基于ETAP仿真的核电机组厂用电系统暂态稳定分析

刘丽影,李杨,侯淑莲,钱序

(中国电力工程顾问集团东北电力设计院，长春市130021)

0 引言

国外核电站设计中一般都要求提供厂用电系统暂态稳定分析报告，在一些国外设计项目的合同中也明确要求提供厂用电源切换过程的暂态分析报告。我国对于厂用电源切换的暂态稳定判据是校验厂用电源切换中的最低母线电压，在设计中不需要提供暂态稳定分析报告，显然跟不上国外发展步伐，因此对发电厂(尤其是核电站)进行暂态分析研究势在必行。

近年来国内外学者相继对暂态分析进行了研究，文献［1］指出机电暂态仿真是分析电力系统的有效工具，在系统设计、规划、运行和调度等方面有广泛的应用;文献［2］介绍了采用天津大学研发的动态软件包(BUSTP)对内蒙古达拉特发电厂1号机组的厂用电切换过程进行仿真研究;文献［3］采用PSCAD/EMTDC软件，以某发电厂为例，分析了感应电动机参数对厂用电切换方式的影响;文献［4］应用DL/T 5153《火力发电厂厂用电设计技术规定》的计算公式，研究了二滩水力发电厂大功率异步电动机起动对厂用电系统电压的影响;文献［5］依托某国外发电厂(2×660 MW 空冷机组)，利用 ETAP(electrical transient analysis program)软件对发电机系统及单元、公用高压厂用电系统、低压厂用电系统以及升压站400 kV系统进行了仿真计算。国外学者除了对厂用电切换进行研究外，还将研究成果运用到设计工作中，暂态稳定分析技术已经成熟。

随着计算机仿真技术的发展，越来越多的软件可以实现系统暂态计算及仿真。在电气设计中，由美国OTI公司发行的ETAP软件具有潮流分析、短路分析、谐波分析、暂态稳定分析、可靠性分析等功能，其界面友好，在国际上被通用。

田湾核电站1、2号机组由俄罗斯设计院(简称俄方)设计，俄方提供了1套完整的厂用电系统的暂态稳定分析报告，文献［6］中给出了厂用电源切换过程中的暂态仿真曲线和仿真数据。本文基于ETAP软件，以田湾核电站1、2号机组的暂态稳定分析报告为参考，对田湾核电站3、4号机组(2×1 000 MW)进行暂态稳定分析研究。

1 计算方法

本研究采用ETAP软件进行计算，ETAP软件中有潮流分析、短路分析、谐波分析、暂态稳定分析、可靠性分析等功能模块。ETAP暂态稳定分析模块旨在分析系统变化(或干扰)时和变化前、后电力系统的动态响应和稳定极限。程序模拟电力系统的动态特性，执行设定的事件和动作，求解系统网络方程和机械微分方程，仿真系统和电机在时域内的响应。通过这些响应，可以确定系统的暂态特性，做出稳态评估，及时调整继电保护整定值，并运用必要的补偿或加强措施来提高系统的稳定性。ETAP暂态稳定性分析模块遵从IEEE 1110、IEEE 421.5标准。

2 田湾核电站3、4号机组概况

田湾核电站规划建设8台核电机组，一期工程2台俄罗斯产的1 000 MW WWER1000型压水堆核电机组(1、2号机组)，已于2007年建成投产;二期工程计划再建2台俄罗斯产同型(改进型)压水堆机组(3、4号机组)。二期工程总设计方是俄罗斯设计院，核岛部分由俄方设计，常规岛部分由东北电力设计院设计。目前，该工程正进行施工图设计，在初步设计中，俄方要求中方提供厂用电系统的暂态稳定分析报告，以便开展核岛部分设计。

2.1 电气主接线

二期工程2台机组均采用发变组单元接线，发电机出口设置断路器，发电机与主变压器通过离相封闭母线连接。根据接入系统设计，二期工程2台机组接入一期工程已建成的500 kV高压配电装置，二期工程新增1回500 kV出线。

2.2 厂用电系统

依托俄罗斯产WWER1000(改进型)1 000 MW级压水堆核电机组工艺系统特点及俄方相关设计规范，根据现阶段厂用负荷计算结果，厂用电源配置的主要原则如下:

(1)每台机组设2台容量为63/31.5-31.5 MVA的分裂绕组高压厂用工作变压器30(40)BBT01、30(40)BBT02，其电源由主变压器低压侧和发电机出口断路器之间引接。2台高压厂用变压器均装设有载调压开关，以保证机组正常起停时高压母线电压水平的要求。

(2)每台机组设1台容量为70/35-35 MVA分裂绕组、带有载调压开关的备用变压器，其电源引自220 kV辅助开关站二期工程扩建的220 kV母线。

(3)厂用电系统采用6.3 kV和0.4 kV两级电压供电，6.3 kV系统采用单母线接线。根据核电站厂用负荷对供电可靠性的要求，以及俄方相关设计标准，厂用电设计分为3个系统:正常运行供电系统、正常运行可靠供电系统、应急供电系统。图1为3号机组厂用电原则性接线图(4号机组与此图相同)。

2.3 主要设备参数

(1)发电机:额定容量为1 318 MVA，额定功率为1 186.2 MW，功率因数为0.9，额定电压为24 kV;直轴超瞬变电抗Xd″(饱和)容差为28.7%(±10%)，发电机转动惯量为326 000 kg·m2。

(2)主变压器(下称主变):额定容量为3×430 MVA，电压比为，阻抗电压Ud=18%，接线组别为YN、d11。

(3)高压厂用变压器(下称高厂变):额定容量为63/31.5-31.5 MVA，电压比为24±8×1.5%/6.3－6.3 kV，阻抗电压Ud=26.5%，容差为+7.5%，接线组别为 D、d0-d0。

(4)高压厂用备用变压器(下称高备变):额定容量为70/35-35 MVA，电压比为230±8×1.5%/6.3-6.3 kV，阻抗电压Ud=22.5%，容差为+7.5%，接线组别为 YN、d11-d11。

(5)厂用电系统电动机:参照高厂变运行负荷清单和高备变运行负荷清单以及电动机参数［7］。

3 ETAP仿真

3.1 主要切换工况及要求

图1 3号机组厂用电系统原则性接线图Fig.1 Connection scheme for auxiliary power system in No.3 unit

本文将校验各种厂用电源切换工况，包括机组正常运行工况，即厂用电系统由发电机组通过高厂变提供电源工况和事故运行工况，即厂用电源切换至高备变供电(由厂外220 kV备用电源系统供电)工况。

在厂用电源切换校验中，都是以高厂变(高备变)带最大负荷为条件进行电源切换计算的。根据电源的故障类型及厂用负荷用电的要求，将厂用电源切换分为以下4种工况。

工况1:单元机组主变或高厂变故障，主保护动作，同时跳开500 kV断路器、发电机出口断路器和正常运行供电系统6.3 kV母线段工作电源进线断路器。供电电源自动切换至高备变，正常运行供电系统6.3 kV母线段断电时间约0.2 s(保护动作时间加上断路器动作时间)。

工况2:单元机组主变或高厂变故障，主保护拒动，后备保护动作，同时跳开500 kV断路器、发电机出口断路器和正常运行供电系统6.3 kV母线段工作电源进线断路器。供电电源自动切换至高备变，正常运行供电系统6.3 kV母线段断电时间约0.7 s(保护动作时间0.6 s加上断路器动作时间0.1 s)。

工况3:单元机组高厂变低压绕组故障，主保护拒动，后备保护(如高厂变后备距离保护)动作，同时跳开500 kV断路器、发电机出口断路器和正常运行供电系统6.3 kV母线段工作电源进线断路器。供电电源自动切换至高备变。此时故障变压器供电的2段正常运行供电系统6.3 kV母线段断电时间约0.7 s(保护动作时间0.6 s加上断路器动作时间0.1 s);非故障变压器供电的2段正常运行供电系统6.3 kV母线段断电时间约0.2 s。

工况4:500 kV系统短路故障，主保护或断路器拒动后，断路器失灵保护又拒动(或操纵员误操作，500 kV系统失电)。正常运行供电系统6.3 kV母线段电压降低，该段工作电源进线断路器要等1.5 s后依靠低电压保护动作跳开，供电电源自动切换至高备变。此时4段正常运行供电系统6.3 kV母线段断电时间约1.5 s。

俄方对厂用电系统暂态稳定的要求为:在电源切换过程中，各段高、低压母线电压恢复至65%额定电压的时间均小于5 s，各段高、低压母线电压恢复至80%额定电压的时间均小于15 s。

3.2 ETAP仿真结果

应用ETAP软件建立模型，输入数据包括同步发电机、主变、等效电网系统、高厂变、高备变、感应电动机等设备参数以及等效负荷、静态负荷等。建立模型后应用ETAP暂态稳定分析模块，对俄方提出的各种工况进行仿真，结果如图2所示。

仿真工况1:单元机组主变或高厂变故障，主保护动作，机组停机;正常运行供电系统6.3 kV母线段断电时间约为0.2 s;厂用电源切换至高备变，维持反应堆40%功率所需的厂用负荷参加自起动。图2(a)为工况1时，6.3 kV厂用母线电压曲线。

图2 不同电源切换工况时高、低压母线电压Fig.2 Voltage of high-voltage and low-voltage bus under power supply switch

仿真工况2:单元机组主变或高厂变故障，主保护拒动，后备保护动作，机组停机;正常运行供电系统6.3 kV母线段断电时间约为0.7 s;厂用电源切换至高备变，维持反应堆40%功率所需的厂用负荷参加自起动。图2(b)为工况2时，6.3 kV厂用母线电压曲线。

仿真工况3A:单元机组高厂变低压绕组故障，主保护拒动，后备保护动作，机组停机;故障变压器供电的2段正常运行供电系统6.3 kV母线段BBA和BBB断电时间为0.7 s，非故障变压器供电的2段正常运行供电系统6.3 kV母线段BBC和BBD断电时间为0.2 s;厂用电源切换至高备变，维持反应堆40%功率所需的厂用负荷参加自起动。图2(c)为工况3A时，6.3 kV厂用母线电压曲线。

仿真工况3B:单元机组高厂变低压绕组故障，主保护拒动，后备保护动作，机组停机;故障变压器供电的2段正常运行供电系统6.3 kV母线段BBC和BBD断电时间为0.7 s，非故障变压器供电的2段正常运行供电系统6.3 kV母线段BBA和BBB断电时间为0.2 s;厂用电源切换至高备变，维持反应堆40%功率所需的厂用负荷参加自起动。图2(d)为工况3B时，6.3 kV厂用母线电压曲线。

仿真工况4:500 kV系统短路故障，主保护或断路器拒动后，断路器失灵保护又拒动;或操纵员误操作时，500 kV系统失电;厂用系统电压降低，低电压保护动作甩负荷，跳开正常运行供电系统6.3 kV母线段进线断路器，正常运行供电系统6.3 kV母线段断电时间约为1.5 s;厂用电源切换至高备变，维持反应堆40%功率所需的厂用负荷参加自起动。图2(e)为工况4时，6.3 kV厂用母线电压曲线。

图2(f)为工况1时，0.4 kV应急厂用母线电压曲线。

图2(g)为工况2时，0.4 kV应急厂用母线电压曲线。

图2(h)为工况3A时，0.4 kV应急厂用母线电压曲线。

图2(i)为工况3B时，0.4 kV应急厂用母线电压曲线。

图2(j)为工况4时，0.4 kV应急厂用母线电压曲线。

3.3 厂用电规定母线电压校验

国内工程是依据DL/T 5153—2002《火力发电厂厂用电设计技术规定》［8］(下称“规定”)来校验成组电动机自起动时母线电压是否满足要求的。在“规定”的第5.4、5.5、5.6条中给出了计算方法，并提供了保证自起动成功的最低母线电压要求。

本文将ETAP软件计算结果与应用规定计算方法的计算结果进行对比，对母线电压进行校验。成组电动机自起动时厂用母线电压校验结果如表1所示。

表1 成组电动机自起动时厂用母线电压校验Tab.1 Voltage checking of auxiliary buses during grouped motors self-starting

从表1可得，俄方提出了4种切换工况，工况1、2、3切换时间均小于0.8 s，属于快速切换，工况4切换时间超过0.8 s，属于慢速切换。本工程采用“规定”计算方法进行了母线电压校验计算，慢速切换中高压母线电压不满足“规定”要求，成组电动机自起动不成功;快速切换中高、低压母线电压都满足“规定”要求，成组电动机自起动成功［9-10］。

3.4 结果分析

采用ETAP软件对4种暂态工况进行仿真，结果表明可满足俄方对厂用电源的要求，即高、低压各段母线电压恢复至65%额定电压的时间均小于5 s，高、低压各段母线电压恢复至80%额定电压的时间均小于15 s。

采用ETAP软件仿真，工况1中断电0.2 s后投入备用电源，BBA段母线初始电压较 BBB、BBC、BBD段母线电压高，母线电压为69.35%额定电压;而采用“规定”方法计算得，高压母线初始电压为83.56%基准电压。采用ETAP软件仿真，工况4中断电1.5 s后投入备用电源，BBB段母线初始电压较BBA、BBC、BBD段母线电压高，母线电压为59.37%额定电压;而采用“规定”方法计算后，高压母线初始电压为67.50%基准电压。2种方法的计算结果相差较大。

采用ETAP软件仿真，工况1、2、3满足俄方对厂用电设计的要求，采用“规定”方法计算结果，也满足成功自起动要求，2种计算结果一致。采用ETAP软件仿真，工况4起动时间为6 s左右，在5 s内达到了65%额定电压，计算结果满足俄方对厂用电设计的要求;而采用“规定”方法计算结果则不满足成功自起动要求，2种计算结果产生了偏差。这是由于“规定”单纯地将暂态过程简化为快速切换和慢速切换2种工况，势必造成计算结果不合理。

4 结论

(1)母线电压校验公式不能准确反映厂用母线电压状况，计算结果与实际暂态稳定过程有一定的出入，具有一定的局限性，对于核电站和承建的国外电厂不完全适用。

(2)采用ETAP软件对俄方提出的4种暂态工况进行仿真，仿真结果满足俄方对厂用电源的要求。提供的ETAP暂态稳定分析报告得到了俄方和业主的认可，并根据计算结果开展下一步设计工作，此仿真结果可为继电保护调整提供理论依据。

(3)田湾核电站3、4号机组的暂态稳定分析表明，ETAP软件可以很好地仿真电源切换过程中的母线电压，并提供电压曲线上各点的数据，据此可判断厂用电系统受到的扰动是否能达到稳定。仿真结果是厂用电系统继电保护调整的依据，打破了传统的实验及经验整定模式。

(4)应用本研究成果，在核电工程厂用电系统设计时，可以很好地实现暂态稳定分析，同时还可供火电工程参照使用，尤其对大容量空冷机组的设计更具有实用意义。

(5)本研究成果提高了核电机组厂用电系统供电的设计可靠性水平，实现了从静态估算向暂态稳定仿真的跨进。

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