2023年变压器安装标准规范 变压器安装标准规范号(四篇)
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变压器安装标准规范 变压器安装标准规范号篇一
本工艺标准适用于一般工业与民用建筑电气安装工程。2 施工准备
2.1 设备及材料要求：
2.1.1 变压器应装有铭牌。铭牌上应注明制造厂名、额定容量，一二次额定电压，电流，阻抗电压%及接线组别等技术数据。2.1.2 变压器的容量，规格及型号必须符合设计要求。附件、备件齐全，并有出厂合格证及技术文件。
2.1.3 干式变压器的局放试验pc值及噪音测试器db（a）值应符合设计及标准要求。
2.1.4 带有防护罩的干式变压器，防护罩与变压器的距离应符合标准的规定，不小于表2-23的尺寸。
2.1.5 型钢：各种规格型钢应符合设计要求，并无明显锈蚀。2.1.6 螺栓：除地脚螺栓及防震装置螺栓外，均应采用镀锌螺栓，并配相应的平垫圈和弹簧垫。
2.1.7 其它材料：蛇皮管，耐油塑料管，电焊条，防锈漆，调和漆及变压器油，均应符合设计要求，并有产品合格证。2.2 主要机具：
2.2.1 搬运吊装机具：汽车吊，汽车，卷扬机，吊镇，三步搭，道木，钢丝绳，带子绳，滚杠。
2.2.2 安装机具：台钻，砂轮，电焊机，气焊工具，电锤，台虎钳，活扳子、榔头，套丝板。
2.2.3 测试器具：钢卷尺，钢板尺，水平，线坠，摇表，万用表，电桥及试验仪器。2.3 作业条件：
2.3.1 施工图及技术资料齐全无误。
2.3.2 土建工程基本施工完毕，标高、尺寸、结构及预埋件焊件强度均符合设计要求。
2.3.3 变压器轨道安装完毕，并符合设计要求（注：此项工作应由上建作，安装单位配合）。
2.3.4 墙面、屋顶喷浆完毕，屋顶无漏水，门窗及玻璃安装完好。
2.3.5 室内地面工程结束，场地清理干净，道路畅通。2.3.6 安装干式变压器室内应无灰尘，相对湿度宜保持在70%以下。3 操作工艺 3.1 工艺流程：
设备点件检查 → 变压器二次搬运 → 变压器稳装 → 附件安装 →
变压器吊芯检查及交接试验 → 送电前的检查 → 送电运行验收。
3.2 设备点件检查：
3.2.1 设备点件检查应由安装单位、供货单位、会同建设单位代表共同进行，并作好记录。
3.2.2 按照设备清单，施工图纸及设备技术文件核对变压器本体及附件备件的规格型号是否符合设计图纸要求。是否齐全，有无丢失及损坏。
3.2.3 变压器本体外观检查无损伤及变形，油漆完好无损伤。3.2.4 油箱封闭是否良好，有无漏油、渗油现象，油标处油面是否正常，发现问题应立即处理。
3.2.5 绝缘瓷件及环氧树脂铸件有无损伤、缺陷及裂纹。3.3 变压器二次搬运：
3.1.1 变压器二次搬运应由起重工作业，电工配合。最好采用汽车吊吊装，也可采用吊链吊装，距离较长最好用汽车运输，运输时必须用钢丝绳固定牢固，并应行车平稳，尽量减少震动；距离较短且道路良好时，可用卷扬机、滚杠运输。
3.2.1 变压器吊装时，索具必须检查合格，钢丝绳必须挂在油箱的吊钩上，上盘的吊环仅作吊芯用，不得用此吊环吊装整台变压器（图2-63）。
3.2.2 变压器搬运时，应注意保护瓷瓶，最好用木箱或纸箱将高低压瓷瓶罩住，使其不受损伤。
3.2.3 变压器搬运过程中；不应有冲击或严重震动情况，利用机械牵引时，牵引的着力点应在变压器重心以下，以防倾斜，运输倾斜角不得超过15°，防止内部结构变形。
3.2.4 用干斤顶顶升大型变压器时，应将千斤顶放置在油箱专门部位。
3.2.5 大型变压器在搬运或装卸前，应核对高低压侧方向，以免安装时调换方向发生困难。3.3 变压器稳装：
3.3.1 变压器就位可用汽车吊直接甩进变压器室内，或用道木搭设临时轨道，用三步搭、吊链吊至临时轨道上，然后用吊练拉入室内合适位置。
3.3.2 变压器就位时，应注意其方位和距墙尺寸应与图纸相符，允许误差为±25mm，图纸无标注时，纵向按轨道定位，横向距离不得小于800mm，距门不得小于1000mm，并适当照顾屋内吊环的垂线位于变压器中心，以便于吊芯，干式变压器安装图纸无注明时，安装、维修最小环境距离应符合图2-64要求。
3.3.3 变压器基础的轨道应水平，轨距与轮距应配合，装有气体继电器的变压器，应使其顶盖沿气体继电器汽流方向有1%～1.5%的升高坡度（制造厂规定不需安装坡度者除外）。
3.3.4 变压器宽面推进时，低压侧应向外；窄面推进时，油枕侧一般应向外。在装有开关的情况下，操作方向应留有1200mm以上的宽度。
3.3.5 油浸变压器的安装，应考虑能在带电的情况下，便于检查油枕和套管中的油位、上层油温、瓦斯继电器等。
3.3.6 装有滚轮的变压器，滚轮应能转动灵活，在变压器就位后，应将滚轮用能折卸的制动装置加以固定。3.3.7 变压器的安装应采取抗地震措施（稳装在混凝土地坪上的变压器安装见图2-65，有混凝土轨梁宽面推进的变压器安装见（图2-66）。
3.4 附件安装： 3.4.1 气体继电器安装：
3.4.1.1 气体继电器安装前应经检验鉴定：
3.4.1.2 气体继电器应水平安装，观察窗应装在便于检查的一侧，箭头方向应指向油枕，与连通管的连接应密封良好。截油阀应位于油枕和气体继电器之间。
3.4.1.3 打开放气嘴，放出空气，直到有油溢出时将放气嘴关上，以免有空气使继电保护器误动作。
3.4.1.4 当操作电源为直流时，必须将电源正极接到水银侧的接点上，以免接点断开时产生飞弧。
3.4.1.5 事故喷油管的安装方位，应注意到事故排油时不致危及其它电器设备；喷油管口应换为割划有“十”宇线的玻璃，以便发生故障时气流能顺利冲破玻璃。3.4.2 防潮呼吸器的安装：
3.4.2.1 防潮呼吸器安装前，应检查硅胶是否失效，如已失效，应在115～120°温度烘烤8小时，使其复原或更新。浅蓝色硅胶变为浅红色，即已失效；白色硅胶，不加鉴定一律烘烤。
3.4.2.2 防潮呼吸器安装时，必须将呼吸器盖子上橡皮垫去掉，使其通畅，并在下方隔离器具中装适量变压器油，起滤尘作用。3.4.3 温度计的安装：
3.4.3.1 套管温度计安装，应直接安装在变压器上盖的预留孔内，并在孔内加以适当变压器油。刻度方向应便于检查。
3.4.3.2 电接点温度计安装前应进行校验，油浸变压器一次元件应安装在变压器顶盖上的温度计套筒内，并加适当变压器油；二次仪表挂在变压器一侧的预留板上。干式变压器一次元件应按厂家说明书位置安装，二次仪表安装在便于观侧的变压器护网栏上。软管不得有压扁或死弯弯曲半径不得小于50mm，富余部分应盘圈并固定在温度计附近。
3.4.3.3 干式变压器的电阻温度计，一次元件应预埋在变压器内，二次仪表应安装值班室或操作台上，导线应符合仪表要求，并加以适当的附加电阻校验调试后方可使用。3.4.4 电压切换装置的安装：
3.4.4.1 变压器电压切换装置各分接点与线圈的联线应紧固正确，且接触紧密良好。转动点应正确停留在各个位置上，并与指示位置一致。
3.4.4.2 电压切换装置的拉杆、分接头的凸轮、小轴销子等应完整无损；转动盘应动作灵活，密封良好。
3.4.4.3 电压切换装置的传动机构（包括有载调压装置）的固定应牢靠，传动机构的摩擦部分应有足够的润滑油。
3.4.4.4 有载调压切换装置的调换开关的触头及铜辫子软线应完整无损，触头间应有足够的压力（一般为8～10kg）。3.4.4.5 有载调压切换装置转动到极限位置时，应装有机械联锁与带有限位开关的电气联锁。
3.4.4.6 有载调压切换装置的控制箱一般应安装在值班室或操作台上，联线应正确无误，并应调整好，手动、自动工作正常，档位指示正确。
3.4.4.7 电压切换装置吊出检查调整时，暴露在空气中的时间应符合表2-26的规定。3.5.1 变压器联线：
3.5.1.1 变压器的一、二次联线、地线、控制管线均应符合相应各章的规定。
3.5.1.2 变压器一、二次引线的施工，不应使变压器的套管直接承受应力（图2-67）；
3.5.1.3 变压器工作零线与中性点接地线，应分别敷设。工作零线宜用绝缘导线。
3.5.1.4 变压器中性点的接地回路中，靠近变压器处，宜做一个可拆卸的连接点。
3.5.1.5 油浸变压器附件的控制导线，应采用具有耐油性能的绝缘导线。靠近箱壁的导线，应用金属软管保护，并排列整齐，接线盒应密封良好。
3.6 变压器吊芯检查及交接试验： 3.6.1 变压器吊芯检查：
3.6.1.1 变压器安装前应作吊芯检查。制造厂有特殊规定者，1000kva以下，运输过程中无异常情况者，短途运输，事先参与了厂家的检查并符合规定，运输过程中确认无损伤者，可不做吊芯。3.6.1.2 吊芯检查应在气温不低于0℃，芯子温度不低于周围空气温度、空气相对湿度不大于75%的条件下进行（器身暴露在空气中的时间不得超过16h）。
3.6.1.3 所有螺栓应紧固，并应有防松措施。铁芯无变形，表面漆层良好，铁芯应接地良好。
3.6.1.4 线圈的绝缘层应完整，表面无变色、脆裂、击穿等缺陷。高低压线圈无移动变位情况。
3.6.1.5 线圈间、线圈与铁芯、铁芯与轭铁间的绝缘层应完整无松动。
3.6.1.6 引出线绝缘良好，包扎紧固无破裂情况，引出线固定应牢固可靠，其固定支架应紧固，引出线与套管连接牢靠，接触良好紧密，引出线接线正确。
3.6.1.7 所有能触及的穿心螺栓应联接紧固。用摇表测量穿心螺栓与铁芯及轭铁、以及铁芯与轭铁之间的绝缘电阻，并做1000v的耐压试验。
3.6.1.8 油路应畅通，油箱底部清洁无油垢杂物，油箱内壁无锈蚀。
3.6.1.9 芯子检查完毕后，应用合格的变压器油冲洗，并从箱底油堵将油放净。吊芯过程中，芯子与箱壁不应碰撞。
3.6.1.10 吊芯检查后如无异常，应立即将芯子复位并注油至正常抽位。吊芯、复位、注油必须在16h内完成。
3.6.1.11 吊芯检查完成后，要对油系统密封进行全面仔细检查，不得有漏油渗油现象。3.6.2 变压器的交接试验：
3.6.2.1 变压器的交接试验应由当地供电部门许可的试验室进行。试验标准应符合规范要求、当地供电部门规定及产品技术资料的要求。
3.6.2.2 变压器交接试验的内容： a 测量绕组连同套管的直流电阻； b 检查所有分接头的变压比；
c 检查变压器的三相结线组别和单相变压器引出线的极性； d 测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数； e 测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tgδ； f 测量绕组连同套管的直流泄漏电流； g 绕组连同套管的交流耐压试验； h 绕组连同套管的局部放电试验；
i 测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯接地线引出套管对外壳的绝缘电阻；
j 非纯瓷套管的试验； k 绝缘油试验；
l 有载调压切换装置的检查和试验； m 额定电压下的冲击合闸试验； n 检查相位； o 测量噪音。
3.7 变压器送电前的检查：
3.7.1 变压器试运行前应做全面检查，确认符合试运行条件时方可投入运行。
3.7.2 变压器试运行前，必须由质量监督部门检查合格。3.7.3 变压器试运行前的检查内容：
3.7.3.1 各种交接试验单据齐全，数据符合要求。
3.7.3.2 变压器应清理、擦拭干净，顶盖上无遗留杂物，本体及附件无缺损，且不渗油。
3.7.3.3 变压器一、二次引线相位正确，绝缘良好。3.7.3.4 接地线良好。
3.7.3.5 通风设施安装完毕，工作正常，事故排油设施完好；消防设施齐备。
3.7.3.6 油浸变压器油系统油门应打开，油门指示正确，油位正常。
3.7.3.7 油浸变压器的电压切换装置及干式变压器的分接头位置放置正常电压档位。
3.7.3.8 保护装置整定值符合规定要求；操作及联动试验正常。3.7.3.9 干式变压器护栏安装完毕。各种标志牌挂好，门装锁。3.8 变压器送电试运行验收： 3.8.1 送电试运行： 3.8.1.1 变压器第一次投入时，可全压冲击台闸，冲击合闸时一般可由高压侧投入。
3.8.1.2 变压器第一次受电后，持续时间不应少于10min，无异常情况。
3.8.1.3 变压器应进行3～5次全压冲击合闸，并无异常情况，励磁涌流不应引起保护装置误动作。
3.8.1.4 油浸变压器带电后，检查油系统本应有渗油现象。3.8.1.5 变压器试运行要注意冲击电流、空载电流、一、二次电压、温度。并做好详细记录。
3.8.1.6 变压器并列运行前，应核对好相位。
3.8.1.7 变压器空载运行24h，无异常情况，方可投入负荷运行。
3.8.2 验收：
3.8.2.1 变压器开始带电起，24h后无异常情况，应办理验收手续。
3.8.2.2 验收时，应移交下列资料和文件： a）变更设计证明；
b）产品说明书、试验报告牟、合格证及安装图纸等技术文件； c）安装检查及调整记录。4 质量标准 4.1 保证项目：
4.1.1 电力变压器及其附件的试验调整和器身检查结果，必须符合施工规范规定。
检验方法：检查安装和调试记录。
4.1.2 并列运行的变压器必须符合并列条件。
检验方法：实测或检查定相记录。
4.1.3 高低压瓷件表面严禁有裂纹缺损和瓷釉损坏等缺陷。
检验方法：观察检查。4.2 基本项目：
4.2.1 变压器本体安装应符合以下规定：
4.2.1.1 位置准确，注油量、油号准确，油位清晰正常；油箱无渗油现象，轮子固定可靠；防震牢固可靠，器身表面干净清洁，油漆完整。
4.2.1.2 装有气体继电器的变压器顶盖，沿气体继电器的气流方向有1%～1.5%的升高坡度。
检验方法：观察检查和实测或检查安装记录。4.2.2 变压器附件安装应符合以下规定：
4.2.2.1 与油箱直接连通的附件内部清洗干净，安装牢固，连接严密，无渗油现象。
4.2.2.2 膨胀式温度计至细管的弯曲半径不小于50mm，且管子无压扁和急剧扭折现象，毛细管过长部分盘放整齐，温包套管充油饱满。
4.2.2.3 有载调压开关的传动部分润滑良好，动作灵活、准确。4.2.2.4 附件与油箱间的连接垫圈、管路和引线等整齐美观。检验方法：观察检查和检查安装记录。4.2.3 变压器与线路连接应符合下列规定：
4.2.3.1 连接紧密，连接螺栓的锁紧装置齐全，瓷套管不受外力。
4.2.3.2 零线沿器身向下接至接地装置的线路，固定牢靠。4.2.3.3 器身各附件间的连接的导线有保护管，保护管、接线盒固定牢靠，盒盖齐全。
4.2.3.4 引向变压器的母线及其支架、电线保护管和接零线等均应便于拆卸，不妨碍变压检修时的移动。各连接用的螺栓螺纹露出螺母2～3扣，保护管颜色一致，支架防腐完整。
4.2.3.5 变压器及其附件外壳和其它非带电金属部件均应接地，并符合有关章节要求。
检验方法：观察检查 5 成品保护
5.1 变压器门应加锁，未经安装单位许可，闲杂人员不得入内。5.2 对就位的变压器高低压瓷套管及环氧树脂铸件，应有防砸及防碰撞措施。
5.3 变压器器身要保持清洁干净，油漆面有碰撞损伤。干式变压器就位后，要采取保护措施，防止铁件掉入线圈内。
5.4 在变压器上方作业时，操作人员不得蹬踩变压器，并带工具袋，以防工具材料掉下砸坏、砸伤变压器。
5.5 变压器发现漏油、渗油时应及时处理，防止油面太低，潮气侵入，降低线圈绝缘程度。
5.6 对安装完的电气管线及其支架应注意保护，不得碰撞损伤。5.7 在变压器上方操作电气焊时，应对变压器进行全方位保护，防止焊渣掉下，损伤设备。6 应注意的质量问题
6.1 变压器安装应注意的质量问题和防治措施参见表2-27。7 应具备的质量记录 7.1 产品合格证。7.2 产品出厂技术文件。7.2.1 产品出厂试验报告单。7.2.2 产品安装使用说明书。7.3 设备材料进货检验记录。7.4 器身检查记录。7.5 交接试验报告单。
1、变压器安装应注意的质量问题及防治措施 铁件焊渣清理不净，除锈不净，刷漆不均匀，有漏刷现象
2、防地震装置安装不牢 加强对防地震的认识，按照工艺标准进行施工
3、提高质量意识，管线按规范要求进行卡设，作到横平竖直
4、变压器一、二瓷套管损坏 瓷套管在变压器搬运到安装完毕应加强保护
5、变压器中性点，零线及中性点接地线，不分开敷设
认真学习北京地区安装标准，参照电气施工图册。
6、变压器一、二次引线，螺栓不紧，压按不牢。母带与变压器连接间隙不符合规范要求
提高质量意识，加强自互检，母带与变压器连接时应锉平
7、变压器附件安装后，有渗油现象密封圈，螺栓应拧紧 7.6 安装自互检记录。7.7 设计变更洽商记录。7.8 试运行记录。7.9 钢材材质证明。7.10 预检记录。
7.11 分项工程质量评定记录。
附件安装时，应垫好
变压器安装标准规范 变压器安装标准规范号篇二
一、变压器安装工艺
a施工工艺 1.工艺流程
器身检查 变压器干燥 ↓ ↓
设备点件检查 → 变压器本体及附件安装 → 变压器交接试验 → ↑
绝缘油处理
→送电前检查 → 供电部门检查 → 送电试运行 → 竣工验收 b 操作工艺
1.设备点件检查
(1)设备点件检查应由安装单位、供货单位，会同建设单位代表共同进行，并作好 记录。
(2)按照设备清单，施工图纸及设备技术文件核对变压器本体及附件备件的规格型号是
否符合设计图纸要求，是否齐全，有无丢失及损坏。
(3)变压器本体外观检查无损伤及变形，油漆完好无损伤。
(4)油箱封闭是否良好，有无漏油、渗油现象，油标处油面是否正常，发现问题应立即 处理。
(5)绝缘瓷件及环氧树脂铸件有无损伤、缺陷及裂纹。2.器身检查
器身检查可分为吊罩(或吊器身)或不吊罩直接进入油箱内进行。(1)变压器到达现场后应按产品技术文件要求进行器身检查，当满足下列条件之一时，可不做器身检查：a.制造厂规定不做器身检查者；b.就地生产仅作短途运输的变压器，且运
输过程中有效监督，无紧急制动、剧烈振动、冲撞或严重颠簸等异常情况者。
(2)器身检查应在气温不低于0°c，变压器器身温度不低于周围空气温度，空气相对湿度
不大于75 %条件下进行(器身暴露在空气中的时间不得超过16h)。(3)所有螺栓应紧固，并应有防松措施。铁芯无变形，表面漆层良好，铁芯应接地 良好。
(4)线圈的绝缘层应完整，表面无变色、脆裂、击穿等缺陷。高低压线圈无移动变位情 况。
(5)线圈间、线圈与铁芯、铁芯与轭铁间的绝缘层应完整无松动。
(6)引出线绝缘良好，包扎紧固无破裂情况，引出线固定应牢固可靠，其固定支架应紧
固，引出线与套管连接牢靠，接触良好紧密，引出线接线正确。(7)所有能触及的穿心螺栓应连接紧固。用摇表测量穿心螺栓与铁芯及轭铁、铁芯与轭
铁之间的绝缘电阻，并做1000v 的耐压试验。
(8)油路应畅通，油箱底部清洁无油垢杂物，油箱内壁无锈蚀。
(9)器身检查完毕后，应用合格的变压器油冲洗，并从箱底将油堵将油放净。吊芯过程
中，芯子与箱壁不应碰撞。(10)器身检查后如无异常，应立即将芯子复位并注油至正常油位。吊芯、复位、注油必
须在16h 内完成。
(11)器身检查完成后，要对油系统密封进行全面仔细检查，不得有漏油渗油现象。3.变压器稳装
(1)变压器就位可用汽车吊直接甩进变压器室内，或用道木搭设临时轨道，用三步搭、吊链吊至临时轨道上，然后用吊链拉入室内合适位置。
(2)变压器就位时，应注意其方位和距墙尺寸应与图纸相符，允许误差为±25mm，图纸
无标注时，纵向接轨道定位，横向距离不得小于800mm，距门不得小于1000mm，并适当
照顾屋内吊环的垂线位于变压器中心，以便于吊芯。干式变压器安装图纸无注明时，安装、维修最小环境距离应符合图1.6.2.5-1 要求。部位 周围条件 最小距离(mm)有导轨 2600 b1 无导轨 2000 有导轨 2200 b2 无导轨 1200 b3 距离 1100 b4 距离 600(3)变压器基础的轨道应水平，轨距与轮距应配合，装有气体继电器的变压器，应使其
顶盖沿气体继电器气流方向有1%～1.5%的升高坡度(制造厂规定不需安装坡度者除外)。(4)变压器宽面推进时，低压侧应向外；窄面推进时，油枕侧一般应向外。在装有开关 的情况下，操作方向应留有1200mm 以上的宽度。(5)油浸变压器的安装，应考虑能在带电的情况下，便于检查油枕和套管中的油位、上
层油温、瓦斯继电器等。
(6)装有滚轮的变压器，滚轮应能转动灵活，在变压器就位后，应将滚轮用能拆卸的制 动装置加以固定。
(7)变压器的安装应采取抗震措施。稳装在混凝土地坪上的变压器安装见图1.6.2.5-2，有
混凝土轨梁宽面推进的变压器安装，见图1.6.2.5-3。4.附件安装
(1)气体继电器安装
1)气体继电器安装前应经检验鉴定合格。
2)气体继电器应水平安装，观察窗应装在便于检查的一侧，箭头方向应指向油枕，与连
通管的连接应密封良好。截油阀应位于油枕和气体继电器之间。
3)打开放气嘴，放出空气，直到有油溢出时将放气嘴关上，以免有空气使继电保护器误 动作。
4)当操作电源为直流时，必须将电源正极接到水银侧的接点上，以免接点断开时产生飞 弧。
5)事故喷油管的安装方位，应注意到事故排油时不致危及其他电器设备；喷油管口应换
为割划有“十”字线的玻璃，以便发生故障时气流能顺利冲破玻璃。(2)防潮呼吸器的安装 1)防潮呼吸器安装前，应检查硅胶是否失效，如已失效应在115～120℃温度烘烤8h，使其复原或更新。浅蓝色硅胶变为浅红色，即已失效；白色硅胶，不加鉴定一律烘烤。
2)防潮呼吸器安装时，必须将呼吸器盖子上橡皮垫去掉，使其通畅，并在下方隔离器具
中装适量变压器油，起滤尘作用。(3)温度计的安装
1)套管温度计安装，应直接安装在变压器上盖的预留孔内，并在孔内加以适当变压器油。刻度方向应便于检查。
2)电接点温度计安装前应进行校验，油浸变压器一次元件应安装在变压器顶盖上的温度
计套筒内，并加适当变压器油；二次仪表挂在变压器一侧的预留板上。干式变压器一次元件
应按生产厂说明书位置安装，二次仪表安装在便于观测的变压器护网栏上。软管不得有压扁
或死弯，弯曲半径不得小于50mm，富余部分应盘圈并固定在温度计附近。
3)干式变压器的电阻温度计，一次元件应预埋在变压器内，二次仪表应安装在值班室或
操作台上，导线应符合仪表要求，并加以适当的附加电阻校验调试后方可使用。
(4)电压切换装置的安装
1)变压器电压切换装置各分接点与线圈的联线应紧固正确，且接触紧密良好。转动点应
正确停留在各个位置上，并与指示位置一致。
2)电压切换装置的拉杆、分接头的凸轮、小轴销子等应完整无损：转动盘应动作灵活，密封良好。
3)电压切换装置的传动机构(包括有载调压装置)的固定应牢靠，传动机构的摩擦部分应 有足够的润滑油。
4)有载调压切换装置的调换开关的触头及铜辫子软线应完整无损，触头间应有足够的压
力(一般为80～100n)。
5)有载调压切换装置转动到极限位置时，应装有机械连锁与带有限位开关的电气连 锁。
6)有载调压切换装置的控制箱一般应安装在值班室或操作台上，联线应正确无误，并应
调整好，手动、自动工作正常，档位指示正确。7)电压切换装置吊出检查调整时，暴露在空气中的时间应符合表1.6.2.6 的规定。
调压切换装置露空时间 表1.6.2.6 环境温度 >0 >0 >0 <0 空气相对湿度(%)65 以下 65～75 75 ～ 85 不控制 持续时间不大于(h)24 16 10 8(5)变压器联线
1)变压器的一、二次联线、地线、控制管线均应符合相应各章节的规定。2)变压器一、二次引线的施工不应使变压器的套管直接承受应力(图1.6.2.6-
1、图 1.6.2.6-2)。
3)变压器工作零线与中性点接地线应分别敷设。工作零线宜用绝缘导线。4)变压器中性点的接地回路中，靠近变压器处，宜做一个可拆卸的连接点。
5)油浸变压器附件的控制导线，应采用具有耐油性能的绝缘导线。靠近箱壁的导线，应
用金属软管保护，并排列整齐，接线盒应密封良好。5.变压器的交接试验
(1)变压器的交接试验应由当地供电部门许可的试验室进行。试验标准应符合《电气装
置安装工程电气设备交接试验标准》(gb50150—91)的要求、当地供电部门规定及产品技术 资料的要求。
(2)变压器交接试验的内容：
1)测量绕组连同套管的直流电阻； 2)检查所有分接头的变压比；
3)检查变压器的三相结线组别和单相变压器引出线的极性； 4)测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数； 5)绕组连同套管的交流耐压试验；
6)测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯接地线引出套管对外壳的绝缘电阻；
7)非纯瓷套管的试验； 8)绝缘油试验；
9)有载调压切换装置的检查和试验； 10)额定电压下的冲击合闸试验； 11)检查相位。
注：干式变压器的试验，可按本条的1)、2)、3)、4)、5)、6)、9)、10)、11)款的规定执 行。
5.变压器送电前的检查
(1)变压器试运行前应做全面检查，确认符合试运行条件时方可投入运行。
(2)变压器试运行前，必须由质量监督部门检查合格。(3)变压器试运行前的检查内容：
l)各种交接试验单据齐全，数据符合要求。
2)变压器应清理、擦拭干净，顶盖上无遗留杂物，本体及附件无缺损，且不渗油。
3)变压器一、二次引线相位正确，绝缘良好。4)接地线良好。
5)通风设施安装完毕，工作正常；事故排油设施完好；消防设施齐备。6)油浸变压器油系统油门应打开，油门指示正确，油位正常。
7)油浸变压器的电压切换装置及干式变压器的分接头位置放置正常电压档位。
8)保护装置整定值符合设计规定要求；操作及联动试验正常。9)干式变压器护栏安装完毕。各种标志牌挂好，门装锁。6.变压器送电试运行(1)变压器第一次投入时，可全压冲击合闸，冲击合闸时一般可由高压倒投入。
(2)变压器第一次受电后，持续时间不应少于10min，无异常情况。(3)变压器应进行3～5 次全压冲击合闸，并无异常情况，励磁涌流不应引起保护装置误 动作。
(4)油浸变压器带电后，检查油系统不应有渗油现象。
(5)变压器试运行要注意冲击电流、空载电流、一、二次电压、温度，并做好详细记录。
(6)变压器并列运行前，应核对好相位。
(7)变压器空载运行24h，无异常情况，方可投入负荷运行。7.竣工验收
(1)变压器开始带电起，24h 后无异常情况，应办理验收手续。(2)验收时，应移交下列资料和文件： 1)变更设计证明；
2)产品说明书、试验报告单、合格证及安装图纸等技术文件； 3)安装检查及调整记录。
二、地埋线埋设的施工方法
1、开沟
1.1 地沟的规格及要求
1.1.1 地沟断面要求。地沟横断面要保证排线方便，一般是上宽下窄的梯形。
1.1.2 宽度。地沟的宽度，必须满足地埋线在沟底水平布置时，电力线之间以及电力线与弱电线之间的线间距离要求。一般0.4 kv左右的线路沟底宽度为0.4 m。同时，埋设多回线路或有弱电线路时，应经过计算，适当增加沟的宽度。上口宽度不作具体要求，为挖掘方便，可考虑比沟底宽0.2 m。
1.1.3 深度。考虑到地面农业机械作业、鼠类活动以及冬季大地冻裂等诸因素对地埋线可能造成的危害，地沟深度应不小于1.0 m，北方寒冷地区，应在冻土层下0.2 m。如冻土层深达1.3～1.4 m，则沟深确定为：村屯外1.7 m，村屯内1.5 m，民房、室内1.0 m。穿越公路和河渠地段，要适当加深。
1.1.4 沟底要平直结实。各个区段在沟深达到要求后，要统一清底找平。应无沉陷塌方，无尖硬杂物，并铺放一层10～20 cm的松软细土或细沙。
1.1.5 根据地形需要挖成平滑斜波和弧形弯。由于环境、地理原因，地沟出现高差时，沟底应挖成平滑斜坡。在线路出现转角的地方，在转角处要挖成弧形弯，其弯曲半径不小于地埋线直径的15倍。1.2 开沟的方法
实践中，开挖地沟时往往多人同时进行，采用连桩法可以保证沟直省线。其做法是：先在地面测量放样，在确定的路径上，将一个直线段划为一个区，三点成一线，每10～20 m立一个小木桩。每个线段为一个小施工段，每段分配一个人，可几段同时开挖。开沟时先不拔桩，待沟基本成形后，前后照应，没有弯曲后再拔桩。
2、放线
放线前，要严格检查地沟质量、测试地埋线，放线过程中不得损伤地埋线。放线时应特别注意以下事项。
2.1 放线者要随时注意检查导线有无缺陷，要一边放，一边用手摸，眼睛注意看。对于有粗细不匀、护套层损坏等缺陷的地埋线，在浸水测试时不容易测出，而在放线过程中认真检查可以发现。一旦检查出缺陷，要马上报告，及时处理。
2.2 铁锹等工具必须在放线开始前统一放在地埋线接触不到的地方。放线者不能一手托地埋线，一手拿铁锹，防止碰伤地埋线。
2.3 无论采用哪种放线方法，都要严禁在地面上拖线前进，防止打卷、扭折、交叉、拧绞或机械损伤。
2.4 放线人员要做好信号传递，应统一信号，统一指挥。2.5 应根据线路距离，选放长度与之相适应的导线，尽量避免出现接头。
2.6 放线时周围环境温度不能低于0 ℃，防止因气温过低，护套塑料变硬变脆，放线时拉伸而发生龟裂。
3、排线
排线的目的是核准相序，排好线间距离，留好裕度(曲折线)。
地埋线在地沟内一般应水平布置，这样有利于施工和运行，避免混乱。一旦出现事故开挖时，也可避免损伤完好的地埋线。
相序的规定为：面向受电侧，左侧为l1相、中间为l2相、右侧为l3相。
排线从放线的末端开始，向对端进行。两个人在沟底(注意：必须穿软底无钉鞋)，相距3～5 m，前面的人面向放线始端，负责核准相序，把各线按排列要求分开，并向后面的人通报。沟底有不平的地方，用脚趟平。后面的人面向末端侧，负责把每条线按相序排列及线间距离的要求布置在地沟内。线不可拉得太紧，应留有2%～3%的裕度。在线路转角与沟底有高度差的地方，线也要留有一些裕度。摆好线后用脚踩住，待沟面上人铲土压住线后，再换脚移步。
线路的始端、末端线头，要留足接入控制开关或接线箱(盒)的长度。在线路中间如有分支或出现接头时，宜采用u形布线法，即把接线引出地面，在接线箱内接线，以减少地下接头。如需在地下做接头的地方，线端应多留出1.0～1.5 m。
线路的始端末端，u形布线的引入引出部分，以及穿越公路、河渠地段，应加装硬质保护管，如水泥管、金属管、硬质塑料管等。
4、回填土
回填土分两步进行。第一步，随排线逐渐进行。待沟下排线人把线排好后，沟上人铲松软细土或细沙压住地埋线，排线人继续向前排线，沟上人继续铲土压线，相互配合。其他人在后面向地沟内填松软细土或细沙0.1～0.2 m。在线路有地下接头的地方，要留一段距离不填土。在u形布线处，要待排线人将线留够长度固定好后再填土。第二步，经复测无问题后，即可将地沟填平。如施工现场附近有水源，最好向地沟内放水，将土夯实。回填土应略高于周围地面。
回填土完毕后，再复测一次绝缘电阻值。将测试的数值做好记录，填入施工记录表中。
5、始末端处理
始端接入配电盘或接线箱电源开关的下端，末端接入负荷开关的上端。开关上的熔丝应按线路实际工作电流及实际负荷选用。始、末端引上引下部分均应穿硬质塑料保护管，地面部分全部套管，地下部分穿管埋深不小于1.0 m。
变压器安装标准规范 变压器安装标准规范号篇三
变压器安装
一、施工准备及具备的条件 土建工作已交付，变压器安装位置中心线已标出，检查变压器基础中心线与设计及厂家图纸是否一致，误差要求小于5㎜.2变压器到达现场后，检查本体是否渗漏，如果漏油情况应及时进行处理，检查所带附件是否齐全，无损坏变形，供给油量是否充足，散热器尺寸是否正确无误。3安装用工具及辅材已按要求准备齐全。4汽车吊提前一天进入现场，并稳好支好。5施工现场场地已平整，附件已按区域摆放。
6高压套管试验合格，套管ct试验合格，变比正确。7施工人员已进行措施学习，进行了安全、技术交底。
二、本体就位 1 安装前检查
（1）油箱及所有附件应齐全，无锈蚀及机械损伤，密封良好。
（2）钟罩法兰及各封堵法兰盖板的连接螺栓应齐全，紧固良好，无渗漏。
（3）取变压器油油样送中试所化验，并化验合格。2 本体就位
（1）钟罩变压器整体起吊时（机械化起吊，电议配合），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吊耳导向。
（2）变压器中心线与安装位置中心线偏差应小于5㎜.三、器身检查 1 放油
根据厂家说明从油箱下部球阀放油，放油中注意防止跑油 2 检查规定
（1）选择良好天气进行检查，当空气相对湿度小于75%时器身暴露在空气中的时间不得超过12h。
（2）场地四周应清洁并有防雨、防尘措施。
（3）周围空气温度不宜低于0℃，器身温度不宜低于周围空气温度，如低于周围空气温度应采取措施，使器身温度高于周围空气温度10℃ 整体检查
（1）运输支撑和器身各部位应无位移，运输用的临时防护装置及临时支撑应拆除，并清点做好记录，以备检查。
（2）所有螺栓紧固，并有防松措施，绝缘螺栓无损坏，防松绑扎完好。4 铁芯检查
（1）铁芯硅钢片排列整齐，无变形，绝缘垫完好。
（2）铁芯应无多点接地，在拆开铁芯接地引线后，铁芯对地绝缘良好。
（3）铁芯屏蔽绝缘及压钉绝缘良好，铁芯拉板及铁轭拉带应紧固，绝缘良好。（4）对彩钢带绑扎的铁轭的绝缘应良好。5 绕组检查
（1）绕组绝缘完整，无损伤，包扎良好。（2）绕组排列整齐，间隙均匀，油路无堵塞。
（3）绕组装配、绝缘垫块无位移松动，压钉紧固，防松螺母锁紧。（4）绕组绝缘电阻符合规范或厂家的要求值。6 引出线检查
（1）引出线裸露部分，焊接良好，无毛刺。
（2）引出线绝缘包扎牢固，无破损拧弯，绝缘距离符合要求，固定可靠。（3）围屏上线圈引出处的封闭应良好，绝缘屏障完好，固定可靠。7 分接开关检查
（1）接点弹力应良好。
（2）线路与端子连接应正确牢固。（3）触头接触压力紧固。
（4）选择接点与油室密封良好。（5）接点清洁，无锈蚀油垢。8 试验项目
所做的实验按gb50150-91《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》规定进行做好记录 9 本体检查
（1）油循环管路与下轭绝缘接口部位的密封情况良好。（2）油路畅通。
（3）器身清洁，各部位无油污、水滴、金属等杂物。（4）箱壁屏蔽完好。
四、附件安装 套管型电流互感器检查（1）电流互感器试验合格。
（2）各部位绑扎措施安全、紧固。
（3）绕组及引出线绝缘层完整，包缠牢固紧密。2 高压套管的安装
（1）打开套管的包装，检查瓷件有无损伤，擦净油污，试验合格。（2）打开套管下部导电头密封盖，擦净导电管内杂物。
（3）卸下套管头部接线板及附件，将套管吊起，从套管上端中心孔把一端连有m8螺栓及尼龙绳放入并穿过套管，然后将套管稳在升高座上方，并把m8螺栓拧人高压引线的端头中，使套管缓慢下落，套管下落过程中要匀力牵引高压引线。
（4）把套管法兰与升高座法兰用螺栓固定到一起，注意放置好密封垫圈。（5）在安装过程中，高压引线不得受拉、扭及弯曲。（6）充油套管的油标应面向外侧，套管接地良好。3 低压套管安装
（1）套管安装前应清理干净，尤其是进入变压器内部的部分。（2）安装前，检查引线连接螺栓的材质、强度符合要求。
（3）引线连接完后，应确认其对地、相间距离符合要求。螺栓紧固力矩符合要求。（4）套管顶部放气塞应处于最高点。4 散热器安装
（1）散热器安装前，应用氮气对散热器进行密封试验，试验压力为0.03mpa，维持30min无泄漏。
（2）检查散热器内应清洁干燥，否则用韩国变压器油冲洗。
（3）按散热器编号或安装标志安装。风扇电动机及叶片及叶片安装牢固，转动灵活，无卡阻。储油柜安装
（1）储油柜安装前，应对其进行密封性检查，以确保密封良好。（2）检查油位表动作灵活，与实际油位相符。6 气体继电器安装
（1）气体继电器安装前必须经过校验合格。
（2）水平安装，其顶部盖上标志的箭头应指向储油柜。7 其他附件安装
按照厂家说明书的要求进行其他附件安装 8 真空注油
（1）抽真空注油之前，气体继电器应与油箱隔离。（2）油枕在抽真空时应隔离。
（3）利用油箱顶盖上的蝶阀对变压器抽真空，先抽真空至30kpa，观察各部位密封情况，若无异常，继续抽真空至0.08mpa，维持真空8h。
（4）注油从油箱下部球阀注入，油温在45～55℃之间，速度要平稳（2～5t/h）。（5）注油高度最低要浸过全部线圈及铁轭绝缘。
（6）注油完成立即关闭阀门，拆除注油管，继续抽真空8h，对本体内的油进行脱气。（7）添加油后应继续监视各密封部位，按规定对各放气塞放气。9 热油循环
当变压器油微水大于20ppm,耐压值小于40kv时，应对变压器油进行热油循环，循环油量小于变压器总油量的4倍，时间不小于24h，油温在50～70℃之间。10 整体密封试验
在储油柜上用气压或油压进行试验，压力为0.03mpa，试验持续时间为24h，应无渗漏 11 变压器投运前的检查
（1）现场周围环境条件良好。
（2）分接开关位置正确（按调度给定位置，并经试验正确）。（3）各保护装置动作正常。（4）各阀门开启位置正确。（5）冷却系统及控制系统正常。
（6）油箱及铁芯接地可靠，吸湿器系统已畅通无阻。
变压器保护装置调试
一、施工设备 熟悉设计院图纸、厂家技术说明书及调试大纲，了解装置工作原理。2 检查柜内布线应符合设计要求、无错线、漏线。3检查装置各电气参数与设计是否一致。
二、调试前检查 1 外观检查
（1）外接线正确，外观没有损坏，插件接触良好，各按键按动灵活，查看装置外壳上标签确认装置电源电压220v直流、ct二次额定电流为5a，接地端子接地良好 送电检查。装置送220v直流电源，装置电源信号灯亮，装置运行正常。装置停送电源应无动作及物发信号现象
（1）装置送220v直流电源，装置 电源信号灯亮，装置运行正常。装置停送电源应无动作及物发信号现象 3 保护装置调试
按照厂家说明书进行调试和特性试验，并按定值通知单进行调整。主要包括以下项目（1）采样值校验。按装置要求接线完毕，各支路通入电流从0升高到5a，线电压从0升高到100v，分别对应记录装置显示值和仪器标准输出值
01）电流电压采样值与标准值误差应小于5%，相角误差小于2
（2）差动速断效验。依次在高压侧、低压侧的三相分别加入单相电流，大于差动速断定值，差动速断动作
1）保护动作与跳闸，动作值机动作时间在精度允许范围以内，测量出口正确无误（3）谐波制动效验。任一侧的单相电流回路中通入故障电流，使差动保护动作，此时叠加上二次谐波，增大谐波电流的比例，使动作返回，此时记录谐波比例即可 1）保护动作后返回，动作值机动作时间在精度允许范围以内，测量出口正确无误（4）比率差动曲线效验。
差动电流计算方法： icd=|i1+i2| 制动电流计算方法：izd=(|i1|,|i2|)差动动作特性当差流大于差动保护定值且制动电流小于差动保护比率制动拐点电流定值时，保护动作。因此在高压侧与低压侧各加入单相电流，用以实现差流，调节低压侧（或高压侧）电流的大小用以模拟差动或制动电流的大小变化，当满足以上动作条件时，保护动作
1）保护动作于跳闸，动作值机动作时间在精度允许范围以内，测量出口正确无误（5）高压侧复合电压过留保护。加入三相额定电压，增加电流到故障电流，启动电流元件，但此时不动作于出口，逐步降低三相电压，使保护动作
1）保护动作于跳闸，动作值机动作时间在精度允许范围以内，测量出口正确无（6）低压侧复合电压过留保护。测试方法同上
1）保护动作于跳闸，动作值及动作时间在精度允许范围以内，测量出口在正确无误（7）启动通风。在高压侧加入大于定值的电流，保护动作于启动风冷
1）保护动作于出口启动风冷，动作值及动作时间在精度允许范围以内，测量出口正确无误
（8）放电间隙保护。加入间隙零序电流大于定值的电流，保护装置动作
1）保护动作于跳闸，动作值及动作时间在精度允许范围以内，测量出口在正确无误（9）110kv中性点零序过留保护。加入中性点零序电流大于定值的电流，保护装置动作
1）保护动作于跳闸，动作值及动作时间在精度允许范围以内，测量出口在正确无误
（10）闭锁有载调压。加入零序电流大于定值的电流，保护装置动作出口闭锁有载调压
1）保护动作于出口闭锁有载调压，动作值及动作时间在精度允许范围以内，测量出口在正确无误
（11）过负荷保护。加入故障电流大于定值电流，保护装置动作于出口发信
1）保护动作于报警，动作值及动作时间在精度允许范围以内，测量出口在正确无误（12）非电流保护。短接保护柜端子排相应端子，保护装置应发出相应信后并做出相应出口：本体重瓦斯：跳闸 本体轻瓦斯：信号 有载调压重瓦斯：跳闸
油温启动冷却器：启动、停止 温度高：信号 压力释放：信号 冷却器全停：信号 油位异常：信号
1）各保护信号均作于出口发信或跳闸，动作时间在允许范围内，测量出口正确无误
变压器安装标准规范 变压器安装标准规范号篇四
变压器安装标准
电力变压器是电力网的核心设备之一，因而其稳定、可靠运行将对电力系统安全起到非常重要的作用。然而，由于设计制造技术、工艺以及运行维护水平的限制，变压器的故障还是时有发生，尤其是近年来逐步引起人们重视的变压器近区或出口短路（以下简称出口短路）故障，大大影响了电力系统的安全稳定运行。
统计资料表明，在变压器的损坏的原因中，80％以上是由于变压器发生了出口短路的大电流冲击造成的。因此，加强变压器的运行维护，采取切实有效措施防止变压器出口短路，对确保变压器的安全稳定运行有重要的意义。
例如2003年8月6日220kv gy变电站，35kv线路因树木过高造成线路间歇接地，引起35kv母线过电压，过电压击穿了变压器的出口开关a相绝缘拉杆，加上继电保护整定有误，使得变压器出口长时间短路，结果造成220kv主变压器一台损坏、一台严重受损的事故。
再如2003年5月13日110kv yp变电站，35kv线路因钓鱼甩线造成线路瞬间接地，引起35kv母线过电压，过电压击穿了母线支柱瓷瓶，35kv出口开关因继电保护接线松动而拒动，经约2秒种后，变压器后备保护才将变压器切除，结果造成变压器35kv线圈严重变形。
二、变压器出口短路的危害
电力变压器在发生出口短路时的电动力和机械力的作用下，绕组的尺寸或形状发生不可逆的变化，产生绕组变形。绕组变形包括轴向和径向尺寸的变化，器身位移，绕组扭曲、鼓包和匝间短路等，是电力系统安全运行的一大隐患。变压器统组变形后；有的会立即发生损坏事故，更多的则是仍能继续运行一段时间，运行时间的长短取决于变形的严重程度和部部位。显然，这种变压器是带“病”运行，具有故障隐患。这是因为：
1、绕组机械性能下降，当再次遭受到短路电流冲击时，将承受不住巨大的冲击电动力的作用而发生损坏事故。例如，某台40mva、110kv的电力变压器，低压侧遭受短路冲击后，常规试验设有发现异常现象；投入运行后1年，在一次短路事故中损坏。
2、绝缘距离发生变化，或固体绝缘受到损伤，导致局部放电发生。当遇到过电压作用时，绕组便有可能发生饼间或匝间短路导致变压器绝缘击穿事故。或者在正常运行电压下，因局部放电的长期作用，绝缘损伤部位逐渐扩大，最终导致变压器发生绝缘击穿事故。例如，某台150mva、220kv的电力变压器，低压侧短路后，用常规试验方法没有发现问题，投入运行后6个月，突然发生损坏事故。
3、累积效应，运行经验表明，运行变压器一旦发生绕组变形，将导致累积效应，出现恶性循环。例如，某台31.5mva、110kv的电力变压器，在运行的5年中，10kv侧曾遭受多次冲击，经吊罩检查发现其内部绕组已存在严重变形现象。若不是及时发现绕组变形；很难说在什么时候这台电力变压器就会发生事故。再如，某变电站的一台40mva、110kv电力变压器发生短路后速断保护跳开三侧断路器，经预防性试验合格再投运 1个月后，油中特征气体增长。一停运检修发现 35kv绕组已整体变形，包括10kv绕组多处有露铜，导线有烧融现象。因此，对于绕组已有变形但仍在运行的电力变压器来说，虽然并不意味着会立即发生绝缘击穿事故，但根据变形情况不同；当再次遭受并不大的过电流或过电压，甚至在正常运行的铁磁振动作用下；也可能导致绝缘击穿事故。所以，在有的所谓“雷击”或“突发”事故中，很可能隐藏着绕组变形协故障因素。
三、防止变压器出口短路的技术措施 1．变压器的中低压侧加装绝缘热缩套。对变压器的中、低压侧电压等级是35kv及以下的，只要其出线采用的是硬母线，可以从变压器出口接线桩头一直到开关柜的母线，包括开关室内高压开关柜底部母排，全部加装绝缘热缩套。如果采用的是软母线，可在变压器出口接线桩头和穿墙套管附近加装绝缘热缩套。这样可有效防止小动物等造成的变压器出口短路。
2．对变压器的中、低压侧为35kv或10kv电压等级的变压器，由于其属于中性点属于小电流接地系统，所以要采取有效措施防止单相接地时发生谐振过电压，从而引起绝缘击穿，造成变压器的出口短路。防止单相接地时发生谐振过电压的措施有：
电压互感器的二次开口三角加装消谐器，如微电脑控制的电子消谐器。我们使用的是wnx iii型系列微电脑多功能消谐装置，是抑制铁磁谐振过电压，保护高压熔丝、电压互感器免遭损坏的最理想的自动保护装置。它是当代电力电子技术和微电脑技术相结合的产物，具有消谐能力强、功能齐全、抗干扰性能好、可靠性高、运行时不改变一、二次接线，并且无需对装置整定，使用方便。
电压互感器的一次中性点对地加装小电阻或者非线性消谐电阻。我们加装的是lxq(d)-10和lxq(d)-35非线性电阻。
对电容电流超过规程标准的，加装消弧线圈或者自动调协消弧线圈。
3．对变压器中低压侧的支柱瓷瓶，包括高压开关柜可更换爬距较大的防污瓷瓶，或者涂刷常温固化硅橡胶防污闪涂料(rtv)，防止绝缘击穿造成的变压器出口短路。常温固化硅橡胶防污闪涂料应满足dl/t627—1997标准。
4．将变压器中低压侧的开关更换为开断容量更大的开关，防止因开断容量不足引起开关爆炸造成的变压器出口短路。
5．对变压器、母线及线路避雷器要全部更换为性能良好的氧化锌避雷器，提高设备的过电压水平。
6．不断完善变压器的保护配置。变压器的继电保护尽量采取微机化，双重化，尽可能安装母线差动保护，失灵保护，提高保护动作的可靠性，灵敏性和速动性。变压器的中低压侧应配置限时速断保护，动作时间应<0.5秒。确保在变压器发生出口短路时，可靠、快速切除故障，减小出口短路对变压器的冲击和损害。
7．对进线为双电源备用电源自投的110kv变电站，要采取措施防止备用电源自投对故障变压器的再次冲击。
四、防止变压器出口短路的管理措施
1．加强变压器保护的年检以及继电保护的定值、保护压板的管理工作，确保其动作的正确性，杜绝故障时因保护拒动对变压器造成的损害。
2．科学合理的计算保护定值，消除保护“死区”，快速切除流过变压器的故障电流。例如，对于变压器的过流保护（后备保护），应该缩短动作时间，在满足与下一级保护配合的选择性条件下，越短越好，最长也不应该大于2s，以减小过电流对变压器的冲击。对于终端变电所，电源测线路保护定值可延伸到终端变的变压器内部，以增加保护动作的可靠性。
3．对抗外部短路强度较差的变压器或者受过出口短路冲击发生变形的变压器，对于系统短路跳闸后的自动重合或强行投运，应看到其不利的因素。因此，应根据短路故障是否能瞬时自动消除的概率，对近区架空线（如2km以内）或电缆线路取消使用自动重合闸，或适当延长合闸间隔时间以减少因重合闸不成而带来的危害，并且尽量对短路跳闸的变压器进行试验检查。否则有时会加剧变压器的损坏程度，甚至失去重新修复的可能。
4．加强对线路的巡视，发现长高的树木等及时砍伐，防止线路接地造成的变压器出口短路或者引起的过电压。
5．加强电缆构封堵，严防小动物进入开关室，避免小动物引起的单相接地造成变压器的出口短路，也避免其引起的过电压对变压器的损害。6．对于全封闭的开关室，加装排气扇通风，或者安装抽湿机，始终保持开关室的干燥，防止设备凝露及污闪事故造成的变压器出口短路。
7．加强对变压器出口处避雷器的预试和运行维护，确保其对因雷击等产生的过电压的吸收，防止避雷器损坏造成的变压器出口短路。
8．加强变电设备的运行管理，及时发现设备缺陷，保证变压器的正常运行。
9．加强技术监督工作，严禁设备超周期运行，对室内母线及瓷瓶定期清扫，及时进行耐压试验，确保设备绝缘良好。
10．每年安排2次以上的设备红外线普测，积极开展避雷器在线监测、绝缘在线监测、高压开关sf6气体在线监测等项目，及时掌握设备运行状况。
11．对新投运的变压器和未作过变形测试的变压器全部做一次变形测试，保留测试数据，这样，在变压器遭受出口短路冲击后，可以此作为基础数据判断变压器变形程度，认定变压器能否继续运行。对未发生明显绕组变形的变压器，及时投入运行，不仅节省了大量的人力、物力和财力，还大大缩短了检修周期。
12．加强电网规划、建设的科学管理，合理安排运行方式，限制短路电流，减小出口短路对变压器造成的损害。
