变压器专业工作总结.pdf

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1、1。变压器类设备在运情况截止 2005 年底，*电网在役的 110kV 及以上电压等级的变压器共 853 台，容量77403.5MVA，与2005 年比较增长82台,容量增长10953.5MVA.其中110kV变压器511台，容量 21579.5MVA，同比增长 35 台、1743.5MVA,220kV 变压器 269 台，容量38490MVA，同比增长 32 台、5460MVA，500kV 变压器 73 台,容量 17334MVA，同比增长 15 台、3750MVA。并联电抗器 24 台,容量 1200Mvar,均为 500kV，同比增长 3 台、180Mvar。110kV 及以上电压等级的

2、互感器共 15538 台(包括安装在 GIS 内的）。其中电流互感器共 11387 台，按电压等级分，110kV 电流互感器 7499 台，220kV 电流互感器 3507台，500kV 电流互感器 381 台;按绝缘介质类型分，油浸式电流互感器 6410 台，气体绝缘电流互感器 1698 台，干式电流互感器 380 台，安装在 GIS 内的电流互感器2999 台。电压互感器共4151 台，按电压等级分，110kV 电压互感器 2243 台，220kV电压互感器 1640 台，500kV 电压互感器 268 台;按结构类型分,电容型 1544 台,电磁型 1828 台，安装在 GIS 内的 7

3、79 台。2.2005 年的主要工作2。1 专业管理工作2。1。1 设备检修完成工作在检修工作中,各单位认真贯彻预试规程和反事故措施,严格执行设备全过程管理制度、质检大纲，认真执行现场作业指导书制度，实施三级验收，合理安排检修计划，加强对变压器类设备安装和检修过程中油务、高压绝缘的全过程监督管理，严把检修和安装质量关，及时消除了变压器类设备的事故隐患，设备健康状况得到极大改善.2005 度我省完成 110kV 及以上变压器类设备预试 3289 台,其中变压器 228 台，电抗器 3 台，电流互感器 2130 台，电压互感器 928 台。变压器类设备和附件的大、小修3090.次，其中变压器 29

4、4 台.次，电抗器 3 台，潜油泵 76 台.次，风冷系统474 台。次，分接开关51 台.次，互感器2192 台。次。共完成 110kV 及以上电压等级的变压器改造 695 台。次，500kV 电抗器 3 台。次，；更换 110kV 及以上电压等级的变压器 10 台；110kV 及以上电压等级的互感器改造 3台.次，更换互感器 189 台。2.1。2 标准反措执行情况认真贯彻、落实国电公司 防止电力生产重大事故二十五项重点要求、网生部【2004】25 号文、印发输变电设备运行规范、输变电设备检修规范、国家电网公司十八项电网重大反事故措施和变压器类专业管理的各项反措、规定、制度和要求。根据关于

5、印发输变电设备检修规范的通知国家电网生技2005173 号要求，组织有关人员认真学习了110(66)kV-500kV 油浸式变压器（电抗器）检修规范、110（66）kV-500kV 互感器检修规范、10kV-66kV 干式电抗器检修规范、10kV66kV 消弧线圈检修规范、110（66)kV-750kV 避雷器检修规范、10kV66kV 并联电容器检修规范，经过学习，对提高检修人员的技术水平，规范检修行为和提高检修质量方面发挥了巨大的作用。根据国家电网公司十八项电网重大反事故措施的要求，及时组织有关人员进行了学习，制定了详细的落实方案，将各个反措要点层层落实到车间、班组，制定了切实可行的完成计

6、划，为保证电网安全、设备安全等作出了积极贡献.根据反事故措施，重点加强了以下工作:加强设备的选型、出厂监造工作，对新结构、新工艺、高电压、大容量设备严格按监造大纲和技术协议要求进行监造工作，110kV及以上电压等级的变压器派专人监造，确保只有质量合格的设备才能出厂;加强验收工作，严把质量关，发现问题及时处理，对新安装或改造的 220kV 及以上电压等级的变压器均进行了现场局部放电试验和绕组变形测试,确保了设备安全投运；加强技术培训工作,重点搞好采用新结构、新工艺的变压器类设备及附件的结构、检修工艺培训,提高运行、检修和监督人员的技术监督水平;在变压器的选型和技术协议(包括技术改造项目）的审查工

7、作,重点是变压器抗短路能力问题。各单位在定货时要求制造厂必须采取加强产品抗短路强度的措施和提供动态稳定机械力的资料,110kV 变压器必须选用经过突发短路型式试验的产品,220kV 优先选用已通过突发短路试验的同类产品。采取加强变压器低压出线的绝缘强度等措施，尽量避免低压出口短路，改善变压器运行条件；积极开展在线监测和带电测试工作；对运行 20 年以上的互感器逐步进行更换，争取 06 年底全部完成.2.1。3 规程、反措、作业指导书的编制执行根据国网公司国家电网生 503 号现场标准化作业指导书编制导则的要求，开展了对变压器类设备的检修作业指导书的编制及使用工作，在平时的检修及预试中取得了较好

8、的效果。如供电公司根据工作的实际情况组织编写了主变小修作业指导书主变冷风柜更换作业指导书互感器小修作业指导书站变小修作业指导书主变大修作业指导书，将现场安全措施、人员要求、设备要求、作业程序、质量要求和质量记录等结合在一起，使现场作业人员根据其要求，可以安全、优质的完成现场作业，是检修质量得到了保障。根据国家电网公司、华北电网公司的反事故措施和*省的实际情况，编制了2005年供电系统反事故技术措施,指导各供电公司开展工作；为把工作落到实处并能掌握现场第一手资料，今年 9 月组织四个检查组，对全省反措落实情况和现场标准化作业执行情况进行了检查；为深化、细化生产管理,建立各生产单位生产用仪器、仪表

9、、工器具等的基本配置,制定了包含变电检修工区、线路工区、通信调度各专业的生产设备基本配置；为加强电网物资采购管理,确保电网安全稳定运行，进一步完善对*电网挂网运行设备和供应商的评估体系，避免存在缺陷的设备继续被采购，减少设备故障的重复发生，及时督促供应厂商提高服务质量，制定了*电网挂网设备厂商信息库管理规定;为保证 SF6CT 的运输和安装质量，杜绝事故发生，制定了 对气体绝缘互感器交接试验必须进行现场老炼和耐压试验的通知。2.2 预试工作完成情况2005 年计划进行 110kV 及以上电压等级的变压器类设备预防性试验 3370 台，实际完成 3289 台，预试完成率 97。6。其中变压器计划

10、进行 234 台，实际完成 228 台，预试完成率 97。44%;并联电抗器计划进行 3 台，实际完成 3 台，预试完成率 100；电流互感器计划进行 2175 台,实际完成 2130 台，完成率97.93；电压互感器计划进行 958 台，实际完成 928 台，完成率 96.87%。2。3 设备检修完成情况2005年电网共完成 110kV 及以上电压等级的变压器类设备和附件的大、小修3090台.次，其中变压器大修 35 台.次，小修 259 台。次，电抗器 3 台,潜油泵 76 台.次,风冷系统 474 台.次，分接开关51 台.次；互感器2192 台。次，其中大修电流互感器 318 台.次，

11、电压互感器 64 台。次。检修完成率 100。2。4 缺陷管理及分析2005 年共发现各种危急和严重缺陷 95 项，其中互感器介损超标 2 项,互感器、变压器漏油、漏气42 项，冷却系统49 项，铁心多点接地1 项，线圈损坏1 项。主要情况如下：(1）供电公司：在预试中发现了高新变 220kV 高马线 C 相 CT 介损超标，按照原有参数进行了更换。(2)烟台供电公司：7 台 SF6 互感器漏气站名间隔位置补气时间备注*站110kV5 母线 PTC 相05.1。19现场进行检漏，没发现漏点站2202 电流互感器 A 相05。2.21现场进行检漏，没发现漏点*站*线电流互感器 B 相05.2.2

12、3现场进行检漏，没发现漏点05.6。23现场进行检漏，没发现漏点05.8。16厂家服务人员在现场进行检漏，发现压力表密封圈损坏进行了更换1145-4 电流互感器 A 相05。2。23现场进行检漏,没发现漏点线电流互感器 A 相04。12。24现场进行检漏，没发现漏点*线电流互感器 A 相05.8。16现场进行检漏，没发现漏点*站1101 电流互感器A 相05.9。26现场进行检漏，没发现漏点*站2 主变5 台潜油泵渗漏油严重，在更换潜油泵时发现冷却器上蝶阀关不严（老型号），使油泵无法更换.于 9 月 19 日-9 月 23 日将#2 主变的 15 只蝶阀全部更换为密封严密的真空蝶阀,将 5 台

13、潜油泵更换为低转速的油泵，确保冷却器的安全运行.（3）*供电公司：2005 年 8 月 9 日发现 220kV 虎山站2 主变铁芯电流高达 100A，经在铁芯接地中串接电阻限制接地电流在 500mA 以内。2005 年 10 月进行了吊罩大修,发现原因为铁芯扎带绝缘垫与扎带分开，造成铁芯多点接地，将扎带绝缘垫重新固定后，将缺陷消除。（4）*供电公司:干渠2 主变 110kV 侧 B 相套管末屏连接片锈蚀严重，几乎断裂开路，及时进行了更换,防止了放电、甚至变压器烧毁事故的发生，保障了电网的安全运行。（5）*供电公司：2005 年 5 月 30 日，110kV 莱芜站#1 主变因雷击造成轻瓦斯动作

14、,经色谱分析油中氢气、乙炔含量升高，电气试验未发现问题，综合分析认为变压器绕组损坏，返厂吊罩后发现 A、B 相线圈烧坏。为进一步提高设备的安全运行水平,加强缺陷管理，及时消除缺陷，在今后的工作要重点做好以下几点工作：(1)随着 SF6 互感器的使用的增多，SF6 互感器漏气的现象时有发生,因无高性能的SF6 检漏仪，对 SF6 互感器微漏的检漏工作带来极大的不便,应配备高性能的 SF6 检漏仪。(2）主设备的辅助设备质量较差，如变压器风冷系统中的接触器、油流继电器、温度计，出现问题较多，应在设备订货中把好选型关,督促厂家选用高质量产品.（3）克服对设备缺陷管理认识不足、重视程度不够的现象，完善

15、消缺管理制度和环节,确保流程运作顺畅，全面提高缺陷消除率.（4)进一步加强技术培训和设备缺陷管理规定实施细则的学习。2.5 技术改造情况及评价2005 年*电网对变压器类设备的技术改造加大了投入，对存在严重缺陷、高损耗、性能状况老化等问题的 110kV 及以上的变压器类设备进行了更新改造，新投运的设备广泛采用新技术、新结构、新材料，如大容量油浸自冷变压器、有载开关在线滤油装置等，进一步提高了设备的健康水平，降低了检修成本，确保电网安全、稳定、经济运行。2005 年*电网共新投入 110kV 及以上电压等级的变压器 82 台，并联电抗器 3 台，有 2 台 220kV、8 台 110kV 的变压

16、器退出运行；新投 110kV 及以上电压等级的电流互感器 491 台，退运 243 台，电压互感器新投 265 台，退运 54 台。共完成 110kV 及以上电压等级的变压器改造 695 台。次,500kV 电抗器 3 台。次,主要是依据反措，对高速泵、油流继电器、冷却系统、变压器干式套管等进行更换改造；更换 110kV 及以上电压等级的变压器 10 台，主要是高损耗、铝线圈的变压器;110kV 及以上电压等级的互感器改造 3 台。次，更换互感器189 台，主要是运行20 年以上的互感器。通过对设备的改造和更换，使设备的安全性和可靠性得到了提升，提高了设备的健康水平，同时维护工作量大大减小。2

17、。6 新技术开展情况2.6.1 新技术的应用随着科学技术水平的进步，变压器类设备的设计、制造工艺、材质等水平也在不断提高，采用新结构、新材料的设备在我省得到了广泛应用，有效地提升了设备的健康水平，降低维护工作量，减少停电时间，提高了供电的可靠性.如采用 ONAN/ONAF冷却方式的高电压、大容量变压器在我省被广泛采用，这种变压器一般噪音低、损耗小,特别适用于安装在居民区等对环保要求高的地方；变压器有载调压开关加装在线滤油装置,降低了维护量，减少了停电次数。在省内试点开展基于变电站主设备状态评估的风险管理系统技术(CBRM）,通过对运行的电气设备的预试数据及运行、检修情况进行分析评估，来确定设备

18、状态和预测寿命。该项目的实施将会为大修技改规划及设备资产管理提供一种新的理论和工具.除了红外热像仪、绕组变形仪等检测装置得到了广泛应用外，工业内窥镜等先进手段也应用到了变压器内部故障的检测和诊断。2。6。2 科研情况积极开展变压器类设备的在线监测和带电测试工作的研究，为真正实现状态检修进行技术储备和数据积累。在线监测方面*供电公司与*大学电气工程学院联合研制的变压器有载调压开关机械性能在线监测和故障诊断的综合测试系统，提供较为成熟的分析、诊断方法和技术，以提高高压电力设备和电力系统运行安全和可靠性；供电公司从现场实际出发，与华北电力大学合作，进行了“大型变压器冷却器自动投切装置”的研制工作，目

19、前已完成了项目的策划、方案制订等关键性技术工作，产品样机即将完成，即将投入试运行，相信在提高变压器运行质量，减少冷却电机存坏,节约电能方面可以发挥较大作用；*供电公司在变电站安装了 TG1 型光谱在线监测系统，这是一项全新的在线监测方法，理论上具有对故障发生实时响应、监测结果准确可靠的特点,可及时准确地在线监测变压器内部故障，为主变的安全运行和状态检修提供依据.此外*供电公司、*供电公司等单位在变压器油在线检测、局部放电在线监测等方面开展了长期的应用研究工作。2。7 专业技术培训工作开展情况2。7。1 针对产品更新换代较快，职工技术培训跟不上，造成职工对设备不了解,在对设备检修和处理设备出现的

20、各种异常缺陷时困难较大的问题,组织检修人员到设备厂家、附件生产厂家去学习，熟悉设备的最新技术发展,开阔工作思路，做到“三熟”，“三能：即熟悉设备的系统和基本原理；熟悉设备的检修工艺和运行知识；熟悉本岗位的规程制度。能熟练的进行本工种的修理工作和排除故障；能看懂图纸和绘制简单的加工图；能掌握一般的钳工工艺和常用材料性能.2.7。2 在培训中专业人员对检修人员进行了全面、突出、细致的讲解，较为系统的阐述了必须要掌握的一些技术和行业标准，具有一定的针对性、实用性.其中主要内容有电力工作安全规程、变压器检修规程、有载分接开关检修规程、220kV 变压器强迫油循环风冷系统等。通过培训提高了检修人员的技术

21、水平、安全意识,促进了大家的忧患意识、学习意识,并通过对人员掌握情况进行测验达到了督促的作用.但由于新技术的不断引进、设备厂家较多、生产任务繁重，尚不能达到所有职工对所辖设备全部熟练掌握的程度，计划 2006 年加大培训力度，培训要系统化、全面化,增加外出培训时间，引进先进的检修和测试技术、手段.3。变压器设备运行情况及分析3。1 变压器非计划停运和跳闸情况2005 年电网 110kV 及以上电压等级的变压器非计划停运共 4 台.次，停运容量326.5MVA，非计划停运率 0。47 次/百台.年，其中 110kV 变压器 2 台。次，非计划停运容量 56.5MVA，非计划停运率 0。39 次/

22、百台。年；220kV 变压器 2 台。次，停运容量 270MVA，非计划停运率 0.74 次/百台.年.跳闸 3 台。次，跳闸容量 301.5MVA，跳闸率 0。35 次/百台。年，其中220kV 变压器 2 台.次，跳闸容量 270MVA，跳闸率0.74 次/百台.年；110kV 变压器 1 台次，跳闸容量 31。5MVA，跳闸率 0.20 次/百台。年。3.2 变压器非计划停运原因及分析2005 年*电网共有四台变压器非计划停运，110、220kV 各两台,造成两台 220kV变压器非计划停运的原因是变压器外部发生了短路，造成变压器跳闸，虽对变压器造成了一定程度的冲击，但试验检查变压器正常

23、.一台 110kV 变压器非计划停运，是由于瓦斯误动引起变压器跳闸引起的的。另一台110kV 变压器非计划停运,是由于雷击造成 A、B 两相绕组匝间绝缘击穿所致,具体情况如下：2005 年 5 月 30 日，110kV*站1 主变因雷击造成轻瓦斯动作，经色谱分析油中氢气、乙炔含量升高，电气试验未发现问题，综合分析认为变压器绕组损坏，返厂吊罩后发现 A、B 相线圈烧坏。3。3 变压器跳闸原因统计及分析原因同非计划停运。4.变压器类设备事故与障碍情况统计及分析4.1 变压器事故情况2005 年*电网有一台 110kV 变压器发生损坏，具体情况如下：2005 年 5 月 30 日，110kV 莱芜站

24、#1 主变轻瓦斯动作，经色谱分析油中氢气、乙炔含量升高，电气试验未发现问题，综合分析认为变压器绕组损坏,返厂吊罩检查,发现低压 a、b 相线圈上部发生匝间短路放电,对损坏的线圈进行了更换.根据检查和运行情况分析，为雷击造成绕组匝间短路.电抗器、互感器未发生事故。4。2 设备障碍和缺陷统计及分析2005 年电网 110kV 及以上电压等级的变压器和电抗器共发生障碍和缺陷 266起，其中试验超标 26 起，占总数的 9。77，主要是电回路接触不良（如分接开关)引起的，应加强变压器的检修工作；渗漏油 83 起，占总数的 31.2，主要是密封垫不良、焊接不良造成的，应加强变压器监造和检修工作，督促制造

25、厂家采用质量合格的密封件，提高制造质量；分接开关 22 起，占总数的 8。46%,主要是制造质量差、检修不及时造成的；套管 27 起，占总数的 1。02%,主要是安装不当、密封件质量差、非正常老化引起的，应加强套管的检修和预试工作；其它 95 起，占总数的 35.7%,主要是冷却系统部件质量不良造成的，应加强冷却系统的改造，选用总体质量好的冷却系统.4。3 互感器障碍与缺陷情况统计及分析2005 年*电网 110 及以上电压等级的互感器共发生障碍和缺陷 70 起，其中渗漏油45 起,占总数的 64。29，主要是密封不良或老化引起的，应加强互感器的检修工作，完善气体绝缘互感器检漏手段；本体介损超

26、标 9 起,占总数的 12.86%，一般是运行时间较长的设备,绝缘老化,要进一步加大反措执行力度，对运行 20 年以上的互感器尽快更换；色谱超标 9 起，占总数的 12。86%，可能是局放超标造成的,应及早更换。5。主要存在的问题5.1 针对新设备的广泛应用,专业培训力度不够,不能完全适应检修、维护的需要。近几年采用新技术、新结构、新工艺的设备得到了广泛应用,而检修人员力量相对不足,对相关技术的培训力度不够，应在今后的工作中加强技术培训的力度，重点针对有载分接开关、套管、SF6 气体互感器等设备，同时加强学习相关技术规程和工艺规程，以理论指导实践，避免检修工作的盲目性和经验主义.5。2 因部分

27、变压器类设备停电困难，没按周期进行预防性试验，绝缘方面存在一定隐患。5。3 老旧设备的更换改造仍须继续加大资金投入。6采取的措施针对专业管理和设备管理中存在的主要问题和薄弱环节，提出相应的解决方法和措施。6。1 加强专业知识学习培训工作,提高把握专业发展方向的能力，为专业的持续发展创造条件、提供动力.6.2 进一步加强技术监督和设备评估工作。继续完善和细化各专业管理制度和标准,重点加强对制度执行的监督、检查和考核；继续深入推行设备检修、巡视和验收标准化作业指导书，加大质量监督力度,达到规范作业工艺、提高作业标准的目的；不折不扣地落实各项反事故措施,消除电网和设备运行隐患；定期开展设备分析、评估

28、工作，掌握设备状况的第一手资料，从而有针对性地开展设备大修、技改工作;进一步完善设备试验手段,积极开展局部放电检测等新技术检测项目。6.3 加强运行管理工作，特别是要高度重视变压器、电容器、避雷器的运行管理工作.严格执行设备巡视制度、到位标准，恶劣天气下、高温高负荷期间要增加巡视次数，进行夜巡、特巡，即使消除设备缺陷。6。4 针对站多人少的局面，加强运行操作人员的力量，加强人员培训力度，探索、实行节人高效的运行管理机制.6.5 合理安排停电计划,对预试超期的设备尽快安排停电试验，进一步提高设备预试的完成率。6。6 根据现行状态检修的有关规定及变压器试验情况，适当延长变压器类设备定期检修周期，减

29、少检修运行人员工作量。6.7 继续深入推行设备检修、巡视和验收标准化作业指导书，加大质量监督力度，达到规范作业工艺、提高作业标准的目的。7.2006 年工作重点及建议7。1 继续贯彻、落实国电公司防止电力生产重大事故二十五项重点要求、网生部【2004】25 号文、印发输变电设备运行规范、输变电设备检修规范、国家电网公司十八项电网重大反事故措施和变压器类专业管理的各项反措、规定、制度和要求，确保设备安全稳定运行,防止重大事故发生。7.2 加强变压器类设备的技术监督工作和状态检修工作，加强对如油色谱分析及绝缘在线监测手段的应用研究，为设备的状态检修提供可靠的技术依据。在总结近几年在线、离线等测试技

30、术的基础上，修改和完善集团公司状态检修规定（试行），增加新的技术、新的手段、新的要求和各级生技部门的责任和要求。在执行国网公司设备评价和评估的基础上，规范状态检修工作，推动检测、检修等工作规范化、制度化。7.3 继续加强对老旧设备更新改造的投入，重点是20 年以上互感器的更换、变压器冷却系统、油流继电器的更新改造等方面。7。4 采取多渠道多方式进行技术培训和专业学习,重点是采用新结构新工艺新材料的设备的运行维护知识和有关规程规定,提高检修人员和管理人员技术水平。7。5 积极完善试验手段，开展互感器老练、耐压、局部放电试验工作。7。6、做好 2006 年春检、秋检的组织和落实。7.7 组织*、*等 7 各单位，完成集团公司现场标准化作业智能管理系统课题，在此基础上加大力度，推进标准化作业工作的全面深入开展。7.8 召开好变压器专业会。会议将对2005 年的事故和障碍进行分析，找出存在的问题，总结经验,制定预防措施,安排 2006 年重点工作，传达国网公司和华北网公司有关技术要求和最新精神，并对新技术、新设备进行学习讨论。