新型电力系统建设背景下，电网的电源结构、负荷特性、运行机理等均发生深刻变化，配电网作为新型电力系统建设的主阵地，正在广泛接入分布式新能源、微电网、储能等新型设备，有源化特征愈加显著，与主网互通互济、与负荷柔性互动的要求十分迫切，调度运行及管理面临新的挑战。本文主要分析了配电网调度现状，新型电力系统建设对电网调度的影响，提出了解决措施和建议。

传统电网调度现状分析

调度运行工作主要有监视调整、故障处置、在线分析、倒闸操作、分析评估五大类。

（1）监视调整

AGC、AVC、日内滚动计划及越限声光告警等技术普遍应用，主网运行监视和调整基本实现了从人工向自动的转变。主网监视以SCADA稳态信息为主，故障异常监视以设备级告警为主。地调仍以调度员的人工监盘为主，县调处于“半盲调”状态，省会等城市部分配网实现了配网自动化。新能源集中地区有日内跨省、省内实时消纳机制。

（2）故障处置

通过综合智能告警、PMU监视分析，可及时感知设备跳闸、主网振荡等故障及异常。故障分析及处置主要基于调度员经验，人工查阅规程、限额，各级调度按照直调范围分级处置、电话沟通。

在线分析

省级以上调度均开展在线安全分析，国调整合下发主网数据，国分省开展15分钟滚动计算。在线安全分析计算静态、暂态、短路电流、电压、小干扰及稳定裕度，部分结论可作为运行调整依据。个别地调利用静态潮流分析试点开展配网解合环及线路、主变热稳校核。

倒闸操作

智能操作票在省级以上调度普遍应用，基本实现了自动拟票及防误校核;地县调以电子化操作票为主。操作指令通过调度电话下达，调度命名、调度术语、下令流程、操作模式不尽相同。调控一体化稳步推进，普遍开展开关远方操作、线路故障远方试送，提升了操作效率。

分析评估

基本实现生产报表的自动统计，电力电力数据口径规范、明确;部分单位存在自定义口径。地县调通过一体化OMS开展统计分析，大部分小水电及分布式电源数据难以采集，无法准确统计。调度日志、故障异常等运行信息可粗略检索统计。

新型电力系统建设对电网调度的影响分析

（1）运行监控与风险评估

设备停电计划、发输电计划、故障跳闸、缺陷异常等运行信息和气象、雷电、山火、覆冰等外部信息分散于I、II、III、IV区的多个系统，未完全实现相互关联，不利于集中监视分析，格式不统一、浏览速度慢、查阅效率低。气象、雷电等外部环境监控功能不完备，不能实现告警预警、综合查询和历史信息统计分析，不能向各级调度推送。配网运行监控发电侧未全部实现10千伏及以下电压等级并网电压的发电曲线监视，未实现低电压等级并网分布式风光储新能源的并网路径和所有用户供电路径的监视。配网侧大部分支线、台区故障及用户停电需由配抢指挥和客服指挥人员通过用户发起的诉求获悉，中、低压配网图模实用化水平不高，“盲调”现象普遍存在，中枢”不能及时准确感知“终端”。配电线路保护分级分段配置占比较低，备自投、重合闸、馈线自动化装置配置率、使用率不高，故障停电时间偏长。故障情况下，难以区分不同范围、不同类型的停电，应急抢修响应效率不高，主动服务用户能力弱。用电侧未实现配变至所有用户挂接关系的监视，未实现所有用户负荷类型的展示和用电曲线的实时监视。负荷管理及有序用电管理粗犷，缺乏有效的负荷特性分级分类和用电秩序管理，无法快速响应节日保电活动、节能减排、电煤供应不足等突发情况。

（2）电网故障处置

目前综合智能告警主要是设备级告警，对于较大故障导致多个设备断面异常的情况会推送大量告警信息，缺乏关联分析和智能整合;综合智能告警信息不能实现各单位自主订阅，不能有效掌握事件完整信息。集中监控信息、地调技术支持系统暂无综合智能告警功能。故障后调度员需查询各类运行规定及相关故障预案等，未实现故障后相关规定的智能匹配和自动推送。实时运行主要依赖人工根据运行方式变化输入稳定限额，故障发生后无法自动匹配控制限额，各级调度限额无法实现自动同步共享。安控系统运行状态主要依靠日志记录，未实现压板状态、安控方式、安控策略与定值等数据自动采集，电网拓扑变化后没有安控方式调整的辅助决策，故障后没有安控动作情况智能分析。

（3）运行信息分析

运行积累的历史数据和管理信息分散在不同调控机构、不同专业、不同安全区内，数据之间的关联度低、融合性差。各类运行信息填报不统一、不规范，各类信息未关联汇总，不能实现信息广域查询和全局搜索。缺乏各类运行信息综合智能分析功能，目前仍主要依靠人工进行统计分析。现有各类信息查询界面不友好，展示方式不直观，缺乏客户定制功能。

（4）调控运行专业管理

调控下令、倒闸操作、故障处置、新设备启动等业务具体开展模式多样、原则不一。调控一体化后的新业务模式、岗位职责、规章制度和工作流程仍有待进一步完善。外部监管进一步加强，调度记录、业务联系等工作的规范化水平不足。运行中预控、调整及异常处置措施缺乏明确的文字依据。电网实时运行后评估欠缺，尚未实现评估、反馈、整改的闭环机制。清洁能源消纳、市场化推进等对实时运行管理精益化提出新要求。

加强电网调度管理建议

（1）强化运行设备实时监控

开展电网外部运行环境监测，实现气象、雷电、山火、覆冰等外部信息基于GIS图层的杆塔级展现、告警。整合主网实时运行关键信息，实现国分省调对特高压交直流电网运行的同步集中监视，同步告警。建立安控系统的在线监视功能，实现集中监控信息的综合智能告警功能。加强配网调控技术支持系统建设，整合营销用电信息采集、公变终端采集等信息，逐步解决“盲调”问题。

（2）提升调控业务效率及规范性

推广冷备用操作、刀闸远方操作、程序化遥控操作等先进模式。结合电网特性变化、市场化改革影响，开展各级调控机构调管范围优化调整研究，提高调度管控能力。加强各级调控机构备调运行管理，实现主备调系统并列运行、同步比对、常态应用。适应电力体制改革、调控业务调整、稳定导则修编等，梳理不同调度机构间操作模式、运行管理差异性。