第32 卷第25 期中国电机工程学报Vol.32 No.25 Sep. 5, 2012 2012 年9月5日Proceedings of the CSEE ?2012 Chin.Soc.for Elec.Eng. 167 文章编号:0258-8013 (2012) 25-0167-08 中图分类号:TM 71 文献标志码:A 学科分类号:470?40 印度"7.30" 、 "7.31"大停电事故分析及启示 汤涌,卜广全,易俊 (中国电力科学研究院,北京市 海淀区 100192) Analysis and Lessons of the Blackout in Indian Power Grid on July 30 and 31, 2012 TANG Yong, BU Guangquan, YI Jun (China Electric Power Research Institute, Haidian District, Beijing 100192, China) ABSTRACT: On July 30 and 31, 2012, two widespread blackouts occurred in India. The blackouts affected the largest number of people so far. The two successive blackouts were both caused by the trip of a certain 400kV line of inter-regional corridors between northern and western grids. Subsequent faults resulted in breaking down of the power grids. The blackouts influenced the power supply of northern, eastern, and northeast grids. The pre-fault situation of Indian power grid, cause, spread, and restoration of the blackouts were described. Furthermore, the reasons of the blackouts were analyzed in detail from the aspects of technology, management and structure. Finally, certain suggestions to ensure the security and stability of China power grid and prevent the occurrence of blackout in China were proposed. KEY WORDS: Indian power grid; blackout; security and stability; centralized power dispatch; shortage of electric power 摘要: 2012 年7月30 和31 日,印度发生了世界范围内影 响人口最多的大规模停电事故. 两次事故均起源于北部和西 部电网 400 kV 联络线线路跳闸,随后发生的连锁故障导致 电网崩溃, 大停电事故对北部、 东部、 东北部造成严重影响. 文中介绍事故前印度电网的运行状况及事故的起因、经过、 恢复等情况, 从技术、 管理和体制方面分析事故发生的原因, 并结合我国电网实际, 提出保障电网安全稳定运行、 防止大 停电事故发生的建议. 关键词:印度电网;大停电;安全稳定;统一调度;电力 缺口 0 引言 印度当地时间 2012 年7月30 日清晨 2:33 左右,北部电网发生大面积停电事故,损失负荷约 36 000 MW,影响人口约 3.7 亿(占印度总人口约 30%).当日下午 16:00,电网基本恢复正常[1] . 随后, 当地时间 7 月31 日下午 13:00 左右,印 度北部、东部、东北部 3 个区域电网再次发生大面 积停电事故,损失负荷约 48 000 MW,超过 6 亿(占 印度总人口超过 50%)人受到影响,是世界范围内 影响人口最多的大停电事故.事故发生后约 20 小时,3 个区域电网基本恢复供电[2] . 近年来,国外电网大停电事故时有发生,造成 了巨大的经济损失和严重的社会影响[3-12] .印度 "7.30" 、 "7.31"停电事故是世界上影响人口最多 的停电事故,停电范围和损失负荷量在世界大停电 事故中也位列前茅,总结其经验和教训对于我国电 网的规划和运行具有借鉴作用. 1 印度电网运行和管理情况 1.1 印度电网概况 印度的输电线路电压等级主要由 765 kV、 400 kV、220 kV、132 kV 交流和±500 kV 直流组成, 其中 400 kV 交流线路构成其主网架. 印度电网分为北部(Northern Grid) 、 西部(Western Grid)、东部(Eastern Grid)、东北(North- eastern Grid)和南部(Southern Grid)5 个区域电网, 如图1所示.其中,北部、西部、东部及东北部 4 个 区域电网共同组成 NEW 电网. NEW 电网之间各部 分采用同步联网运行模式,并通过直流与南部电网 实现异步互联.据规划,2014 年南部区域电网将实 现与 NEW 电网的同步运行,从而实现全印度电网 同步联网. 印度的主要电力输出地区位于东北部、东部, 还有建在不丹境内的电厂;电力负荷又主要集中在 南部、西部和北部地区.印度电网输电方向主要为 "东电西送" ,再辅以"北电南送"[1] . 截至 2012 年6月,印度发电装机容量已达 200 GW 以上,各个区域电网的装机容量和比例如 表1所示. 168 中国电机工程学报第32 卷图1印度区域电网示意图 Fig. 1 Regional power grids in India 表1印度区域电网发电装机容量 Tab. 1 Installed capacity of the regional power grids in India 区域电网 装机容量/MW 比例/% 北部 56 060 27.4 西部 66 760 32.6 南部 52 740 25.7 东部 26 840 13.1 东北部 2 450 1.2 总计 204 850 100.0 印度电力以火电、水电为主,占总装机容量的 85%左右,其中火电装机容量占 67%左右.可再生 能源占总装机容量的 12%,核电占 2.35%. 目前由于核电发展停滞、煤价高、以及来水偏 少等问题,印度一直处于严重缺电的状态. 1.2 电网的管理及调度机制 印度的电力按中央、 邦分层管理. 在发电领域, 中央和邦政府共同指导国家火电和水电公司运作. 在输电领域,印度电网公司负责跨邦输电线路的建 设和运营.各邦设有邦电力局/邦输电公司,负责邦 内输电事业的发展和运营.在配电领域,印度各邦 的自主权很大,各自负责本邦内配电网的建设、运 营和管理.此外,中央政府管理机构负责颁布电力 行业法规,制定宏观政策和规划,协调融资等. 印度电网调度机制如图 2 所示,可分为 3 级, 即国家电力调度中心(National Load Dispatch Center,NLDC)、区域电力调度中心(Regional Load Dispatch Center,RLDC)、邦级电力调度中心(State Load Dispatch Center,SLDC). 国家电力调度中心 东部区域 电力调度 中心 北部区域 电力调度 中心 西部区域 电力调度 中心 南部区域 电力调度 中心 东北部区 域电力调 度中心 邦级电力 调度中心 邦级电力 调度中心 邦级电力 调度中心 邦级电力 调度中心 邦级电力 调度中心 邦级电力 调度中心 邦级电力 调度中心 邦级电力 调度中心 邦级电力 调度中心 邦级电力 调度中心 … … … … … 邦级电力局印度电网公司(中英)图2印度电网调度机制 Fig. 2 Dispatch mechanism in India 国家电力调度中心是确保印度全国电力系统 一体化经营的最高机构,负责监督和协调各区域电 力调度中心,制定区域间输电计划并调度电力,保 证印度国家电网运行的安全性和经济性;区域电力 调度中心在所辖区域内负责各邦之间的电力调配 和电网监控;邦级电力调度中心是邦一级管理电网 经营的最高机构,负责监测和控制邦内部的电力输 送以及联系区域电力调度中心与邦级电力局或邦 级输电公司.国家电力调度中心和区域电力调度中 心均属于印度电网公司的下属机构.邦级电力调度 中心则附属于邦级输电公司或邦级电力局. 2 "7.30"事故情况 2.1 事故前系统运行状态 1)功率需求. 事故发生前,印度 NEW 电网的发电、负荷需 求、各区域电网的功率交换[13] 如表 2 所示. 表2事故前 NEW 电网发电、负荷需求及电力流 Tab. 2 Generation, load demand and power flow in NEW Grid prior to the blackout 区域 发电/MW 负荷需求/MW 电力受入/MW 北部电网 32 636 38 322 5 686 东部电网 12 452 12 213 (?)239(由不丹 受入 1 127) 西部电网 33 024 28 053 (?)6 229 东北部电网 1 367 1 314 (?) 53 NEW 电网 79 479 79 479 2)线路停运情况. 事故发生前,NEW 电网中共有 4 回765 kV 线路、超过 50 回400 kV 线路停运.其中,北部与西 部电网间停运了 2 回400 kV 联络线, 北部与东部电 网间停运了 6 回400 kV 联络线. 因而, 北部与西部 电网间仅有 2 回400 kV 联络线、 北部与东部电网间 有6回400 kV、1 回220 kV 交流联络线运行.北部–东部、北部–西部电网间停运及运行的联络线情 第25 期 汤涌等:印度"7.30" 、 "7.31"大停电事故分析及启示 169 况如表 3 所示,事故前 NEW 电网运行的区域电网 间联络线如图 3 所示. 表3事故前区域电网间交流联络线情况 Tab. 3 Inter-regional AC lines prior to the blackout 断面 线路 400 kV Bina-Gwalior-Agra I 线2回400 kV 线路 投入运行 400 kV Zerda-Bhinmal 线400 kV Bina-Gwalior -Agra II 线400 kV Zerda-Kankroli 线220 kV Malanpur-Auraya 线220 kV Mehgaon-Auraya 线220 kV Badod-Modak 线 北部– 西部 2 回400kV 线路 4 回220kV 线路 停运 220 kV Badod-Kota 线400 kV Gorakhpur-Muzaffarpur 双回线 400 kVBalia -Biharsharif 双回线 400 kV Patna -Balia 双回线 6 回400 kV 线路 1 回220 kV 线路 投入运行 220 kVPusauli-Sahupuri 线765 kV Fatehpur-Gaya 线400 kVPusauli-Balia 线400 kVPusauli-Allahabad 线400 kVPusauli-Samath 线 北部– 东部 1 回765 kV 线路 5 回400 kV 线路 停运 400 kV Balia–Barth 双回线 3)系统频率. NEW 电网电力供应紧张,北部某些邦电网存 在超额用电的情况,系统运行频率降至 49.68 Hz 左右. 2.2 事故经过 事故的详细过程如下: 1)02:33:11:907,由于重负荷导致北部与西部 间联络线 400 kV Bina-Gwalior I 线因距离 III 段保护 动作跳开.事故前该线路向北部电网送电1050 MW, 处于重载运行状态, Bina 侧电压已降至 374 kV. 上述故障导致 Zerda(400 kV)-Bhinmal(400 kV)- Bhinmal(220 kV)-Sanchore(220 kV)及Dhaurimanna (220 kV)线路成为了西部电网与北部电网断面的唯 一交流联络通道.西部电网的电力仅通过一回 400 kV Zerda-Bhinmal 线送至北部电网,再通过 Bhinmal 400/220 kV 变压器在北部电网下网消纳. 2)02:33:13:438,由于电网功角摆开导致北部 与西部断面间的 220 kV Bhinmal-Sanchore 线以及 220 kV Bhinmal-Dhaurimanna 线保护动作跳开线路. 图3事故前运行的区域电网间联络线 Fig. 3 Inter-regional lines under operation prior to the blackout 至此,北部电网与西部电网已失去全部交流联 络线.北部电网的 Bhinmal 地区仍有小部分负荷通 过400 kV Zerda-Bhinmal 线与西部电网相连. 西部–北部电网联络线断开后,联络线功率通 过西部–东部–北部通道迂回送至北部电网,沿线潮 流大幅增加. 3)02:33:13:927—02:33:13:996,东部电网的 400 kV Jamshedpur-Rourkela 双回线由于重载导致 170 中国电机工程学报第32 卷 距离 III 段保护动作跳开线路.随后北部电网与西 部–东部–东北部电网功角失稳. 4)02:33:15:400—02:33:15:542,东部电网与北 部电网间的400 kV 联络线(包括Gorakhpur- Muzaffarpur 双回线、Balia-Biharsharif 双回线及 Patna -Balia 双回线)由于功角摆开相继跳闸. 至此,北部电网与东部电网之间失去了所有的 400 kV 交流通道. 北部电网的 Sahupuri 地区的负荷 通过 220 kV Pasauli-Sahupuri 线路接入东部电网. 5)由于北部电网与东部–东北部–西部电网解 列,北部电网出现了 5 800 MW 的功率缺额,电网 频率大幅下跌.由于紧急控制措施切负荷量不足, 导致北部电网崩溃.整个北部电网仅 Badarpur、 NAPS 等少数负荷仍有电力供应. 6)北部电网解列后,东部–东北部–西部电网 出现 5 800 MW 的功率盈余,系统暂态频率升高至 50.92 Hz,通过切机措施切除 3 340 MW 机组,最终 稳定在 50.6 Hz. 2.3 事故恢复 事故发生后,印度电网公司利用北部留存电源 及从东部、西部电网支援北部电网的电力恢复,至 下午 16:00, 电网基本恢复正常. 恢复过程[13] 如表 4 所示. 表47.30 事故的恢复过程 Tab. 4 Recovery process from the blackout 时间 事件 2012.7.30 上午 2:33 电网故障造成北部 9 个邦停电 2012.7.30 上午 8:00 恢复对铁路、地铁、机场和交通要道等关 键设施的供电 2012.7.30 上午 11:00 北部地区 60%的负荷恢复供电 2012.7.30 上午 12:30 逐步恢复对大部分区域的供电. 2012.7.30 下午 16:00 北部电网恢复正常,可以满足 30 000 MW 的电力需求 3 "7.31"事故情况 3.1 事故前系统运行状态 1)功率需求. 事故发生前,印度 NEW 电网各区域电网的发 电、负荷需求和功率交换[13] 如表 5 所示. 2)线路停运情况. 事故发生前, NEW 电网共计 3 回765 kV 线路、 超过 44 回400 kV 线路停运.其中北部电网与西部 电网间停运了 2 回400 kV 和2回220 kV 联络线, 北部电网与东部电网间停运了 2 回400 kV 联络线. 因而,北部与西部电网间仅有 1 回400 kV 和2回表5事故前 NEW 电网发电、负荷需求及电力流 Tab. 5 Generation, load demand and power flow in NEW Grid prior to the blackout 区域 发电/MW 负荷需求/MW 电力受入/MW 北部电网 29 884 33 945 4 061 东部电网 13 524 13 179 ?345(由不丹受入 1 140) 西部电网 32 612 28 053 -4 459 东北部电网 1 014 1 226 212 NEW 电网 76 934 76 403 220 kV 联络线联系,北部与东部电网间有 1 回765 kV、 9 回400 kV、 1 回220 kV 交流联络线联系, 东部与西部电网间有 6 回400 kV、 3 回220 kV 联络 线联系.事故前北部–西部、北部–东部、西部–东 部电网间交流联络线情况如表 6 所示, 事故前 NEW 电网运行的区域电网间联络线如图 4 所示. 表6事故前区域电网交流联络线情况 Tab. 6 Inter-regional AC lines prior to the blackout 断面 线路 400 kV Bina-Gwalior-Agra I 线220 kV Malanpur-Auraya 线1回400 kV 线路 2 回220 kV 线路 投入运行 220 kV Mehgaon-Auraya 线400 kV Bina-Gwalior-Agra II 线400 kV Zerda-Kankroli 线400 kV Zerda-Bhinmal 线220 kV Badod-Modak 线 北部– 西部 3 回400 kV 线路 2 回220 kV 线路 停运 220 kV Badod-Kota 线765 kVFatehpur-Gaya 线400 kV Gorakhpur-Muzaffarpur 双回线 400 kV Balia -Biharsharif 双回线 400 kV Patna -Balia 双回线 400 kV Pusauli-Balia 线400 kV Pusauli-Allahabad 线400 kV Pusauli-Samath 线1回765kV 线路 9 回400kV 线路 1 回220kV 线路 投入运行 220 kV Pusauli-Sahupuri 线 北部– 东部 1 回400kV 线路 停运 400 kV Balia–Barth 双回线 400 kVRaigarh-Sterlite 双回线 400 kVSipat-Ranchi 双回线 400 kV Raigarh-Rourkela 双回线 220 kV Korba-Budhipadar 双回线 东部– 西部 6 回400 kV 线路 3 回220 kV 线路 投入运行 220 kV Raigarh-Budhipadar 线3)系统频率. 事故发生前,由于系统供电仍然紧张,北部一 些邦在"7.30"大停电恢复后又持续从主电网超载 用电,系统频率降至 49.84 Hz 左右. 第25 期 汤涌等:印度"7.30" 、 "7.31"大停电事故分析及启示 171 图4事故前运行的区域电网间联络线 Fig. 4 Inter-regional lines under operation prior to the blackout 3.2 事故经过 事故的详细过程如下: 1)13:00:13,西部电网与北部电网间 400 kV Bina-Gwalior I 联络线由于重负荷引发 Bina 侧距离 III 段保护动作跳闸.线路跳闸前的视在功率为 1 254 MVA, 线路重载运行, Bina 侧电压降至 362 kV. 2)13:00:13,由于 400 kVBina-Gwalior I 线跳 闸,潮流转移至 220 kV 线路,导致 Gwalior 变电站 与西部电网连接的 220 kV Bina-Gwalior 双回线跳 开,使Gwalior 变电站与西部电网断开,而仅通过 1 回400 kV Gwalior-Agra I 线和 2 回220 kV Malanpur-Auraya、Mehgaon-Auraya 线与北部电网 互联. 至此,西部电网与北部电网解列. 3)西部电网与北部电网联络线功率通过西部– 东部–北部电网联络线迂回至北部电网,导致西部 电网与北部电网功角失稳.相比"7.30"事故, "7.31"事故发生时北部与东部电网间联络断面加 强,振荡中心由北部与东部电网间断面转移至东部 电网内部(靠近西部–东部电网断面处).随后,一系 列线路跳闸导致西部电网与东部电网在 13:00:20 时 刻解列. 至此,NEW 电网解列为西部电网和北部–东部–东北部两个同步电网运行. 4)解列导致西部电网功率盈余,频率上升至 51.4 Hz . 同时西部至北部电网的Adani- Manindragarh 直流停运,通过切除 1 764 MW 机组, 提升西部至南部电网 Bhadrawati-Ramagundam 直流 功率,最终西部电网频率稳定在 51 Hz. 5) 解列导致北部–东部–东北部电网出现大约 3 000 MW 功率缺额,由于紧急控制措施切负荷量不 足,系统频率下降至约 48.12 Hz. 6)北部–东部–东北部电网部分机组跳闸引起 系统功角振荡和频率进一步下降.随后,北部、东 部电网内部及北部–东部电网联络断面线路由于过 电压保护(数量少)、失步保护、距离 III 段保护动作 导致超过 50 条线路跳闸,最终使北部电网与东部– 东北部电网解列. 7)北部电网除 NAPS、Anta GPS、Dadri GPS 和Faridabad 地区孤岛运行外,剩余部分电网停电; 东部–东北部电网除 ib TPS/Sterite、Bokaro steel、 CESC、NALCO、BSP 等孤岛运行外,其余部分电 网停电. 8)由于东部电网崩溃,南部电网损失了由 Talchar-Kolar 直流供应的 2 000 MW 电力,频率由 50.05 Hz 降低至 48.88 Hz. 通过将西部–南部电网间 的Bhadrawati-Ramagundam 直流功率由 880 MW 提 升至 1 100 MW,同时低频减载装置动作切除了 172 中国电机工程学报第32 卷984 MW 负荷,南部电网保持稳定运行. 3.3 事故恢复 事故发生后,印度电网公司通过从不丹和塔拉 卡汉德水利枢纽电站给主网提供电源,并从西部电 网紧急提供电力供应恢复停电区域供电.事故的恢 复过程如表 7 所示. 表77.31 事故的恢复过程 Tab. 7 Recovery process from the blackout 时间 事件 2012.7.31 下午 1:00 第二次大停电发生,影响印度北部、 东部和东北地区 13 个邦 2012.7.31 下午 3:30 恢复了地铁和铁路的供电 2012.7.31 下午 5:30 新德里恢复电力供应能力 2 100 MW 北部区域(包括德里)恢复电力供应 2012.7.31 晚上 7:30 东北区域恢复供电 4 造成事故的主要原因 任何一次大停电事故都不是单一原因造成的, 印度这两次大停电也不例外.通过对印度官方事故 调查报告(8 月16 日发布版)的分析可知, 多个技术、 管理和体制上的原因共同导致了大停电的发生. 4.1 印度电网网架薄弱, 事故前线路大量停运进一 步削弱网架结构 两次事故发生前,电网中均有大量线路停运, 如"7.30"事故前,北部电网和西部电网之间的 400 kV 交流联络线仅剩 Bina-Gwalior-Agra I 线和 Zerda-Bhinmal 线2回线路正常运行(其余 2 回400 kV 线和 4 回220 kV 线均停运),且400 kV Zerda-Bhinmal 线路 Bhinmal 侧(位于北部电网)的其 它400 kV 出线全部停运,Bhinmal 站仅通过 2 回220 kV 线路与北部电网相联. 线路停运大幅削弱了 印度电网的网架结构,为大停电事故的发生埋下了 隐患. 4.2 北部部分邦超计划用电导致联络线重载运行 两次事故发生前,北部部分邦超计划用电导致 北部–西部联络线重载,其中 Bina-Gwalior-Agra 单 回线路功率达到约 1 000 MW(另一回线正在升级改 造).该线路由于重载导致距离 III 段保护跳闸直接 触发了随后的连锁反应,导致了大停电的发生. 4.3 保护的不正确动作引发连锁反应 在两次事故的连锁反应过程中,保护的不正确 动作是造成事故扩大的最重要原因之一.如:潮流 转移导致线路负载(电流)增加、电压下降,在无故 障情况下,距离保护(包括距离 I 段、距离 III 段)动 作跳开线路等,直接导致了事故的迅速扩大. 4.4 低频减载未能充分发挥作用 印度电网中普遍配置了低频切负荷装置,但印 度中央电力企业如国家电力公司为缩减电网维护 成本,低频减载投入普遍不足.因而在电网频率大 幅下降时,未能及时切除足量负荷.以"7.30"事 故为例,北部电网虽然配备了自动低频切负荷装置 (切除约 4 000 MW 负荷)及频率变化速率(df/dt)自动 切负荷装置(切除负荷约 6 000 MW),但该区域电网 与主网解列后,导致电网频率大幅下降时,这些自 动切负荷装置却无法阻止系统频率崩溃. 4.5 体制存在弊端,国家/区域电力调度中心不具 备统一调度职权 印度电网管理借鉴美国模式,国家电力调度中 心在各个邦过负荷用电情况下只能通过电监会下 达处罚通知,没有权力和适当方法限电,即使是在 电网安全紧急情况下,也没有调控权对系统进行调 整和控制,极易出现大的安全稳定事故.印度连续 2 次大停电事故充分暴露出其国家/区域电力调度 中心对邦电网的管控能力不足.事故发生前,各个 邦为了满足本地负荷需求,大量从主网超配额用 电,忽略了电网的整体安全,而国家电力调度中心 对此缺乏有效的应对措施. 5 对我国电网安全稳定运行的启示 5.1 加快推进特高压交流同步网络建设, 构建坚强 网架结构 加强电网建设,构建坚强的网架结构,为电网 安全稳定运行奠定坚实基础.我国应加快与特高压 超大容量直流送电相匹配的特高压交流电网的建 设,增强网络支撑,应对大规模潮流转移及连锁故 障的能力.尽早建成以特高压交流电网为骨干网 架、各级电网协调发展的坚强智能电网,充分发挥 特高压交流和直流的综合优势,最大限度提升大电 网资源优化配置和安全保障能力. 5.2 电源、电网建设均应适度超前 为了与社会经济增长速度相匹配,满足负荷增 长需求,避免因电力供应不足造成经济损失和民众 生活不便,应保证电源建设适度超前经济发展,并 合理安排备用以应对自然因素造成的电力缺口.同 时应立足当前、着眼长远,加强电网和电源的协调 发展,电网建设适度超前电源,避免因为电网建设 滞后造成窝电、限电情况发生. 5.3 坚持统一调度、统一管理 建立完善的统一调度指挥机构和高效的调度 第25 期 汤涌等:印度"7.30" 、 "7.31"大停电事故分析及启示 173 控制管理机制,实现对事故的快速处理和事故后恢 复的统一指挥,对于保证电网的安全运行具有重要 意义.对快速发展中的我国电网而言,必须坚持输 配一体化、电网调度一体化、城乡电网一体化,加 强电网的统一调度,推进调控一体化.并确保调度 员在应对事故时的处理权限,加强调度员间的有效 沟通,形成高效的事故处理机制,防止发生大面积 停电事故. 5.4 合理安排电网运行方式,加强电网调控能力 应继续坚持在全面分析电网运行情况的基础 上,合理安排电网的运行方式,消除事故隐患,降 低电网运行风险,提高电网在正常、检修、事故后 等方式下抵御故障冲击的能力.同时,应继续完善 及推广新一代 EMS、WAMS、AVC 等电网监测/ 调度/控制系统, 实现电网在线安全智能分析和稳定 裕度的量化评估,优化运行方式,帮助调度人员及 时掌握电网运行状态、为调度人员的决策提供辅助 支持,提高调度人员对电网的调控能力,确保电网 安全运行. 5.5 坚持严格的电网安全稳定分析标准 严格按照《电力系统安全稳定导则》规定的标 准进行安全稳定计算分析,切实保证最基本的 N?1 原则,同时满足第 2 级和第 3 级安全稳定标准的 要求. 此外,还应考虑电力系统应对可能发生的恶劣 天气等自然灾害的能力,加强电网在极端运行方式 下的安全稳定计算分析,进一步加强和健全电力系 统安全稳定"三道防线"建设,避免系统发生连锁 故障和大停电,保证电网安全稳定运行. 5.6 制定有效的故障应急与恢复措施, 保障供电快 速恢复 应继续坚持"安全第一,预防为主"的原则, 紧密结合电网运行的实际情况,编制程序化、规范 化的事故处理预案,在电网出现紧急情况下给事故 处理者提供有效的指导,保证电网事故处理的准 确、迅速,防止电网稳定破坏影响范围的扩大.此外,必须依靠电网调度统筹协调好电网、电厂、用 户之间的恢复进度,避免在电网恢复过程中发生次 生灾害. 电网发生大面积停电事故后,为保证重要负荷 供电及电网快速恢复,必须保证主要电源点保安机 组的正常运行.印度连续两天大面积停电事故发生 后,事故区域内维持运行的机组不多,其中"7.30" 事故后运行机组容量不到损失负荷的 1.5%, 不利于 事故快速恢复.我国应吸取印度大停电教训,合理 配置保安机组,在大面积停电发生后减少重要负荷 的损失,同时为供电快速恢复提供保障. 6 结语 本文对"7.30" 、 "7.31"两次大停电事故前印 度电网的运行状况及事故的起因、经过、恢复等情 况进行了详细介绍,并以此为基础从技术、管理和 体制方面分析了事故发生的原因.事故的经验和教 训表明,我国电网应进一步完善和加强电力系统安 全稳定综合防御体系[14] , 加快推进特高压坚强网架 建设,保证电源、电网的适度超前发展,为电网安 全打下坚实基础;同时应坚持统一调度、统一管理 机制,提高电网调控能力,避免在紧急情况下因为 调度机制不畅、调度能力不足而无法阻止事故的发 生或事故的扩大;最后应坚持严格的电网运行标 准,制定有效的故障应急与恢复措施,进一步降低 我国发生大停电事故的风险. 参考文献 [1] Amew . 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第32 卷第25 期中国电机工程学报Vol.32 No.25 Sep. 5, 2012 2012 年9月5日Proceedings of the CSEE ?2012 Chin.Soc.for Elec.Eng. 167 文章编号:0258-8013 (2012) 25-0167-08 中图分类号:TM 71 文献标志码:A 学科分类号:470?40 印度"7.30" 、 "7.31"大停电事故分析及启示 汤涌,卜广全,易俊 (中国电力科学研究院,北京市 海淀区 100192) Analysis and Lessons of the Blackout in Indian Power Grid on July 30 and 31, 2012 TANG Yong, BU Guangquan, YI Jun (China Electric Power Research Institute, Haidian District, Beijing 100192, China) ABSTRACT: On July 30 and 31, 2012, two widespread blackouts occurred in India. The blackouts affected the largest number of people so far. The two successive blackouts were both caused by the trip of a certain 400kV line of inter-regional corridors between northern and western grids. Subsequent faults resulted in breaking down of the power grids. The blackouts influenced the power supply of northern, eastern, and northeast grids. The pre-fault situation of Indian power grid, cause, spread, and restoration of the blackouts were described. Furthermore, the reasons of the blackouts were analyzed in detail from the aspects of technology, management and structure. Finally, certain suggestions to ensure the security and stability of China power grid and prevent the occurrence of blackout in China were proposed. KEY WORDS: Indian power grid; blackout; security and stability; centralized power dispatch; shortage of electric power 摘要: 2012 年7月30 和31 日,印度发生了世界范围内影 响人口最多的大规模停电事故. 两次事故均起源于北部和西 部电网 400 kV 联络线线路跳闸,随后发生的连锁故障导致 电网崩溃, 大停电事故对北部、 东部、 东北部造成严重影响. 文中介绍事故前印度电网的运行状况及事故的起因、经过、 恢复等情况, 从技术、 管理和体制方面分析事故发生的原因, 并结合我国电网实际, 提出保障电网安全稳定运行、 防止大 停电事故发生的建议. 关键词:印度电网;大停电;安全稳定;统一调度;电力 缺口 0 引言 印度当地时间 2012 年7月30 日清晨 2:33 左右,北部电网发生大面积停电事故,损失负荷约 36 000 MW,影响人口约 3.7 亿(占印度总人口约 30%).当日下午 16:00,电网基本恢复正常[1] . 随后, 当地时间 7 月31 日下午 13:00 左右,印 度北部、东部、东北部 3 个区域电网再次发生大面 积停电事故,损失负荷约 48 000 MW,超过 6 亿(占 印度总人口超过 50%)人受到影响,是世界范围内 影响人口最多的大停电事故.事故发生后约 20 小时,3 个区域电网基本恢复供电[2] . 近年来,国外电网大停电事故时有发生,造成 了巨大的经济损失和严重的社会影响[3-12] .印度 "7.30" 、 "7.31"停电事故是世界上影响人口最多 的停电事故,停电范围和损失负荷量在世界大停电 事故中也位列前茅,总结其经验和教训对于我国电 网的规划和运行具有借鉴作用. 1 印度电网运行和管理情况 1.1 印度电网概况 印度的输电线路电压等级主要由 765 kV、 400 kV、220 kV、132 kV 交流和±500 kV 直流组成, 其中 400 kV 交流线路构成其主网架. 印度电网分为北部(Northern Grid) 、 西部(Western Grid)、东部(Eastern Grid)、东北(North- eastern Grid)和南部(Southern Grid)5 个区域电网, 如图1所示.其中,北部、西部、东部及东北部 4 个 区域电网共同组成 NEW 电网. NEW 电网之间各部 分采用同步联网运行模式,并通过直流与南部电网 实现异步互联.据规划,2014 年南部区域电网将实 现与 NEW 电网的同步运行,从而实现全印度电网 同步联网. 印度的主要电力输出地区位于东北部、东部, 还有建在不丹境内的电厂;电力负荷又主要集中在 南部、西部和北部地区.印度电网输电方向主要为 "东电西送" ,再辅以"北电南送"[1] . 截至 2012 年6月,印度发电装机容量已达 200 GW 以上,各个区域电网的装机容量和比例如 表1所示. 168 中国电机工程学报第32 卷图1印度区域电网示意图 Fig. 1 Regional power grids in India 表1印度区域电网发电装机容量 Tab. 1 Installed capacity of the regional power grids in India 区域电网 装机容量/MW 比例/% 北部 56 060 27.4 西部 66 760 32.6 南部 52 740 25.7 东部 26 840 13.1 东北部 2 450 1.2 总计 204 850 100.0 印度电力以火电、水电为主,占总装机容量的 85%左右,其中火电装机容量占 67%左右.可再生 能源占总装机容量的 12%,核电占 2.35%. 目前由于核电发展停滞、煤价高、以及来水偏 少等问题,印度一直处于严重缺电的状态. 1.2 电网的管理及调度机制 印度的电力按中央、 邦分层管理. 在发电领域, 中央和邦政府共同指导国家火电和水电公司运作. 在输电领域,印度电网公司负责跨邦输电线路的建 设和运营.各邦设有邦电力局/邦输电公司,负责邦 内输电事业的发展和运营.在配电领域,印度各邦 的自主权很大,各自负责本邦内配电网的建设、运 营和管理.此外,中央政府管理机构负责颁布电力 行业法规,制定宏观政策和规划,协调融资等. 印度电网调度机制如图 2 所示,可分为 3 级, 即国家电力调度中心(National Load Dispatch Center,NLDC)、区域电力调度中心(Regional Load Dispatch Center,RLDC)、邦级电力调度中心(State Load Dispatch Center,SLDC). 国家电力调度中心 东部区域 电力调度 中心 北部区域 电力调度 中心 西部区域 电力调度 中心 南部区域 电力调度 中心 东北部区 域电力调 度中心 邦级电力 调度中心 邦级电力 调度中心 邦级电力 调度中心 邦级电力 调度中心 邦级电力 调度中心 邦级电力 调度中心 邦级电力 调度中心 邦级电力 调度中心 邦级电力 调度中心 邦级电力 调度中心 … … … … … 邦级电力局印度电网公司(中英)图2印度电网调度机制 Fig. 2 Dispatch mechanism in India 国家电力调度中心是确保印度全国电力系统 一体化经营的最高机构,负责监督和协调各区域电 力调度中心,制定区域间输电计划并调度电力,保 证印度国家电网运行的安全性和经济性;区域电力 调度中心在所辖区域内负责各邦之间的电力调配 和电网监控;邦级电力调度中心是邦一级管理电网 经营的最高机构,负责监测和控制邦内部的电力输 送以及联系区域电力调度中心与邦级电力局或邦 级输电公司.国家电力调度中心和区域电力调度中 心均属于印度电网公司的下属机构.邦级电力调度 中心则附属于邦级输电公司或邦级电力局. 2 "7.30"事故情况 2.1 事故前系统运行状态 1)功率需求. 事故发生前,印度 NEW 电网的发电、负荷需 求、各区域电网的功率交换[13] 如表 2 所示. 表2事故前 NEW 电网发电、负荷需求及电力流 Tab. 2 Generation, load demand and power flow in NEW Grid prior to the blackout 区域 发电/MW 负荷需求/MW 电力受入/MW 北部电网 32 636 38 322 5 686 东部电网 12 452 12 213 (?)239(由不丹 受入 1 127) 西部电网 33 024 28 053 (?)6 229 东北部电网 1 367 1 314 (?) 53 NEW 电网 79 479 79 479 2)线路停运情况. 事故发生前,NEW 电网中共有 4 回765 kV 线路、超过 50 回400 kV 线路停运.其中,北部与西 部电网间停运了 2 回400 kV 联络线, 北部与东部电 网间停运了 6 回400 kV 联络线. 因而, 北部与西部 电网间仅有 2 回400 kV 联络线、 北部与东部电网间 有6回400 kV、1 回220 kV 交流联络线运行.北部–东部、北部–西部电网间停运及运行的联络线情 第25 期 汤涌等:印度"7.30" 、 "7.31"大停电事故分析及启示 169 况如表 3 所示,事故前 NEW 电网运行的区域电网 间联络线如图 3 所示. 表3事故前区域电网间交流联络线情况 Tab. 3 Inter-regional AC lines prior to the blackout 断面 线路 400 kV Bina-Gwalior-Agra I 线2回400 kV 线路 投入运行 400 kV Zerda-Bhinmal 线400 kV Bina-Gwalior -Agra II 线400 kV Zerda-Kankroli 线220 kV Malanpur-Auraya 线220 kV Mehgaon-Auraya 线220 kV Badod-Modak 线 北部– 西部 2 回400kV 线路 4 回220kV 线路 停运 220 kV Badod-Kota 线400 kV Gorakhpur-Muzaffarpur 双回线 400 kVBalia -Biharsharif 双回线 400 kV Patna -Balia 双回线 6 回400 kV 线路 1 回220 kV 线路 投入运行 220 kVPusauli-Sahupuri 线765 kV Fatehpur-Gaya 线400 kVPusauli-Balia 线400 kVPusauli-Allahabad 线400 kVPusauli-Samath 线 北部– 东部 1 回765 kV 线路 5 回400 kV 线路 停运 400 kV Balia–Barth 双回线 3)系统频率. NEW 电网电力供应紧张,北部某些邦电网存 在超额用电的情况,系统运行频率降至 49.68 Hz 左右. 2.2 事故经过 事故的详细过程如下: 1)02:33:11:907,由于重负荷导致北部与西部 间联络线 400 kV Bina-Gwalior I 线因距离 III 段保护 动作跳开.事故前该线路向北部电网送电1050 MW, 处于重载运行状态, Bina 侧电压已降至 374 kV. 上述故障导致 Zerda(400 kV)-Bhinmal(400 kV)- Bhinmal(220 kV)-Sanchore(220 kV)及Dhaurimanna (220 kV)线路成为了西部电网与北部电网断面的唯 一交流联络通道.西部电网的电力仅通过一回 400 kV Zerda-Bhinmal 线送至北部电网,再通过 Bhinmal 400/220 kV 变压器在北部电网下网消纳. 2)02:33:13:438,由于电网功角摆开导致北部 与西部断面间的 220 kV Bhinmal-Sanchore 线以及 220 kV Bhinmal-Dhaurimanna 线保护动作跳开线路. 图3事故前运行的区域电网间联络线 Fig. 3 Inter-regional lines under operation prior to the blackout 至此,北部电网与西部电网已失去全部交流联 络线.北部电网的 Bhinmal 地区仍有小部分负荷通 过400 kV Zerda-Bhinmal 线与西部电网相连. 西部–北部电网联络线断开后,联络线功率通 过西部–东部–北部通道迂回送至北部电网,沿线潮 流大幅增加. 3)02:33:13:927—02:33:13:996,东部电网的 400 kV Jamshedpur-Rourkela 双回线由于重载导致 170 中国电机工程学报第32 卷 距离 III 段保护动作跳开线路.随后北部电网与西 部–东部–东北部电网功角失稳. 4)02:33:15:400—02:33:15:542,东部电网与北 部电网间的400 kV 联络线(包括Gorakhpur- Muzaffarpur 双回线、Balia-Biharsharif 双回线及 Patna -Balia 双回线)由于功角摆开相继跳闸. 至此,北部电网与东部电网之间失去了所有的 400 kV 交流通道. 北部电网的 Sahupuri 地区的负荷 通过 220 kV Pasauli-Sahupuri 线路接入东部电网. 5)由于北部电网与东部–东北部–西部电网解 列,北部电网出现了 5 800 MW 的功率缺额,电网 频率大幅下跌.由于紧急控制措施切负荷量不足, 导致北部电网崩溃.整个北部电网仅 Badarpur、 NAPS 等少数负荷仍有电力供应. 6)北部电网解列后,东部–东北部–西部电网 出现 5 800 MW 的功率盈余,系统暂态频率升高至 50.92 Hz,通过切机措施切除 3 340 MW 机组,最终 稳定在 50.6 Hz. 2.3 事故恢复 事故发生后,印度电网公司利用北部留存电源 及从东部、西部电网支援北部电网的电力恢复,至 下午 16:00, 电网基本恢复正常. 恢复过程[13] 如表 4 所示. 表47.30 事故的恢复过程 Tab. 4 Recovery process from the blackout 时间 事件 2012.7.30 上午 2:33 电网故障造成北部 9 个邦停电 2012.7.30 上午 8:00 恢复对铁路、地铁、机场和交通要道等关 键设施的供电 2012.7.30 上午 11:00 北部地区 60%的负荷恢复供电 2012.7.30 上午 12:30 逐步恢复对大部分区域的供电. 2012.7.30 下午 16:00 北部电网恢复正常,可以满足 30 000 MW 的电力需求 3 "7.31"事故情况 3.1 事故前系统运行状态 1)功率需求. 事故发生前,印度 NEW 电网各区域电网的发 电、负荷需求和功率交换[13] 如表 5 所示. 2)线路停运情况. 事故发生前, NEW 电网共计 3 回765 kV 线路、 超过 44 回400 kV 线路停运.其中北部电网与西部 电网间停运了 2 回400 kV 和2回220 kV 联络线, 北部电网与东部电网间停运了 2 回400 kV 联络线. 因而,北部与西部电网间仅有 1 回400 kV 和2回表5事故前 NEW 电网发电、负荷需求及电力流 Tab. 5 Generation, load demand and power flow in NEW Grid prior to the blackout 区域 发电/MW 负荷需求/MW 电力受入/MW 北部电网 29 884 33 945 4 061 东部电网 13 524 13 179 ?345(由不丹受入 1 140) 西部电网 32 612 28 053 -4 459 东北部电网 1 014 1 226 212 NEW 电网 76 934 76 403 220 kV 联络线联系,北部与东部电网间有 1 回765 kV、 9 回400 kV、 1 回220 kV 交流联络线联系, 东部与西部电网间有 6 回400 kV、 3 回220 kV 联络 线联系.事故前北部–西部、北部–东部、西部–东 部电网间交流联络线情况如表 6 所示, 事故前 NEW 电网运行的区域电网间联络线如图 4 所示. 表6事故前区域电网交流联络线情况 Tab. 6 Inter-regional AC lines prior to the blackout 断面 线路 400 kV Bina-Gwalior-Agra I 线220 kV Malanpur-Auraya 线1回400 kV 线路 2 回220 kV 线路 投入运行 220 kV Mehgaon-Auraya 线400 kV Bina-Gwalior-Agra II 线400 kV Zerda-Kankroli 线400 kV Zerda-Bhinmal 线220 kV Badod-Modak 线 北部– 西部 3 回400 kV 线路 2 回220 kV 线路 停运 220 kV Badod-Kota 线765 kVFatehpur-Gaya 线400 kV Gorakhpur-Muzaffarpur 双回线 400 kV Balia -Biharsharif 双回线 400 kV Patna -Balia 双回线 400 kV Pusauli-Balia 线400 kV Pusauli-Allahabad 线400 kV Pusauli-Samath 线1回765kV 线路 9 回400kV 线路 1 回220kV 线路 投入运行 220 kV Pusauli-Sahupuri 线 北部– 东部 1 回400kV 线路 停运 400 kV Balia–Barth 双回线 400 kVRaigarh-Sterlite 双回线 400 kVSipat-Ranchi 双回线 400 kV Raigarh-Rourkela 双回线 220 kV Korba-Budhipadar 双回线 东部– 西部 6 回400 kV 线路 3 回220 kV 线路 投入运行 220 kV Raigarh-Budhipadar 线3)系统频率. 事故发生前,由于系统供电仍然紧张,北部一 些邦在"7.30"大停电恢复后又持续从主电网超载 用电,系统频率降至 49.84 Hz 左右. 第25 期 汤涌等:印度"7.30" 、 "7.31"大停电事故分析及启示 171 图4事故前运行的区域电网间联络线 Fig. 4 Inter-regional lines under operation prior to the blackout 3.2 事故经过 事故的详细过程如下: 1)13:00:13,西部电网与北部电网间 400 kV Bina-Gwalior I 联络线由于重负荷引发 Bina 侧距离 III 段保护动作跳闸.线路跳闸前的视在功率为 1 254 MVA, 线路重载运行, Bina 侧电压降至 362 kV. 2)13:00:13,由于 400 kVBina-Gwalior I 线跳 闸,潮流转移至 220 kV 线路,导致 Gwalior 变电站 与西部电网连接的 220 kV Bina-Gwalior 双回线跳 开,使Gwalior 变电站与西部电网断开,而仅通过 1 回400 kV Gwalior-Agra I 线和 2 回220 kV Malanpur-Auraya、Mehgaon-Auraya 线与北部电网 互联. 至此,西部电网与北部电网解列. 3)西部电网与北部电网联络线功率通过西部– 东部–北部电网联络线迂回至北部电网,导致西部 电网与北部电网功角失稳.相比"7.30"事故, "7.31"事故发生时北部与东部电网间联络断面加 强,振荡中心由北部与东部电网间断面转移至东部 电网内部(靠近西部–东部电网断面处).随后,一系 列线路跳闸导致西部电网与东部电网在 13:00:20 时 刻解列. 至此,NEW 电网解列为西部电网和北部–东部–东北部两个同步电网运行. 4)解列导致西部电网功率盈余,频率上升至 51.4 Hz . 同时西部至北部电网的Adani- Manindragarh 直流停运,通过切除 1 764 MW 机组, 提升西部至南部电网 Bhadrawati-Ramagundam 直流 功率,最终西部电网频率稳定在 51 Hz. 5) 解列导致北部–东部–东北部电网出现大约 3 000 MW 功率缺额,由于紧急控制措施切负荷量不 足,系统频率下降至约 48.12 Hz. 6)北部–东部–东北部电网部分机组跳闸引起 系统功角振荡和频率进一步下降.随后,北部、东 部电网内部及北部–东部电网联络断面线路由于过 电压保护(数量少)、失步保护、距离 III 段保护动作 导致超过 50 条线路跳闸,最终使北部电网与东部– 东北部电网解列. 7)北部电网除 NAPS、Anta GPS、Dadri GPS 和Faridabad 地区孤岛运行外,剩余部分电网停电; 东部–东北部电网除 ib TPS/Sterite、Bokaro steel、 CESC、NALCO、BSP 等孤岛运行外,其余部分电 网停电. 8)由于东部电网崩溃,南部电网损失了由 Talchar-Kolar 直流供应的 2 000 MW 电力,频率由 50.05 Hz 降低至 48.88 Hz. 通过将西部–南部电网间 的Bhadrawati-Ramagundam 直流功率由 880 MW 提 升至 1 100 MW,同时低频减载装置动作切除了 172 中国电机工程学报第32 卷984 MW 负荷,南部电网保持稳定运行. 3.3 事故恢复 事故发生后,印度电网公司通过从不丹和塔拉 卡汉德水利枢纽电站给主网提供电源,并从西部电 网紧急提供电力供应恢复停电区域供电.事故的恢 复过程如表 7 所示. 表77.31 事故的恢复过程 Tab. 7 Recovery process from the blackout 时间 事件 2012.7.31 下午 1:00 第二次大停电发生,影响印度北部、 东部和东北地区 13 个邦 2012.7.31 下午 3:30 恢复了地铁和铁路的供电 2012.7.31 下午 5:30 新德里恢复电力供应能力 2 100 MW 北部区域(包括德里)恢复电力供应 2012.7.31 晚上 7:30 东北区域恢复供电 4 造成事故的主要原因 任何一次大停电事故都不是单一原因造成的, 印度这两次大停电也不例外.通过对印度官方事故 调查报告(8 月16 日发布版)的分析可知, 多个技术、 管理和体制上的原因共同导致了大停电的发生. 4.1 印度电网网架薄弱, 事故前线路大量停运进一 步削弱网架结构 两次事故发生前,电网中均有大量线路停运, 如"7.30"事故前,北部电网和西部电网之间的 400 kV 交流联络线仅剩 Bina-Gwalior-Agra I 线和 Zerda-Bhinmal 线2回线路正常运行(其余 2 回400 kV 线和 4 回220 kV 线均停运),且400 kV Zerda-Bhinmal 线路 Bhinmal 侧(位于北部电网)的其 它400 kV 出线全部停运,Bhinmal 站仅通过 2 回220 kV 线路与北部电网相联. 线路停运大幅削弱了 印度电网的网架结构,为大停电事故的发生埋下了 隐患. 4.2 北部部分邦超计划用电导致联络线重载运行 两次事故发生前,北部部分邦超计划用电导致 北部–西部联络线重载,其中 Bina-Gwalior-Agra 单 回线路功率达到约 1 000 MW(另一回线正在升级改 造).该线路由于重载导致距离 III 段保护跳闸直接 触发了随后的连锁反应,导致了大停电的发生. 4.3 保护的不正确动作引发连锁反应 在两次事故的连锁反应过程中,保护的不正确 动作是造成事故扩大的最重要原因之一.如:潮流 转移导致线路负载(电流)增加、电压下降,在无故 障情况下,距离保护(包括距离 I 段、距离 III 段)动 作跳开线路等,直接导致了事故的迅速扩大. 4.4 低频减载未能充分发挥作用 印度电网中普遍配置了低频切负荷装置,但印 度中央电力企业如国家电力公司为缩减电网维护 成本,低频减载投入普遍不足.因而在电网频率大 幅下降时,未能及时切除足量负荷.以"7.30"事 故为例,北部电网虽然配备了自动低频切负荷装置 (切除约 4 000 MW 负荷)及频率变化速率(df/dt)自动 切负荷装置(切除负荷约 6 000 MW),但该区域电网 与主网解列后,导致电网频率大幅下降时,这些自 动切负荷装置却无法阻止系统频率崩溃. 4.5 体制存在弊端,国家/区域电力调度中心不具 备统一调度职权 印度电网管理借鉴美国模式,国家电力调度中 心在各个邦过负荷用电情况下只能通过电监会下 达处罚通知,没有权力和适当方法限电,即使是在 电网安全紧急情况下,也没有调控权对系统进行调 整和控制,极易出现大的安全稳定事故.印度连续 2 次大停电事故充分暴露出其国家/区域电力调度 中心对邦电网的管控能力不足.事故发生前,各个 邦为了满足本地负荷需求,大量从主网超配额用 电,忽略了电网的整体安全,而国家电力调度中心 对此缺乏有效的应对措施. 5 对我国电网安全稳定运行的启示 5.1 加快推进特高压交流同步网络建设, 构建坚强 网架结构 加强电网建设,构建坚强的网架结构,为电网 安全稳定运行奠定坚实基础.我国应加快与特高压 超大容量直流送电相匹配的特高压交流电网的建 设,增强网络支撑,应对大规模潮流转移及连锁故 障的能力.尽早建成以特高压交流电网为骨干网 架、各级电网协调发展的坚强智能电网,充分发挥 特高压交流和直流的综合优势,最大限度提升大电 网资源优化配置和安全保障能力. 5.2 电源、电网建设均应适度超前 为了与社会经济增长速度相匹配,满足负荷增 长需求,避免因电力供应不足造成经济损失和民众 生活不便,应保证电源建设适度超前经济发展,并 合理安排备用以应对自然因素造成的电力缺口.同 时应立足当前、着眼长远,加强电网和电源的协调 发展,电网建设适度超前电源,避免因为电网建设 滞后造成窝电、限电情况发生. 5.3 坚持统一调度、统一管理 建立完善的统一调度指挥机构和高效的调度 第25 期 汤涌等:印度"7.30" 、 "7.31"大停电事故分析及启示 173 控制管理机制,实现对事故的快速处理和事故后恢 复的统一指挥,对于保证电网的安全运行具有重要 意义.对快速发展中的我国电网而言,必须坚持输 配一体化、电网调度一体化、城乡电网一体化,加 强电网的统一调度,推进调控一体化.并确保调度 员在应对事故时的处理权限,加强调度员间的有效 沟通,形成高效的事故处理机制,防止发生大面积 停电事故. 5.4 合理安排电网运行方式,加强电网调控能力 应继续坚持在全面分析电网运行情况的基础 上,合理安排电网的运行方式,消除事故隐患,降 低电网运行风险,提高电网在正常、检修、事故后 等方式下抵御故障冲击的能力.同时,应继续完善 及推广新一代 EMS、WAMS、AVC 等电网监测/ 调度/控制系统, 实现电网在线安全智能分析和稳定 裕度的量化评估,优化运行方式,帮助调度人员及 时掌握电网运行状态、为调度人员的决策提供辅助 支持,提高调度人员对电网的调控能力,确保电网 安全运行. 5.5 坚持严格的电网安全稳定分析标准 严格按照《电力系统安全稳定导则》规定的标 准进行安全稳定计算分析,切实保证最基本的 N?1 原则,同时满足第 2 级和第 3 级安全稳定标准的 要求. 此外,还应考虑电力系统应对可能发生的恶劣 天气等自然灾害的能力,加强电网在极端运行方式 下的安全稳定计算分析,进一步加强和健全电力系 统安全稳定"三道防线"建设,避免系统发生连锁 故障和大停电,保证电网安全稳定运行. 5.6 制定有效的故障应急与恢复措施, 保障供电快 速恢复 应继续坚持"安全第一,预防为主"的原则, 紧密结合电网运行的实际情况,编制程序化、规范 化的事故处理预案,在电网出现紧急情况下给事故 处理者提供有效的指导,保证电网事故处理的准 确、迅速,防止电网稳定破坏影响范围的扩大.此外,必须依靠电网调度统筹协调好电网、电厂、用 户之间的恢复进度,避免在电网恢复过程中发生次 生灾害. 电网发生大面积停电事故后,为保证重要负荷 供电及电网快速恢复,必须保证主要电源点保安机 组的正常运行.印度连续两天大面积停电事故发生 后,事故区域内维持运行的机组不多,其中"7.30" 事故后运行机组容量不到损失负荷的 1.5%, 不利于 事故快速恢复.我国应吸取印度大停电教训,合理 配置保安机组,在大面积停电发生后减少重要负荷 的损失,同时为供电快速恢复提供保障. 6 结语 本文对"7.30" 、 "7.31"两次大停电事故前印 度电网的运行状况及事故的起因、经过、恢复等情 况进行了详细介绍,并以此为基础从技术、管理和 体制方面分析了事故发生的原因.事故的经验和教 训表明,我国电网应进一步完善和加强电力系统安 全稳定综合防御体系[14] , 加快推进特高压坚强网架 建设,保证电源、电网的适度超前发展,为电网安 全打下坚实基础;同时应坚持统一调度、统一管理 机制,提高电网调控能力,避免在紧急情况下因为 调度机制不畅、调度能力不足而无法阻止事故的发 生或事故的扩大;最后应坚持严格的电网运行标 准,制定有效的故障应急与恢复措施,进一步降低 我国发生大停电事故的风险. 参考文献 [1] Amew . 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