完整word版10kV线路的安装与维护资料.docx

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完整word版10kV线路的安装与维护资料

1线路的运行及维护

线路的巡视与检查，是为了经常掌握线路的运行状况，以便及时发现和消除设备缺陷，预防事故,并确定检修内容，确保线路的安全运行。

1.1.1巡视检查的周期巡视检查的周期，要根据线路的电压等级、季节特点及周围环境来确定。

对于10kV线路、市区线路每月一次；郊区线路每季度不少于一次,如遇自然灾害或发生故障等特殊情况时，需临时增加巡视检查的次数。

1。

1。

2巡视检查的种类电力线路的巡视检查有定期性巡视、特殊性巡视、故障性巡视、夜间巡视、监察性巡视、预防性检查和登杆检查等.

（1）定期性巡视，是线路运行人员日常工作的主要内容之一。

通过定期性巡视可及时掌握电力线路各部件的运行状况和沿线情况。

（2）特殊性巡视，是在导线结冰、大雪、大雾、冰雹、洪水泛滥和解冻、沿线起火、地震及狂风暴雨之后，对电力线路全线或某几段某些部件进行详细查看，以发现线路设备遭受的变形或损坏.

（3）故障性巡视是为了查明线路的接地、跳闸等原因,找出故障地点及情况。

重合闸装置无论是否重合良好,均应在事故跳闸或发现有接地故障后立即进行巡视检查。

故障性巡视时应遵守下列规定:

1）巡视时应详细进行检查，不得中断或遗漏杆塔.

2）夜间巡视时应特别注意导线落地，对线路交叉跨越处，应用手电查看清楚后再通过。

3）巡视中如果发现断线，不论停电与否，均应视为有电。

在未取得联系与采取安全措施之前，不得接触导线或登上杆塔。

4）巡视检查人员全部巡视检查完负责线段后，无论是否发现故障，都应及时汇报,听取指示。

5）在故障巡视检查中，发现一切可能造成故障的物件或可疑物品均应收集带回,作为事故分析的依据。

（4）夜间巡视是为了检查线路导线连接处、绝缘子、柱上开关套管和跌落式熔断器等的异常情况.

（5）监察性巡视，由主管领导或技术负责人进行。

目的在于了解线路及设备状况，并检查、指导运行人员的工作。

（6）预防性检查,是用专用的工具或仪器对绝缘子、导线连接器、导线接头和线夹连接部分进行专门的检查和试验。

（7）登杆检查,是为了检查杆塔上部各部件连接、腐朽、断裂及绝缘子裂纹、闪络等情况。

带电进行检查时应注意与带电设备的安全距离。

1.1.3巡视检查的内容

（1）沿线情况

1）沿线有无易燃、易爆物品和腐蚀性液气体。

2）在线路附近新建的化工厂、水泥厂、打靶场、道路、高压线路、管道工程、地下电缆、新建的采石场、林带和倒下足以损伤导线的天线、树木、烟筒和建筑脚手架等。

3）在线路下或防护区内有无违章跨越、违章建筑、柴草堆或可能被风刮起的草席、塑料布、锡箔纸等.

4）有无威胁线路安全的施工工程（爆破、开挖取土等）.

5）查明线路防护区内植树及导线对树木的安全距离是否符合规定。

6）线路附近有无射击、放风筝、抛扔外物、飘洒金属和在杆塔、拉线上拴牲畜等.

7）查明沿线污秽情况。

8）其他不正常现象,如洪水期巡视检修用的道路及桥梁损坏情况.线路设备被盗被破坏及威胁线路安全运行等情况。

9）有无违反《电力设施保护条例》的建筑。

（2）电杆

1）杆塔是否倾斜,混凝土杆有无裂纹、酥松、钢筋外露，焊接处有无开裂、锈蚀，木杆有无腐朽、烧焦、开裂，绑桩有无松动。

2）基础有无损坏、下沉或上拔，周围土壤有无挖掘或冲刷沉陷，寒冷地区电杆有无冻鼓现象。

3）杆塔位置是否合适，有无被车撞的可能，保护设施是否完好,标志是否清晰.

4）杆塔有无被水冲、水淹的可能，防洪设施有无损坏、坍塌。

5）杆塔标志（杆号、线路名称、相位标志等）是否齐全、明显.

6）杆塔周围有无杂草和蔓藤类植物附生，有无危及安全的鸟巢、风筝及杂物.

（3）导线

1）导线上有无铁丝等悬挂物，导线有无断股、损伤、背花、锈蚀、闪络烧伤。

接头连接是否完好,有无过热现象.

2）导线压接是否良好，绞接长度是否符合规定.不同规格、型号的导线连接在弓子线处连接,跨越档内不允许有接头.

3）导线三相弛度是否平衡，有无过紧、过松现象。

4）弓子线、引线有无损伤、断股、歪扭，与杆塔、构件及其他

引线间距离是否符合规定.

5）导线对地面、城市道路和公路、铁路以及建筑物的距离是否符合规定。

6）架空电力线路的其他交叉跨越应遵守部颁《架空配电线路设计技术规程》的规定，并遵守下列几点：

①凡交叉跨越要有正式协议。

②新增的交叉跨越要取得供电部门的同意,并签订正式协议。

③在交叉跨越处，电压高的电力线位于电压低的电力线的上方;电力线应位于弱电流线路的上方。

电力线路与弱电流线路的距离和交叉角应符合表3和表4的规定。

（4）横担和金具

1）木横担有无腐朽、烧损、开裂、变形。

2）铁横担有无锈蚀、歪斜、变形。

3）瓷横担有无裂纹、损坏,绑线有无开脱。

4）金具有无锈蚀、变形；螺栓是否紧固,有无缺帽；开口销有无锈蚀、断裂、脱落。

（5）绝缘子

1）瓷件有无碎裂、脏污、闪络、烧伤等痕迹。

2）绝缘子歪斜,铁脚、铁帽有无锈蚀、松动、弯曲。

3）固定导线用绝缘子上的绑线有无松弛或开断现象。

4）吊瓶缺弹簧销子，开口销子未分开或小于60°。

（6）拉线、地锚、保护桩

1）拉线有无锈蚀、松弛、断股和张力分配不均等现象。

2）水平拉线对地距离是否符合要求。

3）拉线是否妨碍交通或被车碰撞。

4）拉线固定是否牢固，地锚有无缺土、下沉等现象。

5）拉线杆、顶（撑）杆、保护桩等有无损坏、开裂、腐朽或位置角度不当等现象。

（7）防雷设备和接地装置

1）避雷器固定是否牢固，磁体有无裂纹、损伤、闪络痕迹。

引线连接是否良好，是否按规定时间投入或退出。

2）接地引下线有无丢失、断股、损伤。

3）接头接触是否良好，连接螺栓有无松动、锈蚀。

4）接地体有无外露、严重腐蚀,在埋设范围内有无土方工程。

（8）柱上油开关

1）外壳有无渗漏油和锈蚀现象.

2）套管有无破损、裂纹、严重脏污和闪络放电痕迹。

3）开关的固定是否牢固，引线接头是否良好，线间和对地距离是否符合规定要求.

4）油位是否正常。

5）开关分、合位置指示是否正确、清晰。

6）开关的名称编号、标志是否清楚、正确.

（9）跌落熔断器

1）瓷件有无裂纹、闪络、破损或脏污。

2）熔丝管有无弯曲、变形、烧损.

3）触头间接触是否良好，有无过热、烧损、熔化现象。

4）各部件组装是否良好，有无松动、脱落。

5）引线接头连接是否良好，与各部件距离是否符合要求。

6）安装是否牢固，相间距离、倾斜角度是否符合规定。

7＝操作机构是否灵活，有无锈蚀现象。

1。

2线路的检修

线路的检修是根据巡线报告和检查与测量的结果，进行正规的预防性修理工作。

其目的是为了消除在线路的巡视和检查及测量中所发现的各种缺陷,以预防事故的发生，保证安全供电。

1。

2.1缺陷管理目的是为了掌握运行设备存在的问题，以便按轻、重、缓、急消除缺陷，提高设备的使用寿命，保障设备的安全运行.另一方面对缺陷进行全面的分析,总结变化规律，为大修、更新改造设备提供依据。

缺陷一般按下列原则分类：

1＝一般缺陷，是指对近期安全运行影响不大的缺陷。

可列入年、季、月检修计划或日常维护工作中去消除。

2＝重大缺陷，是指缺陷比较严重,但设备仍可在短期内坚持运行。

该缺陷应在短期内消除，消除前应加强监视。

3＝紧急缺陷，是指严重程度已使设备不能继续安全运行，随时可能导致发生事故或危及人身安全的缺陷。

这种缺陷必须尽快消除或采取必要的安全、技术措施,进行临时处理。

线路运行人员应将发现的缺陷（包括其他人员发现的缺陷）详细记入缺陷记录本中，并提出处理意见，紧急缺陷应立即向主管领导汇报，及时处理。

1.2。

2线路的检修一般分为小修、大修两种。

（1）小修为了保持线路及附属设备的安全运行和必须的供电可靠性而进行的修理。

小修的项目包括:

1＝局部更换、清扫、检查绝缘子和绑线。

2＝更换电杆附件并进行防腐处理。

3＝检查、修补导线连接器和接地装置。

4＝更换、增添和修补拉线、地锚和绑桩、保护桩。

5＝加固电杆基础，扶正电杆及变压器台。

6＝砍伐或修剪线路走廊的树木，拆除鸟巢。

7＝编写杆塔号和悬挂警牌.

（2）大修为了提高设备的使用寿命，恢复线路及其附属设备至原设计的电气性能或机械性能而进行的修理.

大修的项目包括：

1＝更换或补强线路杆塔及其部件。

2＝更换和扶正横担。

3＝更换或修补导线，调整导线弛度。

4＝更换绝缘子或为提高线路绝缘水平而增装绝缘子。

5＝改善接地装置。

6＝检查更换柱上油开关、跌落熔断器及其附件；7＝处理不符合规范的交叉跨越；

6＝检查更换柱上油开关、跌落熔断器及其附件。

7＝处理不符合规范的交叉跨越。

2变压器的运行及维护

油浸式变压器检查与维护：

油浸式变压器运行中通过仪表、保护装置等应检查的项目，给出了油浸式变压器温升限值、顶层油温的一般规定值，变压器油的一般鉴定法等；变压器常见故障的处理,绝缘电阻的测量方法，变压器的干燥法等.

　　油浸式变压器是中、小企业常用的一种静止的电气设备，其构造简单,运行可靠性较高，在额定条件下带额定负荷可连续运行20～25年。

为了保障变压器的安全运行，应做好经常性的维护和检修工作，确保正常供电.

　　一、变压器运行中的检查

　　变压器的运行情况，可通过仪表，保护装置及各种指示信号等设备来反映，对仪表不能反映的问题，需值班人员去观察、监听，及时发现，如运行环境的变化、变压器声音的异常等等.经常有人值班的，每天至少检查一次，每星期进行一次夜间巡视检查。

无固定值班人员的至少每两个月检查一次。

在有特殊情况或气温急变时，要增加检查次数或进行即时检查.

　　1．监视仪表

　　变压器控制盘的仪表，如电流表、电压表、功率表等应1～2h抄表一次，画出日负荷曲线。

在过负载下运行时，应每0.5h抄表一次，表计不在控制室时,每班至少记录两次。

　　2．监视变压器电源电压

　　电源电压的变化范围应在士5%额定电压以内。

如电压长期过高或过低，应通过调整变压器的分接开关，使二次电压趋于正常。

　　3．测量三相电流是否平衡

　　对于Y、Yn0接线的变压器,线电流不应超过低压侧额定电流的25%，超过时应调节每相负荷，尽量使各相负荷趋于平衡。

　　4．变压器的允许温度和温升

（1）允许温度

　　变压器在运行时，要产生铜损和铁损，使线圈和铁芯发热。

变压器的允许温度是由变压器所使用绝缘材料的耐热强度决定的。

油浸式电力变压器的绝缘属于A级,绝缘是浸渍处理过的有机材料，如纸、木材和棉纱等，其允许温度是105℃。

变压器温度最高的部件是线圈,其次是铁芯，变压器油温最低.线圈匝间的绝缘是电缆纸，而能测量的是线圈的平均温度，故运行时线圈的温度应≤95℃.

　　为了监视变压器运行时各部件的温度，规定以变压器上层油温来确定变压器允许温度,为了防止油质劣化及变压器油不过快氧化，油浸式变压器顶层油温一般规定值如表1所示。

　　电力变压器的运行温度直接影响到变压器的输出容量和使用寿命。

温度长时间超过允许值，则变压器绝缘容易损坏，使用寿命降低.变压器的使用年限的减少一般可按“八度规则”计算，即温度升高8℃,使用年限减少1/2.试验表明：

如果变压器绕组最热点的温度一直维持在95℃，则变压器可连续运行20年。

若绕组温度升高到105℃，则使用寿命降低到7。

5年，若绕组温度升高到120℃，使用寿命降低到2。

3年，可见变压器使用寿命年限主要决定于绕组的运行温度.

（2）允许温升

　　油浸式变压器温升限值见表2。

　　变压器绕组温度与负载大小及环境温度有关。

变压器温度与环境温度的差值叫变压器的温升。

对A级绝缘的变压器，当环境温度为40℃（环境最高温度）时，国家标准规定绕组的温升为65℃，上层油温的允许温升为45℃,只要上层油温及温升不超过规定值，就能保证变压器在规定的使用年限内安全运行。

　　允许温度=允许温升+40℃

　　当环境温度＞40℃,散热困难,不允许变压器满负荷运行.当环境温度＜40℃时，尽管有利散热，但线圈的散热能力受结构参数限制，无法提高，故不允许超负荷运行.如当环境温度为零度以下时，让变压器过负荷运行,而上层油温维持在90℃以下,未超过允许值95℃，但由于线圈散热能力无法提高,结果线圈温度升高,发热，超过了允许值。

　　例如，一台油浸自冷式变压器，当环境温度为32℃时，其上层油温为60℃，未超过95℃，上层油的温升为60℃—32℃=28℃,＜允许温升45℃，变压器可正常运行。

若环境温度为44℃，上层油温为99℃，虽然上层油的温升为99℃—44℃=55℃，没超过温升限定值，但上层油温却超过了允许值，故不允许运行.若环境温度为一20℃时，上层油温为45℃，虽＜95℃，但上层油的温升增为45℃一（—20）℃=65℃，已超过温升限定值，也不允许运行。

　　因此,只有上层油温及温升值均不超过允许值，才能保证变压器安全运行。

　　5．变压器油的运行

　　检查油枕和充油套管内油面的高度，密封处有无渗漏油现象。

油标指示一般应在1/4～3/4处。

油面过高，一般是由于冷却装置运行不正常或变压器内部故障等所造成的油温过高引起的。

油面过低，应检查变压器各密封处是否有严重漏油现象,放油阀是否关紧。

油标管内的油色应是透明微带黄色,如呈红棕色,可能是油位计脏污造成的，也可能是变压器油运行时间过长,油温高，使油质变坏引起.

　　我国常用的变压器油有国产25#、10＃两种。

在油浸式变压器中，变压器油既是绝缘介质,又作为冷却介质.因此，变压器油质量的优劣直接影响到变压器的运行质量。

新的和运行中的变压器油都需要做试验，以保证变压器安全可靠运行。

（1）油的试验

　　①耐压试验.测量油的介质强度，它是指试油器两电极间油层击穿时电压表所显示的最小值.击穿电压的高低说明油中水、杂质的含量.一般要求介质强度愈高愈好。

　　②介质损耗试验。

在外加电压作用下测量绝缘介质中功率损耗的数值，它反映出油质的好坏及净化程度，一般要求介质损失角正切值在20℃时≤0。

5%。

　　③简化试验。

为了掌握变压器油运行的情况，一般仅作如下简化试验项目:

酸价试验KOH新油的标准≤0。

05mg/g，运行中的油应≤0.4mg/g。

耐压试验同前述.闪点试验一般在130～140℃。

游离碳，机械混合物,最好没有新油的酸碱度pH值一般为5.4～5.6.

（2）油在运行中的要求

　　对电压在35kV以下的变压器每两年至少取样作一次简化试验，对电压在35kV以上的变压器,每年至少作一次简化试验.在两次简化试验之间作一次耐压试验.当变压器经受短路故障后，或出现异常情况时，应根据油样进行分析。

　　通过简化试验后，若不符合上述标准时，则说明油已变质，应及时处理，使其恢复到标准值如发现油受潮，应进行干燥，如油已老化,应进行净化和再生一般可用过滤法，澄清法，干燥后将油与水分、杂质分离，或者使用化学处理法,除去油的酸碱,然后再过滤、干燥，使油再生,恢复其原有的良好性能。

　　（3）油质量简易鉴别（表3）

　　①油的颜色.新油一般为浅黄色,氧化后颜色变深.运行中油的颜色迅速变暗，表明油质变坏。

　　②透明度。

新油在玻璃瓶中是透明的，并带有紫色的荧光，否则，说明有机械杂质和游离碳。

　　③气味。

变压器油应没有气味,或带一点煤油味，如有别的气味，说明油质变坏。

如烧焦味说明油干燥时过热;酸味则说明油严重老化;乙炔味则说明油内产生过电弧。

其他味可能是随容器产生的。

　　（4）补油和取油样

　　补油：

　　①新补入的油应经试验合格.35kV变压器应补入相同牌号的油，l0kV及以下的变压器可补入不同牌号的油（应作混合油耐压试验）。

　　②补油后要检查气体继电器,并及时放出气体,24h后无问题,再将重气体保护接入掉闸位置.

　　③不准从变压器底部油阀处补油，以防止底部污秽物质进入变压器内.

　　取油样:

　　①从变压器中取油样应在天气干燥时进行。

　　②取油样时，先从变压器底部阀门处放掉底部积存的污油，然后用干净布将油阀擦净，再放少许油冲洗油阀，将油样放入洗净的毛玻璃瓶中。

此过程，应防止灰尘、水分等浸入油中.装油后将瓶口塞紧,用火漆或石蜡加封.

　　③简化试验取油0.9kg，耐压试验取油约0。

45kg.启瓶时,室温应接近油样温度，以防油样受潮，每次取油试验结果，应与上次取样试验结果作比较，以掌握油质性能的变化和趋势.

　　6．检查变压器响声

　　变压器正常运行时,一般有均匀的嗡嗡声,这是由于交变磁通引起铁芯振颤而发出的声音。

如果运行中有其他声音，则属于声音异常。

　　7．检查绝缘套管

　　检查绝缘套管是否清洁，有无破损裂纹及放电烧伤痕迹.

　　8．冷却装置的检查

　　检查冷却装置运行是否正常，对于强迫油循环及风冷的变压器，应检查油、水、温度、压力等是否符合规定，冷却中油压应比水压高（1~1.5）×105Pa。

冷却处不应有油、水冷却器部分应无漏水。

　　9．检查一、二次母线

　　母线接头应接触良好，不过热，如贴有示温蜡片的，应检查蜡片是否熔化。

　　10．检查干燥剂

　　送电前和运行中的变压器,应检查吸湿器中的硅胶,如硅胶已由浅蓝色变成粉红色,则说明硅胶已饱和吸湿，已失去作用应及时换用干燥的硅胶，或对受潮硅胶进行还原处理后再用。

　　当吸湿器下部变压器油的酸值KOH的含量达到。

0。

1~0.15mg/g,而且酸值不再降低时，应更换干燥剂。

更换方法：

旋下法兰盘上的螺钉，将吸湿器及储油柜相连的呼吸器管脱开，再旋松内部螺母，卸下盖板，即可倒出或装入干燥剂。

新装或更换硅胶的质量一般为变压器油质量的0.8%~0.9%；硅胶粒度为3~7mm，〈lmm的应筛去。

　　受潮变色后的硅胶可以再生。

方法是：

将回收的受潮硅胶，置于电热炉或热风炉内焙烘，温度115～120℃，加热15~20h。

待全部硅胶呈现蓝色时，即可再次使用.硅胶每再生一次，其吸湿力将有所降低。

　　11．检查防爆管及气体继电器

　　防爆管的防爆膜应完整无裂纹,无存油。

气体继电器无动作。

　　12．检查接地、保护设备及变压器室

　　外壳接地及保护设备应良好。

变压器室门窗是否完整，通风是否良好.对于变压器应有计划地进行停电清扫瓷套管及有关附属设备，检查母线的接线端子等连接点接触情况，摇测绕组的绝缘电阻及接地电阻。

　　二、变压器的维护

　　1．测量变压器的绝缘电阻

（1）绝缘电阻的测量方法

　　测量前，先拆去变压器的全部引线和零相套管接地线，擦净瓷套管。

用1000~2500V的兆欧表按照一定的方式接线（不同接线,对测量结果有影响）。

以120r/min的转速摇动手柄,待指针稳定后（一般取1min）读取数值.10/0.4kV电力变压器绝缘电阻要求值见表4。

　　〈/lmm的应筛去.

　　在测绕组对地绝缘电阻时，其余未被测绕组与外壳均接地.测绕组间的绝缘电阻时，外壳接地.测量绝缘电阻接线图见图1.用图1a接线测出高压绕组对地及不同电压绕组间的电阻,可避免各绕组中剩余电荷造成的测量误差，但被测高压绕组套管的表面绝缘电阻会对测量结果产生影响。

用图1b接线能消除套管表面泄漏的影响，测量电阻值大于甚至远大于图1a接法的测量值。

（2）绝缘电阻不正常的原因

　　①当绝缘电阻为零时，可能是绕组之间或绕组与外壳有击穿现象,应解体检查绕组及绝缘。

　　②绝缘电阻较前一次测量值（经温度换算）低30%～40%,可能是绕组受潮。

为此，可进一步用兆欧表测量吸收比R60/R15（施压后15s和60s的电阻R15和R60）。

一般来说，对于60kV及以下的绕组，其吸收比R60/R15应≥1。

2，110kV及以上的绕组，应≥1.3。

否则可认为绕组受潮，应进行干燥处理。

　　③绕组间及每相间的绝缘电阻不等。

可能是套管损坏.此时,应拆除套管与绕组间的引线，单独测量绕组对油箱或套管对箱盖的绝缘电阻。

　　（3）绝缘电阻下降或损坏的原因

　　①变压器长期过载运行，绕组受高温作用而被烧焦，甚至绝缘脱落造成匝间或层间短路。

　　②线路发生短路保护失灵，导致变压器长时间承受大电流冲击，使绕组受到很大的电磁力而发生位移或变形，同时温度很快升高，导致绝缘损坏.

　　③变压器受潮或绝缘油含水分,或修理绕组时,绝缘漆没有浸透等，均会引起绝缘下降，甚至造成匝间短路。

　　④绕组接头和分接开关接触不良。

　　⑤变压器遭受雷击,而防雷装置不当或失败，使绕组经受强大电流冲击.

　　2．变压器的干燥

　　线圈受潮后必须恢复其绝缘电阻值，常用的方法有抽真空法,烘箱干燥法，当条件不备时可用短路法干燥变压器。

　　所谓短路干燥法,就是将变压器二次绕组短路，一次绕组经电焊机或调压器加以适当的电压（对于中小型变压器也可直接施加380V电源），利用一次绕组内电流所产生的热量驱散变压器身内的潮气。

　　短路干燥法常带油,也可以将器身吊出进行带油干燥的操作方法为：

①将变压器油放出少许、使油面低于散热油管的上口,拆卸防爆管的顶盖，并用布幕罩住，以防灰尘进入.②将变压器二次绕组用母排短路（母排截面应能承受变压器二次额定电流的125％），在一次绕组加以适当电压.③开始以125％的额定电流通电，当油面温度达到65℃（或绕组内部温度达到75℃）时，应减小电流。

使油面温度不超过75℃.④每4h测量一次绕组的绝缘电阻和油耐压。

当油的击穿电压保持稳定状态时,绝缘电阻值在6h（110kV及以下）或12h（220kV及以上）内几次测量保持稳定，干燥即告结束。

⑤添加合格的绝缘油至油位.

　　3．变压器渗漏油原因及处理方法

　　变压器渗漏油是一种较常见的故障，经常发生在有密封圈密封处，放气（油）柱密封处，油缓冲器、分接开关、铸造及焊接过程中造成的砂眼，都可能造成漏油。

　　当密封圈未放正,或是螺栓未拧紧，密封圈压缩量不够,或太大，密封压紧面上有异物，接触面粗糙不平,密封圈质量低劣、老化、损坏、都会造成渗漏油现象。

这时，要及时调整压紧螺栓的压力，将接触面打磨平整或用速效堵漏密封胶将凹处填平。

对于丁腈橡胶耐油密封垫的压缩量一般为厚度的1/3。

　　放气（油）螺栓密封处渗漏油，大多是采用了设计不合理的紧固件所致。

当压力小时，密封垫压缩量不够而渗漏；当压力过大时，密封垫超过弹性极限而渗漏这时需要改造紧固件结构,即在螺母上车一道圆形密封槽,槽深约3mm.这样可将密封垫压在槽内，使密封垫在挤压作用下向外扩展受到限制,以保证密封和良好的弹性.

　　分接开关安装不良，渗油多发生在芯子转轴处这时,需重新安装，压紧压圈加以消除若不能消除，可拆下开关调整把手，擦去渗油，然后倒入少量丙酮，用小毛刷轻轻刷去，将油带走，再拧紧压圈。

　　因铸造、焊接过程中上艺不当，试漏不严或材质有问题，造成渗漏油，如果砂眼不大，渗漏量小，可带电堵漏。

焊缝处渗漏油时，先清理掉渗漏部位的漆皮、氧化层等，使其露出金属本色,用酒精清洗干净,再用密封胶封住焊缝，固化后即可堵住渗漏油。

如果渗漏油部位过于光滑，则可将表面打毛，以增加粘附力。

停电补焊时,应采用二氧化碳保护焊或自动弧焊等工艺，补焊后应试漏和检漏。

　　4．变压器套管漏油的处理

　　造成套管漏油的原因,大多是由于变压器接线桩头过热引起,使套管上的密封垫过早老化，接线桩头的紧固螺母和螺杆松动等，诱发故障.

　　接线桩头过热的原因：

①线头粗大，垫圈小，不配套，压不紧。

②连线材料未进行氧化层处理，也未涂导电膏，使搭接不良，接触电阻增大。

当通过大电流时,产生过热，