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摘要：变电站大修工程项目涉及的部门多，人员的素质参差不齐，施工现场有带电设备，作业环境及施工进度受诸多因素的影响，安全管理难度大，必须对工程施工的全过程进行有效的监控。对110千伏变电站的主变大修方案进行了探讨。
关键词：主变；大修；方案；分析
作者简介：陈勇（1978-），男，山东潍坊人，广东威恒输变电工程有限公司粤东分公司经理，工程师。（广东 佛山 528000）高云（1973-），男，山西岚县人，山西省吕梁供电分公司岚县支公司副经理，工程师。（山西 岚县 033500）
中图分类号：TM63 文献标识码：A 文章编号：1007-0079（2011）18-0106-03
变电站大修工程项目的实施要比新建电力工程项目复杂和危险许多，由于涉及的部门多，人员的素质参差不齐，施工现场周围又有带电设备，作业环境及施工进度受诸多因素的影响，安全管理难度大，要想安全高效、保质、顺利地完成主变大修的施工任务，就必须对工程施工的全过程进行有效的监控。笔者对于110千伏变电站的主变大修方案有着自己的见解，在此与大家探讨。
一、工程概况
某站主变投入至今已15年，主变已出现严重缺陷（储油柜、升高座CT套管、瓦斯继电器、压力释放阀、油箱等）存在多处渗油。另外冷却系统散热效果差，造成夏季温升过高，其部件属于淘汰产品。为此，决定对该站主变大修及冷却系统改造。
二、主变大修改造后技术参数及经济效益
1.主要技术参数
型号：SFZ7—50000/110
冷却方式：ONAN
油重量：26.2T
总重量：89.1T
2.经济效益
（1）取消吹风装置，减少辅机损耗19.8kW。（2）改成自然油循环后，噪声明显下降。变压器在满容量运行条件下温升符合国家标准规定，即绕组温升65K，油顶层温升55K。（3）采用自然油循环方式，取消风机电源和风机故障信号，可以简化站用电源。在站用电源失电的情况下，变压器仍然可以安全运行，这样提高了运行质量，减少了维护，做到无人值守。（4）由于老式散热器和吹风装置存在以上不足，而采用新式片式散热器自然油循环冷却方式，彻底解决了散热效率低变压器温升高的问题。温升在允许范围内，不仅使变压器更加安全可靠运行，而且还便于维护，提高了经济效益。如果更换一台新变压器需要大量的资金，改造一台变压器可节省部分资金。（5）储油柜改造后解决了变压器油与日照接触，及由于密封先天性缺陷引发空气侵入造成的渗油。（6）压力释放阀改造后，微动开关防雨、防潮性能增强，避免造成开关误动。解决压力释放阀检修不需放油问题。（7）升高座CT出线盒改造后，CT变比抽头全部引出。如改变变比抽头时，不需要变压器放油。方便二次接线，彻底解决CT瓷件渗油问题。
三、具体工序技术措施
1.施工前的准备工作
清除施工现场障碍物品。按要求合理摆放好机械设备（如滤油机、真空泵、油罐、附件、吊车、散热排等）。现场机械设备摆放示意图如图1所示。
2.取油样试验
施工前取变压器内部油分别做色谱、微水、耐压及介损试验。并将所做试验结果做好记录，以备变压器大修改造后做试验对比。
3.检修前试验
测量绕组的绝缘电阻、吸收比和极化指数，测量绕组连同套管的泄漏电流，测量绕组连同套管的介质损，测量铁芯夹件、引出线对地绝缘电阻。以上试验经变电部质量负责人和施工负责人与厂方共同认定记录后，方可进行下一步工作。
4.拆开变压器三侧导线
将变压器两侧以及中性点的连接导线拆开，接地部分应有效接地，并将控制电源、风机电源开关拉开。根据现场吊钟罩实际情况，解开相应二次导线，并做好标记。整理整齐，等待回装。
5.施工设备就位调试
将大修所用的机具和设备工具材料摆放好。准备好施工电源，搭设临时防雨棚及临时照明设施。清洗所有滤油设备、装油容器、滤油管路。联结相关电源，调试相关设备，需要干燥的材料应预先干燥，依据材料等级制定干燥温度和时间。现场应严禁吸烟，并有足够的灭火器材。所有滤油设备要有效接地，电器开关应有地线。
6.变压器放油、滤油
放油前应先清洗油罐，并认真检查清洗后油罐确认合格后方可排油。在空气相对湿度不超过75%时开始放油（超过规定时应采取相对措施），排到油罐的变压器油要经过真空滤油机过滤后才能重新注入变压器内，防止油罐密封进水等原因造成油的污染。
7.拆变压器附件
拆卸110kV侧绕组和中性点套管时，吊绳要钩紧套管中间法兰的四只吊环。上部要用绳子绑扎牢固，吊车钓钩或吊臂处应挂小滑轮。用φ8mm尼龙绳与110kV引线导杆相连，用以配合吊车起落引线。套管吊出放下时，注意着落点，防止瓷件损坏，防止引线根部折断。拆卸套管接线端子时，注意保护好瓷伞，导杆头定位销要保管好，引线与套管不分离时，不能拔套管。
拆卸储油柜必须用四根吊绳吊紧储油柜，确认无误后方可拆卸储油柜柜脚螺栓和与瓦斯继电器联结阀门螺栓。
拆卸低压引线时用开口扳手拧螺栓，扳手要用布带扎紧，以防掉入变压器油箱内。拧引线螺栓时，要防止螺母或螺杆掉进油箱内。
8.改制冷却系统
按图纸尺寸分别在高、低压两侧配焊散热器管路支架，同时预焊所有散热器与变压器上、下节油箱需要对接的管路。应测量好尺寸，做好标记。保证片式散热器安装后密封面平整，防止渗油。
在保证散热器安装横平竖直及确定散热器油管路与变压器位置连接后，再将所有管路打好标记。然后全部拆卸，准备吊罩开孔。
将上节油箱吊起放在适当位置，按照油管路与油箱的实际位置标记开孔。按图纸要求高压侧上部和下部分别开φ150孔6个，低压侧上部和下部分别开φ150孔5个，同时在每个开孔处配焊相应的管接头和法兰。
将下节油箱导油槽的所有盖板打开，清理内部残油。在高、低压侧油箱开孔时，要将准备开孔位置用石棉布在＜400mm范围内设防火、防焊渣隔断，然后分别采用电焊开孔。当电焊施焊油箱钢板厚度超过2/3时，再采用气焊施割，所有施焊面都应打磨后再配焊管路和法兰，所有管路配好后要全面清理油箱和各个导油槽。
9.改制储油柜及升高座
按图纸要求，配焊储油柜柜角。当储油柜的柜角确定后，用吊车将储油柜吊起，并落在储油柜的柜角上。此时吊车应吊住吊绳，防止柜角偏斜。同时设专人检查新储油柜前后、左右，对各带电体之间的空气距离及主导气管与集气盒中心线是否对直。在确认符合要求后，再对储油柜下部的四个定位角钢进行配焊。配焊后要清除焊渣，并打磨、刷漆，最后将储油柜拧紧。
在保证主导气管与储油柜集气盒成一直线后，再安装新型瓦斯继电器及瓦斯继电器软连接等附件。安装时注意瓦斯箭头所指方向及连接法兰的密封，防止渗油发生。
按图纸要求，分别将高压、中压及各相中性点升高座CT按顺序逐个吊出，并摆放好。防止与其他物体相碰，同时对各相CT进行检查，做好标记待回装。
将被改制的升高座进行开孔并施焊，新型CT出线管的焊接法兰要保证中心距离，防止偏斜。焊后要清理焊渣及氧化皮，用钢刷和砂轮打磨。要清除一切尖角、毛刺。配钻CT引出线时，要用苫布将整个CT围挡，防止CT损伤，保证CT的清洁度。
10.更換新型蝶阀
将老式φ150、φ80、φ40蝶阀及相关的闸阀取消，检查所有阀门、法兰、密封面是否平整、清洁，同时再次检查新型蝶阀是否存在运输造成的损伤。在确认新型蝶阀外观质量全面完好后，再将新型蝶阀与法兰连接，并将位置放正。同时按对角均匀紧固蝶阀螺母，保证密封垫受力均匀，防止渗油发生。
11.吊变压器钟罩
拆下器身上部与油箱连接的部位，并把拆下的器身定位保管好。（如压钉、压钉碗或垫块等）
拆下铁芯接地和夹件接地套管，并将拆下的压盖封环螺杆等零件保管好。
拆卸110kV绕组套管和中性点套管，低压10kV套管，主变本体铁芯、夹件接地套管。
所有拆下的附件应按顺序摆放整齐、平稳、易损件要有防护措施或用苫布盖好，等待回装。
确认变压器上节油箱与内部器身无任何连接后才能试吊。钢丝绳必须挂在主吊拌上，吊索与垂线的夹角不应大于60°。四周安排监视人员，防止碰伤内部引线或箱壁上的磁屏蔽。钢丝绳应有足够的安全系数，箱体四周应设拉绳。要有专人扶引，防止起吊后油箱摆动。起吊前指挥人员应向吊车司机交底，并规定好联络手势。全体人员听从一人指挥，注意起重臂伸张的角度。回转范围与临近带电设备的安全距离，并设专人监护。
将上节油箱放到平稳处，按要求对φ150法兰、φ40法兰进行开孔，并对原有的2个φ80管接头进行切割，切割后用相应的钢板补焊并磨平。
12.器身内部检查
器身内部检查部位及大修检查项目引用标准按DL/T573-95简要内容如下：可见部位的固体绝缘；裸金属零件的连接；裸金属载流部位的连接；带电体之间，带电体对地纯油距和爬距；冷却导油系统；磁路；检查器身整体清洁度；器身内部经过检查处理确认合格后，应再次测量铁芯对夹件、铁芯对油箱、夹件对油箱的绝缘电阻。
13.更换密封垫、蝶阀、测量仪表
取消上、下节油箱老化密封垫，更换新的密封垫。对上、下节油箱的放油塞、闸阀、蝶阀等处的密封垫必须要在注油前全部更换好，并保证更换后的质量。对上节油箱的各种放气塞、各种温度计座、各种套管放气塞等处的密封垫必须要在抽空前更换好。
14.清洗油箱及器身
用抹布、面粉分别对上节和下节油箱进行清理。特别是清理开孔处及切割处部位，对所有施焊过的部位（含各种管路储油柜等），都必须用面粉彻底清扫，经甲、乙双方验收合格后，再涂底漆。器身经内部检查合格后，用合格的变压器油从上到下进行冲洗。
15.扣变压器钟罩
扣钟罩前应由验收组验收鉴定，要有记录验收合格后，方可进行回装。扣钟罩时应缓慢下落，防止油箱摆动，保证对器身的距离。对10kV、110kV等引线要求事先选择在适当位置上摆放，防止扣罩后引线拿不出来。将变压器油箱上节、下节和箱沿用干净抹布擦干净后，再将油箱密封胶垫摆放好。注意放正箱沿胶垫，保证搭接尺寸和密封质量。
16.回装变压器附件
要先安装影响抽真空的附件，确保在规定的时间内抽上真空。用吊绳依次吊装散热器注意着落点，防止碰伤其他附件。检查好对套管等各部位的空气距离。安装储油柜同时检查新储油柜对套管等部位的空气距离。按工艺要求将110kV套管绑扎好，注意安装角度、安装尺寸，同时观察引线梢尖长度是否进入套管均压球，并检查均压球所处位置是否符合要求，防止放电。在满足上述要求后，再将套管顶部引线所需长度做好标记，然后方可剪断引线。注意保留引线与套管导杆头的连接裕度。恢复二次接线，二次回路检查、升流、保护传动。
17.有载开关检修
有载开关放油。打开有载开关储油柜放气塞，将有载开关油室的油全部抽出。
拆卸有载开关附件：先将有载开关调到额定分接位置，然后再按下列步骤拆卸；将有载开关顶部R、Q、S三根弯管法兰拆开；拆开有载开关水平轴和垂直轴；拆开有载开关顶部头盖；拆卸有载开关位置指示盘，注意指示盘所在位置的标记；拆卸切换开关支撑板的螺丝，注意切换开关箭头所在位置。选用适当的吊绳将切换开关缓慢吊起。起吊时一定要缓慢、平稳，防止碰伤切换开关过渡电阻。切换开关吊出后，应放在平坦清洁的地方，以待检修。
拆下有载开关吸油管，并妥善保管。所有拆下的螺栓、螺母及配件都要妥善地保管好，以待回装。
切换开关检修及清洗：切换开关检修前要记住切换的实际位置，记录弹簧储能机构释放杆的位置。测量每个过渡电阻的阻值，这些阻值按次序为0.3……30欧姆。过渡电阻是在切换开关扇形组敞开一侧上部和下部的定主弧触头和定过渡触头之间测量。这时要用扳手把切换开关拨转到中间位置，再进行测量。
测量值与铭牌上的标称值相比较，允许有±10%以内的偏差。检修定触头弧形板，要按顺序在一个切换开关扇形组上完成之后再进行下一个扇形组。拆卸弧形板时，切换开关必须置于中间位置。在此位置上，每个切换开关扇形组的过渡触头都是闭合的。用扳手释放弹簧储能机构并转动驱动轴，使上紧滑板和释放滑板都达到中间的稳定位置。主弧触头和过渡触头的磨损检查。单个触头最大磨损允许为4mm，如果超过此数值必须更换触头。主弧触头和过渡触头接触层厚度相差最大允许2.5～2.6mm。如果超过此数值必须更换触头。检查主弧触头和过渡触头的编织线。用新变压器油分别彻底冲洗储油柜、开关油室、开关吸油管内外表面、定触头弧形板、过渡电阻扇形组、切换开关的储能机构及所有绝缘配件、金属配件。（冲洗时必须认真细致地由上至下逐步冲洗）冲洗后必须再次认真检查是否有残留渣物等。在确认无误后，方可重新装配。
更换密封垫、回装切换开关：更换所有拆下的有载开关的密封垫。回装切换开关的程序与拆卸切换开关的程序相反。
回装有载开关附件：连接储油柜通向有载开关瓦斯继电器的管路，连接有载开关注油管路及放油管路，连接水平轴及垂直轴；连接储油柜呼吸管及进油管，同时检查所有阀门密封。
注油及有载开关调试：将过滤合格的变压器新油以5t/h的油速通过滤油机向有载开关内注油，此时必须打开开关头盖顶部放气塞及通向储油柜的油管路阀门，防止注油压力过大造成开关损坏。当有载开关内部注满油后，注意观察储油柜的油位指示。当油位符合标准时，停止注油。开关调试。首先在额定分接校核正反两个方向切换开关打响后的圈数是否对称。如果不对称，则将垂直轴的一端松开进行调整，（MA7电动机构）小于一圈，（MA9电动机构）小于3.75圈。手动检查N-1和1-N两端机械限位，同时注意观察电器限位声响。如果出现限位超前或滞后，需要进行调整。在确认机械限位和电器限位符合要求后，再进行电动操作
18.抽真空注油、补油
附件安装后，可以在箱盖上φ80蝶阀或瓦斯三通处连接抽空管路，启动真空泵，逐级提高真空度至80kPa。在此状态下，继续抽空4小时（真空泵应设专人负责并注意观察油箱变形，主体密封漏气等问题）。
在80kpa真空状态下，每小时不超过5T油流速度开始注入合格变压器油（注油前应对油质进行化验并有报告、油标准为耐压≥50kV、介损90℃≤0.5%、微水≤15ppm）。
油注至距离主体顶部200mm处时停止注油，并抽空6小时。
补油：将滤油机滤油管路连接到储油柜注油管上，打开所有放气塞拆开吸湿器开始补油。使每个放气塞都有油溢出为止，检查储油柜胶囊呼吸是否正常。观察注油情况，排净气体对主体进行压油，最后调整油位线。
19.静放及整体密封试验
变压器安装完毕注油后，应进行24小时静放。在此期间对变压器整体的密封性能检查，采用静油柱压力法，110kV变压器油柱高度3m，静压时间24小时，或采用充油加压法，加油压0.035MPa，时间为12h，应无渗漏和损伤。
20.验收、试验
按大修规定做相应的试验项目：测量绕组的绝缘电阻和吸收比和极化指数；测量绕组连同套管的泄漏电流；测量绕组连同套管的介质损；冷却装置的检查和试验；本体和套管中变压器油的试验；测量直流电阻及分接头的电压比；测量铁芯夹件、引出线对地绝缘电阻；绕组连接套管一起的交流耐压试验；有载开关动作顺序试验；有载开关波形试验；绕组变形试验。
四、结束语
本次主变大修更换了新的有载分接开关，解决了有载密封问题，排除了套管中部渗油，拆除了散热器底部阀门，用堵板密封使渗油得到了解决，采用真空滤油脱气，呼吸器和呼湿器更换硅胶，减缓了老化速度，更换了套管的密封件，解决了由于胶件老化引起的渗漏问題。
参考文献：
[1]电力变压器检修导则DL/573-1995[Z].
[2]电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB 50150-2006[Z].
[3]电力设备预防性试验规程Q/CSG 1 0007-2004[Z].
（责任编辑：麻剑飞）
关键词：主变；大修；方案；分析
作者简介：陈勇（1978-），男，山东潍坊人，广东威恒输变电工程有限公司粤东分公司经理，工程师。（广东 佛山 528000）高云（1973-），男，山西岚县人，山西省吕梁供电分公司岚县支公司副经理，工程师。（山西 岚县 033500）
中图分类号：TM63 文献标识码：A 文章编号：1007-0079（2011）18-0106-03
变电站大修工程项目的实施要比新建电力工程项目复杂和危险许多，由于涉及的部门多，人员的素质参差不齐，施工现场周围又有带电设备，作业环境及施工进度受诸多因素的影响，安全管理难度大，要想安全高效、保质、顺利地完成主变大修的施工任务，就必须对工程施工的全过程进行有效的监控。笔者对于110千伏变电站的主变大修方案有着自己的见解，在此与大家探讨。
一、工程概况
某站主变投入至今已15年，主变已出现严重缺陷（储油柜、升高座CT套管、瓦斯继电器、压力释放阀、油箱等）存在多处渗油。另外冷却系统散热效果差，造成夏季温升过高，其部件属于淘汰产品。为此，决定对该站主变大修及冷却系统改造。
二、主变大修改造后技术参数及经济效益
1.主要技术参数
型号：SFZ7—50000/110
冷却方式：ONAN
油重量：26.2T
总重量：89.1T
2.经济效益
（1）取消吹风装置，减少辅机损耗19.8kW。（2）改成自然油循环后，噪声明显下降。变压器在满容量运行条件下温升符合国家标准规定，即绕组温升65K，油顶层温升55K。（3）采用自然油循环方式，取消风机电源和风机故障信号，可以简化站用电源。在站用电源失电的情况下，变压器仍然可以安全运行，这样提高了运行质量，减少了维护，做到无人值守。（4）由于老式散热器和吹风装置存在以上不足，而采用新式片式散热器自然油循环冷却方式，彻底解决了散热效率低变压器温升高的问题。温升在允许范围内，不仅使变压器更加安全可靠运行，而且还便于维护，提高了经济效益。如果更换一台新变压器需要大量的资金，改造一台变压器可节省部分资金。（5）储油柜改造后解决了变压器油与日照接触，及由于密封先天性缺陷引发空气侵入造成的渗油。（6）压力释放阀改造后，微动开关防雨、防潮性能增强，避免造成开关误动。解决压力释放阀检修不需放油问题。（7）升高座CT出线盒改造后，CT变比抽头全部引出。如改变变比抽头时，不需要变压器放油。方便二次接线，彻底解决CT瓷件渗油问题。
三、具体工序技术措施
1.施工前的准备工作
清除施工现场障碍物品。按要求合理摆放好机械设备（如滤油机、真空泵、油罐、附件、吊车、散热排等）。现场机械设备摆放示意图如图1所示。
2.取油样试验
施工前取变压器内部油分别做色谱、微水、耐压及介损试验。并将所做试验结果做好记录，以备变压器大修改造后做试验对比。
3.检修前试验
测量绕组的绝缘电阻、吸收比和极化指数，测量绕组连同套管的泄漏电流，测量绕组连同套管的介质损，测量铁芯夹件、引出线对地绝缘电阻。以上试验经变电部质量负责人和施工负责人与厂方共同认定记录后，方可进行下一步工作。
4.拆开变压器三侧导线
将变压器两侧以及中性点的连接导线拆开，接地部分应有效接地，并将控制电源、风机电源开关拉开。根据现场吊钟罩实际情况，解开相应二次导线，并做好标记。整理整齐，等待回装。
5.施工设备就位调试
将大修所用的机具和设备工具材料摆放好。准备好施工电源，搭设临时防雨棚及临时照明设施。清洗所有滤油设备、装油容器、滤油管路。联结相关电源，调试相关设备，需要干燥的材料应预先干燥，依据材料等级制定干燥温度和时间。现场应严禁吸烟，并有足够的灭火器材。所有滤油设备要有效接地，电器开关应有地线。
6.变压器放油、滤油
放油前应先清洗油罐，并认真检查清洗后油罐确认合格后方可排油。在空气相对湿度不超过75%时开始放油（超过规定时应采取相对措施），排到油罐的变压器油要经过真空滤油机过滤后才能重新注入变压器内，防止油罐密封进水等原因造成油的污染。
7.拆变压器附件
拆卸110kV侧绕组和中性点套管时，吊绳要钩紧套管中间法兰的四只吊环。上部要用绳子绑扎牢固，吊车钓钩或吊臂处应挂小滑轮。用φ8mm尼龙绳与110kV引线导杆相连，用以配合吊车起落引线。套管吊出放下时，注意着落点，防止瓷件损坏，防止引线根部折断。拆卸套管接线端子时，注意保护好瓷伞，导杆头定位销要保管好，引线与套管不分离时，不能拔套管。
拆卸储油柜必须用四根吊绳吊紧储油柜，确认无误后方可拆卸储油柜柜脚螺栓和与瓦斯继电器联结阀门螺栓。
拆卸低压引线时用开口扳手拧螺栓，扳手要用布带扎紧，以防掉入变压器油箱内。拧引线螺栓时，要防止螺母或螺杆掉进油箱内。
8.改制冷却系统
按图纸尺寸分别在高、低压两侧配焊散热器管路支架，同时预焊所有散热器与变压器上、下节油箱需要对接的管路。应测量好尺寸，做好标记。保证片式散热器安装后密封面平整，防止渗油。
在保证散热器安装横平竖直及确定散热器油管路与变压器位置连接后，再将所有管路打好标记。然后全部拆卸，准备吊罩开孔。
将上节油箱吊起放在适当位置，按照油管路与油箱的实际位置标记开孔。按图纸要求高压侧上部和下部分别开φ150孔6个，低压侧上部和下部分别开φ150孔5个，同时在每个开孔处配焊相应的管接头和法兰。
将下节油箱导油槽的所有盖板打开，清理内部残油。在高、低压侧油箱开孔时，要将准备开孔位置用石棉布在＜400mm范围内设防火、防焊渣隔断，然后分别采用电焊开孔。当电焊施焊油箱钢板厚度超过2/3时，再采用气焊施割，所有施焊面都应打磨后再配焊管路和法兰，所有管路配好后要全面清理油箱和各个导油槽。
9.改制储油柜及升高座
按图纸要求，配焊储油柜柜角。当储油柜的柜角确定后，用吊车将储油柜吊起，并落在储油柜的柜角上。此时吊车应吊住吊绳，防止柜角偏斜。同时设专人检查新储油柜前后、左右，对各带电体之间的空气距离及主导气管与集气盒中心线是否对直。在确认符合要求后，再对储油柜下部的四个定位角钢进行配焊。配焊后要清除焊渣，并打磨、刷漆，最后将储油柜拧紧。
在保证主导气管与储油柜集气盒成一直线后，再安装新型瓦斯继电器及瓦斯继电器软连接等附件。安装时注意瓦斯箭头所指方向及连接法兰的密封，防止渗油发生。
按图纸要求，分别将高压、中压及各相中性点升高座CT按顺序逐个吊出，并摆放好。防止与其他物体相碰，同时对各相CT进行检查，做好标记待回装。
将被改制的升高座进行开孔并施焊，新型CT出线管的焊接法兰要保证中心距离，防止偏斜。焊后要清理焊渣及氧化皮，用钢刷和砂轮打磨。要清除一切尖角、毛刺。配钻CT引出线时，要用苫布将整个CT围挡，防止CT损伤，保证CT的清洁度。
10.更換新型蝶阀
将老式φ150、φ80、φ40蝶阀及相关的闸阀取消，检查所有阀门、法兰、密封面是否平整、清洁，同时再次检查新型蝶阀是否存在运输造成的损伤。在确认新型蝶阀外观质量全面完好后，再将新型蝶阀与法兰连接，并将位置放正。同时按对角均匀紧固蝶阀螺母，保证密封垫受力均匀，防止渗油发生。
11.吊变压器钟罩
拆下器身上部与油箱连接的部位，并把拆下的器身定位保管好。（如压钉、压钉碗或垫块等）
拆下铁芯接地和夹件接地套管，并将拆下的压盖封环螺杆等零件保管好。
拆卸110kV绕组套管和中性点套管，低压10kV套管，主变本体铁芯、夹件接地套管。
所有拆下的附件应按顺序摆放整齐、平稳、易损件要有防护措施或用苫布盖好，等待回装。
确认变压器上节油箱与内部器身无任何连接后才能试吊。钢丝绳必须挂在主吊拌上，吊索与垂线的夹角不应大于60°。四周安排监视人员，防止碰伤内部引线或箱壁上的磁屏蔽。钢丝绳应有足够的安全系数，箱体四周应设拉绳。要有专人扶引，防止起吊后油箱摆动。起吊前指挥人员应向吊车司机交底，并规定好联络手势。全体人员听从一人指挥，注意起重臂伸张的角度。回转范围与临近带电设备的安全距离，并设专人监护。
将上节油箱放到平稳处，按要求对φ150法兰、φ40法兰进行开孔，并对原有的2个φ80管接头进行切割，切割后用相应的钢板补焊并磨平。
12.器身内部检查
器身内部检查部位及大修检查项目引用标准按DL/T573-95简要内容如下：可见部位的固体绝缘；裸金属零件的连接；裸金属载流部位的连接；带电体之间，带电体对地纯油距和爬距；冷却导油系统；磁路；检查器身整体清洁度；器身内部经过检查处理确认合格后，应再次测量铁芯对夹件、铁芯对油箱、夹件对油箱的绝缘电阻。
13.更换密封垫、蝶阀、测量仪表
取消上、下节油箱老化密封垫，更换新的密封垫。对上、下节油箱的放油塞、闸阀、蝶阀等处的密封垫必须要在注油前全部更换好，并保证更换后的质量。对上节油箱的各种放气塞、各种温度计座、各种套管放气塞等处的密封垫必须要在抽空前更换好。
14.清洗油箱及器身
用抹布、面粉分别对上节和下节油箱进行清理。特别是清理开孔处及切割处部位，对所有施焊过的部位（含各种管路储油柜等），都必须用面粉彻底清扫，经甲、乙双方验收合格后，再涂底漆。器身经内部检查合格后，用合格的变压器油从上到下进行冲洗。
15.扣变压器钟罩
扣钟罩前应由验收组验收鉴定，要有记录验收合格后，方可进行回装。扣钟罩时应缓慢下落，防止油箱摆动，保证对器身的距离。对10kV、110kV等引线要求事先选择在适当位置上摆放，防止扣罩后引线拿不出来。将变压器油箱上节、下节和箱沿用干净抹布擦干净后，再将油箱密封胶垫摆放好。注意放正箱沿胶垫，保证搭接尺寸和密封质量。
16.回装变压器附件
要先安装影响抽真空的附件，确保在规定的时间内抽上真空。用吊绳依次吊装散热器注意着落点，防止碰伤其他附件。检查好对套管等各部位的空气距离。安装储油柜同时检查新储油柜对套管等部位的空气距离。按工艺要求将110kV套管绑扎好，注意安装角度、安装尺寸，同时观察引线梢尖长度是否进入套管均压球，并检查均压球所处位置是否符合要求，防止放电。在满足上述要求后，再将套管顶部引线所需长度做好标记，然后方可剪断引线。注意保留引线与套管导杆头的连接裕度。恢复二次接线，二次回路检查、升流、保护传动。
17.有载开关检修
有载开关放油。打开有载开关储油柜放气塞，将有载开关油室的油全部抽出。
拆卸有载开关附件：先将有载开关调到额定分接位置，然后再按下列步骤拆卸；将有载开关顶部R、Q、S三根弯管法兰拆开；拆开有载开关水平轴和垂直轴；拆开有载开关顶部头盖；拆卸有载开关位置指示盘，注意指示盘所在位置的标记；拆卸切换开关支撑板的螺丝，注意切换开关箭头所在位置。选用适当的吊绳将切换开关缓慢吊起。起吊时一定要缓慢、平稳，防止碰伤切换开关过渡电阻。切换开关吊出后，应放在平坦清洁的地方，以待检修。
拆下有载开关吸油管，并妥善保管。所有拆下的螺栓、螺母及配件都要妥善地保管好，以待回装。
切换开关检修及清洗：切换开关检修前要记住切换的实际位置，记录弹簧储能机构释放杆的位置。测量每个过渡电阻的阻值，这些阻值按次序为0.3……30欧姆。过渡电阻是在切换开关扇形组敞开一侧上部和下部的定主弧触头和定过渡触头之间测量。这时要用扳手把切换开关拨转到中间位置，再进行测量。
测量值与铭牌上的标称值相比较，允许有±10%以内的偏差。检修定触头弧形板，要按顺序在一个切换开关扇形组上完成之后再进行下一个扇形组。拆卸弧形板时，切换开关必须置于中间位置。在此位置上，每个切换开关扇形组的过渡触头都是闭合的。用扳手释放弹簧储能机构并转动驱动轴，使上紧滑板和释放滑板都达到中间的稳定位置。主弧触头和过渡触头的磨损检查。单个触头最大磨损允许为4mm，如果超过此数值必须更换触头。主弧触头和过渡触头接触层厚度相差最大允许2.5～2.6mm。如果超过此数值必须更换触头。检查主弧触头和过渡触头的编织线。用新变压器油分别彻底冲洗储油柜、开关油室、开关吸油管内外表面、定触头弧形板、过渡电阻扇形组、切换开关的储能机构及所有绝缘配件、金属配件。（冲洗时必须认真细致地由上至下逐步冲洗）冲洗后必须再次认真检查是否有残留渣物等。在确认无误后，方可重新装配。
更换密封垫、回装切换开关：更换所有拆下的有载开关的密封垫。回装切换开关的程序与拆卸切换开关的程序相反。
回装有载开关附件：连接储油柜通向有载开关瓦斯继电器的管路，连接有载开关注油管路及放油管路，连接水平轴及垂直轴；连接储油柜呼吸管及进油管，同时检查所有阀门密封。
注油及有载开关调试：将过滤合格的变压器新油以5t/h的油速通过滤油机向有载开关内注油，此时必须打开开关头盖顶部放气塞及通向储油柜的油管路阀门，防止注油压力过大造成开关损坏。当有载开关内部注满油后，注意观察储油柜的油位指示。当油位符合标准时，停止注油。开关调试。首先在额定分接校核正反两个方向切换开关打响后的圈数是否对称。如果不对称，则将垂直轴的一端松开进行调整，（MA7电动机构）小于一圈，（MA9电动机构）小于3.75圈。手动检查N-1和1-N两端机械限位，同时注意观察电器限位声响。如果出现限位超前或滞后，需要进行调整。在确认机械限位和电器限位符合要求后，再进行电动操作
18.抽真空注油、补油
附件安装后，可以在箱盖上φ80蝶阀或瓦斯三通处连接抽空管路，启动真空泵，逐级提高真空度至80kPa。在此状态下，继续抽空4小时（真空泵应设专人负责并注意观察油箱变形，主体密封漏气等问题）。
在80kpa真空状态下，每小时不超过5T油流速度开始注入合格变压器油（注油前应对油质进行化验并有报告、油标准为耐压≥50kV、介损90℃≤0.5%、微水≤15ppm）。
油注至距离主体顶部200mm处时停止注油，并抽空6小时。
补油：将滤油机滤油管路连接到储油柜注油管上，打开所有放气塞拆开吸湿器开始补油。使每个放气塞都有油溢出为止，检查储油柜胶囊呼吸是否正常。观察注油情况，排净气体对主体进行压油，最后调整油位线。
19.静放及整体密封试验
变压器安装完毕注油后，应进行24小时静放。在此期间对变压器整体的密封性能检查，采用静油柱压力法，110kV变压器油柱高度3m，静压时间24小时，或采用充油加压法，加油压0.035MPa，时间为12h，应无渗漏和损伤。
20.验收、试验
按大修规定做相应的试验项目：测量绕组的绝缘电阻和吸收比和极化指数；测量绕组连同套管的泄漏电流；测量绕组连同套管的介质损；冷却装置的检查和试验；本体和套管中变压器油的试验；测量直流电阻及分接头的电压比；测量铁芯夹件、引出线对地绝缘电阻；绕组连接套管一起的交流耐压试验；有载开关动作顺序试验；有载开关波形试验；绕组变形试验。
四、结束语
本次主变大修更换了新的有载分接开关，解决了有载密封问题，排除了套管中部渗油，拆除了散热器底部阀门，用堵板密封使渗油得到了解决，采用真空滤油脱气，呼吸器和呼湿器更换硅胶，减缓了老化速度，更换了套管的密封件，解决了由于胶件老化引起的渗漏问題。
参考文献：
[1]电力变压器检修导则DL/573-1995[Z].
[2]电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB 50150-2006[Z].
[3]电力设备预防性试验规程Q/CSG 1 0007-2004[Z].
（责任编辑：麻剑飞）