1楼：承邦望云阁
电力设施建设费用巨大，每个地区的电力管理建设单位独立运营，但是电力都是需要联入中国整体电网，为了利于成本核算，利益分配，所以电网采取分区分级调度方式。
电力系统控制如何分层，为什么要实行统一调度？
2楼：
先说统一。这是电力生产与消费必须同时完成这一特殊特性所决定的，就是说电力不能大量储存，即使在已经有抽水蓄能电站的今天，仍然要求电力生产与需求需要实时平衡。如果一个电网没有统一调度来对生产与消耗进行管控，供需双方、不同的发电公司的不现发电厂间、不同的用户间各自为政，不仅电力**要求的电压、频率质量无法保证，甚至造成电网解裂，根本无法向用户供电。
再说分层。或者叫分级，这是因为电网调度工作涉及的信息量非常之大，有正常信号，故障信息、一次二次信号，等等。如果所有的信息都直接到达网调，他可能就被各种信息“湮没”了，因为任何信息都要经过筛选、分析、判断，直到做出决定、付诸行动，如果是这样，调度人员就根本没有时间进行正常的生产指挥、事故处理。
因此需要对相关工作和信息进行分级，只将最重要的信息（信号）传到网调，次一级的传到地调，再次一级的传至县调等等。
为什么说电网调度是重要的
3楼：汉中张良庙
因为电网是一个有机的整体，而电网内交流电能的生产、输送、与使用总量又随时都在变化，但在任何瞬间又都必须保持平衡，这样才能确保电能质量指标符合国家规定的标准，现代电网作为一个庞大的产、供、销电能的整体是电力发展的必然结果，网络性、规模性是电网越大体现的越充分。根据电力生产发供用同时完成的瞬时平衡的规律及电网对电力产品和用户实行零库存销售的特点，这就需要对电网这个技术复杂的系统进行严格的科学管理，发、供电系统的任一设备发生故障，任何一个局部出现问题都可能会波及到全网，尤其是对电网的突然事故，应能正确、迅速的处理，并要尽快回复供电，此时只有在统一指挥下才能正确迅速消除故障，保持电网正常运行。因此电网安全稳定运行的前提就是电网中的每一环节都必须在调度机构的统一领导下，随用电负荷的变化而协调运行。
就目前现代电网情况和国内各类机组类型来看，如果没有统一的组织、指挥和协调管理，电网就难以维持正常运行。因此现代电网必须实行统一调度，分级管理。
4楼：匿名用户
电网（由变电站、输电线路组成）就是负责把发电厂的电输送到我们千家万户，一般来说高一级调度的管理低一级调度区域内的重要合环线路和区域之间的联络线
五大电网分区
5楼：雪v歌
1、 电网统一调度、分级管理是建立统
一、开放的电力市场，实现更大范围能源资源优化配置的保障。
2、以生产力标准为尺度，统一电网、统一调度的模式代表了先进的调度管理模式，是世界的主流方向；联合电网、联合调度对保障电网安全不利，在现有技术条件下有碍于在最大范围内实现能源资源优化配置。
3、要对电网运行进行有效的组织、指挥、指导和协调，维持整个电网的安全，应当对电网进行统一调度，统一调度。这个制度实施得越彻底，电网的安全越有保障，反之事故风险越大。从我国电网的实际出发，为保证电网安全必须实行统一调度。
4、在电力市场化之后，“统一调度，分级管理”依然是电网调度管理的最基本形式。坚持统一调度是世界各国电力市场有序运营的可靠保障，也是我国电力市场的理性选择。
5、统一调度的范围制约着能源资源优化配置的范围，要在多大的范围内发挥市场配置资源的基础作用，就必须在多大范围内实现集中调度。为避免市场壁垒，全国互联电网应当依法实现统一调度、分级管理。国家级电网调度机构有效行使其法律授予的调度权不仅重要，而且十分必要。
关于电网总调度
6楼：汉中张良庙
我是个市级地区调度的调度员，中国的电力调度分为：国调、网调、省调、地调、县调。
一般来说高一级调度的管理低一级调度区域内的重要合环线路和区域之间的联络线，也就是说国调管理的是网调（西北电网、华北电网等）之间的联络线，一般都是较高的电压等级，如750kv、1000kv交流、500kv直流等跨区域送电线路。至于具体到网内是什么情况，有多少110kv线路，有多少10kv线路国调是不会管的，也管不过来，也就是说国调只管各区域之间联络线，应该还间接管理重要的电源点（如三峡等）。
全国的电网应该不全归国调管，毕竟南边还有个南方电网不属于国家电网。至于国调掌握的数据，都是由专门的通信设备在关键点采集数据后汇总发送至国调的，也有各网调汇总自己辖内数据后上报再汇总的。
电力系统调度自动化的目录
7楼：匿名用户
目录第1章绪论
1.1现代电力系统的特点
1.2电力系统调度的主要任务
1.3电力系统调度体制和现代调度自动化系统的发展1.3.1我国的电力系统的分区分级调度
1.3.2调度自动化系统的发展
1.4调度自动化系统的基本结构
1.4.1信息采集和控制执行子系统
1.4.2信息传输子系统
1.4.3信息处理子系统
1.4.4人机联系子系统
第2章子站系统——变电站自动化
2.1引言
2.2变电站自动化的基本内容
2.2.1继电保护的功能
2.2.2监视控制的功能
2.2.3自动控制装置功能
2.2.4远动及数据通信功能
2.3变电站自动化的结构
2.3.1变电站自动化的设计原则和要求
2.3.2集中式变电站自动化系统
2.3.3分层分布式结构集中组屏的变电站自动化系统2.3.4分散分布式与集中相结合的变电站自动化系统2.4变电站自动化的发展
第3章电力系统数据采集
3.1引言
3.2开关量输入电路
3.2.1隔离电路
3.2.2滤波去抖电路
3.2.3驱动控制
3.2.4地址译码电路
3.2.5输入/输出的控制方式
3.3开关量输出电路
3.4模拟量输入电路
3.5模拟量输出电路
3.5.1结构形式
3.5.2d/a转换器
第4章电力系统数据通信
4.1引言
4.1.1电力系统远动通信的基本功能
4.1.2电力系统远动通信的基本结构
4.1.3数据通信的基本原理
4.1.4远动通信配置的基本类型
4.2信息传输与信道
4.2.1电力系统传输信道
4.2.2多路复用
4.2.3数字调制与解调
4.3差错控制
4.3.1概述
4.3.2差错控制方式
4.3.3误码控制编码的分类
4.3.4有关误码控制编码的几个基本概念
4.3.5纠错编码方式简介
4.3.6循环冗余校验码
4.4远动信息传输的基本模式及其规约
4.4.1概述
4.4.2远动信息传输规约
4.4.3iec的相关国际标准
第5章主站系统——scada/ems系统
5.1引言
5.2调度自动化的硬件结构
5.2.1集中式系统
5.2.2分布式系统
5.3调度自动化系统的系统软件
5.3.1操作系统
5.3.2开发支持环境
5.4调度自动化系统的应用支持平台
5.4.1任务调度与实时通信子系统
5.4.2数据库管理系统
5.4.3图形系统
5.5scada系统
5.5.1scada系统基本功能
5.5.2scada数据库
5.5.3scada系统的评价指标
5.6ems应用软件基本功能
5.7电网与电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护5.8ems系统的发展方向——标准化和组件化5.8.1开放系统
5.8.2corba简介
5.8.3概要分析
5.8.4主要优点
5.8.5corba的基本框架
5.8.6iec 61970标准
第6章电力系统实时拓扑分析与状态估计
6.1引言
6.1.1什么是状态
6.1.2谁决定状态
6.1.3厂站的典型接线方式
6.2网络拓扑的实时确定
6.2.1厂站的接线分析
6.2.2网络的接线分析
6.3电力系统静态状态估计
6.3.1概述
6.4量测系统可观测性分析的拓扑方法
6.4.1对量测系统分析的一些基本认识
6.4.2可观测性分析的步骤
6.4.3利用边界注入量测合并量测岛
6.4.4基于潮流定解条件的可观测性分析
6.4.5实时数据的误差和不良数据
6.4.6状态估计问题的数学模型
6.4.7极大似然估计
6.5电力系统静态状态估计的算法
6.5.1newton法解加权最小二乘估计问题6.5.2快速分解状态估计算法
6.5.3稀疏矩阵技术的应用
6.5.4状态估计和常规潮流的关系
6.6电力系统状态估计中不良数据的检测和辨识6.6.1概述
6.6.2残差方程——量测误差和残差之间的关系6.6.3不良数据的检测
6.6.4不良数据的辨识
6.7抗差状态估计
6.7.1概述
6.7.2m-估计
6.7.3最大指数平方抗差状态估计
第7章电力系统实时静态安全分析
7.1绪言
7.1.1电力系统运行的安全性和可靠性
7.1.2电力系统运行状况的数学模型
7.1.3电力系统实时运行状态的分类
7.1.4电力系统安全控制的分类
7.1.5安全控制功能的总框图
7.2电力系统静态安全分析中的潮流算法
7.2.1直流潮流法简介
7.2.2newton-raphson法潮流计算7.2.3快速解耦潮流计算
7.3电力系统静态安全评定
7.3.1矩阵求逆辅助定理
7.3.2快速分解法交流开断潮流的计算
7.3.3发电机开断的模拟
7.4安全控制对策
7.4.1灵敏度分析
7.4.2准稳态灵敏度
7.4.3校正控制的数学模型
7.4.4控制变量变化量δu的求解
7.4.5线性规划的数学模型
7.5电力系统安全控制对策
7.5.1电力系统有功安全校正对策分析
7.5.2电力系统无功安全校正对策分析
7.6电力系统最优潮流简介
第8章自动发电控制
8.1引言
8.2分级的有功频率控制
8.2.1一次调频
8.2.2二次调频
8.2.3三次调频
8.3互联电力系统的自动发电控制
8.3.1联合电力系统的自动调频特性分析
8.3.2互联电力系统的控制区和区域控制偏差8.
3.3互联电力系统中单个控制区的agc控制策略8.3.
4互联电力系统多区域控制策略的应用与配合8.3.5多区域的优化控制
8.4agc主站软件的基本构成及其工作原理8.4.1agc主站软件概述
8.4.2负荷频率控制的基本流程
8.4.3时差修正和无意电量偿还
8.4.4agc中的若干问题
8.5自动发电控制性能评价标准与参数的确定第9章无功电压自动控制
9.1概述
9.2无功电压的基本特性
9.3无功电源、无功补偿及电压调节设备
9.3.1同步发电机
9.3.2输电线路
9.3.3变压器
9.3.4并联电容器
9.3.5并联电抗器
9.3.6串联电容器
9.3.7同步调相机
9.3.8静止补偿器
9.4网省级电网的自动电压控制
9.4.1两级电压控制模式
9.4.2**电压控制模式
9.4.3第**电压控制的模型和算法
9.4.4第二级电压控制的模型和算法
9.4.5第一级电压控制的基本工作原理
9.5地区电网的自动电压控制
9.5.1自动电压控制的软件结构
9.5.2滤波
9.5.3校正控制
9.5.4全局优化控制
9.5.5安全监视模块
第10章调度员培训**系统
10.1概述
10.2dts体系结构
10.2.1dts系统基本概念
10.2.2dts系统基本功能与模块
10.2.3dts**室结构
10.2.4dts系统在调度中心网络的位置10.3软件支撑平台
10.4**支持系统（教员台系统）
10.4.1教案制作与管理
10.4.2**过程控制
10.5电力系统模型
10.5.1稳态模型
10.5.2稳态**
10.5.3动态模型
10.5.4暂态时域**
10.5.5中长期动态模型
10.6二次设备模型
10.6.1概述
10.6.2自动装置模型
10.6.3继电保护模型
10.7控制中心模型
10.7.1scada模型
10.7.2pas模型（ems高级应用模型）10.7.3agc模型
10.7.4avc模型
10.8培训评估
10.9dts与ems的一体化
10.10多调度中心联合培训和反事故演习
10.10.1模型集中式
10.10.2分解协调模式
10.11dts的应用
10.11.1调度员电网调频操作、调压与无功控制的训练10.11.2调度员倒闸操作训练
10.11.3事故处理的训练
10.11.4恢复操作的训练
10.11.5二次系统的学习
10.11.6运行方式研究和事故分析
10.11.7电网规划研究
10.11.8scada/ems的测试考核工具参考文献