电力变压器检修工艺规程.docx
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电力变压器检修工艺规程
电力变压器检修工艺规程
1主题内容与适用范围
1.1本规程适用于电压等级在35~220KV的国产油浸电力变压器、6KV及以下厂用变压器和同类设备。
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本规程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。
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
GB7665-87变压器油
DL/T572-95电力变压器运行规程
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；
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。
3.1.3.7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；
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检修油位计，调整油位；
3.2.2.3检修冷却装置：
包括油泵、风扇、油流继电器，必要时吹扫冷却器管束；
3.2.2.4检修安全保护装置：
包括压力释放阀（安全气道）、气体继电器等；3.2.2.5检修油保护装置；
3.2.2.6检修测温装置：
包括压力式温度计、电阻温度计、棒形温度计等；
3.2.2.7检修调压装置、测量装置及控制箱，并进行调试；
3.2.2.8检查接地系统；
3.2.2.9检修全部阀门和塞子，检查全部密封状态，处理渗漏油；
3.2.2.10清扫油箱和附件，必要时进行补漆；
3.2.2.11清扫外绝缘和检查导电接头（包括套管将军帽）；
3.2.2.12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外接地；
3.2.4.3油位计的改进；
3.2.4.4气体继电器加装波纹管接头。
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（包括油的化验和色谱分析），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给制必要的施工图。
4.3施工场地要求
4.3.1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、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。
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。
5.3.4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。
5.3.5拆卸无励磁分接开关操作杆时，就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）。
5.3.6组装后的变压器各零部件应完整无损。
5.3.7认真做好现场记录工作。
6变压器检修工艺及质量标准
6.1器身检修
6.1.1施工条件与要求
6.1.1.1吊钟罩（或器身）一般宜在室内进行，以保持器身的清洁；如在露天进行时，应选在无尘土飞扬及其它污染的睛天进行；器身暴露在空气中的时间应不超过如下规定：
空气相对湿度w65%为16h;空气相对湿度w75%为12h;器身暴露时间是从变压器放油时起至开始抽真空或注油时为止；如暴露时间需超过上述规定，宜接入干燥空气装置进行施工。
6.1.1.2器身温度应不低于周围环境温度，否则应用真空滤油机循环加热油，将变压器加热，使器身温度高于环境温度5C以上。
6.1.1.3检查器身时，应由专人进行，穿着专用的检修工作服和鞋，并戴清洁手套，寒冷天气还应戴口罩，照明应采用低用行灯。
6.1.1.4进行器身检查所用的工具应由专人保管并应编号登记，防止遗留在油箱内或器身上；进入变压器油箱内检修时，需考虑通风，防止工作人员窒息。
6.1.2绕组检修
检修工艺
质量标准
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杳
2.检查绕组表面是否清洁，匝绝缘有无破损
3.检查绕组各部垫块有无位移和松动情况
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.
（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.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
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）轻轻擦试，绕组线匝表面如有破损裸露导线处，应进行包扎处理
5.用手指按压绕组表面检查其绝缘状态
（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.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，用手指按压时无裂纹、脆化，属合格状态
三级绝缘：
绝缘脆化，呈深褐色，用手指按压时有少量裂纹和变形，属勉强可用状态
四级绝缘：
绝缘已严重脆化，呈黑褐色，用手指按压时即酥脆、变形、脱落，甚至可见裸露导线，属不合格状态
6.1.3引线及绝缘支架检修
检修工艺
质量标准
1.检查引线及引线锥的绝缘
1
包扎有无变形、变脆、破损，
（1）引线绝缘包扎应完好，无变形、变脆，引线无断股卡伤
引线有无断股，弓1线与引线
情况
接头处焊接情况是否良好，
（2）对穿缆引线，为防止引线与套管的导管接触处产生分流
有无过热现象
烧伤，应将引线用白布带半迭包绕一层
220KV引线接头焊接处去所刺，表面光洁，包金属屏蔽层后
再加包绝缘
2.检查绕组至分接开关的引
（3）早期米用锡焊的引线接头应尽可能改为磷铜或银焊接
线，其长度、绝缘包扎的厚
（4）接头表面就平整、清洁、光滑无毛刺，并不得有其它杂
度、引线接头的焊接（或连
质
接）、引线对各部位的绝缘距
（5）引线长短适宜，不应有扭曲现象
离、引线的固定情况是否符
（6）引线绝缘的厚度，应符合附录B的规定
合要求
2.质量标准同1.
（1）;分接引线对各部距离应满足附录B的要
3.检查绝缘支架有无松动和损坏、位移，检查引线在绝缘支架内的固定情况
4.检查引线与各部位之间的绝缘距离
求
3
（1）绝缘支架应无破损、裂纹、弯曲变形及烧伤现象
（2）绝缘支架与铁夹件的固定可用钢螺栓，绝缘件与绝缘支架的固定应用绝缘螺栓；两种固定螺栓均需有防松措施
（220KV级变压器不得应用环氧螺栓）
（3）绝缘夹件固定引线处应垫以附加绝缘，以防止伤引线绝缘
（4）引线固定用绝缘夹件的间距，应考虑在电动力的作用
下，不致发生引线短路
4
（1）引线与各部位之间的绝缘距离，根据引线包扎绝缘的厚度不同而异，但应不小于附录B的规定
（2）对大电流引线（铜排或铝排）与箱壁间距，一般应大于100mm，以防漏磁分热，铜（铝）排表面应包扎一层绝缘，以防异物形成短路或接地
6.1.4铁芯检修
检修工艺
质量标准
1.检修铁芯表面是否平整，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
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
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呈波浪状，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.
（1）铁芯与上下夹件、方铁、压板、底脚板间应保持良好绝缘
（2）钢压板与铁芯间要有明显的均匀间隙；绝缘压板应保持
伤和放电痕迹
完整、无破损和裂纹，并有适当紧固度
为便于监测运行中铁芯的绝
（3）钢压板不得构成闭合回路，同时应有一点接地
缘状况，可在大修时在变压
（4）打开上夹件与铁芯间的连接片和钢压板与上夹件的连
器箱盖上加装一小套管，将
接片后，测量铁芯与上下夹件件和钢压板与铁芯间的绝
铁芯接地线（片）引出接地
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
3.螺栓紧固，夹件上的正、反压钉和锁紧螺帽无松动，与
情况，用专用扳手逐个紧固
绝缘垫圈接触良好，无放电烧伤痕迹，反压钉与上夹件应
上下夹件、方铁、压钉等各
有足够距离
部位紧固螺栓
4.用专用扳手紧固上下铁芯
4.穿心螺栓紧固，其绝缘电阻与历次试验比较无明显变化
的穿心螺栓，检查与测量绝
缘情况
5.油路应畅通，油道垫块无脱洛和堵塞，应排列整齐
5.检查铁芯间和铁芯与夹件
6.铁芯只允许一点接地，接地片用厚度0.5mm，宽度不小
间的油路
于30mm的紫铜片，插入3~4级铁芯间，对大型变压器插
6.检查铁芯接地片的连接及
入深度不小于80mm，其外露部分应包扎绝缘，防止短路
绝缘状况
铁芯
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
7.检查无孔结构铁芯的拉板
8.绝缘良好，接地可靠
和钢带
8.检查铁芯电场屏蔽绝缘及
接地情况
6.2整体组装
621整体组装前的准备工作和要求6.2.1.1组装前应彻底清理冷却器（散热器），储油箱，压力释放阀（安全气道），油管，升高
座，套管及所有组、部件。
用合格的变压器油冲洗与油直接接触的组、部件
6.2.1.2所附属的油、水管路必须进行彻底的清理，管内不得有焊渣等杂物，并作好检查记录。
6.2.1.3油管路内不许加装金属网，以避免金属网冲入油箱内，一般采用尼龙网。
6.2.1.4安装上节油箱前，必须将油箱内部、器身和箱底的异物、污物清理干净。
6.2.1.5有安装标志的零、部件，如气体继电器、分接开关、高压、中压套管升高座及压力释放阀（或安全气道）升高座等与油箱的相对位置和角度需按照安装标志组装。
6.2.1.6准备好全套密封胶垫和密封胶
6.2.1.7准备好合格的变压器油。
6.2.1.8将注油设备、抽真空设备及管路清扫干净；新使用的油管亦应先冲洗干净，以去除油管内的脱模剂。
6.2.2组装
6.2.2.1装回钟罩（或器身）
6.2.2.2安装组件时，应按制造厂的“安装使用说明书”规定进行；
6.2.2.3油箱顶部若有定位件，应按外形尺寸图及技术要求进行定位和密封；
6.2.2.4制造时无升高坡度的变压器，在基础上应使储油柜的气体继电器侧具有规定的升高坡度；
6.2.2.5变压器引线的根部不得受拉、扭及弯曲；6.2.2.6对于高压引线，所包扎的绝缘锥部分必须进入套管的均压球内，防止扭曲；
6.2.2.7在装套管前必须检查无励磁分接开关连杆是否已插入分接开关的拨叉内，调整至所需的分接位置上；
6.2.2.8各温度计座内应注以变压器油
6.2.2.9按照变压器外形尺寸图（装配图）组装已拆卸的各组、部件，其中储油柜、吸湿器和压力释放阀（安全气道）可暂不装，联结法兰用盖板密封好；安装要求和注意事项按各组部件“安装使用说明书”进行。
6.3排油和注油
6.3.1排油和注油的一般规定
6.3.1.1检查清扫油罐、油桶、管路、滤油机、油泵等，应保持清洁干燥，无灰尘杂质和水分。
6.3.1.2排油时，必须将变压器和油罐的放气孔打开，放气孔宜接入干燥空气装置，以防潮气侵入。
6.3.1.3储油柜内油不需放出时，可将储油柜下面的阀门关闭。
将油箱内的变压器油全部放出6.3.1.4有载调压变压器的有载分接开关油室内的油应分开抽出。
6.3.1.5可利用本体箱盖阀门或气体继电器联管处阀门安装抽空管，有载分接开关与本体应安连通管，以便与本体等压，同时抽空注油，注油后应予拆除恢复正常。
6.3.1.6向变压器油箱内注油时，应经压力式滤油机（220KV变压器宜用真空滤油机）。
6.3.2真空注油
220KV必须进行真空注油
6.4整体密封试验
变压器安装完毕后，应进行整体密封性能的检查，具体规定如下：
641静油柱压力法：
220KV变压器油柱高度3m，加压时间24h;35~110KV变压器油柱高度2m,加压时间24h;油柱高度从拱顶（或箱盖）算起。
6.4.2充油加压法：
加油压0.035MPa时间12h，应无渗漏和损伤。
6.5变压器油处理
6.5.1一般要求
6.5.1.1大修后注入变压器内的变压器油，其质量应符合GB7665-87规定；
6.5.1.2注油后，应从变压器底部放油阀（塞）采取油样进行化验与色谱分析;6.5.1.3根据地区最低温度，可以选用不同牌号的变压器油;
6.5.1.4注入套管内的变压器油亦应符合GB7665-87规定；
6.5.1.5补充不同牌号的变压器油时，应先做混油试验，合格后方可使用。
6.5.2压力滤油
6.5.2.1采用压力式滤油机过滤油中的水分和杂质；为提高滤油速度和质量，可将油加温至50~60C。
6.5.2.2滤油机使用前应先检查电源情况，滤油机及滤网是否清洁，极板内是否装有经干燥的滤油纸，转动方向是否正确，外壳有无接地，压力表指示是否正确。
6.5.2.3启动滤油机应先开出油阀门，后开进油阀门，停止时操作顺序相反；当装有加热器时，应先启动滤油机，当油流通过后，再投入加热器，停止时操作顺序相反。
6.5.3真空滤油
6.6变压器干燥
6.6.1变压器是否需要干燥的判断运行中的变压器大修时一般不需要干燥，只有经试验证明受潮，或检修中超过允许暴露时间导致器身绝缘下降时，才考虑进行干燥，其判断标准如下：
661.1tg①在同一温度下比上次测得数值增高30%以上，且超过部颁预防性试验规程规定时；
6.6.1.2绝缘电阻在同一温度下比上次测得值降低30%以上，35KV及以上的变压器在10~30C
的温度范围内吸收比低于1.3和极化指数低于1.5；
6.6.1.3油中含有水分或油箱中及器身上出现明显受潮迹象时。
6.6.2干燥的一般规定
6.6.2.1干燥方法的选择：
根据变压器绝缘的受潮情况和现场条件，可采用热油循环、涡流真空热油喷雾、零序、短路、热风等方法进行干燥并抽真空。
当在检修间烘房中干燥时，也可采用红外线和蒸汽加热等方法。
6.622干燥中的温度控制：
当利用油箱加热不带油干燥时，箱壁宜超过110C，箱底温度
不宜超过100C，绕组温度不得超过95C;带油干燥时，上层油温不得超过85C;热风干燥时，进风温度不得超过100C，进风口应设有空气过滤预热器，并注意防止火星进入变压器内。
干燥过程中尚应注意加温均匀，升温速度以10~15C/h为宜，防止产生局部过热，特别是
绕组部分，不应超过其绝缘等级的最高允许温度。
6.6.2.3抽真空的要求：
变压器采用真空加热干燥时，应先进行预热，并根据制造厂规定的
真空值抽真空；按变压器容量大小以10~15C/h的速度升温到指定温度，再以6.7KPA/H的速度递减抽真空。
6.6.3干燥过程中的检查与记录
干燥过程中应每2h检查与记录下列内容：
6.6.3.1测量绕组的绝缘电阻;
6.6.3.2测量绕组、铁芯和油箱等各部温度;
6.6.3.3测量真空度;
6.634定期排放凝结水，用量杯测量记录（1次/4h）;
6.6.3.5定期进行热扩散，并记录通热风时间；
6.6.3.6记录加温电源的电压与电流；检查电源线路、加热器具、真空管路及其它设备的运行情况。
6.6.4干燥终结的判断
6.6.4.1在保持温度不变的条件下，绕组绝缘电阻：
110KV及以下的变压器持续6h不变，220KV变压器持续12H以上不变；
6.6.4.2在上述时间内无凝结水析出。
达到上述条件即认为干燥终结。
干燥完成后变压器即可以10~15C/h的速度降温，且与器身温度基本接近（油温可略低，但温差不超过5~10°C）时，在真空状态下将油注入油箱内，
直至器身完全浸没于油中为止，并继续抽真空4H以上。
6.6.5进行变压器干燥时，应事先做好防火等安全措施，并防止加热系统故障或线圈过热烧损变压器。
6.6.6变压器干燥完毕注油后，须吊罩（或器身）检查，要求同第5.1条。
7组件检修
7.1冷却装置检修
7.1.1散热器的检修
检修工艺
质量标准
1.采用气焊或电焊，对渗漏点进行补焊处理
2.对带法兰盖板的上、下油室应打开法兰盖板，清除油室内的焊渣、油垢，然后更换胶垫
3.清扫散热器表面，油垢严重时可用金属洗净剂
（去污剂）清洗，然后用清水冲净晾干，清洗时管接头应可靠密封，防止进水
4.用盖板将接头法兰密封，加油压进行试漏
5.用合格的变压器油对内部进行循环冲洗
6.重新安装散热器
1.焊点准确，焊接牢固，严禁将焊渣掉入散热器内
2.上、下油室内部洁净，法兰盖板密封良好
3.表面保持洁净
4.试漏标准：
片状散热器0.05~0.1MPa10h
管状散热器0.1~0.15MPa10h
5.内部清洁
6.
（1）注意阀门的开闭位置，阀门的安装方向应统一；指示开闭的标志应明显、清晰
（2）安装好散热器的拉紧钢带
7.2套管检修
721充油套管检修
检修工艺
质量标准
1.更换套管油
（1）放出套管中的油
（2）用热油（温度60~70C）循环冲
洗后放出
（3）注入合格的变压器油
1.
（1）放尽残油
（2）至少循环三次，将残油及其它杂质冲出
（3）油的质量应符合GB7665-87的规定
2.套管解体
2
（1）放出内部的油
（1）放尽残油
（2）拆卸上部接线端子
（2）妥善保管，防止丢失
（3）拆卸油位计上部压盖螺栓，取下
（3）拆卸时，防止玻璃油位计破损
油位计
（4）注意不要碰坏瓷套
（4）拆卸上瓷套与法兰连接螺栓，轻
（5）垂直放置，不得压坏或变形
轻晃动后，取下上瓷套
（6）分解导电杆底部法兰螺栓时，防止导电杆晃动，
（5）取出内部绝缘筒
（6）拆卸下瓷套与导电杆连接螺栓，
取下导电杆和下瓷套
3.检修与清扫
损坏瓷套
（1）所有卸下的零部件应妥善保管，
3.
组装前应擦拭干净
（1）妥善保管，防止受潮
（2）绝缘筒应擦拭干净，如绝缘不良，
（2）绝缘筒应洁净无起层、漆膜脱落和放电痕迹，
可在70~80C的温度下干燥24~48H
绝缘良好
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