核電百萬千瓦發電機整組啟動調試技術改進與實施

陳曉義，歐小高，向 超，劉 洋

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核電百萬千瓦發電機整組啟動調試技術改進與實施

陳曉義，歐小高，向 超，劉 洋

（中廣核工程有限公司，廣東深圳 518124）

某在建核電項目以嶺澳二期為依托，同樣采用百萬千瓦汽輪發電機組技術，但其設備選型存在諸多差異，發電機整組啟動面臨新的困難。調試人員通過深入分析，解決了勵磁變接入時機、定子接地保護驗證窗口、主變差動校驗方法等問題，并提出了一種新的發電機整組優化方案，在該項目1~4號發電機組實踐的基礎上，最終形成本文，供我國核電百萬千瓦級發電機組整組啟動參考。

核電；整組啟動；試驗；發電機組；改進

0 前言

某核電站一期工程設計容量為4×1089MW。其發電機組與參考電站嶺澳二期項目基本一致，均采用TA1100-78型汽輪發電機組，而與發電機緊密關聯的離相封閉母線系統以及發變組保護系統選型發生了改變。對于新建機組的發電機整組啟動調試技術已無法簡單套用參考電站[1]，需對其進行改進和優化，在有效規避風險的同時，以期取得更大的社會、經濟效益。

1 研究內容

基本思路為對比發電機整組啟動密切相關系統設備的差異項，逐項分析其對發電機整組啟動的影響、試驗可能存在的風險，并結合工程建設中的實際情況，在參考電站既有技術的基礎上，嘗試調試方法進行改進。一是完善整組啟動中某些薄弱環節，二是優化主線關鍵路徑。

1.1 設備差異性及影響分析

與發電機整組啟動相關的系統按一、二次劃分。一次部分主要為發電機、機組負荷開關、機組離相封閉母線、主廠變。二次部分主要為勵磁系統、發變組保護系統、同期并網系統。其與參考電站的對比見表1。從中可以看出需重點分析比對的是機組離相封閉母線及發變組保護系統。

表1 設備選型對比表

1.1.1 機組離相封閉母線差異項的影響

該項目在發電機與主變之間，采用離相封閉母線連接[2]，其中勵磁機變T接在發電機與機組負荷開關之間的封閉母線上，位置如圖1所示。

其連接方式與嶺澳二期略有不同。其與封母連接部位在封閉母線側沒有盆式絕緣子，造成封閉母線的氣密邊界擴展至勵磁變頂部，包括橡膠套邊沿。而發電機整組啟動調試期間，發電機短路、空載試驗，均使用臨時起勵電源。此時的勵磁變處于隔離狀態，隔離點為勵磁變與封閉母線軟連接安裝位置。當勵磁變正式接入時，需要對連接部位的橡膠套重新進行氣密檢查。即使按密封一次合格，從注膠到密封膠固化，也至少需要24h的主線工期，而這將成為聯調試驗中的關鍵路徑。

圖1 離相封閉母線平面布置圖

1.1.2 發變組保護系統差異項的影響

該項目發變組保護裝置采用南瑞RCS-985系列，其發電機、變壓器保護類型與參考電站一致，主要的區別在于以下兩項：

（1）100%定子接地保護的原理改變（見表2）

南瑞注入式的100%定子接地保護，需要在發電機真實建壓的情況下，實際校驗動作參數[3]，即在發電機中性點側實際連接接地電阻，以0.5～5kΩ的范圍，檢驗裝置讀數與實際接地阻值的匹配度，這相當于在發電機整組啟動聯調試驗中新增一個項目。

表2 100%定子接地保護對比表

（2）主變差動驗證所需的負載電流改變

因采用較大變比的電流互感器（4000/1A、33000/5A），且發變組RCS-985保護顯示精度不高，最小采樣單位為0.01A，換算到一次側電流為40A，當機組負荷較小時，不能正確顯示差動保護各側CT電流極性向量差值[4]。而首次并網期間，受限于核島功率不超過15%額定功率，發電機出力只能滿足廠用負荷需要，主變高壓側電流趨近于零，無法對主變差動高壓側分支臂與發電機分支臂的差流極性進行判別。當主變高壓側電流達到保護裝置電流判別的門檻時，機組功率需要達到30%額定功率或更高平臺。而這意味著在機組首次并網至30%額定功率平臺之間，主變差動保護無法投入，只能由主變高壓側開關的臨時充電保護替代。這極大地增加了主變高壓側故障無法及時切除的風險。

1.2 調試方法改進

1.2.1 機組離相封閉母線差異項應對

機組封閉母線通過軟連接與勵磁變對接，再通過套管引至勵磁變內部，然后由一根L型導線與勵磁變高壓抽頭連接（如圖2所示）。此L型導線兩端凈空距離近50cm，而機組封閉母線線電壓24kV，相電壓13.8kV，將L型導線拆除，其斷口間距足夠滿足隔離24kV母線電壓的要求。這樣勵磁變與封閉母線間的軟連接可以在整組啟動前正常安裝。然后封閉橡膠套，避免因連接正式勵磁電源而破壞機組離相封閉母線氣密邊界，延誤發電機整組啟動試驗的工期。

圖2 勵磁變結構圖

1.2.2 發變組保護差異項應對

（1）100%定子接地保護驗證

該驗證屬于新增試驗。試驗路徑圖如圖3所示，需要為其安排合適的試驗窗口。考慮其驗證期間需要發電機真實建壓40%U，且需要發電機出線側主接線結構正常[5]，所以可以安排在發電機空載試驗完成、具備升壓條件，且勵磁變接入達到機組正常運行狀態的窗口下進行。具體可以選擇的窗口為發電機空載試驗完成后的勵磁調節器動態參數驗證期間，也可以選擇在首次并網，電源切換試驗跳機、跳堆后重新沖轉、起機的窗口。兩者的區別在于對首次并網時間點的影響，前者比后者多出4個小時左右。

圖3 100%定子接地保護試驗路徑圖

（2）主變差動帶負荷校驗的應對

主變差動保護帶負荷校驗門檻提高帶來的問題，主要體現在主變失去電量主保護的風險上。按慣例，主變差動保護未經負荷電流驗證，不具備投入條件，所以當發電機并網時，主變差動要提前退出，而以主變高壓側開關的充電保護替代。但此狀態下一旦機組因某種原因進入孤島運行模式，主變高壓側500kV開關斷開，則充電保護失效，主變即失去電量主保護；另外，若主變高壓側出現故障，充電保護動作跳開主變高壓側500kV開關，只能切除外網能量的注入，發電機作為另外一個能量源，仍將為故障點提供能量，直至其它的保護動作跳開發電機，而這不被允許，因此可采取如下應對方法（如圖4所示）。

圖4 核電廠發電機-變壓器組主接線及主變差動CT示意圖

①在投入充電保護的同時，在發電機中性點側，再設置一項臨時的純過流保護，延時為0，作為總后備，遵循發電機過流保護整定原則[6]：

②改進主變差動的校驗方法。傳統的校驗方法為發電機并網后，以主變高壓側電流為基準，校驗與發電機機端CT的電流極性。因主變差動實際有5個分支臂，兩兩之間的相位關系一定，所以可以采取間接分段校驗的辦法，檢驗主變高壓側CT與發電機機端CT的電流極性。實現發電機首次并網時，即可驗證主變差動極性，使之具備投入條件，規避主變電量主保護缺失的風險。具體辦法為：

(a)主變經高廠變帶廠用電運行，廠用負荷較大時（裝料后），分別進行500kV邊開關CT與高廠變A/B高壓側CT的極性檢查；

(b)發電機機組首次并網后，進行發電機機端側CT與高廠變CT極性檢查（機組帶初始負荷），同時以高廠變高壓側為基準向量，進行發電機機端CT與500kV邊開關CT極性校核；

(c)500kV開關合環運行，通過合環電流進行500kV邊開關與中開關CT電流極性檢查。

1.2.3 整組啟動調試關鍵路徑優化

嶺澳二期發電機整組啟動，從發電機短路試驗開始，至機組首次并網，其中經歷6次啟停機，調試總工期115h。本項目整組啟動調試關鍵路徑優化，首先著眼于啟停機次數的優化，尋找可以減少啟停次數的辦法，其次考慮提升試驗效率的辦法，尤其是可以減少試驗間狀態轉換的辦法。

（1）95%定子接地保護實施方法優化

發電機定子95%接地保護試驗時系統接線如圖5所示。試驗結束后需拆除裝設在發電機出線側A相封閉母線上的臨時接地線，涉及在發電機一次回路上進行操作[7]。嶺澳二期項目是將發電機轉檢修，即發電機側接地刀閘閉合狀態下進行相關拆除工作。期間從汽機打閘到重新沖轉具備發電機空載試驗條件，需要11h。根據嶺澳兩臺機組滅磁狀態下定子殘壓均在180V以內的結果，試驗組對本項目95%定子接地保護試驗接線的拆除方法提出了改進設想，即通過使用10kV的絕緣接地線棒及10kV絕緣手套等安全保障工具，在不停機狀態下，直接拆除臨時接地線，以節省一次汽機起、停機操作。

（2）旋轉二極管不倒通(DNC)試驗窗口優化

旋轉整流勵磁方式在大型發電機組中已獲得可靠應用[8]。本項目沿用了參考電站的TKJ型勵磁機，并配置有旋轉二極管監測系統。其斷相檢測功能試驗需要模擬旋轉二級管斷兩相及斷一相工況，實際拆裝3次旋轉二級管導電連片，經歷3次啟停機[9]。嶺澳二期將DNC斷相試驗安排在發電機空載試驗完成勵磁變正式接入之后、AVR動態參數試驗之前，如圖6所示，這樣3次啟停機均處于關鍵路徑之上。

圖5 發電機95%定子接保護驗證時接線圖

圖6 DNC斷相試驗安排在首次并網前

而首次并網后，電源切換試驗時，也會導致機組停機、停堆一次。若將DNC斷相試驗安排在電源切換試驗之后，重新起機之前，則可以減少1次啟停機操作，如圖7所示。

圖7 DNC斷相試驗安排在電源切換試驗后

2 實施效果

2.1 發電機整組啟動調試關鍵路徑大幅優化

（1）通過優化95%定子接地試驗臨時接地線拆除辦法，試驗組在發電機空載試驗期間，成功地實施了汽機不打閘狀態發電機出線側95%定子接地驗證試驗臨時接地線拆除，減少了一次汽機起、停機操作，節省主線工期11h；

（2）通過調整勵磁變隔離點，將隔離點從勵磁變與封閉母線軟連接處下移至勵磁變柜體內穿墻套管與勵磁變本體高壓接線柱間的導線處。空載試驗期間，此隔離點承受住了額定相電壓的考驗，未出現放電、擊穿現象，更為重要的是避免了連接正式勵磁電源時，破壞封閉母線氣密邊界，減少一次氣密再驗證工作，節省主線工期13h；

（3）將DNC斷相試驗窗口調整至首次并網時電源切換試驗跳機、跳堆后重新起機的窗口，減少了一次汽機啟、停機操作，節省主線工期11h。同時大大縮短了從短路試驗至首次并網的工期。

本項目發電機整組啟動調試工期縮短為3個工作日，即72h，比參考電站節省43h，最終形成的發電機整組啟動調試關鍵路徑如下：

圖8 DNC斷相試驗調整至首次并網后

2.2 主變差動保護校驗在首次并網后順利完成

通過對主變差動保護帶負荷校驗方法改進，本項目發電機組首次并網后，在發電機帶初始功率47MW條件下，順利完成發電機機端側CT與高廠變CT極性檢查，極性正確，具體數據見表3。

表3 主變差動保護采樣數據

而主變高壓側CT與高廠變CT極性檢查，在機組整組啟動前已完成，極性正確，所以發電機機端側CT與主變高壓側CT極性必然正確。主變差動保護具備投入條件，整組啟動期間主變電量主保護缺失問題得以有效解決。

3 結束語

本核電項目百萬千瓦發電機整組啟動，通過對2項設備差異項的深入分析，對2項整組啟動聯調技術的改進，優化機組首次并網聯調主線工期43h以上，總結出了截止目前核電發電機整組啟動調試最優路徑，并排查出機組首次并網期間主變電量主保護單純依靠充電保護的隱患，解決了首次并網期間主變差動保護驗證的難題。其實際效果已在該項目4臺機組的調試過程中得到體現，供國內同類型機組參考。

[1] 楊維稼, 許遠高, 羅輝雄. 嶺澳核電站電氣整套啟動試驗[J]. 電力建設, 2004, 25(7):5-7.

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[5] 陶東昕, 楊開黎. 發電機定子繞組單相接地保護配置的探討[J]. 大電機技術, 2012(3):25-27.

[6] 王維儉. 電氣主設備繼電保護原理與應用[M]. 中國電力出版社, 1996.

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Start-up Commissioning Technology Improvement and Implementation for 1000MW Generator in Nuclear Power Project

CHEN Xiaoyi, OU Xiaogao, XIANG Chao, LIU Yang

(China Nuclear Power Engineering Co., Ltd., Shenzhen 518124, China)

A nuclear power project taking Ling'ao phase II as reference, applied the same 1000MW generator technology, but chose some different equipment. Through in-depth technical analysis, test personnel solved many problems such as when the excitation transformer joined in, how to do the stator earth fault and main-transformer differential protection tests, and proposed a new start-up commissioning method, this paper was written on the basis of the practice of units 1~4, which is a reference for the whole set of the 1000MW half speed generator.

nuclear power; start-up commissioning; test; generating unit; improvement

TM623.3

B

1000-3983(2017)05-0076-05

2016-10-25

陳曉義（1982-），2005年畢業于華中科技大學電氣自動化專業，中廣核工程有限公司調試中心，發變電系統啟動調試，高級工程師。