#2主变套管更换技术要求
一、工作内容：
本项工作主要内容为#2主变C相套管更换，外委工作量见下表
序号工作内容备注
1.变压器放油
2.原套管拆除
3.新套管安装
4.变压器抽真空
5.变压器油真空滤油
6.变压器真空注油
说明：
1、变压器新套管运输至工作现场由甲方负责。
2、变压器油色谱、微水试验由甲方负责。
3、起吊设备、注油设备、滤油设备、油罐、试验
设备等与工程相关工器具，均由乙方负责。
4、现场所需脚手架，由甲方提供。
5、消耗材料由乙方提供，套管由甲方提供。
6、拆装套管所涉及的胶垫由乙方提供，须为原厂
胶垫。
二、施工技术要求：
1、乙方应至少提前一天入厂，办理安健环相关手续并准备好起调设备、储油罐、滤油设备、注油设备、试验设备，并置于甲方现场；
2、作业前，乙方应提供套管更换作业程序文件、施工组织措施并经甲方认可、签证；
3、起吊、指挥人员应具备吊装作业资质，具有变电安装工作的吊装作业经验；
4、滤油、储油设备要清洁，避免油质污染、受潮；
5、套管拆除、安装等，应符合下列规范：
1）天威保变（保定）变压器有限公司施工图纸和安装手册；
2）国家电网公司企业标准Q/GDW665-2011《国家电网公司电力建设安全工作规程》（变电站就分）；
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》4）GB50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》
5）华北电网公司企业标准Q/HBW14701—2008《电力设备交接和预防性试验规程》
7、在拆卸各个部件时，要做好明确标记，以便于安装。
8、拆装变压器箱体内引缆接线时,做好螺丝等拆装件及所使用工器具防脱落措施,避免掉进变压器内部。
9、组装完后，应检查各部位的截门开闭状态，防止遗漏，并对套管、上部孔盖、冷却器等上部放气孔进行多次排气，直到无气体冒出为止，并重新密封好放气孔。
三、施工安全要求：
1.高空作业，做好各种安全防护措施。
2.起吊套管时，掌握好平衡，防止损坏套管。
3.起重作业，由专人统一指挥，防止损伤套管。
4.更换工作选择晴好天气进行，防止变压器进入雨水和潮气。
5.上下传递物品用传递绳和工具袋，严禁上下抛掷物品。
6.在起重过程中，起重臂下及附近严禁站人，防止发生意外伤及人身。
7.严格执行工作票制度，对所做安全措施仔细检查核对。
8.现场施工过程中，由于吊装车辆及施工设备使用造成的电缆沟、草皮等环境损伤，完工后乙方应负责恢复。
四、空白分项报价表（乙方填报）
序号项目名称数量单价总价备注
1变压器升高座放油1台
2拆卸高压套管1台
3安装高压套管1台
4真空滤油机组滤油1套
5变压器抽真空1台
6变压器真空注油1台
7设备往/返运费2次
8本次更换所需要胶垫1套
9.......(乙方补充）
五、验收
按实际完成项目验收，商务结算以实际项目为准。
标准套管头技术要求 一、执行标准：SY/T5127-2002 二、材料：35CrMo锻件 三、材料物理机械性能： （1）C%：~ （2）Si%：~ （3）Mn%：~ （4）P%：≤ （5）S%：≤（6）Cr%：~ （7）Mo%：~ (8)断面收缩率%：≥50 （9）延伸率%（δ5）：≥14 （10）抗拉强度N/m m2：≥860 四、检测项目及要求： 1、单级套管头： （1）13 3/8″（10 3/4″、9 5/8″）×5 1/2″（7″）－35Mpa （2）13 3/8″（10 3/4″、95/8″）×5 1/2″（7″）－70Mpa
2、双级套管头： （1）13 3/8″×9 5/8″×5 1/2″（7″）-70MPa （2）13 3/8″×9 5/8″×5 1/2″（7″）-35MPa
五、套管头结构 1、单级套管头结构如图1 2、双级套管头结构如图2
六、售后服务 1、套管头安装时厂家服务人员应及时到井； 2、套管头安装应在各层固井施工完之前到井，指导井队进行套管头安装作业； 3、完井套管的切割、注塑按使用井队或固井方要求时间及时到井； 4、套管头在使用中出现问题导致事故，由厂家负应有责任，并赔偿损失； 5、套管头使用保质期为5年,保质期出现问题由厂家进行整改或更换。 七、其它要求 1、标志 产品包装上应有明显的标准，表明产品名称、商标、型号，公司名称、地址、电话，生产日期，保质期，产品执行标准编号，“怕晒”、“怕雨”等图示标志 2、标签 产品合格证上应有：检验员代号，检验合格印章，检验日期。 3、使用说明书
使用说明书应有包括：产品用途，性能简介，使用方法，涉及安全环保的注意事项。 4、包装 产品采用木质箱子包装 5、运输 运输过程中应做好防碰，防止产品有损伤、变形等情况。 6、贮存 贮存过程中应处于干燥条件下。
#2主变套管更换技术要求 一、工作内容： 本项工作主要内容为#2主变C相套管更换，外委工作量见下表 序号工作内容备注 1.变压器放油 2.原套管拆除 3.新套管安装 4.变压器抽真空 5.变压器油真空滤油 6.变压器真空注油 说明： 1、变压器新套管运输至工作现场由甲方负责。 2、变压器油色谱、微水试验由甲方负责。 3、起吊设备、注油设备、滤油设备、油罐、试验 设备等与工程相关工器具，均由乙方负责。 4、现场所需脚手架，由甲方提供。 5、消耗材料由乙方提供，套管由甲方提供。 6、拆装套管所涉及的胶垫由乙方提供，须为原厂 胶垫。 二、施工技术要求： 1、乙方应至少提前一天入厂，办理安健环相关手续并准备好起调设备、储油罐、滤油设备、注油设备、试验设备，并置于甲方现场； 2、作业前，乙方应提供套管更换作业程序文件、施工组织措施并经甲方认可、签证； 3、起吊、指挥人员应具备吊装作业资质，具有变电安装工作的吊装作业经验； 4、滤油、储油设备要清洁，避免油质污染、受潮； 5、套管拆除、安装等，应符合下列规范： 1）天威保变（保定）变压器有限公司施工图纸和安装手册； 2）国家电网公司企业标准Q/GDW665-2011《国家电网公司电力建设安全工作规程》（变电站就分）；
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》4）GB50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 5）华北电网公司企业标准Q/HBW14701—2008《电力设备交接和预防性试验规程》 7、在拆卸各个部件时，要做好明确标记，以便于安装。 8、拆装变压器箱体内引缆接线时,做好螺丝等拆装件及所使用工器具防脱落措施,避免掉进变压器内部。 9、组装完后，应检查各部位的截门开闭状态，防止遗漏，并对套管、上部孔盖、冷却器等上部放气孔进行多次排气，直到无气体冒出为止，并重新密封好放气孔。 三、施工安全要求： 1.高空作业，做好各种安全防护措施。 2.起吊套管时，掌握好平衡，防止损坏套管。 3.起重作业，由专人统一指挥，防止损伤套管。 4.更换工作选择晴好天气进行，防止变压器进入雨水和潮气。 5.上下传递物品用传递绳和工具袋，严禁上下抛掷物品。 6.在起重过程中，起重臂下及附近严禁站人，防止发生意外伤及人身。 7.严格执行工作票制度，对所做安全措施仔细检查核对。 8.现场施工过程中，由于吊装车辆及施工设备使用造成的电缆沟、草皮等环境损伤，完工后乙方应负责恢复。 四、空白分项报价表（乙方填报） 序号项目名称数量单价总价备注 1变压器升高座放油1台 2拆卸高压套管1台 3安装高压套管1台 4真空滤油机组滤油1套 5变压器抽真空1台 6变压器真空注油1台 7设备往/返运费2次
大唐漳州风力发电有限责任公司技术方案报告 题目：#2主变C相高压套管端部过热处理 编写：蒋龙鑫 初审： 审核： 审定： 批准： 2011年01 月 10 日
一、引言： 六鳌风电场#2主变型号为SZF10-55000/110；高压套管型号为BRDLW-126/630-4。高压套管为沈阳变压器一分厂生产的油浸纸电容式变压器套管。 2010年12月24日用红外热成像仪测量#2主变高压套管温度，C 相温度为83.6℃。根据DL/T 664-2008带电设备红外诊断应用规范，利用相对温差法进行分析判断： δ=（T1-T2）/（T1-T0）×100% 式中T1——发热点的温度 T2——正常相对应点温度 T0——环境参照体的温度 T1=83.6，T2=23.6，T0=14.2；计算得δ=86.4%≥80% #2主变C相高压套管过热为严重缺陷。
二、现状分析： 通过对热成像仔细分析可判断过热部位可能为导电头外表面与套管接线端子的接触面。导致导电头外表面与套管接线端子的接触面过热原因可能为：①在对#2主变C相高压套管进行预防性试验回装时螺栓未紧固到位，接触电阻大； ②在10月份鲇鱼台风期间，高压套管引线晃动，导致螺栓松动，接触电阻增大。 当高压套管端部温度达到一定值时，温度短时间内会大幅跃升，造成内外引线或接头过热烧断开路，严重时可能发生高压套管爆炸等事故，严重影响变压器安全运行。 三、解决问题的技术方案： 为解决#2主变C相高压套管过热问题，预防高压套管发生爆炸等事故，需要将#2主变停电，对C相高压套管端部进行检查处理。查清发热部位，紧固或者更换松动螺栓，更换套管密封件。 四、具体施工的技术步骤和技术要求 1、#2主变C相高压套管外观检查：密封圈是否老化破损，套管外表面有无渗油现象，外部导线接线端子和套管接线端子螺栓是否有发黑、烧灼迹象。 2、拆卸套管头部步骤：如下图，先将接线端子（1）拆下，松开螺栓
一. 13-3/8″套管头安装程序 1. 用171/2″钻头钻至设计井深，起出钻具，下入133/8″表层套管到预定位置，固井候凝。 2. 先切割20″导管，然后将上部割断的导管吊起，在与20″导管的高度差为510mm左右，划线粗割133/8″套管。 3. 吊出被割断的套管。 4. 测量导管的高度后精割，在距导管高度差为505mm左右，再精割133/8″套管，要尽可能割平。 5. 用水平尺检查133/8″套管端原水平情况，如不水平，须将高出的部位割去，直至水平为止。 6. 用气割法割出133/8″套管端面的初步坡口，再用砂轮将坡口打磨成10×30°，要求坡口无棱角且手感光滑。 7. 用砂布将套管柱外表面的密封部位 和“BT”密封圈将要经过的部位打磨光滑，检查有无沟槽（若有应去除），然后用润滑油（脂）涂抹“BT”密封圈将要经过的套管柱外表面。 8. 用大钩吊起133/8″套管头，尽可能地保持水平，检查“BT”密封圈上否安装合适及完好情况（如损坏，须更换），清洗“BT”密封圈，然后均匀地涂抹薄层润滑油（脂）。 9. 调整套管头两侧口的方位，扶正，平稳地下放套管头，注意观察，防止挤坏“BT”密封圈。 10. 套管头下放到位后，调整套管头底部支承圆底盘上的调节螺栓，
使环形钢板接触导管。 11. 焊接环形钢板和导管端面的焊缝（环形钢板是否和133/8″套管焊接由用户自己决定）。 12. 用水平尺检查133/8″套管头法兰平面的水平情况，如不水平，可调整套管头底部支承圆底盘上的调节螺栓，调整水平后，锁紧支承圆底盘上的四只锁紧螺栓。 13. 卸去套管头下部的两只堵头，并从对面180°对称的注塑接头，注入密封膏进行BT密封注塑作业，操作程序见附录。 14. 试压合格后，卸下试压泵，并将卸压帽连到试压接头上将压力卸掉。 15. 分别对称地拧入卡瓦座底部的8只M30×3.5卡瓦压紧螺栓，拧入的力矩应大于（或等于）250N·m，以保证卡瓦牙切入套管。 16. 松开支承圆底盘中的四只锁紧螺栓，调整支承圆底盘上的四只调节螺栓，以检查套管头卡瓦是否与套管卡牢（或用大钩上提5～10吨的拉力，以检查套管头卡瓦是否与套管卡牢），然后再将四只锁紧螺栓锁紧。 17. 为了保持刚性的节流，压井管汇出口管线距离地面高度不变，防止浅层气，需在133/8″套管头上安装替代四通、防喷器组、泥浆出口管。 18. 将133/8″试压塞与钻杆相连，并通过泥浆出口管、防喷器组、替代四通将试压塞送入，使其坐落在133/8″套管头台肩上。 19. 关防喷器，由钻杆泵入5000PSI（35MPa）水压，对各连接部位
陕西清水川能源股份有限公司啞題輪鶉SHAANXI QINGSHU1CHUAN ENERGY CO..LTD. 1号主变A相高压套管更换 组织、安全和技术措施 批准：______________________________ 复审：______________________________ 初审：______________________________ 编写：______________________________ 陕西清水川发电公司 二0—五年三月
1号主变A相高压套管更换组织、安全和技术措施 1、编写目的 2014年6月6日，我公司1号机组主变压器高压侧A相套管发生雨闪，经检查发现#1 主变高压侧A相高压套管油色谱乙炔超标，为彻底消除设备安全隐患，提高1号主变运行可靠性，计划于此次#1机组C级检修期间，安排对该缺陷套管进行更换。为保证整个施工项目安全、有序和高效进行，特拟定针对本施工项目的组织、安全和技术措施。 #1主变基本参数 主变高压套管基本参数 2、适用范围 适用于清水川发电公司本次#1主变A相高压套管更换工作 3、引用标准 清水川发电公司《电气一次检修规程》
常州东芝变压器有限公司《变压器安装运行保养使用说明书》 4、组织措施 4.1 组织机构 项目负责人：袁军民霍锴文现场技术指导：主变厂家（常州东芝变压器有限公司）赴现场技术支持人员运行负责人：徐志强 工作负责人：施工单位指定 安全负责人：施工单位指定工作班成员：施工单位指定（变电检修工6—10 人，汽车吊司机 1 人，起重司索 1 人） 4.2 成员职责 4.2.1 项目负责人 （1）负责对#1 主变 A 相高压套管更换项目的组织、前期准备、实施、启动、总结验收和后评价工作进行总体控制及协调； （2）监督本项目的检修安全、质量、进度计划目标的有效贯彻实施，协调人力和物资采购、到货验收等检修资源； （3）负责项目施工方案的编制；（3）对检修中发现的设备重大缺陷、安全隐患等问题组织研究、解决； （4）对参加检修的各施工单位的工作进行监督和指导。 4.2.2 现场技术指导 （1）负责项目施工方案的审核； （2）负责现场施工安健环、作业流程、工艺质量及进度的监督与指导，确保施工过程安全、有序、高效； （3）对检修中发现的问题提供技术指导。 4.2.3 运行负责人 （1）负责项目施工方案的审核； （2）负责督促、指导、验收检修工作票中所需安全和技术措施的实施与落实； （3）负责项目施工过程中需配合进行的运行操作； 4.2.4 工作负责人 （1）项目过程施工的组织者，负责本项目的施工质量、安全检查与监督工作；
四川凉山220kV*** 变电站2#主变高压 A 相高压套管更换方案 编制： 校核： 批准：
2014 年月
备注 四川雅砻江220kV***变电站 2#主变高压A 相高压套管更换方案 、概况: 220kV 变电站2#主变A 相高压套管，在送电投运一个月左右，运 行单位发现高压A 相套管渗油。经我部及天威云变及西安西电高压套厂 家技术人员于2014年8月27日现场检查确认，渗油点为套管油枕与上 瓷件连接处。经与套管厂家沟通，此渗油点现场无法修复，需重新更换 新套管。套管厂家尽快准备发货至现场。为确保现场相关检修作业顺利 进行，并能安全、有效的完成此次套管更换工作，特制定此方案。 二、设备、工具及材料准备清单
三、作业组成员及职责 1、工作负责人：** ;负责套管更换的现场协调及安全工作。 2、成员： 天威云变：共4人，负责放油、原套管拆除，新套管更换。 四、检修计划安排
五、检修作业流程 （一）机具准备: 所有设备、材料、工具及检修人员到达现场。 （二）办理停电工作票 站内调度员及套管更换作业人员按照有关要求办理好停电手续，做 好安全措施。清点所有工具、材料并做好记录。工作负责人及站内值班 员确认安全措施做好之后、召开开工会、宣布作业开始。 （三）作业步骤 1.新高压套管做更换前试验。（高压套管绝缘电阻测试、介质损耗试验。） 2.放油（注：放油无需用油罐，关闭储油柜下部蝶阀，用油泵把变 压器本体油抽至油枕即可） 2.1关闭油枕下方瓦斯继电器板型门。 2.2连接好油泵与变压器本体阀门，启动油泵，用变压器本体内的 清洁油清洗油泵及管路2分钟，约费油3-5kg。 2.3连接好油枕底部进油阀。启动油泵1-5分钟，将变压器本体内 的变压油抽入油枕约150kg，拆开油枕上部手孔以观察油位情况。确保 拆高压套管时变压器油不溢出即可。停运油泵，关闭两侧阀门。（注：抽
1号主变A相高压套管更换 组织、安全和技术措施批准： 复审： 初审： 编写： 陕西清水川发电公司 二〇一五年三月
4、组织措施 4.1组织机构 项目负责人：袁军民霍锴文 现场技术指导：主变厂家（常州东芝变压器有限公司）赴现场技术支持人员 运行负责人：徐志强 工作负责人：施工单位指定 安全负责人：施工单位指定 工作班成员：施工单位指定（变电检修工6—10人，汽车吊司机1人，起重司索1人） 4.2成员职责 4.2.1项目负责人 （1）负责对#1主变A相高压套管更换项目的组织、前期准备、实施、启动、总结验收和后评价工作进行总体控制及协调； （2）监督本项目的检修安全、质量、进度计划目标的有效贯彻实施，协调人力和物资采购、到货验收等检修资源； （3）负责项目施工方案的编制； （3）对检修中发现的设备重大缺陷、安全隐患等问题组织研究、解决； （4）对参加检修的各施工单位的工作进行监督和指导。 4.2.2现场技术指导 （1）负责项目施工方案的审核； （2）负责现场施工安健环、作业流程、工艺质量及进度的监督与指导，确保施工过程安全、有序、高效； （3）对检修中发现的问题提供技术指导。 4.2.3运行负责人 （1）负责项目施工方案的审核； （2）负责督促、指导、验收检修工作票中所需安全和技术措施的实施与落实； （3）负责项目施工过程中需配合进行的运行操作； 4.2.4工作负责人 （1）项目过程施工的组织者，负责本项目的施工质量、安全检查与监督工作； （2）负责施工进度并保证施工过程中的设备和人身安全，检查施工现场安全措
施的落实并向本班组全体作业人员进行安全技术交底； （3）监督作业人员遵守劳动纪律、严格按安全操作规程施工，结合实际进行安 全思想教育，及时汇报施工中出现的问题等。 4.2.5安全负责人 （1）负责项目作业过程中的安全、文明施工监护及监督检查工作，督促检查本 班组施工人员的安全保护措施的执行情况； （2）监督现场作业人员严格按照国家安全生产的各项规章制度、操作规程及甲 方相关要求进行施工。 4.2.6工作班成员 （1）负责按照施工方案进行项目施工的具体实施工作，贯彻安全、质量、进度 计划的实施； （2）负责按照国家安全生产的各项规章制度、操作规程及甲方相关要求进行施 工。 5、技术措施 5.1施工作业分工 （1）常州东芝变压器有限公司负责主变的全部内部作业，并全程配合、指导套管更换工作； （2）检修承包单位负责旧套管的拆卸、新套管的修前试验、新套管的吊装及作业过程中的其它全部工作。 5.2施工工器具 5.2.1清水川发电公司负责提供的工器具 （1）施工电源； （2）主变高压套管备件； 5.2.2施工单位负责提供的工器具 （1）干燥空气（露点<-40℃）25瓶； （2）备用变压器油（1T）；
一、套管头主要用来固定钻井的井口，连接井下套管柱， 可靠地密封和控制管间焊接支撑地板和导管端面
的环形空间，是油田采油（气）井口装置的很重要装置。 二、必要时套管头也可配有顶丝，在井口的整个生产时期的任何时候都可以从外部调节顶丝。 通常规格的套管头适用于额定工作压力为2000、3000、5000PSi。 套管头底部连接可以是螺纹连接或滑动焊接式连接，滑动焊接式套管头可在套管上滑动，以适应焊接需要，在安装后可以通过试压孔检验焊接质量。 三、主要技术参数如下： （1）螺纹式套管头9-5/8″×7″-35MPa（5000PSI） （2）垂直通径：230mm （3）连接形式：API 6A法兰连接 （4）其法兰标准为：13 3/8″-5000pis BX160 （5）最大工作压力：35Mpa（5000pis） （6）工作介质：泥浆、原油、天然气 （7）温度级别：-29℃~121℃ （8）产品规范级别：PSL2 （9）产品性能级别：PR1 （10）材料级别：DD级锻件 （11）适用环境：一般酸性工况 二、结构型式 1、该套管头总成主要由13 3/8套管头、9 5/8套管头四通、套管悬挂器、闸阀和有关连接件组成，法兰及旁侧口通径均符合API Spec 6A标准。 2、13 3/8套管悬挂器采用整体开合式倒卡瓦牙结构，安装时，通过拧入13 3/8套管头底部的M30的卡瓦螺栓，激发卡瓦抱紧套管，从而使卡瓦与套管形成牢靠联接。套管头与套管之间的密封由两只“BT”密封圈通过注入密封脂（约18MPa）来实现。同焊接式13 3/8套管头相比，该套管头具有以下显著的优点： a、结构简单，安装方便，操作安全。 b、安装速度快，在1小时以内安装完毕，从而提高工效率。 c、因不需焊接，故安装时不受气候条件限制。 d、重复使用性能好,回收极为简便,经清洗,更换密封圈等和稍加修复即可重复使用。
高压套管是变压器的重要组件之一，它起着将绕组引出线引出油箱，并连接到电网的作用，直接制约变压器运行可靠性。如果不能及时发现其内部故障或维护不当，极易发生绝缘损坏甚至击穿爆炸事故。而油色谱检测通过分析油中溶解气体的组分和含量，能灵敏地分析出充油电气设备存在的潜伏性故障，判断其发展趋势及危害程度。因此，应通过套管油样的定期检测分析，判断套管内部有无潜伏性故障，进而保证套管及主设备的安全运行。 1 故障情况 某220kV 变电站于2007 年10 月31 日投入运行，2009 年3 月14 日，该变电站3 号主变进行停电预防性试验，发现其高压C 相套管油色谱数据异常，总烃、氢气及乙炔含量均严重超标。该套管为某公司2006 年11 月出厂的BRL1W1-252/630-4 型产品。 利用改良三比值法编码规则，得出此次故障的编码为2 0 2，初步判断故障为该套管内部存在电弧放电故障，估计是由于该套管内部存在不同电位的不良连接点间的连续火花放电所引起的。 该套管主绝缘的介质损耗角正切值tanδ和电容量未发现异常，末屏绝缘电阻满足标准要求，表明该套管主绝缘没有受到严重破坏。 2 解体检查情况 为了查明该220kV 变电站3 号主变高压C 相套管的故障原因，将该套管进行了解体检查。 首先拆除该套管末屏接地装置，发现末屏接地装置的顶针与电容芯子末屏裸露部分的接触处已移动到末屏裸露部分的边缘，且顶针与电容芯子末屏接触处有明显放电烧蚀痕迹， 为了查找该套管末屏接地装置的顶针与电容芯子末屏裸露处产生移位的原因，对该套管做了进一步解体检查，松开中心导管两端的螺母，将电容芯子取出，发现该套管整个电容芯子沿中心导管整体下移23mm。 为了查找该套管电容芯子整体下移的原因，将电容芯子从中心导管上拆除，发现电容芯子最里层电缆纸与中心导管之间漏涂专用粘接剂(套管生产厂家的工艺要求：为了防止电容芯子整体下移，电容芯子最里层电缆纸与中心导管之间应涂专用粘接剂)，且该套管电容芯子卷制得不够紧密，卷制同心度不满足工艺要求，导致电容芯子端部切削整形后外部成波浪形，部分电缆纸两端均无连接，镶嵌于电容芯子内部，使电容芯子整体绕紧力下降。另外，该套管的电容芯子下部没有防止电容芯子下移的绝缘支撑物也是造成电容芯子整体下移的主要原因。 3 故障原因分析 3.1 套管结构该 220kV 变电站3 号主变高压C 相套管为高压油纸电容型套管。高压油纸电容型套管具有内外绝缘两部分：内绝缘为一圆柱形电容芯子，是由电缆纸和多层铝箔极板卷制而成，从贴近中心导管的“零屏”到外部的“末屏”，随着直径增大，长度逐渐缩短，使每两层铝箔之间的电容大体相同，由此控制轴向和径向电场，均匀端部场强;外绝缘为瓷套，瓷套的中部有供安装用的金属连接套筒(也称法兰)，头部有供油量变化的储油柜，法兰以下的下瓷套伸入变压器油箱内，也是内绝缘的容器，使瓷套内绝缘实现全封闭。套管经总装密封后，抽真空注入变压器油。套管中的油与变压器本体内的油是不相通的。套管轴向的紧固具有弹性，以补偿导电杆的伸缩。除主体结构外，为运行维护需要，在储油柜上有油面指示器，套筒上装有末屏接地装置(用来测量电容芯子的绝缘)，还有取油样和注油孔等。 该套管末屏接地装置采用顶针式。顶针式末屏接地装置为接线柱一端接套管末屏，另一端接地，绝缘瓷套中间有一个弹簧将其连接。顶针式末屏接地装置原理如图3 所示。顶针式末屏接地装置最难控制的是接线柱与套管末屏的可靠接触，因为套管法兰与末屏之间的间隙公差约5mm(电压越高，公差越大)。由于是硬接触，接线柱与套管末屏的松紧度无法控制，太松易造成接触不良，太紧易损坏末屏与倒数第二屏的绝缘，很可能造成接线柱错位，导致与末屏接触不良。 3.2 故障原因分析 根据该220kV 变电站3 号主变高压C 相套管的试验、解体检查及产品结构情况，得出以下结论。 (1)该套管乙炔、总烃和氢气含量严重超标的直接原因是由于末屏接地引出处与电容屏末屏接触不良，造成该处在运行中产生火花放电，使变压器油大量分解。 (2)该套管末屏接地引出处与电容屏末屏接触不良的直接原因是生产厂家生产工艺控制不严，漏涂粘接剂。电容芯子绕制不紧，且同心度不满足工艺要求，切削后引起整体绕紧力下降。在制造、运输、安装和运行过程中存在的震动使该套管电容芯子整体下移，导致末屏绝缘瓷套的顶针滑到电缆纸上。 (3)该套管末屏接地引出处与电容屏末屏接触不良的间接原因该套管生产厂家未采取充分有效措施防止套管在制造、运输、安装和运行过程中可能产生的电容芯子位移。 4 防范措施 该220kV 变电站3 号主变高压C 相套管故障的及时发现，得力于油色谱检测，防止了一起可能发生的套管爆炸事故。
四川凉山220kV***变电站 2#主变高压A相高压套管更换方案 编制： 校核： 批准： 2014年月日
四川雅砻江220kV***变电站 2#主变高压A相高压套管更换方案 一、概况： 220kV变电站2#主变A相高压套管，在送电投运一个月左右，运行单位发现高压A相套管渗油。经我部及天威云变及西安西电高压套厂家技术人员于2014年8月27日现场检查确认，渗油点为套管油枕与上瓷件连接处。经与套管厂家沟通，此渗油点现场无法修复，需重新更换新套管。套管厂家尽快准备发货至现场。为确保现场相关检修作业顺利进行，并能安全、有效的完成此次套管更换工作，特制定此方案。 二、设备、工具及材料准备清单
三、作业组成员及职责 1、工作负责人：**；负责套管更换的现场协调及安全工作。 2、成员： 天威云变：共4人，负责放油、原套管拆除，新套管更换。 四、检修计划安排 五、检修作业流程 （一）机具准备： 所有设备、材料、工具及检修人员到达现场。 （二）办理停电工作票 站内调度员及套管更换作业人员按照有关要求办理好停电手续，做好安全措施。清点所
有工具、材料并做好记录。工作负责人及站内值班员确认安全措施做好之后、召开开工会、宣布作业开始。 （三）作业步骤 1.新高压套管做更换前试验。（高压套管绝缘电阻测试、介质损耗试验。） 2.放油（注：放油无需用油罐，关闭储油柜下部蝶阀，用油泵把变压器本体油抽至油枕即可） 2.1关闭油枕下方瓦斯继电器板型门。 2.2 连接好油泵与变压器本体阀门，启动油泵，用变压器本体内的清洁油清洗油泵及管路2分钟，约费油3-5kg。 2.3连接好油枕底部进油阀。启动油泵1-5分钟，将变压器本体内的变压油抽入油枕约150kg，拆开油枕上部手孔以观察油位情况。确保拆高压套管时变压器油不溢出即可。停运油泵，关闭两侧阀门。（注：抽油过程中，打开储油柜呼吸口） 3.拆除不合格高压套管（注：套管起吊时高压引线用双股白绳子系住缓慢放下，以防止落入油箱。） 4.更换套管法兰密封胶垫，将法兰及法兰孔周围清理干净。装配新高压套管。将新套管吊装就位固定好，并联接好高压引线。 5.打开瓦斯继电器板型门，打开油枕底部阀门，将油枕内油放至本体。对高压套管排气。上述过程中，各部放气塞要打开充分放气。放气结束后关闭放气塞，观察油枕油位，将油位控制在合格位置，封闭油枕手孔门。 6.上述工作结束后，立即取油样，送至西昌局做油化试验。并作高压套管交流耐压及局部放电试验。 7.变压器合闸（可不对油静放，套管更换结束后合闸） （四）注意事项 1、吊车要由专人指挥，并与带电设备保持安全距离。 2、吊装旧套管时注意不要发生磕碰，以免损坏设备及伤人。 3、高空作业人员系好安全带。 4、拆装套管工作中，工作人员使用的工具要用白布带拴在手腕上，拆下的螺丝，平垫
四川凉山220kV*** 变电站 2#主变高压 A 相高压套管更换方案 编制： 校核： 批准：
2014 年月日
四川雅砻江220kV***变电站 2#主变高压A相高压套管更换方案 一、概况： 220kV变电站2#主变A相高压套管，在送电投运一个月左右，运行单位发现高压A相套管渗油。经我部及天威云变及西安西电高压套厂家技术人员于2014年8月27日现场检查确认，渗油点为套管油枕与上瓷件连接处。经与套管厂家沟通，此渗油点现场无法修复，需重新更换新套管。套管厂家尽快准备发货至现场。为确保现场相关检修作业顺利进行，并能安全、有效的完成此次套管更换工作，特制定此方案。 、设备、工具及材料准备清单
三、作业组成员及职责 1、工作负责人：** ;负责套管更换的现场协调及安全工作 2、成员： 天威云变：共4人，负责放油、原套管拆除，新套管更换。 四、检修计划安排
五、检修作业流程 （一）机具准备： 所有设备、材料、工具及检修人员到达现场。 （二）办理停电工作票 站内调度员及套管更换作业人员按照有关要求办理好停电手续，做好安全措施。清点所有工具、材料并做好记录。工作负责人及站内值班员确认安全措施做好之后、召开开工会、宣布作业开始。 （三）作业步骤 1.新高压套管做更换前试验。（高压套管绝缘电阻测试、介质损耗试验。） 2?放油（注：放油无需用油罐，关闭储油柜下部蝶阀，用油泵把变压器本体油抽至油枕即可） 2.1关闭油枕下方瓦斯继电器板型门。 2.2连接好油泵与变压器本体阀门，启动油泵，用变压器本体内的 清洁油清洗油泵及管路2分钟，约费油3-5kg。 2.3连接好油枕底部进油阀。启动油泵1-5分钟，将变压器本体内的变压油抽入油枕约150kg，拆开油枕上部手孔以观察油位情况。确保拆高压套管时变压器油不溢出即可。停运油泵，关闭两侧阀门。（注：抽 油过程中，打开储油柜呼吸口）
标准套管头安装使用程序 1．下表层套管和固井前，调整表层下深，使得表层套管的井口第一根套管母接箍上端面与地平面间高度，再加上双公短节的长度（送井的双公短节长度在下表层前要丈量），能保证：无轨道钻机安装标准套管头后，法兰上端面高度低于地面20cm以上；有轨道钻机安装标准套管头后，法兰上端面与地平面持平。 2．表层固完井后侯凝6-8小时搞井口。卸掉表层固井联顶节，装双公短节，再安装标准套管头（双公短节一端接第一根表层套管母扣，另一端接标准套管头下端母扣）；若高度太高，可不安装双公短节，直接卸掉表层第一根套管母接箍，直接安装标准套管头。 3．标准套管头内的防磨衬套必须安装在内（防磨衬套只能在完井下技术套管前用附带的专用取送工具从套管头内捞出），并上紧套管头顶丝，防止二开后钻具偏磨造成套管头内部结构磨损。标准套管头安装好后，用紧扣法兰统一紧扣。紧扣后，再安装占位法兰、钻井四通和封井器。注意：固井后安装封井器时，必须选择合适的防溢管内径，要求防溢管通径、防溢管与封井器连接的保护法兰通径均大于套管悬挂器附件萝卜头的外径，以确保下技术套管时萝卜头能正常通过。
4．完井下技术套管前后操作程序。 （1）下套管前，取出套管头内的防磨套。先松掉套管头顶丝，方钻杆接一根5〞钻杆单根至钻台面，钻杆公扣端连接好萝卜头专用取送工具，缓慢下入井口，下至防磨套上端面后，用链钳缓慢转动方钻杆，使取送工具落入防磨套卡槽，并继续转动，确保取送工具与防磨套卡槽卡牢，游车缓慢上提钻杆，提出防磨套。 （2）套管头试座挂。计算好套管下深，套管编号，开始下套管前，按照萝卜头上所标识的方向，将萝卜头与最后一根套管母扣连接好并紧扣（有双公短节时，若双公短节与套管钢级一致，可使用双公短节连接套管与萝卜头，若无双公短节，需将最后一根套管母接箍卸
2号主变中性点套管更换施工技术方案 批准：王喜丰 审定：任义明 复审：陆永辉 初审：浦占财 编制：李远洋 电气检修分场 2005年5月19日
2号主变压器中性点套管更换施工技术方案 1．更换原因 1.1.我厂2号主变中性点套管为抚顺电瓷厂生产的，型号为BRLW3—110/1250,出厂日期94年3月。2004年8月进行2号主变套管tgδ测量试验，中性点套管tgδ增长明显，现将历年试验数据列表如下： 此套管tgδ值与2002年相比，在不到两年的时间里增长了196％，增长速度太快，而通过对油的化验分析，已经排除了油质劣化和受潮的可能。因此，导致该套管tgδ测量值过大的原因是电容式套管内油纸劣化(根据电科院统计的信息，抚顺电瓷厂94年左右生产的油纸电容式套管，由于油纸劣化导致tg δ值超标退出运行的，在我省已发生多起)。而且，此套管在运行中无法在线监测（不能取油样跟踪色谱以及监督绝缘状况），从保证我厂设备安全的角度出发，防止重大设备损坏事故，2号主变中性点套管此次B级检修有更换必要。 2.更换后达到的目标 2.1.更换合格套管后，tgδ值在合格范围内，消除了设备隐患，保证了我厂2号机组的安全稳定运行。 3．具体实施措施 3.1.在2号机组B级检修期间停电办理工作票，进行套管更换工作。 3.2.首先对已到货的套管进行高压试验，试验必须符合电气设备交接试验标准GB50151—91，试验合格后方可进行更换工作。 3.3.将主变油枕与本体间联络的蝶阀关闭。 3.4.从变压器底部放油门开始放油，同时打开变压器瓦斯放气门。
3.5.将变压器油的液面放至距变压器钟罩顶部100MM。 3.6.停止放油，关闭变压器瓦斯放气门。 3.7.拆除中性点套管接地引线和内部中性点引缆固定螺栓。 3.8.用10号铁线固定好中性点引缆。 3.9.用起重绳将中性点套管绑好，并找好平衡。 3.10.用吊车轻微牵引套管，拧下套管底部基础固定螺栓。 3.11.吊起套管，同时将中性点引缆抽出。 3.12.将不合格的套管放到套管架上，吊起新套管。 3.13.将新套管缓慢放到基础上，同时将中性点引缆从套管内部抽出。 3.1 4.将套管固定在基础上，同时将中性点引缆固定在套管上。 3.15.中性点接地引线接引。 3.16.打开变压器油枕和本体间的联络蝶阀，将油枕内的变压器油注入本体内（注油时打开变压器各部的放气门）。 3.17.待变压器油枕向本体注油结束后，用油泵通过油枕注油门向油枕补油。 3.18.变压器油静止48小时后，按有关规定做试验，静止期间要对变压器排气。 4.注意事项 4.1.高空作业，做好各种安全防护措施。 4.2.起吊套管时，掌握好平衡，防止损坏套管。 4.3.起重作业，由专人统一指挥，防止损伤套管。 4.4.更换工作选择晴好天气进行，防止变压器进入雨水和潮气。 4.5．在拆卸各个部件时，一定要做好明确标记，以便于安装。 4.6. 拆装变压器箱体内引缆接线时,做好螺丝等到拆装件及搬手脱落措施,避免掉进变压器内部。
套管头安装试压标准 1 20＂＊１３３／８＂＊９５／８＂*7＂－10000psi三层四卡瓦式套管头组合的卡瓦式套管头的安装试压 1.1 20＂表层卡瓦式套管头的安装试压 1.1.1检查送井装备及配件的完好和配套齐全。 1.1.2检查天车、转盘、表层套管三者中心线校正在一条垂线上，偏差≤10mm ，防止井口偏磨。 1.1.3导管割口高度计算 1.1.3.1导管割口高度应满足的要求 1.1.3.1.1满足钻井设计中开发要求的油管头（采油树大四通）下法兰面即最上面一层套管头四通上法兰面高于井架基础面300±50mm。 1.1.3.1.2满足各次井口安装时，内防喷管线都能平直的从井架底座防喷管线出口接出。
1.1.3.1.3以井架基础面为基准线，作为计算、丈量尺寸的基准，且最后一级套管头法兰面要求高于它300±50mm。 1.1.3.2导管割口高度确定 按照示意图可以确定导管割口高度：A=h1+h2+h3-D A为导管理论割高，该高度要如不能满足上述条件则要调整300±50 h1为20＂表层套管头高度； h2为13 3/8＂套管头高度； h3为9 5/8＂套管头高度； B为表层套管头BT顶部至下托盘底面的长度； C为防喷管线中心距井架底座的高度，一般为200mm； D为完井后最后一层套管头上法兰面高出基础地面的高度，一般为300±50mm； E1为20＂套管头安装后下托盘底面与钻井四通中心之间的高度； E2为13 3/8＂套管头安装后下托盘底面与钻井四通中心之间的高度； E3为9 5/8＂套管头安装后下托盘底面与钻井四通中心之间的高度； F为钻机底座高度； 1.1.3. 2.1导管割口高度校核，导管割口高度确定后，必须校核E1、E2、E3之间的误差，以保证尺寸C、D 在规定的误差范围内，即保证以后每层套管头安装好后防喷管线能够平直接出钻机底座。如果不能满足上述条件，则要调整尺寸D。 1.1.4切割导管
主变高压侧 套管更换作业指导书
一、编写依据： 1.天威保变（合肥）变压器有限公司施工图纸和安装手册； 2.《电力建设安全工作规程》； 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》 二、施工准备、规范和注意事项 1.施工准备 1)技术资料：设计图纸、装箱单、出厂试验报告、安装手册、施工规范、安全措施 准备齐全，所有施工人员必须熟悉变压器总装图及变压器安装工艺及标准； 2)机具的准备：按施工要求准备机具并对其性能及状态进行检查和维护； 3)设备包装运输到现场，经开箱检查设备无损坏，并与运输清单相符； 4)现场有可靠的、容量足够的施工电源。 2.工装设备、材料准备
注：工具、器材设专人管理并做记录。 3.储油罐的清洁及处理 1)油罐及连接管件的清理； 2)用白布沾洁净的变压器油将油管内壁清理干净，用变压器油将阀门及其管路冲 洗干净； 3)擦干油罐内壁，不要留下残油，清理结果需检查确认。 4)检查油罐阀门开启与关闭正常。（参照图1连接好放油管路） 4.滤油机、真空泵及管路的清理 检查真空滤油机及真空泵工况是否良好，特别检查真空滤油机滤网是否干净，有无金属微粒（如有金属微粒，应对滤油机进行彻底检查），确认正常后还要放尽机内的残油，并用干净的油进行冲洗。清理结果需检查确认。 5.变压器油的处理及规范 真空滤油：用滤油机将变压器油注入事先准备好的油罐，再用高真空滤油机进行热油循环处理；油的一般性能分析，可依据出厂资料，但油罐内的油经热油循环处理后试验数据须满足以下技术指标并提交油的试验报告。 6.套管安装注意事项： 1）套管安装应选择空气相对湿度≤80%的无风或微风天气下进行，应防止灰尘进入变压器内，事先清理周围尘土，对来往车辆限速在不至于扬尘的范围内； 2）套管安装使用的工具要用白沙带绑扎在手腕上，螺丝、螺帽、垫片等集中存放，谨
一、编制目的 为确保人身及设备的安全，使CT更换工作顺利地在最短时间内完成，保证#1主变压器投送后，稳定可靠运行，特编制本措施。 二、编制依据 1、沈阳变压器厂出厂技术文件 2、咨询院设计图纸 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》GBJ148-90 4、《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-91 5、《火电施工质量检验及评定标准》第五篇电气装置 6、《电力建设安全规程》（火力发电厂部分）DL5009.1-92 7、《关于山东聊城电厂主变更换套管CT现场施工方案》（沈阳变压器厂编制） 三、主要参数 型号DFD9-240000/220，额定容量：240000KV A 器身重量：134.2t，油量：29.6t 四、主要机具、工器具、安全用具 1、机具 1.1、真空滤油机2台6000L/h 1.2、50吨汽车吊1台，25吨汽车吊1台 1.3、倒链2吨2台 1.4、20吨、10吨干净油罐各2个 2、工器具、材料 2.1、吊装用索具1套（包括厂家带套管专用吊装索具） 2.2、干湿温度计1只 2.3、安装用工具及消耗性材料 2.4、3吨合格的备用变压器油 2.5、CT升高座与本体及套管法兰连接处的密封垫一套（厂家提供） 3、安全用具
安全带、警戒绳、CO2灭火器 五、主要施工方案 1、将主变高压侧安装的LRB-110-1250/1（高压尾）型电流互感器更换LRB-110-2500/1型电流互感器，LRB-220-1250/1（高压尾）型电流互感器更换为LRB-220-2500/1型电流互感器，只更换CT绕组。 2、准备2台滤油机，两相变压器同时放油，先处理A、B两相，再处理C相和备用相，处理C相和备用相时，将变压器油直接放入A、B两相内 3、确定停电前1-2天，把油罐和滤油机倒运至现场，放在A相变压器北侧路东。 4、CT绕组装入CT升高座前先将各项试验进行完毕，待装入升高座后进行绝缘测 试。 5、整个处理过程中的技术指导工作由厂家负责，二公司做好全面配合工作。 六、施工准备 1、安装用材料及机具已到位，滤油机管路已按放油方式联接好，并检查密封良好，各阀门开启正确。 2、CT绕组各项试验已进行完毕，且试验结果合格。 3、将主变高压侧CT升高座两端运输用法兰堵板（电厂已回收）找齐，运至现场并清理干净，已备在天气突变时，随时可以将变压器封闭，对变压器进行抽真空或注油保护。 4、安装用小型工器具已检查完毕，确认工器具上的小附件无跌落可能，并且已登记备查。 5、所有施工人员已进行安全、技术交底，各项分工已明确。 6、3吨备用油已经合格并已运至现场。 七、器身及CT线组暴露时间规定 当空气相对湿度低于65%时，不大于16小时，相对湿度不超过75%时，不大于12小时。 八、施工步聚 1、将散热器、油枕的蝶阀关闭，检查滤油机及联接管路正确无误后，开始放油，四分钟后将油箱顶部的Ф80蝶阀打开，取掉法兰赌板，并用白布包适量硅胶，放
文章编号:1007-290X(2009)05-0070-03 某220kV变压器高压套管爆炸故障原因分析 陈杰华,林春耀,姚森敬,陈忠东 (广东电网公司电力科学研究院,广州510600) 摘要:对某220kV变电站发生粉碎性爆炸的主变压器高压套管进行现场解体,指出套管发生爆炸事故的根本原因是套管本体内部绝缘被击穿,提出应加强套管制造过程的质量检测和加强运行中套管的在线检测,及时发现缺陷,避免事故的发生。 关键词:变电站;主变压器;套管;缺陷 中图分类号:TM406;TM855 文献标志码:B Reason Analysis of HV Bushing Explosion of a220kV Transformer CHEN Jie-hua,LI N C hun-yao,YAO Sen-jing,CHEN Z hong-dong (Elec tric Power Resear ch Inst.of Guangdong Power Grid C or p.,Guangzhou510600,China) A bstract:Upon on-site strip inspection of the explode d HV busing of a220kV m ain tr ansf or mer,the r oot ca u se of the explosion was deem ed to be the insulation br eakdown in the bushing pr oper.I t is indica ted tha t quality inspec tion dur ing the manuf acture of bushing and on-line monitoring of bushing in oper ation should be str engthe ne d,so as to discover defec ts timely and avoid accide nts. Key words:substa tion;ma in tr ansfor mer;bushing;def ect 某220kV变电站2号主变压器型号为SFPSZ-24000/220,常州东芝变压器有限公司2005年3月生产。变压器高压侧U相套管型号为COT1050-1250,额定电压252kV,额定电流1250A,上海MWB互感器有限公司2005年2月生产。 2号主变压器在2005年5月11日的交接试验中检验合格,2005年6月17日投入运行。2008年3月2日主变压器红外测温结果正常。2008年1月24日本体油色谱测试正常,氢气与总烃含量均在较低水平。 1 故障现象及其处理 1.1 故障过程 2008年5月31日零时6分,2号主变压器保护一的差动保护速断(12ms)、工频变化量差动保护动作(22ms)、比率差动保护动作(23ms);主变压器保护二的差动保护速断(12ms)、工频变化量差动保护动作(22ms)、比率差动保护动作(23 ms),约60ms后,2号主变压器三侧开关跳闸。零时6分20秒,10kV自动投入保护装置动作,出口跳2号主变压器,变压器低压侧动作,同时合上10kV母联开关500B。故障电流为31992A。U相套管炸裂起火,水喷雾系统动作。1时3分,变压器高压侧U相套管明火被扑灭。 故障前,该变电站的设备全接线运行,无操作任务;故障前后,该变电站及其架空线路附近地区均无落雷记录;线路避雷器的放电计数器无动作。 故障后,主变压器本体常规电气与绕组变形测试结果正常。本体油色谱试验结果正常,各特征气体组分未发现异常增长。 1.2 事故现象 现场检查发现,变压器高压侧U相套管的上瓷套发生粉碎性炸裂,内部铝管距接地法兰约700mm处有一明显击穿点,周边油纸电容屏外翻撕裂并烧损[1]。变压器高压侧V相套管与变压器高压侧中性点套管上瓷套部分瓷裙破损(未漏 第22卷第5期广东电力Vol.22No.5 2009年5月GUANGD ONG ELEC TRIC P OWER May2009 收稿日期:2008-12-15