“9.28”及“2.8”南澳大利亚电网大停电事件对我国电网调度运行的启示

／国家电网公司 葛睿 王坤 王轶禹 新能源电力系统国家重点实验室（华北电力大学） 刘敦楠／

“9.28”及“2.8”南澳大利亚电网大停电事件对我国电网调度运行的启示

／国家电网公司 葛睿 王坤 王轶禹 新能源电力系统国家重点实验室（华北电力大学） 刘敦楠／

2016年9月28日，南澳大利亚电网发生因风机大量脱网造成全网垮网事件，损失负荷183万kW。2017年2月8日，南澳电网发生因风电出力低于预测造成的大量用户非计划停电事件，损失负荷30万kW。本文对两次停电事件的经过及原因进行了分析，并从强化电网结构、改善风电机组涉网特性、加强电网平衡能力实时监视分析等方面提出了两次停电事件对我国电网调度运行管理的启示。

停电；风电；涉网性能；平衡能力；调度运行

0 引言

近年来，较大规模电网停电事件在世界各地时有发生，给社会生产和居民生活造成不利影响[1-7]。2016年9月28日，南澳大利亚电网发生因风机大量脱网造成全网垮网事件，损失负荷183万kW[8]。2017年2月8日，南澳电网发生因风电出力低于预测造成的大量用户非计划停电事件，损失负荷30万kW[9]。不到5个月时间内南澳电网发生两次停电事件，其共同特征是受极端天气影响负荷飙升、风电机组运行调节能力不足导致连锁性故障。

随着我国风电并网规模迅速扩大，装机占比不断提高，在有力促进清洁能源利用的同时，也给电网运行带来了新挑战，突出表现在风电机组转动惯量小、频率及电压调节能力弱、耐受系统扰动能力偏低等[10]。进一步分析近期南澳大利亚电网发生的两次故障，对我国并网风电机组运行调度及管理工作具有借鉴意义。

本文首先介绍南澳大利亚电网基本概况及主要特点，之后对2016年9月28日、2017年2月8日两次停电事件的经过及原因进行分析介绍，最后提出两次事件对我国并网风电机组调控运行管理的几点启示。

1 南澳大利亚电网概况及特点

1.1 电网概况

南澳大利亚电网位于澳大利亚南部的南澳大利亚州，通过Heywood双回275kV交流联络线及Murraylink直流（220MW,电缆线路）和澳大利亚主网相连，为一较为典型的末端电网。南澳电网骨干网架电压等级为275kV，网内总装机容量5042MW（其中气电2614MW，风电1595MW，光伏发电705MW，柴油发电机128MW）。历史最大负荷超过3000MW（统调口径）。南澳电网地理接线图如图1所示。

1.2 电网特点

（1）交直流混联

南澳电网通过Heywood双回275kV交流联络线及Murraylink直流和主网相连，为交直流混联电网，和主网同步互联。

（2）风电占比高

南澳电网网内风电装机占比约30%，实际运行中风电出力占比往往更高，频率和电压调节难度加大。

（3）网内存在275kV/132kV电磁环网

由图1可见，南澳电网网内存在275kV/132kV电磁环网，电网稳定水平受到一定影响。

1.3 调度及市场体系

澳大利亚国家电力市场（National Electricity Market, NEM）电网由昆士兰、新南威尔士、南澳大利亚、维多利亚、塔斯马尼五州电网互联组成。其电力市场采用现货和中长期合同相结合的方式进行交易。澳大利亚能源市场运行商（Australian Energy Market Operator, AEMO）统一负责电网的调度运行和交易组织，建有两个异地同时运行的调控中心，每个调控中心都具备独立对全网进行调度的能力。正常情况下，网内各电厂对每5min电量进行报价，AEMO根据竞价结果安排网内每台机组的实时出力；在电网故障、断面功率越限等紧急情况下，根据相关法律法规，AEMO有权中止市场交易，采取调整机组出力、拉闸限电等各类手段保障电网安全稳定。五州电网内电厂、输配电设施运营及电力销售由不同的公司承担，共计100余家，和AEMO间相互独立。

图1 南澳电网地理接线图

2 2016年9月28日垮网事件经过及原因分析

2.1 事故前电网运行方式

事故发生当日上午，调度部门接到气象部门关于南澳局部地区风力可达120km/h的预警。考虑到网内风电机组的切出风速为90km/h，调度部门对网内部分风机脱网的工况进行了校核。经校核，当网内有260MW风机因风速过高脱网时，电网可保持稳定运行。因调度部门未收到本日将遭遇更强台风的预报，所以未对更加严重的故障进行校核。包括Heywood双回275kV交流联络线发生N-2故障在内的一些严重故障被认为超出设防标准。另外，考虑到可能面临的恶劣天气，网内两条计划检修的132kV交流线路于当日提前恢复运行，以加强网架结构。

故障发生前，南澳电网运行正常，全网统调发受电电力为1826MW，其中风电出力883MW，气电出力330MW，区外受电613MW（Heywood双回275kV交流联络线499MW，Murraylink直流114MW）。全网有2条275kV交流线路和1条132kV交流线路处于计划停运状态，对网内限额影响不大。事故发生当日全网风电出力曲线如图2所示，由图2可见，在14∶30和15∶45左右，网内确实发生过部分风机因风速过高而脱网的情况，最大脱网300MW左右，未影响网内平衡及电网稳定。

图2 事故当时南澳电网风电出力曲线

2.2 事件主要经过

当日16∶16∶46～16∶18∶14，因台风袭击，在1.5min内，南澳电网发生4条次275kV交流线路及1条次66kV交流线路故障跳闸，其中3条次重合成功、2条次未重合、1条次重合失败。5次线路故障及1次重合失败造成网内6次电压跌落。图3为5次故障期间近区母线的电压曲线。

图3 5次故障期间近区母线电压曲线

众所周知，并网风电机组应具备一定的低电压穿越能力，以保证风机在电网电压短时跌落过程中不发生脱网[11,12]。图4为南澳电网一典型的风电机组低压穿越能力曲线。由该图可见，当风机母线电压跌落至0.05pu时，风机可保持0.3s不脱网，当风机母线电压跌落至0.8pu时，风机可保持10.2s不脱网。对比图3、图4，在南澳电网多次故障期间，每次电压跌落的幅度及持续时间都不至引起网内大量风机脱网。然而，南澳电网并网风机普遍存在一个之前不为调度部门了解的保护策略，即当短时内经历多次低电压穿越时，为保护机械构件、冷却阻尼电阻，并网风机将跳闸或自动降低出力。该保护的动作定值为2min内发生低电压穿越2～10次（具体次数视风机型号而定），因此，在该保护策略的作用下，当发生6次电压跌落后，16∶18∶15，网内共计456MW风机脱网，占故障前网内总负荷的25%。

图4 南澳电网一典型风电机组低压穿越能力曲线

大量风机脱网后，由于网内功率失衡，南澳电网频率迅速下降，造成其与主网间功角差持续加大，16∶18∶15，双回Heywood 275kV交流联络线失步解列装置动作将线路解列。双回交流联络线解列后，事故前输送的约500MW功率也随之损失，从而造成南澳电网频率进一步下降。

由于网内风机占比高，系统转动惯量小，在存在大量功率缺额的情况下，南澳电网频率在短短400ms内由49.5Hz跌落至47Hz，频率跌落速度达6Hz/s，远大于低频减载装置3Hz/s的响应速率，16∶18∶16，南澳电网全网因频率崩溃全停，损失负荷1826MW，其剩余与主网相连的Murraylink直流（输送功率114MW）也随之闭锁。从网内最后一次交流故障导致风机脱网至南澳电网全停，仅持续了1s左右。

图5为南澳电网全停前网内5次交流线路故障及全停发生时刻时序图。

图5 故障时序图

2.3 恢复情况

全停事故发生后，调度部门开始对南澳电网进行黑启动。黑启动总体分为以下三步。

通过对网内一二次设备运行状态进行巡检评估，确认设备是否具备恢复运行条件。防止黑启动过程中发生人身事故或电网失稳。经评估，因南澳北部地区部分线路断线，且仍有大风天气，调度部门决定北部地区电网暂不恢复。

（2）逐步建立网内电压

16∶30，即全停事故发生12min后，调度部门决定同时采用Quarantine电厂黑启动和通过双回Heywood 275kV交流联络线自主网送电两种途径对南澳电网建立电压，以加快电网恢复速度。

16∶37，调度部门向Quarantine电厂下发进行黑启动指令。Quarantine电厂为向南澳电网提供黑启动服务的签约电厂，在黑启动前没有运行。该电厂进行黑启动的基本步骤是首先在无电情况下启动一台小型发电机，之后通过该小型发电机启动该厂#5机组。当电厂成功启动小型发电机并通过一66kV断路器向#5机组辅机送电时，断路器因变压器励磁涌流跳闸，故该厂#5机启动未获成功。19∶50，Quarantine电厂#1～4机（总容量100MW）通过双回Heywood 275kV交流联络线建立的电压并网，成为事故后首次并网的机组，这也意味着该电厂自身的黑启动功能基本没有发挥作用，使得近区负荷恢复延误了1h左右。

17∶32，调度部门开始下令操作双回Heywood 275kV交流联络线，至18∶28，主网至南澳电网Torrens Island地区的通道恢复供电。

（3）负荷恢复

2.3 急性呼吸窘迫综合征炎症损伤患儿SIRT6与炎症因子及动脉血气指标相关性 采用Pearson相关系数分析显示，肺泡SIRT6含量与TNF-α、IL-6、PaCO2呈显著正相关，与PaO2、PaO2/FiO2呈显著负相关(P<0.05)。见表3。

在网内逐步建立电压后，损失负荷于19∶00左右开始陆续恢复。20∶30，损失负荷恢复40%左右，24∶00左右，损失负荷恢复80%～90%。图6为事故后1天半网内负荷恢复情况。

图6 故障后负荷恢复进程

如前所述，由于南澳电网北部区域发生部分线路断线，相关区域部分负荷未在第一时间恢复。10月11日，本次事故全部损失负荷得到恢复。

2.4 原因分析

1）调度部门对风电机组保护策略掌握不全面是本次事故的根本原因。由于不了解风机在短时内多次低压穿越时将脱网，调度部门完全忽视了恶劣天气下多次故障造成大量风机脱网的可能性，未对相关故障进行校核并制定预案，导致本次事故超出设防标准。

2）因风机转动偏小，网内损失大量负荷后频率跌落过快，超出低频减载装置的响应速度，是全网失稳全停的直接原因。如前所述，双回交流联络线解列后南澳电网频率跌落速度达6Hz/s，按此折算，此时该电网的惯量常数仅为2s左右，且需注意的时，这是网内已损失456MW风电后的计算结果，这意味着在正常运行方式下，南澳电网的惯量常数将因更多风电运行而进一步下降。

3）调度部门未及时收到台风预警，对极端恶劣天气估计不足，未对双回Heywood 275kV交流联络线同时故障跳闸进行校核等，也是此次事故的重要原因。

3 2017年2月8日负荷损失事件经过及原因分析

3.1 事件主要经过

2017年2月8日发生在南澳电网的负荷损失事件主要是由于网内风电出力不及预期与极端高温天气影响相叠加造成的。

当日，南澳地区遭遇极端高温天气，且实际温度高于气象部门预告值，导致用电负荷激增，网内备用紧张。17∶00时，网内统调负荷超过300万kW且持续攀升，比日前预测高出近30万kW，如图7所示。

图7 当日南澳电网实际负荷及预测值

另一方面，由于来风减小，从当日13：00～18∶00，南澳电网网内风电出力从72万kW锐减至12万kW，特别是故障发生前的17∶00～18∶00，网内风电出力在1h内减少了20万kW，18∶00时的风电出力实际值较预测值低10万kW，如图8所示。

在上述两方面因素影响下，南澳网内机组旋备紧张，区外受电电力不断上升。17∶25，Murraylink直流功率开始超过稳定限额（Murraylink直流稳定限额为78MW；Heywood 275kV交流联络线稳定限额为600MW，当日始终压限额运行）。在这种情况下，根据相关规定，调度部门应采取一切必要措施，在30min内将越限断面控制到限额以内，然而，此时网内并网火电机组均已基本达到最大出力，未并网的机组难以在短时间内并网。至18∶00，Murraylink直流功率不降反升，持续越限时间已达35min。此时网内发受电情况如表1所示，可见，紧急拉闸限电已成为解决直流功率越限、保障电网安全的唯一手段。

表1 18:00时南澳电网网内发受电情况

18∶03，调度部门向电网运行商ElectraNet下发切除网内100MW负荷的指令，至18∶30，调度部门发现实际被切除的负荷达300MW左右，网内断面已无越限，当即要求ElectraNet在10min内先恢复100MW被切除的负荷，18∶40，随着负荷最高峰时段已过，网内已有充足旋备，调度下令恢复了全部被切除负荷。限电期间网内实际负荷曲线如图9所示，整个负荷损失时间持续了1h左右。

图9 限电期间网内实际负荷曲线

3.2 原因分析

1）网内风电出力不及预期同极端高温天气造成负荷激增是本次停电事件的直接原因。如前所述，停电事件前，网内实际负荷较日前预测高出约300MW，而风电出力低于预测值约100MW，共计约400MW电力缺口已占网内最高负荷的13%，导致备用不足而限电。

2）对网内平衡能力分析、监视和预警不足是紧急停电的根本原因。风功率预测本身是一个世界性难题，在网内风机占比较高的情况下，应充分考虑到风电实际出力不及预测的可能性，合理安排网内火电机组的旋转备用容量及跨区联络线可支援能力。停电发生前，一方面，调度部门没有安排足够的网内火电开机，另一方面，由于市场机制等因素影响，交直流跨区联络线始终压限额运行，不利于互联电网跨区紧急互济。

3）信息沟通不畅及管理上的漏洞等因素造成电网运营商实际切除负荷（300MW）远超调度指令值（100MW），造成事故扩大。

4）Murraylink直流本身额定容量为220MW，但事件当日受制于电压稳定后的功率限额仅为78MW，表明南澳电网在无功支撑能力方面存在一定问题。

4 对我国电网调度运行管理的启示

“十二五”以来，我国风电规模快速增长，截至2016年底，国家电网公司经营区内风电并网装机容量11654万kW，全年风电发电量1825.5万kWh（同比增长29.6%）。风电已成为我国三北地区第二大电源。大量风机并网为电网调控运行带来许多新挑战[10]。近期南澳大利亚的两次停电事件中，风电机组脱网及调节能力弱都是重要原因，对我国电网并网风机调控运行管理带来许多有益启示。

（1）加强特高压网架建设，为电网稳定运行和清洁能源消纳提供根本保证

2016年9月28日南澳电网全停事件中，大量风机脱网导致双回Heywood 275kV交流联络线失步解列是全停的重要原因。2017年2月8日停电事件中，受制于电压稳定问题，Murraylink直流功率限额仅为额定容量的1／3，限制了跨区支援能力。这进一步启示我们，网架结构坚强是电网稳定运行和清洁能源消纳的根本保证。当前，我国西北、东北电网部分风电机群近区交流断面长期重载运行，电网稳定面临较大压力。此外，特高压骨干网架“强直弱交”矛盾较为突出，送受端交流网架薄弱，不仅影响电网稳定水平，也制约了三北地区新能源外送通道的送电能力。应进一步加快特高压主干网架建设，构建统一、坚强智能电网[13,14]。

（2）深化风电机组运行特性分析，加强并网风电机组运行管理

2016年9月28日南澳电网全停的根本原因在于调度部门不掌握风电机组存在短时多次低压穿越后将脱网的保护策略，这本质上反映了调度部门对并网风机运行管理存在疏漏。由于风电机组运营厂家多、设备型号多，控制保护策略复杂，为相关管理工作增加了难度。需要指出，我国三北地区存在数个千万千瓦级的风电机群，一旦存在类似不为调度部门清楚掌握的控保策略，造成超出设防标准的大规范风机脱网，后果将是严重的。应进一步加强对各地区、各型号并网风电机组控保逻辑的研究和梳理，完善相关涉网标准，提高仿真及试验水平，实现全部并网机组可控在控。

低压穿越能力方面，2012年以前，由于风电低压穿越性能没有得到及时改进，风电机组大规模脱网事故时有发生。2012年后，国家电网公司按照国家能源局要求，集中开展了并网风电机组低电压穿越能力改造和检测工作，目前已基本杜绝风电因低压故障大规模脱网事故。根据国标《风电场接入电力系统技术规定》[15]，风电机组低电压穿越能力要求如图10所示，和图4比较，我国国标对低电压穿越能力要求和南澳电网类似，基本可满足电网运行实际需要。

高电压穿越能力[16]方面，国标《风电场接入电力系统技术规定》要求风电机组并网点电压在1.1pu以内时，机组应正常运行，在此基础上，国家电网公司企业标准《风电场无功配置及电压控制技术标准》[17]对风电机组高电压穿越能力的规定如表2所示。该规定较国标更为严格。但是，相关仿真分析结果表明，当天中等直流系统发生单次换相失败时，送端电网部分母线暂态过电压可能超过1.2pu[10]，故上述标准尚不能完全满足电网实际运行需要。

图10 《风电场接入电力系统技术规定》对风电机组低电压穿越能力的要求

表2 《风电场无功配置及电压控制技术标准》对风电机组高电压穿越能力的要求

调节能力方面，针对风电机组转动惯量小，调频、调压能力不足的问题，应从以下几方面加以解决：加强电力系统统筹规划水平，合理确定新能源装机占比及分布；利用直流输电系统调节送受端系统频率；送端电网风火打捆送出；应用同步调相机提高系统电压稳定性；研究应用虚拟同步机技术；进一步完善风电机组频率、电压调节能力相关技术标准。

（3）深化风功率预测技术研究，加强电网平衡能力监视分析

2017年2月8日南澳电网停电事件的一个重要原因是网内风电出力小于预测，导致备用不足，平衡能力紧张。众所周知，风电机组出力具有波动随机及反调峰特征，难以准确预测。当风电机组占比较高时，电网平衡能力监视分析工作尤为重要。在电网实时调控运行中，应加强对网内负荷、新能源出力、常规机组正负备用、重要断面限额裕度的监视分析，综合运用网内调节、跨区支援、现货交易、需求侧管理等多种手段，提高电网平衡能力，促进清洁能源消纳。同时，进一步完善基于大尺度数值天气预报的风功率预测、超短期风功率预测技术[18]，提高预报精度。

5 结束语

2016年9月28日南澳大利亚电网垮网事件及2017年2月8日南澳电网紧急限电事件，都与风电机组运行调节能力不足有直接的关系。本文对两次事件的具体经过进行了介绍，并对原因进行了分析。最后，从强化电网结构、改善风电机组涉网特性、加强电网平衡能力实时监视分析等方面提出了南澳电网大停电事件对我国电网调度运行管理的启示。

[1]葛睿, 董昱, 吕跃春. 欧洲“11.4”大停电事故分析及对我国电网运行工作的启示[J]. 电网技术, 2007, 31(3):1-6.

[2]梁志峰, 葛睿, 董昱,等. 印度“7.30”、“7.31”大停电事故分析及对我国电网调度运行工作的启示[J]. 电网技术, 2013, 37(7):1841-1848.

[3]林伟芳, 汤涌, 孙华东,等. 巴西"2·4"大停电事故及对电网安全稳定运行的启示[J]. 电力系统自动化, 2011, 35(9):1-5.

[4]林伟芳, 孙华东, 汤涌,等. 巴西“11·10”大停电事故分析及启示[J].电力系统自动化, 2010, 34(7):1-5.

[5]陈亦平, 洪军. 巴西“11.10”大停电原因分析及对我国南方电网的启示[J]. 电网技术, 2010, 34(5):77-82.

[6]邵瑶, 汤涌, 易俊,等. 土耳其“3·31”大停电事故分析及启示[J]. 电力系统自动化, 2016, 40(23):9-14.

[7]李保杰, 李进波, 李洪杰,等. 土耳其“3.31”大停电事故的分析及对我国电网安全运行的启示[J]. 中国电机工程学报, 2016, 36(21):5788-5795.

[8]Anonymous author. Black system South Australia 28 September 2016 [R], Melbourne: Australian energy market operator,.2017.

[9]Anonymous author. System report South Australia, 8 February 2017 [R], Melbourne: Australian energy market operator, 2017.

[10]陈国平, 李明节, 许涛,等. 关于新能源发展的技术瓶颈研究[J]. 中国电机工程学报, 2017, 37(1):20-26.

[11]陈钊, 夏安俊, 汪宁渤,等. 适用于低电压穿越仿真的风电场内集电线路等值方法[J]. 电力系统自动化, 2016, 40(8):51-56.

[12]刘淳, 张兴, 周宏林,等. 含无刷DFIG的风电系统低电压穿越极限控制能力分析[J]. 电力系统自动化, 2016, 40(17):122-128.

[13]刘振亚, 张启平, 董存,等. 通过特高压直流实现大型能源基地风、光、火电力大规模高效率安全外送研究[J]. 中国电机工程学报, 2014, 34(16):2513-2522.

[14]汤涌, 郭强, 周勤勇,等. 特高压同步电网安全性论证[J]. 电网技术, 2016, 40(1):97-104.

[15]GB/T 19963—2011风电场接入电力系统技术规定 [S].北京：中国标准出版社，2011.

[16]李少林, 王伟胜, 王瑞明,等. 双馈风电机组高电压穿越控制策略与试验[J]. 电力系统自动化, 2016, 40(16):76-82.

[17]Q/GDW1878—2013 风电场无功配置及电压控制技术标准[S]. 北京：中国电力出版社，2015.

[18]史坤鹏, 乔颖, 赵伟,等. 计及历史数据熵关联信息挖掘的短期风电功率预测[J]. 电力系统自动化, 2017(3):13-18.