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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__GBJ__148-1990

发布时间：2011/1/15 阅读次数：11398 字体大小: 【小】【中】【大】

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第八节热油循环、补油和静置

第2.8.1条

一、规定“500kV变压器、电抗器真空注油后必须进行热油循环”。因为500kV设备的器身作业时间较长，为彻底清除潮气和残留气体，国内外都要求注油后进行热油循环。

二、关于热油循环的时间及油温的规定，某厂开始生产一台500kV变压器时规定热油循环时间为100h，但后来又在某500kV变压器的使用说明书中规定为：1)36h；2)3×变压器总油量/通过滤油机每小时油量(小时)；华中、华北、华东地区500kV工程施工及验收规范中规定为48h，但要求油箱内油温在50℃，滤油机出口油温为60℃，若温度达不到要求，可延长循环时间。某水电工程中，净油设备出口温度为60℃，器身内油温为50℃，热油循环时间为72h。有些单位反映，油温很难达到50℃，故规定：“净油设备的出口温度不应低于50℃，油箱内温度不低于40℃”，“热油循环时间不得少于48h”。同时循环后的油应达到下列标准：

击穿电压≥60kV/2.5mm;

微水量≤10ppm(体积比)；

含气量≤1%；

tgδ≤0.5%(90℃)。

第2.8.2条 冷却器内的油，应与油箱主体内的油同时进行热油循环，这样可使变压器、电抗器内的油都经过处理，尤其是冷却器中的残余气体。但为了维持油箱内的温度，可将潜油泵和阀门间断地开闭。

第2.8.3条 通过净油机注油时，难免要带入空气，补充油如从下部油阀进油，空气可能停留于器身上而使该处绝缘强度下降，所以本条规定应通过储油柜上专用油阀加注补充油，防止产生上述缺点。同时对排除空气予以提醒，否则易造成假油位和引起轻瓦斯动作。

第2.8.4条 对于高压电力变压器、电抗器，在现场检查安装后，虽经真空脱气注油，但在变压器绝缘油中还可能残留极少量能使油中产生电晕的气泡。这种气泡主要有两种：①残留在油浸纸内的气泡；②残留在部分油中的气泡。这两种气泡均可在油中溶解而消失。但前者较后者难于溶解，气泡消失的时间较长。

一般浸过油的变压器，即使将油抽出去，由于毛细管现象，已浸入绝缘物中的油仍可保存在绝缘物中，以后再注油时不会再出现此类气泡。但充气运输的变压器、电抗器，由于安装注油前有较长时间不浸油，且在运输过程中由于振动而把原浸入绝缘物中的油淅离出来，或经过干燥处理的变压器、电抗器，在最初浸油时，都容易出现残留在绝缘物中的气泡。而残留在绝缘油中的气泡在每次注油时其概率都大体相同，且这种气泡在油中较容易溶解。因此，为了溶解这些残留气泡就需要有一定静置时间。

要准确地确定静置时间是十分困难的。首先，要知道气泡残留在什么部位，气泡的体积及形状如何；其次要知道气泡周围的境膜厚度，以便确定气泡的溶解速度。实际上各国都是根据各制造厂多年的生产经验确定标准。

美国国家标准规定：电压在287kV及以下者至少静置12h；电压在345kV及以上者，至少静置24h。

日本规定：

120kV及以下，24h以上；

140kV，36h以上；

170kV，42h以上；

220kV，48h以上；

500kV，72h以上。

参照日本的标准，结合我国已安装的500kV变压器、电抗器的经验，在本规范中作出规定：500kV不少于72h；220kV、330kV不少于48h；110kV及以下不少于24h。

第2.8.5条 变压器、电抗器注油静置后，油箱内残留气体以及绝缘油中的气泡不能立即全部逸出，往往逐渐积聚于各附件的高处，所以须进行多次放气，并应启动潜油泵以便加速将冷却装置中的残留空气驱出。

第2.8.6条 具有胶囊或隔膜的储油柜的变压器，其注油、排气和油表加油等操作顺序要求与普通变压器不同，制造厂均有规定，注油时必须排尽储油柜及油表内的残存空气。不少单位由于未掌握注油方法，都曾发生过变压器跑油或假油位现象，故本条作了规定。

第九节整体密封检查

第2.9.1条 密封检查主要是考核油箱及附件渗漏油情况，故规定“应在储油柜上用气压或油压进行整体密封试验”。据了解，现在在现场作密封检查时基本上都是在储油柜上进行。

近年来制造厂的密封结构都采用压力释放装置，而压力释放装置的动作压力为0.05MPa，作密封试验时，不应超过释放装置的动作压力，否则应装临时闭锁压板，增加油和空气接触时间。在北京进行初稿讨论会时决定压力定为0.03MPa，不分是否密封结构。《三相油浸式电力变压器技术参数和要求》(GB6451.1—86)中规定“变压器油箱及储油柜应承受0.5标准大气压1标准大气压=1.013250×10⁵Pa的密封试验”，故压力应从箱盖算起，若在储油柜加压，应减去储油柜油面到油箱顶盖的油压，才是真正作试验的压力。

日本各厂规定的试验压力一般为0.02～0.035MPa。

试验持续时间均按24h即经过一昼夜温度变化检查其渗漏情况。

一些单位反映，密封试验效果不大，对1600kVA容量以下整体到货的变压器可不作试验，据了解对小型变压器现场也未作密封试验。故本条文增加“对整体运输的变压器可不进行此项试验”。

第十节工程交接验收

第2.10.1条

一、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，故规定带一定负荷，按系统情况可供给的最大负荷。

二、带一定负荷，并应连续24h后，即可认为试运行结束，可移交生产。条文中强调连续运行。

三、一些工厂企业变电站完工后，而其他生产用电工程尚未完工，无负荷可带，故提出空载运行24h也可交工。但变压器不经带负荷24h考核就移交生产，是不合适的。有此情况甲乙双方研究是否空载24h作为中间验收等其他办法来解决。

第2.10.2条

一、大型变压器的铁芯和夹件都经过套管引出接地，故规定铁芯和夹件的接地套管应予接地。以往工程中有过接地引下线不符合设计要求或接地焊接不牢而出现变压器损坏事故，故强调接地引下线及其与主接地网的连接应满足设计要求，接地应可靠。

二、为了尽量放出残留空气，强迫油循环的变压器、电抗器应起动全部冷却装置，进行循环，华中、东北、华北、华东地区500kV变压器都规定循环时间4h以上。

第2.10.3条

一、有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，故应引起十分注意。

二、为了避免发电机承受冲击电流，以从高压侧冲击合闸为宜。变压器中如三绕组500/220/35～60kV的中压侧过电压较高，也不强行非从高压侧冲击合闸，故规定冲击合闸时宜由高压侧投入。

三、对发电机变压器组结线的变压器，当发电机与变压器间无操作断开点时，可以不作全电压冲击合闸。

对此问题，有的认为所有变压器均应从高压侧作五次全电压冲击合闸，以考核变压器是否能经受得住冲击，因曾有过冲击时变压器被损坏的情况；另外多数单位认为，发电机变压器单元接线组中的变压器，不需要从高压侧进行五次全电压冲击合闸试验，因为这种单元结线一般都是大型发电机组，运行中无变压器高压侧空载合闸的运行方式，而变压器与发电机之间为封闭母线连接，无操作断开点，为了进行冲击合闸试验，须对分相封闭母线进行几次拆装，将消费很大的人力、物力及投产前的宝贵时间。变压器冲击合闸，主要是考验冲击合闸时变压器产生的励磁涌流对继电保护的影响，并不是为了考核变压器的绝缘性能。经多次会议讨论后规定可不作全电压冲击合闸试验。

四、变压器、电抗器第一次全电压带电必须对各部进行检查，如声音是否正常、各联接处有无放电等异常情况，故规定第一次受电后持续时间应不少于10min。

5次是原规范经代表讨论确定的，并已执行多年。

第2.10.4条 进行交接验收时，应同时移交技术文件，这是新设备的原始档案资料和运行及检修时的依据。移交的资料应正确齐全。

第三章互感器

第一节一般规定

第3.1.1条 35kV及以上互感器目前多数采用油浸瓷套式结构，体型较高，因此制造厂对其搬运、保管提出了具体要求。例如制造厂规定瓷套式互感器的运输倾斜度不得大于15°；互感器的结构一般都按直立安装考虑，故运输时应直立运输，否则将造成内部损坏、渗漏。但330kV和500kV电流互感器由于器身太高，无法直立运输，现都卧倒运输，故规定互感器的运输和放置应按产品的技术要求进行。

第3.1.2条 互感器整体起吊时，由于重量较重，利用瓷套或瓷套顶帽起吊，将使其受损伤，故须注意起吊部位，不得碰伤瓷套。

第3.1.3条 设备到达现场后，及时进行检查，以便发现问题及时处理，为安装工作顺利进行创造条件。本条根据不同形式的互感器，提出了各自的检查内容和要求。对于卧倒运输的互感器，到现场不能及时安装而需卧倒保管一段时间，怎样抓紧检查油面及渗漏情况应引起注意。曾发现进口的500kV电流互感器卧放保管时间较长，直到安装吊直后，才发现一台油标无油；另一台由于运输不慎顶部散热片碰伤而渗漏油也看不见油面。由于是密封结构，不知油面是否在绝缘以下，故尚需判断内部是否受潮，花了大量的试验费，并带来很多困难工作。

第二节器身检查

第3.2.1条

一、有关互感器吊芯检查问题，根据各有关单位的反映，在许多工程中，有的曾进行过吊芯检查，但均未发现问题，因此后来不再吊芯检查；有的施工单位认为互感器结构较简单，无必要吊芯，通过试验有怀疑时再吊芯检查；而且无论安装前是否吊芯检查的互感器投产后均未发生过问题；制造厂也认为互感器制造工艺较好，而现场的条件差，吊芯检查反而对绝缘不利，密封也不易达到要求，所以希望现场不要吊芯检查。对于500kV电流互感器，环境条件要求高，厂家均在防尘间进行，又为密封结构，不应在现场进行检查，若有问题应通知制造厂，在制造厂的参与或指导下进行吊芯检查。以往有的单位曾发生过互感器爆炸事故，但经过分析，都是因为顶盖密封不良，进水所致。

二、若需要进行器身检查时，本条规定了其检查项目及要求。制造厂为查清原因，还可能进行其他的检查和测试，故应遵照制造厂的规定。

第3.2.2条互感器在现场进行器身检查时，为防止绝缘受潮，对周围空气的相对湿度及在其相对湿度下器身的露空时间应遵守本规范第2.4.2条的规定。

第3.2.3条 为了提高互感器的绝缘水平，110kV及以上的互感器应采用真空注油，有关真空注油的工艺，应按产品规定进行。其残压值按原水电部防事故措施的规定。

第三节安装

第3.3.1条 瓷套式互感器多数利用瓷套帽中的耐油隔膜与外界空气隔绝，隔膜随温度的变化而伸缩。因此，在安装前需拆开顶盖检查油膜是否破损。以往发现互感器顶盖渗水情况较多，若隔膜破裂，水将直接进入油箱内。而互感器进水又往往是由于顶盖螺栓未拧紧或隔膜安放位置不妥所致，故须予以检查。现在有的制造厂，在产品出厂时将其封好，不允许打开，则安装时应注意保持铅封完好，不要打开检查以免损坏。

第3.3.2条 由于互感器的型式、规格不同，布置也不全相同，所以对安装水平误差不能作出具体规定，但对于油浸式互感器，其安装面应水平，对于同一种型式，同一种电压等级的互感器，当并列安装时，要求在同一水平面上，极性方向应一致，做到整齐美观。

第3.3.3条 大型机组采用母线贯穿式互感器较多，对其安装要求作出了规定。

第3.3.4条 吸湿器出厂时，有时与本体分装发运，曾发现有些单位安装前未进行检查，有的不注意油封，致使呼吸器不起呼吸防潮作用，应引起注意。

第3.3.5条 有的制造厂在产品出厂时，加装了临时密封垫片，以往曾发现未将此垫片去掉，呼吸孔起不到呼吸防潮作用，故特别提出，以引起注意。

第3.3.6条 电容式电压互感器由于现场调试困难，制造厂出厂时均已成套调试好后编号发运，现场施工时如不注意将非同一套组件混装，将造成频率特性等不配合。也曾多次发生由于制造厂发货错误，各组件的编号不一致而退回制造厂的情况，故安装时须仔细核对成套设备的编号，按套组装不得错装。

各组件联接处的接触面，除去氧化层之后应涂以电力复合脂。因为电力复合脂与中性凡士林相比较，具有滴点高(200℃以上)、不流淌、耐潮湿、抗氧化、理化性能稳定、能长期稳定地保持低接触电阻等优点，故规定用电力复合脂取代中性凡士林。

第3.3.7条 220kV及以上电容式电压互感器及330kV以上电流互感器，其顶部大都装有均压环，使电压分布均匀，均压环安装方向有规定，须予以注意。有的互感器具有保护间隙，安装时应按产品技术要求将保护间隙距离调整合适。否则保护间隙起不了应有的作用。

第3.3.8条 零序电流互感器的安装，除应按设计要求与导磁体或其它无关的带电体保持一定距离外，尚应注意不应使构架或其它导磁体与互感器铁芯直接接触或与其构成分磁回路。

第3.3.9条 本条对各种不同型式的互感器应接地之处都作了规定。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，故应按制造厂的规定进行接地；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。

第3.3.10条 互感器安装时，一般情况下无需补油，对是否需要补油以及补油时应注意什么事项，制造厂均有规定，应按制造厂的规定进行。

第3.3.11条 防爆膜在运输过程中，有可能由于振动、摇晃而损坏，故在出厂时有的加了一个保护罩或加装临时支撑，故现场安装时必须将临时支撑或保护罩拆除，否则防爆膜起不到防爆保护作用，应予以注意。

第四节工程交接验收

第3.4.1条、第3.4.2条 竣工交接时，对设备的外观应进行检查，应符合要求。并应移交所有技术文件，这是新设备的原始档案资料和运行及检修时的依据，移交的资料应正确齐全，其试验报告应包括绝绝油的化验报告和设备的调整试验记录。

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