松树岭电站#1#2110KV变压器组A级检修吊芯组织设计Word格式文档下载.docx
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高压侧
低压侧
电压（V）
电流（A）
1
127050
143.2
10500
1732
2
124020
146.6
121000
150.3
4
117980
154.2
5
114950
158.2
三、检修项目及工作范围
1主变压器的吊芯检修与组装
检修工作流程
前期现场环境考察、施工电源负荷核实。
检修前设备工器具准备→办理工作票，拆除引线→检修前电气、油务试验、绝缘判断→部分排油拆卸套管、冷却器等附件并检修→排尽油并处理，拆除分接开关连接件→吊钟罩器身检查，检修并测试绝缘→受潮则干燥处理→按规定注油方式注油→安装套管、冷却器等附件→密封试验→油位调整→检修后电气、油务试验→结束。
1.1吊芯检修
1.1.1办理电气一种工作票，停电，做好所要拆除一次、二次接线的标记，拆除变压器的外部电气连接引线和二次接线，进行解体检修前的检查和试验。
1.1.2部分排油后拆卸掉附属装置，并分别进行校验和检修，在储油柜放油时应检查油位计指示是否正确。
1.1.3排出全部油并进行处理。
1.1.4拆除无励磁分接开关操作杆；
1.1.5检查器身状况，进行各部件的紧固并测试绝缘。
1.1.6更换密封胶垫，检修全部阀门，清洗，检修铁芯，绕组及油箱。
1.2组装
1.2.1装回钟罩紧固螺栓后按规定注油。
1.2.2适量排油后安装套管，并装好内部引线，进行二次注油。
1.2.3安装冷却器等附属装置。
1.2.4整体密封试验。
1.2.5注油至规定的油位线。
1.2.6检修后按有关规定规程进行电气和油的试验。
1.3吊芯检修和组装时的注意事项
1.3.1拆卸的螺栓等零件应清洗干净并分类妥善保管，如有损坏应检修或更换。
1.3.2拆卸时，首先拆小型仪表和套管，后拆大型组件，组装时顺序相反。
1.3.3冷却器、压力释放阀、净油器及储油柜等部件拆下后，应用盖板密封，对带有电流互感器的升高座应注入合格的变压器油（或采取其它防潮密封措施）。
1.3.4套管、油位计、温度计等易损部件拆下后应防止损坏和受潮，电容式套管应垂直放置。
1.3.5组装后要检查冷却器，净油器和气体继电器阀门，按照规定开启和关闭。
1.3.6对套管升高座、上部管道孔盖、冷却器和净油器等上部的放气孔应进行多次排气，直至排尽为止，并重新密封好，擦净油痕。
1.3.7拆卸无励磁分接开关操作杆时，应记录分接开关的位置，并做好标记；
拆卸分接开关时，分接头应置于中间位置。
1.3.8组装后的变压器各零部件应完整无损。
1.3.9认真做好现场记录工作。
1.4检修中的起重和搬运
1.4.1起重工作及注意事项
1.4.1.1起重工作应分工明确，专人指挥，并有统一信号。
1.4.1.2根据变压器钟罩的重量选择合适的起重工具。
1.4.1.3起重前应先拆除影响起重工作的各种连接。
1.4.1.4如系吊器身，应先紧固器身有关螺栓。
1.4.1.5起吊变压器整体或钟罩时，钢丝绳应分别挂在专用起吊装置上，遇棱角处应放置衬垫，起吊100mm左右时应停留，检查悬挂及捆绑情况，确认可靠后再继续起吊。
1.4.1.6吊时钢丝绳的夹角不应大于60°
，否则应采用专用吊具或调整钢丝绳套。
1.4.1.7起吊或落回钟罩时，四角应系缆绳，由专人扶持，使其保持平稳。
1.4.1.8起吊或降落速度应均匀，掌握好重心，防止倾斜。
1.4.1.9起吊或落回钟罩时，应使高、低压侧引线，分接开关支架与箱壁保持一定的间隙，防止碰伤器身。
1.4.1.10当钟罩因受条件限制，起吊后不能移动而需在空中停留时，应采取支撑等防止坠落措施。
1.4.1.11吊装套管时，其斜度应与套管升高座的斜度基本一致，并用缆绳绑扎好，防止倾倒损坏瓷件。
1.2主变压器的检修按《电力变压器检修导则》DL/T573-2010执行；
2.1器身检修
2.1.1施工条件与要求
a、吊钟罩在露天进行时，应选在无尘土飞扬及其它污染的晴天进行。
器身暴露在空气中的时间应不超过如下规定：
空气相对湿度≤65％为16h；
空气相对湿度≤75％为12h。
器身暴露时间是从变压器放油时起至开始抽真空或注油时为止；
如暴露时间超过上述规定，宜接入干燥空气装置进行施工。
b、施工现场应准备充足的施工电源及照明，安排好储油容器、拆卸附件的放置地点和消防器材的合理布置等。
c、器身温度应不低于周围环境温度，否则应用真空滤油机循环加热，将变压器加热，使器身温度高于环境温度5℃以上。
ｄ、检查器身时，应由专人进行，穿着专用的检修工作服和鞋，并戴清洁手套，寒冷天气还应带口罩，照明应采用低压行灯。
e、进行器身检查所使用的工具应由专人保管并应编号登记，防止遗留在油箱内或器身上。
进入变压器油箱内检修时，需考虑通风，防止工作人员窒息。
2.1.2绕组和铁芯检修
a、绕组紧固，无位移变形；
绝缘良好，有弹性，无脆裂老化等不良现象。
绕组表面清洁，无淤泥杂物。
b、绕组层间衬垫完整，排列整齐，牢固、无松动现象，拧紧压紧螺钉和防松螺帽。
c、油路畅通无杂物。
d、接线板良好，焊接可靠。
e、铁芯紧密、整齐，漆膜完好，表面清洁，油路畅通。
f、穿芯螺丝紧固，绝缘良好，符合DL/T596—1996《电力设备预防性试验规程》的要求。
g、铁芯接地良好。
2.1.3油枕和压力释放阀检修
a、油枕干净，无沉淀物，各部位良好，无锈蚀，无渗漏的地方。
b、油枕与油箱的连通管无堵塞。
c、油位计无堵塞，指示正确，油位计的玻璃管清洁无污垢，无裂纹。
d、压力释放阀阀盖内无积尘、杂物，阀门工作正常。
2.1.4分接头切换装置的检修
a、检修分接头切换装置的定触头和动触头无过热，烧伤痕迹，接触面清洁。
b、触头接触应良好，压力充足，用0.02mm塞尺检查应塞不进去。
无弹簧断裂或弹性疲劳现象。
c、传动装置应完好，操作灵活正确，触头接触应同指示位置一致。
d、绝缘部件应清洁，无损伤，绝缘良好。
2.1.5阀门、油再生装置及空气过滤器的检修
a、各阀门应开关灵活，关闭严密，不漏油。
油门把柄齐全，并有锁锭装置。
b、油再生装置内部应清洁，过滤网和密封垫良好，装有合格的吸附剂。
c、检查空气过滤器，过滤器内部应清洁，并装有干燥剂，过滤器与油枕连通管严密不漏油。
2.1.6冷却装置的检修
a、散热器应严密不漏，经充气或油压试验合格。
（扁管散热器为0.5—1.5kg/cm2）
b、整个散热器及管子上无油垢，管内应清洁，无锈、无杂物。
c、风扇电动机应转动轻快，无异音，轴承润滑良好，绝缘电阻合格。
操作回路及自动启停装置动作的正确性。
d、风扇固定牢固，无变形，运行无振动，风扇运转方向正确。
风扇与散热器风筒之间应有足够的间隙。
e、电缆绝缘良好，外套金属管良好，排列整齐。
2.1.7套管的检修
a、检查并清扫全部套管，刷色相，检查导电接头。
b、进行绝缘预防性试验。
c、按规定进行变压器油试验。
2.1.8其它检修项目
a、校验及调整温度表。
b、检查空气干燥器及吸湿剂。
c、检查及清扫油标。
d、检查及校验仪表，继电保护装置，控制信号装置等及其二次回路。
e、进行预防性试验。
f、检查及清扫变压器电气连接系统的配电装置及电缆。
2.2整体组装
2.2.1整体组装前的准备工作和要求
2.2.1.1组装前应彻底清理冷却器、储油柜、压力释放阀、油管、升高座、套管及所有组、部件。
用合格的变压器油冲洗与油直接接触的组、部件。
2.2.1.2所附属的油管路必须进行彻底的清理，管内不得有焊渣等杂物，并作好检查记录。
2.2.1.3油管路内不许加装金属网，以避免金属网冲入油箱内，一般采用尼龙网。
2.2.1.4安装上节油箱前，必须将油箱内部、器身和箱底内的异物、污物清理干净。
2.2.1.5有安装标志的零、部件，如气体继电器、分接开关、高压、中压套管升高座及压力释放阀、升高座等与油箱的相对位置和角度需按照安装标志组装。
2.2.1.6准备好全套密封胶垫和密封胶。
2.2.1.7准备好合格的变压器油。
2.2.1.8将注油设备、抽真空设备及管路清扫干净；
2.2.2组装
2.2.2.1装回钟罩；
2.2.2.2安装组件时，应按照拆卸前记录的相反顺序进行；
2.2.2.3油箱顶部若有定位件，应按外形尺寸图及技术要求进行定位和密封；
2.2.2.4应检查使储油柜的气体继电器侧具有规定的升高坡度；
2.2.2.5变压器引线的根部不得受拉、扭及弯曲力；
2.2.2.6对于高压引线，所包扎的绝缘锥部分必须进入套管的均压球内，防止扭曲；
2.2.2.7在装套管前必须检查无励磁分接开关连杆是否已插入分接开关的拨叉内，调整至所需的分接位置上；
2.2.2.8各温度计座内应注以变压器油；
2.2.2.9按照变压器外形尺寸图（装配图）组装已拆卸的各组、部件，其中储油柜、吸湿器和压力释放阀可暂不装，联结法兰用盖板密封好；
安装要求和注意事项按各组部件相关要求执行
2.3排油和注油
2.3.1.1检查清扫油罐、油桶、管路、滤油机、油泵等，应保持清洁干燥，无灰尘杂质和水分。
2.3.1.2排油时，必须将变压器和油罐的放气孔打开，放气孔宜接入干燥空气装置，以防潮气侵入。
2.3.1.3储油柜内油不需放出时，可将储油柜下面的阀门关闭。
将油箱内的变压器油全部放出。
2.3.1.4可利用本体箱盖阀门或气体继电器联管处阀门安装抽真空管，同时抽空注油，注油后应予拆除恢复正常。
2.3.1.5向变压器油箱内注油时，应使用真空滤油机。
图1真空注油连接示意图
1—油罐；
2、4、9、10—阀门；
3—压力滤油机或真空滤油机；
5—变压器；
6—真空计；
7—逆止阀；
8—真空泵
注：
图中虚线表示真空滤油机经改装后，可由真空泵单独抽真空。
2.3.2真空注油
变压器视绝缘情况采用真空注油，真空注油应按下述方法进行，其连接图见图1。
通过试抽真空检查油箱的强度，一般局部弹性变形不应超过箱壁厚度的2倍，并检查真空系统的严密性。
操作方法如下：
2.3.2.1以均匀的速度抽真空，达到指定真空度并保持2h后，开始向变压器油箱内注油，注油温度宜略高于器身温度；
2.3.2.2以3～5t/h的速度将油注入变压器距箱顶约200mm时停止，并继续抽真空保持4h以上；
2.3.2.3变压器补油：
变压器经真空注油后补油时，需经储油柜注油管注入，严禁从下部油门注入，注油时应使油流缓慢注入变压器至规定的油面为止，再静止12h。
2.3.3.2从变压器下部油门排油，此时空气经吸湿器自然进入储油柜胶囊内部，至油位计指示正常油位为止。
2.3.3隔膜式储油柜的补油
2.3.3.1注油前应首先将油位计调整至零位，然后打开隔膜上的放气塞，将隔膜内的气体排除，再关闭放气塞；
2.4整体密封试验
变压器安装完毕后，应进行整体密封性能的检查，充油加压法：
加油压0.035MPa时间12h，应无渗漏和损伤。
2.5变压器干燥
2.5.1变压器是否需要干燥的判断
检修中超过允许暴露时间导致器身绝缘下降时，才考虑进行干燥，其判断标准如下：
2.5.1.1tgδ在同一温度下比上次测得数值增高30%以上，且超过部颁预防性试验规程规定时；
2.5.1.2绝缘电阻在同一温度下比上次测得数值降低30%以上，变压器在10～30℃的温度范围内吸收比低于1.3和极化指数低于1.5；
2.5.1.3油中含有水分或油箱中及器身上出现明显受潮迹象时。
2.5.1.4干燥方法的选择：
根据变压器绝缘的受潮情况和现场条件，可采用热油循环进行干燥并抽真空。
2.5.1.5真空的要求：
变压器采用真空加热干燥时，应先进行预热，以10～15℃/h的速度升温到指定温度时，开始逐渐平均按每小时0.01MPa大气压升高真空度，变压器油箱可承受小于0.07MPa的真空机械强度。
变压器在指定温度应保持16小时。
当变压器的绝缘电阻连续6小时稳定不变时则认为干燥可以结束。
抽真空的管路安装图如图2所示。
图2抽真空管路安装示意图
1—真空罐（油箱）；
2—变压器器身；
3、8、9、11—放气阀门；
4—干燥剂（硅胶）；
5—真空表；
6—逆止阀；
7—冷却器；
10—真空泵
2.5.1.6此时应将预先准备好的合格变压器油加温，且与器身温度基本接近（油温可略低，但温差不超过5～10℃）时，在真空状态下将油注入油箱内，直至器身完全浸没于油中为止，并继续抽真空4h以上。
3主变压器内部防腐
3.1钟罩起吊后应用四个支墩垫起固定安全平稳。
3.2变压器油箱内壁（包括金属附件）均应涂绝缘漆，漆膜厚度一般在0.02～0.05mm，涂刷一遍即可。
清理箱底油污用面蘸干净后，若有脱胶再涂绝缘漆。
3.3涂漆前应打磨、擦拭干净，涂漆后要求漆膜光滑。
4变压器的油漆
4.1油箱外部的油漆
4.1.1变压器油箱、冷却器及其附件的裸露表面均应涂本色漆，涂漆的工艺应适用于产品的使用条件。
4.1.2检修时重新喷漆
4.1.3喷漆前应先用金属洗净剂清除外部油垢及污秽。
4.1.4对裸露的金属部分必须除锈后补涂底漆。
4.1.5为使漆膜均匀，宜采用喷漆方法，喷涂时气压可保持在0.2-0.5MPa。
4.1.6第一道底漆漆膜后为0.05mm左右，要求光滑无流痕、垂珠现象，待底漆干透后约（24h）,再喷涂第二道面漆（如浅色醇酸漆），喷涂后若发现有斑痕、垂珠，可用竹片或小刀轻轻刮并用砂纸磨光，再补喷一次。
4.1.7如油箱和附件的原有漆膜较好，仅有个别部分不完整，可进行局部处理，然后在普遍喷涂一次。
5主变压器试验项目
5.1检修前的试验
5.1.1测量绕组的绝缘电阻和吸收比或极化指数；
5.1.2测量绕组连同套管一起的泄漏电流；
5.1.3测量绕组连同套管一起的tgδ；
5.1.4本体及套管中绝缘油的试验；
5.1.5测量绕组连同套管一起的直流电阻（所有分接头位置）；
5.1.6套管试验；
5.1.7测量铁芯对地绝缘电阻；
5.2检修中的试验
检修过程中应配合吊罩（或器身）检查进行有关的试验项目：
5.2.1测量变压器铁芯对夹件、穿心螺栓（或拉带），钢压板及铁芯电场屏蔽对铁芯，铁芯下夹件对下油箱的绝缘电阻；
5.2.2必要时测量无励磁分接开关的接触电阻及其传动杆的绝缘电阻；
5.2.3必要时单独对套管进行额定电压下的tgδ。
5.3检修后的试验
5.3.1测量绕组的绝缘电阻和吸收比或极化指数；
5.3.2测量绕组连同套管的泄漏电流；
5.3.3测量绕组连同套管的tgδ；
5.3.4冷却装置的检查和试验；
5.3.5本体、套管中的变压器油试验；
5.3.6测量绕组连同套管一起的直流电阻（所有分接位置上），测主变三侧绕组的直流电阻；
5.3.7测量铁芯（夹件）引外对地绝缘电阻；
5.3.10绕组连同套管一起的交流耐压试验（有条件时）；
5.3.11测量绕组所有分接头的变压比及连接组别；
5.3.12空载试运行前后变压器油的色谱分析。
6试运行前检查
6.1变压器本体、冷却装置及所有附件均完整无缺不渗油；
6.2接地可靠（变压器油箱、铁芯和夹件引外）；
6.3变压器顶盖上无遗留杂物；
6.4储油柜、冷却装置、净油器等油系统上的阀门均在“开”的位置，储油柜油温标示线清晰可见；
6.5高压套管的接地小套管应接地，套管顶部将军帽应密封良好，与外部引线的连接接触良好并涂有凡士林；
6.6变压器的储油柜和充油套管的油位正常，隔膜式储油柜的集气盒内应无气体；
6.7进行各升高座的放气，使其完全充满变压器油，气体继电器内应无残余气体；
6.8吸湿器内的吸附剂数量充足、无变色受潮现象，油封良好，能起到正常呼吸作用；
6.9无励磁分接开关的位置应符合运行要求；
6.10温度计指示正确，整定值符合要求；
6.11冷却装置试运行正常，
6.12进行冷却装置电源的自动投切和冷却装置的故障停运试验；
6.13继电保护装置应经调试整定，动作正确。
7.施工设备
主变压器安装主要施工设备见表1-1：
主变压器施工用主要设备表
序号
名称
型号规格
数量
备注
数显干湿度计
2块
自备（高压班）
测温仪
手提式红外线
1套
直流电阻测试仪
1台
介损特性测试仪
泄漏电流测试仪
6
双臂电桥
7
变比测试仪
8
绝缘电阻表
2台
9
万用表
1块
10
板框滤油机
6000L/h
一套
自备（油化班）
11
真空滤油机
6000L/h（90KW）
自备（2180×
1630×
2380）
12
C型夹
200MM
50套以上
在设备库（李红618686）
13
绝缘油罐
15m3
1个
（5400×
2400×
2400））
14
烘箱
600×
400×
600
烘干滤油纸（油化班）
15
气包
自备（电机班）
16
碳弧气刨（800A）
（机修）在6#机
17
电焊机（500A）
（机修分场）在6#机
18
气体保护焊机
400A以上
外借（铝厂）
19
套管支架
110KV专用
3个
（老仓库）王名则619956
20
检修平台
1000×
2000×
1700
外借（生计部）（可拆卸）
21
YC重型通用橡套电缆
电缆3×
70＋1×
50；
（配空开200A）
50米
自带（油化班）
22
滤油专用管
Φ50PVC透明钢丝油管
23
滤油纸
500张
24
油盆、塑料桶
Φ500~800
各1个
25
专用法兰接口
注油2套;
散热器法兰接口2套、油枕注油
5套
按尺寸自制（油化班）
26
散热器法兰堵板
18个
自制（油化班）
27
CO2气体、焊丝
40升/瓶Φ1.2、
5瓶3盘
28
真空泵
松树岭主变压器施工用材料清单
扁锉
28×
300
1把
平口钢丝钳
手拉葫芦
2t
4个
电工刀
电动扳手套筒
M14、M17、M19、M22、M24、M30、M32
各2个
喷枪
3套
（喷漆用带罐）
角磨机
GWS6－100
（博士）
园锉
7×
200
活动扳手
8″10″12″
各2把
梅叉两用呆扳手
M8、M10、M12
检查
穿芯螺丝刀（一字口）
9×
2把
5×
150
园头锤
2.5磅
记号笔
红、黑
各3支
毛刷
50MM、75MM
各4把
502胶
10~15ml
10支
贴胶带
60mm
6卷
电工自粘黑胶带
凡士林
1KG
1桶
润滑油
4桶
白布带
10卷
相色带
黄、绿、红
各2卷
角磨片
10片
配上角磨机
钢丝刷片
5片
真空泵油
100号
4升/桶
焊渣锤
裁纸刀
彩条布
3卷
剪刀
29
铁丝
10#、12#
各5KG
30
氧气管
Φ10
200米
31
白面粉
5KG
（现买）
32
白布（无纺）
5米
33
破布
20KG
34
聚乙烯薄膜
2卷
35
无水乙醇
500ml
5瓶
36
虫胶漆片
37
变色示温片
30包
每包至少20片以上
38
搪瓷盆
Φ350
2个
39
木柄布拖把
40
尼龙绳
Φ8、Φ10、Φ20
各20米
41
全螺纹螺栓
M10×
45、M12×
45
M16×
各40套
（带螺母、平垫）
42
聚氯乙烯带
43
金属清洗剂
4袋
44
外壳漆
IPN8710专用稀释剂32KG
2桶
张家港永泰防腐涂料有限公司
IPN8710—3耐候保色漆（飞机灰）75KG
3组
46
汽油
47
石棉绳
Φ=8
30米
48
电焊条E4303
Φ3.2、Φ4.0
各40KG
49
铜线鼻子
95MM2
甲方临时电源用
70MM2
35MM2
25MM2
动力电缆
3×
6+1×
两台气体焊机用
51
4+1×
2.5
两台焊机用
52
三爪拉马
150MM
53
口罩
20个
54
防毒面罩
55
线手套
20双
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