电力调度自动化系统运行管理规程
1范围
本标准规定了电力调度自动化系统的组成及其设备的运行管理、检验管理、技术管理，规定了各级电力调度自动化系统运行管理和维护部门的职责分工以及数据传输通道的管理等。本标准适用于电力系统各调度、运行、维护、设计、制造、建设单位及发电企业。
2规范性引用文件
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单．（不包括刊物的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用予本标准。
DL 408电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）
DL/T 410电工测量变送器运行管理规程
DL/T 630交流采样远动终端技术条件
DL/T5003 电力系统调度自动化设计技术规程
国家电力监管委员会令（第4号）电力生产事故调查暂行规定
图家电力监管委员会令（第5号）电力二次系统安全舫护规定
3总则
3.1电力调度自动化系统（以下简称自动化系统）是电力系统的重要组成部分，是确保电力系统安全、优质、经济运行和电力市场运营的基础设施，是提高电力系统运行水平的重要技术手段。为加强和规范自动化系统管理，保证系统安全、稳定、可靠运行，制定本规程。3.2自动化系统由主站系统、子站设备和数据传输通道构成。
3.3主站的主要系统包括；
a)数据采集与监控(SCADA)系统，能量管理系统．(EMS)的主站系统，调度员培训仿真(DTS)系统；
b)电力调度数据网络主站系统：
c)电能量计量系统主站系统
d)电力市场运营系统主站系统：
e)水调自动化系统主站系统（含卫星云图）
f)电力系统实时动态稳定监测系统主站系统
g)调度生产管理系统(DMIS)；
h)配电管理系统(DMS)主站系统；
i)电力二次系统安全防护系统主站系统：
j)主站系统相关辅助系统（调度模拟屏、大屏幕设备，GPS卫星时钟．电网频率采集装置、运行值班报警系统、远动通道检测和配线柜、专用的UPS电源及配电柜等）。
3.4子站的主要设备包括；
a)远动终端设备（RIU）的主机、远动通信工作站；
b)配电网自动化系统远方终端；
c)与远动信息采集有关的变送器、交流采样测控单元（包括站控层及间隔层设备）、功率总加器及相应的二次测量回路；
d)接入电能量计量系统的关口计量表计及专用计量屏（柜）、电能量远方终端；
e)电力调度数据网络接入设备和二次系统安全防护设备（包括路由器、数据接口转换器、交换机或集线器、安全防护装置等）；
f)相量测量装置(PMU)；
g)发电侧报价终端；
h)水情测报设备及其相关接口；
i)向子站自动化系统设备侠电的专用电源设备及其连接电缆（包括不间断电源、直流电源及配电柜）、专用空调设备；
j)专用的GPS卫星授时装置
k)远动通道专用测试仪及通道防雷保护器；
1)与保护设备、变电站计算机监控系统、电厂监控或分散控制系统(DCS)、通信系统等的接口设备；
m)子站设备间及其到通信设备配线架端子间的专用连接电缆；
n)远动信号转接屏、遥控继电器屏、遥调接口等。
3.5各级电力调度交易机构和电力调度机构（以下统称调度机构）应设置相应的自动化系统运行管理部门（以下简称自动化管理部门），发电企业及变电站1’的运行维护单位∞应设置负责子站设备运行维护的部门及专职（责）人员，并按职责定岗定编。对地区偏远的枢纽变电站，可以在站内设置自动化系统运行维护人员。
3.6 RTU主机、配电网自动化系统远方终端、电能量远方终端、各类电工测量变送器、交流采样测控装置、PMU、关口电能表、安全防护装置等设备，应取得国家有资质的电力设备检测部门颁发的质量检测合格证后方可使用。
4管理职责
4.1 自动化管理部门对有调度关系的发电企业、变电站自动化系统运行维护部门实行专业技术归口管理。各自动化管理和运行维护部门之间应相互配合、紧密合作。
4.2调度机构自动化管理部门的职责
a)负责本电网自动化系统运行的归口管理和技术指导工作：
b)负责制定调度管辖范围内自动化系统的运行、检验的规程、规定：
c)负责本调度机构主站系统的建设和安全运行、维护；
d)参加调度管辖范围内新建和改（扩）建发电厂，变电站（以下简称厂站）子站设各各阶段的设计审查、招评标和验收等工作，并负责认定其与自动化系统相关的重要技术性能；
e)监督调度管辖范围内新建和改（扩）建厂站子站设备与厂站一次设备同步投入运行；
f)参加审核调度管辖范围内子站设备年度更新改造项目；
g)审批调度管辖范围内子站设备的年度定检计划和牺检申请，编制主站系统的技术改造和大修计划
h)负责调度管辖范围内自动化系统运行情况的统计分析；
i)参加本电网自动化系统重大故障的调查和分析
j)组织本电网和调度管辖厂站自动化系统的技术交流、人员培训等工作
l)这里所指的变电站包括开关站、换流站等
2)这里所指的运行维护单位包括地调、超高压局（公明、营瑶处）、变电运行工区等．
k)保证向有关调度传送信息的正确性和可靠性。
4.3发电厂、变电站自动化系统和设备运行维护部门职责
a)贯彻执行国家、电力行业和上级颁发的各项规程、标准、导则、规定等：
b)参加运行维护范围内新建和改（扩）建厂站子站设备各阶段的设计、招评标等工作；
c)负责成参加运行维护范围内新建和改（扩）建厂站子站设备的安装、投运前的调试和验收，并参加培训
d)编制运行维护范围内子站设备的现场运行规程及使用说明；
e)负责运行维护范围内子站设备的安全防护工作；
f)提出运行维护范围内子站设备椎时检修（临检）申请并负责实施；
g)编制运行维护范围内子站设备年度更新改造工程计划并负责实施；
h)负责运行维护范围内子站设备的运行维护、定期检验和运行统计分析并按期上报；
i)参加有调度管辖权调度机构组织的自动化系统技术培训和交流
j)保证向有关调度传送信息的准确性、实时性和可靠性；
k)完成有调度管辖权调度机构布置的有关工作。
5运行管理
5.1 现场管理制度和人员要求
5.1.1 自动化管理部门和厂站运行维护部门应制定相应的自动化系统的运行管理制度，内容应包括：运行值班和交接班、机房管理、设备和功能停复役管理、缺陷管理、安全管理、新设备移交运行管理等。
5.1.2投入运行的自动化系统和设备均应明确专责维护人员，建立完善的岗位责任制。
5.1.3自动化管理部门人员设置要求
a)应设自动化运行值班人员，负责调度管辖范围内自动化系统和设备的日常运行工作：
b)应设系统管理员和阿络管理员，负责主站系统的系统管理和网络管理：
c)应用软件功能已投入实际应用的调度机构，应设应用软件专责管理员，负责应用软件的日常运行维护工作；
d)自动发电控制(AGC)功能投入实际应用的调度机构，，应设AGC专责管理员．负责AGC 功能的调试、运行维护管理及统计分析等工作
e)各单位在设置b)～d）类人员时应考虑备用，满足各系统运行维护需要。
5.1.4厂站应设立或明确自动化运行维护人员，负责本侧运行设备的日常巡视检查、故障处理、运行日志记录、信息定期核对等。
5.1.5运行维护、值班人员必须经过专业培训及考试，合格后方可上岗。脱离岗位半年以上者，上岗前应重新进行考核。新设备投入运行前，必须对运行值班人员和专责维护人员进行技术培训和技术考核。
5.2运行维护要求
5.2.1运行维护和值班人员应严格执行相关的运行管理制度，保持自动化系统设备机房和周围环境的整齐清洁；在处理自动化系统故障、进行重要测试或操作时，原则上不得进行运行值班人员交接班。
5.2.2自动化系统的专贵人员应定期对自动化系统和设备进行巡视、检查、测试和记录，定期核对自动化信息的准确性，发现异常情况及时处理，做好记录并按有关规定要求进行汇报。
5.2.3主站在进行系统的运行维护时，如可能会影响到向调度员提供的自动化信息时，自动化值班人员应提前通知值班调度员，获得准许并办理有关手续后方可进行。如可能会影响到向相关调度机构传送的自动化信息时，应提前通知相关调度机构自动化值班人员并办理有关手续后方可进行。
5. 2. 4厂站在进行有关工作时，如可能会影响到向相关调度机构传送的自动化信息时，应按规定提前通知对其有调度管辖权的调度机构自动化值班人员，自动化值班人员应及时通知值班调度员，获得准许并办理有关手续后方可进行。
5.2.5子站设备运行维护部门应保证设备的正常运行及信息的完整性和正确性，发现故障或接到设备故障通知后，应立即进行处理，并及时报对其有调度管辖权的调度机构自动化值班人员。事后应详细记录故障现象、原因及处理过程，必要时写出分析报告，并报对其有调度管辖权的调度机构自动化管理部门备案。
5.2.6厂站应建立设备的台账（卡）、运行日志和设备缺陷、测试数据等记录。每月做好运行统计和分析，按时向对其有调度管辖权的调度机构自动化管理部门填报运行维护设备的运行月报。
5.2.7由于一次系统的变更（如厂站设备的增、减，主接线变更，互感器变比改变等），需修
改相应的画面和数据库等内容时，应以经过批准的书面通知为准。
5.2.8厂站未经对其有调度管辖权的调度机构自动化管理部门的同意，不得在子站设备及其二次回路上工作和操作，但按规定由运行人员操作的开关、按钮及保险器等不在此限。5.2.9为保证自动化系统的正常维修，及时捧除故障，有关自动化管理部门和厂站运行维护部门应配有必要的交通工具和通信工具，厂站运行维护部门应视需要配备自动化专用的仪器、仪表、工具、备品、备件等。
5.2.10各类电工钡I量变送器和仪表、交流采样测控装置、电能计量装置须按DIJl' 410和DUT 630的检验规定进行检定。
5.2.11 凡属对运行中的自动化系统、设备、数据网络配置、软件或数据库等作重大修改，均应经过技术论证，提出书面改进方案，经主管领导批准和相关调度机构确认后方可实施，技术改进后的设备和软件应经过3～6个月的试运行，验收合格后方可正式投入运行i同时对相关技术人员进行培训。
5.2.12凡参与电网AGC调整的机组（发电厂），在新机组投产前和机组大修后，必须经过对其有调度管辖权的调度机构组织进行的系统联合测试。测试前发电厂应向调度机构提出进行系统联合测试的申请，并提供机组（发电厂）有关现场试验报告；系统联合测试合格后，由调度机构以书面形式通知发电厂。
5.2.13凡参加AGC运行的单位必须保证其设备的正常投入，除紧急情况外，未经调度许可不得将投入AGC运行的机组（发电厂）擅自退出运行或修改参数。
5.3检修管理
5.3.1 自动化系统和设备的检修分为计划检修、临时检修和故障检修。计划检修是指对其结构进行更改、软硬件升级、大修等工作；临时检修是指对其运行中出现的异常或缺陷进行处理的工作；故障检修是指对其运行中出现影响系统正常运行的故障进行处理的工作。
5.3.2 自动化系统和设备的年度检修计划应与一次设备的检修计划一同编制和上报．对其有调度管辖权的调度机构自动化管理部门负责进行审核和批复；主站系统由其自动化管理部门提出并报本调度机构的领导审核批准。
5.3.3子站设备的计划检修由计划检修部门至少在2个工作日前提出书面申请(参考格式见附录D的表D.1)．报对其有调度管辖权的调度机构自动化管理部门批准后方可实施。
5.3.4子站设备的临时检修应至少在工作前4h按照附录D的表D．1填写自动化系统设备停运申请单，报对其有调度管辖权的调度机构自动化值班人员，经批准后方可实施。
5.3.5子站设备发生故障后，运行维护人员应立即与对其有调度管辖权的调度机构自动化值班人员取得联系，报告故障情况、影响范围，提出检修工作申请，在得到同意后方可进行工作。情况紧急时，可先进行处理，处理完毕后尽快将故障处理情况报以上调度机构自动化管理部门。
5.3.6设备检修工作开始前，应与对其有调度管辖权的调度机构自动化值班人员联系，得到确认后方可工作，设备恢复运行后，应及时通知以上调度机构的自动化值班人员，并记录和报告设备处理情况，取得认可后方可离开现场。
5.3.7厂站一次设蕃退出运行或处于备用、检修状态时，其子站设备（含AGC执行装置）均不得停电或退出运行，有特殊情况确需停电或退出运行时，需提前2个工作日按5.3.3条规定办理设备停运申请。
5.3.8主站系统的计划检修由自动化部门至少在2个工作日前提出书面申请，经本单位其他部门会签并办理有关手续后方可进行；如可能会影响到向相关调度机构传送的自动化信息时，应提前通知相关调度机构自动化值班人员。
5.3.9主站系统的临时检修由自动化部门至少在工作前4h提出书面申请，经本单位其他部门会签并办理有关手续后方可进行-必要时应经过主管领导批准；如可能会影响到向相关调度
机构传送的自动化信息时，应提前通知相关调度机构自动化值班人员。
5.3.10主站系统的故障检修，由自动化值班人员及时通知本单位相关部门并办理有关手续后方可进行，必要时虚报告主管领导；如影响到向相关调度机构传送的自动化信息时，应及时通知相关调度机构自动化值班人员。
5.3.11各调度机构的自动化管理部门和负责运行维护部门应针对自动化系统和设备可能出现的故障，制定相应的应急方案和处理流程。
5.4投运和退役管理
5.4.1厂站向调度传输自动化实时信息内容执行DL/T 5003和调度运行的要求。
5.4.2子站设备应与一次系统同时设计、同时建设、同时验收、同时投入使用。
5.4.3厂站新安装的子站设备或软件功能投入正式运行前，要经过3个月至半年的试运行期；在试运行期间，工程建设管理部门应将有关技术资料，包括功能技术规范、竣工验收报告、投运设备清单等提供给相关调度机构和厂站运行维护机构，并经对其有调度管辖权的调度机构书面批准后方能投入正式运行。
5.4.4新投产机组的AGC功能应在机组移交商业运行时同时投入使用。
5.4.5新研制的产品（设备），必须经过技术鉴定后方可投入试运行，试运行期限为半年至1年，转入正式运行的规定同5.4.3条。
5.4.6新设备投运前，工程建设管理部门应组织对新设备运行维护人员的技术培训。
5.4.7子站设备永久退出运行，应事先由其维护单位向对其有调度管辖权的调度机构自动化管理部门提出书面申请-经批准后方可进行。一发多收的设备，应经有关调度协商后再作决定。
5.4.8子站新设备投入运行前或旧设备永久退出运行，自动化管理部门应及时书面通知通信部门以便安排接入或退出相应的通道。
5.4.9主站系统投入运行或旧设备永久退出运行，应履行相应的手续。
6检验管理
6.1 自动化系统和设备应按照相应检验规程或技术规定进行检验工作，设备的检验分为三种：
a)新安装设备的验收检验；
b)运行中设备的定期检验；
c)运行中设备的补充检验。
6.2薪安装自动化系统和设备的验收检验按有关技术规定进行。自动化系统的安全防护按电力二次系统安全防护规定》的要求进行。
6.3运行中自动化系统和设备的定期检验分为全部和部分检验，其检验周期和检验内容应根据各设备的要求和实际运行状况在相应的现场专用规程中规定，
6.4运行中自动化系统和设备的补充检验分为经过改进后的检验和运行中出现故障或异常后的检验。
8.5与一次设备相关豹子站设备（如变迭器、测控单元、电气遥控和AGC遥调回路、相量测量装置、电能量远方终端等）的检验时间应尽可能结合一次设备的检修进行，并配合发电机组、变压器、输电线路、断路器、隔离开关的检修，检查相应的测量回路和测量准确度、信号电缆及接线端子，并做遥信和遥控的联动试验。
6.6自动化系统和设备的检验应由设备的专贵人负责，检验前应做充分准备，如图纸资料、备品备件、测试仪器、测试记录、检修工具等均应齐备，明确检验的内容和要求，在批准的时间内完成检验工作。
6.7在对运行中自动化系统和设备进行检验时，须遵守DL 408中发电厂和变电站电气部分的有关规定和专用检验规程的有关规定。
6.8自动化系统和设备经检验合格并确认内部和外部接线均已恢复后方可投运，并通知有关人员。要及时整理记录，写出检验技术报告，修改有关图纸资料，使其与设备实际相符，并上报相关的自动化管理部门核各。
6.9厂站一次设备检修时，如影响自动化系统的正常运行，应将相应的遥信信号退出运行，但不得随意将相应的变送器退出运行。一次设备检修完成后，应检查相应的自动化设备或装置恢复正常及输入输出回路的正确性，同时应通知对其有调度管辖权的调度机构自动化值班人员，经确认无误后方可投入运行。
7技术管理
7.1资料管理
7.1.1新安装的自动化系统和设备必须具备的技术资料：
a)设计单位提供已校正的设计资料（竣工原理图、竣工安装图、技术说明书、远动信息参数表、设备和电缆清册等）；
b)制造厂提供的技术资料（设备和软件的技术说明书、操作手册、软件备份、设备合格证明、质量检测证明、软件使用许可证和出厂试验报告等）；
c)工程负责单位提供的工程资料（合同中的技术规范书、设计联络和工程协调会议纪要、工厂验收报告、现场施工调试方案、调整试验报告、遥测信息准确度和遥信信息正确性及响应时间测试记录等）。
7.1.2正式运行的自动化系统和设各应具备下列图纸资料；
a)设备的专用检验规程，相关的运行管理规定、办法；
b)设计单位提供的设计资料；
c)符合实际情况的现场安装接线图、原理图和现场调试、测试记录；
d)设备投入试运行和正式运行的书面批准文件
e)试制或改进的自动化系统设备应有经批准的试制报告或设备改进报告；
f)各类设备运行记录（如运行日志、现场检测记录、定检或临检报告等；
g)设备故障和处理记录（如设备缺陷记录簿）；
h)相关部门间使用的变更通知单和整定通知单；
i)软件资料，如程J芋框图、文本及说明书、软件介质及软件维护记录簿等。
7.1.3运行资料、光和磁记录介质等应由专人管理，应保持齐全、准确，要建立技术资料目录及借阅制度。
7.2厂站信息参数管理
7.2.1信息参数主要有：
a) -次设备编号的信息名称；
b)电压和电流互感器的变比
c)变送器或交流采样的输入，输出范围、计算出的遥测满度值及量纲；
d)遥测扫描周期和越阈值；
e)信号的动合，动断触点、信号触点抗抖动的滤波时间设定值；
f)事件顺序记录(SOE)的选择设定；
g)机组（电厂）AGC遥调信号的输出范围和满度值
h)电能量计量装置的参数费率、时段、读写密码、通信号码
i)厂站调度数据网络接入设备和安全设备的IP地址和信息传输地址等
j)向有关调度传输数据的方式、通信规约、数据序位表等参数。
7.2.2如果7.2.1中a）～c）的参数发生变化，厂站自动化运行维护部门应提前书面通知相关自动化管理部门；d）—1）参数的设置和修改，应根据有调度管辖权调度机构自动化管理部门的要求在现场进行
7.3通过计算机通信传输的数据应带有数据有效，无效等质量标志。
7.4电网AGC的控制方式、控制参数应由有关电网企业统一规定，各有关部门执行。
7.5自动化系统的安全防护应执行国家、电力行业的有关规定。
7.6根据《电力生产事故调查暂行规定》的有关规定，并考虑到囱内自动化系统的实用水平，对自动化系统的事故评定作如下规定：
a)由于自动化系统原因使电网发生《电力生产事故调查暂行规定'中所列事故条款之一者，应定为自动化系统事故，处理程序按照‘电力生产事故调查暂行规定》中有关要求办理。
b)主站系统故障导致自动化系统主要功能失效，对电力调度生产造成直接影响的，地、县调系统：连续失效时间超过24h者，应定为障碍；省调及以上系统t连续失效时间超过4h 者，定为障碍。调度数据网络故障按其影响程度分为如下等级：核心、骨干节点路由设备故障导致主要功能失效达24h，定为障碍；多个核心、骨干节点故障导致网络瘫痪，定为障碍。
c)子站设备主要功能连续故障停止运行时间超过48h者，应定为障碍。故障停止运行时间指从对其有调度管辖权的调度机构自动化值班人员发出故障通知时算起，到故障消除、恢复使用时止。对经棠无自动化运行维护人员的偏远变电站，统计故障停运时间的限额可增加24h。
7.7遥测的总准确度应不低于1.0级，即从变送器入口（采用交流采样方式的应从交流采样测控单元的入口）至调度显示终端的总误差以引用误差表示的值不大于+1．O%，且不小于-1.0%。
7.8 自动化系统有关运行指标和计算公式见附录A、附录B和附录C。
8数据传输通道的管理
8,1 自动化系统数据传输通道（以下简称自动化通道），主要指自动化系统专用的电力调度数据网络、专线、电话拨号等通道．
8.2发电厂、变电站基建竣工投运时，自动化通道应保证同步建成投运。
8.3电力调度数据网络通道和远动专线通道与通信专业的维护界面以远动设备屏柜内的接线端子划分，两个专业应分工负责，密切配合。
8.4应保证自动化通道的传输质量和前靠性满足自动化系统的要求。通信人员需要中断自动化通道时，应按有关规定事先取得自动化管理部门的同意后方能执行；当通信运行管理部门发现自动化通道发生异常时，应立即通知相关自动化值班人员并及时处理。
8.5自动化通道由通信运行部门按照通信电路的有关规定和自动化系统运行的要求进行维护、管理、统计和故障评价。
8.6为保证实时信息的可靠传输，自动化管理部门应定期测试自动化通道的比特差错率，测试中，比特差错率越出极限值，应会同通信人员及时进行处理，以满足数据传输的要求。B．7自动化通道质量的有关要求
8.7.1远动专线通道发送电平应符合遥信设备的规定，在信噪比不小于17dB的条件下，其入口接收工作电平应为-15dBm～-5dBm。
8.7.2远动专线通道比特差错率的极限值规定如表l所示。
表1 比特差错率的极限值
数字通道传输速率一般为N·64Kbit/s、N·2Mbit/s、155Mbit/s等。
8.7.4通信专业应为调度数据网络提供可靠并满足质量要求的数据通道，网络通道带宽为N·2Mbit/s或155Mbit/s。
8.7.5基于光纤的SDH通道，比特差错率要求小于10-9；基于微波的SDH通道，比特差错率要求小于10-8；基于微波的PDH通道，比特差错率要求小于l0-6。
附录A
（规范性附录）
省级及以上电力调度自动化系统有关运行指标
A.1 SCADA部分
8)数据通信系统月可用率≥98%：
b)子站设备1）月可用率≥99%
c)数据传输通道月可用率≥98%；
d)散爨网络通道月可用率≥99%
e)遥测月合格率≥98%；
f)事故遥信年动作正确率≥99%
g)计算机系统月可用率≥99.8%。
A.2 AGC部分
a)调度范围内AGC机组可调容量占统调装机容量不小于15%
b) AGC功能年投运率≥80%．争取90%
c) AGC控制年合格率:
1)按A1/A2标准进行评价的电网:
——AGC模式为定频率控制方式(FFC)，电网频率维持在50±O.lHz的年合格率≥98% ——A10C模式为定交换功率(FTC)，AGC控制年合格率≥98%；
——AGC模式为联络线频率偏差控制(TBC)模式，Al(ACE在固定10min内应至少过零一次>≥90%；A2(ACElOmin平均值≤LD)≥90%。
z)按CPSl/CPS2标准进行评价的电网；
——CPS1≥100%；
——CPS2≥90%。
A.3 应用软件部分
a)状态估计
1)每月计算次数≥8000
2)状态估计覆盖率≥95%
3)状态估计月可用率≥90%，争取95%i
4) 遥测估计合格率≥90%，争取95%（遥测估计值误差有功≤2%、无功≤3%、电压≤2%）5)单次状态估计计算时间≤30s，争取15s。
b)调度员潮流
1)每天计算次数≥l；
2)一调度员潮流月合格率≥90%，争取95%,
3)调度员潮流计算结果误差≤2.5%，争取1.5%
4)单次潮流计算时间≤30s，争取10s
c)负荷预涌
1)每天24点或48点或96点；
2)日负荷预测月运行率≥96%．争取99%*
3)日负荷预测月准确率：
最大用电负荷高于10000MW的电网≥97.5%，争取98%:最大用电负荷高于5000MW的电网
≥95.5%．争取97%；最大用电负荷低于5000MW的电网≥94.5%，争取96%。
4)最高和最低负荷预测月准确率：
最大用电负荷高于10000MW的电网≥97.5%，争取99%；
最大用电负荷高于500QMW的电网≥95.5%，争取97%；
最大用电负荷低于5000MW的电网≥94.5%，争取96%。
附录B
（规范性附录）
地县级电力调度自动化系统有关运行指标
B.1 SCADA部分
a)数据通信系统月可用率≥96%；
b)子站设备月可用率≥98%；
c)数据传输通道月可用率≥97%；
d)数据网络通道月可用率≥98%；
e)遥测月合格率≥97%；
f)月遥控拒动率≤2%；
g)年遥控误动作率≤0.01%；
h)事故遥信年动作正确率≥98%；
i)计算机系统月可用率：单机系统≥95%，双机系统≥99.8%。
B.2应用软件部分（此部分功能和指标均为可选要求）
a)状态估计
l）每月计算次数≥8000,
2)状态估计覆盖率≥95%
3)状态估计月可用率≥90%，争取95%；
4)遥测估计合格率≥90%，争取95%（遥测估计值误差有功≤2%、无功≤3%、电压≤2%）；
5)单次状态估计计算时间≤30s，争取15s。
b)调度员潮流
1)每天计算次数≥l；
2)调度员潮流月合格率≥90%，争取95%；
3)调度员潮流计算结果误差≤2.5%，争取1.5%；
4)单次潮流计算时阅≤30s．争取10s。
c)负荷预测
1)每天24点或48点或96点．
2)日负荷预测月运行率≥96%，争取99%。
3)日负荷预测月准确率：
最大用电负荷高于5000MW的电阿≥95.5%，争取97%
最大用电负荷低于5000MW的电网≥94.5%，争取96%
DL/T 516 - 2006
附录C
（规范性附录）
电力调度自动化系统有关运行指标计算公式
C．1数据通信系统月可用率(ATX)
注，式中备套数据通信系统停用小时效应包括子站RTU的主机、远动通信工作站、配电网自动化系统远方终端、通道、电源、主站通信接口设备故障及各类检惨或其他原因导致的数据通信系统失效的小时数。
C.2子站设备月可用率(Azz)
注：式中子站设备月停用小时数包括予站RTU的主机、远动通信工作站故障停运的时间和由于网络接入设备、电源及各类检修或其他原因造成子站设备停运的时间
C．3数据传输通道月可用率(AYDTD)
注：式中每条数据传输通道停用小时数包书通道故障、检修及其他由于通道原因导致该套系统失效的时间。
C．4数据网络通道月可用率(AWLTD)
注：式中每条数据网络通道停用小时数包括网络通道、设备及其接口故障、检修和其他由于网络通道原因导致该套系统失效的时问．
C．5遥测月合格率(RYC)
注:每路遥测月不合格小时数是指从发现不合格时起，到校正合格对为止的小时数：某路遥测的总准确度不能满足规定要求时，应视为不合格．
C．6月遥控拒动率(RYK)
C．7年遥控误动作率(EYK)
C．8事故避信年动作正确率(RYX)
注1：事故遥信动作次数是指电力系统发生事故时，管辖范围内的事故遥信正确动作与误动、拒动次数的总和，非事故时的遥信误动和拒动均不作统计
注2：事故时遥信动作只统计断路器跳阐，对重合闸成功和操作解列的断器动作不作为事故断路器动作统计，对重合闸不成功的以最后一次断路器跳闸作为事故断路器动作统计
注3：根据“调度日志”事故断路器动作记录与遥信动作打印记录核对进行统计
C．9计算机系统月可用率(AJSJ)
注1：计算机系统月停用小时数=T1+T2:
注2：T1是指在线主机或前置机因故障或切机退出运行时，备用机未能及时在线，而造成计算机系统停用的时间
进3：T2是指由于计算机系统软件的故障或进程停止，造成计算机系统功能破坏所持续的时间。
C．10 AGC年投运率(RAGC)
注：全年AGC功能投运小时数是指系统AGC功能投入，同时有AGC机组或电厂投入系
统闭环控制的时间。
C．11 AGC控期年合格率（RAGC）
a)适用子按Al、A2标准进行评价的电网：
注l：为区域的基准频率，一般取50Hz，B是某一控制区域设定的频率响应偏差系数，此值为负数，单位是MW/0.1Hz。
注2：AGC模式为定频率控制方式(FFC)时，全年ACE不合格小时数是指AGC功能投入时，其连续超过规定值1min的累计时间
注3：AGC模式为联络线频率偏差控制(TBC)模式时，全年ACE不合格小时数是指以每10min作为一个统计周期的ACE平均值大于规定值Ld的累计时间。
b)适用于按CPS1，CPS2标准进行评价的电网
1）
注1：ε1为互联电网对给定年的频率偏差（实际频率与给定基准频率之差）1min平均值的均方根的控制目标值，频率的采样周期为ls。
注2：B为控制区域的频率响应偏差系数，此值为负数，单位是MW/0.1Hz。
注3：ACEmin为某一控制区域Ace的lmin平均值，ACE的计算周期应与数据的采样周期保持一致，通常取2s～5s。
注4：Δfmin为某一控制区域实际频率与给定基准频率偏差的lmin平均值。
注5：n是统计时段的分钟数。
2) CPS2：要求≤L10
注1：为某一控制区域ACE的10min平均值，该周期也可根据各互联电网的实际情况确定．时间确定后，相关参数应作相应调整，
注2：
注3：ε10为互联电网对给定年的频率偏差（实际频率与给定基准频率之差）10min平均值的均方根的控制目标值。
注4：Bi为某一控制区域的频率响应偏差系数，此值为负，单位是MW/O.1Hz。
注5：Bs为互联电同所有控制区域的频率响应偏差系数之和，此值为负，单位是MW/O.1Hz。
C．12状态估计覆盖率
C．13状态估计月可用率（AZT）
C.14遥测估计合格率(RYCGJ)
注1:遥测总点数是指调度管辖范围内的遥测点总数
注2：遥测估计合格点数是指遥测数据估计值误差（有功≤2%、无功≤3%、电压≤2%）的点数，其中，遥测数据估计值误差=|估计值—量测值|/量测类型基准值×100%。
注3：为计算方便，量测类型基准值规定为：
1)对于线路有功、无功；500kV电压等级取1082MV A；330kV电压等级取686MV Ar；220kV 电压等级取305MV A；llOkV电压等级取114MV A；66kV电压等级取69.7MV A。
2) 500kV电压等级取600kV，330kV电压等级取396kV，220kV电压等级取264kV，1lOkV 电压等级取132kV，66kV电压等级取792kV。
3)发电机取其视在功率。
C．15调度员潮流月合格率(RCL)
C．16调度员潮流计算结果误差(ECL)
式中，
n——有潮流计算结果的遥测（有功、无功、电压）总点数；
C．17日负荷预测月运行率(AFH)
C．18 日负荷预测月准确率(ZFH)
式中：
N——全月日历天数
n——日负荷预测总点数；
Ei——某一点的相对误差，计算公式为
C.19日量高／低负荷预测月准确率(ZGDFH)
式中
N——全月日历天数
B1i——（1-|日实际最高负荷一预测最高负荷|/日实际最高负荷）×100%，为某日最高负荷预测准确率
B2i——（1-|日实际最低负荷一预测最低负荷|/日实际最低负荷）×100%，为某日最低负荷预测准确率
附录D
（资料性附录）
附表
表D.1 电力调度自动化系统（设备）检修及停、复役申请表（参考式样）
表D.2省级及以上电力调度自动化系统月（季）报格式（参考样式）填表单位：填表日期：填表人：审核人：联系电话：
操作管理制度 《电网调度管理条例》 总则 1、为了防止电网操作上的误下令和误操作，必须统一操作管理，确保操作的统一、协调、准确、快速和电网安全运行，结合河池电网和创发水电服务中心的实际情况，制定本制度。 2、倒闸操作，系指将电气设备按预期目的由一种状态转换到另一种状态的行为。电气设备分为四种状态，即：运行、检修、热备用和冷备用。 3、一切正常倒闸操作，必须使用操作票，操作票系指： a) 调度端：系统操作票及综合命令操作票； . b) 现场端 (变电站 ) ：倒闸操作票。 4、下列操作可以不用操作票，使用口头命令，但应记入相应的记录簿中： a) 事故处理； b) 由于运行设备发生缺陷，严重咸胁人身或设备安全，需要紧急停止运行者； c) 为防止事故而需要紧急操作者； d) 拉闸限电； e) 调整出力； f) 单一项目的操作。 5、系统操作票使用逐项操作命令，综合操作命令票使用综合命令，口头命令使用逐项操作命令或综合命令。 6、调度员对所发布的操作命令的正确性负责，不论采用何种发令形式，均应使现场值班人员完全请楚该操作的目的和要求，现场值班人员将调度员发给的操作预令，填写在专用的倒闸操作记录簿上，并按此记录编制本单位的倒闸操作票，并对其正确性负责。 7、系统操作票和综合命令票的使用范围 （1）一个操作任务需要两个及以上单位共同配合的操作，或只有一个单位操作，影响主要系统运行方式或需要观察对系统的影响者，均使用系统操作票。 所谓影响主要系统运行方式，系指操作涉及电网并解环或两个系统的并解列。 所谓需要观察对系统的影响者，系指操作对系统的潮流、电压、稳定等有较大影响，需要采取相应措施的。（2）一个操作任务只需一个单位操作，不需要其他单位配合，不影响主要系统运行方式，也不需要观察对系统的影响者，使用综合操作命令票。 一个操作任务只需要一个单位操作一次设备，但只需在操作前或操作后，在其他单位变更保护装置 ( 含自动装置，下同 ) 使用方式的，使用综合命令票。单一变更保护装置的使用方式下发口头命令。如保护装置的投停操作与其他单位的一次设备操作必须在中间配合进行。则需使用系统操作票。 8、编制操作票和下发操作命令，必须使用正规调度操作命令术语和设备双重名称。所谓设备双重名称，系指设备名称和编号。 9、现场的倒闸操作，必须得到管辖该设备的值班调度员的正式命令后方可进行。 10、调度员在指挥正常操作时，若发生事故，应立即停止操作，迅速进行事故处理事故后或事故处理告一段落时，再进行操作。 11、正常操作应尽量避免在交接班或高峰负荷时进行，如果在交接班时操作没完，应操作完或操作到某一段落后再进行交接班，必要时接班人员应协助操作。 操作票的编制： 1、操作票由值班调度员填写，填写完后，应根据模拟图板或结线图核对所填写的操作项目。并在编制人处签字。
QC成果 发布材料 提高租用2M电路的运行可靠率 国网福建省电力有限公司龙岩供电公司通信维护班QC小组 2015年02月
一、小组简介
二、背景简介 随着电网近年来的不断发展，供电所的信息建设和管理也不断提升，由于大部分供电所及营业厅地处乡镇，电力通信建设尚未普及，为确保供电所的业务正常开展，暂采用租用运营商专线通道传输供电所业务信息的方式来保障正常运营。由于业务信息途经运营商的网络，无法对专线带宽进行监管，技术上运营商多采用捆绑2M颗粒时隙的方式，如果通道个别时隙中断，运营商又没有及时处理，将造成通道拥塞，严重时影响各电力业务应用系统的正常运行。安全方面，存在由于通道共享导致的业务信息泄密的可能，因此存在一定的安全隐患，若不及时监管，有可能导致重要电力业务如缴费、客户信息、电力决策系统等业务的系统安全。 三、确定课题 通过实现对运营商租用电路的有效监管的手段，一旦发现带宽降低或中断，及时通知运营商运维人员立刻处理，排除故障，缩短通道中断和拥塞时间，从而提高租用2M电路运行可靠率，故成立通信维护班QC小组，选择“提高租用2M电路的运行可靠率”这个实际工作中遇到的问题作为课题。研究通过外连转换设备，协调开放互联互通协议，配置2M颗粒穿通时隙的方法，从物理接口上严格规范，对每一个2M时隙实时监控，解决租用运营商专线带宽的实时监控及流量控制，保证了业务应用的完整性、连续性，提升了工作效率，对运
营商租用电路起到了实时监管作用，不论租用哪家运营商，均可对其进行TDM 颗粒通道安全性有效管控，避免通道共享或运营商对2M 颗粒删减，在一定程度上避免了租用电路业务信息的泄密。同时也促使运营商提升自身服务水平和服务质量。 制图：高艺聪 日期：2014年3月 四、活动安排 活动时间： 计划时间：
广州地铁电力调度手册（一号线） GDY/QW-GZ-DI-02.01 1 前言 本标准起草单位：广州市地下铁道总公司运营事业总部运营一中心。 本标准主要起草人：蔡伟东、夏昌华、龚锦安、周啸岳、谢家满、冯旭、陈斌、何国华、罗东波、范林广、凌文坚。 本标准版本号为第 2 版，第 0 次修订。 本标准的附录A、附录B、附录C、附录D、附录E、附录F、附录G、附录H、附录I、附录J、附录K、附录L、附录M 附录N都是标准的附录。 本标准 2014 年 6 月 18 日发布。 本标准 2014 年 6 月 19 日起实施。原第 1 版，第 1 次修订版本同时作废。 本标准由广州市地下铁道总公司运营事业总部运营一中心负责解释。 本标准由广州市地下铁道总公司运营事业总部标准化委员会提出。 本标准由广州市地下铁道总公司运营事业总部标准化工作组归口。 2 范围 本标准描述了广州地铁一号线供电系统的运行管理、操作管理、施工检修和事故处理与电力调度相关部分的工作。 本标准适用于广州地铁一号线供电系统电力调度管理以及与供电系统工作相关的人员。所有的供电运行、维护人员必须严格遵守本手册的各项规定。 3 引用标准 下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。 3.1 《广州地铁变电所（站）安全工作规程》 3.2 《广州地铁接触网安全工作规程》 3.3 《运营事业总部继电保护及安全自动装置管理实施细则》 3.4 《广州地铁控制中心应急处理程序（一、二、八号线）》 3.5 《运营事业总部调度指挥管理规则》 3.6 《行车组织规则（一、二、八号线）》 3.7 《运营事业总部行车设备维修施工管理规定（一、二、八号线及广佛线）》 3.8 《运营事业总部应急信息管理办法》 3.9 《运营事业总部生产设备管理制度》 4 定义 本标准采用下列定义。 4.1变电所值班员：负责变电所设备运行值班或巡检的工作人员。 4.2接触网值班员：负责在车辆段、正线上值班或巡视的接触网工作人员。 4.3工作领导人：变电所、接触网检修或配合作业的本专业负责人。 4.4三类负荷：指由正线变电所901、902三类负荷总开关供电的设备。 4.5400V主开关：指变电所801、802、803（母联）开关。 4.6低压抽屉开关：指变电所三类负荷总开关及400V主开关以外的低压设备。 4.7强送电：指电力开关跳闸后，开关本体及线路未经检查确认或跳闸原因不明，在确保
(精编)电网调度控制管理规程 电网调度控制管理规程 电网调度控制管理规程(DOC 195页 江西电网调度控制管理规程 国网江西省电力公司 二〇一五年四月
批准：谭永香 复审：刘镭 审核：段惠明王和春万源郭玉金 初审：王虎应忠德孙恭南 主要编写人员： 周栋梁叶菁叶钟海刘昕晖杜中剑伍太萍董欢欢郭国梁殷齐万玄玄杨峰余笃民文峰程正袁彦李小锐丁国兴陈红熊建华谌艳红李华勇马伊平段志远李峥山梁文莉王凯金学成邹根华宿昌邹绍平罗诚王文元
目录 第一章总则 ....................................................................... 1...........................................第二章调控管辖范围及职责 ........................................... 3...........................................第三章调度管理制度 ..................................................... 10...........................................第四章电网运行方式管理 ............................................. 13...........................................第五章调度计划管理 ..................................................... 19...........................................第六章输变电设备投运管理 ......................................... 28...........................................第七章并网电厂调度管理 ............................................. 31...........................................第八章电网频率调整及调度管理 ................................. 34...........................................第九章电网电压调整和无功管理 ................................. 36...........................................第十章电网稳定管理 ..................................................... 42...........................................第十一章调控运行操作规定 ......................................... 49...........................................第十二章故障处置规定 ................................................. 67...........................................第十三章电保护和安全自动装置管理......................... 96...........................................第十四章调度自动化及通信管理 ............................... 100...........................................第十五章清洁能源调度管理 ....................................... 106...........................................第十六章设备监控管理 ............................................... 112...........................................第十七章备用调度管理 ............................................... 114...........................................附录1：江西电网省调调管电厂设备.......................... 116...........................................附录2：江西电网220千伏变电站调管范围划分...... 121...........................................附录3：江西电网220千伏线路调管范围划分.......... 125...........................................附录4：江西电网省调调度许可设备.......................... 135...........................................附录5：江西电网委托调度设备 .................................. 136...........................................附录6：江西电网设备命名和编号原则...................... 137...........................................附录7：江西电网调度术语 .......................................... 141...........................................附录8：导线允许的长期工作电流 .............................. 189...........................................附录9：220千伏及以下变压器事故过载能力........... 191...........................................
宁波港国际集装箱有限公司 电力调度管理规程 1 总则 1.1 港区电力安全调度直接关系到港口的生产、工作和生活。供电和用电是一个 2.3 电力调度发布的命令(包括预令)一律由可以接受调度命令的人员接受，该人员由工程技术部审定。 2.4 电力调度对其所发布操作命令的正确性负责，但不负责审核由值班人员所填写的具体操作步骤和内容。 2.5 电力调度下达命令，变电所的值班人员必须立即无条件地执行，如值班人员认为所接受的命令不正确时，应对值班电力调度提出意见，如值班电力调度重复他的命令时，值班人员必须迅速执行。如执行该项命令将威胁人员或设备的安全时，则值班人员必须拒绝执行，并将拒绝执行的理由报告主管领导。若值班人员不执行或延迟
执行值班电力调度的命令，则由未执行命令的值班人员和允许不执行命令的主管领导对由之产生的后果负责。 3 调度术语 3.1 在倒闸操作和事故处理时，值班电力调度与值班人员有关调度命令的发布和接受，先互通姓名，严格执行复诵、录音、监护、记录等制度，并应使用华东电力系统调度管理规程所规定的统一调度术语和系统主设备的命名。 3.2 电力系统调度管理规程统一调度术语（见附表1） (过渡 4.2.5 母线压变检修状态——指母线压变手车拉至柜外。 4.3 电气设备检修 4.3.1 线路检修——待检修线路的开关、线路闸刀都在断开位置，该线路接地闸刀在合上位置（或装设接地线）。 4.3.2 开关检修——开关在断开位置，开关两侧闸刀均拉开，开关操作熔断器取下。
4.3.3 主变压器检修——主变两侧开关在断开位置，两侧闸刀均拉开，主变两侧合上接地闸刀或挂上接地线。 4.3.4 ××母线由运行改为检修——应包括母联和母线压变均改为冷备状态，并在母线上挂接地线。 4.3.5 ××母线由检修改为运行——拆除母线上接地线，并将母线压变改为运行状态。 5 正常运行 理，然后报告值班电力调度，其范围为：⑴将直接对人员生命有威胁的设备停电；⑵将已损坏的设备隔离；⑶根据现场事故处理规程的规定可不待值班电力调度命令自行处理的其它情况。 6.3 变压器主保护动作，开关跳闸，未经查明原因和消除故障之前，不得进行强送。 6.4 当110kV系统失压或变电所内部发生重大故障时，值班人员除迅速向值班电力调度报告外，还应向公司主管领导报告，并作好记录、监护等工作。
电力调度自动化系统运行管理规程 1范围 本标准规定了电力调度自动化系统的组成及其设备的运行管理、检验管理、技术管理，规定了各级电力调度自动化系统运行管理和维护部门的职责分工以及数据传输通道的管理等。 本标准适用于电力系统各调度、运行、维护、设计、制造、建设单位及发电企业。 2规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单．（不包括刊物的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用予本标准。 DL 408 电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分） DL/T 410 电工测量变送器运行管理规程 DL/T 630 交流采样远动终端技术条件 DL/T5003 电力系统调度自动化设计技术规程 国家电力监管委员会令（第4 号）电力生产事故调查暂行规定 图家电力监管委员会令（第5 号）电力二次系统安全舫护规定 3总则 3.1电力调度自动化系统（以下简称自动化系统）是电力系统的重要组成部分，是确保电力系统安全、优质、经济运行和电力市场运营的基础设施，是提高电力系统运行水平的重要技术手段。为加强和规范自动化系统管理，保证系统安全、稳定、可靠运行，制定本规程。 3.2自动化系统由主站系统、子站设备和数据传输通道构成。 3.3主站的主要系统包括； a）数据采集与监控（SCADA）系统，能量管理系统.（EMS）的主站系统，调度员培训仿真（DTS）系统； b）电力调度数据网络主站系统： c）电能量计量系统主站系统 d）电力市场运营系统主站系统： e）水调自动化系统主站系统（含卫星云图） f）电力系统实时动态稳定监测系统主站系统 g）调度生产管理系统（DMIS）； h）配电管理系统（DMS）主站系统； i）电力二次系统安全防护系统主站系统： j）主站系统相关辅助系统（调度模拟屏、大屏幕设备，GPS卫星时钟.电网频率采集装置、运行值班报警系统、远动通道检测和配线柜、专用的UPS 电源及配电柜等）。 3.4子站的主要设备包括； a）远动终端设备（RIU ）的主机、远动通信工作站； b）配电网自动化系统远方终端； c）与远动信息采集有关的变送器、交流采样测控单元（包括站控层及间隔层设备）、功率总 加器及相应的二次测量回路； d）接入电能量计量系统的关口计量表计及专用计量屏（柜）、电能量远方终端； e）电力调度数据网络接入设备和二次系统安全防护设备（包括路由器、数据接口转换器、交换机或集线器、安全防护装置等）； f）相量测量装置（PMU）； g）发电侧报价终端； h）水情测报设备及其相关接口； i）向子站自动化系统设备侠电的专用电源设备及其连接电缆（包括不间断电源、直流电源及配电
目录 1.总则 (5) 2.调度管理规程 (6) 2．1调度管理的任务 (6) 2．2调度管理的组织形式 (7) 2．3调度范围的划分原则 (7) 2．4调度管理制度 (7) 2．5电网运行方式的编制和管理 (9) 2．6继电保护和自动装置管理 (12) 2．7新建或扩建电力网设备加入电网运行的管理 (15) 2．8电网调度自动化管理 (16) 2．9电力通信和管理 (19) 3．运行操作规程 (20) 3．1操作制度 (20) 3．2线路操作 (21) 3．3变压器操作 (22) 3．4高压开关操作 (23) 3．5刀闸操作 (23) 3．6220KV及以下电压等级母线操作 (24) 3．7消弧线圈的运行和操作 (25) 3．8典型操作 (26) 4．事故处理规程 (27) 4．1事故处理的一般原则 (27) 4．2电压异常处理 (28) 4．3变压器的故障处理 (28) 4．4母线的事故处理 (29) 1 / 58
4．5线路的故障处理 (30) 4．6断路器故障的处理 (31) 4．7电流、电压互感器的故障处理 (31) 4．8失去通信联系的处理 (32) 5．继电保护及安全自动装置运行规程 (32) 6．调度员服务规程 (70) 6．1调度员和调度室 (70) 6．2调度员培训制度 (70) 6．3调度员职责 (74) 6．4调度员值班制度 (76) 6．5调度员交接班制度 (78) 7．电力系统调度术语 (80) 2 / 58
永煤集团供电处关于颁发 《电力调度规程》 暂行本的通知 处属各生产单位： 为全面、完整、准确地贯彻实施国务院颁发的《电力法》、《电网调度管理条例>和原部颁<电网管理条例实施办法》，结合我处电网的实际．现予以颁发，自二零零六年四月一日起执行。 各单位在执行过程中发现的问题和意见，请报供电处 调度室。 二〇〇六年三月十四日 3 / 58
电力调度运行管理常见问题及对策分析王荣瑜 发表时间：2019-07-08T12:33:31.430Z 来源：《电力设备》2019年第5期作者：王荣瑜翟雄飞郭强[导读] 摘要：随着我国经济发展以及人们生活水平的提高，对电力的需求有所增加，并且对电力运行的安全性提出更高要求。（国网阳泉供电公司山西省阳泉市 045000）摘要：随着我国经济发展以及人们生活水平的提高，对电力的需求有所增加，并且对电力运行的安全性提出更高要求。在电力运行过程中，提高电力调度运行管理水平能有效实现电力系统的稳定运行，因此，应该加强对提高电力调度运行管理水平不断提高的研究，从而实现电力的良好供应，满足人们的生活需求，有利于促进我国电力行业的良好发展。本文主要分析探讨了电力调度运行管理常见问题及对 策，以供参阅。关键词：电力调度；运行管理；问题；对策引言电力市场的推动发展，伴随着社会经济的发展获得了较大的发展空间，但是在实际的工程建设中由于国内对电力工程的节电问题不够重视，致使在电网运行的过程中经常会有用电负荷偏高的情况，这种情况对于电力企业的发展可能造成严重的影响，还会影响电力供电企业的供电质量，因此创新电力调度运行管理方式，改善电力调度运行中存在的问题，加强对电力调度运行管理的相关研究，有着切实重要的现实意义。 1目前电力系统运行过程中进行电力调度时常见的问题 1.1电力检修计划和检修申请不规范电力调度设备事关用电安全与稳定，对相关设备的检修检测，需要科学管理与调度，为了保证电力设备全年检查到位，需要根据检修计划做好全年检修与检测，保证所有设备全年无故障。但事实上，相关电力检修单位并不按照规定执行，检修检测非常随意，没有计划与方案，更在没有上级主管单位审批的情况下随时停电检修，既影响了辖区居民用电质量，同时，也达不到科学检测效果，检修效率非常低。这种没有计划性的电网设备检修，导致了临时工作增加、重复停电现象严重等问题，影响了供电企业形象，造成了不良社会影响。 1.2设备设施管理不到位目前电力调度运行管理时，电力企业存在资料不完善的情况。由于单一电力企业负责的线路路段以及各类情况较多，导致公司内部使用的配电线路类型较多。在电线的型号上出现极大的相似性，差异性越不明显对之后的分类管理造成的难度越大。因此在检修过程中不能及时找到相关线路的资料。从而降低了更换的效率。另外，对配电线路进行信息存档时，还面临着对多发问题进行预防的措施，因此容易造成漏检的可能，增加线路运行中的风险因素。 1.3管理制度不够完善管理制度在电力调度的运行管理中起着引导指向的作用。对于上级制定的规章制度，某些下级单位和部门不能制定相应的细化方案和实施细则，不结合本单位实际制定相应的管理提升措施，不注重制度的宣贯和落实，从而影响到电力调度运行管理工作的正常开展。此外，由于各单位、各地区实际情况和发展情况差别较大，管理制度在具体的落实上还有一定的难度，这一问题需要引起各方面的高度重视。 2电力调度运行管理问题的解决策略 2.1电力调度设备检修工作流程需要完善为了避免电力调度相关设备不因不正规检修而被轻易更改，防止因设备更改造成的电力调度效率低下，停电现象频繁而导致电力调度设备损耗巨大，需要建立起完善的电力调度设备检修工作流程并且严格执行。首先调度管理部门需要重视安全性，在审批检修计划书时应该认真负责，考虑全面。其次，在设备检修的过程中需要监督人员和工作人员集体进行检修操作，避免因个人操作失误而造成的电力设备安全隐患。而电力调度设备发生故障，则需要第一时间进行处理。 2.2加大电力检修管理力度电力的稳定运行，离不开科学有效的调度管理，要想保证电力调度运行安全与稳定，则需要严格落实生产责任制，遵循调度工作总方针，按操作规程认真细致操作，实现电力供应稳定。要不断排查隐患，使电力调度中可能存在的隐患得到及时发现与处理，需要制定一整套管理办法，在检查中，突出问题导向、结果导向，实现有效排查、全面检测。针对常出现问题的部位，要重点检查，规范检修申请，认真把关，做到申报细致、审批严格、控制得力，从根本上杜绝安全事故发生。为了保证用电稳定，需要建立事故应急处理预案，明确责任人，体现出主体责任担当，保质保量完成检修。 2.3提高调度管理技术水平要保证电力系统调度工作的顺利运行，一定要提高调度人员的专业技能和个人素质。在电力系统运行中，安全事故的发生是随机的，这就需要相关调度员具有较强的专业技能和良好的个人素质，在面对突发事件时，能在第一时间，迅速找出故障原因，采取针对性的解决措施，而且在日常工作中，工作人员要加强对电力系统的检修和维护。电力系统的内部运行相对复杂，稍不注意就可能导致整个电力系统瘫痪，影响供电系统的稳定，因此调度人员一定要做好设备的日常检查和维护工作。同时，对调度人员应加强日常培训，不断提高其个人技术水平和安全意识，加强调度人员的工作责任感，努力降低故障发生几率。 2.4提高工作人员业务素质提高工作人员的业务素质是实现电力调度运行管理水平有效提高的关键措施。可以针对以下几点开展工作人员业务素质提高工作：第一，加强对工作人员责任感以及安全调度意识的培养，保证工作人员时刻保持认真工作的态度，从而实现运行管理工作的顺利进行；第二，制定相关的电力调度管理制度，并要求工作人员严格按照相关制度的要求，开展电力调度的运行管理工作，避免出现因为误操作以及交接工作的不规范产生的电力事故问题；第三，加强对工作人员的业务培训以及业务实践等，通过举办培训活动以及组织反事故演习等方式进行对员工的培训，从而提高工作人员的管理工作水平以及业务等。以内蒙古电力（集团）有限责任公司巴彦淖尔电业局杭锦后旗供电分局为例，企业会定期组织培训活动，针对员工在进行运行管理工作中出现的问题，聘请专业技术人员针对该管理工作对员工进行讲解，并且企业鼓励员工将培训知识及时应用在实际工作中，从而提高员工的实践能力。结束语
第一篇电力调度治理规程 第一章总则 1.1为适应交流特高压大区联网运行，保障山西电力系统安全、优质、经济运行，提高电力工业能源使用效率，节能环保和可持续进展，维护社会公共利益和电力投资者、经营者、使用者的合法权益，特制定本规程。 1.2 本规程制定的依据是《中华人民共和国电力法》、《电力调度治理条例》、《电力监管条例》、《电网运行规则(试行)》和国家、地点政府以及电力治理部门制定的适用于电力工业的其它法规及标准。 1.3 本规程遵循电力系统运行的客观规律和社会主义市场经济规律，结合山西电力系统实际情况，按照公开、公平、公正的原则，加强山西电力系统调度治理工作。 1.4 本规程适用于山西电力系统发电、供电、用电及其它活动中与电力调度有关的行为。 1.5 山西电力系统是指由接入山西电网的发电、供电、用电等一次设备以及为保障其运行所需的调度自动化、电力通信、电力计量装置、电力市场和节能调度技术支持系统、继电爱护及安全自动装置等二次设备组成的统一整体。 1.6 电力调度机构是保证电力系统安全、经济、优质运行的组织、指挥和协调机构，依法在电力系统运行中行使调度指挥权。 1.7 山西电力系统调度运行治理遵循“统一调度、分级治理”
的原则。各级电力调度机构依照国家法律、法规和有关规定，行使本级电力调度治理职能。 山西电力调度系统包括本省各级调度机构和有关运行值班单位。 1.8 本规程是山西电力系统调度运行治理工作的差不多依据，凡属山西电网统一调度的发电、供电、用电企业，必须遵守本规程。各运行单位的现场规程、规定等与本规程相抵触者，均应依照本规程予以修订，若有关条款涉及省级电力调度机构治理权限时，必须事先得到相应认定。 1.9山西电力系统内电力生产运行单位的运行人员必须熟悉并遵守本规程，其他与电力生产运行有关的治理、技术和工作人员应熟悉并遵守本规程的有关部分。 1.9.1电力系统生产、打算、基建、检修、设计、科研等非电力调度系统部门在涉及省级电力调度机构业务管辖范围时，须遵守本规程。 1.9.2任何单位和个人不得非法干预电力调度活动，调度系统的值班人员依法执行公务，有权拒绝各种非法干预。 1.9.3任何违反本规程的单位和个人，必须承担相应的法律、行政和经济责任。 1.10本规程的解释权属山西省电力公司。 第二章调度治理机构 2.1 按照国家五级电力调度机构设置原则，山西电力调度机构设置采纳三级制，即省级电力调度机构（简称省调）、省辖市级电力调度机构（简称地调）、县（市、区）级电力调度机构（简称县
精心整理 电网调度运行管理系统---泰豪OMS (一)?概述 ???电力作为国民经济的基础，保障电网安全是电网公司的首要任务，电网的安全稳定运行关系着人民生活、经济发展，也关系着国家安全和社会稳定。我国各级调度机构是电网运行的控制指挥中心，是电网安全稳定运行的关键环节。 ???同步交??? (二)????泰豪
???泰豪 1. 2. 3. ???泰豪 泰豪OMS
(三)? ???实现 制定调 1. ??? 础上的分级操作管理系统。上级调度对下级调度行使着指挥和监督职能，同时上下级调度之间又存在操作上的协调关系。在遵循统一调度原则的基础上，对“全网调度计划（运行方式）的编制和执行、全网的运行操作和事故处理、全网的调峰、调频和调压、协调和规定全网的继电保护与安全自动装置及调度自动化和通信系统的运行、协调水电厂水库的合理运用”等业务的统一组织、指挥、协调提供了科学的决策依据和有力的支撑。 2.促进调度机构由经验型调度向定性、定量的分析型精细化调度转变；
???通过对电网运行控制类、调度计划类、统计分析类等指标的分析和评价，形成了对电网控制精确性和运行方式安排科学合理性的闭环反馈机制，实现了对电网运行精细化管理，确保电网安全稳定运行。另外，强化了基础管理，完备了调度生产设备信息（尤其是二次设备信息），通过对设备的分析，能够找出影响设备稳定运行的潜在因素。同时，泰豪OMS还能够挖掘EMS、WAMS系统采集的海量数据，通过泰豪OMS平台，建立了电网运行状态监视、分析和预警系统，电网运行故障技术分析、安全隐患排查、事故处置评估等流程化、制度化体系，有力支撑了调度机构安全监督全过程管理、闭环控制机制，提高了驾驭大电网的能力。 3. ???泰豪 ? 4.建立了纵向贯通、横向集成的调度生产一体化业务管理体系 ???泰豪OMS建立了纵向贯通、横向集成的一体化业务流程，实现了各专业管理工作的固化流程。加强了对调度计划流程、设备检修流程、新设备投产流程、继电保护整定流程等调度生产流程的优化和完善，实现了基于流程的科学、高效的纠错机制。
电力调度中心职责 1、负责编制电网调度运行相关制度和规程规范，具体实施电网经济运行、安全可靠地调度管理。 2、负责电网潮流计算，拟定公司电力系统运行方式，编制年、季（月）、日运行方式，制定重大节假日或迎峰度夏期间保电应急预案。 3、负责辖区内调度协议管理，参与新建和改建工程初设和接入系统审查工作。 4、负责所辖系统内无功补偿管理，发、输、配电可靠性管理，编制负荷曲线，开展电力电量平衡和考核结算。 5、负责制定发输配电设备设施检修期间的停电计划，组织具体实施。 6、负责编制公司电网年度继电保护整定运行方案，开展继电保护整定值计算、继保与安全自动化系统装置的运行管理工作。 7、负责指挥电网内发电厂的调峰、调频和调压，科学分配需求侧负荷，处理电网异常运行工况、一般事故和故障。 8、负责公司调度技术装备一般故障及缺陷处理，解决通讯及自动化装备在生产运行中的问题。 9、设置片区操作班，负责无人值守变电站电力调度相关操作的远程处理。 10、负责公司各部门计算机的安装、调试、维护和管理，应用软件的安装、调试、维护和管理。 11、负责公司各部门计算机的防病毒工作和计算机设备的简单维修。 12、培训、指导、管理和监督其他各部门信息化系统使用人员相关业务工作。 13、管理范围主要针对公司机关和发电厂内部程控交换机、电话及光端设备的维护管理。 14、完成领导交办的其他工作任务。
电力调度中心组织架构 主任 副主任 继保保护管 理岗通讯设备管 理岗 信息系统 管理岗 班长 调度员编制数（31人） 主任/1、副主任/3、继保保护管理岗/1、通讯设备管理岗/3、信息系统管理岗/6、班长/3、调度员/14
《电力系统通信站防雷运行管理规程》 总则 1.1 电力系统通信站（设施）的雷电过电压及电磁干扰防护，是保护通信线路、设备及人身安全的重要技术手段、是确保通信线路、设备运行率不可缺少的技术环节、是电力通信网建设及运行管理工作的重点组成部分。 1.2 制定本规程的目的在于阐述电力系统通信站的防雷技术标准及措施（见附录A）、运行及维护管理制度、明确职责，采用有效技术措施，不断提高通信站的防雷运行水平。 1.3 本规程适用于电力系统通信站防雷系统的建设和运行维护管理。 1.4 本规程是电力工业规程的一部分，各单位均须遵照执行。 2管理原则和职责 2.1 管理原则 2.1.1 电力系统通信站防雷工作应在部、网局、省局、地区局、县局（所）领导下，实行分级管理。各级通信主管部门为所辖范围通信站防雷主管部门。 2.1.2 各级通信主管部门应设防雷负责人，一般应有主管通信的领导担任。 2.1.3 各级通信主管部门应设防雷专责（专职或兼职）工程师（技术员）。 2.1.4 个通信站均应设防雷专责人，做好本站的防雷工作。 2.1.5 防雷专责工程师（或技术员）和防雷专责人应有经过防雷技术培训的，具有一定防雷知识的通信专业人员担任。 2.2 各级防雷主管部门职责 2.2.1 贯彻执行上级颁发的通信防雷规程、规范及有关技术措施，结合所辖范围实际制定相应的通信防雷规定及措施。 2.2.2 负责编制通信防雷工作计划，经相应的主管部门审批后，组织实施。 2.2.3 负责所辖范围新建、改建、扩建和合建通信站的防雷设计审查，防雷工程施工检查及竣工验收审查。 2.2.4 指导和协调所辖通信站的防雷工作，下达工作任务，监督检查各站防雷工作情况。2.2.5 负责所辖通信站的防雷运行统计，雷害调查分析，逐级上报统计报表。 2.2.6 组织防雷技术培训、经验交流及技术攻关，积极采用和推广先进实用的新技术。 3运行维护 3.1 每年雷雨季节前应对接地系统进行检查和维护，主要检查连接处是否紧固，接触是否良好、接地引下线是否锈蚀、接地体附近地面有无异常，必要时应挖开地面抽查地下隐蔽部分的锈蚀情况，如果发现问题应及时处理。 3.2 接地网的接地电阻应每年进行一次测量，测量方法见附录B，测量仪表宜采用数字式接地电阻测量仪。 3.3每年雷雨季节前应对运行中的防雷元器件进行一次检测，雷雨季节中要加强外观巡视，发现异常应及时处理。 4竣工验收 4.1 防雷工程施工单位必须按照设计要求精心施工，工程建设管理部门应有专人负责监督，对于隐蔽工程应进行随工验收，重要部位应进行拍照和专项记录。 4.2 设计资料和施工记录应由相应的防雷主管部门妥善存档备查，通信站应备有本站防雷设计资料。 4.3工程竣工时，应有通信工程建设管理部门组织验收，通信运行部门和防雷专责工程师参加。 4.4 对于通信站防雷系统未达到设计要求或防雷系统资料、记录不齐全的，不予验收。
电力调度运行规程 电力调度运行规程 一、概况 长平公司王台井区电力调度（简称电调）始建于2006年11月。2007年8月正式运行；2008年3月进行扩加。 电调有一台PRCK97—Y01远动及网络接口柜；两台研华生产的工控机，一台运行，一台备用；两台自动录音电话。 电调主要负责长平公司老区电力负荷的调运工作，具体监控生活区中心变电源盘601#、602#；风井电源盘604#、609#；压风机电源盘601#、609#；695中央变电所电源盘的倒运；620中央变电所电源的倒运工作。还负责井下15＃煤中部变电所、15＃煤西部变电所、九五变电所、620绞车房的电气设备的监控。 远动柜电源来自压风机。直流220V来自压风机直流屏，交流220V来自低压盘。 二、对值班人员的基本要求 1、熟悉本岗位设备的性能、结构及原理。 2、遵守《煤矿安全规程》及《电业安全工作规程》等相关规定。 3、应由技术素质高、工作能力强和职业道德高尚的人员担任，必须经过专门培训和实习，方可持证上岗。 4、必须具有电气设备防灭火等安全知识。 三、巡视：
1、日常巡视检查远动柜柜面指示灯是否正常，每2小时检查一次。 2、观察电脑所辖各主要变电所运行画面情况，监控设备的电流、电压、功率等参数。监测运行情况、进行事故查询 3、电脑右下角双网卡连接图标显示是否正常。 4、UPS不间断电源指示灯及运行声音是否正常。 四、调度指挥原则 1、电调值班员在其值班期间，为电力系统运行、操作和事故处理的指挥员。 2、电调值班员发布调度指令时，应和各单位值班员互通姓名并复诵无误，每项调度指令的内容及执行情况均应记入运行记录中。 3、电调值班员对所发布的调度命令正确性负责。如电调值班员对接受的上级命令有疑问，要核实清楚，应立即说明理由或汇报有关领导。 4、电调管辖的设备，未经电调值班员许可，现场值班员不得擅自操作（对人身和设备有威胁者除外）。 5、属电调管辖的设备，其运行方式发生变化应事先通知有关单位。 6、电调根据系统用电指标和负荷情况，做好削峰填谷与均衡负荷工作。 7、电网供电量不足或故障，要求限电时，限电程序一般按先转供，后辅助生产执行，在保证矿井保安负荷和不影响职工生活用电的条件下，限电幅度根据供用电情况合理调整。 8、电调下达限电命令后，必须在规定时间内完成限电工作，因不执行限电指令，出现危及供电系统安全运行的非常情况下，可按照程序实
山西电力系统调度规程 山西省电力公司
批准：曹福成 审定：张兴国史更林 审核：陈佩琳徐红利 会审：边江李鸣镝潘捷田俊杰郭一兵王瑞奇编写：田俊杰郭一兵边江潘捷王瑞奇李玺印李明李宏杰赵兴泉侯亮刘洋谢毅 包磊赵李宏郝春娟黄苏蕾罗韬安成万 薛永强 （本规程从批准之日起执行，原调度规程作废）
目录 第一篇电力调度管理规程 (4) 第一章总则 (4) 第二章调度管理机构 (5) 第三章电力调度管理的任务 (5) 第四章调度范围划分原则 (8) 第五章电力调度运行管理制度 (10) 第一节调度管理制度 (10) 第二节无人值班变电站调度管理 (13) 第三节重大事件汇报调度管理 (14) 第六章设备检修的调度管理 (14) 第七章系统运行方式的编制和执行 (17) 第一节系统运行方式管理 (17) 第二节年、月（季）度、日运行方式的编制要求 (18) 第八章电力平衡的调度管理 (20) 第九章电力系统频率、电压的调整 (21) 第一节系统频率和联络线潮流的调整 (21) 第二节无功功率平衡及系统电压的调整 (22) 第三节自动电压控制系统（AVC）的调度管理 (24) 第十章新建、改建和扩建设备投产的调度管理 (25) 第一节新设备投产的前期管理 (25) 第二节输变电设备基建改造期间的调度管理 (25) 第三节电网新设备投产启动的调度管理 (26) 第四节电网新设备启动原则 (28) 第十一章系统安全稳定的调度管理 (28) 第十二章低频低压减负荷的调度管理 (29) 第十三章机网协调运行管理 (30) 第十四章继电保护及安全自动装置的调度管理 (31) 第十五章调度自动化系统运行管理 (33) 第十六章电网调度通信运行管理 (35) 第十七章自动发电控制装置（AGC）运行管理 (36) 第十八章水电厂和地区小电厂（含自备电厂）的调度管理..37 第一节水库及水电厂调度管理 (37)
试析如何加强电力调度管理保证电网安全运行籍娜 发表时间：2019-09-20T10:02:12.610Z 来源：《防护工程》2019年12期作者：籍娜 [导读] 伴随着我国社会主义市场经济体制的不断完善，社会生产生活对电力能源的需求不断增大。 国网长治供电公司山西长治 046000 摘要：在社会各行业电力需求骤增的背景下，电力调度运行管理更显其重要性。在开展电力调度工作时，需要以安全稳定管理为基本原则，对电力调度的制度方案、电力继电保护专项管理防护、电力设备常规及特殊管理措施及电力调度人员素质进行优化改进，从而确保电力调度始终处于安全稳定状态中。 关键词：电力调度；管理；电网；安全运行 中图分类号：TM73 文献标识码：A 1电力调度运行管理概述 伴随着我国社会主义市场经济体制的不断完善，社会生产生活对电力能源的需求不断增大，这就给电力系统造成一定的压力，所以，我们就需要充分发挥电力调度的作用，不断提高电网安全稳定运行、对外可靠供电的性能。同时，电力调度运行管理是对电力供应各环节的有序化，保证基本工作质量的重要手段。另外，在实际的工作过程中，电力调度的工作内容需要将系统运行实际作为参考依据，将所有配电设备的数据信息进行整合分析，这就对电网运行稳定提供基本保障。目前，得益于互联网技术的发展，电力调度已经向智能化方向发展，其主要是利用数字化调度设备，结合电网实际运行参数，综合考虑电力调度工作的实际开展情况，最终就会对电力系统安全状况、运行状态等方面有全方位的把握。近年来随着科技的不断发展，现代化监测、控制手段不断完善，电力调度的技术支持也日趋强大。 2电力调度运行管理的现状 社会生产生活对电力能源的需求量不断增加，这就对传统意义层面的电力系统产生了比较大的压力，所以，电网容量扩展就是必不可少的环节。但是，在电网容量扩展中，相关的设备数量不断增加，结构也是不断趋于复杂化，最终不利于电力调度系统的可持续发展。总的来说，电力调度系统是一个比较庞大的工作体系，会耗费大量的人力资源、物力资源，这就在一定程度上导致我们缺乏对调度自动化系统管理的重视。同时，一旦电力调度系统出现故障，我们还需要依靠人工进行故障的检修，这主要是因为我国的电力检修水平尚未发展成熟，没有完全达到系统自动修复故障的能力。基于电力调度技术的不足，我们在实际工作中就不能对相关故障进行预测，这可能会导致一定程度的故障发生。所以，我们必须要适应电力调度管理智能化的发展趋势，推进其朝着智能化、数字化、科学化的方向发展。 3电力调度运行管理强化建议 3.1跟进电力调度系统设备常规及特殊管理 电力企业首先针对电力调度系统设备要做好技术更新及资金保障，及时对所辖区域内的电力设备及关键元器件进行性能提升及改进。电力调度系统设备从采购源头要严格控制，并在设备验收及设备试运行环节加强质量管控。经过试运行及必要的调试操作后，再开展设备安装工作。设备运行阶段，制定针对电力系统常见故障的维保检修方案，确定巡检路线及责任人，涉及电力调度自动化系统的常规管理，应以常规检查为主要手段。电力调度特殊管理主要考虑到电力调度所处的外部环境，针对特殊地形及特殊自然气候的电网区域，电力调度要对区域周边的地质、水情、潜在危险隐患进行归纳分析，以此制定维保计划，并密切观察电力调度中各电力设备的参数变化情况。 3.2加强电力系统的技术投入 为了保障组网能够在安全稳定的状态下运行，需要相关工作人员根据整体设备的实际运用需求改善技术。一般需要加大自动化设备的技术投入，从而降低系统运转过程中发生风险的几率。组网和相关设备运转指挥过程中，首先需要相关工作人员检查、分析设备的实际情况，明确其中存在的问题和故障。其次，深入分析问题，有效完善故障，并以此为基础实施电力调度管理。在电网系统不断改善的情况下，需要更新、完善相应设备，以保障设备能够满足电网系统正常运行的需求，从而为有效应用电力调度管理模式打下坚实基础。 3.3加强专业技术人员的培养 供电企业必须要充分认识到相关人员技术水平对电力调度工作的重要意义。所以，我们要以技术为核心，大力培养相对应的专业技术人员，并且要为其提供充足的学习机会，制定严格的考核和选拔制度，提出合理的奖惩措施，促进相关人员工作积极性的发挥。电力工作人员的危险性比较高，为防止工作人员因为失误带来的损失，我们要加强和完善现场的工作，制定相应的规则来降低失误，同时要注重强调工作人员的责任感。电力调度工作难免会发生紧急、重大的情况，一旦出现特殊情况，要求工作人员的专业素养极高，稍有不慎就会加重电力调度中的错误，将造成难以估计的损失，所以电力企业应该对电力调度工作人员的专业素养进行培训学习，以便在发生特殊情况时，员工能在第一时间做出反应，有效的将损失降到最低。 3.4完善配网调度系统 随着电力实业的高速发展，各种电力调度任务越来越重，传统的电力调度模式已经不能适合时代发展的需求，各种自动化电力调度手段的应用越来越多，有效提高了配网调度的效率和质量，但在应用过程中，也出现了较多的问题。一旦这些配网调度系统出现问题，就会严重阻碍到配网调度工作的展开，甚至会造成较为严重的电力事故。为了有效对电网的实际调度运行情况进行监控，可以采用电网调度综合化监控系统，该系统是一个高度信息化的系统，可以进行电网参数、命令和网络信息自动分析的综合调度系统。该系统通过布置在电网中的各种传感器，来有效对电网的状态信息进行接收，让管理人员通过这些电网参数的观看和分析，来掌握当前电网的实际运行质量，可以及时发现电网运行中的各种问题，及时对这些问题进行处理，提高电网调度和运行的质量和效率。随着当前智能技术的不断发展，智能调度系统通过对电网运行参数的分析，能够更加及时掌握电网运行的实际情况，制定更加合理的电网调度计划，有效提高电网调度开展的质量。为了更加有效保证电网调度监控系统运行的网络安全性，对该系统需要采用在线备份系统、安全软件自动升级系统、防火墙技术等多重网络安全保护技术。 3.5保证配网图纸资料的准确性和及时性 配网图纸资料存在准确性和及时性的风险。由于当前配网设备非常多，然而在配网各种信息的管理上还存在较大的不足，各种配网资料的正确性、及时性和完整性得不到保证，这为后期电网配电工作的开展，埋下了比较大的隐患，很容易导致误调度、误操作事故的发