电网调度自动化系统是一种基于计算机技术和通信技术的智能化管理系统，旨在实现电力系统的高效运行和安全稳定。该系统通过实时监测、控制和管理电力系统的各个环节，提高电网的运行效率和可靠性。
信息采集和命令执行子系统是指设置在发电厂和变电站中的
远动终端。远动终端与主站配合可以实现
四遥功能：在
遥测方面的主要功能是采集并传送电力系统运行的实时参数；在
遥信方面的主要功能是采集并传送
继电保护的动作信息、断路器的状态信息、形成
事件顺序记录等；在
遥控方面的主要功能是接受并执行从主站发送的遥控命令，并完成对断路器的分闸或合闸操作；在
遥调方面的主要功能是接受并执行从主战发送的遥调命令，调整发电机的有功功率或
无功功率等。
对于模拟传输系统，远动终端输出的数字信号必须经过调制后，才能传输。模拟传输系统的质量指标可用其衰耗—频率特征，相移—频率特征、
信噪比等反映，他们都将影响到远动数据的
误码率。
对于
数字传输系统，低速的远动数据必须进经过
数字复接设备，才能接到高速的数字通道。随着通信技术的发展，数字传输系统所占分比重将不断增加，信号传输的质量也将不断提高。
高度自动化技术的发展要求调度人员在先进的自动化系统的协助下，充分、深入和及时的掌握电力系统实时运行状态，做出正确的决策和采取相应的措施，使电力系统能够更加安全、经济的运行。从电力系统收集到的信息，经过计算机加工处理后，通过各种显示装置反馈给运行人员。运行人员对这些信息作出决策后，再通过键盘、鼠标、显示屏触摸等操作手段，对电力系统进行控制，这就是人机联系。
电网监控与调度自动化系统由电力系统中的各个监控与
调度自动化的硬件和软件组成，按其分布特点与实现的功能又可以分成一定的层次，而其高一级的功能往往建立在一定的基础功能之上。
变电站是
电力系统中的一个重要组成部分，其实现
综合自动化是电网监控与调度自动化得以完善的重要方面。变电站综合自动化采用分布式系统结构、组网方式、分层控制，其基本功能通过分布于各电气设备的远动终端和
继电保护装置的通信，完成对变电站运行的综合控制，完成
遥测和
遥信数据的远传，与控制中心对变电站电气设备的遥控及遥调，实现变电站的无人值守。
配电管理系统（Distribution Management System，DMS）是一种对变电、配电到用电过程进行监视、控制、管理的
综合自动化系统，包括
配电自动化（DA）、
地理信息系统（GIS）、
配电网络重构、配电信息管理系统（MIS）、需方管理（DSM）等部分。
能量管理系统是电力系统监控与控制的硬件以及软件的总称，主要包括数据采集与监控（SCADA）、自动发电控制与经济调度控制（AGC/EDC）、电力系统状态估计与安全分析（SE/SA）调度员模拟培训（DTS）等。
2011年12月7日，从国家电力调度通信中心获悉，中国电科院
北京科东电力控制系统有限责任公司参与编写的两项智能电网调度
IEC标准（IEC61970-555-CIM/E电网模型、IEC61970-556-CIM/G电网图形）最终获准立项，下一步将抓紧修改完善标准正文，按IEC要求时间形成CD稿。
国际电工委员会（IEC） TC57 2011年全体会议于9月9日在上海闭幕，“基于CIM的高效模型交换规范（CIM/E）”和“基于CIM的高效图形交换规范（CIM/G）”通过了新工作项目(NP)投票。CIM/E和CIM/G两项技术规范，克服了原有CIM/XML和
SVG标准描述效率低，只能应用于离线交换的缺陷，实现了控制中心之间电网模型和图形在线实时交换。CIM/E和CIM/G技术已经成功应用于智能电网调度技术支持系统，实现了相邻或上下级控制中心之间的电网模型和图形的实时交换，为电网调度业务
横向集成和纵向贯通提供了技术支持。
CIM/E和CIM/G两项技术规范已成为国家电网公司企业标准、电力行业标准、
中国国家标准，近日被IEC TC57采纳，标志着上述两项技术已获得国际同行及权威的尊重和认可，是我国智能电网调度技术支撑系统在标准化方面的重大突破。