第３９卷第６期红水河Ｖｏｌ．３９Ｎｏ．６２０２０年１２月ＨｏｎｇＳｈｕｉＲｉｖｅｒＤｅｃ．２０２０
岩滩水电站５００ｋＶ主变大修及验收试验
朱新宇
（大唐岩滩水力发电有限责任公司，广西㊀大化㊀５３０８１１）
摘㊀要：变电站主变大修是保障其长期稳定运行的重要运维手段，笔者结合岩滩水电站５００ｋＶ４号主变大修工程，对主变大修方案制定㊁结构与工艺改进㊁检修注意事项，以及验收试验项目和方法进行了详述，并结合国家／行业标准㊁厂家意见㊁现场实测数据，明确了工作要点，对变电站大型主变检修工程及试验验证工作有一定的参考价值㊂
关键词：５００ｋＶ主变；变压器大修；验收试验；岩滩水电站
中图分类号：ＴＭ４０７文献标识码：Ｂ文章编号：１００１－４０８Ｘ（２０２０）０６－０１３４－０３
０㊀引言
岩滩水电站现有４台５００ｋＶ主变压器投运㊂其中４号主变已到大修年限，其绕组短路阻抗能力下降，已无法达到标准要求㊂为此，决定对主变进行解体大修，更换三相高㊁低压绕组，同时对铜排㊁引线连接工艺进行改进，确保该主变继续安全㊁稳定运行㊂
１㊀５００ｋＶ主变大修方案及工艺改进１．１㊀主变大修改造方案的制定
此次大修计划开始时间为２０１９年１０月２４日，计划总工期７０ｄ，实际控制总工期６５ｄ㊂考虑到主变压器往返运输成本及大修工期限制，经与设备供应商详细沟通㊁确认大修改造内容，充分评估运行单位大修保障条件，决定采用现场大修方案，这对
５００ｋＶ大型电力变压器而言，属国内首次㊂大修改造内容包括：变压器本体油箱吊装㊁器身高低压线圈更换㊁高低压绕组引线拆除㊁器身干燥㊁变压器油处理㊁变压器整体装配，以及变压器试验测试㊂
１．２㊀大修改造方案的实施
大修改造工程实施分为三个阶段，即拆解㊁组部件更换和改造㊁组装㊂
１．２．１㊀拆解
对于５００ｋＶ主变压器而言，转运与拆解环节均存在较大施工难度［１］㊂结合水电站现场牵引与吊装能力，决定对高㊁低压升高座进行室外拆解，将变压器本体转运至室内拆解㊂转运施工与上节油箱起吊情况如图１所示，转运过程需平稳㊁无磕碰
㊂
图１㊀变压器本体转运１．２．２㊀组部件更换和改造
此次主变大修改造主要工作为三相高㊁低压线圈更换，同时对引线㊁绝缘等其他组部件进行更换或改造升级㊂
１．２．２．１㊀三相高㊁低压线圈更换
受安装空间限制，４号主变采用高压升高座由箱壁侧面出线，低压升高座由油箱顶端出线的布置形式，分别与高㊁低压母排进行封闭连接，内充
ＳＦ６气体以提供足够的绝缘强度㊂
４号主变自投运以来，已连续工作超过５年，达到大修年限，同时线圈绕组的短路阻抗试验显示阻抗值已无法满足标准要求㊂大修方案确定为三相高㊁低压线圈整体更换，按原设计参数重新绕制，由供应商发运至大修基地㊂１．２．２．２㊀铜排㊁引线连接方式改造
拆解主变器身时发现，线圈引线与母线铜排连
㊀㊀收稿日期：２０２０－０９－２９；修回日期：２０２０－１０－２８
㊀㊀作者简介：朱新宇（１９８９），男，广西南宁人，工程师，主要从事水电厂电气一次设备的维护工作，Ｅ－ｍａｉｌ：８４５０８３７４＠ｑｑ．ｃｏｍ㊂４３１
朱新宇：岩滩水电站５００ｋＶ主变大修及验收试验㊀
接形式为一体式焊接结构，虽然具有良好的载流性能，但是拆装困难㊂经与主变厂家沟通，决定改造成螺栓连接可拆装结构㊂引线分成４束，压接高电导率接线端子；铜排对应开孔，通过螺栓进行紧固连接，加装平弹垫放松工艺㊂改造前后的铜排㊁引线连接结构对比图如图２所示，左侧为一体式焊接结构，右侧为螺栓紧固连接结构
㊂
图２㊀铜排㊁引线连接结构改造前后对比图
１．２．２．３㊀更换高压套管伸缩节连接软铜排
受安装空间限制，４号主变高压出线采用封闭结构，高压套管与ＧＩＳ设备通过伸缩节实现封闭固定连接㊂伸缩节成对使用，上㊁下各一个，伸缩节由多个伸缩弹簧提供柔性支撑，注意ＳＦ６气体抽气前，在伸缩结构处预置支撑螺杆以提供刚性支撑，
防止抽气过程造成伸缩节变形㊂高压套管与ＧＩＳ设备通过软铜排连接，考虑到铜排的电气疲劳损伤以及５００ｋＶ超高压电压等级，此次大修对铜排进行了更换，使连接部位保持良好的载流能力，如图３所示
㊂
图３㊀高压套管与ＧＩＳ设备软铜排连接结构图
㊀㊀此次大修改造对垫块㊁纸板等绝缘结构，拉
带㊁绑带㊁夹件等紧固结构，以及气体继电器㊁油流继电器㊁压力释放装置等安全保护设备都进行了检查与更换㊂１．２．３ 组装
组装环节没有太高的技术难度，操作过程中按照拆解流程逆序依次安装，依据拆解时的标号避免组部件㊁零件的漏装与过装㊂防尘是需要重点关注的问题，避免在组装环节引入潜在的局部放电的风险㊂组装完毕后，进行常规的变压器例行试验，重点关注绕组短路阻抗试验㊂试验结果显示更换后的线圈达到短路阻抗试验标准㊂１．３㊀大修改造过程中的注意事项
主变大修项目属于一项系统工程，部分注意事项需提前明确，以保障大修质量，避免不必要的改造修理工作㊂结合本次主变大修情况，对重点关注事项做出如下总结㊂
１）变压器转运过程中，应尽量采用牵引拖动，以减少变压器本体冲击㊂２）做好各组㊁部件的拆装定位标识，以便按原位安装复原㊂
３）解体拆装时，平均空气相对湿度小于或等
于６０％，并配套应急防护措施；检修与装配工作均不得在空气相对湿度大于或等于８０％的气候条件下进行［２］㊂
４）套管吊装过程中，其倾斜角度应与升高座保持一致，并用缆绳绑扎，避免瓷瓶倾倒损伤㊂
５）定时检测绝缘电阻值，如发现出现下降趋势，应及时查原因㊁暂停检修，采取适当措施㊂６）无励磁分接开关操作连杆的插拔应使用弹簧连接，避免悬浮放电㊂
７）套管与母线连接后，套管不宜承受过大的
横向力㊂采用母排连接时，需加装伸缩节，避免过度受力导致渗漏；采用母线连接时，当垂直高度较大时宜采取引线分水措施㊂
８）变压器采用真空加热干燥时，应先进行预
热，并根据制造厂规定的真空值抽真空；按变压器容量大小以１０ １５ħ／ｈ的速度升温到指定温度，再以６．７ｋＰａ／ｈ的速度递减抽真空［３］㊂
９）当变压器油箱补焊焊口较大或焊接时间较
水电改造验收
长时，应同时实施真空补焊工艺，即先将变压器持续抽真空２０ ３０ｍｉｎ后，在持续真空下进行补焊，焊接完毕后，再次抽真空２０ ３０ｍｉｎ，并取油样进行谱分析㊂
１０）如果一天内检修工作不能完成，需封好
各盖板后对变压器抽真空至１００Ｐａ以下，并保持
５
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㊀红水河２０２０年第６期
该真空度，至第二天工作时解除真空继续施工；或注入０．０１ＭＰａ干燥空气，第二天解除压力后继续施工㊂
２㊀大修改造后的试验项目及方法
在变压器例行试验中，交流耐压和局部放电是两个重要试验项目［４］㊂此次大修更换了三相绕组与配套绝缘件，因此，在重新投运前，交流耐压试验与局部放电试验是必做项目㊂
２．１㊀交流耐压试验
交流耐压试验用于考核变压器绝缘水平，分为外施工频交流耐压试验与感应耐压试验两类㊂外施工频交流耐压试验对变压器主绝缘强度与局部放电缺陷进行检测，能有效地表征主绝缘由于位移㊁松动㊁受潮等原因引起的绝缘强度降低情况㊂由于变压器电压等级与容量的升高，纵绝缘问题更加突出，对全绝缘变压器而言，外施工频交流耐压试验无法检测纵绝缘缺陷，一般采用三相感应耐压试验方法来考核变压器纵绝缘强度；对于分级绝缘变压器，其相间与相对地绝缘强度相等，中性点与线端的主绝缘强度差异较大，三相感应耐压试验法不能同时满足各相绝缘考核要求，因此，分级绝缘变压器主㊁纵绝缘强度检测采用单相感应耐压试验法㊂高压绕组中性点交流耐压试验与低压绕组交流耐压试验均采用外施交流电压法检测，高压绕组耐压试验采用单相感应测试法㊂外施交流耐压试验时长为６０ｓ，试验原理如图４所示，图中Ｔ为激励变压器㊁ＸＬ为串联电抗器㊁ＣＸ为待测绕组对地等效电容㊂
图４㊀外施交流耐压试验接线图２．２㊀局部放电试验
ＤＬ／Ｔ５７３－２０１０‘电力变压器检修导则“规定 电压等级在２２０ｋＶ及以上的变压器大修后建议进行局部放电试验 ［５］㊂由于此次大修对三相绕组进行了更换，激发电压为１．３Ｕｍ（Ｕｍ为额定电压，连续视在局部放电量不超过３００ｐｃ）㊂
绕组局部放电试验连带套管进行，感应电压由低压侧输入，在高压绕组端感生出电压复制㊂试验电压为正弦波形，试验电压有效值为测量电压峰值的２倍㊂激励交流电源频率小于２倍额定值时，全电压试验时长为６０ｓ；激励交流电源频率大于２倍额定值时，全电压试验时长为１２０ˑ（额定频率／试验频率），总时长不得少于１５ｓ㊂
３㊀结语
国内输电网络向着超高压㊁特高压电压等级发展，主变压器电压等级与容量同步提升，运维检修工作的难度与不确定性增加㊂此次５００ｋＶ主变大修改造工程，是国内该电压等级主变运行现场大修的首次探索，积累了多项实用的超高压主变现场大修改造工艺手段，为特高压主变现场大修提供支撑㊂尤其是总结的１０条注意事项，是提升大修效率，保障大修质量的重要实践经验㊂
参考文献：
［１］㊀杨立影，彭转敏，徐大为．项目经理制在福清核电主变检修项目中的应用［Ｊ］．电工技术，２０２０（１３）：１５３－１５５．［２］㊀姬文慧，黄健金，徐强，等．特高压南阳站年度检修圆满完成［Ｊ］．河南电力，２０１９（１１）：４６－４７．［３］㊀吕琨璐，简璐．一起５００ｋＶ变电站１号主变跳闸分析［Ｊ］．农村电气化，２０１９（１１）：３１－３２．
［４］㊀张陆峰．变电运行检修技术的分析与应用［Ｊ］．科学技术创新，２０１９（２１）：１９５－１９６．
［５］㊀蒋都明，杨詹王．电气化变电系统主要设备检修与相应的故障处理措施［Ｊ］．化工管理，２０１９（２１）：１２３－１２４．
ＯｖｅｒｈａｕｌａｎｄＡｃｃｅｐｔａｎｃｅＴｅｓｔｏｆ５００ｋＶＭａｉｎＴｒａｎｓｆｏｒｍｅｒ
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