核电站中微机型继电保护装置的运用及优化建议

　　引言

　　随着微机技术的发展，微机型继电保护装置在工程中的应用愈发广泛。某核电站引入了微机型继电保护装置应用于ECS（主交流电源）系统中低压部分的保护与控制。ECS系统中压母线电源引自UAT（厂用变）、RAT（备用变）和DG（柴油发电机组，仅核岛母线），对应的进线断路器分别为M1进线断路器、M2进线断路器和DG进线断路器。本文将针对装设在M1进线断路器、M2进线断路器和DG进线断路器开关柜中的微机型继电保护装置的应用，对比采用微机型继电保护装置与采用传统核电站继电保护和控制设备的异同，并就国产化标准设计提出相关改进建议。

　　1 功能应用

　　某核电站采用美国SEL公司的微机型继电保护装置，在M1进线断路器、M2进线断路器和DG进线断路器开关柜中装设SEL-351微机型继电保护装置（以下简称SEL装置），它们集成了继电保护、 同期监控及逻辑控制功能。

　　（1）过电流保护。配置反时限过电流保护（51）和接地故障保护（51G），通过测量回路电流，在电流和持续时间超过 整 定 值 时，SEL装 置 触 发 出 口 继 电 器 （86M1/86M2），使母线上所有断路器分闸，并闭锁这些断路器。只有故障排除且在SEL装置面板上手动复位后，继电保护跳闸信号才会消除。

　　（2）低电压保护。测量母线、电源电压，当两者均低于30%额定电压时，使相应进线断路器分闸。

　　（3）断路器失灵保护。在收到保护跳闸信号后，若故障持续存在，则认为相应进线断路器失灵，无法切除故障。SEL装置触发装设在另一个进线断路器柜内的出口继电器使母线上所有断路器分闸，并闭锁这些断路器。

　　（4）断路器允许合闸判断。在下列情况下允许M1/M2进线断路器合闸：母线不可用，进线电源可用；母线可用，进线电源可用，电源倒换条件（同期监控）满足；母线可用，DG电源可用，电源倒换条件（同期监控）满足。判断母线和电源可用与否的条件：可用时，电压不低于90%额定电压；不可用时，电压不高于30%额定电压。

　　（5）自动切除并联断路器。M1（M2）收到合闸命令并合闸30s后，若M2（M1）进线断路器未分闸，则向其发出分闸命令。

　　（6）启动DG同期。UAT（RAT）电源恢复后，为了满足允许合闸条件，使进线断路器顺利合闸，命令DG根据UAT（RAT）电源进行同期。

　　（7）故障快速切换与残压切换（仅适用于M2进线断路器）。在收到电源切换命令后， 通过同期监控与逻辑判断，若满足快速切换条件，则在0.2s内允许母线快速切换。若在0.2s内母线快速切换失败，则在0.2s后仅允许残压切换。

　　（8）DG保护停机。在监测到故障或收到DG停机信号后，向DG发出停机命令。

　　（9）DG运行模式更改。当DG处于试验模式时，若收到母线快速切换启动信号或断路器分闸命令，则使DG退出试验模式而改为备用模式。

　　（10）启动DG同期。在DG进行并网试验时，启动DG同期功能，使DG根据母线电源进行同期。

　　2 与传统继电保护及控制方案的比较

　　其它核电站的中压系统一般采用传统的继电保护及控制方案，其继电保护、同期监控、逻辑控制等功能分别通过继电保护装置、电压继电器、同期监控装置和中间继电器来实现，因此SEL装置与传统继电保护和控制方案存在不同。

　　（1）继电保护功能方面，SEL装置与传统继电保护装置一致，配置过电流保护（51）、速断保护（50）等保护功能，在电流/时间达到整定值时，保护继电器逻辑输出为“1”.

　　（2）同期监控功能方面，SEL装置内配置的电压、频率、相角监测装置，通过逻辑计算，在满足同期设置条件时，其同期继电器逻辑输出为 “1”;传统控制方案需配置单独的同期监控装置，对母线电源同期倒换和事故切换进行监控[1,2].

　　（3）控制功能方面，SEL装置通过逻辑编程，结合自定义的输入端口信息、继电保护及同期继电器信息，对断路器进行逻辑控制；传统控制方案通过中间继电器、时间继电器等对断路器进行逻辑控制。

　　（4）通信功能方面，SEL装置能够通过通信协议与DCS传输信息；传统控制方案通过硬接线与DCS传输信息。

　　采用这两种不同方案，M1进线断路器、M2进线断路器和DG进线断路器开关柜中需装设的设备对比见表1,采用SEL装置后继电器数量显着下降。
　　
　　3 微机型继电保护装置同期监控功能原理

　　将继电保护功能与同期监控功能结合，是SEL系列产品与传统继电保护装置最大的区别。

　　SEL装置内置同期继电器（25）的逻辑如图1~3所示，同期输入参数定义见表2,在AP1000核电项目中同期整定值定义和设定见表3,同期判断需经过2个过程。
　　
　　3.1电压和滑差判断将输入电源（VP、VS、VA）的电压幅值与电压整定值（25VLO、25VHI）比较。若电源电压幅值在规定幅值范围内，同时SEL装置未闭锁同期功能，则允许进行滑差计算和判断。

　　滑差计算器通过计算得出2个电源的滑差后，与滑差整定值25SF比较。若滑差在整定值范围内，则允许进行相角差计算和判断。

　　3.2相角差判断
　　
　　（1）“不滑动 ”电源间相角差判断。 若滑差不大于0.005Hz,则认为2个电源间 “不滑动 ”,在计算相角差时无需考虑断路器合闸时间补偿，相角差计算逻辑如图2所示。 在 相 角 差 小 于 整 定 值 时， 同 期 继 电 器 输 出 为“1”.

　　（2）“滑动 ”电源间相角差判断。若滑差大于0.005Hz,则认为2个电源间 “滑动 ”,在计算相角差时需考虑断路器合闸时间补偿，相角差计算逻辑如图3所示。

　　①若相角差在递减，即VS靠近VP,则同期继电器输出为 “1”的条件为VP与VS的相角差为0°,此时对系统冲击最小。

　　②若相角差在递增，即VS远离VP,则同期继电器输出为 “1”的条件为经过合闸时间补偿计算的相角差小于整定值。合闸时间补偿相角计算式为：A=（fVS-fVP）×tCLOSD×360°式中，fVS为VS的 频 率，Hz;fVP为VP的 频 率，Hz;tCLOSD为断路器合闸时间，s.假设VP的频率为50.0Hz,VS的频率为50.1Hz,断路器合闸时间为70ms,则A为2.52°（VS超前VP）。

　　相角差递减、递增情况下，同期过程（VS超前VP）电压示意图如图4、图5所示。
　　
　　4 设计改进建议

　　4.1提高电源切换的合理性和可行性
　　
　　该核电站电源切换（正常电源倒换和故障快速切换工况）需同时满足以下条件：电压差小于10%;相角差小于20°;滑差小于0.05Hz;考虑断路器合闸时间相角补偿。

　　根据参考文献[3],允许并联切换（正常电源倒换）和故障快速切换的条件并不相同。并联切换必须同时满足滑差小于0.2Hz,相位差小于15°,电压幅值差小于5V;而故障快速切换只需满足滑差小于2.0~3.0Hz且相位差小于20~40°或电压矢量差幅值小于40~60V或电压矢量差与滑差之积小于80~180V·Hz其中一项即可。快速切换的同期限制要求远低于并联切换，因此目前的同期切换整定值对于正常电源倒换和故障快速切换工况均有不当之处。

　　4.1.1正常电源倒换根据图1~图3,相比专业的同期监测装置，SEL装置的同期继电器仅判断电源电压的幅值是否在正常范围内，而没有计算电压幅值差。根据现有的整定值，电源电压只要在90%~110%额定电压内均允许切换，但是有可能出现2个电源的电压幅值差为20%的极端情况。考虑到正常切换时将同期冲击减到最小，建议将电压幅值差整定值设置为不大于5%.

　　SEL装置虽然能设置2个同期相角差整定值，但是只能设置1个同期滑差整定值。在故障快速切换时，M1侧的频率下降迅速，若将同期滑差整定值设定为0.05Hz,则会降低快速切换成功率。为保证快速切换成功率，建议将同期滑差整定值设定为不大于0.2Hz.

　　综上所述，在正常倒换时，受限于SEL装置的同期监控功能，无法满足继电保护准则中允许同期切换的条件。

　　4.1.2故障快速切换根据目前的故障快速切换同期整定值，故障快切的成功率大为降低。为了提高故障快切的成功率，在减小对设备冲击的前提下，应适当放宽故障快速切换整定值。修改后的故障快速切换条件为同时满足电压差小于10%,相角差小于25°（对于固有相角差较大的，另行制定），滑差小于2Hz,考虑断路器合闸时间相角补偿。

　　4.2增加母线低电压保护
　　
　　根据参考文献[4],应设置低电压保护以应对持续低电压工况，其电压整定值及延时设置应能避免持续低电压损坏电气设备。虽然在该核电站中ECS中压系统为非1E级，但是考虑到设备安全也应配置相应的保护。

　　目前设置的母线低电压保护，当母线电压低于90%额定电压时，仅报警而不发分闸命令；在母线电压低于75%额定电压且持续时间超过3s后才使除LC馈线断路器以外的所有馈线断路器分闸。

　　在电厂运行过程中，有可能出现故障导致中压母线电压维持在75%~90%额定电压的情况。为避免持续低电压损坏电气设备，应增加90%低电压分闸保护，延时30s使M1或M2进线断路器分闸。

　　5 结束语

　　在该核电站中，SEL装置作为ECS中压系统继电保护、同期监控、逻辑控制的核心部件，相比传统继保装置和控制设备有着设备功能集中，设计、接线和维护便捷以及空间节省等优势，但是仍存在电源切换整定值不合理等问题。在按照本文所述方式修改设计后，SEL装置满足了系统要求。