曹诗玉换流变原理及维修

1换流变压器的原理与维修技术换流变压器的原理与维修技术宜昌超高压管理处宜昌超高压管理处曹诗玉曹诗玉20072007年年8 8月月2 500kV换流变(ABB)3 500kV换流变主要参数(ABB)型号 TCH 146DR3相连接方式为：YNy0 YNd11调压方式 网侧带负荷自动调压调压档数档 31额定功率额定电压(kV)网侧 525/3 最高电压 550/3 阀侧 Y 220/3，220 额定电流(A)A,B 982 a,b Y 2449，24493冷却方式 强迫油循环风冷接地方式 网侧直接接地 本体油箱油量 106800 L 冷却器油量 1450L本体总油量 114200L 总重 378500kg 制造商 ABB4 主要内容1 换流变的功能与特点2 换流变的结构原理及型式3 换流变套管4 换流变有载调压开关5 换流变的运行6 换流变的状态检修7 换流变的更换8 换流变的排油与注油9 换流变的技术管理51 换流变的功能与特点 直流输电系统中换流器所包含的变压器称为换流变压器，换流变压器是直流输电系统中的关键设备之一。在整流换流器中换流变压器为换流设备提供交流电能，换流器将交流电能转换为直流电能并通过直流输电线路传输；在逆变换流器中换流变压器接受逆变换流器将直流电能转换为交流的电能，并将其输送到其它交流供电网路中。61.1 换流变作用 提供相位角差为30的AC电压以降低网路的低次谐波，特别是5次和7次谐波。作为直流输电系统两端换流站AC系统电压、电流的交换设备。换流变压器的阻抗可以增加AC系统的阻抗，有限制系统的短路电流和抑制换相过程中阀的峰值电流升高的作用。与换流器和其它设备共同实现AC网路与DC网路的联络。通过换流变压器可以实现对AC和DC系统电压较大范围的分档调节。71.2 换流变的特点 换流变在漏抗、绝缘、谐波、直流偏磁、有载调压和试验等方面与普通电力变压器有着不同的特点。换流变由于直流偏磁电流和谐波电流使得换流变压器的噪声增大。换流变与普通换流变最大的不同是阀侧绕组除承受交流电压外，还承受直流电压的作用。绝缘设计上要考虑直流耐压和极性反转作用。81.2.1 短路阻抗 为了限制阀臂及直流母线短路时的故障电流以免损坏换流阀的晶闸元件，换流变应有足够大的短路阻抗。短路阻抗不能过大，否那么会使运行中的无功损耗增加，需要相应增加无功补偿设备，并导致换相压降过大。大容量换流变的短路阻抗通常为12-18%。91.2.2 绝 缘 换流变阀侧绕组同时承受交流电压和直流电压。阀侧绕组除承受交流电压产生的应力外，还要承受直流电压产生的应力。直流全压启动及极性反转所产生的冲出。由于上述原因，换流变的绝缘结构比普通的交流变压器复杂得多。直流电压和交流电压作用下绝缘特性是不同的。101.2.3 谐 波 换流变运行中有特征谐波电流和非特征谐波电流流过。其漏磁的谐波分量会使变压器的杂散损耗增大。对于有较强漏磁通过的部件要采用磁屏蔽措施。数值较大的谐波磁通所引起的磁致伸缩噪音，一般处于听觉较为灵敏的频带。111.2.4 有载调压 为了补偿换流变交流侧电压的变化以及将触发角运行在适当的范围内以保证运行的平安性和经济性，要求有载调压开关的调压范围较大。直流输电系统在降压模式时，要求的调压范围高达20-30%。121.2.5 直流偏磁 通过变压器绕组的电流中的直流分量会影响铁心的磁化曲线，并产生偏离坐标轴零点的偏移量，这种现象称为直流偏磁。运行中由于交直线路的耦合、换流阀触发角的不平衡、接地极的电位升高以及换流变交流网侧存在2次谐波等原因将导致换流变阀侧及交流网侧绕组的电流中产生直流分量，使换流变产生直流偏磁现象。直流偏磁电流使铁心饱和，导致换流变损耗、温升及噪音都有所增加。131.2.6 换流变噪声大 换流变压器的噪声主要由铁心、线圈、油箱包括磁屏蔽等及冷却装置的振动产生的。直流偏磁电流和高次谐波电流引起换流变压器本体噪音增加。直流偏磁电流引起铁心周期性饱和，硅钢片的磁致伸缩引起铁心振动加剧，发出强烈的低频噪声，它的频率只有正常激磁情况下的电力变压器噪声频率的一半，可以把这种低频的噪声作为判断换流变压器发生直流偏磁的征兆。负载电流产生的漏磁引起绕组和油箱包括磁屏蔽等的振动。换流变压器绕组中流过的高频谐波电流，会引起换流变压器绕组在高频下振动，使换流变压器的噪声显著增加。14 1.2.6 试 验出厂试验 换流变除了要进行与普通交流变一样的型式试验与例行试验之外，还要进行直流方面的试验。直流试验主要有：直流耐压试验、直流电压局部放电试验、直流电压极性反转试验等。例行试验：必须在每台变压器上进行，它包括联结组标号检定、电压比测量、绕组电阻测量、空载损耗和空载电流测量、负载损耗和短路阻抗测量几个主要的分接、绝缘油试验、操作冲击试验、雷电全波冲击试验、包括局部放电测量和声波探测测量的外施直流电压耐受试验、包括局部放电测量的极性反转试验、外施交流电压耐受试验和局部放电测量、长时感应电压试验和局部放电测量、绝缘电阻测量。型式试验：每种型号的变压器进行一台，它包括雷电截波冲击、温升试验、声级测量。特殊试验：短路能力、零序阻抗、负载电流测量等。152 换流变的接线与结构 2.1 换流变压器与系统的连接 星形接线 和三角形接线162.2 江陵换流站阀侧套管接线1 1172.3 换流变的结构型式1)单相双绕组接线或2)单相三绕组接线3)三相三绕组接线4)三相双绕组接线 对于大容量的直流输电系统，一般采用单相双绕组接线，以控制制造、运输或运行中的风险182.4 电气主回路特点电气绝缘水平：除考虑正常的交流电压作用外，还要考虑直流耐压和极性反转的作用。主回路采用双支路分接开关:双支路配置 分接开关档位数量多 分接开关的同步要求高192.5 ABB换流变电气原理图202.6 ABB换流变外形图212.7 换流变压器的构成 绕组:换流变压器线圈包括网侧线圈、阀侧线圈和调压线圈三局部 铁芯:换流变压器铁心通常为心式结构 器身:考虑合理的线圈布置方式 引线:阀侧套管与引线的连接要特殊设计 油箱:采用桶式结构 绝缘油:ABB用Lans 有载分接开关 其他附件222.7.1 换流变网侧线圈 网侧线圈通过交流套管与交流系统联接根据直流系统两端联接的交流网络的电压等级分别决定换流变压器网侧线圈的电压等级和绝缘水平。换流变压器网侧线圈与相同电压等级的电力变压器的线圈结构根本相同，主要有纠结式、纠结连续式、内屏蔽式等几种。因为调压级数多，调压线圈导线并绕根数比较多，通常设计成一个独立的线圈，与网侧线圈末端相联。当网侧线圈首端施加冲击电压时，调压线圈内冲击电压梯度较大，调压线圈匝间绝缘厚度及对相邻线圈或接地部件的距离均要加大。为限制调压线圈内匝间电压梯度，防止调压线圈的匝绝缘损坏，必要时采用非线性电阻，用以限制调压线圈的级间过电压。232.7.2 换流变阀侧线圈换流变压器阀侧线圈通过阀侧套管与换流阀桥联接，其设计与普通电力变压器线圈相比有很大的特殊性一方面是特殊的绝缘要求。换流变压器阀侧线圈两端的交流额定电压不是很高，比方对于500kV直流输电系统来说，其两组阀侧线圈的交流额定电压一般为200kV左右，但其绝缘水平因其联接阀桥的位置不同而不同。包括交流外施耐受电压水平，雷电冲击电压水平和操作冲击电压水平，都高于相同电压等级交流线圈的绝缘水平。比方对于与500kV高电压端阀桥相联的阀侧线圈来说，其绝缘水平比交流500kV线圈的要高。由于阀侧线圈为全绝缘设计，首末端的绝缘水平相同，在实施雷电冲击试验时，首末两端均要分别进行冲击试验；而当实施操作冲击试验时，首末端出头要同时进行试验。因此，阀侧线圈的结构型式的选择和绝缘设计比较复杂，要特别注意绝缘方面的分析计算和采取相应的措施。另一方面是谐波电流的影响。由于换流变压器在实际运行时，线圈中流通大量谐波电流，会产生较大的附加损耗。因此在选择线圈的导线时，要注意选择适当规格的导线，以降低线圈导线中的涡流损耗，合理控制导线的电流密度，以便防止线圈产生局部过热。242.7.3 换流变的铁芯换流变压器铁心通常为心式结构。它有多种结构型式，如三相三柱式、三相五柱式、单相三柱式及单相四柱式等,500KV换流变通常采用单相四柱式.单相四柱式铁心有两个主柱和两个旁柱。主柱套装有线圈，旁柱构成磁路的一局部。大型换流变压器通常采用单相四柱式或单相五柱式铁心结构，带有旁柱的铁心可以有效降低产品运输高度，解决高电压大容量产品的运输问题。考虑到降低损耗、降低空载电流以及空载噪声的要求，铁心材料一般选用冷轧有取向高导磁硅钢片。在一些大型和超大型换流变压器中，还可采用激光照排和等离子蚀刻的超低损耗硅钢片。铁心片的叠片与普通电力变压器相同，有时也采用复杂的多级接缝铁心叠片。换流变压器在运行时绕组中存在直流偏磁电流，铁心会出现饱和现象，很小的直流偏磁电流通常只有几个安培也会导致铁心中损耗和噪声的大幅度升高。因此在设计大容量换流变压器铁心时，除考虑铁心的冷却外，还需采取措施提高铁心的整体刚性，以降低铁心的噪声水平。252.7.4 换流变器身 换流变压器的内绝缘需承受交、直流绝缘试验电压，在实际运行时要长期承受交、直流电压的共同作用，因此其器身的绝缘设计与普通电力变压器有所区别。网侧线圈的主、纵绝缘设计与普通电力变压器根本相同。阀侧线圈的主、纵绝缘设计除了考虑交流耐受电压的作用外，还必须考虑试验及运行中的直流电压和极性反转电压作用的影响，正是这些影响决定了阀侧线圈的主绝缘设计与电力变压器有较大的区别。“铁心调压线圈网侧线圈阀侧线圈的排列方式，适合于阀侧线圈绝缘水平高于网侧线圈绝缘水平的换流变压器的线圈排列。26 换流变引线 272.8 其他附件 网侧上下端套管、阀侧套管 套管CT 本体和分接开关油枕与呼吸器 冷却器风扇 潜油泵 分接开关滤油机和操作机构 本体汇控柜 本体保护元器件：a 瓦斯继电器 b 本体和分接开关压力释放阀 c 绝缘油和绕组温度计 d 本体和分接开关油位计 e SF6套管密度继电器 f 逆止阀283 换流变压器套管设计思路：设计思路：场强均匀，轴向电压分布均匀、径向电压分布均匀场强均匀，轴向电压分布均匀、径向电压分布均匀采取多层金属箔结构的措施：采取多层金属箔结构的措施：防止绝缘材料局部故障继续开展防止绝缘材料局部故障继续开展 为检测绝缘指标提供了方便为检测绝缘指标提供了方便套管结构包括：套管结构包括：导电局部导电局部 内部主绝缘内部主绝缘 外绝缘外绝缘 末屏末屏 绝缘介质绝缘介质29 3.1 ABB 换流变交流侧套管顶端螺母软连接顶座油位计瓷绝缘子，空气侧预压管变压器油电容器身夹紧装置安装法兰电流互感器抽头瓷绝缘子，油侧底部末端螺母密封塞30 3.2 交流高压套管A套管 交流高压套管为油浸式绝缘，外绝缘为瓷套。套管有自己独立的油室，其油室与换流变油箱不相通。套管顶部有一油位玻璃视窗以监视套管油位，正常情况下，油位应高于该玻璃视窗油位。套管还装有电压试验抽头即末屏，通过测量电容值和损耗因素来检查套管的绝缘。末屏通过末屏盖接地。套管的安装连接方式为：拉杆连接。套管能承受与其轴向垂直的顶部终端上施加的悬臂负载。套管在其轴向能持续。承受20kN的力，外部端子可承受的最大力矩为25kN。31 3.3 交流低压套管B套管 交流低压套管为干式，使用浸树脂纸RTP作为主绝缘，外绝缘为硅橡胶裙。套管装有一个电压试验抽头。该抽头直接接到电容器的外层上，该抽头最大的试验电压为2KV，5060HZ。它可以作为试验抽头，外接一个电容器后也可以作为电压抽头，运行电压应低于600V。套管的安装连接方式为：固体铜导体穿缆式。管应能承受与其轴向垂直的顶部终端上施加的悬臂负载。32 3.4 ABB阀侧套管结构33 3.5 换流阀侧套管a/b套管 直流高压套管设计为两局部：内部和外部 内部为通常的油绝缘油冷却型，在油侧，套管没有隔离体，这意味着套管与变压器油箱相通,套管内部局部注满油。为了保证套管油室充满着油，换流变油枕应高于套管顶部。该套管的安装方式与交流高压套管相同，并且有相同型号的牵引杆。外部绝缘体由带硅橡胶裙的玻璃钎维环氧树脂管构成，它在充电前应充上一定压力的SF6气体，正常运行时，SF6气体的压力为。通过SF6气体密度继电器对其压力进行监视。套管在安装法兰处装有一个电压抽头，抽头与法兰绝缘并连接到电容器身的最外层。344 有载调压开关ABB35 4.1 在线滤油机ABB36 4.2 有载调压开关的调节方式 保持换流变阀侧空载电压恒定。保持控制角触发角或关断角于一定范围。换流器正常运行于较小的控制角范围内，直流电压的变化主要由换流变的分接头调节补偿。好处：这种方式吸收的无功少，运行经济，阀的应力小，阀阻力回路损耗较小，交直流谐波分量较小，即直流系统的运行性能较好。害处：开关动作频繁，调节范围大。目前的直流工程均采取第二种控制方式，即保持控制角于一定范围的调节方式。37 4.3 有载调压开关的结构ABB有载调压开关由操作机构和控制机构及分接开关、在线滤油装置、油枕、呼吸器和监视部件组成。操作机构包括电机、传动杆、齿轮、驱动轴等。电机驱动机构的驱动力经传动杆、一系列的齿轮传递到一根驱动轴上，提供切换开关的切换和分接选择器档位选择所需的动能。分接开关由两个单独的局部，即置于分接开关油室之内的切换开关和装设于油室下面的分接选择器组成。分接开关整体悬挂于换流变油箱盖上。切换开关由动触头、静触头及过渡电阻组成。主触头和辅助触头构成静触头。主触头用于载流，辅助触头用于灭弧。载流的主触头由铜或铜银合金制成，而灭弧的触头那么由铜或铜钨合金制成。触头的动作由四连杆机构控制，同时一套螺旋弹簧使四连杆机构具有自锁能力。切换开关上装有插入接点，此接点能使分接选择器触头与切换开关相连接。分接选择器，围绕中心轴周围布置有假设干个定触头，在分接选择器中心轴上装有动触头，并由中心轴带动动触头，动触头经由集流环通过绝缘纸包扎的铜导体连接到切换开关上。触电事故。38 4.3 有载调压开关的结构续 在线滤油装置由电机、泵、过滤器及油管、阀门组成。用于对分接开关油室里的油进行连续过滤，保证油具有较高的绝缘耐压水平，降低切换开关触头的机械磨损，提高切换开关的寿命。监视部件包括压力继电器、油流继电器、气体继电器、压力释放装置、油枕油位监视等。用于对有载调压开关的监视和保护。油枕装于换流变油箱顶部，略高于分接开关油室顶部。油枕用于储存一定数量的油，以保证分接开关油室里总是充满着油。呼吸器与油枕相连，用于保证吸入油枕里的空气既枯燥又清洁。39 4.4 有载调压开关原理图ABB40 4.5 有载调压开关原理简化图FFAB202122 1 15 5 1 14 41 13 31 12 21 11 11 10 09 98 87 76 65 52 21 11 12 24 43 32 21 16 61 15 51 14 41 13 31 11 11 10 09 98 87 76 6 5 51 11 10 00 0k k1 10 00 0K K换换流流变变分分接接头头简简化化图图1 16 63 34 4N1N1NXNXab41 4.6 有载调压开关原理ABB 分接头主要通过改变一次侧线圈匝数来保证输出电压的稳定,即在输入电压波动的时候通过改变分接头的档位来调节一次侧的线图匝数,从而得到稳定的电压输出。分接头选择器在不带电的情况下，使一个分接头在断开前，下一个分接头要先行接入，所以分单数和双数分解选择器，如下图；切换开关在带电切换分接时，要桥接两个分接头，所以有左右两组触头以轮流接通，并在其间接入电阻以限制短路环流。左右两组触头中，中间为辅助触头y,u，两边为主触头x,v。调压开关按对称尖旗循环设计切换顺序，这就是说切换开关的主触头在过渡电阻跨接两个分接头之前要断开。42 5 换流变运行 换流变引入监控系统的信号 换流变本体保护 母线断路器和隔离开关。43 5.1 换流变运行巡检工程 换流变有无异常声音和明显震动 换流变各部温度、油位正常 本体油枕、分接开关的油枕、套管油位、SF6压力正常，呼吸器内硅胶无严重变色，各局部无渗油现象 套管外部无破损裂纹，无放电痕迹及其它异常现象 分接头调节驱动装置及控制柜加热器投入良好 冷却器油流量正常，风扇运行良好 外壳接地良好，冷却器接地良好 在线滤油机装置指示正常，无压力报警 在线气体分析装置运行正常，无报警信号 潜油泵的运行情况：运行时现场指示表在“ON，备用或检修时在“OFF44换流变压器引入监控系统的信号1直流运行方式、输送功率2绝缘油温度3绕组温度4风扇启停5油泵启停6分接开关档位不同步信号7本体保护动作信号：a 本体瓦斯保护动作信号轻重瓦斯保护动作 b 分接开关油流继电器动作信号 c 本体和分接开关压力释放阀动作信号 d 本体和分接开关高、低油位信号 e 分接开关滤油机压力高信号 f SF6套管密度继电器动作信号455.3 换流变本体保护项目目的后果1温度监视温量油温和绕组温度，防止温度过高跳闸、报警2油位监视监视油枕油位变化（本体和调压开关）报警3油在线监测监测内部气体成分，判断是否存在内部故障报警4压力继电器判断分接头切换装置内部是否过压跳闸5漏油探测器监视油枕气囊是否漏油报警6瓦斯继电器判断流向油枕的油速是否过快，收集内部气体跳闸、报警7压力释放阀监视变压器内部/分接头内部是否有过压报警8SF6密度监测测量GGF套管内部SF6压力是否降低跳闸、报警9泵和风扇电机保护监视泵和风机是否过载跳电机开关10油流指示监视加在冷却器油的压力报警46 5.4 换流变各局部温升极限值最大温升热 点报警温度跳闸温度绕组温度60K68.8 C110 C140C项部油温55K85 C110C过负荷热点120 C本体/分接头油位低油位5%高油位95%HYDRAN气体分析250ppm47 6 换流变状态检修及试验状态维修和试验状态维修和试验:基于设备状态，对设备进行适时且适度的基于设备状态，对设备进行适时且适度的维修和试验。维修和试验。例行维修例行维修:定期在现场对设备进行的各种简单保养和维修。定期在现场对设备进行的各种简单保养和维修。如清扫、螺丝紧固、防腐处理、自备表计校验、易损件如清扫、螺丝紧固、防腐处理、自备表计校验、易损件更换、功能确认等。更换、功能确认等。例行试验例行试验:为获取设备状态量，掌握设备状态，定期进行的为获取设备状态量，掌握设备状态，定期进行的各种带电检测和停电试验。各种带电检测和停电试验。诊断性试验诊断性试验:巡检、在线监测、例行试验等发现设备状态不巡检、在线监测、例行试验等发现设备状态不良，或经受了不良运行工况，或受家族缺陷警示，或连良，或经受了不良运行工况，或受家族缺陷警示，或连续运行了较长时间，为进一步评估设备状态进行的试续运行了较长时间，为进一步评估设备状态进行的试验。验。设备大修设备大修:对设备核心部件或者主体进行的检查或和修对设备核心部件或者主体进行的检查或和修复。复。48 6.1 换流变的例行试验项目 基准周期 基本要求备注红外热像检测每月无异常 本体油中溶解气体分析每季乙炔1(L/L)氢气150(L/L)总烃150(L/L)均为注意值网侧绕组直流电阻3年初值差不超过2%（警示值）套管试验3年铁心绝缘电阻3年100M（新投运1000 M）（注意值）有载分接开关检查1年见下页绝缘油例行试验1年按绝缘油规程进行测温装置检查 1年无异常气体继电器检查 1年二次回路正常压力释放阀检查 1年二次回路正常49 6.2 换流变的例行维修工程 换流变压器本体：外观、渗油、防腐、清洁、油位、阀门等。油纸绝缘套管：外观、渗油、清洁、油位、引线及金具连接等。SF6气体绝缘套管：外观、渗油、清洁、SF6压力不得低于350Kpa的绝对压力额定压力370Kpa 等。呼吸器：当超过3/4的硅胶变色后，就必须对硅胶进行更换；当油杯中油有变脏或缺乏时，需对油进行更换或补新变压器油至油杯中油位记号线。变压器温度检测器、瓦斯继电器、气体继电器、压力释放阀、油流继电器检查。冷却器：散热片外观检查及冲洗，风扇、电机检查。潜油泵：在运行35000个小时或5年后，要检查轴承的运转情况，也可以每年检查一次运转情况，启动检查其运行声音，必要时对轴承进行更换。有载调压开关：传动机构外部检查、在线滤油机压力检查低于2.0bar、机构箱维护、压力继电器功能检查 接地装置检查50 6.2.1 换流变冷却器检修 风机检查:风扇电机绝缘测量合格；风扇保护网罩完好，风扇转动方向正确手动转动风机扇叶无卡阻，不摩擦侧壁及外罩；风机电机设计为40可运行25000小时，在20下可运行40000小时，电机轴承应加润滑脂，润滑脂的寿命在40时为5年，超过5年就要进行更换，如果运行温度较高那么需要使用耐高温的润滑脂.散热器冲洗:见下页 潜油泵检查:启动每台潜油泵，检查潜油泵有无异常声音及振动，必要时更换轴承.风机平安开关检查 油流指示器功能检查 51 6.2.2 换流变冷却器散热器冲洗 散热片检修散热片检修:外观检查清洁无异物，散热片完好无变形，并进行水冲洗；拆下风机外罩及扇叶并对其进行清洗；用除垢剂以低压冲洗整个散热片，除垢剂应该是以硅酸钠为抑制剂的弱碱；10min后在调高水压冲洗，冲洗时喷头距离冷却器要大于150mm，必须沿散热片纹理垂直冲洗，严禁斜冲，冲洗完毕后使用专用梳子对散热片进行梳理；冲洗完毕后回装风机扇叶及外罩。52 6.2.3 换流变风机更换 从汇控柜中断开风机电源开关，并将风机电机旁平安开关打至“OFF位置；松开固定防护罩的螺栓并取下防护罩；拆下风机扇叶必要时采用拉玛；拆开电机接线盒，断开电机电源线；松开电机支架上的固定螺栓，拆下电机；更换上新电机并恢复；先手动转动电机，电机转动灵活无卡阻，扇叶不摩擦后合上平安开关，启动风机。53 6.2.4 有载调压开关检查工程1有载调压开关外部检查，有载开关油枕油位在正常区域，呼吸器管道畅通无堵塞无渗漏，有载开关内无气体，可以通过有载开关上排油孔及瓦斯继电器、油流继电器处排气；2检查在线滤油机，各连接部件无渗漏，压力表读数必须低于否那么更换过滤器；3分接开关传动齿轮盒检查，如果齿轮盒中润滑油缺乏，添加润滑油，如果齿轮盒内锈蚀或齿轮变形那么需对传动齿轮盒进行更换；4)调压开关机构箱的维护:见下页；5调压开关压力继电器功能测试；6操作试验:就地和远方各操作一个循环，应无异常；7)检查紧急停止功能；8)检查加热器；9)绝缘油试验：击穿电压不小于30KV。54 6.2.4.1 调压开关机构箱的维护检查电动机工作是否正常，并且通翻开机构箱控制柜门，转动选择开关到“LOCAL位置，记录计数器所显示的数值，然后旋转控制开关到“RAISE位置；每进行一次操作，计数器应记录每一次的数值，记录下计数器的数值；转动控制开关到“LOWER位置，再次进行电动操作，将档位恢复至初始位置，检查计数器的记录次数应与档位变化一致；断开辅助电源；用手检查加热器是否正常工作；检查电机接触器接线牢固，并且触头无严重烧损；紧固所有端子；用Mobilgrease28型低黏度润滑脂或Shell-Aero Shell Grease22型润滑油或类似产品对受柄的伞齿轮、星形轮和位置显示器的伞齿轮进行少量的润滑；检查齿形皮带是否足够紧，齿带的紧度可通过放在两个皮带轮中间的弹力平衡器来进 行检查，当施加6N的负荷时，齿带伸长约2MM；连接辅助电源；转动选择开关到“REMOTE位置，关闭电动机构控制门。知有关机械局部检修人员后，方可送电。556.2.4.2 换流变在线滤油机滤芯更换 关闭滤油机的进出油阀门；将排油软管连接到排油阀门上；并翻开卸压阀和排油阀进行排油；排干油后，松开顶部螺母，取下滤油机外罩；松开杆轴上的螺丝，取下弹簧和压板这时用抹布将里面的油清理干净；将旧的滤芯取下，将新的滤芯套在杆轴上，再套上压板、弹簧和螺丝；将螺丝紧固直到压紧滤芯为止；装好滤油机壳体，紧固顶部螺母；对过滤器进行注油，翻开在线滤油机的进出油阀；当卸压阀中有油流出来时，装上卸压阀；启动在线滤油机，检查压力表读数是否正常。566.2.5 有载调压开关大修 以下情形之一，应予大修:操作次数到达触头寿命次数的20%机械-80万次、电气-50万次。有重大家族缺陷。例行或诊断试验数据异常，疑心分接开关有问题。ABB有载调压开关:当有载调压开关到达厂家规定的操作次数后，应将有载调压开关进行大修转换接头：大于100000次操作或至少7年，以后每年检查一次。57 6.3 换流变的诊断性试验工程 阀侧绕组直流电阻 绕组绝缘电阻 绕组绝缘介质损耗因数20 短路阻抗测量 感应耐压和局部放电量测量 绕组扫频响应分析 绕组各分接头电压比 气体继电器校验 油中糠醛含量及纸绝缘聚合度 绝缘油全套试验 58 7 换流变压器的更换 更换前的准备 更换施工与调试 启动试验 后期跟踪检测59 7.1 换流变更换前的准备工作1备用变的检查消缺完成2备用变例行试验完成并合格3移位施工方案编制4换流变移位5设备调试和启动试验方案编制6专用工器具的检查：小车检查 卷扬机、千斤顶检查 运输轨道和地锚的检查清理60 7.2 换流变移位施工1)备用变移出2)待换换流变的一、二次解线3)声障设施撤除4)阀厅封堵材料和消防管网撤除5)待换换流变移出6)备用换流变就位7)声障设施撤除8)阀厅封堵材料和消防管网恢复9)恢复换流变的一、二次接线10)消防设施恢复11)声障设施恢复61 7.3 换流变压器的调试1)本体控制功能检查：分接开关档位核对 分接开关档位联调 油温和绕组温度远传信号核对2)本体控制保护信号检查核对：本体轻重瓦斯保护动作信号 分接开关油流继电器保护动作信号 本体压力释放阀动作信号 分接开关压力释放阀动作信号 油温报警和跳闸信号 绕组温度报警和跳闸信号 阀侧SF6套管密度压力低报警和跳闸信号 逆止阀动作信号 阀侧套管电压抽取装置电量模拟检查3)整组传动试验62 7.4 换流变压器的启动调试1根据调度临时定值单修改交流断路器保护定值2合上交流开关对换流变充电规程规定需要冲击合闸三次3低负荷下进行CT二次极性校核4后续工作：绝缘油按照投运1、4、10、30天进行色谱分析、结合负载进行红外测温63 8 换流变的内部故障检查通常在以下情况下需进人检查：当变压器到了大修周期当变压器内部有故障情况 变压器故障处理的一般程序：排油-注入枯燥空气-油处理-进人检查及处理故障-抽真空-注油-热油循环-静放-电气试验-换流变充电调试64 8.1 换流变油处理准备工作 排油前的准备：清理换流变缺陷清单，列出处理工程 准备足够数量的油罐、连接用的管道、专用接头 检查清理储油罐、核实备用油量 检查滤油机、枯燥空气发生器、真空泵等机具状况 准备足够的消耗材料 准备足够的专用工器具 编制详细的施工方案 编制所有记录表格65 8.2 绝缘油试验标准 经过处理后的绝缘油，在注入变压器本体前必须经过化验合格，其标准 击穿电压：60kV 90介损：0.7%含气量：含水量：10 ppm 668.3 变压器排油按施工方案将真空滤油机与变压器及油罐相连接包括各个油罐间的连接，取下呼吸器将枯燥空气发生器与此对接。记录滤油机底数、油泵启动时间。将换流变本体抽真空堵板取下，在此处加装压力表；关闭换流变油在线监测装置 前的阀门。将换流变油枕与本体间的阀门关闭。全开换流变的出油阀、真空滤油机的进出油阀、油罐进油阀、呼吸器阀。按真空滤油机说明书开启滤油机和真空泵,并控制排油的速度(不大于6000升/小时)。开启枯燥空气发生器,并控制注入气体的压力调节空压机的出气阀门，使输出的气体压力保持在左右，同时调节枯燥空气发生器的左右两个排气阀，使输出的枯燥空气的压力在10kpa左右，最多不能超过20kpa。做好值班记录:每小时读取真空度、排油量、温度等。排油结束后按正常的停机顺序关停真空滤油机。维持换流变本体压力在，假设压力下降那么启动空气枯燥装置。67 8.3 变压器排油(续)排油时的平安本卷须知：排油时的平安本卷须知：放油全过程要有专人观察油罐的油位和滤油机的运行情放油全过程要有专人观察油罐的油位和滤油机的运行情况；况；真空泵运行时，要注意观察油位计，防止机油枯槁和机真空泵运行时，要注意观察油位计，防止机油枯槁和机油回流进滤油机中油回流进滤油机中 ；待一台油罐装满待一台油罐装满90%90%油时，应及时翻开另一台通过三油时，应及时翻开另一台通过三通管连接的油罐的进油阀，并关阀以注满油的油罐的进通管连接的油罐的进油阀，并关阀以注满油的油罐的进油阀。油阀。当换流变排油量排油将尽时，仔细观察滤油机的进油管当换流变排油量排油将尽时，仔细观察滤油机的进油管道是否有气泡以确认换流变本体油已空道是否有气泡以确认换流变本体油已空 注入枯燥空气时换流变本体的压力最大不能超过。注入枯燥空气时换流变本体的压力最大不能超过。选用的枯燥空气装置所制造的枯燥空气的露点小于选用的枯燥空气装置所制造的枯燥空气的露点小于-3535。68 8.4 换流变内部检查的主要工程 分接头选择开关检查 分接头范围开关检查 分接头电位开关检查 分接引线检查 铜屏蔽检查 中性点引线检查 磁分路接地螺栓检查 夹件和铁心接地螺栓检查 交、直流升高座下端均压环接地螺栓检查 器身外表检查 结构件联接检查 69 8.5 进人检查及故障处理本卷须知 器身暴露在空气中的时间：空气相对湿度小于65%时16小时，75%时12小时 进入变压器内部的人员要穿专用工作服，人数一般不超过2人 人孔门处要设专人看管 所带入的工器具及照明等均在登记，出来时要一一清点，确保无误 从翻开人孔门开始注入枯燥空气，保持内部微正压 检查人员必须按照方案所列内容进行详细检查 检查结束后，要尽快将人孔门封好70 8.6 真空滤油在油罐中进行真空滤油，油温控制在70为宜，在滤油过程中要注意监视其运行情况，并做好相应记录，待油样合格后才能停止滤油。在油循环的过程中，随时观察滤油机和真空泵的运行情况，并且每间隔一小时要记录一次。油化验色谱、微水、耐压、介损合格后才能开始注油。71 8.7 换流变抽真空 将真空泵与换流变本体的抽真空阀门用真空管连接；在本体瓦斯继电器上安装一个真空压力表；将阀侧套管下方的注油阀门和本体注油阀连接，将阀侧套管上方的抽真空阀门连接到本体的抽真空阀门上用透明软管连接；翻开抽真空阀门开始抽真空；翻开本体和阀侧套管之间的阀门，将套管中的油排进本体，翻开阀侧套管和本体抽真空管之间的阀门，开始对套管抽真空；抽真空至时停真空泵，并关闭本体与真空泵间阀门，用来检查密封性；1小时后读取压力P1，间隔半小时后读取压力P2，根据密封性判定公式P2-P1T30，来判断变压器密封情况；继续抽真空到0.11mbar(或133Pa),抽真空时间为36小时。注油过程中真空泵不停继续抽真空。72 8.8 真空注油油试验色谱、微水、耐压、介损合格后，才能注油。将滤油机的出油阀和换流变的进油阀相连，油罐的出油阀和滤油机的进油阀相连。翻开油罐出油阀、滤油机的进出油阀、换流变的进油阀，翻开变压器本体至阀侧套管连接软管处的阀门及软管阀门以监视变压器注油油位。开启真空泵对本体继续抽真空、用真空滤油机进行真空注油。记录滤油机油量读数和操作的时间。调整滤油机出油阀，控制注油速度为30005000升/小时，每小时记录一次注油量。当一台油罐的油抽完后，应通过三通管和阀门的操作，抽取另一油罐的油。约经过20个小时的注油后，当变压器本体的油位距变压器顶部约20cm时通过本体与套管间软管观察油位的高度，关闭本体装真空表传感器处的阀门，并撤除传感器。关闭至阀侧套管处的阀门，关闭真空管至本体处的阀门，共三个，停真空泵。继续注油，直至本体油箱完全注满油 通过观察在本体瓦斯继电器上所装的真空压力表观察压力接近零时时停止真空滤油机。撤除真空表和抽真空专用接头。翻开换流变本体呼吸器接口堵板，安装呼吸器。73 8.8 真空注油(续)调整换流变本体油枕的油位：将预先准备的备用油通过真空滤油机，经变压 器本体油位调整阀门注入到换流变本体油枕，使得油位计指针指示在适宜位置假设是不能确认油位指示是否正确，那么可用一根塑料管从气体继电器排气孔处放油进行检查油位。关闭油罐出油阀、滤油机的进油阀，停止滤油机的运行。关闭油枕阀门。对换流变各瓦斯继电器、油流继电器、压力释放阀、各排气阀、排气孔进行排气。74 8.9 换流变本体真空热油循环将换流变的排油阀与滤油机的进油管接好，将换流变的进油阀与滤油机的出油管相连。翻开换流变的进出油阀,翻开滤油机的进油阀。将加热器的温度整定在70度。开启滤油机的真空泵及加热器。当油泵自动起动后，应立即调节滤油机进油阀，保证循环速度为30005000升/小时。在热油循环期间，每间隔8小时手动启动四台潜油泵运行10分钟。热油循环时间足够后一般取三倍本体油量，取油样化验油色谱、微水、介损、耐压合格后停止热油循环。停止滤油机，破坏滤油机的真空并断开真空泵电源，关闭换流变的进出油阀。用相应堵板封堵进油阀.恢复换流变油在线监测装置。24小时后排气一次，并取油样化验。静放72小时后再次排气。75 8.9 换流变本体真空热油循环将换流变的排油阀与滤油机的进油管接好，将换流变的进油阀与滤油机的出油管相连。翻开换流变的进出油阀,翻开滤油机的进油阀。将加热器的温度整定在70度。开启滤油机的真空泵及加热器。当油泵自动起动后，应立即调节滤油机进油阀，保证循环速度为30005000升/小时。在热油循环期间，每间隔8小时手动启动四台潜油泵运行10分钟。热油循环时间足够后一般取三倍本体油量，取油样化验油色谱、微水、介损、耐压合格后停止热油循环。停止滤油机，破坏滤油机的真空并断开真空泵电源，关闭换流变的进出油阀。用相应堵板封堵进油阀.恢复换流变油在线监测装置。24小时后排气一次，并取油样化验。静放72小时后再次排气。76 8.10 绝缘油试验及电气试验 绝缘油试验:油耐压、油微水、油介损、油色谱及含气量。电气试验:本体绝缘电阻测量、铁芯及夹件的绝缘电阻测量、套管绝缘电阻测量、套管及本体的介损及电容量测量、线圈直流电阻测量、套管介损及电容量测量、有载调压开关检查、压力释放阀检查、测温装置检查、气体继电器检查。针对内部检查后所应做的特殊试验工程：变比试验、感应耐压及局部放电试验等。77 8.11 换流变的启动及调试 同前面更换换流变一样78 9 检修技术管理 换流变应保存的资料包括但不限于：1设备维护手册等出厂资料设备铭牌。2投运日期、运行中各种参数的记录、运行中的巡检情况。3出厂试验结果、交接试验结果4历次例行维修和试验的时间、工程、所用仪表、状态量、环境温度和湿度。5缺陷事故部件、部位、原因、处理情况。6不良运行工况的名称、时间以及反映其严重程度的各种数据。7检修的原因、检修单位、检修时间、工程、程序、工艺、发现的缺陷以及部件更换情况等。8家族缺陷名称、发现时间以及是否进行处理等。9在线监测数据如有。10各种事故分析报告。11保护定值。