油浸式电力变压器检修工艺规程.docx
《油浸式电力变压器检修工艺规程.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《油浸式电力变压器检修工艺规程.docx（53页珍藏版）》请在冰点文库上搜索。
油浸式电力变压器检修工艺规程
油浸式电力变压器检修工艺规程
1油浸式电力变压器检修周期和项目
1.1检修周期
1.1.1大修周期
1.1.1.1一般在投入运行后的5年内和以后每间隔10年大修一次。
1.1.1.2箱沿焊接的全密变压器或制造厂另有规定的，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。
1.1.1.3当运行中的变压器承受出口短路后，经综合诊断分析，可考虑提前大修。
1.1.1.4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。
1.1.2小修周期
考虑变压器工作环境，小修周期为每年1次。
1.1.3附属装置的检修周期
1.1.3.1保护装置和测温装置的校验应根据有关规程的规定进行。
1.1.3.2变压器油泵由于属于2级泵，应2年进行一次解体大修。
1.1.3.3变压器冷却风扇应2年进行一次解体大修。
1.1.3.4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。
1.1.3.5自动装置及控制回路的检修随变压器小修每年进行1次。
1.1.3.6套管的检修随变压器大修进行。
套管的更换应根据试验结果确定。
1.2检修项目
1.2.1大修项目
1.2.1.1吊开变压器钟罩检修器身（吊出器身检修）。
1.2.1.2变压器绕组、引线及磁（电）屏蔽装置的检修。
1.2.1.3变压器铁芯、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。
1.2.1.4变压器油箱及附件的检修，包括套管、吸湿器等。
1.2.1.5变压器冷却器、油泵、风扇、阀门及管道等附属设备的检修。
1.2.1.6安全保护装置的检修。
1.2.1.7油保护装置的检修。
1.2.1.8测温装置的检验。
1.2.1.9操作控制箱的检修和试验。
1.2.1.10无励磁分接开关或和有载分接开关的检修。
1.2.1.11全部密封胶垫的更换和密封试验。
1.2.1.12必要时对器身绝缘进行干燥处理。
1.2.1.13变压器各导电接头修理及拆装。
1.2.1.14变压器油的处理。
1.2.1.15变压器中性点接地刀闸、避雷器检修及试验。
1.2.1.16变压器支撑平台及滚轮修理加油、拆装防震板。
1.2.1.17清扫油箱并进行喷涂油漆。
1.2.1.18大修的试验和试运行。
1.2.2小修项目
1.2.2.1处理已发现的缺陷。
1.2.2.2放出储油柜积污器中的污油。
1.2.2.3检修油位计，调整油位。
1.2.2.4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。
1.2.2.5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、速动油压继电器等。
1.2.2.6检修油保护装置。
1.2.2.7检修测温装置：
包括压力式温度计、电阻温度计、棒形温度计等。
1.2.2.8检修调压装置、测量装置及控制箱，并进行调试。
1.2.2.9检查接地系统。
1.2.2.10检查全部阀门和塞子，检查全部密封状态，处理渗漏油。
1.2.2.11清扫油箱和附件。
1.2.2.12清扫高空瓷瓶和检查导电接头（包括套管将军帽）。
1.2.2.13按有关规定进行测量和试验。
2变压器大修前的准备工作
油浸式电力变压器是发电厂的主要设备之一，对变压器的解体大修，作到应修必修，修必修好。
2.1查阅档案了解变压器的运行状况
2.1.1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。
2.1.2负载、温度和附属装置的运行情况。
2.1.3查阅上次大修总结报告和技术档案。
2.1.4查阅上次检修试验记录（包括油的化验和色谱分析），了解绝缘状况。
2.1.5检查变压器渗漏油部位并作出标记。
2.1.6进行大修前的试验，确定附加检修项目。
2.2编制大修工程技术、组织措施计划
其主要内容有：
2.2.1检修人员组织及分工
2.2.2施工项目网络图及进度表
2.2.3特殊项目的施工方案：
如吊罩（吊芯）措施、干燥措施、真空注油措施、运输措施等。
2.2.4确保施工安全、质量的技术措施和现场防火措施
2.2.5主要施工工具、设备明细表，主要材料明细表
2.2.6设备改进图纸、零件加工
2.3施工场地要求
2.3.1变压器的检修工作，如条件许可，应尽量安排在室内检修间进行。
2.3.2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。
3变压器的解体检修与组装
3.1解体检修与组装
工艺流程
质量标准
1.运输前的拆卸
⑴拆高压接头，中性点接头
⑵拆封闭母线筒翻下软节。
⑶拆低压接头。
⑷拆潜油泵电源线
⑸拆潜油泵
⑹拆净油器
⑺拆各分电箱，温度计电源线
⑻拆防震板。
⑼码道木，顶起变压器，撤下垫板。
⑽修理小车滚轮加黄油
⑾拆开接地线。
1.作好记号，位置，垫导体高度，各线头扉子
⑴用绳子绑子引线，修好螺丝。
⑵保存好螺丝和压板
⑶把各软线头和螺丝保管好，注意勿碰接触面
⑷用扉子作记号，从变压器上拆下绑好卷起。
⑸关好截门，防止跑油，编好号，用专用工具拆下，堵上板。
⑹做好扉子，变压器上拆下卷好。
⑺作记录和记号，保存好，做好电焊气焊安全措施
⑻使用千斤顶时，千斤顶须放在专用底板或专用支架上升起和降落，升起和降落要保持同步进行，防止千斤顶打滑。
2.变压器往外运输
⑴卷扬机放钢丝绳穿滑子
⑵拉变压器
⑶变压器拉到指定位置
2.统一指挥，专人监护（由起重负责）
⑴主体牵引着力点须牵挂在下节油箱上的专用拉板上，不允许牵挂在联管等不能受力的组件上。
⑵先松开小车锁紧装置，在轨道上牵引小车速度不能超过100m/h，派专人看好滚轮别掉道，注意勿碰设备。
检修前制订好拉运措施。
⑶变压器拉到指定位置时把小车锁紧装置锁紧。
3.变压器运输后的拆卸
⑴变压器本体放油
⑵拆卸高压套管、中性点套管
⑶拆卸储油柜及联管;
⑷拆卸压力释放阀及喷油管;
⑸拆卸冷却器;
⑹拆卸变压器平台;
⑺拆卸变压器接地套管;
⑻拆卸低压套管；
⑼拆卸高压套管及中性点套管升高座；
⑽拆卸分接开关的操作机构和连杆
⑾拆卸气体继电器
⑿拆卸呼吸器
⒀拆卸温度测量装置
3.变压器拆卸前须作好记号。
⑴变压器本体油面应放置到距箱顶100mm处。
⑵须保护好套管，用10号铁丝（铁丝比套管长）拉住引线监护好。
吊出套管后封上堵板。
⑶储油柜油要放净，钢丝绳须挂在储油柜吊装环上。
（有载分接开关的储油柜与此相同）
⑷拆卸后上好堵板
⑸关闭冷却进出油阀门，放净冷却器内的油，做好记号，拆下冷却器后上好堵板。
⑹钢丝绳拴好，防止平台翻转。
⑺拆完将变压器本体封严，引线固定好。
⑻先拆内部接头，专人监护。
⑼升高座内部有CT，必须立放，以防CT垫块松动，并做好CT防潮措施。
（高变无中性点）
⑽本体上好堵板。
（有载分接开关须拆除上部法兰及切换有关部分芯子、电动操作机构和档位显示器，并作好记号）
⑾送继保校验。
⒀由热工负责拆卸及校验。
4．吊罩（吊芯）前的准备；
⑴搭设脚手架并采取防雨、防尘措施
⑵必要时通直流加温准备
⑶变压器放油
⑷现场准备
⑸工具材料准备
4．
⑴脚手架须牢固干净
⑵变压器器身温度须高于环境温度10～15℃。
⑶放油前天气要好，从放油开始，监督空气温度，相对湿度不能大于75%（吊芯前4小时开始）；
⑷湿度表、温度表、灭火器、地面干燥无尘土
⑸工具材料严格管理登记，专人看管。
5．变压器吊芯（吊罩）
⑴吊钟罩（吊芯）
⑵阀门换垫修理。
⑶器身检修。
⑷绕组检修。
⑸引线及绝缘支架检修。
⑹铁芯检修。
⑺油箱检修。
⑻组件检修。
⑼全部回检。
⑽查点工具零件。
⑾三级验收。
5．变压器吊罩（吊芯），器身在空气中暴露时间，从开始放油开始计时，按下述要求：
相对湿度不大于65%时不超过16h;
相对湿度不大于75%时不超过12h;
相对湿度大于75%时器身不允许暴露在空气中。
⑴拆除变压器钟罩箱沿紧固螺栓。
用准备好的定位棒插入箱沿螺孔，调整吊车或钢丝绳，使上节油箱箱沿与下节油箱箱沿平行，缓慢起吊。
严密监视钟罩与线圈间距离。
钢丝绳与垂直夹角不得大于30°，钢丝绳必须悬挂于变压器专用吊点上。
钟罩吊起高度为钟罩底部距铁芯顶部距离为200mm适宜（不能超过此高度）。
⑵耐油胶垫放进槽内，阀门要严而灵活，否则更换。
（3）零件全部装齐，工具全部收回。
（4）汇报检查修理情况并查看变压器各部。
6.变压器组装前准备
⑴组装前应彻底清理冷却器，储油柜，压力释放阀，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。
⑵所附属的油管路必须进行彻底的清理，管内不得有焊渣等杂物，并作好记录。
⑶油管路内不许加装金属滤网，以避免金属网冲入油箱内。
可采用尼龙网。
⑷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。
⑸准备全套密封胶垫和密封胶。
⑹准备合格的变压器油。
6.
⑴清理干净
（2）固定牢固。
（3）核对密封胶垫尺寸必须与图纸相符。
7.变压器组装
⑴装回钟罩，紧固螺丝。
⑵打开钟罩顶部手孔门，安装器身与钟罩定位装置。
⑶套管升高座组装。
⑷套管组装。
穿缆式套管（高、中压套管）安装前导电杆内要穿足够强度的布带或绳子，并在吊钩上放一滑轮，用以牵引电缆用。
⑸组装分接开关把手
⑹安装冷却器
⑺注油。
⑻安装储油柜（含有载开关储油柜）、压力释放阀、气体继电器、吸湿器、联管等附属装置。
（9）整体密封试验。
⑽二次注油至规定油位。
⑾投运前检查压力释放阀、冷却器、储油柜等阀门位置正确。
⑿大修后进行电气和油的试验。
7.⑴大盖密封垫要垫好，记号要对齐，尺寸要相符。
吊装工艺与5
（1）相同。
⑵螺栓定位准确，绝缘良好，螺栓紧固无松动，密封胶垫更换。
（220KV变压器装有定位装置）
⑶套管升高座均有安装标志，必须按标志组装。
所有密封处要清理干净，更换密封胶垫。
⑷套管安装要使油位计向外，套管接头处密封良好。
引线根部和接线柱要部不得硬拉、扭曲、打折。
内部引线接触良好。
穿缆式套管的引线根部的锥度绝缘必须进行均压球内，套管按套管标记安装。
⑸按记号组装，插好后要转一下，确认已装好，再上定位螺丝并测直流电阻试验，证明把手确已装好。
密封胶垫更换。
⑹冷却器安装导油盒时必须注意法兰端面的钢号应对号入座。
冷却器支架及拉板固定牢固。
⑺必须采用真空注油。
变压器油至距箱顶100mm处为止。
各温度计座应注以变压器油，油面距顶面50mm处为止。
⑻安装按拆卸时顺序及要求进行，各密封面的密封胶垫全部更换。
气体继电器指示箭头应指向储油柜，导电盒铜管畅通，安装角度符合规定。
联管安装须注意拆卸时记号。
⑼密封严密，无渗、漏油现象。
⑽补充注油必须从储油柜注油管补油。
补充注油结束后静放时间不得小于48小时。
补充注油期间，应多次放气，排气按油面上升高度逐步打开升高座、导气管、集油盒、冷却器、储油柜等最高位置放气塞进行排气，出油后即旋紧放气塞。
（11）压力释放阀必须将标杆上压帽内的金属锁片去除，其下部的放油阀必须打开。
冷却器的进出油阀门必须在开启位置。
储油柜下部蝶阀应开启，抽真空阀及注油阀在关闭位置。
其余阀门位置正确。
3.2解体检修和组装时的注意事项
3.2.1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。
3.2.2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。
3.2.3冷却器、压力释放阀、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。
3.2.4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;油浸纸电容式套管拆下后应垂直放置。
3.2.5组装后要检查冷却器、净油器和气体继电器阀门，按规定开启或关闭。
3.2.6对套管升高座、上部管道孔盖、冷却器和净油器等上部排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。
3.2.7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。
3.2.8变压器检修在规定时间内能完成器身检查和整体装复的应在整体复装完成后立即进行抽真空及真空注油。
当日不能完成器身检查和整体复装的变压器（变压器铁芯、绕组、分接开关等必须当日完成检修）应及时注入合格的变压器油，待次日放出油后继续进行变压器其余附件组装，整体装复后进行抽真空及真空注油。
两次暴露空气时间累计按不超过4.1（5）规定执行。
3.2.9组装后和变压器各零件应完整无损。
3.2.10认真做好现场记录工作。
3.3检修中的起重和搬运注意事项
3.3.1起重工作应分工明确，专人指挥，并有统一信号。
3.3.2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形挂环、千斤顶、枕木等。
3.3.3起重前应先拆除影响起重工作的各种连接。
3.3.4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。
3.3.5起吊时钢丝绳与垂直的夹角不得大于30°。
3.3.6起吊或落回钟罩（器身）时，四角应系缆绳，由专人扶持，使其保持平稳。
3.3.7起吊或降落速度应均匀，掌握好重心，防止倾斜。
3.3.8起吊或落回钟罩（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。
3.3.9吊装套管时，其斜度应与套管升高座的斜度基本一致，并用缆绳扎好，防止倾倒损坏瓷件。
3.3.10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。
3.3.11变压器牵引原则使用本体滚轮进行搬运，牵引速度不能大于100m/h。
3.3.12利用千斤顶升降变压器时，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。
3.3.13在使用千斤顶升（降）变压器时，应随升（降）随垫木方和木板，防止千斤顶失灵突然降落倾倒；在变压器两侧使用千斤顶时，不能两侧同时升（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，并应自始自终有专人照料。
3.3.14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。
4变压器检修工艺及标准
4.1.器身检修
4.1.1施工条件与要求
4.1.1.1吊钟罩（器身）必须保持器身的清洁；在露天进行时，应做好防尘、防雨等措施；器身暴露在空气中的时间不能超过如下规定：
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，必须接入干燥空气装置进行施工。
4.1.1.2器身在吊钟罩前温度必须高于环境温度10~15℃，否则应用真空滤油机循环加热油或通直流加温（见第六节第一条），将变压器加热。
4.1.1.3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，照明应采用低压行灯。
4.1.1.4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；进行变压器油箱内检修时，需考虑通风，防止工作人员窒息。
4.1.1.5引线、导线夹及绝缘件上不得搭、挂、靠任何，攀登。
4.1.1.6线圈引出线不得任意弯折（对于有折伤的应进行修复）。
4.1.2绕组检修
检修工艺
质量标准
1.检查相间隔板和围屏有无破损、变色、变形、放电痕迹（解开一相检查），如发现异常应打开其它两相围屏进行检查。
2.检查绕组表面是否清洁，匝绝缘有无破损。
绕组是否有位移、变形。
3.检查绕组各部垫块有无位移和松动情况。
4.检查绕组绝缘有无破损、油道有无被绝缘、油垢或杂物堵塞现象，必要时可用软毛刷（或绸布）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。
5.用手指按压绕组表面检查其绝缘状态。
1.⑴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
⑵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
⑶检查支撑围屏的长垫块应无爬电痕迹
⑷相间隔板完整并固定牢固
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.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.⑴油道保持畅通，无油垢及其它杂物积存
⑵外观整齐清洁，绝缘及导线无破损
⑶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.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，属于不合格状态
4.1.3引线及绝缘支架检修
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。
2.检查绕组至分接开关的引线，其长度、绝缘包扎厚度、引线接头的焊接（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。
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。
4.检查引线与各部之间的绝缘距离
1.⑴引线绝缘包扎完好，无变形、变脆、破损，引线无断股卡伤情况
⑵对穿缆引线，为防止引线与套管的导管处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
⑶引线接头应用银焊接或磷铜焊接
⑷接头表面应平整、清洁、光滑无毛刺，并不得有其它杂杂质
⑸引线长短适宜，不应有扭曲现象
⑹引线绝缘厚度应符合有关规定
2.质量标准同1条
3.⑴绝缘支架应无破损、裂纹、弯曲变形及烧伤现象
⑵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须用绝缘螺栓；两种螺栓须有防松措施（220KV变压器不得应用环氧螺栓）
⑶绝缘夹件固定引线处应垫有附加绝缘，以防卡伤引线绝缘
⑷引线固定用绝缘夹件的间距，应符合有关规定
4.⑴引线与各部位之间的绝缘距离应符合有关规定
⑵使用铜排的引线与箱壁间距应大于大于100mm（220KV变压器应大于220mm），以防漏磁发热。
铜排表面应包扎一层绝缘，以防异物形成短路或接地
4.1.4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，可用洁净的白布擦拭，若叠片有翘起或不规整处可用木锤（铜锤）敲打平整。
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。
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。
4.紧固上下铁芯的穿芯螺栓，检查与测量绝缘。
5.检查铁芯间和铁芯与夹件间的油路。
6.检查铁芯接地片的连接及绝缘状况。
7.检查铁芯电场屏蔽绝缘及接地情况。
8.检查铁芯是否有移位、整体变形现象
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.⑴铁芯上下夹件、方铁、压板、底脚板间均应保持良好绝缘
⑵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
⑶钢压板不得构成闭合回路，同时应有一点接地
⑷打开上下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，符合预试规程要求
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.穿芯螺栓紧固，其绝缘电阻与历次试验比较无明显变化
5.油路应畅通，油道垫块无脱落和堵塞，且应排列整齐
6.铁芯只允许一点接地，接地片插入铁芯的深度不能小于80mm，接地片外露部分应包扎绝缘，防止短路铁芯
7.绝缘良好，接地可靠
8.铁芯应无移位、变形等现象。
若有由厂家进行鉴定并作出处理。
4.1.5油箱检修
检修工艺
质量标准
1.检查油箱上焊点及焊缝是否存在砂眼并进行补焊。
2.清扫油箱内部，清除积存在箱底的油污杂质。
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。
4.检查钟罩（油箱）法兰结合面是否平整，发现沟痕应补焊磨平。
5.检查器身定位钉。
6.检查磁（电）屏蔽装置有无松动放电现象，固定是否牢固。
7.检查钟罩（油箱）的密封胶垫，接头是否良好，接头处是否放在油箱法兰的直线部位。
8.检查内部油漆情况，对局部脱漆和锈蚀部位应处理，重新补漆。
1.消除渗漏点
2.油箱内部洁净，无锈蚀，漆膜完整
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.法兰结合面清洁平整
5.防止定位钉造成铁芯多点接地
6.磁（电）屏蔽装置固定牢固无放电痕迹，可靠接地
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3倍，胶垫压缩量为其厚度的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
4.2变压器排油和注油
4.2.1排油和注油的一般规定
4.2.1.1排油及注油前检查清扫油罐、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。
4.2.2.2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（220KV及以上变压器必须接入）。
4.2.2.3储油柜内油不需放出时，可将储油柜下面的阀门关闭。
4.2.2.4启备变装有有载分接开关，有载分接开关油室内的油应分开抽出。
4.2.2.5220KV及以上变压器设有抽真空管，其余未设抽真空管的变压器可利用本体箱盖阀门或气体继电器联管处阀门安装抽真空管，有载分接开关与本体应用U形管在专设位置连通有载分接开关油室和变压器油箱，以便与本体等压，同时抽真空注油，注油后应予拆除恢复正常。
4.2.2.6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）。
4.2.2真空注油
220KV变压器及110KV启备变必须进行真空注油，其它变压器有条件时也应采用真空注油。
真空注油连接见图1所示。
4.2.2.1通过试抽真空检查油箱的强度，一般局部弹性变形不应超过箱壁厚度的2倍，并检查真空系统的严密性。
4.2.2.2关闭变压器储油柜、净油器、有载分接开关储油柜处蝶阀，其它阀门处于开启位置。
在气体继电器联接法兰或油箱顶部Φ50蝶阀处装置抽真
升级会员 