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“一键顺控”电网运行方式调整关键技术研究与应用

2024-11-05 2 上传者：管理员

摘要：随着电网规模的持续扩大、电力系统运行控制日益复杂，运行控制端亟需实现各生产指挥与控制业务链路串联，特别是在调控一体化运作模式背景下，程序化操作在电网运行操作中效益愈发突显。为拓展“一键顺控”业务在调度控制的应用场景，实现一、二次设备运行控制策略的融合，提升调控端运行指挥效率和智能化水平，该文提出“一键顺控”电网运行方式调整关键技术研究与应用方法，探索一、二次设备的智能调度融合路径，以调度命令票为核心实现全过程自动完成操作的“图成、技防、令控、自动”全新操作模式，提升调控端运行指挥效能、智能化水平和电网装备水平，适应集约化管理要求，提升电网运行综合效率。

关键词：
DCCS系统
OCS系统
一、二次融合
一键顺控
电网运行方式调整
电网重构
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电网系统关系国民生活，电网检修时往往需要提前创造“环境”实施电网运行方式变更以充分降低风险。但涉及电网运行方式调整时需大量运维人员进行保护切区适配，运维人员准备组织周期长，协同难度大，操作风险高，耗时长效率低，不适应管理优化协同，不利于电网运行控制能力和生产效能提升。为此需要探索和推进顺控操作、二次远方操作、一二次融合等技术以提升调度自动化水平，推进调控一体化高质量发展，提升效能，释放生产力。

1、基于DCCS、OCS系统的电网运行方式调整程序化操作架构和技术路线

1.1 程序化实施运行方式调整系统核心架构设计

DCCS系统（调度指挥控制系统），按网省地三级调度操作票令协同调度业务功能设计，按计划工作“零”电话业务模式为目标使调度业务通过DCCS系统实现闭环管控极大提升调度操作安全与效率，系统包括操作指令交互、检修申请许可交互、调度生产信息汇报等20余项子模块，其中调度指令交互可以实现主、厂站调度指令的交互，也是程序化操作实施电网运行方式调整的关键应用模块。

OMS系统（电网调度运行管理系统）实现电网运行信息管理，是电网调度生产应用支撑系统和一体化生产运行管理平台。

调度生产运行指挥主要依靠人工进行，遥控操作量大、操作风险高、缺少技术手段进行安全防误等突出问题。为解决以上问题亟待打通调度运行管理系统（OMS）、电网运行监控系统（OCS）、调度指挥控制系统（DCCS），整合点图成票、网络发令、安全防误校核和调度自动控制等功能，形成按照调度命令票全过程自动完成操作的“图成、技防、令控、自动”全新操作模式，实现设备操作自动安全防误校核，可遥控设备的调度端程序化控制，不可遥控设备的网络下令操作。同时实现OCS系统与二次运维管控平台继电保护控制切区控制模块的交互，实现运行方式调整程序化控制的“一键”操作，解决系统的交互，关键节点的衔接和控制链路的串通，实现运行方式调整在一、二次系统融合方向的突破，拓展程序化操作的应用范围，打通程序化操作应用场景的“最后一公里”，解决同一调度操作任务跨多平台运转、依靠人工衔接、无法充分利用现有技术手段对安全进行校核等问题。OMS系统、DCCS系统、OCS系统架构设计及规范方向如图1所示。

图1 系统架构设计及规范方向示意图

1.2 OMS、DCCS、OCS系统及控制装置实施运行方式调整技术路线

实现程序化运行方式调整核心是解决断路器顺序控制、保护装置切区控制，完成一次操作与二次设备控制在OCS系统控制序列指挥下的操作、校核、反馈。调度运行管理系统将计划性检修工作涉及操作的任务经校核后下达，DCCS系统对任务进行解析并经人工校核后生成顺控序列，由OCS系统控制模块（负责一次、二次设备控制的单元）接受指令后在实时状态下进行安全校核，如潮流稳定校核、逻辑校核等，开展模拟操作和校验，校验成功后按照调度员指令按照全自动或半自动方式实施断路器、保护切区顺序控制，同时开展一、二次设备的“双确认”校核，实现操作任务闭环。

DCCS、OCS系统的电网运行方式调整程序化操作核心技术是打通各系统间的交互节点，实现控制链路整合。DCCS系统如指挥者指挥和协调OCS系统开展控制，OCS系统遵照预先设定的程控序列在实时安全校核的监督下，按一、二次链路控制断路器分合闸、保护装置切区操作。程序化控制及功能架构如图2所示。

图2 程序化控制及功能架构设计

2、基于程序化实施电网运行方式调整应用实例

结合实际应用场景搭建“一键程控”运行方式调整模型。某地区电网运行方式如下，110 kV洛川变由110 k V洛延线主供，110 kV果川线备供，110 kV系统开环运行，备自投及线路保护均按适应当前运行方式调整。某日，计划开展110 k V洛延线线路及双侧站内检修工作，运行方式安排110 kV洛川变由110 kV果川线主供，采用合环调电的方式开展运行方式调整。稳控要求220 k V都郑甲乙线+110 kV神果线小于等于108 MW，运行方式变更完毕后110 kV洛延线停处检修开展计划性工作。保护安排解环后110 kV果川线两侧保护定置切至02区运行，110 kV神果线保护两侧保护定置切至03区运行，检修前的电网运行方式如图3所示。

检修期间的运行方式如图4所示。

图3 110 kV洛延线停电前电网运行方式

图4 110 kV洛延线停电后电网运行方式

OMS检修申请任务安排如下：

1)110 kV洛川变由110 kV洛延线供电调整至110 kV果川线供电。

2）稳控条件：合环调电期间220 kV都郑甲乙线+110 kV神果线按不超过108 MW实施控制。

3）用110 kV洛延线132断路器解环后，110 kV果川线两侧保护定置切至02区运行，110 kV神果线保护两侧保护定置切至03区运行。

4)110 kV洛延线停处检修。

5）退出110 kV洛川变110 kV备自投（软压板）。

2.1 传统调度指挥模式“调度指挥+现场操作”

OMS系统检修申请票人工解析为调度操作指令票见表1。

表1 OMS系统人工解析形成调度操作指令票

2.2 DCCS、OCS系统控制序列解析后实施程序化运行方式调整

OMS按照规则自动生成调度操作指令票或人工生成调度操作指令票，DCCS系统按点图成票方式生成指令，按照规则/策略生成运行方式调整的程序化控制序列，经防误校核后“一键顺控”实施。控制期间，按防误要求由OCS系统进行实时校核或由DCCS策略库比对校核，中间可设置间断点实现关键步骤的把控。控制序列可按全自动、半自动方式或按步骤实现控制、校核、再控制、再校核的闭环。

同时，控制序列也可由DCCS系统生成，OCS系统仅作为控制节点存在。网络发令系统实现调度端智能顺序控制程序根据OCS系统设备的遥测、遥信量变化，系统的潮流变化及网络发令的调度命令状态等，实时分析系统状况，自动判断网络发令的每步操作是否完成。确认满足要求后，通过网络发令将下一步调度命令自动下发至操作对象或控制对象，否则中断并告警。OCS通过服务接口提供电网模型数据、电网图形文件（厂站图、系统图、联络图和索引图等），电网实时数据。OCS通过安全防误校核和遥控操作服务，严格把关操作指令执行的安全性。其中，防误校核包括设备状态校验、拓扑防误、潮流校核、综合防误校核4个方面。校核完毕后系统自动执行操作指令，并将操作执行结果信息实时同步至DCCS系统。

研究典型、非典型运行方式顺序控制的调整控制策略，满足安全校核、综合防误等相关要求。开发典票库对顺序控制操作指令票安全存储。基于DCCS网络发令系统（生产控制大区的非控制区）实现顺序控制序列（操作指令集）向OCS系统（生产控制大区的控制区）推送，控制区对操作指令集或序列接受解析，并经安全校核和防误后经OCS系统顺序控制系统遵照操作序列向控制型子站（控制节点）、保信主/子站、远动装置等下达顺序控制操作命令，实现继电保护装置切区控制、断路器遥控操作控制及操作校核与反馈。研究包括顺序控制策略、规约解析、架构设计、冗余设计和执行层级研究等。

表2 DCCS系统解析生成OCS系统控制序列

3、结语及展望

程序化实施电网运行方式调整技术方案应用主要有以下几种：其一是常态化为计划性检修提前准备适应风险防控的电网运行方式；其二是在主站控制核心的基础上依托电网运行态势感知、辅助决策支持系统实现主网架故障后的电网重构，抬升电网故障后的安全裕度，从电网结构上实现对实时风险的降控。同样，除保护装置切区控制外，还可以实现安全自动装置，如区域备自投装置主站控制，实现电网重构下一、二次设备协同联动。另外，在电网自主驾驶技术研究应用方面，电网结构变化是运行的基础，电网运行方式调整可以作为电网自主驾驶中重要组成部分。程序化实施电网运行方式调整应用场景处于实践阶段，从技术、经济、效益方面拓展应用价值巨大，由主站控制的程序化运行方式调整主要解决电网运行操作中运行方式调整涉及一、二次设备控制融合问题，关键技术包含潮流防误校核、二次设备“双确认技术”、主站及各设备子系统交互问题，应用于主网运行方式变更。实际应用后将大幅缩短操作耗时、实现以技防为基础的运行控制，减少人力成本。

参考文献:

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文章来源:李颉毅,张磊,李勉,等.“一键顺控”电网运行方式调整关键技术研究与应用[J].科技创新与应用,2024,14(32):181-184.