1 　调试的定义和调试管理的目的

核电厂整个循环中经历厂址选择、设计、建造、调试、运行和退役六个主要阶段。调试是将核电厂已安装的部件和系统投入运行并进行性能验证，以确认是否符合设计要求、是否满足性能标准的过程。调试由反应堆装料前和装料后两种条件下的试验组成。

岭澳核电站的单系统调试从1999年7月份开始，1号机总体调试期间为2001年4月至2002年7月，2号机工期与1号机相隔8个月，总体调试期间为2001年12月至2003年3月。在单系统调试试验开始之前，为调试准备阶段。

调试管理的目的是遵循法规和质量保证大纲要求，严格执行调试启动手册程序。在准备阶段建立起所有的必需条件，包括人力、物力、方式等硬件、软件条件。在实施阶段遵循”安全第一、质量第一”的原则，保证调试按质量、进度、投资三大控制的要求顺利进行。

2 　法规要求

核安全法规HAF0300《核电厂运行安全规定》对核电厂的调试提出了必须满足的安全基本要求；HAF0400《核电厂质量保证安全规定》则对核电厂调试期间的质量保证分大纲的制定和实施提出了原则和目标。核安全导则HAF0304《核电厂调试程序》和HAF0405《核电厂调试和运行期间的质量保证》对前述调试相关的法规要求进行了说明和补充，提出建议并叙述实施办法。

岭澳核电站编制了调试启动手册程序，以落实核安全法规以及IAEA有关法规和导则的要求。

3 　调试准备工作管理

调试准备工作从大的方面讲，可分为组织准备、人员培训授权、技术准备、文件准备和物资准备五个方面。

3.1 调试组织准备

岭澳核电站调试队组织机构设置三个业务处和两个功能处。三个业务处是核岛调试处、常规岛及BOP调试处、电气仪表调试处。核岛调试处和常规岛及BOP调试处负责各自专业机械系统包括通风系统的调试，电气仪表调试处负责全厂电气和仪表系统调试并为另两个处提供试验仪表和测量方法支持。两个功能处为行政技术处和值班工程师处。行政技术处负责文件、计划和移交工作；值班工程师处主要由调试值班工程师构成，负责在总体调试期间代表调试启动工作组在主控室进行调试试验工作的总体协调和计划跟踪，并负责组织反应堆物理试验。

调试人员的在岗时间以调试试验工作的需要为依据，并考虑前期准备工作及培训的需要，作出了人员到岗的计划。由于岭澳核电站2台机组工期相差8个月，两台机组总体调试期间有交叉，人员需求有一段明显的高峰，在调试高峰期调试队总人数超过200人。

调试队人员来源，主要由大亚湾核电站和岭澳核电公司内部调配管理骨干和技术骨干，骨干缺额及主要技术人员来自国内有大合同关系的技术服务单位，再补充少量的直接聘用人员，并优先考虑有电站调试经验人员。

3.2 调试人员培训和授权

调试人员必须经过培训和授权来确保其有能力进行所负责的工作，并清楚其工作的安全后果。同时，培训必须有针对性，要根据人员的学历、经验和前期培训的基础，补充进行培训。

为保证培训工作的质量，调试队编制了《调试人员培训大纲》，定义了各个调试岗位人员的培训要求，在此基础上，制定了培训工作计划。首先，充分利用大亚湾核电站现场和培训中心条件开展培训工作。同时，与国内制造厂和研究院联系落实有关泵、阀门、汽机、性能试验、水回路、堆控等调试技术课程的培训。在建调试电厂的现场实习培训占有较大比重。

调试试验岗位人员的现场课堂培训，除安排培训中心公共课程外，主要课程为调试8个培训包的基础培训。在调试准备工作初期，调试队组织各专业负责人员，编写出版调试基础培训教材。公共课程和调试基础培训一期约需3个月时间，至今已进行了4期。经培训考核，已有90人获得授权。

3.3 调试技术准备

调试技术准备中的首要任务是建立起国内技术后援体系。目前，已同核一院、核五院、核七院签订了技术服务合同，以作为核岛调试的国内技术支持单位。常规岛及BOP调试的国内支持单位主要为西安热工院、天津电建、西北调试所。

其次，要确定调试外包项目，对调试中的特殊专业试验项目（如安全壳打压试验评价等）需单列出来，同国内外有资格的单位签订合同执行。

技术准备的其它项目包括建立调试卫星资料库和试验文件管理系统，建立调试管理信息软件，建立调试队预算和物资管理体系。

技术准备中工作量最大的一项工作是调试三级进度计划的编制工作。调试队用一年时间，由各专业处配合一起编制建立起调试三级进度计划数据库。调试进度计划的内容在本文4.1中描述。

3.4 调试文件准备

3.4.1 调试管理文件准备

调试管理文件主要部分为《调试启动手册》，包括五个部分：

- 调试准备工作程序：描述调试准备工作活动的处理。
- 总体程序：主要描述调试队与各外部接口单位的分工与协调。
- 执行程序：主要描述调试队和各接口单位要遵循的具体工作处理方法的程序。
- 调试队组织程序：为调试队内部工作分工和内部各项工作处理方法程序。
- 临时程序：为执行程序无法使用时（缺乏相应条件）应用的临时管理程序。

3.4.2调试技术文件准备

在岭澳工程中，调试试验文件主要由供货商向业主提供。

对于业主来说，调试技术文件准备工作主要涉及对供货商提交设计文件的审查，在供货商提交文件基础上编写部分总体调试文件，并编写部分BOP调试文件。

设计阶段文件的编写审查工作由设计采购队负责，调试队根据到岗人员情况，参加调试文件设计阶段编写工作，使调试技术骨干及早了解所负责调试的系统，做到知其然，也知其所以然。

在试验准备和实施阶段，调试队负责试验程序现场验证生效工作，并负责在试验完成后编写试验报告。
3.5 试验物资准备

调试物资准备主要包括调试临时设备准备、调试仪器仪表和工具准备、调试备品备件和消耗材料准备三项工作。

其中以调试仪器仪表准备工作为重点。核岛、常规岛和BOP供货商提供的调试仪器仪表总数约1100台，其中约720台需定期进行检定或标定。故调试仪器仪表的管理，从一开始就需建立起严格的管理制度，包括仪器仪表的存放、检定和标定、借出使用跟踪、相关管理软件的建立和使用等，保证试验所使用的仪器仪表为有效，从而保证了测量数据的质量。

4 　调试过程管理
4.1 调试任务及计划

核电厂安全导则HAF0304《核电厂调试程序》对核电厂调试主要阶段进行了详细描述，岭澳核电站调试各阶段的内容符合HAF0304的要求。

岭澳核电站调试可分为10个阶段，即单系统试验、核冲洗和开盖冷试、冷试、热试准备、热试、装料准备、装料、临界前试验、首次临界和低功率试验、功率提升试验阶段（见表1），每一阶段试验所使用的程序、要点和经验工期已列于表中。

这10个阶段所包括的试验项目由1719个试验程序描述，如何合理地安排这些试验项目，则是调试计划所要解决的问题。一个完整而严密的调试计划是调试实施和管理的基本依据。

调试进度计划的建立首先考虑的是调试期间工程各个里程碑的要求，如冷试、热试、装料等，对应于每个里程碑，都有一份电厂系统必需可用的清单，也就是说，在此里程碑之前，验证这些系统可用的调试试验项目应已完成且结果满意，这就确定了调试试验项目必须完成的最后期限。另一方面，调试试验项目必须在相关系统和设备的安装结束并已移交给调试队以后，也就是说，在安装结束状态报告（EESR）签字后才能开始，从而确定单系统调试的最早开始时间。单一系统内部各试验项目的逻辑关系由系统调试大纲确定，再考虑试验项目对其它系统可用性的要求，从而确定了试验项目与其它系统的试验项目之间的逻辑关系。但有时，试验项目是与安装工作项目或机组状态有逻辑关系（如反应堆压力壳顶盖安装、机组升温升压过程的各个台阶等），故调试计划中也需考虑这些安装工作项目或机组状态变化过程的影响，并根据大亚湾调试经验反馈确定每一试验项目的工期，从而建立起岭澳核电站调试三级进度计划数据库。

在电站调试三级进度计划基础上，制定出调试目标关键路径计划、系统调试四级进度计划、调试周计划以及总体调试期间的三天滚动试验计划。

4.2 调试队外部接口管理

岭澳核电站的调试工作涉及到供货商、设计、施工安装等调试上游单位，也涉及到生产、维修等下游单位，同时还有核安全当局、质保、合同、计划和外部技术支持单位。调试队与这些接口单位的关系由管理程序描述，用程序规定各单位的责任分工并定义工作流程。

4.2.1 与施工队和安装承包商接口管理

与施工队的接口内容包括EESR日期实现与调整、安装结束状态报告检查、遗留项清除、设备消缺工作等。

在EESR之前，调试队对EESR提出技术要求，内容包括：

- 移交系统或子系统的边界
- 特殊要求清单：列出为进行试验而需加装的临时设备（如回路冲洗用滤网）
- 遗留项清单：EESR时暂不安装的部件（如孔板、小疏水管等）。

为试验而加装的临时设备将在试验后拆除，遗留项则需在试验进行到一定阶段时才能清除。根据调试队提出的技术要求，施工队将监督安装承包商修订文件，以将技术要求的内容结合到EESR报告中。
4.2.2 与供应商、设计采购队和设计院的接口管理

接口内容主要涉及供应商调试人员派遣、调试试验程序的宣布可工作(Work Ready)、试验报告的分析审查、设计变更管理、调试意外事件分析处理和不符合项处理。

通常，与设计承包商的接口通过设计采购队进行管理，但在调试期间，由于调试工期较紧，调试队与供货商之间建立直接通信通道，以尽快得到供货商对调试的工作响应，尤其是对试验程序的宣布可工作和试验报告的分析审查工作。

4.2.3 与生产部和维修部的接口管理

接口内容主要涉及设备移交、生产人员的调试参与、运行文件生效、生产人员培训和调试服务（化学分析和仪表标定等）。

调试期间是生产人员及早了解电厂系统设备并掌握技术的最好时机。通过上述活动，调试队在获得生产人员的调试服务支持的同时，也协助生产人员提高技术能力以胜任接产投产工作。

4.3 试验的准备、实施与试验报告管理

由调试队授权试验负责人进行其负责的系统和设备的试验准备、实施与试验报告编写工作。

在试验准备期间，试验负责人检查相应的设计阶段试验程序已正式出版，向设计者，即供应商现场代表或设计采购队，发出文件可工作申请（Work

Ready Request）。设计者将考虑试验程序出版后的设计变更，列出设计变更对试验程序的影响，并宣布试验程序为可工作（Work
Ready）。

调试队行政技术处负责试验文件状态的统一管理，在接到可工作试验程序后，发出试验程序的使用通知（NFU）。

试验负责人在NFU版本试验程序基础上，根据现场系统设备的实际情况对程序进行验证生效，并考虑所有相关的现场设计变更，将试验程序进行适应性修订，使试验程序成为可执行版本（CFA）。CFA版试验程序送设计者特别是供货商现场代表审查并签字。这是供货商对设备的责任的体现。在大亚湾核电站调试期间，两台联变在通电试验过程相继发生线圈绝缘击穿烧毁事件，由于试验程序经过供货商（日本三菱公司）现场代表审查并签字，三菱公司不能摆脱其对试验期间的设备责任，无偿负责两台联变的修复工作。

在装料以后，与核安全相关的CFA试验程序还需送生产部审查，以检查试验实施过程不违反技术规格书的规定。

CFA版本试验程序在经历了上述审查之后，由调试经理签字批准实施。这时试验程序已成为空白试验报告。

试验负责人根据批准实施的CFA试验程序，提出试验许可证申请，准备试验工具、仪器和测量仪表、试验文件、试验期间安全措施和标志等。当一切准备就绪并持有试验许可证，试验负责人在现场按试验程序步骤逐步进行试验。在试验执行完成后，试验负责人收集记录的数据，进行数据处理，对试验数据进行初步的分析评价，并编写出试验报告。试验报告在调试队内部审核后，送供应商或设计采购队进行审查分析，以取得设计者的同意。

最后，由调试经理确认上述过程均已正确实施，并签字批准试验报告。试验报告原本存在调试队文件库中。在电厂投入商业运行时移交给电厂档案馆。

4.4 移交管理

从安装结束开始，系统设备将经历EESR、TOB（隔离移交）、TOM（维修移交）、TOTO（临时运行移交）过程。

EESR过程是安装承包商对设备的责任转移到业主调试队的过程，这是一个具有合同意义的移交过程。EESR签字表明系统设备自安装区域转移进入调试区域。

TOB过程是由生产部运行处承担起系统设备的安全责任管理的过程。TOB签字后，运行处可实施签发试验许可证等各类许可证，保证试验和工作的实施安全条件。

TOM的过程是调试将相关系统设备的维修管理责任转移到维修部的过程，由维修部负责组织一级维修和部分二级维修的项目。

TOTO过程是调试队将已完成了全部或部分试验项目并已证明系统能安全运行的系统和设备的操作和运行责任转移到生产部。

TOTO签字标志着相关系统和设备自调试区域转入临时运行区域，运行处成为设备的运行经理，运行人员根据调试队的计划按正常运行规程对系统和设备进行操作。这使运行人员有机会学习熟悉系统，同时对运行规程进行验证生效。

从反应堆装料开始，由生产部承担起电厂的核安全责任，系统设备的可用性需遵从技术规格书（Technical Specifications）的要求。
4.5 工业安全及许可证管理和CBA的应用

调试期间的工业安全管理遵照岭澳核电站的工业安全守则规定。唯一的例外情况是装料前调试队试验负责人可在其试验许可证范围内，独立担负起隔离经理和工作负责人的责任，进行单系统的小规模工作（如滤网清洗，更换保险丝等），这种例外情况由调试启动手册中专门程序予以规定。

计算机辅助隔离系统（CBA）应用于设备移交和许可证的管理过程。同时，利用CBA系统对临时控制变更（TCA）和临时特殊设备（TSD）进行管理，跟踪TCA和TSD的及时清除，并保证有一份完整而清楚的清单可移交给生产部，以避免在投入商业运行后因这些临时设施对机组安全运行产生潜在影响。

4.6调试期间的核安全管理

核安全法规HAF0300中要求核电厂调试的实施情况应分阶段进行审查，在完成对前阶段调试试验所得结果的评价和监查，并确认已实现了全部目标和满足了全部核安全管理要求之后才允许进行下一阶段的调试试验工作。

岭澳核电站的调试管理中设立现场调试委员会来实施上述法规要求。

现场调试委员会在设定的控制点之前召开会议，以评价前一阶段调试试验结果和机组运行情况，确认下一阶段试验开始的安全条件已得到保证，以批准或向国家核安全局申请批准控制点的释放。

在装料前，需向国家核安全局报送核电站调试大纲，由国家核安全局审核批准。

自装料开始，需遵循国家核安全局审核批准的岭澳核电站运行技术规格书，对核安全相关系统的不可用性，包括因试验引起系统或设备的不可用，要进行严格的控制管理。

对所有的核安全相关的调试试验，在试验完成后，除编写试验报告外，还需编写试验报告分析单，并由供货商审查确认。试验报告的状态和试验报告分析单的状态均应向现场调试委员会报告。

5 　调试质保和质量控制

　　岭澳核电站调试期间质保大纲遵从HAF0400/HAF0405的规定而编制。调试质保大纲的要求在《调试启动手册》及有关调试管理程序中阐述实施。同时，调试队接受质保部的定期监查，积极与质保工作人员合作，分析发现调试管理过程中的薄弱环节，及时采取纠正措施，消除调试工作中潜在的质量问题。
　　在调试队内部，对所有质量相关活动，由执行处负责一级质量控制（QC）工作，行政技术处负责二级QC工作。质量控制工作的要点是严格执行”调试启动手册”等调试管理程序，所有活动都有相应的管理程序予以规定，在实施中有相应的文件跟踪，对已实施的活动有记录和检查，并按要求存档。

6 　　结束语
　　岭澳核电站自主化调试管理工作已经取得初步的经验。岭澳核电调试队将继续遵循国家和IAEA有关法规和导则要求，参照国内外核电厂调试经验反馈，深化岭澳核电站调试管理，保质按期将岭澳核电站两台机组调试好，使机组以良好状态投入商业运行，圆满实现我国百万千瓦级压水堆核电站自主化调试的目标。

来源：http://power.nengyuan.net/2008/0110/1026.html

　　1. 旁路阀门设计特点：
　　·阀体采用锻焊结构，保证阀门经久耐用，设计寿命达30年以上。
　　·大直径阀杆，并与阀头和活塞为整体部件，强度好，抗震动，使用寿命长。
　　·阀座和阀头堆焊硬质合金，焊层厚度大，延长使用寿命。　　
　　·密封面严格研磨和抛光，且采用不平衡式阀芯密封，保证阀门长期使用无泄漏（可达MSS-SP-61,6级）。
　　·减温水由蒸汽辅助雾化，雾化效率高，减温速度快，温度分布均匀。
　　·充分雾化后的减温水与多级减压后的蒸汽在空腔内混合，彻底避免了阀芯和内件受到的热冲击，从而延长阀芯的使用寿命。
　　·配有蒸汽辅助雾化设计的阀内减温，减温和混合效率极高，所需阀门出口的直管段较短。
　　·多层笼式设计的多级降压阀芯和迷宫式阀芯（降压可达10级），保证噪音低于85分贝，彻底避免由噪音所产生的震动对阀芯的损坏。
　　·阀门可调范围大，能实现设计能力全范围（1-100%）的精确调节，对于机组的启动和系统的滑启控制十分有利。
　　·减温水喷嘴是沿阀体环状均匀分布，无任何移动部件，不会产生阻塞和卡壳，无需维护和更换。

　　2. 旁路介绍
　　德国A-T汽机旁路阀门系统不但对大型燃煤电厂的操作灵活性起着很重要的作用，而且对联合循环发电厂(combined-cycle power)也充当了重要的角色。在中国的燃气联合循环发电机组中已广泛使用。德国A-T汽机旁路阀门系统允许蒸汽发生的过程和操作完全独立于蒸汽机的启动、试运转、关闭等操作。这样在启动和过渡的过程中大大提高了操作的灵活性。所以缩短了启动和恢复运行的时间。除此之外，还延长了设备的使用寿命和提高了整个电厂的运行效率。

汽机旁路系统装置
·高旁蒸汽转换阀
·高旁喷水调节阀
·高旁喷水隔离阀
·低旁蒸汽转换阀
·低旁喷水调节阀
·低旁喷水隔离阀
·可根据用户所在的领域及具体要求进行设计
·包括安装调试及维修服务 高加旁路系统装置
·高加入口三通阀
·高加出口闸阀
·可根据用户所在的领域及具体要求进行设计
·包括安装调试及维修服务
　　
为达到预期效果，德国A-T汽机旁路阀门尺寸经精确设计，满足滑启和过渡操作的需要。德国A-T能够有效地帮助电厂设计和操作人员选择和匹配汽机旁路系统设备，适用于整个电厂的设计。除了提供旁路设备给新电厂外，我们在选配汽机旁路阀门用于现有电厂以及翻新现有失效旁路阀门方面拥有丰富的经验。我们在各地设有销售和服务中心，积极地为客户提供服务和技术支持。德国A-T汽机旁路阀门满足各类标准对锅炉和阀门的要求，包括ANSI,ASME,TRD,DIN等其他标准。德国A-T公司设计和生产的汽机旁路阀门和系统将使电厂的启动和操作更灵活，运行更安全。
　　汽机旁路系统的主要任务是要精确的控制蒸汽减压和减温。旁路阀门需要在实现上述功能的同时还应噪音和震动小，阀芯耐磨损，以保证系统的安全可靠。德国A-T公司设计和生产的旁路阀门，以其结构精巧合理，减温水雾化方式独特，为旁路系统提供最优化阀门设计和最先进的阀门应用技术，从而保证旁路阀门的噪音低，震动小，严密性好，参数可调范围大，操作稳定性好，阀芯耐冲刷和耐腐蚀性强，深受广大用户的好评。
　① 旁路阀门的阀体结构
　　高压旁路阀门的阀体有角式和”Z”型两种形式。阀体分为高压区和低压区两个部分。两个区域的阀体依据具体设计参数选用相同或不同的合金钢焊接成一个整体。高压区采用整体锻造阀体。根据工况材质可选用碳钢或合金钢（F22或F91）。高压区设有一个平衡管连接阀体腔室和阀门进口的上游管路。保持腔室和阀门进口的上游管路。保持腔室温度，防止热冲击。

　　低压区同样采用整体锻造阀体，对角式旁路阀，其低压区阀体内设有夹层管道。用于雾化的高压蒸汽经此通道喷入低压区雾化引入的减温水。对于”Z”字型高旁阀，低压区不设此夹层通道，其雾化的高压蒸汽经外配的管道引入低压区阀腔内。

　　② 旁路阀的阀芯结构

　　旁路阀的阀芯由两个主要部分组成。第一个部分实现截止功能，第二部分实现多级减压和调节功能。德国A-T公司阀门将上述两种功能结合在一起，其阀芯设计十分精妙。截止功能实现阀腔内高压区和低压区的隔离，保证阀门长期零泄漏。

　　低压阀腔内设有多层笼式阀芯，多层笼固定在截止阀座下游，实现对高压蒸汽的多级降压，活塞在笼内的上下位移实现对蒸汽流量的调节和控制。活塞、截止阀头和阀杆是一个整体部件，并采用大直径阀杆设计，保障阀门的稳定性和坚固性。

　③ 低噪音和低震动阀芯
　　由于旁路阀门处理大量高压蒸汽和大幅降压后体积迅速膨胀的气流，控制噪音和防止震动是阀们设计的关键。德国A-T公司及多年工程经验，采用多级降压的笼式设计，将噪音控制在允许的范围内，对于大压差和条件苛刻的工况，可选用迷宫式阀芯，将噪音降到最小范围。
　　德国A-T公司选用低噪音阀芯设计，无需在阀门出口安装扩散器和消音装置。阀门产生的噪音能保持85分贝以下。与此同时，采用大直径阀杆并且阀杆截止阀头和活塞三个部件为一个整体部件，阀笼和填料对整个阀杆部件起到固定和导向作用。这种结构设计使得阀门既坚固又稳定，确保阀门无震动。

　　3. 汽机旁路阀执行机构和辅助设备

　　① 执行机构及控制
　　德国A-T公司，集多年工程经验设计和制造最好的液动和气动执行机构保障旁路阀门的安全和可靠的操作。

　② 液动执行机构
　　德国A-T公司提供大功率，快速精确控制的液动执行机构。其中包括液压缸、定位器、控制元件和液压动力源系统。液压动力源包括贮油罐、液泵、过滤器、集油器、仪表和控制箱等。

　　③ 辅助设备
　　德国A-T公司采用先进的技术提供全套的汽机旁路系统和辅助设备，保障机组的安全运行。

　　4. 喷水调节阀

　　德国A-T公司设计和生产的喷水调节阀，调节精度高，控制稳定性好。
　　锻造阀体采用碳钢、合金钢或不锈钢。
　　笼式阀芯，多级降压阀头，硬质合金密封面，抗气蚀、耐冲刷，维护方便。
　　设计标准ANSI B16.34
　　尺寸范围1″-8″
　　压力等级ANSI600-ANSI4500
　　执行机构可选用气动、液动或电动。

　　5. 主汽隔离阀

　　·　依据系统设计要求，德国A-T公司提供自行设计和生产的平行滑动闸板阀或截止阀，用于主汽的隔离。阀门动作快，密封性好，设计强度高。
　　·　隔离阀采用锻造阀体，阀板和阀座采用堆焊硬质合金。
　　·　设计标准ANSI B16.34
　　·　尺寸范围1″-20″
　　·　压力等级ANSI600-ANSI4500
　　·　执行机构可选用气动、液动或电动。

　　6. 最安全可靠的旁路系统
　　德国A-T公司为三十万和六十万千瓦亚临界和超临界燃煤机组提供安全可靠的汽机旁路系统和控制系统，满足众多燃煤电厂安全生产的需要。
　　德国A-T公司设计和生产的汽机旁路系统动作十分迅速，充分保障汽机在卸载和恢复负荷的过程中锅炉能以最佳的备用负荷状态运转。汽机旁路的压力和温度变化和锅炉的负荷联系在一起，这样就避免了锅炉的重新启动。
　　对于所有的启动模式，德国A-T汽机旁路系统可为机组提供适宜的蒸汽与金属材质匹配。汽轮机启动时，可以选择适宜的锅炉负荷，来达到理想的过热器和再热器条件。这样可以减少启动时间，延长气轮机组的使用寿命。
　　德国A-T公司为三十万燃煤机组及联合循环发电机组提供安全可靠的汽机系统和控制系统，满足众多燃气联合循环发电厂安全生产的需要。所生产的旁路系统以其独特的设计，优异的性能，容量可调范围大，受到广大用户的青睐。

0　概述
天津大唐盘山发电有限责任公司装有两台600MW汽轮发电机组，均以发变组单元接线方式接入500kV京津唐电网，机端装有出口断路器。两台机组的厂用电系统相互独立，每台机有一台高压厂用工作变压器，其高压侧容量为63MVA，低压侧容量为35 MVA。每台机组厂用系统设有两段6kV厂用母线，两台机组共有一台高压厂用备用变压器（如图1所示）。

1　发电机出口断路器对厂用电方式的影响
由于我厂发电机出口装有断路器，所以厂用电方式较常规电厂更显得灵活，也有了新的特点。工作电源由发电机端经厂用工作变压器引入，备用电源由220kv系统经备用变引入。正常运行时，厂用母线由工作电源供给。当机组停机时，只需断开发电机出口03开关，厂用电由500kv系统经主变倒送供给，厂用母线仍由工作电源供电。当工作电源侧发生故障时，快切装置自动切换至备用电源，厂用电由备用变供给。此方案的优点是：
a．机组正常起、停不需切换厂用电，只需操作发电机开关，厂用电可靠性高。
b．机组在发生发电机开关以内故障时(如发电机、汽机、锅炉故障)，只需跳开发电机开关，厂用电源不会消失，也不需切换，提高了厂用电的可靠性，同时减轻了操作人员的工作量和紧张度。
c．对保护主变压器、高压厂用工作变压器有利。对于主变压器、高压厂用工作变压器发生内部故障时，由于发电机励磁电流衰减需要一定时间，在发电机-变压器组保护动作切除主变压器高压侧断路器后，发电机在励磁电流衰减阶段仍向故障点供电，而装设发电机开关后由于能快速切开发电机开关，而使主变压器受到更好的保护，这一点对于大型机组非常有利。
d．发电机开关以内故障只需跳开发电机开关，不需跳主变压器高压侧500kV开关，对系统的电网结构影响较小，对电网有利。
当时考虑到以上优点，经过各方技术人员的的研究论证，最后才选择了这种接线方案，安装了ABB公司生产的断路器。自2001年机组投产以来，经过多次正确动作，证实其性能良好。此接线方式经过实际运行考验，上述优点也充分显示出来。

2　关于6kV厂用电切换
2.1　切换原理
当厂用电断电后，由于惯性及存储的磁场能量，电动机在短时间内将继续旋转，并将磁场能转变为电能。由于各电动机的容量、参数不一致，电动机之间将有电磁能与动能的交换，此时部分异步电动机实际上已转入异步发电机运行工况，因此厂用母线的电压即是多台异步发电机发出的反馈电压的合成，称为母线残压。由于不存在原动力和励磁，因此残压的幅值和频率将随时间逐渐衰减，残压与备用电源电压间的相位差将逐渐增大。为了更清楚地表示出残压相位的情况，用极坐标形式画出残压相量图（见图2）。在备用电源投入前，备用电压一般即为系统电压，电压幅值和频率为额定值。
图2是以极坐标形式绘出机组6 kV母线残压相量变化轨迹(残压衰减较慢的情况)。随着大型机组的迅速发展，高压电动机的容量增加很多，600MW机组的启动锅炉给水泵容量为 6300kW以上，风机容量也在几千千瓦以上。大容量电动机断电后电压衰减较慢，残余电压的幅值也很大，给厂用电源的自动切换带来很多问题。假如在残压较大时重新接通电源，电动机可能会受到冲击而损坏，对机炉运行热工参数影响极大，可能造成机炉运行不稳定。现将电动机切换过程的工艺进行分析。电动机切换的等值回路如图3所示。

图中UD为母线残压，US为备用电源电压，△U为备用电源电压与母线残压间的差拍电压。合上备用电源后，电动机承受的电压UM为：
Um=△U×Xm/(Xm＋XS)
式中：Xm-母线上电动机组和低压负荷折算到高压厂用电压后的等值电抗。
XS-电源的等值电抗。
令Um等于电动机启动时的答应电压，即为1.1倍电动机的额定电压Ude
Um=△U×Xm/(Xm＋XS)=1.1Ude
△U /Ude=1.1(Xm＋XS)/Xm
令K=Xm/(Xm＋XS)
则△U(％)=1.1/K
如 K=0.67,计算得△U(％)=1.64。图2中，以A为圆心，以1.64为半径绘出A′-A″，其右侧为电厂备用电源合闸的安全区域。在残压曲线的 AB段，实现的电源切换称之为”快速切换”，即在图中B点(0.3s)以前进行切换是安全的；延时到C点后实现的切换称为”延时切换”，即在图中C点 (0.47s)以后进行的切换对电动机也是安全的；等残压衰减到20％～40％时实现的切换，即”低电压检定切换”或”残压切换”同样对电动机也是安全的。延时切换和残压切换都为”慢速切换”。

2.1.1　”快速切换”
假定正常运行时工作电源与备用电源同相，其电压相量端点为A，则母线失电后残压相量端点将沿残压曲线由A向B方向移动，如能在A-B段内合上备用电源，则既能保证电动机安全，又不使电动机转速下降太多，这就是所谓的”快速切换”。图2中，快速切换时间应小于0.2 s，实际应用时，B点通常由相角来界定，如60°，考虑到合闸固有时间，合闸命令发出时的整定角应小于60°，即应有一定的提前量，提前量的大小取决于频差和合闸时间，如平均频差为1 Hz，合闸时间为100 ms，则提前量约为36°，整定值应设为24°。

2.1.2　 “延时切换”
过B点后BC段为不安全区域，不答应切换。在C点后至CD段实现的切换通常称为”延时切换”。

2.1.3 　”同期捕捉切换”
由于固定延时的方法并不可靠。最好的办法仍是以频差和角差来界定合闸区域，并尽量做到角差为零时合闸，这就是所谓的”同期捕捉切换”，以图1为例，同期捕捉切换时间约为0.6s，对于残压衰减较快的情况，该时间要短得多。若能实现同期捕捉切换，非凡是同相点合闸，对电动机的自起动也很有利，因此时厂母电压衰减到65%～70%，电动机转速不至于下降很大，且备用合上时冲击最小。需要说明的是，同期捕捉切换之”同期”与发电机同期并网之”同期”不同，同期捕捉切换时，电动机相当于异步发电机，其定子绕组磁场已由同步磁场转为异步磁场，而转子不存在外加原动力和外加励磁电流。因此，备用电源合上时，若相角差不大，即使存在一些频差和压差，定子磁场也将很快恢复同步，电动机也很快恢复正常异步运行。

2.1.4　 “残压切换”
当残压衰减到20%～40%额定电压后实现的切换称为”残压切换”，残压切换虽能保证电动机安全，但由于停电时间过长 ，电动 机自启动成功与否、自启动时间等都将受到较大限制。

2.1.5　母线残压特性曲线的影响因素
由于厂用母线上电动机的特性可能有较大差异，合成的母线残压特性曲线与分类的电动机相角、残压曲线的差异也较大，因此安全区域的划定严格来说需根据各类电动机参数、特性、所带负荷等因素通过计算确定。实际运行中，可根据典型机组的试验确定母线残压特性。试验表明，母线电压和频率衰减的时间、速度和达到最初反相的时间，决定于试验前该段母线的负荷。根据残压特性可确定答应备用电源合上的最大相角差，考虑断路器的合闸时间，可进而整定出答应合闸前的最大相角差和频率差。

假定事故前工作电源与备用电源同相，并假定从事故发生到工作开关跳开瞬间，两电源仍同相，则若采用同时方式切换，且分合闸错开时间(断电时间)整定得很小(如10 ms)，则备用电源合上时间角差也很小，冲击电流和自启动电流均很小。若采用串联切换，则断电时间至少为合闸时间，假定为100 ms，对600 MW机组，相角差为20°～30°。备用电源合闸时的冲击电流也不很大，一般不会造成设备损坏或快切失败。有关数据表明：反相后第一个同期点时间为0.4～0.6 s，残压衰减到答应值(如20%～40%)为1～2 s，而长延 时则要经现场试验后根据残压曲线整定，一般为几秒，自启动电流限制在4～6倍。可见，同期捕捉切换，较之残压切换和长延时切换有明显的好处。我厂所用的开关为 ABB公司所生产的VD4真空开关 ，合分闸时间很短，这为实现快速切换提供了必要条件。

2.3　厂用电切换方式
我厂厂用电切换方式分正常切换、事故切换、不正常切换三种情况，具体介绍如下：

2.3.1　正常切换
正常切换由手动启动，在DCS系统或装置面板上均可进行。正常切换是双向的，可以由工作电源切向备用电源，也可以由备用电源切向工作电源。
厂用电的正常切换采用了并联切换，即先合后分的不断电切换，而不采用断电切换。因为运行人员对断电切换存在以下顾虑：一是怕断路器万一合不上会失去厂用电，二是假如断电时间长会影响机炉的稳定运行。但并联切换并不是十全十美的，也有不利的一面，即在并联切换过程中，厂用电系统的短路容量增大，如在并联切换过程中恰巧碰到厂用电系统发生故障，其比断电快速切换时碰到开关拒合造成的后果更严重。只是在并联切换过程中恰巧碰到厂用电系统发生故障的几率很低。经过利弊权衡，还是选择了并联切换方式。图4 – 图7波形为厂用电正常切换是单相电压、电流录波图，切换为正常切换，由备用电源切向工作电源。

系统结线、运行方式对正常并联切换影响很大，系统结线方式和运行方式决定了正常运行时厂用母线电压与备用电源电压间的初始相角，若该初始相角较大，(如大于 20°)，正常并联切换会因为环流太大而失败或造成设备损坏事故。
2.3.2　事故切换
事故切换由保护出口启动，单向，只能由工作电源切向备用电源。事故切换选择串联切换即保护启动，先跳开工作电源开关，在确认工作开关已跳开且切换条件满足时合上备用电源。串联切换有三种切换条件：快速切换、同期捕捉、残压切换。快切不成功时最佳的后备方案是同期捕捉。

2.3.3　不正常情况切换
不正常切换由装置检测到不正常情况后自行启动，单向，只能由工作电源切向备用电源。不正常切换包括两种情况：1）厂用母线失电：当厂用母线三相电压均低于整定值，时间超过整定延时，则装置进行串联切换。切换方式分三种：快速、同期捕捉、残压。2）工作电源开关误跳：因各种原因（包括人为误操作）造成工作电源开关误跳开，装置将在切换条件满足时合上备用电源。切换方式也分三种：快速、同期捕捉、残压切换。
除了正常情况下的并联切换，厂用电安全切换最佳方案是快速切换，快速切换能否实现，不仅取决于开关条件，还取决于系统结线、运行方式和故障类型。系统结线方式和运行方式决定了

图6 备用进线B相电流切换全程图

正常运行时厂用母线电压与备用电源电压间的初始相角，若该初始相角较大，(如大于 20°)，则事故切换时难以保证切换成功，故障类型则决定了从故障发生到工作开关跳开这一期间厂用母线电压和备用电源电压的频率、相角和幅值变化，此外，保护动作时间和各有关开关的动作顺序也将影响频率、相角等的变化。
在实际情况下，快速切换不成功时的最佳后备方案是同期捕捉，短延时切换实质上只是同期捕捉的最简单形式。

3　结束语
我厂厂用电结线采用装设发电机出口断路器的接线型式，机组正常启停不需要切换厂用电，在碰到发电机开关以内的故障如发电机、汽轮机、锅炉故障时，只须跳开发电机开关，不需要切换厂用电，厂用电扰动小，可靠性提高，减轻运行人员的工作量，非凡是故障情况下的工作量，给运行人员带来极大便利，受到电厂运行人员欢迎。
同时微机型快速切换装置原理清楚，动作正确性高。自投产以来仅发生过一次误动，原因是调试时未引入6KV母线PT断线信号辅助接点，造成PT小开关人为误动后，厂用电发生切换。经改造后未发生误动.

[flashvideo filename="http://www.gnpc.cn/wp-content/uploads/qljgzyl_001.flv" /]