电力信息化 电力信息化业务

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2006年11月8日



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电力营销管理信息系统设计规范

1 主题内容与适用范围

本规范规定了电力营销管理信息系统的网络结构和基本功能，提出了平台/环境建设和软件设计应遵循的准则，规范了信息管理的基本要求。

本规范适用于国家电力公司系统电网经营企业和供电企业。

2 引用标准

2．1GB/T 2887-2000 电子计算机场地通用规范

2．2GB/T 17859-1999 计算机信息系统安全保护等级划分准则

2．3GB/T 17900-1999 网络代理服务器的安全技术要求

2．4GB/T 16680-1996 软件文档管理指南

2．5GB/T 4754-1994 国民经济行业分类与代码

2．6GB/T 14079-1993 软件维护指南

2．7GB/T 14394-1993 计算机软件可靠性和可维护性管理

2．8GB/T 14715-1993 信息技术设备用UPS通用技术条件

2．9GB/T 12504-1990 计算机软件质量保证计划规范

2．10GB/T 12505-1990 计算机软件配置管理计划规范

2．11GB/T 8567-1988 计算机软件产品开发文件编制指南

2．12GB/T 9361-1988 计算机场地安全要求

2．13GB/T 9385-1988 计算机软件需求说明编制指南

2．14GB/T 9386-1988 计算机软件测试文件编制规范

2．15GB/T 10114-1988 县以下行政区代码编制规则

2．16《关于面向21世纪电力营销工作若干意见》

2．17《电力企业计算机管理信息系统建设导则（试行）》

2．18《国家电力公司信息网WWW网站建设规范（试行）》

3 定义

3．1电力营销管理信息系统：是基于现代计算机与通信技术，将电力营销工作进行电子化管理的综合信息系统。具备客户服务，营销业务处理、监督和管理决策支持等功能，是促进电力营销服务创新、管理创新和技术创新的基础和重要保证。

3．2客户服务层：是电力营销管理信息系统中与客户进行交互、为客户提供直接服务的软硬件系统的总称。

3．3营销业务层：是电力营销管理信息系统的基础信息加工和处理中心，是客户服务层的支持层。

3．4营销工作质量管理层：对客户服务层、营销业务层的工作流程及工作质量实行监督管理的控制中心。

3．5营销管理决策支持层：为营销决策提供依据的综合信息分析处理中心。

3．6呼叫中心：集计算机网络技术、CAD(Automatic Call Distribution,自动呼叫分配系统)技术、CT1(Computer Telephony Integration, 计算机语言集成服务器)、IVR（Interative Voice Response,交互式语言应答系统）技术、数据库技术等于一体的综合业务服务平台。

4 总则

4．1 电力营销管理信息系统的建设必须以市场和客户服务为轴心，以方便客户为宗旨，优化重组业务流程，创新服务方式，强化监督能力，提高企业决策和管理水平。

4．2电力营销管理信息系统的建设应按照职能管理层次和营销功能进行总体规划，分步实施。

4．3按照职能管理层次，电力营销管理信息系统分为国家电力公司、网省电力公司、地（市）供电企业和县（区）供电企业四个层面。

4．4按照营销功能，电力营销管理信息系统分为客户服务层、营销业务层、营销工作质量管理层和营销管理决策支持层四个层面。

4．5各网省电力公司应按照“以省公司为实体，以地（市）供电企业为核心，以县（区）供电企业为基础”的原则，统一规划，统一设计，统一开发，统一建设电力营销管理模式统一，营销业务流程统一，数据代码格式统一，保证网络畅通，信息传递快速，系统运行安全可靠。

5 系统结构

5．1．1客户服务层

5．1．1．1工作目标:为客户提供高效、便捷和优质的服务，树立电力企业的良好服务形象，为电力企业赢得市场竞争优势。

5．1．1．2工作内容：通过营业厅、呼叫中心、因特网（Internet）和客户现场等多种服务手段，为客户提供电力法规、用电政策、用电常识、用电技术以及用电情况等信息查询服务，实时受理客户通过各种方式提交的新装、增容与用电情况等信息查询和咨询服务以及投诉举报等业务。

5．1．2营销业务层

5．1．2．1工作目标：将营销业务信息流按照标准化、规范化、科学化的管理原则，对电力营销业务实现快捷、准确的处理。

5．1．2．2工作内容：处理新装、增容与用电变更，合同管理，电量电费，收费与帐务管理，电能计量管理以及负荷管理等业务和流程。

5．1．3营销工作质量管理层

5．1．3．1工作目标：通过对营销业务层和客户服务层的业务处理标准、业务处理时限、客户服务的监控等特定指标的考核进行职能管理、及时发现问题，迅速予以反映，督促有关部门加以纠正。

5．1．3．2工作内容：主要包括工作流程优化与监督；营销业务稽查、合同执行情况管理以及投诉举报管理等。

5．1．4营销管理决策支持层

5．1．4．１工作目标：为营销策略的制定、市场运与开发、客户信息分析、效益评估、公关系与企业形象设计等管理行为，以及营销决策提供科学的依据。

5．1．4．2工作内容；通过对营销业务层、客户服务层、营销工作质量管理层等信息流的应用分析，提供诸如市场运营与开发、客户需求信息、市场预测及动态研究等辅助决策信息。

5．1．5层次关系图

a)客户服务层是整个电力营销管理信息系统对外的“窗口”，在与客户沟通并为其提供各种服务的同时，负责收集客户的电力需求信息。

b)营销业务层建立在客户服务层之上，负责对客户服务层获取的业务信息和客户需要信息进行处理，并将处理结果反馈给客户服务层。

c)营销工作质量管理层根据营销决策支持层的信息，负责对客户服务层和营销业务层的工作质量和工作流程进行监督、管理和评估，并及时将有关信息反馈给管理决策支持层。

d)营销管理决策支持层通过对营销业务层、客户服务层、营销工作质量管理层等信息流的应用和分析，提供管理依据支持。将决策信息下达给营销工作质量管理层、营销业务层和客户服务层。

５．２网络结构

５．２．１电力营销管理信息系统网络结构图

５．2．2 国家电力公司电力营销管理信息系统由营销管理决策支持层、营销工作质量管理层和客户服务层组成。职能是：

a)贯彻落实国家有关政策，及时、准确掌握全国电力消费市场的动态，为国家电力公司系统电力资源的优化配置和使用、营销策略的制定提供支持；

b) 行使必要的管理职能，对网省电力公司的电力营销工作进行指导和都督；

c) 为客户提供有关电力营销的政策咨询，接受有关电力营销方面的投诉和举报（包括人民来信、来访），督促有关基层单位办理。

５．２．３网省电力公司电力营销管理信息系统由营销管理决策支持层、营销工作质量管理层和客户服务层组成。主要职能是：

a)贯彻落实国家有关政策，根据国家电力公司市场营销战略、全面、及时和准确掌握所属各地区的电力消费市场状况，制定相应的营销策略；

b) 监督和管理各地区供电企业的营销工作；

c) 为客户提供本省电力营销政策咨询，接受有关电力营销方面的投诉和举报（包括人民来信、来访），督促有关基层单位办理。

5．2．.4地市级供电企业电力营销管理信息系统由客户服务层、营销业务层、营销工作质量管理层、营销管理决策支持层组成。主要职能是：

a)贯彻落实国家有关国家有关政策，执行网省电力公司制定的电力市场营销策略；

b) 及时、准确掌握供电营业区内的电力消费市场状况，为制定企业电力营销措施提供支持；

c) 各项营销业务信息处理中心，为客户提供电力营销政策、技术咨询和供用信息，实现高效、便捷、优质的服务；

d) 对直供、直管县级供电企业的电力营销业务实行监督管理。

5．2．5县级供电企业电力营销管理信息系统由客户服务层、营销业务层、营销工作质量管理层、营销管理决策支持层组成。主要职能是：

a)贯彻落实国家有关政策，执行网省电力公司制定的电力市场营销策略；

b) 及时、准确掌握供电营业区内的电力消费市场状况，为制定企业电力营销措施提供支持；

c) 各营销业务信息处理中心，为客户提供电力营销政策、技术咨询和电信息，实现高效，便捷，优质的服务。

6客户服务层

6．1服务方式

有营业厅服务、呼叫中心服务、因特网服务和客户现场服务。

6．2服务内容

6．2．1营业厅服务主要包括柜台服务、自助查询服务等形成。

a)柜台服务由营业厅工作人员通过电力营销管理信息系统，受理新装、增容与用电变更，缴，查询等业务，受理后的业务事项，直接进入流程处理，业务数据直接进入信息系统数据库。

b)自助查询服务由客户通过触摸屏等多媒体形式进行自助查询电力营销信息。

6．2．2呼叫中心服务主要包括24小时电话热线服务、自动语音服务和信息发布等形式的服务。

a)24小时电话热线服务应实现对客户申请的各类用电业务的受理并提出咨询，自动形成工作单，通过网络传递给相关业务的受理并提供咨询，自动形成工作单，通过网络传递给相关业务部门。

b)自动语音服务应实现客户通过电话自助获得有关法律法规，供用电政策和技术，各类收费标准以及电费、电量，业务流程等信息的语音播放服务。

c)信息发布应实现发布停电通知、自动催缴电费等功能。

d)实现自动录音，记录客户对中心的每一次通话。

6．2．3因特网服务主要通过因特网向客户提供用电查询、业扩报装、投诉举报、费用支付、信息采集等服务。

6．2．4客户现场服务是营业厅、呼叫中心和因特网服务的有效补充和延伸。服务内容包括;

a)现场受课业扩报装和用电变更业务；

b)现场提供有关供用电信息咨询和查询服务；

c)现场提供安全用电、合理用电、工程设计的技术咨询等服务；

d)现场对电能计量装置进行校验、安装、迁移、故障分析、检修等服务；

e)用电故障抢修服务。

6．3功能要求

客户服务层具备以下功能：查询与咨询服务，业务受理服务，收费服务，现场服务和投诉举报处理。

6．3．1查询与咨询服务

6．3．1．1公共信息查询

a)电力企业介绍。包括电力企业发展、经营状况和目标，营业区域划分，业务管辖范围，业务查询电话和电力服务场所等信息；

b)电力法规的宣传。包括《电力法》、《电力供应与使用条例》和《供电营业规则》等资料；

c)优质服务承诺。包括投诉热线、客户投诉程序、社会服务承诺条款、示范窗口规范、文明用语、职工服务守则、严禁以电谋私的规定等。

6．3．1．2客户用电的信息查询

主要包括业扩进度查询、电量电费查询、欠费查询和历史信息查询等。

6．3．1．3技术业务咨询

a)用电须知、服务指南等；

b)变压器、互感器、电能表等设备的应用常识；

c)违约用电、窃电的查处及违约使用电费收取的有关规定；

d)各种收费项目、适用范围的收费标准；

e)电量电费结算方式、交费方式、欠费处理办法、电费违约金及其收费原则；

f)安全用电知识及有关电气安全设计规范；

g)合理用电知识；

6．3．2业务受理服务

受理客户提交的新装、增容与用电变更等服务要求，其中有关用电变更的业务受理内容应满足《供电营业规则》有关条款的内容要求。

6．3．3收费服务

主要包括电费和其它业务费用的收缴。

推广银行联网划拨和银行储蓄付费的收费方式。随着电子商务技术的发展，在客户、电力企业和金融机构三方达成协议的基础上，可逐步开展网上付费和电话付费的试点。

6．3．4现场服务

系统应有完善的流程管理功能，工作人员在客户的处理结果和收集的信息应及时进入电力营销管理信息系统的处理流程。主要包括：

a)现场记录客户新装、增容与用电变更业务、供电方案答复和用电技术咨询内容；

b)现场记录客户用电故障求助和抢修等服务信息；

c)现场对计量装置的校验、安装、轮换、迁移、故障分析、检修和数据采集等信息进行记录；

d)客户用电信息的查询，包括电量电费，大客户日、周、月、年的负荷曲线，催缴电费，电量电费结算等内容；

e)现场记录合同及协议的签订、违约用电、窃电信息、用电投资咨询、投诉举报和其它供用电服务等信息。

f)记录内部工程监理信息。

g)记录电气设备缺陷信息和预防性试验信息。包括：缺陷种类、整改限期、整改措施、整改完成日期等。

h)计算机辅助需求侧管理的实施。

i)客户用电成本分析。

j)记录客户其他用电需求信息。

6．3．5投诉举报受理

系统应有完善的权限控制和流程控制功能，以保护客户用电的合法权益。客户电话投诉系统应具备电话录音功能和检索功能，以备事中监督和事后校核使用。

7营销业务层

7．1新装、增容与用电变更

7．1．1业务办理应能接受并处理客户服务层传递的每一项业务，并对相关部门的工作传递进行处理。

7．1．2勘查管理应对新装、增容、减容、故障换表、移表、改类、暂停/恢复等业务工作进行分派，并记录勘查内容。

7．1．2．1新装与增容勘查应包括供电方案的制定（包括接电线路、供电容量等）；计量方式的初步确定；电价的初步确定有无外部、内部工程，记录相关内容；费用及支付方式。

7．1．2．2故障换表勘查应包括电能表故障的原因和责任；需要客户赔偿的通知客户交款，并提出处理意见；需更换电能表的，在变更勘查工作单上确定新珍的有关参数。

7．1．2．3 改类勘查主要是核查确认客户更改的用电类别。

7．1．2．4暂停/恢复勘查应包括核查客户的用电情况，确定是否可以暂停或恢复用电；进行暂停或恢复用电操作，记录暂停或恢复用电的时间。

7．1．2．5移表勘查应包括确认电能表的位置情况及所需其它信息等。

7．1．2．6减容/恢复勘查应包括核查客户的用电情况，用电类别是否发生变化，记录减容或复容时间等。

7．1．3审批管理应对勘查过程中初步拟订的供电方案进行审核，并记录签署意见。

7．1．4收费管理应对国家规定的收费项目、标准进行帐务管理。

7．1．4．1根据各类业务的收费项目和收费标准产生应收费用。

7．1．4．2按收费项目打印发票/收费凭证，建立实收信息，更新欠弼信息。

7．1．4．3确定应退金额，并出具凭证。

7．1．5工程管理应记录工程进度，并对有委托工程的项目实行进度监控。

7．1．5．1记录设计单位、设计内容概要、设计时间等有关信息。

7．1．5．2记录工程设计审核的有关资料，包括一次接线图、表计参数等；确定是否需要中间检查。

7．1．5．3记录工程预算和决算信息。

7．1．5．4记录施工合同信息及施工

7．1．5．5记录中间检查结果及竣工报验信息。

7．1．5．6记录竣工验收结果

7．1．5．7记录决算结果

7．1．6装拆表管理应能生成装拆表通知单，分派装拆表工作；记录计量装置的有关信息。

7．1．7送电管理应能产生送电业务处理工作单；记录有关送电信息

7．1．8档案管理应能实现客户基本信息和大客户设备档案的生成、变更及查询管理。

7．1．8．1形成客户的用电资料。

7．1．8．2客户流程资料归档。通过流程档案自动更客户基本信息。

7．1．8．3实现客户主接线图可视化管理。

7．1．8．4按权限对客户档案进行查询和修改。

7．2供用电合同管理

7．2．1建立高压供用电合同、低压供用电合同、临时供用不着电合同、趸购电合同及委托转供电协议的模板

7．2．2生成各类供用电合同文本，可编辑、打印、查询。

7．2．3产生合同编号，签约人，签约时间等合同签约信息记录，并传递相关部门。

7．2．4合同变更、续签及终止流程的记录与传递。

7．3电量电费管理

7．3．1抄表管理

对不同的抄表方式实现抄表日程、抄表段及抄表路线的编排管理，具备抄表数据的录入与校核处理功能，并形成抄表日志。

7．3．1．1抄表方式有抄表器现场抄表、集抄和负控系统远程抄表，抄表本（单）现场抄表等。

7．3．1．2能进行抄表日程安排及调整，实现抄表段划分、抄表段顺序编排、抄表段客户记录数的增减处理；根据抄表日程安排，开成当日抄表路线；编排并生成补抄工作单。

7．3．1．3对不同抄表方式提供相应的抄表数据录入方法，并对已录入的抄表数据进行校核。对异常情况，具备相应的处理手段。

7．3．1．4现场抄表中发现的计量装置缺陷及违章窃电问题，通过电子传标转由相应部门处理。

7．3．1．5形成抄表日志，记录抄表相关信息。

7．3．2电量电费计算

7．3．2．1电量电费计算包括正常电费计算和退、补电量电费计算。

7．3．2．2建立电量电费计算模型，进行电量度电费计算。

7．3．2．3对电量电费计算结果进行校核。对新装、增容及用电变更的客户，电量度电费要进行复算并校核。对各类异常情况进行提示并具备不同的处理手段。

7．3．2．4生成应收电费明细及报表。

7．3．2．5对电价表、线损变损表、力率奖惩电费表以及各类基金表等计算依据，严格按权限进行管理。

7．3．2．6形成电量电费计算日志。记录电量电费计算相关信息。

7．4收费与帐务管理

7．4．1收费方式包括坐收、银行划拨、银行代收和走收等。

7．4．2对不同的收费方式，应有相应的收费处理功能。能开具电费通知单，电费发标、电费违约金凭证；实现分次划拨电费、销帐、退还电费等处理功能；按不同收费方式产生相应的收费日报、月报。

7．4．3能按欠费金额、欠费时间、欠费次数产生欠费报表及欠费客户清单。

7．4．4对发生电费违约金客户数、违约金金额、实收情况实行帐务管理。

7．4．5对电费发票、收费凭证的发放日期、发票编号、领用人、使用客户号、作废发票编号进行记录管理。

7．4．6建立各类收费方式的明细帐，包括总应收电费、总实收电费等。

7．4．7建立收费日志，记录收费相关信息。

7．5电能计量管理

7．5．1计划管理

制订计量设备购置计划、周期校验计划、周期轮换计划、抽检计划、用表计划、二次压降测试计划等。

7．5．2资产管理

对电能表、互感器、失压仪等电能计量设备进行新购入库、资产流转的全过程跟踪管理。

7．5．2．1新购电能计量设备入库并建立资产档案，实行标准设备、电能表和互感器等设备的档案管理，对库房内电能计量设备的物理存放位置进行排序并确认。

7．5．2．2对电能计量装置能实现自动配置。

7．5．2．3报废和淘汰的电能计量设备的处理记录。

7．5．2．4对电能计量设备资产流转达的全过程进行跟踪管理。

7．5．3室内修校管理

7．5．3．1安排室内修校工作，记录修校工作信息，记录检定校验结果。

7．5．3．2记录表底数。

7．5．3．3综合分析计量设备的修校结果。

7．5．4现场校验管理。

7．5．4．1安排现场周期校验与特殊校验。

7．5．4．2校验信息的下载与接收；校验结果的录入与缺陷信息的记录。

7．5．4．3综合分析计量设备的现场校验结果。

7．5．5抽检与轮换管理

7．5．5．1根据抽检计划安排抽检工作。

7．5．5．2记录抽检信息

7．5．5．3分析抽检结果，调整轮换计划。

7．5．5．4根据轮换计划安排轮换工作。

7．5．6标准计量装置管理。

7．5．6．1建立标准计量检定装置档案，记录标准计量检定台历次校验数据，记录标准检定装置变更记录。

7．5．6．2建立标准计量器具档案，记录标准计量器具历次校验数据。

7．5．6．3标准计量设备考核、周检和复检管理。

7．5．7技术档案管理

记录和查询计量标准考核（复查）资料及技术档案；各类证书以及大客户计量档案管理。

7．6负荷管理

得用负荷管理系统实现负荷数据采集、在线监测和负荷预测等处理功能。

7．6．1日负荷数据、有功电量、无功电量的采集，日、周、旬、月、年及典型日负荷曲线的生成。

7．6．2在线监测计量表计状况，发生掉电、断相、逆相序时有告警，并将故障信息按工作流程用电子传票及时传递给计量部门。

7．6．3在线监测客户用电情况，发现异常及时进入流程处理。

7．6．4监测客户受电端电压及功率因数变化情况。

7．6．5提供需求侧管理方法和技术支持，与客户共同提高终端用电效率，制定电气设备更新、改造技术方案；帮助客户进行企业生产（用电）成本分析，制订客户负荷曲线优化方案；帮助客户进行蓄能用电设备（系统）的设计、与实施。

8、营销工作质量管理层

8．1工作流程控制

8．1．1对每一业务流程及各岗位的工作量规定预警时间。对超期量、超期率、出错量、出错率、滞留量、滞留增长等情况实现监控。对超期流程和岗位应能督办。

8．1．2对不合要求的业务处理，按流程返回或撤消，同时应用记录可查。

8．1．3业务流程的设置应满足安全性、灵活性和适应性的要求。非流程操作人员无权操作，流程操作一经确认无法更改；经合法程序确认，流程维护人员可实施流程变更。

8．2业务稽查

8．2．1对新装、增容及变更用电的每一业务流程的时限进行统计，检查出超时限的流程、工作段和相关责任人。

8．2．2抄核收及电费电价

8．2．2．1统计电能表实抄率、抄表差错率、和收费差错率。

8．2．2．2统计每日电费应收款及实收款，每月汇总统计的电费回收率及帐龄统计。

8．2．2．3监督检查电价的执行情况。

8．2．2．4按月、季、年统计电费差错率，检查特大差错事件及责任人。

8．2．3电能计量

8．2．3．1电能表的周期轮换率、修调前检验率、修调前检验合格率、现场检验率、现场检验合格率、计量故障差错率以及PT二次回路压降周期受检率。

8．2．3．2标准装置的周期合格率、周期考核率。

8．2．4客户用电秩序管理

8．2．4．1违约用电和窃电行为的查处记录及相关流程处理。

8．2．4．2客户原因引起系统跳闸事故；全厂性停电（指大客户）事故；电网检修时客户倒送电等事故处理记录及相关流程处理。

8．2．5供电质量

8．2．5．1电压合格率监测。包括城网供电可靠率，大客户及重要客户的停电次数及时间。

8．2．5．2供电可靠性统计查询。包括城网供电可靠率，大客户及重要客户的停电次数及时间。

8．2．5．3高次谐波测试分析记录，及治理措施与效果。

8．2．6客户报修处理时限统计

按全过程分工作段进行统计；并检查出超时限的流程、工作段和相关的责任人。

8．3投诉举报管理

8．3．1客户投诉必须有记录、有调查、有处理结果。

8．3．2内部投诉必须有记录、有调查、有处理结果。

8．4计算机辅助营业普查管理

根据工作要求进行计算机辅助营业普查，记录并处理普查结果。营业普查发现与现有档案不符的数据，应通过电子传票进入流程处理并转相关部门。

8．5合同执行情况管理

对各类供用电合同的签约及执行情况的监督，检查记录及相关流程处理。

9 营销管理决策支持层

9．1统计报表生成

9．1．1设计特定条件，提取合成客户服务层和营销业务层的原始及处理信息，利用报表设计工具形成自助报表。

9．1．2根据有关方面的要求，生成和调用固定报表。

9．2综合查询

9．2．1查询业扩报装情况；电费应收、实收和欠费情况；电价执行情况和均价水平；客户的电量、电费和电价情况；供电合同的签约和执行情况；电能计量管理情况等。

9．2．2根据各种可行条件的组合，浏览查询客户服务、营销业务和工作质量情况。

9．3综合分析

9．3．1销售分析

9．3．1．1按行业及地域进行售电量变化及其影响因素分析，追踪本地区特大客户和重点行业用电代表客户的电量变动情况。

9．3．1．2按售电类别进行售电均价变化分析（结构影响和单价影响）；峰谷分电电价执行情况分析。

9．3．1．3欠电费构成及原因分析。包括行业欠费分析，重点欠费户情况分析，以及客户电费预警点分析。

9．3．2市场分析

9．3．2．1市场现状分析。包括市场占有率情况，经营环境状况等。

9．3．2．2市场竞争者状况分析。及时跟踪掌握竞争对手的营销动向和阶段策略。

9．3．2．3市场预测分析。对未来市场状况及竞争的发展趋势预测。

9．3．3新装、增容与用电变更分析

9．3．3．1分行业、分售电类别对新装、增容与用电变更情况分析。

9．3．3．2根据市场调查、客户咨询和现场服务了解掌握的情况，以及行业用电发展趋势，分析市场容量的潜力所在。

9．3．4抄核收质量分析

抄核收差错分析及对策。

9．3．5电能计量分析

对各类电能计量设备的运行和故障情况进行质量分析。

9．4需求预测

9．4．1根据不同的预测对象和预测期的长短，确定预测的内容、范围和时间；并选用适当的预测方法和数学模型。

9．4．2利用系统中所有充分、正确的历史资料，对预测要素进行整理分析。

9．4．3对预测结果进行修正校核，对用数学模型求得的预测值，要与已发生的实际进行比较，计算其误差，或与经验估计相比较，如出入较大，应找出原因进行修正，或改用其它预测方法。对于未来的一些特殊因素，如国民经济比例的调整，新增用电及其它因素等，对预测值都有影响，必须予以修正。

9．5营销能力分析

从电网、服务和电价水平分析营销能力对需求的适应程度，提出改进的意见。

9．6营销效果评估

各项营销措施的执行情况，产生经济效益和社会效益的定性和定量分析。

9．7客户分析

9．7．1客户调查分析

（1）分行业抽样调查，收集和分析客户生产计划和产品市场变化情况。

（2）居民用电抽样调查，收集和分析家用电器拥用情况变化，以及客户用电情况分析。

9．7．2客户信用分析

根据合同执行情况，费用交纳情况及与其他相关单位经济往来的信誉状况等，逐步形成信用评价体系，并通过评价结果影响客户申请处理及应享受的服务。

9．7．3客户查询、咨询情况分析

根据客户查询、咨询业务内容及数量的统计，分析客户的需求及消费心理，了解营销流程的设置是否得到客户满意，提出改进的意见。

9．7．4客户投诉分析

根据客户的投诉和举报进行分类统计，分析客户对当前服务和营销业务的意见，提出改进的措施。

9．7．5政策变动对行业用电的影响分析

10 功能组合

10．1国家电力公司电力营销管理信息系统

10．1．1基本目标

（1）贯彻落实国家用关政策，及时、准确掌握全国电力消费市场的动态，为国家电力公司系统电力资源的优化配置和使用，营销策略的制定提供支持；

（2）提供对网省电力公司营销工作的宏观监控和指导；

（3）提供有关的供用电法规和技术的咨询。

10．1．2层次结构及基本功能

10．1．2．1营销工作质量管理层

功能分类

功能项

目录对照

业务稽查

新装、增容与用电变更

8．2．1

电费电价

8．2．2

电能计量

8．2．3

投诉举报管理

8．3

10．1．2．2营销管理决策支持层

功能分类

功能项

目录对照

统计报表生成

9．1

综合分析

销售分析

9．3．1

市场分析

9．3．2

新装、增容与用电变更分析

9．3．3

电能计量分析

9．3．5

需求预测

9．4

营销能力分析

9．5

营销效果评估

9．6

客户分析

客户调查分析

9．7．1

客户查询、咨询情况分析

9．7．3

客户投诉分析

9．7．4

政策变动对行业用电的影响分析

9．7．5

10．1．2．3客户服务层

功能分析

功能项

目录对照

公共信息查询

6．3．1．1

技术业务咨询

6．3．1．3

投诉举报受理

6．3．

10．2网、省电力公司电力营销管理信息系统

10．2．1基本目标

（1）贯彻落实国家有关政策，执行国家电力公司制定的电力营销战略，及时、准确掌握本省供电营业区内的电力消费市场状况，为电力资源的优化配置和使用、营销策略和营销措施的制定提供科学依据。

（2）对所属供电企业的营销工作实行监督管理、方便、及时、准确了解各地总体经营情况，能实时查询每天各所属单位的电费应收、实收、欠费情况、银行到帐情况。

（3）能查询客户的用电情况，并对重点客户实行监控，包括用电档案、合同执行、电费缴纳、负荷变化等情况。

（4）针对电力市场的外部环境（全社会、客户）以及主网用电情况，及时（实时）掌握市场需求动态及供用电状态，为开拓电力市场、维护主网供用电平衡提供决策依据，同时实行必要的管理职能。

10．2．2层次结构及基本功能

10．2．2．1营销工作质量管理层

功能分类

功能项

目录对照

工作流程控制

8．1

业务稽查

8．2

投诉举报管理

8．3

计算机辅助营业普查管理

8．4

合同执行情况管理

8．5

10．2．2．2营销管理决策支持层

功能分类

功能项

目录对照

统计报表生成

9．1

综合查询

9．2

综合分析

9．3

需求预测

9．4

营销能力分析

9．5

营销效果评估

9．6

客户分析

9．

10．2．3客户服务层

功能分类

功能项

目录对照

公共信息查询

6．3．1．1

技术业务咨询

6．3．1．3

投诉举报受理

6．3．5

10．3地级供电企业电力营销管理信息系统

10．3．1基本目标

（1）为地市级供电企业营销工作提供现代化的管理手段，建立电力营销数据中心。

（2）利用多媒体、呼叫中凡、互联网等多种先进手段为客户提供高效便捷的优质服务，提高供电企业的市场竞争力，树立良好的企业形象。

（3）贯彻落实国家有关政策，执行上级部门制定的电力市场营销策略，及时、准确掌握所属区域的电力消费市场状况，企业电力营销总体情况，为制定本企业营销措施提供科学依据。

（4）实现本企业以及所属单位的营销工作全过程质量监控，行使必要的管理职能。能实时查询企业及所属单位的售电量、应收电费、实收电费、欠费等信息，详细查询所有客户的申请信息、合同、档案、电费交纳情况，对重点客户电力消费加强监控。

10．3．2层次结构与基本功能

10．3．2．1客户服务层

应提供营业厅、呼叫中心、因特网和客户现场的服务方式。具体功能如下：

功能分类

功能项

目录对照

查询与咨询服务

6．3．1

业务受理服务

6．3．2

收费服务

6．3．3

现场服务

6．3．4

投诉举报受理

6．3．5

10．3．2．2营销业务层

功能分类

功能项

目录对照

新装、增容、与用电变更

7．1

供用电合同管理

7．2

电量电费管理

7．3

收费与帐务管理

7．4

电能计量管理

7．5

负荷管理

7．6

10．3．2．3营销管理决策支持层

功能分类

功能项

目录对照

统计报表生成

9．1

综合查询

9．2

综合分析

9．3

需求预测

9．4

营销能力分析

9．5

营销效果评估

9．6

客户分析

9．7

10．4县级供电企业电力营销管理信息系统

10．4．1基本目标

（1）为县级供电企业电力营销工作提供现代化的管理手段；

（2）为客户提供便捷、高效、优质的服务，提高供电企业的市场竞争力，树立良好的企业形象；

（3）具体落实市场开拓和客户服务等各项营销工作；

（4）及时、准确掌握所属供电区域的电力消费市场状况，为贯彻落实国家有关政策，执行上级电力公司制定的电力市场营销战略，制定本地区营销策略提供支持。

10．4．2层次结构与基本功能

10．4．2．1客户服务层

应提供营业厅和客户现场的服务方式，具体功能如下：

功能分类

功能项

目录对照

查询与咨询服务

6．3．1

业务受理服务

6．3．2

收费服务

6．3．3

现场服务

6．3．4

投诉举报受理

6．3．5

功能分类

功能项

目录对照

新装。增容与用电变更

7.1

供用电合同管理

7.2

电量电费管理

7.3

收费与帐务管理

7.4

电能计量管理

7.5

负荷管理

7.6

10.4.2.3 营销工作质量管理层

功能分类

功能项

目录对照

工作流程控制

8.1

业务稽查

8.2

投诉举报管理

8.3

计算机辅助营业普查管理

8.4

合同执行情况管理

8.5

10.4.2.4 营销管理决策支持层

功能分类

功能项

目录对照

统计报表生成

9.1

综合查询

9.2

综合分析

9.3

需求测

9.4

营销能力分析

9.5

营销效果评估

9.6

客户分析

9.7

11系统配置

11.1 数据库服务器平台

11.1.1 设备选型

a）省电力公司 地市级供电企业 县级供电企业的电力营销管理系统必须配有专用服务器。

b） 根据客户数量大小 业务处理量多少和系统功能的要求 服务器可以选用微机服务器或大型机服务器。

c） 系统的性能考虑要求在实际运行时每笔业务处理时间一般不超过5秒。

d） 服务器配置应根据客户数 终端客户数 使用要求来具体确定。

e）供电企业服务器的选型由各省电力公司统一规定。

11.1.2 操作系统

a) 小型机服务器 大型机服务器的操作系统可以选用 Unix Linux 。在同等条件下建议优先选择国内有自主版权 服务支持能力强的Linux 操作系统。

b) 微机服务器的操作系统可以选择 Linux Unix Windows 服务器操作系统，在同等条件下建议优先选择国内有自主版权 服务支持能力强的Linux 操作系统。

c) 操作系统提供的应用软件和开发软件要丰富。

11.1.3 数据存储

a） 电力营销管理信息系统的数据应当使用磁盘阵列来存储 并采用RAID1 RAID0/1 或 RAID5。

b） 磁盘阵列应具备高可靠性。

c） 磁盘阵列的容量大小应根据目前系统的信息量 并结合将来的发展需要来决定。所配置的磁盘阵列容量应具有一定的余量。

11.1.4 数据备份

a) 为了确保数据的充分安全 各数据处理中心必须配备高可靠的数据备份存储设备，包括磁带机、磁带库、光盘库。

b) 备份数据应异地存放，妥善保管。

11.1.5 系统容错与容灾

a)由于实时性的要求，服务器必须采用高可用性技术，具备任务分担，故障自动切换的功能。

b) 客户数较大的供电企业，尤其是地市级供电企业还要充分考虑系统的容灾能力。

Web 服务器平台

11.2

Web服务器在同等条件下建议优先选择国内有自主版权 服务支持能力强的Linux 操作系统。

11.3 网络平台要求

11.3.1 各网省电力公司应建立在覆盖各地市供电企业、县供电企业的广域网络，保证广域网络的安全畅通。

11.3.2 网省、地市级、县级供电企业根据省公司统一的网络通讯规划建设局域网，要求采用高速宽带网组成主干网，建议技术上采用速率为100M以上的组网方式。

11.3.3 对于有多个分局的地市级供电企业，分局与地市局、分局与分局之间采用高速宽带网(或2M以上的组网方式)，同时要求有备份链路。

11.3.4 远程信息点的接入要求

a)各远程信息点接入到服务器的通信电路可灵活选用。

b) 信息量较大、离网络中心较近的信息点，采用光纤直连，实现10M或100M方式接入。

c) 信息量较大、离已有光纤到位变所距离的信息点，通过路由方式，实现2M接入。

d) 信息量较大、通讯条件暂不具备的信息点，租用DDN方式接入。

e)信息量小且暂时又通讯条件的信息点，利用拔号方式接入。

f) 信息量较大的远程信息点建议要有备份的链路。

11.3.5 域名分配

各省电力公司遵循有关规定统一规划 分配域名。

11.4 数据库平台

11.4.1 统一数据库平台设置

a)全省统一规划数据库平台。

b) 以一个地市或县为单位建立一个数据处理中心，数据管理采用高度集中管理模式。

11.4.2 数据库平台的建设应遵循以下原则

a)必须采用大型关系型分布式数据库，具有较高的容错能力和恢复能力，提供较强的安全机制。

b) 必要时（特别是采用容灾方案时）数据可按区域划分存放于不同的服务器上，但各服务器上的数据必须保证组成统一的逻辑数据库。

11.4.3 数据库选型要求

a)分布式：支持各服务器节点的透明性和分布式事务处理的完整性。

b) 并发处理：要求能够实现多个客户端应用程序同时并发访问数据库。

c) 负荷分担：通过数据库级的表分割能力，使得库表能合理分布到多个磁盘上。

d) 完整性、一致性：整个数据库系统要保持高度的数据库完整性、一致性。

e)数据共享：各个应用子系统肥同时使用或访问网上统一逻辑数据库。

12 软件设计原则

12.1 软件设计方法

12.1.1 软件设计方法必须保证系统的稳定性、可修改性和可重用性、应用软件系统应用软件系统应具有较长的生命周期。

12.1.2 选用结构化设计和面向对象设计的方法。

12.2 系统信息及编码

a)各类代码要求与现有国家标准一致。

b) 全省采用统一的系统代码和信息编码，在系统应用中对于可扩充代码由省公司统一进行扩充。

c) 为了保证国家电力公司电力营销管理信息系统与各省公司进行信息交换和资源共享，各省公司系统要满中国家电力公司的统一信息编码要求，允许做适当细化和补充。

12.3 数据库设计原则

a)数据库的设计应与信息模型完全相符。

b) 数据库设计应充分考虑信息的扩展，采用关系型数据库应尽量满足数据库设计第三范式的要求，不能达到的应有充分的理由并以文档形式与数据字典一起保存。

c) 为了便于管理和保证数据的安全，省级经下的供电企业采用以地市和县市为单位建立集中数据库。

d) 统一规定的报表经及与相关的系统交流的综合信息的设计，应采用国家、网、省电力公司规定的统一数据格式。

e)实现数据库的物理独立性。

f) 对数据库的各类操作应具有统一的管理和控制功能。

12.4 系统接口设计原则

12.4.1 设计原则应符合共享性、安全性、可扩充性、兼容性和统一性的要求，省公司对同类系统应统一接口规范。

12.4.2 系统接口实现数据共享的方式分为四种：直接访问、共享数据库、中间文件和采用前置机。

a)直接访问：提供与相关系统的相关信息数据读写的权限，各系统间直接访问对方的数据库部份数据。

b) 共享数据库：同时在MIS共用服务器上设立共享数据库，各系统将与相关系统的相关信息写入共享数据库。各系统通过访问共享数据库获取有关信息。

c) 中间文件：以文件形式(TXT、DBF、Execl)存放在预定在磁盘介质上，或通过文件传输，进行数据的读写，以实现不同系统之间的数据共享。

d) 采用前置机方式

12.4.3 接口分类

a)系统外部接口，包括与局MIS、配电管理系统、财务FMIS以及调度SCADA系统的接口等。可采用直接访问和共享数据库的方式实现；

b) 系统内部接口，包括与现有的集抄系统、自动校表装置、负荷控制系统、增值税开票系统的等接口。可采用直接访问、共享数据库、中间文件和前置机的方式。

12.5 系统出错设计

12.5.1系统应有详细出错提示能力。

12.5.2系统出错应有记录，并建立系统运行日志。

12.5.3 系统具有较强的纠错能力。

12.6 系统文档

系统在调研阶段、设计阶段、开发阶段、测试阶段、验收阶段应有完备的文档，包括：《调研报告》、《项目可行性研究报告》、《需求规格说明书》、《系统概要设计》、《系统详细设计》、《数据字典》、《系统测试报告》、《用户操作手册》、《用户手册》等。

13信息管理及安全

13.1机房环境

机房环境应符合有关国家标准。

13.2机房管理

13.2.1机房要有专人管理。

13.2.2建立完善的值班制度和交接班制度。

13．2．3外部人员进入机户必须经批准登记并有内部人员陪伴

13．3系统维护

系统应有专责人员维护，负责操作系统的管理、数据库管理、应用系统管理、网络管理和硬件维护。

13．4硬件设备安全

13．4．1制订相应的管理规章制度，确保硬件设备运行良好。

13．4．2关键设备应有备件。

13．5软件系统安全

13．5．1建立严格的系统管理和操作的管理规章制度，确保系统软件和应用软件操作的安全可靠。

13．5．2操作系统和应用系统应由专门人员定期进行备份。

13．5．3建立严格的密码管理制度，对每个操作人员设定不同的密码，并要求操作人员定期更换密码。

13．5．4开发、测试系统与运行系统要严格分开。

13．5．5系统要有防病毒措施。

13．5．6系统软件、应用软件、系统设计关键技术、备份数据及技术方档等应由专人妥善保管，严格保密措施，严禁对外泄露。

13．6网络系统安全

13．6．1电力营销系统与外单位（银行、电信和政府等部门）系统实现数据交换应采用严格的隔离措施。

13．6．2电力营销系统与局内部系统之间实现数据交换应采用适当的安全隔离措施。

13．6．3网省局、地市局、县局之间的系统应采用防火墙连接。要求有专人对防火墙进行监控。

13．6．4对采用拨号方式与数据中心连接的远程信息点必须进行安全认证。网络登录密码要定期更换。





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