特高压晋东南变电站1号主变现场安装技术

特高压晋东南变电站1号主变现场安装技术

0u3000变压器结构及安装难点分析1000kv晋东南-南阳-荆门高压交流试验示范工程晋东南林场1号主变是我国第一个开发、应用于项目实际的电压伏、单链数据量的高压装置。重量：odfps-00000.01，室外三个单元的油藏在室内，通过无载油中断调解交流变量。该变压器设计成独特的分体布置结构，由主体变、调压(补偿)变2台变压器通过复杂的电磁关系组成，二者设置单独的油箱。晋东南变电站1号主变外形见图1ㄢ按安装使用说明书、施工及验收规范、交接试验标准的要求，同500kV常规变压器相比，晋东南变电站1号主变的现场安装在流程优化、颗粒度控制、高压出线装置及高压套管安装、绝缘油处理、真空处理、低温下进行油务处理等难点。另外，晋东南变电站1号主变附件数量多，安装量比2台500kV变压器大；高压出线装置及高压套管尺寸大、重量大，安装难度大大高于常规；器身内部洁净度控制、绝缘油处理对施工流程、现场环境的要求高；同时还面临在晋东南地区-10℃以下施工的问题，更加大了绝缘油处理的难度。1带油运输及升座安装优化后的晋东南变电站1号主变安装流程见图2ㄢ晋东南变电站1号主变采用主体变、调压变分体结构，其中本体变采取充气运输的方式，调压变采取带油运输方式。为缩短单台主变安装工期，同时减轻芯检当天的工作压力，施工单位针对不同运输方式进行了工序优化，通过合理增加机具、配置人员，平行开展本体变和调压变的施工。调压变在带油运输方式下，运输油淹没绕组，油面在箱顶下部200mm之上。在此情况下安装升高座，可以确保铁芯及绕组不露空；在芯检前1天充干燥空气排油，安装联管；注干燥空气使压力达到0.03MPa，以便第二天进行芯检及套管安装。干燥空气的注入速度为48000L/h，排油速度为12000L/h，干燥空气的注入速度大于排油速度，可以维持油箱内部正压。同时为确保内部压力不至于过大，可选用垂直设计的小直径法兰口进行排气。本体变采用充气运输方式，油箱内部充0.026～0.035MPa的高纯干燥氮气。在芯检前1天强充干燥空气，安装除高、中压升高座及高压出线装置之外的其它升高座及联管，完成干燥空气置换氮气的工作。由于升高座法兰口径较大，在打开法兰的情况下，油箱内部压力下降较快，为此，需要采用辅助防尘措施，并特别注意防止异物落入油箱。通过上述工序优化，可在较短的时间内完成芯检和套管安装(主体变不超过6h，调压变不超过4h)，提前开始抽真空，缩短露空时间，从而降低了变压器受潮的可能性。2绝缘油处理技术2.1现场安装阶段，加强设备处理能力极限处理绝缘油时，对特高压变压器绝缘油在粘度、析气性、氧化安定性、电气性能(高击穿电压、脉冲击穿电压、低介质损耗因数)、颗粒度等方面有更高的质量要求。表1为不同电压等级变压器绝缘油在注入前应达到的指标。表中的颗粒度指直径范围为5～100µm的颗粒，无100µm以上的颗粒。特高压变压器绝缘油的主要合格指标大大高于500kV水平，特别是颗粒度、微水及含气量3大指标已接近目前油务处理设备的处理能力极限。颗粒度指存在于油品单位体积内不同粒径的固体微粒的数目浓度，单位为个/100ml。变压器电压等级和容量的提高，对油的颗粒度提出了更加苛刻的要求。颗粒度与变压器油生产、储存运输和变压器箱体内部清洗、安装过程及注入设备前油过滤精度等环节有关。现场安装阶段，控制油品杂质颗粒污染的主要措施有：1）加强现场安装和内部检查过程的清洁度管理，实行全过程防尘管理。要特别加强安装现场环境洁净度控制，采取铺设砂砾、洒水、搭设防尘围栏(防尘围栏的高度高于变压器本体)等措施，内检工作人员着防尘服、防尘帽和绝缘鞋，使用洁净的工具，防止外界尘埃、杂质等污染物进入油液和设备内部。2）最大限度地清除附件内部污染物。附件安装前要彻底清除表面污物，仔细清洁法兰面、密封圈及管道口。对于冷却器、潜油泵及联管等清洁难度较大的附件，可进行热油冲洗。3）各法兰临时封板从拆除清洗到安装的整个过程，应采取可靠的防尘措施。对小尺寸法兰可使用浴帽临时保护。对大尺寸法兰，应及时采用塑料布封装保护。4）油罐、油管在使用前应进行彻底地清洗，不能有金属颗粒、锈蚀污物、油泥等杂质。建议采用复合金属软管作油管，管道与管道连接采用法兰连接，并尽量减少管道的拆接。5）注入变压器的油必须按交接试验标准经检验合格，应使用油净化装置进行脱气、脱水及滤除杂质等净化处理，确保油品的洁净。2.2发挥“三母管”全密封滤油机的作用基于特高压变压器对绝缘油品质的严格要求，必须采用科学有效的油处理工艺，用2级以上真空滤油机。1）绝缘油处理工艺。传统的单只油罐“闷罐”循环滤油工艺存在绝缘油过热易老化的弊病。在晋东南变电站1号主变安装工程中，本文采用图3所示的双油罐“倒罐”单方向滤油工艺，大大提高了现场绝缘油的处理效率。此工艺比常规循环滤油工艺仅需多准备1只油罐。当A油罐内变压器油全部过滤完注入B油罐后，改变真空滤油机油流切换阀门，将B油罐内变压器油通过滤油机注回A油罐。实践证明，经过来回2遍过滤，绝缘油各项指标即可达到要求。这种单方向滤油工艺对处理变压器油含水量或含气量指标超标非常有效。通过总结现场绝缘油处理经验，本文采用“三母管”全密封滤油系统，不仅减少了现场拆装管道工作量，而且能够有效控制变压器油的各项质量。图4为全密封滤油系统。“三母管”由进油管、出油管、呼吸管、进出油转换装置将滤油机、油罐、呼吸器连接成一个全密封的整体。油罐分成两列布置，将油罐通过复合软管连接起来，将管道与油路转换装置连通，再进入滤油机；呼吸管道配置的主要原理是将所有油罐上部呼吸管连接成一个整体后，再接至大呼吸器。在现场绝缘油处理过程中，采用“三母管”全密封滤油系统，无需拆卸任何管道，仅需通过改变进出油转换装置阀门状态就可实现进、出油路的改变，从而完成“倒罐”过滤。密封系统的主要优势就是减少现场换管道工作量，从而减少因换管道而使空气、潮气进入。2）绝缘油处理设备的要求。基于特高压变压器对含水量、含气量、颗粒度指标的要求，变压器油处理设备必须采用2级以上真空滤油机，要求配置5µm精度以上的滤芯。真空滤油机必须具备如下功能：(1)同时具有真空滤油与注油功能。(2)进油泵、排油泵的流量和扬程必须与滤油机净油能力和过滤系统的阻力(通过压力)相匹配。(3)具有强劲的真空提升能力，以适应油箱的大容积、高真空度。(4)具有全自动运行功能，适应长期连续不间断运转要求。(5)采用自动跟踪调速变流技术。为避免油泵或供油电磁阀的频繁启停造成断流与过冲、油泵频繁供油不足、磨擦加剧、局部过热而产生乙炔和过急的油流产生的流动带电现象，滤油机的自动油路不应再采用全开全关的泵或阀。(6)滤油机应有再循环阀，以方便调节注油流速和提升注油压力。(7)为防止抽真空时麦式真空计的水银进入变压器器身，宜使用数字式或指针式真空计。另外，在现场处理颗粒度指标时，可以考虑在真空滤油机出口侧串接精滤器加快颗粒度达标，该精滤器有3级滤芯，其中1级滤芯精度为10µm,2级滤芯精度为5µm,3级滤芯精度在0.5µm以上。这样，变压器油经过真空滤油机进行第1道过滤后，再通过精滤器加快颗粒度达标，实践证明，精滤器的使用可缩短过滤油的时间。3真空抽真空条件若要使特高压变压器内部绝缘材料的含水量达到0.3%的控制值，根据纸含水量和周围水蒸汽的平衡关系曲线，在20℃下，变压器箱体内真空残压应小于13Pa，这就要求：1）真空系统(包括真空泵、管道、阀门和表计)的极限真空度必须小于10Paㄢ2）所有将与油接触的绝缘体和金属表面(包括片式散热器)或其它固体表面(如下瓷套)均要在抽真空的范围之内。3）在抽真空的过程中，应随时检查和处理渗漏。当真空度达到实际可能的残压后(真空残压不大于13Pa)，必须在真空泵继续运行的条件下保持此真空度，此时称动态保持。4）真空的动态保持时间应不少于水分渗入时间。渗入时间是指开始与大气接触到与大气隔绝的全过程时间。此过程包括打开封板、进行排油或排氮气时直接进入大气的时间，还包括在油箱内封存大气的时间。5）抽真空接口位置与数量、真空测量接口与方法、抽真空的范围或可以抽真空部件的确认、本体与有载油箱真空平衡阀门等一序列真空处理的布置必须满足制造厂及产品说明书的要求，对于1000kV变压器本体抽真空来说，应设置2个抽真空接口，一个位于油枕上部，一个在变压器油箱顶部直径为80mm的蝶阀处，在内检完毕后，采用2个接口同时抽真空，注油时，根据油面高度进行抽真空接口的控制，为确保变压器油含气量符合要求，可在注油完成后，继续在油枕上部持续24h抽真空。抽真空配置见图5ㄢ6）对整个变压器抽真空，真空残压不大于13Pa。真空残压接近13Pa时，应进行真空泄漏试验。真空泄漏试验合格后，应继续抽真空，使真空残压不大于13Pa，并持续抽真空48h以上，方可进行真空注油，真空注油过程中，要继续抽真空，真空残压应维持在13Pa以下，否则应缓慢注油或暂停注油。综上所述，若要使现场真空处理残压及持续时间满足要求，则必须配备足够能力的真空机组。目前，RUTAWAU2001SV630B型真空泵完全符合特高压变压器本体抽真空要求，该真空泵抽真空能力为2050m3/h。晋东南变电站4台变压器抽真空的实践经验表明，该真空泵能够在3h以内使变压器本体内的真空度达13Pa以下。4高压设备安装技术4.1高压评论员装配时，既过碰撞内绝缘体高压出线装置的吊装采用4点悬吊的方式。先将高压出线装置两端部的临时封装板拆除，在拆除封装板时，必须保证封装板不碰撞内绝缘体，为此，应缓慢移动临时封装板。另外，高压出线装置从水平状态到竖直状态时，应采用2台25t吊车，一台吊车辅助主吊车将高压出线装置缓慢竖起，以防止下部的绝缘体因异外碰撞而受到损伤。高压出线装置的吊装如图6所示。图中使用链条葫芦调节出线装置左右倾斜的幅度，并利用水平尺测量底板水平度，最终使出线装置法兰面与本体法兰面平行。4.21高压套管的吊装晋东南变电站变压器套管为意大利P&V产品，该套管重达6t，长度约为13.55m，主绝缘为油浸纸电容芯子，是所有附件中的关键部件。吊装高压套管时，应采用制造厂提供的专用起吊装置和吊装带，并采用“两点”进行，主吊车为50t，辅助吊车为25t，在整个套管吊装过程中，设专人密切监视。套管由水平位置起吊时，按图7所示方法进行。高压套管的吊装见图8。在钢丝绳与套管瓷件相接触的部位垫上软纸板或棉布等物，防止钢丝绳损坏瓷件。起吊过程中应避免套管受到大的冲击，水平起吊使套管距地面高度为3000mm时，主动车收勾，辅吊车不动，待套管倾斜达45°时，主动车不动，辅吊车放勾，使套管处于垂直状态。下落高压套管时，通过高压升高座上的视察窗严密监视套管的就位情况，套管进入油箱后在其下降过程中不能有冲击等现象的发生，以免套管瓷体碰撞油箱受损。随时调整套管位置和倾角，套管尾部均压球不得擦碰高压引线出口处的均压屏蔽层，同时控制下落速度，使其不大于300mm/minㄢ安装套管要遵守起重操作规程，防止碰撞损坏瓷套，套管起吊的倾斜度应根据变压器套管升高座的角度而定。5真空注油加压机晋东南变电站海拔高度为980m,1号主变安装期间的日平均气温低于-5℃，日最低气温达到-15℃。在此低温环境下，为满足器身干燥的需要，必须采取一定的特殊措施，以维持65±5℃的滤油机出口油温和60℃左右的循环油温。1）真空注油。采取“双机加热、单级缓冲”的方式对变压器油进行加热，如图9所示。加热过程中，应尽量缩短油管长度并对油管采取保温措施，以使真空注油滤油机的出口温度达到60±5℃。主要做法是：通过1台12000L/h真空滤油机进行第一级加热，将冷油预热到30℃左右，在该滤油机的出口设置2个20t的油罐作缓冲，以防止2台滤油机由于出口压力不一致出现异外故障。变压器注油仍采用6000L/h真空滤油机进行。2）热油循环工艺质量。根据施工经验，要实现油浸式设备热油循环的良好效果，滤油机出口温度必须控制在65±5℃。当外界气温在0℃以下时，需采取加温、保温双效保证措施，所有滤油机具安放在彩钢板房内，油浸式设备和油罐覆盖保暖篷布，彩钢板房和保暖篷布内放置油汀加热。6法兰接头对接在油浸式设备的安装过程中，要始终注意防止渗漏油。为此，本文作了如下工作，如：1）在与变压器连接的油处理工装上设计1个破真空阀门。油处理过程中将阀门关闭，而在完成油处理工作后拆装工装前，将该阀门打开，解除油处理系统的真空状态，同时开启滤油机油泵，将管道连同工装内的残油抽净，消除以往拆除管道时残油污染基础的通病。2）改变油管连接方式，将原来的鱼尾接头套接方式改进成法兰接头对接方式，实践证明，法兰对接比鱼尾套接具有更好的灵活性和可靠性。3）采用双层钢丝结构的复合金属软管替代原单层钢丝结构的塑料油管，降低油管受损的可能性。4）注重法兰面的安装质量。对法兰面进行仔细检查和全面清理，选择规格配套的密封圈，对连接螺栓进行均匀紧固。当抽真空至13Pa以下时，指派专人对所有法兰连接螺栓进行全面检查、紧固。在热油循环期间应加强对渗漏油的检查，发现问题及时处理。整体密封性试验是正压状态下检查变压器密封性的重要工序，必须严格执行。7制定施工技术方案，规范现场安装整体结构与常规500kV