地級主站一體化電網運行智能系統關鍵功能應用研究

周寒英，左黎斌，何婕，趙志萍，杜肖

（1.云南電網有限責任公司電力科學研究院，云南 昆明 650217； 2.云南電網有限責任公司保山供電局，云南 保山 678000）

0 前言

為了解決二次系統類別繁多、運行信息孤立、缺乏統一建設和運行規范等問題，“十三五”規劃期間，中國南方電網有限責任公司（以下簡稱南方電網）明確提出了OS2體系[1]，建立“安全、經濟、優質、環保”的新一代調度自動化系統。該建設理念不僅符合企業、社會發展要求，而且是滿足系統集成化、模塊化、系統化要求最直接且有效的手段，可實現功能一體化、數據一體化、圖模一體化、接口一體化，突破傳統的電力調度自動化系統已經無法滿足信息增長所帶來的新需求[2-3]。

2015年以來，按照“一體化、模塊化、智能化”的建設原則，南網各地調自動化系統均按OS2體系開展更換與建設，朝二次一體化技術體系方向發展，全方位覆蓋各級主站及廠站。南網OS2體系由7部分71篇構成，包含系統架構、數據、平臺、配置及主廠站應用等內容，地級OS2系統主站功能模塊表包含功能模塊189個，包含應選109個，可選80個。其中AVC、程序化控制、智能告警、綜合防誤、綜合告警等調控功能模塊應選項需滿足業務功能模塊化建設和“即插即用”的要求，促進電網運行信息的靈活共享，對以上模塊的關鍵技術進行研究尤為重要。近年來，文獻[4-5]提出AVC閉環控制中存在的主要問題和解決措施，文獻[6-8]提出基于數據驅動的電力調度故障智能告警系統設計方法和智能告警建設工程應用實例，文獻[9-13]提出了近年來調控一體化模式下調度主站、智能站程序化控制存在的問題及標準化實施方法，提出一些基于視頻系統的程序化控制過程中設備位置確認方法。文獻[14-18]提出了遠方操作安全防誤方法，提升傳統人工防誤的準確率。但目前尚未有文獻提出地級OS2系統調控一體化關鍵功能調試存在的主要問題及對應解決措施。

云南電網目前已建設地級OS2系統十余套，與南方電網標準及云南電網二次系統規劃基本相符，是一個復雜和龐大的軟硬件系統。各地級OS2系統主站具備以下特點：

1）組網動態節點化

系統計算機網絡工作方式采用根據網絡負荷情況自動分配的原則，系統動態地將各節點計算機均衡分掛在雙網上，以減輕系統的網絡負荷，提升系統的實時性。冗余配置的主服務器均包含多個網卡，任一網卡正常均可承擔任何應用，如冗余配置的數據采集與控制服務器SCADA與前置服務器Fe均配置前置數據采集、數據處理等功能，4臺服務器8張網卡均故障才導致兩項業務同步異常，否則調度自動化系統核心業務將永久正常，各網卡均正常時可自由切換業務所屬節點。

2）并行面向對象數據庫

系統的數據庫結構采用客戶/服務器模式進程結構，對數據庫的存取是通過一個中間件完成，保障各項功能的一體化。數據采集和監視控制（SCADA）、電網在線分析（PAS）、調度員培訓（DTS）、集控等各功能模塊上的數據和信息（數據庫）主要經過通信的中間件進行傳遞，包括錄入、維護以及展示。

3）網絡安全嚴格劃分

自2017年6月《網絡安全法》正式啟用以來，電力網絡安全形勢日趨嚴峻，需要多種網絡安全技術結合,形成技術管理體系。而清晰的網絡安全劃分為二次安全防護提供可靠的基礎，電力監控系統二次安全防護遵循“安全分區，網絡專用，橫向隔離，縱向加密”十六字方針。

1 組網方式

地級OS2系統需與各級調度系統、各變電站遠動裝置組建自動化業務的通信網如圖1所示，完成業務數據的接收與發送工作。以某地區電網網絡拓撲結構為例，OS2系統建設包含主調系統與備調系統建設，新建系統通信方式調試橫向上包含廠站與主調系統、廠站與備調系統、主調與備調系統之間，縱向上OS2系統與省調系統的通信調試四部分，縱向廣域運行服務總線與橫向主站端運行服務總線、橫向廠站端運行服務總線應遵循同樣的傳輸協議，并建立統一的服務注冊與管理中心。其中廠站與主調系統之間采用省級調度數據網及2 M通道開展通信調試，廠站與備調系統之間采用地區調度數據網或2M通道開展通信調試，主調與備調系統之間的通信方式采用100 M專網開展通信調試，OS2系統與省調系統之前的通信方式采用TASE2轉發和調度數據網通信調試，備調系統與主網系統共用一套數據庫。

圖1 地級OS2與各系統的通信方式

2 關鍵功能建設

2.1 調控一體化功能建設存在的問題

近年來南網調控一體化深化提升推進工作中，綜合告警與集中監控等均對單個設備或信號逐條完善，建設進度平穩過渡，而其他功能模塊建設過程中出現了以下突出問題。

1）自動電壓控制（以下簡稱AVC）調試工作廠站與電源側方式不一致

AVC主子站聯調過程中，變電站和電廠等電源側的調試重點不一致，變電站側注重通過電容、電抗投切及有載調壓變壓器的調節，控制變電站各母線電壓不超過AVC定值單要求。電廠側以電廠側AVC子站系統為主，調節電廠發電機組的出力按照目標值進行。

2）智能告警規則庫不統一

目前，調度自動化系統主流廠家的智能告警規則區別較大。前期南瑞科技智能告警功能基于PAS等高級應用進行預判，高級應用數據存在大量的偽數據時，東方電子智能告警規則庫相對較全，準確率更高。

3）程序化操作雙確認機制準確性不高

傳統的變電站倒閘操作越來越復雜，現場操作密度增加，采用傳統逐項核對的人工操作耗時長、操作繁瑣，通常存在誤操作率高、效率低、出票慢等問題，近年來隨著數字化轉型，程序化操作在變電站各設備倒閘操作中占據的地位越來越重要，但隔離開關的位置是否分合到位雙確認機制準確性不高，這直接關系到程序化操作的可靠性。

4）典型操作票綜合防誤功能存在漏洞

綜合防誤雖然已經規避了部分外掛式五防的漏項、錯項問題，但在測試過程中仍然發現存在一定的漏洞。如某地市局綜合防誤測試時，防誤分開關時，變壓器低壓側開關合位時拉開變壓器高壓側開關，并無閉鎖提示，可操作成功。防誤合開關時，變壓器高壓側開關分位時合上變壓器低壓側開關，并無閉鎖提示，可操作成功。防帶負荷分合刀閘時，開關在合位，該間隔線路側刀閘仍然可分合閘。

針對以上問題經過近幾年的工程實踐，本文提出對應的應對措施或總結相應的建設經驗，提出行之有效的調試/功能測試方法。

2.2 地區AVC功能調試

電網的穩態行為建立在功率的平衡之上，有功或無功功率的不平衡將反映于頻率或電壓的變化。按照文獻[19]的要求，AVC調壓時應遵循無功就地分層分區平衡原則，實行三級電壓控制。AVC能根據電網的實時狀態給出控制策略，并實現策略的閉環控制。地級AVC功能部署在地區主站OS2系統上，對廠站母線電壓進行AVC控制，調節對象為變電站內有載調壓變壓器、電容器/電抗器、地調調管電廠發電機組，功能測試可分為變電站AVC功能調試和電廠AVC功能調試兩個部分，以完成AVC雙機熱備用切換時間應不超過30 s，AVC控制精度不超過0.5 kV，機組AVC投運率、電廠AVC子站投運率不低于98%，電廠AVC子站調節合格率不低于95%等控制性能指標。

變電站AVC功能調試項目包含電壓定值及閉鎖信號設定、AVC開環測試、AVC與廠站聯調閉環測試三部分內容，其中，電壓定值設定遵循的原則為電網電壓合格上下限值，一般由方式專業人員給出相應定值單；閉鎖信號設定分為AVC系統、廠站、設備三級閉鎖，其中設備級閉鎖包含各類設備保護動作信號在廠站端合成AVC閉鎖總信號，上送調度AVC主站系統（圖2～3），主站端對設備日動作此次數、掛牌等情況進行定值管理，達到上線則閉鎖相應設備的AVC控制功能。廠站級和系統級AVC閉鎖分別發生在廠站采集數據異常、SCADA系統數據異常或系統發生低頻震蕩時。

圖2 電容器組閉鎖信號合成示例

電廠AVC功能調試以電廠側AVC子站系統為主，調度對電廠AVC開展遠方控制和就地控制兩種模式調試。其中前者從地區調度主站AVC模塊每固定時限下發電壓控制目標值，并由電廠側AVC子站系統調節發電機組出力，以達到電壓控制目標值；后者以調度給定的目標電壓上下限曲線電子AVC子站系統自行處理，不接受調度下發電壓控制目標值。一般來說，地區調度應選擇遠方控制模式，若固定控制時間內無主站下發電壓控制目標值，則自動切換為就地控制方式。

2.3 智能告警功能優化

隨著電網規模的增大及自動化水平的不斷提升，調度主站現有信號分類告警方式已經不能滿足日常調度員的監視要求，特別是在臺風、地震、雷雨等惡劣天氣情況下，海量信息刷屏OS2系統，嚴重干擾調度員對事故類信號的查看，必須推進智能告警。近年來，隨著智能告警功能的建設及實用化推廣，已形成較為統一的智能告警推理優化流程如圖4所示。由該圖可知，智能告警功能優化包含原始信號命名規范化、基準信號篩選、推理規則建立、與日常告警比對形成跳閘類及故障類智能告警準確率/漏報率核對結果四部分內容，以達事故正確推理準確率不低于95%的實用化指標。

圖4 智能告警推理流程圖

1）按照《南方電網調控一體化設備監視信息及告警設置規范》進行主站原始信號命名規范化梳理調試。

2）針對不同電壓等級的變電站，統一該類型廠站的智能告警推理規則，依據關鍵詞建立穩態監視類、動態監視類等各類設備的基準類及合并因子進行基準信號篩選。

3）推理規則的建立，分為基于同一個告警對象的單一推理、基于不同告警對象的規則推理、基于遙測量突變的量測推理三種。

4）智能告警運行期間，由調度人員進行誤報或漏報進行智能告警準確率/漏報率核對，按照下述流程圖5開展規則修改或完善，分析原因并糾正。

圖5 智能告警規則完善流程圖

2.4 程序化控制功能實用化

云南電網地市局調控一體化后，OS2系統可利用預先定義程序化控制邏輯程序，以達到“一鍵式”操作的功能。結合地區電網運行特點，云南電網近年來對各電壓等級的變電站進行程序化控制應用，應用過程中該遠程控制的準確性和可靠性尤為重要。

2.4.1 程序化操作典型標準化流程

該遠程控制的準確性依靠典型操作流程，程序化操作按照倒閘操作的種類主要分：線路停/復電、主變停/復電、倒母線操作等多種類型的程序化控制流程典型票，典型票的編寫應由調度聯合變電運維人員共同編制，期間調度提出操作任務，運維負責具體編制，自動化運維人員將典型票置入OS2系統并進行主廠站程序化控制聯調，使用過程中通過采取更有效的運行方式識別方法來正確選用典型操作票。圖6為典型的35 kV及以上線路的程序化控制停/復電流程圖，該流程可以看出所有被操作的一、二次設備均需具備電動化操作條件，因此現有隔離開關電機電源空氣開關的電動化為程序化操作的首要前提，該空開的電動化改造耗費資金的同時具備一定的運行風險，“十四五”期間云南電網新建變電站均采用電動化一次設備及電動化隔離開關電機電源等，確保基建投入的經濟性和電網運行的安全性。

圖6 35 kV及以上線路典型程序化控制停/復電流程圖

2.4.2 隔離開關“雙確認”實現方式

由程序化操作的典型流程可以看出，該遠程控制的可靠性主要依賴于隔離開關的位置確認，非同源位置“雙確認”技術為操作過程中保障安全的關鍵節點，近年來，相關人員投入大量的研究，目前主流的“雙確認”技術主要有視頻確認、微動開關確認、壓力等姿態傳感、距離傳感技術確認等。通過保山220 kV施甸變、玉溪110 kV尖山變、曲靖35 kV新寨變等雙確認技術試點實施，各“雙確認”技術優缺點及適用范圍如表1所示。

表1 非同源“雙確認”技術優缺點及適用范圍

2.4.3 程序化控制應用

程序化控制聯調率、操作率和“雙確認”技術的可靠性直接影響程序化控制功能的實用化水平，在程序化控制過程中，除設備位置狀態“雙確認”以外，可對每個操作項設置限值條件，同時設置操作閉鎖信號、開展定值單管理。當操作過程中出現事故類及重要異常類閉鎖信號或不滿足限值條件時，OS2系統應立即暫停操作進行運行人員現場或遠程視頻檢查，待確認閉鎖信號復歸或對操作無影響時方可進行后續操作步驟。

2.5 綜合防誤功能完善

傳統防誤技術由人工定義，存在漏項、錯項可能。調控一體化模式下的OS2系統綜合防誤根據OS2系統電氣島狀態和OCS實時采集的開關、刀閘、地刀等電氣設備實時位置狀態間的拓撲關系來實現設備操作的五防閉鎖，根據“五防”要求的設備之間操作閉鎖的基本規則，通過拓撲搜索找出相互操作閉鎖的設備，不依賴于人工定義，自適應電氣設備和電網拓撲結構的變化，能準確地識別站內、站間的兩種防誤閉鎖關系，以及從全網模型出發的防誤閉鎖。它包含拓撲防誤、操作票防誤及潮流校核防誤三部分內容，能夠基于設備、基于電網潮流、基于操作票操作指令進行“五防”，依據某地級主站OS2系統綜合防誤測試，形成了各部分內容的典型測試方法，目前綜合防誤功能已獲得云網調度工作人員認可，準確性高。

2.5.1 拓撲防誤測試

位置狀態采集配置在前置采集服務器，應用部署在防誤應用服務器上，OS2系統所有的遙控操作必須經過防誤應用，基于電網公共信息CIM 模型，建立電網各設備的拓撲連接關系的驗證，在調度主站OS2系統的圖形界面上，對設備進行模擬操作，系統會自動對本站防誤和系統拓撲防誤兩張防誤方式下斷路器、隔離開關和接地刀閘的遠方操作進行分析，對于不滿足電氣五防的邏輯直接彈出拒絕操作的對話框，可實現開關、刀閘和接地刀閘操作的基本防誤操作，還可支持特殊防誤邏輯，如甩負荷、合環/解環、倒母、掛牌等操作判斷。在OS2系統拓撲防誤測試過程中，需依據防誤規則邏輯逐項開展測試。

2.5.2 操作票及潮流校核防誤測試

傳統的人工編制操作票、人工審核、防誤驗收等，很大程度地依賴人員的自身的工作經驗、技能能力、責任態度和人為意識等不穩定因素，存在不易可控的隱患。并且質量的高低，存在漏編輯、漏驗收的可能。目前，地級OS2系統基于程序化控制功能模塊，調控員通過該OS2系統界面一鍵成票、自動出票，自動進行調度擬票、命令解析、到監控執行的全過程操作票潮流防誤校核，包含智能開票、操作票管理、操作票配置等方面的內容，確保防誤功能準確完備。

3 結束語

本文結合調控一體化模式下，云南電網某地級主站OS2系統的建設及調控一體化功能實用化推廣經驗，通過在健全的綜合防誤功能基礎上，OS2系統程序化控制實用化應用、AVC閉環控制技術等智能化操作、智能告警技術應用研究，提升了OS2系統調控一體化關鍵功能模塊在云南電網各級地調的應用水平，使得調控人員操作效率有效提升，電網監視壓力顯著減輕。以上OS2系統建設過程中的關鍵技術點或測試方法，可為十四五期間地區電網的調控一體化建設提供技術參考，有效提升南方電網各地調控一體化水平。