一、引言

配电网作为连接输电网与用户侧的关键枢纽，承担着电力分配、负荷供给、分布式能源消纳等核心功能，其调度运行水平直接关系到电力系统的稳定运行与供电服务质量。近年来，在"双碳"目标引领下，风电、光伏等分布式电源（DG）大规模接入，电动汽车、储能设备等柔性负荷快速增长，配电网从传统单一供电模式向"源网荷储"多元互动模式转型。同时，电力市场化改革推动售电侧竞争加剧，用户对供电可靠性、电能质量及定制化服务的需求日益提升，给电力企业配电网调度运行工作带来前所未有的挑战。当前，部分电力企业配电网调度运行仍存在调度模式僵化、技术支撑不足、管理机制不健全、安全防控能力薄弱等问题，制约了配电网资源优化配置与高效运行。因此，深入探讨新形势下配电网调度运行的创新路径，对电力企业提升核心竞争力、助力能源转型具有重要的现实意义。

二、新形势下配电网调度运行的核心特征与挑战

（一）核心特征

1. 源网荷储多元协同：分布式光伏、分散式风电等新能源大量接入，储能系统、电动汽车充电桩等交互式设备广泛应用，配电网从"源随荷动"向"源荷互动"转变，调度运行需兼顾电源出力波动性、负荷随机性与储能调节性。

2. 调度对象复杂化：配电网设备类型持续丰富，涵盖传统输配电设备、分布式电源、储能装置、柔性负荷等，不同设备的运行特性、控制逻辑差异显著，增加了调度运行的统筹难度。

3. 运行工况动态化：新能源出力的间歇性、用电负荷的峰谷差扩大，导致配电网电压波动、功率倒送等现象频发，运行工况呈现强动态性与不确定性，对调度响应速度与精准度提出更高要求。

4. 服务需求多元化：用户从单一用电需求向"供电可靠性+电能质量+定制化服务"多元需求转变，要求配电网调度运行既能保障基本供电安全，又能满足不同用户的差异化用电需求。

（二）主要挑战

1. 技术层面：分布式电源高渗透率导致配电网潮流分布复杂，传统调度决策依赖人工经验，难以实现源网荷储协同优化；配电网监测覆盖不足，部分偏远区域设备缺乏实时监控，数据采集不全面，影响调度决策的科学性；调度自动化系统兼容性不足，难以整合多元设备数据与调度信息。

2. 管理层面：调度运行管理机制缺乏灵活性，难以适配市场化交易与多元主体互动需求；调度人员专业能力不足，缺乏新能源、储能等新型设备的调度管理经验；部门协同机制不健全，调度部门与运维、营销、规划等部门沟通不畅，影响调度指令的高效执行。

3. 安全层面：分布式电源无序接入可能引发配电网电压越限、频率波动等安全问题；极端天气频发导致配电网设备故障概率增加，应急调度处置压力增大；网络攻击、数据泄露等 cybersecurity 风险对调度系统安全运行构成威胁。

4. 市场层面：电力市场化改革下，售电主体增多，电价机制灵活化，配电网调度运行需兼顾安全约束与经济效益，实现资源优化配置与市场化交易的协同。

三、新形势下电力企业配电网调度运行的创新策略

（一）优化调度模式，构建多元协同调度体系

1. 推行"源网荷储"协同调度：以配电网安全稳定运行为前提，建立分布式电源、储能系统、柔性负荷的协同调度机制。通过负荷预测、新能源出力预测技术，结合储能调节能力，制定动态调度方案，实现新能源全额消纳与负荷精准供给。例如，在新能源出力高峰期，引导储能系统充电、柔性负荷错峰用电；在出力低谷期，释放储能电量、调动可调节负荷，平抑配电网功率波动。

2. 探索市场化调度模式：适配电力市场化改革需求，建立"安全优先、市场导向、多元互动"的市场化调度机制。将配电网调度与电力现货交易、辅助服务市场相结合，鼓励分布式电源、储能企业参与调峰、调频等辅助服务，通过市场激励引导多元主体主动配合调度运行，提升配电网运行的经济性与灵活性。

3. 完善分级调度机制：基于配电网电压等级、供电范围与负荷重要性，建立"省级-市级-县级"分级调度体系，明确各级调度职责分工。省级调度侧重统筹协调跨区域配电网资源配置与新能源消纳；市级调度负责区域内配电网日常调度与应急处置；县级调度聚焦本地配电网设备监控与负荷调整，实现调度权责清晰、高效协同。

（二）强化技术赋能，提升调度运行智能化水平

1. 搭建一体化调度控制平台：整合配电网监测、控制、调度、分析等功能，构建"云边协同"的一体化调度控制平台。通过边缘计算技术实现本地设备实时监控与快速响应，通过云计算技术开展大数据分析、负荷预测与调度优化决策，实现配电网调度运行的数字化、可视化与智能化。

2. 推广先进监测与控制技术：部署配电网同步相量测量装置（PMU）、故障录波装置、智能电表等监测设备，实现配电网运行状态的全面感知与数据实时采集；应用馈线自动化（FA）、分布式电源协同控制、储能充放电控制等技术，提升配电网故障自愈能力与动态调节能力，缩短故障停电时间。

3. 引入人工智能与大数据技术：利用人工智能算法优化负荷预测与新能源出力预测模型，提升预测精度；通过大数据分析挖掘配电网运行规律，识别潜在安全隐患与优化空间，为调度决策提供数据支撑；应用数字孪生技术构建配电网虚拟仿真模型，模拟不同运行工况下的调度方案效果，辅助调度人员制定最优决策。

（三）完善管理机制，保障调度运行高效有序

1. 健全协同管理机制：建立调度部门与运维、营销、规划、安监等部门的常态化沟通协调机制，定期召开调度运行联席会议，共享设备运行状态、负荷变化、检修计划等信息，协同解决调度运行中的重点难点问题。例如，运维部门及时反馈设备检修进度，为调度部门制定调度方案提供依据；营销部门收集用户用电需求，协助调度部门优化负荷调整策略。

2. 优化人员培养机制：针对新形势下配电网调度运行的技术需求，建立"理论培训+实操演练+岗位历练"的全方位人员培养体系。开展分布式电源、储能、市场化调度等专业知识培训，组织应急调度、故障处置等实操演练，鼓励调度人员参与跨部门轮岗学习，提升其综合业务能力与应急处置能力。

3. 完善考核评价机制：构建"安全指标+效率指标+服务指标+市场指标"四维考核体系，将配电网供电可靠性、新能源消纳率、故障处置时间、用户满意度等纳入调度运行考核范围。考核结果与部门绩效、个人薪酬直接挂钩，激励调度人员主动提升工作质量与效率。

（四）强化安全防控，筑牢调度运行安全防线

1. 完善安全运行规章制度：结合配电网新形势下的安全风险特征，修订完善配电网调度规程、操作细则、应急处置预案等规章制度，明确分布式电源接入、储能调度、负荷调整等环节的安全要求与操作流程，确保调度运行有章可循、有规可依。

2. 加强安全风险预警与管控：建立配电网安全风险分级管控与隐患排查治理双重预防机制，通过调度控制平台实时监测配电网电压、频率、潮流等运行参数，识别电压越限、功率倒送、设备过载等安全风险，及时发出预警信息并采取调控措施。定期开展配电网安全隐患排查，重点排查分布式电源接入点、关键设备运行状态等，建立隐患台账并限期整改。

3. 提升应急调度处置能力：制定完善的配电网突发事件应急调度预案，明确应急响应流程、职责分工与处置措施。建立"调度-运维-抢修"应急联动机制，配备应急抢修队伍与物资装备，定期开展应急演练，提升调度人员与抢修队伍的协同处置能力，最大限度缩短故障停电时间，减少事故损失。

四、案例分析——以某市级电力企业配电网调度运行实践为例

某市级电力企业地处新能源资源丰富区域，近年来分布式光伏、分散式风电快速发展，电动汽车充电桩保有量年均增长30%，配电网调度运行压力持续增大。为应对新形势挑战，该企业从以下方面推进配电网调度运行创新：

1. 构建协同调度体系：搭建"源网荷储"协同调度平台，接入分布式电源2300余座、储能电站12座、柔性负荷聚合商8家，实现新能源出力预测精度达92%，储能调节响应时间缩短至3分钟，新能源消纳率提升至98%。

2. 强化技术赋能：部署配电网一体化调度控制平台，实现全市配电网设备实时监控与数据整合；推广馈线自动化技术，覆盖城区90%以上线路，故障平均停电时间从45分钟缩短至15分钟；应用人工智能负荷预测模型，高峰负荷预测误差控制在5%以内。

3. 完善管理机制：建立调度-运维-营销协同工作小组，每月召开协同会议；开展"新型配电网调度"专项培训，累计培训调度人员120余人次；实施四维考核体系，调度运行部门供电可靠性、用户满意度等指标连续两年位居全省前列。

4. 强化安全防控：修订配电网调度规程与应急预案，开展安全风险排查30余次，整改隐患156项；组织应急演练12次，提升应急处置能力。通过一系列创新举措，该企业配电网供电可靠性提升至99.97%，调度运行经济性显著改善，为区域新型电力系统建设提供了有力支撑。

五、结论与展望

新形势下，配电网调度运行工作面临源网荷储多元协同、技术快速迭代、市场环境变化等多重挑战，电力企业需主动顺应发展趋势，通过调度模式优化、技术赋能、管理机制完善与安全防控强化，构建适应新型电力系统要求的配电网调度运行体系。未来，随着数字技术、人工智能与电力系统的深度融合，配电网调度运行将向全场景感知、全流程智能、全要素协同的方向发展。电力企业应进一步加大技术研发与投入力度，探索"数字调度+智能调控+市场协同"的深度融合模式，持续提升配电网调度运行的安全性、可靠性、经济性与灵活性，为保障能源安全、推动"双碳"目标实现与经济社会高质量发展提供坚实支撑。

参考文献

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