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1、水电站变压器检修工艺规程Q/XS 237-101.06-20191主题内容与适用范围1.1 本规程是修山电站变压器检修工作工艺规范，任何维护检修单位及专业人员均应遵守本规程，并督促本规程的执行。1.2 凡执行中存在与本规程有冲突之处均应以本规程为准。1.3 本规程解释权属修山水电站。1.4 本规程修改应经总工程师批准，并通知有关单位。1.5 本规程自公布之日起执行。2引用标准2.1 本规则根据国家规程、标准和厂家有关资料，结合本单位变压器设备运行管理、检修维护情况而编写。2.2 相关标准、规程规定和资料如下：大型变压器现场检修工艺规程变压器类设备管理规定预防110500KV变压器事故措施电力设
2、备预防性试验规程 DL/T 596-1996厂家资料3 设备范围和设备技术规范3.1 主变压器技术规范：见运行维护规程。4检修项目、周期、验收等级4.1 变压器计划检修应按表规定检修周期检修 表：变压器检修周期及工期 类别性质主变压器干式变压器A级检修周期10年（5年*）工期6575天B级检修周期5年5年工期3040天57天C级检修周期1年1年工期57天34天D级检修周期根据运行情况和试验结果定工期34天注：5年*为新设备投运后第一次大修周期4.2 主变检修范围、项目及质量标准序号检 修 项 目 验 收 标 准验收等级电气一次专业1变压器本体外壳卫生检查、清扫1、清洁无脏污，2、设备检查无异常
3、，22冷却装置本体（油泵电机、阀门、表计等）检查、清扫1、清洁无脏污，2、无漏油、漏水现象，3、设备全面检查无异常，4、冷却装置工作正常，23高、低压侧套管及引出线接头清扫、检查1、清洁无脏污，2、接线部位无过热、松动现象，3、套管无损坏、漏油现象，4、预试合格24*变压器低压侧大电流回路接线检查所有螺栓接线紧固，电气连接部位无过热、松动现象，25*中性点设备（避雷器、放电间隙、CT及接地刀闸等）清扫、检查1、清洁无脏污，2、设备检查无异常，3、刀闸操作机构正常，位置指示正确，4、预试合格26变压器附属设备（油位计、压力释放阀、瓦斯继电器、油枕、吸湿器等）检查、清扫1、清洁无脏污，2、设备全面
4、检查无异常27*无载调压开关及操作机构检查、清扫1、开关操作灵活无异常，2、分接开关位置指示正确，3、所有螺栓紧固无松动28所有油、水管路及阀门检查、清扫1、应无漏水、漏油现象，2、阀门操作正常，3、外表清洁无脏污29主变消防管路检查及油漆完善管路油漆完整210*变压器测温装置检查及校验1、温度指示正确，2、所有接线紧固无松动211变压器低压侧105KV离相母线检查、清扫1、清洁无脏污，2、母线外壳固定可靠无松动，3、设备全面检查无异常，4、预试合格21210.5KV系统设备（包括PT、CT、绝缘子等）检查、清扫1、清洁无脏污，2、设备全面检查无异常，3、预试合格213*隔离变检查、清扫1、清
5、洁无脏污，2、设备全面检查无异常， 3、设备绝缘部件无损坏，4、预试合格214*主变高压侧断路器检查、清扫1、清洁无脏污，2、所有螺栓接线紧固，3、开关、刀闸操作机构正常，机械转动部位无卡滞，4、SF6气体压力正常无泄漏，15*主变低压侧隔离刀闸检查、清扫1、清洁无脏污，2、所有螺栓接线紧固，电气连接部位无过热、松动现象，3、刀闸操作机构正常，触头接触可靠216所有接地系统检查、完善设备接地可靠，无松动、锈蚀现象，油漆完整217所有设备区域孔洞及桥架封堵、完善满足设备安全五星级管理要求218所有设备区域照明系统完善灯具无损坏，工作正常219所有设备外壳油漆完善外壳油漆完整，无脱漆及油漆颜色不匀
6、现象2电气设备预试主变及附属设备预试1*高、低压侧绕组及套管直流电阻测量1)1.6MVA以上变压器，各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的2%，无中性点引出的绕组，线间差别不应大于三相平均值的1% 2)1.6MVA及以下的变压器，相间差别一般不大于三相平均值的4%，线间差别一般不大于三相平均值的2% 3)与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2% 22高、低压侧绕组绝缘电阻吸收比及极化指数测量1)绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试结果相比应无明显变化 2)吸收比(1030范围)不低于1.3或极化指数不低于1.523*高、低压侧绕组及套管介损测量参照电力设备预防性试验规程；与前次试验
7、值相比，无明显变化24*高、低压侧绕组及套管泄漏电流测量读取1min时的泄漏电流值与前一次测试结果相比应无明显变化25铁心绝缘电阻测量参照电力设备预防性试验规程；与前次试验值相比，无明显变化26*避雷器预试参照电力设备预防性试验规程7*绝缘油试验1)运行设备的油中H2与烃类气体含量(体积分数)超过下列任何一项值时应引起注意：总烃含量大于15010-6H2含量大于15010-6 C2H2含量大于510-6 (500kV变压器为110-6)2)烃类气体总和的产气速率大于0.25ml/h(开放式)和0.5ml/h(密封式)，或相对产气速率大于10%/月则认为设备有异常3)对330kV及以上的电抗器，
8、当出现痕量(小于510-6)乙炔时也应引起注意；如气体分析虽已出现异常，但判断不至于危及绕组和铁芯安全时，可在超过注意值较大的情况下运行2隔离变预试1高、低压侧绕组直流电阻测量1)1.6MVA以上变压器，各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的2%，无中性点引出的绕组，线间差别不应大于三相平均值的1%2)1.6MVA及以下的变压器，相间差别一般不大于三相平均值的4%，线间差别一般不大于三相平均值的2%3)与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2%22高、低压侧绕组绝缘电阻吸收比及极化指数测量1)绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试结果相比应无明显变化2)吸收比(1030范围)不低于1.
9、3或极化指数不低于1.523铁心绝缘电阻测量参照电力设备预防性试验规程2410.5KV系统离相母线预试参照电力设备预防性试验规程25*母线绝缘电阻测量采用2500V兆欧表1)额定电压为15kV及以上全连式离相封闭母线在常温下分相绝缘电阻值不小于50M2)6kV共箱封闭母线在常温下分相绝缘电阻值不小于6M26PT、CT预试参照电力设备预防性试验规程2电气二次部分1主变冷却装置控制回路检查及屏柜清扫1、所有接线端子紧固无松动，2、所有元件全面检查、清扫无异常，3、电缆固定可靠，绝缘完好22主变端子箱检查、清扫1、所有接线端子紧固无松动，2、电缆固定可靠，绝缘完好23保护屏柜及元器件卫生清扫，端子排
10、接线紧固，各指示灯检查配线摆放整齐、卫生清洁、接线无松动，开关及按钮操作灵活，指示灯完好24*二次回路接线检查，对线，电缆标牌标记、屏柜标签核实，图实相符工作接线正确无误、标示清晰正确，图实相符率达100%25*二次回路、交直流回路绝缘检查绝缘值0.5M26*保护装置逻辑检查符合定值手册27*保护配置检查及定值核对按部颁继电保护检验规程和发电保护检修规程并符合定值手册要求28*保护测量CT、PT接线检查，端子柜卫生清扫部颁继电保护检验规程和发电保护检修规程29*装置整组模拟传动试验启动值正确，逻辑与出口下常210*保护装置内部时间核对与上位机相符2注：序号前打“*”的项目为大修时进行的工作项目
11、，其余为大小修时均需进行的检修项目。5检修前的准备工作5.1 技术准备5.1.1 详细阅读主变压器的检修方案及技术要求规范。5.1.2 按试验大纲准备试验表格。5.1.3 编写检修组织安全技术措施.5.1.4 准备好技术记录表格资料5.1.5 确定应绘制和校核的配件图纸.5.1.6 提出缺陷处理的技术措施5.2 资料准备5.2.1 主变检修方案及工艺规程.5.2.2 对应检修文件包.5.2.3 主变保护二次图册.5.3 工器具及材料准备名称数量备注组合工具套常用电工工具套电工刀、起子、钢丝钳、尖嘴钳、斜口钳等套筒扳手套梅花扳手套试验记录本、纸笔套数字万用表块吸尘器台白猫油污清洗剂瓶工业酒精瓶移
12、动式卷线盘台电源开关板块防火泥小包绝缘胶带卷红、蓝、黑记号笔各1支毛刷把白布公斤彩条布米5.4 工作票准备5.4.1 填写工作票；5.4.2 在专人监护下核对工作票上的设备上编号和现场的编码一致无误，措施无漏项；5.4.3 执行许可手续；5.4.4 现场交待安全注意事项。6主变检修的安全措施6.1 应拉开主变高压侧断路器并拉开其相应的操作控制电源开关；6.2应拉开机组至10.5KV系统的进线开关并拉开其相应的隔离刀闸及控制电源开关;6.3应取下10.5KV系统电压互感器一次侧保险，并拉开电压互感器二次侧空气开关;6.4 应合上各开关相应的接地刀闸;6.5 应在各开关的控制电源开关上悬挂“禁止合
13、闸，有人工作”标示牌;6.6 应在各刀闸及刀闸的控制电源开关上悬挂“禁止合闸，有人工作”标示牌;6.7应在主变本体的醒目处悬挂“在此工作”标示牌;7检修工艺及质量标准7.1 器身的检修7.1.1 器身的检修应在无尘土飞扬及其它污染的环境中进行。主变压器器身的检修应在主厂房安装场的检修坑内进行，坑的四周应用竹席围好，坑边应置有足够的防火灭火装置当相对湿度时应放置两台除湿机应放置于器身底部，油箱应适当垫高，以便于放油清扫等。7.1.2 在进行吊芯（吊罩）前应解开器身的线圈引线及铁芯接地装置与外部其他附件的边接在吊罩（吊芯）时，在油箱四周均应派人观察油箱与器身的间隙，以免发生碰撞同时各引线也应专人收
14、放，以免出现困折卷造成断股或损坏此外安装复位时亦应多人用白布带穿法兰螺孔，夹住油箱密封垫，使之可靠均匀的与法兰面接触7.1.3 在放芯（盖罩）后，进行连接引线等工作时，有可能掉工具杂物，此时应清除工作人员身上的杂物，保管好使用的工具7.1.4 器身的检修内容工艺要求及质量标准如下：7.2 铁芯部分的检修7.2.1 检查铁芯是否平整，绝缘漆膜是否脱落，有无放电烧伤痕迹，上铁轭部是否有存积的油垢杂物铁芯叠片翘起应用铜锤或木锤打平整（严禁使用铁锤直接敲打），铁芯若有烧伤痕迹应查找原因并进行处理烧伤严重时应更换部分叠片铁芯表面及铁轭上的油垢应用干净白布及泡沫塑料擦拭干净，再用面团全面粘拭然后用合格的变
15、压器油冲洗质量标准：铁芯叠片应平整，绝缘漆膜无翘起或脱落，无放电烧伤痕迹，表面清洁，各处无油泥杂物7.2.2 检修铁芯、上下夹件、线圈压板是否联接可靠并经小套管与油箱一点接地，若有多点接地应设法消除质量标准：铁芯、上下夹件、线圈压板之间的联接片应完整，并经小套管接地7.2.3 测量铁轭夹件对穿芯螺栓（可接触到的）绝缘电阻质量标准：测量用2500兆欧表，铁芯对地用1000兆欧表测量，测量时间一分钟代替交流耐压7.2.4 测量夹件、穿芯螺栓对铁芯的绝缘电阻质量标准：测量后数据与历次值比较，但不得低于1兆欧。7.2.5 测量铁芯对地的绝缘电阻。质量标准：测量时应将有关接地片、连接线解开测量后复装，然
16、后再试一次通联情况。备注：对于分断接地铁芯应解开测量。7.2.6 测量夹件对线圈铁压板的绝缘电阻。7.3 线圈、绝缘、引线及支架部分7.3.1 检查线圈表面及主绝缘；用面团粘拭杂物。质量标准：线圈清洁，表面无油污，主绝缘各部垫板无松动，相间隔板及轭绝缘无破损。7.3.2 检查线圈油道有无被油垢或其他物质（如硅胶）堵塞情况，必要时用白布及泡沫塑料擦拭，然后用0.2MPa合格变压器油冲洗。质量标准：油道畅通，无任何污垢及其他物质存积其中。7.3.3 检查线圈或围屏有无破损、变色、放电痕迹等。发现异常情况应打开围屏作进一步检查。质量标准：线圈表面及围屏清洁无破损包扎完好，围屏分接引线出口处应封闭良好
17、无漏油、无变形，无发热烧灼变色。7.3.4 检查各部垫块、反压钉有无松动位移及变形现象。质量标准：各部垫块无移位，支撑牢固，反压钉保持足够的压力。7.3.5 观察绝缘件表面色泽。用手摸绝缘件表面是否有弹性或变形。属于一、二级绝缘可继续使用；属三级绝缘除检查外，应协同中试所采纸样进行鉴定；属四级绝缘则应进行更换。质量标准：一级绝缘：绝缘富有弹性，金黄色，用手指按下无残留变形，属良好状态。二级绝缘：绝缘仍有弹性，但呈深黄色，用手指按无裂纹、脆化现象属合格状态。三级绝缘：绝缘脆化呈现深褐色，用手指按有少量裂纹和变形，属勉强可用状态。四级绝缘：绝缘严重脆化呈现黑褐色，用手指按下既变形脱落，甚至可见导线
18、，属于不合格状态。7.3.6 检查引线及线锥的包扎情况，绝缘有无变形，变脆，磨损；引线有无断股；引线与引线接头焊接处有无熔焊现象。质量标准：包扎绝缘部分应完好，无变形，变脆，磨损；引线有无断股；焊头焊接处有无熔焊现象。7.3.7 检查分接线焊接部分有无变色及破损，发现异常情况应剥开绝缘进行检查，处理。检查引线,分接线位置有无移动,固定木支架有无松动，发现位移及松动应设法复原，拧紧紧固螺栓，并复核引线，分接线的绝缘距离。质量标准：木架应无破损，裂纹及烧伤痕迹，各部螺栓应紧固，胶木螺帽无缺损并有防松措施。7.3.8 检查强油循环管路绝缘口部位的封闭情况。质量标准：封闭良好，绝缘无破损变形。7.4
19、变压器油箱、电磁屏蔽及设备接地装置的检修。7.4.1 油箱检修应放置在木垫板上进行。7.4.2 油箱检修应在无尘土飞扬及其他污染的环境下进行。7.4.3 油箱检修应在不潮湿的场地进行。7.4.4 油箱、电磁屏蔽及设备接地装置的检修内容及工艺要求，质量标准如下：7.5 油箱部分检修内容及工艺要求：7.5.1 检查油箱外部有无油污，若有油污应用汽油棉纱擦净，仔细观察渗漏部位，做好标记，进行补漏（带油补焊）。质量标准：油箱外部应清洁，无变形，无脱焊现象，无锈蚀，油漆完好。7.5.2 配合吊罩(吊芯)检查清扫油箱内部,并检查箱壁。质量标准：油箱内部应清洁无任何杂物。7.5.3 检查各法兰结合面是否平整
20、，有无油污，带螺柱法兰的内部焊缝及放气塞有无渗漏，发现渗漏应补焊。导向强油循环下节油箱管道及集油盒均应打开手孔盖进行检查，并冲洗。质量标准：清除油污杂物。7.5.4 检查油箱上各起重用吊钩吊环有无变形，焊接部分是否有裂纹。检查油箱底架各焊接部分无裂纹。质量标准：外表洁净，油漆完好。7.6 电磁屏蔽及接地装置部分检修内容及工艺要求:7.6.1 配合吊罩（吊芯）检查油箱内电磁屏蔽是否良好。质量标准：电磁屏蔽板平整，间隙均匀。7.6.2 检查电磁屏蔽固定螺丝是否紧固。检查接地装置是否完好，接触面积是否足够。质量标准：外表洁净，油漆完好，接地可靠。7.6.3 检查接地装置金属部件是否锈蚀，必要时刷漆。
21、7.7 变压器套管检修。套管检修应在无重物落下或其他原因损坏套管的环境下进行。变压器套管检修内容及工艺要求，质量标准如下：7.7.1 拆卸前在套管法兰及升高座法兰上做好安装位置标记。质量标准：标记清晰，且不易混淆。7.7.2 起吊前将套管绑牢，起吊时沿安装倾斜面吊出，防止碰卡而损坏瓷套。拆卸套管前应用#12铁丝直接穿入或通过专用工具拧入引线棒头，然后将铁丝挂在吊钩的滑轮上，拆卸时应着力拉住铁丝使引线不致于自动落于油箱而转折。套管吊出后引线应盘于套管电流互感器孔内并固定引线头，防止滑入油箱。质量标准：套管不能损坏，铁丝不能拉直、移动不宜过快。7.7.3 套管装复时，亦应用铁丝系好引线棒，并均匀着
22、力拉扯，使引线不至于在油箱内盘结或转折。质量标准：不能出现套管下落而铁丝扯不动的现象。7.7.4 拆卸套管前应检查其法兰有无渗油及锈蚀现象。质量标准：各部法兰无破损、渗油及锈蚀。7.7.5 检查瓷套管有无裂纹破损，轻微损伤可用环氧树脂粘补。拆下的套管应竖放在稳固的支架上，并且用铁丝通过法兰孔与支架绑扎四点，防止滚动。拆下均压罩，检查均压罩及油罩有无积水，油泥，表面有无变形，观察下部有无渗油。质量标准：内部清洁，无积水，均压罩表面应无变形，下部无渗漏。7.7.6 更换密封圈。保证耐油密封胶圈压缩量的/3且均匀。套管拆下后应立即用堵板将油箱上的开孔盖严。质量标准：密封严实，不进水。7.7.7 检修
23、套管，检查套管接头及油位计，并真空注油至规定位置（如果油位稍低于规定位置可不用真空注油，直接补充油）。质量标准：套管导杆铜棒和接头应清洁无锈蚀，接头严密不进水，不漏油。7.7.8 套管绝缘不合格时，应查明原因，换油或干燥，必要时更换套管。检查套管电流互感器及套管升高座是否完整，密封是否良好。质量标准：绝缘良好，小套管完整，安装牢固，无渗油现象，引线接触良好，无断线，升高座不渗油。7.7.9 检修低压套管（纯瓷），应注意进出油畅通。质量标准：吹气通风。7.7.10 装复低压套管应使铅垫受力良好，并且在接内部引线时应防止工具等掉入变压器油箱。质量标准：压卡应均匀压在铅垫上，且密封耐油胶垫均匀压缩，
24、压缩量为1/3，密封良好。7.8 无载分接开关的检修及质量标准如下：7.8.1 检查开关各部件是否齐全完整。松开上方定位螺栓操作手柄，检查触头转动是否灵活，上部指示位置与下部实际位置一致，若转动灵活则进一步检查卡涩原因，若上、下部位置不对应进行调整。质量标准：机械转动灵活，转轴密封良好、无卡塞，上部指示位置与上下方实际位置一致。7.8.2 检查动静触头是否接触良好，触头表面是否清洁，有无氧化变色及碰伤痕迹，弹簧有无松动，发现氧化膜，用碳化钼和白布带穿入触头来回擦拭清除，检查触头有无过热，发黑，烧毛，穿弧，镀层脱落现象，严重时应更换。质量标准：触头接触电阻500，触头表面保持光洁度，无氧化变色碰
25、伤及烧毛痕迹。触头接触压力应为0.25-0.5MPa，用.02mm塞尺检查接触紧密。7.8.3 检查触头由分接线联线联连螺栓无松动，发现松动应拧紧，锁住。质量标准：开关所有紧固件应紧固，无松动。7.8.4 检查分接开关绝缘有无受潮，剥裂或变形，表面是否清洁，发现表面脏污，用无纤维绒毛的白布擦拭干净，严重时应更换。质量标准：表面清洁无油污。7.8.5 检修的分接开关，应注意拆装前后指示位置必须一致，各相柄及操动机构不得互换。检查分接头开关连杆防浮电位装置是否接触良好。发现接触不良应查明原因并处理。拆卸分接开关应用干净塑料或白布包好，并置于烘箱之中，对受潮开关应干燥，干燥后应进行绝缘试验。质量标准
26、：开关绝缘强度应符合产品规定耐压试验标准，无闪络击穿现象。备注：各型开关的试验电压为（KV）为：SWX-10，5；DW-35，30；DW-110，85；DW-220，140。试验时间均为1min。7.9 油枕、油表、防爆装置、呼吸器、虹吸器的检修7.9.1 卸下端盖（或手孔），清洗内部油泥及内部杂物。质量标准：无油泥及其他内部杂物。7.9.2 检查有无渗漏油及锈蚀情况，发现渗漏点应及时补焊，锈蚀处应补油漆。质量标准：静油压试验高出油枕顶部0.5米15分钟无渗油无锈蚀，表面光滑平整。7.9.3 检查油枕的集污器是否有油泥，清除干净。仔细检查胶囊本身及上油枕结合处，保证无漏气、进气的可能性并做油压
27、试验。检查时发现胶囊渗漏时应进行粘补，发现龟裂、变脆等老化现象应更换。质量标准：胶囊与油枕结合处应保持密封严实。胶囊本身应有良好的耐油性、耐老化性及气密性，加试验气压应无渗漏。7.9.4 检查油表面（油位计），玻璃管是否清晰透明，油位监视线是否明显，位置是否恰当，油位监视线不明显应用红漆标示清楚。质量标准：油位计应无渗油，玻璃透明，油位监视线应明显且-30应在015D处（D为油枕直径，从下起计算），+20处在0.45D处。7.9.5 检查磁性油位计是否完好，转动是否灵活，指示是否正确7.10 防爆装置检修内容及工艺要求：7.10.1 检查压力释放阀（或防爆筒）有无渗漏油现象，发现渗漏应查明原因
28、并处理（如更换密封垫圈）。质量标准：无渗漏油。7.10.2 检查压力释放阀或防爆筒有无锈蚀，发现锈蚀应除锈并进行防锈处理。压力释放阀动作灵活，开启、关闭准确性做试压检查。检查压力释放阀动作指示是否正常、可靠。电缆绝缘良好。质量标准：用500V兆欧表测量值不小于0.5MPa。7.10.3 检查防爆筒有无破损，发现破损应更换。质量标准：防爆膜应完整清洁，选用无机玻璃厚度应保证在0.05MP a的冲击压强下爆破。7.10.4 检查呼吸器内硅胶有无受潮、进油，发现进油、受潮时应更换硅胶。质量标准：硅胶或活性氧化铅应干燥，无进油情况，硅胶不要装满，应留10空间容积。7.10.5 拆下呼吸器，用酒精棉纱擦
29、拭玻璃筒至清洁明亮，玻璃筒破损时应更换。拆下虹吸管检查其胶是否受潮及含有杂质油污。发现硅胶受潮或有油污应更换。质量标准：硅胶应无变色且无油污。7.10.6 检查虹吸器进出口滤油器是否完整，松动变形。如发现破损应查明原因更换滤网。质量标准：滤网应紧固无冲入变压器内的可能。7.10.7 检查虹吸器有无渗漏油现象发现渗漏应检查并处理。质量标准：虹吸器应无渗漏7.10.8 更换虹吸器密封耐油胶垫。质量标准：压缩均匀呈鼓形，且压缩量为1/3左右。7.10.9 在呼吸器油封中加入适量的变压器油，将油封拧紧。7.11 绝缘油处理的检修内容及工艺要求、质量标准如下：7.11.1 备足变压器检修用的补充油，并经
30、过滤处理合格。质量标准：补充油与变压器、套管内的油相应同牌号并符合油化验标准。7.11.2 检修前应对各种容器，滤油机，各部管道进行严格的检查。检修前应检查油处理设备是否完好，是否渗漏、是否齐全。发现缺陷应及时处理或更换补充。7.11.3 检修完毕注油：a、 用真空滤油机向油箱注油，并循环脱气至合格。b、 冷却器、散热器安装后打开闸阀进行注油至上部排气塞有油溢出为止。c、 带胶囊的油枕一般先从底部注油，将胶囊内空气全部排出，同时打开油箱上各升高座放气塞，进行排气。d、 注油完毕应在变压器上部及下部各取一次油样作油气、化学试验，并进行微水量分析。质量标准:电气测试分析应合格。8质量检验及验收8.1 外部质量检查验收前务必对变压器本体及各部件进行全面地外观检查，对经检验过的设备出现的缺陷或渗漏油等故障应认真复查，找出原因并进行必要的处理或返工检修。8.2 外部检查项目8.2.1 检查各零部件是否齐全、完好、位置正确。8.2.2 检查紧固件是否牢固。8.2.3 密封是否良好。8.2.4 外部标志是否完善齐全。8.2.5 防锈良好。8.3 各部件动作是否灵活。8.4 各项电气试验合格。9典型故障的处理现 象原 因措 施变压器漏油焊缝有沙眼用胶封堵法兰面密封不牢紧固法兰面硅胶变色潮气太重更换硅胶- 25 -