1000kV变压器使用说明书

1 范围及使用要求 …………………………………………………………………………………… 1 2 变压器主体的起吊、顶升 ………………………………………………………………………… 1 3 变压器主体及附件的运输和装卸 ………………………………………………………………… 1 4 检查验收 ………………………………………………………………………………………… 2 5 主体的搬运就位 ………………………………………………………………………………… 3 6 贮存及保管 ……………………………………………………………………………………… 4 7 现场总体安装 ……………………………………………………………………………………… 5 8 真空注油、热油循环及静放 ……………………………………………………………………… 11 9 投入运行前的检查 ………………………………………………………………………………… 12 10 投入运行前的交接试验 …………………………………………………………………………… 13 11 运行 ……………………………………………………………………………………………… 14 12 技术资料和备品备件转交与验收 ……………………………………………………………… 15 13 检查和维护 ……………………………………………………………………………………… 15 14 变压器安装主要工作流程图 …………………………………………………………………… 20

1000kV级油浸式电力变压器使用说明书

1 范围及使用要求 适用范围

本使用说明书仅适用于1000kV级油浸式电力变压器（以下简称变压器）的安装及使用维护说明，不包含组件的安装使用说明（见各组件安装使用说明书）。 使用要求

1.2.1 变压器在起吊、运输、验收、贮存、安装及投入运行等过程中，须以本使用说明书作为指导，以免发生变压器的质量问题，并请做好相关记录。

1.2.2 安装与使用部门应按照制造方所提供的各类出厂文件、本使用说明书、各组件的使用说明书进行施工。若有疑问或不清楚之处，须直接与制造厂联系，以便妥善解决。 凡在本说明书中引用的不注日期的标准文件，其最新版本适用于本说明书。 2 变压器主体的起吊、顶升

变压器不允许充油后起吊，不允许起吊变压器（含附件）总重。

起吊设备、吊具及装卸地点的地基必须能承受变压器起吊重量（即运输重量）。 起吊前须将所有的箱沿螺栓拧紧，以防箱沿变形。

若变压器装有伸出箱沿的可拆卸吊拌（见油箱粘贴标识），可利用这些吊拌起吊变压器主体。 吊索与铅垂线间的夹角不大于30°，否则应使用平衡梁起吊。起吊时要同时使用规定的吊拌，几根吊绳长度应匹配，受力应均等，严防变压器主体翻倒。 变压器千斤顶顶起时的重量为变压器起吊重量。

用千斤顶顶升时采用液压千斤顶，对准油箱上千斤顶顶起部位的底板处进行抬高或降低。为了保证变压器的安全，严禁在四个方向同时起落，允许在短轴方向的两点处同时均匀地受力，在短轴两侧交替起落，每一次的起落高度不得超过120㎜。受力之前应及时垫好枕木及垫板，并作好防止千斤顶打滑、防止变压器振动的措施。

千斤顶使用前应检查千斤顶的行程要保持一致，防止变压器主体单点受力。 3 变压器主体及附件的运输和装卸

变压器主体由制造厂运输到安装地点前，必须对运输路径及两地的装卸条件做充分的调查和了解，制定出安全技术措施，并应遵守下列规定。

3.1.1 当铁路运输时，应按铁道部门的有关规定进行。

3.1.2 整个运输过程（含铁路、公路、船舶）中，变压器主体允许倾斜角度长轴不大于15°，短轴不大于10°。

3.1.3 水路运输时，主体倾斜角不大于15°（不包括远洋运输）。

3.1.4 公路运输时，车速在高速公路和一级路面不超过15km/h；其他路面不超过10km/h。 3.1.5 公路运输与人工液压平移中，变压器主体的震动与颠簸不得超过公路正常运输时的状况。 3.1.6 当利用机械牵引变压器时，牵引的着力点应在设备重心以下，倾斜角度不大于15°。 3.1.7 人工平移载运主体时，应使用油箱上的牵引攀，牵引速度不超过0.1km/h。

3.1.8 在装卸变压器时，考虑到起吊时会有重心不平衡的情况，装卸时应有专人观测车辆平台的升降或船舶的浮沉情况，防止发生意外。站台、码头地基必须坚实平整。

3.1.9 运输套管时应特别注意避免颠簸及冲撞，套管不能承受2g的冲击力，套管包装箱应符合套管说明书的要求。

3.1.10 变压器严禁溜放冲击，运输加速度在：纵向加速度及横向加速度均不大于3g。 为了保护变压器主体及附件内部不受潮，变压器主体采用充气方式运输。

3.2.1 采用充干燥空气方式时，气体露点低于-45℃。出厂时气体压力应为～，运输中应始终保持油箱内部正压应控制在不小于～ MPa范围内，否则应补充符合上述要求的气体。关注所有密封处均应密封良好，不得渗漏气。

3.2.2 采用充氮气方式时，气体露点低于-45℃；瓶装气体纯度%。出厂时气体压力应为 MPa～，运输中应始终保持油箱内部正压应控制在不小于～ MPa范围内，否则应补充符合上述要求的气体。关注所有密封处均应密封良好，不得渗漏气。

拆卸的连接管，升高座、储油柜、散热器（冷却器）、套管式电流互感器装配均应密封运输，内部装有绝缘零部件时应充油密封或充气运输。 4 检查验收 主体及附件验收 4.1.1 主体验收

4.1.1.1 收货人核实到货的产品型号是否与合同相符。变压器运到现场后，卸车时先清点裸装大件和包装箱数，与运输部门办理交接手续。

4.1.1.2 加装三维冲撞记录仪运输的变压器，应检查冲撞记录仪的记录，三维方向控制在3g以下，并请妥善保管冲撞记录单和冲撞记录仪。冲撞记录仪应返回制造厂。 4.1.1.3 检查押运记录，了解有无异常情况。

4.1.1.4 先拆开文件箱，按变压器“产品出厂文件目录”查对产品出厂文件、合格证书是否齐全，图纸、技术资料是否完整。

4.1.1.5 检查主体与运输车之间有无移位，固定用钢丝绳有无拉断现象，箱底限位件的焊缝有无崩裂，并做好记录。检查变压器主体有无损伤、变形、开裂等，如发现变压器主体有不正常现象，冲撞记录有异常记录，收货人应及时向承运人交涉，应立即停止卸货，并将情况通知制造厂。 4.1.1.6 依据变压器总装图、运输图，拆除用于运输过程中起固定作用的固定支架及填充物，注意不要损坏其它零部件和引线。

4.1.1.7 对于充气运输的变压器,检查气体压力应在本说明书、的允许范围内。 4.1.2 附件开箱检查验收

4.1.2.1 现场开箱应提前与制造厂联系，告知开箱检查时间，与制造厂共同进行开箱检查工作。 4.1.2.2 收货人应按制造厂出厂附件移交单对箱数进行核对，并检查其是否符合要求。按“产品装箱一览表”检查到货箱数是否相符合，有无漏发、错发等现象。若有问题，应立即与制造厂联系，以便妥善处理。

4.1.2.3 按变压器“产品装箱一览表、分箱清单、标准装箱单”查收附件箱是否齐全，检查附件包装箱有无破损，做好记录。按各分箱清单查对箱内零件、部件、组件是否与之相符合，检查附件有

无损坏、漏装现象，并作好记录。如有问题及时与承运单位和制造厂联系。

如果合同规定有备品、备件或附属设备时，应按制造厂“备品备件一览表” 明细查收是否齐全、有无损坏。

对于上述检查验收过程中发现的损坏、缺失及其它不正常现象，需作详细记录，并进行现场拍照，经供需双方签字确认。照片、缺损件清单及检查记录副本应及时提供给制造厂及承运单位，以便迅速查找原因并解决。

经开箱检查验收后办理签收手续。签收证明一式二份，制造厂依据签收证明提供现场服务。 检查验收后，主体和附件包装箱应选择合适的地点保存。收货人应对其安全和完好负责，如有丢失和损坏应承担责任。 变压器油的验收与保管

4.6.1 检查变压器绝缘油的牌号是否与生产厂家提供的本产品绝缘油牌号相同,不得与其它不同牌号的绝缘油混和使用和存放，以免发生意外。

4.6.2 检查运油罐的密封和呼吸器的吸湿情况，并作好记录。 4.6.3 用测量体积或称重的方法核实油的数量。

4.6.4 油到现场后最低标准应按GB2536《变压器油》标准抽样验收。经处理后投运前的变压器油必须满足表1指标：

表1 投运前的变压器油指标 序号 1 2 3 4 5 内 容 击穿电压 kV/2.5mm 介质损耗因数 tanδ（90℃） 油中含水量 mg/L 油中含气量 % 体积分数 油中颗粒含量 指 标 ≥70 ≤ ≤5 ＜1 油中5μm～100μm的颗粒不多于1000个/100mL, 不允 许有大于100μm颗粒 注：其它性能应符合GB7595《运行中变压器油质量标准》的规定

4.6.5 进口变压器油按相关国际标准或按合同规定标准进行验收。

4.6.6 运到现场的变压器油，若在制造厂做过全分析，并有检查记录，只需取样进行简化分析。若为炼油厂直接来油或使用者自行购置的商品油或有疑义时，都须作全分析。

4.6.7 变压器油的存储应使用密封清洁的专用油罐或容器，并做好标识。不同牌号的变压器油应分别贮存与保管，不允许混装。

4.6.8 严禁在雨、雪、雾天进行倒罐滤油。变压器油过滤注入油罐时，须防止混入杂质，进入潮气，被空气污染。 5 主体的搬运就位

主体搬运到安装位置时，需将钢丝绳挂在主体油箱的牵引攀上牵引。 牵引速度应满足本说明书3.1.4～要求。

必要时在主体的位置用千斤顶进行抬高或降低时，必须使用下节油箱的千斤顶底座，具体操作按本说明书、执行。

在斜坡上装卸变压器主体时，斜坡角度不大于10°，斜坡长度不大于10m，并有防滑措施。 变压器安装基础应保持水平。变压器与基础的预埋件可靠联接。

主体就位时应注意使套管中心与其相联的封闭母线，GIS等装置的位置对应，以满足安装需要。 变压器油箱顶盖、联管已有符合标准要求的坡度，故变压器在基础上水平安装不需要倾斜。特殊结构（见总装图）就位前应事先放置，如加装减震垫板等。 若油箱箱壁有装沙子的要求时，需见专用部分的使用说明书。 6 贮存及保管

变压器运到现场后应立即检查产品运输中是否受潮，在确认产品未受潮的情况下,才能进行安装和投入运行。如不立即安装，则视实际情况采用适宜的存放方式，按本说明书要求。 6.1.1 产品未受潮的初步验证见表2

表2 产品未受潮的初步验证

6.1.2 如表2中三项有一项不符合要求，则充气运输的变压器不能充气存放，还须按本说明书条要求进一步判断产品是否受潮。若产品受潮，须经处理达到要求后，须按本说明书要求进行注油存放。 充气运输产品的存放方式 6.2.1 充气存放

6.2.1.1 对于充气运输的产品，运到现场后应立即检查主体内部的气体压力是否符合本说明书、要求。

6.2.1.2 如果充气压力符合本说明书、要求时，允许充气短期存放，但存放时间不得超过3个月，否则应按本说明书要求注油存放。

6.2.1.3 如果充气压力不符合本说明书、要求时，产品不能继续充气存放，必须按本说明书要求进一步判断产品是否受潮。

6.2.1.4 充气存放时必须有压力监视装置，对气体的要求与压力同本说明书、的规定。

6.2.1.5 充气存放过程中，每天至少巡查两次，对油箱内压力及补入的气体量做好记录。如压力降低很快，气体消耗量增大说明有泄漏现象，应及时检查处理，严防变压器器身受潮。 6.2.2 注油排气存放

充气运输产品存放超过3个月的或按本说明书6.1.2规定不能充气存放的产品，必须注油存放，工作程序和要求如下：

序号 1 2 3 验证项目 气体压力 (常温) MPa 油样分析 耐压值 kV/2.5mm 含水量 mg/L 指 标 ≥ ≥50 ≤15 注: 1. 充气运输的变压器的油样分析是指残油化验 2. 耐压值是指用标准试验油杯试验 a) 排尽箱底残油，严禁残油再充入变压器中使用。

b) 注油排气：打开箱顶上的蝶阀(应注意防止潮湿空气、水及杂物落入油箱内)，同时从油箱下部的任一个阀门注入符合表1要求的变压器油。

c) 临时装上储油柜系统（包括吸湿器）继续注油，将油面调整到稍高于储油柜正常油面位置，并按储油柜使用说明书排出储油柜中的空气。

d) 注油存放过程中，每隔十天要对变压器外观进行一次检查，发现漏油现象要及时处理，每隔二十天要从主体内抽取油样进行试验，其性能必须符合表1要求，并做好记录。

产品是否受潮的判断及处理

6.3.1 产品最终未受潮的判断，验证绕组对地、铁心对地之间应满足表3要求：

表3 产品最终未受潮的判断

判 断 内 容 绝缘电阻R60不小于出厂值的（用2500V摇表测量） 吸收比R60/ R15不小于（当R60大于3000MΩ时，吸收比可不作考核要求） 介质损耗因数tanδ不大于出厂值的（20℃时tanδ不大于%，可不与出厂值作同温度时 比较） 指 标 85% 85% 120% － 6.3.2 如果不符合表3的要求，表明产品已经受潮，产品不能投入安装，应立即与制造厂联系进行干燥处理。 组件储存

6.4.1 如储油柜、散热器、冷却器、导油联管、框架等的存放，应有防雨、防尘、防污措施，不允许出现锈蚀和污秽。

6.4.2 电容式套管存放期超过六个月时，必须把套管端头抬高与水平夹角不小于15°，或从包装箱内取出垂直存放，并在两头用塑料布包封。

6.4.3 套管与附件（如测量仪表、温度控制器、继电器、接线箱、控制柜、有载开关操作机构、导线、电缆和密封件等）都必须放在干燥、通风的室内。

在存放期间，应经常检查主体及组件有无渗漏，有无锈蚀，油位是否正常等,并3个月取一次油样进行耐压、含水量、介损的检验。 7 现场总体安装

总体安装用户需要准备的主要设备和工具见表4：

表4 主要设备和工具 类别 序号 起重设备 1 2 3 4 名 称 起重机（吊车） 起重葫芦 千斤顶及垫板 枕木和木板 数 量 3 各1套 4只 适量 表 4 主要设备和工具（续）

规 格 及 其 说 明 1t～3t 、5t各二台 不少于主体运输重量的一半 类别 序号 5 6 7 8 注 油 9 设 备 10 11 12 13 登高15 设16 备 17 消防18 用具 19 14 名 称 真空滤油机组 双级真空机组 麦氏真空计 真空表 干燥空气机 或瓶装干燥空气 储油罐 干湿温度计 抽真空用管及逆止阀门 耐真空透明注及阀门 梯子 脚手架 升降车 安全带 数 量 1台 1台 1 1～2块 1台 若干瓶 1套 1 1套 1套 2架 若干副 1台 若干副 规 格 及 其 说 明 净油能力：6000L/h，工作压力不大于100Pa 抽速不小于1500L/s，残压大于 3Pa～700Pa 1Pa、10 Pa、100Pa 干燥空气露点低于-45℃以下 根据油量确定，约为变压器总油量的倍 测空气湿度，RH0～100% 接头法兰按总装图给出的阀门尺寸配做 5m、3m 灭火器若干 优质白色棉布、次棉布 若干个 适量 防止发生意外 绒衣冬天用 M10～M48 小号1个、大号2个 M8～M16，内部接线紧固螺栓用 Φ8mm×20m 绑扎用 挫、磨 需烘干后使用 401胶 烘干 粗孔粗粒 清洁器皿用 保20 防水布和塑料布 适量 洁工作服 若干套 21 器 若干套 材 22 塑料或棉布内检外衣（绒衣）23 24 一般工具 25 26 27 28 29 高筒耐油靴 套管定位螺母扳手 紧固螺栓扳手 手电筒 力矩扳手 尼龙绳 锉刀、布纱纸 若干双 1副 1套 3个 1套 3 适量 30 直纹白布带\\电工皱纹纸带 各3盘 消耗材31 32 密封胶 绝缘纸板 硅胶 苯或无水乙醇 1kg 适量 5kg 2kg 表 4 主要设备和工具（续） 料 33 34 类别 序号 35 36 37 38 备用40 器材 41 42 43 44 45 46 测试47 设备 48 39 名 称 气焊设备 电焊设备 过滤纸烘干箱 高纯氮气 铜丝网 半透明尼龙管 刷子 现场照明设备 筛子 耐油橡胶板 空油桶 万用表 含氧量测量表 兆欧表 数 量 1套 1套 1台 自定 2m 1 2把 1套 1件 若干块 若干 1块 各1块 2规 格 及 其 说 明 有需要 每平方厘米30目，制作硅胶袋用 Φ8㎜×15m，用作变压器临时油位计 刷油漆用 带有防护面罩 每平方厘米30目，筛硅胶用 MF368 2500V/2500MΩ； 500V/2000MΩ；1000V/2000MΩ 安装前的整理要求 7.2.1 对零部件的清洁要求

7.2.1.1 凡是与油接触的金属表面或瓷绝缘表面，均应采用不掉纤维的白布拭擦，直到白布上不见脏污颜色和杂质颗粒（以下简称不见脏色）。

7.2.1.2 套管的导管、冷却器、散热器的框架、联管等与油接触的管道内表面，凡是看不见摸不着的地方，必须用钢丝系白布球来回拉擦，直到白布上不见脏色。即使是出厂时是干净的，密封运输到现场后，也应进行拉擦，以确保其是洁净的。 7.2.2 对密封面的要求

7.2.2.1 应十分仔细地处理好每一个密封面，法兰连接面应平整、清洁，以保证不渗漏。所有大小法兰的密封面或密封槽，在安放密封垫前，均应清除锈迹、油漆和其它沾污物，并用布沾苯或无水乙醇将密封面擦洗干净，直到白布上不见脏色，保证密封面光滑平整。

7.2.2.2 所有在现场安装的密封垫圈，凡存在变形、扭曲、裂纹、毛刺、失效、不耐油等缺陷，一律不能使用。密封垫应擦拭干净，安装位置应正确。

7.2.2.3 密封垫圈的尺寸应与密封槽和密封面尺寸相配合，发现尺寸过大或过小的密封垫圈都不能使用，而应另配合适的密封垫圈。圆密封圈其搭接处直径必须与密封圈直径相同，应确保在整个圆周面或平面上均匀受压，密封圈的压缩量应控制在正常的1/3范围之内。

7.2.2.4 对于无密封槽的法兰，密封垫必须用密封胶粘在有效的密封面上。如果在螺栓紧固以后发现密封垫未处于有效密封面上，应松开螺栓扶正。

7.2.3 紧固法兰时，用紧固力矩扳手（见表5紧固力矩值），应取对角线方向，交替、逐步拧紧各

个螺栓，最后统一紧一次，以保证压紧度相同、适宜。 7.2.4 所有螺栓的电气接头，都要确保电接触可靠。

7.2.4.1 接头的接触表面应擦净，不得有脏污、氧化膜等覆盖及妨碍电接触的杂质存在。 7.2.4.2 接头的连接片应平直，无毛刺、飞边。

7.2.4.3 紧固螺栓应配有蝶形垫圈。利用蝶形垫圈的压缩量，用紧固力矩扳手（见表5紧固力矩值）拧紧各个螺栓，应保持足够的压紧力，保证电联结的可靠性。 7.2.5 紧固力矩值如下表5所示

表5 紧固力矩值

螺丝口径 M10 M12 M16 M20 M24 M30 主体复装前的检查

1000kV级电力变压器不需要吊芯或吊罩检查，但需从油箱人孔进入进行内检；若冲击记录仪有异常情况记录，也需进入油箱进行内检。 7.3.2 进入油箱中进行内检时的要求与注意事项

7.3.2.1 在打开人孔或视察孔检查器身前，须在孔外部搭建临时防尘罩。

7.3.2.2 凡雨、雪、雾、刮风（4级以上）天气和相对湿度60％以上的天气不能进行内检。 7.3.2.3 进行内检前，检查压力表并测量绝缘电阻，再按表3规定判断器身是否受潮。 7.3.2.4 放油时要从箱盖的阀门或充气接头以0.7 m/min～3m/min的流量向油箱内吹入干燥空气（露点低于－45℃）。放油完毕后要以0.2m/min左右的流量持续向油箱内吹入干燥空气，正常工作30min后（通过压力表观测油箱内压力应小于），然后打开人孔盖板，进入内部检查。吹入干燥空气直到内检完毕封盖为止。（每天工作完毕，主体冲入干燥空气，保持20kPa左右）。

7.3.2.5 进入油箱进行内检的人员必须穿清洁的衣服和鞋袜，除所带工具外不得带任何其它金属物件。所带工具应有标记，并严格执行登记、清点制度，防止遗忘油箱中。 7.3.2.6 进行内检的人员必须事先明确要检查的细则，逐项检查。

7.3.2.7 所有油箱上打开盖板的地方要有防止灰尘、异物进入油箱的措施。

7.3.2.8 器身在空气中暴露的时间要尽量缩短，从器身暴露于空气中开始到开始抽真空，最长时间不得超过8h。

7.3.2.9 严禁在油箱内更换灯泡、修理工具。

7.3.2.10 内检过程中不得损坏绝缘。线圈出头线不得任意弯折，须保持原安装位置。不得在导线支架及引线上攀登。

7.3.2.11 对于充氮运输的产品，在氮气没有排净前及含氧量在18%以下时，任何人不得进入油箱

3

3

3

导体紧固力矩值（N·M） 25±10% 59±10% 98±10% － － － 升高座的装配、螺栓的紧固力矩值（N·M） 20±10% 40±10% 100±10% 180±10% 320±10% 630±10% 作业。

进入油箱的检查内容

7.4.1 拆除变压器主体运输就位用的内部、外部临时支撑件。 7.4.2 检查铁心有无移位、变形。

7.4.3 检查器身有无移位，定位件、固定装置及压紧垫块是否松动。 7.4.4 检查绕组有无移位、松动及绝缘有无损伤、异物。

7.4.5 检查引线支撑、夹紧是否牢固，绝缘是否良好，引线有无移位、破损、下沉现象。检查引线绝缘距离。

7.4.6 检查铁心与铁心结构件间的绝缘是否良好（用2500V摇表测量），是否存在多余接地点。检查铁心、夹件及调柱、静电屏和磁分路接地情况是否良好，测量有无悬浮。 7.4.7 检查所有连接的紧固件是否松动。

7.4.8 检查开关接触是否良好，单相触头位置是否一致，是否在出厂整定位置。 7.4.9 最后清理油箱内部，清除残油、纸屑、污秽杂物等。 7.4.10 在进行内检的同时，允许进行出线装置和套管的装配工作。 组件的复装和检查

7.5.1 每天装附件时间不大于8h，器身暴露于大气的总安装时间不超过40h。

7.5.2 一般组件、部件（如冷却器、储油柜、压力释放阀等）的复装都应在真空注油前完成。须严格清理所有附件，擦洗干净管口，必要时用合格的油冲洗与变压器直接接触的组件，如冷却器、储油柜、导、升高座等，冲洗时不允许在管路中加设金属网，以免带入油箱内。

7.5.3 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》要求,按表6进行附件的密封性能试验，如不符合要求应更换。

表 6 附件的密封性能试验的要求 被试附件名称 强油风冷冷却器 储油柜隔膜袋 试验压力 kPa 250 10 持续时间 min 30 ── 注：储油柜隔膜袋已在厂内进行密封试验并安装在储油柜内部已久，均不适合再进行压力试验。 7.5.4 检查各联接法兰面、密封槽是否清洁，密封垫是否完整、光洁。与主体连接的法兰密封面更换新的密封圈。

7.5.5 导路应按照总装配图（或导图）进行。按导上编号对应安装，不得随意更换；同时装上相关阀门和蝶阀。

7.5.6 测量套管式电流互感器的绝缘电阻、变比及极性是否与铭牌和技术条件相符合。 7.5.7 各组件的复装应符合各自的安装使用说明书和下列要求。 7.5.7.1 储油柜安装

a) 安装主体梯子时，梯子应紧固牢靠。

b) 储油柜安装前应擦洗干净，隔膜袋应完好无损，隔膜沿长度方向与储油柜长轴平行，不应

有扭曲。检查连杆浮球沉浮自如，检查油位表指针是否灵活。 c) 气体继电器安装前应检查，需符合使用要求。 d) 安装好柜脚后，将储油柜就位，再安装储油柜梯子。

e) 检查各连接法兰面，密封槽是否清洁，密封垫是否伏贴后再安装联管、碟阀、气体继电器、

防雨罩、释压器升高座、释压器及附件。

f) 最后安装接地板。注意吸湿器在套管注油结束后安装。 7.5.7.2 冷却装置的安装

a) 冷却装置在安装前应按使用说明书做好安装前的检查及准备工作。

b) 冷却装置在制造厂内已经过了冲洗且运到现场后密封良好，内部无锈蚀、雨水、油污等，

现场可不安排内部冲洗。否则，安装前应用合格的绝缘油经滤油机循环将内部冲洗干净，并将残油排尽。

c) 冷却装置安装在框架上时，应先把框架与主体导联接固定好，然后按编号吊装冷却装

置，安装油流继电器。

d) 风扇电动机及叶片应安装牢固并且转动灵活，无卡阻；试转时应无振动过热；叶片应无扭

曲变形或风筒碰擦等情况，转向应正确；电动机的电源配线应采用具有耐油性的绝缘导线。 e) 油泵转向正确，转动时应无异常噪声、振动或过热现象；其密封应良好，无渗漏油或进气

现象。

f) 管路中的阀门应操作灵活，开闭位置正确；阀门及法兰连接处应密封良好。 g) 油流继电器应校验合格，且密封良好，动作可靠。

h) 冷却装置的外接路在安装前，应彻底除锈并清洗干净，做好、水管的标识，标明

流向。

7.5.7.3 气体继电器和速动油压继电器的安装

a) 气体继电器和速动油压继电器应按使用说明书中规定进行检验整定。 b) 气体继电器应水平安装，其顶盖上标志的箭头应指向储油柜。

c) 带集气盒的气体继电器，应将集气管路连接好。 7.5.7.4 释压器的安装

压力释放装置的安装方向应正确；阀盖和升高座内部应清洁，密封应良好，电接点应动作准确，绝缘应良好。

7.5.7.5 吸湿器的安装

吸湿器与储油柜间的连接管的密封应良好；管道应通畅；吸湿剂应干燥；油封油位应与油面线等高。

7.5.7.6 测温装置的安装

a） 温度计安装前应进行校验，信号接点应动作正确，导通良好；绕组温度计应根据使用说明

书的规定进行调整。

b） 顶盖上的温度计座内应注入变压器油，密封性应良好，无渗油现象；闲置的温度计座应密

封，不得进水。

c） 膨胀式温度计的细金属软管不得有压扁或急剧扭曲，弯曲半径不得小于150mm（或按其使

用说明书规定）。

7.5.7.7 1000kV出线装置和套管的安装见产品专用安装使用说明书 7.5.7.8 分接开关的安装和检查

a) 安装好开关、传动轴、伞齿轮、控制箱等所有开关附件后，需有一人在箱顶，另一人在下

部手动操作2周（从最大分接到最小分接，再回到最大分接，称为一周），保证档位一致。（其余如铁心接地套管、温度计和温控器及封环、塞子、释压器、字母标牌等可同时安装。二次控制线路在注油结束后操作）。

b) 测试开关指示的分接位置是否正确（一般测变比确定）。 c) 检查开关在各分接位置时的接触是否良好。

d) 检查开关在各分接位置时线圈的直流电阻，与出厂值比较应无差异。 e) 按开关使用说明书进行安装和其它试验。 f) 开关安装试验完毕后应调整到额定分接。 8 真空注油、热油循环及静放 准备工作

8.1.1 器身检查前进行放油时，将油用真空滤油机抽到已准备好的油罐内。储存油的油罐和路必须预先清洗。油处理设备包括：储油罐、真空滤油机（过滤精度μm，油中颗粒度含量10000个/升）、干燥空气发生器(露点低于-45℃)、二级真空机组等。

8.1.2 将要使用的油经真空滤油机进行脱气、脱水和过滤处理，保证油质符合表1 要求待用。 8.1.3 连接注路。管路全部为耐真空透明尼龙注，不得使用橡胶管。并用热油冲洗管路，保证内部清洁。

8.1.4 抽真空和真空注油的管路连接(见图1)：

真空表① ②

接抽真空管路透明软管型 产品100蝶阀

测油位接注路图1 真空注油.

真空机组就位，在箱顶蝶阀（序号2）处安装抽真空的工装，将真空机组的抽真空管与工装联接，关闭主体与储油柜的蝶阀（序号1），打开主体与冷却器组间的蝶阀及箱盖蝶阀（序号2）。 真空注油

8.2.1 抽真空及注油应在无雨、无雪、无雾，相对湿度不大于75％的天气进行。 8.2.2 启动真空泵对主体进行抽真空：抽真空到100Pa，进行泄漏率测试

泄漏率测试：当抽真空至100Pa时，关闭箱盖蝶阀（序号2）并关掉真空机组，时间 1h 后，记录麦氏计读数P1，再过30min，测得P2，计算：P2-P1≤3240/变压器本体油量(t),即判定泄漏率合格。

8.2.3 泄漏率测试合格后，继续抽真空至25Pa以下（从25Pa开始计时，最终残压不大于），计时维持48h。

注：每天装附件时间不大于8h，器身暴露于大气的总安装时间不超过40h。

8.2.4 在油箱底部接“人”型工装，将过滤好的油从储油罐通过滤油机加热并脱气，打开“人”型工装放气。打开油箱底部注油铜阀，维持真空度，注入合格的变压器油、油温50℃～60℃的变压器油，注油速度6 m/h～8m/h，注油至距箱顶200mm，关闭箱顶蝶阀，停止抽真空，继续从底部注油。 8.2.5 将抽真空管路接往储油柜的呼吸联管上，打开储油柜的旁通阀，启动真空机组。 8.2.6 当储油柜的油位计指示达到一半的位置时，停止抽真空，关闭旁通阀门，用干燥空气在呼吸管充气，解除真空，打开储油柜的放气塞，有油流出后，关闭放气塞，并关闭呼吸管的充气阀门，拆除干燥空气充气管路，安装吸湿器，打开呼吸管的阀门。 热油循环

8.3.1 注油完毕后，拆掉真空管路，换上热油循环管路。对变压器主体进行热油循环，循环方式为对主体上出下进。

8.3.2 热油循环应同时满足以下规定：热油循环的油温应达到60℃～70℃，油速为6 m/h～8m/h，总循环油量不低于油量的3～4倍。热油循环结束后，按要求对所有集气管进行放气。

8.3.3 除热油循环的时间要满足本说明书的规定外，油样化验的结果还必须符合表1的规定，否则应继续热油循环直到油质符合表1的规定为止。 补油及静放

8.4.1 停止加热，如储油柜油面高度不够时，在真空状态下按储油柜安装使用说明书向储油柜补油（油质符合表1的规定），直到油面略高于相应温度的储油柜正常油面为止。开始计时静放，静放时间不少于120h。静放期间应多次打开放气塞放气（储油柜按储油柜安装使用说明书放气）。 8.4.2 关闭储油柜上方用以平衡隔膜袋内外压力的Φ25阀门。安装为主体储油柜配置的吸湿器，按吸湿器安装使用说明书更换硅胶，并打开联通的Φ25阀门。 9 投入运行前的检查

检查所有阀门指示位置是否正确。

检查所有组件的安装是否正确，是否漏油。检查所有密封处是否漏油。 将各接地点接地。检查接地是否可靠，是否有多余的接地点。 铁心、夹件接地检测

铁心片和夹件分别由接地装置引至油箱下部接地，可利用接地装置检测铁心片和夹件的绝缘情况。测量时先接入表计后再打开接地线，避免瞬时开路形成高压，测量后仍要可靠接地。

3

3

3

3

检查储油柜及套管等的油面是否合适。检查储油柜吸湿器是否通畅。 电气线路的安装

9.6.1 按出厂文件中《控制线路安装图》设置控制回路。

9.6.2 对于强迫油循环风冷变压器，按出厂文件中《电气控制原理图》连接控制回路，并逐台启动风扇电机和油泵，检查风扇电机吹风方向及油泵油流方向。油流继电器指针动作灵敏、迅速则为正常。如油流继电器指针不动或出现抖动、反应迟钝，则表明潜油泵相序接反，应给予调整。 9.6.3 给温度计座内注入合格的绝缘油后安装温度计

变压器装有两只温度控制器，用以监视变压器油面温度报警和控制变压器温升限值跳闸回路，并带有 Pt100热电阻信号，可在总控制室内远方监控油面温度。装有一只绕组温度计，用以监视变压器绕组温升报警和控制变压器温升限值跳闸回路。

9.6.4 检查气体继电器、压力释放阀、油表、电流互感器等的保护、报警和控制回路是否正确。 检查其它配套电气设备应符合GB50150《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》的有关规定。 对变压器油的油质进行最后化验，应符合表1的规定。同时测量各线圈的tanδ值，与出厂值应无明显差异。

变压器外表面清理及补漆

变压器装配完毕后,清除变压器上所有杂物及与变压器运行无关的临时装置,用清洗剂擦洗变压器表面,清除运输及装配过程中沾染的油迹、泥迹，并对漆膜损坏的部位补漆，油漆的牌号、颜色与原来一致。

10 投入运行前的交接试验 缓慢空载升压试验

10.1.1 气体继电器讯号触头接至电源跳闸回路，过电流保护时限整定为瞬时动作。 10.1.2 变压器接入电源后，缓慢空载升压到额定电压，维持1h应无异常现象。

10.1.3 再将电压缓慢上升到倍额定电压，维持10min，应无异常现象和响声，再缓慢降压。 10.1.4 如现场不具备缓慢升压条件或不具备升压到倍额定电压条件，可改为1h空载试验。此时如油箱顶层油面温度不超过42℃，可不投入任何冷却器。 空载合闸试验（冷却器不投入运行）

10.2.1 调整气体继电器，使讯号触头接至报警回路，跳闸触头接至继电器保跳闸回路。过电流保护调整到整定值。

10.2.2 所有引出的中性点必须大电流接地。

10.2.3 在额定电压下进行3～5次空载合闸电流冲击试验，每次间隔时间为5min，监视励磁涌流冲击作用下继电保护装置的动作。

进行技术协议、国家标准或IEC标准规定的其它一般性测试项目的试验。 系统调试时对变压器进行的其它高压试验，应与制造厂协商。

试验结束后，将气体继电器讯号触头接至报警回路，调整过电流保护限值。拆除变压器的临时接地线。 试运行

10.6.1 首先将冷却系统开启，待冷却系统运转正常后再投入试运行。

10.6.2 试运行时，变压器开始带电并应带一定载荷，即按系统情况可供给的最大负荷。

10.6.3 应连续运行24h后试运行结束。

当环境温度过低时，以上试验项目应与制造厂协商是否可以进行。 11 运行 投入运行

当变压器经过试运行阶段后，如果没有异常情况发生，则认为变压器已属于正式投入运行。 强迫油循环风冷变压器

11.2.1 对于强迫油循环风冷变压器应在投运前运行2h，然后停止24h，利用变压器所有组件、附件及管路上的放气塞放气，满足停止时间后拧紧放气塞。

11.2.2 在没有开动冷却器情况下，不允许带负载运行，不允许长时间空载运行。 11.2.3 运行中如全部冷却器突然退出运行，变压器在额定负载下允许再运行20min。 11.2.4 低负载运行时，可以停运部分冷却装置。开动部分冷却装置可带负载见专用部分使用说明书。 运行中储油柜添加油和放油的方法见储油柜安装使用说明书。 变压器运行中的监视

11.4.1 在试运行阶段，经常查看油面温度、油位变化、储油柜有无冒油或油位下降的现象。 11.4.2 经常查看、视听变压器运行声音是否正常，有无爆裂等杂音和冷却系统运转是否正常。 11.4.3 运行中的油样检查 11.4.3.1 周期要求

运行的第一个月，在运行后的1、4、10、30天各取油样化验一次。 运行的第二个月至第六个月，每一个月取油样化验一次。 以后每三个月取油样化验一次。 11.4.3.2 允许运行的油质最低标准见表7

表7 允许运行的油质最低标准 项目 耐压 kV/2.5mm 含水量 mg/L 含气量 ％ 指标 ≥60 ≤15 ≤2 如果运行初期油质下降很快，应分析原因，并尽快采取措施。 运行中其它监测项目，按变压器运行规程进行。 变压器运行中的内检

11.6.1 变压器投入运行后，如变压器油的油质未下降到允许运行的最低标准（见本说明书表7）和未发现其它异常情况，可不必对变压器进行内检。

11.6.2 若变压器油质下降到允许运行的最低标准，应及时进行滤油处理。若密封件失去弹性，发生严重渗漏，必须更换密封件。若在运行中发现有其它异常情况，应及时与制造厂联系，研究处理措施。

11.6.3 实施处理措施时，变压器内检按本说明书和本说明书进行。 11.6.4 内检中要特别注意器身压紧装置是否有松动。

12 技术资料和备品备件转交与验收

制造厂的产品使用说明书、试验记录、产品合格证及安装图纸等技术文件的原件。 安装记录（包括进箱检查和附件检查记录）、调整试验记录和变压器油试验报告等。 备品备件移交清单。

其它文件：如定货技术协议，变更设计的技术文件及重要会议纪要等。 备品备件除合同规定的项目以外，还应包括专用工具、运输用盖板等。 双方清点和交接后应在设备交接清单上签字。 13 检查和维护

为了使变压器能够长期安全运行，尽早发现变压器主体及组件的早期事故苗头，对变压器进行检查维护是非常必要的。

检查维护周期取决于变压器在供电系统中所处的重要性及安装现场的环境和气候。

下面所提出的维护和检查项目是变压器在正常工作条件下（满足电力部门运行及预试规定），须进行的必要的检查和维护。同时，也给出了变压器出现异常情况的处理方法。运行单位可根据具体情况结合多年的运行经验，制定出自己的检查、维护方案和计划。 日常检查

13.1.1 正常日检查内容见表8

表8 正常日检内容 检查 项目 1）温度 说明/方法 1)温度计指示 2)绕组温度计指示 3)电热偶的指示 4)温度计内潮气冷凝 2）油位 变 压 器 主 体 3）漏油 检查套管法兰、阀门、冷却装置、如果有油从密封处渗出，则重新紧固密路等密封情况。 4）有不正常噪声和振动 检查运行条件是否正常。 封件，如果还漏则更换密封件。 如果不正常的噪声或振动是由于连接松动造成的，则重新紧固这些连接部位。

表 8 正常日检内容（续）

1）油位计的指示 2）潮气在油位计上冷凝查标准曲线比较油温和油位之间的关系。 判断/措施 1) 如果油温和油位之间的关系的偏差超过标准曲线，重点检查以下各项： ⅰ变压器油箱漏油； ⅱ油位计有问题； ⅲ温度计有问题。 2）万一有潮气冷凝在油位计和温度计的刻度盘上，检查重点应找到结露的原因。 检查 项目 说明/方法 检查冷却风扇和油泵的运行条件是否正常（在启动设备时应特别注意）。 检查冷却器阀门、油泵等是否漏油。 1) 检查冷却风扇和油泵是否判断/措施 1）有不正常噪声和振动 当排除其他原因，确认噪声是由冷却风扇和油泵发出的，请更换轴承。 冷 却 装 置 2）漏油 若油从密封处漏出，则重新紧固密封件，如果还漏更换密封件。 3）运转不正常 确实在运转。 2) 检查油流指示器运转是否正常。 如果冷却器和油泵不运转，重点检查有可能的原因。 4）脏污附着 检查冷却器上的脏污附着位置。 特别脏时要进行清洗，否则要影响冷却效果。 1）漏油 套 管 2）套管上有裂纹、破损或脏污 检查套管是否漏油。 检查脏污附着处的瓷件上有无裂纹。 如果漏油更换密封件。 如果套管脏污，清洁瓷套管。 吸 湿 器 干燥度 1） 检查干燥剂，确认干燥剂的颜色。 1） 如果干燥剂的颜色由兰色变成浅紫色要重新干燥或更换。 如果油位低于正常油位，清洁油盒，重新注入变压器油 2） 检查油盒的油位 压 力 释 放 阀 漏油 检查是否有油从封口喷出或漏出。 如果有很多油漏出要重新更换压力释放阀。 滤 油 机 1）漏油 打开盖子检查净油机内是否有漏油。 在每月一次的油净化时进行巡视，检查有无异常、噪声和振动。 重新紧固漏油的部件。 2）运行情况 如果连接处松动，重新紧固。 有载分接开关

按有载分接开关和操作机构的说明书进行检查。 13.1.2 发现异常情况按下列方法进行处理，见表 9

表9 日检异常情况 异 常 情 况 气体聚集 气体继电器 第一阶段 油涌 气体继电器 第二阶段 原 因 实 施 调 查 分 析 内部放电 轻故障 从气体继电器中抽出气体 气体色谱分析 内部放电 重故障 试验绝缘电阻、绕组电停运变压器 阻、电压比、励磁电流和气体分析 压力释放 差动 油温度高 第一阶段─报警 第二阶段─跳闸 绕组温度高 第一阶段─报警 第二阶段─跳闸 内部放电 内部放电涌流 停运变压器 停运变压器 气体色谱分析 气体色谱分析 过载 冷却器故障 减低变压器负载 检查变压器负载和冷却器运行情况 过载 冷却器故障 减低变压器负载 检查变压器负载和冷却器运行情况 接地故障 内部接地故障 外部接地故障 检查其它保护装置运行停运变压器 （气体继电器、压力释放阀等） 油位低 漏油 注油 检查储油柜隔膜，检查油箱和油密封件 油不流动 油泵故障 不供电 电机故障 停运变压器 检查油泵运行 检查馈电线路 检修、更换电机 电机不能驱动

定期检查

除了日常检查外，在变压器暂时退出运行时，进行以下检查内容见表10。

表10 定期检查内容

检查 项目 周期 说明/方法 1)用2500V兆欧表 2)测量绕组对地的绝缘电阻 绝 缘 电 阻 绝缘电阻测量(连套管) 2或3年 3)此时实际上测得的是绕组连同套管的绝缘电阻,如果测得的值不在正常的范围之内,可在大修或适当时候把绕组同套管脱开,单独测量绕组的绝缘电阻 试验方法和装置见GB507《绝缘耐压 酸值测定 mgKOH/g 1)投运后立绝 缘 油 油中溶解气体分析 刻取油样分析 月后 月后 4)以后每年进 行测量 2或3年 油击穿电压测定法》和GB7599《运行中变压器油、气轮机油酸值测定法（BTB）》或GB2《石油酸值测定法》 1)主要检出以下气体: O2、N2、H2、CO、CO2、CH4、C2H2、C2H4、C2H6 溶解气体分析和判断导则》 发现情况应缩短取样周期并密切监视增加速率故障判断见GB7252《变压器油中溶解气体分≤ 判断/措施 测量结果的判断见本说明书表3;无论如何测量,结果同最近一次的测定值应无显着差别,如有明显差别,需查明原因 >60kV/2.5mm 如果低于此值需对油进行处理 如果高于此值需对油进行处理 变压器油中产生气体主要有以下原因： 1)绝缘油过热分解 绝缘介质过热 3)火花放电引起油分解 含气量 1年 方法见DL/T423或DL/T450 油泵和冷却风扇运行时,检查轴承发出的噪声 检查冷却管和支架等的脏污、锈蚀情况 1年或3年 ≤2% 品更换标准”进行检查更换 冷 却 冷却器组 器 1)每年至少用热 水清洁冷却管一次 2)每三年用热水彻底清洁冷却管并重新油漆支架、外壳等 对轴承按“易耗 备注 2)运行3个 2)方法见GB7252《变压器油中3)运行6个 3)建立分析档案 析和判断导则》 2)油中固体表 10 定期检查内容（续）

检查 项目 周期 说明/方法 1)裂纹 2)脏污(包括盐性成分) 3)漏油 套 管 4)连接的架空线 一般 2或3年 5)生锈 6)油位 7)油位计内潮气冷凝 判断/措施 备注 检查左边项目是否1)如果套管过处于正常状态 于脏污用中性清洗剂进行清洁，然后用清水冲洗干净再擦干 2)当接线端头松动时进行紧固 测得的绝缘电阻应 不小于2MΩ,但对用于分闸回路的继电器,即使测得的绝缘电阻大于2MΩ,也要对其进行仔细检查,如潮气进入等 测得的对地绝缘电阻不低于2MΩ 1)以下继电器等的绝缘电阻: ·保护继电器 ·温度指示器 ·油位计 ·压力释放装置 2或3年； （当控制元1)低压控 件是控制分制回路 闸电路时,建议每年进行检查） 附 件 用500V兆欧表测量位于对地和端子之间的绝缘电阻 2)用500V兆欧表在端子上测量冷却风扇、油泵等导线对地绝缘电阻. 3)检查接线盒、控制箱等 1)如果雨水进入则 ·雨水进入 重新密封 生锈,则重新紧固和清洁 2)保护继电器、气体继电器和有载分接开关保护继电器 3)压力释放装置 2或3年 （如继电器是控制分闸回路时，建议每年检查） 1)检查以下各项: ·漏油 ·气体继电器中的气体量 2)用继电器上的试验按钮检查继电器触头的动作情况 检查以下各项 ·有无喷油 ·漏油 1)如果密封处漏油则重新紧固,如还漏油则更换密封件 2)如果触头的分合运转不灵活,要求更换触头的操作机构 如果较严重则更换 ·接线端子松动和生锈 2)如果端子松动和

14 变压器安装主要工作流程图

变压器安装主要工作流程图

3章） 运输（按第

到货验收（按、和条） 主体就位（按第5章） 贮存和保管（按第6章） 充气运输未受潮（按6.1.1条） 注油排气存放（按6.2.2条） 最终判断是否受潮（按条） 安装前整理要求（按条） 总体安装（按第7章） 不吊罩检查（按7.3.1进入油箱检查（按条） 安装组件（按7.5.6条） 外表面清理、补漆（按第条） 真空注油、热油循环静放（按第8章） 运行前检查检测（按第9章） 交接试验（按10章） 投入运行（按第11章） 资料、备件转交与验收（按第12章） 检查和维护（按第13章）