1、自耦变压器使用手册目 录第一章 总则 .1第二章 牵引变压器简介 .1一自耦变压器简介.1第三章 变压器交接试验 .23.1 试验标准23.2 变压器试验项目及要求2第四章 变压器投入运行前的检查 .54.1 冲击试验前的外观检查54.2 冲击试验前的检测64.3 变压器排气6第五章 变压器的冲击合闸 .7第六章 变压器允许运行的方式 .76.1 额定运行方式76.2 允许的过负荷7第七章 变压器在带上负荷运行后，出现以下几种不正常现象和故障，应引起注意 .8第八章 变压器的日常维护 .8第九章 变压器日常巡视检查一般包括以下内容 .9第十章 在下列情况下应对变压器进行特殊巡视检查，增加巡视检
2、查次数 .9第十一章 变压器定期检查（检查周期由现场规程规定） ，并增加以下检查内容 .9第十二章 下述维护项目的周期，可根据具体情况在现场规程中规定 .10第十三章 变压器的维护 .1013.1 温度计的使用维护1013.2 吸湿器使用维护1113.3 气体继电器使用和装卸1113.4 风机运行前的准备及维护1113.5 压力释放阀的使用和注意事项1213.6 冷却系统的运行1213.7 35KV 及以下套管的使用 1213.8 变压器油的维护1313.10 注油、补油注意事项1413.11 带油补焊注意事项1413.12 验收标准141第一章 总则本手册适用于我公司生产的油浸式牵引变压器的
3、使用、维护。变压器运输、贮存、安装，须以本公司变压器运输安装手册为指导，以免发生变压器质量问题，并请做好有关记录。安装与使用部门应按照工厂所提供的各类出厂技术文件、运输安装手册、产品使用手册、各组部件的安装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。第二章 牵引变压器简介 以下所介绍各变压器均为典型型号变压器的供电方式、接线图、出线端子位置示意图、型号说明、基本条件以及联结组，具体变压器应参考其铭牌和具体技术文件。一自耦变压器简介1.1 工作原理：将自耦变压器两端子分别接至接触网和正馈导线上，中性点接至钢轨，利用自耦变压器串联线圈和公用线圈中的电流大小相等、方向
4、相反及自耦变压器的低阻抗特性，迫使机车回归电流通过正馈导线流回牵引变电所，从而提高供电系统电流分布的对称性，以减轻对通信线路的磁感应影响；利用接触网和正馈导线对地电压极性相反的特点，提高供电系统电压分布的对称性，抑制对通信线路的电感应影响，以实现防干扰的效果。1.2 性能特点1.2.1 低阻抗性能：自耦变压器漏抗是影响 AT 供电方式防干扰性能好坏的主要因素，漏抗越小，防干扰性能越好，我们采用圆筒交错式线圈结构，即通过一二次线圈各层间相互交错，以使漏磁相互抵消，实现了 0.45 低阻抗。1.2.2 采用全密封胶囊式储油柜，可有效避免变压器油于空气接触，延长了变压器油在无维护条件下的使用寿命，减
5、少了维护工作量。1.2.3 抗短路能力：变压器承受短路电流的能力符合 GB1094.5 中的要求，既可以承受牵引网近端、远端频繁短路的能力（年短路次数 70 次，其中 40%为近端短路） 。我公司在设计牵引变压器时，对变压器的动热稳定性做了深入的研究，保证变压器（任何抽头位置）在二次测完全短路的条件下，短路电流作用下，动稳定要求时间为 0.5S，热稳定要求时间为 2S，不会造成变压器的任何热和机械损伤，同时牵引变压器在额定状态下运行时短路后绕组最热点温度不超过 250。21.2.4 过负荷能力：设计产品时，根据上述曲线确定有关设计参数然后完成产品设计及生产。变压器过负荷能力符合 GB/T151
6、64-1994油浸电力变压器负荷导则的要求。第三章 变压器交接试验变压器经运输到达使用地点安装完成后，投入运行前需进行必要项目的试验，除 GB50150-2006 标准要求强制执行的项目外，其他试验项目的确定由甲乙双方协商。3.1 试验标准GBl094.1-1996 电力变压器 第 1 部分 总则 ；GB64512008 三相油浸式电力变压器技术参数和要求 ；JBT 5012006 电力变压器试验导则 ；GB50150-2006 电气装备安装工程电气设备交接试验标准 。3.2 变压器试验项目及要求3.2.1 绝缘油试验（试验项目以 GB50150-2006 标准执行）a）绝缘油的试验分类试验类
7、别 适 用 范 围击穿电压6kV 以上电气设备内的绝缘油或新注入上述设备前、后的绝缘油，如果不需要取油的，可以不进行击穿电压试验。简化分析 准备注入变压器的新油，可以按下表第 29 项规定进行。全分析 对油的性能有怀疑时，可以按下表中的全部项目进行b）油中溶解气体组分含量色谱分析变压器应在注油静置后、耐压试验 24后、冲击合闸和额定电压下运行后，各进行一次变压器本体内绝缘油的油中溶解气体组分含量色谱分析。各次测得的氢、乙炔、总烃含量，3应无明显差别。新安装变压器，油中气体含量不得超过以下数值（）H：10 C2H2：0 总烃：20c）绝缘油的试验项目及标准序号 项目 标准1 外观 透明、无杂质或
8、悬浮物2 水溶性酸（PH 值） 5.43 酸值（mgKOH/g） 0.034 闪点（闭口） （） 不低于 140(25#)、135(45#)5 水分（） 206 界面张力（25）(mN/m) 357 介质损耗因数 tan90时（） 注入前：0.5 注入后：0.78 击穿电压（kV） 40 220kV459 体积电阻率（90） （） 101010 油泥与沉淀物（） 0.0211 油中溶解气体组分含量色谱分析 见下述规定d）油浸式套管中的绝缘油套管中的绝缘油如有出厂试验报告，现场可不进行试验。但当有下列情况之一者，应取油样进行水分、击穿电压、色谱试验：套管主绝缘的介质损耗 tan 不符合要求。套管
9、密封损坏，测量小套管的绝缘电阻不符合要求。套管由于渗漏等原因需要重新补油时。3.2.2 测量绕组连同套管的直流电阻使用仪器：0.2 级直流电阻测试仪，测试电流应不大于被测绕组额定电流的 10%。分别在各绕组的线端上测量；三相变压器绕组为 Y 联结无中性点引出时，应测量其线电阻；如有中性点引出时，应测量其相电阻；带分接的绕组，应在所有分接下测量。同时记录变压器顶层油温度。直流电阻不平衡率应小于 2%（相）或 1%（线） ，如果由于结构等原因，不平衡率超差，可以只按下述进行比较，并说明原因。直流电阻测量值与同温度下的产品出厂实测值相比，其变化应不大于 2%。3.2.3 电压比测量和联结组标号校正4
10、使用仪器：0.1 级电压比测试仪。测量所有分接的电压比应与铭牌数据无明显差别，电压比允许偏差应不大于0.5%（额定分接）或变压器阻抗电压值的 1/10 以内（其他分接） 。联结组别应与铭牌上的标记相符。3.2.4 绝缘电阻及吸收比测定a）铁芯和夹件绝缘电阻测量使用仪器：2500V 或 5000V10000M 兆欧表。测量与铁芯绝缘的各紧固件（连接片可拆开者）及铁芯（有外引出线的） 。进行器身检查的变压器，应测量可接触到的轭铁夹件及绑扎钢带对铁轭、铁芯、油箱及绕组压环的绝缘电阻。不进行器身检查的变压器或进行器身检查的变压器，所有安装工作结束后应进行铁芯和夹件（有外引接地线的）的绝缘电阻测量。铁芯
11、必须为一点接地。变压器上有专用引出接地线引出套管时，应在注油前测量其对外壳的绝缘电阻。使用 2500V 兆欧表测量，持续时间 1min，应无闪络及击穿现象。b）测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比：测量前应对该测量点充分放电，以消除残余电荷对测量的影响，非被试端应可靠接地。使用 5000V 兆欧表测量，记录绝缘电阻值和油顶层温度值。绝缘电阻值不应低于出厂值的 70%（同温度下比较） 。吸收比与产品出厂值相比应无明显差别，在常温下（R60/R15）应不小于 1.3，当 1min 时的绝缘电阻值大于 3000M 时，吸收比可不作考核要求。c）非纯瓷套管：测量“小套管”对法兰的绝缘电阻，使用 2500
12、V 兆欧表，绝缘电阻值不应低于 1000M。3.2.5 变压器及套管介质损耗因数 tan 测量测量仪器：数字介损自动测试仪，套管使用正接法，变压器绕组使用反接法；根据试品的电压等级施加试验电压，但不超过 10kV。变压器绕组：产品外绝缘套管应清洁无潮气油污。测量时避免强磁场干扰。记录电容量、tan 和油顶层温度值。被测绕组的 tan 值不应大于产品出厂值的 130%。 （同温度下比较）3.2.6 直流泄漏电流测量仪器：直流泄漏测试仪施加电压 DC40kV，当施加试验电压达 1min 时，泄漏电流不超过 50A（20时） 。53.2.7 绕组连同套管的交流耐压试验额定电压低于 110kV 的绕组
13、，在有试验设备时，可以进行线端交流耐压试验。耐受电压按出厂值的 80%进行试验。3.2.8 额定电压下的空载冲击合闸试验应进行 35 次，每次时间间隔不小于 5 分钟。对中性点接地的电力系统，试验时中性点必须接地。如无异常情况，即为合格通过。3.2.9 检查变压器的相位必须与电网相位一致。3.3 关于变压器交接试验的补充说明变压器的绝缘试验应在充满合格绝缘油，升高座和套管均进行排气处理，静止 24h 后进行。进行电气绝缘的测量和试验时，只有个别项目达不到要求时，应根据全面的试验记录进行综合判断，经综合判断认为可以投入运行者，可以投入运行。在进行与温湿度有关的各项试验时，应记录变压器顶层油的温度
14、和周围环境湿度。绝缘试验应在良好天气且环境温度不宜低于，空气相对湿度不宜高于 80的条件下进行。对不满足上述温度、湿度条件下测得的试验数据，应进行综合分析，以判断变压器是否可以投运。本文中规定的常温范围为 1040。本文中所列的绝缘电阻测量，应使用 60s 的绝缘电阻值；吸收比的测量应使用 60s 与 15s 绝缘电阻值的比值。多绕组变压器进行绝缘试验时，非被试绕组应予以短路接地。第四章 变压器投入运行前的检查4.1 冲击试验前的外观检查4.1.1 检查储油柜、散热器、联管等蝶阀是否处于开启运行状态。4.1.2 检查储油柜的油面高度是否符合要求，对于有载调压变压器，应检查开关储油柜油位。4.1
15、.3 检查分接开关的位置三相是否一致，是否位于额定分接位置。4.1.4 检查电流互感器的接线是否正确，不接负载的电流互感器是否已短接接地，严禁开路运行。4.1.5 检查套管的油面高度是否符合要求。4.1.6 检查吸湿器是否已装有合格的吸附剂，呼吸是否畅通。4.1.7 检查散热器（冷却器）和控制箱的运行及控制系统是否正确可靠。4.1.8 检查散热器（冷却器）风机有无异常，如为强油循环方式，则检查强油循环的油流方向是否6正确，以潜油泵的转向为准，并检查所有油管路是否畅通。4.1.9 变压器各处是否有不相干的东西存在。4.1.10 检查外部空气绝缘距离，各电压等级套管之间及套管对地间的空气绝缘距离是
16、否符合有关标准的规定。4.1.11 一二次侧有无短路接地线，与投运变压器有关的短路接地线都应拆除。4.2 冲击试验前的检测4.2.1 检查接地系统是否正确：a.油箱接地是否良好,若下节油箱有接地螺栓时,则通过接地螺栓可靠接地。b.铁心(夹件)由接地套管引出接地时,则此接地套管必须可靠接地。c.检查各组件的接地是否正确可靠。d.检查变压器的中性点是否可靠接地。e.接地系统必须保证一点接地(即接地点如铁心、上下夹件等接地体连接后不能形成回路)。f.变压器接地线与主接地网连接可靠。4.2.2 检查气体继电器、压力释放阀、油位计、温控器及套管型电流互感器等的测量回路，保护、控制、信号回路的接线是否正确
17、，各保护装置和断路器的动作应良好可靠。4.2.3 测量各绕组所有分接的直流电阻，与同温度下出厂实测数值比较结果应无明显差别。4.2.4 测量各分接位置的变压比与铭牌数值相比应无明显差别。4.2.5 检查变压器的联接组标号或单相变压器引出线的极性必须与设计要求及铭牌上的标记和变压器外壳上的符号相符。4.2.6 取变压器油样进行试验，其性能应符合标准的规定。4.2.7 测量变压器的绝缘性能（同温度下）a.绕组绝缘电阻值应不低于产品出厂试验值的 70%；b.测量铁心对地的绝缘电阻，其值应不小于 200M，测完后接地线重新接好。4.2.8 强油循环冷却器应在投运前运行 2 小时，然后静止 24 小时。
18、4.3 变压器排气变压器在投运前应认真进行排气工作，利用变压器所有组件、附件及管路上的放气塞排气，直到有变压器油冒出为止，排气完毕后拧紧放气塞。7第五章 变压器的冲击合闸5.1 变压器应由电源侧接入电压，因为供电侧装有保护装置，以便在产生非正常情况时能及时切断电源。5.2 将变压器的气体继电器的讯号触点（上舌簧接点）接至变压器电源的跳闸回路。5.3 过电流保护时限整定为瞬时动作。5.4 变压器在额定电压下空载合闸 35 次，以检验在激磁电流作用下继电保护的动作情况。5.5 冲击结束，切断电源，重新调整过电流保护的整定值。5.6 将气体继电器的讯号触点（上舌簧接点）接至报警回路，跳闸触点（下舌簧
19、接点）接至继电保护的跳闸回路。5.7 若变压器接入额定电压的空载试验（一般空载运行 24 小时）结果良好，便可接纳负荷，投入运行。第六章 变压器允许运行的方式6.1 额定运行方式6.1.1 变压器在规定的冷却条件下可按铭牌规范运行。6.1.2 变压器运行中的允许温度按上层温升来检查，上层油温升允许值为 55k，但最高油温度不得超过 95。为避免变压器油老化过快，上层油温不宜经常超过 85。6.1.3 升压变压器和降压变压器的外加电压可以较额定值为高，但一般不得超过额定值的 5%。无论电压分接头在任何位置，如果所加一次电压不超过其相应电压值 5%，则变压器的二次侧可带额定电流。6.2 允许的过负
20、荷6.2.1 如用户无特殊要求，变压器可以在国家标准规定正常过负荷和事故过负荷的情况下运行。如用户有特殊要求应按技术协议规定执行。变压器事故过负荷的规定允许值应按下表规定。事故过负荷对额定负荷之比 1.3 1.6 1.75 2.0 3.0过负荷允许的持续时间（分） 120 45 20 10 28第七章 变压器在带上负荷运行后，出现以下几种不正常现象和故障，应引起注意7.1 过负载：运行中的变压器的负荷应尽量不超过额定容量，过载运行只允许在一定时间范围内，不应有长期过载的情况，如长期过载，将使变压器温升增加，造成绝缘老化，从而引起故障。7.2 过电压或电压变动：当变压器受到大气过电压或操作过电压
21、冲击后，容易发生故障，而且一般故障都比较严重。变压器在额定容量下运行时，电压变动的最大值不超过相应分接电压的 5，如超过 5，变压器不能再连续运行。7.3 冷却系统发生故障：自然循环油浸风冷式变压器的冷却系统发生故障切除冷却风扇后，允许按额定容量运行的时间为，空气温度在 0时，最长不超过 16 小时；空气温度为-10时，最长不超过 60 小时；空气温度为 20时，最长不超过 5 小时，气温越高，允许运行的时间越短。7.4 温升：变压器运行必须监视上层油温，上层油温不得超过 95，实际运行中都将上层油温控制在 85。如变压器长期高温运行将引起油和绝缘老化加快。7.5 运行中的异常响声：变压器加上
22、电压后，由于励磁电流和磁通的变化，铁芯和绕组都会产生振动，发出正常的嗡嗡声，如果芯部有故障，还会发出异常响声，根据这些声响，可以判断变压器运行是否正常。例如声响比较大而均匀时，可能是外加电压过高；声响比较大而嘈杂时，可能是芯部结构有松动；有吱吱声响时，可能是芯部或套管有表面闪络；有爆裂声响时，即大且不均匀时，可能是芯部有击穿现象，以上现象在运行时一定要引起警惕，加强监视，必要时停止运行，检查修理。7.6 内部气体：变压器内部发生故障都会产生一定量的气体，因此在运行过程中，如果气体继电器连续动作，这说明变压器内部有故障现象产生。如果故障严重，将要产生大量气体，并使油箱内压力增加，引起压力释放阀动
23、作，大量气体和油喷出，这时应立即停止运行，进行故障检查。7.7 变压器故障大致可分为两种情况：一种是在变压器载流部分发生短路、断路、击穿，以致烧坏等严重事故；另一种是在变压器内部发生的，如局部过热、局部放电、严重的电晕等现象，使变压器内部产生气体引起保护装置动作，前一种故障性质比较严重，将使变压器无法再运行。后一种故障较前一种故障轻，但它随时危及变压器安全运行。因此在没有停机之前，必须加强监视，注意情况变化，随时采取措施。 第八章 变压器的日常维护8.1 变压器运行时应保证吸湿剂干燥，视其吸湿情况随时更换，吸湿器油封应注意加油和维护。8.2 要定期检查分接开关接触是否良好，清除触头接触部分的油
24、污和氧化膜等，并检查开关弹簧的状态及接触情况要保证触头的压力，否则会引起开关烧毁。98.3 变压器在维护时要特别注意渗漏油，主要是防止空气、水、脏物等进入变压器内，注意高于储油柜油面的部、组件密封情况。如套管的顶部、储油柜的顶部、吸湿器联接管等要保证密封良好，因这些部位都没有油，平时不易发现渗漏，但它们都和油箱连通，如有渗漏，雨水、污物就可能侵入，因此维护时要特别注意。第九章 变压器日常巡视检查一般包括以下内容9.1 变压器的油温和温度计应正常，储油柜的油位应与温度相对应，各部位无渗油、漏油；9.2 套管油位应正常，套管外部无破损裂纹、无严重油污、无放电痕迹及其它异常现象；9.3 变压器声响正
25、常；9.4 各冷却器手感温度应相近，风扇运转正常，油流继电器工作正常：9.5 吸湿器完好，吸附剂干燥；9.6 引线接头、电缆、母线应无发热现象；9.7 压力释放器应完好无损；9.8 分接开关的分接位置及电源指示应正常；9.9 气体继电器内应无气体；9.10 各控制箱和二次端子箱应关严，以免受潮。第十章 在下列情况下应对变压器进行特殊巡视检查，增加巡视检查次数10.1 新设备或经过检修、改造的变压器的投运 72h 内；10.2 有严重缺陷时；10.3 气象突变（如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等）时。10.4 雷雨季节特别是雷雨后；10.5 高温季节、高峰负载期间；10.6 变压器急救负载运行时。
26、第十一章 变压器定期检查（检查周期由现场规程规定），并增加以下检查内容11.1 外壳及箱沿无异常发热；11.2 各部位的接地应完好，必要时应测量铁芯和夹件的接地电流；11.3 调压装置的动作情况应正常；1011.4 各种标志应齐全明显；11.5 各种保护装置应齐全、良好；11.6 各种温度计应在检定周期内，超温信号应正确可靠；11.7 消防设备应齐全完好；11.8 贮油池和排油设施应保持良好状态。第十二章 下述维护项目的周期，可根据具体情况在现场规程中规定12.1 清除储油柜集污器内的积水和污物；12.2 冲洗被污物堵塞影响散热的冷却器；12.3 更换吸湿器内的吸附剂；12.4 变压器的外部（
27、包括套管）清扫；12.5 各种控制箱和二次回路的检查和清扫。第十三章 变压器的维护变压器各组件的电气安装请参考组件说明书和变压器“端子布置图”13.1 温度计的使用维护13.1.1 温度计座安装在变压器的箱盖上，靠近低压侧套管处，当测量变压器顶层油温时，先旋开温度计座上的帽盖，将酒精温度计轻轻放入。13.1.2 酒精温度计选择时其测量范围应在-0100(指酒精温度计放入温度计座的可见刻度)，温度计座的深度为 120mm，内应充满油。13.1.3 酒精温度计测量的是变压器顶层油温度，顶层油温度减去环境温度即为油温升，在一般条件下温度值不应超过技术条件中规定的最高温度。13.1.4 观察温度时应保
28、证观察者远离高压侧套管及引线，以免发生触电事故。13.1.5 油温升超过技术条件最高值时，应立即检查运行时是否有不正常情况，是否负载超过限值，并根据情节轻重采取必要措施，以保证变压器的正常运行。13.1.6 温度计座拆卸时须将储油柜内的油全部放出或将联接储油柜与主体之间的蝶阀关闭，并使油面在箱盖以下，这时才可旋松螺母，进行更换。13.1.7 温度计座更换后如发现渗油现象，可能为衬垫密封圈偏斜及滑脱的现象，或为温度计的管和底板焊接处有漏油现象。1113.1.8 若温度计破损，可将温度计座法兰的紧固螺母旋出，倒出断裂的水银温度计后，重新旋紧螺母再灌入清洁的变压器油。温度控制器的使用、维护参考随机温
29、控器说明书。13.2 吸湿器使用维护13.2.1 吸湿器安装在变压器的储油柜联管上，安装时去除密封垫，在油杯内装上适量的变压器油，油面距上口 5mm 左右。13.2.2 定期检查油杯内变压器油是否存在，若发现蒸发或减少时应及时加添。13.2.3 吸湿剂为兰色或白色，当吸湿变为粉红色或黄色时，应拆下吸湿器打开上盖取出吸湿剂放入烘箱中烘干（恢复到原兰色或白色）再装入吸湿器中。装硅胶时3mm 的颗粒应消除掉以防落入油中影响呼吸功能。13.2.4 变压器必须加装吸湿器后方可投入运行。13.3 气体继电器使用和装卸13.3.1 气体继电器安装在联接变压器及储油柜的联管上，气体继电器内装有上浮筒及下档板各
30、一个，并装开关各一具，正常时是开路的，当壳内油面降低到规定限度时，上浮筒下垂，水银开关接通发出警报，若变压器发生故障，箱内气体急剧逸出，使油管内的油流迅速增加，当达到适当限度时，冲动挡板，水银开关接通，使变压器电源切断。13.3.2 气体继电器盖上有箭头指示油流方向，正确的方向自变压器至储油柜，即箭头朝向储油柜。安装时接头处均置耐油橡胶垫，以防漏油，联接后的外壳必须在水平位置。13.3.3 拆卸继电器时必须关闭继电器前后蝶阀，回装后打开蝶阀。13.4 风机运行前的准备及维护13.4.1 按照控制箱的原理图检查控制线路的连接是否正确可靠。13.4.2 将风机逐台投入运转，检查其转向是否正确，风叶
31、有无碰擦风筒等现象。若发现不正常现象，应立即停机修理。13.4.3 投入运行后，随时监视风机的运行情况，如：风机振动、噪音等，如有异常应及时处理。13.4.4 随时监视故障信号，并及时进行处理。13.4.5 半年检修一次。13.4.6 经常检查各紧固件是否松动，如有松动应立即紧固。1213.4.7 如发现叶轮变形，应更换新叶轮。13.4.8 冬天有冰时启动电机，须先清理干净冰冻，然后启动电机。13.5 压力释放阀的使用和注意事项13.5.1 压力释放阀的特点是：当变压器油箱的压力上升到压力释放阀开启压力的 70左右，压力释放阀就开始渗油，如果未带试压试片的释放阀不得和油箱估做整体试压试验，必须
32、在信号帽上加压重物方能进行试压。13.5.2 压力释放阀在出厂前已作过调试已合格，用户不得拆装。13.5.3 运行中的压力释放阀动作后要及时排除变压器的故障，并把压力释放阀的机械电信号装置手动复位，再合闸运行。13.5.4 变压器在运行前检查压力释放阀是否带锁闭装置，如有应将锁闭装置拆去。13.6 冷却系统的运行13.6.1 强迫油循环冷却系统应有两个电源，互为备用，如果两个电源全部停止供电，切除全部冷却器时，变压器额定负载下允许继续运行 20min。13.6.2 变压器退出运行后，再断开冷却器电源。13.6.3 为防止油流静电对变压器的损害，冷却器启用时，不应同时启动所有冷却器组，而应逐组启
33、动,尤对停运一段时间后再投入的冷却器。13.6.4 投入冷却器组的台数应根据负荷和温度来确定，投入冷却器应交替使用，延长其使用寿命。13.7 35kV 及以下套管的使用12.7.1 穿杆式套管，首先放油至手孔下 50mm 左右，打开手孔，卸下套管下部的引线，拆掉所有紧固螺母，拔出套管，将擦洗干净的套管按与拆卸相反的步骤安装。13.7.2 穿缆式套管更换时，不用吊起器身可在外部更换，更换时应先旋下导电头螺母，用干净的布带拴住导电头以防滑入油箱，然后拆除瓷盖、密封垫、压板等，安装时将擦洗干净的套按与拆卸相反的步骤安装。13.7.3 将套管安装于变压器箱盖上时，应注意下列事项：13.7.3.1 穿杆
34、式套管，引线与导电杆联结必须可靠。13.7.3.2 穿线式套管，须均匀地旋紧固定套管的螺母，当套管牢固地安装于变压器箱盖上后，再13将导电杆固定。13.7.4 套管在常年使用中，应根据污垢情况，而经常擦洗瓷伞表面，以防瓷套表面爬电。13.8 变压器油的维护13.8.1 定期取样化验，在一般情况下定期取样试验，可不做全部的试验项目，而仅做下列简化试验：a）闪点b）机械混合物c）游离炭d）酸性e）电气绝缘强度f）溶于水的酸或碱g）水份13.8.2 在上述定期取样化验时，运行中的油或新油质量应符合相应的标准要求。不符合标准时，必须针对存在的质量问题，进行处理。13.8.3 变压器油的气相色谱分析结果
35、的准确性与取样的正确与否关系重大，因此要严格取样。13.8.4 变压器油的取样13.8.4.1 取样的部位：应注意所取的油样能代表油箱本体的油。一般应在设备下部的取样活门取油样。在特殊情况下，可由不同的取样点取样。13.8.4.2 取样的容器：应使用专门供气相色谱分析的采样装置或密封良好的玻璃注射器取油样，当注射器充有油样时，芯子能自由滑动，可以补偿油的体积随温度的变化，使内外压力平衡。13.8.4.3 取油样的方法：一般对电力变压器，可在运行中取油样。对需要停电取样的设备，应在停运后尽快取样。对于能产生负压的密封设备，应防止负压进气。13.8.4.4 变压器油的取样步骤。13.8.4.4.1
36、 将瓶径约为 80100mm 左右的取油样容器和 100ml 左右的针筒擦洗干净并烘干。13.8.4.4.2 先将主体取样阀四周擦净，旋开油箱下部的油样阀门。13.8.4.4.3 将油样阀门出油口及附近用干净的布擦干净。13.8.4.4.4 缓缓旋开油样阀的螺栓，清除油样管路中及取样活门内的空气和“死油” ，同时用设备本体的油冲洗管路。13.8.4.4.5 常规分析取油样：将取油样容器对准油样阀门，使油流入杯内，冲洗放油口和取油样容器 23 次，取样时油流应平缓然后取适量油样装满容器，油样容器内不得残留空气，取油样14后，须立即将容器密封避光保存。13.8.4.4.6 油中溶解气体组分含量色谱
37、分析和水分分析取样：油样一般应从设备底部的取样阀取样，取样要求全密封，连接方式可靠，既不能让油中溶解水分和气体逸散，也不能混入空气，操作时油中不能产生气泡。应使用注射器取样，连接管和注射器应冲洗次。取样应在晴天进行，取样后要求注射器芯子能自由活动，以避免形成负压空腔。油样应避光保存。13.8.4.4.7 油样的量由用户根据试验项目所需而定。13.8.4.4.8 取完油样后旋紧油样阀门螺栓和阀门罩并清理油迹。13.9 渗油处理13.9.1 密封处密封胶垫装配时留有一定的压缩量，发生渗油可用扳手将螺栓旋紧，并擦净油迹。13.9.2 如密封材料引起渗油，应调换密封件。13.9.3 焊缝渗油由本公司客
38、户服务中心派人处理。13.10 注油、补油注意事项13.10.1 注油前打开散热器、储油柜蝶阀。13.10.2 注油前应认真阅读储油柜说明书，以防损坏储油柜或造成假油位。13.10.3 补油后应对变压器本体、升高座、套管等所有组部件排气。13.11 带油补焊注意事项13.11.1 工作区周围应无易燃品，应设专人防火，并备有 CO2 灭火器。13.11.2 若油箱上部渗漏，可放少许油补焊，若油箱下部渗漏，可带油补焊。在渗漏不明显的情况下，可直接补焊，补焊时可在焊点周围用湿石棉布进行冷却。对渗油严重的，则应对油箱抽真空，在其达到负压后进行补焊、补焊完成后测量变压器油色谱，如色谱超标，要对变出器油进行过滤处理。13.12 验收标准13.12.1 变压器安装完成后按照国标 GB50150-2006电气装置安装工程电气设备交接试验标准试验验收。15
