1、油位与渗漏：检查油枕油位是否在标准范围内，各密封面无渗漏油。套管状态：套管瓷套无裂纹、放电痕迹，油位正常，一次接线端子紧固无松动。冷却系统：风扇、油泵、散热器运行正常，阀门开闭正确，油流指示器动作灵活。分接开关：手动/电动操作分接开关，检查档位切换是否顺畅，接触是否良好。接地装置：本体接地、中性点接地电阻4，接地引下线无锈蚀、断裂。保护与监控装置：差动保护、瓦斯保护、过流保护等二次回路接线正确，保护定值与系统方式匹配，压板投入状态正确。1. 绝缘电阻及吸收比/极化指数测试目的：评估绕组、铁芯及对地绝缘的整体状况，方法：使用2500V或5000V兆欧表，低压绕组用1000V兆欧表。标准：绕组对地
2、绝缘电阻：高压绕组300M，低压绕组100M；吸收比1.6。2. 直流电阻测试目的：检测绕组是否存在匝间短路、断线或接头接触不良。方法：使用直流电阻测试仪，测量各相绕组直流电阻。标准：1600kVA及以下三相变压器：相间差值平均值的4%，线间差值2%；1600kVA以上三相变压器：相间差值平均值的2%，线间差值1%；与出厂值或上次测量值相比，变化2%。3. 绕组变比测试目的：验证绕组匝数比是否符合设计，判断是否存在匝间短路或分接开关错位。方法：使用变比测试仪，在高压侧施加电压，测量低压侧输出电压。标准：变比误差0.5%。各分接档位变比误差均需符合要求。4. 绕组变形测试目的：检测绕组因短路、冲
3、击等原因导致的结构变形。方法：常用频率响应分析法或低电压短路阻抗法。标准：频率响应曲线与原始记录比对，相关系数0.95；短路阻抗变化率10%。5. 介质损耗因数及电容量测试目的：评估绝缘介质的劣化程度。方法：使用介损测试仪，测量绕组对地及绕组间的tan和电容量。标准：35kV及以下变压器：tan0.005；66kV及以上变压器：tan0.003；电容量变化率5%。6. 泄漏电流测试目的：检测高压绕组绝缘的局部缺陷。方法：在高压绕组施加直流电压，测量泄漏电流。标准：泄漏电流值100A或200A，且与历史数据无明显增长。7. 工频耐压试验目的：考核绕组主绝缘及纵绝缘的电气强度。方法：在高压绕组施加
4、高于额定电压的工频试验电压，持续1min。标准：绕组额定电压6kV：试验电压35kV；10kV：42kV；35kV：68kV；注意：试验需在绝缘电阻、tan合格后进行，避免绝缘损伤。8. 油中溶解气体色谱分析（DGA）目的：判断变压器内部是否存在潜伏性故障。方法：从油枕取油样，通过气相色谱仪检测H、CH、CH、CH、CH等气体含量。标准：总烃150L/L；H150L/L；CH5L/L或10L/L；若某气体含量超过注意值或增长速率异常，需进一步排查故障。9. 油的电气强度试验目的：评估绝缘油的击穿电压，反映油中杂质、水分含量。方法：使用油耐压试验仪，取油样置于标准油杯中，施加交流电压至击穿。标准
5、为 GB 2536：500kV变压器：60kV；330kV：50kV；220kV：45kV；110kV及以下：40kV。10. 油中水分含量测试目的：控制油中水分，防止绝缘性能下降。方法：使用卡尔费休库仑法或气相色谱法。标准：500kV变压器：10L/L；220kV及以下：20L/L；大修后一般要求15L/L。运行前确认与启动要求油色谱在线监测：若配置在线监测装置，需确认数据上传正常，初始值与离线试验一致。消防与安全设施：检查灭火器、消防沙、事故排油阀等完好，消防报警系统投入。启动前试验：测量绕组连同套管的直流泄漏电流。检查相位与系统一致；空载合闸试验：5次空载合闸，观察励磁涌流是否正常，差动
6、保护无误动。变压器投运后需持续监测以下参数，确保安全稳定运行：温度：顶层油温：自然循环变压器85，强迫油循环75；绕组热点温度：一般105，超温需降负荷或停运。油位与油色：油位随温度变化应在标准范围内，油色透明浅黄。声音：正常运行应为均匀的“嗡嗡”声，无放电声、爆裂声或异常振动。气体继电器：轻瓦斯信号动作时需取气分析，重瓦斯保护应投跳闸。负载与电压：各侧电流、电压不超过额定值，三相电流平衡（不平衡率10%）。油色谱在线监测：总烃、H等气体含量无突变。油浸变压器维修后需完成电气性能试验、油务试验、机械检查三大类试验，确保绝缘、导电、机械强度符合标准；运行中需重点监测温度、油位、声音及气体继电器状态，结合油色谱分析提前发现潜在故障。所有试验与检查需严格执行国家标准，并参考设备厂家技术文件。
安全达人 