省級電網實時自動運行技術研究綜述

朱炳銓，谷 煒，鄭 翔，葉聰琪，童存智

（國網浙江省電力有限公司，杭州 310007）

0 引言

電力生產具有同時性、整體性、快速性、連續性、實時性和隨機性等特點，發電、輸電、供電幾乎是在一瞬間同時完成，電能質量需要實時、連續地監視與調整，電網事故發展迅速，涉及面廣，需要實時監視電網運行環節[1]。因此，電網的實時運行環節在電力系統具有核心地位。總體上看，電網實時運行環節的自動化程度達到了一定水平，在重要程度較高的某些方面自動化程度較高，完全替代了人力勞動，但在另一些方面還有很大拓展空間。根據對某具有特高壓交直流落點的負荷較高的省級電網實時運行環節調度承載力分析，占用人力資源排在前三位的業務分別為運行監視控制、調度倒閘操作及異常故障處置，分別占總量的61.6%，28.2%及3.7%。

在運行監視控制方面，當前電網運行模式中，實時調控運行絕大部分時間是基于方式安排好的日前計劃框架進行的，使用AGC（自動發電控制）、AVC（自動電壓控制）等電網實時自動運行技術，在日前計劃框架內能自動進行發用電平衡、電壓控制等實時運行業務，可以很好地滿足電網安全穩定運行的各項指標要求。然而，日前方式安排與日內實時運行總是會因氣象變化預測不準造成負荷、新能源發電預測出現較大偏差，從而可能導致影響電網安全穩定運行的多個問題同時出現，包括系統備用不足、斷面越限、風險提高、短路電流超標、 最小開機方式不滿足等， 僅憑AGC 和AVC 的控制策略無法解決。

在調度倒閘操作方面，當前較多省級電網已經實現特高壓交直流混聯運行，受跨區電力大功率輸送影響，省內設備檢修窗口期必須與之配套，造成檢修計劃非常密集，同時有大量設備并行安排檢修，且檢修工期環環相扣，某個環節延誤會對后續工作產生很大影響，而現有調度倒閘操作是人工電話發令串行模式，往往就會成為檢修流程瓶頸。

在異常事故處置方面，日前離線完成的N-1事故預案，在實時運行環節結合調控一體化的開關遙控技術能滿足突發事故快速處置的要求。但對突發的多重事故，或特高壓直流雙極閉鎖引起的安全運行風險，僅靠預案和逐一拉合開關處置，會在響應速度上造成遲緩。

本文研究表明，現有電網實時運行技術經整合后，可以極大提高電網實時運行業務的自動化程度，獲得更高的安全性和運行效率。一是在電網運行監視控制功能上，對4～8 h 日內短期出現的問題可以具備預判和預控能力，通過提前感知和預留充足時間進行超前防范，將處理難度很高或影響較大的事中堵漏問題轉為較為簡單影響更小的事前預控問題加以解決；二是在調度倒閘操作上，現有設備經技術改造，能全自動地執行計劃檢修申請單要求的設備停復役操作而無需調度人工干預；三是在異常故障處置上，一般故障的處置策略在線生成，重大故障處置策略以電子化預案形式離線生成，故障發生時以程序化遙控執行批量操作，可以較好地滿足事故處置速度要求。實時運行環節的自動化程度提高后，人力將重點轉為對電網運行工況的分析研究，據統計，目前電網運行在線分析業務僅占人力資源的0.4%。

1 電網調控運行框架技術綜述

1.1 綜合智能分析與告警

綜合智能分析與告警是智能電網調度控制系統的核心應用功能之一，通過綜合分析電網一次設備和二次設備的運行、故障和告警信息，實現電力系統的在線故障診斷和智能告警，并利用形象直觀的方式展示故障診斷和智能告警結果。

綜合智能分析與告警應用中設備故障診斷功能從邏輯上可以劃分為四個模塊，即基于穩態數據的故障診斷、基于動態數據的故障診斷、基于保護故障錄波數據的故障診斷以及下級調度機構的故障信息。當四個模塊有一個模塊診斷出故障時就自動告警推畫面，并通過故障簡報給出故障設備、故障類型、故障相、重合閘、測距等故障信息[2]。

目前綜合智能分析與告警應用的告警信息已實現省級以上調度之間的逐級推送，500 kV 電壓等級的電網故障最終推送至國調中心，220 kV 電壓等級的電網故障最終推送至區域分調中心。

1.2 在線安全分析

隨著電網規模的不斷擴大，電網離線安全校核越來越難以滿足電網安全穩定運行的要求[3]，因此電網在線安全分析技術應運而生。電力系統在線DSA（動態安全評估與預警系統）是目前應用最廣泛的電網在線安全分析技術。

DSA 主要由動態數據平臺、在線并行計算平臺、在線動態安全預警、調度輔助決策、傳輸功率極限計算、歷史數據管理和可視化幾個部分組成。主要功能包括安全穩定在線預警、調度輔助決策、穩定裕度在線計算、低頻振蕩監測與分析、計劃校核、離線方式計算[4]。

DSA 的核心計算模塊采用了多種穩定評估方法，能夠在線對大規模電力系統進行全面穩定分析，包括暫態穩定分析、靜態電壓穩定分析、小干擾穩定分析、在線潮流計算及N-1 靜態安全分析，及時發現電網各類穩定裕度不足的情況，并為調度員提供運行方式調整的輔助決策[5]。

1.3 動態特性分析

隨著風電、光伏等新能源大量接入以及特高壓直流、柔性直流輸電工程的投產，電網動態特性變得更加復雜；且隨著大規模交直流混聯系統的形成，電網可能遭受的擾動變得越來越大，例如特高壓直流換流器的雙極閉鎖，可能造成1 000萬kW 的功率驟變，給區域電網安全穩定運行帶來巨大壓力。因此對電力系統動態過程的分析變得十分重要。

電力系統動態過程分為三個階段：電磁暫態過程、機電暫態過程和中長期動態過程。目前對電力系統動態特性分析主要采用時域仿真法，由中國電力科學研究院開發的電磁暫態—機電暫態—中長期動態過程的統一仿真程序PSD-FDS是目前應用較為廣泛的分析大規模交直流混聯電網動態特性的仿真軟件。該軟件通過特定接口整合不同時間尺度的動態仿真程序，可模擬大規模電力系統數秒到數小時的動態過程[6]。

1.4 調控一體化

調控一體化是指將生產運行部門的部分變電站監控人員并入調度部門，成立調度控制中心，在原電網調度業務基礎上，增加電網監控職能，負責所轄電網運行設備接入監控系統的運行信息及設備缺陷和事故告警信息的監視，以及事故或故障等緊急情況下或日常運行工作中無需人員到現場的開關遠控操作、保護及自動裝置的投/退和定值區切換操作控制[7-10]。

調控中心進行遠方遙控的一次操作業務限于開關分合閘，二次操作業務限于保護及自動裝置的投/退和定值區切換、通信自動化系統的遠方控制操作，且僅限于日常運行工作中無需人員到現場的和事故或故障等緊急情況下的相關操作。在開關遠方遙控常態化基礎上，調控中心積極探索程序化操作和一鍵順控技術。

所謂一鍵順控是指通過自動化系統的單個操作命令，根據預先規定的操作邏輯和五防閉鎖規則，自動按規則完成一系列斷路器和隔離開關的操作，最終改變系統運行狀態的過程，從而實現變電站電氣設備運行、熱備用、冷備用和檢修等各種狀態的自動轉換。一鍵順控整個過程無須人工操作，可以大大提高操作效率、減少誤操作的風險，同時縮短操作時間[11]。

1.5 底層技術概述

實時調控運行中，調控員通過智能電網調度控制系統的底層技術和應用實現人機交互，進行電網監視和實時控制。通過SCADA（監控與數據采集系統）進行電網實時運行穩態信息的監視和設備控制，實現數據處理、系統監視、數據記錄和操作與控制等功能。隨著“大運行”體系全面建設完成，省級電網已全面實現常態化開關遙控操作，調控員可直接通過監控系統遠方執行的設備倒閘操作，在故障跳閘后進行遠方試送和分區間負荷快速轉移，提升電網操作和事故處置效率。

電網實時發用電平衡和電壓控制則是通過AGC 和AVC 閉環控制實現。其中，AGC 通過控制省調統調發電設備的有功功率，使本區域發電功率跟蹤負荷和聯絡線交換功率的變化，以滿足電力供需的實時平衡，并維持系統頻率和聯絡線交換功率在允許范圍內。AVC 則通過對發電機無功、OLTC（有載調壓變壓器分接頭）、可投切無功補償裝置、SVC（靜止無功補償器）等無功電壓調節設備實現無功分層分區平衡，提高電壓質量，降低網損[12]。隨著新能源發電迅猛發展和電力市場建設的不斷推進，對電網自動控制提出了新的要求。文獻[13]分析了可再生能源接入對AGC 的影響，總結了儲能系統、需求側資源、可再生能源三類新型調頻資源參與AGC 調節的控制策略。文獻[14]針對電力市場環境提出了一種適應發電權交易的可再生能源有功控制策略,保證了可再生能源消納。文獻[15]針對新能源廣域消納和特高壓交直流混聯電網的新特征，提出了新的省網協同頻率偏差控制模式。

2 深化應用及整合下的電網實時自動運行調控技術研究

電網實時運行主要包括負荷平衡、電壓控制、斷面限額控制、倒閘操作、風險評估及預控、故障處置等6 個方面內容。現有調控技術經深化應用及整合后，上述6 個方面實時運行階段內容在準確性、精確程度和調節性能上有著顯著提升，在解決關鍵的短期負荷預測、斷面限額控制策略、調度和監控貫通等問題后，可滿足絕大多數實時運行場景需求，電網在實時階段可基本實現脫離人工干預進入全自動運行。

2.1 基于在線安全分析的負荷平衡

在電網實時運行中，負荷與發電機出力的實時平衡主要由AGC 功能實現，AGC 根據電網頻率、聯絡線功率偏差等量測量自動計算出發電機出力調整量并下發全網機組。實際運行中，由于短期負荷預測精度、天氣變化、重大事件和發輸電設備臨時故障等因素，電網實際運行情況通常與日前制定的運行計劃方式有一定偏差，且新能源出力的不確定性大大增加了日前預測和校核的誤差，經常需要人工進行干預。

為了彌補日前校核的不足，需提升對電網未來運行狀態的感知，進一步深化在線安全分析模塊日內滾動計劃功能的開發和應用。日內滾動計劃根據日前發電計劃、機組日前發電排序、日前和超短期系統負荷預測、超短期母線負荷預測、超短期新能源預測、滾動水電計劃、聯絡線計劃、停電計劃、網絡拓撲、機組出力數據申報等信息，綜合考慮系統負荷平衡約束、電網安全約束和機組運行約束，采用考慮安全約束的優化算法編制，實現對電網未來4 h 的安全校核，及時反饋安全裕度較低的時段。

日內滾動計劃功能的重要基礎是短期負荷預測和新能源發電預測，當前負荷預測都是采用數學統計方法基于歷史數據得到，缺乏對外界環境的信息采集，適應性準確性不高，只有對包括網格化的氣溫、濕度、降雨、光照、風速等一系列自然環境參數進行采集，對不同負荷成分進行辨識，對負荷成分與上述氣象參數的關系進行建模后，才能提高短期負荷預測的準確性。同時，還需基于氣象參數對光伏發電、風力發電、汛期小水電發電做出準確預測，才能對統調機組出力做出合理安排。因此真正實現負荷平衡的全自動運行，還需在日內滾動計劃功能上進行大量改造提升。

2.2 基于在線安全分析的電壓控制

近年來，隨著分布式電源、儲能設備的不斷發展，網架特性更加復雜，同時電源構成差異化趨勢不斷擴大，導致省級電網系統電壓控制愈發困難。為確保電網電壓質量，省級電網投入調用在線安全分析校核的AVC 系統，對全網無功電壓狀態進行集中監視和分析計算，從全局角度對廣域分散的電網無功裝置進行協調優化控制[16]。AVC 系統控制對象主要包括發電機（包括調相機）、有載調壓變壓器、并聯電容/電抗器、SVC 等。

除了常態化投入AVC 系統，省級電網還積極研究新的電壓控制技術。為減少靈紹和賓金兩個直流以及充電功率的共同影響，省級電網通過加裝調相機來增強電網的短路容量和支撐能力，提高直流多饋入短路比，降低直流同時換相失敗的風險。春節輕負荷期間，受相鄰省份電壓快速上升的影響，省級電網系統高電壓形勢非常嚴峻。省級電網通過采取機組深度進相、分布式光伏逆變器進相、拉停空充線路、賓金靈紹直流降壓運行、制定分區方式調整無功電壓預案等措施，有效遏制了高壓風險，保證了系統電壓水平正常[17]。

2.3 基于在線安全分析的限額控制

在實際運行中，AGC 功能雖然可以根據系統約束條件和控制目標自動完成對系統有功出力的微調，但傳統AGC 未考慮斷面限額約束，在控制系統頻率和省際聯絡線功率時，正常調節過程中會加重區域內的某些重載斷面惡化，以及出現某些越限斷面加劇的情況，需要調控員人為干預，增大了調控員工作量，同時對于AGC 的正常控制增加人為擾動，不利于電網安全穩定經濟運行。為使AGC 在完成發用電平衡調節的同時，保證電網輸電斷面在穩定限額之內，AGC 系統增加了基于在線安全分析的閉環控制功能。

在線安全分析通過AGC 實現對斷面限額控制應用的難點，一是在于控制策略的制定上。由于同時存在的斷面對某些機組來說，其控制策略可能是完全沖突的，錯誤的控制策略可能造成限額無法控制到位，或滿足了限額卻又造成系統備用不足。為避免人工干預解決該問題，需進一步深化在線安全分析的應用，同時，正確的控制策略還可以超前預判出為控制限額而導致的系統備用不足問題，預留出充足時間進行預控，將可能需要拉限電或拍停機的緊急人工控制轉為網絡化發令開停燃機的自動控制。二是在于節點負荷預測和新能源發電預測上，該項內容決定了全電網的潮流分布預測是否準確， 在此基礎上制定的AGC 控制策略才有意義。由2.1 可知，需進一步深化開發和應用在線安全分析模塊的日內滾動計劃功能，才可實現負荷和新能源的準確預測。

基于在線安全分析的AGC 閉環控制功能總體框架如圖1 所示，從狀態估計模塊獲取實時電網斷面數據，從SCADA 中獲取電子化斷面穩定限額，從AGC 模塊中獲取受控發電機ID 及參數；將這些數據進行在線分析，得出綜合考慮聯絡線功率偏差和穩定斷面約束的優化機組控制策略，將策略回傳AGC 模塊生成相應機組控制指令。

圖1 基于在線安全分析的AGC 閉環控制功能設計框架

具體控制策略如圖2 所示，根據狀態估計數據進行基態潮流計算和斷面靈敏度計算，靈敏度計算必須考慮發電機調頻特性；然后針對基態潮流計算中重載或者越限的斷面，采用基于靈敏度的反向等量配對法生成機組有功調整策略；最后將策略發送給AGC 模塊[18]。

圖2 基于在線安全分析的AGC 閉環控制流程

為了盡可能減少對AGC 模塊正常響應聯絡線功率偏差的干擾，閉環控制功能提供的機組調節量還需進行靈敏度的再次校驗后才予以使用。設置調節量靈敏度門檻，對正的調節量，若機組的最小靈敏度>-調節量靈敏度門檻，則該調節量不予使用；反之，對于負的調節量，若機組的最大靈敏度<調節量靈敏度門檻，則該調節量不予使用。門檻設置過高會導致參與限額的控制機組不足，設置過低會出現舉全網之力守某個限額的情況，從而導致備用不足。此外，特定機組對不同斷面的靈敏度系數可能相反，控制策略需做特殊處理。

2.4 基于在線安全分析和調控一體化的調度倒閘操作

隨著全社會負荷迅猛增長，電網規模不斷擴大，設備操作量日益增多，省級電網調度操作量每年已達上百萬步，要求在很短的窗口期內完成，這對電網的精細化調控和一體化統籌管理水平提出了更高要求。

當前電網調控機構已著手通過開發新的倒閘操作技術支持系統，將傳統電話接發令方式轉變為網絡化接發令，新一代倒閘操作系統突破傳統電話發令形式，以網絡化發令為介質將以往單一票串行操作改為多張票并行操作，在正令執行過程中，系統擁有安全防誤、風險校核功能。一方面將根據設備運行實時狀態，進行五防、拓撲方面的防誤； 另一方面將解合環操作指令發送至D5000 系統中進行操作前校核，包括基態計算、靜態N-1 計算、未來態計算，并及時將潮流計算結果反饋調度員，協助調度員更清晰地掌握操作風險。在設備操作過程中，系統還會根據設備實際狀態自動掛、摘檢修牌。

網絡化發令為電網全自動操作奠定了技術基礎，且從常規的設備計劃停電檢修申請單轉變為自動生成調度倒閘操作票已經實現，因此從理論上說，調度端發令操作可以全自動進行。即在約定的操作時間使用在線安全分析的實時校核功能對當前操作進行校核，并使用日內滾動計劃功能對當日未來態的拓撲和潮流進行安全校核后，可以自動發令至現場，而對變電站現場運行人員來說，將分辨不出是調度員下令還是系統自動下令，由此即可實現從檢修申請單到設備狀態變化的自動進行。此外，如果現場操作再和調控一體化技術結合，將調度端操作票系統下發的令直接下發到設備，就實現了真正意義上的全自動操作。

因此，不遠的將來完全可以無需人工參與，自動實現設備計劃檢修申請單將設備操作至要求的狀態。不過，要實現這一點還需要在兩個方面有所突破。一是在調控一體化技術上，操作規范要求對操作的元件狀態必須有雙信號源確認，而刀閘狀態能自動上傳的信號只有一個，需要人工到現場核對狀態作為另一個信號源，人工參與環節必然會制約自動化程度；二是當前調控一體化管理模式設計上，調和控的機構不同，這使得調度端操作指令不能直接作用于設備，必須經過中間監控人員，該人工參與環節也會對操作效率有影響。

2.5 基于在線安全分析和動態特性分析的風險評估預控

隨著特高壓混聯電網建成，電網運行控制日益復雜，同時因雨雪、冰凍、臺風、雷擊等惡劣天氣影響，省級電網安全運行遭受大范圍嚴重干擾的風險始終存在。針對上述情況，可進一步深化在線安全分析系統應用，開展電網運行風險實時評估和動態預警，通過實時分析、研究分析和趨勢分析三種模式對電網實時運行進行全方位安全預警和多時間維度的安全防御[19]。實時分析模式在線跟蹤電網實際運行情況，每5 min 定期對電網運行展開六大類安全分析和預防控制決策支持（靜態安全分析、暫態穩定分析、小干擾穩定分析、短路電流分析、靜態電壓穩定分析、穩定裕度評估分析等），動態評估電網實時運行薄弱點。研究分析模式通過人工修改運行方式，進行預想方式分析，明確重大操作前后電網安全風險。趨勢分析模式則通過自動獲取未來短時間內（4 h）的計劃數據（包括斷面功率計劃、發電計劃等）和預測數據（包括超短期負荷預測等），生成面向電網安全穩定分析計算的電網未來運行方式，快速分析電網運行狀態及其安全穩定模式演變趨勢和潛在風險。

同時當電力系統由于故障進入緊急運行狀態時，通過綜合智能告警觸發事故后分析，自動匹配電子化預案，快速模擬預案控制策略的執行情況，校核預案控制措施，并根據電網實時運行方式變化提出輔助決策和調整具體故障處置策略，實現事故后電網運行方式調整由經驗型調度向電網安全分析決策的科學智能型調度轉變[20]。

2.6 基于故障綜合智能告警和調控一體化的電網故障協同處置

電網發生事故時，傳統處置流程首先是變電站或監控人員通過電話向調度員口頭匯報設備故障情況，然后調度員根據預案及當前潮流計算分析對電網和設備風險快速做出評估，制定事故處置策略，最后再電話發令進行倒閘操作及機組出力調整，以及上下級調度之間的聯系配合。

現有技術手段具備自動獲得故障信息，自動匹配電子化預案，及網絡化發令及程序化批量遙控操作等條件，但這些獨立的功能需要組合起來作為整體發揮作用，才能實現對電網故障的自動處置。

首先通過綜合智能分析與告警應用得到設備故障信息，再將故障與設備跳閘預案匹配調用，自動執行預案中的批量開關操作，機組出力加減，并通過網絡化發布形式實現上下級協同。

對于N-1 風險、檢修方式風險，或者特高壓直流閉鎖以及在線分析預警預判風險會有離線生成的電子預案，在線校核后即可執行。但對突發的多重故障，還要生成在線的控制策略。文獻[21]提出了一種事故后優化調節機組出力的方法，利用實時設備狀態監測信息發現處于緊急甚至是危險狀態的設備，如阻塞的線路、過載的變壓器等，辨識出高危險設備后，采用RBOPF（基于風險的最優潮流）對機組實時出力進行優化調整，控制風險水平。

文獻[22]提出了事故后進行在線穩定分析的方法，基于D5000 系統的圖形化操作和事故觸發計算模塊，當綜合智能告警應用監測到系統中發生滿足觸發條件的事件后，轉發給網絡分析應用啟動狀態估計，對事故后電網潮流進行計算，計算結果發給在線分析應用，繼續進行過流、短路電流超標和穩定問題等6 大類基態安全穩定分析計算。對電網故障后的狀態進行評估，及時給出預警信息。

在事故后機組出力優化調整和在線穩定分析預警基礎上，可進一步結合圖形拓撲進行系統可靠性分析，進行接線補強、負荷批量轉供和切除等措施減輕過載設備潮流，或提高接線可靠性。這方面的研究工作已經有所推進。

目前電網在線安全分析系統只能進行機電-電磁暫態混合仿真，尚不具備分析高壓直流輸電與柔性交直流系統設備內部故障能力。中國電力科學研究院開發的ADPSS 是世界上首套可模擬大規模電力系統（1 000 臺機、10 000 個節點）的全數字實時仿真裝置。該裝置可與調度自動化系統相連接，取得在線數據進行繼電保護、安全自動裝置、FACTS 控制裝置和直流輸電控制裝置的閉環仿真試驗[23]。

3 前沿技術在電網實時全自動運行的應用前景

3.1 大數據分析

在年復一年的電網運行過程中，積累了海量信息數據，在調度和監控端都可對相關數據信息進行大數據分析和價值挖掘，應用于電網實時調控運行。

在調度端，開展基于調控云平臺的信息綜合分析研究，對電網實時監控信息、檢修信息、調控日志、設備臺賬、氣象環境、在線監測等異構數據進行整合，利用決策樹和人工神經網絡算法，進行深入挖掘[24]。一是研究各級調控協同處置，實現故障前快速預警，故障中信息整合、輔助決策，故障后分析評估；二是利用智能分析技術和可視化技術，為調控人員提供全面、及時、準確的全網生產計劃管控和信息展示；三是研究操作票系統智能成票、防誤校核、模擬演示等智能化功能。

在監控端，基于實時和歷史監控告警信號進行大數據挖掘，建立處置決策專家庫來輔助監控員進行信號處置，從而實現自動排查輸變電設備潛在安全隱患的目標[25]。首先通過對大量歷史告警數據進行挖掘分析，實現對告警信號的有效整合與分類，不斷擴展專家知識庫內容，為實時在線診斷提供更為準確的模板。然后，根據持續累積的歷史數據，對數據挖掘的算法方案進行動態調整，以優化模板的準確性。最后，挖掘出海量信號間的潛在關聯特性，以及隱藏在這些信號后面的很多模糊的和不完備的重要信息，并將可能存在的設備安全隱患推送給監控員，由監控員通知現場運維人員進行重點排查。

3.2 調控云平臺

近年來，隨著電網規模的不斷擴大，以及電網智能化程度不斷增強，電網各類分析功能變得越來越復雜，對計算機硬件的需求也越來越大。在建設新一代電力系統過程中，為各類智能化調度控制輔助系統分配傳統計算資源占用了大量的資金和人力成本，而且這些計算資源在大多數時間段是處于閑置狀態，造成較大資源浪費。而云計算的發展為電網調度控制輔助系統建設提供了新的模式，“調控云”也成為了新一代調度自動化系統的基礎[26]。

調控云通過IaaS 提供軟硬件計算資源，PaaS提供公共平臺及電網模型云平臺、實時數據云平臺、運行數據云平臺，SaaS 層開放支持各廠家的應用，并采用App Gallery（云展示窗）管理，實現運行不同開發單位提供的應用商品。其中，實時數據云平臺是調控云平臺運行的核心交互平臺。

實時數據云平臺主要包括數據采集、數據計算、運行環境及數據服務等模塊，支持的數據包括電網設備模型、節點支路模型、實時運行數據、狀態估計數據，如圖3 所示。調控云平臺的建成，可以為調控運行業務帶來新的模式，包括：

（1）全電壓等級電網分析。采用全電壓等級電網模型平臺，不同電壓等級電網分界面不再進行等值處理，配合強大的計算能力，電網各類分析結果會更加準確。

（2）全面的電網外部數據接入。方便調用其他專業云平臺共享的應用，快捷獲取電網外部數據，例如天氣數據、地理數據、人為活動數據，大大提高負荷與新能源出力預測、電網運行風險評估等分析的準確度。

圖3 調控云實時數據云平臺軟件功能模塊

（3）各級調控機構數據共享與協同處置更加高效。各級調控機構在開展協同處置業務時不再需要傳統的電話和電子郵件模式，而通過調控云平臺實時同步進行，大大提高嚴重故障處置、信息報送與發布以及應急響應的效率。

（4）為電網調控新技術的應用提供便捷的環境。大數據分析、人工智能等前沿技術在很多領域已經得到了廣泛應用，但目前在電力系統領域還應用甚少，主要原因還是運行環境的不統一，不能方便地移植程序；而在調控云平臺上，程序運行環境與其他云平臺完全相同，無論是新開發技術還是移植最新的技術都會變得十分便捷。

當然，調控云平臺相對現有調度自動化系統還是存在數據傳輸速度慢、數據安全性較差的不足[27]，短期內還無法完全取代現有的調度自動化系統。

3.3 人工智能

AI（人工智能）是研究、開發用于模擬、延伸和擴展人的智能的理論、方法、技術及應用系統的一門技術科學，具體來說是使機器能夠勝任一些通常需要人類智能才能完成的復雜工作。目前調度控制仍以經驗和人工分析為主，需要調控人員利用自身的經驗知識關聯電網運行的海量數據，重復性“人腦勞動”較多，自動化和智能化程度相對較低[28]，可通過人工智能和調控實時運行結合，利用語音識別控制、調控操作決策輔助分析、電網停電風險管控來輔助調控人員開展日常業務工作。一是研究采用人工智能的語音識別技術和文字語義數據挖掘技術，改進各級調度員之間以及與現場運維人員的交互方式，自動根據錄音內容記錄操作發令、工作許可和匯報內容，同步更新填寫操作票、檢修單執行信息，調度日志記錄信息。二是依托人工智能機器學習，檢修申請單和電網實時運行信息，按照操作票編寫規范和安全校核規則，自行完成任務編排、操作票擬寫和預令下發。三是在調控員人工審核操作票和操作方案并確認授權后，根據下令規范要求，代理調控員逐步進行下令倒閘操作。人工智能引擎從I 區主站獲取電網拓撲和實時運行狀態，從電話交換機系統實時了解現場作業進度，從OMS系統獲取操作票和停役申請單，根據所掌握的信息和標準化調度規程，經過自主仿真模擬并確認無誤后，下達調度指令，操作支持自動調用D5000進行遙控操作，并通過圖像識別輔助判斷刀閘到位情況；若操作需要運維現場操作，則調用通信系統，智能語音指揮現場完成操作。

3.4 調度機器人

隨著電網日益復雜，調控人員需要掌握的技能、人員水平要求越來越高。未來的調度控制，人只需要起到指導、監督和校正作用，機械性的勞動都可以交給調度機器人去完成，能夠把更多的精力花在電網特性掌握和總體控制之上。調度機器人通過完善提升或融合吸納業務系統功能，利用機器學習擴充知識庫，主動感知分析電網運行事件進行輔助決策或自主處置，實現態勢感知、智能決策和精準控制三方面功能。其中態勢感知是指通過調度機器人監視電網運行信息、監視信號信息、電網故障告警、故障錄波信息、保護信息、外部環境信息、調度電話、檢修時序信息、視頻信息等，對電網事件進行全景感知，自動生成運行報表，并分析電網故障模式，實現故障原因自動辨識；智能決策是通過歷史事故和調度處置規程的機器學習，在電網事故發生后機器人基于知識庫和實時電網運行方式提供調度員負荷調整、倒閘操作、故障處置、設備異常處置等智能輔助決策，實現人與調度機器人的協同決策。精確控制是指調控將該處置策略通過智能交互傳遞給調控員確認后，自動啟動事故處置流程通過AGC 控制、AVC 控制、遙控操作等閉環控制，實現常規故障自動處理、特殊故障智能預警和人為干預校正決策。

4 結語

現有綜合智能分析與告警、在線安全分析、動態特性分析、調控一體化等現有電網調控運行框架技術在當前各省級電網已有不同程度應用，但大多處于某個方面試點和實用化推廣階段，尚未形成全方位的推廣應用。本文對這些技術做了全面綜述，指出了這些技術可經深化應用和整合，通過SCADA，AGC，AVC，遙控倒閘操作等底層技術手段，進行負荷平衡、電壓控制、限額控制、倒閘操作、風險評估預警、故障協同處置等電網調控實時運行絕大部分業務，同時滿足特高壓交直流混聯省級電網在頻率、電壓、安全性等多個方面的目標要求。大數據分析、調控云平臺、調度機器人、人工智能等新技術在電網調控實時運行的應用的研究已經開展，可以進一步輔助人工加強感知和決策、執行能力，不斷提高電網運行安全和調控效率。