中华人民共和国电力行业标准
电力变压器检修导则
DL/T 573-95
1主题内容与适用范围
1.1本导则适用于电压等级在35~220kV的国产油浸电力变压器、6kV及以上厂用变压器和同类设备，如消弧线圈、调压变压器、静补装置变压器、并(串)联电抗器等。
对国并进口的油浸电力变压器及同类设备可参照本导则并按制造厂的规定执行。
1.2本导则适用于变压器标准项目大、小修和临时检修。不包括更换绕组和铁芯等非标准项目的检修。
1.3变压器及同类设备需贯彻以预防为主，计划检修和诊断检修相结合的方针，做到应修必修、修必修好、讲究实效。
1.4有载分接开关检修，按部颁DL/T574-95《有载分接开关运行维修导则》执行。
1.5各网、省局可根据本导则要求，结合本地区具体情况作补充规定。
2引用标准
GB1094.1~1094.5-85电力变压器
GB6451.1~6451.5-86油浸式电力变压器技术参数和要求
GB7251-87变压器油中溶解气体分析和判断导则
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
GB7665-87变压器油
DL/T572-95电力变压器运行规程
DL/T574-95有载分接开关运行维修导则
3检修周期及检修项目
3.1检修周期
3.1.1大修周期
3.1.1.1一般在投入运行后的5年内和以后每间隔10年大修一次。
3.1.1.2箱沿焊接的全密封变压器或制造厂另有规定者，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。
3.1.1.3在电力系统中运行的主变压器当承受出口短路后，经综合诊断分析，可考虑提前大修。
3.1.1.4运行中的变压器，当发现异常状碚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。中华人民共和国电力工业部1995-06-29发布1995-11-01实施
3.1.2小修周期
3.1.2.1一般每年1次；
3.1.2.2安装在2~3级污秽地区的变压器，其小修周期应在现场规程中予以规定。
3.1.3附属装置的检修周期
3.1.3.1保护装置和测温装置的校验，应根据有关规程的规定进行。
3.1.3.2变压器油泵(以下简称油泵)的解体检修：2级泵1~2年进行一次，4级泵2~3年进行一次。
3.1.3.3变压器风扇(以下简称风扇)的解体检修，1~2年进行一次。
3.1.3.4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 程度随时更换。
3.1.3.5自动装置及控制回路的检验，一般每年进行一次。
3.1.3.6水冷却器的检修，1~2年进行一次。
3.1.3.7套管的检修随本体进行，套管的更换应根据试验结果确定。
3.2检修项目
3.2.1大修项目
3.2.1.1吊开钟罩检修器身，或吊出器身检修；
3.2.1.2绕组、引线及磁(电)屏蔽装置的检修；
3.2.1.3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；
3.2.1.4油箱及附件的检修，季括套管、吸湿器等；
3.2.1.5冷却器、油泵、水泵、风扇、阀门及管道等附属设备的检朔；
3.2.1.6安全保护装置的检修；
3.2.1.7油保护装置的检修；
3.2.1.8测温装置的校验；
3.2.1.9操作控制箱的检修和试验；
3.2.1.10无盛磁分接开关和有载分接开关的检修；
3.2.1.11全部密封胶垫的更和组件试漏；
3.2.1.12必要时对器身绝缘进行干燥处理；
3.2.1.13变压器油的处理或换油；
3.2.1.14清扫油箱并进行喷涂油漆；
3.2.1.15大修的试验和试运行。
3.2.2小修项目
3.2.2.1处理已发现的缺陷；
3.2.2.2放出储油柜积污器中的污油；
3.2.2.3检修油位计，调整油位；
3.2.2.4检朔冷却装置：季括油泵、风扇、油流继电器、差压继电器等，必要时吹扫冷却器管束；
3.2.2.5检修安全保持记装置：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；
3.2.2.6检修油保护装置；
3.2.2.7检修测温装置：包括压力式温度计、电阻温度计(绕组温度计)、棒形温度计等；
3.2.2.8检修调压装置、测量装置及控制箱，并进行调试；
3.2.2.9检查接地系统；
3.2.2.10检修全部阀门和塞子，检查全部密封状态，处理渗漏油；
3.2.2.11清扫油箱和附件，必要时进行补漆；
3.2.2.12清扫并绝缘和检查导电接头(包括套管将军帽)；
3.2.2.13按有关规程规定进行测量和试验。
3.2.3临时检修项目
可视具体情况确定。
3.2.4对于老、旧变压器的大修，建议可参照下列项目进行改进
3.2.4.1油箱机械强度的加强；
3.2.4.2器身内部接地装置改为引并接地；
3.2.4.3安全气道改为压力释放阀；
3.2.4.4高速油泵改为低速油泵；
3.2.4.5油位计的改进；
3.2.4.6储油柜加装密封装置；
3.2.4.7气体继电器加装波纹管接头。
4检修前的准备工作
4.1查阅档案了解变压器的运行状况
4.1.1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；
4.1.2负载、温度和附属装置的运行情况；
4.1.3查阅上次大修总结报告和技术档案；
4.1.4查阅试验记录(包括油的化验和色谱分析)，了解绝缘状况；
4.1.5检查渗漏油部位并作出标记；
4.1.6进行大修前的试验，确定附加检修项目。
4.2编制大修工程技术、组织措施计划
其主要内容如下：
4.2.1人员组织及分工；
4.2.2施工项目及进度表；
4.2.3特殊项目的施工方案；
4.2.4确保施工安全、质量的技术措施和现场防火措施；
4.2.5主要施工工具、设备明细表，主要材料明细表；
4.2.6绘制必要的施工图。
4.3施工场地要求
4.3.1变压器的检修工作，如条件许可，应尽量安排在发电厂或变电所的检修间内进行；
4.3.2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，安排好储油容量、大型机具、拆卸附件的放置地点和消防器材的合理布置等。
5变压器的解体检修与组装
5.1解体检修
5.1.1办理工作票、停电，拆除变压器的外部电气连接引线和二次接线，进行检修前的检查和试验。
5.1.2部分排油后拆卸套管、升高座、储油柜、冷却器、气体继电器、净油器、压力释放阀(或安全气道)、联管、温度计等附属装置，并分别进行校验和检修，在储油柜放油时应检查油位计指示是否正确。
5.1.3排出全部油并进行处理。
5.1.4拆除无励磁分接开关操作杆；各类有载分接开关的拆卸方法参见《有载分接开关运行维修导则》；拆卸中腰法兰或大盖宫接螺栓后吊钟罩(或器身)。
5.1.5检查器身状况，进行各部件的紧固并测试绝缘。
5.1.6更换密封胶垫、检修全部阀门，清洗、检修铁芯、绕组及油箱。
5.2组装
5.2.1装回钟罩(或器身)紧固螺栓后按规定注油。
5.2.2适量排油后安装套管，并装好内部引线，进行二次注油。
5.2.3安装冷却器等附属装置。
5.2.4整体密封试验。
5.2.5注油至规定定的油位线。
5.2.6大修后进行电气和油的试验。
5.3解体检修和组装时的注意事项。
5.3.1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。
5.3.2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。
5.3.3冷却器、压力释放阀(或安全气道)、净油器及储油柜等中件拆下后，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施)。
5.3.4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；电容式套管应垂直放置。
5.3.5组装后要检查冷却器、净油器和气体继电器阀门，按照规定开启或关闭。
5.3.6对套管升高座、上部管道孔盖、冷却器和净油器等上部的放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。
5.3.7拆卸无盛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(或按制造厂的规定执行)。
5.3.8组装后的变压器各零部件应完整无损。
5.3.9认真做好现场记录工作。
5.4检修中的起重和搬运
5.4.1起重工作及注意事项
5.4.1.1起重 荼应分工明确，专人指挥，并有统一信号；
5.4.1.2根据变压器钟罩(或器身)的重要选择起重工具，包括起重机、钢丝绳、吊环、U型挂环、千斤顶、枕木等；
5.4.1.3起重前应先拆除影响起重工作的各种连接；
5.4.1.4如系吊器身，应先紧固器身有关螺栓；
5.4.1.5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；
5.4.1.6起吊时钢丝绳的夹角不应大于60°，否则应采用专用吊具或调整钢丝绳套；
5.4.1.7起吊或落回钟罩(或器身)时，四角应系缆绳，由专人扶持，使其保持平稳；
5.4.1.8起吊或降落速度应均匀，掌握好重心，防止倾斜；
5.4.1.9起吊或落回钟罩(或器身)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；
5.4.1.10当钟罩(或器身)因受条件限制，起吊后不能移动而需在空中停留时，应采取支撑等防止坠落措施；
5.4.1.11吊装套管时，其斜度应与套管升高座的斜度基本一致，并用缆绳绑扎好，防止倾倒损坏瓷件；
5.4.1.12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。
5.4.2搬运工作及注意事项
5.4.2.1了解道路及沿途路基、桥梁、涵洞、地道等的结构及承重载荷情况，必要时予以加固，通过重要的铁路道口，应事先与当地铁路部门取得联系。
5.4.2.2了解沿途架空电力线路、通信线路和其它障碍物的高度，排除空中障碍，确保安全通过。
5.4.2.3变压器在厂(所)内搬运或较长距离搬运时，均应绑轧固定牢固，防止冲击震动、倾斜及碰坏零件；搬运倾斜角在长轴方向上不大于15°，在短轴方向上不大于10°；如用专用托板(木排)牵引搬运时，牵引速度不大于100m/h，如用变压器主体滚轮搬运时，牵引速度不大于200m/h(或按制造厂说明书的规定)。
5.4.2.4利用千斤顶升(或降)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。
5.4.2.5在使用千斤顶升(或降)变压器时，应随升(或降)随垫木方和木板，防止千斤顶失灵突然降落倾倒；如在变压器两侧使用千斤顶时，不能两侧同时升(或降)，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，并应自始至终有专人照料。
5.4.2.6变压器利用滚杠搬运时，牵引的着力点应放在变压器的重心以下，变压器底部应放置专用托板。为增加搬运时的稳固性，专用托板的长度应超过变压器的长度，两端应制成楔形，以便于放置滚框；运搬大型变压器时，专用托板的下中应加设钢带保护，以增强其坚固性。
5.4.2.7采用专用托板、滚框搬运、装卸变压器时，通道要填平，枕木要交错放置；为便于滚杠的滚动，枕木的搭接处应沿变压器的前进方向，由一个接头稍高的枕木过渡到稍低的枕木上，变压器拐弯时，要利用滚框调整角度，防止滚杠弹出伤人。
5.4.2.8为保持枕木的平整，枕木的底部可适当加垫厚薄不同的木板。
5.4.2.9采用滑全国纪录组牵引变压器时，工作人员和需站在适当位置，防止钢丝绳松扣或拉断伤人。
5.4.2.10变压器在搬运和装卸前，应核对高、低压侧方向，避免安装就位时调换方向。
5.4.2.11充氮搬运的变压器，应装有压力监视表计和补氮瓶，确保变压器在搬运途中始终保持正压，氮气压力应保持0.01~0.03MPa，露点应在-35℃以下，并派专人监护押运，氮气纯度要求不低于99.99%。
6变压器检修工艺及质量标准
6.1器身检修
6.1.1施工条件与要求
6.1.1.1吊钟罩(或器身)一般宜在室内进行，以保持器身的清洁；如在露天进行时，应选在无尘土飞扬及其它污染的晴天进行；器身暴露在空气中的时间应不超过如下规定：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，宜接入干燥空气装置进行施工。
6.1.1.2器身温度应不低于周围环境温度，滞则应用真空滤 油机循环加热油，将变压器加热使器身温度高于环境温度5℃以上。
6.1.1.3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，寒冷天气还应戴口罩，照明应采用低压行灯。
6.1.1.4进行器身检查所使用的工具应由专人保管并应编号登记，防止遣留在油箱内或器身上；进入变压器油箱内检修时，需考虑通风，防止工作人员窒息。
　
6.1.2绕组检修
 
检  修   工  艺    质  量   标 准
  被绝缘，油垢或杂物（如硅胶粉末）堵塞现  象，必要时可用软毛刷（或用调布，泡沫塑  料）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       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特别注意导线的绕包绝缘，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，呈深褐色，用手指按压时即酥脆，变形，脱            落，甚至可风裸露导线，属不合格状态
　
6.1.3引线及绝缘支架检修
 
　
6.1.4铁芯检修
 
　
6.1.5油箱检修
 6.2整体组装
6.2.1整体组装前的准备工作和要求
6.2.1.1组装前应彻底清理冷却器(散热器)，储油柜，压力释放阀(安全气道)，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。
6.2.1.2所附属的油、水管路必须进行彻底的清理，管内不得有焊渣等杂物，并作好检查记录。
6.2.1.3油管路内不许加装金属网，以避免金属网冲入油箱内，一般采用尼龙网。
6.2.1.4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。
6.2.1.5有安装标志的零、部件，如气体继电器、分接开关、高压、中压套管或高座及压力释放阀(或安全气道)升高座等与油箱的相对位置和角度需按照安装标志组装。
6.2.1.6准备好全套密封胶垫和密封胶。
6.2.1.7准备好合格的变压器油。
6.2.1.8将注油设备、抽真空设备及管路清扫干净；新使用的油管亦应先冲洗干净，以去除油管内的脱模剂。
6.2.2组装
6.2.2.1装回钟罩(或器身)；
6.2.2.2安装组件时，应按制造厂的“发装使用说明书”规定进行；
6.2.2.3油箱顶部若有定位件，应按并形尺寸图及技术要求进行定位和密封；
6.2.2.4制造时无升高坡度的变压器，在基础上应使储油柜的气体继电器侧具有规定的升高坡度；
6.2.2.5变压器引线的根部不得受拉、扭及弯曲；
6.2.2.6对于高压引线，所包扎的绝缘锥部分必须进入套管的均压球内，防止扭曲；
6.2.2.7在装套管前必须检查无盛磁分接开关连杆是否已插入分接开关的拨叉内，调整至所需的分接位置上；
6.2.2.8各温度计座内应注以变压器油；
6.2.2.9按照变压器外形尺寸图(装配图)组装已拆卸的各组、部件，其中储油柜、吸湿器和压力释放阀(安全气道)可暂不装，联结法兰用盖板密封好；安装要求和注意事项按各组部件“安装使用说明书”进行。
6.3排油和注油
6.3.1排油和注油的一般规定
6.3.1.1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。
6.3.1.2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。
6.3.1.3储油柜内油不需放出时，可将储油柜下面的阀门关闭。将油箱内的变压器油全部放出。
6.3.1.4有载调压变压器的有载分接开关油室内的油应分开抽出。
6.3.1.5强油水冷变压器，在注油前应将水冷却器上的差压继电器和净油器管路上的塞子关闭。
6.3.1.6可利用本体箱盖阀门或气体继电器联管处阀让安装抽空管，有载分接开关与本体应安连通管，以便与本体等压，同时抽空注油，注油后应予拆除恢复正常。
6.3.1.7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)。
 
图1真空注油连接示意图
1-油罐；2，4，9，10-阀门；3-压力滤油机或真空滤油机；5-变压器；6-真空计；7-逆止阀；8-真空泵
6.3.2真空注油
220kV变压器必须进行真空注油，其它奕坟器有条件时也应采用直空注油，真空注油应遵守制造厂规定，或按下述方法进行，其连接图见图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。
操作方法：
6.3.2.1以均匀的速度抽真空，达到指定真空度并保持2h后，开始向变压器油箱内注油(一般抽空时间=1/3~1/2暴露空气时间)，注油温度宜略高于器身温度；
6.3.2.2以3~5t/h的速度将油注入变压器距箱顶约200mm时停止，并继续抽夫空保持4h以上；
6.3.2.3变压器补油：变压器经真空注油后补油时，需经储油柜注油管注入，严禁以下部油门注入，注油时应使油流缓慢注入变压器至规定的油面为止，再静止12h。
6.3.3胶囊式储油柜的补油
6.3.3.1进行胶囊排气：打开储油柜上部排气孔，由注油管将油注满储油柜，直至排气孔出油，再关闭注油管和排气孔；
6.3.3.2从变压器下部油门排油，此时空气经吸湿器自然进入储油柜胶囊内部，至油位计指示正常油位为止。
6.3.4隔膜式储油柜的补油
6.3.4.1注油前应首先将磁力油位计调整至零位，然后打开隔膜上的放气塞，将隔膜内的气体排除再关闭放气塞；
6.3.4.2由注油管向隔膜内注油达到比指定油位稍高，再次打开放气塞充分排除隔膜内的气体，直到向外溢油为止，经反复调整达到指定油位；
6.3.4.3发现储油柜下部集气盒油标指示有空气时，应用排气阀进行排气；
6.3.4.4正常油位低时的补油，利用集气盒下部的注油管接至滤油机，向储油柜内注油，注油过中发现集气盒中有空气时应停止注油，打开排气管的阀门向外排气，如此反复进行，直至储油柜油位达到要求为止。
6.3.5油位计带有小胶带时储油柜的注油
6.3.5.1变压器大修后储油柜未加油前，先对油位计加油，此时需将油表呼吸塞及小胶囊室的塞子打开，用漏斗从油表呼吸塞座处徐徐加油，同时用手按动小胶带，以便将囊中空气全部排出；
6.3.5.2打开油表放油螺栓，放出油表内多余油量(看到油有内油位即可)，然后关上小胶囊室的塞子，注意油表呼吸塞不必拧得太紧，以保证油表内空气自由呼吸。
6.4整体密封试验
变压器安装完毕后，应进行整体密封性能的检查，具体规定如下：
6.4.1静油柱压力法：220kV变压器油柱高度3m，加压时间24h；35~110kV变压器油柱高度2m，加压时间24h；油柱高度从拱顶(或箱盖)算起。
6.4.2充油加压法：加油压0.035MPa时间12h，应无渗漏和损伤。
6.5变压器油处理
6.5.1一般要求
6.5.1.1大修后注入变压器内的变压器油，其质量应符合GB7665-87规定；
6.5.1.2注油后，应从变压器底部放油阀(塞)采取油样进行化验与色谱分析；
6.5.1.3根据地区最低温度，可以选用不同牌号的变压器油；
6.5.1.4注入套管内的变压器油亦应符合GB7665-87规定；
6.5.1.5补充不同牌号的变压器油时，应先做混油试验，合格后方可使用。
6.5.2压力滤油
6.5.2.1采用压力式滤油机过滤油中的水分和杂质；为提高滤油速度和质量，可将油加温至50~60℃。
6.5.2.2滤油机使用前应先检查电源情况，滤油机及滤网是否清洁，极板内是否装有经干燥的滤油纸，转动方向是否正确，外壳有无接地，压力表指示是否正确。
6.5.2.3启动员滤油机应先开出油阀门，后开进油阀门，停止时操作顺序相反；当装有加热器时，应先启动滤油机，当油流通过后，再投入加热器，停止时操作顺序相反。 滤油机压力一般为0.25~0.4MPa，最大不超过0.5MPa。
6.5.3真空滤油
6.5.3.1简易真空滤渍系统：简易真空滤油管路连接参照图2，储油罐中的油被抽出，经加热器加温，由滤油机除去杂质，喷成油雾进入真空罐。
 
图2 简易真空滤油管路连接示意图
1-储油罐；2-真空罐；3-加热器；4-压力滤油机；5-真空计；6-真空泵；7，8-油泵；9-13-阀门
油中水分蒸发后被真空泵抽出排除，真空罐下部的油可抽入储油罐再进行处理，直至合格为止。
选择加热器的容量P可按下式计算：
 
式中Q--变压器油的流量，kg/h;
Cp--变压器油的比热，平均值为0.4~0.48cal/(kg·℃)；
t2--加热器出口油温，℃；
t1--加热器进口油温，℃。
也可利用储油罐的箱壁缠绕涡流线圈进行加热，但处理过程中箱壁温度一般不超过95℃油温不超过80℃。
油泵可选用流量为100~150L/min，压力为0.5MPa的齿轮油泵，亦可用压力式滤油机替代。
真空罐的真空度可根据罐的情况决定，一般残压为0.02MPa为宜。
6.5.3.2采用真空滤油机进行油处理，其系统连接及注意事项参照使用说明书。
6.6变压器干燥
6.6.1变压器是否需要干燥的判断
运行中的变压器大修时一般不需要干燥，只有经试验证明受潮，或检修中超过允许暴露时间导致器身绝缘下降时，才考虑进行干燥，其判断标准如下：
6.6.1.1tgδ在同一温度下比上次测得数值增高30%以上，且超过部颁预防性试验规程规定时；
6.6.1.2绝缘电阻在同一温度下比上次测得数值降低30%以上，35kV及以上的变压器10~30℃的温度范围内吸收比低于1.3和极化指数低于1.5；
6.6.1.3油中含有水分或油箱中及器身上出现明显受潮迹象时。
6.6.2干燥的一般规定
6.6.2.1干燥方法的选择：根据变压器绝缘的受潮情况和现场要件，可采用热油循环、涡流真空热油喷雾、零序、短路、热风主法进行干燥并抽真空。当在检修间烘房中干燥时，也可采用红外线和蒸汽加热等方法。
6.6.2.2干燥中的温度控制：当利用油箱加热不带油干燥时，箱壁温度不宜超过110℃，箱底温度不宜超过100℃，绕组温度不得超过95℃；带油干燥时，上层油温不得超过85℃；热风干燥时，进风温度不得超过100℃，进风口应设有空气过滤预热器，并注意防止火星进入变压器内。
干燥过程中尚应注意加温均匀，升温速度以10~15℃/h为宜，防止产生局部过热，特别是绕组部分，不应超过其绝缘等级的最高允许温度。
6.6.2.3抽真空的要求：变压器采用真空加热干燥时，应先进行预热，并根据制造厂规定的真空值抽真空；按变压器容量大小以10~15℃/h的速度升温到指定温度，再以6.7KPa/h的速度递减抽真空。
真空度一般应达到表1规定。
抽真空的管路安装图如图3所示。
 
图3 抽真空管路安装图
1-真空罐（油箱）；2-变压器机身；3-，8，9，11-放气阀门；4-干燥剂（硅胶）；5-真空表；6-逆止阀；7-冷却器；10-真空泵
6.6.3干燥过程中的检查与记录
干燥过程中应每2h检查与记录下列内容：
表1
电压等级kV    容量kVA    真空度(残压)Pa    电压等级kV    容量kVA    真空度(残压)Pa
35    4000～31500    5.1×104    110    20000及以上    3.5×104
65    20000及以上    3.5×104        16000及以下    5.1×104
    5000～16000    5.1×104    220    不限容量    133.3
    4000及以下    5.1×104            
6.6.3.1测量绕组的绝缘电阻；
6.6.3.2测量绕组、铁芯和油箱等各部温度；
6.6.3.3测量真空度；
6.6.3.4定期排放凝结水，用量杯测量记录(1次/4h)；
6.6.3.5定期进行热扩散，并记录通热风时间；
6.6.3.6记录加温电源的电压与电流；
6.6.3.7检查电源线路、加热器具、真空管路及其它设备的运行情况。
6.6.4干燥终结的判断
6.6.4.1在保持温度不变的条件下，绕组绝缘电阻：110kV及以下的变压器持续6h不变，220kV变压器持续12h以上不变；
6.6.4.2在上述时间内无凝结水析出。
达到上述条件即认为干燥终结。干燥完成后，变压器即可以10~15℃/h的速度降温(真空仍保持不变)。此时应将预先准备好的合格变压器油加温，且与器身温度基本接近(油温可略低，但温差不超过5~10℃)时，在真空状态下将油注入油箱内，直至器身完全浸没于油中为止，并继续抽真空4h以上。
6.6.5进行变压器干燥时，应事先做好防火等安全措施，并防止加热系统故障或线圈过热烧损变压器。
6.6.6变压器干燥完毕注油后，须吊罩(或器身)检查，要求同第5.1条。
7组件检修
7.1冷却装置检修
7.1.1散热器的检修
检  修   工  艺    质  量   标  准
  1.采用气焊或电焊，对渗漏点进行补焊处理  2.对带法兰盖板的上下油室应打开法兰盖板，清除油室内    的焊渣，油垢，然后更换胶垫  3.清扫散热器表面，油垢严重时可用金属洗净剂（去污    剂）清洗，然后用清水冲净晾干，清洗时管接头应可靠    密封，防止进水  4.用盖板将接头法兰密封，加油压进行试漏  5.用合格的变压器油对内部进行循环冲洗  6.重新安装散热器      1.焊点准确,焊接牢固,严禁将焊渣掉入散热器内  2.上下油室内部洁净,法兰盖板密封良好    3.表面保持洁净      4.试漏标准:    片状散热器0.05～0.1MPa,10h    管状散热器0.1～0.15MPa,10h  5.内部清洁  6.    ⑴注意阀门的开闭位置,阀门的安装方向应统一,指示开      开闭的标志应明显清淅    ⑵安装好散热器的拉紧钢带
7.1.2强油风冷却器的检修
 
7.1.3强油水冷却器的检修
检  修   工  艺    质  量   标  准
  1.拆下并检查差压继电器,油流继电器,进行修理和调试  2.关闭进出水阀,放出存水,再关闭进出油阀,放出本体油  3.拆除水油连管,拆下上盖,松开本体和水室间的连接螺栓    ,吊出本体进行全面检查,清除油垢和水垢  4.检查钢管和端部胀口有无渗漏,发现渗漏应进行更换或      堵塞,但每回路堵塞不得超过2根,否则应降容使用  5.在本体直立位置下进行检漏(油泵未装),由冷却器顶部    注满合格的变压器油,在水室入口处注入清洁水,由出水    口缓缓流出,观察并化验,应无油花出现,再取油样试验,    耐压值不应低于注入前值  6.更换密封胶垫,进行复装      1.清除缺陷,调试合格  2.排尽残油,残水  3.冷却器本体内部洁净,无水垢,油垢,无堵塞现象    4.试漏标准0.4MPa,30min无渗漏    5.油管密封良好,无渗漏现象,油样水样化验合格    6.整体密封良好
7.2套管检修
7.2.1压油式套管检修(与本体油连通的附加绝缘套管)
检  修   工  艺    质  量   标  准
  1.检查瓷套有无损坏  2.套管解体时,应依次对角松动法兰螺栓  3.拆卸瓷套前应先轻轻晃动,使法兰与密封胶垫间产生缝隙    后再拆下瓷套  4.拆导电杆和法兰螺栓前,应防止导电杆摇晃损坏瓷套,拆    下的螺栓应进行清洗,丝扣损坏的应进行更换或修整  5.取出绝缘筒(包括带覆盖层的导电杆),擦除油垢,绝缘筒    及在导电杆表面的覆盖层应妥善保管(必要时应干燥)  6.检查瓷套内部,并用白布擦拭,在套管外侧根部根据情况    喷涂半导体漆  7.有条件时,应将拆下的瓷套和绝缘件送入干燥室进行干燥    然后再组装  8.更换断胶垫,位置要放正  9.将套管垂直放置于套管架上,组装时与拆卸顺序相反      1.瓷套应保持清洁,无放电痕迹,无裂纹,裙边无破损  2.防止松动法兰时受力不均匀损坏套管  3.防止瓷管碎裂    4.螺栓和垫圈的数量要补齐,不可丢失    5.妥善保管,防止受潮和损坏    6.瓷套内部清洁,无油垢,半导体漆喷涂均匀  7.干燥温度70～80℃,时间不少于4h,升温速度不超过10℃      /h,防止瓷套裂纹  8.胶垫压缩均匀,密封良好    9.注意绝缘筒与导电杆相互之间的位置,中间应有固定圈防    止窜动,导电杆应处于瓷套的中心位置
7.2.2充油套管检修
检  修   工  艺    质  量   标  准
  1.更换套管油    ⑴放出套管中的油    ⑵用热油(温度60～70℃)循环冲洗后放出    ⑶注入合格的变压器油  2.套管解体    ⑴放出内部的油    ⑵拆卸上部接线端子    ⑶拆卸油位计上部压盖螺栓,取下油位计    ⑷拆卸上瓷套与法兰连接螺栓,轻轻晃动后,取下瓷套    ⑸取出内部绝缘筒    ⑹拆卸下瓷套与导电杆连接螺栓,取下导电杆和下瓷套  3.检修与清扫    ⑴所有卸下的零部件应妥善保管,组装前应擦拭干净    ⑵绝缘筒应擦拭干净,如绝缘不良,可在70～80℃温度下      干燥24～48h    ⑶检查瓷套内外表面并清扫干净,检查铁瓷结合处水泥填      料有无脱落    ⑷为防止油劣化,在玻璃油位计外表涂刷银粉    ⑸更换各部法兰胶垫  4.套管组装    ⑴组装与解体顺序相反    ⑵组装后注入合格的变压器油    ⑶进行绝缘试验      1.    ⑴放尽残油    ⑵至少循环三次,将残油及其它杂质冲出    ⑶油的质量应符合GB7665-87的规定  2.    ⑴放尽残油    ⑵妥善保管,防止丢失    ⑶拆卸时,防止玻璃油位计破损    ⑷注意不要碰坏瓷套    ⑸垂直放置,不得压坏或变形    ⑹分解导电杆底部法兰螺栓时,防止导电杆晃动,损坏瓷      套  3.    ⑴妥善保管,防止受潮    ⑵绝缘筒应洁净无起层,漆膜脱落和放电痕迹,绝缘良好        ⑶瓷套内外表面应清洁,无油垢杂质,瓷质无裂纹,水泥      填料无脱落    ⑷银粉涂刷应均匀,并沿纵向留一条30mm宽的透明带,以      监视油位    ⑸胶垫压缩均匀,各部密封良好  4.    ⑴导电杆应处于瓷套中心位置,瓷套缝隙均匀,防止局部      受力瓷套裂纹    ⑵油质应符合GB7665-87的规定    ⑶接电力设备预防试验标准进行
7.2.3油纸电容型套管的检修
电容芯轻度受潮时，可用热油循环，将送油管接到套管顶部的油塞孔上，回油管接到套管尾端的放油孔上，通过不高于80℃的热油循环，使套管的tgδ值达到正常数值为止。
变压器在大修过程中，油纸电容型套管一般不作解体检修，只有在套管tgδ不合格，需要进行干燥或套管本身存在严重缺陷，不解体无法消除时，才分解检修，其检修工艺和质量标准如下：
 
　
 
　
 
　
7.2.4套管型电流互感器的检修
  1.检查引出线的标志是否齐全  2.要换引出线接线柱的密封胶垫    3.必要时进行变比和伏安特性试验  4.用2500V兆欧表测量线圈的绝缘电阻      1.引出线的标志应与铭牌相符  2.胶垫更换后不应有渗漏,接线柱螺栓止动帽和垫圈    应齐全.  3.变比和伏安特性应符合铭牌技术条件  4.绝缘电阻应≥1MΩ
7.3无励磁分接开关检修
 
7.4油泵检修
7.4.1分解检修
 
检  修   工  艺    质  量   标  准
  11.检查引线与绕组的焊接情况  12.检查分油路,清洗分油路内的污垢  13.打开接线盒,检查接线柱及绝缘板,清洗接线盒内       部,更换接线盒及接线柱的密封胶垫  14.用500V兆欧表测量绝缘电阻      11.就无脱焊及断线  12.分油路洁净,畅通  13.引线与接线柱尾部应焊接续牢固,无脱焊及断线,线     盒内部清洁无油垢及灰尘  14.绝缘电阻值应≥0.5MΩ
7.4.2组装
 
　
7.4.3检修后的试验及油漆处理
                 检   修  工  艺  1.用500V兆欧表测量电机定于绕组绝缘电阻  2.测量绕组的直流电阻  3.将泵内注入少量合格的变压器油,接通电源试运转  4.打油压0.4MPa保持30min,各密封处涂白土观察,(或打    气压0.25MPa,保持30min,压力表无显著变化,密封处    涂肥皂液观察)  5.擦净泵壳,电动机外壳上的油垢,灰尘,在视窗玻璃及铭    牌上涂黄油,泵出入口封临时挡板,进行喷漆处理  6.将油泵恢复组装在冷却器的下方原位,更换密封垫圈,       打开阀门(注意排气),接电源线,并试运转检查转动方    向                      质   量  标  准  1.绝缘电阻值应≥0.5MΩ  2.三相互差不超过2%  3.运转应平稳,灵活,声音和谐,无转子扫黑,叶轮碰壳等    异音.三相空载电流基本平衡  4.不渗漏,各部密封良好    5.漆膜均匀,无漆瘤,漆泡,喷漆后擦净视窗玻璃及铭牌上    的黄油  6.各部密封良好,不渗油,无气泡,油泵转动方向正确,无    异音,与其它油泵比较,负载电流无明显差异
7.5风扇检修
7.5.1叶轮解体检修
检  修   工  艺    质  量   标  准
  1.将止动垫圈打开,旋下盖形螺母,退出止动垫圈,把专用式    具(三角爪)放正,勾在轮壳上,用力均匀缓慢拉出,将叶轮    从轴上卸下,锈蚀时盯向键槽内,轴端滴入螺栓松动剂,同    时将键,锥套取下保管好  2.检查叶片与轮壳的铆接情况,松动时可用铁锤铆紧  3.将叶轮放在平台上,检查叶片安装角度      1.防止叶轮损伤变形  2.铆接牢固,叶片无裂纹  3.三只叶片角度应一致,否则应调整
7.5.2电动机解体检修
检  修   工  艺    质  量   标  准
  1.首先拆下电机罩,然后卸下后端盖固定螺栓,从丝孔用顶    丝将后端盖均匀顶出,拆卸时严禁用螺丝刀或扁铲撬开  2.检查后端盖有无破损,清除轴承室的润滑脂,用内径千分    尺测量轴承室尺寸,检查轴承室的磨损情况,严重磨损时    应更换新油盖  3.卸下前端盖固定螺栓,从顶丝孔用顶丝将前端盖均匀顶    出，连同转子从定子中抽出  4.用三角爪将前端盖从转子上卸下,(前端盖尺寸较小时,     可将转子直立,轴伸端朝下,下垫木方，将前端盖垂直     用力使其退出)  5.卸下轴承挡圈,取出轴承,检查前端盖有无损伤,清除轴    承室润滑脂并清洗干净,测量轴承尺寸,严重磨损时,应    更换前端盖  6.将转子放在平台上,用平板爪取下前后轴承,不准用手锤    敲打轴承外环卸轴承  7.检查转子短路条及短路环有无断裂,铁芯有无损伤  8.测量转子前后轴直径,超过允许公差或严重损坏时,应更    换  9.清扫定子线圈,检查绝缘情况  10.打开接线盒,检查密封情况,检查引线是否牢固地接在     接线柱上  11.检查清扫定子铁芯  12.用500V兆欧表测量定子线圈绝缘电阻      1.后端盖完好无损坏  2.后轴承室内径允许公差比后轴承外径大0.025mm  3.前端盖无损伤  4.退出时,不得损伤前轴头    5.前端盖洁净,其轴承室内径允许公差比前轴承外径大    0.025mm    6.轴承运行超过5年应更换  7.短路条,短路环无断裂,铁芯无损伤  8.前后轴应无损伤,直径允许公差为±0.0065mm  9.定子线圈应表面清洁,无匝间,层间短路,中性点及引线    接头均应连接牢固  10.线圈引线接头牢固,并外套塑料管,牢固接在接线柱上,    接线盒密封良好  11.定子铁芯绝缘应良好,无老化,烧焦,锈蚀及扫晕现象  12.绝缘电阻值应≥0.5MΩ
7.5.3组装
 
7.5.4检修后的电气试验和油漆处理
检  修   工  艺    质  量   标  准
  1.用500V兆欧表测试定子绕组绝缘电阻  2.测量定于线圈的直流电阻  3.拨动叶轮转动灵活后,通入380V交流电源,运行5min  4.将风扇电机各部分擦拭干净,在铭牌上涂黄油,进行喷    漆处理      1.绝缘电阻值应大于或等于0.5MΩ  2.三相互差不超过2%  3.三相电流基本平衡,风扇电机运行平稳,声音和谐,转动    方向正确  4.漆膜均匀,无漆瘤,漆泡,喷漆后擦净铭牌上的黄油
　
7.6YJ型油流继电器检修
7.6.1解体检修
检  修   工  艺    质  量   标  准
  1.从冷却器联管上拆下继电器,检查挡板转动是否灵活,转    动方向是否正确  2.检查挡板铆接是否牢固  3.检查返回弹簧安装是否牢固,弹力是否充足  4.卸下端盖,表盘玻璃及塑料圈,并清洗干净  5.卸下固定指针的滚花螺母,取下指针,平垫及表盘,清扫    内部  6.转动挡板,在原位转动85°,观察主动磁铁与从动磁铁是    否同步转动,有无卡滞  7.检查激动开关,用手转动挡板,在原位转动85°时,用万    用表测量接线座的接线端子,是否已实现常开与常闭触    点的转换  8.装复表盘,指针等零部件  9.用500V兆欧表测量绝缘电阻      1.挡板转动灵活,转动方向与油流方向一致    2.挡板铆接牢固  3.返回弹簧安装牢固,弹力充足  4.各部件无损坏,洁净  5.内部清洁,无灰尘,无锈蚀  6.主动磁铁与从动磁铁同步转动,无卡滞  7.当挡板旋转到极限位置时,掀动开关应动作,常闭触点打    开,常开触点闭合  8.各部件连结紧固,指示正确,密封良好  9.绝缘电阻值应大于或等于0.5MΩ
7.6.2流量动作特性的测试与调整
7.6.2.1油流继电器流量动作特性的测试：按图7将油流继电器接入测试回路中，在常开触点接线柱上接入万用表(放在欧姆档上)，打开逆止阀2，启动油泵，缓慢打开阀门5，观察万用表指针从“∞”值时，立刻记下流量计的值，该值为油流继电器的最大返回值。按此反复试验两次，每次流量计的值均应符合油流继电器技术参数的要求，否则应进行调整。
 
图7 流量动作测试图
1-油箱；2-逆止阀；3-油泵；4-油流继电器；5-阀门；6-流量计
7.6.2.2油流继电器流量动作特性的调整：如果阀门5刚打开，流量计还未达到动作油流时，常开触点就已接通，说明油流继电器弹簧的作用力太小，此时应将多孔圆螺盘按顺时针方向转动2~个孔，反复调试，使之最小动作流量和最大返回流量符合技术参数的规定。
7.6.3油流继电器的油压试验
油流继电器流量动作特性测试合格后，应向油流继电器内部打0.3MPa的油压，保持30min，各部应无变形和渗油现象。
7.6.4其它型式油流继电器的检修、测试与调整，可按照制造厂说明书的规定进行。
7.7油保护装置检修
7.7.1储油柜的检修
 
7.7.2对于有载分接开关的储油柜，其检修工艺和质量标准可参照7.7.1条规定执行。
7.7.3胶囊式储油柜的检修
检  修   工  艺    质  量   标  准
  1.放出储油柜内的存油,取出胶囊,倒出积水,清扫储油柜  2.检查胶囊的密封性能,进行气压试验,压力为0.02～    0.03MPa,时间12h(或浸泡在水池中检查有无冒气泡)    应无渗漏  3.用白布擦净胶囊,从端部将胶囊放入储油柜,防止胶囊堵    塞气体继电器联管,联管口应加焊挡罩  4.将胶囊挂在挂钩上,连接好引出口    5.更换密封胶垫,装复端盖      1.内部洁净无水迹  2.胶囊无老化开裂现象,密封性能良好    3.胶囊洁净,联管口堵塞    4.为防止油进入胶囊,胶囊管出口应高于油位计与安全气    道连管，且三者应相互连道  5.密封良好,无渗漏
7.7.4隔膜式储油柜的检修
检  修   工  艺    质  量   标  准
  1.解体检修前可先充油进行密封试验,压力0.02～0.03MPa    时间12h  2.拆下各部连管(吸湿器,注油管,排气管,气体继电器连管    等),清扫干净,妥善保管,管口密封  3.拆下指针式油位计连杆,卸下指针式油位计  4.分解中节法兰螺栓,卸下储油柜上节油箱,取出隔膜清扫  5.清扫上下节油箱    6.更换密封胶垫  7.检修后按解体相反顺序进行组装      1.隔膜密封良好,无渗漏  2.防止进入杂质  3.拆下零部件妥善保管  4.隔膜应保持清洁,完好  5.储油柜内外壁应整洁有光泽,漆膜均匀(外壁隔油漆,内    壁刷绝缘漆)  6.密封良好无渗漏
7.7.5磁力油位计的检修
检  修   工  艺    质  量   标  准
  1.打开储油柜手孔盖板,卸下开口销,拆除连杆与密封隔膜相    连接的铰链,从储油柜上整体拆下磁力油位计  2.检查传动机构是否灵活,有无卡轮,滑齿现象  3.检查主动磁铁,从动磁铁是否耦合和同步转动,指针指示是    否与表盘刻度相符,否则应调节限位块,调整后将紧固螺栓    锁紧,以防松脱  4.检查限位报警装置动作是否正确,否则应调节凸轮或开关    位置  5.更换密封胶垫进行复装      1.注意不得损坏连杆    2.传动齿轮无损坏,转动灵活  3.连杆摆动45°时指针应旋转270°,从"0"位置指示到"10"    位置,传动灵活,指示正确  4.当指针在"0"最低油位和"10"最高油位时,分别发出信号    5.密封良好无渗漏
7.7.6净油器的检修
检  修   工  艺    质  量   标  准
  1.关闭净油器进出口的阀门  2.打开净油器底部的放油阀,放尽内部的变压器油(打开上    部的放气塞,控制排油速度)  3.拆下净油器的上盖板和下底板,倒出原有吸附剂,用合格    的变压器油将净油器内部和联管清洗干净  4.检查各部件应完整无损并进行清扫,检查下部滤网有无堵    塞,洗净后更换胶垫,装复下盖板和滤网,密封良好  5.吸附剂的的重量占变压器总油量的1%左右,经干燥并筛去    粉末后,装至距离顶面50mm左右,装回上盖板并加以密封  6.打开净油路器下部阀门,使油徐徐进入净油器同时打开上    部放气塞排气,直至冒油为止  7.打开净油器上部阀门,使净油器投入运行  8.对于强油冷却的净油器,在净油器出入口阀门关闭后,即    可卸下净油器,将内部的吸附剂倒出,然后进行检修和清    理,并对出入口滤网理行检查,对原来采用的金属滤网,应    更换为尼龙网,其它要求基本与上述相同      1.阀门关闭严密,不渗漏  2.准备适当容器,防止变压器油溅出    3.内部洁净,无吸附剂碎末  4.进油口的滤网应装在挡板的外侧,出油口的滤网应装在挡    板内侧,以防吸附剂和破损滤网进入油箱  5.吸附剂更换应根据油质的酸价和PH值而定,更换的吸附剂    应经干燥,填装时间不宜超过1h    6.必须将气体排尽,防止残余气体进入油箱  7.确认阀门在"开"位  8.对早期生产的变压器应注意入口联管的连接(因只有一侧    有滤网),切不可装反,以防止吸附剂进入油箱  
　
7.7.7吸湿器的检修
 
 
7.8安全保护装置检修
7.8.1安全气道的检修
 
7.8.2压力释放阀的检修
 
7.8.3气体继电器检修
 
7.9阀门及塞子检修
 
7.10测温装置检验
7.10.1压力式(信号)温度计
7.10.1.1拆卸时拧下密封螺母连同温包一并取出，然后将温度表从油箱上拆下，并将金属细管盘好，其弯曲半径不小于75mm，不得扭曲、损伤和变形。包装好后进行校验，并进行警报信号的整定。
7.10.1.2经校验合格，并将玻璃并罩密封好，安装于变压器箱盖上的测温座中，座中预先注入适量变压器油，将座拧紧、不渗油。
7.10.1.3将温度计固定在油箱座板上，其出气孔不得填塞，并防止雨水侵入，金各细管应盘好妥善固定。
7.10.2电阻温度计(绕组温度计)
在大修中对其进行校验(季括温度计、埋入元件及二次回路)。
7.10.3棒式玻璃温度计
在变压器大修中应对棒式温度计进行检验。
7.10.4温度计应定期进行校验，以保证温度指示正确，具体标准是：
7.10.4.1压力式温度计：全刻度±1.5℃(1.5级)；
全刻度±2.5℃(2.5级)。
7.10.4.2电阻温度计：全刻度±1℃。
7.10.4.3棒式温度计：全刻度±2℃。
7.11冷却控制箱检修
7.11.1分控箱的检修
7.11.1.1清扫分控箱内部灰尘及杂物。
7.11.1.2检查电磁开关和热继电器触点有无烧损或接触不良，必要时进行更换。
7.11.1.3检查各部触点及端子板连接螺栓有无松动或丢失并进行补齐。
7.11.1.4用500V兆欧表测量各回路绝缘电阻≥0.5M。
7.11.1.5分别对油泵和风扇进行动作试验，检查油泵和风扇的运转声音是否正常；转动方向是否正确。
7.11.1.6检查分控箱的密封情况并更换密封衬垫。
7.11.1.7外壳和锈并进行油漆。
7.11.2总控制箱的检修
7.11.2.1清扫控制箱内部灰尘及杂物；
7.11.2.2检查电源开关和熔断器接触情况；
7.11.2.3逐个检查电磁开关和继电器的触点有无烧损，必要时进行更工进行调试；
7.11.2.4检查切开关接触情况及其指示位置是否符合实际情况；
7.11.2.5检查信号灯指示情况，如有损坏应补齐；
7.11.2.6用500V兆欧表测量二次回路(含电缆)的绝缘电阻≥0.5M；
7.11.2.7进行联动试验，检查主电源是否互为备用，在故障状态下备用冷却能否正确启动；
7.11.2.8检查箱柜的密封情况，必要时更换密封衬垫；
7.11.2.9箱柜除锈后进行油漆。
8变压器的油漆
8.1油箱外部的油漆
8.1.1变压器油箱、冷却器及其春附件的裸露表面均应涂本色漆，涂漆的工艺应适用于产品的使用条件。
8.1.2大修时应重新喷漆。
8.1.3喷漆前应先用金属洗净剂清 外部油垢及污移。
8.1.4对裸露的金属部分必须除锈后补涂底漆。
8.1.5对于铸件的凸凹不平处，可先用腻子填齐整平，然后再涂底漆。
8.1.6为使漆膜均匀，宜采用喷漆方法，喷涂时，气压可保持在062~0.5MPa。
8.1.7第一道底漆漆膜厚为0.05mm左右，要求光滑无流痕、垂珠现象，待底漆干透后(约24h)，再喷涂第二道面漆，如浅色醇酸漆；喷涂后若发现有斑痕、垂珠，可用竹片或小刀轻轻刮除并用砂纸磨光，再补喷一次。
8.1.8如油箱和附件的原有漆膜较好，仅有个别部分不完整，可进行局部处理，然后再普遍喷涂一次。
8.2对油箱外部漆膜的质量要求
8.2.1粘着力检查：用刀在漆膜表面划十字形裂口，顺序口用刀剥，若很容易剥开，则认为粘着力不佳；
8.2.2弹性检查：用刀刮下一块漆膜，若刮下有漆屑不碎裂不粘在一起而有弹性的卷曲，则认为弹性良好；
8.2.3坚固性检查：用指甲在漆膜上划一下，若不留痕迹，即认为漆膜坚硬；
8.2.4干燥性检查：用手指按在涂漆表面片刻，若为粘手也不留痕迹，则认为漆膜干燥良好。
8.3变压器内部涂漆
8.3.1变压器油箱内壁(包括金属附件)均应涂绝缘漆，漆膜厚度一般在0.2~0.05mm为宜，涂刷一遍即可；
8.3.2涂漆前应打磨、剔除焊渣，擦拭干净，涂漆后要求漆膜光滑。
8.4对涂刷内壁绝缘漆的要求
8.4.1耐高温、耐变压器油，即漆膜长期浸涣在105℃的变压器油中不脱落，不熔化；
8.4.2固化后的漆膜，不影响变压器油的绝缘和物理、化学性能；
8.4.3对金属件有良好的附着力；
8.4.4对金属件有良好的防锈、防腐蚀作用；
8.4.5有良好的工艺性和较低的成本。
8.5变压器油漆性能
变压器常用油漆性能见附录D。
9试验项目
变压器大修时的试验，可分大修前、大修中、大修事三个阶段进行，其试验项目如下：
9.大修前的试验
9.1.1测量绕组的绝缘电阻和吸收比或极化指数；
9.1.2测量绕组连同套管一起的泄漏电流；
9.1.3测量绕组连同套管一起的tgδ；
9.1.4本体及套管中绝缘没珠试验；
9.1.5测量绕组连同套管一起的直流电阻(所有分接头位置)；
9.1.6套管试验；
9.1.7测量铁芯对地绝缘电阻；
9.1.8必要时可增加其它试验项目(如特性试验、局部放电试验等)以供大修后进行比较。
9.2大修中的试验
大修过程中应配合吊罩(或器身)检查，进行有关的试验项目：
9.2.1测量变压器铁芯对夹件、窗心螺栓(或拉带)，钢压板及铁芯电场屏蔽对铁芯，铁芯下夹件对下油箱的绝缘电阻；
9.2.2必要时测量无盛磁分接开关的接触电阻及其传动杆的绝缘电阻；
9.2.3必要时 套管电流互感器的特性试验；
9.2.4有载分接开关的测量与试验；
9.2.5必要时单独对套管进行额定电压下的tgδ、局部放电和耐压试验(包括套管油)。
9.3大修后的试验
9.3.1测量绕组的绝缘电阻和吸收比或极化指数；
9.3.2测量绕组连同套管的泄漏电流；
9.3.3冷却装置的检查和试验；
9.3.5本体、有载分接开关和套管中的变压器油试验；
9.3.6测量绕组连同套管一起的直流电阻(所有分接位置上)，对多支路引出的低压绕组应测量各支路的直流电阻；
9.3.7检查有载调压装置的动作情况及顺序；
9.3.8测量铁芯(夹件)引外对地绝缘电阻；
9.3.9总装后对变压器油箱和冷却器作整体密封油压试验；
9.3.10绕组连同套管一起的交流耐压试验(有条件时)；
9.3.11测量绕组所有分接头的变压比及连接组别；
9.3.12检查相位；
9.3.13必要时进行变压器的空载特性试验；
9.3.14必要时进行变压器的短路持性试验；
9.3.15必要时测量变压器的局部放电量；
9.3.16额定电压下的冲击合闸；
9.3.17空载运行前后变压器油的色谱分析。
10变压器大修后的交接验收
变压器在大修工后应及时清理现场，整理记录、资料、图纸、清退材料、进行核算，提交竣工、验收报告，并按照验收规定组织现场验收。
10.1运行部门移交的资料
10.1.1变压器大修总结报告见附录A；
10.1.2附件检修工艺卡；
10.1.3现场干燥、检修记录；
10.1.4全部试验报告(包括高压绝缘、油简化及色谱分析、有载分接开关动作特性及保护、测温元件校验报告等)。
10.2试运行前检查项目
10.2.变压器本体、冷却装置及所有附件均完整无缺不渗油，油漆完整；
10.2.2滚轮的固定装置应完整；
10.2.3接地可靠(变压器油箱、铁芯和夹件引外)；
10.2.4变压器顶盖上无遣 物；
10.2.5储油柜、冷却装置、净油器等油系统上的阀门均在“开”的位置，储油柜油温标示线清晰可见；
10.2.6高压套管的接地小套管应接地，套管顶部将军帽应密封良好，与外部引线的连接接触良好并涂有电力脂；
10.2.7变压器的储油柜和充同套管的油位正常，隔膜式储油柜的集气盒内应无气体；
10.2.8有载分接开关的油位需略低于变压器储油柜的油位；
10.2.9进行各升高座的放气，使其完全充满变压器油，气体继电器内应无残余气体；
10.2.10吸湿器内的吸附剂数量充足、无变色受潮现椽，油封良好，能起到正常呼吸作用；
10.2.1无励磁分接开关的位置应符合运行要求，有载分接开关动作灵活、正确，闭锁装置动作正角，控制盘、操作机构箱和顶盖上三者分接位置的指示应一致；
10.2.12温度计指示正确，整定值符合要求；
10.2.13冷却装置试运行正常，水冷装置的油压应大于水压，强油冷却的变压器应启动全部油泵(并测量油泵的负载电流)，进行较长时间的循环后，多次排除残余气体；
10.2.14进行冷却装置电源的自动投切和冷却装置的故障停运试验；
10.2.15继电保护装置应经调试整定，动作正确。
10.3试运行
变压器试运行时应按下列规定检查：
10.3.1中性点直接接地系统的变压器在进行冲击合闸时，中性点必须接地；
10.3.2气体继电器的重瓦斯必须投跳闸位置；
10.3.3额定电压下的冲击合闸应无异常，励磁涌流不臻引起保护装置的误动作；
10.3.4受电后变压器应无异常情况；
10.3.5检查变压器及冷却装置所有焊缝和接合面，不应有渗油现象，变压器无异常振动或放电声；
10.3.6分析比较试运行前后变压器油的色谱数据，应无明显变化；
10.3.7试运行时间，一般不少于24h。
　
附 录 A变压器大修总结报告
A1 报告内容
报告以表格形式,内容如表A1
A1
 
　
A2 大修检查处理记录
表A2
 
续表
 
续表
 
续表
 
续表
 
　
附录B绝缘距离参考表
B1空气中套管绝缘距离参考值(表B1)
表B1 mm
 
B2 器身装配绝缘距离（纯油距表B2）
B2
 
*括弧内的数值适用于圆柱型开关,且为开关纸筒外表面到油箱平面的最小绝缘距离;
**括弧内的数值适用于220KV级自耦变压器或高压多线圈结构的变压器;
***括弧内的数值适用于有隔筒或板的结构;
****对90000KVA以上变压器,考虑漏影响距离应大于或等于220mm。
　
B3 油中圆形引线的绝缘厚度及距离（表B3）
表B3
 
 
注：（1）实际绝缘距离不为纯油距，可按下式折算为纯油距S′，S′应不小于表中S1、S2、S3、S7的数值：S′=0.4×沿木件爬距+沿纸板爬距+纯油距,或0.6×沿纸板爬距+油距；
（2）尖角表面有护板（δ≥3），引线到尖角最小纯油距S2′，S2′=1/1.5 S2；
（3）引线到尖角间有隔板（隔板在距尖角1/3～1/2距离处），引线至尖角最小纯油距为S2″，S2″=0.75S2;
（4）引线至小圆角（圆角Ｒ＝15～40,如引线至扩管）的最小纯油距为S2 ,S2=0.75S7。
　
B4 内部线圈引线出头对压板及夹件最小纯油距离（表B4）
表B4 mm
 
 
注：不带花的数值为器身绝缘装配和引线装配时需保证的距离。
*括弧内的数值为器身绝缘装配和引线装配时参考数值，括弧外数值为器身干燥后装入油箱时必须保证的最小绝缘距离。
**适用于100KV全绝缘引线出头和200KV级高压多线圈结构的高压线圈2引线出头。
　
B5 63～110KV和220KV级线端引线最小绝缘距离（表B5）
表B5
 
注：（1）S10-引线对压板及线圈的距离（包括爬电距在内）；S11、S12、13-纯油距；*-有大于或等于
3mm厚的护板时，按表值的75%确定；
（2）对220KV等级，图中数值为有8mm隔板和夹件护板时，否则需增大约1/4。
B6 铜（铝）排引线最小绝缘距离（表B6）
表B6
 
　
附录C引线允许电流参考表
C1 大庆管内铜导杆（表C1）
表C1
 
C2 圆铜引线（表C2）
表C2
 
C3引线片（表C3）
表C3
 
注：（1）大于1500A用两叠铜皮见图（a）；
（2）小于1500A用一叠铜皮见图（b）；
（3）大于φ4.1纸包圆线,用接线板见图(c)；
（4）小于φ3.05纸包圆线,将引线打圈见图(d)。
C4 引线用铜（铝）棒（表C4）
表C4
　
 
　
C5 纸包多股铜线（表C5）
表C5
 
C6 裸铜排（表C6）
表C6
 
　
附录D变压器常用油漆性能
表D
 
注：本表摘自化工部标准，括号内为机械工业部标准。
附加说明：
本标准由电力工业部安生司、国调中心提出，电力式业部变压器标准技术委员会归口。本标准由东北电业管理局、华中电业管理局负责起草。东北电力试验研究院、鞍山电业局、郑州供电局、长春电业局、上海电力局参加起草。
主要起草人：王世阁、余先球、钏洪璧、何佑生、李元晟、李秋林、黄克惠、李清祖、范克文、王厚义。