AP1000核電站發電機接地方式的選擇及容量計算

摘要：文章首先對比了中性點接地的不同方式對于發電機中性點接地方式的適用性；其次介紹了AP1000核電站在廠用電設計及發電機中性點接地方式選擇的方案；最后對比了兩點接地和單點接地相比的優缺點，指出兩點接地更加能滿足核電廠對廠用電安全可靠的要求。

關鍵詞：AP1000核電站；發電機；接地方式；中性點；接地變；兩點接地 文獻標識碼：A

中圖分類號：TM862 文章編號：1009-2374（2015）14-0145-03 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2015.14.072

近年來隨著核電事業的蓬勃發展，國內規劃、在建核電站越來越多，且機組容量越來越大，對于發電機組中性點接地方式的選擇雖然國內發電機組已經有了豐富的經驗可以借鑒，但是由于核電站設計理念不同，出于核安全性的考慮對于廠用電供電的多樣性及可靠性要求更高，運行方式也比較靈活，所以對于核電站發電機中性點接地方式的選型計算有必要進行多方面考慮。

1 接地方式的選擇

總體來說，電力系統中性點接地方式可以分為有效接地和非有效接地。實際應用中可以分為中性點直接接地、中性點經小阻抗接地、中性點不接地、中性點經消弧線圈接地和中性點經大電阻接地等幾種方式。對于發電機中性點，當發電機的繞組發生單相接地時，如果發電機的中性點直接接地，那么會形成故障回路，產生很大的故障電流，導致發電機繞組和鐵芯的損壞，因此一般來說發電機的中性點是不允許直接接地的。中性點不接地系統在發生單相接地故障時非故障相電壓會升高對發電機絕緣造成危害，所以此種接地方式對發電機絕緣要求更高相應成本也會較高。而中性點經小阻抗接地和直接接地方式相同故障時會有很大的電流流回發電機對發電機繞組產生很大危害。對比這幾種方案，從經濟和安全方面綜合考慮，在我國電廠實際應用中主要采用經大電阻接地和經消弧線圈接地這兩種方式。

雖然我國對于經消弧線圈接地的經驗比較成熟，但是經消弧線圈接地方式需考慮的因素較多，選擇合適的補償度和消弧線圈參數比較困難。如果片面追求為減小接地電流而選用較小的脫諧度和較大的消弧線圈品質因數，勢必會造成因發電機三相對地電容不平衡而造成中性點電壓有較大偏移。另外，當選擇的補償度不合適時，易產生危險的傳遞過電壓，威脅發電機的安全，在機組啟動、停機、甩負荷等過程中會出現接地或者二次重燃，也會有較大的暫態過電壓對于發電機安全運行有很大威脅。尤其隨著電纜應用越來越多也給系統帶來了更多的容性電流，這就大大增加了消弧線圈的選擇難度。對于發電機中性點經大電阻接的方式有許多方案，其中以經接地變接地的方案應用最為廣泛。這種接地方式的原理是在通過在接地變壓器二次側接一個小電阻，根據變壓器的特性對外感應出一個大電阻，這樣做既節省了空間，也減小了直接做大電阻的難度。當發生接地故障時發電機電壓系統對地電容通路中產生電容電流，引發故障暫態過電壓，危及發電機安全，此時通過串入接地變因二次側感應出的大電阻，增大故障回路阻尼，使得負載電阻產生有功損耗，從而抑制暫態過電壓，保護發電機定子線圈，同時繼電保護從變壓器二次側獲取信號，在其配合下斷路器快速斷開，迅速切除機組。這種接地方式的缺點是由于增大了回路阻尼使得接地電流變大，所以對于保護動作靈敏性要求較高需要快速切除機組以免造成損害。對于接地電阻的選擇計算也較為簡單，通過建造安裝階段以及設備廠家提供的相關信息獲取發電機以及相關設備的對地電容值就可計算。

綜上所述，無論是安全性還是選型設計方面都比較合理。

2 AP1000電站發電機中性點接地方案

與傳統電廠發電機中性點接地方式的選擇問題不同，AP1000電站為了保障廠用電的供電可靠性以維持反應堆的正常冷卻，其廠用電設置有四種不同來源的供電方式來保證廠用電的可靠供電：

正常電源——由主發電機為ECS供電，包括正常電能生產狀態與孤島運行狀態。

優先電源——正常電源不可用時，電網通過500kV開關站為ECS供電。

輔助電源——正常電源、優先電源均不可用時，電網通過220kV開關站為ECS供電。

備用電源——正常電源、優先電源和輔助電源均不可用時，由備用柴油發電機向具有特殊護功能的負荷供電。其接線方式如圖1，為了保證發電質量發電機出口連接的主變低壓側和廠變高壓側均采用角型接線。這樣的供電方式如果僅僅在發電機中性點設置接地變接地，在發電機故障出口斷路器（GCB）跳閘即正常電源喪失后，由500kV系統作為優先電源給廠用負荷供電時，因為GCB斷開那么發電機出口至主變低壓側至廠變高壓側這段將喪失接地保護，相當于不接地系統，在發生接地故障時會產生很大過電壓對電廠設備造成嚴重危害，甚至燒毀電機。同時因為沒有接地保護也無法在發生接地故障時快速切換至輔助電源供電，影響了供電可靠性。綜合考慮，AP1000電站發電機中性點接地設置了兩個接地變一個是發電機中性點機接地變，此接地變為單相接地變；另一個設置在發電機出口斷路器下游主變低壓側，采用三相接地變的形式，利用接地變的特點人為地制造出一個中性點，從而在發電機出口斷路器斷開時為系統提供接地保護。這種方案無論機組處于任何運行方式下，回路都可以保證經高阻接地，從而保證運行的安全性。

圖1 AP1000電站廠用電接線圖

3 接地變選型計算

基于設置兩點接地的方式，對于兩個接地變選型計算時均是在發電機出口斷路器斷開的情況下計算，同時將發電機出口斷路器恢復電容分為兩側由兩個接地變分別考慮計算。對于發電機中性點的接地變電阻計算時只需要考慮GCB斷開時發電機對地電容、勵磁變對地電容、發電機和發電機出口斷路器GCB之間IPB母線對地電容以及發電機出口斷路器GCB（發電機側）恢復電容。而對于主變低壓側的接地變電阻計算時需要考慮主變（MSUT）低壓側對地電容、廠變（UAT）對地電容、發電機出口斷路器GCB（主變側）恢復電容、主變低壓側和發電機出口斷路器GCB以及廠變高壓側之間IPB母線對地電容。

3.1 發電機中性點接地

發電機單相對地電容0.28?F，勵磁變壓器單相對地電容0.002667?F，發電機出口斷路器GCB（發電機側）恢復電容0.13?F，發電機和發電機出口斷路器GCB之間IPB母線單相對地電容0.003119?F，合計總的電容為C0=0.416?F。發電機出口線電壓為24kV，接地變二次側電壓190V。

發電機線電壓為24kV，那么相電壓為：

因為總的電容是C0=0.416?F，那么總的電容電抗是：

那么在發電機出口發生單相故障時總的電容電流為：

在發電機中性點側看對地電容是三相對地電容的和，那么：

發電機故障電流：

發電機接地電阻一次感應電阻值應滿足Xcg/Rn=1，所以：

那么根據變比，二次側接入電阻值應為：

二次側電流：

電阻功率：

kW

那么接變容量：

kVA

實際設計值為150kVA。

3.2 主變低壓側接變

主變（MSUT）低壓側單相對地電容0.026?F，廠變（UAT）單相對地電容0.0094?F，發電機出口斷路器GCB（主變側）恢復電容0.26?F，主變低壓側和發電機出口斷路器GCB以及廠變高壓側之間IPB母線單相對地電容0.021?F，合計總的電容為C0=0.316?F。主變低壓側電壓同發電機出口線電壓一樣為24kV，而接地變二次側線電壓110V。為了更可靠地保護，所以電容值取1.2倍的總電容，即：

那么總的電容電抗是：

那么在發生單相故障時總的電容電流為：

那么二次側故障電流為：

二次側相電壓為：

因為二次側位開口三角接線那么二次側接入電阻為：

電阻功率：

kW

單相容量：

kVA

實際設計值為40kVA。

綜合計算最終兩接地變設計值如下：

表1

設備 發電機中性點接地變 主變低壓側接地變

接地電阻 0.16

接地電阻功率 700A（80kW）

（minimum） 400A（85kW）

接地變兩側電壓 24000～190V 24000～110V

接地變容量 150kVA 40kVA

4 對于兩點接地方式的思考

AP1000電站采用的兩點接地的方式與國內大部分火電站采用的一點接地的方式（即取消了主變低壓側的接地變僅在發電機中性點處安裝接地變方式）相對比，其優點是明顯的：首先運行方式靈活，可以支持通過包括發電機在內的多種電源供電的方式，保證核安全相關的設備能可靠運行，從而維持核電廠的核安全；其次對于廠用電的保護可靠性高，即使是發電機停機GCB斷開后仍能為廠用電提供可靠的接地保護；最后將故障電流分兩點分擔大大降低了對于單個接地設備的挑戰，降低了單一接地點時故障電流對發電機定子繞組的危害。當然其缺點也是明顯的，由于設置了兩個接地點，其投資成本要高于單點接地的方式。綜合考慮目前核電站基本采用兩點接地的接地方式。

參考文獻

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[3] 殷建剛，彭豐，王維儉.合理配置發電機中性點接地方式[J].電力設備，2001，2（4）.

[4] 王維儉.大型發電機中性點接地方式探討[J].河南電力，1997，（2）.

作者簡介：白驁天（1987-），男（回族），河北廊坊人，三門核電有限公司助理工程師，研究方向：核電廠運行。

（責任編輯：蔣建華）