首批AP1000机组厂用电切换设计分析及改进建议

2014-09-02王林晖苗伟东李忠全

机电信息 2014年30期

关键词：残压电源开关分闸

王林晖苗伟东李忠全

(山东核电有限公司，山东烟台 265116)

首批AP1000机组厂用电切换设计分析及改进建议

王林晖苗伟东李忠全

(山东核电有限公司，山东烟台 265116)

介绍了厂用电源切换的设计原则、切换成功的条件及切换设计功能，着重探讨了AP1000的厂用电设计思路，并对其在快速切换、残压切换中的逻辑进行介绍和剖析，对其设计特点、存在的问题进行分析，特别是与《DL/T1073—2007 电厂厂用电源快速切换装置通用技术条件》相关条文进行比较，提出了相应的改进建议。

AP1000；快速切换；残压切换；SEL-351；设计思路；改进建议

0 引言

AP1000机组由美国西屋公司开发，作为三代核电的典型堆型，于2007年被我国正式引进。开展对于这一领域的研究，对于后续的CAP1400、CAP1700的开发将起到借鉴作用。

本文将就首批AP1000中关于厂用电源切换的设计特点，与国内成熟设计做一对比，并指出AP1000在厂用电切换设计上存在的不足和改进建议。

1 厂用电源切换设计

1.1 厂用电源切换的设计原则

通常，厂用电系统都至少具有2个电源，即厂用工作电源和备用(启动)电源，其典型接线如图1所示。当机组或厂用工作电源发生故障时，为了保证厂用电不中断或机组安全停机停堆，或者保证核反应堆在停堆状态下的堆芯安全，必须尽快把厂用电源从工作电源切换到备用电源。厂用电系统切换大致分为2类，即工作和备用电源之间的正常切换和故障情况下的事故切换。

图1 厂用电典型接线简图

当厂用电源中断时，由于高压电机及负载的机械惯性，电动机将维持较长时间继续旋转，转变为异步发电机运行工况，因此厂用电母线在一段时间内会维持一定的残压并逐渐衰减，频率也会随着转速降低而下降。在厂用电源中断瞬间，母线残压的衰减量还不大，但残压与备用电源电压的相角差已开始拉开，如果备用电源投入的时机不当，将产生很大的冲击电流，可能导致切换失败造成厂用电中断，其后果是十分严重的。

1.2 厂用电源切换成功的条件

一般来说，成功实现厂用电源切换的3个条件：

(1) 工作电源与备用电源的相位差问题。这个由电网条件决定，一般来自于同一电网系统的2种电源，相位差不会很大。

(2) 快速动作的断路器。某核电所使用的中压断路器为ABB公司的VD4型，技术规范手册上标明合闸时间为55～67 ms，分闸时间为33～45 ms。

(3) 快速出口的保护继电器。某核电一期工程的发电机和励磁保护、主变/高厂变/辅助变(启动备用变)保护均采用GE的G60/T60/L30系列微机型保护装置，固有动作时间最大不超过30 ms。

因此，从设备自身上看，该工程具备厂用电源实现切换的基本条件。

1.3 成熟设计的厂用电源切换设计功能

1.3.1 正常手动切换功能

手动切换是指电厂在正常工况时，可由工作电源手动切换至备用电源，也可由备用电源手动切换至工作电源。手动切换可分为并联切换及串联切换。

1.3.1.1 手动并联切换

包括并联自动和并联半自动。目前常采用的是并联自动。原因是在《DL/T1073—2007电厂厂用电源快速切换装置通用技术条件》(以下简称《技术条件》)3.1的定义上明确是先合上一路电源开关，然后跳开另一路电源开关。另外在《技术条件》4.3.4明确要求并列时间不要超过1 s。

1.3.1.2 手动串联切换

手动串联切换指手动启动切换，先发跳工作电源开关指令，不等开关辅助接点返回，在切换条件满足时，发合备用(工作)开关命令。如开关合闸时间小于开关跳闸时间，自动在发合闸命令前加所整定的延时以保证开关先分后合。

1.3.2 事故切换

事故切换指由发变组、厂变保护(或其他跳工作电源开关的保护)接点启动，单向操作，只能由工作电源切向备用电源。事故切换分串联和同时2种方式，均由保护接点启动。这2种情况的切换条件：快速、同期判别、残压及长延时切换。快速切换不成功时自动转入同期判别、残压及长延时切换。

目前采用事故串联切换的比较多。原因是，在《技术条件》中4.3.2明确要求“在电气事故或不正常运行(包括工作母线低电压或工作电源断路器偷跳)时应能自动切向备用电源，且只允许采用串联切换方式，在合备用电源断路器之前应确认工作电源断路器已经跳闸”。

1.3.3 非正常工况切换

非正常工况切换是指装置检测到不正常运行情况时自行启动，单向操作，只能由工作电源切向备用电源。该切换有2种情况：母线低电压和工作电源开关偷跳。

2 AP1000的厂用电源切换设计

2.1 AP1000的厂用电源接线特点

图2所示为简化后的AP1000厂用电设计，只包含厂用变压器和10.5 kV部分。

图2 简化的AP1000厂用电设计

具体说明如下：

(1) 由于核电的特殊性，属于核岛专用的2段10.5 kV母线，分别接了1台柴油发电机，作为核岛10.5 kV母线除了高厂变和辅助变之外的第3路电源(本文为了方便，以下将10.5 kV均称为中压)。

(2) 另外的4段中压母线是作为常规岛负荷使用。相对于核安全的重要性，这4段母线只有高厂变和辅助变2路电源。

(3) 还有2段中压母线用于辅助电锅炉，作为机组辅助蒸汽汽源使用。这2台电锅炉只有辅助变这1路电源。由于电锅炉功率很大，一旦投入，占用单台辅助变的61%容量，此时会闭锁厂用电切换功能，即：任意1台电锅炉在投入，则工作电源无法切换至备用电源。

(4) 正常情况下，发电机出口的高厂变提供厂用电给中压母线，称之为正常电源；由于发电机出口设置了断路器，因此当发电机解列时，仅需断开出口断路器，由500 kV系统通过主变-高厂变提供厂用电，称之为优先电源；当主变或高厂变需要解列，才会由辅助变接带厂用电，称之为备用电源；对于核岛中压母线，当主变、高厂变解列，且辅助变不具备备用电源条件时，2台备用柴油发电机会接带核岛中压母线。本文仅就高厂变与辅助变之间的电源切换进行探讨。

2.2 AP1000的厂用电切换设计思路

AP1000的厂用电切换基本实现了在手动方式下的并联切换和事故方式下的同时切换。

与国内采用专门的厂用电切换装置不同，AP1000采用的是，使用SEL-351系列保护装置，通过接受外来的各种信号，经过内部事先组态好的逻辑，进行指令或信号输出。

为便于叙述，如图2所示，以ES-1段为例，由高厂变分支来的工作电源开关称为M1，由辅助变分支来的备用电源开关称为M2。正常情况下，M1合闸，M2处于热备用。对于正常情况下的切换，是双向切换，而在事故情况下，只存在单向切换，因此以备用电源M2开关为例比较有代表性。

2.2.1 手动合闸需满足的条件

(1) 开关本身可用(包括控制电源可靠、已储能、开关在分闸、开关已在工作位置、控制方式在远控、主控室发出合闸指令，下同)。

(2) M2开关相关的保护均未动作。

(3) 合闸条件满足：满足任意3种情况之一即可，分别是进线和母线由高厂变带电；进线带电但母线无电；至于进线和母线由柴油发电机带电超出本文范围，故不展开。

1) 进线和母线由高厂变带电：M1开关在合闸；M2开关在分闸；备用柴油发电机出口开关在分闸；SEL-351保护装置正常；备用电源M2电压大于90%；备用电源M2与母线同期：备用电源电压52～63.5 V(额定57.7 V)、备用电源与母线频差小于0.05 Hz，断路器合闸时间60 ms(导前时间)，相角差20°(下同)。

2) 进线带电但母线无电：M1开关在分闸；M2开关在分闸；母线上所有负荷开关在分闸(除变压器回路)；SEL-351保护装置正常；备用电源M2电压大于90%；母线电压低于30%。

2.2.2 自动合闸需满足的条件

(1) 开关本身可用。

(2) 与M2相关的保护均未动作(M1开关、核岛ES-1母线、辅助变的保护等)。

(3) 满足任意条件：快速切换或残压切换。1) 快速切换：发变组保护动作；发变组保护动作0.2 s后闭锁快速切换；SEL-351保护装置正常；备用电源M2与母线同期；开放快速切换出口5 s的条件同时满足：M1和M2开关在合闸，母线电压高于30%(下同)；允许快切(2台辅助锅炉均未运行)。2) 残压切换：备用电源M2进线电压大于90%；母线电压低于30%后延时3.1 s；所有负荷开关均在分闸；SEL-351保护装置正常；开放残压切换出口5 s的条件同时满足；允许快切(2台辅助锅炉均未运行)；M1开关在分闸；备用柴油发电机出口开关在分闸。

2.2.3 M1开关和M2开关同时并列的处理

在AP1000设计中，如果出现M1开关和M2开关同时合上时，要看是由谁先“检测”到这一情况的发生。比如对于M2开关的SEL-351保护装置，在M1开关已经合闸时，它的装置“发现”M2开关又被合闸，延时30 s后，这一状态如果还没有变化的话(比如人为拉开M1开关)，则它会输出一个去跳闸M1开关的指令。反之亦然。

2.3 设计分析

从以上AP1000的厂用电切换设计可以看出，手动合闸条件下的情况——进线和母线由高厂变带电，即并联切换模式，在这种切换方式下，允许双向切换。在正常情况下，厂用电源可以由工作电源切向备用电源，也可以由备用电源切向工作电源，符合《技术条件》中4.3.1“在正常运行中需要切换厂用电时，应有双向切换功能”。

AP1000设计上的自动合闸逻辑，即事故情况下的切换，分成快速切换和残压切换2种情况。对于快速切换，试分析一下，属于串联切换、并联切换、同时切换中的哪一种？首先，发变组保护动作，通过出口继电器之后，去同时启动快速切换和跳闸M1开关，ABB的VD4型断路器的平均分闸时间一般要比合闸时间快20～30 ms，而且合上M2开关的指令是由快速切换逻辑触发。从图3也可看出M2的合闸时间比M1分闸时间要长，母线存在5ms左右停电时间，因此这种快速切换是属于同时切换的，只是母线断电时间比串联切换更短。

图3 AP1000厂用电快速切换的时序图

另外，对于残压切换，则是在M1开关跳闸后，残压切换方才出口动作，属于串联切换。

这里有2个特殊的设计。一是开放切换的出口时间问题。无论是快速切换还是残压切换，逻辑上均是：在事故前，厂用电由工作电源M1开关接带，备用M2开关处于分闸，且母线电压大于30%，这一状态持续30 s后输出有效，且输出脉冲宽度为5 s，这就意味着在切换之前装置要检测到母线工作状态是符合预期的，一旦状态发生变化(比如事故后母线电压迅速下降)，由于输出延迟5 s才会变化，因此可理解为，装置开放给厂用电切换的时间只有5 s。如果5 s之内没有完成切换，则厂用电切换的功能被取消。二是厂用电切换要受辅助锅炉运行的限制。辅助锅炉一旦运行，则备用电源的剩余容量可能不满足厂用负荷需求，且备用电源与厂用母线同期条件也可能不再满足。

除了正常切换和事故切换之外，本设计还考虑电源开关偷跳和工作母线失压下的切换，这其实也是残压切换的作用之一。读者可参照参考资料自行简单分析即知。同时也符合《技术条件》4.3.2“在电气事故或不正常运行(包括工作母线低电压和工作电源断路器偷跳)时应能自动切向备用电源，且只允许采用串联切换方式，在合备用电源断路器之前应确认工作电源断路已经跳闸”。

根据经验，快速切换及同期判别切换一般在0.5 s以内完成，如果切换期间母线残压衰减较快(比如切换前母线所带负荷较轻)，所带负荷中的电动机可能还来不及退出(低电压跳闸)，如此时合上备用电源，所有辅机将一起自启动，引起启动/备用变压器过流，其值可能超过过流定值，甚至达到速断定值。那么在AP1000设计中是否存在这种可能性呢？首先，对于快速切换，由于发变组保护动作0.2 s之内才允许快速切换，那么考虑到发变组保护动作时间、出口继电器动作时间、M1开关分闸时间和M2开关合闸时间，在200 ms以内是绰绰有余的，通过图3可以看出，基本上103 ms左右即可完成切换，母线失压时间仅在5 ms左右。此时母线电压衰减幅度很小，而且此时快速切换还要受同期条件限制，母线电压最低也要在52 V，相当于90%额定电压以上，因此可以认为快速切换是没问题的。其次，对于残压切换来说，当母线电压下降到75%时，延时3 s开始跳开所有电动机负荷；电压继续下降到30%以下延时3.1 s才启动残压切换，此时母线上的电动机负荷均已跳开，不存在自启动电流过大的问题。因此可以认为残压切换也是没问题的。

3 AP1000厂用电切换原设计中存在的问题及建议

3.1 存在问题

3.1.1 设计上与《技术条件》的不一致性

AP1000的设计遵守了美国核管会要求，满足先进压水堆用户要求(USD)，但其中的一些设计细节和《技术条件》是存在差异的。

(1) 《技术条件》4.3.6“在工作母线TV断线或备用电源电压低时，应闭锁切换”，目前设计上并未考虑这一点，即使在同期满足条件上，也只是比较A相电压，达不到母线TV断线闭锁的目的。

(2) 在《技术条件》4.4.1“并联切换的条件”中，要求同时满足频差小于0.2 Hz，相位差小于15°，电压幅值差小于5 V。这些条件也与当前设计的电压幅值差5.5～5.8 V，相位差小于20°是不一致的。

(3) 《技术条件》4.4.6“工作母线低电压启动切换的条件：母线电压幅值低于65%UN，且延时0.5～2 s”，AP1000设计中，前面已提到其是具备母线低电压启动残压切换功能的，设计上要求母线电压低于30%也是可行的，但延时3 s之后才启动残压切换，时间要比《技术条件》中0.5～2 s要长。

3.1.2 设计上存在不完善之处

如前文所述，AP1000在正常运行下的切换，设计是合上备用(工作)电源开关后，在30 s内手动拉开工作(备用)电源开关。国内设计中，正常方式下的并联切换，在《技术条件》3.1的定义上明确是先合上一路电源开关，然后“跳开”另一路电源开关。另外在《技术条件》4.3.4明确要求并列时间不要超过1 s。而按目前的设计，当运行人员手动合上一个开关后，势必要人为检查开关状态、检查负荷电流、检查母线电压，然后再拉开另一路开关，中间每一步骤都要“下令-复诵-执行-确认”，有可能超过20 s以上，造成事实上的并联时间过长，同时在此期间如果发生故障(例如故障点在母差CT和变压器差动CT之间)，则可能同时波及母线和一路厂用电源。或者并列期间某一电源系统发生波动，其中间的环流很有可能会造成两路电源同时失去。鉴于目前国内电厂的厂用电切换绝大多数在正常情况下均为自动并联切换。该设计应考虑当前存在的弊端。

3.1.3 并联切换能否成功存疑

该工程500 kV和220 kV电源相位差是7.7°，这是几年前的电网计算值。经过这些年电网的发展，500 kV出线走廊发生了变化，系统参数也发生了明显变化，结合潮流的变化，那么两路电源相位差是否还能够保持在合适的范围？这是决定能否实现并联切换的基础性条件之一。

如另一核电，在一期工程投运时，500 kV和220 kV系统之间的最大相角差在正常满功率运行模式下大约为12.8°；在故障模式下，大约达到19.3°。而西屋计算分析得出，在二期工程投运时，满功率运行模式下，当中压工作进线开关合闸，备用进线开关分闸时，备用进线开关与母线相角差达到27°；当工作进线开关分闸，备用进线开关合闸时，工作进线开关与母线相角差超过35°，此时切换产生的冲击电流将超过变压器额定容量的3倍。显然这是不允许的。

3.2 建议

(1) 对于AP1000厂用电切换逻辑中的参数设置，目前还只是处于设计阶段，其理论分析出的结果有待于后期的实际验证，特别是在带重负荷和轻负荷情况下，厂用母线衰减的变化是否与理论计算相符合，厂用电切换开放时间5 s的问题也有待于试验甚至实践来证明。其他与《技术条件》不同的参数，即使在首批项目中无法验证，也希望能够在自主化的AP1000项目设计上有所体现，以便保持与国内行业标准的一致性。

(2) 对于目前的手动半自动切换设计中存在的隐患，能够通过相关方面与设计方充分沟通，进行相应设计变更，以达到手动自动并联切换的目的，从而规避其中可能产生的风险和人为出错机率。

(3) 设计部门应该尽快与电网公司联系确定，新的500 kV线路条件下，两路电源的相位差计算亟待重新进行，并以此为设计输入，重新计算当前的切换逻辑中同期检测条件是否适用。