中山电网调控一体化的研究与实践

彭石丰

(中山供电局，广东 中山 528400)

1 研究背景

随着社会经济的蓬勃发展和电网规模的不断扩大，传统电网调度控制模式已无法适应中山电网的快速发展。具体表现为：

(1)随着管辖设备的成倍增长，生产一线结构性缺员问题日益凸显，仅依靠增加运行人员数量无法从根本上解决问题，也不符合企业提高生产效率的原则；

(2)传统的电网调管模式将调度运行管理与设备运行管理分离，设备调度管理环节较多，影响了设备操作的效率和事故处理的时效性；

(3)随着电网的扩大，事故处理难度加大，但调度仍需通过现场掌握事故信息，无法提升调度对电网的驾驭能力。

只有建立以调度控制为中枢的集约化、精益化电网运行管理模式，才能从根本上解决以上问题。

2 研究与实践

中山电网通过管理创新，优化电网运行、操作管理机制，优化调度监控组织架构与人力资源配置，通过设备控制功能向调度转移，实现调度和变电设备运行集控功能的集约融合、统一管理，缩短管理链条，打造调控一体化运行组织模式。同时，在调度自动化系统的基础上，以满足调控一体化各个环节关键支撑要求为抓手，通过完善调度自动化系统、整合辅助决策功能模块，实现电网调度、监控的调控一体化信息综合平台。

2.1 管理模式

中山电网调控一体化模式按照“调控一体、主配一体、集中控制、集中监视”的原则建设。调度控制中心负责电网的调度、监视和设备远方操作，变电管理所负责设备的巡视、维护、现场操作等。职责划分如图1所示。

图1 中山电网调控一体化运行组织模式

2.1.1 组织架构

按照调控一体化思路，调度监控分部撤销了班组设置，在分部设立主管及主网调度专责、配网调度专责、监控专责等技术管理岗位，负责各专业的技术支持与管理。主管直接管理调度总值长，实现扁平化管理。组织架构如图2所示。

图2 中山地调调度监控分部调整后组织架构

2.1.2 系统及设备监视

调控中心监视范围为对中山电网10 kV至500 kV所有设备的全境监视。监控员通过调度自动化系统对所有无人值班站遥信、遥测的异常警告信息进行集中、不间断监视和确认，对各种异常情况做出及时、准确的判断和处理，对事故和异常情况及时向管辖调度报告并通知巡维中心检查处理。

变电运行人员负责所辖无人站设备的日常巡视及维护，当监控员通知设备异常时再派人到站检查；当发现需要处理的设备缺陷时，及时联系相关部门进行处理。

2.1.3 电网设备远方控制

中山电网在实现设备集中监视的基础上，探索大范围普及调度远方操作，将设备运行维护部门部分操作控制职能并入调度，逐步取代电网设备变电现场操作模式。

(1)一次设备控制。中山电网自2009年2月开始实施监控远方倒闸操作试运行，操作范围为GIS变电站开关及刀闸。经过大量的技术准备和技术升级，目前全部GIS变电站已纳入监控远方操作范围。

(2)二次设备控制。中山电网管辖变电站已经实现了综合自动化改造，对已具备远方投退条件的10 kV馈线重合闸及10，110 kV备自投功能的变电站实施远方控制。此模式下10 kV线路带电作业以及方式转换时，10，110 kV备自投配合投退操作已无需巡检人员到站操作，减轻了变电运行人员的工作压力。

2.1.4 人力资源配置

实施调度监控人员轮岗，是调控一体化优化人力资源的有力措施。通过调度、监控人员轮岗，使各成员均具备相关专业和岗位资格；通过岗位轮换，实现人员的灵活调配，能有效提升人员的生产技能和综合业务素质。

2.1.5 管理制度

在研究和探索调控一体化过程中，中山电网根据实际情况，编制了调控一体化制度支撑文件和相关实施细则。

(1)制度规范。按照上级公司一体化工作要求，完成了包含19项制度规范的调控一体化制度群建设。其中，为承接省电力公司相关制度规范，在地调对应编制14项制度规范；为适应本地区调控一体化模式的研究，制定了5项具有调控一体化特色的制度规范，进一步完善了一体化的制度建设。

(2)技术规范。为规范调控一体化相关技术应用，有效利用调控一体化技术支撑模块，编制了《500 kV无人值班变电站四遥信息配置规范》、《中山供电局配网自动化系统信息规范》、《中山无人值班变电站异常信号处理规范》等6项技术规范。

(3)管理表单。按照一体化与安全风险体系建设要求，调度监控分部共编制管理表单35份，其中主网表单6份、配网表单11份、监控表单4份、公用表单14份。

2.2 安全支撑

中山电网逐步建立调控一体化的安全性支撑体系，体系可分为基础模块和辅助模块。其中，基础模块是调控一体化管理模式的技术支撑手段，辅助模块是中山电网为提高调控一体化实施质量和内涵建设的先进功能模块。

2.2.1 基础模块

(1)信息分区分流系统。该系统按照变电站及电压等级划分为不同的责任区，并将责任区定义与用户权限管理相结合，防止用户越权登陆，提高安全性。厂站的所有实时信息将根据责任区的设置发送到不同的监控站点，每个监控站点只处理该责任区域内需要处理的信息，告警信息窗也只显示与该责任区相关的告警信息，从而提高了整个系统的响应速度和工作性能，有效地起到了各监控站点之间的信息分层和安全隔离的作用。

(2)调度安全约束系统。该系统基于EMS中已有的电网模型和实时数据，将电网拓扑和“五防”规则结合起来实现电气设备间的操作闭锁，同时提供一个与实际操作完全一致的图形化界面用于操作票的起草、校核及调度员、监控员的操作仿真。系统具备全站“五防”、跨站“五防”及跨电压“五防”的特点，可确保变电站断路器、隔离开关和接地刀闸远方操作的安全性。

2.2.2 辅助模块

(1)电子网络发令系统。该系统已在中山主网操作中全面使用。该系统调度令内容清晰明确，能够杜绝错误记录、谐音误会等危险点，实现预发调度工作安排、操作令的预申请、工作申请的模板化，有利于监护人员进行监护，提高了调度人员的工作效率。

(2)调度培训仿真系统（DTS）。DTS是调度员、监控员技能培训的重要手段，运用DTS系统可对调度员、监控员进行上岗考试及年度测试，能有针对性地通过模拟电网实时运行情况进行培训，提高调度员事故工况下的应对能力。

(3)变电站遥视及环境监测系统。系统利用先进的数字多媒体技术、通信技术、计算机技术实现环境信息及视频图像的高清晰度、高帧率远端传送，使调度监控人员可利用此系统实现对变电站运行设备的远方辅助监控，及时掌握变电站的运行情况，逐步实现电网的可视化监控和调度，提高电网调控运行的安全性和可靠性。

(4)保信系统。系统基于EMS一体化平台，共享EMS模型、图形和实时数据，以网络拓扑分析为基础，实现一、二次设备模型建立和保护故障信息处理。系统主要用于调度端查看保护故障信息、核对定值、上传录波文件等，可为调度监控人员提供实时的故障信息和快捷的查询方式，为事故处理提供决策依据，对故障的快速准确分析及故障后的及时恢复供电具有重要意义。

2.3 可靠性支撑

2.3.1 配网自动化系统

中山电网管辖10 kV线路共1 594条，城网环网率100 %，全网环网率93.74 %。建设配网自动化系统，建立以调度运行为核心的配网运行管理体系，利用配网自动化系统实现配网合环转供电与故障快速复电，可保证供电的连续性，是提高供电可靠性的重要环节，也是实现配电系统自动化的基础。

2.3.2 电网自动电压控制系统

中山地区电网自动电压控制(AVC)系统基于EMS一体化平台，通过对电网内各变电站的有载调压装置和无功补偿设备进行集中监视、统一管理和在线控制，对电网无功装置进行协调优化控制，实现了全网无功电压优化控制闭环运行，显著提升了中山电网的A类电压合格率，同时大幅度减少了无功设备的调压次数。

3 成效分析

3.1 提高安全水平

调控一体化模式解决了电网操作指令环节多、涉及人员多和操作分散等问题，使设备操作集中在调度控制中心进行，实现了电网设备操作的集约化，显著降低了误操作风险。关键支撑技术的应用，显著提升了电网的安全运行和智能化水平。调度安全约束系统、电子发令系统等智能防误系统防止了操作票填写错误和操作过程中出现跳项、漏项等问题。

3.2 提高供电可靠性

通过监控对变电设备实施远方操作，减少了调度指令的流转环节，提高了设备操作效率，缩短了操作时间，提高了设备供电可靠性。配网自动化系统的应用，实现了配电网中开关站和环网的不停电倒闸操作，保证了供电的连续性，最大限度地减少了客户的停电次数。合环操作可以使配电网设备缺陷得以及时隔离处理，环内设备得以分段地维护、定检，保障了配电网安全可靠运行。

3.3 提高人力资源利用率

电网设备的集中监视、基于调度安全约束系统的监控远方操作和软压板投退的实施，减轻了运行人员的工作量。电网AVC系统的投入使用，减轻了监控员调度的工作压力，提高了人力资源利用率。

4 结束语

中山电网通过实施调控一体化模式，优化资源配置，缩短管理链条，对实现电网集约化、精益化管理起到明显的效果。随着智能电网建设的深入，相关技术支持体系的发展，未来对电网运行管理模式的研究将更加注重调度和变电设备运行集控功能的集约融合和统一管理。输变配电设备逐渐由现场控制转向调度远方控制，调控一体化电网调度管理模式也是未来电网调度管理模式的发展方向。