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1、北美 2011 大停电报告本报告顺序未调整，分两部分，第一部分是总结(1.1)，1.2 、1.4 是具体描述。1.4 共26 点，我对黑体的总结部分进行翻译，原文中每点均有文字详细介绍，我只选取了一部分翻译。1.1.总结摘要1.1.1. 故障线路Hassayampa-N. Gila 500 kV line (H-NG) Arizona Public Service (APS)the Southwest Power Link (SWPL)的一部分，SWPL 东西走向, 将亚利桑那 Arizona 机组的发出的电能, 经过 Imperial Irrigation District (IID), 进
2、入 the San Diego 圣地亚哥地区1.1.2. 故障过程H-NG 失去后，SWPL 东西输电走廊断开，潮流重新分配，加重了低一级电网流向SWPL 北部的潮流，此时，圣地亚哥处于炎热天气、负荷高峰需求，断线后无法满足其负荷需求。同时，电网的潮流重新分配造成了北部的电压偏移和设备过载。最明显的过载发生在 IID 位于 Coachella Valley (CV) 和 Ramon 变电站的 230/92 kV 变压器， 以及 Western Electricity Coordinating Council (WECC) 位于南加州 San Onofre 核电站（SONGS） Path 44（
3、Path 指一条独立的传输线或平行线路）潮流的重新分配、电压偏移和过载导致了一连串后果发电机、传输线、发电单元跳闸，引发了短时自动甩负荷。Path44 向墨西哥、亚利桑那和圣地亚哥供电，它的过载导致 SDG&E 和 SCE，失去了 SONGS 核电，最终导致圣地亚哥和 Comisin Federal de Electricidads (CFE)的下加州（墨西哥）完全断电。事件发生的 11 分钟内 WECC 的 Reliability Coordinator 没有发布指令，仅是Transmission Operators 采取了有限的减载动作。1.1.3. 损失范围SDG&E 4293MW II
4、D 929MW APS 389MW Western Area Power Administration-Lower Colorado (WALC) 74MW，含 APS 64MWCFE 929MW1.1.4. 恢复过程各电力公司从自已所在区域以及相邻系统组织电力，因而无需黑起动。恢复负荷时间：SDG&E 恢复 100%负荷 12 小时 CFE 10 小时 APS WALP IDD 6 小时跳闸元件恢复时间：IID 恢复发电量 333MW APS 76MW 发电量 5 小时CFE 恢复所切发电量 1 915MW 56 小时SDG&E 恢复所切发电量 2229MW 39 小时SCE 恢复所切发电量
5、 2428MW 87 小时IDD 恢复 230kV 输电系统 12 小时；161kV 输电系统 9 小时APS 恢复 H-NG 线路 2 小时SDG&E 恢复 230kV 系统 12 小时WALC 161kV 系统 1.5 小时CFE 230kV 输电系统 13 小时；115kV 输电系统 10 小时电网结构图1.1.5. 主要发现、原因及建议系统在 N-1 方式下无法正常运行运行计划和实时意识（ real time awareness）工作不足没有确认和研究 100kV 设备计划和运行对大系统（ Bulk Power System）的影响未从 Western Interconnection
6、整体角度考虑到所有影响到 BPS 的设备（传输线路，发电机，保护设备）未研究保护系统在故障中的影响对于大相角差下的重合闸，未提供使用说明和有效的工具1.1.5.1. 运行计划的不足：未充分考虑以下几点：外网元件的运行：传输设备、发电量和负荷预测外网可能会影响本系统的故障以及可能影响相邻系统的本系统故障100kV 以下内部和外部设施对大系统的影响建议：（1）从相邻 BA 和 TOP 获取包括线路停运、发电机停运、负荷预测和区域互联功率交换的信息（2）对于可能影响本系统的外部故障，进行预想分析。（3）考虑 100kV 以下可能影响大系统（ BPS）可靠性的运行设备1.1.5.2. 实时情况的欠缺在
7、 Interconnecion 层面上，缺乏合适的可反映电网条件和故障的实时工具。如果受故障影响的公司（TOP 和 BA）能够得知外部的实时情况，并且在故障前做了相关情况研究。当故障发生时，则会有所准备，不会发生连锁故障。建议为改善 WECC 电网整体运行情况的实时反映，建议如下：（1） 扩展模型中外网的可见性，例如更多的全面数据共享。（2） 改善实时工具的性能，确保不间断的对可能影响系统可靠运行的潜在的内部及外部故障进行监视。（3） 改善各公司之间的通信（4） TOPs 要检查实时监控工具，确保它们能正确的反映影响系统可靠运行的关键设施。以上改善条目有助于系统在 N-1 条件下运行的安全性。
8、1.1.5.3. 其它建议除了运行计划和实时条件问题，以下问题对此次故障也有所影响（1）WECC RC 以及相关 entities（TOPs and BAs）未考虑低于 100kV 设施对 BPS 的影响（2）系统运行限制SOL（system operating limits） ，应该考虑系统中未进行分类和确认的设施、重要设备（例如 Special Protection Systems） ，以及 SONGS 的分裂方案虽然前期的研究报告表明，由于 IIDs 92 kV 网络（包括 CV 和 Ramon 的 230/92 kV 变压器）和上一级电网有电气联系，会影响大系统。但公司未给以考虑。如果
9、在计划和运行研究中给以重视，同时 RTCA 中进行监视和告警，则不会有连锁故障发生。本报告建议无论电压等级，能影响大系统可靠性的都要予以考虑。1.1.5.4. 保护系统的问题IID 中 CV 的变压器保护设定在变压器额定的 127%，仅仅比其应急额定（110%）略高。两者之间裕度太小，导致它们在调度员来不及做减载的操作之前就已经退出运行。建议保护过载定植至少设置到铭牌最大可行 rating 的 150%或最高级 operator 规定的紧急功率的 115%（比前一个数值大） 。TOPs 在做计划时应该考虑到保护过负荷定值以及紧急功率，制定事前控过载的措施，防止保护动作。SONGS 脱网方案的运
10、行说明了缺乏保护系统之间配合的研究。该方案对 BPS 有巨大的影响。将 SDG&E 从 SCE 中分离，使得 SONGS 同时失去两台机组，CFE 和 SDG&E均断电。受影响的公司均未研究该方案对 BPS 的影响。本次故障表明，所有的系统保护和分离方案都要进行研究并考虑它们之间的协调配合，了解它们对 BPS 可靠性的影响，保证它们正常动作，因不小心疏忽动作，或者误动的效果均在考虑当中。SWPL-H-NG+North Gila-Imperial Valley+IV-M; S LINE-El centro-IV红色 500kV; 绿色 161kV;蓝色 230kV事件发生顺序1.2.具体经过将故
11、障过程分为六个阶段：1.2.1. 阶段一故障前摘要：H-NG 跳闸前， 15：27：39；炎热天气，腰荷，有线路和发电厂检修执行；H-NG78%，CV83% ；IID RTCA 提示 CV 第一台 T 的 N-1 会导致 T2rd 过载跳闸APS 工作人员由于步骤疏忽，带电拉开电容器组1.2.1.1. 背景：腰荷时期，亚利桑那向南加州供电 2750MW（极限 2850MW），当天有发电机和输电线检修停运，但无可降低系统运行极限的大型强迫停运和计划停运。1.2.1.2. 扰动前 IID 运行情况负荷超过 900MW，接近峰荷。CV 变压器负载大约是额定的 85%，Ramon 变压器 68%IID
12、 的 S 线连接 IID（El Centro）和 SDGE（IID 和 SEGE 共同拥有的 Imperial Valley），该线路贯穿 SDGE 后和墨西哥的 La Rosita 发电厂相连。故障前 IID 通过 S 线路受电，故障中 S 线路的潮流会反向若干次。当潮流从南向北流时，意味着潮流经过 SDGE向 IID 供电；在故障中，当潮流从北向南时，意味着潮流从 IID 流过，向 SDGE 供电。最后，在阶段六，当线路 S 中由南向北的潮流引发了 RAS 动作，切除了 La RoSita600MW 发电量和S 线路，加重了 Path44 的负载。IID 的 RTCA 中显示 CV 第一台
13、变压器 N-1 会导致第二台变压器负载超过跳闸定值，但 IID 的 operator 并未主动监视 RTCA 结果，所以并未采取有效措施。故障过程中RTCA 的显示也未被设定为持续可见，无声音告警的。若故障前采取减载措施，故障中 H-NG 跳闸造成的该变压器过载可被减轻。故障后，IID 要求 RTCA 要保持持续显示。对于故障而言，CV 变压器的负载影响很大。CV 负载的影响因素：（1）H-NG 的事前控潮流；（2）IID92kV 网络上的发电机和负荷；（3）S 线上的潮流；（4）相对影响小一些的是和Imperial Valley 变电站相连的发电机。1.2.1.3. CFE 事前情况Pres
14、idente Juarez Unit 11 跳闸，CFE 采取故障备用将其恢复。虽然仍然满足旋转备用的要求，但当时所有电源增均在使用中，已无非旋转备用。1.2.1.4. WECC RC未发现有重要的计划检修，断电前 2 分钟，断电地区主要潮流均在额定以下。1.2.1.5. APSNorth Gila 站发生非对称故障导致串联电容器组被短接（bypass ） ，技术人员在执行隔离该组电容器指令时，本应该合上和电容并联的 H-NG，短接电容后断开该电容组，但由于步骤疏忽，在未投并联线路的情况下拉手闸，导致电容器带电断开，产生电弧。1.2.2. 阶段二：H-NG 500kV 跳闸摘要：15：27：3
15、9 到 15：28：16，CV #2 变跳闸前；H-NG 故障跳闸；APS 判断可以很快恢复运行，并告知 WECC RCH-NG 的潮流转移到 Path44（负载率增加 84%） ，IID 和 WALCCV 变压器组立即过载到保护定值以上阶段二最后，Path44 负载 5900A15：27：39 开关在断开位置，电弧拉长导致 H-NG 的 A-C 相间故障，2.6 周波后保护跳闸。H-NG 断开后，两节点相角差拉大，重合需要重新组织电力直至相角差回到允许重合的范围内。APS 未意识到线路停运后产生的相角差超出合闸要求，认为可以在几分钟内恢复该线路。之后的仿真表明 APS 无法组织足够的电力使得
16、相角差回到要求的 60 度以内。APS operator 在 EMS 显示屏上只能看到断开电容器组和在 H 站向 H-NG 充电之后的相角差。H-NG 故障前潮流 1391MW，故障后沿着剩余线路流向圣地亚哥、Imperial Valley 和Yuma。IID 和 WALC 系统在两条高电压等级平行线路之间 (H-NG 和 Path44)，承担23%；主要的潮流转移到 Path44。H-NG 跳闸后 IID 的两台变压器（CV）负载率到达额定的 130%，应急功率的118.5%，过流保护启动，时间继电器开始计时， 40 秒后，两台将会同时跳闸。同时，IIDs Ramon 230/92 kV 变压器负载率增加到额定的 94%，应急功率的 85%。H-NG 跳闸后，RTU 装置超出量程，SCADA 不再记录 CV 变压器组上数据。IID 和 WECC RC 失去了对重要变压器负载实时情况的了解。IID 的 161kV 线路上的负载在 H-NG 跳闸后也增大
