变压器检修规程.docx

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变压器检修规程

第二章油变压器检修规程

1．变压器设备规范

1.1#1、#2主变规范

型式：

SFPS10-170000/220

额定电压：

242±2×2.5%/38.5/13.8KV

额定容量:

170000/85000/170000KVA

额定电流：

446/402/7112A

冷却方式:

ODAF

联结组标号:

YN、d11、dll

空载损耗:

94KW

空载电流:

0.12%

阻抗电压:

242/38.5、26.5%、242/13.8、14.74%、38.5/13.8、9.54%

负载损耗:

242/121、582KW、242/10.5、592KW、121/105、512KW

绝缘水平：

L1950AC395—L1400AC220/L1200AC85/L1125AC55

制造厂家:

新疆变压器厂

1.2#1高厂变规范

型式:

SF9-25000/13.8

额定电压:

13.8±2×2.5%/6.3KV

额定电流：

1046/2241A

额定容量:

25000KVA

频率:

50HZ

连接组:

Dd0

冷却方式:

ONAF

中性点运行方式:

不接地

阻抗电压:

10.5%

空载损耗：

18KW

空载电流：

0.17%

负载损耗:

110KW

制造厂家:

新疆变压器厂

1.3#1高备变规范

型式:

SFZ9-25000/35

额定电压:

37±8×1.25%/6.3V

额定容量:

25000KVA

频率:

50HZ

冷却方式:

ONAF

空载损耗:

19.30KW

空载电流:

0.16%

阻抗电压:

8%

短路损耗:

72.9KW

器身重:

16760kg

油重:

5960kg

总重:

28210kg

制造厂家:

山东电力设备修造厂

1.4.#2高厂变

型式:

SF9-16000/13.8

额定电压:

13.8±2×2.5%/6.3KV

额定电流：

669/1466A

额定容量:

16000KVA

频率:

50HZ

连接组:

Dd0

冷却方式:

ONAF

中性点运行方式:

不接地

阻抗电压:

7.84%

空载损耗：

12.9KW

空载电流：

0.17%

负载损耗:

78.65KW

制造厂家:

新疆变压器厂

1.5#0启备变

型号:

SF9-20000/10

额定电压:

10/6.3KV

额定电流:

额定容量:

20000KVA

频率:

50HZ

冷却方式:

ONAF

阻抗电压:

7.82%

总重:

26645kg

空载损耗:

14.8KW

空载电流:

0.20%

制造厂家:

山东鲁能瑞华电气有限公司

2.检修周期及检修项目

2.1检修周期

2.1.1新安装在变压器均应吊罩（芯）进行内部检查.

2.1.2变压器安装运行五年,应吊罩（芯）进行检修,以后每隔十年大修一次,每年小修两次.

2.1.3厂用变压器每隔十年大修一次,每年小修两次,所处环境特别脏的变压器,应根据情况进行不定期清扫、检查。

2.1.4电压及电流互感器根据运行情况及预防性试验结果，决定是否大修，每年小修两次。

2.1.5变压器在运行中或预防性试验中，发生或发现异常情况，可及时进行大修。

2.2检修项目

2.2.1大修项目

2.2.1.1大修前的准备工作。

2.2.1.2拆装附件与吊罩（芯）。

2.2.1.3芯片检查：

2.2.1.3.1线圈与引线的检查。

2.2.1.3.2分接开关的检查。

2.2.1.3.3铁芯与夹件的检查。

2.2.1.3.4铁芯接地装置的检查。

2.2.1.4冷却导向装置及油箱内部的检查。

2.2.1.5套管的检修。

2.2.1.6油枕的检修。

2.2.1.7压力释放阀的检修。

2.2.1.8呼吸器的检修。

2.2.1.9净油器的检修。

2.2.1.10冷却装置（散热器、冷油器、潜油泵）及管阀的检修。

2.2.1.11瓦斯电器、信号温度计、电阻测温计的拆卸安装校验。

2.2.1.12变压器干燥。

2.2.1.13变压器油的过滤与处理。

2.2.1.14变压器油箱的检查。

2.2.2小修项目：

2.2.2.1外壳及阀门的清扫，处理漏渗油，必要的补漆或重漆。

2.2.2.2清扫检查套管，配合予防性试验，拆引线接头，校紧接头螺栓。

2.2.2.3取油样及补充油。

2.2.2.4检查或更换瓦斯断电器。

2.2.2.5油枕的检查（油位计、密封胶囊、低油位监视装置及沉积器）。

2.2.2.6呼吸器更换变色硅胶。

2.2.2.7压力释放阀的检查

2.2.2.8净油器更换硅胶。

2.2.2.9冷油器（潜油泵）检修及消除漏渗油。

2.2.2.10散热器冷却风扇电机检修。

2.2.2.11检查或更换信号温度计，电阻测温计。

2.2.2.12分接开关检查（配合予防性试验，每年进行一次）。

2.2.2.13检查外部接地情况。

2.2.2.14各附件的联结处法兰的检查。

板紧螺丝。

3.大修前的准备工作

大修工作要及早的交给检修人员讨论。

明确大修目的及任务，制订大修计划和措施，配合技术力量进行人员分工，并做以下大修前的准备工作。

3.1熟悉和掌握变压器运行情况及大修原因，查阅其缺陷记录，历次的有关试验记录及上次大修记录。

3.2除大修常规项目外，订出大修特殊项目（如消除重大缺陷，提高出力、推广兄弟单位选取进经验对某元件，附件进行改造或改进），对特殊项目要有可靠措施并做到现场一一落实。

3.3根据大修项目及工作内容，制定出材料、备品、备件计划（如变压油、套管、常用的绝缘材料橡胶垫等）。

3.4对绝缘材料、备品、备件做必要的试验，鉴定其质量好坏、能否使用，变压器油要做耐压试验及简化试验，色谱分析，必要时做混油试验。

3.5能够事先加工的部件，要画图加工制作，并根据附件法兰尺寸制作附件孔的临时盖板。

3.6工具准备：

现场使用的工具要有数，并列出工具清单，起重工具要安全可靠，按变压器油量，准备适量的、干净的合格的变压器油罐或油桶，根据现场实际条件，工作内容时间及天气变化，准备适当的防尘，防雨雷，防火工具。

3.7准备大修的变压器，要在变压器退出运行，按照“电业安全规程”的规定办理工作票后，方可做现场准备工作及大修开工。

3.8专供起吊变压器罩用的架构及工字钢梁，使用前应认真的检查，使用的起吊工具应能承受重物重量的2-4倍，特别是主变压器吊罩时，主钢丝绳子扣要能随其罩的重量的5倍，钢丝绳子压紧捌角的接触处要垫木板或其它物质，以防割坏甚至割断钢丝绳。

3.9在放油前查明渗漏点，研究和订出其消除的方法。

4.变压器的检修

4.1拆装附件及吊罩

4.1.1．变压器吊罩应在无雨干燥条件下进行，周围空气温度小于0℃，芯体温度应高于周围温度10℃。

4.1.2．变压器芯子露空时间规定：

相对温度<65%,允许12-16小时.

相对温度<75%,允许8-12小时,注油时间除外.

4.1.3.吊罩（芯）前应做好以下措施:

4.1.3.1现场安全措施（起重、防火、雨雪等）。

4.1.3.2附件的保管（包括螺丝胶垫等）。

4.1.3.3工具的保管及使用（由专人保管）。

4.1.3.4质量检查验收。

4.1.4．拆除各侧套管与母线的联结及保护回路，风扇电机的电源，防碍吊罩（芯）的母线支架等。

4.1.5．吊罩前做电气试验（包括油样试验）后，进行放油，放油时，将油枕上部空气堵塞打开即可。

4.1.6．油位降至变压器铁芯以下时，即可开始拆卸附件，为了不损坏附件及工作方便，对容易损坏的附件先拆下，可分别拆卸信号温度计、电阻测温计，瓦劳动保护继电器、呼吸器、分接开关传动杆、套管、压力释放阀、油枕、变压器油全部放尽后即可拆净油器，散热器、油器进出或冷油管路连接阀门等。

4.1.7．变压器吊罩时13.8KV以下套管如无工作项目可以不拆,但必须采取可靠措施加以保护。

4.1.8.变压器吊罩其散热器,净油器若无工作项目,可不拆,但一定要保证吊落罩时平衡,不得偏斜,以防碰坏变压器芯体的绝缘或发生其它危险。

4.1.9.放油后,可拆下箱沿螺栓,进行变压器吊罩,拆卸箱螺栓时,不要全部松脱,应相对相隔的松脱,以免最后几个螺栓由于别劲取不出,在吊罩时再次检查起吊工具的安全情况,主吊绳的悬挂应牢固可靠,吊绳所构成的角不应大于60度绳扣系紧挂牢,起吊时要一人指挥,掌握起吊的平衡、快慢,周围要有4-6人扶正罩不得摆晃,以免撞伤线圈及引线绝缘。

4.1.10.变压器罩（芯）吊起后,不能长时间吊罩（尤其下部有工作要采取可靠措施将变压器芯支撑住,上部起吊工具或绳索临时固定牢固）。

4.1.11.罩（芯）落下时,箱周围螺孔要对准,密封胶垫要放正,当罩下落接近油箱下沿时,即可穿上部分螺栓,待罩落底时将螺丝全部穿上后,方可紧螺栓,紧螺栓时,要沿箱周围对应紧固,以免箱沿变形密封不严渗油.

4.1.12.装配附件时,其顺序与拆卸时大致相反,为不发生损坏附件和工作方便,对易损的附件,如套管,呼吸器,瓦斯继电器,电阻测量计等要后装.

4.1.13.拆卸附件注意事项.

4.1.13.1拆卸附件应做好方向位置记号,装复时要对号入座,尤其分接开关传动杆除方向性位置记号外,还要做相序记号并做记录.分接开关的位置一定不能搞错.

4.1.13.2拆卸附件及螺栓、销子、胶垫等要专人分类保管，不得丢失损坏或受潮，套管要垂直或水平放置在专用架子上，放置要牢固，套之间要有隔膜，对于胶纸电容套管，如不及时装回时，其下部电容芯子，应加保护筒，使芯子浸入合格的变压器油中，分接开关的传动杆要垂直或水平放置在干燥的地方，最好垂直吊放在盛有合格变压器油的油罐中。

4.1.13.3拆内部引线接头时，使用活扳手，要检查其紧固螺丝情况，以防异物落入，损坏线圈绝缘。

4.1.13.4检修人员进入现场要戴安全帽，进入箱内或检查变压器芯子时，应穿专用无袋无扣工作服，不得穿带钉（或其它金属物）的鞋子，上下要有专用梯子。

4.1.13.5使用工具要登记，在落罩（芯）时一定要清点工具，确实没有遗漏工具时，方可进行。

4.1.13.6装分接开关传动杆时，为了工作方便，查看其插入情况，其附件的附件要缓装，待装完后，再装附件。

4.1.13.7对于不能及时装配的附件，用临时盖板密封好。

4.1.13.8电流，电压互感器须真空注油，注油时，将隔膜式油枕的连管去掉，电流，电压互感器的隔膜也去掉。

4.2线圈及引线的检查

4.2.1．线圈表面应清洗无油垢，各部油道畅通无油垢，金属屑等杂物堵塞。

4.2.2．线圈无位移变形，各部绝缘垫块整齐，端部压紧螺钉松紧适宜，背帽要紧固，压紧螺钉下部铁碗位置正当，绝缘良好。

4.2.3线圈各部绝缘良好，无破损露铜（铝），各引线的根部绑扎应牢固无松动。

4.2.4鉴定绝缘良好与老化程度。

一级绝缘：

色泽新鲜，绝缘良好，有弹性，手按后没有残缺变形。

二级绝缘：

绝缘合格，手按后无裂纹。

三级绝缘：

勉强可用，手按后，有微小的脆弱及裂纹变形。

四级绝缘：

不合格，已有明显的老化现象。

手按后，发生大量裂纹及脱落，此种绝缘不能继续使用。

4.2.5．对局部微小的机械损伤的绝缘应进行修补，其修补绝缘的厚度，不小于原绝缘的要求，补后涂绝缘，如机械损伤较严重，无法修补的应重新绕制线圈或制造厂修理。

4.2.6．各引线绝缘良好，排列整齐，木支架完整无损，固定牢固，木质螺栓，帽应背紧并用线加强绑扎；两木板夹紧引线后，两板之间应有不小于1.5-2mm间隙,引线经木夹板处应加强2mm厚的绝缘.

4.2.7.裸露引线上应光滑无毛刺及尖角,在线圈下面水平排的裸露引线,如果处于强油循环进油口处之下的,应加强绝缘.

4.2.8.检查线圈引线上能看到的所有接头焊接情况,是否过热或开焊现象,应配合分接开关的检查,转动各部位置,测量每相的直流电阻,其偏差不得大于平均值的2%.

4.2.9.线圈端部引出线,多股软铜线不得有破股断裂扭动现象,并包扎1-2层白布带.

4.2.10.线圈分接头引线,若因检修拆卸时,应做记号或记录,装配后应做电压比试验,校对其有无差错.

4.2.11线圈引线的导线包扎绝缘的引线电流密度:

铜:

3-4.5A/mm2

铝:

1.5-2.3A/mm2

裸导线（引线）的电流密度:

铜:

3.5-4.8A/mm2

铝:

2.5-3A/mm2

4.2.12变压器主绝缘距离.

单位:

mm

电压等级

高压相间隔板总厚

高压对压板

高压对下铁轭

高,中压线圈之间

高压线圈相间

引线对地

220KV

2×6

120

100

84

120

250

110KV

4

105

60

40

50

200

35KV

3

60

40

27

30

100

10KV

-

40

-

-

-

40

6KV

-

-

-

-

-

30

注:

上述各部绝缘距离仅供参考,在具体检修中,各部绝缘距离应等于或大于以上数值,如达不到要求者,起码应保证原有绝缘距离不变.

4.3铁芯及夹件的检查

4.3.1.铁芯表面应清洗干净,无油垢及锈蚀,对油垢及锈蚀,用干净棉布擦干净,并用合格的变压器油冲洗,严禁用棉纱头擦铁芯.

4.3.2铁芯表面不得有局部短路过热现象,若有应消除.对表面有毛刺,机械损伤和烧伤的要处理,并涂绝缘漆.

4.3.3.铁芯部油路畅通,如有堵塞应清除,消除时不得损坏铁芯及线圈绝缘.

4.3.4夹件及铁芯之间的绝缘应良好,绝缘垫块应完全无位移,叠片无鼓起碰夹件现象.

4.3.5.夹件应有足够的机械强度,不应有变形,夹紧螺丝及两侧方铁拉紧螺栓要控紧,有背帽者,有锁片者要锁牢,对于机械强度不够,有明显变形的夹件要处理、更换。

4.3.6.拧紧所能够校紧的穿芯螺丝,有背帽者背紧,并使用样冲冲眼锁牢。

4.3.7.测量电阻及交流耐压试验符合要求。

4.4无载分接头开关的检查

4.4.1.分接开关转动手柄应有护罩,手柄处法兰密封良好,不得渗漏油,手柄及传动部分各销子顶丝应牢固,其转动应灵活无卡涩现象.手柄指示清楚正确与线圈调压范围一致,两极要有限位止钉.

4.4.2.分接开关的绝缘筒,应完整无损绝缘良好,其支架固定牢固分接开关的露空时间与芯体相同,如因检查不能按时装固,应浸在合格的变压器油中.

4.4.3.各分接头绝缘良好,绑扎牢固,排列整齐,接头焊接良好,压接螺丝紧固,接触良好.

4.4.4.各定触柱,动触柱环表面应光滑无油垢,氧化膜及灼伤痕迹,定触头如镀银,不得有离层脱落现象.

4.4.5.将分接开关转动至各位置（转动前记清原在运行位置）检查各动触环与动触柱的接触及弹簧状况,接触压力在2.2-5kg/cm2内,接触面用0.05mm×10的塞尺塞不进为宜,两定触柱之间接触电阻不大于500微欧,检查完后分接开关转回原运行位置,并再次测量接触电阻不应有大变化.

4.4.6.因检修拆下分接头时,一定要做好记录记号,装回后须测量电压比进行核对.

4.4.7.结合预防性试验,每年进行一次分接头开关转动检查,使分接开关在运行位置左右转动10-15次,以使磨擦去掉附在接触点上的油垢,氧化膜,然后转至运行位置,并测直流电阻合格为止。

4.5铁芯接地装置的检查

4.5.1.变压器铁芯只允许一点接地,如有两点及以上接地应查明原因进行消除,以免形成环流。

4.5.2对于大容量变压器,如铁芯的上下铁轭与上下夹件各有联接铜片时,其上下两连片必须在铁芯的同一侧,同芯柱,同一级,同一层叠片处与夹件连接,此种情况,下夹件已经油箱底部底盘接地时,其上夹件不应接触箱罩,在吊罩检查时,应注意检查罩内顶部加强筋,测温计底座与上夹件间有间隙，不得有碰触,如有供运输的固定变压器铁芯的稳钉,在安装时应将其稳钉翻过来.

4.5.3.大容量变压器如有接地管时,铁芯的上铁轭与上夹件,同时用电缆通过套管引出接地此种情况,铁芯的上轭铁与下夹件应绝缘。

4.5.4.接地连接铜片要求:

铁芯的铁轭与夹件之间应有镀锡的铜片连结,要压紧牢固连接可靠,线圈上部有压紧线圈的开口压对环时,各开口压环与夹件之间也应用同样方法连接。

4.5.5.将铁轭与夹件间的连接铜片拆开,测量铁芯与夹\开口压环的红外线缘电阻,其数值见铁芯与夹件部分的要求,测量后应将连接铜片恢复压紧,拧紧螺丝并测量其铁芯接地情况。

4.5.6.检查油箱接地是否良好,若下节油箱装有接地套管时,接地套管须有效接地。

4.5.7大型变压器铁芯是五柱的,其两侧辅助铁芯柱级间连接铜片应完好,外包适当绝缘,以防裸露部分与油箱内壁造成铁芯多点接地或间隙放电。

4.6.导向冷却装置及油箱内部检查

4.6.1.变压器油箱内部箱壁均应涂刷绝缘漆,以防锈蚀,对于锈蚀的部位,要清除铁锈并涂以绝缘清漆。

4.6.2.导向冷却的变压器,为提高冷却效果,冷却导油管装配要整齐密封要严密,其绝缘围屏及导油管不能受潮,裂纹,固定应牢固。

4.6.3.检查油箱内部特别是变压器芯体下部及导向冷却进油联箱中是否干净,不得有水珠,金属屑,焊渣一定清理干净,必要时结合芯体检查,用合格的变压器油进行冲洗,冲洗时不得破坏各部绝缘。

4.6.4.如变压器一次吊罩时,对箱罩上的各蝶形阀,阀闸也进行检修,以免为此再次放油和影响其联结附近的装配及注油。

4.6.5.油箱内部带有磁屏蔽的应进行检查,其是否牢固完整,并将表面油垢擦试干净。

4.6.6.带有套管的电流互感器,应有尽同时检查,其电流互感器与绝缘筒,绝缘应良好,二次接线柱密封良好,无渗漏油现象,运行中二次不得开路,如取下时,应做相序位置记录,连同套管底座一起吊下,如不能及时装回时,应密封注入合格的变压器油并妥善保管。

4.7.套管的检修

4.7.1一般检查

4.7.1.1.配合变压器每年一次预防性试验拆引线接头,试验后压接引线时,其连接处表面应干净光滑,涂中性凡士林,压接螺栓要坚固,接触良好不发热。

4.7.1.2.检查套管油枕,油位及油的颜色,有油表的查看油表,无油表的可松卸油枕处注油塞,并吸取少量油,观察油色。

4.7.1.3.油位低于油表的1/4以下时,应从注油塞处补充油,其油应不得有渗漏现象。

4.7.1.4.检查接地法兰耐油胶垫密封情况,拧紧接地法兰固定螺栓不得有渗漏现象。

4.7.1.5电容小套管应通过其罩接地,接地良好。

4.7.1.6.检查拧紧上接线帽,其密封应良好,无进水进潮气现象。

4.7.1.7.检查油枕及防护罩外表是否干净,有无渗漏油现象,有锈蚀或脱漆应清除干净并涂漆。

4.7.1.8.清查检查套管瓷套,无油垢,表面清洁,应无裂纹及损伤。

4.7.1.9.每两年取油样一次.做耐压简化试验及色谱分析。

4.7.2.套管的整体拆装。

4.7.2.1.首先拆除套管的上接线帽与母线的连接头,做好套管的相序及安装位置记号。

4.7.2.2.拆下上接线帽及密封耐油胶垫取下防护罩。

4.7.2.3.按其套管倾斜度挂好,挂牢起吊绳,应使用接地法兰上的吊环起吊,在瓷套的1/3处系一绳扣,使套管受重,保持原倾斜度,缓慢起吊,起吊时应注意,不得拉坏引线根部绝缘及套管尾部碰伤线圈绝缘。

4.7.2.4.将与引线端部螺孔相同的螺栓,打入引线端部细孔内其螺栓的尾部系有细绳,拉紧,投出接线座处固定引线的圆柱肖子。

4.7.2.5.适宜的吊紧起吊绳,拆卸接地法兰周围的螺栓,将套管慢慢吊出引线随之慢慢送下,将引线吊起放在套管升高座内,并用白布带系牢,套管下落时,拉紧调整角度强,使套管近于垂直,安放在固定架上,固定牢固,如胶纸电容式套管,其下部加装临时保护筒并注入合格的变压器油。

4.7.2.6.检查试验合格后装回,按相反顺序进行.

4.7.3.胶纸电容式套管解体检修.

4.7.3.1.将套管吊于紧固支架上,卸下接地法兰处放油塞放油,可松动上部油枕处的注油塞.

4.7.3.2.拆卸上接线帽,密封耐油胶垫及防护罩.

4.7.3.3.拆卸特种密封螺母,特种密封耐油胶垫,弹性板接线座.

4.7.3.4.拆卸油枕外壳.

4.7.3.5.对应的测量压紧弹簧压缩高度,并做记录,对应的拧紧四个压紧弹簧的上部,专供拆装时,压紧弹簧的螺帽。

4.7.3.6.用专用扳手拆卸,压紧特种螺帽取下压紧弹簧组件。

4.7.3.7.吊下瓷套,取下密封耐油胶垫。

4.7.3.8.拆下电容芯子下部保护筒。

4.7.3.9.拆卸下部均压球部件。

4.7.3.10.检查电容芯子与接地法兰处是否开裂及离层,如有之,轻微者,可自行修复,严重者应送制造厂修复或更换。

4.7.3.11.如有轻微的开裂离层,可进行修复,用刮刀小心刮去表面绝缘将表面清理干净,据开裂程度涂刷环氧树脂合剂,包扎白布带固化后,修整其表面,并涂以防潮绝缘漆。

4.7.3.12.装配按上述拆卸顺序相反进行,装配前应对瓷套内部油枕油表进行检查清理,装配时各密封胶垫表面应涂速干漆,以防渗漏油,在装配弹簧组合件时,将特种螺帽打到其根部刚用上力时,再对应松开专供装配压紧弹簧的螺帽,并校对压紧弹簧的主度于修前相同.

4.7.3.13.注油时,真空注油真空可接下在油枕注油塞上,进油管可接于接地法兰放油塞上（真空度730-760mmHg）,注油前先抽真空730mmHg两小时,检查套管的密封情况,进油时间不小于4小时,注满后保持730-760mmHg两小时,运行中的油耐压35KV,新油40KV简化试验合格,做微水,色谱分析试验应合格。

4.7.4.油质电容式套管的解体检修

由于油质电容式管与胶纸电容式套管基本相同,故大修步骤也相仿,不同之处及注意事项有以下几点:

4.7.4.1.在拆卸前应将套管接地法兰放置套管至尾部拆下均压环,从下部放油塞放尽油,周坚固的支架将尾部铜管支撑住然后进行拆卸。

4.7.4.2.在拆卸下部瓷套之前在电容芯子的铜管上端拧上带有吊耳的螺母,然后吊下电容芯。

4.7.4.3.如单根弹簧,应用事先做好的压紧弹簧的压板工具,将弹簧压缩后再拆卸,（在紧太弹簧前应做压缩高度的记录）。

4.7.4.4.拆装电容芯子时注意接地线的完好。

4.7.4.5.装配时,注意电容芯子与接地法兰之间周围之间隙,有一定均匀距离。

4.7.4.6.电容芯子如受潮或进行绝缘修补,须经500-760mmHg真空干燥,真空当油。

4.7.5套管解体时注意事项

4.7.5.1.拆卸上接线帽时,注意接线帽有无砂眼,密封耐油胶垫尺寸是否合格有效,密封良好,有无进水,进潮气情况.

4.7.5.2.拆卸上接线帽时,应注意检查接线座自制固定引线端的圆柱肖子尺寸合适,插入后两端应检查接线座处的固定引线端应在接线座肖子孔内。

4.7.5.3.在拆卸套管上的油枕时,应检查弹簧底座年表面清洁,否则油枕密封不良。

4.7.5.4.检查接地引线小套管时,查看接铜罩有无放电火花的伤痕迹,有之,则接地不良,应消除。

4.7.5.5.各套管解体拆卸时,应做好记录,以免装配时装错,安装套管时,套管的放气塞应位于最上端。

4.8.油枕的检修

4.8.1.油枕的一般检查:

按变压器每年两次小修周期进行检查如下:

4.8.1.1.油枕各部不应有渗漏油现象。

4.8.1.2.油位计玻璃良好,清洁透明,油位指示正确。

4.8.1.3.每年检查一次油枕下部的沉积器,将其螺丝拧松,放少量油检查是否有杂质或水分.

4.8.1.4.检查油枕与瓦斯继电器之间的蝶阀是否有渗漏现象。

4.8.2.油枕的检修:

4.8.2.1.油枕的内外壁应清洁干净,内壁应涂防锈漆,外部表面漆层无爆层脱落及锈蚀现象。

4.8.2.2.油枕内无油垢及铁锈,沉积杂物,如内部不干净时,小容积的油枕,可用合格的变压器油冲洗,较大容积的油枕,应打开端盖进入清扫,并用合格的变压器油冲洗。

4.8.2.3.变压器至油枕