印度大停电官方调查报告

2012 年 7 月 30 日北部电网大停电和

2012 年 7 月 31 日北部电网、东部电网及 东北部电网大停电调查报告

2012 年 8 月 16 日 新德里

致谢

调查委员会在此诚挚感谢以下成员：

a. Shri R. N. Nayak, CMD, POWERGRID

b. Shri S. K. Soonee, CEO, POSOCO

c. ShriBalvinder Singh, IPS Retired.

委员会感谢 Shri K. K. Agrawal 在整个事故调查中所做的全局协调工作。

此外，还应感谢以下成员在事故深入分析和材料编辑总所做的努力。

(i) ShriManjit Singh, Member (Thermal), CEA (ii) Shri P.K. Pahwa, Member Secretary, NRPC, (iii) Dr. Anil Kulkarni, IIT-B, Mumbai,

(iv) ShriAjit Singh, Ex-Addl. Secretary, Cabinet Secretariat

(v) Shri R.K. Verma, Chief Engineer I/c (DP&D), CEA

(vi) Shri Dinesh Chandra, Chief Engineer (I/C), GM Div., CEA (vii) Shri Ajay Talegaonkar, SE (Operation), NRPC

(viii) Shri S. Satyanarayan, SE (Operation), WRPC, (ix) Shri D. K. Srivastava, Director, GM Div., CEA

感谢 POWERGRID 和 POSOCO 公司在数据搜集方面所做的工作。

最后，对于为本调查报告提供支持和帮助的人，委员会在此一并 致谢。

目录

摘要 iv-ix

第 1 章：引言 1-4

第 2 章：区域电网概述 5-7

第 3 章：2012 年 7 月 30 日停电事故分析 8-20

第 4 章：2012 年 7 月 31 日停电事故分析 21-32

第 5 章：两次大停电事故的原因 33-39

第 6 章：孤岛方案述评 40-44

第 7 章：发电恢复述评 45-58

第 8 章：网络安全方面 59-62

第 9 章：委员会的建议 63-70

术语表

ABT: Availability Based Tariff (关税)

ATC: Available Transfer Capacity(可用输电能力)

AUFLS: Automatic Under Frequency Load Shedding (自动低频减载)

BLU: Boiler Light Up (锅炉点火)

BTPS: Badarpur Thermal Power Station (Badarpur 火电厂)

CB: Circuit Breaker (断路器)

CEA: Central Electricity Authority (中央电力委员会)

CERC: Central Electricity Regulatory Commission (中央电力监管委员会)

CESC: Calcutta Electric Supply Company (加尔各答供电公司)

CTU: Central Transmission Utility (中央输电公司)

D/C: Double Circuit (双回路)

DMRC: Delhi Metro Rail Corporation (新德里地铁公司)

DR: Disturbance Recorder (故障录波器)

df/dt: Rate of change of frequency with time (频率变化率)

EL: Event Logger (事件记录器)

ER: Eastern Region (东部地区)

FGMO: Free Governor Mode of Operation (无调速运行模式)

FSC: Fixed Series Compensation (固定串补)

GPS: Gas Power Station (燃气轮机发电站)

GT: Gas Turbine (燃气轮机)

HVDC: High Voltage Direct Current (高压直流输电)

MERC: Maharashtra Electricity Regulatory Commission(马哈拉施特拉电力监管委员会)

NAPS: Narora Atomic Power Station (纳罗拉核电站)

NER: North-Eastern Region (东北部地区)

NR: Northern Region (北部地区)

PMU: Phasor Measurement Unit (相量测量单元)

PLCC: Power Line Carrier Communication (电力线载波通信)

POSOCO: Power System Operation Corporation Ltd. (电力系统运行有限责任公司)

POWERGRID Powergrid Corporation of India Ltd (Powergrid 有限责任公司)

PPA: Power Purchase Agreement (电力购买协议)

PSS: Power System Stabilizer (电力系统稳定器)

RAPP: Rajasthan Atomic Power Plant (拉贾斯坦核电站)

RPC: Regional Power Committee (区域电力委员会)

RLDC: Regional Load Despatch Centre (区域电力调度中心)

SCADA: Supervisory Control and Data Acquisition System (数据采集与监视控制系)

SIL: Surge Impedance Loading (自然功率)

SR: Southern Region (南部地区)

STOA: Short Term Open Access (短期开放通道)

SVC: Static VAR Compensator (静止无功补偿器)

TTC: Total Transfer Capability (总传输容量)

TCSC: Thyristor Controlled Series Compensation (可控串补) UI: Unscheduled Interchange (under ABT) (非计划交易) VAR: Volt Ampere Reactive (无功)

WAFMS: Wide Area Frequency Measurement System (广域频率测量系统)

WR: Western Region(西部地区)

摘要

当地时间 2012 年 7 月 30 日凌晨 2 点 33 分，印度北部地区发生大面积停电 事故，当时北部电网负荷为 36000MW。随后，2012 年 7 月 31 日 13 点，北部电 网、东部电网及东北部电网出现新一轮电网崩溃，此次停电波及负荷约48000MW。电力部成立了事故调查委员会，旨在分析事故原因并提出相关建议 以避免类似事故的再次发生。

委员会对故障录波器、事件记录器、PMU、WAFMS、SCADA 数据结果以及 国家(区域)电力调度中心、发电公司的报告进行了分析。委员会还与 POWERGRID 和 POSOCO 公司进行了沟通。

委员会通过认真分析，认为引发这两次大停电事故的因素并不是单一的，而 是有诸多影响因素，现列举如下：

2012 年 7 月 30 日大停电的诱因

a. 多重故障导致区域电网之间的联系变弱：西部和北部电网之间联络线的 多重故障使得系统进一步恶化。在故障发生前，400kV Bina-Gwalior-Agra 输电线 是西部和北部电网之间唯一的主要交流通道。

b. 400kV Bina-Gwalior-Agra 输电线路重载：北部地区一些电力公司采用非计 划交易，过度用电导致联络线重载。

c. 邦电力调度中心对于区域电力调度中心的指令响应不足。

d. 400kV Bina-Gwalior 线路跳闸：400kV Bina-Gwalior 线路距离 3 段保护动作 跳闸，导致北部电网与西部电网解列，其原因是线路重负荷引起的过电流和低电 压，系统中并没有故障发生。

2012 年 7 月 31 日大停电的诱因

a.多重故障导致区域电网之间的联系变弱：西部和北部电网之间联络线以及 东部电网输电线路的多重故障使得系统进一步恶化。在故障发生前，400kV Bina-Gwalior-Agra 输电线是西部和北部电网之间唯一的主要交流通道。

b. 400kV Bina-Gwalior-Agra 输电线路重载：北部地区一些电力公司采用非计 划交易，过度用电导致联络线重载。虽然该线路上的有功功率低于 30 日，但无 功功率高于 30 日，导致 Bina 侧的电压降低。

c.邦电力调度中心对于区域电力调度中心的指令响应不足。

d.400kV Bina-Gwalior 线路跳闸：与 2012 年 7 月 30 日大停电类似，400kV Bina-Gwalior 线路距离 3 段保护动作跳闸，导致北部电网与西部电网解列。录波 器数据显示系统中没有故障发生。

导致电网崩溃的事件序列简述

(i) 2012 年 7 月 30 日，由于 400kV Bina-Gwalior 线路跳闸，北部电网与西部电 网解列，电力经西部-东部-北部路径供给北部电网负荷，这导致系统发生振荡。 振荡中心出现在北部和东部交界处，导致相应的联络线跳闸，北部电网孤网运行， 频率下降、区域内功率摇摆导致北部电网最终发生崩溃。

(ii) 2012 年 7 月 30 日，由于 400kV Bina-Gwalior 线路跳闸，北部电网与西部 电网解列，电力经西部-东部-北部供给北部电网负荷，这导致系统发生振荡。振 荡中心出现在东部地区，东部电网内的线路跳闸后，东部电网一小部分地区

(Ranchi 和 Rourkela)和西部电网一起从主网中解列。这导致北部电网和东部电 网联络线功率发生振荡，使得北部电网和东部电网及东北部电网解列。随后，由 于多重故障导致的电网内部功率摇摆、频率降低、电压越限，上述 3 大电网最终 崩溃。

(iii) 由于一些发电机组采用了高频切机措施，西部电网在这两次事故中均未 崩溃。

(iv)从东部和西部电网获取电力的南部电网由于实施了诸如自动低频减载和 直流功率调整等防御措施，且从西部电网获得了部分电力，因此在 31 日的事故 中未发生大面积停电。

(v) 经委员会调查，没有证据显示这两起大停电事故是由网络攻击引发的。

避免系统崩溃的措施：

当系统运行在像 7.31、7.30 事故这样的紧急状态时，只要存在部分下列矫 正措施即可避免系统崩溃。

1.做好邦级电网和区域电网停运计划的之间的优化协调，特别是当区域间输 电通道的传输电力达到限值时。

2.调速器的一次调频响应需强制执行，也就是调速器自动的根据频率的变化 调整出力。

3 在电网中布置低频减载装置以及考虑频率变化率的低频减载装置。

4 在调度中心安装动态安全评估以及快速状态估计工具，将有益于事故的展示和矫正措施的制定。

5 充足的无功补偿，特别是动态无功补偿。

6 避免保护装置的误动。例如这两次事故中距离保护在过负荷时的错误动作。

7 发展基于同步相量的广域量测系统(WAMS)和系统保护方案。

系统的恢复

本委员会发现这两次事故中部分发电厂在启动电源已具备的条件下启动机 组仍花了过多的时间。

本委员会的建议 本委员会的建议细节见报告详文，下面仅给出摘要：

1 为避免保护错误动作，必须对保护装置进行全面复核和检查。

2 应当采用基于发电机有功储备以及辅助服务的频率控制。目前采用的非计 划电力交换机制(基于电力市场)有时可能危及电网安全。需要全面评估目前采用 的非计划电力交换机制在这次事故中的影响。

3 发电机的一次调频和系统防御装置的动作(例如低频减载、考虑频率变化 率的低频减载以及特殊保护装置)应确保与电网运行规定一致，这样在电网意外 故障时能保护电网。

4 极限传输能力(TTC)的制定流程必须审核，以确保在系统工况发生任何例 如强迫停机等较大变化时极限传输能力能修正。系统出现网络堵塞时，应允许通 过堵塞费用的办法去减轻堵塞。

5 为了避免因多个输电设备同时停运而导致输电能力耗尽，应实现输电设备 停电计划之间的协调优化。

6 为了避免过电压时线路频繁启停以及提供稳态和动态电压支持，应计划安 装静态和动态无功补偿装置。

7 为了确保调度中心的指令和中央委员会的指导能更好地执行贯彻，需要重 新审阅 2003 年 8 月颁布的处罚规定。

8 高压直流输电、可控串补(TCSC)，静态电压补偿(SVC)等能提供系统安 全支持的设备应优化利用。万一电网发生突发故障时，这些设备能提供必要的支 持。

9 基于同步相量的广域同步量测系统(WAMS)应在电力网络中广泛应用，以提高对系统的实时监视、保护、控制能力。

10 在调度中心安装动态安全评估和快速状态估计等工具。

11 制定孤岛运行方案，以确保电网解列时提供基本电力服务和促进系统的快速恢复。

12 授予所有调度中心更多的自主权，使其能制定和实施与电网运行安全相关的决策。

13 为避免邦内输电系统的网络堵塞，应加强邦一级的电力规划和投资。

14 输电设备和发电厂的遥测信号和通讯网络必须接入调度中心。如果没有必 要的遥测设备，任何新的输电设备和发电机将禁止入网。

15 为促进电网瓦解后的快速恢复，必须缩短发电厂的机组启动时间。

16 考虑到不断增长的系统复杂性，需要重新审查输电规划准则。

17 各种电力相关组织应加强系统研究部门。

18 建议成立由学术界，电力企业以及系统运行人员组成的专门工作组。由该 工作组详细分析当前电网的状况以及未来可能导致类似事故的场景。该工作组应

该参与旨在提高电网安全的中期和长期改造计划以及技术解决方案的制定。

第一章 简介

2012 年 7 月 30 日 02:33 时在北部电网发生大停电事故。2012 年 7 月 31 日13:00 时北部电网、东部电网、东北电网除少数部分地区外再次发生大停电事故。 导致北部电网瘫痪的第一次事故发生在 2012 年 7 月 30 日 02:33 时。在第一次事故中北部的所有邦即北方邦、北阿坎德邦、拉贾斯坦邦、旁遮普邦、哈里亚 纳邦、喜马偕尔邦、克什米尔邦、德里、昌迪加尔邦的联邦属地都受到影响。发 生故障时北部区域电网的负荷为 36000MW。一些小的电力孤岛从大停电中幸存。 这些小孤岛包括，由 Badarpur 热电厂的三台机组、总负荷 250MW 的德里(Delhi) 地区电网和 Narora 核电厂的厂用电组成的电网孤岛，以及与西部电网相连的拉 贾斯坦邦(Rajasthan)的总负荷 100MW 的 Bhinmal 近区电网。电力供应在当日16：00 时全部恢复。

发生在 2012 年 7 月 31 日 13:00 的第二次事故比前面一次更加严重。第二次 事故导致了三个区域电网(即北部电网、东部电网、东北部电网)电力供应的损 失，影响了北部地区所有邦，东部地区的孟加拉邦，比哈尔邦，贾坎德邦，奥里 萨邦、锡金邦，以及东北地区的阿鲁纳恰尔邦、梅加拉亚邦、曼尼普尔邦、米佐 拉姆邦、那加兰邦、特里普拉邦。在这次大停电中总共大概 48000MW 的负荷受 到影响。在东部区域由 Narora 核电厂、Anta 燃气电站、Dadri 燃气电站、北部区 域的法里达巴德、IB 火电厂、博卡罗钢铁厂、加尔各答电力供应公司组成的电力 孤岛在大停电中幸存。北部电网、东部电网和东北电网的主要部分分别在 5 小时、8 小时、2 小时内恢复。 为了了解这些事故的具体原因和提供整改措施意见，电力部组建了一个调查委员会。调查委员会由中央电力局主席领导，电力运行公司 CEO 以及印度国家 电网公司 CMD 参与其中。因为 7 月 31 日的第二次大停电事故涉及三个区域电网， 电力部调整了调查委员会成员。包括以下成员：

A.S. Bakshi, 中央电力局主席调查委员会主席

A. Velayutham 马哈拉托特纳邦监管委员会前成员调查委员会成员

S. C. Srivastava 印度理工大学坎普尔分校调查委员会成员 K. K. Agrawal 中央电力局成员调查委员会秘书 此外，如下成员辅助委员会：

R. N. Nayak 印度国家电网公司 CMD

S. K. Soonee 电力运行公司 CEO Balvinder Singh IPS 退休职工 调查委员会的调查范围如下：

a) 分析影响这些地区电力供应的电力事故的原因和具体情况。

b) 提出补救措施，避免类似事件的再次发生。

c) 回顾这次事故后的系统恢复过程，并制定相应的改进措施。

d) 其他任何与电网安全稳定运行相关的问题。

本委员会应在 2012 年 8 月 16 日提交相应的调查报告。附录 1.1 给出了该委 员会的任命情况。

2012 年 8 月 1 日召开了刚成立的委员会的第一次会议。2012 年 8 月 3 日召 开了第二次会议。调查委员会成员和国家调度中心、区域电力委员会、区域调度 中心、国家电力运行公司、印度国家电网公司的代表参加了第二次会议。

为快速全面分析这次电网事故的各个方面，委员会成立了 5 个工作小组。

2012 年 7 月 30/31 日电网瓦解事故分析以及事故仿真计算小组。该小组由

1.马拉托特纳邦监管委员会的前成员 A. Velayutham 和印度理工大学坎普尔分 校的 S. C. Srivastava 教授负责。印度理工大学孟买分校 Anil Kulkarni 博士、北部区 域电力委员会的 Ajay Talegaonkar，西部区域电力委员会的 S. Satyanarayan 提供辅 助支持。

2.铁路以及德里地铁的孤岛运行方案小组。由中央电力局的 K. K. Agrawal 负 责。

3.火电厂的恢复过程分析小组。由中央电力局的 Manjit Singh 负责。

4.北部电网孤岛运行方案小组。由北部区域电力委员会 P.K. Pahwa 负责。

5.网络安全分析小组。由中央电力局的 Ajit Singh 和 R.K. Verma 负责。 此外增设了一个由电网管理部门 D.K. Srivastava，Dinesh Chandra 负责的工作小组。该小组主要任务是每天根据前五个小组的进展情况编制报告。 为保障这两次事故后电网的安全运行，下面工作的必须立即进行。

1.由于受限于自然功率，北部区域调度中心应降低区域联络线和重载线路的 极限传输，因而短期交易市场应增加必要的限制条件。

2.中央电力局建议各区域调度中心、邦调度中心、发电厂以及变电站应让富有经验的职员在现场至少参与一周的工作。

3.中央电力局建议所有发电厂在出现扰动的第一时间积极响应，并建立机组 的相关响应机制。

调查委员会于 2012 年 8 月 11 日至 2012 年 8 月 12 日在新德里的北部区域调 度中心召开了第三次会议，与电力运行公司、印度国家电网公司进行细致的讨论， 并听取了他们对事故原因的观点。调查委员会与 2012 年 8 月 14 日至 2012 年 8 月 15 日举行了最后一次会议。

调查委员会为分析 7.30 和 7.31 大停电事故的发展过程，查看了故障录波、 事件记录器、PMU、广域频率测量装置、SCADA 的输出结果，调阅了各邦调度中 心、区域调度中心、国家调度中心以及印度电网公司提交的报告。调查委员会同 时也与电力运行公司以及印度国家电网公司全面交流了这次电网事故各个方面 的情况。一些工作小组也前往变电站、发电厂、北部区域调度中心、国家调度中 心、UP 邦调度中心、哈里亚纳邦调度中心现场调研。

附件1.1 委员会任命书(文件具体内容和正文一致)

第二章 印度各区域电网概况

2.1 印度电网分为北部、西部、南部、东部和东北部五个区域电网。除南 部电网外的其他区域电网同步运行。南部电网与东、西部电网异步联接运行。

2.2 北部区域电网

2.2.1 北部区域电网经营区域最大，大约覆盖印度国土面积的 31%，并且雇员 最多。北部区域电网具有印度最大的水电机组( Tehri 的 Nathpa Jhakri 水力发 电系统，额定功率 250MW)。截至 2012 年 6 月 30 日，北部区域电网装机容量为56058MW，其中火电机组 34608MW，水电机组 19830MW。火电与水电(包括 可再生能源发电)装机容量比例为 64：36。核电装机容量为 1620MW。

2.2.2 北部区域电网的主力发电厂位于北部区域电网的东部地区，包括印度国 家火电公司(NTPC)位于 Rihand 和 Singrauli 的超级热电站(STPS)。由于发电 机组大量集中在北部区域电网的东部地区，而主要负荷中心却位于北部区域电网 的中西部地区，所以，需要通过长距离输电从东部地区输送大量的电力到西部地 区。为了满足大容量输电需求，印度建成了一条从 Rihand 到 Dadri 双极功率达1500MW 的高压直流输电工程，线路与 400kV 交流输电网并列运行，并向 220kV电网供电。

2.2.3 2012 年 7 月，北部区域电网的最大负荷需求高达 41659MW，最大供电 能力为 38111MW，功率缺额达 3548MW(8.5%)。最大电量需求为 29580MU， 电量供应能力 26250MU，缺额达 3330MU(11.3%)。

2.3 西部区域电网

截至 2012 年 6 月 30 日，西部区域电网装机容量为 66757MW，包括火电49402MW，水电 7448MW，核电 1840MW 和可再生能源发电 7909.95MW。

2.4 东部区域电网

截至 2012 年 6 月 30 日，东部区域电网装机容量为 26828MW，包括火电22545MW，水电 3882MW 和可再生能源发电 411MW。东部区域电网与西部、北 部和东北部区域电网同步运行。

2.5 东北部区域电网

2.5.1 截至 2012 年 3 月 31 日，东北部区域电网装机容量为 2454.94MW，包 括火电 1026.94MW，水电 1200MW 和可再生能源发电 228MW。 东北部区域电网与北部、东部和西部区域电网同步运行。东北部区域电网仅直接与东部区域电网相联，向其他区域电网输送电力都必须通过东部区域电网。

2.5.2 从 东 北 部 区 域 电 网 向 东 部 区 域 电 网 输 电 需 要 通 过 400kV Bongaigaon-Malda 双回线和 220kV Birpara-Salakati 双回线。

2.6 区域联络线

不同区域间的联络线如图 2.1 所示。

图 2.1 北部、西部、东部和东北部区域电网间联络线地图

第三章 7 月 30 日电网事故分析

2012 年 7 月 30 日 02:33:11，在北部-东部-西部-东北部区域电网发生了一次 故障，导致北部区域电网和其他区域解列最终北部区域电网崩溃。以下详细介绍 事故前电网运行状态、事故经过和事故分析。

3.2 事故前电网运行状态

下表列出了 2012 年 7 月 30 日 02:00 时刻北部、东部、西部、东北部区域电 网的发电、负荷以及网间交换电力情况。

序号	区域	发电（MW）	负荷（MW）	进口电力 （MW）	备注
1	北部	32636	38322	5686
2	东部	12452	12213	-239	从不丹进口 1127MW
3	西部	33024	28053	-6229
4	东北部	1367	1314	-53
总计		79479	79902

部分超高压线路在事故发生前处于停运状态，详细信息见附录 3.1。在事故 发生前，电网频率为 49.68Hz。

3.3 7 月 30 日事故经过

事故调查委员会研究了各邦电力调度中心(SLDCs)、各区域电力调度 中心(RLDCs)、国家电力调度中心(NLDC)、印度国家电网公司(POWERGRID) 和发电公司提供的各种数据，用以分析最终导致 7 月 30 日大停电的事件经过。 由于不同厂站之间同步运行，调查委员会在分析现有数据的时候遇到了一些困 难，最终基于不同数据的相关性得到了事故发生的详细经过，这些数据来源于故 障录波(DR)，顺序事件记录(EL)，北部、西部区域电网不同厂站的同步相量 测量装置(PMU)，以及孟买的广域频率监控系统(WAFMS)。

值得注意的是由于大量线路的停运，尤其是西部-北部联络线，事故发生时， 北部-东部-西部-东北部区域电网正处于不安全的运行状态。除了附录 3.1 中列出 的停运线路以外，在事故发生前几个小时的时间内，以下几条线路也先后发生了 跳闸故障。

1.220kV Badod(西部)-Modak(北部)交流线路

2.220kV Badod(西部)-Kota(北部)交流线路

3.220kV Gwalior-Mahalgaon II 交流线路(位于西部区域，临近西部-北部区域联络线)

4.220kV Gwalior(PG)-Gwalior(MP)交流线路 (位于西部区域，临近 西部-北部区域联络线，导致 220kV Gwalior-Malanpur 线路成为北部-西部区域 电网仅有的联络线，并且 220kV Bina-Gwalior 线路不再与 400kV Gwalior-Bina 线路合环运行)

下表为 2012 年 7 月 30 日事故发生的详细经过，最终导致了北部区域电网的大停电。

序号	时间	事件
1	2012.07.30 02:33:11.907	400kV Bina-Gwalior I 线跳闸 三 段保护跳闸 主保护 2
2	2012.07.30 02:34	220kV Gwalior-Malanpur I 线，中 央邦（Madhya Pradesh，MP）电 力调度中心给出的时间是 02:34， 但是这个为手动计时。（此线路实 际跳闸时间有可能发生在 400kV Bina-Gwalior 跳闸之 前，并导致 了 Malanpur 和 Mehgaon 的负荷 由北部区域供电。）
3	2012.07.30 02:33:13.438	220kV Bhinmal-Sanchor 线路 I 段 保护跳闸，并发生功率振荡。（注）
以上事件发生后，西部和北部区域间的联络线全部停运。
4	2012.07.30 02:33:13.927	400kV Jamshedpur-Rourkela II 线 三段保护跳闸
5	2012.07.30 02:33:13.996	400kV Jamshedpur-Rourkela I 线 三段保护跳闸
6	2012.07.30 02:33:15.400	400kV Gorakhpur-Muzaffarpur II 线 发生功率振荡
7	2012.07.30 02:33:13.425	400kV Gorakhpur-Muzaffarpur I 线发生功率振荡在 Gorakhpur 端 跳闸。线路依然保持充电状态直 到 03:03。
8	2012.07.30 02:33:15.491	400kV Balia-Biharsharif II 线因功 率振荡跳闸
9