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.doc

1、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主编部门：中华人民共和国原水利电力部批准部门：中华人民共和国建设部施行日期：1991 年 10 月 1 日关于发布国家标准电气装置安装工程高压电器施工及验收规范等三项规范的通知（90）建标字第 698 号根据原国家计委计综19862630 号文的要求，由原水利电力部组织修订的电气装置安装工程高压电器施工及验收规范等三项规范，已经有关部门会审，现批准电气装置安装工程高压电器施工及验收规范GBJ147 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GBJ14890；电气装置安装工程母线装置施工及验收

2、规范 GBJ14990 为国家标准。自 1991 年 10月 1 日起施行。原国家标准电气装置安装工程施工及验收规范GBJ2382 中的高压电器篇，电力变压器、互感器篇，母线装置篇同时废止。该三项规范由能源部负责管理，其具体解释等工作，由能源部电力建设研究所负责。出版发行由建设部标准定额研究所负责组织。中华人民共和国建设部1990 年 12 月 30 日修订说明本规范是根据原国家计委计综（1986）2630 号文的要求，由原水利电力部负责主编，具体由能源部电力建设研究所会同有关单位共同编制而成。在修订过程中，规范组进行了广泛的调查研究，认真总结了原规范执行以来的经验，吸取了部分科研成果，广泛征

3、求了全国有关单位的意见，最后由我部会同有关部门审查定稿。本规范共分三章和两个附录，这次修订的主要内容为：1 根据我国电力工业发展需要及实际情况，增加了电压等级为 50kv 的电力变压器、互感器的施工及验收的相关内容,使本规范的适用范围由 330kv 扩大到 500kv 及以下。2 由于油浸电抗器在 3320kv 及 500kv 系统中大量采用，故将油浸电抗器的相关内容纳入本规范内。3 充实了对高电压、大容量变压器和油浸电抗器的有关要求，例如：运输过程中安装冲击记录仪,充气运输的设备在运输、保管过程中的气体补充和压力监视；排氮、注油后的静置、热油循环等。4 根据各地的反映及多年的实践经验，并参照

4、了苏联的有关标准，将器身检查允许露空时间作了适当的修改，较以前的规定稍为灵活。5 根据国外引进设备的安装经验，并参照了国外的有关标准，补充了变压器、电抗器绝缘是否受潮的新的检测方法。6 其它有关条文的部分修改和补充。本规范执行过程中，如发现未尽善之处，请将意见和有关资料寄送能源部电力建设研究所（北京良乡，邮政编码：102401），以便今后修订时参考。能源部1989 年 12 月第一章 总则 第 1.0.1 条 为保证电力变压器、油浸电抗器（以下简称电抗器）、电压互感器及电流互感器（以下简称互感器）的施工安装质量，促进安装技术的进步，确保设备安全运行，制订本规范。第 1.0.2 条 本规范适用于

5、电压为 500KV 及以下，频率为 50Hz 的电力变压器、电抗器、互感器安装工程的施工及验收。消弧线圈的安装可按本规范第二章的有关规定执行；特殊用途的变压器、电抗器、互感器的安装，应符合制造厂和专业部门的有关规定。第 1.0.3 条 电力变压器、电抗器、互感器的安装应按已批准的设计进行施工。第 1.0.4 条 设备和器材的运输、保管，应符合本规范要求，当产品有特殊要求时，并应符合产品的要求。变压器、电抗器在运输过程中，当改变运输方式时，应及时检查设备受冲击等情况，并作好记录。第 1.0.5 条 设备及器材在安装前的保管，其保管期限应为一年及以下。当需长期保管时，应符合设备及器材保管的专门规定

6、。第 1.0.6 条 采用的设备及器材均应符合国家现行技术标准的规定。并应有合格证件。设备应有铭牌。第 1.0.7 条 设备和器材到达现场后，应及时作下列验收检查：一、包装及密封应良好。二、开箱检查清点，规格应符合设计要求，附件、备件应齐全。三、产品的技术文件应齐全。四、按本规范要求作外观检查。第 1.0.8 条 施工中的安全技术措施，应符合本规范和现行有关安全技术标准及产品的技术文件的规定。对重要工序，尚应事先制定安全技术措施。第 1.0.9 条 与变压器、电抗器、互感器安装有关的建筑工程施工应符合下列要求：一、与电力变压器、电抗器、互感器安装有关的建筑物、构筑物的建筑工程质量，应符合国家现

7、行的建筑工程施工及验收规范中的有关规定。当设备及设计有特殊要求时，尚应符合其要求。二、设备安装前，建筑工程应具备下列条件：1 屋顶、楼板施工完毕，不得渗漏；2 室内地面的基层施工完毕，并在墙上标出地面标高；3 混凝土基础及构架达到允许安装的强度，焊接构件的质量符合要求；4 预埋件及预留孔符合设计，预埋件牢固；5 模板及施工设施拆除，场地清理干净；6 具有足够的施工用场地，道路通畅。三、设备安装完毕，投入运行前，建筑工程应符合下列要求：1 门窗安装完毕；2 地坪抹光工作结束，室外场地平整；3 保护性网门、栏杆等安全设施齐全；4 变压器、电抗器的蓄油坑清理干净，排油水管通畅，卵石铺设完毕；5 通风

8、及消防装置安装完毕；6 受电后无法进行的装饰工作以及影响运行安全的工作施工完毕。第 1.0.10 条 设备安装用的紧固件，除地脚螺栓外，应采用镀锌制品。第 1.0.11 条 所有变压器、电抗器、互感器的瓷件表面质量应符合现行国家标准高压绝缘子瓷件技术条件的规定。第 1.0.12 条 电力变压器、电抗器、互感器的施工及验收除基本规范的规定执行外，尚应符合国家现行的有关标准规范的规定。第二章 电力变压器、油浸电抗器第一节 装卸与运输第 2.1.1 条 8000KVA 及以上变压器和 800KVAR 及以上的电抗器的装卸及运输，必须对运输路径及两端装卸条件作充分调查，制定施工安全技术措施，并应符合下

9、列要求：一、水路运输时，应做好下列工作：1 选择航道，了解吃水深度、水上及水下障碍物分布、潮汛情况以及沿途桥梁尺寸；2 选择船舶，了解船舶运载能力与结构，验算载重时船舶的稳定性；3 调查码头承重能力及起重能力，必要时应进行验算或荷重试验。二、陆路运输用机械直接拖运时，应做好下列工作：1 了解道路及其沿途桥梁、涵洞、沟道等的结构、宽度、坡度、倾斜度、转角及承重情况，必要时应采取措施；2 调查沿途架空线、通讯线等高空障碍物的情况；3 变压器、电抗器利用滚轮在现场铁路专用线作短途运输时，应对铁路专用线进行调查与验算，其速度不应超过 0.2km/h；4 公路运输速度应符合制造厂的规定。第 2.1.2

10、条 变压器或电抗器装卸时，应防止因车辆弹簧伸缩或船只沉浮而引起倾倒，应设专人观测车辆平台的升降或船只的沉浮情况。卸车地点的土质、站台、码头必须坚实。第 2.1.3 条 变压器、电抗器在装卸和运输过程中，不应有严重冲击和振动。电压在 220KV 及以上且容量在 150000KVA 及以上的变压器和电压为 330KV 及以上的电抗器均应装设冲击记录仪。冲击允许值应符合制造厂及合同的规定。第 2.1.4 条 当利用机械牵引变压器、电抗器时，牵引的着力点应在设备重心以下。运输倾斜角不得超过 15。第 2.1.5 条 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

11、对应的吊耳导向。第 2.1.6 条 用千斤顶顶升大型变压器时，应将千斤顶放置在油箱千斤顶支架部位，升降操作应协调，各点受力均匀，并及时垫好垫块。第 2.1.7 条 充氮气或充干燥空气运输的变压器、电抗器，应有压力监视和气体补充装置。变压器、电抗器在运输途中应保持正压，气体压力应为 0.010.03MPa。第 2.1.8 条 干式变压器在运输途中，应有防雨及防潮措施。第二节 安装前的检查与保管第 2.2.1 条 设备到达现场后，应及时进行下列外观检查：一、油箱及所有附件应齐全，无锈蚀及机械损伤，密封应良好。二、油箱箱盖或钟罩法兰及封板的联接螺栓应齐全，紧固良好，无渗漏；浸入油中运输的附件，其油箱

12、应无渗漏。三、充油套管的油位应正常，无渗油，瓷体无损伤。四、充气运输的变压器、电抗器，油箱内应为正压，其压力为 0.010.03MPa。五、装有冲击记录仪的设备，应检查并记录设备在运输和装卸中的受冲击情况。第 2.2.2 条 设备到达现场后的保管应符合下列要求：一、散热器（冷却器）、连通管、安全气道、净油器等应密封。二、表计、风扇、潜油泵、气体继电器、气道隔板、测温装置以及绝缘材料等，应放置于干燥的室内。三、短尾式套管应置于干燥的室内，充油式套管卧放时应符合制造厂的规定。四、本体、冷却装置等，其底部应垫高、垫平，不得水淹，干式变压器应置于干燥的室内。五、浸油运输的附件应保持浸油保管，其油箱应密

13、封。六、与本体联在一起的附件可不拆下。第 2.2.3 条 绝缘油的验收与保管应符合下列要求：一、绝缘油应储藏在密封清洁的专用油罐或容器内。二、每批到达现场的绝缘油均应有试验记录，并应取样进行简化分析，必要时进行全分析。1 取样数量：大罐油，每罐应取样，小桶油应按表 2.2.3 取样。2 取样试验应按现行国家标准电力用油（变压器油、汽轮机油）取样的规定执行.试验标准应符合现行国家标准电气装置安装工程电气设备交接试验标准的规定。三、不同牌号的绝缘油，应分别储存，并有明显牌号标志。四、放油时应目测，用铁路油罐车运输的绝缘油，油的上部和底部不应有异样：用小桶运输的绝缘油，对每桶进行目测，辨别其气味，各

14、桶的商标应一致。第 2.2.4 条 变压器、电抗器到达现场后，当三个月内不能安装时，应在一个月内进行下列工作：一、带油运输的变压器、电抗器：1 检查油箱密封情况；2 测量变压器内油的绝缘强度；绝缘油取样数量 表 2.2.3 3测量绕组的绝缘电阻（运输时不装套管的变压器可以不测）；4 安装储油柜及吸湿器，注以合格油至储油柜规定油位，或在未装储油柜的情况下，上部抽真空后，充以 0.010.03MPa、纯度不低于 99.9%、露点低于40的氮气。二、充气运输的变压器、电抗器：1 应安装储油柜及吸湿器，注以合格油至储油柜规定油位；2 当不能及时注油时，应继续充与原充气体相同的气体保管，但必须有压力监视

15、装置，压力应保持为 0.010.03MPa，气体的露点应低于40。第 2.2.5 条 设备在保管期间，应经常检查。充油保管的应检查有无渗油，油位是否正常，外表有无锈蚀，并每六个月检查一次油的绝缘强度；充气保管的应检查气体压力，并做好记录。第三节 排氮第 2.3.1 条 采用注油排氮时，应符合下列规定：一、绝缘油必须经净化处理，注入变压器、电抗器的油应符合下列要求：一、绝缘油必须经净化处理，注入变压器、电抗器的油应符合下列要求：电气强度：500KV 不应小于 60KV；330KV 不应小于 50KV；63220KV 不应小于 40KV。含水量：500KV 不应大于 10ppm；220330KV

16、不应大于 15ppm ；110KV 不应大于 20ppm。（ppm 为体积比）tg ： 不应大于 0.5%（90时）。二、注油排氮前，应将油箱内的残油排尽。三、油管宜采用钢管，内部应进行彻底除锈且清洗干净。如用耐油胶管，必须确保胶管不污染绝缘油。四、绝缘油应经脱气净油设备从变压器下部阀门注入变压器内，氮气经顶部排出；油应注至油箱顶部将氮气排尽。最终油位应高出铁芯上沿 100mm 以上。油的静置时间应不小于 12h。第 2.3.2 条 采用抽真空进行排氮时，排氮口应装设在空气流通处。破坏真空时应避免潮湿空气进入。当含氧量未达到 18%以上时，人员不得进入。第 2.3.3 条 充氮的变压器、电抗器

17、需吊罩检查时，必须让器身在空气中暴露 15min 以上，待氮气充分扩散后进行。第四节 器身检查第 2.4.1 条 变压器、电抗器到达现场后，应进行器身检查。器身检查可为吊罩或吊器身，或者不吊罩直接进入油箱内进行。当满足下列条件之一时，可不进行器身检查。一、制造厂规定可不进行器身检查者。二、容量为 1000KVA 及以下，运输过程中无异常情况者。三、就地生产仅作短途运输的变压器、电抗器，如果事先参加了制造厂的器身总装，质量符合要求，且在运输过程中进行了有效的监督，无紧急制动、剧烈振动、冲撞或严重颠簸等异常情况者。第 2.4.2 条 器身检查时，应符合下列规定：一、周围空气温度不宜低于 0，器身温

18、度不应低于周围空气温度；当器身温度低于周围空气温度时,应将器身加热，宜使其温度高于周围空气温度 10。二，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 16H。三、调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 2.4.2 的规定。调压切换装置露空时间 表 2.4.2 四、空气相对湿度或露空时间超过规定时，必须采取相应的可靠措施。时间计算规定：带油运输的变压器、电抗器，由开始放油时算起，不带油运输的变压器、电抗器，由揭开顶盖或打开任一堵塞算起，到开始抽真空或注油为止。五、器身检查时，场地四周应清洁和有防尘措施；雨雪天或雾天，不应在室外进行。第 2.4.3 条 钟罩起

19、吊前，应拆除所有与其相连的部件。第 2.4.4 条 器身或钟罩起吊时，吊索与铅垂线的夹角不宜大于 30，必要时可采用控制吊梁。起吊过程中，器身与箱壁不得有碰撞现象。第 2.4.5 条 器身检查的主要项目和要求应符合下列规定：一、运输支撑和器身各部位应无移动现象，运输用的临时防护装置及临时支撑应予拆除，并经过清点作好记录以备查。二、所有螺栓应紧固，并有防松措施；绝缘螺栓应无损坏，防松绑扎完好。三、铁芯检查：1 铁芯应无变形，铁轭与夹件间的绝缘垫应良好；2 铁芯应无多点接地；3 铁芯外引接地的变压器，拆开接地线后铁芯对地绝缘应良好；4 打开夹件与钦轭接地片后，铁轭螺杆与铁芯、铁轭与夹件、螺杆与夹件

20、间的绝缘应良好；5 当铁轭采用钢带绑扎时，钢带对铁轭的绝缘应良好；6 打开铁芯屏蔽接地引线，检查屏蔽绝缘应良好；7 打开夹件与线圈压板的连线，检查压钉绝缘应良好；8 铁芯拉板及铁轭拉带应紧固，绝缘良好。四、绕组检查：1 绕组绝缘层应完整，无缺损、变位现象；2 各绕组应排列整齐，间隙均匀，油路无堵塞；3 绕组的压钉应紧固，防松螺母应锁紧。五、绝缘围屏绑扎牢固，围屏上所有线圈引出处的封闭应良好。六、引出线绝缘包扎牢固，无破损、拧弯现象；引出线绝缘距离应合格，固定牢靠，某固定支架应紧固；引出线的裸露部分应无毛刺或尖角，其焊接应良好：引出线与套管的连接应牢靠，接线正确。七、无励磁调压切换装置各分接头与

21、线圈的连接应紧固正确；各分接头应清洁，且接触紧密，弹力良好；所有接触到的部分，用 0.0510mm 塞尺检查，应塞不进去；转动接点应正确地停留在各个位置上，且与指示器所指位置一致；切换装置的拉杆、分接头凸轮、小轴、销子等应完整无损；转动盘应动作灵活，密封良好。八、有载调压切换装置的选择开关、范围开关应接触良好，分接引线应连接正确、牢固，切换开关部分密封良好。必要时抽出切换开关芯子进行检查。九、绝缘屏障应完好，且固定牢固，无松动现象。十、检查强油循环管路与下轭绝缘接口部位的密封情况。十一、检查各部位应无油泥、水滴和金属屑末等杂物。注：变压器有围屏者，可不必解除围屏，本条中由于围屏遮蔽而不能检查的

22、项目，可不予检查。铁芯检查时，其中的 3、4 、5、6、7 项无法拆开的可不测。第 2.4.6 条 器身检查完毕后，必须用合格的变压器油进行冲洗，并清洗油箱底部，不得有遗留杂物。箱壁上的阀门应开闭灵活、指示正确。导向冷却的变压器尚应检查和清理进油管节头和联箱。第五节 干燥第 2.5.1 条 变压器、电抗器是否需要进行干燥，应根据本规范附录一“新装电力变压器、油浸电抗器不需干燥的条件”进行综合分析判断后确定。第 2.5.2 条 设备进行干燥时，必须对各部温度进行监控。当为不带油干燥利用油箱加热时，箱壁温度不宜超过 110，箱底温度不得超过 100，绕组温度不得超过 95；带油干燥时，上层油温不得

23、超过 85；热风干燥时，进风温度不得超过 100。干式变压器进行干燥时，其绕组温度应根据其绝缘等级而定。第 2.5.3 条 采用真空加温干燥时，应先进行预热。抽真空时，将油箱内抽成 0.02MPa,然后按每小时均匀地增高 0.0067MPa 至表 2.5.3 所示极限允许值为止。变压器、电抗器抽真空的极限允许值 表 2.5.3 抽真空时应监视箱壁的弹性变形，其最大值不得超过壁厚的两倍。第 2.5.4 条 在保持温度不变的情况下，绕组的绝缘电阻下降后再回升，110KV 及以下的变压器、电抗器持续 6h，220KV 及以上的变压器、电抗器持续 12h 保持稳定，且无凝结水产生时，可认为干燥完毕。绝

24、缘件表面含水量标准 表 2.5.4 也可采用测量绝缘件表面的含水量来判断干燥程度，表面含水量应符合表 2.5.4 的规定。第 2.5.5 条 干燥后的变压器、电抗器应进行器身检查，所有螺栓压紧部分应无松动，绝缘表面应无过热等异常情况。如不能及时检查时，应先注以合格油，油温可预热至 5060 ，绕组温度应高于油温。第六节 本体及附件安装第 2.6.1 条 本体就位应符合下列要求：一、变压器、电抗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、电抗器，应使其顶盖沿气体继电器气流方向有 1%1.5%的升高坡度（制造厂规定不须安装坡度者除外）。当与封闭母线连接时，其套管中心线应与封闭母线

25、中心线相符。二、装有滚轮的变压器、电抗器，其滚轮应能灵活转动，在设备就位后，应将滚轮用能拆卸的制动装置加以固定。第 2.6.2 条 密封处理应符合下列要求：一、所有法兰连接处应用耐油密封垫（圈）密封；密封垫（圈）必须无扭曲、变形、裂纹和毛刺，密封垫（圈）应与法兰面的尺寸相配合。二、法兰连接面应平整、清洁；密封垫应擦拭干净，安装位置应准确；其搭接处的厚度应与其原厚度相同，橡胶密封垫的压缩量不宜超过其厚度的 1/3。第 2.6.3 条 有载调压切换装置的安装应符合下列要求：一、传动机构中的操作机构、电动机、传动齿轮和杠杆应固定牢靠，连接位置正确，且操作灵活，无卡阻现象；传动机构的摩擦部分应涂以适合

26、当地气候条件的润滑脂。二、切换开关的触头及其连接线应完整无损，且接触良好，其限流电阻应完好，无断裂现象。三、切换装置的工作顺序应符合产品出厂要求；切换装置在极限位置时，其机械联锁与极限开关的电气联锁动作应正确。四、位置指示器应动作正常，指示正确。五、切换开关油箱内应清洁，油箱应做密封试验，且密封良好；注入油箱中的绝缘油，其绝缘强度应符合产品的技术要求。第 2.6.4 条 冷却装置的安装应符合下列要求：一、冷却装置在安装前应按制造厂规定的压力值用气压或油压进行密封试验，并应符合下列要求：1 散热器、强迫油循环风冷却器，持续 30min 应无渗漏；2 强迫油循环水冷却器，持续 1h 应无渗漏，水、

27、油系统应分别检查渗漏。二、冷却装置安装前应用合格的绝缘油经净油机循环冲洗干净，并将残油排尽。三、冷却装置安装完毕后应即注满油。四、风扇电动机及叶片应安装牢固，并应转动灵活，无卡阻；试转时应无振动、过热；叶片应无扭曲变形或与风筒碰擦等情况，转向应正确；电动机的电源配线应采用具有耐油性能的绝缘导线。五、管路中的阀门应操作灵活，开闭位置应正确；阀门及法兰连接处应密封良好。六、外接油管路在安装前，应进行彻底除锈并清洗干净；管道安装后，油管应涂黄漆，水管应涂黑漆，并应有流向标志。七、油泵转向应正确，转动时应无异常噪声、振动或过热现象；其密封应良好，无渗油或进气现象。八、差压继电器、流速继电器应经校验合格

28、，且密封良好，动作可靠。九、水冷却装置停用时，应将水放尽。第 2.6.5 条 储油柜的安装应符合下列要求：一、储油柜安装前，应清洗干净。二、胶囊式储油柜中的胶囊或隔膜式储油柜中的隔膜应完整无破损；胶囊在缓慢充气胀开后检查应无漏气现象。三、胶囊沿长度方向应与储油柜的长轴保持平行，不应扭偏；胶囊口的密封应良好，呼吸应通畅。四、油位表动作应灵活，油位表或油标管的指示必须与储油柜的真实油位相符，不得出现假油位。油位表的信号接点位置正确，绝缘良好。第 2.6.6 条 升高座的安装应符合下列要求：一、升高座安装前，应先完成电流互感器的试验；电流互感器出线端子板应绝缘良好，其接线螺栓和固定件的垫块应紧固，端

29、子板应密封良好，无渗油现象。二、安装升高座时，应使电流互感器铭牌位置面向油箱外侧，放气塞位置应在升高座最高处。三、电流互感器和升高座的中心应一致。四、绝缘筒应安装牢固，其安装位置不应使变压器引出线与之相碰。第 2.6.7 条 套管的安装应符合下列要求：一、套管安装前应进行下列检查：1 瓷套表面应无裂缝、伤痕；2 套管、法兰颈部及均压球内壁应清擦干净；3 套管应经试验合格；4 充油套管无渗油现象，油位指示正常。二、充油套管的内部绝缘已确认受潮时，应予干燥处理；110KV 及以上的套管应真空注油。三、高压套管穿缆的应力锥应进入套管的均压罩内，其引出端头与套管顶部接线柱连接处应擦拭干净，接触紧密；高

30、压套管与引出线接口的密封波纹盘结构（魏德迈结构）的安装应严格按制造厂的规定进行。四、套管顶部结构的密封垫应安装正确，密封应良好，连接引线时，不应使顶部结构松扣。五、充油套管的油标应面向外侧，套管末屏应接地良好。第 2.6.8 条 气体继电器的安装应符合下列要求：一、气体继电器安装前应经检验鉴定。二、气体继电器应水平安装，其顶盖上标志的箭头应指向储油柜，其与连通管的连接应密封良好。第 2.6.9 条 安全气道的安装应符合下列要求：一、安全气道安装前，其内壁应清拭干净。二、隔膜应完整，其材料和规格应符合产品的技术规定，不得任意代用。三、防爆隔膜信号接线应正确，接触良好。第 2.6.10 条 压力释

31、放装置的安装方向应正确；阀盖和升高座内部应清洁，密封良好；电接点应动作准确，绝缘应良好。第 2.6.11 条 吸湿器与储油柜间的连接管的密封应良好；管道应通畅；吸湿剂应干燥；油封油位应在油面线上或按产品的技术要求进行。第 2.6.12 条 净油器内部应擦拭干净，吸附剂应干燥；其滤网安装方向应正确并在出口侧；油流方向应正确。第 2.6.13 条 所有导气管必须清拭干净，其连接处应密封良好。第 2.6.14 条 测温装置的安装应符合下列要求：一、温度计安装前应进行校验，信号接点应动作正确，导通良好；绕组温度计应根据制造厂的规定进行整定。二、顶盖上的温度计座内应注以变压器油，密封应良好，无渗油现象；

32、闲置的温度计座也应密封，不得进水。三、膨胀式信号温度计的细金属软管不得有压扁或急剧扭曲，其弯曲半径不得小于 52mm。第 2.6.15 条 靠近箱壁的绝缘导线，排列应整齐，应有保护措施；接线盒应密封良好。第 2.6.16 条 控制箱的安装应符合现行的国家标准电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范的有关规定。第七节 注油第 2.7.1 条 绝缘油必须按现行的国家标准电气装置安装工程电气设备交接试验标准的规定试验合格后，方可注入变压器、电抗器中。不同牌号的绝缘油或同牌号的新油与运行过的油混合使用前，必须做混油试验。第 2.7.2 条 注油前，220KV 及以上的变压器、电抗器必须进行真

33、空处理，处理前宜将器身温度提高到 20以上。真空度应符合本规范第 2.5.3 条中的规定，真空保持时间：220330KV，不得少于8h；500KV ，不得少于 24h。抽真空时，应监视并记录油箱的变形。第 2.7.3 条 220KV 及以上的变压器、电抗器必须真空注油；110KV 者宜采用真空注油。当真空度达到本规范第 2.5.3 条规定值后,开始注油。注油全过程应保持真空。注入油的油温宜高于器身温度。注油速度不宜大于 100L/min.油面距油箱顶的空隙不得少于 200mm 或按制造厂规定执行。注油后，应继续保持真空,保持时间：110KV 者不得少于 2h；220KV 及以上者不得少于 4h。500KV 者在注满油后可不继续保