某环氧树脂干式电力变压器安装技术要求

篇2：某电力变压器安装技术要求

电力变压器安装

1?范围

本工艺标准适用于一般工业与民用建筑电气安装工程10kV及以下室内变压器安装。

2?施工准备

2.1?设备及材料要求:

2.1.1?变压器应装有铭牌。铭牌上应注明制造厂名、额定容量,一二次额定电压,电流,阻抗电压%及接线组别等技术数据。

2.1.2?变压器的容量,规格及型号必须符合设计要求。附件、备件齐全,并有出厂合格证及技术文件。

2.1.3?干式变压器的局放试验PC值及噪音测试器dB(A)值应符合设计及标准要求。

2.1.4?带有防护罩的干式变压器,防护罩与变压器的距离应符合标准的规定,不小于表2-23的尺寸。

2.1.5?型钢:各种规格型钢应符合设计要求,并无明显锈蚀。

2.1.6?螺栓:除地脚螺栓及防震装置螺栓外,均应采用镀锌螺栓,并配相应的平垫圈和弹簧垫。

2.1.7?其它材料:蛇皮管,耐油塑料管,电焊条,防锈漆,调和漆及变压器油,均应符合设计要求,并有产品合格证。

2.2?主要机具:

2.2.1?搬运吊装机具:汽车吊,汽车,卷扬机,吊镇,三步搭,道木,钢丝绳,带子绳,滚杠。

2.2.2?安装机具:台钻,砂轮,电焊机,气焊工具,电锤,台虎钳,活扳子、榔头,套丝板。

2.2.3?测试器具:钢卷尺,钢板尺,水平,线坠,摇表,万用表,电桥及试验仪器。

2.3?作业条件:

2.3.1?施工图及技术资料齐全无误。

2.3.2?土建工程基本施工完毕,标高、尺寸、结构及预埋件焊件强度均符合设计要求。

2.3.3?变压器轨道安装完毕,并符合设计要求(注:此项工作应由上建作,安装单位配合)。

2.3.4?墙面、屋顶喷浆完毕,屋顶无漏水,门窗及玻璃安装完好。

2.3.5?室内地面工程结束,场地清理干净,道路畅通。

2.3.6?安装干式变压器室内应无灰尘,相对湿度宜保持在70%以下。

3?操作工艺

3.2?设备点件检查:

3.2.1?设备点件检查应由安装单位、供货单位、会同建设单位代表共同进行,并作好记录。

3.2.2?按照设备清单,施工图纸及设备技术文件核对变压器本体及附件备件的规格型号是否符合设计图纸要求。是否齐全,有无丢失及损坏。

3.2.3?变压器本体外观检查无损伤及变形,油漆完好无损伤。

3.2.4?油箱封闭是否良好,有无漏油、渗油现象,油标处油面是否正常,发现问题应立即处理。

3.2.5?绝缘瓷件及环氧树脂铸件有无损伤、缺陷及裂纹。

3.3?变压器二次搬运:

3.1.1?变压器二次搬运应由起重工作业,电工配合。最好采用汽车吊吊装,也可采用吊链吊装,距离较长最好用汽车运输,运输时必须用钢丝绳固定牢固,并应行车平稳,尽量减少震动;距离较短且道路良好时,可用卷扬机、滚杠运输。变压器重量及吊装点高度可参照表2-24及表2-25。

3.3.2?变压器吊装时,索具必须检查合格,钢丝绳必须挂在油箱的吊钩上,上盘的吊环仅作吊芯用,不得用此吊环吊装整台变压器(图2-63)。

3.3.3?变压器搬运时,应注意保护瓷瓶,最好用木箱或纸箱将高低压瓷瓶罩住,使其不受损伤。

3.3.4?变压器搬运过程中;不应有冲击或严重震动情况,利用机械牵引时,牵引的着力点应在变压器重心以下,以防倾斜,运输倾斜角不得超过15°,防止内部结构变形。

3.3.5?用干斤顶顶升大型变压器时,应将千斤顶放置在油箱专门部位。

3.3.6?大型变压器在搬运或装卸前,应核对高低压侧方向,以免安装时调换方向发生困难。

3.4?变压器稳装:

3.4.1?变压器就位可用汽车吊直接甩进变压器室内,或用道木搭设临时轨道,用三步搭、吊链吊至临时轨道上,然后用吊练拉入室内合适位置。

3.4.2?变压器就位时,应注意其方位和距墙尺寸应与图纸相符,允许误差为±25mm,图纸无标注时,纵向按轨道定位,横向距离不得小于800mm,距门不得小于1000mm,并适当照顾屋内吊环的垂线位于变压器中心,以便于吊芯,干式变压器安装图纸无注明时,安装、维修最小环境距离应符合图2-64要求。

3.4.3?变压器基础的轨道应水平,轨距与轮距应配合,装有气体继电器的变压器,应使其顶盖沿气体继电器汽流方向有1%~1.5%的升高坡度(制造厂规定不需安装坡度者除外)。

3.4.4?变压器宽面推进时,低压侧应向外;窄面推进时,油枕侧一般应向外。在装有开关的情况下,操作方向应留有1200mm以上的宽度。

3.4.5?油浸变压器的安装,应考虑能在带电的情况下,便于检查油枕和套管中的油位、上层油温、瓦斯继电器等。

3.4.6?装有滚轮的变压器,滚轮应能转动灵活,在变压器就位后,应将滚轮用能折卸的制动装置加以固定。

3.4.7?变压器的安装应采取抗地震措施(稳装在混凝土地坪上的变压器安装见图2-65,有混凝土轨梁宽面推进的变压器安装见(图2-66)。

3.5?附件安装:

3.5.1?气体继电器安装:

3.5.1.1?气体继电器安装前应经检验鉴定:

3.5.1.2?气体继电器应水平安装,观察窗应装在便于检查的一侧,箭头方向应指向油枕,与连通管的连接应密封良好。截油阀应位于油枕和气体继电器之间。

3.5.1.3?打开放气嘴,放出空气,直到有油溢出时将放气嘴关上,以免有空气使继电保护器误动作。

3.5.1.4?当操作电源为直流时,必须将电源正极接到水银侧的接点上,以免接点断开时产生飞弧。

3.5.1.5?事故喷油管的安装方位,应注意到事故排油时不致危及其它电器设备;喷油管口应换为割划有“十”宇线的玻璃,以便发生故障时气流能顺利冲破玻璃。

3.5.2?防潮呼吸器的安装:

3.5.2.1?防潮呼吸器安装前,应检查硅胶是否失效,如已失效,应在115~120°温度烘烤8小时,使其复原或更新。浅蓝色硅胶变为浅红色,即已失效;白色硅胶,不加鉴定一律烘烤。

3.5.2.2?防潮呼吸器安装时,必须将呼吸器盖子上橡皮垫去掉,使其通畅,并在下方隔离器具中装适量变压器油,起滤尘作用。

3.5.3?温度计的安装:

3.5.3.1?套管温度计安装,应直接安装在变压器上盖的预留孔内,并在孔内加以适当变压器油。刻度方向应便于检查。

3.5.3.2?电接点温度计安装前应进行校验,油浸变压器一次元件应安装在变压器顶盖上的温度计套筒内,并加适当变压器油;二次仪表挂在变压器一侧的预留板上。干式变压器一次元件应按厂家说明书位置安装,二次仪表安装在便于观侧的变压器护网栏上。软管不得有压扁或死弯弯曲半径不得小于50mm,富余部分应盘圈并固定在温度计附近。

3.5.3.3?干式变压器的电阻温度计,一次元件应预埋在变压器内,二次仪表应安装值班室或操作台上,导线应符合仪表要求,并加以适当的附加电阻校验调试后方可使用。

3.5.4?电压切换装置的安装:

3.5.4.1?变压器电压切换装置各分接点与线圈的联线应紧固正确,且接触紧密良好。转动点应正确停留在各个位置上,并与指示位置一致。

3.5.4.2?电压切换装置的拉杆、分接头的凸轮、小轴销子等应完整无损;转动盘应动作灵活,密封良好。

3.5.4.3?电压切换装置的传动机构(包括有载调压装置)的固定应牢靠,传动机构的摩擦部分应有足够的润滑油。

3.5.4.4?有载调压切换装置的调换开关的触头及铜辫子软线应完整无损,触头间应有足够的压力(一般为8~10kg)。

3.5.4.5?有载调压切换装置转动到极限位置时,应装有机械联锁与带有限位开关的电气联锁。

3.5.4.6?有载调压切换装置的控制箱一般应安装在值班室或操作台上,联线应正确无误,并应调整好,手动、自动工作正常,档位指示正确。

3.5.4.7?电压切换装置吊出检查调整时,暴露在空气中的时间应符合表2-26的规定。

3.5.5?变压器联线:

3.5.5.1?变压器的一、二次联线、地线、控制管线均应符合相应各章的规定。

3.5.5.2?变压器一、二次引线的施工,不应使变压器的套管直接承受应力(图2-67);

3.5.5.3?变压器工作零线与中性点接地线,应分别敷设。工作零线宜用绝缘导线。

3.5.5.4?变压器中性点的接地回路中,靠近变压器处,宜做一个可拆卸的连接点。

3.5.5.5?油浸变压器附件的控制导线,应采用具有耐油性能的绝缘导线。靠近箱壁的导线,应用金属软管保护,并排列整齐,接线盒应密封良好。

3.6?变压器吊芯检查及交接试验:

3.6.1?变压器吊芯检查:

3.6.1.1?变压器安装前应作吊芯检查。制造厂有特殊规定者,1000kVA以下,运输过程中无异常情况者,短途运输,事先参与了厂家的检查并符合规定,运输过程中确认无损伤者,可不做吊芯。

3.6.1.2?吊芯检查应在气温不低于0℃,芯子温度不低于周围空气温度、空气相对湿度不大于75%的条件下进行(器身暴露在空气中的时间不得超过16h)。

3.6.1.3?所有螺栓应紧固,并应有防松措施。铁芯无变形,表面漆层良好,铁芯应接地良好。

3.6.1.4?线圈的绝缘层应完整,表面无变色、脆裂、击穿等缺陷。高低压线圈无移动变位情况。

3.6.1.5?线圈间、线圈与铁芯、铁芯与轭铁间的绝缘层应完整无松动。

3.6.1.6?引出线绝缘良好,包扎紧固无破裂情况,引出线固定应牢固可靠,其固定支架应紧固,引出线与套管连接牢靠,接触良好紧密,引出线接线正确。

3.6.1.7?所有能触及的穿心螺栓应联接紧固。用摇表测量穿心螺栓与铁芯及轭铁、以及铁芯与轭铁之间的绝缘电阻,并做1000V的耐压试验。

3.6.1.8?油路应畅通,油箱底部清洁无油垢杂物,油箱内壁无锈蚀。

3.6.1.9?芯子检查完毕后,应用合格的变压器油冲洗,并从箱底油堵将油放净。吊芯过程中,芯子与箱壁不应碰撞。

3.6.1.10?吊芯检查后如无异常,应立即将芯子复位并注油至正常抽位。吊芯、复位、注油必须在16h内完成。

3.6.1.11?吊芯检查完成后,要对油系统密封进行全面仔细检查,不得有漏油渗油现象。

3.6.2?变压器的交接试验:

3.6.2.1?变压器的交接试验应由当地供电部门许可的试验室进行。试验标准应符合规范要求、当地供电部门规定及产品技术资料的要求。

3.6.2.2?变压器交接试验的内容:

a?测量绕组连同套管的直流电阻;

b?检查所有分接头的变压比;

c?检查变压器的三相结线组别和单相变压器引出线的极性;

d?测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数;

e?测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tgδ;

f?测量绕组连同套管的直流泄漏电流;

g?绕组连同套管的交流耐压试验;

h?绕组连同套管的局部放电试验;

i?测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯接地线引出套管对外壳的绝缘电阻;

j?非纯瓷套管的试验;

k?绝缘油试验;

l?有载调压切换装置的检查和试验;

m?额定电压下的冲击合闸试验;

n?检查相位;

o?测量噪音。

3.7?变压器送电前的检查:

3.7.1?变压器试运行前应做全面检查,确认符合试运行条件时方可投入运行。

3.7.2?变压器试运行前,必须由质量监督部门检查合格。

3.7.3?变压器试运行前的检查内容:

3.7.3.1?各种交接试验单据齐全,数据符合要求。

3.7.3.2?变压器应清理、擦拭干净,顶盖上无遗留杂物,本体及附件无缺损,且不渗油。

3.7.3.3?变压器一、二次引线相位正确,绝缘良好。

3.7.3.4?接地线良好。

3.7.3.5?通风设施安装完毕,工作正常,事故排油设施完好;消防设施齐备。

3.7.3.6?油浸变压器油系统油门应打开,油门指示正确,油位正常。

3.7.3.7?油浸变压器的电压切换装置及干式变压器的分接头位置放置正常电压档位。

3.7.3.8?保护装置整定值符合规定要求;操作及联动试验正常。

3.7.3.9?干式变压器护栏安装完毕。各种标志牌挂好,门装锁。

3.8?变压器送电试运行验收:

3.8.1?送电试运行:

3.8.1.1?变压器第一次投入时,可全压冲击台闸,冲击合闸时一般可由高压侧投入。

3.8.1.2?变压器第一次受电后,持续时间不应少于10min,无异常情况。

3.8.1.3?变压器应进行3~5次全压冲击合闸,并无异常情况,励磁涌流不应引起保护装置误动作。

3.8.1.4?油浸变压器带电后,检查油系统本应有渗油现象。

3.8.1.5?变压器试运行要注意冲击电流、空载电流、一、二次电压、温度。并做好详细记录。

3.8.1.6?变压器并列运行前,应核对好相位。

3.8.1.7?变压器空载运行24h,无异常情况,方可投入负荷运行。

3.8.2?验收:

3.8.2.1?变压器开始带电起,24h后无异常情况,应办理验收手续。

3.8.2.2?验收时,应移交下列资料和文件:

a)变更设计证明;

b)产品说明书、试验报告牟、合格证及安装图纸等技术文件;

c)安装检查及调整记录。

4?质量标准

4.1?保证项目:

4.1.1?电力变压器及其附件的试验调整和器身检查结果,必须符合施工规范规定。

检验方法:检查安装和调试记录。

4.1.2?并列运行的变压器必须符合并列条件。

检验方法:实测或检查定相记录。

4.1.3?高低压瓷件表面严禁有裂纹缺损和瓷釉损坏等缺陷。

检验方法:观察检查。

4.2?基本项目:

4.2.1?变压器本体安装应符合以下规定:

4.2.1.1?位置准确,注油量、油号准确,油位清晰正常;油箱无渗油现象,轮子固定可靠;防震牢固可靠,器身表面干净清洁,油漆完整。

4.2.1.2?装有气体继电器的变压器顶盖,沿气体继电器的气流方向有1%~1.5%的升高坡度。

检验方法:观察检查和实测或检查安装记录。

4.2.2?变压器附件安装应符合以下规定:

4.2.2.1?与油箱直接连通的附件内部清洗干净,安装牢固,连接严密,无渗油现象。

4.2.2.2?膨胀式温度计至细管的弯曲半径不小于50mm,且管子无压扁和急剧扭折现象,毛细管过长部分盘放整齐,温包套管充油饱满。

4.2.2.3?有载调压开关的传动部分润滑良好,动作灵活、准确。

4.2.2.4?附件与油箱间的连接垫圈、管路和引线等整齐美观。

检验方法:观察检查和检查安装记录。

4.2.3?变压器与线路连接应符合下列规定:

4.2.3.1?连接紧密,连接螺栓的锁紧装置齐全,瓷套管不受外力。

4.2.3.2?零线沿器身向下接至接地装置的线路,固定牢靠。

4.2.3.3?器身各附件间的连接的导线有保护管,保护管、接线盒固定牢靠,盒盖齐全。

4.2.3.4?引向变压器的母线及其支架、电线保护管和接零线等均应便于拆卸,不妨碍变压检修时的移动。各连接用的螺栓螺纹露出螺母2~3扣,保护管颜色一致,支架防腐完整。

4.2.3.5?变压器及其附件外壳和其它非带电金属部件均应接地,并符合有关章节要求。

检验方法:观察检查

5?成品保护

5.1?变压器门应加锁,未经安装单位许可,闲杂人员不得入内。

5.2?对就位的变压器高低压瓷套管及环氧树脂铸件,应有防砸及防碰撞措施。

5.3?变压器器身要保持清洁干净,油漆面有碰撞损伤。干式变压器就位后,要采取保护措施,防止铁件掉入线圈内。

5.4?在变压器上方作业时,操作人员不得蹬踩变压器,并带工具袋,以防工具材料掉下砸坏、砸伤变压器。

5.5?变压器发现漏油、渗油时应及时处理,防止油面太低,潮气侵入,降低线圈绝缘程度。

5.6?对安装完的电气管线及其支架应注意保护,不得碰撞损伤。

5.7?在变压器上方操作电气焊时,应对变压器进行全方位保护,防止焊渣掉下,损伤设备。

6?应注意的质量问题

6.1?变压器安装应注意的质量问题和防治措施参见表2-27。

7?应具备的质量记录

7.1?产品合格证。

7.2?产品出厂技术文件。

7.2.1?产品出厂试验报告单。

7.2.2?产品安装使用说明书。

7.3?设备材料进货检验记录。

7.4?器身检查记录。

7.5?交接试验报告单。

?变压器安装应注意的质量问题及防治措施表2-27

序号

易产生的质量问题

防?治?措?施

铁件焊渣清理不净,除锈不净,刷漆不均匀,有漏刷现象

2

防地震装置安装不牢

加强对防地震的认识,按照工艺标准进行施工

提高质量意识,管线按规范要求进行卡设,作到横平竖直

4

变压器一、二瓷套管损坏

瓷套管在变压器搬运到安装完毕应加强保护

变压器中性点,零线及中性点接地线,不分开敷设

认真学习北京地区安装标准,参照电气施工图册

变压器一、二次引线,螺栓不紧,压按不牢。母带与变压器连接间隙不符合规范要求

提高质量意识,加强自互检,母带与变压器连接时应锉平

7

变压器附件安装后,有渗油现象

附件安装时,应垫好密封圈,螺栓应拧紧

7.6?安装自互检记录。

7.7?设计变更洽商记录。

7.8?试运行记录。

7.9?钢材材质证明。

7.10?预检记录。

7.11?分项工程质量评定记录。

篇3：变压器预防性试验技术措施

变压器在电力系统中的地位是非常重要的,在其投入运行后应定期进行预防性试验以便检查;对运行中变压器进行定期试验,主要目的是判断变压器运行状况是否良好,并能及时发现变压器的某些缺陷,及时进行预防及维护,确保变压器安全、可靠、稳定运行.电力设备预防性试验是指对已经投入运行的设备按照规定的试验条件(如规定的试验设备、环境条件、试验方法和试验电压等)、试验项目、试验周期所进行的定期检查或试验,以发现运行中电力设备的隐患、预防事故的发生或电力设备损坏。它是判断电力设备能否继续投入运行的重要措施。

1、油中溶解气体色谱分析

由于现有的预防性试验方法在一般情况下,尚不能在带电时有效的发现变压器内部的潜伏性故障。实际表明,变压器发生故障前,其内部会析出多种气体,而色谱可以根据变压器内部析出的气体,分析变压器的潜伏性故障。利用色谱法预测变压器的潜伏性故障是通过定性、定量分析溶解于变压器油中的气体来实现的。导致变压器内部析出气体的主要原因有局部过热(铁心、绕组、触点等)、局部放电和电弧(匝间、层间短路、沿面放电等)。这些现象都会引起变压器油和固体绝缘的的分解,从而产生气体。产生的气体主要有氢、烃类气体(甲烷、乙烷;乙烯、乙炔等)、一氧化碳、二氧化碳等。根据模拟试验和大量的现场试验,电弧放电(大电流)使油主要分解出乙炔、氢气及较少的甲烷;局部放电(小电流)主要分解出氢气和甲烷;而纸和某些绝缘过热时还分解出一氧化碳和二氧化碳等。根据对多台变压器的油中溶解气体色谱分析,国家标准〈〈变压器油中溶解气体分析和判断导则〉〉规定了变压器油中氢气和烃类气体的注意值,如下表(1):

表(1)

2、测量绕组的直流电阻

2.1绕组的直流电阻测量是预防性试验中一个既简单又重要的项目,测量变压器的直流电阻,其目的在于:

检查绕组的焊接质量

检查分接开关各个位置是否接触良好

检查绕组或者引出线有否断线处

检查并联支路的正确性,是否存在几条并联导线绕成的绕组发生一处或几处断线的情况

检查层间、匝间有无短路现象

2.2根据《电力设备预防性试验规程》规定,变压器直流电阻测量的结果判据如下:

(1)测量应在各分接头的所有位置上进行;

(2)1600kva及以下电压等级三相变压器,各相测得值的相互差值应小于平均值的4%,线间测得值的相互差值应小于平均值的2%;

(3)1600kva以上三相变压器,各相测得值的相互差值应小于平均值的2%;线间测得值的相互差值应小于平均值的1%;

(4)变压器的直流电阻,与同温下产品出厂实测数值比较,相应变化不应大于2%;不同温度下电阻值按照下式换算:

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,铜导线取235,铝导线取225。

3、测量绕组的介质损耗角

3.1测量绕组的介质损耗角,主要用来检查变压器的整体受潮、油质劣化、绕组上附着油泥等严重的局部缺陷,多年来一直是变压器绝缘预防性试验项目之一。介质损耗角的测量结果常受表面泄露和外界条件(如干扰电场和大气条件)的影响。

3.2根据《电力设备预防性试验规程》规定,变压器绕组的介质损耗角测量结果进行判断如下:

(1)20℃时的介质损耗角不应大于下表(2)数值

表(2)

(2)被测绕组的tanδ值不应大于上次试验值的130%;

(3)当测量时的温度与产品出厂试验温度不符合时,可按下表(3)换算到同一温度时的数值进行比较。

介质损耗角正切值tgδ(%)温度换算系数

表(3)

注:1表中k为实测温度减去20℃的绝对值;

2测量温度以上层油温为准;

3进行较大的温度换算且试验结果超过第二款规定时,应进行综合分析判断。

当测量时的温度差不是表中所列数值时,其换算系数a可用线性插入法确定,也可按下述公式计算:

a=1.3k/10

校正到20℃时的介质损耗角正切值可用下述公式计算:

当测量温度在20℃以上时,

tanδ20=tanδt/a

当测量温度在20℃以下时:

tanδ20=atanδt

式中tanδ20——校正到20℃时的介质损耗角正切值;

tanδt——在测量温度下的介质损耗角正切值

4、交流耐压试验

在变压器预防性试验中,交流耐压试验是鉴定变压器绝缘强度最有效的方法,特别是对考核主绝缘的局部缺陷,如绕组主绝缘受潮、开裂或者绕组的松动、引线距离不够及绕组上附有其他物体等。是判断变压器绝缘水平,避免发生绝缘事故的重要手段。由于收现场条件的限制,《电力设备预防性试验规程》规定,对110kv以下的变压器应进行交流耐压试验,110kv及以上的变压器,在必要时应进行交流耐压试验。试验时应该在高压侧直接进行电压测量,否则会引起较大误差。试验应在变压器上施加电压持续1分钟,期间不出现击穿、放电、闪络等异常现象,则认为变压器交流耐压试验合格。试验时所施加的电压如下表(4):

系统

标称电压设备

表(4)

5、绕组的绝缘电阻及吸收比或者极化指数试验

测量绕组连同套管的绝缘电阻及吸收比或者极化指数,对检查变压器的绝缘状况有较高的灵敏度,能有效检查出变压器绝缘整体受潮、部件表面受潮或者脏污等缺陷。如瓷瓶破裂、引线接壳、器身内有金属物搭接等。测量绝缘电阻时,对额定电压为1000v以上的绕组,应用2500v兆欧表测量,其量程不应低于10000mω,对于1000v以下的绕组,用1000v或者2500兆欧表测量。

吸收比是指变压器60秒时的绝缘电阻值除以15秒时的绝缘电阻值,近几年来在测量过程中经常出现有绝缘电阻值很高而吸收比反而不合格的现象。有学者认为由于变压器高燥工艺的提高,油纸绝缘的改善,变压器容量曾大,吸收过程明显变长,出现绝缘电阻提高而吸收比却不合格的情况是正常的。

极化指数就是指变压器600秒时的绝缘电阻值除以60秒时的绝缘电阻值,由于变压器电压等级的升高、容量的增大,其吸收时间也明显变长。所以,对于大容量等级的变压器,可用极化指数来判断变压器的绝缘状况。

绝缘电阻在一定程度上能反映绕组的绝缘情况,但它受到变压器绝缘结构,环境温度和湿度等因素影响较大。所以,对于绝缘电阻,没有一个统一的数值标准进行判断,而往往只强调综合判断和相互比较。《电力设备预防性试验规程》规定判断的依据如下:

(1)预防性试验时绝缘电阻值不低于安装或大修后投入运行前测量值的50%。

(2)当测量温度与产品出厂试验时的温度不符合时,可按下表(5)换算到同一温度时的数值进行比较;

篇4：预防大型变压器事故技术措施

一、预防变压器绝缘击穿事故

1.防止水分及空气进入变压器

(1)变压器在运输和存放时必须密封良好,在安装过程中以及运行中必须采取措施防止进水;在安装中必须特别注意高于油枕油面的部件,如套管顶部、防爆膜、油枕顶部和呼吸道等处的密封应确实良好,并进行检漏试验,每年结合检修,应检查这些部件的密封情况。

(2)强油循环的变压器,在安装时应保证本体及冷却系统各部位的连接密封良好。密封垫应安装正确,保持完好,制造上有缺陷的应处理好,例如潜油泵的胶垫、进油阀门杆的密封盘根、压差继电器的连接管等。更换胶垫时,对性能不明的胶垫材料应取样作耐油试验。

(3)水冷却冷油器和潜油泵在安装前应按照制造厂的安装使用说明书对每台作检漏试验。几台并列运行的冷油器,最好在每台潜油泵的出口加装逆止阀,以免备用冷油器中的油流倒向。运行中和备用的冷油器必须保证油压大于水压。潜油泵进油阀应全部打开,而用出油阀调节油的流量以避免负压。运行中应定期监视压差继电器和压力表的指示以及出水中有无油花(每台冷油器应装有监察出水中有无油花的放水阀门)。北方应采取措施防止冷油器停用时铜管冻裂。

(4)防爆筒应与油枕连通或经呼吸器与大气连通。定期排放油枕内下部积水。

(5)呼吸器的油封应注意加油维护,保证畅通。干燥器应保持干燥。

(6)220千伏及以上的变压器应采用真空注油以排除线圈中的气泡。110千伏的变压器应积极创造条件采用真空注油。

(7)变压器投入运行前特别要注意排除内部空气,如高压套管法兰、升高座、油管路中的死区、冷油器顶部等处都应排除残存空气。强油循环变压器在安装完毕投运前,应启动全部冷却设备,将油循环较长时间,使残留空气逸出。

(8)从油枕带电补油或带电滤油时,应先将油枕中的积水放尽。不应自变压器下部注油以防止将空气或将箱底水份、杂物等带入线圈中。

(9)当轻瓦斯发信号时,要及时取气(即使是空气)判明成份,并取油样作色谱检查,查明原因,及时排除故障。

2.防止焊渣及铜丝等杂物进入变压器

(1)变压器在安装时应进行吊罩检查,清除内部残存的一切杂物,尽可能用油冲洗铁芯和线圈。有条件和必要时应吊芯,以便彻底清除箱底杂物。导向冷却的变压器应注意清除进油联箱中的杂物。

(2)安装前应将油管路、冷油器和潜油泵的内部清理干净并用油冲洗。

(3)净油器应安装正确。要采取措施防止净油器中的活性氧化铝或硅胶冲入变压器内。对已发生冲入了氧化铝或硅胶的变压器,应尽早安排检修处理。

(4)为避免铜丝滤网冲入变压器内,应将铜丝网换成烧结式过滤网·[可参照沈阳变压器厂(76)检字97号文的要求]。对已发现有铜丝网冲入的变压器,应尽早安排检修处理。

3.防止绝缘受伤

(1)变压器在吊罩时应防止绝缘受到损伤,特别要注意内部绝缘距离较为紧凑的变压器,勿使钟罩砸伤引线和支架,为此可考虑在起吊钟罩时装置不使其走偏的隐钉。在安装高压套管时应注意勿使引线扭转,不要过分用力吊拉引线,使引线根部和线圈绝缘受伤。如果引线过长、过短,则应予以处理。套管下部的缘橡筒围屏,应按制造厂的图纸和说明安装,要防止引线砸及围屏使绝缘距离不够,检修检查时严禁踩在引线的根部。

(2)变化器在吊罩检查时,应拧紧夹件的螺栓和压钉,防止在运行中受到电流冲击时线圈发生移位。

(3)对于经受过出口短路和异常运行情况的变压器,特别是铝线变压器,应根据具体情况进行必要的试验或检查,防止缺陷扩大。

(4)安装检修中需要更换绝缘部件时,必须采用试验合格的材料或部件。

4.防止线圈温度过高、绝缘劣化或烧坏

(1)变压器的保护装置必须完善可靠。瓦斯继电器应安装调整正确,定期检查,清除误动因素。重瓦斯保护应投入跳闸。跳闸直流电源必须可靠。不允许将无保护的变压器投入运行。如因工作需要将保护短时停用,则应有措施,事后应立即恢复。

由于烧结式滤网阻力大,易形成负压,后来制造厂改用造纸滤网。

(2)在地震预报期内,根据变压器的具体情况和瓦斯继电器的类型确定重瓦斯投入跳闸或信号。地震引起重瓦斯动作跳闸的变压器,在恢复供电前要经过检查,确定无异状才可投运。

(3)合理控制运行中的顶层油温升,特别是对强油循环的变压器更要注意。根据运行情况和测量结果,不同的变压器在额定负荷下,顶层油温升值的差别较大,因此不能以为有些变压器的顶层油温升较低误认为出力有余度。对各种温度计要定期校验,超温信号要准确可靠。

(4)对负荷能力有怀疑或经改造提高出力的变压器,应通过测量线圈平均温度来确定负荷能力。正常以线圈平均温升65℃时相应的油面温升作为运行监视的极限。对改造增容的变压器,当线圈电流密度超过同类变压器的设计标准时,仍以线圈最热点温度不超过105℃为限。应考虑线圈最热点温升与平均温升的差值,这个差值将增大,特别是对有统包绝缘的线圈,应酌量降低平均温升来确定变压器的额定出力。

(5)强迫油循环风冷、强迫油循环水冷的变压器,当发生事故切除冷却系统时(对强油循环风冷的,指停止风扇及油泵;对强油循环水冷的,指停止水及油循环),在额定负荷下允许的运行时间:当容量为125兆伏安及以下时为20分钟,以上时为10分钟。按上述规定油面温度沿尚未到达75℃时,允许上升到75℃,但不超过1小时。

(6)强油循环的冷却系统必须有两个可靠的电源,应装有自动的切换装置,并定期进行切换试验。信号装置应齐全、可靠。

(7)防止风冷散热器的风扇电动机大量损坏,风扇叶片应较平衡并调整角度,电动机铸铝端盖磨损严重的可改为铸铁端盖。应作好维修工作,以保证正常运行。

(8)31500千伏安及以上的变压器应创造条件装设上层油温的遥测装置。

(9)变压器靠近顶部的箱壁上应装有一个酒精温度计,以便在必要时校对扇形温度计的指示。

(10)对统包绝缘的加强段部分,应在大修时检查油道有无堵塞现象,必要时应进行处理。

5.防止过电压击穿事故

(1)保护变压器的避雷器应装有动作记录器,定期检查动作次数。

(2)中性点接地系统的中性点不接地运行的变压器,在投运和停运以及事故跳闸过程中应防止出现中性点位移过电压。当单独对变压器充电时,其中性点必须接地。

6.防止绝缘击穿

对于改造或新造的变压器,应根据设计、制造、运行等方面的经验,合理地选定匝绝缘厚度及纵绝缘油道布局。要认真检验导线焊接质量、光洁度及绝缘状况,保证各加工工序的质量,做到“精心设计、精心施工”,并应进行试验。对于全部或局部更换线圈的变压器,要积极创造条件进行感应耐压试验。

二、预防铁芯多点接地及短路故障

(1)在吊罩检查时应测试铁芯绝缘,确定铁芯是否有多点接地。如有多点接地,应查清原因,消除后才能投入运行。

(2)安装时注意检查钟罩顶部的加强筋与铁芯上夹件的间隙,如有碰触,应及时消除。

(3)供运输时固定变压器铁芯的稳钉,应在安装时将其翻过来,以防止运行中上夹件中有环流。变压器的上槽钢只允许一点接地。

(4)穿心螺栓绝缘应良好,并应注意检查铁芯穿心螺杆绝缘套外两端的金属座套,防止因座套过长与铁芯触及造成短路。

(5)线圈压钉螺丝应紧固,防止螺帽和座套松动掉下,造成铁芯短路。

(6)铁芯通过套管引出接地的变压器,应将接地线引下至适当的位置,以便在运行中监视接地线中是否有环流。

三、预防套管闪络爆炸事故

(1)定期对套管进行清扫,保持清洁,防止积垢闪络。在严重污秽地区运行的变压器,可考虑采用加强型套管或防污闪涂料。

(2)安装时要认真检查套管各部位的密封情况,并设法检漏,使接线端子帽密封良好,严防水份进入套管内或自引线进入变压器内而发生故障。

(3)运行、检修中应该注意检查套管引出线端子的发热情况,防止因接触不良或引线开焊过热引起套管爆炸。

(4)对110千伏及以上的套管应定期作介质损失角和电容量的测量,如发现问题可结合大修进行解体检查。组装后应真空注油。

(5)电容型套管的抽压和接地运行的小套管的内部引线如有损坏应及时处理。

四、预防引线事故

(1)修复或在安装吊芯吊罩检查时,应注意保持足够的引线间及对地的绝缘距离,必要时予以校正,并注意去掉裸露引线上的毛刺及尖角,防止在运行中发生放电击穿。发现引线绝缘有损伤的应予修复。

(2)各引线接头应焊接良好。运行中定期进行色谱分析和测量直流电阻,及时发现接头过热故障。对套管及分接开关的引线接头如发现缺陷要及时处理。检修后应作检查试验,保证焊接质量。

(3)在线圈下面水平排列的裸露引线,如果处在强油循环进油口之下,应加包绝缘,以防止杂物引起短路。

(4)35千伏及以下的套管导杆上引线两侧的螺母都应有背帽紧固,以防止松动。

五、预防分接开关事故

(1)变压器安装后投入运行前,必须测量各分接位置的直流电阻,以保证接触良好。

(2)无载分接开关在改变分接位置时,为了消除触头接触部分的氧化膜及油污等,应将触头转运多次。对运行中不需改变分接位置的变压器,每年应结合检修或试验进行一次同样的操作,然后调至所需分接位置,并测直流电阻,合格后方得带电运行。

(3)安装及检修中,应对分接开关进行认真检查,对有载调压开关应按出厂说明书对操作机构、选切开关及过渡电阻等进行全面检查和调试。对无载开关应注意检查弹簧状态、触头表面镀层及接触情况、分接引线是否断裂及紧固件是否松动。

六、防止变压器油劣化

(1)加强油务管理监督工作,保持变压器油质良好。采用薄膜密封和坚持充氮保护,对防止绝缘油劣化有显著的效果。薄膜密封运行维护较简单,可逐步创造条件推广使用。对已采用充氮保护的变压器要坚持使用。采用上述保护措施的变压器,净油器仍应投入运行,根据运行情况及时更换吸附剂。

(2)已装有薄膜密封的大容量变压器,注油时应注意防止出现假油位和进入空气,以免运行中温度上升时大量喷油并引起重瓦斯保护误动作。

对充氮或薄膜密封的变压器,应注意检查油位计及防爆筒等处的密封情况,消除漏气现象。

七、防止变压器火灾事故

(1)加强变压器的防火工作,特别应注意对套管的质量检查和运行监视,防止运行中发生爆炸喷油,引起变压器着火。运行中应有事故预想。变压器周围应有消防设施,一旦发生事故时能尽量缩小事故范围。

(2)进行变压器干燥时,应事先作好防火等安全措施,并防止加热系统故障和线圈过热烧损变压器。

(3)变压器放油后(器身暴露在空气中),进行电气试验(如测量直流电阻或通电试验)时,严防因感应高压打火或通电时发热,引燃油纸等绝缘物。

(4)在处理变压器引线焊接头及在器身周围进行明火作业时,必须事先作好防火措施,现场应设置一定数量的消防器材。

(5)事故贮油坑应保持在良好状态,有足够厚度和符合要求的卵石层。排油管道应畅通,应能迅速将油排出(例如排入事故总贮油池),不得将油排入电缆沟内。室内变压器也应有贮油池或挡油短墙,防止火灾蔓延。

(6)洞内变压器应设法安装自动的或遥控的水喷雾或其他灭火装置。

八、预防为主,加强维护管理

(1)在有地震预报的地区,对变压器必须采取防震措施,防止位移、倾倒、套管断裂及附件损坏。如取消滚轮和轨道,将变压器平放在基础上,在变压器四角打地锚拉线,对套管引线要适当放松,加大伸缩节或作软件连接,潜油泵与基础面要保持一定距离,散热器之间的联接要加固,防止晃动时损坏。

(2)定期做好预防性试验及色谱检查。正常运行的31500千伏安及以上的变压器每年至少作一次色谱检查,换油的变压器应做色谱检查,对有疑问的变压器应根据情况加强色谱检查,进行综合分析。

关于色谱检查判断标准,推荐采用烃类气体总含量及氢、一氧化碳、二氧化碳等四项指标作为设备健康状况的基本数据。对烃类气体总含量的推荐标准如下:

烃类气体(甲烷、乙烷、乙烯、乙炔等)

总含量小于0.1%为正常,

烃类气体大于0.5%内部可能有故障,

烃类气体在0.1~0.5%应引起注意,

其他各项指标,可根据本地区的经验确定暂不作推荐。

(3)积极研究新的测试方法及时发现大型变压器中可能存在的异常情况。

篇5：变压器检修技术措施

一、概述:

朱集西煤矿110kV变电所1#主变、2#主变油面温控器由于质量问题,信号温度计不能准确的探测到Pt100传来的温度信号,使得变电所后台不能显示出变压器当时的温度值,并且当变压器温度过高后不能有效的报警和跳闸,给变压器的正常运行带来了不利因素。为安全、快速、优质完成主变检修任务,特制定本措施。

二、施工准备

1、施工人员准备

施工负责人:1名

技术负责人:1名

变电所值班人员:2名

电工:3名

2、工器具准备

(1)110kV验电器1副,35kV高压绝缘靴、绝缘手套各1副、4mm2单丝线20m,4×4mm2圆皮线4m。

(2)12寸扳手2把,18寸扳手2把,生料带若干。

(3)十字花螺丝刀2把,小型十字花螺丝刀2把,一字头螺丝刀2把,小型一字头螺丝刀2把,尖嘴钳2副。

(4)铝合金单梯4m,5×450尼龙扎带若干,再生布若干。

3、安装准备

施工人员到现场比对变压器油面温控器的固定位置,如果不对应,制作用于固定温控器的镀锌扁铁板。

三、施工工序及方法

1、1#主变挂临时接地线

?变电所值班人员将H17柜隔离小车摇出至试验位置并挂停电警告牌。然后到GIS室将7013隔离刀闸、7011隔离刀闸依次拉开,最后将70140接地刀闸合上并挂停电警告牌。

?施工人员到达1#主变现场,由一名电工穿戴好绝缘靴和绝缘手套,登至1#主变梯子顶部,拉开110kV验电器对高压测A、B、C三相进行验电,验电正常后登至1#主变顶部。用4mm2单丝线依次将接地扁铁与高压侧A、B、C三相连接,并固定好连线。

2、更换1#主变变压器油面温控器

(1)施工人员在1#主变顶部找到温包的安装位置,用18寸扳手松开M27×2安装接头,然后在固定引长管的同时,松开安装接头上的M18×1.5的空芯螺丝,将温包平缓的从变压器中抽出。

(2)施工人员平缓地将温包插入变压器中,并拧紧M27×2安装接头,松开安装接头上的M18×1.5的空芯螺丝,在引长管上缠绕生料带,然后拧紧。

(3)施工人员将单梯靠在1#主变西边外壳,登上单梯依次将原温控器的金属软管从扎线上卸去,将温包下落到地面。

(4)施工人员将原信号温度计上的接线标记好后甩掉,然后将原信号温度计从变压器上卸去。

(5)施工人员将新信号温度计安装在变压器上,并将接线按图纸接到相应位置上,根据实际情况,调整信号温度计的报警值和跳闸值。(图纸上报警值为85℃,跳闸值为97℃)。

(6)施工人员将温控器的金属软管用扎线固定在相应管子上,间距在300mm为宜。弯曲半径不得小于R100mm,多余的软管应按大于直径200mm盘成圈,固定在变压器本体上。

(7)变电所值班员到主控室将温控器信号线接入主变保护中,若后台显示正常说明安装成功。若后台不正常对接线进行检查调整,直到显示正常。

(8)施工人员将信号温度计外壳安装好,并清理现场。

3、1#主变外壳接地线安装

找到1#主变外壳接地线固定处,松去螺丝,用4×4mm2圆皮线并联将外壳主体上下两侧连接并固定。

找到1#主变风扇端子箱接地线固定处,松去螺丝,用4mm2单丝线将端子箱与主体外壳两端连接并固定。

4、清理1#主变外部浮灰。

5、去掉1#主变高压侧临时接地线。

6、倒变压器

(1)施工人员检查1#主变现场正常,确保具备送电条件后,报告变电所值班员。

(2)变电所值班员检查1#主变运行参数与2#主变一致后(档位),将1#主变、2#主变中性点接地刀闸合上。

(3)变电所值班员到GIS室将停电警告牌去掉,拉开70140接地刀闸,依次合上7011隔离刀闸,7013隔离刀闸,701断路器。

(4)变电所值班员到10kV高压室取下H17柜上的停电警告牌,将手车摇进至工作位置,合断路器,观察电流表指示是否正常。若无电流指示检查原因。

(5)变电所值班员断开H14柜断路器,将手车摇出至试验位置并挂停电警告牌。

(6)变电所值班员到GIS室将702断路器、7023隔离刀闸、7021隔离刀闸依次拉开,最后将70240接地刀闸合上并挂停电警告牌。

(7)将1#主变、2#主变中性点接地刀闸拉开。

7、更换2#主变变压器油面温控器

具体步骤与2(1)~(8)相同。

8、清理2#主变外部浮灰。

9、去掉2#主变高压侧临时接地线。

10、变电所值班员到GIS室取下停电警告牌拉开70240接地刀闸,依次合上7021隔离刀闸,7023隔离刀闸。

11、变电所值班员到10kV高压室取下H14柜上的停电警告牌,将手车摇进至工作位置,使2#主变处于热备用状态。

12、清理现场。

四、安全措施

1、所有施工人员必须佩安全帽

2、施工人员在单梯上施工时,必须有人在梯子下方扶住梯子。

3、整个施工过程由施工负责人现场统一指挥。

4、整个施工过程由变电所值班员负责停送电,其他人不得擅自操作。

5、施工时,工具零件要妥善处理,防止丢失脱落。

6、安装和卸去温包时严禁过快过猛,引长管要固定住,不能随意旋转。

7、施工人员施工前严禁喝酒,保持良好的精神状态。

五、所有参加施工人员一定要认真贯彻学习并严格执行该措施,措施传达后,施工人员必须签字。