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.DOC

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1、电气装置安装工程 电力变压器、油浸电抗器、互感受器施工及验收规范 GBJ 148-90 条文说明中华人民共和国国家标准 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 GBJ 14890 条文说明前 言 本规范是根据原国家计委计综19862630号文的要求，由原水利电力部负责主编，具体由能源部电力建设研究所会同有关单位对电气装置安装工程施工及验收规范GBJ23282第二篇“电力变压器、互感器篇”修订而成。经中华人民共和国建设部1990年12月30日以(90)建标字第698号文批准发布。 为便于广大设计、施工、科研、学校等有关单位人员在使用本规范时能正确理解和执行条文规定，电气

2、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编制组根据国家计委关于编制标准、规范条文说明的统一要求， 按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的 章、节、条顺序，编制了电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器 施工及验收规范条文说明供国内有关部门和单位参考。在使用中如发现本条文说明有欠妥之处，请将意见直接函寄本规范的管理单位能源部电力建设研究所(北 京良乡，邮政编码：102401)。 本条文说明仅供国内有关部门和单位执行本规范时使用，不得外传和翻印。 1990年12月 第一章 总 则 第1.0.2条到1988年底，我国已有交流500kV输电线路4000多

3、公里，500kV 变电站和升压站20多座，并已有10多年的建设和运行经验，500kV设备的安装技术较为成熟，已具备条件列入规范。故本规范的适用范围明确为适用于电压为 500kV及以下，频率为50Hz的电力变压器、电抗器、互感器安装工程的施工及验 收。 目前，330kV及500kV系统中已大量使用油浸电抗器，而油浸电抗器的结构、 施工及验收的规定基本与电力变压器相同，故将油浸电抗器也列入本规范中。 本条所指特殊用途的电力变压器、互感器是指各工矿企业中有特殊使用要求或安装于特殊环境的设备，如整流变压器、电炉变压器、矿用变压器、调压器、大电流变压器等，对此类特殊用途设备的安装除按本规范规定外，尚应符

4、合制造厂及专业部门的有关规定。 第1.0.3条按设计进行施工是现场施工的基本要求。当设计部门按技术经济政策和现场实际情况进行修改时，应有设计变更通知。 第1.0.4条本规范适用于一般通用设备的运输和保管，当制造厂根据个别设备结构等方面的特点在运输和保管上有特殊要求时，则应符合其特殊要求。 为了便于分析和分清责任，在运输过程中，当改变运输方式时，应及检查设备受冲击等情况，并作好记录。所谓改变运输方式，是指由铁路运输改为公路或者水路运输，或者是由水路运输改为铁路或者公路运输。 第1.0.5条设备及器材保管是安装前的一个重要前期工作，施工前做好设备及器材的保管工作有利于以后的施工。 设备及器材保管的

5、要求和措施，因其保管时间的长短而有所不同，故本规范明确为设备到达现场后安装前的保管，其保管期限不超过一年。对于需要长期保管的设备及器材，应按其专门规定进行保管。 第1.0.6条凡未经有关单位鉴定合格的设备或不符合国家现行技术标准(包括 国家标准或地方标准)的原材料、半成品、成品和设备，均不得使用和安装。严禁使用低劣和伪造的不合格产品。 第1.0.7条事先做好检验工作，为顺利施工提供条件。首先应检查包装及密封应良好，对有防潮要求的包装应及时检查，发现问题，采取措施，以防受潮。 制造厂的技术文件，根据现行国家标准电力变压器(GB1094.11094.5 85)中规定，制造厂每台设备(包括标准组件)

6、应附有全套的安装使用说明书、产品合格证书、出厂试验记录、产品外型尺寸图、运输尺寸图、产品拆卸件一览 表、装箱单、铭牌或铭牌标志图及备件一览表等。 第1.0.8条现行的安全技术规程中，对有关专业性的施工安全要求不一定齐全；因此，对重要的施工工序，如变压器、电抗器的器身检查，大型变压器、电抗器的运输、起吊、干燥等，都应根据现场的具体条件，事先制定安全技术措施。 第1.0.9条由于国家现行的有关建筑工程施工及验收规范中的一些规定不完全适合电气设备安装的要求，如建筑工程的误差以厘米(cm)计，而电气设备安装误差以毫米(mm)计。这些电气设备的特殊要求应在电气设计图中标出。但建筑工程中 的其它质量标准，

7、在电气设计中不可能全部标出，则应符合国家现行的建筑工程施工及验收规范的有关规定。 为了避免现场施工混乱，实行文明施工，本条提出了设备安装前，建筑工程应具备一些具体要求，以便给安装工程创造一定的施工条件。这对保证安装质量和设备安全是必要的。但这次删去了原来规定的“钢轨敷设后，抹面工作结束”。因为设备安装不一定要抹面结束，一般是设备安装后才进行抹面，以免表面损坏。 根据电力变压器、电抗器、互感器安装完毕投运前的实际需要，提出了要求建筑工程应完成的工作，以便使设备安全顺利地投产。 第1.0.10条设备安装用的紧固件，为防止锈蚀给以后的安全运行和设备检修拆卸带来困难，应采用镀锌制品，镀锌应保证质量。但

8、对于地脚螺栓，它主要埋设在混凝土中，而且是非成批定型产品，一些偏远地区镀锌有困难，固定在地脚螺栓 上的设备拆卸搬动的情况并非经常发生，若遇地脚螺栓有锈蚀而需拆卸时，可用如松锈剂等办法解决，故不强调镀锌。 设备端子的连接应符合现行国家标准变压器、高压电器和套管的接线端子(GB 527385)的要求。 第1.0.11条电瓷件瓷表面的外观质量，在现行国家标准高压绝缘子瓷件技术条件(GB 77287)中有明确规定。 第二章 电力变压器、油浸电抗器 第一节 装卸与运输 第2.1.1条对大型变压器、电抗器陆运或水运前的调查和要求作了具体规定， 以保证大型变压器、电抗器的运输安全。 目前，国产变压器以容量8

9、000kVA及以上划分为大型变压器，电抗器尚无规定，厂家提出可按变压器划分，故电抗器也暂以容量为8000kvar及以上划分为大 型电抗器，将此条的适用范围规定为8000kVA(8000 kvar)及以上。 利用滚轮在铁路专用线作短途运输时，其速度的规定，根据变压器滚轮与轴之间是滑动配合，且润滑情况不好，某厂使用说明书规定为0.2km/h，故规定不应超 过0.2km/h。 公路运输速度，以往一些500kV工程对变压器公路运输都规定拖车速度不宜超过5km/h，附件的运输速度不宜超过25km/h。而变压器厂在供给某变电站的500kV 变压器的安装使用说明书中规定： 一、装在拖车上由公路运输的车速，在

10、一级路面不超过15km/h，其它路面不超过10km/h。 二、滚动装卸车船时，拖运速度不宜超过0.3km/h，滚动拖运时速度不应超过0.9km/h。 由于各地情况不同，如路面、车辆等，各制造厂对本厂的产品的运输速度都有规定，故本条对此不加以限制，强调按制造厂的规定。 第2.1.2条变压器、电抗器在装车或装船时，车辆的弹簧压缩或船只下沉，在卸车或卸船时，车辆的弹簧的弹力和船只的浮力都可能引起变压器、电抗器倾倒， 应设专人观测车辆平台的升降或船只的浮沉情况。 卸车地点的土质必须坚实，站台、码头也必须坚实，否则将引起下沉危及设备安全。 第2.1.3条国家标准三相油浸式电力变压器技术参数和要求(GB6

11、451.1586)中规定：“电压在220kV，容量为150360MVA变压器运输中应装冲击 记录仪”。国外大型变压器和油浸电抗器在运输时大都装有冲击记录仪，以记录在 运输和装卸过程中受冲击和振动情况。采用的冲击记录仪必须准确可靠。 设备受冲击的轻重程度以重力加速度g表示。 g值的大小，因国内尚无标准，一般由制造厂提供或由定货合同双方商定。基于下列国内外的资料，一般认为不小于3g为好。 某省向日本订的东芝变压器，冲击允许值规定为：运输的前后方向为4g，横向为1g，上下垂直方向为3g。 某电厂升压站到货的6台东芝产变压器，运输过程中实际记录的冲击记录为： 运输方向1.2g0.4g1.2g0.05g

12、0.3g0.05g 横 向0.4g0.3g0.3g0.3g0.4g0.3g 垂直方向1.4g0.8g1.2g0.7g0.2g0.6g BBC公司500kV高压电抗器，规定运输中冲击允许值小于1g，设备到达现场后，检查冲击记录均未超过允许值。某500kV换流站先后有两台BBC公司生产的 换流变压器，海运到上海港后，发现冲击记录值达4.8g，经检查因铁芯及绝缘件 均有松动移位和损坏等情况，而返厂修理。 我国引进日新公司生产的三台500kV电抗器和一台中性点电抗器，装有美国产的冲击记录仪，其实际冲击记录值为： 运输方向2.2g4.4g2.55g3.7g 横向1.7g3.3g2.5g2.5g 垂直方向

13、2.8g1.4g1.5g2.5g 日本电气协会大型变压器现场安装规范专题研究委员会提出的“大型变压器现场安装规范”中规定其冲击允许值为3g。 某省引进联邦德国TU公司的变压器，其冲击值规定为3g。 美国国家标准规定：垂直方向为1g；前后方向为4g。 我国某水电工程与有关变压器厂就国产变压器运输冲击值商谈的结果，同意三个方向均定为3g。 有的单位提出，大型变压器、电抗器，装设冲击记录仪，若运输过程中不超过允许值就不要进行器身检查，否则装此记录仪就无意义。我国对大型设备运输中装 设冲击记录仪尚属初始阶段，对于冲击记录仪的实用还需积累一定数据和经验。而且，现在冲击记录仪尚无定型产品，仪器是否好用?允

14、许冲击值多少合适?以及装设的位置，在运输过程中的管理等问题比较复杂，因此只能说是刚开始，当经验成熟后，再在规范中作相应的规定。 第2.1.4条为防牵引过程中设备倾倒，规定牵引的着力点应在设备的重心以下。 国家标准三相油浸式电力变压器技术参数和要求(GB6451.1586)中规定在220kV，90360MVA变压器下节油箱两端设置水平牵引装置，专供牵引设 备用。 防止变压器在运行过程中由于倾斜过大而引起结构变形，制造厂规定一般变压 器的倾斜角仅允许为15，船用变压器则可达45，若一般变压器在运输过程中， 其倾斜角需要超过15时，应在订货时特别提出，以便做好加固措施。 第2.1.5条目前变压器采用

15、钟罩式油箱较多，油箱下节备有专供起吊变压器整体用的吊耳；上节油箱上的吊耳仅供吊钟罩时用，如起吊整台变压器时错用上节油箱的吊耳，则将造成重大设备破坏性事故。吊起整台变压器时，除必须利用下节油箱专用吊耳外，其吊索尚应经上节油箱对应的吊耳作导向，否则，吊运时可能使变 压器重心不稳而倾倒。1971年3月18日某水电站利用吊车在主厂房吊运一台 360MVA变压器时，由于吊索未经上节油箱的吊耳作导向，造成变压器摔倒的大事故。国外的大型变压器安装说明书中也有此规定。 有的单位反映，不需强调“必须经钟罩上节相对应的吊耳导向”，其理由是有经验的起重工不经上节吊耳导向也未发生过问题。为了确保起吊安全，仍应强调必须

16、按规定施工。 第2.1.6条大型变压器重达几十吨，甚至超过200t，为此，制造厂在变压器油箱底部设有数个特定的顶升部位，作为千斤顶的着力位置。如将千斤顶放置在其他位置顶升，将使变压器遭到结构上的损坏。在顶升过程中，升降操作应协调、各点受力均匀，并应及时垫好垫块，某工程安装一台500kV，360MVA变压器，在降落时，由于受力不均，使变压器受墩，最后返厂修复，故在安装过程中必须引起十分 注意。 第2.1.7条随着变压器、电抗器的电压等级升高，容量不断增加，本体重量相应增加，为了适应运输机具对重量的限制，大型变压器、电抗器常采用充氮气或充 燥空气运输的方式。为了使设备在运输过程中不致因氮气或干燥空

17、气渗漏而进入潮气，使器身受潮，油箱内必须保持一定的正压，所以要求装设压力表用以监视油箱内气体的压力，并应备有气体补充装置，以便当油箱内气压下降时及时补充气体。 气体的压力受气温的影响而有所变化，根据日本提供某厂氮气的压力与温度的关系：在0时压力为0.01MPa，25时为0.02MPa，50时为0.03MPa。故在运输中，在任何温度下油箱内的气压都必须保持正压。 充气运输的变压器、电抗器，在运输前应进行密封性试验，以保证密封良好。 气体压力在运输中较起始值大大降低时，则可能有渗漏的地方，须及时处理以避免进入潮气。 关于充入的气体的要求：日本大型变压器现场安装规范中规定充入气体的 露点低于-30即

18、可；进口联邦德国TU公司的变压器的技术资料中规定，微水含 量少于25ppm(体积比)，相当于露点低于-60；我国某变压器厂规定，充入的氮气纯度不低于99.9%，露点应低于-40。 第2.1.8条干式变压器运输时，应有防雨和防潮措施。根据现行国家标准干式电力变压器(GB645086)的规定，产品从制造厂出厂时，干式(不包括成形浇注)变压器的包装应保证在整个运输和储存期防止受潮和雨淋。 第二节 安装前的检查与保管 第2.2.1条设备到达现场后应及时检查，以便发现设备存在的缺陷和问题，并及时处理，为安装得以顺利进行创造条件。本条规定了进行外观检查的内容及要求。检查连接螺栓时，应注意紧固良好，因为油箱

19、顶部一般都充油，密封不好检查， 只有要求每个螺栓都应紧固良好，否则顶盖螺栓松动容易进水；充气运输的设备， 检查压力可以作为油箱是否密封良好的参考，即使在最冷的气候条件下，气体压力必须是正值，故规定油箱内应保持不小于0.01MPa的正压；装有冲击记录仪的设 备，应检查并记录设备在运输和装卸过程中受冲击的情况，以判断内部是否有可能受损伤。 第2.2.2条设备的现场保管是很重要的前期工作，将直接影响安装质量和设备的安全运行。本条规定了变压器、电抗器的本体及其附件在安装前的保管要求。对于充油式套管的保管，原制造厂要求卧放时应有适当坡度，现有的充油套管，制造厂在出厂时就是平放无坡度运到现场，所以充油套管

20、卧放时是否应有坡度，坡度的大小应按制造厂的规定执行。 第2.2.3条绝缘油管理工作的好坏，是保证设备质量的关键，应引起充分注意。 一、绝缘油到达现场后，应进行目测验收，以免混入非绝缘油，某变电站用铁路油罐车运油，曾发现油罐底部放出的油似机油。又如有二个变电站由国外用小桶 装运的油，均发现其中混有一桶非绝缘油。 二、绝缘油到达现场，都应存放在密封清洁的专用油罐或容器内，不应使用储放过其他油类或不清洁的容器，以免影响绝缘油的性能。 三、不同牌号的绝缘油，其理化性能不同，充油设备根据对绝缘油的不同使用要求取用不同牌号的绝缘油。为了使用方便，以免错用，应将不同牌号的绝缘油分别贮存，并应标以明显标志。

21、四、运到现场的绝缘油，若在设备制造厂作过全分析，并有试验记录，只需取样进行简化分析。若为炼油厂直接来油或自行购置的商品油，或者对制造厂来油有怀疑时，都必须取样作全分析。 绝缘油取样的数量规定，根据现行的国家标准电力用油(变压器油、汽轮机油)取样(GB759787)中2.1.1.4规定：“每次试验应按上表2.2.3规定取数个单一油样，并再用它们均匀混合成一个混合油样。 1.单一油样就是从某一个容器底部取的油样； 2.混合油样就是取有代表性的数个容器底部的油样再混合均匀的油样”。 IEC出版物475号(1974年第一版)液体绝缘介质取样方法中2.1.1“取样位置”规定：“从一批交货中，应从不同的容

22、器中(如油桶)各取1升的油样作电气强度试验。对这些样品也可作另外的试验，而全面考虑则用这些样品的混合样进行”。 日本JISC21011978R电气绝缘油试验方法中4.1.1“取样一般注意事 项之(10)”规定：“把同一批采取的若干个试样混合成一个试样的时候，必须在清洁的室内进行，避免尘埃、水分污染。另外混合的时候，尽可能避免接触空气。 电气性能试验的油样，最好不用混合样，若必须混合时，混合后要静置3h以上。 注：例如从同一批100个桶中抽取5个油样，再将此5个油样混合进行试 验，这种方法是不好的。可以将5个油样全部测定，求其平均值。也可以任意测定 一个作为代表，或者测定15个油样中的几个而取其

23、平均值。 现国内各地取样试验的方法不尽相同，有的是每桶取样油都作简化分析，而有的地区则将取样油混合后作简化分析。现条文中规定按现行国家标准电力用油(变压器油、汽轮机油)取样(GB 7597-87)的规定进行。 附上新来油的“变压器油”标准及“运行中变压器油质量标准”供参考(见表 2.2.3-1、表2.2.3-2)。不同之处是新油的击穿电压不低于35kV，且没有含气量、含水量的要求。 第2.2.4条变压器、电抗器到达现场后，为防止受潮，应尽快安装储油柜及吸湿器并注油。制造厂在安装说明书中亦有此规定。 但根据很多单位反映，由于绝缘油到货时间晚，或单相变压器每台到货时间相差较大，而现场需连续安装等原

24、因，设备到达现场后不能及时注油，只有充氮保管。 如有2台120MVA和2台150MVA变压器充氮保管在0.51年，某厂1台90MVA 变压器充氮保管达2年之久，从国外进口的3台500kV电抗器及3台变压器，由于计划变更工期拖后，充气也达1年之久，都未发现问题。设备从制造厂充氮后，从等待运输至到达现场，一般需数月或半年时间，从未发生过由于长期充氮而使绝缘 劣化等情况。故本条规定当不能及时注油时可充氮保管，但必须有压力监视装置。 如某厂1台150MVA变压器，曾因未装表计，无指示，误将孔盖打开，致使氮气放掉，造成受潮而需干燥。 由于注油后便于保管、监视，所以现场不应因充氮保管时间未作规定而不抓紧时

25、间注油。 第2.2.5条为了发现问题及时处理，故规定了保管期间应经常检查的内容；如油有无渗漏、气压是否正常等，以防设备受潮。 第三节 排 氮 第2.3.1条一、现在国内大型变压器、电抗器都采用充氮运输，在内部作业时，为了人身安全，必须将内部氮气排尽。注油排氮是排氮方法之一，对大型变压器、电抗器，尤以500kV等级的，国内外均采用此法。 变压器、电抗器在充氮状态下经运输和较长期的保管，原浸入绝缘件中的绝缘油逐渐渗出，绝缘件表面变得干燥，若器身一旦暴露在空气中，绝缘件就极易吸收空气中的湿气而受潮，因此，为防止绝缘件受潮，在人员进入内部作业之前，应使器身再浸一次油，并静置一定时间。日本电气协会的大型

26、变压器现场安装规范中规定：“变压器安装在基础之后，要注入事先过滤好的油，将运输时充入的氮气置换出来，然后静置12h以上，待绝缘件浸透油后，再用干燥空气置换油”。 二、排氮时，注入的绝缘油的电气强度可较油的交接标准稍低，因为是现场安装过程中用油，标准稍低不会影响质量。日本的大型变压器现场安装规范中亦如此规定。考虑到施工现场一般都有真空滤油设备，油的标准稍高也容易达到，为了取得一致，以免造成混乱，故采取交接时油的标准。 三、为了不致污梁，经净化处理而注入的绝缘油，注油排氮前，应将油箱内的残油排放干净。 四、注油管推荐用镀锌或不镀锌的钢管。用胶管时必须慎重，以往有的工程使用胶管，发现油的tg值上升且

27、不稳定，主要是胶粒子混于油中，虽用真空净油机多次处理仍无效，最后采用吸附加温处理才得以解决。 五、将以往500kV工程中用净油设备的技术条件列出，供参考： 净油能力 6000 l/h 真空度 小于133Pa 油中水分为50ppm以下，含气量为12%以下，电气强度为30kV以上的新油经一次处理后，可达：水分小于5ppm(体积比)；含气量小于0.1%；电气强度不小于60kV。 六、绝缘油应经过脱气净油设备(最好为真空净油机)从变压器下部阀门注入； 氮气经顶部排出，为了将氮气排尽，将油充至顶部。为了防止由于温度变化油膨胀， 排完氮后，应将油位降到高出铁芯上沿100mm以上，以免内部部件受潮；为了使内

28、部绝缘件浸透油，注油后油的静置时间应在12h以上。 第2.3.2条这是现场排氮的另一种方式。据西北地区有的单位反映，现场排氮采用抽真空的方法较为简单。但如何判断氮气排尽，人能进入内部，国外以油箱内含氧浓度来判断。如日本防止缺氧症规则(1972年日本劳工部第42号令) 的规定，含氧量未达到18%以上时，人员不得进入。而美国“职业安全与健康委 员会”的要求为19.5%及以上，原GBJ232-82规定为大于18%，故本条仍规定为 18%以上。 第2.3.3条这也是现场排氮的一种方式。吊罩之后，应将器身暴露15min以上， 待氮气充分扩散后，人员才可以进行器身检查工作，以免造成窒息，确保安全。 15m

29、in是根据某制造厂安装维护说明书的规定。 第四节 器 身 检 查 第2.4.1条关于变压器、电抗器到达现场后的器身检查，有各种不同的意见和执行情况： 一、在以往变压器器身检查中，曾发生紧固件松动、铁芯多点接地、油箱内遗留杂物、内部不干净以及在运输中经受剧烈冲击造成器身位移、绝缘板断裂，更为严重的如一台35kV变压器在吊芯时发现有散架的情况。所以有些单位要求变压器 到达现场后都需进行器身检查。 二、有些单位认为施工现场进行器身检查是重复劳动，大型变压器、电抗器进行器身检查需作大量工作，耗用大量人力物力；经过一次器身检查，也增加了一次器身受潮的机会，反而对变压器不利。从以往器身检查情况看，一般也未

30、发生多大问题。国外引进的变压器无论大小都不允许在施工现场进行器身检查。所以要求在变压器无异常情况时，不进行器身检查。 三、华东、东北地区均有实践经验，即就地生产仅作短途运输的变压器可以不进行器身检查。 四、参加制造厂的总装工作，确认质量达到要求，并在运输中作了有效监视无异常情况时，即使经过长途运输，也不再进行器身检查。华东地区有2台180MVA 主变压器、2台150MVA主变压器及2台20MVA变压器也用监视运输的方式，现场未进行器身检查。 考虑了上述不同的意见，认为现场不进行器身检查的安装方法是个方向，并促使制造厂保证制造质量，但就目前制造工艺的情况，仍应持慎重态度，以保安全， 故仍规定应进

31、行器身检查，但根据以往的实践，也明确了可不进行器身检查的条件。 第2.4.2条一、规定器身检查时，器身的温度应高于周围空气温度，这是为了避免空气中的水分在器身上结露。当器身低于周围空气温度时，应将器身加热。普遍反映将器身温度加热超过周围空气温度10很难达到，尤其是在南方，夏天室外温度 较高，器身温度要高于周围空气温度10，人无法进去工作。以往很少加热以提高器身温度，一般较多地以选择良好天气、尽量缩短器身在空气中暴露的时间等办法来减少器身受潮的程度。但目前已有真空净油设备可进行热油循环加温，为保证器身不受潮，故强调器身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。考虑到加

32、温高于周围空气温度10有困难，故只作有选择性的“宜”的规定，不作硬性规定，只要求器身温度不低于周围空气温度即可。 二、关于器身暴露在空气中的时间，1982年的原规范中规定为：空气相对湿度不超过65%时，不应超过16h；空气相对湿度不超过75%时，不应超过12h。对此规定，各地执行时有不少意见。这次修订时，参照苏联的“110500kV充油电力变压器和自耦变压器技术说明书”中的规定：“在破坏变压器密封进行检查时， 空气相对湿度应小于75%，时间不得超过16h。而调压切换装置吊出检查、调整时， 暴露在空气中的时间规定如表2.4.2所示”，对器身露空时间有所放宽，并增加了调压切换装置露空时间的规定。至

33、于空气相对湿度在65%以下时，器身露空时间未作规定，可根据各地的具体情况自定。 三、一些单位反映，有时湿度、时间达不到规定要求；大型变压器露空作业时间长，而南方阴雨、雾天较多，为防止变压器器身受潮，必须采取相应的可靠措施。 对此各地有不少好的经验，如： 1.某变电站一台法国产的500kV电抗器，发现铁芯多点接地，需在现场处理。 卸去大罩将铁芯吊离底座约100mm，更换绝缘垫。当时天阴，空气相对湿度上午为85%，下午为69%，铁芯在空气中暴露达10h，大罩复位后立即抽真空至 3.99kPa。 2.某水电工程局在安装一台日立产的500kV变压器时，由于高压引出线缠绝缘 需要约50h，因此白天工作时

34、内部充干燥空气，晚上不工作时，抽真空防止变压器 受潮。充入变压器内的干燥空气是由空气经过自制的四个矽胶罐(矽胶总量为100 多公斤)后提供的，其露点可达-60-40。 除以上所述外，还可采取延长抽真空和热油循环时间等措施。 四、1982年原规范规定：“雨雪天或雾天应在室内进行”，现在的变电站设计一般都无变压器检修间，器身检查大都在室外进行，故改为“雨雪天或雾天不应在 室外进行”。 此外，为了防止尘土飞扬，有的单位在器身检查场地周围洒水，有些单位则用塑料布把器身围起来，以保持器身清洁。 第2.4.3条有的大型变压器，其导油总管与上节油箱和闸阀相联，起吊上节油箱前，必须先将导油总管与上节油箱相联部

35、分拆除，以免损坏导油总管。 第2.4.4条吊器身或钟罩时，应该平衡起吊，根据制造厂的要求，吊索与铅垂线的夹角不宜超过30。 第2.4.5条本条对器身检查的项目及要求作出规定。 一、大型变压器在运输中都加有支撑，在顶部或两端装有压钉，以避免运输装卸过程中器身移动，故首先应检查运输支撑及运输用的临时防护装置是否有移动， 检查后应将其拆除，清点、作好记录，并将顶部压钉翻转，以防止引起多点接地。 某厂一台220/110kV自耦联络变，由于未将压钉翻转或取掉，形成铁芯多点接地， 导致在运行中接地引线烧坏事故。 二、检查铁芯时，应注意铁芯有无多点接地，铁芯多点接地后在接地点之间可能形成闭合回路，导致产生循

36、环电流而引起局部过热，甚至将铁芯烧损。电业系统 曾发生过多起大型变压器铁芯事故，大多数是铁芯多点接地造成的。 近几年来，一些变压器铁芯增加了屏蔽，铁芯的固定由穿芯螺丝改为夹件、压钉等方式，所以在进行铁芯检查时，应注意这些地方的绝缘检查。 三、检查引出线时，应校核其绝缘距离是否合格，曾发生过由于引出线的绝缘距离过小，而在局部放电试验时出现故障；引出线的裸露部分应无毛刺和尖角，以 防运行中发生放电击穿。 第2.4.6条器身检查完毕后，用合格的变压器油对铁芯和线圈冲洗，以清除制造部门可能遗留于线圈间、铁芯间和箱底的脏物，并冲洗器身露空时可能污染的灰 尘等；冲洗器身时往往由于静电感应而产生高电压，故冲

37、洗时不得触及引出线端头裸露部分，以免触电。同时亦应检查箱壁上阀门开闭是否灵活，指示是否正确，否则以后不易检查和处理。 第五节 干 燥 第2.5.1条变压器、电抗器是否需要进行干燥，规定根据本规范附录一“新装 电力变压器、油浸电抗器不需干燥的条件”进行综合分析判断后确定。 第2.5.2条为了防止变压器、电抗器在干燥时绝缘老化或破坏，对各部温度必须控制。根据“电力工业技术管理法规”中规定：油温不得超过85； 美国国家标准“关于油浸变压器的安装导则”中提出：线圈温度不得超过95， 油温不得超过85，热风干燥时进口空气温度不得超过100。在讨论中制造厂提出：现在的变压器、电抗器在铁芯底部垫有绝缘，箱底

38、温度不得超过100；代表们认为原GBJ232-82规定箱壁温度为120125太高，现改为110。 干式变压器干燥时，其温度必须低于其最高允许温度，根据现行国家标准干式电力变压器(GB645086)的规定，干式变压器线圈的最高允许温度如下(按电阻法测量)： 绝缘等级允许温度() 最高允许温升(K) A级10560 E级12075 B级13080 F级155100 H级180125 C级220150 第2.5.3条变压器、电抗器真空加温干燥方法包括：热油循环抽真空干燥、热油喷雾循环干燥和绝缘高真空干燥等。采用这些方法，器身均需预热，因为在抽真空时，空气将膨胀而降温，并从空气中释放出潮气。如果器身温

39、度低，则空气中释放出来的潮气将凝结在器身上，并吸入纸绝缘中。为此，在抽真空前，首先应消除所有漏气部位，并将器身加热到一定温度，以避免受潮的可能性；提升真空的速度也不宜太快，避免由于水分蒸发过快而使器身温度大幅度下降。故本条文作了有关 器身预热和限制提升真空速度的规定。 关于器身预热的温度，美国标准提出绝缘的温度不低于20。根据piper曲线， 器身温度和抽的真空度成反比。如器身温度为30以上时，抽真空到0.01MPa， 绝缘件表面的含水量可干燥到0.5%，而在0时，真空度一定要达到0.001MPa以下， 才能干燥到0.5%。故对器身的温度不作具体规定，但不得超过本规范第2.5.2条的 规定。

40、不同等级的变压器、电抗器抽真空的极限允许值是根据现行国家标准三相 油浸式电力变压器技术参数和要求(GB6451.1586)中的规定。该规定只到 220kV电压等级。220kV变压器真空度为0.101MPa，500kV变压器、电抗器的 油箱实际可抽真空到0.101MPa以上。故根据现行国家标准和实际情况作出本规范 表2.5.3的规定。 当变压器带有有载调压切换装置时，调压切换装置应和器身同时抽真空，以免隔板变形。 第2.5.4条绝缘受潮后进行干燥，由于温度的增加，潮气将排出，绝缘电阻将 降，继续干燥则潮气降低，绝缘电阻将上升，干燥完毕时，增长率将慢下来，绝 缘电阻值渐趋稳定，可认为干燥完毕。为保

41、证干燥质量，规定绝缘电阻必须上升后并保持稳定一段时间，且无凝结水产生时，才可认为干燥完毕。绝缘电阻稳定持续时间，此次修订时改为110kV及以下者为6h，220kV及以上者为12h，1982年 原规范规定以35kV及以下，60kV及以上来划分是不大合适的，因为35kV和60kV 基本属于一类。 目前，美国、日本等一些发达国家，在现场采用测量绝缘件表面的含水量来判 断绝缘是否受潮或干燥是否合格。我国华东地区某500kV工程在国外验收中也已采用这一方法，故将此种方法的标准也列入本规范，供有条件时采用。 该标准是根据日本电气协会“大型变压器现场安装规范”中的标准(见表2.5.4-1) 并参照美国标准而

42、制定的。美国标准规定含水量为0.5%。 现场直接测量绝缘件中含水量比较困难，而采用平衡水蒸气压法测量则较简单 (即利用绝缘纸中某一含水量，在某一温度下与一定的水蒸气压平衡的原理)，即测 量油箱内的水蒸气压，再根据绝缘件中含水量与空气中水蒸气压的关系(piper曲 线)，求出内部绝缘件的含水量；如换成干燥空气，则根据这种气体的露点来推断。 这种方法的优点是：测量装置比较简单，可在安装过程中反复测量多次。美国、 日本等国已普遍使用，而在我国则刚刚开始，尚未取得经验。 现将我国某变电站安装的日本东芝167MVA变压器在制造厂采用此法的例子摘录如下，供参考。 该500kV变电站的5号变压器，于1986

43、年3月22日17时40分开始抽真空记录见表2.5.4-2。 在3月22日22时，即抽真空5h以后，进行真空漏泄试验和绝缘干燥程度判定。其步骤为： 一、停止真空泵运行； 二、用真空计(水银真空计较准确)测量真空度，每2min记录一次，连续30min， 其具体测量数据如表2.5.4-3。 将录取的数值在真空漏泄率表格上描绘成曲线(真空漏泄率曲线，见图 2.5.4.1)。按斜率趋势画直线，见图上部直线，直线的初始支点为0.084Torr，直线 的最终支点为0.094Torr。 漏泄率=直线终点(Torr)-直线始点(Torr)/30min =(0.094-0.084)/30 =0.01(Torr)/

44、30(min) 一小时为0.02(Torr)。 工厂规定漏泄率标准为0.2Torr/h，实测数据为0.02Torr/h。绕组的温度为44。 纸中含水量所反映的水蒸气压力按初始点数值计。由绝缘物含水量和雾气水蒸 气压力平衡曲线图2.5.4-2上查出绝缘物的含水量为0.017%。 上述过程完毕后，继续抽真空(见表2.5.4-4)。 在3月23日14时，即抽真空21h以后再一次测量真空漏泄率和绝缘干燥程度 判定，步骤同上所述。 真空漏泄记录如表2.5.4-5。 按上述举例相同方法描绘曲线如图2.5.4-1下部所示。 漏泄率=0.03(Torr)-0.0255(Torr)/30(min) =0.0075(Torr)/30(min) 换算成一小时漏泄率为0.00752=0.015(Torr)/h。 绕组温度经过修正(东芝工厂修正曲线)，查piper绝缘物含水量和雾气水蒸气 压力平衡关系曲线图2.5.4-2，得出绝缘物含水量为0.09%。 经过22h抽真空确认变压器绝缘干燥，即可进行真空注油。 注：东芝工厂温度曲线(未附上)仅适用于制造厂干燥出炉器身温度较