EMS系统一般事故预判信号在电网运行中的应用及分析摘要：EMS系统一般事故预判信号用于电网负荷损失程度判断，对电网调度具有重要参考意义，但由于判断机制存在一定的偏差。本文以地区电网事故跳闸的一个案例入手，分析事故预判信号的应用及问题，并提出改善措施。关键词：EMS系统；事故预判信号；应用；分析DOI：10.16640/jki.37-1222/t.2017.19.1331案例概述2016年7月18日00：27，AB甲线及AB乙线同时发生事故跳闸，造成2个110kV变电站失压（B站、C站）及下辖1个110kV风电厂失压（J风电厂），J风电厂报厂内设备正常，机组解列。实际损失负荷14MW，无重要用户及保供电用户。失压期间自动化设备、电源、自动化远动业务正常。00：30地调EMS系统因“A县调有功总加”变化超过40%（数值骤降71.95MW）引起“地调发生一般事故预判”信号动作，00：34恢复。2一般事故预判信号动作分析“A县调有功总加”计算分量包含了220kVA站两台主变总有功、A县调片区三个风电厂（J风电厂、K风电厂、L风电厂）有功总加，以及少数110kV边缘线路有功。其中，J风电厂取“J风电厂#1主变变低301有功”，K风电厂取“110kVD站DK线有功”（负加数），L风电厂取“110KVE站EL线有功”（负加数）。结合远动报文对220kVA站有功及A县调片区三个风电厂有功的计算分量进行分析，情况如下：从表中可以看出，由于J风电厂发电机组解列，7月18日00：27：48引起J风电厂有功总加由36.55MW骤降为0MW；00：27：41，K风电厂有功总加由22.41MW骤降为9.69MW；00：27：49，L风电厂有功总加由50.20MW下降为27.52MW。从主站的遥测数据来看，上述3个电厂损失有功在00：27：49时数值上合计为71.95MW，而A站两台主变高压侧的有功总加直到00：29：07才开始明显变化，导致00：27：49时“A县调有功总加”在数值上减少了46.02%（事件发生前“A县调有功总加”为156.34MW），超过当时A县调有功总加的40%，从而产生了“地调发生一般事故预判”信号动作。由此可看出：（1）A站遥测数据上送延迟，是造成本次“地调发生一般事故预判”信号动作的直接原因。而电网实际并未发生“一般事故”。（2）“地调发生一般事故预判”信号的产生机制是按照按照省统一标准执行的，对“地区有功总加”和“A县调有功总加”遥测进行监测，以5秒為周期，若两次遥测值的变化超过2%，则开始进行计时，然后选取120秒内的变化极值，判别最大损失负荷的比例，若“地区有功总加”损失比例大于20%小于40%或“A县调有功总加”损失比例大于40%小于60%，则发送“地调发生一般事故预判”信号动作。在该机制下，本次信号判别正确，功能正常，但与事实不符。（3）在现有机制下，若出现出力较大的发电机组停运或解列的情况，则由于遥测延迟有可能导致一般或较大事故预判信号的产生。3改善措施A站遥测数据上送延迟，是造成本次“地调发生一般事故预判”信号错误动作的直接原因。当时A站使用101模拟通道进行通信，遥测上送延迟是由于当时遥信信号过多。分析A站101报文得知，跳闸事件00：27：33以后主站接收到的内容全部为单点遥信及遥信SOE，由于101报文存在一问一答的形式，每一帧问答存在几秒的传输延时，因此直到00：28：30遥信上送完毕才开始上送遥测数据（跳闸事件引起的变化），造成了遥测数据延迟。事件发生时A站使用104网络通道作为备用通道，分析104报文可以看出，00：27：33.076因为跳闸事件开始上送遥信变位，由于104报文为非平衡传输形式，厂站端上送信息不需要经过严格的问答对应，因此不存在问答引起的传输延时，同一秒内（00：27：33.720）就接收到了厂站端发送的变化遥测。可见104报文反映的遥测变化比较频繁，也更加接近实际变化，A站有功总加在短时间内存在先上升后下降的过程（下降很可能是由于地方电厂恢复出力引起），而101报文由于延迟只反映出最终状态。两类报文反映出的最终状态一致。综上所述，得出如下结论：（1）101模拟通道的数据传输存在较大延迟，104网络通道传输速率比101模拟通道快得多，能够更准确的反映数据的实时变化。（2）在本次事件中，若A站以104网络通道作为主通道，在三个风电厂有功计算分量大幅降低的时候，A站有功计算分量能够及时地反映出...