1、变电站检修规程 变电站检修规程编写：王赐东审核：审定：批准2011年XX月XX日发布国电招远新能源有限公司前言 本规程是根据国电山东电力有限公司生产准备管理办法制定的。为了对风力发电场的实际检修具有指导性便于检修人员熟悉掌握设备的使用和运行维护，本规程讲述风力发电场检修管理，力求使标准更全面更具有可操作性。本规程由国电招远新能源有限公司负责解释。第一章 变压器检修规程.20第二章 变压器有载分接开关检修规程.39第三章 高压开关柜检修规程 43 第四章 GIS检修规程.50第五章 继电保护装置检修规程60第六章 电力电缆试验规程63第七章 隔离刀闸检修规程66第八章 互感器检修规程68第九章
2、真空开关检修规程71第十章 避雷器检修规程73第十一章 接地装置检查维护规程75第十二章 箱变检修维护规程76第十三章 SVG检修规程78第十二章直流及蓄电池检修规程85第一章 变压器检修规程、1主题内容与适用范围1.1本规程适用于国电招远新能源有限公司电压等级在35220kV的国产油浸电力变压器、6kV及以上厂用变压器和同类设备。1.2本规程适用于变压器标准项目大、小修和临时检修。不包括更换绕组和铁芯等非标准项目的检修。1.3变压器及同类设备需贯彻以预防为主，计划检修和诊断检修相结合的方针，做到应修必修、修必修好、讲究实效。1.4本标准规定国电招远新能源有限公司风电场变压器的检修周期、检修项
3、目、检修质量标准及检修工艺等内容。1.5变压器检修人员应通过熟悉本规程，了解变压器检修工艺。2引用标准GB1094.11094.5-85电力变压器GB6451.16451.5-86油浸式电力变压器技术参数和要求GB7251-87变压器油中溶解气体分析和判断规程GBJ148-90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GB7665-87变压器油DL/T572-95电力变压器运行规程DL/T574-95有载分接开关运行维修导则3检修周期及检修项目3.1检修周期3.1.1大修周期3.1.1.1一般在投入运行后的5年内和以后每间隔10年大修一次。3.1.1.2箱沿焊接的全密封变压器
4、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油时，才进行大修。3.1.1.3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。3.1.1.4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，总经理批准，可适当延长大修周期。3.1.2小修周期3.1.2.1一般每年1次；3.1.3附属装置的检修周期3.1.3.1保护装置和测温装置的校验，应根据有关规程的规定进行。3.1.3.2变压器油泵(以下简称油泵)的解体检修：2级泵12年进行一次，4级泵23年进行一次。3.1.3.3变压器风
5、扇(以下简称风扇)的解体检修，12年进行一次。3.1.3.4净油器中吸附剂的更换，应根据油质化验结果而定；吸湿器中的吸附剂视失色程度随时更换。3.1.3.5自动装置及控制回路的检验，一般每年进行一次。3.1.3.6套管的检修随本体进行，套管的更换应根据试验结果确定。3.2检修项目3.2.1大修项目3.2.1.1吊开钟罩检修器身，或吊出器身检修；3.2.1.2绕组、引线及磁(电)屏蔽装置的检修；3.2.1.3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；3.2.1.4油箱及附件的检修，包括套管、吸湿器等；3.2.1.5冷却器、油泵、水泵、风扇、阀门及管道等附属设备的
6、检修；3.2.1.6安全保护装置的检修；3.2.1.7油保护装置的检修；3.2.1.8测温装置的校验；3.2.1.9操作控制箱的检修和试验；3.2.1.10无励磁分接开关和有载分接开关的检修；3.2.1.11全部密封胶垫的更换和组件试漏；3.2.1.12必要时对器身绝缘进行干燥处理；3.2.1.13变压器油的处理或换油；3.2.1.14清扫油箱并进行喷涂油漆；3.2.1.15大修的试验和试运行。3.2.2小修项目3.2.2.1处理已发现的缺陷；3.2.2.2放出储油柜积污器中的污油；3.2.2.3检修油位计，调整油位；3.2.2.4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
7、吹扫冷却器管束；3.2.2.5检修安全保持记装置：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；3.2.2.6检修油保护装置；3.2.2.7检修测温装置：包括压力式温度计、电阻温度计(绕组温度计)、棒形温度计等；3.2.2.8检修调压装置、测量装置及控制箱，并进行调试；3.2.2.9检查接地系统；3.2.2.10检修全部阀门和塞子，检查全部密封状况，处理渗漏油；3.2.2.11清扫油箱和附件，必要时进行补漆；3.2.2.12清扫并绝缘和检查导电接头(包括套管将军帽)；3.2.2.13按有关规程规定进行测量和试验。3.2.3临时检修项目可视具体情况确定。4检修前的准备工作4.
8、1查阅档案了解变压器的运行状况4.1.1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；4.1.2负载、温度和附属装置的运行情况；4.1.3查阅上次大修总结报告和技术档案；4.1.4查阅试验记录(包括油的化验和色谱分析)，了解绝缘状况；4.1.5检查渗漏油部位并作出标记；4.1.6进行大修前的试验，确定附加检修项目。4.2编制大修工程技术、组织措施计划其主要内容如下：4.2.1人员组织及分工；4.2.2施工项目及进度表；4.2.3特殊项目的施工方案；4.2.4确保施工安全、质量的技术措施和现场防火措施；4.2.5主要施工工具、设备明细表，主要材料明细表；4.2.6绘制必要的施工图。
9、4.3施工场地要求4.3.1变压器的检修工作，如条件许可，应尽量安排在发电厂或变电所的检修间内进行；4.3.2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，安排好储油容量、大型机具、拆卸附件的放置地点和消防器材的合理布置等。5变压器的解体检修与组装5.1解体检修5.1.1办理工作票、停电，拆除变压器的外部电气连接引线和二次接线，进行检修前的检查和试验。5.1.2部分排油后拆卸套管、升高座、储油柜、冷却器、气体继电器、净油器、压力释放阀(或安全气道)、联管、温度计等附属装置，并分别进行校验和检修
10、，在储油柜放油时应检查油位计指示是否正确。5.1.3排出全部油并进行处理。5.1.4拆除无励磁分接开关操作杆；各类有载分接开关的拆卸方法参见有载分接开关运行维修规程；拆卸中腰法兰或大盖宫接螺栓后吊钟罩(或器身)。5.1.5检查器身状况，进行各部件的紧固并测试绝缘。5.1.6更换密封胶垫、检修全部阀门，清洗、检修铁芯、绕组及油箱。5.2组装5.2.1装回钟罩(或器身)紧固螺栓后按规定注油。5.2.2适量排油后安装套管，并装好内部引线，进行二次注油。5.2.3安装冷却器等附属装置。5.2.4整体密封试验。5.2.5注油至规定的油位线。5.2.6大修后进行电气和油的试验。5.3解体检修和组装时的注意
11、事项。5.3.1拆卸的螺栓等零件应清洗干净分类妥善保管，如有损坏应检修或更换。5.3.2拆卸时，首先拆小型仪表和套管，后拆大型组件，组装时顺序相反。5.3.3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)。5.3.4套管、油位计、温度计等易损部件拆下后应妥善保管，防止损坏和受潮；电容式套管应垂直放置。5.3.5组装后要检查冷却器、净油器和气体继电器阀门，规定开启或关闭。5.3.6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，排尽为止，并重新密封好擦净油迹。5.3.7拆卸
12、无励磁分接开关操作杆时，应记录分接开关的位置，并作好标记；拆卸有载分接开关时，分接头应置于中间位置(或按制造厂的规定执行)。5.3.8组装后的变压器各零部件应完整无损。5.3.9认真做好现场记录工作。5.4检修中的起重和搬运5.4.1起重工作及注意事项5.4.1.1起重工作应分工明确，专人指挥，并有统一信号；5.4.1.2根据变压器钟罩(或器身)的重要选择起重工具，包括起重机、钢丝绳、吊环、U型挂环、千斤顶、枕木等；5.4.1.3起重前应先拆除影响起重工作的各种连接；5.4.1.4如系吊器身，应先紧固器身有关螺栓；5.4.1.5起吊变压器整体或钟罩(器身)时，钢丝绳应分别挂在专用起吊装置上，遇
13、棱角处应放置衬垫；起吊100mm左右时应停留检查悬挂及捆绑情况，确认可靠后再继续起吊；5.4.1.6起吊时钢丝绳的夹角不应大于60，否则应采用专用吊具或调整钢丝绳套；5.4.1.7起吊或落回钟罩(或器身)时，四角应系缆绳，由专人扶持，使其保持平稳；5.4.1.8起吊或降落速度应均匀，掌握好重心，防止倾斜；5.4.1.9起吊或落回钟罩(或器身)时，应使高、低压侧引线，分接开关支架与箱壁间保持一定的间隙，防止碰伤器身；5.4.1.10当钟罩(或器身)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；5.4.1.11吊装套管时，其斜度应与套管升高座的斜度基本一致，并用缆绳绑扎好
14、，防止倾倒损坏瓷件；5.4.1.12采用汽车吊起重时，应检查支撑稳定性，注意起重臂伸张的角度、回转范围与临近带电设备的安全距离，并设专人监护。5.4.2搬运工作及注意事项5.4.2.1了解道路及沿途路基、桥梁、涵洞、地道等的结构及承重载荷情况，必要时予以加固，通过重要的铁路道口，应事先与当地铁路部门取得联系。5.4.2.2了解沿途架空电力线路、通信线路和其他障碍物的高度，排除空中障碍，确保安全通过。5.4.2.3变压器在厂(所)内搬运或较长距离搬运时，均应绑轧固定牢固，防止冲击震动、倾斜及碰坏零件；搬运倾斜角在长轴方向上不大于15，在短轴方向上不大于10；如用专用托板(木排)牵引搬运时，牵引速
15、度不大于100m/h，如用变压器主体滚轮搬运时，牵引速度不大于200m/h(或按制造厂说明书的规定)。5.4.2.4利用千斤顶升(或降)变压器时，应顶在油箱指定部位，以防变形；千斤顶应垂直放置；在千斤顶的顶部与油箱接触处应垫以木板防止滑倒。5.4.2.5在使用千斤顶升(或降)变压器时，应随升(或降)垫木方和木板，防止千斤顶失灵突然降落倾倒；如在变压器两侧使用千斤顶时，不能两侧同时升(或降)，应分别轮流工作，注意变压器两侧高度差不能太大，以防止变压器倾斜；荷重下的千斤顶不得长期负重，并应自始至终有专人照料。5.4.2.6变压器利用滚杠搬运时，牵引的着力点应放在变压器的重心以下，变压器底部应放置专
16、用托板。为增加搬运时的稳固性，专用托板的长度应超过变压器的长度，两端应制成楔形，以便于放置滚框。5.4.2.7采用专用托板、滚框搬运、装卸变压器时，通道要填平，枕木要交错放置；为便于滚杠的滚动，枕木的搭接处应沿变压器的前进方向，由一个接头稍高的枕木过渡到稍低的枕木上，变压器拐弯时，要利用滚框调整角度，防止滚杠弹出伤人。5.4.2.8为保持枕木的平整，枕木的底部可适当加垫厚薄不同的木板。5.4.2.9采用滑轮组牵引变压器时，工作人员和需站在适当位置，防止钢丝绳松扣或拉断伤人。5.4.2.10变压器在搬运和装卸前，应核对高、低压侧方向，避免安装就位时调换方向。5.4.2.11充氮搬运的变压器，应装
17、有压力监视表计和补氮瓶，确保变压器在搬运途中始终保持正压，氮气压力应保持0.010.03MPa，露点应在-35以下，并派专人监护押运，氮气纯度要求不低于99.99%。6检修工艺流程6.1 器身检修 6.1.1 施工条件与要求 6.1.1.1 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，应选在无尘土飞扬及其它污染的晴天进行；器身暴露在空气中的时间应不超过如下规定：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，宜接入干燥空气装置进行施工。 6.1.1.2 器身温度应不低于周围环境温度
18、，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。 6.1.1.3 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，寒冷天气还应戴口罩，照明应采用低压行灯。 6.1.1.4 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；进入变压器油箱内检修时，需考虑通风，防止工作人员窒息。6.2 绕组检修6.2.1 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。6.2.2 检查绕组表面是否清洁，匝绝缘有无破损。6.2.3 检查绕组各部垫块有无位移和松动情况。6.2.4 检查绕组绝缘
19、有无破损、油道有无被绝缘、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。6.2.5 用手指按压绕组表面检查其绝缘状态。6.2.6 绕组应清洁，表面无油垢，无变形 ；6.2.7 整个绕组无倾斜、位移，导线辐向无明显弹出现象。6.2.8 各部垫块应排列整齐，辐向间距相等，轴向成一垂直线，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。6.2.9 油道保持畅通，无油垢及其它杂物积存 6.2.10 外观整齐清洁，绝缘及导线无破损 6.2.11 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
20、化。6.3 铁芯检修6. 3.1 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，上铁轭的顶部和下铁轭的底部是否有油垢杂物，可用洁净的白布或泡沫塑料擦拭，若叠片有翘起或不规整之处，可用木棰或铜锤敲打平整。6.3.2 铁芯应平整，绝缘漆膜无脱落，叠片紧密，边侧的硅钢片不应翘起或成波浪状，铁芯各部表面应无油垢和杂质，片间应无短路、搭接现象，接缝间隙符合要求 。6. 3.3 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， 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 。6.3.4 铁
21、芯与上下夹件、方铁、压板、底脚板间均应保持良好绝缘。 6.3.5 钢压板与铁芯间要有明显的均匀间隙；绝缘压板应保持完整、无破损和裂纹，并有适当紧固度。6.3.6 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。6.3.7 螺栓紧固，夹件上的正、反压钉和锁紧螺帽无松动，与绝缘垫圈接触良好，无放电烧伤痕迹，反压钉与上夹件有足够距离。6.3.8 穿心螺栓紧固，其绝缘电阻与历次试验比较无明显变化。6.3.9 检查铁芯间和铁芯与夹件间的油路 。油路应畅通，油道垫块无脱落和堵塞，且应排列整齐。6.3.10 检查铁芯接地片的连接及绝缘状况。铁芯只允许一点接地，接地片用厚
22、度0.5mm，宽度不小于30mm的紫铜片，插入34级铁芯间，其外露部分应包扎绝缘，防止短路铁芯。1.7.3.11应紧固并有足够的机械强度，绝缘良好不构成环路，不与铁芯相接触。6.3.11 检查铁芯电场屏蔽绝缘及接地情况 。绝缘良好，接地可靠 。6.4 储油柜的检修 6.4.1 打开储油柜的侧盖，检查气体继电器联管是否伸入储油柜 。一般伸入部分高出底面2050mm 。6.4.2 清扫内外表面锈蚀及油垢并重新刷漆 。内壁刷绝缘漆，外壁刷油漆，要求平整有光泽 。6.4.3 清扫积污器、油位计、塞子等零部件 。6.4.4 安全气道和储油柜间应互相连通；油位计内部无油垢，红色浮标清晰可见 。6.4.5
23、更换各部密封垫 。密封良好无渗漏，应耐受油压0.05MPa、6h无渗漏 。6.5 净油器的检修 6.5.1 关闭净油器进出口的阀门 。阀门关闭严密，不渗漏 。打开净油器底部的放油阀，放尽内部的变压器油(打开上部的放气塞，控制排油速度) 。准备适当容器，防止变压器油溅出 。拆下净油器的上盖板和下底板，倒出原有吸附剂，用合格的变压器油将净油器内部和联管清洗干净。6.5.2 内部洁净，无吸附剂碎末。 6.5.3 检查各部件应完整无损并进行清扫，检查下部滤网有无堵塞，洗净后更换胶垫，装复下盖板和滤网，密封良好 。6.5.4 进油口的滤网应装在挡板的外侧，出油口的滤网应装在挡板内侧，以防吸附剂和破损滤网
24、进入油箱 。6.5.5 吸附剂的重量占变压器总油量的1%左右，经干燥并筛去粉末后，装至距离顶面50mm左右，装回上盖板并加以密封 。6.5.6 吸附剂更换应根据油质的酸价和pH值而定；更换的吸附剂应经干燥，填装时间不宜超过1h 。6.5.7 打开净油器下部阀门，使油徐徐进入净油器同时打开上部放气塞排气，直至冒油为止 。6.5.8 必须将气体排尽，防止残余气体进入油箱 。6.5.9 打开净油器上部阀门，使净油器投入运行 。6.5.10 确认阀门在“开”位 。6.6 吸湿器的检修 6.6.1 将吸湿器从变压器上卸下，倒出内部吸附剂，检查玻璃罩应完好，并进行清扫。6.6.2 把干燥的吸附剂装入吸湿器
25、内，为便于监视吸附剂的工作性能，一般可采用变色硅胶，并在顶盖下面留出1/51/6高度的空隙 。6.6.3 新装吸附剂应经干燥，颗粒不小于3mm 。6.6.4 失效的吸附剂由蓝色变为粉红色，可置入烘箱干燥，干燥温度从120升至160，时间5h；还原后再用 ,还原后应呈蓝色 。6.6.5 更换胶垫 。胶垫质量符合标准规定。下部的油封罩内注入变压器油，并将罩拧紧(新装吸湿器，应将密封垫拆除) 。加油至正常油位线，能起到呼吸作用 。为防止吸湿器摇晃，可用卡具将其固定在变压器油箱上。运行中吸湿器安装牢固，不受变压器振动影响 。6.7 压力释放阀的检修 6.7.1 从变压器油箱上拆下压力释放阀 。拆下零件
26、妥善保管；孔洞用盖板封好 。6.7.2 清扫护罩和导流罩 。清除积尘，保持洁净 。6.7.3 检查各部连接螺栓及压力弹簧 。各部连接螺栓及压力弹簧应完好，无锈蚀，无松动。 6.7.4 进行动作试验 。开启和关闭压力应符合规定 。6.7.5 检查微动开关动作是否正确 。触点接触良好，信号正确。 6.7.6 更换密封胶垫 。密封良好不渗油 。6.7.7 升高座如无放气塞应增设 。防止积聚气体因温度变化发生误动 。6.7.8 检查信号电缆 。应采用耐油电缆 。6.8 气体继电器检修 6.8.1 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
27、标示是否清晰，各接合处是否渗漏油 。继电器内充满变压器油，在常温下加压0.15MPa，持续30min无渗漏 。6.8.2 气体继电器密封检查合格后，用合格的变压器油冲洗干净。内部清洁无杂质 。6.8.3 气体继电器应由专业人员检验，动作可靠，绝缘、流速校验合格 。6.8.4 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90。6.8.5 气体继电器先装两侧联管，联管与阀门、联管与油箱顶盖间的联结螺栓暂不完全拧紧，此时将气体继电器安装于其间，用水平尺找准位置并使入出口联管和气体继电器三者处于同一中心位置，后再将螺栓拧紧 。气体继电器应保持水平位置；联管朝向储油柜方向应有1%1.5%的升高
28、坡度；联管法兰密封胶垫的内径应大于管道的内径；气体继电器至储油柜间的阀门应安装于靠近储油柜侧，阀的口径应与管径相同，并有明显的“开”、“闭” 标志。 6.8.6 复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 。气体继电器的安装，应使箭头朝向储油柜，继电器的放气塞应低于储油柜最低油面50mm，并便于气体继电器的抽芯检查 。6.8.7 连接气体继电器二次引线，并做传动试验 。二次线采用耐油电缆，并防止漏水和受潮；气体继电器的轻、重瓦斯保护动作正确 。6.9 测温装置检验6.9.1 总控制箱的检修 6.9.1.1 清扫控制箱内部灰尘及杂物； 6.9.1.2 检
29、查电源开关和熔断器接触情况； 6.9.1.3 逐个检查电磁开关和继电器的触点有无烧损，必要时进行更换并进行调 试； 6.9.1.4 检查切换开关接触情况及其指示位置是否符合实际情况； 6.9.1.5 检查信号灯指示情况，如有损坏应补齐； 6.9.1.6 用500V兆欧表测量二次回路(含电缆)的绝缘电阻0.5； 6.9.1.7 进行联动试验，检查主电源是否互为备用，在故障状态下备用冷却器能否正确启动。 6.9.1.8 检查箱柜的密封情况，必要时更换密封衬垫； 6.9.1.9 箱柜除锈后进行油漆。6.10 变压器的油漆 6.10.1 油箱外部的油漆 6.10.1.1 变压器油箱、冷却器及其附件的裸
30、露表面均应涂本色漆，涂漆的工艺应适用于产品的使用条件。 6.10.1.2 大修时应重新喷漆。 6.10.1.3 喷漆前应先用金属洗净剂清除外部油垢及污秽。 6.10.1.4 对裸露的金属部分必须除锈后补涂底漆。 6.10.1.5 对于铸件的凸凹不平处，可先用腻子填齐整平，然后再涂底漆。 6.10.1.6 为使漆膜均匀，宜采用喷漆方法，喷涂时，气压可保持在0.20.5MPa。 6.10.1.7 第一道底漆漆膜厚为0.05mm左右，要求光滑无流痕、垂珠现象，待底漆干透后(约24h)，再喷涂第二道面漆，如浅色醇酸漆；喷涂后若发现有斑痕、垂珠，可用竹片或小刀轻轻刮除并用砂纸磨光，再补喷一次。 6.10.1.8 如油箱和附件的原有漆膜较好，仅有个别部分不完整，可进行局部处理，然后再普遍喷涂一次。6.10.2 对油箱外部漆膜的质量要求 6.10.2.1 粘着力检查：用刀在漆膜表面划十字形裂口，顺裂口用刀剥，若很容易剥开，则认为粘着力不佳； 6.10.2.2 弹性检查：用刀刮下一块漆膜，若刮下的漆屑不碎裂不粘在一起而有弹性的卷曲，则认为弹性良好； 6.10.2.3 坚固性检查：用指甲在漆膜上划一下，若不留痕迹，即认为漆膜坚硬； 6.10.2.4 干燥性检查：用手指按在涂漆表面片刻，若不粘手也不留痕迹，则认为漆膜干燥良好。 6.
