电力系统调度自动化概述

对调度自动化的认识及其基本框架的设计一、调度自动化系统的作用：随着微电子技术、计算机技术和通信技术的发展,综合自动化技术也得到迅速发展;近几年来,综合自动化已成为热门话题,引起了电力工业各部门的注意和重视,并成为当前我国电力工业推行技术进步的重点之一;之所以如此,是因为：1、随着我国电力工业和电力系统的发展,对变电站的安全、经济运行要求越来越高,实现变电站综合自动化,可提高电网的安全、经济运行水平,减少基建投资,并为推广变电站无人值班提供了手段；2、随着电网复杂程度的增加,各级调度中心要求更多的信息,以便及时掌握电网及变电站的运行情况；3、为提高变电站的可控性,要求采用更多的远方集中控制、集中操作和反事故措施等；4、利用现代计算机技术、通讯技术等,提供先进的技术装备,可改变传统的二次设备模式,实现信息共享,简化系统,减少电缆,减少占地面积；5、对变电站进行全面的技术改造;变电站综合自动化系统完全可以满足以上要求,因此,近几年得到了迅速的发展;那么,电网调度自动化系统与综合自动化系统的关系是什么呢综合自动化是相对于整个变电站的二次设备来说的,包括各种微机继电保护装置、自动重合闸装置、低频自动减负荷装置、备用电源自投装置、以及远动装置等,它们利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信号处理技术,实现对全变电站的主要设备和输、配电线路的自动监视、测量、自动控制和微机保护,以及与调度通信等综合性的自动化系统,它集保护、测量、控制、调节、通信、调度于一体;相对而言,电网调度自动化是综合自动化的一部分,它只包括远动装置和调度主站系统,是用来监控整个电网运行状态的;为使调度人员统观全局,运筹全网,有效地指挥电网安全、稳定和经济运行,实现电网调度自动化已成为调度现代电网的重要手段,其作用主要有以下三个方面：1、对电网安全运行状态实现监控电网正常运行时,通过调度人员监视和控制电网的周波、电压、潮流、负荷与出力；主设备的位置状况及水、热能等方面的工况指标,使之符合规定,保证电能质量和用户计划用电、用水和用汽的要求;2、对电网运行实现经济调度在对电网实现安全监控的基础上,通过调度自动化的手段实现电网的经济调度,以达到降低损耗、节省能源,多发电、多供电的目的;3、对电网运行实现安全分析和事故处理导致电网发生故障或异常运行的因素非常复杂,且过程十分迅速,如不能及时预测、判断或处理不当,不但可能危及人身和设备安全,甚至会使电网瓦解崩溃,造成大面积停电,给国民经济带来严重损失;为此,必须增强调度自动化手段,实现电网运行的安全分析,提供事故处理对策和相应的监控手段,防止事故发生以便及时处理事故,避免或减少事故造成的重大损失;二、调度自动化的基本内容：现代电网调度自动化所设计的内容范围很广,其基本内容如下：1、运行监视调度中心为了掌握电网正常运行工况、异常及事故状态,为了安全、经济调度和控制提供依据,必须对电网实现以保证安全运行为中心的运行监视,所以称为安全监视;按部颁有关法规、规程的要求和调度的需求,主要内容为：网调、省调要监视电网的频率、电压、潮流、发电与负荷容量、电量、水情河水位等参数；监视断路器、隔离开关、带负荷调压变压器调压分接头以及发电机组等设备的自动调节装置的工作位置状态,主要保护河岸全自动装置的动作状态等信息;地、县调和集控站运行监视的内容相对少一些,但对于大型的地调,所需的信息量仍然较多;运行监视的内容通过屏幕显示、动态调度模拟屏、打印、拷贝、记录及绘图等多种手段完成;2、经济调度电网经济调度的任务是在满足运行安全和供电质量要求的条件下,尽可能提高电网运行的经济性,合理地利用现有能源和设备,以最少的燃料消耗或费用、成本,保证安全发供电;因此,网调和省调要在按规定保证电网的频率和电压质量的前提下,使发电煤耗、水耗及网损最小,即发电成本最低,同时又能保证一定的备用容量,因而网调和省调要进行负荷预测,实现经济负荷与最佳负荷分配,制定发电机华语负荷曲线提供依据；实现水库经济调度与最优潮流分配,为在最佳水能水量综合利用的条件下,使水耗与网损最小;对于地调,则以实现负荷管理及其经济分配为基本内容,还要定时进行电压水平和无功功率分配的优化运算,用以提高电压质量、降低网损,在尖峰负荷时要平衡馈线负荷以降低线损,在有条件的地区电网内,还要实现降压变压器的经济运行,以实现小型梯级水电厂的经济运行等内容;经济调度的各种内容,需要同运行监视、自动控制、安全分析密切结合才能付诸实施;3、安全分析进行安全分析是对电网在正常和异常运行的状态进行分析及对事故发生前的状态预测和事故发生后的状态分析,是保证电网安全稳定运行的重要内容;当电网发生事故后,在实现事故顺序记录、事故追忆等功能的基础上,通过分析,跟踪事故的发展、参数的变化,保护和自动装置及断路器的动作情况,从而提出事故处理的对策,以达到缩短事故处理时间,防止事故扩大的目的;在地区电网发生事故时,还可以通过对配电网的故障分析和实现在线预操作,及时处理事故,改善地区电网的安全运行水平;此外,通过调度员的培训模拟,进行事故预想与事故演习,有效地提高调度人员运用调度自动化系统处理事故的临战能力;4、自动控制电网调度自动控制是在运行监视的基础上,对电网的安全与经济运行实施调节或控制;控制信号自上而下发送给厂、所或下级调度;这类控制范围很广,但主要是对断路器及其它发送发变电设备,例如,发电机、调相机、带负荷调压变压器、电力补偿设备等,通过调度人员实现遥控、遥调或自动实现相应的闭环控制或调节;上述电网调度自动化基本内容是紧密相关的,不论哪一级调度中心都必须以实现电网的全面运行监视为前提,根据各自的特点和需要,积极充实完善,以达到实现电网调度自动化的目的;三、电网调度自动化的基本功能：1、数据采集与安全监控SCADA它主要包括：通过远动系统实现数据采集；通过计算机系统实现数据处理与存储；通过人机联系系统中的屏幕显示CRT与动态调度模拟屏,对电网的运行工况实现在线监视,并具有打印制表、越限报警、模拟量记录、事件顺序记录、事故追忆、画面拷贝、系统自检及远动通道质量监测功能;在实现监视的基础上,通过计算机、远动与人机联系系统,对断路器、发电机组与调相机组、带负荷调压变压器、补偿设施等实现遥控与遥调,以及发送时钟等指令;2、自动发电控制AGC和经济调度控制EDC它们是对电网安全经济运行实现闭环控制的重要功能;在对电网频率调整的同时,实现经济调度控制,直接控制到各调频电厂,并计入线损修正,实现对互联电网联络线净功率频率偏移控制；对于非调频厂,则按日负荷曲线运行；对于有条件的电厂还应实现自动电压和无功功率控制AVC;3、安全分析与对策SA在实现网络结构分析和状态估计的条件下进行的实时潮流计算和安全状态分析;四、电网调度自动化系统的基本组成电网调度自动化系统由调度主站调度中心、厂站端、通信三大部分组成,但按其功能可分为：1、数据与信息的采集系统：前置机、远动终端、调制解调器、变送器;2、数据与信息的处理系统：主控计算机、外存储器、输入输出设备、计算机信道接口;3、数据与信息的传输系统：主站与厂站通信：有线、载波、光纤、短波、微波及卫星地面站;主站与主站通信：有线、光纤、微波及卫星地面站;4、人机联系系统：彩色屏幕显示器、打印机、拷贝机、记录仪表、绘图机、调度模拟屏、调度台;5、监控对象的相关系统：发电机组的成组自动操作与功率自动调节装置、机炉协调控制器、带负荷调压变压器分接头、电压与电流互感器、断路器的控制与信号回路、继电保护与按全自动装置的出口信号回路;6、不停电电源系统：交—直流整流器、直—交流逆变器、配套的直流蓄电池组;7、安全环保系统：防雷与接地、防火与灭火、防电磁干扰与防静电干扰、防噪声与防震、空调与净化、防盗与防鼠;五、调度自动化系统结构及组成：1. 主/备前置通讯机通讯前置机负责数据采集、规约解释、数据处理以及接收并处理系统的控制命令;2. 主/备服务器服务器存放整个系统的实时数据、历史数据及应用数据,为主/备前置通讯机、调度员工作站、后台工作站提供数据库服务,充当应用服务器;服务器另外对各工作站的工作状态进行监控,管理计算机网络设备和SCADA系统终端设备如打印机、显示器、投影仪等,监控系统的任务进程,提供事件/事故报警,监视网络通讯等;3. WEB浏览服务器本系统中配置WEB服务器提供WEB主页实时画面公布;这种方式使得网上的工作站无需任何专用程序支持,使用Windows内置的IE浏览器即可浏览实时数据;4. 系统时钟同步GPS接收全球定位系统GPS的时间作为系统的标准时间和系统频率,完成系统的时钟统一;网络系统内时钟同步：GPS时钟通过主备数采机接入SCADA系统;系统以数采机时钟为标准时钟,采用系统提供的校时功能完成网络各节点间的时钟同步;数采机支持识别GPS 时钟故障,防止误接收,并能产生报警;与RTU时钟同步：通过数采机与RTU通讯的方式校时,完成主站系统与RTU时钟同步;5. Nport通讯服务器Nport Server又称多串口网络通讯服务器,支持TCP/IP协议,可直接挂接在网络上,相当于网络组中的一员,便于主/备前置机的切换;它完全替代了以往的通道控制板和串行通道板;并且,该设备支持多种编程语言,操作及其简便;基本框架(1)网络形式多种多样,如EtherNet、FDDI 或ATM 等都可使用; 2单网、双网、低速网、高速网可以任意方式进行组合;系统支持灵活的网络配置,可以是单低速网、单高速网,可以是低速和高速双网混用,也可以是双高速网; 3采取网络冗余热备份;系统正常运行时,两个网络上都传输有用数据,并且两个网络上的数据流量保持动态平衡;当一个网络工作不正常时,系统将自动地通过另一网络传输所有数据;当故障网络恢复正常时,双网络将自动恢复到流量的动态平衡状态;从严格意义上来说,此系统的网络切换实际上是网络传输功能的弹性伸缩,网络本身对系统是透明的,双网络并无主、备之分; 4支持标准的网络接口,可以方便地与其它系统如MIS 等进行互联; 5易于与上级或下级调度组成广域网,进行网络数据交换,支持远程调试;在数据库连接技术方面,SCADA 系统也采取相关措施,主要体现在如下四个方面： 1支持组态地将系统实时数据库按用户指定的周期或事件产生触发刷新用户指定的外部实时数据库; 2支持直接读写指定数据库记录的字段数据,并具备将该数据与该系统组态定义的变量对应连接的能力,这使得该系统可以通过数据库与其它任何支持数据访问的应用程序实时交换信息; 3通过标准SQL 语句完成外部数据库的一般维护操作,如建表、删除表、插入、修改和删除记录; 4通过后台 API 的方式,将电力自动化系统中的常用的数据库查询工作打包,用户无需编写有关SQL 语句,只要简单地提供符合常规应用习惯的参数即可完成复杂的历史数据库查询和浏览工作;4. 系统性能指标提升措施 1系统采取冗余容错结构：双网络、双服务器、双前置机及双通道的冗余容错模型系统实现双网络容错是真正的热备用,双网络正常运行时,主、备网络同时都传送有用系统数据,双网络上的数据流量保持动态的平衡; 系统采取双服务器方式,当系统配置了主备服务器后,每个客户端同时与两个服务器连接,并向两个服务器发送信息,服务器控制程序自动检测客户端与服务器的连接模式,以确保唯一的数据转发,或将有关信息转发到感兴趣的客户端;同时客户端也自动检测服务器的状态; 系统采取双前置机方式：①基于485 总线方式的双机切换；②基于NportServer 的双机切换；③用户自定义方式的双机切换; 系统采取双通道方式：①系统采取以通道的方式与RTU 等采集设备进行连接;②系统支持自动主备通道切换,不支持手动切换,并且是采用冷备用原理;当主通道在传输数据时,备用通道不采集数据;当系统检测到主通道连接出现故障或者误码率过高,则自动启动备用通道采集数据,并将停止主通道的采集,此时主通道的地位转变为备用通道,原备用通道变为主通道不能重新接管数据的采集工作,除非当前的主通道出现故障; 2系统采取的网络通讯结构①采用点对点通讯模型主动传输系统改变的实时数据;网络环境下,实时数据库数据项的改变有以下三种可能：从通道采集数据改变实时数据库；运行后台语言实时数据库；从网络其它节点传递来改变实时数据库; ②采用客户/服务器查询方式,在网络中传递历史数据和进行实时数据库状态恢复; 系统对历史数据采用客户/服务器方式,在实际应用中,如对SOE 的查询、对历史曲线的查询等操作中,一般是用户提交查询条件,由系统将有关查询条件变为连接的历史数据库能够接受的标准或非标准SQL 语句,提交给数据库服务器,从历史数据库中查询得到满足有关条件的查询结果集,数据库服务器将该结果集通过网络传递给查询的计算机,计算机运行系统根据接收到的查询结果,将它转变为用户容易理解的方式,如曲线、报表等显示出来; 系统利用网络协议实现方便的容错系统模型,在该模型中,运行系统采用总线方式或通过专门的切换装置与连接的RTU 或其它智能数据采集设备连接,当主系统出现故障或通道出现故障时,备用系统将自动或手动获得控制权,保证系统正常运行;如下图所示： 3实现网络构架的有效扩充①架设远程工作站正常情况下所有计算机都是通过各自所配置的10—100M 网卡连至集线器上,传输媒质选择的是8 芯双绞线,这样的组网如果在两座比较分散的建筑物之间线距 1.5km 以上,则信号的抗干扰能力、准确度、保密能力都会大为下降,对准确度、实时性要求较高的工作站来讲,也就是说必须架设能满足的远程工作站,以解决距离服务器较远部门和系统的连网问题; ②架设移动工作站移动工作站的性质和远程工作有相似之处,而且有可移动性,其架设更有必要性;系统的原始数据、通道及远端接口都进行定期测试,传统的测试方法是部分人员在现场测量数据、计算结果,后台人员电话核对显示值和测试值,这样在准确性、及时性方面会受到很大影响,如果携带移动工作站至现场,在测试时由移动站向后台服务器请求数据与所测数据核对,准确度可得到较好的保障,其灵活性、实时性也非人眼可比;从移动站直接观测后台数据的同时,可以通过RTU 的RS—232 接口观察输出数据,并能直接进行遥控、遥测实验; 管理人员外出时,如果携带移动工作站,只要拨号和中心站连接,就可以方便的查看电网信息,了解系统情况; ③实现远程维护在传统情况下,当客户的软硬件系统出现故障时,通常需要厂家技术人员到现场维护,这种维护方式实时性差、效率低,还会造成用户停机过长,可能造成很大损失;计算机远程维护系统通过传输媒质和中心站连接,技术人员从自己的维护工作站对自动化系统的故障点进行分析判断,实现异地在线调试、修改和升级；同时还能进行目录查看、文件图像传输、实时语言对话;电力系统调度自动化大作业电子信息学院电气01班马芳芳。

电力系统中的配电自动化与调度随着电力系统的不断发展和完善，配电自动化与调度也成为了电力系统中必不可少的一个重要环节。

配电自动化是指以计算机控制、数字化装置及相关设备为基础，对配电系统进行自动化的运行管理和监控。

而调度是指在电力系统中对电力资源进行有效配置和优化，使之达到最优化利用的过程。

本文将从配电自动化、调度技术的概念和应用，以及未来发展方向等方面进行探讨。

一、配电自动化1.1 概念配电自动化是指在配电网中采用先进的数字化设备、控制器和通信技术，实现对配电系统中线路、开关等设备的自动监控、自动控制、自动化管理和信息服务的一种智能化配电系统。

这种智能化变化极大地提高了配电系统的管理和运行效率，同时也为用户的用电提供了更高效、更安全和更可靠的服务保障。

1.2 应用配电自动化主要应用于变电站、配电站、输配电线路以及用户侧的配电室等。

在这些场合中，配电自动化系统将运用数字化信息处理技术、先进的电源自控技术、传感器技术、通讯技术等手段，实现对配电网的自动监测、自动控制、自动化管理和信息服务。

这些技术的应用使得配电自动化系统能够更好地处理配电网所面临的问题，如可靠性问题、泄漏电流、负载波动等。

1.3 优势配电自动化不仅提高了电力系统的可靠性，还通过减少人工操作的干预，提高了运行效率，同时还能够更好地掌握系统运行状况。

此外，配电自动化还能全面提高电力系统的安全性、抗灾性、环境友好性和经济性。

二、调度技术2.1 概念电力系统中的调度技术是指以电力调度自动化系统为基础，通过对电力系统中各种负荷，包括发电机、输电线路、变电站设备和各类用户设备等进行计算、分析和预测，来有效优化电力资源的利用，使之达到最优化利用的过程。

调度技术主要包括需求侧管理、分布式能源的接入管理和电网运行管理等。

2.2 应用电力系统中的调度技术主要应用于电力负荷预测、发电计划优化和电力市场调度等方面。

通过计算、分析和预测，调度系统能够有效地掌握系统运行中的状况和趋势，从而对供应方案进行相应的优化和调整。

阐述电力系统电网调度自动化摘要：文章主要对电力系统电网调度自动化概述、电力系统电网调度自动化的功能扩展、电网调度自动化的未来发展动向进行了论述。

关键词：电力系统；自动化；电网调度；1电力系统电网调度自动化概述1.1我国电力系统情况的简介我国电力系统是随着我国电力工业的发展而逐步形成的。

国民经济的迅速发展,我国的电力工业得到相应的增长,逐步形成以大型发电厂和中心城市为核心、以不同电压等级的输电线路为骨架的各大区、省级和地区的电力系统。

目前,全国电网已经基本上形成了500 kv和330 kv的骨干网架。

1987年全国发电装机容量跃上了1亿kw的台阶；从1978年起到1999年,我国装机容量平均每年增加近10gw,1997年年底全国装机容量达到了254gw的水平,年发电量也超过了1100twh,成功地实现了持续高速增长。

自1981年中国的第一条500kv输电线路投入运行以来,500kv的线路已逐步成为各大电力系统的骨架和跨省跨地区的联络线。

1.2国内电力系统调度机构的设置情况我国电力调度机构按五级设置,即国家电力调度中心(国调)、大区电网调度中心(网调)、省电力调度中心(省调)、地区电力调度(地调)和县电力调度(县调)。

各级调度间实现分层控制、信息逐级传送,实现计算机数据通信,在主干线并已基本形成了网络；按照电力系统“统一调度,分级管理”的原则,各级调度有其明确的管理范围及主要职责。

1.3电网调度自动化的内容电网调度自动化是早期的电力系统远动及通信系统在引入计算机以后扩充功能而形成的一套辅助调度人员工作的自动化系统,是以数据采集和监控系统(scada)为基础,包括自动发电控制(agc)和经济调度运行(edc)、电网静态安全分析(sa)、调度员培训仿真(dts)以及配电网自动化(da)等几部分在内的能量管理系统(ems)。

它收集、处理电网运行实时信息,通过人机联系把电网运行状况集中而有选择地显示出来进行监控,并完成经济调度和安全分析等功能。

SCADA/EMS电网调度自动化系统电网调度自动化系统又称作能量管理系统(EMS-Energy Management System)，是以计算机技术为基础的现代电力综合自动化系统，主要用于大区级电网和省、市级电网调度中心，主要为电网调度管理人员提供电网各种实时的信息（包括频率、发电机功率、线路功率、母线电压等），并对电网进行调度决策管理和控制，保证电网安全运行，提高电网质量和改善电网运行的经济性。

一般EMS系统由硬件平台（HP AlphaServer服务器）、操作系统平台（Tru64 Unix、Oracle/Sybase）、EMS/DMS支撑平台（RTE、RTDB、MMI）、电力系统基本应用和电力高级应用软件(PAS)等组成。

SCADA(Supervisory Control And Data Acquisition) 即数据采集与监视控制系统，它是EMS的基础模块，主要完成数据的收集、处理解释、存储和显示，并把这些实时信息传递给其它应用模块。

主要功能：信息处理控制、报警与处理、事件顺序记录(SOE)、事故追忆反演(PDR)。

随着电力系统的结构日趋扩大和复杂，为保证电力系统运行的安全性和经济性，要求调度运行人员能够迅速、准确、全面地掌握电力系统的实际运行状态，预测和分析电力系统的运行趋势，对电力系统运行中发生的各种问题作出正确的处理。

EMS高级应用软件(PAS-Power Advance Software)正是辅助调度员完成上述任务的有力工具，也是EMS系统的重要组成部分。

该应用软件包括实时网络建模和网络拓扑、负荷预测(LF)、自动发电控制(AGC)和发电计划、实时经济调度、状态估计(SE)、调度员潮流、安全分析(Transient Stability Analysis)、电压无功优化、短路电流计算、安全约束调度、最优潮流(Optimal Power Flow)、调度员培训仿真系统(DTS)等。

调度⾃动化-⾃动发电控制（AGC）⾃动发电控制(AGC)1.概述⾃动发电控制（AGC）应⽤是电⽹调度⾃动化系统最为基础的应⽤之⼀，提供对可调控发电设备的监视、调度和控制。

通过控制调度区域内发电机组的有功功率使发电⾃动跟踪负荷变化，维持系统频率为额定值，维持电⽹联络线交换功率，监视和调整备⽤容量，满⾜电⼒供需的实时平衡，实现电⽹的安全、经济、优质运⾏。

2.设计依据《智能电⽹调度技术⽀持系统⾃动发电控制应⽤功能规范》DL/T 5003-2005电⼒系统调度⾃动化设计技术规程DL/T 516-2006电⼒调度⾃动化系统运⾏管理规程3.主要功能（1）负荷频率控制负荷频率控制是AGC的核⼼，是采⽤⼀定的控制策略计算区域调节需求，并将调节量按分配策略下发机组控制器设定功率，实现AGC闭环调节的过程。

AGC功能模块通过控制调度区域内发电机组的有功功率，使本区域机组发电出⼒跟踪负荷的变化，并使联络线的交换功率维持在计划值附近，以满⾜电⼒供需的实时平衡。

（2）断⾯有功控制有效防⽌断⾯越限情况的发⽣，在断⾯越限后迅速调节断⾯下相关机组，使断⾯恢复限值内运⾏，保障电⽹安全稳定运⾏。

（3）特⾼压控制根据特⾼压联络线的特点实现特⾼压控制所需的功能。

主要包括：特⾼压联络线监视、特⾼压联络线控制、特⾼压联络线考核模、特⾼压联络线⼈机界⾯展⽰等。

（4）风电优先控制采⽤风电优先原则进⾏AGC协调控制，优先调节风电，协调AGC进⾏电⽹调频和调峰，提⾼电⽹接纳风电的能⼒。

4.特⾊应⽤●2012年，完成河北电⽹AGC项⽬, 河北电⽹的投⼊AGC机组较多，机组对电⽹的调节需求响应快，容易造成区域过调，使区域ACE的⽅向正负波动，导致机组来回调节，加⼊了机组反调节保护策略后，提⾼了AGC区域指标，同时减少了机组不必要的功率调节。

●2012年，完成新疆电⽹AGC项⽬, 由于新疆电⽹频繁出现断⾯越限的情况，为了有效防⽌断⾯越限，采⽤断⾯约束控制策略后，基本杜绝了以往频繁出现的断⾯越限情况，提⾼了电⽹运⾏的安全性。

电力系统调度自动化前言现代电力系统调度运行，一方面面临大机组（大水电和大火电机组）、大容量远距离输电和区域电网互联的传统难题；另一方面，需要应对大规模集中并网和小型分布式接入的间歇式新能源发电的新挑战。

电力系统规模和运行机理日益复杂，人类驾驭大电网的能力亟待提高。

电力系统调度自动化系统作为电力系统运行调度与控制的大脑，其作用日益显著。

与此相适应，需要加强电力系统调度自动化的科学研究，培养电力系统调度运行管理和研发的专门人才，以提高我国电力系统的运行调度和控制的水平，保证电力系统安全、经济运行。

1.我国电网调度分层结构电能的特点之一是不能储存。

电能从分散在广大地域上的发电厂发出，经高压变电站升压，经高压输电线、降压变电站、配电网直到用户。

图1 EMS和DMS在电力系统中的关系1.1电力系统组织和结构分层调度中心是对发电厂、变电所、线路等进行调度控制的中心，由于电力系统是一个庞大复杂的跨地区系统，必须实行分层管理。

我国电网实行的统一调度分层管理：设有国家电力调度通信中心（国调）、网调、省调、地调、配调/县调。

随着西电东送、全国联网的推进，国调的作用将发生改变。

调度管理的主要任务是：①充分利用发供电设备和调节手段向用户提供合格的电能；②在不发生超过设计规定的条件下，使电力系统安全运行和对用户不间断供电；③合理使用燃料、水力等资源使电力系统在安全稳定运行的前提下达到最大的经济性和减少对环境的污染。

调度管理的主要内容是：（1）电力系统运行计划的编制；（2）电力系统运行控制；（3）电力系统运行分析；（4）继电保护、通信和调度自动化等设备的运行管理；（5）有关规程的编制和人员培训等专业管理。

1.2电力系统调度的分层控制世界各国电力系统都采用分层调度控制。

全系统的调度控制任务分属于不同层次，下级调度除完成本层的调度控制任务外，还要接受上层调度的命令并向其传达有关信息。

采用分层控制的优点主要是：（1）与组织结构相适应：（2）系统可靠性提高；（3）系统响应改善。