主变拉停问题分析与改进技术研究

摘 要：随着电网规模不断扩大，接线方式日益复杂，事故情况下如何最快速有效的进行负荷控制，防止事故的扩大，如何正确、有效、快速地处置电网重、特大事故，是目前电力行业广泛关注的课题。福建电网自2007年起试行事故情况下拉停220 kV主变切荷的方式，并制定相应的《福建电网事故拉停220 kV主变管理规定（试行）》，规定出台后地区电网并未在实际电网事故中运用，但经DTS系统多次进行主变拉停模拟仿真演习，发现采用拉停主变的方式存在一定问题。文章就主变拉停方式在地区电网运用过程中暴露的问题进行分析并提出改进措施，以期探索出最快速有效的事故拉停方式。

关键词：主变拉停；切荷；改进技术

中图分类号：TM772 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2013）20-0015-03

1 事故拉停主变操作规定说明

福建电网发生重、特大电网事故时，为加快事故处理过程，省调将下达指令拉停各地区主变，现场接到省调特急拉停220 kV主变的命令后，应在5 min内完成操作，并按以下原则执行：

①单台主变运行时，接令单位现场应断开该主变中、低压侧开关。

②两台主变中、低压侧分裂运行时，接令单位应断开该主变中、低压侧开关。

③两台主变并列运行时，接令单位先将中、低压侧母联分裂后，再断开该主变中、低压侧开关。

2 地区电网主变拉停存在问题分析

2.1 案例说明

以某地区500 kV变电站500 kV系统全停事故为例进行说明。

事故分析：某站500 kV出线同时跳闸后，不考虑大机组切机，系统暂态稳定。地区3 000 MW左右负荷从500 kV A线、220 kV A/B线、C/D路线路供电。220 kV A/B线、E线线路过载严重（超1.4倍）。由500 kV供电区域内的三个地区的220 kV变电站的电压偏低。

事故处理方式：

省调下令特急拉停500 kV变电站所供地区主变7台220 kV主变负荷，实际要求拉停地区负荷900 MW。

2.2 事故拉停主变后现象分析

省调下令主变拉停指令后，地区电网现象分析如下：

2.3 地调执行主变拉停后事故处理

地调在接到各变电站主变拉停及备自投动作情况的汇报后，必须进行配合主变拉停事故处理，目前可采用两种方式：

①立即直拉备自投动作开关，即地调用电话方式下令2个县调直拉110 kV备自投动作后开关。

②地调立即直拉备自投动作负荷转移后的220 kV变电站的110 kV线路电源侧开关。

以上两种方式比较如下：

第一种方式，因备自投动作开关分布在县级电网及局属直供区，目前的地调EMS系统与县公司EMS系统未形成接口，地调无法遥控拉停县公司电网110 kV变电站开关，只能下令给以上两个县调。地调电话下令县调时，不再说明是哪些变电站备自投动作，以上两个调度必须自行再次确认本地区有哪些变电站备自投动作，方可进行拉停备自投动作的开关，其中在SCADA界面检查备自投动作的时间大约需要5 min，拉停各开关按每个开关遥控操作时间按30秒计算（不含通道阻塞情况），以备自投动作地区最多的县公司为例，共15个110 kV站备自投动作，共需7.5 min，因此，按理想状态估计，改县片区处理时间要12.5 min，如包含地调通知紧急拉停及变电站汇报地调时间（约2.5 min，共用时15 min，加上省调下达变电站拉停主变的处理过程（假设为10 min），共需25 min。

第二种方式，由地调直拉备自投动作后所转移的110 kV线路，因110 kV线路电源端均在地调局属220 kV变电站，地调可在SCADA界面直接实现遥控操作，如采用串行操作方式，按每个开关遥控操作30 s计算，共需11.5 min；如采用批处理方式（一条指令多个变电站可同时实现操作，但单个站内多个开关操作仍需按顺序进行），共涉及7个变电站，其中变电站需操作线路最多4条，每条0.5 min，共用时2 min，包含地调接变电站接令时间及地调确认时间（约3 min），共用时5.5 min。加上省调下达变电站拉停主变的处理过程（假设为10 min），共需15.5 min。

第一种方式优点是负荷控制较好，只切除备自投动作后负荷，即原来拉停要求切除的负荷，缺点是时间长，指令下达手续繁琐，且调度员事故处理应急能力要求高，第二种方式优点是时间短，处理程序简单，地调可控能力高；缺点是负荷大面积损失，出现多个变电站全站失压，且必须再进行事故拉停后的事故后方式调整，如全站失压后将备自投动作的开关断开，再恢复部分负荷送电。

2.4 存在问题小结

电网事故实施拉停220 kV主变时，其真正目的在于快速实现被拉停主变的整体负荷切除，但由于目前地区电网110 kV变电站一般采用环网接线建设，开环模式运行，较多的依靠备自投装置弥补供电可靠性，在主变拉停时，会造成地区电网内的110 kV变电站备自投装置动作，将负荷转移到运行主变，无法在第一时间内切除所需负荷，必须进行二次甚至三次拉停方能实现，同时还可能造成处理过程中运行主变过载，不仅达不到快速切除负荷的初衷，还增加了调度员对过载主变的事故处理。

3 改进措施：利用开关并行遥控操作技术拉停主变

3.1 并行控制技术说明

电网发生重、特大事故时，调度员接到省调下达的拉停220 kV主变的调度指令后，按现有调度自动化系统程序的串行遥控设计，当需控制N个开关时，遥控的执行时间为N个开关遥控时间的总和，见图1。采用并行遥控，就是同一时刻每一个站都可以独立进行遥控操作，遥控操作所需时间最长的站所花去的时间就是所有遥控操作的总时间，如图2所示。

“并行控制”软件对外提供两种遥控接口方式。原有遥控接口：保留原有的遥控方式，增加了实际控制中可以实现多工作站多人员同时进行遥控的功能。并行控制接口：接收批量遥控方式，接收自动遥控软件发来的遥控命令，由实时库模块实现“遥控选择-遥控返校-遥控执行”的过程，同时生成操作事项。“并行控制”采用线程池技术，线程池是一种多线程处理形式，处理过程中将任务添加到队列，然后在创建线程后自动启动这些任务。“并行控制”软件实际工作时，每个线程独立管理自己的遥控对象，通过专用线程来实现对遥控线程的管理。每一个遥控对象可以独立的执行遥控操作中的每一个过程。

3.2 并行控制技术在拉停主变时的运用

地调调度员在接收到省调拉停主变指令后，立即启动应急调度指令模式，地调调度员通过电话将省调下达的220 kV主变拉停指令下达到各级县公司，与此同时，计算模块提供按拉停的主变（或输入的事故切荷量以及切荷区），自动生成拉停方案。拉停方案经调度员确认后，分集控下发到各集控自动化系统监视界面，通过并行控制软件接口执行。具体执行方式如下：

该界面同步生成拉停主变名称、对应该主变所供电的开关、备自投动作需拉停对应开关以及实际拉停总负荷量。地调调度员在备自投动作需拉停对应开关中进行勾选，选中开关不被执行（即勾选出不被拉停开关），最终形成新拉停方案，经正值权限确认后发送，分集控下发到各集控自动化系统监视界面，通过并行控制4 结 语

通过对拉停主变实例进行存在问题的分析，发现其中存在的问题，并通过以上分析说明，提出主变拉停并控技术在支持系统上的应用研究，可较好的解决主变拉停与备自投动作间的矛盾，缩短重、特大事故处理时间，有效防止事故的扩大蔓延。

参考文献：

[1] 吕铭刚，吕佳珩，王玮.程序化控制在廊坊电网事故拉路中的应用[J].电子世界，2013，（18）.