地级主站一体化电网运行智能系统关键功能应用研究

周寒英，左黎斌，何婕，赵志萍，杜肖

（1.云南电网有限责任公司电力科学研究院，云南 昆明 650217； 2.云南电网有限责任公司保山供电局，云南 保山 678000）

0 前言

为了解决二次系统类别繁多、运行信息孤立、缺乏统一建设和运行规范等问题，“十三五”规划期间，中国南方电网有限责任公司（以下简称南方电网）明确提出了OS2体系[1]，建立“安全、经济、优质、环保”的新一代调度自动化系统。该建设理念不仅符合企业、社会发展要求，而且是满足系统集成化、模块化、系统化要求最直接且有效的手段，可实现功能一体化、数据一体化、图模一体化、接口一体化，突破传统的电力调度自动化系统已经无法满足信息增长所带来的新需求[2-3]。

2015年以来，按照“一体化、模块化、智能化”的建设原则，南网各地调自动化系统均按OS2体系开展更换与建设，朝二次一体化技术体系方向发展，全方位覆盖各级主站及厂站。南网OS2体系由7部分71篇构成，包含系统架构、数据、平台、配置及主厂站应用等内容，地级OS2系统主站功能模块表包含功能模块189个，包含应选109个，可选80个。其中AVC、程序化控制、智能告警、综合防误、综合告警等调控功能模块应选项需满足业务功能模块化建设和“即插即用”的要求，促进电网运行信息的灵活共享，对以上模块的关键技术进行研究尤为重要。近年来，文献[4-5]提出AVC闭环控制中存在的主要问题和解决措施，文献[6-8]提出基于数据驱动的电力调度故障智能告警系统设计方法和智能告警建设工程应用实例，文献[9-13]提出了近年来调控一体化模式下调度主站、智能站程序化控制存在的问题及标准化实施方法，提出一些基于视频系统的程序化控制过程中设备位置确认方法。文献[14-18]提出了远方操作安全防误方法，提升传统人工防误的准确率。但目前尚未有文献提出地级OS2系统调控一体化关键功能调试存在的主要问题及对应解决措施。

云南电网目前已建设地级OS2系统十余套，与南方电网标准及云南电网二次系统规划基本相符，是一个复杂和庞大的软硬件系统。各地级OS2系统主站具备以下特点：

1）组网动态节点化

系统计算机网络工作方式采用根据网络负荷情况自动分配的原则，系统动态地将各节点计算机均衡分挂在双网上，以减轻系统的网络负荷，提升系统的实时性。冗余配置的主服务器均包含多个网卡，任一网卡正常均可承担任何应用，如冗余配置的数据采集与控制服务器SCADA与前置服务器Fe均配置前置数据采集、数据处理等功能，4台服务器8张网卡均故障才导致两项业务同步异常，否则调度自动化系统核心业务将永久正常，各网卡均正常时可自由切换业务所属节点。

2）并行面向对象数据库

系统的数据库结构采用客户/服务器模式进程结构，对数据库的存取是通过一个中间件完成，保障各项功能的一体化。数据采集和监视控制（SCADA）、电网在线分析（PAS）、调度员培训（DTS）、集控等各功能模块上的数据和信息（数据库）主要经过通信的中间件进行传递，包括录入、维护以及展示。

3）网络安全严格划分

自2017年6月《网络安全法》正式启用以来，电力网络安全形势日趋严峻，需要多种网络安全技术结合,形成技术管理体系。而清晰的网络安全划分为二次安全防护提供可靠的基础，电力监控系统二次安全防护遵循“安全分区，网络专用，横向隔离，纵向加密”十六字方针。

1 组网方式

地级OS2系统需与各级调度系统、各变电站远动装置组建自动化业务的通信网如图1所示，完成业务数据的接收与发送工作。以某地区电网网络拓扑结构为例，OS2系统建设包含主调系统与备调系统建设，新建系统通信方式调试横向上包含厂站与主调系统、厂站与备调系统、主调与备调系统之间，纵向上OS2系统与省调系统的通信调试四部分，纵向广域运行服务总线与横向主站端运行服务总线、横向厂站端运行服务总线应遵循同样的传输协议，并建立统一的服务注册与管理中心。其中厂站与主调系统之间采用省级调度数据网及2 M通道开展通信调试，厂站与备调系统之间采用地区调度数据网或2M通道开展通信调试，主调与备调系统之间的通信方式采用100 M专网开展通信调试，OS2系统与省调系统之前的通信方式采用TASE2转发和调度数据网通信调试，备调系统与主网系统共用一套数据库。

图1 地级OS2与各系统的通信方式

2 关键功能建设

2.1 调控一体化功能建设存在的问题

近年来南网调控一体化深化提升推进工作中，综合告警与集中监控等均对单个设备或信号逐条完善，建设进度平稳过渡，而其他功能模块建设过程中出现了以下突出问题。

1）自动电压控制（以下简称AVC）调试工作厂站与电源侧方式不一致

AVC主子站联调过程中，变电站和电厂等电源侧的调试重点不一致，变电站侧注重通过电容、电抗投切及有载调压变压器的调节，控制变电站各母线电压不超过AVC定值单要求。电厂侧以电厂侧AVC子站系统为主，调节电厂发电机组的出力按照目标值进行。

2）智能告警规则库不统一

目前，调度自动化系统主流厂家的智能告警规则区别较大。前期南瑞科技智能告警功能基于PAS等高级应用进行预判，高级应用数据存在大量的伪数据时，东方电子智能告警规则库相对较全，准确率更高。

3）程序化操作双确认机制准确性不高

传统的变电站倒闸操作越来越复杂，现场操作密度增加，采用传统逐项核对的人工操作耗时长、操作繁琐，通常存在误操作率高、效率低、出票慢等问题，近年来随着数字化转型，程序化操作在变电站各设备倒闸操作中占据的地位越来越重要，但隔离开关的位置是否分合到位双确认机制准确性不高，这直接关系到程序化操作的可靠性。

4）典型操作票综合防误功能存在漏洞

综合防误虽然已经规避了部分外挂式五防的漏项、错项问题，但在测试过程中仍然发现存在一定的漏洞。如某地市局综合防误测试时，防误分开关时，变压器低压侧开关合位时拉开变压器高压侧开关，并无闭锁提示，可操作成功。防误合开关时，变压器高压侧开关分位时合上变压器低压侧开关，并无闭锁提示，可操作成功。防带负荷分合刀闸时，开关在合位，该间隔线路侧刀闸仍然可分合闸。

针对以上问题经过近几年的工程实践，本文提出对应的应对措施或总结相应的建设经验，提出行之有效的调试/功能测试方法。

2.2 地区AVC功能调试

电网的稳态行为建立在功率的平衡之上，有功或无功功率的不平衡将反映于频率或电压的变化。按照文献[19]的要求，AVC调压时应遵循无功就地分层分区平衡原则，实行三级电压控制。AVC能根据电网的实时状态给出控制策略，并实现策略的闭环控制。地级AVC功能部署在地区主站OS2系统上，对厂站母线电压进行AVC控制，调节对象为变电站内有载调压变压器、电容器/电抗器、地调调管电厂发电机组，功能测试可分为变电站AVC功能调试和电厂AVC功能调试两个部分，以完成AVC双机热备用切换时间应不超过30 s，AVC控制精度不超过0.5 kV，机组AVC投运率、电厂AVC子站投运率不低于98%，电厂AVC子站调节合格率不低于95%等控制性能指标。

变电站AVC功能调试项目包含电压定值及闭锁信号设定、AVC开环测试、AVC与厂站联调闭环测试三部分内容，其中，电压定值设定遵循的原则为电网电压合格上下限值，一般由方式专业人员给出相应定值单；闭锁信号设定分为AVC系统、厂站、设备三级闭锁，其中设备级闭锁包含各类设备保护动作信号在厂站端合成AVC闭锁总信号，上送调度AVC主站系统（图2～3），主站端对设备日动作此次数、挂牌等情况进行定值管理，达到上线则闭锁相应设备的AVC控制功能。厂站级和系统级AVC闭锁分别发生在厂站采集数据异常、SCADA系统数据异常或系统发生低频震荡时。

图2 电容器组闭锁信号合成示例

电厂AVC功能调试以电厂侧AVC子站系统为主，调度对电厂AVC开展远方控制和就地控制两种模式调试。其中前者从地区调度主站AVC模块每固定时限下发电压控制目标值，并由电厂侧AVC子站系统调节发电机组出力，以达到电压控制目标值；后者以调度给定的目标电压上下限曲线电子AVC子站系统自行处理，不接受调度下发电压控制目标值。一般来说，地区调度应选择远方控制模式，若固定控制时间内无主站下发电压控制目标值，则自动切换为就地控制方式。

2.3 智能告警功能优化

随着电网规模的增大及自动化水平的不断提升，调度主站现有信号分类告警方式已经不能满足日常调度员的监视要求，特别是在台风、地震、雷雨等恶劣天气情况下，海量信息刷屏OS2系统，严重干扰调度员对事故类信号的查看，必须推进智能告警。近年来，随着智能告警功能的建设及实用化推广，已形成较为统一的智能告警推理优化流程如图4所示。由该图可知，智能告警功能优化包含原始信号命名规范化、基准信号筛选、推理规则建立、与日常告警比对形成跳闸类及故障类智能告警准确率/漏报率核对结果四部分内容，以达事故正确推理准确率不低于95%的实用化指标。

图4 智能告警推理流程图

1）按照《南方电网调控一体化设备监视信息及告警设置规范》进行主站原始信号命名规范化梳理调试。

2）针对不同电压等级的变电站，统一该类型厂站的智能告警推理规则，依据关键词建立稳态监视类、动态监视类等各类设备的基准类及合并因子进行基准信号筛选。

3）推理规则的建立，分为基于同一个告警对象的单一推理、基于不同告警对象的规则推理、基于遥测量突变的量测推理三种。

4）智能告警运行期间，由调度人员进行误报或漏报进行智能告警准确率/漏报率核对，按照下述流程图5开展规则修改或完善，分析原因并纠正。

图5 智能告警规则完善流程图

2.4 程序化控制功能实用化

云南电网地市局调控一体化后，OS2系统可利用预先定义程序化控制逻辑程序，以达到“一键式”操作的功能。结合地区电网运行特点，云南电网近年来对各电压等级的变电站进行程序化控制应用，应用过程中该远程控制的准确性和可靠性尤为重要。

2.4.1 程序化操作典型标准化流程

该远程控制的准确性依靠典型操作流程，程序化操作按照倒闸操作的种类主要分：线路停/复电、主变停/复电、倒母线操作等多种类型的程序化控制流程典型票，典型票的编写应由调度联合变电运维人员共同编制，期间调度提出操作任务，运维负责具体编制，自动化运维人员将典型票置入OS2系统并进行主厂站程序化控制联调，使用过程中通过采取更有效的运行方式识别方法来正确选用典型操作票。图6为典型的35 kV及以上线路的程序化控制停/复电流程图，该流程可以看出所有被操作的一、二次设备均需具备电动化操作条件，因此现有隔离开关电机电源空气开关的电动化为程序化操作的首要前提，该空开的电动化改造耗费资金的同时具备一定的运行风险，“十四五”期间云南电网新建变电站均采用电动化一次设备及电动化隔离开关电机电源等，确保基建投入的经济性和电网运行的安全性。

图6 35 kV及以上线路典型程序化控制停/复电流程图

2.4.2 隔离开关“双确认”实现方式

由程序化操作的典型流程可以看出，该远程控制的可靠性主要依赖于隔离开关的位置确认，非同源位置“双确认”技术为操作过程中保障安全的关键节点，近年来，相关人员投入大量的研究，目前主流的“双确认”技术主要有视频确认、微动开关确认、压力等姿态传感、距离传感技术确认等。通过保山220 kV施甸变、玉溪110 kV尖山变、曲靖35 kV新寨变等双确认技术试点实施，各“双确认”技术优缺点及适用范围如表1所示。

表1 非同源“双确认”技术优缺点及适用范围

2.4.3 程序化控制应用

程序化控制联调率、操作率和“双确认”技术的可靠性直接影响程序化控制功能的实用化水平，在程序化控制过程中，除设备位置状态“双确认”以外，可对每个操作项设置限值条件，同时设置操作闭锁信号、开展定值单管理。当操作过程中出现事故类及重要异常类闭锁信号或不满足限值条件时，OS2系统应立即暂停操作进行运行人员现场或远程视频检查，待确认闭锁信号复归或对操作无影响时方可进行后续操作步骤。

2.5 综合防误功能完善

传统防误技术由人工定义，存在漏项、错项可能。调控一体化模式下的OS2系统综合防误根据OS2系统电气岛状态和OCS实时采集的开关、刀闸、地刀等电气设备实时位置状态间的拓扑关系来实现设备操作的五防闭锁，根据“五防”要求的设备之间操作闭锁的基本规则，通过拓扑搜索找出相互操作闭锁的设备，不依赖于人工定义，自适应电气设备和电网拓扑结构的变化，能准确地识别站内、站间的两种防误闭锁关系，以及从全网模型出发的防误闭锁。它包含拓扑防误、操作票防误及潮流校核防误三部分内容，能够基于设备、基于电网潮流、基于操作票操作指令进行“五防”，依据某地级主站OS2系统综合防误测试，形成了各部分内容的典型测试方法，目前综合防误功能已获得云网调度工作人员认可，准确性高。

2.5.1 拓扑防误测试

位置状态采集配置在前置采集服务器，应用部署在防误应用服务器上，OS2系统所有的遥控操作必须经过防误应用，基于电网公共信息CIM 模型，建立电网各设备的拓扑连接关系的验证，在调度主站OS2系统的图形界面上，对设备进行模拟操作，系统会自动对本站防误和系统拓扑防误两张防误方式下断路器、隔离开关和接地刀闸的远方操作进行分析，对于不满足电气五防的逻辑直接弹出拒绝操作的对话框，可实现开关、刀闸和接地刀闸操作的基本防误操作，还可支持特殊防误逻辑，如甩负荷、合环/解环、倒母、挂牌等操作判断。在OS2系统拓扑防误测试过程中，需依据防误规则逻辑逐项开展测试。

2.5.2 操作票及潮流校核防误测试

传统的人工编制操作票、人工审核、防误验收等，很大程度地依赖人员的自身的工作经验、技能能力、责任态度和人为意识等不稳定因素，存在不易可控的隐患。并且质量的高低，存在漏编辑、漏验收的可能。目前，地级OS2系统基于程序化控制功能模块，调控员通过该OS2系统界面一键成票、自动出票，自动进行调度拟票、命令解析、到监控执行的全过程操作票潮流防误校核，包含智能开票、操作票管理、操作票配置等方面的内容，确保防误功能准确完备。

3 结束语

本文结合调控一体化模式下，云南电网某地级主站OS2系统的建设及调控一体化功能实用化推广经验，通过在健全的综合防误功能基础上，OS2系统程序化控制实用化应用、AVC闭环控制技术等智能化操作、智能告警技术应用研究，提升了OS2系统调控一体化关键功能模块在云南电网各级地调的应用水平，使得调控人员操作效率有效提升，电网监视压力显著减轻。以上OS2系统建设过程中的关键技术点或测试方法，可为十四五期间地区电网的调控一体化建设提供技术参考，有效提升南方电网各地调控一体化水平。