主变压器大修技术样本.docx
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主变压器大修技术样本
主变压器大修技术与风险控制
毛主席《实践论》:
实践、认识、再实践、再认识,循环往复以至无穷……一切真知都是从直接经验发源的。
第一部分、主变大修的意义。
第二部分、主变大修的风险控制。
第三部分、主变大修的内容。
第四部分、主变大修后的验收投运。
第五部分、主变铁芯接地排险大修。
第一部分变电站主变压器大修的意义
一、大修的含义和重要性.
（一）、广义的基本概念.任何形式的设备在使用过程中都不可避免地存在有形及无形磨损。
在特定条件下,设备即便并未投入具体的使用,经过一段时间后,其功能也将逐渐消失。
对于设备使用者来说,维修的主要职能之一就是防止影响使用的故障出现及排除正在出现的故障。
（二）、中华人民共和国电力行业标准、电力变压器检修导则.《DL/T573-95电力变压器检修导则》规定:
（1）.新上主变压器一般在投入运行后的5年内和以后每间隔大修一次。
（2）.运行中的变压器,当发现异常状态或经试验判明有内部故障时,应提前进行大修。
（3）.在电力系统中运行的主变压器当承受出口短路后,经综合诊断分析,可考虑提前大修.（4）.其它特种情况.
（三）、总公司主变大修.既是为保证胜利油田整个电网的安全稳定运行而采取的预防性、综合性大修,又是设备管理”三化三零”系统中确保设备本质安全化的最基本的体现。
原因:
油田”精密、大型、稀有、关键”即”精、大、稀、关”设备中主变属于大型、关键设备。
一、案例一.物资总库110KV/31500KVA主变大修.
1993年6月,供应处物资总库一台主变在出厂未使用闲置多年后准备启用,经检查测试,铁芯、线圈严重受潮,必须解体大修。
受潮因素:
风吹日晒、热胀冷缩、密封失效、雨淋雪盖、大量水分进入油箱。
但当时的情况是,总公司具备室内烘干如此大型变压器的干燥室尚未建成投产。
最后采取安装架设临时烘干设施的方法进行干燥,这次大修耗时30天才完成。
第二部分主变大修的风险控制
风险控制目标:
零事故、零伤害、零故障。
主要内容:
编制大修工程技术方案、组织措施计划、安全管理目标、安全管理组织机构及措施.
包括:
人员组织及分工;施工项目及进度表;特殊项目的施工方案;确保施工安全、质量的技术措施和现场防火措施;主要施工工具、设备明细表,主要材料明细表;绘制必要的施工图。
案例二、9月呈一变1号主变110KV高压瓷套更换大修
1、概述
该变压器近期在运行中发现110KV侧B相高压套管有裂痕漏油严重,根据国家电力部发布的《电力变压器检修导则》,决定将该变压器的大修时间提前,为确保变压器大修工作安全、顺利地进行,特编制本大修施工方案。
2、组织措施
2.1组织准备
2.1．1本次大修由设备、安监、检修、运行、电调等部门组织现场勘查确定,所有参加大修工作的工作人员名单张榜公布,以确保职责,并便于联系。
2.1.2现场组织机构
（1）现场总指挥
（2）现场技术负责人
（3）现场安全负责人
（4）工作负责人
（5）试验负责人
（6）起重负责人
（7）油务负责人
（8）工具负责人
2.1.3工作任务
（1）更换110KV侧A相高压瓷套管。
（2）按变压器常规大修项目进行各项检查。
（3）处理大修中发现的其它缺陷。
2.1.4计划检修时间5-7天
2.2技术措施准备
2.2.1查阅上次该变压器的大修报告和本年度春季检修试验报告,了解变压器的绝缘状况。
2.2.2查阅运行档案、了解缺陷、异常情况,了解事故和出口短路次数、变压器负荷与运行温度情况。
2.2.3大修前进行电气试验,测量直阻、介损、绝缘及油试验。
2.3器材准备
2.3.1备品及材料
（1）变压器密封胶垫
（2）变压器添加油
（3）阀门、温度计等小组件
（4）绑围屏用收缩袋
（5）修理绝缘用皱纹纸
（6）胶木螺栓、螺母
（7）绝缘纸板
（8）变压器各种螺栓、螺母
（9）变压器各种弹簧、平垫
（10）110KV高压瓷套管
（11）枕木或木板
（12）保质材料（干净白棉布、棉纱等）
2.3.2常见机具设备
（1）电力电源配电盘
（2）储油罐
（3）真空滤油机、油泵、真空耐油胶管、手动、电动扳手、电气焊、消防器材、检测试验设备等。
3、技术措施
3.1施工执行技术标准
3.1.1DL/T573-95《电力变压器检修导则》。
3.1.2DL/T572-95《电力变压器运行规程》。
3.1.3GBJ148-90《电气设备安装工程电力变压器、互感器施工及验收规范》。
3.1.4DL/T576-1996《电力设备预防性试验规程》。
3.1.5变压器厂家《技术文件》。
3.16《变压器检修工艺规程》
3.2大修工艺流程:
修前准备—办理工作票—拆除引线—电气、油试验、绝缘判断—将变压器拖至检修场所（现场检修不用）—部分排油拆卸附件并检修—排尽油并处理,拆除分接开关连接件—拆除110KV三相套管—吊钟罩器身检查,检修并测试绝缘—绝缘恢复处理（受潮时）—清洁器身和油箱—钟罩复位—按规定方式注油—安装套管、冷却器等附件—密封试验—油位调整—电气、油务试验—变压器就位（现场检修除外）—连接引线—结束.
3.3工作进度计划
第一天:
办理工作票、检查渗漏油点、大修前电气、油务试验为大修做准备。
第二天:
本体放油、拆卸检修全部附件、吊罩检查、处理缺陷、更换各种连接部位密封垫、注入合格油。
第三天:
……
第四天:
……
4、安全措施
4.1安全目标:
杜绝轻伤、高处坠落、火灾、机械设备等事故。
4.2组织机构
安全总负责人、安全负责人、班组安全员。
4.3现场安全措施
4.3.1现场总指挥和安监负责人在开工前组织工作人员学习本措施和电业安全规程有关部分及变压器检修导则。
4.3.2用遮拦或拉绳的办法,将检修现场和其它场地分开并挂标识牌,确保与带电设备的安全距离。
4.3.3起重作业必须由取得操作合格证的专业人员进行,起重指挥由起重负责人担任,其它任何人员只能经过起重负责人来指挥起重设备的运行。
一、人员要求:
1.现场检修人员、起重工、吊车工及电焊工必须持有有效特种作业操作证并经考试合格。
2.工作人员必须穿全棉一体劳保服、劳保鞋,戴安全帽。
并佩戴相关岗位胸牌。
3.现场人员不准携带任何与检修工作无关的杂物（如手表、钥匙、戒指等）。
4.必须准备好防雨措施（如符合现场要求的大帆布等）。
二、工器具要求:
1.安全带、登高工器具、其它安全器具必须按规程要求,6个月试验一次,并取得合格证,不超周期使用;安全帽必须符合安全性评价要求。
2.现场必须有事前设计好的工具定位图。
3.开工前,工作负责人必须向所有工作人员交代清楚工作内容,安全措施和注意事项,并做好记录。
4.钢丝绳等起重工具须按规定要求每月检查一次,每年试验一次并取得合格证,不超周期。
5.工器具摆放有序,氧气、乙炔不得混放,现场必须准备足够的消防器材。
6.施工工器具符合安全性评价要求,能满足该项施工内容的需要。
三、工作票办理要求:
1.必须按电力安全工作规程要求严格执行工作票制度,工作票上所填写的内容必须正确规范。
2.每一位工作班成员都清楚工作的内容、范围和工作地点、计划工作时间。
3.工作负责人、小组负责人和专职监护人是否履行各自的监护职责。
四、工作现场要求:
1.每一个现场需明确工作负责人和专职安全监护人。
2.现场设置围栏,悬挂标示牌。
3.现场检修所需的工具设备、备品、备件等物品必须摆放有序、安全可靠,不得摆放在道路上影响车辆通行。
4.对物品应考虑到吊装时与各带电部件能保持足够的安全距离,上下传递物品、工具不得随意抛掷,必须用传递绳传递,梯子必须俩人放倒搬运。
5.高处作业:
①应使用高架车或专用作业梯,系安全带;②登高作业使用梯子时,梯子与地面倾斜角60°左右,工作人员必须登在距梯顶不少于1m的梯蹬上工作并设专人监护,人在梯子上时禁止移动。
必须有专人扶护（梯子底脚必须有防滑措施）;③作业中严禁上下抛物。
6.不得在工作现场吸烟,现场应有禁火标牌。
7.工器具（螺栓）的管理:
必须有专人保管,做好记录,对于主变芯体的检查作业,芯体检查结束后必须对工具进行清点,所有螺栓拆卸前必须进行清点登记,紧固后的螺栓、螺帽必须与拆卸前数量对应,更换的螺帽要进行登记,确认无遗漏后方可将油箱落下。
8.现场使用的试验箱,仪表必须保证完好,并经过鉴定合格,现场临时电源开关必须有漏电保护器,并保证动作可靠。
9.在同一处工作的人员应能做到相互关心、相互监督、相互提醒施工安全,及时纠正习惯违章行为。
五、工作终结后:
1.检查工作人员及工具、材料等是否全部撤离工作现场,并清理工作现场。
2.工作负责人及时向值班人员做好检修后的交接验收工作并办理工作票终结手续。
六、以下具体检修项目中凡涉及注意事项的均属风险控制内容。
第三部分主变大修内容
主变大修项目:
1.吊开钟罩检修器身,或吊出器身检修;
2.绕组、引线及磁（电）屏蔽装置的检修;
3.铁芯、铁芯紧固件（穿心螺杆、夹件、拉带、绑带等）、压钉、压板及接地片的检修;
4.油箱及附件的检修,包括套管、吸湿器等;
5.冷却器、油泵、水泵、风扇、阀门及管道等附属设备的检修;
6.安全保护装置的检修;
7.油保护装置的检修;
8测温装置的校验;
9.操作控制箱的检修和试验;
10.无励磁分接开关和有载分接开关的检修;
11.全部密封胶垫的更换组件试漏;
12.必要时对器身绝缘进行干燥处理;
13.变压器油的处理或换油;
14.清扫油箱并进行喷涂油漆;
15.大修的试验和试运行。
检修前的准备工作
1.运行中所发现的缺陷和异常（事故）情况,出口短路的次数和情况;
2.负载、温度和附属装置的运行情况;
3.查阅上次大修总结报告和技术档案;
4.查阅试验记录（包括油的化验和色谱分析）,了解绝缘状况;
5.检查渗漏油部位并作出标记;
6.进行大修前的试验,确定附加检修项目。
7.编制大修工程技术方案、组织措施计划
一、器身检修及注意事项
1.吊钟罩（或器身）一般宜在室内进行,以保持器身的清洁;如在露天进行时,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;如暴露时间需超过上述规定,宜接入干燥空气装置进行施工。
2.器身温度应不低于周围环境温度,采用真空滤油机循环加热油,将变压器加热使器身温度高于环境温度5℃以上。
3.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,寒冷天气还应戴口罩,照明应采用低压行灯。
4.进行器身检查所使用的工具应由专人保管并应编号登记,防止遣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。
5.起重工作及注意事项
（1）起重工作人员应分工明确,专人指挥,并有统一信号;设专人监护;
（2）根据变压器钟罩（或器身）的重量选择起重工具,包括起重机、钢丝绳、吊环、U型挂环、千斤顶、枕木等;
（3）起重前应先拆除影响起重工作的各种连接;
（4）如系吊器身,应先紧固器身有关螺栓;
（5）起吊变压器整体或钟罩（器身）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;
（6）起吊时钢丝绳的夹角应大于30°小于60°,否则应采用专用吊具或调整钢丝绳套;
（7）起吊或落回钟罩（或器身）时,四角应系缆绳,由专人扶持,使其保持平稳;
（8）起吊或降落速度应均匀,掌握好重心,防止倾斜;
（9）起吊或落回钟罩（或器身）时,应使高、低压侧引线,分接开关支架与箱壁间保持一定的间隙,防止碰伤器身;
（10）当钟罩（或器身）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;
（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;
（12）采用汽车吊起重时,应检查支撑稳定性,注意起重臂伸张的角度、回转范围与临近带电设备的安全距离,并设专人监护。
二、绕组检修
1、检查相间隔板和围屏（宜解体一相）,围屏应清洁无破损,绑扎紧固完整,分接引线出口处封闭良好,围屏无变形、发热和树枝状放电。
如发现异常应打开其它两相围屏进行检查,相间隔板应完整并固定牢固。
2、 检查绕组表面应无油垢和变形,整个绕组无倾斜和位移,导线辐向无明显凸出现象,匝绝缘无破损。
3、 检查绕组各部垫块有无松动,垫块应排列整齐,辐向间距相等,支撑牢固有适当压紧力。
4、检查绕组绝缘有无破损,油道有无被绝缘纸、油垢或杂物堵塞现象,必要时可用软毛刷（或用绸布、泡沫塑料）轻轻擦拭;绕组线匝表面、导线如有破损裸露则应进行包裹处理。
5、 用手指按压绕组表面检查其绝缘状态,给予定级判断,是否可用。
三、引线及绝缘支架检修
1、 检查引线及应力锥的绝缘包扎有无变形、变脆、破损,引线有无断股、扭曲,引线与引线接头处焊接情况是否良好,有无过热现象等。
2、 检查绕组至分接开关的引线长度、绝缘包扎的厚度、引线接头的焊接（或连接）、引线对各部位的绝缘距离、引线的固定情况等。
3、 检查绝缘支架有无松动和损坏、位移,检查引线在绝缘支架内的固定情况,固定螺栓应有防松措施,固定引线的夹件内侧应垫以附加绝缘,以防卡伤引线绝缘。
4、检查引线与各部位之间的绝缘距离是否符合规定要求,大电流引线（铜排或铝排）与箱壁间距一般不应小于100mm,以防漏磁发热,铜（铝）排表面应包扎绝缘,以防异物形成短路或接地。
四、铁芯检修
1、 检查铁芯外表是否平整,有无片间短路、变色、放电烧伤痕迹,绝缘漆膜有无脱落,上铁轭的顶部和下铁轭的底部有无油垢杂物。
2、 检查铁芯上下夹件、方铁、绕组连接片的紧固程度和绝缘状况,绝缘连接片有无爬电烧伤和放电痕迹。
为便于监测运行中铁芯的绝缘状况,可在大修时在变压器箱盖上加装一小套管,将铁芯接地线（片）引出接地。
3、 检查压钉、绝缘垫圈的接触情况,用专用扳手逐个紧固上下夹件、方铁、压钉等各部位紧固螺栓。
4、用专用扳手紧固上下铁芯的穿心螺栓,检查与测量绝缘情况。
5、检查铁芯间和铁芯与夹件间的油路。
6、检查铁芯接地片的连接及绝缘状况,铁芯只允许于一点接地,接地片外露部分应包扎绝缘。
7、 检查铁芯的拉板和钢带应紧固,并有足够的机械强度,还应与铁芯绝缘。
五、 油箱检修
1、 对焊缝中存在的砂眼等渗漏点进行补焊。
2、 清扫油箱内部,清除油污杂质。
3、 清扫强油循环管路,检查固定于下夹件上的导向绝缘管连接是否牢固,表面有无放电痕迹。
4、检查钟罩（或油箱）法兰结合面是否平整,发现沟痕,应补焊磨平。
5、 检查器身定位钉,防止定位钉造成铁芯多点接地。
6、检查磁（电）屏蔽装置应无松动放电现象,固定牢固。
7、 检查钟罩（或油箱）的密封胶垫,接头良好,并处于油箱法兰的直线部位。
8 、对内部局部脱漆和锈蚀部位应补漆处理。
六、套管检修
1、纯瓷套管检修
1） 检查瓷套有无损坏;
2） 套管解体时,应依次对角松动法兰螺栓;
3） 拆卸瓷套前应先轻轻晃动,使法兰与密封胶垫间产生缝隙后再拆下瓷套;
4） 拆导电杆和法兰螺栓前,应防止导电杆摇晃损坏瓷套,拆下的螺栓应进行清洗,丝扣损坏的应进行更换或修整;
5） 取出绝缘筒（包括带覆盖层的导电杆）擦除油垢,绝缘筒及在导电杆表面的覆盖层应妥善保管（必要时应干燥）;
6） 检查瓷套内部,并用白布擦试,在套管外侧根部根据情况喷涂半导体漆;
7） 有条件时,应将拆下的瓷套和绝缘件送入干燥室进行轻度干燥,然后再组装;
8） 更换新胶垫,位置要放正;
9） 将套管垂直放置于套管架上,安装时与拆卸顺序相反,注意绝缘筒与导电杆相互之间的位置,中间应有固定圈防止窜动,导电杆处于瓷套的中心位置。
2 、充油套管检修
（1） 更换套管油,步骤如下:
（2） 放出套管中的油;
（3） 用热油（温度60～70℃）循环冲洗后放出,至少循环三遍;
（4） 抽真空后注入合格的变压器油。
2、 套管解体,其步骤如下:
（1） 放出内部的油;
（2） 拆卸上部接线端子;
（3）拆卸油位计上部压盖螺栓,取下油位计;
（4）拆卸上瓷套与法兰连接螺栓,轻轻晃动后,取下上瓷套;
（5）取出内部绝缘筒;
（6）拆卸下瓷套与导电杆连接螺栓,取下导电杆和下瓷套,要防止导电杆晃动损坏瓷套。
3、 油纸电容型套管检修
电容芯轻度受潮时,可用热油循环,将送油管接到套管顶部的油塞孔上,回油管接到套管尾端的放油孔,经过不高于80℃的热油循环,使套管的tgδ值达到正常数值为止。
变压器在大修过程中,油纸电容型套管一般不作解体检修,只有在套管tgδ不合格,需要进行干燥或套管本身存在严重缺陷,不解体无法消除时才分解检修。
七、 整体组装
1、 整体组装前应做好下列准备工作:
（1）、彻底清理冷却器（散热器）、储油柜、压力释放阀（安全气道）、油管、升高座、套管及所有附件,用合格的变压器油冲洗与油直接接触的部件。
（2） 各油箱内部和器身、箱底进行清理,确认箱内和器身上无异物。
（3）、 各处接地片已全部恢复接地。
（4）、 箱底排油塞及油样阀门的密封状况已检查处理完毕。
（5）、 工器具、材料准备已就绪。
2、整体组装注意事项:
（1）、 在组装套管、储油柜、安全气道（压力释放阀）前,应分别进行密封试验和外观检查,并清洗涂漆。
（2）、 有安装标记的零部件,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（安全气道）等与油箱的相对位置和角度需按照安装标记组装。
（3）、 变压器引线的根部不得受拉、扭及弯曲。
（4） 对于高压引线,所包绕的绝缘锥部分必须进入套管的均压球内,不得扭曲。
（5） 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。
（6） 各温度计座内应注以变压器油。
3、 器身检查、试验结束后,即可按顺序进行钟罩、散热器、套管升高座、储油柜、套管、安全阀、气体继电器等整体组装。
八、 真空注油
110KV及以上变压器必须进行真空注油,其它变压器有条件时也应采用真空注油。
真空注油应按下述方法（或按制造厂规定）进行。
操作步骤如下:
1、 油箱内真空度达到规定值保持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、 以3～5t/h速度将油注入变压器,距箱顶约220mm时停止,并继续抽真空保持4h以上。
3、 补油及油位调整
变压器真空注油顶部残存空间的补油应经储油柜注入,严禁从变压器下部阀门注入。
对于不同型式的储油柜,补油方式有所不同,现分述如下。
（1）、 胶囊式储油柜的补抽方法:
a 进行胶囊排气,打开储油柜上部排气孔,对储油柜注油,直至排气孔出油。
b 从变压器下部油阀排油,此时空气经吸湿器自然进入储油柜胶囊内部,使油位计指示正常油位为止。
（2）、 隔膜式储油柜的补油方法:
a 注油前应首先将磁力油位计调整至零位,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。
b 对储油柜进行注油并达到高于指定油位置,再次打开放气塞充分排除隔膜内的气体,直到向外溢油为止,并重复调整达到指定位置。
c如储油柜下部集气盒油标指示有空气时,应经排气阀进行排气。
（3）、油位计带有小胶囊的储油柜的补油方法:
a 储油柜未加油前,先对油位计加油,此时需将油表呼吸塞及小胶囊室的塞子打开,用漏斗从油表呼吸塞座处加油,同时用手按动小胶囊,以使囊中空气全部排出。
b 打开油表放油螺栓,放出油表内多余油量（看到油表内油位即可）,然后关上小胶囊室的塞子。
九、 变压器干燥
（一）、 变压器是否需要干燥的判断
变压器大修时一般不需要干燥,只有经试验证明受潮,或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:
1、tgδ值 在同一温度下比上次测得的数值增高30%以上,且超过部颁预防性试验规程规定时。
2、 绝缘电阻在同一温度下比上次测得数值降低30%以上,35KV及以上的变压器在10～30℃的温度范围内吸收比低于1.3和极化指数低于1.5。
（二）、 干燥的一般规定
1、设备进行干燥时,必须对各部温度进行监控。
当不带油利用油箱发热进行干燥时,箱壁温度不宜超过110℃,箱底温度不得超过110℃,绕组温度不得超过95℃;带油干燥时,上层油温不得超过85℃,热风干燥时,进风温度不得超过100℃。
2、 采用真空加温干燥时,应先进行预热,抽真空时,先将油箱内抽成,负0.02MPa,然后按每小时均匀地增高-0.0067MPa至真空度为99.7%以上为止,泄漏率不得大于27Pa/h。
抽真空时应监视箱壁的弹性变形,其最大值不得超过壁厚的两倍。
预热时,应使各部分温度上升均匀,温差应
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