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【摘要】我们日常生活中使用极为便利的电，其背后的输电、变电、调度、配电的复杂程度却鲜为人知。尤其是调度工作更是这一切工作之中的重中之重。本文将从电力调度的基本任务、电力调度的工作内容展开，在论述了其运行流程后将对其管理要点做重点分析与展望。希望本文能够对电力系统中的调度工作有所裨益、有所启发、有所警示。
【关键词】电力；调度；运行管理；要点；电业；电网
【中图分类号】TM73
【文献标识码】A
【文章编号】1672—5158（2012）10-0297-02
引言：调度工作是电力系统所有工作中的可以人为把控的重点。调度工作关系到千家万户的用电保障与用电安全。因此我们将在下文中对电力调度和运行管理要点加以阐述，借以实现安全生产的“可控、能控、必控”，进而实现电力系统调度和运行的安全风险的“可管、可防、可控”。
一、电力调度的任务
电力调度管理的任务是组织、指挥、指导和协调电力系统的运行，遵循安全、优质、经济的原则，保证管辖电力系统实现下列基本要求：
1 充分发挥电力系统设备能力，最大限度地满足全社会用电需要。
2 按照电力系统的客观规律和有关规定，保证电力系统安全、稳定运行，使电能质量符合国家规定的标准。
3 充分合理利用一次能源，使全系统在供电成本最低、发电能源消耗率及网损率最小的条件下运行。
4 遵循“公平、公正、公开”的原则，按照有关合同或者协议，维护发电、供电、用电等各有关方面的合法权益。
5 按照电力市场调度营运规则，保障电力市场营运秩序。
二、电力调度的基本内容，它包括
2.1 采集数据
由远程控制单元收集站端的电气参数，包括开关位置、保护信号、电压电流等遥测数据。
2.2 传输信息
将远程控制单元收集到的信息经过可靠的通道传送至主站系统，并传输主站下达的控制命令到站端。
2.3 数据处理
收集到的信息要经过处理、筛选、计算以供进一步分析、决策使用。
2.4 人机联系
将处理过的信息经由友好的界面呈现给用户，并实现遥控、遥调功能。电力调度系统的功能可分为实时监测供电系统电压质量、实时监测电网谐波电压分量、对供电电压、谐波分量进行整点和分时段统计在线监测和采集电力系统供电电压质量、谐波电压分量和失电时间，及时准确地向电压质量管理专责人员提供有关运行数据。
三、调度运行危险点分析与控制
3.1 运行方式危险点分析和控制措施
3.1.1 接收检修工作申请危险点
检修电力设备之前必须提交完整、准确的检修工作申请表。检修工作申请表应该避免待检修设备名称不准确、待检修设备所在具体位置不准确、待检修设备完好状态以及目前状态描述未能数字化、停电范围不具体（应该详细到街、路、栋）。
控制措施：工作申请票规范填写，接受检修工作申请票后，应与申请单位核对检修设备名称及要求的停电范围；核对该设备的接线方式和运行状态，停电范围是否满足检修需要；规范使用设备双重编号；履行复审程序。
3.1.2 运行方式批复危险点控制措施
控制措施：正常模式分析；n-1原则即线路中任何一个部件的损坏不至影响整个电网的稳定性；机组检修和电网设备检修应沟通协调，做好安全校验工作，防止局部电网送电或送电受阻；了解一次方式的变化及其对二次方式的影响和要求；严格执行二次整定原则，无法按原则整定时，应经总工批准；做好负荷预测，了解送网计划，正确反映电网潮流方式。
3.1.3 新设备启动方案危险点的控制措施
控制措施：熟悉现场设备和有关图纸资料，对设备名称编号进行核对，明确设备管辖范围，确定运行方式和主变分接头。
3.1.4 电网设备临检危险点控制措施
控制措施：首先根据现场实际情况，设备确实需要进行临检的方可批准临检。对临检设备须立即停运，可以请示有关领导立即停运，不需下达预告，但设备停运后需采取其他安全措施时，则必须填写操作票，如果设备不需立即停运，则必须下达预告进行正常操作。
3.2 保护整定工作危险点和控制措施
3.2.1 定值单危险点
定值单不满足现场设备要求；不规范、不清晰、不齐全，如：定值单不满足TV、TA变比以及二次设备接线；定值单编号、执行日期、设备名称、保护装置型号，保护所使用的TA、TV变比等不规范。
控制措施：定值单的变更应按照定值通知单和调度命令执行，有疑问时及时与整定计算人员沟通；调度员在接收定值单时，应核查整定值通知单规范、清晰、齐全，符合要求。
3.2.2 继电保护及自动装置定值计算危险点
控制措施：整定计算人员应保证有关参数资料正确，熟悉有关图纸、现场设备情况，认真进行定值计算，严格按照规定进行审批和核对，确保定值计算准确。
3.3.3 保护方式安排危险点
保护方式安排不合理。
控制措施：掌握保护运行有关规定，熟悉电网运行方式和运行情况，掌握保护配置情况和定值配合情况。
四、加强运行方式的管理
加强电网运行方式的管理应做好四项主要工作：
4.1 把运行方式管理制度化，从制度上规范电网运行方式的管理工作，年运行方式的编制应依据上一年电网运行中存在的问题，进行防范，即将反事故措施落实到运行方式中。
4.2 技术上加强电网运行方式分析的深度，在运行方式的分析计算上，对于母线和同杆并架双回路故障下的稳定性必须进行校核计算分析；对重要输电断面同时失去2条线路，或联络线跳闸导致电网解列也应进行分析。 4.3 对最不利的运行方式，如网架变化以及严重故障时对电网安全运行的影响提出对策。有组织、有重点、有针对性的开展事故预想和反事故演习，细化防范措施，防止电网事故于未然。
4.4 使用计算机软件建立健全数据库系统，提高运行方式的现代化管理水平。建立本局或本行业内部的电力调度综合分析系统。
五、还应该加强电网运行与安全稳定控制
5.1 电力资源的优化调度
5.1.1 按照电网发展的要求，划分电网的控制区域，建立先进的互联电网频率和联络线控制模式，制定相应的规定、规范。
5.1.2 提高电网安全分析及运行控制水平，力争全国500千伏、330千伏主系统不发生调度责任的系统失稳、系统崩溃等特大事故。
5.1.3 配置技术先进、安全可靠的安全稳定控制装置，继续发展安全稳定控制技术。
5.2 电力市场运营
5.2.1 研究掌握国家级、大区级和省级电力市场的运营技术，直辖市三级电力市场的运行。
5.2.2 采用开放式的市场运营理念，允许个人光伏电能并入电网，实现商品化的发电侧电力市场技术支持系统，实现报价处理、交易计划、安全校核、阻塞管理、辅助服务、考核结算、合同管理、市场预测、信息发布及报价辅助决策等新功能，保障发电侧电力市场公平、公开、有序地运营。
5.2.3 开展输电市场和售电市场运营方面的研究。
5.2.4 所有开展电力市场的省级以上调度机构均应投运电力市场技术支持系统。
5.3 电网调度自动化
5.3.1 完善国调、网调、省调EMS系统的互联与数据交换。
5.3.2 全国网省调自动发电量控制功能全部实现自动化，并能适应大区电网互联和电力市场的要求，使频率质量达到国际先进水平。
5.3.3 网省调全面应用负荷预测、状态估计、调度员潮流、静态安全分析、DTS等应用软件，由经验型调度发展到数字型、风险可控型、分析型、智能型调度。
5.3.4 依托国家电力数据网络，针对调度系统实时控制专用的电力调度数据网络进行科学、合理、技术先进的完善。连通各级调度中心及各直接调度的发电厂和变电站。完善国家一级网，完善建成所有大区二级网，90％的省建成三级网。按照国家安全部门的要求，必须实现该网与外部公共因特网及内部公用电力信息网的安全隔离，以保证实时控制系统的安全可靠。
六、总结：电力调度对电力系统的运行稳定至关重要，电力调度员应根据电力调度管理要点的要求，以调控一体化、调度一体化为原则，做到“分区明晰、调控一体、互为支撑”，坚持“因地制宜、先进适用、适度超前”的方针，切实做好电力调度工作，保障电力系统高效、安全、稳定的运行。
参考文献
[1]钱晶晶.浅谈电力调度运行中的安全控制[J].今日科苑，2010（16）
[2]骆震.电力调度工作中的危险点及控制措施[J].机电信息.2010（36）
【关键词】电力；调度；运行管理；要点；电业；电网
【中图分类号】TM73
【文献标识码】A
【文章编号】1672—5158（2012）10-0297-02
引言：调度工作是电力系统所有工作中的可以人为把控的重点。调度工作关系到千家万户的用电保障与用电安全。因此我们将在下文中对电力调度和运行管理要点加以阐述，借以实现安全生产的“可控、能控、必控”，进而实现电力系统调度和运行的安全风险的“可管、可防、可控”。
一、电力调度的任务
电力调度管理的任务是组织、指挥、指导和协调电力系统的运行，遵循安全、优质、经济的原则，保证管辖电力系统实现下列基本要求：
1 充分发挥电力系统设备能力，最大限度地满足全社会用电需要。
2 按照电力系统的客观规律和有关规定，保证电力系统安全、稳定运行，使电能质量符合国家规定的标准。
3 充分合理利用一次能源，使全系统在供电成本最低、发电能源消耗率及网损率最小的条件下运行。
4 遵循“公平、公正、公开”的原则，按照有关合同或者协议，维护发电、供电、用电等各有关方面的合法权益。
5 按照电力市场调度营运规则，保障电力市场营运秩序。
二、电力调度的基本内容，它包括
2.1 采集数据
由远程控制单元收集站端的电气参数，包括开关位置、保护信号、电压电流等遥测数据。
2.2 传输信息
将远程控制单元收集到的信息经过可靠的通道传送至主站系统，并传输主站下达的控制命令到站端。
2.3 数据处理
收集到的信息要经过处理、筛选、计算以供进一步分析、决策使用。
2.4 人机联系
将处理过的信息经由友好的界面呈现给用户，并实现遥控、遥调功能。电力调度系统的功能可分为实时监测供电系统电压质量、实时监测电网谐波电压分量、对供电电压、谐波分量进行整点和分时段统计在线监测和采集电力系统供电电压质量、谐波电压分量和失电时间，及时准确地向电压质量管理专责人员提供有关运行数据。
三、调度运行危险点分析与控制
3.1 运行方式危险点分析和控制措施
3.1.1 接收检修工作申请危险点
检修电力设备之前必须提交完整、准确的检修工作申请表。检修工作申请表应该避免待检修设备名称不准确、待检修设备所在具体位置不准确、待检修设备完好状态以及目前状态描述未能数字化、停电范围不具体（应该详细到街、路、栋）。
控制措施：工作申请票规范填写，接受检修工作申请票后，应与申请单位核对检修设备名称及要求的停电范围；核对该设备的接线方式和运行状态，停电范围是否满足检修需要；规范使用设备双重编号；履行复审程序。
3.1.2 运行方式批复危险点控制措施
控制措施：正常模式分析；n-1原则即线路中任何一个部件的损坏不至影响整个电网的稳定性；机组检修和电网设备检修应沟通协调，做好安全校验工作，防止局部电网送电或送电受阻；了解一次方式的变化及其对二次方式的影响和要求；严格执行二次整定原则，无法按原则整定时，应经总工批准；做好负荷预测，了解送网计划，正确反映电网潮流方式。
3.1.3 新设备启动方案危险点的控制措施
控制措施：熟悉现场设备和有关图纸资料，对设备名称编号进行核对，明确设备管辖范围，确定运行方式和主变分接头。
3.1.4 电网设备临检危险点控制措施
控制措施：首先根据现场实际情况，设备确实需要进行临检的方可批准临检。对临检设备须立即停运，可以请示有关领导立即停运，不需下达预告，但设备停运后需采取其他安全措施时，则必须填写操作票，如果设备不需立即停运，则必须下达预告进行正常操作。
3.2 保护整定工作危险点和控制措施
3.2.1 定值单危险点
定值单不满足现场设备要求；不规范、不清晰、不齐全，如：定值单不满足TV、TA变比以及二次设备接线；定值单编号、执行日期、设备名称、保护装置型号，保护所使用的TA、TV变比等不规范。
控制措施：定值单的变更应按照定值通知单和调度命令执行，有疑问时及时与整定计算人员沟通；调度员在接收定值单时，应核查整定值通知单规范、清晰、齐全，符合要求。
3.2.2 继电保护及自动装置定值计算危险点
控制措施：整定计算人员应保证有关参数资料正确，熟悉有关图纸、现场设备情况，认真进行定值计算，严格按照规定进行审批和核对，确保定值计算准确。
3.3.3 保护方式安排危险点
保护方式安排不合理。
控制措施：掌握保护运行有关规定，熟悉电网运行方式和运行情况，掌握保护配置情况和定值配合情况。
四、加强运行方式的管理
加强电网运行方式的管理应做好四项主要工作：
4.1 把运行方式管理制度化，从制度上规范电网运行方式的管理工作，年运行方式的编制应依据上一年电网运行中存在的问题，进行防范，即将反事故措施落实到运行方式中。
4.2 技术上加强电网运行方式分析的深度，在运行方式的分析计算上，对于母线和同杆并架双回路故障下的稳定性必须进行校核计算分析；对重要输电断面同时失去2条线路，或联络线跳闸导致电网解列也应进行分析。 4.3 对最不利的运行方式，如网架变化以及严重故障时对电网安全运行的影响提出对策。有组织、有重点、有针对性的开展事故预想和反事故演习，细化防范措施，防止电网事故于未然。
4.4 使用计算机软件建立健全数据库系统，提高运行方式的现代化管理水平。建立本局或本行业内部的电力调度综合分析系统。
五、还应该加强电网运行与安全稳定控制
5.1 电力资源的优化调度
5.1.1 按照电网发展的要求，划分电网的控制区域，建立先进的互联电网频率和联络线控制模式，制定相应的规定、规范。
5.1.2 提高电网安全分析及运行控制水平，力争全国500千伏、330千伏主系统不发生调度责任的系统失稳、系统崩溃等特大事故。
5.1.3 配置技术先进、安全可靠的安全稳定控制装置，继续发展安全稳定控制技术。
5.2 电力市场运营
5.2.1 研究掌握国家级、大区级和省级电力市场的运营技术，直辖市三级电力市场的运行。
5.2.2 采用开放式的市场运营理念，允许个人光伏电能并入电网，实现商品化的发电侧电力市场技术支持系统，实现报价处理、交易计划、安全校核、阻塞管理、辅助服务、考核结算、合同管理、市场预测、信息发布及报价辅助决策等新功能，保障发电侧电力市场公平、公开、有序地运营。
5.2.3 开展输电市场和售电市场运营方面的研究。
5.2.4 所有开展电力市场的省级以上调度机构均应投运电力市场技术支持系统。
5.3 电网调度自动化
5.3.1 完善国调、网调、省调EMS系统的互联与数据交换。
5.3.2 全国网省调自动发电量控制功能全部实现自动化，并能适应大区电网互联和电力市场的要求，使频率质量达到国际先进水平。
5.3.3 网省调全面应用负荷预测、状态估计、调度员潮流、静态安全分析、DTS等应用软件，由经验型调度发展到数字型、风险可控型、分析型、智能型调度。
5.3.4 依托国家电力数据网络，针对调度系统实时控制专用的电力调度数据网络进行科学、合理、技术先进的完善。连通各级调度中心及各直接调度的发电厂和变电站。完善国家一级网，完善建成所有大区二级网，90％的省建成三级网。按照国家安全部门的要求，必须实现该网与外部公共因特网及内部公用电力信息网的安全隔离，以保证实时控制系统的安全可靠。
六、总结：电力调度对电力系统的运行稳定至关重要，电力调度员应根据电力调度管理要点的要求，以调控一体化、调度一体化为原则，做到“分区明晰、调控一体、互为支撑”，坚持“因地制宜、先进适用、适度超前”的方针，切实做好电力调度工作，保障电力系统高效、安全、稳定的运行。
参考文献
[1]钱晶晶.浅谈电力调度运行中的安全控制[J].今日科苑，2010（16）
[2]骆震.电力调度工作中的危险点及控制措施[J].机电信息.2010（36）