核電廠外電源系統保護帶負荷試驗替補方法研究

吳炳晨（中電投電力工程有限公司，上海 200233）

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核電廠外電源系統保護帶負荷試驗替補方法研究

吳炳晨
（中電投電力工程有限公司，上海 200233）

摘要：海陽核電220 kV電源系統受電后，試運前期一年多時間負荷很小，不具備涉網系統保護須經帶負荷試驗才能加入電網運行的條件。針對核電這一共性試驗問題，首先探討進行220 kV電源系統廠內10 kV母線組織負荷進行帶負荷試驗，然后分析試驗成本、試驗難度和試驗存在的局限性，難以用于500 kV電源系統時，研究提出用靜態通流試驗替代和補充帶負荷試驗的解決方案。

關鍵詞：繼電保護；一次通流；接線極性；電流方向

CLC number： TM623 Article character：A Article ID： 1674-1617（2016）01-0005-07

海陽核電廠規劃設計6臺AP1000非能動技術堆型機組，分Ⅰ～Ⅲ期建設，工期長達5～15年。其中廠外電源系統（ZBS）由220 kV/550 kV兩座變電站組成，隨著Ⅱ、Ⅲ期工程擴建，運行母線需要延長長度或切分增加分段，后續線路和機組擴建進線間隔需要加入運行母線。

220 kV電源：Ⅰ期為“雙母線+母聯”運行方式，1條線路，2臺輔助變，1個母聯，2組PT，共6個間隔；Ⅱ、Ⅲ期擴建將延長母線，增加1條線路，4臺輔助變，共增加5個間隔。

550 kV電源：Ⅰ期為“雙母線+母聯+二分段”運行方式，6條線路，2臺電抗器，1個母聯，2個分段，2臺主變，6組PT，共19個間隔；Ⅱ、Ⅲ期擴建為“雙母線+母聯+三分段”運行方式，增加2個母聯，2個分段，4臺主變，共增加8個間隔。

核電廠外電源屬公用系統往往先期受電，然后各單元機組依序廠用受電。由于分期工程之間相差5年，單元機組的調試工期也長達1～2年，在輸電線路和母線受電后，機組往往只有照明、通風、空調、直流和UPS等系統很小的試運負荷，所屬系統相當長時間處于空載/輕載運行工況，不具備保護帶負荷試驗條件［1］。繼電保護不經帶負荷試驗投入運行，必然存在拒動誤動隱患和風險，即使試運后期大量輔機負荷投入運行，但對于多個母線分段和眾多進行間隔，在帶負荷試驗期間，按照試驗要求的運行方式，每個間隔接帶相應的試驗負荷，其試驗難度極大，試驗項目完整性無法保證，或根本就沒有試驗的可能性。

針對上述核電工程普遍存在的共性問題，本文重點放在研究找出替代和補充帶負荷試驗方法，現場調試能夠具體實施，試驗成本和試驗難度能夠接受，繼電保護通過此方法檢查確認正確后，具備安全可靠投入條件，能夠保證廠外電源系統受電后空載/輕載工況的安全穩定運行。

1 220 kV系統帶負荷試驗

海陽核電Ⅰ期工程首臺機組，廠外220 kV電源和輔助變系統是首個受電節點，受電路徑為：220 kV線路→220 kV母線→輔助變→10 kV母線。由于Ⅰ期工程220 kV線路只有一條，Ⅱ、Ⅲ期才能擴建另一條，所以電網無法采用雙回線迂回負荷穿越電廠母線，進行線路和母差保護帶負荷試驗方案。為此，只有選擇廠內10 kV母線組織施工動力感性負荷或增加無功電容器組容性負荷的試驗方案。

1.1 試驗系統參數

線路長度L=30 km，空載運行時，監控顯示容性負荷Q=8 MVA。

CT變比：線路1 600/1，母差1 200/1，輔助變高低壓側600/1，3 000/1。

1.2 試驗依據標準

保護帶負荷試驗時，CT電流應符合5%誤差曲線要求［2］，CT二次額定電流Ie=1 A時，I2≥50 mA；微機保護精確工作電壓范圍0.25～60 V，精確工作電流范圍0.1In～30In［3］，要使電流達到保護裝置測量精度，則I2≥100 mA。根據調試經驗，微機保護裝置能夠穩定測量顯示電流I2≥50 mA；按照保護檢驗規程，向量和差電流檢查時I2≥100 mA［1］。

1.3 廠用母線帶施工負荷試驗

選擇10 kV母線3號段→10 kV水廠段→10 kV施工電源段，組織全廠施工負荷P=2 500 kW。

由于廠內感性負荷和線路容性負荷的相互抵消作用，保護CT電流I1/I2很小，電網/電廠雙側保護裝置顯示數值跳變不穩定，無法穩定顯示觀察到電流和相位。

1.4 廠用母線帶施工負荷+電容器無功負荷試驗

選擇10 kV母線3號段→10 kV水廠段→施工電源段，組織全廠施工負荷P=2 500 kW。

選擇10 kV母線3號、4號段臨時改裝4面輔機開關柜保護，租借增加4組無功補償電容器，增加容性負荷Q=10 MVar。

由于廠內感性和電容器容性負荷相互抵消作用，再和線路容性負荷相加，保護CT電流I1/I2增加。電網側線路光纖縱差保護裝置觀察：本側IABC=0.05 A，電廠側IABC=0.01～0.0 3 A跳變，雙側差電流IC=0.03～0.05 A跳變；由于線路容性負荷方向流向電網，電廠側CT-I1/I2＜電網側CT-I1/I2。從電廠側線路光纖縱差保護裝置上觀察：雙側電流相位角不穩定跳變，無法穩定顯示觀察到電流和相位。

為了在本次受電過程完成保護帶負荷試驗，只有采用高精度雙卡鉗相位表（測量精度I2≥5 mA），共同選取雙側母線PT二次電壓UAB為參考電壓，雙側測量UAB—IA，UAB—IB，UAB—IC的相位角。由于線路流過穿越性負荷，得到Φ電=－Φ網雙側電流相位的試驗結果，勉強完成了保護帶負荷試驗。

1.5 試驗結論

1）現場施工現場動力負荷有限，最大負荷約P=3 000 kW，使其雙側電流I2≥50 mA，根本不可能達到，只有等后期大容量輔機投入運行，但可能要等1年以后。

2）10 kV母線增加電容器負荷，勉強使其雙側保護 I2≥50 mA或I2≥100 mA，至少需要租借電容器容量Q≥30 MVar的設備，母線多個間隔需要臨時改裝保護，試驗成本和試驗難度極大。

本次試驗Q=10 MVar，改裝了10 kV輔機開關柜4面，敷設4根高壓電纜至汽輪機平臺，4組電容器每組1面斷路器控制柜和1面電容器柜，8面盤柜放滿了汽輪機平臺；如果Q=3×10 MVar，設備和系統數量增加3倍，汽輪機平臺和零米地面空間可能就不夠使用。

3）上述兩種方案即使不計人力物力組織負荷，使其雙側保護電流I2≥50 mA或I2≥100 mA，也只能勉強解決220 kV系統CT變比（1 200～1 600）/1的試驗問題，而對于550 kV系統CT變比（3 000～4 000）/1，試驗負荷依然不夠。

4）當220 kV/550 kV線路數大于兩條時，電網往往采用2條線路迂回負荷穿越電廠側母線的帶負荷試驗方案，但受線路外部環境或工期等因素限制難以實施。即便具備實施條件，也只能解決線路、母聯和分段間隔保護檢查，而對于輔助變、主變和電抗器間隔則無能為力。

綜上所述得出結論：目前在建核電機組如果廠用系統受電后不具備保護帶負荷試驗條件，廠外電源系統需要加入電網運行，通流試驗是替代和補充帶負荷試驗的唯一選擇。

2 通流試驗

核電廠220 kV/500 kV電源系統以電網側聯絡變和電廠側廠用母線形成環網，設備本保護具有多側或多個分支CT，相鄰保護范圍之間均相互交叉，緊密配合環環相扣，不僅具有上下縱向交聯，而且存在左右橫向交聯，以達到消除保護死區的目的［4］。

通流試驗實質就是模擬加入區外/區內故障電流，直接驗證本保護和間接驗證相鄰保護電流方向/幅值和CT極性/變比配合的正確性。

2.1 通流條件確認

保護單體校驗完成，定值輸入正確，以保護盤柜端子排為界，保護正常負荷和故障電流流入流出方向清晰明確。

根據保護單體校驗結果，核對各組CT二次出線極性，必要時極性試驗至保護盤柜端子排，確認CT極性和保護方向的配合正確無誤，并在保護配置圖上標注清楚。

2.2 電流加入點選擇

沿海核電均采用SF6組合電器GIS密封設計結構［5］，通流試驗電流加入點和流出點選擇不如敞開式結構方便，均需選在接地刀閘外接接地端子上。接地端子和密封外筒之間采用絕緣引出，分相設置ABC三根接地線。

當合上接地刀閘，拆除接地端子上接地線時，電流就可從接地端子加入和流出；當恢復接地端子上接地線時，接地刀閘直接接地，電流就可流入接地網。

2.3 試驗設備選型

試驗設備容量需經過計算選型，根據現場調試經驗，表1設備可以滿足通流試驗的要求。

2.4 安全隔離措施

安全隔離措施按照不能影響運行系統運行，而且還要考慮運行系統對停電通流系統產生感應電壓UG的影響為原則制定。

1）如果從一個DL1間隔地刀加入電流，從另一個DLn間隔地刀流入地網，形成路徑DL1→母線→DLn→地網，則DLn地刀就可作為通流系統直接接地點。

2）運行母線擴建新間隔，或雙回線路同桿架設一條運行時，通流系統上的感應電壓UG可能較高。可選用R=50～150 Ω，Ie≥10 A可調繞線型泄流電阻，在拆除地刀接地端子接地線前并接于接地端子，則泄流電阻就可作為通流系統接地點。因為UG幅值可能很大但容量很小，經R接地泄流后，UG會降至很小。R取值愈小，UG愈小，但R同時也是并接在試驗設備輸出端的負載，取值應滿足其輸出容量限制。

表1 通流試驗所需設備Table 1 Equipment required for current test

3）選擇接地方式時，應首選1），至少具有1個直接接地點；同時選擇1）和2），兩端具有1個直接接地點，1個泄流電阻接地點；如果通流系統兩端均不能直接接地時，選擇2），兩端各具有1個泄流電阻接地點。

2.5 線路保護通流

微機線路保護設計一般為雙套，標配為“光纖縱差+光纖距離+綜合重合閘”和“光纖縱差+光纖縱差+綜合重合閘”兩種，雙側通流試驗前必須完成單側保護調試、光纖通道單側自環試驗和雙側交換通道試驗（見圖1）。

1）線路雙側地刀D7/D8接地端子處，一側分別A-B+C+接地、B-A+C+接地、C-A+B+接地，另一側測量絕緣，線路雙側ABC相別定相。

2）雙側合上地刀D11/D12，斷開隔刀G5/G6，D11/D12的C相接地端子并接泄流電阻R后拆除接地線，電廠側利用行燈變壓器C相對地加入交流24 V參考相位電壓UΦ。

3）雙側斷開隔刀G1/G3和G2/G4，合上地刀D7/D8/D9/D10，合上斷路器DL1/DL2，拆除D7/ D8接地端子接地線，則通流系統經D9/D10安全接地，母線側D7/D8作為雙側電流加入點。

注：當母線側D7/D8作為電流加入點時，運行母線和電流加入點只有G1/G3和G2/G4的刀口安全距離，可將線路側D9/D10作為電流加入點，使人員遠離母線隔刀；如果電流加入點UG較高，也可并接泄流電阻R，增加為兩點接地。

4）電廠側采用（調壓器+移相器+升流器）設備升流，電網側采用（調壓器+升流器）設備升流，兩側分別在A/B相加入（母線→線路）方向電流I1，使保護裝置電流I2≥50 mA能夠穩定顯示，然后調整移相器，當Φ電=Φ網，I1電=I1網時模擬母線區內故障；當Φ電=－Φ對，I1電=I1網時模擬母線區外故障。

注：UΦ和I1換相可對C相加入電流。

5）光纖縱差保護和光纖距離保護裝置上觀察顯示數值，保護盤柜端子上高精度雙卡鉗相位表測量電流方向幅值，顯示和測量兩組數據應一致，保護裝置的動作行為應正常。

6）光纖距離保護由于通流缺少電壓量，阻抗方向元件無法校對，由于縱差和距離保護CT極性均應遵循母線指向線路的原則，所以，可在模擬區內故障時，利用縱差CT-I2比對校核距離CT-I2相位；但是，特別注意縱差保護雙側CT極性均接反由線路指向母線，縱差保護也能夠正確動作，此種情況就需要利用極性試驗法校核比對。

注：容量1 kVA移相器可方便選擇，220 kVCT變比1 600/1，可使I1≥80 A/I2≥50 mA；而對于550 kVCT變比3 000/1，如果不能使I1≥150 A/ I2≥50 mA，則應選擇容量2 kVA移相器，可使I2≥100 mA；如移相器容量允許，應使I2≥100 mA，滿足向量和差電流檢查時試驗電流標準；至少應使I2≥50 mA，滿足保護裝置能夠精確穩定顯示。

2.6 母線保護通流

母線保護通流以一個雙母分段試驗單元進行，擴建時Ⅰ/Ⅱ段作為Ⅲ/Ⅳ段、Ⅲ/Ⅳ段作為Ⅴ/Ⅵ段校核比對參考，增加母線分段時選擇分段斷路器間隔對接，線路、主變、輔助變、電抗器定義為出線間隔DLn，Ⅰ/Ⅱ、Ⅲ/Ⅳ、Ⅴ/Ⅵ段母聯定義為雙母小差電流選向間隔DLm；Ⅰ/Ⅲ、Ⅱ/Ⅳ、Ⅲ/Ⅴ、Ⅳ/Ⅵ分段定義為分段間電流選向間隔DLf。

圖1 線路通流試驗接線圖Fig.1 Wiring for the current test

（1）新建變電站沒有運行設備停電隔離，應對全部間隔通流（見圖2）

1）試驗前合上所有DLn間隔地刀D5/D6，斷開隔刀G3；斷開DLf1/DLf2，合上地刀D7/D8；斷開母線Ⅰ/Ⅱ母PT隔刀G1/G2，合上地刀D5/D6，做好通流母線與外部所有間隔的安全隔離。

2）選擇間隔DL1固定不變，拆除地刀D5接地端子接地線，作為ABC相電流I1加入點；選擇另一間隔DLn合上地刀D5，作為電流I1流出點；合跳相應斷路器和刀閘，形成DL1→Ⅰ母→DLm1→Ⅱ母→DLn→地網的路徑，模擬Ⅰ/Ⅱ母線區外故障流過穿越性電流，母線大差和Ⅰ/Ⅱ母小差保護均不應動作，依次完成所有DLn間隔的試驗。

3）選擇固定間隔DL1不變，拆除地刀D4/D5接地端子接地線，作為ABC相電流I1加入點；選擇另一間隔DLn，拆除地刀D5接地端子接地線；DL1間隔D4和DLn間隔D6接地端子用試驗導線短接；合跳相應斷路器和刀閘，形成DL1→短接線→DLn→Ⅱ母→DLm1→Ⅰ母→PT1-D3→地網的路徑，模擬Ⅰ母區內故障各間隔電流均流向Ⅰ母，母線大差保護不應動作，Ⅰ母小差保護應動作，依次完成所有DLn間隔的試驗；同理模擬Ⅱ母區內故障應得到相同的試驗結果。

圖2 雙母三分段母線保護配置Fig.2 Double bus three-segment protection configuration

4）參照步驟2），形成DL1→Ⅰ母→DLf1→Ⅲ母→DLn→地網的路徑，模擬Ⅰ/Ⅲ母線區外故障流過穿越性電流，Ⅰ/Ⅲ母線大差和小差保護均不應動作；同理模擬Ⅱ/Ⅳ母線區外故障應得到相同的試驗結果。

5）參照步驟3），形成Ⅰ母DL1→短接線→Ⅲ母DLn→Ⅲ母→DLf1→Ⅰ母→PT1-D3→地網的路徑，模擬Ⅰ母區內故障各間隔電流均流向Ⅰ母，母線大差保護不應動作，Ⅰ母小差保護應動作；同理Ⅱ母區內故障應得到相同的試驗結果。

6）上述試驗步驟中母線大差保護均不應動作，只有在倒母線操作運行方式，母聯DLm合閘，任一DLn間隔雙母隔刀G1/G1同時合閘時，母線大差保護方可動作。

7）試驗同時在母差保護裝置上觀察顯示數值，保護盤柜端子上高精度雙卡鉗相位表測量電流方向幅值，顯示和測量兩組數據應一致，保護裝置的動作和報警應正常。

注：對于220 k V——CT變比1 600/1，500 kV——CT變比3 000/1，均應使I2≥100 mA，滿足向量和差電流檢查時，試驗電流I2≥100 mA的標準；同時應使I2≥母差動作電流ICD，當ICD定值較大時，可改小定值檢驗母差保護是否出口。

（2）運行變電站擴建母線和間隔，需要運行設備停電隔離，只對所需部分間隔通流

運行母線所有間隔已完成通流試驗，或已經帶負荷試驗驗證，新擴建間隔應按照運行母線CT接線原則嚴格執行，試驗目的就是比對校核新老系統CT極性和保護配合正確性。

1）擴建系統加入運行前，應選擇合適的時間窗口，至少分別停運1段運行母線和1個DLn，需短時停運母差保護，做好安全隔離措施。

2）當雙母線運行單母停運時，除DLm/DLf停運母線所有DLn均可保持運行，不影響機組和線路的正常運行；當停運母線所有DLn同時運行，無法選擇1個DLn停運時，可以首選正常運行不投入的電抗器，或次選DLm/DLf可兼作DLn的功能，作為停電DLn通流。

3）對于新擴建線路間隔，首先按照3.1節方法完成線路通流試驗。

4）對于新擴建主變、輔助變和電抗器間隔，其間隔可能配置架空線引線、電纜引線和SF6圓筒引線差動保護，差動一側CT安裝在變壓器高壓側套管內，由于上述設備均為感性阻抗元件，無法進行直接通流試驗，首先按照“AP1000核電發變組短路阻抗法通流試驗研究”［6］完成試驗；然后以同一母線段1個停運間隔DLn為參考和新間隔DLn之間通流，比對校核新間隔接入母差保護CT接線極性即可。

5）對于擴建母線增加分段，首先完成擴建母線段通流試驗，然后以單母停運母線為參考和擴建母線之間通流，校核新增DLf3/DLf4或DLf5/ DLf6CT接線極性即可。

3 現場經驗反饋

3.1 案例一

海陽核電220 kV電源系統，由于線路光纖縱差保護電廠側CT極性接反，在1號機組2臺輔助變并聯第三次空載沖擊試驗時，激磁涌流導致線路越級誤動跳閘。

原因分析：變壓器空載沖擊電流受其電磁能量轉換、鐵芯飽和程度、合閘瞬間電壓相角等多種因素影響，電流幅值大小具有較大離散性和隨機性，空載沖擊電流的這一特性［7］，導致這起越級誤動跳閘事件具有極強的隱蔽性，是一個不宜被發現的隱患。

問題在于線路保護目前普遍采用光纖通道取代原來的高頻通道，原來的線路高頻相差和高頻閉鎖距離保護按繼保規程需進行雙側通道聯調試驗，即用示波器檢測雙側電流波形相位，模擬線路區外和區內故障，檢查保護裝置動作行為是否正確；而采用光纖通道后就無法用示波器進行此項試驗，在許繼、四方和南瑞等線路保護廠家調試大綱中，只有單端保護調試、單側光纖通道自環和雙側光纖通道交換試驗內容，CT變比/極性和保護方向配合的正確性只能等最后的帶負荷試驗驗證。

解決措施：修改就地端子箱接線，調整CT出線極性，按照線路單側施加單相參考相位電壓的通流試驗方法重新試驗。

3.2 案例二

三門核電500 kV電源系統受電，受電操作檢查時才發現兩條500 kV線路一次設備和二次保護間隔位置交叉。

原因分析：施工圖紙設計間隔編號排序錯誤，也未經線路通流試驗，間隔交叉未能發現。

解決措施：修改間隔編號使雙側一二次設備對應，按照線路單側施加單相參考相位電壓的通流試驗方法重新試驗。

3.3 案例三

海陽核電500 kV母差保護通流試驗時，發現母聯CT分別接入南瑞和深瑞兩個廠家不同原理保護裝置極性錯誤。

分析原因：CT出線極性查線時，按照南瑞常規接線規則進行，仔細查驗兩套保護說明書，深瑞要求母聯CT接入保護的極性正好和南瑞相反，導致CT極性接反。

解決措施：修改CT出線極性后，重新按照母線保護通流方法重新試驗。

3.4 經驗總結

上述案例事實說明，如果受電前提前進行通流試驗，就可有效杜絕此類案例事件的發生。特別對于核電廠220 kV/550 kV重要的電源系統，不僅間隔數量眾多，而且線路、變壓器、電抗器、母聯和分段間隔具有不同性質，母差保護和接入CT極性/變比之間又存在復雜的配合關系，通流應該作為系統受電前的必選試驗。

通流不需要特殊試驗設備，電氣試驗室設備均能滿足試驗容量要求，試驗成本很低，試驗難度較小；由于通流是在停電系統上模擬區內和區外故障電流，試驗的靈活性和完整性遠遠大于帶負荷試驗，控制和保護功能便于全面得到驗證；由于通流時間在電源系統受電前，可以提前發現保護安裝和調試階段存在的缺陷，并予以提前消除，有效避免不具備帶負荷試驗條件，又需要保護投入運行時出現的誤動拒動問題。

4 結束語

通流試驗和帶負荷試驗從原理上沒有實質性差別，在核電廠外電源系統不具備帶負荷試驗條件時，完全可以替代和補充保護帶負荷試驗，經過通流試驗，保護正確性得到驗證，具備可靠投入條件，可以確保電源系統在空載或輕載工況長期安全穩定運行，另外等到后續電源系統具備帶負荷試驗條件時，還可以對通流試驗結果再次驗證。上述試驗成果選題于核電調試現場，可為在建或擴建核電項目提供翔實的參考借鑒。

致謝

感謝海陽和三門核電調試聯隊提供經驗反饋！

參考文獻：

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Study on Load Replacing Test for Offsite Power System Relay Protection in Nuclear Power Plant

WU Bing-chen
（CPI Power Engineering Co.， Ltd.， Shanghai 200233， China）

Abstract：When the 220 kV power supply system of Haiyang NPP is on， the load is very small for more than a year during the early commissioning stage. The condition that the power grid protection system cannot be connected to the grid until load test is not available. In view of the common test problem， load test for the 10 kV busbar load of the 220 kV power system is firstly discussed. Then the test cost， difficulties and limitations are analyzed. When load test is hard to carry out for 500 kV power system， the solution of static current test is studied and put forward to replace and supplement the load test.

Key words：relay protection； primary injection current； connection polarity； current direction

中圖分類號：TM623

文獻標志碼：A

文章編號：1674-1617（2016）01-0005-07

收稿日期：2015-10-25

作者簡介：吳炳晨（1962—），男，本科，高級工程師，從事核電廠和電網調試技術研究。