国内某核电厂中压厂用电系统中性点接地方式研究

/中国核电工程有限公司 费云艳 车皓/

0 引言

发电厂厂用电系统中性点接地方式的选择是一个复杂的综合性问题，它涉及发电厂的安全性、可靠性和连续性、系统的过电压水平、设备的绝缘水平、单相接地电容电流对设备的损坏程度等许多方面的问题。由于各国电力技术的水平和条件、运行经验等因素的不同，各个国家对这个问题的处理方式也不尽相同。核电厂初步设计时，设计院将中压厂用电系统中性点定为不接地系统。但随着设计深入，BOP子项的增多及电缆长度的增加导致中压系统电容电流增大，因此设计院重新核算电容电流，并给出中性点接地方式的解决方案。

1 中压厂用电系统中性点接地方式的设置原则

厂用电系统中性点接地方式确定的原则主要有以下几点：

1）单相接地故障对连续供电的影响最小，厂用设备能够继续连续运行较长时间。

2）单相接地故障时，健全相的过电压倍数较低，不致破坏厂用电系统绝缘水平，发展为相间短路。

3）发生单相接地故障时，能将故障电流对电动机、电缆等的危害降低到最低限度，同时又有利于实现灵敏而有选择性的接地保护。

4）尽量减小厂用设备间的影响。

5）接地设备易于订货，接地保护简单，投资少。

2 中压厂用电系统几种接地方式分析

厂用电系统中性点接地方式基本上可以划分为两大类：凡是需要断路器遮断单相接地故障的，属于大电流接地方式；凡是单相接地电弧能够瞬间自行熄灭的，属于小电流接地方式。单相接地电流的电弧能否自动自熄是界定两种接地方式的必要充分条件。国内研究表明，临界的接地故障电流为10A。

在大电流接地方式中，主要有：中性点直接接地；中性点经低电阻接地；中性点经中电阻接地。

在小电流接地方式中，主要有：中性点不接地；中性点经高电阻接地；中性点经消弧线圈接地。

下面将具体分析各种接地方式的特点。

2.1 中性点不接地方式

对于中性点不接地方式，当发生单相接地故障时，线间电压不变，流过故障点的电流为电容性电流。当厂用电系统的单相接地电容电流小于一定值时，允许连续运行1～2小时，为处理故障赢得了时间。但不接地系统有以下几个缺点：

1）当厂用电系统单相接地电容电流大于10A时，接地电弧不能自动消除，形成稳定性电弧或间歇性电弧，可能烧坏设备或引起两相、三相短路。

2）当发生单相稳态接地故障时，由于非故障相电压的升高，使其绝缘老化，进而引发多点故障。

3）在厂用电不接地系统中要实现灵敏而有选择性的接地保护比较困难。

中性点不接地方式主要适用接地电容电流小于10A的中压厂用电系统。

2.2 中性点经高阻接地方式

高电阻接地方式为中性点经高电阻接地或中性点经二次侧接电阻的配电变压器接地。单相接地故障时，故障电流过一固定值的电阻性电流，保证馈线的零序保护动作，但是它要使总的接地电流增大。

中性点经高阻接地方式主要适用于接地电容电流小于7A，但为了降低间歇性电弧过电压水平和便于寻找接地故障点的情况。

2.3 中性点经消弧线圈接地

单相接地故障时，中性点的位移电压产生感性电流流过接地点，补偿电容电流，将接地点的综合电流限制在10A以下，达到自动熄弧、继续供电的目的。中性点经消弧线圈接地方式的优点是能补偿电容电流，限制健全相的瞬时过电压，但运行比较复杂，接地设备投资增加，而且接地保护也比较复杂，在国内发电厂中运行经验尚不多。

2.4 中性点经低电阻或中电阻接地

低电阻接地由于接地电阻较小，故在故障时的单相接地电流较大，继电保护装置立即动作，将故障线路切除。

中电阻接地和低电阻接地的特点基本相同，只是接地电流值相对小一些。这样既克服了低阻接地的弊端，又保留了其优点，目前在国内的电厂已得到越来越多的应用。

3 中压厂用电系统电容电流计算

3.1 系统单线图（以最严重的一台高厂变为例） 如图1所示。

图1 系统单线图

3.2 各段母线电容电流计算情况

LGD电缆进线、馈线总电容电流：4.75A

LGC电缆馈线总电容电流：0.94A

LHB电缆馈线总电容电流：1.61A

9LGIA电缆总电容电流：5.64A

9LGIB电缆总电容电流：6.19A

9LGR001TB电缆总电容电流：3.41A（9LGR002TB至1LGC的电缆）

3.3 正常运行方式下中压系统电容电流

方式1：

L G D+L G C+L H B+9 L G I A=1 2.9 4 A，系统总电容电流=12.94A×1.25=16.18A。

3.4 特殊运行方式下中压系统电容电流

方式2：

9LGR001TB向1LGC供电，LGD与LGC的联络馈线断开。

电缆总电容电流：

9LGR001TB+1LGC+1LHB+9LGIA=3.41+0.94+1.61+5.64=11.6A

系统总电容电流：11.6A×1.25=14.5A

方式3：

应急柴油发电机并网带载（大修期间）

LHQ并网时：

LGD+LGC+LHB+9LGIA=3.29+0.74+1.68+5.03=10.72A

系统总电容电流10.72A×1.25=13.4A

方式4：

应急柴油发电机带应急母线运行

电缆总电容电流： LHB=2.01A

系统总电容电流：2.01A×1.25=2.51A

4 核电厂中压厂用电系统中性点接地方式选择

通过上述计算可以看出，在不同运行方式下（柴油发电机组带应急段运行除外），系统的电容电流均超过10A，当发生单相接地故障时，由于电弧不能自熄，故必须设法解决，考虑以下三个方案：

方案一：高厂变低压侧中性点不接地方案，但10A跳闸。

方案二：高厂变低压侧中性点经低阻或中阻接地。

方案三：高厂变低压侧中性点经消弧线圈并联电阻接地。

上述三种方案中应急柴油发电机组的中性点均为不接地方式。

下面将就这三个方案具体进行分析。

4.1 中性点不接地方式（方案一）

由于中压系统的电容电流已超过10A，单相接地故障产生的电弧通常不能自熄，其故障线路应立即跳闸，该保护通过在馈线电缆上安装零序电流互感器实现，零序电流整定值为10A。下面将具体分析每个回路是否满足继电保护灵敏系数要求。为了做好继电保护配合，有必要对电容电流的分布进行分析。

（1）电容电流分布示意图

中性点不接地系统发生单相接地后零序电流分布的特点：

1）在非故障元件中流过的零序电流，其数值等于本身的对地电容电流，电容性无功功率的实际方向为由母线流向线路。

2）在故障元件中流过的零序电流，其数值为全系统非故障元件对地带电容电流之总和；电容性无功功率的实际方向为由线路流向母线。

以下述典型故障为例分析：

线路5，C相故障（末端馈线）如图2所示。

图2 非故障线路图

从图2可以看出：非故障线路1、2、3、4、6的非故障相（A、B相）的电容电流通过大地经由故障线路5的故障相（C相）流回到电源。如在线路5装设零序CT, 检测到的零序电流为系统电容电流之和减去线路5的电容电流；线路6检测到的零序电流为系统电容电流之和减去线路3、4、5、6的电容电流之和；线路1、2检测到的零序电流为各自线路的电容电流。从图中可以看出，线路3、4、5实际上是线路6的馈线，即线路6检测到的零序电流相当于系统电容电流之和减去线路6（含线路3、4、5、6）的电容电流。符合零序电流分布的特点。

（2）保护配置方案

本电厂正常运行系统电容电流约为16A，且除柴油发电机带应急母线运行的工况外，系统电容电流均超过10A，故电动机的单相接地保护应瞬时动作于跳闸。

式中：Iop为保护装置一次动作电流A；

IC∑为系统的总单相接地电容电流 A；

Icx被保护线路外部发生单相接地故障时，从被保护元件流出的电容电流A

取IC∑=16A，Icx（最大）=2.3A

（IC∑-Icx）/1.3=(16-2.3)/1.3=10.54A，故Iop应小于10.54A，以保证故障时可靠动作。

选Iop=10A可以满足要求。

4.2 中性点经低阻或中阻接地（方案二）

在高压厂变低压侧绕组中性点和辅助变低压侧绕组中性点增加接地电阻。当发生单相接地故障，瞬时切断故障回路。采用电阻接地系统的电阻值应考虑以下因素：

（1）满足限制电弧接地过电压的要求

从降低电弧接地过电压的角度看，单相接地电流中的电阻性电流应大于等于电容性电流，电阻性电流越大，越有利于降低电弧接地过电压。

（2）系统允许的单相接地电流受设备免遭损伤的限制

为防止电动机或变压器发生单相接地故障时烧伤铁心，系统允许的单相接地电流还受故障持续时间的限制。为此，系统允许的单相接地电流应满足100t-0.4：该式表示单相接地电流（A）与电弧持续时间t（s）的关系。如故障切除时间取0.2～0.3s，则系统单相接地电流应小于200A,这个值可视为单相接地电流的上限值。可以看出，所取的单相接地电流值不宜过大。

与电动机相似，当柴油发电机并网运行时，如柴油发电机定子绕组发生单相接地故障，则故障点将通过较大的故障电流烧伤铁芯，为日后的维护也增加了很多困难。根据供货商提供的发电机耐受故障电流与故障时间的曲线计算出发电机允许故障电流值为250A。因此选择接地电阻时，应将单相接地故障电流限制在250A以下。

（3）保护配置

综上所述，接地电流应控制在40～200A之间。

继电保护整定按照以下原则整定：

1）低厂变

躲过区外单相接地故障时流过保护安装处单相接地电流；

躲过低压母线三相短路最大不平衡电流。

2）中压电动机

躲过区外单相接地故障时流过保护安装处单相接地电流；

躲过电动机起动时零序不平衡电流。

3）中压馈线

躲过区外单相接地故障时流过保护安装处单相接地电流；

与下一级配合（下一级单相接地保护最大动作电流）。

4.3 中性点经消弧线圈并联电阻接地（方案三）

（1）中性点经消弧线圈并联电阻接地原理

消弧线圈并联电阻接地原理如图3所示。

该方案通过在变压器中性点装设消弧线圈，当发生单相接地故障时，由于消弧线圈产生的感性电流补偿了故障点的电容电流，因而使故障点的残留变小，从而达到自然熄弧的目的，防止了事故扩大；同时在消弧线圈两端并联电阻，当发生单相接地故障时瞬间投切电阻，向接地点注入电流有功分量，使接地点的电流幅值和相位都有明显变化，可以选出故障线路。

（2）中性点经消弧线圈并联电阻接地方式的应用

消弧线圈接地方式借助微机技术的支持，解决了过去长期存在的不能实现接地保护选择性问题及消弧线圈需要人工调谐这两个主要问题。但这一接地方式不仅需要增加自动跟踪补偿的消弧线圈及并联接地电阻等接地设备，还要增加电压互感器等测量元器件和自动调节及控制系统，其结构过于复杂，目前几乎没有在大型发电厂的运行经验，更没有在核电机组的运行经验，因此其可靠性尚待进一步确认。

4.4 三种方案比较

综上所述，可以看出：

方案一虽采用不接地系统，但当接地电流超过10A时必须跳闸，因此在供电连续性方面，方案一并没有明显的优势，而且方案一中几段电缆无法实现单相接地保护，当这几段电缆发生单相接地故障时，由于保护不能可靠动作，切除故障回路，很可能导致事故扩大。此外方案一还受运行方式及接触电阻的影响，整定值的确定需考虑多种因素。该方案虽与标准并不矛盾，但在国内电厂的应用较少，如采用方案一，将存在较大风险。

方案三需要增加消弧线圈自动调谐及接地选线成套装置，虽然可以达到降低接地故障电流，自动熄弧，提高供电连续性的目的，但其结构较复杂，且目前在发电厂的厂用电系统中运行经验较少，其设备及控制系统的可靠性尚待进一步确认，因此采用该方案也存在一定风险。

方案二虽然增加了中性点电阻柜及部分零序CT，但接线简单可靠，并且可以获得较好的保护灵敏性，最大限度地保护了人身及设备的安全，是国内电厂的成熟做法，虽与RCC-E标准的要求存在一定偏差，但满足国内规范要求，因此推荐采用方案二。

5 结束语

通过上述分析，可以看出，该由于其负荷较多，且容量较大，系统的电容电流已超过10A，当发生单相接地故障时，电弧将难以自熄，形成稳定性电弧或间歇性电弧。稳定性电弧可能烧坏设备或引起两相、三相短路。间歇性电弧可能使电网电容、电感形成振荡回路而产生弧光接地过电压，从而危及电气设备的绝缘，故不接地方式已难以满足供电连续性、可靠、安全运行的要求，所以必须设法解决。

通过分析计算可以看出，如采用方案一，部分回路的保护配置无法满足灵敏系数的要求，且该运行方式在国内运行经验不多；方案三虽然可以到达降低接地故障电流，自动熄弧，提高供电连续性的目的，但其结构较复杂，且目前在发电厂的厂用电系统中运行经验较少，其设备及控制系统的可靠性尚待进一步确认，采用该方案存在一定风险；故建议采用方案二，即成熟的低电阻或中阻接地方式。

该方式虽与RCC-E标准存在一定偏差，但符合国内相关标准规定；同时在国内其他堆型的核电站中，中性点接地方式也并非一定采用不接地方式，如田湾1、2号机组VVER技术采用中阻接地，三门海阳AP1000技术采用小电阻接地方式。因此，该核电厂中压厂用电系统中性点接地方式采用方案二是可行的。

此外，在后续工程中，建议考虑以下方案。从4.2节的计算可以看出，目前公用段9LGIA、9LGIB的电容电流较大，且不同工程，由于业主的需求与厂址的变化，其电容电流变化较大。故在后续M310工程中，可考虑在BOP区域设置一个变电站，分设两段母线，母线间设联络开关，母线电源分别通过2台变压器与1LGC和2LGC连接。所有BOP区域的负荷均从该变电站引接，位于核岛的负荷由原9LGIA、9LGIB段引接。由于核岛、常规岛的负荷及设备布置相对固定，因此对于不同厂址的M310堆型，均可将系统电容电流控制在10A以内，从而保证了系统供电的连续性，满足RCC-E标准的要求。

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