文档介绍：-
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蔡家溪*1主变大修
施
工
案
省电力公司超高压管理局
20** 年*月**日
批准： 年 月 日 z.
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侧升高座底座渗油，一般缺陷）。
d、2009年9月15日，主变压器本体端子箱电流端子排烧坏（重缺陷），当天更换端子排后恢复正常，电流回路检查正常。
e、2010年7月9日，*2冷却器接触器接触不良，更换继电器一个。
f、2010年7月13日，主变油位异常报警，现场实施带电放油，油位从10放油至8, 实时油温为65℃。
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415μL/L超注意值。三比值编码:；分析为故障性质:高温过热(﹥700℃)；
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。
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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:；分析故障性质为:高温过热(﹥700℃)；
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；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，重点检查调压开关的连接线；有无过热痕迹、引线连接处又无过热痕迹。
第二步对该变压器的磁路检查
铁芯检查
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。
漏磁检查
停电前对改变压器进行全位红外精确测温，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：对该主变进行全位红外精确测温，油糠醛、油金属离子及腐蚀性硫试验
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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。。
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.
二、人员组织及分工
项目负责人：秋平 技术负责人：罗能雄、力争
现场总负责人： 肖 勇 工作负责人： 柳 柏
起重负责人： 自强 试验负责人： 熊 云
现场质检员： 毅平 油化负责人： 哲文
现场安全员： 长林 现场消防员： 树林
工具材料员： 余 帆 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 5人
技术监督分局油化班 2人
对外有关联系工作由罗能雄负责
三、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十一天有效工作时间，故申请停电检修时间为十一天。
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1、检修项目时间分配表
时间
序列
主 要 检 修 项 目
第
一
天
拆除主变三侧的外引接线，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
依次拆卸吊下高压套管、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
第
二
天
拆除钟罩螺栓后吊开钟罩
检查处理过热故障
更换大盖密封胶垫后扣上钟罩 ，拧紧钟罩螺栓
拆除和装复调压开关（试验合格