调控一体化模式下地区电网监控风险管控研究

杜 力，夏友斌，宋铭敏，杜 亮，吴春阳

(1.国网安徽省电力公司芜湖供电公司，安徽 芜湖 241000；2.许继电气股份有限公司，河南 许昌 461000；3.国网安徽省电力公司马鞍山供电公司，安徽 马鞍山 243000)

调控一体化模式下地区电网监控风险管控研究

杜 力1，夏友斌1，宋铭敏1，杜 亮2，吴春阳3

(1.国网安徽省电力公司芜湖供电公司，安徽 芜湖 241000；2.许继电气股份有限公司，河南 许昌 461000；3.国网安徽省电力公司马鞍山供电公司，安徽 马鞍山 243000)

结合芜湖电网的实际情况，分析了在调控一体化建设初期芜湖电网监控工作的风险源，提出了相应的风险管控措施，以减小监控员的工作风险和压力，确保调控一体化模式下电网的安全稳定运行，最后分析了电网监控风险管控带来的效益。

调控一体化；电网监控；告警信号；风险管控

0 引言

近年来，随着经济的发展，电网规模不断扩大，电网结构日趋复杂，电网建设进入以特高压为标志的坚强智能电网发展新阶段，对提高大电网驾驭能力和专业化、精益化管理提出更高要求。为此，国家电网公司全面推进“三集五大”体系建设。其中“大运行”建设的核心是集电网调度和集中运行监视于一体的调控一体化体系(简称调控一体化)。目前，国家电网公司各地市供电公司都结合实际情况推行了调控一体化模式。但不同地区的电网发展状况不同，设备集中监控业务从变电站剥离出来时间较短，处于过渡期；调控人员磨合以及监控员对调控一体化的理解和适应时间较短，都会给新模式下电网监控工作带来隐患。因此，有必要研究新模式下电网监控风险管控，保证“大运行”建设的稳步发展。

1 芜湖电网及调控一体化现状

芜湖供电公司隶属于国网安徽省电力公司，下辖繁昌、芜湖、南陵、无为4个县供电公司。截至2014年初，该供电公司共管辖220 kV变电站15座，110 kV变电站51座，35 kV变电站12座。2012年7月，芜湖地区调度正式实行调控一体化的新模式，即“电网调度控制中心+运维操作站”的管理模式，成立电力调度控制中心并承担原有集控站的监控功能。在新模式下，调度员负责电网调度，监控员负责电网监控，运维人员负责现场操作。目前，调控中心使用的监控平台是国电南瑞科技股份有限公司的OPEN3000系统。该系统具有高度的可靠性和开放性，能够按照用户需求自我开发，做到了“随需应变”，这也是优化软件、实现风险管控的基础。

2 调控一体化模式下电网监控风险源分析

监控风险管控一般可细分为监视风险管控及操作风险管控。监视风险管控主要是指对未能及时发现变电站告警信号或事故信号，未能及时消缺而造成事故发生，或因处理事故不及时造成事故及损失扩大所进行的管控。操作风险管控主要是指对操作流程不规范、不科学，事故处理失误以及监控人员远方误控运行设备所进行的管控。

2.1 监视风险源分析

2.1.1 监控员对设备的认识不够

随着电网的快速发展，智能化设备和智能变电站数量越来越多，造成监控员对变电站设备的认识缺失，容易疏漏重要监控信号，给电网监控带来风险；监控员对各变电站设备熟悉程度不一致，给电网监控带来隐患。

2.1.2 事故预想演练较少

在调控一体化模式下，监控员的事故处理流程变化较大，但事故预想演练较少，与调度员及运维人员的联合事故预想演练更少，使监控员在复杂事故状态下难以从容应对，影响事故的处理效率。

2.1.3 监控信号多

调控一体化之后，集中监控的变电站从原来集控站模式下的不足10个增加到36个(含35 008条遥信信号和962个开关及主变档位遥控)，监控信号急剧增多，给监控工作带来挑战。信息量大造成电网事故状态下刷屏速度变快，导致监控员最初汇报调度员的信息重点不突出，延缓了事故的处理。信号过多还可能造成信息通道堵塞，使监控员无法掌握电网实时动态，直接影响监控员对电网状态的判断，危及电网安全。

2.1.4 监控信号命名不规范

公司下辖变电站投运时间差别较大，不同时期对信号的命名要求不同，不同的班组人员对变电信号的命名习惯也不完全相同，造成变电站监控信号命名不够规范。主要表现为：信号名称和当前调度术语不一致；信号没有采用统一通用名称；少量告警信号处于常亮状态。

2.1.5 监控信息反馈未实现闭环管理

在调控一体化实践中，监控员发现设备异常时告知运维人员，运维人员处理后一般只向相关调度和上级主管领导汇报，并不告知监控员，监控员难以及时得知异常设备的处理状况，信息处置难以实现闭环管理，给电网监控工作带来风险。

2.2 操作风险源分析

2.2.1 告警信号确认操作缺少权限管理

告警信号变位时，需要监控员判断并确认信号。在调控一体化模式下，监控员、调度员使用同一调度自动化系统，存在调度员误进行信号确认的可能，从而导致监控员未能及时发现并处理信号。

2.2.2 监控员遥控操作缺少防误措施

监控员在OPEN3000系统中进行单一遥控操作时，没有防误措施，风险较大。应建立起有效的防误措施，确保遥控操作的安全执行。

2.2.3 电网监控事故处理时间偏长

监控事故处理业务流程可分为2个阶段：从监控员发现电网事故到汇报调度员是监控员自主处理事故的过程，为监控事故处理的第1阶段；协同调度、运维人员处理事故，为监控事故处理的第2阶段，如图1所示。

图1 调控一体化模式下电网监控事故处理流程

据统计，芜湖电网在风险管控前的2012年9月至11月，监控员事故处理第1阶段的平均时间为7 min 55 s，如表1所示。该时间较长，直接影响调度员事故综合处理时间，可能造成事故扩大，给电网安全运行带来威胁。

表1 管控前电网监控事故处理第1阶段时间

事故发生后，在监控事故处理的第2阶段，监控管理和调度控制、自动化、现场运维及技术支持间的工作沟通协同不够科学通畅，容易发生误操作，又费时费力，影响事故处理效率。综上所述，调控一体化模式下电网监控存在的风险源如图2所示。

3 风险管控措施

3.1 规范优化监控业务流程

根据芜湖电网实际情况，制定相关规范、制度，完善监控信息接入和验收；加强监控管理和调度控制、自动化、现场运维及技术支持的工作协同，细化和规范设备监控管理工作，运用制度规范消除监控工作风险。

图2 电网监控风险源

3.2 提升监控员业务能力

对监控员混合排班，促进人员相互磨合和学习；学习典型事故案例，增加监控事故预想演练以及与调度员、运维人员的联合事故预想演练。尤其在节假日、变电设备大修及迎峰度夏期间，充分做好电网运行危险点分析及事故预案准备。

3.3 减少告警信号量

由于监控系统反应接点变化灵敏度较高，应对正常操作出现的干扰信号及设备遥测值越限波动时反复发出的信号采取增加延时的方法进行过滤，以提高监控效率。对“油泵运作”、“有载调压操作进行”等类似信号进行计次告警，即此类信号在一段时间内不超过一定次数时，系统认为是正常情况;超过一定次数时，发出告警信号，以减轻监控员的工作压力。

3.4 重新验收并校正监控信号

在不影响电网安全运行的前提下，与远动人员配合完成变电站告警信号、开关及主变档位的传动试验，确保信号传送的正确性。在验收过程中，删除重复、无用信号；修改含义不明确的信号，消除歧义；对同一类型信号采用规范通用的命名，将告警信号与调度术语紧密结合，规范命名；对常亮的光字牌取反，设备运行灯熄灭后再发出告警信号，避免光字牌常亮。

3.5 强化信息反馈的闭环管理

监控员发现设备异常后，要建立详细的缺陷记录，将信息处置和缺陷管理进行衔接，保证监控员对设备缺陷信息的跟踪管理；定期与运检单位召开监控信息分析会，跟踪、督促设备消缺，加快信息处置，实现信息反馈闭环管理。

3.6 优化OPEN3000系统技术支撑功能

3.6.1 限制告警信号确认权限

取消监控员、调度员、自动化人员的全站及全系统告警信号确认权限;取消调度员、自动化人员单一告警信号确认权限，只保留监控员单一告警信号确认权限，以确保监控员及时处理告警信号。

3.6.2 优化告警信息分类

根据对电网直接影响的轻重缓急程序，将国家电网公司电网调度自动化系统所采集的信息细分为：事故信息、异常信息、越限信息、变位信息、告知信息5类。在“大运行”实践中，芜湖供电公司在5类信息分类的基础上，对信息类别进行合理细化，使OPEN3000系统适应调控一体化体系下告警信号急剧增多的情况，在监控员较少的实际情况下，减轻监控员的工作压力。

(1) 将事故信息细分为事故变位和事故信息2类，确保事故分闸类信息能被最快最直接地看到。

(2) 将变位信息细分为遥控变位和变位信息2类，其中遥控信息为监控员操作造成的变位信息(包括AVC信息)。

(3) 采用不同的语音播报方式区分不同信息。对事故变位信息采用全文播报加响亮警铃的方式；对事故信息采用全文播报方式；对其他类型信息只播报信息的类型。通过不同的播报方式，来缓解监控员的听觉疲劳。

(4) 告警窗选项卡增加自动切换功能。告警窗中有新信息出现时，相应信息区选项卡提示栏会闪烁，提醒监控员进行查看；出现事故分闸时，告警窗会自动切换到事故变位信息区；告警窗处于任何信息区，3 min内没有任何操作，告警窗自动切换到事故信息选项卡，方便监控员查看事故信息。

3.6.3 遥控操作增加闭锁功能

在OPEN3000系统中增加遥控闭锁功能，减小监控员操作风险。监控操作时，必须进入厂站间隔接线图中操作，防止误入其他间隔；操作前需将开关遥控解闭锁；操作结束后，在监控员退出操作间隔接线图之后1 min系统会自动闭锁开关，同时要求监控员及时、准确地在一次接线图中挂、撤标志牌，以此降低操作风险。

4 风险管控效益分析

4.1 提高设备集中监控效率

实施风险管控后，实现了监控管理和调度控制、自动化、现场运维及技术支持间的工作协同，提高了设备集中监控能力。2名当值监控员的事故发现同时率达到100 %，统计数据如表2所示。

统计发现实施风险管控后，2012年12月至2013年2月监控员事故处理第1阶段的时间明显缩短，提高了事故处理响应速度，如表3所示。

表2 事故发现同时率

表3 管控后电网监控事故处理第1阶段时间

4.2 经济效益

通过采取电网监控风险管控措施，直接缩短了监控事故处理时间。根据统计，实施风险管控后事故处理第1阶段的平均时间为3 min 46 s，比管控前缩短了4 min 9 s。跳闸线路平均功率按7 000 kW计，一般工商业用电价格为0.893 8元/kWh，1年(按200次计)可挽回直接经济损失约7 000 kW×0.069 h×0.893 8元/kWh× 200≈8.63万元。

同时，缩短停电时间也减少了用户停产以及设备损坏的经济损失。

4.3 安全效益

通过采取风险管控措施，最大限度地减小了监控员的工作风险和压力，同时提高了集约化水平和响应速度，增强确保电网安全运行的能力。优化改进OPEN3000系统功能，使监控员更加方便、及时发现异常告警信息，迅速做出判断，采取防范措施，消除设备缺陷，防止电网事故发生，为用户提供安全可靠的电能。

4.4 社会效益

通过采取风险管控措施，缩短了停电时间，提高了供电可靠性和服务质量，也有助于提升国家电网公司的品牌形象，尤其对突发停电事故及一类负荷客户具有更重要的意义。

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2014-05-07。

杜 力(1986-)，男，工程师，主要从事电网监控运行工作，email：goodduli2004@163.com。

夏友斌(1974-)，男，高级工程师，主要从事电网调度自动化工作。

宋铭敏(1984-)，女，工程师，主要从事电网调度自动化管理工作。

杜 亮(1986-)，男，工程师，主要从事电网调度自动化系统研究工作。

吴春阳(1986-)，男，工程师，主要从事变电运行工作。