小型核電接入孤立電網的穩定分析

李文帆，伍文城，李天鷙，鄒 朋

(中國電力工程顧問集團西南電力設計院有限公司，四川 成都 610021)

0 引言

小型堆核能系統由于具有安全性高、選址靈活、經濟性好、可建成移動式電站等特點已經備受世界各國的關注和青睞。

常規電力系統系統規模較大，小型核電甚至大型核電接入后，系統的安全穩定水平和核電運行的系統環境均處于一個相對較好的情況。而部分小型核電由于規劃建在遠離主電網的偏遠地區甚至是孤立電網，接入后可能形成“大機小網”系統，穩定情況出現與常規電力系統不同的特點。目前，國內關于核電接入電網的文獻主要集中在對大容量機組接入大規模電力系統后的相互影響進行分析，但尚無公開發表的文獻對小型核電接入小規模電網后的運行情況進行研究。為促進對小型核電在我國的應用進行探索，有必要針對小型核電接入小規模電網后運行方案進行研究。

我國東部某工業園區供電電網為孤立的小電力系統，該電網在系統規模、網架結構、供電模式和負荷特性等方面均在行業內具有較為廣泛的代表意義。目前，該電網規劃投產2臺40?MW規模的小型核電代替部分原供電電源進行供電。下面將以該孤立小電網為例，從電力系統穩定的角度對小型核電的推廣與應用進行探索。

1 孤立電網情況

我國某工業電網為孤立的電力系統，系統最高電壓等級為35?kV，共有9座35?kV廠站。孤立工業電網最大負荷約126?MW，其中電動機負荷占比較大，約為總負荷的70?%；目前該電網由4個電站的18臺燃氣機組供電，核電投產后將主要以核電為主進行供電。該工業電網裝機規模如表1所示，接線如圖1所示。

表1 孤立電網電站裝機規模

圖1 孤立電網接線示意

2 核電接入系統方案

該工業電網規劃投產2臺單機規模為40?MW的核電機組，該機組投產后將成為該電網中最重要的電源。基于核電規模在系統中的占比以及各站點的用電需求，核電通過多點分散接入。結合現場實際建設條件，新建核電擬通過8回35?kV線路接入該工業電網系統。核電接入系統方案示意如圖2所示。

圖2 小型核電接入系統示意

根據潮流計算，小型核電通過多回出線多點接入系統后，園區電網潮流流向清晰，電壓分布合理，電網正常運行和N-1方式下線路均不過載，滿足運行要求。核電接入后潮流如圖3所示。

圖3 小型核電接入后潮流計算

3 核電接入后穩定分析

在小型核電接入前，園區電網負荷由18臺燃氣機組進行供電，在機組發生“N-1”故障或任意一回線路發生三相短路故障的情況下，系統功角、電壓和頻率指標均能恢復到穩定范圍以內。

在小型核電接入后，核電單機容量40?MW，約占園區電網負荷的30?%，“大機小網”特點比較明顯；若進一步考慮2臺核電容量同時出現故障，園區將損失約60?%的負荷，將影響電網安全穩定運行。從電網運行情況分析，在核電接入后最容易引起電網安全問題的故障有機組“N-1”故障和核電機組出線三相短路故障。針對這兩類故障引起的穩定問題進行仿真分析。

3.1 系統旋轉備用容量

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

按照以下公式計算核電接入后的旋轉備用容量，即：

根據上式計算旋轉備用容量為26.3?MW。

但若按核電接入前該工業園區電網運行方式安排，以及常規電力系統的運行情況，旋轉備用率一般取為最大負荷的10?%左右，即：

旋備=最大負荷×10?%=126×10?%=12.6?MW

根據上式計算旋轉備用容量為12.6?MW。

綜上，從提高電力系統穩定水平來看，旋轉備用容量越大，系統的穩定水平越好，但是會增加運維費用。從參考核電接入前工業園區電網運行方式安排以及節省運維費用等方面考慮，穩定計算中以旋轉備用容量為12.6?MW的情況為基礎進行計算。

3.2 單機N-1故障

模擬了工業電網燃氣機組發生單機“N-1”故障和核電機組單機“N-1”故障。結果表明：

(1)?工業電網既有電源發生單機跳閘時，系統穩定水平較好，系統的電壓、頻率指標均在允許范圍內。

(2)?由于核電機組單機規模相對于電網規模較大，約占全網負荷的30?%左右，當1臺40?MW核電機組突然退出運行時，對工業電網沖擊較大，嚴重影響系統的頻率穩定。核電機組單機N-1時系統暫態最低頻率降低至45.5?Hz，穩態頻率只能恢復至47.3?Hz，需要采取切負荷措施。經計算，核電機組跳閘后15個周波，切除負荷約25?MW?(占比20?%)，系統暫態最低頻率為48.9?Hz，穩態頻率 49.7?Hz?(見表 2)。

表2 單機N-1故障后系統電壓、頻率指標

根據機組N-1故障計算，在核電接入后，發生核電機組單機N-1故障后需要切除約25?MW機組系統頻率才可恢復。建議在運行安排時對工業園區負荷供電可靠性要求進行梳理分析，若部分負荷對供電可靠性要求較低，則從節省運維費用等方面考慮，無需增加旋轉備用容量，在穩控措施安排時可考慮先切除可靠性要求較低的負荷；若工業園區負荷對供電可靠性水平要求較高，則實際運行需要考慮提高旋轉備用容量。

3.3 三相短路故障

根據對孤立電網35?kV線路發生三相短路故障的情況進行仿真。在核電機組出線核電母線側發生三相短路故障，一方面造成核電機組出力短時驟降，引起系統頻率發生波動，另一方面，因核電母線與多個站點保持聯系，在發生短路故障時，核電母線電壓驟降，拉低與之相連的多個站點的電壓，部分節點的電動機發生堵轉，系統電壓不能恢復。核電站至站6出線發生三相短路故障后系統電壓、頻率見表3。

表3 核電站至站6出線發生三相短路故障

為改善線路三相短路故障后系統的穩定水平，考慮了以下措施。

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

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

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

(4)?措施4：綜合措施。措施1—3同時實施的綜合措施。

采取各措施，核電站出線發生三相短路故障時系統的電壓、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系統最低電壓比較如圖4所示，系統最低頻率比較如圖5所示。

圖4 不同措施下三相短路故障時系統最低電壓比較

圖5 不同措施下三相短路故障時系統最低頻率比較

表4 不同措施下核電站出線三相短路故障仿真比較

根據仿真結果，分析圖4和圖5可知：措施1—3中，措施1與措施2對系統的穩定水平的提升效果基本相當，其中措施3的效果最好。各個措施實施后，系統穩態電壓均能恢復至正常水平；但是措施1與措施2對系統的暫態最低電壓水平的提升作用不大，而措施3對暫態電壓的恢復效果較為明顯。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，由于核電機組的容量在系統中所占規模相對較大，當核電機組發生故障或近區線路三相短路故障時將對孤立電網的安全穩定造成較大影響，為提高孤立電網的安全穩定水平和供電可靠性，在核電接入孤立電網后可考慮采取綜合措施，一方面可以降低網內線路發生三相短路故障時系統的電壓、頻率的波動，另一方面也可以減少核電機組N-1后需要切除的負荷規模，提高電網的供電可靠性。

4 結論

(1)?因核電機組單機容量相對于工業園區負荷規模較大，系統旋轉備用安排若按照“負荷備用+部分事故備用”安排，會增加系統的運維費用，需結合系統故障的穩定水平和供電負荷可靠性要求綜合分析。

(2)?在核電機組“N-1”故障時，對工業電網沖擊較大，嚴重影響系統的頻率穩定。需對供電負荷可靠性要求進行梳理統計，考慮采取切負荷措施或提高系統旋轉備用容量的方式安排。

(3)?核電近區線路三相短路故障時，影響系統的電壓穩定和頻率穩定。運行方式安排時可適當增加系統旋轉備用容量、核電分散接入和加快保護切除故障的措施緩解故障后對電網的沖擊；若穩定水平較差可采取綜合措施提高系統的安全穩定水平。