用户端配电开关合上。
<二）远方遥控
远方摇控属于开环控制，即控制动作后，不进行反馈判断，负荷管束中心主站对终端直接下达控制命令，实现对用户端配电开关的远距离控制，达到调整负荷的目的。
远方摇控常用于紧急状态下，限制某一区域或某一线路下的负荷。
<三）负荷控制策略和技术管理
要科学的实施DSM项目，通过负荷管理系统调整用电负荷是必要的，这种调整必须要考虑到供电企业和用电部门的双方利益。
因此，负荷控制必须要根据当前的用电负荷及供电资源进行控制方案的调整。
在南方夏季高温季节，用电负荷紧张，如何协调好供电企业产休调整计划，确保电网安全对控制策略的制订要求是非常严格的，并且这种策略是经常变化的。
此外，为了控制策略的正确实施，在技术上必须保证系统运行的安全和可靠。
体现在具体细节上，负荷控制功能的实施必须具有严格的权限和密码检验措施，控制命令必须通过有效校核和确认，任何负荷控制操作必须有详细的操作记录。
操作记录由系统自动生成并保证不被人为修改和删除。
负荷控制状态的改变和控制动作必须自动生成详细的事件记录并告警。
事件记录内容包括：
动作时间、当时状态及用电情况等。
三、需求侧管理与服务支持功能
负荷管理的主要目的是对需求侧管理与服务支持。
这主要体现在以下几个方面。
<1）系统对用户端电量数据进行采集和分析，及时准确地反映电力市场需求状况，为预测负荷需求、调整电力供需平衡提供基础数据。
<2）为用户提供用电负荷曲线，帮助用户进行用电负荷曲线优化分析、企业生产用电成本分析，为用户提供合理使用电能，提高用电效率，开展能效管理等数据分析和技术指导工作。
<3）落实政府批准的错峰、避峰等需求侧管理措施和方案。
<4）监测用户端电能质量，为相应的技术及管理工作提供基础数据信息。
<5）为判断供电故障提供数据依据，提高故障抢修响应能力。
四、电力营销管理支持功能
负荷管理系统的数据采集功能提供了大量的用电负荷信息，这些数据信息对电力营销管理工作有特别的作用，因为，电力营销部门的几大职能都是工作量繁重的事情，牵涉到千家万户。
必须要利用现代的科技手段来提高工作效率和正确率。
负荷管理系统对电力营销管理支持功能包括用电抄表、电费回收、电能计量、用电稽查等。
<一）远程抄表
现场负荷管理终端完整地采集用户用电量数据，能满足抄表、电量电费结算的管理需要，远程抄表在技术上采用容错、校验来保证数据的正确性。
负荷管理中心实现每日定时远程抄表，保证抄表的及时性并与贸易结算用电能表数据的一致性。
在数据传输环节，通过对数据校验、加密等手段保证数据的安全性。
<二）电费回收
这主要体现在以下三个方面。
一是负荷管理中心可利用信息发布功能，向用户发送相应催费信息。
二是利用负荷控制功能，实施催费限电，当用户违背电力法，不安时履行缴纳电费义务时，可利用负荷控制功能限制用户继续用电。
此外，负荷管理系统提供预售电控制功能，保护供电企业的正常利益。
<三）电能计量及用电秩序管理
电能计量准确性牵涉到供用电双方的利益问题，保证用电电能计量正常是一项艰巨的任务，电能计量异常有多种原因，既有技术上的又有管理上的，也有用户畜意破坏等原因，及时发现用电计量异常可有效保护供电方的利益。
负荷管理系统实现对用户端电能计量装置运行状况的在线监测，及时发送异常情况报警，为电能计量装置的技术管理提供了支撑平台。
具体包括以下三个方面。
一是负荷管理终端通过数据接口，连续<循环）读解电能表数据，实时在线监测电能计量装置的运行状况，对掉电、断相、欠压、逆相序、编程计数、时钟偏差等异常工况自动报警，并提供事件记录和相关数据。
二是在线监测开关量的变位状况，及时发现开关状态变位及设施异动情况<如擅自开启计量柜门等），并报警和提供相应的事件记录和数据。
三是为用电异常分析提供依据，开展负荷跟踪对比等综合数据监测分析功能。
五、营销分析与决策分析支持功能
负荷管理系统数据采集到主站服务器后，通过计算机网络实现数据共享，可为电力营销管理与分析决策提供技术支持，这主要表现在以下几个方面。
<1）基于采集的基础数据，电力企业可开发后台应用软件，实现电力销售市场分析和负荷的短、中期预测功能。
<2）可对各行业用电进行有效统计和分析，并在此基础上进行行业的负荷预测。
<3）在需求侧管理政策指导下，用户积极参与负荷管理，缩小峰谷比，改善负荷曲线，这就需要在负荷管理系统基础数据上，进行电价激励实施效果评估及电价调整量化分析。
<4）对分时电量动态统计分析和分时电价经济指标进行分析
<5）各种用户和各类行业用电<负荷、电量）曲线分析和变化趋势分析。
<6）为线损分析和考核管理工作提供数据。
<7）为业扩报装、负荷平衡等业务工作提供必要的线路负荷和电量数据及分析结果。
<8）为提高电力用户服务功能，可面向用户实时发布电力供应信息。
第五节负荷管理系统技术规范
我国从20世纪70年代开始电力负荷管理与控制技术的研究，其间经历过从探索到试制，再到试点运行时期，并于1990年开始进入规模运行阶段。
1996年，当时的电力工业部组织有关电力部门和负荷控制设备生产厂制订了全国负荷控制与管理系统的实用化标准与系统通信规约，负荷管理系统的开发和运行进入标准和规范运行阶段。
系统经过多年的实际运行，积累了许多经验。
在此期间，各地电力公司又根据自身的用电管理特点，增补了一些新的功能规范和技术实施标准。
在这种形势下，国家电网公司于2004年组织集合管理人员对系统标准和通信规约进行重新编定，为进一步提高系统的运行和管理效率打下了坚实基础。
新的规范标准依据以下几个事实：
一是计算机信息技术的发展为电力负荷管理系统的信息处理和快速服务提供了技术保障；二是电子技术尤其是单片机微处理技术发展迅速，处理速度和程序容量的增大使得开发需求更多、功能更完善的终端设备软件成为可能，同时大容量的外围存储器也极大地扩展了数据的吞吐量。
三是各电力负荷管理系统扩展的功能定义标准不统一，难以组成一个更加开放的系统，给负荷管理系统的推广运行造成困难。
四是根据有些省市营配合一的事实，将公用变压器的监测与控制等也纳入到负荷管理系统中。
新的规范标准主要由以下文献组成。
<1）《电力负荷管理系统数据传输约—2004》。
<2）《负荷管理系统通过技术条件》。
<3）《电力负荷管理系统功能规范》。
以上技术标准是以行业内部标准形式推广使用的，尚没有正式出版这些文献。
各地电力企业根据生产管理需要，在此基础上对有关标准内容进行了增删和细化。
浙江电力公司于2003年组织了有关负荷管理系统生产厂商制订了另一套标准，主要依据的是用电现场服务与管理理念，突出了用电现场的数据信息主动上报功能。
目前，我国大部分省市电力负荷管理系统采用的是基于国家电网公司制订的技术标准，浙江、广东、山东等省份采用的是用电现场服务与管理系统标准。
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