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电力变压器安装作业指导书

43
2020年4月19日
文档仅供参考

中国石油天然气管道通信电力工程有限公司施工作业指导书

电力变压器安装作业指导书
编号:ZYTX-DQ-AZ001

中国石油天然气管道通信电力工程有限公司
电气安装事业部

目录
1、适用范围 3
2、编写依据 3
3、作业流程 3
4、安全风险辨析与预控 4
5、作业准备 7
6、作业方法 8
6.1 施工准备 8
6.2 变压器（电抗器）本体到达现场后的检查 8
6.3 附件开箱验收及保管 8
6.4 油务处理 9
6.5 变压器（电抗器）附件安装 10
6.6 内部检查 12
6.7 抽真空注油 13
7 、质量控制措施及检验标准 18
附件1质量安全施工作业票 24

1、适用范围
本作业指导书适用于110kV及以下电压等级，频率为50Hz的油浸式主变压器和油浸式电抗器的安装作业。
2、编写依据
表2-1 编写依据
序号
引用资料名称
1
GB 50148- 《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》
2
GB 50150— 《电气装置安装工程 电气设备交接试验标准》
3
GB 26860- 《电力安全工作规程 发电厂和变电站电气部分》
4
DL 5009.3—1997《电力建设安全工作规程（变电所部分）》
5
GB 26861- 《电力安全工作规程 高压试验室部分》
6
DL T 596-1996 《电力设备预防性试验规程》
7
SY4030.2-93《石油建设工程质量评定标准（电气装置安装工程）》
8
SY 4206- 《 石油天然气建设工程施工质量验收规范 电气工程》
9
GB 50303- 《 建筑电气工程施工质量验收规范》
3、作业流程

l 图3-1 作业（工序）流程图
4、安全风险辨析与预控
4.1主变压器安装作业前，施工项目部根据该项目作业任务、施工条件，开展针对性质量安全风险评估工作，形成该任务的风险分析表。
4.2结合现场实际情况进行差异化分析，确定风险等级，现场技术员填写质量安全施工作业票，安全员审核，施工负责人签发。
4.3 施工负责人核对风险控制措施，并在日站班会上对全体作业人员进行质量安全交底，接受交底的作业人员负责将安全措施落实到各作业任务和步骤中。
4.4 质量安全施工作业票由施工负责人现场持有，工作内容、地点不变时可连续使用10天，超过10天须重新办理作业票，在工作完成后上交项目部保存备查。
表4-1变压器、油浸式电抗器的安装作业安全基准风险指南
序号
危 害 名 称
风险种类
风险等级
风险控制措施
1
无资质的人员进行特种作业
设备损坏
可接受的风险
由项目总工对特种作业人员资质进行审核，确保特种人员资质符合要求
2
未正确佩戴安全帽
打击
可接受的风险
安全员对进入现场人员的安全防护用品使用进行检查，确保人员正确佩戴安全帽
3
未系安全带的高空作业
坠落
低风险
作业前，工作负责人进行安全技术交底，现场设置安全监护人员，督促高处作业人员系好安全带，佩戴工具袋，衣着灵便，穿软底鞋，安全带不得高挂低用，移动过程中不得失去保护
4
关键工序不熟悉
设备损坏
可接受的风险
关键施工前，由项目总工对施工人员进行详细的技术交底，使施工人员熟悉工序
5
进入施工区域的非工作人员
触电
可接受的风险
在主变压器施工区域加装临时围栏或警告绳，并悬挂“禁止进入”标示牌，非工作人员严禁入内
6
无防护的孔洞
坠落
可接受的风险
作业前，检查在作业场所周围的孔洞的围蔽情况，确保作业场所周围的孔洞已围蔽或封堵，且悬挂“当心坑洞”标示牌
7
无序的施工
碰撞、
设备破损
可接受的风险
设备、瓷件开箱检查由施工队长或工作负责人组织并实施，并派专职或兼职安全员监护
8
撬棍插入设备箱内过深
设备破损
可接受的风险
设备、瓷件开箱时使用起钉器，不得用撬棒伸入箱内或穿过瓷件箱板开箱，以防损坏瓷件或设备
9
敲打设备箱内侧
设备破损
可接受的风险
开箱时，施工负责人督促施工人员使用撬棒、手锤、凿子、螺丝刀等手动工具，不得敲打瓷件内侧的箱板
10
朝天的铁钉
刺伤
可接受的风险
开箱后的所有箱板，及时打弯“朝天钉”，专人清理回收，堆放到指定位置
11
飞溅的异物
设备破损
可接受的风险
开箱后的设备和瓷件应做到边开箱、边检查、边就位，暂不能就位安装的，做好预防敲打、倾倒以及外来异物飞落的保护措施
12
不正确使用梯子
坠落
中等风险
工作人员高空作业时，拴好安全带，梯子放置稳固，由专人扶持或专梯专用；上下梯子清理鞋底油污；用绳索将梯子上、下部固定牢固
13
含氧量不足的设备内部
窒息
可接受的风险
充氮变压器、电抗器内部检查时，未经工作负责人确认充分排氮后，任何人不准进入变压器、电抗器内，并远离排气口处
14
遗漏在设备内的施工工具
设备烧损
可接受的风险
进入变压器、电抗器内部检查时，必须穿着专用工作服，事先对所用工器具进行详细检查，并注册登记，工作结束后按数收回，防止遗留在器身内
15
设备内部照明不足
碰撞
可接受的风险
携带手电筒进入设备内部检查，照明必须良好，安全照明电压不大于12V，防止碰撞
16
有缺陷的起重机
打击
低风险
使用起重机前司机应检查液压系统、钢丝绳索、刹车系统等，确保车况良好
17
指挥信号不清
碰撞
可接受的风险
起重过程中设专人指挥，确保指挥信号清晰、准确
18
有缺陷的工器具
设备损坏
低风险
工作负责人详细检查吊装套管所用绳索、卡扣外观良好，严禁使用有伤痕及不合格的吊具
19
歪斜的绑扎
设备破损打击
低风险
工作负责人详细检查吊绳绑扎的位置正确、适当，防止起吊时倾斜、翻倒
20
摆动的重物
设备破损
低风险
起吊时拴好控制方向的控制绳，方能起吊，起吊过程中要保持与非吊物间一定距离，以免发生碰撞损坏设备、瓷件
21
滑落的工具
打击
可接受的风险
使用工具袋及绳索传送工具，禁止抛掷工具传送，作业时使用的套筒及开口扳手要用布带与手绑扎连接
22
氧气瓶与乙炔气瓶不按规定放置
爆炸
低风险
安全管理制度要求，氧气瓶与乙炔气瓶应放在远离热源和油污的空旷地方，设置各类防晒、防潮措施和通风良好的临时仓库，分类摆放气体，禁止混存
23
明火
爆炸
低风险
施工现场内严禁吸烟，注意防火，配备适量的合格的灭火器；滤油设备远离火源及烘箱，滤油区为禁烟火区，并有相应的防火措施、器材和设施；滤油房和烘箱房四周禁止放置易燃物品或其它电气设备
24
未系安全带的高空作业
坠落
低风险
作业前，工作负责人进行安全技术交底，现场设置安全监护人员，督促高处作业人员系好安全带，佩戴工具袋，衣着灵便，穿软底鞋，安全带不得高挂低用，移动过程中不得失去保护
25
恶劣的天气
设备性能下降
可接受的风险
在进行设备内部检查作业时，使用温湿度计监测环境湿度，使用塑料布进行工作区域遮蔽，严禁在雨天、大风（4级以上）和相对湿度75%以上的天气进行设备内部作业
26
高温
设备性能下降
可接受的风险
本体有微小渗漏需补焊时，采用断续电焊，严禁火焊，并有妥善的安全防火措施
表4-2绝缘油的过滤及真空注油作业安全基准风险指南
序号
危 害 名 称
风险种类
风险等级
风险控制措施
1
接地不良的施工机具
触电
中等风险
工作负责人详细检查，滤油机、烘箱等电气机具及金属油管道接地良好
2
滤油设备超时运转
设备损坏
低风险
滤油过程中经常注意电机转动等声音，有异常则停机检查，过滤器经常清理
3
油箱呼吸器堵塞
土壤污染
低风险
油务处理过程中，工作负责人详细检查油箱呼吸器的工作情况，确保呼吸器顺畅
4
未经专业培训上岗
设备损坏
低风险
对操作人员进行培训，确保操作人员熟悉和执行滤油设备的安全操作规程，工作人员按规定办理交接班和做好滤油值班记录
5
不按操作规程操作压力式滤油机
设备损坏
低风险
使用压力式滤油机，开机时先打开出油阀门，然后启动油泵，再开进油阀门；停机时操作程序相反，以防压力升高发生事故
6
不按操作规程操作真空滤油机
设备损坏
低风险
使用真空滤油机时，应按水泵→真空泵→油泵→加热器的顺序开机，停机时按加热器→进油泵→出油泵→制冷泵→真空泵的顺序停机，冬季应注意防冻
7
设备真空度超限
设备破损
低风险
工作过程中，使用真空计监测设备真空度，专人每小时记录一次数据，在真空注油时按制造厂的抽真空规定，均匀地逐步提高真空度，同时检查油箱四周的变形，其最大值不得超过壁厚的2倍
8
不按操作规程操作滤油设备
设备性能下降
低风险
油盘经常清除剩油，滤油纸放入时预先滴尽油滴，滤油设备采用油加热器时，先开启油泵后投加热器。停机时，提前切除加热器，再关停油泵。严防油温过高油质碳化
9
烘箱温控整定错误
设备报废
低风险
烘箱使用时专人看管，做好记录，不得超温运行，检查温度以及干燥情况，值班人员离开现场时切断电源，挂上“不可合闸”警告牌
10
温度过高的烘箱
灼伤
低风险
施工人员发现烘箱温度上升过剧，立即切断电源，如出气孔冒烟有焦味时，切不可打开烘箱门，镇静处理，先将出气孔关闭，并在烘箱上盖上耐热材料（如石棉布），使烘箱与空气隔绝，以免发生火灾，并及时报告
11
明火
爆炸
低风险
施工现场内严禁吸烟，注意防火，配备适量的合格的灭火器；滤油设备远离火源及烘箱，滤油区为禁烟火区，并有相应的防火措施、器材和设施
12
不合理布置的滤油区
爆炸
低风险
施工现场内严禁吸烟，注意防火，配备适量的合格的灭火器；滤油房和烘箱房四周禁止放置易燃物品或其它电气设备
13
油箱支腿不稳
土壤污染
低风险
放置油箱前，对基础进行夯实处理并加垫枕木；注油过程中工作人员经常检查油箱支腿受力情况
14
过载的电源线
设备烧毁
可接受的风险
使用大功率电器设备前，施工人员必须核对施工电源容量是否满足其要求，变压器、油浸式电抗器施工电源要独立配置大容量开关，要注意观察电源线的绝缘情况，如出现超常发热、导线绝缘有破损，应及时检查、处理

5、作业准备
5.1 人员配备
表5-1 作业人员配备表
工序名称
建议工作人数
负责人数
监护人数
施工前准备
2
1
—
主变压器本体就位检查（厂家负责就位）
6
1
1
附件开箱检查及保管
4
1
1
套管及套管TA试验
4
1
1
附件安装及器身检查
12
1
1
油务处理、抽真空、真空注油及热油循环
5
1
1
注：作业人数根据具体工程量规模配备。

5.2 主要工器具及仪器仪表配置
表5-2 主要工器具及仪器仪表配置表
序号
名 称
规格/编号
单位
数量
备 注
1
吊车
16T/25T
台
1

2
真空滤油机
流量6000L/h以上；真空度≤13.3Pa
台
1

3
真空泵
真空度≤13.3Pa
台
1

4
干燥空气发生器
HMAD5 3.7m3/min
台
1
必要时
5
真空表
0～1000Pa
台
2

6
绝缘电阻表
1000V、2500V
只
各1

7
万用表
MF500
只
1

8
温湿度计

只
1

9
抽真空注油软管
直径50mm
m
适量

10
力矩扳手
50～200、200～500N·m
套
各1

11
尼龙吊绳
2T、3T
副
各2

12
链条葫芦
1T、5T
个
各1

13
专用钢丝绳
5T
对
1

14
干燥空气（氮气）
露点：≤-40℃
瓶
3
必要时
15
交流焊机
380V，18kW
台
2

16
气焊工具
—
套
1

17
大油灌
20T/个
个
适量
必要时
注：主要工器具及仪器仪表根据具体工程量规模配备。

6、作业方法
6.1 施工准备
6.1.1 技术资料：设计图纸、施工规范、安全措施。
6.1.2 人员组织：技术负责人、安装负责人、安全质量负责人和技能人员。
6.1.3 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。
6.1.4 施工材料准备：螺栓等。
6.2 变压器（电抗器）本体到达现场后的检查
6.2.1 检查本体外表是否有变形、损伤及零件脱落等异常现象，会同厂家、监理公司、建设单位代表检查变压器运输冲击记录仪，记录仪应在变压器就位后方可拆下，冲击加速度应在3g以下，由各方代表签字确认并存档。
6.2.2变压器内充干燥空气（氮气）运输时，检查本体内的干燥空气（氮气）压力是否为正压（0.01～0.03MPa），并做好记录。变压器就位后，每天专人检查一次并做好检查记录。如干燥空气（氮气）有泄漏，要迅速联系变压器的生产厂家技术人员解决问题。
6.2.3 就位时检查好基础水平及中心线应符合厂家及设计图纸要求，按设计图纸核对相序就位，并注意设计图纸所标示的基础中心线与本体中心线有无偏差。本体铭牌参数应与设计的型号、规格相符。
6.2.4 为防止雷击事故，就位后应及时进行不少于两点接地，接地应牢固可靠。
6.3 附件开箱验收及保管
6.3.1 附件到达现场后，会同监理、业主代表及厂家代表进行开箱检查。对照装箱清单逐项清点，对在检查中发现的附件损坏及漏项，应做好开箱记录，必要时应拍相片备查，各方代表签字确认。
6.3.2 变压器（电抗器）本体、有载瓦斯继电器、压力释放阀及温度计等应在开箱后尽快送检。
6.3.3 将变压器套管竖立在临时支架上，临时支架必须稳固。对套管进行介质损耗因数（简称介损）试验并测量套管电容；对套管升高座TA进行变比等常规试验，合格后待用。竖立起来的套管要有相应防潮措施，特别是橡胶型套管不能受潮，否则将影响试验结果。
6.4 油务处理
6.4.1 变压器（电抗器）绝缘油如果是桶盛装运输到货，则在现场需准备足够的大油罐（足够一台变压器用油）作为净油用。对使用的油罐要进行彻底的清洁及检查，如果是使用新的油罐，则必须彻底对油罐进行除锈，再用新合格油冲洗。油罐应能密封，在滤油循环过程中，绝缘油不宜直接与外界大气接触，大油罐必须装上呼吸器。
6.4.2大储油罐摆放的场地应无积水，油罐底部需垫实并接地可靠，检查储油罐顶部的封盖及阀门是否密封良好，并用塑料薄膜包好，防止雨水渗入储油罐内。
6.4.3油管道禁用镀锌管，可用不锈钢管或软管，用合格油冲洗干净，与钢管连接头采用专门的卡子卡固或用多重铁丝扎牢，阀门选用密封性能好的铸钢截止阀。管道系统要进行真空试验，经冲洗干净的管道要严格封闭防止污染。
6.4.4油处理系统由高真空滤油机、油罐及其连接管道阀门组成，整个系统按能承受真空的要求装配。
6.4.5绝缘油的交接应提前约定日期进行原油交接。当原油运至现场进行交接时，变压器生产厂家或油供应商应提供油的合格证明。交接时应检查油的数量是否足够，做好接收检验记录。
6.4.6真空滤油。用压力式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，但各罐油内的油经热油循环处理后试验数据须满足有关技术指标，并须提交油的试验报告。注入的绝缘油标准见表6-1。
表6-1注入绝缘油标准
项 目
电压等级（kV）
项 目
电压等级（kV）
110
220
330
500
110
220
330
500
油电气强度（kV）
≥40
≥40
≥50
≥60
变压器油含水量（mg/L）
≤20
≤15
≤15
≤10
油中溶解气体色谱气分析（mL/L）
总烃20；氢10；乙炔0
油的介损tand（％）（90℃）
≤0.5
≤0.5
≤0.5
≤0.5
界面张力（25℃）（mN/m）
≥35
油中含气量（体积分数）（％）
500kV：≤1
酸值（mgKOH/g）
≤0.03
水溶性酸（pH值）
＞5.4
闪点（闭口）（℃）
≥140（10号、25号油）；
≥135（45号油）

6.4.7滤油
（1） 先将桶装（运油车上）的油用滤油机抽到大油罐。原油静置24h后取油样送检；变压器本体、有载的绝缘油及到达现场的绝缘油必须分别取样送检。合格就可将油直接注入本体；不合格则开始进行滤油。
（2） 送检的每瓶油样必须注明工程名称、试验项目、取样地方等，试验项目一般有色谱、微水、耐压、介损、界面张力（25℃）、含气量（为500kV等级项目）。安装前与安装后的试验项目略有不同。
（3） 滤油采用单罐的方式进行。确保每罐油的油质都达到规程规定的标准。
（4） 一般变压器油经过真空滤油机循环3次即能达到标准要求，静放规定时间后可取样试验，合格后将油密封保存好待用。
（5） 绝缘油处理的过程中，油温适宜温度范围是50～55℃，不能超过60℃。防止由于局部位置过热而使油质变坏。
（6） 填写好滤油记录，以作为油务处理过程质量监督的依据及备查。
6.5 变压器（电抗器）附件安装
6.5.1 安装冷却装置
（1） 散热器安装前应用合格的绝缘油清洗干净并做密封试验，无渗漏。
（2） 打开散热器上下油管及变压器本体上蝶阀密封板，清洗法兰表面，连接散热器短管。
（3） 将管口用清洁的尼龙薄膜包好；散热器在安装前要打开封板，把运输中防潮硅胶取出来，将潜油泵的残油排净，取出防振弹簧，检查油泵、风扇转动情况是否可靠灵活，油流计触点动作是否正常，绝缘电阻应大于10MW，连接油泵时须按油流方向安装。
（4） 用吊车将上下油管、散热器吊起组装，最后安装加固拉板并调节散热器的平行与垂直度，吊装散热器时必须使用双钩起重法使之处于直立状态，然后吊到安装位置，对准位置后再装配，其上下连接法兰中心线偏差不应大于5mm，垫圈要放正。
（5） 调整位置后先拧紧散热器与油泵相接处的螺栓，然后再拧紧散热器与变压器上部阀门相接处的螺栓。整个散热器固定牢固之后，方能取下吊车挂绳。
6.5.2 套管升高座的安装
（1） 吊装升高座、套管安装时，必然使器身暴露在空气中，在作业时需要向变压器油箱内吹入干燥空气。
（2） 将干燥空气发生装置连接到变压器油箱的上部或中部阀，吹入干燥空气。吹入干燥空气的露点必须低于-40℃，并确认无水、锈斑及垃圾。
（3） 拆除本体油箱上面套管升高座连接的封盖，清理干净法兰表面及垫圈槽，用新的密封垫圈放入法兰上的垫圈槽内，并涂上密封油脂，注意密封垫放置的位置应正确，法兰中临时盖上干净的塑料布待用。
（4） 用吊车吊起套管升高座，拆下其下法兰的封盖并清洗法兰表面及内侧（升高座内的残油用油桶装起，避免洒落污染）。
（5） 然后慢慢把升高座吊装在本体法兰上，拿开塑料布，确认变压器本体法兰与套管升高座上法兰配合的标记，用手拧上螺丝，最后用力矩扳手均匀拧紧螺丝；紧螺丝的过程中用对角紧法。
（6） 安装过程应逐个进行，不要同时拆下两个或几个本体上升高座的封盖，以免干燥空气量不足，造成变压器器身受潮。
（7） 各个电流互感器的叠放顺序要符合设计要求，铭牌朝向油箱外侧，放气塞的位置应在升高座最高处。
6.5.3 套管的安装
（1） 打开套管包装箱，检查套管瓷件有否损坏，并清洁瓷套表面。用1000V绝缘电阻表测量套管绝缘电阻，其阻值应大于1000MW。
（2） 同时拆出器身套管法兰盖，用干净白布清洁法兰表面，之后给套管上垫圈并给垫圈槽涂上密封剂，确认套管油位表的方向，慢慢地用吊车把套管吊起放入升高座内，注意在套管法兰与升高座法兰对接时要防止套管下部瓷套与套管升高座法兰相碰；安装时不要同时打开两个或几个封盖。
（3） 套管吊装完后的内部导线连接等工作由生产厂家的现场技术人员完成，施工单位协助。内部连接可选择在变压器内部检查时一同进行。
（4） 套管就位后油标和铭牌向外（便于运行时观察），紧固套管法兰螺栓时，应对称均匀紧固。根据变压器组装外形图，其三侧套管是倾斜角度的安装方式，吊装前要准备充分，可选择如图6-1所示的吊装方法。

l 图6-1套管吊装
（5） 为不损坏套管，吊装时最好采用尼龙吊带，若采用钢丝绳时应包上保护材料；在链条葫芦碰及套管的地方包上保护材料。
6.5.4 有载调压装置的安装
固定调压装置的传动盒，连接水平轴和传动管、操动机构后，手动操动机构调整有载调压分接开关的分接头，使两者的位置指示一致，转动部分应加上润滑脂。
6.5.5 油枕的安装
根据出厂时的标记，安装及校正油枕托架，把连接本体上的油管固定好。在地面上放掉油枕里的残油，装上油位表，确认指针指示“0”位，并把油枕相关附件装好之后，吊到本体顶部与油管连接好，固定在油枕托架上。压力释放阀要在完成油泄漏试验后才装上。
6.5.6 连管及其它配件安装
安装呼吸器和连通其油管，在安装温度表时，勿碰断其传导管，并注意不要损坏热感元件的毛细管，最后安装油温电阻元件、冷却器控制箱、爬梯及铭牌等。
6.6 内部检查
6.6.1 注意事项
（1） 天气不下雨，当空气相对湿度小于75％时，器身暴露在空气中的时间不得超过16h。
（2） 工作人员必须穿戴专用工作服、鞋袜、帽，身上不得带入任何异物。带入油箱的工具应由专人负责保管登记，并用白布带拴住，挂在内检人员身上，工作完毕后要清点。
（3） 工作照明应用防爆式有罩的低压安全灯或干电池作业灯。
（4） 内部工作时，应从打开的人孔盖不断通入干燥空气，安装氧气分析表（生产厂家自带），保证内部含氧量不少于18％，人孔附近要有人保持与内部工作人员联系。
6.6.2 检查项目
所有紧固件是否松动（引线要件、铜排连接处、夹件上梁、两端横梁、铁轭拉带、垫脚、开关支架等处螺丝和压钉等）。如有松动脱落，应当复位，拧紧。木螺丝应用手按顺时针方向拧紧检查；检查引线的夹持、捆绑、支撑和绝缘的包扎是否良好，如有移位、倾斜、松散等情况，应当复位固定，重新包扎。
6.6.3 内部接线后的检查
检查是否和图纸接线一样；内部引线与引线之间，及和其它结构件（油箱壁等）之间的距离是否不小于图纸给定尺寸。
6.7 抽真空注油
6.7.1 抽真空
（1） 注油采用真空注油方式，能有效地除去器身和绝缘油中的气泡、水分，提高变压器（电抗器）的绝缘水平。
（2） 真空注油要在连接好所有本体、真空泵、集油箱之间的管路，检查无误后（确定真空泵油无杂质水分）方可按图6-2所示打开阀①、②、③，关闭阀④、⑤、⑥。

l 图6-2 抽真空注油管路
（3） 开动真空泵进行抽真空，每抽1h，察看并记录真空度，同时察看温度计当时的油箱内温度，并作记录。
（4） 真空度达到规定值以下后，关闭真空泵，放置1h，测定真空的泄漏量，泄漏量的标准为30min/13Pa以下。
（5） 如果有泄漏时，停止抽真空，用干燥空气充入，破坏真空，然后寻找泄漏点。一般寻找泄漏点及修补的方法如下所述：
1） 抽真空时，关闭阀①，停止抽真空，靠近器身用耳朵听声音以寻找泄漏点。
2） 破坏油箱的真空后，用干燥空气加压，并用肥皂水寻找泄漏点。油箱内充油加压，然后寻找泄漏点。螺丝紧固部全部紧固一遍。具体采用哪种方法，与在现场的生产厂家技术指导人员商定。
3） 测定泄漏量，无泄漏后，启动真空泵，打开阀①，继续抽真空，真空度达到规定值以下后，220kV级连续抽真空时间8h，500kV级连续抽真空24h后再真空注油。泄漏率
V＝(P2-P1)/30×V1　
式中：
P1 ——关闭阀5min后的真空度，Pa；
P2 ——测完P1后30min后的真空度，Pa；
V1 ——主变压器本体容积，L。
6.7.2 本体真空注油
（1） 在变压器本体下部安装的阀⑦接入注油装置的油管。
（2） 使用各种连管、阀门前，将其内部用变压器油冲洗干净（可用透明的聚乙烯管）。
（3） 打开阀⑤，主体内一边抽真空，一边开动滤油机进行注油。注油时应保持真空度在规定值以下；油面达到适当位置后（按注油曲线高出10％左右），停止注油，继续抽真空符合规程规范。
（4） 注油时真空度保持小于规定值，油温保持50～80℃（一般为60℃）。注油液面一般以使器身的铁芯浸入油中为宜，油面距箱顶要留有一定的空间，应高于铁芯上面100mm以上。
（5） 停止抽真空，关闭抽真空阀①、②，关闭真空泵，同时卸下真空表；开始开动干燥空气发生装置，缓慢地打开阀⑥，慢慢向变压器内充入干燥空气破坏真空，同时监视油面。如果此时油面下降太多，不符合注油曲线上的值则停止充入干燥空气，追加注油到符合要求为止。
（6） 注油结束后，注满油的时间应大于6h，注油到接近箱顶100～200mm位置后，停止注油，保持真空度4h以上，关闭真空泵阀，采用干燥空气解除真空，关闭各个抽真空阀门，补充油到储油柜油位计指示当前油温所要求的油位，并进行各分离隔室注油。
（7） 胶囊充入干燥空气，压力加至0.01～0.015MPa，然后慢慢打开油枕的排气栓，直至所有变压器（电抗器）油流出后关闭排气栓，然后排出干燥空气，使压力为0；用附在吸湿器配管上的特殊手柄将吸湿器安装好。
6.7.3 有载分接开关室的注油
净油机接在有载分接开关室配管进口阀上，按有载分接开关的注油曲线根据当时的油温注油至比规定油面高10％。注油后，从开关室出口阀取油样测定油是否符合有关规定。
6.7.4 真空注油注意事项
（1） 注入油的温度应高于器身温度，而且最低不得低于10℃，以防止水分的凝结。
（2） 注油的速度不宜大于100L/min，因为静电发生量大致按油流速三次方比例增加，以流速决定注油时间较合适。
（3） 雨、雾天气真空注油时容易受潮，故不宜进行。
（4） 由于胶囊及气道隔膜机械强度承受不了真空注油的压差，容易损坏，故当真空注油时，储油箱应予以隔离，取下气道隔膜用铁板临时封闭。
（5） 注油时应从油箱下部油阀进油，以便于排除油箱内及附于器身上的残余气体。可是，加注补充油时应经过储油箱注入，防止气体积存于某处，影响绝缘降低。
（6） 注油完毕，不要忘记排气。应对油箱、套管、升高座、气体继电器、散热器及气道等处多次排气，直至排尽为止。
6.7.5 热油循环
（1） 变压器（电抗器）经过上部和下部的滤油阀与滤油机连成封闭环形，油循环的方向从滤油机到变压器顶部，从变压器（电抗器）底部到滤油机。
（2） 关闭冷却器与本体之间的阀门，打开油箱与储油柜之间的蝶阀，将油从油箱底部抽出，经真空滤油机加热到65℃±5℃，再从油箱顶部回到油箱。每隔4h打开1组冷却器，进行热油循环。
（3） 油循环直到经过油量对应于油箱总油量的2倍以上的循环时间。净油设备的出口温度不应低于65℃±5℃，220kV级热油循环时间不少于48h，500kV级及以上热油循环时间不少于72h，当环境温度低于10℃时，应对油箱采取保温措施。
（4） 经热油循环处理后，若绝缘油不合格，则适当延长热油循环时间。
（5） 补油：经过储油柜上专用阀门进行补油，注至储油柜标准油位（根据油温度曲线）。
（6） 静置：500kV变压器（电抗器）停止热油循环后宜静放不少于72h（110kV不少于24h、220～330kV不少于48h），变压器（电抗器）静放后，应打开气塞放气，并应同时启动潜油泵，以便冷却器中残余气体排尽。
（7） 500kV油浸变压器、电抗器真空注油后必须进行热油循环。
6.7.6 整体密封试验（见图6-3、图6-4）
按图6-3所示布置好器材，开动干燥空气发生装置的阀，放出少量干燥空气，确认没有水及其它杂物然后开始充入干燥空气；加压至0.01MPa，从气体继电器及油配管等的排气栓进行排气，继续加压至0.03MPa；加压至0.03MPa过24h后检查封入的干燥空气压力是否有大幅度变化，分析并检查是否有漏油；试验结束后排出干燥空气。

图6-3 密封试验管路图（一）

l 图6-4 密封试验管路图（二）
6.7.7 配线组装及配线连接
（1） 配线的固定：固定各种电缆，多根数电缆用合适的扎带扎紧布置于线槽内，同时为防止受油箱面温度的影响，配线时勿直接接触油箱面。
（2） 接向各附件端子箱的电缆穿通，穿通部要填上硅胶进行密封，钢铠装电缆要在穿通部外侧用金属固定件固定，勿使电缆上产生张力。
（3） 钢铠装接地：接线端子压接部分要打磨，使其可靠接地。
（4） 接线：配线后，用500V绝缘电阻表测定各电缆和对地的绝缘电阻，确认在2MW以上。
6.7.8 结尾工作
变压器油经规定时间静置后，做加压稳定试验（保持氮气压力0.3kg/cm2大于72h）。即可取油样进行各项油、气测试项目。并对变压器补漆、油位调整，清理现场，移交电气试验。
7 、质量控制措施及检验标准
7.1 质量控制措施
7.1.1 本体和附件
（1） 本体和组部件等各部位均无渗漏。
（2） 储油柜油位合适，油位表指示正确。
7.1.2 套管
（1） 瓷套表面清洁无裂缝、损伤。
（2） 套管固定可靠、各螺栓受力均匀。
（3） 油位指示正常、油位表朝向应便于运行巡视。
（4） 电容套管末屏接地可靠。
（5） 引线连接可靠、对地和相间距离符合要求，各导电接触面应涂有电力复合脂。引线松紧适当，无明显过紧过松现象。
7.1.3 升高座和套管型电流互感器
（1） 放气塞位置应在升高座最高处。
（2） 套管型电流互感器二次接线板及端子密封完好，无渗漏，清洁无氧化。
（3） 套管型电流互感器二次引线连接螺栓紧固、接线可靠、二次引线裸露部分不大于5mm。
（4） 套管型电流互感器二次备用绕组经短接后接地，检查二次极性的正确性，电压比与实际相符。
7.1.4 气体继电器
（1） 检查气体继电器是否已解除运输用的固定，继电器应水平安装，其顶盖上标志的箭头应指向储油柜，其与连通管的连接应密封良好，连通管应有1％～1.5％的升高坡度。
（2） 集气盒内应充满变压器油，且密封良好。
（3） 气体继电器应具备防潮和防进水的功能，必须加装防雨罩。
（4） 轻、重气体继电器触点动作正确，气体继电器按DL/T 540校验合格，动作值符合整定要求。
（5） 气体继电器的电缆应采用耐油屏蔽电缆，电缆引线在继电器侧应有滴水弯，电缆孔应封堵完好。
（6） 观察窗的挡板应处于打开位置。
7.1.5 压力释放阀
（1） 压力释放阀及导向装置的安装方向应正确；阀盖和升高座内应清洁，密封良好。
（2） 压力释放阀的接点动作可靠，信号正确，接点和回路绝缘良好。
（3） 压力释放阀的电缆引线在继电器侧应有滴水弯，电缆孔应封堵完好。
7.1.6 有载分接开关
（1） 传动机构应固定牢靠，连接位置正确，且操作灵活，无卡涩现象；传动机构的摩擦部分涂有适合当地气候条件的润滑脂。
（2） 电气控制回路接线正确、螺栓紧固、绝缘良好；接触器动作正确、接触可靠。
（3） 远方操作、就地操作、紧急停止按钮、电气闭锁和机械闭锁正确可靠。
（4） 电机保护、步进保护、连动保护、相序保护、手动操作保护正确可靠。
（5） 切换装置的工作顺序应符合制造厂规定；正、反两个方向操作至分接开关动作时的圈数误差应符合制造厂规定。
（6） 在极限位置时，其机械闭锁与极限开关的电气联锁动作应正确。
（7） 操动机构挡位指示、分接开关本体分接位置指示、监控系统上分接开关分接位置指示应一致。
（8） 压力释放阀（防爆膜）完好无损。如采用防爆膜，防爆膜上面应用明显的防护警示标示；如采用压力释放阀，应按变压器本体压力释放阀的相关要求。
（9） 油道畅通，油位指示正常，外部密封无渗油，进出油管标志明显。
7.1.7 吸湿器
（1） 吸湿器与储油柜间的连接管的密封应良好，呼吸应畅通。
（2） 吸湿剂应干燥；油封油位应在油面线上或满足产品的技术要求。
7.1.8 测温装置
（1） 温度计动作触点整定正确、动作可靠。
（2） 就地和远方温度计指示值应一致。
（3） 顶盖上的温度计座内应注满变压器油，密封良好；闲置的温度计座也应注满变压器油密封，不得进水。
（4） 记忆最高温度的指针应与指示实际温度的指针重叠。
7.1.9 净油器
（1） 上下阀门均应在开启位置。
（2） 滤网材质合格，安装正确。
（3） 硅胶规格和装载量符合要求。
7.1.10 本体、中性点和铁芯接地
（1） 变压器本体油箱应在不同位置分别有两根引向不同地点的水平接地体。每根接地线的截面应满足设计的要求。
（2） 变压器本体油箱接地引线螺栓紧固，接触良好。
（3） 110kV及以上绕组的每根中性点接地引下线的截面应满足设计的要求，并有两根分别引向不同地点的水平接地体。
（4） 铁芯接地引出线（包括铁轭有单独引出的接地引线）的规格和与油箱间的绝缘应满足设计要求，接地引出线可靠接地。引出线的设置位置有利于监测接地电流。
7.1.11 控制箱（包括有载分接开关、冷却系统控制箱）
（1） 控制箱及内部电器的铭牌、型号、规格应符合设计要求，外壳、漆层、手柄、瓷件、胶木电器应无损伤、裂纹或变形。
（2） 控制回路接线应排列整齐、清晰、美观，绝缘良好无损伤。接线应采用铜质或有电镀金属防锈层的螺栓紧固，且应有防松装置，引线裸露部分不大于5mm；连接导线截面符合设计要求，标志清晰。
（3） 控制箱及内部元件外壳、框架的接零或接地应符合设计要求，连接可靠。
（4） 内部断路器、接触器动作灵活无卡涩，触头接触紧密、可靠，无异常声音。
（5） 保护电动机用的热继电器或断路器的整定值应是电动机额定电流的0.95～1.05倍。
（6） 内部元件及转换开关各位置的命名应正确无误并符合设计要求。
（7） 控制箱密封良好，内外清洁无锈蚀，端子排清洁无异物，驱潮装置工作正常。
（8） 交直流应使用独立的电缆，回路分开。
7.1.12 冷却装置
（1） 风扇电动机及叶片应安装牢固，并应转动灵活，无卡阻；试转时应无振动、过热；叶片应无扭曲变形或与风筒碰擦等情况，转向正确；电动机保护不误动，电源线应采用具有耐油性能的绝缘导线。
（2） 散热片表面油漆完好，无渗油现象。
（3） 管路中阀门操作灵活、开闭位置正确；阀门及法兰连接处密封良好无渗油现象。
（4） 油泵转向正确，转动时应无异常噪声、振动或过热现象，油泵保护不误动；密封良好，无渗油或进气现象（负压区严禁渗漏）。油流继电器指示正确，无抖动现象。
（5） 备用、辅助冷却器应按规定投入。
（6） 电源应按规定投入和自动切换，信号正确。
7.1.13其它
（1） 所有导气管外表无异常，各连接处密封良好。
（2） 变压器各部位均无残余气体。
（3） 二次电缆排列应整齐，绝缘良好。
（4） 储油柜、冷却装置、净油器等油系统上的油阀门应开闭正确，且开、关位置标色清晰，指示正确。
（5） 感温电缆应避开检修通道。安装牢固（安装固定电缆夹具应具有长期户外使用的性能）、位置正确。
（6） 变压器整体油漆均匀完好，相色正确。
（7） 进出油管标识清晰、正确。
（8） 紧固螺