调度中心工作标准

调度中心工作标准（精选8篇）

调度中心工作标准 篇1

一、公司调度实行二十四小时值班，根据实际情况协调公司各科室、基层单位，使生产处于稳定状态。

二、调度人员严格遵守调度室的调度制度，认真记录，认真办理签到、交接手续。

三、根据公司安排部署的有关生产任务，及时下达生产指令，合理安排，科学调度，完成各项任务。

四、认真受理各类用户上访、举报，记录整理，对口安排，抓好落实。

五、执行公司月度作业计划，检查生产作业计划的实施情况。

六、调度气源厂供气，加压站出口压力，保证用户正常供气。

七、配合安检部门对生产系统各项工作进行督查。

八、完成生产日报的统计及反馈，包括用气户数、用气量、气源厂供气量、加压站出口压力、管道阻力、调压器进出口压力、用户灶前压力、锅炉出水、回水温度、开停炉时间、用户室内温度、供热站月用煤、水、电量、液化气月销气量、库存量、用户满意度等报有关科室和领导。

九、值班调度对当班的生产调度工作负责，当生产不正常有可能影响供气、供暖时，要及时采取措施组织有关人员进行处理并向有关领导汇报。

十、完成生产活动分析报告，每月根据生产作业计划的事实情况，“三气”供应单位运转情况，提出书面生产活动分析报告，报有关领导。

一、宣传贯彻国家有关安全生产、劳动保护的政策、法规和公司的规章制度，负责检查、监督各岗位的执行情况，发现问题及时处理，重大问题及时上报。

二、起草、审定安全生产管理制度，安全技术规程和安全技术措施，并检查、监督有关岗位的执行情况。

三、负责对新上岗的职工进行“三级”安全教育，并签发上岗证，配合有关部门做好特殊工程的安全技术培训、考核。定期召开基层单位安全员会议，交流推广安全生产中的先进经验。

四、负责组织安全技术大检查，对存在的问题提出整改意见，并督促整改。

五、签发安全动火等重大危险作业的审批手续，并负责现场监护。

六、负责生产、输配系统安全事故的调查分析并提出处理意见，建立健全安全台帐，安全统计报表。

七、负责突发行的煤气中毒、着火、爆炸事故的抢救工作及事故的调查处理。

八、配合上级主管部门的各项安全检查工作。

1、积极发展茶炉、大灶、用户，增加销气量，要求走出去找用户。

2、负责用户合同的签订，按合同做好户内安装质量，并及时收回工程款。

3、组织用户置换送气，负责批办用户用气的申请。

4、组织稽查、抄表、收费及维修工作。

调度中心工作标准 篇2

随着国内电网规模的迅猛发展,自动化设备和信息化系统随之激增,由此带来的监测数据量和分析数据量呈几何级数增长。网调作为区域电网的指挥控制中心,担负着省区间调度管理职责,需要正确、全面掌握各级调度机构的核心业务数据。虽然目前已经具备了网、省、地调间的纵向信息传输通路,但由于缺乏对数据传输方式科学的规整和梳理,在运用信息系统进行纵向协同工作时暴露出数据冗余、步骤繁琐、时间滞后、接口复杂和业务调整困难等较多问题。

按照“统一调度、分级管理”的调度管理模式,网、省、地调在生产运行和日常办公过程中存在大量的信息交换,如检修申请、发电计划、送受电计划、保护定值等,这些数据大都保存在各自数据库中。由于没有统一的接口规范、数据标准和统一的部署方案,数据链路没有得到充分利用,而且容易造成数据冗余和不一致,对网、省调一体化运行造成了一定的障碍。

按照电力调度一体化运行要求,很多流程应是一套跨越网、省的大型流程。但是,目前信息系统建设并非如此。以检修申请流程为例,网调调度管理信息系统(DMIS)和各级省调DMIS中各有一套检修申请流程,省调在申请检修单时,需要同时在省调DMIS和网调DMIS中分别录入同一条检修申请,然后在各自系统中流转,这样就造成了数据冗余,降低了工作效率,同时加大了出错可能性。

另外,目前各级调度中心Ⅲ区(泛指调度安全Ⅲ区,调度中心信息管理类系统部署区域)应用系统数量逐年递增,各系统均具有符合自身专业特性的特色应用,有部分内容重复且分散在Ⅲ区各处,既不利于管理,也降低了工作效率。

为了全面建立科学的电力调度一体化信息中心,提高工作效率,在充分总结电网调度跨区业务实际交互现状以及自动化系统部署特点的基础上,借助前沿信息技术(IT)理念和技术,设计并实现了“跨区域纵向、横向系统的服务中心协同工作体系”。该体系不仅可以规范整个网、省调间的调度数据交互方式和过程,提供安全、稳定、高效的传输机制,还可以全面提升网调Ⅲ区系统的应用水平,提高工作效率,降低系统运行维护的成本。

1 整体设计思路

整个体系框架以网调Ⅲ区为核心,辐射各个省调Ⅲ区,如图1所示。框架分为用户调用层、应用实现层、服务中心层、业务接口层。

通过对最下层的业务接口层中各个Ⅲ区应用系统的特色功能进行二次封装,形成企业共享服务总线,并规整在服务中心中,各系统开发商通过调用服务中心的接口群完成业务逻辑,形成业务展示结果,提供给各网、省调度中心用户查看。

底层的实现对用户完全屏蔽,因此可以减轻基于服务中心公共服务进行二次开发的工作量。

1.1 用户调用层设计

用户调用层的设计,一方面是对用户和二次开发人员屏蔽框架的底层复杂度,另一方面是为了通过权限控制机制约束用户的使用范围。

按照用户类型分类,面向一般用户应有统一的门户和统一的认证机制,而对于二次开发人员,应使用统一的接口服务定义格式和清晰可查的方法说明。如果按照网调中心内部用户和外部内容用户来区分,则针对不同区域、不同级别的用户,提供有权限差别的调用服务。

1.2 服务中心层设计

本体系框架中,最终用户调用的业务应用来源于服务中心所封装形成的接口群组,而接口群组的实现来源于各系统提供的初级接口,因此,服务中心既是整个框架的服务汇总中心,也是业务服务运转的调度中心。服务中心组成如图2所示。

对于业务接口层,服务中心主要进行接口聚合、二次封装工作。部署在服务中心的接口,首先需符合服务中心接口定义命名标准和规范,再封装为业界通用的Web services(WS)形式,所有的WS必须在服务中心内部的注册中心登记注册,以备各类应用开发人员查询调用。

对于应用实现层,服务中心的主要功能是按照应用系统的需求,快速定位并执行所需调用的服务,最后返回结果。服务中心在此时的主要功能是服务分发、安全控制。因此,对注册中心的要求是:①高并发性,可负载大量业务系统并行调用服务;②高安全性,可自动屏蔽恶意调用,并加密调用过程中的信息报文;③权限自定义,根据调用者的身份提供有限服务。

1.3 业务接口层设计

对于网调Ⅲ区现有系统,首先应梳理各系统的各类典型应用功能,将具备开放条件的应用功能按照统一的格式进行封装,形成服务后按照服务注册中心的规定格式进行注册。

然后,当网调Ⅲ区有新系统需要上线时,默认将该系统具备开放条件的应用功能封装成通用服务,规整在服务中心内,使Ⅲ区应用系统的部署更加高效、可靠。

2 体系框架实现

框架体系的建设首先需定义规范,然后对纵向和横向Ⅲ区待共享应用服务进行梳理、集中,逐渐形成服务中心。

2.1 规范定义

目前在网调安全Ⅲ区,不同种类的操作系统、应用软件、系统软件和应用系统相互交织,一些运行较早的系统已是牵一发而动全身。因此,本次协同体系框架的构建过程,为保证系统稳定,不能对旧系统进行大规模改造,同时,又需要改变冗余的现状,实现应用能力的共享。基于以上基本需求,需要首先结合网、省调现状,制定服务中心命令调用标准和命令报文规范,以规范服务中心调用过程的合法性。

在数据交换过程中,交换的发起端作为客户端调用对端接口,对端接口作为服务器端响应发起端请求。双方的接口方法调用采用同步响应模式[1]。接口交互方式如图3所示。

为了保证数据在传输过程中的安全性,双方的WS采用HTTP协议。同时,为了确保接口数据传输的效率,传输协议仅采用安全套接层(SSL)单向的认证模式,即在数据交换建立连接时,调用方获得对端服务器的数字证书,数据在传输时,SSL机制利用证书密钥自动将数据进行加密。数字证书只作为数据加密使用,不作为身份验证的依据。

在调用受端系统中,要求对允许进行数据交换的对端服务器IP地址进行限制,以此验证接口调用双方身份的合法性,增强系统的安全性。同时,接口系统需具备针对不同数据所涉及单位进行隔离操作的能力。

双方传输的数据报文使用标准可扩展置标语言(XML)格式,保证系统无差异性。命令报文格式如下:

〈数据交换对象名称 方法名=" " 交换属性=" "

发送方=" " 接收方=" " 生成时间=" "〉

〈数据体〉

〈数据项〉〈/数据项〉

〈数据项〉〈/数据项〉

〈数据项〉〈/数据项〉

〈/数据体〉

〈/数据交换对象名称〉

2.2 服务中心区域集成

在规范数据传输方式方法后,可针对网调内部和网、省调间系统以及网络的特点分别部署,实现与网调服务中心的集成。

2.2.1 网省纵向集成

网、省调采用分布式接口的方式进行部署,如图4所示。

在网调、省调分别部署发送和接收接口,交换接口位于安全Ⅲ区内,通过防火墙接入综合业务数据网,省调需要按照规范、标准定义调用服务中心后的反馈接口,网、省调两侧的接口可互相调用,以此来实现服务中心请求、处理、响应的闭环操作。

2.2.2 服务中心内部横向集成

网调安全Ⅲ区内部可将DMIS的流程功能和报表功能、信息披露系统的信息展示功能、通信运行维护系统和保护系统的专业数据获取以及计算等各系统的强项功能进行整理。一方面,按照服务中心的接口统一格式封装业务功能服务,集成到网调服务中心中;另一方面,在服务中心内部各个系统自身对外提供服务的同时,也会调用其他系统提供的服务,因此,也可按照网、省调纵向集成的方式,相互调用对端WS。

2.3 服务中心内部实现

由于服务中心中需要不断接收来自网调和各个省调用户的命令数据报文,并不断进行转义解析和任务分发,因此需要一个强有力的数据交互引擎进行协调。在实际研发过程中,实现一套数据交互平台作为服务中心的核心引擎。

数据交互平台由通用基础框架、统一业务建模、多层安全控制、报文解析、自动任务调度、辅助消息通知、全局系统日志监控、性能和可靠性保证、二次开发支持、系统集成支持等功能模块组成。通过安全控制组件实现命令调用者的权限控制以及命令报文格式的校核。完成初审的命令报文校核后,由报文解析组件将报文分解为调用操作命令和参数XML集合,从服务中心注册表中查询符合调用要求的命令,并把参数集合传送给相关调用命令。当调用工作正常结束后,如有参数返回,则由报文解析组件按照规范定义的格式组装为结果报文返回调用者。

同时,为了保证服务中心稳定可靠,交互平台除了本身被设计为支持“高流量”、“高压力”任务外,还提供多种手段实现对服务中心本身问题的监控和消息通知。当交互平台检测到自身发送或接收数据任务出现大量堆积且无法继续工作时,平台将启动自愈动作,自动进行常规排错动作,如经过常规排错处理仍然没有解决问题,则发送短信告知系统管理员。

3 工程应用实例

以目前按照新框架调整并投运的网、省调纵向检修申请流程为例。

如前所述,在该流程未调整前,检修审批在网调与省调之间一直处于一种非同步状态。省调如要提出需网调审批的检修申请,省调专责需首先在省调的DMIS中发起检修流程,由于网、省调DMIS相对独立,为了使网调专责能及时审核流程,省调专责还需在网调DMIS建立同样的检修流程分头流转。一个检修事件实际对应2条同样的流程,并且这2条流程又分别在2套系统中流转,这样既造成了信息冗余,又给相关工作人员带来负担。

随后检修流程按照新的体系框架进行了相应的调整,将网、省调各自负责的审核环节拆分到各自的系统中。其流程如图5所示。

首先将网、省调DMIS的流程服务在服务中心中注册,再将涉及网、省调间信息交互的流程环节(如图5中的“检修受理”、“网调审批”),增加接收端相关服务的调用。当省调向网调或网调向省调触发纵向审批动作时(如省调的“检修受理”发送到“网调处室会签”),流程的发起端自动触发接收端信息同步操作,并将发起端流程暂停,等待接收端返回信息(如网调的“网调审批”返回到省调“省调审批”)后,再将省调端流程激活继续流转。借此方式可实现网、省调间检修单据自动同步及流转[2]。

通过服务中心构建的网、省调检修流程消除了原流程存在的数据冗余、操作繁琐、效率低等问题,同时拓宽了流程的设计思路,进一步提高了调度中心管理水平。

4 结语

采用面向架构的服务(SOA)模式以及通用描述、搜索和集成框架(UDDI)设计思想所构建的企业服务中心,具有应用耦合度低、高效、安全、重用性高的特点。通过服务中心的建设,可促进调度中心自动化系统服务的共享融合,形成更加高效的业务解决链路,从而成功实现调度纵横向一体化协同工作的目标。自2010年6月至今,基于本文所述体系框架,已实现南方电网网、省调一体化检修,信息披露,保护定值单等跨区核心流程的构建和投运,跨网、省及Ⅲ区系统间内部流程已完成流转330余条,系统可靠性、实用性、先进性已得到充分验证。服务中心的设计理念也将为南方电网各省调度中心后续构建信息一体化系统提供新的解决思路。

摘要：针对目前网、省、地3级电网调度中心间Ⅲ区业务系统缺乏有效衔接技术手段问题,提出了跨区域纵向、横向系统服务中心协同工作体系,解决了目前各级调度间业务和流程集成冗余问题,加强了各系统基础、公告、优势服务的复用,形成了电力调度一体化信息管理体系,全面提升了调度机构管理水平。服务中心已通过工程应用完成验证并投入实际运行。

关键词：电力调度服务中心,数据交换服务注册,全业务协同,工作流共享,分布式服务

参考文献

[1]任开银,孔震,林峰.数据交换系统中数据处理技术研究与应用[J].电力信息化,2009,7(1):44-48.REN Kaiyin,KONG Zhen,LIN Feng.Research andimplementation of data process technology in EDI system[J].Electric Power Information Technology,2009,7(1):44-48.

调度中心工作标准 篇3

关键词：梯级调度 联合防汛 前期准备 最大效益

0 引言

目前我国水电建设发展已经由单一电站的“建设、运行、管理”的运行模式逐步进入到流域开发、流域调度、流域集控、流域管理的模式。白龙江流域梯级电站（苗家坝、碧口、麒麟寺）正在转向流域化管理模式发展，随着流域调度管理水平的逐步提高，流域水电联合调度与集控运行在整个电网运行中起到了举足轻重的作用，不但作为电网的电源单元，而且其削峰调谷的作用对稳定电网运行更是不可取代的。

流域梯级电站联合调度是江河流域水电开发综合效用充分发挥的必要举措。为了做好白龙江流域所管辖梯级电站的统一调度，实现流域内梯级水电站的水库联合调度，充分发挥流域资源优势，实现水资源优化配置，提高水库控制运用水平和水能资源利用率，建立统一的调度中心对梯级各电站的生产进行协调管理，提高梯级电站的总保证出力水平、发电量和调峰调频能力，实现流域水电开发综合效益最大化。

1 流域概况

苗家坝、碧口、麒麟寺是白龙江中游三个梯级电站，隶属大唐甘肃公司。苗家坝电站在碧口上游距碧口约31.5公里，麒麟寺电站在碧口下游距碧口约13.5公里，三站以碧口为中心。其中碧口3x100MW，共计300MW已投入运行，由于淤泥严重，水库调节能力降低，具有月调节能力；麒麟寺为日调节径流式水电站，装机容量3x37MW，共计111MW已投入运行，水库只具有日调节性能；苗家坝3x90MW，共计270MW正在建设中，水库调节库容小，可进行日调节，规划2013年三台机组全部投产发电，届时三站全部投运后总装机容量为681MW。白龙江流域调度中心主要实现集控运行功能、水库调度功能、EDC发电经济运行功能三部分。麒麟寺、苗家坝电站通过专网和碧口中心站相连，中心站集控运行功能模块通过数据专网对三个电站实行遥测、遥控、遥信、遥调、遥视功能。中心站水库调度功能模块负责对三个水库的水情数据分别进行分析和处理，实现洪水预报、防洪决策，控制闸门运行工况。EDC发电经济运行功能模块对三个水库的水情数据综合进行分析和处理，按照机组参数和运行工况，优化调度，合理分配各级电站及各机组负荷，达到各级电站安全、经济运行的效果。

2 集控自动化系统试验

2.1 试验要求

2.1.1 试验要求调度集控自动化系统硬件、软件已全部安装到位，所有硬件全部上电。

2.1.2 为保证调度中心机组启动试验工作的安全、顺利、有序进行，必须制定详细的启动试验方案，方案应包括试验方法、试验程序、安全措施和技术要求等。

2.1.3 试验要求参加启动试验的碧口电站、麒麟寺电站及其它试验相关人员在试运过程中应遵照本方案履行各自的职责，完成相应的工作任务。

2.1.4 在试验过程中所有参加试验的人员必须遵守电业安全规程和现场安全规定，同时必须服从试验启动小组的指挥命令。

2.1.5 所有参加试验设备定点监视人员，必须按时到位，在试验期间不得擅离岗位，保证试验和监测的数据准确可靠。

2.2 试验目的

2.2.1 检验集控中心设备是否能正确地对现地机组进行安全监视，包括自动巡回检测、越限报警、复限提示、运行参数和状态参数记录的正确性和可靠性，事故追忆功能是否完善。

2.2.2 检验集控中心设备对现地机组操作和调节的正确性。

2.2.3 检验各种命令或启动条件所引发的控制操作(包括成功与失败)、提示、登录、报警及相应处理等是否满足技术条件规定，且最终的控制流程及设置的有关参数与现场设备要求是否一致。

2.2.4 检验水情系统对流域水情和各水库水情综合信息处理、实时监视及分析功能，包括综合数据监视、流域雨水情监视、水库运行监视、水位过程线、雨量柱状图、流量过程线、暴雨等值线图、运行综合图、雨洪对应图、水位对比图、水库调度图等。

2.2.5 对试验过程中出现的问题和存在的缺陷及时予以处理，使集控中心设备可长期、安全稳定运行。

2.3 试验的主要内容

集控中心自动化系统试验的主要内容有：中心机房盘柜外观检查、设备内部元器件及回路接线检查、绝缘电阻测试、保护接地和工作接地检查、不间断电源（UPS）试验、集控中心与各电站中控室进行数据核对、集控中心操作模拟试验、集控中心辅助设备操作试验及集控中心机组开、停机试验等。

3 调度中心试运行

3.1 试运行的要求

3.1.1 调度自动化系统试验完毕并且对试验过程中发现的问题进行了整改，全系统检查无异常后可进入试运行阶段。

3.1.2 为做好集控中心试运行工作，确保试运行期间人身、设备安全，应根据白龙江流域集控中心及直调电站设备现场实际情况，制订严密的试运行方案。

3.1.3 试运行领导小组必须监督指导方案启动全程直至集控中心进入试运行状态，领导小组在试运行期间，有权根据实际情况对试运行方案作局部调整和补充。

3.1.4 参于试运行的相关各部门在试运行期间应遵照方案履行各自的职责，完成相应的工作任务，同时必须服从领导小组的指挥。

3.2 试运行的目的

3.2.1 检验集控中心设备是否能正确地对现地机组进行安全监视，包括自动巡回检测、越限报警、复限提示、运行参数和状态参数记录的正确性和可靠性，事故追忆功能是否完善。

3.2.2 检验集控中心设备对现地机组操作和调节的正确性和稳定性。

3.2.3 检验各种命令或启动条件所引发的控制操作(包括成功与失败)、提示、登录、报警及相应处理等是否满足技术条件规定，且最终的控制流程及设置的有关参数与现场设备要求是否一致。

3.2.4 检查监视水情综合数据的正确性，包括流域各雨量站实时降雨量，各水位站实时水位及对应流量，各电厂各台机组实时状态、实时出力、实时发电流量，各电厂各个闸门实时状态或开度、实时下泄流量，各电厂实时库水位、实时尾水位、实时水头、实时库容、实时总出力、实时发电流量、空载流量、泄流量、出库流量、入库流量等。

3.2.5 培养调度员的调度业务和集控操作的标准化、规范化。

3.2.6 对试运行期间出现的问题及时予以处理，使集控中心具备长期、安全稳定运行的能力。

3.3 试运行的任务

3.3.1 集控中心调度员进行远方开、停机及负荷调整操作。

3.3.2 集控中心调度员执行发布调度指令等相关调度业务。

3.3.3 集控中心调度员执行集控中心设备日常巡查、维护任务。

3.3.4 熟练掌握流域水库水情计算，并根据流域来水形势，编制梯级电站日、周（旬）、月发电计划，实现来水资源和各级电站机组负荷合理分配的最优调度计算。

3.3.5 以电力系统运行信息、负荷预测（或计划）和水文预报成果、实时径流（洪水）预报成果和电厂及机组状况为基础，分别以耗水量最小、蓄能最大、发电量最大和发电收益最大化为目标，实现中长期（年、月、旬）和短期（周、日）发电调度计划的制定和调整、发电形势分析以及发电调度决策的辅助计算。

4 调度中心正式投运

4.1 正式投运的相关准备工作

4.1.1 与电网公司协商流域调度中心调度管理权限授权事宜，并签订授权协议。

4.1.2 向上级单位（大唐甘肃公司）上报白龙江流域调度中心机构组建方案，并得到批复。

4.1.3 完成白龙江流域电站调度规程和流域调度安全生产管理制度的编写、审核。

4.1.4 按上级单位批复后的机构组建方案抽调相关生产人员（调度员、维护员、技术员等），完成调度中心生产人员的组建。

4.1.5 安排并完成相关生产人员（调度员、维护员）的上岗取证考试。

4.2 流域运管模式

4.2.1 调度集控中心运管模式

①调度人员实行五值三班倒，每个值安排正值调度员和副值调度员各一名，倒班人员共十人，主要负责对流域电站机组的集控操作（开停机、负荷调整）、下达各项指令、协调调度进行事故处理等工作。②调度中心维护人员不参与倒班，主要负责调度中心硬软件的日常维护检修工作。

4.2.2 流域电站运管模式

①电站运行值班人员执行五值三班倒，每个值安排值长和值班员各一名，运行倒班人员共十人，主要负责日常监屏、“两票”办理、开停机操作、停送电操作、闸控系统操作、异常和事故处理的协调指挥、各类报表填报等工作。②值守人员（由原维护班、操作人员和运行抽派人员组成）执行三值两班倒的“on-call”管理模式，每班电气专业、机械专业与原运行人员合理搭配，主要负责日常设备巡回、定期工作、开停机配合性操作、倒闸操作、闸门现地操作、保坝电源操作、设备清扫维护、缺陷处理，异常事故处理、设备调试、火灾处理、防汛抢险等工作。

4.3 操控权限要求

4.3.1 正常情况下由调度集控中对流域电站机组进行开停机、负荷调整等操作。

4.3.2 调度集控中心开停机过程中出现流程中断或其它影响正常操作的异常情况时，调度员及时通知电站现场值守人员进行检查处理，排除异常后再进行开、停机操作；若异常导致监控系统短时间无法操作的则由电站值守人员将监控权限切至本站后按本站运行规程和相关预案处理，待机组进入“发电态”或“停机态”后，值守人员立即进行处理或采取相应措施，确保机组具备远控功能后及时将监控权限切至集控，并通过电话申请和确认；如果异常导致机组无法开机运行的则由调度中心开启备用机组，无备用机组时调度中心立刻向省调汇报并采取相应措施，确保流域的经济运行。

4.3.3 调度中心与电站间监控通讯中断或自动化设备异常导致调度中心无法实现远方集控操作时，调度中心调度员下令由电站运行人员将该站全厂及机组控制权限切至本站，开停机及负荷调整由电站站运行人员操作。

4.3.4 电站设备或电网事故时电站运行人员可不待调令直接将控制权限切至本站，直接与调度（省调、地调）联系处理，无需向调度中心调度员进行申请或汇报，以免延误事故处理，但事故处理后应及时向流域集控中心调度员汇报事故处理的具体情况；事故处理时上级调度机构要求流域调度中心协调配合的中心调度员必须按调度要求执行。

5 结语

大力推进白龙江流域梯级调度，能够真正利用有限的水资源发挥最大效益，实现理想的投入产出比。毫无疑问白龙江流域调度的建设是水电流域化管理发展的必然趋势，也是企业发展的必经之路，为此做好流域调度生产准备工作是流域梯级调度建设工作的重中之重。

参考文献：

[1]《大型水轮发电机组技术论文集》2008，胡晓勇，赵云发.流域梯级调度中心（集控中心）建设初探.

[2]彭平，黄超.大源渡枢纽水电站的生产准备和运行管理，《水运工程》2000年10期.

调度中心工作总结 篇4

**调度在国调中心和华东网调的正确领导下，坚持以“两个精细化、两个促进、两个提升”为核心，开拓创新，不断进取，努力实现作业流程标准化、调度控制智能化、电网运作可视化、应用系统集成化。根据调综[2007]301号《(关于开展网省调度系统2007年工作总结的通知)》的要求，情况汇报如下：

一、2007年主要工作完成情况

（一）2007 年工作成绩。

1、可控在控 确保电网安全稳定运行。

2007年**电网迅猛发展，全社会用电量达100亿度，比增14.8%，最高负荷达631万千瓦，比增13.02%，新投产500kV变电站3座，220kV变电站9座，负荷增长14%，在电力供应季度性偏紧和基建任务繁重的情况下，管理到位，措施得当，确保电网安全稳定运行，全年累计完成倒闸操作 1909 份操作票，检修停电申请单4443项，出台保护定值单838份。针对电网运行存在的问题，研究、落实应对大量措施，开展“**省及福州市处臵大面积停电事件联合演练”和黑启动实战演练，累计完成反事故演习44次。积极开展大家谈、大家找、大家纠的“百问百查”的活动，规范三级调度管理，圆满完成重要节日及“十七大”期间保供电工作，成功抗御了“圣帕”、“韦帕”以及“罗莎”等五次台风，截止11月底**电网安全运行天数4588天，创下了历史最好记录。

2、优化调度，节能减排成果显著。

全面开展水、火电及省、地、县三级水电联合优化调度，优化地区电网运行方式，全年实现直调水电厂节水增发电量12.2亿千瓦时，水能利用提高率14.2%。同时大力开拓省外电力市场，广开渠道，采取各种交易模式，全年实现外送电47.07亿度较去年增长20.17%，还适时购入特殊时段的电量5亿千瓦时。大力开展节能、环保调度，今年实现 “以大代小”臵换电量共计24.03亿，实现节煤43.1吨，减少硫排放量5984吨,完成全省直调电厂的脱硫投运率、脱硫效率等实时采集与考核，工作并实现华能与嵩屿电厂的煤耗在线采集，为明年节能调度打下基础。

3、管理创新，提升二次专业管理水平。

全面落实继电保护工作会议精神，全力推动双重化、光纤化、差动化配臵，目前省网厂站220KV母差保护双重化率达69.16%，220KV线路保护通道光纤化率达87.28%，220KV电流差动保护配臵率83.77%。规范扩建技改工程的实施方案和接火管理，控制重大现场工作的危险点，防止交直流互串的措施得到落实；继电保护检验中心和培训基地成立，缓解了人员短缺的矛盾、解决了新人员现场技能培训问题；依托地调实现了保护管理和人员培训向县调的延伸和覆盖。

省调以建立了新一代EMS、OMS系统为主线，全面提升了省级自动化水平。配合220kV集控站及无人值守站的建立，加强了数据自动化管理，完成三级、四级数据网建设与应用，全省8个地调水调自动化系统基本建成。全省最后6个县调自动化通过实用化验收。开展了各地区1000kW以上小水电实时采集工作。

加强通信专业的五大管理。认真开展通信管理年活动，精心组织，严密部署，抓好各阶段工作任务的落实，成立**电力OPGW等特种光缆应急抢修队伍，全力保障通信安全畅通。实施网络优化工作常态化。扎实推进变电站通信设施纳入变电站统一巡视管理。

4、精细运作，推动管理规范更上新台阶。

针对工作中出现的新情况，修改调度中心内容绩效考核办法，并进行动态管理。启动ISO9002流程修订工作，简化内部流程，以零不合格报告连续五年通过方圆ISO9000质量体系管理评审，为电网安全运行提供了良好的运行环境。建立了调度生产突发事件应急处理机制，完成了39个预案的修订工作。抓地调、县调专业管理，以《**省地区电力调度各专业考核办法》和《**省县级供电企业调度所规范化管理考核办法》为主线，贯穿全年落实。9个地调、51个县调通过了规范化考核，使全省地、县调度管理上一个台阶。

5、着眼科技，努力做到可持续发展。

认真落实国家电网公司“十一五”调度工作要求，出台了《“十一五”期间**电网调度工作目标及实施计划》，加强计划管理，新一代EMS系统、新一代水调自动化系统建设、全省地区水调自动化系统已初具规模，2008年将全部进入实用化；完成100MW发电机励磁调速系统实测参数建模工作，完成了动态负荷建模系统的开发，并通过专业鉴定；全省通信光纤、四级调度生产数据网络已覆盖全省所有县公司，通信资源管理系统进入现场调试阶段；全省调度二次安全防护系统全面建成；备用调度系统通过方案审查。目前为止，落实“十一五”计划调度技术装备项目投资完成12310万元，项目数完成218个，完成5年计划的87%。

6、以人为本，营造和谐争优氛围。

按照国调试点工作要求及电力调度的管理运作特点，开展调度系统企业文化分析、诊断和实践，形成调度系统政治思想工作合力。开展“一带二”先锋工程，结对53个，明确双方责任。省调、地调、县调三级调度机构三级联创，上下联动携手共进，开创调度机构党建工作整体推进、充满活力的新局面。全国电网调度安全稳定知识普考以全体同志均获100分的好成绩取得团体全国第一，10人进入前 30名的好成绩；自动化专业获得调考活动团体优秀奖，5位同志进入前 30名。

（二）各项指标和完成情况（所有数据截至2007 年11月30 日）（见附件一）。

（三）1-11月份重要运行指标完成情况（见附件二）。

二、重点工作落实情况

（一）落实有关会议等情况：

1、落实国家电网公司电网安全稳定工作会议情况

2006年国网公司安全稳定会议召开后，公司成立了以省公司副总经理为组长的省电网安全稳定工作领导小组及相关工作小组，规划、基建、生产、调度等部门形成了一个协调运作的团队，策划制订了电网安全稳定工作会议的工作计划，每个季度召开专题分析会。修订了《**省电力系统安全稳定管理规定》及《**电网发电机励磁系统管理规定》，目前规划、中试、调度部门用于计算条件、计算数据和技术原则实现基本一致。

推进励磁系统建模，完成了所辖200MW及以上火电机组、100MW及以上水电机组36台。开展调速系统建模，编制了调速系统模型参数辨识软件包，完成了7个电厂的现场试验、数据处理、参数辨识及结果校验工作，总结出规范的汽轮机和水轮机调速系统现场试验方案，建立了**电力系统主要机组调速系统模型库，认真执行《安全稳定计算规定》。

方式中已常态化开展小干扰稳定专题分析，新并网机组在商转前均完成PSS试验，逐步实现了小干扰分析的常态化，共14个火电厂44台机组已投运PSS装臵，目前电网阻尼已经从弱阻尼状态提升到0.04以上，满足稳定要求。

负荷在线建模课题研究成果获国网科技二等奖，建立自动运行的负荷建模平台，促进了我省负荷实测建模的实用化。

确定了“十一五”打开电磁环网的目标，累计完成提高电网输送能力四期项目337个，提高输送能力6736.68MW。

2、落实2007年国家电网公司继电保护工作会议情况

落实继电保护专项监督检查。制定《**省网继电保护专项监督检查补充自查表》，组织完成省内继电保护以及防“三误”工作的专项检查工作，对基建、技改变电站和新投运电厂进行重点抽查，并对发现的问题逐一监督整改到位，同时列入安全工作和继保工作绩效考核。认真宣贯《技术规程》和《检验规程》并在现场进行现场讲解演示，效果明显。加强并网电厂管理，下达了有关电厂开关、短线保护、线路保护改造以及其他电厂线路的光纤通道化改造计划，提高电厂侧的保护配臵水平、国产化、微机化水平。

坚持继电保护全过程管理。从图纸审查、施工方案制定审查、现场安全措施票的实施管理、现场工作监护、投产验收、接火管理、专业考核环节把关，严格执行保护验收存在问题不得投运的制度。另外加强继电保护正确动作指标统计、运行管理和反措落实，跟踪继电保护设备异常缺陷的处理，排查省网内不符合技术规程的运行设备和回路，结合设备停电进行更换。

加强继电保护制度及标准化建设。完成省网内的保护设备招投标技术规范的修订工作，修订并下发《**省电网继电保护及安全自动装臵检验周期时间及检验项目规定》、《**电网防止交流串入直流回路规定》等规定，全面完成省网内 110千伏及以上运行继电保护设备共50多套检验规程的定稿工作，正式发布了220千伏及以上检验规程。全面加强继电保护的软件版本管理，下发**省网 2007年 220千伏及以上主流线路保护和母差保护适用软件版本，完成30多条线路保护、20多套母差保护的版本升级工作。

通过继电保护故障信息系统及网络安全性检查，完成省调端远方核对定值及厦门地区远方改定值的实际应用的技术方案编制工作，满足了实用化的要求。成立了省网继电保护检验中心和培训基地，从事500千伏首检及部分技术力量薄弱电业局的部分设备首检工作，培训现场检修试验队伍，确保省网继电保护首次检验工作的落实和完成。3、2007年调度工作会议和通信专业管理会议落实情况 落实2007年调度工作会议落实情况：

2007年国网调度工作会议一结束，中心立即召开党委扩大会议传达贯彻，统一思想，明确了今后电网调度在新形势下的定位和方向，提出了坚持以确保安全稳定为前提，以“突出一个主题（建立新型完善调度运行模式），抓住两个构建（构建和谐发展环境，构建全新调度智能化平台），推进四大管理（深化应急管理、强化对标管理、提升二次管理、推进精细化管理）主线，优化资源配臵，加快建立新型调度管理机制，实现发电调度方式转变，深化精细化管理，确保全年安全生产、经济运行和队伍建设各项任务全面完成的贯彻意见。召开全省2007年调度年会暨保护、通信、自动化等年会，共出台《**电网事故拉停220千伏主变管理规定》、《**电网“十一五”期间电磁环网解环方案》、《**电网“十一五”节能调度指导意见》、《全省小水电采集的管理办法》等18个管理规定及办法，为2007年工作奠定基础。

落实2007年通信管理会的落实情况：

认真开展通信管理年活动，精心组织，严密部署，在制度建设、设备管理、业务管理、技术管理建设等五大管理上下功夫，成立**电力OPGW等特种光缆应急抢修队伍，及时消除缺陷，实施网络优化工作常态化。进一步加强通信网络结构调整，合理利用和整合资源，让主架网更加安全、更加合理。组织全省各地区SDH网络互联方案，形成省调至各地调的第二光纤通道。下发《加强**电力通信检修管理工作的若干修订意见》，完善了通信检修工作的流程，扎实推进了变电站通信设施纳入变电站统一巡视管理。

落实国网《“十一五”加强调度工作》、《“十一五”通信规划》及公司技改完成情况。

认真落实国家电网公司“十一五”调度工作要求，从提高调度队伍素质、提高自动化水平、提高智能化水平着手，出台了《“十一五”期间**电网调度工作目标及实施计划》，加强计划管理，规范电网调度技术路线和模式，新一代EMS系统、新一代水调自动化系统建设、全省地区水调自动化系统已初具规模，2008年将全部进入实用化。完成100MW发电机励磁调速系统实测参数建模工作，完成了动态负荷建模系统的开发，并通过专业鉴定。建立了调度生产突发事件应急处理机制，全省调度二次安全防护系统全面建成。备用调度系统通过方案审查。落实“十一五”计划调度技术装备项目投资完成12310万元，项目数完成218个，完成5年计划的87%。

编制了《**省电力“十一五”通信规划实施计划》，扎实推进落实“十一五”通信规划各项工作。重点加强通信网薄弱环节的建设，实现通信资源整合，加强对通信网规划、建设的统筹协调和领导，全省通信光纤、四级调度生产数据网络已覆盖全省所有县公司，通信资源管理系统进入现场调度阶段，达到与电网发展同步规划、同步建设、同步投入运行，并适度超前。

“十一五”期间，2006－2007通信技术装备项目投资完成26889万元，项目数完成98个，完成五年计划的61 %。

（二）、“三项分析制度”落实情况；“百问百查”开展情况。

1、不等不靠，全面落实“三项分析制度”。根据国调的统一安排，**省调被确定为《电网调度运行分析制度》实施试点单位之一。中心领导高度重视，亲自挂帅，迅速部署实施。完成了运行分析制度相关功能的开发，实现了对频率、电压、备用、潮流、负荷等重要运行指标的在线集中监控及预警。借助三项制度建立，完善安全管理和内部监督机制。进一步强化二次设备的管理，各专业都在制定相应的二次设备分析实施细则和基础数据管理规范。利用DMIS建立较为完善的二次设备基础数据库和相应的管理流程，并在调度主页上建立了相应的栏目，二次设备的分析制度得到了较好落实。

2、在“百问百查”中，通过自查、培训、整改，梳理现场管理各项规章制度、全面开展安全教育培训活动、规范电网设备检修管理、加强保护全过程管理，规范通信项目管理，承诺并落实七项对电厂的服务内容，开展“大家谈、大家找、大家纠”等各种活动，有效地推进了调度规范化建设。华东互学互查组认为**在全网操作票管理、二次方面垂直化管理、安全防御系统建设、积极开展系列的调考、对规章制度的梳理排查和规章制度更新等工作效果显著。

（三）、调度重点工作检查情况。

11月，国网华东网调检查组一行到调通中心检查落实调度重点工作，认为**调通中心多项工作走在其他省兄弟单位的前列，管理工作卓富成效。一是在备调建设及预案分析演练是走在华东前列，对并网电厂的安全管理非常到位，表现突出；二是继电保护全过程管理很有特色，尤其在保护典型设计及反措研究落实走在全国前列；三是水调装备好，管理和技术水平为全国水调专业领先；四是三项制度及OMS系统落实好，功能实用化能力强。对自查发现的19项的问题认真制定整改计划，落实到部门、落实到人，限期整改。

三、工作的突破和创新

（一）调度管理的创新举措和工作亮点。

1、以危险点分析为抓手，加强大量演练，全年完成演习49次，增强了调度员实际处臵事故能力。

2、在线500kV安控系统结束试运行、正式投运。通过加强日前安全校核和调度台安全校核，不断滚动安全校核，提前为调度台提出有效措施，实现了实时可控在控。

3、深化继电保护全过程管理，实现了从规划设计、基建、首检及运行反措的全过程闭环控制。同时从省调到电业局，成立以调度、生技、检修为一体的工作团队，统一指挥，已成为一支强有力的继电战斗队伍。

4、继电保护已在个别电业局实现110千伏以下远方改定值、220千伏以上远方核定定值和变电站时钟同步等科技创新项目取得初步成效，大大减轻现场保护人员的劳动强度。

5、在水火联合调度优化的基础上，着重抓省、地、县三级联合调度，针对**电网自然灾害多的实际，从提高技术能力入手，建立了系列以防灾变技术支持系统，进一步加强了对地区小水电全方位的管理。

6、以建设三项制度为切入点，通过理顺基础数据，完善安全督促制度及设备缺陷管理等实现了安全管理的闭环控制。

7、针对省、地、县实际，大力开展“厂家带客户、省级带地区、地调带县调”活动，举办各专业培训班21期，980多人。省调获得全国电网安全稳定知识普考团体第一，10人进入前 30名；调度自动化专业调考活动团体优秀奖，5位同志进入前 30名的好成绩。

8、地、县调规范化建设取得了新突破。以《**省地区电力调度各专业考核办法》和《**省县级供电企业调度所规范化管理考核办法》为主线，9地调、51个县调通过了规范化考核。编制了《**电网县级公司一流调度评价标准(试行）》，明确了县调2008年更上一台阶的目标和要求。

9、开展了“一带二”三级联创活动，积极开展调度企业文化研究，提出了调度系统企业文化的初步框架。

（二）标准化建设情况。

根据 06年新颁布的继电保护技术规程和检验规程，全面完成省网保护设备技术规范的修订工作；核对调整省网的标准化设计方案，确定省网110kV以上电压等级国内各主流保护设备的标准化设计图纸；完成省网内 110千伏及以上运行的继电保护设备共50多套检验规程的编制和发布工作；规范了220千伏及以上的保护软件版本。

对现有的各项规章制度进行深化细化的梳理、归类、修改、整合，修订了《**省电力系统安全稳定管理规定》、《**电网发电机励磁系统管理规定》、《**省电网继电保护及安全自动装臵检验周期时间及检验项目规定》、《通信项目基建全过程管理办法》、《县级供电企业通信专业垂直化管理办法》、《通信检修管理办法》、《通信标准站验收和管理办法》等。目前在编制或修订的还有《**电网发电机调速系统管理规定》、《**电网地区无功电压运行管理及考核办法》、《**省电网自动发电控制（AGC）管理规定》等，获得**省标准化先进单位称号。

（三）科技项目进展及获奖情况。

1、坚持科学发展观，敢为人先，开拓进取，2007年科技工作取得了可喜成绩：分别获省公司一等奖2个，二等奖2个，三等奖3个，“**电网在线电压稳定监视与控制系统”荣获国家电网公司 2007科学技术进步奖二等奖。5篇论文获省电机工程学会评为优秀奖。

2、开展了负荷在线实测建模研究，建立自动运行的负荷建模平台，利用PMU装臵和故障录波器扰动录波数据进行符合模型辨识，实现在线滚动负荷建模。

3、推动基层电业局应用远方不停电修改微机保护定值这项技术以来，“微机保护装臵不停电整定的研究及推广应用”率先在国内实现了地区范围内的全面应用，整体技术水平达到国内领先、国际先进，具有很大的推广应用前景。

4、建成新一代EMS系统及调度数据平台建设，较好实现系统集成化，特别是系统在三项分析制度、应用功能集成OMS门户的开发取得了突破。

5、建设新一代水调自动化系统，该系统在全国率先使水调自动化系统又上一个新台阶。

6、完成**电网备用调度系统建设可研设计及方案确定，首家率先通过国调对我省容灾备调方案审查，国调给予高度表扬。

（四）培训情况

根据省公司统一部署开展，大力开展“厂家带客户、省级带地区、地调带县调”活动，加强多方面、多层次培训，造就一批高素质技术人才。开展“厂家带客户”活动，先后完成二批由各电业局选派技术骨干赴烽火通信科技股份有限公司进行为期 4 周的高级培训。开展“省级带地区”活动；组织开展“省级带地区”培训活动，由各电业局选送 6 位通信专业技术骨干分三批到省电力通信公司进行为期 3 个月的离岗研修，以参加技改、基建、检修项目为主，并参与开展其它工作，提高基层人员的业务水平。各地调参照“省级带地区”的工作模式，下现场指导和抽调县调新人、骨干到地调离岗研修，促进县调人员提高业务水平。

整合培训中心和电研院的继保设备和试验仪器，成立了省网继电保护培训基地，制定省网继电保护岗位技能培训大纲，举办4个技能培训班、1个县网整定计算培训班，共培训了100多人次。严格执行国调和省公司的培训要求和目标，制定适合电网实际的培训大纲和教材，完善了培训机制。举办调度系统值班人员持证及复查培训班13期。同时组织省网地调直调厂、站值班运行人员、县调调度员培训班，共培训及发证980多人。组织省网调度系统各专业培训班21期。

获得全国电网安全稳定知识普考团体第一，10人进入前三十名；调度自动化专业调考活动团体优秀奖，5人进入前30名的好成绩。

四、2008 年工作思路和重点工作安排

2008年**调度工作以基础管理入手，能力建设为主，可持续为目标，努力实现调度管理信息化、调度控制智能化、电网运作可视化、应用系统集成化。改变调度管理方式，处理好网厂在深化体制改革中的关系，提升调度专业队伍建设，为建设海峡西岸坚强电网做出应有的贡献！

重点工作安排：

1、认真贯彻国网公司和省公司的关于安全生产的指示精神，苦练内功，杜绝发生因调度责任导致的电网安全事故，实现“可控、能控、在控”的目标，确保不发生电网稳定破坏和大面积停电事故。

针对2008年电力供需紧张及电网薄弱环节，采取各项有效措施及预案，确保安全运行和有序供用电；依靠新的EMS系统，完善在线安全校核及安全预警机制；开展调度准军事化活动，加大省、地等多级联合反事故演习力度；做到设备停役统计分析工作的在线化；升级**电网在线安控系统的控制策略及硬件设备；建设作为国家电网公司系统示范单位的电网气象信息预警系统。完善联络线控制模式，加强对华东电网频率管理与考核新标准的研究，以尽快适应新形势。

2、加强优化调度、实现跨流域跨地区水电资源优化配臵,全力开展节能环保调度研究与探索，展开和谐厂网关系的新篇章。

加大水库优化调度力度，力争水口水库成为2008年国家防总批准的动态汛限水位试点水库之一；积极开展全省跨地区、跨流域水电联合优化调度；满足迎峰度夏期间电网的供电需求；积极开展联络线送受交易，争取完成送华东计划交易电量15亿度，并适时开展短期臵换，购电等多种交易方式为省公司创造最大效益；深化环保调度工作，争取完成6亿以上臵换电量，实施18家火电厂在线煤耗监测采集方案。开展节能技术手段的探索，完善辅助服务手段。

3、细化继电保护、通信、自动化二次专业规范，提升二次专业设备管理水平，加大三个专业的融合程度，实现应用系统集成化。

持之以恒强化继电保护全过程管理，建立基建验收现场标准作业卡，提高对“三误”的考核力度；开展的图纸电子化试点工作；颁布110千伏部分保护设备的软件版本。

全面开展新一代EMS高级应用开发，完成调度生产实时数据中心系统的建设；完成省网备用调度建设；加强网络与信息的安全防范工作；加强地区DMIS系统功能完善和建设；逐步更新地区新一代调度自动化系统（EMS），推进电量系统的实用化进程。

加大资源管理系统建设的力度，推进通信基础管理；加强对现有光通信系统的运行维护，规范省、地、县的光纤管理；建立高清析的会议电视系统；完善通信数据网；加快通信故障处理的相应速度，完善通信监控系统和预警系统。

4、以夯实基础为抓手，顺理调度中心内部、中心与公司相关部门及各电业局之间的交互与界面，深化电网管理精细化及实现应用系统集成化。

夯实电网管理基础数据：依托OMS建设和DMIS升级，完善三项分析制度，明确各级调度的管理分工以及信息集合和分级传输的标准和界限，优化管理流程和信息分类。顺理调度中心内部、中心与公司相关部门及各电业局之间的交互与界面。

深化同业对标工作。巩固完善同业对标工作机制，深化指标分析和过程监控；保持内部指标体系的动态更新；重视典型经验的提炼和推广，实现更广泛的信息共享。

5、抓住龙头项目以科技发展为依托，全面落实“十一五”发展规划，提高调度驾驭电网的能力

依托新一代EMS系统，认真进行数据和应用的深度挖掘，提高调度智能化综合水平；制定新型调度管理体制，建立实现“省内排序，区域内优化，区域间协调”等目标的节能发电调度支持系统；开发**电网在线安全监测和防御控制系统（二期）项目；开发在线电网安全稳定监测和防御控制等系统；依托电网发展中长期继电保护研究、220千伏备自投技术应用两个项目，规范典型变电站电流互感器的配臵。

6、以人为本

开展各层面、各专业形势多样的培训，整体提升人员的综合素质

加强队伍建设，提高工作执行能力。建立合理的培训机制，研究在岗培训方式，完善各专业培训数据库，本着“缺啥补啥”原则，举办各专业前沿动态讲座，依托现场实际开展现场时实培训，依托国网公司继电保护和通信比武竞赛，选拔出优秀人才。深入推进党建“三级联创〃一带二”工程和企业文化建设，广泛开展各具特色的企业文化实践活动，激发员工主人翁责任感。

五、存在问题及对国调建议解决措施（调度工作和生产运行中存在的主要问题与困难；可能的解决措施。）

进入“十一五”以来，**电网得到了飞跃性的发展。同时，随着电力体制改革的深化，电力市场和节能调度之间的矛盾未得到很好解决，这些超常规的变化都给调度管理带来了以下几个方面的新挑战：

1、各级调度的精细化管理均有待进一步加强

电网的发展和体制改革使调度机构面临的内部和外部影响都更加复杂，因此都对调度的安全管理、生产管理、设备管理等方面的精细化提出了更高的要求。2007年国调提出的建设“三项分析制度”就是基于对调度精细化管理前瞻性的举措，同时各网省调也在调度精细化上作了有益的探索。建议今后应该以“三项分析制度”为基础，对调度机构拥有的经验进行总结，建立一套科学合理的指标体系，不但要对调度的结果进行评价，还应该对调度的过程进行评价，不断推进对调度管理工作前瞻性的判断以致决策。

2、从政策上缓解外部因素对调度的影响

随着电力体制改革和国家政策的变化，调度机构面临的内部和外部环境越来越复杂。由于调度的结果将对各方经济利益产生一定影响，因此调度机构越来越成为各方关注的焦点。目前主要的问题是关注调度机构各方都站在不同的立场上来观注调度的行为，给调度的运行带来很大的外部影响。因此建议国调超前研究，从政策层面减少调度工作受到的外部干扰。

3、调度专业队伍应得到进一步的充实

调度员岗位工作标准 篇5

一、岗位标准

1、上岗前必须经过专业的培训取得资格证书方可上岗

2、有一定的井下经验，了解和熟知《煤炭安全规定》。

二、工作标准

1、按调度会要求时间,提前5分钟打开调度会议室门,开启电棒和根据需要开启其它电气设备,调度会完后,打扫干净桌椅并摆放整齐,保证窗明、地板、桌面干净,关上窗户拉上窗帘和关闭所有电源,锁好门。

2、点名并做好记录,根据各单位所提出的问题和领导安排,在班中组织协调和处理好,并做好汇报记录。

3、值班调度员,负责在日常生产调度工作中，重点掌握的安全生产情况,对一些重大不安全因素和隐患,要及时向领导和上级汇报。

4、做好各类生产记录和调度室规定的伤亡和非伤亡事故的记录,达到字迹工整,语言精练。

5、协调督促、落实各类问题的处理。

6、正常情况下,一人下井了解掌握井下生产情况和处理井下出现的问题,二人地面座台和处理地面系统出现的问题,并到现场督促落实。

7、重点掌握采面、初放、安装、回撤、巷道贯通和水、火、瓦斯、高温、火点等事故隐患,对威胁安全生产和中断生产的问题,要重点调度,并及时向领导和上级调度请示汇报。

8、发生重大人身事故时,要按照重大事故处理程序,积极组织指挥事故抢救工作,并汇报领导和上级。

9、掌握当班生产作业计划的完成情况，并负责当班生产数据的统计和原因分析。

10、准确无误地计算各种数据，填写牌版报表，并记录好如下台帐(综合调度台记录、生产中断人身事故、井下出勤、上级指示、交接记录、班长三汇报、产量完成台帐、调度员入井记录)

热力公司调度中心工作流程 篇6

早上7:40开调度会，汇总分析昨日各站运行情况，8:00-16:00 每小时监测各站运行情况，对各站异常及报警情况做好记录并进行通报处理，联系站长。

接听用户投诉电话，记录详细电话内容。

联系抢修队，进行处理。收集处理结果，并作回访和记录。

每小时查看各站视屏监控录像，保证各站设备正常运行。

16:00

早中班交接班，交接各站运行情况，处理过程及结果，交接管网异常情况，热源厂情况，交接投诉受理情况。

16:00-22：00

重复8:00-16:00 18:00

收集各站当日用水，用电情况，并汇总记录考核指标。

24:00

收集各站当天用热情况，与每日规划用热对接，写出分析报告，并作明天报表和计划。

24:00-8:00

调度中心工作标准 篇7

关键词：智能电网,智能调度,成熟度模型,调度中心,业务能力

0 引言

智能电网(smart grid)对提高电网安全、灵活、自愈、互动、经济、兼容、清洁等方面的水平,推动电力行业能源结构调整以及可持续发展将发挥至关重要的作用[1],已成为未来电网的发展方向[2,3,4,5]。

全球性地开展智能电网建设,需要一套能指导其发展和评估其发展阶段的模型和体系。IBM联合美国生产力和质量中心(APQC)以及全球智能电网联盟(GIUNC),提出了智能电网成熟度模型(smart grid maturity model,SGMM)[6],从策略、管理和监管、组织结构、技术、社会与环境、电网运行、人员及资产管理、产业链的整合、用户的体验与管理等9个方面出发,通过提供一组关键性能指标(KPI)来衡量智能电网发展。智能电网成熟度模型不仅可衡量电力企业在智能电网方面取得的进展,明确当前所处的阶段,而且作为一种战略和决策的框架,可帮助电力企业建立一个可分享的智能电网发展蓝图,同时提供技术、管理和组织方面的指导。

智能电网涵盖范围较大,包括了电网规划、建设、调度、维护、营销等电网运营的各个环节。在电网运营诸环节中,调度环节通过信息的获取、传输、处理和反馈等,实现对一次电力系统运行的监视、分析和控制,保障电能流通的安全、经济和优质,在智能电网体系中起到“神经中枢”的作用,是电网的大脑。调度环节由电网调度中心完成,因此提高调度中心智能调度的业务水平是智能电网建设的重要和关键一环。

目前,国内外在此领域已开展了一些卓有成效的研究和实践。在国际上,有PJM先进控制中心[7]、高级配电自动化系统[8]、电力战略防御系统(SPID)[9]等;在国内,有国家电网的智能调度技术支持系统[10]、华东电网高级调度中心项目群[11]、华北电网安全防御及全过程发电控制系统[12]等。

上述研究均在一定程度上反映了智能调度的思想和内涵,但出发点和落脚点不尽相同,且没有针对智能调度的整体描述,没有全面详尽的智能调度建设路线图。本文将在上述研究的基础上,借鉴智能电网成熟度模型的思想,给出调度中心智能调度业务成熟度模型,以期建立统一且适应面广的能力评估模型和建设指导体系,为调度中心提供可分享的智能调度战略框架和发展蓝图。

1 调度中心的业务分析

调度中心是电网运行的调度指挥机构,是负责电网电力调度、运行方式、水调、继电保护、电力通信、电网调度自动化管理的职能部门。随着电网发展和电网管理水平的不断提高,电力系统运行调度涉及的业务范围不断扩大、业务量不断增加,业务之间的关联也越来越紧密。为全面梳理调度中心的业务,首先从调度中心面临的问题入手。为实现对电网的调度指挥,调度中心需要解答以下问题:电网正在发生什么,发生了什么,为什么发生,将要发生什么,以及希望发生什么。回答上述问题的过程也就是调度中心完成业务的过程。

因此,调度中心的业务可以划分为感知、评估、预测、决策4个层面,如图1所示。这4个层面构成了调度中心的业务链:通过感知可获取电网当前的运行状态,了解电网正在发生什么;并在感知的基础上对电网运行状态进行评估,获知某一时间段内电网运行的总体态势,是否发生了安全稳定事故,是否存在隐患和风险,同时对于各种运行状况,分析其出现的原因,为后续调度控制提供依据;由于电网的调度控制总是针对未来的(已发生的事情不能被改变),因此还需要在评估和分析的基础上,预测电网将要发生什么;最后可通过决策,生成相应的控制指令并执行,使得电网运行回归到满意状态,即希望发生的状态。

此外,还需对业务链的整体运作能力进行仔细考察。在传统的调度系统中,业务链中的业务流程相对固定。但在智能电网环境下,一方面由于风电等新能源具有随机性、间歇性强的特性,另一方面由于需要与用户或其他调度中心进行实时互动,调度中心的业务链将不再是固定的,需要建设具有动态、高度适应性、及时响应特性的柔性业务链。这也正是智能调度系统与传统调度系统的最大区别之处。

国家电网公司研发的智能电网调度技术支持系统,也反映出了对上述调度中心各项业务的支持。该系统具有四大类应用:实时监视与预警类应用、调度计划类应用、安全校核类应用和调度管理类应用。其中,实时监视与预警类应用包含了调度中心的感知、评估和决策业务,调度计划类应用包含了预测业务,安全校核类应用包含了评估和决策业务,调度管理类应用则包含了感知业务以及部分敏捷反应的功能。由此可见,本文所述内容与国内最先进的调度系统具有一致性,与目前调度支持系统各试点单位所做工作也并不冲突,可用于各地智能电网的建设。

2 智能调度业务成熟度模型

智能调度业务成熟度模型,用于评估调度中心业务能力,因此需要对感知、预测、评估、决策4项业务进行阶段性的能力评估。同时,由于调度系统的高效率运作不仅需要各方面的良好性能,还需要整个业务链的通力协作,实现业务链的敏捷反应,因此还需在业务能力成熟度分析基础上对业务链进行能力成熟度分析。

下文分别从“实时感知、预测未来、运行评估、智能决策”4项业务和表征业务链的“敏捷反应”出发,分阶段对其能力评估进行分析,从而得到智能调度业务成熟度模型,如图2所示。值得一提的是,由于智能调度的发展需要建立在基础硬件设施的发展之上,如数据采集、网络传输等,因此该模型也适用于评估和指导物理电网以及相关辅助设备的发展。

2.1 实时感知

实时感知是指依托于先进的传感、通信、信息技术,通过量测、采集、传送、监视等环节,实现对表征电网运行状态的关键数据的实时监测,进而全面了解电网的实时运行状态,是后续分析和控制的基础。

实时感知包括快速、全面和准确3项特性:快速是指感知的频度能够捕捉电网的动态特性,满足实时分析和闭环控制的要求;全面是指感知的范围能够涵盖全网所有的关键信息;准确是指感知的内容具有高可信度。按照这3个特性实现程度的不同,可以将实时感知划分为以下4个阶段。

1)稳态数据采集、传送与监视

目前各电网公司主要依托于数据采集与监控(SCADA)系统实现对电网运行状态的实时感知。SCADA系统的远程终端单元(RTU)的数据采集速度较低,使得SCADA系统只能提供周期为3~6 s的稳态数据,不能测量动态数据,且其通信和数据库技术也不能满足动态信息传送与存储的要求。此外RTU没有引入全球定位系统(GPS)的卫星同步信号,测量数据没有时标,导致数据同步性差,在一定程度上影响了上层高级应用的调控效果。

2)动态数据采集、传送与监视

随着智能电网的不断推进,电网运行特性日益复杂、运行状态变化频繁,基于稳态数据的实时感知已经无法满足电网调控的需求,动态信息的测量越来越重要。进入21世纪以来,广域测量系统(WAMS)得到了快速的发展和应用,WAMS以同步相量测量技术为基础,通过相量测量单元(PMU)以及现代通信技术,对地域广阔的电力系统运行状态进行动态监测和分析。与传统量测相比,具有全网同步、精度高、密度高、数据刷新快等特点。但由于PMU本身价格昂贵,只能在关键节点配置,导致其测量结果无法满足系统的能观性,此外PMU没有数据下行通道,不能提供指令下发功能。

3)广域数据同步、多数据源融合

目前,SCADA系统和WAMS数据不共享,无法最大限度地发挥各自的优点,因此实现两者的相互融合成为关键,但融合存在采样频率不一致和无法利用时标进行数据同步的困难。针对这一问题,提出了动态SCADA(DSCADA)系统的概念,即通过集成各种数据采集渠道,建立统一、开放的广域信息平台,从而实现广域数据同步和多数据源融合。

4)基于先进数据过滤技术的高可信度实时感知体系

由于测量精度、通信干扰等原因,量测数据不可避免地存在误差,甚至可能严重偏离真实状态,使得量测数据不能准确地反映电网的运行状态。因此,在数据融合的基础上,通过先进状态估计系统等先进的数据过滤技术,来消除各种扰动造成的数据偏差,辨识不良数据,从而提高量测数据的可信度,建立高可信度的实时感知体系。

2.2 预测未来

预测未来是指通过分析电网运行内外部环境的变化提前感知电网未来的运行状态,作为决策的基础,其预测结果将直接影响决策的适用性。目前广泛应用于调度部门的预测包括负荷预测、风电/光伏发电功率预测、天气水文预测等。

预测结果是对未来不确定性的描述。按照对于不确定性描述的方法和范围不同,可以将预测未来划分为以下4个阶段。

1)确定性或概率性的预测

传统的预测结果一般都是确定性的,如常规的负荷预测只给出一个确定的数值,其缺点是无法确定预测结果可能的波动范围。实际上,由于预测问题的超前性,确定性的预测并不符合客观需求。区间预测和概率性预测可以在一定程度上给出预测结果的变化范围,但其实际应用效果还有待检验和完善,特别是各种预测结果的概率分布函数难以解决[13]。

2)基于情景分析的不确定性预测

为应对传统预测的不足,引入情景分析的方法实现对未来的不确定性预测。情景是对未来以某一概率发生的确定性态势的描述[14],情景分析根据当前组织或系统所处的具体环境,辨识影响环境的确定性以及不确定性等因素,抽象出未来环境可能面对的多种情景,从而将具有高度不确定性的未来环境规划为有限多个典型的情景,大大降低了不确定性。

3)考虑智能电网需求和外部环境不确定性的情景分析

在智能电网新形势下,需求和外部环境的不确定性大大增加。以大规模风电场接入电力系统为例,由于风能的随机性和波动性较大,导致风电输出功率的不确定性较大,而且其功率波动常与用电负荷的波动趋势相反,给传统的、基于确定性负荷预测的电力系统调度带来了很大的挑战。情景分析恰好适用于高度不确定性的情况,因此,将情景分析的方法推广到考虑智能电网需求和外部环境的预测。

4)基于情景的统一预测、仿真、培训体系

情景是对电网某一运行状态的描述,而调度中心的仿真和培训系统都是基于历史数据或模拟数据进行的,这些数据表征的就是电网的某一特定运行状态,因此都可以抽象成情景,即可将情景分析的方法推广到仿真和培训领域中,形成统一的预测、仿真、培训体系。

2.3 运行评估

运行评估是调度中心调控、管理的基础,通过评估发现隐患或者需要改进的地方,进行调控和管理,从而实现电网的趋优运营。评估不仅需要对运行状态进行评估,即分析发生了什么,还需要对可能导致该状态的原因进行评估,即分析为什么发生。评估依托于指标,指标的选取和指标标准的制定将直接影响评估的优劣。据此,可以将运行评估划分为以下4个阶段。

1)分散、孤立的指标评价及离线的考核管理

目前各电网公司往往通过相对分散和孤立的指标对电网运行状态进行评价,通过单一指标的统计对调度中心的业务能力进行离线考核,使得评估不能实时、动态地进行,具有滞后性;不能全面反映电网的运行状态,具有片面性;同时不能反映电网运行状态出现的原因,具有表面性。

2)在线运行状态评估与隐患识别

决策依赖于对电网运行状态的准确把握,对电网运行状态进行准确、及时、全面的评估是进行有效决策的前提。该阶段在实时监测信息和离线信息的基础上对电网的实时状态、历史状态进行综合评价,包括状态指标的实时计算、历史统计与考核、能力指标的计算分析,从而进行隐患识别与风险评估。

3)面向多级决策的综合评估分析

该阶段对电网出现的某个不满意的运行状态进行综合分析,找出不满意运行状态出现的原因。

电网运行状态是调度中心不同时间尺度的多级调度策略共同作用的结果,调度策略的优劣和执行情况的好坏直接影响电网运行的最终状态。此外由于需求和外部环境的不确定性,调度策略的优劣是相对的,如果需求或外部环境发生强烈变化,那么提前制定的调度策略则很难满足电网安全经济运行的要求,进而可能导致电网出现不满意的运行状态,此时根源在于需求或外部环境。因此,需要在对调度中心内部的调度策略及其执行情况评估的基础上,对外部的需求和环境进行综合分析与评估,从而找出电网不满意运行状态出现的根源,为下一步调控提供依据。

4)全方位、一致性的电网运行指标体系

从电力系统实际运行的需求来看,为确保电网的安全、稳定、经济、高效运行,亟需建立一套全方位、一致性的电网运行指标体系。全方位是指指标体系涵盖内容广泛,既包括运行状态评估,也包括决策评估、需求评估、外部环境评估等,同时容纳时间维、空间维等多个维度的信息;一致性是指指标体系本身具有开放性的架构,具有可扩展性、可移植性,灵活地适应不同的场景。通过电网运行指标体系的建立,为全面认知电网的运行态势提供了系统化的平台,从而减少了调度人员的工作量,提高了调控效率。

2.4 智能决策

决策是为实现电网安全、优质、高效运行,针对所有的可控手段,动态制定调控方案的过程。决策是实现电网安全经济运行最直接和最重要的手段,也是调度中心的核心业务。按时间尺度的不同,调度中心需要做出多项决策,如图3所示。图中:AVC表示自动电压控制;AGC表示自动发电控制。

智能决策应面向所有可控手段,在不同的时间尺度上协同优化,以满足不同利益相关者的需求,实现电力大系统的趋优化运营。按照实现程度不同,将智能决策分为以下4个阶段。

1)面向传统的调控对象,离线计划制定、在线辅助决策与调控

目前调度中心的各项决策大多面向传统的调控对象,如火电机组、水电机组、断路器、变压器分接头、低频减载装置、柔性交流输电系统(FACTS)等,往往采取离线制定、在线辅助决策和人工调控相结合的方式对电网进行调控。此外各个决策均以自身的调控目标为依据,彼此之间缺乏沟通,往往导致调控效率低,甚至可能出现反复调节、调节振荡的现象,给电网安全稳定带来了一定的风险。

2)不同调控手段和时间尺度的协调优化决策

决策的时间尺度与调控手段的时间尺度一致,同一时间尺度上的决策,其调控手段将同时作用在电网上,共同影响电网的运行状态,因此在同一时间尺度上的决策应该进行协同,即协同所有的可控资源进行优化决策,以达到控制成本的最小化和控制效果的最大化。

不同时间尺度上的决策层层递进,形成决策链,下级决策在上级决策的基础上进行,上级决策在制定的过程中要充分考虑下级决策的可操作空间,因此不同时间尺度的决策同样需要协同。

3)面向需求和外部环境不确定性的优化决策

在智能电网的新形势下,调度中心的决策归结为如何在不确定性情形下科学、合理地安排电能的生产、输送和使用。因此,智能决策需要更广泛地处理需求和外部环境的不确定性。例如:需要充分考虑新能源发电功率的大规模接入,将新能源发电技术纳入到电网长中短期能源优化调度中,包括风电功率预测精度校核、含风电的发电计划制定、含风电的实时运行控制技术等;考虑如何应对自然灾害等可能导致大停电的安全隐患,应建设集动态安全评估、预防控制、紧急控制于一体的电网灾变防控系统,应对台风、暴雨等恶劣自然灾害的影响,为电网的安全稳定运行护航。

4)互动决策,实现整个电力系统的优化运行与管理

随着智能电网的发展,电力系统相关方的角色也发生了变化:传统的用户不再只是电能的消费者,而是在特定情况下可以转变为电能的提供者;电网不再只是被动地满足用户的电力需求,而是可以通过需求侧管理的方式主动地调控用电需求;随着储能技术的快速发展,发电厂也不再只是输出电能,而是可以吸收一部分电能,起到削峰填谷的作用。综上,包括电网在内的电力系统相关方打破了原有的依赖关系,具有了主动和被动的双重角色。

在此基础上,调度中心决策所面对的可调控对象涵盖的内容大幅增加,包括了参与需求侧响应管理的用户、风电场、各类储能设施等。因此,需要对决策的内容进行同样的扩充,实现互动决策(即互为主动),进而实现整个电力系统的优化运行与管理。

2.5 敏捷反应

敏捷反应的关键在于建立一套具有动态、高度适应性和及时响应特性的柔性业务链,其可以分为以下4个阶段。

1)传统的基于职能部门划分、人工协作的业务机制

在现有调度管理架构中,采用基于职能管理的组织架构,即按照职能部门进行业务划分(见图4)。其中,运行方式部门负责在长时间尺度上整个电网运行能力的设计与规划,即确定电网运行状态的可行域;计划部门负责在短时间尺度上电网能量流的配置,即电网典型运行点;调度部门负责实时状态下对计划部门制定的电网运行点进行微调,以适应系统外部干扰的变化;继电保护部门负责电网非正常运行状态下的紧急处理;而自动化部门、通信部门和综合部门则负责处理电网二次系统的管理。

在职能部门内部,易于形成自动化的业务流程,职能部门之间往往需要花费大量的人力、物力进行业务对接和切换,依靠人工协作来实现业务流程正常运转的方式,这将在一定程度上导致运营效率低下和反应迟缓。

2)业务均质化、集成化

业务依托于应用系统来完成,而现有的应用系统往往针对单个业务,无法面向整个的业务链,且各个系统之间难以紧密集成,使得“环环相扣”的业务被分散的系统分隔开来,存在大量的应用孤岛。因此,实现业务链的敏捷反应,首先必须解决应用孤岛的问题,即基于统一的构建思想实现应用系统的集成。

自律分散系统(autonomous decentralized system,ADS)[15]是近年来逐渐发展起来的一个新的系统概念。它突破了原来传统集中式/分布式的C/S模型,建立了全新的系统模型。

采用自律分散的思想作为系统的集成方案,需要对现有的应用系统进行改造,实现子系统的均质化,基于统一的集成规范将子系统中的应用组件集成起来,实现相互之间以及与其他应用系统之间的交互。

3)基于数据驱动的柔性流程链

传统系统需要事先确定应用软件的工作顺序(控制流程),即在某个应用开始工作后,确定应该驱动哪个应用软件或在什么时刻驱动等。将这种按照时间关系不断推进的处理称为同步处理,该处理方式导致流程效率大为降低,达不到敏捷反应的要求。

采用数据驱动的方式,数据到齐后自行开始处理,无需其他子系统的指令,一方面各应用软件的处理完全是异步进行的,实现了应用组件的即时启动,另一方面应用软件之间没有直接的驱动关系,通过数据保持了松散的结合,流程链完全按照实时运行中数据产生的顺序动态制定,从而实现了流程的动态调整,成为柔性流程链。

4)基于整合化逻辑的容错性和在线测试

无论系统的可靠性有多高,故障还是可能发生,因此需要提高系统的容错性,以保证局部故障不波及系统其他部分。对功能模块中重要的、有容错性要求的模块,根据其要求的不同程度进行多重化管理。各应用系统加装基于整合化逻辑的表决器功能,在多重化功能模块发出的多个同类型数据中选择正确的数据、废弃错误的数据,从而阻止该功能模块故障的影响。

即使系统具有容错性,在发生故障时系统仍大都需要对故障部分进行维修。传统系统难以进行在线维护和测试,因为在线模式和测试模式的功能模块不能共存。借鉴自律分散的思想,各应用之间并不共享数据,且在每个应用中加装测试管理模块,通过在信息控制字段内的测试特性空间设定来实现测试模式的标识,从而实现在线测试的功能。

3 智能调度业务成熟度模型的应用

以上几个方面都是调度中心必须完成的业务以及由这些业务构成的业务链,而要建成功能完备的智能调试中心,需要这5个方面都发展完善,即发展到最高阶段。在发展过程中,如何判断各个方面是否完善、距离发展完善还有多大差距,或者判断整个智能调度中心是否成熟、距离发展成熟还有多大差距,则需要用到此智能调度业务成熟度模型。因此,本文提出的智能调度业务成熟度模型,可以用于评价智能调度业务链中4个关键环节的发展程度以及整个业务链的柔性,进而评价整个调度中心的发展水平。

在评估的基础上,此模型还可用于指明智能调度的发展路线图。电网公司人员可根据自身发展情况以及外部环境,按照此模型中的标准,制定各方面的整体目标以及详细发展计划。

目前,该模型已应用于海南电网智能调度建设项目中。首先,用成熟度模型对海南电网现状进行了评估:目前,海南电网主网架厂站均配置了同步PMU,在此基础上搭建了WAMS,率先步入了“实时感知”的第2阶段。而在其他方面,目前仍采用传统的能量管理系统(EMS)、负荷预测系统以及传统的工作划分方案,因此均处于第1阶段。

然后,在评估基础上,结合海南电网公司智能电网建设的目标,制定海南电网智能调度系统的发展目标。在实时感知方面,由于海南电网公司已具备了全PMU量测这一有利条件,且数据采集服务是其他所有功能的基础,因此将其发展目标定为最高的第4阶段。在预测未来方面,由于智能电网将接入大量风电、太阳能发电等新能源,具有很强的不确定性,并且海南电网时常遭受台风等恶劣天气的影响,因此必须将其发展到第3阶段。在运行评估方面,鉴于之前已经开展了一部分电网运行指标体系的研究工作[16],因此也计划将其发展到最高阶段。在智能决策方面,由于开展用户侧管理需要大量硬件上的支持,在短期内无法实现,但在不确定性情景分析的基础上,面向不确定性的优化决策完全可以实现,因此将其目标定为第3阶段。在敏捷反应方面,由于这是可持续性的EMS(SEMS)与传统EMS的最大区别所在,因此需要对其着重进行发展,再考虑到第4阶段的硬件成本较低,软件实现已有成功范例[15],因此完全可以将目标定到第4阶段。

综合这5个方面的发展现状与目标,分析出当前调度中心缺少的功能,即得到海南电网智能调度中心发展路线图。按照此路线图,海南电网计划在未来几年内建立DSCADA系统、先进状态估计系统、电网运行综合指标体系、频率电压协同控制系统、电网灾变防治系统等一系列相关的系统,并用自律分散的思想改造调度中心的业务链,从而实现调度系统的智能化。

4 结语

建设智能调度系统意义重大,是解决未来日益复杂的电网调度与控制问题的最有力的手段。智能调度系统的研究与建设任务艰巨而具有挑战性,是一个系统的工程,绝不可能一蹴而就,而智能调度业务成熟度模型不但是对这一过程的剖析和细化,更将各个方面的发展联系了起来,将较为分散的研究系统化,对智能调度系统的建设与发展具有科学评估与指明方向的双重意义。

临沂烟草调度指挥中心设计与实现 篇8

关键词：指挥中心；统一通信；管理模式

中图分类号：TP311.52

1 以调度为核心的管理模式

管理模式是在管理人性假设的基础上设计出的一整套具体的管理理念、管理内容、管理工具、管理程序、管理制度和管理方法论体系并将其反复运用于企业，使企业在运行过程中自觉加以遵守的管理规则。

管理模式的定义是从特定的管理理念出发，在管理过程中固化下来的一套操作系统。可以用公式表述为：管理模式=管理理念+系统结构+操作方法。临沂烟草“以调度为核心管理模式”的管理模式的具体内容是：

以“以调度为核心管理模式”为理念，在组织上设立调度指挥中心，调度指挥中心是企业管理的“大脑”，收集、监控、预警企业的经济运行情况及各项作业任务，监控到关键业务节点的事件状态后触发一系列的指挥调度过程，最终能达到管理精益、流程优化、智能决策、服务提升的目的。

在指挥中心的系统结构是一个“监测事件—产生任务—下达指令—监督执行—获取反馈”的动态结构，临沂烟草调度中心责任人监控系统反馈的各项事件，并发布相应的指挥调度指令，能获得所有调度任务的执行情况及进度监控。指挥调度的过程是对动态信息的接收、处理过程，同时也是动态信息的监控和组织协调的过程。

在具体操作方法上，临沂烟草搭建了一整套配合指挥调度管理模式的系统软硬件及管理配套，包括：指挥中心控制室建设、指挥中心系统软件建设以及设立指挥中心专职部门作为制度保障。下文的重点是指挥中心系统软件的设计与实现。

2 指挥中心系统软件设计

指挥中心软件以“系统集成、资源整合、信息共享”为基础，集成整合了公司已有的营销系统、专卖系统、物流系统、视频监控、GIS、短信平台等各类信息化资源。根据设计，系统分为智能监测、指挥调度、领导驾驶舱三大子系统。其中，智能监测、指挥调度两个子系统是基于“监测事件—产生任务—下达指令—监督执行—获取反馈”的系统结构，为满足指挥中心日常调度设计的，具体设计如下：

在“监测事件”方面，系统从视频感知、空间感知、业务KPI指标、流程监控预警四个维度，利用物联网以及SOA等技术手段，全面监控烟草商业企业卷烟营销、物流配送、烟叶生产经营、专卖管理、经济运行、内部监管六大业务领域；全面监控办公场所、物流中心、烟叶收购站、业务车辆、中心机房等生产经营场所；通过GIS全面监控烟叶布局情况、专卖案件的频发区域以及零售户的销售情况。

在“产生任务”方面，系统提供预警参数设置，由根据预设的标准，系统全方位、多维度自动对各类事件进行实时预警。出现异常时，系统将预警信息自动提取列表，产生预警事件。系统根据已定义的预警事件级别，进入相应的调度指挥流程。

在“下达指令和监督执行”方面，系统以完善的规章制度和可靠的信息技术为依据，在产生预警事件后由局领导、部门领导下达调度指令，或者由系统内置的规则自动下达调度指令。指令下达后通过统一通信子系统以系统待办、邮件、短信或其他系统通知处理责任人，依据产生预警的等级以及业务领域不同，系统产生相应“交办”、“督办”等流程，跟踪日常调度的整个过程。

在“获取反馈”方面，指挥中心系统不断收集各类任务的执行情况，展示调度指挥中心当日、当月的事件、任务的总体情况，形成调度指挥的日报、月报并发布给相关领导和负责人。

领导驾驶舱子系统为企业领导提供了一个全面掌控企业运营、实时进行调度指挥的工作平台，集数据分析、预警监控、报告查看、指令下达于一体。领导驾驶舱子系统包括电子地图分析、企业关键绩效分析、商情通报、市场分析等功能，支持领导从地理纬度、组织机构、时间序列等多个层面进行综合的业务统计与分析；同时请示汇报与指令下达功能提供了一个领导与下级进行沟通指挥的驱动，方便领导在发现问题时，实时的进行调度指挥。

3 指挥中心系统技术实现

指挥中心系统建设技术实现的要点包括人的整合、系统的整合、通信的整合以及信息的整合与挖掘。

人的整合就是通过指挥中心系统将临沂烟草人员都纳入整合指挥调度体系，使用的是统一用户系统。统一用户系统中用户存储采用LDAP，核心是访问控制系统（AM）和身份管理系统（IM），AM和IM分别通过各自的标准接口集成各应用系统，从而达到统一认证、单点登录和用户统一管理的目标。指挥中心系统通过统一的用户管理、身份认证及访问控制，实现各种异构系统统一的单地址登录、用户身份保持、用户访问身份确认、非法访问保护等功能。做到了用户只需使用一套用户名和密码，通过一次登录，就可以访问所有已集成的应用系统。

系统的整合就是利用企业服务总线打通临沂烟草已有的各个系统，使各系统都成为指挥中心系统的信息节点，使指挥中心系统及时监控企业运行过程中的各项事件。为了摆脱传统的系统集成模式，临沂烟草指挥中心采用了企业服务总线进行异构系统的集成，通过企业服务总线实现不同服务之间的通信与整合，屏蔽不同应用之间的差异性，为异构系统的集成提供了统一的交互方式。指挥中心的系统整合具体使用的企业服务总线功能包括：服务的请求和响应、服务转换、服务路由、日志记录、服务监控等。

通信的整合使用的是统一通信技术。统一通信技术是把计算机技术与传统通信技术融合一体的新通信模式，融合计算机网络与传统通信网络在一个网络平台上，实现电话、传真、数据传输、音视频会议、呼叫中心、即时通信等众多应用服务。通过统一通信技术，指挥中心将指挥中心产生的“交办”“督办”任务畅通的下达到责任人，实现了通信与指挥调度的紧密融合，步提升了临沂烟草的应急反应能力与日常办工的效率。

在信息的整合方面，临沂烟草指挥中心以烟草行业信息资源标准为基础在后台构建数据仓库。数据仓库利用把各类业务系统的数据进行标准化的处理，构建企业统一的数据仓库，实现“数入一库”；在数据挖掘方面数据仓库按照“分层分区”设计的原则，构建了操作性数据存储（ODS）区、面向主题的全局数据存储（DW）区和面向分析使用的多维分析存储（OLAP）区，数据经过清洗、转换和加载等过程保证数据质量，实现“数出一门”。指挥中心系统利用数据仓库的统一加工的数据，构建指挥中心的大屏展示的数据展示系统，将KPI数据、企业实时运营等数据利用图、表、地图等清晰、直观、简洁的数据展现方式丰富形式展现出来。

4 指挥中心系统的应用效果

临沂烟草通过指挥中心系统建设，全面提了升临沂烟草管理水平、业务运行水平、信息化应用水平。

在管理上，通过指挥中心系统建设将形成下上下联动、统一高效、协调一致、执行顺畅的指挥调度管控体系。

在业务运行上，通过指挥中心系统对企业运行营销、物流、烟叶、经济运行、专卖、内管六大业务领域进行监控及预警处理，保证企业业务的高水平运行。

在信息化应用上，通过指挥中心系统完成对现有系统的集成整合、集中展示，以及多种通讯手段的融合，整体提升信息化应用水平。

此外，指挥中心系统还利用多渠道融合的统一通信技术实现跨集群，跨通信网络的多网融合调度，实现固定话机、集群终端、行政办公话机的相互通信。在出现重大紧急事件时，可以通过指挥中心的视频侦测、群集调度、GPS/GIS等技术，利用融合移动通信等多种通信手段，进行临场应急调度指挥。这为临沂烟草的重大事件应急保障提供的坚实基础。

参考文献：

[1]田宁.调度指挥中心中央控制系统的设计与实现[D].吉林大学，2012.