1、印度两次大停电事故分析与启示21印度电网概况印度两次大停电事故分析3大停电事故暴露的问题4对国内电网的启示目录东部与东北部电网互联东部与东北部电网互联情况情况2回回400kV交流交流2回回220kV交流交流西部与东部电网互联西部与东部电网互联情况情况6回回400kV交流交流3回回220kV交流交流北部与东部电网互联情况北部与东部电网互联情况1 回回765kV交流交流11回回400kV交流交流1 回回220kV交流交流北部与西部电网互联情北部与西部电网互联情况况2条条500kV直流直流4回回400kV交流交流4回回220kV交流交流南部电网通过直流与东部南部电网通过直流与东部电网和西部电网异步互
2、联电网和西部电网异步互联一、印度电网概况1.1电网结构 印度国家电网公司下辖五个区域电网，即北部、东部、东北部、西部和南部区域电网。东电西送 资料表明：印度煤炭和水电主要集中在东部和东北部区域。负荷中心分布在北部、西部和南部，潮流以东电西送为主。负荷中心能源中心一、印度电网概况1.1电网结构印度总发电装机容量为2.03亿千瓦，火电约占总装机容量的66.3%，水电约占19.2%，核电和其他可再生能源分别占2.4%和12.1%。一、印度电网概况1.2装机容量电网建设滞后：电力短缺在8%左右，高峰时段为12%；2011年，2.89亿居民无法正常使用电力。一、印度电网概况一、印度电网概况1.3电网管理
3、体制中央和邦政府共同指导国家火电和水电公司运作，负责大型发电项目的规划、建设和运营等。印度电网公司在中央政府管理机构的指导下负责跨邦输电线路的建设和运营。发电发电输电输电配电配电管理管理体制体制印度共有5个由邦电力局组成的区域级电力局，负责协调和管理区域内不同邦之间的输电线路维护和运营事务。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。印度各邦自主权很大。中央政府的政策是鼓励竞争和私有化。7一、印度电网概况1.4调度管理模式 印度实行国家、区域和邦级以及邦内各地区4级调度管理。印度国调与5大区域调度是平级的部门，彼此之间只有工作协调关系、而无上下级指挥关系，国调对区域调度的管制力
4、很弱。国调（含区域调度）与邦电力调度中心也只是业务指导关系。一旦出现矛盾，只能由电监会协调，国调（含区域调度）没有权利限电。邦调邦调区调区调国调国调地调地调一、印度电网概况1.5保护配置情况纵联距离保护反时限方向过流保护过电压保护反时限方向零序过流保护三段式阻抗保护距离元件与纵联距离共用主保护载波通讯用于高压长线路在国内距离保护I、II段一般经振荡闭锁，即在系统发生振荡的过程中，相应的距离保护被闭锁，不会出口跳闸，而国外很多电网应用则是系统发生振荡时开放距离保护，可能会造成这种工况下的距离保护误动。一、印度电网概况1.6通信自动化情况RTU布点少：调度中心状态估计的结果不可信，因为没有足够可用
5、的RTU数据。WAMS未推广：目前只有9个PMU安装在北部电网，3个安装在西部电网。电网安全分析软件落后：各调度中心的调度自动化系统只有SCADA/AGC功能，没有高级应用功能。且无用于控制区域联络线计划的AGC。无专用的通信网络：控制中心与发电厂站之间没有专用的电信设备，如果发现异常情况，需要通过公用网络或者租用的通信网络通知厂站。二、印度两次大停电事故分析2.1 7.30大停电事故 7月30日清晨2：30 印度北部电网，9个邦 影响负荷约3600万千瓦，影响人数约3.7亿（占印度总人口约30%）。停电发生19小时后，电网基本恢复正常，电网负荷恢复到3000万千瓦的水平7.30大停电事故概况
6、大停电事故概况二、印度两次大停电事故分析2.1 7.30大停电事故第一阶段 事故发生前因计划、检修等五种原因大量线路长期停运，运行网架薄弱。第二阶段 事故发生前几小时内，潮流过重，使220kV Badod(西部)-Modak（北部）等线路跳闸（可能为方向过流保护动作），潮流转移。第三阶段 低电压、大电流导致线路的距离段保护动作，400kV Bina-Gwalior I线跳闸，系统失稳。第四阶段 Jamshedpur-Rourkela I线、II线等跳闸后，北部电网和主网发生振荡，线路保护振荡不闭锁，造成大量联络线距离段、段及方向过流保护动作跳闸，北部电网孤立。第五阶段 低周减载切负荷量不够，导
7、致北部电网崩溃。关键事件7.30大停电过程概述东部发电：12452 MW负荷：12213 MW东北部发电：1367 MW负荷：1314 MW西部发电：33024 MW负荷：28053 MW北部发电：32636 MW负荷：38322 MW不丹国1127 MW南部电网南部电网事故前五大区域电网发电、负荷情况第一阶段第二阶段第三阶段：关键事件第四阶段：事故发展第四阶段：事故发展第四阶段：事故发展第五阶段：事故结果P20二、印度两次大停电事故分析2.1 7.30大停电事故7.30大停电事故过程北部电网和其余电网频率变化Mumbai(孟买)位于西部电网Kanpur(坎普尔)位于北部电网9:3010:00
8、13:3016:3021:30时间（7月30号）紧急调度不丹水电，东部西部支援北部德里地铁、总理府逐步恢复供电北部电网恢复了85%的电力供应北部电网恢复正常首都新德里恢复了80%的电力供电，其余受影响地区恢复了70%的电力供应首都新德里恢复了40%的电力供应，北部电网恢复了至少60%的电力供应二、印度两次大停电事故分析2.2 7.31大停电事故情况 7月31日下午13：02 印度北部、东部、东北部三个区域电网，印度28个邦中的22个邦 约4800万千瓦供电负荷、超过6亿人口受到影响，是世界范围内影响人口最多的大停电事故。发生事故后约20小时，三个区域电网基本恢复供电。7.31大停电事故概况二、
9、印度两次大停电事故简介2.2 7.31大停电事故第一阶段 事故发生前因计划、检修等五种原因大量线路长期停运，运行网架薄弱。第二阶段 事故发生前，北部电网一台25万千瓦机组跳闸，另外，因潮流过重，220kVBadod(西部)-Modak（北部）等线路方向过流保护动作跳闸，潮流转移。第三阶段 低电压、大电流导致线路的距离段保护动作，400kV Bina-Gwalior I线跳闸。第四阶段 Jamshedpur-Rourkela I线、II线等跳闸后，系统发生振荡，振荡中心在东部电网，线路保护振荡不闭锁，造成大量线路距离段、段及方向过流保护动作跳闸，西部电网孤立。第五阶段 低周减载切负荷量不够，导致
10、东部、东北部、北部电网崩溃。关键事件7.31大停电过程概述东部电网发电：13524 MW负荷：13179 MW东北部电网发电：1014 MW负荷：1226 MW西部电网发电：32612 MW负荷：28053 MW北部电网发电：29884 MW负荷：33945 MW不丹1114 1114 MWMW南部电网事故前五大区域电网发电、负荷情况第一阶段第二阶段。第二阶段第二阶段。第三阶段：关键事件第四阶段：事故发展第四阶段：事故发展第四阶段：事故发展第四阶段：事故发展第五阶段：事故结果第五阶段：事故结果P36Mumbai(孟买)位于西部电网Kanpur(坎普尔)位于北部电网7.31大停电事故过程西部电网
11、和其余电网频率变化二、印度两次大停电事故分析2.2 7.31大停电事故7月31日17:30新德里恢复48%供电，北部电网恢复50%，东部电网恢复40%，东北部电网恢复78%。7月31日19:30东北部电网全部恢复7月31日20:30新德里全部恢复7月31日21:30北部电网恢复80%，东部电网恢复58%。8月1日16:00北部和东部电网已恢复98%供电关键通道线关键通道线路退出路退出潮流大范围转移，潮流大范围转移，三段距离保护动三段距离保护动作切除重载线路作切除重载线路北部和西部电网北部和西部电网解列运行解列运行潮流进一步转移潮流进一步转移引发线路跳闸并引发线路跳闸并导致北部和东部导致北部和东
12、部电网发生振荡电网发生振荡北部电网与东部北部电网与东部电网解列，损失电网解列，损失大量功率来源大量功率来源北部电网自北部电网自动装置切负动装置切负荷量不足荷量不足北部电网频率北部电网频率偏低系统崩溃偏低系统崩溃联络线功率增加，联络线功率增加，三段距离保护动三段距离保护动作切除联络线作切除联络线北部电网与西北部电网与西部电网解列部电网解列东部电网东部电网内部振荡内部振荡北部电网、东部北部电网、东部电网和东北部电电网和东北部电网频率和电压异网频率和电压异常常北部电网、东部电网北部电网、东部电网和东北部电网崩溃和东北部电网崩溃机组跳闸机组跳闸西部电网与东西部电网与东部电网解列部电网解列自动装置切负荷
13、自动装置切负荷量不足，低频切量不足，低频切机进一步恶化机进一步恶化孤岛方案印度北部电网的Narora 核电厂、Badarpur火电厂、Dadri 燃气电厂和Faridabad 燃气电厂由于孤岛运行策略及带厂用电等原因，在事故后仍然保持运行。1.孤岛方案下运行时，发电机必须投入调速器。2.所有的控制区域应当按照低频减载作为第一道防线。只有低频减载失效，频率继续下跌至危险的水平时，才会考虑将孤岛运行作为最后的手段。3.孤岛方案应该是一种双层方案。假定电网频率为47.9Hz，孤岛的组成包括一台以上的发电机组和之前识别出的电网负荷。但是，如果在实际孤岛系统形成后，频率继续下降到47.7Hz，孤岛系统将
14、会分解成为更小的孤岛电网，由单台发电机与原电网负荷组成。4.预设孤岛区域的发电-负荷平衡定值需要随季节的变化加以修正，需要按季度对相关参数进行调整，并考虑到电网网架结构的变化。5.医院等重要负荷应尽量纳入孤岛系统中来。6.开始研究德里地铁与印度铁路系统的孤岛运行可行性。恢复过程黑启动方案不够合理细致：黑启动过程中发现发电厂的并网恢复时间要超过方案中的要求。调查表明黑启动方案未能随着电网的变化而及时更新，另外在黑启动过程中难以获得与发电机组相匹配的电力负荷。火电厂恢复调查：Singrauli、nchahar、Badarpur 与Rihand 电厂并网时间在2-4 小时之间，Anpara、Obra
15、、Paricha和Panki电厂的并网时间在2-9 小时之间；对于有燃气机组的电厂，Auraiya、Dadri 和Faridabad 电厂的燃气轮机并网时间在1-6 小时间，汽轮机并网时间在3-7 小时间。北部区域中50以上受影响的电厂在3 小时后收到电源启动命令。在该地区只有2 个电厂在1 小时收到电源启动命令。8 个电厂4 小时后接收到电源启动命令。最迟的为Ropar TPS 的电厂，在6 小时后才接到电源启动命令。三、大停电事故暴露的问题3.1 运行网架薄弱，电磁环网大量存在印度北部与西部电网间的联络线由4条400kV联络线、4条220kV联络线组成，但印度北部电网的受电需求却达到了50
16、0万千瓦以上（即使考虑到另一部分电力由东部电网转供，从西部电网的受电需求至少也在400万千瓦以上），受电需求与区域间的联络线规模是不匹配的。两次大停电都由北部与西部电网的联络线故障直接导致。三、大停电事故暴露的问题3.2静态与动态无功补偿不足电网正常运行时，由于感性无功补偿不足，调度需要通过拉停线路来控制400kV系统高电压问题（大停电前北部电网拉停400kV线路7条、西部电网22条）。印度电网高低压问题并存在重负荷情况或电网故障情况下，容性无功补偿以及动态无功补偿的不足又会使电网电压急剧降低。两次事故关键事件400kV Bina-Gwalior线路距离III段跳闸，是因为故障前线路潮流过大导
17、致电压降低（370kV），低电压大电流情况下使得测量阻抗小于距离三段整定值导致线路跳闸。三、大停电事故暴露的问题3.3 保护整定及保护动作逻辑不合理 2种情况的线路保护动作，导致7.30、7.31印度大停电的罪魁祸首。距离III段保护整定不合理负荷阻抗定值整定与实际系统运行情况不符。距离I、II段保护动作逻辑不合理印度线路保护不具备振荡闭锁功能，或功能不完善；振荡闭锁功能没有投入。三、大停电事故暴露的问题3.4 电网第二、第三道防线建设落后印度新（NEW）电网中基本未配置第二道防线，第三道防线低频减载虽有配置，但在事故发生后远未达到区域电网管理委员会规定的切负荷量，导致频率骤降并最终系统崩溃。
18、3.5 调度计划、需求侧管理执行不力电力调度部门没有超负荷切除权力，各邦普遍存在超限额用电的情况虽对超额用电进行罚款，但罚金相对便宜印度电网长期处于超稳定限额运行状态，为电网发生大面积停电事故埋下伏笔。当系统发生振荡失稳时，解列装置应在系统振荡初期就主动将系统解列以防止功率振荡进一步扩散，而不是在振荡到一定程度时由线路保护出口跳闸，但从事故报告中看，印度电网显然未配置振荡解列装置。三、大停电事故暴露的问题3.6 检修管理制度混乱区域电网400kV以上线路北部区域13西部区域26东部区域5联络线4印度电网检修管理制度混乱：夏季高峰期，印度新电网安排了包括区域联络线在内的多个重要设备检修，导致电网
19、运行无法满足N-1原则。关键通道 400kV Agra-Gwalior-Bina 7月28日起停运升压。7.30事故前停运线路三、大停电事故暴露的问题3.7 电网自动发电控制系统建设落后，发电机事故支援能力不足印度电网没有自动限制联络线潮流在限额范围内并维持频率恒定的自动发电控制（AGC）/联络线偏差控制。印度电力系统频率无法恒定在50Hz，且各大区域电网间的联络线潮流无法控制在稳定限额内。印度电网发电机一次调频作用不明显，事故支援能力不足。若调速器的调节作用在故障中发挥作用，则可能很多区域电网从NEW网中脱离后能维持稳定。四、对国内电网的启示四、对国内电网的启示4.1加强电网第二、第三道防线
20、建设因此，完善的电网第二、第三道防线是抵御大停电事故的重要保障。建议一方面统筹优化配置低周、低压减载方案，滚动调整并落实各个分区的低周、低压切负荷量，另一方面应加强对安全自动装置的定期的校验工作。继续建设和完善电网安全稳定预警与控制系统，充分考虑极端故障下电网可能面临的风险，将电网大停电的风险降至最低。四、对国内电网的启示4.2加强调度计划、稳定限额管理以及事故应急机制建设调度计划、稳定限额是电网安全稳定运行必须遵循的两大原则，快速负荷控制是电网运行控制的重要手段。四大举措四大举措做好发电出力计划、检修计划的精细化管理，做好重要设备停电计划的协调工作；加强限额管理，特别是检修方式等临时限额的制定工作；加强负荷管理，提高“超供电能力拉路”、“紧急减负荷拉路”、“拉停主变”等“三大名单”的实效性；加强应急机制建设，做好事故预案，强化电网突发事件应急处理机制，做好黑启动方案的修订和演练工作。应加强保护定值管理，尽可能地考虑到运行方式对整定计算的影响，并视网架和运行方式的变化对该参数进行复核。加快推进千伏及以上保护通道双重化工作，消除事故隐患。常用的距离保护都通过设定一个负荷阻抗定值来防止重载时线路保护误动。对于国内电网，负荷阻抗定值通常考虑躲过线路可能出现的最大负荷。四、对国内电网的启示4.3加强继电保护定值和通道管理谢 谢！
