劉麗影,李楊,侯淑蓮,錢序

(中國電力工程顧問集團東北電力設(shè)計院，長春市130021)

0 引言

國外核電站設(shè)計中一般都要求提供廠用電系統(tǒng)暫態(tài)穩(wěn)定分析報告，在一些國外設(shè)計項目的合同中也明確要求提供廠用電源切換過程的暫態(tài)分析報告。我國對于廠用電源切換的暫態(tài)穩(wěn)定判據(jù)是校驗廠用電源切換中的最低母線電壓，在設(shè)計中不需要提供暫態(tài)穩(wěn)定分析報告，顯然跟不上國外發(fā)展步伐，因此對發(fā)電廠(尤其是核電站)進行暫態(tài)分析研究勢在必行。

近年來國內(nèi)外學者相繼對暫態(tài)分析進行了研究，文獻［1］指出機電暫態(tài)仿真是分析電力系統(tǒng)的有效工具，在系統(tǒng)設(shè)計、規(guī)劃、運行和調(diào)度等方面有廣泛的應(yīng)用;文獻［2］介紹了采用天津大學研發(fā)的動態(tài)軟件包(BUSTP)對內(nèi)蒙古達拉特發(fā)電廠1號機組的廠用電切換過程進行仿真研究;文獻［3］采用PSCAD/EMTDC軟件，以某發(fā)電廠為例，分析了感應(yīng)電動機參數(shù)對廠用電切換方式的影響;文獻［4］應(yīng)用DL/T 5153《火力發(fā)電廠廠用電設(shè)計技術(shù)規(guī)定》的計算公式，研究了二灘水力發(fā)電廠大功率異步電動機起動對廠用電系統(tǒng)電壓的影響;文獻［5］依托某國外發(fā)電廠(2×660 MW 空冷機組)，利用 ETAP(electrical transient analysis program)軟件對發(fā)電機系統(tǒng)及單元、公用高壓廠用電系統(tǒng)、低壓廠用電系統(tǒng)以及升壓站400 kV系統(tǒng)進行了仿真計算。國外學者除了對廠用電切換進行研究外，還將研究成果運用到設(shè)計工作中，暫態(tài)穩(wěn)定分析技術(shù)已經(jīng)成熟。

隨著計算機仿真技術(shù)的發(fā)展，越來越多的軟件可以實現(xiàn)系統(tǒng)暫態(tài)計算及仿真。在電氣設(shè)計中，由美國OTI公司發(fā)行的ETAP軟件具有潮流分析、短路分析、諧波分析、暫態(tài)穩(wěn)定分析、可靠性分析等功能，其界面友好，在國際上被通用。

田灣核電站1、2號機組由俄羅斯設(shè)計院(簡稱俄方)設(shè)計，俄方提供了1套完整的廠用電系統(tǒng)的暫態(tài)穩(wěn)定分析報告，文獻［6］中給出了廠用電源切換過程中的暫態(tài)仿真曲線和仿真數(shù)據(jù)。本文基于ETAP軟件，以田灣核電站1、2號機組的暫態(tài)穩(wěn)定分析報告為參考，對田灣核電站3、4號機組(2×1 000 MW)進行暫態(tài)穩(wěn)定分析研究。

1 計算方法

本研究采用ETAP軟件進行計算，ETAP軟件中有潮流分析、短路分析、諧波分析、暫態(tài)穩(wěn)定分析、可靠性分析等功能模塊。ETAP暫態(tài)穩(wěn)定分析模塊旨在分析系統(tǒng)變化(或干擾)時和變化前、后電力系統(tǒng)的動態(tài)響應(yīng)和穩(wěn)定極限。程序模擬電力系統(tǒng)的動態(tài)特性，執(zhí)行設(shè)定的事件和動作，求解系統(tǒng)網(wǎng)絡(luò)方程和機械微分方程，仿真系統(tǒng)和電機在時域內(nèi)的響應(yīng)。通過這些響應(yīng)，可以確定系統(tǒng)的暫態(tài)特性，做出穩(wěn)態(tài)評估，及時調(diào)整繼電保護整定值，并運用必要的補償或加強措施來提高系統(tǒng)的穩(wěn)定性。ETAP暫態(tài)穩(wěn)定性分析模塊遵從IEEE 1110、IEEE 421.5標準。

2 田灣核電站3、4號機組概況

田灣核電站規(guī)劃建設(shè)8臺核電機組，一期工程2臺俄羅斯產(chǎn)的1 000 MW WWER1000型壓水堆核電機組(1、2號機組)，已于2007年建成投產(chǎn);二期工程計劃再建2臺俄羅斯產(chǎn)同型(改進型)壓水堆機組(3、4號機組)。二期工程總設(shè)計方是俄羅斯設(shè)計院，核島部分由俄方設(shè)計，常規(guī)島部分由東北電力設(shè)計院設(shè)計。目前，該工程正進行施工圖設(shè)計，在初步設(shè)計中，俄方要求中方提供廠用電系統(tǒng)的暫態(tài)穩(wěn)定分析報告，以便開展核島部分設(shè)計。

2.1 電氣主接線

二期工程2臺機組均采用發(fā)變組單元接線，發(fā)電機出口設(shè)置斷路器，發(fā)電機與主變壓器通過離相封閉母線連接。根據(jù)接入系統(tǒng)設(shè)計，二期工程2臺機組接入一期工程已建成的500 kV高壓配電裝置，二期工程新增1回500 kV出線。

2.2 廠用電系統(tǒng)

依托俄羅斯產(chǎn)WWER1000(改進型)1 000 MW級壓水堆核電機組工藝系統(tǒng)特點及俄方相關(guān)設(shè)計規(guī)范，根據(jù)現(xiàn)階段廠用負荷計算結(jié)果，廠用電源配置的主要原則如下:

(1)每臺機組設(shè)2臺容量為63/31.5-31.5 MVA的分裂繞組高壓廠用工作變壓器30(40)BBT01、30(40)BBT02，其電源由主變壓器低壓側(cè)和發(fā)電機出口斷路器之間引接。2臺高壓廠用變壓器均裝設(shè)有載調(diào)壓開關(guān)，以保證機組正常起停時高壓母線電壓水平的要求。

(2)每臺機組設(shè)1臺容量為70/35-35 MVA分裂繞組、帶有載調(diào)壓開關(guān)的備用變壓器，其電源引自220 kV輔助開關(guān)站二期工程擴建的220 kV母線。

(3)廠用電系統(tǒng)采用6.3 kV和0.4 kV兩級電壓供電，6.3 kV系統(tǒng)采用單母線接線。根據(jù)核電站廠用負荷對供電可靠性的要求，以及俄方相關(guān)設(shè)計標準，廠用電設(shè)計分為3個系統(tǒng):正常運行供電系統(tǒng)、正常運行可靠供電系統(tǒng)、應(yīng)急供電系統(tǒng)。圖1為3號機組廠用電原則性接線圖(4號機組與此圖相同)。

2.3 主要設(shè)備參數(shù)

(1)發(fā)電機:額定容量為1 318 MVA，額定功率為1 186.2 MW，功率因數(shù)為0.9，額定電壓為24 kV;直軸超瞬變電抗Xd″(飽和)容差為28.7%(±10%)，發(fā)電機轉(zhuǎn)動慣量為326 000 kg·m2。

(2)主變壓器(下稱主變):額定容量為3×430 MVA，電壓比為，阻抗電壓Ud=18%，接線組別為YN、d11。

(3)高壓廠用變壓器(下稱高廠變):額定容量為63/31.5-31.5 MVA，電壓比為24±8×1.5%/6.3－6.3 kV，阻抗電壓Ud=26.5%，容差為+7.5%，接線組別為 D、d0-d0。

(4)高壓廠用備用變壓器(下稱高備變):額定容量為70/35-35 MVA，電壓比為230±8×1.5%/6.3-6.3 kV，阻抗電壓Ud=22.5%，容差為+7.5%，接線組別為 YN、d11-d11。

(5)廠用電系統(tǒng)電動機:參照高廠變運行負荷清單和高備變運行負荷清單以及電動機參數(shù)［7］。

3 ETAP仿真

3.1 主要切換工況及要求

圖1 3號機組廠用電系統(tǒng)原則性接線圖Fig.1 Connection scheme for auxiliary power system in No.3 unit

本文將校驗各種廠用電源切換工況，包括機組正常運行工況，即廠用電系統(tǒng)由發(fā)電機組通過高廠變提供電源工況和事故運行工況，即廠用電源切換至高備變供電(由廠外220 kV備用電源系統(tǒng)供電)工況。

在廠用電源切換校驗中，都是以高廠變(高備變)帶最大負荷為條件進行電源切換計算的。根據(jù)電源的故障類型及廠用負荷用電的要求，將廠用電源切換分為以下4種工況。

工況1:單元機組主變或高廠變故障，主保護動作，同時跳開500 kV斷路器、發(fā)電機出口斷路器和正常運行供電系統(tǒng)6.3 kV母線段工作電源進線斷路器。供電電源自動切換至高備變，正常運行供電系統(tǒng)6.3 kV母線段斷電時間約0.2 s(保護動作時間加上斷路器動作時間)。

工況2:單元機組主變或高廠變故障，主保護拒動，后備保護動作，同時跳開500 kV斷路器、發(fā)電機出口斷路器和正常運行供電系統(tǒng)6.3 kV母線段工作電源進線斷路器。供電電源自動切換至高備變，正常運行供電系統(tǒng)6.3 kV母線段斷電時間約0.7 s(保護動作時間0.6 s加上斷路器動作時間0.1 s)。

工況3:單元機組高廠變低壓繞組故障，主保護拒動，后備保護(如高廠變后備距離保護)動作，同時跳開500 kV斷路器、發(fā)電機出口斷路器和正常運行供電系統(tǒng)6.3 kV母線段工作電源進線斷路器。供電電源自動切換至高備變。此時故障變壓器供電的2段正常運行供電系統(tǒng)6.3 kV母線段斷電時間約0.7 s(保護動作時間0.6 s加上斷路器動作時間0.1 s);非故障變壓器供電的2段正常運行供電系統(tǒng)6.3 kV母線段斷電時間約0.2 s。

工況4:500 kV系統(tǒng)短路故障，主保護或斷路器拒動后，斷路器失靈保護又拒動(或操縱員誤操作，500 kV系統(tǒng)失電)。正常運行供電系統(tǒng)6.3 kV母線段電壓降低，該段工作電源進線斷路器要等1.5 s后依靠低電壓保護動作跳開，供電電源自動切換至高備變。此時4段正常運行供電系統(tǒng)6.3 kV母線段斷電時間約1.5 s。

俄方對廠用電系統(tǒng)暫態(tài)穩(wěn)定的要求為:在電源切換過程中，各段高、低壓母線電壓恢復(fù)至65%額定電壓的時間均小于5 s，各段高、低壓母線電壓恢復(fù)至80%額定電壓的時間均小于15 s。

3.2 ETAP仿真結(jié)果

應(yīng)用ETAP軟件建立模型，輸入數(shù)據(jù)包括同步發(fā)電機、主變、等效電網(wǎng)系統(tǒng)、高廠變、高備變、感應(yīng)電動機等設(shè)備參數(shù)以及等效負荷、靜態(tài)負荷等。建立模型后應(yīng)用ETAP暫態(tài)穩(wěn)定分析模塊，對俄方提出的各種工況進行仿真，結(jié)果如圖2所示。

仿真工況1:單元機組主變或高廠變故障，主保護動作，機組停機;正常運行供電系統(tǒng)6.3 kV母線段斷電時間約為0.2 s;廠用電源切換至高備變，維持反應(yīng)堆40%功率所需的廠用負荷參加自起動。圖2(a)為工況1時，6.3 kV廠用母線電壓曲線。

圖2 不同電源切換工況時高、低壓母線電壓Fig.2 Voltage of high-voltage and low-voltage bus under power supply switch

仿真工況2:單元機組主變或高廠變故障，主保護拒動，后備保護動作，機組停機;正常運行供電系統(tǒng)6.3 kV母線段斷電時間約為0.7 s;廠用電源切換至高備變，維持反應(yīng)堆40%功率所需的廠用負荷參加自起動。圖2(b)為工況2時，6.3 kV廠用母線電壓曲線。

仿真工況3A:單元機組高廠變低壓繞組故障，主保護拒動，后備保護動作，機組停機;故障變壓器供電的2段正常運行供電系統(tǒng)6.3 kV母線段BBA和BBB斷電時間為0.7 s，非故障變壓器供電的2段正常運行供電系統(tǒng)6.3 kV母線段BBC和BBD斷電時間為0.2 s;廠用電源切換至高備變，維持反應(yīng)堆40%功率所需的廠用負荷參加自起動。圖2(c)為工況3A時，6.3 kV廠用母線電壓曲線。

仿真工況3B:單元機組高廠變低壓繞組故障，主保護拒動，后備保護動作，機組停機;故障變壓器供電的2段正常運行供電系統(tǒng)6.3 kV母線段BBC和BBD斷電時間為0.7 s，非故障變壓器供電的2段正常運行供電系統(tǒng)6.3 kV母線段BBA和BBB斷電時間為0.2 s;廠用電源切換至高備變，維持反應(yīng)堆40%功率所需的廠用負荷參加自起動。圖2(d)為工況3B時，6.3 kV廠用母線電壓曲線。

仿真工況4:500 kV系統(tǒng)短路故障，主保護或斷路器拒動后，斷路器失靈保護又拒動;或操縱員誤操作時，500 kV系統(tǒng)失電;廠用系統(tǒng)電壓降低，低電壓保護動作甩負荷，跳開正常運行供電系統(tǒng)6.3 kV母線段進線斷路器，正常運行供電系統(tǒng)6.3 kV母線段斷電時間約為1.5 s;廠用電源切換至高備變，維持反應(yīng)堆40%功率所需的廠用負荷參加自起動。圖2(e)為工況4時，6.3 kV廠用母線電壓曲線。

圖2(f)為工況1時，0.4 kV應(yīng)急廠用母線電壓曲線。

圖2(g)為工況2時，0.4 kV應(yīng)急廠用母線電壓曲線。

圖2(h)為工況3A時，0.4 kV應(yīng)急廠用母線電壓曲線。

圖2(i)為工況3B時，0.4 kV應(yīng)急廠用母線電壓曲線。

圖2(j)為工況4時，0.4 kV應(yīng)急廠用母線電壓曲線。

3.3 廠用電規(guī)定母線電壓校驗

國內(nèi)工程是依據(jù)DL/T 5153—2002《火力發(fā)電廠廠用電設(shè)計技術(shù)規(guī)定》［8］(下稱“規(guī)定”)來校驗成組電動機自起動時母線電壓是否滿足要求的。在“規(guī)定”的第5.4、5.5、5.6條中給出了計算方法，并提供了保證自起動成功的最低母線電壓要求。

本文將ETAP軟件計算結(jié)果與應(yīng)用規(guī)定計算方法的計算結(jié)果進行對比，對母線電壓進行校驗。成組電動機自起動時廠用母線電壓校驗結(jié)果如表1所示。

表1 成組電動機自起動時廠用母線電壓校驗Tab.1 Voltage checking of auxiliary buses during grouped motors self-starting

從表1可得，俄方提出了4種切換工況，工況1、2、3切換時間均小于0.8 s，屬于快速切換，工況4切換時間超過0.8 s，屬于慢速切換。本工程采用“規(guī)定”計算方法進行了母線電壓校驗計算，慢速切換中高壓母線電壓不滿足“規(guī)定”要求，成組電動機自起動不成功;快速切換中高、低壓母線電壓都滿足“規(guī)定”要求，成組電動機自起動成功［9-10］。

3.4 結(jié)果分析

采用ETAP軟件對4種暫態(tài)工況進行仿真，結(jié)果表明可滿足俄方對廠用電源的要求，即高、低壓各段母線電壓恢復(fù)至65%額定電壓的時間均小于5 s，高、低壓各段母線電壓恢復(fù)至80%額定電壓的時間均小于15 s。

采用ETAP軟件仿真，工況1中斷電0.2 s后投入備用電源，BBA段母線初始電壓較 BBB、BBC、BBD段母線電壓高，母線電壓為69.35%額定電壓;而采用“規(guī)定”方法計算得，高壓母線初始電壓為83.56%基準電壓。采用ETAP軟件仿真，工況4中斷電1.5 s后投入備用電源，BBB段母線初始電壓較BBA、BBC、BBD段母線電壓高，母線電壓為59.37%額定電壓;而采用“規(guī)定”方法計算后，高壓母線初始電壓為67.50%基準電壓。2種方法的計算結(jié)果相差較大。

采用ETAP軟件仿真，工況1、2、3滿足俄方對廠用電設(shè)計的要求，采用“規(guī)定”方法計算結(jié)果，也滿足成功自起動要求，2種計算結(jié)果一致。采用ETAP軟件仿真，工況4起動時間為6 s左右，在5 s內(nèi)達到了65%額定電壓，計算結(jié)果滿足俄方對廠用電設(shè)計的要求;而采用“規(guī)定”方法計算結(jié)果則不滿足成功自起動要求，2種計算結(jié)果產(chǎn)生了偏差。這是由于“規(guī)定”單純地將暫態(tài)過程簡化為快速切換和慢速切換2種工況，勢必造成計算結(jié)果不合理。

4 結(jié)論

(1)母線電壓校驗公式不能準確反映廠用母線電壓狀況，計算結(jié)果與實際暫態(tài)穩(wěn)定過程有一定的出入，具有一定的局限性，對于核電站和承建的國外電廠不完全適用。

(2)采用ETAP軟件對俄方提出的4種暫態(tài)工況進行仿真，仿真結(jié)果滿足俄方對廠用電源的要求。提供的ETAP暫態(tài)穩(wěn)定分析報告得到了俄方和業(yè)主的認可，并根據(jù)計算結(jié)果開展下一步設(shè)計工作，此仿真結(jié)果可為繼電保護調(diào)整提供理論依據(jù)。

(3)田灣核電站3、4號機組的暫態(tài)穩(wěn)定分析表明，ETAP軟件可以很好地仿真電源切換過程中的母線電壓，并提供電壓曲線上各點的數(shù)據(jù)，據(jù)此可判斷廠用電系統(tǒng)受到的擾動是否能達到穩(wěn)定。仿真結(jié)果是廠用電系統(tǒng)繼電保護調(diào)整的依據(jù)，打破了傳統(tǒng)的實驗及經(jīng)驗整定模式。

(4)應(yīng)用本研究成果，在核電工程廠用電系統(tǒng)設(shè)計時，可以很好地實現(xiàn)暫態(tài)穩(wěn)定分析，同時還可供火電工程參照使用，尤其對大容量空冷機組的設(shè)計更具有實用意義。

(5)本研究成果提高了核電機組廠用電系統(tǒng)供電的設(shè)計可靠性水平，實現(xiàn)了從靜態(tài)估算向暫態(tài)穩(wěn)定仿真的跨進。

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