主网设备属地化管理模式的实践与思考＊

陈振寰 ，吴国栋 ，，陈 新 ，包广清 ，郝培良

（1.国网甘肃省电力公司电力调度控制中心，甘肃兰州730050；2.兰州理工大学电气工程与信息工程学院，甘肃兰州730050）

电网设备作为保障供电安全的硬件基础，在“十三五”期间得到升级改造或更新换代。随着电力体制改革的深化以及电网建设进程的加快，电力设计、工程建设与电网运维任务日益繁重，组织协调工作面临巨大挑战，属地化管理模式以其在适应性、智能性和高效性方面的优势，能够更好地满足市场化发展需求，其相关应用研究在国内外企业界和学术界均引起了广泛关注。

作为电网最重要的组成部分之一，设备的可靠性对电网的安全稳定和用户的电能质量改善起着重要的作用，并且关系到双方利益。文献[1]提出基于多业务融合的电网设备精益管理系统，显著提升了电网设备的科学管理水平。于立炜等人对于我国京津冀地区电网建设情况进行总结，并针对冀北电网中存在的电网规划与地方经济社会发展规划不匹配、机构人员配置不足、属地供电公司与工程设计单位沟通不畅等问题提出了建议，为我国电网建设与属地管理提供了一定的参考和借鉴[2，3]。为提升电网设备利用效率，文献[4]提出基于大数据技术的电网实物资产分析评级系统，从指标体系、分析维度和数据来源等多个维度，为实现资产安全、效能、成本的综合。

最优运行效益提供科学依据。针对1000千伏沈集特高压变电站、500千伏团林换流站在工程建设中征地、拆迁、林木砍伐、配合停电等一系列属地任务，文献[5]对跨区电网建设属地化管理积累了宝贵的工作经验。文献[6]以属地化管理为抓手，通过组织保障、制度保障、技术保障三方面提升农网施工管理水平，为补齐农村基础设施短板，顺利实施农网改造升级工程，打赢农村脱贫攻坚提供了有力保障。

综上所述，现有研究成果以海外或跨地区电网施工项目属地化管理居多，而从主网设备属地化后电网调控管理方面的研究成果并不多见。甘肃电网自2018年以来已开展了主网设备属地化移交与调控业务适应性调整工作，而各地市供电公司并无主网设备运行维护的相关经验。鉴于理论研究与实际应用两方面的需要，本文以主网设备属地化管理为抓手，对电力建设与设备运维工作在属地化协调管理中存在的问题进行深入分析，并有的放矢研究制定最佳的业务流程管理模式，激励各公司提升对220千伏主网调控业务的支撑能力，推动公司安全生产长周期稳定运行。

1 计划业务与交互模式变化

1.1 停电计划管理面临挑战

各地市公司自2006年将主网业务移交至超高压公司以来，近十三年未开展220千伏主网业务工作，因220千伏及以上电压等级与110千伏及以下电压等级的一二次设备状况、人员技术结构、业务模式、制度流程等方面均存在较大差异，主网设备属地化后电网调控面临巨大挑战。

地市公司运检、安监、建设及调度等相关部门缺乏对220千伏及以上电网的运行维护经验，且2019年涉及大范围租赁项目、三通道建设、银西高铁等重大项目实施，地市公司在停电计划的编排、各兄弟单位之间的协调配合、现场风险管控及计划刚性执行等方面的任何失误均会对电网安全稳定运行造成巨大压力。同时，停电计划管理、新能源消纳及公司年度重大项目的开展等需要统筹考虑，精准施策。

1.2 停电计划管理模式变化

属地化管理以后，各地市公司将面临的停电计划管理工作，纵向与网调、省公司相关部门存在交互，横向内部与中心各处室、外部与运检及建设等部门存在交互，相关业务交接及贯通时间可能较长，电网安全生产及风险管控压力较大。年度停电计划编制及刚性执行难度较大，尤其是2019年年度计划制定工作目前仍然由检修公司主导组织进行编制上报，属地化管理后年度计划分解至各地市公司，计划刚性执行存在较大隐患。

1.3 停电计划相关流程升级

属地化管理以后，标准操作 SOP（Standard Operation Procedure）省地停电一体化停电计划管理一票制流程检修票将成几何级数增长，目前流程中存在的问题也急需解决，且停电工作存在极强的连续性，交接过程很难预留过渡期，因此停电计划流程、风险预警流程、VPN （Virtual Private Network）等系统升级缺陷消除工作十分迫切。

1.4 停电计划规章修订与专业培训

属地化管理以后，现有的管理规定将不再适用，需要对停电计划管理规定、停电计划上报规定、同业对标体系、安全生产奖惩等一系列规定进行集中修订。各地市公司对220千伏及以上设备调管范围、电网安全校核、停电计划管理规定及申报流程等不够熟悉，省调管理培训工作量进一步加大。

2 运维主体与业务流程变更

2.1 业务移交及其联系方式变更

各地市公司、省检修公司、送变电公司需尽快上报运维站或运维线路划分、各运维站驻地、管辖范围，应明确相关部门职责，便于省调通知监控权移交、变电站正式纳入监控以及其他调度业务的联系，并提供有权进行调度业务联系的人员名单。同时，各地市公司运维值班电话需要维护至调度室电话系统。

2.2 业务汇报途径变更

各地市公司应对变电站满足无人值守条件再次进行确认，并出具相关书面报告。变电站移交地区公司后相关运维站或将重新调整，无人值守变电站人员到站时间需要重新确认，各单位上报的运维站管辖各站应满足“双九十”条件（90min到站或运维站变电站90km范围，这是检修公司运维站当初按照国网规定的设置要求）。

2.3 缺陷运维流程变更

原省检生产值班室承担部分调度业务联系职责，属地化之后相关职责应移交地区公司（地调或地区公司运维部生产值班室，建议全省统一），缺陷仍采取运维站直接向省调监控汇报的模式；各单位运维部应设专人每日对未消除严重以上缺陷进行审核，并将人员及联系方式上报省调。智能调度管理系统OMS、运检部的设备管理系统PMS应对系统内变电站归属变动进行对应调整，如新增、修改运维单位、班组等。新检修公司机构、人员变动后也应作相应调整变更。

2.4 监控接入验收流程变更

省调缺陷流程、变电站监控移交流程需要同步修改，相应省地后台运行OP系统互联等流程在明确地区公司责任主管部门后，应同步进行调整。遥控操作定期报备各地市公司也应明确具体部门及联系人员、电话等。监控信息接入验收流程须为地市公司运维单位开放相应权限，以便系统流程通畅。监控业务流程应明确在监控权正式纳入、移交、收回时应电话通知地市公司联系人员。新检修公司机构、人员变动后也应作相应调整。同时，还应该加快无人值守变电站故障处理，加强运维属地化管理，加快省地调两级调度故障录波组网建设，并同步建设地调或地区公司输变电在线监测系统等相关系统或网络重构，提升调度管控水平和紧急情况处置能力。

3 调控业务与操作主体调整

调控远方操作业务面临调整，与地市公司现场配合与操作票令的具体要求需要进一步完善。220千伏变电站已具备开关远方操作条件并报备的变电站，线路远方停送电开关由监控操作，刀闸由现场运维站人员操作。220千伏变电站已具备刀闸远方操作条件的变电站，进行逐步推进，未具备刀闸远方操作的变电站，加快与现场的对点工作。

由此看出，现有的调度、监控相关业务均直接与省检修公司管控中心联系，省检属地化后，调控业务联系对象明显增多。因此，建议调度业务应该与各地调直接联系，监控相关业务可与各地市公司运监中心联系。还需修改OMS流程，包括线路检修票的开停工和电量报送流程。还要修改调控业务联系流程，如线路跳闸及查线结果汇报、线路安措执行及恢复汇报以及风险预警发布等。同时，对《甘肃电网调度规程》《220千伏及以上变电运维站调控运行管理规定》《甘肃电网调度信息汇报规定》《220千伏以上故障停运线路远方试送电管理实施细则》等相关制度进行相应修订完善。

4 监控范围调整与归属优化

随着主网设备划归地、市管理，变电站分层监控业务范围相应需要调整，末端站的监控业务归属有待进一步优化。330千伏变电站仍按调度范围与监控范围相一致原则，继续推进变电站分层监控工作，为下一步理顺监控业务做好准备。运维属地化试运行结束，进入平稳运行状态后，对具备条件的末端站试点开展330千伏变电站监控职责全部移交地调工作，最终实现省调只负责750千伏及以上变电站的集中监控，但涉及主网的站内严重及以上缺陷需及时汇报省调。鉴于此，建议修改OMS流程，包括分层监控变电站缺陷流程和监控职责移交流程，修订制度 《甘肃电网变电站分层监控管理规定》，逐站调整监控业务移交批复文件。

5 人员培训与制度落实

5.1 专业技能方面

因220千伏及以上电压等级与110千伏及以下的继电保护配置原理、设备技术存在的较大差异，将主网继电保护业务移交至地市公司，地市公司继电保护技术人员掌握主网继电保护技术需要进一步加强学习，地市公司技术力量及专业管理有待进一步加强。建议开展地市公司继电人员业务培训工作。一是主网业务移交后，组织开展集中培训一次，重点培训220千伏及以上电压等级与110千伏及以下的继电保护配置原理、设备技术的差异，及注意问题。二是安排省检修公司继电保护精干力量，到地市公司对口开展保护现场培训工作，重点培训现场安全管理、“三措一案”技术及管理相关要求等。

5.2 人员力量方面

部分地市公司目前仅维护110千伏及以下的电网继电保护业务情况下，继电保护结构性缺员矛盾已凸显，若主网专业人才补充不及时，将会给工作造成影响。检修公司人员划转，给现有检修公司保护技术人员带来思想波动，情绪波动可能成为现阶段电网安全隐患因素，因此建议人力资源部门应该考虑从数量和质量上补齐地市公司继电保护等二次专业人员。

5.3 管理制度方面

主网继电保护业务划转至地市公司后，相应管理制度、流程需作相应调整。一是省调继电保护定值单流转流程与整定计算规定需要进行调整。省调与地调定值整定计算范围保持不变，省检及嘉酒业务调整后，省调定值单流转流程需要覆盖14家地市公司，同步修订甘肃电网继电保护整定计算管理规定。二是省调继电保护统计分析业务及信息报送规定需要进行调整，与各地市公司运维范围保持一致。三是保护专业考核指标需要同步调整，220、330千伏变电站保护正确动作率及精益化查评得分纳入各地市公司同业对标指标，落实安全责任。建议强化现阶段主网现场作业现场管控，重点项目省公司、电科院专业技术人员重点把控。梳理完善继电保护、二次专业管理、流程，做到工作移交，制度、流程、考核不缺项，不遗漏。

由于保护设备原理发生变化，属地化后需加强人员培训、制度流程宣传与贯彻执行。同时，要修改OMS“国网标准流程-继电保护定值单流转”流程，修订 《甘肃电网继电保护整定计算管理规定》、《甘肃电网变电站站用变保护定值计算管理规定》、《国网甘肃电力公司继电保护统计分析及运行管理模块实施运维细则》、《甘肃电网继电保护专业信息报送规定》、《甘肃电网继电保护精益化管理办法》、继电保护正确动作率指标等相关制度。

6 结语

目前，我国各省电网运行特点鲜明，尤其是甘肃电网与各省间电网潮流频繁交互，省间互济已经成为运行常态。同时，甘肃新能源电力大量富余，外送依赖外省特高压直流。大新能源与大直流共存，弱送端电网适应性问题突出。因此，电网的建设与运行维护是一项复杂的系统工程，主网设备实行属地化管理，地市基层供电企业全面参与其中，这是国网公司体系建设的重要内容，也是加快推进甘肃电网建设的客观需要，是全面提升电网调控管理水平的重要举措。