220kV级油浸式电力变压器 安装使用说明书 （0LB.319.8001） 中国 ● 江苏华鹏变压器有限公司 2005年 目 录 概述 ………………………………………………………………..2 运输和起吊 ………………………………………………………..2 三、验收及保管储存 …………………………………………………..4 四、器身检查 …………………………………………………………..6 五、整体复装 …………………………………………………………..8 六、真空注油 ………………………………………………………....12 七、交接试验与试运行 ………………………………………………….13 八、运行维护 …………………………………………………………16 一、概述 本说明书作为220kV油浸式电力变压器安装使用的通用性技术文件。 本说明书包括：变压器在铁路、公路、船舶运输要求，现场验收、储存注意事项，器身检查、现场安装流程，有关交接试验的注意事项、投入运行的条件及投入运行后的日常维护、故障判断等方面的说明。 在使用本说明书时，应结合变压器的具体结构，参照有关组件的使用说明书，严格按照各说明书的技术要求进行施工，并一一做好全不过程的工作记录，如有疑问或不清楚之处，请直接与制造公司联系以便得到及时妥善的处理。 二、运输及起吊 运输要求 充油运输的变压器应先充入合格的变压器绝缘油，油面离油箱顶约100mm高度空间充以干燥氮气，检查有无渗漏现象，箱顶装设的压力表应保持正压力即可。 充氮运输的变压器，应充入纯度大于99.9%、露点不高于-40℃的纯氮气，并应在油箱上装设充氮设备和压力表，保持油箱内的初始正压力在（0.02~0.03）MPa之间（有载开关和本体用U形管连接，同时充氮），产品到现场后，油箱内应保持正压力。 充氮运输的变压器，在运输图中应做好充氮的记录。 运输装车、固定应按照相关运输部门规定执行。 变压器应装设冲撞记录仪。 凡带有载开关运输的变压器，有载开关和本体用U形管连接。 主体运输 2．1、整个运输过程中（包括铁路、公路、船舶运输）变压器主体倾斜度：长轴方向应不大于15°，短轴方向应不大于10°。 2．2、变压器主体严禁溜放，运输加速度应限制在：纵向加速度不大于3g，横向及垂直加速度不大于3g。 2．3、完全铺平的公路，运输最大时速不大于40kM/h，没有完全铺平的公路，运输最大时速不大于15kM/h，没有进行铺砌的公路，运输最大时速不大于10kM/h。 2．4、必要时应将运输道路进行平整和加固。 主体起吊 3．1、主体起吊设备、吊具及装卸地点基础，应能承受变压器起吊重量（即运输重量）。 3．2、主体起吊时，应将绳索挂在起吊标识位置。 3．3、吊索与垂直夹角应不大于30°。 组、部件的起吊 4．1、油枕、散热器、套管升高座等重件起吊时挂住吊耳，选择能承受重量的钢丝绳进行吊装。 4．2、没有设支架的零件，要充分注意重心再起吊。 4．3、配管类的起吊将钢丝绳挂在法兰处。 4．4、绝缘油桶在竖起状态下起吊时，钢丝绳绕在从上向下1/3处。 4．5、所有零部件的起吊应根据装箱单中的重量选择合适的钢丝绳进行作业。 主体牵引 5．1、主体牵引着力点应牵挂在油箱下部的专用拉板上。不允许牵挂在联管等不能受力的组、部件上。 5．2、在轨道上使用小车或滚杠牵引时，速度不应超过100m/h。 5．3、本体牵引时可参考图1（箱底加强铁在同一平面时可以取消垫木）： 图1 5．4、在斜坡上装卸主体，倾斜度应不大于10°，斜坡长度应不小于10m，并有防滑措施。 5．5、使用千斤顶时，千斤顶应同时顶在千斤顶支架下，升起和降落时，应保持同时动作、速度相等，并应防止千斤顶打滑。 三、验收与保管储存 1、到货验收 按照订货合同验证铭牌、附件、备品备件。 检测变压器主体在运输过程中与运输车的相对位移量，检查冲撞记录仪的记录情况，并做好记录；再进行外观检查，查看是否有碰撞损坏情况。若发现问题，应立即与承运人和运输部门联系，共同查明原因，以便妥善处理，并将有关情况通知制造公司，做好记录。 带油运输的变压器应检查有无渗漏油，检查压力表是否保持正压，并做好记录。 充氮运输的变压器应检查氮气压力是否保持正压，并做好记录。 检查附件包装箱有无破损、丢失现象。若有问题，应做好记录，并与制造公司联系，核对损坏、丢失情况，以便妥善处理。 应按产品装箱单一览表检查，对到货箱数及附件是否符合，有无破损、丢失现象。若有问题，应做好记录，并与制造公司联系，核对损坏、丢失情况，以便妥善处理。 2、附件开箱检查验收 2．1、货到现场，需安装时，应提前与制造公司联系，告知开箱时间，与制造公司共同进行开箱检查验收。 2．2、应按各装箱单，核对箱内零件、部件、组件是否与装箱单符合，检查有无损坏现象，并做好记录。 2．3、应核对出厂文件及技术资料、合格证书是否齐全。 3、保管及储存 3．1、经开箱检查，核对无缺陷验收后，应详细记录签收。 3．2、经开箱检查的零件、部件、组件应按其性能特点进行保管，必须有防水、雪、腐蚀性气体直接侵入的措施。 3．3、仪器仪表及带有电器元件的组件（如电动操作机构、控制柜等），应放在通风干燥的地方，并有防潮措施。 3．4、油浸保管的零件（到开始使用前不打开），用于内部引线绝缘等变压器内部的绝缘零件，一般来说，保管在变压器油箱或套管内。 3．5、带油运输的变压器到达现场，当需要存放期超过两个月时，应在第一个月内装上储油柜（包括有载开关储油柜）。注入合格的绝缘油至储油柜相应温度的油面高度，并在储油柜上装上吸湿器。 3．6、充氮运输的变压器一个月内不进行安装时，应排出氮气，注入合格的绝缘油至储油柜相应温度的油面高度，并在储油柜上装上吸湿器。在排氮过程中，应注意工作人员安全，远离变压器，以防窒息。 3．7、电容式套管存放期超过六个月时，应把套管端头抬高与水平面夹角不小于15°，或从包装箱内取出，垂直存放。 3．8、以上所述，在存放期间，应经常检查（每月一次），有无锈蚀、渗漏油现象，并在六个月内取一次油样进行试验，并做好记录。 4、绝缘油的管理 4．1、绝缘油过滤注入油罐时，应防止混入杂质、潮气、雨水和空气污染，严禁在雨天进行倒罐过滤油。 4．2、装油容器应严格清洗干净，并检查容器密封情况，不密封的油罐，应装有干燥吸湿器。 4．3、注入变压器的绝缘油，应达到表1的指标： 表1 电压等级 kV 击穿电压 kV/2.5mm 介质损耗因素 90℃时 % 微水含量 10-6 220 50 0.5 15 4．4、其他性能指标应参照GB2536-1990《变压器油》和GB/T7595-2000《运行中变压器油质量标准》标准。 4．5、一般情况应尽量使用制造厂提供的绝缘油，如需补充其他来源的绝缘油应符合混油规定，并经有关单位试验，确定混油的相容性，否则严禁混合使用。 四、器身检查 （对于全焊死结构的变压器，可取消此条） 1、器身检查的要求 变压器到达现场后，应进行器身检查。器身检查可分为吊芯检查和不吊芯检查。吊芯检查对于钟罩式油箱是吊开上节油箱检查器身；不吊芯检查是只打开人孔进入油箱内进行器身检查。 对于陆路运输的变压器，一般情况下，不需吊芯检查，只打开人孔进入油箱内进行器身检查；由于运输中产生问题需全面检查及排除故障时，必须进行吊芯检查。 对于船舶运输的变压器，一般必须进行吊芯检查。 器身检查的条件 1．4．1、在室外进行检查时，应搭建临时的防护蓬帐或有防尘措施，严禁在阴雨、下雪、沙尘天气中进行器身检查。 1．4．2、器身检查时，环境温度不应低于5℃，如低于5℃时，应采用热风机或其他加热措施给环境加热，器身温度应高于环境温度，有条件时加热器身温度比环境温度高10℃。 1．4．3、阴天进入箱内检查时，应连续给油箱内注入干燥空气。 1．4．4、器身在空气中暴露时间，从开始放油或排出氮气开始记时，按下列规定执行： a)、相对湿度不大于60%时，不超过16h； b)、相对湿度不大于75%时，不超过12h； c)、相对湿度大于75%时，器身应进行相应的干燥处理。 2、器身检查前的准备 2．1、应按总油重（包括加添油）过滤好足够的绝缘油。 2．2、充氮运输的变压器，应把氮气排除干净后，进行器身检查，排氮时应注意工作人员安全，远离变压器，以防窒息，可以采取充油置换法。 2．3、带油运输的变压器排油时，通过真空滤油机排入准备好的油罐，排油时应将箱盖上的注油蝶阀打开，才能顺利排油。在油箱内残油高于0.2m时，人不能进入油箱内检查。人进入油箱后，人孔处必须设专人监护和内外联系。对于桶式油箱变压器，需要进行吊芯检查时，应将油抽到箱盖下2~3m。 2．4、对于钟罩式油箱，起吊上节油箱前，应先拆除无励磁调压开关的操纵杆，并记好相应位置（相位及分接位置），以便复装，有载分接开关的拆卸应按有载开关安装使用说明书，拆除钟罩式油箱上开关头部法兰与开关本体的连接，将开关主体置于器身支架上，拆卸时要记好相应位置的标记，还要拆除器身上部与油箱顶盖的连接。 2．5、准备好起吊设备、真空装置、滤油机、安全灯、工具、备用材料和试验设备等，器身检查时，对于工具及工作人员随身携带物品，应做好记录，并在操作时时常进行清点；进入油箱的工具、衣物、鞋等应清理干净，保证无异物掉入油箱内。 2．6、安装或指导安装的人员应具备必要的上岗资格，相关量具应在检测的有效期内；安装人员身上的物品，只要与变压器安装无关的物品，在安装时不应带入变压器内。 3、吊芯 3．1、起吊时，应安排人员观察四周，防止吊车及变压器上节油箱挂上电线或其他障碍物（最好选择合适的环境）。 3．2、对于钟罩式油箱，拆除箱沿螺栓起吊，用准备好的定位棒插入箱沿四角螺孔，吊车试吊，调整吊车或吊绳，使上节油箱箱沿与下节油箱箱沿平行，开始起吊，起吊高度按变压器外型图中吊高示意图的规定。起吊时应防止上节油箱与引线、器身检查应注意的事项 4．1．1、引线、引线夹及绝缘件上不应搭、挂、靠任何物品，不应在引线、器身上不应放置任何物品。 4．1．3、线圈引出线不应有任何弯折（对于有损伤的部位要进行修复），需保持原安装位置。 4．1．4、严禁在油箱内更换灯泡和检查、修理工具。 4．2、器身检查的内容 4．2．1、检查铁心线圈有无移位、变形及铁心夹紧螺栓、拉板有无松动；检查所有紧固件在运输过程中是否松动；检查器身压钉是否处于压紧状态，锁紧螺母是否处于锁紧状态。 4．2．2、用开关扳手或开关手轮转动开关，检查触头接触是否良好，是否干净清洁，无载开关位置是否正确，三相均应在额定位置。检查开关引线连接是否可靠，有载开关的切换油室应密封良好，拧紧油室底部的放油塞。 4．2．3、使用摇表检查铁心、夹件、地屏接地是否良好。测量铁心是否一点接地，如果发现有多点接地应立即排除。测量绝缘电阻良好，应无击穿和闪络现象，且铁心绝缘电阻不应小于200MΩ；对于铁心铁轭是用低磁钢拉带紧固时，应将钢拉带与夹件间连接引线拆开，测量钢拉带与夹件及铁心片间的绝缘电阻（不应小于200MΩ）。 4．2．4、检查引线有无损伤、变形，绝缘包扎是否松动、损伤。 4．2．5、检查油箱内壁及油箱屏蔽装置，有无尖角、毛刺、杂物、污染等与变压器无关的异物。 4．2．6、检查拆除油箱内部运输用的临时紧固装置。 4．2．7、在器身检查前放完油后，应先装好由于运输超限而拆去的所有阀门，封闭好真空注油时须封闭的所有阀们，以便下一部真空注油和组件复装工作。 五、整体复装 5．1、整体复装注意事项 5．1．1、应严格清理所有附件及密封制品，并擦洗干净，擦尽箱沿密封槽内所有变压器油。安装部门自行配备的管路，也必须严格进行清理，管路系统内不允许存在焊渣和异物，并作好安全记录。自行配置的管路，不允许在管道内加装金属网，以免金属网冲入油箱内，危害到变压器的安全运行。 5．1．2、检查各安装法兰面是否清洁及密封圈是否完全光洁、完好。 5．1．3、紧螺栓时应均匀对称拧紧，对角线的位置起，依次一点一点的分步紧固，四周螺栓分4~5次进行紧固，图2的紧固顺序为1—2—3—4—5—6—7—8—1—… 图2 5．1．4、密封件压缩后应均匀，不能偏心，橡胶件压缩后的高度约为原高度的2/3。 5．1．5、吊芯时注意不能碰撞，吊绳应绑扎牢固。 5．1．6、开关顶盖以及防爆盖严禁踩踏。 5．1．7、引线不能绞、扭或随意弯折。 5．1．8、注意钢结构件的标示应对号入座。 5．1．9、电流互感器二次侧应短接。 5．1．10、在变压器上安装时，不应将其他无关物品带上变压器，以免掉入油箱内。将所有的标准件及工具装在准备好的容器内。 5．2、组装前的准备工作 5．2．1、参照油纸电容式变压器套管使用说明书，测量套管性能指标。 5．2．2、参照《温度控制器使用说明书》，整定温度限值。 5．2．3、参照《气体继电器使用说明书》，整定信号、动作整定值。 5．2．4、参照《压力释放阀使用说明书》，检查动作接点和复位接点。 5．2．5、参照《油位计使用说明书》，检查油位表的动作灵活性。 5．2．6、参照《储油柜安装使用说明书》，组装储油柜。 5．3、整体复装 5．3．1、储油柜的安装，参照《储油柜安装使用说明书》，安装油位表及联管和胶囊、吸湿器。储油柜与本体的安装，参照出厂文件中储油柜装配图进行连接装配。 5．3．2、压力释放阀的安装，请参照《压力释放阀使用说明书》。压力释放阀带导油罩时，应将导油罩的喷油口装向油箱外侧。投运时，压力释放阀下的蝶阀应处于开启状态。 5．3．3、气体继电器及取气盒的安装，请参照《气体继电器使用说明书》。无励磁调压变压器只有一个气体继电器应装在储油柜与油箱联管之间；有载调压变压器在有载开关和开关储油柜之间还有一个25型的气体继电器。气体继电器安装时，箭头应指向储油柜，还应检查取气盒铜管是否畅通，在送电前，应检测气体继电器是否动作可靠。 5．3．4、套管安装，请《参照套管安装使用说明书》；引线根部和接线柱根部不应硬拉、扭曲、打折，（66~220）kV级以上引线根部锥度绝缘，应进入均压球内。均压球应拧紧，且清理干净，套管及升高座应按标记对号入座。（66~220）kV级套管吊装高度按出厂文件中变压器外型图，具体操作参照下面的说明进行： a）用尼龙绳绑牢套管，尼龙绳的一端挂在行车上，套管的下端垫以橡皮板，以免起吊时擦坏均压球.。根据套管选择合适的主吊绳及保护材料。 b）互感器升高座上法兰面的密封槽处放上密封垫。从套管上端入一根布带拉住相线头部，由专人指挥行车缓缓下落，同时拉布带将相线慢慢上拉。待套管落到互感器安装面时将相线拉出，用螺母将相线锁紧在套管上，然后拧上接线端子。套管与电流互感器升高座采用螺栓联结。具体见图3。 图3 c)、35KV，20kV级中低压侧套管安装打开本体安装法兰处的盖板并擦拭干净，在密封槽处放上相应的密封件。将套管对准安装位置，在法兰处安装压脚，通过压脚将套管固定在升高座上。卸下升高处的手孔盖板，在变压器内部将接线片用螺栓与导电杆的尾部联结在一起，注意不能使接线片拉的过紧，联结结束后复装手孔盖板。具体见图4。 图4 5．3．5、散热器的安装，请参照散热器使用说明书。风冷却变压器，采用宽片式或扁管式散热器，应防止散热器碰撞、变形，在规定位置上吊装散热器，防止相互碰撞，并不应用硬力安装，以免拉伤散热器造成渗漏油。 5．3．6、风机的安装，请参照风机使用说明书。注意：一般风机安装时风机铭牌向外侧安装。 5．3．7、控制线路的安装，应按出厂文件中控制线路安装图，注意请提前在油箱箱体上安装线盒和布线，以免安装散热器后无法安装控制线。若产品带套管型电流互感器，应将测量控制回路联线接好。变压器在运行中，套管型电流互感器的二次出头不得开路，不接表计时，应将其短接。 5．3．8、有载分接开关的安装，应按其安装使用说明书，连接开关主体，安装水平、垂直传动轴，安装电动机构并进行档位正反圈数校正，应保证电动机构、本体和远方指示三位一致；无载开关的操动杆和传动机构安装应保证三相分接位置一致；器身定位装置如需回装，应保证其与油箱连结部位的绝缘。 5．3．9、温控器安装，请参照温控器安装使用说明书，装温包时，温度计座内应注入距顶面50mm高的变压器油，温度整定值应提前按用户要求值整定好，并将远方和现场温度指示校准一致。 5．3．10、装好所有联管及其零部件。 5．3．11、变压器设计时，已在联管放坡，变压器在安装时不需整体放坡。 六、线、当日能完成器身检查和整体复装的变压器应在整体复装完成后，应立即进行抽线、当日不能完成器身检查和整体复装的变压器应及时注如合格的变压器油，应待次日放出油后继续进行器身检查和整体复装，完成后进行线、带有载调压开关的变压器，应随变压器同时放出有载调压开关内绝缘油，并用U型管在专设位置上连通开关油室和变压器油箱，以便开关油室同时进入真空，并同时接好有载调压开关油管，以便同本体同时真空注油。若开关不同本体一起注油，则真空注油前应将开关中加满油。 请注意：注油时应在油箱上安装压力真空表，以监视油箱内的线蝶阀处或在气体继电器联结法兰处，装置抽真空管路和真空表，接至线闸阀处装置注油管路，通过滤油机接至油罐开始注油。 6．1．6、启动真空泵开始抽真空，应均匀提高线真空度维持线 电压等级 kV 真空度 Pa 持续真空时间 h 正压力最大值 Mpa 220 133 8 0.098 6．1．7、真空注油，在真空状态下打开闸阀，注入合格的绝缘油，持续真空按上表，注入油箱的油应加温到（50~70）℃为宜，一般注油速度（2~3）t/h。 6．1．8、注油至离箱盖100mm时，停止注油，同时给有载调压开关油室注入合格的绝缘油，维持线h，然后，即可解除线、在储油柜注油阀处，装置补充注油管路（因补注油须从油箱上部进行，以免造成油箱内经真空处理好的绝缘油混入气泡）。 6．2．2、安装气体继电器同时打开储油柜、净油器及其他应投入运行的蝶阀、闸阀，并检查阀门处于开启状态后定位。 6．2．3、拆除有载分接开关油室与变压器油箱连通用U型管，并密封好此处法兰，同时安装好开关储油柜。 6．2．4、打开注油阀门补充注油，同时按油面上升高度逐步打开升高座、导气管、冷却器集油盒的放气塞、散热器等最高位置放气塞进行排气，出油后即旋紧放气塞。 6．2．5、注油至储油柜相应温度的油位高度（储油柜排气，参照储油柜使用说明书），同时经有载分接开关油枕注油到相应温度的油位高度。 6．2．6、整体密封性试验，一般采用油静压法，压力应不大于0.035Mpa。将注满油的变压器静放6h，检查油箱各处有无渗漏油现象。若有渗漏，要及时处理，直至无渗漏为止，密封试验结束。 6．2．7、总的静放时间，从补充注油结束算起，应不小于72h。在这期间，应多次放气。 6．2．8、用不吊芯方法进行器身检查的变压器，也应该按此项规定进行线、对于全真空储油柜产品，在安装现场条件具备的前提下，应对变压器总体（包括储油柜、散热器等附件）进行抽全真空（但应防止胶囊破损），并一次性注油至储油柜相应温度的油位高度，具体操作、整体密封性试验要求如上述。 七、交接试验与试运行 7．1、交接试验前的检查 7．1．1、检查分接开关位置，无励磁分接开关的分接位置三相是否一致。带有载分接开关的，检查电动机构与开关刻度盘及远方指示数据是否一致。 7．1．2、变压器外部空间绝缘距离，应不小于表3、表4规定。 表3 额定电压 （kV） 最高工作电压 （kV） 电极对地距离 （kV） 电极相间距离 （mm） 10 11.5 125 125 35 40.5 340 340 66 72.5 630 630 110 126 880 880 表4 额定电 压等级 kV 设备最 高电压 Um/kV 额定操作冲击 耐受电压 kV 额定雷电冲 击耐受电压 kV 最小间隙 (mm) 相对地 相间 相对地 相间 对其他绕组端子 220 252 650 750 1050 1175 850 950 1500 1900 1800 2250 1600 1800 220kV中性点 / / / 400 760 / / 注： 表中数据为海拔不大于1000m的数据。当海拔高度超过1000小于2500m时，每超过100m按表中数据增加1%计算。 7．1．3、检查储油柜油面高度有无假油位、是否与环境温度相符合。如果储油柜油面低于正常油面，可以从储油柜下的注油管加油，加油时，应先把注油管的活门上的放气塞打开，等放气塞流油后再进行加油。 7．1．4、检查接地系统是否可靠正确。 7．1．5、检查铁心接地，应保证一点接地，不能形成回路。 7．1．6、检查油箱是否可靠接地。 7．1．7、投入运行的组件阀门（事故放油阀、真空注油阀除外），是否呈开启位置。气体继电器、升高座等装置应再次排气。 7．1．8、温控器的检测，按使用说明书将温度控制限值整定到用户需求值。7．1．9、对二次线路的检测，将高、低油温节点短路，或将过负荷电流继电器节点短路，通电后风机正常运转。 7．1．10、检查油位表、压力释放阀、气体继电器、温控器等各报警、跳闸回路是否畅通。 7．2、交接试验 交接试验应按电力规程试验标准进行，试验项目及允许值应按GB 50150-1991《电气装置工程电气设备交接试验标准》及DL/T 596-1996《电力设备预防性试验性规程》标准执行。 7．3、试运行前的检查 7．3．1、无载分接开关应在无激磁状态下连续调换分接档位，以消除油膜对接触电阻的影响，然后将档位对准，此时开关动静触头间的接触直流电阻小于500μΩ。各分接开关要处于同一档位，且与线kV套管中法兰引出的小瓷套，在变压器运行时，应可靠接地。 7．3．3、检查变压器带电侧中性点是否已可靠接地（冲击时应直接接地）。 7．3．4、检查各保护装置，断路器整定值和动作灵敏度是否良好。 7．3．5、检查继电器保护，如气体继电器、温控器、压力释放阀及套管式电流互感器测量回路、保护回路与控制回路接线是否正确，必要时进行短路联动试验。 7．3．6、检查套管式电流互感器二次侧不带负荷的是否已短接，不允许开路运行。 7．3．7、检查储油柜吸湿器是否畅通。 7．3．8、重复检查接地系统是否接地可靠。 7．3．9、查对保护装置整定值，系统电压不稳定时，应适当调整保护系统整定值，以便有效的保护变压器。 7．3．10、在上述检查及试验项目符合要求时，方可进行空载试验和空载冲击合闸试验。 7．4、投入试运行 7．4．1、空载试运行，变压器应由电源侧接入电压后，如有条件由零点徐徐上升至额定电压，也可用电压冲击合闸。 7．4．2、变压器空载冲击合闸，应注意下列事项。 7．4．2．1、空载冲击合闸前，变压器应静放24h以上，装配放气塞的升高座和套管要定时放气。 7．4．2．2、空载冲击合闸前，过流保护动作时限应整定为零，气体继电器信号回路暂接入分闸回路上。 7．4．2．3、电源三相开关不同步时差应小于10ms，合闸应有避雷器保护，变压器中性点应可靠接地（应直接接地）。 7．4．2．4、空载冲击合闸电压不能超过变压器的档位指示电压的5%，合闸次数 最多应为5次，第一次受电后持续时间应不小于20min，每次合闸间隔时间应不小于5min。 7．4．2．5、试验结束后，应将气体继电器信号接点接报警回路，分闸接点接分闸回路，并调整过流保护限值。 7．4．3、带负载试运行 7．4．3．1、空载试运行24h无异常后，可转入带负载运行，应逐步分级地从25%、50%、75%到100%增加负载。 7．4．3．2、在带一定负载连续试运行24h后，变压器主体及附件均正常，变压器便转入正常运行。 八、运行维护 8．1、正常运行 8．1．1、经试运行无异常现象发生，则认为变压器已正式投入运行。 8．1．2、在正常运行阶段，应经常查看油面温度，油位变化，储油柜有无冒油或油位下降现象。如果查出气体继电器内有可燃性气体时，应立即查明原因，是否由密封不好或其他原因所致。 8．1．3、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，散热器、冷却器、辅助冷却器、备用冷却器是否均能按规定整定值自动投入和切除。对风冷变压器，当达到额定电流2/3或油面温度达到65℃时，应投入吹风装置，当负载电流低于1/2额定电流或油面温度低于50℃时切除风扇。对强油风冷变压器应按负载情况自动投入或切除相当数量的冷却器。8．1．4、变压器运行，参照电力行业标准DL/T 572-1995《变压器运行规程》。 8．2、维护 8．2．1、投入运行的变压器应按电力行业标准DL/T 722-1995《变压器油中溶解气体分析和判断导则》规定检测周期，对变压器油样进行监测，如发现油中溶解气体指标超标，或其他性能指标超过限定值时，应进行油色谱跟踪，当超标2倍时，应停止运行，查明原因。 8．2．2、油浸风冷变压器风扇停止工作时，顶层油温不超过65℃时，允许带额定负载运行。强迫油循环的变压器，如果冷却系统故障停电，切除全部冷却器时，在额定负载下允许运行20min，若油面温度未达到75℃，则允许上升到75℃，但最长运行时间不应超过1h。 8．2．3、变压器铁心的接地套管在运行状态下，应有效接地。测量铁心接地电流不应超过0.1A，注意避免铁心多点接地和瞬间开路。 8．2．4、有载分接开关，应每三个月取一次油样试验，必要时应过滤油室中变压器油或更换变压器油。记录有载分接开关操作次数，当有载调压开关在某时期动作频繁时，应缩短取油样试验的周期。 8．2．5、检查净油器、吸湿器吸潮剂，受潮率达60%时应更换。 8．2．6、定期检查风扇电机运转是否正常，如果有扫堂现象应立即退出运行，进行检查或更换。 8．2．7、定期测量绝缘油电气强度、介质损耗因数tanδ、含水量、酸值与原始记录比较，如超出GB/T 7595-2000《运行中变压器油质量标准》的规定时，应更换绝缘油，并检查原因。 8．2．8、测量介质损耗因数应注意：电网系统内消弧线圈对测量结果有严重影响，测量时，应停止使用消弧线圈。当系统内干扰很强无法测出介质损耗因数（tanδ）时，应采取措施消除干扰，再进行测量。 8．2．9、检查继电器保护（气体继电器、释压器等）和差动保护接点回路，接线是否牢固、接线端子电缆有无发热老化现象。 8．2．10、定期检查，装配螺栓是否松动，密封衬垫有无老化及渗漏情况，日常维护时如发生以上问题时，应立即修复或通知制造厂协助修复，并作好记录。8．3、冷却系统的运行及维护 8．3．1、强油冷却 8．3．1．1强油循环系统应具备两路独立电源供电，一路出现故障，另一路自动投入继续供电。当两路电源全部停止供电时，冷却系统处于自冷状态，此时若变压器带额定负载，允许运行20min；若负载不满，油面温度不超过75℃时，允许继续运行，但运行时间不应超过1h。 8．3．1．2、若风扇停止运行，油泵照常运行，变压器按油温控制。 8．3．1．3、冷却系统的起、停，用户按当地的环境温度设定油面温度的限制。 8．3．1．4、当变压器负荷较低时,应根据负荷情况启动冷却器的台数,其具体计算如下: Sn=√Pk’/Pk×SH （kVA） 式中：Sn——变压器开启n组冷却器所能带的负载。 SH——变压器额定容量（kVA）。 Pk——变压器75℃时的负载损耗（kW）。 Pk’ ——变压器开启n组冷却器允许负载损耗（kW）。 Pk’=np-po 式中：n——开启的冷却器组数。 po——变压器在额定频率下的空载损耗（kW）。 p——变压器负载运行时每组冷却器的负荷（kW）。 P=（Po+Pk）/（N-1） 式中：N——实装冷却器的数量。 8．3．2、自然风冷却 8．3．2．1自然风冷却环系统应具备两路独立电源供电，一路出现故障，另一路自动投入继续供电。当两路电源全部停止供电时，冷却系统处于自冷状态，此时若变压器带额定负载，允许运行1h；若负载不满，油面温度不超过75℃时，允许按自冷容量继续运行。 8．3．2．2、风扇数量可以根据变压器实际容量和温度可以逐台投入、退出。 8．3．2．3、风扇的起、停，用户按当地的环境温度设定油面温度的限制。8．4、螺栓紧固外加（最大）力矩应按表2规定 表5 螺栓 M6 M8 M10 M12 M16 M20 M24 M30 M36 M42 力矩（Nm） 0.72 1.82 3.89 7.06 19.6 45.0 92.6 204 383 666 8．5、变压器故障分析和排除及安全注意事项 8．5．1、如果气体继电器报警，应速查明原因，收集气体分析。 8．5．2、绝缘油如果出现不合格现象，应立即采取处理措施。 8．5．3、变压器油绝缘特

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