《换流变压器现场绕组更换关键工艺控制导则》

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DL

中华人民共和国电力行业标准

DL/TXXXXX—XXXX

换流变压器现场绕组更换关键工艺

控制导则

Guideforkeyprocesscontroloffieldreplacementfor

convertertransformerwinding

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（征求意见稿）

XXXX-XX-XX发布XXXX-XX-XX实施

国家能源局发布

T/CSEE(/Z)XXXX-YYYY

前言

本标准按照GB/T1.1-2009《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》的规则起草。

本标准涵盖了变压器类绕组现场更换的工艺控制点。

本标准适用于以下的设备：

——500kV及以下电压等级的换流变压器类设备；

——500kV及以下电压等级的普通变压器类设备

本标准的某些内容可能涉及专利，本标准的发布机构不承担识别这些专利的责任。

本标准由XXX提出。

本标准由XXX技术归口并解释。

本标准起草单位：

本标准主要起草人：

本标准为首次发布。

本标准执行过程中的意见或建议反馈至XXX。

II

T/CSEE(/Z)XXXX-YYYY

换流变压器现场绕组更换关键工艺控制导则

1范围

本标准适用于适用500kV及以下电压等级的换流变压器或变压器现场绕组更换过程控制，可应用于

现场更换1~2个绕组或变压器内局部部件修复处理的工程。

本标准适用于以下的设备：

——500kV及以下电压等级的换流变压器类设备；

——500kV及以下电压等级的普通变压器类设备。

2规范性引用文件

下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的

修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准。然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究

是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本使用于本标准。

IEC60076-1电力变压器第1部分：总则

IEC61378-2变流变压器第2部分：高压直流用换流变压器

IEC60137用于高于1000V交流电压的绝缘套管

IEC60296变压器与断路器用新绝缘油规范

IEC62199直流套管

GB2536变压器油

GB5273变压器、高压电器和套管的接线端子

GB10230有载分接开关

GB/T7252变压器油中溶解气体分析和判断导则

DLT573电力变压器检修导

GB50150电气装置安装工程电气设备交接试验标准

GB/T16927.1高压试验技术第1部分：一般试验要求

3术语和定义

3.1绕组更换（replacementforconvertertransformerwinding）

绕组故障时，拆除换流变/变压器所有附件，对绕组进行整体更换。

3.2热油喷淋（Spraydryingwithoil）

将合格绝缘油加热到设定温度，利用油泵等设备，用热油对换流变/变压器内内部绕组及绝缘部件

进行喷淋干燥，喷淋后的绝缘油从箱底回流到喷淋机重新加热进行喷淋，整个循环的过程即为热油喷淋。

3.3绝缘样块（Insulatingblock）

1

T/CSEE(/Z)XXXX-YYYY

换流变内的绝缘件具有同等材质的几块（根据需要）厚度不相同的方形绝缘木块，通常放置在换流

变箱内喷淋油不能喷淋到的部位，用来做喷淋效果参考，喷淋完成后将绝缘样块取出密封包装后送到检

验部门检验干燥效果，用来判断喷淋效果的重要依据。

3.4真空注油（Vacuuminjection）

在换流变/变压器箱体内一直保持高真空的同时，向换流变箱体注入合格绝缘油。

3.5热油循环（Hotoilcirculation）

在完成真空注油后，对换流变箱体内的绝缘油整体进行加热、过滤循环，直至油样试验合格。

3.6静放（Staticposition）

对产品不再开展任何拖动等剧烈的行为，静置放置。

4更换实施的技术要求

4.1现场检修条件

4.1.1建立检修工作间。检修间应能使换流变不拆附件自由进入，应具备换流变出厂试验功能，检

修间应具有防雨、防尘、保温功能，检修间应配置空调及除湿机保证恒温、干燥、洁净。室内温度应保

持在25℃左右、相对湿度应在50%以下、每日降尘量应小于40mg/㎡。

4.1.2检修间内应配置行吊或者配置室外龙门吊，应具备50T以上的起吊能力，具备变压器绕组更换

条件。

4.1.3检修间内部具备确保真空泵、热油喷淋加热器、滤油机、干燥空气发生器、开拱门电机、空

调和除湿机、照明和监视系统、出厂试验设备、临时用焊接机和吸尘器等电源容量，各个重点用电设备

应有独立的电源，保障了这些设备连续24h不间断运行用电的需求。

4.1.4建立存储间，存放拆卸的换流变压器组部件及绝缘件等部件和物资。

4.1.5建立过渡间，为人员休息场地，同时为进入检修间的人员更换作业服之用，过度间内应配置

除尘设施。

4.1.6检修作业需要暴露室外的，室外环境应满足晴朗无风无尘天气，相对湿度应在60%以下，并

应始终对油箱内吹干燥空气（露点小于－55℃），确保换流变压器箱体内呈正压状态。连续暴露时间不

超过8小时。

4.2检修前试验

检修前对换流变进行预防性试验，可做几项重要的试验，如铁芯、夹件绝缘、绕组间绝缘、绕组对

地绝缘等试验项目，便于对绕组更换前后能有效进行状态对比。

4.3排油

接通排油管路，通过底部放油阀将变压器油排放至清洁、没有污染的油罐内，同时注意变压器油枕

绝缘油应单独排放。排油的过程中，向油箱内充入露点≤-55℃干燥空气并使箱体内呈微正压状态。

4.4附件拆除

4.4.1附件拆除前应将变压器所有阀门关闭。

2

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4.4.2拆除过程应尽量减少变压器本体露空时间，拆除顺序为冷却器、联管、套管、升高座、储油

柜，各个附件拆除后应用封板对拆除接口进行封堵，各个附件按照设备说明书进行存储。

4.4.3拆除妨碍吊箱盖的二次线，拆除各种仪表，以防器身拆装过程损坏。

4.4.4附件拆除工作结束后，对换流变压器箱体抽真空100Pa以下并维持8小时，之后对主体充干

燥空气（露点小于－55℃、压力0.02MPa）保存。

4.4.5附件保存

将所有拆卸的含绝缘件附件充高纯氮保存，氮气压力为0.02～0.03MPa。不含绝缘件附件做密封保

存，内部放干燥剂。

4.5油箱内部的拆卸与检查

油箱内部的附件的拆卸与检查分为两种情况：吊绕组检查和吊芯检查

4.5.1通用条款

4.5.1.1检查所有分接引线外观及各绕组的引线绝缘、绝缘成型件、引线绝缘支架和分接开关选择

部分。对拆下引线及绝缘件应塑封、放置干燥剂、编号排列整齐保存。

4.5.1.2检查油箱内部表面及磁屏蔽无松动及过热现象。

4.5.1.3断开绕组分接引线头，清洁残渣，用绕组专用吊具吊出绕组。

4.5.2吊绕组检查

4.5.2.1拆解上夹件，释放绕组压力。

4.5.2.2拆解绕组上压板及垫块，拆除压板部件等应塑封、编号并排列保存。

4.5.2.3拆解上铁轭，拆解的铁心片按顺序叠放排列摆放编号，并放置在高位垫块防潮，用塑料薄

膜密封保存。

4.5.2.4断开调压绕组和分接开关之间的连接线。

4.5.2.5使用绕组吊装专用工器具分别拆除绕组调压绕组、网侧基本绕组、阀侧绕组。

4.5.3吊芯检查

4.5.3.1拆解套管出线端绝缘件，编号保存并采取防潮措施。

4.5.3.2拆解器身和箱体连接的绝缘件等部件。

4.5.3.3使用足够吨位的吊具对换流变开展吊芯，将吊出的器身摆放在预定的位置进行检查。

4.6新绕组安装

4.6.1采用单一线规绕制法绕制，端部一对一焊接，绕组应采用铜导线，优先采用半硬铜导线。绕组

应有良好的冲击电压波分布；使用场强应严格控制，采用耐热、高密度、灰份低的绝缘纸作为匝间绝缘，

确保绕组内不发生局部放电和绝缘击穿。应对绕组漏磁通进行控制，避免在绕组引线和其他金属构件上

产生局部过热。绕组应适度加固，引线应充分紧固，器身具有足够的短路承受能力。

4.6.2绕组运输应有专用的绕组运输桶，避免绕组在运输过程受到冲撞、变形、受潮等风险，在运输

振动和运行中外部短路时不发生相对位移。应采用充气或者充油运输，运输过程中安装冲击记录仪。

4.6.3新绕组检查，首先检查运输中冲击记录仪是否动作，检查绕组的绝缘介质是否满足预试规程要

求，检查进行外观并核对线圈匝绝缘、换位无破损，油道不堵塞，线圈内径及高度符合图纸要求检查并

测量新绕组的直流电阻，其出厂直流电阻值与设计值应非常接近。

3

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4.6.4按图纸要求进行放置，第一层撑条的摆放一定要准确，撑条与垫块的偏差≤2mm，以后各层撑

条以其为标准，从内到外依次对齐。

4.6.5围屏在围制过程中采用对接方式，对接缝隙10～20mm，层与层纸板间应错开80～120mm。

4.7中间试验

检查更换新绕组与分接开关连线的冷压连接有无错误和连接不良。检查复装上铁轭和上夹件的对地

绝缘质量。试验要求参照《电力设备预防性试验规程》（DL／T596），试验项目有：

4.7.1电压比测量及联结组标号检定；

4.7.2绕组电阻测量；

4.7.3铁芯夹件的绝缘电阻测量。

4.8换流变的干燥处理

换流变在现场检修的干燥处理，换流变之所以要进行干燥处理，是由于换流变在绕组更换过程中，

内部绕组及绝缘部件材料长期暴露在空气当中深度受潮，使其绝缘性能下降，目前场检修的干燥处理的

方法有两种：一种为煤油气象干燥，另一种为热油喷淋干燥。热油喷淋干燥工艺范本见附录A。

4.9真空注油

换流变总体装配后应采用真空注油并测泄漏率，泄漏率合格后进行。

4.10热油循环

4.10.1热油循环方向：主体底部出油口→测温接头→高真空净油机→冷却器主管路循环口→升高座

两个顶端法兰。

4.10.2换流变热油循环,先进行主体循环4小时,然后进行导向冷却循环(开冷却器上油泵)循环2小时,

之后每循环主体4小时再进行一次2小时导向冷却循环,当主体出口油温达到60℃时开始计时,热油循环

不得少于5个循环（按照变压器油量）,取油样测颗粒度,颗粒度要求≥5μ,小于2000个/100ml,取油样时,必

须在停冷却器油泵10分钟后进行,颗粒度达到标准后停止循环。

4.10.3热油循环结束后还应对绝缘油开展以下试验：

1）击穿电压测量。

2）含水量测量。

3）含气量测量。

4）介质损耗因数(90℃)测量。

5）油中溶解气体气相色谱分析。

4.11油中溶解气体气相色谱分析。

4.11.1热油循环后换流变静放168小时。

4.11.2压油试漏。

主体试漏：在主体储油柜油面上,加高纯氮气,压力为0.03MPa,加压后维持24小时,压力维持基本不变,

同时检查油箱各密封处是否有渗油。

分接开关试漏：在分接开关开关储油柜上加压0.02MPa,加压维持1小时,压力要维持不变，同时检查

分接开关各密封处是否有渗油。

4.11.3静置（放）期间,间隔48小时定期对主体及开关进行高点放气。

4.12最终试验

4

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针对换流变的现场绕组更换情况，进行不同的最终试验，最少应进行交接试验，条件满足应进行出

厂试验。

交接试验参考《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB50150-2016）

出厂试验参考变压器厂家出厂试验项目。

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AA

附录A热油喷淋干燥工艺范本

A1：热油喷淋干燥工艺范本

热油喷淋干燥主要采取抽真空、热油喷淋的方法。喷淋干燥方法是基于产品油箱箱底结构无煤油回

流口，厂房空间及吊重等原因而采取的干燥方法，而移动汽相干燥方法须油箱箱底结构下部有煤油回流

口，油箱须吊起下部放置倾斜一定角度的垫凳，厂房空间及吊重均满足的情况下方可采用整个过程为常

压下热油喷淋。

A1.1喷淋干燥的准备工作及主要设备及仪表

A1.1.1主要设备及仪表

A1.1.1.1移动真空机组（1台），抽气速率≥2000m3/h，极限真空≤5Pa。

A1.1.1.2真空净油机（1台），流量：4～16m3/h、极限真空≤5Pa、加热功率≥180KW，加热最高

温度≥100℃,加热功率≥200KW。

A1.1.1.3热油喷淋机1台（加热功率≥270KW），进、出口两端附带控温电偶，加热总功率300KW。

A1.1.1.4干燥空气发生器1台，额定输气量≥6m3/min，露点≤-60℃，现场设备损坏。

A1.1.1.5电加热板（30个），功率3KW/板,总加热功率90KW。

A1.1.1.6运输油罐内装18吨变压器油（用于本体排出的部分变压器油），用于现场喷淋干燥使用。

油指标满足表1要求：

表1

介损击穿电压含水量

≤0.3%≥65KV≤10μl/l

A1.1.1.7电阻真空计（ZDZ-1）：量程0～1.1×105Pa，数量2个，每个电阻真空计配备30米测量线。

A1.1.1.8真空压力表（Y-100）：表头Φ100，量程-0.1MPa～0.05MPa，螺纹连接M20×1.5，数量2

块。

A1.1.1.9热电偶及耐高温导线及屏蔽线：

热电偶（热电偶探头外径Φ3），数量五支，每支热电偶配备15米的耐高温导线，耐热温度≥200℃。

屏蔽线五根，每根10米。DN80浇注法兰（测温专用）

A1.1.1.10石棉保温帘（120条）：外型尺寸2000×1000mm，附带粘接功能。

A1.1.2干燥前准备工作

A1.1.2.1吊下油箱箱盖，沿箱盖长度方向均布钻七个Φ40孔，现场测绘确定孔位置。孔位置尽量在

横向中心，注意避开上横梁和定位碗。利用箱盖与铁芯上部空间的距离安放七个内置喷淋装置，安装前

必须清理干净，并安装牢固。

A1.1.2.2在网侧、阀侧及升高座安装喷淋盖板，并配制喷淋喷淋法兰（安装安装前必须清理喷淋头）。

A1.1.2.3在油箱箱顶安置喷淋主管路，喷淋管路上配置了十六个喷淋出口，利用DN25喷淋支管分

别连接至七个内置式喷淋装置及五个喷淋头连接至网侧、阀侧及升高座上的喷淋口。

A1.1.2.4在阀侧对应的侧壁安装抽空、充气接头，同时连接真空机组、真空压力表、干燥空气发生

器等仪器设备。

A1.1.2.5在器身内插放5支热电偶，热电偶的内部分布位置为：两个线圈的上部分别放置两支、两

个线圈下部分别放置2支，下部出线绝缘处1支（无插放位置请用收缩带绑牢）。外部通过屏蔽线连接

至控制柜内。

A1.1.2.6喷淋方向：本体下部φ80闸阀→热油喷淋机分两个支路→箱顶两根喷淋主管→12个喷淋

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T/CSEE(/Z)XXXX-YYYY

口。

A1.1.2.7主体油箱密封后，充干燥空气检漏。充气压力0.02MPa后停止，然后采用肥皂水进行刷洗

检漏，发现漏点及时排除。

A1.1.2.8在箱体底部部铺设石棉瓦，然后均布布置电加热板。要求电加热板至箱底的距离为100mm。

A1.2喷淋干燥工艺过程

A1.2.1抽真空，采用真空机组对主体抽空，在油箱真空度达到70Pa以下时，关闭移动机组上的主

真空阀门,停留5分钟后测主体的30分钟泄露率,间隔10分钟记录一次真空度，泄露率应小于8mbar·l/s,

否则对油箱的各紧固件进行紧固。油箱泄漏率小于8mbar·l/s证明没有泄漏。

A1.2.2用净油机向本体注入换流变变压器用油，流速控制在4～5m3/h,油温在65±5℃，注入主体

15～18吨变压器油。然后采用干燥空气解除主体油箱真空。

A1.2.3主体解除真空后，铺设主体油箱保温设施，主体上部包裹严实。启动喷淋机开始常压对主体

进行喷淋，当油流循环流畅后，关闭主喷淋管路的DN80阀门，通过喷淋支管对产品进行喷淋。最后再

启动喷淋机的加热器进行热油喷淋。

A1.2.4.加热工艺过程参数：

开始喷淋后，控制加热器出口油温100-105℃，待变压器出口温度达到90℃时停止喷淋，启动真空

泵抽空11小时，用干燥空气（露点≤-55℃）解除真空，测绝缘电阻（铁心-地；夹件-地；铁心-夹件），

喷油12小时→抽空11小时→干燥空气解除真空1小时→测量1小时，24小时一个循环，重复循环不

少于8次，铁芯夹件绝缘电阻测量值连续3天稳定，差值小于5MΩ。绝缘电阻满足要求后，对主体

进行抽空处理，主体真空度≤67Pa，持续48小时后，用干燥空气解除真空，对喷淋管路及热偶进行拆

卸。

A1.3干燥处理之前在箱体内放入绝缘样块，绝缘样块放置于套管升高座、绕组底部、分接开关下

部等热油喷淋探头不易直接喷淋到的位置。干燥结束后测试绝缘样块含水量。

A1.4热油喷淋干燥油温不大于115℃，抽真空过程箱体内真空度不大于100pa，破真空干燥空气露

点不大于-55℃。

A1.5干燥结束箱体内绝缘件和绝缘样块含水量不大于0.4%。

A1.6热油喷淋结束判据：

A1.6.1喷油12小时→抽空11小时→干燥空气解除真空1小时→测量1小时干燥处理方法至少在8

个循环以上。

A1.6.2冷却装置喷淋油、冷凝油中含水量要小于20ppm；抽真空机组在初期从冷凝器中排出的为

油水混合物，后期基本都是油。所以只能对冷凝产生的油进行检查，检查水分含量。

A1.6.3铁芯夹件绝缘电阻测量值连续3天稳定，差值小于5MΩ；铁芯夹件的绝缘电阻值稳定说明

绝缘件中水分已经基本排出，绝缘值趋于稳定。

A1.6.4箱体内出水量低于8ml/h。对冷凝水中的含水进行计算，出水量应低于此值。

A1.6.5绝缘件试块含水量不大于0.4%。

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目次

前言................................................................................II

1范围...............................................................................1

2规范性引用文件.....................................................................1

3术语和定义.........................................................................2

4更换实施的技术要求.................................................................2

附录A热油喷淋干燥工艺范本.....................................................16

I

T/CSEE(/Z)XXXX-YYYY

换流变压器现场绕组更换关键工艺控制导则

1范围

本标准适用于适用500kV及以下电压等级的换流变压器或变压器现场绕组更换过程控制，可应用于

现场更换1~2个绕组或变压器内局部部件修复处理的工程。

本标准适用于以下的设备：

——500kV及以下电压等级的换流变压器类设备；

——500kV及以下电压等级的普通变压器类设备。

2规范性引用文件

下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的

修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准。然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究

是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本使用于本标准。

IEC60076-1电力变压器第1部分：总则

IEC61378-2变流变压器第2部分：高压直流用换流变压器

IEC60137用于高于1000V交流电压的绝缘套管

IEC60296变压器与断路器用新绝缘油规范

IEC62199直流套管

GB2536变压器油

GB5273变压器、高压电器和套管的接线端子

GB10230有载分接开关

GB/T7252变压器油中溶解气体分析和判断导则

DLT573电力变压器检修导

GB50150电气装置安装工程电气设备交接试验标准

GB/T16927.1高压试验技术第1部分：一般试验要求

3术语和定义

3.1绕组更换（replacementforconvertertransformerwinding）

绕组故障时，拆除换流变/变压器所有附件，对绕组进行整体更换。

3.2热油喷淋（Spraydryingwithoil）

将合格绝缘油加热到设定温度，利用油泵等设备，用热油对换流变/变压器内内部绕组及绝缘部件

进行喷淋干燥，喷淋后的绝缘油从箱底回流到喷淋机重新加热进行喷淋，整个循环的过程即为热油喷淋。

3.3绝缘样块（Insulatingblock）

1

T/CSEE(/Z)XXXX-YYYY

换流变内的绝缘件具有同等材质的几块（根据需要）厚度不相同的方形绝缘木块，通常放置在换流

变箱内喷淋油不能喷淋到的部位，用来做喷淋效果参考，喷淋完成后将绝缘样块取出密封包装后送到检

验部门检验干燥效果，用来判断喷淋效果的重要依据。

3.4真空注油（Vacuuminjection）

在换流变/变压器箱体内一直保持高真空的同时，向换流变箱体注入合格绝缘油。

3.5热油循环（Hotoilcirculation）

在完成真空注油后，对换流变箱体内的绝缘油整体进行加热、过滤循环，直至油样试验合格。

3.6静放（Staticposition）

对产品不再开展任何拖动等剧烈的行为，静置放置。

4更换实施的技术要求

4.1现场检修条件

4.1.1建立检修工作间。检修间应能使换流变不拆附件自由进入，应具备换流变出厂试验功能，检

修间应具有防雨、防尘、保温功能，检修间应配置空调及除湿机保证恒温、干燥、洁净。室内温度应保

持在25℃左右、相对湿度应在50%以下、每日降尘量应小于40mg/㎡。

4.1.2检修间内应配置行吊或者配置室外龙门吊，应具备50T以上的起吊能力，具备变压器绕组更换

条件。

4.1.3检修间内部具备确保真空泵、热油喷淋加热器、滤油机、干燥空气发生器、开拱门电机、空

调和除湿机、照明和监视系统、出厂试验设备、临时用焊接机和吸尘器等电源容量，各个重点用电设备

应有独立的电源，保障了这些设备连续24h不间断运行用电的需求。

4.1.4建立存储间，存放拆卸的换流变压器组部件及绝缘件等部件和物资。

4.1.5建立过渡间，为人员休息场地，同时为进入检修间的人员更换作业服之用，过度间内应配置

除尘设施。

4.1.6检修作业需要暴露室外的，室外环境应满足晴朗无风无尘天气，相对湿度应在60%以下，并

应始终对油箱内吹干燥空气（露点小于－55℃），确保换流变压器箱体内呈正压状态。连续暴露时间不

超过8小时。

4.2检修前试验

检修前对换流变进行预防性试验，可做几项重要的试验，如铁芯、夹件绝缘、绕组间绝缘、绕组对

地绝缘等试验项目，便于对绕组更换前后能有效进行状态对比。

4.3排油

接通排油管路，通过底部放油阀将变压器油排放至清洁、没有污染的油罐内，同时注意变压器油枕

绝缘油应单独排放。排油的过程中，向油箱内充入露点≤-55℃干燥空气并使箱体内呈微正压状态。

4.4附件拆除

4.4.1附件拆除前应将变压器所有阀门关闭。

2

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4.4.2拆除过程应尽量减少变压器本体露空时间，拆除顺序为冷却器、联管、套管、升高座、储油

柜，各个附件拆除后应用封板对拆除接口进行封堵，各个附件按照设备说明书进行存储。

4.4.3拆除妨碍吊箱盖的二次线，拆除各种仪表，以防器身拆装过程损坏。

4.4.4附件拆除工作结束后，对换流变压器箱体抽真空100Pa以下并维持8小时，之后对主体充干

燥空气（露点小于－55℃、压力0.02MPa）保存。

4.4.5附件保存

将所有拆卸的含绝缘件附件充高纯氮保存，氮气压力为0.02～0.03MPa。不含绝缘件附件做密封保

存，内部放干燥剂。

4.5油箱内部的拆卸与检查

油箱内部的附件的拆卸与检查分为两种情况：吊绕组检查和吊芯检查

4.5.1通用条款

4.5.1.1检查所有分接引线外观及各绕组的引线绝缘、绝缘成型件、引线绝缘支架和分接开关选择

部分。对拆下引线及绝缘件应塑封、放置干燥剂、编号排列整齐保存。

4.5.1.2检查油箱内部表面及磁屏蔽无松动及过热现象。

4.5.1.3断开绕组分接引线头，清洁残渣，用绕组专用吊具吊出绕组。

4.5.2吊绕组检查

4.5.2.1拆解上夹件，释放绕组压力。

4.5.2.2拆解绕组上压板及垫块，拆除压板部件等应塑封、编号并排列保存。

4.5.2.3拆解上铁轭，拆解的铁心片按顺序叠放排列摆放编号，并放置在高位垫块防潮，用塑料薄

膜密封保存。

4.5.2.4断开调压绕组和分接开关之间的连接线。

4.5.2.5使用绕组吊装专用工器具分别拆除绕组调压绕组、网侧基本绕组、阀侧绕组。

4.5.3吊芯检查

4.5.3.1拆解套管出线端绝缘件，编号保存并采取防潮措施。

4.5.3.2拆解器身和箱体连接的绝缘件等部件。

4.5.3.3使用足够吨位的吊具对换流变开展吊芯，将吊出的器身摆放在预定的位置进行检查。

4.6新绕组安装

4.6.1采用单一线规绕制法绕制，端部一对一焊接，绕组应采用铜导线，优先采用半硬铜导线。绕组

应有良好的冲击电压波分布；使用场强应严格控制，采用耐热、高密度、灰份低的绝缘纸作为匝间绝缘，

确保绕组内不发生局部放电和绝缘击穿。应对绕组漏磁通进行控制，避免在绕组引线和其他金属构件上

产生局部过热。绕组应适度加固，引线应充分紧固，器身具有足够的短路承受能力。

4.6.2绕组运输应有专用的绕组运输桶，避免绕组在运输过程受到冲撞、变形、受潮等风险，在运输

振动和运行中外部短路时不发生相对位移。应采用充气或者充油运输，运输过程中安装冲击记录仪。

4.6.3新绕组检查，首先检查运输中冲击记录仪是否动作，检查绕组的绝缘介质是否满足预试规程要

求，检查进行外观并核对线圈匝绝缘、换位无破损，油道不堵塞，线圈内径及高度符合图纸要求检查并

测量新绕组的直流电阻，其出厂直流电阻值与设计值应非常接近。