变压器室的布置

配变电所设计有关电气专业对建筑专业的要求配变电所《全国民用建筑工程设计技术措施》---电气部分配电室内通道应畅通无阻，不得设门槛。配电室应设向外开启的甲级防火门，通往配变电所其他房间的门应为双向门。高压开关柜下设有地沟时，其地沟深度应考虑电缆弯曲半径及电缆数量，一般为1.0~1.5m,宽度不小于0.8~1.0m，当设有可以进人的电缆夹层时，其净高不小于1.8m。配变电所对建筑专业的要求1、配变电所各房间的耐火等级按下列要求选择：1） 油浸变压器室为一级；2） 非燃或难燃介质的变压器室、高压配电室（少油断路器）、高压电容器室（油浸式电容器）、控制室、值班室等不应低于二级；3） 低压配电室、干式变压器室、真空断器或非燃介质断路器的高压配电室、低压干式电容器室，不应低于三级。屋顶承重构件应为二级。有充油设备的高压配电室、高压电容器室的门，应为向外开的甲级防火门。油浸变压器室的门应为向外开启甲级防火门。低压配电室、无油高压配电室、干式变压器室及控制室值班室的门，不宜低于乙级的防火门标准。配变电所各房间之间的通道门宜为双向开启门或向低压侧开启。配变电所经常开启的门窗，不应直通相邻的酸、碱、蒸汽、粉尘和噪声严重的建筑。配变电所开向室外的门窗、通风窗等应设有防雨雪和小动物进入室内的设施。高压配电室宜设不能开启的采光窗，窗台距室外地坪不宜低于1.8m，低压配电室可以设能开启的窗，但临街的侧墙不宜开窗。变压器及配电装置室的门宽及高，应按最大运输件加外部尺寸0.3m。配电室长度大于7m时，应设有两个出口，并宜设置在配电室的两端，两个出口的距离超过60m宜增加一个出口。当配变电所设在楼上或地下室时，应设有设备运输吊装孔，其吊装孔的尺寸应能满足最大设备运输的需要。油浸变压器室的内墙宜为砖墙勾缝、刷白，配变电所其他房间为抹灰刷白。配变电所各房间地面宜采用高标号水泥抹面压光或水磨石地面，有通风要求的变压器室和电容器室，应采用抬高地坪的方案，变压器室的地面应设有坡向中间通风洞2%的坡度。设置在地下室的配变电所，为防止地面水的侵入，要求配变电所的地面抬高不小于100~300mm。配变电所的电缆夹层、电缆沟和电缆室，应考虑防水、排水措施。配变电所《北京市建筑设计技术细则》---电气部分配变电所不宜设在火灾危险性大的场所正上方或正下方，当贴邻时其隔墙的耐火等级应为级；门应为甲级防火门。配电间《全国民用建筑工程设计技术措施》---电气部分配电间的门应向外开，不宜低于乙级的防火门标准。配电间的墙壁应是耐火极限不低于1h的非燃烧体。（配电间是指安装楼层配电箱、控制箱、垂直干线、接地线等占用的建筑空间。）弱电间《全国民用建筑工程设计技术措施》---电气部分弱电间的位置选择：弱电间应与配电间、电梯间、水暖管道间分别设置。弱电间应设在便于管理、交通方便的位置，弱电间不宜临贴外墙。弱电间的位置应方便各种管线的进出，尽量靠近控制室、机房，位于布线中心。兼作综合布线系统楼层交接间时，弱电间距最远信息点的距离应满足水平电缆小于90m的要求。根据建筑面积、系统出线的数量、路径等因素，每层设置一个及以上弱电间。每层弱电间应在与上下层对应的位置。弱电间对建筑专业的要求：1、 弱电间的面积（净空）。1） 不进人的弱电间面积不宜小于1.0m（宽）x0.3~0.4m（深）；2） 进人的弱电间面积不宜小于1.5mx2m，有三面墙可敷设竖向管线（槽）或安装设备，竖向管线不宜遇到建筑横梁；3） 兼作综合布线系统楼层交接间的面积不应小于5m2,兼作综合布线系统设备间的面积不应小于10m2。2、 弱电间地坪宜高出本层地坪30mm。3、 弱电间的检修门应往外开，门的高度宜与同层其他房间门的高度一致，但不应低于1.85m，宽度不小于0.8m。4、 应根据系统设备的需求，采取防静电、防尘措施。弱电间对消防、安防、通信的要求：弱电间的设置应符合国家防火规范的要求。弱电间的墙壁应为耐火极限不低于1h的不燃烧体，检修门应采用不低于丙级的防火门。弱电间应设置自身的安全防护装置。弱电间应设置与上级管理部门通信的装置。机房《全国民用建筑工程设计技术措施》---电气部分机房是指办公楼、综合楼、住宅小区等民用建筑内各智能化系统的主机设备、通信设备、综合布线系统设备、布线管槽、接地干线等占用的建筑空间。机房的位置选择机房不应设于变压器室、汽车库、厕所、锅炉房、洗衣房、浴室等产生蒸汽、烟尘、有害气体、电磁辐射干扰的相邻和上、下层相对应的位置。远离易燃、易爆场所。机房应设在便于管理、交通方便的位置，机房不宜临贴外墙。机房的位置应方便各种管线的进出，尽量靠近弱电间、控制室。机房（电气专业）对消防、安防、通信的要求：1、机房的消防设置应符合国家消防规范的要求。根据机房的规模、等级，配备卤代烷或二氧化碳等灭火装置，禁止使用自动喷淋系统（这一条针对电气的所有房间）。2、 机房应设置自身的安全防护装置，如门禁、紧急报警等设备，并纳入同类系统的统一管理。3、 机房应设置与控制室(或上级管理部门)的通信装置。配变电所《民用建筑电气设计规范》JGJ16-2008可燃油油浸电力变压器室的耐火等级应为一级。非燃或难燃介质的电力变压器室、电压为10(6)kv的配电装置室和电容器室的耐火等级不应低于二级。低压配电装置室和电容器室的耐火等级不应低于三级。配变电所的门应为防火门，并应符合下列规定：配变电所位于高层主体建筑(或裙房)内时，通向其它相邻房间的门应为甲级防火门，通向过道的门应为乙级防火门；配变电所位于多层建筑物的二层或更高层时，通向其它相邻房间的门应为甲级防火门，通向过道的门应为乙级防火门配变电所位于多层建筑物的一层时，通向相邻房间或过道的门应为乙级防火门；配变电所位于地下层或下面有地下层时，通向相邻房间或过道的门应为甲级防火门；配变电所附近堆有易燃物品或通向汽车库的门应为甲级防火门；配变电所直接通向室外的门应为丙级防火门。配变电所的通风窗，应采用非燃烧材料。配电装置室及变压器室门的宽度宜按最大不可拆卸部件宽度加0.3m，高度宜按不可拆卸部件最大高度加0.5m。当配变电所设置在建筑物内时，应向结构专业提出荷载要求并应设有运输通道。当其通道为吊装孔或吊装平台时，其吊装孔和平台的尺寸应满足吊装最大设备的需要，吊钩与吊装孔的垂直距离应满足吊装最高设备的需要。当配变电所与上、下或贴邻的居住、办公房间仅有一层楼板或墙体相隔时，配变电所内应采取屏蔽、降噪等措施。电压为10(6)kv的配电室和电容器室，宜装设不能开启的自然采光窗，窗台距室外地坪不宜低于1.8m。临街的一面不宜开设窗户。变压器室、配电装置室、电容器室的门应向外开，并应装锁。相邻配电室之间设门时，门应向低电压配电室开启。配变电所各房间经常开启的门、窗，不宜直通含有酸、碱、蒸汽、粉尘和噪声严重的场所。变压器室、配电装置室、电容器室等应设置防止雨、雪和小动物进入屋内的设施。长度大于7m的配电装置室应设两个出口，并宜布置在配电室的两端。当配变电所采用双层布置时，位于楼上的配电装置室应至少设一个通向室外的平台或通道的出口。配变电所的电缆沟和电缆室，应采取防水、排水措施。当配变电所设置在地下层时，其进出地下层的电缆口必须采取有效的防水措施。电气专业箱体不宜在建筑物的外墙内侧嵌入式安装，当受配置条件限制需嵌入安装时，箱体预留孔外墙侧应加保温或隔热层。柴油发电机房《民用建筑电气设计规范》JGJ16-2008土建1） 机房应有良好的采光与通风；2） 发电机间宜有两个出入口，其中一个应满足搬运机组的需要。门应为甲级防火门，并应采取隔声措施，门外开启；发电机间与控制室、配电室之间的门和观察窗应采取防火、隔声措施，门应为甲级防火门，并应开向发电机间；3） 储油间应采用防火墙与发电机间隔开；当必须在防火墙上开门时，应设置能自行关闭的甲级防火门；4） 当机房噪声控制达不到现行国家标准《城市区域环境噪声标准》GB3096的规定时，应做消声、隔声处理；5） 机组基础应采取减振措施，当机组设置在主体建筑内或地下层时，应防止与房屋产生共振；6） 柴油机基础宜采取防油浸的设施，可设置排油污沟槽，机房内管沟和电缆沟内应有0.3%的坡度和排水、排油措施；7） 机房各工作房间的耐火等级与火灾危险性类别应符合下列规定发电机间 火灾危险性类别---丙 耐火等级---一级控制与配电室 火灾危险性类别---戊 耐火等级---二级储油间 火灾危险性类别---丙 耐火等级---一级配变电所对建筑专业的要求配变电所对建筑专业的要求配变电所各房间的耐火等级按下列要求选择：（1） 油浸变压器室为一级；（2） 非燃或难燃介质的变压器室、高压配电室（少油断路器）、高压电容器室（油浸式电容器）、控制室、值班室等不应低于二级；（3） 低压配电室、干式变压器室、真空断路器或非燃介质断路器的高压配电室、低压干式电容器室，不应低于三级。屋顶承重构件应为二级。有充油设备的高压配电室、高压电容器室的门，应为向外开的甲级防火门。油浸变压器室的门应为向外开启甲级防火门。低压配电室、无油高压配电室、干式变压器室及控制室值班室的门，不宜低于乙级防火门的标准。5.配变电所各房间之间的通道门宜双向开启或向低压侧开启。配变电所经常开启的门窗，不应直通相邻的酸、碱、蒸汽、粉尘和噪声严重的建筑。配变电所开向室外的门窗，通风窗等应设有防雨雪和小动物进入室内的设施。高压配电室宜设不能开启的采光窗，窗台距室外地坪不宜低于1.8m，低压配电室可以设能开启的窗，但临街的侧墙不宜开窗。变压器及配电装置室的门宽及高，应按最大运输件加外部尺寸0.3m。配电室长度大于7m时，应设有两个出口，并宜设置在配电室的两端，两个出口的距离超过60m宜增加一个出口。当配变电所设在楼上或地下室时，应设有设备运输吊装孔，其吊装孔的尺寸应能满足最大设备运输的需要。油浸变压器室的墙宜为砖墙勾缝、刷白，配变电所其他房间为抹灰刷白。配变电所各房间地面宜采用高强度等级的水泥抹面压光或水磨石地面，有通风要求的变压器室和电容器室，应采用抬高地坪的方案，变压器室的地面应设有坡向中间通风洞2%的坡度。设置在地下室的配变电所，为防止地面水的浸入，要求配电所的地面抬高不小于100〜300mm。配变电所的电缆夹层、电缆沟和电缆室，应考虑防水，排水措施。对水专业的要求配变电所中消防设施的设置，一类建筑地下室的配变电所宜设火灾自动报警系统及固定式灭火装置，二类建筑的配变电所，可设置火灾自动报警系统及手提式灭火装置。设在地下室配变电所的电缆沟电缆夹层应设有防水、排水措施，其进出地下室的电缆管线均应设有挡水板及防水砂浆封堵等措施。有值班室的配变电所宜设有厕所及上下水设施。电缆沟、电缆隧道及电缆夹层等低洼处，应设有集水口，并通过排污泵将积水排出。配变电所不应有与其无关的管道和线路通过。对暖通专业的要求1.变压器室宜采用自然通风，夏季的排风温度不宜高于45°C。进风和排风的温度差不宜大于15°C。在采暖地区的值班室、控制室及兼作值班室的低压配电室应设有采暖设备，采暖温度不低于18C，配电室的最低温度不低于5C。变压器、电容器室，当采用机械通风时，如周围环境污秽或有酸、碱、粉尘等，宜加装空气过滤器。配变电所设置在地下室时，宜采用机械通风设施。其通风道应采用非可燃材料制作。当控制室、配电装置室设有采暖设备时，其管道宜采用钢管焊接，并不应有法兰、螺纹和阀门等。设置在地下室的配变电所，应保证运行和卫生条件，当不能满足要求时，宜设置通风换气系统或空调系统。装有六氟化硫的配电装置和变压器的房间，其排风系统应考虑有底部排风口。设置在地下室的配变电所的干式变压器室、配电装置室、控制室、电容器室宜设置吸湿机。设置在地下室的配变电所，根据消防要求，应设有排烟系统。水泵房的设置要求1.泵房建筑应为一、二级耐火等级。泵房应有充足的光线和良好的通风，并不致于结冻。当采用固定吊钩或移动支架时，其净高不小于3.0m，当采用固定吊车时，应保证吊起物底部与吊运的越过物体顶部之间有0.5m以上的净距。泵房内应有地面排水措施，地面坡向排水沟，排水沟坡向集水坑。泵房大门应保证搬运的水泵机件进入，且应比最大件宽0.5m。泵房采暖温度一般为16C，无人值班时采用5C，每小时换气次数3〜4次。电机容量大于55kW时，水泵基础间的净距不得小于1.2m；电机容量在55kW至20kW时，水泵基础间的净距不得小于0.8m；电机容量小于20Kw，水泵吸水管直径小于100mm时，泵组一侧与泵房墙面之间可不留通道。两台相同泵组可共有一个基础，该共用基础侧边之间及距墙面间应有不小于0.7m的通道。泵房的人行通道不得1.2m。配电盘前应有1.5〜2.0m的通道。变配电所对结构和暖通的专业要求导线及避雷线的架设应考虑梁上作用人和工具重2kN以及相应的风荷载、导线及避雷线张力、自重等。根据实际检修方式的需要，可考虑三相同时上人停电检修(每相导线的绝缘子根部作用人和工具重为1kN)及单相跨中上人带电检修(人及工具重1.5kN)两种情况的导线张力、相应的风荷载及自重等；对挡距内无引下线的情况可不考虑跨中上人。考虑水平地震作用及相应的风荷载或相应的冰荷载、导线及避雷线强力、自重等，地震情况下的结构抗力或设计强度均允许提高25%使用。运行情况通常取30年一遇的最大风(无冰、相应气温)、最低气温(无冰无风)及最严重覆冰(相应温及风速)等三种情况及其相应的导线及避雷线张力、自重等。设计应考虑下列两种极限状态承载能力极限状态：这种极限状态对应于结构或结构构件达到最大承载能力或不适于继续承载的变形。要求在设计荷载作用下所产生的结构效应应小于或等于结构的抗力或设计强度。正常使用极限状态：这种极限状态对应于结构或结构构件达到正常使用中耐久性能的某项规定极限值。要求在标准荷载作用下所产生的结构长期及短期效应不宜超过规定值。建筑物、构筑物的安全等级均应采用二级，相应的结构重要性系数应为1.0。当基础处于稳定的地下水位以下时，应考虑浮力的影响，此时基础容重取混凝土或钢筋混凝土的容重减10kN/m3,土壤容重宜取10〜11kN/m3。屋外构筑物的基础，当验算上拔或倾覆弯稳定性时，设计荷载所引起的基础上拔力或倾覆弯矩应小于或等于基础抗拔力或抗倾覆弯矩除以稳定系数。变压器室宜采用自然通风，夏季的排风温度不宜高于45°C，进风和排风的温差不宜大于15C。变压器室应有良好通风装置的目的，在于排除变压器在运行过程中散出的热量以保证变压器在一年中任何季节均能在额定负荷下安全运行和有正常的使用寿命。若周围环境污浊，宜在进风口处加空气过滤器。高压配电室装有较多油断路器时，宜装设排烟装置。装设事故排烟装置，是当油断路器发生爆炸事故时，通过排烟装置能较快地抽走烟气，便于迅速进行事故处理。装有六氟化硫的配电装置、变压器房间的排风系统要考虑设底部排风口。干式变压器、电容器室、配电装置室、控制室设置在地下层时，在高潮湿场所，宜设吸湿机或在装置内加装去湿电加热，在地下室内应有排水设施。有人值班的配变电所，宜设有上下水设施。为了防止电缆浸水后造成事故和配电室内湿度太大，电缆沟和电缆室应采取防水排水措施。如防水层处理不好或施工时保护管穿墙处堵塞不严，地沟内很容易浸水。特别是在严寒地区，沟内浸水后，冬季基础冻涨，会造成墙体开裂。因此，应考虑地沟底有些坡度和集水坑，或采取其他有效措施，以便将沟内积水排走。在采暖地区控制室及值班室应采暖，配电室采暖后对巡视和检修人员也有利，有条件时可接入空调系统，计算温度为18°C。在特别严寒地区的配电装置室装有电度表时应设采暖。采暖计算温度为5C。控制室和配电室内的采暖装置宜采用钢管焊接，且不应有法兰、螺纹接头和阀门等。位于炎热地区的配变电所，屋面应有隔热措施。电容器室应有良好的自然通风，通风量应根据电容器温度类别按夏季排风温度不超过电容器所允许的最高环境空气温度计算当自然通风不能满足设备排热要求时，可采用自然进风和机械排风方式。电容器室内应有反映室内温度的指示装置。换气原则换气原则是用机械把一定量的室外新鲜清洁空气送入或吸入室内使室内空气经常处于卫生状态。对于配电室除上述目的外，还为了保持室内正压，防止灰尘侵入，和使室内冷却的作用。以卫生为目的的换气：换气量需要10m3/m2.h，换气方法有设适当气孔，仅用排风机通风的得到及送风机与排风机并用的换气方法。若配电室面积为Am2，则换气量Q=10Am3/h。以冷却为目的的换气：为防止大气设备因发热使室内温度升高，须将热量排出室外。以防尘为目的的换气：这种换气是为了防止由于室内外气压差而使灰尘进入室内。为此室内最好保持在1〜5mmHg的正压程度。任何建筑物都有自然换气，这是通过门、窗的间隙以及门的开、闭进行的。尤其是外边风力越大，室内外温差越大，换气量也越多。设自然换气的次数为N(次/b)，室内容积为▼，则自然换气是Qi。Qi=NV(m3/h)，为了防尘，从室外最好压入1.2Q，以上的洁净空气。自然换气次数N示于表14-26。混凝土造配电室的N最好为1/2。钢架、铁板造配电室的N值最好为1。如何考虑换气设备配电室若从防尘角度出发，最好保持气密性，即做成全封闭式，人进去时，起动气体处理装置即可。这种方法有利于节能。使用换气装置使大容积配电室冷却是不可能的。作为设备应设置风机或在屋顶上设风机室，用管道向各室送风。并在空气的出入口设置过滤装置净化空气。在电气设备中，半导体设备需要空调，其他电磁继电器或开关不需要空调。为减轻空调负荷，宜把电气设备按功能分区，以减少空调区。配电装置室有楼层时，其楼层应设防水措施。配电装置室可按事故排烟要求，装设事故通风装置。电力变压器检修导则1主题内容与适用范围1.1本导则适用于电压等级在35〜220kV的国产油浸电力变压器、6kV及以上厂用变压器和同类设备，如消弧线圈、调压变压器、静补装置变压器、并（串）联电抗器等。对国外进口的油浸电力变压器及同类设备可参照本导则并按制造厂的规定执行。1.2本导则适用于变压器标准项目大、小修和临时检修。不包括更换绕组和铁芯等非标准项目的检修。1.3变压器及同类设备需贯彻以预防为主，计划检修和诊断检修相结合的方针，做到应修必修、修必修好、讲究实效。1.4有载分接开关检修，按部颁DL/T574—95《有载分接开关运行维修导则》执行。1.5各网、省局可根据本导则要求，结合本地区具体情况作补充规定。2引用标准GB1094.1-1094.5—85电力变压器GB6451.1-6451.5—86油浸式电力变压器技术参数和要求GB7251—87变压器油中溶解气体分析和判断导则GBJ148—90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GB7665—87变压器油DL/T572—95电力变压器运行规程DL/T574—95有载分接开关运行维修导则3检修周期及检修项目3.1检修周期3.1.1大修周期3.1.1.1一般在投入运行后的5年内和以后每间隔10年大修一次。3.1.1.2箱沿焊接的全密封变压器或制造厂另有规定者，若经过试验与检查并结合运行情况，判定有内部故障或本体严重渗漏油时，才进行大修。3.1.1.3在电力系统中运行的主变压器当承受出口短路后，经综合诊断分析，可考虑提前大修。3.1.1.4运行中的变压器，当发现异常状况或经试验判明有内部故障时，应提前进行大修；运行正常的变压器经综合诊断分析良好，总工程师批准，可适当延长大修周期。3.1.2小修周期3.1.2.1一般每年1次；3.1.2.2安装在2〜3级污秽地区的变压器，其小修周期应在现场规程中予以规定。3.1.3附属装置的检修周期3.1.3.1保护装置和测温装置的校验，应根据有关规程的规定进行。3.1.3.2变压器油泵（以下简称油泵）的解体检修：2级泵1〜2年进行一次，4级泵2〜3年进行一次。3.1.3.3变压器风扇（以下简称风扇）的解体检修，1〜2年进行一次。3.1.3.4净油器中吸附剂的更换，应根据油质化验结果而定；吸湿器中的吸附剂视失效程度随时更换。3.1.3.5自动装置及控制回路的检验，一般每年进行一次。3.1.3.6水冷却器的检修，1〜2年进行一次。3.1.3.7套管的检修随本体进行，套管的更换应根据试验结果确定。3.2检修项目3.2.1.1吊开钟罩检修器身，或吊出器身检修;3.2.1.2绕组、引线及磁（电）屏蔽装置的检修；3.2.1.3铁芯、铁芯紧固件（穿心螺杆、夹件、拉带、绑带等）、压钉、压板及接地片的检修；3.2.1.4油箱及附件的检修，包括套管、吸湿器等；3.2.1.5冷却器、油泵、水泵、风扇、阀门及管道等附属设备的检修；3.2.1.6安全保护装置的检修；3.2.1.7油保护装置的检修；3.2.1.8测温装置的校验；3.2.1.9操作控制箱的检修和试验；3.2.1.10无励磁分接开关和有载分接开关的检修；3.2.1.11全部密封胶垫的更换和组件试漏；3.2.1.12必要时对器身绝缘进行干燥处理；3.2.1.13变压器油的处理或换油；3.2.1.14清扫油箱并进行喷涂油漆；3.2.1.15大修的试验和试运行。3.2.2小修项目3.2.2.1处理已发现的缺陷；3.2.2.2放出储油柜积污器中的污油；3.2.2.3检修油位计，调整油位；3.2.2.4检修冷却装置：包括油泵、风扇、油流继电器、差压继电器等，必要时吹扫冷却器管束；3.2.2.5检修安全保护装置：包括储油柜、压力释放阀安全气道）、气体继电器、速动油压继器等；3.2.2.6检修油保护装置；3.2.2.7检修测温装置：包括压力式温度计、电阻温度计（绕组温度计）、棒形温度计等;3.2.2.8检修调压装置、测量装置及控制箱，并进行调试；3.2.2.9检查接地系统；3.2.2.10检修全部阀门和塞子，检查全部密封状态，处理渗漏油；3.2.2.11清扫油箱和附件，必要时进行补漆；3.2.2.12清扫外绝缘和检查导电接头（包括套管将军帽）；3.2.2.13按有关规程规定进行测量和试验。3.2.3临时检修项目可视具体情况确定。3.2.4对于老、旧变压器的大修，建议可参照下列项目进行改进3.2.4.1油箱机械强度的加强；3.2.4.2器身内部接地装置改为引外接地；3.2.4.3安全气道改为压力释放阀；3.2.4.4高速油泵改为低速油泵；3.2.4.5油位计的改进；3.2.4.6储油柜加装密封装置；3.2.4.7气体继电器加装波纹管接头。4检修前的准备工作4.1查阅档案了解变压器的运行状况4.1.1运行中所发现的缺陷和异常（事故）情况，出口短路的次数和情况；4.1.2负载、温度和附属装置的运行情况；4.1.3查阅上次大修总结报告和技术档案;4.1.4查阅试验记录（包括油的化验和色谱分析），了解绝缘状况；4.1.5检查渗漏油部位并作出标记；4.1.6进行大修前的试验，确定附加检修项目。4.2编制大修工程技术、组织措施计划其主要内容如下：4.2.1人员组织及分工；4.2.2施工项目及进度表；4.2.3特殊项目的施工方案；4.2.4确保施工安全、质量的技术措施和现场防火措施；4.2.5主要施工工具、设备明细表，主要材料明细表；4.2.6绘制必要的施工图。4.3施工场地要求4.3.1变压器的检修工作，如条件许可，应尽量安排在发电厂或变电所的检修间内进行；4.3.2施工现场无检修间时，亦可在现场进行变压器的检修工作，但需作好防雨、防潮、防尘和消防措施，同时应注意与带电设备保持安全距离，准备充足的施工电源及照明，安排好储油容器、大型机具、拆卸附件的放置地点和消防器材的合理布置等。5变压器的解体检修与组装5.1解体检修5.1.1办理工作票、停电，拆除变压器的外部电气连接引线和二次接线，进行检修前的检查和试验。5.1.2部分排油后拆卸套管、升高座、储油柜、冷却器、气体继电器、净油器、压力释放阀（或安全气道）、联管、温度计等附属装置，并分别进行校验和检修，在储油柜放油时应检查油位计指示是否正确。5.1.3排出全部油并进行处理。5.1.4拆除无励磁分接开关操作杆；各类有载分接开关的拆卸方法参见《有载分接开关运行维修导则》；拆卸中腰法兰或大盖连接螺栓后吊钟罩（或器身）。5.1.5检查器身状况，进行各部件的紧固并测试绝缘。5.1.6更换密封胶垫、检修全部阀门，清洗、检修铁芯、绕组及油箱。5.2组装5.2.1装回钟罩（或器身）紧固螺栓后按规定注油。5.2.2适量排油后安装套管，并装好内部引线，进行二次注油。5.2.3安装冷却器等附属装置。5.2.4整体密封试验。5.2.5注油至规定的油位线。5.2.6大修后进行电气和油的试验。5.3解体检修和组装时的注意事项5.3.1拆卸的螺栓等零件应清洗干净分类妥善保管，如有损坏应检修或更换。5.3.2拆卸时，首先拆小型仪表和套管，后拆大型组件，组装时顺序相反。5.3.3冷却器、压力释放阀（或安全气道）、净油器及储油柜等部件拆下后，应用盖板密封，对带有电流互感器的升高座应注入合格的变压器油（或采取其它防潮密封措施）。5.3.4套管、油位计、温度计等易损部件拆下后应妥善保管，防止损坏和受潮；电容式套管应垂直放置。5.3.5组装后要检查冷却器、净油器和气体继电器阀门，按照规定开启或关闭。5.3.6对套管升高座、上部管道孔盖、冷却器和净油器等上部的放气孔应进行多次排气，直至排尽为止，并重新密封好擦净油迹。5.3.7拆卸无励磁分接开关操作杆时，应记录分接开关的位置，并作好标记；拆卸有载分接开关时，分接头应置于中间位置（或按制造厂的规定执行）。5.3.8组装后的变压器各零部件应完整无损。5.3.9认真做好现场记录工作。5.4检修中的起重和搬运5.4.1起重工作及注意事项5.4.1.1起重工作应分工明确，专人指挥，并有统一信号；5.4.1.2根据变压器钟罩（或器身）的重量选择起重工具，包括起重机、钢丝绳、吊环、U型挂环、千斤顶、枕木等；5.4.1.3起重前应先拆除影响起重工作的各种连接；5.4.1.4如系吊器身，应先紧固器身有关螺栓；5.4.1.5起吊变压器整体或钟罩（器身）时，钢丝绳应分别挂在专用起吊装置上，遇棱角处应放置衬垫；起吊100mm左右时应停留检查悬挂及捆绑情况，确认可靠后再继续起吊；5.4.1.6起吊时钢丝绳的夹角不应大于60°，否则应采用专用吊具或调整钢丝绳套；5.4.1.7起吊或落回钟罩（或器身）时，四角应系缆绳，由专人扶持，使其保持平稳；5.4.1.8起吊或降落速度应均匀，掌握好重心，防止倾斜；5.4.1.9起吊或落回钟罩（或器身）时，应使高、低压侧引线，分接开关支架与箱壁间保持一定的间隙，防止碰伤器身；5.4.1.10当钟罩（或器身）因受条件限制，起吊后不能移动而需在空中停留时，应采取支撑等防止坠落措施;5.4.1.11吊装套管时，其斜度应与套管升高座的斜度基本一致，并用缆绳绑扎好，防止倾倒损坏瓷件；5.4.1.12采用汽车吊起重时，应检查支撑稳定性，注意起重臂伸张的角度、回转范围与临近带电设备的安全距离，并设专人监护。5.4.2搬运工作及注意事项了解道路及沿途路基、桥梁、涵洞、地道等的结构及承重载荷情况，必要时予以加固，通过重要的铁路道口，应事先与当地铁路部门取得联系。了解沿途架空电力线路、通信线路和其它障碍物的高度，排除空中障碍，确保安全通过。5.4.2.3变压器在厂（所）内搬运或较长距离搬运时，均应绑扎固定牢固，防止冲击震动、倾斜及碰坏零件；搬运倾斜角在长轴方向上不大于15°，在短轴方向上不大于10°；如用专用托板（木排）牵引搬运时，牵引速度不大于100m/h，如用变压器主体滚轮搬运时，牵引速度不大于200m/h（或按制造厂说明书的规定）。5.4.2.4利用千斤顶升（或降）变压器时，应顶在油箱指定部位，以防变形；千斤顶应垂直放置；在千斤顶的顶部与油箱接触处应垫以木板防止滑倒。5.4.2.5在使用千斤顶升（或降）变压器时，应随升（或降）随垫木方和木板，防止千斤顶失灵突然降落倾倒；如在变压器两侧使用千斤顶时，不能两侧同时升（或降），应分别轮流工作，注意变压器两侧高度差不能太大，以防止变压器倾斜；荷重下的千斤顶不得长期负重，并应自始至终有专人照料。5.4.2.6变压器利用滚杠搬运时，牵引的着力点应放在变压器的重心以下，变压器底部应放置专用托板。为增加搬运时的稳固性，专用托板的长度应超过变压器的长度，两端应制成楔形，以便于放置滚杠；运搬大型变压器时，专用托板的下部应加设钢带保护，以增强其坚固性。5.4.2.7采用专用托板、滚杠搬运、装卸变压器时，通道要填平，枕木要交错放置；为便于滚杠的滚动，枕木的搭接处应沿变压器的前进方向，由一个接头稍高的枕木过渡到稍低的枕木上，变压器拐弯时，要利用滚杠调整角度，防止滚杠弹出伤人。5.4.2.8为保持枕木的平整，枕木的底部可适当加垫厚薄不同的木板。5.4.2.9采用滑轮组牵引变压器时，工作人员必需站在适当位置，防止钢丝绳松扣或拉断伤人。5.4.2.10变压器在搬运和装卸前，应核对高、低压侧方向，避免安装就位时调换方向。5.4.2.11充氮搬运的变压器，应装有压力监视表计和补氮瓶，确保变压器在搬运途中始终保持正压，氮气压力应保持0.01〜0.03MPa，露点应在-35°C以下，并派专人监护押运，氮气纯度要求不低于99.99。6变压器检修工艺及质量标准6.1器身检修6.1.1施工条件与要求6.1.1.1吊钟罩（或器身）一般宜在室内进行，以保持器身的清洁；如在露天进行时，应选在无尘土飞扬及其它污染的晴天进行；器身暴露在空气中的时间应不超过如下规定：空气相对湿度＜65为16h；空气相对湿度＜75为12h；器身暴露时间是从变压器放油时起至开始抽真空或注油时为止；如暴露时间需超过上述规定，宜接入干燥空气装置进行施工。6.1.1.2器身温度应不低于周围环境温度，否则应用真空滤油机循环加热油，将变压器加热，使器身温度高于环境温度5C以上。6.1.1.3检查器身时，应由专人进行，穿着专用的检修工作服和鞋，并戴清洁手套，寒冷天气还应戴口罩，照明应采用低压行灯。6.1.1.4进行器身检查所使用的工具应由专人保管并应编号登记，防止遗留在油箱内或器身上；进入变压器油箱内检修时，需考虑通风，防止工作人员窒息。6.1.2绕组检修检修工艺质量标准1.检查相间隔板和围屏(宜解开一相)有无破损、变色、变形、放电痕迹，如发现异常应打开其它两相围屏进行检查1.围屏清洁无破损，绑扎紧固完整，分接引线出口处封闭良好，围屏无变形、发热和树枝状放电痕迹围屏的起头应放在绕组的垫块上，接头处一定要错开搭接，并防止油道堵塞检查支撑围屏的长垫块应无爬电痕迹，若长垫块在中部高场强区时，应尽可能割短相间距离最小处的辐向垫块2〜4个相间隔板完整并固定牢固2.检查绕组表面是否清洁，匝绝缘有无破损2.绕组应清洁，表面无油垢，无变形整个绕组无倾斜、位移，导线辐向无明显弹出现象3.检查绕组各部垫块有无位移和松动情况3.各部垫块应排列整齐，辐向间距相等，轴向成一垂直线，支撑牢固有适当压紧力，垫块外露出绕组的长度至少应超过绕组导线的厚度4.检查绕组绝缘有无破损、油道有无被绝缘、油垢或杂物(如硅胶粉末)堵塞现象，必要时可用软毛刷(或用绸布、泡沫塑料)轻轻擦拭，绕组线匝表面如有破损裸露导线处，应进行包扎处理4.油道保持畅通，无油垢及其它杂物积存外观整齐清洁，绝缘及导线无破损特别注意导线的统包绝缘，不可将油道堵塞，以防局部发热、老化5.用手指按压绕组表面检查其绝缘状态5.绝缘状态可分为：一级绝缘：绝缘有弹性，用手指按压后无残留变形，属良好状态二级绝缘：绝缘仍有弹性，用手指按压时无裂纹、脆化，属合格状态三级绝缘：绝缘脆化，呈深褐色，用手指按压时有少量裂纹和变形，属勉强可用状态四级绝缘：绝缘已严重脆化，呈黑褐色，用手指按压时即酥脆、变形、脱落，甚至可见裸露导线，属不合格状态检修工艺质量标准1.检查引线及引线锥的绝缘包扎有无变形、变脆、破损，引线有无断股，引线与引线接头处焊接情况是否良好，有无过热现象1.引线绝缘包扎应完好，无变形、变脆，引线无断股卡伤情况对穿缆引线，为防止引线与套管的导管接触处产生分流烧伤，应将引线用白布带半迭包绕一层220kV引线接头焊接处去毛刺，表面光洁，包金属屏蔽层后再加包绝缘早期采用锡焊的引线接头应尽可能改为磷铜或银焊接接头表面应平整、清洁、光滑无毛刺，并不得有其它杂质引线长短适宜，不应有扭曲现象引线绝缘的厚度，应符合附录B的规定2.检查绕组至分接开关的引线，其长度、绝缘包扎的厚度、引线接头的焊接(或连接)、引线对各部位的绝缘距离、引线的固定情况是否符合要求2.质量标准同1.(1)；分接引线对各部绝缘距离应满足附录B要求3.检查绝缘支架有无松动和损坏、位移，检查引线在绝缘支架内的固定情况3.绝缘支架应无破损、裂纹、弯曲变形及烧伤现象绝缘支架与铁夹件的固定可用钢螺栓，绝缘件与绝缘支架的固定应用绝缘螺栓；两种固定螺栓均需有防松措施(220kV级变压器不得应用环氧螺栓)绝缘夹件固定引线处应垫以附加绝缘，以防卡伤引线绝缘引线固定用绝缘夹件的间距，应考虑在电动力的作用下，不致发生引线短路4.检查引线与各部位之间的绝缘距离4.引线与各部位之间的绝缘距离，根据引线包扎绝缘的厚度不同而异，但应不小于附录B的规定对大电流引线(铜排或铝排)与箱壁间距，一般应大于100mm，以防漏磁发热，铜(铝)排表面应包扎一层绝缘，以防异物形成短路或接地6.1.4铁芯检修检修工艺质量标准1.检查铁芯外表是否平整，有无片间短路或变色、放电烧伤痕迹，绝缘漆膜有无脱落，上铁轭的顶部和下铁轭的底部是否有油垢杂物，可用洁净的白布或泡沫塑料擦拭，若叠片有翘起或不规整之处，可用木棰或铜锤敲打平整1.铁芯应平整，绝缘漆膜无脱落，叠片紧密，边侧的硅钢片不应翘起或成波浪状，铁芯各部表面应无油垢和杂质，片间应无短路、搭接现象，接缝间隙符合要求2.检查铁芯上下夹件、方铁、绕组压板的紧固程度和绝缘状况，绝缘压板有无爬电烧伤和放电痕迹为便于监测运行中铁芯的绝缘状况，可在大修时在变压2.(1)铁芯与上下夹件、方铁、压板、底脚板间均应保持良好绝缘

器箱盖上加装一小套管，将铁芯接地线（片）引出接地（2） 钢压板与铁芯间要有明显的均匀间隙；绝缘压板应保持完整、无破损和裂纹，并有适当紧固度（3） 钢压板不得构成闭合回路，同时应有一点接地（4） 打开上夹件与铁芯间的连接片和钢压板与上夹件的连接片后，测量铁芯与上下夹件间和钢压板与铁芯间的绝缘电阻，与历次试验相比较应无明显变化3.检查压钉、绝缘垫圈的接触情况，用专用扳手逐个紧固上下夹件、方铁、压钉等各部位紧固螺栓3.螺栓紧固，夹件上的正、反压钉和锁紧螺帽无松动，与绝缘垫圈接触良好，无放电烧伤痕迹，反压钉与上夹件有足够距离4.用专用扳手紧固上下铁芯的穿心螺栓，检查与测量绝缘情况4.穿心螺栓紧固，其绝缘电阻与历次试验比较无明显变化5.检查铁芯间和铁芯与夹件间的油路5.油路应畅通，油道垫块无脱落和堵塞，且应排列整齐6.检查铁芯接地片的连接及绝缘状况6.铁芯只允许一点接地，接地片用厚度0.5mm，宽度不小于30mm的紫铜片，插入3〜4级铁芯间，对大型变压器插入深度不小于80mm，其外露部分应包扎绝缘，防止短路铁芯7.检查无孔结构铁芯的拉板和钢带7.应紧固并有足够的机械强度，绝缘良好不构成环路，不与铁芯相接触8.检查铁芯电场屏蔽绝缘及接地情况8.绝缘良好，接地可靠6.1.5油箱检修检修工艺质量标准1.对油箱上焊点、焊缝中存在的砂眼等渗漏点进行补焊1.消除渗漏点2.清扫油箱内部，清除积存在箱底的油污杂质2.油箱内部洁净，无锈蚀，漆膜完整3.清扫强油循环管路，检查固定于下夹件上的导向绝缘管，连接是否牢固，表面有无放电痕迹打开检查孔，清扫联箱和集油盒内杂质3.强油循环管路内部清洁，导向管连接牢固，绝缘管表面光滑，漆膜完整、无破损、无放电痕迹4.检查钟罩（或油箱）法兰结合面是否平整，发现沟痕，应补焊磨平4.法兰结合面清洁平整5.检查器身定位钉5.防止定位钉造成铁芯多点接地；定位钉无影响可不退出6.检查磁（电）屏蔽装置，有无松动放电现象，固定是否牢固6.磁（电）屏蔽装置固定牢固无放电痕迹，可靠接地7.检查钟罩（或油箱）的密封胶垫，接头是否良好，接头处是否放在油箱法兰7.胶垫接头粘合牢固，并放置在油箱法兰直线部位的两螺栓的中间，搭接面平放，搭接面长度不少于胶垫宽度的2〜3倍，胶垫压缩量为

的直线部位其厚度的的直线部位其厚度的1/3左右（胶棒压缩量为1/2左右）8.内部漆膜完整，附着牢固8.8.内部漆膜完整，附着牢固6.2整体组装6.2.1整体组装前的准备工作和要求6.2.1.1组装前应彻底清理冷却器（散热器），储油柜，压力释放阀（安全气道），油管，升高座，套管及所有组、部件。用合格的变压器油冲洗与油直接接触的组、部件。6.2.1.2所附属的油、水管路必须进行彻底的清理，管内不得有焊渣等杂物，并作好检查记录。6.2.1.3油管路内不许加装金属网，以避免金属网冲入油箱内，一般采用尼龙网。6.2.1.4安装上节油箱前，必须将油箱内部、器身和箱底内的异物、污物清理干净。6.2.1.5有安装标志的零、部件，如气体继电器、分接开关、高压、中压套管升高座及压力释放阀（或安全气道）升高座等与油箱的相对位置和角度需按照安装标志组装。6.2.1.6准备好全套密封胶垫和密封胶。6.2.1.7准备好合格的变压器油。6.2.1.8将注油设备、抽真空设备及管路清扫干净；新使用的油管亦应先冲洗干净，以去除油管内的脱模剂。6.2.2组装6.2.2.1装回钟罩（或器身）；6.2.2.2安装组件时，应按制造厂的“安装使用说明书”规定进行；6.2.2.3油箱顶部若有定位件，应按外形尺寸图及技术要求进行定位和密封；6.2.2.4制造时无升高坡度的变压器，在基础上应使储油柜的气体继电器侧具有规定的升高坡度；6.2.2.5变压器引线的根部不得受拉、扭及弯曲;6.2.2.6对于高压引线，所包扎的绝缘锥部分必须进入套管的均压球内，防止扭曲；6.2.2.7在装套管前必须检查无励磁分接开关连杆是否已插入分接开关的拨叉内，调整至所需的分接位置上；6.2.2.8各温度计座内应注以变压器油；6.2.2.9按照变压器外形尺寸图（装配图）组装已拆卸的各组、部件，其中储油柜、吸湿器和压力释放阀（安全气道）可暂不装，联结法兰用盖板密封好；安装要求和注意事项按各组部件“安装使用说明书”进行。6.3排油和注油6.3.1排油和注油的一般规定6.3.1.1检查清扫油罐、油桶、管路、滤油机、油泵等，应保持清洁干燥，无灰尘杂质和水分。6.3.1.2排油时，必须将变压器和油罐的放气孔打开，放气孔宜接入干燥空气装置，以防潮气侵入。6.3.1.3储油柜内油不需放出时，可将储油柜下面的阀门关闭。将油箱内的变压器油全部放出。6.3.1.4有载调压变压器的有载分接开关油室内的油应分开抽出。6.3.1.5强油水冷变压器，在注油前应将水冷却器上的差压继电器和净油器管路上的塞子关闭。6.3.1.6可利用本体箱盖阀门或气体继电器联管处阀门安装抽空管，有载分接开关与本体应安连通管，以便与本体等压，同时抽空注油，注油后应予拆除恢复正常。6.3.1.7向变压器油箱内注油时，应经压力式滤油机（220kV变压器宜用真空滤油机）。图1真空注油连接示意图1—油罐；2、4、9、10—阀门；3—压力滤油机或真空滤油机；5—变压器；6—真空计；7—逆止阀；8—真空泵注：图中虚线表示真空滤油机经改装后，可由真空泵单独抽真空。变压器中性点接地方式变压器中性点接地方式有三种：1）不接地；2）直接接地；3）经电抗器接地。再分细些，则直接接地可分为部份接地（有效接地）和全部接地（极有效接地）两种；而经电抗器接地可分为经消弧线圈接地和经小电抗接地两种。变压器中性点接地方式不同，在其中性点上出现的过电压幅值也不同，所以过电压保护方案也不同。一般变压器中性点不接地时中性点绝缘水平为全绝缘（与线端相同），不需要安装避雷器，但在多雷区且单进线装有消弧线圈的变压器应在中性点加装避雷器，其额定电压与线端相同。一般变压器部份接地时中性点绝缘水平为半绝缘（仅为线端的一半），中性点按其绝缘水平的不同，应安装相应保护水平的避雷器。实践证明：中性点部分接地时采用半绝缘的变压器运行基本上是安全的，仅在断路器出现非全相或严重不同期产生的铁磁谐振过电压可能危及中性点绝缘。因此DL/T620-1997【1】规定宜在中性点装设间隙，对该间隙的要求为：“因接地故障形成局部不接地系统时该间隙应动作；系统以有效接地方式运行发生单相接地故障时间隙不应动作。”为兼顾防雷方面要求还应并接相应避雷器。当间隙与避雷器并接于中性点时应满足的要求为：“当系统单相接地系数大于5时间隙才动作，间隙在雷电接地瞬态过电压下不应动作；避雷器在工频和操作过电压下不应动作，在雷电接地的瞬态过电压下才动作。”口110kV变压器在部份接地系统中其中性点绝缘水平为35kV级，仅为线端绝缘水平的1/3，过电压保护方案变得十分困难。笔者曾在【2】中作过介绍，建议把110kV变压器中性点接地方式改为经小电抗器接地。但是事隔3年，各方面均发生不少变化，笔者认为有必要作进一步的陈述。1中性点部份接地方式的缺点口1.1避雷器难选口为了兼顾防雷和内过电压，通常中性点的保护方式为避雷器与间隙并列运行。对避雷器的要求为在雷电过电压下应动作，在工频或内部过电压下不应动作。对有间隙的传统的避雷器FZ或FCZ型而言，即灭弧电压要高，冲击放电电压要低，这在目前国内生产的标准系列产品中是找不到的。只能采用非标准组合，另外附加电容来改变冲击放电电压以满足要求。目前FZ或FCZ都是淘汰产品，今后都要用新型的金属氧化物避雷器（MOA）来代替。MOA是无间隙的，即为YW型。对YW型MOA而言上述要求变为持续运行电压要高，雷冲击残压要低。这对中性点绝缘仅为线端绝缘的1/3的110kV变压器是做不到的。1.2间隙距离难选口由上所述，对间隙的要求为发生“失地”情况时应动作（即间隙放电），“有地”情况时发生单相接地故障不应动作。控制动作的手段就是间隙距离的调整。通常裸露在大气中的棒间隙放电电压分散性很大，文【3】给出间隙120mm和115mm的冲击放电电压（平均值）的差值高达53D2kV（即10D6kV/mm，而区分“失地”和“有地”的冲击放电电压上下眼的差值仅为3D9kV，因此区别难度大。文【3】建议将间隙换装在可以精确调整，材质较好，密封良好、运行条件较好的环境中（例如将棒间隙装在透明、密封的绝缘盒中）。实际上此建议是行不通的，而且还要考虑空气间隙放电与固体沿面放电的关系。1.3继电保护难选口中性点部分接地电网均设有防止出孤立不接地状态的继电保护。具体为零序过压和间隙过流。文【4】指出这种“失地”保护不可靠，经常有误动情况出现，一是电网发生接地故障时，与故障线路无关的其他主变间隙过流动作跳闸；二是供电线路故障时，受电端主零序过压在电源侧开关跳闸前动作跳闸。文【4】在分析引起误动的各种原因后，提出用比较两健全相电压间的相应位作为零序过压保护的动作条件之一，构成相位闭锁的零序过电压保护；比较主变中性点零序电流与110kV相电流的绝对值闭锁间隙过流保护的方案。此方案的问题有二条，一是在原方案的基础上加两个闭锁装置，增加了装置的复杂性，众所周知继保装置越复杂，可靠性越差；二是该方案在理论上是可行的，技术上要引入微机保护，开发新产品在经济效益上是否值得？2中性点经小电抗接地方式的优点2.1绝缘水平要求降低，保护方案易选口文【5】指出110kV变压器中性点经小电抗接地后，中性点绝缘水平可采用20kV级。即工频1min耐压55kV，全波冲击耐压125kV。绝缘水平要求下降是以不会出现高幅值过电压为基础的，这意味着原变压器中性点经小电抗接地后可省去原有的避雷器和棒间隙等设备，而且保护是可靠的。（原变压器中性点绝缘水平为35kV级。即工频1min耐压85kV，全波冲击耐压185kV）。2.2接地方式统一，继保装置简化不存在部分中性点不接地的变压器，自然不会出现孤立的不接地电网，因此防“失地”的继保装置可以省略。众所周知继保装置越简单，可靠性越高。2.3中性点部分接地方式的优点全部保留口中性点部分接地方式的优点是：（1）可采用简单可靠的零序继电保护；（2）断路器遮断容量不受单相短路电流的限制；（3）单相接地对通讯线路的干扰也较校文【5】指出当变压器中性点经小电抗接地时，只要小电抗阻值选择适当，就可以起到变压器中性点部分接地作用。口3对变压器中性点小电抗的技术要求3.1阻抗及阻抗特性口阻抗值为变压器零序电抗的1/3。变压器零序电抗一般计算方法很复杂，需作试验确定。文【6】给出变压器零序阻抗工程计算法，计算结果表明：对三相双绕组的变压器，与实测数据相比，误差小于1.5%，对三相三线绕组变压器与实测数据相比，误差小于6.2%。这在工程计算中是允许的。口在最大和最小运行方式下，在流过小电抗的最大单相短路电流范围内保持阻抗为线性。口3.2热稳定口一般主要变压器热稳定时间为2s，因此要求小电流在流过最大单相短路电流时，其热稳定时间也为2s。其长期工作电流约为最大零序电流的0.12倍。3.3绝缘水平口一般应与变压器中性点绝缘水平相同。110kV变压器中性点绝缘水平为35kV级时，小电抗绝缘水平也为35kV级，由于有充足的裕度，可省去避雷器。4结语口变压器中性点由有效接地(部分接地)改为极有效接地(全部直接接地或经小电抗接地)这一科研成果是从500kV变压器取得，并于1986年6月在葛州坝大江电厂升压站7台升压变压器付诸实践。运行至今已近15年，还没有见到发生故障的报道，证明是成功的。此项科研成果获得者在文【5】中指出：变压器中性点经小电流接地方式可在500kV电网中因地制宜地推广，110〜330kV电网可参照采用。尤其对仅有两台相同主变的电厂或变电站(100〜500kV)可推广采用，其作用与部分接地完全一样。口此项科研成果已为有关标准接受，GB311.1—1997【7】和DL/T620—1997【1】中均规定500kV变压器中性点接地方式为全部直接接地和经小电抗接地两种；文【1】还推广到330kV变压器，110kV和220kV变压器中性点全部直接或经小电抗接地，部分中性点也可不接地。文【1】对110kV变压器中性点绝缘水平仍维持文【7】的相同的规定，其绝缘水平仅为工频1min耐压95kV，全波冲击耐压250kV一种。口笔者认为推广到110kV变压器，特别是频繁发生“失地”保护误动，跳主变三侧的变电站，这也许是克服此现象的唯一途径。虽然增加了小电抗的投资，但节省了避雷器、棒间隙和“失地”保护装置等设备，经济效益并不会差。变压器运输规范的管理对大型变压器、电抗器陆运或水运前的调查和要求作了具体规定，以保证大型变压器、电抗器的运输安全。目前