核电厂电气二次设备分析

2019-06-21 13:40□杨榛崔春

产业与科技论坛 2019年9期

□杨榛崔春

随着我国社会经济的不断发展，对电力需求量越来越多，使得核电厂建设数量逐渐增多。核电厂电气设备主要分两个类型，分别是电气一次设备和电气二次设备。电气二次设备主要包括继电保护设备、自动装置、故障录波、就地监控和远动装置，是核电厂电力系统稳定运行的根本保证。核电厂电气二次设备主要组成有如下方面：NCS系统(电厂升压站计算机网络监控系统)；ECMS系统(电厂厂用电气监控管理系统)；继电保护(升压站、发变组、厂用电继电保护)；准同期装置；PMU系统(同步相量测量系统)；安全稳定系统；故障录波器等。本文将分别介绍各系统的功能、配置原则等。

一、NCS系统

通过计算机对微机保护、微机控制与测量装置实施监控。升压站网络监控系统作为全厂控制系统子站，与DCS等其他系统一起构成完整的电厂自动化系统，进行全厂生产管理与发电控制。

NCS系统具有“四遥”功能(遥信、遥测、遥控、遥脉)、检同期功能、直流变送器采集功能、全站逻辑闭锁功能、主接线、一次值显示功能、网络通信功能、AGC&AVC功能。其中远动装置用于收集全站测控单元保护装置等智能电子设备的数据，经规约转换后通过模拟通道、数字通道或网络向调度端/集控站传送，同时接收调度端/集控站的遥控遥调命令向变电站设备转发。远动信息采用“直采直送”的方式，通讯装置的运行独立于后台监控系统，双方互不影响。

二、ECMS系统

监控对象及功能：对电厂高压、低压厂用电部分的监控；对厂用电切换装置的监控；对厂用变压器的监控；对启备变、发变组保护的监控；对交流直流智能系统的监视；对保安电源(应急柴油发电机)的监测；对励磁系统的监测；与DCS、SIS、MIS系统的信息交互；对厂用电信息进行监测；通过通信方法实现对各断路器的控制；提供电度、电压合格率、开关动作次数等统计计算及管理功能；事故追忆及全站所有遥信的SOE功能保证了事故分析时的准确性；通过多种通讯方式实现与其他系统的信息交互等。典型组网架构如图1所示。

图1

三、继电保护系统

升压站继电保护系统具有以下功能：线路保护功能(以光纤差动保护为例，重合闸功能、接地距离保护、相机距离保护、纵联差动保护零序过流保护、)；母线保护功能(差动保护、断路器失灵保护(220kV配置)、CT断线逻辑)；母联保护功能(充电过流及零序过流功能)；断路器保护功能(三相不一致保护、断路器失灵保护、死区保护、充电过流保护、重合闸功能)；变压器保护功能(差动保护(主保护)、高、低压侧后备保护(相间后备、接地后备)、CT、PT断线逻辑、非电量报警、跳闸功能)。

线路保护配置原则：220kV及以上电压等级需按照双重化配置，光纤差动线路保护两侧装置型号须一致，通道可分为复用或直连。母线保护配置原则：220kV及以上电压等级需按照双重化配置。母联保护配置原则：双母线接线时按照单重化配置。断路器保护配置原则：3/2接线每台断路器按照单套配置。变压器保护配置原则：220kV及以上电压等级需按照电量保护双重化，非电量保护单重化原则配置。发变组继电保护具有以下功能，如表1所示。发变组保护配置原则：150MW或220kV及以上电压等级需按照电量保护双重化，非电量保护单重化原则配置。

表1

四、准同期装置

理想的同期条件：一是断路器两侧的电压幅值相等：Us=Ug；二是断路器两侧的电压频率相等：fs=fg；三是断路器合闸瞬间，两侧电压的角差为零：δ=0，使得合闸瞬间系统对发电机的冲击电流为0。

准同期方式介绍:自动方式：只需一个遥控启动脉冲。半自动方式：手动选点+手选确认。手动方式：所有的操作均响应外部开入，只有同期允许为程序判别。

图2

五、PMU系统

主要功能：实时动态监测，通过调度中心主站实现对核电厂动态过程的监测分析，以加强对电力系统动态安全稳定的监控，提高调度机构准确把握系统运行状态的能力。

主要配置：数据集中器、升压站数据采集单元、主厂房数据采集单元、时钟同步。

六、安全稳定系统

安全稳定系统的三道防线：第一道防线：电网快速保护及预防控制装置，发生单一故障时，保持电网稳定运行和正常供电；第二道防线：稳定控制装置/系统及切机切负荷，保证电网在发生概率较低的严重故障时，能继续稳定运行；第三道防线：电网失步解列、电压及频率紧急控制，当电网遇到概率很低的多重严重事故而稳定破坏时，依靠这些装置防止事故扩大，大面积停电。

主要配置：发电厂作为区域电网的执行端，一般按照主从配置安稳装置。220kV及以上电压等级需按照双重化配置。发电厂站应装设失步解列、频率电压紧急控制等设备。

七、故障录波器

功能及配置原则：记录电力系统大扰动发生前后的有关系统电参量的变化过程及继电保护与安全自动装置的动作行为，为扰动分析提供帮助。升压站及发变组均需配置相应故障录波器。