李文帆，伍文城，李天鸷，邹 朋

(中国电力工程顾问集团西南电力设计院有限公司，四川 成都 610021)

0 引言

小型堆核能系统由于具有安全性高、选址灵活、经济性好、可建成移动式电站等特点已经备受世界各国的关注和青睐。

常规电力系统系统规模较大，小型核电甚至大型核电接入后，系统的安全稳定水平和核电运行的系统环境均处于一个相对较好的情况。而部分小型核电由于规划建在远离主电网的偏远地区甚至是孤立电网，接入后可能形成“大机小网”系统，稳定情况出现与常规电力系统不同的特点。目前，国内关于核电接入电网的文献主要集中在对大容量机组接入大规模电力系统后的相互影响进行分析，但尚无公开发表的文献对小型核电接入小规模电网后的运行情况进行研究。为促进对小型核电在我国的应用进行探索，有必要针对小型核电接入小规模电网后运行方案进行研究。

我国东部某工业园区供电电网为孤立的小电力系统，该电网在系统规模、网架结构、供电模式和负荷特性等方面均在行业内具有较为广泛的代表意义。目前，该电网规划投产2台40 MW规模的小型核电代替部分原供电电源进行供电。下面将以该孤立小电网为例，从电力系统稳定的角度对小型核电的推广与应用进行探索。

1 孤立电网情况

我国某工业电网为孤立的电力系统，系统最高电压等级为35 kV，共有9座35 kV厂站。孤立工业电网最大负荷约126 MW，其中电动机负荷占比较大，约为总负荷的70 %；目前该电网由4个电站的18台燃气机组供电，核电投产后将主要以核电为主进行供电。该工业电网装机规模如表1所示，接线如图1所示。

表1 孤立电网电站装机规模

图1 孤立电网接线示意

2 核电接入系统方案

该工业电网规划投产2台单机规模为40 MW的核电机组，该机组投产后将成为该电网中最重要的电源。基于核电规模在系统中的占比以及各站点的用电需求，核电通过多点分散接入。结合现场实际建设条件，新建核电拟通过8回35 kV线路接入该工业电网系统。核电接入系统方案示意如图2所示。

图2 小型核电接入系统示意

根据潮流计算，小型核电通过多回出线多点接入系统后，园区电网潮流流向清晰，电压分布合理，电网正常运行和N-1方式下线路均不过载，满足运行要求。核电接入后潮流如图3所示。

图3 小型核电接入后潮流计算

3 核电接入后稳定分析

在小型核电接入前，园区电网负荷由18台燃气机组进行供电，在机组发生“N-1”故障或任意一回线路发生三相短路故障的情况下，系统功角、电压和频率指标均能恢复到稳定范围以内。

在小型核电接入后，核电单机容量40 MW，约占园区电网负荷的30 %，“大机小网”特点比较明显；若进一步考虑2台核电容量同时出现故障，园区将损失约60 %的负荷，将影响电网安全稳定运行。从电网运行情况分析，在核电接入后最容易引起电网安全问题的故障有机组“N-1”故障和核电机组出线三相短路故障。针对这两类故障引起的稳定问题进行仿真分析。

3.1 系统旋转备用容量

电力系统的备用容量中旋转备用与系统故障期间的稳定水平有较大的关系;要求为最大负荷的 2 %～5 %，其中小系统 5 %，大系统 2 %，故取值为5 %。一般在电力系统中负荷备用容量必须是旋转备用，事故备用的一部分(一般是50 %以上)应是旋转备用，要求为最大负荷的10 %左右，且小于系统中的最大单位机容量，本系统单机容量为40 MW。检修备用和另一部分事故备用为冷备用。

按照以下公式计算核电接入后的旋转备用容量，即：

根据上式计算旋转备用容量为26.3 MW。

但若按核电接入前该工业园区电网运行方式安排，以及常规电力系统的运行情况，旋转备用率一般取为最大负荷的10 %左右，即：

旋备=最大负荷×10 %=126×10 %=12.6 MW

根据上式计算旋转备用容量为12.6 MW。

综上，从提高电力系统稳定水平来看，旋转备用容量越大，系统的稳定水平越好，但是会增加运维费用。从参考核电接入前工业园区电网运行方式安排以及节省运维费用等方面考虑，稳定计算中以旋转备用容量为12.6 MW的情况为基础进行计算。

3.2 单机N-1故障

模拟了工业电网燃气机组发生单机“N-1”故障和核电机组单机“N-1”故障。结果表明：

(1) 工业电网既有电源发生单机跳闸时，系统稳定水平较好，系统的电压、频率指标均在允许范围内。

(2) 由于核电机组单机规模相对于电网规模较大，约占全网负荷的30 %左右，当1台40 MW核电机组突然退出运行时，对工业电网冲击较大，严重影响系统的频率稳定。核电机组单机N-1时系统暂态最低频率降低至45.5 Hz，稳态频率只能恢复至47.3 Hz，需要采取切负荷措施。经计算，核电机组跳闸后15个周波，切除负荷约25 MW (占比20 %)，系统暂态最低频率为48.9 Hz，稳态频率 49.7 Hz (见表 2)。

表2 单机N-1故障后系统电压、频率指标

根据机组N-1故障计算，在核电接入后，发生核电机组单机N-1故障后需要切除约25 MW机组系统频率才可恢复。建议在运行安排时对工业园区负荷供电可靠性要求进行梳理分析，若部分负荷对供电可靠性要求较低，则从节省运维费用等方面考虑，无需增加旋转备用容量，在稳控措施安排时可考虑先切除可靠性要求较低的负荷；若工业园区负荷对供电可靠性水平要求较高，则实际运行需要考虑提高旋转备用容量。

3.3 三相短路故障

根据对孤立电网35 kV线路发生三相短路故障的情况进行仿真。在核电机组出线核电母线侧发生三相短路故障，一方面造成核电机组出力短时骤降，引起系统频率发生波动，另一方面，因核电母线与多个站点保持联系，在发生短路故障时，核电母线电压骤降，拉低与之相连的多个站点的电压，部分节点的电动机发生堵转，系统电压不能恢复。核电站至站6出线发生三相短路故障后系统电压、频率见表3。

表3 核电站至站6出线发生三相短路故障

为改善线路三相短路故障后系统的稳定水平，考虑了以下措施。

(1) 措施1：增加旋转备用。在原各电源开机出力情况下，增开站9的1台机组，系统旋转备用容量由14 MW提高到约24 MW。

(2) 措施2：核电分母线运行。核电1号机通过至站1的2回35 kV线路、至站2的2回35 kV线路接入系统，核电2号机通过其余线路接入系统。

(3) 措施3：加快故障切除。线路三相短路后故障线路切除时间由7.5个周波加快为6个周波。

(4) 措施4：综合措施。措施1—3同时实施的综合措施。

采取各措施，核电站出线发生三相短路故障时系统的电压、频率变化情况见表4所示。不同措施下核电出线三相短路故障时系统最低电压比较如图4所示，系统最低频率比较如图5所示。

图4 不同措施下三相短路故障时系统最低电压比较

图5 不同措施下三相短路故障时系统最低频率比较

表4 不同措施下核电站出线三相短路故障仿真比较

根据仿真结果，分析图4和图5可知：措施1—3中，措施1与措施2对系统的稳定水平的提升效果基本相当，其中措施3的效果最好。各个措施实施后，系统稳态电压均能恢复至正常水平；但是措施1与措施2对系统的暂态最低电压水平的提升作用不大，而措施3对暂态电压的恢复效果较为明显。对于故障后频率波动的抑制方面，措施3加快故障切除的效果较好。

综上所述，由于核电机组的容量在系统中所占规模相对较大，当核电机组发生故障或近区线路三相短路故障时将对孤立电网的安全稳定造成较大影响，为提高孤立电网的安全稳定水平和供电可靠性，在核电接入孤立电网后可考虑采取综合措施，一方面可以降低网内线路发生三相短路故障时系统的电压、频率的波动，另一方面也可以减少核电机组N-1后需要切除的负荷规模，提高电网的供电可靠性。

4 结论

(1) 因核电机组单机容量相对于工业园区负荷规模较大，系统旋转备用安排若按照“负荷备用+部分事故备用”安排，会增加系统的运维费用，需结合系统故障的稳定水平和供电负荷可靠性要求综合分析。

(2) 在核电机组“N-1”故障时，对工业电网冲击较大，严重影响系统的频率稳定。需对供电负荷可靠性要求进行梳理统计，考虑采取切负荷措施或提高系统旋转备用容量的方式安排。

(3) 核电近区线路三相短路故障时，影响系统的电压稳定和频率稳定。运行方式安排时可适当增加系统旋转备用容量、核电分散接入和加快保护切除故障的措施缓解故障后对电网的冲击；若稳定水平较差可采取综合措施提高系统的安全稳定水平。