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变压器的大修周期、准备及项目
时间:2013-07-05 09:42来源: 作者:鄂电电力 点击:
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变压器的大修周期、准备及项目
一、大修周期变压器的大修周期 1. 新变压器在投入运行后的五年内应大修一次,以后每5~10年大修一次。 2. 运行中的变压器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。 2.1.2大修前的准备 大修前首先询问气象部门、选择晴天干燥无风的天气或在室内进行吊芯检修。 1. 制订安全技术措施计划和组织实施计划。 2. 应根据运行设备缺陷订出大修项目和特殊项目的检修进度表,以便在检修中能认真抓关键路线的检修、缩短大修工期。 3. 根据检修项目准备好所用工具、材料及储油灌、滤油机等设备和有关的图纸资料。 4. 根据试验项目准备好试验设备和仪器仪表。 5. 准备一只测量相对湿度用的干湿温度计。 6. 作好防风、防雨、防火的设施。 二、大修项目 1.外壳清擦刷漆,检修散热器、冷却器、油枕、防爆筒、套管、油过滤器(净油器)、油位计、呼吸器、平板阀(蝶形阀)、闸阀、瓦斯继电器等。 2.吊芯或吊罩,进行芯体检查。 3.测量线圈、轭铁、穿心螺栓的绝缘电阻。 4.检查线圈的绝缘和老化程度,见表2.1.1 5.检查电压切换开关及调压装置。 6.检查清理变压器内外各部件油污。 7.测量套管的介质损失角。 8.检修各部件接头,所有螺栓紧固并防松。 9.检查接地装置。 10.检查油泵、管路,温度计校验。 11.过滤变压器油,并做耐压试验。 12.散热器、冷油器密封、更换全部密封垫。 13.变压器套管充油试验。 14.检查各部位的绝缘状况及颜色、弹性、紧密程度及机械强度有无损伤之处。 15.检查线圈间的燕尾垫是否固定压紧。 16.检查各部油道是否清洁无堵塞。 17.检查基础轨道坡度应符合1~1.5%坡度。 表2.1.1绝 缘 老 化 程 度 表
变压器的大修 大修前的试验及检查项目 一、大修前的试验 1.测定绕组的绝缘电阻和吸收比。(额定电压为1000伏以上的绕组用2500伏兆欧表,其量程一般不低于10000MΩ,1000伏以下者用1000伏兆欧表。测量时,非被试绕组接地。) 2.测量绕组连同套管的泄露电流。允许值见表1。 (1)电压为35KV及以上且容量为10000KVA及以上的变压器应进行。 (2)在高压端读取1min泄露电流值。 (3)试验电压标准如下: 表21
(1)容量为3150KVA及以上的变压器应进行,非被测绕组应接地(采用M型试验器时应屏蔽)。 (2)tgσ值(%)不大于下列数值: 表3 tgσ值(%)
(3)tgσ值(%)与历年的数值比较不应有显著变化。 4.测量绕组连同套管一起的直流电阻。 (1)运行中更换分接位置后,在使用分接头位置上测量。 (2)大修时应在所有的分接头上测量。 (3)对有载调压,一般在所有的分接头上测量。 (4)按GB1094-71《电力变压器》生产的变压器仍以630KVA为界。 (5)1600KVA及以下的变压器,直流电阻相间差别一般不大于三相平均值的4%,线间差别一般不大于三相平均值的2%。 (6)1600KVA以上的变压器,各相绕组电阻,相互间的差别不应大于三相平均值的2%;无中性点引出时的线圈差别应不大于三相平均值的1%。 (7)测得的相间差与以前相应部位测得的相间差比较,其变化不应大于2%。 5.取油样作色谱分析 (1)6000~31500KVA正常情况应每年进行一次色谱分析。 (2)新投和大修后投入运行的变压器发现异常应每月进行一次色谱分析。 (3)溶解气体含量达到引起注意值时,可结合产气速度判断有无内部故障,进行追踪分析。 (4)设备内部氢和烃类气体超过下列任一项值时应引起注意。 (5)烃类气体总和的产气速率在0.25ml/h(开放式)和0.5ml/h(密封式)或相对产气速率大于10%/月时,可判断为设备内部存在异常。 2.2.1.2大修前检查项目:对变压器外壳、散热管、油枕、防爆管、套管等附件进行仔细检查,有无渗、漏和破、裂、凹、凸等现象。 2 吊罩(吊芯) 1.吊芯或吊罩前应对各项准备工作、工器具、起重机具进行检查和试验,现场安全措施、消防设施齐全。 2.检修工作人员应将衣袋内的东西取出、施工工具应登记,有专人负责保管,穿干净的工作服,工具板手拴上白布带。 3.张贴安全标语,工作场所周围用红色塑料带围起,并悬挂警告牌。 4.计算铁芯暴露在空气中的时间。从开始放油算起,至注油为止。以后每两小时记录一次相对湿度。其时间不应超过下列规定。 (1)空气相对湿度不超过65%为16小时,空气相对湿度不超过75%为12小时。 (2)当变压器铁芯平均温度高于周围空气温度3~5℃时,则铁芯在空气中暴露的时间,可视情况延长1~2倍。 5.关闭本体各平板阀(蝶形阀)拆卸油枕、防爆筒、瓦斯继电器、温度计等附件。 6.放出散热器内的变压器油,拆除散热器并作记号,加上堵板,放在指定的枕木上。 7.抽出分接开关操作杆做记号装在备好的塑料袋里;有载调压开关芯子取出来可用塑料袋装好,拆卸时记好位置。 8.拆除套管、电流互感器、升高座都要作好记号,所有二次线接头均标号清楚,套管放置在套管架上用塑料袋装好并用白布带绑扎,拆高压套管时先用斜纹白布带(10~14#铅丝)绑牢高压引线接头,吊套管时缓缓松下,并作介损试验。 9.以上拆除部件的螺栓、螺帽放在专用的木箱内。 10.吊器身或钟罩时用干净钢丝绳,吊索夹角不宜大于60度、必要时可用控制吊梁。起吊过程中,器身与箱壁严禁有碰撞现象。其具体尺寸见表6. 11.吊器身时本体上四角应有人观察;吊钟罩时,钟罩下四角应用游绳拉好,统一指挥。 12.拆除变压器大盖或钟罩螺栓将其放在预定的地方用枕木垫起,吊芯体或钟罩时,吊起100mm停留3分钟预防设备失灵,然后平稳的升起放在指定处,下面用枕木垫起,吊芯体时,应在枕木下放一大油盆或塑料布(枕木要清洁干燥)。 13.8000KV以下的变压器铁芯可棚架在油箱本体上。 14.用干净变压器油冲洗油垢,检查线圈间隙油道,线圈有无变形错位,桦木支架有无损伤,检查每个螺丝重新紧固加防松固定。 15.铁芯一点接地是否良好,硅钢片上有无异常放电痕迹,其压紧程度可用0.02毫米塞尺塞不进为好,穿心螺丝对地绝缘电阻可用500伏~1000伏摇表测量,或用1000伏交流耐压试验1分钟。穿心螺丝的绝缘电阻可见表6参考值: 表6穿心螺丝的绝缘电阻值(MΩ)(参考值)
17.检查线圈引线焊接处,高压引出线锥体部分应紧密无松脱等异常现象。 18.检查无载调压分接开关,用手指逐个拨动接触环,观察是否有炭化物、金属粉末、过热现象和烧毛斑痕;同时注意每个接触柱是否过热和烧毛现象;用0.05毫米塞尺检查,应塞不进,用变压器油冲洗后放下绝缘筒罩。 19.检查无载调压分接开关各抽头引线,压紧螺丝是否牢固并测量接触电阻。 20.有载调压分接开关各组电阻引线连接应牢固。测量其各相串联、并联电阻值,符合厂家标准。(如串联.6欧,并联6.3欧)。 21.每个螺丝进行紧固并进行防松处理。 22.检查线圈和铁芯的底部油垢。可用劈灰刀将油垢削去,清除杂物用干净变压器油自上而下进行冲洗。 |