概述
输电网控制中心是智能输电系统的中枢，智能输电系统控制中心利用全局的信息，通过信息的有效利用，提高控制中心的分析能力、决策能力和智能化水平。
基本功能主要包括广域同步信息采集、实时数据分析、在线报警服务、智能故障诊断、广域稳定控制、优化辅助决策。扩展功能主要包括：与变电站控制的结合、与同级和上级输电网控制中心的优化协调、与配电网控制和发电调度系统的协调、新功能系统的接入。备用功能主要包括控制中心的自愈和备用功能、突发自然灾害和战争条件下控制中心的综合防御能力。其特征为：
① 可靠(Reliability)：指信息基础的高可靠性和控制中心自身的强自愈能力，是控制中心决策可靠性和正确性的基础保证;
② 弹性(Resilience)：提高防御严重事故、自然灾害和人为打击的能力，提高电网和控制中心自身的风险防范意识和风险决策能力;
③ 协调(Coordination)： 解决国家、区域、省等多级控制中心的协调控制问题，支持未来全国跨区特高压骨干网的可靠高效运行;
④ 绿色(Green)：支持接入风能和太阳能等绿色能源，解决中国大规模风电基地接入后的电网调度和控制问题，节约能源，降低CO2 和污染物排放;
⑤ 高效( Efficiency)：支持分布、自治的控制决策，支持综合PMU信息和RTU信息的协调控制决策，提高对电网事故扰动的快速反应和决策能力;
⑥ 智能( Intelligence)：具备机器自学习和自适应能力，降低快速发展中的巨型复杂输电网的运行调度对人工经验的依赖。
智能控制中心是智能电网的控制中枢，是现有的EMS、DMS、SCADA、虚拟电厂(Virtual power plant)等技术的再升级和结合。
技术原理
（1）变电站和控制中心两级分布式网络建模技术：
在变电站级，需要发展基于单线图的网络建模技术，实现变电站级图、模、库一体化技术，生成的各变电站的网络模型(含单线图、拓扑结构和静态参数)通过电力调度数据网(PDnet)，以IEC标准传输到控制中心。在控制中心级，基于系统接线图，将变电站网络模型自动拼接成全局电网模型。与传统的控制中心集中式的电网建模方式相比，其突出特点是：在变电站内，建模规模小，通常只需要在新建或改建变电站时建模一次，不再变化；在控制中心，只需维护一张系统网架图和站间输电线路模型，无需维护站内图、模、库，维护简单，不易出错。
（2）变电站和控制中心两级分布式状态估计技术：
在变电站级，发展出基于KCL定律的变电站无阻抗三相开关电路状态估计技术，同步辨识变电站内拓扑错误(数字量)和坏数据(模拟量)，将拓扑错误和坏数据解决在变电站内，获得高可靠的拓扑结构、高精度的母线复电压和支路复电流熟数据，带上GPS时标，通过高速的SPDnet，以IEC标准实时传输到控制中心。在控制中心级，基于各变电站远程传输来的带时标的复电压、复电流和母线结构，发展出复线性状态估计技术。与传统的控制中心集中式的状态估计相比，其突出特点是：在变电站级，由于站内量测冗余度极高(包括RTU、PMU、继电保护、计量等不同来源的量测)，变电所状态估计可靠性高、精度高，尤其是变电站内开关上量测丰富，拓扑检错能力极强，可保证输出结果几乎无拓扑错误和坏数据，另外由于站内网络规模小，计算时间可忽略不计；在控制中心级，几乎无拓扑错误和坏数据，线性估计无收敛性问题，具备同步、高可靠、高精度和快速的特征。
（3）基于PMU的高级应用软件：
引入带时标的同步相量信息，改变了人们感知物理电网的手段，以便快速掌握全局电网动态变化过程，这是一项重要变革。需要利用这一变革，改善对电网全面快速调控水平。
PMU是基于电网的物理响应。它快速感知的物理电网的变化是真实的、及时的，这对动态监控有利，但这只达到人类触觉快速反射的水平，反应速度足够快，但是缺少大脑的思维，无法做到按照人类意识来动作。因此，需要给PMU配瞬态管理系统(transient management system，TMS)。基于PMU的TMS，是给基于PMU的局域控制配置的“大脑”，以便实现系统级控制，就要利用TMS的快速分析决策能力，为基于PMU的局域控制器在线发送设定值。这相当于在局域控制之外设置一个外部控制环。决策表的在线刷新，是一种成功的应用。
为PMU配置的TMS是基于数学模型的。利用PMU数据改善数学模型的正确性，改善数字仿真结果的真实性，需要利用PMU的同步测量数据进行电网模型和参数的辨识，使得模型和参数逐渐逼近物理实际。
（4）实时闭环控制：
智能电网的实时闭环控制，将调度员从繁琐的下达调度命令的工作中解脱出来。通过闭环控制，使电力系统运行更经济、更安全。按照Dy-Liacco的构架，在控制中心根据系统处于的不同运行状态，实施相应的安全控制。
电网正常安全运行状态下的优化控制电网大多数情况处于这一运行状态。此时进行多空间区域、多时间尺度、多目标种类协调的全局优化闭环控制，通过运行计划、实时调度和实时控制之间的无缝衔接，连贯过渡、滚动消差，实现智能电网的优化控制目标。这些过程全部通过闭环控制自动完成。
电网正常不安全运行状态下的预防控制这时进行的自动故障筛选、多侧面综合安全稳定分析和评估、预防控制策略的形成，都可以自动完成，其结果或者通过修改优化控制的约束条件体现在优化控制之中，或者经过调度员确认直接下达到控制设备，在满足电网负荷需求情况下，提高电网的安全运行水平。通过风险评估，决定是采取预防控制措施，还是留给后续静态紧急控制来解决。
电网紧急运行状态下的校正控制电网静态紧急控制可在控制中心决策并通过校正控制来实现，例如线路过负荷控制。这是时间尺度较大(数s到min级)的系统级闭环控制。电网动态紧急控制还是需要依靠局域闭环控制。例如早期基于离线计算决策表的就地实施的区域稳定控制，新近在线刷新决策表的系统稳定控制，基本都是在局域实现的闭环控制。决策表的在线刷新，体现了系统级的协调。基于PMU进行系统级协调，实现全局电网阻尼控制和系统级协调的广域保护。
（5）智能电网的新型人机交互和可视化：
智能电网控制中心自动化系统的人机交互将是全新的，不只是外表全新，而是有丰富的内涵，充分体现认知科学原理和人机工程技术的结合。
利用地理信息系统(GIS)进行可视化表达，形象直观；充分利用3维可视化表达(饼、柱、棒、流等，立体等高、轮廓、调控灵敏度、趋势等)；充分利用声光和视频技术，充分调动人类的各种感觉器官。智能技术更多地体现在人机交互中。系统是否脆弱以及脆弱程度，由不同的颜色划分等级预警；系统已经发生的事件，根据重要性和严重性由智能告警功能自动推出并展示出来。
智能电网控制中心自动化系统更像一个具有超级功能的机器调度员，它承担起大量繁琐的分析和数据处理任务，辅助调度员应对电网可能出现的任何扰动，维持电网平稳运行。
（6）控制中心的自愈和备用技术：
由于实现了变电站分布式建模和分布式状态估计，图、模、库分布存储于各站中，为控制中心EMS模型异地快速拼接提供了可能，未来SCC可随时快速建立多个异地备用控制中心，保证SCC自身的自愈能力。
国内发展和应用现状
中国输电网的高速发展，对控制中心提出了需求和挑战。
① 特高压电网调度和控制：随着举世瞩目的特高压骨架电网建设的快速推进 ，未来中国互联
电网的运行特性将发生深刻变化，各级输电网的联合调度和控制将是一项重大挑战，在世界上无先例可循。
② 大型风电基地接入后的调度和控制：中国计划将建成若干个千万kW 级的风电基地，这些大容量、间歇性的绿色电源接入后，输电网的调度和控制同样是一项重大挑战。
③ 控制中心信息可靠性：输电网控制中心自动化程度越来越高，功能也越来越复杂，导致对信息基础的依赖达到了一个前所未有的高度，现有信息基础存在可靠性等瓶颈问题，亟待突破。
④ 输电网和控制中心的运行风险：输电网互联规模的扩大，电力设施的老化，以及各类自然灾害(台风、地震、冰灾等)频发，致使输电网及其控制中心的运行风险不断加大。
⑤ CO2 排放：中国的电能有70%以上是煤炭为燃料的火电，属于最大的CO2 排放源之一。 如何降低CO2 排放，缓解全球气候变暖的趋势，也是面临的新挑战
国外发展和应用现状
目前，美国、日本、韩国以及欧洲各国都相继开展了智能电网相关研究，而其中最具代表性的是美国与欧洲。对于美国来说，对复杂大电网的安全稳定控制，即所谓的“自愈”能力，是其智能电网发展的最初驱动，虽然困难重重但至今仍然是最重要的研究课题；而对于欧洲智能电网的发展，严格的温室气体排放政策显然起到了更大的推动作用，分布式能源和可再生能源接入的研究也相应获得了更多的支持。
美国智能电网原型是1 998 2002年由美国电科院(EPRI)推展的“复杂交互式网路／系统”(CN／S1)，试图为电网开发一个中央神经系统，提升调度员对电网事故的预判能力。2001年，EPRI~：IJ立了智能电网联盟，推广“Intelligrid”(智慧电网)研究。为了使美国电网达到现代化，保证经济安全和国家安全，美国能源部(DOE)2003年发布了“Grid 2030”，对美国未来电网远景进行了阐述。2003年“8．14”发生大停电后，美国加快了对未来电网的研究，DOE于2004年发布了“国家输电技术路线图”，为实现“Grid2030”进行战略部署。在上述两份文献以及工业界的指导下，2004年8月，电网智能化(GridWise)启动，其最终目标是提升网架的可靠 I：。2005—2006年，DOE与美国国家能源技术实验室(NETL)合作，发起了“现代电网”(MGI)，任务是使细化的电网现代化远景和计划在全国范围内达成共识。而2006年，美国IBM与全球电力专业研究机构、电力企业合作开发了“智能电网”(Smart Grid)解决方案。2009年美国总统奥巴马上任伊始，就提出了以智能电网为核心的美国能源战略。美国财富杂志根据政府和业界研究估计现代化的数字电网将使美国能耗降f~10％，温室气体排放量减少25％，并节省800亿美元新建电厂的费用。
日本政府于2009年3月公布了包括推动普及可再生资源、新能源汽车等政策在内的政府发展战略原案。
韩国政府于2009年3月27日宣布，韩国计划在2011年前建立一个智能电网综合性试点项目。届时，能提高该国利用环保能源的能力。
2009年6月8日，荷兰首都阿姆斯特丹(Amsterdam)宣布选择埃森哲(Accen—ture)公司帮助其完成第一个欧洲“智能城市”(Smart City)计划。
供应商信息
美国PTI公司
ABB公司
加拿大TEQSIM公司
中国电力科学研究院
武汉高压研究所
西门子公司
深圳殷图科技有限公司
法国电力公司
经典案例
目前采用该体系建立的通信平台系统已在上海电力公司得到应用（如图11）。上海电力公司市调按主备方式配置两台TASE.2 通信网关机，地、区调按单机方式配置通信网关机，分别挂接在EMS/SCADA 系统的LAN 网上，并连接网络接入设备，通过上海电力调度数据网，实现控制中心间TASE.2 协议的通信。TASE.2 通信网关通过相应接口实现与EMS/SCADA 系统的互联。各TASE.2 通信网关之间在TCP/IP 的基础上，采用TASE.2 及其他相关的OSI 协议栈进行远程实时数据的交换。
ECCuib/SUBuib与通信网关间的通信采用以太网专用接口，网络协议为TCP/IP。接口包括与ECCuib/SUBuib 的SCADA/ EMS 系统、继电保护和故障录波信息处理系统、电能量计量计费系统、实时电力市场、企业集成总线等系统的接口。
以接入SCADA/EMS 系统为例说明CIA（Common Interface Agent）在系统中的位置，如图12 所示。CIA 是连接通信网关和SCADA/EMS 系统的桥梁，负责通信网关与SCADA/EMS 系统的数据交互。数据交互主要有两方面的内容：①通过SCADA/EMS 提供的API 从SCADA/EMS 系统获取数据，转发给通信网关，由通信网关通过TASE.2或其他规约转发给远方系统（通信网关/ECCuib/ SUBuib）等；②从通信网关获取远方系统（通信网关/ECCuib/SUBuib 等）发来的数据，通过SCADA/EMS 提供的API 将数据写入SCADA/EMS 系统。
CIA 由四个部分（如图13）组成；①SCADA系统提供的访问SCADA 数据库历史库和实时库的API ；②CIA 的实时库，主要用于数据暂存；③与网关的通信模块，它从实时库中取数据，采用简单高效的协议，发送给通信网关，该协议由通信网关提供接口函数，CIA 根据此接口函数完成与通信网关的通信处理；④系统界面，主要用于系统参数配置、收发缓冲区报文查看、发送或接收数据查看、系统状态监视、系统报警等。
参考文献
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