1.1 电网调度自动化系统是指直接为电力调度服务的数据采集与监控系统，包括在此系统运行的应用软件。调度自动化系统由调度端主站、厂站端子站、传输通道以及相关设备组成。1.2 调度自动化系统是确保电网安全、优质、经济运行，提高电网调度管理水平的重要手段。为使调度自动化系统安全、稳定、可靠地运行，根据《中国南方电网调度管理规定》及国家有关调度自动化专业规程、规定，特制定本规定。1.3 本规定适用于南方电网，与南方电网运行有关的各电网调度机构和发、输、变、供电单位以及在南方电网从事电网调度自动化的科研、设计、施工、制造等单位，均应遵守本规定。2 管理机构与职责划分2.1 管理机构2.1.1 南方电网调度自动化专业遵循统一调度、分级管理、下级服从上级的原则。2.1.2 总调设调度自动化管理机构，代表南方电网公司行使调度自动化专业管理职能。2.1.3 各省（区）中调应设相应的调度自动化管理机构，代表省电网公司行使对本省（区）的调度自动化专业管理职能。

第三条 电网调度管理的任务是组织、指挥、指导和协调电网的运行，保证实现下列基本要求：（一）、充分发挥本电网内发、供电设备能力，以有计划地满足本网的用电需要；（二）、使电网按照有关规定连续、稳定、正常运行，保证供电可靠性；（三）、使电网供电的质量（频率、电压和谐波分量等）指标符合国家规定的标准；（四）、根据本电网的实际情况，充分合理利用一次能源，使全电网在供电成本最低或者发电能源消耗率及网损率最小的条件下运行；（五）、按照有关合同或者协议，保护发电、供电、用电等各有关方面的合法权益。第四条 电网调度机构一般应当进行下列主要工作：（一）、组织编制和执行电网的调度计划（运行方式）；（二）、指挥调度管辖范围内的设备的操作；（三）、指挥电网的频率调整和电压调整；（四）、指挥电网事故的处理，负责进行电网事故分析，制订并组织实施提高电网安全运行水平的措施；（五）、编制调度管辖范围内的设备的检修进度表，批准其按计划进行检修；（六）、负责本调度机构管辖的继电保护和安全自动装置以及电力通信和电网调度自动化设备的运行管理；负责对下级调度机构管辖的上述设备和装置的配置和运行进行技术指导；（七）、组织电力通信和电网调度自动化规划的编制工作，组织继电保护及安全自动装置规划的编制工作；（八）、参与电网规划编制工作，参与电网工程设计审查工作；（九）、参加编制发电、供电计划，监督发电、供电计划执行情况，严格控制按计划指标发电、用电；（十）、负责指挥全电网的经济运行；（十一）、组织调度系统有关人员的业务培训；（十二）、统一协调水电厂水库的合理运用；（十三）、协调有关所辖电网运行的其他关系。第五条 电网调度机构是电网运行的组织、指挥、指导和协调机构，各级调度机构分别由本级电网管理部门直接领导。调度机构既是生产运行单位，又是电网管理部门的职能机构，代表本级电网管理部门在电网运行中行使调度权。 电网调度机构分为五级，依次为：国家电网调度机构；跨省、自治区、直辖市电网调度机构；省、自治区、直辖市级电网调度机构；省辖市级电网调度机构；县级电网调度机构。各级调度机构在电网调度业务活动中是上、下级关系，下级调度机构必须服从上级调度机构的调度。第六条 调度系统值班人员应当由专业技术素质较高、工作能力较强和职业道德高尚的人员担任。调度系统值班人员在上岗值班之前必须经过培训，经考核取得合格证书并由相应主管部门批准后，方可正式上岗值班，并通知有关单位。第七条 各级电网调度机构的值班调度员在其值班期间是电网运行和操作的指挥人员，按照批准的调度管辖范围行使调度权。值班调度人员必须按照规定发布调度指令。发布调度指令的值班调度员应当对其发布的调度指令的正确性负责。本条所称规定，包括《条例》及电力行政主管部门、电网管理部门的规程、规范等，省、自治区、直辖市制定的小电网管理办法。下级电力行政主管部门（或者电网管理部门）颁布的规程、规范等，不得与《条例》以及上级电力行政主管部门（或者电网管理部门）的有关规程、规范等相抵触；省、自治区、直辖市制定的小电网管理办法不得与《条例》相抵触。第八条 下级调度机构的值班调度员、发电厂值班长、变电站值班长在电网调度业务方面受上级调度机构值班调度员的指挥，接受上级调度机构值班调度员的调度指令。调度系统的值班人员，接受上级调度机构值班调度员的调度指令后，应当复诵调度指令，经核实无误后方可执行。任何单位和个人不得违反《条例》，干预调度系统的值班人员发布或者执行调度指令。调度系统的值班人员依法执行公务，有权利和义务拒绝各种非法干预。调度系统的值班人员不执行或者延迟执行上级调度机构值班调度员的调度指令，则未执行调度指令的值班人员以及不允许执行或者允许不执行调度指令的领导人均应当对此负责。第九条 调度系统值班人员在接到上级调度机构值班调度人员发布的调度指令时或者在执行调度指令过程中，认为调度指令不正确，应当立即向发布该调度指令的值班调度人员报告，由发令的值班调度员决定该调度指令的执行或者撤销。如果发令的值班调度员重复该指令时，接令值班人员原则上必须执行，但如执行该指令确将危及人身、设备或者电网安全时，值班人员应当拒绝执行，同时将拒绝执行的理由及改正指令内容的建议报告发令的值班调度员和本单位直接领导人。第十条 电网管理部门的主管领导发布的一切有关调度业务的指示，应当通过调度机构负责人（指调度局（所）长（主任）、总工程师，调度处（科、组）长，下同）转达给值班调度员。非上述人员，不得直接要求值班调度人员发布任何调度指令。任何人均不得阻挠值班人员执行上级值班调度员的调度指令。电网管理部门的负责人，调度机构的负责人以及发电厂、变电站的负责人，对上级调度机构的值班调度人员发布的调度指令有不同意见时，只能向上级电力行政主管部门（或者电网管理部门）或者上级调度机构提出，不得要求所属调度系统值班人员拒绝或者拖延执行调度指令；在上级电力行政主管部门（或者电网管理部门）或者上级调度机构对其所提意见未作出答复前，接令的值班人员仍然必须按照上级调度机构的值班调度人员发布的该调度指令执行；上级电力行政主管部门（或者电网管理部门）或者上级调度机构采纳或者部分采纳所提意见，由该调度机构的负责人将意见通知值班调度员，由值班调度员更改调度指令并由其发布。第十一条 除电力行政主管部门、电网管理部门、调度机构负责人所作出的不违反《条例》和其它有关法规、规程、规范等的指示以及调度机构内有关专业部门按规定所提的要求，并按本实施办法第十条规定的传达程序传达给值班调度员外，其它任何人直接对调度系统值班人员发布或者执行调度指令提出的任何要求，均视为非法干预。第十二条 发电厂、变电站等运行值班单位，必须按其所纳入的调度管辖范围，服从有直接调度管辖权的调度机构的调度。在电网出现《条例》第十八条所列紧急情况时，接到更高一级调度机构的调度指令，也必须执行，并且必须将执行情况分别报告发布指令的调度机构和直接管辖的调度机构的值班调度人员。第十三条 发电厂必须按照调度机构下达的调度计划（发电有功、无功功率或者电压曲线，机、炉开、停方式等）和规定的电压变化范围运行，并根据调度指令开、停机、炉，调整功率和电压。不允许以任何借口拒绝或者拖延执行调度指令或者不执行调度指令。变电站必须严格执行调度机构下达的调度计划（运行方式），依据规定或者调度指令调整（或者操作）电压（无功或者电压调节设备）。第十四条 各级调度机构必须按照调度管辖范围，按审批或者许可权限统一安排好发、供电设备的检修进度。各发、供电单位必须按照相应调度机构统一安排的设备检修进度组织设备检修。未经调度机构的批准，不能自行改变检修进度。第十五条 属于调度管辖范围内的任何设备，未获相应调度机构值班调度员的指令，发电厂、变电站或者下级调度机构的值班人员均不得自行操作或者自行命令操作。但如在电网出现紧急情况时上级调度机构值班调度员越级下令的，或者对人身、设备以及电网安全有威胁的除外。遇有危及人身、设备以及电网安全的情况时，发电厂、变电站的运行值班单位的值班人员应当按照有关规定处理，处理后应当立即报告有关调度机构的值班调度员。第十六条 在电网中出现了威胁电网安全，不采取紧急措施就可能造成严重后果的情况下，必要时值班调度员可以直接（或者通过下级调度机构的值班调度员）越级向电网内下级调度机构管辖的发电厂、变电站等运行值班单位发布调度指令。下级调度机构的值班调度员发布的调度指令，不得与上级调度机构的值班调度员越级发布的调度指令相抵触。

为了更好的适应当前经济发展和社会进步的需要，电网进行了大量的改扩建工程，使电网的结构发生了很大的变化，电力应力范围得以不断的扩展，电力自动化水平得以不断的提高，这样就无形中使电网调度人员的工作量和工作难度都有了大幅度的提升。目前技术的发展，使电网调度已基本实现自动化功能，对电网的安全、经济运行起到了积极的作用。但在电网运行时，并没有有效的技术手段来对运行环境的安全进行监督和管理，往往还是通过人工管理和一些制度上进行约束，不仅很难保证电网运行的安全，同时也导致管理工作效率较低。 1 电网调度系统的组成随着电网调度系统的技术更新，已经实现了电网调度的自动化，其主要的构成是主站系统、电厂和变电站端和信息通道。其中，主备前置通讯机负责数据采集、规约解释、数据处理及接收并处理系统的控制命令；主备服务器存放整个系统的实时数据、历史数据及应用数据，为主备前置通讯机、调度员工作站、后台工作站提供数据库服务；WEB浏览服务器提供实时画面公布；多串口网络通信服务器支持多种编程语言，操作简便。另外，根据不同的工作需要，可以将系统划分为信息采集和执行、信息传输、信息处理、人机交互等子系统。这个子系统实现功能的基础就是各种针对电力调度而设计的软件，其中包括电网调度软件、人机交互软件、信息处理软件等，系统通过这些软件来实现对电力设备的自动调控。2 影响电网调度自动化系统运行的因素2.1 电网调度自动化系统自身的因素目前电网调度已普遍应用自动化系统，自动化系统的运行不仅非常专业，同时也较为复杂。自动化系统由若干个软件及硬件组成，同时分布于不同的区域和处于不同的运行环境当中，对系统进行监管具有较大的难度。所以需要管理人员时刻关注大量的数据信息，这就导致管理人员要面对各种分布不集中且格式各异的数据资源，不仅工作量较大，同时也无法及时的获取其中所需要的安全信息，所以无法在第一时间对各种故障进行识别，从而导致系统的安全防御体系无法发挥正常的功能。另外，电网调度自动化系统在管理方面对安全产品缺少严格的监管，对各种病毒系统和入侵检测系统还是采用传统的监控手段来进行，监控模式形式较多，且处于分散的局面，各司其职，没有使整个系统形成统一的管理和监控模式。2.2 管理制度的因素目前电网调度系统虽然实现了自动化，但在维护和管理上还都是由人工的形式来完成的，对其运行的安全性还是通过制度来进行约束，没有完善的管理机制和技术手段，从而导致运行维护管理的水平处于较低的水平，对于出现的故障和问题不能及时进行处理。对系统的安全造成较大的威胁，所以就建立严格的管理、维护和使用制度，避免对网络和系统进行随意的变更，从而保证系统的安全性。3 电网调度自动化系统安全运行的对策3.1 日常管理3.1.1 建立电网调度运行日志及调度自动化停运记录电网调度使用和维护人员应对每日的主、厂站设备的运行情况做详细记录，包括远动设备运行中断时间及原因、事故时遥信误动次数、误码率、拒动次数、控误动等。并根据每日记录统计出远动系统运行可靠率、事故时遥信动作正确率、日报表合格率和调度自动化系统运行可靠率等指标，同时生成调度自动化报表。另外，要建立缺陷管理制度和缺陷处理记录。3.1.2 定期检测（1）主站系统：①双机热备用是否自动切换；②网络测试；③UPS电源检查；④前置通道误码率/运行率；⑤遥测合格率、遥信动作响应时间、事故画面时间等；⑥模拟屏上遥测量、开关量是否正确。（2）厂站系统：①RTU自检；②对遥信量进行抽样检查，数量一般不少于总量的20%；③检查遥测的运行情况、测量误差；④测量调制解调器的输入、输出电平和测量传输通道中远动收、发电平。（3）定期校核遥测精度，遥测的总准确度应不低于1.5级。交流采集精度应不低于0.5级。为保证数据的精度，发现问题要及时上报、处理。（4）定期做好设备的预防维护。设备在长时间的运行过程中，会有灰尘、磨损及处于临界边缘的情况出现，这些都可能会导致故障的发生，所以应提前对这些情况进行消除。当对设备进行检验时，需要由专人进行负责，并做好充分的准备，以便更好的完成检验工作。同时应对每台设备建立维护档案，对设备每一次的维护都应详细的记录。这样管理人员可以根据检验数据对图纸进行修改，以使其与设备实际情况相符，而维护人员通过日检及时的发现问题，调度人员发现缺陷后上报后及时进行处理，通过以上一系列的工作，可以有效的降低设备故障的发生率，保证设备的正常工作状态。3.2 安全管理电网调度自动化系统在运行时，当发现受到病毒感染、黑客攻击、人为破坏及突发性事件，使其正常运行受到影响时，则应启动应急预案，及时对系统进行备份、防护和隔离，从而保证系统的正常运行。当发生以上情况时，需要准确的确定自动化系统故障的原因，并对其故障点及攻击点进行有效的隔离，同时应先恢复系统的监控功能，等系统全面恢复后再恢复其他功能的正常运行。3.3 故障管理调度自动化系统具有较强的实时性，一旦发生故障，则需要维护人员准确及时的进行处理，以使其尽快恢复正常运行。所以不仅要配置一定数量的备件备品，同时还要建立问题管理流程，许多时候故障的接连发生可能都是由于一个问题所导致的，这样通过问题管理流程找出故障发生的根本原因，从而采取一些预防性措施来防止故障的再次发生，或是在故障发生时能及时的进行处理，通过问题管理流程可以使故障少发生或是避免发生。3.4 制度的管理电网调度自动化系统的安全运行，需要从管理制度上进行保证。首先，需要从系统的建立和维护管理上进行全面的规范和控制；其次，要强化值班制度，实行二十四小时值班制，同时各级人员就加强与值班联系，从而及时发现问题和处理问题，对于无人值班的站点在确保四遥功能的实现；最后，人员素质需要加强。调度自动化系统是一个综合性较强的系统工程，其完全由高技术组合面成，其需要专业的技术人员和较高业务能力的人员配置，所以对参于其中的自动化专业人员和维护人员具有非常高的要求，其不仅需要定期的进行专业知识的更新培训，同时还要对自动化系统有一个清晰的了解，从而保证其运行的安全性。总之，调度自动化系统的安全运行是一个综合性的课题，其运行管理系统也必须是一个统一的整体。涉及到技术、管理等许多方面。因此，应对整个电力网络资源进行系统分析和系统安全方案设计，建立严密的安全管理措施、可靠的安全策略以及高素质的网络管理人才才能全面、实时地保证信息的完整性和正确性，从而能够使电网调度自动化系统稳定、可靠地运行。

前 言为了实现县级电网运行信息的集成和资源的整合，落实国家电网公司《农村电网自动化及通信系统技术导则Q/GDW 126-2005》的精神，实现县级电网调度自动化系统集约化和规范化改造和建设，全面提升县调管理水平，推动县调技术进步，我们组织编制了《东北电网有限公司县级电网调度自动化系统技术规范》，以指导和规范县级供电企业电网调度自动化系统的规划设计、建设、运行管理。本规范书内容包括：系统总体要求、技术指标、系统配置和系统功能等。本技术规范将主站端控制系统进行整合，将各应用功能进行集成，在统一的技术支持平台上实现县级电网调度和生产控制的功能。县级电网调度自动化系统通信部分以通信专业技术规范执行。本《规范》由东北电网有限公司营销与农电管理部负责编制并解释。1 总则1.1 适用范围本技术规范规定了“十一五”期间东北电网有限公司县级电网调度自动化主站系统（以下简称县调主站系统）建设目标、建设原则、系统结构、建设模式、应用功能规范和性能指标。本技术规范是“十一五”期间东北电网有限公司县级电网调度自动化主站系统规划、设计、建设、改造、验收和运行的主要技术依据。1.2 引用标准IEEE- 802.X 系列局域网通信标准IEC 61970 能量管理系统应用程序接口标准IEC 61968 配网管理系统接口标准IEC 60870-5（所有部分） 远动设备及系统 第5部分：传输规约GB/T 13730 地区电网数据采集与监控系统通用技术条件GB/T 13729 远动终端设备DL/T 634.5101 远动设备及系统 第5-101部分：传输规约 基本远动任务配套标准DL/T 634.5104 远动设备及系统 第5-104部分：传输规约 采用标准传输协议子集的IEC 60870-5-101网络访问DL/T 516 电力调度自动化系统运行管理规程DL/T 550 地区电网调度自动化功能规范DL/T 5003 电力系统调度自动化设计技术规程DL/T 5002 地区电网调度自动化设计技术规程DL/T 635 县级电网调度自动化系统功能规范DL/T 789 县级电网调度自动化系统实用化要求及验收DL/T 721 配电网自动化系统远方终端DL 451 循环式远动规约DL 476 电力系统实时数据通信应用层协议国家电监会令[2004] 第5号 电力二次系统安全防护规定电监安全[2006]34号文 地、县级调度中心二次系统安全防护方案国家经贸委令[2002]第30号 电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定国家电网公司Q/GDW 126-2005 农村电网自动化及通信系统技术导则1.3 建设原则⑴县级电网调度自动化系统（以下简称县调系统）的规划、设计和建设应参照相关国际标准，遵循相关国家标准、电力行业标准、国网公司企业标准以及相关国家部委技术文件的规定，统一规划、统一设计、重在实用、适当超前。⑵ 县调系统的功能和配置应以县级电网一次系统的规模、结构以及运行管理的要求为依据，与一次电网的发展规模相适应，满足一次电网未来8年以上调度运行管理及变电运行管理的发展要求，确保电网的安全、优质、经济运行。⑶ 县调系统应为电网提供监测、分析和控制功能的综合性业务服务平台，符合一体化系统设计和信息数据整合的技术要求，把县调系统建设成为电网调度、集中监控、运行操作的实时控制平台。⑷ 县调系统采用一体化设计，应稳定可靠运行，快速准确地采集和处理电网的各种信息量，及时反应电网运行情况。具有良好的在线可扩展性，维护简便，满足电力系统二次安全防护的要求。在任何情况下，不能因本系统的缺陷导致一次系统的事故。2 系统体系结构2.1 总体要求2.1.1 标准性县调系统应遵循国际国内标准，操作系统采用Unix/ Windows；数据模型设计参考IEC 61970 CIM标准的思想，系统接口设计参考IEC 61970 CIS标准的思想；配网自动化数据模型参考IEC 61968标准的思想；数据网络通信采用TCP/IP协议，商用数据库访问遵循ANSI SQL标准；人机界面GUI采用Windows GDI 标准；通讯规约应满足IEEE、IEC标准或国家相关标准。2.1.2 一体化设计县调系统必须遵循一体化设计思想，采用分布式系统结构，在统一的支撑平台的基础上，可灵活扩展、集成和整合各种应用功能，各种应用功能的实现和使用应具有统一的数据库模型、人机交互界面，并能进行统一维护。2.1.3 Unix/Windows混合平台县调系统中所有服务器选择Unix硬件和操作系统平台，工作站选用PC和Windows操作系统，主要的数据采集、处理、发布节点可选择Unix处理平台，人机交互界面操作宜采用Windows平台。2.1.4 可靠性⑴ 系统的重要单元或单元的重要部件应为冗余配置，保证整个系统功能的可靠性不受单个故障的影响。⑵ 系统应能够隔离故障，切除故障应不影响其它各节点的正常运行，并保证故障恢复过程快速而平稳。⑶ 硬件设备的可靠性：县调系统所选设备应是符合现代工业标准，并具有相当的生产历史，在国内计算机领域占有一定比例的标准产品。所有设备具有可靠的质量保证和完善的售后服务保证。⑷ 软件设计的可靠性：软件的开发应遵循软件工程的方法，经过充分测试，程序运行稳定可靠，系统软件平台应选择可靠和安全的版本。⑸ 系统集成的可靠性：不同厂家的软、硬件产品应遵循共同的国际国内标准，以保证不同产品集成在一起能可靠地协调工作。2.1.5 安全性⑴ 系统应具有高度的安全保障特性，能保证数据的安全和具备一定的保密措施，执行重要功能的设备应具有冗余备份。系统运行数据要有双机热备份，防止意外丢失。⑵ 系统应构筑坚固有效的专用防火墙和数据访问机制，最大限度地阻止从外部对系统的非法侵入，有效地防止以非正常的方式对系统软、硬件设置及各种数据进行访问、更改等操作。⑶ 调度自动化系统与其它电力监控系统之间(变电站DCS监控系统)应是相对独立的关系。⑷ 禁止非电力监控系统对调度自动化系统数据的直接调用。⑸ 系统应实现主机加固。⑹ 系统的管理上应采取各种措施防止内部人员对系统软硬件资源、数据的非法利用，对计算机病毒的防护应覆盖调度自动化系统的所有服务器和工作站，提供定期、及时更新病毒代码的机制，严格控制各种计算机病毒的侵入与扩散。2.1.6 开放性⑴ 支撑平台的各功能模块和各应用功能应提供统一标准接口，支持用户和第三方应用软件程序的开发，保证能和其它系统互联和集成。⑵ 系统应具有良好的软件和硬件在线可扩展性，可以逐步建设、逐步扩充、逐步升级，不影响系统正常运行。⑶ 系统容量可扩充，包括可接入的厂站数量、系统数据库的容量等，不应该有不合理的设计容量限制，从而能使系统可以整体设计、分步实施。2.1.7 易用性⑴ 系统应采用图模库一体化技术，方便系统维护人员画图、建模、建库，图模库一次生成，并保证三者数据的同步性和一致性。⑵ 需对用户提供系统编译运行环境，以保证在软件修改和新模块增加时用户能独立生成可运行的完整系统。⑶ 必须提供完整的技术资料（至少包括用户使用、维护及版本更新等相关手册以及第三方提供的技术资料）。⑷ 操作应提供在线帮助功能，系统维护应具有流程和向导功能。⑸ 应具备简便、易用的维护诊断工具，使系统维护人员可以迅速、准确地确定异常和故障发生的位置和原因。2.2 系统软件结构县调系统的软件体系结构由操作系统、支撑平台、应用功能共三个层次组成，层次结构图见下图1。其中：1.操作系统可根据硬件平台选用Unix、Windows、Linux。2.支撑平台为各种应用功能的实现提供通用的支撑服务。支撑平台提供以下的通用服务功能：网络数据传输、实时数据处理、历史数据处理、图形界面、报表、系统管理、权限管理、告警、计算等。3.本期应用功能包括SCADA功能，集控监控功能，安全WEB数据发布功能等。根据远期发展可选择电网分析功能（网络建模、网络拓扑、电压无功优化、状态估计、调度员潮流、负荷预报），配电自动化功能，操作安全约束系统等。 1.1 系统硬件结构 本期县调自动化系统采用双机双网结构，主要硬件设备采用冗余配置，避免单点硬件故障导致系统瘫痪。典型的系统配置包括：独立的数据采集网段；主网采用双网结构；主系统由两台数据采集服务器、两台数据服务器、两台调度员工作站、两台监控工作站、一台报表工作站、一台维护员工作站组成；设置一台物理隔离装置和WEB服务器实现信息的安全发布功能。1.1.1 网络数据传输设备网络数据采集设备包括前置采集交换机和主网络交换机，网络采用冗余交换式以太网结构。网络交换速率采用100M/1000M自适应。网络结构满足以下要求：1.单网故障或单点网络故障不影响系统功能运行。2.主网络交换机可具有SNMP网络管理协议，可以对交换机进行在线监视和控制，如端口运行工况、网络流量等。1.1.2 数据通信与采集数据通信与采集是整个系统的基础数据来源与控制通道，其组成包括前置数据采集服务器、串行通信设备、时间同步装置等。通道及厂站装置冗余配置且正常工作条件下，前置数据采集服务器应分别使用不同的通道与厂站装置一一通信，实现负载均衡，通信资源优化利用。前置数据采集服务器可配置PC服务器，应冗余配置。两台数据采集服务器按照主备热备用工作方式。串行通信设备包括模拟通道板、数字通道板、终端服务器或路由器等。终端服务器用于常规远动串行通道接入，路由器和2M网络专线用于与网络RTU、RTU通过终端服务器接入数据网、综合自动化系统、上下级控制中心之间的通信。1.1.3 数据服务器数据服务器由两台PC服务器组成。数据服务器一方面运行商用数据库管理系统；另一方面承担数据处理、数据存贮、数据分发、数据检索、双服务器之间数据同步功能。两台数据服务器采用主备热备用工作机制，可以实现无扰动自动/手动切换，在切换过程中应保证数据不丢失。1.1.4 人机界面交互工作站人机界面交互工作站选用主流Windows图形工作站，可根据需要配置单屏或多屏显示器，并具有多媒体功能。主要的人机工作站有：调度员工作站、监控工作站、报表工作站、维护工作站等。1.调度员工作站：完成对电网的各种实时监视功能；2.监控工作站：完成对电网的各种实时监视和安全操作功能；3.报表工作站：主要进行报表的维护和打印；4.维护工作站：进行系统的数据库录入、画面编辑、报表制作以及系统性能调整工作。1.1.5 WEB服务器按照国调中心二次安全防护的要求，安全WEB发布与主系统相对独立，但图形、实时数据、历史数据等保持一致。WEB服务器应选用PC服务器。在I区和III区之间布置电力专用隔离装置，用于从内网向外网的单向通信，同步传送实时数据、历史数据、电量数据、各种统计数据、图形、报表、文件等，同时对I区的主系统形成保护，确保其不受病毒黑客等的攻击。在WEB服务器上应安装防火墙、防病毒软件。2 支撑平台支撑平台位于操作系统与应用功能之间，实现对所有应用功能的全面、通用服务和支撑，为应用功能的一体化集成提供平台，结构图见下图2。支撑平台应提供以下通用服务：网络数据传输、实时数据处理、历史数据处理、图形界面、报表、系统管理、权限管理、告警、计算等。支撑平台应提供标准的服务访问或编程接口，支持用户新应用软件的开发以及第三方软件的集成。1.1 系统运行环境1.1.1 操作系统选用Unix/Winodws的主流通用版本，并应及时安装相应系统补丁，确保上层应用软件的稳定可靠运行。1.1.2 商用数据库应选用主流商用数据库管理系统，推荐选用Oracle 9i和SQL Server2003等。1.1.3 其它工具软件在系统相应的节点上应根据实际需求安装C/C /Java编译和运行环境、MS Office软件、防病毒软件、防火墙软件等。第三方软件的安装必须考虑与操作系统和应用软件的兼容性，并具有合法的使用授权。1.2 支撑平台1.2.1 网络数据传输网络数据传输应采用动态平衡双网技术，对底层网络数据传输进行封装，实现服务器和工作站各个节点之间透明的网络数据传输，同时可以监视网络流量、网络传输异常，并自动进行告警。具体应满足以下要求：1.网络数据传输应采用TCP/IP协议的分布式网络管理软件，可与各种网络设备相匹配。2.网络数据传输应提供标准的应用程序接口，上层应用功能和用户开发的软件均通过此接口实现进程之间的透明网络通信。3.网络数据传输应能支持单网、双网或单双网混合。4.网络数据传输应采用动态双网平衡分流技术，正常工作时采用两个网段同时进行数据传输，异常情况下则通过动态网络路径管理将两种流量合并。5.网络数据传输应能监视网络上所有节点的网络通信状态，自动监视和统计网络流量，自动诊断交换机故障和节点网卡故障，并具有网络异常和网卡故障告警功能。1.2.2 实时数据处理实时数据处理应采用C/S分布式结构，并借鉴IEC 61970 CIM数据模型，实现高效的实时数据处理、存取和管理。具体应满足以下要求：1.应面向电力设备和网络，借鉴IEC 61970 CIM模型建立系统数据模型。2.应基于C/S模式实现分布式的实时数据库管理。3.支持实时态、研究态等多态。4. 支持多应用：前置、SCADA、集控监控等。5.实时数据库提供各种访问接口，包括本地接口与网络接口。6.应提供简便易用的基于CIM模型思想的实时数据库浏览、录入和维护的图形界面，所有的修改操作都有历史记录，以备查询。7.应提供CIM模型数据智能快速变换、录入和校核功能。8.应提供CIM模型倒出工具，实现系统之间模型的互换，并具备自动/手动两种手段。9.提供基于CIM模型的数据检索器。1.2.3 历史数据处理历史数据处理主要用于实现系统与商用数据库的交互，实现各种数据在商用数据库中的存贮与管理。应满足以下功能：1.系统应提供访问历史数据库的接口和相关数据操作工具包，进行历史数据的查询和处理。2.对商用数据库的访问应按照三层结构（客户-服务进程-商用数据库），客户进程不能直接访问数据服务器上的商用数据库，必须通过部署在数据服务器上的服务进程实现对商用数据库的访问。3.商用数据库中的历史数据类型应至少包括下列内容：量测数据、统计计算数据、状态数据、事件/告警信息、SOE信息、事故追忆数据、趋势数据及曲线、预测数据、计划数据、应用软件计算结果断面、其它数据。4.可灵活定义商用数据库历史采样数据的时间周期。5.数据的保存：所有采样数据、事件、告警等信息至少保存1年。6.应提供简单方便易操作的数据库备份和恢复工具，能按照表空间进行数据的备份和还原。能方便地在两个商用数据库之间进行数据库中的数据及结构比较功能。提供灵活方便的数据库维护工具。7.具有灵活的历史数据统计、分析、处理和显示功能，具有灵活的查询和分析功能。8.应具有商用数据库故障隔离与告警功能。9.应具有基于动态SQL模板实现对各种历史事件告警数据的查询功能。10.商用数据库应具备以下告警功能：商用数据库异常告警，数据库磁盘空间告警，表空间告警，表记录最大个数告警，数据库状态告警。1.2.4 图形界面图形界面主要采用图模库一体化技术以及多应用数据切换技术，实现矢量化、多平面、多层次的一体化图形系统。主要的功能包括图形编辑、图元编辑、间隔编辑、图形浏览功能。系统的人机界面应采用面向对象技术，采用图模库一体化技术，建立多平面多层次矢量化无级缩放图形系统，生成单线图的同时，自动建立网络模型和网络库。需具备全图形人机界面，画面可以显示来自不同分布服务器节点的数据。系统的所有应用均应采用统一的人机界面。系统应提供灵活、方便和丰富的图形编辑功能，可以利用系统自备的图元与用户编辑的图元，自主地定制各种接线图、目录、曲线等。系统应提供按照面向对象的方法设计的基于CIM思想的图库一体化技术，提供一套先进的图形制导工具，图形和数据库录入一体化，作图的同时可在图形上录入数据库，使作图和录入数据一次完成，自动建立图形上的设备和数据库中的数据的对应关系。系统应提供一套的图形应用切换技术。对于一个厂站而言，使用同一幅图形，采用多图层技术将不同应用共用的图形元素以及独特的图形元素都画在同一幅图里，在用户调出图形后，根据用户所选择的不同应用，图形系统自动识别显示该应用下的内容。在一次接线图上可以实现多应用数据的自动比对功能。提供子图的编辑和保存功能：对于系统中各种典型的间隔，可以预先在图形编辑器中编辑生成，保存为子图，作为一个整体直接加入一次接线图进行编辑。提供图形模板的编辑、生成和浏览功能。快速建设设备图元之间的拓扑关系，快速实现设备图元与数据库之间的关联关系。自动检查和校核图形上连接关系的正确性，实现拓扑关系自动入库，自动生成设备的标注和测点。1.2.5 报表服务系统应具有与Microsoft Excel兼容的报表管理系统，运行于报表工作站上。报表服务器应具有报表定义编辑、显示、存储、打印等功能，并且在兼容Microsoft Excel的基础上增加便于制作电力系统报表的数据定义功能。支持在DMIS或MIS网上任何普通PC机上使用Excel制作报表，然后通过调用报表服务器数据库接口获得相关数据。报表系统应支持对历史数据的修改功能，历史数据修改功能需要在报表服务器上完成。曲线、棒图和饼图能添加到报表上，与电力系统运行相关的说明和注释也能由调度员在线写入到报表中并且能支持汉字，同时报表系统应提供调度员备忘录功能。系统提供的各种查询工具，其结果应能通过报表显示和打印。可灵活定义和生成时报、日报、周报、月报、季报及年报等，报表的生成时间、内容、格式和打印时间可由用户定义。1.2.6 权限管理1.按照功能、角色、用户、组和属性来构建权限体系；2.系统管理员缺省情况下不具有遥控权限；3.可以灵活定义责任区，建立责任区、人员、机器之间的关联关系。1.2.7 告警1.能够灵活处理电力系统事故或计算机系统故障时系统产生告警信息源。2.具有灵活的告警方式组合。3.当告警原因消除后，该告警显示能够自动撤消。4.登录告警并由操作员确认。5.用户可以预先定义告警事件的类别和级别以及选择告警方式，并提供告警信息的分类、统计、检索和历史存储功能，还可根据用户需要调节告警信息的存储量。1.2.8 计算服务计算引擎能够完成用户各种计算功能，使数据库具有动态特性。系统应提供支持ANSI C的全C语言计算引擎，通过自定义各种C语言公式来完成各种计算，在用户不用编程的情况下，能对数据库的点定义特定的计算。用户定义的计算没有限制。1.可采用C语言内置的标准运算函数，如abs，三角运算等；可采用C语言提供的所有操作符和运算符；提供C语言全部的控制结构支持，如if then else 条件语句，for循环语句，while循环语句，switch分支结构等；支持变量定义，函数调用等C语言功能。2.可引用数据库中的任何数据进行计算。。3.计算周期可由用户在线设定或修改。4.通过图形拖拽等技术快速方便的生成公式。5.应能自动判断公式的定义出错信息。6.公式的优先级可自动计算，自动判断公式的先后计算顺序。7.应提供公式的正确性校核工具，并在公式修改完成后自动实现校核，并给出相关告警提示。2 系统应用功能系统的应用功能主要采集、处理厂站端综自/RTU数据、配网信息等数据，通过对控制系统和功能应用的集成，实现对电网的实时监视、分析和控制。本期系统应具备数据采集功能，SCADA功能，集控监控功能，安全WEB数据发布功能等。根据远期建设可扩展电网分析功能（网络建模、网络拓扑、根据实际需要选择状态估计、调度员潮流、负荷预报），电压无功优化AVQC功能，配电自动化、遥控操作安全约束系统等功能。2.1 数据采集功能SCADA前置系统完成数据采集功能。前置系统通过与各远方RTU或变电站综合自动化系统的通信实现对电网实时运行信息的采集，将其接收到的实时数据通过网络点对点通信方式写入到系统的实时数据库中去。前置系统同时接收用户控制命令，通过向远方终端下达控制命令实现对远方站的调控功能。前置系统在调度自动化系统中处于非常关键的地位，要求其必须具有高度的可靠性和强大的信息处理能力。前置系统应必须具有以下功能：1．与RTU或综合自动化系统的通信，包括CDT、Polling方式，采用的规约包括点对点通信的部颁CDT规约、IEC60870-5-101规约、DNP3.0、SC-1801等，以及网络通信的IEC60870-5-104规约。2．支持全双工方式通信。传输速率300，600，1200，2400，4800，9600bps可选。3．能够接收处理不同格式的遥测量，遥信量、脉冲量，并处理为系统要求的统一格式。4．能够接收、处理厂站端的SOE事件信息。5．能够实现对厂站端的遥控、遥调、对时等下行信息。6．可以单通道或双通道方式收发同一厂站端数据。双通道工作时，可各自使用不同通信模式(数字或模拟通信)，并能根据通道状态切换主/备通道。7．可以同时采用一路网络、一路专线方式收发同一厂站端数据。网络、专线同时工作时，可各自使用不同的通信规约，并能根据需要进行主/备切换。8．支持一点多址通信方式。9．可接收同步/异步通道信号。10．具有对通信过程监视诊断，统计通道停运时间。11．能在线关闭和打开指定通道，可动态复位通讯口。12．具有与GPS时钟接口。13以厂站为单位分类组织实时数据：遥测量YC(模拟量)：带符号二进制数。遥信量YX(数字量)电度量YM(脉冲累计量或数字量)事件顺序记录(SOE)：在数据库内循环记录。14．前置系统采用双机互为热备用工作方式的冗余配置，由系统运行管理软件监视其运行状态，支持手动或自动切换功能。15．前置系统应交互方便、人机界面友好。其人机界面应提供如下功能：各厂站通信原码监视，显示报文帧格式数据。应具有通信原码报文录制存盘功能。对前置机系统配置库进行管理，如：插入、删除、修改。修改和设置通道参数和厂站参数。16．以厂站为单位分类组织的远动信息监视：遥测YC、遥信YX、电度YM、厂站的SOE数据以及通道状态的监视。2.2 SCADA功能系统SCADA功能主要是将前置系统采集的各类数据进行处理，并进行计算和统计，将其结果显示、打印和保存，实现对电网运行状态的实时监视，实现对各类事件、事故的分析，如：极值潮流、经济运行、安全监视等。2.2.1 数据采集1．模拟量模拟量包括：有功功率、无功功率、电流、电压、频率及其它测量值。可设定每个模拟量的限值范围，仅把超过限值具备变化的值发送给控制系统，每个模拟量的限值范围可在工作站通过人机界面设定。2．状态量状态量包括：断路器位置、事故跳闸总信号、预告信号、刀闸位置、有载调压变压器抽头位置、主保护动作信号、事件顺序记录、RTU状态信号、系统各工作站状态信号等。3．脉冲量脉冲量包括：各厂站RTU脉冲电能量等。4．保护及综合自动化信息系统对RTU除完成远动四遥功能之外，对已安装变电站微机保护及综合自动化系统的厂站亦可完成相应的保护数据采集及控制功能。包括：接收并处理保护开关状态量接收并处理保护测量值量接收保护定值信息远方传送、设定、修改保护定值接收保护故障动作信息接收保护装置自检信息保护信号复归2.2.2 数据处理2.2.2.1 模拟量处理1.每个模拟量可根据不同的时间或其他条件设置多组限值，系统应提供方便的界面让用户手动进行限值的切换。2.允许人工设置数据，MMI上的画面数据需用颜色区分并提供列表。3.自动统计记录任意采样模拟量的极值及其发生时间，自动统计记录任意采样模拟量每日的电度量，并作为历史数据供查阅和再加工。4.对于不同数据，包括未被初始化的数据、可疑数据、不刷新数据及不可用数据及人工置数数据都需有不同质量标志。5.应提供自动/手动两种方式下的旁路代和对端代功能及实时列表，并且不影响被代数据的各种运算结果。6.旁路代时自动根据旁路量测值进行限值判断，以免因量测为0而没有正确判断出越限的情况。7.提供遥测越限延时（可调）处理功能，如某一遥测越限并保持设置的时间后，才作告警。2.2.2.2 状态量处理状态量包括开关量和多状态的数字量。系统对状态量的处理应采用“遥信变位 周期刷新”的信息传送机制，以保证相关信息能快速准确的传送至后台。1.状态量的极性处理状态量的极性统一规定为“1”表示合闸状态，“0”表示分闸状态，并可进行反极性修改和处理。2.状态量根据不同的性质发出不同的报警，并进入不同的分类栏。3.状态量的事故判别根据事故总信号或保护信号与开关变位，并结合相关遥测量（归零，时延由用户设定）判断事故跳闸。4.状态量操作对状态量的操作分为：(1) 封锁（人工设置）指定遥信的合/分状态，封锁后可有颜色变化。(2) 解除/封锁指定遥信的合/分状态。(3) 抑制/恢复告警。5.多态数据处理为了表示电网中有关设备的运行状态，一个状态量应具有多个状态，系统能对同一状态量的多个状态进行不同的处理。6.其他处理(1) 对于可疑信号在数据库中应标明身份，并在人机界面（MMI）上显示。 太长，发不了。告知邮箱

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原发布者:碰撞的艺术

靖煤集团白银热电有限公司自动化专业运行管理制度1适用范围为使电网调度自动化（以下简称自动化系统）系统稳定、可靠地运行，加强自动化专业的行业管理，确保电网安全、优质、经济运行提供准确的信息和有效手段，提高自动化运行管理水平，特指定本标准。本标准规定了电网调度自动化系统的组成及其设备的运行管理、检修管理、技术管理和数据传输通道的管理等，并规定了调度自动化系统运行管理和维护的职责分工和运行考核考评管理办法。适用于市供电有限公司自动化专业管理和建设。2规范性引用文件本标准引用了下列规范性规程和规定：DL/T516-2006电力网调度自动化系统运行管理规程DL 408电业安全工作规程(发电厂和变电所电气部分)DL/T410电工测量变送器运行管理规程DL/T630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国家电力监管委员会令(第5号)电力二次系统安全防护规定闽电调[2009]366号福建省电力调度自动化系统运行管理规程榕电业调[2007]310号福州电网调度自动化系统运行管理规程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。3.44.1.35.2.15.3.75.3.165.4.75.5.95.6.9678.38910全月日历总小时数应采集的统

发电厂并网运行管理规定目录第一章 总 则第二章 运行管理第三章 考核实施第四章 监 管第五章 附 则 编辑本段第一章 总 则第一条 为保障电力系统安全、优质、经济运行，促进厂网协调，维护电力企业合法权益，制定本规定。 第二条 本规定适用于已投入运行的发电厂并网运行管理。 第三条 发电厂并网运行遵循电力系统客观规律和建立社会主义市场经济体制的要求，实行统一调度，贯彻安全第一方针，坚持公开、公平、公正的原则。编辑本段第二章 运行管理第四条 电力调度机构负责电力系统运行的组织、指挥、指导和协调。电网企业、并网发电厂、电力用户有义务共同维护电力系统安全稳定运行。 第五条 并网发电厂应严格遵守国家法律法规、国家标准、电力行业标准及所在电网的电力调度规程。 第六条 并网发电厂涉及电网安全稳定运行的继电保护和安全自动装置、调度通信、调度自动化、励磁系统及电力系统稳定器（PSS）装置、调速系统、高压侧或升压站电气设备等运行和检修安全管理制度、操作票和工作票制度等，应符合电力监管机构及所在电网有关安全管理的规定。 第七条 电力调度机构针对电力系统运行中存在的安全问题，应及时制定反事故措施；涉及并网发电厂的，并网发电厂应予落实。 第八条 并网发电厂按照所在电网防止大面积停电预案的统一部署，落实相应措施，编制全厂停电事故处理预案及其他反事故预案，参加电网反事故演习。 第九条 电力调度机构应及时向并网发电厂通报电力系统事故情况、原因及影响分析。并网发电厂应按照《电力生产事故调查暂行规定》（国家电监会4号令）的规定配合有关机构进行事故调查，落实防范措施。 第十条 因并网发电厂或电网原因造成机组非计划停运的允许次数、时间及相关补偿标准，由并网发电厂与电网企业协商，在购售电合同中约定。经电力调度机构同意并认可的并网发电厂低谷消缺不列入非计划停运。 第十一条 电力监管机构负责组织开展并网发电厂涉网安全性评价工作，并网发电厂应积极配合，使涉网一、二次设备满足电力系统安全稳定运行的要求。 第十二条 并网发电厂和变电站应在电力调度机构的指挥下，落实调频调压的有关措施，保证电能质量符合国家标准。 第十三条 区域电力监管机构商所在区域电力企业规定区域内各省（区、市）并网发电厂必须加装自动发电控制（AGC）设备的机组容量下限，加装AGC设备的并网发电厂应保证其正常运行。 第十四条 并网发电厂一次调频能力和各项指标应满足所在区域电力监管机构的有关规定要求。 第十五条 电力调度机构和并网发电厂应按照国家电监会有关信息披露的规定披露相关信息。 第十六条 并网发电厂与电网企业应参照《并网调度协议（示范文本）》和《购售电合同（示范文本）》及时签订并网调度协议和购售电合同，不得无协议并网运行。 第十七条 属电力调度机构管辖范围内的设备（装置）参数整定值应按照电力调度机构下达的整定值执行。并网发电厂改变其状态和参数前，应当经电力调度机构批准。 第十八条 并网发电厂应严格执行电力调度机构制定的运行方式和发电调度计划曲线。电力调度机构修改曲线应根据机组性能提前通知并网发电厂。 第十九条 并网发电厂运行必须严格服从电力调度机构指挥，并迅速、准确执行调度指令，不得以任何借口拒绝或者拖延执行。若电厂值班人员认为执行调度指令可能危及人身和设备安全时，应立即向电力调度机构值班调度员报告并说明理由，由电力调度机构值班调度员决定是否继续执行。 第二十条 电力调度机构应根据电网结构和并网发电厂的电气技术条件，按照同网同类型同等技术经济性能的机组年累计调整量基本相同的原则，安全、经济安排并网电厂参与电力系统调峰、调频、调压、备用。并网发电厂参与电力系统调峰、调频、调压、备用情况由电力调度机构记录，按季度向电力监管机构备案并向所调度的全部并网发电厂公布。调峰、调频、调压、备用服务实行市场机制的区域，按照所在区域电力市场有关规定执行。 第二十一条 并网发电厂应根据国家有关规定和机组能力参与电力系统调峰，调峰幅度应达到所在区域电力监管机构规定的有关要求。 第二十二条 并网发电厂应根据发电设备检修导则和设备健康状况，提出设备检修计划申请，并按电力调度机构的要求提交。电力调度机构统筹安排管辖范围内并网发电厂设备检修计划。检修计划确定之后，厂网双方应严格执行。 第二十三条 电网一次设备检修如影响并网发电厂送出能力，应尽可能与发电厂设备检修配合进行。 第二十四条 并网发电厂变更检修计划，应提前向电力调度机构申请并说明原因，电力调度机构视电网运行情况和其他并网发电厂的检修计划统筹安排；确实无法安排变更时，应及时通知该并网发电厂按原批复计划执行，并说明原因；因并网发电厂变更检修计划造成电网企业经济损失的，并网发电厂应予补偿。 第二十五条 因电网原因需变更并网发电厂检修计划时，电网应提前与并网发电厂协商。由于电网企业原因变更并网发电厂检修计划造成并网发电厂经济损失的，电网企业应予补偿。 第二十六条 电力调度机构应合理安排调度管辖范围内继电保护及安全自动装置、电力调度自动化及电力调度通信等二次设备的检修。并网发电厂此类涉网设备（装置）检修计划，应经电力调度机构批准后执行。电力调度机构管辖范围内的二次设备检修应尽可能与并网发电厂一次设备的检修相配合，原则上不应影响一次设备的正常运行。 第二十七条 并网发电厂中涉及电网安全稳定运行的继电保护和安全自动装置、调度通信设备、调度自动化设备、励磁系统及PSS装置、调速系统、直流系统、高压侧或升压站电气设备，应纳入电力系统统一规划、设计、建设和运行管理，满足国家有关规定和安全性评价要求。 第二十八条 电力调度机构应按照电力监管机构的要求和有关规定，开展技术指导和管理工作。 第二十九条 技术指导和管理的范围主要包括：并网发电厂的继电保护和安全自动装置、调度通信设备、调度自动化设备、水电厂水库调度自动化系统设备、励磁系统和PSS装置、调速系统和一次调频系统、直流系统、高压侧或升压站电气设备以及涉及机网协调的相关设备和参数等。 第三十条 继电保护和安全自动装置技术指导和管理内容包括： （一）装置和参数是否满足电力系统安全运行要求。 （二）重大问题按期整改情况。 （三）因并网发电厂原因造成接入电网事故情况。 （四）因并网发电厂原因造成继电保护和安全自动装置不能正常投入造成电网安全稳定性和可靠性降低的情况。 （五）到更换年限的设备配合电网企业改造计划按期更换的情况。 （六）按继电保护技术监督规定定期向电力调度机构报告本单位继电保护技术监督总结的情况。按评价规程定期向电力调度机构报告继电保护动作报表的情况。 （七）保证电力系统安全稳定运行的继电保护管理要求。 第三十一条 调度通信技术指导和管理内容包括： （一）设备和参数是否满足调度通信要求。 （二）重大问题按期整改情况。 （三）因并网发电厂原因造成通信事故情况。 （四）因并网发电厂通信责任造成电网继电保护、安全自动装置、调度自动化通道及调度电话中断情况。 （五）调度电话通道中断情况。 （六）因并网发电厂原因通信异常造成电网安全稳定性和可靠性降低的情况。 第三十二条 调度自动化技术指导和管理内容包括： （一）并网发电厂调度自动化设备的功能、性能参数和运行是否满足国家和行业有关标准、规定的要求。 （二）并网发电厂调度自动化设备重大问题按期整改情况。 （三）并网发电厂执行调度自动化相关运行管理规程、规定的情况。 （四）并网发电厂发生事故时遥信、遥测、顺序事件纪录器（SOE）反应情况，AGC控制情况以及调度自动化设备运行情况。 第三十三条 励磁系统和PSS装置技术指导和管理内容包括： （一）励磁系统和PSS装置强励水平、放大倍数、时间常数等技术性能参数是否达到国家和行业有关标准要求。 （二）按照电力调度机构的定值设定特性参数情况。 第三十四条 调速系统技术指导和管理内容包括： （一）调速系统的各项技术性能参数是否达到国家和行业有关标准要求，技术规范是否满足接入电网安全稳定运行的要求。 （二）一次调频功能、AGC功能及参数是否满足电力监管机构及所在电网的要求。 （三）按照电力调度机构的定值设定特性参数情况。 第三十五条 并网发电厂高压侧或升压站电气设备的技术指导和管理内容包括： （一）并网发电厂高压侧或升压站电气设备遮断容量、额定参数、电气主接线是否满足要求。 （二）绝缘是否达到所在地区污秽等级的要求。 （三）接地网是否满足规程要求。 第三十六条 发电机组涉及机网协调保护的技术指导和管理内容包括： （一）发电机定子过电压、定子低电压、过励磁、发电机低频率、高频率、发电机失步振荡、失磁保护等是否达到国家和行业有关标准要求。 （二）技术规范是否满足接入电网安全稳定运行要求。 第三十七条 水电厂水库调度技术指导和管理内容包括： （一）水电厂水库调度专业管理有关规程、规定的执行情况。 （二）水电厂重大水库调度事件的报告和处理情况。 （三）水电厂水库调度自动化系统（水情自动测报系统）相关运行管理规定的执行情况。 （四）水电厂水库调度自动化系统（水情自动测报系统）运行情况（运行参数和指标）。 （五）水电厂水库流域水雨情信息和水库运行信息的报送情况。 第三十八条 并网发电厂设备参数管理内容包括励磁系统及调速系统的传递函数及各环节实际参数要求，发电机、变压器、升压站电气设备等设备实际参数是否满足接入电网安全稳定运行要求。编辑本段第三章 考核实施第三十九条 区域电力监管机构组织电力调度机构及电力企业制定考核办法，电力调度机构负责并网运行管理的具体实施工作。 第四十条 电力调度机构对已投入商业运行（或正式运行）的并网发电厂运行情况进行考核，考核结果报电力监管机构核准备案后执行，并定期公布。考核内容应包括安全、运行、检修、技术指导和管理等方面。 第四十一条 发电厂并网运行管理考核采取扣减电量或收取考核费用的方式。考核所扣电量或所收考核费用实行专项管理，并全部用于考核奖励。编辑本段第四章 监 管第四十二条 电力监管机构负责协调、监督发电厂并网运行管理和考核工作。各级电力监管机构负责辖区内并网运行管理争议的调解和裁决工作。 第四十三条 电力调度机构应当按照电力监管机构的要求组织电力quot;三公quot;调度信息披露，并应逐步缩短调度信息披露周期。信息披露应当采用简报、网站等多种形式，季度、年度信息披露应当发布书面材料。 第四十四条 建立并网调度协议和购售电合同备案制度。合同（协议）双方应于每年11月底以前签订下一年度并网调度协议和购售电合同，并在签订后10个工作日内分别向调度关系所在省（区、市）电力监管机构备案，由该省（区、市）电力监管机构汇总后报区域电力监管机构；并网发电厂调度关系所在省（区、市）没有设立电力监管机构的，直接向区域电力监管机构备案；区域电力调度机构调度的发电厂，双方直接向区域电力监管机构备案；与国家电网公司签订购售电合同和并网调度协议的，双方直接向国家电监会备案。 第四十五条 建立电力“三公”调度情况书面报告制度。省级电力调度机构按季度向所在省（区、市）电力监管机构报告电力“三公”调度情况，由该省（区、市）电力监管机构汇总后报区域电力监管机构；没有设立电力监管机构的省（区、市），电力调度机构直接向区域电力监管机构报告；区域电力调度机构按季度向区域电力监管机构报告电力quot;三公quot;调度情况；国家电力调度机构每半年向国家电监会报告电力quot;三公quot;调度情况。 第四十六条 建立厂网联席会议制度，通报有关情况，研究解决发电厂并网运行管理中的重大问题。厂网联席会议由国家电监会派出机构会同政府有关部门组织召开，有关电力企业参加，采取定期和不定期召开相结合的方式。定期会议原则上每季度召开一次，不定期会议根据实际需要召开。会后应形成会议纪要，向参加联席会议电力企业发布，重大问题应同时报国家电监会。编辑本段第五章 附 则第四十七条 本规定自发布之日起施行，《关于发电厂并网运行管理的意见》（电监市场〔2003〕23号）同时废止。 第四十八条 区域电力监管机构根据本规定，商电力企业组织制定本区域发电厂并网运行管理实施细则，报国家电监会审核同意后施行。 第四十九条 本规定由国家电监会负责解释，国家电监会其他相关文件与本规定不一致的，以本规定为准。

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