电力变压器检修导则

电力变压器检修导则 中华人民共和国电力行业 DL/T 573—95 电力变压器检修导则 中华人民共和国电力工业部1995-06-29发布 1995-11-01实施 1 主内容与适用范围 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。 对国外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，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。 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效程度随时更换。 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，包括套管、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修； 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 无励磁分接开关和有载分接开关的检修； 3.2.1.11 全部密封胶垫的更换和组件试漏； 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； 3.2.2.5 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； 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 清扫外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外接地； 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； 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。 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连接螺栓后吊钟罩(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)。 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(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 起重工作应分工明确，专人指挥，并有统一信号； 5.4.1.2 根据变压器钟罩(或器身)的重量选择起重工具，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，均应绑扎固定牢固，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，以便于放置滚杠；运搬大型变压器时，专用托板的下部应加设钢带保护，以增强其坚固性。 5.4.2.7 采用专用托板、滚杠搬运、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，要利用滚杠调整角度，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。 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，否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，防止遗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 1.检查相间隔板和围屏(宜解开一相)有无破损、变色、变形、放电痕迹，如发现异常应打开其它两相围屏进行检查   1. (1)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 (2)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 (3)检查支撑围屏的长垫块应无爬电痕迹，若长垫块在中部高场强区时，应尽可能割短相间距离最小处的辐向垫块2～4个 (4)相间隔板完整并固定牢固 2.检查绕组表面是否清洁，匝绝缘有无破损 2. (1)绕组应清洁，表面无油垢，无变形 (2)整个绕组无倾斜、位移，导线辐向无明显弹出现象 3.检查绕组各部垫块有无位移和松动情况 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.检查绕组绝缘有无破损、油道有无被绝缘、油垢或杂物(如硅胶粉末)堵塞现象，必要时可用软毛刷(或用绸布、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 4. (1)油道保持畅通，无油垢及其它杂物积存 (2)外观整齐清洁，绝缘及导线无破损 (3)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.用手指按压绕组表面检查其绝缘状态 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，属不合格状态   6.1.3 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 1. (1)引线绝缘包扎应完好，无变形、变脆，引线无断股卡伤情况 (2)对穿缆引线，为防止引线与套管的导管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 (3)早期采用锡焊的引线接头应尽可能改为磷铜或银焊接 (4)接头表面应平整、清洁、光滑无毛刺，并不得有其它杂质 (5)引线长短适宜，不应有扭曲现象 (6)引线绝缘的厚度，应符合附录B的规定 2.检查绕组至分接开关的引线，其长度、绝缘包扎的厚度、引线接头的焊接(或连接)、引线对各部位的绝缘距离、引线的固定情况是否符合要求 2.质量标准同1.(1)；分接引线对各部绝缘距离应满足附录B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 3. (1)绝缘支架应无破损、裂纹、弯曲变形及烧伤现象 (2)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应用绝缘螺栓；两种固定螺栓均需有防松措施(220kV级变压器不得应用环氧螺栓) (3)绝缘夹件固定引线处应垫以附加绝缘，以防卡伤引线绝缘 (4)引线固定用绝缘夹件的间距，应考虑在电动力的作用下，不致发生引线短路 4.检查引线与各部位之间的绝缘距离 4. (1)引线与各部位之间的绝缘距离，根据引线包扎绝缘的厚度不同而异，但应不小于附录B的规定 (2)对大电流引线(铜排或铝排)与箱壁间距，一般应大于100mm，以防漏磁发热，铜(铝)排表面应包扎一层绝缘，以防异物形成短路或接地 6.1.4 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，可用洁净的白布或泡沫塑料擦拭，若叠片有翘起或不规整之处，可用木棰或铜锤敲打平整 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成波浪状，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.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 为便于监测运行中铁芯的绝缘状况，可在大修时在变压器箱盖上加装一小套管，将铁芯接地线(片)引出接地 2. (1)铁芯与上下夹件、方铁、压板、底脚板间均应保持良好绝缘 (2)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 (3)钢压板不得构成闭合回路，同时应有一点接地 (4)打开上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，与历次试验相比较应无明显变化 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 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.用专用扳手紧固上下铁芯的穿心螺栓，检查与测量绝缘情况 4.穿心螺栓紧固，其绝缘电阻与历次试验比较无明显变化 5.检查铁芯间和铁芯与夹件间的油路 5.油路应畅通，油道垫块无脱落和堵塞，且应排列整齐 6.检查铁芯接地片的连接及绝缘状况 6.铁芯只允许一点接地，接地片用厚度0.5mm，宽度不小于30mm的紫铜片，插入3～4级铁芯间，对大型变压器插入深度不小于80mm，其外露部分应包扎绝缘，防止短路铁芯 7.检查无孔结构铁芯的拉板和钢带 7.应紧固并有足够的机械强度，绝缘良好不构成环路，不与铁芯相接触 8.检查铁芯电场屏蔽绝缘及接地情况 8.绝缘良好，接地可靠 6.1.5 油箱检修 检 修 工 艺 质 量 标 准 1.对油箱上焊点、焊缝中存在的砂眼等渗漏点进行补焊 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(或油箱)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(或油箱)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；定位钉无影响可不退出 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2～3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   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、中压套管升高座及压力释放阀(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“安装使用说明书”规定进行； 6.2.2.3 油箱顶部若有定位件，应按外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励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门安装抽空管，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 注：图中虚线表示真空滤油机经改装后，可由真空泵单独抽真空。 6.3.2 真空注油 220kV变压器必须进行真空注油，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，并继续抽真空保持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，严禁从下部油门注入，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，注油过程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 油位计带有小胶囊时储油柜的注油 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，同时用手按动小胶囊，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(看到油表内油位即可)，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 简易真空滤油系统：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0.021MPa为宜。 6.5.3.2 采用真空滤油机进行油处理，其系统连接及操作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： 6.6.1.1 tgδ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及以上的变压器在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条件，可采用热油循环、涡流真空热油喷雾、零序、短路、热风等方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。 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 35 4000～31500 3.5×104 66 20000及以上 5.1×104 5000～16000 5.1×104 4000及以下 5.1×104 110 20000及以上 3.5×104 16000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； 图3 抽真空管路安装图 1—真空罐(油箱)；2—变压器器身；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 6.6.3.3 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 1.焊点准确，焊接牢固，严禁将焊渣掉入散热器内 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 2.上、下油室内部洁净，法兰盖板密封良好   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 3.表面保持洁净   4.用盖板将接头法兰密封，加油压进行试漏   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.用合格的变压器油对内部进行循环冲洗 5.内部清洁 6.重新安装散热器       6. (1)注意阀门的开闭位置，阀门的安装方向应统一；指示开闭的标志应明显、清晰 (2)安装好散热器的拉紧钢带 7.1.2 强油风冷却器的检修 检 修 工 艺 质 量 标 准 1.打开上、下油室端盖，检查冷却管有无堵塞 现象，更换密封胶垫 1.油室内部清洁，冷却管无堵塞，密封良好 2.更换放气塞、放油塞的密封胶垫 2.放气塞、放油塞应密封良好，不渗漏 3.按图4所示，进行冷却器的试漏和内部冲洗。管路有渗漏时，可用锥形黄铜棒将渗漏管的两端堵塞(如有条件也可用胀管法更换新管)，但所堵塞的管子数量每回路不得超过2根，否则应降容使用 图 4 冷却器试漏和内部冲洗示意图 1—冷却器；2、3、4、5、7、8、15、16、18—阀门； 6—压力表；9、11—耐油胶管；10—压力式滤油机； 12、13—法兰；14—耐油胶管及法兰； 17—油桶(放置洁净合格的变压器油) 3.试漏标准： 0.25～0.275MPa、30min应无渗漏   4.清扫冷却器表面，并用0.1MPa压力的压缩空气(或水压)吹净管束间堵塞的灰尘、昆虫、草屑等杂物，若油垢严重可用金属洗净剂擦洗干净 4.冷却器管束间洁净，无堆积灰尘、昆虫、草屑等杂物   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 1.消除缺陷，调试合格 2.关闭进出水阀，放出存水，再关闭进出油阀，放出本体油 2.排尽残油、残水   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 3.冷却器本体内部洁净，无水垢、油垢，无堵塞现象 4.检查铜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 4.试漏标准0.4MPa、30min无渗漏   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 5.油管密封良好，无渗漏现象，油样、水样化验合格     6.更换密封胶垫，进行复装 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 1.瓷套应保持清洁，无放电痕迹，无裂纹，裙边无破损 2.套管解体时，应依次对角松动法兰螺栓 2.防止松动法兰时受力不均损坏套管 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 3.防止瓷套碎裂 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 4.螺栓和垫圈的数量要补齐，不可丢失 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) 5.妥善保管，防止受潮和损坏 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 6.瓷套内部清洁，无油垢，半导体漆喷涂均匀 7.有条件时，应将拆下的瓷套和绝缘件送入干燥室进行轻度干燥，然后再组装 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.更换新胶垫，位置要放正 8.胶垫压缩均匀，密封良好 9.将套管垂直放置于套管架上，组装时与拆卸顺序相反 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 (1)放出套管中的油 (2)用热油(温度60～70℃)循环冲洗后放出 (3)注入合格的变压器油 2.套管解体 1. (1)放尽残油 (2)至少循环三次，将残油及其它杂质冲出 (3)油的质量应符合GB7665—87的规定 2. (1)放出内部的油 (2)拆卸上部接线端子 (3)拆卸油位计上部压盖螺栓，取下油位计 (4)拆卸上瓷套与法兰连接螺栓，轻轻晃动后，取下上瓷套 (5)取出内部绝缘筒 (6)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 (1)放尽残油 (2)妥善保管，防止丢失 (3)拆卸时，防止玻璃油位计破损 (4)注意不要碰坏瓷套 (5)垂直放置，不得压坏或变形 (6)分解导电杆底部法兰螺栓时，防止导电杆晃动，损坏瓷套 3. (1)所有卸下的零部件应妥善保管，组装前应擦拭干净 (2)绝缘筒应擦拭干净，如绝缘不良，可在70～80℃的温度下干燥24～48h (3)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 (4)为防止油劣化，在玻璃油位计外表涂刷银粉   (5)更换各部法兰胶垫 (1)妥善保管，防止受潮 (2)绝缘筒应洁净无起层、漆膜脱落和放电痕迹，绝缘良好 (3)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 (4)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 (5)胶垫压缩均匀，各部密封良好 4.套管组装 (1)组装与解体顺序相反   (2)组装后注入合格的变压器油 (3)进行绝缘试验 4. (1)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 (2)油质应符合GB7665—87的规定 (3)按电力设备预防性试验标准进行 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： 检 修 工 艺 质 量 标 准 1.准备工作 1. (1)检修前先进行套管本体及油的绝缘试验，以判断绝缘状态 (1)根据试验结果判定套管是否需解体   (2)套管应垂直置于专用的作业架上，中部法兰与作业架用螺栓固定4点，使之成为整体 (2)使套管处于平稳状态   (3)放出套管内的油 (3)放尽残油 (4)如图5所示，将下瓷套用双头螺栓或紧线钩2固定在工作台上(三等分)，以防解体时下瓷套脱落 (4)套管处于平稳状态   (5)拆下尾端均压罩，用千斤顶将导管顶上，使之成为一体 图5 套管检修作业架 1—工作台；2—双头螺栓或紧线钩；3—套管架；4—千斤顶   (5)千斤顶上部应垫木板，防止损坏导管螺纹                         (6)套管由上至下各接合处作好标志 (6)防止各接合处错位 2.解体检修 2. (1)拆下中部法兰处的接地和测压小套管，并将引线头推入套管孔内 (1)防止引线断裂   (2)测量套管下部导管的端部至防松螺母间的尺寸，作为组装时参考 (2)拆下的螺栓、弹簧等零件应有标记并妥善保管   (3)用专用工具卸掉上部将军帽，拆下储油柜 (3)注意勿碰坏瓷套 (4)将上部四根压紧弹簧螺母拧紧后，再松导管弹簧上面的大螺母，拆下弹簧架 (4)测量压缩弹簧的距离，作为组装依据   (5)吊出上瓷套 (5)瓷套保持完好 (6)吊住导管后，拆下底部千斤顶，拆下下部套管底座、橡胶封环及大螺母 (6)吊住套管不准转动并使电容芯处于法兰套内的中心位置，勿碰伤电容芯 (7)拆下下瓷套 (7)瓷套保持完好 (8)吊出电容芯 (8)导管及电容芯应用塑料布包好置于清洁的容器内 3.清扫和检查 3. (1)用干净毛刷刷洗电容芯表面的油垢和杂质，再用合格的变压器油冲洗干净后，用皱纹纸或塑料布包好 (1)电容芯应完整无损，无放电痕迹，测压和接地引外线连接良好，无断线或脱焊现象 (2)擦拭上、下瓷套的内外表面 (2)瓷套清洁，无油垢、裂纹和破损 (3)拆下油位计的玻璃油标，更换内外胶垫，油位计除垢后进行加热干燥，然后在内部刷绝缘漆，外部刷红漆，同时应更换放气塞胶垫 (3)更换的新胶垫，尺寸和质量应符合要求     (4)清扫中部法兰套筒的内部和外部，并涂刷油漆，更换放油塞、测压和接地小套管的胶垫   (4)清扫中部法兰套筒内部时，要把放油塑料管拆下并妥善保管 各零部件要清洗干净，并保持干燥 (5)测量各法兰处的胶垫尺寸，以便配制 (5)胶垫质量应符合规定 4.套管的干燥 4. 只有套管的tgδ值超标时才进行干燥处理   (1)将干燥罐内部清扫干净，放入电容芯，使芯子与罐壁距离≥200mm，并设置测温装置 (1)干燥罐应有足够的机械强度，并能调节温度，温度计应事先校验准确 (2)测量绝缘电阻的引线，应防止触碰金属部件 (2)干燥罐上应有测量绝缘电阻的小瓷套 (3)干燥罐密封后，先试抽真空，检查有无渗漏 (3)真空度要求残压不大于133.3Pa (4)当电容芯装入干燥罐后，进行密封加温，使电容芯保持75～80℃ (4)温度上升速度为5～10℃/h   (5)当电容芯温度达到要求后保持6h，再关闭各部阀门，进行抽真空 (5)开始抽真空13kPa/h，之后以6.7kPa/h的速度抽空，直至残压不大于133.3Pa为止，并保持这一数值 (6)每6h解除真空一次，并通入干燥热风10～15min后重新建立真空度 (6)尽量利用热扩散原理以加速电容芯内部水分和潮气的蒸发 (7)每6h放一次冷凝水，干燥后期可改为12h放一次 (7)利用冷凝水的多少以判断干燥效果 (8)每2h作一次测量记录(绝缘电阻、温度、电压、电流、真空度、凝结水等) (8)在温度和真空度保持不变的情况下，绝缘电阻在24h内不变，且无凝结水析出，则认为干燥终结 (9)干燥终结后降温至内部为40～50℃时进行真空注油 (9)注入油的温度略低于电容芯温度5～10℃，油质符合GB7665—87规定 5.组装 5. (1)组装前应先将上、下瓷套及中部法兰预热至80～90℃，并保持3～4h以排除潮气 (1)组装时电容芯温度高出环境温度10～15℃为宜   (2)按解体相反顺序组装 (2)零部件洁净齐全 (3)按图6方法进行真空注油： 图 6 真空注油示意图 1—真空表；2—阀门；3—连管；4—真空泵； 5—变压器油；6—油箱；7—套管 首先建立真空，检查套管密封情况；注油后破空期间油位下降至油位计下限时需及时加油，破空完毕后加油至油位计相应位置(考虑取油样应略高于正常油面) (3)要求套管密封良好，无渗漏；油质符合GB7665—87标准；套管瓷件无破损、无裂纹，外观洁净、无油迹；中部接地和测压小瓷套接地良好                           (4)注油时残压应保持在133.3Pa以下，时间按照表2执行 表 2 (4)级装后绝缘试验结果符合电力设备预防性试验规程规定   7.2.4 套管型电流互感器的检修 检 修 工 艺 质 量 标 准 1.检查引出线的标志是否齐全 1.引出线的标志应与铭牌相符 2.更换引出线接线柱的密封胶垫   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.必要时进行变比和伏安特性试验 3.变比和伏安特性应符合铭牌技术条件 4.用2500V兆欧表测量线圈的绝缘电阻 4.绝缘电阻应≥1MΩ 7.3 无励磁分接开关检修 检 修 工 艺 质 量 标 准 1.检查开关各部件是否齐全完整 1.完整无缺损 2.松开上方头部定位螺栓，转动操作手柄，检查动触头转动是否灵活，若转动不灵活应进一步检查卡滞的原因；检查绕组实际分接是否与上部指示置一致，否则应进行调整 2.机械转动灵活，转轴密封良好，无卡滞，上部指示位置与下部实际接触位置应相一致   3.检查动静触头间接触是否良好，触头表面是否清洁，有无氧化变色、镀层脱落及碰伤痕迹，弹簧有无松动，发现氧化膜用碳化钼和白布带穿入触柱来回擦拭清除；触柱如有严重烧损时应更换 3.触头接触电阻小于500μΩ，触头表面应保持光洁，无氧化变质、碰伤及镀层脱落，触头接触压力用弹簧秤测量应在0.25～0.5MPa之间，或用0.02mm塞尺检查应无间隙、接触严密 4.检查触头分接线是否紧固，发现松动应拧紧、锁住 4.开关所有紧固件均应拧紧，无松动 5.检查分接开关绝缘件有无受潮、剥裂或变形，表面是否清洁，发现表面脏污应用无绒毛的白布擦拭干净，绝缘筒如有严重剥裂变形时应更换；操作杆拆下后，应放入油中或用塑料布包上 5.绝缘筒应完好、无破损、剥裂、变形，表面清洁无油垢；操作杆绝缘良好，无弯曲变形     6.检修的分接开关，拆前做好明显标记   6.拆装前后指示位置必须一致，各相手柄及传动机构不得互换 7.检查绝缘操作杆U型拨叉接触是否良好，如有接触不良或放电痕迹应加装弹簧片 7.使其保持良好接触     7.4 油泵检修 7.4.1 分解检修 检 修 工 艺 质 量 标 准 1.将油泵垂直放置，拆下蜗壳检查各部，并进行清洗，清除法兰上的密封胶 1.蜗壳内部干净，无扫膛、整体无损坏   2.打开止动垫圈，卸下圆头螺母，用三角爪取下叶轮，同时取出平键，检查叶轮有无变形和磨损 2.叶轮应无变形及磨损，严重变形及磨损时应更换   3.用专用工具(两爪扳手)从前端盖上拆下带螺纹的轴承挡圈 3.轴承挡圈无损坏   4.卸下前端盖与定子连接的螺栓，用顶丝将前端盖和转子及后轴承顶出 4.前端盖应清洁无损坏   5.用三角爪或平板爪将前端盖连同前轴承从转子上卸下，再用三角爪拆卸后轴承，测量前轴承室内径，检查轴承室的磨损情况，磨损严重时应更换前端盖 5.轴承室内径允许公差比前轴承外径大0.025mm     6.将泵倒置在工作台上，拆下视窗法兰、压盖，取出视窗玻璃及滤网，将视窗玻璃擦净，清除滤网(或烧结网)上的污垢；清洗时用压板夹紧，用汽油从内往外冲洗 6.法兰、压盖、视窗玻璃及过滤网洁净均无损坏     7.卸下后端盖与定子外壳连接的螺栓，用顶丝将后端盖顶出，清除法兰上的密封胶及污垢，擦拭干净，测量后轴承室尺寸，检查后轴承室有无磨损，严重磨损时应更换 7.后端盖应干净无损坏，轴承室内径允许公差比后轴承外径尺寸大0.025mm   8.检查转子短路环有无断裂，铁芯有无损坏 8.转子短路环无断裂，铁芯无损坏及磨损 9.测量转子前后轴颈尺寸，超过允许公差或严重损坏时应更换 9.前后轴应无损坏，直径允许公差为±0.0065mm   10.检查并清扫定子外壳、绕组及铁芯，有无损坏及局部过热 10.定子外壳清洁，绕组绝缘良好，铁芯无损坏   11.检查引线与绕组的焊接情况 11.应无脱焊及断线 12.检查分油路，清洗分油路内的污垢 12.分油路洁净，畅通 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 13.引线与接线柱尾部应焊接牢固，无脱焊及断线，接线盒内部清洁无油垢及灰尘 14.用500V兆欧表测量绝缘电阻 14.绝缘电阻值应≥0.5MΩ 7.4.2 组装 检 修 工 艺 质 量 标 准 1.大修后应更换所有密封处的胶垫和密封环，并重新进行组装，其中包括前后端盖、过滤网、压盖、法兰、各部油塞的密封胶垫及密封环 1.胶垫及密封环的压缩量为原厚度的1/3     2.对轴承进行筛选，将1A铅丝放在钢球下面反复压碾，用千分尺测量铅丝厚度，确定轴承滚动间隙(进行两次) 2.更换轴承应选用电机专用轴承；轴承无损坏、锈蚀，滚动间隙；2级泵不大于0.07mm，4级泵不大于0.1mm 3.将轴承放入油中加温至120～150℃时取出，安装在转子后轴上(或用特殊的套筒，顶在轴承的内环上，用手锤轻轻敲击套筒顶部，将轴承嵌入) 3.轴承应紧靠到轴台上，安装后转动应灵活     4.将后端盖放在工作台上，首先放入过滤网及两侧胶垫，再放入O型胶圈