1、2、3国网天津武清供电有限公司 301700；4国网天津电力检修公司 300130；5国网天津武清供电有限公司 301700
摘要：基于地县调度机构的业务需求，深入分析了地区电网智能调度控制系统建设中遇到的网络安全要求高、调控数据增长快、地县需求差异大、缺乏事故处理全流程辅助决策等深层次问题。针对需求与存在的问题，从支持地县广域网络安全互联、适应地县通信网络带宽窄、满足地县不同运行人员按需定制的实时监视需求、增强调度控制系统支持调控大数据量处理能力、提高地县设备控制安全综合防误能力、满足电网事故处理全过程的调度辅助决策等方面，总结了地区电网调度控制系统的技术实践。最后针对地区电网智能调度控制系统在逐步推广过程中需要关注的技术发展问题提出了展望。
关键词：智能电网调度控制系统；地县一体化；调控一体化；地区电网
地县级调度是保障地区电网安全运行的责任主体，调度控制系统则是电网调度机构进行电网运行控制和调度生产管理的重要技术支撑手段。为解决国内地县级调度控制系统长期存在的建设标准不统一、系统种类繁多、信息和接口定义不规范、系统升级和维护困难、业务条块分割、整体功能偏弱、自动化程度不高、需要人工干预执行的环节较多等诸多问题，国家电网公司于2010年组织研发完成了新一代地区电网智能调度控制系统。系统采用面向服务的体系架构，实现了调控中心系统的“横向集成、纵向贯通”，在统一支撑平台基础上实现了调度、设备监控、配电网、电能量与调度管理系统的一体化集成。该系统已成功应用于北京城区、河北衡水等地调试点。与国外相比，中国的地区电网智能调度控制系统具有以下优势和特点。
1）提出了适用于地县级调度机构的智能电网调度控制系统总体框架并制定了系列规范，为地区电网实现调控一体化、地县一体化、调配一体化运行提供了技术支撑。
2）实现了电网故障的告警、分析和恢复控制的流程化处理方法，实现了调控一体化运行模式下电网运行和设备监控信息的相互融合、统一建模、关联推理、流程化的智能联动处理和闭环操作控制，提高了处理效率。
3）研发了适用于地县级调度机构的电网智能分析与辅助决策系列软件，包括供电风险分析、综合故障分析和智能告警、停电范围分析等，提升了地县级调度智能化水平。
4）研发了基于一体化支撑平台的全流程、多方位安全校核的智能操作票应用软件，将设备状态、潮流分布、流程权限等多种校核手段贯穿于开票、审核、发令、执行的全流程，完善了调度操作票的安全校验机制。
5）提出了省地县（配）调度之间的协同分析和控制方法，研发了省地一体的拉限电辅助决策、省地协同的合环操作风险分析应用软件，优化了拉限电目标，提高了合环计算的准确性和操作的安全性。
现阶段，智能电网调度控制系统在地区电网已经进入全面推广阶段。本文基于地区电网智能调度控制系统建设中涉及的深层次问题进行了针对性的实践总结，并对未来的技术发展提出了设想与建议。
1 需求分析
地区电网调控中心目前已初步建成横向上调度、监控和配电网业务相融合，纵向上省地县（配）协同分析和控制的技术体系。但随着调控、地县一体化建设的全面开展，开始逐步涉及地县系统互联的网络安全运行、调控数据快速增长、地县应用需求差异性等深层次问题，都对调度控制系统的技术支持提出了新的要求。
1.1 支持地县调广域互联与安全运行
县调的就地采集需求使传统的服务器集中采集拓展至地县分布式采集，调度控制系统网络从局域走向广域，由此带来了新的问题：一是目前地县之间需具备专网互联的网络要求，限制了通信网络建设薄弱地区的一体化建设，也未能有效利用调度数据网资源；二是地县主干网连接存在双环形网和双星形网结构，也有地区采用混合网络结构，各子系统物理上网络成环，实际运行中也存在用户桥接工作站等使用不当引起的网络成环风险，因此，需要在设计上充分考虑网络的冗余性与可靠性，抑制各种运行状态下的网络风暴。
1.2 支持地县一体化应用需求差异性
地县一体化建设模式是县调共享地调数据采集与监控（SCADA）、高级应用软件（PAS）等应用功能，通过标准化建设平衡地县应用水平，但在建设中，县调的规模小、信息少、管理弱、基础差等特点未能得到完全兼顾。县调工作站与主干网连接的网络带宽常较低（10 Mbit/s或更低），需要调度控制系统可支撑低网络带宽下的系统运行；县调监视范围小、信息少，需要有区别于地调需求的画面、告警等定制化功能设计。一体化建设实现了地县标准化建设、同质化管理，但在一定程度上对县调个性化需求的考虑较少，系统设计在提高系统安全和可靠性前提下，需要充分考虑地县配置的灵活性和方便性。
1.3 支持调控数据激增与控制安全要求
地区电网在调度与监控高度融合并拓展至县级业务后，面临数据量增加、监控风险增大的问题。现有系统从两个方面加以解决：一是规范信息分类，结合责任分区技术解决了大量信号的实时监视问题；二是根据监控运行需求对信号进行优化，以减少监视信号建模与信息上送。但优化与规范分类后，系统仍需对主要监视信号进行建模，随着电网规模增大，系统还将面临大量的信号监视问题，因此，需要深入分析调控一体化信号与设备监视需求，从数据源端进行思考，解决调度控制系统大数据处理的技术瓶颈。地区电网调控运行有别于省级调控业务，日常运行中存在远程控制操作多、有开关远程控制需求、县调运行水平相对薄弱的现状，在遥控与防误校核方面需要有更加安全的技术手段来确保设备可靠地远方操作。
1.4 支持地县（配）调度的智能化分析决策
目前调度自动化系统正由传统的经验型、分析型向智能型转变，常规地区调控人员对于实时监控要求高，地区电网前期智能化探索工作多集中在告警智能化方向，对于故障诊断与故障恢复技术支持较少。因此，需要研究解决以下问题：一是现有地县应用对电网运行风险和事故的在线监视、分析和辅助决策处理支持较弱，缺乏综合告警和流程化的闭环处理机制；二是规模较小的地县调度已初步具备配电网自动化基础，也在进行调配一体化建设探索，但现有调度智能化分析决策主要面向主网调度应用，需研究主配一体化的故障处理与决策技术。
2 关键技术
近年来，智能电网调度控制系统已成功应用于50多个地区电网，在广域分布式地县一体化、调控集约化运行、智能化应用等方面进行了大量的研究和实践，并进一步开展了地县、调控、主配等领域的深化应用，形成了地区电网调度领域先进、可靠、实用的技术支持体系。
2.1 广域分布式网络架构
地县广域网络互联既是地县一体化建设的基础，也是传统调度自动化系统较少涉及的方面。地县一体化系统连接地县每个区域的后台主干网，各区域有两个级联交换机，实现双网冗余。系统网络架构支持双环形网和双星形网（所有县调与地调和灾备县调连接）两种典型结构，也可以采用混合网络结构，如整体环形加局部星形或双主干网中一条是环形、另一条是星形。在网络建设中环形网投资更省，一地四县情况下，环形网只需建设10条通信线路，而星形网需要14条。地县一体化系统通过高效的网络拓扑分析方法对网络进行抽象，屏蔽了大部分平台模块和应用模块间网络架构的差异，克服了网络成环必须解决的路径解析及解析效率问题。从物理上看，各子系统的交换机之间网络成环，但在逻辑上，有部分通路处于阻塞（blocked）状态，以有效避免网络风暴。在设计上，它充分考虑到了网络的冗余和可靠性，在三点故障时，也可以保证一体化系统的网络畅通，进而保障复杂条件下地县一体化调度控制系统的稳定可靠运行。
针对部分地县间网络带宽窄的客观情况，系统从数据传送的全过程进行分析，采用多种策略改善地县通信资源占用率。在数据服务端方面，数据变化通过订阅和推送方式取代客户端读取数据进行更新和同步，有效降低了因客户端同步变化所带来的通信流量；在传输环节，采用了数据压缩技术，压缩方式主要应用在传输大块数据（如超过1MB）的场景之下，在1MB的传输数据上实现了8倍的压缩比；在数据接收端，利用本地化数据，对固定或长期保持不变的数据，通过在区域间分布式存储实现数据的区域内访问，减少了区域间网络的数据流量。
2.2 按需定制的实时监视技术
地县级调度在调度管理范围、监视数量、功能定位等方面存在差异，运行人员要求调度控制系统具备按需定制的配置工具与人机界面，系统通过按需定制的实时监视技术满足地县差异化定制需求。
地县调控人员对于电网与设备的操控多通过画面浏览器进行。系统对于不同人员对于画面的各种操控业务，设计了责任区、功能、角色、节点、设备、画面等多重关系与组合，使运行人员的监视与操作精确控制在自身调度管理范围内的画面与设备，监控能力、调度管理范围、值班节点都可按最小颗粒度定义，充分满足了地县运行人员电网与设备操控差异化的要求。对于电网与设备的实时监视，传统调度控制系统已经具备分区、分类的告警窗，但全系统统一配置的告警窗难以兼顾地县运行人员的个性化需求。系统设计了实时告警监视主题定制功能，可根据不同使用人员按需定制显示主题窗口，实现了已定制窗口多页面、多窗口或多页面与多窗口组合的显示模式，每种模式都独立配置字体等显示属性；同时，运行人员可根据监视需求临时定制实时告警监视窗口，定制方式可以是临时选定厂站与间隔条件，也可以是运行人员指定的重要信号集，系统将生成临时监视窗口供自定义条件的实时告警监视，该定制化告警窗完全由运行人员在值班节点上灵活定义，实现了实时告警监视功能可根据不同运行人员自身业务特点与使用习惯进行配置，解决了传统的统一实时告警窗难以满足地县运行人员差异化监控需求的不足。
2.3 调控一体化大信息量处理
运行人员对于站端设备的隐患与设备故障判断，主要通过监视与分析站端上送监视信号进行，但信号完全建模对于运行人员监视分析及自动化运行维护都带来较大压力，因此，需要具备“设备异常监视准、故障信号分析全、监视数据采集少”的调控信号处理技术。系统采用告警直传与远程调阅交互方式解决调控大信息量问题。
变电站监视的单一事件或综合分析结果，经过规范化处理，生成标准的告警条文，经由图形网关机（或远动工作站）直接以文本格式传送到调度控制系统；调度控制系统将接收到的告警条文分类显示在告警窗并保存至历史库，运行人员可全面实时监视变电站一次设备、二次设备故障状态。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆远程浏览是指当调度监控值班人员或运行维护人员需要详细检查变电站运行信息时，通过图形可直接浏览变电站内完整的图形和实时数据，以直观了解变电站系统运行状况、潮流走向、一次设备位置、光字信号等。
调度控制系统与站端图形文件格式采用电网图形描述规范CIM/G进行交互，远程浏览不仅可查看站端实时数据，而且可监视厂站与设备拓扑着色与状态位信息，无需存储与维护变电站画面。
采用告警直传与远程浏览技术，使一个常规220kV变电站监视信号数量由6 000多优化至500以内，同时充分发挥了变电站的分析能力，提供了从源端上思考与解决运行问题的实践经验。
2.4 地调设备控制安全防误关键技术
遥控的安全性是各级调度控制系统的追求目标，地区电网集约化运行后，针对县调管理相对薄弱的现状，遥控的安全防误更加重要。控制的安全技术需要从操作前防范、操作中校核、操作后验证等方面进行全过程防控。
1）完备的拓扑防误校核技术：有别于省调只对断路器操作，地调需要实现低电压等级厂站开关及接地开关的远方操作，同时需结合挂牌信息判断防误条件。对于厂站开关及接地开关的防误，采取全网建模、深度优先的拓扑搜索方式，对操作时可能发生的带电操作、带电接地等事故加以预防；系统拓扑防误考虑接地标示牌的影响，通过将接地标示牌转换为虚拟接地开关，防误系统自动识别运行人员的挂牌操作对断路器设备进行操作闭锁。
2）多重校核的安全遥控：针对操作中人工错选控制设备、信息维护错误导致误操作等风险，采用多重校核机制。设计遥控操作中厂站与设备名称双重确认进行校验，以避免人工错选控制设备；采用后台与前置独立维护厂站与设备控制信息，并在遥控操作中采用双重校核机制以避免信息维护错误引起的误操作。后台与前置独立维护控制信息虽然增加了维护的工作量，但大大减少了信息录入与维护错误带来的运行风险，体现了在控制类应用中以安全为重的设计思路；系统引入安全认证机制，调度控制系统中有关控制命令都需要认证，以屏蔽非授权人员的设备操控，增强了控制命令传输的安全性。
3）遥控后双重确认验证：采用开关遥信与遥测双重确认判断，还可结合视频系统辅助验证遥控操作结果。
2.5 地县（配）智能调度辅助决策
以往系统虽也有调度辅助决策功能，但事故分析和故障恢复处理协调度低，智能化和一体化水平不高，也未能兼顾调配一体化业务需求。满足地县（配）调度运行的辅助决策技术，需涵盖地区电网监视、判定、辅助决策、遥控操作的事故处理全流程联动，从而提高事故处理效率，提升调度智能化水平。
1）综合智能告警：根据告警信号的重要性对告警进行分类处理和专家推理，使运行监控人员能够快速抓住事故重点及时有效地采取处理方案，提高事故异常处理的准确性和快速性、保障电网安全运行。
2）综合故障分析：基于一种基于分层诊断和逻辑推理、多源数据融合分析的实用型电网故障快速诊断方法，充分利用调度控制系统和变电站综合监控系统采集的开关动作信息、保护动作信息，并结合SCADA系统的设备量测突变信息，运用局部网络拓扑技术，实时快速地定位故障设备，并形成初步的故障分析简报。
3）主配网一体化停电范围分析：根据网络拓扑分析停电设备及范围，包括厂站、变压器、线路、线路分段和重要用户，统计损失负荷情况，支持运行人员操作前、检修计划安排和故障发生后的停电范围检查。
4）主配网一体化合环操作风险分析：能对指定方式下的合环操作进行计算分析及风险评估，实现合环路径校验、合环路径上的变压器绕组接线方式校验、合环电流的各时域值和线路保护值判断校验及合环后设备越限情况校验。
5）负荷转供辅助决策：根据目标设备分析其影响负荷，将受影响负荷安全转移至新电源点，提出包括转供路径、转供容量在内的负荷转供操作方案。
与综合智能告警的故障分析功能实现智能联动，结合故障告警和设备诊断定位，及时给出负荷恢复的辅助策略，从而实现从监控到策略分析，再到遥控操作的一体化闭环控制，缩短了事故处理时间，减少了事故损失。
3 技术发展问题
地县调度控制系统的实践已满足了地县电网调度运行的要求，也具备了一定的调度智能化水平。
随着地区电网智能调度控制系统在全国大规模推广应用，还需要关注以下几个技术发展问题。
1）电网管理变革对于系统平台与架构的影响。
现有调度控制系统按照“地理行政区域”划分调度机构配套建设，不同地区调度控制系统独立建设与运行，大范围的资源优化能力不足；电网快速发展，各地区电网耦合越加紧密，需要站在各地区之上的角度进行资源优化配置与协调控制。这些都对电网运行管理与技术支持体系提出了更高的要求。
2）地县调度控制系统建设中的标准、安全与效率问题。新系统建设是一项涉及面广、参与人员众多的复杂工程，调度控制系统虽有建设框架与功能规范等指导要求，但在建设中从效率角度考虑，会采用旧系统图模自动导入方式，从而引起新系统设备命名不规范问题，新系统建设需要针对设备进行逐点传动试验，加上备调建设也有类似要求，大大增加了运行维护人员的工作量，为此需要有能够兼顾效率、安全及标准化建设的技术手段。
3）电网精细化管理对分析与预警类应用的要求。地县调度是重要用户连续供电的主要负责机构，目前重要用户的安全供电管理日益重要，电网运行风险更加注重对用户侧的评估、管理和控制。目前缺乏电网故障、计划检修等设备停运对于重要用户供电可靠性的影响评估，需要建立电网运行风险评估体系，解决负荷侧停电评估手段不足与风险预警能力弱的问题。
4 技术展望
随着计算机与信息技术的不断发展，结合地区电网智能调度控制系统在推广中的技术问题，建议从以下几个方面开展相关研发工作。
4.1 省地一体化模型与数据中心
受现有数据采集和管理范围的限制，省、地电网调度独立掌握的电网信息难以满足全局一致性、完整性要求，未能对电网全景信息进行有效的分析和控制。调度控制系统需要研究并建立在各地区之上的模型与数据中心，实现全省、地、县电网模型的统一编码与存储，整合实时数据、时序数据、关系数据，提供全网统一的模型与数据服务，各不同地区按需获取区域管辖模型，同时为全省一体化分析与协调控制应用提供基础。统一的模型中心也是最为有效的标准化建设实施途径，统一的模型维护与管理流程可有效解决不同地区规范化的系统建设问题，灵活适应区域电网调整、区域备用等运行管理变革。
4.2 新建系统的监控信号验收技术
调度控制系统工程建设需要完成监控信号核对与传动试验工作，工作量大。原则上站端系统在信息点表方面针对新旧系统是一致的，通信协议的处理方式也相同，因此需要研究新建系统监控信号验收问题，从新旧系统信息点表与数据比对、上下行报文级比较及新建系统多通道信号比对等方面开展研究，在主站端实现远动信号自验收功能，减少信号验收工作量。该功能也可应用于地区备调建设，减少新建系统调试时间，提升运行维护的效率。
4.3 地区电网运行风险评估体系
随着电网运行管理和分析精细化程度的提高，地区电网运行风险评估与预警能力亟待加强。系统需要分析地区电网在网架结构、运行方式及调度业务等方面的特点，建立地区电网运行风险评估体系框架，提出适应于地区电网运行风险的评估模型与计算方法，进一步开展用户负荷模型的设计，实现电网正常运行、计划检修以及非计划停运等方式下的运行风险评估，尤其是针对用户侧供电可靠性影响程度评估，解决目前单纯从电网稳定、接线方式等方面进行风险评估的不足之处，提升地区电网运行风险的感知能力。
4.4 海量数据处理技术
现有调度控制系统在电网建设中也面临新的需求：电网调控管理机构进一步精简合并的可能，以及超大型地区电网的快速发展都对调度控制系统支撑海量数据处理能力提出更高的要求。系统研发需要进一步充分利用多计算机硬件资源，深入分析各类服务与应用的耦合情况，建立调度控制系统多节点的分布式处理机制，通过调度池实现统一资源配置与管理，从系统数据的存储、检索、处理、分析等多方面实现海量信息技术支撑，适应电网的发展与变革。
5 结语
面向地区电网的智能电网调度控制系统与传统系统相比，架构方面在提高集约化建设的程度上更加注重安全性，应用方面在确保安全基础上充分满足不同使用者需求，电网运行支撑方面在兼顾电网快速发展需求的同时具备更高智能化水平。地区电网智能调度控制系统的特点可概括为先进实用、稳定可靠、灵活智能。
本文总结的多项技术实践对于配电网调度控制系统也有一定的借鉴作用，两者都有地县一体化建设需求，同样面临监控数据激增及遥控安全性问题，地区电网在地县架构、监视与控制安全性技术实践方面也适用于配电网调度控制系统建设；但在项目建设中，也需要充分考虑两者的差异性，如配电设备具有分布式电源、电动汽车等特殊模型，配电自动化系统 的 源 端 多 为 地 理 信 息 系 统/生 产 管 理 系 统（GIS/PMS）等管理类系统且对流程管理要求较高。
因此，在系统架构、实时监控层面两者可共享技术研究成果，在运行管理与应用分析方面仍需要深入开展专题研究。
本文结合智能电网调度控制系统在地区电网的技术实践，从调度控制系统的网络架构、监视、控制、应用分析、辅助决策等多个方面阐述了解决方案，以期为地区电网调度控制系统项目持续建设提供参考。文章最后分析了未来地区电网智能调度控制系统的发展趋势，提出了技术展望，为地区电网智能调度控制系统的研发提供了借鉴。
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论文作者:范瑞卿,连贯,杜金婷,杨蕾,胡天翔
论文发表刊物:《电力技术》2016年第7期
论文发表时间:2016/10/18
标签：电网论文; 控制系统论文; 地区论文; 系统论文; 设备论文; 智能论文; 操作论文; 《电力技术》2016年第7期论文;