500 kV主变压器N-1故障后断面功率越限控制时间研究

康龙

(国网浙江省电力有限公司金华供电公司，浙江 金华 321017)

0 引言

近年来，随着电网可靠性理念的深入贯彻，用电侧对电网供电的依赖程度越来越高，已经成为能源供应必不可少的手段，相应地对停电的承受力越来越低，对电网可靠安全运行提出了更高的要求[1－3]。与此同时，电网网架不断完善，枢纽变电站电压等级逐步向高等级推进，500 kV主变压器(以下简称“主变”)枢纽作用越来越凸显，当发生故障时必将对下送220 kV网架及下供区域产生影响[4－7]。虽然目前的电网结构已满足N－1运行的要求，但故障后会带来电网运行可靠性的降低，潜在风险很大，影响网架安全稳定运行[8－9]。

500 kV主变发生故障后，为保证监控断面潮流在控制范围内，需要对断面越限进行控制，同时，在故障情况下为保证正常运行设备及断面运行在安全范围内，需要及时采取措施，降低电网运行风险[10－16]。断面越限控制依据调控时间分为校正和预防控制，对于调度员来说，更偏向于校正控制，即针对已经出现的断面越限问题，提出具体操作执行上的方法，使电网能够安全可靠运行[17－20]。目前，对于断面越限信息，地区电网只给出某一个断面限值，并没有显示上级电网设备故障后所有相关断面的信息，缺乏综合性；对于断面越限控制的预案也流于书面化，且只提供思路，没有形成可以立即执行的操作，导致调度员需要将预案再次转化，增加处理时间，降低效率。这些都增加了处理断面越限的时间，加重已经处于超运行能力设备的负担，更会危及整个网架，甚至导致大片区域停电等[21－25]。因此，为保障电力系统安全稳定运行，提高供电的可靠性，同时提出科学、有效地防范措施，进而保证电网稳定和用户的需求，缩短断面控制时间势在必行。

1 500 kV主变压器故障后断面越限现状

1.1 断面越限控制特点

1)信息不全。发生断面越限时，上级单位通知越限情况以及需要控制的负荷量，下级单位及时查看相关的电网方式调整及断面越限的相关情况，但不能及时看到断面越限的全部信息，如500 kV主变正常运行时和故障后的潮流值等信息。

2)控制时间长。相关断面越限时，在综合考虑处置方案后，应第一时间尽可能转移负荷；如果没有可以转移的负荷，需要进行拉限电操作。这都需要上下级之间联系沟通，也需要对具体转移或者限制的负荷进行计算，操作人员到现场需要时间。断面越限实际从发生到消除总时间的统计情况见表1。

表1 断面越限从发生到消除总执行时间 min

由表1可知，断面越限从发生到最终消除的时间为20~60 min，最长达60 min，远超控制断面越限的要求时间，很有可能发生连锁事故。断面越限从发生到消除的平均时间高达34 min，离要求仍有不小的差距，说明当前控制断面越限的手段不能满足要求，必须进行改进。

1.2 断面越限控制时间长的原因分析

500 kV主变N－1故障后，将断面越限控制分为两阶段。

第一阶段，上级单位通知下级单位断面越限情况、需要控制的负荷；下级单位接到通知后，查看相关的方式调整及与断面越限相关的情况。因下级单位看到的信息不全，只能找到相关变电站点进去查找数据，需要耗费搜集信息的时间，而500 kV主变跳闸时，各种相关信息很多，容易造成信息遗漏。断面越限发生到得出具体操作初步结论的流程如图1所示。进一步调查发现，在信息能够及时显示的情况下，调度员可以更快拟定操作步骤，进而缩短N－1故障后信息搜集的时间。

图1 断面越限控制初期操作流程

第二阶段，在负荷已经转移的情况下，若相关断面还在越限，需要进行拉限电操作。地调根据事故拉限电序位表通知监控、县调等进行拉限电操作，其中涉及查找具体拉电开关、计算负荷数、通知现场操作及运维班到变电站。如果同时涉及多个变电所的操作，需要逐一下令，也需要考虑操作之间的相互影响。现在很多变电站开关均具备运方操作功能，除去开关就地操作的时间，仍要较长的时间才能完成操作。不能及时确定相应供区的操作开关、操作步骤，且进行负荷转移时需仔细分析相应及相邻供区的负荷情况、电厂出力等数据，会大大增加控制断面越限时间。

通过上述对500 kV主变压器故障后断面越限控制时间的分析，总结归纳得出造成断面越限控制时间长的两个因素:没有统一的可视化监控界面；缺少事故限电一键化操作。

2 缩短断面越限控制时间的对策

2.1 事故信息及预案可视化

在现有监视断面基础上，设立500 kV主变N－1入口，建立故障后断面越限监视，主要监视上级电网发生N－1故障前后本级电网越限重要断面潮流、主变状态方式调整等情况。专门收集500 kV主变N－1故障前后断面越限的信息，置于一个界面内，省去搜集处理信息的时间且提高了提前发现断面越限的可能性，及早做好转移负荷或者拉限电的准备。在主变断面监视建立针对500 kV主变N－1故障断面越限的入口，将界面信息分为事故前、后，主要采集初始潮流(正常限额、主变潮流、主变裕度)、故障后方式调整、省调转移方式及负荷、地调转移方式及负荷等信息，界面中具体信息见表2—3。

表2 一号供区故障前后信息

表3 二号供区故障前后信息

将两个供区分为两个界面显示，同时在每一个界面建立转换入口，并将当前状态实时显示，以确保发生故障后显示信息的及时性。核对完当前状态后就可以获取预计拉限电负荷、转移方式等信息，第一时间得到需要拉限电负荷数、转移负荷量，以便进行后续的操作。

同时为了缩短收集信息时间及提前做好准备，将两个供区在500 kV主变N－1情况下的预案可视化，考虑故障下可能发生的情况，提前拟定好操作票，并导入可视化界面中，一旦发生N－1故障，可以马上调出，并立即执行。

实施后，对断面越限进行演练，并与实施前所花的时间对比，结果见表4。可视化实施后实时信息总量搜集工作大幅减少，且事故信息的搜集工作在一个窗口中即可完成，极大地方便了人员查看。

表4 可视化实施前后断面越限控制时间对比min

2.2 采用开关远方化操作及添加事故限电一键化操作

一键化操作是指发生故障后，将需要限电负荷量输入界面批量控制中，程序按照预先设定的逻辑执行，减少通知人员操作以及沟通的时间。500 kV主变压器N－1故障后，相关监视断面越限，需要及时对断面越限进行控制，在上级电网和本级电网负荷转移后，仍存在越限，为控制越限，采用拉限电操作。对调管设备的线路负荷转移(线变组开关、涉及主变停送电的线路开关除外)及拉限电涉及的开关操作采用远方化操作方式。

针对一、二号供区制定地区转移方式、开关操作步骤、拉限电开关及负荷数详细步骤，根据上级可转移主变潮流，制定本级拉限电负荷数，明确需要拉限电开关，并做好备用拉限电的准备。在分析基础上进行后续拉限电操作，整个过程时间很长，严重威胁设备运行。为缩短拉限电操作时间，基于目前的负荷批量控制技术，设置事故限电一键化操作功能，并对原有操作序列进行优化，确保在事故发生后利用事故限电一键化功能对突发情况进行快速处理，进而缩短故障响应时间，界面中的具体信息见表5—6。

表5 一号供区事故限电一键化功能

表6 二号供区事故限电一键化功能

一键化功能实施后，将由原来的串行操作(按照事故限电序位表的顺序逐一拉开相应开关)变为现在的并行操作(可以同时拉开很多开关)，极大地节省时间，提高电网供电能力。

结合上述措施，对若干断面越限控制时间进行统计，结果见表7。实施后，按照特高压直流事故限电指标，抽选出一定数量的10 kV线路作为主控对象，重新修订事故限电序位表，以负荷更加细化的10 kV线路开关替代10 kV主变进行控制，形成负荷批量控制技术，负荷控制误差率均控制在3%以下，和可视化实施前相比，负荷控制误差率进一步降低。

表7 采取两项措施后断面越限总控制时间min

3 结语

目前缺乏减少500 kV主变故障处理时间的有效手段，为此，本文建立统一的预案可视化监控界面实施事故限电一键化功能的断面越限控制方法。该举措与现有的控制手段相比，减少了实时信息收集的时间，缩短了处置断面越限所需时间，已在电网实际运行得到应用。

针对目前电网的特殊性、复杂性，应不断缩短断面越限以及其他影响设备安全运行情况的时间，深入开展研究工作，积极推进电网安全运行。