AUG.14,2003FROMtheVIEWPOINTOFPOWERSYSTEMDISPATCHINGLIUYong-qi，XIEKai（NorthChinaPowerDispatchingBureau，Beijing100053，China）ABSTRACT:TheprocessofblackoutofinterconnectedNorthAmericapowergridoccurredonAug.14,2003isdescribedfromtheviewpointofpowersystemdispatching.Theproblems,whichexistedinthedispatcher’streatmentoftheemergencyaccident,intheautomationsystemofcontrolcentersandinthecoordinationamongthecontrolcentersthatbelongtodifferentlevels,areanalyzedindetail,themeasureswhichcouldbeadoptedtocontrolthefailuresbythedispatchersduringthedifferentstagesoftheblackoutareputforward.Itispointedoutthatifeffectivemeasureswereadopted,thisseriousblackoutcouldbeavoided.Thelessonswhichcanbedrawnfromtheblackoutaresummarized.
KEYWORDS:BlackoutoccurredininterconnectedNorthAmericapowergrid；Powersystemdispatching；Controlcenter摘 要：文章从调度的角度介绍了8.14美加大停电的过程，详细分析了事故中调度员在处理紧急事故，控制中心的自动化系统以及各级控制中心的协调中存在的问题，提出了在事故发展的各个阶段调度员可以采取控制事故的措施，指出若调度员采取有效措施，可以避免这次大停电事故。文章还总结了我们应从本次事故中汲取的教训。
关键词：美加大停电；电力系统调度；控制中心
1引言
2003年8月14日，美国东北部、中西部及加拿大安大略省发生了一次大停电事故。它造成的巨大损失和影响在美国电力史上是空前的，也引起了世界各国的高度关注。联合调查组历时半年多时间，经过大量的现场调查和模拟计算，于2004年4月6日公布了有关美加大停电的最终调查报告[1]。
此次事故所揭示的电网运行中的问题，特别是在电网结构日益复杂、电网互联日益紧密、市场环境下交易电量巨大、输电裕度逐渐变小的情况下，如何从技术上确保电网安全、稳定、经济地运行，对我国的电网调度运行工作有着重大的借鉴意义，因而，这次事故也引起了国内许多专家和工程运行人员的极大关注。我国学者从电网建设、自动装置的优化配置、电网监控和负荷模型研究等角度对该事故进行了反思[2,3]。从调度的角度分析，值得我们深思的一个问题是：从13:31时Eastlake5号机跳闸开始到16:05时Sammis-Star线路跳闸、系统崩溃，事故的发展共持续了2h34min，在这样相当长的一段时间内，调度员在做什么？他们是否有机会采取一些有效措施制止事故的发展？还是他们已经采取了一切必要的措施而事故仍无可避免？本文试图从事故的演变过程和事故中调度的表现来进行分析。2事故背景简介
2.1故障区域电网的运行模式
北美电网包括三个独立电网：①东部互联电网，包括美国东部2/3的地区和加拿大从萨斯喀彻温省向东延伸至沿海省份的地区；②西部互联电网，包括美国西部1/3的地区（不含阿拉斯加州）和加拿大阿尔伯达省、不列颠哥伦比亚省以及墨西哥的一小部分；③相对较小的德克萨斯州电网。这三个互联系统在电气上相互独立，通过少数几条输送容量较小的直流联络线相连。东部互联电网的东北部分（占该互联系统大约10的负荷）在8月14日的大停电中受到影响，其它两个互联电网未受影响。
在北美电网中约有140个控制区域。控制区在地理上相对独立，由电网调度运行中心、独立系统运行员（ISO）或区域输电组织（RTO）进行电网的实时控制，实现电力的实时发供平衡，维持系统的可靠运行。每个控制区的调度员通过调整机组出力，使本区域与其它区域的电力交换符合计划值，各控制区通过联络线彼此联结。为了协调更大区域内的电网运行，北美电力可靠性委员会（NERC）在北美设立了18个可靠性协调员，负责进行大区域内的电网可靠性分析，并且实时协调一个或多个控制区域在紧急情况下的电网运行。
自1992年以来，美国联邦能源委员会（FERC）授权ISO和RTO执行其能源政策。其主要职能是负责大电网的实时和日前的可靠运行，并负责它们管辖范围内的电力市场的批发业务。ISO和RTO不拥有输电资产，但它们负责运行所辖区域内的输电设备。ISO和RTO本身可能就是一个单一控制区，也可能负责协调多个控制区域的电力运营。在前一种情况下，ISO和RTO承担控制中心的任务，如纽约ISO（NYISO）；而在后一种情况下，其功能更接近于可靠性协调员，如中西部独立系统运行员（MISO）。
8月14日的大停电直接影响了五个ISO/RTO：中西部ISO（MISO）、PJM互联电网（PJM）、NYISO、新英格兰ISO（ISO-NE）和安大略省独立市场运营者（IMO）。魁北克省虽然是东部电网的一部分，但它主要通过直流联络线与其它东部互联电网相连，而在这次事故中，直流输电联络线在东部电网内部之间起到了缓冲器的作用，因此魁北克电力系统并没有受到这次事故的太大影响。
大停电开始时只涉及两个控制区域¾¾第一能源公司（FE）和美洲电力公司（AEP），以及它们各自的可靠性协调员MISO和PJM。其中，FE负责运行俄亥俄州北部的控制区域；AEP负责运行俄亥俄州南部的控制区域，该控制区域就在FE的南面。MISO是FE的可靠性协调员，它是一个跨越一百多万平方英里的地区电网，包括37个控制区的可靠性协调员，该电网北起加拿大马尼托巴省，南至肯塔基州，西起蒙大纳州，东至宾夕法尼亚州西部。PJM是AEP的可靠性协调员，它分为东区和西区，在PJM东区，PJM是独立的控制区域；而在PJM西区，PJM充当8个独立控制区域的可靠性协调员。AEP位于PJM西区，MISO和PJM协调区域电网的互联非常复杂，有18条控制区域之间的联络线跨越了PJM/MISO可靠性协调区域的边界。
2.2事故发生前故障区域电网的运行状况
8月14日，整个加拿大东部和美国东北部地区的温度较高，由于空调负荷的影响，整个系统负荷较大，但仍属正常的范畴，而且调度员已经成功地使系统渡过了前几年和2003年夏季早些时候的更大负荷。当天，通过FE控制区的潮流很大，但并没有超出以前的水平，完全在系统可以承受的范围内。尽管东部互联电网在8月14日15:05前的频率质量比近期的历史频率差，但仍然在NERC规定的安全运行范围之内，这也说明频率质量并不是引发大停电的原因。8月14日，几台关键的发电机组处于检修状态，当天检修的这几台机组都是直接为克利夫兰、托莱多和底特律地区提供有功和无功功率的电源。MISO在8月14日的日计划中已经考虑了这几台发电机以及某些输电设备的停运，经过分析，他们认为系统仍然可以安全运行。事实上，大停电事故也确实并非这几台发电机以及输电设备的停运引起的。8月14日美国东部时间15:05，俄亥俄州北部的潮流数据显示FE电网的负荷近似为12080MW，FE控制区需要从外部输入2575MW的电力，占其总负荷的21。在这种大量电力从外部输入以及伊利湖南部周围大城市有大量空调负荷的状况下，FE电网的无功需求迅速增加。FE的区域电网从外部净输入的无功约为132Mvar，导致俄亥俄州北部有几个地方的电压偏低。然而，在8月14日美国东部时间15:05前，实际测量到的FE电网中枢点的电压是在FE电网规定的允许范围之内。需说明的是，东部互联电网的许多区域电网对电压合格率的要求比FE电网的标准高，例如：AEP区域电网要求电压不能低于额定电压的95，而FE电网只要求电压不低于额定电压的92。在8月14日，PJM执行了大负荷条件下的电压管理方案，FE的调度员在系统范围内采取了许多的调压手段，如：增加发电厂的无功输出，改变发电计划，调整变压器分接头，增加电容器的投入以改善系统电压。3事故发展过程
从8月14日下午12:15开始，FE和AEP的控制区内发生了一系列的突发事件，这些事件的累计效应最终导致了东部电网的大停电。依照一些重要事件的发生顺序，事故演变过程[4]可划分为如下几个阶段：
（1）第一阶段：一系列突发事件使系统运行状况逐渐恶化
这一阶段从12:05开始到14:04，其间有三个重要事件发生。
1）13:31时Eastlake5号机掉闸这台机组掉闸要求FE电网从相邻电网输入额外的电力以弥补机组掉闸所引起的功率缺额，这就使俄亥俄州北部电网的电压调整更加困难，难以维持较高的电压水平，也使FE电网在调整运行方式时缺乏灵活性。
2）14:02时345kVStuart-Atlanta输电线跳闸
14:02时由于对树木放电该线路对地短路跳闸。它造成了MISO的状态估计软件不能有效运行，以致于16:04之前MISO都没能判明FE系统已处于很危险的运行状态。
3）12:15到16:04MISO的状态估计软件失效
MISO的状态估计软件和实时安全分析软件在12:15到16:04之间没有进行有效运算，这造成了MISO没能及时对8月14日下午的电网安全问题提早告警。
（2）第二阶段：14:14至15:59FE的自动化系统故障
1）FE的告警系统失效FE的SCADA系统中的告警和记录软件在14:14时收到最后一个有效告警信号后不久即出现故障，之后，FE的控制台上再没有收到任何告警信号。
2）EMS远方终端的损失在14:20至14:25之间，FE的一些安装在变电站的远方控制终端停止了运行，直到14:36FE的系统调度员才发现这个问题。
3）EMS服务器故障14:41时负责EMS告警处理功能的主服务器当机，备用服务器在13min后，即14:54也发生当机。相应地，这两台服务器上的所有EMS应用程序都停止了运行。
（3）第三阶段：15:05至15:57FE的三条345kV输电线路跳闸
从15:05:41至15:41:35，FE的三条3[1][2][3]下一页
