0 引言

欧洲中部时间2021年1月8日14:05，欧洲大陆同步电网解列为西北部与东南部两部分^[1]，导致法国切除可中断负荷1300MW，意大利切除可中断负荷400MW，西北部地区约70MW、东南部地区约233MW负荷因频率、电压剧烈波动而脱网。输电系统运营商(Transmission System Operators，TSOs) 配合协调、采取了相应控制措施，确保了大多数欧洲国家的电网稳定运行未受到严重影响。

本文首先介绍了欧洲电力系统概况、欧洲大陆同步电网频率控制要求、频率响应措施以及本次解列事故涉及的关键变电站，然后根据欧洲输电系统运营商联盟(European Network of Transmission System Operators for Electricity，ENTSO-E)发布的中期调查报告梳理了事故发展过程，分析了事故发生原因，并将本次解列事故与西欧“11·4”大停电事故进行对比，最后结合我国电力系统实际情况提出启示。

1 欧洲电力系统概况 1.1 ENTSO-E电网概况

ENTSO-E由来自欧洲35个国家的43家输电系统运营商组成，所辖电网区域由欧洲大陆同步电网、北欧电网、英国电网、爱尔兰电网、波罗的海电网共5个区域电网与塞浦路斯、冰岛独立电网构成，是世界上电力需求最大的地区之一。ENTSO-E电网主要电压等级包括400(380)kV、330(300)kV以及285(220)kV，除波罗的海电网与欧洲大陆同步电网通过交流互联之外，其余区域电网之间通过直流互联，各区域电网及互联情况如图 1所示^[2]。

截至2018年底，ENTSO-E电网总装机容量为1163.4GW，其中占比较高的装机类型主要包括化石燃料发电、水电、风电、核电和太阳能发电，装机容量依次为455.1GW(39.1%)、238.9GW(20.5%)、184.7GW(15.9%)、121.9GW(10.5%)和118.5GW (10.2%)。ENTSO-E电网装机容量占比如图 2所示^[2]。

根据2018年电网负荷统计情况，全年最大负荷约为590GW，最小负荷约为270GW。最大负荷出现在2018年2月28日，最小负荷出现在6月17日，对应的日负荷曲线对比如图 3所示^[2]。

1.2 欧洲大陆同步电网概况

本次解列事故发生在欧洲大陆同步电网，该同步电网为26个国家(包括欧盟大部分地区)提供电力，主要包括德国、西班牙、法国、意大利、波兰、罗马尼亚、土耳其等。该同步电网通过2回直流与英国电网互联，通过6回直流与北欧电网互联，通过1回交流与波罗的海电网互联。截至2018年底，总装机容量共计955.2GW，各类型电源装机情况如表 1所示^[2]。2018年该同步电网最大负荷约为455.6GW，最小负荷约为207GW^[2]。

1.3 与本次解列事故强相关的设施及应对措施

本次解列事故源于克罗地亚的400kV Ernestinovo变电站高压母联断路器跳闸，事故的发展过程与系统频率响应措施密切相关，与本次解列事故强相关的设施及应对措施介绍如下。

1.3.1 400kV Ernestinovo变电站

400kV Ernestinovo变电站高压侧采用双母带旁路接线，如图 4所示，共5回400kV出线，西北方向与Zerjavinec变电站(克罗地亚)、Pecs变电站(匈牙利)相联，东南方向与Ugljevik变电站(波黑)、Sremska Mitrovica变电站(塞尔维亚)相联。站内2台主变，额定电压为400/110kV。事故发生前，400kV、110kV母线均并列运行，一回400kV线路Ernestinovo-Pecs/2处于检修状态，潮流由东南方向流向西北方向^[1]。

1.3.2 欧洲大陆同步电网频率要求与频率响应

欧洲大陆同步电网正常频率范围为50Hz± 50mHz，最大瞬时频率偏差要求不超过800mHz，最大稳态频率偏差要求不超过200mHz，频率恢复时间不得超过15min^[3]。

欧洲大陆同步电网部署的频率响应措施，如表 2所示，其中频率控制备用、自动频率恢复备用与我国电力系统一次调频、二次调频功能相似。当系统频率偏差超过200mHz，具有频率控制备用的机组在保证不突破技术限制的条件下应在30s内将其出力提高/降低至最大值(频率降低)/最小值(频率升高)^[3-4]。

低频减载措施的制定遵循以下原则：当系统频率降低至49Hz时，对应的低频不低于总负荷的5%；系统频率在48~49Hz时，对应的低频减载切负荷量为总负荷的38%~52%；低频减载轮次至少为6轮；每一轮低频减载量不超过总负荷的10%^[4]。

2 事故过程

根据ENTSO-E公布的中期调查报告^[1]，结合其官网上发布的信息，对本次事故过程进行梳理。

2.1 事故前电网情况

2021年1月8日，东正教圣诞节假期刚结束，巴尔干半岛气候温暖，克罗地亚、塞尔维亚、波黑等东南部地区国家负荷处于较低水平，而欧洲中部地区受寒冷天气影响负荷偏高，欧洲大陆同步电网整体潮流由东南部流向西北部，克罗地亚输电系统，尤其是400kV Ernestinovo变电站附近潮流比计划值偏高。

事故发生前，解列断面近区电网内传统机组及新能源出力符合市场计划，且不存在非计划临时停机情况，无计划性检修或非计划性停电。

2.2 事故发展过程

1）解列过程。

2021年1月8日14:04:25.9，400kV Ernestinovo变电站高压母联断路器过流跳闸，Ernestinovo变电站2条400kV母线分列运行，高压母联断路器上潮流转移至站内2台主变及110kV母线导致2台主变随即跳闸，汇集于此变电站的西北部、东南部电网潮流分离。

Ernestinovo变电站母线分列运行后，潮流转移到邻近的线路，14:04:48.9，400kV Subotica-Novi Sad(塞尔维亚)线路过流保护动作跳闸，引发连锁反应，西北部、东南部电网间其他线路在20s内相继跳闸，最终导致欧洲大陆同步电网于14:05:08.6解列。本次解列事故中设备或线路跳闸时序如表 3所示，除了表中所列设备外，还有约15条110kV线路触发跳闸。主要跳闸设备或线路的地理位置如图 5所示，从图 5中可知，解列断面至少涉及4个欧洲输电系统运行商，分别是HOPS(克罗地亚)、NOS BiH(波黑)、EMS(塞尔维亚)和TRANS(罗马尼亚)。

解列后，跳闸线路周边变电站电压快速降低，两侧电网电压相角差迅速增大，东南部地区电网频率上升而西北部地区电网频率下降，如图 6所示。值得一提的是，从图 6中可以看出，事故前，由于东南部至西北部地区方向电力潮流较重，两侧机群相角差已接近90°，临近静态稳定极限；Ernestinovo高压母联断路器断开对系统稳定有一定影响，但系统频率仍能保持稳定，Subotica-Novi Sad线路跳闸后系统彻底失稳。

2）频率恢复过程。

同步电网解列后，东南部地区功率盈余约6300MW^[5]，电网频率以300mHz/s的变化率迅速上升至最大值50.6Hz，西北部地区电网频率则以60mHz/s的变化率快速降低，频率降至最低值49.74Hz，未达到低频减载门槛值(49Hz)，低频减载未动作，如图 7所示。

机组频率响应措施启动，机组FCR被激活，通过一次调频提高西北部地区机组出力，降低东南部地区机组出力。此外，东南部地区，为避免巴德尔马(Badirma)—布尔萨(Bursa)输电通道过载，切除土耳其975MW发电；西北部地区，二次调频自动响应，机组aFRR被激活，部分TSOs关闭了负荷频率控制器(load frequency controller，LFC)以便手动增加机组出力。

当西北部地区电网频率降低至49.82Hz时，法国切除可中断负荷1300MW；系统频率降至49.75Hz时，意大利切除可中断负荷400MW，如图 8— 9所示。北欧和英国分别通过高压直流联络线向西北部地区支援功率535、60MW。

受电压和频率剧烈波动影响，且部分参数设置不合理，东南部地区约2580MW发电机组、233MW负荷脱网，西北部地区约939MW发电机组、70MW负荷脱网，由于发电脱网容量大于负荷脱网容量，有利于东南部电网频率恢复。

综上，在频率响应措施、可中断负荷切除、联络线支援的作用下，西北部电网频率逐渐恢复至49.84Hz附近并保持稳定。东南部电网采取手动或自动切机措施后，于14:29系统频率降至50.2Hz左右，并在电网同步前保持在49.8~50.2Hz范围内。频率稳定后，负荷逐步恢复，14:47意大利电网可中断负荷恢复运行，14:48法国可中断负荷恢复运行。

3）系统再同步过程。

考虑东南部与西北部电网频率偏差小于100mHz，且有减小趋势，TSOs于15:07:25开始执行再同步操作。再同步主要过程如表 4所示。

3 原因分析

正常运行方式下，受气候及节假日影响，欧洲东南部、中部地区负荷偏离正常水平，导致400kV Ernestinovo变电站附近潮流增大，站内高压母联断路器过流跳闸，潮流大面积转移，引发输变电设备连锁跳闸，是本次解列事故的根本原因。具体分析如下：

1）变电站主接线、电网结构不合理。

Ernestinovo变电站作为连接克罗地亚、匈牙利、波黑、塞尔维亚4国电网的重要枢纽站，400kV侧采用双母带旁路接线方式，站内仅由双母线及母联断路器连接所有出线，可靠性严重不足。另外，欧洲大陆同步电网结构复杂，存在多处高低压电磁环网，高压元件故障后大量潮流通过低电压等级电网疏散引发大面积过载，本次事故中，400kV电网元件跳闸导致多条220kV、110kV线路连锁跳闸。

2）电网潮流预测不准确。

欧洲大陆同步电网潮流预测分为日前预测(day-ahead congestion forecast，DACF)和日内预测(intra-day congestion forecast，IDCF)，日内预测是利用最新数据对日前预测结果进行更新。表 4中对比了Ernestinovo变电站周边潮流预测值和实际值，时间段取13:00—14:00、14:00—15:00。从表 5中可以看出，在时间点13:30，电网潮流日内预测结果与实际值吻合较好，流过Ernestinovo变电站400kV母联断路器的潮流预测偏差仅约为104MW(日内预测功率1076MW，实时潮流1180MW)，14:00—15:00时间段内预测的潮流与13:00—14:00时间段内相差不大，但实际上在事故发生前，14:00—14:04时间段内，流经Ernestinovo变电站400kV母联断路器潮流在1940MW左右，预测误差达80%。

3）电网运行方式安全裕度不足。

欧洲大陆同步电网日内N–1校核采用人工计算方式，以日内潮流预测结果作为计算数据，母联断路器不作为一般性元件进行N–1校核，但需要计算周边线路N–1后对其潮流的影响，按照13:00—14:00时间段预测数据计算得到最严重N–1故障为400kV Novi Sad–Subotica线路跳闸，流经Ernestinovo变电站400kV母联断路器电流仅为1930A，未超过保护定值。由于14:00—15:00时间段实际电网潮流与预测结果偏差较大，采用预测潮流进行日内N–1校核得到的结果与实际运行情况不符，安排的运行方式安全裕度不足，为解列事故的发生埋下隐患。

4）调度运行不够谨慎，事故前未能及时采取有效控制措施。

事故发生前，HOPS(Ernestinovo变电站所属TSO)的SCADA系统多次发出过载预警，未能引起调度运行人员的足够重视。HOPS的SCADA系统具备正常及N–1状态元件过载预警功能，预警门槛值设置以支路最小载流元件的额定电流为依据。Ernestinovo变电站高压母联断路器支路最小载流元件为电流互感器，其额定电流为1600A，过电流保护定值为额定电流的1.3倍(2080A)，整定时间为5s，两级过载预警门槛值分别为额定电流的0.96倍(1536A)和1.2倍(1920A)。在下午12:00—13:00，流经母联断路器的电流在1536A左右，SCADA系统发出约50次一级过载预警，下午13:00—14:00，流经母联断路器的电流稳定在1700A左右，下午14:00:59，流经母联断路器的电流达到1931A，触发二级过载预警，此后该电流在1830~1989A区间波动直到母联断路器跳闸，14:00—14:10间Ernestinovo变电站输电元件中电流曲线如图 10所示。值得一提的是，由于SCADA系统数据刷新存在延时(每10s刷新一次)，运行人员未能看到母联断路器电流最后一个数据采样点(1989A，14:04:21)。另外，向母联断路器发跳闸信号的继电器采样的电流与SCADA系统采样的电流存在差别，在调度运行人员认为母联断路器电流值仅为1922A(SCADA系统显示的最后数值)时，其实际值已经超过保护定值(2080A，14:04:20.907)。

总之，当SCADA发出一级过载预警，调度运行人员即应密切关注Ernestinovo变电站运行情况，并制定相应方案应对过载风险，二级过载预警发出后，及时采取措施降低Ernestinovo变电站母联断路器潮流。但由于调度运行人员不够谨慎，错过采取控制措施的最佳时机。

4 历史同类事故比较

2006年11月4日，西欧电网也发生了一起解列事故，解列断面与本次事故高度吻合^[6-8]，如图 11。

将2次事故进行对比，如表 6所示。两次事故均是受气候变化影响，电网潮流偏离预测值，由400kV线路或断路器过载跳闸引发的连锁故障。不同的是，西欧“11·4”解列事故前，电网中有线路临时停运(400kV Diele—Conneforde双回线停运)，解列后，电网功率缺口和频率偏差更大，触发了低频减载，导致的停电后果更为严重。同类事故重复出现暴露了在电力市场环境下欧洲电网更注重系统运行的经济性，缺乏对安全性的足够重视，主要体现在运行方式安排安全裕度不足，甚至不满足N–1安全准则。

5 对我国电力系统的启示

1）高度重视市场建设过程中电力系统安全性。

欧洲电力市场发展较为成熟，具有比较完备的日前、日内、辅助服务及实时平衡市场，对提高效率、优化资源配置起到一定效果^[9-10]，然而在实际运行中欧洲电网往往更多强调电力的商品属性，力求最大程度发挥输电系统的传输能力，获取最大的经济收益，对运行安全性重视不足^[11-12]，本次解列事故前，SCADA系统发出多次过载预警均未引起调度运行人员的足够重视。我国正深入推进电力市场化改革，应积极开展市场运作方式下系统风险评估研究，在市场交易各环节充分考虑安全约束，着力解决“经济与安全”协调问题，实现社会效益最大化。

2）重视需求侧管理，提升系统调节能力。

欧洲国家将需求侧管理作为提升电力系统可靠性和经济性的重要手段^[13]，本次解列事故中，法国和意大利可中断负荷的及时切除对保证频率稳定发挥了至关重要的作用。随着新能源占比持续攀升，传统调节资源的调度空间将越来越小，而与此同时，我国电网具有大量具备调节潜力的负荷资源以及可中断负荷资源，应进一步深化需求侧管理，大力发展需求侧响应技术，创新市场机制和商业模式，提升电力系统调节能力^[14]。

3）合理优化网架结构，降低连锁故障风险。

欧洲同步电网结构复杂，存在多处高低压电磁环网是本次事故发生的重要因素。当前，我国电网仍存在部分1000kV/500kV、500kV(330kV)/220kV电磁环网运行，低压输电线路热稳约束往往限制整个通道的送电能力^[15-16]。另外，我国电网已形成特高压交直流混联格局，故障影响呈现全局化趋势，局部的故障易在各局域电网间快速传导、放大，造成连锁反应^[17]。应合理优化电网结构，持续优化分层分区，适时减少电磁环网结构。统筹推进交直流输电工程建设进程，进一步补强交流电网薄弱环节，提升对大容量直流接入的支撑能力，降低直流闭锁等严重故障后潮流大规模转移、振荡激发等安全风险。

4）适当安排运行方式，强化三道防线管理。

本次事故中，TSOs执行了“N–1”校核标准，但计算边界与实际情况偏差较大导致校核结果不正确，对运行方式安排产生影响。应全面及时掌握电力系统整体运行状况，做好计算数据维护和负荷预测工作，确保计算模型、计算数据、计算边界准确；严格按照新版《电力系统安全稳定导则(GB 38755—2019)》的规定^[18]，针对可能出现的运行方式均做好安全校核工作，适当安排电网运行方式，确保留有一定安全裕度，切实保证系统运行满足三级稳定标准要求；完善在线安全校核分析工具，强化电网动态监测预警系统建设，避免出现局部停运故障逐步演化为系统崩溃的情况。

5）重视保护的整定与运维管理。

近年来国外发生多起因继电保护不正确动作引起的大面积停电^[19-20]，本次解列事故中保护的配置和整定方式对故障传导产生重要影响。应高度重视保护配置、整定和运维管理工作，在系统结构发生变化时及时更新保护动作定值，注重继电保护与运行方式的协调配合，对确保电网安全稳定运行具有重要意义。

6）坚持统一调度、统一管理，提高电网严重故障应急处理能力。

坚持统一调度、统一管理对保证互联大电网事故的快速处理和事故后恢复起到关键作用^[21]。应持续优化调度体系纵向层级与沟通机制，提高电网调度决策水平以及各级调度协调运作能力；重视调度运行人员培训，提高其对现场设备及操作流程熟悉程度；编制程序化、规范化的事故处理预案，定期开展电网严重故障应急处置演练，提高事故应急处理能力；强化各区、各级调度机构自动化系统之间运行信息交换，确保电力系统严重故障时调度机构之间沟通顺畅、控制及时。

6 结语

目前，由欧洲输电系统运营商、地区安全协调员、事件分类定级部门、国家监督管理机构、能源监管合作署代表组成的专家组正在对本次解列事故开展深入调查，最终调查报告计划于夏季发布。本文结合中期调查报告对事故的发展过程进行梳理，从变电站设计、网架结构、潮流预测、方式安排、继电保护配置整定等方面分析了事故发生的原因，此次欧洲大陆同步电网解列事故为我们敲响了警钟，应高度重视市场建设过程中电力系统安全性；合理优化网架结构，降低连锁故障风险；适当安排运行方式，强化三道防线管理；重视保护的整定与运维管理；重视需求侧管理，提升系统调节能力；坚持统一调度、统一管理，提高电网严重故障应急处理能力。