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海北供电公司无人值班监控交流材料

  海北供电公司位于青海省海北藏族自治州海晏县,成立于1990年,是隶属于青海省电力公司七个供电公司中的中一型供电企业,承担着海北藏族自治州海晏、刚察、门源、祁连四县,共34个乡镇,212个行政村的生产、生活和青藏铁路海北段供电服务任务,供电营业区面积3.4万平方公里。海北州的基本特征是高寒、干旱、缺氧、风大,海拔较高,海拨超过3000米的面积约占全州土地总面积的85%,气候属高原寒冷大陆性气候,年平均气温在-0.3℃至0.7℃,年降雨量为500毫米,大气中氧气含量只有海平面的60%—70%。

  海北电网所辖35千伏及以上变电站20座,变电总容量为94.66万千伏安。其中330千伏变电站1座,容量48万千伏安;110千伏变电站7座,容量44.1万千伏安;35千伏变电站12座,容量2.56万千伏安。330千伏线路2条,总长度为319.021km;110千伏线路18条,总长度848.86km;35千伏线路30条,总长度567.65km;10千伏线路72条,总长度1959.979km。海北电网的特点可以概括为:负荷较轻,分布不均;用户不多,风险很高。80%以上的负荷为高耗能企业,如碳化硅、硅铁等行业;并为境内煤矿、火车站供电。

  随着电网的快速发展和智能电网建设的迅速推进,传统的调度变电运行业务组织方式已不能适应现代电网发展的需要,目前海北电网完成了调度标准化建设工作,实现了调控一体化,正在逐步向推进大运行体系建设迈进。在这个过程中,主要有以下几点可以借鉴交流。

  一、以信息建设为保障推行调控一体化建设

  随着电网的技术进步,光纤通信覆盖了海北电网所有变电站,海北电网调度自动化、变电站远方监控自动化手段日臻完善,为实现调控一体化的做好了技术保障。所有变电站通过增加节点、信息核对等一系列手段进行了综自改造,具备远方监控条件;在主站自动化系统,已经具备了对本地区电网厂站运行工况远方监控的功能。在现有调控自动化系统基础上,根据调控一体化工作要求,完善了硬件配置和软件功能,优化了系统管理责任,实现了信息分层分流、事件分类、动态责任区划分,实现调度、监控功能统一管理、分责维护。根据远方监控工作需要,对现有视频系统进行功能完善和整合,对新上视频监控系统进行功能规范。

  另外,SG186工程建设带来大量信息系统投运,系统规模、技术含量、复杂程度今非昔比,任何局部问题可能影响到全网,引发全公司应用系统障碍,信息安全也从分散的、局部的、单一的系统防范转变为全网系统整体的防范。海北公司完善了信息网络,提升网络设备安全水平;加强软硬件平台整合工作,推进容灾中心建设,增加系统架构和数据安全性;开展信息系统安全等级防护评测,推进边界检测、安全接入等平台建设,提升信息安全防护技术水平。完善了OMS功能应用,在省调帮助下拓展了业务功能模块,进行了PMS\OMS业务流、信息流的整合。

  二、统一运行管理模式提高电网运行质量

  目前海北电网实行“调控一体化”运行管理模式,即电网调度监控中心(以下简称调控中心)+运维操作站的管理模式。将原来变电站监控职能由变电运行工区和县公司划归到地区调控中心。调控中心主要负责所管辖电网的安全经济调度、110kV、35kV变电站的监视和控制、故障应急处置等工作。运维部门在原110kV操作队和县公司35kV操作队的基础上,按照合理作业范围设了3个运维操作站。运维操作站主要负责管辖范围内110kV、35kV变电站设备的运行维护、倒闸操作、事故异常处理、巡视、定期试验轮换、安全保卫等工作。110kV、35kV变电站的运行和检修管理,实行运检分开的模式。海北调控中心在组建初期,调度与监控人员并行设置,业务分设,正式运行一年内完成调度监控业务融合工作,目前正在业务融合阶段。

  运维操作站的设置按照国家电网公司大生产体系运行管理模式,地点选在管理无人值班变电站的中心区域,到达重要无人值班变电站的时间不超过45分钟,到达其余无人值班变电站时间不超过2小时。运维操作站的建设满足设备健康运行的要求,110kV无人值班变电所定期巡视周期不超过7天,35kV无人值班变电所定期巡视周期不宜超过7天。

  调控一体化实施后,调控中心、运维站两级建制,业务流程简单,调度指令直接传达至运维站,环节清晰,减少了二次传令,减少了操作时间,避免了传令途中可能发生的错误,电网安全运行质量明显提高,电网应急效率有了较大提升。

  调控一体化实施后,35kV、110kV变电站由供电公司运行维护部门统一进行管理,35kV、110kV变电站运行维护人员统筹能力明显提升,35kV、110kV变电站运行维护能力明显加强。随着信息发展越来越快,无人值班会更人性化。

  三、以制度规范工作流程,以制度约束个人工作行为

  上半年,调度中心编写并印发了《海北供电公司周生产例会管理办法》、《检修平衡例会制度》,以来规范公司的检修制度,为合理编制电网年度运行方式、合理安排月度检修计划提供了技术支持,保证了电网经济、优质运行,实行“三个零时差”,减少了(杜绝了)临时停电次数与概率。结合公司的绩效改革,制定了中心内部的《绩效考核细则》。将日常工作分为了常规工作任务、主要工作任务、重点工作任务、计划之外的临时性任务四类,并制定了详尽的考核评价办法,充分调动部门员工工作积极性,提高了工作质量、效率,形成了有效的引导与激励机制。

  建立了电网运行动态分析制度、开展了电网静态校核和实时动态校核,开展了电网经济运行日分析工作。在此基础上开展了停送电操作时间与标准时间对比,建立了停送电操作超时通报制度;每次在电网运行方式改变时进行重大风险分析与技术预案制定,结合电网实际,进行了定期与不定期的事故演练。周生产调度会议由调度中心组织,公司生产技术部、客户服务中心、建设工程部、变电检修工区、变电运行工区、送电工区、各县供电公司负责人(检修专责参加)。会议协调安排基建、技改、大修、业扩项目的陪停计划以及缺陷处理,各部门应在上会前充分沟通达成一致。如经过会商仍无法达成一致意见的,由专业管理部门在会后提交专题报告,交生技部。海北电网内所有电气设备的检修计划,均由设备管理单位审核后报调度中心。公司内部检修计划和停电申请单均在OMS、PMS系统中流转。

  四、下一步主要开展数据深度整合,利用调度数据平台,实现调度生产各环节信息和电网广域、全景的集成共享,适应智能电网调度运行的要求。以调控一体化建设为契机,继续深入开展“三不发生”、“反违章、除隐患”活动。主要围绕标准化管理、风险管理开展安全工作,修订完善《电网调度反违章工作指南》、《电网调度风险分析控制管理办法>>、《调控自动化系统运行维护工作规定》、《地区电网调控规程》,严格落实安全性保障能力评价要求,开展调度中心安全性保障能力评价工作。抓好执行力的建设,建立规章制度管理的长效机制,动态完善调度技术标准体系和管理制度体系。
 

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