电力变压器安装作业指导说明书.doc

中国石油天然气管道通信电力工程施工作业指导书

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
电气安装事业部

目录
1、适用范围 3
2、编写依据 3
3、作业步骤 3
4、安全风险辨析和预控 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）本体抵达现场后检验 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 内部检验 12
6.7 抽真空注油 13
7 、质量控制方法及检验标准 18
附件1质量安全施工作业票 24

1、适用范围
本作业指导书适适用于110kV及以下电压等级，频率为50Hz油浸式主变压器和油浸式电抗器安装作业。
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、作业步骤

l 图3-1 作业（工序）步骤图
4、安全风险辨析和预控
4.1主变压器安装作业前，施工项目部依据该项目作业任务、施工条件，开展针对性质量安全风险评定工作，形成该任务风险分析表。
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，施工责任人签发。
4.3 施工责任人查对风险控制方法，并在日站班会上对全体作业人员进行质量安全交底，接收交底作业人员负责将安全方法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责任人现场持有，工作内容、地点不变时可连续使用10天，超出10天须重新办理作业票，在工作完成后上交项目部保留备查。
表4-1变压器、油浸式电抗器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
风险控制方法
1
无资质人员进行特种作业
设备损坏
可接收风险
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
可接收风险
安全员对进入现场人员安全防护用具使用进行检验，确保人员正确佩戴安全帽
3
未系安全带高空作业
坠落
低风险
作业前，工作责任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
可接收风险
关键施工前，由项目总工对施工人员进行具体技术交底，使施工人员熟悉工序
5
进入施工区域非工作人员
触电
可接收风险
在主变压器施工区域加装临时围栏或警告绳，并悬挂“严禁进入”标示牌，非工作人员严禁入内
6
无防护孔洞
坠落
可接收风险
作业前，检验在作业场所周围孔洞围蔽情况，确保作业场所周围孔洞已围蔽或封堵，且悬挂“当心坑洞”标示牌
7
无序施工
碰撞、
设备破损
可接收风险
设备、瓷件开箱检验由施工队长或工作责任人组织并实施，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
可接收风险
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
可接收风险
开箱时，施工责任人督促施工人员使用撬棒、手锤、凿子、螺丝刀等手动工具，不得敲打瓷件内侧箱板
10
朝天铁钉
刺伤
可接收风险
开箱后全部箱板，立即打弯“朝天钉”，专员清理回收，堆放到指定位置
11
飞溅异物
设备破损
可接收风险
开箱后设备和瓷件应做到边开箱、边检验、边就位，暂不能就位安装，做好预防敲打、倾倒和外来异物飞落保护方法
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，由专员扶持或专梯专用；上下梯子清理鞋底油污；用绳索将梯子上、下部固定牢靠
13
含氧量不足设备内部
窒息
可接收风险
充氮变压器、电抗器内部检验时，未经工作责任人确定充足排氮后，任何人不准进入变压器、电抗器内，并远离排气口处
14
遗漏在设备内施工工具
设备烧损
可接收风险
进入变压器、电抗器内部检验时，必需穿着专用工作服，事先对所用工器具进行具体检验，并注册登记，工作结束后按数收回，预防遗留在器身内
15
设备内部照明不足
碰撞
可接收风险
携带手电筒进入设备内部检验，照明必需良好，安全照明电压小于12V，预防碰撞
16
有缺点起重机
打击
低风险
使用起重机前司机应检验液压系统、钢丝绳索、刹车系统等，确保车况良好
17
指挥信号不清
碰撞
可接收风险
起重过程中设专员指挥，确保指挥信号清楚、正确
18
有缺点工器具
设备损坏
低风险
工作责任人具体检验吊装套管所用绳索、卡扣外观良好，严禁使用有伤痕及不合格吊具
19
歪斜绑扎
设备破损打击
低风险
工作责任人具体检验吊绳绑扎位置正确、合适，预防起吊时倾斜、翻倒
20
摆动重物
设备破损
低风险
起吊时拴好控制方向控制绳，方能起吊，起吊过程中要保持和非吊物间一定距离，以免发生碰撞损坏设备、瓷件
21
滑落工具
打击
可接收风险
使用工具袋及绳索传送工具，严禁抛掷工具传送，作业时使用套筒及开口扳手要用布带和手绑扎连接
22
氧气瓶和乙炔气瓶不按要求放置
爆炸
低风险
安全管理制度要求，氧气瓶和乙炔气瓶应放在远离热源和油污空旷地方，设置各类防晒、防潮方法和通风良好临时仓库，分类摆放气体，严禁混存
23
明火
爆炸
低风险
施工现场内严禁吸烟，注意防火，配置适量合格灭火器；滤油设备远离火源及烘箱，滤油区为禁烟火区，并有对应防火方法、器材和设施；滤油房和烘箱房四面严禁放置易燃物品或其它电气设备
24
未系安全带高空作业
坠落
低风险
作业前，工作责任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
恶劣天气
设备性能下降
可接收风险
在进行设备内部检验作业时，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%以上天气进行设备内部作业
26
高温
设备性能下降
可接收风险
本体有微小渗漏需补焊时，采取断续电焊，严禁火焊，并有妥善安全防火方法
表4-2绝缘油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
风险控制方法
1
接地不良施工机具
触电
中等风险
工作责任人具体检验，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
滤油过程中常常注意电机转动等声音，有异常则停机检验，过滤器常常清理
3
油箱呼吸器堵塞
土壤污染
低风险
油务处理过程中，工作责任人具体检验油箱呼吸器工作情况，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实施滤油设备安全操作规程，工作人员按要求办理交接班和做好滤油值班统计
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，然后开启油泵，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→加热器次序开机，停机时按加热器→进油泵→出油泵→制冷泵→真空泵次序停机，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，专员每小时统计一次数据，在真空注油时按制造厂抽真空要求，均匀地逐步提升真空度，同时检验油箱四面变形，其最大值不得超出壁厚2倍
8
不按操作规程操作滤油设备
设备性能下降
低风险
油盘常常清除剩油，滤油纸放入时预先滴尽油滴，滤油设备采取油加热器时，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
烘箱使用时专员看管，做好统计，不得超温运行，检验温度和干燥情况，值班人员离开现场时切断电源，挂上“不可合闸”警告牌
10
温度过高烘箱
灼伤
低风险
施工人员发觉烘箱温度上升过剧，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），使烘箱和空气隔绝，以免发生火灾，并立即汇报
11
明火
爆炸
低风险
施工现场内严禁吸烟，注意防火，配置适量合格灭火器；滤油设备远离火源及烘箱，滤油区为禁烟火区，并有对应防火方法、器材和设施
12
不合理部署滤油区
爆炸
低风险
施工现场内严禁吸烟，注意防火，配置适量合格灭火器；滤油房和烘箱房四面严禁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，对基础进行扎实处理并加垫枕木；注油过程中工作人员常常检验油箱支腿受力情况
14
过载电源线
设备烧毁
可接收风险
使用大功率电器设备前，施工人员必需查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，要注意观察电源线绝缘情况，如出现超常发烧、导线绝缘有破损，应立即检验、处理

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

5.2 关键工器具及仪器仪表配置
表5-2 关键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
必需时
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
必需时
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
必需时
注：关键工器具及仪器仪表依据具体工程量规模配置。

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、安全方法。
6.1.2 人员组织：技术责任人、安装责任人、安全质量责任人和技能人员。
6.1.3 机具准备：按施工要求准备机具，并对其性能及状态进行检验和维护。
6.1.4 施工材料准备：螺栓等。
6.2 变压器（电抗器）本体抵达现场后检验
6.2.1 检验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、监理企业、建设单位代表检验变压器运输冲击统计仪，统计仪应在变压器就位后方可拆下，冲击加速度应在3g以下，由各方代表签字确定并存档。
6.2.2变压器内充干燥空气（氮气）运输时，检验本体内干燥空气（氮气）压力是否为正压（0.01～0.03MPa），并做好统计。变压器就位后，天天专员检验一次并做好检验统计。如干燥空气（氮气）有泄漏，要快速联络变压器生产厂家技术人员处理问题。
6.2.3 就位时检验好基础水平及中心线应符合厂家及设计图纸要求，按设计图纸查对相序就位，并注意设计图纸所标示基础中心线和本体中心线有没有偏差。本体铭牌参数应和设计型号、规格相符。
6.2.4 为预防雷击事故，就位后应立即进行不少于两点接地，接地应牢靠可靠。
6.3 附件开箱验收及保管
6.3.1 附件抵达现场后，会同监理、业主代表及厂家代表进行开箱检验。对照装箱清单逐项清点，对在检验中发觉附件损坏及漏项，应做好开箱统计，必需时应拍相片备查，各方代表签字确定。
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立即送检。
6.3.3 将变压器套管竖立在临时支架上，临时支架必需稳固。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。竖立起来套管要有对应防潮方法，尤其是橡胶型套管不能受潮，不然将影响试验结果。
6.4 油务处理
6.4.1 变压器（电抗器）绝缘油假如是桶盛装运输到货，则在现场需准备足够大油罐（足够一台变压器用油）作为净油用。对使用油罐要进行根本清洁及检验，假如是使用新油罐，则必需根本对油罐进行除锈，再用新合格油冲洗。油罐应能密封，在滤油循环过程中，绝缘油不宜直接和外界大气接触，大油罐必需装上呼吸器。
6.4.2大储油罐摆放场地应无积水，油罐底部需垫实并接地可靠，检验储油罐顶部封盖及阀门是否密封良好，并用塑料薄膜包好，预防雨水渗透储油罐内。
6.4.3油管道禁用镀锌管，可用不锈钢管或软管，用合格油冲洗洁净，和钢管连接头采取专门卡子卡固或用多重铁丝扎牢，阀门选择密封性能好铸钢截止阀。管道系统要进行真空试验，经冲洗洁净管道要严格封闭预防污染。
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要求装配。
6.4.5绝缘油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给商应提供油合格证实。交接时应检验油数量是否足够，做好接收检验统计。
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油罐，再用高真空滤油机进行热油循环处理。油通常性能分析可依据出厂资料，但各罐油内油经热油循环处理后试验数据须满足相关技术指标，并须提交油试验汇报。注入绝缘油标准见表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）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、有载绝缘油及抵达现场绝缘油必需分别取样送检。合格就可将油直接注入本体；不合格则开始进行滤油。
（2） 送检每瓶油样必需注明工程名称、试验项目、取样地方等，试验项目通常有色谱、微水、耐压、介损、界面张力（25℃）、含气量（为500kV等级项目）。安装前和安装后试验项目略有不一样。
（3） 滤油采取单罐方法进行。确保每罐油油质全部达成规程要求标准。
（4） 通常变压器油经过真空滤油机循环3次即能达成标准要求，静放要求时间后可取样试验，合格后将油密封保留好待用。
（5） 绝缘油处理过程中，油温适宜温度范围是50～55℃，不能超出60℃。预防因为局部位置过热而使油质变坏。
（6） 填写好滤油统计，以作为油务处理过程质量监督依据及备查。
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绝缘油清洗洁净并做密封试验，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，将潜油泵残油排净，取出防振弹簧，检验油泵、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，最终安装加固拉板并调整散热器平行和垂直度，吊装散热器时必需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和油泵相接处螺栓，然后再拧紧散热器和变压器上部阀门相接处螺栓。整个散热器固定牢靠以后，方能取下吊车挂绳。
6.5.2 套管升高座安装
（1） 吊装升高座、套管安装时，肯定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上部或中部阀，吹入干燥空气。吹入干燥空气露点必需低于-40℃，并确定无水、锈斑及垃圾。
（3） 拆除本体油箱上面套管升高座连接封盖，清理洁净法兰表面及垫圈槽，用新密封垫圈放入法兰上垫圈槽内，并涂上密封油脂，注意密封垫放置位置应正确，法兰中临时盖上洁净塑料布待用。
（4） 用吊车吊起套管升高座，拆下其下法兰封盖并清洗法兰表面及内侧（升高座内残油用油桶装起，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，确定变压器本体法兰和套管升高座上法兰配合标识，用手拧上螺丝，最终用力矩扳手均匀拧紧螺丝；紧螺丝过程中用对角紧法。
（6） 安装过程应逐一进行，不要同时拆下两个或多个本体上升高座封盖，以免干燥空气量不足，造成变压器器身受潮。
（7） 各个电流互感器叠放次序要符合设计要求，铭牌朝向油箱外侧，放气塞位置应在升高座最高处。
6.5.3 套管安装
（1） 打开套管包装箱，检验套管瓷件有否损坏，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，用洁净白布清洁法兰表面，以后给套管上垫圈并给垫圈槽涂上密封剂，确定套管油位表方向，慢慢地用吊车把套管吊起放入升高座内，注意在套管法兰和升高座法兰对接时要预防套管下部瓷套和套管升高座法兰相碰；安装时不要同时打开两个或多个封盖。
（3） 套管吊装完后内部导线连接等工作由生产厂家现场技术人员完成，施工单位帮助。内部连接可选择在变压器内部检验时一同进行。
（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。依据变压器组装外形图，其三侧套管是倾斜角度安装方法，吊装前要准备充足，可选择图6-1所表示吊装方法。

l 图6-1套管吊装
（5） 为不损坏套管，吊装时最好采取尼龙吊带，若采取钢丝绳时应包上保护材料；在链条葫芦碰及套管地方包上保护材料。
6.5.4 有载调压装置安装
固定调压装置传动盒，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分接头，使二者位置指示一致，转动部分应加上润滑脂。
6.5.5 油枕安装
依据出厂时标识，安装及校正油枕托架，把连接本体上油管固定好。在地面上放掉油枕里残油，装上油位表，确定指针指示“0”位，并把油枕相关附件装好以后，吊到本体顶部和油管连接好，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毛细管，最终安装油温电阻元件、冷却器控制箱、爬梯及铭牌等。
6.6 内部检验
6.6.1 注意事项
（1） 天气不下雨，当空气相对湿度小于75％时，器身暴露在空气中时间不得超出16h。
（2） 工作人员必需穿戴专用工作服、鞋袜、帽，身上不得带入任何异物。带入油箱工具应由专员负责保管登记，并用白布带拴住，挂在内检人员身上，工作完成后要清点。
（3） 工作照明应用防爆式有罩低压安全灯或干电池作业灯。
（4） 内部工作时，应从打开人孔盖不停通入干燥空气，安装氧气分析表（生产厂家自带），确保内部含氧量不少于18％，人孔周围要有些人保持和内部工作人员联络。
6.6.2 检验项目
全部紧固件是否松动（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，应该复位，拧紧。木螺丝应用手按顺时针方向拧紧检验；检验引线夹持、捆绑、支撑和绝缘包扎是否良好，如有移位、倾斜、松散等情况，应该复位固定，重新包扎。
6.6.3 内部接线后检验
检验是否和图纸接线一样；内部引线和引线之间，及和其它结构件（油箱壁等）之间距离是否大于图纸给定尺寸。
6.7 抽真空注油
6.7.1 抽真空
（1） 注油采取真空注油方法，能有效地除去器身和绝缘油中气泡、水分，提升变压器（电抗器）绝缘水平。
（2） 真空注油要在连接好全部本体、真空泵、集油箱之间管路，检验无误后（确定真空泵油无杂质水分）方可按图6-2所表示打开阀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，察看并统计真空度，同时察看温度计当初油箱内温度，并作统计。
（4） 真空度达成要求值以下后，关闭真空泵，放置1h，测定真空泄漏量，泄漏量标准为30min/13Pa以下。
（5） 假如有泄漏时，停止抽真空，用干燥空气充入，破坏真空，然后寻求泄漏点。通常寻求泄漏点及修补方法以下所述：
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求泄漏点。
2） 破坏油箱真空后，用干燥空气加压，并用肥皂水寻求泄漏点。油箱内充油加压，然后寻求泄漏点。螺丝紧固部全部紧固一遍。具体采取哪种方法，和在现场生产厂家技术指导人员约定。
3） 测定泄漏量，无泄漏后，开启真空泵，打开阀①，继续抽真空，真空度达成要求值以下后，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后真空度，Pa；
P2 ——测完P1后30min后真空度，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阀⑦接入注油装置油管。
（2） 使用多种连管、阀门前，将其内部用变压器油冲洗洁净（可用透明聚乙烯管）。
（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要求值以下；油面达成合适位置后（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要求值，油温保持50～80℃（通常为60℃）。注油液面通常以使器身铁芯浸入油中为宜，油面距箱顶要留有一定空间，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。假如此时油面下降太多，不符合注油曲线上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，注满油时间应大于6h，注油到靠近箱顶100～200mm位置后，停止注油，保持真空度4h以上，关闭真空泵阀，采取干燥空气解除真空，关闭各个抽真空阀门，补充油到储油柜油位计指示目前油温所要求油位，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，然后慢慢打开油枕排气栓，直至全部变压器（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特殊手柄将吸湿器安装好。
6.7.3 有载分接开关室注油
净油机接在有载分接开关室配管进口阀上，按有载分接开关注油曲线依据当初油温注油至比要求油面高10％。注油后，从开关室出口阀取油样测定油是否符合相关要求。
6.7.4 真空注油注意事项
（1） 注入油温度应高于器身温度，而且最低不得低于10℃，以预防水分凝结。
（2） 注油速度不宜大于100L/min，因为静电发生量大致按油流速三次方百分比增加，以流速决定注油时间较适宜。
（3） 雨、雾天气真空注油时轻易受潮，故不宜进行。
（4） 因为胶囊及气道隔膜机械强度承受不了真空注油压差，轻易损坏，故当真空注油时，储油箱应给予隔离，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，方便于排除油箱内及附于器身上残余气体。不过，加注补充油时应经过储油箱注入，预防气体积存于某处，影响绝缘降低。
（6） 注油完成，不要忘记排气。应对油箱、套管、升高座、气体继电器、散热器及气道等处数次排气，直至排尽为止。
6.7.5 热油循环
（1） 变压器（电抗器）经过上部和下部滤油阀和滤油机连成封闭环形，油循环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） 关闭冷却器和本体之间阀门，打开油箱和储油柜之间蝶阀，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2倍以上循环时间。净油设备出口温度不应低于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，应对油箱采取保温方法。
（4） 经热油循环处理后，若绝缘油不合格，则合适延长热油循环时间。
（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（依据油温度曲线）。
（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，并应同时开启潜油泵，方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需进行热油循环。
6.7.6 整体密封试验（见图6-3、图6-4）
按图6-3所表示部署好器材，开动干燥空气发生装置阀，放出少许干燥空气，确定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排气栓进行排气，继续加压至0.03MPa；加压至0.03MPa过24h后检验封入干燥空气压力是否有大幅度改变，分析并检验是否有漏油；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） 配线固定：固定多种电缆，多根数电缆用适宜扎带扎紧部署于线槽内，同时为预防受油箱面温度影响，配线时勿直接接触油箱面。
（2） 接向各附件端子箱电缆穿通，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绝缘电阻，确定在2MW以上。
6.7.8 结尾工作
变压器油经要求时间静置后，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 、质量控制方法及检验标准
7.1 质量控制方法
7.1.1 本体和附件
（1） 本体和组部件等各部位均无渗漏。
（2） 储油柜油位适宜，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。引线松紧合适，无显著过紧过松现象。
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、二次引线裸露部分小于5mm。
（4） 套管型电流互感器二次备用绕组经短接后接地，检验二次极性正确性，电压比和实际相符。
7.1.4 气体继电器
（1） 检验气体继电器是否已解除运输用固定，继电器应水平安装，其顶盖上标志箭头应指向储油柜，其和连通管连接应密封良好，连通管应有1％～1.5％升高坡度。
（2） 集气盒内应充满变压器油，且密封良好。
（3） 气体继电器应含有防潮和防进水功效，必需加装防雨罩。
（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） 气体继电器电缆应采取耐油屏蔽电缆，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；传动机构摩擦部分涂有适合当地气候条件润滑脂。
（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） 切换装置工作次序应符合制造厂要求；正、反两个方向操作至分接开关动作时圈数误差应符合制造厂要求。
（6） 在极限位置时，其机械闭锁和极限开关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。如采取防爆膜，防爆膜上面应用显著防护警示标示；如采取压力释放阀，应按变压器本体压力释放阀相关要求。
（9） 油道通畅，油位指示正常，外部密封无渗油，进出油管标志显著。
7.1.7 吸湿器
（1） 吸湿器和储油柜间连接管密封应良好，呼吸应通畅。
（2） 吸湿剂应干燥；油封油位应在油面线上或满足产品技术要求。
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） 顶盖上温度计座内应注满变压器油，密封良好；闲置温度计座也应注满变压器油密封，不得进水。
（4） 记忆最高温度指针应和指示实际温度指针重合。
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一样位置分别有两根引向不一样地点水平接地体。每根接地线截面应满足设计要求。
（2） 变压器本体油箱接地引线螺栓紧固，接触良好。
（3） 110kV及以上绕组每根中性点接地引下线截面应满足设计要求，并有两根分别引向不一样地点水平接地体。
（4） 铁芯接地引出线（包含铁轭有单独引出接地引线）规格和和油箱间绝缘应满足设计要求，接地引出线可靠接地。引出线设置位置有利于监测接地电流。
7.1.11 控制箱（包含有载分接开关、冷却系统控制箱）
（1） 控制箱及内部电器铭牌、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、清楚、美观，绝缘良好无损伤。接线应采取铜质或有电镀金属防锈层螺栓紧固，且应有防松装置，引线裸露部分小于5mm；连接导线截面符合设计要求，标志清楚。
（3） 控制箱及内部元件外壳、框架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） 保护电动机用热继电器或断路器整定值应是电动机额定电流0.95～1.05倍。
（6） 内部元件及转换开关各位置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靠，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和风筒碰擦等情况，转向正确；电动机保护不误动，电源线应采取含有耐油性能绝缘导线。
（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、辅助冷却器应按要求投入。
（6） 电源应按要求投入和自动切换，信号正确。
7.1.13其它
（1） 全部导气管外表无异常，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、净油器等油系统上油阀门应开闭正确，且开、关位置标色清楚，指示正确。
（5） 感温电缆应避开检修通道。安装牢靠（安装固定电缆夹具应含有长久户外使用性能）、位置正确。
（6） 变压器整体油漆均匀完好，相色正确。
（7） 进出油管标识清楚、正确。
（8） 紧固螺栓力矩应符合要求，并全部检验无杂物遗留。
（9） 胶囊充气用空气压缩机或氮气对储油柜内胶囊进行充气（此时储油柜顶部放气阀应在打开位置），当储油柜顶部放气阀溢油时，应停止对胶囊充气，拆除充气管路，安装呼吸器装好油封，补气工作完成。
（10） 引线连接可靠、对地和相间距离符合要求，各接触面应涂有电力复合脂。引线松紧合适，无显著过紧过松现象。螺栓和孔配合符合规范，端子板应有防腐方法。
（11） 关键试验项目（油色谱、绕组直流电阻、绝缘电阻及其吸收比或极化指数、绕组介质损耗因数、局部放电、绕组变形试验、油介质损耗因数、油击穿电压等）应满足相关标准和技术协议要求。
（12） 油处理过程要有严格监控方法并进行统计，做好预防油管路进水，