变压器检修规程完整.docx
《变压器检修规程完整.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《变压器检修规程完整.docx（19页珍藏版）》请在冰点文库上搜索。
变压器检修规程完整
变压器检修规程
第一节变压器的检修周期
第1条变压器的小修周期，应根据环境条件和运行情况确定，但每年至少一次。
第2条电炉变压器的小修周期为一个月。
第3条火力发电厂的变压器的小修周期每六个月至少一次。
第4条变压器取出芯子的大修按下列周期进行：
1、发电厂和变电所的主变压器以及发电厂的主要厂用变压器，在投入运行后的第5年和以后每隔5～10年大修一次，在此围按试验结果确定检修时间。
2、有带负荷调正电压装置的变压器，及特种用途的变压器（如用于电炉、正流器等），加入运行满一年时应大修一次，以后每4～8年大修一次。
3、发电厂和变电所的变压器及线路上的变压器，如未过负荷运行，每10年大修一次。
第5条变压器如因运行条件较差或存在某种潜伏性故障时，可酌情缩短大修周期或进行计划外大修。
第6条带负荷调正电压的变压器，其切换装置的检修，须遵守制造厂的规定。
第二节变压器的检修、试验项目
第7条变压器的小修包括下列各项：
1、清扫和检查变压器外部，出现套管及所有装置，并消除已经发现而就地消除的缺陷；
2、检查并拧紧出线的接头；
3、放出油枕的污物和水；
4、加足变压器油；
5、检查油位指示计；
6、检查放油伐及密封衬垫，并且拧紧各部螺帽；
7、检查工作接地和保护接地的情况；
8、检查并清扫冷却装置；
9、检查瓦斯继电器；
10、测量线卷绝缘电阻；
11、试验变压器油；
12、检查硅胶是否已受潮变色；
13、检查防爆管薄膜的完整性。
第8条电炉变压器的小修还应进行下列各项：
1、检查变压器油箱、油枕、油冷却系统、套管下部、二次引出线和各处螺丝紧固的部分不应有漏油、渗油；
2、操作机构传动良好，清扫干净；
3、控制系统线路接触是否良好；
4、检查和清扫油冷却系统。
第9条变压器的大修包括下列各项：
1、打开变压器的顶盖，取出芯子进行检查；
2、检修芯子（铁心、绕组、切换开关及引出线）；
3、检查并修理顶盖、油枕、呼吸器、散热器、防爆管、油伐及出线套管等；
4、检查并修理冷却装置，并对油循环水冷却装置进行打压试验，压力为3公斤/平方厘米。
5、清洗外壳，必要时并涂漆；
6、检验测量仪表、信号和保护装置；
7、将变压器油过滤或更换；
8、如绝缘降低时，变压器要进行干燥；
9、装配变压器；
10、进行规定的测量和试验；
11、检修一次侧接线中的设备（电缆、绝缘子、开关等），并作耐压试验；
12、进行变压器小修之各项。
第10条电炉变压器的大修还应进行下列各项：
1、自耦变压器用负荷切换开关、双联切换开关的检查，位置指示正确，接点接触良好，齿轮咬合全面，传动机构灵活；
2、自耦变压器接触器和操作箱大修容：
①各固定架紧固，传动部分灵活，绝缘部分良好；
②主触点及灭火花接点接触良好，主接点压力不低于11公斤，必要时更换灭花接触点；
③软铜代良好；
④与自耦变压器连接套管，完好无缺；
⑤各部螺丝紧固；
⑥清洗箱中各部件，清洗接触器操作箱；
⑦接触器操作箱应无漏油、渗油之处；
⑧计数器、极限开关、继电器、鼓型控制器、直流接触器、直流电动机检查和检修；
⑨进行园图试验，检查接触器部分动作状态，必要时进行调整。
第11条正常大修时吊芯前的试验项目：
1、绕组的绝缘电阻及吸收比；
2、绕组的直流电阻；
3、电压比；
4、套管连同绕组的介质损失角（1000千伏安以下不重要的变压器不做此项）。
第12条正常大修时吊芯中的试验项目：
1、绕组的绝缘电阻及吸收比；
2、所有分接头的接触电阻；
3、电压比；
4、穿芯螺丝的绝缘电阻；
5、套管的耐压试验；
6、介质损失角试验。
第13条正常大修时吊芯后的试验项目参照现行“电气设备试验规程”进行。
第14条电炉变压器大修后还应做园图试验。
第15条新安装的变压器，应进行下列检查和试验：
1、对变压器和充油套管的绝缘油进行简化试验（小型套管的绝缘油量不多者，可只作耐压试验）。
2、测量绕组的绝缘电阻。
吊芯检查的变压器，应同时测量轭铁梁和穿芯螺丝的绝缘电阻。
3、测量绕组的直流电阻（各电压分头均测）。
4、确定绕组受潮程度。
5、测量套管（纯瓷质的套管除外）的介质损失角正切值。
6、对35千伏以下变压器的主绝缘（连套管）作工频交流耐压试验。
7、测定空载电流和空载损耗。
8、检查接线组别（或单相变压器的极性）和变压比（各电压分接头均测）。
9、检查冷却系统。
10、检查运行中油再生装置。
11、检查油位。
12、在额定电压下合闸五次。
13、变压器投入运行以后，在热状态下，检查接缝是否紧密。
检查衬垫和法兰连接的情况等。
对于容量为560千伏安及以下的配电变压器，除5、9、10各项外，均须执行。
第三节质量要求
第16条拆装工作：
1、变压器绕组及铁心不应有碰伤或擦伤部分。
2、套管不应有碰伤及碰破部分。
3、变压器吊芯：
（1）一般情况下，变压器在晴朗干燥的天气予以吊芯，阴雨大雾大风必须采取措施，否则不准吊芯。
（2）变压器芯吊出后在空气中停留时间不得超过如下规定：
①吊芯前，室温应在10℃以上，寒冷季节室温比室外高出10℃上，并无尘土。
②上层油温高于或接近室温时，方可吊出油面。
③周围空气温度不易低于0℃，器芯温度不应低于周围空气温度，在器芯温度低于周围空气温度时，将变压器加热使其器芯温度比周围空气高出10℃。
④器芯暴露在空气中的时间，不应超过下列规定：
空气相对温度不超过65%时；16小时——空气相对湿度不超过75%时——12小时。
（3）违反如上规定时，则应对绝缘进行受潮鉴定，项目如下：
①绝缘电阻与检修前数据相比较降低不超过40%（同一温度下），没有检修前绝缘电阻数据者应符合表1规定：
表1
变压器额定电压（KV）
线卷温度为℃时的绝缘电阻值
10℃
20℃
30℃
40℃
50℃
3-10
良好值
900
450
225
120
64
最低值
600
300
150
80
43
20-35
良好值
1200
600
300
155
83
最低值
800
400
200
105
55
②介质损失角正切值不超过规程规定。
③吸收比一般在温度为10-40℃时应大于1.3。
（4）受潮的变压器一定要干燥合格后允许组装。
4、在变压器部不应改变遗留任何东西。
5、接线要正确不应改变原相序及极性。
6、表计设备、保护设备、信号设备的接线要正确。
第17条绕组及铁心：
1、高低压绕组应清洁、无油垢、无外伤，排列整齐牢固，无移位、松动现象。
2、抽头线、引出线绝缘良好，有弹力，无折断，松动或闪络过热痕迹。
接头螺丝夹紧，焊接良好。
3、绕组绝缘按下列情况判断：
（1）绝缘处于良好状态：
有弹性，用手按后没有残留变形。
（2）绝缘处于合格状态：
硬、用手按时没有裂纹。
（3）绝缘处于勉强可用状态：
绝缘脆弱，用手按时产生微小裂纹或变形。
（4）绝缘处于不合格状态：
用手按时产生大量变形或破坏，此时必须更换新绝缘。
4、绕组间油道应无油污堵塞现象。
5、绕组间隔衬垫应完整，排列不歪斜，不错乱，有足够的间距但不松动。
6、绝缘间支持木架，木螺丝以及其它各部绝缘无变色裂纹，十分坚固和清洁。
7、接线板各部螺丝坚固。
8、各部接触处良好，调压装置的接点及中线接点应连接牢固。
9、铁心应清洁无油垢，硅钢片绝缘漆无脱落情况。
10、铁心间之绝缘螺丝紧固且绝缘良好。
11、铁心无过热变况。
第18条油箱、油枕及散热器等：
1、油箱及油枕间的联络管，应无漏油和堵塞现象。
2、变压器上盖与油箱散热器等各部螺丝应紧固，胶垫应完好无漏油。
3、油箱阀门、油枕及其它各处均不应漏油，并作密封试验。
4、防爆管上玻璃薄膜完整。
5、呼吸器清洁不潮湿，各部完整，无呼吸器者应检查油枕螺丝之气孔是否堵塞。
6、散热器的活门，应在开放位置。
7、油箱、油枕、散热器外部清洁渣滓。
8、变压器地基基座，底脚轮盘及铁轨各部螺丝坚固完整。
9、变压器油做耐压试验，合乎电气设备试验规程。
10、油面计应清洁透明，指示正确。
11、当油温25℃时油量应与油面计之中心线相符合（或与规定之温度油面符合）。
第19条试验标准按电气设备试验规程执行。
第20条继电器及其它附属设备：
1、瓦斯继电器之水银开关转动灵活，接以250伏2安之电源，开闭五次，应无损坏情形。
2、变压器的温度继电器应校验正确，应合于试验规格。
3、水银温度计，酒精温度计及园型温度计与标准盘温度计比较，其误差不得大于±1%。
4、瓦斯继电器操作线不致被绝缘油腐蚀，绝缘电阻一兆欧以上，接线要正确。
5、瓦斯继电器，窥视玻璃完整干净明亮。
第四节变压器的吊芯检查
第21条变压器在吊芯以前和吊芯以及吊芯后均应进行电气试验。
第22条变压器吊芯前要对外壳、散热器、油枕、防爆筒、套管等附件进行仔细检查，有无渗、漏油和破裂，凸凹等现象。
第23条拆卸油枕、防爆筒时，不得碰坏，在顶盖上工作的人员不准碰坏套管。
第24条拆卸的零部件应放在专用箱，不得丢失。
第25条在拆卸和组装过程中，参加检修的工作人员，除携带必要的工具外，禁止带其它物品，以免落入油箱。
第26条箱盖上的人孔和已拆下附近的孔口应做好临时密封，以防外物落入油箱里。
第27条变压器揭盖后要严格做好防潮和防尘工作。
第28条检修工作地点严禁动火，如必须动火时，要事先备足消防器具和办理必要的动火手续。
第29条小变压器器身和顶盖可以一起吊，大变压器顶盖和器身必须分开吊，允许进入变压器器工作的人员，身上不得携带其它任何物品，工作服、胶鞋应干净清洁，工具必须绑在手腕上。
第30条起吊变压器器身时应注意：
1、吊环螺杆一定要牢固，钢丝绳角度、强度都要适合；
2、铁心和绕组不得和外壳相碰，避免损伤绝缘和零件；
3、严禁用器身吊环吊变压器全身；
4、小变压器器身可放在油箱顶部横木上，大型变压器器身放在专用槽上；
5、阴天、雨天、雾大不宜吊芯；
6、变压器器身吊出后，在空气中停留时间应按规定执行，若器身温度高出室温5℃以上，停留时间可适当延长。
第31条变压器芯子吊出后的检查按下列各项进行：
1、变压器芯子螺丝有无松动，分接开关（调压开关）的接触点及线头接触是否良好，机构的灵活程度怎样；
2、检查铁心和绕组表面上是否有油泥及杂质；
3、各部绝缘状况及颜色、弹性、密度及机械强度有无损伤之处；
4、绝缘老化程度见第三节；
5、检查硅钢片和压紧螺丝有无松动，并用1000伏摇表测量铁心与穿芯螺丝的绝缘电阻应在2兆欧以上。
6、检查绕组间的衬垫是否清洁，有无杂物和堵塞现象。
如有可用浸油的软毛刷清扫干净。
7、检查绕组间的衬垫是否固定压紧。
第32条如绕组烧毁或绝缘老化，铁心烧坏或绝缘漆严重脱落，须进一步将绕组和铁心解体进行修理。
第33条卸下的上部轭铁夹板，厚绝缘纸板应放在清洁处。
第34条用扁咀钳子拆硅钢片，注意轻抽轻放不得损坏硅钢片及其绝缘并不得丢失。
第35条起吊线卷时应注意：
1、取出线卷前，用布带将铁心柱上部绑好，以免吊出绕组时伤绝缘；
2、绘制好连接草图；
3、绕组吊出后，放在清洁干燥处；
4、绕组上下衬垫的绝缘零件材料保管好，记住它们的位置及用途，需要更换按原样制作。
第五节变压器的部分修理
第36条变压器油泥可用铲刀刮除，在用布（不易落毛的纱头或布）擦干净，然后用变压器油清洗。
绕组上的油泥只能用手轻轻剥落，对于绝缘已脆弱的绕组要十分细心，以免损伤绝缘。
擦好后用强油流冲洗。
第37条变压器漏油的处理。
变压器的漏油油焊缝漏油和密封漏油两种，焊缝漏油处理是补焊，焊接时应吊出芯子，将油放尽。
密封漏油应先查明原因，如是操作不良（密封垫圈放的不正，压的不均，压力不够等），应酌情处理，如是密封垫老化或损坏（如耐油橡胶发粘，失去弹性，开裂等），应更换密封材料。
第38条套管的修理
1、夹装式套管的漏油，除瓷件本身缺陷（沙眼、裂缝）外，只可能产生于密封垫处。
如果不是密封老化，或者位置不正，则其漏油只要将压紧螺丝，适当压紧一般就可解决。
如果密封垫圈老化，则需更换垫圈。
2、浇装式套管的漏油多见于套管的胶合处。
胶合处的密封作用，主要决定于密封垫。
任何胶合剂本身对油并不具有密封作用。
固然胶合剂的严密结实可以增强密封作用，但经过几年的运行之后，由于胶合剂的自然收缩和温度变化的影响（铁法兰、瓷件、胶合剂三者的热膨胀系数均不相等），胶合处会出现细缝或间隙。
此时如果密封垫不好，即会产生漏油。
所以浇装式套管如果密封垫并未老化，密封面很平正，压力适当，修理时，可将原胶合剂挖出一部分，擦干净，进行部分浇装即可解决。
否则应将法兰拆下，更换密封垫，重新浇装。
3、套管的换油：
（1）油浸纸电容式套管在换油前应取样做油的简化试验，作套管的介质损失角的正切值和泄露电流试验，以作为换油前后的比较资料。
（2）采用真空注油时，应先将套管抽成真空（一般500～700毫米贡柱）并维持此真空30分钟左右，然后利用套管本身的真空度往里注油。
（3）注油后按换油前的试验项目进行试验，如试验结果与良好套管有显著差异时应查明原因，如是套管部绝缘受潮，应作解体干燥处理。
4、套管的拆装的过程中，应用可靠的工具及采取适当的措施避免扭坏和碰坏套管。
（1）在拆装的过程中，应用可靠的工具及采用适当的措施避免扭坏和碰坏套管。
（2）套管导电杆及各密封垫的位置应放正，压紧度必须保持均匀一致。
第39条无载分接开关的检修：
1、触头损坏严重时，应拆下照样配制更换，触头损坏不严重作一般修理即可。
2、触头压力应平衡。
接触环与每个接触柱之间的压力应为2.5～5公斤/平方厘米。
3、运行较久的变压器触头表面常附有氧化膜和污垢（轻者可将触头在各触头在各位置往返切换多次，将污垢消除，重者用酒精擦洗），有时绝缘油的分解物在触头结有光泽薄膜，看来好象洁净，其实为绝缘膜覆盖，有碍接触。
此时可用丙酮或酒精擦洗。
4、分解开关触头引线绝缘和焊头应无过热损伤现象，部各零部件，应处于完整紧固状态。
5、分接开关机械传动部分应转动灵活，操作杆轴销、开口销等安装应牢固可靠，并检查手柄的指示位置与触头的接触是否一致，以及触头在每个位置上的接触是否准确。
尤其是夹片开关，往往会有手柄表示位置与、触头实际接触位置产生偏差，这时应将手柄罩与转轴的园键拔出，重新调正。
6、检修中测量分接开关每一接触位置的接触电阻应不大于100微欧。
如不符合标准，应查明原因进行处理，直至消除为止。
第40条铁心的修理
只有在变压器失火、铁心部失火、铁心迭片的局部断路或过热等才有必要全部或局部更换。
铁心存在的缺陷特征是：
变压器油变质（闪燃点降低、含酸量增加、耐压强度降低）合空载损耗增加。
1、硅钢片残废绝缘膜的清除
清除残膜的方法，推荐采用“浸煮”法
浸煮的方法是将漆膜绝缘的钢片放在10%苛性钠或20%磷酸钠溶液中浸煮。
先把苛性钠或磷酸钠放入水槽，加热到50℃，待全部溶解后，然后将硅钢片浸入（应将钢片完全浸没，使钢片溶液中能全散开）待漆膜均已胀起并开始脱落时，移至热水中洗刷，再用清水冲净。
清洗后的钢片应烘干或晒干，立即涂漆。
如不立即涂漆，则应叠放正齐并扎紧，以保护层钢片不至生锈。
用喷灯火烧或钢刷的清除残膜方法，只用于片数较少，或者各片损坏面积较小，而其余部分仍比较牢固并未出现老化征象的情况。
一片上仅需局部清除涂漆，则不宜用火烧办法。
2、硅钢片的涂漆处理
钢片的残漆膜去除后，即可进行涂漆或是补漆。
若重新补漆的片数不多，或者只作局部补漆，可用喷漆法或用手涂刷；但手刷较难控制漆膜厚度。
若重新涂漆的片数很多，可以制作一台手摇涂漆机。
涂漆后干燥2小时，干燥温度为105℃或参照表2
矽钢片绝缘和漆膜的技术要求表2
漆的标号
1611#
1030#
稀释剂
松节油
苯或纯净汽油
粘度
4#粘度计，于20+1℃时为50～70秒
4#粘度计，200℃+1℃时为30～50秒
干燥温度
200℃
105+2℃
干燥时间
12～15分钟
2小时左右
技术要求
漆中应有机械杂质和不溶解的粒子，漆膜干燥后应平滑，有光泽，无皱纹，烤焦点，集中的漆泡，空白等漆膜厚度为0.01～0.015mm（两面只和）
3、铁心迭装的技术要求
（1）如果硅钢片是修理时剪切的，则在铁心迭装前除去毛刺高度不得大于0.1毫米。
（2）铁心迭装时，先装两个夹件放平，距离适当，夹件绝缘。
铁心柱部分垫上木块，高度应与夹件绝缘平。
在铁轭孔的铁心孔（如铁心有夹紧螺杆时）立定位杆，共8～10根，一般是在铁轭部分有四根定位杆，铁心柱部分只需要两根。
定位杆的直径比钢片孔小1～2毫米，以便定位和找正。
（3）铁心每迭一级，打齐一级，打齐铁心要用铜垫块或木块，不可用铁锤敲击钢片，以免弯曲或卷片。
（4）每迭一级后，测一次厚度和两条对角线长度的差，防止铁心迭成平行四边形。
（5）迭片接缝间隙太大，将使空栽电流增加，一般间隙不应大于表3
硅钢片迭片接缝间隙允许值表3
铁心直径
间隙
230毫米以下
1毫米（个别片不超过2毫米）
230毫米以上
1～2毫米（个别片不超过3毫米）
（6）铁心截面倾斜的检查。
由于迭片在宽度方向的偏移，心柱截面将成椭圆，绕组套装会发生困难。
一般宽度方向的偏移对直径在130毫米以下的铁心，应控制在+2毫米之，其余不得大于+3毫米；长度方向的偏移均可控制在+3毫米之。
4、铁心螺杆与铁轭螺杆的绝缘。
铁心在迭装或检修时均应测铁轭螺杆对铁心片的绝缘电阻，如不符合标准时，应拆下绝缘纸管检查。
如绝缘管仅有微小开裂，并无很大防碍。
如已断裂或烧毁，则必须更换。
如果没有绝缘胶纸管，可用厚0.12毫米的电缆纸涂以胶木漆（酚醛酒精溶液），包缠螺杆，每边包的厚度为2~3毫米，于95摄氏度以下烘干.然后按原有的胶纸管尺寸修正，以免因尺寸偏大，在压紧螺母时绝缘受挤压而损坏.
5、铁芯必须接地（接至油箱）因为铁芯及其夹件等金属件是处在绕组的电场，如不接地，这些金属件必然因感应而有一定电位，在外施高压试验或投入运行时，即会产生断续的放电现象.
铁芯迭片间的绝缘电阻是不大的,因此只要有一个迭片接地的,其他金属部件的接地根据不同结构,接地方式亦不相同.
6、未全部或局部更换铁芯时的检修：
（1）检查铁芯及线圈的所有压紧螺丝的螺帽，有无电磁振动而造成的松动现象，并应重新加以紧固.
（2）检查铁芯接地片是否有断裂，松动情况.铁芯如果接地不良,则铁芯及其金属件会在高电场作用下产生一定的电位,当电位差超过其间的放电电压时就会产生断续的放电声,因而铁芯必须可靠接地.
（3）附在铁芯表面及散热沟的油垢和沉淀物质,必须用不掉线头的干净布擦净,然后用变压器油冲洗干净.
7、铁芯的绑扎：
对不冲孔的中小型变压器铁芯，采用玻璃丝代绑扎铁芯柱.所需材料有：
0.1*50毫米无矸玻璃丝代，634环氧树脂，℃三乙醇胺，工业酒精（或甲苯、丙酮）等.
甲、所需粘液配制如下：
（1）634环氧树脂100%
（2）三乙醇胺，冬季10~12%，夏季8~10%
（3）适量的工业酒精（或甲苯、丙酮）为溶剂，配制成的粘液粘度为25~40秒.
乙、浸渍过程如下：
（1）将成卷的玻璃丝代加以稀松，以便使环氧树脂混合液能浸入每层玻璃丝代，然后在100~130℃下烘焙10小时左右，除去，腊质（或润滑剂）.玻璃丝浸入环氧树脂混合液中2～３小时取出晾干，约12小时后即可使用.
（2）把除掉腊质的玻璃丝浸入环氧树脂混合液中2～3小时，取出晾干，约12小时后即可使用.
（3）绑扎时，一般中小型变压器绑扎2毫米厚（即16层）代与代之间的间距为120毫米.
（4）绑扎好后，在温度为105～120℃的蒸汽烘干箱中烘8～12小时,取出晾干,待玻璃丝代硬化后,即可拆除铁芯柱上的临时夹具.
第41条绕组的检修:
1、在清除绕组表面的油垢和沉淀物时，只能用干净布或手指轻轻擦洗，不能用掉线头的布或其它金属工具.
最后用变压器油冲洗.
2、线圈绝缘夹件，撑条、垫块无松动、位移和破损，各部绑扎牢固.
3、绕组表面及引线绝缘应无局部过热及其它机械损伤，相间隔板固定牢固，其两侧间隙大致相等.
4、每相绕组上下压铁不能过松或过紧，过松会引起电磁震动，过紧会使绕组纵向压力过大而易损坏绝缘.
5、对运行年久，绕组绝缘老化的判断参照第三节.
6、旧导线重包绝缘时，所需材料，纸，电缆纸，丝棉代等.包扎层数：
（1）用0.05毫米厚的纸时，半迭包2～3层.
（2）用0.2～0.7毫米厚的电缆纸时，对接包一层，代间稍有搭接.
（3）用0.28毫米厚的丝棉代时，包扎与电缆纸同.
绝缘代如果太宽，就会减低包扎紧度，包扎扁铜线时其宽度不宜大于导线截面周长的0.85.
7、绕组引线的选择：
引线的电流密度，应比绕组的电流密度稍大些.但考虑到温升限度及散热情况，可根据引线每边的绝缘厚度不同而采用不同的电流密度值.引线电流密度选择参照表4.
引线电流密度选择
引线绝缘厚度（毫米）
电流密度（安/平方毫米）
裸导线
≦4.8
2
≦4.5
3
≦4.5
6
≦4.0
另外还要考虑到引线的机械强度及在高压时引线周围电场比较集中等因素，虽然电流密度合适，但也要适当放大引线直径，如35千伏引线的最小直径为4.1毫米.
42条变压器换线
1、拆线时，记录好铭牌数据、铁芯尺寸、线圈尺寸，一、二次缠绕方向和匝数.
2、根据记录进行一次验算，再行施工
3、线圈的绕制方法
（1）双层圆筒式绕组：
1））双层筒式绕组直接绕在绕线模上.为了增加绕组的机械强度，开绕第一匝时，应将拉紧用布代沿圆周5～6处放好起头处放一根，其余均匀放置，拉紧用布代长度要大于线圈轴向尺寸，以便扎紧最末匝.绕线时用木锤打紧线匝，同时把拉紧用布代编织在线匝间，六根导线并绕时，每绕一匝编织一次，四根导线并绕时二匝一次，其余3～4匝一次.
2））如果绕组高度小于要求数值时，应在绕组中部线匝间加以0.5～1.0毫米纸条，用直条布稀绕在导线上，使达到应有的高度.
3））层间有油隙撑条（长度比绕组轴向尺寸的上端与下端各小2毫米）时，拉紧用布代应处于撑条间位置.为了使绕组圆正，绕制时在油隙撑条间应加置临时撑条（厚度比油隙撑条略小；绕完后抽出）.
4））用布代拉紧末端出头后，在绕组表面包布代，半叠一层.
（2）多层圆筒式绕组：
1））多层圆筒式绕组在胶木纸筒上（或木芯上），胶木纸筒长度比绕组轴向尺寸的上端与下端各小2毫米.
2））绕组起端用布代拉紧.绕制时，端绝缘上的纸用导线压住，绕到一层的最后1～3匝时，先放好端绝缘，其纸亦用导线压住.绕制与层间油隙相邻的线层时，绕3～6匝后，把端绝缘的纸翻起，使油隙畅通.如此处用胶木圈体为端绝缘时，则用布代沿圆周扎紧布代翻起.布代应放在撑条位置上.
3））放层间绝缘（厚0.12毫米的电缆纸若干，长度比绕组轴向尺寸小2毫米）时，每间应错开4～12毫米，并要求垫平.
4））层间有油隙撑条（长度比绕组轴向尺寸的上端与下端各小2毫米）时，应加置临时撑条.外层处导线应包厚0.12毫米的电缆纸，半叠一层，长约80～100毫米，无油隙时用层间绝缘盖住，不加包绝缘.各层外层处应错开.
5））绕线过程中，应适当拉紧导线，并尽量使匝与匝间靠紧.
6））最后用布代将末端拉紧，将分接线用布代打圈固定位置，并
升级会员 