重庆市电力公司地区电网调度监控信息规范0125
规范监控信息管理提升电网监控效率
规范监控信息管理提升电网监控效率发布时间：2022-05-07T03:56:33.501Z 来源：《当代电力文化》2022年2期作者：索朗达杰[导读] 电网监控具体是指监视控制电网运行过程，索朗达杰国网西藏电力有限公司摘要：电网监控具体是指监视控制电网运行过程，通过采取科学手段使其电网运行具有更高的安全性和稳定性，从而使其人身财产损失得到有效减少，本文综合探究在电网运行中对其监控信息进行规范管理的具体策略。
关键词：监控信息管理；电网；监控效率引言：在电网日常运行时，监控信息管理的合理规范具有重要的价值，相关单位需要对其进行深入分析，确保能够对其监控信息管理进行合理优化，从而实现电网监控效率的进一步提升，确保能够使我国现代电力工程得到更大的发展。
一、编制工作计划为了对变电站信息表进行合理规范，需要向相关单位征求意见，同时，结合具体工作要求编制制作变电站信息表的工作计划，此时，制作单位需要严格基于工作计划编制信息表，并对其进行严格验收。
与此同时，还需要严格基于国家建立电网运行体系的基本要求，对其监控信息进行有效的规范化管理，进而确保能够充分实现工作目标，结合工作标准，针对电网设备运行，建立监控制度，确保能够使其报警信息量得到有效减少与合理规范，进而确保电网具有更高的监控效率[1]。
二、建立监控信息管理首先需要清理信息，科学制定监控信息模板，确保能够有效清理监控信息中的重复信息，严格基于模板需求统一分类监控系统内的各项信息数据，对其进行修改纠正，随后，还需要针对监控设备确认自动化系统，强化信息审核工作。
其次，需要合理规范监控信息，严格基于国家相关要求规范监控信息，并对其进行科学分类，根据具体类别进行查询，确保能够使其异常分析判断得到有效减少，从而实现故障处理时间的有效控制，对电网进行分为高效的监控。
与此同时，还需要合理优化异常信息，通常情况下，在电网日常运行时，部分小故障可以在正常情况下自动恢复，对于该类信息，需要进行警告延时装置的合理增加，同时进行合理时间的科学设置，如果故障可以在延时范围内自动解除或恢复，则电网监控不需要警告。
电网调度规范化管理办法范本
电网调度规范化管理办法范本一、总则电网调度是保障电力系统安全运行和电力供应的重要环节。
为了规范电网调度管理，提高电力系统的稳定性和可靠性，特制定本规范管理办法。
二、基本原则1. 安全第一。
电网调度应以保障系统安全为首要任务，坚决防止事故和事故的扩大。
2. 灵活高效。
要求调度员能快速、准确地做出判断和决策，以应对不同情况和异常。
3. 公平公正。
电网调度在处理各种请求和处理措施时，要坚持公平、公正的原则，不偏袒任何一方。
4. 科学决策。
电网调度应基于科学的数据和方法，做出决策，并充分考虑系统的稳定性和经济性。
5. 信息共享。
电网调度应积极与相关部门和单位进行信息共享，形成协同作战，共同维护电力系统的安全稳定运行。
三、责任与权限1. 调度员调度员是电网调度的核心力量，负责实施调度控制，并负有以下责任：- 监控电力系统的运行状态，及时发现并解决异常情况。
- 根据需求和电网情况，做出调度决策，并落实到具体操作。
- 协调各方的调度请求，确保各方的利益平衡。
- 编制日、周、月调度计划，安排电力资源的合理使用。
- 检查和分析调度过程中的问题和故障，并提出改进措施。
调度员在工作中应具有高度的责任心和决策能力，并遵守相关法规和规定。
2. 电力公司电力公司是电网调度的主要管理和运营单位，负有以下责任：- 制定电网调度的组织架构和管理制度，保障调度工作的顺利进行。
- 提供充足的电力资源和设备支持，确保调度的可行性。
- 监督和评估调度员的工作，提供必要的培训和技术支持。
- 定期进行电网调度的绩效评估，并提出改进建议。
电力公司应关注电力市场的需求和变化，灵活调整电网调度策略，提高电力供应的效率和可靠性。
四、调度程序1. 监测与预警调度员要通过监测系统的数据和图表，了解电力系统的运行情况，并通过预警机制及时发现异常。
2. 分析与判断调度员要根据监测的数据和信息，对电力系统的运行状态做出分析和判断，判断是否需要采取调度措施。
3. 决策与落实调度员根据分析和判断的结果，做出相应的调度决策，并将调度计划落实到具体操作中。
2020年(管理制度)重庆电力系统地区调度管理规程
（管理制度）重庆电力系统地区调度管理规程重庆电力系统地区调度管理规程第一章总则1.1为了加强调度管理，确保电网安全、优质、经济运行，适应重庆市经济建设和满足人民生活的需要，根据国家颁布的有关法律法规和国家电力公司颁发的规程规定，结合重庆电网具体情况，特制定本规程。
1.2重庆电网实行统一调度、分级管理。
所有并网运行的发、供电单位和用户对维护电网的安全、优质、经济运行负有责任。
1.3重庆电力系统地区调度管理的任务是组织、指挥、指导和协调管辖电网的运行，保证实现下列要求：1.3.1在上级调度统一领导下指挥管辖电网的运行、操作和事故处理；1.3.2充分发挥管辖电网内发供电设备的能力，尽量满足电网负荷的需要；1.3.3负责管辖电网的安全经济运行；1.3.4使管辖电网内电能质量符合规定标准。
1.4各发电厂、用户供电设备或地方电网在并入重庆电网前，必须满足本规程规定的并网条件，并与相关电网管理部门签订并网或调度协议。
1.5重庆市电力公司下属各供电局地区调度所(以下简称地调)既是供电局的生产部门，又是供电局在电网运行方式、继电保护、电力通信、调度自动化方面的职能管理部门，并代表供电局在电网运行中行使调度指挥权，对地区所辖电力系统内的变电站和线路值班室、地方并网电厂和电网及电力用户实行调度业务领导和调度，同时接受市调的调度业务领导和调度。
1.6本规程是重庆电力系统地区调度管理规程，系统内下级各调度机构及有关单位制定规程时不得违反本规程的原则。
1.7本规程适用于重庆市电力公司各地调及其调度管辖的发电、送电、变电、配电、用电单位。
1.8本规程中所称的供电局含电业局,线路值班室含配网值班室等相应机构。
1.9本规程的解释权属重庆市电力公司。
第二章调度管理的组织形式2.1电网调度机构是电网运行的组织、指挥、指导和协调机构。
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。
2.2重庆电网设置三级调度机构，即：重庆电力系统调度机构（简称市调）地区级电网调度机构（简称地调）县级电网调度机构（简称县调）各级电网调度机构在电网调度业务中是上、下级关系，下级调度机构必须服从上级调度机构的调度。
电力系统调度管理规范
电力系统调度管理规范引言电力系统调度管理是指对电力系统的运行状态、负荷需求以及电力供应进行技术和经济分析，并制定相应的运行控制策略，以保证电力系统的安全、稳定和经济运行。
电力系统调度管理规范是为了确保电力系统调度工作的科学性、规范性和高效性而制定的一系列管理规程和标准。
本文将从调度命令的发布、调度指挥与操作、信息交互与共享、运行控制与调度优化等方面，对电力系统调度管理规范进行论述。
一、调度命令的发布调度命令的发布是电力系统调度管理的核心环节之一。
为了确保调度命令的科学性和准确性，调度命令的发布需遵循以下规范：1. 调度命令需明确表述运行目标和指令内容，确保准确传达给运维人员；2. 调度命令需根据实际情况具体分工，明确指定责任人，并规定执行时限；3. 调度命令需及时准确地传达给相关部门和人员，避免出现信息传递延误的情况。
二、调度指挥与操作调度指挥与操作是电力系统调度管理的具体执行过程。
为了确保调度指挥与操作的高效性和规范性，需遵循以下规范：1. 调度指挥与操作需基于对电力系统运行状态的准确把握，依据相关数据和模型进行分析和决策；2. 调度指挥与操作需严格按照预先制定的工作程序进行，确保各项操作有序进行；3. 调度指挥与操作需与各级调度中心、电力企业、电力用户等各方进行紧密合作，共同推动调度工作的顺利进行；4. 调度指挥与操作需对系统异常情况有快速反应能力，并制定相应的临时应急方案。
三、信息交互与共享信息交互与共享是电力系统调度管理的基础条件之一。
为了确保信息交互与共享的高效性和安全性，需遵循以下规范：1. 信息交互与共享需建立统一的信息平台和标准接口，实现各个系统之间的数据互联互通；2. 信息交互与共享需对敏感信息进行保护，确保信息的安全和可靠性；3. 信息交互与共享需建立健全的数据采集、存储、管理和更新机制，确保数据的准确性和及时性。
四、运行控制与调度优化运行控制与调度优化是电力系统调度管理的目标之一，旨在实现电力系统的高效、安全、稳定运行。
电网公司(电力局)电网调度与监控管理标准+电网调度运行值班管理办法
电网调度与监控及电网系统运行策划管理标准（范本）1总则1.1 本标准规定了电网调度权限、管辖范围、监视、控制、命令、操作、应急处理、信息汇报、运行方式、检修计划、负荷预测、发电计划、记录管理相关内容和要求。
1.2 本标准适用于供电局及电网范围内的县级供电企业。
县级供电企业根据企业组织架构、职能对口职责对照执行本标准。
2规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。
凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。
凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
1.1 电网电力调度管理规程1.2 电网有限责任公司电力事故（事件）调查规程（试行）1.3 电网输变电新设备投运调度管理标准1.4 电网设备检修调度管理标准1.5 电网调度管理规程1.6 电网调度管辖范围划分管理标准1.7 电网调度运行人员受令资格管理标准1.8 电网公司调度操作指令票实施细则1.9 电网公司配电网调度操作指令票实施细则1.10 电网公司调度系统重大事件汇报管理标准1.11 电网新设备投运调度指令实施办法1.12 电网公司变电站电气操作票实施细则1.13 电网公司配电网电气操作票实施细则1.14 电网公司装设接地线、悬挂标示牌和装设遮拦（围栏）实施细则1.15 供电局电力安全事故（事件）应急预案1.16 电网调度管理规程1.17 电网设备检修调度管理办法1.18 电网新设备投运管理办法1.19 电网调度管辖范围划分管理标准2. 20电网调度运行值班管理办法3. 21电网运行方式管理标准4. 22供电局输变配电设备缺陷管理标准3术语与定义4.1 调度系统包括各级调度机构和电网内的发电厂（站）、变电站、大用户配电系统运行值班和配电网电气设备运行维护等单位。
集控站属发电厂（站）、变电站异地值班形式，仍属调度系统的一部分。
生产实时监控系统调度和集控信息规范
前言随着变电站自动化技术的发展和我公司调度集控系统的建设，迫切需要对调度和集控的信息采集进行规范。
我分公司参照行业有关技术规程和规定，并结合××××电网生产调度和变电运行实际，组织制定了《××××供电分公司生产实时监控系统调度和集控信息规范》,规范了三级调度信息采集量，规范了220kV～110kV变电站的集控信息采集范围和数量，还对遥信量、遥测量名称定义和信号合并进行了规范，为调度集控系统及变电站自动化系统的调度和集控信息设计、施工调试和验收提供了依据，适用于××××供电分公司所辖各调度集控系统和新建、扩建及改造的500kV～110kV变电站。
本规范解释权属于××××供电分公司生技部。
目录1.总则 (1)2.引用标准 (1)3.信息名称的规范 (1)4.信息分类的规范 (3)5.调度信息规范 (4)5.1 送中调信息 (4)5.2 送地调信息 (4)5.3 送二市二区调信息 (10)6.集控信息规范 (11)6.1 遥测量 (11)6.2 遥控量 (11)6.3 遥信量 (12)7.微机保护报文信息规范 (12)附表：遥信信息规范表 (43)1 总则本规范规定了三级调度信息和集控信息的采集范围、数量和内容，作为调度集控系统、变电站自动化系统的调度和集控信息设计、施工调试和验收依据，适用于××××供电分公司所辖各调度集控系统和新建、扩建及改造的500kV~110kV变电站。
2.引用标准下列标准所含条文，通过引用而构成为本规范的条文。
本规范发布时，所示版本均为有效。
所有标准都会被修订，使用本规范的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。
DL 5002—1991 地区电网调度自动化设计技术规范DL/T550—1994 地区电网调度自动化功能规范国家电力调度中心（调自[1996]43号）《实现变电站无人值班对调度自动化系统的基本要求》3. 信息名称的规范3.1信息名称必须明确简洁，符合唯一性的要求，满足生产实时监控系统的需要，方便调度运行人员的监视、操作和检修，保证电力系统和设备的安全可靠运行。
重庆电力系统地区调度管理规程修订版
重庆电力系统地区调度管理规程修订版IBMT standardization office【IBMT5AB-IBMT08-IBMT2C-ZZT18】重庆电力系统地区调度管理规程第一章总则1.1为了加强调度管理，确保电网安全、优质、经济运行，适应重庆市经济建设和满足人民生活的需要，根据国家颁布的有关法律法规和国家电力公司颁发的规程规定，结合重庆电网具体情况，特制定本规程。
1.2重庆电网实行统一调度、分级管理。
所有并网运行的发、供电单位和用户对维护电网的安全、优质、经济运行负有责任。
1.3重庆电力系统地区调度管理的任务是组织、指挥、指导和协调管辖电网的运行，保证实现下列要求：1.3.1在上级调度统一领导下指挥管辖电网的运行、操作和事故处理；1.3.2充分发挥管辖电网内发供电设备的能力，尽量满足电网负荷的需要；1.3.3负责管辖电网的安全经济运行；1.3.4使管辖电网内电能质量符合规定标准。
1.4各发电厂、用户供电设备或地方电网在并入重庆电网前，必须满足本规程规定的并网条件，并与相关电网管理部门签订并网或调度协议。
1.5重庆市电力公司下属各供电局地区调度所(以下简称地调)既是供电局的生产部门，又是供电局在电网运行方式、继电保护、电力通信、调度自动化方面的职能管理部门，并代表供电局在电网运行中行使调度指挥权，对地区所辖电力系统内的变电站和线路值班室、地方并网电厂和电网及电力用户实行调度业务领导和调度，同时接受市调的调度业务领导和调度。
1.6本规程是重庆电力系统地区调度管理规程，系统内下级各调度机构及有关单位制定规程时不得违反本规程的原则。
1.7本规程适用于重庆市电力公司各地调及其调度管辖的发电、送电、变电、配电、用电单位。
1.8本规程中所称的供电局含电业局,线路值班室含配网值班室等相应机构。
1.9本规程的解释权属重庆市电力公司。
第二章调度管理的组织形式2.1电网调度机构是电网运行的组织、指挥、指导和协调机构。
重庆电力系统地区调度管理规程
重庆电力系统地区调度管理规程第一章总则1.1为了加强调度管理，确保电网安全、优质、经济运行，适应重庆市经济建设和满足人民生活的需要，根据国家颁布的有关法律法规和国家电力公司颁发的规程规定，结合重庆电网具体情况，特制定本规程。
1.2重庆电网实行统一调度、分级管理。
所有并网运行的发、供电单位和用户对维护电网的安全、优质、经济运行负有责任。
1.3重庆电力系统地区调度管理的任务是组织、指挥、指导和协调管辖电网的运行，保证实现下列要求：1.3.1在上级调度统一领导下指挥管辖电网的运行、操作和事故处理；1.3.2充分发挥管辖电网内发供电设备的能力，尽量满足电网负荷的需要；1.3.3负责管辖电网的安全经济运行；1.3.4使管辖电网内电能质量符合规定标准。
1.4各发电厂、用户供电设备或地方电网在并入重庆电网前，必须满足本规程规定的并网条件，并与相关电网管理部门签订并网或调度协议。
1.5重庆市电力公司下属各供电局地区调度所(以下简称地调)既是供电局的生产部门，又是供电局在电网运行方式、继电保护、电力通信、调度自动化方面的职能管理部门，并代表供电局在电网运行中行使调度指挥权，对地区所辖电力系统内的变电站和线路值班室、地方并网电厂和电网及电力用户实行调度业务领导和调度，同时接受市调的调度业务领导和调度。
1.6本规程是重庆电力系统地区调度管理规程，系统内下级各调度机构及有关单位制定规程时不得违反本规程的原则。
1.7本规程适用于重庆市电力公司各地调及其调度管辖的发电、送电、变电、配电、用电单位。
1.8本规程中所称的供电局含电业局,线路值班室含配网值班室等相应机构。
1.9本规程的解释权属重庆市电力公司。
第二章调度管理的组织形式2.1电网调度机构是电网运行的组织、指挥、指导和协调机构。
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。
2.2重庆电网设置三级调度机构，即：重庆电力系统调度机构（简称市调）地区级电网调度机构（简称地调）县级电网调度机构（简称县调）各级电网调度机构在电网调度业务中是上、下级关系，下级调度机构必须服从上级调度机构的调度。
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ICS xx.xxxQ/GDW重庆市电力公司地区电网调度监控信息规范（试行）重庆市电力公司 发布目录前言 (II)1 范围 (1)2 规范性引用文件 (1)3 术语和定义 (2)4 信息接入应遵循的原则 (2)5 信息采集与控制 (3)6 信息分类 (6)7 信息命名 (7)8 信息优化处理 (9)9 图形与数据 (11)10 监控工作站的配置 (14)11 调度机构信息采集范围与信息传输流向 (14)12 通讯规约 (15)附录A：设备硬接点信息规范 (17)附录B：保护软信息规范 (29)前言根据国网公司“三集五大”体系建设的总体要求，在确保电网安全稳定运行的前提下，重庆市电力公司积极稳妥地推进调控一体化工作。
为规范重庆市电力公司地区电网调度自动化系统信息采集和展现的原则，提高运行设备监控质量，提高事故处理速度，更好地满足电网调度运行和变电站集中监控的需要，提高地区电网调度自动化系统应用水平，特制定本规范。
本规范所指信息是调度自动化系统所采集的厂站端一、二次设备的运行状态信息。
本规范意在制定一种标准、统一、高效的信息采集与信息展现的技术原则，适应智能电网的发展需求。
本规范的附录A为规范性附录，附录B为资料性附录。
本规范由重庆电力调度控制中心提出。
本规范由重庆电力调度控制中心归口。
本规范主要起草单位：重庆电力调度控制中心、城区供电局、永川供电局、万州供电局、璧山供电局。
本规范主要起草人：本规范由重庆电力调度控制中心负责解释。
重庆市电力公司地区电网调度监控信息规范（试行）1范围本规范规定了重庆市电力公司地区电网调度自动化系统信息采集与人机界面应遵循的技术原则。
本规范适用于重庆电网35kV及以上厂站自动化系统和地区电网调度自动化主站系统，供电公司调度自动化系统可参照本规范执行，有关规划、设计、制造、安装调试单位均应遵守本规范。
本规范附录A、附录B分别对硬接点和软信号信息进行了分类。
2规范性引用文件下列文件中的条款通过本规范的引用而成为本规范的条款。
凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本规范，然而，鼓励根据本规范达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。
凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规范。
DL/T 5003-2005 电力系统调度自动化设计技术规程DL/T 5002-2005 地区电网调度自动化设计技术规程DL/T5149-2001 220kV～500kV变电站计算机监控系统设计技术规程Q/GDW 231-2008 无人值守变电站及监控中心技术导则Q/GDW Z 461-2010 地区智能电网调度技术支持系统应用功能规范GB/T 14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程国家电网公司电力安全工作规程（变电部分）重庆电力系统调度管理规程渝电调[2010]12号《重庆电网发输变电设备调度命名编号管理规定（试行）》渝电调[2008]137号《重庆电网继电保护装置命名规定》3术语和定义3.1硬接点硬接点是指由被监控设备经开出接点通过电缆接入测控装置开入的接点，一般有回路编号、接入测控屏端子排和装置端子号。
3.2软信号软信号是指通过协议转换获取被监控设备运行状况的信息，一般不具有回路编号、接入测控屏端子排和装置端子号。
3.3一次设备一次设备是指直接生产、输送和分配电能的高压电气设备。
3.4二次设备二次设备是指对一次设备进行监视、测量、控制、保护的各类设备。
3.5厂站辅助设备厂站辅助设备是指发电厂、变电站除一次、二次设备以外的其他设备。
3.6调度自动化系统调度自动化系统是以电力系统发电、输电、变电、配电为控制与管理对象，由计算机硬件、软件、采样与执行终端和通信通道组成的系统。
根据所完成功能的不同，可分为厂站自动化子系统、调度主站系统、调度辅助系统等。
3.7自动化信息表自动化信息表是指调度自动化子站系统、主站系统间传输信息的对应点表。
分为遥测、遥信、遥控、遥调信息表。
4信息接入应遵循的原则4.1完整性原则。
地区电网调度自动化系统应实现直调范围内所有厂站自动化系统信息的直接采集，提高量测覆盖率，满足全网可观测的要求。
4.2准确性原则。
厂站端接入量测信息应严格满足量测设备的精度等级指标，量测信息的相关参数设置应准确无误，各类量测数据的死区设定值应合理。
4.3正确性原则。
接入的状态信息应严格与现场一次设备实际状态保持一致，一次设备状态信息应采用双位置接点实现状态采集。
4.4可靠性原则。
厂站自动化系统接入信息应可靠采集和传输，厂站端信息应满足直采直送的要求，信息传输通道应满足不同路由的双通道条件。
4.5及时性原则。
厂站自动化信息的传送时间应严格满足《电力系统调度自动化设计技术规程》规定的指标。
5信息采集与控制5.1信息采集范围地区电网调度控制中心调度管辖范围内的发电厂、变电站的发电机、变压器、线路、母线、断路器、隔离开关、接地刀闸、无功电压补偿设备、站用变及其辅助设备等一次设备以及继电保护及自动装置、调度自动化、通信等二次设备的状态信号、动作信号、事件顺序记录等遥信量，电流、电压、功率、频率、温度、湿度等遥测量，断路器、电动隔离开关、中性点接地刀闸、主变有载调压开关、保护软压板投退、保护信号复归等对象的控制量，变压器分接头位置等信号的数字量均纳入自动化系统信息采集范围。
具体内容参见附件A。
5.2 保护/测控装置信息采集原则5.2.1 被监控设备的遥测量应由保护/测控装置采集后经串行接口或网络方式传送给厂站自动化系统。
5.2.2 被监控设备的断路器位置信号应通过硬接点直接接入厂站自动化系统，以保证信息的实时性和可靠性，5.2.3 被监控设备的其他遥信信号由保护/测控装置采集后经串行接口或网络方式传送给厂站自动化系统。
5.2.4 保护/测控装置的“装置异常”、“装置动作”信号应通过硬接点接入到厂站自动化系统。
5.2.5 保护/测控装置的其他保护信号应通过串行接口或网络方式传送给厂站自动化系统。
5.2.6 被监控设备的遥控信号由自动化系统下发命令给保护/测控装置，由保护/测控装置接收执行。
5.3信息采集要求5.3.1厂站一、二次设备信息应直采直送相关调度自动化系统。
5.3.2遥信信息采集一般分为硬接点信号与软信号方式。
一、二次设备信息采集应优先采用硬接点信号方式。
上送的信息可以是通过信号合并、运算所产生的逻辑信号。
5.3.3软信号的采集方式应遵循如下原则：（1）继电保护及其他智能装置的软信号应采用筛选方式接入厂站自动化系统，信息内容参见附录B。
（2）建设有保护管理信息系统子站的变电站，应由保护管理信息系统子站将各类保护出口动作信息进行分类并按可选择的方式通过串行接口或网络方式传送给厂站自动化系统。
（3）未建设保护管理子站的变电站，软信号的接入由保护管理机通过串行接口或网络方式传送给厂站自动化系统。
厂站自动化系统应有选择的将保护出口动作或装置动作软信号信息上送调度自动化主站系统。
5.3.4采集反映一次系统闭锁功能的断路器、隔离开关、接地刀闸位置状态信号应采用双接点位置信号。
5.3.5反映一次设备位置状态双接点位置信号由联动的一副常开和常闭接点组成，单接点位置状态信号应为常开接点。
5.3.6变压器分接头位置信号宜采用数字量方式（BCD码）采集，由厂站自动化系统转换为遥测量后上送调度自动化主站系统。
5.3.7不同制造厂、不同型号的一、二次设备或装置的各类信号，采集原则必须保持一致。
信号名称保持统一规范，并按统一格式建立自动化信息表。
5.4控制输出5.4.1厂站自动化系统可与多个调度自动化主站系统进行数据通信，且具备接收并执行遥控、遥调命令及反送检验。
同一时刻某一具体被控设备只允许执行1个调度端的遥控、遥调命名。
5.4.2当进行遥控操作时，监控工作站应首先确定当前被控设备的位置信号或状态信号，当设备位置状态发生变化且未被调度自动化主站系统确认时，遥控命令应予以可靠闭锁。
5.4.3为防止误操作，调控中心应设置“五防”系统，所有控制操作必须满足电气联锁条件。
调控中心“五防”系统应单独设置，并实现与调度自动化主站系统进行数据和命令通讯。
所有控制操作均由五防系统发送“允许”命令给调度自动化主站系统，调度自动化主站系统在接收到允许控制命令后，才能正常执行控制操作的其他步骤。
5.4.4调度监控值班员在每次控制操作前，必须在五防系统上进行五防预演。
当预演通过后，五防系统向调度自动化主站系统传递控制操作允许命令，监控值班员在监控工作站上完成一项控制操作后，五防系统再传递下一项控制操作允许命令给调度自动化主站系统，以此往复，直到本次控制操作结束。
5.4.5监控工作站上的控制操作宜在厂站间隔接线图中实现。
遥控分闸、合闸操作成功的标准应以断路器的分位、合位遥信信号和断路器或线路电流、电压、功率等遥测数值的归零、带电数值来组合判定。
5.4.6遥控操作必须具有不下位监护功能。
监控值班员在选择被控设备、控制动作类型后，只有在顺序输入操作员口令、监护人口令后才有权进行操作控制。
5.4.7两台监控值班员工作站区分为正、副班，遥控操作时由正班输入确认命令对副班进行不下位监护；但当某一台监控工作站发生故障时，监控操作与监护可在同一台监控工作站上进行。
5.4.8遥控命令必须按照“选择—确认—返校—执行”的步骤进行。
5.4.9遥控操作的范围：（1）各电压等级断路器。
（2）主变有载调压开关。
5.5信息表的要求5.5.1自动化信息表格式、字段和内容应统一规范，满足电网运行监控和生产管理的实际需要，信息表应包含厂站概况、遥信表、遥测表、遥控表等内容。
5.5.2厂站概况包含：主站名称、厂站名称、设备名称、设备型号、设备制造厂名、通信规约、波特率、中心频率、RTU站点号、IP地址、端口号、站内联系电话等。
5.5.3遥测表包含：信息序号、信息描述、CT/PT变比、系数、满度值、满码值等。
5.5.4遥信表包含：信息序号、信息描述、信息分类、SOE设置、接点性质等。
5.5.5遥控表包含：信息序号、信息描述等。
5.5.6信息内容按电压等级从高到低排序。
5.5.7同一电压等级原则上按线路、旁路、主变（含各侧）、母联、分段、母线设备、无功补偿、站用变等排序。
6信息分类自动化系统信息分为实时信息和历史信息两类。
6.1实时信息实时信息是指由调度自动化主站系统采集的厂站一、二次设备运行工况的信息。
调度自动化系统所采集的信息根据对电网直接影响的轻重缓急程度细分为：事故信息、异常信息、变位信息、越限信息、告知信息五类。
6.1.1事故信息事故信息是由于电网或设备故障等引起断路器跳闸、保护装置动作出口跳合闸的信号等，需实时监控、立即处理的重要信息。
6.1.2异常信息异常信息是反映设备运行异常情况、威胁电网安全与设备运行和影响设备遥控操作的信号，需实时监控、及时处理的重要信息。