110kV 级及以上电力变压器安装使用说明书 0ZB.469.505
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目 录
1.概论
1.1 适用范围
1.2 产品型号说明
1.3 变压器结构简介
2.运输及起吊
2.1 运输要求
2.2 主体运输
2.3 主体起吊
2.4 主体牵引及起重
3.验收和保管贮存
3.1 到货验收
3.2 附件开箱检查验收
3.3 验收保管与贮存
3.4 绝缘油的管理
4.安装及器身检查
4.1 器身检查前的准备工作
4.2 允许器身检查的条件及注意事项
4.3 器身检查内容
4.4 器身检查时的试验。
5.整体复装及真空注油
5.1 组装前的准备工作
5.2 安装程序流程
5.3 真空及真空注油。
5.4 补充注油及静放
5.5 不进行器身检查的变压器真空注油及补充注油
5.6 其它组件的安装
6.试验前的检查工作和交接试验
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6.1 检验前的检查
6.2 交接试验
7.投入运行前的检查及空载冲击合闸
7.1 运行前的检查
7.2 空载试验
7.3 空载冲击合闸
8.运行与维护
8.1 运行
8.2 维护
8.3 变压器故障分析和排除
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一、 概 论
1.1 适用范围
1.1.1 本说明书仅适用于110～220kV 级浸式变压器(包括无励磁调压和有载调压及自
耦、整流变压器)安装使用方面的技术指导文件。
1.1.2 包括：变压器的铁路、公路、船舶运输要求，现场验收，贮存注意事项，现场
安装工作流程交接试验，投入运行的条件及日常维护，故障判断等方面有关规则规定。
1.1.3 在使用说明书时，应结合变压器具体结构，参照有关使用说明书中条款技术要
求进行施工，如有疑问请与制造厂联系以便妥善处理。
1.2 产品型号说明
1.2.1 油浸式电力变压器型号说明
S F S Z □ - □ / □
电压等级（kV）
额定容量 (kVA)
性能水平代号
调压方式：有表示有载调压，无表示是无励磁调压
绕组数：有表示三绕组，无表示双绕组
冷却方式：有表示风冷，无表示自冷
三相变压器
1.2.2 耐高温液浸式电力变压器型号说明
S F S R N Z - □ / □
电压等级（kV）
额定容量 (kVA)
调压方式：有表示有载调压，无表示是无励磁调压
“耐”高温（指绝缘温度等级F 级）
绝缘（冷却）介质为难“燃”油
绕组数：有表示三绕组，无表示双绕组
冷却方式：有表示风冷，无表示自冷
三相变压器
1.3 变压器结构简介
1.3.1 铁心
铁心材料选用优质高磁导冷轧取向硅钢片，全斜接缝，步进式三级接缝，无孔绑扎，
板式夹件结构。
1.3.2 线圈
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线圈材料采用优质无氧铜材料制造的扁线，低压线圈采用连续式或螺旋式结构；高压
线圈采用连续式或纠结连续式结构，首末段加强绝缘，线圈采用不浸漆，经过干燥处理、
整体套装形成一个有机整体。
1.3.3 器身绝缘
铁心窗口内线圈上端增设整体压板及50mm 分体附压板，下端增设75mm 层压木托板，
不但加强了主绝缘强度，而且提高了线圈轴向的动稳定性。
1.3.4 引线
高压引线，有载调压时采用优质的有载调压分接开关，无励磁调压采用三只单相无励
磁分接开关。
1.3.5 油箱
变压器采用钟罩式油箱和可拆卸式片式散热器。
二、 运输及起吊
2.1 运输要求
2.1.1 带油运输的变压器应充入合格的变压器绝缘油，油面高度离油箱顶约150 ㎜左
右为宜，并检查有无渗漏现象。
2.1.2 充氮运输的变压器，应充入纯度大于99%，露点不高于-30℃的纯氮气，并应在
油箱顶上装置充氮设备和压力表，保持油箱内正压力的1.96～2.94×104pa 之间。
2.1.3 运输装车，固定须按照有关运输部门规则执行。
2.1.4 运输时，须装置冲击记录仪。
2.1.5 凡带有载有关运输的必须将油放至离开关箱顶150 ㎜以下。
2.2 主体运输
2.2.1 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：长轴方向不
大于15°；短轴方向不大于10°。
2.2.2 严禁溜放冲击，运输加速度限制在：纵向加速度不大于0.5g，横向加速度不大
于0.3g。
2.2.3 在一级公路面上不超过15km/h；在二级公路面上不超过10km/h。
2.3 主体起吊
2.3.1 起吊设备、吊具及装卸地点地基，必须能承受变压器起吊重量 (即运输重量)。
2.3.2 吊索与垂直夹角不大于30°。
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2.4 主体牵引及起重
2.4.1 主体牵引着力点须牵挂在下节油箱上专用拉板孔上，不允许牵挂在联管等不能
受力的组件部位上。
2.4.2 在轨道上使用小车或滚杠牵引速度不超过100m/h。
2.4.3 大斜坡上装卸主体，斜坡角度不大于10°，斜坡长度不少于10m，并有防滑措
施。
2.4.4 使用千斤顶时，千斤顶尖同时放在起重专用支架下，升起和降落时，须保持同
步进行，且速度相等，并且防止千斤顶打滑。
三、验收和保管贮存
3.1 到货验收
3.1.1 按订货合同验收产品 、铭牌、附件、备件。
3.1.2 检查主体及附件在运输车上无移位，碰撞现象，并作好记录，若发现问题，应
立即与制造厂和运输部门联系，便共同查明原因，妥善处理。
3.1.3 带油运输的变压器检查有无渗漏油及油面高度，并作记录。
3.1.4 充氮运输的变压器检查氮气压力是否保持正压力，并作记录。
3.1.5 检查附件包装箱有无破损、丢失现象，若有问题，须作好记录，并与制造厂联
系，查对损坏、丢失情况，以便妥善处理。
3.1.6 按产品装箱单一览表查对到货箱数是否相符合，有无漏发、发错现象，若有问
题应立即与制造厂联系，以便妥善处理。
3.2 附件开箱检查验收。
3.2.1 容量在90000kVA 以上变压器，有必要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。
3.2.2 按各分箱装箱清单，查对箱内零件、部件、组件是否与装箱相符合，检查有无
损坏、漏装现象，并作好记录。
3.2.3 查对出厂文件及技术资料，合格证书是否齐全。
3.3 验收保管与贮存
3.3.1 经开箱检查，查对无缺验收后，须详细记录签收。
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3.3.2 经开箱检查的零件、部件、组件应按其性能特点进行保管，必须有能防止雨、
水、雪、腐蚀性气体直接侵入的措施。
3.3.3 仪器仪表及带有电气元件(如操动箱、总控箱等)的组件，须放置在通风干燥的
地方存放，并有防潮措施。
3.3.4 带油运输的变压器到达现场2 个月不进行安装，须装上储油柜(包括有载调压开
关油沈)，注入合格的绝缘油至储油柜相应温度的油面高度，并在储油柜上装置呼吸器。
3.3.5 充氮运输的变压器一个月内不进行安装，须排出氮气，注入合格的绝缘油。
3.3.6 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。
3.3.7 以上所述，在存放期间，须三个月检查一次，有无锈蚀、渗漏油等现象，在六
个月取一次油样进行试验，并作好记录。
3.4 绝缘油的管理
3.4.1 在绝缘油过滤注入油罐时，须防止混入杂质和空气污染及潮气、雨水、严禁在
雨天进行倒罐过滤油。
3.4.2 装油容器必须严格清洗干净，并检查容器密封情况，不密封容器，必须装有干
燥呼吸器。
3.4.3 注入变压器内的绝缘油，须达到以下指标：
电压等级
(kV)
击穿电压
(kV/2.5 ㎜)
介质损失角90
℃时(%)
微水含量
(ppm)
含气量
(%)
110 40 1 ≤20
220 40 0 ≤15
3.4.4 其它性能指标符合GB/T2536-1990《运用中变压器油质量标准》。
3.4.5 一般情况应尽量使用制造厂提供的绝缘油，如需补充其它来源的油，须符合混
油要求，并经有关单位试验，确定混油的可能性，否则严禁混合使用。
四、安装及器身检查
4.1 器身检查前的准备工作
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4.1.1 按3.4 项，过滤好足够的绝缘油。
4.1.2 由于运输中产生问题需全面检查及发现故障时，须吊除上节油箱，进行器身检
查，但也可以不吊上节油箱，从人孔或观察孔进行器身检查。
4.1.3 对于船舶运输的变压器，一般须进行器身检查。
4.1.4 充氮运输的变压器，必须把氮气排除干净后，进行器身检查(排氮时应注意人身
安全，以免千造成窒息)。
4.1.5 带油运输的变压器，排油时，进入油箱内的空气必须经过干燥处理(利用干燥空
气发生器，如硅胶罐，其露点不大于-30℃)。
4.1.6 起吊上节油箱时，如果是单相无励磁调压开关应先拆除其操动杆，并记好相序，
以便安装，如果是三相无励磁开关按说明书操作，有载调压变压器按总装配图工艺要求及
开关使用说明书，拆除钟罩式开关上部法兰及切换有关部分芯子，详见有载调压开关使用
说明书。
4.1.7 装在变压器身上的套管式电流互感器，须拆除与油箱上接线盒连接引线，并作
好志，以便复装。
4.1.8 准备好起吊设备、真空装置、滤油机、安全灯、工具、材料等，及器身检查时，
需要工具和人员分工等。
4.1.9 起吊上节油箱必须保持平衡起吊。
4.2 允许器身检查的条件及注意事项
4.2.1 在室外进行检查时，应有防尘措施。不允许在阴雨、下雪、风沙天气中进行。
4.2.2 器身检查用工具必须擦洗干净，并专人登记工具使用情况，进入油箱的衣物、
鞋等必须清理干净，保证无异物掉入油箱内。
4.2.3 器身检查时，环境温度不低于5℃，器身温度须高于环境温度，有条件时提高器
身温度高于环境10～15℃温度。
4.2.4 阴天进箱检查器身时，应连续给油箱内吹进经加热的干燥空气。
4.2.5 器身在空气中暴露时间，从开始放油或排出氮气开始计时，按下述执行：
a.相对湿度不大于65%，不超过14h；
b.相对湿度不大于75%时，不超过10h；
c.当器身温度高于空气温度时，可延长2h。
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4.2.6 器身检查用梯子及尖角物，不得搭在引线、导线夹及绝缘件上，并不得在导线
支架及引线上攀登。
4.2.7 线圈引出线不得任意弯折，须保持原安装位置。
4.2.8 严禁在油箱内更换灯泡，修理检查用工具。
4.3 器身检查内容
4.3.1 检查铁芯有无移位，变形及铁芯夹紧螺栓、拉板是否松动。
4.3.2 检查器身有无移位，定位螺钉是否松动。
4.3.3 检查线圈有无移位，松动及绝缘有无损伤、层间有无异物和轴向压钉是否公动。
4.3.4 检查引线有无损伤，变形及绝缘包扎是否松散、损伤、引线位置是否正确和根
部锥度绝缘是否良好及绝缘距离是否正确。
4.3.5 拆除引线用临时支架或临时加固装置。
4.3.6 检查铁芯、夹件、金属压板及旁轭屏蔽板接地情况是否良好。
4.3.7 检查所有坚固件、压钉及胶木锁紧螺母和支架夹紧螺栓是否紧固。
4.3.8 检查开关触头是否良好，三相触头位置是否一致，是否在出厂整定位置。
4.3.9 检查油箱内及箱壁屏蔽装置，有无毛刺、尖角、杂物、污物等与变压器有关的
异物，并擦洗干净。
4.4 器身检查时的试验
4.4.1 测量铁芯是否一点接地(铁芯接地是用电缆通过套管引至油箱外接地)。
4.4.2 测量穿芯螺杆对铁芯、夹件绝缘电阻(无穿芯螺杆时不必进行)。
4.4.3 测量有载调压开关动作程序(按有载调压开关使用说明书进行)。
4.4.4 测量旁轭屏蔽板有无悬浮及接地情况。
4.5 在器身检查放完油后，应先装上由于运输超限拆卸的下节油箱上所有阀门，及真
空和真空注油时，需封闭的法兰阀门，以便下一步的真空注油和组件复装工作。
五、整体复装及真空注油
5.1 组装前的准备工作
5.1.1 须严格清理所有附件，擦洗干净，并用合格的油冲洗与变压器油直接接触的组
件及冲洗冷却器(散热器)，储油柜，导油管、升高座等，冲洗时，不允许在管路中加金属
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网，以免带入油箱内。
5.1.2 按有关要求和标准进行附件的密封性能试验，如不符合要求，应予处理或更换。
5.1.3 检查各连接法兰口是否清洁及密封衬垫是否完整光洁。
5.1.4 测量套管式电流互感器绝缘电阻，变比及极性是否与铭牌及技术文件相符合。
5.1.5 参照电容式套管说明书，测量套管性能指标。
5.1.6 参照温度控制器使用说明书，整定温度限值。
5.1.7 参照气体继电器使用说明书，确定信号，跳闸整定值。
5.1.8 参照释压器使用说明书，检查动作接点和复位情况。
5.1.9 参照储油柜使用说明书，检查油位。
5.1.10 上述准备工作可在器身检查前进行，以便能及时安装整体。
5.2 安装程序流程
根据安装现场实际情况，编排以下流程，如无特殊情况应按以下流程表顺序进行整体
复装、安装时各法兰接口，应均匀受力。
5.2.1 整体复装流程表：
序号 流程 工作内容
1 分接开关操动杆
利用套管安装孔，观察操动杆是否正确进入安装位置检查三
相指示位置是否一致（检查合格后方可操动）装上定位螺钉
及防雨罩
2
升高座（套管式
电流互感器）
按照总装图对应位置标号，方向及相序安装。并预先盘好变
压器线圈引线，以便安装套管。
3 导油管路
查总装图和导油管编号安装，不得随意更换，同时装上导油
管用闸阀和密封端法兰口。
4 储油柜
参照储油柜安装使用说明书，安装指针式油位计及联管和隔
腊袋，吸湿器及联管。
按变压器外形图尺寸及基础要求是否已有倾斜规定，如无此
规定，应把储油柜垫高，使其油箱到储油柜端联管有1～1.5%
的倾斜度。
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5 套管
参照套管使用说明书有关规定进行吊装，引线根部和接线柱
根部不得硬拉、扭曲、打折、110kV 级以上引线根部锥度绝
缘，必须进入均压球内。
6 冷却器
强油循环冷却的变压器若带有框架结构，应先把框架与本体
导油管连接起来，并固定好，然后按编号吊装冷却器，同时
安装油流继电器和拉螺杆。油浸自冷或风冷却变压器，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，并不得采用硬力安装以
免拉伤散热器，造成渗漏油。
用户自行配制冷却器管路时，不得串联安装，并尽可能靠近
变压器本体（不宜超过3m），以确保冷却效率。
7 净油器
参照净油器安装使用说明书进行安装并按说明中加油方法给
净油器加油，静放及排污。
此时净油器上下联管蝶阀应关闭（净油器不带真空）。
8 小联管
升高座带有小联管的，应通过小联管接通升高座与瓦斯继电
器联管。
装有载调压开关的变压器，应把高压开关油箱上抽注油管引
至下节油箱处，边管端口应装置阀门。
带有集气盒的储油柜，应把放气管路引到下面，并应装有阀
门，同时安装储油注油管路。
5.2.2 凡用户自行配制的管路，或在现场重新割、焊的管路都应擦洗干净，并用合格
的绝缘油冲洗。
5.2.3 其它附件安装参照出厂文件中的拆卸明细一览表。
5.3 真空及真空注油
5.3.1 按上述第四、五项规定，当日能完成器身检查和整体复装的变压器应在整体复
装完成全，立即进行真空及真空注油。
5.3.2 按上述第四、五项规定，当日不能完成器身检查和整体复装的变压器应及时注
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入合格的绝缘油，待第二日放出油后继续进行第四、五项工作或整体复装完成后，进行抽
真空及真空注油。
5.3.3 带有载调压开关的变压器，应随变压器同时放出调压开关内绝缘油，并用U 型
管在专设位置上连通开关油箱和变压器油箱以便开关油箱同时带入真空，并同时接好有载
调压开关注油管，以便同主体同时真空注油。
5.3.4 关闭储油柜、净油器，有载调压开关油枕蝶阀，其它阀门处开启位置。
5.3.5 在油箱顶部φ50 蝶阀处或在气体继电器联管法兰处，装置抽真空管路和真空表
计，接至抽真空设备。
5.3.6 在下节油箱φ80 闸阀处装置注油管路，通过滤油机接至油罐。
5.3.7 启动真空泵开始抽真空，应均匀提高真空度。按下表真空度维护真空时间。
电压等级kV 容量kVA 真空度（mmHg）pa 持续真空时间h
110 16000 及以上 （380）5.07×104 2
110 20000 及以上 （600）8×104 2
220 31500 及以上 （759）1.01×104 4
5.3.8 真空注油，在真空状态下注入合格的绝缘油，持续真空按上表±5%，注意油箱
的油须加温到50～60℃为宜，注油速度4t/h，注油时绝缘电阻不应有明显下降，否则应放
慢进油速度。
5.3.9 注油至离箱盖约100mm 时，停止注油，维护真空不少于5h，220kV90MVA 以上10h，
同时，给有载调压开关油箱注入合格的绝缘油，然后，即可解除真空拆除抽真空管路及装
置。
5.4 补充注油及静放
5.4.1 在油箱顶φ50 蝶阀处，装置补充注油管（因补充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和减少滤油机静压力）。
5.4.2 安装气体继电器时打开储油柜、净油器及其它应投入运行的闸阀、蝶阀、并检
查阀门处于开启状态后定位。
5.4.3 拆除有载开关油箱与变压器油箱连通用U 型管，并密封好此处法兰。
5.4.4 补充注油，同时按油面上升高度逐步打开升高座、导油管，冷却器集油盒（散
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热器），储油柜等最高位置放气塞，进行排气，出油后即旋紧放气塞。
5.4.5 注油至储油柜相应温度的油表高度，（储油柜排气，参照储油柜使用说明书）。
同时，给有载调压开关油枕注油到相应温度的油位高度。
5.4.6 整体密封性试验压力不大于3.92×104Pa 或竖立1.5～2m 油柱，检查油箱有无渗
漏油现象。
5.4.7 静放时间，从补充注油结束后算起，不得少与24h，在这期，应多次放气。
5.5 不进行器身检查的变压器真空注油及补充注油
5.5.1 不进行器身检查的变压器，应根据运输情况和制造厂有关规定与制造厂联系后
方可采取。
5.5.2 充氮运输的变压器，须按第5.3 与5.4 条款，进行真空和真空注油、补油。
5.5.3 带油运输变压器，须放出油后，按第5.3 条款真空度可降低20％，按第5.4 条
款补充注油。
5.6 其它组件的安装
5.6.1 按出厂文件中《二次控制接线图》设置控制回路。
5.6.2 强油风冷却变压器，按出厂文件中《风机控制接线图》连接控制回路。并逐台
启动风扇电机或潜油泵，检查风扇电机吹风方向及潜油泵油流方向，油流继电器指针动作
灵敏，迅速则认为正常，如油流继电器不动或出现抖动反映迟钝，则认为潜油泵相序接反，
应给予调整。
5.6.3 给温度计座内注入绝缘油后，安装温度控制器。
5.6.4 安装有载调压开关水平轴和垂直轴，按有载调压开关使用说明书，调整正反圈
数和限位性能是否灵敏，同时连接远程显示装置。
六、试验前的检查工作和交接试验
6.1 检验前的检查
6.1.1 检查分接开关位置是否准确，三相是否一致，带有载调压开关变压器应检查快
速机构，操动箱及远程显示器，动作数据是否一致。
6.1.2 检查变压器外部空间绝缘距离，应不小于下表规定。
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空气绝缘距离（单位：mm）
电压等级（kV） 3-6 10 15 35 40 60 110 220
≤套管 1 80 110 150 300 390 570 840 1800
之间 1-2.5 95 130 180 350 460 680 990 2080
套管≤1 80 110 150 315 410 590 880 1920
对地
海拔
高度
(km)
1-2.5 95 130 180 370 480 700 1050 2210
6.1.3 检查储油柜的油面高度，有无假油位。
6.1.4 检查接地系统是否可靠正确，如：电容式套管末屏，自藕变压器公共中性点，
有载调压开关中性点。
6.1.5 检查铁芯接地，必须保证一点接地，不能形成回路。
6.1.6 检查油箱是否可靠接地。
6.1.7 检查应投入运行组件阀门，是否呈开启位置，（事故放油阀除外），须再次排气
（如气体继电器，升高座等）。
6.2 交接试验
6.2.1 测量各侧线圈绝缘电阻不少于出厂值的85％。
6.2.2 测量吸收比R60/R15。试验数据可参照下表进行：
工作电压级次 R60/R15
60kV 及以下 >1.2
110kV 及以上 ≥1.3
6.2.3 测量线圈的介质损失角tgδ。试验数据可参照下表进行：
工作电压级次 tgδ（20℃）
60kV 及以下 <2%、
110kV 及以上 <1.5%、
tgδ测量时当温度不是20℃时，可按下表折算到20℃：
测量温度（℃） 10 15 20 25 30 35 40
系数 0.75 0.85 1 1.15 1.3 1.5 1.7
6.2.4 测量各侧线圈的直流电阻，并与出厂值比较。
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6.2.5 测量各分接位置的变压比。
6.2.6 从油箱底部取样装置处，取油样进行试验，应符合第3.4.3 条款。
七、投入运行前的检查及空载冲击合闸
7.1 运行前的检查
7.1.1 检查变压器电源侧中性点是否已可靠接地（冲击时应直接接地）。
7.1.2 检查各保护装置和断路器整定值和同步灵敏度是否良好。
7.1.3 检查继电保护，如气体继电器、温度计、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。
7.1.4 检查套管式电流互感器不带负荷的是否已短接，不允许开路运行。
7.1.5 强油循环冷却器，检查控制系统自动投入和退出是否可靠。
7.1.6 检查储油柜呼吸器是否畅通。
7.1.7 重复6.1 项的检查工作。
7.1.8 查对保护装置整定值，系统电压不稳定时，适当调整保护系统整定值，以便有
效的保护变压器。
7.1.9 空载冲击合闸时，气体继电器信号接点，须并入重瓦斯动作接点上，（即电源跳
闸回路上）。
7.2 空载试验
7.2.1 在上述检查及试验项目符合要求时，方可进行下列试验。
7.2.2 变压器应由电源侧接入电压，因电源侧装有保护装置，以便在非正常下切断电
源。
7.2.3 将过流保护时间限值，整定到瞬时。
7.2.4 变压器接入电压后，由零徐徐上升至定额电压，保持20min，测量空载损耗和空
载电流与出厂值比较。
7.3 空载冲击合闸
7.3.1 检查变压器中性点是否已可靠接地（应直接接地）。
7.3.2 母线保护断路器合闸时，三相同步时差不应大于0.01S。
7.3.3 冲击合闸电压为系统额定电压，合闸次数最多为5 次。
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在冲击时，如果电压值有一次达到最高工作电压值时，可不再进行冲击合闸试验，视为合
格。
7.3.4 如果具备条件有必要进行耐压试验时，试验电压值为出厂值的85%。
7.3.5 试验结束后，将气体继电器在信号接点，接回报警回路，调整过流保护限值 。
7.3.6 运行前，应把冷却系统开启后，待运转正常后，再投入运行。
八、运行与维护
8.1 运行
8.1.1 在试运行阶段，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。
8.1.2 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，冷却器，备用冷却器应能自动投入和切除。
8.1.3 经试运行无异常现象发生，则认为变压器已正式投入运行。
8.1.4 变压器运行，参照水电部《变压器运行规程》。
8.2 维护
8.2.1 新投入运行的变压器在第一个月内，不少于5 次取样进行试验，如耐压值下降
快应进行过滤，如下降到35kV/2.5mm 时，应停止运行如发现油内有碳化物时必须进行吊罩
检查。
8.2.2 强迫油循环的冷却器，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℃，允许上升到75℃但最长运行时间不得超过
1h。
如果仅风扇停止运行，潜油泵继续工作，允许按油面温度控制时间。
8.2.3 测量铁芯接地电流，反映铁芯接地情况，注意避免瞬间开路。
8.2.4 在载调压开关，每三个月取一次油样试验，必要时应过滤油或更换，并记录操
作次数。
8.2.5 检查净油器，吸湿器内硅胶，受潮率达60%时，应更换。
8.2.6 定期检查风扇电机，潜油泵运转是否正常，如果有扫堂现象应立即退出运行，
进行检查或更换。
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8.2.7 水冷却器油压应大于水压4.9×104 pa ,并查看水内有无油迹。
8.2.8 测量绝缘油电气强度、介损（tgδ），含水量、酸值与原始记录比较，如果油击
穿电压低于35kV/2.5mm，介损（tgδ）值超出原始记录的130%，含水量大于30ppm，酸值
大于0.4KOH/g，应更换绝缘油，并检查其原因。
8.2.9 检查继电器保护（气体继电器、压力释放阀等）和差动保护接点回路，接线是
否松动、牢靠、接线端予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油情况。
日常维护时如发现以上问题时，应立即修复或通知制造厂协助修复，并作好记录。
8.3 变压器故障分析和排除
8.3.1 如果气体继电器报警，应速查明原因，收集气体分析。
8.3.2 绝缘油如果出现8.2.8 条现象，应立即采取处理措施。
8.3.3 变压器绝缘特性与原始记录比较超出6.2 条款时应进行分析检查或进行干燥处
理。
8.3.4 变压器运行发生下列情况时，应立停止运行，进行器身检查。
变压器油温升超出允许限值时；
因大量漏油，油面急剧下降不能处理时；
变压器内部声音不正常，不均匀，有爆裂声时；
在正常冷却，正常负荷下，油温不正常上升时；
压力释放阀，储油柜，开关防爆膜破裂喷油时；
油色变化严重，油内出现碳质时；
套管严重损坏，有放电时。
色谱分析，有可燃性气体，总烃增长速率快时。
8.3.5 出现上述情况时，测量激磁电流判断线圈或铁芯，是否局部短路或环流，并应
进行器身检查。

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