范文一:变压器、箱式变电所安装作业工艺流程
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变压器、箱式变电所安装作业工艺流程
1 适用范围
适用于一般工业与民用建筑电气安装工程10kV 及以下中小型室内变压器及箱变式变电所的安装。
2 施工准备
2.1技术准备
2.1.1熟悉图纸资料,弄清设计图的设计内容,注意图纸和产品技术资料提出的具体施工要求。
2.1.2考虑与主体工程和其他工程的配合问题,确定施工方法。
2.1.3技术交底。施工前要认真听取工程技术人员的技术交底,弄清技术要求,技术标准和施工方法。
2.1.4必须熟悉有关电力工程的技术规范。
2.2设备及材料要求
2.2.1变压器应装有铭牌。铭牌上应注明制造厂名,额定容量,一、二次额定电压,电流,阻抗电压及接线组别等技术数据。
2.2.2变压器的容量、规格及型号必须符合设计要求。附件、备件齐全,并有出厂合格证及技术文件。
2.2.3干变式变压器的局放试验PC 值及噪声测试器dB(A)值应符合设计及标准要求。
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2.2.4带有防护罩的干变式变压器,防护罩与变压器的距离应符合标准的规定。
2.2.5查验箱式变电所合格证和随带技术文件,箱式变电所应有出厂试验记录。
2.2.6外观检查。有铭牌,箱门内侧应有主回路线路图、控制线路图、操作程序和使用说明,以及附件齐全,绝缘件无损伤、裂纹,箱内接线无脱落脱焊,箱体完好无损,表面涂膜应完整。
2.2.7安装时所选用的型钢和紧固件、导线的型号和规格应符合设计要求,其性能应符合相关性技术标准的规定。紧固件应是镀锌制品标准件。
2.2.8型钢:各种各样规格型钢应符合设计要求,并无明显锈蚀;螺栓:除地脚螺栓及防震装臵螺栓外,均应采用镀锌螺栓,并配相应的平垫圈和弹簧垫。
2.2.9其他材料:蛇皮管、耐油塑料管、电焊条、防锈漆、调合漆及变压器油,均应符合设计要求,并有新产品合格证。
3 施工工艺
3.1变压器
3.1.1工艺流程。
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3.1.2操作工艺
(1)设备点件检查
1)设备点件检查应由安装单位、供货单位会同建设单位代表共同进行,并做好记录。
2)按照设备清单、施工图纸设备技术文件核对变压器本体及附件设备的规格型号是否符合设计图纸要求,是否齐全,有无丢失及损坏。
3)变压器本体外观检查无损伤及变形,油漆完好无损伤。
4)油箱封闭是否良好,有无漏油、渗油现象,油标处油面是否正常,发现问题应立即处理。
5)绝缘瓷件及环氧树脂铸件有无损伤、缺陷及裂纹。
(2)变压器二次搬运
1)变压器二次搬运应由起重工作业,电工配合。最好采用汽车吊吊装,也可采用吊链吊装,距离较长最好用汽车运输,运输时必须用钢丝绳固定牢固,并应行车平稳,尽量减少振动;距离较短且道路良好时,可用卷扬机、滚杠运输。
2)变压器吊装时,索具必须检查合格,钢丝绳必须挂在油箱
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的吊钩上,上盘的吊环仅作吊芯用,不得用此吊环吊装整台变压器。
3)变压器搬运时,应注意保护瓷瓶,最好用木箱或纸箱将高低压瓷瓶罩住,使其不受损伤。
4)变压器搬动过程中,不应有冲击或严重振动情况,利用机械牵引时,牵引的着力点应在变压器重心以下,以防倾斜,运输倾斜角不得超过15度,防止内部结构变形。
5)用千斤顶顶升大型变压器时,应将千斤顶放臵在油箱专门部位。
6)大型变压器在搬运或装卸前,应核对高低压侧方向,以免安装时调换发生困难。
(3)变压器稳装
1)变压器稳装就位可用汽车吊直接甩进变压器室内,或用道木搭设临时轨道,用三步搭、吊链吊至临时轨道上,然后用吊链拉入室内合适位臵。
2)变压器就位时,应注意其方位和距墙尺寸应与图纸相符,允许误差为±25mm ,图纸无标注时,纵向按轨道定位,横向距离不得小于800mm 距门不得小于1000mm ,并适当使屋内吊环的垂线位于变压器中心,以便于吊芯。
3)变压器基础的轨道应水平,轨距与轮距应配合,装有气体继电器的变压器,应使其顶盖沿气体继电器气流方向有1% ~
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1.5%的升高坡度(制造厂规定不需安装坡度者除外)。
4)变压器宽面推进时,低压侧应向外,窄面推进时,油枕侧一般应向外。在装有开关的情况下,操作方向应留有1200mm 以上的宽度。
5)油浸变压器的安装,应考虑能在带电的情况下,便于检查油枕和套管中的油位、上层油温、瓦斯继电器等。
6)装有滚油轮的变压器,滚轮应有转动灵活,在变压器就位后,应将滚轮用能拆卸的制动装臵加以固定。
7)变压器的安装应采取抗震措施。
(4)附件安装
1)气体继电器安装
①气体继电器安装前应经检验鉴定。
②气体继电器应水平安装,观察窗应装在便于检查的一侧,箭头方向应指向油枕,与连通管的连接应密封良好。截油阀应位于油枕的气体继电电器之间。
③打开放气嘴,放出空气,直到有油溢出时将放气嘴关上,以免有空气使继电保护器误动作。
④当操作电源为直流时,必须将电源正极接以水银侧的接点上,以免接点断开时产生飞弧。
⑤事故喷油管的安装方位,应注意到事故排油时不致危及其他电气设备;喷油管口应换为割划有“+”字线的玻璃,以便发
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生故障时气流能顺利冲破玻璃。
2)防潮呼吸器的安装
①防潮呼吸器的安装前,应检查硅胶是否失效,如已失效,应在115℃~120℃温度内烘烤8h ,使其复原或更新。浅蓝色硅胶变为浅红色,即已失效;白色硅胶,不加鉴定一律烘烤。
②防潮呼吸器安装时,必须将呼吸盖子上的橡皮垫去掉,使其通畅,并在下方隔离器具中装入适量变压油,起滤尘作用。
3)温度计的安装
①套管温度计安装,应直接安装在变压器上盖的预留孔内,并在孔内加入适当变压器油。刻度方向应便于检查。
②电接点温度计安装前应进行校验,油浸变压器一次元件应安装在变压器顶盖上的温度计套筒内,并加适当变压器油;二次仪表挂在变压器一侧的预留板上。干式变压器一次元件应按厂家说明书位臵安装,二次仪表安装在便于观测的变压器护网栏上。软管有压扁或死弯,弯曲半径不得小于50mm ,富余部分应盘圈并固定在温度计附近。
③干式变压器的电阻温度计,一次元件应预埋在变压器内,二次仪表应安装在值班室或操作台上,导线应符合仪表要求,并加以适当的附加电阻校验调试后方可使用。
4)电压切换装臵的安装
①变压器电压切换装臵各分接点与线圈的连线应紧固正确,
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且接触紧密良好。转动点应正确停留在各个位臵上,并与指示位臵一致。
②电压切换装臵的拉杆、分接头的凸轮、小轴销子等应完整无损;转动盘应动作灵活,密封良好。
③电压切换装臵的传动机构(包括有载调压装臵)的固定应牢靠,传动机构的磨擦部分应有足够的润滑油。
④有载调压切换装臵的调换开关的触头及铜辫子软线应完整无损,触头间应有足够的压力(一般为8~10kg )。
⑤有载调压切换装臵转动到极限位臵时,应装有机械联锁与带有限位开关的电气联锁。
⑥有载调压切换装臵的控制箱一般应安装在值班室或操作台上,连线应正确无误并应调整好,手动、自动工作正常,挡位指示正确。
5)变压器连线
①变压器的一、二次连线、地线、控制管线均应符合国家现行技术标准和施工规范的规定。
②变压器工作零线与中性点接地线,应分别敷设。工作零线宜用绝缘导线。
③变压器中性点的接地回路中,靠近变压器处,宜做1个可拆卸的连接点。
④油浸变压器附件的控制导线,应采用具有耐油性能绝缘导
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线。靠近箱壁的导线,应用金属软管保护关排列整齐,接线盒应密封良好。
(5)变压器吊芯检查及交接试验
1)变压器吊芯检查
①变压器安装前应做吊芯检查。制造厂规定不检查器身者及就地生产仅做短途运输的变压器,且在运输过程中有效监督,无紧急制动、剧烈振动、冲撞或严重颠簸等异常情况者,可不做吊芯。
②吊芯检查应在气温不低于0℃,芯子温度不低于周围空气温度,空气相对湿度大于75%的条件下进行(器身暴露在空气中的时间不得超过16h ).
③所有螺栓应紧固,并应有防松措施。铁芯无变形,表面漆层良好,铁芯应接地良好。
④线圈螺的绝缘层应完整,表面无变色、脆裂、击穿等缺陷。 ⑤线圈间、线圈与铁芯、铁芯与轭铁间的绝缘层应完整无松动。
⑥引出线绝缘良好,包扎紧固无破裂情况,引出线固定应牢固可靠,引出线与套管连接牢靠,接触良好紧密,引出线接线正确。
⑦ 测量可接触到的穿心螺栓、铁轭夹件及绑扎钢带对铁轭、 铁
芯、油箱及绕组压环的绝缘电阻,采用2500V 兆欧表测量,
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持续时间为1min ,应无闪络及击穿现象。
⑧ 油路应畅通,油箱底部清洁无油垢杂物,油箱内壁无锈蚀。 ⑨ 芯子检查完毕后,应用合格的变压器油冲洗,并从箱底油堵
将油放净。吊芯过程中,芯子与箱壁不应碰撞。
⑩ 吊芯检查后如无异常,应立即将芯子复位并注油至正常油位,
吊芯、复位、注油必须在16h 内完成。吊芯检查完成后,要对油系统密封进行全面仔细检查,不得有漏油渗油现象。
2) 变压器的交接试验
① 变压器的交接试验应由供电部门认可的实验进行。试验标准应符合《电气装臵安装工程电气设备交接试验标准》(GB 50150)的要求、供电部门规定及产品技术资料的要求。
② 变压器交接试验的内容:应符合《电气装臵安装工程电气设备交接试验标准》(GB 50150)第6. 0. 1条的规定。
(6)变压器送电前的检查
1)变压器试运前,应做全面检查,确认符合试运行条件方可投入运行。
2)变压器试运前,必须由质量监督部门检查合格。
3)变压器试运行前检查内容:
① 各种交接试验单据齐全,数据符合要求。
② 变压器应清理、擦拭干净,顶盖上无遗留杂物、本体及附件无缺损,且不渗油。
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③ 变压器一、二次引线相位正确,绝缘良好。
④ 接地线良好,PE 、N 线的连接点应在变压器处。
⑤ 通风设施安装完毕,正常工作,事故排油设施完好;消防设施齐备。
⑥ 油浸变压器油系统油门应打开,油门指示正确,油位正常。 ⑦ 油浸变压器的电压切换装臵及干式变压器的分接头位臵旋转到正常电压挡位。
⑧ 保护装臵整定值符合设计规定要求;操作联动试验正常。 ⑨ 干式变压器护栏安装完毕;各种标志牌挂好,门装锁。
(7)变压器送电试运行验收
1)送电试运行
① 变压器第一次投入时,可全压冲击合闸,冲击合闸时一般可由高压侧投入。
② 变压器第一次受电后,持续时间不应少于10min ,无异常情况。
③ 变压器应进行3-5次全压冲击合闸,并无异常情况,励磁涌流不应该引起保护装臵误动作。
④ 油浸变压器带电后,检查油系统不应有渗油现象。
⑤ 变压器试运行要注意冲击电流、空载电流、一、二次电压、
温度,并做好详细记录,干式变压器自动风冷系统应能正常工作并达到设计要求。
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⑥ 变压器并列运行前,应核对好相位。
⑦ 变压器空载运行24h ,无异常情况,方可投入负荷运行。
2)验收
① 变压器开始带电起,24h 后无异常情况,应办理验收手续。 ② 验收时,应移交下列资料和文件:变更设计证明,产品说明书、试验报告、合格证、及安装图纸等技术文件,安装检查及调整记录。
3.2箱式变压所
3.2.1工艺流程
3.2.2操作工艺
(1)测量定位
按设计施工图所标注位臵及坐标方位、尺寸,进行测量放线。确定箱式变电所安装的底盘线和中心轴线,并确定地脚螺栓的位臵。
(2)基础刚型安装
1)预制加工基础型钢的型号、规格应符合设计要求按设计尺寸进行下料和调直,做好防锈处理,根据地脚螺栓位臵及孔距尺寸,进行制孔。制孔必须采用机械制空。
2) 基础型钢架安装。按放线确定的位臵、标高、中心轴线尺寸控制准确的位臵放好型钢架,用水平尺或水准仪找平、找正,与地
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脚螺栓连接牢固。
3)基础型与地线连接,将引进箱内的地线与钢型结构基架两端焊牢。
(3)箱式变电所就位与安装
1)就位。
要确保作业场地清洁、通道畅通,将箱式变电所运至安装的位臵,吊装时应严格按吊点且充分利用吊环,将吊索穿入吊环内,然后做试吊检查受力,吊索力的分布应均匀一致,确保箱体平稳、安全、准确就位。
2)按设计布局的顺序组合排列箱体。找正两端的箱体,然后挂通线,找准调正,使其箱体正面平顺。
3)组合的箱体找正、找平后,应将箱与箱用镀锌螺栓连接牢固。
4)接地。箱式变电所接地应以每箱独立与基础型钢连接,严禁进行串联。接地干线与箱式变电所的N 母线及PE 母线直接连接,变电箱体、支架或外壳的接地应用带有防松装臵的螺栓连接。连接均应紧固可靠,紧固件齐全。
5)箱式变电所的基础应高于室外地坪,周围排水畅通。
6)箱子变电所所用的地脚螺栓应螺帽齐全,拧成牢固,自由安放的应垫平放正。
7)箱壳内的高低压室均应装设照明灯具。
8)箱体应由防雨、防晒、防锈、防尘、防潮、放凝露的技术措
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施。
9)箱式变电所安装高压或低压电度表时,必须接线相位准确,应安装在便于查看的位臵。
(4)接线
1)高压接线应尽量简单,但要求既有终端变电所接线,又有适应环网供电的接线。
2)接线的接触面应连接紧密,连接螺栓或压线螺栓紧固必须牢固,与母线连接时紧固螺栓应采用力矩扳手紧固,其紧固力矩值应达到相关规定要求。
3)相序排列应准确、整齐、平整、美观并涂有相序色标。
4)设备接线端、母线搭接或卡子、夹板处,明设地线的接线螺栓处等两侧10mm-15mm 处均不得涂刷涂料。
5)试验及验收
1)箱式变电所应进行电气交接试验。变压器应按本节所设计变压器试验的相关规定进行试验。
2)高压开关、熔断器等与变压器组合在同一个密闭的油箱内的箱式变电所,其高压电气交接试验必须按随带的技术文件执行。
3)低压配电装臵的电气交接试验
① 对每路配电开关及保护装臵核对规格型号,必须符合设计要求。
② 测量线间和线对地间绝缘电阻值大于0.5M Ω。当绝缘电阻值
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大于10M Ω时,用2500V 兆欧表摇测1min, 无闪络击穿现象。当绝缘电阻值在0.5—10M Ω之间时,做1000V 交流工频耐压试验,时间1min, 不击穿为合格。
4 质量标准
4.1 主控项目
4.1.1 变压器安装应位臵正确,附件齐全,油侵变压器油位正常,无渗油现象。
4.1.2 接地装臵引出的接地干线与变压器的低压侧中性点直接连接;接地干线与箱式变电所的N 母线和PE 母线直接连接;变压器箱体、干式变压器的支架或外壳应接地(PE ):所有连接应可靠。紧固件及防松零件齐全。
4.1.3 变压器必须按《电气装臵安装工程电气设备交接试验标准》(GB 50150)的规定交接试验合格。
4.1.4 箱式变电所及落地式配电箱的基础应高于室外地坪。周围排水通畅。用地脚螺栓固定的螺帽齐全,拧紧牢固;自由安放的应垫平放正。金属箱式变电所及落地式配电箱,箱体应接地(PE )或接零(PEN )可靠,且有标识。
4.1.5 箱式变电所的交接试验,必须符合下列规定:
(1)由高压成套开关柜、低压成套开关柜和变压器三个独立单元组合成的箱式变电所高压电气设备部分,按《电气装臵安装工程电气设备交接试验标准》(GB 50150)的规定交接试验合格。
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(2) 高压开关、熔断器等与变压器组合在同一个密闭油箱内的箱式变压所,交接试验按产品提供的技术文件要求执行。
(3)低压成套配电柜交接试验应符合下列规定:
1)每路配电开关及保护装臵的规定型号,应符合设计要求。
2)相间和相对地间的绝缘电阻值应大于0.5M Ω。
3)电气装臵的交流工频耐压试验电压为1KV ,当绝缘电阻值大于10M Ω时,可采用2500V 兆欧表摇测替代,试验持续时间1min, 无击穿闪络想象。
4.2一般项目
4.2.1有载调压开关的传动部分润滑应良好,动作灵活,点动给定位臵与开关实际位臵一致,自动调节符合产品的技术文件要求。
4.2.2绝缘件应无裂纹、缺损和瓷件瓷釉损坏等缺陷,外表清洁,测温仪表指示准确。
4.2.3装有滚轮的变压器就位以后,应将滚轮用能拆卸的制动部件固定。
4.2.4变压器按产品技术文件要求进行器身检查。满足下列条件之一时,可以不检查器身。
(1)制造厂规定不检查器身者。
(2)就地生产仅做短途运输的变压器,且在运输过程中有效监督,无紧急制动、剧烈震动、冲撞或严重颠簸等异常情况者。
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4.2.5箱式变电所内外涂层完整、无损伤,有通风口的风口防护网完好。
4.2.6箱式变电所的高低压内部接线完整,低压每个输出回路标记清晰,回路名称准确。
4.2.7装有气体继电器的变压器顶盖,沿气体继电器气流方向有1.0%-1.5%的升高坡度。
5 成品保护
5.1变压器门应加锁,未安装单位许可,闲杂人员不得入内。
5.2对就位的变压器高低压瓷套管及环氧树脂铸件,应有防砸及防碰撞措施。
5.3变压器器身要保持清洁干净,油漆面无碰撞损伤。干式变压器就位后,要采取保护措施,防止铁件掉入线圈内。
5.4在变压器上方作业时,操作人员不得蹬踩变压器并带工具袋,以防止工具掉下砸坏、砸伤变压器。
5.5在变压器发现漏油、渗油时应及时处理品,防止油面太低,潮气侵人,降低线圈绝缘程度。
5.6对安装完的电气管线及其支架应注意保护,不得碰撞损伤。
5.7在变压器上方操作电气焊时,应对变压器进行全方位保护,防止焊渣掉下,损伤设备。
范文二:2.30变压器安装工艺流程
变压器安装工艺流程控制
施工准备
基础预制加工 试运行前检查
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范文三:【施组常用分项工程流程图】2.30变压器安装工艺流程
变压器安装工艺流程控制
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范文四:变压器大修工艺流程
变压器检修工艺规程
类别:行业知识
发布时间:2008-1-25 阅读:1258
摘要: 介绍了变压器的大修项目及要求、变压器的大修、变压器的小修、干式变压器检修等内容。
关键字: 变压器 检修
3.1 变压器的大修项目及要求
3.1.1 变压器的大修周期
1) 变压器一般在投入运行后5年内和以后每间隔10年大修再一次。
2) 箱沿焊接的全密封变压器或制造厂另有规定者,若经过试验与检查并结合运行情况,判定有内部故障或本体严重渗漏时,才进行大修。
3) 在电力系统中运行的主变压器当承受出口短路后,经综合诊断分析,可考虑提前大修。
4) 运行中的变压器,当发现异常状况或经试验判明有内部故障时,应提前进行大修;运行正常的变压器经综合诊断分析良好,经总工程师批准,可适当延长大修周期。
3.1.2 变压器的大修项目
3.1.2.1 变压器的大修项目有:
1) 吊开钟罩或吊出器身检修;
2) 线圈、引线及磁(电)屏蔽装置的检修;
3) 铁芯、铁芯紧固件(穿心螺杆、夹件、拉带、绑带等)、压钉、连接片及接地片的检修;
4) 油箱及附件的检修,包括套管、吸湿器等;
5) 冷却器、油泵、水泵、风扇、阀门及管道等附属设备的检修;
6) 安全保护装置的检修;
7) 油保护装置的检修;
8) 测温装置的校验,瓦斯继电器的校验;
9) 操作控制箱的检修和试验;
10) 无励磁分接开关和有载分接开关的检修;
11) 全部密封胶垫的更换和组件试漏;
12) 必要时对器身绝缘进行干燥处理;
13) 变压器油处理或换油;
14) 清扫油箱并进行喷涂油漆;
15) 大修后的试验和试运行;
16) 可结合变压器大修一起进行的技术改造项目,如油箱机械强度的加强,器身内部接地装置改为外引接地,安全气道改为压力释放阀,高速油泵改为低速油泵,油位计的改进,储油柜加装密封装置,气体继电器加装波纹管接头。
3.1.3 变压器大修前的准备工作
1) 查阅历年大小修报告及绝缘预防性试验报告(包括油的化验和色谱分析报告),了解绝缘状况。
2) 查阅运行档案了解缺陷、异常情况,了解事故和出口短路次数,变压器的负荷。
3) 根据变压器状态,编制大修技术、组织措施,并确定检修项目和检修方案。
4) 变压器大修应安排在检修间内进行。当施工现场无检修间时,需做好防雨、防潮、防尘和消防措施,清理现场及其他准备工作。
5) 大修前进行电气试验,测量直流电阻、介质损耗、绝缘电阻及油试验。
6) 准备好备品备件及更换用密封胶垫。
7) 准备好滤油设备及储油灌。
3.1.4 大修现场条件及工艺要求
1) 吊钟罩(或器身)一般宜在室内进行,以保持器身的清洁;如在露天进行时,应选在晴天进行;器身暴露在空气中的时间作如下规定:空气相对湿度不大于65%时不超过16h;空气相对湿度不大于75%时不超过12h;器身暴露时间从变压器放油时起计算直至开始抽真空为止。
2) 为防止器身凝露,器身温度应不低于周围环境温度,否则应用真空滤油机循环加热油,将变压器加热,使器身温度高于环境温度5℃以上。
3) 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。
4) 器身检查使用五金|工具应由专人保管并编号登记,防止遗留在油箱内或器身上;在箱内作业需考虑通风。
5) 拆卸的零部件应清洗干净,分类妥善保管,如有损坏应检修或更换。
6) 拆卸顺序:首先拆小型仪器|仪表和套管,后拆大型组件;组装时顺序相反。
7) 冷却器、压力释放阀(或安全气道)、净油器及储油柜等部件拆下后,应用盖板密封,对带有电流互感器的升高座应注入合格的变压器油(或采取其他防潮密封措施)。
8) 套管、油位计、温度计等易损部件拆后应妥善保管,防止损坏和受潮;电容式套管应垂直放置。
9) 组装后要检查冷却器、净油器和气体继电器阀门,按照规定开启或关闭。
10) 对套管升高座,上部管道孔盖、冷却器和净油器等上部的放气孔应进行多次排气,直至排尽,并重新密封好并擦油迹。
11) 拆卸无励磁分接开关操作杆时,应记录分接开关的位置,并做好标记;拆卸有载分接开关时,分接头位置中间位置(或按制造厂的规定执行)。
12) 组装后的变压器各零部件应完整无损。
3.1.5 现场起重注意事项
1) 起重工作应分工明确,专人指挥,并有统一信号,起吊设备要根据变压器钟罩(或器身)的重量选择,并设专人监护。
2) 起重前先拆除影响起重工作的各种连接件。
3) 起吊铁芯或钟罩(器身)时,钢丝绳应挂在专用吊点上,钢丝绳的夹角不应大于60℃,否则应采用吊具或调整钢丝绳套。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) 起吊或降落速度应均匀,掌握好重心,并在四角系缆绳,由专人扶持,使其平稳起降。高、低压侧引线,分接开关支架与箱壁间应保持一定的间隙,以免碰伤器身。当钟罩(器身)因受条件限制,起吊后不能移动而需在空中停留时,应采取支撑等防止坠落措施。
5) 吊装套管时,其倾斜角度应与套管升高座的倾斜角度基本一致,并用缆绳绑扎好,防止倾倒损坏瓷件。 3.2 变压器的大修
3.2.1 大修工艺流程
修前准备→办理工作票,拆除引线→电气、油备试验、绝缘判断→部分排油拆卸附件并检修→排尽油并处理,拆除分接开关连接件→吊钟罩(器身)器身检查,检修并测试绝缘→受潮则干燥处理→按规定注油方式注油→安装套管、冷却器等附件→密封试验→油位调整→电气、油务度验→结束
3.2.1.1 变压器大修时按工艺流程对各部件进行检修,部件检修工艺如下:
1) 绕组检修
a) 检查相间隔板和围屏(宜解体一相),围屏应清洁无破损,绑扎紧固完整,分接引线出口处封闭良好,围屏无变形、发热和树枝状放电。如发现异常应打开其他两相围屏进行检查,相间隔板应
完整并固定牢固。
b) 检查绕组表面应无油垢和变形,整个绕组无倾斜和位移,导线辐向无明显凸出现象,匝绝缘无破损。
c) 检查绕组各部垫块有无松动,垫块应排列整齐,辐向间距相等,支撑牢固有适当压紧力。 d) 检查绕组绝缘有无破损,油道有无被绝缘纸、油垢或杂物堵塞现象,必要时可用软毛刷(或用绸布、泡沫塑料)轻轻擦拭;绕组线匝表面、导线如有破损裸露则应进行包裹处理。
e) 用手指按压绕组表面检查其绝缘状态,给予定级判断,是否可用。
2) 引线及绝缘支架检修
a) 检查引线及应力锥的绝缘包扎有无变形、变脆、破损,引线有无断股、扭曲,引线与引线接头处焊接情况是否良好,有无过热现象等。
b) 检查绕组至分接开关的引线长度、绝缘包扎的厚度、引线接头的焊接(或连接)、引线对各部位的绝缘距离、引线的固定情况等。
c) 检查绝缘支架有无松动和损坏、位移,检查引线在绝缘支架内的固定情况,固定螺栓应有防松措施,固定引线的夹件内侧应垫以附加绝缘,以防卡伤引线绝缘。
d) 检查引线与各部位之间的绝缘距离是否符合规定要求,大电流引线(铜排或铝排)与箱壁间距一般不应小于100mm,以防漏磁发热,铜(铝)排表面应包扎绝缘,以防异物形成短路或接地。
3) 铁芯检修
a) 检查铁芯外表是否平整,有无片间短路、变色、放电烧伤痕迹,绝缘漆膜有无脱落,上铁轭的顶部和下铁轭的底部有无油垢杂物。
b) 检查铁芯上下夹件、方铁、绕组连接片的紧固程度和绝缘状况,绝缘连接片有无爬电烧伤和放电痕迹。为便于监测运行中铁芯的绝缘状况,可在大修时在变压器箱盖上加装一小套管,将铁芯接地线(片)引出接地。
c) 检查压钉、绝缘垫圈的接触情况,用专用扳手逐个紧固上下夹件、方铁、压钉等各部位紧固螺栓。
d) 用专用扳手紧固上下铁芯的穿心螺栓,检查与测量绝缘情况。
e) 检查铁芯间和铁芯与夹件间的油路。
f) 检查铁芯接地片的连接及绝缘状况,铁芯只允许于一点接地,接地片外露部分应包扎绝缘。 g) 检查铁芯的拉板和钢带应紧固,并有足够的机械强度,还应与铁芯绝缘。
4) 油箱检修
a) 对焊缝中存在的砂眼等渗漏点进行补焊。
b) 清扫油箱内部,清除油污杂质。
c) 清扫强油循环管路,检查固定于下夹件上的导向绝缘管连接是否牢固,表面有无放电痕迹。
d) 检查钟罩(或油箱)法兰结合面是否平整,发现沟痕,应补焊磨平。
e) 检查器身定位钉,防止定位钉造成铁芯多点接地。
f) 检查磁(电)屏蔽装置应无松动放电现象,固定牢固。
g) 检查钟罩(或油箱)的密封胶垫,接头良好,并处于油箱法兰的直线部位。
h) 对内部局部脱漆和锈蚀部位应补漆处理。
5) 整体组装
a) 整体组装前应做好下列准备工作:
Ⅰ 彻底清理冷却器(散热器)、储油柜、压力释放阀(安全气道)、油管、升高座、套管及所有附件,用合格的变压器油冲洗与油直接接触的部件。
Ⅱ 各油箱内部和器身、箱底进行清理,确认箱内和器身上无异物。
Ⅲ 各处接地片已全部恢复接地。
Ⅳ 箱底排油塞及油样阀门的密封状况已检查处理完毕。
Ⅴ 工器具、材料准备已就绪。
b) 整体组装注意事项:
Ⅰ 在组装套管、储油柜、安全气道(压力释放阀)前,应分别进行密封试验和外观检查,并清洗涂漆。
Ⅱ 有安装标记的零部件,如气体继电器、分接开关、高压、中压、套管升高座及压力释放阀(安全气道)等与油箱的相对位置和角度需按照安装标记组装。
Ⅲ 变压器引线的根部不得受拉、扭及弯曲。
Ⅳ 对于高压引线,所包绕的绝缘锥部分必须进入套管的均压球内,不得扭曲。
Ⅴ 在装套管前必须检查无励磁分接开关连杆是否已插入分接开关的拨叉内,调整至所需的分接位置上。
Ⅵ 各温度计座内应注以变压器油。
c) 器身检查、试验结束后,即可按顺序进行钟罩、散热器、套管升高座、储油柜、套管、安全阀、气体继电器等整体组装。
6) 真空注油
110KV及以上变压器必须进行真空注油,其他变压器有条件时也应采用真空注油。真空注油应按下述方法(或按制造厂规定)进行,其原理示意见图3-1。操作步骤如下:
a) 油箱内真空度达到规定值保持2h后,开始向变压器油箱内注油,注油温度宜略高于器身温度。
b) 以3~5t/h速度将油注入变压器,距箱顶约220mm时停止,并继续抽真空保持4h以上。
7) 补油及油位调整
变压器真空注油顶部残存空间的补油应经储油柜注入,严禁从变压器下部阀门注入。对于不同型式的储油柜,补油方式有所不同,现分述如下。
a) 胶囊式储油柜的补抽方法:
Ⅰ 进行胶囊排气,打开储油柜上部排气孔,对储油柜注油,直至排气孔出油。
Ⅱ 从变压器下部油阀排油,此时空气经吸湿器自然进入储油柜胶囊内部,使油位计指示正常油位为止。
b) 隔膜式储油柜的补油方法:
Ⅰ 注油前应首先将磁力油位计调整至零位,然后打开隔膜上的放气塞,将隔膜内的气体排除,再关闭放气塞。
Ⅱ 对储油柜进行注油并达到高于指定油位置,再次打开放气塞充分排除隔膜内的气体,直到向外溢油为止,并反复调整达到指定位置。
Ⅲ 如储油柜下部集气盒油标指示有空气时,应经排气阀进行排气。
c) 油位计带有小胶囊的储油柜的补油方法:
Ⅰ 储油柜未加油前,先对油位计加油,此时需将油表呼吸塞及小胶囊室的塞子打开,用漏斗从油表呼吸塞座处加油,同时用手按动小胶囊,以使囊中空气全部排出。
Ⅱ 打开油表放油螺栓,放出油表内多余油量(看到油表内油位即可),然后关上小胶囊室的塞子。
3.2.2 变压器干燥
3.2.2.1 变压器是否需要干燥的判断
变压器大修时一般不需要干燥,只有经试验证明受潮,或检修中超过允许暴露时间导致器身绝缘下降时,才考虑进行干燥,其判断标准如下:
1) tgδ在同一温度下比上次测得的数值增高30%以上,且超过部颁预防性试验规程规定时。
2) 绝缘电阻在同一温度下比上次测得数值降低30%以上,35KV及以上的变压器在10~30℃的
温度范围内吸收比低于1.3和极化指数低于1.5。
3.2.2.2 干燥的一般规定
1) 设备进行干燥时,必须对各部温度进行监控。当不带油利用油箱发热进行干燥时,箱壁温度不宜超过110℃,箱底温度不得超过110℃,绕组温度不得超过95℃;带油干燥时,上层油温不得超过85℃,热风干燥时,进风温度不得超过100℃。
2) 采用真空加温干燥时,应先进行预热,抽真空时,先将油箱内抽成,负0.02MPa,然后按每小时均匀地增高-0.0067MPa至真空度为99.7%以上为止,泄漏率不得不大于27Pa/h。
抽真空时应监视箱壁的弹性变形,其最大值不得超过壁厚的两倍。预热时,应使各部分温度上升均匀,温差应控制在10℃以下。
3) 在保持温度不变的情况下,绕组绝缘电阻值的变化应符合绝缘干燥曲线,并持续12h保持稳定,且无凝结水产生时,可以认为干燥完毕,也可采用测量绝缘件表面的含水量来判断干燥程度,其含水量应不大于1%。
4) 干燥后的变压器应进行器身检查,所有螺栓压紧部分应无松动,绝缘表面应无过热等异常情况,如不能及时检查时,应先注以合格油,油温可预热至50~60℃,绕组温度应高于油温。
3.2.3 滤油
3.2.3.1 压力式滤油
1) 采用压力式滤油机可过滤油中的水分和杂质,为提高滤油速度和质量,可
将油加温至50~60℃。
2) 滤油机使用前应先检查电源|稳压器情况、滤油机及滤网是否清洁,滤油纸必须经
干燥,滤油机转动方向必须正确。
3) 启动滤油机应先开出油阀门,后开进油阀门,停止时操作顺序相反;当装有加热器时,应先启动滤油机,当油流通过后,再投入加热器,停止时操作顺序相反。滤油机压力一般为0.25~0.4MPa,最大不超过0.5MPa。
3.2.3.2 真空滤油
1) 真空滤油机将油罐中的油抽出,经加热器加温,并喷成油雾进入真空罐。油中水分蒸发后被真空泵抽出排除,真空罐下部的油抽入储油罐再进行处理,直至合格为止。操作步骤如下:
a) 开启储油罐进、出油阀门,投入电源。
b) 启动真空泵开启真空泵处真空阀,保持真空罐的高真空度。
c) 打开进油阀,启动进油泵,真空罐油位观察窗可见油位时,打开出油泵阀门启动出油泵使油循环,并达到自动控制油位。
d) 根据油温情况可投入加热器。
e) 停机时,先停加热器5min,待加热器冷却后停止真空泵,然后关闭进油阀,停止进油泵,关闭真空泵,开启真空罐空气阀,破坏其真空,待油排净后,停油泵并关出油阀。 3.3 变压器的小修
变压器小修至少每年一次。
3.3.1 变压器小修项目
1) 处理已发现的缺陷;
2) 放出储油柜积污器中的污油;
3) 检修油位计,调整油位;
4) 检修冷却装置:包括油泵、风扇、油流继电器,必要时吹扫冷却器管束;
5) 检修安全保护装置:包括储油柜、压力释放阀(安全气道)、气体继电器等;
6) 检修油保护装置;
7) 检修测温装置:包括压力式温度计、电阻温度计(绕组温度计)、棒形温度计等;
8) 检修调压装置、测量装置及控制箱,并进行调试;
9) 检查接地系统;
10) 检修全部阀门和塞子,全面检查密封状态,处理渗漏油;
11) 清扫油箱和附件,必要时进行补漆;
12) 清扫外绝缘和检查导电接头(包括套管将军帽);
13) 按有关规程规定进行测量和试验。
3.3.2 变压器附件和检修
3.3.2.1 纯瓷套管检修
1) 检查瓷套有无损坏;
2) 套管解体时,应依次对角松动法兰螺栓;
3) 拆卸瓷套前应先轻轻晃动,使法兰与密封胶垫间产生缝隙后再拆下瓷套;
4) 拆导电杆和法兰螺栓前,应防止导电杆摇晃损坏瓷套,拆下的螺栓应进行清洗,丝扣损坏的应进行更换或修整;
5) 取出绝缘筒(包括带覆盖层的导电杆)擦除油垢,绝缘筒及在导电杆表面的覆盖层应妥善保管(必要时应干燥);
6) 检查瓷套内部,并用白布擦试,在套管外侧根部根据情况喷涂半导体漆;
7) 有条件时,应将拆下的瓷套和绝缘件送入干燥室进行轻度干燥,然后再组装;
8) 更换新胶垫,位置要放正;
9) 将套管垂直放置于套管架上,安装时与拆卸顺序相反,注意绝缘筒与导电杆相互之间的位置,中间应有固定圈防止窜动,导电杆处于瓷套的中心位置。
3.3.2.2 充油套管检修
1) 更换套管油,步骤如下:
a) 放出套管中的油;
b) 用热油(温度60~70℃)循环冲洗后放出,至少循环三遍;
c) 抽真空后注入合格的变压器油。
2) 套管解体,其步骤如下:
a) 放出内部的油;
b) 拆卸上部接线端子;
c) 拆卸油位计上部压盖螺栓,取下油位计;
d) 拆卸上瓷套与法兰连接螺栓,轻轻晃动后,取下上瓷套;
e) 取出内部绝缘筒;
f) 拆卸下瓷套与导电杆连接螺栓,取下导电杆和下瓷套,要防止导电杆晃动损坏瓷套。
3) 油纸电容型套管检修
电容芯轻度受潮时,可用热油循环,将送油管接到套管顶部的油塞孔上,回油管接到套管尾端的放油孔,通过不高于80℃的热油循环,使套管的tgδ值达到正常数值为止。
变压器在大修过程中,油纸电容型套管一般不作解体检修,只有在套管tgδ不合格,需要进行干燥或套管本身存在严重缺陷,不解体无法消除时才分解检修,其检修工艺如下:
a) 准备工作
Ⅰ 检修前先进行套管本体及油的绝缘试验,以判断绝缘状态;
Ⅱ 套管垂直置于专用的作业架上,中部法兰与作业架用螺栓固定4点,使之成为整体;
Ⅲ 放出套管内的油,按图2-4-3所示将下瓷套用双头螺栓或紧线钩固定在工作台上,以防解体时下瓷套脱落;
Ⅳ 拆下尾端均压罩,用千斤顶将套管顶紧,使之成为一体,将套管从上至下各结合处做上标记。
b) 解体检修
Ⅰ 拆下中部法兰处的接地和末屏小套管,并将引线头推入套管孔内;
Ⅱ 测量套管下部导管的端部至防松螺母间的尺寸,作为组装时参考;
Ⅲ 用专用工具卸掉上部将军帽,拆下储油柜;
Ⅳ 测量压缩弹簧的距离,作为组装依据,将上部四根压紧弹簧螺母拧紧后,再松导管弹簧上面的大螺母,拆下弹簧架;
Ⅴ 吊出上瓷套;
Ⅵ 吊住导管后,拆下底部千斤顶,拆下下部套管底座、橡胶封环及大螺母,吊住套管时不准转动,并使电容芯处于法兰套内的中心位置,勿碰伤电容芯;
Ⅶ 拆下下瓷套,然后吊出电容芯。
c) 清扫和检查
Ⅰ 用干净毛刷刷洗电容芯表面的油垢和杂质,再用合格的变压器油冲洗干净后,用皱纹纸或塑料布包好;
Ⅱ 擦拭上、下瓷套的内外表面;
Ⅲ 拆下油位计的玻璃油标,更换内外胶垫,油位计除垢后进行加热干燥,然后在内部刷绝缘漆,外部刷红漆,同时应更换放气塞胶垫;
Ⅳ 清扫中部法兰套筒内部和外部,并涂刷油漆,更换放油塞,更换接地小套管的胶垫;
Ⅴ 测量各法兰处的胶垫尺寸,以便配制。
d) 套管的干燥,当套管的tgδ值超标时需进行干燥处理,其步骤及注意事项如下:
Ⅰ 将干燥罐内部清扫干净,放入电容芯,使芯子与罐壁距离不小于200mm,并设置测温装置;
Ⅱ 测量绝缘电阻的引线,应防止触碰金属部件;
Ⅲ 干燥罐密封后先试抽真空,检查有无渗漏;
Ⅳ 当电容芯装入干燥罐后,进行密封加温,使电容芯保持在75~80℃;
Ⅴ 当电容芯温度达到要求后保持6h,再关闭各部阀门,进行抽真空;
Ⅵ 每6h解除真空一次,并通入干燥热风10~15min后重新建立真空度;
Ⅶ 每6h放一次冷凝水,干燥后期可改为12h放再一次;
Ⅷ 每2h作再一次测量记录(绝缘电阻、温度、电压、电流、真空度、凝结水等);
Ⅸ 干燥终结后降温至40~50℃时进行真空注油。
e) 组装
Ⅰ 组装前应先将上、下瓷套及中部法兰预热至80~90℃,并保持3~4h以排除潮气;
Ⅱ 按解体相反顺序组装;
Ⅲ 按图3-1 、3-2所示进行真空注油;
Ⅳ 注油时真空度残压应保持在133.3Pa以下,时间按照下表执行。
抽真空时间
66~100
220
抽真空
2
4
浸 油
2~3
7~8
保 持
8
12
4) 散热器检修
a) 风冷散热器的检修步骤如下:
Ⅰ 采用气焊或电焊对渗漏点进行补焊处理;
Ⅱ 带法兰盖板的上、下油室应打开其法兰盖板,清除油室内的焊渣、油垢,然后更换胶垫; Ⅲ 清扫散热器表面,油垢严重时可用金属洗净剂(去污剂)清洗,然后用清水冲净凉干,清洗时管接头应可靠密封防止进水;
Ⅳ 用盖板将接头法兰密封,加油压进行试漏,标准为:
片状散热器为0.05~0.1MPa,10h;
管状散热器为0.1~0.15 MPa,10h;
Ⅴ 用合格的变压器油对内部进行循环冲洗;
Ⅵ 重新安装散热器。
5) 更换密封胶垫,进行复装
6) 储油柜检修
a) 开放式储油柜的检修步骤如下:
Ⅰ 打开储油柜的侧盖,检查气体继电器联管是否伸入储油柜;
Ⅱ 清扫内外表面锈蚀及油垢并重新刷漆;
Ⅲ 清扫积污器、油位计、塞子等零部件;
Ⅳ 更换各部密封垫;
Ⅴ 重划油位计温度指示线。
b) 胶囊式储油柜的检修步骤如下:
Ⅰ 放出储油柜内的存油,取出胶囊,倒出积水,清扫储油柜;
Ⅱ 检查胶囊的密封性能并进行气压试验,压力应为0.02~0.03MPa,时间为12h(或浸泡在水池中检查有无冒气泡)应无渗漏;
Ⅲ 用白布擦净胶囊,从端部将胶囊放入储油柜,防止胶囊堵塞气体继电器联管,联管口应加焊挡罩;
Ⅳ 将胶囊挂在挂钩上,连接好引出口;
Ⅴ 更换密封胶垫,装复端盖。
c) 隔膜式储油柜的检修步骤如下:
Ⅰ 解体检修前可先充油进行密封试验,压力应为0.02~0.03MPa,时间为12h无渗漏;
Ⅱ拆下各部连管(吸湿管、注油管、排气管、气体继电器连管等)清扫干净,妥善保管,管口密封;
Ⅲ 拆下指针式油位计连杆,卸下指针式油位计;
Ⅳ 分解中节法兰螺栓,卸下储油柜上节油箱,取出隔膜清扫;
Ⅴ 清扫上下节油箱;
Ⅵ 更换密封胶垫;
Ⅶ 检修后按解体相反顺序进行组装。
7) 安全保护装置的检修
a) 安全气道的检修步骤如下:
Ⅰ 放油后将安全气道拆下进行清扫,去掉内部的锈蚀和油垢,并更换密封胶垫;
Ⅱ 内壁装有隔板,其下部装有小型放水阀门;
Ⅲ 上部防爆膜片等安装良好,均匀地拧紧法兰螺栓,防止膜片破损,防爆膜片应采用玻璃片,禁止使用薄金属片。不同安全气道管径下的玻璃片厚度参照下表。
安全气道管径与玻璃厚度 管径(mm)
150
200
250
玻璃片厚度(mm)
2.5
3
4
b) 压力释放阀的检修步骤如下:
Ⅰ 从变压器油箱上拆下压力释放阀;
Ⅱ 清扫护罩和导流罩;
Ⅲ 检查各部连接螺栓及压力弹簧;
Ⅳ 进行动作试验,检查微动开关动作是否正确;
Ⅴ 更换密封胶垫。
8) 净油器的检修
a) 关闭净油器出口的阀门;
b) 打开净油器底部的放油阀,放尽内部的变压器油(打开上部的放气塞,控制排油速度); c) 拆下净油器的上盖板和下底板,倒出原有的吸附剂,用合格的变压器油将净油器内部和联管清洗干净;
d) 检查各部件应完整无损并进行清扫,检查下部滤网有无堵塞,洗净后更换胶垫,装复下盖板和滤网,密封良好;
e) 吸附剂的重量占变压器总油量的1%左右,经干燥并筛去粉末后,装至距离顶面50mm左右,装回上盖板并加以密封;
f) 打开净油器下部阀门,使油徐徐进入净油器,同时打开上部放气塞排气,直至冒油为止; g) 打开净油器上部阀门,使净油器投入运行;
9) 磁力油位计的检修
a) 打开储油柜手孔盖板,卸下开口销,拆除连杆与密封隔膜相连接的绞链,从储油柜上整体拆下磁力油位计;
b) 检查传动机构是否灵活,有无卡轮、滑齿现象;
c) 检查主动磁铁、从动磁铁是否耦合和同步转动,指针指示是否与表盘刻度相符,否则应调节限位块,调整后将紧固螺栓锁紧,以防松脱;
d) 检查限位报警装置动作是否正确,否则应调节凸轮或开关位置;
e) 更换密封胶垫进行复装。 3.4 干式变压器检修
3.4.1 定期检查
树脂浇注干式变压器是需要维护的,并不是完全免维护。应该定期清理变压器表面污秽。表面污秽物大量堆积,会构成电流通路,造成表面过热损坏变压器。在一般污秽状态下,半年清理一次,严重污秽状态下,应缩短清理时间,同时在清理污秽物时,紧固各个部位的螺栓,特别是导电连接部位。
投运后的2~3个月期间进行第一次检查,以后每年进行一次检查。
3.4.2 检查的内容
检查的内容包括:
1) 检查浇注型绕组和相间连接线有无积尘,有无龟裂,变色,放电等现象,绝缘电阻是否正常。
2) 检查铁芯风道有无灰尘,异物堵塞,有无生锈或腐蚀等现象。
3) 检查绕组压紧装置是否松动。
4) 检查指针式温度计等仪表和保护装置动作是否正常。
5) 检查冷却装置包括电动机,风扇是否良好。
6) 检查有无由于局部过热,有害气体腐蚀等使绝缘表面出现爬电痕迹和炭化现象等造成的变色。
7) 检查变压器所在房屋或柜内的温度是否特别高,其通风,换气状态是否正常,变压器的风冷装置运转是否正常。
8) 检查调压板位置,当电网电压高于额定电压时,将调压板连接1档2档,反之连接在4档5档,等于额定电压时,连接在3档处,最后应把封闭盒安装关闭好,以免污染造成端子间放电。
9) 变压器的接地,必须可靠。
10) 变压器如果停止运行超过72小时(若湿度≥95%时允许时间还要缩短)在投运前要做绝缘,用2500V摇表测量,一次对二次及地≥300MΩ,二次对地≥100MΩ,铁芯对地≥5MΩ(注意拆除接地片)。若达不到以上要求,请做干燥处理,一般启动风机吹一段时间即可。
范文五:变压器绕制工艺流程图
变压器绕制工艺流程图 如何绕制变压器及变压器绕制工艺介绍:
先说说在变压器绕制过程中会出现的问题:
(1)在做产品工频耐压试验时,低压引出头处放电及高压引出头对低压线匝出现放电现象频次较高。
(2)低压绕组出头引线弯折时,第一匝线提出较多,包扎绝缘后难以送回原位。
(3)低压绕组纸筒内径与铁心柱的间隙小,绕组绕制时易造成绕线齿轮与铁心柱磨擦,甚至出现低压纸筒打软与铁心抱死现象。
(4)绕组端部距铁心窗口有25mm、30mm、40mm几种尺寸。当距离为25mm时绕组绕完后绕线齿轮很难从铁心柱上卸下。
(5)图纸中低压纸筒高度比绕组高度小6mm,绕组绕制时轴向无裕度,特别是很难将低压线匝绕下。
(6)低压绕组引出头采用预埋的方式绕制,端部空间达不到低压出头预埋长度的尺寸,特别是容量为250kVA~500kVA产品,因其线规大、导线硬、导线并绕根数多、低压端圈比引出头预埋长度的尺寸短、导线不易拉紧等,使端部空间很难达到低压出头预埋长度的尺寸。
在文章将介绍如何上面提到的问题,下面先提供变压器绕制工艺图,
变压器绕制工艺(一)
变压器绕制工艺(二)
现在说说上面提供的问题该如何:
(1)对于绕组低压引出头处的放电或高压引出头对低压线匝出现放电的现象,采取在低压绕组引出头弯折处用100%皱纹纸半叠加包青壳纸或DMD预浸箔纸槽一件(这两种材料韧性好),并在低压末尾出头的外侧0.5mm厚,长80mm~100mm的软角环(青壳纸制做)两张,角环搭接10mm~25mm,保证搭接处无缝隙,角环放置在低压出头处高低压间瓦楞油道的外侧,深入绕组30mm~50mm。角环放置示意图见图1。其作用是加强低压出头对高压线匝的绝缘。
在高压引出头的内侧0.5mm厚,长为100mm~120mm的角环(青壳纸制做)一张,角环放置在高压起头处高低压间瓦楞油道的外侧,角环深入绕组30mm~50mm,露出绕组部分长30mm~50mm,以加强高压绕组起头与低压绕组线匝的绝缘。采取措施后,绕组出头处的放电现象明显减少。
(2)加放高低压瓦楞油道时,油道要与低压绕组引出头端齐平放置或瓦楞油道与绕组高度一致,使弯折后的低压绕组引出头及硬端圈易放置。
通过实践摸索,不断改进出头90o揻弯工具。常用的揻弯工具如图2。该工具存在主要问题是引出头揻弯时,导线由绕组内提出,后来改进为图3组合式揻弯工具。该工具了图2工具存在的问题,但是导线揻弯根部易扭曲变形,最后在图2常用揻弯工具的基础上改进为图4工具。使用时,握住把手,用呆扳手转动螺母。该工具克服了上述揻弯工具的缺点,使用效果。
(3)通过合理设计,使低压纸筒半径与铁心柱的间隙为3mm~3.5mm(绕线齿轮凸台厚1.5mm,
齿轮内径侧与铁心柱间隙为2mm~2.5mm),便于绕线齿轮的安装及绕组绕制;低压绕组纸板筒采用浸酚醛树脂胶烘干固化,加强纸板筒的机械强度,并在纸筒搭接时采取搭接方向与绕制方向一致(成型酚醛纸筒采用对接),绕组绕制时减少反转,减少纸筒搭接处与铁心戗茬,避免出现抱死现象。
(4)根据低压绕组结构及产品容量,合理设计铁心窗高与绕组距离,500kVA及以下产品的铁心窗高与绕组距离为30mm,630~1250kVA产品的铁心窗高与绕组距离为40mm,这一点从绕组绕制及产品成本考虑是最为合理的。间隙较大时,虽然绕组易于绕制,但成本;间隙小于30mm,成本虽降低,但绕组绕制难度太大,绕线齿轮很难卸下,甚至不能保证产品质量。
(5)采用的低压纸板筒高度比绕组高度矮2mm,并在绕线齿轮凸台上加轴向绕制裕度台阶2~3mm,绕组的绕制裕度,便于绕组,特别是低压绕组绕制。
(6)对于产品容量为250~500kVA的低压绕组引出头预埋达不到规定长度的,设计时尽量使导线的宽厚比达到较合理值、合理分配线规与导线并绕根数的关系、精确计算端圈空间所能预埋绕组引出头的长度,并提高导线退火质量,绕线时采用导线胀紧装置、线匝排列紧密,通过措施保证低压引出头的预埋长度及绕组绕制。
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