1玉门变压器检修规程.docx
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1玉门变压器检修规程
变压器检修规程
11范围
本规程规定了SF9—50000/110型、SF10—50000/110型、ZGSB11—900/10型、ZFS-Z.F-1600/10型、SG10-200/10.5型变压器及其辅助设备的检修标准。
本规程适用于玉门风电场油浸式变压器、箱式变压器、干式变压器及其辅助设备的检修工作。
12引用标准
下列标准所包含的条文，通过在本规程中引用而构成为本规程的条文。
本规程执行时，所示版本均为有效。
所有标准都会被修订，使用本规程的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。
DL／T573－1995《电力变压器检修导则》
DL/T574—95《有载分接开关运行维修导则》
GB／T7595－2000《运行中变压器油质量标准》
GB7252－1987《变压器中溶解气体分析和判断导则》
国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》
13设备技术规范
玉门风电场主变压器技术规范：
玉门风电场#1主变压器是山东达驰电气股份有限公司生产的SF9—50000/110型三相油浸风冷、双绕组、无励磁调压铜芯变压器。
#2主变压器是SF10—50000/110型三相双线圈油浸风冷、双绕组、无励磁调压铜芯变压器。
一期箱式变由汉中变压器厂（DY1-30）和特变电工股份有限公司新疆变压器厂（DY31-58）生产的波纹油箱全密封三相双绕组无励磁调压变压器：
ZGSB11—900/10，数量共58台。
二期箱式变由山东泰开箱变有限公司生产的波纹油箱全密封三相双绕组无励磁调压变压器：
ZFS-Z.F-1600/10，数量33台。
场用变是2台SG10-200/10.5户内干式变压器，#1场用变接至10KVⅠ母线，#2场用变接至农网园区线。
变压器主要技术参数和性能要求:
名称
#1主变压器
#2主变压器
型式
SF9—50000/110
SF10—50000/110
额定容量
50000KVA
50000KVA
额定电压
1212x2.5%/10.5kV
1212x2.5%/10.5kV
额定电流
263.44/2749.37A
263.44/2749.37A
相数
3相
3相
频率
50Hz
50Hz
调压方式
高压侧线端设无励磁分接开关
高压侧线端设无励磁分接开关
线圈联接组别
YN,d11
YN,d11
冷却方式
ONAF（油浸风冷）
ONAF（油浸风冷）
阻抗电压
10.5%（11.55KV）
10.5%（11.55KV）
空载电流
≤0.25%（6.87A）
1.0
空载损耗
≤41.8kW
≤41.79kW
负载损耗
≤175kW
≤183.6kW
绝缘液体
绝缘油45#
绝缘油45#
中性点接地方式
经隔离开关接地
经隔离开关接地
中性点附套管
电流互感器
LRD-72.5-100/5,10P20
LRD-72.5-100/5,10P20
总损耗
216.8kW
216.8kW
温升
绕组-65℃，顶层油温-55℃，铁芯本体油箱及结构件表面-80℃。
绕组-63℃，顶层油温-53℃，铁芯本体油箱及结构件表面-78℃。
噪音水平
冷却器全部投入时，距变压器外壳2m，离地变压器高1/3处噪音水平＜58dB
符合环保要求，当风扇全部投入运行时，距油箱两米处的噪音水平不大于65dB。
当风扇不投入运行下运行时，距油箱0.3米处测量的噪音水平不大于60dB.
制造厂家
山东达驰电气股份有限公司
山东达驰电气股份有限公司
出厂时间
投运时间
2006年12月
2008年6月
主变压器的主要电气设备及技术参数.
变压器的过负荷能力：
过负荷能力符合有关标准的规定。
在环境温度40℃、起始负荷80%额定容量时，事故过负荷能力为：
150%额定容量，运行不低于30mim，其中最热点温度不超过140℃，变压器能承受发电机同时甩负荷的工作条件，即变压器10KV侧端子能承受1.4倍的额定电压历时5秒。
变压器对于额定电压的短时工频电压升高倍数的持续时间应符合下表
工频电压升高倍数
相一相
1.05
1.10
1.25
1.50
1.58
相一地
1.05
1.10
1.25
1.90
2.00
最大持续时间
连续
<20min
<20s
<1s
<0.1s
主变压器的绝缘水平：
符合GB1094.3-96《电力变压器》绝缘水平和相应的绝缘规定，本变压器按分级绝缘设计。
绕组的额定耐受电压
变压器侧
全波kV（峰值）
截波kV（峰值）
工频1minkV（有效值）
110kV线端
480
530
200
110kV中性点
250
95
10kV线端
75
85
35
二次回路
2
绝缘电阻（用DC2500V摇表，20℃）
各侧相互间和对地：
≥2000MΩ
铁芯对地：
≥600M
吸收比：
>1.3
负载能力：
冷却器风机全停，环境40℃以下，允许100％负载运行时间不小于30min，但在顶层油温低于75℃时，允许100％负载时间1小时。
过励磁能力：
工频电压允许升高倍数和持续时间如下表。
电压等级（kV）
容量（kVA）
真空度,（kPa）
正压,（kPa）
110
20000及以上
20
80
附属设备技术参数和要求:
主变压器油箱本体的机械强度承受下表的真空度和正压的机械强度试验，油箱没有损伤和不允许的永久变形，在正常工作时无渗漏现象。
工频电压升高倍数
％
105
110
120
130
持续时间
满载
连续
20min
1.8min
20s
空载
连续
连续
10min
1min
主变压器110kV中性点套管内电流互感器技术参数:
型号
LRD-72.5-100/5
额定电压
72.5kV
额定电流
100/5A
精度
10P/20
数量
1
主变压器中性点设备主要技术特性.
主变压器中性点避雷器:
型号：
Y1.5W5-55/132
额定电压：
55kV
持续运行电压：
48kV
直流1mA参考电压：
≥105kV
2ms方波点流：
400A
标称放电电流：
1.5kA
雷电冲击电流下残压（峰值）：
≤132kV
操作冲击下残压：
（峰值）：
≤123kV
主变压器中性点放电间隙回路电流互感器:
型号
LVQB-40.5，100/5A,10P20
额定电压：
40.5kV
频率：
50Hz
额定绝缘水平：
a.雷电冲击耐受电压（峰值）：
200kV
b.额定工频耐受电压（有效值）：
195kV
二次回路1min工频耐压：
3kV
额定一次电流：
100A
额定二次电流：
5A
额定输出容量：
30VA
二次绕组个数
1
准确级：
10P20
主变压器中性点放电间隙:
型号
球形
工频放电电压±10%kv
83kv
主变压器中性点隔离开关:
额定电压
72.5kv
频率
50HZ
雷电冲击耐受电压（有效值）
325KV
1min工频受电压（有效值）
140KV
相对地之间的最小爬电比距
31mm/kv
额定电流
400A
额定热稳定时间
4s
额定热稳定电流（有效值）
20KA
额定动稳定电流（峰值）
50KA
14检修周期与检修项目
大修周期:
变压器大修周期根据预防性试验和运行情况确定，一般为10年。
场用变压器大修每5年一次。
在电力系统中运行的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。
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。
大修项目:
吊开钟罩检修器身，或吊出器身检修；
绕组、引线及磁（电）屏蔽装置的检修；
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；
油箱及附件的检修，包括套管、吸湿器等；
冷却器、风扇、阀门及管道等附属设备的检修；
安全保护装置的检修；
油保护装置的检修；
测温装置的校验；
操作控制箱的检修和试验；
无励磁分接开关和有载分接开关的检修；
全部密封胶垫的更换和组件试漏；
必要时对器身绝缘进行干燥处理；
变压器油的处理或换油；
清扫油箱并进行喷涂油漆；
大修的试验和试运行。
小修周期：
变压器的小修周期规定每年1～2次。
每年根据变压器套管清洁情况进行2～3次清扫。
小修项目：
处理已发现的缺陷；
放出储油柜积污器中的污油；
检修油位计，调整油位；
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；
检修安全保护装置：
包括储油柜、压力释放阀（安全气道）、瓦斯继电器、速动油压继电器等。
检修油保护装置；
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；
检修调压装置、测量装置及控制箱，并进行调试；
检查接地系统；
检修全部阀门和塞子，检查全部密封状态，处理渗漏油；
清扫油箱和附件，必要时进行补漆；
清扫外绝缘和检查导电接头（包括套管将军帽）：
按有关规程规定进行测量和试验。
临时检修项目可视具体情况确定
15变压器的大修
变压器大修项目：
变压器大修项目
部件名称
一般项目
特殊项目
外壳及油
1、拆接引线并往返搬运
1、拆除散热器进行补焊及油压试验
2、检查和清扫外壳包括本体、大盖、衬垫、油枕、散热器、阀门、防爆管、滚轮等；消除渗油、漏油
2、更换本体腰箍密封
3、检验压力释放阀
3、更换变压器油
4、过滤变压器油
4、外壳喷漆
5、整个本体的油压试验
5、更换散热器
6、检查接地装置
6、继电保护组件更换
铁心
1、打开人孔盖，拆开引线，吊起大盖
1、更换部分线圈或修理线圈
2、吊出铁芯
2、修理铁芯
3、检查铁芯，铁芯接地情况及穿芯螺丝的绝缘；检查及修理线圈和线圈压紧装置、垫块、引线、各部分螺丝、油路及接线板等
3、干燥线圈
4、消除散热器渗油
4、冷却器清扫
套管
1、检查并清扫全部套管，消除渗漏油
1、更换不合格的套管
2、检查充油式套管油质，更换不合格绝缘油
2、改进套管结构
3、检查并修理套管帽
3、套管解体检查
4、CT检查及试验
其它
1、修后试验
更换油标
2、检查清扫油标
3、结尾及记录整理
检修前的准备工作。
大修开工前由风场提出下列文件：
大修项目及进度表；
重大特殊项目的施工技术措施；
大修的组织措施及安全措施。
检修前的准备工作。
查阅档案了解变压器的运行状况；
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；
变压器负载、温度和附属装置的运行情况；
查阅上次大修总结报告和技术档案；
查阅试验记录（包括油的化验和色谱分析），了解绝缘状况；
检查渗漏油部位并作出标记；
进行大修前的试验，确定附加检修项目。
检修班组应做好下列工作：
1a）准备好大修用的材料、备品，并运至现场，妥善保管。
1b）将大修用的各种常用工具、专用工具放入专用工具箱内，并进行登记，将施工机具运至现场。
1c）准备好存放变压器的储油箱，将检修滤油机、烘箱、油泵、阀门、油管等运至现场并接好油管路；
1d）作好现场的防火措施；
1e）根据大修工作需要及班内人员情况，进行分组并指定各组负责人；
1f）大修开工前，应组织全体检修人员学习本规程及检修的技术措施，制订具体的配合进度表，明确大修项目、进度、检修方法及质量要求，确定并为检修人员所掌握。
编制大修技术、组织措施计划。
人员组织及分工；
施工项目及进度表；
特殊项目的施工方案；
确保施工安全、质量的技术措施和现场防火措施；
主要施工工具、设备明细表，主要材料明细表；
绘制必要的施工图。
施工场地要求。
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。
变压器的解体检修与组装。
解体检修：
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。
部分排油后拆卸套管、升高座、储油柜、冷却器、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。
排出全部油并进行处理。
拆卸中腰法兰或大盖连接螺栓后吊钟罩（或器身）。
检查器身状况，进行各部件的紧固并测试绝缘。
更换密封胶垫、检修全部阀门，清洗、检修铁芯、绕组及油箱。
组装：
装回钟罩（或器身）紧固螺栓后按规定注油。
适量排油后安装套管，并装好内部引线，进行二次注油。
安装冷却器等附属装置。
整体密封试验。
注油至规定的油位线。
大修后进行电气和油的试验。
解体检修和组装时的注意事项：
吊芯应在无风晴朗的天气进行。
芯子暴露在空气中的时间是：
当空气相对湿度不超过65％时为16h，当空气相对湿度不超过75％时为12h，时间计算从放油开始到开始加油为止。
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。
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。
冷却器、压力释放阀（或安全气道）、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）。
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。
组装后要检查冷却器、注油、放油阀门，按照规定开启或关闭。
对套管升高座、上部管道孔盖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。
组装后的变压器各零部件应完整无损。
安装时要特别注意高于储油柜面的部件，如套管顶部、储油柜顶部和呼吸器管道等处的密封，严禁密封不严使空气和水进入变压器。
认真做好现场记录工作。
起重工作及注意事项：
起重工作应分工明确，专人指挥，并有统一信号。
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；起重前应先拆除影响起重工作的各种连接。
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。
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。
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。
起吊或降落速度应均匀，掌握好重心，防止倾斜。
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。
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。
图1主变起吊尺寸图
起吊尺寸
A
435
B
3424
C
151
D
2820
E
2100
F
8930
备注：
图1的尺寸
16器身检修检查项目及质量标准
铁芯及线圈的检修。
检修变压器铁芯，线圈时应遵守下列安全规定：
检修人员除携带必须的检修用具外，禁止携带其它与检修无关的物品，以免脱掉后掉入线圈或铁芯内。
进入器内检修时，工作人员应穿专用工作服及塑料套鞋，并准备好擦汗用的毛巾。
带入器内的工具，事先须检查登记，并用白布带栓牢。
使用的行灯必须是36伏以下的电压。
检修人员上下铁芯时，只能沿木支架或铁构件上下，禁止手抓脚踩线圈，引线进行上下，以防损坏线圈绝缘。
铁芯检修。
检查矽钢片压紧程度，铁芯有无松动，轭铁与铁芯对缝处有无歪斜，变形等，局部有无过热现象，接地是否良好。
铁芯油道有无油腻，是否畅通，油条衬条工字钢应无损坏松动。
所有的穿心螺栓应紧固。
用1000～2500伏的摇表测量穿心螺栓与铁芯，以及轭铁与轭铁夹件之间的绝缘电阻（应卸开接地片），其值不得低于最初测得的绝缘电阻的50%。
穿心螺栓应做交流1000伏或直流2500伏耐压试验一分钟，不合格的应查明原因予以处理。
各部所有螺丝应紧固，并有防松措施；木质螺丝应无损坏，防松绑扎应完好。
图2穿心螺栓结构图
1
穿心螺丝
2
钢螺帽
3
胶木垫圈
4
铜垫圈
5
铁垫圈杆
6
（焊在夹铁上）
7
夹铁
8
绝缘纸板垫圈
9
胶木套
10
胶木管
11
油道
12
轭铁
铁芯检修工艺与质量标准
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
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.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
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.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
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.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
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.检查铁芯间和铁芯与夹件间的油路
5.油路应畅通，油道垫块无脱落和堵塞，且应排列整齐
6.检查铁芯接地片的连接及绝缘状况
6.铁芯只允许一点接地，接地片用厚度0.5mm，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.检查无孔结构铁芯的拉板和钢带
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.检查铁芯电场屏蔽绝缘及接地情况
8.绝缘良好，接地可靠
线圈检修。
线圈所有绝缘垫块，条应无松动。
线圈与轭铁及相间的绝缘纸板应完整无破裂，牢固无移位。
各组线圈应排列整齐，间隙均匀；压紧顶丝应紧顶压环；止回螺帽应拧紧，线圈表面无油泥，油路应畅通。
线圈绝缘层应完整，表面无变色，脆裂或击穿等缺陷，高低压线圈无移动变位。
有眼观察绝缘层老化情况分为四级：
1g）一级（绝缘良好）绝缘层软韧而有弹性，颜色淡而鲜用手按压无永久变形。
1h）二级绝缘层干硬而坚，颜色深而淡，用手按压后留有痕迹。
1i）三级（不可靠）绝缘层硬而脆，颜色暗而发乌，用手按压产生细小的裂纹。
这种绝缘应采取加强措施。
1j）四级（绝缘老化）绝缘以老化，表面有裂纹及脱斑情形，用手按压后绝缘层脆裂脱落。
这种绝缘情况应从新更换包扎。
铁芯检查完后，应用合格的变压器油进形冲洗并从箱底油堵处将油放净。
冲洗用油最好预先给予加热，冲洗完毕后立即将合格变压器油注至淹住。
线圈检修工艺与质量要求。
变压器绕组检修工艺与质量标准
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
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.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
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.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
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.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
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.检查铁芯间和铁芯与夹件间的油路
5.油路应畅通，油道垫块无脱落和堵塞，且应排列整齐
6.检查铁芯接地片的连接及绝缘状况
6.铁芯只允许一点接地，接地片用厚度0.5mm，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.检查无孔结构铁芯的拉板和钢带
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.检查铁芯电场屏蔽绝缘及接地情况
8.绝缘良好，接地可靠
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它两相围屏进行检查
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.检查绕组表面是否清洁，匝绝缘有无破损
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.检查绕组各部垫块有无位移和松动情况
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.检查绕组绝缘有无破损、油道有无被绝缘、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
4.
（1）油道保持畅通，无油垢及其它杂物积存
（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.用手指按压绕组表面检查其绝缘状态
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
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