AP1000核电厂厂用电快切原理及其对设备的影响

赵立东，唐海燕

（中核集团三门核电有限公司，浙江 三门 317112）

在大容量核电机组［1］中，厂用电系统的安全可靠［2］对整个机组的安全至关重要，而厂用电切换则是整个厂用电系统的一个重要环节［3-4］。在国内已投运的核电机组中，厂用电切换大多采用残压切换或经固定延时切换，厂用电在切换过程中均有1～2s甚至更长时间处于失电状态。由于断电时间过长，母线电压和电动机的转速都下降很大，将严重影响机组运行工况。一方面有些系统将退出运行，另一方面，合上备用电源后，由于电动机组自启动电流很大，母线电压将可能难以恢复，从而导致自启动困难甚至被迫停机，且固定延时切换不能确保开关躲过反相点合闸，对电动机造成很大的合闸冲击。而快速切换功能则可以大大提高厂用电的可靠性，目前国内多数大型火电厂及一些对电源可靠性要求较高的工矿企业都为厂用电配备了快速切换装置［5-7］，部分核电机组也增设了快速切换装置，如秦山一期采用MFC2000-2型快切装置。

就AP1000机组［8］而言，其反应堆冷却剂循环水泵（主泵）由变频器提供60Hz的交流电源，在失电状态下，变频器仅能维持供电5个周波（100ms），为保证电源切换不中断对主泵的供电，电源切换必须在100ms内完成。如果采用快切装置，以MFC2000-2为例，在固有延时的基础上，电源切换时间将增加12ms；采用其他类型的快切装置也同样会增加延时。因此基于上述考虑，AP1000机组没有采用专门的快速切换装置［9］，而采用系统和设备保护装置直接向中压断路器发出分合闸的信号来实现电源的快速切换，简化了快切的系统接线，减少了设备的投入，也减少了由于快切设备本身故障导致快切不成功的概率。

本文将对AP1000机组的快切原理进行分析，并给出其切换逻辑，进一步分析快切对厂内负荷的影响。

1 快切原理分析

三门核电厂首台AP1000机组共设置六段中压母线，电压等级为10.5kV，为电厂内的大电机及变压器负荷提供电源。其中，两段母线（ES-1和ES-2）布置在附属厂房内，各配置一台备用10.5kV柴油发电机，为核岛中压母线；四段母线（ES-3、ES-4、ES-5和 ES-6）布置在汽轮机厂房内，为常规岛中压母线。考虑到供电负荷的工作特性，核岛和常规岛中压母线可进行快速切换。其系统简图如图1所示。

图1 系统简图

1.1 快切的启动条件

（1）发电机出口断路器（GCB）失灵时，将联跳500kV气体绝缘开关设备 （GIS）的断路器并启动快切。

（2）500kV GIS的断路器失灵，并且主变高压侧和GIS之间的隔离刀闸在合位时，将联跳GCB并启动快切。

（3）当发生气体绝缘封闭母线、主变、离相封闭母线、厂变、共箱母线等故障将导致正常电源和优先电源均不可用时，跳开GCB和500kV GIS，并启动快切。

1.2 切换逻辑

快切的逻辑图如图2所示，采用美国SCHWEITZER公司的综保装置SEL-351实现。

当同期及状态条件A等满足要求时，快切时的切换时序图如图3所示，快切信号最大可以维持700ms。由于快切需要在100ms内完成，此时状态条件A改变，实际中快切信号维持时间大于500ms且小于700ms。

图2 切换逻辑图

图3 快切时的切换时序

1.3 电压幅值、角度和频率

通过SEL-351的同期检测元件比较进线电压Up和母线电压Us的电压幅值、相角和频率，经计算并与整定值比较判定是否满足同期条件。

1.3.1 同频同期

当Up和Us的频差不大于0.005Hz，此时判定Up和Us同频，若电压幅值及相角差都在定值范围内，即判断同频同期条件满足，执行同频同期快切。

1.3.2 差频同期

当Up和Us的频差大于0.005Hz，此时判定Up和Us存在频差。此时需要考虑断路器合闸时间（t1）的角度补偿。则角度补偿

此时存在两种情况：①角度差是递减的；②角度差是递增的。补偿后的角差示意图如图4所示，U＊s为补偿后的进线电压。

若角差递减，则Up和U＊s角差为零时，判断同期条件满足，此时合闸对系统冲击最小；若角差递增，此角差小于角度整定值时，则判断同期条件满足，执行快切。当三门核电站一期工程投入运行时，正常运行模式下500kV和220kV系统折算到10kV侧Us和Up之间相角差为16.5°，Us滞后于Up。差频同期时，断路器合闸时间补偿t1=60ms，以SEL-351最大整定频差0.5Hz计算，由式（1）可知，补偿角度为10.8°，小于初始相角差，属于角差递减情况，角差为零时合闸。

图4 补偿后的角差

2 快切对厂用设备的影响

三相短路故障是导致母线切换的最严重电气故障，主要是因为：①加快电机减速，将增大电机的重启动时间；②在进线断路器合闸前，电动机的转差率增大，在进线断路器合闸时，将导致更大的冲击电流，同样将增大电机的重启时间；③进线电压和母线电压的角差增大，在进线断路器合闸瞬间，电机承受更大的合成电压。下面将以主变低压侧到厂变高压侧的离相母线发生三相短路故障为例，分析母线电压和电流的变化趋势以及快切对负荷的影响。

2.1 快切对电机类负荷的影响

在进线断路器跳闸后，异步电机突然失去外加电源，定子电流突然降为零，定子电流产生的旋转磁势也降为零，但由于匝链定子绕组的磁通不能突变，在转子回路中产生瞬时感应电流抵消定子电流突然消失引起的磁通变化，以维持磁通不发生突变，转子电流按照转子绕组时间常数衰减，是衰减的直流电流。转子绕组电流产生的磁场与转子相对静止，对定子绕组则以转子角速度旋转，异步电机类似于同步发电机，随着转子绕组直流电流的衰减和电机转速的下降，中压母线电压的幅值和频率也不断下降。

ES-1～ES-6中压母线的进线断路器可承受的冲击电流分别为1273、1282、5761、5273、4344、4 269A。在快切过程中，以常规岛中压母线为例，给出其母线电压变化过程（300ms内）如图5所示。

图5 母线电压变化趋势

由图5可以看出，在发生故障到故障切除前，母线电压幅值衰减较大，频率也在衰减，相角逐渐拉大，直到进线断路器分闸备用进线断路器合闸后，母线电压恢复到90%的额定电压，频率恢复额定值，相角逐渐减小。对于备用进线断路器合闸后的冲击电流，以ES-1母线为例，初始的冲击电流为1 437A，在22ms后冲击电流降低到1 272A，22ms之前的冲击电流大于进线断路器的冲击电流；而备用进线采用反时限电流保护，对应2 000A的电流时，需要23s才能跳开断路器，对应1 437A的电流时，保护动作时间将更长，所以保护不会动作，可以确保快切启动。

由于电机的额定电压是10kV，所以电机的合成电压计算公式为，将

式中Us——系统等值电压；UM——电动机残压；δ——Us和UM之间的相角；UR——电动机的合成矢量电压。

考虑电机数量较多，在分析时以容量最大的主给水泵电机（7 800kW，总计三台）为例，该电机的堵转电流为2 591A。电动机的电压、电流及转差的变化趋势如图6所示。

由图6可以看出，在发生故障到故障切除前，电机的转差增大，转速减小，在断路器合闸后，电机的转差减小，转速增大，并将逐步恢复到额定转速。并且，在故障清除后，电机的自启动电流小于电机的堵转电流，电机可以成功启动。

2.2 快切对干式变压器的影响［10］

快切成功时，干式变压器将经历一个重合闸的过程，由于磁场的不可突变性，将会在变压器内部产生冲击电流，因为此时变压器的端电压小于变压器的额定电压，故该冲击电流小于变压器启动时的励磁涌流。由于变压器本身具备承受短时短路电流的能力且速断保护按照躲过励磁涌流整定，因此快切时的冲击电流不会对变压器造成损伤，变压器保护也不会无误动。

2.3 快切对主泵的影响

图6 电机参数变化趋势

反应堆在高于阈值功率（10%额定功率）运行时，若1台主泵低于91%额定转速就要保护停堆。主泵变频器可以在70%额定电压下持续运行，55%额定电压下跳闸，且可以在瞬时失电的情况下在100ms自启动，捕捉主泵转速，并根据V／F比平滑输出。由于主泵惰转飞轮的存在，转动惯量大，主泵从额定转速惰转到91%额定转速约为1s，只要在此期间完成快切，可以维持不停堆。

3 结论

核电厂对电源的可靠性要求较高，快速切换时要保证主泵的连续运行，还要保证电厂内的大电机等可以成功的自启动，从而减少反应堆因电气故障导致的非计划停堆次数，由此可见厂用快切对AP1000核电厂的重要性。三门核电一期工程的厂用快切具有如下特征。

（1）利用微机保护装置结合可靠逻辑，在快切启动后通过同频同期或角度递减模式的差频同期实现快切。

（2）在发生故障到故障切除前，母线电压幅值及频率衰减，相角拉大，直到进线断路器分闸备用进线断路器合闸后，母线电压逐渐恢复。

（3）在快切完成时，备用进线断路器中将产生的电流将大于其可承受的冲击电流，但是由于持续时间较短，在备用进线继电器电流保护的动作范围外，可以确保保护不会误动。

（4）快切不会对电动机、变压器及主泵等负荷造成重大影响，可以确保电机及变压器负荷的正常启动，主泵的不停转，保护不会误动。

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