北美2011大停电报告
本报告顺序未调整，分两部分，第一部分是总结(1.1)，1.2、1.4是具体描述。1.4共26点，我对黑体的总结部分进行翻译，原文中每点均有文字详细介绍，我只选取了一部分翻译。
1.1. 总结摘要
1.1.1. 故障线路
Hassayampa-N. Gila 500 kV line (H-NG) ——Arizona Public Service (APS) the Southwest Power Link (SWPL)的一部分，SWPL东西走向, 将亚利桑那Arizona机组的发出的电能, 经过Imperial Irrigation District (IID), 进入 the San Diego圣地亚哥地区
1.1.2. 故障过程
H-NG失去后，SWPL东西输电走廊断开，潮流重新分配，加重了低一级电网流向SWPL北部的潮流，此时，圣地亚哥处于炎热天气、负荷高峰需求，断线后无法满足其负荷需求。同时，电网的潮流重新分配造成了北部的电压偏移和设备过载。最明显的过载发生在IID位于 Coachella Valley (CV) 和Ramon变电站的230/92 kV 变压器， 以及 Western Electricity Coordinating Council (WECC) 位于南加州San Onofre 核电站（SONGS） Path 44（Path指一条独立的传输线或平行线路）
潮流的重新分配、电压偏移和过载导致了一连串后果——发电机、传输线、发电单元跳闸，引发了短时自动甩负荷。Path44向墨西哥、亚利桑那和圣地亚哥供电，它的过载导致SDG&E和 SCE，失去了SONGS核电，最终导致圣地亚哥和Comisión Federal de Electricidad’s (CFE)的下加州（墨西哥）完全断电。
事件发生的11分钟内WECC 的Reliability Coordinator没有发布指令，仅是Transmission Operators采取了有限的减载动作。
1.1.3. 损失范围
SDG&E 4293MW
IID 929MW
APS 389MW
Western Area Power Administration-Lower Colorado (WALC) 74MW，含APS 64MW CFE 929MW
1.1.4. 恢复过程
各电力公司从自已所在区域以及相邻系统组织电力，因而无需黑起动。 恢复负荷时间：
SDG&E恢复100%负荷 12小时 CFE 10小时 APS WALP IDD 6小时 跳闸元件恢复时间：
IID 恢复发电量333MW APS 76MW发电量 5小时
CFE恢复所切发电量1 915MW 56小时
SDG&E 恢复所切发电量2229MW 39小时
SCE恢复所切发电量2428MW 87小时
IDD 恢复230kV输电系统 12小时；161kV输电系统 9小时 APS 恢复H-NG线路 2小时
SDG&E 恢复230kV系统 12小时
WALC 161kV系统1.5小时
CFE 230kV输电系统 13小时；115kV输电系统 10小时 电网结构图
1.1.5. 主要发现、原因及建议
系统在N-1方式下无法正常运行——运行计划和实时意识（real time awareness）工作不足
没有确认和研究100kV设备计划和运行对大系统（Bulk Power System）的影响
未从Western Interconnection整体角度考虑到所有影响到BPS的设备（传输线路，发电机，保护设备）
未研究保护系统在故障中的影响
对于大相角差下的重合闸，未提供使用说明和有效的工具
1.1.5.1. 运行计划的不足：
未充分考虑以下几点：
外网元件的运行：传输设备、发电量和负荷预测
外网可能会影响本系统的故障以及可能影响相邻系统的本系统故障
100kV以下内部和外部设施对大系统的影响
建议：
（1）从相邻BA和TOP获取包括线路停运、发电机停运、负荷预测和区域互联功率交换的信息
（2）对于可能影响本系统的外部故障，进行预想分析。
（3）考虑100kV以下可能影响大系统（BPS）可靠性的运行设备
1.1.5.2. 实时情况的欠缺
在Interconnecion层面上，缺乏合适的可反映电网条件和故障的实时工具。如果受故障影响的公司（TOP和BA）能够得知外部的实时情况，并且在故障前做了相关情况研究。当故障发生时，则会有所准备，不会发生连锁故障。
建议
为改善WECC电网整体运行情况的实时反映，建议如下：
（1） 扩展模型中外网的可见性，例如更多的全面数据共享。
（2） 改善实时工具的性能，确保不间断的对可能影响系统可靠运行的潜在的内部及外部故障进行监视。
（3） 改善各公司之间的通信
（4） TOPs要检查实时监控工具，确保它们能正确的反映影响系统可靠运行的关键设施。
以上改善条目有助于系统在N-1条件下运行的安全性。
1.1.5.3. 其它建议
除了运行计划和实时条件问题，以下问题对此次故障也有所影响
（1）WECC RC以及相关entities（TOPs and BAs）未考虑低于100kV设施对BPS的影响
（2）系统运行限制——SOL（system operating limits），应该考虑系统中未进行分类和确认
的设施、重要设备（例如Special Protection Systems），以及SONGS的分裂方案 虽然前期的研究报告表明，由于IID’s 92 kV网络（包括CV 和 Ramon的 230/92 kV 变压器）和上一级电网有电气联系，会影响大系统。但公司未给以考虑。如果在计划和运行研究中给以重视，同时RTCA中进行监视和告警，则不会有连锁故障发生。本报告建议无论电压等级，能影响大系统可靠性的都要予以考虑。
1.1.5.4. 保护系统的问题
IID中CV的变压器保护设定在变压器额定的127%，仅仅比其应急额定（110%）略高。两者之间裕度太小，导致它们在调度员来不及做减载的操作之前就已经退出运行。
建议保护过载定植至少设置到铭牌最大可行rating的150%或最高级operator规定的紧急功率的115%（比前一个数值大）。TOPs在做计划时应该考虑到保护过负荷定值以及紧急功率，制定事前控过载的措施，防止保护动作。
SONGS脱网方案的运行说明了缺乏保护系统之间配合的研究。该方案对BPS有巨大的影响。将SDG&E从SCE中分离，使得SONGS同时失去两台机组，CFE和SDG&E均断电。受影响的公司均未研究该方案对BPS的影响。本次故障表明，所有的系统保护和分离方案都要进行研究并考虑它们之间的协调配合，了解它们对BPS可靠性的影响，保证它们正常动作，因不小心疏忽动作，或者误动的效果均在考虑当中。
SWPL---H-NG+North Gila-Imperial Valley+IV-M; S LINE-----El centro-IV 红色500kV; 绿色161kV;蓝色
230kV
事件发生顺序
1.2. 具体经过——将故障过程分为六个阶段：
1.2.1. 阶段一——故障前
摘要：H-NG跳闸前，15：27：39；炎热天气，腰荷，有线路和发电厂检修执行； H-NG78%，CV83%；IID RTCA提示CV第一台T的N-1会导致T2rd过载跳闸
APS工作人员由于步骤疏忽，带电拉开电容器组
1.2.1.1. 背景：
腰荷时期，亚利桑那向南加州供电2750MW（极限2850MW），当天有发电机和输电线检修停运，但无可降低系统运行极限的大型强迫停运和计划停运。
1.2.1.2. 扰动前IID运行情况
负荷超过900MW，接近峰荷。CV变压器负载大约是额定的85%，Ramon变压器68%
IID的S线连接IID（El Centro）和SDGE（IID和SEGE共同拥有的Imperial Valley），该线路贯穿SDGE后和墨西哥的La Rosita发电厂相连。故障前IID通过S线路受电，故障中S线路的潮流会反向若干次。当潮流从南向北流时，意味着潮流经过SDGE向IID供电；在故障中，当潮流从北向南时，意味着潮流从IID流过，向SDGE供电。最后，在阶段六，
当线路S中由南向北的潮流引发了RAS动作，切除了La RoSita600MW发电量和S线路，加重了Path44的负载。
IID的RTCA中显示CV第一台变压器N-1会导致第二台变压器负载超过跳闸定值，但IID的operator并未主动监视RTCA结果，所以并未采取有效措施。故障过程中RTCA的显示也未被设定为持续可见，无声音告警的。若故障前采取减载措施，故障中H-NG跳闸造成的该变压器过载可被减轻。故障后，IID要求RTCA要保持持续显示。对于故障而言，CV变压器的负载影响很大。CV负载的影响因素：（1）H-NG的事前控潮流；（2）IID92kV网络上的发电机和负荷；（3）S线上的潮流；（4）相对影响小一些的是和Imperial Valley变电站相连的发电机。
1.2.1.3. CFE事前情况
Presidente Juarez Unit 11跳闸，CFE采取故障备用将其恢复。虽然仍然满足旋转备用的要求，但当时所有电源增均在使用中，已无非旋转备用。
1.2.1.4. WECC RC
未发现有重要的计划检修，断电前2分钟，断电地区主要潮流均在额定以下。
1.2.1.5. APS
North Gila站发生非对称故障导致串联电容器组被短接（bypass），技术人员在执行隔离该组电容器指令时，本应该合上和电容并联的H-NG，短接电容后断开该电容组，但由于步骤疏忽，在未投并联线路的情况下拉手闸，导致电容器带电断开，产生电弧。
1.2.2. 阶段二：H-NG 500kV跳闸
摘要：15：27：39到15：28：16，CV #2变跳闸前；
H-NG故障跳闸；APS判断可以很快恢复运行，并告知WECC RC
H-NG的潮流转移到Path44（负载率增加84%），IID和WALC
CV变压器组立即过载到保护定值以上
阶段二最后，Path44负载5900A
15：27：39开关在断开位置，电弧拉长导致H-NG的A-C相间故障，2.6周波后保护跳闸。H-NG断开后，两节点相角差拉大，重合需要重新组织电力直至相角差回到允许重合的范围内。APS未意识到线路停运后产生的相角差超出合闸要求，认为可以在几分钟内恢复该线路。之后的仿真表明APS无法组织足够的电力使得相角差回到要求的60度以内。APS operator在EMS显示屏上只能看到断开电容器组和在H站向H-NG充电之后的相角差。 H-NG故障前潮流1391MW，故障后沿着剩余线路流向圣地亚哥、Imperial Valley和Yuma。IID和WALC系统在两条高电压等级平行线路之间(H-NG和Path44)，承担23%；主要的潮流转移到Path44。
H-NG跳闸后IID的两台变压器（CV）负载率到达额定的130%，应急功率的118.5%，过流保护启动，时间继电器开始计时，40秒后，两台将会同时跳闸。同时，IID’s Ramon 230/92 kV 变压器负载率增加到额定的94%，应急功率的85%。H-NG跳闸后，RTU装置超出量程，SCADA不再记录CV变压器组上数据。IID和WECC RC失去了对重要变压器负载实时情况的了解。
IID的161kV线路上的负载在H-NG跳闸后也增大：Blythe-Niland 和 Knob-Pilot Knob分别增加了49%和55%。IID原本由南向北流的S线路反向。表明IID通过161和92kV线路向SDGE供电。IID只了解S线路的情况但无法了解H-NG跳闸的实时信息。 WALC的Gila161/69kV变压器负载从12MVA上升到60MVA（额定75MVA），同时，潮流的加重导致161kV电网电压下降:Blythe 6.9% , Kofa 6.7% 。
H-NG的断开影响了向圣地亚哥送电的南部通道。大量潮流转移到北通道的Path44。负载率增加84%——1,293 MW 到 2,362 MW. 电流高达5900安培（分裂方案8000安培）
CV变压器上故障后的负载情况取决于H-NG事前的潮流以及Imperial Valley站的发电情况。即使H-NG在运行极限以下，CV的变压器也会过载到保护动作值以上。调查认为减轻CV变压器的负载有以下方式：减轻H-NG跳闸前潮流或增加Imperial Valley站的发电量，或同时采用两种方式。
在圣地亚哥、CFE或Imperial Valley 增加发电量同时较少APS的发电量，会减少H-NG跳闸后，IID92kV电网负载率。例如Imperial Valley上增加600MW，相应的APS减少600MW，H-NG负载率减少20%，故障后WALC的 Blythe地区电压多恢复4%。这种情况下，CV变压器在H-NG失去后负载率为111%（额定），低于保护定值的127%（额定）。这证明了计算SOL时，应考虑全网机组的重要性。
WECC得知H-NG跳闸后，和APS通信，被告知APS可在数分钟内恢复。整个故障过程11分钟，WECC未下达任何同H-NG跳闸相关的指令。
15：27：49，La Rosita站由于暂态稳定问题（暂稳问题由North Gila的初始故障引发），一台16MW机组跳闸。它加重了Path44的潮流（电流增加到6200A）。该机组跳闸对于引发接下来的一系列故障无重大影响。CFE也没有在第一时间得知H-NG跳闸的信息。跳机后CFE区内的电源不足，向CASIO请求了158MW。
1.2.3. 阶段三 CV 230/92kV变压器跳闸和电压跌落 摘要：15：28：16 CV#2变跳闸到15：32：10 Ramon跳闸前；
CV两主变在H-NG故障40秒内跳闸
IID得知失去CV2台主变后会导致Ramon主变和S线路过载
WALC 161kV电网严重低电压
阶段三最后，Path44负载电流6700A
H-NG跳闸后，15：28：16，CV2号变230侧跳闸。过载是由于IID 161和92kV电网（和APS的 500kV线路并列）引起（电网潮流转移）。该主变额定150MW，故障后191MW，。两主变相隔677ms跳闸（37.5s和38.2s）。由于主变低压的电压等级小于100kV因此该处保护动作对电网的影响未被评估。
IID的是下一天计划不是基于最新的数据进行。计划中说明CV双跳会导致Ramon230/92kV主变跳闸，S线路过载到109%。而且当S线路到108%时会触发RAS动作跳开向Imperial Valley供电机组。计划中的措施为开启Coachella 和 Niland机组，向CASIO申请再次供电。但故障后IID承认：短时内无法减轻Ramon负载。机组从开机到最大功率，至少要10mins。但从CV跳闸到Ramon跳闸，仅4分钟。
CV的跳闸后，IID北部通道出现问题，且区内电力不足，使得S线路潮流再次反向。SCE经过SDGE向IID供电。CV中第二台变压器跳闸使得Ramon和CV之前的KS线路断开，加剧了Mirage-Ramon之间230kV线路负载以及通过Devers的IID230kV系统。15:31:35，由于低电压，IID投入92kV的电容器组。
CV双跳使得Path44电流上升到6200A，到阶段三末期，上升到6700A。
还使得Blythe南部的WALC 161kV。期间该地区负荷（主要是灌溉抽水水泵）对电动机失速特别敏感。该情况会恶化系统电压稳定性。15:28:18，Blythe 161kV母线电压0.882pu，低压告警。WALC一直运行在严重的低压情况直至15:38:02.4 ，S线路跳闸 当时，CAISO只能看到IID的部分信息，看不到CV跳闸。该故障前IID和CASIO一直共同解决相互信息可见的问题。目前CAISO已经可以看到CV 230kV侧的负载。
虽然CV的变压器组不属于BES，但WECC RC实时看到了IID 92kV系统的大部分，包括CV，且WECC RC operator 注意到了CV 跳闸。但他更关注于APS何时恢复H-NG。
1.2.4. 阶段四 Ramon 230/92kV 变压器跳闸和IID北部
92kV系统崩溃
摘要: 15:32:10到 15:35:40
IID Ramon 230/92kV变压器在15:32:10 跳闸。该保护跳闸定值被调整为207%而不是设计的120%，于是它比CV晚跳4分钟。
IID低压减载动作，92kV电网损失了发电机和线路
Path44从6700A增加到7800A，最后稳定在7200A
15:32:10.621 ，在H-NG跳闸不到5分钟，Ramon 230/92kV变压器低压侧跳闸。跳闸前由于RTU超量程，SCADA无法获得Ramon数据。IID的下一日调度计划安全分析同样提及了CV跳闸会导致Ramon跳主变，且给出了故障后开启Coachella气轮机组的策略，但该策略需要的时间超过了CV和Ramon跳闸之间的间隔时间，不能实现。
Ramon跳闸不到一分钟后，IID 北部92kV系统的低电压保护开始跳配电支路并甩负荷。15:32:11 至 15:33:46，IID损失负荷444MW，其中Ramon跳主变10秒内损失将近一半负荷量。
下图说明Ramon跳主变造成了IID 92kV系统严重的电压跌落，并且导致了92kV系统内的电压崩溃。图中陡的下降曲线和尖锐的上升曲线（电动机失速导致的无功潮突变）可说明。
IID 北部电源和随后系统响应的损失导致IID损失了多台连接在92kV系统的机组。Niland’s Gas Turbine 2(45MW); CV’s Gas Turbine 4(20MW); Colmanc’s unit(46MW); IID’s Drop 4 Hydro Generator(10.3MW)
IID也开始损失输电系统（100kV以上叫输电系统）。The Blythe-Niland 161 kV “F” Line（保护定值212MW，129%），在大约Rmaon跳闸3秒后跳闸；The Niland-CV 161 kV “N” Line（84MW）2秒后跳闸。
WALC区域，Ramon跳闸4秒后，the Blythe-Goldmine-Knob and Parker-Kofa 161 kV lines过载（177MW，额定167MW），但未跳闸。IID失去Blythe-Niland line.后潮流转移到Parker and Blythe地区。WALC采取了恢复电压的措施，包括开启Park3和Park4的机组。当时Park地区电压0.932pu。WALC也投入了在69kV系统在Gila和Kofa上的电容。当时Gila和Kofa电压是0.906pu和0.89pu.
CAISO尝试组织电源将Path44的功率降回到2500MW，且认为30分钟内可完成。15：35分，Larkspur No.2开启（20mins启动时间，50MW），同时APS开始恢复H-NG。
阶段四期间，Path44负载从6700A上升到7800A，最后稳定在7200A。
1.2.5. 阶段五 Yuma负荷从IID和WALC中分离 摘要：15：35：40至15：37：55；
Gila和Yucca主变跳，Yuma负载仅单线和SEGE相加；
Gila跳闸后，Path44负载从7200A到7400A。失去Yucca主变和YCA发电机后上升到7800A（接近SONGS分离方案启动的8000A）
15：35：40，H-NG跳闸8分钟后，WALC的Gila161/69kV双主变由于低压过流保护动作，跳闸。一分钟后，当Yucca 161/69 kV 主变1号和2号公共低压开关过流跳闸，两主变跳闸。连接在69kVh上的IID Yucca发电机，APS 4台（APS共6台燃气机）跳闸，连接161kV上的IID GT21燃气机跳闸。跳闸的机组在网时为负荷提供电压支撑。 Yucca主变过载保护发送跳闸命令给Pilot Knob开关（实际上就是Yucca高压侧开关），跳开了Pilot Knob-Yucca线路（AX Line）。伴随Yucca和Gila主变的损失，Yuma负载仅单线和SDGE连接。使得North Gila变压器每台负载都从57MVA上升到164MVA。 Yucca主变和AX线跳开不到1秒，YCA（Yuma Cogeneration Associates）联合循环发电厂跳开，共52MW。当时满发，跳闸原因不明。YCA跳闸加速了Yuma负载崩溃。 15:37:41（one mins later after Yucca trip），IID’s Pilot Knob 161/92 kV因2号主变过载触发2号主变和5号主变的公共161kV开关跳闸，两主变退出。
在15:36:48和 15:36:52之间，应WALC的要求，SCE切Parker附近Gene电站抽水负荷60MW，用于改善Park230kV电压，试图阻止电压跌落。
CASIO安排SCE开启Larkspur Peaking Unit No. 1 (rated 50 MW), and Kearny GT2 and GT3 (each rated 59 MW)到满发，但前者要20分钟，后者要10分钟，在系统崩溃前，均无法上网。
Gila跳闸，Path44电流从7200A到7400A，Yucca、YCA plant和Pilot Knob跳闸之后，再次增加，达到7800A
1.2.6. 阶段六：高速连锁故障，SONGS分离方案运行，圣地
亚哥、IID、Yuma、CFE孤岛
摘要：15:37:55 to 15:38:21.2
IID’s El Centro-Pilot Knob line跳闸， 迫使IID南部92kV电网通过S线路从SDGE受电。 S线RAS运行，跳开Imperial Valley机组，加重Path44负载
S线RAS跳开S线，IID和SDGE分离
Path44超过跳闸电流8000A，到达9500A
SONGS分离方案运行，导致SDGE/CFE/Yuma孤岛
当El Centro-Pilot Knob 161 kV 线路跳闸（H-NG跳闸10分钟后）时，IID仅一条输电线S线和SDGE相连，IID上所有剩余的负荷需求都由SDGE网络负担，将Path44负载电流拉高到8400A，远高于跳闸点8000A。如果Path44保持8400A，时间继电器将启动分离方案，在SONGS将SDGE和CFE分离。
当Pilot Knob 161/92主变跳闸时，El Centro 的接近距离三段保护定值，但并未进入三
段区域，直到此时。
SONGS南段线路是圣地亚哥唯一的重要电源，若失去，则IID和CFE的下加州断电。如果电流小于8000A，则停电可以避免，但来不及采取措施挽救SONGS南段。如果调度员训练了对8000A的处理，如果接近8000A时有甩负荷的措施，SONGS分离可以被避免。
WALC由北向南流向Pilot Knob的重潮流，使得Julian Hinds-Mirage 230kV需向WALC供电，产生反向潮流。当El Centro-Pilot Knob 161 kV 线路跳闸时，该潮流消失，触发SCE地区 Blythe Energy的 RAS，切NextEra的 Buck Boulevard燃气机组128MW。 但不影响Path44。
IID’s El Centro-Pilot Knob 161 kV 线路跳闸后3秒，S线功率超过269MW，为保护El Centro’s 161/92 kV 2号变，S线路RAS切除Central La Rosita两台机，两台机含热回收装置（两机跳闸后跳开） 共432MW。
跳机后使得SONGS负载从8400A上升到9500A。仿真表明，如果S线路跳闸而不切机，则SONGS电流稳定在7730A，不会触发SONGS分离方案。
S线RAS切机4秒后，RAS因S线路过载，将其切除，造成了IID孤岛。IID报告15:37:59到15:40:24 之间507.85MW负载跳闸，多数位于其92kV电网。
15:38:21.2，H-NG跳闸后不到11分钟，SONGS分离方案运行，其开关重新设置，将发电机接到北部SCE电网，将SONGS南部230kV 5条230kV和SONGS机组与SCE电网分离。SONGS分离方案导致孤岛。该孤岛由SDGE、残留的Yuma地区负载（通过500kV线路，Miguel到 North Gila）和下加州地区。
本次故障是SONGS分离方案第一次运行，它对相邻系统的影响之前并未研究。事发当时无公司对该定值进行监视，也无没认识到它导致的后果。
WECC RC负责整个系统的可靠性，在SONGS方案启动之前未向下发送告警。WECC RC监视了Path44的限制，但并未监视会触发SONGS方案的总计潮流。
CAISO作为SDGE和SCE的TOP，没有和SONGS分离运行相关的告警。仅有Path44超出额定的告警。H-NG的跳闸导致Path44超过额定，CAISO认为主要任务是让Path44回到额定以下，而且认为有30分钟来实现。SONGS分离方案不允许CAISO花 30分钟来减载。故障中CAISO也尝试了从区内组织其它电源。其实切负荷也是一种解决办法，SDGE估计2到
2.5分钟内可切除240MW负载。但事发时SDGE并未接到该指令，而且也没有意识到要切负荷。
1.2.7. 阶段7：圣地亚哥/CFE/Yuma孤岛的崩溃
摘要：15:38:21.2 to 15:38:38
低频频减载（UFLS）无法阻止SDG&E/CFE/Yuma的崩溃
SONGS核电关闭
阶段7，SDG&E/CFE/Yuma形成三个独立孤岛，各孤岛中发电和负荷需求不平衡导致低频减载动作，即切了发电机也切了负荷，
由SONGS分离方案造成的孤岛内部从一开始就存在明显的功率不平衡。因此，频率迅速下降。SONGS方案发生后不到一秒，SDG&E, APS, and CFE各自的UFLS动作。UFLS所有的步骤都被触发，频率在57.2Hz时有突然停顿。CFE的UFLS分析表明在15:38:21.901. 有512MW负载被切除。
同样的分析表明三台CFE发电机，459MW在15:38:21.905跳闸，部分抵消了UFLS效果。另外0.5秒后，在CFE仍然和SGEE连接时，有总计130MW的小机组跳闸，此时SDGE的UFLS依然在运行。下图给出CFE的UFLS和发电机跳闸的统计（UFLS 512MW，发电机590MW）表明CFE从SDGE受电量大概从440MW增加到了520MW。在SDGE的UFLS保护将其与和CFE解网之前，这种形势加重了CFE和SDGE系统的运行负担。SDGE有三台发电机在低频保护的控制下，该保护在57.3Hz时动作（系统在上升此频率以上达到稳定）。
由于这些发电机早期的发电机损失，频率在57Hz以下继续下降（大多数发电机的低频定值为57Hz）。于是孤岛分成三个子孤岛不久后断电。
CFE在仅存的两条联络线相继跳闸后与SDGE解网。15:38:22.2， Otay Mesa-Tijuana 230 kV线路位于CFE的Tijuana处由于低频保护动作断开。1秒后Imperial Valley-La Rosita 230 kV线路位于SDG&E的Imperial Valley处由于低频断开。根据CFE的说明，该地区无针对SDG&E/CFE/Yuma孤岛的UFLS设计，仅有WECC南部孤岛方案在运行。
Yuma孤岛在Imperial Valley-North Gila由于低频保护动作跳闸时与SDGE解网。APS的UFLS控制Yuma28条支路的26条在失去当地连网机组前动作。但发电机组不足以稳定负载。15:38:38，Yuma内部机组由于低频保护动作跳闸。
虽然SONGS机组依然和SCE相连，SONGS分离方案触发6秒后，SONGS两台轮机经历了短暂的加速后轮机控制逻辑将其跳开。同时SONGS当地系统频率从59，974Hz跳到61.203Hz。经历由于系统解网造成的初始冲击后，Western Interconnection主系统的频率达到最高点，接近60.17Hz。轮机跳闸触发反应堆关闭，机组出力开始下降。1秒多后，SONGS 3号机从电气上和系统解网，反应堆关闭不到3秒后，2号机解网。失去2300MW的SONGS发电量后，有效的减少了Western Interconnection的负荷损失，从损失的负荷从3400MW减少到 1100MW。这使得系统从高频状态恢复变得容易。由于SONGS开关依然和SCE相连，SONGS机组未失去外部电源。
15:38:38，SDG&E, CFE 和 Yuma崩溃。
1.3. 恢复
1.4. 原因、发现和建议
1.4.1. 计划安全分析
1.4.1.1. 日调度计划安全分析
背景
TOPs被要求执行日调度计划安全分析研究，用以确认未来一天可能出现的潜在的对系统的限制，同时各TOP要和相邻TOP相互协调其研究成果。这些研究为确保系统可靠稳定运行提供了预想故障的解决方案。大系统的复杂性决定了操作员无法在故障的实时给出解决策略。因此体现日调度计划安全分析重要性。
日调度计划安全分析的精确性体现在系统模型中元件的规模、时效性、完整性、以及精确性。这里包括可能影响本系统的外部故障，也包括可能影响外部系统SOL的内部故障。BA和TOP研究数据一致性也很重要。
调查发现受影响的TOP和BA各自执行日调度计划安全分析的程序以及使用的模型有很大的差异。APS不执行日调度计划安全分析，而是基于季度和年方式考虑预想故障及解决措施。IID有日调度计划安全分析的政策，但20xx年的4到10月，未基于日数据执行日调度计划安全分析研究。其它TOP执行了日调度计划安全分析研究，但其模型无法准确反映外部网络元件的运行。这些TOP的日调度计划安全分析研究均未完整的考虑可能影响本系统和外部系统运行的内部故障和外部故障。多数TOP的日调度计划安全分析未考虑100kV以下元件对系统的影响。
WECC RC是管理Western Interconnection大系统可靠运行的最高级级别机构。它也执行日调度计划安全分析，同时根据前一日的状态估计的峰值（peak State Estimator case）进行建模。模型元件包括100kV及以上，同时也有一些不到100kV的。和TOP相比要处理的元件规模更大。因此不考虑可能对系统产生影响的低电压等级元件。WECC RC合并TOP和BA上报信息，由于在上报信息和WECC执行日调度计划安全分析研究之间的时间差里，信息可能出现变化，因此WECC RC的日调度计划安全分析可能无法准确反映下一日的系统运行情况。
九月8日的大停电在日调度计划安全分析方面暴露4个缺点，它们的共同点是未考虑外部运行条件以及可能影响本系统的外部故障。
发现1：未正确执行日调度计划安全分析以及共享研究成果
不是所有的受影响TOP增均执行了日调度计划安全分析或与相邻TOP进行了共享。未交换研究成果导致TOP未接到相邻TOP故障（该故障可能影响本系统）的告警，而且针对此故障无计划措施。
建议1：
所有TOP执行日调度计划安全分析，并与相邻TOP以及RC共享。确保所有可能影响系统的故障均被考虑到。
未正确执行日调度计划安全分析
APS以季节和年度数据为基础执行日调度计划。对于非WECC标准线路，使用季节数据进行研究，对于标准线路使用手册分析。未验证其对于日调度计划而言是否有效。由于电网运行情况每天都有变化，APS的调度分析无法覆盖所有的可能性。
IID每日进行天气、计划检修、负荷和发电量的数据更新，但潮流分析研究却不是每日均进行的，在无潮流分析时，IID参考过去方案。而参考的方案和实际有差别，不具备时效准确性。在20xx年4月到10月之间，IID每周只进行不超过两次潮流分析研究。对于事故当天，IID无潮流分析研究。
TOP认为WECC进行了日调度计划安全分析，但实际上WECC的日调度计划安全分析无法代替TOP的日调度计划安全分析。
未有效的进行共享和协调研究成果
受影响的TOP没有保持和相邻TOP、BA和RC共享研究成果。仅当RC在其研究中发现问题并要求检查TOP结果时，TOP才向RC提供其报告。另外RC的共享方法没有效果。 RC通常是当条件需要或收到请求时才共享其日计划。RC会在局域网贴出其日计划确认的一系列极限值条目供TOP、BA阅览。但是否阅览取决于BA和TOP。该条目中仅包含RC认为重要的问题，不含基本的、第二天的运行条件，例如计划停运。
共享和协调问题最严重的例子是600多MW的TDM机组。该机组当是离网检修，RC
和CAISO日计划包含了该机组停运，停运信息发布在CASIO网站上，但该条件没出现其它公司的日计划模型研究中（IID和APS不知TDM停运计划）。WECC RC通过协调停运系统接收BA和TOP的停运信息。他们向RC提交后，并不能查阅其它公司提交的信息。TDM停运的消息对IID有所影响：TDM连接Imperial Valley站，在H-NG跳闸导致CV and Ramon主变过载时，如果该机组处于并网中，则可减轻IID北部电网潮流。而IID不知其停运。如果IID得知该机组停运，它可将其纳入日计划中，并额外组织电力或采取措施补偿由于H-NG跳闸和这些机组离网所造成的过载问题。
发现2：日调度计划安全分析缺乏最新的外网模型
当执行日计划时外网模型不能反映下一日的运行情况，例如发电量的安排、线路停运。因此TOP的日调度计划安全分析无法反映充分的预计外网事故对本系统的影响，也无法预计本系统故障对外网的影响。
建议2：
各公司应确保日计划数据及时更新，可以反映下一日的外网运行情况。各公司应采取办法确保交换下一日的运行数据的自由交换。RC应检视该步骤，确保数据交换的充分性、方便各TOP和BA日调度计划安全分析的执行。
TOP的模型来自其季度数据库或以前的EMS模型。而其季度数据库仅能反映TOP内部系统，外网数据使用WECC的季度数据数据库；而EMS的外网模型有时仅包含1、2个节点。所以两种模型均无法准确反映第二天外网的运行情况。例如各TOP之前不知事发当天外网输电设施的实际情况、计划停运机组以及负荷预测情况。
IID的日计划反映了不了解外网情况的糟糕结果。IID使用夏季峰荷数据，而当日属于腰荷时期。峰荷时期多数机组在线而腰荷时期机组和线路检修已经开始。
IID的日计划错误的认为TDM机组在线，其仿真中H-NG跳闸不会引发CV主变过载。 发现3：日计划中100kV以下系统未充分考虑
计划中TOP未充分考虑低压设备，而这些元件过载可能影响大系统的可靠运行。而RC仅当被TOP告知时或确认一些特殊的100kV以下元件会影响大系统时才会研究100kV以下元件对大系统的影响。
建议3：TOP和RC应确保其日计划涵盖了一切可能影响大系统的外网和内网设施。 9月8日的事故100kV以下电网对大电网有重大影响，例如引发失稳或连锁停运。IID的92kV电网和IID南北两大输电线平行：（1）Path44: 通过Palo Verde-Devers连接SWPL；
（2）SWPL；两条输电线任何一条断开，该网络都要承担相当部分的转移潮流。
受影响的TOP日计划中均不知道他们内部故障对IID92kV电网的影响，也不知IID92kV对它们系统的影响。例如APS的研究不知H-NG跳闸后对IID的影响，其它TOP也不知IID的CV和Ramon主变过载后会跳开S线路，影响各TOP内网。
WECC RC仿真中未考虑100kV以下元件，未将其纳入监控告警，CV变压器过载时，RC有数据，但无告警。RC调度员不知其过载。
发现4：计划的区域交换潮流预估过程有问题
WECC RC计划的区域交换潮流预估过程不能充分保证这些数据正确的反映在日计划中。结果造成日计划不能正确预计实际潮流和过载。
建议4：WECC改善区域交换潮流预估过程
BA之间的潮流交换影响输电网潮流，BA每日上午10点向RC上报其批准的下一日交换潮流，每天只上报一次，不更新。RC通过比对过去数据以及据此生成的状态估计，确认其有效性。而BA可能在10点后更改其计划，而不再上报更新。
WECC RC使用计划数据中的区域潮流数据仿真无法预计出CV跳闸的结论，而换用实际的区域交换数据则可得出该结论。
1.4.1.2. 季度调度计划安全分析
背景
Operating Transfer Capability Policy Committee (OTCPC) 下设四个
subregional study groups。
the California/Mexico Operations Study Subcommittee (OSS); (2) the
Northwest Operational Planning Study Group (NOPSG); (3) the Rocky Mountain Subregional Study Group (RMSG); and (4) the Southwest Area Study Group (SASG). The affected entities were members of two of these groups: the OSS (CAISO, SDG&E, SCE, CFE, and IID) and the SASG (APS, WALC).
他们决定季度计划中的数据库，包括考虑哪些线路以及系统运行条件。整合四个group数据，组成全网数据库。每个group研究自己区域内的问题。TOP研究时，自已区内数据使用自己的精确数据，其他使用库数据。
发现5：数据处理中缺乏协调
WECC的季度计划过程中无有效的协调。各subregions不能充分整合协调研究成果。没有单一的组织来负责整个过程。各subregions依据经验和工程判断来决定选择哪些故障进行研究，而不是在所有subregions研究成果基础上进行全面的故障分析。于是导致各TOP无法确认一个subregion区内的故障是否会影响subregion区内其它TOP或影响subregion区外TOP。
建议5：WECC RE应确保整合和协调各subregion研究成果，要求整个WECC系统的全面的故障分析。TOP应执行全面的故障分析确认可影响自己系统的区外故障，并向受此故障影响的TOP共享季度计划。
发现6：季度计划中未充分考虑外网设施和低压设施
建议6：TOP应扩展季度计划的重点范围，涵盖一切可影响大电网可靠性的外网元件，以及内网和外网的100kV以下低压元件。
发现7：未考虑多种负荷情况
TOP的季度计划只考虑一种负荷情况，而不是WECC中所有情况（夏大、夏小、冬大、冬小，春大）。于是发生在季度腰荷时期的事故会可能无法预计。
建议：TOP应考虑所有负荷情况，包括发电机检修停运和腰荷时的大负荷情况。 建议8：无过载跳闸定值数据共享
季度计划中至少一家TOP没有同相邻TOP共享其主变和输电线上的跳闸定值，该定值可能影响系统可靠性。
建议8：TOP的季度计划应包含共享的可影响大系统的跳闸定值。单独确认跳闸定值在设备额定定值在150%以下或最高应急定值115%以下的。
1.4.2. 近期和远期计划
近期计划指1-5年，远期指6-10年
发现9：计划中的不足
计划中缺乏以下几点欠考虑：（1）严峻的系统运行条件——计划本应反映出事故时的运行条件（2）100kV以下元件对大系统的影响（3）保护系统的相互影响。因此，计划中未反映出一条500kV断线会引发一系统问题。
建议9：
采取措施改善不足。WECC RE应在subregional和Interconnecional级别数据库提高计划研究的可靠性。确保TP和PC计划的协调性，计划中应涵盖严峻的系统运行条件。考虑所有保护系统（包括RAS、Net Safety和过载保护）的交互影响。考虑100kV以下元件对大系统的影响。
发现10：检验WECC 动态模型
调查发现SONGS分离方案触发前，仿真和实际情况关联性很好。使用WECC 动态模型无法发现SONGS跳闸和SDGE以及CFE系统崩溃。原因在于模型对事故中某些元素描述建模不详细。孤岛仿真表明加入UFLS和自动投切电容后仿真和实际差距更小。
建议10：WECC的动态模型应该由TP根据9月8日事故进行检验，用以改善其和实际系统性能的一致性。对模型有效性的改善有助于分析整个Western Interconnection的高频和低频问题以及SDGE和CFE孤岛的稳定性。
1.4.3. 态势感知（Situational Awareness）
背景
实时工具：状态估计、实时故障分析。实时故障分析（RTCA）从状态估计获取信息，模拟故障并提供策略以及发送告警提醒调度员。
PMU可提供电压相角和其他电网条件。受影响的地区PMU集成度并不充足，但为事故后分析以及SOE重构起了巨大作用。
发现11：缺乏外网实时数据的了解
受影响地区TOP只有有限的外网实时数据。典型的只有一个节点。对可能影响本系统的外网故障，他们也没有充分的态势感知。他们也不完全了解自己系统的故障对相邻系统的影响。
建议11：
TOP应该增强实时数据的共享，加强对外网故障的可见性，应该获得充足的外网元件实时数据，尤其是直接影响本系统可靠性的，用以评估它们对本系统运行极限的影响。同时TOP也应检视自己的实时工具如状态估计以及实时安全分析，确保它们正确反映了系统可靠运行的关键元件。
发现12：受影响地区实时工具充裕性不足或尚未运行，不能保证故障预警以及系统运行可靠性。
建议12：TOP应采取保证实时工具处于运行中、是可胜任的、要保证工具的运行频率、确保其可向调度员提供故障预警和相应策略、保障系统的可靠运行。
尽管许多TOP使用实时工具，但仍无法对系统进行有效的监视和管理。有些TOP使用这些工具的频率太低，有些只每5分钟运行一次实时故障分析。
IID的例子说明了工具的充裕性不足：IID的实时故障分析对故障元件只提供颜色区别，而无声音告警。调度员要找到相关页面，才能看到。H-NG跳闸前40分钟，IID实时工具给出了CV1号主变N-1会导致2号变过载的信息，但IID未查看故障分析显示屏。
APS有状态估计和实时故障分析能力，但这两个工具均未运行。
发现13：事故后策略的可靠性
一个TOP事发当天运行在不安全的N-1状态，依赖于事故后策略解决故障和随后的过载与跳闸。当时假定其有足够时间处理故障。事后后计划不是在所有情况下都可行的。当元件因过载被保护切除时，调度员没有足够的时间采取措施。如果TOP在8月8日采取预防控制，则由H-NG跳闸引发的一连串停运可以避免。
建议13：TOP应检查现有运行方式确保故障后策略有足够的时间响应。N-1故障要后保证系统30分钟内回到稳定状态。保护装置自动在会自动切除元件使得调度员来不及采取
措施，作为检查程序的一部分，TOP要考虑到保护装置的影响。
发现14：WECC RC保护人员配备问题
WECC RC一次配备4名人员来满足RC的功能要求——包括持续监视，安全分析和命令发布。9月8日故障表明WECC RC人员配备不足以应对紧急故障。
建议14：WECC RC应该评估其人员编制、训练和工具的有效性并根据评估结果决定采取相应措施。
WECC有两处办公地点分管不同区域。每处配两人，一人负责实时操作，一人负责安全分析。事发当天，H-NG跳闸后WECC RC出现多处告警，实时操作员来不及应对，而且突如其来的大量问题很可能降低其判断和处理问题的能力。而安全分析员提供帮助时，不得不放弃他的工作。
作为选择，加强训练并完善工具性能有助于提高工作人员的效率。
发现15：实时故障分析停止工作后未通知RC和相邻TOP
事发前半小时，至少一个TOP实时故障分析不再工作（由于状态估计求解不收敛导致）。而且出现问题的TOP未告知WECC RC或相邻TOP，因此丧失了重新获得安全分析相关信息的机会。
建议15：TOP要加强培训并确保实时故障分析不正常时的汇报程序。当出现此问题时立即向RC及相关BA、TOP汇报。
TOP失去实时故障分析后，无法得知潜在的故障，因此不会对此采取任何预先控制措施。而系统故障后不一定会留给调度员足够的时间进行事后控制。若TOP失去RTCA，应立即采取措施恢复。例如通知RC，RC可监控其系统，当出现问题时会通知该TOP，同时RC也应向相关TOP通报。
发现16：RTCA和计划模型的不足
使用WECC的提供给TOP用于实时故障分析的模型与WECC的计划模型不一致，会得出矛盾结果。
建议16：
WECC应确保RTCA模型与计划模型中模型参数的一致性。应确保所有参数来自统一的数据库，避免这种不一致。
调查发现WECC计划模型和RTCA模型CV变压器阻抗分别是0.1和0.05pu。这导致两者变压器上负载的误差率达到16%
1.4.4. 系统分析
BES元件的考虑
背景
BES通常被定义为运行在100kV及以上电压的元件，以及对大系统可靠性有重要影响的100kV以下元件。每个RE决定哪些元件属于BES。如果一个元件不属于BES，那么相关TOP、BA、RC不会对其进行建模及研究。
发现17：100千伏以下元件对BPS可靠性的影响
WECC RC和受影响的TOP、BA没有一致的考虑到100千伏以下元件对BPS可靠性的不良影响。因此其没有被纳入到BES中，导致它们对系统可靠性产生影响时，无应对措施。若事发前其被纳入BES，则不会产生连锁停运。
建议17：WECC作为RE应领导其他包括TOP和BA在内的公司，确保所有影响BPS可靠性的元件要么纳入BES，要么纳入计划和运行研究中，在RTCA中主动监视并告警。
1.4.5. IROL
背景
如果超过IROL系统可能发生失稳、失控性解裂、连锁停运。系统调度员要求制定相关计划应对系统超出IROL时的情况。
发现18：未建立有效的IROL
该事故中San Diego, IID, Yuma, and CFE的失控性解裂表明当时系统超出了运行极限（IROL），而WECC RC当天无系统中无IROL。另外当时事故实时值远小于Path 44和H-NG的SOL极限值，表明该SOL是无效的。
建议18.1：
WECC RC应该认识到IROL的存在并在日计划的框架下进行研究，并且对潜在的系统
超出IROL情况进行实时监视。
建议18.2：
WECC RC应该和TOP一起确认是否SOL为IROL。因此WECC RC应该（1）和TOP一起确认Path 44和H-NG是否应该纳入IROL（2）确认SOL的制定考虑所有可能影响系统可靠性的元件，包括所有的输电线、发电厂以及保护系统。
1.4.6. 保护系统对故障的影响
保护系统的动作应具备选择性，因此需要研究保护的协调配合。本次故障表明各保护缺乏协调性的研究，事故中跳开了维持系统可靠性的元件，导致了意外。
发现19：S线RAS缺乏配合
未研究RAS的配合：（1）对于RAS要保护的元件的过载保护方案未进行协调性研究（2）未评估于161/92 kV 主变过载保护动作前跳发电机和230kV的影响。因此本应维护系统可靠运行的元件被跳闸，破坏了系统的可靠性。
建议19： S线RAS的设计应重新考虑其设计基础和保护定值，确保它和其他保护系统的配合，防止其对系统可靠性带来不良影响。对于S线RAS的更改，各相关公司要进行信息共享。
S线路的RAS设计目的是通过切除Imperial Valley的发电机来减少S线路负载，如果不能减轻潮流，则在过载保护切除（El Centro 161/92 kV主变） 前，在Imperial Valley跳开S线路。 即其目的是将非BES的El Centro与隔离BES，保护当地电网。单独考虑，该设计没有问题，但应从系统的角度，考虑其对BPS可靠性的影响，考虑该RAS和其他RAS之间以及其他保护系统之间的交互影响。
事故当天S线路RAS动作时，El Centro 161/92 kV主变负载率仅为额定的38%，而S线路RAS切除了重要的发电机和230kV线路后加重了Path44的负担，导致了SONGS分离方案的触发。
发现20：SONGS分离方案缺乏协调性
SEC未考虑SONGS分离方案（跳5条线路）对其他保护系统的影响。SCE未意识到SONGS分离方案会导致2号机和3号机跳闸。
建议20：应确保SONGS分离方案对其他保护系统的影响。包括发电机保护、轮机控制以及UFLS。
发现21：SONGS分离方案对SONGS机组的影响
由于机组轮机控制系统在SONGS分离方案运行后检测到加速超限，跳开了
SONGS机组。
建议21：评估轮机控制系统中加速模块的敏感性，确保暂态扰动或故障导致的机组加速不应在保护装置清除线路故障前触发轮机跳机保护。
发现22：缺乏对SPS影响的检查和研究
虽然目前WECC认为SPS等同于RAS，但2011十月之前根据WECC的定义SPS的范围大于RAS。因此WECC并未评估所有的SPS。WECC的TOP也没有对所有WECC定义的SPS进行检查和评估。
建议22：WECC RE应和各相关公司一起定期的对包含Safety Nets and Local Area Protection Schemes在内的RAS的设计目的和影响进行检查。确保对它们的分类仍是恰当的，它们依然是必要的，仍然能为本来的目的服务，能够同其他保护恰当的配合，不会引发意外的后果。对于S线路的RAS和SONGS分离方案应进行该检查。
20xx年10月之前，WECC对于RAS的定义不含Safety Nets and Local Area
Protection Schemes。WECC只研究定义为RAS的保护系统对大电网可靠性的影响。SONGS分离方案被定义为Safety Nets，S线路的RAS被定义为LAPS（未定期检查，对是其目前是否有存在必要存在争议）。两者由于不属于RAS定义其对大电网的影响未被研究。
发现23：SONGS分离方案意外动作对电网可靠性的影响
调查表明正常运行方式的重负荷情况下， SONGS分离方案可能导致SDGE地区电网崩溃和断电。
建议23：CAISO和SCE应确保SONGS分离方案意外动作不会给大电网可靠性带来无法承受的风险。直到完成确认前，应采取包括临时让SONGS分离方案退出运行在内的所有措施保护，让风险降到最低。
发现24：制定系统运行极限时（SOL）未考虑保护定值
一受影响地区制定两台主变运行极限时，未考虑保护定值（设定为应急功率以下）。导致在恢复期间该元件在负载未达到应急功率即跳闸，拖延了Yuma负荷的恢复时间。
建议24：应确保元件的功率（rating）是包括保护定值在内的最大限制条件。保护定值不得低于应急功率。若保护定值为最大限制条件，应确保其不限制其负载能力。
发现25：过载保护定值和应急功率之间的裕度
某些受影响地区过载保护定值仅略高于应急功率，调度员来不及采取减载措施。某一地区，N-1后主变立即跳闸。
建议25：检查定值，确保裕度充足。
相角差
输电线路跳闸后两端相角差增加，连接在系统上的元件可能失去同步，导致系统失稳。此时合闸可能会损坏附近发电机轮机轴，导致功率摇摆和震荡。
发现26：跳闸后的相角差
500kV线路跳闸后TOP没有衡量相角差的工具，而且其通知RC可迅速恢复。而实际上无法完成
建议26：TOP应该有计量相角差的工具；有应对大相角差合闸的处理方案
附录
术语解释
北美电网
两大交流电网:
Western Interconnection and Eastern Interconnection ，两者通过4条直流线路相连
三个小电网:
the Québec Interconnection, the Texas Interconnection, and the Alaska Interconnection.
Western Electricity Coordinating Council (WECC) 确保Western Interconnecion系统可靠性的非盈利公司
Balancing Authority
BA集成了发电计划、电源（发电，BAs之间功率交换）和区内电力需求或区内负荷的实时平衡维护，和Interconnecion频率的实时支撑。WECC有37个BAs
Transmission Owner(TO)
输电设备拥有者，维护输电设施。
Generator Owner(GO)
发电设备拥有者，维护发电设施。
Transmission Operator （TOP）
维护自己范围内输电相关设备的实时运行可靠性。做包含季度以及下一天计划的可靠性以分析，以及RTCA分析。为确保系统可靠运行，要和附近其它BA和TOP配合。也进行预想故障分析，监控所在范围内的输电设施。WECC中有53个TOPs
Reliability Coordinator
管理Interconnection整体的电网运行，监控输电和电力平衡。
Real-Time Contingency Analysis（RTCA）
实时故障分析
San Onofre Nuclear Generating Station （SONGS）
两机组核电站，可发电约2200MW，位于圣地亚哥。19%供电SCE,25%SDG&E,是TO和GO
Safety Net
应对计划外和低概率的故障发生的保护系统，可能导致整个系统的崩溃，该保护系统目的是最小化故障的严重性，防止系统崩溃和连锁故障。
Remedial Action Schemes（Special Protection System） 检测系统的异常状态，并采取有效措施维持系统稳定性。
Regional Entities
Florida Reliability Coordinating Council (FRCC)
Midwest Reliability Organization (MRO)
Northeast Power Coordinating Council (NPCC)
ReliabilityFirst Corporation (RFC)
SERC Reliability Corporation (SERC)
Southwest Power Pool, RE (SPP)
Texas Reliability Entity (TRE)
Western Electricity Coordinating Council (WECC)
SOL和IROL
SOL System Operating Limit;
IROL Inerconnection Reliability Operating Limit。后者范围大
BES——Bulk Electric System
运行在100kV以上电压等级的所有元件。
CAISO——the TOP for SDG&E and SCE
PDT Pacific Daylight Time
APS Arizona Public Service’s
Yuma 尤马，亚利桑那（Arizona）的一座城市
Underfrequency Load Shedding (UFLS) ，低频减载 发电机低频保护目的——低频运行时轮机将产生机械振动，危害轮机。
TP-Transmission Planner
PC-Planning Codinator
BPS
“Bulk Power System” means, depending on the context: (i) Facilities and control systems necessary for operating an interconnected electric energy supply and transmission
network (or any portion thereof), and electric energy from generating facilities needed to maintain transmission system reliability. The term does not include facilities used in the local distribution of electric energy.
BES
“Bulk Electric System” means, as defined by the Regional Entity, the electrical generation resources, transmission lines, interconnections with neighboring systems, and associated equipment, generally operated at voltages of 100 kV or higher. Radial transmission
facilities serving only load with one transmission source are generally not included in this definition.5
SOL和IROL
IROL是以Interconnection为对象的，它和SOL相比范围更大。SOL不一定是IROL
TP——Transmission Planer