摘要：本文主要针对某水电厂大型单相变压器在更换过程中的施工要求、工艺流程、注意事项及更换过程中的重难点步骤等做了详尽的阐述，并结合现场实际施工情况，分析了变压器更换过程中的质量控制点、质量要求等，从而提高大型单相变压器更换施工质量，确保变压器能够按期投运，提高了电网及发电厂设备运行的可靠性。
关键词：变压器更换；安装；套管；对接
1前言
现在随着我国电力技术的不断发展，国家对电网的安全稳定运行要求越来越高，而电力变压器是电能输送过程中最为重要的设备。对于发电企业电力变压器的安全可靠运行，直接影响厂站电能量的送出、用电企业的经济效益，甚至影响到整个电网的稳定性。因此，在现场施工过程中变压器施工工艺、质量要求尤为重要，为了能够有效的提高大型变压器现场更换质量要求，本文从大型单相变压器更换技术要求、更换过程中遇到的问题等方面进行了分析，希望通过本文介绍对现场大型变压器更换工作有一定的指导和借鉴意义。
2变压器及附件到货检查
大型变压器因体积较大质量较重，为了运输方便，一般都是解体分部进行运输，变压器本体及附件抵达施工现场时，用户及厂家应共同对相关设备进行检查验收后再进行组装。
变压器到货后施工方联合电厂和厂家对变压器本体进行检查，检查变压器外观是否位移、形变、损坏，并见证变压器冲击记录仪记录数据是否符合要求，并清点变压器相关组件数量是否缺失，是否与供货清单一致。
检查变压器套管及伞裙是否有裂纹、缺口、划痕、漏油等现象。
检查变压器冷却器组件密封性能是否完好，各测量表计是否齐全有效。
检查瓦斯继电器、压力释放阀、油流速动继电器、油枕胶囊等附件是否齐全完好。
3大型电力变压器附件安装
对于充干燥空气或氮气运输的大型油浸变压器，在对变压器进行附件安装前，应检查变压器本体气密性是否完好，确认变压器本体无渗漏后方可对变压器进行开盖。雨天、雾、风沙天气或者空气相对湿度大于75％时，不能开盖进行变压器器身检查。变压器开盖后，应安排专业人员对变压器底部残油取样进行分析，当残油的击穿电压值≥50kV，含水量<20ppm时，则认为变压器内部在运输过程中未受潮。
3.1变压器升高座安装
套管升高座安装前先对电流互感器的变比、极性、励磁特性曲线测量进行测量，试验满足规程要求后方可进行安装。试验合格后开启变压器上升高座的法兰堵板，并做好防尘措施后，清洁变压器O型密封圈，清洁干净后装入凹型槽内压实，立即将升高座起吊至安装部位上方用校准棒校准方位(电流互感器铭牌位置面向油箱外侧，放气塞位置要位于升高座最高处)，然后慢慢将升高座落至变压器器身法兰面上，穿入螺栓用板手四角对称拧紧全部螺栓。
3.2高、低压套管安装
套管到安装地点后需对其进行绝缘电阻、介质损耗角正切值(tg)和电容量测量。试验数据与出厂值无明显变化方可进行安装。
低压套管安装，应开启套管升高座上的法兰封盖及侧面检修手孔封盖，将清洁好的O型密封圈装入凹型槽内压实，再将主变低压侧绕组与套管的接线板按图纸要求进行连接上，核对无误后，对套管各侧的螺栓对称进行打力矩，检查内部无遗留物后封闭低压侧手孔盖板。
高压套管安装：应开启套管升高座上的法兰封盖及变压器进人孔封盖，将清洁好的O型密封圈装入凹型槽内压实，再将高压侧引线锥、屏蔽罩安装至高压套管底部，再将清洁干净的套管起吊至安装位置，然后慢慢将高压套管接线柱调整至变压器引线位置时，将高压引线与套管进行连接。高压套管内部连接完成后，经监理验收合格后进行封盖。整个过程应做好防尘、防潮措施。
3.3气体继电器和测量元件安装
气体继电器和测量元件安装前应经专门检测机构检测合格后方能进行安装，气体继电器应水平安装，其顶盖上的箭头方向应指向储油柜且与联通管的连接应良好，瓦斯继电器连接好后应保持2%～4%的升高坡度，不得有急剧弯曲和相反的斜度；测温元件安装后，信号接点动作正确，整定值按厂家规定进行整定。
3.4油枕及压力释放阀安装
储油柜安装前先将储油柜的支架初步就位于安装部位，同时将储油柜内部进行全面清洁。对胶囊进行密封试验，向胶囊中缓慢充入氮气使其慢慢胀开,检查确认无漏气破损（0.01MPa保压半小时）；胶囊与储油柜的长轴保持平行不得有扭转，且胶囊密封良好呼吸通畅；油位计连杆及指示动作灵活，油位计指示与储油柜的真实油位相符，油位表的信号接点位置正确。检查无误后将油枕盖板进行回装，将油枕吊至安装部位的上方用校准棒校准方位后穿入螺栓进行紧固。
压力释放阀安装前应检查安全气道隔膜完好，信号接线正确、接触良好、阀盖和升高座内部清洁、密封良好，带动作指示器应检查指示灵活无卡涩现象；检查无异常后，将清洁好的O型密封圈装入凹型槽内压实，然后将压力释放阀按图纸进行安装紧固螺栓。
3.5变压器内检
变压器内检目的主要是发现变压器在组装、运输过程中由于安装工艺不达标或运输过程中设备的冲击导致内部零部件发生位移、变形等问题。
对于充氮运输到现场的变压器，内检前应对变压器内部进行抽真空处理，再注入干燥空气至微正压，再开启变压器本体进人孔，且应持续向变压器内部补入干燥空气，让其内部充分通风。进入变压器内部前应用氧含量测试仪对油箱内含氧量测量，当油箱内含氧量应18%时才能进入检查，一般进入变压器内部检查人员1～2人为宜，且人孔门应设有专人把手。
变压器内部检查的主要项目有：器身各部位有无移动现象，运输用的临时防护装置及临时支撑是否拆除；所有螺栓、压板紧固，并有防松措施，绝缘螺栓无损坏，防松绑扎完好。铁芯检查：铁芯无变形、铁轭与夹件间的绝缘垫良好，无松动，铁芯应一点接地。绕组检查：绕组绝缘层完整，无缺损、变位，绕组的压钉紧固，防松螺母锁紧，绝缘围屏绑扎牢固；围屏上所有线圈引出处的封堵良好；引出线绝缘包扎牢固，无破损、拧弯，引出线绝缘距离满足要求，且固定牢靠，其固定支架紧固，引出线的裸露部份无毛刺或尖角，焊接部位良好；引出线与套管的连接牢靠，接线正确。箱体检查：强油循环管路与下轭绝缘接口部位的密封良好；各部位无油污、金属屑末等杂物，箱壁上的阀门开启灵活、指示正确，冷却器进油管接头清洁。分接开关检查：分接开关各分接头与线圈的连接牢固，开关接触紧密，弹力良好；所有连接接触面，用0.05mm×310mm塞尺检查,动接点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、销子完整无损；转动盘转动灵活，密封良好。
3.6变压器抽真空及检漏
（1）抽真空前，应关闭变压器油色谱在线监测进油阀，若储油柜胶囊或隔膜不能承受真空的，应关闭储油柜与气体继电器联管上的真空闸阀，使储油柜内胶囊不承受真空。
（2）抽真空过程中，应随时检查变压器本体有无明显渗漏，在真空达到133pa以下时，关闭泵阀门等待1h后读取真空度值P1，等待30min后打开阀门读取第二次值P2，当读书ΔP=P2-P1≤3240/M（M变压器油重t）时说明真空度满足要求。
（3）对变压器连续抽真空，当真空度小于133pa时，开始计时，并维持133pa以下的真空度，真空泵继续运行，达到要求压力后继续抽真空48h。(器身暴露空气时间不应超过12h，每超过8h，延长12h抽真空时间)
（4）抽真空过程中应监视并记录油箱是否有变形，其变形值不得超过壁厚的2倍。
3.7变压器真空注油及热油循环
（1）真空注油不宜在雨天雾天进行。
（2）变压器注油全过程应保持真空（注油时变压器真空度不应低于130Pa）。注入油的油温应高于器身温度,且注油速度不宜大于100L/min，当注油高度侵过变压器全部线圈和铁轭绝缘，且油位离器身顶部100～200mm应停止抽真空，并继续注油，此时应做好排气措施，防止压力释放阀动作。
（3）当变压器顶部排气口排出少量气体且伴有油出来时，将注油管改接至油枕注油阀继续进行油枕注油至略高于正常油位（根据温度曲线进行调整）。
（4）注油结束后，将滤油机的出口阀门管道改接到主变底部注油阀上，滤油机进油阀接主变顶部阀，进行热油循环，热油循环过程中油温控制在60℃以内。
（5）热油循环期间每隔12h应轮流启动3台潜油泵，将变压器内部残气进行充分搅动30min。
（6）热油循环结束后，应检查储油柜下部集气盒油标指示是否有气体，若有空气存在时应打开排气阀将气体排尽。
3.8变压器、油枕整体密封试验
（1）变压器本体密封试验
真空注油结束后，解除真空，关闭所有与真空泵连接的阀门，打开主变本体与储油柜连接的阀门通过真空滤油机继续补油，使储油柜油面达到略高于正常油面，静置12h应无渗漏。
（2）油枕整体密封试验
变压器安装完毕后,在储油柜上用气压或油压进行整体密封试验，向储油柜胶囊内充入露点为-40℃的干燥空气或氮气(如下图所示)，压力表指示到0.03Mpa，停止充气，关闭充气阀，持续12h，压力表压力值应无变化，检查设备各部位，应无渗漏。
4变压器更换过程中难点分析
该水电厂变压器高压侧与GIS相连接，低压侧与发电机封闭母线连接，此次变压器更换过程中，难度最大的步骤是变压器高低压侧套管与原GIS设备接口对接，虽然新变压器高压侧套管、低压侧套管接口尺寸与原变压器接口尺寸一致，但是在现场实际施工过程中对接工作难度仍较大。
4.1主变压器高压侧套管与GIS对接
此次主变更换未对主变高压侧的GIS母线管进行改造，高压侧套管GIS母线管沿用以前GIS设备母线管。在变压器牵引至变压器室过程中若变压器太靠左或者太靠右均会导致高压侧套管与GIS母线管无法正常对接，因此在变压器未就位前就要提前将变压器高压套管与GIS母线管接口的位置调整好。如果左右、前后偏差太大时进行对接，将会导致GIS设备连接法兰面扭曲受力，严重时导致相连接气室法兰面松动漏气，其次还会因GIS母线管内部导体之间错位较大，导致上下导体屏蔽罩不能正常装复。
（1）在主变高压侧GIS母线拆除时应做好固定措施，防止主变高压套管与GIS母线管拆除后失去支撑而导致原GIS设备母线受力漏气。
（2）新变压器就位时，应提前调整好变压器左右距离，再缓慢将变压器牵引就位，在变压器即将就位时应利用重锤进行高压套与GIS导体中心位置校准，使误差控制在允许范围内。
（3）变压器就位后，应对主变高压侧套管与GIS内部导体进行预装复，确保变压器高压套管中心与GIS内部导体中心在误差范围内。
4.2主变压器低压侧套管与出口封闭母线对接
新变压器就位过程中，应提前调整好变压器左右距离，再缓慢将变压器牵引就位。在变压器即将就位时，应利用重锤同时对高压套与GIS导体中心位置、低压侧套管与出口封闭母线中心位置进行校准，使两者的误差控制在允许范围内。若误差超出允许范围，应根据偏差范围要求来调整变压器左右、前后的位置缩小误差。
4.3施工过程中组织技术要求
本次主变更换主要是利用机组检修停电机会，对三台500kV单相变压器进行更换，因更换工期紧、施工难度大，且任务重，项目负责人多次组织施工方施工人员对施工方案进行优化讨论，对施工方案中更换步骤合理性进行评估，对施工过程中质量控制点进行了深入分析，对施工过程中人员组织机构、人员分工进行了细化，对施工现场大型器具的定制摆放进行了规划，避免施工现场紊乱降低施工效率，同时也对方案中每个施工步骤的节点工期进行细化，做到高质量、高效率的完成变压器更换。
施工过程中，根据前期施工策划要求，现场施工人员各司其职，各尽所能。变压器更换过程中各个环节进展都很顺利，变压器抽真空、变压器密封试验、油化试验、电气试验、冲击合闸试验都合格，过程中均没有出现返工现象，这为变压器提前完成更换投运赢得了不少时间，这都离不开我们前期精密、充足的施工准备。
5结束语
大部分水电厂受地理位置的限制，很多大型电气设备只能到现场进行组装或者做成分体式结构，而现场很多厂站都因施工设备、施工位置、环境等因素制约很难达到标准的安装要求，因此在现场施工过程中严格按照施工步骤，施工工艺流程，严把过程质量控制点是十分必要的。特别是在安装过程中对空气湿度、洁净度等要求苛刻的环节，施工现象更要严格做好质量要求控制，避免对设备造成二次污染返工，而影响设备的正常投运。
500kV大型单相变压器更换，对现役水电厂来说进行过改造更换的并不多，本文通过对某水电厂单相变压器更换过程中需要注意的施工技术要求、工艺要求、工期控制及施工过程中遇到的难点问题等进行阐述分析，希望对今后同行中进行现场大型单相变压器更换工作有一定的借鉴和指导意义。
参考文献
[1]GB50150 电气装置安装工程电气设备交接试验标准．中国电力出版社，2016.04.
[2]GB50148 电气装置安装工程 电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范．中国计划出版社，2010.12.
[3]DL-L573 电力变压器检修导则．中国电力出版社，2010.09.
[4]李渝．浅谈电力变压器的安装调试技术[J].机电信息，2010,12（30）.
作者简介
陈冲，男，初级职称，华能澜沧江水电股份有限公司漫湾水电厂，2011年至今主要从事电气一次设备检修及维护工作。
论文作者:陈冲
论文发表刊物:《电力设备》2019年第4期
论文发表时间:2019/7/5
标签：变压器论文; 套管论文; 储油论文; 过程中论文; 真空论文; 母线论文; 高压论文; 《电力设备》2019年第4期论文;