【论文分享/解读】巴西“8.15”大停电事故分析及启示

学术 2024-11-23 12:51 浙江

论文《巴西“8.15”大停电事故分析及启示》发表于“中国电机工程学报”期刊。论文主要研究背景、内容和结论如下：2023年8月15日，巴西电网发生大面积停电事故，巴西国家互联电网解列为北部、东北部、东南部/中西部/南部电网3个部分，共损失负荷约23368MW，最长停电时间约6h，对人民生产生活造成严重影响。该文首先介绍巴西电力系统的电源、电网及负荷概况；然后，梳理此次大停电事故的各阶段发展过程，分析事故的直接原因以及电网结构、电源支撑、技术防线、安全管控等方面存在的深层次问题；最后，结合我国电力系统实际，提出清洁低碳转型形势下保障电网安全稳定运行的相关措施建议。

小编解读

2023年8月15日，巴西遭遇了严重的电网故障，导致全国范围内的大面积停电，此次事件对巴西国家互联电网（SIN）造成了重大冲击，电网被迫分割为北部、东北部以及东南部/中西部/南部三个独立运行的部分，总损失负荷达到了23368兆瓦。北部地区的电力供应完全中断，而东北部地区则失去了超过一半的电力负荷，大约65.7%。除了没有并入国家电网的罗赖马州外，其余25个州及巴西利亚联邦区都受到了不同程度的影响，有的地方停电时间长达6小时。这次停电不仅导致了城市交通瘫痪、供水系统停止运作等问题，还严重影响了民众的日常生活和生产活动，凸显了电力基础设施建设和维护的重要性，同时也提醒各国需加强对电网安全性和稳定性的关注，以预防类似事件的发生。

巴西不同类型电源装机容量占比

巴西电力系统的构成多元且复杂，根据巴西国家电力调度中心（ONS）的数据，截至2023年8月，巴西电力系统总装机容量达到213,226兆瓦（MW），其中水电站装机容量占据主导地位，达109,275MW，占比51.2%，显示出巴西对水力资源的充分利用；其次是火电站，装机容量为40,446MW，占比19.0%，反映了化石燃料在巴西能源结构中的重要位置；风力发电紧随其后，装机容量28,521MW，占比13.4%，表明可再生能源在巴西得到了快速发展；光伏发电装机容量为10,623MW，占比5.0%，而分布式发电装机容量达到了22,370MW，占比10.5%，显示了分布式能源在巴西的应用越来越广泛；核能发电虽然占比最小，仅为1,990MW，占比0.9%，但仍然是巴西电力系统的一部分。巴西的国家电网SIN是一个覆盖广泛的互联网络，包括五大同步区域电网：北部、东北部、中西部、东南部及南部电网，这些电网由ONS统一调度管理。巴西的交流电网涵盖了多个电压等级，其中南部和东南部地区的电网结构更为坚固，而东北部和北部地区则相对较弱。此外，巴西已经投入运行了六条高压直流输电线路，这些线路对于平衡不同区域之间的电力供需关系起到了关键作用。就负荷分布而言，巴西的主要电力需求集中在东南部/中西部、南部以及东北部地区，尤其是东南部/中西部地区的负荷占比超过了50%。2022年的数据显示，巴西电网的平均负荷为69,936MW，而最高负荷记录出现在同年1月24日，达到了88,576MW，这反映出巴西电力需求的季节性和区域性的特点。综上所述，巴西电力系统不仅规模庞大，而且结构多样，通过持续优化能源组合和电网建设，巴西正在努力提高电力供应的安全性、稳定性和可持续性。

SIN 主网架示意图

该事故主要影响了北部、东北部以及东南部/中西部和南部电网。事故始于8点30分36.944秒，巴西东北部一条500kV输电线路（Quixadá-Fortaleza II）因为保护装置误动而跳闸，尽管线路并未发生实际的短路故障。这一事件触发了一系列连锁反应，导致多条输电线路因失步保护、距离保护等不同原因连续跳闸，最终造成了北部电网与主网的解列，并进一步导致东北部电网与主网的解列。在此期间，北部电网遭遇了5351MW的功率短缺，导致系统频率快速下降至48.5Hz左右，最终电网频率崩溃，整个北部电网陷入全面停电状态，美丽山一、二回直流线路也因换流站失压而被迫关闭。与此同时，东北部电网则面临12271MW的功率过剩，导致系统频率迅速上升，但由于新能源发电占比过高（风电和光伏发电占区域总出力的87.2%），常规发电机组较少，导致系统惯性和调频能力不足，进而引发了大规模的新能源脱网现象，系统频率经历了先升后降的过程，最终导致低频减载措施启动，削减了65.7%的负荷。此外，东南部/中西部与南部电网也因失去跨区电力供应而遭受影响，系统频率下降，两个区域分别启用了低频减载措施，削减了各自21.2%和20.5%的负荷。值得注意的是，在此次大停电事故中，国家电网公司投资的美丽山一、二回直流系统的控制保护系统和稳控系统均按预期正确运作，有效地减轻了事故对电网的影响，但在事故后期，随着北部电网频率和电压的恶化，这两条直流线路最终还是被迫关闭。这次事故不仅揭示了电力系统中保护装置误动可能引发的大规模连锁故障风险，也强调了电网结构优化、提高系统惯量和调频能力的重要性，特别是在新能源发电比例不断上升的背景下。

事故前巴西电网区域间功率交换情况

事故过程中跳闸线路示意图

在ONSCoordination下，南部电网于8点43分开始恢复电力并于9点05分恢复完成；东南部/中西部电网于8点52分开始恢复电力，并在9点33分完成恢复；东北部电网和北部电网则分别于9点12分和9点19分开始恢复，最终于14点49分全部恢复完毕，标志着SIN完全恢复。事故后，ONS利用实时潮流状况和官方机电暂态数据（部分模型数据来自设备运营商）进行了仿真实验试图重现事故过程，但最初未能准确模拟QuixadáFortalezaII跳闸后导致的电压显著下降及连锁故障。随后，ONS调整了仿真模型，特别是针对风力发电和光伏发电模型进行了修正，调整后的仿真结果更加贴近实际PMU记录的事故过程中的数据。

根据分析，本次巴西“8.15”大停电事故的主要直接原因包括线路保护误动、新能源仿真建模不准确以及关键线路跳闸引发的大范围连锁反应；深层次问题则涉及巴西电网的网架结构薄弱、电源支撑不足、技术防线不完善和安全管控存在短板。具体来说，直接原因一是500kV Quixadá-Fortaleza II线路的SOTF保护装置误动导致线路跳闸，保护本应在投入运行后退出但实际未退出，同时保护定值设置可能有偏差；二是新能源动态无功特性仿真建模不准确，未能提前部署低电压引起连锁故障的防御措施，导致事故后东北部风电场和光伏电站的实际表现与仿真模型显著不同；三是关键线路跳闸后引发了大规模的潮流转移，导致更多线路跳闸和电压跌落，进一步恶化了连锁反应。深层次问题包括电网结构不足以支持新能源的发展，常规电源装机少，系统抵抗故障的能力低，技术防线不完善，尤其是设备保护误动或定值设置不合理，以及安全管控存在缺陷，如风电、光伏仿真模型不准确，输变电工程设备资产管理混乱等。

近年来我国电网快速发展，技术装备水平和安全供电能力持续提升，与巴西电网相比，我国电网具有更强的抵御重大事故风险的能力，创造了世界特大型电网最长安全纪录。当前我国电力系统正处在清洁低碳转型的关键时期，面临新能源占比提高和电力远距离大规模输送的挑战，需汲取巴西大停电事故的教训，确保电网安全稳定。为此，需构建科学合理的电网网架结构，建设以特高压交直流为骨干的坚强电网，确保电网具备足够的抗扰动能力和灵活送受电能力；加强新能源基地调节支撑能力建设，坚持新能源、支撑电源与外送通道“三要素”协同原则，保障新能源基地电力安全可靠外送和高效利用；不断夯实电网安全防御体系，巩固和完善电力系统安全防御“三道防线”，应对新型电力系统中高比例新能源并网带来的挑战；进一步加强电力系统安全稳定管理，建立适应新型电力系统的稳定管理体系，深化新能源和常规电源仿真建模管理，应用先进技术和手段，保证电力系统风险始终可控在控。

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