应对核电厂10kV配电网容性电流过大的改进方案

应对核电厂10kV配电网容性电流过大的改进方案

于光静

（台山核电合营有限公司广东省台山市529228）

摘要：本文就核电站厂用10kV配电系统，发生单相接地故障容性电流过大，通过对容性电流过大原因及危害进行综合分析，结合工程建设现场实际情况，提出三个改进方案，通过深入分析、综合比较后，采取带方向灵敏接地保护跳闸方式来应对系统容性电流超标带来的潜在风险，不仅节省了采购设备费用，更大地缩短了改造周期；经现场验证，是应对容性电流过大的一种切实可行的、有效的改进方案。

关键词：容性电流；弧光过电压；间歇

1EPR核电机组10kV配电网简介

核电站一期工程为2×1750MW，每台机组设置2台高压厂用变压器、1台辅助变压器。辅助变压器的容量与一台厂用变压器的容量相等，既可以满足机组停堆用电需求也可以替代一台厂用变压器运行。如图1所示，厂用电10kV中压系统采用中性点不接地系统，分四列LGA/LGB/LGC/LGD供电，且为交叉供电。厂变与辅变均布置在常规岛电气厂房HF-附近，厂变与中压母线LGA/B/C/D的连接采用电缆连接，辅变与LGA/B/C/D母线的连接采用全绝缘浇注母线。机组取水口设在大襟岛上，距离厂区5.7公里，为海底10kV电缆供电。

图1：网络简图

2问题

2.1容性电流过大

EPR核电机组10kV厂用负荷冗余度高、配置多、单负荷电机容量大以及电缆长等因素，导致10kV中压系统对地电容电流较大。下面为不同运行工况下，系统发生单相接地故障的容性电流。

2.1.1正常运行工况

此运行方式，分两种情形：1）#1、#2机组都处于正常运行状态，每台机组的两台500kV厂用变压器带全部厂用电运行，BOP负荷由两台机组分别供电，即核岛9LGO母线、BOP中压系统各母联断路器处于断开位置，其电容电流值详见表1；2）两台机组中有一台处于检修状态（即一台机组的LGA/B/C/D母线处于检修状态），核岛9LGO母线、BOP中压系统均由另一台运行的机组供电，其电容电流值详见表2。

表1：两台机组独立运行时，单相接地电容电流值

表2：一台机组检修时另一台运行机组的单相接地电容电流值

2.1.2辅变带厂用电运行工况

此运行方式下，辅变每一个低压绕组各自带两段母线（LGA+LGB或LGC+LGD），由于变压器容量制，部分负荷将不允许在该工况下运行。9、0号机组的负荷分别接在两台机组上，计算结果详见表3、表4。

表3：辅变带厂用电运行工况下电容电流值（1号机组）

表：4：辅变带厂用电运行工况下电容电流值（2号机组）

从以上数据可知，无论是在正常运行状况还是在辅变供厂用电运行工况下，系统的单相接地故障电流均超过10A，最大情况下单相接地故障电流可达37.69A，超过GB/T50064‐2014《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》规定。

2.2弧光过电压风险

中性点不接地系统中，当发生单相接地故障时将经历一个复杂的暂态过程，然后进入稳态的接地过程，此后的残余电流（简称“残流”）就是接地故障电流。从实际运行记录和试验资料表明，当接地电流小于10A时，电弧能自熄，不需要采取措施，目前国内外研究机构对该临界值10A有较为一致的试验结果。

中国电科院曾对10kV配电网单相接地故障电弧的自熄特性进行了大量的试验研究，研究对象包括了中性点不接地、中性点经消弧线圈接地、中性点经消弧线圈并联电阻接地三种不同接地方式的系统，共进行了3240次试验。试验统计结果如表：5所示。

表5：10kV配电网单相接地故障电弧自熄的试验结果

试验结果表明，接地故障电流10A时，中性点不接地系统电弧自熄的概率约为91.7%~95%。当容性电流达到30A时，电弧自熄的概率为8.33%，电弧几乎不能自熄。

考虑核电站厂用电正常运行情况下容性电流在20A~30A范围，发生单相接地故障时，产生的电弧自熄概率较低，产生间歇性弧光过电压概率较高，最高电压可能达到3.5额定电压，因此必须采取相应措施限制过电压。

3.方案

3.1各方案简介

系统的中性点方式因接地故障容性电流的大小不同而选择不同的接地方式，当单相接地故障电流不大于10A时，可采用中性点不接地方式；当单相接地故障容性电流超过10A，但又需要在接地故障条件下运行时，可采用中性点谐振接地方式；当单相接地故障容性电流超过30A时，可采用中性点经小电阻接地方式。因此，当系统容性电流超过10A时，可以采取以下措施限制容性电流大小从而达到限制弧光过电压风险：

①中性点谐振接地方式。谐振接地方式，在系统发生单相接地时，因消弧线圈的电感电流可抵消接地点流过的电容电流，故流过接地点的电流较小，其特点是线路发生单相接地时，可不立即跳闸，设备可带单相接地故障运行一段时间。若消弧线圈调节得很好，接地电流小于10A时，电弧能电弧能自灭。单相接地故障并不发展为相间故障。因此中性点经消弧线圈接地方式的供电可靠性，高于中性点经小电阻接地方式。

②中性点小电阻接地方式。小电阻接地方式，由于单相接地故障电流比不接地系统较大，使得零序过流保护有较好的灵敏度，可以比较容易确定故障。同时，采用此种方式，可以泄放线路上的过剩电荷，限制弧光过电压，避免对电气设备绝缘水平的破坏。中性点经小电阻接地方式中，一般选择电阻的值较小。在系统单相接地时，控制流过接地点的电流在500A左右，也有的控制在100A左右，通过流过接地点的电流来启动零序保护动作，切除故障线路。

③中性点不接地方式，采用跳闸方式。小电流接地故障选线，又称小电流接地保护，通过分析单相接地时零序电流的状态，排查故障线路，给出告警；一旦零序电流（容性电流）超过7A，保护延时1s跳闸。既避免了容性电流过大复燃而引起的间歇性过电压危害，又避免了偶然因素引起的瞬间接地故障保护跳闸，其供电可靠性介于小电阻接地方式及中性点不接地（IT）方式之间，是一种相对保守的方案措施。

3.2方案选择

当采用①、②接地方式时，需要在厂变中性点或10kV进线柜侧形成中性点接地，然而，厂用电变压器采用Y/Δ-11接线方式，变压器低压10kV侧无法构成中性点接地，采用以上两种接地方式，需要颠覆性修改和重新采购大量的设备。当前10kV中压柜安装就位，电缆敷设接线完毕，部分设备已带电处于运行状态；如果要将中压系统修改为电阻接地方式或消弧线圈接地方式，首先要扩展10kV中压柜，增加接地变压器，形成中性点接地方式；经现场勘查，需要将接地变压器放置HF厂房外，需要重新设计；其次核岛中压系统需要增加保护装置及电流互感器，修改设计方案及修改中压配电柜。表6是各种方案的改造周期及费用估算：

表6：各方案的改造周期及费用估算

这样看来，如果要将中压系统接地方式修改为电阻接地系统或谐振接地方式，不仅要投入大量设备设计改造费用，而且设备改造时间较长，工程进度不允许。鉴于以上困难，厂用电采用方案③跳闸方式，即中性点不接地方式加容性电流跳闸方式。当单相接地故障容性电流超过7A时，保护跳闸，避免电弧重燃引起的过电压造成设备绝缘损坏。

方案③中性点不接地方式，跳闸方式的取舍关系到厂用供电的可靠性，因此需要对此方案做深入分析论证。

3.2.1技术分析

a.原理分析

小电流接地故障选线措施，如图2：电气网络简图所示，保护装置采集母线PT开口三角电压及穿心CT的零序电流，同时计算电压、电流的夹角，三个电气量互为闭锁条件。当中压电气设备带电正常运行状态下，由于系统中的三相电压、电流趋于平衡，无零序电流，即使APA/RCP等大型电机启动的瞬间，系统产生的不平衡电流也几乎为零，即，，保护不会动作。

图2：电气网络简图

在系统发生单相接地故障时，故障线路、非故障线路的零序电流如图所示：

式-1

式1说明非故障线路的零序电流由本线路对地电容产生，零序电流超前零序电压的相角是90º；故障线路的零序电流由其他非故障线路（设备）对地总电容产生，零序电流滞后零序电压90º。中压供电系统有十几条乃至几十条供电线路（设备），归纳起来，式1可写为

式-2

线路j（j=1，2，3···）是非故障线路，线路m是故障线路；是全网一相对地电容，等于所有设备一相对地电容之和。可以看出，线路越多，故障线路与非故障线路零序电流间差值越多，越容易检查出故障线路，即保护动作灵敏度越高，准确度越高。

考虑接地故障过渡电阻影响，假设电气网路简图的K点A相经过度电阻Rg接地，则电气网络简图的复合序网图如图3：

图3：复合序网图

依据复合序网图得：

式-3

其中是全网一相对地容抗，所以

零序电压为式-4

由上式-3、式-4可知，

在时，接地电阻，此时的零序电压、零序电流分别为：

z

说明短路电流为容性电流，零序电压等于相电压。

在时，过渡电阻，此时的零序电压、零序电流分别为：

说明系统绝缘良好，无接地故障。

在时，零序电压、零序电流的运行轨迹如图4所示：

图4：零序电压、零序电流的运行轨迹

总之，过渡电阻Rg只影响向量的变化轨迹，但不影响的相位角，对于故障线路，零序电压始终超前故障点零序电流相位角始终为90°；对于正常线路，零序电压始终滞后零序电流，且相位角为90°，这是中性点不接地系统单相接地故障的典型特性。

b.保护配置分析

根据单相接地故障电压、电流关系的这种特性，以此为基础设计零序功率方向接地保护，选择数字式接地保护，充分利用微机的灵敏度高、计算速度快和综合分析能力强等特点。选择芬兰ABB微机保护装置，进行电气电路设计及保护定值设置，其实现逻辑如图5所示：

图5

根据实际运行经验，对于中性点不接地系统，其中性点处存在因干扰、不平衡等因素而引起的悬浮的干扰电位，因此在保护装置内设置6%Un作为门槛电压以抗干扰，同理设置6%In作为门槛电流抗干扰。

选择电流互感器的变比为30/1，当容性电流在10A~30A之间时，其二次侧电流为0.3A~1A，在电流互感器的线性特性区域，其误差为0.01A，小于1%；保护装置为微机保护装置，其采样精度为0.01A；

因此，从装置实现选线的原理及设备配置的可靠性（包括CT精度），采用跳闸方式来应对系统容性电流过大带来的危害，无疑是可靠且行之有效的措施之一。

3.2.2安全性分析

a.供电安全性分析

核岛安全系统是按N+2的冗余配置的，四个安全列LHA/LHB/LHC/LHD中只要有两列能运行即可确保核安全的用电需求。运行中若中压配电系统发生单相接地故障，运行人员可选择退出一整列的中压系统而不影响核安全，即便故障发生时有一列处于例行定期试验状态，退出故障列后仍可保证有两列运行，而且处于定期试验的那一列可立即退出试验而转入运行或备用状态。

核岛中压配电系统孤岛运行时，电容电流较小（约4A），发生单相故障时电弧可自行熄灭，系统可带故障运行一段时间，运行人员可利用这段时间进行倒列操作，然后再停运有故障的这一列。

b.设备安全及人身安全分析

一般来讲，中压电气系统由电缆、变压器、开关、母排、电压互感器、电动机、避雷器等备电气设备组成，在这些设备中，耐压或绝缘水平相对较低的设备是电动机及电压互感器。由于中压系统发生单相接地容性电流较大（最大约38A）形成过电压的概率极高，因此电机、电压互感器中发生由单相转为两相短路故障的概率相对较高。当容性电流超过7安培时，继电保护就跳闸，避免高温电弧复燃及过高电压的形而破坏绝缘。对设备而言，这是保护设备，根据电厂运行规范要求，当运行人员得知中压系统发生单相接地故障，运行人员或检修人员要在规定时间内去查找排除故障，在排查过程中，排查人员需要断开开关或在线拉线查找故障点，在这个过程中如果发生第二点接地故障，可能影响排查人员的人身安全。因此通过继电保护跳闸，避免形成第二点接地，保证了运行或检修人员的人身安全。

因此，从技术、安全上分析，方案③是可行措施。

4.方案实施

在设计之初，中压配电柜原设计具有保护用零序CT、PT及相应接线，不增加额外的设备，设计变动不大；只是在原来零序保护告警的基础上，增加了跳闸方式，因此不需要改变接地方式。

经过综合比较、分析，最后决定采用带方向零序保护跳闸方式，结合实际情况进行以下几点改进优化：

1)厂家修改升版电气原理图。

2)设计修改定值文件计算书。

3)调试部门配合厂家进行中压柜内接线改造及中压柜单体试验。

4)调试部门依据最新定值，进行二次模拟试验，模拟单相接地故障试验，验证保护定值合理性及保护装置可靠性，验证结果正确。验证数据如表7：

5)表7

5结论

零序保护跳闸方式首次在核电行业运用，是应对中性点不接地系统容性电流过大对系统设备危害的有效措施之一，已经得到试验验证及运行考验。

据统计，在役及在建的核电机组，多数厂用电容性电流超过10A，采用中性点不接地加零序电流跳闸方式，相对于中性点电阻接地方式系统，厂用供电可靠性相对较高，满足设备安全运行要求，该方案对今后华龙一号机组厂用电系统设计有借鉴意义。

参考文献：

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