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>关于电力调度安全风险防范管理研究

　　摘要：从电力调度运行工作的实际出发，结合调度工作的特点，指出了在电力调度工作中需重点管控的环节，并在重点管控的环节上加强监护制度，实行重点操作步骤的监护制度，符合地区调度的工作实际，充分体现监护制度科学合理实施，并能实现安全调度的收益最大化。黄山地区电网调度机构自实行重点管控环节加强监护制度以来，收到了很好的效果，充分满足了电网安全运行的需求，提高了地区电网调度机构的管理水平。
　　论文关键词：调度操作；管控环节；重点监护
　　随着电网规模的不断扩大，电力调度员的日常工作日益繁重。电力调度员正常拟写调度操作指令票的依据是调度检修申请票、电网运行方式变更单等；调度操作指令票从拟定到最终的执行都有一套完整的操作流程控制方法，这样可有效保证电力调度的安全。但由于电力业务联系及电力调度操作均通过电话下达调度指令，鉴于这一操作方式的特殊性，调度操作监护制度却又难以落实到位。近年来，分析电网已发生的多起误调度事故，可知电力误调度事件的发生主要是由于对电力调度核心环节的辩识上出现偏差，在最需要管控的环节上出现差错，从而导致误调度事件的发生。我们对调度监护制度实施的现状进行了深入调查和分析，并结合黄山地区调度的工作特点，提出了调度核心业务的操作重点监护制度。实践证明，它的实施，有效提高了电力调度机构的工作效率，并保证了电力调度安全的“可控、在控、能控”。
　　一、电力调度安全风险防范管理提出的背景
　　近几年来，从全国情况看，电网调度安全情况不容乐观。如发生在2004年的一个事故案例：2004年6月3日XX电力调度通信中心发生一起因疏忽了一张停电申请票，造成带工作接地线合闸的恶性误调度事故。再如：2002年，XX电网发生了一起调度误下令造成用闸刀误合空载变压器的误调度事故；2000年，XX电网发生了一起因调度电话打错变电站误拉开关的误操作事故等。分析近几年电力调度发生的事故，我们认为主要是由以下原因造成的：
　　调度员未严格执行调度规程，调度操作指令票的拟票、审票制度执行不严，未与现场核对设备状态。
　　未严格执行调度操作管理制度，工作许可及工作结束手续不清，造成误送电；当线路工作有多个工作组在工作时，在只接到一个工作组工作结束汇报而没有接到全部工作组完工的汇报就送电，造成事故。
　　调度员值班期间思想不集中，造成调令下错变电站。
　　现场下达调令时，对操作中现场状态未弄清，造成下达错误调令。
　　设备维护单位对设备检修各自为政，造成设备重复停电，增加了操作的次数，造成误调度。
　　黄山地调要求每一位当值调度员在电力调度生产过程中，必须认真分析、查找每一个电力调度生产环节的危险点，并制定相应的控制措施，危险点的控制工作应明确到具体的工作点，危险点分析及控制措施的开展记录必须全面、具体、有针对性；杜绝空话、套话，确保工作安全，最终实现调度安全生产。
　　针对以上存在的问题和自身迫切的需求，我们大胆尝试进行电力生产管理创新，提出调度操作过程中核心管控环节的调度重点监护制度，有必要在黄山地调范围内实行重点监护制度，实行重点监护制度并不意味着除上述环节之外的操作取消监护。实行重要操作步骤的监护制度符合黄山地调的工作实际，能实现电力调度安全的收益最大化，它是科学合理实施现有监护制度的具体体现，提高了调度操作的安全水平。
　　二、电力调度安全风险防范管理的特征
　　电力调度安全风险防范管理理念，就是以调度OMS管理系统为平台，以规范化的电力调度操作管理流程为主线；分析重点管控环节并进行预控为特征；以防止误下调令为目的，实现电力调度安全风险的有效防范。
　　现有的调度操作指令票系统通过对数据库的定义和维护，可以将调度操作指令票的程序转化成电子流程，使拟票、审票、预发等操作流程均通过调度OMS系统来实现。但是，目前使用的调度操作指令票系统功能比较单一，我们依据防止误调度、误操作的总体要求，在调度业务中划定几个重点监控的环节，其环节的执行必须经过监护调度员的确认，并将这些监护点加入应用到本系统，实现了重要调度操作环节的有效监护。
　　电力调度安全风险防范管理在实际运用中体现出的主要特征有：打破条块分割，充分利用现有调度资源；将制度规则数据化；在线联络，实时互动；调度操作全过程闭环管理等。
　　1.打破条块分割，充分利用资源
　　电力调度安全风险防范管理，就是要打破条块分隔，将现有的资源进行整合并充分利用，将多个系统融合在一起，充分发挥资源优势，建立系统内部条块之间、不同系统之间的紧密联系，达到资源共享、协调统一。 建立动态数据库，将监护制度规则数据化
　　利用计算机的程序控制和数据库的预置功能，将监护制度电子化、数据化。将调度操作全过程中的危险点分析与典型票合理加入调度操作指令票的拟写、审核流程中，有效地预防了电力调度操作中常见的漏项、错项或跳项操作等异常和未遂事件的发生，切实提高了电力调度操作的安全水平。 在线联络，实时互动
　　在调度票操作中，实现调度下令、监护调度员监控，两位调度值班员均能够在同一界面执行，实现监督，有效防止调度操作监护不到位的问题。 全过程闭环管理
　　电力调度安全风险防范管理中使用的先进技术，使得调度操作全过程实现了闭环管理，调度工作动态易于实时掌握，提升了电力调度操作管理的水平。
　　三、电力调度安全风险防范管理的主要内容和做法
　　电力调度安全风险防范管理首先是建立与调度日常工作相适应的调度日志平台。整个调度日志系统自始至终以值班日志作为主线，借助调度日志平台，调度申请票处理及调度操作过程实现了电子流转，电力调度安全风险防范管理也就有了物质基础。
　　结合电力调度运行专业的工作特点，黄山地调主要从以下几个方面提出了风险分析并采取相应的防范措施，使电网的安全稳定运行得到了保障。
　　1.检修申请票的审核与答复风险防范
　　停电检修申请票风险主要体现在电网申请停役设备时，对需要停役的设备描述不清晰，从而造成运行方式人员在批复检修方式时，造成理解歧义，使得停电范围扩大或缩少，从而埋下事故的隐患点。一张合格的停电检修申请票，主要有以下几个特征：批复停电设备应满足现场检修工作需要；相关停电设备间的申请停役时间上应保持衔接性；批复的停役设备应满足本地区电网的“N-1”原则；电网检修方式应能保证本电区的发供电保持平衡。可见，调度员在接到运行方式转来的申请票时，只要重点监护好上述几点，对于检修申请票的风险就可以降到最低。 调度操作指令票的拟写、审核与预发风险防范
　　调令的拟写、审核、预发环节是调度台内部流程中的三个环节，这三个环节的风险点相似，风险主要体现在以下几个方面：
　　拟写调度操作指令票时，对当时的电网运行设备状态不清楚，从而造成机械式地执行调度规程中的“三核对”，却遗忘了重要的内容，“三核对”的基础是电网的某一时刻点的运行方式，而非当前运行方式。
　　多个申请单位的同一停役设备工作，在调度指令票中缺少必要的对多个单位的开工许可、完工汇报等内容，易造成遗忘听取其中某一个检修单位的完工汇报而误送电操作。
　　审核调度票与预发是操作前的重要一环，在该环节中，除了审核停役票的内容外，还需要核算电网停役后电网的潮流情况，恢复是否会发生停役时刻潮流的超限。
　　审核指令票还需要考虑停役设备是否会对高危及重要用户的供电产生影响，若有影响，必须考虑其他相关线路的正常供电能否保证高危及重要用户用电。 调度操作指令票执行风险防范
　　调度操作指令票执行是风险最高的环节，以前环节中的一小点失误，必将在此显露出来。我们将需要监护调度员确认的步骤加入到操作票系统中，这些步骤必须经监护调度员确认后，系统才开放操作调度员对某项的下令功能。在这个环节中的监护重点是：
　　停役操作前，监护调度员先进行预判电网方式，判断与本次停役设备相关的设备检修是否恢复，是否存在着相关设备的检修延期情况，是否对本次操作产生影响。
　　不过分相信调度自动化系统提供的电网信息，操作前必须核对现场设备实际运行状态。
　　检查电网的实时运行方式与本调令的初始状态是否完全一致，若不一致，是否对本次操作产生影响。
　　同上级调度联系的合解环申请和下令的合解环操作，需监护调度员的确认后系统才开放执行功能。
　　复役送电操作，判定申请单位数目，是否所有检修单位工作均完工。
　　复役送电，还需判定是否对下级调度产生影响，是否已通知下级调度等。 调度交接班管理风险防范
　　正确的调度交接班是保证调度安全运行的基础，调度交接人员漏交待、错交待的事项，往往隐蔽性高，不易发现，给电网安全运行造成巨大影响。我们在交接班过程中，制作了交接班记录卡，将电网的运行状态、重要操作方式变更、设备的缺陷，特别是在一些大型复杂的操作时将其记录其中；同时将与相关单位的核对设备状态加入其中，只有调度员与相关单位核对相关电网信息后，才能完成正常的交接班，从而保证了安全交接班。
　　四、结语
　　安全来自预防，风险在于控制，在电网调度运行中，任何不规范的行为，都将影响到电网安全运行，甚至造成重大电网事故。如果再加上电力调度员发生误分析判断、误调度引起电网事故，将会给家庭、企业和社会带来不可估量的损失与影响。要做好电力调度安全风险防范工作，只有通过健全的管理制度，优化的管理流程，科学的管理方法，有力的保障措施以及全体电力调度员的共同努力，才能保证电网安全、稳定、优质运行。