(总调汪际锋主任在南方电网2010年调度工作半年座谈会上的讲话)第6期

介绍南方电网2010年调度专业重点工作.

第 6 期

中国南方电网电力调度通信中心办公室 二○一○年八月九日

按：8月5日，总调组织召开了南方电网2010年调度工作半年座谈会，总调汪际锋主任作了讲话，赵杰书记主持了会议。五省区中调以及广州、深圳、佛山、东莞、南宁、昆明、贵阳、海口地调的主要负责人参加了会议。

现将汪际锋主任的讲话发给你们。请认真组织学习，抓好贯彻落实。

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汪际锋主任在南方电网2010年调度工作

半年座谈会上的讲话

2010年8月5日

同志们：

这次会议主要目的有两个，一是贯彻公司半年工作座谈会精神以及公司领导有关要求，二是盘点上半年工作，分析面临的形势，围绕年度目标，研究部署下半年工作。王良友副总经理对本次会议非常重视，原计划亲自参会，因公司有其他重要会议安排而未能成行。会议传达了赵建国董事长、钟俊总经理、王良友副总经理有关讲话精神，我们要深刻领会，并在工作中切实抓好落实。

今天会议开得很好，网省调及8个地调的主要负责人共聚一堂，对照年初确定的目标和任务，回顾了上半年的工作，分析了存在的主要问题，提出了下半年的工作思路和措施，特色突出、亮点纷呈，达到了加强交流、提高认识、集思广益、共谋发展的预期目的，对于全面完成全年任务、推进调度战略研究与实施，有着十分重要的意义。对于大家提到的问题和建议，会后总调将进一步梳理研究。下面，结合大家谈的情况，我也做个发言，主要谈三个方面内容。

一、上半年主要工作情况

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上半年，南方电网运行形势复杂，电网发展、公司发展对调度工作都提出了新要求，调度系统保当前、促长远的任务繁重。西部三省区遭遇特大干旱，电煤供应紧张，来水严重偏枯，最大电力缺口655万千瓦，山火导致线路频繁跳闸，系统故障冲击频繁；电网发展加速，楚穗直流双极等一批工程相继投产，电网运行特性更加复杂；公司明确了“集团化管理模式、一体化管理制度”的管理定位，对调度系统一体化建设、规范化管理等工作又提出了新的更高要求。

面对新形势、新要求，调度系统认真落实公司的决策部署，积极发挥电网运营中枢作用，着力“保安全、优电网、添绿色、强基础、重和谐”，远近结合，统筹兼顾，扎实推进公司、调度系统部署的年度重点工作，取得了明显成效。

（一）电网保持安全稳定，各项运行指标良好

全网运行总体平稳，主要指标保持较高水平。110千伏及以上用户平均停电时间1.09小时；50±0.2Hz频率合格率100%，50±0.1Hz频率零越限；220千伏及以上系统保护正确动作率99.92%，同比提高0.16个百分点；500千伏系统保护正确动作率99.87%，同比提高0.3个百分点；220千伏及以上系统故障快速切除率100%；综合电压合格率99.46%；综合线损率5.08%；生产实时控制业务通信通道平均中断时间2.085分钟，同比大幅减少13.0分钟。

（二）努力满足用电需求，电网运行综合效益稳步提升

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以提高供电可靠率为总抓手，努力多发多供少耗，促进售电量增长，提高电网运行综合效益。精心制定高中低多个年度负荷需求方案，并在季、月、周、日方式安排中滚动完善，提高了应对复杂供需形势的主动性，保障了电力负荷快速增长形势下的有序用电。全网及各省区统调负荷多次创新高，7月6日，全网统调最高负荷10236万千瓦，首次突破1亿千瓦，同比增长14.04%。7月20日，西电送广东电力创历史新高，最大达2291万千瓦，同比增长12.3%。统调发受电量3107亿千瓦时，同比增长22.02%，售电量2830亿千瓦时，同比增长22.08%。220千伏及以上系统网损率1.6%，同比下降0.17个百分点。电网运行综合效益良好。

（三）紧密结合电网运行需要，各项调度业务有序开展 一是做好新设备入网调度业务，促进电网科学发展。落实公司“优电网”要求，积极参与南方电网“十二五”电力系统设计、二次专业“十二五”发展规划编制。完成“南方电网单线单变运行分析报告”，提出了电网建设及运行建议。认真研究澜沧江集控中心作为小湾电厂异地值班单位问题，进一步规范了集控中心入网管理。佛山、昆明地调开展电网结构优化研究，努力促进提高电网建设水平。

精心安排新设备接入，网省调度编制启动调试方案579个、下达保护定值单5230份、开通通信电路1050条，接入自动化系统信息13100条，保障了220千伏及以上机组16台、

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变电站24座、线路139条等设备顺利投产，增加西电东送能力150万千瓦。特别是，密切跟踪、积极参与孤岛运行、过电压等关键问题研究，保障了世界第一个±800千伏特高压直流输电工程—楚穗直流双极顺利投产。

二是做好系统特性分析与方式安排业务，提高电网可控水平。强化电网运行风险常态化管理，推进年度运行方式的集中编制，制定并督促落实38项重点工作，超前防范电网运行10大风险。网省地三级电网普遍建立了风险量化评估和预警、预控机制，及时发布预警1090份并落实防控措施。吸取国外水电站特大事故教训，全面开展水电机组振动区核查。广东中调定期编制月报，公布防范电网运行风险的重点工作进展情况。广西中调积极推进电磁环网解环，落实各项调控措施。云南中调深入分析了楚穗直流投产后电网运行风险，制定了5项重点措施并强化落实。广州地调全面开展电网风险评估，制定并滚动优化亚运保电方案。

整合各方资源，不断完善水调会商机制和平台，水情预测准确率逐步提高。建立负荷基础数据库，开展气温、经济等负荷影响因素分析，建设省地一体化负荷预测系统，负荷预测水平不断提高，全网96点平均负荷预测准确率97.84%，同比提高0.075个百分点。贵阳地调完成气温对负荷影响研究，进行了负荷预测工作的新探索。

深化网省地一体化综合停电管理，统筹安排一、二次设备

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检修。广东中调加强检修计划执行考核，全力协调并完成涉亚基建工程的240项停送电安排。广西中调每月召开设备检修协调会议，提高了检修计划编制效率和水平。南宁地调每周统计分析停电作业项目，组织相关单位共同优化停电方案。昆明地调围绕延时停送电率、计划停电转供电率等指标，加强综合停电的量化分析、统计和考核。海口地调坚持“能转必转”、“先转后修”，努力减少用户停电时间。全网220千伏及以上系统重复停电195次，同比减少12.2%。

加强一次能源调度管理及电力电量余缺调剂，统筹安排机组发电。面对罕见旱情，各级调度认真贯彻特别调度令（第2号），全力做好“加强抗灾保电调度管理、保障电力有序供应、确保发电燃料供应、认真落实应急措施、加强省间相互支援、增购网外电力、严肃调度纪律”等工作。根据电煤、水情，及时协调网间、省间送受电，旱灾期间累计调减云南、贵州外送电量33亿、26.8亿千瓦时，春节期间广东倒送云南3.2亿千瓦时。增购国网电量21亿千瓦时，广西支援广东12亿千瓦时，尽最大能力保障广东电力供应。云南、贵州中调通过加强电煤调度管理、计划用电管理、机组非计划停运考核，以及与政府部门、发电企业的沟通协调，在极其困难的情况下，最大限度保障了电力有序供应，圆满完成了抗旱保电调度工作。海南中调协调增加天然气发电比重，降低了电网购电成本。

落实公司“添绿色”要求，加强发电能耗与排放分析，着

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力推进节能发电调度，做好试点运行及全网相关工作。贵州中调在全国率先实现按照实测煤耗值进行发电排序，广西中调加强脱硫在线监测数据的统计分析和脱硫效果通报，海南中调深入研究风电并网运行问题并落实各项调控措施，确保了电网安全运行和风电的全额收购。国家能源局5月份在贵阳召开了南方电网节能发电调度试点总结会，充分肯定了贵州、广东的试点工作和全网的准备工作，南方电网已具备在国内率先全面启动节能发电调度的条件。上半年，全网单位发受电量化石能耗234.6克标煤/千瓦时，减少二氧化碳排放61.60万吨、二氧化硫排放0.54万吨，节约标煤28万吨，节能环保效益良好。

三是做好系统运行指挥业务，增强电网运行调控与应急处置能力，提高在控水平。强化全网特别是500千伏主网运行调控，开展调频模式研究，优化CPS参数，简化AGC控制关口，加强一次调频动作分析。针对山火、雷雨等影响，及时编制应急调度预案并加强演练，网省调度开展内部反事故演习38次、省网联合反事故演习7次、全网联合反事故演习3次。正确处置了直流闭锁20条次、500千伏交流线路跳闸189条次、大机组跳闸137台次，以及“5.7”天广直流功率波动等威胁电网安全运行的异常事件。云南中调针对严重旱情影响，完善了省地县三级调度的火险跟踪应急机制，成功消除了突发山火引发的220千伏及以上线路跳闸45条次、被迫停运34条次，以及110千伏线路跳闸127条次带来的电网运行风险。

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四是做好二次系统业务，增强电网运行支撑能力。围绕防范电网运行10大风险，细化15大项、35小项继电保护措施，及时完成3208套交流保护反措，严防保护拒动。规范继电保护运行信息报送，认真分析220千伏及以上系统674次故障的10671次保护动作情况，杜绝动作原因不明。

根据电网结构和运行方式变化，及时跟踪分析多直流协调控制系统动作情况，优化稳控系统策略，重点抓好楚穗直流相关稳控系统建设，落实防拒动和误动措施。广东中调加强涉亚地区电网二次系统安全管理，完成备自投方式适应性检查、低频低压减载方案配置校核及调整。海南中调认真落实高周切机等各项稳控措施，确保了孤网运行及联网期间的电网安全。

推进通信网建设，优化调整生产实时控制业务通道，重点加强天平双线等69条线路主保护通信通道的运行维护，完成“N-1”危险点整改561个，大幅提高了通信通道可靠性。积极落实与公网运营商合作框架协议，深化了合作交流机制。建立主干通信网设备软件版本库，推进了二次设备软件版本的统一管理。

规范AGC定值单管理，有效防止厂站AGC误调整。完善调度自动化运行缺陷在线闭环管理，深入开展电源隐患整治。建立基于DMIS的调度自动化检修通报机制，进一步规范500千伏厂站自动化检修管理。基本完成全网电力二次系统安全防护改造，横向及纵向防护措施完成率、主要防护设备国产化率在

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国内电力企业中名列第一。

（四）在做好业务工作的同时，强化规范管理，持续改进各项调度业务

根据公司发展战略总的定位和调度一体化建设要求，不断强化规范管理。

一是推进“体系化、规范化、指标化、信息化”建设。深化调度机构风险管理体系建设，完成公司“安全生产风险管理体系”第7单元“系统管理”的编制并开始执行。

网省调密切配合，积极开展“三标两配套”标准制度修编，完成13项，进一步规范了水情及气象灾害风险预警与预控等工作。制定了地区供电企业调度业务规范化管理评价办法、县级供电企业调度业务规范化管理标准。广东中调开展了调度机构组织管理模式研究。广西中调加强无人值班站管理，编制了调度业务联系规范。海南中调全面开展继电保护验收规范年活动，为提高保护验收管理水平积累了经验。佛山地调推进配网调度集约化管理，统一了配调管理模式，优化调整了配调业务。

通过深化调度工作评价及专项考核，进一步调动相关单位、部门改进工作的主动性和积极性。修编标准，开展全网地调评价结果综合排序，深化中调、县调及厂站评价，开展“四类三级”指标体系推广应用研究。广东220千伏及以上电厂全部纳入调度评价范围。东莞地调每月向其他部门反馈调度评价情况，促进共同提高电网运行的调度业务水平。

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整合信息资源，不断提高调度信息化水平。按照“1+X”模式开展技术支持系统建设，网省两级调度信息披露平台完成数据源管理等7个功能模块开发。广东中调推进信息化创先工作，主营业务信息化支持度达78%。

二是完善专业管理机制。网省地调进一步发挥年度调度工作会议以及专业会议作用，分解落实调度系统年度重点工作计划，初步形成了南方电网公司、总调、省地县调“目标层层分解，责任层层落实”的调度工作目标管理机制。首次召开主网调度运行会，进一步推进主网一体化运行。首次召开南方电网调度自动化工作会议，明确了调度自动化专业发展战略思路。

三是深化厂网协调。坚持“三公”调度，进一步丰富了“三公”调度信息发布内容。召开南方电网调度运行情况通报会，南方电网公司及九大发电集团生产副总经理参会，就共保电网安全、共促各方和谐发展等进一步达成了共识。全面推进机组参数实测，完成28台机组励磁参数、27台机组调速参数实测以及30台机组PSS试验，其中，云南超额完成了机组励磁参数实测和PSS试验计划。加强厂网安监工作协调与信息沟通，及时分析涉网安全事件。落实两个细则要求，严格电厂运行考核。扎实推进电厂保护专项整治，全面梳理各项制度，实行供电局与发电厂“一帮一”结对子，电厂保护不正确动作次数1次，同比减少9次，正确动作率99.94%，同比提高1.13个百分点。

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四是强化调度业务培训。强化调度系统员工岗位培训计划落实，推进地区电网整定计算人员普考及竞赛、调度自动化专业题库开发等工作，编制《地区电网继电保护整定计算》、《法国电网运行与调度经验》等教材，邀请法国RTE专家与网省地调专业人员进行深入交流，推进上下级调度之间以及专业之间的人员轮岗培训，举办各类专题培训班。规范调度受令资格培训与考核，共2408人取得受令资格。

五是强化调度自身建设。结合电网运行的中心工作，完善基础管理，梳理并修编内部管理制度，开展调度战略研究，加强安全管理考核与激励，深化各专业运行总结分析，实施全员绩效管理。广东中调结合创先工作，积极推进“七统一”管理；完善了部署、督办、协调、汇报机制，深入贯彻南方电网调度系统重点工作。

推进科技进步。深入研究楚穗直流双极投产后电网特性，有针对性地制定了调度运行方案。继电保护装置与通信设备2M光接口研究与开发取得突破性成果，已申请国家发明专利。围绕电网运行需要，推进EMS系统功能开发，实现了与香港中华电力的实时数据交换。调度系统科技项目成果丰硕，获公司专利奖一等奖1项、三等奖2项，科学技术奖二等奖7项、三等奖15项，技术改进贡献奖二等奖1项、三等奖2项。

加强党建及班子队伍建设。深入开展纪律教育月、艰苦奋斗作风教育月、创先争优促“三好”、创建学习型党组织等活

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动。认真落实学习实践科学发展观活动整改措施，构建科学发展长效机制。深化人员培养与培训，完善干部管理规定以及综合考核办法，举办内部学术讲座，组织开展专业劳动竞赛、技能竞赛。南宁地调践行“处处都是服务岗、环环强调规范化、人人争当好员工”的理念，不断加强调度团队建设。网省调荣获“中央企业青年文明号”、“南方电网公司优秀共产党员”等省部级及以上集体荣誉称号5项、个人荣誉称号12人次。

总体来看，上半年各项工作稳步推进，取得了较好成绩，非常不容易。这是公司党组正确领导的结果，也是调度系统全体干部员工兢兢业业、团结拼搏的结果，特别是在座的各位，做了大量卓有成效的工作。在此，我代表总调向大家，并通过你们向调度系统干部员工表示衷心的感谢和亲切的慰问！

上半年，我们取得了新成绩，收获了新体会：第一，调度工作的根本目的就是切实保障电力供应，提高电网运行综合效益。第二，要善于围绕关键指标，统筹做好新设备入网、系统特性分析与预测、方式安排、运行指挥、统计评价等调度业务，并根据业务情况不断持续改进。第三，网省地县四级电网级级紧密相连，发电侧、输配电网、用电侧环环紧密相扣，任何一级电网、任何一个环节出问题，都有可能影响电网整体安全和供电可靠率，四级调度必须强化全局意识和协同意识，牢牢把握电力产供用全过程瞬间同时完成的特点，加强一体化调度管理，统筹做好各项工作，不可偏废。

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在肯定成绩的同时，我们也要清醒地看到，调度工作还存在一些不容忽视的问题：第一，极端气候、设备故障对电网运行影响大。旱灾期间，全网计划错峰最大电力655万千瓦，影响电量52.63亿千瓦时，同比分别大幅增加650万千瓦和52.5亿千瓦时。220千伏及以上线路因山火跳闸133条次，因暴雨跳闸184条次。发生“3.31”福泉变、“3.23”贵阳变、“5.7”百色变等多起CT、主变故障导致的多设备同时跳闸事件。第二，发电侧、用电侧影响电网运行的问题多。全网最大缺燃料停机781万千瓦，其中最大缺煤停机330万千瓦。水电最大减扣757万千瓦。用户低压脱扣装置延时与系统保护配合不当，“5.15”深圳220千伏育新站母线故障，部分用户低压脱扣装置动作，甩负荷34万千瓦。第三，调度管理水平还需提高。各级调度、各专业大局意识、协同意识还不强，对发电侧、用电侧情况的了解与掌握还不够；安全管理还存在薄弱环节，应急体系以及事故分析、信息报送、数据统计等还有待加强，发生了两起地县调责任事故；各级调度，尤其是地县调人员素质和数量还不能适应公司发展、电网发展需要。对于存在的问题，我们要认真分析原因，采取措施加以解决。

二、下半年工作任务

（一）面临的形势

电网安全形势不容懈怠。电网安全运行十大风险比上半年影响更大，特别是楚穗直流双极闭锁，最严重情况下需切送端

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机组480万千瓦、受端负荷200万千瓦才能保证系统稳定，系统对安稳等二次系统依赖极大，若发生拒动，后果不堪设想。“7.19”惠州变母线故障，8个220千伏变电站失压，给我们敲响了警钟。发生了“7.22”贵州思林电厂对电网低频振荡事件，弱阻尼导致低频振荡的问题不容忽视。糯扎渡直流送出工程工期长、调度配合工作多，对电网运行影响大。部分地区电网结构薄弱，特别是设备检修情况下再发生“N-1”故障时，大面积停电风险较大。广州亚运会保电点多、时间长、要求高、难度大。

电力供应形势不容乐观。下半年，南方电网电力供需形势依然复杂，用电需求仍然旺盛，不确定因素较多，全网电力供需平衡偏紧，预计全网统调最高负荷将达到1.06亿千瓦左右，最大电力缺口约300万千瓦。广东、贵州高峰电力供应紧张，广西丰水期基本平衡、枯水期偏紧，云南基本平衡，海南平衡有余。要引起注意的是，云南和贵州受节能减排指标限制，可能会大量减少火电机组发电量，从而进一步增加电力缺口。此外，上半年调减了云南、贵州外送计划，下半年西电东送任务更加艰巨。

公司发展对调度工作提出了新要求。公司发展战略的研究、实施，一体化、规范化创先工作的深化，标准制度的建立健全，以及智能电网建设、西电东送“十二五”协议、“可持续发展、助推电动汽车发展等问题，都与调度工作密切相关，

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必须高度重视，超前思考、扎实工作，在公司新一轮发展中跟上步伐、体现应有作为。

外部因素变化对调度工作带来了新挑战。影响正常调度秩序的外部因素增多。上半年发生了严重干预地调正常工作的事件。在供电紧张时段，干扰错峰安排和方式安排的外界因素多。发电侧、用电侧影响电网运行的问题越来越多。电力监管机构对调度工作的监管力度加大、监管内容增多。

（二）工作目标

确保电网安全稳定，不发生主网稳定破坏事故，不发生网省调度机构责任事故。完成公司下达的各项指标。完成南方电网调度系统重点工作等全年各项工作任务。

（三）进一步提高电网运行综合效益

以用户需求为导向，根据供需形势变化，统筹做好电力电量平衡，努力多发优发、多供少耗。全年统调发受电量6365亿千瓦时，同比增长8.64%，西电东送1195亿千瓦时，同比增长14.4%。综合线损率6.3%。

（四）扎实开展调度业务，提高电网运行水平

下半年，我们要紧紧围绕安全和管理两个关键，着重做好以下工作：

强化新设备入网调度业务。完善制度和流程，进一步规范新设备入网管理。网省调编审610份启动调试方案，做好保护定值计算以及完成1560条通信电路、17100条调度自动化信

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息接入等工作，保障小湾＃6机等27台841万千瓦机组、500千伏穗水线等332条220千伏及以上线路顺利投产。

加强与规划、基建的沟通衔接，积极反馈电网规划、建设意见，配合做好南方电网“十二五”电力系统设计、二次专业“十二五”发展规划编制。完成大负荷分析、广东珠江三角洲地区电源问题及2011年－2013年中长方式研究。完善配网二次系统技术规范，切实提高配网二次系统装备水平和自动化、信息化水平。

强化系统特性分析与预测业务。进一步强化500千伏主网各项计算分析与预测工作，进而带动各级电网，逐步建立网、省、地乃至于县的一体化系统特性分析与预测协同工作机制。一是加强楚穗直流相关稳定管理。滚动分析楚穗直流双极投产后电网运行特性，密切跟踪分析控制保护运行情况，落实孤岛运行等调度运行控制方案，按期完成多直流协调控制系统改造。广东、云南中调要强化落实直流双极闭锁后电网稳定措施。二是加强电网运行风险管理。加强协调、密切配合，将防范电网运行十大风险九大措施中下半年的27项重点工作落实到位。三是进一步完善安全风险量化评估技术手段和预警、预控机制，网省调着重梳理N-1及同塔多回线路N-x时的安全问题，地调着重梳理110-500千伏系统N-1时的安全问题，特别是高度关注母线检修情况下，运行母线再故障时的安全问题，严防系统稳定破坏事故，严防大面积停电事故。四是强化地区电网

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稳定管理。组织完成14个重点地区电网动稳专题分析，规范地区电网三道防线配合与管理，推进地区电网典型机组参数实测，防止低频振荡，杜绝局部电网问题影响到主网安全。五是加强负荷预测管理。深化省地负荷预测综合指标全网排序，推进分类负荷预测、负荷预测影响因素定量分析，以及省地一体化负荷预测技术支持系统建设。

强化方式安排业务。进一步强化对全网，特别是主网发、输、用电资源和需求的掌控，推进运行方式编制、检修计划制定等的科学决策。一是加强用电侧调度管理。强化用户涉网设备管理，完成大用户调度协议清理，掌握停电对重要用户的影响，在供电方案和安全措施上下功夫，确保大用户和重要场所的可靠供电，加强与市场营销部门的沟通协调，努力降低事故停电对用户的影响。二是加强发电侧调度管理。加强电煤调度管理。进一步研究西电东送交易机制，规范送受电计划调整原则和流程。认真执行省间送受电计划，努力完成西电东送任务。进一步完善各级调度，特别是地县调调管机组并网管理。全面完成厂网协调12项重点工作。三是加强输配电网调度管理。强化糯扎渡直流、江门变改造等工程的综合停电管理，规范各级调度检修申请及审批流程，最大限度减少非计划检修。研究建立主网检修评价指标并开展统计考核。进一步规范集控（区控）中心以及对外联网系统调度管理。四是全面完成亚运保电任务。完善网省地三级调度联动机制，提前编制保供电调度运

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行方案和应急预案，广东中调、广州地调以及涉亚城市地调要切实落实好各项措施，确保万无一失。全网及各省要做好支持保障。五是推进节能发电调度。全面启动南方电网节能发电调度运行，推进全网一体化、标准化、智能化的节能发电调度技术支持系统建设。加强机组调峰管理，深化水火电及流域梯级水电优化调度，不发生调度或经济原因弃水。加强电网运行的化石能耗、污染物排放水平分析。开展小水电调度管理规范化试点，建设小水电调度管理信息系统。加强新能源发展对电网运行影响的分析，积极跟踪智能电网、光伏发电、电动汽车充电等相关技术的研究与应用，积极参与相关标准的研究与制定。六是超前谋划明年电网运行工作。精心安排设备检修与水库蓄水，为今冬明春电力供应奠定良好基础。提前研究明年电网运行方式。

强化系统运行指挥业务。一是精心指挥操作，做好危险点分析，杜绝人为责任事故。二是认真落实公司关于加强调度准军事化管理的要求，开展好纪律教育月活动，增强调度工作纪律性。三是强化全网特别是500千伏主网一体化运行，积极完善全网调频模式，改进频率调控机制，深入掌握系统频率特性。四是完善调度应急体系和应急机制，细化事故处理预案，开展应急调度演习和全网联合反事故演习，规范故障异常信息报送，全面提高调度运行指挥实战水平。五是规范调度操作，提高设备操作和事故处理效率，努力缩短设备及用户停电时间。

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六是落实“两个细则”要求，完善对电厂的运行考核。七是加强全网运行信息管理，完善数据统计、报送流程。八是加强无人值班站调度运行管理，完善相应技术支持手段，积极推进地区调度控制中心建设。

强化二次系统业务。一是加强继电保护管理。开展500千伏系统保护入网管理试点，为规范全网保护入网管理提供经验。扎实推进电厂保护专项整治、地区电网整定计算管理、保护标准化作业等活动，做好活动成果总结并研究全面推广。细化落实防范220千伏及以上电网安全风险的继电保护专业重点措施，杜绝主保护拒动、防止误动，确保故障快速切除。二是加强安自管理。根据系统特性变化，完善相关措施，提高应对系统复杂故障的能力。三是加强电力通信管理。规范网省两级通信调度管理、网省地三层通信网络定检。全面完成“N-1”危险点整改。探索建设通信网故障信息资源库。开展通信业务应用情况普查。落实与公网通信运营商合作框架协议，进一步规范公网通信应用管理。四是加强自动化系统管理。推行AGC定值单和运行维护标准作业，规范检修管理。推进自动化系统电源隐患整改。深化全网电力二次系统安全防护。开展全网调度自动化设备配置情况普查。努力提高电网运行数据的准确性、及时性、全面性，提高电网运行监视和控制水平。

（五）做好调度业务持续改进，提高调度一体化建设水平。

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推进调度系统“四化”建设。一是推进体系化建设。结合公司“安全生产风险管理体系”第7单元“系统管理”的要求，推进各专业以及省级调度通信机构风险体系建设。二是推进规范化建设。完成123项“三标两配套”标准制度修编，并做好四级调度的有机承接，初步实现制度一体化、业务流程化、作业表单化。推进13个地区电网调度业务规范化管理达标试点，实现5个及以上地区达标。9月底前，启动31个县级供电企业调度业务规范化管理达标试点。三是推进指标化建设。以指标管理为主线，完善调度评价考核机制，实现80%的县级供电企业、100%的中调直调电厂纳入评价范围，完成中调评价标准修编。四是推进信息化建设。编制调度信息化“十二五”发展规划。从重建设向重应用转变、从信息系统独立运行向互联互通和资源共享转变，加强DMIS、调度信息披露平台等一体化信息系统建设。

规范调度系统员工培训。充分发挥培训联合工作组作用，探索完善调度系统员工岗位培训体系，规范基础岗位培训考核。进一步完善调度业务资格考核及认证。开展地区电网继电保护整定计算、调度自动化等专业人员的普考及竞赛。网省调按计划组织完成76期专业技术培训班。

加强“三公”调度。认真落实有关要求，依法依规调度，完成调度信息披露平台建设，及时发布“三公”调度信息，提高优质服务意识和水平，促进团结治网、和谐发展。

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