巴西大停电对河南电网的启示

文 Article_王红印 付红军 胡扬宇 孙建华 王子琦

2011年2月4日，当地时间00:08，巴西东北部电网发生了大面积停电事故，事故覆盖巴西东北部7个州，损失负荷约8000兆瓦，约占东北部电网总负荷（8883兆瓦）的91%，造成约1300万人生活受到影响。事故发生后，巴西东北部电网中部区域在停电52分钟后首先恢复供电，8小时后，东北部电网主要负荷恢复完毕。这是继2009年11月10日巴西、巴拉圭发生大停电事故后不到两年时间内发生的第二起特大停电事故，引起了世界广泛关注。

前车之覆，后车之鉴。随着“十二五”期间河南电网快速向特高压电网迈进，全国联网枢纽地位进一步凸显，电网安全稳定运行面临新的挑战，而经济社会又好又快发展对电力的安全、可靠供应提出了更高的要求。这就需要汲取此次事故的经验教训，从全国联网的视角出发审视河南电网，加强电网风险防控，提升电网抵御风险能力，防止发生大面积停电事故。

一、巴西电网概况及特点

2009年，巴西年用电量3880亿千瓦时，1990年至2008年，平均年增长率为3.8%，电网负荷达到51900兆瓦，其主要负荷集中于经济发达的东南部地区。

巴西电源以水电为主。截至2009年年末，巴西全国总装机容量104000兆瓦，其中水电装机容量达74280兆瓦，约占总装机的72%。另外，巴西还有部分天然气、燃油、燃煤、核电、风电和生物质能机组。

图1 巴西发电装机组成（2009年年末）

目前，巴西电网最高交流电压等级为765千伏，最高直流电压等级为±600千伏。根据电压等级和功能，划分为输电网和配电网。巴西输电网称为国家互联电网（SIN），交流主要包括230千伏及以上电网以及跨国输电线路（138千伏），直流包括伊泰普水电站两回±600千伏送出线路。SIN覆盖了巴西约60%的国土和95%的人口。

从区域上，巴西电网可分为西北电网、北部电网、东北部电网、中西部电网、东南部电网和南部电网六大电网（如图2所示）。SIN的四大电网公司分别主管此六大区域电网，四大区电网之间主要通过500千伏线路联系。SIN电网由国家电力系统运营及调度中心（ONS）进行集中调度。

图2 巴西区域电网

巴西电网具有以下特点：（1）电压级差小，电压序列繁多。目前巴西电网交流电压等级包括750千伏、500千伏、440千伏、345千伏、230千伏、138千伏、88千伏、69千伏、44千伏、30千伏、25千伏、2.3千伏、220伏、110伏，等等。（2）电网发展不均衡。由于巴西电网近80%负荷集中分布在南部和东南部地区（包括中西部），这些区域电网是以500千伏为主网架，较为坚强。但是，北部和东北部地区负荷发展相对缓慢，地区500千伏网架较为薄弱。其中，东北部电网主网架是以保罗阿方索水电枢纽为中心，向外辐射所形成的3个日字型500千伏网架构成。（3）大区电网间联系薄弱。SIN各大区电网间主要通过1～3回500千伏线路联网，联系较为薄弱。地区电网内部存在电磁环网问题，东北部电网内密集分布500/220千伏电磁环网，以东部沿海最为集中。

二、事故经过及初步分析

1．事故前电网运行方式

事故时，东北部电网负荷8883兆瓦（据往年数据，约占巴西总负荷的14%）。保罗阿方索区域的水电厂出力5360兆瓦，占东北部电网机组出力的95.1%，供给60%的负荷。风电、燃油分布于东部和东北部的沿海负荷中心，分别占电网出力2.6%、2.3%。东北部电网与其他电网交换功率如图3所示，其受电比例达到36.4%。

图3 故障时东北部电网与其他电网交换功率

事故前一天（2月3日17:25），圣若望皮亚威—米拉格里斯线路因紧急检修停运。该线路的检修停运减弱了保罗阿方索区域水电北送能力。

2．事故经过

（1）00∶08∶00

路易斯贡扎加变电站中路易斯贡扎加—索布拉纽＃1线路故障，该线路#2主保护TLS1B板卡异常，导致失灵保护误动，跳开＃1母连接的所有开关，＃1线路断开、＃1母失压。由于该站主接线形式为3/2接线，N—1线路开断对系统影响不大，系统维持稳定运行。

（2）00∶20∶40之前

运行人员在进行路易斯贡扎加—索布拉纽#1线合闸操作时，因同样保护板卡异常，失灵保护动作跳＃2母。变电站双母失压后导致该站三个不完整串所带线路全部陪停，再加之事故前圣若望皮亚威—米拉格里斯线路检修，使得中部水电基地送往北部沿海城市的主要通道断开，跳闸线路如图4所示。

图4 故障后变电站跳闸线路示意图

（3）00∶20∶40

上述三回500千伏线路停运后，系统内潮流开始转移，导致部分线路过载跳开，而网内的电磁环网进一步恶化了这一过程，更多线路连锁过载开断，引发东北部电网的失步振荡。

00:20:40，东北部电网与北部、东南部电网间的失步解列装置动作，切除网间联络线，东北部电网与SIN解列，东北部电网进入孤网运行。系统频率低至56.8赫兹，低频减载动作5轮次，加之负荷自身的低压保护，共切除负荷5754兆瓦。低频减载动作后，系统于00:20:59频率恢复至61赫兹。

（4）00∶21∶00～00∶21∶50

由于电网损失了约65%的负荷，系统出现高频、过电压问题，系统元件的高频、过电压保护动作，切除部分电容器、线路以及发电机组，共计损失电源3338兆瓦。此时，东北电网频率急剧下降，00:21:50系统频率跌至46.5赫兹。

（5）00∶21∶50～00∶29∶00

系统低频、低压减载轮番动作，系统频率一直维持在47～48.5赫兹之间，这一过程共持续了7分20秒。至00:29:00系统完全崩溃。

3．事故后恢复

东北部电网中部区域在停电52分钟后首先恢复供电。事故停电8小时后（即早上8点），东北部电网主要负荷恢复完毕。

三、事故暴露出的问题及对河南电网的启示

1．可靠的继电保护装置是电网安全运行的前提

此次大停电事故的直接原因是路易斯贡扎加—索布拉纽#1线路保护装置TLS1B的板卡异常，导致失灵保护误动，而该装置运行时间已长达30年。

历次大停电事故表明，继电保护装置的任何异常和不正确动作都将有可能导致电网灾难性事故，继电保护系统的可靠运行对大电网安全可靠运行至关重要。因此，要加强对继电保护装置的运行维护管理，对于运行年限长、元器件老化问题严重的继电保护设备要及时进行改造。

2．坚强的电网结构是电网安全稳定运行的基础

巴西东北部区域电网的东北部沿海地区负荷中心主网架为220千伏等级，对外部供电依赖度高，缺乏500千伏电压等级线路支撑能力，没有形成坚强的受端系统，使系统抵御连锁事故能力严重不足。

随着河南电网“承接特高压，呼应大中原”战略的逐步实施，河南将接受来自新疆哈密±1100千伏特高压直流以及华北、华中1000千伏特高压交流电力，电网将呈现特高压交直流混联特性，电网潮流特性将发生根本性变化，河南电网稳定特性也更趋复杂。同时，河南部分区域220千伏电网N—1方式下存在“一线带多站”现象，电网抵御连锁故障能力不足。因此，需要远近结合，充分考虑电网过渡运行所面临的复杂形势，构筑坚强的网架结构，为电网安全运行奠定良好基础。

3．合理均衡的电源布局有利于电网安全稳定运行

一个负荷中心和多个分散的外部电源有利于电网的安全稳定运行，这是避免大面积停电极为有利的前提条件。然而，巴西东北部电网的电源单一且集中分布在中部的保罗阿方索区域，其他区域电源支撑能力匮乏。

随着“十二五”期间河南电网节能减排力度的加大，机组关停逐步扩大至200兆瓦，甚至300兆瓦容量机组，区域电网发用电形势发生变化，电源布局与用电需求不协调的局面进一步加剧。河南部分220千伏区域电网“空心化”特征愈发突出，供电能力主要依赖于500千伏主变容量，电网无功支撑严重不足。因此，需要借鉴国内东部发达省份电源在各电压等级均衡接入的成功经验，优化电源布局，引导电源和电网的协调发展。

4．优化的变电站主接线有助于提升电网抵御风险能力

路易斯贡扎加变电站作为枢纽变电站，在电网中的地位非常重要。但是从运行角度看，该站出线配串不合理，不完整串占一半以上，区域间重要联络线均接于不完整串中。发生双母失去故障后，三个不完整串所接线路全部陪停（如图5所示），破坏了东北部电网中部与北部沿海城市网架结构，引发潮流大范围转移。

图5 路易斯贡扎加变电站主接线图

与路易斯贡扎加变电站类似，河南电网也存在部分配串和配出不够优化的500千伏和220千伏枢纽变电站，这些变电站一旦出现母线失压故障，电网存在电压失稳、孤网运行等问题。为提升电网抵御风险能力，需要在电网规划、建设阶段高度重视变电站主接线方式，进一步优化元件间隔设计。

5．全面深入的电网稳定评估是保障电网安全运行的重要手段

从目前掌握的信息来看，调度人员对处理路易斯贡扎加变电站母线失压缺乏应对措施。若事故前开展严重故障、连锁故障对电网潮流和稳定水平的影响分析，评估电网内部500/220千伏电磁环网电网稳定特性，并在此基础上编制“变电站双母失压后切除相应水电机组的控制措施和事故预案”，增强电网应对故障的控制能力，就有可能避免电网的失步振荡以及后续事故蔓延。

随着特高压扩建工程的投产，河南电网运行方式愈加复杂，电网控制难度进一步加大。必须高度重视电网运行方式，增强运行方式分析力量，严格遵循没有经过稳定分析的方式不得付诸运行的原则。同时要积极探索多级调度协同工作机制，提前进行电网运行控制和事故处理策略研究的各项准备工作，提高河南电网适应性，确保特高压全国联网的安全稳定运行。

6．完善的第三道防线和机网协调是防范系统崩溃的重要措施

巴西东北部电网在事故发展过程中出现了频率、电压相互交织的问题，低频减负荷和高频切机轮番动作，直至系统崩溃。

随着电网的快速发展，电网呈现“牵一发而动全身”特性，第三道防线成为保证电网的最后一道“生命线”。电网结构或负荷潮流发生变化时，应及时全面评价解列装置、低频/低压减负荷、高频切机等装置和定值的有效性，定期开展机组涉网保护定值、励磁系统、调速系统等机网协调专项技术监督。