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8000kVA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（R）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》（GB 6451.1～5—86）中规定：“电压在220kV，容量为150～360MVA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：

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：

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》（GB 6451.1～5—86）中规定在220kV，90～360MVA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干燥空气运输的方式。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℃即可；进口西德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》（GB 6450—86）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。

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》（GB 7597—87）中2.1.1.4规定：“每次试验应按上表（即表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JIS C2101—1978R《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（注），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1～5个油样中的几个而取其平均值。”

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“运行中变压器油质查标准”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因，设备到达现场后不能及时注油，只有充氮保管。如有二台120MVA和二台150MVA变压器充氮保管在半年至一年，某厂一台90MVA变压器充氮保管达两年之久，从国外进口的三台500kV电抗器及三台变压器，由于计划变更工期拖后，充气也达一年之久，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。如某厂一台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、为了不致污染，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tan δ 值上升且不稳定，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：6000L/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GBJ 232—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。15min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。华东地区有二台180MVA主变压器、二台150MVA主变压器及二台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“110～500kV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500k V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。当时阴天，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3.99k Pa。

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自耦联络变压器，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“新装电力变压器及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，箱底温度不得超过100℃；代表们认为原GBJ 232—82规定箱壁温度为120～125℃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》（GB 6450—86）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）：

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。

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》（GB 6451.1～5—86）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，绝缘电阻将下降，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（t orr）/30（min）

一小时为0.02（t orr）。

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（t orr）/30（min）

换算成一小时漏泄率为0.0075×2=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，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高的变压器。而现场变压器因长期静置，其温度基本接近周围环境温度，不需要查找温度下降曲线。

作斜率趋势直线时，可用后半段的测点，作直线与t=0的交点，认为是纸中含水量反映的水蒸气压力（如图2.5.4-3所示），再按piper图查出纸中含水量。

关于绕组温度，若变压器本体未加温，则绕组温度基本和环境温度一致。

第2.5.5条 变压器、电抗器经干燥处理后，应进行一次器身检查，检查绝缘紧固件是否松动及有无过热造成绝缘损伤的情况。如无条件及时检查时，应先注入合格的变压器油以防受潮，待准备工作就绪后再作器身检查。注入的油应预热至50～60℃。为了避免绕组受潮，绕组的温度应高于油温，但高出多少为宜，各地执行不一，华东地区规定可高出20℃左右，华中地区规定可差30℃，有的提出可差10℃。各地可视具体情况而定。

500kV变压器在器身检查和附件安装完毕后，规定要进行热油循环，但热油循环后，不需再进行器身检查。

有的单位提出，变压器、电抗器干燥合格后，应先真空注以合格油，然后放油或吊出再进行器身检查，以免器身受潮，对器身绝缘更为有利，此法也可参考。

第六节 本体及附件安装

第2.6.1条 当变压器、电抗器内部故障时，为了使气体能顺利地进入气体继电器，故规定应使其顶盖沿气体继电器方向有1%～1.5%的升高坡度，此坡度值是按苏联标准规定，我国已多年采用此值。近年来引进的变压器、电抗器，如日本、欧美各国均不要求安装坡度，国内目前生产的高电压、大型变压器在结构上作了修改，也不要求安装坡度，故条文中又规定“制造厂规定不需安装坡度者除外”。

第2.6.2条 目前国内的变压器、电抗器渗漏油现象仍较普遍，其密封是关键，密封垫的质量是很重要的因素。目前变压器安装中都采用橡胶密封垫，但近来有的已采用了非橡胶的其它品质更好的耐油密封垫，强调了耐油的要求，不规定材质。对于密封垫的要求应该严格，必须无扭曲、变形、裂纹和毛刺。国外引进设备安装时，凡用过的密封垫都不再使用。根据我国实际情况，不作如此硬性规定，若有必要时，可在设备订货合同中提出要求。

第2.6.3条

一、切换开关油箱中的变压器油，其绝缘强度的要求，各个不同的制造厂有不同的规定，故条文规定应符合产品的技术要求。

二、切换开关油箱漏油时影响本体油箱内绝缘油的性能。在国产和进口变压器中均发生过此问题，故要求安装时其油箱应作密封试验，其试验压力值应由制造厂提供。

第2.6.4条

一、冷却装置安装前应按制造厂规定的压力值进行密封试验。

1．散热器，有的制造厂规定用0.05MPa表压力的压缩空气进行检查，持续30min应无渗油现象；1982年原规范规定：“或用0.7kg/cm ² 表压力的变压器油进行检查，持续30min，应无渗油现象”；在实际工程执行中，应按制造厂规定的压力值，持续30min应无渗油现象，若制造厂无规定时，可按上述两种方法中的任一方法进行检查试验。

2．强迫油循环风冷却器的密封试验标准，变压器厂规定为0.25MPa的压力，持续30min，应无渗漏。

3．强迫油循环水冷却器的密封试验标准，制造厂规定为：先将冷却器注油250kg后在下部放油塞处取油样试验，如2h后油的绝缘耐压值不低于注油时数值，则冷却器不需另外清洗，否则须冲洗。然后再从水室入口处通入清洁水，使水从出口缓缓流出，水中应无油星。将出水口封闭，加水压至0.25MPa，维持12h，再测油压。正常运行情况下，水冷却器一般水压在0.05MPa左右，某制造厂规定水冷却器的油压高于水压0.1～0.15MPa，而另一厂家规定应高于0.08MPa。因运行时油压最高可达0.2MPa左右，故原规范根据全国审定会讨论决定：水冷却器的试验压力定为0.25MPa，持续时间1h，应无渗漏。

根据以上情况，本条文提出，压力按制造厂规定，持续时间1h，水、油系统应分别检查无渗漏。

二、运到现场的冷却装置，由于出厂时未很好清理，加上现场保管不善，内部往往很脏，并曾发现有铁屑等杂物，如不很好冲洗，运行中脏物将冲入本体内，故规定安装前用合格油经净油机将其冲洗干净。

三、因以往曾发生风扇叶片扭曲变形，造成冷却效率降低，故规定叶片应无扭曲变形。

四、油冷却器现场配制的外接管路，其内壁除锈清理工作非常重要，以往曾发生过一台变压器因现场配制的油管中砂子、杂物未清洗干净而造成烧毁事故。内壁除锈不彻底，清洗不干净，造成的后果是严重的。

有的单位在清理干净后，管内壁涂以绝缘漆。据某厂介绍，外接油管可先喷砂，再用压缩空气吹，然后用蒸汽喷洗，效果良好，内壁则不必喷漆；关键在于必须彻底除锈并清洗干净，若除锈不尽，内壁所涂漆膜往往容易起皮冲进变压器内部，有堵塞油路的可能。故本条强调了彻底除锈，对油管内壁涂漆则不作硬性规定。

五、水冷却装置停用时，应将水放尽，以免天寒冻裂。

第2.6.5条 关于胶囊的漏气检查，其检漏压力目前尚无统一标准，有的变压器制造厂规定为0.002MPa，而有的变压器厂则无规定。某水电站规定胶囊检漏压力不得超过0.02MPa。胶囊的检漏很有必要，某发电厂就曾发生过胶囊破裂情况，胶囊破裂后即失去其应有的作用。检漏充气时务必缓慢，个别单位曾因充气过急而发生胶囊破裂的情况。

胶囊安装时，应沿其长度方向与储油柜的长轴保持平行，否则运行时将可能在胶囊口密封处附近产生扭转或皱皮而使之损坏。

油位表很容易出现假油位，应特别引起注意。

第2.6.6条 升高座安装时应特别注意绝缘筒的缺口方向，应使之与引出线方向一致，不使相碰，否则会由于振动等原因易擦破引出线绝缘。升高座放气塞的位置应在最高点，某厂曾发生过一台66kV变压器，由于安装时不注意，放气塞位置未放置在最高点，致使空气放不出来而造成返工。为了便于套管安装，电流互感器和升高座的中心线应一致。

第2.6.7条

一、套管的试验应符合现行国家标准《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》的要求，当充油套管整体介质损失角不合格时，应检查套管中的绝缘油。经检查系由于绝缘油不合格所致，可将套管油换掉；当分析确认套管内部绝缘受潮时，应进行干燥处理。充油套管的干燥可在不解体情况下进行，可采用热油循环法，油温不宜超过105℃。胶纸套管干燥时，规定温度不宜超过90℃；当套管介质损失角正切值tan δ （%）趋于稳定时，干燥可认为结束。对于密封式套管，尤其是500kV级的，若发现内部绝缘受潮时，应和制造厂联系解决。

二、110kV及以上的套管干燥后应进行真空注油，以消除残留气体。真空注油应尽可能在1.33～13.3Pa的真空状态下进行，注油的速度不宜太快，以免妨碍残留气体的排除。

三、套管顶部结构的密封至关重要，由于顶部结构密封不良而导致潮气沿引线渗入变压器线圈造成烧坏事故者不少。部分原因是因安装时不当所致，例如密封垫未放正确，或因单纯要求三相连接引线位置一致而将帽顶松扣。故应特别强调顶部结构的密封。

四、近来，有的变压器厂制造的500kV变压器的高压套管与引出线的接口采用密封波纹盘（即魏德迈结构）结构，此种结构安装时较复杂，故应严格按制造厂的规定进行。以往有的单位由于未很好熟悉安装说明资料，安装完后，作局部放电试验时发现问题，只得返厂处理。

五、为便于观察套管的油位，油标应面向外侧。现在一些电容芯套管为了试验方便将末屏引出，在正常时，末屏应良好接地。

第2.6.8条

一、气体继电器安装前应根据专业规程的要求检验其严密性、绝缘性能并作流速整定。根据《气体继电器》（GB 2107—77）的规定，气体继电器油速整定范围如下：

管路通径80mm者为0.7～1.5m/s；

管路通径50mm者为0.6～1.0m/s。

根据东北地区的QJ 1—80规定，50型瓦斯继电器检验规程规定的如下参数值，可供各地参考：

继电器整定范围：0.7～1.5m/s，偏差不应大于0.05m/s；自然冷却的变压器为0.8～1.0m/s；强油循环冷却的变压器为1.0～1.2m/s；容量大于200MVA的变压器为1.2～1.3m/s；500kV等级的变压器为1.3～1.4m/s；容量小于1000kVA的变压器为0.7～0.8m/s；一般大型变压器宜取上限值。容量为7500kVA及以上的变压器，连接管径为80mm；容量为6300kVA及以下的变压器，连接管径为50mm；有载调压开关的瓦斯继电器连接管径为25mm；其流速整定为1.0m/s。

二、关于浮子式气体继电器，现制造厂已不再生产，故此次修订时，本规范不再列入。

第2.6.9条

一、施工现场往往发现由于出厂密封不良，安全气道及连通管有锈蚀情况，安装前必须予以清理干净，以免杂物进入变压器、电抗器内部。

二、1978年某电厂一台120MVA变压器发生严重爆炸事故，除事故的直接原因外，事后发现安全气道隔膜为一薄铝片，并非制造厂原配材料；由于铝片是非脆性材料，起爆时虽然破损，但却堵塞油道，影响喷油防爆作用，导致变压器油箱内压力剧增而爆破。为此，强调对安全气道隔膜的材料和规格应符合产品的技术规定，不得任意代用。隔膜材料一般为玻璃板或酚醛纸板。

三、防爆隔膜破坏时，其信号将引至主控制室，为了信号准确，故要求防爆隔膜信号接线应正确，接触良好。

第2.6.10条 近几年大型变压器、电抗器都改为密封结构。采用压力释放装置，以使油与外部空气隔离。当变压器、电抗器发生故障时，内部压力达到0.05MPa时，压力释放装置动作。

安装压力释放装置时，应注意方向，使喷油口不要朝向邻近的设备。

压力释放装置在产品使用说明书中明确规定：“压力释放阀门出厂时已经过严格试验和检查，而各紧固件和接合缝隙，均涂有固封胶，阀门的各零件不得自行拆动，以免影响阀门的密封和灵敏度，凡是拆动过的阀门必须重新试验，合格后方能使用。凡经用户拆动过的阀门，制造厂不再保证原有的性能”。为此，现场不必进行校验。

第2.6.11条 对吸湿器油封油位的要求，是为了清除吸入空气中的杂质和水分。但对于胶囊式变压器，有些产品为使胶囊易于伸缩呼吸，规定不要油封，或少放油，则应按产品的技术要求进行。

第2.6.12条 有些变压器制造厂生产的YF型强迫油循环风冷却器，其净油器可正反向安装，出入口无特殊标记，施工中曾发生多起装反净油器的情况，致使净油器过滤网装反，吸潮剂被冲入变压器内堵塞油路，影响冷却效率，甚至危及变压器出力。故安装时应引起注意。据生产厂家称，目前该种净油器的结构已作了修改。

第2.6.13条 大型变压器、电抗器上导气管数量较多，均应清理，以免脏物进入器身内，并应注意密封，杜绝潮气侵入变压器油和渗漏。

第2.6.14条 近几年引进的变压器装有测量绕组温度用的绕组温度计，今后国内也可能生产，该型温度计的整定应按制造厂的规定执行。

第2.6.15条 靠近箱壁的绝缘导线都是由变压器、电抗器的配电箱来的冷却器风扇电源和保护、信号回路导线，为避免这些导线损伤或腐蚀，靠近设备箱壁处应有保护，如用铁管、金属板或用金属软管等。安装时应注意美观、整齐。当为进口设备时，这些保护设施均由制造厂供给，对国内设备今后在订货时也应要求制造厂提供。

第七节 注油

第2.7.1条 系根据能源部某研究所出版的“电力用油运行指标和方法研究”中有关混油问题而制订。主要是对国家标准《运行中变压器油质量标准》（GB 7597—87）的制订过程的全面分析和研究。这些内容解决了混油中各单位所提的问题，并对混油有一个全面了解，以便在现场掌握。有关内容摘录于下：

在正常情况下，混油的技术要求满足以下五点：

（1）最好使用同一牌号的油品，以保证原来运行油的质量和明确的牌号特点。我国变压器油的牌号按凝固点分为10号（凝固点-10℃）、25号（-25℃）和45号（-45℃）三种，一般是根据设备种类和使用环境温度条件选用的。混油选用同一牌号，就保证了其运行特性基本不变，且维持设备技术档案中用油的统一性。

（2）被混油双方都添加了同一种抗氧化剂，或一方不含抗氧化剂，或双方都不含。因为油中添加剂种类不同混合后会有可能发生化学变化而产生杂质，所以要予以注意。只要油的牌号和添加剂相同，则属于相容性油品，可以任何比例混合使用。国产变压器油皆用2.6-二叔丁基对甲酚作抗氧化剂，所以只要未加其他添加剂，即无此问题。

（3）被混油双方油质都应良好，各项特性指标应满足运行油质量标准。如果补充油是新油，则应符合该新油的质量标准。这样混合后的油品质量可以更好地得到保证，一般不会低于原来运行油。

（4）如果被混的运行油有一项或多项指标接近运行油质量标准允许极限值，尤其是酸值、水溶性酸（pH值）等反映油品老化的指标已接近上限时，则混油必须慎重对待。此时必须进行试验室试验以确定混合油的特性是否仍是合乎要求的。

（5）如运行油质已有一项与数项指标不合格，则应考虑如何处理问题，不允许利用混油手段来提高运行油质量。

根据以上原则，在新制订的《运行中变压器油质量标准》中，关于补充油和不同牌号油混合使用问题作了如下五条规定：

1）“不同牌号的油不宜混合使用，只有在必须混用的情况下方可混用”。变压器油不同牌号虽可混合使用，其油质性能不会发生特殊变化，但在万不得已，如实在购买不到同牌号油等情况，才能混用，理由如前述。

2）“被混合使用的油其质量均必须合格”。作此规定以防止在急于用油的情况下贸然混合，万一混合使用的油质不符合要求会造成不良影响。

3）“新油或相当于新油质量的不同牌号变压器油混合使用时，应按混合油的实测凝固点决定其是否可用”。设备内原来的运行油如混入低标号油品，其凝固点要上升。因而必须按混合的比例测其凝固点是否符合使用要求，不能认为其化学和电气性能都合格，就贸然混合使用。

4）“向质量已下降到接近运行中变压器油质量标准下限的油中加同一牌号的新油或接近新油标准的已使用过的油时，必须按照《电力系统油质试验方法》（YS—27—1—84）中规定预先进行混合油样的油泥析出试验。无沉淀物产生方可混合使用。若补加不同牌号的油，则还需符合第3）条的规定”。

运行中变压器油已经老化时，因老化油有溶解油泥的作用，油中含有氧化产物可能还未沉析出来。此时如加入一定量的新油或接近新油标准的使用过的油，因新油起到稀释作用，就反而会有沉淀物析出。这样不仅达不到混油目的，反而会产生油泥，这是有教训的。因此，在混合使用前必须进行油泥析出试验。

5）“进口油或来源不明的油与不同牌号运行油混合使用时，应按照《电力系统油试验方法》（YS-25-1-84）中规定预先进行参加混合的各种油及混合后油样的老化试验，当混油的质量不低于原运行油时，方可混合使用；若相混油都是新油，其混合油的质量应不低于最差的一种新油，并需符合第3）条的规定”。

这是因为进口油或来源不明的油中含有的添加剂，虽然能区分是氨类或酚类添加剂，但更具体的组分就不得而知。有的变压器油中还加入了部分合成油。所以必须作混油老化试验，要求其质量相对不低于运行油的试验结果。实际上若加入量大，混合油的质量应在运行油和加入新油之间。另外当两种新油混合时，是在新油都做过全分析，符合标准要求情况下，进行混油老化试验，混合后的油其质量不低于其中最差的一种新油，方可混合使用。

第2.7.2条 为了排除绝缘物中残留的空气和安装过程中进入器身绝缘物内的潮气，对于220kV及以上的变压器、电抗器必须进行真空处理。真空保持时间：美国一些公司规定220330kV的变压器为4h，专家们认为太短，故定为8h；500kV的变压器则根据全国有关大区的工程都为24h，故规定为24h。

为了提高干燥效果，器身应有一定的温度。抽真空时，残压越低越好，温度越高越好。但器身温度太高，现场有困难。若温度太低，按温度平衡曲线可知，要绝缘物保持同样的含水量，则残压必须保持更低，现场也很困难。美国国家标准《关于油浸变压器的安装导则》中提出为20℃。此温度在南方问题不大；而在北方冬天由于器身检查时必须加温，在器身检查完毕时，一般仍有一定温度，则可加盖后及时抽真空。故规定宜高于20℃。

第2.7.3条 本条强调了真空注油，并规定了真空度、注油速度等要求。

一、真空注油能有效地驱除器身及油中气泡，提高变压器的绝缘水平，特别对纠结式线圈匝间电位差较大的情况下，防止存在气泡引起匝间击穿事故，更有重要意义。

条文规定“110kV者也宜采用真空注油”。有单位提出110kV也必须真空注油，考虑到110kV电压不高，牵涉面广，容量不大的都带油运输，不需强调必须真空注油，若容量较大，又充气运输，可以采用真空注油，故条文仍用“宜”即有条件者首先采用。

二、注油应按油速来控制较科学。如220kV变压器的油量由10多吨到50多吨，若以时间控制，则油速相差三倍多。而静电发生量大致按油流速三次方比例增加。故注油应以油流速度来决定注油时间较合适。某厂规定为10t/h，现有的净油机出力大都为5000L/h，美国国家标准亦建议以此值。故规定“注油速度不宜大于100L/min”。

三、为了驱除器身表面的潮气，提高器身绝缘，也可使器身加温，故规定注入的油温应高于器身温度，国外也有要求将油加热至30℃左右然后注入的情况，本条对油温不作具体规定，可根据施工现场的条件而定。

四、为了抽真空需要，油面距箱顶应有一定距离，有的制造厂提出为200mm。同时油必须淹过线圈绝缘以防受潮。

五、500kV变压器、电抗器必须进行真空干燥处理，注完油后又将进行热油循环，质量有所保证。现有一些500kV变压器在施工中一次注满油，减少了注油后保持真空这道工序，故规定500kV者在注满油后可不继续保持真空。

六、雨、雾天真空注油容易受潮，真空度越高，越应予以重视。故规定不宜在雨天或雾天进行真空注油。

第2.7.4条

一、胶囊及气道隔膜承受不了真空注油时的压差，一些单位由于不注意，曾引起气道隔膜破裂并吸入油箱的事故，故予以明确。

二、有些变压器中主油箱与其它隔舱之间的隔板不能经受一侧全真空而另一侧为大气压的状况，在另一侧也必须形成真空，以免所造成的压力差将隔板损坏。各地区500kV变电所施工及验收规范中都有此规定。美国国家标准也有此规定。

第2.7.5条

一、为排除油箱内及附于器身上的残余气体，从油箱下部油阀进油较为有利。有的单位提出：“若在高真空下，变压器中的气体是很少的，如果油从上部进入，油在喷洒过程中，油表面增大，油内未脱尽的气体、水分，可以被真空泵抽出，此情况相当于真空滤油机的脱水脱气过程，油从上部进入，可以提高油质”。问题是抽真空一定从上面抽，进油也从上面进，容易将油或油雾抽入真空泵；另外考虑到注入的油已经经过脱气、脱水，并已达到标准，在注油时，主要是排除油箱内及附于器身上的残余气体，并不是解决油中的微水量和含气量，故仍规定从下部进油。

二、强调“对导向强油循环的变压器，注油应按制造厂的规定”，因为导向强油循环的变压器，制造厂规定进油门和放油门同时注油和放油，以保持围屏内外油压一致，但在工程施工中却往往忽视此点，故在此条中特别提出以加强重视。

第2.7.6条 本条为了人身和设备的安全，要求可靠接地。美国国家标准《关于油浸变压器的安装导则》中特别提出注意：通过滤油纸的油可能形成一种静电电荷，当变压器充油时，这种电荷将传到变压器绕组上。在这种情况下，绕组上静电电压可能对人身及设备有危险。为避免这种可能性，在充油过程中，应把所有外露的可接近的部件及变压器外壳和滤油设备都可靠接地。以往各地区在500kV工程施工及验收规范中也都有此规定。

第八节 热油循环、补油和静置

第2.8.1条

一、规定“500kV变压器、电抗器真空注油后必须进行热油循环”。因为500kV设备的器身作业时间较长，为彻底清除潮气和残留气体，国内外都要求注油后进行热油循环。

二、关于热油循环的时间及油温的规定，某厂开始生产一台500kV变压器时规定热油循环时间为100h，但后来又在某500kV变压器的使用说明书中规定为：1）36h；2）3×变压器总油量/通过滤油机每小时油量（小时）；华中、华北、华东地区500kV工程施工及验收规范中规定为48h，但要求油箱内油温在50℃，滤油机出口油温为60℃，若温度达不到要求，可延长循环时间。某水电工程中，净油设备出口温度为60℃，器身内油温为50℃，热油循环时间为72h。有些单位反映，油温很难达到50℃，故规定：“净油设备的出口温度不应低于50℃，油箱内温度不低于40℃”，“热油循环时间不得少于48h”。同时循环后的油应达到下列标准：

击穿电压≥60kV/2.5mm；

微水量≤10ppm（体积比）；

含气量≤1%；

tan δ ≤0.5%（90℃）。

第2.8.2条 冷却器内的油，应与油箱主体内的油同时进行热油循环，这样可使变压器、电抗器内的油都经过处理，尤其是冷却器中的残余气体。但为了维持油箱内的温度，可将潜油泵和阀门间断地开闭。

第2.8.3条 通过净油机注油时，难免要带入空气，补充油如从下部油阀进油，空气可能停留于器身上而使该处绝缘强度下降，所以本条规定应通过储油柜上专用油阀加注补充油，防止产生上述缺点。同时对排除空气予以提醒，否则易造成假油位和引起轻瓦斯动作。

第2.8.4条 对于高压电力变压器、电抗器，在现场检查安装后，虽经真空脱气注油，但在变压器绝缘油中还可能残留极少量能使油中产生电晕的气泡。这种气泡主要有两种：①残留在油浸纸内的气泡；②残留在部分油中的气泡。这两种气泡均可在油中溶解而消失。但前者较后者难于溶解，气泡消失的时间较长。

一般浸过油的变压器，即使将油抽出去，由于毛细管现象，已浸入绝缘物中的油仍可保存在绝缘物中，以后再注油时不会再出现此类气泡。但充气运输的变压器、电抗器，由于安装注油前有较长时间不浸油，且在运输过程中由于振动而把原浸入绝缘物中的油析离出来，或经过干燥处理的变压器、电抗器，在最初浸油时，都容易出现残留在绝缘物中的气泡。而残留在绝缘油中的气泡在每次注油时其概率都大体相同，且这种气泡在油中较容易溶解。因此，为了溶解这些残留气泡就需要有一定静置时间。

要准确地确定静置时间是十分困难的。首先，要知道气泡残留在什么部位，气泡的体积及形状如何；其次要知道气泡周围的境膜厚度，以便确定气泡的溶解速度。实际上各国都是根据各制造厂多年的生产经验确定标准。

美国国家标准规定：电压在287kV及以下者至少静置12h；电压在345kV及以上者，至少静置24h。

日本规定：

120kV及以下，24h以上；

140kV，36h以上；

170kV，42h以上；

220kV，48h以上；

500kV，72h以上。

参照日本的标准，结合我国已安装的500kV变压器、电抗器的经验，在本规范中作出规定：500kV不少于72h；220kV、330kV不少于48h；110kV及以下不少于24h。

第2.8.5条 变压器、电抗器注油静置后，油箱内残留气体以及绝缘油中的气泡不能立即全部逸出，往往逐渐积聚于各附件的高处，所以须进行多次放气，并应启动潜油泵以便加速将冷却装置中的残留空气驱出。

第2.8.6条 具有胶囊或隔膜的储油柜的变压器，其注油、排气和油表加油等操作顺序要求与普通变压器不同，制造厂均有规定，注油时必须排尽储油柜及油表内的残存空气。不少单位由于未掌握注油方法，都曾发生过变压器跑油或假油位现象，故本条作了规定。

第九节 整体密封检查

第2.9.1条 密封检查主要是考核油箱及附件渗漏油情况，故规定“应在储油柜上用气压或油压进行整体密封试验”。据了解，现在在现场作密封检查时基本上都是在储油柜上进行。

近年来制造厂的密封结构都采用压力释放装置，而压力释放装置的动作压力为0.05MPa，作密封试验时，不应超过释放装置的动作压力，否则应装临时闭锁压板，增加油和空气接触时间。在北京进行初稿讨论会时决定压力定为0.03MPa，不分是否密封结构。《三相油浸式电力变压器技术参数和要求》（GB 6451.1—86）中规定“变压器油箱及储油柜应承受0.5标准大气压的密封试验”，故压力应从箱盖算起，若在储油柜加压，应减去储油柜油面到油箱顶盖的油压，才是真正作试验的压力。

日本各厂规定的试验压力一般为0.02～0.035MPa。

试验持续时间均按24h即经过一昼夜温度变化检查其渗漏情况。

一些单位反映，密封试验效果不大，对1600kVA容量以下整体到货的变压器可不作试验，据了解对小型变压器现场也未作密封试验。故本条文增加“对整体运输的变压器可不进行此项试验”。

第十节 工程交接验收

第2.10.1条

一、变压器、电抗器在试运行期间应带额定负荷，但变电站的变压器初投入时，一般都无带额定负荷的条件，故规定带一定负荷，按系统情况可供给的最大负荷。

二、带一定负荷，并应连续24h后，即可认为试运行结束，可移交生产。条文中强调连续运行。

三、一些工厂企业变电站完工后，而其他生产用电工程尚未完工，无负荷可带，故提出空载运行24h也可交工。但变压器不经带负荷24h考核就移交生产，是不合适的。有些情况甲乙双方研究是否空载24h作为中间验收等其他办法来解决。

第2.10.2条

一、大型变压器的铁芯和夹件都经过套管引出接地，故规定铁芯和夹件的接地套管应予接地。以往工程中有过接地引下线不符合设计要求或接地焊接不牢而出现变压器损坏事故，故强调接地引下线及其与主接地网的连接应满足设计要求，接地应可靠。

二、为了尽量放出残留空气，强迫油循环的变压器、电抗器应起动全部冷却装置，进行循环，华中、东北、华北、华东地区500kV变压器都规定循环时间4h以上。

第2.10.3条

一、有中性点接地的变压器，在进行冲击合闸时，中性点必须接地。在以往工程中由于中性点未接地而进行冲击合闸，造成变压器损坏，故应引起十分注意。

二、为了避免发电机承受冲击电流，以从高压侧冲击合闸为宜。变压器中如三绕组500/220/35～60kV的中压侧过电压较高，也不强行非从高压侧冲击合闸，故规定冲击合闸时宜由高压侧投入。

三、对发电机变压器组结线的变压器，当发电机与变压器间无操作断开点时，可以不作全电压冲击合闸。

对此问题，有的认为所有变压器均应从高压侧作五次全电压冲击合闸，以考核变压器是否能经受得住冲击，因曾有过冲击时变压器被损坏的情况；另外多数单位认为，发电机变压器单元接线组中的变压器，不需要从高压侧进行五次全电压冲击合闸试验，因为这种单元结线一般都是大型发电机组，运行中无变压器高压侧空载合闸的运行方式，而变压器与发电机之间为封闭母线连接，无操作断开点，为了进行冲击合闸试验，须对分相封闭母线进行几次拆装，将消费很大的人力、物力及投产前的宝贵时间。变压器冲击合闸，主要是考验冲击合闸时变压器产生的励磁涌流对继电保护的影响，并不是为了考核变压器的绝缘性能。经多次会议讨论后规定可不作全电压冲击合闸试验。

四、变压器、电抗器第一次全电压带电必须对各部进行检查，如声音是否正常、各联接处有无放电等异常情况，故规定第一次受电后持续时间不应少于10min。

5次是原规范经代表讨论确定的，并已执行多年。

第2.10.4条 进行交接验收时，应同时移交技术文件，这是新设备的原始档案资料和运行及检修时的依据。移交的资料应正确齐全。 eOZEooBISSYJ/9vpi1hNfW6AOdIbyAl15GjKSD+Wk+UIfd5agPq3Pi/+3nZT+1/f