110kV油浸式电力变压器安装

110kV油浸式电力变压器安装

杨华清

中石化第十建设有限公司 山东省青岛市 266555

摘要：在110kV变电站安装工程施工过程中，110kV电力变压器的安装，是其重要的施工组成部分。110kV电力变压器在实际安装过程中，要依据设计蓝图，参照厂家出厂设备安装说明书，并且需要根据实际施工情况，在电力变压器厂家售后技术人员的指导下，对电力变压器进行安装，确保变压器安装能够顺利进行。油浸式电力变压器因其节能低噪、高可靠性、大容量等优点广泛应用于110kV变电站中。本文结合川气东送管道增压工程黄金增压站110kV油浸式电力变压器安装，主要分析了110kV油浸式电力变压器的安装过程及技术要求，希望能够为110kV油浸式电力变压器的安装提供一些参考和建议。

关键词：110kV，油浸式电力变压器，安装

1.110kV油浸式电力变压器简介

110kV油浸式电力变压器广泛的应用于变配电系统中，它主要有铁芯部分、绕组部分、箱体部分、绝缘部分、冷却系统、测量仪器、保护装置构成，其中铁芯部分和绕组部分又可称为变压器的磁路部分和电路部分。

1. 1变压器铁芯

铁芯是变压器的基本部件，由磁导体和夹紧装置组成，它有两个作用：在原理上，铁芯的磁导体是变压器的磁路，它把一次电路的电能转换为磁能，又由自身的磁能转换为二次电路的电能，是能量转换的媒介。在结构上，铁芯上支撑了器身、引线等变压器内部的所有部件。变压器的铁芯是框型闭合结构，由硅钢片叠积而成，其中套线圈的部分称为芯柱，不套线圈只起闭合磁路作用的部分称为铁轭。

1.2变压器绕组

变压器线圈绕组是变压器输入和输出电能的电气回路，是变压器的基本部件，它由铜（铝）扁导线绕制，再配置各种绝缘件组成。变压器线圈根据绕制方式不同分为层式线圈和饼式线圈，线圈绕组必须满足一定电气强度、耐热强度和机械强度。

1.3变压器箱体

油浸式变压器箱体具有容纳变压器器身，充注变压器油以及散热冷却的作用。油箱结构随变压器的容量大小而变化，变压器要借助油箱装设各种附件,因此,油箱局部结构又随其附件种类的多少和大小而各异。油箱具有足够的机械强度，尤其是真空强度。在正常起吊和运输状态下不能有损伤和不允许的永久变形。

变压器铁心及较大的金属结构件通过油箱接地，变压器铁心通过套管引出接地。油箱接地处有接地符号或接地字样。

1.4储油柜

一般油浸式变压器均装有储油柜，储油柜的连接管被永久地固定到箱盖上。储油柜容积保证在环境气温+50℃满载状态下不溢油，在-30℃未投入运行时油位计有油面可见。

1.5分接开关

变压器的分接开关按照其工作负载特性分为有载分接开关和无励磁分接开关。一般情况下是在高压线圈上抽出适当的分接，根据GB1094.3-96和 JB/T8637-1997的有关规定，开关的调节装置被装在变压器的箱盖上。

1.6套管

变压器的套管是将变压器内部的高低压引线引到油箱的出线装置，它不但作为引线对地的绝缘，而且担负着固定引线的作用。因此，套管必须具有IEC60137：1995（GB311-64）规定的电气强度和机械强度。

套管由绝缘部分和带电部分组成，与套管相连接的线圈电压等级决定了套管的绝缘结构，套管的使用电流决定了导电部分的截面和接线头的结构。带电部分包括导电杆、电缆或铜排，绝缘部分分为外绝缘和内绝缘，外绝缘为瓷套，内绝缘为变压器油。

1.7气体继电器

气体继电器被安装在储油柜与箱盖之间，在内部故障产生的气体或油流的作用下，接通信号回路或跳闸回路。它是变压器的主要安全保护装置。当继电器内气体达到一定容积时，开口杯下沉，磁铁使干簧接点闭合，接通信号回路，当油流冲动挡板时，磁铁使干簧接点闭合，接通跳闸回路。

1.8压力释放阀

压力释放阀是用来保护油浸电气设备的装置。当油浸变压器内部发生故障时，油箱内的绝缘油被汽化，产生大量气体，使油箱内部压力急剧升高。此压力如不能及时释放，将造成油箱变形甚至爆裂。安装压力释放阀就是当油箱压力升高到压力释放阀的开启压力时，释放阀在2ms内迅速开启，使油箱内的压力很快降低，当压力降到阀的关闭压力时，阀又可靠关闭，使油箱内永远保持正压，有效地防止外部空气、水气及其他杂质进入油箱，且动作后无零件破损，无需更换。

1.9绝缘油

变压器油是变压器最主要的冷却剂和绝缘材料。变压器油是矿物油经过蒸馏和提炼而制成的，变压器油的粘度小，具有良好的流动性能。油虽是液体，但也有两种重要的力学特性，即体积随温度和压力的变化而改变。前者形成了油箱内的对流现象，使空气制冷变压器,并经过散热器而得以冷却。后者，有助于至铁心向油箱传递机械振动。纯净油的电气强度是极高的，但随着变压器的不断运行，变压器油不能保持原有的性能，变压器油的质量会慢慢变差并逐渐老化。

1.10散热器

变压器的冷却装置是将变压器在运行中由损耗所产生的热量散发出去，保证变压器安全运行的装置。变压器铁心和线圈的损耗所发出的热量使油受热上升，热油沿箱壁以及散热面向下流动的过程中，把热量传给箱壁和散热片，再由它们向周围冷却介质（如空气）散发热量，保证变压器在额定温升下正常运行。

2变压器安装工艺流程

3变压器交付验收和保管贮存

3.1 到货验收

3.1.1 当变压器运抵安装现场后，由采买单位组织，施工单位会同监理单位、建设单位根据设计资料核对到货变压器容量、电压等级等参数与设计资料一致，根据总装箱清单检查收到的主体、附件以及备品备件装箱数量与装箱单一致，确认所有发货主体及箱体已经全部到齐。

3.1.2 变压器到货后，要立即检查主体、散热器及附件箱在运输中是否有损坏。如发现设备外观或者外包装箱有明显损坏，应及时反馈设备厂家，并保留影像资料。对于在出厂前主体已安装冲击记录仪的变压器，卸车吊装前要将冲击记录仪拆除并及时打印留存运输过程中的冲击记录数据，由施工单位会同监理单位、建设单位、运输单位对冲击记录数据进行分析研判，查验变压器在运输过程中有无受到较大冲击，并留存冲击记录数据。

3.1.3 带油运输的变压器主体要检查有无渗漏以及油面高度，并作记录。

3.1.4 充氮运输的变压器主体检查氮气压力是否保持正压力，并作记录。

3.2 附件开箱检查验收

3.2.1 附件箱开箱应提前联系变压器厂家，告知开箱检查时间，与变压器制造厂售后人员共同进行开箱检查工作。

3.2.2 按各分装箱单清单，查对箱内零部件是否与装箱单相符，检查有无损坏、漏装，并作好记录。

3.2.3 查对出厂文件及技术资料，合格证书是否齐全。

3.3 保管贮存

3.3.1 经开箱检查的零部件应按其性能特点进行贮存保管，必须有防水、防腐蚀措施。

3.3.2 仪器仪表及带有电气元件（如操动箱、总控箱等）的组件，须放置在通风干燥的地方存放，并有防潮措施。

3.3.3 带油运输的变压器，到达现场，如不具备安装条件，2个月内不进行安装，须装上储油柜（包括有载调压开关、油枕），注入合格的绝缘油至储油柜相应温度的油面高度，并在储油柜上安装呼吸器。

3.3.4 充氮运输的变压器一个月内不进行安装，须排出氮气，注入合格的绝缘油。

3.3.5 电容式套管存放期超过六个月时，必须把套管端头抬高与水平夹角不小于15゜，或从包装箱内取出，垂直存放。

4绝缘油处理

4.1 绝缘油的验收与保管

4.1.1 绝缘油应储存在密封清洁的专用容器内。

4.1.2 每批次到达现场的绝缘油都应附带有相应的试验报告。到达现场的绝缘油应该取样进行简化分析，当对绝缘油性能有怀疑时应该进行全分析。

4.1.3 绝缘油取样分析以及化验结果应该符合GB50150-2016《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》相关要求。油样分析应由当地有资质的电力检测单位实施，建议送当地电力科学研究院检验。

4.1.4 绝缘油的取样：大罐运输到货的绝缘油按罐进行取样，小桶到货的绝缘油按下表要求进行取样。

4.1.5 不同牌号的绝缘油应分开存放，并应有明显牌号标志。不同牌号的绝缘油或同牌号的新油与旧油不宜混合使用，如必须混合时，应按照GB50150-2016《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》相关要求进行混油试验。

4.1.6 绝缘油的取样应在晴天、无风沙时进行，温度应在0℃以上。取油样用的磨口玻璃瓶或玻璃针管等器皿规格大小应提前与送检机构沟通清楚，取样前洗刷干净，用烘箱烘干。

4.1.7 绝缘油油样应取自箱底或桶底，取样时，先开启放油阀，用绝缘油冲去阀口赃物，再将取样品冲洗两次，然后取样封好瓶口（如运往外地检验，瓶口宜蜡封）。

4.2 绝缘油的现场过滤

4.2.1 如到货绝缘油分析化验不合格时，要采用滤油机对绝缘油进行现场过滤处理。

4.2.2 现场应准备废油存储罐，避免对正是储油罐内的油产生污染。

4.2.3 现场油处理过程中，储油罐及油管路应清洗干净，所有的油处理设备、储油罐、金属管路、电源箱等均应可靠接地。

4.2.4 每批油处理处理结束后，应对处理完的绝缘油进行分析化验，合格后方可使用。

5变压器安装前准备

5.1 土建条件

5.1.1 现场土建建筑物主体完工且无渗漏。抹灰、腻子及粉刷等装饰工作全部结束。

5.1.2 变压器基础尺寸、标高与图纸相符，混凝土强度达到设计要求。

5.1.3 变压器基础预埋件及预留孔符合设计要求，预埋件牢固。

5.1.4 变压器基础共检验收合格，办理完工序交接记录。

5.1.5 变压器室地面工程结束，场地清理干净，道路畅通。

5.2 人员准备

5.4.1 根据安装工程量，提前准备安装作业人员，现场安装作业人员必须是持证专职电工。

5.2.2 提前准备起重指挥及司索人员，且持证上岗。

5.2.3 安装作业前，设备厂家售后技术人员必须到位，可以提前安排厂家售后技术人员对作业人员进行专项技术培训和交底，让作业人员提前熟悉安装步骤及安装过程中的相关注意事项。

5.3 图纸准备

5.3.1 设计院蓝图：变压器室设备平面布置图及剖面图、电气主结线图、一次系统图、二次原理及接线图、设备安装基础图、防雷接地平面布置图。

5.3.2 厂家资料：变压器外形图、变压器端子箱接线图、变压器安装使用说明书、各单体组件设备说明书及合格证。

5.3.3 提前将厂家图纸结合设计院蓝图进行比对和会审，核对图纸设计衔接是否一致，如存在问题，及时进行反馈沟通。

5.4 机具材料准备

5.5 附件试验校验

5.5.1 考虑到变压器安装的连续性，下列附件设备到货后需提前进行试验校验：

1.升高座套管式电流互感器、高低压套管必须按照GB50150-2016《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》的规定交接试验合格。

2.气体继电器应检验合格，动作整定值符合定值要求。

3.油面以及绕组温度计应进行校验，信号接点动作应正确，导通良好，动作整定值符合定值要求。

6变压器本体及附件安装

6.1 器身检查

6.1.1 变压器到达现场后，当满足下列条件之一时可不进行器身检查：

1.制造厂说明可不进行器身检查时。

2.容量为1000kVA及以下，运输过程中无异常情况者。

3.就地生产仅做短途运输的变压器，当事先监装了制造厂的器身总装，质量扶额要求，且在运输过程中无紧急制动、剧烈振动、冲撞或严重颠簸等异常情况者。

6.1.2 有下列情况之一时，应对变压器进行器身检查：

1.制造厂或建设单位认为应进行器身检查。

2.变压器在运输或装卸过程中，冲撞加速度大于3g或者冲击记录仪出现异常情况时，应由建设、监理、施工、运输和制造厂等单位代表共同分析原因并出具正式报告。必须进行运输和装卸过程分析，明确相关责任，并确定进行现场器身检查或返厂进行检查和处理。

6.1.3 由于涉及到现场进行器身检查的情况较为少见，本文对此阐述。如出现现场进行器身检查的情况，可按照GB50148-2010第4.5器身检查章节相关要求进行，检查主要以制造厂人员为主，现场施工单位配合。

6.2 主体就位

6.2.1 变压器主体就位实施单位视承包合同界面情况确定。目前多数大型变压器的运输和就位是由专业的运输公司承揽。

6.2.2变压器主体就位视现场情况可以采用吊装就位、液压顶推就位和牵引就位的方式。对于露天安装的变压器大多采用吊装就位的方式，对于安装在半敞开式变压器室的变压器大多采用液压顶推或者牵引就位的方式。

6.2.3当变压器采用液压顶推或牵引就位时，顶推或牵引着力点应在设备重心以下并符合制造厂规定。主体倾斜不得超过15°, 避免变压器倾倒，并应采取防滑、防溜措施，顶推或牵引速度不应超过2m/min。

6.2.4 用千斤顶顶升大型变压器时，应将千斤顶放置在油箱千斤顶支架部位，升降操作应使各点受力均匀，并及时垫好垫块。

6.2.5 装有气体继电器的变压器，除制造厂规定不需要设置安装坡度外，应使其顶盖沿气体继电器气流方向有1％～1.5％的升高坡度。

6.2.6 变压器就位过程中不得受到冲击,变压器中心与基础中心对正。

6.3 附件安装

6.3.1升高座安装

1.升高座安装前，应先完成电流互感器的交接试验，二次线圈排列顺序检查正确。

2.电流互感器出线端子板绝缘应符合要求，其接线螺栓和固定件的垫块应紧固，端子板密封严密，无渗油现象。

3.用白布擦净密封胶垫和沟槽，按变压器总装图对应位置标号、方向及相序安装，并预先盘好变压器线圈引线，以便安装套管。

4.升高座下法兰外边沿上和油箱上联结升高座的法兰外边沿上有对位标记，以此标记对正，带上螺栓，均匀地对称紧固。

6.3.2储油柜、气体继电器、导油导气联管安装

1.本项目采用全密封波纹储油柜，此种储油柜采用超柔性不锈钢波纹补偿器作为容积补偿元件，在彻底隔绝空气及湿气的条件下，实现对变压器绝缘油的体积补偿。安装前，必须将波纹气囊由最高油位至最低油位伸展一次。

2.先拆除油位视窗处的护板，打开排气口和呼吸口，释放储油柜内部压力。用气泵从呼吸口充气，使波纹气囊完全展开，观察油位视窗，显示油位不断减小，当油位过0后关闭呼吸口。

3.连接口接好蝶阀和波纹软连管，排气口接好排气弯管，拆下注油口盖板，准备吊装。

4.将储油柜吊起落位，连接波纹软连管和气体继电器并密封好，开启蝶阀，用螺栓将储油柜支架与底座联接并紧固好。

5.气体继电器应水平安装，顶盖上箭头标志应指向储油柜。集气盒内应充满绝缘油、且密封严密。观察窗挡板处于打开位置。

6.按照储油柜装配图以及导油导气联管编号，对联管以及相关阀门进行安装。

7.检查储油柜以及导气导油联管各连接部位，必须确保密封状况良好。

6.3.3 吸湿器安装。检查吸湿器外观完好无损，吸湿剂干燥，连接部位密封严密，油封油位在油面线上。

6.3.4 高压套管安装

1.安装前套管应试验合格，油面正常，用抹布将瓷套表面及连接法兰安装面擦净，同时将穿引线的管子内壁擦净。

2.高压套管吊装前，先依次拆下套管接线端子、护罩以及定位销，从套管底端至顶端穿入一根拉线。

3.将套管吊至对应的变压器升高座上方，借助拉线将变压器引线接头从套管底部穿入套管的导管内部，然后将套管对正到变压器安装孔处徐徐放入，随即将变压器的引出线渐渐由导管内拉出，穿上定位销，去掉拉线。注意套管油标应面向外侧面（易于运行检查）。

4.套管法兰、升高座法兰、胶垫清理干净，螺栓均匀对称紧固，使之密封不漏油。

5.将变压器引出线与套管引线接头连接牢固，最后将护罩重新装配好，并安装好接线端子。

6.3.5 低压升高座安装、低压引线安装。低压引线安装时应将所用工具用白纱带系在手腕上，以免工具落在变压器内。

6.3.6散热片的装配

1.密封检查。在安装散热片之前，按制造厂规定的压力值用变压器油或压缩空气对散热片进行约30min的连续密封检查，应无渗、漏油现象。

2.清洗。安装前应对散热片进行冲洗或吹洗。冲洗最好采用热的变压器油进行循环冲洗，直到油中无杂质；吹洗可用干净的压缩空气，直到空气中无杂质，再用变压器油清洗一次。

3.安装。吊装散热片，使其上下连接法兰的中心距与变压器油箱上相应安装孔中心距对齐，检查法兰连接面平整、清洁，连接处安装尺寸配套的耐油密封垫圈密封，密封垫圈应完好，无扭曲变形、裂纹和毛刺。法兰螺栓按对角线位置依次均匀紧固。

6.3.7 压力释放阀安装。压力释放阀安装方向要正确，密封严密，电接点动作准确，绝缘性能、动作压力值符合产品技术文件要求。

6.3.8 温度计安装。

1.温度计座注以绝缘油，并严密无渗油现象。闲置的温度计座也应密封严密。

2.温度计细金属软管不得压扁和急剧扭曲，弯曲半径不得小于50mm。

6.4 注油

6.4.1 变压器注油前，绝缘油必须按照GB50150-2016《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》的规定交接试验合格后，方可注入变压器。

6.4.2 变压器注油工作不宜在雨天或雾天进行。注油前，变压器本体及各侧绕组、滤油机及油管路应可靠接地。注油时宜从下部油阀进油，

6.5 补油、整体密封检查和静置

6.5.1 变压器加注补充油时，应通过储油柜上专用的注油阀，并经滤油机注入，注油至储油柜额定油位，注油时应排放本体及附件内的空气。

6.5.2 变压器注油完毕，在储油柜上用油压进行整体密封试验，其压力为油箱盖上能承受0.03Mpa压力，试验持续时间为24小时，应无渗漏。

6.5.3 注油完毕后，施加电压前，静置24小时后，进行电气交接试验。

6.5.4 静置完毕后，应从变压器套管、升高座、冷却装置、气体继电器以及压力释

7结语

上述为110kV油浸式电力变压器安装各工序的综合概述，随着国家电力行业发展，国家电网的不断扩大，110kV油浸式电力变压器应用越来越广泛， 110kV变电站的施工建设任务也越来越普遍，通过加强对110kV油浸式电力变压器安装各工序的理论学习，从而使各工序的现场安装步骤得以规范，使110kV油浸式电力变压器的安装质量管控进一步提升。

参考文献

1. 川气东送管道增压工程黄金增压站110kV变电所设计图纸

2. 山东鲁能泰山电力设备有限公司110-220kV级变压器安装使用说明书

3. 《电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范》GB50148-2010

4. 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-2016