变压器现场检修规程教材.docx

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变压器现场检修规程教材

变压器现场检修规程

1主题内容与适用范围

1，1本导则适用于菏泽供电公司直属变电站的电压等级在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。

l，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。

l，4有载分接开关检修，按部颁DL／T574—1995《有载分接开关运行维修导则》执行。

2引用标准

GBl094．1-1094．5—1985电力变压器

GB6451．1-6451．5—1986油浸式电力变压器技术参数和要求

GB7251—1987变压器油中溶解气体分析和判断导则

GBJl48—1990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—1987变压器油

DL／T572—1995电力变压器运行规程

DL／T574—1995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，可考虑提前检修。

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．亚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1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；

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。

检修前的准备工作

4查阅档案了解变压器的运行状况

4.1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；

雨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．重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（或采取其他防潮密封措施）。

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lOOmm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、通信线路和其他障碍物的高度，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lOOm／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他污染的晴天进行；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，宜接人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5t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他两相围屏进行检查

2．检查绕组表面是否清洁，匝绝缘有无破损

3．检查绕组各部垫块有五位移和松动情况

4．检查绕组绝缘有无破损、油道有无

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．

（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．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．

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

5．用手指按压绕组表面检查其绝缘状态

（1）油道保持畅通，无油垢及其他杂物积存

（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．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

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．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．检查引线与各部位之间的绝缘距离

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，并不得有其他杂质

（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．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．

（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町用钢螺栓，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．

（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lOOmm，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

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

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．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

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．检查无孔结构铁芯的拉板和钢带

8．检查铁芯电场屏蔽绝缘及接地情况

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．

（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．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．穿心螺栓紧固，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，接地片用厚度o．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．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．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，以避免金属网冲人油箱内，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，连接法兰用盖板密封好；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，放气孑L宜接人干燥空气装置，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。

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）。

6．3．2真空注油

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