核電站中微機型繼電保護裝置的運用及最佳化建議論文
核電站中微機型繼電保護裝置的運用及最佳化建議論文
引言
隨著微機技術的發展，微機型繼電保護裝置在工程中的應用愈發廣泛。某核電站引入了微機型繼電保護裝置應用於ECS（主交流電源）系統中低壓部分的保護與控制。ECS系統中壓母線電源引自UAT（廠用變）、RAT（備用變）和DG（柴油發電機組，僅核島母線），對應的進線斷路器分別為M1進線斷路器、M2進線斷路器和DG進線斷路器。本文將針對裝設在M1進線斷路器、M2進線斷路器和DG進線斷路器開關櫃中的微機型繼電保護裝置的應用，對比採用微機型繼電保護裝置與採用傳統核電站繼電保護和控制裝置的異同，並就國產化標準設計提出相關改進建議。
1 功能應用
某核電站採用美國SEL公司的微機型繼電保護裝置，在M1進線斷路器、M2進線斷路器和DG進線斷路器開關櫃中裝設SEL-351微機型繼電保護裝置（以下簡稱SEL裝置），它們集成了繼電保護、 同期監控及邏輯控制功能。
（1）過電流保護。配置反時限過電流保護（51）和接地故障保護（51G），透過測量回路電流，在電流和持續時間超過 整 定 值 時，SEL裝 置 觸 發 出 口 繼 電 器 （86M1/86M2），使母線上所有斷路器分閘，並閉鎖這些斷路器。只有故障排除且在SEL裝置面板上手動復位後，繼電保護跳閘訊號才會消除。
（2）低電壓保護。測量母線、電源電壓，當兩者均低於30%額定電壓時，使相應進線斷路器分閘。
（3）斷路器失靈保護。在收到保護跳閘訊號後，若故障持續存在，則認為相應進線斷路器失靈，無法切除故障。SEL裝置觸發裝設在另一個進線斷路器櫃內的出口繼電器使母線上所有斷路器分閘，並閉鎖這些斷路器。
（4）斷路器允許合閘判斷。在下列情況下允許M1/M2進線斷路器合閘：母線不可用，進線電源可用；母線可用，進線電源可用，電源倒換條件（同期監控）滿足；母線可用，DG電源可用，電源倒換條件（同期監控）滿足。判斷母線和電源可用與否的條件：可用時，電壓不低於90%額定電壓；不可用時，電壓不高於30%額定電壓。
（5）自動切除並聯斷路器。M1（M2）收到合閘命令併合閘30s後，若M2（M1）進線斷路器未分閘，則向其發出分閘命令。
（6）啟動DG同期。UAT（RAT）電源恢復後，為了滿足允許合閘條件，使進線斷路器順利合閘，命令DG根據UAT（RAT）電源進行同期。
（7）故障快速切換與殘壓切換（僅適用於M2進線斷路器）。在收到電源切換命令後， 透過同期監控與邏輯判斷，若滿足快速切換條件，則在0.2s內允許母線快速切換。若在0.2s內母線快速切換失敗，則在0.2s後僅允許殘壓切換。
（8）DG保護停機。在監測到故障或收到DG停機訊號後，向DG發出停機命令。
（9）DG執行模式更改。當DG處於試驗模式時，若收到母線快速切換啟動訊號或斷路器分閘命令，則使DG退出試驗模式而改為備用模式。
（10）啟動DG同期。在DG進行併網試驗時，啟動DG同期功能，使DG根據母線電源進行同期。
2 與傳統繼電保護及控制方案的比較
其它核電站的中壓系統一般採用傳統的繼電保護及控制方案，其繼電保護、同期監控、邏輯控制等功能分別透過繼電保護裝置、電壓繼電器、同期監控裝置和中間繼電器來實現，因此SEL裝置與傳統繼電保護和控制方案存在不同。
（1）繼電保護功能方面，SEL裝置與傳統繼電保護裝置一致，配置過電流保護（51）、速斷保護（50）等保護功能，在電流/時間達到整定值時，保護繼電器邏輯輸出為“1”.
（2）同期監控功能方面，SEL裝置內配置的電壓、頻率、相角監測裝置，透過邏輯計算，在滿足同期設定條件時，其同期繼電器邏輯輸出為 “1”;傳統控制方案需配置單獨的同期監控裝置，對母線電源同期倒換和事故切換進行監控[1,2].
（3）控制功能方面，SEL裝置透過邏輯程式設計，結合自定義的輸入埠資訊、繼電保護及同期繼電器資訊，對斷路器進行邏輯控制；傳統控制方案透過中間繼電器、時間繼電器等對斷路器進行邏輯控制。
（4）通訊功能方面，SEL裝置能夠透過通訊協議與DCS傳輸資訊；傳統控制方案透過硬接線與DCS傳輸資訊。
採用這兩種不同方案，M1進線斷路器、M2進線斷路器和DG進線斷路器開關櫃中需裝設的裝置對比見表1,採用SEL裝置後繼電器數量顯著下降。
3 微機型繼電保護裝置同期監控功能原理
將繼電保護功能與同期監控功能結合，是SEL系列產品與傳統繼電保護裝置最大的區別。
SEL裝置內建同期繼電器（25）的邏輯如圖1~3所示，同期輸入引數定義見表2,在AP1000核電專案中同期整定值定義和設定見表3,同期判斷需經過2個過程。
3.1電壓和滑差判斷將輸入電源（VP、VS、VA）的電壓幅值與電壓整定值（25VLO、25VHI）比較。若電源電壓幅值在規定幅值範圍內，同時SEL裝置未閉鎖同期功能，則允許進行滑差計算和判斷。
滑差計算器透過計算得出2個電源的滑差後，與滑差整定值25SF比較。若滑差在整定值範圍內，則允許進行相角差計算和判斷。
3.2相角差判斷
（1）“不滑動 ”電源間相角差判斷。 若滑差不大於0.005Hz,則認為2個電源間 “不滑動 ”,在計算相角差時無需考慮斷路器合閘時間補償，相角差計算邏輯如圖2所示。 在 相 角 差 小 於 整 定 值 時， 同 期 繼 電 器 輸 出 為“1”.
（2）“滑動 ”電源間相角差判斷。若滑差大於0.005Hz,則認為2個電源間 “滑動 ”,在計算相角差時需考慮斷路器合閘時間補償，相角差計算邏輯如圖3所示。
①若相角差在遞減，即VS靠近VP,則同期繼電器輸出為 “1”的條件為VP與VS的`相角差為0°,此時對系統衝擊最小。
②若相角差在遞增，即VS遠離VP,則同期繼電器輸出為 “1”的條件為經過合閘時間補償計算的相角差小於整定值。合閘時間補償相角計算式為：A=（fVS-fVP）×tCLOSD×360°式中，fVS為VS的 頻 率，Hz;fVP為VP的 頻 率，Hz;tCLOSD為斷路器合閘時間，s.假設VP的頻率為50.0Hz,VS的頻率為50.1Hz,斷路器合閘時間為70ms,則A為2.52°（VS超前VP）。
相角差遞減、遞增情況下，同期過程（VS超前VP）電壓示意圖如圖4、圖5所示。
4 設計改進建議
4.1提高電源切換的合理性和可行性
該核電站電源切換（正常電源倒換和故障快速切換工況）需同時滿足以下條件：電壓差小於10%;相角差小於20°;滑差小於0.05Hz;考慮斷路器合閘時間相角補償。
根據參考文獻[3],允許並聯切換（正常電源倒換）和故障快速切換的條件並不相同。並聯切換必須同時滿足滑差小於0.2Hz,相位差小於15°,電壓幅值差小於5V;而故障快速切換隻需滿足滑差小於2.0~3.0Hz且相位差小於20~40°或電壓向量差幅值小於40~60V或電壓向量差與滑差之積小於80~180V·Hz其中一項即可。快速切換的同期限制要求遠低於並聯切換，因此目前的同期切換整定值對於正常電源倒換和故障快速切換工況均有不當之處。
4.1.1正常電源倒換根據圖1~圖3,相比專業的同期監測裝置，SEL裝置的同期繼電器僅判斷電源電壓的幅值是否在正常範圍內，而沒有計算電壓幅值差。根據現有的整定值，電源電壓只要在90%~110%額定電壓內均允許切換，但是有可能出現2個電源的電壓幅值差為20%的極端情況。考慮到正常切換時將同期衝擊減到最小，建議將電壓幅值差整定值設定為不大於5%.
SEL裝置雖然能設定2個同期相角差整定值，但是隻能設定1個同期滑差整定值。在故障快速切換時，M1側的頻率下降迅速，若將同期滑差整定值設定為0.05Hz,則會降低快速切換成功率。為保證快速切換成功率，建議將同期滑差整定值設定為不大於0.2Hz.
綜上所述，在正常倒換時，受限於SEL裝置的同期監控功能，無法滿足繼電保護準則中允許同期切換的條件。
4.1.2故障快速切換根據目前的故障快速切換同期整定值，故障快切的成功率大為降低。為了提高故障快切的成功率，在減小對裝置衝擊的前提下，應適當放寬故障快速切換整定值。修改後的故障快速切換條件為同時滿足電壓差小於10%,相角差小於25°（對於固有相角差較大的，另行制定），滑差小於2Hz,考慮斷路器合閘時間相角補償。
4.2增加母線低電壓保護
根據參考文獻[4],應設定低電壓保護以應對持續低電壓工況，其電壓整定值及延時設定應能避免持續低電壓損壞電氣裝置。雖然在該核電站中ECS中壓系統為非1E級，但是考慮到裝置安全也應配置相應的保護。
目前設定的母線低電壓保護，當母線電壓低於90%額定電壓時，僅報警而不發分閘命令；在母線電壓低於75%額定電壓且持續時間超過3s後才使除LC饋線斷路器以外的所有饋線斷路器分閘。
在電廠執行過程中，有可能出現故障導致中壓母線電壓維持在75%~90%額定電壓的情況。為避免持續低電壓損壞電氣裝置，應增加90%低電壓分閘保護，延時30s使M1或M2進線斷路器分閘。
5 結束語
在該核電站中，SEL裝置作為ECS中壓系統繼電保護、同期監控、邏輯控制的核心部件，相比傳統繼保裝置和控制裝置有著裝置功能集中，設計、接線和維護便捷以及空間節省等優勢，但是仍存在電源切換整定值不合理等問題。在按照本文所述方式修改設計後，SEL裝置滿足了系統要求。