2021 年欧洲电网两次解列事故分析及对中国电网安全的思考

张鹏飞，麻常辉，李 威，马 欢，刘 胜，范 杰

（1. 国网国际发展有限公司，北京市 100075；2. 希腊国家输电网公司，雅典 10443，希腊；3. 国网山东省电力公司电力科学研究院，山东省济南市 250003；4. 南瑞集团有限公司（国网电力科学研究院有限公司），江苏省南京市 211106；5. 国家电网有限公司，北京市 100031）

0 引言

2021 年，欧洲电网发生两次解列事故。2021 年1 月8 日，克罗地亚1 座400 kV 变电站母联断路器过载，导致连锁故障和功角失稳，使欧洲大陆电网解列为两个区域电网，分别产生了约5.8 GW 不平衡功率，频率大幅波动［1］，1.7 GW 可中断负荷和296 MW未签署可中断合同的终端负荷被切除，975 MW 发电机组被紧急控制系统切除，5.2 GW 电源因频率、电压大幅振荡而脱网（以下简称“1·8”事故）。事故没有引起大面积停电，但影响了整个欧洲大陆电网，并波及英国和北欧电网。文献［2］根据欧洲输电运营商联盟（ENTSO-E）发布的中期调查报告分析了事故发展过程和原因，结合中国电力系统实际情况提出了建议。2021 年7 月24 日，法国南部地区由于连续高温引发山火，造成跨国输电线路连锁故障和功角失稳，西班牙、葡萄牙和法国南部电网从欧洲大陆电网解列，导致该区域电网频率大幅下降，并触发了低频减载系统［3］（以下简称“7·24”事故）。

2021 年7 月，欧盟委员会提出“Fit for 55”计划，目标是2030 年碳排放较1990 年降低55%，到2050 年实现碳中和，届时可再生能源在能源结构中的占比将达到40%［4］。近年来，为适应能源转型，ENTSO-E 实施泛欧洲电网互联，提升跨国输电能力和可再生能源消纳能力，增强电网运行安全可靠性［5］。但是欧洲电网连续发生的解列事故显示了欧洲电网稳定运行和控制方面的问题，对能源转型过程中，大型互联电网发生连锁故障、系统解列的风险提出了警示。中国加快推进“碳达峰、碳中和”，构建以新能源为主体的新型电力系统，欧洲电网解列事故的关键问题值得重视和研究，经验教训值得借鉴。

本文首先介绍欧洲电网的基本概况，依据ENTSO-E 于2021 年7 月15 日发布的“1·8”事故最终技术报告［1］和11 月12 日发布的“7·24”事故技术报告［3］，分析了两次事故发生前电网的主要运行状况，梳理了事故的发展过程和重点事件。然后，对两次事故的共性原因和控制措施进行了剖析，分析了欧洲电网运行管理存在的不足，介绍了ENTSO-E针对“1·8”事故提出的后续改进建议。鉴于频率控制措施对防止两次事故扩大和大面积停电起到了重要作用，文中重点分析了欧洲电网频率控制措施的配置机理及其在两次事故中的控制效果。最后，结合建设新型电力系统的需要，总结了应从两次停电事故中汲取的教训和借鉴的经验，对提升电网安全性所需的关键技术提出了建议。

1 电网概况

欧洲电网主要指由ENTSO-E 输电网运营商成员（TSO）管理的电网，覆盖35 个国家，包括42 个TSO，由5 个互联电网（欧洲大陆电网、北欧电网、波罗的海电网、英国电网、爱尔兰电网）和2 个孤立电网（冰岛电网、塞浦路斯电网）组成，见附录A 图A1［4］。互联电网之间经直流线路连接，土耳其电网与欧洲电网保持密切交流互联。2018 年欧洲电网装机容量为1 163 GW，其中可再生能源装机容量为556 GW，最大负荷为590 GW，年用电量为3 628 TW·h［6］。

2021 年两次解列事故均发生在欧洲大陆电网，其为欧洲电网的主要部分，覆盖法国、德国等25 个欧洲大陆国家，主要以380～400 kV 电网为主干网，以110～275 kV 电网为地区网架。

2 两次解列事故基本情况

2.1 “1·8”事故

2.1.1 “1·8”事故前系统运行状态

事故发生前，电网运行平稳。欧洲东南部天气温暖，2021 年1 月6 日至7 日为假期，电网负荷较低；中欧国家天气较冷，西北电网负荷相应较高。经事故后统计和模拟，1 月8 日开机容量如表1 所示［1］，东南电网向西北电网送电约5.8 GW。

表1 “1·8”事故前开机情况Table 1 Start-up situation before“1·8”accident

本次事故始于克罗地亚的Ernestinovo 400 kV变电站。该变电站位于东南电网向西北电网输电的通道上，有5 回400 kV 线路，1 回至塞尔维亚电网，1 回至波黑电网，1 回至本国Zerjavinec 400 kV 变电站，2 回至匈牙利电网。站内装有2 台400 kV/110 kV 变压器。2021 年1 月5 日，Ernestinovo 变电站至匈牙利电网的第1 回线路因断路器检修停运，第2 回线路正常运行。站内接线方式如图1 所示［1］，至塞尔维亚和波黑电网的2 回线路接入母线1，潮流均为流入母线，至匈牙利电网和本国Zerjavinec 变电站的2 回线路接入母线2，潮流均为流出母线，2 台变压器分别接入母线1、2，下网功率较小，线路潮流几乎全部穿越母联断路器。

图1 Ernestinovo 变电站2021 年1 月8 日运行接线图Fig.1 Diagram of operation wiring for Ernestinovo substation on January 8，2021

Ernestinovo 变电站的母联断路器额定电流为1 600 A。在电流超过96%额定电流（1 536 A）时，数据采集与监控（SCADA）系统发出短时过载告警，在电流超过120%额定电流（1 920 A）时，SCADA系统发出长期过载告警。考虑短时过载能力，母联断路器过载保护定值设为130%额定电流，即电流超过2 080 A 并持续5 s，母联断路器跳闸。2021 年1 月8 日，根据运行计划，约1.1 GW 潮流从母联断路器穿越，电流约为1 520 A，接近短时过载告警限值。

2.1.2 “1·8”事故发展过程

2021 年1 月8 日12：00—13：00，Ernestinovo 变电站母联断路器电流在1 536 A 上下波动，SCADA系统发出约50 次短时过载告警，电流最终保持在1 536 A 以上。

2021 年1 月8 日13：00—14：00，母联断路器电流继续增大至1 736 A。东南电网区域控制误差显示，送西北电网潮流超出市场计划，误差逐渐增大到约380 MW，同时波黑送意大利直流通道调减300 MW，导致东南电网通过交流通道送西北电网潮流较市场计划共增加约680 MW。Ernestinovo 变电站母联断路器潮流随之增大。

2021 年1 月8 日14：00 后，母联断路器电流由1 736 A 快速增大至1 931 A，导致SCADA 系统发出长期过载告警。西北电网和东南电网之间的功角已接近90°，趋于静态功角稳定极限。

2021 年1 月8 日14：04：21，SCADA 系统显示Ernestinovo 变电站母联断路器电流达到1 989 A，但过载保护瞬时采样值已超过2 080 A，持续5 s 后，母联断路器跳闸，母线上连接的两台400 kV/110 kV变压器随即过载跳闸。Ernestinovo 变电站两条母线失去电气联系，约1.4 GW 潮流向临近线路转移。

2021 年1 月8 日14：04：49，与Ernestinovo 变电站相邻的Subotica-Novi Sad 400 kV 线路过载跳闸，西北电网和东南电网之间功角失稳。其后6 s 内，10 回线路和1 台主变压器因系统振荡和过载跳闸。

2021 年1 月8 日14：05：08，连接两区域电网的最后2 回220 kV 线路因系统振荡跳闸，两区域电网解列，均出现大规模功率不平衡。西北电网频率最低达到49.74 Hz，东南电网频率最高达到50.6 Hz。解列后系统分区如图2 所示［1］。

图2 “1·8”事故后电网分区图Fig.2 Grid distribution map after“1·8”accident

2021 年1 月8 日14：05—15：07，经过1 h 的自动和手动频率控制，两区域电网频率逐步稳定在50 Hz 左右。

2021 年1 月8 日15：23，解列线路基本恢复运行，系统完成并列。

2.2 “7·24”事故

2.2.1 “7·24”事故前系统运行状态

葡萄牙、西班牙和法国南部电网经3 回400 kV线路、2 回225 kV 线路与欧洲大陆电网联系。2021 年7 月，欧洲南部地区持续高温，从法国电网输入西班牙的电力规模较大，事故前达到2 451 MW。5 回线路所经过的法国南部地区因高温发生了山火。

2.2.2 “7·24”事故发展过程

2021 年7 月24 日16：32：12，上述5 回线路构成的输电断面中，1 回400 kV 线路因山火跳闸，系统保持稳定运行，但已不满足N-1 安全准则。法国和西班牙TSO 决定将法国送西班牙电网潮流压降至1 200 MW，以保证电网N-1 安全性。

2021 年7 月24 日16：35：23，法国和西班牙TSO 尚未完成压降断面输送潮流，第2 回400 kV 线路（与第1 回部分同塔）也因山火跳闸，造成该断面上其他线路潮流大幅增加。

2021 年7 月24 日16：36：37—16：36：41，该断面上第3 回400 kV 线路过载跳闸，造成西班牙、葡萄牙和法国南部电网与欧洲大陆电网间功角失稳。其余联络线因失步保护跳闸，最终导致系统解列。在此期间，西班牙与摩洛哥2 回400 kV 联网线路、法国南部10 回63 kV 线路也因系统失步发生跳闸。解列后系统分区如图3 所示［3］。

图3 “7·24”事故后电网分区图Fig.3 Grid partition map after“7·24”accident

2021 年7 月24 日16：37—16：45，西班牙、葡萄牙和法国南部区域电网频率最低降至48.65 Hz，欧洲大陆电网频率最高上升至50.06 Hz。西班牙、葡萄牙和法国南部电网调频备用、低频减载启动，频率偏差逐步减小至±200 mHz。

2021 年7 月24 日17：09，电网重新并列运行。

3 事故分析

3.1 事故主要原因分析

1）电网运行安全分析模型不完善。欧洲电网运行准则［7］要求，所有的TSO 均应开展日前、日内和准实时运行安全分析，确定安全隐患和相应的校正控制措施。克罗地亚TSO 提供的系统模型将变电站作为1 个节点近似处理，基于此构建的区域电网日前和日内安全分析模型均无法模拟母联断路器开断。因此，“1·8”事故前，区域电网安全协调中心、克罗地亚及周边TSO 均得出了电网符合N-1 准则，不存在安全风险的结论。据此，克罗地亚TSO 也认为没有必要调整Ernestinovo 变电站接线方式，导致大量潮流穿越母联断路器。

2）在线安全分析系统功能不灵活。克罗地亚TSO 在线安全分析系统采用固定的故障集，变电站母联断路器故障不包含在在线分析故障集内。所以在“1·8”事故中，Ernestinovo 变电站母联断路器潮流大幅增加后，如果对其开断故障进行安全校核，必须采用离线模式，重新设置模型进行仿真计算，耗时较长，并且离线仿真数据与实时运行数据存在差异，可能导致结果与实际运行工况存在差距。

3）运行人员责任不清。欧洲电网运行准则［7］要求TSO 监控系统运行状态，并决定是否需要重新开展安全校核，或者实施调整网络拓扑、调整系统潮流等校正控制。“1·8”事故中，克罗地亚电网SCADA系统告警信息与相应的校正控制措施没有明确关联，克罗地亚调度中心接收到超过50 次Ernestinovo变电站母联断路器过载告警后未采取有效控制措施，错过了规避事故的时机。

4）稳定控制措施缺位。“1·8”事故中，Ernestinovo 变电站母联断路器过载跳闸后，大量潮流转移引起连锁故障，事故间隔仅几秒至几十秒。事故快速发展过程中，由于没有配置恰当的紧急控制系统，亦无机会采取校正控制，无法阻断连锁故障。“7·24”事故中，在第1 和第2 个故障之间存在3 min 控制窗口，然而校正控制未能及时实施，导致后续连锁故障。

5）对极端天气的防范措施存在疏漏。按照法国输电网安全校核的要求，在发生山火、雷电等异常的情况下，应校核同塔双回线路同时故障。但由于消防部门没有告知TSO 线路周边山火情况，TSO 对通过该地区的400 kV 线路仍然按N-1 准则控制输送容量，断面输送潮流过高。

3.2 频率控制措施

3.2.1 欧洲电网主要频率控制措施

欧洲电网将调频备用、可中断负荷、低频减载等纳入紧急状态和恢复状态下的频率控制措施范畴［8-9］，同时要求跨区高压直流提供辅助频率控制［10］。

1）调频备用。欧洲电网调频备用分为频率控制备用（FCR）、频率恢复备用（FRR）和替代备用（RR）3 个层级［9］。其配置如图4 所示。

图4 欧洲电网调频备用类别及作用Fig.4 Types and functions of frequency regulation reserve in European power system

扰动发生后，利用FCR 快速响应能力将频率偏差控制在允许范围内（如±200 mHz），然后利用FRR 和RR 持续发挥作用，在15 min 内将频率恢复至额定值，同时释放FCR 容量，以应对可能发生的下一次扰动。FCR 在检测到频率偏差超过死区后立即启动，如频率偏差超过±200 mHz，FCR 必须在30 s 内达到100%备用容量。欧洲大陆电网FCR 总备用容量约3 GW，按发电和负荷容量在各TSO 之间分配。FRR 分为自动频率恢复备用（aFRR）和手动频率恢复备用（mFRR）。aFRR 在频率偏差达到TSO 设定值时启动，响应时间不超过30 s，mFRR 通常为手动启动。RR 用以替代或辅助FRR 维持系统频率，通常为手动启动。TSO 采购的调频备用服务主要以发电调频备用为主，根据频率控制区域内最严重N-1 故障和至少1 年内历史最严重故障对应的不平衡容量来综合确定FRR 和RR 容量。

2）可中断负荷。为应对大扰动后的频率偏差或负荷不平衡而设计的可中断负荷，可根据TSO 下达的控制指令或预先设定的启动判据，切除部分或全部负荷，服务提供者依据合同获得补偿［11-12］。TSO购买的可中断负荷服务通常设置立即中断和快速中断两种响应时间，以满足不同场景的需求，见表2。

表2 法国、意大利可中断负荷配置Table 2 Interruptible load in France and Italy

3）低频减载。ENTSO-E 将低频减载作为防止频率大幅下跌和频率崩溃的最后一道防线，根据电网规模和特性，对欧洲大陆电网、北欧电网、英国电网和爱尔兰电网分别提出了配置低频减载系统的要求［8］。对欧洲大陆电网，系统频率跌落至49 Hz 时，低频减载系统启动并切除至少5%负荷。如频率继续下跌，在跌至48 Hz 前，应按照至少6 级共切除45%±7%的负荷，且每级切负荷量不应超过10%总负荷。部分TSO 也将切除抽水蓄能机组作为频率控制措施。

4）跨区直流功率支援。欧洲大陆电网与北欧电网、英国电网分别通过直流线路联系。欧洲电网要求跨区直流运营商应按TSO 的要求设置潮流调整的阈值，在频率发生偏移时调整输送潮流，以辅助频率控制［10］。

3.2.2 频率控制措施综合作用效果

两次解列事故后控制措施的重点都在于快速恢复系统频率，防止频率崩溃引发大面积停电。上述频率控制措施综合作用，在较短时间内基本实现了功率平衡，将频率控制在允许范围内，为系统重新并列运行创造了条件。

“1·8”事故中，FCR、可中断负荷控制系统、跨区直流功率支援及时响应叠加切机和电源脱网的作用，系统频率在1 min 内（2021 年1 月8 日14：05—14：06）恢复至（50±0.2）Hz 内，没有跌至49 Hz，避免了低频减载装置启动。事故过程中，自动切机和被动脱网电源容量约6.2 GW，主要集中在东南电网，对解列后东南电网的频率控制起到了积极作用，但部分电源存在不符合并网技术标准而脱网的情况。按照欧洲电网机组并网技术标准，在一定频率偏差内，机组应具备并网运行能力［13］。两区域电网解列后的频率控制措施和功率平衡情况见表3。

表3 “1·8”事故后功率平衡结果Table 3 Power balance results after“1·8”accident

“7·24”事故中，由于西班牙、葡萄牙和法国南部系统惯量较小，频率跌落幅度大、变化率大，频率控制较为困难。频率偏差超过±200 mHz 后，FCR在30 s 内达到了额定备用容量（439 MW）。葡萄牙电网在频率下降至49.2 Hz 时切除394 MW 可中断负荷。在频率继续下降至48.65 Hz 的过程中，触发西班牙、葡萄牙和法国南部电网低频减载，切除了4.3 GW 终端负荷和2.3 GW 抽水蓄能机组（抽水状态），结果见表4。由于低频减载产生过切，西班牙、葡萄牙和法国南部电网发电功率过剩，造成过电压，导致3 689 MW 电源脱网。

表4 “7·24”事故后功率平衡结果Table 4 Power balance results after“7·24”accident

3.3 “1·8”事故分析报告提出的建议

2021 年7 月15 日，ENTSO-E 发布的最终事故分析报告中给出了22 项建议，主要内容如下。

1）系统分析模型方面。配置了过流或高压/低压保护的系统元件必须纳入跨区事故分析故障集；TSO 构建本区域电网模型时，应包括变电站接线方式，确保能够评估所有元件（包括母联断路器）的输电极限。

2）安全性分析方面。在制定运行方式和实时运行时均需评估输电走廊的输电能力，保证足够输送裕度；协调各TSO 联合开展区域间输电走廊的静态稳定极限的计算，提高预测质量，减少日内阻塞预测和实时计算潮流间的差异；在线安全分析要考虑动态稳定性，分析电网薄弱环节并采取恰当的措施。

3）电网运行方面。变电站应采用合适接线方式，尽量减小母联断路器电流；加强TSO 间数据交换及事故处理协调；明确调度系统警报级别及相应措施；调度员需接受动态稳定分析与控制方面的培训。

4）未来电网发展方面。配置恰当的补偿设备应对未来系统惯量降低的问题；对不符合运行标准的脱网电源和负荷进行整改；评估发生大规模跨区潮流转移或解列情况下，系统快速支撑电源的充裕性；制定系统重新并列的流程及标准。

4 对中国电网安全的思考及建议

近年来，中国电力系统没有发生对社会产生重大影响的事故，但是电力设备故障风险始终存在，电网安全事件难以完全避免。2020 年中国共发生电力设备事故1 起、电力安全事件6 起［14］，包括机组跳闸、电厂全停、直流双极闭锁等。随着电力系统高比例新能源、高比例电力电子化“双高”特征凸显，可能出现更加复杂的安全稳定问题。借鉴两次欧洲电网解列事故，对中国电网运行安全提出以下建议。

4.1 防范人为因素产生的安全风险

调度运行人员是应对电网安全风险最为主动的因素，在需进行复杂信息交流、对电网运行形势做出综合判断的情况下，调度员的作用通常是自动控制系统所无法替代的。但调度员的响应能力和速度受到专业素养、工作经验、物理及精神状态等多方面影响。中国电网调度机构通过严格的调度规程、调度员培训以及完善的事故处理规程等［15］，可有效提升调度员的正确响应能力，防范人为因素产生电网安全风险。为应对未来电力系统中更复杂、更隐蔽、时间尺度更小的电网安全风险，应进一步完善调度员培训仿真系统，模拟现代交直流大电网，特别是以新能源为主体的新型电力系统的运行控制，增强调度员对电网动态稳定问题的认识，提升调度员对复杂电网的运行控制能力。同时，还需要提升电网安全防御系统的智能化水平，给予调度员明确的警示信息和措施建议，辅助调度员做出有效的控制决策。

4.2 加强电网安全稳定管理

中国电网调度范围广、层级多，调度机构按照统一的数据和标准开展电网安全稳定分析是保证电网运行和控制措施协调一致的基础［16］。应进一步加强安全稳定分析模型参数的管理，规范各级调度机构的数据管理流程，保证模型参数的唯一性。通过数据网络化协作共享等方式，提升仿真数据的拼接、调整效率。提升电网在线安全稳定分析模型自动构建和故障集自动产生、优化等能力，增强稳定分析的实时性和有效性。加强新能源和电力电子设备特性研究和实测建模，适应新能源发电单元和电力电子设备数量多、控制环节复杂的特点。按照统一的标准，加强各级调度机构安全稳定分析结论的校核，实现运行方式安排和控制措施的衔接。

4.3 提升薄弱环节识别和连锁故障控制能力

单一故障发展为连锁故障进入快速发展阶段后，仅凭人为措施难以对其有效阻断。中国电网中随着交直流混联电网格局逐步形成、新能源装机容量持续增长，电力系统运行方式更为多变，偶然事件引起电网事故发生的概率不断增加。火电、水电等常规电源空间被大幅挤占，系统等效惯量水平、电压支撑能力相对下降，交流与直流、送端与受端、新能源与常规机组之间相互影响，各类稳定问题复杂交织，极易在各省级电网乃至区域电网间形成连锁反应［17］。需要研究应用全电磁、机电电磁混合仿真技术，提升“双高”电网精细化仿真水平；研究利用量化的稳定分析和在线智能化实时计算，实现电网运行风险的在线识别与预警；加强对连锁故障机理的研究，研究阻断连锁故障的控制逻辑，通过加强三道防线的协调，提升其自适应优化能力，增强对连锁故障的防控能力。

4.4 深化电网自适应解列和恢复技术研究

2006 年11 月4 日，欧洲电网解列为3 个区域［18］，2021 年两次事故中电网分别解列为2 个区域，产生了大幅功率不平衡和频率偏差。在中国电网中，主动的失步解列是阻断大停电事故蔓延的重要措施。随着电网规模增大、随机性电源增多、运行方式不确定性增加，多种扰动或控制措施可导致电力系统振荡中心发生动态迁移［19］。连锁故障过程中，振荡中心在相继开断中发生转移，传统失步解列判据可能失效。需要克服离线制定的解列预案无法适应多变运行方式的缺陷，对电网主动解列技术和自适应解列策略进行研究，优化解列界面，控制解列后功率缺额、保证系统频率恢复能力，完善低频减载方案，避免过切造成系统大幅振荡。提升电力系统恢复在线决策水平，根据电网运行方式和解列方案，提出相应的控制策略和并网方案。

4.5 推进调频备用市场机制研究

系统频率恢复过程中，调频备用及时响应，提供灵活的调频服务至关重要。“双高”电力系统中，系统转动惯量减小带来的频率问题逐步显现［20］。可再生能源发电的波动性与间歇性问题、可再生能源电源的故障问题，在负荷波动之外，产生了更大范围、更小时间尺度的备用需求。在欧洲电网，TSO 可通过市场机制获得调频备用服务。中国电力辅助服务市场仍处于探索阶段，补偿力度较低，电源承担备用的积极性不高，部分省份备用资源不足［21］。迫切需要完善市场机制，以市场化经济手段激励各类机组参与调频辅助服务，并逐步推动储能、需求侧响应等各类市场主体积极参与，扩充电网调频资源。促进具有快速爬坡能力、调节性能良好的电源参与调频服务，建设区域性的调频市场，在更大范围内配置辅助服务资源。

4.6 促进可中断负荷研究应用

可中断负荷与发电侧备用容量相协调作为调频备用应对小概率严重容量事故，比单纯的发电侧容量备用更经济［22］。欧洲电网在可中断负荷的定价和补偿等市场机制建设，以及应用可中断负荷提供事故备用、抑制频率快速跌落等方面有一定经验［23］。中国电网中，可中断负荷市场机制尚未完善，主要采用行政措施或邀约方式获得，其应用领域较为单一，主要用于调峰辅助服务［24］。为有效应对高比例可再生能源运行带来的频率稳定风险，需进一步研究建立电力市场背景下的可中断负荷激励机制，提升用户参与积极性，将需求侧资源纳入电力系统运行控制体系，把可中断负荷应用场景扩展到调频备用和紧急控制，优化可中断负荷、电源与其他类型紧急控制措施的协调策略，提高系统应对事故扰动的能力。

4.7 提升电网抵御极端天气的能力

近年来，暴雪、冰冻、暴雨、高温等极端天气频发，给各国电网安全运行均造成了不同程度的影响［25-26］。在适应“碳中和”、实现能源转型过程中，增强电网弹性和韧性，提升电网抵御极端天气影响的能力，已成为各国电网发展的共识［27］。随着全球气候变暖，未来一段时期极端天气发生的频度和强度均呈增大趋势。中国各地气候条件差异大，微地形、微气象特征明显，极端天气威胁电网安全的方式、特性差别较大。应进一步加强系统性研究，从电网规划、工程设计、电网设备、运行维护、应急响应、防灾设备、减灾技术等方面建立健全技术和管理体系，加强与气象、消防等部门的动态联动，系统性提升电网抵御极端天气的能力。

5 结语

2021 年欧洲大陆电网两次解列事故前，系统稳定裕度均较小，在运行方式变化和偶然故障作用下，导致元件过载、功角失稳和连锁故障，造成电网解列。事故发生后，调频备用、可中断负荷、低频减载、直流跨区功率支援等控制措施先后动作，保持两区域电网的稳定，并恢复并列运行。

两次解列事故反映出互联大电网运行的复杂性，揭示了欧洲电网安全稳定分析、紧急控制、连锁故障防控、电网解列控制等方面的共性问题，也显示出其在调频备用和恢复控制方面的经验。推动实现“碳达峰、碳中和”，构建以新能源为主体的新型电力系统，对电网运行安全性和可靠性提出了更复杂和严峻的挑战。本次事故过程中的经验和教训值得中国电网借鉴和关注。

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