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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
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。
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。
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。
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。
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。
