核电百万千瓦发电机整组启动调试技术改进与实施

2017-11-01陈晓义欧小高

大电机技术 2017年5期

陈晓义，欧小高，向超，刘洋

陈晓义，欧小高，向超，刘洋

（中广核工程有限公司，广东深圳 518124）

某在建核电项目以岭澳二期为依托，同样采用百万千瓦汽轮发电机组技术，但其设备选型存在诸多差异，发电机整组启动面临新的困难。调试人员通过深入分析，解决了励磁变接入时机、定子接地保护验证窗口、主变差动校验方法等问题，并提出了一种新的发电机整组优化方案，在该项目1~4号发电机组实践的基础上，最终形成本文，供我国核电百万千瓦级发电机组整组启动参考。

核电；整组启动；试验；发电机组；改进

0 前言

某核电站一期工程设计容量为4×1089MW。其发电机组与参考电站岭澳二期项目基本一致，均采用TA1100-78型汽轮发电机组，而与发电机紧密关联的离相封闭母线系统以及发变组保护系统选型发生了改变。对于新建机组的发电机整组启动调试技术已无法简单套用参考电站[1]，需对其进行改进和优化，在有效规避风险的同时，以期取得更大的社会、经济效益。

1 研究内容

基本思路为对比发电机整组启动密切相关系统设备的差异项，逐项分析其对发电机整组启动的影响、试验可能存在的风险，并结合工程建设中的实际情况，在参考电站既有技术的基础上，尝试调试方法进行改进。一是完善整组启动中某些薄弱环节，二是优化主线关键路径。

1.1 设备差异性及影响分析

与发电机整组启动相关的系统按一、二次划分。一次部分主要为发电机、机组负荷开关、机组离相封闭母线、主厂变。二次部分主要为励磁系统、发变组保护系统、同期并网系统。其与参考电站的对比见表1。从中可以看出需重点分析比对的是机组离相封闭母线及发变组保护系统。

表1 设备选型对比表

1.1.1 机组离相封闭母线差异项的影响

该项目在发电机与主变之间，采用离相封闭母线连接[2]，其中励磁机变T接在发电机与机组负荷开关之间的封闭母线上，位置如图1所示。

其连接方式与岭澳二期略有不同。其与封母连接部位在封闭母线侧没有盆式绝缘子，造成封闭母线的气密边界扩展至励磁变顶部，包括橡胶套边沿。而发电机整组启动调试期间，发电机短路、空载试验，均使用临时起励电源。此时的励磁变处于隔离状态，隔离点为励磁变与封闭母线软连接安装位置。当励磁变正式接入时，需要对连接部位的橡胶套重新进行气密检查。即使按密封一次合格，从注胶到密封胶固化，也至少需要24h的主线工期，而这将成为联调试验中的关键路径。

图1 离相封闭母线平面布置图

1.1.2 发变组保护系统差异项的影响

该项目发变组保护装置采用南瑞RCS-985系列，其发电机、变压器保护类型与参考电站一致，主要的区别在于以下两项：

（1）100%定子接地保护的原理改变（见表2）

南瑞注入式的100%定子接地保护，需要在发电机真实建压的情况下，实际校验动作参数[3]，即在发电机中性点侧实际连接接地电阻，以0.5～5kΩ的范围，检验装置读数与实际接地阻值的匹配度，这相当于在发电机整组启动联调试验中新增一个项目。

表2 100%定子接地保护对比表

（2）主变差动验证所需的负载电流改变

因采用较大变比的电流互感器（4000/1A、33000/5A），且发变组RCS-985保护显示精度不高，最小采样单位为0.01A，换算到一次侧电流为40A，当机组负荷较小时，不能正确显示差动保护各侧CT电流极性向量差值[4]。而首次并网期间，受限于核岛功率不超过15%额定功率，发电机出力只能满足厂用负荷需要，主变高压侧电流趋近于零，无法对主变差动高压侧分支臂与发电机分支臂的差流极性进行判别。当主变高压侧电流达到保护装置电流判别的门槛时，机组功率需要达到30%额定功率或更高平台。而这意味着在机组首次并网至30%额定功率平台之间，主变差动保护无法投入，只能由主变高压侧开关的临时充电保护替代。这极大地增加了主变高压侧故障无法及时切除的风险。

1.2 调试方法改进

1.2.1 机组离相封闭母线差异项应对

机组封闭母线通过软连接与励磁变对接，再通过套管引至励磁变内部，然后由一根L型导线与励磁变高压抽头连接（如图2所示）。此L型导线两端净空距离近50cm，而机组封闭母线线电压24kV，相电压13.8kV，将L型导线拆除，其断口间距足够满足隔离24kV母线电压的要求。这样励磁变与封闭母线间的软连接可以在整组启动前正常安装。然后封闭橡胶套，避免因连接正式励磁电源而破坏机组离相封闭母线气密边界，延误发电机整组启动试验的工期。

图2 励磁变结构图

1.2.2 发变组保护差异项应对

（1）100%定子接地保护验证

该验证属于新增试验。试验路径图如图3所示，需要为其安排合适的试验窗口。考虑其验证期间需要发电机真实建压40%U，且需要发电机出线侧主接线结构正常[5]，所以可以安排在发电机空载试验完成、具备升压条件，且励磁变接入达到机组正常运行状态的窗口下进行。具体可以选择的窗口为发电机空载试验完成后的励磁调节器动态参数验证期间，也可以选择在首次并网，电源切换试验跳机、跳堆后重新冲转、起机的窗口。两者的区别在于对首次并网时间点的影响，前者比后者多出4个小时左右。

图3 100%定子接地保护试验路径图

（2）主变差动带负荷校验的应对

主变差动保护带负荷校验门槛提高带来的问题，主要体现在主变失去电量主保护的风险上。按惯例，主变差动保护未经负荷电流验证，不具备投入条件，所以当发电机并网时，主变差动要提前退出，而以主变高压侧开关的充电保护替代。但此状态下一旦机组因某种原因进入孤岛运行模式，主变高压侧500kV开关断开，则充电保护失效，主变即失去电量主保护；另外，若主变高压侧出现故障，充电保护动作跳开主变高压侧500kV开关，只能切除外网能量的注入，发电机作为另外一个能量源，仍将为故障点提供能量，直至其它的保护动作跳开发电机，而这不被允许，因此可采取如下应对方法（如图4所示）。

图4 核电厂发电机-变压器组主接线及主变差动CT示意图

①在投入充电保护的同时，在发电机中性点侧，再设置一项临时的纯过流保护，延时为0，作为总后备，遵循发电机过流保护整定原则[6]：

②改进主变差动的校验方法。传统的校验方法为发电机并网后，以主变高压侧电流为基准，校验与发电机机端CT的电流极性。因主变差动实际有5个分支臂，两两之间的相位关系一定，所以可以采取间接分段校验的办法，检验主变高压侧CT与发电机机端CT的电流极性。实现发电机首次并网时，即可验证主变差动极性，使之具备投入条件，规避主变电量主保护缺失的风险。具体办法为：

(a)主变经高厂变带厂用电运行，厂用负荷较大时（装料后），分别进行500kV边开关CT与高厂变A/B高压侧CT的极性检查；

(b)发电机机组首次并网后，进行发电机机端侧CT与高厂变CT极性检查（机组带初始负荷），同时以高厂变高压侧为基准向量，进行发电机机端CT与500kV边开关CT极性校核；

1.2.3 整组启动调试关键路径优化

岭澳二期发电机整组启动，从发电机短路试验开始，至机组首次并网，其中经历6次启停机，调试总工期115h。本项目整组启动调试关键路径优化，首先着眼于启停机次数的优化，寻找可以减少启停次数的办法，其次考虑提升试验效率的办法，尤其是可以减少试验间状态转换的办法。

（1）95%定子接地保护实施方法优化

发电机定子95%接地保护试验时系统接线如图5所示。试验结束后需拆除装设在发电机出线侧A相封闭母线上的临时接地线，涉及在发电机一次回路上进行操作[7]。岭澳二期项目是将发电机转检修，即发电机侧接地刀闸闭合状态下进行相关拆除工作。期间从汽机打闸到重新冲转具备发电机空载试验条件，需要11h。根据岭澳两台机组灭磁状态下定子残压均在180V以内的结果，试验组对本项目95%定子接地保护试验接线的拆除方法提出了改进设想，即通过使用10kV的绝缘接地线棒及10kV绝缘手套等安全保障工具，在不停机状态下，直接拆除临时接地线，以节省一次汽机起、停机操作。

（2）旋转二极管不倒通(DNC)试验窗口优化

旋转整流励磁方式在大型发电机组中已获得可靠应用[8]。本项目沿用了参考电站的TKJ型励磁机，并配置有旋转二极管监测系统。其断相检测功能试验需要模拟旋转二级管断两相及断一相工况，实际拆装3次旋转二级管导电连片，经历3次启停机[9]。岭澳二期将DNC断相试验安排在发电机空载试验完成励磁变正式接入之后、AVR动态参数试验之前，如图6所示，这样3次启停机均处于关键路径之上。

图5 发电机95%定子接保护验证时接线图

图6 DNC断相试验安排在首次并网前

而首次并网后，电源切换试验时，也会导致机组停机、停堆一次。若将DNC断相试验安排在电源切换试验之后，重新起机之前，则可以减少1次启停机操作，如图7所示。

图7 DNC断相试验安排在电源切换试验后

2 实施效果

2.1 发电机整组启动调试关键路径大幅优化

（1）通过优化95%定子接地试验临时接地线拆除办法，试验组在发电机空载试验期间，成功地实施了汽机不打闸状态发电机出线侧95%定子接地验证试验临时接地线拆除，减少了一次汽机起、停机操作，节省主线工期11h；

（2）通过调整励磁变隔离点，将隔离点从励磁变与封闭母线软连接处下移至励磁变柜体内穿墙套管与励磁变本体高压接线柱间的导线处。空载试验期间，此隔离点承受住了额定相电压的考验，未出现放电、击穿现象，更为重要的是避免了连接正式励磁电源时，破坏封闭母线气密边界，减少一次气密再验证工作，节省主线工期13h；

（3）将DNC断相试验窗口调整至首次并网时电源切换试验跳机、跳堆后重新起机的窗口，减少了一次汽机启、停机操作，节省主线工期11h。同时大大缩短了从短路试验至首次并网的工期。

本项目发电机整组启动调试工期缩短为3个工作日，即72h，比参考电站节省43h，最终形成的发电机整组启动调试关键路径如下：

图8 DNC断相试验调整至首次并网后

2.2 主变差动保护校验在首次并网后顺利完成

通过对主变差动保护带负荷校验方法改进，本项目发电机组首次并网后，在发电机带初始功率47MW条件下，顺利完成发电机机端侧CT与高厂变CT极性检查，极性正确，具体数据见表3。

表3 主变差动保护采样数据

而主变高压侧CT与高厂变CT极性检查，在机组整组启动前已完成，极性正确，所以发电机机端侧CT与主变高压侧CT极性必然正确。主变差动保护具备投入条件，整组启动期间主变电量主保护缺失问题得以有效解决。

3 结束语

本核电项目百万千瓦发电机整组启动，通过对2项设备差异项的深入分析，对2项整组启动联调技术的改进，优化机组首次并网联调主线工期43h以上，总结出了截止目前核电发电机整组启动调试最优路径，并排查出机组首次并网期间主变电量主保护单纯依靠充电保护的隐患，解决了首次并网期间主变差动保护验证的难题。其实际效果已在该项目4台机组的调试过程中得到体现，供国内同类型机组参考。

[1] 杨维稼, 许远高, 罗辉雄. 岭澳核电站电气整套启动试验[J]. 电力建设, 2004, 25(7):5-7.

[2] 张启春, 严兆君,等. 核电机组大电流离相封闭母线的选型[J]. 电力建设, 2009, 30(9):46-49.

[3] 井雨刚, 刘世富, 井俊双,等. 注入式定子接地保护的调试方法[J]. 电工技术, 2012(3):16-18.

[4] 王洪伟, 仇前生. 500kV主变差动保护启动前负荷向量预算方法[J]. 安徽电力, 2012(4):41-49.

[5] 陶东昕, 杨开黎. 发电机定子绕组单相接地保护配置的探讨[J]. 大电机技术, 2012(3):25-27.

[6] 王维俭. 电气主设备继电保护原理与应用[M]. 中国电力出版社, 1996.

[7] 刘显中. 发电机单相接地试验及分析[J]. 水电站机电技术, 2005(04):6-9.

[8] 孙维炎, 黄浩, 唐宝茹. 旋转整流元件在无刷励磁机设计中的应用[J]. 大电机技术, 2009(2):52-54.

[9] 刘国强, 袁金, 陈晓义,等. 百万千瓦级半速发电机无刷励磁机断相试验方案研究与应用[J]. 电工技术, 2013(4):37-38.

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

1000-3983(2017)05-0076-05

2016-10-25

陈晓义（1982-），2005年毕业于华中科技大学电气自动化专业，中广核工程有限公司调试中心，发变电系统启动调试，高级工程师。