1 前言
2 装卸与运输
3 现场验收
4 贮存
5 安装准备和检查
6 装配
7 试验前的检查
8 现场试验
9 运行和维护
10 概说
11 附录
1 前言
本说明书为油浸式电力变压器（高压绕组额定电压为35～500kv）安装使用说明书的通用部分。
LEEEC公司提醒在变压器安装过程中，认真考虑如下情况：在开始做任何一项工作之前，确信操作人员已经阅读並完全理解我们提供的变压器使用说明书和附件制造商的使用说明书，熟知该产品的合同和协议，並切实遵循本国和国际标准及规则。
2装卸与运输
变压器是以铁路、公路和水路运输方式运到使用现场的，长途或出口产品往往以两种或三种方式联运完成。因此要求各承运方熟知相关运输规程和标准。
2.1 参照国家标准GB/T51-2008：电压等级66kv、110 kv容量31500KVA及以上出口变压器,220kV、330Kv、500KV变压器主体在运输中安装三维冲撞记录仪。
2.2 装卸和运输过程中，冲撞限定值为：
a.水平冲撞加速度不超过30m/s2;;
b.横向冲撞加速度不超过20m/s2;
c.垂直冲撞加速度不超过30m/s2。
2.3 充氮运输的变压器主体或组部件，充入氮气压力0.02～0.03Mpa，纯度99.99%,露点低于-40℃。
2.4 装在运输车上的变压器主体和组部件应不超过运输外限尺寸。
2.5起吊变压器主体时，必须吊挂所有主吊拌（详见产品外形图或产品安装补充说明书）；吊绳与垂线夹角不大于30。 装载位置保证各车轮负荷相同，变压器与运输车之间加垫一定数量的木方，其位置应与铁芯垫脚相对应。索固结实。
2.6用千斤顶起重主体时,所有千斤顶支架(见产品外形图或产品安装补充说明书)要同时受力；各千斤顶的升降要同步,速度要均匀。
2.7 完成装车后用红色油漆对索固件的位置进行标记。
2.8公路运输。变压器主体最大时速不得超过10～40km/h,视公路路面、天气和车辆性能增减，倾斜角度长轴方向不超过15°、横向不超过10°。
2.9滚动拖运速度不超过5m/min。在轨道上带小车牵引时，不超过3m/min，装卸车时拖运速度不超过5m/min。
2.10铁路运输按“铁路货物运输规程”.
2.11 水路运输按“水路货物运输规则”。
2.12 承运方和押运人员运输中的检查：
2.12．1充氮气运输的变压器应检查油箱内气体压力，发现压力接近0.01MPa应补气（应符合2.3项）至0.02～0.03MPa。
2.12.2停车时应检查索固是否松动，变压器是否移位、漏油和冲撞是否超标。组部件和配件箱是否破损。
2.13铁路、公路、水路联运交接时，双方应按运单验收并检查三维冲撞记录仪纸带和2.12条各项。出现异常立即联系制造厂和保险公司。
2.14运输保险验收
2.14.1变压器主体及组部件到达现场或贮存地点后，收货单位和承运方共同进行运输保险验收：
2.14.2外部检查。检查变压器主体是否移位、钢缆的张力、破损、渗漏油、冲撞变形。装有冲撞记录仪时，取出记录纸带，检查并记录纸带数据。当变压器主体在运输过程中有较大位移或某个方向冲撞加速度超过限定值时，制造厂、买方和货运公司的代表在检查变压器和分析冲撞记录仪曲线时都应在场并拍照留存，必要时会同有关各方共同进行变压器内部检查，以确定是否造成产品内部损伤。不能立即内部检查应在验收单上注明“可能有内部或隐藏损伤”。
2.14.3检查充氮运输的变压器主体、充气组部件的充气压力应为正压（0.005Mpa以上）。
2.14.4按运单清点件数应相符。
2.14.5逐件检查包装是否破损。
2.14.6装油运输的组部件是否渗漏。
2.15 卸车
2.15.1卸车地点土质坚实、水平。变压器主体应放在平整、结实的水泥地面上。变压器主体停放基础要高出地面250mm以上，靠近基础周围附近不得堆积残土杂物或有积水等。储存主体距施工作业距离应大于10m。
2.15.2 所有组部件起吊时，吊钩和吊绳均需挂在制造厂指定的位置。组部件、配件箱应水平放置，怕压部件上面不得叠放物品。
2.15.3 起吊变压器主体时，要使用强度足够的钢丝绳，钢丝绳与垂线间的夹角不得大于30°，钢丝绳应受力均匀、挂在专供吊主体的吊攀上。
2.15.4 使用机械牵引变压器。牵引的着力点应在设备重心以下，牵引用的钢丝绳必须系在专供牵引或可供牵引的部位。牵引过程中变压器的倾斜角度长轴方向不得超过15°，横向不得超过10°。
2.15.5钟罩式变压器整体起吊时，应将钢丝绳系在下节油箱专供起吊整体的吊耳上，并必须经钟罩上节相对应的吊耳导向。
3. 现场验收
3.1变压器主体、组部件和配件箱运到现场后，收货单位立即通知制造厂派人到现场共同检查和验收。
3.2按名牌和名牌图纸及有关资料，核对产品型号、规格与合同是否相符。
3.3根据出厂文件一览表核对所提供的资料是否齐全。
3.4按装箱单检查变压器拆卸运输件是否齐全，在运输过程中有无损伤或丢失。
3.5变压器主体及组部件无锈蚀、无机械损伤和密封良好。包装箱应完好无破损。
3.6浸入油中运输的附件，其油箱无渗漏。
3.7充氮运输的变压器主体和组部件压力为正压（0.005Mpa以上）。
3.8 变压器下部取油样化验与出厂值比较应无明显变化
3.9装有冲撞记录仪的变压器主体，取出记录纸带，检查并记录冲撞数据，妥善保管，以备查考。
3.10变压器油的验收。罐或桶装油现场试验结果应与出厂试验记录无明显变化，由石油公司直接到货的进口或国产原油应按国际和国家标准验收，订货合同中有特殊要求的按合同验收。取样数量按表3.1。
表3.1 变压器油取样数量
| 每批油的桶数 | 取样桶数 |
| 1 | 1 |
| 2～5 | 2 |
| 6～20 | 3 |
| 21～50 | 4 |
| 51～100 | 7 |
| 101～200 | 10 |
| 201～400 | 15 |
| 401及以上 | 20 |
在贮存和安装过程中，充入变压器主体或组部件中的变压器油应符合表4.1的指标：
表4.1 注入油的指标
| 电压等级（kv） | 击穿电压（kv） | 水分 （mg/L） | 介质损耗因数（90℃） | 油中含气量（%） （体积分数） |
| 330～500 | ≥60 | ≤10 | ≤0.005 | ≤0.5 |
| 220 | ≥50 | ≤15 | ≤0.005 | ≤1.5 |
| 66～110 | ≥45 | ≤20 | ≤0.005 | ≤2.0 |
| ≤35 | ≥40 |
4.1 充氮产品
4.1.1如果三个月内不能安装，应在到货后一个月内注油排氮贮存。
4.1.2注油排氮：安装储油柜和吸湿器，打开吸湿器阀门、关闭本体与储油柜间阀门，连接本体下部注油阀门-真空净油机-油罐间管路，打开箱盖上的一个阀门或盖板，氮气从上部排出，从下部注入符合表4.1的变压器油至距箱顶约100mm，停止注油排氮，关闭箱盖上的阀门或封箱顶盖板；打开储油柜与本体间阀门给储油柜注油（按储油柜使用说明书操作），油注至储油柜规定油位线，排出油面上的气体。有载调压变压器应装上有载开关与变压器之间的联通管，使有载开关油室内充满油。注油前排净箱底残油。
4.1.3运输及到现场后油箱内压力为正压（0.005Mpa以上） ；化验箱底残油，指标符合表4.2,可充氮贮存3个月。
表4.2 箱底残油指标
| 电压等级（kv） | 击穿电压（kv） | 水分 （mg/L） | 介质损耗因数 tanδ（90℃） |
| ≤220 | ≥40 | ≤30 | ≤0.005 |
| 330～500 | ≥50 | ≤20 | ≤0.005 |
4.1.5当油箱人孔处装有氮气补充监视装置时，如图所示。其具体检查、补氮气方法如下：
检查氮气方法：
打开盖板，拆下罩（3），松开顶针（4）后压力表即可显示出内部压力，视察后拧紧顶针复装上罩和盖板。（表中仍指示，此次的压力）
补充氮气程序：
拆下螺栓（5），将充氮管插套在插头（6）上，打开蝶阀（7）即可充氮
同时按检查氮气的方法使压力表指示出箱内的压力，待补充氮气后复装螺栓，关闭蝶阀，拧紧顶针装好罩和盖板。
4.1.6充氮贮存期超过3个月，均要注油排氮贮存。注油排氮方法同4.1.2条。
4.2 充油运输的产品
4.2.1当油箱底部油样试验数据与出厂值无明显变化，且到货后两个月内即进行安装时，可不装储油柜贮存。
4.2.2到货后在三个月内不安装时，应在一个月内安装储油柜和吸湿器，注入储油柜的油质应符合表4.1，按储油柜使用说明书注油，同时排出油面上的气体。
4.2.3存放时要经常巡视油面，如发现低于最低油面时，要及时补注符合表4.1的油（从储油柜注补油）
4.3 组部件的贮存
4.3.1 对于温度计、继电器、油泵、套管等电气元件必须放在干燥、通风良好的库房中存放；充油运输的附件，装有电流互感器的升高座等，仍需充油贮存，并要经常巡视是否有渗漏情况。
4.4 运输或贮存中受潮的产品，应干燥处理合格后贮存。LEEEC公司将向您提供技术支持。
5. 安装准备和检查
LEEEC公司要重复指出:保存好准确而连贯的记录对一切事情都具有重要意义。
5.1准备安装资料：
1）如制造厂提供的说明书、外型图及出厂试验报告、附件使用说明书、安装基础图、标准、规程和规则等。
2）本体、冷却装置及各附件（套管、互感器、分接开关、气体继电器、压力释放阀及仪表等）在安装时的交接试验报告、器身吊检时的检查和处理记录等。
3）变压器油化验及色谱分析记录。
4）备品、备件清单。
5.2 编制施工方案。
5.3 清理现场，合理布置设备。
5.4 本体就位
5.4.1检查基础表面的水平度，清理基础表面；
5.4.2检查基础螺栓孔或轨道的尺寸，按说明书执行；
5.4.3变压器本体就位，同时安装轨轮（小车），检查基础中心线与变压器中心线的位置偏差，在三个点测量,允许不大于±3mm。
5.5 油处理和真空处理的准备
5.5.1 连接路和真空管路，距变压器尽量短並用热油清洗干净；
5.5.2 安装中用的空油罐应清理干净；
5.5.3 应在主体上或靠近主体真空管路上，66kv及以下安装真空表，110kv及以上安装电阻真空计。
5.5.4 真空泵前应有电磁阀与泵联锁，並有解除真空阀。
5.5.5变压器油试验数据与到货验收时无明显变化。
注意：必须强调变压器油流经管道和箱体时要对静电问题予以关注。全部设备应有适当的接地是很重要的。不允许吸烟和明火。在安装开始之前，附近应设置CO2型灭火器。
5.6 安装中主要真空处理设备和仪表
1）真空净油机应符合表5.1：
表5.1
| 电压等级,kv | 流量，L/h | 真空度,Pa | 温度,℃ | 过滤精度μm |
| 110及以下 | 3000～6000 | 133 | 80 | ≤10 |
| 220及以上 | 6000～12000 | 13 | 80 | ≤5 |
表5.2
| 电压等级,kv | 抽速,L/s | 极限真空,Pa |
| 110及以下 | 30～70 | 20 |
| 220及以上 | 70～150 | 13 |
4）露点仪：0～-80℃。
5）测氧仪。
6）油击穿电压测试仪。
7）气相色谱分析仪。
8）含水量测试仪。
9）真空表，电阻真空计。
10）温度仪表。
11）介质损耗因数测试仪。
5.7 对变压器的检查
5.7.1检查的要求
1）雨、雾、雪、沙尘和四级以上风天气或者相对湿度大于75%时，不能进行检查。
2）内部检查和吊芯检查前应将器身温度加热到高于环境温度10～15℃（可用热油循环加热，油质应符合表4.1规定）。
3）在户外吊罩检查产品时，要搭设临时防尘围墙（用塑料或苫布），墙高高于油箱。
4）检查人员的衣、鞋、帽必须清洁，最好不穿带有钮扣的衣服。不允许带有除工具外的其它物件。所有工具要有严格登记、清点制度，严防丢忘油箱中。
5）器身暴露在空气中的允许时间（从放油开始起至抽真空时止）。
空气相对湿度在65%以下时：不超过16h（向油箱中吹入干燥空气时）
或不超过12h（吊检或不吹入干燥空气时）
空气相对湿度在65～75%时：不超过12h（向油箱中吹入干燥空气时）
或不超过10h（吊检或不吹入干燥空气时）
5.7.2变压器外观应完好无损伤。
5.7.3检查变压器是否受潮。
1）注油产品，化验箱底油样，油质符合表3.2；绕组的绝缘电阻R60、吸收比R60/ R15，极化指数R10min/R1min,应符合标准，则认为未受潮。
2）充氮产品，检查油箱中的氮气压力为正压，注油排氮后静置12h,按1）条检查应符合标准，则认为未受潮。
3）用1000V兆欧表检测铁心对地绝缘电阻应大于200MΩ。
5.7.4内部检查
1）装卸和运输过程中冲撞不超过2.2条限定值，可从葙壁人孔进入油箱中进行内部检查。
2）主体充氮的产品，首先按4.1.2条注油排氮，静置12小时后排油。在厂房内排氮时，注意通风以防发生人员窒息事故。
3）放油后，打开一个密封盖板，向油箱中吹入露点为-40℃以下的干燥空气，流量0.01m3/s，油箱中的含氧量应大于18%，进入人员不宜超过3人。
4）检查引线、开关、接头、绝缘、木垫块、铁芯、内部电流互感器和内部变压器装配所配制的各种零件，从箱盖上的法兰孔检查上铁轭及其构件。如器身检查没有异常情况，可不必吊罩或吊芯检查。
4）放油后箱盖上的大法兰孔要进行适当遮挡，防止灰尘落入箱中。
5）内检过程中使用的灯具必须有保护罩，不准在箱内更换灯炮，移动灯具和其它工具时注意不要损伤器身绝缘。
5.7.5吊芯或吊罩检查
1）出现下列情况时需吊芯或吊罩检查：
a主体有损坏或恶劣装卸的迹象，在装卸和运输过程中冲撞超过2.2条限定值；
b在从人孔内检时发现开关或引线支架倾斜、紧固件严重松动或脱落、引线严重位移、其绝缘松散、器身中的构件损伤、铁心多点接地等；
c合同或协议约定现场要求吊芯（或吊罩）检查。
2）充氮产品按4.1.2条注油排氮，静置12h后排油。
3）放油后先将无载开关操动机构，或有载开关头拆除（详见开关使用说明书），并打开箱盖上的器身定位盖板，将定位顶紧螺栓松开（见产品外形图）并松开箱沿螺栓，然后方能起吊器身（桶式）或上节油箱（钟罩式）。
4）检查时，不允将梯子搭在引线上；对于包有绝缘的引线不允弯折、位移。
5）检查器身内容
a首先拆除油箱中运输用的支架（见有关资料）和氮气监视装置。
b所有紧固件（金属和非金属）是否有松动（引线木件、铜排联结处、夹件上梁、两端横梁、铁轭拉带、垫脚、开关支架等处螺栓和压钉等）。如有松动或脱落，应当复位、拧紧。
c 引线的夹持、捆绑、支撑和绝缘的包扎是否良好，如有移位、倾斜、松散等情况应当复位固定、重新包扎。
d 开关的传动、接触是否良好，（检查方式见开关使用说明书）。如出现倾斜、位移的故障应查明原因予以解决。
e 如器身出现位移时，应检查其绝缘是否有损伤；引线与套管、开关与操动杆的正常安装位置有无影响，有关的电气距离能否保证。如不能保证与箱盖上构件的正常安装位置，应当吊心复位。
f 2500V兆欧表检测铁心与夹件间的绝缘是否良好；铁心是否一点可靠接地。
g检查完毕后，清除油箱中的残油、污物。
5.7.6器身下箱（桶式）或扣罩（钟罩式）均匀拧紧箱沿螺栓。
6 装配
6.1 LEEEC忠告对一些基本原则的忽视可能 危及变压器运行。为此，我们建议所有装配操作必须预防如下事项：
1）防止物体落入变压器中，操作工掏空工作服衣兜并把所需工具放在安全地方。
2）尽可能快地操作，免受大气之害，如安装套管时，拆卸人孔盖板或法兰等。
3）安装的气候要求同5.7.1条。
4）仔细清洁变压器，清除所有运输中或储存期间积聚的赃物。以避免赃物落入变压器中的危险。
6.2 物品检验
在开始安装之前，建议对所有物品进行总体检验，检查是否状态良好，数量准确。特别地，装有套管的防水包装箱是否未受损坏，且无潮气进入。检查接线箱和电机驱动装置内部状态，验证是否所有装置未受损坏或是否有锈迹。
6.3 在装配胶垫中，胶垫和应用胶垫处必须清洁。胶垫不能有油脂或潮湿，否则必须用汽油或丙酮清洗。
6.4 应使用新胶垫装配变压器附件。
6.5 橡胶胶垫应通过多次交叉调整螺母来紧固，使其厚度减少30%（平胶垫），或40%（环形垫）。螺栓力矩见表6.1：
表6.1
| 螺栓 | N.m |
| M8 | 18 |
| M10 | 34 |
| M12 | 60 |
| M16 | 98 |
| M20 | 176 |
| M24 | 314 |
| M36 | 980 |
因此，我们选择如下安装顺序：
1）充油的变压器
a 冷却系统
b 储油柜（含开关储油柜）＋继电器＋管路。
c 升高座＋套管
d 弯管＋泵
e 注满油
f 风扇＋控制装置＋分接开关电机驱动机构
g 附加线路连线
h 除尘和修补漆面
2）充氮的变压器
a 注油排氮
b 排油
c 冷却系统
d 储油柜＋继电器＋管路
e 升高座＋套管
f弯管＋泵
g 真空注油
h 风扇＋控制装置＋分接开关电机驱动机构
i附加线路连线
j除尘和修补漆面
6.7 真空注油
6.7.1 如果储油柜不耐全真空，关闭储油柜与箱体之间的阀门。也可以主体真空注油后，进行油箱-储油柜的管路和气体继电器连接。
6．7.2 抽真空管路接至变压器主导气联管端头的阀门上或箱顶阀门。真空检漏，规定密封油箱内的压力升值在30分钟内不得超过17Pa。
6.7.3有载分接开关（以MR公司 M型为例）注油时要使用开关头上的管接头S或R。分接开关抽真空时，要在管接头E2和Q之间接上旁通管，给切换开关油室和变压器同时抽真空。详见各开关制造商的使用说明书。
6.7.4抽真空前应将冷却器（包括片式散热器）上下联管处的蝶阀全部打开；水冷却器中不能承受真空的仪表应当隔离开来；将仪表联结处的蝶阀关闭起来（详见冷却器使用说明书）。
6.7.5 抽真空时环境温度低于20℃时，应将器身加热到20℃以上（用热油循环加热时，油温应在50～70℃）。
6.7.6 抽真空时气体继电器两端的蝶阀，必须处于关闭位置。压力释放阀锁紧。
6.7.7抽真空的最初一小时内，应检查油箱变形，无异常情况，继续提高真空度直到残压35kV及以下50kPa，66～500kv为133Pa，且保持8h以上。
6.7.8注油。油质应符合表4.1，流量5000L/h，通过触摸在距箱顶100mm停止注油，继续抽真空4h以上。让空气通过硅胶过滤器或干燥空气解除真空。
6.8 热油循环
6.8.1 110kv及以下油样试验没有达到标准数值时，应进行热油循环，220～500kv 注油后均要热油循环。
6.8.2真空净油机出口油温65＋5℃，变压器出口油温不低于40℃，循环时间不少于48h，通常使全油量循环3～4次，最后使油质达到标准。
6.9 储油柜注油，按储油柜使用说明书。
6.10 密封试验
变压器密封试验可采用如下方法：油箱及储油柜最高油面上30kPa静压力油密封或充入30kPa干燥气体，试漏时间24h,应无渗漏。
6.11 变压器试验前，静置时间不应少于下列规定：
110kv及以下， 24h，
220kv及330kv， 48h，
500kv， 72h。
6.12 静置期间，打开套管、冷却（散热）器、联管等上部的放气塞和储油柜中薄膜上的排气嘴进行排气，待油溢出时关闭塞子。根据最后的油温和油面曲线调整油面（由储油柜集气盒上的注放进行），然后取油样试验应符合表6.1规定。
6.13 清洁，补漆，清理现场
1）安装完毕后，仔细清洁变压器，如用汽油清除已存在的油脂。尽管安装中很小心，可能会发现漏油，须再拧紧胶垫去除漏油，或如必要，更换（如其破裂超过50%）。
2）如果漆层受损，应仔细补漆，刮削、打磨受损区，再涂两层漆（底漆和面漆），间隔24小时。
3）所有已涂漆的螺丝，垫圈等，也应补漆。LEEEC通常附送一定量漆，使能够进行这些小规模补漆。
4） 清理现场。
7. 试验前的检查
在给变压器供电之前，需验证如下事项：
7.1阀
1）检查所有散热器（冷却器或成组散热器）蝶阀是否开放。
2） 检查变压器储油柜或分接开关-储油柜隔离阀是否开放。
3）检查带有盲法兰的阀（排空，变压器和储油柜取油样）是否关闭。
7.2变压器油
1）测量油的介电强度
按GB/T 7595-2000油箱中的油质应符合表7.1
表7.1 投入运行前油指标
| 项目 | 设备电压等级，kv | 投入运行前的油 |
| 水分,mg/L | 330～500 | ≤10 |
| 220 | ≤15 | |
| ≤110及以下 | ≤20 | |
| 介质损耗因数（90℃） | 500 | ≤0.007 |
| ≤330 | ≤0.010 | |
| 击穿电压，kv | 500 | ≥60 |
| 330 | ≥50 | |
| 66～220 | ≥40 | |
| 35及以下 | ≥35 | |
| 油中含气量，%（体积分数） | 330～500 | ≤1 |
7.3绕组连同套管的绝缘电阻
变压器断路并全部分离，测量每一绕组和接地间的绝缘电阻。所测得的值在20℃报告时，不得低于：5MΩ/KV，最小300MΩ
不要忘记瓷套的清洁性或有并联装置可完全改变测量结果。
至少使用1000V的兆欧表。
7.4保护开关柜
1）检查气体继电器装配。隔离开关开路（OFF）而保护电路闭合（ON），通过适当的仪器测试报警和跳闸系统。最后，吹洗继电器。检查控制室中显示的信号，同时检查断路器动作。
2）检查所有的报警和跳闸继电器。
3）检查温度计指示是否正确。
4）检查恒温器和其调节。
5）检查所有外部保护，如过电流继电器，差动继电器等；对于第一次供电运行，调节过电流继电器瞬间跳闸值为2-4×In和拖延跳闸值约为1×In-2秒。
6）吹洗套管。
7）清洁套管瓷伞。
8）考虑到有无电涌放电器的情况，检查角形避雷器间的距离。
如果此距离通过测量电涌放电器和变压器间的线长度超过30m，我们须认为角形避雷器间的距离是在没有电涌放电器的情况的。
9）检查带电件和接地间是否有足够的间距。
10）检查套管连线是否同相，是否未有加大应力。
非全绝缘绕组的中性点必须接地，以及绕组留有一点空接。
对于全绝缘绕组，如果中性点不接地，必须带有避雷器保护。
7.5吸湿器
检查所有吸湿器，即硅胶状态。
7.6分接开关
无励磁分接开关：检查分接位置，及电跳闸保护（如有）。
有载分接开关：吹洗分接开关，如果装置类型允许检查分接开关和电机驱动装置间的位置对应。
7.7有载分接开关电机驱动装置
检查热电阻和操纵电机电源电压。
试验停止点和曲柄锁定，
给变压器第一次供电，有载分接开关必须置于最大电压比位置。
7.8电机风扇和电动泵
1）检查电机电源电压和其旋转方向。
2）试验转动和停止信号。
3）检查油循环指示计是否装配且工作正常。
4）检查接触器功能和MCBS调节。
5）对应预定温度，检查和调节电机风扇和电动泵的恒温计的工作情况
8. 现场试验
8.1 线圈直流电阻，变比，极性，绝缘电阻和介质损耗因数，铁芯绝缘电阻，噪声测量等。
8.2绝缘油试验
8.3空载电流和空载损耗试验
试验前将气体继电器的讯号接点改接至跳闸回路，过流保护时限整定为瞬时动作。然后由变压器电源侧接入电源（因电源侧有保护装置，当出现异常情况时，可迅速切除电源）。接入电源后徐徐升压至额定电压，保持30min，此时可测量空载损耗和空载电流并与出厂值比较。
8.4温升试验
变压器的温升试验结合运行中的实际负荷进行，只测量有顶层和箱壳温度应与出厂的试验值无明显差别。
8.5套管电流互感器试验
测试直流电阻，极性，绝缘电阻和伏安特性，应与工厂试验无明显区别（伏安特性的差别应小于10%）
8.6 有载分接开关的试验（变压器全部安装后）
1 动作顺序试验
操作有载分接开关，用听声响的方法判定动作顺序，开始两声一个沉闷的声音则是切换开关的声音.
2 操作试验
1）变压器无励磁，10个循环操作
2）变压器在空载试验（额定电压）中，2个循环操作。
8.7 感应耐压和局部放电试验
8.8 冷却器运转试验
连续24小时无漏或空气漏入。
8.9空载冲击合闸试验
先将气体继电器的过流保护复位。保护断路器合闸时三相同步时差应小于0.01秒。冲击合闸电源为系统额定电压，宜于高压侧投入。合闸冲击次数最多为5次，合闸冲击过程中，如果电压值有一次达到最大值时，则不再继续试验视为合格（包括首次），假如冲击合闸5次均未出现最大值时，也视为合格，结束试验（中性点接地的变压器，进行冲击时应当接地）。
8.10各种试验结束后，将气体继电器的信号复原至报警回路，跳闸接点复原至跳闸回路，调整好过流保护值。
8.11试验后对油进行气相色谱分析，与试验前数据比较有无变化。
9 运行和维护
9.1无励磁变压器连接
1）最后一次检查确认在变压器带电件附近是否无任何异物。
2）应去掉所有安全接地连接。
3）所有人员应远离变压器或低压室。工作区应被隔离。
4）检查箱体接地连接和消防系统。
9.2给变压器供电。
1）首先开启冷却装置（水冷却器先开油泵，后开水泵），待其运行正常后（运行一小时以上），变压器再投入运行。
2）变压器在低负载运行时，开启部分冷却器可带多少负载，按下式计算：
式中，Sn——开部分冷却器n支所带的负载kVA；P——变压器满载运行时每支冷却器的散热负荷kW，P=（P0+Pk）/（N-1）kW；N——冷却器总支数，P0——额定电压额定频率下空载损耗kW；Pk——满载时相应分接时的负载损耗kW；SH——变压器额定容量kVA；n——开启的冷却器支数（n≤N-1）。
3）变压器运行中，可利用铁心接地套管（铁心由套管引至箱外接地）检测铁心情况，测量时先接入表计后再打开接地线，注意开路瞬间有高压。测量后仍可靠接地。
4）在供电时刻，检查外部保护继电器是否有充分的反应。
5）然后检查在变压器上是否有异常噪声。
6）带有载分接开关操动几次
在所有这些操作之后，变压器可起动运行。检查随负载变化的温升和变压器整体运行。
有可能在运行几小时后，由于产生的气泡最终凝集在变压器中，发生气体继电器报警。如此，气体继电器应吹洗，且对释放的气体进行分析，检查是否为空气或其它可燃性气体。
如非可燃性气体，变压器可继续进行。但如是可燃性气体，应同LEEEC公司联系以获进一步指导。
9.3运行中添加油
1）储油柜集气盒引伸下来两个联管，其中一个端部装有蝶阀的加，另一个为排气联管，（详见储油柜说明书OET.469.341中的项10）。加添路接到蝶阀上，加油时先打开蝶式阀上的排气塞子，待所加油从塞子溢出后，关闭塞子打开蝶阀（排出管路中的气体）加油，油加至正常油面后，关闭蝶阀封好盖板。
2）变压器在运行过程中，当储油柜集气盒上的视察窗可看到油面时，说明已存在气体，应当打开排气联管端头的活门排出气体，待视察窗中油面上升直至看不见时，关闭活门。打开活门排气时管中存储的油流净后才会排出气体。
3）变压器运行中的监视，在运行初期要加强巡视和预防性检测。在运行最初的1个月中，每周至少取1次油样进行化验与色谱分析；化验结果都正常，以后即按能源部运行规程进行正常色谱监测。
4）按照GB/T 7595-2000,运行中变压器油的主要质量标准见表9.1：
表9.1
| 项目 | 设备电压等级KV | 运行油 |
| 水分，mg/L | 330～500 | ≤15 |
| 220 | ≤25 | |
| ≤110及以下 | ≤35 | |
| 介质损耗因数（90℃） | 500 | ≤0.020 |
| ≤330 | ≤0.04 | |
| 击穿电压，kv | 500 | ≥50 |
| 330 | ≥45 | |
| 66～220 | ≥35 | |
| 35及以下 | ≥30 | |
| 油中含气量(%) （体积分数） | 330～500 | ≤3 |
6）如补加油来源或牌号及添加剂类型与已充油不同，应按GB/T 7595-2000标准相关规定执行。
9.4各组件的运行维护和定期检测，详见其安装使用说明书。
9.5强迫风冷却式变压器，当风冷却器的风扇停运潜油泵仍在运转时，变压器允许运行时间按油面温升不超过53K控制。
9.6水冷式变压器，当冷却系统的环境温度低于0℃时，应采取防寒措施。对于北方来说最好是放置在室内，水冷却器停运时，应将内部冷却水全部放出。
9.7报警和/或跳闸时的处理
| 故障 | 可能的原因 | 措施 | |
| 绕组和/或油温度指示计 | 绕组温度升高 冷却回路故障 长期持续超载 | 记下温度 检查装置 检查冷却回路 | |
| 气体继电器 报警 | 1储油柜中缺油 2进风 由内部击穿导致的气体形成 | 切断变压器 分析原因 如有分析气体 如果原因是1或2，在连接上变压器，如非，与制造商联系 | |
| 绕组和/或油温度指示计 跳闸 | 绕组温度升高 冷却回路故障 长期持续超载 | 记下温度 检查装置 检查冷却回路 一旦原因消除，再次连接变压器 | |
| 气体继电器 跳闸 | 缺油 内部击穿 | 如未分析原因和与制造商联系，不要再次连接变压器 | |
| 压力释放阀 跳闸 | 吸湿器闭塞 击穿导致的内部压力升高 | 检查阀的动作 检查气体继电器的动作 | |
| OLTC保护继电器 跳闸 | 分接触头上击穿 | 记下OLTC位置号码和操动号码 不要再次连接变压器 问询变压器制造商 | |
| 油位 | 最高时报警 | 油位指示器误动作 油温过高 油过量 | 检查油位指示器 排出一些油 |
| 最低时报警 | 油位指示器误动作 漏油 | 检查油位指示器 排出漏油 添加新油 | |
| 冷却系统故障 | 电路击穿 油或水泵击穿 电机风扇击穿 | 检查水流 检查冷却系统 更换电机 | |
| 控制故障 | 继电器击穿 控制电压不足 | 检查继电器 检查电源并排除 | |
| AC电源故障 | 继电器击穿 AC电源电压不足 | 检查继电器 检查电源并排除 | |
| 水压高 | 水流调整不当 | 检查水流 | |
虽然变压器比其它电力机器需要的维护和预防工作少，以及使用条件决定进行检查的要求，但仍在下表给出其典型的周期。
下表的检查项目也应在开始运行之前进行。
| 观察项目 | 检查项目 | 周期 |
| 总体外观清洁性 | 如变压器安装在多尘的环境下，检查绝缘子，盖板和散热器是否清洁。 在排空表面积聚的灰尘可能导致热力增加，降低变压器寿命。 | 1年 |
| 温度计和相似装置 | 装置状况和指示的值。 如有疑问，重调或更换。 | 1年 |
| 吸湿器 | 硅胶状况。 当硅胶的2/3变成粉红色时，更换。 | 2个月 |
| 开关和冷却回路控制箱 | 密封性，继电器和其它装置，热电阻的状况，通风过滤器的清洁性。 | 1年 |
| 冷却回路 | 油和水循环指示计的动作。 泵和/或通风机的运行。正确旋转方向 | 1年 |
| 油位—漏油 | 观察指示的油位是否和温度对应 观察套管中的油位指示 检查油漏并排除 | 2个月 |
| 气体继电器、OLTC保护继电器、温度计 | 检查所有保护装置的良好功能，即装置的报警和跳闸 | 1年 |
| 油 | 介电强度（最小150KV/CM） | 2年 |
| 酸性和介面张力（最大0.6mg/gr，15dynes/cm min） | 3年 | |
| OLTC | 参照装置的说明书 | 按照说明书 |
| 无励磁分接开关 | 通过整个调节范围操动 | 3年 |
储油柜具有如下四种功能：
10.1保持油位在箱盖之上
变压器内部绝缘和散热是由变压器油来完成。不管其热力膨胀还是冷却收缩，必须保持箱体充满变压器油是基本的，储油柜须有较大体积来补充。油量变化系数为0.8%（每百分度数），且考虑到温度的最大变化，储油柜须有总油量的约10%的容量。
除此之外，为避免严重事故，应装设一个磁力油位计，赔有触点，在油位超过上下限位时报警。
10.2防止油性变质
在氧气和温度作用下，油性可能变质。
变质的原应是酸性增大，颜色变黑，损坏纤维质的混合物，这些都导致绝缘特性下降。
在储油柜内，油和空气的接触表面相对要小。除此之外，油温不得比主油箱中的高。
10.3防止吸湿
用于变压器绝缘的油是很吸湿的。另一方面，少量的水也极其破坏大介电强度。
干燥很好的油，吸水0.10/00可使介电强度从60KV减到25KV（由间隔2.5mm的12.5mm的两个球隙间测量）。
为防止潮气进入储油柜，应采取合理的预防措施，一般配装带有硅胶吸湿器的空气管路。
10.4变压器保护
在变压器带电件上发现的电力缺陷，总能生成气体，并向储油柜中流动。这些或其内部缺陷会导致气流或油流的生成，由变压器箱体或有载分接开关转换开关通过管路连接到储油柜。这样，需在管路中安装合适的装置以测得油流、气流（气体继电器，有载分接开关保护继电器等）获得报警信号和/或断路信号。
说明储油柜是一个由钢板制成的单一保护装置，耐真空或不耐真空型。为圆筒型和有两个定位撑板。通常，放于变压器箱盖水平面上固定的框架上。在储油柜的一端有一手孔，使其在运行中可清洗。此手孔由一小盲板封闭，需要时也可装配磁力油位计。
储油柜有一些连管连接到相应的管路。每一管路有其特定的作用（连接吸湿器，箱盖，取样等）。
如变压器配有有载分接开关，储油柜有两个油室。较大者供给变压器箱体，较小者供给有载分接开关。
运输
储油柜从变压器上拆卸下来，单独包装运输。
孔用盲板封闭，保护储油柜不入灰尘和湿气。
安装
在打开储油柜包装后，建议对其内部进行仔细检查。
在往变压器上装配之前，应用热油冲洗储油柜里面。
然后，用环形胶垫在相应的法兰上紧密油位。欲知详情，请见油位说明书。
在储油柜装配好后，把它装在变压器相应的支撑架上把上螺丝，不要拧死。配上连管，取样和吸湿器管路，用螺丝固定在相应的夹板上，不要拧死。在成套装置全部装配好后，螺丝要绝对紧固，先紧管路法兰，次紧储油柜固定件。
最后，受损的漆层须补上，以及螺丝，垫圈和螺母也须补漆，以更好地抗氧化。
在下图中，我们可见两室储油柜的装配，装有有载分接开关和相应的连接件。
维护用完在排放管端部的阀可排出一些油。这可以对最外暴露的油进行分析，同时可以去除储油柜底部凝集的水泡。
为极少地使潮气进入储油柜，需要仔细按相应的说明书再生吸湿器中的硅胶。
11 附录
用平衡蒸汽压法，测量绝缘件含水量，由绝缘件含水量合格与否，确定抽真空结束与否，当绝缘含水量小于或等于1%时，即可结束抽真空。采用此方法时，变压器和各管路应无非正常渗漏，真空度应达到要求，否则准确度较低。
当抽空残压在0.3kPa以下，且抽真空8～9h，停止抽空，记录半小时或1小时之内的真空度下跌数据（每2min测一次），将所录取的数值在真空漏泄表格上绘成曲线，再按该曲线的斜率趋势画一直线（即曲线上、下各点的平均值的直线），直线与t=0的垂线交点，认为是绝缘件含水量反映出的水蒸气压力；根据此压力与器身温度由Piper曲线查得绝缘含水量。（详见电气装置安装工程施工及验收规范附录）。
示例：某台变压器在抽空残压3Pa以下真空8h后，停止抽空并记录真空漏泄值见下表，然后画出漏泄曲线见右下图，从图中查得水蒸气压2.3Pa后，就可从Piper曲线查得绝缘含水量0.034%。
| 时 间 | 残压，Pa |
| 5时2分 2 5时4分 2 5时6分 3 5时8分 3 5时10分 3 5时12分 4 5时14分 4 5时16分 4 5时20分 5 5时25分 5 5时30分 5 | |
1小时漏泄率=3Pa×2/h=6Pa/h
一般规定每小时漏泄率不得大于30Pa/h。
运行说明
1阀
检查所有散热器或成组散热器蝶阀是否开放。
检查变压器储油柜或分接开关-储油柜隔离
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