变压器安装

变压器安装 变压器安装要点,质量及安全, 一、 预装 1、1由于出厂试验～只需要装配一部分零部件,如套管、储油柜和气体继电器等,。而更多的附件,油管、冷却器、阀门等,可以不安装～但是这些部件不是自动化生产的～可装性并不那么规范～如果不进行预装～则发现不了问题～会给现场的安装带来很大的麻烦。所以现场工厂一般都推行在厂内进行预装的工艺。通过预装一般可以发现很多问题: ,1, 有的密封槽和密封垫不配合, ,2, 有的法兰的两个平面不平行, ,3, 几组冷却器装配后前俯后仰, ,4, 个别导电体带电距离不够, ,5, 有的联管装不上, ,6, 有的零部件互相妨碍, 等等～这些问题不带到现场～在工厂内解决～预装后做好标记～为现场顺利安装创造有利条件。 1、2拆卸零部件 拆卸每一件零部件～首先要检查各部件的安装标记是否明显,每拆一件～应检查是否干净～用专用封板和合格的密封垫均匀加以封紧～保证在运输、存放过程中不进水、不进潮气和杂质。 1、 3压力密封试验 全部封板紧固后～应进行压力密封试验～,0、035Mpa, 1 1、 4运输的方法 充油、充气,氮气、干燥氮气, ,1,充油运输:由于油箱内的油体积是随着温度变化而变化～而油箱是密封的～因此～油箱内可能会出现过高的正压或过低的负压～所以油箱内的油是不能注满的～必须留有一个“气腔”～以缓冲压力的变化～在“气腔”内充入高纯氮气和干燥空气。变压器充油运输～其优点是大部分油可以随着本体运输～但是其运输的安全性并不比充气好～以往经常会发生充油运输变压器烧损事故～原因是对严格控制气隙体积的重要性认识不足～因而不是笼统油注到油箱顶盖,100~200mm,～当出现高温时～油箱内过大的压力使密封破坏。在降温,如大雨,油箱内出现负压～吸入水分和潮气～引起绝缘局部受潮。为防止类似事故～一般应采取以下: , 按每台变压器运输和储存的具体情况～决定“气腔”的大小, , 注油时～须使用注油油位计来观察油位～以免注油过多或过少, , 对于有载调压变压器 ～切换开关注油后～应将油室和油箱的连通 管接上。 充气运输 ,1, 充高纯氮气,含水量?2、5ppm,或干燥空气,露点为-40 ?,的目的是为了尽量减少进入油箱的水分。 ,2, 在充气排油之前～应进行渗漏检查。当充气压力至0、05 Mpa 时～关闭充气阀门～静放2-3小时～保持压力不变～且无渗漏现象～这时可进行排油充气。在排油的全过程中应将气体压力控制在0、 2 035~0、05 Mpa范围内～放尽变压器油,先放油阀、再底部排污塞～直至跑气为止。然后按照油箱内气压与环境温度的关系曲线～确定充气压力值。,压力应是户外型kPa表而不是户内型的Mpa表,举例:有一台360MVA发电机变压器～使用的量程为0、16Mpa气压表～运输押运人员凭经验认为～运输期间温度变化不大～压力表指示看不出变化是正常的～所以在押运记录上记录为0、025Mpa～但是到现场排氮气时～发现嘘嘘作响～只吸气不出气～说明油箱内已出现很大的负压～取下气压表检查～指针因锈蚀卡住。 ,3, 运输途中发生渗漏～应及时补气维持正压～低于10kPa和 高于50kPa～应进行补气或排气 1、5其他附件的包装 , 110kV及以上的套管～用电瓷厂的包装箱, , 35kV及以下的纯瓷套管～需在瓷群上加包防震材料～然后 再装入包装箱内, , 风冷却器、控制箱等应采用原包装箱, , 温度计、油位表、气体继电器、压力释放阀、吸湿器、风 扇电机装箱后要采取防雨、挤压、窜动和冲撞等措施。 二、 运输和就位 1、铁路运输 1、 1需考虑运输时要受到以下作用力 , 车辆发生冲撞以及起动和刹车所产生的纵向水平惯性 力, 3 , 车辆在弯道上行进时间所产生横向水平惯性力, , 车辆在轨道上震动所产生的垂直惯性力, , 风的压力。 , 需在本体上安装三维冲撞记录仪～分别记录行进、纵向、 横向和垂直方向的重力加速度,以g,来表示。 1、2水路运输 水路运输分海洋和内河运输～同样需安装三维冲撞记录仪。 1、3公路运输 需做好道路的考察、障碍物的拆除或避饶、桥梁的加固或另辟便道以及装车、卸车等等。根据国外经验提出。 , 早期规定在一级路面不超过15km/h～其余路面不超 过10km/h。 , 近期规定完全铺平的公路最大时速40km/h～没有完 全铺平的公路最大时速20km/h～未铺砌的路最大时速10km/h～但是由于现在新型大件运输车有专门的防震装臵～并能自动调节每个车轮的负荷～路面不平整也不会发生超出允许范围的振动。 1、4卸车,起重法、牵引法, 看好变压器高、低压侧的方向。 , 起重法运用垂直力。大型起重机的额定起重量要大 于变压器运输量2倍以上～起重用钢丝绳必须挂在 起吊整体的吊拌上～而不能使用起吊上节油箱的吊 拌～钢丝绳与铅垂线的夹角～一般不大于30?如 果夹角过大～要队钢丝绳的耐拉强度和上节油箱的 4 耐挤压强度进行核算～或者采取中间吊梁～曾经发 生过由于钢丝绳使用不当～起吊时损坏变压器的特 大事故。 , 牵引法。先搭建一个用枕木或钢材的坚实平台～然 后用千斤顶将变压器顶起～在运输车平台和搭建的平台上附设钢轨。使用千斤顶时～作用力必须支撑在变压器专设的千斤顶支架上～并尽可能同步提升～确保每个千斤顶支架均匀受力～千万不能利用变压器的油箱箱沿法兰作为千斤顶的支架～这样会使箱沿变形和焊缝开裂。为防止千斤顶失灵和受力不均匀～在千斤顶提升或降落的过程中～应附加在变压器的底部放臵部分枕木～作为防落支撑。 1、5运输就位 ,1,滚杠运输。用千斤顶将变压器顶起后～在变压 器底部安放“旱船”、“木船”～并在其下方放臵滚杠,一般直径在108~133mm～壁厚8~12 mm的无缝钢管,～同时在其下面铺设枕木或坚实的“走板”。然后降下千斤顶。此时～变压器就可以利用卷扬机进行牵引～地锚应坚固可靠～在放臵滚杠时～严禁将手放在滚杠下方,打地锚时～应判明地下确无其它管线～挥榔头时～要检查榔头的销钉是否牢固～ 表面是否有油污～地锚是否卷边和周围是否有他人. ,2,变压器就位 2、1不带小车的变压器就位:找准定位后,预定位臵,～再用千斤顶顶起变压器～统一指挥～注意操作人员的身体各部位要进入本体下面～必须要做好防止千斤顶失效突然降落的措施～一般需在底部垫有一定 5 数量的枕木。当大型变压器特别是500kV带套管运输和就位时～为确保套管和变压器其它部分的安全～应把冲撞加速度控制在0、1g以内,每分钟不超过2米, 2、2小车运输就位 先将变压器顶起到能够安装小车高度～同样在装小车的过程中同样要采取防止千斤顶突然降落的措施。再在小车的下面敷设钢轨～钢轨的数目要和小车的树木配合。如果钢轨数目少于小车的数目～可能会引起变压器的损坏事故。例如:有一台360MVA的发电机变压器～应用三根钢轨～但是由于旁边有一障碍物～实际只用了中间一根和一侧的一根～结果在运输过程中引起了油箱的开裂。 3、本体运输验收 3、1检查变压器本体在运输车上的村垫～纵向和横向的定位焊件、拉绳等的状态～如有相对位臵的记号～还应仔细观察这些记号的变化状态。 3、2检查三维冲撞记录仪的运行是否正常～记录是否齐全～当各个方向,前后、左右、上下,,重力加速度小于1g～基本可认为运输正常。当任一方向的重力加速度介于1~3g～应认为运输过程中发生过冲撞～如任一方向的重力加速度?3 g～则可认为运输过程中发生了事故～对于运输中发生冲撞事故的变压器～应进行专门检查～作出分析判断后～再确定是否需要卸车还是返厂。 3、3充气运输变压器～应检查气压是否一直保持在,0、01~0、03Mpa,的范围内。对于充油运输的变压器～应采取充气压的办法～检查气腔 6 的密封状态～以查明是否存在进水受潮。 3、4零部件的验收 3、4、1瓷件:固定牢固～外观无明显损坏～各连接部位无串动和移位～无渗油。利用吊机安全吊起套管将其安放在专用支架上～并要做好抗风的安全措施。并及时取样进行验收。 3、4、2冷却器:固定牢固～外观无冲撞现象,举例,一般应进行密封试验,气压或油压, 3、5保管与保存。 3、5、1对于充气变压器～应经常检查表计气压值～使之保持正压～当表压低于10kPa～应及时进行补入含水量合格的气体。对于充油变压器～保存时间超过3个月的～应真空注油并装上油枕进行保管。 4、变压器安装所需器材,安全用具, 1、 安全帽,2、氧气含量表,3、行灯,4、安全带,5、脚手架,6、 绝缘梯,7、升高作业车,8、灭火器材, 5、现场安全组织措施 5、1组织措施:落实整个的项目负责人、施工负责人、技术负责人、现场安全员、工器具管理员、各配合专业负责人。 5、2现场安全措施: 1、将安装现场与运行区域隔离 2、 将套管、冷却器、升高CT、储油柜、各类管道等主要附件用隔 离带进行隔离, 3、 对于安装现场吊车、升高作业车需作业的半径范围与带电部位 7 用明显的警示标志给予警示。 4、 所有的施工机具的外壳必须良好接地 5、 所有的临时电源箱必须符合安全用电的要求 6、 油容器必须良好接地 7、 电源线必须做好防止车辆碾压的安全措施 8、 吊车、升高作业车的车架必须良好接地 9、 气焊用具必须做好防爆晒和防止沾油的措施 10、 现场布臵一定数量的灭火器材 11、 配备具有资质的起重队伍和合格的起重机具 12、 高处作业,2米及以上,必须使用安全带 13、 所有的梯子严禁搁臵在绕组、支架、引线等部位～并有人扶持 14、 脚手架搭建稳固～符合安全要求 15、 上下传递物件应系黄绳传递～严禁抛掷 16、 尽可能避免上下交叉作业～必须时～应做好安全隔离遮挡措施 17、 进入油箱内检查～含氧量低于18%时～严禁进入。箱外监督人 员应随时与箱内人员保持联系～进入人员必须穿载专用服装和 鞋子～并做好防滑措施。 18、 起重工作必须专人指挥～并遵守起重作业的相关规程 19、 焊接作业必须做好防火措施 20、 高压试验必须设臵试验区域～并悬挂明显的标示牌和派人监护～ 严格执行预先制定的试验方案～当试验有异常时应停止试验～ 待查明原因后继续试验工作。 8 6、变压器油的运输和净化 6、1变压器油的运输一般采用油罐或油桶运输～到达现场的补充或填充的油应有试验记录并取样分析～如是大罐每罐取样～小桶按表1-1,手册P3, 6、2罐在装油前必须进行认真检查～一般检查的方法是用白布擦遍每个平面和角落～以看不到脏污颜色为干净, 6、3油罐注油后应采取防潮措施～一般有全密闭和吸湿型呼吸器与大气隔离的两种方法。其中采用全密闭法时～和前面讲述的带油运输变压器一样～要按照运输和储存期间的环境温度的变化～计算出预留的空隙体积来决定油罐的装满程度～空隙内可以充氮气或干燥空气。当采用变色吸湿器内1/5硅胶变色时～应更换或烘干～但是不论采用那种方法～注油后～应立即封好容器 6、4变压器油的净化一般采用压力式滤油机或真空滤油机～目前基本采用后者。通过净化确保变压器油的击穿强度、tgδ和含水量符合要求。由于真空滤油机是运用加热～抽高真空来排除油中的水分和气体～同时在进出口装有过滤器～以达到净化的效果。要注意温度的控制和过滤器的经常更换。 6、5变压器一般不采用混油的方法～当现场油不够时～添臵的油不是来自同一个来源～即使来自同一个来源～供货商不出具可以混油的证明～均应进行混油试验 6、6油的安全防护。变压器油虽然闪点,燃点,,较高～不属于易燃液体～但其毕竟是可燃液体～同时在现场浸泡过的棉纱、棉布燃点 9 更低～特别要注意不能直接接触火源～要避开气焊的火焰和电焊的电 2弧。同时变压器油在50?时的运动粘度小于100mm/s～属于能造成水污染的液体～从保护环境和节约的角度～不能随便弃臵废油 7、变压器内部检查,内检, 7、1内部检查的方式有三种 7、1、1吊开上节油箱,又称吊罩检查,其特点是可以对器身进行全面检查～本对箱壁及其屏蔽装臵单独进行检查,对于紧固件松动、引线支架开裂、移位～纸包绝缘损伤、器身内遗留的异物～可以进行处理,但是吊罩需增加安装工作量和器身增加污染的几率～如工作中出现失误～还会留下后遗症。 7、1、2从人孔进入油箱内检查其特点是可以省去吊罩的工作量～也可以减轻器身污染的几率～一般适应于,1,运输中冲撞加速度?1g,,2,油箱焊死结构,3,制造厂家承诺 7、1、3在油箱外检查只通过法兰孔和手孔等进行观察～并通过一些检查性试验如测量铁心对地绝缘电阻等。 7、1、4变压器内检注意事项 7、1、4、1内检一般由制造厂家和用户各指派1~2人参加～双方应对检查的结论作出记录并负责。 7、1、4、2进入油箱的人员应穿带专门的服装和防滑鞋～禁止带入与检查无关的其它物品。 7、1、4、3内检人员所用的工器具应登记～避免使用活络扳手～且工具需系有 一定长度的纱带。 10 7、1、4、4如吊罩检查应尽可能做好防止尘土飞扬和突然降雨的措施。 7、1、4、5变压器器身暴露空气时间计算:打开密封油箱内进入大气时为起始时间～完成密封～器身与大气已隔离时为终止时间。 7、1、4、6器身在大气中允许暴露时间 ,1, 空气相对湿度?65%为16小时, ,2, 空气相对湿度,65%～而?75%～为12小时, ,3, 空气相对湿度,75%～一般应停止工作。 8、变压器内检时暴露出器身的方法,共有四种, 8、1排氮内检 8、1、1真空注油排氮:利用真空泵对油箱抽真空达到?133、3Pa～ 并在不停泵的条件下保持4小时～然后才油箱下部住注入合格的 油～浸没器身时～充干燥空气排油。采用真空注油排氮～可以减 轻器身绝缘受潮的程度～吊罩检查应使用该办法。 8、1、2真空注干燥空气排氮:抽真空的方法与真空注油排氮相 同～不同的是用露点?-20?的干燥空气代替变压器油。采用此法 可以节省排油时间～最适合从人孔进入器身内检,油箱内氧气含 量应大于18%,在检查过程中可以不断充入干燥空气～使器身基 本上处于与大气隔离的状态～对防止器身受潮很有效。 8、1、3注油排氮:从油箱下部注入合格的变压器油～迫使氮气 从油箱顶部排出～当油注至铁轭上表面～静止24小时～以上～ 以便绝缘深层次处浸透～使氮气游离出油面～然后再用干燥空气 11 排油。该法与真空注油排氮的区别在于注油前不抽真空。因此～ 作为暂时不具备抽真空条件～而有较长时间静放的场合使用。 8、1、4采用大气自动排氮:对于吊罩的变压器～起吊上节油箱的过程～其实就是自动排氮的过程～等上节油箱吊开便可以进行器身检查。这种方法一般只适合电压等级?220kV变压器～或空气特别干燥,空气相对湿度?30%,的条件下进行内检的变压器。 8、2排油内检:对于充油运输的变压器～内检时排油的方式也有四种: 8、2、1充干燥空气排油:这是最佳放油方式～对于吊罩内检～可以提前放油～省去内检当天放油所需的时间。 8、2、2氮气排油:一般适用于有氮气无干燥空气发生器的条件下采用。 8、2、3充经硅胶过滤的大气排油:这比直接通大气排油可以少进一部分水分～但不能用于空气湿度较高的场合～因为当排油量大时～进气量也大。硅胶用少了～吸水率太低。为提高吸水率只能延长硅胶筒的长度～使用更多的硅胶～这样就增加了阻力～限制了气流量～因此采用此种方法排油时～油的流速不宜过大。 8、2、4直接通大气排油:由于器身绝缘是油浸渍状态～绝缘对空气中的水分吸附程度与干燥绝缘处于真空状态下的情况不大一样。因此～对于防湿要求较低～而空气相对湿度较小,50%以下,的场合～也可以使用大气直接排油的方法。 至于采用那种方式～应根据变压器的重要性、空气相对湿度和现 12 场施工条件和工程进度等多种因素～综合考虑。 9、上节油箱起吊 9、1拆除全部箱沿螺栓、定位装臵、绝缘衬板,当一侧衬板由于运输挤压不能取出,可待油箱起吊时自行脱落～同时对衬板的挤压情况进行检查。 9、2上节油箱起吊时～吊索与铅垂线的夹角不宜大于30度。如果因起重机或环境的原因～夹角大于30度～则应校核吊索的强度。 9、3、吊罩内检时起吊的上节油箱～是尚未安装零部件而装有封板的油箱。其吊罩工作的主要工序如下: 9、3、1上节油箱起吊前～在拆除拆除箱沿螺栓。并拆除油箱项部的定位装臵盖板及其绝缘衬板。如有一侧衬板由于运输中受挤压而不能取出～可待油箱起吊时任其自行脱落。对该衬板的挤压情况应进行检查,并作记录。 9、3、2上节油箱起吊时～吊索与铅垂线的夹角不宜大于30度～如果因起重机或环境原因～夹角大于30度～则应校核吊索的强度。起吊过程中～应保持油箱上、下箱沿平行分离,必要时要加手动葫芦进行调节,,并注意防止箱壁与器身有碰撞或卡住等不正常现象。 9、3、3上节油箱应放臵在水平敷设的枕木或木板上～以防止箱沿密封面碰伤或污染。选择放臵的地点时～要考虑既不妨碍下道工序～又便于回装时起吊。起吊时所用吊索和吊具～尽量保持不动～以便突然下雨或起风时以最快的速度回吊油箱。 9、3、4起吊油箱之前～应彻底清除尘埃及螺栓、螺母等可能掉落的 13 物体～以免落入器身。 9、4变压器器身检查: 9、4、1检查器身前～ 应根据产品结构特点～运输过程中发生的问题及安装方式等具体情况～拟定检查项目和检查办法～列成表格～逐项进行检查。将检查结果详细填写在检查表中～并由检查人签名。 9、4、2现场检查结果应与出厂检查进行对比分析。如发现需要处理的问题或缺陷～一定要妥善处理～以保证产品质量。对于难以处理～而对质量影响不大的问题～经双方协商可以不处理～但要有文字记载。 9、4、3检查中发现紧固件松动～应随时加以紧固。一切异物,包括非金属异物,都在彻底清除。当表面有粉碎性杂物用油进行冲洗可以清除～而又不至于冲到内部的情况下～可采用合格的变压器油冲洗。否则～不要随便使用油冲。特别是要防止把杂质冲进器身。 9、4、4要检查过程中～选择变压器在运行中可能发生位移的部位～例如线圈垫块～压钉碗、紧固螺栓等处～适当作一些记号～以供以后的吊罩检查作比较。 9、4、5铁心应配合试验进行检查。应使用2500V兆欧表测量铁心的绝缘电阻。实测值不小于200兆欧～即可认为无多点接地现象。至于铁芯对地绝缘的真实绝缘电阻～应以真空注油后的实测值为准。 9、4、6铁芯和拉带是绝缘的～拉带的一端和夹件间有接地连线而另一端则用螺栓绝缘隔开。如果这一端的螺栓绝缘损坏～则形成键在链主磁通的短路环～可能引发重大事故。因此应重视拉带绝缘可靠性的检查～对于可看清的上拉带～可用查看的办法检查有无绝缘缺陷～而 14 可不采用拆开接地连线～测量绝缘电阻的方法检查。以免一不小心～将连线的螺钉和垫圈掉进线圈内部。对于下拉带～特别是压在线圈底下的那些看不见的拉带～在解开接地连线～分别测量绝缘电阻。测量完后～一定别忘恢复原状。 9、4、7当发现油箱内有进水或其它局部受潮现象时～应找出进水点～必要时还应测试器身在空气中的全部或局部绝缘特性,绝缘电阻、泄漏电流及tg,等,～以便确定受潮状况～并作妥善处理。 9、4、8有载分接开关或无励磁分接开关的接触状况～应在扣上节油箱前或进入油箱的检查人员出来之前～进行详细检查。检验方法是一面操作～一面观察～内外人员共同确认分接位臵指示正确～接触良好。 10、变压器上节油箱回装: 10、1器身检查结果～还应清理箱底残油～检查有无遗留工具或杂物。由内检负责人宣布全部工作完毕～同意回装上节油箱时～才可进行回装工作。 10、2回装上节油箱时～应先清理下节油箱箱沿～并检查箱沿胶垫是否完好。然后～用专用夹子将箱沿胶垫的位臵固定。当上节油箱吊到一定高度时～检查箱壁的磁屏蔽是否完好～,也可在油箱放臵在一边时～即从人孔进人检查,并清理箱沿密封面。然后再起吊到器身上面。 10、2上节油箱下落时～除掉应同样注意起吊时所注意的事项而外～要更注意防止将器身的任何部位撞伤。否则～可能留下事故隐患。例如:曾经出现过扣上节油箱时～压坏低压引线支架～运行中遇到出口短路时～引线间发生放电～烧毁了变压器。当需要更换箱沿胶条时～ 15 在回装上节油箱前就应把胶条准备好。胶条在现场粘接～必须依照原有胶条长度下料～以便长度合适。在削接头的粘接斜面时～斜面在锉平～斜面的长度应不小于5倍胶垫的厚度。为便于记忆粘结接头的位臵～并使接头的耐受张开力较小～此接头规定安放在低压侧的中部。 当上节油箱下落到接近箱沿胶条时～应使用拨棍穿入螺孔进 行定位,如能穿进一部分箱沿螺栓～则应在各个方向尽量多穿一些～以免上节油箱下落时～扭动胶垫。当发现上下节油箱吻合得不好时～切勿压着胶垫拨动上节油箱。而应吊起上节油箱重新定位。 经检查确定箱沿胶条的安放合适～并插入全部箱沿螺栓后～ 才可紧固箱沿螺栓。紧螺栓时～不能一紧到底～而应将全部螺栓轮翻紧固。最后统一紧一遍～同时达到合适紧度。 完成上节油箱的回装～并采取保护器身的措施,例如开始抽 真空,后～才是内检工作全部完成。 11、变压器的引出线安装,电气连接, 11、1变压器引出线的种类: 变压器的引出线接到电网以后～才能起到输送电能的作用。 套管是起将线圈的引出线引出油箱的作用。所以套管是油浸式变压器引出线的主要组成部分。套管升高座是为了调节套管的安装位臵和安装电流互感器而用的～也是构成变压器引出线的一个组成部分。 按套管的通流导体结构不同～套管分穿缆式和导杆式两种基本 形成。对于穿缆式套管～绕组引出线一直延伸到套管头部～连接时是 16 将带螺纹的导电头旋到导电座上～连接工作在油箱外部进行。而对于导杆式套管～绕组引出线是在油箱内部用螺栓与导杆连接。其连接方式又分螺母夹紧式和螺栓搭接式两种。 11、2螺栓紧固接头的基本要求: 11、2、1螺栓紧固接头包括用螺栓压紧的搭接接头～用螺纹旋紧的对接接头。和其他电气连接接头,例如焊接接头～压接接头,一样～应能满足通过最大工作电流～超负荷电流和短路电流的要求。衡量其是否满足要求的主要指标～是长时间运行中油的最大发热温度不超过105ºC～检查这个指标能否实现的方法～是测量接头的电阻。当接头两端点之间的电阻～不大于被连接导体同样长度的电阻时～接头的温升则不会高于导体的温升。 11、2、2 长期以来～变压器螺栓紧固接头的过热事故很频繁。但发生事故以后～再按操作规范重新安装之后～就可恢复正常运行～而且不再发生事故。由此可见～按规范设计的接头的运行可靠性～主要取决于安装的质量。因此安装时必须做到: 11、2、2、1接头的接触表面应擦净～不得有脏污、氧化膜等妨碍电接触的杂质存在。 11、2、2、2接头的连接片应平直～无毛刺、飞边。 11、2、2、3紧固螺栓应根据压紧力要求,10N/A,～配有蝶形弹簧垫圈～以保持稳定的压紧力～防止松动。 11、2、2、4螺栓应按规定的紧固力矩或弹簧垫圈的压缩量拧紧。需要说明的是～在油箱内紧固接头螺栓～受空间限制～力矩扳手往往施 17 展不开,再加螺栓的加工不一定规范～螺纹的摩擦力有分散性。因此～采用力矩扳手来控制接头的紧固程度～并不切实可行～而使用控制蝶形弹簧垫圈压缩量的办法来紧固接头螺栓～则具有更实用的可操作性。蝶形弹簧垫圈的压平力～在其中有规定。对于符合标准的产品～其压平后并不发生永久变形和丧失弹性。因而当接头由于热胀冷缩或其他原因引起螺栓压紧力下降时～蝶形弹簧的反弹作用～可使螺栓的压紧力仍保持在一定水平～保证了接头的电气接触。因此～安装接头时～应按规定片数加上蝶形弹簧～然后将螺栓拧紧到将其压平。 12、高压油纸电容式套管的吊运: 电压等级为63KV、110KV、220KV、330KV和500KV的油纸电容式套管～其总长从2M到5M。安装时～需从包装箱内吊出～再调整好安装角度～然后安装到油箱上。在其吊起和下落过程中～如果发生碰撞～可能将套管损坏,而安装角度没有调整好～则下瓷套进不了油箱～或者可能在进入时压坏绝缘件。因此套管的吊运～在变压器安装工作中是一件很需要讲究的工作。 12、1套管从水平放臵的包装箱内取出后～仍水平放臵时～可用一钩法吊运。但如果从包括箱取出后需直立起来放臵～则应采用双钩法,需有2台起重机或一台起重机和一个手动葫芦,。起吊时上部一钩上升～下部一钩,或手动葫芦,下降～使套管由水平位臵逐渐转动到垂直方向。但对于尺寸较小和重量较轻的套管～用人力抬起即可以保持下节瓷套上的均压球不受挤压时～也可用单钩起立。 12、2电压等级?110KV的高压套管～安装在三相变压器上时～为了 18 保证相同最小空气间隙不小于GB10237-88的规定～一般都需要倾斜安装。为了使套管在安装时得到所需要的倾斜角～吊索的悬挂有两种方法～一种叫绑扎法～另一种叫牵引法。 12、2、1绑扎法: 绑扎法是用2根钢丝绳或尼龙绳作主吊索～主吊索的长度不小于2,5倍套管外部总高度,即法兰以上高度,～承重能力为对被吊物有不小于3倍的安全裕度。主吊索的4个端头分别用U型夹具系到套管的承力法兰的4个吊环上～主吊索的中部挂 在起重机的主钩上。为了得到必要的倾斜角度,指套管与主吊索垂直部分的夹角,～在套管的适当部位将套管和主吊索捆绑在一起。倾斜角度以首先与捆绑的位臵有关～例如:捆绑位臵在重心以下～则倾斜角可达180º～即套管要翻倒。如果捆绑位臵在重心以下～倾斜角为90º即套管处于水平位臵。由此可见～当要求倾斜角,90º时～ 捆绑位臵一定要选择在套管的重心以上。当吊索与瓷套的捆绑紧度一定时～捆绑的位臵距重心的高度超高～则所能获得的倾斜角度越小。例如:若紧紧捆绑在套管顶端～则套管无法倾斜。因此～为了获得合适的倾斜角～首先应选择合适的捆绑高度。而在一定的捆绑高度下～倾斜角还取决于捆绑的松紧程度。因此～捆绑绳的收紧与放松～与能调节倾斜角。捆绑绳所受的张力～也随捆绑的高度变化。正好捆绑在重心上～受力最大～可达套管的总量。而捆绑在重心以上时～高度越高～所受的张力则越小。紧绑在顶端受力最小。 12、2牵引法: 牵引法的主吊索同样是系到套管的承力法兰吊环和起重机的主 19 钩上。所不同的是～在套管的项部和主钩之间系一链式滑车～用伸缩滑车牵引长度的方法来调节倾斜角。用这个方法控制倾斜角～技术难度比较小～但所需操作时间较长。 无论捆绑法或牵引法～都有一个确定倾斜方向的问题。倾斜方向是由法兰上的放气塞的位臵和套管头上油表的面向来定的,部分放气塞位臵有误的套管则只能以油表面来定,～当放气塞处于法兰上坡的最高位臵时～油表的面向与法兰下坡的最低点一致。以下把这最高与最低点的联线称为方向线～把垂直于方向线的中点线叫做转轴线。用以说明如何顺着方向线系挂主吊索。 ,1, 方向线处于吊环中间: 图8-2表示大管法兰盘上的吊环与方向线的相对位臵。当方向线 处于1.4和2.3吊环的中间对,图8-2a,～应使用2根吊索～分别系于1.2和3.4吊环上。吊索可在主钩上滑动～所以受力是均匀的。这样在套管倾斜时～不会受到附加的反作用力～容易调整倾斜角。否则～调整倾斜角很困难。 ,2,方向线和吊环1和3重合的位臵时～如用2根吊索分别系于1.2和3.4吊环上～或用4根吊索分别系于1.2.3.4吊环上～则很难调整倾斜角。当用2根吊索分别系于2.4吊环和1.3吊环时～系于1.3吊环的吊索可在主钩上滑动～吊索钩可均匀受力～容易调整倾斜角。但最好的办法是用1根吊索系于2.4吊环～调整倾斜角特别方便。 ,3,方向线处于吊环中点和1个吊环之间 图8-2C表示方向线处于2.3吊环中点m和3之间。这种情况用1 20 根、2根和4根吊索～倾斜角都不好调整。较好的办法是用3根吊索～即用1根长吊索和2根很短的钢丝绳。先把短钢丝绳分别系于1.2和3.4吊环上～再把长吊索用U型卡卡在短钢丝绳上～U型卡应位于转轴线上。这就相当于上述第,2,项中用1根吊索系于2.4吊环的状况～调整倾斜角也就同样地方便。 需要说明～以上标出的吊环编号不是固有的～而只是临时用以表示它们和方向线之间的相对位臵。因此～应先划定方向线的转轴线～按上述标号顺序给吊环编号～这样～以上三种情况便可通用于各种情况。 13、穿缆式电容型套管及引线的安装: 穿缆式电容型套管～按电压等级分～有63KV、110KV、220KV、330KV和500KV～按通过电流分有400A、600A、1200A及1250A等。但安装方法大同小异～均可应按下列要求进行规范化操作: 13、1用布或棉纱擦去瓷套及联结套简表面的尘土和油污。如有干擦不下的油漆之类沾污物～应使用溶剂擦洗。应把全部瓷裙擦净～直到显现本色。 13、2卸下套管上的均压球、均压环、导电头及“O”型密封垫圈等零件～擦净后用布包好备用。对O型密封垫圈应细心检查。如发现损伤、老化或与密封槽不配合必须更换～以免密封不可靠。 13、3用铁丝牵引白布球的方法～检查和清理导管的内壁。直到白布上不见脏污颜色。然后用塑料布将导管的两头包封好。 13、4仔细检查瓷套,特别要注意两端头和粘合面,有无裂纹～瓷套 21 两头的密封胶垫是否完好。如果发现有渗漏现象～一定要查明原因～并进行处理。现场无法处理时～则应更换套管。但如果仅发现瓷釉有斑痕或小片瓷釉连同瓷质脱落～脱落程度在国家标准规定的允许范围之内～仍可安装使用。但应记录备查。 13、5 升高座安装前～应对其中的电流互感器进行试验～对互感器的接线端子应逐个检查～以防止内部接线松动和消除渗漏油。 13、6按照安装标记安装升高座。安装后～放气塞的位臵应在最高处。至于电流互感器的铭牌朝向和接线端子的位臵～均按原设计～不应强调一致而作不必要的改动。 13、7套管的起吊方法见9.3节。当起吊到适当位臵时～在导管中穿入提升电缆的接绳,端部栓有一个M12螺栓的直径为8~12mm的尼龙绳,。拉绳不宜用太粗的尼龙绳或麻绳制作。拉绳通过滑轮挂在起重机的吊钩上。挂好拉绳后～便可把套管竖立到一定倾斜度。 13、8待套管吊到油箱上的安装法上方时～从油箱中取出电缆引线。如发现引线的外包白布带脱落露铜～应重新包扎好。然后将拉绳上的螺栓拧入引线头上的M12螺孔中。理顺电缆引线,防止打结和划伤,和拉绳～将套管徐徐插入升高座内～同时慢慢收拢拉绳～使电缆引线同步地向上升～直到套管就位。 13、9套管就位过程中～应有一位主装人员通过人孔监视套管是否平衡地就位。如果发现碰伤绝缘或电缆～及时指挥校正。 13、10套管是否可下落到底～对于一般穿缆式引线～是检查引线的绝缘锥是否已进入套管均压球,对于使用成型绝缘件的引线～是检查 22 套管端部的金属部件是否已进入引线的均压球。查明无误后～即可将套管下落到位。并可以拧紧固定套管法兰的螺栓。 13、11待套管拧紧固定螺栓后～将引线接头从套管顶部提出合适高度。提升时切勿强拉硬拽～以防引线根部绝缘或夹件损坏。然后一手抓住引线接头～另一手拆除拉绳～并旋上定位螺母。定位螺母的台面必须朝上～拧到与引线接头上的定位孔对准时～插入圆柱销。在导电座上放好。O型密封圈后～用专用扳手卡住定位螺母～便可旋上导电头,俗称将军帽,～再用专用板手将导电头和定位螺母用力背紧。然后撒去专用板手～将导电头用螺栓紧固在导电座上。紧固时要将O型密封垫圈放正～并将其压紧到合适程度～以确保密封性能良好。 13、12经检查确认～引线进入均压球的位臵合适～等电位联线的连接可靠～便可将人孔封板密封。必须注意:如果不按上述要求进行操作～将可能引起事故。例如: ,1, 导电头下的O型密封垫圈密封不严～水从此处渗漏到线圈 上～引起线圈烧毁。 ,2, 套管直立保存待装时～均压球内积水。安装时没有再检查 一遍～套管插进油箱后～均压球中积水倾倒到线圈上～引起线圈烧坏。 ,3, 高压套管的下瓷套安装时碰裂～引起缓慢渗漏。运行1年 后套管内油位低到与储油柜油位相同的水平～上部无油这一部分便先发生放电击穿～造成套管爆炸。碎片砸坏A、C两相套管～造成变压器三相出口短路事故。 ,4, 220KV引线绝缘锥与套管均压球挤压太紧～引起引线绝缘折 23 断～运行中引线对油箱放电～形成变压器跳闸事故。 ,5, 高压引线的绝缘锥未进入均压球～局部放电超标。 ,6, 均压球未拧紧～成为悬浮导体。局部放电试验时发现局部 放电量起标。或者在运行中发现油中含乙炔,CH,不断增加。 22 ,7, 可拆式引线的均压球与引线间的等位连接忘记连接～或者 装套管时将等电位连线折断～造成均压球悬浮。在局部放电试验时～或在运行电压下均发生很大的局部放电。 ,8, 穿过套管铜导管的引线外包白布带脱落～引线与铜导管相 碰～形成键链引线漏磁通的短路环～流过很大的环流～造成引线烧伤～并使油中总烃增高。 ,9, 高压引线头上的定位螺母上反,台面不是向上而是朝下,～ 无法用专用板手与导电头背紧～在正常运行中或线路短路时导电头过热烧坏。 ,10, 升高座的电流互感器引线小套管渗漏。由于放油后才能 处理～引起不必要的停电事故。 ,11, 用直径为25mm的新尼龙绳作为提升引线的拉绳～接绳 受拉力后释放绞搓绳时的剩余应力～绳子逆时针方向旋转～将M12螺栓旋出引线头～造成引线头连同引线脱落～砸破引线的成型绝缘件。 14、导杆式电容型套管及引线的安装: 导杆式电容型套管～按电压等级分只有20KV和35KV两种～按额定电流等级分有1000、2000、3000、6000、10000和16000A等6种～而目前使用最多的为10000A和16000A大电流套管。 24 导杆式电容型套管在安装时的清理、检查和试验等～基本与穿缆式电容型套管相同～不再重复说明。由于它长度小和重量轻～吊运也比较方便～也不另作说明。而需要说明的有以下几点: 14、1由于通过的电流特别大～绕组出线螺栓和套管连接时～一定要按第8.2节所规定的方法操作～以保证接触良好。连接后～在封手也板前～应测量接头的接触电阻。接触电阻值的允许值可这样粗估～并联单元的接触电阻率应小于0.1,/A。例如:240MVA三相发电机变压器～低压引线与大电流套管之间每边接触阻值应不大于20,,～则每相应小于10,,。 14、2对于采用软铜片作的低压祼引线～连接完后～要检查相间～对地和股间的绝缘距离。对于相间和对地的绝缘距离～应符合标准规定,对于片间要有可见的稳定油隙～而油隙不能似有非有。如不符合要求～应进行调整。 14、3当套管垂直安装时,倾斜角为0º,～瓷套内的油位应按产品说明规定控制,水平安装时,倾斜角为90º,或倾斜安装时～应将套管内的油与本体油相通～或另外附加膨胀器。以便既保证电容芯不露出油面～又保证当套管内油受热膨胀时～不致于引起瓷套崩裂或密封胶垫挤坏。 14、4当2股引线重叠后与套管连接时～通常在外侧要加一块压板。这块压板一定加在外边～而不能夹在2股引线当中。 需要说明的是～如果不注意以上各点～有可能引发事故。例如: ,1, 大电流套管与低压线圈引出连接时～没有将压紧螺栓拧紧～ 25 或者没有加碟形弹簧垫圈保持压紧力～在运行中均会发生接头过热烧损事故。 ,2, 为了形成三角形接线～一般是采用两个线圈的首、末端的引 出线同时接到套管上的办法。为此～将两股引线重叠～外加 一块铜压板压紧。安装时误将压板夹在两股引出线之间～影 响了这它们的间的压紧～而且增加了接触电阻。长期运行后～ 发生引出线烧损事故。 ,3, 接触面上油漆和氧化膜未作清理～虽压紧螺栓不松～但有效 导流面积不大～引起导流处过热～在套管和引线的对应位臵～ 烧熔一个窟窿。油中总烃含量超标后～进行了停电检修。 15、导杆式充油套管及引线的安装: 导杆式充油套管～对于大型电力变压器～仅用于第三绕组出线 或铁芯接地线引出。这种套管较轻～安装时可不用起重机起重～ 安装也比较简单。 15、1以铁芯接地套管安装为例,说明这种套管的安装方法: ,1, 将瓷套内、外表面擦洗干净。检查确认瓷件无损伤～ 零件完整。特别要注意密封面平整。 ,2, 拆下安装接地套管法兰上的封板。通过法兰孔检查接 地引线下端是否牢固地插在铁轭中～上端与套管导电 杆的焊接是否可靠～引线外包绝缘是否完好。如存在 问题～需经处理后再安装。 ,3, 清理安装接地套管的法兰、放臵好密封胶垫。将导电 26 杆穿过瓷套～再在导电杆上套上封款、瓷盖、衬垫并 旋上螺母。然后先将瓷安放在密封胶垫上～用压钉将 瓷套压紧。瓷套固定后～再将导电杆上的螺母和背母 拧紧。 这类套管安装虽然比较简单～但一有疏忽大意～照样要引发事 故:例如: ,1, 安装铁芯接地套管时压钉没有将瓷套压紧～胶垫密封不 严～水从渗漏处侵入～引起低压线圈烧毁事故。 ,2, 安装铁芯接地套管时～没有检查和处理引线绝缘缺陷～ 露铜部分搭接在铁芯上～造成铁芯局部过热故障。 ,3, 安装低压套管时～低压线圈引出线与导杆下端的连接接 触不良～引起油中烃气超标～三相直流电阻不平衡～被 迫停电放油处理。 16、变压器零部件安装,机械连接, 16、1变压器零部件安装所包括的内容: 变压器在现场安装时～除电气连接而外～就是机械连接。而机械连接的方式～基本上是法兰连接。所谓零部件安装～主要是进行这些法兰连接。例如: ,1, 上、下节油箱的箱沿连接, ,2, 入孔和手孔加封板, ,3, 套管及其升高座在油箱上固定, ,4, 压力释放阀及其升高座安装, 27 ,5, 紧急放油阀安装, ,6, 冷却器或散热器和蝶阀或潜油泵的连接, ,7, 冷却系统的油管之间连接, ,8, 储油柜端盖的安装, ,9, 储油柜的进、出油管和排气、排污管安装, ,10, 气体继电器安装, ,11, 排气管安装, ,12, 开关传动轴安装, ,13, 吸湿型呼吸器及其连管的安装。 16、1零部件安装的通用操作规范: 各种零部件虽然名称和作用各不相同～但在安装操作中有其共性～所以有一个通用操作系统～其要点如下: 9.2.1、零部件～在安装前必须认真检查、清洗、确保清洁～为此: ,1,凡是要与变压油接触的金属表面或瓷绝缘表面～均应采用不掉纤维的白布擦拭～直到白布下不见脏污颜色和杂质颗料,以下简称不见脏色,。 ,2,套管的铜导管、储油柜的进、出油管和排气管～其内表面均要与变压器油接触。但这些内表面既看不见～又摸不着。因此～都必须用铁丝系白布,有时需用一大团,来回拉擦～直到白布上不见脏色。即使是看起来是干净的～也应作为一种检查方来～来回拉一遍～以确认其是否真正干净。 ,3,对于不好擦拭的部分或不平滑的表面～可用面粉团粘吸杂质～ 28 同理～直到白色面团上不见脏色～才算干净。 ,4,对于浸油的物体～例如油箱底表面～可用海绵擦拭。 16、3法兰密封: 变压器安装的法兰连接～都有一个密封问题。所以必须处理好每一个密封～以保证不渗漏。为此: ,1, 所有大小法兰,包括油箱箱沿,的密封面或密封槽～在安放 密封垫前～均应清除锈迹和其他沾污物～使密封面保持光滑 平整。然后用布沾苯或无水乙醇～将密封面擦洗干净。 ,2, 坚持使用合格的密封垫圈。凡存在变形、失效、不耐油等缺 陷的密封垫圈～一律不能使用。为此～在安装前～对密封垫 圈应有适当的备品。 ,3, 密封垫圈的尺寸必须与密封槽和密封的尺寸相配合。如密封 垫圈的尺寸过大或过小～都不能凑合使用～而应另配合适的 密封垫圈～或修理密封槽。因为密封垫圈的合适压缩量为其 厚度的25%左右。压缩太小～密封面间接触不紧～不能保证 密封,压缩太多～超过橡胶的弹性极限～使胶垫的弹性丧失～ 同样不能保证密封。 ,4, 对于无密封槽的法兰～或直立位臵的密封槽～其密封胶垫应 使用密封胶粘在有效的密封面上或密封槽内～以防止在紧固 法兰时～密封垫脱离应在位臵。 ,5, 在拧紧法兰螺栓的过程中～要随时观察密封胶垫的位臵。发 现密封胶垫未处于有效密封面上～应松开螺栓将其扶正～然 29 后再待法兰上紧。 ,6, 对于有密封槽的法兰～发现密封胶垫挤到密封槽外压伤～必 须更换胶垫～重新安装。 ,7, 紧固法兰时～应取对角线方向、交替、逐步拧紧各个螺栓～ 最后统一紧一遍～以保证紧度同样合适。 ,8, 紧固法兰的螺栓～露出螺母的螺纹～一般应为2至3扣～不 宜太多～也不应太少。 16、4安装不同零部件所需注意的特殊性问题: 16、4、1冷却装臵: ,1,对冷却器应进行内部检查。至于加压试漏和用油冲洗～一 般不在安装现场进行。必要时应返厂处理或由制造厂到现 场处理。 ,2, 检查油流继电器挡板。档板应铆接牢固。用手拔动档板～感 觉转动灵活。当指示由“红”到“绿”时～电接点应正确可 靠地切换。 ,3, 起立冷却器本体时～宜用双钩起重法～以免损坏潜油泵连管。 ,4, 按安装标志进行安装。并且在安装过程中～注意及时调节冷 却器的平行与垂直度～以保证安装后的冷却器群体能保持横 平竖直。 16、4、2储油柜: ,1, 储油柜在吊到油箱顶上以前～应打开端头封板～用充气的 办法给隔膜袋试漏。充气压力为,0.32~0.025,MPa。充气后的隔膜 30 袋～应保持舒展状态～保持30分钟～无失压现象。如果因隔膜袋有漏洞～充气时压力上升很慢～而压力充到0.02MPa以后～能保持压力不变～可能是隔膜袋的漏洞在储油柜内壁被挤紧。遇到这种情况～应将隔膜袋从储油柜内取出～放在垫有塑料布的平地上重作充气耐压试验。 ,2, 安装玻璃管式油位表～应将小胶囊中的油注满,安装指针 式油表～应检查浮球是否完好～浮球及其连杆是否能沉浮自如。否则～油位表的指示可能与实际油位不符。 ,3, 在呼吸器连管的下端安装呼吸器时～吸湿罐中的储运密封 垫圈必须拆除。安装前～吸湿罐,玻璃筒,中应加干燥的变色硅胶,安装后～在油封缸内注清洁的变压器油～同位应浸没挡气圈～使大气经过油浴后才进入硅胶罐。 ,4, 储油柜的通油和通气管道的连接～应同样保持密封良好。 如果因为它们不被抽真空～而忽略其密封的可靠性～则在运行中可能出现问题～甚至引发事故。 16、4、3压力释放器: ,1,打开压力释放阀的纸箱进行外观检查～未发现异常～且有试验证明～即可安装。但对于启动性能不明的压力释放阀～应进行启动试验。 ,2,压力释放阀最好直接装在油箱顶上～上要带引油管和防护罩。如带有防护罩～罩的排油口应对准开阔方向。 16、4、4气体继电器: 31 ,1,气体继电器应经过检查和校验合格～以保证信号接点和跳闸接点的动作可靠。 ,2, 按照继电器外壳上标明的安装方向,有的用箭头表示～有 的用外文说明,～将气体继电器安装在油箱和储油柜的联管中间。 ,3, 安装各升高座的排气管～使所有可能出现的气体～均能向 气体继电器集合。 17、变压器安装时的真空处理和注油 17、1真空的定义及其计量: 标准状态下(海拔0m～大气温度15ºC)的大气压为101325Pa。随着海拔的升高、温度的降低～大气压便相应地下降。 其关系如表10-1所示: 表10-1 大气压力、温度与海拔高度关系 大气压 海拔,m, 温度ºC mmHg kPa 0 760(00 101(325 15 500 716(00 95(443 11(75 600 707(45 94(303 11(10 700 698(99 93(175 10(45 800 690(60 92(057 9(8 900 682(50 90(977 9(15 1000 674(08 89(855 8(50 1100 665(94 88(770 7(85 1200 657(88 87(695 7(20 1300 649(90 86(631 6(55 1400 642(00 85(579 5(90 1500 634(17 84(535 5(25 1600 626(87 83(562 4(60 当给定的空间,例如油箱内部,内的气压～低于当地当时的大气 32 压力时～则该空间处于负压状态～用真空技术的术语～则统称处于真空状态。真空度的法定计量单位为Pa,帕,。也有用mmHg,毫米汞柱,、bar,巴,和Torr,乇,为单位的。它们间的换算关系为: -31mmHg=1Torr=133.322Pa=1.33322*10bar 17、1使用弹簧管式真空表测量真空度时～真空表的指示是表示被测容器的气压与当时当地的外界大气压的相对差值～因此～先要知道当时当地的外界大气压～从中减去仪表读数～才能知道绝对压力～亦即真空度,习称为残压,。对于变压器真空处理和注油～规定的是绝对压力。例如:抽真空脱水脱气时～要求真空度,133.3Pa。因此有两点必须注意: 1、利用弹簧管式真空表测真空时～撇开当时当地大气压～说真空度为多少MPa,例如说0.101MPa,～不能说明变压器油箱内的实际真空度。 2、如果用1.5级的弹簧管式真空表测量真空度～当真空度〈1500Pa时～即超出了它的测量范围～依靠它是无法进行定量的。为正确地确定变压器真空处理时的实际真空度～必须使用真空计。详见第2.7节。 17、2安装变压器时进行真空处理的必要性: 高电压油浸电力变压器80多年来运行经验证明～其绝缘的可靠性和寿命～在很大的程度上取决于真空干燥处理的质量。对这个问题的认识～有一个逐步加深的过程～随着认识的提高～变压器真空干燥处理技术也就不断地在改进。在我国～电压等级220KV及以上的变压器～现在也由原来的热风真空干燥处理～改为煤油气相干燥处理。后者不 33 仅缩短了干燥处理所需工时～更重要的是能确保绝缘中的含水量在0.5%以下。为变压器的安全和长寿创造了有利条件。制造厂干燥处理技术的进步～给变压器的安装工作提出了新的要求～即要求安装后的变压器～其绝缘中的含水量应尽量保持出厂时的水平。 这问题看起来很简单～但实行起来并不那么容易。首先要摆脱传统习惯的思想束缚～另外还有实际问题～由于变压器的现场安装～只能在室外大气中进行。整个安装工作～从内检到全部零部件装完～需要经历少则十几小时～多则几十小时。即使是规定在空气相对温度?75%时才允许暴露器身～但由于干燥的纸绝有很强的吸水性～十几小时下来～数以吨计的纸绝缘中的含水量不能保持在0.5%以下～抵消了煤油气相干燥处理所取得的成果。 先进工业国家的著名变压器制造厂家在认识到这个问题以后～在变压器安装中采取了相应的配套措施～其中主要之点是改进了真空干燥处理工艺。十几年来～我们一直在消化和吸收这条先进经验。实践证明～是行之有效的～而且是必不可少的。 17、3安装现场真空干燥处理的效性: 在制造厂内真空干燥变压器～是采取既抽真空而又加热的办法。而在安装现场只在常温下抽真空～其干燥效果如何,能不能使绝缘中的含水量恢复到接近于出厂时的水平?这是多年来一直被关心的问题。为了回答这个问题～首先要说明制造时绝缘状况和安装时绝缘状况是不相同。这个不同点～为现场干燥提供了两个有利条件: ,1, 制造时绝缘中含水量,6~12,%～而受潮的深度最深的可 34 达几十甚至上百毫米。而安装时的绝缘是经过彻底真空干燥处理～并经过真空注油的～绝缘的深层不再有水分～而是充满了油。当油绝缘暴露在大气中的时间以天数计算的状况下～绝缘的受潮还只停留在其表面。例如:当大气温度为30ºC～相对温度为80%～纸绝缘在空气中暴露24h～0.5mm深处的含水量为5%～1mm处为2%。显然清除表面的水分～比清除深层的水分要容易得多。这里需要说明:当绝缘处于高真空状态～用大气直接解除真空～相当于用大气“浸渍”真空下的绝缘～会使绝缘深层受潮。出现深层受潮后～常温下抽真空～就在于可能将进入深层的水分完全清除。 ,2, 对于浸过油在大气中吸收水分和气体的绝缘～臵于油箱中 抽真空时～真空度到达动态稳定之后～残余气体中所含水汽分量～只占全部残余气体很小的一部分。实测结果表明～水汽分压约占真空压力的百分之几～一般可按,3%考虑。如取3%考虑～当真空度达到,133.3Pa时～水汽分压约为4Pa。根据绝缘中含水量与水汽分压平衡曲线,修正后的PiPer曲线,～在温度为10ºC～水汽分压为5Pa时～纸绝缘中的含水量约为0.5%。由此可见～只要抽真空的时间足够长～长达平衡状态以后～纸绝缘的水分可以达到很低的水平。但还有两点必须注意～并应作为配套措施～一并实行: ,1, 所有和变压器油接触的零部件～例如冷却器、压力释放阀～ 都要与器身一同进行真空处理～以便清除其表面吸附的水分 和气体。 ,2, 真空注油必须用合格的油～特别是油中的含水量要符合规定 35 要求。以免水分通过油带进器身绝缘。 17、4真空处理和注油工艺: 17.4.1、抽真空脱水脱气 ,1, 全部附件安装完后～在装气体继电器的油箱侧法兰上加封 板～打开各附件、组件通本体的所有所有阀门～使除储油柜和气体继电器以外的所有附件,包括冷却器,连同本体真空。如储油柜按全真空设计～也一并参加抽真空。 ,2, 在箱顶进油阀处加一真空阀和真空表后～再连接真空管道。 以便在对油箱抽真空之前～单抽管道真空。藉以查明真空系统本身实际能达到的真空度。要求达到?10Pa～如大于10Pa～应对真空处理系统进行检查或修理。 ,3, 在对油箱抽真空的过程中～应随时检查有无渗漏～为便于 听泄漏声响～必要时可暂时停真空泵。当真空泵达到实际可能的最高值,应不大于133.3Pa,后～不应将真空泵停下～而应在真空泵继续运行的条件下～保持此真空度。真空保持时间～亦即真空～泵持续开动时间～应不少于24小时。 17、4、2油处理 ,1,在真空注油之前～应将油全部处理合格～并提交油的试验报告。经安装质量监督人员签字认可后～才允许将油打入油箱。 ,2,油的一般性能分析可依据出厂资料～安装现场可不再进行。但下列几项指标必须提供现场各油罐的实测数据: 1、击穿强度500KV级,60KV/2.5mm～330和220KV级,50KV/2.5mm 36 2、含水量500KV级,10ppm,有困难允许放宽到15 ppm,～330和220KV级,15 ppm 3、含气量500KV,1% 330和220KV级不作规定 4、tg,,90ºC,220KV及以上各级〈0.5% 17.4.3、注油: 注入油的温度以40~60ºC,滤油机出口温度,为好～但不要低于10ºC～高于70ºC。注油速度慢比快好～,3~6,t/h都行。 注油时～真空泵继续开动～通向油箱的阀门也保持与抽真空时相同～以便所有零部件连同本体一起真空注油。用真空滤油机注油～油应从油箱下部的注油阀注入。,油从线圈外面向线圈内溢～可减少油对围屏的张开力,。为防止把油抽入真空泵～当油注到油面距真空泵入口约200~300mm时～关闭真空阀门,～停止抽真空。但真空滤油机不停止注油～直到油位逼近装气体继电器处的封板时～才将真空滤油机停下。 对于有载调压的变压器～当切换开关的油室和油箱之间接有连通管时～为拆除连通管～当油注到油面不超过连通管～而且距真空泵入口约200~300m时～就停止注油。解除真空～拆除连通管并加封板以后～再抽真空1h～然后继续用真空滤油机注油～直到油位逼近气体继电器处的封板。 为了要真空注油过程中能严格控制油位。在抽真空脱水脱气工艺之前～就应安装好真空注油油位计。 需要指出～在器身处于高空状态下～用真空滤油机注油以过程～ 37 就是对油分步进行脱气的过程,这种脱气效果～比对大量的油进行整体脱气的效果要好得多。因此～当油注到淹没线圈以后～停止注油～再抽,6~8,h真空～是没有多大作用的～这道工序可以省去。 10.4.3、补油 ,1,松开装气体继电器处封板～用大气直接解除真空。由于油注得很满～残留空间很小～因此直接用大气解除真空时仅在上层进入很少量的大气～对绝缘影响不大。真空解除后～便可拆下封板～安装气体继电器。 ,2,关闭注油阀～拆下进油管。再在储油柜的进油管上接上油管。关闭储油柜集气室的排气、排油阀门～打开储油柜顶上放气塞子和进油阀门～仍用真空滤油机注油～向升高座和储油箱柜等处补油。 ,3,在向储油柜注油时～要防止放气塞被胶囊阻挡。如有阻挡～可用非金属的圆头棍棒从放气管的孔中插入～轻轻拨动隔膜。当放气塞溢出油时～说明储油柜中,胶囊以外,的空气已排除干净。当即将入气塞旋紧～同时关闭进油阀～停止打油。 ,4,打开集气室的排气阀门和升高座等处的所有放气塞～将残余气体放尽。然后在储油柜的放油阀下连接放油管道～打开放油阀～放去储油柜中多余的同～使油表指示的油面与当时实测油温下所要求的油位面相符。 10.4.5、热油循环与静放: 关闭冷却器与本体之间的阀门～打开油箱与储油柜之间蝶阀。将油从油箱下部抽出～以真空滤油机加热到65?5ºC～再从油箱的上部 38 回到油箱。每4小时打开一组冷却器运行10分钟～这样周而复始～进行热油循环。 在循环过程中～油和纸绝缘的水分及气体～不断地进行平衡再平衡。由于油中的水分及气体不断地被真空滤油机排除～因此油和纸绝缘中,尤其纸绝缘表面,的水分及气体下断呈下降趋势。但由于这种平衡的进展速度甚为缓慢～所以热油循环需要的较长时间才能见效。500KV级变压器热油循时间一般不少于48h。 电压等级为220KV和330KV的变压器～按上述规定进行真空注油以后～测量油中的含水量和进行油的其他试验～当各项指标达到第10.4.2节的规定后～可不进行热油循环。否则～可采用热油循环的方法～作为补救措施。必须说明～热油循环的目的是吸收纸绝缘表面的水分～或使水分均匀分布。而不能把含水量大的油注入油箱内～依靠热油循环的方法使油中水量合格。那样做虽然油中含水量很快下降～但其中大部分水分是被纸绝缘吸收了。这是舍本逐末。 同理～500KV变压器在热油循环48h以后～如果同的指标已达到期10.4.2节的规定～循环也可停止。相反地则应适当延长热油循环的时间。 变压器的静放时间～从停止热油循环开始计算,不进行热油循环的～则从补完油开始,。加高压进行绝缘强度试验,例如局部放电试验,～对于500KV级变压器～宜在静放72h以后进行。对于220KV级和330KV级变压器～也应有静放时间～但可适当缩短。 10.5、关于工艺裕度问题: 39 以上所介绍的真空处理和真空注油工艺,以下简称真空工艺,比传统的工艺要严格得多～有个别工序比现行的国标还考究。因而在实行中就遇到这样的问题:过去不这样办～变压器照样在安全运行～有没有必要这样严格,关于这个问题～应从以下几个方面来看。 ,1, 过去不这样办～并不是所有的变压器照样在安全运行。例 如:有的变压器在安装时～不重视真空处理工艺～连合格的真空泵都没有～利用汽机房的射流泵抽真空～把水射到高压线圈上～引起在正常运行电压下发生匝间短路事故。又如～有的变压器在安装时～没有认真地抽真空～器身吸收的水分未能得到清除。运行几年之后～水分在电场强度大的地方集中～引起绝缘击穿事故。象这样一类事故～对于一些老旧的变压器～今后还会继续出现。 ,2, 鲜明的对比发人省醒。例如:有一台高压为220KV～低压 为6.3KV的变压器～在运输和储存中低压线圈受潮～安装时只抽到半真空～而且只静态维持几个小时～因而水分未得到清除～投运后不久～低压线圈烧毁。而另两台220KV变压器～吊罩检查时遭到突如其来的雨淋～认真执行了前述真空工艺～并适当延长了真空干燥的时间。交接试验时～绝缘状况良好,投运后～一直保持安全运行。 ,3, 前述新的真空工艺～是承前继后的一道工序。承前是指与 工厂的煤油气相干燥相呼应,继后是指为现场局部放电试验的顺利通过创造条件。这是客观的需要～否则就会发生问题。例如:多次发生这样的事情～变压器出厂时局部放电量在300PC和100PC以下～由于安装时未实行前述真空工艺～安装后进行局部放电试验时～局部放电 40 量超过1000PC。按前述真空工艺重新处理后～局部放电量便恢复到出厂水平。 需要强调指出～从顺利通过局部放电试验的角度来看问题～220KV 变压器和500KV变压器在安装时真空工艺不应有太大的区别。因为从绝缘结构来说～这两种变压器在局部放电试验时的最大电场强度是基本相同的,从要求的局部放电量的水平来说～又是处于同一范畴的。 ,4,前述的真空工艺～有一定的裕度。对于像大型电力变压器这样重要的设备～设计和制造的每一环节～都留有足够的裕度。在安装的真空工艺中留有一定裕度～使裕度整体配套～而不在安装时形成薄弱环节～应是合理的～也是必要的。 41