油浸式电力变压器安装使用说明书范本样本.doc

油浸式电力变压器安装使用说明书
本说明书适适用于中电投响屏山风电场220KV 电力变压器，作为产品运输、装卸、贮存、安装运行等步骤工作中基础技术要求和操作程序指导性文件。
在使用本说明书时，应结合变压器具体结构和订货协议（含技术协议）要求，参摄影关国家、行业标准和相关组部件使用说明书技术要求进行施工。如有疑问请和生产商联络方便妥善处理。
1、 包装
1.1 变压器主体和附件分开运输。变压器主体、较长导油管路、
支架、净油器、储油柜、片式散热器及其控制箱、充满变压器油套管型电流互感器组等，通常不包装运输，但全部管口应密封可靠，其中储油柜玻璃管式油位计用木盒保护。
1.2 63kV级及以上电容式套管、冷却器及其控制箱等均单独包装。
1.3 片式散热器用风扇、40kV级及以下套管、吸湿器、硅胶、气体继
电器、测温装置、较小导油管路、联气管、小车、备件等，为集中包装。
1.4 一台变压器有多个包装箱时，箱体表面上有编号，装箱单和出厂
文件一起包装运输。
2、 运输和装卸
2.1 运输要求
2.1.1 带油运输变压器，油箱内应充入合格变压器油，油面高度
离油箱顶，平顶时约100mm，梯形顶时约150mm。密封可靠，无渗
漏油现象。
2.1.2 充气（指纯氮气或干燥空气，以下同）运输变压器，油箱内油
面高度为下部放油阀管径上部约50mm。应充入纯度大于99.9%、露点不高于-40℃纯氮气或露点不高于-40℃干燥空气，并应在油箱上部装置补充气体设备和压力表，保持油箱内正压力0.015~0.03MPa。
2.1.3运输装车和固定，按相关运输部门要求和要求实施。尤其提醒必
须利用上节油箱吊拌和下节油箱吊轴孔进行变压器固定，严禁使用加强铁工艺孔、升高座或法兰管等不能承受拉力组附件。完成装车后，应对索固件位置进行有效标识，以备运输过程中和抵达目标地时测定位移情况。
2.1.4根据GB/T6451要求，容量≥150MVA变压器主体运输时应装冲撞统计仪；通常情况下，容量＜150MVA变压器主体运输时也应装冲撞统计仪。
2.1.5带有载开关变压器，运输时将开关内变压器油放至离顶面约30mm。
2.2主体运输
2.2.1 运输前,应进行路线勘查，调查好道路及途经桥梁、涵洞、隧
道等结构、尺寸、坡度、倾斜度、转弯、承重等情况，调查好沿途
架空线路（电力、通信等）、立交桥、公路设施等高空障碍物情况，并视情况做好处理方案。
2.2.2在整个运输过程中（包含铁路、公路、水路），应预防冲击，严
重振荡、颠簸。变压器主体倾斜度，在长轴方向上小于15°，短轴方向上小于10°，变压器不得有位移。
2.2.3严禁溜放冲击，运输加速度应控制在小于：纵向运输重量在50t
以上变压器2g，50t以下为2.5g；横向为1.5g；因为震动产生垂直加速度为2g。
2.2.4运输过程中，每2小时应检验以下事项：索固是否松动、是否有
位移、是否有渗漏油等，并作好检验统计。
2.2.5充气运输变压器，每2小时检验一次油箱内部气体压力，气体
压力应不低于0.015MPa；当发觉压力低于0.015 MPa时，应立即开启补气装置进行补充，压力不应超出0.03 MPa；每次检验及补气应作好统计。
2.2.6 变压器主体及附件运到现场或指定地点后，卸车前应由承运人向
收货人交接，共同进行清点检验（按运单），如有破损等情况应立即会同保险企业进行判定，并作好现场统计。需要立即处理问题，应立即作临时处理。
2.3主体卸车
2.3.1 卸车地点地坪必需平整坚实.
2.3.2 选择起吊卸车时，起吊设备、吊具及起吊地基，必需符合变压器起吊重量（即主体运输重）要求，并备有足够裕度。
起吊时，吊索和垂直夹角小于30°，吊索应均匀受力，不然应使用吊梁。起吊使用变压器吊拌位置和数量，详见变压器安装尺寸图。
2.1.3 在使用千斤顶顶起变压器主体时，应将千斤顶尖放在起重专用
支架下，千斤顶数量不得少起重专用支架数，每只千斤顶起重能力为变压器主体运输重1/2~1/3。千斤顶底部应稳固垂直，升起和降落时，可采取长轴两端交替进行，以免某一千斤顶失灵，造成变压器倾倒，但两侧千斤顶应保持同时进行，速度相同，预防千斤顶打滑。
2.1.4 主体牵引着力点应牵挂在下节油箱专用拉板孔上，不许可牵挂在
不能受拉力组附件上。
在轨道上使用小车或滚杠，其牵引速度不超出100m/h。
2.3.5 极特殊情况必需在斜坡上装卸主体时，斜坡应控制在约15：1，使斜坡角度小于8°,并有防滑方法。
3、 验收和保管
3.1验收检验
3.1.1 变压器主体及附件运到现场或指定地点,收货单位收到后应立即通知生产商派员前来共同开箱清点，在生产商人员未抵达之前，应做好以下工作：
3.1.1.1 按运单进行点件，应相符。
3.1.1.2 检验运输过程中相对位移。对装有冲撞统计仪运输变压器主体，应检验并统计在运输和装卸过程中受冲撞情况统计，并取出统计纸妥善保管以备查考。
3.1.1.3 主体、附件及包装箱等均不应损伤，应密封良好，无渗漏油现象。充气运输变压器，内部所充气体压力应为正压，且压力应为0.015~0.03MPa。
3.1.2 生产商接到收货单位通知后应立即派员到现场，双方共同配合进行清点。
3.1.2.1 按“订货协议”和“出厂试验证实书”查对产品铭牌，检验其容量、电压组合和联结组标号等是否相符。按“拆卸件一览表”和“装箱单”检验拆卸附件和零件是否齐全和完好。按“出厂文件一览表”检验技术资料是否正确、齐全。添加用变压器油牌号和数量是否一致。
3.1.2.2 带油运输变压器，主体内变压器油击穿电压不低于表1要求值85%，经滤油合格后即可。充气运输变压器油箱中变压器油击穿电压不低于30kV，排气注油6h后，取油样试验击穿电压
不低于：110~220kV级为40kV；35kV级及以下为35kV。
3.1.2.3 测量绕组绝缘电阻R60，对带油运输和不带油运输注入
合格变压器油变压器，其R60不低于出厂值70%。对带油运输变压器10~30℃时绝缘吸收比：≤35kV级R60/R15>1.2，110~220kV级R60/R15>1.3。对不带油运输变压器，注入合格变压器油后，R60/R15>1.3。测量变压器介质损耗因数tanδ。对带油运输变压器或不带油运输，排气后注入合格变压器油变压器，测得tanδ值，应小于出厂值130%。运输时不装套管变压器可不进行本条测量。
3.1.2.4 测量铁心绝缘电阻，假如夹件接地为单独引出则一并测量。
3.2 贮存和保管
3.2.1 对带油运输变压器，在抵达现场二个月内不能进行安装时，
应装上储油柜（包含有载开关储油柜），注入合格同生产商同牌号变压器油，至储油柜对应温度油面高度，并装上吸湿器存放。
3.2.2 对充气运输变压器，在抵达现场30天内不能进行安装时（在
这30天内未注油前，必需确保内部气体压力为0.015~0.03MPa），应排出所充气体注入合格同生产商同牌号变压器油至绝缘压板高度以上，然后再装上储油柜，（包含有载开关储油柜），再注油至储油柜对应温度油面高度，并装上吸湿器存放。排氮方法详见GBJ148《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》或本说明书第4.4条《排氮》。
3.2.3 变压器在保管期间，应每3个月最少检验一次，检看有没有渗漏油，
油位是否正常，吸湿器中硅胶是否变色。每6个月检验一次变压器油绝缘情况。
3.2.4 对变压器附件，应按其性能特点进行保管：变压器套管、仪表
及带有电气元件附件，应在室内、通风、干燥处保管；对电容式套管，应垂直存放，并使其下部均压球包好，离地面约300mm，并稳定可靠，每3个月检验一次头部油位和有没有渗漏现象，每6个月检验一次变压器油绝缘情况。对其它附件，凡安装后内部要充满变压器油组件，如：冷却器、片式散热器、导油管路、净油器、储油柜、套管型电流互感器（应注满油）等，其安装孔径应密封可靠，放置在防雨、防潮、防尘处。
3.3 变压器油管理
3.3.1 变压器运到现场后，应检验油箱中变压器油和单独包装运输添
加变压器油。若检验不合格时，必需重新处理，达成合格。
3.3.2 在变压器油注入油箱或油罐时，应预防混入杂质及空气污染、潮
气和水分。严禁在雨雪及雾天处理变压器油。
3.3.3 装油容器和管路必需清洗洁净，并检验密封情况，对装满油容
器呼吸孔，必需装吸湿器。
3.3.4 注入油箱内变压器油，应符合GB/T 7595《运行中变压器油质
量标准》，详见表1 。
3.3.5 通常情况下尽可能使用由变压器生产商提供变压器油，如需补充
其它起源变压器油，必需经含有对应资质相关部门检验合格，且符合混油要求，能够混用时方可使用。
4、 现场安装
4.1 安装前准备
4.1.1 技术准备
根据变压器出厂技术资料和相关技术文件，了解变压器主体及其组附件结构和工作原理，掌握所要求安装要求。
根据国家、行业等相关变压器施工及验收规范、电气装置安装工程、电气设备交接试验标准等制订安装程序、施工方案和安技方法。
安装工作程序和关键工作内容参见表2

表1 运行中变压器油质量标准 （参见GB/T7595）
序号
项目
设备电压等级kV
质量指标
检验方法

投入运行前油

运行油
1
外状

透明、无杂质或悬浮物
外观目视
2
水溶性酸（pH值）

＞ 5.4
≥4.2
GB/T7598
3
酸值，mgKOH/g

≤0.03
≤0.1
GB/T7599或GB/T 264
4
闪点（闭口），℃

≥140（10号、25号油）
≥135（45号油）
和新油原始测定值相比不低于10
GB/T 261
5
水分1），mg/kg
330~500
220
≤110及以下
≤10
≤15
≤20
≤15
≤25
≤35
GB/T7600或GB/T7601
6
界面张力（25℃）, mN/m

≥35
≥19
GB/T6541
7
介质损耗因数 （90℃）
500
≤330
≤0.007
≤0.010
≤0.020
≤0.040
GB/T5654
8
击穿电压2），kV
500
330
66~220
35及以下
≥60
≥50
≥40
≥35
≥50
≥45
≥35
≥30
GB/T507或DL/T429.9
9
体积电阻率（90℃）Ω·m
500
≤330
≥6×1010
≥1×1010
≥5×109
GB/T5654或DL/T429.9
10
油中含气量，%
（体积分数）
330~500
≤1
≤3
DL/T 423或DL/T 450
11
油泥和沉淀物，%
（质量分数）

＜0.02（以下可忽略不计）
GB/T511
12
油中溶解气体组分含量色谱分析

按DL/T596中第6、7、9章，见附录A（标准附录）
GB/T 17623
GB/T 7252
1） 取样油温为40~60℃。
2） DL/T 429.9方法是采取平板电极；GB/T 507是采取圆球、球盖形两种形状电极。三种电极所测击穿电压值不一样其影响情况，见附录B（提醒附录）。其质量指标为平板电极测定值
表2 大型电力变压器安装工作程序和关键工作内容
安装工作程序
关键工作内容
1．现场验收和保管
对出厂文件、主体、附件、备件等验收和保管。
2．安装前准备
技术准备，安装计划编制，变压器油检验、处理。起重、真空、滤油、试验等设备及常见工具和专用工具准备。辅助材料、电工材料准备。安全方法准备。附件清洗和整理。
3．变压器就位
变压器牵引、顶升就位。
4．排氮
充氮运输变压器主体，根据GBJ148《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》进行排氮。
5．器身检验
器身检验、测试和回装。
6．组附件安装
组附件安装及密封检验。
7．变压器注油
变压器油检验，处理和真空注油。
8．注油后工作
密封检验、静放、绝缘性能判定。
9．试运行
交接验收试验，继电保护、测量装置检验和调整整定，冷却系统试验和整定，冲击合闸试验和空载试运行。
以上程序和内容可据不一样情况而调整、补充。
4.1.2 安装前检验
主体检验 根据验收和保管方法,检验密封情况和油位，检验铁心对
地绝缘，如夹件单独接地应同时检验。如条件含有，应测量变压器绕组绝缘电阻、吸收比和介质损耗因数等，以确定变压器是否需进行干燥处理。
套管检验 进行外观、油位、密封检验和绝缘测试。
容油附件检验 进行冷却装置、导油管路、净油器、储油柜等容油组附件清洁、密封检验。
法兰密封检验 各连接法兰和密封件应保持清洁、完好，密封件安装到位且有弹性，安装位置正确。
电流互感器检验 测量套管型电流互感器组绝缘电阻、变比等应和协议要求和铭牌相符。密封检验按上一条款。
其它组部件检验 对温度计、气体继电器、压力释放阀、控制箱、端子箱等，参考各自使用说明书进行检验，应确保完好、无损、动作灵活可靠。
变压器油检验 对主体油箱中和添加变压器油，取油样检验，应符合GB/T 7595《运行中变压器油质量标准》要求，见表1。
4.1.3 设备、工具等准备
起重设备和吊具应有充足裕度，并确保吊挂可靠，预防损伤变压
器各部位，多种试验设备及仪表容量、精度符合试验要求。试验场地必需有安全方法。对110kV级及以上变压器，均应采取真空
注油，所用管路阀门应除锈、清洗洁净。除常见工具外，还应准备变压器专用工具，如套管吊装等，对小型工具应编号登记，设专员负责。备好防雨、雪物料，以防万一。对所备电工材料，使用前应进行干燥处理。假如使用硅胶受潮，应进行干燥处理。
4.2 变压器油处理
在安装前，如经检验变压器油不合格时，必需进行处理，其方法有真空喷雾法、压力式过滤法、真空净化法等。
4.3 变压器就位
在没有大型起吊设备或因场地所限无法使用大型起吊设备时，对大型变压器，则需要斜面牵引或水平牵引上台。在牵引前应注意变压器高、低压侧方向和位置，应符合现场安装位置。牵引斜面坡度以5°~8°为宜，最大不得超出15°。上台后，可顶起就位，应采取长轴两端交替下降方法拆除道木，将变压器落在基础上。
假如油箱顶面已经有斜度，即箱顶面向气体继电器连管端（储油柜端）已倾斜时，变压器底座不需再垫高。不然，应垫高底座，使箱顶面向气体继电器连管端倾斜约1.5%。对装有小车变压器，变压器就位后，应将车轮掣动牢靠。
4.4. 排氮
4.4.1 充氮运输变压器必需优异行排氮，以后进行器身检验，排氮应采取注油排氮或抽真空排氮。采取注油排氮时，注入油必需符合表1质量标准要求；排氮前，应将油箱内残油排尽；注油时变压器油经脱气净油设备从下部阀门注入，氮气经顶部排出；油必需注至油箱顶部将氮气排尽；最终油位应高于铁心上沿100mm以上；充油后静置时间应大于12h。采取抽真空排氮时，排氮口应装设在空气流通处；破坏真空时应在进气口装设硅胶过滤罐或干燥空气发生器,以避免潮湿空气进入。
当油箱内含氧量未达成18%以上时，人员不得进入！
排氮时，要注意人身安全！
4.4.2 特殊情况下充氮运输变压器不经排氮而直接吊罩检验时，应先打开补氮阀门使油箱内氮气压力由正压降至常压,然后再按起吊上节油箱要求进行操作。上节油箱吊除后，必需让器身在空气中暴露15min以上，让氮气充足扩散。
尤其提醒：松开箱沿螺栓时，氮气向四面扩散，必需采取方法预防氮气伤人！
4.5 器身检验
4.5.1 若在运输和搬运过程中，完全符合说明书中要求，验收时冲撞
统计仪统计加速度也符合要求，油箱顶部器身定位定位芯螺栓未松动时，能够不起吊上节油箱，只从套管孔、手孔等处进行器身检验。假如需要进入油箱内检验，必需从人孔进入。充氮运输变压器必需在排氮后方可进行上述工作。
对于免吊芯变压器器身检验按本条进行，且应进行铁心对地绝缘测量（假如夹件接地为单独引出，应同时测量夹件对地及铁心绝缘）。
4.5.2 若怀疑在运输和搬运中存在问题，应吊除上节油箱，进行器身检
查。对经水路运输变压器，应吊除上节油箱，进行器身检验。
4.5.3 器身检验条件和注意事项
检验场所 在室外进行时，应有防尘方法，不许可在阴雨、下雪、风沙天气中进行。用于器身检验工具，必需擦洗洁净，并由专员负责。
环境温度 周围空气温度不宜低于0℃，器身温度（指铁心上铁轭温度）不应低于周围空气温度；当器身温度低于周围空气温度时，应将器身加热，使其温度高于周围空气温度10℃以上。当空气中相对湿度<50%和周围空气温度高于10℃时，器身能够和环境温度相同。
器身在空气中暴露时间 从开始放油或排出所充气体（打开任一堵塞或盖板）开始计时，至满足真空度要求或注油为止。按下述实施：
空气相对湿度≤65%时，不超出16h；
空气相对湿度65%~ 75%时，不超出12h；
空气相对湿度≥75%时，不许可吊罩检验。
安全要求 充氮运输变压器在排出油箱中氮气时，应注意人身安全。排氮后如需人员进入油箱内检验，必需先将人孔及全部套管盖板打开，由人孔向油箱内吹干燥空气1h后，方可进入，不然，严禁人员进入油箱内。
注意事项 器身检验时，和检验无关人员应严禁进入现场；参与检验人员，不得带和检验无关金属物件和杂物进行工作。检验时，所用梯子不得搭在引线及支架、开关、线圈及绝缘件上，更不可在引线及支架、开关上爬登。严禁用金属线在器身某部位绑扎。若有紧固件松动或更换时，应有物件接住，以防掉入器身中。
4.5.4 起吊上节油箱
本使用说明书所适用变压器，通常为钟罩式油箱，只需将上节油箱吊除，器身就完全暴露。在起吊上节油箱前，应作好以下工作：
对充氮运输变压器必需先按排氮要求进行排氮。对带油运输变压器，应先将箱内油放出；放油时，进入油箱内空气，应进行干燥处理（可利用空气干燥发生器，如硅胶罐）。
拆除无励磁开关传动机构（包含操动杆），单相无励磁开关应记好相序。拆除有载开关头部（见有载开关使用说明书）。拆除铁心接地套管引线（如有夹件接地套管，一并拆除），放入箱内。拆下35~40kV级运输用引线密封管（特殊情况时，40kV级及以下套管运输未拆卸，对于导杆式套管应将箱壁上套管手孔打开，拆下接线片，使套管和接线片脱离；对于穿缆式套管，将顶部螺母、垫圈及罩盖等拆下，使引线头部脱离套管；具体操作程序详见套管使用说明书）。将箱顶上器身定位装置内定位芯卸下。拆除箱沿上接地引线和螺栓及其它器身和上节油箱连接部位。
起吊上节油箱时，应优异行试吊，切勿强行起吊。起吊50~100mm时稍停，查看油箱是否平衡、平稳。不然应进行调整，然后可渐渐起吊。将油箱放在洁净地方。
4.5.5 器身检验外观检验
线圈检验 线圈有没有位移，绝缘有没有损伤，油路有没有堵塞，轴向压钉有没有松动。
铁心检验 铁心有没有位移，铁轭面有没有锈蚀和油污，夹紧件有没有松动。
引线检验 引线和接线片、导杆头是否焊接牢靠，引线绝缘及锥度是否完好无损，引线支架有没有变形、松动。
分接开关检验 开关触头是否良好，三相位置是否一致且均处于出厂整定位置。假如要转动检验，检验后，必需按原定位置定位。有载开关检验，按其使用说明书要求进行。
4.5.6 器身检验测试
铁心 铁心必需一点接地。铁心磁路部分是否和其它金属件绝缘良好（铁心磁路部分是经过接地片—电缆—小套管，引至箱顶外接地）
铁轭在铁窗内金属拉带一端和铁心夹件是绝缘开。必需时可按
次序打开拉带非绝缘端（每次只许可一根），测量拉带和其它铁心金属件是否绝缘良好。
假如夹件接地为单独引出，应同时测量夹件对铁心及地绝缘是否良好。
有载开关 按开关说明书要求，测量有载开关动作灵敏度及动作程序。
接地屏蔽 包含铁心柱、旁轭、油箱侧壁，夹件上屏蔽是否一点接地良好（当有屏蔽时）。
4.5.7 器身回装
器身检验合格后，应将穿缆式套管引线接线头部穿入适量长度牢靠棉绳，以备引线穿入套管，然后将引线头部放到器身顶部，注意当引线穿入套管时，不能使引线打弯。仔细检验器身上和油箱内不得存留任何无关异物，清点工具应是无误。
回装上节油箱 回装前，应将箱沿擦拭洁净，并将箱沿密封胶垫放好、位置正确，油箱上无易脱落物件。这时可将上节油箱吊至器身顶部，位置正确，平衡稳定缓缓落下。当上箱沿离到位300mm处，停止下落，将引线穿出箱顶套管安装孔外，然后再将油箱落至离下箱沿50mm处，检验一下箱沿密封胶条位置无误后，用适量直径钢棒，作为上、下箱沿孔导向，将上节油箱放到位，然后，两侧对称紧固箱沿螺栓，而且不能一次紧固到位。
5、 整体安装及真空注油
5.1 复装前准备
对不起吊上节油箱变压器（指油箱内注满变压器油），在组附件安装前，应将油箱内变压器油放至低压套管安装手孔以下（若套管手孔在侧壁上时）和220kV级套管升高座安装孔以下。
复查是否已按4.1.2条和4.2条要求准备好，已达成能够复装要求。
5.2 安装程序及注意事项
在无特殊情况下，可按下列程序进行整体安装。
5.2.1 分接开关
按无励磁分接开关说明书要求及拆卸时标识，安装开关操动机构。可利用套管安装孔，观察操动杆是否正确进入安装位置，或利用手感，轻轻转动连杆半圈，然后复位固定。检验三相指示位置应一致，合格后，紧固、锁定。
按有载开关说明书要求，安装开关头部，水平操动杆及注、放油联管。
5.2.2 套管
在套管安装前，应将穿缆式套管引线接线头拉出箱顶外，牵拉时，不要使引线弯曲、打圈及损伤绝缘。按变压器外形尺寸图所表示位置，分相安装套管型电流互感器组。然后，按套管使用说明书要求安装套管。安装时，引线穿入套管时，不能硬拉、扭曲、打折，并注意套管相序。对电容式套管，因尾部较长，在插入套管升高座时，应注意角度，平稳下落，以防碰伤瓷套。下部引线绝缘锥度，必需进入套管均压球内。对35~40kV级穿缆式套管，引线上定位绝缘块，应进入套管尾部内。对于在套管尾部和引线采取机械连接时，在紧固时，应确保紧固件不能落入箱内。
5.2.3 冷却装置
按使用说明书要求或变压器外形尺寸图要求，按编号位置，安装导油管路，然后安装冷却器。对油浸风冷或自冷变压器按编号位置，安装片式散热器和风扇装置。然后，对变压器每侧片式散热器，上、下应用扁钢连在一起，以防震动。
5.2.4 净油器
按使用说明书要求安装净油器。并按要求给净油器加油、静放及排气
（最好在硅胶装入净油器前，用合格变压器油冲洗一遍，去掉粉末和
污物）。
根据国家标准GB/T6451《三相油浸式电力变压器技术参数和要求》
要求，除用户有尤其要求，储油柜采取防油老化方法（如装设胶囊）变压器不再装设净油器。
5.2.5 导气联管
导气联管，分为主联气管和有载开关联气管。主联气管是指将高出箱顶套管型电流互感器油箱或套管升高座，用联管和主储油柜气体继电器连管联通。有载开关联气管，是将开关压力继电器和开关储油柜联通。均按变压器外形尺寸图所表示进行安装。
5.2.6 储油柜
储油柜分为有载开关储油柜和主储油柜。有载开关储油柜现有和主储油柜分开安装，也有和主储油柜连在一起安装，安装方法详见其使用说明书。最终安装注油、放油连管和吸湿器联管。
5.2.7 按各自使用说明书要求，安装压力释放阀和测温装置，温度计
管座内应注入变压器油。
5.2.8 安装端子箱和控制箱，并按风扇接线图和测量控制线路图，将连接
线接好。
5.2.9 将油箱顶上接地套管、油箱上、下沿上接地螺栓、下节油箱两
侧接地螺栓，用接地线可靠接地。
5.2.10 其它附件安装，参见相关说明和要求。
5.2.11 为了争取在限定时间内给变压器真空注油，同时注意到净油器、
储油柜等不能承受抽真空，对5.2.4条及以下各项安装，应在油箱内
真空注油后进行。
5.2.12 在组附件安装过程中，除上述事项外，还应注意：
对全部密封联接、密封面和密封件，应擦洁净、无油。密封件应放置到位、平整。紧固件应对称、交替地紧固，不许可单边和一次紧固。安装箱顶上组附件时，其安装孔不能一次全部打开，应安装一个，打开一个，以免杂物落入油箱内。
5.3 真空注油
5.3.1 按上述要求器身在空气中暴露限定时间内，完成上述器身检验和组
附件安装后，应立即进行真空注油。
5.3.2 若当日按上述限定时间内，不能完成器身检验和附件安装，变压
器应密封好、注入合格变压器油，或按要求真空度要求（见第5.3.5条）连续保持真空，待次日再放出变压器油或解除真空，继续进行检验和安装。
5.3.3 对带油运输或充气运输注油后保管变压器，假如不起吊上节
油箱，也必需放出油后重新进行真空注油。
5.3.4 在主储油柜和油箱联管处，装置抽真空管路，接至真空泵。在下
节油箱油阀处，装置注油管路，经过滤油机接至油罐。
设备各接地点及油管路应可靠接地。
5.3.5 在油箱处于密封情况下，开启真空泵开始抽真空，应均匀提升真
空度。真空处理前，宜将器身温度提升到20℃以上。根据GB/T6451《三相油浸式电力变压器技术参数和要求》要求，真空度应符合表3要求值（订货协议及技术条件中对油箱强度另有明确要求，按订货协议及技术条件实施），连续保持真空时间：220kV，不得少于16h；110kV，不得少于4 h。抽真空时，应监视并统计油箱变形。
尤其提醒：在抽真空时，必需将在真空下不能承受机械强度附件，如储油柜、净油器等和油箱隔离，有载开关安装好旁通管；对许可抽真空部件，应同时抽真空。
表3 变压器抽真空极限许可值
额定电压等级kV
变压器额定容量kVA
真空度 Pa
35
110
≥8000
≤16000
5×104
110
≥0
2×104
220
全部容量
133
5.3.6 真空注油：应在连续保持真空度（±5%）下，进行真空注油。注油
速度控制在≤5000L/h，油温加热到50~60℃为宜。
5.3.7 注油至离油箱顶约100~150mm时，停止注油。然后继续保持真空
进行脱气，110kV级变压器不少于6h、220kV级或90MVA及以上变压器不少于10h，真空度按第5.3.5条实施。以后可解除真空，拆卸真空管路。
5.4 继续安装5.2.4条及以下各项组附件安装。其中部分工作也可在
静放期间进行。
5.5 补充注油、热油循环及静放
5.5.1 打开全部各组附件和油箱连接蝶阀。而对净油器上部蝶阀应关
闭，下部蝶阀仅打开1/3。
5.5.2 从下节油箱80阀门或从主储油柜下部25阀门处，注入补充变压器
油，同时打开各组附件上部放气塞，当由下而上放气塞出油时，即拧紧放气塞。当注油至主储油柜对应温度油面高度时，停止注油。
5.5.3 从有载开关注油管25阀门处，对有载开关补油，当注油至开关储
油柜对应温度高度时，停止注油。
5.5.4 将净油器底部塞子打开，再打开上部塞子（放气塞），从净油器
底部放出部分变压器油和硅胶粉沫。再关闭下部塞子，当上部塞子出油时，将其关闭。然后，完全打开净油器上、下连管蝶阀。
5.5.5 热油循环：补充注油到储油柜额定油位后，220kV产品宜在满油状态下进行热油循环，循环时间不得少于24h，此时变压器不抽真空。真空净油设备出口温度不应低于50℃，油箱内温度不应低于40℃。经过热油循环油应符合GB/T7595《运行中变压器油质量标准》要求，见表1。
5.5.6 变压器整体密封检验 变压器安装完成后应进行整体密封试验，密封试验压力为箱盖上能承受0.03MPa压力或在储油柜上竖立1.5m油柱，连续24h，应无渗漏。
5.5.7 变压器试漏合格后应静放，静放时间从试漏完成算起，不得少于下
表要求。在静放期间，应数次对全部放气塞（包含套管上和其升高座上放气塞）进行放气。
表4 注油后变压器静放时间
变压器额定电压等级kV
35
110
220
静放时间 h
24
36
72
5.5.8 油面调整。在变压器静放后，油面会下降，应从储油柜下部进油管
补油，直到储油柜对应温度油面高度。
6、 交接试验
6.1交接试验前检验及要求
6.1.1变压器主体及附件均无缺点，变压器上无遗留杂物，导气联管通畅，
倾斜度正确。底座和基础固定牢靠，滚轮制动可靠。电缆和管路入地沟处及交叉处有保护，事故贮油池符合要求。
6.1.2 一、二次母线和变压器套管连接可靠、牢靠。套管型电流互感器
组接线端子应短接，不许可开路。
6.1.3 储油柜和电容式套管油位正常，无假油位。
6.1.4 全部投入运行组件阀门应处于完全开启状态（但注、放油阀门应
关闭）。对全部组件上部放气塞，包含40kV级及以下套管、气体继电器等，进行再次排气。
6.1.5 无励磁开关，三相位置应一致；有载开关电动机构灵活可靠，操纵
箱及远程显示器，动作数据应一致，指示位置应正确。
6.1.6 各接地点接地良好，如：油箱顶上铁心接地套管、夹件接地套管
（如有）和电容式套管上接地套管均应可靠接地，变压器接地中性点、
自耦变压器公共中性点、有载开关中性点，均应可靠接地；油箱上、
下箱沿和下节油箱两侧接地螺栓，均用专用接地线接地。
6.1.7 冷却装置控制系统应正常。强迫油循环变压器应开启全部冷却
装置，进行循环4h以上，放完残留空气。
6.1.8 继电保护装置动作正确；测温装置指示无误；吸湿器呼吸通畅；压
力释放阀完好。
6.1.9 在变压器顶部定位处，已打开过盖板取出了内部定位芯子，而且盖
板处密封可靠。
6.2 交接试验应在环境温度不低于10℃下进行（比较时注意温度换算）。
6.2.2 测量各绕组连同套管直流电阻，并和出厂值比较。
6.2.3 测量绕组电压比，和铭牌相比。
6.2.4 测量绕组连同套管绝缘电阻和吸收比。绝缘电阻不低于出厂值
70%，吸收比不低于1.3。
6.2.5 测量绕组连同套管介质损耗因数tanδ，小于出厂值130%。
6.2.6 从油箱中取油样进行试验。应符合GB/T7595标准要求（见表1）。
6.2.7 有载开关动作次序试验，符合生产商要求。
7、 试运行
7.1 试运行前检验及要求。
7.1.1 电源侧中性点已可靠接地（冲击合闸时应直接接地）。
7.1.2 保护装置和断路器整定值符合相关要求及动作灵敏度良好。
7.1.3 继电保护，如气体继电器、温度计、压力释放阀及套管型电流互
感器测量回路，保护回路和控制回路接线正确。必需时可进行短路联动试验。
7.1.4 套管型电流互感器接线端子已短接，不许可开路。
7.1.5 冷却装置控制系统自动投入和退出可靠。并开启冷却器，以排净
主体内气泡。
7.1.6 当系统电压不稳定时，合适调整保护系统整定值，方便有效保护继
电器。
7.1.7 储油柜上吸湿器呼吸通畅。
7.2 空载试验
7.2.1 变压器应由电源侧接入电压，电源侧应有完善保护方法。
7.2.2 将过流保护时间限值，整定到瞬时。
7.2.3 变压器接入电压后，由零渐渐上升至额定电压，保持20min，测量
空载损耗和空载电流和出厂值比较，应基础相符合。
7.3 空载冲击合闸
7.3.1 变压器中性点已可靠接地。分接开关应在使用分接位置上。
7.3.2 电源侧三相开关不一样时应<0.01s。非合闸侧应有避雷器保护。过电
流保护时间限值，整定到瞬时。气体继电器信号回路暂接入分闸回路上（即电源跳闸回路上）。
7.3.3 合闸时，可停止冷却系统风扇和油泵，方便检验有没有异声。试验
周围也应无杂声。
7.3.4 冲击合闸电压为系统额定电压，合闸次数通常3次，最多不超出5
次。
在冲击时，假如电压值有一次达成最高工作电压时，可不再进行冲击合闸试验，认为合格。冲击合闸中，第一次合闸后，保持时间为20~30min，方便可仔细倾听有没有异常声音，以后合闸间隔可按要求实施。
7.3.5 假如含有条件，并有必需进行耐压试验时，其试验电压值为出厂值
85%。
7.3.6 空载冲击合闸结束后，应将气体继电器信号接点接至报警回路，
跳闸接点接至跳闸回路。调整好过流保护值，拆除临时接地线。最终对全部放气塞放气。
7.3.7 检测空载下变压器温升。不开启冷却装置，空载运行12h~24h，
统计环境温度及变压器顶层油温，如油温升到75℃，则开启1~2组冷却器，直至油温稳定为止。
7.4 带负载运行
当空载运行48h无异常后，可转入带负载运行，应逐步从25%、50%、75%到100%分级增加负载。随变压器温升增高，陆续开启一定数量冷却装置。在带负载运行24h（其中满载2h）后，变压器主体及附件正常，则变压器可投入正常运行。
8、 运行维护和故障分析
8.1 运行维护
8.1.1 新投入运行变压器在第30天内，不少于5次取油样试验，如耐
压值下降时应过滤油。在正常情况下，对变压器主体中变压器油，通常每隔6个月作一次油样检验。
8.1.2 对有载开关，每3个月取一次油样检验，必需时应过滤或更换油，
并统计切换次数。
8.1.3 对无励磁开关，调压时应参看使用说明书，按要求操作，调压时应
多切换几次，以消除油膜对接触电阻影响，然后切换到所需位置后锁牢，并测量绕组直流电阻、电压比，进行对比。
8.1.4 强迫油循环变压器，若因冷却系统停电，切除全部冷却器时，在
额定负载下许可运行20min，若油面温度上升到75℃时，最长运行时间不得超出1h。假如仅风扇停止运行，潜油泵继续工作，许可按油面温度控制运行时间。
8.1.5 测量铁心接地电流，反应铁心接地情况，应注意避免瞬间开路。
8.1.6 应常常检验各温度计读数和油面位置。保持各保护装置完好，动
作可靠，接线无松动，电缆无老化。
8.1.7 净油器、吸湿器内硅胶受潮率达60%时，应立即更换。
8.2 故障分析和排除
8.2.1 当气体继电器报警时，应速搜集气体分析，查明原因。
8.2.2 绝缘油如出现不符合GB/T 7595《运行中变压器油质量标准》（参见
表1）要求时，应立即采取处理方法。
8.2.3 变压器绝缘特征和交接试验比较超出要求时，应进行分析检验或
进行干燥处理。
8.2.4 若变压器运行中发生下列情况时，应立即停止运行，进行器身检验：
变压器油温超出许可限值时；
因大量漏油，油面急剧下降不能在短时处理时；
变压器内部噪声不正常、不均匀，有爆裂声时；
在正常负载，冷却系统正常运转下，油温不正常上升时；
压力释放阀、储油柜、有载开关防爆膜破裂喷油时；
变压器油油色改变严重，油内出现碳质时；
套管严重损坏有放电时；
经色谱分析，变压器油中有可燃性气体，烃增加速率快时；
8.2.5 当出现上述情况时，测量激磁电流判定绕组和铁心是否有局部短路
或环流，并进行器身检验。
9、 关键标准
本使用说明书所引用关键标准有：
GB1094.1 《电力变压器 第1部分：总则》
GB1094.2 《电力变压器 第2部分：温升》
GB1094.3 《电力变压器 第3部分：绝缘水平、绝缘试验
和外绝缘空气间隙》
GB1094.5 《电力变压器 第5部分：承受短路能力》
GB/T1094.10 《电力变压器 第10部分：声级测定》
GB/T6451 《三相油浸式电力变压器技术参数和要求》
GB/T4109 《高压套管技术条件》
GB10230.1 《分接开关 第一部分 性能要求和试验方法》
GB311.1 《高压输变电设备绝缘配合》
GB/T311