500kV主变压器及其中性点设备Word下载.docx
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单相台
27
2
备用500kV主变压器
1
3
中性点电流互感器
35kV（四芯）
只
9
4
穿墙套管
35kV
18
5
横担绝缘子
6
中性点接地铝管母线
φ80
m
300
7
中性点接地铝绞线
LJ-120
150
8
各型线夹（含配套螺栓）
套
100
9
主变压器轨道（含基础预埋螺栓、压板、垫板、连接板等）
P43钢轨
单轨米
800
1.2变压器主要技术特性
1.1.1.2型式
单相强迫导向油循环水冷铜线圈双绕组无励磁调压升压变压器。
1.1.1.3额定值
额定容量：
241MVA
额定频率：
50Hz
额定电压：
高压侧：
低压侧：
18kV
三相联接组别：
YN,d11
阻抗电压：
14～16%
中性点接地方式：
直接接地
1.1.1.4温升
（1）变压器在环境空气温度40︒C的条件下，各部位的温升不得超过下表中的规定值，并按GB1094的规定进行试验：
部位
最高温升（K）
线圈（电阻法测量）
60
顶层油温（温度计测量）
55
油箱及结构件表面（红外线温度计法测量）
70
铁芯
80
（2）金属结构件的温升值应不导致绝缘件的损坏和油受到过度老化。
1.1.1.5绝缘水平
变压器本体及套管耐压试验波形及试验方法按照国家标准。
（1）变压器本体
变压器匝间工作场强不大于2kV/mm。
绝缘水平见下表。
雷电冲击耐压kV（峰值）
操作冲击耐压
一分钟工频耐压
全波
截波
kV（峰值）
kV（有效值）
高压
1550
1675
1175
680
低压
125
140
－
中性点
185
85
高压相间
1800
950
（2）变压器套管
变压器套管（包括高压油/SF6套管、低压油/空气套管、高压中性点油/空气套管）的绝缘水平见下表。
雷电冲击耐压kV（峰值）
高压
740
低压
中性点
1.1.1.6端子箱和控制柜
每台变压器设有冷却器控制箱和主变端子箱，冷却器控制柜和主变端子箱之间的控制及信号采用电缆连接。
1.1.1.7变压器油量
每台变压器油量约为32t。
设备厂家提供的油量为1.05倍变压器油量。
1.1.1.8冷却器的数量
每台变压器配一组水冷却器。
1.1.1.9重量
变压器带油总重约192t，充氮运输重量约145t。
1.1.1.10主要尺寸
变压器本体外形尺寸约：
6.2m（长）⨯3.78m（宽）⨯4.5m（高）。
1.1.2变压器安装技术要求
1.1.2.1检查和保管
（1）500kV主变压器的运输方式为充氮运输，在运输过程中其本体带有自动充氮装置，当本体内氮气压力降低时，自动充氮装置即自动对本体充气，当压力达到设定值时，自动充气装置即停止充气，以保持变压器本体的氮气压力始终在0.01MPa～0.03MPa之间。
主变压器本体安装就位后，应分别检查变压器油箱，所有附件应齐全，无锈蚀及机械损伤，密封应良好，充氮运输的变压器油箱内应为正压，其压力为0.01MPa～0.03MPa。
变压器运输、装卸、就位过程中承受三个方向的冲击力不超过3g的加速度（g为重力加速度）。
检查冲击记录仪的数值以验证变压器在运输和装卸中的受冲击情况。
（2）负责变压器及附属设备在现场的储存、保管工作。
变压器到达现场后，当不能及时安装时，变压器油箱应继续进行充氮保管，压力应保持在0.01MPa～0.03MPa，并应经常检查气体压力做好记录。
辅助设备应放在变压器设备厂家要求的储存条件的仓库内，应定期检查并做好检查记录。
对每批到达现场的绝缘油应进行试验和记录，并按国家标准《电力用油（变压器油、汽轮机油）取样》的规定进行取样试验。
（3）备用相变压器在做完所有现场检查及试验项目后充油保管在备用变间内。
1.1.2.2技术规范
（1）变压器及附属设备的安装应严格按照设备厂家的安装说明书并参照GBJ148、GB50169、GB50171的有关规定进行。
（2）变压器冷却装置安装
冷却装置安装前应按设备厂家规定的压力值用水压进行密封试验。
（3）套管的安装
a.套管安装前应经试验检查合格，试验项目包括绝缘电阻测量、介质损耗角正切值tgδ和电容值测量、交流耐压试验。
b.套管与变压器本体的密封垫应安装正确，密封良好。
套管末屏应接地良好。
c.套管电流互感器（如果有）安装前应完成电流互感器的试验；
电流互感器出线端子应绝缘良好，其接线螺栓和固定件的垫块应紧固，端子板应密封良好，无渗油现象；
电流互感器和升高座的中心应一致。
d.套管安装后应进行绕组直流电阻测量，换算到相同温度后与工厂测量结果相比较应只有极小差别。
（4）压力释放装置
压力释放装置的安装方向应正确，避免喷油口朝向邻近设备；
阀盖和升高座内部应清洁且密封良好，电接点应动作可靠，绝缘良好。
（5）储油柜
储油柜安装前应清洗干净，储油柜中胶囊应完整无破损；
胶囊在缓慢充气胀开后检查应无漏气现象。
胶囊沿长度方向应与储油柜的长轴保持平行，不应扭偏，胶囊口密封良好，呼吸应通畅。
油位表动作灵活，油位表的指示必须与储油柜的真实油位相符，油位表的信号接点位置正确，绝缘良好。
（6）电缆连接
冷却器控制柜与变压器端子箱的控制电缆、电力电缆连接按照设备厂家的要求进行。
第2章主变压器绝缘油处理
2.1绝缘油处理系统的组成
主变压器绝缘油的处理是变压器安装中很重要的一个环节，绝缘油的合格与否，直接关系到变压器能否安全投运，为了保证绝缘油处理的质量，在变压器运抵工地之前，精心准备了变压器绝缘油处理系统。
绝缘油处理系统由1台真空滤油机、2个70m3的储油罐及管路、阀门组成。
滤油机采用随主变到货的MAS12000N2型滤油机，该滤油机功能强大，能去除油中的固体微粒、水分及所含气体，且具备6000L/h、12000L/h两种滤油能力选择，在工作过程中能自动调节和控制，能自动监测进出口油的油温、真空度和总的油流量，运行安全性能良好，新油经过滤油处理后绝缘强度能提高到70KV以上。
两个储油罐在投用前都重新进行了除锈、清洗，并用耐油漆进行了整体喷涂。
阀门采用不锈钢真空阀，油罐之间的油管采用的是DN50的不锈钢管，油管与真空滤油机之间采用的是φ50的金属真空软管。
2.2绝缘油处理
绝缘油为桶装运到现场，88T绝缘油共分462桶。
为了检查新油的质量，在每桶新油被抽到储油罐之前，都用透明的玻璃油样管进行抽样，用目测检查油的颜色，如果一桶油的颜色明显变色，则弃置不用。
在462桶油全被抽到2个储油罐后，可进行滤油工作。
在滤油工作开始前，应对滤油工作人员进行了专门的培训，使工作人员人人都熟知真空滤油机及各阀门的操作处理。
为了跟踪绝缘油处理工作的情况，要求对滤油工作的全过程进行记录：
每一小时记录一次滤油机进口、出口的油温、真空度及总的油流量。
两个油罐的新油分批进行滤油处理，在一个油罐中的油经滤油处理由专业部门进行了取样化验并确认合格后，再进行另一个油罐的油的滤油处理工作。
经验表明，88T绝缘油处理合格需10天左右。
经滤油处理的变压器绝缘油应达到如下表2的标准：
表2：
绝缘油经滤油处理后油质的标准
外观
透明、无杂质
水溶性酸（PH值）
≥5.4
酸值
≤0.03mgKOH/g
闪点
≥140℃
界面张力（25℃）
≥35mN/m
介质损耗因素（90℃）
≤0.005
水分
≤10ppm
油中含气量
≤1%
击穿电压
≥60KV
（1）真空注油
2.3抽真空及真空注油
为了去除附件安装过程中主变压器内部所吸收的潮气，在安装完主变压器的高压升高座及高压套管、中性点电流互感器及中性点套管、油枕、冷却器、防爆装置以及油管路等所有的附件后必须对主变压器本体进行长时间的抽真空处理。
根据厂家的安装工艺要求，在变压器本体的真空度被抽到小于1mbar后须继续抽取真空60小时。
在抽真空期间，利用高灵敏度的真空计监测主变压器本体的真空度，并每小时观察、记录一次。
为了保证变压器绝缘油注入变压器时的温度高于40℃，在进行抽真空工作的同时，开启真空滤油机，将储油罐中的绝缘油进行自循环加热。
在抽真空时间达到60小时且主变压器本体真空度保持稳定不变后，继续抽取真空，并开始在真空状态下注油。
为了排除注油油管中的空气，在注油油管侧壁上安装一个1/2″球阀作为排气阀，注油开始时，开启真空滤油机，同时打开排气阀，当排气阀有油持续流出后，说明油管中的空气已排除干净，此时打开变压器注油阀，并关闭排气阀，真空注油开始，排气阀如图2所示。
在真空注油过程中，必须严密监视变压器本体的真空度，因为真空度直接影响到真空注油的成功与否。
如果在真空注油过程中变压器本体真空度降低，则说明真空注油失败，必须停止真空注油，并将已注入变压器的绝缘油抽回储油罐，并对变压器重新开始抽真空和真空注油。
在整个注油过程中，变压器的真空度保持0.5mbar不变。
在主变压器真空注油达到正常油位后，停止真空滤油机，但真空泵继续工作，继续抽取主变压器真空8小时。
图2：
真空注油油管排气示意图
a.变压器及附件安装完毕后对变压器进行真空注油。
对于变压器设备厂家提供的变压器油应试验合格后才能注入变压器中。
油的试验结果应满足国家有关规定。
b.注油前应对变压器进行真空处理，抽真空时对不能承受变压器说明书和采购合同文件规定真空度的附件应与变压器油箱隔离。
真空注油时设备各接地点及油管道应可靠接地。
变压器的真空度和注油速度应符合变压器厂家和中国国家标准的规定。
真空注油不得在雨天或雾天进行。
c.变压器真空注油后必须对变压器本体和冷却器进行热油循环，循环方法和循环时间应符合变压器厂家说明书的规定。
经过热油循环的变压器本体油样应满足有关规定。
d.变压器注油完毕后在施加电压前应静置一段时间，静置时间应符合变压器卖方说明书的规定且不少于72h。
静置后应将变压器内的残余气体排尽。
（2）整体密封试验
变压器安装完毕后，应在储油柜上施压进行整体密封试验，试验值和承压时间应满足变压器厂家说明书和合同文件的规定，变压器及附件应无渗漏。
2.3.2现场检查、试验与验收
（1）当500kV主变压器及其附属设备安装完毕，按照设备厂家的安装说明书并参照GB50150的规定进行现场试验，现场检查及试验应至少包括且不限于下述项目：
a.测量绕组连同套管的直流电阻；
b.检查所有分接头的电压比；
c.套管CT的极性检查和变比测量；
d.测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比、极化指数；
e.测量绕组连同套管的介质损耗因数tgδ；
f.测量绕组连同套管的直流泄漏电流；
g.局部放电测量；
h.绕组变形测试；
i.绕组连同套管的交流耐压试验；
j.绝缘油试验；
k.相序检查；
l.控制保护设备调试；
m.控制保护设备运行试验；
n.冷却装置的检查、试验；
o.铁芯绝缘测量；
p.中性点电流互感器试验；
q.中性点穿墙套管及横担绝缘子试验；
r.冷却水控制系统手动/自动运行试验；
s.控制系统与电站计算机监控系统及发变组保护系统的接口及数据通信试验。
t.安装说明书规定的其他试验项目。
（2）试验方法按国标的有关规定进行，测得的试验值应满足规定值，并与工厂试验值基本一致。
（3）变压器完成上述试验后，由系统调试人员对变压器投入系统进行调试，调试工作内容为对变压器在高压侧进行额定电压5次冲击合闸试验（低压侧接入避雷器进行保护），并投入试运行。
（备用相不做该试验）
（4）当变压器安装完毕，按照设备厂家的安装说明书和GBJ148、GB50150、GB50169、GB50171的规定进行检查并做好检查记录，按照有关规定进行现场验收工作。
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