浅谈工厂用低压油变压器的小修项目及要求
来源:互联网 发布:linux 物理内存大小 编辑:程序博客网 时间:2024/09/21 08:49
目前存在的问题
1、由于我厂厂用高压油变压器运行年限长,工作负荷量大,变压器吊芯逐年次数减少。
2、对油变压器大修工作流程不清楚,工作方法不明确。
3、对油变压器试验的参数不清楚。
检修工艺
1.变压器的大修周期
1)变压器一般在投入运行后5年内和以后每间隔10年大修再一次。
2)箱沿焊接的全密封变压器或制造厂另有规定者,若经过试验与检查并结合运行情况,判定有内部故障或本体严重渗漏时,才进行大修。
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)运行中的变压器,当发现异常状况或经试验判明有内部故障时,应提前进行大修;运行正常的变压器经综合诊断分析良好,经总工程师批准,可适当延长大修周期。
2.变压器的大修项目
1)吊开钟罩或吊出器身检修;
2)线圈、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、连接片及接地片的检修;
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,瓦斯继电器的校验;
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和组件试漏;
12)必要时对器身绝缘进行干燥处理;
13)变压器油处理或换油;
3.变压器大修前的准备工作
1)查阅历年大小修报告及绝缘预防性试验报告(包括油的化验和色谱分析报告),了解绝缘状况。
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,变压器的负荷。
3)根据变压器状态,编制大修技术、组织措施,并确定检修项目和检修方案。
4)变压器大修应安排在检修间内进行。当施工现场无检修间时,需做好防雨、防潮、防尘和消防措施,清理现场及其他准备工作。
5)大修前进行电气试验,测量直流电阻、介质损耗、绝缘电阻及油试验。
4.大修现场条件及工艺要求
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,应选在晴天进行;器身暴露在空气中的时间作如下规定:空气相对湿度不大于65%时不超过16h;空气相对湿度不大于75%时不超过12h;器身暴露时间从变压器放油时起计算直至开始抽真空为止。
2)为防止器身凝露,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,着装符合规定。照明应采用安全电压。不许将梯子靠在线圈或引线上,作业人员不得踩踏线圈和引线。
4)器身检查使用工具应由专人保管并编号登记,防止遗留在油箱内或器身上;在箱内作业需考虑通风。
5)拆卸的零部件应清洗干净,分类妥善保管,如有损坏应检修或更换。
6)拆卸顺序:首先拆小型仪表和套管,后拆大型组件;组装时顺序相反。
7)冷却器、压力释放阀(或安全气道)、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(或采取其他防潮密封措施)。
8)套管、油位计、温度计等易损部件拆后应妥善保管,防止损坏和受潮;电容式套管应垂直放置。
9)组装后要检查冷却器、净油器和气体继电器阀门,按照规定开启或关闭。
10)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,并重新密封好并擦油迹。
5.现场起重注意事项
1)起重工作应分工明确,专人指挥,并有统一信号,起吊设备要根据变压器钟罩(或器身)的重量选择,并设专人监护。
2)起重前先拆除影响起重工作的各种连接件。
3)起吊铁芯或钟罩(器身)时,钢丝绳应挂在专用吊点上,钢丝绳的夹角不应大于60℃,否则应采用吊具或调整钢丝绳套。吊起离地100mm左右时应暂停,检查起吊情况,确认可靠后再继续进行。
4)起吊或降落速度应均匀,掌握好重心,并在四角系缆绳,由专人扶持,使其平稳起降。高、低压侧引线,分接开关支架与箱壁间应保持一定的间隙,以免碰伤器身。当钟罩(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。
6.变压器的大修工艺流程
修前准备→办理工作票,拆除引线→电气、油备试验、绝缘判断→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→吊钟罩(器身)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→电气、油务度验→结束
1)绕组检修
a)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他两相围屏进行检查,相间隔板应完整并固定牢固。
b)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。
c)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。
d)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。
2)引线及绝缘支架检修
a)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。
b)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。
c)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。
d)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。
3)铁芯检修
a)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。
b)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。
c)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。
d)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。
e)检查铁芯间和铁芯与夹件间的油路。
4)油箱检修
a)对焊缝中存在的砂眼等渗漏点进行补焊。
b)清扫油箱内部,清除油污杂质。
c)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。
d)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。
e)检查器身定位钉,防止定位钉造成铁芯多点接地。
f)检查磁(电)屏蔽装置应无松动放电现象,固定牢固。
g)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。
1、由于我厂厂用高压油变压器运行年限长,工作负荷量大,变压器吊芯逐年次数减少。
2、对油变压器大修工作流程不清楚,工作方法不明确。
3、对油变压器试验的参数不清楚。
检修工艺
1.变压器的大修周期
1)变压器一般在投入运行后5年内和以后每间隔10年大修再一次。
2)箱沿焊接的全密封变压器或制造厂另有规定者,若经过试验与检查并结合运行情况,判定有内部故障或本体严重渗漏时,才进行大修。
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)运行中的变压器,当发现异常状况或经试验判明有内部故障时,应提前进行大修;运行正常的变压器经综合诊断分析良好,经总工程师批准,可适当延长大修周期。
2.变压器的大修项目
1)吊开钟罩或吊出器身检修;
2)线圈、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、连接片及接地片的检修;
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,瓦斯继电器的校验;
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和组件试漏;
12)必要时对器身绝缘进行干燥处理;
13)变压器油处理或换油;
3.变压器大修前的准备工作
1)查阅历年大小修报告及绝缘预防性试验报告(包括油的化验和色谱分析报告),了解绝缘状况。
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,变压器的负荷。
3)根据变压器状态,编制大修技术、组织措施,并确定检修项目和检修方案。
4)变压器大修应安排在检修间内进行。当施工现场无检修间时,需做好防雨、防潮、防尘和消防措施,清理现场及其他准备工作。
5)大修前进行电气试验,测量直流电阻、介质损耗、绝缘电阻及油试验。
4.大修现场条件及工艺要求
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,应选在晴天进行;器身暴露在空气中的时间作如下规定:空气相对湿度不大于65%时不超过16h;空气相对湿度不大于75%时不超过12h;器身暴露时间从变压器放油时起计算直至开始抽真空为止。
2)为防止器身凝露,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,着装符合规定。照明应采用安全电压。不许将梯子靠在线圈或引线上,作业人员不得踩踏线圈和引线。
4)器身检查使用工具应由专人保管并编号登记,防止遗留在油箱内或器身上;在箱内作业需考虑通风。
5)拆卸的零部件应清洗干净,分类妥善保管,如有损坏应检修或更换。
6)拆卸顺序:首先拆小型仪表和套管,后拆大型组件;组装时顺序相反。
7)冷却器、压力释放阀(或安全气道)、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(或采取其他防潮密封措施)。
8)套管、油位计、温度计等易损部件拆后应妥善保管,防止损坏和受潮;电容式套管应垂直放置。
9)组装后要检查冷却器、净油器和气体继电器阀门,按照规定开启或关闭。
10)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,并重新密封好并擦油迹。
5.现场起重注意事项
1)起重工作应分工明确,专人指挥,并有统一信号,起吊设备要根据变压器钟罩(或器身)的重量选择,并设专人监护。
2)起重前先拆除影响起重工作的各种连接件。
3)起吊铁芯或钟罩(器身)时,钢丝绳应挂在专用吊点上,钢丝绳的夹角不应大于60℃,否则应采用吊具或调整钢丝绳套。吊起离地100mm左右时应暂停,检查起吊情况,确认可靠后再继续进行。
4)起吊或降落速度应均匀,掌握好重心,并在四角系缆绳,由专人扶持,使其平稳起降。高、低压侧引线,分接开关支架与箱壁间应保持一定的间隙,以免碰伤器身。当钟罩(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。
6.变压器的大修工艺流程
修前准备→办理工作票,拆除引线→电气、油备试验、绝缘判断→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→吊钟罩(器身)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→电气、油务度验→结束
1)绕组检修
a)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他两相围屏进行检查,相间隔板应完整并固定牢固。
b)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。
c)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。
d)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。
2)引线及绝缘支架检修
a)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。
b)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。
c)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。
d)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。
3)铁芯检修
a)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。
b)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。
c)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。
d)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。
e)检查铁芯间和铁芯与夹件间的油路。
4)油箱检修
a)对焊缝中存在的砂眼等渗漏点进行补焊。
b)清扫油箱内部,清除油污杂质。
c)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。
d)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。
e)检查器身定位钉,防止定位钉造成铁芯多点接地。
f)检查磁(电)屏蔽装置应无松动放电现象,固定牢固。
g)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。
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