《油浸式电力变压器检修规程全套.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《油浸式电力变压器检修规程全套.docx（31页珍藏版）》请在课桌文档上搜索。
1、油浸式电力变压器检修规程全套1、范围1.1 本规程规定了油浸式电力变压器的检修周期、检修内容、检修方法、质量标准、试车与验收、维护及常见故障处理等内容。1.2 本规程适用于公司内部浸式电力变压器的维护和检修。1.3 引用文件：GB/1094.1-2013电力变压器、GB/T15164-1994油浸式电力变压器负载导则、GB6451油浸式电力变压器技术参数和要求。2、检修周期及检修内容2.1 检修周期检修类别小修大修检修间隔期1年5-10年根据状态监测结果及设备运行状况，可以适当调整检修周期。2.2 检修内容小修a）处理已发现的缺陷。b）放出储油柜积污器中的污油。c）检修油位计，调整油位。d）检
2、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。e）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。f）检修油保护装置。g）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。h）检修调压装置、测量装置及控制箱，并进行调试。i）检查接地系统。j）检查全部阀门和塞子，检查全部密封状态，处理渗漏油。k）清扫油箱和附件。1）清扫高空瓷瓶和检查导电接头（包括套管将军帽）。m）按有关规定进行测量和试验。大修a)包括小修内容。b)吊开变压器钟罩检修器身(吊出器身检修)。c)2.变压器绕组、引线及磁(电)屏蔽装置的检修。d)3.变压器铁芯
3、、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。e)4.变压器油箱及附件的检修，包括套管、吸湿器等。f)5.变压器冷却器、油泵、风扇、阀门及管道等附属设备的检修。g)6.安全保护装置的检修。h)7.油保护装置的检修。i)8.测温装置的检验。j)9.操作控制箱的检修和试验。k)10.无励磁分接开关或和有载分接开关的检修。1)11.全部密封胶垫的更换和密封试验。m)12.必要时对器身绝缘进行干燥处理。n)13.变压器各导电接头修理及拆装。0)14.变压器油的处理。p)15.变压器中性点接地刀闸、避雷器检修及试验。q)16.变压器支撑平台及滚轮修理加油、拆装防震板。r)17
4、.清扫油箱并进行喷涂油漆。s)18.大修的试验和试运行。3检修前准备3.1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 .查阅上次检修试验记录(包括油的化验和色谱分析),了解绝缘状况。5 .检查变压器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。3.2编制大修工程技术、组织措施计划其主要内容有：1.（一）检修人员组织及分工2 .（二）施工项目网络图及进度表3 .（三）特殊项目的施工方案：如吊罩（吊芯）措施、干燥措施、真空注油措施、运输措施等4 .（四
5、）确保施工安全、质量的技术措施和现场防火措施5 .（五）主要施工工具、设备明细表，主要材料明细表6 .（六）设备改进图纸、零件加工7 .3施工场地要求（一）变压器的检修工作，如条件许可，应尽量安排在室内检修间进行。（二）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。4检修方法及质量标准4.1 器身检修（一）施工条件与要求1 .吊钟罩（器身）必须保持器身的清洁；在露天进行时，应做好防尘、防雨等措施；器身暴露在空气中的时间不能超
6、过如下规定：空气相对湿度65%为16h;空气相对湿度75%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，必须接入干燥空气装置进行施工。2 .器身在吊钟罩前温度必须高于环境温度1015。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，照明应采用低压行灯。4.进行器身检查所使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；进行变压器油箱内检修时，需考虑通风，防止工人员窒息。5 .引线、导线夹及绝缘件上不得搭、挂、靠任何，攀登。6 .线圈引出线不得任意弯折（对于有折伤的应进行修复）。（二）绕组检修1 .检查相间隔板和围
7、屏有无破损、变色、变形、放电痕迹（解开一相检查如发现异常应打开其它两相围屏进行检查。2 .检查绕组表面是否清洁，匝绝缘有无破损。绕组是否有位移、变形。3 .检查绕组各部垫块有无位移和松动情况。4 .检查绕组绝缘有无破损、油道有无被绝缘、油垢或杂物堵塞现象，必要时可用软毛刷（或绸布）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。5 .用手指按压绕组表面检查其绝缘状态。（三）引线及绝缘支架检修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。2 .检查绕组至分接开关的引线，其长度、绝缘包扎厚度、引线接头的焊接（连接）、引
8、线对各部位的绝缘距离、引线的固定情况是否符合要求。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.检查引线与各部之间的绝缘距离（四）铁芯检修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，上铁辗的顶部和下铁胡的底部是否有油垢杂物，可用洁净的白布擦拭，若叠片有翘起或不规整处可用木锤（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伤和放电痕迹。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。4 .紧固上下铁芯的穿芯螺栓，检查与测量绝缘。5 .检查铁芯间
9、和铁芯与夹件间的油路。6 .检查铁芯接地片的连接及绝缘状况。7 .检查铁芯电场屏蔽绝缘及接地情况。8 .检查铁芯是否有移位、整体变形现象（五）油箱检修1 .检查油箱上焊点及焊缝是否存在砂眼并进行补焊。2 .清扫油箱内部，清除积存在箱底的油污杂质。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。打开检查孔，清扫联箱和集油盒内杂质。4 .检查钟罩（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（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 .
10、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。4.2、 变压器排油和注油（一）排油和注油的一般规定1 .排油及注油前检查清扫油罐、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。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（22OKV及以上变压器必须接入）。3 .储油柜内油不需放出时，可将储油柜下面的阀门关闭。4 .启备变装有有载分接开关，有载分接开关油室内的油应分开抽出。5.220KV及以上变压器设有抽真空管，其余未设抽真空管的变压器可利用本体箱盖阀门或气体继电器联管处阀门安装抽真空管，有载分接开关与本体应用U形管在专设位置连通
11、有载分接开关油室和变压器油箱，以便与本体等压，同时抽真空注油，注油后应予拆除恢复正常。6.向变压器油箱内注油时，应经压力式滤油机（22OKV变压器宜用真空滤油机）。（二）真空注油220KV变压器及IlOKV启备变必须进行真空注油，其它变压器有条件时也应采用真空注油。真空注油连接见图1所示。1.通过试抽真空检查油箱的强度，一般局部弹性变形不应超过箱壁厚度的2倍，并检查真空系统的严密性。2 .关闭变压器储油柜、净油器、有载分接开关储油柜处蝶阀，其它阀门处于开启位置。在气体继电器联接法兰或油箱顶部50蝶阀处装置抽真空管路和真空表计，（厂高变无此蝶阀，只能在气体继电器联接法处装置抽真空管路）并连接至抽
12、真空设备。3 .在变压器下节油箱80闸阀处装置注油管路，通过滤油机接至油罐。4 .启动真空泵开始抽真空，应均匀提高真空度，按表2规定维持真空时间。表2电压等级(KV)容量(KVA)真空度(Pa)持续真空时间(h)60KV以下50.7211020000及以上133(759mmHg)222013385 .真空注油：在真空状态下打开油箱底部注油闸阀，注入合格的绝缘油；持续真空按表25%;注油速度应维持在4th;注油时变压器绕组绝缘电阻不应有明显下降，否则应放慢注油速度；注入的绝缘油必须加温到5070C为宜(UOKV变压器注入的绝缘油油温应在5060C为宜；厂高变可以常温注油，若需加温油温高于器身51
13、0C即可）。6 .注油至离油箱顶盖约100mm时停止注油，维持真空不少于4h（110KV变压器维持真空不少于5h）o同时给有载分接开关油室注入合格的变压器油，然后解除真空，拆除抽真空管路及真空装置，拆除有载分接开关与变压器油箱连通用U型管，密封管接口。（三）补充注油及静放1 .补充注油必须从油箱上部进行，一般从储油柜注油管补油。2 .在储油柜抽真空（排气）管及阀门处装置抽真空管路及真空表，并连接至抽真空设备。在储油柜补油管及阀门处装置注油管路并连接至滤油机。3 .开启储油柜下部蝶阀并打开净油器及其它应投入运行的闸阀、蝶阀，检查蝶阀处于开启状态后定位。4 .开启抽真空管处阀门，启动真空泵开始抽真
14、空。抽真空时间为表2规定的1/2。5.在真空状态下开启补油管处阀门，均匀缓慢的注入合格的绝缘油。注油速度应控制在3th以内。注入的绝缘油温度应与变压器上层油温致。严禁注入不同牌号的绝缘油。6.注油高度至储油柜相应温度的油位高度。有载分接开关油室的补油从开关注油管注入，注油高度至开关储油柜相应的油位高度。7.补充注油时应多次放气，排气按油面上升高度逐步打开升高座、导气管、集油盒、冷却器、储油柜等最高位置放气塞进行排气，出油后即旋紧放气塞。8.补充注油后应进行变压器整体密封性试验，检查变压器整体密封性能。具体规定如下：（静油柱压力法）220KV变压器油柱高度3m,加压时间24h应无渗漏油现象。35
15、110KV变压器油柱高度2m,加压时间12h应无渗漏油现象。油柱高度从油箱顶盖算起。9.补充注油后变压器必须静放。静放时间为：220KV变压器不得少于48小时,11OKV变压器不得少于24小时,厂高变不得少于12小时。在静放期间还应多次排气。10.从变压器下部取油阀取油样作油色谱及试验分析。表3电压等级(KV)击穿电压(KV2.5mm)介质损失角90C时()微水含量(PPM)35KV及以下3512511040115220400.54.2微水份无无4.4 变压器组件检修（一）散热器的检修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
16、垢，然后更换密封胶垫。3 .清扫散热器表面，油垢严重时可用金属洗净齐!J（去污齐IJ）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。（二）压油式套管检修1.检查瓷套有无损坏。2 .套管解体时，应依次对角松动法兰螺栓。3 .拆卸瓷套前应先轻轻晃动，使法兰与密封胶垫间产生缝隙后再拆下瓷套。4 .拆导电杆和法兰螺栓前，应防止导电杆摇晃损坏瓷套，拆下的螺栓应进行清洗，丝扣损坏的应进行更换和修整。拆除套管下部螺母前应用细绳将导电杆拉住，以防导电杆滑进变压器油箱中。5 .取出绝缘筒（若
17、为导电杆也需取出）,擦除油垢，绝缘筒及在导电杆表面的覆盖层应妥善保管。（必要时应干燥）6 .检查瓷套内部，并用白布擦拭；在套管外侧根部根据情况喷涂半导体漆。7.必要时，应将拆下的瓷套和绝缘件送入干燥室进行轻度干燥，然后再组装。8 .更换新胶垫，位置要放正。9 .将套管垂直放置于套管架上，组装时与拆卸顺序相反。在安装时应均匀地扭动搬手，将螺母扭紧，以防损坏瓷件。10 .变压器注油时，应将套管上部放气塞打开排气。（三）压力释放阀的检修1.从变压器油箱上拆下压力释放阀。2 .清扫护罩和导流罩。3 .检查各部连接螺栓及压力弹簧。4 .进行动作试验。5 .检查微动开关动作是否正确。6 .更换密封胶垫。7
18、 .升高座如无放气塞应增设。8 .检查信号电缆。（四）气体继电器检修1.将气体继电器拆下，检查容器、玻璃窗、放气阀门、放油塞、接线端子盒、小套管等是否完整，接线端子及盖板上箭头标示是否清晰，各接合处是否渗漏油。2 .气体继电器由专业人员检验，动作可靠，绝缘、流速校验合格，密封合格。3 .气体继电器联结管径应与继电器管径相同，其弯曲部分应大于904 .气体继电器先装两侧联管，将气体继电器安装于其间，用水平尺找准位置并使进出口联管和气体继电器三者处于同一中心位置后紧固螺栓。5.安装完毕后打开联管上的阀门，使储油柜与变压器本体油路连通，打开气体继电器的放气塞排气。6.连接气体继电器二次引线，并做传动
19、试验。（五）阀子及塞子检修1.检查阀门的转轴、挡板等部件是否完整、灵活和严密，更换密封垫圈,必要时更换零件。2 .阀门应拆下分解检修，研磨接触面，更换密封填料，缺损的零件应配齐，对有严重缺陷无法处理者应更换。3 .对变压器本体和附件各部和放油（气）塞、油样阀门等进行全面检查，并更换密封胶垫，检查丝扣是否完好，有损坏而又无法修理者应更换。5、试车与验收5.1 变压器试运行前的检查项目（一）变压器本体、冷却装置及所有附件均完整无缺不渗油，油漆完整；（二）变压器滚轮的固定装置应完整；（三）接地可靠（变压器油箱、铁芯和夹件引线）；（四）变压器顶盖上无遗留杂物；（五）储油柜、冷却装置、净油器等油系统上的
20、阀门均在开的位置，储油柜油温标示线清晰可见;（六）高压套管的接地小套管应接地，套管顶部将军帽应密封良好，与外部引线的连接接触良好；（七）变压器的储油柜和充油套管的油位正常；（八）有载分接开关的油位需略低于变压器储油柜的油位；（九）进行各升高座的放气，使其完全充满变压器油，气体继电器内应无残余气体；（十）吸湿器内的吸附剂数量充足、无变色受潮现象，油封良好，能起到正常呼吸作用；（十一）无励磁分接开关的位置应符合运行要求，有载分接开关动作灵活、正确，闭锁装置动作正确，控制盘、操作机构箱和顶盖上三者分接位置的指示应一致，；（十二）温度计指示正确，整定值符合要求；（十三）冷却装置试运行正常，强油冷却的变
21、压器应启动全部油泵（并测量油泵的负载电流）,进行较长时间的循环后，多次排除残余气体。（十四）进行冷却装置电源的自动投切和冷却装置的故障停运试验；（十五）继电保护装置应经调试整定，动作正确。5.2 变压器的试运行变压器试运行时应按下列规定检查：（一）中性点直接接地系统的变压器在进行冲击合闸时，中性点必须接地;（二）气体继电器的重瓦斯必须投跳闸位置；（三）额定电压下的冲击合闸应无异常，励磁涌流不致引起保护装置的误动作；（四）受电后变压器应无异常情况；（五）检查变压器及冷却装置所有焊缝和接合面，不应渗油现象，变压器无异常振动或放电声；（六）分析比较试运行前后变压器油的色谱数据，应无明显变化；（七）试
22、运行时间不得少于24ho6异常运行和常见故障原因分析6.1声音异常1 .当有大容量的动力设备启动时，负荷突然增大，变压器声音也会变大,如变压器带有电弧炉、可控硅整流器等负荷时，负荷变化大，又因谐波作用，变压器内瞬间发出哇哇声或咯咯间歇声，监视测量仪表指针发生摆动。2 .过负荷，在夏季或农忙用电高峰时，配变会因为过负荷发出很高的沉重的嗡嗡声。3 .个别零件松动（如铁芯的松动）或有遗漏零件在铁芯上时，变压器会发出强烈而不均匀的噪声,或有锤击”和吹风之声。4 .变压器内部接触不良或局部放电，会发出放电的吱吱或“僻啪”声，且此声音随离故障部位远近而变化；如果是绕组短路，将有僻啪声，严重时会有巨大的轰鸣
23、声随后可能起火。5 .系统短路或接地时，通过的短路电流很大，使变压器的噪声也很大。当线路在导线连接处或T接处发生断线，刮风时容易造成时接时断的接触而发生弧光或火花，这时变压器就会发出象青蛙唧哇唧哇,的叫声；当低压线路发生接地或短路事故时，变压器就发出轰轰的响声；当变压器绕组高压引出线相互间或它们对外壳闪络放电时，有爆裂声音。6 .变压器的跌落式熔断器或分接开关接触不良时，有“吱吱”的放电声。7 .变压器高压套管脏污，表面釉质脱落或有裂纹存在，可听到嘶财声。8 .变压器铁芯接地断线，会产生劈裂声。9 .变压器的某些部件因铁芯振动而造成机械接触时，会产生连续的、有规律的撞击或摩擦声。10 .电网发
24、生过电压，例如中性点不接地系统，发生单相接地或电磁共振时，变压器声音比平常尖锐。1 .由于涡流或夹紧铁芯用的穿芯螺栓绝缘损坏，使变压器油温升高，涡流使铁芯长期过热而引起硅钢片间的绝缘破坏，这时铁损增大，油温升高而穿芯螺栓绝缘破坏后，使穿芯螺栓与硅钢片短接，这时有很大的电流通过穿芯螺栓，使螺栓发热，也使变压器的油温升高。2 .绕组局部层间或匝间短路，内部接点有故障，接触电阻加大，二次线路上有大电阻短路等，均会使油温升高。3 .过负载、环境温度过高，冷却风扇和输油泵故障，散热器阀门忘记打开，渗漏油引起油量不足等原因都会造成变压器温度不正常。6.3 、油色、油位异常1 .瓷套管端子的紧固部分松动，表
25、面接触面过热氧化，会引起变色和异常气味。2 .变压器漏磁的断磁能力不好及磁场分布不均，引起涡流，会使油箱局部过热引起油漆变色。3 .瓷套管污损产生电晕、闪络会发出奇嗅味，冷却风扇、油泵烧毁会发出烧焦气味。4 .吸潮过度、垫圈损坏、进入油室的水量太多等原因会造成吸湿计变色。5 .发现油内含有炭粒和水分，油的酸价增高，闪点降低，随之绝缘强度降低，易引起绕组与外壳的击穿。6 .在夏季重负荷运行时，油位就会升高，若超过最高温度标线刻度，就应适当放油；当变压器渗漏严重，就会使油位下降，若降到最低标线以下，应加油补充。6.4 体表异常1 .呼吸口不灵或内部故障可引起防爆膜龟裂、破损。2 .大气过电压，内部
26、过电压等会引起瓷件、瓷套管表面龟裂，并有放电痕迹。渗漏油1.油箱与零部件联接处的密封小良，焊件或铸件存在缺陷，运行中额外荷重或受到震动。2.内部故障使油温升高，引起油的体积膨胀，发生漏油或喷油。6.6高低压套管故障1 .套管密封不严，因进水使绝缘受潮而损坏。2 .套管的电容芯子制造不良，内部游离放电。3 .套管积垢严重，表面釉质脱落，或套管上有大的碎片和裂纹，均会造成套管闪络和爆炸事故。6.7三相电压不平衡1.三相负载不平衡，引起中性点位移，使三相电压不平衡。2 .系统发生铁磁谐振，会使三相电压不平衡。3 .绕组局部发生匝间或层间短路，也会造成三相电压不平衡。4 .8分接开关故障分接开关故障主
27、要有：接触不良、触头烧坏、触头间短路、触头对地放电，油箱上有吱吱的放电声，电流表随响声发生摆动，瓦斯保护可能发出信号，发生这类故障的主要原因有:L分接开关触头弹簧压力不足，触头滚轮压力不匀，使有效接触面面积减少，以及因镀银层的机械强度不够而使触头磨损严重，引起分接开关烧毁。2 .分接开关接触不良，经受不住短路电流冲击而发生故障。3 .操作不当，倒分接开关时，由于分接头位置切换错误，引起开关烧坏。4 .相间绝缘距离不够，或绝缘材料性能降低，在过电压作用下短路。5 .油温过高，分接开关长期浸在高于常温的油中，使分接开关触头出现炭膜及油垢，触头发热，损坏触头。6 .9引线部分故障引线部分故障常有引线
28、烧断、接线柱打火等现象发生。主要原因有：引线与接线柱松动，导致接触不良、发热；软铜片焊接不良，引线之间焊接不牢，造成过热或开焊，如不及时处理，将造成变压器不能运行或三相电压不平衡而烧坏用电设备。线圈故障常表现为：绕组局部发生匝间或层间短路，造成三相电压不平衡，线圈对地放电等。其原因主要有：(1)变压器进水受潮、油质劣化，绝缘能力下降。(2)材料质量、制造、检修工艺不良都有可能造成线圈故障。6.11 冷却装置故障冷却装置主要有机械故障如电机损坏，风扇叶片变形等；电源故障，发生内部导线短路，熔丝熔断等；控制回路故障，如直流电源消失，接触器无法吸合等。具体情况依设计而定，如值班员可自行恢复的，要尽快
29、处理，否则应记录时间并注意温度变化，使对变压器的损害降到最低。6.12 继电保护动作继电保护动作，说明变压器内部有故障。瓦斯保护是变压器的主要保护,它能监视变压器内部发生的部分故障，常常是先轻瓦斯动作发出信号，然后重瓦斯动作去掉闸。轻瓦斯动作的主要原因：因滤油、加油和冷却系统不严密，致使空气进入主变压器；温度下降和漏油致使油位缓慢降低；变压器内部故障，产生少量气体；变压器内部短路；保护装置二次回路故障。当外部检查未发现变压器有异常现象时，应查明瓦斯继电器中气体的性质：如积聚在瓦斯继电器内的气体不可燃，而且是无色无嗅的，而混合气体中主要是惰性气体，氧气含量大于6%,油的闪点不降低，说明是空气进入
30、继电器，此时变压器可以继续运行。如气体是可燃的，则说明变压器内部有故障，应根据瓦斯继电器内积聚的气体性质来鉴定故障性质，如气体为黄色不易燃的，且一氧化碳含量大于1%-2%,为木质绝缘损坏；灰色和黑色易燃的，且氢气含量在30%以下。有焦油味，闪点降低，则说明油因过滤而分解或油内曾发生过闪络故障；浅灰色带强烈臭味且可燃的，是纸或纸板绝缘损坏。如上述分析对变压器内的潜伏性故障还不能作出正确判断，则可采用气相色谱法作为适当判断。当变压器的差动保护和瓦斯保护同时动作，在未查明原因和消除故障前不准合闸。7变压器完好标准7.1运行正常，效能良好：a.持续地达到铭牌出力或上级批准的出力，温升符合设计要求，但上
31、层油温最高不超过85。Gb.绕组、套管、绝缘油等试验符合电气设备预防性试验规程规定；C.一次回路设备绝缘良好，运行中声响正常；d.差动、过波、气体继电器、防爆装置等主要保护和信号装置齐全完好，动作准确。7.2 内部构件无损，质量符合要求:a.部件和零件齐全完整，分接开关的电气性能和机械性能良好，无接触不良和卡涩现象；b.电压表、电流表、温度表等主要表计齐全无损，指示反应准确;C,变压器油定期跟踪分析有资料，各项指标符合有关要求；d.油位正常符合要求，无假油位。7.3 主体整洁，零部件齐全好用：a.主体及周围环境整洁，照明良好，必要的标志、编号齐全；b.外壳不渗油，套管不渗油，器身无油迹；c.冷却装置运行正常，散热器及风扇齐全好用；d.连接的组合导线、铜牌等排列规则齐全。7.4 技术资料齐全准确，应具有：a.设备档案，并符合企业设备管理制度要求；b.运行、检修、试验记录。
