多维度协同机制在电网调度控制中的实践

陈宏胜, 潘保材,钟淘淘,杨渝璐

(国网重庆电力调度控制中心，重庆 400014)

0　引　言

随着特高压交直流电网的建设、电网互联的推进以及大规模新能源的并网，电网运行一体化特征日益突出，具体表现为交流系统与直流系统耦合，直流送端与受端耦合。这就要求各级电网不仅要考虑别人对自身电网的影响，也要考虑自己对别人的影响。同时，电网相互干扰范围更大[1]，电网局部故障影响全局化特征日益突出。任何一个局部故障都能波及到故障互联部分，甚至影响整个电网的运行，例如，华东电网单回500 kV故障可能导致多回西南送华东的直流同时换相失败。随着调控一体化模式的运转上线，需要调度运行人员能够全面掌控电网整体运行状态以及关键信息，快速感知电网运行潜在风险。近年来台风、雷暴等极端自然灾害引发的电网连锁故障几率显著增大，对调度事故处理的快速性和准确性提出了更高的要求。同时，由于原有各调控系统较为零散、缺乏整体设计和规划，应用关联性较弱，且人机交互简单，不能满足对大电网调控运行的支撑[2]，急需上下级调度机构、调度与监控业务之间实现信息共享、业务协同和流程贯通，人机协同智能化，加强信息共享能力、协同处理能力，多维度协同管理整个电网。

1　多维度协同的重要性

1.1　上下级调度机构纵向协同

目前，全国电网实行分级调控模式，通过构建上下级组织机构，分解各级机构的业务量，同时以严格的律令来保证统一调控，确保电网安全、优质、经济运行。但随着特高压交直流互联大电网的建设，区域电网间耦合特性越来越显著，单一设备故障引发大面积停电的风险不断增加。近年来的美加大停电以及欧洲大停电的调查结果表明，上下级机构间缺少信息共享、无法同步感知同一电网的关联业务、风险及事故信息，是导致事故范围扩大的重要因素。尤其是发生500 kV等高电压等级事故时，事故将直接从500 kV电网纵向延伸至220 kV、110 kV电网，直达10 kV的配电网络，造成大面积停电事故，多级调控机构协同将更加困难。在电网停电风险预判时，上下级电网机构各自为政，管理信息与运行信息形成孤岛，无法协同，当上级电网运行风险与下级电网运行风险叠加时，将形成更高等级的风险，从而造成事故时，目标不一致，协同难度大，甚至采取上下级相矛盾的事故处理措施。因此，在目前分散的多级机构协同管理统一电网的大背景下，需要共享上下级电网信息，上下级机构生产互动和协同运作，其中主要包括以下方面：(1)电网规划环节，远、中、近期统一规划电网运行方式，保证各级电网协调发展；(2)电网计划环节，上下级电网协调设备停电计划、发输电计划，避各自为政，降低大电网检修风险，通过联合预案编制流程，各级调控机构编制联合事故预案，通过联合仿真平台，提高多级电网协同反事故能力；(3)故障应急处置环节，各级电网信息共享，实现电网扰动的一点告警、多点响应，提升上下级机构应对电网故障的协同处理能力，实现业务协同和流程贯通，管理标准化，上下级调度协同管理大电网[3]。

上下级调度协同管理要求分级协同管理，上下级机构既要独立执行自身生产任务，又要实现协调配合、统一管理。这样既可以保证电网各级机构管理权利的相对独立，又实现了全网的统一性，保证了上下级机构协同管理电网的力度，充分发挥了上下级机构高度协同配合能力，有利于上下级机构依据职责范围共享生产信息和协同管理，实现大电网安全稳定运行[4]。

1.2　调度监控业务横向协同

调控一体化模式下，统筹电网调度和设备运行业务，将原监控业务纳入调度统一管理。当电网出现故障或发生异常情况时，设备故障或异常信息通过调控一体化支持系统及时展现在监控人员面前，监控人员能够第一时间将电网运行的全面、详细情况汇报给调度人员掌握。相比传统运行模式，缩短了设备故障或异常信息收集时间，调度人员能够迅速做出判断，通知监控人员远程完成对现场设备的遥控操作，缩短了设备操作时间，可第一时间将故障隔离，解除对人身和设备的进一步威胁，恢复无故障区域的正常供电，实现了故障的快速发现、反应和处理，缩短了处理链条，降低了电网运行风险，减少了停电时间，降低了损失，提升了效益，体现出较高的优越性。

在调整电网运行方式、指挥电压调整、计划检修停送电操作等业务中，调度监控业务横向协同还可以缩短业务流程，统筹掌握全局，合理利用人力资源，缩短设备停备时间，提高工作效率和电网安全运行水平。

1.3　技术支持系统及人机系统

电网智能技术支持系统对提升调度与监控大电网的能力，保障电网安全、优质、经济运行与大范围资源优化配置的支撑作用愈发重要。以往各系统往往独立建设，应用关联性较弱、人机交互简单，调控运行中需要同时对多个系统进行监视操作，增加了调控应急处置的压力，同时上下级系统缺乏统一规划，无法实现数据共享，阻碍提升对电网运行状态的整体感知能力以及运行人员应急处置效率，难以发挥对电网调控运行的支撑作用，同时相似技术支持系统的简单重复建设，投资巨大。

随着电网规范化技术管理的发展，协同信息共享模式被提出并逐步完善中[5]。建立适应电网纵向和横向一体化的电网智能技术支持系统，实现上级调控机构可以通过信息共享管理其下级调控机构的事务，上级调控机构可以实时查看下级调控机构的运行情况、生产数据、报表等信息，并审核下级机构的调控、计划方案，但不干涉其管理方式，下级调控机构维护自身数据，按时上报生产数据信息并确保通信畅通，支撑特高压大电网实时调控业务的协同运行，实现电网全局态势感知及统一控制决策，推动电网技术支撑体系向集约化方向转变，支撑强互联大电网调控运行。

另外，通过统一规划各级电网机构、各专业在系统操作流程中的职责和流程，协调各级电网机构、各专业以各自不同方式共同管理生产信息，以面向不同用户实行差异化的访问控制为原则[6]，将技术支持系统涉及的大量业务功能模块，以不同形式展现给各用户，同时融入各级电网机构、各专业的业务知识及使用习惯[7]，使得技术支持系统专业协作模块化、人机协同智能化。

2　多维度协同在调控运行中的实践

2.1　多维度协同的具体实现手段

(1)事前环节，通过构建全网风险分析模型，建立电网运行风险量化评价指标体系，实现35 kV及以上电压等级全电网风险的在线预警与实时发布，实现电网风险管控一体化，指导各级调控人员及时采取措施，纠正增加电网运行风险的行为，协商解决风险叠加或突发事件带来的电网风险，将隐患消灭在萌芽状态，解决电网风险“各自分析、独立发布”带来的上下级、同级电网风险叠加问题，大大提高事前风险预警的及时性和准确性。

同时构建全网一体化联合仿真平台，基于共享的全电网模型开展演练，组织各级调控机构在同一平台开展调控事故应急处置演练。将各级电网典型事故预案纳入演练，在演练过程中，重点检验各级调控机构在处置同一大型事故时，预案编制的规范性和处理同一事故的一致性，化解各级调控机构在处置大电网事故时，“流程不统一，目标不一致，协同难度大”的矛盾。从事故处置的正确性、规范性、处置时间等方面量化评价各级调控人员的素质与能力，为电网的安全稳定运行与事故处置做好人力资源保障，全面提升各级电网协同处置电网事故的能力。

(2)事中环节，构建省地一体化智能操作平台，实现全网各级调控机构及变电站现场共享全网运行大数据和操作信息，同步跟踪运行操作进程，为有序开展操作做好准备。同时将上下级调度间运行操作数据信息使用到防误调度环节，将指令平台数据信息作为防误操作密钥，将操作结果信息作为防跳项误操作的逻辑判定，实现电网操作风险管控一体化、自动化、在线化，极大地提高电网操作的安全性和安全管控水平。

故障应急处置过程中，基于大数据平台，将全网35 kV及以上电网模型与实时运行信息在各级电网调控机构展示，确保电网事故信息在同级及上下级调控机构间实时共享。电网发生故障以后，协同相邻或上下级电网调整运行方式，及时实施事故支援，避免停电事件，解决各级调度机构在调度控制同一交流电网时存在决策不一致的问题。

(3)事后环节，依托一体化模型与数据中心，横向开展大数据分析比对，开展基础数据质量、标准操作流程、电压合格率、检修管理成效、无票操作、继电保护正确动作率、监控信息正确率等指标的量化评价，实现调控各专业对下级调度的评价方式由定性评价向定量评价的转变，并形成闭环，以此指导电网调控生产、管理及运行优化，持续改进及提升电网安全性。

2.2　多维度协同在调控运行中的实践

多维度协同智能操作票系统如图1所示。该系统充分利用D5000平台，将业务流程与调控操作各环节、各步骤紧密结合，通过对调控操作的工作流程建模，将调度指令票、监控操作票、防误校核与模拟预演、在线安全稳定分析等应用全过程统一管理及流程化实时在线管控，实现上下级调度、调度与监控之间协同，压缩远方操作管理层级，提高生产效率，提升安全管控水平。

图1　多维度协同智能操作票系统

通过指令票与检修停电申请绑定、上下级指令票协同关联、电子预令票提前下达等方式实现调度操作数据的共享。在电话调度指令下达的同时，同步传递电子指令票信息，确保下令方与受令方均按照指令票信息发受指令。将上下级调度间运行操作数据信息使用到防误环节，化易出差错的风险环节为相互监督的管控环节，避免了信息的错误传递导致的误调度事故，有效确保了运行操作内容正确，调控操作行为准确安全。操作前，自动触发逻辑公式和网络拓扑防误校核，验证调控操作正确性，同时进行在线安全稳定分析校核；操作后，将操作对象的遥测、遥信位置等信息同步反馈至操作平台，自动确认本项操作完毕后，方能实施下一步操作，防范跳项误操作事件的发生。同时监控操作票根据调度指令智能生成，摆脱了人工干预，拟票效率大大提高的同时，避免了不按调度指令拟票、操作的事故发生以及误遥控的可能[8-11]。

3　结论与展望

多维度协同机制下，各专业人员对电网协同控制能力大幅提高，缩短了电网事故处理流程，提高了电网运行效率，提升了调控运行精益化水平，增强了电网的供电可靠性，最大限度实现了大运行体系建设“集约化、扁平化、专业化”的目标。当前已经成熟应用的市地AVC协同、外网等值及国分省协同潮流计算、全网一体化联合仿真平台、省地县一体化智能操作票系统，都是多维度协同的很好范例，下一步的研究将考虑全网检修计划安排及风险管理、多级电网模型拼接及在线安全风险预警、大面积停电恢复与电网黑启动等多维度协同应用。

参考文献：

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