换流变压器原理及维修技术(ABB)讲解

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 曹诗玉曹诗玉 2007年年8月月 500kV换流变(ABB) 500kV换流变主要参数(ABB) n型号 TCH 146DR n3相连接方式为： YNy0 YNd11 n调压方式 网侧带负荷自动调压 n调压档数（档） 31 n额定功率(MVA) 297.5 n额定电压(kV) 网侧 525/3 最高电压 550/3 n 阀侧 Y 220/3， 220 n额定电流(A) A,B 982 n a,b Y 2449， 24493 n冷却方式 强迫油循环风冷 n接地方式 网侧直接接地 n本体油箱油量 106800 L 冷却器油量 1450L n本体

2、总油量 114200L 总重 378500kg n制造商 ABB 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 1 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

3、 它交流供电网路中 。 1.1 换流变作用 n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。 n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。 n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。 n与换流器和其它设备共同实现AC网路与DC网路的联络。 n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。 1.2 换流变的特点 n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。 n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。 n

4、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。 1.2.1 短路阻抗 n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。 n短路阻抗不能过大，否则会使运行中的无 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。 n大容量换流变的短路阻抗通常为12-18%。 1.2.2 绝 缘 n换流变阀侧绕组同时承受交流电压和直 流电压。 n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。 n直流全压启动及极性反转所产生的冲出。 n由于上述原因，换流变的绝缘

5、结构比普 通的交流变压器复杂得多。 n直流电压和交流电压作用下绝缘特性是 不同的。 1.2.3 谐 波 n换流变运行中有特征谐波电流和非特征谐波电 流流过。 n其漏磁的谐波分量会使变压器的杂散损耗增大。 n对于有较强漏磁通过的部件要采用磁屏蔽措施。 n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。 1.2.4 有载调压 n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 安全性和经济性，要求有载调压开关的调 压范围较大。 n直流输电系统在降压模式时，要求的调压 范围高达20-30%。 1.2.5 直流偏磁 n通过变压器绕组的电流中的直流分量会影

6、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 。 n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。 n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。 1.2.6 换流变噪声大 n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。 n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

7、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。 n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。 1.2.6 试 验（出厂试验） n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。 n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。 n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

8、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。 n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。 n特殊试验：短路能力、零序阻抗、负载电流测量等。 2 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 2.2 江陵换流站阀侧套管接线 2.3 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

9、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 2.4 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 2.5 ABB换流变电气原理图 2.6 ABB换流变外形图 2.7 换流变压器的构成 n绕组:换流变压器线圈包括网侧线圈、阀侧线圈 和调压线圈三部分 n铁芯:换流变压器铁心通常为心式结构 n器身:考虑合理的线圈布置方式 n引线:阀侧套管与引线的连接要特殊设计 n油箱:采用桶式结构 n绝缘油:ABB用Lans

10、n有载分接开关 n其他附件 2.7.1 换流变网侧线圈 n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。 n换流变压器网侧线圈与相同电压等级的电力变压器的 线圈结构基本相同，主要有纠结式、纠结连续式、内 屏蔽式等几种。 n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。 n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，

11、用以限制调压线圈的级间过电压。 2.7.1 换流变阀侧线圈 n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 n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，比如对于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。比如对于与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

12、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。 n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。 2.7.2 换流变的铁芯 n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

13、常采 用单相四柱式. n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 成磁路的一部分。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。 n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

14、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。 2.7.3 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 变压器基本相同。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

15、缘水平高于网侧线圈 绝缘水平的换流变压器的线圈排列。 2.7.4 换流变引线 2.8 其他附件 n网侧高低端套管、阀侧套管 n套管CT n本体和分接开关油枕与呼吸器 n冷却器（风扇） n潜油泵 n分接开关滤油机和操作机构 n本体汇控柜 n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 3 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 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发展 为检测绝缘指标提供了方便 套管结构包

16、括：套管结构包括： 导电部分 内部主绝缘 外绝缘 末屏 绝缘介质 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 3.2 交流高压套管（A套管） n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。 n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。 n套管的安装连接方式为：拉杆连接。

17、 n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。 n承受20kN的力，外部端子可承受的最大力矩为25kN。 3.3 交流低压套管（B套管） n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。 n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。 n套管的安装连接方式为：（固体铜导体）穿缆式。 n管应能承受与其轴向垂直的顶部终端上施加的悬臂负 载。 3.4 ABB阀侧套管结构 3.5 换流阀侧套管（a/b套管）

18、n直流高压套管设计为两部分：内部和外部 n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, 套管内部部分 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。 n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。 n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3.5mbar。通过SF6气体密度继电器 对其压力进行监视。 n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。 4 有载调压开关（ABB） 4.1 在线滤油机（ABB） 4.2

19、 有载调压开关的调节方式 n保持换流变阀侧空载电压恒定。 n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。 n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。 n坏处：开关动作频繁，调节范围大。 n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。 4.3 有载调压开关的结构（ABB） n 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。 n 操作机构包括电机、传动杆、齿轮、驱动轴等。

20、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。 n分接开关由两个单独的部分，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。 n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，而灭弧的触头则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。 n分接选择器，围绕中心轴周围布

21、置有若干个定触头，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。 4.3 有载调压开关的结构（续） n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。 n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。 n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。 n呼吸器与油枕相连，用于

22、保证吸入油枕里的空气既干 燥又清洁。 4.4 有载调压开关原理图（ABB） 4.5 有载调压开关原理简化图 FF A B 20 21 22 1 15 5 1 14 4 1 13 3 1 12 2 1 11 1 1 10 0 9 9 8 8 7 7 6 6 5 5 2 2 1 1 1 12 2 4 4 3 3 2 2 1 16 6 1 15 5 1 14 4 1 13 3 1 11 1 1 10 0 9 9 8 8 7 7 6 6 5 5 1 1 1 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 6 3 3 4 4 N1N1 NX NX a b 4

23、.6 有载调压开关原理（ABB） n 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。 n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，如图所示；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。 n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。 5 换流变运行

24、n换流变巡检 n换流变引入监控系统的信号 n换流变本体保护 5.1 换流变运行巡检项目 n换流变有无异常声音和明显震动 n换流变各部温度、油位正常 n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，各部分无渗油现象 n套管外部无破损裂纹，无放电痕迹及其它异常现象 n分接头调节驱动装置及控制柜加热器投入良好 n冷却器油流量正常，风扇运行良好 n外壳接地良好，冷却器接地良好 n在线滤油机装置指示正常，无压力报警 n在线气体分析装置运行正常，无报警信号 n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“OFF” 5 .2 换流变压器引入监控系统的信号 1

25、）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 5.3 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

26、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 5.4 换流变各部分温升极限值 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250ppm 6 换流变的状态检修及试验 状态维修和

27、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。 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。 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 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） 修复。 6.1 换流变的例行试验 项目 基准周期 基本要求

28、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 6.2 换流变的例行维修项目 n换流变压器本体：外观、渗油、防腐、清洁、油位、阀门等。 n油纸绝缘套管：外观、渗油、清洁、油位、引线及金具连接等。 nSF6气体绝缘套管：外观、渗油、清洁

29、、SF6压力不得低于350Kpa的绝 对压力（额定压力370Kpa） 等。 n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 变脏或不足时，需对油进行更换或补新变压器油至油杯中油位记号线。 n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。 n冷却器：散热片外观检查及冲洗，风扇、电机检查 。 n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。 n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 n接地装

30、置检查 6.2.1 换流变冷却器检修 n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， 如果运行温度较高则需要使用耐高温的润滑脂. n散热器冲洗:见下页 n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. n风机安全开关检查 n油流指示器功能检查 6.2.2 换流变冷却器散热器冲洗 n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。

31、 n拆下风机外罩及扇叶并对其进行清洗； n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； n10min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； n冲洗完毕后回装风机扇叶及外罩； 6.2.3 换流变风机更换 n从汇控柜中断开风机电源开关，并将风机电机旁安全 开关打至“OFF”位置； n松开固定防护罩的螺栓并取下防护罩； n拆下风机扇叶（必要时采用拉玛）； n拆开电机接线盒，断开电机电源线； n松开电机支架上的固定螺栓，拆下电机； n更换上新电机并恢复； n先手动转动电机，电机转动

32、灵活无卡阻，扇叶不摩擦 后合上安全开关，启动风机。 6.2.4 有载调压开关检查项目 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 2.0bar（否则更换过滤器）； 3）分接开关传动齿轮盒检查，如果齿轮盒中润滑油不足，添加润滑 油，如果齿轮盒内锈蚀或齿轮变形则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

33、停止功能； 8) 检查加热器； 9) 绝缘油试验：击穿电压不小于30KV。 6.2.4.1 调压开关机构箱的维护 n打开机构箱控制柜门，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； n检查电动机工作是否正常，并且每进行一次操作，计数器应记录每一次的数值， 记录下计数器的数值； n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； n断开辅助电源； n用手检查加热器是否正常工作； n检查电机接触器接线牢固，并且触头无严重烧损； n紧固所有端子； n用Mobilgrease28型低

34、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； n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； n连接辅助电源； n转动选择开关到“REMOTE”位置，关闭电动机构控制门 。 6.2.4.2 换流变在线滤油机滤芯更换 n关闭滤油机的进出油阀门； n将排油软管连接到排油阀门上；并打开卸压阀和排油 阀进行排油； n排干油后，松开顶部螺母，取下滤油机外罩； n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）；

35、n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； n将螺丝紧固直到压紧滤芯为止； n装好滤油机壳体，紧固顶部螺母； n对过滤器进行注油，打开在线滤油机的进出油阀； n当卸压阀中有油流出来时，装上卸压阀； n启动在线滤油机，检查压力表读数是否正常。 6.2.5 有载调压开关大修 下列情形之一，应予大修: n 操作次数达到触头寿命次数的20%（机械-80万次、电 气-50万次） 。 n有重大家族缺陷。 n 例行或诊断试验数据异常，怀疑分接开关有问题。 nABB有载调压开关: 当有载调压开关达到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

36、少7年，以后每年检查一次）。 6.3 换流变的诊断性试验项目 n阀侧绕组直流电阻 n绕组绝缘电阻 n绕组绝缘介质损耗因数（20） n短路阻抗测量 n感应耐压和局部放电量测量 n绕组扫频响应分析 n绕组各分接头电压比 n气体继电器校验 n油中糠醛含量及纸绝缘聚合度 n绝缘油全套试验 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 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 7.

37、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) 声障设施拆除 4) 阀厅封堵材料和消防管网拆除 5) 待换换流变移出 6) 备用换流变就位 7) 声障设施拆除 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 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

38、 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 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 换流变的内部故障检查 通常在下列情况下需进人检查： n当变压器到了大修周期 n当变压器内部有故障情况 变压器故障处理的一般程序： n排油-注入干燥空气-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

39、电调试 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，列出处理项目 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、干燥空气发生器、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 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：0.5 含水量：10 ppm 8.3 变压器排油 n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，取下呼吸器将干燥空气发生器与此对接。 n记录滤油机

40、底数、油泵启动时间 。 n将换流变本体抽真空堵板取下，在此处加装压力表； n关闭换流变油在线监测装置 前的阀门。 n将换流变油枕与本体间的阀门关闭 。 n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 。 n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 )。 n开启干燥空气发生器,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0.3Mpa左右，同时调节干燥空气发 生器的左右两个排气阀，使输出的干燥空气的压力在10kpa左右， 最多不能超过20kpa。 n做好值班记录:每小时读取真空度、排油量、温度等。 n排油结束后按正常

41、的停机顺序关停真空滤油机。 n维持换流变本体压力在0.10.2bar，若压力下降则启动空气干燥 装置。 8.3 变压器排油(续) 排油时的安全注意事项：排油时的安全注意事项： 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； 真空泵运行时，要注意观察油位计，防止机油干枯 和机油回流进滤油机中 ； 待一台油罐装满90%油时，应及时打开另一台通 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 油管道（是否有气泡）以确认换流变本体油已空 注入干燥空气时换流变本体的压力最大不能超过 0.4bar。 选用的干燥空气装置所制造的干燥空气的露

42、点小 于-35。 8.4 换流变内部检查的主要项目 n分接头选择开关检查 n分接头范围开关检查 n分接头电位开关检查 n分接引线检查 n铜屏蔽检查 n中性点引线检查 n磁分路接地螺栓检查 n夹件和铁心接地螺栓检查 n交、直流升高座下端均压环接地螺栓检查 n器身外表检查 n结构件联接检查 8.5 进人检查及故障处理注意事项 n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 n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 n人孔门处要设专人看管 n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 n从打开人孔门开始注入干燥空气，保持内部微正压

43、n检查人员必须按照方案所列内容进行详细检查 n检查结束后，要尽快将人孔门封好 8.6 真空滤油 n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。 n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。 n油化验（色谱、微水、耐压、介损）合格后才能开始 注油。 8.7 换流变抽真空 n将真空泵与换流变本体的抽真空阀门用真空管连接； n在本体瓦斯继电器上安装一个真空压力表； n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） ； n打开抽真空阀门开始抽真空 ； n打开本体和阀侧套管之间的阀门，将套管中的油排进本体，打开 阀侧套管和本体抽真空管之间的阀门，开始对套管抽真空 ； n抽真空至0.96mbar时停真空泵，并关闭本体与真空泵间阀门，用 来检查密封性 ； n1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-P1）T30，来判断变压器密封情况 ； n继续抽真空到0.11mbar(或133Pa) ,抽真空时间为36小时。 n注油过程中真空泵不停继续抽真空。 8.8 真空注油 n油试验（色谱、微水、耐压、介损）合格后，才能