1000kV变压器使用说明书.docx

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1000kV变压器使用说明书

目次

1范围及使用要求……………………………………………………………………………………1

2变压器主体的起吊、顶升…………………………………………………………………………1

3变压器主体及附件的运输和装卸…………………………………………………………………1

4检查验收…………………………………………………………………………………………2

5主体的搬运就位…………………………………………………………………………………3

6贮存及保管………………………………………………………………………………………4

7现场总体安装………………………………………………………………………………………5

8真空注油、热油循环及静放………………………………………………………………………11

9投入运行前的检查…………………………………………………………………………………12

10投入运行前的交接试验……………………………………………………………………………13

11运行………………………………………………………………………………………………14

12技术资料和备品备件转交与验收………………………………………………………………15

13检查和维护………………………………………………………………………………………15

14变压器安装主要工作流程图……………………………………………………………………20

1000kV级油浸式电力变压器使用说明书

1范围及使用要求

1.1适用范围

本使用说明书仅适用于1000kV级油浸式电力变压器（以下简称变压器）的安装及使用维护说明，不包含组件的安装使用说明（见各组件安装使用说明书）。

1.2使用要求

1.2.1变压器在起吊、运输、验收、贮存、安装及投入运行等过程中，须以本使用说明书作为指导，以免发生变压器的质量问题，并请做好相关记录。

1.2.2安装与使用部门应按照制造方所提供的各类出厂文件、本使用说明书、各组件的使用说明书进行施工。

若有疑问或不清楚之处，须直接与制造厂联系，以便妥善解决。

1.3凡在本说明书中引用的不注日期的标准文件，其最新版本适用于本说明书。

2变压器主体的起吊、顶升

2.1变压器不允许充油后起吊，不允许起吊变压器（含附件）总重。

2.2起吊设备、吊具及装卸地点的地基必须能承受变压器起吊重量（即运输重量）。

2.3起吊前须将所有的箱沿螺栓拧紧，以防箱沿变形。

2.4若变压器装有伸出箱沿的可拆卸吊拌（见油箱粘贴标识），可利用这些吊拌起吊变压器主体。

2.5吊索与铅垂线间的夹角不大于30°，否则应使用平衡梁起吊。

起吊时要同时使用规定的吊拌，几根吊绳长度应匹配，受力应均等，严防变压器主体翻倒。

2.6变压器千斤顶顶起时的重量为变压器起吊重量。

2.7用千斤顶顶升时采用液压千斤顶，对准油箱上千斤顶顶起部位的底板处进行抬高或降低。

为了保证变压器的安全，严禁在四个方向同时起落，允许在短轴方向的两点处同时均匀地受力，在短轴两侧交替起落，每一次的起落高度不得超过120㎜。

受力之前应及时垫好枕木及垫板，并作好防止千斤顶打滑、防止变压器振动的措施。

2.8千斤顶使用前应检查千斤顶的行程要保持一致，防止变压器主体单点受力。

3变压器主体及附件的运输和装卸

3.1变压器主体由制造厂运输到安装地点前，必须对运输路径及两地的装卸条件做充分的调查和了解，制定出安全技术措施，并应遵守下列规定。

3.1.1当铁路运输时，应按铁道部门的有关规定进行。

3.1.2整个运输过程（含铁路、公路、船舶）中，变压器主体允许倾斜角度长轴不大于15°，短轴不大于10°。

3.1.3水路运输时，主体倾斜角不大于15°（不包括远洋运输）。

3.1.4公路运输时，车速在高速公路和一级路面不超过15km/h；其他路面不超过10km/h。

3.1.5公路运输与人工液压平移中，变压器主体的震动与颠簸不得超过公路正常运输时的状况。

3.1.6当利用机械牵引变压器时，牵引的着力点应在设备重心以下，倾斜角度不大于15°。

3.1.7人工平移载运主体时，应使用油箱上的牵引攀，牵引速度不超过0.1km/h。

3.1.8在装卸变压器时，考虑到起吊时会有重心不平衡的情况，装卸时应有专人观测车辆平台的升降或船舶的浮沉情况，防止发生意外。

站台、码头地基必须坚实平整。

3.1.9运输套管时应特别注意避免颠簸及冲撞，套管不能承受2g的冲击力，套管包装箱应符合套管说明书的要求。

3.1.10变压器严禁溜放冲击，运输加速度限制在：

纵向加速度及横向加速度均不大于3g。

3.2为了保护变压器主体及附件内部不受潮，变压器主体采用充气方式运输。

3.2.1采用充干燥空气方式时，气体露点低于-45℃。

出厂时气体压力应为0.02MPa～0.03MPa，运输中应始终保持油箱内部正压应控制在不小于0.01MPa～0.03MPa范围内，否则应补充符合上述要求的气体。

关注所有密封处均应密封良好，不得渗漏气。

3.2.2采用充氮气方式时，气体露点低于-45℃；瓶装气体纯度99.999%。

出厂时气体压力应为0.02MPa～0.03MPa，运输中应始终保持油箱内部正压应控制在不小于0.01MPa～0.03MPa范围内，否则应补充符合上述要求的气体。

关注所有密封处均应密封良好，不得渗漏气。

3.3拆卸的连接管，升高座、储油柜、散热器（冷却器）、套管式电流互感器装配均应密封运输，内部装有绝缘零部件时应充油密封或充气运输。

4检查验收

4.1主体及附件验收

4.1.1主体验收

4.1.1.1收货人核实到货的产品型号是否与合同相符。

变压器运到现场后，卸车时先清点裸装大件和包装箱数，与运输部门办理交接手续。

4.1.1.2加装三维冲撞记录仪运输的变压器，应检查冲撞记录仪的记录，三维方向控制在3g以下，并请妥善保管冲撞记录单和冲撞记录仪。

冲撞记录仪应返回制造厂。

4.1.1.3检查押运记录，了解有无异常情况。

4.1.1.4先拆开文件箱，按变压器“产品出厂文件目录”查对产品出厂文件、合格证书是否齐全，图纸、技术资料是否完整。

4.1.1.5检查主体与运输车之间有无移位，固定用钢丝绳有无拉断现象，箱底限位件的焊缝有无崩裂，并做好记录。

检查变压器主体有无损伤、变形、开裂等，如发现变压器主体有不正常现象，冲撞记录有异常记录，收货人应及时向承运人交涉，应立即停止卸货，并将情况通知制造厂。

4.1.1.6依据变压器总装图、运输图，拆除用于运输过程中起固定作用的固定支架及填充物，注意不要损坏其它零部件和引线。

4.1.1.7对于充气运输的变压器,检查气体压力应在本说明书3.2.1、3.2.2的允许范围内。

4.1.2附件开箱检查验收

4.1.2.1现场开箱应提前与制造厂联系，告知开箱检查时间，与制造厂共同进行开箱检查工作。

4.1.2.2收货人应按制造厂出厂附件移交单对箱数进行核对，并检查其是否符合要求。

按“产品装箱一览表”检查到货箱数是否相符合，有无漏发、错发等现象。

若有问题，应立即与制造厂联系，以便妥善处理。

4.1.2.3按变压器“产品装箱一览表、分箱清单、标准装箱单”查收附件箱是否齐全，检查附件包装箱有无破损，做好记录。

按各分箱清单查对箱内零件、部件、组件是否与之相符合，检查附件有

无损坏、漏装现象，并作好记录。

如有问题及时与承运单位和制造厂联系。

4.2如果合同规定有备品、备件或附属设备时，应按制造厂“备品备件一览表”明细查收是否齐全、有无损坏。

4.3对于上述检查验收过程中发现的损坏、缺失及其它不正常现象，需作详细记录，并进行现场拍照，经供需双方签字确认。

照片、缺损件清单及检查记录副本应及时提供给制造厂及承运单位，以便迅速查找原因并解决。

4.4经开箱检查验收后办理签收手续。

签收证明一式二份，制造厂依据签收证明提供现场服务。

4.5检查验收后，主体和附件包装箱应选择合适的地点保存。

收货人应对其安全和完好负责，如有丢失和损坏应承担责任。

4.6变压器油的验收与保管

4.6.1检查变压器绝缘油的牌号是否与生产厂家提供的本产品绝缘油牌号相同,不得与其它不同牌号的绝缘油混和使用和存放，以免发生意外。

4.6.2检查运油罐的密封和呼吸器的吸湿情况，并作好记录。

4.6.3用测量体积或称重的方法核实油的数量。

4.6.4油到现场后最低标准应按GB2536《变压器油》标准抽样验收。

经处理后投运前的变压器油必须满足表1指标：

表1投运前的变压器油指标

序号

内容

指标

1

击穿电压kV/2.5mm

≥70

2

介质损耗因数tanδ（90℃）

≤0.005

3

油中含水量mg/L

≤5

4

油中含气量%体积分数

＜1

5

油中颗粒含量

油中5μm～100μm的颗粒不多于1000个/100mL,不允

许有大于100μm颗粒

注：

其它性能应符合GB7595《运行中变压器油质量标准》的规定

4.6.5进口变压器油按相关国际标准或按合同规定标准进行验收。

4.6.6运到现场的变压器油，若在制造厂做过全分析，并有检查记录，只需取样进行简化分析。

若为炼油厂直接来油或使用者自行购置的商品油或有疑义时，都须作全分析。

4.6.7变压器油的存储应使用密封清洁的专用油罐或容器，并做好标识。

不同牌号的变压器油应分别贮存与保管，不允许混装。

4.6.8严禁在雨、雪、雾天进行倒罐滤油。

变压器油过滤注入油罐时，须防止混入杂质，进入潮气，被空气污染。

5主体的搬运就位

5.1主体搬运到安装位置时，需将钢丝绳挂在主体油箱的牵引攀上牵引。

牵引速度应满足本说明书3.1.4～3.1.7要求。

5.2必要时在主体的位置用千斤顶进行抬高或降低时，必须使用下节油箱的千斤顶底座，具体操作按本说明书2.7、2.8执行。

5.3在斜坡上装卸变压器主体时，斜坡角度不大于10°，斜坡长度不大于10m，并有防滑措施。

5.4变压器安装基础应保持水平。

变压器与基础的预埋件可靠联接。

5.5主体就位时应注意使套管中心与其相联的封闭母线，GIS等装置的位置对应，以满足安装需要。

5.6变压器油箱顶盖、联管已有符合标准要求的坡度，故变压器在基础上水平安装不需要倾斜。

特殊结构（见总装图）就位前应事先放置，如加装减震垫板等。

5.7若油箱箱壁有装沙子的要求时，需见专用部分的使用说明书。

6贮存及保管

6.1变压器运到现场后应立即检查产品运输中是否受潮，在确认产品未受潮的情况下,才能进行安装和投入运行。

如不立即安装，则视实际情况采用适宜的存放方式，按本说明书6.2要求。

6.1.1产品未受潮的初步验证见表2

序号

验证项目

指标

1

气体压力（常温）MPa

≥0.0098

2

油样分析

耐压值kV/2.5mm

≥50

3

含水量mg/L

≤15

注:

1.充气运输的变压器的油样分析是指残油化验

2.耐压值是指用标准试验油杯试验

表2产品未受潮的初步验证

6.1.2如表2中三项有一项不符合要求，则充气运输的变压器不能充气存放，还须按本说明书6.3条要求进一步判断产品是否受潮。

若产品受潮，须经处理达到要求后，须按本说明书6.2.2要求进行注油存放。

6.2充气运输产品的存放方式

6.2.1充气存放

6.2.1.1对于充气运输的产品，运到现场后应立即检查主体内部的气体压力是否符合本说明书3.2.1、3.2.2要求。

6.2.1.2如果充气压力符合本说明书3.2.1、3.2.2要求时，允许充气短期存放，但存放时间不得超过3个月，否则应按本说明书6.2.2要求注油存放。

6.2.1.3如果充气压力不符合本说明书3.2.1、3.2.2要求时，产品不能继续充气存放，必须按本说明书6.3要求进一步判断产品是否受潮。

6.2.1.4充气存放时必须有压力监视装置，对气体的要求与压力同本说明书3.2.1、3.2.2的规定。

6.2.1.5充气存放过程中，每天至少巡查两次，对油箱内压力及补入的气体量做好记录。

如压力降低很快，气体消耗量增大说明有泄漏现象，应及时检查处理，严防变压器器身受潮。

6.2.2注油排气存放

充气运输产品存放超过3个月的或按本说明书6.1.2规定不能充气存放的产品，必须注油存放，工作程序和要求如下：

a）排尽箱底残油，严禁残油再充入变压器中使用。

b）注油排气：

打开箱顶上的蝶阀（应注意防止潮湿空气、水及杂物落入油箱内），同时从油箱下部的任一个阀门注入符合表1要求的变压器油。

c）临时装上储油柜系统（包括吸湿器）继续注油，将油面调整到稍高于储油柜正常油面位置，并按储油柜使用说明书排出储油柜中的空气。

d）注油存放过程中，每隔十天要对变压器外观进行一次检查，发现漏油现象要及时处理，每隔二十天要从主体内抽取油样进行试验，其性能必须符合表1要求，并做好记录。

6.3产品是否受潮的判断及处理

6.3.1产品最终未受潮的判断，验证绕组对地、铁心对地之间应满足表3要求：

表3产品最终未受潮的判断

判断内容

指标

绝缘电阻R60不小于出厂值的（用2500V摇表测量）

85%

吸收比R60/R15不小于（当R60大于3000MΩ时，吸收比可不作考核要求）

85%

介质损耗因数tanδ不大于出厂值的（20℃时tanδ不大于0.5%，可不与出厂值作比较）

同温度时

120%

－

6.3.2如果不符合表3的要求，表明产品已经受潮，产品不能投入安装，应立即与制造厂联系进行干燥处理。

6.4组件储存

6.4.1如储油柜、散热器、冷却器、导油联管、框架等的存放，应有防雨、防尘、防污措施，不允许出现锈蚀和污秽。

6.4.2电容式套管存放期超过六个月时，必须把套管端头抬高与水平夹角不小于15°，或从包装箱内取出垂直存放，并在两头用塑料布包封。

6.4.3套管与附件（如测量仪表、温度控制器、继电器、接线箱、控制柜、有载开关操作机构、导线、电缆和密封件等）都必须放在干燥、通风的室内。

6.5在存放期间，应经常检查主体及组件有无渗漏，有无锈蚀，油位是否正常等,并3个月取一次油样进行耐压、含水量、介损的检验。

7现场总体安装

总体安装用户需要准备的主要设备和工具见表4：

表4主要设备和工具

类别

序号

名称

数量

规格及其说明

起重设备

1

起重机（吊车）

3

2

起重葫芦

各1套

1t～3t、5t各二台

3

千斤顶及垫板

4只

不少于主体运输重量的一半

4

枕木和木板

适量

表4主要设备和工具（续）

类别

序号

名称

数量

规格及其说明

注

油

设

备

5

真空滤油机组

1台

净油能力：

6000L/h，工作压力不大于100Pa

6

双级真空机组

1台

抽速不小于1500L/s，残压大于13.3Pa

7

麦氏真空计

1

3Pa～700Pa

8

真空表

1～2块

1Pa、10Pa、100Pa

9

干燥空气机

或瓶装干燥空气

1台

若干瓶

干燥空气露点低于-45℃以下

10

储油罐

1套

根据油量确定，约为变压器总油量的1.2倍

11

干湿温度计

1

测空气湿度，RH0～100%

12

抽真空用管及逆止阀门

1套

13

耐真空透明注油管及阀门

1套

接头法兰按总装图给出的阀门尺寸配做

登高设备

14

梯子

2架

5m、3m

15

脚手架

若干副

16

升降车

1台

17

安全带

若干副

消防用具

18

灭火器若干

若干个

防止发生意外

保洁器材

19

优质白色棉布、次棉布

适量

20

防水布和塑料布

适量

21

工作服

若干套

22

塑料或棉布内检外衣（绒衣）

若干套

绒衣冬天用

23

高筒耐油靴

若干双

一般工具

24

套管定位螺母扳手

1副

25

紧固螺栓扳手

1套

M10～M48

26

手电筒

3个

小号1个、大号2个

27

力矩扳手

1套

M8～M16，内部接线紧固螺栓用

28

尼龙绳

3

Φ8mm×20m绑扎用

29

锉刀、布纱纸

适量

挫、磨

消耗材料

30

直纹白布带\电工皱纹纸带

各3盘

需烘干后使用

31

密封胶

1kg

401胶

32

绝缘纸板

适量

烘干

33

硅胶

5kg

粗孔粗粒

34

苯或无水乙醇

2kg

清洁器皿用

表4主要设备和工具（续）

类别

序号

名称

数量

规格及其说明

备用器材

35

气焊设备

1套

36

电焊设备

1套

37

过滤纸烘干箱

1台

38

高纯氮气

自定

有需要

39

铜丝网

2m2

每平方厘米30目，制作硅胶袋用

40

半透明尼龙管

1

Φ8㎜×15m，用作变压器临时油位计

41

刷子

2把

刷油漆用

42

现场照明设备

1套

带有防护面罩

43

筛子

1件

每平方厘米30目，筛硅胶用

44

耐油橡胶板

若干块

45

空油桶

若干

测试设备

46

万用表

1块

MF368

47

含氧量测量表

48

兆欧表

各1块

2500V/2500MΩ；500V/2000MΩ；1000V/2000MΩ

7.2安装前的整理要求

7.2.1对零部件的清洁要求

7.2.1.1凡是与油接触的金属表面或瓷绝缘表面，均应采用不掉纤维的白布拭擦，直到白布上不见脏污颜色和杂质颗粒（以下简称不见脏色）。

7.2.1.2套管的导管、冷却器、散热器的框架、联管等与油接触的管道内表面，凡是看不见摸不着的地方，必须用钢丝系白布球来回拉擦，直到白布上不见脏色。

即使是出厂时是干净的，密封运输到现场后，也应进行拉擦，以确保其是洁净的。

7.2.2对密封面的要求

7.2.2.1应十分仔细地处理好每一个密封面，法兰连接面应平整、清洁，以保证不渗漏。

所有大小法兰的密封面或密封槽，在安放密封垫前，均应清除锈迹、油漆和其它沾污物，并用布沾苯或无水乙醇将密封面擦洗干净，直到白布上不见脏色，保证密封面光滑平整。

7.2.2.2所有在现场安装的密封垫圈，凡存在变形、扭曲、裂纹、毛刺、失效、不耐油等缺陷，一律不能使用。

密封垫应擦拭干净，安装位置应正确。

7.2.2.3密封垫圈的尺寸应与密封槽和密封面尺寸相配合，发现尺寸过大或过小的密封垫圈都不能使用，而应另配合适的密封垫圈。

圆密封圈其搭接处直径必须与密封圈直径相同，应确保在整个圆周面或平面上均匀受压，密封圈的压缩量应控制在正常的1/3范围之内。

7.2.2.4对于无密封槽的法兰，密封垫必须用密封胶粘在有效的密封面上。

如果在螺栓紧固以后发现密封垫未处于有效密封面上，应松开螺栓扶正。

7.2.3紧固法兰时，用紧固力矩扳手（见表5紧固力矩值），应取对角线方向，交替、逐步拧紧各

个螺栓，最后统一紧一次，以保证压紧度相同、适宜。

7.2.4所有螺栓的电气接头，都要确保电接触可靠。

7.2.4.1接头的接触表面应擦净，不得有脏污、氧化膜等覆盖及妨碍电接触的杂质存在。

7.2.4.2接头的连接片应平直，无毛刺、飞边。

7.2.4.3紧固螺栓应配有蝶形垫圈。

利用蝶形垫圈的压缩量，用紧固力矩扳手（见表5紧固力矩值）拧紧各个螺栓，应保持足够的压紧力，保证电联结的可靠性。

7.2.5紧固力矩值如下表5所示

表5紧固力矩值

螺丝口径

导体紧固力矩值（N·M）

升高座的装配、螺栓的紧固力矩值（N·M）

M10

25±10%

20±10%

M12

59±10%

40±10%

M16

98±10%

100±10%

M20

－

180±10%

M24

－

320±10%

M30

－

630±10%

7.3主体复装前的检查

7.3.11000kV级电力变压器不需要吊芯或吊罩检查，但需从油箱人孔进入进行内检；若冲击记录仪有异常情况记录，也需进入油箱进行内检。

7.3.2进入油箱中进行内检时的要求与注意事项

7.3.2.1在打开人孔或视察孔检查器身前，须在孔外部搭建临时防尘罩。

7.3.2.2凡雨、雪、雾、刮风（4级以上）天气和相对湿度60％以上的天气不能进行内检。

7.3.2.3进行内检前，检查压力表并测量绝缘电阻，再按表3规定判断器身是否受潮。

7.3.2.4放油时要从箱盖的阀门或充气接头以0.7m3/min～3m3/min的流量向油箱内吹入干燥空气（露点低于－45℃）。

放油完毕后要以0.2m3/min左右的流量持续向油箱内吹入干燥空气，正常工作30min后（通过压力表观测油箱内压力应小于0.003Mpa），然后打开人孔盖板，进入内部检查。

吹入干燥空气直到内检完毕封盖为止。

（每天工作完毕，主体冲入干燥空气，保持20kPa左右）。

7.3.2.5进入油箱进行内检的人员必须穿清洁的衣服和鞋袜，除所带工具外不得带任何其它金属物件。

所带工具应有标记，并严格执行登记、清点制度，防止遗忘油箱中。

7.3.2.6进行内检的人员必须事先明确要检查的细则，逐项检查。

7.3.2.7所有油箱上打开盖板的地方要有防止灰尘、异物进入油箱的措施。

7.3.2.8器身在空气中暴露的时间要尽量缩短，从器身暴露于空气中开始到开始抽真空，最长时间不得超过8h。

7.3.2.9严禁在油箱内更换灯泡、修理工具。

7.3.2.10内检过程中不得损坏绝缘。

线圈出头线不得任意弯折，须保持原安装位置。

不得在导线支架及引线上攀登。

7.3.2.11对于充氮运输的产品，在氮气没有排净前及含氧量在18%以下时，任何人不得进入油箱

作业。

7.4进入油箱的检查内容

7.4.1拆除变压器主体运输就位用的内部、外部临时支撑件。

7.4.2检查铁心有无移位、变形。

7.4.3检查器身有无移位，定位件、固定装置及压紧垫块是否松动。

7.4.4检查绕组有无移位、松动及绝缘有无损伤、异物。

7.4.5检查引线支撑、夹紧是否牢固，绝缘是否良好，引线有无移位、破损、下沉现象。

检查引线绝缘距离。

7.4.6检查铁心与铁心结构件间的绝缘是否良好（用2500V摇表测量），是否存在多余接地点。

检查铁心、夹件及调柱、静电屏和磁分路接地情况是否良好，测量有无悬浮。

7.4.7检查所有连接的紧固件是否松动。

7.4.8检查开关接触是否良好，单相触头位置是否一致，是否在出厂整定位置。

7.4.9最后清理油箱内部，清除残油、纸屑、污秽杂物等。

7.4.10在进行内检的同时，允许进行出线装置和套管的装配工作。

7.5组件的复装和检查

7.5.1每天装附件时间不大于8h，器身暴露于大气的总安装时间不超过40h。

7.5.2一般组件、部件（如冷却器、储油柜、压力释放阀等）的复装都应在真空注油前完成。

须严格清理所有附件，擦洗干净管口，必要时用合格的油冲洗与变压器直接接触的组件，如冷却器、储油柜、导油管、升高座等，冲洗时不允许