电力调度控制中心是整个电网调节、控制、管理的枢纽，也是电网的指挥中心，值班员必须打起十二分精神，一旦出现异常情况，要迅速作出正确的处理。对相关工作人员进行电力调度培训是很有必要的。以下是电力调度培训课件，欢迎阅览！
电力系统调度
电力系统调度是由许多发电厂提供电能，通过输电、变电、配电、供电网络向广大用户供电，是一个复杂的系统。其产、供、销过程在一瞬间同时完成和平衡。
分级调度
调度管理范围和职责的划分，一般按照地理位置和电压等级，并根据行政区域和电力系统特点而定。
调度机构分为五级，即国家调度机构，跨省、自治区、直辖市调度机构，省、自治区、直辖市级调度机构，省辖市级调度机构，县级调度机构。目前我国已建立了较完备的五级调度体系，分别是国家电力调度通信中心，简称国调;东北、华北、华东、华中、西北、南方电力调度通信中心，简称网调;各省(直辖市、自治区)电力公司电力调度通信中心，简称省调;还有270个地调和2000多个县调。
其中，南方电网实行“统一调度、分级管理”的四级调度体系，电力调度机构分为四级：一级调度为中国南方电网电力调度控制中心;二级调度为省(自治区)级调度机构;三级调度为地区(市、州)级电力调度机构;四级调度为县级电力调度机构。
主要分级管理范围和主要职能：
①大区电力系统调度：负责全系统的安全经济运行。管辖骨干水电站、火电厂，500kV及以上电压的输电线路和变电所，220kV的主干线路、有向联络线路和枢纽变电所，并统一协调省级调度的工作。编制全系统的负荷预测和调度计划，进行自动发电控制或联络线负荷偏移控制，以及全系统实时自动经济运行调度，进行全系统运行状况的安全监视和分析，编制全系统的统计表报。
②省级调度：在大区电力系统调度领导下负责分管省区范围电力系统的调度工作。 管辖220kV及以下省内电力线路和变电所，以及所属电厂，并管理地区调度的工作，编制所辖电力系统的负荷预测和调度计划，进行联络线偏移控制、所辖电力系统运行情况的安全监视和分析，编制统计表报。
③地区调度：在省级调度领导下负责地区电力网络的工作。管理110kV及以下变电所及送配电线路，掌握和分析用电负荷情况，并配合做好计划用电工作。进行监视点的电压自动调整，所辖电网运行情况的安全监视和分析，编制统计报表。
调度管理内容
系统调度的主要的管理工作内容：
①预测用电负荷：根据负荷变化的历史记录、天气预报、分析用电生产情况和人民生活规律，对未来24小时或48小时进行全系统负荷预测，编制预计负荷曲线，配备好相适应的发电容量(包括储备容量)。
②制订发电任务、运行方式和运行计划：根据预测的负荷曲线，按经济调度原则，对水能和燃料进行合理规划和安排，分配各发电厂发电任务(包括水电站、火电厂的负荷分配)，提出各发电厂的日发电计划;指定调频电厂和调频容量，并安排发电机组的起停和备用，批准系统内发、输、变电设备的检修计划;对系统继电保护及安全自动装置进行统一整定和考核，进行系统潮流和稳定计算等工作，合理安排运行方式。
③进行安全监控和安全分析：收集全系统主要运行信息，监视运行情况，保证正常的安全经济运行。通过安全分析(采用状态估计和实时潮流计算等应用技术)进行事故预想和提出反事故措施，防范于未然。
④指挥操作和处理事故：对所辖厂、站和网络的重要运行操作进行指挥和监督。在发生系统性事故时，采取有力措施及时处理，迅速恢复系统至正常运行状态。
电网调度的首要任务是保障电网安全、稳定、正常运行和对电力用户安全可靠供电。为此，调度机构要预先通过大量的计算分析，制定对付意外事故的安全措施，装设安全自动装置和继电保护设备。做好事故预想和处理预案，防范于未然。一旦电网发生故障，调度就要按电网实际情况并参考处理预案，迅速、准确地控制故障范围，保证电网正常运行，并避免对电力用户供电造成影响;遇到严重事故时，为保证主网安全和大多数用户的正常供电，调度将根据具体情况采取紧急措施，改变发输电系统的运行方式，或临时中断对部分用户的供电。故障消除后，调度要迅速、有序地尽快恢复供电，尽量减少用户停电时间。
调度的另一重要任务是，保证电能质量，保持频率、电压、波形合格。这就必须时刻保持发电和用电的瞬时平衡。由于电能不易大量贮存，而用户的用电是随机的，要时刻保持供需平衡，就要求调度必须提前预计社会用电需求，并依此进行事前的电力电量平衡，编制不同时段的调度计划和统一安排电力设施的检修和备用。在实际运行过程中调度一方面要依靠先进的调度自动化通信系统，密切监视发电厂、变电站的运行工况和电网安全水平，迅速处理时刻变化的大量运行信息，正确下达调度指令;另一方面要实时调整发电出力以跟踪负荷变化，满足用电需求。
调度还需要综合考虑国家能源政策和环保政策，以及电源分布、负荷需求、电网结构以及防汛、环保等因素，按照公平、公正的原则合理安排发电，实现发电资源的优化利用，以提高国家电力能源利用效益。
能源局:电力调度交易市场秩序须进一步规范
按照《国家能源局关于印发2017年市场监管重点专项监管工作计划的通知》部署及国务院“双随机”工作要求，为进一步规范电力调度交易工作，维护电力市场秩序，国家能源局于2017年下半年组织有关派出能源监管机构，对山东、黑龙江、青海、安徽、湖北、云南、贵州7个省份开展了电力调度交易与市场秩序专项监管工作。专项监管工作组对7个省份有关电网企业、发电企业的2015年全年及2017年上半年电网运行方式与计划安排、电力调度运行管理、并网运行与辅助服务管理、新建发电机组进入商业运营管理、交易电量组织、电价执行与电费结算、可再生能源政策落实、电网公平开放及信息披露等情况进行了现场检查，形成了《山东等7省电力调度交易与市场秩序专项监管报告》(以下简称《报告》)，并已于近日向社会公开发布。
“两个细则”、新机商转等有关规定执行不严
电力调度运行管理须进一步加强
《报告》指出，部分电力调度机构执行“两个细则”不严格，存在违规免考核;部分电力企业对新建机组转商业运营工作管理不严、执行不力等问题。主要表现为：
——部分电力调度机构未按规定及时将有关发电企业纳入“两个细则”管理范畴。例如，黑龙江省电力调度机构延期50天将华润东堤风电场、大唐东辉风电场、七台河万龙风电场纳入“两个细则”管理范畴。
——部分电力调度机构存在“两个细则”违规免考核问题。例如，山东省电力调度机构2015年全年至2017年上半年未考核火电机组非停共16台次，涉及金额279万元;对2015年以来173次风电场设备故障非计划停运事件，93次并网线路跳闸停运事件均未考核，涉及金额1462万元。
——部分电力调度机构存在“两个细则”考核执行错误的问题。例如，青海省电力调度机构对2017年5月汉东电厂#1机组调峰能力考核套用标准错误，涉及金额12万元。
——部分电力企业执行新建机组转商业运营政策不严格。例如，湖北省电力公司、华能武汉发电有限公司未能严格执行有关规定，在华能武汉发电有限公司#5、#6机组增容部分未达到商业运营条件的情况下，按商业电价结算上网电量，多结算差额部分2256.96万元。
对此，《报告》提出明确整改要求，相关电力调度机构和电网企业要严格执行“两个细则”有关规定，严格执行并网机组考核和辅助服务补偿，将相关火电、风电漏考费用按派出能源监管机构要求，纳入“两个细则”予以分配;相关电网企业要严格执行国家能源局《关于取消新建机组进入商业运营审批有关事项的通知》有关规定，确保各项工作流程有序衔接，对违反规定超期进入商业运营的发电机组，要及时申请派出能源监管机构进行专项核查，并根据核查结果按调试电价追溯结算电量。
《报告》同时披露了部分电力企业并网调度协议及购售电合同签订不规范，管理不严格;部分电力调度机构在执行年度基数合同电量完成率、新能源消纳、并网流程等方面管理不规范。主要表现为：
——部分省份电力企业购售电合同未及时签订，存在无合同交易问题。例如，山东省电力企业2015年部分购售电合同延迟到当年8月上旬签订，2017年所有购售电合同截至2017年7月尚未签订。
——部分省份电网企业并网调度协议、购售电合同管理不严格。例如，安徽省电力公司在炉桥热电厂、滨淮电厂取得发电业务许可证后未及时签订正式的并网调度协议。
——部分电力调度机构运行方式和计划安排不合理，影响可再生能源消纳。例如，黑龙江省电力调度机构在非供热期弃风限电时段安排多家直调火电机组出力高于核定的最小运行方式。
——部分电力调度机构未合理调用抽水蓄能电站。例如，华东电网电力调度机构调用琅琊山、响水涧抽水蓄能电站抽水调峰时，未根据上海、安徽两省实际情况按需分配，客观上造成资源浪费。
——部分电力调度机构管理不精细，技术措施相对落后。例如，湖北省电力调度机构的电力调度生产管理系统仍采用拨号上网方式登陆，影响发电企业及时获取信息和办理检修工作票。
对此，《报告》提出明确整改要求，相关电网企业要规范购售电合同与并网调度协议的签订和备案工作，及时并严格对照“两个范本”与发电企业签订并网调度协议、购售电合同，在电力系统实际运行中坚决杜绝无协议调度、无合同交易;相关网、省电力调度机构要加强电力调度管理，进一步提高调度运行水平，公平对待各发电企业，高度重视系统整体运行经济性，方便发电企业及时开展有关工作。
电费结算等有关政策执行存在差别化对待
电力市场交易行为须进一步规范
《报告》指出，部分电力交易机构、市场主体在交易组织、交易执行等方面不规范，合同履约缺乏约束机制;部分电网企业违反国家电价政策，电费结算不规范;部分电网企业落实国家可再生能源政策不力，影响可再生能源有序发展。主要表现为：
——跨省跨区电能交易市场机制尚不完善。2015年在湖北电力供应富余、火电机组发电利用小时偏低的情况下，湖北省电力公司仍购入西北、华北电量7.62、25.93亿千瓦时。
——部分省份电力直接交易合同兑现率低。例如，2015年贵州省电力市场化交易合同签约电量272.49亿千瓦时，实际完成交易电量172.42亿千瓦时，兑现率仅为63.28%。
——部分电力交易工作开展不规范，信息报送、市场准入存在问题。例如，青海省电力公司对参与交易的市场主体资格把关不严，致使9个未取得电力业务许可证的发电企业参与跨省跨区电能交易。
——部分省份月份市场化交易电量执行偏差较大。例如，云南省部分月份发电计划与月度交易结果衔接不紧密，导致月度交易电量实际偏差较大。
——部分电力交易机构技术支持系统功能不完善。例如，云南电力交易机构2015年和2017年的交易系统功能不够完善，相互间不能兼容，交易历史数据无法查询。
——部分电网企业电价政策执行不到位。例如，安徽省电力公司按照110千伏电压等级的大工业电度电价向电压等级为220千伏的安庆皖江发电公司收取用网电费。
——部分电网企业电费结算滞后。例如，贵州电网公司2015年应付购电费439.23亿元，实付购电费428.23亿元，欠付11亿元;2017年1-6月，应付购电费203.08亿元，实付购电费197.56 亿元，同时，支付上年旧欠电费7.35亿元，累计欠费9.17亿元。
——部分电网企业使用承兑汇票支付电费比例偏高。例如，2017年上半年，青海电力公司收取银行承兑汇票占应收电费64.38%，同期支付购电费中汇票占比89.93%。
——部分电网企业对部分发电企业电费结算差别化对待。例如，云南电网公司在电费结算中对南方电网公司所属的鲁布革电厂能按月100%结清电费且无承兑汇票，对其他发电厂的各月电费结算率只能达到90%左右;山东省电力公司对各发电企业电费结算标准不一，超前支付和逾期支付现象并存。
——部分电网企业可再生能源补贴政策落实不到位。例如，黑龙江省电力公司2015年底收到财政部发放的可再生能源电价附加补助资金6.84亿元，直至2017年2月26日才向有关发电企业支付;青海省电力公司2017年上半年支付可再生能源补贴8.35亿元，汇票占比28.58%。
——部分省份存在由电网企业下发文件，变更光伏发电容量现象。例如，山东省电力公司发展策划部在地方能源管理部门、国土资源管理部门未出台相关文件的情况下，超越职责权限，以选址土地不适合建设光伏电站等原因为由，出具文件擅自下调光伏电站装机容量。
对此，《报告》提出明确整改要求，有关电力交易机构及电网企业要进一步规范电力市场交易行为，切实维护电力市场秩序，严格审查市场主体资质，充分尊重市场主体意愿，加强合同条款约束力，确保市场交易的严肃性，公平、公正、公开组织开展市场化交易;有关电网企业严格执行国家有关电价政策及电费结算有关规定，及时足额结算发电企业电费，采取有效措施切实降低购电费中承兑汇票支付比例，并确保可再生能源电价附加补助资金足额、按时发放到位，不得以银行承兑汇票的形式支付;有关电网企业要认真梳理由电网企业擅自变更容量后并网的光伏电站，会同光伏企业逐一整改，并将整改情况书面报送派出能源监管机构，按照有关规定处理。
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