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1、500kV主变压器安装培训班,在公司质量管理年活动的氛围下，电仪工程处以创标志性工程和精品项目为主线，积极制定详细计划，以岗前练兵和培养人才为提高整体质量水平的铺垫，将岗前培训工作深入班组,落到实处。 变压器是电力系统的重要设备，变压器的安装工作需要高度的责任感、强硬的技术技能、严谨的工作态度、默契的团队配合精神，需要每一位施工人员严格执行变压器安装的标准规范。 为提高主变压器的整体安装水平，为使每一位施工人员能够系统的了解变压器安装的主要工序和关键点，深刻地理解安装过程的标准规范和关键点，本次培训从整体技术方面，结合保定天威变压器厂家资料要求，对变压器安装的工序、标准要点、注意事项进行一次比
2、较详细的讲述，使变压器安装过程系统化、标准化、细致化，保证主变压器安装创标志性工程的顺利实现。,一、主变压器的连接组别,雨汪发电厂主变压器为3台单相变压器，型号为DFP-240MVA/500kV，组成三相后连接组别为YN，d11。YN，d11连接组别比Yyn0连接组别的优点：有利于抑制高次谐波电流。Dyn11连接的变压器3n次谐波电流在三角形连接的一次绕组中形成环流，不致注入电网中去。有利于低压单相接地短路故障的保护和切除。Dyn11连接变压器的零序阻抗比Yyn0联结变压器的小得多，从而单相接地短路电流要大得多，有利于单相接地短路故障的保护和切除 。当变压器接用单相不平衡负荷时，由于Yyn0联
3、结变压器要求中性线电流不超过二次绕组额定电流的25%，因而严重限制了接用单相负荷的容量，影响了变压器设备能力的充分发挥；Dyn11联结变压器的中性线电流允许达到相电流的75%以上，其承受单相不平衡负荷的能力远比Yyn0联结变压器大。,二、变压器运行温度的重要性,变压器的使用年限主要取决于变压器绕组绝缘的老化速度，而绝缘的老化速度又取决于绕组最热点的温度。变压器绕组导体和铁心一般可以经受较高的温升而不致损坏，但绕组长期受热时，其绝缘的弹性和机械强度就逐渐减弱，这就是绝缘的老化现象，绝缘老化严重时，就会变脆，容易裂纹和剥落。在规定的环境温度条件下，如果变压器的绕组最热点温度一直维持在95，变压器可
4、连续运行20年；如果绕组温度升高到120，变压器只能运行2.2年。,安装部分,变压器到货验收,充氮气或充干燥空气运输的变压器，应有压力监视和气体补充装置。变压器在运输途中应保持正压，气体压力应为0.01 0.03MPa。检查变压器主体与运输车之间是否有明显的位移，固定用的钢丝绳是否有拉断现象。变压器在运输和装卸过程中，应装设冲击记录仪，检查冲击记录值应符合制造厂及合同的规定，变压器在整个运输过程中倾斜角度不得大于15，确认后经相关人员签字。检查器身本体无渗漏现象，有无碰撞、划伤的痕迹，螺栓齐全紧固。,变压器到货验收,变压器运到现场后，其实还应对变压器经运输后是否受潮进行判断：1、检查本体内部压
5、力在常温下不小于4.9kPa；2、对主体内部残油取样化验，耐压45kV，微水20ppm。如果有一条不符，应进一步判断：1、充油后测量各绕组间及绕组对地的绝缘电阻R60 出厂值的85%；2、吸收比R60/R15 出厂值的85%；3、同温度下介损因数tg 出厂值的120%。如果不符合要求，表明器身已经受潮，应重新对变压器进行干燥。,本体就位,混凝土基础达到允许安装的强度；预埋件及留孔符合设计，预埋件牢固；模板及施工设施已经拆除，场地清理干净；具有足够的施工用场地，道路通畅。变压器基础中心和标高与设计和厂家图纸核对正确，验收合格，并已办理交接手续，基础水平误差5mm，基础不平处准备好垫铁，但每处垫铁
6、不多于3片；标好变压器油箱中心线。变压器油箱中心和基础油箱中心误差5mm。,冷却器及油枕密封试验,用高纯氮气（纯度99.99%，露点-40）或干燥空气（露点-40） ，压力0.03MPa，持续30min不泄漏。,变压器油过滤,注入变压器前，变压器油需经真空滤油机真空加热脱水脱气后，进行全分析或简化分析后，达到以下条件：击穿电压60kV微量水分10mg/L90时介质损耗因数tan(%)0.5%,内部检查,由于变压器在制造过程中工艺分散性较大，为保证产品质量，有必要派专业人员按照两部制定的监造大纲对大型变压器的制造过程进行监造，同时为使监造规范化、程序化，应对监造提出具体要求，并将监造报告作为设备
7、原始资料存档。 例：新安江水电厂向某制造厂订购1台220kV、300MVA变压器，为保证变压器制造质量，电厂聘请了有经验的专家进行工厂监造，在监造过程中发现变压器空载损耗及温升超过合同规定值，经与制造厂共同分析，发现是由于制造厂疏忽导致的设计错误所造成的，随后制造厂重新进行了设计，并接受了监造人员的意见，选择了更高性能的导线，把事故隐患消除在制造过程中。,内部检查注意事项,凡在雨、雪、风（4级以上）和相对湿度75%以上的天气不能进行内检。主体没有排氮前，任何人不得进入变压器油箱。进入油箱内检的人员不得超过三人，內检人员必须明确内检的内容、要求及注意事项。整个内检过程中不得损坏变压器外部及内部的
8、组件和构件。变压器为充氮运输，进行内检前应进行排氮，用露点-40的干燥空气从油箱下部80蝶阀注入，氮气从油箱顶部80蝶阀排出，干燥空气流量2.5m3/min，充干燥空气的时间不小于40min，并测得油箱内含氧量大于18%，否则人员不得进入。打开油箱上的两个人孔门，內检人员必须换上全新洁净的无纽扣工作服，清除身上的金属物和其他物品，严禁将一切尘土、杂物带入变压器油箱内（特别注意鞋底的清洁），所带工具编号登记。内检过程中要继续向油箱内充入干燥空气，流量维持在2m3/min，人孔门处要有防尘措施，并有专人守候，以便于內检人员联系。检查完毕，內检人员确认油箱底无杂物后出油箱，按工具登记表清点工具数量，
9、以防工具遗留在油箱内。,内部检查项目,1、测量铁心的绝缘电阻 用2500V摇表分别测量铁心接地引线对地、夹件接地引线对地、铁心对夹件的绝缘电阻，绝缘电阻应2000M。2、铁心拉带检查 铁芯上下铁轭用钢拉带拉紧，拉带与铁轭及夹件之间用绝缘件绝缘，每根拉带用一根引线与夹件腹板接地，必须对拉带接地引线及其连接情况进行检查，引线绝缘无损伤，紧固螺栓无松动现象，拉带与夹件之间的绝缘套无破损，保证每根拉带与夹件之间只有一点可靠连接。,内部检查项目,3、检查所有引线支撑件、导线夹是否有位移、倾斜、损坏现象，紧固用的绝缘螺栓、螺母是否有松动现象，引线外包绝缘是否有损伤。4、检查线圈及围屏是否有明显的位移，围屏
10、外边的绑带是否有松动现象，器身上部的压紧垫块是否有位移、松动现象。5、检查支持开关的固定件是否有倾斜、松动现象，铁芯柱及旁轭上的屏蔽板接地引线绝缘应无损伤，引线与夹件应可靠连接。6、检查器身各部位应无移动现象，所有螺栓应紧固，并有防松措施；绝缘螺栓应无损坏，防松绑扎完好。7、铁芯应无变形，铁轭与夹件间的绝缘垫应良好；铁芯应无多点接地；铁芯外引接地的变压器，拆开接地线后铁芯对地绝缘应良好。,内部检查项目,8、绕组绝缘层应完整，无缺损、变位现象。9、引出线绝缘包扎牢固，无破损、拧弯现象；引出线绝缘距离应合格，固定牢靠，其固定支架应紧固；引出线的裸露部分应无毛刺或尖角，其焊接应良好；引出线与套管的连
11、接应牢靠，接线正确。10、无励磁调压切换装置各分接头与线圈的连接应紧固正确；各分接头应清洁，且接触紧密，弹力良好；所有接触到的部分，用0.0510mm 塞尺检查，应塞不进去；转动接点应正确地停留在各个位置上，且与指示器所指位置一致；切换装置的拉杆、分接头凸轮、小轴、销子等应完整无损；转动盘应动作灵活，密封良好。11、检查各部位应无油泥、水滴和金属屑末等杂物。,内部检查项目分接开关,由分接开关故障而导致变压器故障实例： 安徽黄山万安2号主变压器，1996年4月发现U相动触头的5个动触环有3个烧伤，解体检查发现动触环与转动导杆不同圆心，转动时造成动触环与静触环接触时松时紧，甚至还会出现间隙，在运行
12、中导致发热故障。 马鞍山电厂12号主变压器，1991年12月在基建调试零起升压时，由于分接开关接触不良，造成高压绕组调压段开路，导致U相高压绕组调压段绝缘垫块击穿，绕组从下往上数第12、13饼绕组绝缘烧坏，铜线烧损 。,附件安装,每台变压器有3组强迫油循环风冷却器，先安装导油管和冷却器支架。打开冷却器管路上的运输盖板，检查冷却器内部无锈蚀、积水及杂物。如发现内部有杂物，须将冷却器吊起竖直后，用干净的变压器油冲洗干净后再进行安装。,一、冷却器安装,附件安装,套管式电流互感器已经安装在升高座内，内部充满变压器油，安装前打开升高座盖板，放掉变压器油，仔细检查升高座外观及互感器有无损伤，有无裸露导体。
13、然后正确安装在变压器油箱上，安装时注意互感器出线盒及联管接口方向。,二、升高座安装,附件安装,检查套管瓷件表面是否有损伤，金属部分表面是否有锈蚀，是否有渗漏现象。用软布擦去表面尘土和油污，并仔细擦拭套管油中部分至不见污渍。打开套管下部导电头上的密封盖，检查导电管内部的清洁情况，并用干净的绳或铁丝系上白布来回擦拭，直至不见污渍为止。用连有M12螺栓的尼龙绳穿入套管的导电管内，将套管起吊，拆开升高座上的视察窗盖板，将螺栓拧入引线头上的螺栓孔内，将引线上拉穿入套管导电管内，调整好套管的倾斜角度，缓慢下落，当套管下落至距均压球150mm时，套管停止下落，连接好均压球与套管的等电位线，然后继续下落就位，
14、保证均压球和套管之间的等电位连线均置于均压球内。将套管法兰与升高座法兰用螺栓紧固，注意套管油表方向向外。,三、高压套管安装,附件安装,检查套管瓷件表面是否有损伤，金属部分表面是否有锈蚀，是否有渗漏现象。用软布擦去表面尘土和油污，并仔细擦拭套管油中部分至不见污渍。套管就位时，注意套管头部放气塞方向向上。就位后有下部手孔门将套管接线端子和引线联结好，螺栓扭紧力矩356N.m。,四、低压套管安装,附件安装,任庄1号联络变压器，1994年曾发生过500kV套管雨闪事故，之后在套管上加装了硅橡胶伞裙。1999年6月15日，运行巡视中发现W相高压套管表面渗油，当即停运并更换备品。事后对套管进行了检查，发现
15、整个套管有一贯穿性裂纹，包括绝缘裙和套管壁(壁厚在lcm以上)。为了分析原因，将该根套管返厂进行解剖，发现电容芯没问题，套管在质量上存在缺陷，在长期运行应力的作用下使套管出现了贯穿性裂纹。,套管检查的重要性,附件安装,检查附件外观无损伤、变形，将接口部位和内部擦拭冲洗干净，然后安装。,五、其他附件安装,抽真空,采用真空泵抽真空，除瓦斯继电器和储油柜外的其他所有连通阀门均打开，真空度133Pa，保持24h以上，抽真空过程中，须严密监视变压器油箱的变形情况。,真空注油,真空注油前，应对变压器油进行脱气和过滤处理，油质符合下列要求：耐压60kV，含水量10uL/L，含气量0.5%，tg0.5%。真空
16、注油前，除储油柜与变压器本体之间的气体继电器不安装外，所有与油箱连通的组件、附件均应安装完。打开各附件与本体之间的所有阀门，关闭所有放气阀。真空度133Pa，维持24小时以上，然后进行真空注油。将变压器油通过滤油机从变压器油箱底部80蝶阀注入，注油速度在4-6t/h，整个注油过程保持抽真空，直到油位距油箱顶盖200mm时，继续抽真空2h，安装气体继电器，并检查储油柜油位计指示为零，打开蝶阀，然后在油箱顶部80蝶阀补油到规定油位。,补油,由于储油柜不能耐真空，不能随主油箱一起抽真空，须在最后往储油柜内进行补油。储油柜是油浸式变压器油源补充和储蓄的容器，在柜体内设置了一个胶囊，既保证柜体内变压器油
17、与空气隔绝减缓油质老化变质，又能保证柜体内压力与外界相通。在储油柜底部注油阀处有一个集气室，并在集气室安装一个小管式油表，补油过程中，密切关注小管式油表的油面，当油面将到小管式油表的中下部时，应通过储油柜上的排气蝶阀放气，使得小管式油表内充满油。,热油循环,为排除安装过程中器身绝缘表面吸收的潮气及油中气体，必须进行热油循环，通过真空滤油机使变压器油从油箱顶盖上的80蝶阀进入油箱，从油箱底部80蝶阀流回滤油机，整个循环过程中维持循环系统真空度133Pa以下，油温控制在65C5 C范围内，循环不少于48h。,密封试验及静放,在储油柜上用高纯氮气进行整体密封试验，其压力为油箱盖上能承受的0.03MP
18、a 压力，试验持续时间为24h，无渗漏。 施加电压前，须静放72小时，在此期间检查变压器有无渗漏，静放结束后，利用放气塞放气，然后调整油位至相应环境温度时的位置。,变压器投运前的检查,所有阀门的开闭状态和各管路连接正确无误。各组件的安装位置、数量及技术要求与厂家装配图相一致，整个变压器无渗漏油现象。铁心接地引线已经牢靠接好，并引至油箱接地板，可靠接地。储油柜和套管油位正常。气体继电器、压力释放阀、油流继电器、油泵、风扇、各测温元件、电流互感器等附件的保护、控制及信号回路接线正确无误。开启冷却器油泵、风扇运行30min，检查油泵、风扇运行情况，油流继电器的指示情况。冷却器停止运行后，利用放气塞放
19、气。气体继电器安装方向正确，充油正常，储气室内无气体。,试验部分,变压器取油样试验,变压器油到现场后取样进行简化分析、耐压、介损、微水、色谱分析。变压器油过滤注入变压器前取样进行简化分析、耐压、介损、微水、色谱分析。注入变压器经循环后静置72h后，取样进行如上及含气量试验。局放试验前后，分别取样进行色谱试验。变压器冲击带电后24h，取样进行色谱分析。,变压器安装前试验,套管式电流互感器试验：测量二次绕组对地绝缘电阻、测量二次绕组直流电阻、励磁特性试验、互感器变比及极性检查。套管试验：测量套管主绝缘及末屏对地绝缘电阻、测量非纯瓷套管的介质损耗角正切值tg和电容值 。,变压器注油后电气试验,测量在所有分接头位置上的绕组连同套管的直流电阻 。测量所有分接头的电压比。检查变压器的接线组别 应为Iio。测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数 。测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tg 。测量绕组连同套管的直流泄漏电流 。变压器低压侧绕组及高压侧中性点绕组的交流耐压试验 。绕组连同套管的局部放电及绕组变形试验（委托电科院进行）。,
