西班牙大停电事故对高比例新能源电网稳定性的启示

图二：区域间相角差(AngleDifference)变化。相角差通常用于描述两个域之间的电压向量角度差，反映电网的功率流动方向(正向或逆向)及同步状态(大角差可能表示失稳)。0.21Hz振荡Apr28,2025第1阶段“系统中的电压与振荡”:4月28日12:00-12:30荡现象)。12点03分，记录到0.64Hz的非典型振荡(有专家指持续4.42分钟，引起了较大的电压波动。这种振荡迫使系统运营商采取协议措施，增强电网的网状结构(也就是重新连接10条但也产生电压增加的副作用，使得稳定电压的难度增大。12点16分，再次记录到相同的振荡，规模较小。12点19分时，强迫振荡以较小幅度激发了频率为0.21Hz的东西中区域间振荡模式，该模式体现了欧洲电网的典型特性。系统操作员采用相同的措施来缓冲，也使得电压增加。此外，与法国的高压直流连接的联络线也改为固定功率模式，出口减少到1000兆瓦，这对抑制振荡具有显著效果。但是这样做的一个副作用是，即使西班牙在多次发电中断后出现巨大电力缺口，也无法改变对法国出口变化。为了恢复电压，在振荡过程中电压瞬时降至较低值时，采取了并联电抗器的操作措施。第2阶段“传统机组没有及时矫正”:28日12:32:57-12:33:18期间，系统振荡导致电压迅速稳定地上升，引起发电厂自动保护装置的误判，进而触发保护动作(被称为“保护装置误动作”),断开与电网的连接，导致大量的发电负荷损失。在这一时刻，由于无功功率失衡，关键的220千伏和400千伏输电线路的电压开始异常上升，至少有9台发电机未能提供正确的电压或无功支撑(AVR调节性能不足)。AVR(自动电压调节器)是发电机上用于自动调节输出电压的装置，通过调节励磁系统来保持电压稳定，确保电网中的电压和无功功率正常运行。这些发电机未能按照西班牙和欧盟电网规范的要求履行实时电压控制义务，导致电网无法有效控制电压突然升高。9台传统发电机组未能履行电压调节职责的问题，成为12:32:57第一轮发电机跳闸时的关键技术故障点。第3阶段“连锁反应导致系统崩溃”:28日12:33:18-12:33:30期间，每个发电厂的断开都会导致电压进一步升高，而电压升高又会触发发电厂的自动保护装置断开，形成无法控制的连锁反应。9台传统发电机组未能履行电压调节职责严重削弱了电网的电压控制能力，导致电压异常上升，频率下降至49.2Hz(法定下限为49.5Hz),引发逆变器停机以及传统电厂的断电，同时频率下降导致西班牙电网与法国电网的同步性丧失，与欧洲大陆主网解列，最终电力系统崩溃，半岛电力为零。第4阶段“黑启动供电”:28日12:33-29日3:30期间。在停电高峰期间，电力需求下降了40%。在接下来的12小时内，具备黑启动能力的电站陆续启动，形成首批黑启动孤岛，水电和燃气与法国的电力互联恢复，1:07PM摩洛哥通过两条海底高压直流电缆向西班牙南部电网提供关键启动电力(部分发电厂完全停运以后，需要外部电力“点火”重启控制系统和涡轮机)。之后，法国也通过欧洲互联电网输送电力，帮助恢复电网稳定。由于安全协议的限制，核电站恢复较慢。第5阶段“供电恢复正常”:电力需求到午夜已恢复至88%,29日早上7:00,电力需求已恢复至99%,到上午11:00全面恢复完成，并恢复向法国的电力出口。2、西班牙官方调查报告公布援引西班牙媒体的报道，西班牙政府将4月28日大停电的责任指向国家电网公司(RedEléctricadeEspana,REE)和发电公司。当地时间6月17日，生态转型副首相兼大臣萨拉阿赫森(SaraAagesen)在内阁会议后的新闻发布会上指出，大停电事故源于电网中的一个过电压问题，并指出REE当天的计划可能存在失误，且本应帮助控制电压的电厂出现了明显异常的操作。REE根据当天的负荷预测和发电预测，已安排十座常规发电厂待命，以控制电压，这一数量本已低于此前月调度水平。然而，其中一座发电厂在前一天下午通知REE将无法运行，REE在计算之后决定不额外启用其他电厂。虽然系统当时拥有足够的发电能力来做出反应，但剩下的九座发电厂并未按预期运行，无法有效应对导致系统崩溃的电压尖峰。第二个责任点是发电厂自动保护装置，以及系统运营商为缓解振荡所采取的操作也导致了电压进一步升高。犹如堵住一个漏水点，却打开了另一个。为了控制频率振荡采取的一些措施反而使系统电压更高，从格拉纳达(Granada)、巴达霍斯(Badajoz)、塞哥维亚(Segovia)、韦尔瓦(Huelva)、卡塞雷斯(Cáceres)开始，风光发电机组相继脱网。部分发电厂的断电发生在电压超过规定阈值(输电网电压在380千伏—435千伏之间)之前，而其他一些断电是电压超过规定阈值之后触发了发电厂的自动保护装置引起的。原本这些自动跳闸装置的目的是保护设施，但是这里却适得其反，因为有些跳闸增加了系统中的无功功率，进一步提高了电压，导致更多电厂自动跳闸，从而加剧了事故的严重程度。阿赫森强调，这些出于保护的跳闸动作中，有些跳闸是不当的。这些从12:33:16到12:33:17的接连跳闸事件的具体原因还在由专门负责组进行调查中。从技术层面来看，电压稳定性要求整个系统中的无功功率保持平衡，可以通过使用自动电压调节器(AVR)、加装同步调相机、配置无功补偿装置[如静止无功发生器(SVG)或静止同步补偿器 (STATCOM)]、优化电网结构等手段来实现。根据政府副首相的说法，此次事故的过电压问题在于可供电网调度的同步发电不足。4月28日上午，同步发电不足已经引发过电压现象，但系统运营商为控制频率振荡，采取了一些使系统电压升高的措施，同时那些本应控制电压、并因此获得经济补偿的火电机组，并未在高压环境下吸收全部无功功率。由此可以看出，西班牙电力系统缺乏足够的动态电压控制能力。过去五年，西班牙多次成功利用自动电压调节器(AVR)维持西班牙针对低电压穿越(LVRT)问题采取了有效措施，提升了可再生能源在电压下跌时支撑电网的能力。然而，此次事故暴露出AVR应用仍存在明显不足。尤其值得注意的是，尽管储能等新能源具备通过AVR调节电压的潜力，但当前西班牙电网管理规则尚不允许其参与这类调控，导致大量新能源虽参与发电，却无法参与电网电压稳定的响应中。3、辩证思考与讨论(1)高比例新能源不是此次事故的核心因素在西班牙官方调查报告公布之前，多方猜测是西班牙高比例新能源(2024年底光伏装机占比为25%、风电装机占比为24.4%)因某些原因导致了此次大停电事故，因为光伏及风电设备本身不具备一些批评者顺势将矛头指向了西班牙政府力推的“100%可再生能源”转型战略。在事发前的发电结构中，风能和太阳能占比较高(如下图三所示)。太阳能贡献了近一半的发电量。仅在2024年，太阳能和风能发电量相当且达到事发前水平的时间累计超过14%,约图三：事发时风光占比：68.53%,值得注意的是，由于电价低(-1欧元/MWh),当时核电仅以一半功率运行。Cogeneration,steamandwaste图四：在事故发生前(左),西班牙是净电力出口国，当时的发电量高于其国内用电需求。在事故发生后(右),由于西班牙具有自启动能力的发电机组或构网型逆变器不足，所以需要利用摩洛哥和法国境内的传统机组进行电网同步的恢复。虽然新能源发电的波动性会影响电网电压的稳定性，尤其是分布式新能源大量接入引起末端配电网电压升高，但是从西班牙电网以往的运行经验及此次事故发生的时间轴来看，西班牙电力系统是有能力且有时间来处理电网过电压的问题，而电网公司的计划失误和常规发电厂的不当操作错失了处理过电压问题的时机，显然是更为关键的事故原因。在本次事故中，得益于部分电网具备孤网运行能力，即便主网崩溃，仍有约30%的新能源保持发电，并在整个恢复过程中起到了助推器作用(见下图)。新能源的并网处理不当会导致严重事故的发生，但是如果处理得当，可以提高电网整体的韧性。如果说对未来电网的要求是短时间快速恢复供电，新能源占比多的孤网比有传统发电机组的大电网更有优势。图五：事故过程4月28日发电和用电的演变图。在启动电网的过程中，新能源起到了快速恢复供电的作用。中午12:00后，即便主网崩溃，仍有约30%的新能源保持发电。(图标：橘黄：光伏；浅绿：风能；浅蓝：水利；浅粉：热电联产；黄色：联合循环燃气轮机发电；深紫：核能。)ExporttoMorocco19.060d德国经验显示：只要有战略性投资与技术支撑，高比例可再生能源并不会削弱电网稳定，反而能提升其韧性。尽管可再生能源占比持续上升，德国在2024年通过多项举措显著提升了电网的可靠性和稳定性。德国电网公司一直在改进电网硬件设施方面进行大量投资。输电系统运营商TenneT投资超过46亿欧元，加固高压输电网结构；输电系统运营商50Hertz区域内73%的电力来自可再生能源，并新建了约900公里的输电线路。这使再调度(Redispatch)成本减少约12%,反映了电网调控效率的提升。德国电网发展计划 (NEP)提出新增4800公里输电线路及多条高压直流(HV同时，区域电网数字化投资达4.26亿欧元，支持电动车、热泵和30%,2023年平均停电时间仅为12.8分钟，显示出德国电网依然(2)电力安全需要从电力系统整体的角度统筹分析输电、负荷或储能中的某个单一环节。就像当年将2003年美国东北大停电归咎于市场化改革，或将2021年得克萨斯州大停电归咎论是发电侧还是电网环节，都需要通过谨慎、中立的分析才能得电发生前的30分钟内，相量测量单元(PMU)记录到电网频率出现应对未来潜在风险，电网运营商可能需要具备更高的调度灵活性，以便在紧急情况下动用市场外的发电资源，同时强化系统的平衡服务与备用容量，确保电网在高比例可再生能源背景下仍能稳定运行。二是停电重启所需的黑启动能力不足。黑启动是指整个系统因故障停运后，系统全部停电(不排除孤立小电网仍维持运行),处于全“黑”状态，不依赖别的网络帮助，通过系统中具有自启动能力的发电机组启动，带动无自启动能力的发电机组逐渐扩大系统恢复范围，最终实现整个系统的恢复。西班牙和葡萄牙可快速黑启动的电源规模较少，恢复供电的效率受到影响，在摩洛哥和法国的帮助下，耗时10多个小时才全面恢复供电。实际上，黑启动并不是必须由传统发电机来实现，比如构网型逆变器可以使新能源、储能电站具备传统发电机组一样的惯性，实现黑启动。三是西班牙电网与邻国之间的网对网互联不足以及稳定电压的操作导致西法传输不灵活，降低了电网的韧性。法国以核电机组为主，而西班牙和葡萄牙具备快速黑启动能力的电源较少，恢复供电的效率受限。这说明风光资源丰富但传统机组不足的地区，应加强与传统机组充足的邻近区域之间的电网互联，以保障整体电网的韧性和运行效率。4、政策建议与启示停电风险不可能被完全消除，因为将其降为零所需的代价是无限高的。但通过加强电网硬件建设和完善市场管理机制，可以在电力转型过程中有效降低停电发生的概率。面对停电风险，应以科学、理性的态度进行分析，用现代化的管理手段进行风险控制，并将风险应对措施经济化，通过科学评估来平衡风险防范成本，避免因过度反应而将电网改革“情绪化”“危机化”甚至“灾难化”,从而影响新能源正常发展。(1)随着电力市场的发展，电源、电网的规划建设越来越倾向于市场价格信号的指引。但是电网规划要考虑多方面因素，仅靠价格信号指导规划和调度存在很多潜在风险。需要警惕的是，价格信号是优化资源配置、提高运行效率的重要工具，但绝不能成为唯甚至N-2准则、抗灾能力等作为衡量电网稳定的准则，不能完全寄希望于市场在价格驱动下“自动”提供足够的系统韧性。电网的公共基础设施属性决定了其发展不能完全交由市场这只“看不见的手”,还需要看得见的“规则之手”(监管)和“引领之手”(战略规划)共同作用，才能平衡效率、安全、公平和可持续发展的多重目标。参与市场改革的机构应了解电网韧性和稳定性的来源，与电网公司一起找到风险管理和成本控制的平衡点。(2)此次西班牙大停电的案例表明，新能源在经过电网与发电侧的技术改造后，完全有能力提升电网的韧性。尽管新能源接入比例较高的电网相较传统电网在运行上更为复杂，但从多个国家的实践经验来看，新能源的可变性并不是电网稳定性的根本障碍。相反，问题更多源于现有电网设施和传统机组在频率、电压变化应对方面准备不足，以及技术设计存在偏差或已过时，导致在关键时刻无法做出有效响应。美国和德国等国的经验也进一步证明，新能源比例的提升并不必然削弱电网韧性，关键在于是否具备相应的制度、技术和管理支撑。要实现未来电网的安全稳定，必须进行系统性的技术革新。例如，核心硬件方面，大力发展并强制应用构网型变流器技术、支撑系统强度的大型储能、新型无功补偿与振荡抑制装置；技术标准方电压支撑能力、振荡风险防控、模型验证等关键领域的技术标准和并网导则，使其适应电力电子设备的特性；规划方面，必须将“系统强度”和“稳定性硬件配置(如构网型资源比例、储能)”作为转向基于电力