基于巴西“8·15”大停電事故的仿真分析與思考

李 聰

（國網(wǎng)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(qū)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(wǎng)電壓驟降，隨后電網(wǎng)解列為東北部、北部、東南/中西/南部電網(wǎng)3部分：北部電網(wǎng)形成孤網(wǎng)后頻率驟降，區(qū)域內負荷全停；東北部電網(wǎng)電源分布密集，孤網(wǎng)后頻率先升后降，誘發(fā)低頻減載切除大量負荷；東南/中西/南部電網(wǎng)觸發(fā)低頻減載，切除部分負荷后系統(tǒng)頻率恢復穩(wěn)定[1-2]。

本文基于某地區(qū)電網(wǎng)設置相似故障進行仿真分析并得出相關結論[3]。

某地區(qū)電網(wǎng)接線圖如圖1所示。

圖1 某地區(qū)中南部電網(wǎng)接線圖

正常方式下，某地區(qū)電網(wǎng)結構合理，網(wǎng)架堅強，穩(wěn)定性好，抗擾動性強，為模擬出巴西電網(wǎng)類似故障，更好地調整電網(wǎng)方式，削弱某地區(qū)電網(wǎng)網(wǎng)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(qū)電網(wǎng)北部裝機較多，用電負荷相對中部、南部較少，電網(wǎng)潮流整體上呈現(xiàn)出北電南送、西電東送的格局。本算例調整某地區(qū)北部風、光等新能源出力，使其大發(fā)；為削弱網(wǎng)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(qū)南部電網(wǎng)受電通道），南部地區(qū)外網(wǎng)聯(lián)絡線還剩500 kV陽桂雙、潞辛雙2個外送通道，停運某地區(qū)南部幾座大容量電廠，降低南部地區(qū)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(fā)生雙極閉鎖，由于潮流轉移可能會導致某地區(qū)電網(wǎng)北電南送斷面出現(xiàn)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(qū)北部電網(wǎng)對應于巴西東北部電網(wǎng)，某地區(qū)南部電網(wǎng)對應于巴西東南/中西/南部電網(wǎng)，巴西北部地區(qū)全停即系統(tǒng)頻率無法維持穩(wěn)定，本算例將其一起納入巴西東南/中西/南部電網(wǎng)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(qū)電網(wǎng)同樣具有新能源出力大發(fā)，網(wǎng)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(fā)生雙極閉鎖后，系統(tǒng)仍可保持穩(wěn)定，但北部潮流通過500 kV C雙回線發(fā)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(tǒng)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(qū)電網(wǎng)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(fā)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(fā)生短路故障，又由于二次系統(tǒng)裝備技術水平相對較低（對照巴西電網(wǎng)設置），CⅠ線主保護拒動，故障發(fā)生0.5 s后，后備保護動作切除故障，某地區(qū)電網(wǎng)南北通道潮流全部轉移至CⅡ線單回線路，遠超過其穩(wěn)定極限，導致某地區(qū)南北電網(wǎng)之間產生劇烈振蕩，各外網(wǎng)聯(lián)絡線功率也發(fā)生大幅度振蕩。

仿真系統(tǒng)中設置±800 kV雁淮直流1 s閉鎖，4 s時500 kV CⅠ線發(fā)生相間短路故障，0.5 s后切除，CⅡ線作為某地區(qū)電網(wǎng)省內唯一南北通道發(fā)生嚴重的功率振蕩，且振蕩幅值遠超過其熱穩(wěn)定極限（2 700 MW），導致某地區(qū)南北電網(wǎng)之間產生劇烈振蕩；各外網(wǎng)聯(lián)絡線功率也發(fā)生大幅度振蕩，CⅠ線跳閘后（約為仿真時長4.5 s時）某地區(qū)南部陽桂雙、潞辛雙外網(wǎng)聯(lián)絡通道功率反送——由外送通道轉變?yōu)槭苋胪ǖ?；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(qū)電網(wǎng)解列為南、北兩部分，解列后，北網(wǎng)振蕩依然劇烈，南網(wǎng)振蕩程度減弱——判斷振蕩中心位于某地區(qū)北網(wǎng)。

3.1 僅考慮解列失步線路

根據(jù)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(wǎng)忻州站電壓不斷發(fā)生振幅振蕩，直至失穩(wěn)。北網(wǎng)忻州站頻率起初還可保持穩(wěn)定，13 s開始突然振蕩上升，發(fā)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(wǎng)大房三回、苗保雙回等外部聯(lián)絡線不斷發(fā)生振幅振蕩，直至失穩(wěn)，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(wǎng)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(wǎng)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(fā)生±4.5 Hz范圍內的振蕩，將嚴重危害電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行——引起汽輪機葉片斷裂；使發(fā)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(tǒng)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(wǎng)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(fā)生±0.2 Hz范圍內的振蕩，短時內不會對系統(tǒng)造成較大危害，但長時間不處理也存在振蕩加劇風險，引發(fā)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(fā)生連鎖故障后，僅僅解列CⅡ線南部電網(wǎng)振蕩仍未完全消除，這是因為南北網(wǎng)4個外送通道之間也存在電氣聯(lián)系，北網(wǎng)的功率振蕩雖不會經省內傳遞至南網(wǎng)，但仍可經外網(wǎng)通道遠距離傳遞回南網(wǎng)，使其仍有一定程度振蕩，通過解列E雙、F雙4條受入外網(wǎng)聯(lián)絡線可將南網(wǎng)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(fā)生振蕩，但由于本地電源容量不足，支撐能力較弱，頻率持續(xù)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(wǎng)仍將崩潰。

采取新措施后，侯村站電壓不再發(fā)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(qū)南網(wǎng)切負荷

由于某地區(qū)南網(wǎng)是受端電網(wǎng)，幾回重要通道全部解列后，本地電源支撐能力、發(fā)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(qū)南部電網(wǎng)基本恢復穩(wěn)定運行。如果頻率缺額過大，或低頻減載無法正確動作，將發(fā)生區(qū)域全停事件，對應于巴西北部地區(qū)全停問題，受仿真系統(tǒng)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(tǒng)頻率崩潰造成區(qū)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(qū)北網(wǎng)切機組

北部電網(wǎng)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(lián)絡通道將潮流轉移至南部，系統(tǒng)穩(wěn)定，但忻侯雙回線重載運行并發(fā)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(wǎng)大量機組異步運行，系統(tǒng)失去穩(wěn)定。

為便于觀察曲線變化，分析北部電網(wǎng)振蕩問題時，設置直流閉鎖時間仍發(fā)生在1 s，500 kV忻侯Ⅰ線短路故障發(fā)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(qū)南北電網(wǎng)解列，15 s時北部電網(wǎng)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(tǒng)恢復至穩(wěn)定。

采取切機措施后，忻州站電壓恢復至穩(wěn)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(fā)電機組網(wǎng)內潮流降低，線路壓降明顯下降，某地區(qū)北網(wǎng)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(wěn)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(fā)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(wǎng)聯(lián)絡線功率恢復至穩(wěn)定。聯(lián)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(lián)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(fā)電機組和異步運行機組；苗保聯(lián)絡線外送功率基本維持不變，則是由于保留了王家?guī)X、塔山、神泉、河曲等4座電廠的同步運行機組，在某地區(qū)電網(wǎng)大量新能源、異步運行機組解列的同時盡可能保證重要聯(lián)絡線功率外送，保證華北電網(wǎng)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(wǎng)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(wǎng)具有科學合理的電網(wǎng)網(wǎng)架結構，二次設備可靠性高，在大力發(fā)展特高壓，新能源的同時，同步建設了足夠規(guī)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(qū)如西藏、新疆等負荷分散的廣袤地區(qū)網(wǎng)架結構相對薄弱，存在一定的穩(wěn)定問題[5]。如要仿真類似故障，必須大規(guī)模破壞電網(wǎng)結構，增加送端電廠出力，降低受端電廠出力，增加斷面?zhèn)鬏敼β剩O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?yōu)? 300 MW，則直流閉鎖后，忻候雙回線滿載運行）方可實現(xiàn)。事故處理過程中分析發(fā)現(xiàn)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(wǎng)方式變化，還要關注外網(wǎng)聯(lián)絡線之間的間接影響；電網(wǎng)解列后受端地區(qū)發(fā)生頻率急劇下降時，可采取低頻減載等措施維持系統(tǒng)頻率穩(wěn)定；找到振蕩中心地區(qū)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(tǒng)恢復至穩(wěn)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(wǎng)電力維持平衡。