变压器的大修项目及要求
变压器的检修和试验
变压器的检修和试验运行中的变压器由于受到电磁振动、机械磨损、化学作用、大气腐蚀、电腐蚀等，会使变压器的健康状况逐渐变坏。
这时从技术标准来衡量，已在一定程度上影响了变压器安全、可靠地运行。
因此，变压器经过长期运行后必须进行检修，将不符合指标的部件更换或修复，使变压器恢复到原来的健康水平。
（一）变压器大修1.变压器大修的周期（1）主变压器在投入运行应进行大修吊芯检查，以后每隔5—10年吊芯检修一次，变压器运行中发生故障，或在预防性试验中发现问题，也应进行吊芯检修。
（2）配电变压器如一直在正常负荷下运行，可考虑每10年大修一次。
（3）有载调压变压器的分接开关部分，当达到制造厂规定的操作次数后，应将切换开关取出检修。
（4）安装在淫秽区的变压器，应根据日常积累的运行经验、试验数据及技术数据确定检修期限。
2.变压器大修的步骤和项目（1）大修前的准备：在运行记录中摘录出已暴露出来的缺陷，并到现场进行核对，制定出消除缺陷的对策；如要消除重大缺陷，需要特殊的检修工艺才能解决，则应制定专门的技术安全措施和组织措施。
对检修中需用的设备、材料和工具应预先列出清单，并到检修现场检查用具是否齐全。
（2）放油，打开变压器顶盖，吊出器身、检查线圈和铁芯。
（3）检修铁芯、线圈、分接开关和引出线。
（4）检修顶盖、油枕、防爆管、散热器、油截门、吸湿器和套管等。
（5）检修冷却装置和油再生装置。
（6）清扫壳体，必要时从新油漆。
（7）检修控制测量仪表、信号和保护装置。
（8）滤油或换油。
（9）必要时干燥绝缘。
（10）装置变压器。
（11）按试验规程规定的项目进行测量和试验。
（12）试验合格后将变压器从新投入运行。
3.变压器大修项目的要求（1）为防止器身吊出后，因暴露在空气中的时间过长而使绕组受潮，应避免在阴雨天吊芯。
同时，吊出的芯子暴露在空气中的时间不应超过如下规定：干燥空气（相对湿度≯65%）16h；潮湿空气（相对湿度≯75%）12h。
吊芯前应当测量周围环境温度和变压器油温，当芯子温度高于环境温度10°C左右，方可进行吊芯。
变压器小修和大修的修理标准
变压器小修和大修的修理标准
变压器小修和大修范围及修理标准见表3—37。
表3—37 变压器小修和大修范围及修理标准
☞修理后的试验和标准
1.变压器额定性能数据允许偏差
变压器修理后的试验目的在于检查修理质量。
一台变压器应查对的性能数据有；额定容量S e(KVA)、空载时的一次侧电压U1e(V )、绕组联结方式、空载损耗P O（W）、短路损耗P d（W）、短路电压百分数U d%(阻抗电压)、变压比K等。
这些数据在国家标准中均有规定，且给予一定的试验裕度。
如果超出规定限值，则说明产品质量尚不符合标准要求。
变压器额定性能数据允许偏差见表3—38
表3—38 变压器额定性能数据允许偏差
测试仪表的精度要求；测量电压、电流和电阻均应使用准确度不低于0.5级的仪表和仪用互感器；测量功率应使用不低于1.0级的低功率因数功率表。
变压器检修导则
7.1 电力变压器检修规程7.1.1检修周期(1)小修周期：检修周期一般1-3年，检修时间随春检或电网公司检修时间确定。
(2)大修周期：大型电力油浸变压器原则上在投入运行后的5年内和以后每间隔10-13年大修1次，7.1.2检修项目（1）小修项目1)处理已发现的缺陷；2)放出储油柜积污器中的污油；3)检修油位计，调整油位；4)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；5)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；6)检修油保护装置；7)检修测温装置：包括绕组温度计、油面温度计等；8)检修调压装置、测量装置及控制箱，并进行调试；9)检查接地系统；10)检修全部阀门和塞子，检查全部密封状态，处理渗漏油；11)清扫油箱和附件，必要时进行补漆；12)清扫外绝缘和检查导电接头(包括套管将军帽)；13)按有关规程规定进行测量和试验。
（2）大修项目1)吊开钟罩检修器身，或吊出器身检修；2)绕组、引线及磁(电)屏蔽装置的检修；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；4)油箱及附件的检修，包括套管、吸湿器等；5)冷却器、油泵、水泵、风扇、阀门及管道等附属设备的检修；6)安全保护装置的检修；7)油保护装置的检修；8)测温装置的校验；9)操作控制箱的检修和试验；10)无励磁分接开关和有载分接开关的检修；11)全部密封胶垫的更换和组件试漏；12)必要时对器身绝缘进行干燥处理；13)变压器油的处理或换油；14)清扫油箱并进行喷涂油漆；15)大修的试验和试运行。
7.1.3 检修前的准备工作检修前应编制完善的检修方案，其中包括检修的组织措施、安全措施和技术措施。
7.1.4 变压器本体的解体检修与组装工艺要求本导则主要针对日常维护和小修, 变压器的解体与组装只做简要说明,详情见《DL/T 573电力变压器检修导则》。
变压器的维修
变压器的维修对投入运行的变压器应定期进行检查和维护, 了解质量变异情况,防止设备发生故障, 以确保生产安全. 变压器的检修期限随产品质量的可靠程度及负荷稳定与否而定。
行检修类别一般分为大修和小修两类，大修取出心体进行，小修则不取出心体。
检修期限推荐如下：大修：凡有负荷开关、油循环或水循环冷却的变压器，运行后一年即应进行检修一次。
此后每五年进行一次，其余变压器每隔五年进行一次。
小修：电压在110kv及以上，容量在2000KVA及以上，每六个月小修一次，其他变压器每年至少小修一次变压器的维修项目1.大修的检修项目及其顺序1) 检修前的准备工作。
2) 拆卸变压器箱盖密封处紧固件，吊出心体加以检查检修心体中铁心、线圈、分接开关及引线。
检修箱盖、储油柜、安全气道(油管、放油和加油阀、套管)等。
检修冷却装置和滤油装置。
清扫油箱或外壳，必要时进行油漆。
7）检修控制仪表或测量仪表、信号及保护装置。
（8）滤油或换油。
9）必要时干燥绝缘。
10）装配变压器。
11）进行规定的测量和试验。
2.小修的检修项目及顺序检修前的准备工作。
检修或消除已经发现且就地消除的故障。
检查并拧紧引出线的接头。
擦清油箱和瓷套。
放出储油柜中污油，检查油面表，必要时加油。
检查放油活门和所有密封垫。
7）检查和清扫冷却系统所有元件。
检查气体保护装置。
进行规定的测量和试验。
变压器的故障及其原因表5-23 变压器故障及其原因路3.油的介质损失角过高一、二次线圈间或线圈 1.产品经受大气过电压在绝缘电阻良好的基础上逐对地耐压击穿步提高耐压试验值2.设计的绝缘距离过小3.制造中有局部弱点运行中异常发热顶油 1.负载超定额观察顶油温度或色谱分析温升超限2.铁心与线圈间绝缘不良有起火现象3.大电流连接处的接触电阻过绝缘老化的检查变压器绝缘老化程度等级，目前尚无正确的仪器可测量。
检修人员一般按经验将其分成四个等级: 一级一一良好状态：绝缘富有弹性，用手按压不会产生变形痕迹。
变压器的维修
变压器的维修一、大修项目1)检修器身（铁心、绕组、分接开关和引线）。
2)检查顶盖、贮油柜、安全气道、散热管、油阀和套管等。
3)清扫外壳，必要时重新油漆。
4)检查测量仪表，信号和保护装置。
5)滤油或换油。
6)进行绝缘干燥处理。
7)检查和试验，各项指标符合要求。
二、小修项目1)检查导电杆接头处螺丝有无松动，有无过热现象。
2)绝缘套管有无放电痕迹和破损。
3)箱体接合处有无渗油痕迹。
4)防爆膜是否完好，并检查其密封性能。
5)冷却系统是否完好，并进行全面清理。
6)贮油柜油位是否正常，放掉污油，检查干燥剂是否失效。
7)侧量高压对地，高压对低压，低压对地的绝缘电阻。
8)检查变压器的外壳是否可靠接地。
电动机的维修一、大修项目1)外部有无损坏，零件是否齐全，彻底清除、去掉尘垢，补修损坏部分。
2)内部清理及检查，先去掉定子上的灰尘，擦去污垢，同时检查绕组绝缘是否出现老化痕迹（深棕色）或有无脱落，若有则立即补修，刷漆，检查转子绕组污染和损伤情况。
检查定、转子铁心有无磨损变形，如有磨损，则应予修整。
3)检查定子，转子绕组是否有相间短路、匝间短路、短路等现象，应针对发现的问题予以处理，绕组对地绝缘电阻应大于5MΩ4)清洗轴承并检查轴承磨损情况。
5)安装基础检查，用手锤和扳手检查螺丝的紧固情况。
6)修理后，应用摇表测量绝缘电阻，检查各部分转动是否灵活，电动机先进行空载运转0.5h试验，然后带负载运转。
二、小修项目1)清除和擦去机壳外部尘垢，测量绝缘电阻。
2)检查接线盒接线螺丝是否松动、烧伤，拧紧螺丝。
3)检查端盖、轴承盖螺丝、接地螺丝、接地线连接及安装情况。
4)检查轴承转动及润滑情况。
5)检查皮带及连轴器等传动装置运转情况。
6)检查和清擦起动装置。
防爆开关的修理一、大修项目1)更换导电杆螺丝，绝缘垫片。
2)更换接触器、中间继电器、控制变压器。
3)更换本体。
4)更换内部连接导线。
5)更换接线嘴。
6)隔爆接触面的伤痕，锈蚀的修理。
变压器大修的周期和项目
变压器大修的周期和项目
变压器大修周期一般为5年。
其检修项目为：
1、外壳及油的检修
①检查并清扫外壳，包括顶盖、储油柜、高、低压绝缘套管、安全气道、散热器等，并消除渗漏。
②根据变压器油质情况，进行滤油或换油。
③检查并检修接地装置。
④必要时对外壳重新涂漆。
2、铁心与绕组的检修
①检查铁心接地情况及穿心螺钉的绝缘;检查及清扫绕组及绕组夹紧装置、引线等。
②检查绕组的绝缘状况是否良好及衬垫是否牢固，不应有线圈松动、变形和位移情况以及一次侧、二次侧绕组不对称现象。
3、分接开关的检修
①检查与检修分接开关，包括附加设备，动、静触头及其传动机构。
②检查与检修有载分接开关的控制装置，包括电动机、传动机构及其操作回路等。
4、其他检修
①校验与调整温度计、控制仪表、继电保护装置、控制、信号装置及其二次回路等。
②检查与调换空气干燥剂及吸湿剂等。
③大修后应进行必要的预防性试验。
④消除已发现的变压器的缺陷。
1。
35KV变压器大修四措
35KV变压器大修四措一、工程概况**主变自上次大修至今已到大修年限，根据中华人民共和国电力工业部发布的《电力变压器检修导则》应进行大修，为保证变压器吊罩大修工作安全、顺利地进行，特制订本施工组织方案。
二、组织措施1、施工现场组织机构组长：成员：现场技术负责人：现场安全负责人：工作负责人：试验负责人：起重负责人：参加班组：2、工作任务**主变大修3、变压器技术参数：型号：容量：接线组别：额定电压：额定电流：总重：油重：生产厂家：4、计划工作时间2005年月日——月日三、技术措施1、变压器施工执行技术标准：（1）《电力变压器检修导则》DL/T 573－95（2）《电力设备预防性实验规程》DL/T 576－1996（3）《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》GBJ148－90 （4）变压器厂家《技术文件》2、施工准备1）开工前现场工作人员应认真学习本措施和电业安全规程有关部分及变压器检修导则（项目标准和要求）。
2）参照本措施和主变实际情况准备好工器具，并检查其状态、性能，保证其处于良好的工作状态；工器具放置整齐有序；工具的发放由专人负责，并作好记录。
3）照本措施,各班组按工作任务准备相应的材料、工具。
准备好材料，并存放妥善。
4）班组根据工区的分工合理编制各班组的施工进度。
5）清理油罐，准备补充用油和有载分接开关油罐。
6）各班组根据工区的分工合理编制各班组的施工进度。
7）防火、防雨、防潮设施齐全。
8）准备上主变的工作人员穿戴的变压器专用工作服；专用全塑手套。
9）准备好吊车等工具车辆，保证其处于良好的工作状态。
10）现场准备紧急用车，保证紧急用车的工作状态良好。
11）大修前应组织有关人员现场了解设备情况，对重要施工项目制定具体方案，落实施工设备布置场所等并划出35KV变压器大修现场设备定置图。
3、工作进度第一日：办理工作票，检查渗漏油点，高压做大修前试验，为大修做准备第二日：本体放油，拆卸附件，吊罩检查，处理缺陷。
变压器的大修质量标准
变压器的大修质量标准一、绕组检修的质量标准：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）检查支撑围屏的长块应无爬电痕迹。
4）相间隔板完整并固定牢固。
2、检查绕组表面是否清洁，绕组有否变形、位移等。
1）绕组应清洁，表面无油垢、无变形。
2）整个绕组无倾斜，位移，财线辐向无明显弹出现象。
3、检查绕组各部垫块有无移位和松动情况。
各部垫块应排列整齐,辐向间距相等，轴向成一垂线，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、检查绕组油道有无被绝缘物、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.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、检查绕组绝缘有无破损、局部过热、放电痕迹。
若有局部过热或放电,应查明原因处理后重新包扎绝缘。
1）绕组外观绝缘整齐清洁无破损。
2）绕组应无局部过热和放电痕迹.6、用手指按压绕组表面检查其绝缘状态.绝缘状分为四级：1）一级绝缘：绝缘有弹性，用手指压后无残留变形，属良好状态。
2）二级绝缘：绝缘仍有弹性，用手指压无裂纹、脆化，属合格状态。
3）三级绝缘：绝缘脆化、呈深褐色，用手指压时有少量的裂纹和变形，属免强可用状态。
4）四级绝缘：绝缘已严重脆化,呈黑色，用手指压时即酥脆，变形、脱落，甚至可见裸露导线，属不合格状。
二、引线及绝缘支架检修的质量标准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，引线与引线接头焊接情况是否良好，有无过热现象.1）引线绝缘包扎完好，无变形、变脆，引线无断股卡伤情况。
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（1）变压器检修工艺规程（2）放电间隙保护。
加入间隙零序电流大于定值的电流，保护装置动作1）保护动作于跳闸，动作值及动作时间在精度允许范围以内，测量出口在正确无误（9）110KV中性点零序过留保护。
加入中性点零序电流大于定值的电流，保护装置动作1）保护动作于跳闸，动作值及动作时间在精度允许范围以内，测量出口在正确无误（10）闭锁有载调压。
加入零序电流大于定值的电流，保护装置动作出口闭锁有载调压1）保护动作于出口闭锁有载调压，动作值及动作时间在精度允许范围以内，测量出口在正确无误（11）过负荷保护。
加入故障电流大于定值电流，保护装置动作于出口发信1）保护动作于报警，动作值及动作时间在精度允许范围以内，测量出口在正确无误（12）非电流保护。
短接保护柜端子排相应端子，保护装置应发出相应信后并做出相应出口：本体重瓦斯：跳闸本体轻瓦斯：信号有载调压重瓦斯：跳闸油温启动冷却器：启动、停止温度高：信号压力释放：信号冷却器全停：信号油位异常：信号1）各保护信号均作于出口发信或跳闸，动作时间在允许范围内，测量出口正确无误变压器的大修项目及要求3.1.1变压器的大修周期1)变压器一般在投入运行后5年内和以后每间隔10年大修再一次。
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时，才进行大修。
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)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，经总工程师批准，可适当延长大修周期。
3.1.2变压器的大修项目3.1.2.1变压器的大修项目有：1)吊开钟罩或吊出器身检修；2)线圈、引线及磁（电）屏蔽装置的检修；3)铁芯、铁芯紧固件（穿心螺杆、夹件、拉带、绑带等）、压钉、连接片及接地片的检修；4)油箱及附件的检修，包括套管、吸湿器等；5)冷却器、油泵、水泵、风扇、阀门及管道等附属设备的检修；6)安全保护装置的检修；7)油保护装置的检修；8)测温装置的校验,瓦斯继电器的校验；9)操作控制箱的检修和试验；10)无励磁分接开关和有载分接开关的检修；11)全部密封胶垫的更换和组件试漏；12)必要时对器身绝缘进行干燥处理；13)变压器油处理或换油；14)清扫油箱并进行喷涂油漆；15)大修后的试验和试运行；16)可结合变压器大修一起进行的技术改造项目，如油箱机械强度的加强，器身内部接地装置改为外引接地，安全气道改为压力释放阀，高速油泵改为低速油泵，油位计的改进，储油柜加装密封装置，气体继电器加装波纹管接头。
3.1.3变压器大修前的准备工作1)查阅历年大小修报告及绝缘预防性试验报告（包括油的化验和色谱分析报告），了解绝缘状况。
2)查阅运行档案了解缺陷、异常情况，了解事故和出口短路次数，变压器的负荷。
3)根据变压器状态，编制大修技术、组织措施，并确定检修项目和检修方案。
4)变压器大修应安排在检修间内进行。
当施工现场无检修间时，需做好防雨、防潮、防尘和消防措施，清理现场及其他准备工作。
5)大修前进行电气试验，测量直流电阻、介质损耗、绝缘电阻及油试验。
6)准备好备品备件及更换用密封胶垫。
7)准备好滤油设备及储油灌。
3.1.4大修现场条件及工艺要求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，应选在晴天进行；器身暴露在空气中的时间作如下规定：空气相对湿度不大于65%时不超过16h；空气相对湿度不大于75%时不超过12h；器身暴露时间从变压器放油时起计算直至开始抽真空为止。
2)为防止器身凝露，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5℃以上。
3)检查器身时应由专人进行，着装符合规定。
照明应采用安全电压。
不许将梯子靠在线圈或引线上，作业人员不得踩踏线圈和引线。
4)器身检查使用工具应由专人保管并编号登记，防止遗留在油箱内或器身上；在箱内作业需考虑通风。
5)拆卸的零部件应清洗干净，分类妥善保管，如有损坏应检修或更换。
6)拆卸顺序：首先拆小型仪表和套管，后拆大型组件；组装时顺序相反。
7)冷却器、压力释放阀（或安全气道）、净油器及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（或采取其他防潮密封措施）。
8)套管、油位计、温度计等易损部件拆后应妥善保管，防止损坏和受潮；电容式套管应垂直放置。
9)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。
10)对套管升高座，上部管道孔盖、冷却器和净油器等上部的放气孔应进行多次排气，直至排尽，并重新密封好并擦油迹。
11)拆卸无励磁分接开关操作杆时，应记录分接开关的位置，并做好标记；拆卸有载分接开关时，分接头位置中间位置（或按制造厂的规定执行）。
12)组装后的变压器各零部件应完整无损。
3.1.5现场起重注意事项1)起重工作应分工明确，专人指挥，并有统一信号，起吊设备要根据变压器钟罩（或器身）的重量选择，并设专人监护。
2)起重前先拆除影响起重工作的各种连接件。
3)起吊铁芯或钟罩（器身）时，钢丝绳应挂在专用吊点上，钢丝绳的夹角不应大于60℃，否则应采用吊具或调整钢丝绳套。
吊起离地100mm左右时应暂停，检查起吊情况，确认可靠后再继续进行。
4)起吊或降落速度应均匀，掌握好重心，并在四角系缆绳，由专人扶持，使其平稳起降。
高、低压侧引线，分接开关支架与箱壁间应保持一定的间隙，以免碰伤器身。
当钟罩（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。
5)吊装套管时，其倾斜角度应与套管升高座的倾斜角度基本一致，并用缆绳绑扎好，防止倾倒损坏瓷件。
3.2变压器的大修3.2.1大修工艺流程修前准备→办理工作票，拆除引线→电气、油备试验、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（器身）器身检查，检修并测试绝缘→受潮则干燥处理→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、油务度验→结束3.2.1.1变压器大修时按工艺流程对各部件进行检修，部件检修工艺如下：1)绕组检修a)检查相间隔板和围屏（宜解体一相），围屏应清洁无破损，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。
如发现异常应打开其他两相围屏进行检查，相间隔板应完整并固定牢固。
b)检查绕组表面应无油垢和变形，整个绕组无倾斜和位移，导线辐向无明显凸出现象，匝绝缘无破损。
c)检查绕组各部垫块有无松动，垫块应排列整齐，辐向间距相等，支撑牢固有适当压紧力。
d)检查绕组绝缘有无破损，油道有无被绝缘纸、油垢或杂物堵塞现象，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、导线如有破损裸露则应进行包裹处理。
e)用手指按压绕组表面检查其绝缘状态，给予定级判断，是否可用。
2)引线及绝缘支架检修a)检查引线及应力锥的绝缘包扎有无变形、变脆、破损，引线有无断股、扭曲，引线与引线接头处焊接情况是否良好，有无过热现象等。
b)检查绕组至分接开关的引线长度、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、引线的固定情况等。
c)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，固定螺栓应有防松措施，固定引线的夹件内侧应垫以附加绝缘，以防卡伤引线绝缘。
d)检查引线与各部位之间的绝缘距离是否符合规定要求，大电流引线（铜排或铝排）与箱壁间距一般不应小于100mm，以防漏磁发热，铜（铝）排表面应包扎绝缘，以防异物形成短路或接地。
3)铁芯检修a)检查铁芯外表是否平整，有无片间短路、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有无油垢杂物。
b)检查铁芯上下夹件、方铁、绕组连接片的紧固程度和绝缘状况，绝缘连接片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。
c)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。
d)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。
e)检查铁芯间和铁芯与夹件间的油路。
f)检查铁芯接地片的连接及绝缘状况，铁芯只允许于一点接地，接地片外露部分应包扎绝缘。
g)检查铁芯的拉板和钢带应紧固，并有足够的机械强度，还应与铁芯绝缘。
4)油箱检修a)对焊缝中存在的砂眼等渗漏点进行补焊。
b)清扫油箱内部，清除油污杂质。
c)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。
d)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。
e)检查器身定位钉，防止定位钉造成铁芯多点接地。
f)检查磁（电）屏蔽装置应无松动放电现象，固定牢固。
g)检查钟罩（或油箱）的密封胶垫，接头良好，并处于油箱法兰的直线部位。
h)对内部局部脱漆和锈蚀部位应补漆处理。
5)整体组装a)整体组装前应做好下列准备工作：Ⅰ彻底清理冷却器（散热器）、储油柜、压力释放阀（安全气道）、油管、升高座、套管及所有附件，用合格的变压器油冲洗与油直接接触的部件。
Ⅱ各油箱内部和器身、箱底进行清理，确认箱内和器身上无异物。
Ⅲ各处接地片已全部恢复接地。
Ⅳ箱底排油塞及油样阀门的密封状况已检查处理完毕。
Ⅴ工器具、材料准备已就绪。
b)整体组装注意事项：Ⅰ在组装套管、储油柜、安全气道（压力释放阀）前，应分别进行密封试验和外观检查，并清洗涂漆。
Ⅱ有安装标记的零部件，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（安全气道）等与油箱的相对位置和角度需按照安装标记组装。
Ⅲ变压器引线的根部不得受拉、扭及弯曲。
Ⅳ对于高压引线，所包绕的绝缘锥部分必须进入套管的均压球内，不得扭曲。
Ⅴ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。
Ⅵ各温度计座内应注以变压器油。
c)器身检查、试验结束后，即可按顺序进行钟罩、散热器、套管升高座、储油柜、套管、安全阀、气体继电器等整体组装。
6)真空注油110KV及以上变压器必须进行真空注油，其他变压器有条件时也应采用真空注油。
真空注油应按下述方法（或按制造厂规定）进行，其原理示意见图3-1。
操作步骤如下：a)油箱内真空度达到规定值保持2h后，开始向变压器油箱内注油，注油温度宜略高于器身温度。
b)以3～5t/h速度将油注入变压器,距箱顶约220mm时停止,并继续抽真空保持4h以上。
7)补油及油位调整变压器真空注油顶部残存空间的补油应经储油柜注入，严禁从变压器下部阀门注入。
对于不同型式的储油柜，补油方式有所不同，现分述如下。
a)胶囊式储油柜的补抽方法：Ⅰ进行胶囊排气，打开储油柜上部排气孔，对储油柜注油，直至排气孔出油。