油浸式电力变压器安装使用说明书-中电投响屏山.doc

【精品文档】如有侵权，请联系网站删除，仅供学习与交流油浸式电力变压器安装使用说明书-中电投响屏山.精品文档.油浸式电力变压器安装使用说明书本说明书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、安装运行等环节工作中基本技术要求和操作程序的指导性文件。在使用本说明书时，应结合变压器的具体结构和订货合同（含技术协议）要求，参照相关国家、行业标准和有关组部件使用说明书的技术要求进行施工。如有疑问请与生产商联系以便妥善处理。1、 包装1.1 变压器的主体和附件分开运输。变压器的主体、较长的导油管路、支架、净油器、储油柜、片式散热器及其控制箱、充满变压器油的套管型电流互感器组等，一般不包装运输，但所有管口应密封可靠，其中储油柜的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、较小的导油管路、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，装箱单与出厂文件一起包装运输。2、 运输与装卸2.1 运输要求2.1.1 带油运输的变压器，油箱内应充入合格的变压器油，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）运输的变压器，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的纯氮气或露点不高于-40的干燥空气，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0.0150.03MPa。2.1.3运输装车和固定，按有关运输部门规定和要求执行。特别提示必须利用上节油箱的吊拌和下节油箱的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的组附件。完成装车后，应对索固件的位置进行有效的标记，以备运输过程中和到达目的地时测定位移情况。2.1.4按照GB/T6451的要求，容量150MVA的变压器主体运输时应装冲撞记录仪；一般情况下，容量150MVA的变压器主体运输时也应装冲撞记录仪。2.1.5带有载开关的变压器，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，调查好道路及途经的桥梁、涵洞、隧道等结构、尺寸、坡度、倾斜度、转弯、承重等情况，调查好沿途的架空线路（电力、通信等）、立交桥、公路设施等高空障碍物的情况，并视情况做好处理方案。2.2.2在整个运输过程中（包括铁路、公路、水路），应防止冲击，严重振荡、颠簸。变压器主体倾斜度，在长轴方向上不大于15°，短轴方向上不大于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不大于：纵向运输重量在50t以上的变压器2g，50t以下的为2.5g；横向为1.5g；由于震动产生的垂直加速度为2g。2.2.4运输过程中，每2小时应检查以下事项：索固是否松动、是否有位移、是否有渗漏油等，并作好检查记录。2.2.5充气运输的变压器，每2小时检查一次油箱内部气体压力，气体压力应不低于0.015MPa；当发现压力低于0.015 MPa时，应及时开启补气装置进行补充，压力不应超过0.03 MPa；每次检查及补气应作好记录。 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，共同进行清点检查（按运单），如有破损等情况应及时会同保险公司进行鉴定，并作好现场记录。需要及时处置的问题，应及时作临时处理。2.3主体卸车2.3.1 卸车地点地坪必须平整坚实.2.3.2 选用起吊卸车时，起吊设备、吊具及起吊地基，必须符合变压器的起吊重量（即主体运输重）的要求，并备有足够的裕度。起吊时，吊索与垂直夹角不大于30°，吊索应均匀受力，否则应使用吊梁。起吊使用变压器的吊拌位置和数量，详见变压器的安装尺寸图。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，千斤顶的数量不得少起重专用支架数，每只千斤顶的起重能力为变压器主体运输重的1/21/3。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，但两侧的千斤顶应保持同步进行，速度相同，防止千斤顶打滑。2.1.4 主体牵引着力点应牵挂在下节油箱专用拉板孔上，不允许牵挂在不能受拉力的组附件上。在轨道上使用小车或滚杠，其牵引速度不超过100m/h。2.3.5 极特殊情况必须在斜坡上装卸主体时，斜坡应控制在约15：1，使斜坡角度不大于8°,并有防滑措施。3、 验收与保管3.1验收检查3.1.1 变压器主体及附件运到现场或指定地点,收货单位收到后应及时通知生产商派员前来共同开箱清点，在生产商的人员未到达之前，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 检查运输过程中的相对位移。对装有冲撞记录仪运输的变压器主体，应检查并记录在运输和装卸过程中受冲撞情况的记录，并取出记录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。充气运输的变压器，内部所充气体压力应为正压，且压力应为0.0150.03MPa。3.1.2 生产商接到收货单位通知后应及时派员到现场，双方共同配合进行清点。3.1.2.1 按“订货合同”和“出厂试验证明书”核对产品铭牌，检查其容量、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”检查拆卸附件和零件是否齐全和完好。按“出厂文件一览表”检查技术资料是否正确、齐全。添加用变压器油的牌号和数量是否一致。3.1.2.2 带油运输的变压器，主体内变压器油的击穿电压不低于表1规定值的85%，经滤油合格后即可。充气运输的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：110220kV级为40kV；35kV级及以下为35kV。3.1.2.3 测量绕组的绝缘电阻R60，对带油运输的和不带油运输的注入合格变压器油的变压器，其R60不低于出厂值的70%。对带油运输的变压器1030时绝缘吸收比：35kV级R60/R15>1.2，110220kV级R60/R15>1.3。对不带油运输的变压器，注入合格的变压器油后，R60/R15>1.3。测量变压器介质损耗因数tan。对带油运输的变压器或不带油运输，排气后注入合格变压器油的变压器，测得的tan值，应不大于出厂值的130%。运输时不装套管的变压器可不进行本条的测量。3.1.2.4 测量铁心的绝缘电阻，如果夹件接地为单独引出则一并测量。3.2 贮存与保管3.2.1 对带油运输的变压器，在到达现场二个月内不能进行安装时，应装上储油柜（包括有载开关的储油柜），注入合格的同生产商同牌号的变压器油，至储油柜相应温度的油面高度，并装上吸湿器存放。3.2.2 对充气运输的变压器，在到达现场一个月内不能进行安装时（在这一个月内未注油前，必须确保内部气体压力为0.0150.03MPa），应排出所充气体注入合格的同生产商同牌号的变压器油至绝缘压板高度以上，然后再装上储油柜，（包括有载开关的储油柜），再注油至储油柜相应温度的油面高度，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个月至少检查一次，检看有无渗漏油，油位是否正常，吸湿器中硅胶是否变色。每6个月检查一次变压器油的绝缘情况。3.2.4 对变压器的附件，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的附件，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个月检查一次头部油位和有无渗漏现象，每6个月检查一次变压器油绝缘情况。对其他附件，凡安装后内部要充满变压器油的组件，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 变压器油的管理3.3.1 变压器运到现场后，应检查油箱中变压器油和单独包装运输的添加变压器油。若检查不合格时，必须重新处理，达到合格。3.3.2 在变压器油注入油箱或油罐时，应防止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 装油容器和管路必须清洗干净，并检查密封情况，对装满油容器的呼吸孔，必须装吸湿器。3.3.4 注入油箱内的变压器油，应符合GB/T 7595运行中变压器油质量标准，详见表1 。3.3.5 一般情况下尽量使用由变压器生产商提供的变压器油，如需补充其他来源的变压器油，必须经具有相应资质的有关部门检验合格，且符合混油要求，可以混用时方可使用。4、 现场安装4.1 安装前的准备4.1.1 技术准备按照变压器出厂技术资料和有关技术文件，了解变压器主体及其组附件的结构和工作原理，掌握所规定的安装要求。按照国家、行业等的有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定安装程序、施工方案和安技措施。安装工作程序和主要工作内容参见表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的油运行油1外状透明、无杂质或悬浮物外观目视2水溶性酸（pH值） 5.44.2GB/T75983酸值，mgKOH/g0.030.1GB/T7599或GB/T 2644闪点（闭口），140（10号、25号油）135（45号油）与新油原始测定值相比不低于10GB/T 2615水分1），mg/kg330500220110及以下 101520152535GB/T7600或GB/T76016界面张力（25）, mN/m3519GB/T65417介质损耗因数 （90）5003300.0070.0100.0200.040GB/T56548击穿电压2），kV5003306622035及以下6050403550453530GB/T507或DL/T429.99体积电阻率（90）·m5003306×10101×10105×109GB/T5654或DL/T429.910油中含气量，%（体积分数）33050013DL/T 423或DL/T 45011油泥与沉淀物，%（质量分数）0.02（以下可忽略不计）GB/T51112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（标准的附录）GB/T 17623GB/T 72521） 取样油温为4060。2） DL/T 429.9方法是采用平板电极；GB/T 507是采用圆球、球盖形两种形状电极。三种电极所测的击穿电压值不同其影响情况，见附录B（提示的附录）。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主要工作内容安装工作程序主要工作内容1现场验收与保管对出厂文件、主体、附件、备件等验收与保管。2安装前准备技术准备，安装计划编制，变压器油检查、处理。起重、真空、滤油、试验等设备及常用工具和专用工具的准备。辅助材料、电工材料的准备。安全措施的准备。附件的清洗与整理。3变压器就位变压器牵引、顶升就位。4排氮充氮运输的变压器主体，按照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器身检查器身检查、测试和回装。6组附件安装组附件安装及密封检查。7变压器注油变压器油的检验，处理和真空注油。8注油后工作密封检查、静放、绝缘性能判断。9试运行交接验收试验，继电保护、测量装置的检查和调整整定，冷却系统的试验和整定，冲击合闸试验和空载试运行。以上程序和内容可据不同情况而调整、补充。4.1.2 安装前检查主体检查 按照验收与保管方法,检查密封情况和油位，检查铁心对地绝缘，如夹件单独接地应同时检查。如条件具备，应测量变压器绕组的绝缘电阻、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。套管检查 进行外观、油位、密封检查和绝缘测试。容油附件检查 进行冷却装置、导油管路、净油器、储油柜等容油的组附件清洁、密封检查。法兰密封检查 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。电流互感器检查 测量套管型电流互感器组的绝缘电阻、变比等应与合同要求和铭牌相符。密封检查按上一条款。其它组部件检查 对温度计、气体继电器、压力释放阀、控制箱、端子箱等，参照各自的使用说明书进行检查，应保证完好、无损、动作灵活可靠。变压器油检查 对主体油箱中和添加的变压器油，取油样检查，应符合GB/T 7595运行中变压器油质量标准的规定，见表1。4.1.3 设备、工具等准备起重设备与吊具应有充分裕度，并确保吊挂可靠，防止损伤变压 器各部位，各种试验设备及仪表的容量、精度符合试验要求。试验场地必须有安全措施。对110kV级及以上的变压器，均应采用真空注油，所用管路阀门应除锈、清洗干净。除常用工具外，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，设专人负责。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。如果使用的硅胶受潮，应进行干燥处理。4.2 变压器油的处理在安装前，如经检查变压器油不合格时，必须进行处理，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的高、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，最大不得超过15°。上台后，可顶起就位，应采用长轴两端交替下降的方法拆除道木，将变压器落在基础上。如果油箱顶面已有斜度，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。否则，应垫高底座，使箱顶面向气体继电器连管端倾斜约1.5%。对装有小车的变压器，变压器就位后，应将车轮掣动牢靠。4.4. 排氮 4.4.1 充氮运输的变压器必须先进行排氮，而后进行器身检查，排氮应采用注油排氮或抽真空排氮。采用注油排氮时，注入的油必须符合表1的质量标准要求；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；油必须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；充油后静置时间应不小于12h。采用抽真空排氮时，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到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的变压器不经排氮而直接吊罩检查时，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的要求进行操作。上节油箱吊除后，必须让器身在空气中暴露15min以上，让氮气充分扩散。特别提示：松开箱沿螺栓时，氮气向四周扩散，必须采取措施防止氮气伤人！4.5 器身检查4.5.1 若在运输和搬运过程中，完全符合说明书中的要求，验收时冲撞记录仪记录的加速度也符合规定，油箱顶部器身定位的定位芯螺栓未松动时，可以不起吊上节油箱，只从套管孔、手孔等处进行器身检查。如果需要进入油箱内检查，必须从人孔进入。充氮运输的变压器必须在排氮后方可进行上述工作。对于免吊芯变压器的器身检查按本条进行，且应进行铁心对地绝缘的测量（如果夹件接地为单独引出，应同时测量夹件对地及铁心的绝缘）。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。对经水路运输的变压器，应吊除上节油箱，进行器身检查。4.5.3 器身检查的条件和注意事项检查场所 在室外进行时，应有防尘措施，不允许在阴雨、下雪、风沙天气中进行。用于器身检查的工具，必须擦洗干净，并由专人负责。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，器身可以与环境温度相同。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。按下述执行：空气相对湿度65%时，不超过16h；空气相对湿度65% 75%时，不超过12h；空气相对湿度75%时，不允许吊罩检查。安全要求 充氮运输的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查，必须先将人孔及所有套管盖板打开，由人孔向油箱内吹干燥空气1h后，方可进入，否则，严禁人员进入油箱内。注意事项 器身检查时，与检查无关的人员应禁止进入现场；参与检查的人员，不得带与检查无关的金属物件和杂物进行工作。检查时，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。禁止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的变压器，一般为钟罩式油箱，只需将上节油箱吊除，器身就完全暴露。在起吊上节油箱前，应作好如下工作：对充氮运输的变压器必须先按排氮要求进行排氮。对带油运输的变压器，应先将箱内油放出；放油时，进入油箱内的空气，应进行干燥处理（可利用空气干燥发生器，如硅胶罐）。拆除无励磁开关的传动机构（包括操动杆），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3540kV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，使套管与接线片脱离；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的定位芯卸下。拆除箱沿上接地引线和螺栓及其他器身与上节油箱的连接部位。起吊上节油箱时，应先进行试吊，切勿强行起吊。起吊50100mm时稍停，查看油箱是否平衡、平稳。否则应进行调整，然后可徐徐起吊。将油箱放在干净的地方。4.5.5 器身检查的外观检查线圈检查 线圈有无位移，绝缘有无损伤，油路有无堵塞，轴向压钉有无松动。铁心检查 铁心有无位移，铁轭面有无锈蚀和油污，夹紧件有无松动。引线检查 引线与接线片、导杆头是否焊接牢固，引线绝缘及锥度是否完好无损，引线支架有无变形、松动。分接开关检查 开关触头是否良好，三相位置是否一致且均处在出厂整定位置。如果要转动检查，检查后，必须按原定位置定位。有载开关检查，按其使用说明书要求进行。4.5.6 器身检查的测试铁心 铁心必须一点接地。铁心磁路部分是否与其他金属件绝缘良好（铁心磁路部分是通过接地片电缆小套管，引至箱顶外接地） 铁轭在铁窗内的金属拉带的一端与铁心夹件是绝缘开的。必要时可按 顺序打开拉带非绝缘端（每次只允许一根），测量拉带与其他铁心金属件是否绝缘良好。如果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 包括铁心柱、旁轭、油箱侧壁，夹件上的屏蔽是否一点接地良好（当有屏蔽时）。4.5.7 器身回装器身检查合格后，应将穿缆式套管的引线接线头部穿入适量长度的牢固棉绳，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。仔细检查器身上和油箱内不得存留任何无关的异物，清点工具应是无误。回装上节油箱 回装前，应将箱沿擦拭干净，并将箱沿密封胶垫放好、位置正确，油箱上无易脱落的物件。这时可将上节油箱吊至器身顶部，位置正确，平衡稳定的缓缓落下。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，检查一下箱沿密封胶条位置无误后，用适量直径的钢棒，作为上、下箱沿孔的导向，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 复装前的准备对不起吊上节油箱的变压器（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条的要求准备好，已达到可以复装的要求。5.2 安装程序及注意事项在无特殊的情况下，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的要求及拆卸时的标记，安装开关操动机构。可利用套管的安装孔，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。检查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，应将穿缆式套管的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，按套管使用说明书的要求安装套管。安装时，引线穿入套管时，不能硬拉、扭曲、打折，并注意套管的相序。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，必须进入套管的均压球内。对3540kV级的穿缆式套管，引线上定位绝缘块，应进入套管的尾部内。对于在套管尾部与引线采用机械连接时，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。对油浸风冷或自冷的变压器按编号位置，安装片式散热器和风扇装置。然后，对变压器的每侧的片式散热器，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）。按照国家标准GB/T6451三相油浸式电力变压器技术参数和要求的规定，除用户有特别要求，储油柜采取防油老化措施（如装设胶囊）的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的套管型电流互感器油箱或套管升高座，用联管与主储油柜的气体继电器的连管联通。有载开关联气管，是将开关的压力继电器与开关储油柜联通。均按变压器外形尺寸图所示进行安装。5.2.6 储油柜 储油柜分为有载开关储油柜与主储油柜。有载开关的储油柜既有与主储油柜分开安装的，也有与主储油柜连在一起安装的，安装方法详见其使用说明书。最后安装注油、放油连管和吸湿器联管。5.2.7 按各自使用说明书的要求，安装压力释放阀和测温装置，温度计的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 将油箱顶上的接地套管、油箱上、下沿上的接地螺栓、下节油箱两侧的接地螺栓，用接地线可靠接地。5.2.10 其他附件的安装，参见有关说明和规定。5.2.11 为了争取在限定的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条及以下的各项安装，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：对所有密封联接、密封面和密封件，应擦干净、无油。密封件应放置到位、平整。紧固件应对称、交替地紧固，不允许单边和一次紧固。安装箱顶上组附件时，其安装孔不能一次都打开，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 按上述规定器身在空气中暴露限定时间内，完成上述器身检查和组附件安装后，应及时的进行真空注油。5.3.2 若当日按上述限定的时间内，不能完成器身检查和附件安装，变压器应密封好、注入合格的变压器油，或按规定的真空度要求（见第5.3.5条）持续保持真空，待次日再放出变压器油或解除真空，继续进行检查和安装。5.3.3 对带油运输的或充气运输注油后保管的变压器，如果不起吊上节油箱，也必须放出油后重新进行真空注油。5.3.4 在主储油柜与油箱的联管处，装置抽真空管路，接至真空泵。在下节油箱的油阀处，装置注油管路，通过滤油机接至油罐。设备各接地点及油管路应可靠接地。5.3.5 在油箱处于密封的情况下，启动真空泵开始抽真空，应均匀提高真空度。真空处理前，宜将器身温度提高到20以上。按照GB/T6451三相油浸式电力变压器技术参数和要求的规定，真空度应符合表3规定值（订货合同及技术条件中对油箱强度另有明确规定的，按订货合同及技术条件执行），持续保持真空时间：220kV，不得少于16h；110kV，不得少于4 h。抽真空时，应监视并记录油箱的变形。特别提示：在抽真空时，必须将在真空下不能承受机械强度的附件，如储油柜、净油器等与油箱隔离，有载开关安装好旁通管；对允许抽真空的部件，应同时抽真空。表3 变压器抽真空的极限允许值额定电压等级kV变压器额定容量kVA真空度 Pa351108000160005×104110200002×104220所有容量1335.3.6 真空注油：应在持续保持真空度（±5%）下，进行真空注油。注油速度控制在5000L/h，油温加热到5060为宜。5.3.7 注油至离油箱顶约100150mm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条执行。之后可解除真空，拆卸真空管路。5.4 继续安装5.2.4条及以下的各项组附件的安装。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 打开所有各组附件与油箱连接的蝶阀。而对净油器的上部蝶阀应关闭，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，当由下而上的放气塞出油时，即拧紧放气塞。当注油至主储油柜相应温度油面高度时，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相应温度高度时，停止注油。5.5.4 将净油器的底部塞子打开，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、下连管的蝶阀。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。真空净油设备的出口温度不应低于50，油箱内温度不应低于40。经过热油循环的油应符合GB/T7595运行中变压器油质量标准的规定，见表1。5.5.6 变压器整体密封检查 变压器安装完毕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，持续24h，应无渗漏。5.5.7 变压器试漏合格后应静放，静放时间从试漏完毕算起，不得少于下表规定。在静放期间，应多次对所有放气塞（包括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kV35110220静放时间 h2436725.5.8 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，直到储油柜相应温度的油面高度。6、 交接试验6.1交接试验前的检查及要求6.1.1变压器主体及附件均无缺陷，变压器上无遗留杂物，导气联管畅通，倾斜度正确。底座与基础固定牢固，滚轮制动可靠。电缆与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、二次母线与变压器套管连接可靠、牢固。套管型电流互感器组的接线端子应短接，不允许开路。6.1.3 储油柜和电容式套管的油位正常，无假油位。6.1.4 所有投入运行的组件阀门应处于完全开启状态（但注、放油阀门应关闭）。对所有组件上部的放气塞，包括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：油箱顶上的铁心接地套管、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，变压器接地的中性点、自耦变压器公共中性点、有载开关中性点，均应可靠接地；油箱的上、下箱沿和下节油箱两侧的接地螺栓，均用专用接地线接地。6.1.7 冷却装置的控制系统应正常。强迫油循环的变压器应启动全部冷却装置，进行循环4h以上，放完残留空气。6.1.8 继电保护装置动作准确；测温装置指示无误；吸湿器呼吸畅通；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的直流电阻，并与出厂值比较。6.2.3 测量绕组的电压比，与铭牌相比。6.2.4 测量绕组连同套管的绝缘电阻和吸收比。绝缘电阻不低于出厂值的70%，吸收比不低于1.3。6.2.5 测量绕组连同套管的介质损耗因数tan，不大于出厂值的130%。6.2.6 从油箱中取油样进行试验。应符合GB/T7595标准规定（见表1）。6.2.7 有载开关动作顺序试验，符合生产商规定。7、 试运行7.1 试运行前的检查及要求。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 保护装置和断路器的整定值符合有关规定及动作灵敏度良好。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，保护回路与控制回路接线正确。必要时可进行短路联动试验。7.1.4 套管型电流互感器的接线端子已短接，不允许开路。7.1.5 冷却装置的控制系统自动投入和退出可靠。并启动冷却器，以排净主体内气泡。7.1.6 当系统电压不稳定时，适当调整保护系统整定值，以便有效保护继电器。7.1.7 储油柜上的吸湿器呼吸畅通。7.2 空载试验7.2.1 变压器应由电源侧接入电压，电源侧应有完善的保护措施。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，由零徐徐上升至额定电压，保持20min，测量空载损耗和空载电流与出厂值比较，应基本相符合。7.3 空载冲击合闸7.3.1 变压器的中性点已可靠接地。分接开关应在使用的分接位置上。7.3.2 电源侧三相开关不同步应<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，可停止冷却系统的风扇和油泵，以便检查有无异声。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，合闸次数一般3次，最多不超过5次。在冲击时，如果电压值有一次达到最高工作电压时，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2030min，以便可仔细倾听有无异常的声音，以后的合闸间隔可按规定执行。7.3.5 如果具备条件，并有必要进行耐压试验时，其试验电压值为出厂值的85%。7.3.6 空载冲击合闸结束后，应将气体继电器的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。最后对所有放气塞放气。7.3.7 检测空载下的变压器温升。不启动冷却装置，空载运行12h24h，记录环境温度及变压器顶层油温，如油温升到75，则启动12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，应逐步的从25%、50%、75%到100%分级增加负载。随变压器温升增高，陆续启动一定数量的冷却装置。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、 运行维护与故障分析8.1 运行维护8.1.1 新投入运行的变压器在第一个月内，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，一般每隔6个月作一次油样检查。8.1.2 对有载开关，每3个月取一次油样检验，必要时应过滤或更换油，并记录切换次数。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的影响，然后切换到所需位置后锁牢，并测量绕组的直流电阻、电压比，进行对比。8.1.4 强迫油循环的变压器，若因冷却系统停电，切除全部冷却器时，在额定负载下允许运行20min，若油面温度上升到75时，最长运行时间不得超过1h。如果仅风扇停止运行，潜油泵继续工作，允许按油面温度控制运行时间。8.1.5 测量铁心接地电流，反映铁心接地情况，应注意避免瞬间开路。8.1.6 应经常检查各温度计的读数和油面位置。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，应及时更换。8.2 故障分析和排除8.2.1 当气体继电器报警时，应速收集气体分析，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）规定时，应立即采取处理措施。8.2.3 变压器的绝缘特性与交接试验比较超出规定时，应进行分析检查或进行干燥处理。8.2.4 若变压器运行中发生下列情况时，应立即停止运行，进行器身检查：变压器油温超出允许限值时；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；变压器油的油色变化严重，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，烃增长速率快时；8.2.5 当出现上述情况时，测量激磁电流判断绕组和铁心是否有局部短路或环流，并进行器身