电气设备检修工艺规程.docx

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电气设备检修工艺规程

电气设备检修工艺规程

1 范围

本标准规定高压配电装置、电压电流互感、电容器、10KV 架空线路、电力电缆、变

压器、电动机、低压配电装置的检修工艺规程。

本标准适用于本公司电气设备的检修。

2 高压隔离开关、负荷开关、少油断路器及真空断路器

2.1 隔离开关的检修工艺

2.1.1 清除绝缘瓷瓶、各连杆、触头的灰尘脏物和黑烟。

2.1.2 绝缘瓷瓶如有裂纹、掉瓷等应予更换，并用密封胶浇注固定，绝缘瓶密封胶干燥后，

将缝隙涂以清漆。

2.1.3绝缘连杆及其它绝缘部分损坏不严重的可涂上两层绝缘清漆加以修补并干燥，损坏

严重的应予以更换。

2.1.4 触头如有轻微烧损并有金属瘤时，可用细锉及 00 号砂纸修整，用汽油清洗后使用，

烧损严重的应予更换。

2.1.5 调整触头

2.1.5.1 接触部位及机械磨损部位应涂以薄层工业凡士林。

2.1.5.2 调整触头弹簧，使动静触头接触紧密，用 0.05 毫米厚 10 毫米宽塞尺塞动、静头接

触面间时，塞入面积不得超过总接触面的三分之一。

2.1.5.3 用测力计对动触头进行垂直拉力测定，其每一极的拉力不低于下列值：

额定值（安培）400600100020003000

拉力（牛顿）  1002004008001000

2.1.5.4 触头同期度：

35 千伏不超过 3 毫米

10 千伏不超过 5 毫米

2.1.6 调整机械构件：

把操作手柄上推达终点时隔离开关三个触头必须达到合闸终点，反之必须达到分闸终

点。

隔离开关拉开时，动静触头之间垂直距离及刀片转动角度按电气工程安装标准要求，

操作机构及辅助开关安装后应操作 3—5 次，正常无故障方可投入使用。

2.1.7 电气联锁的各触点开合应合乎要求。

2.2 负荷开关检修工艺

2.2.1 与隔离开关相同的部件，按隔离开关检修工艺做。

2.2.2对消弧罩（室）进行清扫时先拧松消弧装置的螺栓和紧固颚板，取下消弧罩，清除

黑烟及熔渣。

如果消弧内壁烧坏或有裂纹应更换。

2.2.3 将松弛或缺陷的弹簧更新，更换缓冲器上磨损的橡皮垫，垫厚为 4~6 毫米。

2.2.4各连杆转动部位应更换新凡士林油，将刀片同时插入消弧装置内固定的刀口中，使

触头有一定压力接触紧密可靠。

2.3 少油断路器（SN1O - 10I 型）检修工艺

2.3.1解体、清洗检修灭弧室及触头：

在解体前应注意各零部件的安装相对位置，并作出

记号。

2.3.1.1 拧开下基座底部放油螺栓，放掉脏油，拆去上帽逐步清洗检查。

2.3.1.2拿去静触头座和小绝缘筒，使导电杆停在合闸位置，观察动、静触头，烧伤及弹

簧变形情况，触头烧损较轻的用细锉及 00 号细砂纸修整后可继续使用，严重者应更换。

弹

簧片弯曲挠度超过 0.2 毫米时应调平或更换。

2.3.1.3导电杆停在分闸位置上从上至下依次取出隔弧板、绝缘纸垫、绝缘衬垫、检查喷

口处烧损情况，烧损轻者清理后继续使用，严重者更换。

2.3.1.4 全部进行清洗并检查上帽油气分离器直径 3.5 毫米的回油道应无堵塞，油位计应干

净、明亮。

2.3.2基座内机械传动零件的检修：

要求转轴、拐臂、导电杆无变形，动作灵活，导电杆

与滚动触头接触良好。

拆装转轴油密封处，不要划伤转轴，以免漏油，油封中的垫圈抱簧

弹性良好，无变形。

2.3.3检修橡胶圈密封部分橡胶密封圈应光洁元裂纹，有弹性，如有永久性变形应更换。

更换时要擦拭干净，不许有脏物，金属罩，接口处应严密、无漏渗油。

2.3.4 安装与调试

2.3.4.1 用干净变压器油冲洗后，拧上放油螺栓，螺栓垫可用 2 毫米厚的铝皮做成。

2.3.4.2由机座部分开始由下部向上部逐件安装，安装灭弧室时应特别注意隔弧板的喷口

方向，并按少油断路器的型号逐步检查各部尺寸，导电杆行程、灭弧室上端面位置、合闸

位置、上出线上端面距导电杆上端尺寸。

2.3.5 机械传动部分

2.3.5.1检查分闸弹簧及缓冲器，合闸缓冲器应无断裂。

调节绝缘拉杆长度时拉杆头部的

M10 螺钉含入拉杆头的深度应不小于 10 毫米。

2.3.5.2 绝缘子、绝缘拉杆架净转动和机械摩擦部位应涂以工业凡士林。

2.3.6 机构检修与调整

2.3.6.1CD - 10 型直流电磁操作机构的检修与各连杆部件无变形，动作灵活无卡滞现象，

连杆如磨损厉害应更换。

2.3 .6.2 调节各连杆，使之连接角度正确。

2.3.6.3用手合闸至终位，保持挈与圆柱销间隙为 1.5~2.5 毫米，脱离最终位置圆柱销应停

留在挈子圆弧面上不得滑脱。

（这一位置为扣住），然后铁芯落下。

2.3 .6.4 用手合闸时同时应观察辅助开关、开、合接点应正确可靠。

2.3 .6.5 同二次回路操作合闸应动作正常。

2.3.6.6 绝缘电阻测定及其它试验按规定进行。

2.3.7 检修后应有检修证明或记录。

各项试验单据完备。

2.4 油断路器检修

2.4.1 油断路器 10KV 以上者每 2~3 年大修一次。

2.4.2 检修后的油断路器电气试验标准按水电部颁发的“电气设备交接和预防性试验规程”

中有关规定执行，并需有合格证，同时附有试验调整记录。

2.4.3 油断路器内部检修质量标准应符合下列条件：

2.4.3.1触头的表面应清洁，镀银部分不得锉磨，触头上的铜钨合金不得有裂纹或脱焊现

象。

2.4.3.2 触头的中心应对准，分、合闸过程无卡滞现象。

三相各触头的弹簧压力均匀一致，

压力符合制造厂规定，合闸时触头接触紧密。

2.4.3.3 接触密度要求：

枪刺式——接触深度等于铜棒直径的 1.5 倍。

QB/LS.110.008 - 2005

平压式——管形的触头和静触头之间的接触应当紧密均匀以塞不进去厚 0.05 毫米、

宽 10 毫米塞尺为准。

刷型式——接触面用厚 0.05 毫米，宽 10 毫米塞尺不应塞入。

2.4.3.4导电部分的编织铜线或可挠软铜片不应断裂，铜片间无锈蚀，其固定螺栓应齐全

紧固。

2 .4.3.5 用机械制成拉杆的绝缘电阻不低于表 1 规定：

额定电压（千伏）

额定电流（安）

接触电阻（微欧）

大修后

运行中

3 - 10

200

300 - 350

400

3 - 10

600

100 - 150

200

3 - 10

1000

80 - 100

150

额定电压（千伏）

大修后（兆欧）

运行中（兆欧）

3 - 15

1000

300

20 - 220

2500

1000

表 1

2.4.3.7油箱内部绝缘筒，绝缘板无裂纹及剥裂现象，绝缘板零件保持清洁，灭弧室绝缘

紧固，螺丝必须紧固而且要分布均匀。

2.4.3.8检修中绝缘零件严禁进行机械加工，严禁用金属锤敲打绝缘零件，绝缘零件不应

在空气中放置过长时间。

2.4.3.9 绝缘油合乎国家规定试验标准，油箱内无渣滓及游离炭、铜粉等杂质。

2.4.4套管的检修质量标准:

套管、瓷套上无裂纹、无污垢、纸绝缘无破损，套管法兰盘紧

固，介质损失角应符合厂家出厂之规定。

2.4.5 操作机构检修质量标准应符合以下条件：

2.4.5.1 操作结构的分、合闸部分应动作灵活，，指示正确三相同时合闸，分闸时间不大于

0.1 秒，三相阻值不大于±10%。

2.4.5.2 分、合闸闭锁装置动作灵活，复位应准确而迅速并应扣合可靠。

2.4.5.3合闸接触器和辅助切换开关的动作准确可靠，接点应接触良好，无烧损或锈蚀现

象。

分、合闸线卷的铁芯应动作灵活，无卡滞现象。

2.4.5.4 提升机构与联动机拉杆各轴不晃动、不串动，档上好用，各部螺丝紧固。

2.4.6缓冲器的行程，应符合产品的技术规定，缓冲器弹簧完好灵活不锈蚀，活塞工作正

常，气孔畅通。

2.4.7 二次回路的开、合闸线卷绝缘电阻不得低于 18 兆欧，切开的拐把与轴部必须固定，

在开、合状态下，接点位置正确。

端子排端头接线接触良好，无松动，编号正确，二次小

线无破损。

2.4.8油标、油阀、油箱清洁、不渗漏油、无锈蚀，并涂油漆，阀门开闭灵活，油面计玻

璃清洁，油面指示正确。

2.5 真空断路器

2.5.1根据不同产品结构的要求，选用不同的工具，按照与装配的相反顺序拆开与真空灭

弧室连接的零件与螺栓，取出真空灭弧室。

2.5.2 对上述零部件全部进行清洗，并用干净的无纺布或高级卫生纸擦干后进行全面检查。

2.5.3 检查真空灭弧室的烧损标记，如已看不到烧损标记，则应更换新的灭弧室。

2.5.4检查灭弧室的外观是否完好，如表面有裂纹或伞裙破碎、动端导电杆弯曲，则应更

换新的灭弧室。

2.5.5用手拉灭弧室动端导电杆，松手后应能自动复位，如不能自动复位，则应更换新的

灭弧室。

2.5.6 检查真空灭弧室排气管保护帽是否破损。

2.5.7 工频耐压检查：

42kWmin 断口不出现击穿，外壳无闪络现象。

2.5.8真空度检测：

真空灭弧室内部气体压力≤1．33×10。

Pa（根据用户设备条件确定是

否做该项试验）。

2.5.9 装配按照与拆卸相反的顺序进行。

2.5.10 绝缘件应符合 GB／T 772 的要求。

2.5.10.1 根据产品的结构特点，按要求拆下绝缘件。

2.5.10.2 对拆下的绝缘件应逐一清洗，用棉布或酒精纸将其表面擦净。

2.5.10.3 外观质量检查：

表面完好无损，无爬电和碳化的痕迹。

2.5.10.4在工频耐压检查前应烘干绝缘件，工频耐压检查：

42kv / min 不出现击穿与闪络

现象。

2.5.10.5 装配按照与拆卸相反的顺序进行。

2.5.11 电流互感器

2.5.11.1 可以装在断路器上检查或拆下后检查。

2.5.11.2 表面质量检查和清洗：

表面应完好无损，无被分化的现象。

2.5.11.3 二次引出线的老化和完好程度检查：

二次线表面完好，无破裂，接线端无锈蚀。

2.5.11.4二次接线端子压接是否牢固、表面是否锈蚀：

应压接牢固，无锈蚀和烧损现象。

如有，应在接线前用细砂布将表面处理干净。

2.5.11.5 互感器的伏安特性、容量、精度测试：

应符合产品出厂资料的规定。

2.5.11.6 一次对二次，一次对地：

耐压检查 32kv／min 无击穿与闪络现象。

2.5.11.7 装配按照与拆卸相反的顺序进行。

2.5.12 传动部分

2.5.12.1 根据产品的结构特点，按顺序拆下零部件。

2.5.12.2 对拆下的零部件逐一清洗，并用棉布将其表面擦干净。

严重锈蚀、变形、磨损的零

件应更换，轻微的用细砂部处理干净。

2.5.12.3 对有配合要求的零件，检查配合精度，配合的轴销和孔内不应有杂物和毛刺；销、

孔表面应光滑，无变形的痕迹。

2.5.12.4 检查传动轴有无变形的现象。

传动件工作面应光洁，无变形的现象。

2.5.13 操动机构

2.5.13.1 弹簧机构

2.5.13.1.1 将机构从断路器上拆下。

根据不同类型的机构按装配顺序要求，分别拆下半轴、

合分闸弹簧、行程开关、棘爪、滚子、拐臂、分合闸线圈等关键部件。

2.5.13.1.2半轴磨损面不得超过 0.15mm，轴承应转动自如，表面无锈斑。

各类拐臂磨损

面不得超过 0.15mm。

棘爪、棘轮、齿轮无裂纹无严重磨损。

2.5.13.1.3 连接导线不允许有破皮，行程开关动作自如，且触点无烧损现象。

2.5.13.1.4 分／合闸线圈与过流脱扣器铁芯动作灵活，无卡滞现象。

2.5.13.1.5 半轴与扇形板搭扣量，应在 1.5ram+0.5mm 之间。

2.5.13.1.6清洗各零部件表面的杂物，清除配合面上的毛刺。

对轴承、轴类零部件清洗完

后应重新加防冻润滑脂。

2.5.13.2 永磁机构

2.5.13.2.1检查机构两端的盖板与磁轭接触是否可靠，两端盖板与磁轭应紧密结合，保证

磁力线畅通。

2.5.13.2.2 检查分、合闸线圈有无损坏现象，分、合闸线圈应完好无损。

2.5.13.2.3 永磁铁是否碎裂。

2.5.13.2.4 动铁芯上的顶杆与导向杆有无松动。

2.5.13.2.5 清除磁块与机构内的铁削与杂物。

2.5.14 断路器整体组装

2.5.14.1 组装按解体的相反顺序进行。

2.5.14.2 组装前对各零件的表面应进行清擦。

2.5.14.3 对有密封要求的结合面，应注意结合面的平整度，密封圈应更换。

2.5.14.4 真空灭弧室装配时要小心、谨慎，不得磕碰，并测量行程和超程。

2.5.14.5 所有紧固件应紧固牢靠，弹簧挡圈卡入轴和销上相应的槽内，不得有松脱现象。

2.5.14.6 组装完的整机，传动部分应转动灵活，无卡滞现象。

2.5.14.7 各密封面，应结合可靠，无渗水现象。

2.5.14.8 二次接线正确可靠，布线规范。

2.5.14.9整机装配后应进行检验与测试，机械特性参数与主要技术参数应符合产品出厂试

验报告的要求。

2.5.14.10 做传动试验时，机构应动作正常，无拒分拒合，或合分不良的现象。

3 电压、电流互感器检修工艺

3.1互感器的电气试验质量标准按水电部颁发的“电气设备交接和预防性试验规定”之有

关规定执行，并须有合格证。

3.2线圈清洁、绝缘良好、无变形、过热及损伤，各引线绝缘良好，各接头处紧固无焊锡

熔化情形。

3.3 铁芯紧密无松动，无过热变色现象，外部清洁无生锈，油路畅通无金属等脏物。

3.4 套管无裂纹、脱落现象。

3.5 外壳清洁、封闭严密，无漏油和无生锈地方，接地线无断股，接触良好。

3.6 油标、油线清洁无漏油、油量足、油标玻璃光整透明、无阻塞、油阀开闭灵活。

4 电容器检修工艺规程

4.1 电容器主体检修

4.1.1 电容器进行检修工作时必须停电，工作前应采取人工放电。

4.1.2 清除外壳上的灰尘和油垢。

4.1.3检查电容器的瓷瓶及外壳有无漏、渗油处，如有此种现象，应在漏、渗油处用环氧

树脂涂口或用锡焊，进行修理，严重者应及时更换。

4.1.4检查电容器与母线的连接点，如有变色、松动、接触不良现象，固定螺栓应拧紧，

但不宜过死，以防瓷瓶松转动。

4.1.5 检查瓷瓶有元裂纹，掉瓷，外壳膨胀变形现象。

4.2 放电设备检修

4.2.1电压、电流互感器的连接点应牢固，信号回路接线正确，其检修工艺按电压、电流

互感器检修工艺进行。

4.2.2 放电力闸应按隔离开关检修工艺进行。

4.2.3 电容器的绝缘电阻、电容值的测定，耐压试验等应按有关规定进行。

5 10 千伏架空线路的检修工艺

5.1 架空线路停电后检修的内容

5.1.1 检查悬式瓷瓶、针式瓷瓶，有裂纹、闪络放电者应及时更换。

5.1.2检查接头，针式瓷瓶的绑扎是否牢固，如有松动过热、断股氧化腐蚀等情况，应进

行处理。

5.1.3 转角杆、终端杆、横担紧固、无倾斜，检查各部绑扎牢固。

5.1.4 对于危害线路安全供电的树枝和树木应除掉。

杆长

8.0

9.0

10.0

11.0

12.0

13.0

15.0

埋深

1.5

1.6

1.7

1.8

1.9

2.0

2.3

5.2 架空线路停电后的换线规程

5.2.1 换线时应在终端杆打临时拉线（以防电杆向一方受力倾倒）。

在放线过程中，如有其

他单位动力线、照明线交叉时及通过道路处，要采取相应的技术安全措施。

5.2.2拆除旧电杆时，现场的周围周转环境，如铁路、输电线路、建筑物、树木要详细了

解；危及施工时，现场应采取安全措施后进行工作。

5.2.3 挖坑工作、杆坑的深度（见表 3）。

表 3

m

5.2.4 所用金具安装应符合设计要求，应牢固可靠，保持水平，无倾斜。

各种瓷瓶安装前

须经试验合格，并擦拭干净，不得有裂纹、掉瓷、缺釉现象。

5.2.5 拉线应按设计要求安装，采用钢绞线，上、下把采用 UT 型线夹，拉线棒应镀锌。

5.3 架线

5.3.1 新架导线时，应在每根电杆的横担上安装一临时放线用滑轮，使导线在滑轮上通过，

严禁导线在横担上滑过，损伤导线防腐层。

5.3.2 导线不应有死、断股、抽筋现象，同一档距内，同一根导线上的头不应超过一个，

导线接头与瓷瓶距离应在 0.5 米以上。

绑扎应紧密、牢固、无断股等。

5.3.3 各导线弧度一致，水平排列为 200 毫米，其它排列为 300 毫米，同档内水平排列的

导线，高低差不应大于 50 毫米。

30 度以下角度杆导线应固定在针式瓷瓶，转角外侧的脖

子上，10 千伏瓷瓶的绑线应为双十字。

5.3.4 裸铝导线在针式瓷瓶上固定应缠铝包带，缠扎长度应超出绑扎部分 30 毫米。

5.3.5 铜铝线连接应使用铜铝过度线夹。

绑扎应接触紧密、均匀、无硬弯、弓子线呈均匀

弧度，并符合设计要求。

5.3.6 全线路施工必须符合设计要求，工程完结后，必须由设计、施工、使用单位等有关

部门进行验收工作。

无问题后方能投入运行。

5.4 架空线路巡线工作路程

5.4.1 对架空线路每两个月必须巡线一次（工人巡察作好记录。

白天）。

5.4.2 每季夜巡线一次（工人巡线作好记录）以便及时发现问题及时处理。

5.4.3 每年春、秋要普查一次架空线路，检查发现问题要及时处理，确保安全用电。

6 电力电缆检修工艺

6.1 电缆敷设前应对电压等级、型号、截面是否符合设计要求进行验证，并检查表面有无

损伤。

6.1.1 电力电缆在敷设前应作耐压试验。

1 千伏及以下电力电缆和控制电缆，可用 1 千伏

摇表摇测绝缘电阻，绝缘电阻值一般不低于 10 兆欧。

6.1.2 敷设电缆时，应防止电缆扭伤和过分弯曲。

电缆弯曲半径与电缆外径的比值，不应

小于下列规定：

6.1.2.1 纸绝缘单芯电力电缆，铅包 15 倍，铝包 25 倍。

6.1.2.2 橡胶或塑料绝缘铠装电缆 10 倍，无铠装 6 倍。

6.1.3 电缆的两端应悬挂标志牌，标明电缆型号、截面、电压等级。

6.1.4 电缆通过下列地段，应采取保护措施：

6.1.4.1 引入（出）建筑物；

类别

接近距离

交叉时垂直距离

电缆与建筑物

600

电缆与电杆

500

电缆与树木

1000

电缆与其它管道

500

250

电缆与铁路路基

3000

1000

6.1.4.2 通过公路、铁路处；

6.1.4.3 引出地面两米以下，人易接触的明露部分。

6.1.510 千伏及以下直埋电缆相互间或与控制电缆间接近和交叉的最小允许距离为 100

毫米。

6.1.6 直埋电缆与建筑物等接近及交叉距离，应符合规定数值（见表 4）

表 4                            mm

6.1.7 电缆在下列处所应留有适当的余度：

6.1.7.1 垂直面引向水平面处。

6.1.7.2 保护管出入口及电缆井内。

6.2 直埋电缆敷设检修标准

6.2.1 直埋电缆应有铠装和防腐保护层。

电缆埋设深度符合下面数值之规定：

6.2.1.1 一般不小于 0.7 米；

6. 2.1.2 农田中不小于 1 米。

6.2.2 电缆沟的施工应按设计要求进行，电缆上下均匀铺设 100 毫米细砂或软土。

垫层上

面应用砖或水泥板衔接复盖，回填土时应去掉大块石头及杂物。

6.2.3 电缆在拐弯、接头、交叉、进出建筑物等地段应设置明显的方位桩。

6.2.4 电缆保护管长度在 30 米以下者，内径不应小于电缆外径的 1.5 倍，超过 30 米以上

者，不应小于 2.5 倍。

6.3 电缆室外终端头的工艺规程。

6.3.1 各部衔接处应封闭严密。

6.3.2 绝缘套管应符合运行电压等级，并经试验合格。

6.3.3 终端头内部严禁使用涂料。

6.3.4 套管顶部应涂相色漆。

引线长度超过 1.5 米时，应加支持点。

7 变压器的检修工艺

7.1 清扫及外观的检查

7.1.1 对变压油箱、瓷套管、散热管、油枕、防暴器、吸潮器（呼吸器）、净油器、油门、

油位指示器等全部进行清扫去掉油垢。

7.1.2 检查各部件本身焊缝处有无漏油、渗油、瓷套管有无裂纹、掉瓷现象，密封垫是否

老化，并注上标记，以待吊芯进行补焊、换垫修理。

7.2 吊芯检修规程

7.2.1 吊芯检修一般应在屋内进行。

在室外做吊芯检修时应搭设临时工棚，工作场所环境

要干净（局部检修时间较短除外）。

7.2.2 吊芯检修应选择在于燥、晴朗、无风的天气进行。

变压器芯子暴露在空气中的时间：

当天气干燥时（相对湿度不超过 65%）不得超过 16 小时；当天气潮湿时（相对湿度不超

过 75%）不得超过 12 小时。

7.2.3 铁芯检修：

检查夹铁，夹紧螺栓压钉，压环有无变形过热松动现象，螺栓绝缘套管

及绝缘有无收缩老化，并用摇表测定绝缘，不合格的必须予以更换。

当用 1000 伏摇表测量

穿心螺栓与铁芯以及铁芯与轭铁之间的绝缘电阻值时，10 千伏的变压器不得小于 2 兆欧。

7.2.4 线圈的检修

7 .2.4.1 检查线夹本身及绝缘部件外包绝缘是否完整，表面是否脏污。

线圈本身外包绝缘

局部损坏，可用白布带补包涂以绝缘清漆。

7 .2.4.2 检查线圈的轴向压紧情况，要求绝缘纸板、绝缘垫块等填充物不变形、不脱落，

线圈轴向压紧不松驰，压紧程度一致，无绝缘损坏，线圈与铁芯间的油道畅通。

7.2.4.3 线圈的引线及固定架应完好，引线柱与线端部焊接牢固，接触良好，导线无折痕

和局部断裂现象。

断裂者必须补焊。

铜线圈用铜焊，铝线圈与铜引线用氩弧焊。

更换固定

支架使用的木材在绝缘油里不腐烂，如为色木、水曲柳必须干燥后方可使用。

7.2.5 分接开关的检修：

要求分接开关触头无油污或脏物，触头转动灵活，各分接点的接

触部位应在 0.05×10 毫米的塞尺检查时应塞不进，并测量记录接触电阻值。

7.2.6 油箱的检修

7 .2.6.1 清洗后的油箱箱底、箱壁不得有油垢、渣滓及金属屑。

7.2 .6.2 油箱轱辘应动作灵活、不倾斜。

要求装有瓦斯继电器的变压器应使其顶盖沿瓦斯

继电器方向即装油枕的一面比另一面高 1 -1.5%。

7.2.6.3 油阀门接触法兰要平，密封垫圈无老化，必须使用耐油垫圈。

7.2.7 油样试验

7.2.7.1 所取油样必须是运输到检修场所静止一段时间后进行检修的变压器的变压器油。

7.2.7.2 取出的油样按规定项目进行。

根据试验结果决定处理方法。

7.2.8 附属设备的检修

7.2.8.1 油枕、防爆管清洗后不得有脏物。

7.2.8.2 检查防爆管已有的缺陷应修好，玻璃膜片完整，玻璃膜片上按规定留有刀痕（用

刀划的十字架）。

7.2.8.3 油枕油面计的玻璃管应无污明亮，密封圈紧密，油面计与油枕的油孔畅通。

7.2.8.4 呼吸器的检修：

要求玻璃筒无裂纹，干燥硅胶或更换经干燥后的新硅胶。

7.2.8.5 净油器的检修：

清洗后的静油器要求无脏物，装好后的清洗器通往油箱的阀门处

于开启状态。

7.2.8.6 温度计的检修：

经过校对，指数正确、温度计温包插入温度计室内的最大长度为

260 毫米。

管弯曲半径不得小于 50 毫米。

7.2.9 变压器绝缘电阻、吸收比、耐压、介质损失角等试验按规定试验，瓦斯继电器检修

试验工作送交供电局。

7.2.10 检修的变压器应具有试验单据及检修内容以及有关技术资料。

7 .2.11 检修