电力营销管理信息系统设计规范（精选多篇）

第一篇：电力营销管理信息系统设计规范

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/T2887-2000电子计算机场地通用规范

2．2GB/T17859-1999计算机信息系统安全保护等级划分准则

2．3GB/T17900-1999网络代理服务器的安全技术要求

2．4GB/T16680-1996软件文档管理指南 2．5GB/T4754-1994国民经济行业分类与代码

2．6GB/T14079-1993软件维护指南

2．7GB/T14394-1993计算机软件可靠性和可维护性管理 2．8GB/T14715-1993信息技术设备用UPS通用技术条件 2．9GB/T12504-1990计算机软件质量保证计划规范 2．10GB/T12505-1990计算机软件配置管理计划规范 2．11GB/T8567-1988计算机软件产品开发文件编制指南

2．12GB/T9361-1988计算机场地安全要求 2．13GB/T9385-1988计算机软件需求说明编制指南 2．14GB/T9386-1988计算机软件测试文件编制规范 2．15GB/T10114-1988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.xiexiebang.computerTelephony 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

第二篇：矿山电力设计规范

矿山电力设计规范

矿山电力设计规范第一章总则

第1.0.1条为使矿山工程电力设计认真执行国家的技术经济政策，做到安全可靠、技术先进、经济合理，制订本规范。

第1.0.２条本规范适用于新建、扩建的矿山工程电力设计，不适用于石油矿电力设计。

第1.0.3条矿山工程电力设计，应根据矿山工程规模、服务年限和远景规划，正确处理近期建设和远景发展的关系。做到近、远期建设，以近期为主，合理地兼顾远期建设。条件允许时，应使基建与生产用电设施相结合。

第1.0.4 条矿山工程电力设计，必须从全局出发，统筹兼颐，按负荷性质、用电容量、工程特点、工艺设备和地区供电条件，正确处理供、用电的关系，合理确定设计方案。

第1.0.5条矿山工程电力设计，除应符合本规范外，尚应符合国家现行有关标准、规范的规定。第二章矿山工程供配电

第2.0.1条矿井工程电力负荷分级，应符合下列规定：一、一级负荷：

1.因事故停电有淹井危险的主排水泵； 2.有爆炸，火灾危险的矿井主通风机；

3.对人体健康及生命有危害气体矿井的主通风机；

4.具有本条1—3项之一所列危险矿井经常使用的立井载人提升装置； 5.无平硐或无斜井作安全出口的立井，其深度超过150m，且经常使用的载人提升装置；

6.矿井瓦斯抽放设备。二、二级负荷：

1.不属于一级负荷的大、中型矿井井下的主要生产设备； 2.大、中型矿井地面主要生产流程的生产设备和照明设备； 3.大、中型矿井的安全监控及环境监测设备； 4.没有携带式照明灯具的井下照明设备。三、三级负荷：

不属于一级和二级负荷的生产设备和照明设备。第2.0.2条露天矿工程电力负荷分级，应符合下列规定：一、一级负荷：

1.用井巷疏干的排水没备；

2.有淹没采掘场危险的主排水设备和疏干设备； 3.大型铁路车站的信号电源。二、二级负荷：

1.大、中型露天矿的疏干设备和采掘场排水设备； 2.大、中型露天矿采煤(采矿)、掘进、运输、排土设备； 3.大、中型露天矿地面生产系统中主要生产设备及照明设备。三、三级负荷：

不属于一级和二级负荷的生产设备和照明设备。

第2.0.3条选矿厂、选煤厂工程二级负荷和三级负荷的分级应符合下列规定：一、二级负荷：

1.大、中型选矿(煤)厂的破碎、矿石及原煤系统主要设备及照明设备； 2.大、中型选矿(煤)厂的重选、磨矿、浓缩、浮选、干燥等系统主要生产设备及照明设备；

3.大、中型选矿(煤)厂的装车系统主要生产设备及照明设备。二、三级负荷：

不属于二级负荷的生产设备和照明设备。

第2.0.4条矿山工程供电电源，应符合下列规定；

一、矿山工程的一级负荷应由两个电源供电，且两个电源间允许无联系和有联系，当两个电源有联系时，应同时符合下列规定：

1.当发生任何一种故障时，两个电源的任何部分应不致同时受到损坏； 2.当发生任何一种故障且保护装置动作正常时，应有一回电源不中断供电；当发生任何一种故障且主保护装置失灵，以致两电源均中断供电后，应能在有人值班的处所完成各种必要的操作，迅速恢复一个电源的供电。

二、矿山工程的二级负荷宜由两回电源供电：无一级负荷的小型矿山工程，可由专用的一回电源供电。

三、采用两回及两回以上供电线路时，当任一回线路停止运行时，其余回路的供电能力应能担负煤矿矿井的全部用电负荷；露天矿和其它矿山工程的供电能力应能承担一级和二级用电负荷。

第2.0.5条矿山工程供电电源应取自矿区变电所(总降压变电所)或当地电力系统变电站。

第2.0.6条矿区自营电厂或矿井热电车间的设置，应经技术经济比较确定，并均应分别符合下列条件之一：

一、符合国家产业政策、煤电联营方针政策，技术可靠，经济合理；

二、矿山工程所在地区远离电力系统，难以取得电源；

三、当地电网只有一个电源，难以从电网取得第二电源；

四、符合充分利用低热值燃料，实现热电联供、煤炭综合利用、环境保护等要求。第2.0.7条矿山工程的供电电压应采用35 kV、60kV和110kV；当矿山工程用电负荷较小，经技术经济比较合理时，可采用6kV和lOkV。

第2.0.8条矿山工程地面主变电所主变压器台数的确定，应符合下列规定：

一、供给一级负荷，当两个电源均需经主变压器变压时，不应少于2台；

二、无一级负荷或虽有一级负荷但备用电源不需经变压器变压时，大、中型矿山工程宜采用2台；无一级负荷的小型矿山工程可采用l台；

三、经技术经济比较合理时，可采用2台以上变压器。

第2.0.9条矿山工程地面主变电所的主变压器为2台及以上时，其中1台停止运行时，其余变压器容量应能保证一级和二级负荷。当主变压器为l台时，宜预留全部负荷15％—25％的裕量。

第2.0.10条矿井6—10kV电网，当单相接地电容电流小于等于10A时，宜采用电源中性点不接地方式；大于10A时，必须采取限制措施。当采用自动调谐消弧线圈串、并电阻接地方式时，脱谐度的允许偏差为±5％以内，且接地电流的无功分量不应大于5A。当采用非自动调谐时，必须过补偿调谐，且故障点的残余电流不应大于10A；脱谐度不应大于10％。

注：*表示限值和措施，也可按现行的有关行业政策执行。

第2.0.1l条露天矿采矿(采煤)场的移动设备宜采用带安全接地装置拖曳电缆的供电方式。

第2.0.12条矿山工程地面6—10kV电网的单相接地保护装置，应符合下列规定：

一、中性点不接地方式：

1.系统的接地指示装置应能显示出系绕单相接地；

2.当系统的单相接地电流能满足保护装置灵敏度要求时，应在每回馈出线上装设接地故障检测装置或装设有选择性的单相接地保护装置；

3.当系统的单相接地电流在10A及以上时，高压电动机回路的保护装置应瞬时动作于跳闸；其它馈出线可动作于信号。

二、中性点经高电阻接地方式：

1.系统的单相接地电流能满足保护装置灵敏度要求时，应在每回馈出线上装设接地故障检测装置或装设有选择性的单相接地保护装置；

2.当单相接地电流小于10A时，高压电动机及其它回路的保护装置宜动作于跳闸或信号；当单相接地电流等于大于10 A时，高压电动机回路的保护装置应动作于跳闸；其它回路宜动作于信号。

二、中性点经消弧线圈串，并高电阻接地方式：

所有高压馈出线上均应装设谐波方向型接地保护装置，其动作要求应符合本条第二款的要求。

第2.0.13条矿山工程电力系统谐波监测点上的电压正弦波形畸变率的极限值和谐波电流允许值，应符合国家现行的有关电能质量公用电网谐波的规定。矿山工程地面主变电所的6—l0kV母线，其电压正弦波形总畸变率不应大于5%。第2.0.14条当采取抑制谐波措施时，应优先采用增加整流相数和移相措施；经技术经济比较，合理时可采用系统隔离方式或滤波器方式。

第2.0.15条多台谐波源的综合谐波发生量，应根据实测或计算确定。

第2.0.16条选择地面主变电所的无功补偿装置时，应计入滤被装置容量的影响。当谐波引起地面主变电所6—10kv母线电压波动超过允许值时，可采用无功动态补偿装置。

第2.0.17条有谐波源母线上的并联电容器，必须核算过电流、过电压及功率损耗值。

第2.0.18亲当采用分段母线供电时，多台谐波源可集中设在一段母线上。当两段母线分别接有谐波源时，各段母线均应装设滤波装置；滤波装置能否采用并联，应通过计算确定。

第2.0.19条高通滤波装置可单独装设1台断路器，其余滤波装置可共用l台断路器。

接入滤波装置的断路器宜采用可避免重燃的油断路器或能满足短路要求的真空断路器。

第2.0.20条矿山工程地面高压电力网的配电电压应采用6kV、10kV。经技术经济比较，合理时也可采用35kv。

第2.0.21条矿山工程内部配电电源线路，应符合下列规定：一、一级负荷，应采用二回路电源线路，且分别接于电源不同的母线段。当条件受到限制时，应使一回路引自地面主变电所，另一回路引自地面同一负荷级的其它配电场所。二、二级负荷，宜采用二回路电源线路，且分别接于电源不同的母线段。当条件受到限制时，应使一回路引自地面主变电所，另一回路引自其它配电场所。三、三级负荷，应采用一回电源线路供电。

第2.0.22条当矿山工程地面配电电源采用二回或二回以上电源线路，且其中一回路停止运行时，其余回路的供电能力，应能承担一级负荷和二级负荷。第2.0.23条矿山工程固定式架空电力线路的路径选择，应符合下列要求：

一、不应架设在爆破危险区；

二、不应架设在未稳定的排废场内，并应有安全距离；

三、应避免通过初期塌陷区域，当无法避免时，应采取安全措施；

四、应利用井田境界或断层矿(煤)柱条带，当无矿(煤)柱条带可利用时，线路宜垂直矿(煤)田走向。二回线路之间应有安全距离。

第2.0.24条矿山工程地面主变电所的位置选择，应符合下列要求：

一、距采矿场开采边界的距离应大于或等于200m；

二、不应设在爆破器材库爆炸危险区以内；

三、不宜设在未稳定的排废物场内，且应有安全距离；

四、不宜设在初期塌陷区，当避开塌陷区有困难时，应采取注浆、充填等安全措施；

五、露天矿主变电所的生产建(构)筑物与标准铁路的距离，不得小于40m，当条件受到限制时，可适当减少；

六，主变电所与高噪声源间的距离，应按主控制室室内背景噪声级不大于60dB进行控制。

第三章矿井井下供配电第一节供配电电压及供配电系统

第3.1.1条井下主变(配)电所的设计应根据生产规模、主排水方式和开采方法等因素确定。主变(配)电所宜由地面主变电所供电。采区变(配)电所和其它变(配)电所宜由主变(配)电所或附近的地面变(配)电所经风井或钻孔供电。

第3.1.2条矿井井下应采用下列配电电压：

一、井下高压电力网的配电电压，应采用6kV、10kV；

二、井下低压网络的配电电压，应采用660v、380v；综采工作面设备应采用1140v；

三、手持电气设备额定电压不应大于127v。

第3.1.3条井下配电变压器低压侧严禁采用中性点直接接地方式。地面上中性点直接接地的变压器或发电机严禁直接向井下供电，但专供架线式电机车整流设备的变压器不受此限。

第3.1.4条井下主变(配)电所的电源电缆，不应少于两回路，并应引自地面主变电所的不同母线段。当任一回路停止供电时，其余回路的供电能力应能承担全部负荷。

向二、三级负荷供电的小型矿井井下主变(配)电所，可只设一回电源电缆。第3.1.5条经由地面架空线路引入井下的供电电缆，必须在架空线与电缆连接处装设避雷装置。

第3.1.6条向井下供电的电源线路上不得装设自动重合闸装置。

第3.1.7条井下主变(配)电所的高压馈出线上，应装设相间保护装置和有选择性的接地保护装置；接地保护应动作于断路器跳闸或信号。

第3.1.8条属于下列情况之一的采区供电方式，宜采用移动变电站：

一、综采、综掘工作面的用电设备；

二、由固定式采区变电所供电有困难或不经济时；

三、独头大巷掘进、附近无电源可利用时。

第3.1.9条井下照明网路额定电压，应符合下列规定：

一、有爆炸危险的矿井，不得大于127 v；经省煤炭局批准，有新鲜风流入的主要巷道，可采用220V；

二、无爆炸危险的矿井，固定式照明应采用220V或127 V；当采用220v时，天井以及天井至回采工作面之间应采用36 V；采掘工作面应采用36v；

三、行灯电压不应大于36V。第二节电力设备及其保护

第3.2.1条井下6—10kV电力网的短路电流，不得超过井下装设的高压矿用断路器的额定开断电流。非矿用高压油断路器用于井下时，其使用的开断电流值不应超过其额定开断电流值的一半。

第3.2.2条电气设备类型选择，应符合下列规定：

一、无爆炸危险的矿井，宜采用矿用一般型电气设备；在变(配)电所专用硐室内，可采用普通型电气设备。

二、有爆炸危险矿井，应符合表3.2.2规定。

三、宜采用无油的电力设备。

第3.2.3条井下主变电所的配电变压器不宜少于2台。当其中1台停止运行时，其余变压器应能承担一级负荷和二级负荷。无一级负荷的小型矿井，可采用1台变压器。

注：①表中高瓦斯矿井的井底车场、总进风道或主要进风道一栏，采用架线电机车运输的巷道和沿该巷道的机电硐室内各设备类型的选择均可采用一般型电气设备（包括照明灯具、通信、自动化装备和仪表仪器）。

②表中煤(岩)与瓦斯，二氧化碳突出矿井的井底车场，在其主要泵房内，可采用矿用增安型电动机。

第3.2.4条井下主变(配)电所的电源进线和母线分段，当符合下列条件之一时，应装设断路器。

一、出线总数超过八回（不包括进线和电压互感器)路；

二、当有高压的一级负荷时；

三、进线总数大于或等于二回路；

四、上一级变电所不属矿山管理时。

第3.2.5条井下主变(配)电所引出的馈出线应装设断路器。

3.2.6条井下采区变电所和其它变(配)电所内高、低压断路器的配置要求，应符合下列规定：

一、双电源进线的变电所，应设置电源进线断路器。当两进线回路中一回路经常送电，另一回路备用时；母线可不分段；当两回电源同时送电时，母线应分段，并应设联络断路器。

二、单电源进线的变电所，当变压器为2台及以下且无高压馈出线时，可不设置进线断路器；当变压器超过2台时或有高压出线时，应装设进线断路器。

三、无爆炸危险的矿井，当变压器容量在315kVA及以下时，可装设隔离开关熔断器或跌落式熔断器。

四、变压器低压侧的总开关，应采用自动空气开关或真空断路器。

五、井下采区低压馈电线上，应装设带有漏电闭锁的检漏保护装置或有选择性的检漏保护装置。

第3.2.7条井下主变电所的低压馈出线或向井下供低压电的地面变电所的低压馈出线，均应装设漏电保护装置，并应符合下列规定：

一、有爆炸危险的矿井，保护装置应能实现有选择性地切断故障线路或能实现漏电检测并动作于信号；

二、无爆炸危险的矿井，保护装置宜有选择性的切断故障线路或能实现漏电检测并动作于信号。

第3.2.8条向移动变电站供电的高压馈出线，必须装设有选择性的单相接地保护装置，该保护装置应动作于跳闸；监视保护装置应动作于信号。第三节电缆线路

第3.3.1条电力电缆的选择应符合下列规定：

一、在立井井筒或倾角45 °及以上的井巷内，固定敷设的高压电缆应采用钢丝铠装不滴流铅包纸绝缘电缆、钢丝铠装交联聚乙烯绝缘电缆或钢丝铠装聚氯乙烯绝缘电缆。

二、在水平巷道或倾角小于45 °的井巷内，固定敷设的高压电缆应采用钢带铠装铅包纸绝缘电缆、钢带铠装不滴流铅包纸绝缘电缆或钢带铠装聚氯乙烯绝缘电缆。

三、移动变电站的电源电缆，必须采用高柔性和高强度矿用监视型屏蔽橡套电缆。

四、固定敷设的低压电缆，应采用铠装聚氯乙烯绝缘电缆、钢带铠装铅包纸绝缘电缆或矿用不延燃橡套电缆。

五、电压为1140V的用电设备和煤矿采掘工作面的660 v或380V用电设备的供电电缆，必须采用带分相屏蔽的矿用不延燃屏蔽橡套电缆。其它矿山采掘工作面用电设备宜采用矿用橡套电缆。

六、移动式和手持式电气设备：煤矿井下应采用专用的分相屏蔽不延燃橡套电缆；其它矿山井下宜采用矿用橡套电缆。

七、当电缆成束敷设时，宜采用矿用难燃型橡套电缆。第3.3.2条照明电缆线路的选择应符合下列规定：

一、固定式照明电缆线路：

1.煤矿井下应采用铠装电缆或矿用橡套电缆； 2.其它矿山宜采用橡套电缆或塑料电缆。

二、移动式照明线路：

1.煤矿井下应采用矿用难燃型橡套电缆或矿用橡套电缆； 2.其它矿山井下宜采用橡套电缆。

第3.3.3条高压电缆应按短路条件校验其热稳定性，当采用熔断器保护时，可不作此校验。

第3.3.4条电缆的铠装或金属外皮，除内铠装外，均应作防腐处理。电缆穿过墙壁部分，应加套管保护，井应严密封堵管口。第3.3.5条电缆敷设应符合下列要求：

一、水平或倾斜巷道内的电缆悬挂高度，应使电缆在矿车掉道时不致受到撞击；在电缆坠落时，不致落在轨道或运输机上；电缆悬挂点的间距，不得大于3m。

二、立井悬挂点的间距，不得大于6m。

三、沿钻孔敷设的电缆，应紧固在钢丝绳上，钻孔应加装金属套管。

四、电缆与水管、风管平行敷设时，电缆应在管道上方，且净距不得小于0.3m。

五、高、低压电力电缆敷设在巷道同一侧时，高、低压电缆相互之间的净距不得小于0.1 m；高压电缆之间、低压电缆之间的净距，不得小于50mm。

六、电力电缆与电话、信号电缆，不应敷设在巷道的同一侧；当条件受限制又需同侧敷设时，在井筒内的敷设间距，不应小于0.3m；在巷道内，电力电缆应在下方，与电话、信号电缆的净距不得小于0.1m。第四节变(配)电所硐室

第3.4.1条井下主变(配)电所当与主排水泵站毗邻布置时，应设置隔墙和有栅栏防火两用门。主变(配)电所和泵站均应设有单独通至巷道的通路。通路上必须装设向外开的栅栏防火两用门及密闭(防水)门，两道门的启闭不应互相妨碍，并不得妨碍交通；当无被水淹没可能时，应只设置栅栏防火两用门。

主变(配)电所硐室的地面标高，应比其出口处井底车场(或大巷)的底板标高高出0.5 m。

第3.4.2条主变(配)电所内配电设备应预留备用位置，并应符合下列规定：

一、高压配电设备的备用位置不应少于安装总数的20%，且不应少于2台；

二、低压配电设备的备用回路数，按最多馈出线回路数的20%计算；

三、配电变压器为2台及以上时，不预留备用位置；当所内只装设l台配电变压器时，可预留1台备用位置。

第3.4.3条采区变电所的出口，应装设向外开的栅栏防火两用门。

采区变电所和其它变(配)电所碉室的地面标高，应高出其出口处巷道底板标高0.2m。

第3.4.4条设有电机和变(配)电设备的硐室，距硐室出口防火门5m内的巷道，应采用非燃性材料支护。硐室内不得滴水。电缆沟应有防积水措施。工作面配电点，应采用非燃性材料支护。

第3.4.5条移动式变电站和成套配电设备必须安放在支护良好和便于操作的地点，同时应采取防滴水和机械损伤的措施。电气设备与机车车辆或输送机之间的距离不得小于0.7m。当电气设备设置在岔线上时，应设防止机车车辆驶入设备停车段的挡车设施。

在综采工作面进风巷道中，可将移动变电站的配电设备架设在输送机上方，且电气设备与顶板的间距必须满足操作的要求，但不得小于0.5m。

第3.4.6条装有带油设备的变(配)电硐室，应在硐室出口的防火门处设置斜坡混疑土档，其高度应高出硐室地面0.1 m。

第3.4.7条变(配)电所硐室的长度大于6m时，应在硐室的两端各设1个出口。当硐室长度大于30m时，应在中间增设1个出口。

第3.4.8条主变(配)电所、采区变电所应留有人员值班和存放消防器材的位置。第3.4.9条装设电机和变(配)电设备的硐室，应有良好的通风。有人值班硐室的室内温度，不应超过30℃；无人值班硐室的室内温度，不得超过35℃。第3.4.10条巷道中固定安装的电气设备，应置于支护良好的壁龛内。第五节矿井照明

第3.5.1条下列地点必须安装固定式照明装置：

一、机电设备硐室、调度室、机车库、爆破器材库、井下修理间、信号站、候车室、保健室等；

二、井底车场范围内的运输巷道、采区车场；

三、有电机车运行的主要运输巷道、有人行道的集中胶带输送机巷道、有人行道的斜井、升降人员的绞车道、升降物料及人行交替使用的绞车道以及主要巷道交叉点等处；

四、经常有人看管的机电设备处、移动式变电站；

五、风门、安全出口；

六、溜井井口、天井井口等易发生危险的地点；

七、综合机械化采掘工作面。

第3.5.2条综合机械化采掘工作面可使用与主机配套的灯具。第3.5.3条无爆炸危险矿井的采掘工作面，应采用移动式电气照明。第3.5.4条井下照明线网宜采用三相二线制供电系统；当照明负荷由专用变压器供电时，其照明负荷应均衡地分配在三相上。第3.5.5条照明灯具型式选择，应符合下列规定：

一、无爆炸危险的矿井，应采用矿用一般型或带防水灯头的普通型灯具；井下爆破器材库，应采用矿用防爆型灯具或采用室外透光照明方式；

二、有爆炸危险矿井，井下照明灯具类型选择应符合本规范表3.2.2的规定。第3.5.6条井下固定照明的单位面积安装功率及照度标准应符合表3.5.6的规定。

第3.5.7条照度计算宜采用逐点计算法。第六节保护接地

第3.6.1条 36v以上的和由于绝缘损坏可能带有危险电压的电气设备金属外壳、构架等，必须设保护接地装置。

第3.6.2条所有电气设备的接地线（包括电缆的铠装、铅包、接地芯线)和局部接地装置，应与主接地极连接。

在多水干(中段)矿井中，各主接地极之间应相互连接。第3.6.3条井下接地极的设置应符合下列规定：

一、井下主接地极不应少于2块，井应分别置于主、副水仓中；

二、当下井电缆在钻孔中敷设时，主接地板极可埋设在地面或设在井底水仓中；加固钻孔的金属套管可作为主接地极板中的一个极板；

三、当由地面经风井分区供电或没有主排水水仓可利用时，主接地极应设置在井底水窝或专门开凿的充水井内，不得将两块主接地极置于一个太窝（水井)内。宜单独形成一分区接地网，其接地电阻值不得大于2Ω；

四、局部接地极可设置在排水沟、积水坑或其它适当地点。第3.6.4条局部接地装置的设置地点应符合下列规定：

一、装有电气设备的硐室；

二、单独装设的高压电气设备；

三、低压配电点；

四、连接电力电缆的接线盒；五，接触电压大于40V的任何地点。

第3.6.5条布置接地装置时，应降低接触电压及跨步电压。接地母线和电力设备金属外壳上的接触电压，不应大于40v。

第3.6.6条当任一主接地极断开时，接地网上任一点测得的总接地电阻应不应大于2Ω。每一移动式和手持式电力设备同接地网之间的保护接地电缆芯线或与芯线相应的接地导线的电阻值，不得大于1Ω。

第3.6.7条矿用电缆配电的移动式电气设备及照明灯具的金属外壳，必须采用配电电缆的接地芯线与接地网相连。第3.6.8条井下接地极应符合下列规定：

一、主接地极应采用镀锌钢板，其面积不应小于0.75m2，厚度不应小于5mm。

二、板式局部接地极应采用镀锌钢板，其面积不应小于0.61m2，厚度不应小于3mm。

三、管式局部接地极，应采用镀锌钢管，其直径不应小于35mm，厚度不应小于3.5mm，长度不应小于1.5m。垂直埋入地下，埋深不应小于1.4m；管上至少钻20个孔，孔的直径不应小于5mm。管内及管外应充填吸水材料。第3.6.9条井下接地母线应符合下列规定：

一、铜质接地母线截面积不应小于50mm2；

二、镀锌扁钢接地母线截面积不应小于100mm2，其厚度不应小于4mm；

三、镀锌铁线接地母线截面积不应小于100 mm2。第3.6.10条井下接地支线截面积应符合下列规定：

一、铜质接地支线截面积不应小于25mm2；

二、镀锌扁钢接地支线截面积不应小于50mm2，其厚度不应小于4mm；

三、镀锌铁线接地支线截面积不应小于50 mm2。

第三篇：云南电力营销管理信息系统规划方案(概要)

云南大学2002级MBA(周末)

总策划:沈龙(91)

创意:沈龙(91),赵锐(118),梅浩(85)收集资料:沈龙(91),李绍荣(75),李洪锦(69)

编写:沈龙(91),查容瑞(41),毕承俊(39)

版面设计:沈龙(91),杜波(53),谢敏(99)

校

核:沈龙(91),赵锐(118)

会审:沈龙(91),赵锐(118),谢敏(99),梅浩(85),杜波(53),李绍荣(75),李洪锦(69),查容瑞(41),毕承俊(39)

概述

云南电力管理信息系统采用国内外先进技术装备和管理经验,以现代化管理理念为基础,企业业务流程再造(R)为手段,对业务流程进行优化重组,统一工作标准,统一业务流程,统一应用软件,统一数据编码,统一软硬件平台,构建全新的全省统一的云南电力模式,为客户提供全方位,多元化的服务,提高云电集团的市场竞争力,树立良好的企业形象;为电力工作提供现代化的管理手段,建立电力数据中心,实现业务电子化,提高工作效率和管理水平;对业务全过程进行全面,有效的质量控制和管理,能实时查询信息,对重点客户电力消费加强监控,及时,准确掌握所属区域的电力消费市场状况和企业电力总体情况,为制定云电集团策略提供科学依据.系统建设目标

为客户提供优质,方便,快捷的服务,满足客户多层次,个性化的需求;

为供电企业电力提供高效,可靠的基础业务处理能力;

为供电企业电力工作质量管理和质量监督提供科学的方法;

为供电企业电力分析,决策提供准确,及时的信息支持;

为集团公司强化电力管理提供现代化的手段;

为集团公司作出科学的决策提供真实,实时的数据.数据高度集中

在集团公司本部建立数据中心,在异地建立容灾备份中心.集团公司下属各供电企业(包括直管供电所)的数据统一存放在数据中心,而不再设有数据库服务器,减少中转环节.集团公司能够实时查询当前的业务状况,如:各岗位工作情况,实收信息,欠费信息,电子传票办理情况等.业务高度统一

在数据大集中的基础上,把整个电力业务全过程纳入系统管理,规范和统一全省业务,统一工作标准,统一业务流程,加强相关部门的管理与监控职能,进而使全省电力工作在统一的计算机网络平台中规范运转.网络化运营

网络给企业管理带来的最大变革就在于未来的企业将由网络运营代替传统的企业组织管理,大量的业务将由网络来进行处理,企业的地理位置,组织机构被网络透明化,企业将变成一个虚拟的数字式机构.通过网络,可以向客户提供方便,快捷,高效的服务,客户可以在云电信息网络覆盖范围内办理用电业务,如新装,变更用电,交费,查询等;通过网络,企业员工可以上网处理业务,而不论他位于任何物理位置.系统设计理念

云南电力管理信息系统不是对手工作业的翻版,更不是用先进的计算机技术来包装现有的管理模式,而是融入CRM(客户关系管理),ERP(企业资源计划),R(业务流程再造),ISO9000认证体系等先进的管理理念和最新的市场学研究成果,实现服务创新,管理创新和技术创新.流程化作业思想

通过对各种企业资源计划,日常管理工作,内部工作协调,行业工作规范,用电客户和电能市场需求等诸方面业务活动的分析,提炼,归纳,抽象出事务处理单元,再把若干事务处理单元按一定的逻辑串联成流程,以向导的方式进行业务处理.一方面对员工业务行为进行规范,约束,监督,克服工作的随意性.另一方面,管理人员可以对流程的全过程进行跟踪,实时掌握整个企业的业务状况以及各岗位,工作人员工作情况,对员工工作绩效进行评价,为企业对人力资源的合理配置提供参考.在流程化作业过程中,每一个处理环节的作业处理结束后,必须向系统提交,系统自动对工作质量进行记录,提交成功后,下一岗位开始进行处理.如果提交不成功,则需要继续进行处理,直到提交成功.每一个处理环节的处理结果对后续处理岗位的工作进行指导和约束,每一个岗位则是对其前导岗位的工作的延续和完善.随着业务活动的不断推进,不断调整和形成新的工作计划.扁平化管理

以客户服务为核心,对业务进行重组,打破专业条块分割,减少中间环节,提高流程运转速度,在各部门,岗位之间实现信息资源共享.对需求按来源进行分类,可以分为:客户需求,业务人员需求,管理需求,企业需求.这就构成金字塔需求形状,按这个结构构建云电一体化体系,将有利于对市场需求做出快速反应,代表并维护客户利益,使市场效率最大化.整

体市场策略

整体市场融入了客户关系管理的理念,它寻求与供应商(电网运营商),分销商(趸售客户),竞争者,最终顾客之间的建立最佳合作关系,形成合作伙伴,并对竞争者施以恰当的管理,形成最佳竞争格局,实现双赢,多赢.系统层次结构

根据建立云南电力集团公司一体化体系的需要,按业务工作把系统分为四个层次

:客户服务层,业务层,工作质量管理层,管理决策支持层.系统体系结构层次图如下图所示.客户服务层

客户服务层是整个电力管理信息系统对外的“窗口”,负责收集客户的需求信息,并与客户进行沟通,使供电企业与客户不仅是电力买卖关系,而是以双方利益为基础的合作伙伴.客户服务层主要通过营业厅,呼叫中心,因特网(Internet),现场服务等多元化的服务手段,为客户提供电力法规,用电政策,用电常识,用电技术及以用电情况等信息查询和咨询服务,实时受理客户通过各种方式提交的新装,增容与变更用电,紧急服务以及投拆举报等业务,接受客户设备的日常维护委托及客户工程的设计,施工委托,进行电力故障抢修,为客户提供全方位的服务.业务层

业务层负责进行业务的处理,它建立在客户服务层的基础上,是整个系统的基石,负责对客户服务层获取的业务信息和客户需求信息按照标准化,规范化,科学化的管理原则进行快捷,准确的处理,并协助业务人员处理日常工作中繁琐,机械的重复劳动.业务层具体工作内容:业务(新装,增容,变更用电),电费管理,计量管理,合同管理,负荷管理,用电秩序管理等业务和流程.这一层次的业务处理强调作业流畅,团队合作,高效快捷.工作质量管理层

工作质量管理层的主要目标是对业务层产生的数据进行处理,充分利用计算机快速准确的数据处理功能和数据仓库的海量数据资源,生成管理部门和专业管理技术人员所需的管理信息,对业务层,客户服务层的工作流程和工作质量进行管理,监督,分析,考核和控制,及时发现问题和不足,迅速予以反映,督促有关部门加以纠正.主要内容:综合查询,工作流程优化与监督,业务稽查,合同执行情况管理,投拆举报管理,报表生成等.管理决策支持层

管理决策支持层的主要目标是为制定策略,市场策划与开发,客户分析,行业政策及趋势,效益评估,公共关系与企业形象设计等管理行为与管理决策提供科学的依据.管理决策支持层根据基层的实际需求提炼电力和发展所需的辅助的决策信息,通过对业务层和客户服务层的综合管理与分析,在掌握大量丰富,翔实的数据的基础上,全面,及时和准确地掌握电力消费行为和市场动态,为电力资源的优化配置和使用,策略的制定提供支持.管理决策支持层是电力工作的指挥中枢,是电力工作科学管理与决策的主要保证.管理决策支持层通过对业务层,工作质量管理层等多方面信息流的应用分析,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.流程管理

电子传票作为信息流的载体,反映了物流和工作流的运动状态.基于流程化的思想,所有业务均通过电子传票方式处理.根据工作标准,系统对电子传票处理过程自动跟踪监督.根据操作员自己的设定,当传票即将超期时,系统进行预警;当传票出现以下情况时进行提示,对业务行为进行约束和规范,保证工作质量:

传票到达;

传票在某一工作上超期,可以根据事先划分的工作优先级别,跳过优先级别低的工作,进入下一步处理,但要对被跳过的工作进行考核;

录入数据不完整;

录入数据不正确(通过横向校验,纵向校验判断).电子传票管理

流程标准定义

为了适应企业机构和岗位的变革的需要,满足管理需求,把每一项用电业务的传票分解成多个事务,根据实际管理需求灵活定义和组合.标准流程定义了该流程所包含的所有事务单元及其相互关系.每个事务单元包括操作岗位,操作人员,该事务必须维护的数据,流程的路径,进入条件,传递条件,处理时限.各类传票受理后分别按各自标准流程传递,以规范业务流程管理.对于处理时限,可以对单一事务考核,也可以把几个事务合并起来进行考核.流程干预

对于特殊情况,可以对进行中的传票进行调整,变更传票流向,并记录流向变更情况,变更处理人和处理时间及原因,以便以后稽查.任务移交

因人员出差,休假等原因,把传票当前事务转交给原定义以外的操作人,到期后自动恢复.收费定义

可以定义流程中不同环节的业务收费项目和收费标准,需退还的费用等,满足不同时期,地区收费标准的不同和变更的需要,系统根据此标准确定收费项目和金额,以规范业务收费标准,达到控制和灵活的统一.工作日定义

设定节假日,考核流程周期时自动扣减节假日天数.与其它系统的接口

各系统的接口都由TBI(统一业务平台)统一进行管理,系统之间不能直接互联,下面所述均仅表示系统对其它系统信息的需求,而不表示相互之间的连接关系.电力业务与生产,财务,银行等系统都有信息交换,因此,有必要划清云电管理信息系统与其它系统的边界,处理好与外部系统的数据交换.与各类数据采集系统的接口

这类系统主要向系统提供抄表数据,包括低压集抄,负荷管理,电能量数据采集.低压集抄系统是功能较为单一的抄表系统,提供的数据主要为电费计算服务,数据量有限;电能量数据采集系统除了能提供计费数据外,还具有变电所电量平衡,母线电量平衡,线损分析等功能;负荷管理系统也能提供抄表数据,主要偏向于用户侧负荷管理;一些配网自动化系统也能提供抄表数据,但目前应用还不广泛.云电集团电力管理信息系统充分使用这些系统的信息资源,为系统的抄表,负荷管理等提供有效的手段.这些系统应提供相应的接口,供系统调用.与呼叫中心的接口

呼叫中心实际上是云电管理信息系统中客户服务层的一种服务手段,由于其强大在与客户交互在功能,将其专门提升为一个系统.管理信息系统提供受理申请,电量电费查询,电子传票查询,催费信息,客户档案资料查询等功能接口.与财务管理系统的接口

系统向财务系统提供用户应收帐,实收帐,未收帐等帐务数据.与配网信息系统的接口

信息中的变电站,线路等信息都随配网信息的改动而相应变化,而业务产生的用户变压器容量改变,用户销户等信息又反过来影响配网的信息.因此,这两个系统主要是配网信息的接口.通过接口,配网系统的变电站,线路等信息在配网系统一侧的改变直接作用到系统的信息中,同时产生信息给的相关部门.与银行系统的接口

与银行接口是为方便客户交费,主要是提供查询,收费,对帐所需的数据的接口.小结

以上对云电集团管理信息系统的设计目标,设计理念,系统层次结构进行了分析和论述,在对该系统进行准确认识的基础上,下面以客户服务层次和决策支持层次为例提出对系统的需求.客户服务层

电力呼叫中心

云南电力呼叫中心采用目前国内外先进的计算机和通信技术,利用云电集团现有的通信网络资源,结合全新的管理理念,在全省范围内建成统一服务号码——95598的客户服务热线,在电力企业和客户之间的沟通建立一条便捷的通道,为客户提供全方位,多层次的优质服务,实现“只要你一个电话,剩下的事我来做”的服务承诺,树立云电集团良好的社会形象.呼叫应答流程如下图所示:

呼叫中心的业务功能应包含如下八个方面:

业务受理

信息咨询

信息查询

故障报修

投诉与建议

信息发布

催缴电费

市场调查

“95598”客户服务网站

“95598”客户服务网站是利用目前发展迅速的Internet技术,为电力企业和客户之间创建一种更为便利的交流方式,它涵盖的内容更广泛.“95598”客户服务网站的需求除具有电力呼叫中心所具有的业务受理,信息咨询,查询,故障报修,投诉建议,信息发布,催缴电费,市场调查等需求内容外,在信息查询中还要有:

电力企业介绍;

电力法规的宣传;

用电小知识;

以,Email等方法开展的市场调查,意见征集等.业务受理服务

以多种方式受理客户提交的新装,增容与变更用电,计量器具的检定,修理,搬迁等服务要求,座席代表或相关业务人员根据客户提交的信息资料,进行登记处理后形成电子传票,流转到相关业务部门及业务处理系统进行处理.业务处理过程及处理结果,座席代表通过相关业务处理系统返回的信息,进行处理督办及客户回访,回访结果可作为对业务处理人员的考核参考信息.其中有关变更用电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.受理方式可以是:柜台受理,现场受理,网上受理,电话受理,内部报办及客户通过其它方式提请的申请.客户可以根据供电企业提供的业务人员资料选择业务人员.各项业务处理可参照相应的业务处理流程图.查询与咨询服务

客户通过信息查询咨询服务,可更深地了解云电的概况,相信云电,选择云电;了解用电常识,客户用电信息,使客户能够做到合理用电,明明白白消费.公共信息

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,营业网点,业务管辖范围,已开展的业务,业务查询电话等;

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;

优质服务承诺,包括投拆热线,客户投拆程序,社会服务承诺条款,示范窗口服务规范,文明用语,职工服务守则,严禁以电谋私的规定等.安全常识,包括电的基本知识,家居安全用电规范.合理用电常识:节电常识.电价及各项业务费用,包括目录电价,基本电费电价,加价电价及适用范围,各项业务收费项目,适用范围和收费标准.客户用电信息

用户可根据申请编号,户号,户名等信息查询与之相关的客户用电信息,主要包括业务处理进度查询,电量电费查询,欠费查询和历史信息查询,预交电费剩余电费查询等.用电技术业务信息

用电指南,包括居民用电常识和各种用电业务申请流程,企业事业单位用电申请流程和申请所需资料,办理各种用电业务的相关规定,用电须知,注意事项等.计量器具的常识,包括计量器具的分类,用途,如何识别计量器具的指数,铭牌,电表误差核算,计量常识,计量器具修校的有关规定等.违章用电,窃电的查处及违约使用电费收取的有关规定.电费及相关业务费用常识,包括电费构成,电费结付事项,交费方式,交费地点,欠费处理办法,滞纳金的收取及相关规定.停电信息,包括计划停电,临时故障停电,停电线路,停电的起止时间,受影响范围.查询,咨询信息处理分类

由于呼叫中心的语音自动应答和人工服务都不适合播放很长时间的信息,因此将各种处理方式可以处理的内容进行如下划分:

营业厅/室服务

营业厅/室提供所有信息的查询,咨询服务,其中:公共信息和电力技术业务信息部分主要以宣传册,触摸屏等自助方式提供给客户,当客户对其中的单项信息进行咨询时,营业员应耐心回答客户;用电信息的内容客户可以在触摸屏自助查询,也可以直接向营业厅/室服务员咨询.呼叫中心

人工热线:人工热线的信息来自知识库的标准提示及坐席对管理信息系统进行标准操作提取信息两方面.包括:营业区域划分,业务管辖范围,营业网点,服务承诺的相应条款,各项收费项目,适用范围和收费标准,停电信息及用电技术业务所含各项信息.语音自动应答:语音自动应答的信息包括收费项目,适用范围和收费标准,停电信息,服务承诺,业务进度查询,电量电费查询,欠费查询和历史信息查询,预交电费的剩余电费查询.自助服务

触摸屏查询:提供所有信息的查询;

网站查询和咨询:网站提供所有信息的查询和咨询.现场咨询

用户在现场向业务人员咨询,此类信息包括公共信息和用电技术业务信息.故障报修服务

抢修人员根据电子传票,传真,电话,传呼等提供的抢修任务信息,提供24小时快速响应的抢修服务,实现抢修服务资源的动态,高效利用,为客户提供安全,稳定,可靠的供电服务,任务完成后业务人员通过相应的业务处理系统进行记录以便统计考核.座席代表根据相关业务处理系统返回的处理信息对客户进行回访,形成的回访结果可作为考核业务处理人员的参考信息.要与地理定位系统和地理信息系统紧密结合起来,保证服务的高效性.投诉建议

通过电话(人工受理,自动录音),信件,传真,Email等受理客户投诉和建议.做出必要的记录,处理后进入相关的流程,能实时查询投拆和建议处理的情况和过程,处理完成后回复客户,并有必要的记录.系统具备完善的权限控制功能,以保护客户利益不受损失,并对一些好的投诉建议给予一定的奖励,达到增进客户与电力企业的交流,让社会来监督我们的工作,以改进我们的工作,提高我们的服务质量.信息发布

通过固定电话,移动电话,传呼,传真,Email等方式向客户自动或人工有选择性地发布停电信息,邀请客户参加的活动信息,最新公告信息等,让客户根据电力企业提供的信息对自己的用电计划做出调整,准备,尽量减少和避免损失.收费

主要包括电费和其它业务费用的收缴.提供柜台收费,银行收费(代收,托收)功能.随着电子商务技术的发展,因特网安全,支付技术手段,认证体系的日趋成熟,在客户,电力企业和金融机构三方达成协议的基础上,开展网上付费,电话付费.各收费网点要提供补打发票功能.催费

对客户所欠电费及业务费用,呼叫中心可通过固定电话,移动电话,传呼,传真,Email等方法自动或人工有选择性地向客户发送欠费金额,滞纳金等催费信息对欠费客户进行电费及业务费用催缴,并有相关记录及提示,可作为效果评估等分析的参考.以尽量减少电力企业和客户之间的不必要的误会以及供电企业的损失.市场调查

通过固定电话,移动电话,传呼,传真,Email等方法向客户发布针对服务质量,市场需求等的调查信息,并进行记录,统计分析,为提高我们的服务质量,开拓电力市场,决策提供依据.代理服务

设备代管服务

向电力客户提供设备代管有偿服务,提倡社会专业分工,规范管理,确保客户设备和电网的安全,经济运行.工程代办服务

向电力客户提供客户工程的设计,施工或客户工程受理等一条龙有偿服务,充分利用专业优势为客户提供优质服务,缩短工期,提高效率,降低成本.监督管理

对于人工受理,处理过的工作及回访信息应有必要的记录和录音,可录音回放,可对座席代表和相关的工作人员的工作情况进行统计,分析,考核;对自动应答的处理可自动分类统计,同时人工和自动应答在处理过程中应可以方便切换,以达到为客户提供更方便的服务的目的.监督管理人员在不和座席代表直接面对面的情况下,即可察看座席代表的工作状态和过程,如:摘机不及时,回复客户的态度不好,脱岗等.统计分析

对呼叫中心,“95598”服务网站接受的业务数据进行统计分析,生成报表,并可根据统计分析结果对呼叫中心的功能及时做出调整,增减,改善工作环节及提高服务质量,为市场和企业决策提供真实数据.决策支持层

通过对业务层和服务层的数据进行加工处理,建立数据仓库,建立合适的电力数学模型,以报表和图形的方式,对的专项工作进行分析和评加,并为电力的发展和采取的策略提供依据.统计报表生成特殊报表生成设计特定条件,提取合成客户服务层和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.固定报表生成根据有关方面的要求,生成和调用固定报表.综合查询

综合查询是系统为使用者提供的一项服务功能.通过共享信息资源,可以为管理人员,业务人员提供丰富的信息,便于进行分析和决策.随着系统在全省范围内的推广应用,可以进一步代替一部分报表.综合查询要具备以下功能:按多个条件组合查询,支持多种输出方式:打印,导出到Office文档,发电子邮件,能自定义样式.客户信息查询

客户基本档案,电子传票内容,客户设备档案,主接线图,计量档案,负荷曲线,电量电费,收费情况等.业扩查询

各类电子传票运转情况,部门,岗位,人员传票处理情况,合同签定情况.电费查询

电费管理工作情况,用户电费欠费情况,每月欠费金额,违约金收取情况,预收电费应收,实收情况,应抄,实抄,实抄率,应收,实收等情况.各类收费查询

查询业务费用,电费违约金收取.计量查询

计量资产档案,各种计量设备按状态,轮换情况,大用户及关口表历次检定情况,各类大用户,关口表,标准设备档案及历次检定情况,计量人员考核情况,“四率”统计表.客户服务查询

申请,报修,投拆及其分类情况,到期巡检用户清单,已巡检用户清单,用电检查人员工作计划及每月的完成,预防性试验,已暂停变压器的用户情况,用户管理工作,窃电处理,违章用电处理情况,用电事故处理情况,电工情况,电气承装单位情况,用检报表.工作量查询

根据系统记录的各工作岗位,人员所处理业务和电子传票,查询各岗位,工作人员工作情况,为企业对人力资源合理配置提供参考.配网信息查询

查询配电线路,杆塔,变压器等信息.知识库

把法规,制度,工作标准与规范等做成知识库,便于员工进行查询,学习.综合分析

销售分析

按行业及地域进行售电量变化及其影响因素分析.按售电类别进行售电均价变化分析(结构影响和单价影响);峰谷分时电价执行情况分析.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.市场分析

市场现状分析.包括市场占有率情况,经营环境状况等.市场竞争者状况分析.及时跟踪掌握竞争对手的动向和阶段策略.市场预测分析.对未来市场状况及竞争的发展趋势预测.电价分析

电价构成分析,市场细分对电价的依赖程度分析;

电价调整分析;

定价策略.新装,增容与变更用电分析

分行业,分售电类别对新装,增容与变更用电情况分析.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.抄核收质量分析

抄核收差错分析及对策.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.需求预测

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.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.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.能力分析

从电网,服务和电价水平分析能力对需求的适应程度,提出改进的意见.策略分析

在实施策略前,对产生的经济效益和社会效益进行定性和定量的分析与预测,调整和改进策略.效果评估

各项措施的执行情况,产生经济效益和社会效益的定性和定量分析.客户分析

客户调查分析

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.居民用电抽样调查,收集和分析家用电器拥有情况变化;以及客户用电情况分析.客户信用分析

根据客户的付款情况和支付能力,把客户分成不同的等级,供催费参考.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,了解流程的设置是否得到客户满意,提出改进的意见.客户投诉分析

根据客户投诉的分类统计,分析客户对当前服务和业务的意见,提出改进的措施.行业分析

根据国外,国内经环境和国内产业政策,分析行业发展趋势和用电趋势.分析行业产品单耗,掌握行业用电情况.云南电力MIS

云南电力MIS

第页

第四篇：电力营销管理信息系统实用化总结(客服部分)

电力营销管理信息系统实用化总结（客服部

分）

根据市局统一部署，按照电力营销管理信息系统实用化评价测试大纲要求，蓟县客户服务中心认真进行了以下工作：

一、客户服务

1、人工服务与自助服务

（1）、客户服务终端安装到了各个基层供电营业所，通过局域网连接DDN专线、电话接入等手段，局营业大厅及各基层营业所营业厅可以通过营业场所、电话、Internet网、客户现场等方式受理客户新装、增容与变更用电、缴费、查询与咨询等业务。

（2）、受理后的业务事项形成电子工单，直接进入计算机流程处理，目前运行的有咨询查询、故障报修、投诉举报等工单。

（3）、实现了各类业务的同城异地受理。

2、系统集成实现了电力营销管理信息系统与95598客户服务系统的数据共享和系统集成。

二、营销业务

1、业扩报装与日常营业的流程管理

（1）、能够受理客户服务层传递的每一项业务，实现处理流

程及管理控制，各个步骤分工明确，相关岗位均设专工管理，做到了业扩报装相关7项流程和日常营业16项流程的传递顺畅。

（2）、实现了各个流程步骤所需表格、通知书、意见等均以电子工单形式输出，相关岗位人员填写好基础数据后按流程向下传递。

2、供用电合同

业扩流程中能够自动生成合同编号，使用网络版供用电合同软件实现了流程中的供用电合同上传市局服务器。

3、统计报表生成能够根据从客户服务层和营销业务层提取的原始信息及加工处理信息，生成和调用固定报表；能够形成自助报表。

蓟县客户服务中心

二○○四年九月二十九日

第五篇：江门供电局电力营销管理信息系统项目实施经验

龙源期刊网 http://.cn

江门供电局电力营销管理信息系统项目实施经验

作者：刘鑫

来源：《科技创新导报》2011年第34期

摘要：本文通过对江门供电局电力营销管理信息系统项目建设过程的分析，总结了项目准备、建设、验收过程中的工作经验，对于市供电局电力营销管理信息系统项目建设起到一定的指导作用。

关键词：电力营销管理信息系统建设

中图分类号: TM76 文献标识码：A 文章编号：1674-098X(2011)12(a)-0000-001 江门供电局电力营销管理信息系统情况

1.1 原电力营销管理信息系统概况

江门供电局电力营销管理信息系统是覆盖江门地区，包括三个区、四个县（市）的近两百万电力客户业务。原使用系统采用数据分散管理的方式，数据存放在各个县区供电局，采用基于J2EE和SOA体系构架的纯b/A/S二层体系结构。各县区局的分散管理，不利于大部制改革中全市营销管理模式的统一；也不利于数据安全；也极大的浪费了管理方面的人力、物力资源。

1.2 原电力营销管理信息系统数据架构及特点

原用电营销系统数据库总体框架结构如图1.1所示，主要包含业扩中间库档案、业扩传票信息、用户档案、计费档案、电量电费明细及帐务信息、计量信息、用检信息、供用电合同信息、用电营销主体数据和电量电费历史信息等内容。

整个用电营销系统数据结构设计有如下特点：

（1）业扩中间库档案和计费档案完全分离；

（2）用检档案独立于用户档案，减少空间开销；

（3）历史数据和近期数据分离，保证日常数据处理的性能不随时间增长而显著降低；

（4）每月形成稳定的主题数据，一方面可以保存每月报表，另一个方面可以实现快速的数据分析。

图1.1用电营销数据库总体框架结构

1.3 新电力营销管理信息系统的优化

新的电力营销管理信息系统相较旧系统而言，最主要的优化体现在对各业务模块的整合上。江门供电局电力营销管理信息系统通过运用信息技术，采用计算机网络等现代化管理工具，建立一个多功能的综合电力营销管理信息系统。实现信息资源共享，规范用电管理、辅助领导决策等功能，从而显著提高企业的管理效能和经济效益，如图1.2所示。

图1.2电力营销管理信息系统模块关系图项目实施

2.1 项目实施的准备工作

2.1.1 建立完善的组织和制度保障体系

按照管理上的“同素异构原理”和“能级层序原理”，在项目筹备之初，确定项目实施组织结构，并明确了职责分工和协作规范。具体分组主要为：上线运行领导小组；运行工作小组；开发方住县区局定点实施人员；业务功能负责范围。

其中，业务功能负责范围按营销管理氛围：计量、用电检查；抄核收；业扩管理；系统管理及联络人员设置四个部分。

工作小组的工作内容主要分为三级：

（1）核心层：负责小组工作例会及营销系统运行过程发生紧急事情的会议召集，负责日常工作的分工、协调。

（2）管理层：负责每日营销系统运行问题的收集、整理、分类汇总，并按照业务范围责任到人解决，对于管理层小组不能解决的问题经过核心层审核后提交东方电子公司住开平实施人员，由实施人员解决或协调江门开发小组一同解决。并负责将处理结果及时反馈各所。

（3）操作层：负责日常操作过程中（计量、业扩报装、抄核收）相关业务流程的各项问题收集，并每日提交管理层。

2.1.2 拟定具体工作计划，建立投运倒计时时间表

按照投入运行的计划，在最后一个月建立投运时间表：

（1）倒数30天进行第一次数据转换；

（2）倒数28天开展推广局的业务培训；

（3）倒数25天进行第二次数据转换，在此过程主要发布两个系统应用。一个作为推广局系统试运行试用，一个用来做基本档案数据的完善和比对，作为各推广局正式上线的数据库，基本档案数据不再转换；

（4）倒数20天进入双轨运行，同时进行新旧系统电费数据的比对和完善；

（5）倒数15天对旧系统进行工作单归档，当月发生变更的数据由开发方转入到新系统。倒数14天各基层单位在新系统进行工作单受理，旧系统收费；

（6）倒数10天在新系统抄表；

（7）倒数8天在某一时点（如16:00）旧系统停止收费；

（8）倒数5天组织进行上线前票据流程检查及发票的试打印；

（9）倒数4天开发方对历史电费（三年）、欠费档案、实收档案、余额档案、核销档案、临时接电费档案进行转换，各县区局组织核算人员进行新旧系统欠费数据比对；

（10）正式上线。

2.2 项目实施过程控制

2.2.1 硬件准备

保障全区营销系统网络畅通，确保各个基层单位能顺利接入新系统开展试运行工作，要求营销系统使用人员的客户端必须能够通过IE浏览器访问市局营销系统。

完成基层运用单位的硬件设施配置工作，搭建终端电脑设备，设置好相关的配套设备（如抄表机、高速打印机等）。

营销系统基于微软IE浏览器进行操作，要求每个客户端必须具备系统所需客户端硬件、软件配置。

2.2.2 人员权限设置

在双轨运行前，完成营销系统应用人员的权限配置和系统的基本设置工作。由县区局在双轨运行前确认本单位工作人员的权限清单，系统开发方根据清单在3日内完成人员权限的设置以及各单位系统的基本设置工作。

2.2.3 分期、分批次培训

首次培训的人员主要对象为：能熟悉使用键盘、鼠标，熟练地录入和编辑中文文字；熟悉Windows操作，操作系统使用，了解文件结构，熟悉文件管理、执行命令等基本操作；熟悉浏览器（如IE）的日常使用和配置；熟悉业务流程管理规定，对所负责的业务精通的人员。其次，参加培训人员按照专业组织进行一次集中培训，培训后经过考核合格方可上岗，培训需达到每个基层单位、每个业务均有一人通过考试。

最后，通过远程教育培训网络对其他人员进行视频授课，并由集中授课通过考核的人员组织个性化的基层培训。

2.3 项目实施的反馈控制

在新系统正式启用之后，由工作小组的操作层人员对日常运行过程中出现的问题进行收集、过滤后由管理层审核，确认有必要增加的功能提交市局审核，市局经审核并同开发方、监理沟通后确实有需要开发的的功能则提交开发方开发，没有必要开发则反馈基层。3 项目实施的关键经验总结

3.1 投运时间表采用表单式运作

投运时间表采用表单式制作，主要涉及内容有：项目、工作内容、负责部门、起始时间等，通过表单式运作明确了工作内容、负责部门、时间安排等重要信息，对于投运计划的按时完成起到了化整为零的作用。

3.2 新功能需求开发的闭环管理模式

在新功能需求开发的工程中采用闭环管理的模式，主要流程可以概括为：

（1）需求提出：由局方工作小组收集整理基层需求，结合日常工作提出对新系统开发的需求；

（2）功能审核：对局方工作小组提出的需求，由工作小组、开发方和监理方对需求进行审核，确认需要开发的功能。对基层提出的经讨论不开发的功能，经确认后由工作小组反馈到基层。

（3）功能确认：经开发方开发的功能，提交局方工作小组测试，经测试合格后发布使用。测试不合格的功能列明不满足使用条件的原因，再次提交开发方调整，如此循环操作直到测试合格。

3.3 以点带面的上线模式

江门供电局共有三区、四县需启用电力营销管理信息系统，为做好上线的准备工作，选取蓬江工作局做为试点，为全市推广电力营销管理信息系统积累运行经验，并在运行中有针对性的对发现的问题进行解决。

选取蓬江供电局作为试点，主要是考虑蓬江供电局作为市区的城区局，客户数量相对适中、客户档案比较复杂、地理优势明显。这些都成为蓬江供电局作为试点县区局的特出优点，通过整个过程来看，也确实达到了作为试点的目的。

3.4 日常问题头脑风暴解决模式

为加强系统实施工作的领导和管理，解决日常出现的问题，在每个县区局设立对应于市局工作小组的模式，设立每日工作小组联络会议制度，由工作小组组长主持，采取头脑风暴法重点讨论发现问题，寻找解决办法，对于不能解决的问题，次日提交市局营销系统工作小组。具体讨论的问题由基层操作人员负责收集所在单位的问题，每日反馈至运行工作小组，由小组联络员汇总分类，分发专业小组负责人解决。各组不能解决问题，提交开发方驻点实施人员，由实施人员协调开发方解决问题。结语

本文集中对江门供电局电力营销管理信息系统项目实施做了描述，并通过对其过程分析，解读了实施过程中的经验，对于电力营销管理信息系统的数据架构、模块管理、开发应用起到了一定参考作用。

参考文献

[1] 张德《人力资源开发与管理》清华大学出版社,1996.[2] 顾旭《企业战略与投资决策》上海财经大学出版社，2005.

电力营销管理信息系统设计规范（精选多篇）

第一篇：电力营销管理信息系统设计规范

第二篇：矿山电力设计规范

第三篇：云南电力营销管理信息系统规划方案(概要)

第四篇：电力营销管理信息系统实用化总结(客服部分)

第五篇：江门供电局电力营销管理信息系统项目实施经验

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