论文《阿根廷“6.16”大停电事故分析及对中国电网的启示》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：2019年6月16日,阿根廷电网发生大规模停电事故。事故造成阿根廷与乌拉圭全国停电,巴西、巴拉圭和智利部分地区也受到影响,影响人数约4800万。该文介绍事故前阿根廷电网的运行状况及事故的起因、经过、恢复等情况,指出安控系统策略未及时更新、低频减载切负荷不足及部分机组涉网性能不合格是造成事故的直接原因,并结合中国电网实际,提出保障电网安全稳定运行、防止大停电事故发生的启示。
小编解读
能源安全作为国家安全的关键组成部分，其重要性不言而喻，尤其是电网的安全稳定运行，它不仅关乎能源的有效分配和使用，而且直接关系到社会经济的正常运作和社会生活的稳定。鉴于电网崩溃可能导致的一系列连锁反应，包括但不限于工业生产停滞、交通瘫痪、医疗救助中断等严重后果，各国政府都高度重视电网的建设和维护。近年来，国际上发生的数次大规模停电事件，如印度、巴西、澳大利亚以及阿根廷和乌拉圭的大停电，无疑是对全球电力系统的警钟，这些事件不仅造成了巨大的经济损失，还暴露了电力系统中存在的诸多隐患和脆弱点。
以2019年阿根廷与乌拉圭发生的大规模停电为例，这次事故不仅导致两国大部分地区陷入黑暗，影响了近4800万人的生活，还造成了交通、工业等多个领域的严重瘫痪。此事件提醒我们，即使是在技术高度发达的今天，电力系统的安全仍然面临挑战。因此，通过深入分析这些停电案例，吸取教训，对于提高我国电网的安全性和稳定性具有重要意义。具体来说，可以从以下几个方面着手：一是加强电网基础设施建设，提升其抵御自然灾害和其他外部干扰的能力；二是优化电网调度和管理机制，确保电力供应的高效与可靠；三是加大科技创新投入，利用先进信息技术提高电网的智能化水平；四是建立健全应急响应体系，提高突发事件处理能力。
阿根廷互联系统装机比例(2019 年)
阿根廷互联系统地理接线图(2017 年)
阿根廷互联系统主要输电通道的容量(2017 年)
阿根廷电网即“阿根廷互联系统”(SistemaArgentino de Interconexi?n，SADI)，不仅服务于阿根廷本土，还向乌拉圭供电，并且与智利、巴西的电网相连接，构成了一个广泛的能源网络。截至2019年初，阿根廷互联系统的总装机容量达到了38922兆瓦(MW)，其中火力发电占主导地位，比例高达63.09%，而水力发电则占据了27.72%的比例，其他形式的电源如光伏、核能等则占大约9%。该系统的最大负荷记录出现在2018年8月2日15点35分，负荷水平达到了26320兆瓦。
阿根廷互联系统的输电网络主要由不同电压等级的线路组成，包括500千伏(kV)、330千伏、220千伏以及132千伏的线路，其中500千伏的主网架是最核心的部分，全长达到13200公里，承担着最主要的电力传输任务。此外，330千伏的线路全长1100公里，220千伏的线路全长2800公里，而132千伏的线路长度则为29200公里。500千伏主网架的主要输电通道传输限额非常接近其物理极限，显示了阿根廷电网在高峰时期面临的巨大压力。
东北部电网两座水电站的地理接线图
负责运营500千伏主网架的是Transener公司，而电力的分配销售则由多个分销商来完成。2019年发生的大停电事故起因于阿根廷互联系统的东北部地区，涉及到雅克利塔大坝水电站和萨尔托大坝水电站两个重要的水电站，以及自动切机系统(DAG)。雅克利塔大坝水电站位于阿根廷与巴拉圭边界，是两国的重要能源合作项目之一，装机容量为3200兆瓦，几乎全部电力供应给阿根廷东北部电网。萨尔托大坝水电站则是阿根廷与乌拉圭的合作成果，装机容量为1890兆瓦，同样主要服务于阿根廷东北部电网和乌拉圭。
DAG系统是为了确保在电网遇到故障时能够迅速响应，通过在200毫秒内切除部分发电机来维持电网的暂态稳定性，这对于电网较为脆弱的阿根廷东北部地区尤为重要。然而，这一系统在大停电事故中未能有效发挥作用，导致了大面积的停电事件，对当地社会经济活动造成了严重影响。此次事故也揭示了阿根廷互联系统在管理和技术方面存在的不足，需要进一步加强安全性和可靠性建设。
事故发生前东北部电网的地理接线图
事故前，阿根廷东北部电网主要依赖雅克利塔大坝水电站（1780MW）和萨尔托大坝水电站（900MW）供电，并通过加拉比直流线路从巴西电网接收大约1000MW电力，这些电力通过500kV输电线路输送至南部的大布宜诺斯艾利斯地区。事故发生时正值周日早晨7点，整体电网负荷较低，大约为13200MW，仅为前一天最大负荷的69%和历史最高负荷的50%。然而，电网结构中存在一个关键问题：萨尔托大坝水电站附近C. El?a变电站的一条500kV南向输电线路因检修停运，为了维持供电能力，电网公司Transener建立了临时“旁路”。这导致C. El?a变电站到Belgrano之间的唯一一条500kV线路承担了1650MW的潮流。尽管电网结构发生变化，电网公司Transener未按规定更新DAG安控系统的策略，因为其评估认为原有的安控策略仍适用于当前情况，但事后调查表明这一评估是错误的，尽管具体原因不明。这一系列事件揭示了电网维护和管理中的潜在风险，特别是在面对电网结构变动时，未能及时调整安全控制措施可能导致严重后果。
事故过程的关键阶段
根据阿根廷能源部的事故调查报告：事故始于07:06:24，500kV线路C.El?a—Belgrano因单相短路故障而跳闸，导致C.El?a变电站与南部Campana变电站、Belgrano变电站之间的两条输电线路中断。随后，在07:06:25，DAG安控系统未能发出必要的切机或降出力信号，使得东北部电网失去了南送的1650MW功率，潮流转向西部。由于电网公司Transener的错误评估，DAG系统的策略未及时更新，从而未能防止事故扩大。紧接着，在07:06:26，东北部电网中的主要发电站包括萨尔托大坝水电站和雅克利塔大坝水电站等因未收到DAG系统的切机信号而从电网中脱离，导致东北部电网与主网解列，损失发电3200MW，系统功率缺额达到24%，频率显著下降。此后的07:06:26至07:06:36期间，由于东北部机组被切除，系统内仍有105台发电机在线，但部分火电厂与核电厂也提前脱网，额外损失发电1500MW。紧接着在07:06:28至07:06:30，由于低频减载量不足，实际减载量仅为预期的75%，69家电力分销商未能按要求切除足够的负荷，导致系统功率缺额进一步增加，频率降至48.2Hz。最终，在07:06:45，因频率长时间未能恢复正常，各类设备按设计从主网中脱离，阿根廷电网失去全部负荷约13200MW，导致系统全面崩溃。事故后约2小时，恢复工作启动，布宜诺斯艾利斯及其周边地区率先恢复供电；至10:30，乌拉圭南部沿海和首都地区也开始恢复供电；19:00时，约77%的负荷得以恢复；21:00时，约90%的负荷恢复；整个电网的完全恢复大约需要一天的时间。这一系列事件表明，电网的安全运行不仅依赖于物理设施的健全，还必须确保自动化保护系统和人为决策的有效性，特别是在面对突发状况时能够迅速准确地采取措施，以防止事故的扩大。
事故过程的事件时序与频率变化
事故中阿根廷电网的总负荷曲线
对于一个坚强的电网，单一的线路短路故障通常只会影响故障点附近的极小部分负荷，而不会引发整个网络的大面积停电。然而，在阿根廷的停电事故中，电网结构脆弱、运行方式不当、安控策略管理缺失等多重因素交织，最终导致了灾难性的后果。阿根廷电网的结构较为单薄，特别是东北部水电资源丰富地区与南部负荷中心之间的连接只有两条500kV线路，且其中一条因检修停运，使得电网整体稳定性大打折扣，面对突发短路故障时缺乏足够的抵抗能力。此外，电网公司在检修后的运行方式安排上也存在明显疏漏，即未能遵循N-1原则确保电网安全，导致剩余输电线路负载过重，增加了系统运行的风险。更为严重的是，事故发生时，安控系统未能有效发挥作用，既未及时更新策略以适应检修状态下的新挑战，也未在故障发生后正确执行保护动作，如切断或降低发电输出，这直接促成了东北部发电机组的失稳。同时，发电机在系统频率下降时过早脱离电网，未能提供必要的支持来防止频率继续下降，反而加重了系统的负担。最后，低频减载措施实施不到位，未能迅速削减足够的负荷量以恢复系统频率，导致系统最终失去控制，所有设备相继脱网，电网全面瘫痪。此次事件深刻揭示了电网规划、建设和运维中的诸多不足，强调了加强电网基础设施建设、优化运行方式、完善保护措施及提升应急响应能力的重要性。
我国电网经过多年建设，已成为全球规模最大、电压等级最高、运行控制最复杂的电网，并且在过去20多年里保持了无大面积停电的良好记录。然而，随着新能源和特高压直流技术的发展，电网面临新的挑战。借鉴阿根廷大停电的经验，我国需从四个方面着手提升电网安全性：一是加强电网网架结构，确保电网能够承受单一扰动冲击而不影响整体安全可靠性，特别是在特高压直流工程满负荷运行时，要避免换相失败或闭锁导致的故障冲击；二是加强对安全控制系统（安控系统）隐患的排查，鉴于国内外多起停电事故与安控系统的错误操作有关，需确保安控装置的准确性和有效性，特别是对于特高压直流输电工程，要确保大量定值和设备维护得当；三是确保发电机涉网保护达标，即在电网遭遇低频情况时，发电机不应过早脱网，以免造成系统频率进一步下降，这要求对发电机保护阈值进行适当调整；四是加强对低频减载配置的管理，低频减载作为电网安全的最后一道防线，其合理配置和正确执行至关重要，以防止在重大故障发生时电网全面崩溃。通过这些措施，可以有效提高我国电网的安全性和稳定性，保障国家能源安全和社会经济正常运行。
