云南电网公司开展调控一体化建设整合资源、优化业务流程,实现——抗灾保电高效复电
云南,是我国自然灾害频发的省份,低温凝冻、山火、雷击、地震、泥石流滑坡等灾害严重威胁着电网的安全稳定运行,仅2017年,云南电网110千伏、220千伏输电线路受自然灾害影响跳闸就达525条次。
如何在自然灾害发生时及时恢复送电,将停电对客户的影响降到最低?云南电网公司通过开展调控一体化建设整合资源、优化业务流程,切实提升了故障应急处置效率,电网的运行协调控制能力得到加强,实现了抗灾保电高效复电,让应急处置跑赢了自然灾害。
实战检验 调控一体化优势凸显
“要提升故障处置效率,就必须缩短故障线路从跳闸至恢复运行的时长,调控一体化就是最直接有效的手段。”云南电网公司系统运行部调度科科长黄霆说,今年入春以来,云南电网220千伏及以上线路受山火影响跳闸已有7条次,在调控一体化模式下均得到高效、准确处置,而在2月初的全省低温凝冻灾害面前,调控一体化的优势更加明显。以昆明供电局为例,2月4日至6日昆明电网主网线路跳闸105条次,调度远方遥控操作占全部应急操作的90%。目前,昆明供电局线路跳闸后处置至恢复运行时长从普遍的20分钟以上缩短6分钟左右、单次方式调整平均操作时长由60分钟缩短至5分钟。
“过去,发现异常电网运行情况时,调度员不直接面对设备,而是对接变管所的监控员及现场变运人员。”黄霆说,这中间涉及因信息流中转而导致的交叉重复甚至信息错漏,效率较低,也有一定安全风险。
调控一体化运作后,最突出的特点就是减少了中间重复环节实现对电网的实时监控,当电网出现故障或发生异常情况时,设备故障或异常信息通过调控一体化技术支持系统(自动化系统、保信系统等)及时展现在调控人员面前。这样一来,缩短了设备故障或异常信息收集及发令时间,调控人员能够迅速作出判断,在远方直接完成对现场设备的遥控操作,快速调整电网运行方式,恢复无故区域的正常供电,实现了故障的快速发现、反应和处理,缩短了处理链条,降低了电网运行风险,减少了停电时间。
此外,调控一体化减少了管理环节,让人力资源得到了合理利用。比如昆明供电局人均监视厂站由一体化前的11座增加至33座,人力资源集约效果明显。
成效显著 源于3年布局建设
调控一体化是电网的一次变革,不仅带动电网快速发展,更牵动管理层面的业务流程和部门重新整合。
“在推行调控一体化之前,云南电网公司17家供电局分两种模式运行,一种是‘调度+监控+巡维’模式,一种是‘调度+变电运行’。”黄霆说,2015年,云南电网公司在保山供电局试点调控一体化,通过大量的分析论证和走出去对标学习,结合保山供电局的实际,确定了“调控中心+多巡维中心”模式建设。保山供电局系统运行部主任助理何光层认为,这种模式业务流程变化大,设备改造力度大,对人员素质要求高,之所以要弃易从难,就是为了实现调度和监控二合一,让电网调控更集约、更高效、更专业。
2015年12月,在完成了大量的基础建设和繁杂的数据接入以及人员培训工作后,保山供电局率先实现了调控一体化。2016年8月19日,保山地区220千伏保腾双回线因雷击同时跳闸,导致220千伏腾冲变供电片区(腾冲市)孤立网运行,在调控一体化模式操作下,保山供电局仅用了21分钟就将孤立电网并入主网运行,成功避免了一起较大电力安全事故。
在总结保山供电局调控一体化工作经验的基础上,云南电网公司于2016年1月5日,印发了《云南电网加快推进调控一体化建设工作方案》,在全省按照“保山模式”铺开调控一体化建设的工作。作为南方电网五省区内仅有的六家调控一体化示范基地之一,昆明供电局对全局直供区134座变电站持续开展了综合自动化改造及通信网的建设,并用一年时间对调度自动化系统进行扩容升级,以增加接收信号量,满足监控、遥控的需求。
调控一体化建成后,全新的业务也是对云南电网公司的考验,为了进一步规范推进各供电局调控一体化建设工作,云南电网公司系统运行部完成了调控一体化模式下的组织结构调整、管理规定和技术标准的修编,以及人力资源的优化和相关人员的培训。截至2017年年底,云南电网所属17家供电局全部按照调控一体化模式运作。
今年,云南电网公司将持续开展调控一体化规范性管理,进一步规范调控一体化相关业务行为,加快变电站设备监控信息接入,有效控制调控一体化建设过程中出现的各类风险,杜绝误调度、误控制、漏监视事件的发生。
(马莎 周亚旭 高道春 钟少军)
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