M310核电机组变压器带负荷试验方法浅析

张绍久

福建福清核电有限公司 福建福清 350318

变压器差动保护是基于基尔霍夫电流定律，利用变压器各侧电流的向量进行计算比较实现的。其对接入差动保护回路的CT极性有着严格要求。在变压器差动保护投运前，必须用一次电流及工作电压，对变压器差动保护回路中的各组CT的相对极性关系及变比进行检验和判定。变压器差动保护回路必须在经过带负荷校验之后才能正式投运。否则，若CT回路接线极性不正确，在变压器带上负荷后，就会在保护装置中产生较大差流，进而导致变压器差动保护误动作。

1 差动保护CT极性校验方法

CT极性主要是用来标识CT一次电流相位和二次电流相位之间的关系的。一般的，按照减极性方法标注CT一次和二次段子。此时，流入CT一次同名端的电流相位正好和流出CT二次同名端电流相位一致。假如接线错误，保护装置测到的二次电流相位和实际一次电流相位相差180°。在设备正常带负荷运行时，将会导致差动保护产生较大的差流而误动。CT极性校验是保证差动CT回路接线正确的主要措施。CT极性校验一般通过以下方法来实现：直流电源点极性法、利用大电流发生器进行一次通流法、变压器实际带负荷校验法。

1.1 直流电源点极性

见图1。用1.5-3V干电池将其正极接于互感器的一次线圈L1，L2接负极，互感器的二次侧K1接毫安表正极，负极接K2，接好线后，将K合上毫安表指针正偏，拉开后毫安表指针负偏，说明互感器接在电池正极上的端头与接在毫安表正端的端头为同极性，即L1、K1为同极性即互感器为减极性。如指针摆动与上述相反为加极性。

图1 直流法测电流互感器极性

直流点极性方法适用于CT安装之前，可用来检测CT段子极性标注是否正确。在CT安装于一次回路之后，受现场条件所限，难于进行点极性测量。

1.2 一次通流法

一次通流是利用大电流发生器往CT一次回路中通入电流，通过测试一次电流与二次电流相位关系来判断CT极性。该方法可实现与实际带负荷类似的效果，可以检验CT的极性及二次回路接线的正确性。对于变压器而言，其内阻抗较大，一次电流要通过变压器，则会产生较大压降，要求通流仪器具有输出较大功率的能力。一般的电流发生器不可能有这么大功率，因此利用变压器形成通流回路是不现实的。因此，要对变压器差动CT进行一次通流，则要通过外接导线绕过变压器来形成通流回路实现[1]。当变压器高压侧CT与低压测CT安装位置距离较远时，外接电缆的长度往往很长，这也成为变压器CT一次通流的一个制约因素。

因此，对于变压器差动保护而言，进行实际带负荷校验是最为行之有效的一个方法。

2 两台变压器并联形成环流进行辅助变差动保护校验

2.1 试验要求

（1）辅助变一次接线图。

图2 辅助变CT接线图

（2）试验电流要求。在带负荷试验中，为了达到校验的目的，根据保护装置的测量及显示精度，各差动保护CT二次电流应为10mA以上，保护装置及测量仪器才能准确测量及显示出来。根据某电厂辅助变的参数计算得知，CT二次电流为10mA时，高压侧一次电流为6A，低压侧一次电流为40A。为了同时满足高、低压侧CT二次电流大于10mA,高压侧一次电流应大于6A，对应低压侧一次电流为191A，对应的负载功率为2286kVA。在220kV倒送电时，现场无法找到如此大功率的负载。因此，只能利用两台变压器改变分接头进行并联运行的方法进行变压器差动保护带负荷试验。

2.2 试验电流计算

两台并列运行的变压器，如果分接头打在不同的档位，两台变压器的变比将会产生差异。根据变压器的并联运行特性，两变压器之间将形成一个环流，环流的大小与变压器的档位差有关。通过改变变压器有载调压分接头档位，可以控制环形电流的大小，进而用此环流来（替代一次负荷电流）校验变压器差动保护。

在变压器之间形成环流大小的计算方法如下：

为计算的方便，所有参数都转换成标幺值计算，如下式：

式中，Ik为环流大小，UA、UB分别为两台变压器的电压，ukA、ukB分别为两台变压器短路阻抗。如：变压器A在额定抽头，变压器B在-2.5%（8×1.25%变压器抽头调两档），则：UA*=1，UB*=0.975。

表1 辅助变带负荷试验数据记录

对两容量相同，阻抗电压相等的变压器，在上述抽头下：

IK*=(1-0.975)/（1+0.975.）uk

=0.025/1.975×uk=0.0127/uk

试验时，#1辅助变调到220+7×1.25%，#2辅助变调到220+5×1.25%。按照以上公式，对于清核电，两台辅助变的短路阻抗值为 11%，则 uk=0.11，IK*=0.025/2.15×0.11=0.1057，也就是环流为额定电流的10.57%。辅助变高压侧额定电流In=89A；低压侧额定电流in=2845A。

由此可以算出在变压器抽头调两档的情况下，低压侧电流：IL=2845×0.1057=300A；

高压侧电流分别为：

IH1=300×6.9/233.75=8.86A；

IH2=300×6.9/239.25=8.65A。

线路电流：I0=8.86-8.65=0.21A。

对应的二次电流分别为：

Ih1=8.86/600=0.0148A=14.8mA；

Ih2=8.65/600=0.0144A=14.4mA。

2.3 试验结果分析

试验中，1号辅助变档位为2档，电压变比为239.25/6.9kV；2号辅助变档位为4档，电压变比为233.75/6.9kV。1、2号辅助变高低压侧CT二次电流测量结果如表1（相位以220kV母线A相电压为参考）。

由表2可知，辅助变高、低压侧CT二次电流相差约180°。辅助变为Y,y0接线，因此差动CT极性满足辅助变差动保护要求。

3 主变压器差动保护带负荷校验

3.1 试验要求

主变压器及高压厂变A、B的参数及试验要求如表2。

表2 主变带负荷试验电流及负荷要求

经计算，高压厂变A高压侧CT变比7000/1A，所需负荷最小为3MVA；高厂变A低压侧LGA、LGD分支CT变比4000/1A，所需最小负荷分别为0.5MVA；高压厂变B同高压厂变A；主变高压侧CT变比5000/1A，所需最小负荷为46MVA。

综合考虑，LGA、LGD、LGE、LGF至少各带一个大于0.5MVA的负荷，总负荷容量需大于46MVA。

3.2 试验方案

受工艺系统调试进度的制约，在机组冷试（一回路水压试验）之前，主变下游负荷容量很难达到试验的要求。因此，根据试验要求，有以下两个方案可供选择。

方案一：一台电锅炉+其他厂用负荷。功率：26+4+6.5=36.5MVA。优点：可以不受核岛及常规岛工艺系统制约，较早完成带负荷试验。缺点：需要改变系统运行方式，修改相关保护定值，会影响辅助电源系统运行；另外该方式只适用于1、2号机组[2]。

方案二：在冷试（或热试）期间，利用3台主冷却剂泵加其它厂用负荷。负荷总容量约35MVA。优点：不改变系统正常运行方式，各个之路都可以验证，适用于所有机组。缺点：受核岛及常规岛工艺系统调试进度制约，试验之前，主变差动保护长期不可用。

3.3 试验结果分析

综合以上两种方案，并结合现场实际情况，主变差动保护试验采用了方案二。即在机组热试期间利用3台主冷却剂泵满功率运行的负荷，加上其他一些可用的厂用电负荷，总负荷容量约为35MVA，主变高压侧CT（5000/1A）二次电流约为7mA。试验结果如表3（相位以500kV母线电压A相为参考）。

表3 主变带负荷试验数据记录

根据表3试验结果，主变低压侧电流为高厂变A及高厂变B高压侧电流之和。经计算，得主变低压侧电流为131.6∠178.1°。因为主变为YNd11接线，理论上，低压侧电流应超前高压侧电流210°，实际超前194°。因为主变高压侧至500kV开关站之间有一段充油电缆，其产生了部分容性电流，导致主变低压侧电流比不考虑电容电流时滞后了16°左右。因此，主变差动保护CT极性满足要求。