AP1000核电站发电机接地方式的选择及容量计算

摘要：文章首先对比了中性点接地的不同方式对于发电机中性点接地方式的适用性；其次介绍了AP1000核电站在厂用电设计及发电机中性点接地方式选择的方案；最后对比了两点接地和单点接地相比的优缺点，指出两点接地更加能满足核电厂对厂用电安全可靠的要求。

关键词：AP1000核电站；发电机；接地方式；中性点；接地变；两点接地 文献标识码：A

中图分类号：TM862 文章编号：1009-2374（2015）14-0145-03 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2015.14.072

近年来随着核电事业的蓬勃发展，国内规划、在建核电站越来越多，且机组容量越来越大，对于发电机组中性点接地方式的选择虽然国内发电机组已经有了丰富的经验可以借鉴，但是由于核电站设计理念不同，出于核安全性的考虑对于厂用电供电的多样性及可靠性要求更高，运行方式也比较灵活，所以对于核电站发电机中性点接地方式的选型计算有必要进行多方面考虑。

1 接地方式的选择

总体来说，电力系统中性点接地方式可以分为有效接地和非有效接地。实际应用中可以分为中性点直接接地、中性点经小阻抗接地、中性点不接地、中性点经消弧线圈接地和中性点经大电阻接地等几种方式。对于发电机中性点，当发电机的绕组发生单相接地时，如果发电机的中性点直接接地，那么会形成故障回路，产生很大的故障电流，导致发电机绕组和铁芯的损坏，因此一般来说发电机的中性点是不允许直接接地的。中性点不接地系统在发生单相接地故障时非故障相电压会升高对发电机绝缘造成危害，所以此种接地方式对发电机绝缘要求更高相应成本也会较高。而中性点经小阻抗接地和直接接地方式相同故障时会有很大的电流流回发电机对发电机绕组产生很大危害。对比这几种方案，从经济和安全方面综合考虑，在我国电厂实际应用中主要采用经大电阻接地和经消弧线圈接地这两种方式。

虽然我国对于经消弧线圈接地的经验比较成熟，但是经消弧线圈接地方式需考虑的因素较多，选择合适的补偿度和消弧线圈参数比较困难。如果片面追求为减小接地电流而选用较小的脱谐度和较大的消弧线圈品质因数，势必会造成因发电机三相对地电容不平衡而造成中性点电压有较大偏移。另外，当选择的补偿度不合适时，易产生危险的传递过电压，威胁发电机的安全，在机组启动、停机、甩负荷等过程中会出现接地或者二次重燃，也会有较大的暂态过电压对于发电机安全运行有很大威胁。尤其随着电缆应用越来越多也给系统带来了更多的容性电流，这就大大增加了消弧线圈的选择难度。对于发电机中性点经大电阻接的方式有许多方案，其中以经接地变接地的方案应用最为广泛。这种接地方式的原理是在通过在接地变压器二次侧接一个小电阻，根据变压器的特性对外感应出一个大电阻，这样做既节省了空间，也减小了直接做大电阻的难度。当发生接地故障时发电机电压系统对地电容通路中产生电容电流，引发故障暂态过电压，危及发电机安全，此时通过串入接地变因二次侧感应出的大电阻，增大故障回路阻尼，使得负载电阻产生有功损耗，从而抑制暂态过电压，保护发电机定子线圈，同时继电保护从变压器二次侧获取信号，在其配合下断路器快速断开，迅速切除机组。这种接地方式的缺点是由于增大了回路阻尼使得接地电流变大，所以对于保护动作灵敏性要求较高需要快速切除机组以免造成损害。对于接地电阻的选择计算也较为简单，通过建造安装阶段以及设备厂家提供的相关信息获取发电机以及相关设备的对地电容值就可计算。

综上所述，无论是安全性还是选型设计方面都比较合理。

2 AP1000电站发电机中性点接地方案

与传统电厂发电机中性点接地方式的选择问题不同，AP1000电站为了保障厂用电的供电可靠性以维持反应堆的正常冷却，其厂用电设置有四种不同来源的供电方式来保证厂用电的可靠供电：

正常电源——由主发电机为ECS供电，包括正常电能生产状态与孤岛运行状态。

优先电源——正常电源不可用时，电网通过500kV开关站为ECS供电。

辅助电源——正常电源、优先电源均不可用时，电网通过220kV开关站为ECS供电。

备用电源——正常电源、优先电源和辅助电源均不可用时，由备用柴油发电机向具有特殊护功能的负荷供电。其接线方式如图1，为了保证发电质量发电机出口连接的主变低压侧和厂变高压侧均采用角型接线。这样的供电方式如果仅仅在发电机中性点设置接地变接地，在发电机故障出口断路器（GCB）跳闸即正常电源丧失后，由500kV系统作为优先电源给厂用负荷供电时，因为GCB断开那么发电机出口至主变低压侧至厂变高压侧这段将丧失接地保护，相当于不接地系统，在发生接地故障时会产生很大过电压对电厂设备造成严重危害，甚至烧毁电机。同时因为没有接地保护也无法在发生接地故障时快速切换至辅助电源供电，影响了供电可靠性。综合考虑，AP1000电站发电机中性点接地设置了两个接地变一个是发电机中性点机接地变，此接地变为单相接地变；另一个设置在发电机出口断路器下游主变低压侧，采用三相接地变的形式，利用接地变的特点人为地制造出一个中性点，从而在发电机出口断路器断开时为系统提供接地保护。这种方案无论机组处于任何运行方式下，回路都可以保证经高阻接地，从而保证运行的安全性。

图1 AP1000电站厂用电接线图

3 接地变选型计算

基于设置两点接地的方式，对于两个接地变选型计算时均是在发电机出口断路器断开的情况下计算，同时将发电机出口断路器恢复电容分为两侧由两个接地变分别考虑计算。对于发电机中性点的接地变电阻计算时只需要考虑GCB断开时发电机对地电容、励磁变对地电容、发电机和发电机出口断路器GCB之间IPB母线对地电容以及发电机出口断路器GCB（发电机侧）恢复电容。而对于主变低压侧的接地变电阻计算时需要考虑主变（MSUT）低压侧对地电容、厂变（UAT）对地电容、发电机出口断路器GCB（主变侧）恢复电容、主变低压侧和发电机出口断路器GCB以及厂变高压侧之间IPB母线对地电容。

3.1 发电机中性点接地

发电机单相对地电容0.28?F，励磁变压器单相对地电容0.002667?F，发电机出口断路器GCB（发电机侧）恢复电容0.13?F，发电机和发电机出口断路器GCB之间IPB母线单相对地电容0.003119?F，合计总的电容为C0=0.416?F。发电机出口线电压为24kV，接地变二次侧电压190V。

发电机线电压为24kV，那么相电压为：

因为总的电容是C0=0.416?F，那么总的电容电抗是：

那么在发电机出口发生单相故障时总的电容电流为：

在发电机中性点侧看对地电容是三相对地电容的和，那么：

发电机故障电流：

发电机接地电阻一次感应电阻值应满足Xcg/Rn=1，所以：

那么根据变比，二次侧接入电阻值应为：

二次侧电流：

电阻功率：

kW

那么接变容量：

kVA

实际设计值为150kVA。

3.2 主变低压侧接变

主变（MSUT）低压侧单相对地电容0.026?F，厂变（UAT）单相对地电容0.0094?F，发电机出口断路器GCB（主变侧）恢复电容0.26?F，主变低压侧和发电机出口断路器GCB以及厂变高压侧之间IPB母线单相对地电容0.021?F，合计总的电容为C0=0.316?F。主变低压侧电压同发电机出口线电压一样为24kV，而接地变二次侧线电压110V。为了更可靠地保护，所以电容值取1.2倍的总电容，即：

那么总的电容电抗是：

那么在发生单相故障时总的电容电流为：

那么二次侧故障电流为：

二次侧相电压为：

因为二次侧位开口三角接线那么二次侧接入电阻为：

电阻功率：

kW

单相容量：

kVA

实际设计值为40kVA。

综合计算最终两接地变设计值如下：

表1

设备 发电机中性点接地变 主变低压侧接地变

接地电阻 0.16

接地电阻功率 700A（80kW）

（minimum） 400A（85kW）

接地变两侧电压 24000～190V 24000～110V

接地变容量 150kVA 40kVA

4 对于两点接地方式的思考

AP1000电站采用的两点接地的方式与国内大部分火电站采用的一点接地的方式（即取消了主变低压侧的接地变仅在发电机中性点处安装接地变方式）相对比，其优点是明显的：首先运行方式灵活，可以支持通过包括发电机在内的多种电源供电的方式，保证核安全相关的设备能可靠运行，从而维持核电厂的核安全；其次对于厂用电的保护可靠性高，即使是发电机停机GCB断开后仍能为厂用电提供可靠的接地保护；最后将故障电流分两点分担大大降低了对于单个接地设备的挑战，降低了单一接地点时故障电流对发电机定子绕组的危害。当然其缺点也是明显的，由于设置了两个接地点，其投资成本要高于单点接地的方式。综合考虑目前核电站基本采用两点接地的接地方式。

参考文献

[1] 张方军.发电机中性点接地方式及其对定子接地保护的影响[J].电源技术，2007，（28）.

[2] 王维俭.电气主设备继电保护原理与应用[M].北京：中国电力出版社，1996.

[3] 殷建刚，彭丰，王维俭.合理配置发电机中性点接地方式[J].电力设备，2001，2（4）.

[4] 王维俭.大型发电机中性点接地方式探讨[J].河南电力，1997，（2）.

作者简介：白骜天（1987-），男（回族），河北廊坊人，三门核电有限公司助理工程师，研究方向：核电厂运行。

（责任编辑：蒋建华）