孙玉朋，张 旭，王东博,蒋 军，李戈超，张晓伟，钱厚军

(中核核电运行管理有限公司，浙江 海盐 314300)

秦山核电厂320 MWe机组是中国大陆第一台自行设计建造、自主运营管理的核电机组。自1991年12月15日首次并网投运以来，运行状况稳定，各项指标优良。

到2021年底，机组将达到其设计使用寿期。为了满足许可证延续20年的要求，秦山核电计划在第十八次换料大修期间针对汽轮机、发电机及其辅助系统中不满足安全运行要求的设备或部件进行技术升级和更新，同时改造为提高电厂经济性，发电机容量增加至350MWe。为适应发电机增容后的技术要求以及考虑原发变组保护系统使用年代较长，保护系统配置已不满足《防止电力生产事故的二十五项重点要求》的最新要求，秦山核电厂在第十八次换料大修期间进行了发变组保护改造。

1.1 电气主接线方式

如图1所示，秦山核电厂的主接线方式为双母线分段带母联，母线的电压等级为220 kV，两条母线可由母联开关2012联络。两条220 kV出线，两条220 kV进线作为备用电源。

图1 电气主接线方式Fig.1 Main electrical connection

厂内发电机的容量为350 MW。设置有高压厂变、高压启备变以及一台主变压器以及发电机出口断路器2001B、2001M。

1.2 发变组保护设计思路

为适应发电机功率增容、发电机励磁系统励磁方式的改变以及原发变组保护不满足最新的《防止电力生产事故的二十五项重点要求》要求，对下列内容进行了重新设计：

1)根据发电机增容改造，调整保护整定值；

2)励磁系统由三机励磁系统改造为自并励静态励磁系统，需对励磁系统进行适应性改造；

3)电量保护双重化配置原则，双重化保护的出口继电器也应独立装设；

4)220 kV双断路器设分相操作箱对220 kV断路器的控制电源、跳闸回路和线圈设置监视，提供合分闸闭锁回路，防跳等功能，以监视电源、断路器跳闸回路和线圈状态的完整性，并提供相关报警信号；

5)保护装置的出口继电器采用快速型输出闭锁(LOCKOUT)的继电器；

6)根据运行经验，对部分保护进行优化或新增；

7)为达到运行许可证延续的相关抗震要求，本次改造中发变组保护屏柜需满足抗震II类要求。

根据上述设计思路及综合考虑，选用了南瑞继保的PCS-985B系列保护装置，配置两面发变组电量保护屏、一面发变组非电量保护屏、一面发变组保护管理机屏。

2.1 保护特点

相较于传统火电，秦山核电1号机组发变组保护根据核电厂特点，设置了保护(见表1)。

表1 保护说明表Table 1 Protection instruction

2.2 保护出口方式

针对本厂的主接线方式，本节介绍全停、半停1、解列的含义。

(1)全停

全停1：断开发变组高压侧2001B出口断路器，断开主变高压母线侧2001M断路器，断开高压厂用变压器低压侧各分支断路器，启动快切、灭磁、关闭主汽门，启动主变高压侧出口断路器2001B和母线失灵保护。

全停2：跳高压侧各断路器、停发电机、跳低压各分支、启动快切、发信。

(2)半停1

断开发变组高压侧2001B出口断路器、灭磁、关闭主汽门，启动2001B断路器失灵保护。

(3)解列

断开发变组高压侧母线侧200M断路器，汽轮机甩负荷，启动母线失灵保护。

2.3 保护出口优化

根据保护多年的运行经验、厂内主接线情况以及现行标准，对下列保护出口进行了优化：

1)失步保护：一回路低频，2001M非全相T1，功率突降，主变高压侧零序过流保护Ⅰ段T2(外部系统故障)，保护动作出口跳2001M进入发电机带厂用电运行，不启动厂用电切换，待机组稳定和系统电源恢复后通过2001M第二个并网点恢复并网发电。如果机组无法稳定运行，则通过惰走开始逻辑出口切换厂用电。

2)2001B非全相：T1出口跳2001B，考虑到可能存在断路器操作机构故障等原因的非全相，增加T2出口全停。

3)2001M非全相：T1出口跳2001M，考虑到可能存在断路器操作机构故障等原因的非全相，增加T2出口全停。

4)根据现行保护配置标准，逆功率保护增设经机组允许的逆功率时间T1长延时出口(不含主汽门闭锁信号)，以免主汽门关闭信号故障未获得等原因而导致逆功率保护无法动作。

5)因励磁系统励磁方式改变，保护灭磁不再断开励磁电源。

3.1 闪络保护

发电机出口断路器2001M开关，为发变组第二个并网点，为保护发电机在同步过程中，由于断路器断口两侧电压周期性升高，使断口一相或两相击穿造成故障，因此增设2001M的闪络保护。

其中负序电流定值按躲过变压器正常运行时的最大不平衡电流整定，取0.15Ie。

根据DLT684—2012《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》规定，延时定值按躲过断路器三相不一致时间整定，第一时限按0.1 s，2001B开关闪络出口灭磁；
2001M开关闪络出口半停1。第二时限0.2 s，2001B闪络出口全停1；
2001M闪络出口启母线失灵。

3.2 功率突降保护

当机组功率运行情况下发生正功率突降时，发电机组转速迅速上升、主变高压侧电压迅速升高；
此时由于机组保护不能动作，主变高压侧断路器2001M开关不能跳闸，无法使机组转入孤岛运行模式，只能由汽轮机超速保护动作停机。

为了在机组功率运行情况下发生正功率突降时，发电机组能及时转入孤岛运行模式，需要配置发电机功率突降保护，在发生正功率突降时，由发电机功率突降保护发出跳闸信号，跳主变高压侧断路器2001M，使机组转入孤岛运行模式。

3.3 励磁变保护

励磁变为励磁系统改造后新增设备，励磁变保护同样采用了双重化保护的原则，励磁变高、低压侧CT电流经励磁变高低压电流互感器接线端子盒转接至发变组电量保护屏。主要包括下列保护：

1)励磁变差动保护：励磁变差动保护取励磁变高压侧CT电流，动作于半停1。

2)励磁变速断保护：保护的动作电流按躲过变压器低压侧出口三相短路时流过的最大短路电流整定，动作时限T=0.05 s，出口发电机半停1。

3)励磁变过流保护：按躲过发电机强励电流整定，动作延时按躲过下级功率柜分支快熔熔断时间，取T=0.5 s，出口发电机半停1。

3.4 启停机保护

为保护发电机在启动或停机，定子电压处于频率较低的状态下，反映定子接地故障和相间故障，新增启停机保护。

为提高可靠性，发电机启动过程保护经低频闭锁，低频闭锁定值根据运行经验，取略大于0.9fn，取46 Hz。

零序电压启停机保护反映启动过程中的定子接地故障，采用中性点零序电压的过电压保护，按躲过启动过程中的最大不平衡零序电压整定。

低频过电流保护按正常额定电流的20%计算：Iop=0.2IGN=0.83 A，延时0.3 s，出口于半停1。

3.5 高压厂变差动保护覆盖原厂用分支差动保护

厂用分支差动用于保护2001B断路器至高压厂用变压器高压侧电缆，本次改造由高压厂变差动保护覆盖原厂用分支差动保护。

3.6 优化并网信号

优化了送DEH的并网信号方案，将2001B和2001M的常开、常闭接点同时后送DEH，两路信号同时翻转为真信号，同时再结合厂内外送线路实际情况，即外送线路开关均在分闸状态下逻辑判断为解列状态，确保能够真实反映机组并网状态，避免了DEH波动。

3.7 完善机组运行状态判断逻辑

完善机组进入孤岛运行状态判别，优化发电机惰走保护启动快切逻辑。

本次改造完成后，重新设计保护逻辑及配置，满足了机组增容及发电机励磁方式的改变的要求，同时各项系统配置均满足了《防止电力生产事故的二十五项重点要求》的最新要求。项目改造后，经过近四年的现场实际运行表明：更新改造后的发变组保护系统性能优良、成熟可靠、运维方便，达到了本次改造的目的，相关改造经验可供其他电厂参考。

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