省级电网实时自动运行技术研究综述

朱炳铨，谷 炜，郑 翔，叶聪琪，童存智

（国网浙江省电力有限公司，杭州 310007）

0 引言

电力生产具有同时性、整体性、快速性、连续性、实时性和随机性等特点，发电、输电、供电几乎是在一瞬间同时完成，电能质量需要实时、连续地监视与调整，电网事故发展迅速，涉及面广，需要实时监视电网运行环节[1]。因此，电网的实时运行环节在电力系统具有核心地位。总体上看，电网实时运行环节的自动化程度达到了一定水平，在重要程度较高的某些方面自动化程度较高，完全替代了人力劳动，但在另一些方面还有很大拓展空间。根据对某具有特高压交直流落点的负荷较高的省级电网实时运行环节调度承载力分析，占用人力资源排在前三位的业务分别为运行监视控制、调度倒闸操作及异常故障处置，分别占总量的61.6%，28.2%及3.7%。

在运行监视控制方面，当前电网运行模式中，实时调控运行绝大部分时间是基于方式安排好的日前计划框架进行的，使用AGC（自动发电控制）、AVC（自动电压控制）等电网实时自动运行技术，在日前计划框架内能自动进行发用电平衡、电压控制等实时运行业务，可以很好地满足电网安全稳定运行的各项指标要求。然而，日前方式安排与日内实时运行总是会因气象变化预测不准造成负荷、新能源发电预测出现较大偏差，从而可能导致影响电网安全稳定运行的多个问题同时出现，包括系统备用不足、断面越限、风险提高、短路电流超标、 最小开机方式不满足等， 仅凭AGC 和AVC 的控制策略无法解决。

在调度倒闸操作方面，当前较多省级电网已经实现特高压交直流混联运行，受跨区电力大功率输送影响，省内设备检修窗口期必须与之配套，造成检修计划非常密集，同时有大量设备并行安排检修，且检修工期环环相扣，某个环节延误会对后续工作产生很大影响，而现有调度倒闸操作是人工电话发令串行模式，往往就会成为检修流程瓶颈。

在异常事故处置方面，日前离线完成的N-1事故预案，在实时运行环节结合调控一体化的开关遥控技术能满足突发事故快速处置的要求。但对突发的多重事故，或特高压直流双极闭锁引起的安全运行风险，仅靠预案和逐一拉合开关处置，会在响应速度上造成迟缓。

本文研究表明，现有电网实时运行技术经整合后，可以极大提高电网实时运行业务的自动化程度，获得更高的安全性和运行效率。一是在电网运行监视控制功能上，对4～8 h 日内短期出现的问题可以具备预判和预控能力，通过提前感知和预留充足时间进行超前防范，将处理难度很高或影响较大的事中堵漏问题转为较为简单影响更小的事前预控问题加以解决；二是在调度倒闸操作上，现有设备经技术改造，能全自动地执行计划检修申请单要求的设备停复役操作而无需调度人工干预；三是在异常故障处置上，一般故障的处置策略在线生成，重大故障处置策略以电子化预案形式离线生成，故障发生时以程序化遥控执行批量操作，可以较好地满足事故处置速度要求。实时运行环节的自动化程度提高后，人力将重点转为对电网运行工况的分析研究，据统计，目前电网运行在线分析业务仅占人力资源的0.4%。

1 电网调控运行框架技术综述

1.1 综合智能分析与告警

综合智能分析与告警是智能电网调度控制系统的核心应用功能之一，通过综合分析电网一次设备和二次设备的运行、故障和告警信息，实现电力系统的在线故障诊断和智能告警，并利用形象直观的方式展示故障诊断和智能告警结果。

综合智能分析与告警应用中设备故障诊断功能从逻辑上可以划分为四个模块，即基于稳态数据的故障诊断、基于动态数据的故障诊断、基于保护故障录波数据的故障诊断以及下级调度机构的故障信息。当四个模块有一个模块诊断出故障时就自动告警推画面，并通过故障简报给出故障设备、故障类型、故障相、重合闸、测距等故障信息[2]。

目前综合智能分析与告警应用的告警信息已实现省级以上调度之间的逐级推送，500 kV 电压等级的电网故障最终推送至国调中心，220 kV 电压等级的电网故障最终推送至区域分调中心。

1.2 在线安全分析

随着电网规模的不断扩大，电网离线安全校核越来越难以满足电网安全稳定运行的要求[3]，因此电网在线安全分析技术应运而生。电力系统在线DSA（动态安全评估与预警系统）是目前应用最广泛的电网在线安全分析技术。

DSA 主要由动态数据平台、在线并行计算平台、在线动态安全预警、调度辅助决策、传输功率极限计算、历史数据管理和可视化几个部分组成。主要功能包括安全稳定在线预警、调度辅助决策、稳定裕度在线计算、低频振荡监测与分析、计划校核、离线方式计算[4]。

DSA 的核心计算模块采用了多种稳定评估方法，能够在线对大规模电力系统进行全面稳定分析，包括暂态稳定分析、静态电压稳定分析、小干扰稳定分析、在线潮流计算及N-1 静态安全分析，及时发现电网各类稳定裕度不足的情况，并为调度员提供运行方式调整的辅助决策[5]。

1.3 动态特性分析

随着风电、光伏等新能源大量接入以及特高压直流、柔性直流输电工程的投产，电网动态特性变得更加复杂；且随着大规模交直流混联系统的形成，电网可能遭受的扰动变得越来越大，例如特高压直流换流器的双极闭锁，可能造成1 000万kW 的功率骤变，给区域电网安全稳定运行带来巨大压力。因此对电力系统动态过程的分析变得十分重要。

电力系统动态过程分为三个阶段：电磁暂态过程、机电暂态过程和中长期动态过程。目前对电力系统动态特性分析主要采用时域仿真法，由中国电力科学研究院开发的电磁暂态—机电暂态—中长期动态过程的统一仿真程序PSD-FDS是目前应用较为广泛的分析大规模交直流混联电网动态特性的仿真软件。该软件通过特定接口整合不同时间尺度的动态仿真程序，可模拟大规模电力系统数秒到数小时的动态过程[6]。

1.4 调控一体化

调控一体化是指将生产运行部门的部分变电站监控人员并入调度部门，成立调度控制中心，在原电网调度业务基础上，增加电网监控职能，负责所辖电网运行设备接入监控系统的运行信息及设备缺陷和事故告警信息的监视，以及事故或故障等紧急情况下或日常运行工作中无需人员到现场的开关远控操作、保护及自动装置的投/退和定值区切换操作控制[7-10]。

调控中心进行远方遥控的一次操作业务限于开关分合闸，二次操作业务限于保护及自动装置的投/退和定值区切换、通信自动化系统的远方控制操作，且仅限于日常运行工作中无需人员到现场的和事故或故障等紧急情况下的相关操作。在开关远方遥控常态化基础上，调控中心积极探索程序化操作和一键顺控技术。

所谓一键顺控是指通过自动化系统的单个操作命令，根据预先规定的操作逻辑和五防闭锁规则，自动按规则完成一系列断路器和隔离开关的操作，最终改变系统运行状态的过程，从而实现变电站电气设备运行、热备用、冷备用和检修等各种状态的自动转换。一键顺控整个过程无须人工操作，可以大大提高操作效率、减少误操作的风险，同时缩短操作时间[11]。

1.5 底层技术概述

实时调控运行中，调控员通过智能电网调度控制系统的底层技术和应用实现人机交互，进行电网监视和实时控制。通过SCADA（监控与数据采集系统）进行电网实时运行稳态信息的监视和设备控制，实现数据处理、系统监视、数据记录和操作与控制等功能。随着“大运行”体系全面建设完成，省级电网已全面实现常态化开关遥控操作，调控员可直接通过监控系统远方执行的设备倒闸操作，在故障跳闸后进行远方试送和分区间负荷快速转移，提升电网操作和事故处置效率。

电网实时发用电平衡和电压控制则是通过AGC 和AVC 闭环控制实现。其中，AGC 通过控制省调统调发电设备的有功功率，使本区域发电功率跟踪负荷和联络线交换功率的变化，以满足电力供需的实时平衡，并维持系统频率和联络线交换功率在允许范围内。AVC 则通过对发电机无功、OLTC（有载调压变压器分接头）、可投切无功补偿装置、SVC（静止无功补偿器）等无功电压调节设备实现无功分层分区平衡，提高电压质量，降低网损[12]。随着新能源发电迅猛发展和电力市场建设的不断推进，对电网自动控制提出了新的要求。文献[13]分析了可再生能源接入对AGC 的影响，总结了储能系统、需求侧资源、可再生能源三类新型调频资源参与AGC 调节的控制策略。文献[14]针对电力市场环境提出了一种适应发电权交易的可再生能源有功控制策略,保证了可再生能源消纳。文献[15]针对新能源广域消纳和特高压交直流混联电网的新特征，提出了新的省网协同频率偏差控制模式。

2 深化应用及整合下的电网实时自动运行调控技术研究

电网实时运行主要包括负荷平衡、电压控制、断面限额控制、倒闸操作、风险评估及预控、故障处置等6 个方面内容。现有调控技术经深化应用及整合后，上述6 个方面实时运行阶段内容在准确性、精确程度和调节性能上有着显著提升，在解决关键的短期负荷预测、断面限额控制策略、调度和监控贯通等问题后，可满足绝大多数实时运行场景需求，电网在实时阶段可基本实现脱离人工干预进入全自动运行。

2.1 基于在线安全分析的负荷平衡

在电网实时运行中，负荷与发电机出力的实时平衡主要由AGC 功能实现，AGC 根据电网频率、联络线功率偏差等量测量自动计算出发电机出力调整量并下发全网机组。实际运行中，由于短期负荷预测精度、天气变化、重大事件和发输电设备临时故障等因素，电网实际运行情况通常与日前制定的运行计划方式有一定偏差，且新能源出力的不确定性大大增加了日前预测和校核的误差，经常需要人工进行干预。

为了弥补日前校核的不足，需提升对电网未来运行状态的感知，进一步深化在线安全分析模块日内滚动计划功能的开发和应用。日内滚动计划根据日前发电计划、机组日前发电排序、日前和超短期系统负荷预测、超短期母线负荷预测、超短期新能源预测、滚动水电计划、联络线计划、停电计划、网络拓扑、机组出力数据申报等信息，综合考虑系统负荷平衡约束、电网安全约束和机组运行约束，采用考虑安全约束的优化算法编制，实现对电网未来4 h 的安全校核，及时反馈安全裕度较低的时段。

日内滚动计划功能的重要基础是短期负荷预测和新能源发电预测，当前负荷预测都是采用数学统计方法基于历史数据得到，缺乏对外界环境的信息采集，适应性准确性不高，只有对包括网格化的气温、湿度、降雨、光照、风速等一系列自然环境参数进行采集，对不同负荷成分进行辨识，对负荷成分与上述气象参数的关系进行建模后，才能提高短期负荷预测的准确性。同时，还需基于气象参数对光伏发电、风力发电、汛期小水电发电做出准确预测，才能对统调机组出力做出合理安排。因此真正实现负荷平衡的全自动运行，还需在日内滚动计划功能上进行大量改造提升。

2.2 基于在线安全分析的电压控制

近年来，随着分布式电源、储能设备的不断发展，网架特性更加复杂，同时电源构成差异化趋势不断扩大，导致省级电网系统电压控制愈发困难。为确保电网电压质量，省级电网投入调用在线安全分析校核的AVC 系统，对全网无功电压状态进行集中监视和分析计算，从全局角度对广域分散的电网无功装置进行协调优化控制[16]。AVC 系统控制对象主要包括发电机（包括调相机）、有载调压变压器、并联电容/电抗器、SVC 等。

除了常态化投入AVC 系统，省级电网还积极研究新的电压控制技术。为减少灵绍和宾金两个直流以及充电功率的共同影响，省级电网通过加装调相机来增强电网的短路容量和支撑能力，提高直流多馈入短路比，降低直流同时换相失败的风险。春节轻负荷期间，受相邻省份电压快速上升的影响，省级电网系统高电压形势非常严峻。省级电网通过采取机组深度进相、分布式光伏逆变器进相、拉停空充线路、宾金灵绍直流降压运行、制定分区方式调整无功电压预案等措施，有效遏制了高压风险，保证了系统电压水平正常[17]。

2.3 基于在线安全分析的限额控制

在实际运行中，AGC 功能虽然可以根据系统约束条件和控制目标自动完成对系统有功出力的微调，但传统AGC 未考虑断面限额约束，在控制系统频率和省际联络线功率时，正常调节过程中会加重区域内的某些重载断面恶化，以及出现某些越限断面加剧的情况，需要调控员人为干预，增大了调控员工作量，同时对于AGC 的正常控制增加人为扰动，不利于电网安全稳定经济运行。为使AGC 在完成发用电平衡调节的同时，保证电网输电断面在稳定限额之内，AGC 系统增加了基于在线安全分析的闭环控制功能。

在线安全分析通过AGC 实现对断面限额控制应用的难点，一是在于控制策略的制定上。由于同时存在的断面对某些机组来说，其控制策略可能是完全冲突的，错误的控制策略可能造成限额无法控制到位，或满足了限额却又造成系统备用不足。为避免人工干预解决该问题，需进一步深化在线安全分析的应用，同时，正确的控制策略还可以超前预判出为控制限额而导致的系统备用不足问题，预留出充足时间进行预控，将可能需要拉限电或拍停机的紧急人工控制转为网络化发令开停燃机的自动控制。二是在于节点负荷预测和新能源发电预测上，该项内容决定了全电网的潮流分布预测是否准确， 在此基础上制定的AGC 控制策略才有意义。由2.1 可知，需进一步深化开发和应用在线安全分析模块的日内滚动计划功能，才可实现负荷和新能源的准确预测。

基于在线安全分析的AGC 闭环控制功能总体框架如图1 所示，从状态估计模块获取实时电网断面数据，从SCADA 中获取电子化断面稳定限额，从AGC 模块中获取受控发电机ID 及参数；将这些数据进行在线分析，得出综合考虑联络线功率偏差和稳定断面约束的优化机组控制策略，将策略回传AGC 模块生成相应机组控制指令。

图1 基于在线安全分析的AGC 闭环控制功能设计框架

具体控制策略如图2 所示，根据状态估计数据进行基态潮流计算和断面灵敏度计算，灵敏度计算必须考虑发电机调频特性；然后针对基态潮流计算中重载或者越限的断面，采用基于灵敏度的反向等量配对法生成机组有功调整策略；最后将策略发送给AGC 模块[18]。

图2 基于在线安全分析的AGC 闭环控制流程

为了尽可能减少对AGC 模块正常响应联络线功率偏差的干扰，闭环控制功能提供的机组调节量还需进行灵敏度的再次校验后才予以使用。设置调节量灵敏度门槛，对正的调节量，若机组的最小灵敏度>-调节量灵敏度门槛，则该调节量不予使用；反之，对于负的调节量，若机组的最大灵敏度<调节量灵敏度门槛，则该调节量不予使用。门槛设置过高会导致参与限额的控制机组不足，设置过低会出现举全网之力守某个限额的情况，从而导致备用不足。此外，特定机组对不同断面的灵敏度系数可能相反，控制策略需做特殊处理。

2.4 基于在线安全分析和调控一体化的调度倒闸操作

随着全社会负荷迅猛增长，电网规模不断扩大，设备操作量日益增多，省级电网调度操作量每年已达上百万步，要求在很短的窗口期内完成，这对电网的精细化调控和一体化统筹管理水平提出了更高要求。

当前电网调控机构已着手通过开发新的倒闸操作技术支持系统，将传统电话接发令方式转变为网络化接发令，新一代倒闸操作系统突破传统电话发令形式，以网络化发令为介质将以往单一票串行操作改为多张票并行操作，在正令执行过程中，系统拥有安全防误、风险校核功能。一方面将根据设备运行实时状态，进行五防、拓扑方面的防误； 另一方面将解合环操作指令发送至D5000 系统中进行操作前校核，包括基态计算、静态N-1 计算、未来态计算，并及时将潮流计算结果反馈调度员，协助调度员更清晰地掌握操作风险。在设备操作过程中，系统还会根据设备实际状态自动挂、摘检修牌。

网络化发令为电网全自动操作奠定了技术基础，且从常规的设备计划停电检修申请单转变为自动生成调度倒闸操作票已经实现，因此从理论上说，调度端发令操作可以全自动进行。即在约定的操作时间使用在线安全分析的实时校核功能对当前操作进行校核，并使用日内滚动计划功能对当日未来态的拓扑和潮流进行安全校核后，可以自动发令至现场，而对变电站现场运行人员来说，将分辨不出是调度员下令还是系统自动下令，由此即可实现从检修申请单到设备状态变化的自动进行。此外，如果现场操作再和调控一体化技术结合，将调度端操作票系统下发的令直接下发到设备，就实现了真正意义上的全自动操作。

因此，不远的将来完全可以无需人工参与，自动实现设备计划检修申请单将设备操作至要求的状态。不过，要实现这一点还需要在两个方面有所突破。一是在调控一体化技术上，操作规范要求对操作的元件状态必须有双信号源确认，而刀闸状态能自动上传的信号只有一个，需要人工到现场核对状态作为另一个信号源，人工参与环节必然会制约自动化程度；二是当前调控一体化管理模式设计上，调和控的机构不同，这使得调度端操作指令不能直接作用于设备，必须经过中间监控人员，该人工参与环节也会对操作效率有影响。

2.5 基于在线安全分析和动态特性分析的风险评估预控

随着特高压混联电网建成，电网运行控制日益复杂，同时因雨雪、冰冻、台风、雷击等恶劣天气影响，省级电网安全运行遭受大范围严重干扰的风险始终存在。针对上述情况，可进一步深化在线安全分析系统应用，开展电网运行风险实时评估和动态预警，通过实时分析、研究分析和趋势分析三种模式对电网实时运行进行全方位安全预警和多时间维度的安全防御[19]。实时分析模式在线跟踪电网实际运行情况，每5 min 定期对电网运行展开六大类安全分析和预防控制决策支持（静态安全分析、暂态稳定分析、小干扰稳定分析、短路电流分析、静态电压稳定分析、稳定裕度评估分析等），动态评估电网实时运行薄弱点。研究分析模式通过人工修改运行方式，进行预想方式分析，明确重大操作前后电网安全风险。趋势分析模式则通过自动获取未来短时间内（4 h）的计划数据（包括断面功率计划、发电计划等）和预测数据（包括超短期负荷预测等），生成面向电网安全稳定分析计算的电网未来运行方式，快速分析电网运行状态及其安全稳定模式演变趋势和潜在风险。

同时当电力系统由于故障进入紧急运行状态时，通过综合智能告警触发事故后分析，自动匹配电子化预案，快速模拟预案控制策略的执行情况，校核预案控制措施，并根据电网实时运行方式变化提出辅助决策和调整具体故障处置策略，实现事故后电网运行方式调整由经验型调度向电网安全分析决策的科学智能型调度转变[20]。

2.6 基于故障综合智能告警和调控一体化的电网故障协同处置

电网发生事故时，传统处置流程首先是变电站或监控人员通过电话向调度员口头汇报设备故障情况，然后调度员根据预案及当前潮流计算分析对电网和设备风险快速做出评估，制定事故处置策略，最后再电话发令进行倒闸操作及机组出力调整，以及上下级调度之间的联系配合。

现有技术手段具备自动获得故障信息，自动匹配电子化预案，及网络化发令及程序化批量遥控操作等条件，但这些独立的功能需要组合起来作为整体发挥作用，才能实现对电网故障的自动处置。

首先通过综合智能分析与告警应用得到设备故障信息，再将故障与设备跳闸预案匹配调用，自动执行预案中的批量开关操作，机组出力加减，并通过网络化发布形式实现上下级协同。

对于N-1 风险、检修方式风险，或者特高压直流闭锁以及在线分析预警预判风险会有离线生成的电子预案，在线校核后即可执行。但对突发的多重故障，还要生成在线的控制策略。文献[21]提出了一种事故后优化调节机组出力的方法，利用实时设备状态监测信息发现处于紧急甚至是危险状态的设备，如阻塞的线路、过载的变压器等，辨识出高危险设备后，采用RBOPF（基于风险的最优潮流）对机组实时出力进行优化调整，控制风险水平。

文献[22]提出了事故后进行在线稳定分析的方法，基于D5000 系统的图形化操作和事故触发计算模块，当综合智能告警应用监测到系统中发生满足触发条件的事件后，转发给网络分析应用启动状态估计，对事故后电网潮流进行计算，计算结果发给在线分析应用，继续进行过流、短路电流超标和稳定问题等6 大类基态安全稳定分析计算。对电网故障后的状态进行评估，及时给出预警信息。

在事故后机组出力优化调整和在线稳定分析预警基础上，可进一步结合图形拓扑进行系统可靠性分析，进行接线补强、负荷批量转供和切除等措施减轻过载设备潮流，或提高接线可靠性。这方面的研究工作已经有所推进。

目前电网在线安全分析系统只能进行机电-电磁暂态混合仿真，尚不具备分析高压直流输电与柔性交直流系统设备内部故障能力。中国电力科学研究院开发的ADPSS 是世界上首套可模拟大规模电力系统（1 000 台机、10 000 个节点）的全数字实时仿真装置。该装置可与调度自动化系统相连接，取得在线数据进行继电保护、安全自动装置、FACTS 控制装置和直流输电控制装置的闭环仿真试验[23]。

3 前沿技术在电网实时全自动运行的应用前景

3.1 大数据分析

在年复一年的电网运行过程中，积累了海量信息数据，在调度和监控端都可对相关数据信息进行大数据分析和价值挖掘，应用于电网实时调控运行。

在调度端，开展基于调控云平台的信息综合分析研究，对电网实时监控信息、检修信息、调控日志、设备台账、气象环境、在线监测等异构数据进行整合，利用决策树和人工神经网络算法，进行深入挖掘[24]。一是研究各级调控协同处置，实现故障前快速预警，故障中信息整合、辅助决策，故障后分析评估；二是利用智能分析技术和可视化技术，为调控人员提供全面、及时、准确的全网生产计划管控和信息展示；三是研究操作票系统智能成票、防误校核、模拟演示等智能化功能。

在监控端，基于实时和历史监控告警信号进行大数据挖掘，建立处置决策专家库来辅助监控员进行信号处置，从而实现自动排查输变电设备潜在安全隐患的目标[25]。首先通过对大量历史告警数据进行挖掘分析，实现对告警信号的有效整合与分类，不断扩展专家知识库内容，为实时在线诊断提供更为准确的模板。然后，根据持续累积的历史数据，对数据挖掘的算法方案进行动态调整，以优化模板的准确性。最后，挖掘出海量信号间的潜在关联特性，以及隐藏在这些信号后面的很多模糊的和不完备的重要信息，并将可能存在的设备安全隐患推送给监控员，由监控员通知现场运维人员进行重点排查。

3.2 调控云平台

近年来，随着电网规模的不断扩大，以及电网智能化程度不断增强，电网各类分析功能变得越来越复杂，对计算机硬件的需求也越来越大。在建设新一代电力系统过程中，为各类智能化调度控制辅助系统分配传统计算资源占用了大量的资金和人力成本，而且这些计算资源在大多数时间段是处于闲置状态，造成较大资源浪费。而云计算的发展为电网调度控制辅助系统建设提供了新的模式，“调控云”也成为了新一代调度自动化系统的基础[26]。

调控云通过IaaS 提供软硬件计算资源，PaaS提供公共平台及电网模型云平台、实时数据云平台、运行数据云平台，SaaS 层开放支持各厂家的应用，并采用App Gallery（云展示窗）管理，实现运行不同开发单位提供的应用商品。其中，实时数据云平台是调控云平台运行的核心交互平台。

实时数据云平台主要包括数据采集、数据计算、运行环境及数据服务等模块，支持的数据包括电网设备模型、节点支路模型、实时运行数据、状态估计数据，如图3 所示。调控云平台的建成，可以为调控运行业务带来新的模式，包括：

（1）全电压等级电网分析。采用全电压等级电网模型平台，不同电压等级电网分界面不再进行等值处理，配合强大的计算能力，电网各类分析结果会更加准确。

（2）全面的电网外部数据接入。方便调用其他专业云平台共享的应用，快捷获取电网外部数据，例如天气数据、地理数据、人为活动数据，大大提高负荷与新能源出力预测、电网运行风险评估等分析的准确度。

图3 调控云实时数据云平台软件功能模块

（3）各级调控机构数据共享与协同处置更加高效。各级调控机构在开展协同处置业务时不再需要传统的电话和电子邮件模式，而通过调控云平台实时同步进行，大大提高严重故障处置、信息报送与发布以及应急响应的效率。

（4）为电网调控新技术的应用提供便捷的环境。大数据分析、人工智能等前沿技术在很多领域已经得到了广泛应用，但目前在电力系统领域还应用甚少，主要原因还是运行环境的不统一，不能方便地移植程序；而在调控云平台上，程序运行环境与其他云平台完全相同，无论是新开发技术还是移植最新的技术都会变得十分便捷。

当然，调控云平台相对现有调度自动化系统还是存在数据传输速度慢、数据安全性较差的不足[27]，短期内还无法完全取代现有的调度自动化系统。

3.3 人工智能

AI（人工智能）是研究、开发用于模拟、延伸和扩展人的智能的理论、方法、技术及应用系统的一门技术科学，具体来说是使机器能够胜任一些通常需要人类智能才能完成的复杂工作。目前调度控制仍以经验和人工分析为主，需要调控人员利用自身的经验知识关联电网运行的海量数据，重复性“人脑劳动”较多，自动化和智能化程度相对较低[28]，可通过人工智能和调控实时运行结合，利用语音识别控制、调控操作决策辅助分析、电网停电风险管控来辅助调控人员开展日常业务工作。一是研究采用人工智能的语音识别技术和文字语义数据挖掘技术，改进各级调度员之间以及与现场运维人员的交互方式，自动根据录音内容记录操作发令、工作许可和汇报内容，同步更新填写操作票、检修单执行信息，调度日志记录信息。二是依托人工智能机器学习，检修申请单和电网实时运行信息，按照操作票编写规范和安全校核规则，自行完成任务编排、操作票拟写和预令下发。三是在调控员人工审核操作票和操作方案并确认授权后，根据下令规范要求，代理调控员逐步进行下令倒闸操作。人工智能引擎从I 区主站获取电网拓扑和实时运行状态，从电话交换机系统实时了解现场作业进度，从OMS系统获取操作票和停役申请单，根据所掌握的信息和标准化调度规程，经过自主仿真模拟并确认无误后，下达调度指令，操作支持自动调用D5000进行遥控操作，并通过图像识别辅助判断刀闸到位情况；若操作需要运维现场操作，则调用通信系统，智能语音指挥现场完成操作。

3.4 调度机器人

随着电网日益复杂，调控人员需要掌握的技能、人员水平要求越来越高。未来的调度控制，人只需要起到指导、监督和校正作用，机械性的劳动都可以交给调度机器人去完成，能够把更多的精力花在电网特性掌握和总体控制之上。调度机器人通过完善提升或融合吸纳业务系统功能，利用机器学习扩充知识库，主动感知分析电网运行事件进行辅助决策或自主处置，实现态势感知、智能决策和精准控制三方面功能。其中态势感知是指通过调度机器人监视电网运行信息、监视信号信息、电网故障告警、故障录波信息、保护信息、外部环境信息、调度电话、检修时序信息、视频信息等，对电网事件进行全景感知，自动生成运行报表，并分析电网故障模式，实现故障原因自动辨识；智能决策是通过历史事故和调度处置规程的机器学习，在电网事故发生后机器人基于知识库和实时电网运行方式提供调度员负荷调整、倒闸操作、故障处置、设备异常处置等智能辅助决策，实现人与调度机器人的协同决策。精确控制是指调控将该处置策略通过智能交互传递给调控员确认后，自动启动事故处置流程通过AGC 控制、AVC 控制、遥控操作等闭环控制，实现常规故障自动处理、特殊故障智能预警和人为干预校正决策。

4 结语

现有综合智能分析与告警、在线安全分析、动态特性分析、调控一体化等现有电网调控运行框架技术在当前各省级电网已有不同程度应用，但大多处于某个方面试点和实用化推广阶段，尚未形成全方位的推广应用。本文对这些技术做了全面综述，指出了这些技术可经深化应用和整合，通过SCADA，AGC，AVC，遥控倒闸操作等底层技术手段，进行负荷平衡、电压控制、限额控制、倒闸操作、风险评估预警、故障协同处置等电网调控实时运行绝大部分业务，同时满足特高压交直流混联省级电网在频率、电压、安全性等多个方面的目标要求。大数据分析、调控云平台、调度机器人、人工智能等新技术在电网调控实时运行的应用的研究已经开展，可以进一步辅助人工加强感知和决策、执行能力，不断提高电网运行安全和调控效率。