秦山核电500 kV输电系统风险点及预控

王建成

（中核核电运行管理有限公司，浙江海盐314300）

秦山核电500 kV输电系统风险点及预控

王建成

（中核核电运行管理有限公司，浙江海盐314300）

通过对秦山核电500 kV输电系统风险论证，有针对性地提出了“严防薄弱区域的保护拒动，优化3/2接线的运维模式，完善现有的停/服役操作顺序，运用新标准和新工艺建立输电系统风险评价机制及状态检修体系”等预控措施后，减少了输电系统的故障率和陪停率，提高了核电涉网系统连续安全运行率及送出通道的可用率。

风险点；预控；最大允许载流量；稳定限额

随着电力系统安全稳定要求的提高，对秦山核电大修时的陪停线路、开关或母线，都设置了不同的稳定限额控制方式。如何解决此时的送出瓶颈问题，不仅关系到电力系统的安全可靠性，还涉及核电清洁能源利用率的敏感性问题。

1 设计参数及热稳定计算

秦山500 kV联合开关站共有4条出线，秦乔5413/5414线为同杆双回导线，截面LGJ-4× 400/35，最大允许温升70℃，环境温度40℃时的最大允许载流量为4×592 A；秦由5415线和秦拳5416线导线截面为LGJ-4×630/45，最大允许温升80℃，环境温度40℃时的最大允许载流量为4×993 A。第3，4，5，6完整串内导体及开关额定电流2 000 A。第1、第2不完整串内导体及开关、Ⅰ段母线和Ⅱ段母线、4个出线回路导体的额定电流为4 000 A。挂在第1串至第6串的机组铭牌功率分别是2×660 MW，2×650 MW，2× 728 MW[1]。秦山核电最大运行方式下开关站热稳定计算如图1所示。

2 风险点分析

2.1 大修陪停母线或开关运行方式

稳定限额是在“开关、线路、TA允许承载的安全电流”的静态要素，及“电网任一元件无故障或因故障断开，应能保持稳定或正常供电”的动态要素基础上所制定的最小稳定极限。然而，秦山500 kV联合开关站不可能时刻都处于全接线合闸状态，当正常方式（含核电大修陪停方式）及事故方式下单一元件不可用，电力系统还要储备突发性故障重合时，不至于发生影响热稳定/动稳定的事件[2]。因此，对秦山核电大修陪停开关或母线，稳定控制给出了3 100 MW的限额。此时，站内潮流分布如图2—4所示。其中：灰色表示运行元件，白色表示大修陪停元件，黑色表示故障重合元件。

2.1.1 二期1号机大修陪停串内开关与秦由双线故障重合时

如图2所示，5台机组负荷送同杆双线，站内破串运行与双线故障重合时，网厂设备不过载，潮流无偏移[3]，送出负荷处于稳定限额临界点。

图1 秦山最大方式下开关站热稳定计算

2.1.2 三期2号机大修陪停串内开关与秦乔双线故障重合时

如图3所示，5台机组负荷送同杆双线，站内破串运行与双线故障重合时，网厂设备不过载，潮流无偏移，送出负荷处于稳定限额临界点。

2.1.3 二期4号机大修陪停Ⅱ母与秦由双线故障重合时

如图4所示，5台机组负荷送同杆双线，站内破串运行与保护拒动丢失Ⅱ母线重合时，网厂设备不过载，潮流无偏移，送出负荷处于稳定限额临界点。

2.2 秦山核电大修陪停线路的方式

图3 大修陪停与故障重合方式2

图4 大修陪停与故障重合方式3

参照N-1后的静态/动态稳定储备原则，大修陪停任一线路与厂外严重事故工况重合时，电力系统要求无过压、无过频、无过载迹象。为此，稳定控制方式给出了1 550 MW的限额。大修陪停线路方式下的潜在风险，应引起当值运行人员的高度警觉，提前做好事故预案，在事故真正发生时能快速准确处理，并能思路清晰地陈述过程[4]。

2.2.1 二期1号机大修陪停秦乔5413线与秦由双线故障重合时

如图5所示，5台机组的上网电流送秦乔单线时，5042开关及秦乔单线深度过载，属于第二级电力系统安全稳定标准的扰动事件，需有相关配套措施立即跟进。

图5 大修陪停与故障重合方式4

2.2.2 三期1号机大修陪停秦拳5416线与秦乔双线故障重合时

如图6所示，5台机组的上网电流送秦由单线不过载[5]，5052开关过载，需机组降负荷满足限额要求。

图6 大修陪停与故障重合方式5

2.2.3 二期2号机大修陪停秦乔5414线与秦由方向保护拒动丢失Ⅱ段母线故障重合时

如图7所示，由于正常方式下挂在Ⅰ段母线侧和Ⅱ段母线侧的机组分别为4台和2台，呈不对称运行。当大修陪停线路与保护拒动丢失Ⅱ段母线故障重合时，站内潮流偏移明显，两点送出潮流偏差过大，尽管站内设备无过载，但秦乔单线处于热稳定边缘，运行方式凸显薄弱[6]，需机组降负荷以满足限额要求。

图7 大修陪停与故障重合方式6

2.2.4 三期2号机大修陪停秦拳5415线与保护拒动丢失Ⅰ段母线故障重合时

如图8所示，当大修陪停秦由5415线与保护拒动丢失Ⅰ段母线重合时，另2个送出方向仍保持“和电流”送出，站内潮流基本维持恒定，网厂设备无过载，超限额部分要通过机组降负荷来满足。

图8 大修陪停与故障重合方式7

3 控制预案

3.1 规范安全稳定控制装置的动作行为

启用安全稳定控制装置（以下简称安控）的目的是即刻消除设备的过载，遏制威胁电力系统安全的势头。当然，这种动作同时起到了释放部分限额的作用，但要依靠它全面释放稳定限额即不现实，也存在一定的风险。自日本福岛核事故后，国内核电在抵御外界因素触发跳机跳堆事件方面的警戒级别愈来愈高。虽然这种动作的概率较低，但也并非可忽略不计。满出力机组的GCB（发电机出口断路器）突然被切，必然引起反应堆棒控棒位发生突变和反应堆芯的径向/轴向功率分布畸变，温度也随之大幅变化，直接导致反应堆紧急停堆，强大的冲击极易引发相关系统隐患及故障并发症，如果后续相关控制系统动作无跟进，将直接酿成重大事故[7]。

（1）3/2接线方式保护配置的速动性提前覆盖了部分工况的安控作用。3/2接线方式上的每一个原件均双路供电，中开关在线路和变压器之间起到了承上启下的桥梁作用。当站内Ⅰ段母线侧及相应的边开关不可用时（包括大修陪停方式，正常检修方式及运行方式的调整），即使再突发秦由5415/秦拳5416线或秦乔5414线永久性故障，对应的线路-变压器串会立即被切断，发电机自动进入孤岛运行模式。这是核电设计理念的第四类保护跳闸方式，对电网稳定控制来说等价于对应的机组立即被切，虽然此时的汽轮发电机组有超速及过电压的可能，但在硬件逻辑上保留了GCB及反应堆的热态，发电机仍具有随时提升功率的条件。此方式下，如果安控再动作，则扩大了外电网事故对核电安全的影响力。同理，当站内Ⅱ段母线侧及相应的边开关不可用时，即使突发秦乔5413线永久性故障，二分厂1号主变压器上网通道会立即被切断，覆盖了安控所起的作用，而且比安控的动作行为更安全、更经济。如果大修期间将相邻完整串内的变压器元件和线路元件错开陪停，或者串内3个元件分步骤陪停，当与相关线路的突发故障重合时，现有的3/2保护的动作行为可完全替代安控切机的作用[8]。

（2）同等事故工况下对安控的动作要求不同。如果坚持要在大修期间将串内3个元件一次性同步陪停，那么也不能简单地根据厂外线路故障来笼统地叠加安控投运的数量。这不仅与事故前站内潮流潜在的变化趋势有关，而且还与切除挂在那个区域的机组有关。例如：大修陪停秦乔单线与秦由双线故障重合，切除2台机后，网厂设备立即不再过载，如图5所示。但大修陪停秦由单线与秦乔双线故障重合，如图6所示，尽管日本三菱公司承诺开关具备允许载流2 340 A的2 h热稳定，为安全起见，选择性切除挂在Ⅰ段母线上任1台机，“和电流”偏移情况即刻得到改善，剩余2 960 A的上网电流安全送出。超限额部分，由核电机组在1 h内主动配合人工降负荷，以适应区域电网调度规程中系统潮流异常的处理规定，既安全又经济。人工降负荷与安控严谨合理地配合使用，可全面释放稳定限额的作用。

（3）规范安控出口动作的判据。运行10多年的开关站已没有独立的TA二次绕组专供安控使用，其电流采集只能串接在其它二次设备回路中，但电流回路串接设备或触点过多，其现场接触电阻或负载损耗的变化及电磁感应都会产生相应的扰动，单纯以电流突变量的延迟来作为安控启动的判据略显薄弱。3/2接线方式灵活多变，电压输入源以母线侧电压为基准并不靠谱，以与稳定限额密切相关的出线侧TV为基准较为稳妥。因此，在以模拟量作为判据的基础上，还应增加开关量的判据加以辅佐。在捕捉到模拟量突变的同时，还要判断对应的“一个半断路器”状态位置是否有变位，才能作为启动安控出口的基本依据。

3.2 严防大修陪停线路与丢失Ⅱ段母线故障重合

从电力系统稳定控制的重要性分析，就4个“线变完整串”而言：丢失Ⅱ段母线，3个涉网送出回路破串运行，使秦乔5414线和秦由5415线/秦拳5416线的送出不再是“和电流”结构，中开关压力增大，送出能力将受单开关容量的制约。丢失I段母线，除了秦乔5413线涉网送出回路破串运行外，其它3条线路送出依旧是“和电流”结构，机组上网电流通过双开关直接送到线路上，送出能力不受单开关容量的制约。说明Ⅱ段母线和I段母线的重要性有差异。从失灵保护动作风险性分析，站内4条线路有8套光纤电流差动保护装置在线运行，其中8个被控对象，除了4个中开关外，Ⅱ段母线侧边开关为3个，I段母线侧边开关1个，Ⅱ段母线被失灵保护跳开的概率远高于I段母线，这也说明Ⅱ段母线和I段母线风险性有差异[8]。

鉴于秦乔5414线、秦由5415线/秦拳5416线涉网送出回路的边开关都挂在Ⅱ段母线侧，必须不定期地依次轮流做好这些线路保护的预防性传动试验，消除寄生回路产生、回路电阻增大、接点卡涩等异常现象，可规避保护拒动、丢失Ⅱ段母线的风险。

3.3 优化大修陪停开关或母线的作业窗口

挂在第1、第2串的机组厂用电率约5.95%，挂在第3、第4串的机组厂用电率约6.11%，挂在第5、第6串的机组厂用电率约7.45%。如果借助挂在第5串或第6串机组的大修窗口，实施单一开关或母线陪停的预试或维修作业，那么5号机组送到线路侧的负荷（包括坎杜反应堆大修要消耗的开关站内部公共负荷）基本处于稳定限额3 100 MW的临界点[9]，有时甚至会出现余额。保持原有运行方式，无需依赖安控装置，也是可接受的一种作业窗口。

3.4 执行新标准、运用新工艺、优化3/2接线的运维模式

（1）执行新标准：DL/T 596-1996《电力设备预防性试验规程》已经伴随秦山核电走过10多个年头，为初级阶段的核电安全运行发挥了主导作用。随着节能增效理念的提升，线路的可用率要求越来越高，新的试验方法和检修理念应运而生，DL/T 596-1996已不能完全满足目前秦山核电的安全与生产经营需求。2010年国家能源局颁发了国家电力行业标准DL/T 393-2010《输变电设备状态检修与试验规程》，该规程倡导的是在线监测系统、风险评估体系、状态评价体系，线路计划停电时间遵循的是网厂双向调整策略，调整的唯一依据是两侧的设备状态。执行新标准后，一定程度上提升了秦山核电的输电系统可靠性。

（2）运用新工艺：参照2007年华东电网污区分布图，秦山地区的爬电比距为3.0 cm/kV。2012年6月中旬，借助秦山地区500 kV换线工程，站内秦由5415/秦拳5416线门型架上的悬垂绝缘子已更换成（三伞型）防污/耐污的瓷棒绝缘子，绝缘爬距由原先2.5 cm/kV提升至3.0 cm/kV，并有自然净化（如雨水冲刷）绝缘子盐密污秽的效果。

500 kV带电水冲洗已相继在广东电网、浙江电网成功运用，比不同盐密地区和绝缘子爬距下的线路停电人工作业的去污效果和安全系数更好。500 kV套管、避雷器、门型架绝缘子等设备的防污、防闪络清洗时无需再陪停线路，也不受大修窗口制约，4条出线的网厂结合部设备可以一次性带电清洗到位。

（3）优化3/2接线方式运维模式：3/2接线方式从逻辑关系上满足了串内运行与检修同步进行的硬件结构要求，最大优点是连续供电可靠性高，串内变压器或线路元件分别由2个开关供电，只要任意相邻2个开关不同时开断，或站内只有任意1个元件不可用时，均不会引起线路或变压器丢失。如图9所示的4种灵活组态运行方式下的线路、变压器元件均可保持持续运行，其优势是每1个断路器两侧的隔离刀闸仅用于隔离检修工况。而断路器与两侧隔离刀闸之间的接地刀闸，可构成运行区域与检修区域的明显断开点。

图9 同一串内的运行与检修方式

完整串内任一设备的预试或检修，均可按上述4种灵活组态方式运行，划分检修区域和运行区域后依次隔离。重要的是秦山核电大修破串运行与严重故障重合时，网厂设备均不过载，潮流无偏移，并处于稳定限额临界点，如图2—4所示。由单开关代送线路或变压器，虽然可靠性相对薄弱，但它是3/2接线方式固有的特征优势，特殊工况下也是可接受的运行方式。重要的是可保持机组或线路连续运行，降低线路陪停造成的损失。要说明的是：线路瞬态故障重合闸补救的是2个断路器，由于此时的1个断路器处于检修隔离状态，二次保护方面仍要做好安全隔离措施。

3.5 根据稳定控制影响程度规范现有的停/服役操作顺序

“电业安全工作规程（发电厂和变电所部分）”的第19条规定：停电操作按开关、负荷侧刀闸、母线侧刀闸的顺序操作。这对3/2接线方式下的GIS组合电器并不适用，因为3/2接线方式下开关上下两侧均为电源侧，必须结合一旦开关两侧刀闸操作发生事故对电力系统安全稳定的影响程度来确定操作顺序。

图10 秦山500 kV联合开关站主接线图

（1）线路停役的开关操作顺序：以图10中第3串秦乔5413线为例，应先切5032中开关，切断部分环流，如果此操作发生故障，则故障点在线路侧，仍在保护覆盖范围，保护动作先切除故障点，充其量是将需要停电的设备提前退出运行，但能保证同串的1号主变压器和I段母线正常运行，后切5031边开关，切断送出回路全部电流。如果此前是先拉开5031开关，一旦发生故障，I段母线侧的所有开关包括5011，5022，5031，5041，5051和5061跳闸，造成I段母线停运，但如果有1个开关失灵拒动，则1台机组直接被跳，造成非计划停运。服役操作顺序正好相反。

（2）变压器元件停役时的闸刀操作顺序：以图10第3串1号主变压器为例，应先拉开变压器侧50331闸刀，如果操作时发生故障，则故障点在1号主变压器侧，仍在保护覆盖范围内，保护动作切除故障点，充其量是将需要停电的设备提前退出了运行，但能保证同串的秦乔5413线和Ⅱ段母线的正常运行，后拉开母线侧50332闸刀。如果此前是先拉开50332闸刀，一旦发生故障，则Ⅱ段母线侧的所有开关5012，5023，5033，5043，5053和5063跳闸，将造成Ⅱ段母线停电，但如果有1个开关失灵拒动，则会有1条线路或1台机组直接跳闸，造成非计划停运。服役操作顺序正好相反。

（3）同串线路/变压器保持运行、中开关停役的闸刀操作顺序：以图10第3串5032开关为例，其操作顺序应按操作过程中发生故障对稳定控制的影响程度来确定，先拉开变压器侧50322闸刀，如果操作发生故障，则故障点在1号主变压器侧，但仍在保护覆盖范围内，保护动作切除故障点，充其量是切除1号主变压器负荷，但能保证同串的秦乔5413线和I段母线的正常运行，后拉开线路侧50321闸刀。如果此前是先拉开50321闸刀，一旦发生故障，则秦乔5413线跳闸，稳定控制1 550 MW的限额被激活，故障造成的影响更大。类似情况，应先操作对稳定控制影响较小的闸刀，后操作对稳定控制影响较大的闸刀。服役操作顺序正好相反。

（4）操作过程的安全监控：操作过程中，操作系统和监控系统的人机对话界面都有模拟量、开关量、数字量的颜色、闪烁、音响提示，网络拓扑功能可阻断十分明显的带负荷拉合闸刀操作进程，每操作一步都有详细的数据备份，可供日后检索[10]。

4 结语

严防薄弱区域的保护拒动，优化3/2接线的运维模式，完善现有的停/服役操作顺序，运用新标准和新工艺来建立输电系统在线监测风险评价机制及状态检修体系，可降低线路的陪停率和设备的故障率，提升核电送出通道的安全稳定性。

谨此谢意：有关专家对上述论证及实践曾给予支持或提供方便。华东电网调控中心高级工程师蒋逸静、许俊华。浙江电力公司高级工程师傅俭鸣、龚建刚、郑海。华东电力设计院高级工程师黄勇，浙江电力设计院教授级高工丘文千、高志林、劳建民。中核核电运行管理有限公司高级工程师张明刚、陈建刚、陈景荣、刘东兵，教授级高工唐芳轩、陈其荣、王欣、唐元琦、黄志军、洪源平、邹正宇、张建成、张涛等。

[1]王建成．500 kV增容导线在核电机群出线段的应用[J]．电力建设，2012，11（33）∶23-27．

[2]DL 755-2001电力系统安全稳定导则[S]．北京：中国电力出版社，2001．[3]曹路，汪德新．针对电网3/2接线方式的设备风险在线辨别方法[J]．电力系统自动化，2012，01（36）∶112-115

[4]DL 408-91电业安全工作规程[S]．北京：中国电力出版社，1991．

[5]张启平，钱之银．提高华东电网500 kV输电线路输送能力的措施[J]．电力设备，2005，11（6）∶8-13．

[6]王建成，张涛，王奇文，等．秦山第二核电厂500 kV出线三相电流不平衡原因的测试分析及对策[J]．电网技术，2005，05（29）∶76-80．

[7]丁卫东，郑建峰．电网瞬态对压水堆运行的风险分析[J]．中国核电，2013，3（6）∶268-274．

[8]王建成，张涛，商幼明．秦山第二核电厂2×650 MW核电机组波动分析及解决措施[J]．电力系统自动化，2005，1（19）∶97-99．

[9]王建成．秦山第二核电厂水压试验、非核蒸气冲转电源容量校核运行方式的论证及实施[J]．继电器，2007，12（35）∶420-424．

[10]王建成．秦山第二核电厂计算机网络监控系统的扩充、升级和改造[J]．华中电力，2009，2（22）∶41-44．

（本文编辑：龚皓）

Risk Point and Its Precontrol of 500 kV Transmission System of Qinshan Nuclear Power Plant

WANG Jiancheng
（CNNC Nuclear Power Operation Management Co.，Ltd.，Haiyan Zhejiang 314300，China）

By risk demonstration of 500 kV transmission system of Qinshan Nuclear Power Plant，the paper offers a pertinent precontrol measure of"strictly prevent operation-refusal of protection in weak area，optimize operation and maintenance mode of 3/2 connection,improve the existing operating sequence of shutoff and service，apply new standards and new technology to build up risk evaluation mechanism for transmission sys

tem and condition-based maintenance system"to reduce shutoff rate of transmission system affected by other adjacent system and raise the rate of continuous operation safety of nuclear power system related to power grid and usability of transmission channel.

risk point；precontrol；maximum allowable ampacity；stability limit

TM732

：B

：1007-1881（2014）12-00015-06

2014-06-13

王建成（1954-），男，上海人，高级工程师，从事核电机组稳定分析研究工作。