摘要：变压器是变电站内电压变换的枢纽,在电网安全、稳定运行中担负重任,目前大量运行中的变压器投运时间过长,对主变大修不仅是对设备的平稳运行的维护,更是一项复杂工程。本文阐述了220kV某变电站2号主变压器吊罩大修的全过程，针对变压器大修的施工流程、检修效果、电气试验、发现缺陷及原因等方面进行了分析，可为今后各电压等级变电站变压器大修提供参考。
1 引言
变压器是变电站的核心部分，是供电系统安全稳定运行的关键设备[1]。目前，变电站主变压器压器故障率不高，但一旦出现故障就会造成重大损失，轻则造成设备故障，重则引发火情，危整个电网的运行安全稳定[2-4]。因此，根据变压器的运行状态，对变压器进行检修尤为重要。
2 变压器检修
2.1 检修变压器简介
本次检修的220kV某变电站2号主变压器为沈阳变压器有限责任公司生产，生产日期为1997年，型号为SFPSZ8-120000/220，投运至今近20年。
该变压器由于长期重载运行，密封件老化，油流继电器已出现卡塞现象，同时变压器阀门关闭不严，4组散热器内部积污严重，散热效果差，夏季重负荷时温升较温升曲线高30K左右，超90℃，超过变压器运行温升限值。为有效解决该变压器的上述问题，公司按计划于2016年对该变压器进行吊罩大修。
2.2变压器吊罩大修过程
变压器油具有绝缘、冷却和灭弧作用，因此变压器油的状态直接影响变压器的稳定运行。要完成变压器吊罩大修，第一步需完成放油。放油可提前一天放油后注氮，或在吊罩前一天对变压器部分放油至铁芯顶部，保证变压器铁芯、绕组在空气中的暴露时间不超过规定值。
放油完成后，即可开始变压器吊罩。吊装变压器器身的注意事项：根据设备各起吊部位的重量选择合适的起重工具，起吊瓷套必须使用软尼龙绳；起吊时，应分工明确，专人指挥，并有统一的起吊信号；起吊时应确认所起吊部件所有与其余部位的连接点已撤除，当起吊高度达100mm左右时，应停留检查各悬挂处及捆绑情况，确认可靠后，方可继续起吊；起吊重物提升时速度必须要均匀平稳，严禁忽快忽慢及上下左右摆动，掌握好重心，防止倾斜，避免起重物在空中摇晃发生危险。放下时速度严禁过快，防止起重物着地时碰坏；当所吊部件因受条件限制，起吊后不能移动而需在空中停留时，应采取支撑等防止突然坠落的技术措施；钟罩起吊时，吊索与铅垂线的夹角不宜大于 30 ℃，必要时可采用控制吊梁。起吊过程中，器身与箱壁不得有碰撞现象。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角应打风绳高中低三侧引线与箱壁保持一定距离防止碰伤器身；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[5]。
图1 变压器内脏污、紧固件脱落及10kV套管瓷瓶脱落
变压器钟罩吊开后，检修人员立即对变压器线圈、铁芯及相关部件进行细致、快速检查，检查时对无法看到的部位需用手进行分析判断，变压器铁芯存在多点接地缺陷时应重点检查。本次检修的变压器检查时发现并处理了以下缺陷：
1)该变压器油箱底部可见较多杂质，且存在部分铁屑，立即清理。油中的铁屑是变压器运行过程中的重大隐患，在电场力的作用下，极有可能形成多点接地故障或短路缺陷。
2)该变压器10kV套管C相底部瓷套脱落，且面积较大，立即更换该套管。
3)该变压器有8处固定螺栓松动甚至脱落，进行手动恢复。
4)有载分接开关内部所有触头有明显灼烧的痕迹，固定连片的螺栓松动。经过多次对触头进行打磨和紧固螺栓后，试验波形和数据有明显改观(图1)。
在检查及缺陷处理完成后，检修人员立即对变压器进行密封件更换、钟罩回装工作，以尽量缩短器身在空气中的暴露时间。回装完成后将有载分接开关与本体安装连通气压平衡，以进行负压检漏测试。
有载分接开关回装完成后，需对变压器进行注油与抽真空处理。变压器抽真空与注油注意事项：在抽真空过程中应检查油箱的强度，一般局部弹性变形不应超过箱壁厚度的2倍，并检查变压器各法兰接口及真空系统的密封性；达到指定真空度并保持大于2h（不同电压等级的变压器保持时间要求有所不同，一般抽空时间为1/3～1/2暴露空气时间）后，开始向变压器油箱内注油，注油时油温宜略高于器身温度；以3t/h～5t/h的速度将油注入变压器距箱顶约200mm～300mm时停止注油，并继续抽真空保持4h以上。对于储油柜是全真空设计的变压器，可将储油柜和变压器油箱同时进行抽真空注油。而变压器的储油柜不是全真空设计时，在抽真空和真空注油时，必须将通往储油柜的真空阀门关闭；变压器经真空注油后进行补油时，需经储油柜注油管注入，严禁从下部油箱阀门注入，注油时应使油流缓慢注入变压器至规定的油面为止。变压器套管升高座、上部管道孔盖、冷却器和净油器等器身上部的放气孔应进行多次排气，直至排尽为止，并重新密封好擦净油迹。隔膜式储油柜补油：注油前应将隔膜上部的气体排除，由注油管向隔膜下部注油达到比指定油位稍高，再次充分排除隔膜上部的气体，调整达到指定油位。
2.3变压器大修前后试验
220kV变压器大修时，需在检修前后对变压器进行高压和油化试验，便于检验检修工作成效。
变压器大修前试验发现，变压器本体介损、电容量、短路阻抗、绝缘试验合格；铁芯绝缘试验合格；变压器本体高、中压侧直流电阻合格，低压侧直流电阻不平衡率达1.13%，轻微超标。油化试验合格。
变压器大修后试验发现，变压器本体短路阻抗、频率响应、变比、介损、电容量、绝缘试验合格；套管介损、电容量、绝缘试验合格；铁芯绝缘试验合格；变压器本体三侧直流电阻试验合格；变压器交流耐压试验合格。绝缘油油化试验项目均合格[6]。
变压器大修合格，顺利投入运行。
2.4变压器大修成果
本次检修主要完成了220kV某变电站2号主变压器内部清理、铁芯检查、线圈检查、各端子引线检查、绝缘支撑物检查、穿芯螺丝检查，冷却系统更换，油箱检查清理并更，密封检查并更换缺陷配件，绝缘油处理，温度计更换，10kV套管更换及110kV中性点套管绝缘处理，有载分接开关吊检及缺陷处理。
3缺陷分析
3.1变压器散热不良缺陷分析
本次220kV某变电站2号主变压器大修，针对前期发现变压器温升过高的问题，在查找原因时发现变压器散热器的隔板脱落，阻塞了油路，从而导致散热器中油回路无法顺利流通，散热性能降低(图2)。
3.2变压器中金属杂质产生原因分析
变压器油在流经蝶阀、油流继电器等部件时，由于油流的不完全稳定原因，导致部件的局部受油流力大，从而引起部件的振动，因而在这些部位产生铁屑，经过油流的带动进入变压器器身。
3.3变压器内绝缘支撑件松动原因分析
变压器受运行条件影响或在投、切变压器时会产生较大的电动力，造成变压器内绝缘支撑件松动，加之变压器运行铁芯本身的磁滞伸缩加重了变压器内绝缘支撑件松动。
4结束语
本文对220kV某变电站2号变压器吊罩大修过程进行了阐述，详细记述了变压器器身吊装、抽真空与注油的注意事项，并针对大修过程中发现的散热不良、金属杂质产生及绝缘支撑件松动等缺陷原因进行了分析，并通过试验证明检修成效，可为今后各电压等级变电站变压器大修提供参考。
参考文献
[1]金宝成. 220kV90MVA变压器的现场大修[J]. 华东电力, 1988.
[2]韩超, 张粲. 浅谈大型油浸式变压器现场吊罩大修防控[J]. 科技致富向导, 2015(9):45-45.
[3]姬诚. 探讨110kV 主变检修技术及缺陷处理[J]. 中国科技纵横, 2012(24):146-146.
[4]于强, 王天正, 王建伟. 220kV主变压器发热异常的原因分析及处理[J]. 山西电力, 2016(3):23-25.
[5]万金龙, 张岩晖, 罗福书. 大型电力变压器吊罩检修的流程优化研究[J]. 江西电力职业技术学院学报, 2003, 16(1):15-19.
[6]张志磊, 郭涛, 余云光, et al. 变压器大修后绝缘电阻降低缺陷[J]. 云南电力技术, 2016(s1):77-78.
论文作者:胡高阳
论文发表刊物:《基层建设》2019年第24期
论文发表时间:2019/11/27
标签：变压器论文; 真空论文; 变电站论文; 缺陷论文; 储油论文; 注油论文; 合格论文; 《基层建设》2019年第24期论文;