2012 年 7 月 30 日北部電網大停電和

2012 年 7 月 31 日北部電網、東部電網及 東北部電網大停電調查報告

2012 年 8 月 16 日 新德里

致謝

調查委員會在此誠摯感謝以下成員：

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

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

c. ShriBalvinder Singh, IPS Retired.

委員會感謝 Shri K. K. Agrawal 在整個事故調查中所做的全局協調工作。

此外，還應感謝以下成員在事故深入分析和材料編輯總所做的努力。

(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

感謝 POWERGRID 和 POSOCO 公司在數據搜集方面所做的工作。

最后，對于為本調查報告提供支持和幫助的人，委員會在此一并 致謝。

目錄

摘要 iv-ix

第 1 章：引言 1-4

第 2 章：區域電網概述 5-7

第 3 章：2012 年 7 月 30 日停電事故分析 8-20

第 4 章：2012 年 7 月 31 日停電事故分析 21-32

第 5 章：兩次大停電事故的原因 33-39

第 6 章：孤島方案述評 40-44

第 7 章：發電恢復述評 45-58

第 8 章：網絡安全方面 59-62

第 9 章：委員會的建議 63-70

術語表

ABT: Availability Based Tariff (關稅)

ATC: Available Transfer Capacity(可用輸電能力)

AUFLS: Automatic Under Frequency Load Shedding (自動低頻減載)

BLU: Boiler Light Up (鍋爐點火)

BTPS: Badarpur Thermal Power Station (Badarpur 火電廠)

CB: Circuit Breaker (斷路器)

CEA: Central Electricity Authority (中央電力委員會)

CERC: Central Electricity Regulatory Commission (中央電力監管委員會)

CESC: Calcutta Electric Supply Company (加爾各答供電公司)

CTU: Central Transmission Utility (中央輸電公司)

D/C: Double Circuit (雙回路)

DMRC: Delhi Metro Rail Corporation (新德里地鐵公司)

DR: Disturbance Recorder (故障錄波器)

df/dt: Rate of change of frequency with time (頻率變化率)

EL: Event Logger (事件記錄器)

ER: Eastern Region (東部地區)

FGMO: Free Governor Mode of Operation (無調速運行模式)

FSC: Fixed Series Compensation (固定串補)

GPS: Gas Power Station (燃氣輪機發電站)

GT: Gas Turbine (燃氣輪機)

HVDC: High Voltage Direct Current (高壓直流輸電)

MERC: Maharashtra Electricity Regulatory Commission(馬哈拉施特拉電力監管委員會)

NAPS: Narora Atomic Power Station (納羅拉核電站)

NER: North-Eastern Region (東北部地區)

NR: Northern Region (北部地區)

PMU: Phasor Measurement Unit (相量測量單元)

PLCC: Power Line Carrier Communication (電力線載波通信)

POSOCO: Power System Operation Corporation Ltd. (電力系統運行有限責任公司)

POWERGRID Powergrid Corporation of India Ltd (Powergrid 有限責任公司)

PPA: Power Purchase Agreement (電力購買協議)

PSS: Power System Stabilizer (電力系統穩定器)

RAPP: Rajasthan Atomic Power Plant (拉賈斯坦核電站)

RPC: Regional Power Committee (區域電力委員會)

RLDC: Regional Load Despatch Centre (區域電力調度中心)

SCADA: Supervisory Control and Data Acquisition System (數據采集與監視控制系)

SIL: Surge Impedance Loading (自然功率)

SR: Southern Region (南部地區)

STOA: Short Term Open Access (短期開放通道)

SVC: Static VAR Compensator (靜止無功補償器)

TTC: Total Transfer Capability (總傳輸容量)

TCSC: Thyristor Controlled Series Compensation (可控串補) UI: Unscheduled Interchange (under ABT) (非計劃交易) VAR: Volt Ampere Reactive (無功)

WAFMS: Wide Area Frequency Measurement System (廣域頻率測量系統)

WR: Western Region(西部地區)

摘要

當地時間 2012 年 7 月 30 日凌晨 2 點 33 分，印度北部地區發生大面積停電 事故，當時北部電網負荷為 36000MW。隨后，2012 年 7 月 31 日 13 點，北部電 網、東部電網及東北部電網出現新一輪電網崩潰，此次停電波及負荷約48000MW。電力部成立了事故調查委員會，旨在分析事故原因并提出相關建議 以避免類似事故的再次發生。

委員會對故障錄波器、事件記錄器、PMU、WAFMS、SCADA 數據結果以及 國家(區域)電力調度中心、發電公司的報告進行了分析。委員會還與 POWERGRID 和 POSOCO 公司進行了溝通。

委員會通過認真分析，認為引發這兩次大停電事故的因素并不是單一的，而 是有諸多影響因素，現列舉如下：

2012 年 7 月 30 日大停電的誘因

a. 多重故障導致區域電網之間的聯系變弱：西部和北部電網之間聯絡線的 多重故障使得系統進一步惡化。在故障發生前，400kV Bina-Gwalior-Agra 輸電線 是西部和北部電網之間唯一的主要交流通道。

b. 400kV Bina-Gwalior-Agra 輸電線路重載：北部地區一些電力公司采用非計 劃交易，過度用電導致聯絡線重載。

c. 邦電力調度中心對于區域電力調度中心的指令響應不足。

d. 400kV Bina-Gwalior 線路跳閘：400kV Bina-Gwalior 線路距離 3 段保護動作 跳閘，導致北部電網與西部電網解列，其原因是線路重負荷引起的過電流和低電 壓，系統中并沒有故障發生。

2012 年 7 月 31 日大停電的誘因

a.多重故障導致區域電網之間的聯系變弱：西部和北部電網之間聯絡線以及 東部電網輸電線路的多重故障使得系統進一步惡化。在故障發生前，400kV Bina-Gwalior-Agra 輸電線是西部和北部電網之間唯一的主要交流通道。

b. 400kV Bina-Gwalior-Agra 輸電線路重載：北部地區一些電力公司采用非計 劃交易，過度用電導致聯絡線重載。雖然該線路上的有功功率低于 30 日，但無 功功率高于 30 日，導致 Bina 側的電壓降低。

c.邦電力調度中心對于區域電力調度中心的指令響應不足。

d.400kV Bina-Gwalior 線路跳閘：與 2012 年 7 月 30 日大停電類似，400kV Bina-Gwalior 線路距離 3 段保護動作跳閘，導致北部電網與西部電網解列。錄波 器數據顯示系統中沒有故障發生。

導致電網崩潰的事件序列簡述

(i) 2012 年 7 月 30 日，由于 400kV Bina-Gwalior 線路跳閘，北部電網與西部電 網解列，電力經西部-東部-北部路徑供給北部電網負荷，這導致系統發生振蕩。 振蕩中心出現在北部和東部交界處，導致相應的聯絡線跳閘，北部電網孤網運行， 頻率下降、區域內功率搖擺導致北部電網最終發生崩潰。

(ii) 2012 年 7 月 30 日，由于 400kV Bina-Gwalior 線路跳閘，北部電網與西部 電網解列，電力經西部-東部-北部供給北部電網負荷，這導致系統發生振蕩。振 蕩中心出現在東部地區，東部電網內的線路跳閘后，東部電網一小部分地區

(Ranchi 和 Rourkela)和西部電網一起從主網中解列。這導致北部電網和東部電 網聯絡線功率發生振蕩，使得北部電網和東部電網及東北部電網解列。隨后，由 于多重故障導致的電網內部功率搖擺、頻率降低、電壓越限，上述 3 大電網最終 崩潰。

(iii) 由于一些發電機組采用了高頻切機措施，西部電網在這兩次事故中均未 崩潰。

(iv)從東部和西部電網獲取電力的南部電網由于實施了諸如自動低頻減載和 直流功率調整等防御措施，且從西部電網獲得了部分電力，因此在 31 日的事故 中未發生大面積停電。

(v) 經委員會調查，沒有證據顯示這兩起大停電事故是由網絡攻擊引發的。

避免系統崩潰的措施：

當系統運行在像 7.31、7.30 事故這樣的緊急狀態時，只要存在部分下列矯 正措施即可避免系統崩潰。

1.做好邦級電網和區域電網停運計劃的之間的優化協調，特別是當區域間輸 電通道的傳輸電力達到限值時。

2.調速器的一次調頻響應需強制執行，也就是調速器自動的根據頻率的變化 調整出力。

3 在電網中布置低頻減載裝置以及考慮頻率變化率的低頻減載裝置。

4 在調度中心安裝動態安全評估以及快速狀態估計工具，將有益于事故的展示和矯正措施的制定。

5 充足的無功補償，特別是動態無功補償。

6 避免保護裝置的誤動。例如這兩次事故中距離保護在過負荷時的錯誤動作。

7 發展基于同步相量的廣域量測系統(WAMS)和系統保護方案。

系統的恢復

本委員會發現這兩次事故中部分發電廠在啟動電源已具備的條件下啟動機 組仍花了過多的時間。

本委員會的建議 本委員會的建議細節見報告詳文，下面僅給出摘要：

1 為避免保護錯誤動作，必須對保護裝置進行全面復核和檢查。

2 應當采用基于發電機有功儲備以及輔助服務的頻率控制。目前采用的非計 劃電力交換機制(基于電力市場)有時可能危及電網安全。需要全面評估目前采用 的非計劃電力交換機制在這次事故中的影響。

3 發電機的一次調頻和系統防御裝置的動作(例如低頻減載、考慮頻率變化 率的低頻減載以及特殊保護裝置)應確保與電網運行規定一致，這樣在電網意外 故障時能保護電網。

4 極限傳輸能力(TTC)的制定流程必須審核，以確保在系統工況發生任何例 如強迫停機等較大變化時極限傳輸能力能修正。系統出現網絡堵塞時，應允許通 過堵塞費用的辦法去減輕堵塞。

5 為了避免因多個輸電設備同時停運而導致輸電能力耗盡，應實現輸電設備 停電計劃之間的協調優化。

6 為了避免過電壓時線路頻繁啟停以及提供穩態和動態電壓支持，應計劃安 裝靜態和動態無功補償裝置。

7 為了確保調度中心的指令和中央委員會的指導能更好地執行貫徹，需要重 新審閱 2003 年 8 月頒布的處罰規定。

8 高壓直流輸電、可控串補(TCSC)，靜態電壓補償(SVC)等能提供系統安 全支持的設備應優化利用。萬一電網發生突發故障時，這些設備能提供必要的支 持。

9 基于同步相量的廣域同步量測系統(WAMS)應在電力網絡中廣泛應用，以提高對系統的實時監視、保護、控制能力。

10 在調度中心安裝動態安全評估和快速狀態估計等工具。

11 制定孤島運行方案，以確保電網解列時提供基本電力服務和促進系統的快速恢復。

12 授予所有調度中心更多的自主權，使其能制定和實施與電網運行安全相關的決策。

13 為避免邦內輸電系統的網絡堵塞，應加強邦一級的電力規劃和投資。

14 輸電設備和發電廠的遙測信號和通訊網絡必須接入調度中心。如果沒有必 要的遙測設備，任何新的輸電設備和發電機將禁止入網。

15 為促進電網瓦解后的快速恢復，必須縮短發電廠的機組啟動時間。

16 考慮到不斷增長的系統復雜性，需要重新審查輸電規劃準則。

17 各種電力相關組織應加強系統研究部門。

18 建議成立由學術界，電力企業以及系統運行人員組成的專門工作組。由該 工作組詳細分析當前電網的狀況以及未來可能導致類似事故的場景。該工作組應

該參與旨在提高電網安全的中期和長期改造計劃以及技術解決方案的制定。

第一章 簡介

2012 年 7 月 30 日 02:33 時在北部電網發生大停電事故。2012 年 7 月 31 日13:00 時北部電網、東部電網、東北電網除少數部分地區外再次發生大停電事故。 導致北部電網癱瘓的第一次事故發生在 2012 年 7 月 30 日 02:33 時。在第一次事故中北部的所有邦即北方邦、北阿坎德邦、拉賈斯坦邦、旁遮普邦、哈里亞 納邦、喜馬偕爾邦、克什米爾邦、德里、昌迪加爾邦的聯邦屬地都受到影響。發 生故障時北部區域電網的負荷為 36000MW。一些小的電力孤島從大停電中幸存。 這些小孤島包括，由 Badarpur 熱電廠的三臺機組、總負荷 250MW 的德里(Delhi) 地區電網和 Narora 核電廠的廠用電組成的電網孤島，以及與西部電網相連的拉 賈斯坦邦(Rajasthan)的總負荷 100MW 的 Bhinmal 近區電網。電力供應在當日16：00 時全部恢復。

發生在 2012 年 7 月 31 日 13:00 的第二次事故比前面一次更加嚴重。第二次 事故導致了三個區域電網(即北部電網、東部電網、東北部電網)電力供應的損 失，影響了北部地區所有邦，東部地區的孟加拉邦，比哈爾邦，賈坎德邦，奧里 薩邦、錫金邦，以及東北地區的阿魯納恰爾邦、梅加拉亞邦、曼尼普爾邦、米佐 拉姆邦、那加蘭邦、特里普拉邦。在這次大停電中總共大概 48000MW 的負荷受 到影響。在東部區域由 Narora 核電廠、Anta 燃氣電站、Dadri 燃氣電站、北部區 域的法里達巴德、IB 火電廠、博卡羅鋼鐵廠、加爾各答電力供應公司組成的電力 孤島在大停電中幸存。北部電網、東部電網和東北電網的主要部分分別在 5 小時、8 小時、2 小時內恢復。 為了了解這些事故的具體原因和提供整改措施意見，電力部組建了一個調查委員會。調查委員會由中央電力局主席領導，電力運行公司 CEO 以及印度國家 電網公司 CMD 參與其中。因為 7 月 31 日的第二次大停電事故涉及三個區域電網， 電力部調整了調查委員會成員。包括以下成員：

A.S. Bakshi, 中央電力局主席調查委員會主席

A. Velayutham 馬哈拉托特納邦監管委員會前成員調查委員會成員

S. C. Srivastava 印度理工大學坎普爾分校調查委員會成員 K. K. Agrawal 中央電力局成員調查委員會秘書 此外，如下成員輔助委員會：

R. N. Nayak 印度國家電網公司 CMD

S. K. Soonee 電力運行公司 CEO Balvinder Singh IPS 退休職工 調查委員會的調查范圍如下：

a) 分析影響這些地區電力供應的電力事故的原因和具體情況。

b) 提出補救措施，避免類似事件的再次發生。

c) 回顧這次事故后的系統恢復過程，并制定相應的改進措施。

d) 其他任何與電網安全穩定運行相關的問題。

本委員會應在 2012 年 8 月 16 日提交相應的調查報告。附錄 1.1 給出了該委 員會的任命情況。

2012 年 8 月 1 日召開了剛成立的委員會的第一次會議。2012 年 8 月 3 日召 開了第二次會議。調查委員會成員和國家調度中心、區域電力委員會、區域調度 中心、國家電力運行公司、印度國家電網公司的代表參加了第二次會議。

為快速全面分析這次電網事故的各個方面，委員會成立了 5 個工作小組。

2012 年 7 月 30/31 日電網瓦解事故分析以及事故仿真計算小組。該小組由

1.馬拉托特納邦監管委員會的前成員 A. Velayutham 和印度理工大學坎普爾分 校的 S. C. Srivastava 教授負責。印度理工大學孟買分校 Anil Kulkarni 博士、北部區 域電力委員會的 Ajay Talegaonkar，西部區域電力委員會的 S. Satyanarayan 提供輔 助支持。

2.鐵路以及德里地鐵的孤島運行方案小組。由中央電力局的 K. K. Agrawal 負 責。

3.火電廠的恢復過程分析小組。由中央電力局的 Manjit Singh 負責。

4.北部電網孤島運行方案小組。由北部區域電力委員會 P.K. Pahwa 負責。

5.網絡安全分析小組。由中央電力局的 Ajit Singh 和 R.K. Verma 負責。 此外增設了一個由電網管理部門 D.K. Srivastava，Dinesh Chandra 負責的工作小組。該小組主要任務是每天根據前五個小組的進展情況編制報告。 為保障這兩次事故后電網的安全運行，下面工作的必須立即進行。

1.由于受限于自然功率，北部區域調度中心應降低區域聯絡線和重載線路的 極限傳輸，因而短期交易市場應增加必要的限制條件。

2.中央電力局建議各區域調度中心、邦調度中心、發電廠以及變電站應讓富有經驗的職員在現場至少參與一周的工作。

3.中央電力局建議所有發電廠在出現擾動的第一時間積極響應，并建立機組 的相關響應機制。

調查委員會于 2012 年 8 月 11 日至 2012 年 8 月 12 日在新德里的北部區域調 度中心召開了第三次會議，與電力運行公司、印度國家電網公司進行細致的討論， 并聽取了他們對事故原因的觀點。調查委員會與 2012 年 8 月 14 日至 2012 年 8 月 15 日舉行了最后一次會議。

調查委員會為分析 7.30 和 7.31 大停電事故的發展過程，查看了故障錄波、 事件記錄器、PMU、廣域頻率測量裝置、SCADA 的輸出結果，調閱了各邦調度中 心、區域調度中心、國家調度中心以及印度電網公司提交的報告。調查委員會同 時也與電力運行公司以及印度國家電網公司全面交流了這次電網事故各個方面 的情況。一些工作小組也前往變電站、發電廠、北部區域調度中心、國家調度中 心、UP 邦調度中心、哈里亞納邦調度中心現場調研。

附件1.1 委員會任命書(文件具體內容和正文一致)

第二章 印度各區域電網概況

2.1 印度電網分為北部、西部、南部、東部和東北部五個區域電網。除南 部電網外的其他區域電網同步運行。南部電網與東、西部電網異步聯接運行。

2.2 北部區域電網

2.2.1 北部區域電網經營區域最大，大約覆蓋印度國土面積的 31%，并且雇員 最多。北部區域電網具有印度最大的水電機組( Tehri 的 Nathpa Jhakri 水力發 電系統，額定功率 250MW)。截至 2012 年 6 月 30 日，北部區域電網裝機容量為56058MW，其中火電機組 34608MW，水電機組 19830MW。火電與水電(包括 可再生能源發電)裝機容量比例為 64：36。核電裝機容量為 1620MW。

2.2.2 北部區域電網的主力發電廠位于北部區域電網的東部地區，包括印度國 家火電公司(NTPC)位于 Rihand 和 Singrauli 的超級熱電站(STPS)。由于發電 機組大量集中在北部區域電網的東部地區，而主要負荷中心卻位于北部區域電網 的中西部地區，所以，需要通過長距離輸電從東部地區輸送大量的電力到西部地 區。為了滿足大容量輸電需求，印度建成了一條從 Rihand 到 Dadri 雙極功率達1500MW 的高壓直流輸電工程，線路與 400kV 交流輸電網并列運行，并向 220kV電網供電。

2.2.3 2012 年 7 月，北部區域電網的最大負荷需求高達 41659MW，最大供電 能力為 38111MW，功率缺額達 3548MW(8.5%)。最大電量需求為 29580MU， 電量供應能力 26250MU，缺額達 3330MU(11.3%)。

2.3 西部區域電網

截至 2012 年 6 月 30 日，西部區域電網裝機容量為 66757MW，包括火電49402MW，水電 7448MW，核電 1840MW 和可再生能源發電 7909.95MW。

2.4 東部區域電網

截至 2012 年 6 月 30 日，東部區域電網裝機容量為 26828MW，包括火電22545MW，水電 3882MW 和可再生能源發電 411MW。東部區域電網與西部、北 部和東北部區域電網同步運行。

2.5 東北部區域電網

2.5.1 截至 2012 年 3 月 31 日，東北部區域電網裝機容量為 2454.94MW，包 括火電 1026.94MW，水電 1200MW 和可再生能源發電 228MW。 東北部區域電網與北部、東部和西部區域電網同步運行。東北部區域電網僅直接與東部區域電網相聯，向其他區域電網輸送電力都必須通過東部區域電網。

2.5.2 從 東 北 部 區 域 電 網 向 東 部 區 域 電 網 輸 電 需 要 通 過 400kV Bongaigaon-Malda 雙回線和 220kV Birpara-Salakati 雙回線。

2.6 區域聯絡線

不同區域間的聯絡線如圖 2.1 所示。

圖 2.1 北部、西部、東部和東北部區域電網間聯絡線地圖

第三章 7 月 30 日電網事故分析

2012 年 7 月 30 日 02:33:11，在北部-東部-西部-東北部區域電網發生了一次 故障，導致北部區域電網和其他區域解列最終北部區域電網崩潰。以下詳細介紹 事故前電網運行狀態、事故經過和事故分析。

3.2 事故前電網運行狀態

下表列出了 2012 年 7 月 30 日 02:00 時刻北部、東部、西部、東北部區域電 網的發電、負荷以及網間交換電力情況。

序號	區域	發電（MW）	負荷（MW）	進口電力 （MW）	備注
1	北部	32636	38322	5686
2	東部	12452	12213	-239	從不丹進口 1127MW
3	西部	33024	28053	-6229
4	東北部	1367	1314	-53
總計		79479	79902

部分超高壓線路在事故發生前處于停運狀態，詳細信息見附錄 3.1。在事故 發生前，電網頻率為 49.68Hz。

3.3 7 月 30 日事故經過

事故調查委員會研究了各邦電力調度中心(SLDCs)、各區域電力調度 中心(RLDCs)、國家電力調度中心(NLDC)、印度國家電網公司(POWERGRID) 和發電公司提供的各種數據，用以分析最終導致 7 月 30 日大停電的事件經過。 由于不同廠站之間同步運行，調查委員會在分析現有數據的時候遇到了一些困 難，最終基于不同數據的相關性得到了事故發生的詳細經過，這些數據來源于故 障錄波(DR)，順序事件記錄(EL)，北部、西部區域電網不同廠站的同步相量 測量裝置(PMU)，以及孟買的廣域頻率監控系統(WAFMS)。

值得注意的是由于大量線路的停運，尤其是西部-北部聯絡線，事故發生時， 北部-東部-西部-東北部區域電網正處于不安全的運行狀態。除了附錄 3.1 中列出 的停運線路以外，在事故發生前幾個小時的時間內，以下幾條線路也先后發生了 跳閘故障。

1.220kV Badod(西部)-Modak(北部)交流線路

2.220kV Badod(西部)-Kota(北部)交流線路

3.220kV Gwalior-Mahalgaon II 交流線路(位于西部區域，臨近西部-北部區域聯絡線)

4.220kV Gwalior(PG)-Gwalior(MP)交流線路 (位于西部區域，臨近 西部-北部區域聯絡線，導致 220kV Gwalior-Malanpur 線路成為北部-西部區域 電網僅有的聯絡線，并且 220kV Bina-Gwalior 線路不再與 400kV Gwalior-Bina 線路合環運行)

下表為 2012 年 7 月 30 日事故發生的詳細經過，最終導致了北部區域電網的大停電。

序號	時間	事件
1	2012.07.30 02:33:11.907	400kV Bina-Gwalior I 線跳閘 三 段保護跳閘 主保護 2
2	2012.07.30 02:34	220kV Gwalior-Malanpur I 線，中 央邦（Madhya Pradesh，MP）電 力調度中心給出的時間是 02:34， 但是這個為手動計時。（此線路實 際跳閘時間有可能發生在 400kV Bina-Gwalior 跳閘之 前，并導致 了 Malanpur 和 Mehgaon 的負荷 由北部區域供電。）
3	2012.07.30 02:33:13.438	220kV Bhinmal-Sanchor 線路 I 段 保護跳閘，并發生功率振蕩。（注）
以上事件發生后，西部和北部區域間的聯絡線全部停運。
4	2012.07.30 02:33:13.927	400kV Jamshedpur-Rourkela II 線 三段保護跳閘
5	2012.07.30 02:33:13.996	400kV Jamshedpur-Rourkela I 線 三段保護跳閘
6	2012.07.30 02:33:15.400	400kV Gorakhpur-Muzaffarpur II 線 發生功率振蕩
7	2012.07.30 02:33:13.425	400kV Gorakhpur-Muzaffarpur I 線發生功率振蕩在 Gorakhpur 端 跳閘。線路依然保持充電狀態直 到 03:03。
8	2012.07.30 02:33:15.491	400kV Balia-Biharsharif II 線因功 率振蕩跳閘
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