百万千瓦级核电站辅助变压器试验 摘要：作为核电站事故工况的备用电源系统，其重要性不言而谕，辅助变压器的投用亦是核电站安装进入施工高峰期的第一个标致性节点，变压器试验完成投用为现场施工提供正式电源，将对于整个施工现场施工用电的条件有很大改善，为后续的电气调试运行奠定了坚实的基础福清核电6.6kV中压母线1LGB/1LGC电源：通过JX区域辅助变压器（又称备用变压器）将外网电源220kV降压至6.6kV送至JX厂房9LGR段中压母线段，再通过6.6kV中压电缆送至核岛电气厂房中压母线辅助变压器低压侧通过共箱封闭母线与JX中压柜连接，高压侧通过高压电缆与220kVGIS连接，为有载调压油浸变压器本文结合福清核电站220kV倒送电阶段辅助变压器实际试验情况，介绍百万千瓦级核电站辅助变压器调试试验方法和过程，为其他项目核电站辅助变压器试验提供参考关键词：核电站，辅助变压器，试验1.工程概况福清核电项目1#，2#机组1#，2#辅助变压器均为油浸自冷（ONAF）、有载调压三相油浸式变压器，布置在JX厂房外，辅助变压器高压侧通过220kV电缆与220kVGIS相连，低压侧通过6.6kV共箱母线与JX中压柜相连。
1#辅变高压侧中性点大电流接地，低压侧不接地；2#辅变高压侧中性点通过中性点接地装置接地，低压侧不接地福清核电站厂用电源系统需在500kV系统施工完成后才具备使用条件，从安装介入到500kV系统可用将历经近两年的时间，因此现场大型设备、中低压电机试验/试车电源均需由核电站辅助变压器变压而来正式辅助电源路径：外电网→220kVGIS→辅助变压器→福清核电6.6kV母线段辅助变压器的安装调试完成是核电站安装的一个重要标志，220kV系统可用为后续部分厂房提前投用（运行）、核岛/常规岛试车提供了稳定可靠的电源2.主要电气设备参数福清核电项目220KV辅助变压器由河北保定天威保变电气股份有限公司提供，其主要参数如下：型号：SFZ-34000/220额定容量：34MVA额定频率：50Hz接线组别：Yn，yn0+d高压绕组额定电压：220kV额定电流：89.2A低压绕组额定电压：6.9kV额定电流：2845A3.辅助变压器试验3.1试验前检查辅助变压器各部件安装位置、数量和技术要求与产品装配图相一致，整个变压器无渗漏现象铁心接地引线及油箱外壳可靠接地3.2测量绕组联同套管的直流电阻3.2.1使用直阻测试仪通过套管测量绕组的直流电阻。
测量应在油温稳定的情况下进行，同时正确测量被试绕组的温度3.2.2绕组直流电阻测量应在各分接头的所有位置上进行，测量值与出厂值比较变化不应大于2%对于带分接的绕组，应比较各分接下绕组直流电阻的变化，借以判断分接开关的接触情况3.2.3变压器的直流电阻，应与同温下产品出厂值比较，不同温度下电阻值按照如下公式换算：R2=R1（T+t2）/（T+t1）式中R1、R2——分别为温度在t1、t2时的电阻值；T计算用常数，铜导体235，铝导体取225本次测试取2353.3测量所有分接头的电压比使用变压器变比测试仪对所有分接头的电压比，试验前试验时，被试变压器的出线端与外界应无任何连接试验前，应首先确认变压器的接线组别，并认真检查接线的正确性，防止高、低压绕组反接与制造厂铭牌数据相比应无明显差异，且应复合电压比的规律；辅助变压器的电压比允许误差在额定分接头位置为±0.5%其他分接的电压比应在变压器阻抗电压值的0.1以内，但不得超过±1%利用变压器变比测试仪检定变压器连接组标号是否正确3.4绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比、极化指数测试3.4.1绝缘电阻使用2500V兆欧表进行测量，测量应在天气良好情况，环境相对湿度小于80%。
开始试验前，应对被试绕组接地放电至少5min开始时间自向被试品施加兆欧表电压开始，记录第15s和60s时的读数，以后每隔60s读数1次，连续测量10次，共读取11个读数3.4.2绕组绝缘电阻R60″为第一个60s的读数，第一分钟绝缘电阻应超过2000MΩ（20℃），或折算到20℃后R60″不低于出厂值的70%3.4.3吸收比R60″/R15″在10-40℃的范围内时可不进行温度折算且一般应大于1.3，当绝缘电阻R60″很大时吸收比可能小于1.3，此时要进行综合分析，不能简单判断产品受潮3.4.4极化指数P1=R10min/R1min一般不小于1.5，同样也应该结合绝缘电阻的实际值进行综合分析判断3.4.5测试完毕应对被测绕组进行放电3.5测量绕组连同套管介质损耗角正切值tanδ试验电压不应超过绕组的额定电压试验时被试变压器的每个绕组都应短接，当绕组有中性点引出线时，也应与三相出线端一起短接为减小表面泄漏引起的误差，尽量在较干燥的天气环境下进行试验使用变压器介质损耗测试仪测量tanδ，实测tanδ应不大于出厂值的130%（同温度）绕组连同套管的tanδ的最大值为0.8%测量结束后将各套管的末屏接地引线接好。
3.6测量绕组连同套管的直流泄漏电流试验电压按下表四中选取，升压时应缓慢均匀升压，升到试验电压后保持1min，在高压端读取泄露电流，泄漏电流值不应超过表五中规定试验时被试绕组的各引线端短接，非被试绕组的各引线端短接接地试验结束应充分放电3.7测量铁芯及铁芯紧固件的绝缘电阻使用2500V兆欧表进行铁心对地绝缘电阻测量在变压器进行器身检查时，应测量可接触到的穿芯螺栓、轭铁夹件及绑扎钢带对铁轭、铁芯、油箱及绕组压环的绝缘电阻当轭铁梁及穿芯螺栓一端与铁芯连接时，应将连接片断开后进行试验铁芯有外引接地线的，应在注油前，测量其对外壳的绝缘电阻；测量时，先将接地套管瓷套擦拭干净，并将兆欧表接入测量回路后再打开接地线测量完毕后，应先接好接地线，然后再拆除兆欧表铁心对地绝缘电阻值应不小于200MΩ（20℃）3.8有载分接开关的检查和试验3.8.1变压器不励磁，完成8个操作循环（一个操作循环时从分接范围的一端到另一端，并返回到原始位置）；3.8.2变压器不励磁，且操作电压降到其额定值85%时完成一个操作循环3.8.3变压器在额定频率和额定电压下空载励磁时完成一个操作循环全部切换过程中，在相当于工作电压的电压作用下，切换装置应无开路现象（较低电压下允许有极短时间的开路现象）；电气和机械限位功能正确；操作电源电压为额定电压的85%及以上时，全过程切换动作均正确可靠。
3.9绕组连同套管的交流耐压试验3.9.1辅助变压器其中性点应该进行交流耐压试验，试验耐受电压标准为出厂试验电压值的80%3.9.2试验前，检查变压器油面高度，放出升高座及套管内残留气体，采用串联谐振试验装置进行试验电压降低到1.1Um/，保持5min当电压降到1/3U2以下时，方可切断电源除U1的持续时间以外，其余试验持续时间与试验频率无关3.10.3局部放电测量及结果判定（1）校核电压在高压侧接一200kV分压器，在试验电压100kV下校核低压侧测量电压，校核完毕，拆下分压器，以低压侧测量为准2）局部放电测量通过变压器高压套管的测量小套管进行测量变压器局部放电量；在施加试验电压的前后，记录所有测量通道上的背景噪声水平；在电压上升到U2及由U2下降的过程中，应记录可能出现的起始电压和熄灭电压应在1.1Um/3下测量局部放电视在电荷量；在电压U2的第一阶段中应读取并记录一个读数对该阶段不规定其视在电荷量值；在施加U1期间内不要求给出视在电荷量值；在电压U2的第二阶段的整个期间，应连续地观察局部放电水平，并每隔5min记录一次3.10.4试验过程中，如果符合以下情况，则试验合格1）试验电压不出现突然下降；（2）在U2下的长时试验期间，局部放电的连续水平不超过100pC；（3）在U2下，局部放电特性无持续上升趋势，偶尔出现较高幅值脉冲可以不计入；在1.1Um/下的“视在电荷量”的连续水平不超过100pC；（4）在局放试验后对变压器绝缘油进行色谱分析，其测得的H2、C2H2和总烃含量应与前次无明显差别。
3.11额定电压下的冲击合闸试验气体继电器讯号触头调整到报警回路，跳闸触头接至继电器保护跳闸回路，过电流保护时限调整到继电保护系统所要求的值高压绕组中性点必须直接接地进行3～5次空载合闸电流冲击试验，监视在励磁涌流冲击下的继电保护装置动作情况第一次合闸时，将变压器冷却器风扇关闭，合闸后带电时间最好不少于30min，以检查变压器内部有无异常响声和其他不正常现象后续合闸将冷却器风扇开启，后续合闸时间间隔为5～10min3.12测量相位检查变压器的相位必须与电网相位一致4结束语辅助电源系统是核电站的重要电气系统，在建造阶段担负着核电站中后期物项安装及试验的用电供给，辅助电源系统的投用是核电站建设的临时用电转向正式用电的一个标志通过对辅助变压器调试试验过程总结，为电气专业后续的变压器试验积累了更多的专业知识和调试经验，特别是为后续的500kV系统主变压器的安装及试验提供了现实的参考和借鉴参考文献[1]《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-2006[2]《保定天威保变电气股份有限公司辅助变压器制造完工报告》FQX51110005511A04GN[3]《备用变压器技术规范书》30-H500201S-D104 -全文完-。