大停电前期连锁故障关键演变特征分析

大停电前期连锁故障关键演变特征分析

0典型大停机事件案例分析由于多年来能源系统的频繁中断，大部分地区的电力系统都是由频繁故障引起的。从历次大停电事故形成过程来看,各类关联事件的相继诱发是其主要表现形式,故障由此得以快速扩散,并最终达到调度员无法进行有效控制的状态。因此,对处于连锁故障中的电力系统而言,众多关联事件的关键演变特征决定了系统最终的发展态势,也决定了事故最终影响程度。研究大停电中连锁故障的关键演变特征有利于辅助理解电力系统故障级联传播现象,总结实际系统行为特点。本文选取近年来影响较大的8次国内外电网连锁故障样本作为集中分析对象,研究其连锁故障过程的主导发展模式、关键演变特点,分析各自相继事件间的关联触发特征与系统状态发展态势。这8次大停电事件样本按发生时间依次是:(1)2003年8月15日美加大停电;(2)2003年8月28日伦敦地区大停电;(3)2003年9月28日意大利大停电;(4)2005年5月25日莫斯科大停电;(5)2006年7月1日华中电网大面积停电;(6)2006年11月4日欧洲大停电;(7)2009年11月10日巴西大停电;(8)2011年2月4日巴西大停电。在前文所梳理的理论基础上,结合真实的电力系统连锁故障案例与相关模型分析,明确现有连锁故障研究的功能缺失与理论瓶颈,提出电力系统连锁故障分析与防御领域若干需要进一步突破的关键技术发展方向。1实际网络故障的基本功能1.1大停机案例的基本信息将8次大停电样本简称如下:(1)2003北美,(2)2003伦敦,(3)2003意大利,(4)2005莫斯科,(5)2006华中,(6)2006欧洲,(7)2009巴西,(8)2011巴西。8次大停电事件的关键基本信息如表1所列。从实际大停电案例的基本信息可知,连锁故障通常源发于简单故障,并非安全校验中常用的三相短路、意外切机等重大扰动。恶劣气候条件(高温、暴风雨、冰雪)在一定程度上助推了故障扩散强度,如2003北美和2005莫斯科都是大规模潮流意外转移加之高温负荷骤增后形成的,此类连锁故障持续时间长,过程中可控性高,故障扩散前期防御机会较多。此外,保护装置整定错误与动作可靠性、安控装置逻辑的正确执行与否、调度员保守运行策略是否控制到位等条件在连锁故障传播中起到了重要的推波助澜作用,除2003意大利大停电外,保护装置的非可靠动作或厂网保护配合不当均在故障演变中扮演了关键角色,这类事件(整定或配合错误、保护装置可靠性低)极难预测,容易造成电网结构与状态突变,难以防御。1.2网络故障发展过程和重要特征的分析1.2.1rcr分类模型连锁故障包含了若干具有时序性关联的复杂逻辑事件,这些事件主要指各类元件相继退出运行,包括线路/变压器保护动作、切机切负荷、安控装置动作。图1描绘了随着事件ei的发展系统脆弱性逐步增强、元件失效规模不断增大、运行安全水平持续降低的必然过程,直到事件en发生,元件切除规模与系统脆弱性骤升,系统状态出现无法控制的快速变化,最终体现出复杂系统自组织临界特征。当事件en发生后,伴随参数剧烈变化,系统运行将进入难以控制的局面,将en定义为该事故链中的临界事件,其概率可表示为Pen=P(en|e1e2…en-1)。若以wi、V(t,en)、M(t,en)分别表示被切除元件i的重要性权重、系统在t时刻综合脆弱性和安全裕度,则可用以下广义表达式描述连锁故障临界风险。其中:t为连锁故障事件时序;M(t,en)对t的偏导表征系统安全运行水平随故障时序的变化水平,针对不同系统和连锁故障模型,选用适当分类指标代入Rcr表达式中,随着故障扩大,Rcr理论上应成指数级增长,可观察运行风险及临界事件前后的状态拐点。历次大停电的起因与故障扩散模式各异,元件切除后的潮流转移致使其他元件相继过载并引发一系列保护装置动作是其中最重要的表现形式。在此过程中,继保隐型故障是故障扩散的重要推动力,北美电力可靠性协会NERC认为近70%的N-2停运事故由继保误动造成,而隐型故障是其重要原因。此外,故障位置与电网结构的关系亦对事故扩大产生重大影响,关键联络元件的级联故障更易引发严重的后果。因此,根据源发诱因、临界事件性质与故障传播主要助推因素,可将连锁故障形态划分为以下3种类型,如表2所示。表2粗略地将连锁故障类型进行了划分,并根据大停电样本进行了案例归集。需要指出的是,类型划分只是依据主要诱发因素,并不是绝对不具有其他类型的特征,即随着故障在系统中的演化,3种类型的边界逐渐模糊。例如过载型和配合失当型最终都将造成大电网解列,对系统造成结构性破坏,进而引起系统失稳、崩溃。1.2.2故障传播过程过载主导型大停电的关键演变过程在于有功潮流转移(逆转)引起的热稳定相继越限,保护装置依次切除过载元件,致使输电能力骤降,持续拉低全局电压,直至系统电压崩溃或失稳解列。2003年北美大停电中,源发事故后的15:32~16:08近40min内(占故障传播时间的61.5%),多伦多-密歇根-俄亥俄互联电网共有6条345kV线路相继过载跳闸,造成2.4GW潮流轮番转移,致使密歇根电网局部电压崩溃,与机组跳闸形成恶性循环,最终系统全黑。临界事件(criticalevent)出现在16:08时美加2回联络线因功率摇摆切除后,引发密歇根电网电压骤降,致使两座电厂共1.8GW机组在15s内陆续跳闸。2003年意大利电网连锁故障中,凌晨3:01~3:25出现两条380kV线路相继过载跳闸,因调度中心切负荷不到位,第2条线路切除后(临界事件)的12s内,大批邻近线路陆续过载被切,导致意大利机群与欧洲剩余机群失稳,联络线被开断,150s内大批意大利机组跳闸,全国停电。2005年莫斯科大停电源于110kV、220kV系统元件爆炸,造成相关设备负载潮流意外陡增,出现变压器过负荷,随着上午用电高峰到来,过载和高温致使线路弧垂不断增大,若干分钟内多条线路重载跳闸,致使13个电厂(1个水电厂、12个火电厂)全部切机,导致全系统电压崩溃。由上述实例可看出,过载主导型处于源发与缓慢相继动作的时间较长,系统结构相对完整,且一般处于稳定状态,供电能力被逐步削弱直到触发临界事件,才发生极快的、难以逆转的崩溃,以无法控制的无序切机甩负荷及电压崩溃现象最为常见。过载主导实质上是一个N-1-1…-1-x的过程,故障扩散过程可用图2示意。图中灰色圈表示源发故障,黑色圈表示临界事件,无色圈泛指如相继过载等其他关联事件,图1基本反映了过载主导型连锁故障的事故传播态势。过载主导型的关键特征在于线路相继过载以及扩散时间逐步紧凑,依据复杂事件处理技术,其在电气关联与时间关联上具有强特性。1.2.3极短期内两大停机事件结构主导型是指引发大停电的关键临界事件表现为电网结构的重大损害,如区域互联电网间联络线意外切除、在故障初期解列装置过早动作等。此类模式往往极易导致各子系统供需不平衡程度在短时间内加剧,各自出现频率、电压失稳,比单纯的过载主导型连锁故障危害更大,防御更为困难。2006年欧洲大停电中,因德国E.ON和RWE两家电力公司网间联络线过载被切,引起大范围潮流转移,仅90s内欧洲电网多条联络线被相继开断,整个欧洲电网UCTE在极短时间内被解列为3个子系统,后因各自内部功率严重不平衡,相继出现频率恶化、振荡失步、电压大幅波动,进而引发大规模脱机、切负荷,直至大规模停电发生。2009年巴西大停电,一连串单相短路导致巴西最大水电输送通道内的5台机组在0.5s内被全部切除,立即引发南部与东南部电网间剧烈振荡,在1.2s、1.26s、1.78s时刻3条525kV联络线被开断(临界事件),巴西电网被解列成北部-东北与东南部-中西部3个子网,各自因电压、频率、功角失稳进一步大规模切机、解列、开断线路(直流闭锁)、甩负荷,最终形成大停电。这两次大停电的形成均和各自电网的结构脆弱性密切相关。从时间来看,两次源发故障的扰动都在极短时间内(秒级别)因潮流转移或功率振荡波及到了子网间关键联络线,2006年欧洲停电是因其源发故障本身就出现在此类线路上,因电气距离较近造成了关键联络线集群相继开断,而2009年巴西则是因特大型水电通道被切,引发子网机群间失步,各区域联络线被安稳装置切除。结构主导型故障扩散过程可用图3简要示意。与图2相比,结构主导型大停电从源发故障到临界事件的时间间隔远小于过载主导型,前者的临界事件往往有多个,且一般都是对全系统产生结构性破坏的元件失效,进而在各子系统中发生连锁故障,机-网-荷协调能力较差的子网在多级故障扩散情况下极易形成大停电。1.2.4实际运行案例继电保护、安控等二次装置整定失误、设备可靠性低下(如装置失灵、拒动、误动)、隐型故障等必然导致故障扩大化,就连锁故障实例来看,此类事件通常出现在源发故障阶段,是具有条件关系的极小概率独立事件序列。二次装置的配合失效对系统后续发展影响极大,一般是连锁故障的临界事件。图4揭示了配合主导型连锁故障的典型过程。其中,两个黑色圈分别代表出现在源发故障阶段和故障扩散阶段的二次装置配合失误事件。2003年伦敦大停电即是典型的二次设备配合失当造成事故扩大化(N-2)的后果。在其源发故障至阶段2状态演变的10min内的运行策略完全正确,当倒闸操作引起的潮流变化波及Wimblidon变电站,因Wimblidon至NewCross2号线后备保护继电器实际安装额定值仅为设计额定值的1/5,导致动作定值电流1020A小于触发电流1460A而出现意外动作切除了正常运行的一次设备(图3中第二个黑色圈)。按照设计,1460A也远小于电缆4450A运行容量,而正常保护动作阈值应为5100A。500kV嵩郑Ⅱ线保护装置无故障误动是导致2006年华中“7·1”连锁故障事故的直接原因。保护误动后处于3/2接线同串的郑祥线也随之开断,形成N-2故障,致使周边线路相继过负荷,之后500kV嵩山变安控装置拒动,未能及时切除关联机组,导致多条重要220kV线路过载被切,引发华中电网振荡,致使区域电网解列。2011年巴西大停电是另一个配合主导型案例。该事故源发故障为LuizGonzaga变电站SobradinhoC1线路与一侧母线间开关失灵保护误动跳闸,因未及时消除故障,在重合闸过程中,该线路与另一侧母线间开关保护误动,导致该变电站两条母线全停,引起3回500kV出线停运,致使系统振荡失步,解列为东北、北部、东南部3个部分。由上述分析可以看出,对于连锁故障引发的大停电,其故障扩展与演变模式并非一致,不同模式下电网的响应与风险亦有很大区别,如同样是巴西电网,2009年与2011年大停电的形成因素、时间、规模都相差甚远。此外,主导模式具有不同的时间阶段和调度可防御性,过载主导型因稳态时段较长,调度可防御性较强,配合主导型次之,结构主导型因在故障源发于或直接波及系统结构薄弱点,若没有很好的安稳控制装置(策略)和区域机-网-荷协调性能,造成大停电的风险极高。1.3技术发展方向缺乏理论支撑挖掘形成大停电的连锁故障共性有助于梳理其基本物理特征,寻找当前缺乏理论支撑的环节,并有利于明确相关技术发展方向。除上文分析中所提基于临界事件性质的连锁故障主导模式各自共性外(如临界事件出现时间、受影响线路的电气位置等),还具有以下几个基本共性。1.3.1负荷差,导致负荷一体化前述8次源于连锁故障的大停电有3次是由极端气候因素直接诱发,极端高温气候容易导致负荷骤升,极大增加电网运行压力与源发故障风险;而暴雨、山火、台风、冰雪等气候容易引发多组元件共因停运而造成N-x故障或孤岛,我国部分省市电网近年遭受的重要线路覆冰导致大面积停电说明了此类问题的严重性。1.3.2保护装置误动从实际连锁故障事件可知,二次设备的非正确动作、隐型故障极大地助推了故障扩散,只是有些案例(如2003北美)保护装置误动或拒动出现在缓慢相继开断阶段,未对稳定直接造成恶劣影响。而2006华中事故中一次保护误动和随后的一次安控装置拒动最终导致了网架结构性的破坏,由此可见关键二次系统在电网安全稳定分析与复杂故障模拟中的建模仍是一个非常重要的课题。1.3.3稳定性分析线路过载切除引发其余关联线路相继开断是连锁故障的最主要形式,所有大停电都或多或少有线路相继过载出现,其机理与模型较为清晰,源于潮流意外转移,若不及时控制,容易在较短时间内造成电网结构重大损失。在相继过载初期,系统行为相对缓慢,易于分析与控制,是抑止故障进一步扩散的最佳时机。若相继过载发生在互联系统关键联络断面(2006欧洲)、大容量送/受端断面(2009巴西)或电磁环网密集地区(2006华中),造成系统中同集群线路关键结构严重受损,则更易加速故障的扩散速度与范围。1.3.4及时切除负荷调度人员错误决策也是连锁故障演变的重要推动因素,其中调度员切负荷不及时、不到位或地点不正确是最主要问题,例如经事故后调查,若调度员在正确位置及时切除一定量的负荷,2003年北美大停电是完全能够避免的。对于具有较缓慢相继过载开断过程的连锁故障,若能及时切除正确的负荷让系统快速重归保守运行方式,大多不会导致大停电的发生。而面对连锁故障纷繁的信号,调度人员要从中判定系统当前态主要矛盾、选择正确控制策略并非易事。此外,在现有理论模型中加入能反映调度员决策过程与实施控制的环节也无疑加大了算法难度。1.3.5安全稳定性能下降一般来说,在输电系统连锁故障中后期,在多时间尺度控制行为、状态变量变化等因素的共同作用下,系统将进入显著的慢动态过程,关键线路功率振荡、重要母线电压持续降低、机群惯性中心起振是其常见形式,标志着系统已逐步进入临界状态,安全稳定水平降低明显,这在前述连锁故障导致的大停电案例中均有所体现。1.3.6系统解列的异在发生大规模失负荷之前,历次大停电中均出现了系统解列,只是导致解列的临界事件出现时间有较大差异,如2006年欧洲和2009年巴西大停电仅在若干秒内系统就被解列,2003年北美和2006年华中则是在几分钟到十几分钟才发生解列。因连锁故障中后期与计划运方偏离已经很大,非自适应预置解列点难以符合当前系统状态,解列效果往往并不好,容易导致各子系统进一步的功率振荡与电压崩溃。2电力系统连锁故障分析技术体系正如前文相关理论综述中所介绍,经过多年发展,电力系统连锁故障研究方法已形成了一系列理论,基于复杂系统(网络)理论的关键元件识别(CriticalElementIdentification)和基于图5多层次结构与关键性能指标(KeyPerformanceIndices,KPI)的系统仿真方法已成为主要的两大技术路线。然而当前理论如OPA、CASCADE、Manchester、隐型故障法等都有各自明显的缺陷,或相关参数难以获取,或假设条件过于理论,或忽略了重要的系统行为,均未能很好满足连锁故障研究需求,在某些方面仍缺乏关键技术支撑,尤其是面向调度员的连锁故障在线预警及防御分析手段缺少理论算法研究,结合前述多起大停电实例的启示,依据待研究技术和基础平台发展,可用图6描述未来一段时期内需要深入研究的电力系统连锁故障分析技术体系。其中,危机调度与极端预案演练更偏向电网调度管理,本节不再赘述,重点对脆弱性评估、智能告警、全过程风险评估及防御等方面进行研究展望。2.1面向电气接头结构功能分组的n-k仿真方法连锁故障是系统薄弱环节被暴露、稳定性恶化、脆弱性逐步加深的过程,电力系统脆弱性分析作为一个理论方向近年取得了长足的发展,在运行状态、电网结构、灾害侵袭、暂态稳定水平、关键断面识别等多个方面建立了一系列理论算法。当前电力系统脆弱性研究多以单一元件状态或单一扰动为对象,探索其对系统各方面的影响,对于大规模输电系统,单一元件的状态或故障对系统的影响极为有限,因此讨论一连串相继关联事件(N-1-1…-1Contingency)或多个元件同时停运(N-xContingency)对系统的动/静态安全的影响以及剩余系统支撑能力(Sustainability),是具有实际意义的工作。时序事件和多重故障场景下的电力系统脆弱性深入分析技术当前仍处于起始阶段,文献提出面向电气接线结构功能分组的N-k仿真方法,以“功能分组”有效计及不同扰动下重要场站接线方式的影响;文献建立了基于事故链的电力系统脆弱性分析通用模型,但基于线路过载的时序事件判据理论假设条件较强,在此基础上文献[31-32]分别建立了考虑恶劣气候与低频振荡因素的电网事故链脆弱性计算模型,为电力系统脆弱性的深度分析提供了新思路。然而,如何在事故序列挖掘中纳入更多反映系统真实行为的因素,如二次动作逻辑、系统动态响应效果,以客观量化系统运行的动静态短板,则还需深入研究。2.2基于自适应的智能预警技术当系统遭受故障,尤其是连锁性故障,有一系列时序事件在短期内相继发生,有大量二次信号传入调度控制室,“数据有余而信息不足”使得现有告警方式饱受诟病,如何从中快速定位故障及其性质、梳理故障关联原委是调度员关心的首要问题和决策依据。因此,故障诊断作为一个研究方向得到了工业界和学术界长期重视,但多倾向于针对单一故障、以“实时获取扰动特征状态,在线进行特征匹配”的应用形式出现。然而,由于连锁故障的时空复杂性与不确定性,面向连锁故障场景的故障诊断与告警技术却仍然缺乏理论支撑。文献建立了基于复杂事件处理技术的和连锁故障诊断模型,对连锁故障初始阶段的相继故障事件进行了时间、空间以及电气的关联聚合分析,提出了反应层、设备动作分析层、设备故障诊断层、系统级认知层等复杂事件层面关联分析;文献提出告警信息分层优化和综合分析技术,并构建了基于知识库的智能告警辅助决策专家系统,形成“信号采集—知识匹配—模式推理—结果解释”智能变电站技术框架,为运行人员快速筛选关键信息;文献针对现有EMS告警能力不足,提出从故障类别、筛选、原因追踪与展示、信息处理5个方面定义智能告警内涵,区分元件级与系统级2类对象的单一、串联、并发、组合、灵敏度和梯度告警类型,以实现调度员对系统的态势感知(SituationAwareness)。这些理论探索为连锁故障在线诊断与智能告警提供了发展方向和很好的研究思路。2.3设备状态建模和监测手段连锁故障的事故扩大化多是一个渐进的过程,伴随着相关变压器、输电线等主要元件运行状态的快速恶化。例如,如能在2003年北美大停电在事故初期提供给调度员相关345kV线路弧垂预警,则能为其及时疏导负荷提供决策依据。因此,在部署相关数据采集环节(如弧垂、覆冰或风偏张力、变压器油温)基础上,对关键设备状态建模,将其融入电力系统安全稳定仿真分析中,为辨别当前态下的薄弱设备及故障扩散依据提供更多的风险度量工具,但此领域当前仍缺乏系统的理论研究。此外,对继电保护设备隐型故障的监测手段也在不断发展中,例如,文献较早地提出了建立隐型故障监控系统监测高危保护装置的初步设想,文献从风险评估角度提出建立计及隐型故障的电网监测控制系统的思路。文献应用较为成熟的模糊综合评判方法对继保装置状态进行了量化评估,为二次设备的状态检修与风险评估提供了一定的科学依据。但当前对相关设备性能、继保装置不可靠动作造成连锁故障的研究仍有很多不足,多采用理论假设条件较强的概念分析法,对保护装置隐型故障的在线诊断、识别、建模研究还相当缺乏。此外,各类电力信息化平台的可靠性对一次系统安全运行关联甚密,但其也受到系统本身、网络状态、外部坏境、人为及自然条件的威胁,是导致电力系统在故障情况下遭受额外风险的因素。文献提出了WAMS故障对电力系统可靠性影响的评估模型,并给出了连锁故障情景下的仿真算例,具有启发意义。2.4风险预警的控制策略存在不足,且设计维护风险目前已有较多研究尝试从风险的角度揭示连锁故障特征,通常定义风险为出现事件序列概率与其所造成损失的乘积,并以图7所示闭环流程作为主要算法框架。在线进行连锁故障风险评估,尤其是源发故障发生后给予调度员正确的风险预警信息与事故扩大防御策略,能有力地阻止大停电的发生。当前此类研究的局限在于:(1)对场站内接线拓扑的处理仍然较为理想化,站内可靠性因素无法有效计及;(2)对二次系统,如各类保护、安控装置、低频低压减载、解列装置等动作逻辑与条件考虑得仍不充分,远未达到实用标准;(3)多以静态安全分析为工具,对系统动态过程考虑较少,难以在风险项中体现动态稳定风险;(4)所得风险项结果缺乏具有明确意义的阈值,亦缺乏相应控制操作的启动判据。因此,基于全过程、多控制因素、多时间尺度的连锁故障仿真与风险评估技术,并依据系统