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摘要：本文简单介绍了杭州电网调控一体化变电运行管理模式的实施情况；及在调控一体化模式下杭州电网事故处理流程。结合一次事故的处理过程，突出体现了调控一体化的优越性。
关键词：调控一体化；变电运行管理模式；电网事故；处理流程
杭州电网承担着杭州八区及富阳、临安、桐庐三县（市）的供电任务，供电区域9780平方公里，至2009年底，供电客户279.1万户。2010年全社会最高负荷852.6万千瓦、网供最高负荷797.7万千瓦，位列国网公司省会城市第一位。调度所地调班担负着指挥、协调杭州地区的电力系统的运行、操作和事故处理的任务，然而随着杭州社会经济不断发展，社会用电量逐年递增，电网规模不断扩大，网架结构日趋复杂，设备异常、故障及事故情况也相应增加，供电稳定性和可靠性难以得到保障，原有旧的事故处理模式已不能适应我们现阶段的要求。如何加快电力设备异常、故障和事故的处理进程，迅速恢复送电，保证电网安全可靠运行成为我们必须要面对的问题。
2010年初，杭州市电力局认真学习领会国网公司“三集五大”工作要求，结合我局实际积极探索构建“大运行”体系，全面推进生产管理精益化，试点开展电网调控一体化工作。
一、杭州电网调控一体化实施情况及人员配置
（一）杭州电网调控中心调度范围：
1．市区220千伏变电所：220千伏主变及以下设备（除10千伏母线）；
2．市区110千伏变电所、35千伏变电所以及110千伏、35千伏线路；
3．各县局220千伏变电所: 220千伏主变及以下设备（除35千伏出线）；
4．各县局110千伏变电所：主变中、低压母线闸刀以上设备。
（二）杭州电网调控一体化实施的总体思路和实施原则：
我局实施调控一体的总体思路是通过优化人员配置，在原电网调度业务基础上，增加电网监控职能，依靠基本完善的技术支持系统，全面掌握电网实时运行状态，提高对电网安全稳定运行的可控度。
我局实施调控一体的主要原则为：
1．调控中心对影响电网运行的监控信息进行实时监视；
2．运行单位作为设备主人的职能不变；
3．实行调度、遥控业务合一；
4．地、县两级调控中心监控范围与运行维修范围相统一。
（三）杭州电网调控中心的实施情况：
杭州调控一体已完成四阶段工作。
第一阶段是于2009年12月28日实现了杭州市区配网调控一体；
第二阶段是于2010年5月11日，启用了杭州电网调度控制中心，将市区16座220千伏变电所、53座110千伏变电所和6座35千伏变电所纳入调控一体管理；
第三阶段是于2010年7月24日实现了杭州监控中心的试运行，对杭州电网华东网调、浙江省调设备实行集中监控；
第四阶段是2010年9月28日所辖五县局全部实现调控一体管理。实现我局调度范围内主网、配网、县局调控一体运行管理模式。
（四）调控一体化人员配置
地调班实行五班三运转模式，每值配置6名，其中值长1名，调度员5名，设一值(2名)、二值(2名)、三值(1名)三个岗位。采用值长负责制，值内人员各司其职，分工协作，共同完成当值电网调度、运行、监控业务。
（五）调控一体化技术支撑体系
杭州电网调控一体技术支撑体系按照国家电力调度通信中心《地（市）级智能电网调度技术支持系统功能规范》进行完善和开发，现已初步达到智能化调度的水平。其主要构成如下：
调度自动化系统（DF8002） 监控自动化系统（DF8003）
变电所后台远程管理系统 电网风险预警辅助决策系统
故录与保护管理系统 区域无功电压控制系统
视频监控系统 调度员培训模拟系统（DTS）
负荷预测系统 电能量管理系统
具备以下八项功能：一是实现了调度监控职能合一。调度员更加全面、迅速掌握电网运行状态，增加对电网安全稳定运行的可控度。二是实现了信息规范分层分流。将监控信息分为：事故、异常、遥测越限、开关变位、告知，调度员负责对前四类信息实时监视。三是实现了对电网设备的“五遥”功能。在遥测、遥信、遥控、遥调外，进一步完善了对设备监控的遥视功能，并实现了遥视与“四遥”的联动，即监控自动化系统与视频的联动，在遥控操作时视频信息可自动跟踪。四是实现了调度台的远方程序化操作。可根据调度任务形成程序化的操作步骤，通过远方控制完成设备的自动操作。五是實现了遥控操作的全过程安全保障。从智能操作票的防误验证、辅助决策的状态评估、系统层的综合防误、间隔层的就地“五防”、操作过程的双机监护到设备状态的视频确认，构筑了遥控过程的坚强防误体系。六是实现了对电网风险的预防与控制。按照负荷预测、电网拓扑、设备状态评估、故障概率等因数，通过对电网的实时扫描及时提醒调度员电网风险。七是实现了事故的快速准确分析与处置。监控系统提供实时、准确事故基本信息；保护故录系统及后台远程管理系统、视频系统为调度员正确分析处理事故提供信息保障；风险预警辅助决策系统自动提供事故处理辅助预案。八是实现了电网智能化发展的可扩展。技术支撑体系按照IEC 61970 CIM/CIS标准等国际标准建造，构建了信息总线，为系统的运维和今后的建设创造了良好的基础。
二、杭州电网事故处理流程
（一）事故处理原则
地调值班调度员为杭调调度管辖范围内事故处理的指挥者，并对事故处理的正确性负责。系统有关人员应迅速正确地执行调度命令，服从统一指挥。
1．迅速判断事故情况，原因及影响范围；
2．尽快限制事故的扩大，消除或隔离事故的根源，及时解除对人员和设备安全的威胁；
3．用一切可能的方法保持非故障设备继续运行，以保证对用户的正常供电；
4．尽快对已停电的用户恢复供电，特别是重要用户要优先恢复供电。遇有多处事故，应按事故性质、影响的轻重缓急进行抢修；
5．及时调整系统运行方式并使其恢复正常。
（二）事故处理流程图
通过事故流程图的制定，进一步提升调控中心事故处理能力，做到人员分工合理、分析判断准确、事故处理迅速、分析报告及时。
（三）之江变7.22事故案例分析
1．事故前运行方式
兴南变南之1201线送之江变#1主变，供10千伏I、II段母线；闻堰变闻之1176线送之江变#2主变，供10千伏III、IV段母线。因之江变负荷长期高位运行，为避免事故造成另一台主变严重超载而引起事故范围扩大，造成之江变全停，7月20日10:16停用之江变10千伏#1母分备用电源。10千伏#2母分备用电源投入状态。
2．事故处理过程
16:19 调度二值监控系统弹出事故信号:之江变#1主变差动保护动作，之江变南之1201线开关、#1主变10千伏I段母线开关、#1主变10千伏II段母线开关断开位置。
16:19 调度二值监控系统弹出事故信号：之江变10千伏#2母分备用电源动作，合上10千伏#2母分开关。
16:20 调度二值核实：10千伏I段母线失电，10千伏#1母分备用电源停用状态。
16:20 调度一值通知兴南集控站王磊前往之江变检查
16:22 调度二值查阅变电所后台远程管理系统，核实之江变保护动作情况。
16:23 调度三值通过查阅之江变视频，发现之江变110千伏I段母线压变现场有面积较大工棚，有损伤情况。
16:23 调度三值查看10千伏开关室，核实10千伏I段母线开关柜表面无异常。
16:24 调度三值查阅现场视频录像，确认16:19简易工棚飞入之江变造成事故。
16:25 通知配调之江变10千伏I段母线可用10千伏#1母分开关试送。
16:27 配调遥控合上10千伏#1母分开关，10千伏I段母线恢复供电。
16:50 现场运行人员到达现场，汇报现场检查情况。
18:03 之江变受损设备修复完毕，恢复全接线运行。
通过调控一体化平台，从事故发生至恢复供电只花费了短短的七分钟，充分体现了调控一体化的优越性。
三、总结
通过近一年运作，在坚强的技术平台支撑下，调控一体化的诸多优点逐渐显现。首先是调控一体化的组织结构，这一更为扁平化的组织结构缩短了业务流程，大大提高了电网事故处理效率和日常操作效率，使得电网安全更有保障；其次由于调度人员时刻都能够直观、全面地掌握电网的各类信息，因此在处理紧急事故时，其主动、快速的优点将更加突出。
随着国家经济工业程度的提高，地区变电站、设备数量大量增长；设备制造水平，新技术、新工艺推广加快，“调控一体化”模式在试点过程中将不断的改善、提高、进步。逐渐在全国范围内得到大量的推广，其对确保电网运行更直观、更主动、更快速的应对各种复杂的电网运行环境。为最终实现“智能电网”打下良好的理论与实践基础。
参考文献：
[1]杭州地调调度规程．
[2]杭州市电力局主网调控一体化管理规定．
作者简介：苏熀兴（1984- ），男，本科，杭州市电力局助理工程师，研究方向：调控一体化。
关键词：调控一体化；变电运行管理模式；电网事故；处理流程
杭州电网承担着杭州八区及富阳、临安、桐庐三县（市）的供电任务，供电区域9780平方公里，至2009年底，供电客户279.1万户。2010年全社会最高负荷852.6万千瓦、网供最高负荷797.7万千瓦，位列国网公司省会城市第一位。调度所地调班担负着指挥、协调杭州地区的电力系统的运行、操作和事故处理的任务，然而随着杭州社会经济不断发展，社会用电量逐年递增，电网规模不断扩大，网架结构日趋复杂，设备异常、故障及事故情况也相应增加，供电稳定性和可靠性难以得到保障，原有旧的事故处理模式已不能适应我们现阶段的要求。如何加快电力设备异常、故障和事故的处理进程，迅速恢复送电，保证电网安全可靠运行成为我们必须要面对的问题。
2010年初，杭州市电力局认真学习领会国网公司“三集五大”工作要求，结合我局实际积极探索构建“大运行”体系，全面推进生产管理精益化，试点开展电网调控一体化工作。
一、杭州电网调控一体化实施情况及人员配置
（一）杭州电网调控中心调度范围：
1．市区220千伏变电所：220千伏主变及以下设备（除10千伏母线）；
2．市区110千伏变电所、35千伏变电所以及110千伏、35千伏线路；
3．各县局220千伏变电所: 220千伏主变及以下设备（除35千伏出线）；
4．各县局110千伏变电所：主变中、低压母线闸刀以上设备。
（二）杭州电网调控一体化实施的总体思路和实施原则：
我局实施调控一体的总体思路是通过优化人员配置，在原电网调度业务基础上，增加电网监控职能，依靠基本完善的技术支持系统，全面掌握电网实时运行状态，提高对电网安全稳定运行的可控度。
我局实施调控一体的主要原则为：
1．调控中心对影响电网运行的监控信息进行实时监视；
2．运行单位作为设备主人的职能不变；
3．实行调度、遥控业务合一；
4．地、县两级调控中心监控范围与运行维修范围相统一。
（三）杭州电网调控中心的实施情况：
杭州调控一体已完成四阶段工作。
第一阶段是于2009年12月28日实现了杭州市区配网调控一体；
第二阶段是于2010年5月11日，启用了杭州电网调度控制中心，将市区16座220千伏变电所、53座110千伏变电所和6座35千伏变电所纳入调控一体管理；
第三阶段是于2010年7月24日实现了杭州监控中心的试运行，对杭州电网华东网调、浙江省调设备实行集中监控；
第四阶段是2010年9月28日所辖五县局全部实现调控一体管理。实现我局调度范围内主网、配网、县局调控一体运行管理模式。
（四）调控一体化人员配置
地调班实行五班三运转模式，每值配置6名，其中值长1名，调度员5名，设一值(2名)、二值(2名)、三值(1名)三个岗位。采用值长负责制，值内人员各司其职，分工协作，共同完成当值电网调度、运行、监控业务。
（五）调控一体化技术支撑体系
杭州电网调控一体技术支撑体系按照国家电力调度通信中心《地（市）级智能电网调度技术支持系统功能规范》进行完善和开发，现已初步达到智能化调度的水平。其主要构成如下：
调度自动化系统（DF8002） 监控自动化系统（DF8003）
变电所后台远程管理系统 电网风险预警辅助决策系统
故录与保护管理系统 区域无功电压控制系统
视频监控系统 调度员培训模拟系统（DTS）
负荷预测系统 电能量管理系统
具备以下八项功能：一是实现了调度监控职能合一。调度员更加全面、迅速掌握电网运行状态，增加对电网安全稳定运行的可控度。二是实现了信息规范分层分流。将监控信息分为：事故、异常、遥测越限、开关变位、告知，调度员负责对前四类信息实时监视。三是实现了对电网设备的“五遥”功能。在遥测、遥信、遥控、遥调外，进一步完善了对设备监控的遥视功能，并实现了遥视与“四遥”的联动，即监控自动化系统与视频的联动，在遥控操作时视频信息可自动跟踪。四是实现了调度台的远方程序化操作。可根据调度任务形成程序化的操作步骤，通过远方控制完成设备的自动操作。五是實现了遥控操作的全过程安全保障。从智能操作票的防误验证、辅助决策的状态评估、系统层的综合防误、间隔层的就地“五防”、操作过程的双机监护到设备状态的视频确认，构筑了遥控过程的坚强防误体系。六是实现了对电网风险的预防与控制。按照负荷预测、电网拓扑、设备状态评估、故障概率等因数，通过对电网的实时扫描及时提醒调度员电网风险。七是实现了事故的快速准确分析与处置。监控系统提供实时、准确事故基本信息；保护故录系统及后台远程管理系统、视频系统为调度员正确分析处理事故提供信息保障；风险预警辅助决策系统自动提供事故处理辅助预案。八是实现了电网智能化发展的可扩展。技术支撑体系按照IEC 61970 CIM/CIS标准等国际标准建造，构建了信息总线，为系统的运维和今后的建设创造了良好的基础。
二、杭州电网事故处理流程
（一）事故处理原则
地调值班调度员为杭调调度管辖范围内事故处理的指挥者，并对事故处理的正确性负责。系统有关人员应迅速正确地执行调度命令，服从统一指挥。
1．迅速判断事故情况，原因及影响范围；
2．尽快限制事故的扩大，消除或隔离事故的根源，及时解除对人员和设备安全的威胁；
3．用一切可能的方法保持非故障设备继续运行，以保证对用户的正常供电；
4．尽快对已停电的用户恢复供电，特别是重要用户要优先恢复供电。遇有多处事故，应按事故性质、影响的轻重缓急进行抢修；
5．及时调整系统运行方式并使其恢复正常。
（二）事故处理流程图
通过事故流程图的制定，进一步提升调控中心事故处理能力，做到人员分工合理、分析判断准确、事故处理迅速、分析报告及时。
（三）之江变7.22事故案例分析
1．事故前运行方式
兴南变南之1201线送之江变#1主变，供10千伏I、II段母线；闻堰变闻之1176线送之江变#2主变，供10千伏III、IV段母线。因之江变负荷长期高位运行，为避免事故造成另一台主变严重超载而引起事故范围扩大，造成之江变全停，7月20日10:16停用之江变10千伏#1母分备用电源。10千伏#2母分备用电源投入状态。
2．事故处理过程
16:19 调度二值监控系统弹出事故信号:之江变#1主变差动保护动作，之江变南之1201线开关、#1主变10千伏I段母线开关、#1主变10千伏II段母线开关断开位置。
16:19 调度二值监控系统弹出事故信号：之江变10千伏#2母分备用电源动作，合上10千伏#2母分开关。
16:20 调度二值核实：10千伏I段母线失电，10千伏#1母分备用电源停用状态。
16:20 调度一值通知兴南集控站王磊前往之江变检查
16:22 调度二值查阅变电所后台远程管理系统，核实之江变保护动作情况。
16:23 调度三值通过查阅之江变视频，发现之江变110千伏I段母线压变现场有面积较大工棚，有损伤情况。
16:23 调度三值查看10千伏开关室，核实10千伏I段母线开关柜表面无异常。
16:24 调度三值查阅现场视频录像，确认16:19简易工棚飞入之江变造成事故。
16:25 通知配调之江变10千伏I段母线可用10千伏#1母分开关试送。
16:27 配调遥控合上10千伏#1母分开关，10千伏I段母线恢复供电。
16:50 现场运行人员到达现场，汇报现场检查情况。
18:03 之江变受损设备修复完毕，恢复全接线运行。
通过调控一体化平台，从事故发生至恢复供电只花费了短短的七分钟，充分体现了调控一体化的优越性。
三、总结
通过近一年运作，在坚强的技术平台支撑下，调控一体化的诸多优点逐渐显现。首先是调控一体化的组织结构，这一更为扁平化的组织结构缩短了业务流程，大大提高了电网事故处理效率和日常操作效率，使得电网安全更有保障；其次由于调度人员时刻都能够直观、全面地掌握电网的各类信息，因此在处理紧急事故时，其主动、快速的优点将更加突出。
随着国家经济工业程度的提高，地区变电站、设备数量大量增长；设备制造水平，新技术、新工艺推广加快，“调控一体化”模式在试点过程中将不断的改善、提高、进步。逐渐在全国范围内得到大量的推广，其对确保电网运行更直观、更主动、更快速的应对各种复杂的电网运行环境。为最终实现“智能电网”打下良好的理论与实践基础。
参考文献：
[1]杭州地调调度规程．
[2]杭州市电力局主网调控一体化管理规定．
作者简介：苏熀兴（1984- ），男，本科，杭州市电力局助理工程师，研究方向：调控一体化。