基于巴西“8·15”大停電事故的仿真分析與思考

李 聰

（國網北京市電力公司，北京 西城 100031）

0 背景

2023年8月15日巴西東北部地區一回500 kV線路保護誤動作跳閘，引起潮流大范圍轉移及電網電壓驟降，隨后電網解列為東北部、北部、東南/中西/南部電網3部分：北部電網形成孤網后頻率驟降，區域內負荷全停；東北部電網電源分布密集，孤網后頻率先升后降，誘發低頻減載切除大量負荷；東南/中西/南部電網觸發低頻減載，切除部分負荷后系統頻率恢復穩定[1-2]。

本文基于某地區電網設置相似故障進行仿真分析并得出相關結論[3]。

某地區電網接線圖如圖1所示。

圖1 某地區中南部電網接線圖

正常方式下，某地區電網結構合理，網架堅強，穩定性好，抗擾動性強，為模擬出巴西電網類似故障，更好地調整電網方式，削弱某地區電網網架結構，并增加北部送端新能源出力，降低南部受端機組出力。

1 初始潮流調整

某地區電網北部裝機較多，用電負荷相對中部、南部較少，電網潮流整體上呈現出北電南送、西電東送的格局。本算例調整某地區北部風、光等新能源出力，使其大發；為削弱網架結構，將500 kV朔云線、寨賢雙回線停運，北電南送斷面（500 kV忻侯雙線+朔云線+寨賢雙回線）只保留忻侯雙回線運行，同時將1000 kV長南I線停運（在給定方式下，長南線為某地區南部電網受電通道），南部地區外網聯絡線還剩500 kV陽桂雙、潞辛雙2個外送通道，停運某地區南部幾座大容量電廠，降低南部地區電源總出力和支撐能力，方式調整情況如圖2、圖3、圖4所示。此時若±800 kV雁淮直流發生雙極閉鎖，由于潮流轉移可能會導致某地區電網北電南送斷面出現重過載。

圖2 方式調整1

圖3 方式調整2

圖4 方式調整3

本算例中，某地區北部電網對應于巴西東北部電網，某地區南部電網對應于巴西東南/中西/南部電網，巴西北部地區全停即系統頻率無法維持穩定，本算例將其一起納入巴西東南/中西/南部電網頻率跌落問題進行研究。

2 設置±800 kV雁淮直流雙極閉鎖故障

經方式調整后的某地區電網同樣具有新能源出力大發，網架結構薄弱，電源支撐能力不足等特點。本算例調整雁淮直流輸送功率為4 850 MW，±800 kV雁淮直流發生雙極閉鎖后，系統仍可保持穩定，但北部潮流通過500 kV C雙回線發生大面積轉移，C線故障前負載率已接近60%，不滿足N-1運行?！?00 kV雁淮直流閉鎖后500 kVC雙回線有功上升至2 300 MW左右，負載率上升至85%以上（額定載流2 700 MW），雙回線路重載運行，嚴重不滿足N-1。

500 kV C雙回線功率變化曲線如圖5所示。

圖5 忻候雙回線負載率

±800 kV雁淮直流閉鎖后，受仿真系統軟件功能限制，無法自動切除交流濾波器，也無法手動切除，雁門關換流站無功過剩導致其電壓上升，而侯村站、忻州站電壓下降是由于直流閉鎖后大量潮流轉移，其所在路徑潮流加重導致，詳情如圖6所示。

圖6 雁門關換流、忻州、侯村站母線電壓

3 設置復雜連鎖故障后，考慮某地區電網安控裝置動作情況[4]

±800 kV雁淮直流閉鎖后500 kV C雙回線負載率上升至85%以上，重載運行，線路發熱，又由于線路本身存在絕緣缺陷（人為假想），線路溫度升高后，絕緣擊穿，500 kV CⅠ線發生短路故障，又由于二次系統裝備技術水平相對較低（對照巴西電網設置），CⅠ線主保護拒動，故障發生0.5 s后，后備保護動作切除故障，某地區電網南北通道潮流全部轉移至CⅡ線單回線路，遠超過其穩定極限，導致某地區南北電網之間產生劇烈振蕩，各外網聯絡線功率也發生大幅度振蕩。

仿真系統中設置±800 kV雁淮直流1 s閉鎖，4 s時500 kV CⅠ線發生相間短路故障，0.5 s后切除，CⅡ線作為某地區電網省內唯一南北通道發生嚴重的功率振蕩，且振蕩幅值遠超過其熱穩定極限（2 700 MW），導致某地區南北電網之間產生劇烈振蕩；各外網聯絡線功率也發生大幅度振蕩，CⅠ線跳閘后（約為仿真時長4.5 s時）某地區南部陽桂雙、潞辛雙外網聯絡通道功率反送——由外送通道轉變為受入通道；此外侯村站電壓產生劇烈振蕩，最低跌落至0.75額定值，可能導致甩掉大量負荷。

故應在CⅠ線跳閘后（約為仿真時長第5 s時）設置第三道防線動作使CⅡ線失步解列，將某地區電網解列為南、北兩部分，解列后，北網振蕩依然劇烈，南網振蕩程度減弱——判斷振蕩中心位于某地區北網。

3.1 僅考慮解列失步線路

根據解列與否，CⅡ線有功功率分別如圖7、圖8所示。

圖7 忻候Ⅱ線有功功率（不解列）

圖8 忻候Ⅱ線有功功率（解列）

北網忻州站電壓不斷發生振幅振蕩，直至失穩。北網忻州站頻率起初還可保持穩定，13 s開始突然振蕩上升，發生頻率崩潰，分別如圖9、10所示。

圖9 忻州站電壓

圖10 忻州站頻率

北網大房三回、苗保雙回等外部聯絡線不斷發生振幅振蕩，直至失穩，如圖11所示。

圖11 大房Ⅰ線、苗保Ⅰ線有功功率

如忻候Ⅱ線不解列，南網侯村站電壓產生劇烈振蕩，最低跌落至0.75額定值，可能導致甩掉大量負荷。如忻候Ⅱ線解列，南網侯村站電壓振蕩程度明顯減弱，但未完全消除，如圖12、圖13所示。

圖12 侯村站電壓（忻候Ⅱ線不解列）

圖13 侯村站電壓（忻候Ⅱ線解列）

如CⅡ線不解列，G變電站頻率產生劇烈振蕩，在50 Hz附近發生±4.5 Hz范圍內的振蕩，將嚴重危害電力系統安全穩定運行——引起汽輪機葉片斷裂；使發電機出力降低、機端電壓下降、危及廠用電安全；對用電設備可能產生不良影響；造成電力系統安全自動裝置、繼電保護誤動，更好地迅速采取措施，消除振蕩，如圖14所示。

圖14 侯村站頻率（忻候Ⅱ線不解列）

如CⅡ線解列，南網G變電站頻率振蕩程度明顯減弱，但也未完全消除，在49.8 Hz附近發生±0.2 Hz范圍內的振蕩，短時內不會對系統造成較大危害，但長時間不處理也存在振蕩加劇風險，引發連鎖故障，應采取措施盡快消除，如圖15所示。

圖15 侯村站頻率（忻候Ⅱ線解列）

發生連鎖故障后，僅僅解列CⅡ線南部電網振蕩仍未完全消除，這是因為南北網4個外送通道之間也存在電氣聯系，北網的功率振蕩雖不會經省內傳遞至南網，但仍可經外網通道遠距離傳遞回南網，使其仍有一定程度振蕩，通過解列E雙、F雙4條受入外網聯絡線可將南網振蕩消除，如圖16、圖17所示。

圖16 陽桂一線、潞辛一線有功功率（不解列任何線路）

圖17 陽桂一線、潞辛一線有功功率（只解列忻候Ⅱ線）

同時解列忻候Ⅱ線、陽桂雙、潞辛雙后，南部侯村站電壓、頻率不再發生振蕩，但由于本地電源容量不足，支撐能力較弱，頻率持續下降，仿真至25 s頻率已跌至47.5 Hz以下，這時如果不盡快采取措施，南部電網仍將崩潰。

采取新措施后，侯村站電壓不再發生振蕩，最終恢復至額定值附近，如圖18、圖19所示。

圖18 侯村站電壓（只解列忻候Ⅱ線）

圖19 侯村站電壓（同時解列忻候Ⅱ線、陽桂雙、潞辛雙）

3.2 解列失步線路后，考慮在某地區南網切負荷

由于某地區南網是受端電網，幾回重要通道全部解列后，本地電源支撐能力、發電能力均不足，頻率開始快速下降，在仿真至15 s時跌落至48.5 Hz左右時，低頻減載裝置動作，切除大量負荷，使頻率回升至49.8 Hz，位于額定值附近，某地區南部電網基本恢復穩定運行。如果頻率缺額過大，或低頻減載無法正確動作，將發生區域全停事件，對應于巴西北部地區全停問題，受仿真系統軟件限制，各機組不具備低頻自動解列功能，故難以仿真出系統頻率崩潰造成區域全停的結果，如圖20、圖21所示。

圖20 侯村站頻率（三通道同時解列后不切負荷）

圖21 侯村站頻率（三通道同時解列后切負荷）

3.3 解列失步線路后，考慮在某地區北網切機組

北部電網由于直流閉鎖后，產生大量功率盈余，起初可通過500 kV忻侯雙回線南北聯絡通道將潮流轉移至南部，系統穩定，但忻侯雙回線重載運行并發熱后，忻侯Ⅰ線因設備本身缺陷演變出短路故障，又由于線路速動保護拒動（500 kV線路近端0.9 s，遠端1 s），故障延時切除，導致北部電網大量機組異步運行，系統失去穩定。

為便于觀察曲線變化，分析北部電網振蕩問題時，設置直流閉鎖時間仍發生在1 s，500 kV忻侯Ⅰ線短路故障發生在13 s，延時1.2 s后切除，500 kV忻候二線在14.5 s時失步解列，使某地區南北電網解列，15 s時北部電網第三道防線動作，切除大量新能源機組和京隆、恒北、暄陽等6座電廠的異步運行機組，系統恢復至穩定。

采取切機措施后，忻州站電壓恢復至穩定。忻州站電壓初期（5～10 s左右）下降至0.97 p.u.是由于直流閉鎖，潮流大面積轉移，導致其余線路潮流加重，運行線路壓降增多引起，后期（約20 s以后）忻州站電壓上升至略高于1.0 p.u.，是由于切除大量發電機組網內潮流降低，線路壓降明顯下降，某地區北網末端電壓升高，如圖22、圖23所示。

圖22 北部忻州站電壓（不切機）

圖23 北部忻州站電壓（切機）

采取切機措施后，忻州站頻率恢復至穩定。忻州站頻率初期（5～10 s左右）上升至50.1 Hz是由于直流閉鎖，潮流大面積轉移，有功過剩，后期（約20 s以后）忻州站頻率下降至49.5 Hz是由于振蕩后大量切機發電不足引起，如圖24、圖25所示。

圖25 北部忻州站頻率（切機）

采取切機措施后，大房、苗保等外網聯絡線功率恢復至穩定。聯絡線功率絕對值初期（5～10 s左右）上升是由于直流閉鎖，潮流大面積轉移，有功過剩，后期（20 s以后）大房聯絡線外送功率絕對值顯著下降，是由于大量切除了新能源發電機組和異步運行機組；苗保聯絡線外送功率基本維持不變，則是由于保留了王家嶺、塔山、神泉、河曲等4座電廠的同步運行機組，在某地區電網大量新能源、異步運行機組解列的同時盡可能保證重要聯絡線功率外送，保證華北電網電力電量平衡，如圖26、27所示。

圖26 大房Ⅰ線、苗保Ⅰ線有功功率（不切機）

圖27 大房Ⅰ線、苗保Ⅰ線有功功率（切機）

4 結束語

通過對巴西8·15大停電案例的學習，了解到巴西電網存在結構薄弱、電源支撐不足、技術防線不完善、安全管控有短板等問題。而我國電網具有科學合理的電網網架結構，二次設備可靠性高，在大力發展特高壓，新能源的同時，同步建設了足夠規模的支撐性電源，具備足夠的抗擾動能力和靈活的送受電能力，個別地區如西藏、新疆等負荷分散的廣袤地區網架結構相對薄弱，存在一定的穩定問題[5]。如要仿真類似故障，必須大規模破壞電網結構，增加送端電廠出力，降低受端電廠出力，增加斷面傳輸功率，設置復雜連鎖故障，甚至降低設備額定載流量（如假設忻候雙回線額定載流從2 700 MW變為2 300 MW，則直流閉鎖后，忻候雙回線滿載運行）方可實現。事故處理過程中分析發現解列設備的可靠選取和振蕩源的準確判斷較為關鍵，且調度員不僅要關注本省電網方式變化，還要關注外網聯絡線之間的間接影響；電網解列后受端地區發生頻率急劇下降時，可采取低頻減載等措施維持系統頻率穩定；找到振蕩中心地區后，可采取切除大量支撐能力較弱的新能源機組、異步運行機組使系統恢復至穩定，并盡量保證其余機組恢復至同步運行，減少外送功率損失，保證其余省網電力維持平衡。