维修内容及技术要求.docx

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1、维修内容及技术要求本次维修330kV兴铝4#站3346整流变压器1套,包含调压变压器1台、整流变压器1台及其附件。(一)变压器运输尺寸和重量1、现场附件拆卸和包装,具备运输条件(乙方负责)。2、调变运输尺寸:89004100X3700,充氮运输重量:168t3、整变运输尺寸:IoloOX3300X3900,充氮运输重量:157t4、附件:套管、储油柜、升高座、联管等附件约40t。5、45#变压器油(整变油重533调变油重663乙方负责对3346变压器排油并运输至东兴铝业一期厂区储油罐内,约7公里距离)。6、变压器附件包装箱和运输盖板由乙方负责提供。7、现场拆卸、安装变压器所需设备包括滤油机、吊

2、车、油罐、斗臂车等由甲方负责提供(乙方负责吊车、斗臂车的指挥使用,乙方提供变压器拆卸所需工器具)。(-)器身的解体检查、清理1、变压器返厂后,对主体油箱外壳清理,进入装配车间,变压器吊罩。2、调变器身和整变器身外观进行仔细检查,检查线圈、铁心、引线及绝缘件是否正常,器身各部件表面的异物附着情况。3、器身入炉脱油处理。4、对整变阀侧角接铜排外表面进行检查,铜排表面有无发热变色的情况。5、脱油后拆除调变和整变高压侧、低压侧引线,拆除调变有载调压开关。6、拆卸三个器身的上夹件和上铁聊插板,将调变、整变内部A、B、C相器身分别拔出,并解体至单个线圈进行检查清理。7、变压器返厂的吊罩检查和器身解体检查,

3、需要甲方共同见证检查过程。甲方未达到解体现场时,乙方应保存并提供相应的影像资料。(H)铁芯处理1、调变和整变夹件和铁心片整体检查,清理。2、调变和整变夹件和铁芯检查、清理、脱油后继续使用。3、调变和整变铁心上部的夹件绝缘和阶梯垫块全部更换。4、调变和整变铁心柱围屏全部更换。5、调变和整变铁心相间铁聊垫块全部更换。(四)整流变压器状态评估、提出优化维修方案L根据整流变压器解体检查情况,评估整流变压器运行状态,对各线圈、铁芯、绝缘件及附件进行综合评估,对可利用部分清理再利用。2 .根据整流变压器器身检查情况,提出整流变压器优化改进措施、编制整流变压器详细的优化维修方案。(五)更换所有线圈L根据整流

4、变压器线圈、铁芯、绝缘件及相关附件评价结果,对可利用部分充分清理,清理后达到使用要求的重匏利用。3 .若线圈、铁芯、绝缘件及相关附件严重污染或受损,不能修复利用的折旧处理,并重新制作相关线圈、铁芯、绝缘件及相关附件。3346整流变压器移向角(移向角:+9.375)按照3347整流变压器(移向角:+13.125)制作。4 .器身的组装、干燥及半成品试验。5 .完成优化维修方案中提出的其他优化改进措施。6 .电流互感器、高中低压套管的检查与试验。7 .压力释放阀、气体继电器的检查、整定与检验。8 .更换变压器全套拆卸部位密封胶垫(适当增大调变、主变箱体顶罩密封垫)、变压器本体及冷却管路阀门(含取样

5、阀、注排油阀)、油温表和绕组温度计。9 .箱体整体防腐处理,喷涂油漆。10 .完成整流变压器整体组装和出厂试验。(六)线圈组装1、对调变、整变线圈按相别分别进行组装。2、调变和整变在线圈组装过程中,将内部线圈组装绝缘件、器身绝缘件,包括成型角环绝缘件全部更换。3、调变A、B、C相三相器身,线圈整体套装、烘干和整理。4、整变曲折形和六边形A、B、C各三相器身,整体套装、烘干和整理。(七)调变引线结构改进和优化方面1、调变A、B、C相每相高压相线紧固夹持由2道变为3道。2、调变A、B、C相高压相线夹持紧固件更改为高强度螺杆。3、调变A、B、C相高压相线夹持件宽度由50mm更改为80mm。4、重新制

6、作调变高压侧和调压侧用所有绝缘导线夹、引线、引线接头、引线用绝缘螺杆和绝缘螺母。5、有载分接开关(选择和切换部分的检修、维护)及操纵机构箱转动的检修检查。6、调变引线装配。(八)整变引线结构改进和优化方面1、阀侧铜排从结构设计和工艺方面进行优化和改进:(1)将接桥铜排连接改在低压导电杆内侧连接,简化引线铜排结构,阀侧引线铜排由6列简化为4列。(2)阀侧铜排更换,将铜排由三根并联3X12X110改造为两根并联2X12X160,避免原来三根并联铜排载流不均情况,同时铜排用量减少,降低引线损耗。(3)改进两个三角形连接铜排连接结构,采用同相逆并联结构,减少附加损耗。(4)铜排整体弯折成形,减少连接面

7、。(5)阀侧铜排夹持紧固件材料优化更换为高强度绝缘螺杆及配套螺母;(6)所有铜排表面不做搪锡处理。2、更换高压侧和低压侧的所有绝缘导线夹、引线、引线接头,同时更换高压侧引线用绝缘螺杆和绝缘螺母。3、更换低压阀侧铜排与导电杆之间连接软连接。4、整变内部的电流互感器检测合格后继续使用。5、优化主变电流互感器二次测箱体接线端子。6、整变引线装配。(九)半成品试验将制作完成调变和整变器身进行半成品试验,合格后进罐气相干燥。(十)油箱及油箱附件处理1、清理和修究调变、整变上、下油箱,经密封试验后表面整体防腐处理,喷涂油漆(颜色为飞机灰Gl0);2、根据设计计算结果,考虑是否需要在整变上节油箱阀侧铜排附近

8、的箱壁上增加磁屏蔽。3、清理调变高压、中性点以及补偿升高座,清理调变和整变连接升高座、调变和整变本体储油柜及联管等附件,进行防腐、喷漆处理;4、调变3只高压升高座内加焊引线的固定支板,对调变高压引线夹持结构进行优化和加强。(十一)总装配1、整变和调变器身装配完成后按工艺要求入炉干燥处理;2、器身出炉后按照变压器总装配流程进行总装配;变压器抽真空、真空注油、热油循环、静放按照330kV产品制造工艺要求进行;3、对油纸电容式套管进行绝缘电阻、介损、电容和绝缘油试验检测,合格后继续使用;接线端子氧化层打磨搪锡镀层处理。4、有载调压开关检查维修,出具检修记录和报告,对继续使用的有载调压开关进行全面检查

9、和维修:(1)分接开关芯体吊芯检查、维修,检查清理触头;(2)分接开关油室进行清理、检漏与维修;(3)开关绝缘油更换,各部位密封检查、渗漏油处理;(4)电动机构检修,进行检查、清扫、加油与维修,电气控制回路的检查、维修,分接开关与电动机构的联接校验。(5)更换控制箱操作把手,标识清晰;开关法兰安装位置密封胶垫进行更换,有载开关测试项目主要为:变压器直流电阻测试,电压比测试和有载分接开关特性试验(包括过渡电阻、过渡波形、过渡时间测试)。5、组配件(1)更换冷却器及配套的含潜油泵、油流继电器,甲方己自行采购。(2)更换所有阀门(蝶阀、球阀、取油样阀等)。(3)更换变压器本体温度计(不含远方显示器)

10、,其中油面温度计4个、绕组温度计1个;(4)更换变压器本体储油柜及有载开关吸湿器;(5)更换CT接线板密封胶垫,CT接线柱或者CT接线板必要时更换。(6)更换外部拆卸件处标准紧固件,采用国标优质标准件。(7)本体端子箱、控制柜使用原件,现场存放,不随变压器主体返厂。(8)本体波纹储油柜返厂后抽真空、试漏合格后继续使用原件。(9)变压器本体托线槽、二次控制电缆使用原件,配套的金属软管更换。(10)开关油位计、气体继电器和压力释放阀使用原件,其中气体继电器和压力释放阀提供乙方厂内校验报告,若校验不合格,核增维修费用进行更换。(11)上述需要更换的组配件均为乙方合格供方的国产品牌;(12)非电量组件

11、加装不锈钢防雨罩,乙方按照甲方提供非电量组件定值单原整定值进行校验。6、变压器装配过程中更换全套拆卸部位密封胶垫,采用优质丁懵橡胶,同时备用一套现场安装密封胶垫(不含箱沿胶垫),优化改进原胶垫尺寸;(十二)变压器出厂例行试验出厂例行试验(整变、调变、整变+调变);出厂例行试验按相关国家标准执行,套管使用原件且更换线圈后的绝缘强度试验电压按原标准值90%进行;若不更换线圈,绝缘强度试验电压按原标准值80%进行,具体试验项目如下:1、绝缘油试验;2、测量绕组连同套管的直流电阻;3、检查所有分接头的电压比和变压器的接线组别;4、铁心、夹件对地及相互间的绝缘电阻;5、油纸电容式套管试验;6、测量绕组连

12、同套管的绝缘电阻、吸收比和极化指数;7、测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tan和电容;8、绕组变形试验(包括频响法和低电压电抗法);9、阻抗电压和负载损耗测量(实测值与原铭牌数据不一致时,以实测值为准);10、空载电流和空载损耗测量(实测值与原铭牌数据不一致时,以实测值为准);11、绕组连同套管交流耐压试验;12、绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验(局放量500pC);13、有载分接开关特性试验,测试过渡电阻、过渡时间;14、移相角测量;15、温升试验,仅第一台返厂全部更换线圈的变压器需要进行。(十三)整流变压器返回运输、安装及投运L整流变压器由变压器维修地点运输返回至变电站。2

13、.完成整流变压器的卸车就位、内部检查、附件安装、高中低压引线连接等工作。3 .指导完成变压器的注油。4 .负责整流变送电前变压器油的色谱和简化试验,甲方取完油样交由乙方送检,出具检验报告,乙方承担油化验费用,不限化验次数,直到油样化验结果合格为止。(十四)变压器现场安装后交接试验1、绝缘油试验;2、测量绕组连同套管的直流电阻;3、检查所有分接头的电压比和变压器的接线组别;4、铁心、夹件对地及相互间的绝缘电阻;5、油纸电容式套管试验;6、测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比和极化指数;7、测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tan和电容;8、绕组变形试验(频响法);9、绕组连同套管交流耐压试验(80%)10、绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验(局放量500pC);11、有载分接开关特性试验,测试过渡电阻、过渡时间。

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