第一篇：电力与通讯塔设计相关规范
电力与通讯塔设计相关标准、规范及书籍
一、电力塔
必备
1、《架空送电线路杆塔结构设计技术规定》DL/ T5154-2002
2、《架空送电线路钢管杆设计技术规定》DL/ T5130-2001
3、《架空输电线路钢管塔设计技术规定》DL/ T5254
4、《66kV及以下架空电力线路设计规范》GB 50061—2010（上有电气间隙尺寸）
5、《110～500KV架空送电线路设计技术规程》DL/ T5092（上有电气间隙尺寸）
6、《110KV～750KV架空输电线路设计规范》GB 50545-2010（上有电气间隙尺寸）
注：上述1、2、3条标准配合4、5、6（上有电气间隙尺寸）条标准观看。
7、《电力工程高压送电线路设计手册》第二版
8、《钢结构设计规范》GB 50017-2003
9、《输电线路铁塔制图和构造规定》DL/ T5442-2010
参考
1、《10KV及以下架空配电线路设计技术规程》DL/ T5220
2、《建筑结构荷载规范》GB 50009-2006
3、《220kV～5OOkV紧凑型架空送电线路设计技术规定》DL/ T5217
4、《电力工程电缆设计规范》GB 50217-2007
5、《城市电力电缆线路设计技术规定》DL/ T5221-2005
6、《电缆防火措施设计和施工验收标准》DLGJ 154-2000
7、《输电线路对电信线路危险和干扰影响防护设计规程》DL/ T5033-2006
8、《架空绝缘配电线路设计技术规程》DL/ T601-1996
9、《重覆冰架空输电线路设计技术规程》DL/ T5440-2009
10、《110KV～500KV架空送电线路施工及验收规范》GB 50233-2005
11、《高压架空送电线路和发电厂、变电所环境污秽分级及外绝缘选择标准》GB 16434-1996
12、《铝包钢绞线》YB/ T124-1997
13、《高海拔污秽地区悬式绝缘子片数选用导则》DL/ T562-1995
14、《圆线同心绞架空导线》GB/ T1179-2008
15、《锌-5%铝混合稀土合金镀层钢丝、钢绞线》GB/ T20492-2006
二、通讯塔
必备
1、《移动通信工程钢塔桅结构设计规范》YD/ T5131-2005
2、《钢结构单管通信塔技术规程》CECS236：2008
参考
1、《移动通信工程钢塔桅结构验收规范》YD/ T5132-2005
2、《高耸结构设计规范》GB 50135-2006
三、基础
必备
1、《架空送电线路基础设计技术规定》DL/ T5219-2005
2、《混凝土结构设计规范》GB 50010-2010（上有配筋率要求）
3、《建筑桩基技术规范》JGJ 94-2008
参考
1、《建筑地基基础设计规范》GB 50007-2002
2、《混凝土结构工程施工质量验收规范》GB 50204-2002
3、《基坑工程设计规程》DB42/159-2004
4、《构筑物抗震设计规范》GB 50208-2002
5、《建筑抗震设计规范》GB 50191-93
6、《地下工程防水技术规范》GB 50108-2008
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：电力通讯1
局放在线查缺陷，不分昼夜保供电 ——试验研究所局放在线监测系统发现高新站电缆头缺陷
作者按：19世纪世界最杰出的科学家之一，微生物学的奠基人巴斯德说过这样一句著名的话：“在观察的领域里，机遇只偏爱那种有准备的头脑。”爱因斯坦说：“只有你的眼睛看见东西，那是不会发现什么的，还要你的新能思考才行。”作为一名合格的高压试验工，就要有“能思考的心”和“又准备的头脑”。
2011年7月27日，试验研究所新装设的在线监测系统发现高新站里出现局部放电信号，之后对有问题电缆头进行了紧急更换，电缆头X射线探伤发现电缆头内部存在一个大气泡和较长的裂痕。这次成功监测出缺陷不仅给大运供电安全排除了隐患而且对应用高科技设备检查缺陷增长了信心和经验。
头脑的准备不是一朝一夕的事情，试验研究所积极对青年员工进行培训，要求在掌握传统试验手段的同时也要不断学习先进的科技手段，缩短停电时间，提
高试验效率。2011年6月试验研究所对110kV高新站GIS设备装设了局放在线监测系统。7月27日系统监测到明显的局部放电信号，现场试验发现放电部位在电缆终端附近，线路停电后局放信号消失。为了尽快解决问题，不给大运安全留死角，晚上8点多个部门开了第一次现场会，闷热的变电站高压室里特别安静，专家们一边擦着额头上的汗珠，一边观察着放电部位，但是很遗憾开盖之后没有发现缺陷，大家的心情跌至冰点。
眼见真的不一定为真，有了能思考的心才能看清本质。8月2日，在生技部再一次的组织下，10几名专家在高新站开了第二次现场会，炎炎烈日下大家汗流夹被，但是现场的气氛更加热烈，专家们在变电站外席地而坐，在地上画出简图讨论着，生技部人员不停地坐着笔记，最终决定采用中试所的试验方案，变电所拆除电缆和GIS连接后连夜对GIS进行了充气，第二天4台仪器同时测量，发现局放源位于电缆终端接头位置，放电类型为：绝缘内部放电。大运会保供电此时已经到了倒计时的阶段，为了保证大运会保供电万无一失，8月3日对电缆头进行了及时的更换，在更换后在线监测系统没有发现明显的放电信号，变电站设备运行一切恢复正常。
查缺陷刨根问底，做试验不差分毫。为了查明放电原因，8月16日生技部、试验研究所、基建部、输电部一行9人载着拆下来的电缆头部件赶赴佛山吉熙安
厂进行电缆头试验，对有局放的部件进行X射线探伤，发现了套筒内部存在一个大气泡和较长的裂痕。回来的路上虽然很疲惫但是都兴奋地没有困意，一名专家感叹说：“没有白忙这么多天，值了！”
作为一名新员工和一名通讯员很荣幸跟踪了这次缺陷检测，试验研究所的领导和专家对试验的精益求精、对困难的果敢冷静感染了我，变电站里他们是不知疲倦坚持真理的医生，高压设备旁他们是保证万家灯火的卫士。
第四篇：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
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LinuxUnix 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
RAID1RAID0/1 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。
第五篇：电力调度通讯管理标准
电力调度通讯管理标准
1范围
本标准规定了胶州市供电公司电力调度通讯管理职能，管理内容与要求，检查与考核。本标准适用于调度所电力调度通讯管理工作，是检查考核电力调度通讯岗位工作依据。2引用标准
省电力局〔1987〕山东电力系统通信管理规程。
省电力局〔1990〕山东电力系统微波运行管理规程。
3职责与权限
3.1职责
3.1.1胶州市电力系统通信由微波、通信、话务三个专业班组组成，属调度所领导，在调度所长和分管副所长领导下进行工作。
3.1.2电力系统通信主要为电力生产服务，为电力调度，继电保护、电网自动化，计算机等系统提供多种信息通道，是确保电网安全、经济调度的重要手段。
3.1.3电力系统通信网是一个整体，同时也为基建、防汛、线路检修、行政管理等业务服务。
3.1.4在调度分管所长领导下，并接受上级业务部门指导，实行各专业班组分别管理的方式进行管理工作。
3.1.5贯彻执行上级颁发的各种规程和各项规章制度。
3.1.6编制本系统通信发展规划和工作计划。
3.1.7专业班组负责对本专业所管辖的电路设备的故障处理，并组织对通信事故障碍的调查分析和制定改进措施。
3.1.8专业实行站、机、电路分工包干，建立责任制。
3.1.9组织本专业的技术培训，开展技术革新，采用新技术，不断提高电路质量和运行水平。
3.2责任
3.2.1负责所管辖通信电路的调度
3.2.2负责所管辖的通信站的运行、检修维护工作。
3.2.3负责本系统的通信业务指导。
3.3权限
3.3.1各专业班组有权对本系统电力通信业务工作进行指导。
3.3.2有权对本专业设备进行选型和对电路提出改造意见。
4管理内容与要求
4.1生产管理
4.1.1根据公司下达的计划，结合本部门的安排，编制通信、季度、月度工作计划，并组织实施。
4.1.2严格贯彻执行 “电业安全工作规程”、“电力系统通信运行管理规程”；山东电管局颁发的“通信规程”及其它部局颁发的有关规程。
4.1.3各专业班组及通信站应根据本管理标准和现场的实际需要制定以下管理制度：
4.1.3.1岗位责任制。
4.1.3.2设备巡视检查制度。
4.1.3.3设备缺陷管理制度。
4.1.3.4设备专责制度。
4.1.3.5设备定期检测制度。
4.1.3.6工具材料、仪器、仪表管理制度。4.1.3.7备品备件管理制度。4.1.3.8技术培训制度。4.1.3.9技术管理制度。4.1.3.10安全工作制度。4.1.3.11卫生清洁制度。4.1.3.12保密制度。
4.1.4通信系统设备维修和维修职责分工。
4.1.4.1主系统通信设备安装在公司，属公司产权并负责维修，电力微波通道及微波电路参数的测试工作由公司调度所负责组织实施、系统内各部门配合。
4.1.4.2地调与市调（胶州）之间的通讯设备和线路、电缆、按行政区划分，具体分界点双方协商解决。
4.1.4.3微波天线及铁塔的刷漆、维修由调度所各专业班组负责。
4.1.4.4通信用天线铁塔与避雷设施的试验由修试场高压试验人员负责。
4.1.4.5在通信与继电保护远动复用通道的公共部分上进行测试、维护工作，必须征得有关专业和调度部门的同意，方可进行工作。
4.1.4.6通信专业蓄电池的维护工作由各专业通信班负责，交直流电源必须具备自动切换装置，每月至少启停一次，每次运行应不小于10分钟，通信设备的电源电压必须保证在合格范围以内。
4.1.5修检修工作。
4.1.5.1通信人员必须严格遵守劳动纪律、履行“通信维护检修职责”，做好检测和维护工作。
4.1.5.2通信设备的正常检测、维护分为日、月、季三种，其内容按专业技术要求和运行规程实施。
4.1.5.3无人值守的通信设备检修维护周期分为每月二次。根据需要进行测试项目，重点做好机房设备的卫生清洁工作。
4.1.5.4设备出现故障，应及时检修并做好维护记录的次数。
4.1.5.5通信设备、电路每年应进行一次检修，设备大修周期一般应为三年，必须在前一年六月报主管部门审批，可根据具体情况确定大修日期，大修后设备必须符合1-2类设备指标。4.1.6通信调度管理必须实行统一管理，本公司系统通信电路由调度所调度管辖，各通信人员要服从调度命令，各专业班组团结协作，保证电路畅通。4.2技术管理
4.2.1技术资料管理
4.2.1.1微波、总机须具备通道网络图、频率图和话路分配表。4.2.1.2通信设备明细表。
4.2.1.3通信电路、设备测试表。4.2.1.4通信仪器、仪表配置明细表。4.2.1.5通信电路故障统计表。
4.2.1.6按各专业运行规程所例统一表、册、图的要求。
4.2.1.7各通信站必须具备下列技术资料设备原理、接线图、说明书及出厂记录。设备按装图、系统连接图、配线记录簿、安全记录，仪器、仪表图纸说明书。
4.3通信电路设备的运行统计和报表按各专业运行规程进行统计和计算，并于每月五日前报上月电路运行率。
5检查与考核
5.1检查周期与检查人
本标准执行情况，由调度分管副所长按月检查与考核。5.2检查内容与标准
考核内容为标准规定的责任和工作内容与要求部分。5.3考核与兑现
考核结果按胶州市供电公司经济责任制实施管理标准要求执行。
调度自动化系统管理工作标准
1范围
本标准规定了胶州市供电公司调度自动化系统管理职能，管理内容与要求，检查与考核。本标准适用于调度所调度自动化系统管理工作，是检查考核调度自动化管理岗位工作依据。2引用标准
能源部[1988]电网调度自动化系统实用化要求 能源部〔1987〕电力系统远动运行管理规程
[DL 516—93]电网调度自动化系统运行管理规程省电管局〔1989〕山东电网远动考核暂行办法 3职责与权限
3.1职能分工
3.1.1胶州市调度自动化远动班，属调度所长和分管所长直接领导，并接受地调通讯自动化科的业务指导。
3.1.2调度自动化系统是提高调度运行管理水平的重要手段，是电网调度自动化系统的核心。
3.1.3调度自动化班为调度提供稳定、准确、可靠的信息，为确保电网安全经济、多供少损打下坚实基础。
3.1.4调度自动化系统分设调度端和所两端，是紧密联系的整体，采用统一领导，分级管理。3.1.5调度端和各变电站的自动化设备装置属调度自动化班管理。3.1.6自动化系统所使用的微波、电缆等电路通道，职责分工按各自的配线架为分工点和已明确的分工点实施。
3.1.7自动化系统的功率总加遥测点按公司（所）规定实施。3.2责任
3.2.1负责调度所使用的自动化设备的运行和检测维护工作。
3.2.2贯彻和执行上级颁发的规程要求，并按规程进行自动化系统的运行、维护和管理工作。
3.2.3参加制定调度自动化规划的设计和新建、扩建工程设计。
3.2.4负责本系统电网所使用的新按装自动化（远动）设备投运前的检查和验收工作。3.2.5编制改进工程和工作计划，并组织实施。3.3权限
对所需自动化设备选型和根据实际需要编写和改进计算机程序。4管理内容与要求
4.1管理内容
4.1.1建立健全岗位责任制和设备专责制。
4.1.2建立仪表、仪器、备品,备件、使用台帐。4.1.3保存好技术资料、图纸、说明书等资料。
4.1.4建立定期巡视、检测、设备维修、故障处理制度。
4.1.5运行中的自动化（远动）设备主机，必须按照运行规程所规定的事项进行检验统计，按规程要求进行上报。4.2管理要求
4.2.1不发生各类责任事故。
4.2.2自动化（远动）装置可用率高于99.8%。4.2.3遥测合格率为100%。5检查与考核
5.1检查周期与检查人
本标准执行情况，由调度分管副所长按月检查与考核。5.2检查内容与标准
考核内容为标准规定的责任和工作内容与要求部分。5.3考核与兑现
考核结果按胶州市供电公司经济责任制实施管理标准要求执行。
点击咨询 