基于ETAP仿真的核電機組廠用電系統暫態穩定分析

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計院，長春市130021)

0 引言

國外核電站設計中一般都要求提供廠用電系統暫態穩定分析報告，在一些國外設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分析報告。我國對于廠用電源切換的暫態穩定判據是校驗廠用電源切換中的最低母線電壓，在設計中不需要提供暫態穩定分析報告，顯然跟不上國外發展步伐，因此對發電廠(尤其是核電站)進行暫態分析研究勢在必行。

近年來國內外學者相繼對暫態分析進行了研究，文獻［1］指出機電暫態仿真是分析電力系統的有效工具，在系統設計、規劃、運行和調度等方面有廣泛的應用;文獻［2］介紹了采用天津大學研發的動態軟件包(BUSTP)對內蒙古達拉特發電廠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，以某發電廠為例，分析了感應電動機參數對廠用電切換方式的影響;文獻［4］應用DL/T 5153《火力發電廠廠用電設計技術規定》的計算公式，研究了二灘水力發電廠大功率異步電動機起動對廠用電系統電壓的影響;文獻［5］依托某國外發電廠(2×660 MW 空冷機組)，利用 ETAP(electrical transient analysis program)軟件對發電機系統及單元、公用高壓廠用電系統、低壓廠用電系統以及升壓站400 kV系統進行了仿真計算。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計工作中，暫態穩定分析技術已經成熟。

隨著計算機仿真技術的發展，越來越多的軟件可以實現系統暫態計算及仿真。在電氣設計中，由美國OTI公司發行的ETAP軟件具有潮流分析、短路分析、諧波分析、暫態穩定分析、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號機組由俄羅斯設計院(簡稱俄方)設計，俄方提供了1套完整的廠用電系統的暫態穩定分析報告，文獻［6］中給出了廠用電源切換過程中的暫態仿真曲線和仿真數據。本文基于ETAP軟件，以田灣核電站1、2號機組的暫態穩定分析報告為參考，對田灣核電站3、4號機組(2×1 000 MW)進行暫態穩定分析研究。

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、暫態穩定分析、可靠性分析等功能模塊。ETAP暫態穩定分析模塊旨在分析系統變化(或干擾)時和變化前、后電力系統的動態響應和穩定極限。程序模擬電力系統的動態特性，執行設定的事件和動作，求解系統網絡方程和機械微分方程，仿真系統和電機在時域內的響應。通過這些響應，可以確定系統的暫態特性，做出穩態評估，及時調整繼電保護整定值，并運用必要的補償或加強措施來提高系統的穩定性。ETAP暫態穩定性分析模塊遵從IEEE 1110、IEEE 421.5標準。

2 田灣核電站3、4號機組概況

田灣核電站規劃建設8臺核電機組，一期工程2臺俄羅斯產的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;二期工程計劃再建2臺俄羅斯產同型(改進型)壓水堆機組(3、4號機組)。二期工程總設計方是俄羅斯設計院，核島部分由俄方設計，常規島部分由東北電力設計院設計。目前，該工程正進行施工圖設計，在初步設計中，俄方要求中方提供廠用電系統的暫態穩定分析報告，以便開展核島部分設計。

2.1 電氣主接線

二期工程2臺機組均采用發變組單元接線，發電機出口設置斷路器，發電機與主變壓器通過離相封閉母線連接。根據接入系統設計，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

依托俄羅斯產WWER1000(改進型)1 000 MW級壓水堆核電機組工藝系統特點及俄方相關設計規范，根據現階段廠用負荷計算結果，廠用電源配置的主要原則如下:

(1)每臺機組設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和發電機出口斷路器之間引接。2臺高壓廠用變壓器均裝設有載調壓開關，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1臺容量為70/35-35 MVA分裂繞組、帶有載調壓開關的備用變壓器，其電源引自220 kV輔助開關站二期工程擴建的220 kV母線。

(3)廠用電系統采用6.3 kV和0.4 kV兩級電壓供電，6.3 kV系統采用單母線接線。根據核電站廠用負荷對供電可靠性的要求，以及俄方相關設計標準，廠用電設計分為3個系統:正常運行供電系統、正常運行可靠供電系統、應急供電系統。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 主要設備參數

(1)發電機:額定容量為1 318 MVA，額定功率為1 186.2 MW，功率因數為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%)，發電機轉動慣量為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［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，即廠用電系統由發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、發電機出口斷路器和正常運行供電系統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、發電機出口斷路器和正常運行供電系統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、發電機出口斷路器和正常運行供電系統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6.3 kV母線段斷電時間約0.2 s。

工況4:500 kV系統短路故障，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系統失電)。正常運行供電系統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6.3 kV母線段斷電時間約1.5 s。

俄方對廠用電系統暫態穩定的要求為:在電源切換過程中，各段高、低壓母線電壓恢復至65%額定電壓的時間均小于5 s，各段高、低壓母線電壓恢復至80%額定電壓的時間均小于15 s。

3.2 ETAP仿真結果

應用ETAP軟件建立模型，輸入數據包括同步發電機、主變、等效電網系統、高廠變、高備變、感應電動機等設備參數以及等效負荷、靜態負荷等。建立模型后應用ETAP暫態穩定分析模塊，對俄方提出的各種工況進行仿真，結果如圖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系統失電;廠用系統電壓降低，低電壓保護動作甩負荷，跳開正常運行供電系統6.3 kV母線段進線斷路器，正常運行供電系統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應急廠用母線電壓曲線。

圖2(g)為工況2時，0.4 kV應急廠用母線電壓曲線。

圖2(h)為工況3A時，0.4 kV應急廠用母線電壓曲線。

圖2(i)為工況3B時，0.4 kV應急廠用母線電壓曲線。

圖2(j)為工況4時，0.4 kV應急廠用母線電壓曲線。

3.3 廠用電規定母線電壓校驗

國內工程是依據DL/T 5153—2002《火力發電廠廠用電設計技術規定》［8］(下稱“規定”)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軟件計算結果與應用規定計算方法的計算結果進行對比，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“規定”要求，成組電動機自起動成功［9-10］。

3.4 結果分析

采用ETAP軟件對4種暫態工況進行仿真，結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計的要求，采用“規定”方法計算結果，也滿足成功自起動要求，2種計算結果一致。采用ETAP軟件仿真，工況4起動時間為6 s左右，在5 s內達到了65%額定電壓，計算結果滿足俄方對廠用電設計的要求;而采用“規定”方法計算結果則不滿足成功自起動要求，2種計算結果產生了偏差。這是由于“規定”單純地將暫態過程簡化為快速切換和慢速切換2種工況，勢必造成計算結果不合理。

4 結論

(1)母線電壓校驗公式不能準確反映廠用母線電壓狀況，計算結果與實際暫態穩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種暫態工況進行仿真，仿真結果滿足俄方對廠用電源的要求。提供的ETAP暫態穩定分析報告得到了俄方和業主的認可，并根據計算結果開展下一步設計工作，此仿真結果可為繼電保護調整提供理論依據。

(3)田灣核電站3、4號機組的暫態穩定分析表明，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據，據此可判斷廠用電系統受到的擾動是否能達到穩定。仿真結果是廠用電系統繼電保護調整的依據，打破了傳統的實驗及經驗整定模式。

(4)應用本研究成果，在核電工程廠用電系統設計時，可以很好地實現暫態穩定分析，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供電的設計可靠性水平，實現了從靜態估算向暫態穩定仿真的跨進。

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