大运行体系下提高电网事故处理能力探析

2015-07-05陈梅珍陈赐杰

电力安全技术 2015年1期

关键词：调度员变电站调度

陈梅珍，陈赐杰

(国网福建省电力有限公司泉州供电公司，福建泉州 362000)

电网事故处理最考验调控值班人员的应急处置能力，事故处理过程及结果可反映调控机构值班人员的综合能力和专业管理水平。随着大运行体系的建设和完善，适时转变思路、有效提升调控人员的事故处理效率显得尤为重要。

1 大运行体系运行前后的事故处理比较

1.1 变电站集中监控模式的事故处理

变电站集中监控模式下，地调与变电站集控所各自为独立建制，形成地调、集控所、运维站3级结构，各个集控所自行负责本运维所管辖的变电站的监控和操作任务。

(1)当电网发生事故时，因地调与监控分离，变电站信息需经集控所上传地调，客观上降低了地调的判断、处理速度；此外，由于地调对信息的需求与集控所的汇报可能不对称，地调可掌握的信息量较少，当信息不确定时需再向集控所问询，来回往复，可能造成信息遗漏或误判。

(2)当电网事故涉及多个集控所的设备，设备所属的集控所通过电话向地调汇报事故信息时，往往会出现地调电话占线，部分集控所无法在第一时间将事故情况汇报地调的情况；调度员也因忙于接听电话、记录现场的各种汇报信息，未能立即对事故进行综合判断，采取应对措施，导致事故处理时间较长。

(3)电网事故涉及220 kV及以上等级时，监控上行要应对省、地调，下行要面向各变电站，接受多个事故信息来源和指令，处在生产瓶颈位置，容易形成信息堵塞，影响事故处理效率。

1.2 “调控一体”模式的事故处理

大运行体系导入后，形成“调控一体”模式，由“调度控制中心+运维站”构成。调控中心在地区调度班基础上进行功能拓展组建，电网调度与变电站监控合二为一，增加地区监控班，建制上归属地区调度所，形成调控中心。调控中心除承担原地区电网调度的全部职责外，还承担地区110 kV及以上变电站设备运行工况的监控及视频、安消防信号监控，电网事故、异常信号的在线分析判断及后台专业分析诊断，变电站一、二次设备缺陷的闭环跟踪，电网特殊状态下的故障设备隔离、电网转电操作、拉闸限电、开关遥控操作等职责。

(1)集变电站监视与电网调度于一体，事故发生时，监控员直接将事故信息汇报调度员，调度员可及时、全面、准确地掌握变电站信号，对信号产生疑问时可立即通过后台分析，随时回溯，为快速判断事故原因及处理事故提供条件。

(2)事故状态下操作指令由调控直接下达变电站，减少了监控中心环节，简化了事故处理程序，加快了事故处理效率。

(3)事故状态下的紧急操作，由调度员直接下达指令给监控员，通过调控支持系统(ies600)进行故障设备的隔离、转电操作，有效防止事故扩大。

2 大运行体系下提高电网事故处理能力探析

如何在大运行体系下提高地区电网事故处理能力，最大限度地降低事故造成的不良影响和负荷损失，保障电网供电可靠性是调控中心面临的新挑战。泉州供电公司调控中心在体制转变过程中不断探索改进，结合实践分析，总结出以下几个方面要点。

2.1 加强事故前管理

“安全第一，预防为主”是电力企业在安全生产管理中必须坚持的工作方针。“隐患险于明火，防范胜于救灾”，电网事故往往是突发性的、不可预知的，因此事故应对措施的重点在于防范。根据电网的不同运行方式，应采取不同的预防措施。

2.1.1 正常运行方式下的预防措施

(1)全面排查地区电网“假双回”、“串供”等结构性缺陷，根据排查结果编制相应的事故预案。

(2)开展静态N-1扫描，排查薄弱环节，制定各类限电序位表以及主变N-1、母线N-1、变电站全停事故预案。

(3)编制地区黑启动事故预案，制定详细的地区重、特大典型事故预案。

(4)制定以上各类预案后，将其纳入调控中心培训项目，结合班组安全日活动、每日事故预想、班务会等多重方式对调控人员进行常态化培训。

2.1.2 特殊运行方式下的预防措施

(1)由于检修、基建、技改等原因引起电网非正常方式运行，调控中心提前介入，分析特殊运行方式下的事故风险，发布季、月、周特殊运行方式风险预警，提前制定事故应急处置预案，尽可能降低事故风险等级。

(2)针对当前电网薄弱环节，开展专项反事故演习并利用DTS平台进行预案的演练和校核，使每一位调度员对薄弱方式下突发严重事故所造成的影响和处置方法做到心中有数。

(3)在调度员传达批复检修申请的同时，向各有关部门下达特殊方式风险预警，要求各部门在规定时间内落实完成并及时反馈。调度员在确认各项风险管控措施已落实到位后，方可对设备进行停役，最大限度地降低因电网检修带来的安全风险。

(4)调控一体模式下，运维站所辖变电站数量众多，为避免同一个运维站在面临大范围操作时人员、车辆紧张的问题，调控中心提前有序安排运行方案中的方式调整部分，避免大量操作过于集中、操作人员疲劳等因素带来的次生隐患。

2.2 强化调度、监控岗位联动

大运行体系下，调度与监控业务融合已成趋势，只有调度与监控岗位配合联动，才能提高事故处理能力。事故处理时，由调控长作为事故处理的第一指挥者，并由其明确本值内各调度、监控员的职责。监控正值负责根据自动化监控系统事项立即向调度员报告事故时间、开关跳闸状态、设备主保护及重合闸动作情况；监控副值负责故障录波信息的调取和事故状态(包括潮流、频率、电压等情况)的监视并通知人员现场检查。正值调度员负责启动事故处理预案，根据当时运行方式，拟定处理方案，下令运维站、县调、配调、电厂或监控员进行故障隔离以及事故处理；副值调度员负责事故信息的记录，与监控员和运维站值班员核对具体跳闸信息、安全自动装置动作是否正确动作，检查各电厂出力并根据重载或过载情况进行调整，发布巡线指令，联系下级调度对象进行事故处理；调控长负责协调上级调度，指挥本值调控协作，事故处理预案的审核，故障类型的判断以及事故处理的监护。岗位配合流程如图1所示。

图1 岗位配合流程

2.3 挖掘监控岗位潜力

(1)大运行体系实施后，泉州供电公司电力调控中心着力于优化设备监控信号，对监控系统进行信号过滤，减少事故情况下的冗余信号；采用事故间隔推图方式，更加快速地进行事故信息的收集和分析。

(2)编制地区《信号辨识手册》、《典型继电保护装置异常信息处理措施》，对监控系统上的信号光字牌、保护报文信号进行释义，提供相应处理方法，并根据实际情况进行滚动修订。密切跟踪倒闸操作过程，及早发现信号缺陷，努力保证事故和异常时信息准确，为事故和异常处理提供参考依据。

(3)全面推进开关、刀闸遥控实传试验。目前该公司已完成所有10 kV及以上开关及中性点接地刀闸、主变有载调压档位的遥控实传试验，规范事故情况下可进行遥控操作的项目，避免出现关键时刻开关无法远方遥控的问题，有效缩短事故处理倒闸操作时间。

(4)调控中心着力于推进调控专业融合，即调度、监控人员脱岗进行业务培训，按各岗位上岗要求进行考试，考核后获得双岗位资格。事故处理时调度监控岗位联动，充分发挥调控协调作业，有效提高事故综合分析能力。

2.4 拓展调控支持系统功能

(1)对ies600系统的实时监控信号进行分类显示，将电网事项中的“事故跳闸”、“事故信号”、“异常信号”和“状态信号”进行分栏显示，便于调控运行人员在事故发生时从海量信号中迅速、准确地获取核心信息，并作出正确的判断。

(2)为解决大电网事故下拉停主变时，下级电网备自投动作、负荷无法一次性切除的问题，采用并行控制技术拉停主变末端负荷开关。引入切荷模型的自动计算功能，自动判断被拉停主变所供的末端负荷，生成拉停切荷方案，经调度员确认后，通过并行遥控系统执行，直接切除末端主变10 kV，35kV侧开关，限制备自投动作且达到切除负荷的目的。此方法极大地提高了大电网事故情况下主变拉停的可操作性，以事故拉荷100 MW为例，平均操作效率至少提高30 %。

(3)开发设备信号故障分析和智能诊断系统。该系统能判断故障的位置，故障点能定位到元件，如线路、母线、变压器等。对于线路故障能进行精确定位，可给出线路故障测距，判断故障的相别、故障的性质(即线路属于接地故障或相间故障，瞬时故障或永久性故障)，判别厂(站)的备自投装置是否正确动作等。在故障辨识结束后,为了使调度运行人员对电网故障有全维度的认识,能够按照故障时间先后顺序对故障全过程进行清晰的全维度(时间、空间、目标)回放，为故障性质的确定、故障后的系统恢复提供可信的依据，并可作为以后调控运行人员的事故处理能力培训资料。