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。