5　变压器、电抗器、接地变压器及箱式变电站安装工程

5.1　一般规定

5.1.1　本章适用于3kV～66kV干式电抗器、35kV及以下箱式变电站、6kV～10kV接地变压器、3kV～110kV变压器及油浸电抗器的安装与验收。

5.1.2　变压器、电抗器、接地变压器及箱式变电站设备到货的交接检查，除应符合本规范第3.0.7条的规定外，还应符合下列规定：

1　所有附件应齐全，油箱及附件应无锈蚀及机械损伤，密封应良好。

2　油箱盖的连接螺栓应齐全、紧固、无渗漏。

3　注油或充干燥气体运输的附件，密封应良好，应无渗漏，并应有监视压力表。

4　充干燥气体运输的变压器、电抗器，油箱内气体压力值应为0.01MPa～0.03MPa，现场应办理交接签证并移交监测压力记录。

5　应检查运输及装卸过程中设备的受冲击情况，并应记录冲击值、办理交接签证手续。

5.1.3　变压器、电抗器、接地变压器及箱式变电站设备的保管，除应符合本规范第3.0.8条的规定和产品技术文件的要求外，还应符合下列规定：

1　绝缘部件、绝缘材料、表计、风扇、潜油泵、气体继电器、气道隔膜、测温装置、专用材料、工具及备品、备件、短尾式套管等，应保存在干燥的室内；瓷件不得倒置、碰撞。

2　充干燥气体的变压器、电抗器，油箱内的压力应为0.01MPa～0.03MPa，现场保管应每天检查压力值；当油箱内的气体压力低于0.01MPa时，应及时补充合格气体。

3　散热器、连通管、安全气道等应密封。

4　带油运输的变压器、电抗器、接地变压器，到达现场3个月内不能安装时，应从到货之日起，每月进行一次下列工作：

1）检查油箱密封情况；

2）做绝缘油性能试验；

3）检查绕组的绝缘；

4）安装储油柜及吸湿器，注以合格的油至储油柜规定油位，或在未安装油柜的情况下，上部抽真空，充以0.01MPa～0.03MPa、露点低于-40℃、纯度不低于99.9%的氮气，或按产品技术文件要求执行。

5　充气运输的变压器、电抗器，到达现场3个月内不能安装时，应从到货之日起，每月进行一次下列工作：

1）应安装储油柜及吸湿器，注以合格的油至储油柜规定油位；当不能及时注油时，应继续充注纯度不低于99.9%、露点不低于-40℃的气体保管，压力应保持在0.01MPa～0.03MPa，或按产品技术文件要求执行。保管期间应有压力监视装置；

2）保管期间应经常检查。注油保管时，应每10d对设备外观进行一次检查，应无渗油、油位正常、外表应无锈蚀。每30d应从箱体内抽取油样进行试验，油样性能应符合表5.1.3的规定；充气保管时，应检查气体压力，并应留有记录。

5.1.4　设备基础应符合本规范第3.0.9条的规定。干式电抗器基础内部的钢筋应符合设计要求，基础内部钢筋不得与接地网连接。

5.2　装卸及就位

5.2.1　变压器、电抗器、接地变压器及箱式变电站的装卸，除应符合本规范第3.0.6条的规定及满足产品技术文件的要求外，还应符合下列规定：

1　利用机械牵引变压器、电抗器、接地变压器及箱式变电站时，牵引着力点应在设备的重心以下并符合制造厂规定；运输过程中，设备倾斜角度不应超过15°。

2　变压器、电抗器、接地变压器及箱式变电站的装卸应使用产品设计的专用受力点，并应采取防滑和防倒措施；牵引速度不应超过2m/min。

5.2.2　变压器、电抗器、接地变压器及箱式变电站的就位，应符合下列规定：

1　变压器、电抗器、接地变压器及箱式变电站基础应平整。

2　利用千斤顶升降大型变压器、电抗器、接地变压器及箱式变电站时，应将千斤顶放在千斤顶支架部位，升降操作应使各点均匀受力，并应及时垫好垫铁。

3　装有滚轮的变压器、电抗器、接地变压器，其滚轮转动应灵活。

4　变压器、电抗器、接地变压器及箱式变电站本体直接就位于基础上时，应符合设计和制造厂的要求；用垫铁对设备进行找平时，所用垫铁及其布置，应符合现行国家标准《机械设备安装工程施工及验收通用规范》GB 50231的规定。

5　装有气体继电器的变压器、电抗器、接地变压器及箱式变电站，除制造厂规定不需设置安装坡度外，应使其顶盖沿气体继电器气流方向有1%～1.5%的升高坡度；当与封闭母线连接时，其套管中心线应与封闭母线中心线相符。

5.3　绝缘油处理

5.3.1　绝缘油的验收及保管应符合下列规定：

1　绝缘油应储存在密封清洁的容器内。

2　每批到达现场的绝缘油，均应有试验记录，并应按下列规定进行简化分析，必要时应进行全分析：

1）大罐油应每罐取样，小罐油应按表5.3.1的规定进行取样；

2）取样试验应按现行国家标准《电力用油（变压器油、汽轮机油）取样方法》GB/T 7597的规定执行。试验标准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》GB 50150的规定。

3　不同牌号的绝缘油，应分别储存，并应有明显牌号标志。

4　放油时应目测。用铁路油罐车运输的绝缘油，油的上、中和底部不应有异样；用小桶运输的绝缘油，应对每桶进行目测颜色，并应辨别其气味，各桶的商标应一致。

5　到达现场的绝缘油首次抽取，宜使用压滤式滤油机进行粗过滤。

5.3.2　绝缘油现场过滤应符合下列规定：

1　绝缘油应使用专用储油罐储存。

2　经过粗过滤的绝缘油应采用真空滤油机进行处理。

3　油务系统中所使用的储油罐、管道等，均应清洗干净。

4　现场应配备废油储油罐。

5　油处理过程中所有油处理设备本体、电源箱等均应可靠接地。

6　每批油过滤结束后，应对每个储油罐的绝缘油取样进行试验，其电气强度应符合本规范表5.1.3的规定。

5.3.3　储油罐应符合下列规定：

1　储油罐总容积应大于单台最大设备容积的1.2倍。

2　储油罐顶部应设置进出气阀；用于呼吸的进气孔应安装干燥过滤装置。

3　储油罐应设置进油阀、出油阀、采样阀和残油阀；出油阀宜位于油罐的下部、距罐底100mm，进油阀应位于油罐顶部，采样阀应位于油罐的中下部，残油阀应位于油罐的底部。

4　油罐顶部应设置人孔，并应加盖可靠密封。

5　储油罐应设置油位指示装置和专用起吊挂环。

6　储油罐应设置专用接地连接点，并应与接地网可靠连接。

7　储油罐应设置防冻、防晒设施。

5.4　排　　氮

5.4.1　采用注油排氮时应符合下列规定：

1　注入变压器、电抗器、接地变压器的油应符合本规范表5.1.3的规定。

2　注油排氮前，应将油箱内的残油排尽。

3　绝缘油应通过脱气净油设备经变压器或电抗器下部阀门注入变压器、电抗器或接地变压器，氮气应经顶部排出；油应注至油箱顶部将氮气排尽。最终油位应高出变压器、电抗器或接地变压器铁芯100mm～200mm。油的静置时间不应小于12h。

4　注油排气时，任何人不得在排气孔处停留。

5　注油的油管宜采用钢管或其他耐油管。采用耐油胶管时，应确保胶管不对油产生污染。管内应彻底清洗干净。

5.4.2　采用抽真空排氮时，排氮口应设在空气流通处。

5.4.3　充氮的变压器、电抗器、接地变压器需吊罩检查时，应让器身在空气中暴露15min以上，并应待氮气充分扩散后进行。

5.5　器身检查

5.5.1　满足下列条件之一时，可不进行器身检查：

1　制造厂规定可不进行器身检查者。

2　容量在1000kV·A及以下，运输途中无异常情况，且试验合格者。

3　就地生产仅作短途运输，事先参与器身总装、质量符合要求，在运输途中已采取有效监督，无剧烈震动、冲撞、颠簸和紧急制动等异常情况者。

5.5.2　有下列情况之一时，应对变压器、电抗器、接地变压器进行器身检查：

1　制造单位或建设单位认为应进行器身检查。

2　变压器、电抗器、接地变压器在运输和装卸过程中，出现冲撞加速度大于重力加速度的3倍或监视装置出现异常情况时，应由相关人员共同分析原因并出具分析报告。

5.5.3　进行器身检查应符合下列规定：

1　器身检查不得在雨雪天、风力4级及以上、空气相对湿度75%以上的室外进行。

2　未排氮前，任何人不得进入箱体内；当箱体内空气中含氧量未达到19.5%时，人员不得进入。

3　在内检过程中，应向箱体内持续补充干燥的空气，并应保持箱体内空气的含氧量不低于19.5%，相对湿度不应大于20%；补充干燥空气的速率，应符合产品技术文件的要求。

5.5.4　进入箱体内进行器身检查时，应以制造厂技术人员为主，现场施工人员应配合；对内检人员应明确检查内容、要求和注意事项；内检人员不宜超过3人。

5.5.5　器身检查的准备工作应符合下列规定：

1　进入箱体内部进行器身检查，应符合下列规定：

1）应将干燥、清洁的硅胶装入硅胶罐中；

2）应将器身内的变压器油全部放入储油罐中；

3）环境温度不宜低于0℃，器身温度不宜低于环境温度；当器身温度低于环境温度时，应对器身进行加热，并宜高于环境温度10℃，或采取制造厂要求的其他措施；

4）当空气相对湿度大于75%时，器身在空气中暴露的时间不应超过16h；暴露时间计算，带油的变压器、电抗器，应从开始放油时算起；不带油的变压器、电抗器，应由揭顶盖或打开任一堵塞算起，到开始抽真空或注油为止；

5）调压切换装置吊装检查、调整时，暴露在空气中的时间应符合表5.5.5的规定；

6）空气相对湿度或露空时间超过规定时，应采取相应的安全技术措施；

7）器身检查时，场地周围应清洁，并应有防尘措施。

2　吊罩、吊芯进行器身检查，应符合下列规定：

1）钟罩起吊前，应拆除所有与其连接的部件；

2）器身或钟罩起吊时，吊索与铅锤线的夹角不宜大于30°，起吊时，器身不得与箱壁有任何接触。

5.5.6　器身检查的主要内容和要求应符合下列规定：

1　运输支撑和器身各部应无位移，临时防护装置或临时支撑应拆除，并应清点做好记录。

2　所有连接应紧固，并应有防松措施；绝缘螺栓应无损坏，防松绑扎应完好。

3　铁芯检查应符合下列规定：

1）铁芯应无变形，铁轭与夹件间的绝缘应完好；

2）铁芯应无多点接地；

3）铁芯外引接地的变压器，拆除接地线后，铁芯对地绝缘应符合产品技术文件的要求；

4）打开夹件与铁轭接地片后，铁轭螺杆与铁芯、铁轭与夹件、螺杆与夹件间的绝缘应符合产品技术文件的要求；

5）当轭杆用钢带绑扎时，钢带对铁轭的绝缘应符合产品技术文件的要求；

6）打开铁芯屏蔽接地线时，检查屏蔽绝缘应符合产品技术文件的要求；

7）打开夹件与线圈压板的连接，检查压板绝缘应符合产品技术文件的要求；

8）铁芯拉板及铁轭拉带应紧固，绝缘应符合产品技术文件的要求。

4　铁芯检查中，本条第3款第3项～第7项无法拆开时可不测量。

5　绕组检查应符合下列规定：

1）绕组绝缘层应完整，应无破损、变形和位移现象；

2）各绕组应排列整齐，间隙应均匀；

3）绕组的压板应紧固，防松螺母应锁紧。

6　绝缘围屏绑扎应牢固，围屏上所有线圈引出处的封闭应符合产品技术文件的要求。

7　引出线绝缘应良好，应无破损和拧弯现象，并应绑扎牢固；固定支架应固定可靠；引出线的裸露部分应无毛刺和尖角，焊接质量应良好，引出线与套管的连接应可靠，接线应正确。

8　无励磁调压切换装置各分接头与线圈的连接应紧固可靠；分接头应清洁，且接触应密实，弹力应良好；所有接触部分，用0.05mm×10mm塞尺检查时，应塞不进去；转动接点应正确停留在各相应位置上，并应与指示器指示位置一致；切换装置的拉杆、分接头凸轮、小轴、销子等应完整无损；转动盘应动作灵活，密封应良好。

9　变压器有载调压装置的选择开关、切换开关应接触良好，并应符合产品技术文件的要求，位置显示正确；分接引线应连接正确、牢固，切换开关部分密封良好。

10　绝缘屏障应完好，且应固定牢固，应无松动现象。

11　变压器有围屏者，可不解除围屏，本条第1款～第10款中由于围屏遮蔽而不能检查的项目可不予检查。

12　检查强油循环管路与下轭绝缘接口部位，密封应良好。

13　检查各部位，应无油泥、水滴和金属屑等杂物。

14　箱壁上的阀门开闭应灵活，指示应正确。导向冷却的变压器，还应检查和清理进油管接头和联箱。

15　器身检查完毕，应用变压器油对器身进行冲洗、清洁油箱底部，不得有遗留杂物和残油。

5.6　内部安装及连接

5.6.1　内部安装及连接应按产品技术文件的要求进行。

5.6.2　内部安装及连接应设置专职监护人员，作业完毕应有专人进行二次复检。

5.7　干　　燥

5.7.1　变压器、电抗器、接地变压器应根据现行国家标准《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》GB 50148的有关规定进行综合分析判断后确定是否需要干燥。

5.7.2　设备干燥时，宜采用真空热油循环干燥法。抽真空时，应在铁芯温度达到70℃～80℃时进行第一次，且应使真空度达到0.02MPa，以后应按每1h均匀增高0.0067MPa至表5.7.2所规定的真空度。

5.7.3　带油干燥时，上层油温不得超过85℃。

5.7.4　干式变压器干燥时，其绕组温度应根据其绝缘等级确定，干式变压器绕组的允许温度应符合表5.7.4的规定。

5.7.5　在保持温度不变的情况下，绕组的绝缘电阻应下降后再回升，并应持续6h保持稳定，且真空滤油机中无凝结水产生时，可视为干燥完毕。

5.7.6　干燥后的变压器、电抗器、接地变压器应进行器身检查，所有螺栓压紧部位应无松动。

5.8　本体及附件安装

5.8.1　本体就位应符合下列规定：

1　变压器、电抗器、接地变压器基础轨道或箱式变电站的基础槽钢应水平，其水平度允许偏差应为1‰；轨距应符合设计要求，其允许偏差应为mm。

2　设备就位前，应对变压器、电抗器、接地变压器的滚轮进行清理加油，滚轮转动应灵活；设备就位后，应拆除滚轮或将滚轮用能拆卸的制动装置加以固定。

5.8.2　密封处理应符合下列规定：

1　所有法兰连接处，应使用与法兰面尺寸相吻合的耐油密封垫圈；密封垫圈应无扭曲变形、裂纹和毛刺；密封垫圈应使用产品技术文件要求的清洁剂擦拭干净，安装位置应准确，搭接处的厚度应与原有厚度相同，橡胶密封垫圈的压缩量不应超过其厚度的1/3。

2　法兰面应清洁；法兰螺栓应对称均匀紧固，紧固后的法兰间隙应均匀，螺栓的紧固力矩应符合本规范表4.2.4的规定。

5.8.3　有载调压装置安装应符合下列规定：

1　传动机构中的操作机构、电动机、传动齿轮和连杆应连接正确，固定应可靠，且应操作灵活，应无卡阻现象；传动机构的摩擦部位应涂以适合当地气候条件的润滑脂，并应符合产品技术文件的要求。

2　切换开关的触头及其连接线应完好无损，且应接触可靠；限流电阻应完好，应无断裂和破损现象。

3　切换位置的工作顺序应符合产品技术文件的要求；切换装置在极限位置时，其机构联锁与极限开关的电气联锁动作应正确。

4　位置指示器动作应正常，且应指示正确。

5　切换开关油箱内应清洁，油箱应做密封试验，且应密封良好；注入油箱中的绝缘油，其性能应符合本规范表5.3.2的规定。

5.8.4　冷却装置安装应符合下列规定：

1　冷却装置安装前，应按产品技术文件要求的压力值进行气压或油压密封试验，并应符合下列规定：

1）散热器、强迫油循环风冷却器，持续30min应无渗漏；

2）强迫油循环水冷却器，持续1h应无渗漏；油、水系统应分别检查渗漏。

2　冷却装置安装前，应用合格的绝缘油经滤油机循环冲洗干净，并应将残油排尽；冷却装置安装完毕后，应立即注满油。

3　风扇电动机及叶片固定应牢固，转向应正确，转动应灵活。

4　冷却系统中，阀门与管路的连接处密封应良好；阀门操作应灵活，开闭位置应正确。

5　外接油管、水管安装前，除锈应彻底，并应清洗干净；管道安装完毕后，油管应涂黄色油漆，水管应涂黑色油漆，并应有流向标志。

6　油泵密封应良好，应无渗油和进气现象。

7　油流继电器、水冷变压器的差压继电器，密封应良好，动作应可靠。

8　水冷却装置停用时，应将水放尽。

5.8.5　储油柜安装应符合下列规定：

1　储油柜安装前，应将其内部清洗干净。

2　油位表动作应灵活，指示应与储油柜的真实位置相符；油位表的信号接点位置应正确，绝缘应良好。

3　储油柜安装方向应正确。

5.8.6　所有导气管应清理干净，连接处密封应良好。

5.8.7　升高座安装应符合下列规定：

1　升高座安装前，应先完成电流互感器的检查试验：互感器二次线圈排列顺序应正确；互感器出线端子板的绝缘，应符合产品技术文件的要求，其固定件的垫块应固定可靠，端子板密封应良好，应无渗油现象。

2　升高座安装时，绝缘筒安装应牢固，其缺口应与变压器引出线方向一致，并不得相碰。

3　电流互感器的中心线应与升高座的中心线相一致。

4　升高座的法兰面应与本体法兰面平行；放气塞位置应在升高座的最高处。

5.8.8　套管安装应符合下列规定：

1　套管安装前，应做下列检查：

1）套管采用瓷外套时，瓷套管与金属法兰的胶装部位，应牢固密实并涂有性能良好的防水胶，瓷套管外观不得有裂纹和损伤；

2）套管采用硅橡胶外套时，外观不得有裂纹、损伤和变形；

3）套管的金属法兰面应平整、无划痕；

4）注油套管应无渗油现象，油位应指示正常；

5）套管应经试验合格。

2　套管的吊装应符合产品技术文件的要求。

3　套管顶部密封应良好；连接引线时，不应使顶部连接松动。

4　注油套管的油位指示应面向外侧，末屏连接应符合产品技术文件的要求。

5　均压环表面应无划痕，安装应牢固且方向正确。

6　套管与变压器箱盖连接法兰的接地应可靠。

5.8.9　气体继电器安装应符合下列规定：

1　气体继电器安装前的检查与试验应符合下列规定：

1）内外部件应无损坏；

2）应拆除所有临时固定设施；

3）动作值整定应符合产品技术文件要求。

2　气体继电器应水平安装，顶盖上指示箭头应指向储油柜，其与连通管的连接应密封良好。

3　集气盒内应充满绝缘油且密封良好。

4　气体继电器应设置防雨罩。

5　进入气体继电器的电缆，在引入处应有滴水弯，进线孔封堵应严密。

5.8.10　安全气道安装应符合下列规定：

1　安全气道安装前，其内壁应清理干净。

2　隔膜应完整，其材料和规格应符合产品技术文件的要求，并不得随意代用。

3　防爆隔膜信号接线应正确，接触应良好。

5.8.11　压力释放装置安装应符合下列规定：

1　方向应正确，阀盖和升高座内部应清洁，且应密封良好；电接点动作应准确，绝缘应良好。

2　动作压力值应符合产品技术文件的要求。

5.8.12　吸湿器与储油柜之间的连接管，密封应严密，吸湿剂应干燥，油封油位应符合产品技术文件的要求。

5.8.13　净油器内部应擦拭干净，吸附剂应干燥；净油器滤网安装方向和方位应正确。

5.8.14　测温装置安装应符合下列规定：

1　温度计安装前应经校验合格，信号接点动作应正确、导通良好；温度计应按产品技术文件的要求进行整定；当制造厂已提供有温度计出厂检验报告时，可不进行现场检验，但应进行现场温度对比检查。

2　顶盖上的温度计座应注满绝缘油，且应密封良好，并应无渗油现象；闲置的温度计座应密封。

3　膨胀式信号温度计的金属软管不得变形和急剧扭曲，其弯曲半径不应小于50mm。

5.8.15　各种控制线和信号线，应排列整齐、固定牢靠；接线盒密封应良好。

5.8.16　控制箱的安装，除应符合本规范第4.4.2条的规定外，还应符合下列规定：

1　冷却系统控制电源的自动互投传动应正确可靠。

2　控制回路排线应整齐，绝缘应无损伤；接线应采用铜质或有电镀防腐层的螺栓紧固，且应有防松装置；连接导线截面应符合设计文件的要求，并应标识清晰。

3　内部断路器、接触器动作应灵活、无卡阻；触头接触应紧密、可靠。

4　电动机保护装置的整定值，应符合设计文件的要求。

5　内部元件及转换开关各位置的命名应正确，并应符合设计要求。

6　控制箱内外应清洁无锈蚀；驱湿装置工作应正常。

7　控制和信号回路接线应正确，并应符合本规范第7.4节的有关规定。

5.8.17　散装式箱式变电站内附件安装应符合下列规定：

1　断路器及其操作机构的安装，应分别符合本规范第4.3节和第4.4节的有关规定。

2　自动空气开关应按设计位置固定，并应牢固可靠。

3　箱内连接应通过线鼻子或卡爪连接，并应牢固可靠。

4　绝缘母线的安装，应符合本规范第9.1节～第9.3节的有关规定。

5　箱式变电站的外壳应可靠接地。

5.8.18　分体式箱式变电站安装时，箱体间的连接应牢固可靠，紧固件应齐全；每个分箱体均应可靠接地。

5.9　注　　油

5.9.1　绝缘油应按现行国家标准《电气装置安装工程　电气设备交接试验标准》GB 50150的规定试验合格后，再注入变压器和电抗器中。

5.9.2　不同牌号的绝缘油或同牌号的新油与运行过的油混合使用前，应做混油油样试验。

5.9.3　110kV的变压器、电抗器，宜采用真空注油。采用真空注油时，应在真空度达到本规范表5.7.2的规定值后，再开始注油；注油全过程应保持真空。

5.9.4　抽真空时，应监视并记录油箱的变形，其最大变形量不得超过箱壁厚度的2倍。

5.9.5　注入油温度应高于器身温度；注油速度不宜超过100L/min；油面距油箱顶的距离不宜小于200mm，但油面应超过线圈绝缘20mm以上或按产品技术文件要求执行；注油后应继续保持真空，保持时间不应小于2h。

5.9.6　在抽真空时，应将在真空下不能承受机械强度的附件与油箱隔离；对允许抽同样真空的部件，应同时抽真空。

5.9.7　变压器、电抗器、接地变压器注油时，宜从下部油阀进油。对导向强油循环的变压器，注油应按产品技术文件要求执行。

5.9.8　注油时，变压器、电抗器、接地变压器本体、各侧绕组、滤油机及油管道，应可靠接地。

5.9.9　注油工作不宜在雨雪天或雾天进行。

5.10　补油、整体密封检查和静置

5.10.1　向变压器、电抗器、接地变压器内补注油时，应通过储油柜上专用添油阀门，并应经净油机注入；油面高度应为储油柜额定油位或符合产品技术文件要求。注油时，应排放本体及附件内的空气。

5.10.2　储油柜具有胶囊或隔膜的变压器、电抗器、接地变压器，应按产品技术文件要求的顺序，进行注油、排气及油位计注油。

5.10.3　解体运输的变压器、电抗器安装完毕，应采用油柱法或氮气进行整体密封试验，其压力应为0.03MPa。密封试验持续时间，应执行产品技术文件规定，且应无渗漏；当产品技术文件无要求时，110kV变压器持续时间应为24h，其他电压等级的变压器持续时间应为12h。

5.10.4　注油完毕后，在施加电压前，变压器或电抗器应进行静置，静置时间不应小于24h。

5.10.5　静置完毕，应从变压器、电抗器的套管、升高座、冷却装置、气体继电器及压力释放装置等有关部位进行多次放气，并应启动潜油泵，直到排尽残余气体。

5.11　干式电抗器及干式接地变压器安装

5.11.1　干式电抗器及干式接地变压器的外观检查、保管及安装，除应符合本章有关油浸电抗器安装的规定外，还应符合下列规定：

1　干式电抗器或干式接地变压器线圈绝缘损伤或导体裸露时，应按产品技术文件的要求进行处理。

2　干式电抗器有下列情况时，可进行修补：

1）混凝土支柱表面漆层损坏处，应涂以防潮绝缘漆；

2）混凝土支柱表面裂纹的长度，不超过柱子径向尺寸的1/3，且宽度不大于0.5mm时，可进行修补。修补后，应在表面涂以防潮绝缘漆。

3　干式电抗器或干式接地变压器的基础，应符合产品技术文件的要求；干式空心电抗器基础内部的钢筋制作，应符合设计要求，自身没有且不应通过接地线构成闭合回路。

4　干式电抗器应按编号进行安装，并应符合下列规定：

1）三相垂直安装时，中间一相线圈的绕向应与上、下两相相反，且各相中心线一致；

2）两相垂直安装时，重叠两相线圈的绕向应相反，另一相线圈的绕向应与上面的一相绕向一致；

3）三相水平安装时，三相线圈绕向应一致。

5　电抗器的自重应均匀分配在所有支柱绝缘子上。找平时，应在支柱绝缘子座下放置钢制垫片，垫片应固定牢固。

6　电抗器上、下重叠安装时，应在其绝缘子顶帽上放置与顶帽大小同样、厚度不小于4mm的绝缘纸板垫片或橡胶垫片。户外安装时，应放置橡胶垫片。

7　额定电流为1500A及以上的电抗器及接地变压器，应采用非磁性金属材料制成的螺栓与导线的连接。

8　电抗器、干式电抗器的接地，应符合下列规定：

1）电抗器上、下重叠安装时，底层的所有支柱均应接地，其余支柱绝缘子可不接地；

2）每相单独安装时，每相支柱绝缘子均应接地；

3）支柱绝缘子的接地线，不应构成闭合回路。

9　干式铁芯电抗器及接地变压器的各部位固定应牢靠、螺栓紧固，铁芯应一点接地。

10　干式空心电抗器附近安装的二次电缆和二次设备，应避开电磁干扰的影响，二次电缆的接地线不应构成闭合回路。

11　电抗器间隔内，所有磁性材料的部件，均应可靠固定。

12　电抗器采用金属围栏时，金属围栏应有明显断开点，并不应通过接地线构成闭合回路。

13　干式空心电抗器及干式接地变压器安装于空间较小的室内时，应保证足够的通风量，且1kW损耗不应小于4m3/min。

5.12　工程验收

5.12.1　变压器、电抗器、接地变压器及箱式变电站试运行前，应对变压器、电抗器、接地变压器及箱式变电站进行全面检查。检查应符合下列规定：

1　本体、冷却装置及所有附件应无缺陷，且不应渗油；绝缘子应完整、无裂纹。

2　本体及附件上所有阀门位置应正确。

3　箱式变电站接线应正确，内部应无杂物。

4　表面防腐应完整，相色标志应正确。

5　设备上应无任何遗留杂物。

6　事故排油设施应完好，消防设施应齐全。

7 变压器本体应两点接地；接地引线及其与主接地网的连接，应符合设计要求，接地应可靠。

8　各部件的验收检查应符合现行国家标准《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》GB 50148的有关规定。

9　储油柜和注油套管的油位应正常。

10　分接头的位置应符合运行要求，且位置指示应正确。

11　变压器的相位及绕组的接线组别应符合并列运行要求。

12　测温装置指示应正确，测温整定值应符合设计要求。

13　冷却装置转向应正确，应无异常噪声、振动和过热现象；试运行应正常，联动应正确；强迫油循环的变压器、电抗器应启动全部冷却装置，应循环4h以上，并应排完残留空气。

14　变压器、电抗器的全部电气应试验合格；保护装置整定值应符合规定；操作及联动试验应正确。

5.12.2　变压器、电抗器、干式电抗器及箱式变电站试运行时，应按下列规定进行检查：

1　中性点接地的变压器，在进行冲击合闸时，其中性点应可靠接地。

2　变压器、电抗器第一次投入时，可全电压冲击合闸；冲击合闸时，变压器宜由高压侧投入。

3　变压器、电抗器、干式电抗器应进行5次空载全电压冲击合闸；第一次受电后持续时间不应小于10min；全电压冲击合闸时，其励磁涌流不应使保护装置动作。

4　变压器并列运行前，应对相序进行核对。

5　带电后，检查本体及所有附件的焊缝和结合面，不应有渗油现象。

6　变压器、电抗器、干式电抗器试运行期间，应无异常声响和振动，其温升应符合产品技术文件的要求。

5.12.3　变压器、电抗器、接地变压器及箱式变电站空载试运行时间，应符合下列规定：

1　容量为5000kV·A及以下的变压器、电抗器、接地变压器，空载试运行时间不应小于24h。

2　容量为6300kV·A及以上的变压器、电抗器、接地变压器，空载试运行时间不应小于48h。

5.12.4　变压器、电抗器及箱式变电站应在空载试运行无异常情况后，再投入负荷运行。

5.12.5　验收时，除应提交本规范第3.0.14条规定的技术文件外，还应提交下列资料：

1　变压器、电抗器、干式电抗器器身检查记录。

2　变压器内部安装、连接及监护记录。

3　变压器、电抗器干燥记录。

4　电抗器修补记录。