大运行体系介绍.ppt

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必要性,第一部分：

“五大”体系建设总体方案简介,1,2,3,4,五大体系建设总体方案简介,“五大”体系建设的必要性,“五大”体系建设的总体思路和主要目标,“五大”体系建设的配套措施,“五大”体系建设的主要任务,总体目标,按照集约化、扁平化、专业化的方向，建设“大规划、大建设、大运行、大检修、大营销”体系，做强公司总部，做实省公司，做优地（市）公司，做精县公司，提高公司发展能力和运营效率，提升公司服务水平和社会形象。

主要内容,一是明确了公司各层级业务功能定位。

突出总部“四个中心”作用，强化全局性重大决策和管控，集约进行核心资源的优化配置，统筹组织“五大”体系建设。

区域公司是总部的组成部分，其职能与总部职能统筹设计、科学分工、协同运作。

二是提出了“五大”体系建设的主要内容。

配套措施,要加强公司标准体系建设，协调统一公司系统的技术标准、管理标准和工作标准。

1、信息系统是支撑“五大”体系建设的平台ERP。

2、要加强人力资源建设，做好公司系统的人员调整优化和统筹平衡。

3、研究建立反映“五大”体系建设成效的评估指标与评估方法。

中国电科院,交流建设公司,直流建设公司,国网运行公司,省公司,地（市）公司,县公司,省电科院,省检修公司,跨区500千伏以上交流建设,跨区500千伏以上直流建设,特高压交直流、660千伏及以上直流换流站等设备运行和维护检修,附图1公司组织层级示意图,地（市）建设公司,110（66）千伏和城郊区35千伏及以下电网建设管理与组织实施,国网电科院,国网经研院,国网能源院,110（66）千伏和城郊区35千伏及以下电网检修、维护、巡视/巡线、操作、技改,电能计量、电费抄核收、业扩报装等,技术监督、研发、服务、支持、规划研究编制、可研初设评审、工程结算审核、自动化运维、设备状态监测评估、95598客户服务、计量检定等业务,所辖220千伏及以上电网设备检修、维护、巡视/巡线、操作、技改等,农村供电所,检修分公司,县域内35千伏及以下电网检修、维护、巡视/巡线、操作、技改,县客户服务中心,县域内35千伏及以下电网调度、变电站设备集控和客户服务,国家电网公司,郊区供电所,地（市）客户服务中心,区域电网公司,电网规划编制、设计、科研等,地（市）电科所,所辖信息网和通讯网的建设、运营、维护等,建设分公司,县域内35千伏及以下电网建设管理与组织实施（必要时设立）,国网信通公司,省信通公司,省建设公司,所辖220-750千伏电网建设业务管理与组织实施,信息网和通讯网的建设、运营、维护、技术支撑等,所辖信息网和通讯网的建设、运营、维护等,地（市）检修公司,地（市）信通公司,总部层面,省层面,县层面,省建设公司,省检修公司,区域层面,总部的组成部分,负责公司规划、计划归口管理负责总规划和特高压、跨区直流、750千伏电网规划负责电源和用户接入方案归口管理，负责需国家核准或330千伏及以上电源接入方案,负责500千伏以上电网规划研究与编制，对省级规划研究单位提供技术指导,负责公司建设业务的归口管理负责建设业务相关标准、规范的制定，并对建设业务进行流程和标准化管理,负责国家电网调度运行通信业务的专业管理负责直接调度管辖电网运行的组织、指挥、指导和协调,负责公司生产业务的归口管理和资产全寿命周期管理负责电网技改归口管理和组织实施,负责特高压交直流设备、500千伏直流设备的状态监测评估,负责公司营销业务的归口管理负责公司营销政策、营销技术的研究制定和组织实施负责营销自动化系统建设负责营销业务标准及业务流程统一制定推广,负责营销政策的研究、支撑负责营销技术的开发、信息系统升级完善、稽查监控数据支撑维护,负责本省规划、计划归口管理负责35-500千伏电网规划负责需本省核准的35-220千伏电源接入和用户接入方案审查,负责500千伏及以下电网规划的研究和编制协助初审220-500千伏项目可研，协助审查35-110（66）千伏电网项目可研,负责所辖35一般220千伏电网建设初设评审和工程结算监督,负责所辖二次系统、自动化等技术支持,负责所辖电网生产技术管理和资产全寿命周期管理负责所辖电网技改归口管理,负责所辖35-500千伏设备状态监测评估,负责省公司营销业务职能管理及组织实施负责营销稽查监控管理负责营销自动化系统推广及业务应用管理,负责营销政策、技术研究负责95598客户服务、计量检定等业务,负责地区内调度运行通信业务的专业管理,负责所辖电网生产技术管理,负责省域内220-750千伏电网建设业务的管理和组织实施,负责所辖220千伏及以上电网设备检修、维护、巡视/巡线、操作、技改,负责500千伏以上设备监控负责信息网和通讯网的建设、运营、维护、技术支撑等,负责特高压交直流变电站、660千伏及以上直流换流站设备运行和维护检修，500千伏常规直流换流站核心设备专业化检修,负责二次系统、自动化、通信、仿真计算等技术支持,负责特高压、跨区500千伏以上交直流建设,负责电网重点220千伏及以上初设评审和工程结算监督,负责省内所属电网项目的建设职能管理,履行建设管理属地化职能，开展征地、拆迁、外部关系协调等工作,负责提出电网发展需求，负责10千伏及以下电网规划负责审查10千伏电源接入和用户接入方案负责配合落实规划、计划和前期工作,负责省级电网调度运行通信业务的专业管理,负责营销业务职能管理负责营销稽查监控管理,信息化平台（SG-ERP）,财务集约化管理,物资集约化管理,人力资源集约化管理,地（市）层面,附图2“五大”体系各级功能一览图,负责所辖35千伏及以下电网调度运行和变电站设备集控,负责县域内售电市场拓展、用电检查、业扩报装、抄表收费等营销业务,负责辖区内110（66）千伏及以下电网建设,承担110（66）千伏及以下电网规划编制具体工作,负责所辖电网调度运行负责110（66）-220千伏（330千伏负荷站）和城郊区35千伏变电站设备监控负责所辖信息网和通讯网的建设、运营、维护等,负责110（66）千伏及以下电网设备检修、维护、巡视/巡线、操作、技改,负责城郊区售电市场拓展、用电检查、业扩报装、计量检定、营销系统运维、稽查监控、抄表收费和地域内客户能效服务等营销业务,协助地（市）公司提出电网发展需求负责配合落实规划、计划和前期工作,配合征地、拆迁、外部关系协调等工作,负责农村低压设备检修、维护、巡线、操作,省电科院,负责所辖信息网和通讯网的建设、运营、维护等负责省级电网调度运行控制和500千伏变电站（330千伏枢纽站）设备监控,省信通公司,县客户服务中心,地（市）信通公司,地（市）建设公司,地（市）检修公司,地（市）电科所,地（市）客户服务中心,省公司,县公司,省检修公司,负责省公司规划计划归口管理负责35-500千伏电网规划负责需要本省核准的35-220千伏电源接入和用户接入方案,技术监督、技术研发、技术支持、技术服务负责35-500千伏电网规划的研究和编制协助初审220500千伏电网项目可研，协助审查35110千伏电网项目可研负责所辖35一般220千伏电网建设初设评审和工程结算监督、定额管理、质量监督负责二次系统、自动化等技术支持负责所辖35-500千伏设备状态监测评估负责95598客户服务、计量检定等业务,负责所辖电网生产技术管理和资产全寿命周期管理负责所辖电网技改管理,负责省公司营销业务职能管理及组织实施负责营销稽查监控管理负责营销自动化系统推广及业务应用管理,负责地区内调度运行通信业务的专业管理,负责所辖220千伏及以上电网设备检修、维护、巡视/巡线、操作、技改,负责省域内220-750千伏电网建设业务的管理与组织实施,负责所属电网项目的建设职能管理,发展部,负责提出电网发展需求，负责10千伏及以下电网规划审查10千伏电源接入和用户接入方案负责配合落实规划计划和前期工作履行建设管理属地化职能，开展外部关系协调等工作,负责省级电网调度运行通信业务的专业管理,地（市）公司,基建部,调控中心,生技部,营销部,省建设公司,省电科院,发展建设部,调控中心,附图3省公司“五大”体系典型组织框架示意图,省建设公司分支机构,必要时可分片设立,负责所辖电网生产技术管理和生产业务组织负责所辖电网技改归口管理和组织实施,负责营销业务职能管理及组织实施负责营销稽查监控管理负责营销自动化系统推广及业务应用管理,生技部,营销部,承担110（66）千伏及以下电网规划编制具体工作、设计、科研等,市设计所,负责110（66）千伏和城郊区35千伏及以下电网建设管理与组织实施,负责110（66）千伏和城郊区35千伏及以下电网设备检修、维护、巡视/巡线、操作、技改,地（市）建设公司,地（市）检修公司,地（市）客户服务中心,负责县域内35千伏及以下电网设备检修、维护、巡视/巡线、操作、技改,检修分公司,省检修公司分支机构,可根据需要分片设立,县客户服务中心,地（市）电科所,负责110（66）-220千伏（330千伏负荷站）和城郊区35千伏变电站设备监控,负责省级电网调度运行控制和500千伏变电站（330千伏枢纽站）设备监控,由地（市）公司直接负责所属县公司的业务管理职能县公司负责有关属地的业务配合等工作,农村供电所,郊区供电所,业扩报装电费抄核收电能表计量检定等,负责所辖35千伏及以下电网调度运行和变电站设备集控负责抄表收费、业扩报装等负责农村供电服务、线路及低压设备检修、维护、巡线、操作、电费收取等，可根据实际，参与10千伏电网检修、维护、巡视/巡线、操作,省信通公司,市设计所,地（市）信通公司,负责县域内35千伏及以下电网建设管理与组织实施（必要时设立）,建设分公司,负责所辖信息网和通讯网的建设、运营、维护等,负责所辖信息网和通讯网的建设、运营、维护等,“大运行”体系简介,“大运行”体系建设方案,1,2,“五大”体系建设总体方案简介,3,“大运行”体系建设试点成效,4,“大运行”体系建设工作要点,第二部分：

“大运行”体系建设方案,1,2,3,4,大运行体系建设方案,公司“大运行”体系建设背景,“大运行”体系建设的必要性,“大运行”体系建设的主要内容,“大运行”体系建设的总体思路和目标,第二部分：

“大运行”体系建设方案,

（一）公司“大运行”体系建设背景1、公司电网运行及管理现状长期以来，我国电网运行体系分为调度运行和设备运行两个层面，设备运行又包括发电设备运行和输变电设备运行两个部分。

电网运行体系,调度运行,由调度机构调度人员和所辖厂站端的运行值班人员构成调度系统，共同负责实施电网运行。

设备运行,由发电企业运行人员负责发电设备运行。

由电网企业运维人员负责输变电设备运行。

第二部分：

“大运行”体系建设方案,2、公司调度运行和输变电运行的模式

（1）电网调度运行现状电网调度管理机构,公司调度运行由各级调度机构归口管理。

我国现有“五级调度”，实行“统一调度、分级管理”。

第二部分：

“大运行”体系建设方案,调度值班人员：

公司系统省级以上调度员总数550人，基本实行五值三运转，平均每值3人；地级调度员总数3476人，平均每值2人；县级（含配调）调度员11776人，每值不足2人。

总体上看，调度值班人员数量长期相对固定。

随着电网快速发展，设备、装备数量大幅增加，调度员人均业务量持续增长。

第二部分：

“大运行”体系建设方案,

（2）变电运行现状变电运行管理：

目前，公司系统变电设备运行由生产部门归口管理，由各级生产运行单位负责所辖变电设备的监控、巡视、操作及维护工作。

变电运行管理模式主要分为专业化和属地化两种。

其中，500千伏及以上设备运行和检修目前多数采用专业化的管理方式（在31家网省公司中，有21家单位成立了超高压公司）；220千伏及以下输变电设备运行和检修目前主要采用属地化管理（除北京、上海、甘肃、湖南四家公司外均为属地化管理）。

第二部分：

“大运行”体系建设方案,变电装备：

变电站装备水平明显提升。

110（66）千伏以上断路器无油化率达到95、组合化率达到18，继电保护微机化率达到98；变电站综合自动化率达到82%。

第二部分：

“大运行”体系建设方案,变电运行值班模式：

随着变电站自动化水平提高，变电站管理从传统有人值班方式向无人值班方式转变。

目前，变电站有人值班、无人值班和少人值班三种模式并存。

呈现以下特点：

一是无（少）人值班成为主要模式，约占变电站总量的80%；二是不同电压等级间存在较大差异，220千伏及以下变电站多采用无（少）人值班方式。

第二部分：

“大运行”体系建设方案,三是地区间存在较大差异，华东区域无（少）人值班率较高，东北华中比例较低。

四是无（少）人值班变电站存在多种集中监控模式。

其中，在操作队设集控站的占26%；集控中心+若干操作队的占57%；设备监控纳入调度管理的调控一体化监控模式占17%。

第二部分：

“大运行”体系建设方案,

（二）“大运行”体系建设的必要性1、变革运行组织模式是电网发展的客观要求随着坚强智能电网的建设发展，国家电网的物理形态和运行特性都发生显著变化，客观要求相应变革电网运行组织形式。

相对于电网发展与运行的客观要求，目前电网运行业务相对分散的决策、组织、实施模式与电网运行一体化特性的矛盾日益突出。

政策影响约束性,新能源利用、环境保护、节能发电调度、电力监管等要求形成了对电网运行的多重约束，需要调度运行转变运作模式和业务流程，主动适应政策环境的变化。

电网规模扩大，结构改变，安全稳定特性更加复杂；交直流混联，大电源影响增强，电网运行控制难度加大。

特高压骨干网架建设初期和电网发展过渡期间，运行安全面临结构性矛盾。

第二部分：

“大运行”体系建设方案,2、技术进步是运行组织变革的内在推动力随着电网智能化的进程，电网设备可靠性进一步提高，运行信息化、可视化手段不断完善，专业技术日趋融合，技术发展要求变革运行组织形式以适应生产力进步的需要。

同时，技术发展也为变革提供了技术支撑和物质基础。

第二部分：

“大运行”体系建设方案,3、构建新型运行体系是转变公司发展方式的必然选择建设“一强三优”现代公司，要求发挥集团化运作的优势，整合电网运行资源，通过体制创新,实现调度运行与设备运行的集约融合、实现调度结构功能优化调整。

变革电网运行控制体系：

转变现行调度运行与设备运行相分离的业务模式，缩减运行环节、理清工作界面，提升电网运行实时控制效率，提高电网整体协同控制。

变革调度运行管理体系：

转变现行电网运行管理层级多、链条长的组织方式，进一步强化统一调度，切实保障大电网安全运行，充分发挥国家电网资源优化配置能力。

公司要求构建“三集五大”管理体系，变革组织架构、创新管理方式、优化业务流程，实现公司从传统企业向现代一流企业转变。

第二部分：

“大运行”体系建设方案,（三）“大运行”体系建设总体思路和目标,1、总体思路,第二部分：

“大运行”体系建设方案,整合公司电网调度和设备运行资源，推进各级变电设备运行集中监控业务与电网调度业务的高度融合，实现调控一体化；优化调度功能结构，推进国调、网调运行业务一体化运作，省调标准化建设、同质化管理，地县调专业集约融合，形成集中统一、权责明晰、工作协同、规范高效的“大运行”体系，提高驾驭大电网的调控能力和大范围优化配置资源的能力。

2、建设目标,“大运行”体系,各级调控一体化,国调网调一体化,第二部分：

“大运行”体系建设方案,（四）“大运行”体系建设的主要内容1、调度功能定位及业务范围调整

（1）调度功能定位调整国、网调层面：

实施国调、网调运行业务一体化运作，实现事前业务集中决策、事中业务协同开展、事后业务集中考核，强化对500千伏及以上电网运行的统一协调控制，共同保障以特高压为骨干的公司输电网安全、优质、经济运行。

第二部分：

“大运行”体系建设方案,省调层面：

实施标准化建设、同质化管理，全面落实国家电网调控运行专业管理要求，负责调度所辖电网。

地、县调层面：

实施专业化和集约化，将原县调调度范围内110（66）千伏电网调度权上移至地调，强化电网调度专业管理职能，提升统筹保障地区电网安全运行能力。

县（配）调负责调度管辖35千伏及以下电网。

有条件的地区，可将城区配调并入地调，实现地调、城区配调的融合，缩减管理层级。

第二部分：

“大运行”体系建设方案,

（2）调控业务范围调整按照各级调控一体化的目标，将各电压等级变电设备运行集中监控业务分别纳入相应电网调度统一管理。

第二部分：

“大运行”体系建设方案,（3）集中监控信息划分,1、事故信号指反应事故的信号及开关变位信号，包括：

开关位置、保护动作信号、单元事故信号、全站事故总信号。

2、异常信号指有关设备失电、闭锁、告警、通信中断等信号，包括：

开关机构告警信号：

分合闸闭锁、SF6告警闭锁、漏氮报警、弹簧未储能、加热储能电源消失等、保护装置异常信号、二次回路告警信号、自动化设备异常信号、AVC异常信号、其它异常信号。

3、遥测越限信号指模拟量越限信号，包括：

电流、电压、有功、力率、温度越限等。

4、变位信号指刀闸、地刀、切换开关、压板等设备或装置的变位信号。

5、告知信号指一般的提醒信号，包括：

油泵启动、VQC自动调节、主变分接头档位变化、在线滤油动作等。

监控信息划分为事故、异常、越限、变位信息和告知信息五类。

事故、异常、越限、变位信息传送调度单位。

告知信息由生产单位定期检视并分析处理。

第二部分：

“大运行”体系建设方案,2、各级调度管理职责及组织架构

（1）各级调度管理职责国（网）调依法对公司电网实施统一调度管理，承担国家电网调度运行、变电设备运行集中监控、系统方式、调度计划、继电保护、通信、自动化、水电及新能源等各专业管理职责，协调各局部电网的调度关系；负责500（330）千伏及以上主网运行的组织、指挥、指导和协调，直调有关电厂；负责500千伏及以上直流、750千伏及以上交流变电设备运行集中监控。

第二部分：

“大运行”体系建设方案,省调负责省级电网调控运行。

落实国家电网调度标准化建设、同质化管理要求，承担本省电网调度运行、变电设备运行集中监控、系统方式、调度计划、继电保护、通信、自动化、水电及新能源等各专业管理职责；调度管辖省域内220千伏电网和终端500（330）千伏系统，直调所辖电厂；开展省域内500千伏交流变电站（330千伏枢纽站）变电设备运行集中监控业务。

地调负责地区电网调控运行。

承担地区电网调控、方式计划、继电保护、通信、自动化等各专业管理职责，调度管辖110（66）千伏电网和终端220千伏系统。

开展地域内110（66）千伏、220千伏和部分330千伏变电设备运行集中监控业务。

县（配）调负责县级（城区）电网调控运行。

调度管辖县域（城区）35千伏及以下电网。

开展县域（城区）内35千伏及以下变电设备运行集中监控业务。

第二部分：

“大运行”体系建设方案,

（2）各级调度组织架构调整,省级以上调度组织架构,第二部分：

“大运行”体系建设方案,地调组织架构,第二部分：

“大运行”体系建设方案,县调组织架构,第二部分：

“大运行”体系建设方案,3、主要业务流程根据“大运行”体系相关职责和业务范围变化情况，考虑与其它相关体系的衔接，对相应主要业务流程进行完善和调整。

设备监控流程电网调控流程调度计划流程运行方式流程安全内控流程,第二部分：

“大运行”体系建设方案,

（1）设备监控流程重点保障电网调控与变电运维的业务协同。

明确工作界面，实施设备运行信息的分类分送，加强设备运行状态监控与健康状态评估、遥控操作与现场巡视操作、异常处置与缺陷管理等工作之间的衔接，提高日常运行绩效和应急控制的时效性。

第二部分：

“大运行”体系建设方案,

（2）电网调控流程重点提高电网实时运行控制能力。

在传统调度运行值班业务基础上，增加变电设备运行集中监控功能，同时加强在线安全分析预警、实时计划优化调整和新能源实时控制等功能，全面掌控电网运行状态，实现调度运行从经验型向智能型、从单一运行功能到多功能、从事后被动型向事前主动型的转变。

第二部分：

“大运行”体系建设方案,（3）调度计划流程重点保障省级以上调度运行计划安排的统筹。

依托智能电网调度技术支持系统，细化负荷预测，统一开展省级以上主网日前发输电计划和检修计划的量化优化校核，实现电网运行结构的统一管理和电力资源的优化配置，提高各级调度计划精益化水平及安全风险预控能力。

第二部分：

“大运行”体系建设方案,（4）运行方式流程重点保障电网运行方式的统一管理。

省级以上电网运行方式实行统一标准、集中计算、集中决策、统一制定，实现主网运行方式的统筹；拓展专业领域，开展过渡期系统校核计算，实现从规划电网到运行电网的全发展周期安全校核。

“大运行”体系简介,“大运行”体系建设方案,1,2,“五大”体系建设总体方案简介,3,“大运行”体系建设试点成效,4,“大运行”体系建设工作要点,第三部分“大运行”体系建设试点成效,1,2,3,4,大运行体系建设试点成效,总体情况,试点单位工作开展情况,智能电网调度技术支持系统取得突破性进展,国调、分调运行业务一体化,第二部分：

“大运行”体系建设方案,（4）安全内控流程重点健全调度安全内控机制。

结合调控主要业务流程，建立关键业务节点和专业交接面的安全审计制度，实施全方位绩效评估和反馈，实现安全闭环控制，全面提升调控运行安全绩效。

第三部分“大运行”体系建设试点成效,

（一）总体情况根据公司总体部署，去年年初，江苏、重庆电力公司作为试点单位，全面开展了“五大”体系建设工作，2011年底已完成了省、地、县三个层次的调度控制一体化、调度功能调整和运行业务扩展，形成了相应的技术、管理和工作标准体系，“大运行”体系运转情况良好。

同时，结合区域公司分部化改制，西北、华中、东北、华东区域调度改制为调度控制分中心，国调、分调一体化格局初步形成。

智能电网调度技术研发应用取得重大进展，为“大运行”体系建设提供了技术保障。

第三部分“大运行”体系建设试点成效,

（二）试点单位工作开展情况1.组织体系基本到位,组织架构调整：

完成了变电设备监控职责、工作调整和调度内部机构、岗位的规范设置，全面实现了省（市）、地、县三级调度控制中心的建设目标。

组建了省电科院电网技术中心和省、地级信通公司，形成了技术服务支撑体系。

人员调整：

从原有监控中心和变电站值班人员中遴选人员，经过培训和严格考核后充实到各级调度，承担集中监控业务。

根据调度业务模式转型要求，充实了省（市）、地调专业管理人员，强化了专业管理职能。

第三部分“大运行”体系建设试点成效,省级调控中心人员编制情况,江苏、重庆公司各级调度控制中心集控的变电站覆盖率分别达到99.6%和85.4%，基本实现了电网运行“调控一体化”。

2、调度控制业务平稳运作,28座10座,1716座243座,889座52座,2633座305座,第三部分“大运行”体系建设试点成效,深化完善调度安全内控机制，实施省地县三级调度内控机制“一体化建设”，全面实现核心业务流程上线、监督和审计。

建立各级调度统筹协调的日前调度计划优化决策和量化安全校核机制，促进调度计划由粗放型向精益型转变。

在调度运行值班设立了在线安全分析专岗，促进电网分析由离线向在线、电网调度由经验型向分析型转变。

电网运行方式集中决策、统一安排，统筹多级电网系统校核计算，实施电网运行方式“一体化决策”。

3.推动了传统调度业务转型,业务模式转型,第三部分“大运行”体系建设试点成效,4.提升了技术支撑能力,全面实施调度自动化系统与变电站集中监控系统一体化建设，为实施调控一体化提供坚强保障。

调度生产管理OMS新增设备监控管理功能，并完善优化调度管理功能，全面适应“大运行”各项业务要求。

加快推进光纤通信网和调度数据网建设，提升了信息传输保障能力。

48,第三部分“大运行”体系建设试点成效,南京地调,金湖县调,江苏省调,完成调度、监控值班场所“合一”建设，为调度控制融合提