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摘 要：南方电网某地区电网将实施“调控一体化”试点工作，其带来的地调运行模式和变电站电气倒闸操作方式将发生新变化。研究适应这种变化下的防误问题，优化和完善目前的防误系统，可以杜绝误调度、误操作的发生。本文在现某地区电网内运行的全部220kV变电站五防系统的基础上，提出了实施“调控一体化”有针对性的防误系统技术方案，能有效防控安全风险，保障人身安全，提高地区电网的安全性，满足地区电网防误全面性、强制性的基本技术要求，确保“调控一体化”工作安全平稳实施。
关键词：调控一体化；地调；调控防误；技术方案
引言
随着南方电网跨越式发展，传统电网管理模式、电网运行人员素质难以适应安全生产的需要，地区电网层面曾发生电气误倒闸操作、区域局部电网停电等事故，通过电网管理规范制度的建立和强制执行，加强电网运行人员的教育培训以及变电站微机五防系统的研发并全面应用，目前已鲜见电气误操作事件和变电站全站失压事故。当前，南方电网计划在部分地区电网推行地区电网管控新模式—“调控一体化”，将调度、控制、监视功能集中于地区调度控制中心，就需要探索研究新的地区电网“调控一体化”运行模式下防误技术方案，巩固现有安全生产的良好态势。
1.现状与问题
南方电网某地区电网实施“调控一体化”后，地调将负责地区电网内110kV电网的调度、监视以及地区供电局负责运营的6座220kV变电站设备监视、控制工作，同时监督协调地方电力股份公司调度处做好110kV及以下地方电网调度工作，电网调度监控员工作量将成倍增加。目前调度指令票主要依靠调度人员的运行经验手工编写，缺乏实时态防误校验，调度指令票的安全校核的准确性得不到技术保障，误调度的风险随之加大。原集控中心/监控中心的遥控操作转移到了调控中心后，由于调控中心存在技术上的防误功能不完善、调度端的子站信息不全面、遥控操作的防误约束相对缺失问题，存在误遥控、误操作的安全隐患。变电站运维人员面对与调控中心的协同操作、多个无人值班变电站的复杂设备，电气误操作事故发生的几率大大提高。目前大部分受控站的防误闭锁装置未接入到调控中心进行统一管理，无法从技术上解决“调控一体化”模式下操作权限的统一管理、变电站站端电气操作与调度指令的技术关联等问题。综合某地区电网现调控防误现状，在“调控一体化”运行新模式下，地调主要存在的“防误”问题如下：
⑴地调使用的调度指挥平台调度操作指令票管理模块与调度EMS系统无任何连接，缺乏实时态拓扑逻辑验证。
⑵调控中心EMS系统无任何实时防误闭锁措施，仅靠调控员人工控制，存在很大误调控风险。
⑶受控站操作与调度指令缺乏技术关联，存在不按调令操作的安全隐患。
⑷调控中心信息不全面、不完善，如缺失临时接地线、部分接地开关等应监控而目前未能采集到的设备状态信息，导致防误逻辑校验精准度不高，满足不了调控中心操作的要求。
⑸调控中心遥控操作缺乏有效的防误约束，存在误遥控风险。
⑹多站、多班组、多任务协同操作及检修操作缺乏防误技术措施，比如联络线停复电，设备转检修后电动设备的传动试验等。
⑺调控一体运行管理模式下，调度员与监控员在同一地点值班，当地区电网发生故障导致断路器跳闸，处理事故时多台调度电话与监控电话同时接听会形成相互干扰。
⑻调度监控人员手工填写调度指令票、遥控操作票工作量大，程序复杂、效率低，不适应地区电网的快速发展。
为了解决以上问题，急需研究出能够适应“调控一体化”运行模式的调控防误技术方案，在满足防误闭锁全面性和强制性要求的基础上，从提高区域电网生产作业效率出发，将各个环节可能产生误操作风险因素纳入到防误体系中，实现从调度指令开出、分解、流转，到具体执行全过程的防误，有效地防止误调度、误遥控、误操作、不按调令操作等事故的发生。
2.技术方案优选与设计
方案一：基于调度综合自动化平台的调控一体化地调软件防误技术方案。由于目前某地区地调采用的是东方电子DF8003CEMS系统缺乏防误调度功能，升级调度综合自动化系统为DF8003E，增设DF8380电网操作综合防误操作票系统。
DF8003E的优点有：
⑴调控防误在调度综合自动化平台实现，符合未来智能调度的技术潮流；
⑵调度综合自动化系统通信稳定，数据传输可靠性高；
⑶操作简单快速，调控员在一个平台就能实现调度下令、生成操作票、遥控出口、设备远方遥控状态确认、归档调度指令操作票等功能。
DF8003E的不足是：
（1）某地区电网变电站内运行的110kV及以上隔离开关电机电源、控制电源是断开状态，“调控一体化”要求将运行中的隔离开关电机及控制电源合上，有可能导致运行中隔离开关误动，发生带负荷拉隔离开关，构成电网事故，甚至发生现场人员触电事故。针对此情况，综自系统必须新设计出隔离开关控制回路软闭锁功能。变电站综自系统利用辅助开关硬接点采集一次隔离开关、接地开关分合闸状态，当一次设备出现假分合时，调控员根据调度自动化系统的错误遥信远方操作会发生误遥控、误操作，我国内部分地区电网已经发生多起类似事件。而且现调度自动化系统未考虑受控变电站高清视频操作联动接口。
（2）接地线的管理存在漏洞。变电站微机防误系统临时接地线管理采用机械锁+电脑钥匙+防误电脑软件防误逻辑判断+接地线管理器模式，硬件上杜绝了带接地线送电、带电装设接地线恶性电气误操作事件发生。目前由于调度综合自动化系统与微机防误厂家之间的技术瓶颈、壁垒，电网调度综合自动化系统无法实时采集受控站临时接地线装设、拆除信息，调控中心无法实现对受控站的临时接地线监视，只能依靠现场巡检人员与调控员录音电话确认。当现场检修工作繁重、巡维人员工作失误、调控端与站端人员沟通出错时很有可能出现临时接地线管控失误，导致“调控一体化”模式下下调控人员带接地线送电恶性误操作事件。 ⑶调度综合自动化系统集遥测、遥信、遥控、遥调功能，再增加一次设备高清摄像机状态确认和调度防误操作票系统，调度综合自动化平台的数据容量将变得成倍增加，信号可能相互干扰，甚至可能出现EMS系统主备服务器数据拥塞，不利于地调调控员对地区电网事故快速处理，且维护成本高。
方案二：基于变电站微机五防系统的地调防误技术方案。针对采用变电巡维人员站端电气操作与地调调控员远方遥控操作相结合的电气操作模式，特提出在地调综合自动化系统外增加微机防误系统形成远方遥控操作闭锁并将某地区电网全部220kV变电站微机五防系统直接接入组成地区电网“调控一体化下”的防误系统网。基于变电站微机五防系统的地调防误技术方案的实现方法：详见图2。
“调控一体化”下的地调防误系统主要包括调度端防误应用及调控遥控操作防误应用。调度端防误应用包括：⑴调令防误检验；⑵调令流转审核；⑶调度操作票智能开票；⑷调度操作票防误校验；⑸调度操作票流转及调令绑定。调控遥控操作防误应用包括调控遥控操作防误约束和调控遥控操作防误校验。
基于变电站微机五防系统的防误调度采用智能拓扑防误技术、断面潮流校核技术、在线稳定校核技术，实现调度指令票、遥控操作票的一次/二次设备防误判断和安全校核，对调控拟票、下令、模拟、操作全过程实行一体化闭环管理。
防误操作系统通过与EMS系统通信闭锁所有遥控操作，所有遥控操作必须经过防误校验后解锁操作。防误操作系统具备站间联络线闭锁功能，防止两个有联络设备的站之间操作时，出现本侧有负荷对侧合接地开关或装设接地线、本侧有接地线或接地开关对侧合隔离开关。遥控操作防误约束在受控站隔离开关控制回路中串接遥控闭锁继电器（硬闭锁），通过五防判断后遥控闭锁继电器接点闭合才能操作隔离开关，可以防止电机电源空气开关合上后处运行状态的隔离开关的误动和检修中带接地线就地误合运行母线侧隔离开关。可实现对检修任务相关设备操作权限的隔离闭锁及检修设备调控中心远方传动试验的防误闭锁等功能，可有效防止运行人员对正在检修设备进行操作及远方传动试验设备选择错误情况的发生。
调控中心防误操作系统与变电站站端防误无缝连接，采集站端地线、网（柜）门工作状态等防误相关应用数据，通过电力调度数据网以及平台服务总线同步到一体化的调控实时数据库中，完善调控系统基础数据，并进行统一建模。还可与变电站防误进行闭锁信息交互，实现唯一操作权管理、远方解闭锁等功能。受控站在保留原来防误功能的基础上，因地制宜，根据变电站的自动化水平进行优化、完善，接入调控中心主站防误，同时增设遥控闭锁装置和地线管理装置，实现远方遥控操作的强制闭锁和接地线状态的实时采集。受控站一次设备高清视频监控接入防误操作系统操作联动接口，调控端远方操作出现非全相或者合闸不到位时，由监控员中断遥控操作，通知巡维人员现场检查。基于变电站微机五防系统的地调防误系统支持紧急情况解锁操作，不开调度指令票，由EMS发起询问，调控防误系统进行校验并返回结果，保障紧急情况操作的正确性。调度指令由防误调度系统自动生成，下令、接令、回令流程由计算机系统自动形成闭环，防误操作系统根据调度指令自动生成遥控操作电气票并传输给调度EMS系统语音提示调控员进行操作。调控防误系统通过横向隔离把调度指令票发送给调度管理指挥平台系统（OMS），进行统一备案，可供统计、查询。
本技术方案的优势有：
⑴投资少，一次设备基本无需改造，可以充分利用现有接地桩网。
⑵在现变电站微机五防系统防误无漏洞基础上就能够实现“调控一体化”运行下地调调控防误全面性、强制性。
本技术方案的不足是：
⑴目前微机防误厂家在防误调度软件技术有待成熟，调控一体化下地调调控流程在软件上需优化、简化。
⑵防误计算机与调度综合自动化系统通信有时不稳定。
⑶网、设备事故处理时远方调控快速性有待提高。
考虑某地区骨干电网运行的安全性、可靠性兼顾技术方案经济性，建议“调控一体化”运行模式下某地区电网地调防误技术方案优选方案二。
3.结语
杜绝人员、电网、设备事故的发生是全体电网运维人员的共同目标，电网运行的防误错综复杂，归纳为管理防误、人员防误、技术防误三方面。管理、人员防误有很强的社会性和不确定性，当管理、人员防误同时出现问题，只能依赖技术防误。2003年美加8.14大面积停电事故、2009年上海电网3·7三相短路事件、2009年02月11日天津电网某500kV变电站误操作事故等给人警示：就目前国内现有调控防误技术发展水平而言，单依靠调度监控自动化系统的软件防误在防误全面性上存在的隐患可能导致地区电网事故发生。结合某地区电网实际情况，采用相对保守的基于变电站微机五防系统调控防误方案方能确保地区电网“调控一体化”工作的安全和平稳实施。
参考文献
[1]唐理壮.调度自动化主站端遥控防误操作系统初探[J].企业技术开发下旬刊，2015，34（15）：85-86.
[2]修洪江，覃建华.调控一体运行模式下的微机防误系统介绍[Z].2011.
[3]辛阔，吴小辰，和识之.电网大停电回顾及其警示与对策探讨[J].南方电网技术，2013，7（1）：32-38.
作者简介
邱碧雪（1983），女，工程师、技师，长期从事电网变电与调度运行工作。
谭武光（1966），男，高级讲师，省级学科带头人，长期从事电网变电运行、调度运行的研究与培训。
关键词：调控一体化；地调；调控防误；技术方案
引言
随着南方电网跨越式发展，传统电网管理模式、电网运行人员素质难以适应安全生产的需要，地区电网层面曾发生电气误倒闸操作、区域局部电网停电等事故，通过电网管理规范制度的建立和强制执行，加强电网运行人员的教育培训以及变电站微机五防系统的研发并全面应用，目前已鲜见电气误操作事件和变电站全站失压事故。当前，南方电网计划在部分地区电网推行地区电网管控新模式—“调控一体化”，将调度、控制、监视功能集中于地区调度控制中心，就需要探索研究新的地区电网“调控一体化”运行模式下防误技术方案，巩固现有安全生产的良好态势。
1.现状与问题
南方电网某地区电网实施“调控一体化”后，地调将负责地区电网内110kV电网的调度、监视以及地区供电局负责运营的6座220kV变电站设备监视、控制工作，同时监督协调地方电力股份公司调度处做好110kV及以下地方电网调度工作，电网调度监控员工作量将成倍增加。目前调度指令票主要依靠调度人员的运行经验手工编写，缺乏实时态防误校验，调度指令票的安全校核的准确性得不到技术保障，误调度的风险随之加大。原集控中心/监控中心的遥控操作转移到了调控中心后，由于调控中心存在技术上的防误功能不完善、调度端的子站信息不全面、遥控操作的防误约束相对缺失问题，存在误遥控、误操作的安全隐患。变电站运维人员面对与调控中心的协同操作、多个无人值班变电站的复杂设备，电气误操作事故发生的几率大大提高。目前大部分受控站的防误闭锁装置未接入到调控中心进行统一管理，无法从技术上解决“调控一体化”模式下操作权限的统一管理、变电站站端电气操作与调度指令的技术关联等问题。综合某地区电网现调控防误现状，在“调控一体化”运行新模式下，地调主要存在的“防误”问题如下：
⑴地调使用的调度指挥平台调度操作指令票管理模块与调度EMS系统无任何连接，缺乏实时态拓扑逻辑验证。
⑵调控中心EMS系统无任何实时防误闭锁措施，仅靠调控员人工控制，存在很大误调控风险。
⑶受控站操作与调度指令缺乏技术关联，存在不按调令操作的安全隐患。
⑷调控中心信息不全面、不完善，如缺失临时接地线、部分接地开关等应监控而目前未能采集到的设备状态信息，导致防误逻辑校验精准度不高，满足不了调控中心操作的要求。
⑸调控中心遥控操作缺乏有效的防误约束，存在误遥控风险。
⑹多站、多班组、多任务协同操作及检修操作缺乏防误技术措施，比如联络线停复电，设备转检修后电动设备的传动试验等。
⑺调控一体运行管理模式下，调度员与监控员在同一地点值班，当地区电网发生故障导致断路器跳闸，处理事故时多台调度电话与监控电话同时接听会形成相互干扰。
⑻调度监控人员手工填写调度指令票、遥控操作票工作量大，程序复杂、效率低，不适应地区电网的快速发展。
为了解决以上问题，急需研究出能够适应“调控一体化”运行模式的调控防误技术方案，在满足防误闭锁全面性和强制性要求的基础上，从提高区域电网生产作业效率出发，将各个环节可能产生误操作风险因素纳入到防误体系中，实现从调度指令开出、分解、流转，到具体执行全过程的防误，有效地防止误调度、误遥控、误操作、不按调令操作等事故的发生。
2.技术方案优选与设计
方案一：基于调度综合自动化平台的调控一体化地调软件防误技术方案。由于目前某地区地调采用的是东方电子DF8003CEMS系统缺乏防误调度功能，升级调度综合自动化系统为DF8003E，增设DF8380电网操作综合防误操作票系统。
DF8003E的优点有：
⑴调控防误在调度综合自动化平台实现，符合未来智能调度的技术潮流；
⑵调度综合自动化系统通信稳定，数据传输可靠性高；
⑶操作简单快速，调控员在一个平台就能实现调度下令、生成操作票、遥控出口、设备远方遥控状态确认、归档调度指令操作票等功能。
DF8003E的不足是：
（1）某地区电网变电站内运行的110kV及以上隔离开关电机电源、控制电源是断开状态，“调控一体化”要求将运行中的隔离开关电机及控制电源合上，有可能导致运行中隔离开关误动，发生带负荷拉隔离开关，构成电网事故，甚至发生现场人员触电事故。针对此情况，综自系统必须新设计出隔离开关控制回路软闭锁功能。变电站综自系统利用辅助开关硬接点采集一次隔离开关、接地开关分合闸状态，当一次设备出现假分合时，调控员根据调度自动化系统的错误遥信远方操作会发生误遥控、误操作，我国内部分地区电网已经发生多起类似事件。而且现调度自动化系统未考虑受控变电站高清视频操作联动接口。
（2）接地线的管理存在漏洞。变电站微机防误系统临时接地线管理采用机械锁+电脑钥匙+防误电脑软件防误逻辑判断+接地线管理器模式，硬件上杜绝了带接地线送电、带电装设接地线恶性电气误操作事件发生。目前由于调度综合自动化系统与微机防误厂家之间的技术瓶颈、壁垒，电网调度综合自动化系统无法实时采集受控站临时接地线装设、拆除信息，调控中心无法实现对受控站的临时接地线监视，只能依靠现场巡检人员与调控员录音电话确认。当现场检修工作繁重、巡维人员工作失误、调控端与站端人员沟通出错时很有可能出现临时接地线管控失误，导致“调控一体化”模式下下调控人员带接地线送电恶性误操作事件。 ⑶调度综合自动化系统集遥测、遥信、遥控、遥调功能，再增加一次设备高清摄像机状态确认和调度防误操作票系统，调度综合自动化平台的数据容量将变得成倍增加，信号可能相互干扰，甚至可能出现EMS系统主备服务器数据拥塞，不利于地调调控员对地区电网事故快速处理，且维护成本高。
方案二：基于变电站微机五防系统的地调防误技术方案。针对采用变电巡维人员站端电气操作与地调调控员远方遥控操作相结合的电气操作模式，特提出在地调综合自动化系统外增加微机防误系统形成远方遥控操作闭锁并将某地区电网全部220kV变电站微机五防系统直接接入组成地区电网“调控一体化下”的防误系统网。基于变电站微机五防系统的地调防误技术方案的实现方法：详见图2。
“调控一体化”下的地调防误系统主要包括调度端防误应用及调控遥控操作防误应用。调度端防误应用包括：⑴调令防误检验；⑵调令流转审核；⑶调度操作票智能开票；⑷调度操作票防误校验；⑸调度操作票流转及调令绑定。调控遥控操作防误应用包括调控遥控操作防误约束和调控遥控操作防误校验。
基于变电站微机五防系统的防误调度采用智能拓扑防误技术、断面潮流校核技术、在线稳定校核技术，实现调度指令票、遥控操作票的一次/二次设备防误判断和安全校核，对调控拟票、下令、模拟、操作全过程实行一体化闭环管理。
防误操作系统通过与EMS系统通信闭锁所有遥控操作，所有遥控操作必须经过防误校验后解锁操作。防误操作系统具备站间联络线闭锁功能，防止两个有联络设备的站之间操作时，出现本侧有负荷对侧合接地开关或装设接地线、本侧有接地线或接地开关对侧合隔离开关。遥控操作防误约束在受控站隔离开关控制回路中串接遥控闭锁继电器（硬闭锁），通过五防判断后遥控闭锁继电器接点闭合才能操作隔离开关，可以防止电机电源空气开关合上后处运行状态的隔离开关的误动和检修中带接地线就地误合运行母线侧隔离开关。可实现对检修任务相关设备操作权限的隔离闭锁及检修设备调控中心远方传动试验的防误闭锁等功能，可有效防止运行人员对正在检修设备进行操作及远方传动试验设备选择错误情况的发生。
调控中心防误操作系统与变电站站端防误无缝连接，采集站端地线、网（柜）门工作状态等防误相关应用数据，通过电力调度数据网以及平台服务总线同步到一体化的调控实时数据库中，完善调控系统基础数据，并进行统一建模。还可与变电站防误进行闭锁信息交互，实现唯一操作权管理、远方解闭锁等功能。受控站在保留原来防误功能的基础上，因地制宜，根据变电站的自动化水平进行优化、完善，接入调控中心主站防误，同时增设遥控闭锁装置和地线管理装置，实现远方遥控操作的强制闭锁和接地线状态的实时采集。受控站一次设备高清视频监控接入防误操作系统操作联动接口，调控端远方操作出现非全相或者合闸不到位时，由监控员中断遥控操作，通知巡维人员现场检查。基于变电站微机五防系统的地调防误系统支持紧急情况解锁操作，不开调度指令票，由EMS发起询问，调控防误系统进行校验并返回结果，保障紧急情况操作的正确性。调度指令由防误调度系统自动生成，下令、接令、回令流程由计算机系统自动形成闭环，防误操作系统根据调度指令自动生成遥控操作电气票并传输给调度EMS系统语音提示调控员进行操作。调控防误系统通过横向隔离把调度指令票发送给调度管理指挥平台系统（OMS），进行统一备案，可供统计、查询。
本技术方案的优势有：
⑴投资少，一次设备基本无需改造，可以充分利用现有接地桩网。
⑵在现变电站微机五防系统防误无漏洞基础上就能够实现“调控一体化”运行下地调调控防误全面性、强制性。
本技术方案的不足是：
⑴目前微机防误厂家在防误调度软件技术有待成熟，调控一体化下地调调控流程在软件上需优化、简化。
⑵防误计算机与调度综合自动化系统通信有时不稳定。
⑶网、设备事故处理时远方调控快速性有待提高。
考虑某地区骨干电网运行的安全性、可靠性兼顾技术方案经济性，建议“调控一体化”运行模式下某地区电网地调防误技术方案优选方案二。
3.结语
杜绝人员、电网、设备事故的发生是全体电网运维人员的共同目标，电网运行的防误错综复杂，归纳为管理防误、人员防误、技术防误三方面。管理、人员防误有很强的社会性和不确定性，当管理、人员防误同时出现问题，只能依赖技术防误。2003年美加8.14大面积停电事故、2009年上海电网3·7三相短路事件、2009年02月11日天津电网某500kV变电站误操作事故等给人警示：就目前国内现有调控防误技术发展水平而言，单依靠调度监控自动化系统的软件防误在防误全面性上存在的隐患可能导致地区电网事故发生。结合某地区电网实际情况，采用相对保守的基于变电站微机五防系统调控防误方案方能确保地区电网“调控一体化”工作的安全和平稳实施。
参考文献
[1]唐理壮.调度自动化主站端遥控防误操作系统初探[J].企业技术开发下旬刊，2015，34（15）：85-86.
[2]修洪江，覃建华.调控一体运行模式下的微机防误系统介绍[Z].2011.
[3]辛阔，吴小辰，和识之.电网大停电回顾及其警示与对策探讨[J].南方电网技术，2013，7（1）：32-38.
作者简介
邱碧雪（1983），女，工程师、技师，长期从事电网变电与调度运行工作。
谭武光（1966），男，高级讲师，省级学科带头人，长期从事电网变电运行、调度运行的研究与培训。