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本施工方案适用于辽宁省沈阳市于山66kV变电站新建工程，主变压器、厂用高压变压器及接地变安装。

7《2006年版工程建设标准强制性条文》(电力工程部分，建标[2006]102号)。

三、工程概述及主要工作量

3.1工程概述：辽宁省沈阳市于山66kV变电站新建工程，#1、#2主变压器安装及接地变压器安装工程。

脚手架施工方案（正）.jsp13.2安装工作量如下：

主变压器安装 2台 厂用高压变压器安装2台

中性点避雷器安装 2只避雷器 2只

中性点隔离开关安装 2组 中性点电流互感器安装2台

2013年03月20日至2013年6月20日

5.1、作业人员要求：

1、所有施工人员必须经过公司的三级教育，考试合格后方可上岗，特种作业人员必须持证上岗。

2、所有施工人员必须经过身体检查合格后方可上岗。

3、施工技术人员必须具备本岗位的技术资格，必须持证上岗。

4、施工技术人员严格仔细审核施工图，编制作业指导书，并做好技术交底工作。

5、施工人员必须仔细看图并熟悉本方案，具备良好的质量意识和安全意识，施工组长必须有此项作业的施工经验。

5.1.2、劳动力资源计划表：

5.2作业机械、工具、仪器、仪表的要求

5.2.1、本工程投入的施工机械在既满足施工需要，又降低机械费成本的前提下，具体施工机器具设备、劳动保护用品及材料，详见下表：

施工中所用的计量器具，仪表必须经鉴定部门检验合格，上报监理部门批准后方可使用。

场地应平整、干净无堆积其它杂物、无积水，具有足够的施工用场地，道路畅通无污染

6.1准备好施工中需用的工具及材料

6.2变压器充氮运至现场要求

变压器运至现场如超过两个月不能立即安装和投入运行，必须排氮注油存放。注油排氮，热油循环加热器身，使器身温度高于周围环境温度10℃。

6.2.1注油排氮前，应将油箱内的残油排尽。

6.2.2绝缘油必须经净化处理，注入的油应符合下列要求：

如不符合以上要求必须先滤油合格后，方可往变压器本体注油。

6.2.3注油采用耐油胶管，确保胶管不污染绝缘油。

6.2.4绝缘油应经脱气净油设备从油箱下部阀门注入变压器内，氮气经顶部排出。

6.2.5进一步检查产品是否受潮，未受潮标准为（充油后测量）各线圈间及对地应满足下列要求：绝缘电阻R60″≥出厂值的85%（2500V兆欧表）

吸收比R60″/R15″≥出厂值的85%。

介质损耗率正切tgδ≤出厂值的120%。

如不符合上述要求，要进行干燥处理。

6.2.6采用热油循环干燥时，油箱出口油温50～70℃，循环时间不小于12h，当绕组绝缘电阻保持稳定，且无凝结水产生时，油质合格干燥方可完毕。

6.2.7临时装上储油柜系统（包括吸湿器）继续注油将油面调整到稍高于储油柜正常油面位置，并按储油柜安装使用说明书排除储油柜中的空气。

6.2.8注油存放过程中，每十天进行一次外观检查，发现漏油现象及时处理，每隔二十天从变压器主体内抽取油样进行试验。

6．3器身检查：内检的要求和注意事项如下：

6.3.1雨、雪、风天(4级以上)和相对湿度75％以上的天气不能进行内检。

6.3.2主体没有排氮之前，任何人不得进入油箱防止窒息。

6.3.3主体在油循环结束后，放油过程中要以0.7～3M3/min的流量向箱内吹入干燥空气(空气经硅胶罐过滤)，防止器身受潮。

6.3.4破氮时应采用真空进行排氮，排氮口应装设在空气流通处。破坏真空时应避免潮湿空气进入。当含氧量未达到18%以上时，工作人员不得进入。

6.3.5打开人孔洞时，进入箱中的内检人员必须穿洁净的衣服和鞋帽，身上不许带与工作无关的金属物及其它物品。

6.3.6所有工具要严格执行登记编号、清点制度，防止遗忘箱中。

6.3.7所有打开的盖板等处要有防尘措施，严防灰尘进入箱中。

6.3.8进入油箱内部进行内检的人员一般不超过3人，内检人员必须事先仔细阅读本说明书及具体产品的补充安装使用说明书，明确内检内容、要求及注意事项。

6.3.9器身暴露时间应尽量缩短，允许最长暴露时间：

空气湿度65％以下16小时

6.3.10整个内检过程中，不允许损坏和污染变压器外部及内部的组件和部件。

6.4.1拆除运输用的内部临时支撑件，并经过清点作好记录以备查。

6.4.2检查线圈压紧情况，引线的支撑和夹持情况，器身各处所有螺栓螺母的紧固情况，高压出线根部的屏蔽筒是否固定牢固。

6.4.3检查器身及上下节油箱内是否有异物存在，为便于以后装配，应将分接开关调至额定分接位置。

6.4.4夹件与铁芯之间的绝缘电阻是否良好，是否有多余的接地点。

6.4.5对变压器铁芯结构（支持件）必须进行详细检查，并作记录。

6.4.6心柱和边柱屏蔽与夹件必须接通，压钉、定位钉和固定件等是否松动。

6.4.7拉带与铁芯、夹件之间的绝缘电阻。

6.4.8开关各分接位置时的电压比、绕组直流电阻及变压器的联接组标号。

6.5.1所有安装零部件必须彻底进行检查，不合格者应进行清洗干净。

在安装冷却器时，按照厂家规定的压力值用气压或油压进行密封试验（压力达到133pa），并应符合下列要求：

a.散热器、强迫油循环风冷却器，持续30min应无渗漏。

b.强迫油循环冷却器，持续1h应无渗漏。

6.5.2高压套管及中性点套管的安装：先拆去油箱上套管孔的临时盖板，用白布擦拭法兰面，再安装升高座，安装时注意升高座的倾斜方向。在吊套管之前，先拧下顶部的接线端头和均压罩、压盖等，套管的表面及内腔应用酒精擦洗干净。利用吊车进行吊装，采用专用尼龙吊装带吊装，防止损伤套管。专用吊夹应与套管锁紧，防止起吊滑脱，当吊至变压器上方时，将橡皮圈安放好，把事先穿入套管的铁丝一端穿入拉线孔绑紧，用力拉铁丝另一端，将电流引线拽入套管内，同时慢慢放下套管，直到线头全部拉出套管，用销子将引线端头螺杆固定在罩子上。

6.5.3高压套管吊装如下图所示。

6.5.4低压套管的安装

吊装方法同上，卸开低压套管盖板及旁边的人孔盖，在套管孔上安好橡皮圈及压圈，将擦净的套管徐徐放下，将低压线圈引出的软铜片用螺栓连接在套管桩头上，调整套管位置使软铜片尽量远离箱壁，再把套管压件装上，将套管紧固在箱盖上，最后拧紧套管桩头螺栓。

用变压器油冲洗冷却器至没有杂质，将蝶阀全部关闭，然后将连接法兰临时封闭板除去，由起重机把冷却器吊起，再分别将上下法兰螺栓拧紧。管路中的阀门应操作灵活，开闭位置应正确；阀门及法兰联接处应密封良好。外接油管路安装前应彻底除锈并清洗干净。冷却装置安装完毕后应立即注满油。

安装前先将隔膜拆下，检查是否有损伤、破裂情况，同时将储油柜内清理干净，再重新装好隔膜，然后根据厂家要求气压施加气压试验，持续30min应无漏气现象。

装好油位表，手动隔膜检查其指示是否灵活，油位表指示必须与储油柜真实油位相等，最高和最低油位报警是否正确。

6.5.7气体继电器安装

待变压器真空注油后再装气体继电器，气体继电器安装前应经鉴定，气体继电器水平安装，解除绑扎开口杯的绑带，其顶盖上标的箭头应指向储油柜，与油管的连接密封应良好，安装完毕打开连接管上的油阀，使继电器充油，让空气排出，直至排气口冒油为止。

6.5.8压力释放装置安装

安装方向应正确，阀盖和升高座内部应清洁，密封良好，电接点应动作准确，绝缘良好。

吸湿器与储油柜间连接管的密封应良好，管道应畅通，吸湿剂应干燥，硅胶受潮后，须进行干燥再装进吸湿器中，将吸湿器下端运输时密封用的密封垫圈拆除，按油面线高度在罩内注入变压器油后，仍将罩拧上，最后应检查密封处是否严密，以防漏气。由于刚注油后油中空气较多，为保证储油柜的呼吸畅通，吸湿器内暂不装油，经常放气。

6.6.1将主导管端头的蝶阀接至真空泵。关闭油箱与储油柜、气体继电器端的蝶阀，使储油柜和安全气道不承受真空。打开其它所有组件、部件与本体的联接阀门。

6.6.3注油高度最低要浸过线圈和铁轭绝缘，最高从真空泵抽不出油为止。

6.6.4注油完毕立即关闭阀门，拆除注油管，将注油口密封，此时还应继续抽真空，并在规定的真空度下维持4h。

6.6.5.1在向储油柜注油前必须首先把油表的油加好,先把压油袋壳法兰盖打开,拧紧油表放油螺钉，用漏斗从油表呼吸塞处徐徐加油，用手按动油袋将袋内空气完全排出并充满油，待玻璃管内的浮球完全稳定浮上，把油表放油螺钉打开，放去玻璃管内多余油量后把油表放油螺钉及器壳法兰重新拧上。

6.6.5.2油表加油完毕，即可把储油柜排气塞打开并把吸湿器下端呼吸口处密封圈去除，安全气道放气塞打开，从油箱经联接管处向储油柜注油，当油达到2/3油表高度应放慢注油速度，待排气塞处有油溢出，表明储油柜内油室已充满油，重新拧上排气塞，通过联管重新把油放到油表浮子在正常油表标处为止。

6.6.5.3真空注油后的添加油只能从油箱上部缓慢注入，决不允许从油箱下部的闸阀或活门处注油。对于上端有放气塞的组件，在注油后应打开上部放气塞将积存的空气放出，见有油溢出时立即关闭。

净油器内部应擦拭干净，吸咐剂应干燥，其滤网安装方向应正确并在出口侧，油流方向应正确。严防硅胶颗粒可能进入油箱或器身内部。不可使用锈蚀或存在缺陷的金属网。

6.8.1安装前,其内壁应清拭干净。

6.8.2防爆隔膜信号接线应正确，接触良好，隔膜完整，其材料和规格符合规定，不得任意代用。

6.9.1温度计安装前应进行校验，信号接点应动作正确，导通良好，绕组温度计应根据制造厂规定，进行整定。

6.9.2顶盖上的温度计座内应注以变压器油,密封应良好,无渗油现象;闲置的温度计座也应密封,不得进水。

6.9.3膨胀式信号温度计的细金属软管不得有压扁或急剧扭曲,其弯曲半径不得小于50mm。

6.10所有导气管必须清试干净,其连接处应密封良好。

6.11靠近箱壁的绝缘导线排列应整齐，有保护措施，接线盒密封良好。

6.12控制箱的安装应符合现行的国家标准《电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》的有关规定。

6.13套管相色刷漆，场地清理，设备清扫。

6.14.1隔离开关及互感器安装

6.14.1.1操作机构安装，操作机构采用抱箍固定在立柱上。

6.14.1.2隔离开关安装，在立柱顶部将予埋件清理干净，用25吨汽车吊将隔离开关吊起放在立柱上，用螺丝将隔离开关固定好。

6.14.1.3安装互感器支架，将互感器吊装到支架上固定好。

6.14.1.4安装放电间隙支架，初步调整放电间隙。

6.14.2氧化锌避雷器安装，清理好予埋件，将避雷器直接吊装到立柱上，用螺栓固定好，放电记录器焊接在避雷器底座上。

6.14.3软导线安装，根据中性点到避雷器及隔离开关的实际距离截取相应的软导线，金具压接完毕后，连接中性点、避雷器及隔离开关。

6.15变压器投入运行前应主要进行下列检查:

6.15.1工作场地情况正常。

6.15.2各种保护装置的动作正常。

6.15.3油箱及铁心接地可靠,吸湿器系统已畅通无阻等。

6.15.4保证油路系统畅通,检查冷却器管路中的碟阀、储油柜和净油器油箱之间的碟阀是否开启。

6.15.5冷却系统及控制系统情况正常。

6.15.6断路器分合状态良好,三相分合同期性符合有关规定。

6.15.7升高座中的套管型电流互感器,测量用引出线端暂没有接负载的是否短接下来了(不许开路运行)。

6.16变压器投入运行前的各项试验均应合格

6.16.1绝缘油试验：耐压≥40KV/2.5mm，微水≤15ppm，含气≤2%，tgδ≤0.5%（90℃）。

6.16.2非纯瓷套管试验。

6.16.3有载调压切换装置检查试验。

6.16.4测量绕组连同套管的直流电阻。

6.16.5检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性。

6.16.6检查电压比。

6.16.7测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯的绝缘电阻。

6.16.8测量绕组连同套管的绝缘电阻，吸收比或极化指数。

6.16.9测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tanδ。

6.16.10测量绕组连同套管的直流泄漏电流。

6.16.11绕组变形试验。

6.16.12绕组连同套管的交流耐压试验。

6.16.13绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验。

6.16.14额定电压下的冲击合闸试验。

6.16.15检查相位是否正确。

6.16.16测量噪音。

6.17验收时,应移交下列资料和文件:

6.17.1制造厂提供的产品说明书、试验记录、合格证件及安装图纸等技术文件。

6.17.2安装技术记录、器身检查记录、干燥记录、试验报告等。

6.17.3备品备件移交清单。

七．施工质量检验、质量标准及预防质量通病措施

1）铁芯检查：迭片紧密度紧固无松动、铁轭螺杆与铁轭与夹件间、螺杆与夹件绝缘电阻良好无短接，铁轭夹件与接地片连接导通良好，铁芯允许接地点数1，绝缘层缠绕紧固度贴服紧固。

2）线圈检查：绝缘垫装配紧固无变位，油路通畅良好无阻塞。

3）引出线：裸露导体外观无毛刺尖角，引线与套管连接固定牢固、防松件齐全完好。裸导体相间及对地距离符合要求。

4）电压切换装置：接点引线连接紧密无松动，弹力良好。

6）气体继电器安装：继电器箭头标志指向油枕侧。

7）安全气道安装：膜片外形完整无裂损、膜片材料、规格符合产品规定。

8）吸湿器安装：硅胶颜色蓝色，呼吸通道检查无阻塞。

9）整体密封检查：焊缝及结合面严密度无渗漏，接地线连接牢固可靠。

10）基础安装：轨道标高符合图纸要求,轨道接地符合“接地装置”验标规定。

11）接地套管接地线连接牢固、导通可靠。

12）密封检查及绝缘鉴定：充氮运输变压器的充氮压力0.02～0.03MPa，残油中微水量不应大于30ppm;电气强度试验在电压等级为330kv及以下者不低于30kv。

13）器身检查:铁芯螺栓夹件间绝缘值良好无短接，铁芯允许接地点数1点，铁芯对油箱间绝缘良好。线圈绝缘层外观无损伤击穿点，线圈装配无移位松散，绝缘垫块垫楔紧度密实无松动，线圈油路通畅无阻塞，线圈引线裸露部分表面外观无尖角毛刺。分接开关接点弹力良好，接点接触塞尺塞不进。有载调压装置触头接触压力紧密。钟罩或箱盖螺栓紧力均匀一致，器身暴露在空气中的时间符合规范变压器篇规定。

14）高压套管安装：套管及电流互感器电气试验符合要求，瓷套外观无伤痕、裂纹、掉瓷，充油套管油室密封无渗漏，下部均压罩内清洁度无积水尘土。套管升高座放气塞位置在最高点，电流互感器引出端子变比符合设计及生产要求，电流互感器备用线圈连接短接并接地，引线绝缘锥体位置贴近均压罩入口，接线座与套管口密封不漏气。

15）中低压侧套管安装：引出软铜片相间及对地距离符合要求。

16）有载分接开关安装、连锁检查：极限位置时机械联锁装置动作状态限位状态，极限位置电气回路状态断电。

17）储油柜安装：胶囊或隔膜外形无杂物油垢，胶囊气密检查无漏气。

18）净油器安装：净油器内部应擦拭干净，吸咐剂应干燥，其滤网安装方向应正确并在出口侧，油流方向应正确。严防硅胶颗粒可能进入油箱或器身内部。不可使用锈蚀或存在缺陷的金属网。

19）气体继电器安装：密封及整定试验符合要求，继电器箭头标志指向油枕侧。清洁度充油试验耐压值不降低。

20）冷却装置安装：散热器焊口及结合面无渗漏，强油风冷器焊口及结合面严密性无渗漏，强油冷却器严密性无渗漏。潜油泵电机绝缘≥0.5MΩ

差压继电器检查：校验调整符合要求、差压继电器报警压差符合厂家要求、微动开关动作可靠性正确可靠。

21）风扇检查：电机绝缘电阻值≥0.5MΩ。

a.注油前一定确认油品滤油处理合格及试验合格

c.密封试验：变压器注油完成后，静止24小时后，检查变压器本体各部位有无渗油情况发生。

变压器试验压力为变压器最高点加0.3m油柱，所有焊缝及结合面严密性不渗油。

23)滤油时安排值班，值班人员必须认真尽职，责任到位，防漏油。管路连接紧固。

吊装套管时制作专用支架，吊装时要有高度的责任感，保证套管的安全。

7.2质量控制点及预防措施

计量器具不精确引起测量误差

计量器具检定合格后才允许使用

固定不牢固，接地不良好，误差比较大

风扇二次配线相序必须正确，接线端子牢固，可靠无松动现象

套管引线安装不牢固，误差比较大

1套管校对图纸、检查设备及附件无误后方可进行运输，运输时使用吊车与平板车配合。

2套管运到施工现场后，用25T吊车吊到设计位置。用螺栓固定，防止设备倾倒。

3套管安装完成后，用专用工具进行紧固。

7.3.1运输保管阶段

7.3.1.1变压器、油浸式电抗器的运输押运应安全可靠，符合厂家规定。

7.3.1.2充油套管油位正常、无渗漏，瓷件无损伤，散热器、连通管、净油器等密封良好。

7.3.1.3本体、冷却装置、套管等放置在枕木上，放置场地应平整、无积水。

7.3.1.4表计、测温装置、瓦斯继电器、绝缘材料等应入库保管。

7.3.1.5应定期检查充气压力值，其值为0.01～0.03MPa，并作好记录。

7.3.1.6设备运到现场注意分隔段归类摆放，不能侵占施工道路，堆放点应避开低洼积水区，直立运输的设备一定要放置在平整、坚实的地面上。严禁不同设备交叉混放，各种物资排放有序，设备材料堆放整齐成形，安全可靠，易查找，施工方便；大件排放呈规则形状、整洁有序。在相关区域挂牌，标明设备的名称、型号、数量等。

7.3.2对建筑工程要求

7.3.2.1基础和构架满足安装要求。

7.3.2.2安装场地应平整、干净，道路通畅。

7.3.3安装调试阶段

7.3.3.3现场油处理设备及管道、油箱应布置合理，内部清洗干净、无铁锈、无异物，确保绝缘油不受污染；油处理系统不渗漏，消防、供电的可靠性措施应到位，现场应设有专用废油桶、盛油盘等。

7.3.3.4当空气相对湿度小于75%时，器身暴露在空气中的时间不得超过16小时；空气相对湿度或露空时间超过规定时，必须延长抽真空和热油循环时间等措施。

7.3.3.5进入器身内的工作人员应穿连体服、无钉耐油软底鞋，除工具外身上严禁带任何物件，进出变压器内部前后应有专人登记、清点带入工具。

7.3.3.6器身检查结束后，应用合格变压器油进行冲洗，并清洗油箱底部，不应有遗留物。

7.3.3.7应备有足够的高纯氮气或干燥空气。在器身检查后，当天附件安装未完之前，应抽真空注气，保证本体内处于正压，防止受潮。

7.3.3.8冷却装置安装前应按产品技术要求进行严密性检查，应无渗漏现象。并用合格变压器油经压力式滤油机循环冲洗干净，排尽残油。

7.3.3.10套管、法兰颈部均压球内壁应擦拭干净，无积水，顶部结构密封垫应安装正确，密封良好，防止进水受潮。导电部分接触面应清理干净，确保导通良好。

7.3.3.11外部油管路应干净，无锈蚀。

7.3.3.12注油结束静置时应从套管、升高座、冷却装置、瓦斯继电器等部位多次放气，直至残余气体排尽。

7.3.3.13瓦斯继电器及压力释放装置应装有防雨罩，防止由于接点处进水导致接点导通造成保护误动。

7.3.3.14变压器安装全过程中不应有油渗漏，采油时应用专用油盘，将废油集中回收到废油桶中。

7.3.3.15安装结束进行补漆，应防止补漆中污染套管。

7.3.3.16受电前应擦拭干净套管表面，检查本体上无遗留物，散热片中无杂物堵塞。临时设施应拆除。

7.4.1与制造厂家、甲方共同验收。

7.4.2检查变压器主体及附件在运输车上有无移位，碰撞现象，并作好记录。

7.4.3带油运输的变压器检查有无渗漏及油面高度下降，并作记录。

7.4.4检查附件包装有无破损、丢失现象，若有问题，须作好记录。

7.4.5按装箱清单，查对箱内零件，部件是否与清单相符。

7.4.6查对出厂文件及技术资料，合格证书是否齐全。

7.4.7检查冲撞仪，并做好记录。

7.4.8设备外观检查：

7.4.8.1检查油箱密封是否良好，对于充气的气体压力应保持正压。

7.4.8.2检查箱底运输挡板的焊缝有无崩裂，箱体在运输就位时有无变形。

7.4.8.3检查安装附件有无变形损坏。

7.4.8.4检查套管的瓷裙是否完好无损，有无渗漏现象。

7.4.8.5检查气体继电器、压力释放阀、测温装置、风扇电机是否破损。

7.5设备材料质量检查：

7.5.1设备到现场后应由建设方、监理、生产厂家、施工单位共同进行开箱检查，进行下列外观检查：

7.5.1.1油箱及所有附件应齐全，无锈蚀及机械损伤，密封应良好。

7.5.1.2油箱箱盖或钟罩法兰及封板的联接螺栓应齐全，紧固良好，无渗漏、浸入油中运输的附件，其油箱应无渗漏。

7.5.1.3充油套管的油位应正常，无渗油，瓷体无损伤及其它缺陷。

7.5.1.4充氮运输的变压器。油箱内应为正压，其压力为0.02～0.03MPa。

7.5.1.5装有冲击记录仪的设备，应检查并记录设备在运输和装卸中的受冲击情况。

7.5.2施工中使用的绝缘油规格型号符合设计要求。

7.5.3运到现场的绝缘油，必须有材质单，产品合格证；若在制造厂作过全分析，并有试验记录，只需取样进行简化分析，若为炼油厂直接采油或自行购置的商品油，或若对制造厂来油有怀疑时，都必须取样全分析。不同厂家的油应作混油试验合格。

7.5.4变压器安装就位，所有附件及附属设备存放在变压器施工区域内。

7.5.5拆卸件存放期要妥善保管,应有防雨、防尘、防污措施,不允许出现锈蚀和污秽,不允许露天存放。严防内部绝缘件受潮。

7.5.6变压器套管、升高座、电流互感器等设备及瓦斯继电器、温度计等组件，在安装前由调试人员到场完成校验。

7.6变压器器身检查（当冲撞记录超过3g时，经制造厂、业主及监理确认情况下）：

7.6.1过滤好足够的绝缘油（在绝缘油过滤、注入油罐时，须防止混入杂质和空气污染及潮气、雨水）。

7.6.2由于运输中产生问题需要全面检查及排除故障时，须吊除上节油箱，进行器身检查。

7.6.3起吊上节油箱时，应先拆除调压开关的操动杆，并记好相序，以便安装，有载调压变压器，按开关使用说明书拆除引线。

7.6.4拆除变压器器身上的套管式电流互感器，须先拆除与油箱上线盒连接引线，并作好标志，以便复装。

7.6.5准备好起吊设备和材料，及器身检查时的人员分工。

7.6.6起吊上节油箱必须保持平衡起吊。

7.6.7器身检查的条件及注意事项；

7.6.8在室外检查时，不许在阴雨、下雪、风沙天气中进行，有防尘措施。

7.6.9器身检查工具必须檫洗干净，并专人登记使用情况，保证油箱内清洁。

7.6.10器身检查时，环境温度不低于5℃，器身温度高于环境温度。

7.6.11器身在空气中暴露时间，从开始放油开始计时DB52／T 931-2021 火灾高危单位消防安全检查评估技术规范.pdf，按以下执行；

a．相对湿度不大于65﹪时，不超过14小时。

b．相对湿度不大于75﹪时，不超过10小时。

C．当器身温度高于空气温度时，可延长2小时。

7.6.12线圈引出线不得任意弯折，须保持原安装位置。

7.6.13器身检查内容；

7.6.14.1检查铁芯、器身、线圈有无移位DB13／T 2948-2019标准下载，变形及松动。

7.6.14.2检查引线有无破损、变形及绝缘包扎是否松散、引线位置是否正确和根部绝缘是否良好及绝缘距离是否正确。

7.6.14.3检查铁芯、夹件、压板接地情况是否良好。