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1、2009年11月10日巴西大停电事故分析报告引言1一巴西电网概述2二伊泰普电站送出工程简介4三巴西电网及伊泰普水电站安稳措施5四事故前系统运行状况64.1 事故前系统运行方式安排64.2 事故前天气情况9五事故开展过程介绍10事故发生阶段11系统振荡，电网结构无序破坏阶段13系统解列及崩溃阶段14系统恢复阶段15六继电保护装置及稳控系统动作情况分析166.1 765KVITABERA-IVAIPoRA送出线路保护动作情况166.2 Itaipu水电厂安稳系统动作情况176.3 与765V送出线路平行的525V线路保护动作情况196.4 展过程中局部电厂的保护装置和控制系统动作情况206.5 载
2、装置动作情况216.6 Itaipu水电厂50Hz系统两回直流线路闭锁情况21七本次事故对南方电网的启示227.1 继电保护装置227.2 安稳系统设计237.3 失步解列装置237.4 网架结构247.5 事故后电网黑启动和负荷恢复25附件1巴西电网1996-2004年有关事故资料27附件2事故中继电保护和安稳系统动作情况29引言2009年11月10日晚22点13分（北京时间11日8点13分），巴西电网全国范围内发生大面积停电，引起世界关注。本次大停电影响巨大,受影响人口约5000万，损失负荷约24436MW,约占巴西电网全部负荷的40%。巴西电网负荷主要集中在圣保罗、里约热内卢等负荷中心，
3、伊泰普等水电基地通过远距离大容量交直流通道送电至负荷中心，电网结构与南方电网非常类似。因此，深入分析本次事故对预防南方电网发生大面积停电事故具有很好的借鉴意义。南网研究中心非常关注此次巴西大停电事故，一直通过网络及新闻媒体收集资料、与国内同行交流以及与巴西电网的Cigre会员取得联系并获得局部有价值的信息，及时编写了一份事故快报。但在事故后近一个月的时间里，巴西政府或电力部门忙于事故调查和分析，一直未对停电原因作正式解释，也未正式发布完整的事故报告，我们只能根据零散的事故信息，滚动修编事故分析报告。12月中下旬，巴西电网正式公布了完整的事故报告，我们获得相关资料后，于第一时间开展工作，重新完善
4、这份事故分析报告。本专题报告旨在通过介绍本次巴西电网大停电事件，理清事故开展和扩大的脉络和过程，初步评估事故开展过程中继电保护装置和安稳系统的动作行为。同时，结合南方电网实际，努力探寻其中可借鉴的经验教训和启示，供有关部门决策参考。一巴西电网概述巴西位于南美洲东南部，国土面积851万平方公里，居世界第5位,人口约2亿。巴西东濒大西洋，海岸线长7400多公里，国80%位于热带地区。巴西境内水系广众，雨水充分，水力资源极其丰富，居世界第四位，主要有亚马逊河系、巴拉那河系及圣弗兰西斯科河系。巴西从1995年开始对电力部门进行机构改革和私有化，并建立了电力批发市场（有关资料说明截止2000年10月，巴
5、西拥有电力公司62家，其中44家为私人公司，占71%；按业务划分，涉及发电业务的26家，私人占58%；涉及输电业务的16家，私人占6%；涉及配电和零售业务的40家，私人公司占70%）。目前巴西全国已形成南部、东南部、北部和东北部四个大区互联电网。通过伊泰普水电站的建设，实现了南部和东南部电网的互联，形成了南部电网；通过TUCUrUi电厂输电系统的建设，实现了北部电网和东北部电网的互联，形成了北部电网。1999年底，巴西建设了一条长度为1028公里的50OkV交流输电线，实现了南部电网和北部电网的互联，形成了覆盖巴西约60%国土，95%的人口和98%的装机容量的统一电网。巴西电网各片区划分见图I
6、-Io图1-1巴西各片区电网分布巴西电网2023年最大负荷约65218MW,预测2023年和2023年最大负荷分别为67923MW和70145MWo巴西东南网的南区包括里约热内卢和圣保罗等经济中心，是全国电网的负荷中心，其负荷占全网比例超过50%o各片区电网2023年最大负荷及2023-2023年预测负荷见下表所示。表1-1巴西电网20232023年最大负荷单位MW片区负荷年份2023年比例2023年比例2023年比例北网42416.5%45486.7%46696.7%东北网891413.7%952114.0%988814.1%东南网4068262.4%4196861.8%4321961.6%
7、南网1138017.4%1188517.5%1236917.6%全网负荷65218100.0%67923100.0%70145100.0%巴西电网的交流电压等级繁多，主要的电压系列有765kV、525kV、440kV345kV.230kV以及138kV,巴西电网地理接线示意图如图1-2所示。2780公里本次事故影响较小的区域ColombiaRurdpoliKGUrUPIB.J.LpaPixBoliviatcrnhM PDutrax P.Fro 5.tspcra Colma%3JL Rio Vrde； Move Mutum Nobr /LGrande , I：. SJ.Piaui .Sdlnha
8、Bonfim ,- Inci UruguaiH6riaClChoC ”。Montcs . l；|CS”,皿 PolIeLegends mM FuturoCanP如213fcV 230 kV MSkV 440 kV - s* 760 kV I-三 O O o 图1-2巴西电网地理接线示意图Paroguai haipuS ngloIF Arl二三rUJNlumnau巴西电力以水电为主，2023年巴西电网装机容量约89000MW,其中水电装机约77430MW,占装机总量的87%,分布在12个流域100多个水电站；其他核电、天然气、火电、油电装机总量约11570MW,占装机容量的13%。巴西电网是一个
9、事故频发的电网附件1所示为19962004年巴西电网事故资料），虽有自然环境因素，但仍可见其装备水平和管理水平一般。二伊泰普电站送出工程简介伊泰普水电站（ItaiPU）位于南美洲巴西与巴拉圭两国的边界巴拉那河中游河段。水电站于1991年建成，安装18台70万kW机组，总装机容量1260万kW,平均年发电量750亿kWh,是世界上20世纪建成的最大水电站。1998年续建扩机2台70万kW机组，2002年投入，总装机容量到达1400万kW,仅次于我国三峡电站。该电站由巴西和巴拉圭两国共建、共管，所发电力由两国平分，巴拉圭近期多余的电量出售给巴西，以归还巴西所垫付的建设资金。伊泰普电站发电机分为2组
10、，每组10台700MW18kV机组。一组发电机以巴拉圭电网的额定频率50HZ运行，另一组发电机以巴西电网额定频率60HZ运行。60HZ的一组发电机在FoZdoIgUaSSU变电站升压至765kV,通过3回765kV线路（非同杆并架线路）,途经Ivaipora和Itabera变电站，输送到东南电网的SanPaUIO（圣保罗）地区，全线长约900km；750kVIvaipora站有50OkV出线接入东南部电网，存在电磁环网。50Hz的另一组发电机通过4回500kV线路送到FozDoIgUaCU换流站，再经两回60OkV直流输送约7000MW电力至SaoPaulo地区。同时50Hz局部系统通过500
11、220kV联络变降压为220kV与巴拉圭电网相连（巴拉圭全网平均负荷约350MW,几乎全部由Itaipu电站供电）。ItaiPU送出工程具体接线示意图见下列图2-1,图2-2为Itaipu输电工程接入圣保罗地区的示意图。伊泰普水电站60Hz图2-1伊泰普电站输电网络示意图图2-2伊泰普电站送出工程接入圣保罗地区电网示意图巴西东南电网500kvM络三巴西电网及伊泰普水电站安稳措施巴西电网配置有一定量的低频减载装置，分5轮，负荷减载总量约7000MW,同时配有大量原理较为简单的线路过负荷连切装置，还有一定量的防止系统暂态失稳的切机/切负荷装置；区域间联络断面上一般配有失步解列装置，但总体装备水平和
12、技术水平不高。很多稳控措施是通过保护装置来实现，而且局部通道还采用载波方式通信，可靠性不够。其中Itaipu电站送出工程也配置了较多的稳定控制措施，功能描述如下:对于60Hz运行的系统，实现的主要功能有：（1）765kV线路故障切机,维持系统暂态稳定；（2）防止机组自励磁效应损坏机组；（3）系统高周切机保护并防止南部火电厂跳机；（4）防止765/50OkV系统电磁环网中的主变过载切机；（5）防止765kV系统电压崩溃；（6）当电厂只同南部电网相连，系统动态阻尼比缺乏时，切机确保系统动态稳定。对于50HZ运行的系统，实现的主要功能有：（1）巴拉圭电网高周切机保护；2）防止Ande变电站过电压；（
13、3）减少50OkV传输线路过负荷。Itaipu水电站的安稳装置在电网异常或事故中大多数情况下均能正确动作，为防止或减少电网事故带来的损失发挥了重要作用，但也发生过安稳装置误动和拒动的情景，总体上安稳装置的技术和管理水平还有待提高。据CIGRE2006年有关资料统计，60Hz运行的系统正确动作159次，但不正确动作和拒动也有13次，给电网运行带来了一定的平安隐患。50HZ运行的系统，安稳装置正确动作2次，不正确动作1次，表现一般。四事故前系统运行状况4.1 事故前系统运行方式安排巴西位于南半球，其冬夏季节特性与北半球正好相反，每年12月底到3月底为夏季，6月底到9月底为冬季。11月份的巴西正处于
14、春季，事故发生时圣保罗地区温度约27,所以当时并不是巴西电网全年负荷最高时期。大停电发生在晚上10点的腰荷时段，此时总负荷60775MW,其中东南部电网和南部电网负荷分别为34426MW和9656MWo事故前负荷见如表4-1所示。表4-1巴西各地区电网负荷地区负荷（MW）东南地区34426南部地区9656中西地区3221北部地区2901东北地区10571巴西全网60775事故发生前（11月10日22：12分），伊泰普水电站60HZ系统开机9台（1台机组检修），出力为5564MW,通过3回765kVFozdoIguacu-Ivaipora外送，在750kVIVaiPora变电站接纳3台主变上网潮
15、流1063MW后，通过3回750kVIvaipora-Itabera线路送东南电网电力约6545MWo伊泰普水电站50Hz系统开9台机，通过直流送东南电网5329MW（直流一个阀组检修，故开9台机）。东南部电网负荷约34426MW,765kV交流通道和伊泰普直流送电与其负荷的比例分别为19.%和15.5%,单一通道送电规模相对偏大。东南部电网与南部电网通过多回500kV.230kV和138kV线路相联,其中IbiIma至Bateias2回500kV线路潮流1285MW,Londrina至Assisi500V线路潮流662MWo圣保罗地区440kV电网发电7301MWo故障前，Ibiuna变电站
16、一台+330-220Mvar的调相机检修，其动态无功支撑能力有所下降。主要断面潮流如图4-1所示。系统各断面潮流满足平安稳定准那么，电压水平合理。750kVFozdoIgUaCUIVaiPOra夕卜送通道N-I夕卜送极限为6300MW,N-2外送极限约5800MW,故障前该通道能够承受失去双回路的故障扰动。巴西互联电网系统系统运行状态如下表所示。SAO DOHIIOARARA)0JMASCARENMA$ WM NORACSHHA soeuMu CUra、麒M3 *nrn SGJUlk9a (FUm碎M MrciuLondrina 送 Assisi 潮流 662MWArarat(10)TQUAR
17、UJAQUAiqJUAUNlltlM 1“Sm KoAreia-Segredo线路Cl、Areia-Curitiba线路Cl、Areia-Ivaipora线路Cl、Ivaipora-Londrina线路Cl因过电压跳开，南部系统因电压波动损失负荷104MW。圣保罗地区44OkV解列后，Ibiuna站345kV母线显著降低，FozdoIguacu换流站最小直流电压保护动作（电压低于额定电压40%时动作），将伊泰普直流闭锁。直流各极闭锁情况见下表。表52伊泰普直流闭锁情况极名称闭锁时间（秒）直流运行电压（kV）pole3300pole4600pole27600pole1600随后，东南地区电网电压
18、普遍降低，许多线路相继因过流或过电压保护动作跳闸，其中345kVItutingaAdrianopolis线路秒跳闸，500kVItajuba3CachoeiraPaulista线路11秒跳闸，525kVAssisAraraquara在1分20秒跳闸。上述线路相继跳闸后导致SaoPaUlo、RiOdeJaneiroEspiritoSanto及MatoGroSSo南部地区电网几乎全部崩溃，SaoPaUk）大都市地区仅通过500kVMarimbondoAraraquaraCampinasCaChOeiraPaUIiSta变电站。SaoPauloRiodeJaneiroEspiritoSanto省损失
19、负荷约21363MWoAcre和Rondonia省因解列装置动作跳开230kVVihenaPepperBUenO线路成为孤岛系统，低频减载动作五轮甩负荷199MW。北部和东北部电网、MinasGoias/BrasiliaMatOGrOSSo电网孤岛幸存，低频减载分别动作两轮。其中东北电网切除负荷802MW,中西电网切负荷279MW,Mine地区切负荷667MW。整个事故开展过程中关键事件及其时间序列见图5-7所示,详细的继电保护装置及安稳系统动作情况如附录2所示。时间事件Tl3回765kVItaberaIVaiPOra线路因故障相继被切除T2安稳系统切伊泰普60Hz系统4台机组T3安稳系统切伊
20、泰普60Hz系统编号18A的机组T4BateiaSIbiuna5OOkV线路Cl和C2相继跳开T5功率振荡导致圣保罗地区440kV电网许多线路跳开T6MatoGrossdoSUI与南部、东南部电网23OkV联络线相继跳开，成为孤网T7安稳系统动作相继跳开FOZdoIgua?uIvaipora3回765kV线路T8伊泰普直流极3闭锁T9伊泰普直流极4闭锁TlO伊泰普直流极2闭锁Tll伊泰普直流极1闭锁图5-7事故开展过程中关键事件及其时间序列系统恢复阶段巴西东北电网负荷大约20分钟后恢复，巴西国家电网负荷平均恢复时间为222分钟,较1999年和2002年大停电事故恢复时间慢90多分钟。（1999
21、年和2002年大停电恢复时间分别为Ill分钟和106分钟）。六继电保护装置及稳控系统动作情况分析在本次事故开展过程中，大量的继电保护、平安自动装置、解列装置、低周减载装置等先后动作，特别是系统振荡失步和暂态稳定破坏后,很多装置无序动作。本节主要分析和初步评价事故刚发生的较短时间内，在一些重要时间节点影响事故开展和演变过程的装置动作情况。6.1 765kVItabera-Ivaipora送出线路保护动作情况本次事故的源头是765kVItaberd-IVaiPOr五送出线路CI首先发生单相短路,后来Itaberd-IVaiPOr五送出线路C2、Itabera765kV站母线相继发生单相故障，故障发
22、生的时序和继电保护保护动作情况如图5-6所示。Itabera-IVaiPOr五送出线路Cl、C2C3故障录波波形分别如下列图所示：图6T765kVItabera-IvaiporaCl线路故障录波图图6-2765kVItaberd-IvaiporaC2线路故障录波图图6-3765kVItabera-IvaiporaC3线路故障录波图图6-4765kVItaberd-IvaiporaC3线路中性点小电抗残留电流波形从上面故障录波可以看出,765kVItabera-Ivaipora线路Cl在B相单相故障后48ms被直接切除，没有显示线路重合闸过程。初步分析可能是由于Cl线路在重合闸等待过程中，C2碰
23、巧又发生了A相单相短路故障，CI保护装置判定为开展性相间故障，因而中止重合闸过程，立即切除本线路，C2单相故障后因为同样原因，也立即切除本线路。765kVItabera-Ivaipora线路C3靠近SEVaiPor豆变电站侧的中性点电抗，在Cl、C2相继发生单相接地故障过程中，已开始出现不平衡电流由于发生了三相不对称故障）。而在线路Cl,C2被切除后电压恢复过程中，线路C3的对地分布式电容与高抗及中性点小电抗之间产生较长时间的暂态过程（电容、电抗之间的充放电过程），导致流过C3线路并联高抗的三相电流不平衡继续存在，最大1500A,从而造成中性点小电抗上过流保护动作（注：中性点电抗不平衡电流保护
24、装置的延时定值没有躲过上述暂态过程，南方电网该类型保护的典型定值是5s,一般能躲过上述暂态过程），造成线路。这样，765kVItaberd变电站送出的三回线路全部失去，电网拓扑结构发生重大改变，对电网的冲击较为严重。6.2 Itaipu水电厂安稳系统动作情况ItaiPU水电厂配置了互为热备用的双套安稳系统，控制功能由PLC（可编程控制器）实现，其中的15、8号控制逻辑就是当Itaberd-IVaiPOr五双回、三回线失去后，切除送端ItaiPU水电厂局部机组，以维持系统稳定。当ItaiPU水电厂60HZ运行系统的765kVItaberd-IvaiPOr云两回送出线路故障跳开后，Itaipu水电
25、厂安稳系统的逻辑15满足动作要求，在第二条线路跳开后大约190ms,切除编号为10,12,14,18的四台运行机组；当第三回线路跳开38OnIS后，逻辑8满足动作要求，追切编号为18A的运行机组，安稳系统总计切除了5台机组，总容量为3100MW。令人遗憾的是，ItaiPU水电厂的安稳装置动作切除5台机组后，系统仍未能保持稳定，南部系统与东南部/中西部系统之间发生剧烈振荡，有关线路的故障录波波形记录如下。这是本次事故开展过程中的重要转折点和关键节点，导致了后面一系列不希望发生的保护装置和控制系统动图6-5525kVIbiUna-BateiasCl线路故障录波图图6-6525kVAssisArar
26、aquara线路故障录波图事故后，巴西电网有关部门基于事故前的运行方式，按照故障发生和控制系统动作时序，考虑765kVItabcrd-IVaiPO线路分别失去三回、两回，对应切除ItaiPU水电厂5台机组、4台机组，重演事故切机过程，有关仿真波形如下所示：easel:失去三回765kVItabera-IVaiPO线路，切除5台机组图6-7失去三三回线，切除5台机组后，发电机功角曲线图6-8失去三回线，切除5台机组后，发电机转速曲线Case2:失去两回765kVItabera-IVaiPor五线路，切除4台机组图6-9失去两回线，切除4台机组后，发电机功角曲线图6-10失去两回线，切除4台机组后
27、，发电机转速曲线由上述仿真曲线可看出，当失去两回765kVItabera-Ivaipora线路，切除ItaiPU水电厂4台机组后，系统能够保持暂态稳定；当失去三回765kVItabera-IVaiPor五线路，切除ItaiPU水电厂节台机组，系统仍然不能保持稳定，东南部电网与东北部电网之间的机组功角首先相对摆开。上述仿真所得结论与事故开始阶段的开展过程根本吻合，但值得探讨的一个问题是，既然ItaiPU电厂安稳系统的控制策略里已经考虑了失去三回765kV送出线路的情况，且事故发生时，安稳装置也按照事先设计的控制策略切除了5台机组，系统为什么仍然失去稳定，出现剧烈振荡,而且在离线仿真中也能重现同样
28、的结论？目前，Itaipu水电厂安稳系统8号控制逻辑具体如何实现以及有关定值如何整定的详细资料无法获知，我们初步估计可能的原因是：三回线路相继跳开的时间间隔太短，属于发生概率较小的极其严重故障，安稳系统没有按照最严厉的情况考虑，整定的切机量缺乏或只依靠切机措施难以保持系统稳定，受端必须配合切除局部负荷。当然，进一步的解释还需等获得相关详细资料后，才能定论。6.3 与765kV送出线路平行的525kV线路保护动作情况ItaiPU水电厂送出线路在765kVItaberd变电站配有三台主变，形成765525kV电磁环网结构，与之平行的525kV线路主要有IbiIina-Bateias两回线以及IVa
29、iPor五-Londrina-ASSiS-AraraqUara线路。ItaiPU水电厂安稳系统切除5台机组后，系统仍然不能保持稳定，南部系统与东南部系统之间发生剧烈振荡，振荡中心大概落在与之平行的525kV线路及断面上。从前面图6-5、6-6500kVIbiiina-BateiaS以及ASSiS-Araraquara线路的故障录波也可看出，系统振荡后线路电压降低，电流迅速增加，导致过负荷保护在故障后70OnIS后跳开Cl、C2两回线路（大概在ItaiPU水电厂18人号机组被切除后220111$）,而525kVAssis-AraraqUara等线路的保护设有振荡闭锁逻辑，因而没有很快跳开，在事故
30、后大约1分20秒因电压崩溃才动作跳开。通过该地区事故前负荷和有关断面潮流的初步估算，三回765kV线路跳开及切除5台ItaiPU机组后，765kVItaberd变电站主变下送潮流大约为2400MW（ItaiPU水电厂60HZ运行系统出力5500Mw减去安稳系统切除的容量3100MW）,而且525kVIbiana-Bateias事故前潮流是由东向西，反方向聚集至Itaberd变电站再由主变上送，可见事故后经过电磁环网转移到525kV平行线路的潮流较少，正常情况下525kV线路不会因为过载而跳开，问题的关键是安稳系统切机后，系统仍然出现了剧烈振荡，而振荡中心几乎就落在上述平行断面上，导致线路电流很
31、大，距离保护动作跳开了525kVIbiuna-BateiaS两回线路。Ibiuna-BateiaS两回线路跳开后，对系统来说是雪上加霜，加快了电网崩溃进程。在南部和东南部电网相连的23OkV和138kV系统因振荡被解列后，高电压等级之间的联络线只剩下了525kVLondrina-Assis-AraraqUara线路，系统振荡更加剧烈，大量的44OkV线路因振荡被继电保护装置动作开，SaoPaUIO电网的局部地区大约故障后IS开始出现电压崩溃，整个局面已难以控制。6.4 事故开展过程中局部电厂的保护装置和控制系统动作情况GovernorNeyBraga核电厂，GovernorNeyBraga位于受端负荷中心位置，故障后大约1088msGl、G3两台机组因高周切机装置误动被跳开，进一步恶化了受端电网的运行工况。ItaiPU水电厂60HZ运行系统在安稳系统切除5台机组后，还有4台机组运行，在事故发生后大约1597ms,765kVItaberd变电站主变因过电压保护动作跳开，电源无法送出，事故后大约2050ms电厂三回出线被ItaiPU水电厂安稳装置
