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摘要：CPR1000核电厂辅助电源开关站为220kV双母线结构，通过辅助变压器为发电机组提供后备电源。机组功率运行及大修期间，辅助变分别为空载及轻载运行，无法达到技改后母线差动极性验证最小负荷要求。本文对在运核电厂辅助电源开关站母线保护技改后差动极性验证方案进行了探讨，经分析提出了以辅助变压器环流为核心的试验方法，并在某核电厂母线保护老化改造项目实践中得到了验证，希望能对其他电厂母线保护、辅助变压器保护技改后差动极性验证工作提供参考。需要注意的是，应对试验期间辅助变压器容量是否满足设计工况容量进行核算，本文也给出了核算方法。
关键词：核电；母线差动；极性验证
引言
为避免差动不正确动作，差动保护应在极性验证正确后投入运行。差动极性验证的常用方法包括一次通流试验和带真实负荷试验。在役CPR1000核电厂的220kV辅助电源开关站承担着机组后备电源的重任，不允许轻易停运，且变压器处于备用时并不带任何负载，一次通流、真实负荷试验不具备条件。母线保护、变压器保护技改后，面临无法进行差动极性验证的困难。本文在分析了辅助变压器设计工况容量，实测了南瑞、深瑞等主流母线保护装置相位识别最小电流幅值，并计算了两台辅助变并列运行后调整一台变压器有载调压分接头形成环流时的档位差、环流幅值和变压器剩余总容量之间的关系后，提出了以220kV母联电流作为参考基准，利用辅助变压器间环流验证母线保护差动极性的方法，并在某CPR1000核电厂220kV开关站（见图1）母线保护技改后差动极性验证工作中得到良好应用。
1.220kV开关站及母线保护配置
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图1 CPR1000核电厂220kV开关站单线图
如图1所示，开关站为典型双母线结构，共有两条线路（线路甲、线路乙）和七台变压器（施工变、#1～#6辅助变），开关站正常运行时各开关、隔离刀闸分合状态见图中标示。发电机组功率运行期间，要求相应的辅助变处于空载备用状态，不允许停运。辅助变在机组厂用电切换时才带载，通常分为两种情况：机组事故工况下厂用电切换和计划性切换，前者切换时辅助变集中加载、冲击电流高、负载功率大，后者切换时负载较小（如机组大修时辅助变负载约2MVA）。辅助变检修与相应发电机组检修安排在同一时间段内。全厂各机组轮停检修，全年检修窗口基本均匀分布。
施工变参数：
- 220±8×1.25%/10.5kV，Ynd11
- 31.5MVA
- Ud=12%
辅助变参数：
- 有载调压，220±8×1.25%/6.9kV，Ynd11
- 34MVA
- Ud=7.15%
CT变比：均为1000:1，二次额定1A。
母线差动保护应用配置如图2所示，其原理为：差动回路包括母线大差回路和各段母线（I母、II母）小差回路。母线大差是指除母联开关外的所有支路电流所构成的差动回路。某段母线的小差是指该段母线上所连接的所有支路（包括母联开关）电流所构成的差动回路。母线大差回路用于判别母线区内和区外故障，小差回路用于故障母线的选择。差动极性验证，应验证到所有支路的CT，包括母联支路。
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图2 母线差动保护应用配置
经实际测量，南瑞继保、长园深瑞的母差保护装置，在输入≥14mA（折算为一次功率为5.4MVA）电流时能采样到稳定的电流相位（以母线电压为相位基准），并正确判断、显示差流。
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UI=
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×220kV×(1000:1)×14mA=5.4MVA (1)
2.辅助变环流方法可行性分析
通过前文介绍可知，全厂辅助变不可能安排集中停运，因此一次通流试验方法不适用；辅助变在机组大修期间的负载约为2MVA，远小于最小功率5.4MVA，且各机组完成一轮检修需要1年以上时间，真实负载试验方法同样不适用。从开关站单线图可以看出每两台辅助变高、低压侧均有联络开关，且各辅助变均为有载调压变压器，故考虑两台变压器并列运行后调差形成环流用于差动极性验证的可行性。应计算要求的最小环流幅值、档位差，并核算环流期间辅助变备用容量是否能满足设计工况容量要求。
2.1档位差及环流幅值计算
两台辅助变高压侧母联闭合、低压侧联络开关闭合，调整有载调压档位，使两台辅助变间产生环流，折算至低压侧电路如图3所示。
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图3 两台变压器环流电路图
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(2)
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(3)
其中N为调档前实际档位与中间档位的档位差，Z为上调档位数（低压侧电压升高）。带入变压器当前档位N=5，得：
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(4)
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(5)
Ir 为低压侧环流（单位A），计算Z为1档、2档、3档时环流值如表1所示：
表1 不同调差档位下环流幅值
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极性验证要求变压器高压侧电流大于14A，并考虑到回路电阻、采样误差等因素影响，Z应不小于3。
2.2厂用电切换容量核算
在辅助变并联环流运行期间，若出现机组厂用电切换至辅助变供电的情况，电路如图4所示。
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图4 两台变压器环流并带载电路图
列方程求解环流期间厂用电切换时辅助变带载容量，过程如下。由：
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(6)
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(7)
得：
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(8)
假设调节有载调压分接头前，高压侧实际电压为UH，档位为N，则调档后：
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(9)
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(10)
将式（9）、（10）带入式（8）得：
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(11)
由辅助变低压侧功率、电压、负荷有以下关系式：
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(12)
厂用电负荷功率因素未知，取厂用电典型值0.8，则 R，带入式（11）、（12）得：
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(13)
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(14)
式中的各参数含义和取值如下：
- UH：220kV开关站真实电压，UH =226kV；
- Xd1：辅助变短路阻抗，0.1Ω；
- N：辅助变调档前真实档位，N =5；
- Z：试验过程中调节档位差，分别取1、2、3、4；
- S：辅助变低压侧带载功率，根据辅助变压器选择计算书数据，单台机组厂用电切换时，容量要求为17.9MVA，两台机组同时厂用电切换时，容量要求为33.6MVA。
联立式（13）、式（14），得到U、R的方程组，可求得U、R的值，并带入式（15）、式（16）可分别求得辅助变环流期间出现厂用电切换时的带载容量值，见表2所列结果。两台辅助变均未超过额定容量。
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(15)
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(16)
表2 档位差、环流、辅助变带载容量对应关系
调档数 切换数量（台） S1负荷（MVA） S2负荷（MVA）
1 1 7.7 11.0
2 15.6 19.1
2 1 7.1 13.3
2 14.3 21.3
3 1 7.5 15.9
2 13.4 23.7
2.3验证过程中的注意事项
验证过程中，需要注意的事项：
- 调整辅助变有载调压时，环流的方向应使母联电流增大，以便于观察电流相位和差流，否则应反方向调节或换一台变压器调节。
- 辅助变环流运行期间，若发生机组厂用电切换至辅助变情况，应及时终止试验，断开低压侧联络开关，恢复两台辅助变分列运行。
- 辅助变环流试验后，应先断开低压侧联络开关，再断开高压侧母联，避免线路穿越功率经变压器流通、损坏变压器。
- 站内没有施工变负荷，可采用线路间的穿越功率进行验证，必要时可协调电网改变运行方式协助验证线路支路差动极性。
3现场实施效果
该核电厂母线保护技改后母差极性验证方案如下：
- 施工变日常负荷5.5MVA，满足最小验证负荷要求，通过倒闸操作验证线路甲、线路乙、母联、施工变之间差动极性。
- 对于#1～#6辅助变，分别进行#1—#2辅助变环流、#3—#4辅助变环流、#5—#6辅助变环流，验证各辅助变与母联之间差动极性。
- 通过母联作为基准，整理数据得到全站所有支路间差动极性关系。
辅助变调档前后环流变化情况如图5所示。
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图5 NCS显示的环流变化情况（左起分别为调1档、2档、3档）
#1、#2辅助变差动极性验证时保护装置采样支路电流、差流情况如图6所示。
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图6 保护装置内支路电流、差流采样显示
（左列为幅值、右列为相位）
4结束语
从该核电厂母线保护差动极性验证数据可以看出，保护装置支路电流、差流实测数据清晰、稳定，环流计算值与实测值最大误差不超过4%，证明本文提出的变压器环流方式验证差动极性的方法是可行的，对CPR1000核电厂辅助电源开关站及类似变压器常年处于空载或轻载的开关站，其母差、变压器保护技改后的差动极性验证非常实用。
参考文献
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［2］ 古宇军．带负载检验母联电流相位比较式母差保护接线[J]．继电器，2001,29(3)：63-64．
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