广东电网有限责任公司东莞供电局 费宏运

随着经济快速发展，地区负荷快速攀升，电力设备所担负荷越来越重，220kV 及以上主变与线路断面重载情况也愈加严重，对地区电网安全稳定运行带来极大的挑战。因此，工作人员每日需要核算地方电厂出力以及电网运行情况，对电网的断面与划分方式进行日前评估与调整，保证电网满足安全稳定运行条件[1-3]。但随着电网规模的日益扩大及运行方式的复杂化，电网断面评估计算工作量急剧增加，不仅影响了工作人员日常工作效率，而且增加了计算失误的风险。

为了提高目标对象的预测精度，张锐等[4]提出了一种利用多重迭代方法的电网断面预测方法，有效实现了多类数据的电网断面精准预测。刘林等[5]充分考虑了气象因素对电网断面的影响，建立含气象因素的神经网络预测模型，该模型可以适应复杂的电网环境，具有较好的实用性。张建国等[6]提出了一种长短期记忆高精度负荷预测流程，并与电网断面控制策略相结合，表明该方法具有较好的实用效果。黄宇鹏等[7]给出了一种基于模式识别电网运行断面估计算法，引入了相似的概念，有效提高了潮流计算结果的准确性。目前已有的断面研究方法大多考虑的是提高断面预测的精准度，对含电厂的电网断面评估方法研究较少，然而目前传统电网断面评估方法主要依靠人为计算与评估，耗时较长，易计算失误，且不能反应与电厂关联的多个关键断面同时变化情况，面对当前日益复杂的电网运行方式，传统电网断面评估方法显然已经不再适应。

综上所述，为克服当前电网断面评估人工计算工作量大、不具备实时展示等问题，本文提出了一种基于电厂日前发电调度的输变电断面预测方法，该方法通过电网运行控制系统中的主变与线路历史数据，结合日前电厂发电计划，根据电网运行方式与电厂上网路径，在电网运行控制系统中搭建输变电断面预测平台，对次日输变电断面智能进行预测。

传统电网断面评估方法主要流程为：工作人员提前收集各电厂次日出力计划，根据当前电厂上网路径与电网运行方式，结合当前电网负荷对次日电网断面情况进行评估。根据评估结果确认电厂出力计划是否满足电网安全稳定约束。但随着电网规模快速扩大，传统电网断面评估方法的缺点也愈加突出，其主要存在以下几个问题：一是传统电网断面评估主要依靠工作人员利用当日电网运行情况进行人工核算，计算过程耗时较多，需要逐级向上评估主变与线路的断面裕度，工作量较大，已经不适应当前日益复杂的电网形势。二是由于传统电网断面评估方法需要逐一计算判断，无法同时快速评估单个电厂出力对整个地区电网断面变化影响情况，且不具备实时展示等特点，在很大程度上弱化了工作人员对电网的实时运行把控能力。三是传统电网断面评估方法还停留在人工计算层面，没有充分发挥电网运行控制系统实时监控潮流数据的优势，不符合当前电网智能化发展方向。

含电厂的电网运行方式图如图1所示。500kV的A变电站作为某地区供电电源，分别供220kV变电站B、C 负荷，110kV 电厂D 则经110kV BD 甲乙线从220kV 变电站B 处上网供相关负荷。由图1可知，电厂D 出力的变化会对220kV AB 甲乙线、220kV变电站B以及500kV变电站的电网潮流产生明显影响。因此，需要对220kV AB 甲乙线、220kV变电站B以及500kV变电站做好断面评估等相关工作。

图1 含电厂的电网运行方式

该方法首先根据发电机的设备性能与运行参数，确定其最大出力上限，通过主变过负荷能力与线路热稳定极限计算主变与线路的断面限值Ssub、Sline，同时收集各电厂次日的发电计划，通过电网运行控制系统中获取当日电网运行状态的实时信息，包括发电机组的实时出力、主变实时负荷、线路实时负荷，将当日的主变与线路的实时负荷作为次日主变与线路负荷的参考值、，即利用已有系统运行数据，预测次日24h 电网实际负荷数据，即并计算次日24h 负荷的最大值将断面限值与含电厂计划出力后的实际负荷进行比较，即若ΔSsub、ΔSline均为非负数，表明次日电厂计划出力满足主变断面与线路断面需求，无须调整。否则，表明次日断面存在过载风险，需要及时调整次日电厂出力或方式，保障电网安全稳定运行约束。输变电断面预测方法流程图如图2所示。

图2 输变电断面预测方法流程图

电网断面限值的计算方法，断面限值是以“N-1”作为准则，指电网中任一设备因故障跳闸或计划停运，电网依然能满足安全运行，潮流、电压及频率依然能保持在正常合格范围以内。

例如，某变电站有N台主变并列运行，每台主变额定容量为Q，主变过负荷能力系数δ，功率因素为λ，则该N台主变的断面限值计算方法为：

同理，某双回输电线路若事故限流值为Imax，功率因素为λ，其断面限值因考虑单回线路故障后，另外一回输电线路最大可输送功率限值，这里给出线路电压等级为U，则该双回输电线路断面限值为：

根据电厂的上网路径，构建含电厂出力的输变电断面预测计算模型，同时根据电网方式的改变实现动态调整，为实现输变电断面预测奠定基础。根据本文所述方法，可在电网运行控制系统中构建基于电厂日前发电调度的输变电断面预测平台，其平台框架如表1所示。

表1 输变电断面预测平台

所以，本文提出的基于电厂日前发电调度的输变电断面预测方法，可以整理出电厂发电计划与地区电网方式的逻辑关系，并将其转化为可量化的计算公式。

由表1可知，该平台主要包括了最大出力、有功、日前计划出力、断面实时值、预测次日断面最大值以及断面限值等功能模块。电厂最大出力由机组的技术参数与设备性能决定，电厂有功出力可以通过电网运行控制系统实时获取，日前计划出力模块由工作人员根据电厂次日计划出力进行置数。

断面实时值是指含电厂的关键输变电断面，可以通过电网运行控制系统实时获取。预测次日断面最大值是根据“（当日断面实时曲线+当日电厂出力实时曲线）的最大值-日前计划出力”计算得到，将其嵌入系统模型，实现自动计算。断面限值则是根据各关键设备断面过负荷以及事故限流能力计算得到。

由此可知，该平台可充分发挥电网运行控制系统实时监控潮流数据的优势，快速完成次日含电厂的输变电断面智能预测，有效实现关键输变电断面智能评估，而工作人员仅需要每日在该平台对日前计划出力模块进行置数，便可以快速得到次日断面，而且能同时展示电厂出力对各关联断面的变化情况，便于工作人员根据需要对次日电厂发电计划或电网方式进行提前预控，优化日常工作流程。

为了解决当前电网断面评估人工计算工作量大、不具备实时展示等问题，提出了一种基于电厂日前发电调度的输变电断面预测方法，该方法通过电网运行控制系统获取电网潮流数据，依据当前电网方式与电厂上网路径，搭建含电厂的输变电断面预测平台，有效实现了次日关键输变电断面预测，简化了工作流程。

一是优化了传统电网断面评估方法。充分利用了电网运行控制系统实时潮流监控的优势，根据提前设定的相关计算模型，快速实现主变与线路断面的实时获取与展示，提高了工作效率，规避了人为计算失误的风险。

二是建立了输变电断面预测平台。该平台可以直观地展示单个电厂出力变化对整个地区电网断面的影响情况，便于调度台对电厂出力与电网运行方式的把控，减轻了调度台的工作压力。

三是实现了含电厂的电网断面智能预测。不需要人为每日进行断面核算工作，使断面评估工作由人工计算转向智能化方向发展，方便调控员进行电厂或电网方式的调整。

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