基于巴西“8·15”大停电事故的仿真分析与思考

李 聪

（国网北京市电力公司，北京 西城 100031）

0 背景

2023年8月15日巴西东北部地区一回500 kV线路保护误动作跳闸，引起潮流大范围转移及电网电压骤降，随后电网解列为东北部、北部、东南/中西/南部电网3部分：北部电网形成孤网后频率骤降，区域内负荷全停；东北部电网电源分布密集，孤网后频率先升后降，诱发低频减载切除大量负荷；东南/中西/南部电网触发低频减载，切除部分负荷后系统频率恢复稳定[1-2]。

本文基于某地区电网设置相似故障进行仿真分析并得出相关结论[3]。

某地区电网接线图如图1所示。

图1 某地区中南部电网接线图

正常方式下，某地区电网结构合理，网架坚强，稳定性好，抗扰动性强，为模拟出巴西电网类似故障，更好地调整电网方式，削弱某地区电网网架结构，并增加北部送端新能源出力，降低南部受端机组出力。

1 初始潮流调整

某地区电网北部装机较多，用电负荷相对中部、南部较少，电网潮流整体上呈现出北电南送、西电东送的格局。本算例调整某地区北部风、光等新能源出力，使其大发；为削弱网架结构，将500 kV朔云线、寨贤双回线停运，北电南送断面（500 kV忻侯双线+朔云线+寨贤双回线）只保留忻侯双回线运行，同时将1000 kV长南I线停运（在给定方式下，长南线为某地区南部电网受电通道），南部地区外网联络线还剩500 kV阳桂双、潞辛双2个外送通道，停运某地区南部几座大容量电厂，降低南部地区电源总出力和支撑能力，方式调整情况如图2、图3、图4所示。此时若±800 kV雁淮直流发生双极闭锁，由于潮流转移可能会导致某地区电网北电南送断面出现重过载。

图2 方式调整1

图3 方式调整2

图4 方式调整3

本算例中，某地区北部电网对应于巴西东北部电网，某地区南部电网对应于巴西东南/中西/南部电网，巴西北部地区全停即系统频率无法维持稳定，本算例将其一起纳入巴西东南/中西/南部电网频率跌落问题进行研究。

2 设置±800 kV雁淮直流双极闭锁故障

经方式调整后的某地区电网同样具有新能源出力大发，网架结构薄弱，电源支撑能力不足等特点。本算例调整雁淮直流输送功率为4 850 MW，±800 kV雁淮直流发生双极闭锁后，系统仍可保持稳定，但北部潮流通过500 kV C双回线发生大面积转移，C线故障前负载率已接近60%，不满足N-1运行。±800 kV雁淮直流闭锁后500 kVC双回线有功上升至2 300 MW左右，负载率上升至85%以上（额定载流2 700 MW），双回线路重载运行，严重不满足N-1。

500 kV C双回线功率变化曲线如图5所示。

图5 忻候双回线负载率

±800 kV雁淮直流闭锁后，受仿真系统软件功能限制，无法自动切除交流滤波器，也无法手动切除，雁门关换流站无功过剩导致其电压上升，而侯村站、忻州站电压下降是由于直流闭锁后大量潮流转移，其所在路径潮流加重导致，详情如图6所示。

图6 雁门关换流、忻州、侯村站母线电压

3 设置复杂连锁故障后，考虑某地区电网安控装置动作情况[4]

±800 kV雁淮直流闭锁后500 kV C双回线负载率上升至85%以上，重载运行，线路发热，又由于线路本身存在绝缘缺陷（人为假想），线路温度升高后，绝缘击穿，500 kV CⅠ线发生短路故障，又由于二次系统装备技术水平相对较低（对照巴西电网设置），CⅠ线主保护拒动，故障发生0.5 s后，后备保护动作切除故障，某地区电网南北通道潮流全部转移至CⅡ线单回线路，远超过其稳定极限，导致某地区南北电网之间产生剧烈振荡，各外网联络线功率也发生大幅度振荡。

仿真系统中设置±800 kV雁淮直流1 s闭锁，4 s时500 kV CⅠ线发生相间短路故障，0.5 s后切除，CⅡ线作为某地区电网省内唯一南北通道发生严重的功率振荡，且振荡幅值远超过其热稳定极限（2 700 MW），导致某地区南北电网之间产生剧烈振荡；各外网联络线功率也发生大幅度振荡，CⅠ线跳闸后（约为仿真时长4.5 s时）某地区南部阳桂双、潞辛双外网联络通道功率反送——由外送通道转变为受入通道；此外侯村站电压产生剧烈振荡，最低跌落至0.75额定值，可能导致甩掉大量负荷。

故应在CⅠ线跳闸后（约为仿真时长第5 s时）设置第三道防线动作使CⅡ线失步解列，将某地区电网解列为南、北两部分，解列后，北网振荡依然剧烈，南网振荡程度减弱——判断振荡中心位于某地区北网。

3.1 仅考虑解列失步线路

根据解列与否，CⅡ线有功功率分别如图7、图8所示。

图7 忻候Ⅱ线有功功率（不解列）

图8 忻候Ⅱ线有功功率（解列）

北网忻州站电压不断发生振幅振荡，直至失稳。北网忻州站频率起初还可保持稳定，13 s开始突然振荡上升，发生频率崩溃，分别如图9、10所示。

图9 忻州站电压

图10 忻州站频率

北网大房三回、苗保双回等外部联络线不断发生振幅振荡，直至失稳，如图11所示。

图11 大房Ⅰ线、苗保Ⅰ线有功功率

如忻候Ⅱ线不解列，南网侯村站电压产生剧烈振荡，最低跌落至0.75额定值，可能导致甩掉大量负荷。如忻候Ⅱ线解列，南网侯村站电压振荡程度明显减弱，但未完全消除，如图12、图13所示。

图12 侯村站电压（忻候Ⅱ线不解列）

图13 侯村站电压（忻候Ⅱ线解列）

如CⅡ线不解列，G变电站频率产生剧烈振荡，在50 Hz附近发生±4.5 Hz范围内的振荡，将严重危害电力系统安全稳定运行——引起汽轮机叶片断裂；使发电机出力降低、机端电压下降、危及厂用电安全；对用电设备可能产生不良影响；造成电力系统安全自动装置、继电保护误动，更好地迅速采取措施，消除振荡，如图14所示。

图14 侯村站频率（忻候Ⅱ线不解列）

如CⅡ线解列，南网G变电站频率振荡程度明显减弱，但也未完全消除，在49.8 Hz附近发生±0.2 Hz范围内的振荡，短时内不会对系统造成较大危害，但长时间不处理也存在振荡加剧风险，引发连锁故障，应采取措施尽快消除，如图15所示。

图15 侯村站频率（忻候Ⅱ线解列）

发生连锁故障后，仅仅解列CⅡ线南部电网振荡仍未完全消除，这是因为南北网4个外送通道之间也存在电气联系，北网的功率振荡虽不会经省内传递至南网，但仍可经外网通道远距离传递回南网，使其仍有一定程度振荡，通过解列E双、F双4条受入外网联络线可将南网振荡消除，如图16、图17所示。

图16 阳桂一线、潞辛一线有功功率（不解列任何线路）

图17 阳桂一线、潞辛一线有功功率（只解列忻候Ⅱ线）

同时解列忻候Ⅱ线、阳桂双、潞辛双后，南部侯村站电压、频率不再发生振荡，但由于本地电源容量不足，支撑能力较弱，频率持续下降，仿真至25 s频率已跌至47.5 Hz以下，这时如果不尽快采取措施，南部电网仍将崩溃。

采取新措施后，侯村站电压不再发生振荡，最终恢复至额定值附近，如图18、图19所示。

图18 侯村站电压（只解列忻候Ⅱ线）

图19 侯村站电压（同时解列忻候Ⅱ线、阳桂双、潞辛双）

3.2 解列失步线路后，考虑在某地区南网切负荷

由于某地区南网是受端电网，几回重要通道全部解列后，本地电源支撑能力、发电能力均不足，频率开始快速下降，在仿真至15 s时跌落至48.5 Hz左右时，低频减载装置动作，切除大量负荷，使频率回升至49.8 Hz，位于额定值附近，某地区南部电网基本恢复稳定运行。如果频率缺额过大，或低频减载无法正确动作，将发生区域全停事件，对应于巴西北部地区全停问题，受仿真系统软件限制，各机组不具备低频自动解列功能，故难以仿真出系统频率崩溃造成区域全停的结果，如图20、图21所示。

图20 侯村站频率（三通道同时解列后不切负荷）

图21 侯村站频率（三通道同时解列后切负荷）

3.3 解列失步线路后，考虑在某地区北网切机组

北部电网由于直流闭锁后，产生大量功率盈余，起初可通过500 kV忻侯双回线南北联络通道将潮流转移至南部，系统稳定，但忻侯双回线重载运行并发热后，忻侯Ⅰ线因设备本身缺陷演变出短路故障，又由于线路速动保护拒动（500 kV线路近端0.9 s，远端1 s），故障延时切除，导致北部电网大量机组异步运行，系统失去稳定。

为便于观察曲线变化，分析北部电网振荡问题时，设置直流闭锁时间仍发生在1 s，500 kV忻侯Ⅰ线短路故障发生在13 s，延时1.2 s后切除，500 kV忻候二线在14.5 s时失步解列，使某地区南北电网解列，15 s时北部电网第三道防线动作，切除大量新能源机组和京隆、恒北、暄阳等6座电厂的异步运行机组，系统恢复至稳定。

采取切机措施后，忻州站电压恢复至稳定。忻州站电压初期（5～10 s左右）下降至0.97 p.u.是由于直流闭锁，潮流大面积转移，导致其余线路潮流加重，运行线路压降增多引起，后期（约20 s以后）忻州站电压上升至略高于1.0 p.u.，是由于切除大量发电机组网内潮流降低，线路压降明显下降，某地区北网末端电压升高，如图22、图23所示。

图22 北部忻州站电压（不切机）

图23 北部忻州站电压（切机）

采取切机措施后，忻州站频率恢复至稳定。忻州站频率初期（5～10 s左右）上升至50.1 Hz是由于直流闭锁，潮流大面积转移，有功过剩，后期（约20 s以后）忻州站频率下降至49.5 Hz是由于振荡后大量切机发电不足引起，如图24、图25所示。

图25 北部忻州站频率（切机）

采取切机措施后，大房、苗保等外网联络线功率恢复至稳定。联络线功率绝对值初期（5～10 s左右）上升是由于直流闭锁，潮流大面积转移，有功过剩，后期（20 s以后）大房联络线外送功率绝对值显著下降，是由于大量切除了新能源发电机组和异步运行机组；苗保联络线外送功率基本维持不变，则是由于保留了王家岭、塔山、神泉、河曲等4座电厂的同步运行机组，在某地区电网大量新能源、异步运行机组解列的同时尽可能保证重要联络线功率外送，保证华北电网电力电量平衡，如图26、27所示。

图26 大房Ⅰ线、苗保Ⅰ线有功功率（不切机）

图27 大房Ⅰ线、苗保Ⅰ线有功功率（切机）

4 结束语

通过对巴西8·15大停电案例的学习，了解到巴西电网存在结构薄弱、电源支撑不足、技术防线不完善、安全管控有短板等问题。而我国电网具有科学合理的电网网架结构，二次设备可靠性高，在大力发展特高压，新能源的同时，同步建设了足够规模的支撑性电源，具备足够的抗扰动能力和灵活的送受电能力，个别地区如西藏、新疆等负荷分散的广袤地区网架结构相对薄弱，存在一定的稳定问题[5]。如要仿真类似故障，必须大规模破坏电网结构，增加送端电厂出力，降低受端电厂出力，增加断面传输功率，设置复杂连锁故障，甚至降低设备额定载流量（如假设忻候双回线额定载流从2 700 MW变为2 300 MW，则直流闭锁后，忻候双回线满载运行）方可实现。事故处理过程中分析发现解列设备的可靠选取和振荡源的准确判断较为关键，且调度员不仅要关注本省电网方式变化，还要关注外网联络线之间的间接影响；电网解列后受端地区发生频率急剧下降时，可采取低频减载等措施维持系统频率稳定；找到振荡中心地区后，可采取切除大量支撑能力较弱的新能源机组、异步运行机组使系统恢复至稳定，并尽量保证其余机组恢复至同步运行，减少外送功率损失，保证其余省网电力维持平衡。