3号主变B相升高座内有异音内检报告.docx
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3号主变B相升高座内有异音内检报告
3号主变压器B相升高座内有异音
内检报告
电气检修分场
二○○三年三月七日
3号主变B相升高座内有异音内检报告
第一部分 概况
一、设备参数
变压器型号：
SFP7-37000/500相数：
3相额定电压比：
535/20KV额定频率：
50HZ额定容量：
370000KVA联接组标号：
YN,d11短路阻抗：
14.26冷却方式：
ODAF冷却器组数：
315KW（5组）其中一组备用
绝缘油牌号：
45号超高压绝缘油（克拉玛依）绝缘油重量：
60T
二、运行状况
双辽发电厂3号主变压器由沈阳变压器有限公司制造，2000年12月投入运行，2002年11月4日，运行人员检查发现3号主变压器B相升高座处有微弱异音，经我厂电气专业人员的共同鉴别，怀疑是高压侧B相升高座内部部分元件松动所致，立即对该变压器进行了绝缘油的色谱分析，未发现异常。
然后将异常情况立即传真至沈阳变压器有限公司，沈阳变压器有限公司随即派出3名专业人员到生产现场，经过鉴别初步认定B相升高座异音是出自高压侧B相升高座内部X绝缘支架（升高座水平部分）或套管均压球部分（套管安装法兰以下2135mm处）紧固件松动。
三、制定的安全措施：
因为事发当时不具备停电处理条件，由沈阳变压器有限公司领导、专业人员和双辽厂领导、专业人员共同商议决定，3号主变压器继续保持运行状态，为保证此区间3号主变压器安全运行，对3号主变压器加强监视和绝缘油色谱的跟踪试验，特制定了如下安全措施：
1．由运行人员加强对3号主变压器的监视（每4小时一次）
1．1运行人员监听B相升高座的声音有无变化并记录当时的负荷电流（高压侧）。
1．2由于升高座处的油循环情况较差，应加强对变压器套管处的温度监视，要求运行人员使用红外测温仪定期检测主变本体温度（位置为A、B相套管中点、B、C相套管中点,高度为升高座水平部分中点）、B相升高座水平部分温度，观察是否有突然升高现象。
2．由厂家人员、检修人员加强对3号主变压器的监视、观察和分析。
（每天早、中、晚3次）
3．对3号主变压器加强色谱监督，缩短检测周期，改为2天进行一次检测，核对变压器油中烃类气体是否有增加趋势，如未出现异常情况，1周后，可以延长色谱监测周期到每周1次。
4．如果在检测过程中或运行中发现异常应立即联系厂家及专业人员并汇报有关领导。
第二部分 确定3号主变压器B相升高座内异音处理方案
针对3号主变存在B相升高座内有异音的缺陷，沈阳变压器有限公司以传真型式发给双辽发电厂，要求进行处理。
其传真内容如下：
沈变全文传真：
双辽厂37万/500kV变压器消缺方案
双辽发电厂3#机主变（SFP7-370000/500、98B12121），B相升高座内运行过程中，时常发生零件摩擦声，现场考察声源，估计是引线屏蔽管支撑架松动，造成运行时由于屏蔽管振动，致使松动的支架与升高座壁或屏蔽管之间的摩擦。
另一种可能（可能性较小）是均压球振动引起。
从目前所测油色谱情况看，电路尚未发生问题，但由于已存在此种缺陷，如继续运行可能发展到屏蔽管无依托，最终造成电路故障。
对此，我公司认为此缺陷应尽快消除，以免后患。
具体消缺方案（现场施工部分）如下。
序号
项目
要求
时间
1
器身加热
器身循环24h，适当提高器身温度。
24h
2
放油
1、通过真空滤油机将油箱中油（包括储油柜、冷却器）全部放净。
2、放油时，最好在放气孔接吸湿器或通入干燥空气。
3、上午10点前将油放净。
12h
3
内检并处理缺陷
1、从人孔进入，对主变各部位进行检查。
主要检查有无异物及零部件有无松动。
2、处理高压升高座内的缺陷（所用绝缘件预先经过干燥）
4h
4
对本体抽真空
1、关闭储油柜与本体的所有阀门，保证储油柜不抽真空。
2、油箱真空度达到133Pa殘压值时连续抽24小时。
约27h
5
真空注油
1、抽真空时间达到以上要求后开始真空注油，注油时不停真空泵。
2、油注到距油箱顶盖150mm时，停止注油，再抽真空6h。
3、解除真空。
从上部主联管或顶盖阀门补油。
此时储油柜阀门打开，储油柜隔膜放气嘴打开，且在补油的初期阶段注意打开升高座的放气孔放气。
4、油补至储油柜油位表指示7-8时（可参见油位指示曲线表确定）停止补油，将储油柜隔膜塞子塞紧，封严储油柜。
5、注油速度控制在5吨/小时。
20h
6
放气
1、补油结束后立即进行第一次放气（包括升高座、冷却器管、气体继电器等各居高放气部位。
2、补油后开始计算静放时间，此间在放气3次。
72h
7
试验
1、静放开始，可取油样进行化验，项目包括：
a．击穿电压。
b．微水。
c．介损。
d．含气量。
e．油色谱。
标准满足运行要求
含在72小时内。
8
运行
油样满足标准可以投入运行。
注：
1、如果返修时涉及引线连接问题，应增加相关试验（如直流电阻）。
2、可以在返修前后做一下绕组、铁芯对地绝缘电阻，做对比使用。
3、以上工艺总时间为160小时，根据实际情况，亦可减免第一项的加热时间。
4、油抽至油罐后，应继续脱气。
5、油温应尽量加热到60℃以上，最高油温在95℃以内。
为防止突发事故的发生，我公司认为该变压器问题应尽早处理解决，因此，请貴厂力争在一周后安排停电检修。
沈阳变压器有限责任公司
用户服务处（章）
2002年11月7日
接到沈变传真后，双辽厂电气专业人员与制造厂家专业人员共同研究确定了现场处理B相升高座内有异音的检查施工方案。
见附录〖三号主变压器检修技术方案〗。
附录：
三号主变压器检修技术方案
一、3号主变压器小修前状况：
双辽发电厂3号主变压器在运行中B相升高座内时常发生零件摩擦声，根据现场考察判断，估计是引线屏蔽管支撑架松动，致使松动的支架与升高座壁或屏蔽管之间摩擦。
从油色谱试验数据看，电路尚未发生问题，但由于存在此种缺陷，如继续运行可能最终会造成电路故障，导致放电。
因此，我们认为应对3号主变压器进行检修，既可以消除此缺陷，又可以利用本次机会对主变内部各零部件进行一次较为全面的检查。
二、检修前准备工作：
1.物资准备
（1）45号克拉玛依超高压变压器油10吨。
（2）ZJA9真空净油机一台。
（3）板式滤油机一台。
（4）ZX—70真空泵一台。
（5）Ф50滤油管路。
（6）JRC—IV加热车一台。
（7）25吨油罐3个。
（8）废油罐一个。
（9）油罐侧放油接头2个，变压器侧放油接头2个，变压器侧抽真空接头一个，滤油机侧抽真空接头一个，补油接头一个,板式滤油机接头1个。
（10）自制硅胶罐一个。
（11）VV3*70+1*50电缆和动力电源盘。
（12）动力电源盘可靠电源。
（13）JRC加热车可靠电源。
（14）ZX—70真空泵可靠冷却水源。
（15）板式滤油机用干燥合格滤油纸。
（16）99.99℅纯度氮气20瓶及充氮接头。
（17）枕木20根，架竿20根。
（18）5m×10m篷布3块，棉布帘子20块。
（19）其余消耗性材料见物资材料计划。
2．变压器热油循环防止散热准备
2．1首先用棉布帘子包裹器身进行防寒。
2．2在外层用篷布罩严防止热量散失。
2．3在变压器底部用9组电暖气加热，防止冷空气进入。
3．滤油机及加热车防雨雪准备（见附图1）
用架竿搭一个棚子，上面用篷布盖好，把真空滤油机、板式滤油机、加热车都放在棚子内，防止下雨、下雪潮气进入变压器油内影响绝缘。
4．人员准备
技术顾问：
国龙沈阳变压器厂负责人
技术负责人：
浦占财陈铸新杜晓泉
安全负责人：
刘会鹰秦洪程
检修组长：
张洪仁
工作负责人：
崔伟
工作成员：
沈阳变压器公司检修人员变电班全体成员
三小修项目
2.变压器油内乙炔脱气处理及脱水处理。
3.变压器B相升高座内异音处理。
4.变压器内铁芯、线圈、引线表面检查。
5.铁芯夹件、引线夹件检查。
四小修程序方案
1.停电办理工作票，执行工作许可手续。
2.给化学和测试班取油样，进行修前变压器油全分析。
3.拆除变压器的高低压引线并进行修前试验。
4.变压器放油前器身加热热油循环：
（具体连接见附图2）
4．1用真空净油机将变压器内油放至距箱顶15—20CM左右。
4．2在变压器下部放油口用接头和管路接引至真空净油机进油口。
4．3真空净油机出口用接头和管路接引至变压器油箱顶部碟门处，向钟罩右壁侧插入油中15—20CM，注意不要插入太深或是形成喷淋，管路也不要面向线圈，并且一定要固定好。
4．4启动真空净油机进行热油循环，根据具体放油的时间确定投入加热器的组数，如果温度上升太慢，可以考虑在中间串接JRC加热车。
4．5最终热油循环结束后，器内油温应高于环境温度10℃左右，并且器内油温一定要循环均匀。
（注：
如果条件允许，可以考虑利用变压器运行时的油温冷却到10℃左右再放油，这样可以节省循环加热时间。
）
5．变压器放油：
（见附图3）
5．1用真空净油机和板式滤油机同时从变压器下部放油门和事故放油门放油，将冷却器内油一同放净，放入油罐后应立即取样进行试验。
5．2放油时，在集气管上抽真空门处用连接头和硅胶罐导入干燥空气，管路直径要足够，否则影响排油速度。
6．排油结束后，打开高低压侧人孔，通风15分钟后，视钟罩内空气情况人员再入内，人员在进行内检时，用通风机通过硅胶罐一直向钟罩内吹入干燥空气，防止人员窒息，直到内检结束扣会人孔盖为止。
7．人员进入钟罩内进行内检：
7．1器身暴露在空气中时间规定：
从变压器放油开始到变压器抽真空为止，《沈阳变压器厂所带说明书》规定：
空气相对湿度65℅以下，最长时间为12小时；空气相对湿度65℅--75℅，最长时间为8小时。
《电力变压器检修导则》规定：
空气相对湿度65℅以下，最长时间为16小时；空气相对湿度65℅--75℅，最长时间为12小时。
我们认为应尽量减少器身暴露在空气中时间，以《沈阳变压器厂所带说明书》规定的高标准来要求。
7．2器身检查人员应穿连体衣服，鞋上包白布，人员身上除衣服外不应带任何小件物品，所携带工具应统一编号并由专人纪录。
7．3进入内部检查和处理缺陷时，应配合好厂家人员，遇到问题及时汇报协商，不得私自蛮干。
7．4内检以处理B相升高座异音为主，所用材料均由沈阳变压器厂提供，所用绝缘件必须预先经过干燥才能使用。
同时检查线圈、铁芯、出线及各部夹件有无缺陷。
8．内检结束后，变压器抽真空：
8．1关闭储油柜与本体连接的所有阀门，保证储油柜不抽真空。
8．2管路连接好后，启动真空泵，均匀提高变压器内真空度，并检查钟罩和冷却器有无异常与变形，当真空度达到133Pa时即可计时，维持24小时。
8．3如果ZX—70真空泵真空度达不到标准，可以用真空净油机真空泵和增压泵抽真空。
9．油质合格后，变压器回油：
（见附图4）
《沈阳变压器厂所带说明书》、《电力变压器施工及验收规范》规定注油油质的标准为：
耐压≥60KV
含水量≤10PPM
含气量≤1℅
介损值≤0.5℅
《电力设备预防性试验规程》规定油质的标准为：
耐压≥60KV
含水量≤10PPM
含气量≤1℅
介损值≤0.7℅
我们认为应尽量提高变压器注油的油质，以《沈阳变压器厂所带说明书》和《电力变压器施工及验收规范》规定的高标准来要求。
9．1真空维持24小时后，即可从变压器下部放油门回油，注油时不停真空泵，注油速度控制在5吨/小时。
9．2油注到距离油箱顶盖150--200CM时，停止注油，再抽真空6小时。
9．3从抽真空碟门处用硅胶罐干燥空气破坏真空。
10．为防止变压器绕组表面吸入潮气，变压器要进行热油循环：
10．1加热方法同变压器放油前器身加热热油循环相同，为提高油温，在真空净油机入口串接JRC加热车（见附图2）。
10．2当油温加热到60--70℃时开始计时，维持此油温72小时，整个循环过程变压器内要维持133Pa残压值。
10．3为防止冷却器散热，可将冷却器截门关闭。
10．4解除真空也用硅胶罐通过干燥空气进行。
11．补油、静放及排气：
11．1打开冷却器上下截门，先用真空净油机从油箱顶部碟门处补满油箱内的油，补满后关闭抽真空碟门。
11．2关闭瓦斯继电器两侧截门，打开油枕隔膜放气塞，从油枕注、，排油门向油枕内补油，将油枕注满隔膜全部胀开后，排出隔膜内气体塞紧放气塞。
11．3打开瓦斯继电器两侧截门，让油从集气管进入变压器内。
同时从升高座、冷却器管、瓦斯继电器、油枕集气盒放气管排气，直到排出油为止。
在此后的72小时静止时间内，总共要从各放气门放气3—4次。
12．4各部位都排气完毕，检查油枕油位是否符合变压器油位指示曲线表，如不符合，应进行调整。
12．5从补完油结束计时，静止72小时后才能进行各种试验。
绝缘油化验的项目包括：
击穿电压
微水
介损
含气量
油色谱
变压器绝缘试验项目包括：
绕组绝缘电阻
绕组泄漏电流测量
绕组介损测量
铁芯及夹件绝缘电阻。
13．试验合格后，连接高低压引线。
14．工作结束。
五检修所需材料见物资计划
六保证人员及设备安全的注意事项：
1．严格执行工作票制度，对所做安全措施仔细检查核对。
2．在进入钟罩内部前，一定要确认内部氧气足够再进入，内检过程中一直要通入干燥空气（露点不低于－40度），防止检修人员窒息。
3．进入钟罩内部检修人员，要严格按照规定着装，要坚决杜绝异物掉到器身中。
4．拧紧夹件螺丝时力度要适中，防止损坏螺丝及螺竿。
5．发现问题及时汇报，并研究处理。
6．在用真空滤油机油循环加热油的时候，值班人员一定要注意监视，防止滤油机故障或漏油、冒油事件发生，并且做好滤油机突然停电措施。
7．对变压器油循环加热的温度、时间及抽真空的真空度、时间要严格按照说明书及规程执行，并且做好纪录，切勿马虎大意。
附：
3号主变化学油监督项目及标准
一．放油前取样分析一次，项目及标准：
序号
分析项目
标准
1
外状
透明、无杂质或悬浮物
2
水溶性酸（PH）
≥4.2
3
酸值
≤0.1
4
水分
≤15
5
界面张力
≥19
6
介损
≤0.02
7
耐压
≥50KV
8
体积电阻率
≥1×1010
9
油中含气量
≥3℅
二．注入油后取样分析一次，项目及标准：
序号
分析项目
标准
1
外状
透明、无杂质或悬浮物
2
水溶性酸（PH）
≥5.4
3
酸值
≤0.03
4
水分
≤10
5
界面张力
≥35
6
闪点
≥135℃
7
介损
≤0.007
8
耐压
≥60KV
9
体积电阻率
≥6×1010
10
油中含气量
≤1℅
三．新油全分析（按SH004—91标准执行）（45号）
序号
分析项目
标准
1
外状
透明、无杂质或悬浮物
2
色度
≯1号
3
密度
895Kg/cm3
4
运动粘度（40℃）
≯12mm2/S
5
苯胺点（℃）
根据新油报告
6
凝点
≯-45
7
倾点
根据新油报告
8
闪点
≮135℃
9
中和值
≯0.01mgKOH/g
10
腐蚀性硫
非腐蚀性硫
11
水溶性酸或碱
无
12
氧化安定性
沉淀
≯0.2℅
酸值
≯0.4
13
耐压
≮40KV
14
介损
≯0.2℅
15
界面张力
≯40
16
水分
≯50
17
析气性
5µl/mm
18
比色散
根据新油报告
（新油分析需送中试所分析）
四．新油与原主变内油应进行混油试验，分析项目标准按3执行，要求无油泥析出，其品质应不低于已充油，需运送中试所试验。
附：
3号主变压器电气绝缘监督试验项目
一．修前试验项目
绕组绝缘电阻
绕组泄漏电流测量
绕组介损测量
变压器油耐压及色谱分析
铁芯及夹件绝缘电阻。
二．修后试验项目
绕组绝缘电阻
绕组泄漏电流测量
绕组介损测量
变压器油耐压及色谱分析
铁芯及夹件绝缘电阻
第三部分 三号主变压器内检处理过程
根据确定的〖三号主变压器检修技术方案〗详细施工过程如下：
1、准备工作
2月14日做防止变压器受潮的准备工作，搭建防雨、雪棚子；拆主变压器高低压引线。
2、修前试验
2月15日高压修前试验结束。
放电暖气、电吹风，保持棚内温度。
2月16日调试高真空滤油机，处理新的10吨45号超高压油至合格。
3、变压器内检开始
3.1热油循环加热器身
2月17日18时30分，变压器内油开始通过真空滤油机进行循环加热至2月18日4时30分（经历10个小时），器身温度33℃、环境温度14.5℃，具备放油条件。
3.2变压器排油
2月18日4时30分，变压器开始排油（从注放器身中的油阀门处接管经真空滤油机放油）。
9时40分，变压器放油结束。
3.3拆人孔盖板内检
9时40分，变压器放油结束打开低压a相人孔盖板、高压B相人孔盖板。
10时厂家及我厂专业人员进入变压器内部进行检查。
3.4变压器内检发现的问题
3.4.1针对高压侧B相升高座内有异音的缺陷，打开人孔盖板既可看清绝缘支架与绝缘筒间绑紧用的代立松纸大部分已脱落。
3.4.2高压侧B相升高座内，下部承载屏蔽筒和引线重量的T型支架与绝缘筒间垫块松动脱落，屏蔽管和绝缘筒无支撑处于悬空状态。
3.4.3高压侧B相升高座内，左侧X型承重支架连接处垫块松动、绑扎不紧层数不够。
支架与绝缘筒以及绝缘筒之间的楔型垫块及撑条帘均有不同程度的松动和错位现象。
3.4.4高压侧B相升高座内，右侧X型承重支架连接处垫块松动、绑扎不紧，绑绳脱落。
支架与绝缘筒以及绝缘筒之间的楔型垫块及撑条帘均有不同程度的松动和错位现象。
3.4.5高压侧B相升高座内，右上侧X型支撑架与绝缘筒以及绝缘筒之间的楔型垫块及撑条帘均有不同程度的松动和错位现象。
3.4.6高压侧B相升高座内，左上侧X型支撑架与绝缘筒以及绝缘筒之间的楔型垫块及撑条帘均有不同程度的松动。
3.4.7高压侧B相升高座内，所有X型支架连接处无绝缘螺栓，靠绑扎绳绑紧固定。
角环与成型件搭接处皱纹纸外包绝缘已松散、单层垂落至油箱近1米左右。
针对B相升高座内存在的问题，在内检中特别注意A、C相升高座内部的检查，其检查结果是：
3.4.8高压侧A相升高座内，左上侧X型支撑架与绝缘筒以及绝缘筒之间的楔型垫块及撑条帘均有不同程度的松动现象，X型支架连接处垫块松动。
3.4.9高压侧A相升高座内，右上侧X型支撑架绝缘筒与绝缘筒之间的楔型垫块及撑条帘松动，X型支架连接处垫块松动。
3.4.10高压侧C相升高座内，右上侧X型支撑架绝缘筒与绝缘筒之间的楔型垫块及撑条帘松动。
3.4.11低压侧A、B、C三相引线夹板绝缘螺栓各有一处略微松动。
3.5内检处理工艺
对3.4中检查发现的问题，根据沈阳变压器厂出线绝缘设计图纸要求，逐一进行彻底处理。
经过核对图纸、经过班组、分场、厂部三级专业人员的验收，满足技术要求。
此次处理变压器内部缺陷，以沈阳变压器厂家制造专业服务人员为主，双辽发电厂电气分场协力配合，圆满地完成了此项任务。
处理过程用的绝缘件（绝缘支架、皱纹纸、白皮带、垫块等）都由制造厂家提供。
对检查出的低压引线夹板绝缘螺栓松动已加适当紧力处理。
3.6内检结束后检修
按照〖三号主变压器检修技术方案〗内检工作于13时15分结束，扣人孔盖板启动真空泵，开始①抽真空、②真空注油、③注油结束继续抽真空、④热油循环、⑤静止排气、⑥高压试验结束。
以上过程见3号主变压器检修记录表。
第四部分 高压试验结果
一、绝缘油跟踪试验结果
#3主变跟踪过程中油试验报告
试验日期
甲烷
uL/L
乙烷
uL/L
乙烯
uL/L
乙炔
uL/L
总烃
uL/L
氢气
uL/L
一氧
化碳
uL/L
二氧
化碳
uL/L
耐 压值
kV
试验结论
备注
2003.2.17
0.3
0
0
0
0.3
1.6
0.1
399.9
75.4
未见异常
回油前新油
2003.2.18
0.3
0.1
0
0
0.4
1.1
0.5
419.7
70.2
未见异常
本体热油循环中
2003.2.18
0.5
0.1
0
0
0.5
2
2.6
457
71.0
未见异常
回油前
2003.2.18
0.3
0.2
0.1
0
0.5
1.5
0.2
332.5
68.6
未见异常
回油前
2003.2.18
0.3
0
0
0
0.3
0.9
0.9
388.9
69.0
未见异常
回油前
2003.2.24
0.2
0
0
0
0.2
1.6
2
284.7
72.2
未见异常
回油后，油加热过程中
2003.03.03
0.3
0
0
0
0.3
1.3
8.1
288.7
66.0
未见异常
投运前
二、3号主变压器修前高压试验报告
⑴、直流电阻
结论:
使用仪器:
⑵、绝缘电阻、直流泄漏及交流耐压试验
试验性质：
修前试验日期：
2003.2.15上层油温：
1℃环境温度及湿度：
20%
项目
部位
接地部位
绝缘电阻
（M）
直流试验电压
（kV）
泄漏电流
（μA）
交流耐压
（kV）
电容电流
（mA）
高压侧
低压侧
60000/45000
60
2
低压侧
高压侧
100000/85000
20
4
铁芯绝缘
25000MΩ
夹件绝缘
25000MΩ
结论：
合格使用仪器：
共立3124电摇表
⑶、绕组的tgδ测量
试验性质：
修前试验日期：
2003.2.15上层油温：
1℃环境温度及湿度：
20%
测量部位
接地部位
n
R3
tgδ（%）
Cx（pf）
高压侧
低压侧
0.3
14260
低压侧
高压侧
0.31
33690
高低压侧
外壳
结论：
合格使用仪器：
HVM1B介损测量仪
⑷、绝缘油电气击穿强度
试验次数
1
2
3
4
5
平均值
击穿电压（kV）
结论：
使用仪器：
备注:
该主变B相升高座在运行中有异音,决定放油处理，在修前进行预防性试验，项目及结果如上，无异常现象，所有试验数据均合格。
试验负责人：
李延民参加试验人员：
徐丽宏彭建华
三、3号主变压器修后高压试验报告
⑴、直流电阻
试验性质：
修后试验日期：
2003.2.26上层油温：
9℃环境温度及湿度：
-4℃
结论:
合格使用仪器:
YJR-40直流电阻测量仪
⑵、绝缘电阻、直流泄漏及交流耐压试验
试验性质：
修后试验日期：
2003.2.27上层油温：
1。
6℃环境温度及湿度：
2℃25%
项目
部位
接地部位
绝缘电阻
（M）
直流试验电压
（kV）
泄漏
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