1 防辐射口罩主题内容与适用范围
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，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。
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、互感器施工及验收规范
消息队列实现 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；
全自动挤出中空吹塑机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；
工位管理系统
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 提前放电避雷针对于老、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。SSL检测
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；
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；
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