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大亚湾核电站 1 号主变压器 W 相中性点 |
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| 大亚湾核电站 1 号主变压器 W 相中性点 |
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作者：佚名 文章来源：不详 点击数： 更新时间：2008-9-24 8:50:54  |
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摘 要：大亚湾核电站1号主变压器在日常运行中发生W相中性点连接头烧断事故。通过对该事故发生过程、保护动作情况和设备损坏情况的分析，总结事故发生的根本原因并提出事故处理的措施。事故处理完毕，1号主变压器恢复送电，与电网并网成功并一直运行正常。为了防止类似事故的再次发生，提出了一系列的改进措施。
关键词：主变压器；中性点；连接头；过热
1主变压器设备概况
大亚湾核电站1号、2号主变压器是目前国内容量最大的变压器，主变压器由3台375 MVA的单相变压器组成，额定容量为1 125 MVA。主变压器低压侧电压（发电机出口电压）均为26 k V，高压侧电压分别为420 kV（1号机组）和525 kV（2号机组）。主变压器低压侧为三角形接线方式，每相电流为24982 A高压侧为Y型接线，每相电流为1 546 A（1号机主变压器）和1 237 A（2号机主变压器），主变压器冷却方式为强迫油循环风冷ODAF型。
2事故发生过程
2000年2月28日17时46分5秒，1号主变压器W相高压侧中性点套管出口连接件（连接头及软连接母排）发生过热烧断事故，事故过程形成电弧放电。当中性点电弧放电转向对邻近高压侧冷却器一回油管放电时，引发主变压器第一套零序保护动作（保护定值400 A／0．1 s），使1号发电机组及反应堆紧急安全停机、停堆。主变压器跳闸后厂用电成功切换到辅助电源供电系统供电。事故发生过程中保护系统动作正常，同时，工作人员手动启动主变压器喷淋系统并经消防队干预将主变压器套管残火扑灭。
3原因分析
事故发生后，发现主变压器W相中性点套管出口接线端子已烧熔，出口连接线已烧断达18cm，套管上部瓷裙已碎裂。电弧放电过程中对邻 近一回油管（高压侧）有轻微放电烧痕，其它部件无箱本体压力释放装置未动作，说明其内部电弧放电可能性不大。检查发电机－变压器组差动保护（保护定值0 s）、主变压器差动保护（保护定值0 s）以及主变压器高压侧过流保护均未启动及未动作出口，说明主变压器未发生短路故障。故障时主变压器零序电流达1 414 A（二次电流0．707 A），持续0．18 s。主变压器第一套零序保护（二次保护定值0．2 A／0．1 s）动作正常，主变压器第二套零序保护（二次保护定值0．3 A／2．5 s）启动正常（未动作出口）。此时，立即取油样作化学分析，油色谱、微水含量、油耐压值均合格；测量主变压器W相高压绕组绝缘电阻和三相直流电阻均正常；制造厂变压器专家对其内部构件、铁心和绕组等进行全面检查，未发现异常。
分析事故现象和继电保护动作情况，可确认本次突发事故是由于W相中性点出口连接头接触不良所造成，影响因素有以下几点：
a）原中性点连接头设计不合理，接触面积设计裕度不够
实物测量，铜导电杆与铜夹具的视在接触面积为2×1 150 mm2，铜夹具与铝母线板之间的视在接触面积为2×1 850 mm2。根据国内设计规范计算，其接触面上的电流密度比规范要求值分别大4倍（按有效视在面积算为7．95倍）和3．17倍。2号主变压器中性点接触面上的电流密度比规范要求值分别大5．35倍和2．13倍，与国内几家主要大变压器厂采用的电流密度值0．2 A／mm2相比差距很大，与岭澳核电站1号主变压器中性点连接头相比差别更大，这种比较见表1所示，这样的设计在接触面上就易形成局部热点。
b）中性点连接头的结构形式可靠性差变压器中性点连接头采用的是导电铜杆（套管出线）、导电铜夹件（又称过渡铜夹件）、导电铝板经钢螺栓（长螺栓），按跷跷板模式一起紧固的连接方式，与IEEE标准和GB5273—1985推荐的常规通用接线端子（目前岭澳核电站采用的接线方式）的“导体与导体”“导体与接线端”分级连接的设计相比，其可靠性较差，原因是跷跷板式的螺栓紧固模式中，任何一个螺栓的失效（如螺帽脱扣，螺杆断裂），均会造成另一侧螺栓功能的丧失，而剩余的一对连接件无法独立承担额定电流下的长期安全运行，因此，任何一个螺栓的失效最终都会导致事故发生。经对现场备用相变压器中性点套管连接头的调查，其连接头与现在使用的这种结构不同，分析认为由于主压器变中性点接地母线为铝板设计，而中性点套管原接线端子与之无法直接连接，在此情况下厂家采用了过渡夹件实现连接的设计，而这种变更的设计造成其可靠性变差。
c）环境影响
在运行过程中，受本地区来自海洋中各种盐分和潮湿环境的影响，在铜质或铝质材料表面极易生成导电性能很差的氧化膜，并因铝和铜的化学电位顺序相差很大，这两种金属直接连接时会产生电化学腐蚀。事故后对其它两相连接头的接触面检查中均发现有不同程度的腐蚀且有电蚀现象，紧固螺栓则腐蚀严重。连接头受到腐蚀和电化学腐蚀后，会使接触电阻猛增，运行中温度升高，如果热量不能及时导出，易形成恶性循环。
d）维护不到位
查阅主变压器安装规程及安装调试报告，都对中性点连接头螺栓连接的紧固力矩未作任何要求，也未有相应的力矩和接触电阻检测的记录。主变压器系统设计手册和设备维修手册等对其未做运行中的维护要求和任何的维护提示。鉴于国内外无相关
的经验反馈，且厂家未提供连接头表面处理、导电涂料的使用及紧固力矩大小等维护信息，所以，维护部门对中性点可能存在的风险估计不足，过高相信了原设计的可靠性。在对主变压器的年度检查中，由于程序不完善和工作经验不足造成维护力度不够，使得隐蔽的缺陷未能发现（力矩的检查并不能准确地反映连接的状态情况）。
4事故对W相变压器的影响
事故发生时，故障电流即为流经一次回路的电流，其稳态值小于W相额定电流值（1 516 A），且待续时间小于0．2 s，因而电流冲击对主变压器设备不会构成不良的影响（即设备有足够耐受能力）。在连接件烧断过程中，中性点会遭受到暂态电压的冲击，该电压即为中性点电弧熄弧后的恢复电压。最坏的情况是暂态冲击电压超过变压器中性点设计的耐受值70 k V，但从实际变压器中性点烧断时断口空气距离（约18 cm）初步估算，变压器中性点烧断时断口电压不会超过70 kV。该变压器绝缘检查结果也是正常的，整个检修工作完成后，变压器投入运行至今工况保持正常，所以，可认为本次事故暂态电压对主变压器绝缘不构成不良影响。
5处理措施
事故发生后，立即取油样作化学分析，油色谱、微水含量、油耐压值均合格。测量主变压器W相高压绕组绝缘电阻和三相直流电阻均正常。制造厂变压器专家对变压器内部构件、铁芯和绕组等进行全面检查，未发现异常。在大量检查工作完成后，认定主变压器内部工况正常，据此采取了如下几方面的抢修措施：
a）对变压器进行排油并拆除故障套管，主变压器内部全面检查正常之后抽真空，回注油至套管内部接头位置。新套管回装就位，软连接焊接并恢
b）对油样进行常规分析，检查油耐压、微水含量、油色谱等是否合格。
c）主变压器油泵停运，主变压器油静止后排气。2000年3月5日凌晨3时41分，1号主变压器恢复受电，与电网并网成功。
6事故后的改进措施
对1号主变压器U相、V相中性点连接件拆下检查，夹件有局部电腐蚀及螺栓锈蚀，对其全部更换并恢复与套管连接，测量接触电阻合格（R＜3μΩ）。针对主变压器喷淋曾动作，对主变压器油泵、风机及所有电气接线箱等进行了检查及处理。对运行中的2号主变压器中性点连接件进行连续红外热成象温度检测，2月29日测量时最高温度为54℃，3月15日最高温度达86．3℃（环境温度18℃）。可见温升增大后，内部热量不能及时排出，造成接触面电阻增大，导致温度的进一步升高，发生恶性循环。鉴于此，2000年3月19日将2号机组停机，对2号机主变压器中性点连接件全部进行了更换。
7结束语
1号主变压器W相高压侧中性点连接头发生烧断事故是由于连接头结构设计不尽合理、导体接触面积裕度不足、接触面电腐蚀、维修工作未到位等原因所造成。针对这一事故，维修部门不但采取了加强监督和提高维修手段等改进措施，还制定了定期检测主变压器中性点连接头温度及改进维修程序等措施，以防止类似事故的再次发生。
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