电网调度智能监控和防误技术研究

林志贤，许伯阳，郑 涵，何蓝图

（深圳供电局有限公司，广东 深圳 518000）

0 引 言

社会的发展对电网调度水平提出了较高要求，需要相关人员能够提升技术能力，不断创新，在技术支持下尽快形成稳定的、可靠的电网调度管理系统，从而服务于电网的正常运行。因此，充分研究电网调度智能监控和防误技术至关重要。

1 电网调度自动化系统存在的问题

1.1 经济型调度问题突出，信息资源整合效率低

随着电网建设规模的持续扩大，可靠的电网调度自动化系统在整个调度过程中得到了广泛应用，保障了电网调度水平的提升。但是，就现阶段的实际情况分析来看，电网调度自动化系统受个别客观因素的影响，对电力信息资源整合的效率产生了一定影响，经济型调度方面的问题严峻。第一，在海量的电网实施数据处理中，在有效使用各种告警信息时电网调度监控效率偏低，与电力调度生产计划的实际需求还存在一定差异。第二，在电网调度过程中，相关的监控操作对调度员的主观能动性存在较高的依赖度，相关的举措还无法满足平衡全网电力的需求，再加上经济型调度问题的存在，会对其安全利用产生影响。第三，电网调度中的各种错误信息容易干扰调度员，导致调度员出现各种错误动作，也容易引发误判。

1.2 欠缺有效的故障诊断和决策软件

基于对电网事故发生原因的综合化分析发现，存在电力调度人员操作水平上的差异性，同时在故障诊断和决策软件上也存在一定的缺失，难免会增大电网事故的发生率。目前，伴随市场对用电需求量的不断提升，电网调度自动化系统的升级速度不断加快，在提升各种数据采集效率的同时，增强了电网调度的安全性、潮流计算、电力信息传输控制等实际作用，各种信息在电网调度中的应用不断加快。但是，故障诊断与决策软件的缺失，严重影响了电网整体调度水平的提高。

1.3 电网调度智能监控水平有待提升

在电网调度过程中，需要重点分析与考虑环境温度、检修方式以及监控效率等，以满足电网调度的现代化建设需求，进而降低各种故障的发生率。但是，就目前的实际情况分析来看，在调度过程中明显存在技术人员过于依赖实践经验的情况，并且周边环境容易对其产生干扰，导致整体的电网调度智能监控水平还不够高，对电网限额调整的效率偏低，最终影响其稳定性，急需进行智能监控与防误处理。

2 电网调度智能监控技术分析

电网调度智能监控主要是针对电力系统进行控制与监测，有效识别复杂的事故，从而实现对事故的分析、处理以及恢复。

2.1 智能调度控制技术实现

对于电网的安全运行情况和发生事故之后最薄弱的部分，利用智能调度控制技术进行细致的分析和判断，以此为基础分析其灵敏度，并根据分析结果实现对电网的调整与恢复，使其处于安全稳定的运行状态[1]。

2.2 电网调度数据集成技术

2.3 多事故诊断以及处理技术

多事故诊断以及处理技术包含多重复杂故障诊断技术、错误信息冗余技术、多目标事故恢复策略技术等。其中，多重复复杂故障诊断技术是将故障区域作为中心，利用分组技术展示对应的信息，如开关动作信息、保护动作信息以及故障诊断信息等，同时完成相应的关联操作和重组操作。

3 电网调度智能防误技术分析

针对电网调度智能防误技术的分析，需要明确智能防误中心，分析其具体的操作处理，配合一体化防误技术处理，满足电网调度智能防误要求，为电网调度的稳定性和安全性奠定良好的基础条件。

3.1 智能防误中心

3.1.1 设备模型重构

调度操作指挥平台基于CIM模型进行设备建模，存储不同的设备类型，包括电缆和架空线路等，并通过新建关联信息表维护线路多样化，包括电缆与架空交叉、本单位与外单位交叉等。在关联信息中，通过不同的字段属性区分不同的表结构。外单位线路信息通过定期镜像数据库的方式进行数据同步，并将存在交叉关联的线路信息存储在关联信息表。

3.1.2 管理类防误

梳理调度员操作全流程关键环节条件进行校验，在调度员操作中出现了不满足设置条件的情况时，系统立即给出告警并提示。管理类校核包括现场复电状态核实校核，通过关联检修申请单核实检修工作情况并校核是否具备复电操作条件，通过分析及匹配设备运行方式校核当前方式是否满足复电条件。通过查看与OCS系统实时数据关联校核设备状态是否一致，验证当前操作是否成功。智能匹配当前操作设备与调度值班日志设备状态管理中的设备，校核当前操作前状态是否是管理日志中的最终状态，同时当前操作保供电管理模块关联校核并作出提示[2]。

3.1.3 风险类防误

将电网设备操作、检修申请单、方式变更等设备状态变化信息，进行模拟电网潮流计算、网架拓扑分析和调度安全规则分析，并将分析结果推送给调度指挥人员。主要风险防误校核包括：最大方式下断面越限或电压越限，线路或主变过载，N-1操作后越限信息；根据负荷预测计算设备操作时断面越限或电压越限，线路或主变过载，N-1操作后越限信息；分析变电站失压或母线失电，统计损失负荷，并生成南网事故事件等级；局部电网解列，电网结构稳定分析；稳控及保护动作分析；匹配调度值班日志，校核操作顺序违背提前录入并交接的重要操作逻辑及条件。

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3.1.4 校验类防误

通过OCS系统或其他系统接入设备实时遥信遥测数据，判断当前操作是否满足电气五防操作、调度操作规程等专家库，禁止执行违反调度规程和安规的各项误操作，主要校核内容如下。

利用物联网技术采集接地线、接地刀闸接地信号，与OCS电网实时数据进行综合分析，防止在挂接地线或合上接地刀闸的情况下进行复电操作，停电操作时只有接地信号接地才能开始检修工作等防误校核。

在操作闸刀、开关等设备时，要满足调度倒闸操作规定。当不满足时，系统应实现闭锁，禁止操作。例如，不能用闸刀合、解环，不能带负荷拉、合闸刀，不能违反热倒母线、冷倒母线、旁路代操作的规定等[3]。

线路（设备）检修防误逻辑闭锁功能。线路在由冷备用改为检修状态时，当不满足相应的条件时应禁止。特别是对于T接或联络线路，系统必须检查所有各侧均为冷备用状态，防止调度员因疏忽大意而造成安全隐患。在线路处于检修状态时，对送电操作进行闭锁，相关连接的开关也不能改为热备用或运行。

3.1.5 操作防误与现场状态校核

通过调度与变电站间的II区网络通信，建立一套调度与变电站设备状态校核模块，调度将需要状态确认的设备信息，包括设备名称、所属变电站、关联线路或者母线名称的设备属性。将相关数据推送到变电站终端应用，由变电站人员根据现场设备真实状态进行核对，上报设备状态信息。调度端智能防误平台获取设备现场状态后进行电网实时状态校核和安全防误校核，必须校核通过后才可对该指令进行下令操作。

3.1.6 送电校核

在线路送电过程中判断该线路是否存在交叉线路和多个单位管辖线路，并通过流程管控判定其他设备是否具备送电条件。只有关联线路具备送电条件后，当前线程才能进行送电操作。

3.1.7 关联设备智能识别

构建基于CIM模型的电网设备模型和拓扑关联模型，基于广义搜索算法和深度搜索算法建立电网拓扑搜索算法，能够搜索设备关联设备和最长最短搜索路径等功能，通过操作票刀闸操作信息搜索刀闸关联的线路和母线信息，并通过分析线路对侧变电站的设备状态信息，逻辑推断当前刀闸的设备状态信息，供调度员参考。

3.2 一体化防误

3.2.1 模型校验

电网模型在系统间进行数据交换。为保证模型数据的正确，需采用比对规则对模型进行校验。OCS在导出模型时，同时导出模型统计信息。OMS完成模型解析后，对导入OMS的模型数据进行统计，并与OCS的统计信息进行核对，从而检查模型是否正确导入。

3.2.2 关联检修单防误

调度操作票与检修单关联后，系统将检修单的设备操作目标状态作为约束条件，校验操作票的指令是否与检修工作要求一致。若存在不一致，系统给出防误提醒。

3.2.3 离线预演

系统对生成的操作票能够进行图形模拟预演操作，同时给出停电范围等信息，使调度员更直观地审核调度命令，解决了调度员凭记忆操作的过程，使操作票审核过程更加形象化和可视化。通过图形化模拟预演审核，实现了操作票审核由人工经验分析上升到自动智能，提高了操作的安全型和可靠性[4]。

3.2.4 在线预演

在线预演是在顺控操作序列执行前，系统结合“五防”规则实现设备间的拓扑防误闭锁，从全网的角度处理设备间防误闭锁。除了应具备设备状态量防误外，拓扑防误中还具备挂牌（检修牌、隔离牌、保电牌等）逻辑防误和二次（气压、线路断线、线路保护投退等）防误。同时可以调用高级应用软件分析进行潮流校核，预演不通过的指令不能操作[5]。

4 结 论

考虑到现阶段电网调度工作涉及的工作内容偏多，工作人员需要科学合理运用检测系统来查找故障。但是，由于传统的人工方式准确性偏低、故障率较高，并且会花费大量的时间和精力，进而影响电网的运行。所以，应选择智能监控和防误技术，并在实际工作中加强应用，有效监控设备的运行状态，最终在提升工作效率的同时确保电网运行的稳定性，持续提高电网服务质量。