主变压器大修方案及施工措施

吴福雨

(鹤壁同力发电有限责任公司，河南 鹤壁 458000)

主变压器大修方案及施工措施

吴福雨

(鹤壁同力发电有限责任公司，河南 鹤壁 458000)

阐述了某电厂1号主变压器大修情况，介绍了变压器检修流程、进度安排以及安全、组织、技术、质量保证等一系列施工措施，总结了1号主变压器检修质量和检修效果评价，对今后的变压器大修作业具有一定的指导意义。

主变压器；大修；施工；检修质量；检修效果

1 主变压器大修概况

1.1 1号主变压器简介

某电厂1号主变压器于2005年投入运行，至今已运行10年，按照变压器规程规定，现已到大修周期。该变压器自投运以来，一直运行稳定，未发生重大异常。此次1号主变压器大修的原则是：按照电力行业标准DL/T573—2010《电力变压器检修导则》、DL/T596—2005《电力设备预防性试验规程》，对变压器进行停电检修(含消缺)和试验。大修时间定于2016年5月份。

1号主变压器的主要技术参数如表1所示。

表1 1号主变技术参数

1.2 施工范围及检修项目

检修变压器内部绕组、铁芯、铁芯紧固件、绝缘固定件及分接开关(无载分接)，更换部分密封胶垫；检修变压器引线、油箱及外围附件(套管、储油柜、呼吸器等)、冷却器、附属设备(阀门、油管路等)，更换呼吸器硅胶；更换校验气体继电器、压力释放阀、油面及绕组温度表；开展变压器整体大修试验，绝缘油过滤、化验分析和耐压试验，缺陷处理等。

本着缩短检修时间、降低检修成本的原则，考虑到变压器运行中内部无异常，油箱箱沿、低压套管密封良好无渗漏，密封垫不用更换。由于变压器低压侧封闭母线安装位置不利于作业，变压器低压套管拆除受限等原因，此次变压器内部器身的检修采用从变压器高低压两侧油箱人孔进入箱内检修这种特殊方式；若经内部检查确需吊芯处理时，再采用吊拆钟罩这种常规检修方式。

2 施工方案

2.1 检修流程

1号主变压器检修流程如图1所示。

2.2 检修进度安排

第1—2天：停电办理工作票，各种设备准备接电源试运转，拆一次线，做好检修前的试验。

第3—4天：做好湿度、温度记录及排油、拆除附件、更换部件及密封垫等工作。工作完毕后，充干燥空气，压力保持在0.02MPa。

第5—7天：变压器内部检修。内部检修结束后，检查确认各部位密封情况。变压器整体抽真空，真空度50Pa维持72h、滤油。更换储油柜胶囊，继续抽真空，并开展油化验。

第8—9天：真空注油至正常油位，热油循环24h。对本体油取样并化验，结束热油循环。

第10—12天：静置，小项目试验。静置48h后进行局部放电、交流耐压等试验。

第13—15天：其他试验。恢复一次设备，验收等。

若变压器在检修过程中遇到需特殊处理的情况，以上检修进度安排可适当调整。

图1 1号主变压器检修流程

2.3 检修前的主要物资准备工作

2.3.1 大型工器具

25t吊车1台、斗臂车1台、二级真空滤油机1台、20t净油罐2个；变压器放油/滤油用Φ50或Φ80管路、抽真空用Φ25管路；操作平台2个。

2.3.2 重要备品备件

瓦斯继电器1台、压力释放阀1个、绕组温度表1块、变压器油面温度表2块；变压器油适量(检修中油损耗补充)；变压器密封垫全套、储油柜胶囊、瓦斯集气盒及集气管、变色硅胶；瓦斯继电器防雨罩、压力释放阀防雨罩、临时堵板和封板。

2.3.3 测量仪表和工具

干湿温度计1只、2500V兆欧表1个、万用表 1个、常用工具 1套、2Ib(1Ib=0.4536kg)榔头1把、扳手若干、应急照明灯3只、进箱衣服3套、进箱雨衣3套、进箱鞋3双。

2.3.4 其他

白布、棉布、塑料布、高纯度酒精等辅助材料适量，消防设备、临时电源若干。

2.4 检修现场环境条件及作业要求

2.4.1 检修时气候条件要求

晴天或多云，风力不大于3级，环境温度不低于20℃，相对湿度不大于75%。

2.4.2 进箱作业要求

作业人员必须穿干净整洁、不带金属纽扣的服装;携带的作业工器具应登记造册，并由专人负责，待箱内作业结束后按清单核查，不得将工具遗漏在油箱内；作业人员撤离后，将油箱侧面人孔盖板盖好后，再用白布及塑料布封盖并绑扎牢靠。进箱作业时间每天不超过8h。即10:00到18:00(从开启人孔盖板时间算起，到封盖完成为止)，每次作业人员不超过2名。

2.5 变压器排油前的试验项目

测量绕组连同套管的直流电阻(所有分接头的位置)；测量绕组的绝缘电阻和吸收比或极化指数；测量铁芯、夹件对地和铁芯对夹件间的绝缘电阻，铁芯对地直流泄漏电流；变压器绕组及套管介损测试(tanδ%)、泄漏电流测试(测量值与前一次测量值比对)；本体及套管中的变压器油试验(主要是微水、色谱、介损和耐压)。

2.6 变压器内部检修前的准备及检修内容

2.6.1 进箱检修前的准备

工具、仪器及材料放置在变压器人孔附近划定的作业区内，作业区设置围栏。工具、仪器及专用材料由专人负责，分项造册、登记领用，防止遗漏在油箱内部。

2.6.2 进箱检修内容

进箱后，首先清洁器身表面，紧固铁芯各部件。检查铁芯上部铁芯片、夹件接地引线绝缘及接地情况是否良好，铁芯有无接地现象，拉板处有无放电痕迹，油道有无异物、是否畅通；检查绕组上有无异物、变形、放电痕迹，绕组导线绝缘有无破损，尤其是匝间导线绝缘距离有无变化等情况；检查低压出线连接及套管尾部连接部分是否良好，高压、中性点套管引线及套管尾部连接部分是否良好，其他引线连接部位有无异常；检查无载分接开关接触是否良好；检查磁屏蔽、电屏蔽以及其他可见部分金属紧固件的连接有无异常。用2500V兆欧表测试相关部位绝缘，要求持续时间1min内不发生闪络及击穿;若发现有放电现象，则进行修复处理。

2.7 变压器部分附件的拆除及更换工作

拆除储油柜并更换胶囊；拆除高压套管、中性点套管、铁芯及夹件套管、测量装置、运输定位盖板，更换密封垫；更换本体导油联管密封垫；更换瓦斯集气盒及集气管；更换无载分接开关密封垫；更换使用周期过长的瓦斯继电器、压力释放阀、绕组及油面温控器，并对上述新装仪表进行校验。

2.8 变压器油处理、真空注油及热油循环工作

变压器内部检修结束后，即可对本体进行抽真空注油及热油循环处理。

将真空滤油机与储油柜顶端引下吸湿器管接口Φ25铜阀相连，并确保储油柜顶部Φ25平衡阀处于开启状态，对变压器实施抽真空。真空度低至133Pa(变压器本体残压)以下时开始计时，保持真空度小于133Pa，36h后开始注油，注油时油流量控制在4—6t/h。当油面距油箱顶部200mm时解除真空，安装瓦斯继电器。之后继续真空注油至储油柜2/3高度，停止注油，真空维持2h。关闭储油柜顶端引下管接口Φ25铜阀(与真空机相连)、关闭储油柜顶部Φ25平衡阀，安装呼吸器。缓慢打开呼吸器Φ25铜阀，彻底解除真空。

变压器热油循环采用下进上出的方式，每2h记录1次滤油机的进出口温度。滤油机的进口温度达到50℃开始计时，48h后关闭滤油机加热系统，再30min后关闭滤油机，拆除滤油机管路。变压器开始静置，48h后按照现场验收规范进行试验。

2.9 变压器排油后的试验项目

测量高、低压绕组连同套管的直流电阻(所有分接头的位置)；测量绕组的绝缘电阻和吸收比或极化指数；测量铁芯、夹件对地和铁芯对夹件间的绝缘电阻，铁芯对地直流泄漏电流；开展变压器绕组及套管介损测试(tanδ%)、泄漏电流测试(测量值与前一次测量值比对)、本体及套管中的变压器油试验(主要是微水、色谱、介损、耐压)、套管电流互感器的特性试验、变压器接线组别测试、变压器绕组变压比试验、变压器交流耐压试验、局部放电试验及绕组变形试验(委托河南电力试验院)。

2.10 主变压器投运

变压器检修结束、试验合格后，按有关运行规程要求进行投运。

3 大修安全措施

3.1 开工前的安全措施

开工前，项目负责人应检查安全措施是否符合工作票的要求，并召开班前会，向工作班成员交待设备状况、工作任务、注意事项、危险点和监控措施。严禁拆除值班员设置的安全措施，变更接地线位置必须通过值班员。检修现场装设醒目的遮拦，严禁随意改动，防止误入带电间隔。工作人员一律佩戴出入证，非工作人员不准进入变压器大修现场。

3.2 使用吊车的安全措施

由专人检查、监护、指挥，严格保持与带电设备的安全距离。吊运人员必须遵照指挥人员的指令操作，吊运时要确认吊车的吊重与吊物的重量关系(2∶1)，禁止超负荷吊运(含钢丝绳、吊带等吊具)。上下传递物件、工具时，应系绳传递，严禁抛掷。在高处拆卸、装配可能滑落的零件时，必须2人配合，以免造成人身设备事故。

3.3 其他安全措施

在变压器区域搬运梯子等长物时，应2人放倒搬运并与带电部分保持足够的安全距离。使用梯子登上器身时，梯子的基座要牢固，上端可支撑在铁芯或上夹件上，不允许以线圈或引线及其支架为支撑点。在变压器上工作时，要防止滑跌坠落，离地面超过2m时应系安全带。使用电动施工器具和电气试验需接低压电源时，必须专人监护并符合安全操作规程。使用电焊、气割时，应办理动火工作票，氧气与乙炔钢瓶放置应间隔8m以上。油漆等易燃品在使用时方可进入现场。工作时应关闭主变消防水阀并切断电源，配备足量灭火器和其他防护设施。

4 施工现场人员设置

总负责人1名，施工具体负责人1名，高压试验负责人1名，安全检查、质量检查、工作协调人1名，施工和试验人员5名。

5 大修技术措施

变压器大修前，有关工作人员必须学习《电力变压器检修导则》《电力设备预防性试验规程》等相关资料。项目负责人将人员分工明细汇总，并附于施工方案后。大修中，对需添补的25号变压器油开展混油试验。为防止施工时污染主变压器器身，应提前将油枕中的变压器油从油枕放油管中排出。为防止器身暴露时间过长而受潮，应对变压器进行抽真空保护。油箱注油采用真空注油方式，滤油采用热油循环方式。

严格执行变压器检修工艺标准和规范，各小组负责人如实填写《变压器现场检修和试验记录》。大修工作结束后，项目负责人编写《变压器大修总结报告》，并将整理好的技术文件和资料、试验报告交付存档，作为以后变压器检修时的参考资料。

6 大修质量保证措施

6.1 变压器检修防潮措施

变压器油箱两侧人孔打开时，空气湿度等条件应符合《电力变压器检修导则》中的相关规定。提前准备足量宽幅塑料布，将检修中临时拆下的绝缘件等用塑料布及时密封保存，尽量减少绝缘受潮。为了减少水分浸入绝缘(器身)表面甚至深层，每天下班后坚持将油箱密封并对器身进行真空处理，以便立即排除当天受潮;然后在第2天充氮即可解除真空，或隔日(晴天或器身暴露时间短)下班后充氮到0.02—0.03MPa，用正压(氮气)保护器身(隔绝潮气进入器身)。如情况特殊(发现引线损伤等)需要引线焊接时，尽可能采用冷压焊(避免使用冷却水)，防止器身局部受潮严重。

6.2 变压器检修洁净措施

在变压器检修过程中，应严格执行“堵严、擦(吸)净”的作业准则。所有拆下的零部件端口，均需用盖板密封或用塑料布(袋)包好，防止雨水或异物进入部件内部。吊运用的钢丝绳、吊带及其他吊具，也必须保持清洁，防止其携带的异物掉入器身。变压器检修现场要保持清洁，尽量减少污染。

6.3 其他措施

要求各工种工艺质量必须符合相关专业规程，不发生任何检修工艺质量问题。

7 检修质量和检修效果评价

1号主变压器大修共计15天，变压器本体检修、试验和附件更换都严格执行电力行业有关标准、规程和规范要求，检修质量保证体系完备。变压器检修后的交接试验项目全部合格，一次回路绝缘良好，相位及接线组别符合并列运行条件；继电保护传动试验，保护动作正确；变压器各部位密封性能良好，所有焊缝和连接面不渗油、漏油，瓦斯继电器、压力释放阀、温度表等就地设备防水、防尘设施良好；变压器一次上电投运成功，未发生异音、超温、绝缘损坏等异常现象，无载分接开关并列运行正常，冷却器工作正常；变压器带负荷运行后，能达到出厂技术性能、技术指标和额定出力，变压器检修质量整体合格。本次设备检修满足了1号主变压器长周期可靠工作要求，保证了1号机组安全稳定运行。

因变压器内部检修过程中未发现需吊芯处理的缺陷，故最终未采用吊拆钟罩这种检修方式，避免了1号主变压器低压侧封闭母线和套管的拆装，减少了不必要的工作环节和检修用时，节约了大量的人力和起吊设施等检修费用，设备提前结束检修恢复备用，为1号机组尽快整体启动创造了必要条件。

1中国电力出版社编．电力变压器检修导则[M]．北京：中国电力出版社，2010.

2电力设备预防性试验规程编写组．电力设备预防性试验规程[M]．北京：中国电力出版社，2005.

3王升，程丽平．发电厂大修全过程安全管理探讨[J]．电力安全技术，2011，13(3)：19-21。

池潭水电厂“金砖会晤”保电“在行动，稳落实”

为了确保厦门“金砖五国”峰会举行，华电福建池潭水电厂全面履行发电企业的经济、社会、政治责任，按照《金砖会晤期间安稳保电工作方案》，全力做好保电、安全、稳定工作。该厂作为福建省主干电厂，保电行动和措施落实到位、到人、到岗。

池潭水电厂属于2级防恐单位，该厂加强安保维稳暨反恐工作，确保人防、机防、物防“三防”的可靠性，组织开展防恐应急预案演练。加强与地方防恐办的联动，门岗设立对讲座机，保证监控视频保存期限。

为确保“零缺陷、零隐患、零事故”，该厂完成了防范水淹厂房自查和整改，开展安全性评价、安全生产标准化自查评。完成上坝公路路面塌陷全面治理，完成了坝项高脚门机动力电缆更换、厂房整治等20多项检修、技改。对全厂保护和自动装置的压板进行全面的检查核对，高周切机、低周自起动装置正常运行。所有设备的继电保护装置、故障录波装置、安全自动装置按要求投入，坚决避免非计划停运事件。

池潭水电厂认真落实全厂停电、雷击、跳闸、甩负荷等应急预案，加强安全保电各项措施和负荷预测分析。对全厂设备进行预防性试验，加大设备巡视密度，及时掌握设备运行状况，确保设备安全运行；开展现场应急处置方案培训及演练，开展保电反事故演习、通信中断事故应急预案演练，提高应对处置事故能力。

(来源：中国华电集团公司网站2017-08-23)

2017-04-13。

吴福雨(1969—)，男，高级技师，主要从事300MW和600MW火力发电机组电气技术管理、检修与维护工作，email：wufuyu000123@sohu.com。