蔡家溪_1主变大修施工方案
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2010年7月9日，#2冷却器接触器接触不良， 更换继电器 个。
2010年7月13日，主变油位异常报警，现场实施带电放油，
4、目前存在的问题
经了解运行、试验情况，通过现场实地查勘，该变压器主要存
在如下问题：
1）油中总烃超注意值，最近一次数据2011年3月1日进
行，总烃达415卩L/L超注意值。三比值编码：022;分析为故障性质：高温过热（＞700C）;
卜一天有效工作时间，故申请停电检修时间为十一天。
1、检修项目时间分配表
时 间
序列
主要检修项目
第
天
拆除主变二侧的外引接线，进行修前试验
拆除二次接线
注干燥空气排油，并开始进行绝缘油处理
依次拆卸吊下咼压套管、中压套管、中性点套管、低压套管、上部散热 器油母管、散热片、调压开关芯体，拆卸瓦斯继电器、压力释放阀、 温度计、二次端子箱、调压开关操作箱、电缆及护管等
26
、检修前评估
1、检修设备基本情况：
220kV蔡家溪变电站#1主变，特变电工衡阳变压器厂2005年9
月出厂，同年12月份投入运行（由省送变电公司负责安装） ，型号：
SFPSZ10-12000a20,冷却方式：强迫油循环导向风冷（ODAF。2010
年8月3日的色谱分析发现总烃异常增长，由2010年3月15日的
2010年9月2日测试铁芯接地电流为mA,夹件接地电流mA
使用60A-20 mA-2mA钳形电流表，MULTI-110，3591#)
(5)检修消缺情况：
a、2007年1月15日发现220kV侧A相升高座底座轻微渗油、10kV侧升高座轻微渗油（一般缺陷），3月12日，结合投运第一年的
检修，对220kV侧A相升高座底座进行焊接（焊接后对主变进行了色 谱分析，正常）、10kV侧升高座紧固。
2）漏磁检查
停电前对改变压器进行全方位红外精确测温， 查找是否有局部漏
磁偏大导致过热现象。
基本实验顺序：
停电前：对该主变进行全方位红外精确测温，油糠醛、油金属离
子及腐蚀性硫试验
主变停电后先进行直流电阻测量未发现异常再进行低电压空载
实验。
通过以上试验手段如任然未能找到故障点， 建议对改变压器进行 非常规监视运行。。
出厂日期：2005年09月 投运日期：2005年12月
3、历年运行、试验情况
(1)高压试验情况：
2007年3月24日进行了第一次也是目前为止唯一的一次试验， 未发现任何异常。
(2)色谱分析情况：
自投运到2010年3月15日的色谱数据一直正常，总烃未超过
10卩L/L,2010年8月3日进行高温定检，发现总烃为卩L/L,较3月份
b、2007年5月25日，瓦斯继电器集气盒玻璃破裂 （一般缺陷），
6月12日更换。
C、2009年5月26日，主变110kV中性点避雷器更换（反措要
求），10kV侧升高座底座紧固（2007年11月6日发现10kV侧升高座
d、2009年9月15日，主变压器本体端子箱电流端子排烧坏 （严
重缺陷），当天更换端子排后恢复正常，电流回路检查正常。
蔡家溪
湖南省电力公司超高压管理局
20xx年x月xx日
批准：
年月
审核：
年月
编写：
20xx年xx月xx
封面
审核
、检修前评估
二、人员组织及分工
三、检修项目的执行流程
四、检修质量的过程控制
五、执行过程的组织控制
六、检修工程关键点控制
七、危险点分析及预控措施
八、施工场地情况说明
九、附图附表
10
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23
24
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2）第II组冷却器潜油泵损坏;
3）冷却器第三组油流继电器安装母管底部放油阀渗漏，瓦
斯继电器及集气盒渗漏。
5、检修策略及预估
1、对于总烃超注意值且持续增长，通过油色谱的三比值编码
为:022;分析故障性质为：高温过热（＞700C）;
初步分析：通过初步红外测温未发现局部过热，排除漏磁原因； 铁芯、夹件引出线接地电流较小， 排除了铁芯多点接地环流过大原因;
8卩L/L增长为卩L/L,立即引起高度重视，8月又进行2次跟踪分析,
8月31日总烃达卩L/L超注意值，按照省公司要求；截止到目前为
止，已进行了13次色谱分析，最近一次的色谱分析在2011年3月
1日进行，总烃达415卩L/L超注意值。详细色谱数据见附件：蔡家
溪#1主变色谱数据表 。
2、技术性能参数
主要的铭牌参数如下：
2、第II组冷却器潜油泵损坏
更换同型号合格新品
3、对于三处渗油处更换密封胶垫，要求胶垫压缩量为1/3.
项目负责人：刘秋平
技术负责人：罗能雄、魏力
现场总负责人：
肖勇
工作负责人：
柳柏
起重负责人：
周自强
试验负责人：
熊云
现场质检员：
方毅平
油化负责人：
李哲文
现场安全员：
朱长林
现场消防员：
秦树林
工具材料员：
余帆
已明显增长，紧接着又进行2次跟踪测试，总烃呈上涨趋势, 8月31
日总烃达卩L/L超注意值。
(3)红外测温情况：
自投运到2010年7月的红外测温未发现过热现象，2010年8月7日检测发现一般缺陷1处：#1主变110kV套管C相线夹抱箍温度92C(负荷电流185A，环境温度28C);8月28日跟踪测温，C相 线夹抱箍C(负荷电流229A，环境温度23C)。
9月2日对变压器本体和潜油泵进行红外检测，当时油温42C,第#2、#4组潜油泵开启，未发现潜油泵异常，未发现变压器外部漏 磁引起的局部过热现象，#1主变110kV套管C相线夹抱箍温度C(负 荷电流315A，环境温度C)。检测报告见附件(蔡家溪#1主变2010年9月2日红外检测报告)。
(4)铁芯接地电流测试情况：
整体油温未见异常偏高，排除冷却系统效果不佳原因;
检查分两步进行：
第一步电回路检查
测量变压器直流绕组，与交接试验值比较如发现明显偏大，
热痕迹。
第二步对该变压器的磁路检查
1）铁芯查
对变压器做低电压空载试验; 通过比较三相铁耗， 查找故障相，
在吊开变压器钟罩后首先目测铁损偏大相铁芯有无明显过热痕迹; 如 未发现，再用摇表逐级测量变压器铁芯绝缘查找。
油务负责人
： 谭 禹
工作班成员：
五分局检修室
15人
技术监督分局高压室
技术监督分局油化班
2人
二、人员组织及分工
5人
对外有关联系工作由罗能雄负责
、检修项目的执行流程
本次是故障性检修，完成本次工程需要十天有效工作时间。考虑到本次 工程的特殊项目，特别是在吊罩后查找发热故障点查找及处理，有可能当 天不能全部完成，要进行二次吊罩处理，这样将导致增加一天工作时间即
2010年7月13日，主变油位异常报警，现场实施带电放油，
4、目前存在的问题
经了解运行、试验情况，通过现场实地查勘，该变压器主要存
在如下问题：
1）油中总烃超注意值，最近一次数据2011年3月1日进
行，总烃达415卩L/L超注意值。三比值编码：022;分析为故障性质：高温过热（＞700C）;
卜一天有效工作时间，故申请停电检修时间为十一天。
1、检修项目时间分配表
时 间
序列
主要检修项目
第
天
拆除主变二侧的外引接线，进行修前试验
拆除二次接线
注干燥空气排油，并开始进行绝缘油处理
依次拆卸吊下咼压套管、中压套管、中性点套管、低压套管、上部散热 器油母管、散热片、调压开关芯体，拆卸瓦斯继电器、压力释放阀、 温度计、二次端子箱、调压开关操作箱、电缆及护管等
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、检修前评估
1、检修设备基本情况：
220kV蔡家溪变电站#1主变，特变电工衡阳变压器厂2005年9
月出厂，同年12月份投入运行（由省送变电公司负责安装） ，型号：
SFPSZ10-12000a20,冷却方式：强迫油循环导向风冷（ODAF。2010
年8月3日的色谱分析发现总烃异常增长，由2010年3月15日的
2010年9月2日测试铁芯接地电流为mA,夹件接地电流mA
使用60A-20 mA-2mA钳形电流表，MULTI-110，3591#)
(5)检修消缺情况：
a、2007年1月15日发现220kV侧A相升高座底座轻微渗油、10kV侧升高座轻微渗油（一般缺陷），3月12日，结合投运第一年的
检修，对220kV侧A相升高座底座进行焊接（焊接后对主变进行了色 谱分析，正常）、10kV侧升高座紧固。
2）漏磁检查
停电前对改变压器进行全方位红外精确测温， 查找是否有局部漏
磁偏大导致过热现象。
基本实验顺序：
停电前：对该主变进行全方位红外精确测温，油糠醛、油金属离
子及腐蚀性硫试验
主变停电后先进行直流电阻测量未发现异常再进行低电压空载
实验。
通过以上试验手段如任然未能找到故障点， 建议对改变压器进行 非常规监视运行。。
出厂日期：2005年09月 投运日期：2005年12月
3、历年运行、试验情况
(1)高压试验情况：
2007年3月24日进行了第一次也是目前为止唯一的一次试验， 未发现任何异常。
(2)色谱分析情况：
自投运到2010年3月15日的色谱数据一直正常，总烃未超过
10卩L/L,2010年8月3日进行高温定检，发现总烃为卩L/L,较3月份
b、2007年5月25日，瓦斯继电器集气盒玻璃破裂 （一般缺陷），
6月12日更换。
C、2009年5月26日，主变110kV中性点避雷器更换（反措要
求），10kV侧升高座底座紧固（2007年11月6日发现10kV侧升高座
d、2009年9月15日，主变压器本体端子箱电流端子排烧坏 （严
重缺陷），当天更换端子排后恢复正常，电流回路检查正常。
蔡家溪
湖南省电力公司超高压管理局
20xx年x月xx日
批准：
年月
审核：
年月
编写：
20xx年xx月xx
封面
审核
、检修前评估
二、人员组织及分工
三、检修项目的执行流程
四、检修质量的过程控制
五、执行过程的组织控制
六、检修工程关键点控制
七、危险点分析及预控措施
八、施工场地情况说明
九、附图附表
10
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23
24
26
2）第II组冷却器潜油泵损坏;
3）冷却器第三组油流继电器安装母管底部放油阀渗漏，瓦
斯继电器及集气盒渗漏。
5、检修策略及预估
1、对于总烃超注意值且持续增长，通过油色谱的三比值编码
为:022;分析故障性质为：高温过热（＞700C）;
初步分析：通过初步红外测温未发现局部过热，排除漏磁原因； 铁芯、夹件引出线接地电流较小， 排除了铁芯多点接地环流过大原因;
8卩L/L增长为卩L/L,立即引起高度重视，8月又进行2次跟踪分析,
8月31日总烃达卩L/L超注意值，按照省公司要求；截止到目前为
止，已进行了13次色谱分析，最近一次的色谱分析在2011年3月
1日进行，总烃达415卩L/L超注意值。详细色谱数据见附件：蔡家
溪#1主变色谱数据表 。
2、技术性能参数
主要的铭牌参数如下：
2、第II组冷却器潜油泵损坏
更换同型号合格新品
3、对于三处渗油处更换密封胶垫，要求胶垫压缩量为1/3.
项目负责人：刘秋平
技术负责人：罗能雄、魏力
现场总负责人：
肖勇
工作负责人：
柳柏
起重负责人：
周自强
试验负责人：
熊云
现场质检员：
方毅平
油化负责人：
李哲文
现场安全员：
朱长林
现场消防员：
秦树林
工具材料员：
余帆
已明显增长，紧接着又进行2次跟踪测试，总烃呈上涨趋势, 8月31
日总烃达卩L/L超注意值。
(3)红外测温情况：
自投运到2010年7月的红外测温未发现过热现象，2010年8月7日检测发现一般缺陷1处：#1主变110kV套管C相线夹抱箍温度92C(负荷电流185A，环境温度28C);8月28日跟踪测温，C相 线夹抱箍C(负荷电流229A，环境温度23C)。
9月2日对变压器本体和潜油泵进行红外检测，当时油温42C,第#2、#4组潜油泵开启，未发现潜油泵异常，未发现变压器外部漏 磁引起的局部过热现象，#1主变110kV套管C相线夹抱箍温度C(负 荷电流315A，环境温度C)。检测报告见附件(蔡家溪#1主变2010年9月2日红外检测报告)。
(4)铁芯接地电流测试情况：
整体油温未见异常偏高，排除冷却系统效果不佳原因;
检查分两步进行：
第一步电回路检查
测量变压器直流绕组，与交接试验值比较如发现明显偏大，
热痕迹。
第二步对该变压器的磁路检查
1）铁芯查
对变压器做低电压空载试验; 通过比较三相铁耗， 查找故障相，
在吊开变压器钟罩后首先目测铁损偏大相铁芯有无明显过热痕迹; 如 未发现，再用摇表逐级测量变压器铁芯绝缘查找。
油务负责人
： 谭 禹
工作班成员：
五分局检修室
15人
技术监督分局高压室
技术监督分局油化班
2人
二、人员组织及分工
5人
对外有关联系工作由罗能雄负责
、检修项目的执行流程
本次是故障性检修，完成本次工程需要十天有效工作时间。考虑到本次 工程的特殊项目，特别是在吊罩后查找发热故障点查找及处理，有可能当 天不能全部完成，要进行二次吊罩处理，这样将导致增加一天工作时间即