4.1装卸、运输与就位
4.1.3变压器、电抗器在装卸和运输过程中,不应有严重冲击和振动。电压在220kV及以上且容量在150MV.A及以上的变压器和电压为330kV及以上的电抗器均应装设三维冲击记录仪。 冲击允许值应符合制造厂及合同的规定。
4.1.7充干燥气体运输的变压器、电抗器油箱内的气体压力应保持在0.01MPa~0.03MPa;干燥气体露点必须低于一40°C;每台变压器、电抗器必须配有可以随时补气的纯净、干燥气体瓶,始终保持变压器、电抗器内为正压力,并设有压力表进行监视。
4.4排氮
4.4.3充氮的变压器、电抗器需吊罩检查时,必须让器身在空气中暴露15min以上,待氮气充分扩散后进行。
4.5器身检查
4.5.3有下列情况之一时,应对变压器、电抗器进行器身检查:
2 变压器、电抗器运输和装卸过程中冲撞加速度出现大于3g或冲撞加速度监视装置出现异常情况时,应由建设、监理、施工、运输和制造厂等单位代表共同分析原因并出具正式报告。必须进行运输和装卸过程分析,明确相关责任,并确定进行现场器身检查或返厂进行检查和处理。
4.5.5进行器身检查时必须符合以下规定:
1 凡雨、雪天,风力达4级以上,相对湿度75%以上的天气，不得进行器身检查。
2 在没有排氮前,任何人不得进入油箱。当油箱内的含氧量未达到18%以上时,人员不得进入。
3 在内检过程中,必须向箱体内持续补充露点低于-40°C 的干燥空气,以保持含氧量不得低于18%,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要求。
4.9注油
4.9.1绝缘油必须按现行国家标准《电气装置安装工程 电气设备交接试验标准》GB50150的规定试验合格后,方可注入变压器、电抗器中。
4.9.2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,必须做混油试验。
4.9.6在抽真空时,必须将不能承受真空下机械强度的附件与油箱隔离;对允许抽同样真空度的部件,应同时抽真空;真空泵或真空机组应有防止突然停止或因误操作而引起真空泵油倒灌的措施。
4.12工程交接验收
4.12.1变压器、电抗器在试运行前,应进行全面检查,确认其符合运行条件时,方可投入试运行。检查项目应包含以下内容和要求:
3 事故排油设施应完好,消防设施齐全。
5 变压器本体应两点接地。中性点接地引出后,应有两根接地引线与主接地网的不同干线连接,其规格应满足设计要求。
6 铁芯和夹件的接地引出套管、套管的末屏接地应符合产品技术文件的要求;电流互感器备用二次线圈端子应短接接地;套管顶部结构的接触及密封应符合产品技术文件的要求。
4.12.2变压器、电抗器试运行时应按下列规定项目进行检查:
1 中性点接地系统的变压器,在进行冲击合闸时,其中性点必须接地。
5 互感器
5.3安装
5.3.1互感器安装时应进行下列检查:
5气体绝缘的互感器应检查气体压力或密度符合产品技术文件的要求,密封检查合格后方可对互感器充SF6气体至额定压力,静置24h后进行SF6气体含水量测量并合格。气体密度表、继电器必须经核对性检查合格。
5.3.6互感器的下列各部位应可靠接地:
1 分级绝缘的电压互感器,其一次绕组的接地引出端子;电容式电压互感器的接地应符合产品技术文件的要求。
2 电容型绝缘的电流互感器,其一次绕组末屏的引出端子、铁芯引出接地端子。
3 互感器的外壳。
4 电流互感器的备用二次绕组端子应先短路后接地。
5 倒装式电流互感器二次绕组的金属导管。
6 应保证工作接地点有两根与主接地网不同地点连接的接地引下线。
条文说明：
4 电力变压器、油浸电抗器
4.1装卸、运输与就位
4.1.3为确保运输安全此条规定为强制性条文。现行国家标准《油浸式电力变压器技术参数和要求》GB6451.1~5中规定“电压在220kV,容量为150MV.A及以上变压器运输中应装冲击记录仪”。所以本条规定大型变压器和油浸电抗器在运输时应装设冲击监测装置,以记录在运输和装卸过程中受冲击和振动情况。设备受冲击的轻重程度以重力加速度g表示。基于下列国内外的资料和产品技术协议规定,认为取三维冲击加速度均不大于3g较适宜。
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。
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
现场检查如果三维冲击加速度均不大于3g.可以认为正常。
4.1.7为确保运输安全此条规定为强制性条文。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人潮气,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，以便当邮箱内气压下降时及时补充气体。
4.4排氮
4.4.2、4.4.3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》规定,含氧量未达到18%以上时，人员不得进人; 而美国“职业安全与健康委员会”的要求为19.5%及以上。
4.4.3 为保证工作人员的安全与健康而列为强制性条文。
4.5器身检查
4.5.3本条规定:由于冲击监视装置记录等原因,不能确定运输、装卸过程中冲击加速度是否符合产品技术要求时.应通知制造厂与制造厂共同进行分析,确定内部检查方案并最终得出检查分析结论。
2)关系到变压器是否能确保安全运行,应强制执行。
4.5.5为确保变压器的安装质量和工作人员的安全、健康而列为强制性条文。
4.9注油
4.9.1为了确保变压器油的质量,将本条列为强制性条文。
4.9.2 为了确保变压器油的质量,将本条列为强制性条文
本条根据“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》GB7597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。现将有关内容摘录于下供有关单位参考:
在正常情况下，混油应要求满足以下五点:
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°C)、25号(-25°C)和45号(-45°C)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。
4.9.6为了确保变压器的安装质量,将本条列为强制性条文。
4.12工程交接验收
4.12.1 本条规定了变压器、电抗器投入试运行前应检查的项目:
3、5、6款是为了保证变压器能安全投人运行,不发生损坏变压器的事故,作为强制性条文。
变压器、电抗器试运行,是指其开始带电后,并带一定的负荷(即系统当时可能提供的最大负荷)连续运行24h。
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，一般只能带一定负荷即系统当时可能提供的最大负荷。连续运行24h后,即可认为试运行结束。
4.12.2本条规定:
1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,因此将该项作为强制性条文。
5 互感器
5.3安装
5.3.1
5气体绝缘的互感器安装的要求,是制造厂规定的现场安装方法,必须严格执行才能保证互感器安全投入运行。因此将该项作为强制性条文。
5.3.6 为确保互感器安全投人运行,规定为强制性条文。
本条对各种型式不同的互感器应接地之处都作了规定。
1 对电容式电压互感器,制造厂根据不同的情况有些特殊规定,故应按产品技术文件要求进行接地。
2 110kV及以上的电流互感器当为“U”型线圈时,为了提高其主绝缘强度,采用电容型结构,即在一次线圈绝缘中放置一定数量的同心圆筒形电容屏,使绝缘中的电场强度分布较为均匀,其最内层电容屏与芯线连接,而最外层电容屏制造厂往往通过绝缘小套管引出,所以安装后应予以可靠接地，避免在带电后,外屏有较高的悬浮电位而放电,以往曾发生过末屏未接地而带电后放电的情况。
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