第一篇：电力调控中心调控一体化、地县一体化、电网风险预控经验交流材料
xxxx电力调控中心“大运行”体系建设经验交流材料 按照国家电网公司“三集五大”的总体要求，针对以往xxxx电网调度运行过程中存在的一系列技术和管理问题，xxxx供电公司按照满足国网公司智能电网和“五大”体系建设的要求，进行调控一体化建设、地县一体化改造，同时积极探索研究电网调度运行风险预控措施，取得了大量的成果。
一、公司调控一体化建设经验
xxxx供电工公司严格贯彻落实省公司“三集五大”工作部署，按照“大运行”体系建设的总体要求，在确保电网安全稳定运行的前提下，以提升电网运行绩效为目标，以集约化、扁平化、专业化为主线，优化整合公司电网调度和设备运行资源，推进变电设备运行集中监控业务与电网调度业务的高度融合，实现“调控一体化”；优化调度功能结构，推进电网调度业务转型，提升电网运行调控能力和安全、经济运行水平。
xxxx供电公司“调控一体化”体系建设包括变革运行管理模式、调整岗位设置、培训考试、场所改造、完善规章制度、技术支撑系统改造等六个方面主要内容：
1、变革运行管理模式：按照省公司“大运行”要求，地市级调度负责地区电网调控运行，调度管辖市域110kV及以下电网；承担市域110kV及以下变电设备运行集中监控业务；合并成立调控运行班，实现 “调控合一”。
2、调整岗位设置：严格按照省公司“地调人员总体测算”办法，在公司范围内（主要面向原变电站值班人员）选拔、择优录取。调控值班人员在调控大厅内同值值班，调控中心主要承担电网调度、变电站监控及特殊情况下紧急遥控操作等职责。另设方式计划室，继电保护室，自动化班。
3、培训考试：成立由调控中心主任为组长、各专业班长为组员的培训小组，按值班次制定严格的培训计划，有序开展调控人员的培训工作。培训内容主要有：省、地调《调度规程》、《调度操作管理规定》、《调度典型操作任务票》、变电所现场运行规程、电网事故处理应急预案、保供电方案、PMS系统应用、无功优化系统及视频监控系统应用及“大运行”体系建设工作规定、调控岗位工作标准及业务工作流程、调度管辖范围划分等内容。按照公司统一工作进度，完成调控员的培训考核工作。
4、场所改造：原有调度大厅无法胜任调控一体化的需求，对值班场所进行建设优化。
5、完善规章制度：根据地调功能定位、组织架构以及相关职责和业务范围变化，梳理优化业务流程，规范工作界面，明确职责范围，建立“大运行”标准制度体系，组织修定完善本专业管理标准、技术标准、工作标准，其重点是修订建立公司调控运行规程。
6、技术支撑系统改造：调控一体化工作对调度SCADA系统提出了更高的要求。由于变电站已经实现无人值班，因此电网实时变化必须在第一时间上传至调度端，并能较为清晰明确的被调度员接收。这就要求SCADA系统对事故信号状态信号等上传量的准确率达到100%，并且能够对数据采集、处理、通信、SOE以及遥控遥调等功能实现可靠操作，为调控一体化工作提供坚实可靠的技术支持。
调控一体化作为一种新的管理模式，是“大运行”体系建设的核心环节，由于集变电站监视与电网调度于一体，可及时、全面、准确掌握和分析变电站信号，对信号产生疑问时可随时回溯，为快速做出判断、处理提供条件，体现了调度运行业务的融合和优化。
二、公司地县一体化改造经验
“地县一体化”模式是国网公司关于构建大运行体系建设的重要组成部分，也是公司推进“大运行”工作的重要一环。大运行的实施将有力推进地县调度和集控运行监控的融合，有利于减少电网运行管理的中间环节，缩短电网调度的日常业务流程，能及时、全面、准确地掌握电网运行情况，为快速判断、处理故障提供条件，使电网安全稳定运行地可控度得以提高，电网调度运行控制能力和水平真正适应“两个转变”工作要求。
“地县一体化”的模式也利于运行人员的统筹调配，实现减员增效。通过加强新模式下运行人员的综合技能培训，提高人员综合业务素质，也为运行人员创造了良好的工作条件和工作环境，体现了以人为本的管理理念。同时人力资源使用效率最高，监控范围大，能够适应大电网的发展需要。
调度自动化系统增加分区功能并增设权限管理服务，以实现地县一体化；系统以调度自动化系统为基础，对信息、权限、图形进行更深层次的分析展示。通过分区、权限划分、图形索引单独划分以及人员配置等技术手段，为地县调控人员完成各自职责提供友好的人机接口。实现地县调控人员能够各司其职，通过分区的权限设置，对本区大量告警信息分类、综合、推理和压缩，并以形象直观的方式显示。
系统应用方面，地调及所辖县调人员统一培训，并规范维护工作习惯，统一绘图风格，具体如下：
1.数据库方面。为每个原有县调划分分区，数据库分区工作，数据互通但分区单独运行，确保数据库安全运行。每个区分划分权限，明确地县一体化管理要求，权限具体到变电站，将来可以具体到间隔。人员权限根据职责具体划分。根据国网要求，对保护信号分类分级，并对县调侧接入工作站保护信号进行优化，确保符合规范。
2.图形方面。统一绘图规范和风格，根据地调原有规范对变电站电气一次接线图规范做图，保证系统图形规范和整体电网拓扑正确。为每个分区分别绘制各分区索引目录，包括地理接线图、通道监视一览、报表一览和地理潮流图等，并划分图形浏览和使用权限。保证每个分区独立调度和安全调度。
3.系统使用方面。地调侧仍采用调控一体化方式。对所采集的信号进行分类显示，便于运行监控人员掌握重要信息，按重要性将变电站上传信号信息按其性质分类上传。
调度自动化系统“地县一体化”后，能够更全面地提升系统在电力系统的应用层次，加快提高电力发展管理水平，更好地适应建设现代化智能电网的要求。在今后的专业管理工作中，需要继续深化“精益化”管理，将地县一体化进程不断推进。一是加强组织领导，开拓进取，学习创新，积极探索自动化管理的新思路和新方法，不断修订和完善自动化管理制度。
二是要加强对各个变电站内自动化设备的巡视，明确设备缺陷的特征及趋势，做出相应的预防处理措施。
三是要不断采用新设备、新技术，增加自动化系统的稳定性。四是要不断的提高人员素质，提高自动化人员的综合水平，确保正确无误的操作设备。
三、公司电网调度运行风险预控经验
公司在电网调度运行风险管控方面始终坚持“安全第一，预防为主”的原则，严守“安全”底线，提高政治觉悟，站在公司发展的大局考虑，认真开展风险分析并及时采取有针对性的预控措施，确保电网安全稳定运行。
一是建立流程，规范内容。制定安全校核工作制度，建立风险分析、电网月度及周检修计划安全校核等9项工作流程，并通过信息系统固化电网安全校核工作流程，明晰责任，细化工作内容及工作标准。
二是滚动校核，每周会商。紧密跟踪电网负荷特性变化，滚动开展安全校核。合理安排电网基改建、设备检修停电、机组运行方式。每周各专业针对下周检修工作集中会商，逐项分析基改建工程、停电工作引起的电网运行和操作风险，细化预控方案。
三是全面分析，重点研究。结合电网出力平衡、负荷预测、天气预报等信息，深入分析电网重载设备、N-1过载设备、潮流断面控制要点及下周电网最小开机方式，针对特高压送电方式下的通道、母线检修、针对工程过渡阶段的一次、二次危险点进行专题研究，充分考虑小概率事件对电网安全的影响，制定运行风险的应对措施。
四是动态发布，闭环管理。每周发布下周电网风险分析结果和预控要求，提示相关单位电网运行控制、检修方式及事故预案编制工作要点，明确风险控制要求，督促各项预控措施细化落实。每周五总结分析电网运行情况，回顾检查安全校核工作及安全措施制定、落实情况。
第二篇：××电网调控一体化访谈材料(初稿)
××电网调控一体化访谈材料
（初 稿）
一、××电网为什么要做调控一体化工作？
年初，国家电网公司、浙江省电力公司在“两会”上提出了以科学发展观为指导，以确保安全稳定和优质服务为基础，以建设坚强智能电网为主线，以推进“三集五大”工作为重点，切实加强“三个建设”，深入推进“两个转变”，建设“一强三优”现代公司的总体工作要求和战略部署。××市电力局认真学习领会国网公司“三集五大”工作要求，结合我局实际积极探索构建“大运行”体系，全面推进生产管理精益化，试点开展电网调控一体化工作，提高电网安全稳定运行和可靠供电水平。
近年来，随着社会生产力的发展，设备制造工艺不断进步，设备自动化水平不断提升，××电网设备整体健康水平显著提高，全局110千伏及以下变电所和市区220千伏变电所全部实现无人值班，2008年我局新的监控自动化系统建成，调度技术支持系统水平显著提高，电网安全可靠运行有了良好的物质基础。另一方面，××电网设备规模快速大幅增长，与2003年相比，我局110千伏及以上变电站数量增长了75%，输电线路长度增长70%。××电网设备的运行管理任务日益繁重，生产一线结构性缺员问题初步显现。原有的生产关系已逐步不能适应先进生产力的发展要求，传统的有人值班、集控站、监控中心运行管理模式有待于向新型的调控一体模式探索迈进。
当前，电网的发展进入了以特高压和智能化为重要特征、各级电网协调发展的新阶段，各级电网调度的战略定位进一步优化。国调、网调、省调更加侧重于大电网安全运行、大范围资源优化配置和大系统运作效率的提升。××市电力局作为地区供电企业，其地调和县调更应着眼于区域安全可靠供电和集约化发展，推进调控一体化工作，将调度运行和设备运行集约融合，使调度员更加全面的掌控电网设备运行状况，以提升地、县级两调度对电网运行的协同能力和整体驾驭能力，保障××电网安全可靠优质供电。
时下，××市委、市政府不断深化“生活品质之城”建设，积极布署“钱塘江时代”城市空间新格局，深入贯彻“和谐创业”的发展模式，高度关注重大民生保障问题，各项举措深受群众欢迎，也引起了国内外媒体的广泛关注。城市的发展对电网的安全可靠优质供电提出了更高的要求，推进电网调控一体化工作，可以有力助推××电网逐步由规模发展到品质提升的转变，全面提高电网的安全运行水平和供电保障能力，实现电网与经济、社会、环境的协调发展。
二、××电网调控一体化做了哪些工作？
我局根据国家电网公司“三集五大”工作的总体要求，按照浙江省电力公司将××电网作为调控一体化试点的工作安排，结合××电网运行实际，总结配网调控一体化、杭钱江监控中心成功运行经验，积极开展了××电网主网调控一体化试点工作，主要有下几方面：
一是虚心取经学习，调研兄弟单位调控一体化先进成果与经验。年初，我局组织相关人员赴北京、厦门等地学习了解调控一体化工作开展情况，在与调研单位进行了广泛的交流和探讨后，在充分借鉴兄弟单位成功经验的基础上，我局开拓思路，勇于创新，更加积极探索和推进了××电网的调控一体化工作。我们对兄弟单位的大力支持表示感谢！
二是创新管理模式，明确工作思路，确定分阶段工作目标。制定了××电网调控一体化总体实施方案，成立了组织机构，明确了工作职责，提出了工作要求，细化了工作安排，明晰了工作思路（将生产运行部门的部分变电站监控人员并入调度部门，在原电网调度业务基础上，增加电网监控职能，依靠规范上传的电网信息和智能完善的技术支持系统，全面掌握电网实时运行状态，提高对电网安全稳定运行的可控度），确定了分阶段工作目标（第一阶段：在软硬件水平相对较高的××市区范围首先实现调控一体化试点。第二阶段：在第一阶段试点工作基础上，推进省、地、县一体的调控一体化工作，将××电网500千伏、220千伏变电站设备纳入××电网调控中心统一监控，各县调实现对其运维设备调控一体化管理。第三阶段：在第二阶段试点工作基础上，实现××地区输电网全网调控一体，即配电网以上、500千伏以下设备运行集中监控业务纳入××电网调控中心统一管理，各县调实现对其调度设备调控一体化管理。）。
三是全力高效推进，完善开发××电网调控一体化技术支撑体系。
我局按照国家电力调度通信中心《地（市）级智能电网调度技术支持系统功能规范》，编制了《××地区电网调控一体技术支撑体系建设方案》，对原有调度自动化系统和监控自动化系统进行了扩建，并根据我局调控一体的实施需求开发了满足要求的功能软件（主要有变电所后台远程管理系统、风险预警与辅助决策系统、故障录波与保护信息管理系统、区域无功电压控制系统、视频监控系统等），对调度台实施了调控一体化改造、梳理了原有信息传输规范，为调控一体化工作的顺利实施提供了坚实的技术支撑和保障。
四是梳理业务流程，健全××电网调控一体化制度保障体系。针对调控一体化工作的实施，认真梳理业务流程，建立与之配套的制度保障体系，编写和完善了《××市电力局主网调控一体化管理规定（试行）》等相关规章制度。制度内容涉及职责划分、安全管理、运行管理、技术管理、培训体系、调度规程、应急预案、操作指导、无功电压管理等方面。明确了调控一体化模式下各单位与岗位的职责，除全面规范主网调控一体化安全生产管理外，对一些重要方面也做了相应规定，如：在极端自然灾害及突发事件下，调度向操作站移交监控职责，以及按电网风险要求落实管理干部到岗到位等。截止目前位置，相关制度已累计编制达六万字。
五是落实人员保障，开展调控人员选聘与培训。
调控一体化的实施对调度员的综合素质提出了较高的要求，为稳步推进调控一体化的进程、实现电网调度运行管理模式的平稳过渡、安全衔接，我局制定了《调控人员培训实施计划》。并从基层单位（超高压工区、变运工区、变检工区）选聘技术骨干15名，从调度所继保、自动化、通信专业抽调技术骨干5人。根据各自就任岗位开展有针对性地培训，按照跟班实习和集中授课、模拟演练（DTS）相结合的方式。其中监控业务委托变运工区进行培训，对监控的基本原理及电网设备特点进行全面的梳理与讲解。三值人员培训由各相关专业人员及厂家进行集中授课与实际演练。经过培训期间的考核以及运行后表现证明，各岗位人员已具备值班条件。目前，各相关部门反应良好，对各岗位的表现给予了充分肯定。
六是变革组织架构，同步推进××电网“大二次”专业融合 为进一步强化××电网二次系统的统一规划和建设、提升调控一体模式下二次系统运行管理和专业建设水平，我局突破传统的专业界面，变革组织架构，按照“管理集中，专业融合”的原则推进二次系统管理体系建设，实现继电保护、通信、自动化等二次系统的专业融合，培育二次系统复合型人才，实行统一的二次系统管理模式，优化二次系统业务管理和流程控制，实现了二次系统的有机整合，在更大范围内实现调度业务的统一协调和优化，努力构建满足××电网发展需要的更加安全高效的二次系统管理体系。
七是坚持技术创新，实施调控一体化试点变电站改造。我局110千伏花港变、留下变作为试点改造变电站，是本次为适应调控一体化运行而进行标准化改造的变电站典型，具有普遍性。改造工作参照智能化变电站标准进行，目前已实现远方程序化操作、自动化与视频联动、保护远方投退、定值远方调取、修改及软压板投退等功能，基本实现了调控一体化模式下对一、二次设备的最大监视及遥控范围，充分验证和体现了调控一体化模式的可行性和高效性。
三、××电网主网调控一体化工作取得了哪些效果？
我局在国网公司、省公司的正确领导和指引下，在国网公司、省公司各级调研组的悉心指导下，经过局各相关部门和单位精益求精、追求卓越的不懈努力和辛勤付出，2010年4月30日，我局实现了主网“调控一体化”，5月11日正式启用××电网调度控制中心，市区16座220千伏变电站、53座110千伏变电站和6座35千伏变电站纳入“调控一体化”管理，××电网调控一体化第一阶段工作圆满完成。主要取得了以下几方面效果：
一是安全效益得到充分发挥。
调度对电网运行状况的掌控能力明显提高。强大的调度技术支撑体系的实现，使调度更加全面掌握电网一、二次设备状况。如控制过程可视化，变电站监控后台远方调阅，保护、故录信息调阅，进一步提升了对电网、设备运行状态分析的整体性和准确性。目前市区每日监控信息量在8000条左右，调度每日需实时掌握的监控信息量约600条，电网及设备异常得到及时快速处理。
电网风险得到有效预防和控制。实施调控一体化改造后，监控系统《电网实时风险预警及辅助决策系统》可以按照负荷预测、电网拓扑、设备状态评估、故障概率等因数对各项检修工作电网方式进行风险评估，通过对电网实时扫描提醒调度员电网的实时N-1风险；并将电网的风险评估与电网主设备状态检修评估结果相结合，使得风险评估结果得到了量化，对调度实际操作有比较强的指导意义，对电网风险的有效预防和控制提供重要参考。事故的快速准确分析与应急处置能力显著提升。监控系统能够提供实时、准确的事故信息，风险预防与控制系统可自动提供事故发生时的处理辅助预案和处理后的风险评估，能够帮助调度员及时准确掌控电网运行情况，并迅速准确地作出判断，通过远方操作快速隔离处置故障。如5月1日下沙变10千伏Ⅱ段母线接地，调度员仅用2分钟就确认并隔离了故障。
现场误操作几率大幅降低。改造后的调度自动化技术支撑系统实现了调度台的远方程序化操作，可根据调度任务形成程序化的操作步骤，通过远方控制完成设备的自动操作；并对遥控操作提供全过程安全保障。从智能操作票的防误验证、系统层的综合防误、间隔层的就地“五防”到设备状态的视频确认，构筑了遥控过程的防误技术体系。调度遥控操作及智能操作票的应用，大大降低了现场误操作几率，保障了人身和电网设备安全。
交通安全风险有效降低。调度遥控操作大幅减少了运行人员往返变电站的次数，有效降低了运行人员的交通安全风险。
二是企业的社会经济效益得到充分发挥。
提高了生产效率。调控业务范围内工作大量减少了操作人员赶往现场次数，缩短了设备停役时间，有效提高了生产效率。现有调度自动化系统可根据指定目的状态即可自动完成运行方式变更的程序化操作的实现，具体可操作范围包括：开关、闸刀等一次设备遥控，以及投退软压板、定值区切换、保护电源投退等二次设备遥控。5月份，调控中心累计遥控次数42次，区域无功电压控制系统每天自动控制无功设备、变压器分接头约300次；5月10日，通过遥控开关实现了220千伏荷花变投运启动操作，比原有运行管理模式大大提高了工作效率。
提高了供电可靠性。实施调控一体化后，调度对电网运行状况的掌控能力明显提高，事故的快速准确分析与应急处置能力显著提升。尤其是主网调控一体化与配网调控一体化紧密衔接后，可以实现从变电站110千伏进线开关至10千伏线路开关站的调控一体化，对电网的安全稳定、可靠供电和优质服务提供了更加可靠的保障。
实现了减人增效。通过变革组织架构，创新管理模式，将调度运行和设备运行集约融合，充分挖掘人力资源潜力，采用调控一体集约化模式后，可以更加充分利用人力资源，有效释放运行人员工作效能。我局实施调控一体化后，监控人员数量由原集控站的40名减少到现调控中心的11名，并实现了调度和监控业务的融合。
降低了企业成本。通过充分利用调度自动化系统“遥控、遥信、遥测、遥调、遥视”功能，减少了现场交接班、巡视以及部分设备的操作，相应的交通、人力成本随之有效降低。
四、××电网主网调控一体化工作有哪些亮点？
解放生产力，原有成熟技术通过调控一体发挥了巨大效益。先进的生产关系可以促进生产力的发展，数字化变电站、变电所后台远程管理系统（KVM）和故障录波与保护信息管理等系统都是相对成熟的先进技术应用，在原有运行管理模式下并未发挥较高的生产效益，通过调控一体化的实施，可以使其更好的为电网安全稳定运行和优质可靠供电服务。KVM技术通过调控一体化的实施，通过数据网将变电站后台画面、鼠标键盘、声音延伸至调度台，实现对无人值班站辅助管理，为调度员提供全面的变电所设备运行信息，实现如后台信息的远程检阅、顺序控制、远程打印等先进应用。通过调控一体化的实施，故障录波与保护信息管理系统可以为调度员提供故障初步分析简报，包括故障线路、故障类型、故障测距、故障电流、故障持续时间等基础数据，并可为调度台提供具体的录波波形文件及波形分析工具，为调度员进一步分析故障，及时正确的判断故障情况提供了先进技术支持，保障了电网的安全稳定运行和优质可靠供电。
服务坚强智能电网建设，初步探索建成智能电网调度。随着坚强智能电网建设的推进，可再生能源和用户侧新型用电模式的发展，电网运行控制的难度将加大，以往基于局部信息的电力系统分析控制手段，已难以满足超大规模电网安全稳定运行的要求，需要在技术上实现突破，探索更具敏锐性、综合性、前瞻性和智能化的在线分析控制手段。我局调控一体化工作，经过对技术支持系统功能的完善和进一步开发，使调度员可全方位、多角度掌握电网的实时、未来、故障态信息。通过实时监视电网运行状态，KVM全面掌握变电所实时运行信息，视频提供设备运行状态。实现了全网－变电所－设备的由“面”及“点”的实时态监视。通过风险预警与辅助决策系统实现了从全网至任一母线设备的负荷预测，并实时扫描电网结构，实时提醒电网风险，合理分析电网未来态并提供有效参考。通过自动化系统迅速明确事故基本情况，由保护故录系统及KVM、视频提供故障细节情况，由N-1预警系统提供处理参考方案及要点，提醒电网存在风险，并通过远方控制迅速隔离故障，恢复送电完成了电网故障态处置。
五、××电网主网调控一体化工作中存在的困难及解决措施？
调控一体相关保障体系建设难度较大。原有的制度保障体系及技术支撑体系是面向传统电网运行管理模式建设的，为使调控一体化模式发挥最大效益，必须建立与之相适应的保障体系。其困难主要有以下两个方面：
一、功能需求不明确；
二、改造及建设牵涉面大。为解决上述问题，我局集全局之力成立了包括领导小组、工作小组、技术小组、宣传小组的组织机构。建立以日为单位的工作计划，以周为单位的例会制度，项目任务责任明确到人。各部门及单位思想统一、群策群力、通力合作，积极做好前期的排查及调研，充分利用科学技术的进步成果，全面梳理电网运行业务流程，定期组织保障体系运转演习。4月30日至今，电网运行情况平稳。
六、××电网主网调控一体化工作目前还存在哪些问题？
生产管理的精益化水平有待提升。我局电网调控一体化工作起步成型较快，虽然整体架构已经搭建完成，但部分环节还有遗留细节问题有待梳理和完善，需要花大力气进行充实和协调处理。如调度日志的整理分析和设备专业管理函待进一步有机融合，制度保障体系需要继续编制完善和不断修订改进。
调控人员的素质水平有待持续提升。调控一体化的实施对电网调度、监控人员素质提出了挑战，对现有的岗位设置和定员提出了新的要求，虽然我局前期已经开展了相应的专业融合及培训工作，但人员综合素质的提升是一个长期持续性工作。在今后工作中，我们要进一步规范调控人员各项要求，扎实做好各项培训工作，深入推进专业融合，充分发挥调控人员主观能动性，确保调控一体工作的顺利实施和有效运转。
七、××电网主网调控一体化工作的下一步打算是什么？
调控一体化建设是我局根据国家电网公司“三集五大”工作的总体布署，结合我局实际对“大运行”体系的有益探索和实践，下一步将按照国家电网公司、浙江省电力公司试点工作要求，开展以下几方面工作：
一是推进地县一体的调控一体化工作。
按照××电网调控一体化总体实施方案分阶段工作目标，我局将在后续工作中总结当前市区电网和临安县调调控一体化经验，调整业务范围，明确职责界限，完善地县一体的调度技术支持系统，统一调度业务流程，统一工作标准，在所辖5个县级供电企业全面推进地县一体的调控一体化工作。
二是加快××电网220千伏、500千伏设备的调控一体建设。以属地化为原则，努力推进××地区500千伏监控中心建设工作，尽快完成县区220千伏变电站的杭钱江监控中心接入工作，并最终将杭钱江监控中心和500千伏监控中心的职能并入××电网调控中心，最终实现××电网管辖地域内配电网以上、500千伏及以下电压等级所有一、二次设备的运行集中监控业务。
三是注重专业融合和复合型人才培养。
在调度运行业务模式方面，要更加注重构建统一的“大值班”、“大二次”管理模式。扩充运行专业管理职能，实现电网实时资源优化配置与运行设备管理，在调控中心建立涵盖一次方式、二次系统及调度五大专业的协调管理机制，持续做好继电保护、通信、自动化等二次系统的专业融合，培育二次系统复合型人才，优化二次系统业务管理和流程控制以提升电网运行管控的专业能力。同时要健全完善人才培养机制，充分利用好调控员这一重要的复合型人才培养节点，通过不断选拔各一线专业骨干到调度员岗位培养锻炼，然后再回到各自重要的工作岗位，为电网的安全稳定运行和企业的可持续科学发展储备人才力量。
四是探索研究输变电设备调控合一工作。
按照国网公司统一部署，浙江省公司是输电线路状态监测中心建设项目的第一批试点单位，我局承担了省公司此项目的试点建设任务。项目建设的总体目标是建设体现现代智能的集输电线路状态监控、运行管理、指挥决策于一体的输电线路监控中心，计划建设省公司和地市局两级输电线路状态监测系统。其中地市级将通过建设输电线路状态监测值班平台，应用全省统一的输电线路状态监测系统，对各自运维区域内的输电线路进行状态与环境参数的集中监测。今后输电线路状态监测系统将与变电设备状态监测系统进行整合，形成一体化的输变电设备状态监测系统。我局将在其与变电设备调控一体化整合方面进行有益探索和研究。五是为“大生产”体系构建创造有利条件。
通过调控一体化工作的实施，我局生产一线结构性缺员问题得到有效缓解，运行人员紧张的局面得到缓解和改善，运行人员可以有更多的精力投入到“大生产”体系“运维一体化”工作的学习和培养中，这为我局下一步探索实践“大生产”体系提供了有利的人力资源保障。
在今后的工作中，我们将继续坚决贯彻落实国网公司 “三集五大”决策布署以及二季度工作会议精神，加快推进“两个转变”，力争早日建成“一强三优”供电企业，为实现国网公司的科学发展作出贡献。
第三篇：调控一体化建设情况
调控一体化建设情况
汇 报 材 料
二O一二年三月
杭锦后旗电力公司
调控一体化建设情况
一、杭锦后旗电网概况：
杭锦后旗位于河套平原西北角，南临黄河，北靠阴山，西至乌兰布和沙漠，东接河套平原的临河市。杭锦后旗电力公司是县级电力趸售企业，全旗现有110KV变电站2座（地调管理），35KV变电站6座，共有主变12台（不包括110KV变）容量79600KVA，35KV输电线路6条，总长90KM，10KV配电线路51条，总长1353.67KM配电变压器共2076台，容量为195546KVA。
二、调控一体化建设情况：
杭锦后旗电力公司开展调控一体化建设是基于调度自动化及光纤通讯等可靠的硬件保障。调度自动化采用的是国电南瑞ON2000，该系统以UNIX操作系统为平台，充分保证了安全性，基于oracle商用数据库，具备强大的数据支撑 能力，是目前最新一代县级调度自动化系统的优秀支撑平台。2010年5月初完成主站系统的安装、调试并投入试运行，同时对照《县级电网调度自动化系统实用化要求及验收》（DL/T789-2001），不断完善其功能，已通过内电公司调度实用化验收。到目前为止，运行状况良好。
系统配置：前置服务器2台、数据库服务器2台、全部采用双机热备的方式，保证了系统的可靠运行，调度员工作站2台，维护工作站1台。终端服务器本期提供了16路单通道，可根据需要扩展为32路，目前接入8个站点。该系统满足“五遥”功能，为调度员科学合理调度提供了全方位的数据支撑。
按照《内蒙古电力公司农电系统调控一体化管理规范》的要求，在原调度所的基础上成立调控中心，首先从建章立制抓起，建立健全调控管理制度，同时对调度管辖设备及权限进行重新定位，调度管理从以前的单一网架管理延伸到配电变压器高压侧。
为了适应星级标准化变电站对“五遥”功能的要求，将北郊变35KV隔离开关全部更换为电动隔离并安装微机五防装置，完善了遥视功能，增加了开关柜运行监控摄像头和开关室声音采集装置，可配合遥信信号对开关状态从信号、视频、声音三个方面实现运行状态监控，提高了开关设备状态监控的可靠性。
沙海变电站安装了微机五防闭锁装置，并由厂家技术人员协助对断路器进行了控制试验，并对遥控、遥调进行了测试至符合要求，已实现“四遥”功能，遥视系统需更新。（已列入2012年大修技改内）三道桥、红星变电站更换了后台机，更新了后台监控软件，完善了遥控、遥调功能，并进行了测试。目前，红星、三道桥变电站已实现“五遥”功能。
东郊变电站进行了一、二次设备及综自设备的改造，已于今年3月23日全部投运，投运后实现了“四遥”功能，遥视系统已招标，近期厂家来人安装。
头道桥变电站已完成了一、二次设备及综自设备的改造工程，将于今年4月中旬全部投运，投运后可实现 “四遥”功能，遥视系统已招标，近期厂家来人安装。
沙海10kV开关共计15台，全部利用移动通信GPRS已实现遥信、遥控、遥测及保护定值调取修改功能。
三、主要存在问题：
1、个别站“五遥”功能未能实现，包括沙海变、三道桥变、红星变，主要是遥视系统达不到要求，清晰度低且摄像头少。头道桥、东郊变遥视系统已招标，近期安装完善，继续完善部分变电站遥视系统，使其达到高清晰、全方位的效果。
2、目前调度值班员共6人，按调控一体化要求还需配置监控调度员3人。（附：调度所岗位设置图）
四、工作思路和建议：
1、继续加强技术创新，申请红星、三道桥、沙海变电站智能化改造工程项目及完善对头道桥变电站2台、三道桥变电站4台、红星变电站4台、和沙海变电站3台，共13组35kV隔离开关进行电动操作机构更换，实现远方遥控功 能，本工程已列入2012年技改项目。
2、将部分变电站值班人员并入调度，在原调度业务的基础上，增加电网监控职能，依靠规范上传的电网信息和智能完善的技术支持，全面掌握电网运行状态，提高电网安全稳定运行的可控度。
3、调控中心成立后，调控人员综合素质有待提高，加强相应的专业融合和培训工作，同时加强调度自动化专业、继电保护专业的培训工作
4、升级改造县调自动化系统，逐步应用县调自动化高级应用模块，实现远程登录异地维护功能。
5、完善三道桥供电所、陕坝供电所原有部分10kV断路器进行更换，达到利用移动通信GPRS已实现遥信、遥控、遥测及保护定值调取修改功能。
6、虚心取经学习，调研兄弟单位调控一体化先进成果和经验。
7、认真梳理业务流程，建立与之配套的制度保障体系。并继续编制完善和不断修订改进。
9、完善调度自动化功能，对变电站实现远方程序化操作、自动化与视频联动、定值远方调取、修改及软压板投退等功能，实现在调控一体化的模式下对一、二次设备的最大监视及遥控范围。
10、通信保障方面：通信光缆工程已批复，2012年加快实施，以保证每个变电站都具备不同路由的光缆线路。
五、调控中心人员配置和职责：
1．目前调度所所长一人，副所长（兼安全员）一人，值班员六人，自动化专责一人，继电保护专责一人，按照调控一体化要求还需配置值班员三人，运行方式专责一人。（具体见调度所岗位设置图）
调控中心岗位职责
杭锦后旗电力公司
调控中心职责
1、履行电网调度运行管理工作职责不变。
2、负责属地调调度管辖及许可范围内设备与地调间的调度操作及运行控制、电网异常及事故处理等调度运行联系工作，并根据地调下达的调度操作指令向相应运维生产单位进行转下令、以及向地调转交令，组织指挥操作并保证地调下达的调度操作指令执行的正确性、及时性。
3、负责地区监控范围内的设备运行信息监视，若发现设备事故、异常情况时，及时通知运维班、设备运行管理单位进行现场设备巡查及处置。
4、调控中心负责对具备遥控条件的站内单一断路器、有载调压变压器分接头调整进行远方遥控操作，其他全站停电或部分设备停电的操作，均由调控中心下达指令，运维班现场进行操作。
5、统一归口并及时向地调汇报属地调调度管辖及许可范围内一、二次设备状态及异常、事故情况。
调度所所长岗位职责
1、贯彻执行上级有关安全生产的方针、政策、法规、规程，根据上级下达的安全生产目标，组织制定本部门的具体措施和及时传达上级指示精神。
2、组织制定本部门生产工作计划和各项经济技术指标，检查总结本部门各项计划、任务的实施和完成，加强电网安全经济分析，确保本部门安全生产工作任务及时完成。
3、组织落实上级调度机构布置的工作及调度指令，检查调度指令执行情况。
4、组织地区电网运行调度工作，组织编制电网停电检修计划，保证电压合格率和可靠率指标的完成，指导地区电网事故处理，并及时向上级汇报。严格执行调度规程，实现安全经济调度，审核电网方式安排、调度操作票及日调计划，实行“三公”调度，正确指挥所辖电网的倒闸操作和事故处理。
5、负责参与电网规划及新、扩建工程的技术方案审核，组织编拟新设备投运的调度启动方案。
6、组织开展安全大检查，组织编制本部门反措计划及技术业务培训计划并实施。
7、组织或参加电网事故调查分析、报告和拟定对策。
8、监督电力安全生产规程、调度规程、自动化规程的执行，落实安全责任，搞好安全生产，确保电网安全稳定运行。
9、宣传、贯彻、执行公司各项管理制度，负责本部门员工的考核、奖惩等工作，对员工工作岗位调整提出意见，加强内部管理和团队建设，增强团队凝聚力。
调度所副所长（兼安全员）岗位职责
1、协助所长监督电力安全生产规程，调度规程，自动化规程、规定的执行，落实安全生产，搞好调度所的安全生产工作。
2、协助所长严格执行调度规程，认真开展经济调度，挖掘一切潜能增供扩销降低网损，；正确指挥管辖范围内的倒闸操作和事故处理。
3、协助所长监督电网运行方式安排安全优质经济，审核日调计划的正确下达，协调地区电网的网损管理，协调完成各项经济指标的完成。
4、协助所长完成基建工程配套的调度自动化系统的安装调试，组织协调自动化系统的日常运行、维护、检修，保证主站、集控站信息的准确性，组织基建、技改、大修项目方案制定预施工，确保按时完成顺利投运。
5、协助所长组织有关专业培训，审查培训计划，监督培训 9 质量。
6、组织开展安全大检查，组织编制本部门反措计划及技术业务培训计划并实施。
7、协助所长宣传、贯彻、执行公司方针目标，推动本部门贯标工作；对本部门员工的考核、奖惩、培训及任免等提出意见和建议，加强团队建设，保持本部门和谐的气氛，实现增强团队凝聚力的目标。
8、完成上级领导交办的其他工作任务。
调控中心值班主值岗位职责
1、主值调度员全面负责值班期间地区电网调度运行控制、倒闸操作，异常及事故处理，变电设备状态的运行监视等组织指挥、协调工作，对本值上述工作起安全监督管理职责。
2、负责当班的全面工作，认真审核和执行日调计划内容，掌握系统运行方式和运行情况，及时处理电网运行中存在故障并受理权限范围内的临时性检修申请，确保发布调度指令的正确性和准时性，保证电网安全、稳定、经济运行。根据中心要求，参与编写继电保护整定方案，提供与继电保护有关的基础资料。
3、贯彻“安全第一，预防为主”的方针，严格执行调 度规定，避免误下令发生防止因调度责任而发生稳定破坏、电网瓦解和大面积停电事故。根据各供电局的继电保护整定申请以及生产部下达的任务，完成所负责的系统和变电站的整定计算；根据上级部门下达的系统阻抗对调度管辖权限内的保护装置定值进行校核。
4、认真执行日调计划，严格审核检修申请票，并严格执行两票管理制度，保证倒闸操作票内容填写正确，操作步骤合理，所做安全措施正确完备。编制所负责的电网网络及变电站的阻抗图，并根据变化适时修订。
5、按照统一调度，分级管理的原则，服从内蒙调通中心调度的统一调度，负责对下级调度、所调发电厂、大用户的调度管理，并按照政策、法规及规程制度行使调度权力，开展三公调度，严明调度纪律，保证调度指令的严肃性和畅通性。
6、按相关规范操作，完成各项技术指标，确保频率、电压合格率等指标完成，编制倒闸操作票、事故处理细则并严格执行。
7、按相关规范，正确指挥管辖范围的倒闸操作和事故处理，保证不发生误调度、误操作事故的发生。
8、培训副职调度员，指导副职调度员工作。
9、完成上级领导交办的其它工作任务。
调控中心值班副值岗位职责
1、副值配网调度员在当值主值调度员的领导下，对10KV配网调度运行控制、倒闸操作、异常及事故处理指挥工作，对本值调度工作负有安全职责，向当值主值调度员负责
2、协助主值完成日常调度工作，认真审核和执行日调计划内容，掌握系统运行方式和运行情况，及时处理电网运行中存在故障并受理权限范围内的临时性检修申请，确保发布调度指令的正确性和准时性，保证电网安全、稳定、经济运行。
3、贯彻“安全第一，预防为主”的方针，严格执行调度规定，避免误下令发生，防止因调度责任而发生电压、频率稳定破坏、电网瓦解和大面积停电事故。
4、认真执行日调计划，严格审核检修申请票，并严格执行两票管理制度，保证倒闸操作票内容填写正确，操作步骤合理，所做安全措施正确完备。
5、按照统一调度，分级管理的原则，服从内蒙调通中心调度的统一调度，负责对下级调度、所调发电厂、大用户的调度管理，并按照政策、法规及规程制度行使调度权力，开展三公调度，严明调度纪律，保证调度指令的严肃性和畅通性。
6、按相关规范操作，完成各项技术指标，确保频率、电压合格率等指标完成，编制倒闸操作票、事故处理细则并严格执行。
7、按相关规范，正确指挥管辖范围的倒闸操作和事故处理，保证不发生误调度、误操作事故的发生。
8、完成上级领导交办的其它工作任务。
调控中心值班副值岗位职责
1、副值监控调度员在当值主值调度员的领导下，负责本值设备运行状况、信息的监视、分类汇总，以及在主值调度员的监护下进行本规定允许范围内的遥控操作，对本值电网监视工作起安全监督管理职责，向当值主值调度员负责。
2、协助主值完成日常调度工作，认真审核和执行日调计划内容，掌握系统运行方式和运行情况，及时处理电网运行中存在故障并受理权限范围内的临时性检修申请，确保发布调度指令的正确性和准时性，保证电网安全、稳定、经济运行。
3、贯彻“安全第一，预防为主”的方针，严格执行调度规定，避免误下令发生，防止因调度责任而发生电压、频率稳定破坏、电网瓦解和大面积停电事故。
4、认真执行日调计划，严格审核检修申请票，并严格 执行两票管理制度，保证倒闸操作票内容填写正确，操作步骤合理，所做安全措施正确完备。
5、按照统一调度，分级管理的原则，服从内蒙调通中心调度的统一调度，负责对下级调度、所调发电厂、大用户的调度管理，并按照政策、法规及规程制度行使调度权力，开展三公调度，严明调度纪律，保证调度指令的严肃性和畅通性。
6、按相关规范操作，完成各项技术指标，确保频率、电压合格率等指标完成，编制倒闸操作票、事故处理细则并严格执行。
7、按相关规范，正确指挥管辖范围的倒闸操作和事故处理，保证不发生误调度、误操作事故的发生。
8、完成上级领导交办的其它工作任务。
继电保护专职岗位职责
1、负责确定计算设备的继电保护的配置及继电保护方式，编制继电保护整定方案。
2、负责计算系统阻抗、短路电流和继电保护装置定值，并审核其正确性。
3、负责整理并归档计算设备继电保护的有关资料及参数。
4、结合系统发展，负责编写和修改《县调继电保护整定方案》。
5、负责编写微机保护现场调度运行规程，6、负责继电保护“反措”和“三误”措施的制定修改。
7、负责进行继电保护的统计、分析、评价和总结以及上报继电保护缺陷和整改意见。
自动化专职岗位职责
1、负责落实上级有关调度自动化系统专业和相关专业的各种技术标准、规程、制度。
2、负责调度自动化设备的运行、维护、检测、检验和事故抢修工作。
3、负责完成自动化设备的缺陷统计上报、缺陷分析并组织消缺。
4、参与新建、扩建、改造自动化设备和主要设备大修后的验收工作。
5、编制自动化设备预试、定检及大小修计划。
6、负责远动主站图库、信息库、实时数据库的运行维护及子站信息采集、验收维护工作，保证通讯系统的通畅。
7、建立健全自动化设备台帐和各种图纸资料。运行方式岗位职责和安全职责
1、结合上级调度运行方式，负责开展所辖系统的潮流、稳定计算分析工作，编制所辖系统的、月度、日电网运行方式和特殊运行方式，在保证安全的前提下，使电网实现安全稳定经济运行。
2、负责制定、月度、日停电检修计划，对停电检修工作进行协调、控制，减少设备停电时间和停电次数。
3、参与管辖设备的工程验收工作，并对验收结果做出专业性评价。
4、负责审批所辖系统内新、扩、改建设备投运、异动手续，制定设备启动投运方案，对新设备进行统一调度命名编号。
5、负责按上级调度部门要求编制所辖系统紧急拉闸限电序位表。
6、负责制定低频、低压减负荷方案、重合闸投退方案，并报上级调度部门备案。
7、参与所辖系统内发展规划等项目的审查，提出系统发展规划建议。
8、负责编制所辖系统事故应急处理预案，制定各重大事件保电方案。
9、负责审核所辖系统的网络接线图。
10、负责管辖系统的无功电压调度运行管理，保证管辖系统电压质量合格。
11、负责编制并组织实施班组培训计划，负责对新进员工进行生产知识、安全知识、规程制度的考问和抽测。
第四篇：青海电网步入调控一体化时代
青海电网步入调控一体化时代
【字体：大 中 小】 2010年12月30日
2010年12月24日，青海省电力公司地区电网调控一体化工作总结会在海东召开，会议宣布了7个地区供电公司调控一体化工作全部通过验收，开始正式运行，标志着青海各地区电网正式步入调控一体化时代。
领导重视亲挂帅 精心组织抓策划
为贯彻国家电网公司推进“三集五大”的总体工作部署，更好地适应“两个发展”的需要，彻底解决传统变电运行模式带来的生产组织集约化、专业化程度不高、管理链条长、资源配置效率低的问题，2009年9月，青海省电力公司顺应形势，主动而为，积极谋划青海地区电网调控一体化工作。
作为青海省电力公司重点工作之一，调控一体化工作从策划阶段开始，就受到了公司领导的高度重视，公司成立了以总工程师祁太元为组长，调度中心、生产部、安监部、人资部、经法部领导和相关人员为组员的调控一体化研究工作小组负责此项工作的研究和策划。2010年1月5日，公司召开地区电网调控一体化总体实施方案汇报会，公司总经理王怀明、党委书记邓永辉等领导听取了调控一体化研究工作小组的工作汇报，明确了工作要求，提出了改进建议。按照公司领导的要求，调控一体化研究工作小组对总体方案进行了进一步的完善。3月15日，公司2010年第2次总经理办公会讨论并通过了《青海省电力公司地区电网调控一体化业务实施方案》和《青海省电力公司推行地区电网调控一体化工作方案》，方案提出了“2010年底全面实施地区电网调控一体化工作”的目标，确定了“安全可靠、集约高效”的工作原则和“整体推进、分类指导”的组织原则，明确了业务模式和总体工作安排，该方案作为纲领性文件，全面指导地区电网调控一体化工作的开展。
明确目标强措施 三个统一促建设
2010年3月23日，青海省电力公司组织召开调控一体化工作动员会，青海省公司地区电网调控一体化工作正式启动。
统一组织，制度先行。公司先后制定下发了《青海省电力公司地区电网调控一体化业务实施方案》、《青海电力公司推进地区电网调控一体化工作方案》、《青海省电力公司地区电网调度中心运行管理规定（试行）》、《青海地区电网调控一体化运行评估办法》等10个方案和制度，保障了各阶段工作的规范有序开展。
统一部署，强化控制。通过动员会、阶段评审会、周例会、中间评估等形式，加强统一部署，强化过程控制，及时总结点评存在问题，研究制定解决措施，部署安排下一阶段工作，确保整个建设工作“目标不偏移，落实不变味”。统一标准，规范业务。组织各地区供电公司对调控业务流程、技术支持系统、制度体系、技术资料及记录体系、调度室标识等进行了全面清理和规范，下发了《调度中心管理制度汇编》，统一了12种记录格式，19种报表格式，统一了调度技术支持系统功能，统一了信息分层分级分类展示标准，统一了调度室标识。
狠抓落实强管理 通力协作按期成
在短短的一年时间里，青海省电力公司完成了全部地区电网的调控一体化建设工作，完成了从组织研究—过程实施—验收评估的全过程工作，一步一个脚印，各项工作开展紧凑高效、扎实有序，承担具体建设任务的各地区供电公司付出了艰辛的努力。
面对时间紧、工作难度大、任务重的现状，参与建设的各供电公司领导和员工上下一心，众志成城，都发扬了开拓进取、吃苦耐劳的精神，主动放弃休息时间，加班加点，以极高的热情投入到紧张而繁重的工作中，做到了既不影响生产任务，又按计划稳步推进工作的目标。
科学组织，合理安排。为确保地区电网调控一体化工作实施，各地区供电公司成立了相应的组织机构，分管领导亲自主抓，有效组织，结合本单位实际制订实施策划方案和详细的工作方案，在实施过程中加强过程控制和监督检查，确保了调控一体化建设工作顺利实施。
强化培训、以人为本。根据调控一体化工作的需要，结合本单位人员业务能力方面存在的问题，制订了切合实际、灵活多样的培训方案，组织开展了集中培训、现场培训、委托培训、中心轮训等多种方式的培训，有效提高了员工的业务素质，总计组织完成了54期调控业务培训，培训人员400多人次。
完善系统、提高效率。根据调控一体化工作要求，各地区供电公司完成了110-35kV变电站综自改造，完善了自动化系统硬件配置和软件功能，完成了自动化接入信息完善工作，新接入信息近10万条次。针对监控信息量大的情况，开展了信息梳理整合和分层分级分类展示，电网监控信息量普遍下降了80%-85%。
完善基础、强化管理。针对35kV电网设备基础管理工作薄弱的情况，各地区供电公司加强基础管理工作，通过全面排查，对设备标识不全、技术标准缺失、定置管理管理不规范的问题，及时完成设备标识的补贴，编制典型操作票，补充了相应的技术规程、技术资料，对问题及时进行整改，变电运维水平得到提升。
辛勤劳动结硕果 调控一体成效显
自2010年11月1日调控一体化试运行以来，通过对调度、监视、控制业务及其技术支持系统资源的有效整合，实现了地区调度中心、运维站两级建制，管理扁平化、维护一体化、运行集约化、工作规范化的管理优势已经初见成效，电网安全运行水平和管理效率有所提高。
电网安全水平明显提升。调控一体化实施后，调控中心、运维站两级建制，扁平化的组织机构带来了业务流程的优化，调度指令由调度直接下达至运维站，避免了二次传令过程中可能发生的错误，缩短了操作时间，电网安全运行质量明显提高。
电网应急能力显著提升。调控一体化实施后，电网调度员可以及时、全面、准确地掌握电网运行情况，当电网发生异常或事故后，信息传递环节少，处理流程简洁，反应速度快，事故处理效率高，时间短，应急能力得到显著加强。如故障隔离、线路接地选检时间大大缩短，110kV变电站接地选检时间由原来的20分钟缩短为5～10分钟，一般事故处理效率提升幅度在30~50%左右。
工作条件环境得到改善。调控一体化实施后，大部分运行人员只需上常白班，大大缓解了值夜班的精神压力；工作地点实现了由地理环境恶劣、合格饮用水都难以保障的偏远地区到具备完善生活设施的城镇的转移，生活环境及正常生活秩序得到了保障，体现了以人为本的管理理念，有利于运行队伍的稳定。
人员业务能力得到提升。调控一体化实施后，调度与监控在专业上相互渗透、取长补短，培养了调度、监控技能兼备的人才，适应一岗多能要求。运行操作站人员要求全面掌握所辖的设备及操作巡视维护技能，锻炼和培养了运行人员的综合技能。截至目前，已有7名监控人员考取了副值调度员资格。
资源配置效率有所提升。调控一体化实施后，通过实行调度监控系统一体化和调度、监控管理人员的一体化，有利于系统资源、信息资源和管理资源的整合，节省了人力成本和运行维护成本。仅监控信息一项，通过优化整合，监控信息量下降了80～85%，极大地提高了监控工作效率。运行人员由运维操作站集约化管理，便于统筹调配，既解决了忙闲不均，又可应对大规模停送电操作，缩短操作时间。同时，作为无人值班模式的纵深推进，一线运行值班人员减人增效成效显著。结束语
地区电网“调控一体化”管理模式的正式实施，意味着青海电网向着构建“大运行”体系迈出了坚实而有力的一大步，在此基础上，青海电网将继续开展330千伏变电运行模式的优化工作，为“大运行”体系建设奠定良好的基础，不断提高青海调度系统驾驭现代化大电网的能力和调度运行的精益化管理水平。
第五篇：调控一体化下电网监控员远方操作风险探讨
调控一体化下电网监控员远方操作风险探讨
【摘要】文章主要阐述了“三集五大”体系建设下，调控运行与设备运行业务集约融合，电网监控员远方操作工作环境及方式发生新变化，主要从电网监控员的角度，对断路器远方操作风险加以分析，并提出有效防范措施。
【关键词】电网监控；远方操作；风险；防范措施
一、引言
“三集五大”建设体系下，调度实行调控一体化的“大运行”模式，依托电网调度设备监控技术，兼顾设备集中于设备运维模式的适应性，按照变电站整站集中监控的原则，在各级调控中心实现电网调度运行与输变电设备集中监控的集约融合。远方操作仅涉及单一断路器的分合闸指令，操作行为较为简单，但是由于调度运行与设备运行业务的集约融合使电网监控员远方操作范围急剧扩大、操作环境复杂多变，我们有必要对调控一体化后的断路器的远方操作风险加以关注、梳理与防范，有效杜绝监控员误操作事故。
二、“三集五大”体系建设下远方操作存在安全风险
1.电网监控员业务范围扩大，对电网系统和设备不熟悉，岗位适应能力降低。三集五大体系建设下，地区电网监控员管辖电网范围延伸到地区各县，变电站数量成倍增加。本人所在的监控班就承担着十堰地区7座220千伏变电站、38座110千伏变电站和城区一座10千伏开关站的集中监控任务。目前，该地区郧县、房县、郧西、竹山、竹溪、丹江等六县设备调管权也正逐步移交市公司，造成DF8003E调度监控系统内变电站数量众多、设备繁杂、布局紧密。部分监控人员不能快速适应，对地区电网的系统接线方式不尽了解，如果涉及几个变电站同时操作，一旦发生误操作，社会负面影响力更大。
2.远方操作不便于主动识别危险源，规章制度执行力度不够而导致误操作。单一断路器远方操作行为简单容易引起监控员思想麻痹，也缺乏作业环境的直观提示，大大降低操作人员对自身操作错误的感知力。在监控员远方操作设备失败或运维人员操作过程中要求监控员配合进行开关遥控验收，很容易出现同一调度指令由监控员和运维人员共同负责完成的“混合操作”，增加安全风险，一旦出现事故，事故责任追查不清。
3.自动化系统异常故障导致监控系统与现场实际设备不一致，影响监控员正确判断或无法正常操作。断路器未通过调控中心自动化验收，监控员远方操作断路器发生误分合断路器。自动化通道、设备异常，造成监控机与开关实际位置不一致，遥测遥信不正确，影响监控员正确判断。若该变电站较远，运维人员到站检查时间过长影响正常特别是事故或保电任务下的紧急操作，如果监控员操作权移交困难，不仅威胁电网安全，还严重影响到社会政治安全稳定
4.AVC控制调整不适，智能闭锁功能尚未发挥作用。当AVC控制策略设置不当，导致AVC动作行为不正确，电容器错误动作；用电低谷时段，220kV主变高压侧向系统大量倒送无功，人工断开电容器后未及时人工闭锁，AVC在动作区内立即再次投入该电容器，远小于5分钟的放电时间，剩余电荷较高，损坏电容器设备。远方数据不刷新或刷新缓慢，在用户冲击负荷的影响下，特别是无功负荷波动较大下引起AVC多次动作，变压器连续调整电压后又出现回调现象，主变分接开关频繁动作，增加调压机构损坏程度，调压回路二次空开跳闸现象频繁发生，人为增加运维检人员工作量，影响到无功电压调节设备可用率。
5.电网异常运行预控措施不到位。未开展电网紧急事故下的预控演练，一旦发生主变低压总柜发热异常，监控员容易对连接于该一母线上数台电容器/电抗器同时操作，容易导致系统电压遥测或波动值越限，直接影响电压无功考核指标，使电网处于安全临界状态。
6.“大运行”模式下，调控人员一体化是实现减员增效、提高调度人员综合素能的必然趋势，但在尚未实现调控人员一体化的现阶段，监控班人员配置明显不足，缺员问题严重。日常工作中遇有多站自动化信息验收、运维站任务传达、信息核实问询等多项工作同时进行，特别在无功电压调整的高峰时段，很容易出现注意力不集中导致断路器远方误操作。根据多年运行经验，此类原因导致的误操作占有比重较大。
三、远方误操作断路器的防范措施
通过对监控员远方操作风险分析，本人总结出以下防范措施：
1.提高监控员调控一体化模式下的安全忧患与大局意识，规范操作行为。坚持贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的基本方针，增强电网监控员的安全服务意识，主动将电力企业的安全生产上升到社会政治稳定的高度上。认真学习《安规》、《两票三制》及《现场运行规程》。远方操作断路器前能利用远程遥视系统对变电站现场作业环境进行安全辅助检查，主动识别危险源，及时与运维人员进行人员与设备健康状况确认，做好危险点分析及预控，严格执行操作监护制度，同一调度指令必须由受令操作单位执行，杜绝监控员与运维人员的混合操作。规范设备间隔图管理，确保双重名称正确，字体大小合适，对操作频繁的电容器名称编号使用专用红色，增强对监控员的视觉提醒。操作断路器在设备间隔图内进行。使用个人专用密码，个人密码保密。操作时注意力专注，禁止做与操作无关的事情。远方操作结束，应通过监控系统确认设备状态指示、遥测、遥信等变化正常并与通知运维人员现场检查确认。遇有临时交叉任务较多时，应根据轻重缓急，适当延缓其他工作，必要时寻求监控班长对其他工作任务的临时支援，配备足够电网监控人员，坚决杜绝断路器远方误操作。
2.熟悉运行监控制度，努力提高自身业务技能，适应调控一体化人员要求。要求监控员认真学习《国家电网公司调控机构设备集中监控管理制度》等四项通用制度，熟悉《电网调度规程》、《变电站现场运行规程》，自觉进行安全操作，提高自身业务技能，避免因监控员与运维人员发生政策争议而影响或延误操作。坚持开展调控人员定期深入变电站双基培训活动，熟悉变电站现场设备，积极参加事故预想与应急演练，提高监控人员对电网突发事件的处理能力，增强电网大局意识，努力提高监控员综合素能，着力推进调度与监控人员之间的岗位轮换，为实现调控人员一体化奠定良好基础。
3.加强运行管理，提高监控运行工作水平。开展三集五大新模式下运行管理制度的讨论和修订，及时消除监控员与相关部门的争议点，以适应新形势下电网监控员远方操作要求。
4.更新现有落后的自动化设备，提高自动化技术水平，确保自动化设备及通道处于良好状态。提高变电站设备健康水平，提高监控员远方操作的正确性。
结束语
随着“调控一体化”工作的不断推进，各变电站隔离开关、接地刀闸、保护装置切区调整也将逐步纳入监控班日常操作范围，监控员的工作任务将成倍增加，安全面临的风险也更大。希望通过本文，能有效肃清人为责任的远方操作断路器不安全的外部环境，激发更多电力同行对电气设备远方安全操作更深层次的思考，坚决杜绝电网误操作，确保电网安全运行。
参考文献
[1]张全元.变电运行现场技术问答.北京：中国电力出版社，2003
[2]国家电力调度控制中心.电网调控运行人员实用手册.北京：中国电力出版社，2003.
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