变压器检修规程.docx

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变压器检修规程

1．范围1

2.设备技术参数1

3.引用标准1

4.检修周期及检修项目1

5.维护检修内容2

6.修前准备3

7.变压器的解体检修4

8.变压器检修工艺及质量标准4

9.变压器的整体组装16

10.变压器的解体检修和组装时的注意事项17

11.注油和整体密封性试验17

12.变压器的油漆19

13.试验项目及试运行20

变压器检修规程

1．范围

本检修规程适用于风电厂110kV升压变压器及35kVSVG降压变压器的检修工作。

本检修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。

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.设备技术参数

110kV升压变压器技术参数：

型　号

SZ10-31500/110

生产厂

南通晓星变压器

容量（MVA）

31.5

连接组别

YNd11

额定电压（kV）

115/35

分接范围

（115±8×1.25%）/35kV

出厂日期

2011/09

冷却方式

ONAN

35kV降压变压器技术参数：

型　号

SL11-RL-6000/35

生产厂

广东海鸿变压器

容量（MVA）

连接组别

Yd11

额定电压（kV）

35/10

分接范围

出厂日期

2011/10

冷却方式

ONAN

3.引用标准

3.1GB1094.1～GB1094.5电力变压器

3.2DL/T572电力变压器运行规程

3.3DL/T573电力变压器检修导则

3.4DL/T574变压器分接开关运行维修导则

3.5DL/T596电力设备预防性试验规程

3.6厂家技术文件

4.检修周期及检修项目

4.1大修周期

4.1.1一般在运行后的5年内和以后每隔10年大修一次，工期控制在30-40天。

4.1.2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。

4.1.3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。

4.1.4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，可适当延长周期。

4.2小修周期

4.2.1一般每年一次，工期控制在4-7天。

4.3附属装置的检修周期

4.3.1保护装置和测温装置的校验，应根据有关规程的规定进行。

4.3.2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。

4.3.3自动装置及控制回路的检验，一般每年进行一次。

4.3.4套管的检修随本体进行，套管的更换应根据试验结果确定。

4.4巡视检查周期

4.4.1每周一次。

5.维护检修内容

5.1大修项目

5.1.1吊开钟罩检修器身，或吊出器身检修；

5.1.2绕组、引线及磁（电）屏蔽装置的检修；

5.1.3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；

5.1.4油箱及附件的检修，包括套管、吸湿器等；

5.1.5冷却器、油泵、水泵、风扇、阀门及管道等附属设备的检修；

5.1.6安全保护装置的检修；

5.1.7油保护装置的检修；

5.1.8测温装置的检修；

5.1.9智能型变压器早期故障在线监测系统检查与调试；

5.1.10操作控制箱的检修和试验；

5.1.11无励磁分接开关和有载分接开关的检修；

5.1.12全部密封胶垫的更换和组件试漏；

5.1.13必要时对器身绝缘进行干燥处理；

5.1.14变压器油的处理或换油；

5.1.15清扫油箱并进行喷涂油漆；

5.1.16检修后的各项试验和试运行。

5.2小修项目

5.2.1处理已发现的缺陷；

5.2.2放出储油柜积污器中的污油；

5.2.3检修油位计，调整油位；

5.2.4检修冷却装置：

包括油泵、风扇、油流继电器等，必要时吹扫冷却器管束；

5.2.5检修安全保护装置：

包括储油柜、压力释放器、气体继电器等；

5.2.6检修油保护装置；

5.2.7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；

5.2.8检修调压装置、测量装置及控制箱，并进行调试；

5.2.9检查接地系统；

5.2.10检修全部阀门和塞子，检查全部密封状态，处理渗漏油；

5.2.11清扫油箱和附件，必要时进行补漆；

5.2.12清扫外绝缘和检查导电接头（包括将军帽）；

5.2.13按DL/T596-1996电力设备预防性试验规程进行测量和试验。

5.3巡视检查项目

5.3.1油温检查；油浸式电力变压器上层油温，在周温环境温度为40℃时，规定不得超过95℃。

5.3.2油位检查；根据测温表、温度曲线、指针温度计判断油位是否正常；

5.3.3检查响声；根据响声判断变压器内部是否有故障，必要时取油样进行色谱分析检测内部故障；

5.3.4检查变压器外壳及中性点接地情况，变压器四周有无危及安全的杂物；

5.3.5检查套管及引线有无明显过热、裂纹、放电痕迹。

5.3.6渗漏油检查；变压器外壳、散热器有无油污，各管道、阀门、焊接处有无渗油；

5.3.7吸湿器检查；吸湿器有无堵塞，玻璃筒是否完好，吸湿器内干燥剂是否变色；

5.3.8检查各阀门是否在正常工作位置，压力释放阀有无异常；

6.修前准备

6.1检修项目

工艺流程；修前准备→办理工作票，拆除引线→电气、油务试验、绝缘判断→部分排油，拆卸附件并检修→排尽油并处理，拆除分接开关连接件→吊钟罩进行器身检查，检修并测试绝缘→受潮则干燥处理→整体组装→按规定注油方式注油→安装套管、冷却器等附件→密封试验→油位调整→电气、油务试验→结束

6.2修前准备

6.2.1查阅档案了解变压器的运行状况

（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；

（2）负载、温度和附属装置的运行情况；

（3）查阅上次大修总结报告和技术档案；

（4）查阅试验记录（包括油的化验和色谱分析），了解绝缘状况；

（5）检查渗漏油部位并作出标记；

（6）进行大修前的试验，确定附加检修项目。

6.2.2编制大修工程技术、组织措施计划

（1）人员组织及分工；

（2）施工项目及进度表；

（3）特殊项目的施工方案；

（4）确保施工安全、质量的技术措施和现场防火措施；

（5）主要施工工具、设备明细表，主要材料明细表；

（6）绘制必要的施工图。

6.2.3施工场地要求

a）施工现场需作好防雨、防潮、防尘和消防措施；

b）施工现场准备充足的施工电源及照明；

c）施工现场安排好储油容器、拆卸附件的放置地点和消防器材的合理布置等。

7.变压器的解体检修

7.1解体检修

7.1.1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。

7.1.2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。

7.1.3排出全部油并进行处理。

7.1.4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）。

7.1.5检查器身状况，进行各部件的紧固并测试绝缘。

7.1.6更换密封胶垫、检修全部阀门，清洗、检修铁芯、绕组及油箱。

8.变压器检修工艺及质量标准

8.1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、放电痕迹，如发现异常应打开其它两相围屏进行检查。

（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、查绕组表面是否清洁，匝绝缘有无破损。

（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、查绕组各部垫块有无位移和松动情况。

1、

（1）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，应进行包扎处理。

（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、手指按压绕组表面检查其绝缘状态。

绝绝缘状态可分为：

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。

8.2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包扎有无变形、变脆、破损，引线有无断股，引线与引线接头处焊接情况是否良好，有无过热现象。

（1）引线绝缘包扎应完好，无变形、变脆、破损，引线有无断股卡伤情况；

（2）对穿缆引线，为防止引线与套管的导管接触处产生分流烧伤，应将引线用白布带半包绕一层。

220KV引线接头焊接去毛刷，表面光洁，包金属屏蔽后再加包绝缘；

（3）早期采用锡焊的引线接头应尽可能改为磷铜或银焊接；

（4）接头表面应平整、清洁、光滑无毛刺，并不得有其它杂质；

（5）引线长短适宜，不应有扭曲现象；

（6）引线绝缘的厚度，应符合附录B的规定。

2、检查绕组至分接开关的引线，其长度、绝缘包扎的厚度、引线接头的焊接（或连接）、引线对各部位的绝缘距离、引线的固定情况是否符合要求。

质量标准同：

分接引线对各部绝缘距离应满足附录B要求

（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，以防卡伤引线绝缘；

（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。

3、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固定情况。

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。

4、检查引线与各部位之间的绝缘距离。

对大电流引线（铜排或铝排）与箱壁间距，一般应大于100mm，以防漏磁发热，铜（铝）排表面应包扎一层绝缘，以防异物开成短路或接地。

8.3铁芯检修

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．油路应通畅，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

8.4油箱检修

检修工艺

质量标准

1．对油箱上焊点、焊缝中存在的砂眼等渗漏点进行补焊

2．清扫油箱内部，清除积存箱底的油污杂质

3．清扫强油循环管路，检查固定于下夹件上的导向绝缘管，连接是否牢固，表面有无放电痕迹

4．检查钟罩（或油箱）法兰结合面是否平整，发现沟痕，应补焊磨平

5．检查器身定位钉

6．检查磁（电）屏蔽装置，有无松动放电现象，固定是否牢固

7．检查钟罩（或油箱）的密封胶垫，接头是否良好，接头处是否放在油箱法兰的直线部位

8．检查内部油漆情况，对局部脱漆和锈蚀部位应处理，重新补漆

1．消除渗漏点

2．油箱内部洁净，无锈蚀，漆膜完整

3．强油循环管路内部清洁，导向管连接牢固，绝缘管表面光滑，漆膜完整、无破损、无放电痕迹

4．法兰结合面清洁平整

5．防止定位钉造成铁芯多点接地；定位钉无影响可不退出

6．磁（电）屏蔽装置固定牢固无放电痕迹，可靠接地

7．胶垫接头粘合牢固，并放置在油箱法兰直线部位的两螺栓的中间，搭接面平放，搭接面长度不少于胶垫宽度的2～3倍，胶垫压缩量为其厚度的1/3左右（胶棒压缩量为1/2左右）

8．内部漆膜完整，附着牢固

8.5附件检修

8.5.1套管检修

电容芯轻度受潮时，可用热油循环，将送油管接到套管顶部的油塞孔上，回油管接到套管尾端的放油孔上，通过不高于80℃的热油循环，使套管的tgδ值达到正常数值为止。

变压器在大修过程中，油纸电容型套管一般不作解体检修，只有在套管tgδ不合格，需要进行干燥或套管本身存在严重缺陷，不解体无法消除时，才分解检修，其检修工艺和质量标准如下：

检修工艺

质量标准

1.准备工作

（1）检修前先进行套管本体及油的绝缘试验，以判断绝缘状态

（1）根据试验结果判定套管是否需解体

（2）套管应垂直置于专用的作业架上，中部法兰与作业架用螺栓固定4点，使之成为整体

（2）使套管处于平稳状态

（3）放出套管内的油

（3）放尽残油

（4）如图5所示，将下瓷套用双头螺栓或紧线钩2固定在工作台上（三等分），以防解体时下瓷套脱落

（4）套管处于平稳状态

（5）拆下尾端均压罩，用千斤顶将导管顶上，使之成为一体

（5）千斤顶上部应垫木板，防止损坏导管螺纹

（6）套管由上至下各接合处作好标志

（6）防止各接合处错位

2.解体检修

（1）拆下中部法兰处的接地和测压小套管，并将引线头推入套管孔内

（1）防止引线断裂

（2）测量套管下部导管的端部至防松螺母间的尺寸，作为组装时参考

（2）拆下的螺栓、弹簧等零件应有标记并妥善保管

（3）用专用工具卸掉上部将军帽，拆下储油柜

（3）注意勿碰坏瓷套

（4）将上部四根压紧弹簧螺母拧紧后，再松导管弹簧上面的大螺母，拆下弹簧架

（4）测量压缩弹簧的距离，作为组装依据

（5）吊出上瓷套

（5）瓷套保持完好

（6）吊住导管后，拆下底部千斤顶，拆下下部套管底座、橡胶封环及大螺母

（6）吊住套管不准转动并使电容芯处于法兰套内的中心位置，勿碰伤电容芯

（7）拆下下瓷套

（7）瓷套保持完好

（8）吊出电容芯

（8）导管及电容芯应用塑料布包好置于清洁的容器内

3.清扫和检查

（1）用干净毛刷刷洗电容芯表面的油垢和杂质，再用合格的变压器油冲洗干净后，用皱纹纸或塑料布包好

（1）电容芯应完整无损，无放电痕迹，测压和接地引外线连接良好，无断线或脱焊现象

（2）擦拭上、下瓷套的内外表面

（2）瓷套清洁，无油垢、裂纹和破损

（3）拆下油位计的玻璃油标，更换内外胶垫，油位计除垢后进行加热干燥，然后在内部刷绝缘漆，外部刷红漆，同时应更换放气塞胶垫

（3）更换的新胶垫，尺寸和质量应符合要求

（4）清扫中部法兰套筒的内部和外部，并涂刷油漆，更换放油塞、测压和接地小套管的胶垫

（4）清扫中部法兰套筒内部时，要把放油塑料管拆下并妥善保管

各零部件要清洗干净，并保持干燥

（5）测量各法兰处的胶垫尺寸，以便配制

（5）胶垫质量应符合规定

4.套管的干燥

只有套管的tgδ值超标时才进行干燥处理

（1）将干燥罐内部清扫干净，放入电容芯，使芯子与罐壁距离≥200mm，并设置测温装置

（1）干燥罐应有足够的机械强度，并能调节温度，温度计应事先校验准确

（2）测量绝缘电阻的引线，应防止触碰金属部件

（2）干燥罐上应有测量绝缘电阻的小瓷套

（3）干燥罐密封后，先试抽真空，检查有无渗漏

（3）真空度要求残压不大于133.3Pa

（4）当电容芯装入干燥罐后，进行密封加温，使电容芯保持75～80℃

（4）温度上升速度为5～10℃/h

（5）当电容芯温度达到要求后保持6h，再关闭各部阀门，进行抽真空

（5）开始抽真空13kPa/h，之后以6.7kPa/h的速度抽空，直至残压不大于133.3Pa为止，并保持这一数值

（6）每6h解除真空一次，并通入干燥热风10～15min后重新建立真空度

（6）尽量利用热扩散原理以加速电容芯内部水分和潮气的蒸发

（7）每6h放一次冷凝水，干燥后期可改为12h放一次

（7）利用冷凝水的多少以判断干燥效果

（8）每2h作一次测量记录（绝缘电阻、温度、电压、电流、真空度、凝结水等）

（8）在温度和真空度保持不变的情况下，绝缘电阻在24h内不变，且无凝结水析出，则认为干燥终结

（9）干燥终结后降温至内部为40～50℃时进行真空注油

（9）注入油的温度略低于电容芯温度5～10℃，油质符合GB7665—87规定

5.组装

（1）组装前应先将上、下瓷套及中部法兰预热至80～90℃，并保持3～4h以排除潮气

（1）组装时电容芯温度高出环境温度10～15℃为宜

（2）按解体相反顺序组装

（2）零部件洁净齐全

（3）按图6方法进行真空注油：

图6真空注油示意图

1—真空表；2—阀门；3—连管；4—真空泵；

5—变压器油；6—油箱；7—套管

首先建立真空，检查套管密封情况；注油后破空期间油位下降至油位计下限时需及时加油，破空完毕后加油至油位计相应位置（考虑取油样应略高于正常油面）

（3）要求套管密封良好，无渗漏；油质符合GB7665—87标准；套管瓷件无破损、无裂纹，外观洁净、无油迹；中部接地和测压小瓷套接地良好

（4）注油时残压应保持在133.3Pa以下，时间按照表2执行

表2

时间（小时）

抽空

浸油

2～3

保持

（4）级装后绝缘试验结果符合电力设备预防性试验规程规定

8.5.2套管型电流互感器的检修

检修工艺

质量标准

1.检查引出线的标志是否齐全

1.引出线的标志应与铭牌相符

2.更换引出线接线柱的密封胶垫

2.胶垫更换后不应有渗漏，接线柱螺栓止动帽和垫圈应齐全

3.必要时进行变比和伏安特性试验

3.变比和伏安特性应符合铭牌技术条件

4.用2500V兆欧表测量线圈的绝缘电阻

4.绝缘电阻应≥1MΩ

8.6储油柜的检修

检修工艺

质量标准

1.打开储油柜的侧盖，检查气体继电器联管是否伸入储油柜

1.一般伸入部分高出底面20～50mm

2.清扫内外表面锈蚀及油垢并重新刷漆

2.内壁刷绝缘漆，外壁刷油漆，要求平整有光泽

3.清扫积污器、塞子等零部件

3.安全气道和储油柜内胶囊互相连通，气道无堵塞，胶囊无破损。

4.更换各部密封垫

4.密封良好无渗漏，应耐受油压0.05MPa、6h无渗漏

8.7磁力油位计的检修

检修工艺

质量标准

1.打开储油柜手孔盖板，卸下开口销，拆除连杆与密封隔膜相连接的绞链，从储油柜上整体拆下磁力油位计

1.注意不得损坏连杆

2.检查传动机构是否灵活，有无卡轮、滑齿现象

2.传动齿轮无损坏，转动灵活

3.检查主动磁铁、从动磁铁是否耦合和同步转动，指针指示是否与表盘刻度相符，否则应调节限位块，调整后将紧固螺栓锁紧，以防松脱

3.连杆摆动45°时指针应旋转270°，从“0”位置指示到“10”位置，传动灵活，指示正确

4.检查限位报警装置动作是否正确，否则应调节凸轮或开关位置

4.当指针在“0”最低油位和“10”最高油位时，分别发出信号

5.更换密封胶垫进行复装

5.密封良好无渗漏

8.8净油器的检修

检修工艺

质量标准

1.关闭净油器进出口的阀门

1.阀门关闭严密，不渗漏

2.打开净油器底部的放油阀，放尽内部的变压器油（打开上部的放气塞，控制排油速度）

2.准备适当容器，防止变压器油溅出

3.拆下净油器的上盖板和下底板，倒出原有吸附剂，用合格的变压器油将净油器内部和联管清洗干净

3.内部洁净，无吸附剂碎末

4.检查各部件应完整无损并进行清扫，检查下部滤网有无堵塞，洗净后更换胶垫，装复下盖板和滤网，密封良好

4.进油口的滤网应装在挡板的外侧，出油口的滤网应装在挡板内侧，以防吸附剂和破损滤网进入油箱

5.吸附剂的重量占变压器总油量的1%左右，经干燥并筛去粉末后，装至距离顶面50mm左右，装回上盖板并加以密封

5.吸附剂更换应根据油质的酸价和pH值而定；更换的吸附剂应经干燥，填装时间不宜超过1h

6.打开净油器下部阀门，使油徐徐进入净油器同时打开上部放气塞排气，直至冒油为止

6.必须将气体排尽，防止残余气体进入油箱

7.打开净油器上部阀门，使净油器投入运行

7.确认阀门在“开”位

8.对于强油冷却的净油器，在净油器出入口阀门关闭后，即可卸下净油器，将内部的吸附剂倒出，然后进行检修和清理，并对出入口滤网进行检查，对原来采用的金属滤网，应更换为尼龙网，其它要求基本与上述相同

8.对早期生产的变压器应注意入口联管的连接

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