文章编号: 1000-3673(2021)03-1078-11 中图分类号: TM721 文献标识码: A 学科代码: 470·40
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 常忠蛟(1963)，男，硕士，高级工程师，从事电力项目建设、运营、国际工程管理等，E-mail：chang.zhongjiao@stategrid.com.br |
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大面积停电后，电网快速恢复对减少经济和社会损失至关重要。大停电后电网恢复过程复杂耗时，涉及有功和无功功率平衡、电压和频率控制、继电保护和安全自动装置合理投入等，需要多方面分析评估电网稳定、过电压、频率变化、谐振等。电网恢复基本要求是速度快、确保过渡过程电网稳定、操作步骤兼顾有序性和灵活性[1-8]。为加快全电网恢复，电网恢复方案通常综合考虑启动电源、电网结构和负荷等因素。一是选择启动电源。对于全部停电地区，选择适当的启动电源，包括具有黑启动能力的机组或者网外电源通过联络线支持本电网。二是电网划分成若干个可启动的子电网，同时进行恢复操作。各子电网设置主网架，包括启动电源、主力发电厂、枢纽变电站和重要负荷等。三是启动路径的选择。组织独立的启动路径，尽快恢复本地区电网的主力发电厂，恢复电网供电，建立相对稳定的供电系统，在规定的位置并列及合环，逐步形成主网架。四是负荷恢复。按轮次有序恢复负荷，优先保证重要负荷供电[5-10]。
大停电后电网恢复是保障供电的重要环节。巴西颁布了电网规程10.11(Procedimentos de RedeSubmódulo 10.11)，中国颁布了《电网调度管理条例》、《电力供应与使用条例》、《电力系统安全稳定导则》和《电力系统黑启动方案编制和实施技术规范》等，明确电网运营企业、发电企业以及用电企业等相关单位故障后电网恢复操作的管理和技术规范，保障电网快速恢复[11-14]。2018年3月21日，巴西电网发生大面积停电[15-24]。文献[22]介绍了大停电起因、发展过程、电网恢复等基本情况。文献[23-24]介绍了电网解列过程和控制保护动作情况。目前，尚无公开文献分析本次大停电后电网详细恢复进程。本文详细阐述“3.21”大停电后电网恢复进程，分析影响电网恢复的因素，研究改善电网恢复的途径，探究电网恢复与巴西电力行业电源规划与维护、电网结构配置、设备维护、调度管理等方面关系，对于提升中资企业在巴西投资的输电资产运维管理水平具有参考价值。
1 电网大停电概况2018年3月21日15:48，巴西电网北部向南部输电直流通道阻断，电网潮流大范围转移，系统振荡，多回网间联络线跳闸。巴西电网解列为北方、东北和南方3个独立运行电网。北部和东北电网14州供电受到严重影响，南部9个州供电受到影响[15-24]。解列后，北方独立运行电网整体发电过剩、频率持续升高一度达到71.69Hz；大量机组因高频切机后，北方独立运行电网内部振荡加剧，更多机组和线路受振荡影响切机或跳闸，北方独立运行电网进一步瓦解为更小的独立运行电网。若干独立运行电网崩溃全停。北方电网损失负荷575MW，占大停电前总负荷93%；巴西国调统调机组解列停运54台，占总在运机组86%；230kV和500kV主干网输电线路停运跳闸99条，占总在运线路86%，北方8家风力发电厂全部停运[15-24]，见表 1，巴西电网网架(部分)如图 1所示。
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表 1 巴西北方电网停电概况 Table 1 Overview ofoutage in Brazilian Northern power gird |
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图 1 巴西电网网架(部分) Fig. 1 Structure of Brazilian power grid(part) |
解列后，东北独立运行电网频率最低至57.4Hz，低频减载(esquema regional de alívio de carga，ERAC)动作切除部分负荷后，频率一度恢复正常60Hz，但电压偏高导致部分机组跳闸、频率持续下滑，最终电压和频率崩溃，东北电网基本全停。此次大停电中，东北电网损失负荷12 320MW，占大停电前总负荷99%；巴西国调统调机组解列停运69台，占总在运机组100%；230kV和500kV主干网输电线路停运跳闸359条，占在运线路98%，见表 2。
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表 2 巴西东北电网停电概况 Table 2 Overview ofoutage in Brazilian Northeast gird |
大停电前，南方电网负荷约61 000MW，总受电3770MW，交流外送东北电网20MW。解列后，南部电网网架基本保持完整，频率最低至58.44Hz，低频减载(ERAC) 1轮动作(整定值58.5Hz)，切除负荷3665MW(占大停电前总负荷5%)后，电网频率恢复正常[15-24]。
2 大停电后电网恢复过程大停电后，巴西调度部门、发电厂、输电公司和配电公司等协调配合恢复供电。该进程分为两部分，一是独立运行电网内部子网恢复网架及负荷供电；二是独立运行电网间互联，加强相互支援。
大停电后，北方电网2座电厂保持在运。通过这2座电厂机组，设置了4个子网，15:58，北方电网开始启动恢复电网进程；17:50，恢复全部负荷供电，历时1h52min。东北电网大停电后全停，通过网内5座具备自启动功能的电厂，设置了6个子网同时黑启动；16:30，开始启动恢复电网进程；21:00，基本恢复负荷供电，历时4h30min。南方电网网架基本保持完整，15:49开始启动电网恢复进程，16:13基本恢复负荷供电，历时24min。北方、东北和南方3个独立运行电网适时合上网间联络线，恢复全网同步运行[15-24]。此次大停电后电网恢复涉及的巴西电网网架部分见图 1。
2.1 南方独立运行电网恢复情况南方电网内部分为南部、东南和中西部3个片区。与北方电网和东北电网的网间联络线跳开后，南方电网受电通道阻断，本地有功出力不足，南方独立运行电网频率一度降至58.44Hz，低频减载(ERAC)装置动作，切负荷共计约3864MW，其中，东南和中西部片区电网共切负荷2692MW，南部片区电网切负荷1 172MW。随后，南方独立运行电网频率上升至59.8Hz，电网恢复稳定运行。
15:49，在巴西中调(national system operation center，CNOS)的统一调度下，3个区域调度中心(regional system operation center，COSR)，包括，南部区域调度(COSR-S)、东南区域调度(COSR-SE)和中西部区域调度(COSR-NCO)分别协调增加辖区电厂出力提高系统频率、控制无功降低过电压、适时恢复负荷供电等措施，将电网频率和电压调整至正常水平。南方独立运行电网的南部和东南部片区负荷恢复情况见图 2。
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图 2 南方电网负荷情况 Fig. 2 Load situation of south power grid during blackout |
1）最大限度提升辖区内电厂出力，直至大部分机组满发。在出力调整中，各电厂一次调频也发挥重要作用。15:50，南方电网频率恢复至60Hz。
2）控制因低频减载(ERAC)装置动作切除负荷等原因引起的过电压。例如：东南区域调度(COSR-SE)下令切除Cemig GT、Neves和Barão de Cocais Ⅱ等3座变电站共4组电容器组，下令调整CE Good Dispatch变电站的无功出力范围，有效控制Minas Gerais州电网局部高电压。
3）及时有序恢复负荷。独立运行电网频率恢复60Hz水平后，15:50，调度部门授权相关公司开始操作，因低频减载(ERAC)装置切除负荷恢复供电。16:13南方电网负荷基本恢复。其中，3家电力公司由于处理内部配电网设备问题，43MW负荷延迟至16:41恢复供电。
2.2 北方独立运行电网恢复情况 2.2.1 北方独立运行电网恢复概况大停电后，北方独立运行电网中仅有2部分保持运行：一是Tucuruí水电厂8台机组保持运行，共同向Pará州南部339MW负荷供电，向Maranhão地区86MW负荷供电；二是北部Amazons州Balbina水电厂1台机组保持运行。
北方电网内，Manaus(Amazons州首府)、Macapá(Amapá州首府)、Belém (Pará州首府)、São Luís (Maranhão州首府)等负荷中心地理上分散。西部片区电网是典型长链式网架，电气联系不强。Manaus(Amazons州)和Macapá(Amapá州)地区电网均位于巴西互联电网(SIN)的西北端，两大电源/负荷中心间通过3段链式500kV双回线和两段链式230kV双回线串联，实现网间互联，形成哑铃型电网结构。在互联线路中段，通过1段500kV双回线接入北方电网Belo Monte水电中心附近电网，形成Y型网架。Belém和São Luís电网与主网电气联系较强。
北方独立运行电网计划：依靠3处电源支撑，启动电网恢复过程，包括在运的Balbina水电厂1台机组(Amazonas州)、在运的Tucuruí水电厂8台机组、Coaracy Nunes水电厂(Amapá州)具有自启动功能的机组黑启动。该地区设置了4个子网，同时并行开展电网恢复，包括，Manaus、Macapá、Belém和São Luís。其中，Manaus依托辖区内Balbina水电厂顺利扩大恢复供电范围，并接入主网。其他3个子网均依靠Tucuruí水电厂机组启动恢复电网供电。
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图 3 北方电网负荷情况 Fig. 3 Load situation of north power grid during blackout |
大停电后，Manaus子网Balbina水电厂1台机组保持在运状态。恢复Manaus子网分为3阶段。第1阶段，Balbina水电厂向Manaus子网500kV Lechuga变电站的230kV母线充电。同时，Tucuruí水电厂逐段向5段500kV线路充电，直至500kV Lechuga变电站母线。第2阶段，16:44投运Lechuga变电站的500/230kV的TR2变压器，Tucuruí电厂电网与Manaus子网联网。第3阶段，得到Tucuruí电厂电源支撑后，Manaus子网交替投运发电机组和增加负荷供电，顺利扩大恢复电网范围。17:35，Amazonas州完成恢复负荷供电。
2.2.3 Macapá子网恢复情况大停电后，Macapá子网中巴西国调统调机组全部停运。本地电网恢复分为3阶段。
第1阶段，尝试依靠本地机组实现电网黑启动，未成功。Coaracy Nunes水电厂机组自启动后，向周边电厂母线充电，连接Porto Grande电厂机组后，机组电压达到下限，励磁故障保护动作跳闸，发电机从电网解列。
第2阶段，鉴于本地电源无法支撑黑启动，调整启动方案，转而采用远方在运的Tucuruí水电厂机组启动Macapá子网方案。16:45开始，Tucuruí电厂依次向230kV Laranjal和Macapá变电站充电，恢复Macapá子网部分负荷供电。
第3阶段，依靠Tucuruí电厂支撑，依次启动Macapá本地的Ferreira Gomes和Cachoeira Caldeirão 2座水电厂，交替投运发电机组和增加负荷供电，扩大恢复供电范围。18:19 Coaracy Nunes发电厂机组并网，17:55；Amapá州完成负荷恢复供电。
适时加强和完善电网网架，如逐步投运全部双回线路，投入更多变压器等；另一方面，不断改善局部电网电压支撑条件，如投入500kVSilves和Oriximiná、230kVMacapá等变电站静止补偿器等，保持地区电压稳定。
本阶段，延误电网恢复过程的主要设备异常包括：16:20—16:52，Coaracy Nunes电厂不同机组自启动后，曾3次尝试向138kV母线充电，由于断路器故障，均未成功。随后，17:06操作人员干预强行将机组接入母线。
2.2.4 Belém子网恢复情况大停电后，Tucuruí水电厂8台机组在运，持续向Belém市负荷供电。15:50开始，以Tucuruí水电厂为电源，逐步向其他500和230kV线路充电，启动Belém子网本地电厂等电源，扩大恢复供电范围。
电压控制是影响本电网恢复进程的重要因素。Tucuruí电网向Vila do Conde变电站500kV母线充电后，无功支撑不足，无法建立230kV电网电压。国调协调多措施加强本地电压支撑，包括，投运Tucuruí水电厂第9台机组、投运Marabá变电站3组电抗器、投运Vila do Conde变电站2组同步调相机。17:50，Belo Monte枢纽水电厂机组并网，进一步增强电源支撑。
本阶段，延误电网恢复过程的主要设备异常包括：1）230kV Marabá变电站断路器操作故障，延迟了2组电抗器的投运。2）500kV Vila do Conde变电站站用电故障，延迟了2组同步调相机的投运。3）230kVGuamá变电站断路器故障，延迟了2组230/69kV变压器投运，导致另外1组变压器过载。
2.2.5 São Luís子网恢复情况大停电后，São Luís地区电网全停。依托在运的Tucuruí水电厂8台机组逐步恢复本地区供电，可分为3阶段。
第1阶段，控制Maranhão州电网电压。大停电后，Maranhão州电网靠近Tucuruí水电厂的变电站过电压达1.24pu(620kV)。投运500kV Marabá变电站3组电抗器，控制电网电压。
第2阶段，投运Tucuruí水电厂至São Luís变电站的5段500kV线路，向500kVSão Luís变电站充电，扩大线路沿线及São Luís地区供电恢复供电范围。
第3阶段，完善Maranhão州的骨干网架，骨干网架合环运行。本地区构成网孔状500kV网架，并与230kV线路并行构成电磁环网，运行工况较为复杂。
第4阶段，增加电源支撑和调节能力，投运全部双回线路，投运更多并联变压器等。投运P. Dutra变电站的2组同步调相机，投运São Luís Ⅱ变电站的静止补偿器等。21:27 Maranhão州负荷基本恢复。
本阶段，延误电网恢复过程的主要设备故障包括：1）500kV Miranda Ⅱ变电站断路器故障，延迟了2组138kV变压器投运，延缓了本地负荷恢复。2）230kV P. Dutra-Peritoro线路投运后又自动跳闸。3）由于配电网原因，Maranhão州12.3MW负荷未及时恢复供电，后移交用户处理。
2.3 东北独立运行电网恢复情况 2.3.1 东北独立运行电网恢复概况大停电后，东北电网在运230和500kV的365回输电线中，359回跳开，6回线路在运。巴西国调统调的68台在运机组全部与电网解列。全部352座风电场停运。只有南方电网东南部与东北电网联络线向Bahia州西南部74MW负荷供电。
São Francisco河流域依次建设的Sobradinho，Luiz Gonzaga，Xingó和Paulo AfonsoⅣ共4座枢纽水电厂是东北电网内部主力电源，也是此次恢复电网时5个子网的黑启动电源，其中，Sobradinho分别向西部和西南部2个方向分别启动恢复供电。此外，南部Itapebi地区电网也是一个子网，黑启动成功后，由于设备原因停运，后依靠主网充电，重新恢复供电。大停电后，东北电网6个子网负荷情况见图 4(a)，黑启动时间及恢复负荷供电所需时间见表 3；东北电网总负荷情况见图 4(b)。
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图 4 东北电网负荷情况 Fig. 4 Load situation the northeast grid |
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表 3 东北电网黑启动及恢复负荷供电时间 Table 3 Time of bothrecovery and black-start of the northeast power gird |
大停电后，230kV Itapebi子网全停。Itapebi水电厂黑启动是东北电网内最早启动恢复负荷供电的电网，分为3阶段。
第1阶段，Itapebi水电厂自启动成功后，向周边230kV Eunápolis和Funil变电站充电，16:15恢复本地负荷供电。
第2阶段，20:19，尝试合上230kV Santo Antônio de Jesus - Funil线路，拟将Itapebi子网接入主网，因Funil变电站设备问题，操作失败。20:19，手动断开本地230kV变电站间联络线并停止供电，为后续巴西主网向本地本地变电站充电和负荷供电准备条件。
第3阶段，南方电网自西向东逐段投运并充电500kV Bom Jesus da Lapa Ⅱ - IgaporãⅢ - Ibicoara - Sapeaçu线路接入后，逐步向Itapei子网充电，并启动东北电网Itapei子网。
2.3.3 Sobradinho子网(西南部)恢复情况大停电后，Sobradinho子网全停。Sobradinho水电厂黑启动，向本地西南230kV电网恢复供电，电网恢复进程分为3阶段。第1阶段，16:36开始，Sobradinho两个机组黑启动，并向Sobradinho 500kV母线充电。第2阶段，16:46开始，恢复本地5段230kV Sobradinho至Brotas de Macaúbas变电站长链式电网网架，启动沿线机组及负荷供电。第3阶段，本地独立运行小电网配合大电网其他部分恢复过程。
2.3.4 Sobradinho子网(西部)恢复情况恢复Sobradinho子网(西部)进程实现了Sobradinho独立运行小电网接入北方电网。这样，北方电网的Tucrui和Belo Monte水电厂加强支撑东北电网扩大恢复电网进程。恢复Sobradinho子网(西部)进程分为3阶段。
第1阶段，投运第3台机组后，Sobradinho子网继续向西扩大电网恢复，向西部500kV São João do Piauí和Boa Esperança变电站充电，并逐步向沿线负荷供电。同时，北方电网供电范围也逐步向东延伸，逐步向东北电网500kV P. Dutra和Teresina变电站充电，并向沿线负荷供电。
第2阶段，随着Sobradinho子网供电范围继续扩大，一方面加强电网结构，另一方面启动Boa Esperança电厂2台机组，加强本地电网电源。支撑恢复负荷供电范围。
第3阶段，18:34，投运北方和东北联网的中部通道，即500kV P.Dutra - Boa Esperança线路，实现北方和东北电网首次恢复联网。在北方电网Tucrui和Belo Monte电厂电源下，Sobradinho电厂继续投运更多机组。
本阶段，延缓电网恢复过程的主要事件包括：1）17:19—17:45，500kVSão João do Piauí变电站69kV馈线负荷恢复困难，多次尝试，减缓了电网恢复进程。2）19:13，Sobradinho水电厂1台机组自动跳闸后，及时启动其他机组继续支撑电网恢复过程。3）某输配电公司点对点语音通信系统故障，妨碍了部分负荷恢复进程。
2.3.5 Luiz Gonzaga子网恢复情况Luiz Gonzaga子网恢复是东北电网恢复的关键环节，实现了东北网内Luiz Gonzaga、Sobradinho(西和西南)、Paulo Afonso、Xingó等独立运行电网联网，并保持东北电网与北方电网联网。Luiz Gonzaga子网恢复过程可分为6阶段。第1阶段，Luiz Gonzaga电厂3台机组黑启动并网，通过500kV Luiz Gonzaga - Milagr - Quixadáe - Fortaleza向线路沿线及Fortaleza市(17:21)恢复供电；通过500kV Luiz Gonzaga - GaranhunsI - C.Grande - C.Mirim和230kV C.Mirim Ⅱ - Extremoz Ⅱ - Natal Ⅲ向线路沿线及Natal市恢复供电。第2阶段，17:49，投运500kV Luiz Gonzaga - Sobradinho线路，实现Luiz Gonzaga和Sobradinho子网联网。第3阶段，18:24，投运500kV Garanhuns - Angelim线路，实现Luiz Gonzaga和Xingó子网联网。第4阶段，18:37，投运500kV Paulo Afonso Ⅳ - Angelim Ⅱ，实现Paulo Afonso Ⅳ接入Xingó电网。第5阶段，19:12，500kV Sobradinho - São João do Piauí距离保护动作跳闸，已联网的北部和东北部电网再次解列。第6阶段，经优化配置网架和负荷，降低该地区电压，19:42，投运500kV Sobral Ⅲ - Pecém Ⅱ线路，北部和东北部再次联网，继续扩大东北电网恢复供电范围。
本阶段延迟送电的主要事件包括：1）18:35，Luiz Gonzaga地区电网基本恢复后，拟投运500kV Teresina Ⅱ - Sobral Ⅲ C2线路实现北部和东北电网合环，未成功。2）18:45—18:47因过电压保护动作，在Fortaleza市附近，1条230kV线路跳闸，3座230kV变电站的69kV母线失电，再次中断97MW负荷供电。调查发现，Luiz Gonzaga子网恢复过程中，输配电公司存在超出调度授权范围为设备充电、超调度计划恢复负荷送电的情况，导致多座230kV变电站过负荷。3）19:01—19:10，3次尝试投运500kV Teresina Ⅱ - Sobral Ⅲ线路，拟实现北部和东北部电网合环，均未成功。4）19:12，500kV Sobradinho - São João do Piauí线路距离保护二段动作跳闸，已联网的北部和东北部电网再次解列，东北电网Natal市(Rio Grande do Norte州首府)与Fortaleza市(Ceará州首府)间电网潮流大范围转移。在Natal市附近，2座230kV变电站再次全站失电，再次中断共97MW负荷供电；1座变电站低频减载装置(ERAC)动作，切部分负荷。Fortaleza市附近，2座230kV变电站母线延时过电压保护动作跳开69kV母线，1座230kV变电站230/69kV变压器跳开退出运行，再次中断共101MW负荷供电。5）19:32，东北电网投运若干500kV电抗器降低电网电压，为后续东北电网与北方电网联网创造条件。
2.3.6 Xingó子网恢复情况Xingó子网恢复后实现了向巴西东北沿海4个州的恢复供电，并实现与Luiz Gonzaga子网互联。
第1阶段，16:43—16:55，Xingó水电厂2台机组黑启动并网，约1小时后第3台机组投运投运，通过500kV Xingó - Angelim Ⅱ - Recife Ⅱ，向线路沿线及Recife市(Pernambuco州首府)(17:06)恢复供电；通过230kV Recife Ⅱ - Goianinha -Mussuré Ⅱ，向线路沿线及João Pessoa市(Paraíba州首府)(17:59)恢复供电。
第2阶段，230kV Angelim - Campina Grande Ⅱ连通后，230kV Angelim - Tacaimbó - Campina Grande Ⅱ投运，18:05，实现Angelim - Campina Grande Ⅱ间合环运行。
第3阶段，投运500kV Xingó - Messias和230kV Messias - Maceió，向线路沿线及Maceió市(Alagoas州首府)(18:07)恢复供电。
第4阶段，通过500kV Xingó - Jardim，开始恢复Aracaju市(Sergipe州首府)(18:14)供电。
第5阶段，投运500kV Garanhuns Ⅱ - Angelim Ⅱ线路，实现Xingó和Luiz Gonzaga子网互联。
本阶段延迟送电的主要事件包括：1）未获得ONS正式授权情况下，Angelim Ⅱ的500/230kV自耦变压器(T1)投运。2）Xingó子网恢复过程中，5座变电站负荷超过调度计划值。3）某输电公司与国调(ONS)的点对点语音通信故障，影响电网恢复进程。
2.3.7 Paulo Afonso Ⅳ子网恢复情况Paulo Afonso Ⅳ水电厂机组是本地区黑启动电源，该子网较晚并入东北电网其他部分。第1阶段，16:28，Paulo Afonso水电厂1台机组黑启动向500kV母线充电。后续电网恢复过程中，Paulo Afonso电厂4台机组和另一电厂1台机组也陆续投运。第2阶段，投运500kV Paulo Afonso - Olindina - Camaçari线路，向线路沿线及Salvador市(Bahia州首府)(17:57)恢复供电。第3阶段，18:37，投运500kV Paulo Afonso Ⅳ - Angelim Ⅱ线路，Paulo Afonso Ⅳ和Xingó区域电网联网并接入巴西主网。
本阶段延迟送电的主要事件包括：1）Paulo Afonso Ⅳ变电站500kV断路器远方控制障碍。2）Lowering变电站的230/69kV(T2)变压器操作障碍。3）电网恢复过程中，部分输电公司的送电方案与巴西国调颁布的电网规程不符，导致沟通协调时间长。
2.3.8 东北电网内部子网间恢复联网情况除Iatapei子网恢复作业面地处偏远，单独接入主电网外，东北电网内其他5个子网全部联网后，最终在19:42成功与北方电网联网。17:49，Sobradinho(包含西部和西南部2个子网)与Luiz Gonzaga共3个子网联网。18:24，东北联网扩大至Xingó子网。18:37，东北联网扩大至Paulo Afonso子网，至此，东北电网内除Iatapei外的5个子网全部联网。19:42，东北电网与北方电网最终成功联网。其中，18:34—19:12，东北电网与北方电网曾短时联网后自动解列。
19:50，投运500kV Sobradinho - São Joãodo Piauí线路，东北电网骨干网合环运行。
2.4 3个独立运行电网间恢复联网情况南方、北方和东北各独立运行电网内部进行电网恢复的同时，适时相互联网，加强相互间支援。
2.4.1 北方电网和南方电网恢复联网情况北方电网与南方电网恢复联网分为6阶段。第1阶段，通过500kVSamambaia - Serra da Mesa - Gurupi - Miracema - Colinas，南方电网向Colinas变电站#1母线充电，并投运Serra da Mesa电厂1台机组加强电源支撑。第2阶段，16:22投运500kV Imperatriz - Colinas线路，北方电网向Colinas变电站#2母线充电。第3阶段，16:44，尝试在Colinas变电站进行北方电网与南方电网联网操作。500kV Colinas - Miracema - Gurupi两段线路跳闸，联网失败。第4阶段，17:21，Lajeado电厂第1台机组接入Miracema变电站并网，加强电源支撑。第5阶段，17:32投运500kVColinas - Miracema - Gurupi，在Gurupi变电站实现北方电网与南方电网联网。第6阶段，继续加强北方电网与南方电网互联网架，投运Peixe Angical等电厂机组加强电源支撑。
本阶段延迟送电的主要事件包括：1）16:25和16:35，500kV Colinas变电站内2台处于合环回路的500kV断路器位置指示不正常，无法判断北方电网和南方电网是否真正联网。2）尝试在500kV Colinas变电站进行北方电网与南方电网联网操作时，多次发生联网线路不同位置断路器跳闸。分析原因是因为联网处电源支撑不足，两侧电网电压和频率控制困难。3）Lajeado电厂500kV断路器遥信信号错误，站用电故障，延误Lajeado电厂启动。
2.4.2 北方电网和东北电网恢复联网情况北方电网与东北电网主要通过南、中和北3条500kV交流通道联网，北部通道是500kV双回P. Dutra-Teresina-Sobral Ⅲ线路；南部通道是双回500kVColinas-Ribeiro Gonçalves-São João do Piauí线路。南北通道间通过中通道，即：单回500kV P. Dutra- Boa Esperança - São Joãodo Piauí线路互联。东北电网内部恢复进程与其接入北方电网的进程交叉进行。
第1阶段，17:18，投运500kV P.Dutra -TeresinaⅡ，北方电网开始向北方–东北联网北通道充电，并逐段向东北电网北部东西方向500kV P.Dutra - Teresina Ⅱ - Sobral Ⅲ长链式骨干线路充电。
第2阶段，在东北电网内Sobradinho、Luiz Gonzaga和Xingó等4个子网联网后，18:34，投运北方–东北电网中部联网通道，即500kV P. Dutra - Boa Esperança线路，实现北方和东北电网首次恢复联网。18:45，东北电网230kV Boa Esperança - Teresina线路连接，东北电网Sobradinho子网也接入北方电网。
第3阶段，东北电网内除Iatapei子网外的5个子网全部联网后，18:53，投运北方与东北电网南部联网通道，即：500kV Ribeiro Gonçalves - São Joãodo Piauí。19:12，东北电网内部薄弱环节，500kV Sobradinho - São Joãodo Piauí线路跳闸，北方电网和东北电网主网再次解列。
第4阶段，依靠内部电源，东北电网继续扩大恢复供电范围、增强网架。19:42，投运500kV Sobral Ⅲ - Pecém Ⅱ线路。通过贯穿东北电网北部东西方向的500kV长链式骨干线路，东北电网与北方电网再次互联。
第5阶段，19:50，投运500kV Sobradinho - São Joãodo Piauí线路，东北电网骨干网形成弱联系的交流大环网，实现合环运行。
本阶段延迟送电的主要事件是：18:53，北方与东北电网北、中和南3条交流联网通道全部投运时，东北电网内部主网架尚未连接完整，以São Joãodo Piauí站为中心，500kV Sobradinho - São Joãodo Piauí单回线路与南部、中部联网通道在东北电网中部地区构成了“Y”型线路结构，承载北方电网接入东北电网电源中心的全部潮流，处于北方电网与东北电网典型哑铃型联网结构中最薄弱环节。19:12，该线路距离保护2段因未躲开系统振荡跳闸，北部电网和东北部电网主网解列。
2.4.3 东北电网和南方电网恢复联网情况19:55，通过自西向东逐段投运并充电500kV Bom Jesus da Lapa Ⅱ - IgaporãⅢ - Ibicoara - Sapeaçu - CamaçariⅡ线路，南方电网通过长链式线路接入东北电网。并与北方–东北联网通道形成交流大环网。
南方、北方和东北电网全部互联后，继续投运电源、加强网架，扩大恢复供电范围。2018年3月22日00:11—00:28，±800kV Xingu-Estreito直流双极解锁，功率提升至1700MW，巴西电网骨干网架基本恢复。
3 电网恢复特点和影响因素 3.1 电网恢复特点本次电网恢复进程中，制定系统恢复顺序策略、选取启动电源、执行电网网架重构中均体现出较强及时性和灵活性，有利于有序、快速恢复负荷供电。
1）系统恢复顺序策略和方案。在系统恢复顺序策略上，综合应用了2种策略。一是先恢复孤立子系统再并列运行的“自下而上”策略，如北方电网的Manaus子网、东北电网的、Sobradinho、Luiz Gonzaga、Paulo Afonso和Xingó子网等。二是先通过恢复主网架来启动其它机组和恢复负荷“自上而下”策略，如：北方电网的Macapá、Belém和São Luís子网、东北电网的Itapebi子网。考虑到系统复杂且规模大的情况，通过准备多套启动方案，及时应对恢复操作中不确定性，如若干设备故障、意外跳闸等，适时启动备选方案。电网恢复过程适应性和灵活性强。
2）启动电源选取。在启动电源的选取上，因地制宜利用不同电源。一是以在运机组为中心，逐步扩大供电范围直至并入主网，如北方电网Balbina水电厂是Manaus子网恢复和启动电源。二是选择具有自启动能力的机组，启动子网黑启动，如São Francisco河流域的Sobradinho，Luiz Gonzaga，Xingó和Paulo AfonsoⅣ共4座枢纽水电厂为东北电网5个子网的黑启动电源。三是依靠主网逐步扩大供电范围恢复子网供电，如：Tucuruí水电厂机组恢复北方电网Macapá、Belém、São Luís子网和南方电网恢复东北电网Itapebi的供电。
3）电网网架重构。电网网架重构包括：若干子网并行恢复内部网架、适时相互连接或接入主网、合环、加强网架等。电网网架重构发挥系统恢复中承上启下的作用。优化电网重构路径顺序与优化机组启动顺序、输电设施及负荷投入顺序相互配合。如，在西部片区和东北片区不同地点，东北电网多次尝试实现骨干网合环，陆续投运北、中、南3条联网通道，加强与北方电网联系。在北方电网及时投运大量双回线路，有效加强长链式骨干网架。
3.2 影响因素本次电网恢复进程也遇到一些异常情况，一定程度造成电网恢复进程延迟和操作流程临时变更，包括：现场操作与调度指令有差异；电网潮流大范围自由转移和振荡，导致并网合环等操作困难；监控和通信系统故障；断路器、站用电、发电机等设备异常[15-24]。
3.2.1 现场操作与调度指令有差异有序、快速恢复电网供电的基础是调度部门统一协调，现场人员准确及时执行调度指令。此次电网恢复过程中，调度指挥与现场操作总体配合协调有序，同时也存在一定偏差。1）现场操作不及时。收到调度指令后，承担黑启动电源功能的枢纽水电厂现场普遍存在机组实际启动操作滞后情况；输电公司也存在执行调度指令延迟情况。2）未经调度授权进行现场操作。存在无调度授权，现场向500kV主变充电情况。3）送电方案遗漏拟充电设备。部分公司送电方案未完全覆盖电网恢复操作中涉及的全部拟带电设备，导致调度掌控现场设备充电进程困难。4）送电方案缺失。由于内部流程问题，部分公司未提交送电方案。5）超计划恢复负荷供电。至少11座变电站恢复负荷供电功率超过调度指令计划量。6）提前恢复负荷供电。在电网电气指标未达调度规程规定指标时，若干配电公司提前恢复负荷供电，未执行巴西低频减载装置(ERAC)性能管理规范IO-GC.BR.02(Performance Management- ERAC) 5.2.2.1款等规定，即：“只有电网频率稳定等于或高于60Hz一分钟处后，电力公司才能自主操作，手动恢复ERAC切断的配电负荷。”电网恢复过程中某些意外情况与执行调度指令不到位有关。例如，18:45—18:47因过电压保护动作，在Fortaleza市附近，1条230kV线路跳闸，3座230kV变电站的69kV母线失电，再次中断97MW负荷供电。调查发现，Luiz Gonzaga电网恢复过程中，输配电公司存在超出调度授权范围为设备充电、超调度计划恢复负荷送电的情况，导致多座230kV变电站过负荷。
3.2.2 设备障碍电网恢复操作过程中遇到了若干设备障碍，阻碍了按既定方案执行操作流程，导致送电方案多次被迫临时变更，导致调度和操作困难，增加了运行风险。
1）监控系统障碍。一是电网恢复操作繁多，涉及范围广，若干监控和通信异常影响了本次电网恢复过程，包括：各公司和调度间数据交换信号异常，监控系统数据传输异常、点对点语音通信故障等。二是调度专用通信网(operational telecommunications network，ROP)异常。该网出现了数据丢包和通信性能劣化、事件时间戳异常等现象，某些时段出现调度与特许权公司间数据信号时断时续。相关部门启用了备用通信方式和安全运行模式等，及时支撑电网恢复过程。三是电厂监控系统异常。如：Tucuruí和Paulo Afonso Ⅳ等2座枢纽水电厂、东北电网16座电厂，调度监管范围的21座风电场发生监控数据缺失或异常、识别电厂真实系统配置困难的情况。四是变电站监控系统异常。如：Colinas，P. Dutra，Teresina等6座枢纽变电站发生监控数据缺失或重复、识别真实系统配置困难的情况。五是点对点语音通信系统故障。调度与2家输配电公司的点对点专用语音通信故障，影响了调度指令传达。六是缺乏GPS同步功能。若干远程端单元GPS同步异常，无法验证若干事件时间。
2）断路器操作异常。断路器操作异常是延缓电网恢复供电的重要因素。一是断路器控制故障。东北电网8座变电站和1座电厂的断路器操作故障，显著延缓了Sobradinho电网、Paulo Afonso Ⅳ电网、Maceió电网等恢复供电过程。二是断路器遥控操作失败。2座变电站发生断路器遥控操作失败，需就地控制，导致500kV Maraba变电站电抗器延迟投运，电网电压控制困难；500kV Miranda变电站2台138kV变压器延迟投运，延缓了Belém电网负荷恢复供电。三是调度收到的断路器状态信号不正确。调度显示的500kV P. Dutra枢纽变电站断路器状态信号与现场不符，判断北方和东北电网真实联网状态，延缓联网进程。
3）站用电故障。部分站用电故障延缓了电网恢复过程。一是因站用电故障，北方电网500kV Vila do Conde变电站内电抗器和调相机未及时投运，导致局部电压控制困难，延缓了Belém电网的供电。二是因站用电故障，Lajeado电厂无法自启动，未及时向北–南交流输电主通道提供电源支撑，延缓了北方电网和南方电网联网过程。
4）发电机组自启动异常。一是由于北方电网Coaracy Nunes电厂自启动失败，Macapá子网黑启动失败，只能依靠Tucrui电厂远方充电启动，延缓了Macapá子网恢复和负荷供电。二是东北电网Paulo Afonso Ⅳ、Luiz Gonzaga、Sobradinho和Xingó枢纽电厂的自启动时间大于电网规程规定，显著延缓了东北电网恢复过程。
3.2.3 电网并网合环操作困难在电网恢复过程中，部分合环和并网操作困难，若干电网节点需要多次尝试设备操作；某些节点发生保护意外动作，导致部分带电设备解列跳闸和再次失电[25-29]。1）500kV Tucuruí - Xingu - Jurupari - Oriximiná各段进行双回线合环以及电网接入操作均存在困难。2）黑启动成功且独立运行的Itapebi子网尝试接入主网失败。后续调整充电方案，暂时手动断开电厂与变电站间联络线，断开用户负荷，由主网重新向该地区充电。3）18:35，19:01—19:10，4次尝试投运500kV Teresina Ⅱ - Sobral Ⅲ线路，拟实现北部和东北部电网联网500kV北通道和中通道合环，均未成功。19:12，如上文所述，由于大量控制保护装置动作，1台大容量水电机组退出运行，若干变电站失电，东北电网内再次发生较大范围停电已联网的北部和东北部电网再次解列。除了设备本体故障外，并网和合环困难的主要原因是合环或并网操作导致电网恢复过渡阶段构成了弱联系的交流大环网或电磁环网，引起自由联网的交流网内的潮流大范围转移，容易引起系统振荡和局部过电压，导致若干控制保护动作。
4 启示与建议此次电网恢复过程表明：加强电源规划与维护、电网结构配置、设备维护、调度管理等方面，有利于优化加速电网恢复进程，提高电网恢复过程中计划性和安全性。
4.1 电源规划与维护方面在运电源和具有自启动功能电源为电网恢复提供电源支撑。保留更多在运机组、合理布局具有自启动功能的机组、加强机组自启动功能的日常维护，将有力支撑局部电网黑启动和逐步扩大恢复供电范围。
一是保留更多在运机组。故障发生时，电网应采取措施，保留尽可能多数量的机组持续在运，旨在加快后续电网恢复进程。南方电网和北方电网恢复供电时间显著早于东北电网，原因在于前者保留了若干在运机组，扩大恢复供电进程更快。
二是合理布局具有黑启动功能的机组。合理多点布局具有黑启动功能的机组，有助于电网依托多个具有黑启动功能的机组作为黑启动起点，同步启动多子网恢复供电。东北电网依托5个自启动电厂，同步进行6个子网黑启动，恢复电网供电。
三是加强自启动功能的机组日常维护。因Coaracy Nunes水电厂自启动功能故障，北方电网Macapá子网黑启动失败，只能依靠主网Tucuruí电厂依次逐段向本地电网充电，导致Amapá州及其首府Macapá市恢复供电延迟超过1h。监测和确保机组自启动功能完善是停电后本地区黑启动，快速恢复供电的基础。
4.2 电网结构方面此次电网恢复过渡过程中，各区间广泛应用不同电压等级电磁环网，电网内构成若干弱联系的交流大环网。在北方电网的Maranhão州骨干网架、东北电网Luiz Gonzaga电网、北方和东北电网联网的北/中/南通道恢复过程中，均配置了500kV和230kV的电磁环网；东北电网内部、东北电网与北方和南方电网联网通道均构成弱联系的交流大环网。某些位置合环和并网操作困难，发生了已经恢复带电部分再次跳闸停电的事件，部分原因在于过渡阶段网架尚不坚强，频繁开关操作加上控制保护参数配置与过渡阶段网架不匹配等，已联网部分电网潮流大范围自由转移造成系统振荡[25-29]。
这表明，在协调电网恢复和电网恢复过程中，需要加强控制潮流分布和抑制环流等，针对电网上述特点优化配置方案和过程，控制电磁环网和弱联系交流大环网对电网恢复的影响，避免已经恢复带电部分再次跳闸停电，顺利扩大电网恢复范围。
4.3 设备维护方面此次电网恢复过程中，遇到若干监控系统故障、通信故障、断路器操作故障、站用电故障、发电机启动故障等设备异常情况，影响了送电方案执行连续性，延迟了恢复送电进程。建议合理加强和改进设备日常维护和隐患排查，及时发现和排除设备异常。
4.4 调度管理方面调度部门，发电、输电和配电公司密切配合是大停电后全网快速恢复联网和供电的保障。现场发生未经调度授权或不及时的倒闸操作、送电方案缺失或不完备、超计划或提前恢复负荷供电等情况加大了电网控制和恢复的难度和不确定性，增加了延迟送电风险。电网恢复方案编制中宜增加不同设备故障等异常情况下的更多备用方案研究，提高送电方案现场处置的灵活性。重视日常事故预案编制和演练，加强培训，提高工作人员对规章制度理解的准确性，增强调度指令执行力。
5 结论1）大停电后，巴西调度部门、发电厂、输电公司和配电公司等协调配合分两部分恢复供电，一是独立运行电网内部子网恢复网架及负荷供电；二是独立运行电网间互联，加强相互支援。北方电网依靠在运的2座电厂，设置4个子网逐步恢复电网。东北电网全停，依靠网内5座具备自启动功能的电厂和外部电网电源，设置6个子网并行逐步恢复电网。南方电网网架基本保持完整，电网恢复进程顺利。北方、东北和南方3个独立运行电网适时合上网间联络线，恢复全网同步运行。
2）本次电网恢复方案具有适应性和灵活性，应对巴西电网复杂且规模大的情况，包括：综合应用“自下而上”和“自上而下”两种系统恢复顺序策略；因地制宜选取子网内在运机组、具备自启动能力机组和外部主网电源作为启动电源；子网网架恢复、子网互联和主网接入、合环、网架加强等电网网架重构密切配合机组启动、输电设施及负荷投入；准备多套启动方案及时应对恢复操作中不确定性。
3）电网恢复过程中，调度指挥与现场操作总体配合协调有序，同时也存在一定提升空间，包括：提高现场操作及时性，提高送电方案完备性和准确性，提高执行调度指令准确性，提高设备日常维护水平，尤其是发电机、通信、监控、站用电、断路器等设备。
4）电网恢复过程中，及时采取不同手段调整有功功率和无功功率，控制电压和频率，而部分位置合环和并网操作出现困难，某些节点保护意外动作，一定程度原因在于电网形成弱联系的交流大环网或电磁环网，引起自由联网的交流网内的潮流大范围转移，易引起系统振荡和局部过电压，导致若干控制保护动作。在未来制定电网恢复方案时，需重点关注此类中间操作过程。
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