探索管理丨“大运行”体系下电网运行诊断管理探讨
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随着国网电力公司电网建设进度加快，各级电网之间相互依赖和耦合程度越来越高，电网特性由区域主导转向全局模式，电网运行控制难度加大，对电网管理提出了更高的要求。2014年3月19日，国家能源局印发了《电网安全风险管控办法（试行）》，重点加强电网运行的风险管控。这就迫切需要电力企业在做好大运行体系建设的完善和质效提升工作同时，创新电网管理，进一步推进专业集约融合，深化调度一体化、调控一体化，开展业务流程实用化改进，实现业务流程无缝运转和基本业务全覆盖，形成完善的两个一体化闭环工作机制。深入开展专业垂直一体化管理，实现OMS、电网运行方式计算和继电保护整定计算省地县一体化、同质化运转，提升大运行管控效率和精益化水平。做实、做细电网运行分析，加强风险管控，深化预防性和事前分析，熟悉大电网运行机理，对电网设备运行状态和健康状况展开动态评估，不断提高分析判断、应急处置和大电网驾御能力。
电网“五诊”管理是针对电网的前期规划—稳定校核—隐患治理—事故处置—电网后评价五个阶段，形成了预诊—会诊—查诊—急诊—复诊五步闭环管控。
1.超前服务早“预诊”
推行电网运行方式的集中计算，建立健全计算分析和安全校核机制，加强了与有关部门的沟通联系，及时掌握电网规划情况，提前介入，超前服务，开展电网近期电网发展校核计算，实现从电网建设到运行电网的安全校核。实现调控部门向规划设计阶段的关口前移、全范围覆盖，促进运行电网与目标电网的有效衔接，实现全主网结构、全发展周期电网运行管理。
2.稳定校核齐“会诊”
加强智能电网调度技术支撑系统建设，依托专家团队建设，实现故障信息智能化、安全分析在线化、运行操作预警化。综合电网各自动化系统数据及信息，开展电网运行分析与评价和电网设备运行监控与运行分析评估工作，做好电网运行风险识别，实现电网运行风险分级管控；完成电网实时运行状态下经济水平分析及数据统计，提高设备利用率和安全运行水平，实现优化专业管理流程、提高一次设备运行效率和专业管理水平。
3.隐患治理多“查诊”
安全隐患是“蛀虫”，一个也不能放过，大运行体系加强制度建设，修订完善隐患管理相关制度和规定，开展多种形式培训和经验交流，着眼于治大隐患、防大事故，认真抓好事故隐患治理整改。把安全隐患排查集中在电网安全、操作人员、工作流程等方面，侧重安全事故隐患排查治理，利用“双七工作原则”按区域罗网问题—按问题风险评级—按评级动态评估。以风险预控为出发线索，以检修停电管理及调度计划编制与实施为切入点，开展电网运行风险辨识、分析、控制及评估全过程闭环管理。真正建立设备缺陷跟踪机制，切实按“双七”原则引申安全隐患整改。分析隐患的成因、风险研判定级、措施、未解决前的预案、责任部门和责任人、资金保障需求、解决时限。
按照“排查─发现─评估─报告─治理─验收─销号”的流程形成闭环管理。
针对隐患治理进程优化停电检修制度，加强年、季、月、周、日设备停电计划的流动编制，形成月度检修计划后评价机制。统筹规划3～5年电网停电计划，结合电网实际，实施一次设备和二次设备状态检修，统筹基建、技改和例行检修工作，以多年综合停电计划为统领，滚动更新年度、季度、月度停电计划，逐级细化安全校核，进一步完善电网安全生产长效保障机制及安全内控机制。
4.事故处置走“急诊”
电网突发事件刻不容缓，需要未雨绸缪，才能做到临危不乱、胸有成竹。全面推进应急机制建设，开展电网危险点诊断分析，按月按季修订完善各类事故预案，提升调控人员的分析判断和应急处置能力。应用技术支持系统对预案提供数据支撑与分析，及时关注电网结构改变和运行方式调整，对已编制预案进行滚动修正，保证预案随时能用、可用，实用化水平明显提高。定期开展反事故演习,特别是针对风雪、冰灾等恶劣天气及微气候引发的突发事件，把关各类应急预案，完善各个层次的电网应急处理措施，提高电网事故应急处置能力。进一步开展处置电网大面积停电事故应急预案的演练，提高预案的针对性、有效性和可操作性，才能面对电网事件运筹帷幄、从容应对。
5.电网后评价常“复诊”
深入开展专业垂直一体化管理，实现地县一体化、同质化运转，熟悉大电网运行机理，做实、做细电网运行分析，深化预防性和事前分析，对电网设备运行状态和健康状况展开动态评估。定期召开电网运行三项分析会议，通过“揭伤疤”、“查病根 ”，对调度安全、电网运行、电网二次系统及当前安全生产工作存在的问题进行深入分析，动态分析当前电网存在的漏洞和薄弱环节，并提出了具体的整改措施，进一步提高调度机构能力，强化调度运行全过程管理，确保电网安全、经济、稳定运行。
将早期问题防治，电网的安全校核，电网运行分析与评价，电网实时运行状态下经济水平分析及数据统计，中期安全隐患排查，事故隐患治理，风险辨识、分析，后期应急机制建设，特别是针对风雪、冰灾等恶劣天气及微气候引发的突发事件的急处理措施，末期分析当前电网存在的漏洞和薄弱环节，提高调度机构能力，强化调度运行全过程管理分为预诊，会诊，查诊，急诊，复诊——五个电网诊断阶段，五个阶段既相互独立又彼此推进往复循环的五个动态诊断阶段，增加了电网管理的科学性，合理性。
面对严峻的迎峰度冬形势，应用电网“五诊”手段为晋中电网安全把脉，开展电网危险点和设备隐患的风险评估，对重要输变电设备、线路的载流量及承载能力进行计算校核，分析电网潮流和电压情况，开展电网负荷预测，优化电网运行方式和停电检修计划，做好了迎峰度冬保电预案和其它应急方案的修订和演练工作，为驾驭电网提供有效手段，确保了晋中电网运行风险可控、能控、在控。
运用“五诊”电网运行分析机制，在晋中公司北田220千伏变电站大检修期间，调控中心根据电网实际情况及负荷增长情况，严格落实各级安全生产责任制，制定了详细的电网运行方式及发生事故后的应急措施，全网实行“全方式、全保护”运行，提前拉网式对重要供电设备及线路进行了全面的检查;严密监视220千伏榆次站和东观站1#、2#主变运行情况，严格控制单台主变负荷均在100MW以内;对运行方式下保护定值进行一次全面校核，按规定提前调整相关保护定值满足运行;在停电前提前通知荣呈电厂、太钢万邦公司等重要用户做好事故预想，并严格执行重大事件汇报制度，当电网发生故障时严格按照“事故拉路限电序位表”执行，避免事故扩大，将主变、线路潮流控制在允许范围内。并组织专业人员制定了可操作性强的停送电操作预案。
通过省地联动共同“会诊”电网，省地协同潮流稳定计算，通过分析计算优化系统运行方式，进行了N-1和N-2方式下的电网应急处置分析，并形成处置预案23项，预控单6项。以“减少电网非正常停电时间，减少人员现场施工作业时间”为出发点，合理安排19张操作申请票的操作进程，优化操作步骤76项，分阶段、分等级进行方式的调整与设备停电，缩短了停电操作时间1.5小时，为检修工作的顺利进行创造了空间，延长了现场检修的可利用小时数，极大的提高了大检修期间操作的时效性和安全性。年内圆满完成平遥站、北田站2个大检修项目，安顺、榆次等10项状态检修项目，共合理安排32次操作，操作384项，优化步骤48项，缩短停电时间14小时。
开展电网“五诊”管理是对大运行体系全面建设新思路和新举施的积极探索和有效实践，对当前形势下大运行体系质效提升有着重要的指导作用，具有极大的推广应用价值。
电网“五诊”管理实施以来，通过开展电网危险点和设备隐患的风险评估，对重要输变电设备、线路的载流量及承载能力进行计算校核，分析电网潮流和电压情况，开展电网负荷预测，优化电网运行方式和停电检修计划，公司生产人员普遍反映，通过电网动态分析诊断，对电网分析的深度加强了，对电网服务的范围延伸了，对电网薄弱环节和突发事件的应对策略也更具有针对性和可操作性了。为驾驭电网提供更有效的手段，有效提高了电网安全管控能力与调控协同管控水平。
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