李文帆，伍文城，李天鷙，鄒 朋

(中國電力工程顧問集團(tuán)西南電力設(shè)計(jì)院有限公司，四川 成都 610021)

0 引言

小型堆核能系統(tǒng)由于具有安全性高、選址靈活、經(jīng)濟(jì)性好、可建成移動式電站等特點(diǎn)已經(jīng)備受世界各國的關(guān)注和青睞。

常規(guī)電力系統(tǒng)系統(tǒng)規(guī)模較大，小型核電甚至大型核電接入后，系統(tǒng)的安全穩(wěn)定水平和核電運(yùn)行的系統(tǒng)環(huán)境均處于一個(gè)相對較好的情況。而部分小型核電由于規(guī)劃建在遠(yuǎn)離主電網(wǎng)的偏遠(yuǎn)地區(qū)甚至是孤立電網(wǎng)，接入后可能形成“大機(jī)小網(wǎng)”系統(tǒng)，穩(wěn)定情況出現(xiàn)與常規(guī)電力系統(tǒng)不同的特點(diǎn)。目前，國內(nèi)關(guān)于核電接入電網(wǎng)的文獻(xiàn)主要集中在對大容量機(jī)組接入大規(guī)模電力系統(tǒng)后的相互影響進(jìn)行分析，但尚無公開發(fā)表的文獻(xiàn)對小型核電接入小規(guī)模電網(wǎng)后的運(yùn)行情況進(jìn)行研究。為促進(jìn)對小型核電在我國的應(yīng)用進(jìn)行探索，有必要針對小型核電接入小規(guī)模電網(wǎng)后運(yùn)行方案進(jìn)行研究。

我國東部某工業(yè)園區(qū)供電電網(wǎng)為孤立的小電力系統(tǒng)，該電網(wǎng)在系統(tǒng)規(guī)模、網(wǎng)架結(jié)構(gòu)、供電模式和負(fù)荷特性等方面均在行業(yè)內(nèi)具有較為廣泛的代表意義。目前，該電網(wǎng)規(guī)劃投產(chǎn)2臺40?MW規(guī)模的小型核電代替部分原供電電源進(jìn)行供電。下面將以該孤立小電網(wǎng)為例，從電力系統(tǒng)穩(wěn)定的角度對小型核電的推廣與應(yīng)用進(jìn)行探索。

1 孤立電網(wǎng)情況

我國某工業(yè)電網(wǎng)為孤立的電力系統(tǒng)，系統(tǒng)最高電壓等級為35?kV，共有9座35?kV廠站。孤立工業(yè)電網(wǎng)最大負(fù)荷約126?MW，其中電動機(jī)負(fù)荷占比較大，約為總負(fù)荷的70?%；目前該電網(wǎng)由4個(gè)電站的18臺燃?xì)鈾C(jī)組供電，核電投產(chǎn)后將主要以核電為主進(jìn)行供電。該工業(yè)電網(wǎng)裝機(jī)規(guī)模如表1所示，接線如圖1所示。

表1 孤立電網(wǎng)電站裝機(jī)規(guī)模

圖1 孤立電網(wǎng)接線示意

2 核電接入系統(tǒng)方案

該工業(yè)電網(wǎng)規(guī)劃投產(chǎn)2臺單機(jī)規(guī)模為40?MW的核電機(jī)組，該機(jī)組投產(chǎn)后將成為該電網(wǎng)中最重要的電源。基于核電規(guī)模在系統(tǒng)中的占比以及各站點(diǎn)的用電需求，核電通過多點(diǎn)分散接入。結(jié)合現(xiàn)場實(shí)際建設(shè)條件，新建核電擬通過8回35?kV線路接入該工業(yè)電網(wǎng)系統(tǒng)。核電接入系統(tǒng)方案示意如圖2所示。

圖2 小型核電接入系統(tǒng)示意

根據(jù)潮流計(jì)算，小型核電通過多回出線多點(diǎn)接入系統(tǒng)后，園區(qū)電網(wǎng)潮流流向清晰，電壓分布合理，電網(wǎng)正常運(yùn)行和N-1方式下線路均不過載，滿足運(yùn)行要求。核電接入后潮流如圖3所示。

圖3 小型核電接入后潮流計(jì)算

3 核電接入后穩(wěn)定分析

在小型核電接入前，園區(qū)電網(wǎng)負(fù)荷由18臺燃?xì)鈾C(jī)組進(jìn)行供電，在機(jī)組發(fā)生“N-1”故障或任意一回線路發(fā)生三相短路故障的情況下，系統(tǒng)功角、電壓和頻率指標(biāo)均能恢復(fù)到穩(wěn)定范圍以內(nèi)。

在小型核電接入后，核電單機(jī)容量40?MW，約占園區(qū)電網(wǎng)負(fù)荷的30?%，“大機(jī)小網(wǎng)”特點(diǎn)比較明顯；若進(jìn)一步考慮2臺核電容量同時(shí)出現(xiàn)故障，園區(qū)將損失約60?%的負(fù)荷，將影響電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行。從電網(wǎng)運(yùn)行情況分析，在核電接入后最容易引起電網(wǎng)安全問題的故障有機(jī)組“N-1”故障和核電機(jī)組出線三相短路故障。針對這兩類故障引起的穩(wěn)定問題進(jìn)行仿真分析。

3.1 系統(tǒng)旋轉(zhuǎn)備用容量

電力系統(tǒng)的備用容量中旋轉(zhuǎn)備用與系統(tǒng)故障期間的穩(wěn)定水平有較大的關(guān)系;要求為最大負(fù)荷的 2?%～5?%，其中小系統(tǒng) 5?%，大系統(tǒng) 2?%，故取值為5?%。一般在電力系統(tǒng)中負(fù)荷備用容量必須是旋轉(zhuǎn)備用，事故備用的一部分(一般是50?%以上)應(yīng)是旋轉(zhuǎn)備用，要求為最大負(fù)荷的10?%左右，且小于系統(tǒng)中的最大單位機(jī)容量，本系統(tǒng)單機(jī)容量為40?MW。檢修備用和另一部分事故備用為冷備用。

按照以下公式計(jì)算核電接入后的旋轉(zhuǎn)備用容量，即：

根據(jù)上式計(jì)算旋轉(zhuǎn)備用容量為26.3?MW。

但若按核電接入前該工業(yè)園區(qū)電網(wǎng)運(yùn)行方式安排，以及常規(guī)電力系統(tǒng)的運(yùn)行情況，旋轉(zhuǎn)備用率一般取為最大負(fù)荷的10?%左右，即：

旋備=最大負(fù)荷×10?%=126×10?%=12.6?MW

根據(jù)上式計(jì)算旋轉(zhuǎn)備用容量為12.6?MW。

綜上，從提高電力系統(tǒng)穩(wěn)定水平來看，旋轉(zhuǎn)備用容量越大，系統(tǒng)的穩(wěn)定水平越好，但是會增加運(yùn)維費(fèi)用。從參考核電接入前工業(yè)園區(qū)電網(wǎng)運(yùn)行方式安排以及節(jié)省運(yùn)維費(fèi)用等方面考慮，穩(wěn)定計(jì)算中以旋轉(zhuǎn)備用容量為12.6?MW的情況為基礎(chǔ)進(jìn)行計(jì)算。

3.2 單機(jī)N-1故障

模擬了工業(yè)電網(wǎng)燃?xì)鈾C(jī)組發(fā)生單機(jī)“N-1”故障和核電機(jī)組單機(jī)“N-1”故障。結(jié)果表明：

(1)?工業(yè)電網(wǎng)既有電源發(fā)生單機(jī)跳閘時(shí)，系統(tǒng)穩(wěn)定水平較好，系統(tǒng)的電壓、頻率指標(biāo)均在允許范圍內(nèi)。

(2)?由于核電機(jī)組單機(jī)規(guī)模相對于電網(wǎng)規(guī)模較大，約占全網(wǎng)負(fù)荷的30?%左右，當(dāng)1臺40?MW核電機(jī)組突然退出運(yùn)行時(shí)，對工業(yè)電網(wǎng)沖擊較大，嚴(yán)重影響系統(tǒng)的頻率穩(wěn)定。核電機(jī)組單機(jī)N-1時(shí)系統(tǒng)暫態(tài)最低頻率降低至45.5?Hz，穩(wěn)態(tài)頻率只能恢復(fù)至47.3?Hz，需要采取切負(fù)荷措施。經(jīng)計(jì)算，核電機(jī)組跳閘后15個(gè)周波，切除負(fù)荷約25?MW?(占比20?%)，系統(tǒng)暫態(tài)最低頻率為48.9?Hz，穩(wěn)態(tài)頻率 49.7?Hz?(見表 2)。

表2 單機(jī)N-1故障后系統(tǒng)電壓、頻率指標(biāo)

根據(jù)機(jī)組N-1故障計(jì)算，在核電接入后，發(fā)生核電機(jī)組單機(jī)N-1故障后需要切除約25?MW機(jī)組系統(tǒng)頻率才可恢復(fù)。建議在運(yùn)行安排時(shí)對工業(yè)園區(qū)負(fù)荷供電可靠性要求進(jìn)行梳理分析，若部分負(fù)荷對供電可靠性要求較低，則從節(jié)省運(yùn)維費(fèi)用等方面考慮，無需增加旋轉(zhuǎn)備用容量，在穩(wěn)控措施安排時(shí)可考慮先切除可靠性要求較低的負(fù)荷；若工業(yè)園區(qū)負(fù)荷對供電可靠性水平要求較高，則實(shí)際運(yùn)行需要考慮提高旋轉(zhuǎn)備用容量。

3.3 三相短路故障

根據(jù)對孤立電網(wǎng)35?kV線路發(fā)生三相短路故障的情況進(jìn)行仿真。在核電機(jī)組出線核電母線側(cè)發(fā)生三相短路故障，一方面造成核電機(jī)組出力短時(shí)驟降，引起系統(tǒng)頻率發(fā)生波動，另一方面，因核電母線與多個(gè)站點(diǎn)保持聯(lián)系，在發(fā)生短路故障時(shí)，核電母線電壓驟降，拉低與之相連的多個(gè)站點(diǎn)的電壓，部分節(jié)點(diǎn)的電動機(jī)發(fā)生堵轉(zhuǎn)，系統(tǒng)電壓不能恢復(fù)。核電站至站6出線發(fā)生三相短路故障后系統(tǒng)電壓、頻率見表3。

表3 核電站至站6出線發(fā)生三相短路故障

為改善線路三相短路故障后系統(tǒng)的穩(wěn)定水平，考慮了以下措施。

(1)?措施1：增加旋轉(zhuǎn)備用。在原各電源開機(jī)出力情況下，增開站9的1臺機(jī)組，系統(tǒng)旋轉(zhuǎn)備用容量由14?MW提高到約24?MW。

(2)?措施2：核電分母線運(yùn)行。核電1號機(jī)通過至站1的2回35?kV線路、至站2的2回35?kV線路接入系統(tǒng)，核電2號機(jī)通過其余線路接入系統(tǒng)。

(3)?措施3：加快故障切除。線路三相短路后故障線路切除時(shí)間由7.5個(gè)周波加快為6個(gè)周波。

(4)?措施4：綜合措施。措施1—3同時(shí)實(shí)施的綜合措施。

采取各措施，核電站出線發(fā)生三相短路故障時(shí)系統(tǒng)的電壓、頻率變化情況見表4所示。不同措施下核電出線三相短路故障時(shí)系統(tǒng)最低電壓比較如圖4所示，系統(tǒng)最低頻率比較如圖5所示。

圖4 不同措施下三相短路故障時(shí)系統(tǒng)最低電壓比較

圖5 不同措施下三相短路故障時(shí)系統(tǒng)最低頻率比較

表4 不同措施下核電站出線三相短路故障仿真比較

根據(jù)仿真結(jié)果，分析圖4和圖5可知：措施1—3中，措施1與措施2對系統(tǒng)的穩(wěn)定水平的提升效果基本相當(dāng)，其中措施3的效果最好。各個(gè)措施實(shí)施后，系統(tǒng)穩(wěn)態(tài)電壓均能恢復(fù)至正常水平；但是措施1與措施2對系統(tǒng)的暫態(tài)最低電壓水平的提升作用不大，而措施3對暫態(tài)電壓的恢復(fù)效果較為明顯。對于故障后頻率波動的抑制方面，措施3加快故障切除的效果較好。

綜上所述，由于核電機(jī)組的容量在系統(tǒng)中所占規(guī)模相對較大，當(dāng)核電機(jī)組發(fā)生故障或近區(qū)線路三相短路故障時(shí)將對孤立電網(wǎng)的安全穩(wěn)定造成較大影響，為提高孤立電網(wǎng)的安全穩(wěn)定水平和供電可靠性，在核電接入孤立電網(wǎng)后可考慮采取綜合措施，一方面可以降低網(wǎng)內(nèi)線路發(fā)生三相短路故障時(shí)系統(tǒng)的電壓、頻率的波動，另一方面也可以減少核電機(jī)組N-1后需要切除的負(fù)荷規(guī)模，提高電網(wǎng)的供電可靠性。

4 結(jié)論

(1)?因核電機(jī)組單機(jī)容量相對于工業(yè)園區(qū)負(fù)荷規(guī)模較大，系統(tǒng)旋轉(zhuǎn)備用安排若按照“負(fù)荷備用+部分事故備用”安排，會增加系統(tǒng)的運(yùn)維費(fèi)用，需結(jié)合系統(tǒng)故障的穩(wěn)定水平和供電負(fù)荷可靠性要求綜合分析。

(2)?在核電機(jī)組“N-1”故障時(shí)，對工業(yè)電網(wǎng)沖擊較大，嚴(yán)重影響系統(tǒng)的頻率穩(wěn)定。需對供電負(fù)荷可靠性要求進(jìn)行梳理統(tǒng)計(jì)，考慮采取切負(fù)荷措施或提高系統(tǒng)旋轉(zhuǎn)備用容量的方式安排。

(3)?核電近區(qū)線路三相短路故障時(shí)，影響系統(tǒng)的電壓穩(wěn)定和頻率穩(wěn)定。運(yùn)行方式安排時(shí)可適當(dāng)增加系統(tǒng)旋轉(zhuǎn)備用容量、核電分散接入和加快保護(hù)切除故障的措施緩解故障后對電網(wǎng)的沖擊；若穩(wěn)定水平較差可采取綜合措施提高系統(tǒng)的安全穩(wěn)定水平。