核电厂主变压器的运行维护与故障处理

【摘 要】核电厂的主变压器出现故障，很容易直接导致反应堆停堆和汽轮机停机，严重影响到核电厂的安全性和可靠性。提高核电厂主变压器的运行维护质量，可以及时消除不安全的隐患；快速准确的故障处理，可以减少损失，提高运行的可靠性。本文基于秦山核电厂CP1000机组（方家山核电工程机组），首先对核电厂主变压器的结构进行了介绍，其次阐述了核电厂主变压器的运行维护事项，然后通过对主变压器常见故障的原因分析，提出了处理方法和步骤。

【关键词】核电厂；主变压器；运行维护；故障处理

1 秦山核电厂CP1000机组主变压器概述

秦山核电厂CP1000机组（方家山核电工程机组）装设两台1000MWe级核电发电机组（方家山1#、2#机组）。发电机出口电压为24kV，通过主变压器升高至500kV，并与500kV电网相连。每台机组设三台单相变压器，共计六台单相变压器，另外设一台单相变压器作为备用。三台单相变压器之间设有防火隔墙，布置在每台机组的汽机厂房外侧。每台单相变压器的变比为500/24kV，额定容量为410MVA，主变压器的冷却方式为强迫油循环风冷。主变压器高压绕组为星形连接，低压绕组为三角形连接。变压器高压绕组为无载调压，中性点直接接地，保留经小电抗接地的可能。

1.1 秦山核电厂CP1000机组主变压器结构简介

1.1.1 箱体内部铁心及绕组

铁心采用无孔绑扎单相四柱式结构，铁心叠片采用6级阶梯接缝，夹件为板式，用低磁钢带紧固铁轭。全部绕组采用铜绕组。器身采用双柱并联结构，每柱容量 205MVA，以降低线圈的纵向漏磁密度和短路发生力。

1.1.2 油箱

变压器箱体的结构形式为钟罩式（带人孔），箱沿焊死结构。机械强度承受住 33Pa的真空强度和正压 98kPa 机械强度。油箱内壁装设磁屏蔽，有效降低油箱中的杂散损耗。

1.1.3 引线结构

高压出线通过油-SF6 套管引出。低压出线通过铜管和接线片接至低压套管，离相封母垂直引出。

1.1.4 无励磁分接开关

操动机构与开关本体通过齿轮传动轴连接，操动机构中设置有工位显示、定位自锁及限位装置等。开关本体采用绝缘筒隔离。

1.1.5 冷却器本体

冷却器是将镀锌翅片插在冷却管上，保证了良好的导热性。另外在镀锌翅片上设置了沟槽，提高了空气一侧的热传导率。

1.1.6 瓦斯继电器

瓦斯继电器的工作原理是检测变压器内部产气、油位过低和严重故障引起油的大量分解等。在出现过热故障时，绝缘材料因温度过高而分解产生气体，少量气体能溶解在变压器油中，当产生的气体过多，变压器油不能溶解所产生的气体量时，气体就上升到油箱上部，通过连管进入到继电器中，继电器的设计使得该部分气体能存留在继电器中，这时继电器的上浮子位置逐渐下降，液面下降到对应继电器整定的容积时，浮子上的磁铁使继电器内的干簧接点动作，继电器给出信号。在变压器出现漏油或其他故障时，引起油枕内的油通过连管流出，油位下降，上浮子动作给出信号。

2 核电厂主变压器的运行维护

2.1 主变压器的运行维护

2.1.1 变压器本体

1）变压器送电前必须试验合格，各项检查项目合格，各项指标满足要求，保护按整定配置要求投入，并经验收合格，方可投运。

2）变压器的运行电压一般不应高于该运行分接额定电压的105%。

3）强迫油循环风冷变压器的最高上层油温一般不得超过85℃。

4）当变压器有较严重的缺陷（如冷却系统不正常、严重漏油、有局部过热现象，油中溶解气体分析结果异常等）或绝缘有弱点时，不宜超额定电流运行。

5）变压器过负荷运行时，应投入全部冷却器（包括备用冷却器）。

6）对中性点接地方式的规定：变压器高压侧的中性点可靠接地。

7）环境温度或负荷异常升高时，必需缩短巡视周期，发现异常及时上报。

2.1.2 变压器油

严禁不同种类或不同用处的油混合使用。需用添加油时，尽量使用同油源同牌号的合格油，或必要时先做混油试验确认可行后方可添加。对油中气体色谱的分析应符合GB/T7252 的规定。

2.1.3 套管

纯瓷套管（接地套管）的瓷套外表面应无损伤、爬电痕迹、闪络等现象；电容式套管（高压中性点套管）在运行时油表指针要求指示正常；并且运行时应确保套管的各部位密封良好。

2.1.4 无励磁分接开关

运行维护、档位调条必须严格参照说明书的要求，以防止开关切换不到位。在进行开关档位的切换并锁紧后，必须经电压比和直流电阻测量合格后方可投入运行。无励磁调压分接开关如在某一档位运行了较长时间，换档运行时应先反复作全程操作，以便消除触头上的氧化膜，再切换到新的档位，并且三相档位必须确保一致。

2.1.5 冷却装置

冷却器经长期运行后，可根据具体情况定期进行清洗。一般可用50kPa 压力的水进行冲洗，水洗后应起动风扇使冷却器干燥。新安装的油泵在半年内应加强巡视和检查。若检查发现有异常现象时，如振动加剧、运行声音异常、电流增大等，应及时处理。停放1 年以上或检修后的变压器油泵，用500V 绝缘摇表测变压器油泵对地的绝缘电阻，其值不小于10MΩ，否则应烘干定子。应特别注意油泵停止运行时负压区出现的渗漏油。如负压区渗漏油，必须及时处理防止空气和水分进入变压器。新安装的风扇在半年内应加强巡视和检查。为保障变压器风扇的安全运行，提高风扇的使用寿命，要定期维护、更换。停放一年以上或检修后的变压器风扇，用500V 绝缘摇表测量变压器风扇电动机对地的绝缘电阻，其值不小于1MΩ。油流继电器每年应检查一次。运行中继电器的指针出现抖动现象，应尽快查明原因和处理，防止脱落的挡板进入变压器本体内。

2.1.6 温度计（测温装置）

变压器必须定期检查、记录变压器油温及曾经到过的最高温度值。应按照顶层油温值来控制冷却装置的投切、温度过高发信。确保现场温度计指示的温度、监控系统的温度基本保持一致，误差一般不超过5℃。温度计座内应注有适量的变压器油。应结合停电，定期校验温度计。

2.1.7 气体继电器

气体继电器应结合变压器停电进行二次回路电气绝缘试验及轻瓦斯动作准确度校验。变压器在运行时，继电器应根据不同的运行、检修方式（如进行油处理时）及时调整继电器的保护方式，并尽快恢复原状；当气体继电器发信或动作跳闸时，应进行相应电气试验，并取气样进行必要的分析，综合判断变压器故障性质，决定是否投运。

2.1.8 压力释放阀

定期检查压力释放阀的阀芯、阀盖是否有渗漏油等异常现象。定期检查释放阀微动开关的电气性能是否良好，连接是否可靠，避免误发信。结合变压器大修应做好压力释放阀的校验工作。释放阀的导向装置安装和朝向正确，确保油的释放通道畅通。运行中的压力释放阀动作后，应将释放阀动作后的机械电气信号手动复位。

3 核电厂主变压器的常见故障原因分析和处理

3.1 主变压器常见故障现象及处理

为了正确的处理事故，应掌握变压器的系统运行方式，负荷状态，负荷种类；变压器上层油温，温升与电压情况等。表1以秦山核电厂CP1000机组主变压器为例子，列举出了主变压器的常见故障现象、故障原因分析和处理步骤。

3.2 主变压器相关辅助电源丧失故障分析和处理

3.2.1 AC380V 动力电源失电

冷却器动力电源采用AC380V、50HZ、三相三线制、双回路。当任一回路电源失电时，控制箱自动切换至另一回路，冷却器继续运行，控制箱发出I回路或II回路电源故障信号，不影响变压器运行。此时应检查回路电源，恢复供电，避免出现另一回路电源失电时，冷却器无动力电源不能运行，影响变压器运行。当双回路电源都失电时，AC380V动力电源下的负荷不能运行使用。动力箱无电源；各变压器冷却控制箱AC380V电源部分无电源，冷却器风扇、油泵、油流指示器不能运行，及控制箱内加热不能使用；由于1#、2#主变压器的冷却方式为强迫油循环导向风冷方式（ODAF），冷却器不运行时，变压器不允许持续运行。此时可：降下负荷，额定负载下允许运行20min；如20min后顶层油温尚未达到75℃，在这种状态下运行的最长时间不超过1小时；如有必要，要使电站相应设备停运。

3.2.2 DC110V 控制电源失电

DC110V控制电源连接冷却控制箱控制部分，此部分失去电源，冷却器的运行投入及故障信号不能送出，油泵、风机的故障跳闸及报警等元件失灵，直至变压器其它保护装置动作，致使事故扩大，威胁变压器的正常安全运行。应及时查找原因，恢复控制电源的供电或者尽快停运变压器。

4 结论

加强核电厂主变压器的运行维护质量，可以及时消除不安全隐患，延长主变压器的使用寿命；快速准确的故障处理，可以减少损失，提高变压器的运行可靠性。本文基于秦山核电厂CP1000机组（方家山核电工程机组），首先对核电厂主变压器的结构进行了介绍，其次阐述了核电厂主变压器的运行维护事项，然后通过对主变压器常见故障的原因分析，提出了处理方法和步骤。为同类型核电厂主变压器的运行维护和故障处理提供了参考借鉴。

【参考文献】

[1]华东电力设计院.主变压器和高压厂用变压器（GEV）系统手册C版[S].上海，2010.

[2]保定天威保变电气股份有限公司.主变运行维护手册A版[S].保定，2010.

[3]顾颖宾，王略.核电厂电气原理与设备[M].原子能出版社，2012.