主变压器检修规程讲解

主变压器检修规程

1、设备技术规范

型式：户外双绕组强油风冷单相油浸电力变压器

型号: DFP-240000/500

额定容量: 240000KVA

额定电压：550/√3/22KV

额定电流：755.8/10909.1A

频率：50HZ

联结组标号: Ⅰi

冷却方式：ODAF

短路阻抗：14％

空载电流：0.18％

空载损耗：109.1KW

负载损耗：413.6KW

极性：减极性

中性点接地方式：中性点死接地

调压方式：无激磁调压

调压位置：外高压绕组的末端

器身重：126t

上节油箱重：12.2t

油重：34.1t

变压器油牌号：DB-25

制造厂家: 保定天威电气股份有限公司

2、设备结构及工作原理

2.1结构简介

2.1.1铁芯结构

铁芯为单相三柱式结构，铁芯片通过箱盖上的套管一点引出，并通过铜母线引至油箱下部与接地板连接。

2.1.2绕组结构

外高压绕组为插入电容式结构，内高压绕组和低压绕组为螺旋式结构，绕组排列从铁芯向外依次为内高压、低压及高压绕组。

2.1.3油箱采用钟罩式折板结构，油箱顶盖自两端部至中部有2.13％的升高坡度，以利于气体汇集在气体继电器内。箱体上备有吊攀、千斤顶支架、梯子及充油、排油和取油样的各种阀门。油箱能耐受真空度133pa和98Kpa的正压试验而无不允许的永久性变形。

2.2变压器工作原理

e1=－N1dФ－N2dФ/dt

3、检修工器具及专用工具

3.1检修工器具

4、检修工艺及标准（包括试验项目）4.1大修项目：

4.1.1 大修前的准备工作；

4.1.2 拆装附件与吊罩（芯）；

4.1.3 芯体检查：

4.1.3.1 线圈与引线的检查；

4.1.3.2 分接开关的检查；

4.1.3.3 铁芯与夹件的检查；

4.1.3.4 铁芯接地装置的检查。

4.1.3.4 冷却导向装置及油箱内部的检查。

4.1.5 套管的检查。

4.1.6 油枕的检修。

4.1.7 压力释放器的检修。

4.1.8 呼吸器的检修：

4.1.9 冷却装置（散热器、冷油器、潜油泵）及管阀的检修。

4.1.10 瓦斯继电器、信号温度计、电阻测温计的拆卸安装及检验。

4.1.11 变压器干燥。

4.1.12 变压器油的过滤与处理。

4.1.13 变压器油箱的检查。

4.2 小修项目：

4.2.1 外壳及阀门的清扫，处理漏渗油，必要的补漆或重涂漆。

4.2.2 清扫检查套管，配合预防性试验，拆引线接头，校紧接头螺栓。

4.2.3 取油样及补充油。

4.2.4 检查或更换瓦斯继电器。

4.2.5 油枕的检查（油位计、密封胶襄、低油位监视组织及沉积器）。

4.2.6 呼吸器更换变色硅胶。

4.2.7 压力释放器的检查。

4.2.8 潜油泵检修及消除漏渗油。

4.2.9 散热器冷却风扇电机的检修。

4.2.10 检查或更换信号温度计、电阻测温计。

4.2.11 分接开关的检查（配合预防性试验，每年进行一次）。

4.2.12 检查外部接地情况。

4.2.13 各附件的联结处法兰的检查，校紧螺丝。

4 .3大修前的准备工作。

4.3.1 熟悉和掌握变压器运行情况及大修原因，查阅其缺陷记录，历次的有关试验记录及上次大修记录。

4.3.2 除大修常规项目外，订出大修特殊项目（如消除重大缺陷，提高出力，推广兄弟单位先进经验，对某元件、附件进行改造或改进）对特殊项目要有可靠措施并做到现场落实。

4.3.3 根据大修项目及工作内容，制定出材料、备品、备件计划（如变压器油、套管、常用的绝缘材料、耐油橡胶垫等）。

4.3.4 对绝缘材料、备品、备件做必要的试验，鉴定其质量好坏，能否使用，变压器油要做耐压试验及简化试验、色谱分析，必要时做混油试验。

4.3.5 能够事先加工的部件，要画图加工制作，并根据附件孔的临时盖板，接好滤油机油管路。

4.3.6 工具准备：现场使用的工具要有数，并列出工具清单，起重工具要安全可靠，按变压器油量，准备适量的、干净的、合格的变压器油桶，根据现场实际条件、工作内容、时间及天气变化等，准备适当的防尘、防雨雪、防火工具。

4.3.7 准备大修的变压器，要在变压器退出运行，按照《电业安全规程》的规定办理工作票后，方可做现场准备工作及大修开工。

4.3.8 专用起吊工具使用前应做认真的检查。钢丝绳与坚硬的边角处应垫木板或其它物质，防止割坏甚至割断钢丝绳。

4.3.9 在放油前查明渗漏点，研究和订出其消除方法。

4.4 变压器的检修工艺：

4.4.1 拆装附件及吊罩。

4.4.1.1 变压器吊罩应在无雨、雪、雷、尘的干燥条件下进行，周围温度不小于０℃，总体温度应高于周围温度１０℃，空气相对湿度不超过７５％。

4.4.1.2 吊罩（芯）前应做好以下措施：

a)现场安全措施（起重、防火、雨、雷、尘等）。

b)附件的保管（包括螺丝胶垫等）。

c)工具的保管及使用（摆放整齐，专人保管，并记录）。

d)质量检查验收（办好验收单、质检卡）。

4.4.1.3 变压器芯裸露空气中的时间规定：

相对湿度小于６５％，允许不超过１６小时；

相对湿度小于７５％，允许不超过１２小时。

4.4.1.4 拆除各侧套管与母线的联结及保护回路，风扇电机的电源，妨碍吊罩（芯）的母线支架等。

4.4.1.5 放油：修前电气试验后，具备放油的各方面条件后请示总工放油。放油时应打开油枕上部的放气塞，堵上干净纱布包着的硅胶，从变压器底部放油阀放油。

4.4.1.6 拆附件：在油位低于各附件时，不必等油全部放完即可开始拆相应的附件。拆油枕、呼吸器、瓦斯继电器，高、低压侧套管，冷油器、压力释放器等做好吊罩前的准备工作。

4.4.1.7 拆附件注意事项：拆卸附件应做好方向位置记号，尤其套管等除做方面性位置记号外，还要做相应记录，拆卸的附件及螺栓、销子、胶垫等要专人分类保管，套管要垂直或水平放置在专用架子上，放置要牢固，怕受潮的绝缘附件应放在合格的变压器油里，拆内部引线接头时，要防止异物落入。

4.4.1.8 吊罩（芯）放油后拆下箱沿螺栓。拆卸箱沿螺栓时，不要全部松脱，应相对相隔的松脱，以免最后几个螺栓由于别劲取不出，在吊罩（芯）时再次检查起吊工具的安全情况，起吊时要一人指挥，掌握起吊的平衡、快慢，周围要设专人扶正（或用绳子拉正）罩（芯）不得摆晃，以免碰伤线圈及引线绝缘，将罩吊放在枕木上。

4.4.2 线圈及引线的检查。

4.4.2.1 线圈表面应清洗无油垢，各部油道畅通无油垢、金属屑等杂物堵塞。

4.4.2.2 线圈应无位移变形，各部绝缘垫块排列整齐，绝缘良好，引线根部绑扎牢固无松动，引线焊接良好。

4.4.2.3 线圈各部绝缘应良好，无破损露铜，各引线的根部绑扎应牢固无松动。

4.4.4 鉴定绝缘良好与老化程度。

一级绝缘：色泽新鲜、绝缘良好，有弹性，手按后没有残留变形。

二级绝缘：绝缘合格，手按后无裂纹。

三级绝缘：勉强可用，手按后，有微小的脆弱及裂纹变形。

四级绝缘：不合格，已有显著的老化现象，手按后发生大量裂纹及脱落，此种绝缘不能继续使用。

4.4.2.5 对局部有微小机械损伤的绝缘应进行修补，其修补绝缘的厚度，不小于原绝缘的要求，修补后涂绝缘漆，如机械损伤较严重，无法修补的应重新绕制线圈或送制造厂修理。4.4.2.6 各引线绝缘良好，排列整齐；木支架完整无损，固定牢固；木质螺栓，帽应背紧并用线绳绑扎；两木夹板夹紧引线后，两极之间应有不小于１．５－－２ｍｍ间隙，引线经过平板应加强２ｍｍ厚的绝缘。

4.4.2.7 裸露引线上应光滑无毛剌尖角，在线圈下面水平排列的深层引线，如果处在强迫循环进油口之下的，应加强绝缘。

4.4.2.8 检查线圈引线上能看到的所有接头焊接情况，是否有过热或开焊现象，应配合分接开关的检查，转动各部位置，测量每相的直流电阻，其不平衡率不大于２％。

4.4.2.9 线圈端部引出线，多股软铜线不得有破股断裂扭动现象，并包扎１－－２层白布带。

4.4.2.10 线圈分接头引线，若因检修拆卸时，应做记号或记录，装配后应做电压试验校对

其有无差错。

4.4.2.11 线圈引线的导线的电流密度可按下列数值选择：

线圈引线的导线包扎绝缘的引线电流密度：

铜：３－４．５Ａ／mm2铝：１．５－２．３Ａ／mm2

裸导线（引线）的电流密度：

铜：３．５－４．８Ａ／mm2铝：２．５－３Ａ／mm2

4.4.3 铁芯及夹件的检查。

4.4.3.1 铁芯表面应清洗干净，无油垢及锈蚀，对油垢及锈蚀，用干净棉布擦干净，并用合格的变压器油冲洗，严禁用棉纱头擦铁芯。

4.4.3.2 铁芯表面不得有局部短路过热现象，若有应消除，对表面有毛刺、机械损伤的烧伤的要处理，并涂绝缘漆。

4.4.3.3 铁芯各部油道畅通，如有堵塞应清除，消除时不得损坏铁芯及线圈绝缘。

4.4.3.4 夹件及铁芯之间的绝缘应良好，绝缘垫块应完全无位移，叠片及鼓起碰夹件现象。

4.4.3.5 夹件应有足够的机械强度，不应有变形，夹紧螺栓及两侧方铁拉紧螺栓要校紧，有背帽者，背紧背帽，有锁片者要锁牢，对于机械强度不够，有明显变形的夹件要处理，更换。

4.4.3.6 校紧所有能够校紧的穿芯螺丝，有背帽者背紧，并使用样冲冲眼锁牢。

4.4.3.7 测量电阻及交流耐压试验符合要求。

4.4.4 分接开关的检查。

4.4.4.1 分接开关转动手柄应有护罩，手柄处法兰密封良好，不得渗漏油，手柄及转动部分各销子顶丝应牢固，其转动应灵活无卡涩现象，手柄指示清楚正确与线圈调压范围一致，两极要有限位止钉。

4.4.4.2 分接开关的绝缘筒，应完整无损绝缘良好，其支架固定良好。分接开关的露空时间与芯体相同，如因检查不能按时装回，应浸在合格变压器油中。

4.4.4.3 各分接头绝缘良好，绑扎牢固，排列整齐，接头焊接良好，压紧螺丝紧固，接触良好。

4.4.4.4 各定触柱、动触环表面应光滑无油垢，氧化膜及灼伤痕迹，定触柱如镀银，不得有镀层脱落现象。

4.4.4.5 将分接开关转动至各位置（转动前记清原所在运行位置）检查各动触环与定触柱的接触及弹簧状况，接触压力在2.2－5Ｋｇ／cm2范围内，接触面用0.05×10 mm的塞尺塞不进去为宜，两定触柱之间接触电阻不大于５００微欧，检查完后分接开关转回原运行位置，

并再次测量接触电阻不应有大变化。

4.4.4.6 因检修拆下分接头时，一定要做好标记，装回后须测量电压比进行核对。

4.4.4.7 结合预防性试验，每年进行一次分接头开关转动检查，使分接开关在运行位置左右转动１０－１５次，以便摩擦去附着在接触点上的油垢，氧化膜，然后转至运行位置并测电流电阻合格为止。

4.4.5 铁芯接地装置的检查。

4.4.

5.1 变压器铁芯只允许一点接地，如有多点接地应查明原因并进行消除，以免形成环流。

4.4.

5.2 对于大容量变压器，如铁芯的上下铁轭的上下夹件各有联接铜片时，其上下两联片必须在铁芯的同一侧，同一芯柱，同一级，同一层叠片处与夹件连接此种情况，下夹件已经油箱底部底盘接地时，其上夹件不应接触箱罩，在吊罩检查时，应注意检查罩内顶部加强筋，测温计底座与上夹件的间隙，不得有碰触，如有供运输的固定变压器铁芯的稳钉，在安装时应将其取下。

4.4.

5.3 大容量变压器如有接地套管时，铁芯的上铁轭与上夹件，同时通过套管引出接地此种情况，铁芯的上铁轭与下夹件应绝缘。

4.4.

5.4 接地连接钢片要求：铁芯的铁轭与夹件之间应用镀锡的铜片连接，要压接牢固连接可靠，线圈上部有压紧线圈的开口压环时，各开口压环与夹件之间也应用同种方法连接。4.4.5.5 将铁轭与夹件间的连接铜片拆开，测量铁芯与夹件，开口压环的绝缘电阻，其数值见铁芯与夹件部分的要求，测量后应将连接铜片恢复压紧，校紧螺丝并测量其铁芯接地情况。

4.4.

5.6 检查油箱接地是否良好。

4.4.

5.7 大型变压器铁芯是五柱的，其两侧辅助铁芯柱级间连接铜片应完好，外包适当绝缘，以防裸露部分与油箱内壁造成铁芯多点或间隙放电。

4.4.6 导向冷却装置及油箱内部检查。

4.4.6.1 变压器油箱内部箱壁均应涂刷绝缘清漆以防锈蚀，对于锈蚀部位，要清除铁锈并涂以绝缘清漆。

4.4.6.2 导向冷却的变压器，为提高冷却效果，冷却导管装配要整齐，密封要严密，其绝缘围屏及导油管不能受潮、裂纹，应可靠固定。

4.4.6.3 检查油箱底部特别是变压器芯体下部及导向冷却进油联箱中，是否干净，不得有水珠，金属屑，焊渣一定清理干净，必要时结合芯体检查，用合格的变压器油进行冲洗，冲洗时不得破坏各部绝缘。

4.4.6.4 如变压器一次吊罩时，对箱罩上的各蝶形阀、闸阀也应进行检修，以免为此再次放

油和影响其联结附件的装配及注油。

4.4.6.5 油箱内部带有磁屏蔽的应进行检查，其是否牢固完整，并将表面油垢擦拭干净。4.4.6.6 带有套管的电流互感器，应同时检查，其电流互感器与绝缘筒，绝缘应良好，二次接线柱密封良好，无渗漏油现象，运行中二次不得开路，如取下时，应做相应位置记录，连同套管升高座一起吊下，如不能及时装回时，应密封注入合格的变压器油，并妥善保管。4.4.7 套管的检查。

4.4.7.1 配合变压器每年一次预防性试验拆卸引线接头，试验后，压接引线时，其连接处表面应干净光滑，涂上导电脂，压接螺栓要紧固，接触良好不发热。

4.4.7.2 检查套管油枕，油位及油的颜色。

4.4.7.3 油位低于油枕１／４以下时，应从注油补充，其油应与套管本身的油相同，并试验合格。

4.4.7.4 检查接地法兰耐油胶垫密封情况，校紧接地法兰固定螺栓，不得有渗漏现象。

4.4.7.5 电容小套管应接地良好。

4.4.7.6 检查油枕及保护罩外表是否干净，有无渗漏油现象，锈蚀或脱漆应清除干净并涂漆。

4.4.7.7 检查校紧上接线帽，其密封应良好，无进水进潮气现象。

4.4.7.8 清扫检查套管瓷套，无油垢，表面清洁，应无裂纹及损伤。

4.4.7.9 两年取油样一次，做耐压简化试验及色谱分析。

4.4.8 油枕的检修：

4.4.8.1 油枕的一般检查：按每年两次小修周期进行检查如下：

a)油枕各部不应有渗漏油现象。

b)油位计玻璃良好，清洁透明，油位指示正确。

c)每年检查一次油枕下部的沉积器，将其螺丝拧松，放少量油检查是否有杂质或水分。

d)检查油枕与瓦斯继电器之间的蝶阀是否有渗漏现象。

4.4.8.2 油枕的检修工艺：

a)油枕的内外壁应清洁干净，内壁应涂防锈漆，外部表面漆层无爆层脱落及锈蚀现象。

b)枕内无油垢及铁锈，沉积杂物，如内部不干净时，小容积的油枕，可用合格的变压器油冲洗，较大容积的油枕，应打开端盖进入清扫，并用合格的变压器油冲洗。

c)器至油枕的联管应有２－４％的升高坡度，以便瓦斯继电器动作，之间的蝶阀开闭良好，无渗漏油现象。

d)枕下部沉积器的口与油枕联接处不应有凸凹台的焊道，并有稍微的坡度，以便水或杂质容

易流入沉积器中。

e)的进油管应插入油枕高３０－５０ｍｍ，以防水杂质进入变压器中，其管口应有光滑倒角。

f)吸器联管插入油枕部分，应高出其油枕最高油位以上。

g)修中拆卸油枕或油枕的联管时，应及时密封，如长时间不能装回，应用临时盖板来密封。

4.4.9 呼吸器（吸湿器）检修：

4.4.9.1 呼吸器的一般检查：按每年两次小修周期进行如下检查：

a)器的玻璃筒应清洁干净，透明无垢，完整无裂纹及破损。

b)呼吸器内吸湿剂是否失效，如失去原色应立即更换，其粒度为３－４ｍｍ。

c)下部油封碗检查是否有油，油量少，应加油至指示线。

d)及其连接管应密封良好，不得有进潮气及水现象。

4.4.9.2 呼吸器的安装及检修：

a装的呼吸器，一定要进行检修，在安装时将保存时或运输中的为防潮而加装的无孔胶垫及防潮剂去掉。

b)拆卸时，首先拧下底部油封碗，卸下上部油枕连管或隔膜胶管的连接，取下呼吸器，卸下串芯夹紧螺栓的下部螺帽及垫圈，即可取下进气座滤网，玻璃筒等，装配时，按上述相反顺序进行。

c)栓，螺孔应无锈蚀现象，玻璃筒及上下进气座无裂纹及破损，呼吸器本身密封良好。

h)器内装吸湿剂应为３－４ｍｍ的变色硅胶，其数量为玻璃筒容积的２／３即可。

d)底油封碗应注油至油面线，无油面线的油浸过进气口以上即可，以起到油封过滤作用。

e)胶垫应良好，无进水或潮气现象；连接管路应畅通无阻。

f)胶如呈红色则已受潮失效应更换。换下的硅胶在１１５－－１２０℃温度下干燥数小时后又呈原色时可再用。

g)硅胶的制作：白色硅胶浸渍氯化钴烘干即可，取占硅胶量的３％的氯化钴，溶解于水中，将粒度为２－６ｍｍ的硅胶，浸入溶液中，并取呈粉红色的置于１１５－－１２０℃温度下，进行烘干，呈天蓝色即可。

4.4.10 冷却装置的检修：

4.4.10.1 散热器的一般检查：按照变压器每年两次的小修周期进行如下检查：

a)校紧散热器、蝶阀、油箱间的连接螺栓、散热器之间的拉筋应齐全，散热器固定牢靠，运行中无摇晃现象。

b)散热器管联箱蝶阀放油塞，放气塞处，有无因焊接不良或密封不良而渗漏油现象。

c)年检查一次风扇装置，用５００Ｖ摇表测风扇电机及电源线路绝缘，其绝缘值不得小于０．５兆欧，并检查风扇电机固定是否紧固，有无振动，轮叶是否摇摆或与散热管或拉竿相碰，风扇电机开启后声音是否正常，有无发热现象, 检查保险有无熔断，电机有无烧坏等。

d)装置大修应一年一次。

4.4.10.2 散热器的大修

散热器的大修无时间规定，可随同变压器大修，其风扇电机应每年进行一次检修。

a)装的变压器的散热器，在装前进行检查，并用变压器油冲洗干净,做２公斤／１５分钟油压试验，无渗漏现象，风扇电机及其电源回路绝缘电阻不得低于０．５兆欧。

b)装置的拆卸，应停电，解除电机总电源及分线盒风扇电机接线，拧下风扇叶轮上的反丝螺帽。取下风扇叶轮、拆卸风扇电机底部的固定螺丝，将风扇电机及橡胶垫取下，如变压器吊罩，应将风扇电机槽钢底座反接杆拆卸。

c)器油放净后，关闭上下蝶阀，将散热器吊出。

d)散热器，应做内部检查。如内部不清洁或发现有水，则用变压器油冲洗合格为止，并做２公斤／１５分钟油压试验，无渗漏现象，否则应补焊、补漆，散热器不能及时回装时，应将其孔及变压器油箱上的蝶阀封好，且用盖板盖严。

e)风扇电机进行检修，风扇叶轮有损坏时，应进行修复更换，修后应保证叶轮转动平衡，风扇电机应解体检修，解体前测量绝缘并做记录，两端盖做位置记号，拆开后检查引线内部情况，线圈两端内部绝缘有无过热现象，有无漏铜等。检查转子与定子之间隙，有无互相磨擦现象，轴承转动是否良好，滚珠磨损情况，用汽油洗刷，凉干后涂以适当的润滑油，然后组装，测绝缘不得小于修前的数值，最低不小于０．５兆欧，并临时接线空转试验正常。f)装置在散热器安装后，进行组装，组装后检查电源接线及保险无误后方可试转（反时针，风向上吹），察看风扇叶轮有无与散热器管及固定底座的拉紧螺杆相撞现象。转动声音是否正常，停电后用手拭摸，电机是否有过热现象，将外部保护网装牢。

4.4.11 瓦斯继电器，信号温度计及电阻温度计的安装。

4.4.11.1 瓦斯继电器的安装。

a)继电器的联管，应以变压器顶盖为准，保持２－４°的升高坡度,瓦斯继电器本体应水平安装，安装时注意其盖上标准的箭头应指向油枕。

b)继电器经继电保护检验合格后方能安装。

c)时，将芯子取出，把外壳内部用变压器油冲洗干净，玻璃窗擦干透明，然后放正两端密封耐油胶垫与联管连接，其连接处要对应紧固，以防将瓦斯继电器外壳紧裂。

d)装好后，将芯子装入，注意盖上的箭头，应指向油枕，密封耐油胶垫放正，对应紧固盖的周围螺栓。

e)装后好，打开与油枕连接的蝶阀即可注油，过少许时间，打开放气塞上的罩，拧松手轮，将空气放出。

f)观察，检查连结法兰、盖、放气塞座、探针座、接线套管、玻璃密封情况，不得漏渗。

4.4.11.2 信号温度计，电阻测温计的安装。

经热工仪表检验合格后，方能安装。

a)温包在装入前应仔细检查将其座管内注入少量的变压器油，然后装入并密封旋紧上部螺丝。

b)信号温度计安装在变压器油箱件上，垫以胶垫，固定螺栓要紧牢，以防震动。

c)信号温度计与温包之间的毛细管敷设时，不得扭折，弯曲时，其圆弧半径不小于５０ｍｍ，每段固定距离不应超过３００ｍｍ，固定处包以塑料管等保护措施。

d)信号温度计，电阻温度计在变压器大修即将结束，变压器上部无较大工作量时，进行安装为宜，以防损坏。

4.5变压器投运前的试验

4.5.1测量变压器绕组的绝缘电阻及吸收比

绝缘电阻R60不小于出厂值的85％（2500V兆欧表）

吸收比R60/R15不小于出厂值的85％（同温度）

4.5.2测量绕组（连同套管）的介质损耗率正切：tgδ值不大于出厂值的120％（同温度），测完后将各套管的末屏接地引线接好。

4.5.3测绕组的直流电阻，与出厂值比较应无明显差异。

4.5.4测量变压器的极性。

4.5.5测量绕组所有分接下的变压比，测量结果应与出厂值一致。

4.5.6测量铁芯接地套管对地绝缘电阻（用2500V兆欧表）其值应不小于600MΩ（20℃），测完后将接引线重新接好。

4.5.7空载合闸试验按照下列要求进行：

4.5.7.1气体继电器讯号触头调整到报警回路，跳闸触头接至继电器保护跳闸回路，过电流保护时限调整到继电保护系统所要求的值。

4.5.7.2中性点必须大电流接地。

4.5.7.3进行3～5次合闸电流冲击试验，监视励磁涌流冲击下的继电保护装置的动作情况。

4.5.7.4根据《规程》所规定的电力变压器绝缘的预防性试验项目。

5、常用配件及材料

5.1常用配件

5.2复装时所需的设备

6、变压器油的有关规定

变压器油应符合GB2536-90规定的DB25号，过滤合格的新油，其击穿电压≥60kV，tg δ(90℃)≤0.5%，含水量≤10PPm且不含有PCB成份。

25号变压器油标准(主变，厂变)

7、定期工作及标准