XX光伏升压站检修规程.doc

XX新能源有限公司

XX
光伏电站检修规程

2015年11月发布 2016年12月实施

XX30MWp光伏电站

- 109 - / 118

前 言

为了规范XX光伏电站升压站电气设备检修及维护操作，保证人身和设备的安全，制定本标准。
本标准由XX有限公司提出。
本标准修编单位：XX有限公司安全生产管理部
本标准由XX有限公司负责解释
本标准修编人：
本标准主要审核人：
本标准主要审定人：
本标准批准人：
本标准为初次发布，自本标准发布之日起执行。

适用范围及引用标准
1 适用范围
1.1本规程规定了XX光伏电站升压站电气设备维护检修须遵循的设备维护以及异常和事故处理的方法、基本原则。
1.2本规程适用于运行维护人员及生产管理人员。
2 引用标准
下列文件中的条款通过本标准的引用而构成本标准的条款。凡是注明日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，凡是不注明日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
2.1 《国家电网公司电力安全工作规程（变电所和发电厂电气部分）》
2.2 《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》
2.3 DL/T 596-1996 电力设备预防性试验规程
2.4 SD 230—1987 发电厂检修规程
2.5 DL/T 5137-2001_电测量及电能计量装置设计技术规程
2.6 DL/T 797—2001 风力发电场检修规程
2.7 国家电网公司《110（66）kV—500kV油浸式变压器（电抗器）管理规范》
2.8 国家电网公司《110（66）kV—500kV互感器管理规范》
2.9 国家电网公司《高压开关设备管理规范》
2.10 DL/T 573—1995 电力变压器检修导则
2.11 DL/T 574—1995 有载分接开关运行维修导则
2.12 GB／T8905-1996六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则
2.13 DL/T 555―942.2《气体绝缘金属封闭电器现场耐压试验导则》
2.14 GB 1094.1—1996《电力变压器》 第1部分 总则
2.15 GB 1094.2—1996《电力变压器》 第2部分 温升
2.16 GB 1094.3—2003《电力变压器》 第3部分 绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙
2.17 GB 1094.5—2003《电力变压器》 第5部分 承受短路的能力
2.18 GB 2900.15—1982《电工术语》 变压器 互感器 调压器 电抗器
2.19 GB 2536—1990《变压器油》
2.20 GB 311.1—1997《高压输变电设备的绝缘配合》
2.21 GB/T 1094.4—2004《电力变压器》 第4部分 电力变压器和电抗器雷电冲击波和操作冲击波试验导则
2.22 GB/T 1094.10—2003《电力变压器》 第10部分 声级测定
2.23 GB/T 7354—2003《局部放电测量》
2.24 GB 11604—1989《高压电气设备无线电干扰测试方法》
2.25 GB/T 16434—1996《高压架空线路和发电厂、变电所环境污区分级及外绝缘选择标准》
2.26 GB/T 16927.1—1997《高压试验技术》 第一部分：一般试验要求
2.27 GB/T 16927.2—1997《高压试验技术》 第二部分：测量系统
2.28 GB 10230《有载分接开关》
2.29 GB/T 5582—1993《高压电力设备外绝缘污秽等级》
2.30 GB/T 6451—1999《三相油浸式电力变压器技术参数和要求》
2.31 GB/T 13499《电力变压器应用导则》
2.32 GB/T 17468—1998《电力变压器选用导则》
2.33 GB/T 15164—1994《油浸式电力变压器负载导则》
2.34 GB/T 8287.1—1997《高压支柱瓷绝缘子 技术条件》
2.35 B/T 8287.2—1999《高压支柱瓷绝缘子 尺寸及特性》
2.36 GB/T 4109—1999《高压套管技术条件》
2.37 GB 5273—1985《变压器、高压电器和套管的接线端子》
2.38 GB 1208—1997《电流互感器》
2.39 GB 16847—1997《保护用电流互感器暂态特性技术要求》
2.40 GB/T 7252—2001《变压器油中溶解气体分析及判断导则》
2.41 GB/T 7595—2000《运行中变压器油质量标准》
2.42 GB/T 4585—2004《交流系统用高压绝缘子的人工污秽试验》
2.43 GB 50150《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》
2.44 JB/T 10088—2004《6kV～500kV级电力变压器声级》
2.45 JB/T 8637—1997《无励磁分接开关》
2.46 JB/T 3837—1996《变压器类产品型号编制方法》
2.47 DL/T 596—1996《电力设备预防性试验规程》
2.48 DL/T 572—1995《电力变压器运行规程》
2.49 IEC 60296：2003《变压器及断路器用新绝缘油规范》
2.50 IEC 60815《污秽条件下绝缘子选用导则》
2.51 GB3906《3.6kV～40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备》
2.52 GB3309《高压开关设备常温下的机械试验》
2.53 GB311.1《高压输变电设备的绝缘配合》
2.54 GB4208《外壳防护等级(IP代码)》
2.55 GB1984《交流高压断路器》
2.56GB1985 《高压交流隔离开关和接地开关》
2.57GB11022《高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求》
2.58 DL/T404《户内交流高压开关柜订货技术条件》
2.59 GB/T16927.1.2 《高压试验技术》
2.60 GB311.1《高压输变电设备的绝缘配合》
2.61 GB10237 《绝缘水平和绝缘试验、外绝缘空气间隙》
2.62 GB50150 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》
2.63 IEC60076-9 《端子和分接标志》

目 录
第一章 变压器检修规程 1
1.1 适用范围 1
1.2 设备参数 1
1.3 变压器正常检查项目 8
1.4 变压器大小修项目及周期 8
1.5 变压器检修工艺及质量要求 10
1.6 分接开关和引线的检修及质量标准 15
1.7 变压器器身的检查 16
1.8 变压器器身的分解及绕组和铁芯质量标准 17
1.9 变压器吊芯检查施工技术措施和安全措施 18
1.10 变压器现场小修 20
1.11 变压器附件的检修 24
1.12 冷却装置的检修 25
第二章 隔离开关检修规程 27
2.1 适用范围 27
2.2 定义 27
2.3 设备参数 27
2.4 正常检查项目 32
2.5 检修周期和项目 32
2.6 检修质量标准 33
第三章 避雷器检修规程 35
3.1 适用范围 35
3.2 定义 35
3.3 设备参数 35
3.4 检修周期 35
3.5 检修项目及质量标准 35
3.6 试验项目、周期和要求 36
第四章 35KV/10KV配电装置检修规程 37
4.1 适用范围 37
4.2 概述 37
4.3 检修周期及检修项目 37
4.4 开关柜、母线的检修 38
4.5 地刀及接地装置的检修 39
4.6 一次触头的检修 39
4.7 挡板机构及闭锁装置的检修 40
4.8 互感器、过电压保护器的检修 40
4.9 35kV开关的检修 41
第五章 380V站用配电装置检修规程 42
5.1 适用范围 42
5.2 概述 42
5.3 站用变压器的检修 42
5.4 低压开关柜的检修 45
5.5 母线的检修 46
5.6 低压断路器的检修 48
第六章 高压架空线路检修规程 51
6.1 总则 51
6.2 运行管理范围及组织机构 51
6.3 线路巡视 51
6.4 线路的检测 53
6.5 线路设备的缺陷管理 54
第七章 电缆检修规程 55
7.1 主要内容及适用范围 55
7.2 电缆检修工艺 55
7.3 终端头和接头盒制作 57
7.4 电缆检修的质量标准 70

第一章 变压器检修规程

1.1 适用范围
1.1.1 规程规定了变压器检修内容和项目、技术参数、工艺标准。
1.1.2 本规程适用于主变压器的检修维护工作，光伏电场升压变压器可参照执行。
1.2 设备参数
本表中所列数据(如绝缘水平、爬电距离等)均未进行海拔高度修正，制造厂应按照实际海拔高度1500m，根据国标要求对外绝缘进行修正。
序号及名称
项 目
甲方要求值
乙方保证值
1. *额定值
变压器型式或型号
SZ11-31500/38.5
SZ11-31500/38.5
a. 额定电压（kV）
—
—
高压绕组
38.5
38.5
低压绕组
10
10
稳定绕组
---
/
b. 额定频率（Hz）
50
50
c. 额定容量（MVA）
31.5
31.5
高压绕组
31.5
31.5
低压绕组
31.5
31.5
稳定绕组
----
—
d. 相数
3
3
e. 调压方式
有载
有载
f. 调压位置
高压侧中性点
高压侧中性点
g. 调压范围
±3×2.5%
±3×2.5%
h. 中性点接地方式

—
35 kV
不接地
不接地
10kV
不接地
不接地
i. 主分接的短路阻抗和允许偏差
（全容量下）
短路阻抗
（%）
短路阻抗
（%）
短路阻抗
（%）
短路阻抗
（%）
高压—低压
6.5
6.5
6.5
6.5
j. 冷却方式
ONAN
ONAN
k. 联结组标号
Y,d11
Y,d11
2. *绝缘水平
a. 雷电全波冲击电压（kV，峰值）
—
—
高压线端
200
200
低压线端
75
75
稳定绕组线端
---
—
高压中性点端子
—
—
低压中性点端子
—
—
b. 雷电截波冲击电压（kV，峰值）
—
—
高压线端
225
225
低压线端
85
85
稳定绕组线端
---
—
c. 操作冲击电压（kV，峰值）
—
—
高压线端（对地）
—
—
d. 短时工频耐受电压（kV，方均根值）
—
—
高压线端
85
85
低压线端
35
35
稳定绕组线端
---
—
高压中性点端子
—
—
低压中性点端子
—
—
3. 温升限值（K）
*顶层油
55
54
*绕组（平均）
65
64
油箱、铁心及金属结构件表面
75
74
绕组热点
78
77
4. 极限分接下短路阻抗和允许偏差（全容量下）
a. 最大分接
短路阻抗
（%）
短路阻抗
（%）
短路阻抗
（%）
短路阻抗
（%）
高压—低压
乙方
提供
6.8
6.8
6.8
b. 最小分接
短路阻抗
（%）
短路阻抗
（%）
短路阻抗
（%）
短路阻抗
（%）
高压—低压
乙方
提供
6.2
6.2
6.2
5. 绕组电阻（Ω，75℃）
a. 高压绕组
—
—
主分接
---
0.10307
最大分接
---
0.1108
最小分接
---
0.09534
b. 低压绕组
---
0.01533
6. 电流密度（A/mm2）
a.高压绕组
---
2.76
b.低压绕组
---
2.83
c.调压绕组
---
/
7. 匝间工作场强（kV/mm）

---
1.87
8. 铁心参数
铁心柱磁通密度（额定电压、额定频率时）（T）
---
1.74
硅钢片比损耗（W/kg）
---
1.072
硅钢片计算总质量（t）
----
16
9. 空载损耗（kW）
额定频率额定电压时空载损耗
＜124
22
额定频率1.1倍额定电压时空载损耗
---
26
10. 空载电流（%）
a. 100%额定电压时
---
0.4
b. 110%额定电压时
---
0.68
11. 负载损耗（额定容量、75℃、不含辅机损耗）（kW）
主分接
＜450
125
其中杂散损耗
---
10
最大分接
---
120
其中杂散损耗
---
10
最小分接
---
134
其中杂散损耗
---
10
12. 噪声水平dB（A）
空载状态下（离设备0.3米）
居民区≤58，其它≤65
居民区≤58，其它≤65
100%负载状态下（离设备0.3米）
居民区≤58，其它≤65
居民区≤58，其它≤65
13. 可承受的2s对称短路电流（kA）（忽略系统阻抗）
高压绕组
7.27
7.27
低压绕组
26.64
26.64
短路2秒后绕组平均温度计算值（℃）
＜250
240
14. 变压器负载能力
a.采用ONAN冷却的变压器
—
—
b. 采用ONAN持续运行能力（%额定容量）
100%
100%
c.列出不同冷却器组数运行时，变压器允许长期运行的负载（%额定容量）
本工程无
—
一组退出运行
—
—
二组退出运行
—
—
三组退出运行
—
—
15. 在1.5×Um/kV下局部放电水平（pC）
高压绕组
＜100
100
低压绕组（10kV）
---
100
16. 绕组连同套管的tanδ（%）
高压绕组
＜0.5
＜0.5
低压绕组
＜0.5
＜0.5
17. 质量和尺寸（如有限值甲方需填写）
a. 安装尺寸（m×m×m）（长×宽×高）
5.2×4.7×4.5
5.2×4.7×4.5
b. 运输尺寸（m×m×m）（长×宽×高）
4.7×2×3.4
4.7×2×3.4
重心高度（m）
1.2
1.2
c. 安装质量（t）
---
---
器身质量（t）
---
约24
上节油箱质量（t）
---
约2
油质量（t）（含备用）
---
约12
总质量（t）
---
约50.5
d. 运输质量（t）
---
40
e. 变压器运输时允许的最大倾斜度
15°
15°
18. 散热器或冷却器（本工程无）
每组冷却容量（kW）
---
13
型式
---
JPC
数量
---
12
每组重量（t）
---
0.6
风扇数量
---
—
总的风扇功率（kW）
---
—
潜油泵数量
—
—
总的油泵功率（kW）
—
—
19.套管
型号规格
—
—
a. 高压套管
---
BW-40.5/1000
b. 低压套管
---
BQ-20/4000
c.稳定绕组套管
---
—
d. 高压中性点套管
---
—
e.低压中性点套管
---
—
额定电流（A）
—
—
a.高压套管
（应大于1.3倍相应绕组线端额定电流）
1000
b. 低压套管
（应大于1.3倍相应绕组线端额定电流）
4000
c.稳定绕组套管
（应大于1.3倍相应绕组线端额定电流）
—
d. 高压中性点套管
（应大于1.3倍相应绕组线端额定电流）
—
e. 低压中性点套管
1500A（运行时间不小于60ms）
—
*绝缘水平（LI/AC）（kV）
—
—
*a. 高压套管
（200/95）
200/95
b. 低压套管
（200/95）
125/58
c.稳定绕组套管
乙方填写
—
d. 高压中性点套管
—
—
e.低压中性点套管
—
—
66kV及以上套管在1.5×Um/kV下局部放电水平（pC）
—
—
a.高压套管
≤10
—
b.高压中性点套管
≤10
—
电容式套管tanδ（%）及电容量（pF）
tanδ
tanδ
tanδ
tanδ
a.高压套管
≤0.4
—
—
—
b.高压中性点套管
≤0.4
—
—
—
套管的弯曲耐受负荷（kN）
水平
纵向
水平
纵向
水平
纵向
水平
纵向
水平
横向
垂直
a.高压套管
2.5
2.5
2.5
2.5
---
---
b.低压套管
2.5
2.5
2.5
2.5
---
---
c.高压中性点套管
2.0
—
—
—
---
---
c. 低压中性点套管
2.0
—
—
—
---
---
套管的爬距（等于有效爬距乘以直径系数Kd）（mm）
—
—
*a.高压套管
≥1256
1300
b.低压套管
≥372
480
c.稳定型绕组
爬距31(取系统最高电压)
—
d.高压中性点套管
——
—
e.低压中性点套管
——
—
套管的干弧距离（mm）
—
—
a. 高压套管
---
485
b. 低压套管
---
195
c.稳定绕组套管
---
—
d. 高压中性点套管
---
—
e．低压中性点套管
---
—
套管的爬距/套管的干弧距离
<4
<4
20.套管式电流互感器
装设在高压侧
—
—
绕组数
2
2
准确级
——
—
—
10P30
0.2
电流比
——
800/1
600-800/1
二次容量（VA）
——
30VA
30VA
Fs或ALF
——
—
—
—
装设在低压侧中性点
—
—
绕组数
2
-
准确级
-
—
—
—
-
电流比
-
—
二次容量（VA）
-
—
—
—
Fs或ALF
-
—
—
—
装设在高压中性点侧
—
—
绕组数
2
-
准确级
——
—
—
—
-
电流比
——
—
二次容量（VA）
——
—
—
—
Fs或ALF
10
10
10
10
21. 分接开关
型号
---
CMⅢ-600A
额定电流（A）
（应大于1.2倍相应绕组线端额定电流）
600
级电压（kV）
---
0.8
有载分接开关电气寿命（次）
≥20万
≥20万
机械寿命（次）
≥80万
≥80万
绝缘水平（LI/AC）（kV）
---
325/140
有载分接开关的驱动电机
—
—
功率（kW）
---
0.75
相数
---
3相
电压（V）
---
380
22. 压力释放装置
型号
---
YSF8-130
台数
2
1
释放压力（MPa）
0.055
0.055
23. 工频过电压倍数
相—地
空载持续
时间
空载持续
时间
空载持续
时间
空载持续
时间
1.05
连续
连续
连续
连续
1.1
连续
连续
连续
连续
1.25
20s
20s
20s
20s
1.9

2.0

相—相
空载持续
时间
空载持续
时间
空载持续
时间
空载持续
时间
1.05
连续
连续
连续
连续
1.1
连续
连续
连续
连续
1.25
20s
20s
20s
20s
1.5

1s
1.58

0.1s

1.3 变压器正常检查项目
1.3.1 声音正常；
1.3.2 变压器的油温和温度计应正常,油枕的油位应及温度相对应,油色透明,本体及附件无渗漏油现象；
1.3.3 套管油位正常，套管外部无破裂、无严重油污、无放电痕迹及其它异常现象；
1.3.4 引线接头紧固、无松动，电缆和母线无过热现象；
1.3.5 压力释放阀或安全气道及防爆膜应完好无损；
1.3.6 瓦斯继电器内应充满油；
1.3.7 呼吸器畅通，硅胶应干燥；
1.3.8 冷却系统运行正常；
1.3.9 变压器的电源控制箱门及照明应完好，无漏水，温度正常。
1.4 变压器大小修项目及周期
检修周期一般分为大修，小修，中修，检修周期分别为：
大修：10年一次。新变压器投运5年左右应进行一次大修。
小修：1年一次。
中修：根据运行和试验情况。必要时可放油进入油箱内检查和处理缺陷。新变压器投运1年左右应进行一次中修。
1.4.1 主变压器检查的目的是提高设备的健康水平或使结构更合理完善，确保设备的安全运行。变压器检修项目及要求，应在综合分析下列因素的基础上确定：
1.4.1.1电力变压器检修工艺导则推荐的检修周期和项目；
1.4.1.2 结构特点和制造情况；
1.4.1.3 运行中存在的缺陷及其严重程度；
1.4.1.4 负载状况和绝缘老化情况；
1.4.1.5 历次电气试验和绝缘油分析结果；
1.4.1.6 及变压器有关的故障和事故情况；
1.4.1.7 变压器的重要性。
1.4.2 小修周期及项目
1.4.2.1 一般每年1次
1.4.2.2 附属装置的检修周期:
1.4.2.2.1保护装置和测温装置的校验，应根据有关规程进行；
1.4.2.2.2变压器风扇的解体检修，1-2年进行一次；
1.4.2.2.3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；
1.4.2.2.4自动装置及控制回路的检验，一般每年进行一次；
1.4.2.2.5套管的检修随本体进行，套管的更换应根据试验结果确定。
1.4.2.3 小修项目
1.4.2.3.1处理已发现的缺陷；
1.4.2.3.2检修油位计、调整油位；
1.4.2.3.3检修冷却装置；
1.4.2.3.4检修安全保护装置；
1.4.2.3.5检修测温装置；
1.4.2.3.6检查接地系统；
1.4.2.3.7检修全部阀门和塞子，检查全部密封状态，处理渗漏油；
1.4.2.3.8清扫油箱和附件，必要时进行补漆；
1.4.2.3.9清扫外绝缘和检查导电接头（包括套管将军帽）；
1.4.2.3.10按有关规程规定进行测量和试验。
1.4.3 大修周期及项目
1.4.3.1 周期
1.4.3.1.1一般在投入运行后的5年内和以后每间隔10年大修一次；
1.4.3.1.2在运行时主变压器如出口短路后，经综合论断分析，可考虑提前大修；
1.4.3.1.3运行中的变压器，当发现异常状态或经试验判明有内部故障时，应提前大修；运行正常的变压器经综合论断分析良好，经运行主任批准，可适当延长大修周期。
1.4.3.2 大修项目
1.4.3.2.1吊开钟罩检修器身，或吊出器身检修；
1.4.3.2.2绕组、引线及磁（电）屏蔽装置的检修；
1.4.3.2.3铁芯、铁芯紧固件、压钉及接地片的检修；
1.4.3.2.4油箱及附件的检修，包括套管、吸湿器等；
1.4.3.2.5冷却器、风扇及管道等附属设备的检修；
1.4.3.2.6安全保护装置的检修；
1.4.3.2.7测温装置的校验；
1.4.3.2.8全部密封胶垫的更换和组件试漏；
1.4.3.2.9必要时对器身绝缘进行干燥处理；
1.4.3.2.10变压器油的处理或换油；
1.4.3.2.11清扫油箱并进行喷涂油漆；
1.4.3.2.12大修的试验和试运行。
1.5 变压器检修工艺及质量要求
1.5.1检修前的准备工作
1.5.1.1检修任务的下达及接受均以检修任务书为准，检修人员接到任务书后，根据提出的缺陷和要求决定检修项目和检修方法；
1.5.1.2在进行检修前首先准备运输起重拆装工具、滤油设备等，并准备各种记录表格和纸张。
1.5.1.3检修前的试验。检修前应进行预检，初步确定变压器缺陷：
1.5.1.3.1绝缘油检查是否有臭味并作油简化、耐压等试验；
1.5.1.3.2摇测绝缘电阻及吸收比；
1.5.1.3.3测量直流电阻，将结果记入检修任务书内；
1.5.1.4变压器器身检修前的作业项目：
1.5.1.4.1清理现场，拆除妨碍施工的母线及某些架构，装设安全围栏，备齐消防及防雨防风砂器材，装设检修电源及照明设施；
1.5.1.4.2工具器材运输及安装；
1.5.1.4.3检修前测一次直流电阻、介质损耗值、绝缘电阻及作油样试验；
1.5.1.4.4排油：必要时滤油或准备好合格油；
1.5.1.4.5拆除保护测量、信号等二次回路的连线和接地线；
1.5.1.4.6拆除及检修清扫冷却装置，如风扇电机等；
1.5.1.4.7拆除及检修吸湿器、净油器、继电器、温度计、蝶阀等，并对继电器进行试验；
1.5.1.4.8拆除及检修套管、分接开关操作机构，并对套管进行试验；
1.5.1.4.9确认器身检修的条件具备时，即可拆除油箱的螺栓，检查并证实油箱及器身完全脱离后方可吊出器身，进行器身检修；
1.5.1.4.10如果上述各项中所列某些变压器组件必须进行较长时间的检修时，应在器身检修前的若干天事先拆下检修，如果已确定器身需要干燥时，则可推迟在器身干燥的同时进行。
1.5.2 待修变压器的外部检查
1.5.2.1 检查套管是否有破裂情况，套管引线螺丝是否完好；
1.5.2.2 检查油位计是否标示清楚，是否堵塞、损坏情况；
1.5.2.3 检查呼吸器是否堵塞，防潮剂是否饱和；
1.5.2.4 检查变压器盖子、油枕、法兰、吊环、油箱焊缝等处是否渗漏油及有无进水痕迹。如渗漏油部位不明显，应将外壳油污初步清抹，涂白灰作油压试验，检查漏油部位；
1.5.2.5 检查各阀门、防爆管、继电器、散热器等是否完好。
1.5.3 变压器的拆卸和吊芯工作及质量标准：
1.5.3.1变压器拆卸前应将油从放油阀放出一部分，以免吊芯时溢出变压器油。在放油的同时，要注意油标、油枕及油箱是否畅通；
1.5.3.2起吊工作应平吊、平起，注意观察吊芯螺杆紧固情况，在芯子吊出油面以后，要停留10-15min，使芯子上的油淋入油箱，然后放置油盘中；
1.5.3.3吊芯中要避免碰坏各个部件和绕组。吊出芯子应对绕组、铁芯、分接开关、引线及各个零件螺丝进行详细检查。
1.5.3.3.1 套管拆卸：在拆卸变压器套管时，不应有碰破及碰裂情况，应从斜的方向吊出，不可使之受任何机械应力。
1.5.3.3.2拆卸上盖吊出铁芯
a、应在干燥天气进行；
b、不应使铁芯绕组受潮；
c、在湿度不超过85%的空气中吊芯时间不应超过16h，在阴天、雨天不进行吊芯检查。
1.5.3.3.3拆卸矽钢片
a、矽钢片不断裂；
b、不能擦破绝缘漆。
1.5.3.3.4拆卸绕组的绝缘部件：
a、不应使其绝缘有破裂情况；
b、各部件应放在固定的地方，以防止意外的破裂损坏；
c、拆卸绝缘零件时工具要仔细检查，应保证牢靠。
1.5.3.3.5吊绕组：在拆绕组时，不允许碰伤任何绝缘部件。
1.5.4油箱的检查及质量标准。
1.5.4.1油箱或箱盖的焊缝处若有漏油时，应进行处理补焊。在补焊时应根据具体情况，将套管拆下，以免损坏。
1.5.4.2箱盖不平用螺丝纠正达不到目的时，可以把器身拆下来，去掉上面的全部零件，放在平板上压平。
1.5.4.3用抹布擦洗箱和盖，除去油泥和油污并清理箱底。注意清抹应用白布，不可使用棉纱和易脱毛的刷子。外部漏油过脏时，可放入碱池中浸泡、刷洗，清水冲净后及时喷刷防锈油漆。
1.5.4.4采用耐油胶条密封时，要用斜口对接，坡口长度应小于胶条直径的5倍，压缩率为30%。
1.5.4.5变压器的油箱、上盖、油枕、安全气道、散热器等更换或重新制作时，内部均应涂清漆。
1.5.4.6更换箱盖时，吊环应焊在外箱体上并不得在箱盖上穿孔焊装。旧盖上的吊环、吊杆在检修时均应焊死，以免渗油。
1.5.4.7变压器的油箱、油枕和顶盖质量标准：
1.5.4.7.1油箱、油枕和顶盖不得有油泥和脏物；
1.5.4.7.2油枕及油箱连通管应畅通并高出油枕底部30mm；
1.5.4.7.3不应有砂眼、裂缝和焊口不良等缺陷，应保证不渗油、渗水。
1.5.4.7.4外部喷漆不得有疙瘩、眼泪等现象，应平、光、匀；
1.5.4.7.5外壳接地螺丝完整、牢固；
1.5.4.7.6油枕旁有集污管或放污螺丝，应装在油枕最底部，应装防潮呼吸装置；
1.5.4.7.7顶盖边沿不得有弯曲、不平情况；
1.5.4.7.8密封应选用合格的耐油胶垫和胶绳；
1.5.4.7.9吊环、吊耳等零件必须齐全；
1.5.4.7.10油箱的渗漏油试验。
1.5.5套管的检修及质量标准
1.5.5.1导电杆上部的压帽焊接不良时，应将套管拆下，将螺杆抽出套管，用铜焊接。套管固定密封，应采用质量合格的耐油胶垫。
1.5.5.2胶合法兰或套管上发现有裂纹，以及渗漏油时，应用大小合适的钎子剔除胶合剂，套管和法兰一定要擦净再进行胶合。
1.5.5.3套管内的引线有拆断和穿心螺杆烧坏或滑牙时，应进行更换，材料采用黄铜棒制作。
1.5.5.4上套管时，整个螺丝的松紧要一致，对正上扣使用的扳手要适当，用力适宜，防止紧坏套管。
1.5.5.5套管的质量标准：
1.5.5.5.1套管内部应干净，无油泥脏物，应光滑清洁；
1.5.5.5.2套管及法兰盘处密封严密，无渗油、漏油及套管歪曲等情况；
1.5.5.5.3浇灌物如变质，应彻底除掉重新更换；
1.5.5.5.4套管不应有裂纹及破坏现象；
1.5.5.5.5套管的封口垫的大小，要及套管外围直径相同；
1.5.5.5.6套管丝杆要在套管中心轴线上，不准歪曲拆断。
1.5.5.6 套管检修工艺及质量标准
1.5.5.6.1本体油连通的附加绝缘套管工艺及质量标准
1.5.5.6.2瓷套有无损坏，瓷套应保持清洁，无放电痕迹，无裂纹，裙边无破损；套管解体时应依次对角松动法兰螺栓，防止松动法兰时受力不均损坏套管。
1.5.5.6.3拆瓷套前应先轻轻晃动，使法兰及密封胶垫间产生缝隙后再拆下瓷套，防止瓷套碎裂。
1.5.5.6.4拆电杆和法兰螺栓前，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，螺栓和垫圈的数量要补齐，不可丢失。
1.5.5.6.5擦除绝缘筒（包括带覆盖层的导电杆）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）。
1.5.5.6.6瓷套内部应用白布擦试；在瓷套管外侧根部根据情况喷涂半导体漆，瓷套内部清洁，无油垢，半导体漆喷涂均匀。
1.5.5.6.7新胶垫位置要放正，胶垫压缩均匀，密封良好；
1.5.5.6.8套管垂直放置于套管架上，组装时及拆卸顺序相反，注意绝缘筒及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。
1.5.6 充油套管检修工艺及质量标准
1.5.6.1 更换套管油
1.5.6.1.1 放出套管中的油；
1.5.6.1.2 用热油（60-70℃）循环冲洗三次，将残油及其它杂质冲出；
1.5.6.1.3注入合格的变压器油，油的质量应符合GB的规定。
1.5.6.2 套管解体：
1.5.6.2.1 放出内部的油；
1.5.6.2.2 拆卸上部接线端子，妥善保管，防止丢失；
1.5.6.2.3拆卸油位计上部压盖螺栓，取下油位计，拆卸时防止玻璃油位计破裂；
1.5.6.2.4拆卸上瓷套及法兰连接螺栓，轻轻晃动后，取下上瓷套，注意不要碰坏瓷套；
1.5.6.2.5 取出内部绝缘筒，垂直放置，不得压坏或变形；
1.5.6.2.6 拆卸下瓷套及导电杆连接螺栓，取下导电杆和下瓷套，防止导电杆在分解时晃动，损坏瓷套。
1.5.6.3 检修及清扫：
1.5.6.3.1所有卸下的零部件应妥善保管，组装前应擦拭干净，防止受潮；
1.5.6.3.2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；
1.5.6.3.3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；
1.5.6.3.4为防止油劣化，在玻璃油位计外表涂刷银粉，涂刷均匀，并沿纵向留一条30mm宽的的透明带，以监视油位；
1.5.6.3.5更换各部法兰胶垫，胶垫压缩均匀，各部密封良好。
1.5.6.4 套管组装：
1.5.6.4.1组装及解体顺序相反；
1.5.6.4.2组装后注入合格的变压器油；
1.5.6.4.3进行绝缘试验，按电力设备预防性试验标准进行。
1.6分接开关和引线的检修及质量标准
1.6.1分接开关向外渗油，若是由于盘根引起，可将破损或腐蚀的衬垫更换新品，若是转动处向外漏油，可根据情况进行处理，渗油可用特型的耐油胶圈或石棉绳涂黄油用螺丝帽压紧，漏油间隙大时，可更换新品。
1.6.2分接开关绝缘部分受潮后，必须取下进行烘干。在取出开关时可将盘根固定螺丝筒进行处理，在取出分接开关时，必须在引线的接线轴上加装编号并记好方向，防止组装时造成错误。
1.6.3固定触点的绝缘圆盘，必要时应进行试验，两触点或触点对地之间的交流耐压值应符合标准，若绝缘表面及芯内有击穿和烧破的地方必须全部更换新品。
1.6.4消除分接开关上的脏物和油泥，用抹布揩拭干净。开关触点不光滑及烧焦时，用细砂布磨光。活动接触的压紧弹簧失效时，可以调整或更换。若触点有严重烧伤和接触不良时，应更换新的。
1.6.5高低压引线有断裂和烧熔时，应检查是否因相间或线对地距离不够所引起，根据情况加强绝缘和调整引线。对于已断和烧熔的引线，应将断处的绝缘去掉，用砂布磨光后焊接新的引线。
1.6.6引线应用经过处理干燥过的木夹夹牢，并排列整齐，木夹件上各螺丝应上紧。
1.6.7检查引线的固定螺丝和切换开关的固定部分，必须牢固，不能有松动现象。检查时应用适当的扳手。
1.6.8在工作时所拆下的螺丝、零件必须统一放在木箱内，以免丢失。
1.6.9变压器分接开关的质量标准：
1.6.9.1 切换器本身的螺丝应紧固，各部件应清洁干净。
1.6.9.2 短路触点（即动触点）端子板及切换器环等的接触面，应无焊接及熔化现象，弹力充足。
1.6.9.3 所有机械部分及轮销子和支持物等均应完好，无磨损及短少的现象。
1.6.9.4 动触点及固定触点均应清洁，接触良好，动触头的弹簧应完整无缺，位置正确，弹力充足。
1.6.9.5 转动轴应灵活，及上盖连接应严密，不得漏油。
1.6.9.6 接触器静触点间应绝缘良好，不应有烧坏及击穿现象。
1.6.9.7 用1000V摇表测得静触点间绝缘电阻：10kV：100MΩ以上；35kV：2000MΩ以上。
1.6.9.8 转动触点，使指示确实及要求一致，及指针位置相同，触点不超过预定的范围。
1.7变压器器身的检查
1.7.1用抹布清除铁芯和绕组上的油垢和油泥，并用清洁的油冲洗绕组内部两次，直到油垢和油泥完全清除为止。
1.7.2用摇表