电网调度运行操作效率现状分析及对策研究

程哲，孙雁斌，辛阔，陈兴望，周永灿

（中国南方电网电力调度控制中心，广州 510663）

0 前言

随着社会经济的稳步发展，电网的设备规模不断扩大，以某电网为例，从2010年到2018年，电网主设备规模成倍增长，设备定检、技改等计划检修以及缺陷处理等非计划检修任务量大幅增加，检修高峰期调度操作数量过多。随着调控一体化建设的推进[1-2]，调控人员承担的工作量也越来越多。检修操作量越来越大，但是调控人员的数量并未增加，导致操作等待情况频繁出现。

同时电力市场改革正在快速推进，2017年8月发布的《开展电力现货市场建设试点工作通知》[3]明确了现货市场建设的试点省份，目前，部分省份已经进入试运行阶段[4-5]。电网的网架结构是现货市场出清的边界条件，若调度无法按时完成操作将直接影响市场的出清结果[6-7]，引来市场主体的质询。现货市场环境下对主设备停复电操作时间的要求更加严格了。

综合上述背景及需求，提高调度操作效率已成为电网运行迫在眉睫的问题。目前，业界主要通过技术、管理两个层面来提升操作效率，如采用网络指挥[8-9]、程序化操作[10-11]、设备操作权下放[12-13]、操作内容预估[14]等方式提升调度操作效率取得了良好的效果。

为比较各类操作模式对调度操作效率的影响，本文选取南方电网调度运行操作模式调整较大的年份（2015年、2017年、2018年）的500 kV主设备停电操作的时间数据，找出目前制约设备操作效率的瓶颈和“痛点”，制定长效的技术及管理措施，全面提升调度运行操作效率。

1 调度操作效率统计分析

1.1 电网主设备调度操作环节

为准确发现设备操作各环节存在的问题，以500 kV主设备停电操作流程为例，将传统停电操作划分为四个阶段、9个业务环节：

第一阶段：停电准备。主要包括现场向调度发起停电申请，调度或现场拟定操作票以及完成必要的电网方式调整等3个环节；

第二阶段：一次设备操作。主要包括对主设备的一次部分进行停电操作，包含主设备由运行转热备用、热备用转冷备用、冷备用转检修3个环节；

第三阶段：二次设备操作。主要包括对保护装置等二次设备进行投退操作，1个环节；

第四阶段：许可开工。主要包括调度与现场联系并核实工作要求安措，工作安措满足后许可开工等2个环节。

2017年，南方电网全面实施新版《调度运行操作管理规定》（简称“新操作管理规定”）[15]，调度将部分设备操作权下放，停电操作过程中调度与现场的交互环节进一步简化。主设备停电操作变为三个阶段、7个业务环节，变化如下：

1）停电设备的保护装置由现场自行操作，省去第三阶段“二次设备操作”的1个环节。

2）除线路外的设备地刀由现场自行操作。母线、主变的停电操作，省去设备由冷备用操作到检修的1个环节；线路的停电操作，省去了线路间隔开关由冷备用到检修的1个环节。

1.2 500 kV主设备停电操作效率统计

按照以上四个阶段、7个环节对某电网500 kV厂站2015年、2017年、2018年共三年的线路、母线、主变停电操作数据进行了统计，结果如下。

1.2.1 500 kV主设备调度停电操作平均时间

1）500 kV设备停电的调度操作平均时间2017年比2015年明显增加（见表1、图1）。该变化与主网设备规模，设备计划与非计划检修任务量增加有关。由于迎峰度夏、保供电等传统原因，设备检修窗口一直较为固定，再加上由于线路走廊过密导致的设备陪停，使得检修窗口期的操作量大幅增加，调度业务较为繁忙，影响了调度操作效率。

表1 500 kV主设备停电的调度操作平均时间

图1 500 kV主设备停电的调度操作平均时间

2）500 kV设备停电的调度操作平均时间2018年比2017年明显缩短（见表1、图1）。2017年11月某电网新操作管理规定实施后，现场操作流程进一步简化：500 kV线路调度停电操作减少了开关间隔地刀、保护装置的操作时间，500 kV母线和主变的调度停电操作减少了本体地刀、相邻开关地刀和保护装置操作的时间。

1.2.2 500 kV主设备调度停电准备平均时间

500 kV主设备停电准备的平均时间近年来逐步上升。主要原因为：

1）电网规模逐年扩大，设备逐渐增多，检修工作时间安排集中，设备操作受同期停电的其它设备停电操作的影响；

2）电网运行调控复杂，停电操作前需进行复杂的方式调整，才能满足停电条件。

表2 500 kV主设备停电准备的平均时间

图2 500 kV主设备停电准备的平均时间

1.3 调控一体化对某电网调度操作效率的影响

随着调控一体化建设不断推进，部分地区供电局调控中心（简称“调控中心”）已全面承担了各电压等级（包括500 kV）变电站的集中监控运行。为分析调控一体化运行模式对调度操作效率的影响，需要对比调控一体化运行模式运行前后，以及不同调控一体化模式的500 kV主设备的调度操作时间。

1.3.1 调控一体化前后500 kV主设备操作时间变化

调控中心负责监控的500 kV变电站，其500 kV主设备停电的调度操作时间以及停电准备的时间略有增长（见图3、4）。其中，500 kV线路由热备用转冷备用的操作，现场等待时间增加了约10分钟（见图5）。

图3 调控一体化前后主设备停电的调度操作时间对比

图4 调控一体化前后设备停电准备的时间对比

图5 调控一体化前后线路操作时间对比

1.3.2 500 kV主设备操作时间对比

南方电网承担500 kV变电站集中监控业务的单位，除了地区供电局的调控中心，还有独立输变电公司的500 kV变电站的监控中心，但是在具体设备操作方面，两者还是存在一些差异，如表3所示。

表3 调控中心与监控中心在操作方面的差异

调控中心与监控中心的500 kV主变、母线停电的平均操作时间接近。调控中心500 kV线路停电的平均操作时间比监控中心控多38分钟（见图6），其中，在线路的热备用转冷备用环节的操作时间，较监控中心多16分钟；操作前的等待时间，多22分钟（见图7）。

图6 调控中心与监控中心主设备操作时间对比

图7 调控中心与监控中心线路操作各环节的时间

1.4 新操作管理规定应用前后主设备调度停电操作时间分析

新操作管理规定大大提升了调度操作效率。主要节省了两个环节的时间：

1）减少了除线路外的设备地刀操作时间；

2）减少了停电设备保护装置的投退时间。

表4 新操作管理规定实施前后某电网500 kV设备调度操作停电时间对比

图8 新操作管理规定实施前后某电网500 kV设备调度操作停电时间对比

2 存在的问题分析

2.1 未发挥调控一体化模式在设备操作优势

调控中心与监控中心的操作效率对比表明，调控一体化模式下，远方操作节省了调控与现场的交互沟通时间，操作效率更高，省去了与现场的交互环节。若使用程序化操作技术，远方操作的时间可以进一步缩短，如2018年6月7日某电网一地区供电局调控中心程序化操作500 kV线路由运行转冷备用只需6分钟。

但是受限于技术安全原因，部分调控中心进行刀闸操作仍采用转令至现场的操作模式，增加了操作命令流转的环节，增加了操作等待时间，未能发挥调控一体化的优势。

2.2 未充分利用网络技术取代传统电话下令

由于电网规模扩大和检修任务繁重，传统调度电话下令模式逐渐显现出其弊端，主要体现在：

1）电话是唯一的沟通工具，各运行单位随机打入的各类电话繁多，不能区分主次先后；电话干扰易造成调度员工作忙乱、思路不连贯且易遗忘事务；

2）主要依靠调度员的业务能力为电网调度运行操作的正确性和安全性把关，难以有效利用技术手段防范调度误操作；

3）需要人工记录、翻查和统计的资料增多，工作效率低，易发生错漏。

采用信息及人工智能技术开展网络指挥可实现操作指令的文字传输，内容清晰明确，每项操作指令由监护人审批后再执行，杜绝了电话发令存在的错记漏记、谐音误会等危险点，缩短了接发令时间，做到了操作全过程信息的自动记录和自动填写，提高调度运行业务的信息化应用水平，加强调度机构与调度对象间的沟通协作，对提高调度运行操作效率意义重大。随着网络指挥逐步推广，实践表明网络指挥对调度操作的效率提升作用明显。

2.3 主设备停电准备时间较长，计划检修操作安排精细化不够

电网结构越来越复杂，线路停电的安全边界条件也越来越多，一旦调度员错过了日前方式安排的停电窗口期，会导致需要进行大量的临时性调控，直接导致主设备停电准备时间过长。

目前导致调度员操作时间与计划操作时间窗口经常存在偏差的原因主要有：

1）因负荷预测偏差等原因，方式安排预留的操作时间窗口不满足操作条件，需要调度员进行系统调控后才满足操作条件；

2）部分时段安排的检修操作过多，不得不推迟部分操作，导致一部分操作延迟开始；

3）检修安排不合理，预留的操作时间窗口不够，即使按时开始操作也无法按时开工或复电；

4）现场工期考核管控不严，设备检修延期。

3 电网调度操作效率提升措施

3.1 管理层面

3.1.1 推进主网设备操作模式统一，推广应用许可操作模式

督促各省级调度按照新操作管理规定的要求制定本省区操作管理规定，确保主网设备操作方式统一。此外，随着调控一体化建设的推进，未来网省调度机构业务的重点应是系统运行监视和调控、电力平衡以及电力市场运行等，地区调控中心的重点应是设备运行监视和控制、负荷供电情况等。在调度网络指挥和程序化等技术条件逐渐实现的情况下，网省调度机构应逐步将线路、主变等各类设备的操作权下放至负责设备监控的地区调控中心、监控中心，主要有两步走的思路：

1）推进站内设备采用许可操作模式，线路操作使用线路综合令；

2）探索调控中心监控范围内的设备操作调度仅需许可，不同调控中心监控的设备（线路）由一方主导、另一方配合完成操作。

3.1.2 加强操作效率的日常统计、评价，持续提升操作效率

以调度网络指挥系统的数据为基础，开展日常性的调度操作效率统计分析工作，查找影响操作效率的因素。网、省、地网络指挥系统打通后，开展常态化的安全巡查、考核评价与统计分析。对比全网各调度机构的操作效率，及时发现存在的问题，根据统计分析结果，不断改进优化调度操作流程及评价标准。

3.1.3 提高计划操作的准时性，进一步缩短停电准备时间

针对主设备停电准备时间越来越长的问题，各级调度机构应协同方式等相关专业，协同制定有效措施，缩短设备的停电准备时间。

1）方式专业：

a.日方式检修安排合理分配检修停电的操作开始时间，充分考虑在同一时间段调度员能够处理的操作任务量，超过调度员受理能力的应在方式计划层面予以推迟或提前；

b.检修工作的停复电操作时间窗口安排应更加精细化；

c.理清网省协调断面的监控职责，减少网省调度之间不必要的沟通。

2）调度专业：

a.根据检修计划安排，提前准备操作票，节省拟票、审票的时间；

b.根据检修工作量，动态安排值班人数；

c.提前进行方式调整、潮流调控；

d.充实调度运行操作日常管理力量，增设专职运行管理岗或管理组，负责审核日前调度运行操作策划安排，综合控制平衡每日各值调度操作任务，把控调度操作节奏，确保调度操作安全有序。

3）设备运维单位：

a.加强检修工作的计划性，减少非计划检修；

b.加强现场检修工作管控，按时完成工作，尽量避免检修工作延期。

3.2 技术层面

3.2.1 加快推进调度网络指挥系统的建设

实践证明，调度网络指挥系统实现了调度指挥业务数字化，操作效率明显提升。下一步要继续深化网络指挥系统的各项功能，不断优化各类操作的系统流程和交互方式，全面提升系统的使用效率。推动实现全网一体互联互通的，覆盖网、省、地三级调度机构的设备操作信息交互，用统一、规范化的网络指挥数字化流程规范各调度机构操作模式统一，提升调度操作规范化管理水平。

3.2.2 推进程序化操作应用

程序化操作已在网内多个供电局开展试点工作，经过几年的试运行，经过实际运行验证，达到了安全高效的预期目标，取得了较好的成果。某地区供电局调度进行500 kV线路由运行转冷备用操作仅需要6分钟，220 kV、110 kV线路仅需要3分钟。建议在安全技术条件具备前提下，大力推进程序化操作，提升操作效率：

1）实现调度端的程序化操作，减轻调控人员的负担。在调度网络指挥系统的基础上，实现调度端自主发令功能，操作开始后机器自动逐项执行操作票，下令、回令的过程无需调控人员干预。可以释放部分地调调控中心要求调控员同一时间仅能执行一张逐项操作票的时间，实现调控员同时开展多项逐项令操作，解决了同一时间段设备操作过多时只能进行一项操作的瓶颈问题。

2）将调度端程序化操作与设备远方操作结合，实现“一键顺控”的程序化操作。将调度端自主发令与设备远方操作结合，具备遥控条件的开关、刀闸等设备，自动下令后系统直接在监控系统执行操作，操作效率能够得到显著提升。

4 结束语

本文对某电网500 kV主设备的调度运行操作现状进行了分析。从停电操作时间上看，网内500 kV主设备停电的调度操作平均时间在2015、2017、2018三年间先增后降，而停电准备时间则逐年上升。存在的问题主要是未能充分发挥调控一体化模式的优势、操作管理模式有待优化、数字化水平有待提升等。针对上述问题，本文从管理及技术层面给出了具体对策，在确保安全的前提下，全面提升电网调度运行操作效率。