变压器投运前后的检查项目
变压器的日常巡检项目及使用方法,详细
变压器的日常巡检项目及使用方法，认真变压器的日常巡检1、变压器的日常巡检：1）变压器的油不冷不热温度计应正常，储油柜的油位应与温度相对应，各部位无渗油、漏油。
2）套管油位应正常。
套管外部无破损裂纹、无严重油污、无放电痕迹及其他异常现象。
3）变压器声音正常。
4）各冷却器手感温度应相近、风扇、油泵运转正常。
油流继电器工作正常。
5）吸湿器完好、吸附剂干燥。
6）引线接头、电缆、母线应无发热迹象。
7）压力释放阀或安全气道及防爆膜应完好无损。
8）气体继电器内应无气体。
9）个掌控箱和二次端子箱应关严，无受潮。
2、变压器的特别检查项目：1）新设备或经过检修、改造的变压器在投运75h内。
2）有严重缺陷时。
3）气象突变（如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等）时。
4）雷雨季节特别是雪雨后。
5）高温季节、高峰负荷期间。
6）变压器急救负载运行时。
干式变压器外部检查项目（1）检查变压器的套管、绕组树脂绝缘外表层是否清洁、有无爬电痕迹和碳化现象；（2）变压器高处与低处压套管引线接地紧密无发热，并无裂纹及放电现象；（3）检查紧固件、连接件、导电零件及其它零件有无生锈、腐蚀的痕迹及导电零件接触是否良好；（4）检查电缆和母线有无异常；（5）检查风冷系统的温度箱中电气设备运行是否正常及信号系统有无异常；（6）在遮栏外细听变压器的声音，判定有无异常及运行是否正常；（7）检查变压器底座、栏杆、变压器室电缆接地线等接地是否牢靠良好；（8）用温度检查仪检查接触器部位及外壳温度有无超标现象。
变压器的异常运行和故障处理1、变压器的异常状态（1）严重漏油；（2）油枕内看不到油位或油位过低；（3）变压器油碳化；（4）油位不正常上升；（5）变压器内部有异常声音；（6）瓷件有异常放电声和有火花现象；（7）变压器套管有裂纹或严重破损；（8）变压器高处与低处压套管引线线夹过热；（9）冷却装置故障；（10）瓦斯继电器内气体不断集聚，连续动作发信号；（11）正常负载和冷却条件下，油温不正常的上升。
变压器的检查项目
齐全，紧固
用力矩扳手检查
引出线
穿线
顺直，不扭曲
观察检查
引出线与套管连接
连接螺栓紧固，密封良好
低压套管
套管检查
清洁无损伤
观察检查
法兰连接
连接螺栓紧固
用力矩扳手检查
电压切换装置
无励磁分接开关
传动连杆
回装正确，转动无卡阻
转动检查
指示器
密封良好
观察检查
有载调压开关
分接头位置与指示器指示
对应，且连锁，限位正确
外观检查
无变形，法兰端面平整
观察检查
密封性试验
按制造厂规定
检查记录
支座与拉杆调整
法兰面平行，密封垫居中不偏心受压
观察检查
潜油泵
结合面严密
流速，差压继电器
按制造厂规定
对照厂家规定检查
风扇
牢固，叶片无变形
观察检查
阀门动作
操作灵活，开闭位置正确
外接管路
内壁清洁，流向标志正确
观察检查
净油器
内部检查
清洁，无杂物，污迹
完好，投运可靠
观察检查
试验项目
合格，无漏项
检查试验报告
整体密封
无渗油
观察检查
相色标志
齐全，正确
接
地
铁芯和夹件接地引出套管
牢固，导通良好
扳动且导通检查
高压套管末屏
电流互感器备用二次端子
短路后可靠接地
本体及基础
牢固，导通良好
引线与主接地网连接
牢固，导通良好
孔洞封堵
严密
观察检查
绝缘油试验
合格
检查试验报告
观察检查
电力变压器交接试验项目
电力变压器交接试验项目电力变压器：电力变压器是一种静止的电气设备;是用来将某一数值的交流电压电流通过铁芯导磁作用变成频率相同的另一种或几种数值不同的电压电流的电气设备;电力变压器通常用kVA或MVA来表示容量的大小;根据结构可以分为干式电力变压器、油浸式电力变压器、三相变压器等;变压器交接试验是在投运前按照国家相关技术标准进行预防性检验;其中;交接试验包括以下项目：变压器交接试验项目：1、绝缘油试验或SF6气体试验;2、测量绕组连同套管的直流电阻;3、检查所有分接的电压比;4、检查变压器的二相接线组别和单相变压器引出线的极性;5、测量铁心及夹件的绝缘电阻;6、非纯瓷套管的试验;7、有载调压切换装置的检查和试验;8、测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数;9、测量绕组连同套管的介质损耗因数tanO'与电容量;10、变压器绕组变形试验;11、绕组连同套管的交流耐压试验;12、绕组连同套管的长时感应耐压试验带局部放电测量;13、额定电压下的冲击合闸试验;14、检查相位;15、测量噪音..变压器试验项目应符合下列规定:1 容量为1600kVA及以下油浸式电力变压器;可按第1、2、3、4、5、6;7;8、11、13和14条进行交接试验;2 干式变压器可按本标准第2、3、4、5、7、8、11、13和14条进行试验;3 变流、整流变压器可按本标准2、3、4、5、6、7、8、11、13和14条进行试验;4 电炉变压器可按本标准第1、2、3、4、5、6、7、8、11、13和14条进行试验;5 接地变压器、曲折变压器可按本标准第2、3、4、5、8、11和13条进行试验;对于油浸式变压器还应按本标准第1条和第9条进行交接试验;6 穿心式电流互感器、电容型套管应分别按互感器和套管的试验项目进行试验;7 分体运输、现场组装的变压器应由订货方见证所有出广试验项目;现场试验应按本标准执行;8应对气体继电器、油流继电器、压力释放阀和气体密度继电器等附件进行检查..油浸式变压器中绝缘油及SF6气体绝缘变压器中SF6气体的试验;应符合下列规定:1、绝缘油的试验类别应符合规定;试验项目及标准应符合本标准规定..2、油中溶解气体的色谱分析;应符合下列规定:a电压等级在66kV及以上的变压器;应在注油静置后、耐压和局部放电试验24h 后、冲击合闸及额定电压下运行24h后;各进行一次变压器器身内绝缘油的油中溶解气体的色谱分析;b试验应符合现行国家标准变压器油中洛解气体分析和判断导则GB/T7252的有关规定..各次测得的氢、乙:快、总经含量;应无明显差别;3新装变压器油中总怪含量不应超过20μL/L;比含量不应超过10μL/L;C2H2含量不应超过O.1μL/L..3、变压器油中水含量的测量;应符合下列规定:a电压等级为1l066kV时;油中水含量不应大于20mg/L;b电压等级为220kV时;油中水含量不应大于15mg/L;c电压等级为330kV~ 750kV时;油中水含量不应大于10mg/L..4、油中含气量的测量;应按规定时间静置后取样测量油中的含气量;电压等级为330kV~750kV的变压器;其值不应大于1%体积分数..5、对SF6气体绝缘的变压器应进行SF6气体含水量检验及检漏..SF6气体含水量20℃的体积分数不宜大于250μL/L;变压器应无明显泄漏点..测量变压器绕组连同套管的直流电阻;应符合下列规定:1、测量应在各分接的所有位置上进行..2、1600kVA及以下三相变压器;各相绕组相互间的差别不应大于4%;无中性点引出的绕组;线间各绕组相互间差别不应大于2%;1600kVA以上变压器;各相绕组相互间差别不应大于2%;无中性点引出的绕组;线间相互间差别不应大于1%..3、变压器的直流电阻;与同温下产品出厂实测数值比较;相应变化不应大于2%;不同温度下电阻值应按下式计算:式中:R1一一一温度在t1℃时的电阻值Ω;R2一一一温度在t2℃时的电阻值Ω;T 计算用常数;铜导线取235;铝导线取225..4、由于变压器结构等原因;差值超过本条第2条时;可只按本条第3条进行比较;但应说明原因..5、无励磁调压变压器送电前最后一次测量;应在使用的分接锁定后进行..变压器交接试验检查所有分接的电压比;应符合下列规定:1、所有分接的电压比应符合电压比的规律;2 与制造厂铭牌数据相比;应符合下列规定:a电压等级在35kV以下;电压比小于3的变压器电压比允许偏差应为土1%;b其他所有变压器额定分接下电压比允许偏差不应超过±O.5%;c其他分接的电压比应在变压器阻抗电压值％的1/10以内;且允许偏差应为±1%..检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性;应符合下列规定:1、变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性应符合设计要求;2、变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性应与铭牌上的标记和外壳上的符号相符..变压器交接项目中测量铁心及夹件的绝缘电阻;应符合下列规定:1、应测量铁心对地绝缘电阻、夹件对地绝缘电阻、铁心对夹件绝缘电阻;2、进行器身检查的变压器;应测量可接触到的穿心螺栓、辄铁夹件及绑扎钢带对铁辄、铁心、油箱及绕组压环的绝缘电阻..当辄铁梁及穿心螺栓一端与铁心连接时;应将连接片断开后进行试验;3、在变压器所有安装工作结束后应进行铁心对地、有外引接地线的夹件对地及铁心对夹件的绝缘电阻测量;4、对变压器上有专用的铁心接地线引出套管时;应在注油前后测量其对外壳的绝缘电阻;5、采用2500V兆欧表测量;持续时间应为1mi口;应元闪络及击穿现象..注意：非纯瓷套管的试验;应按本标准第15章的规定进行..有载调压切换装置的检查和试验;应符合下列规定:1、2、在变压器元电压下;有载分接开关的于动操作不应少于2个循环、电动操作不应少于5个循环;其中电动操作时电源电压应为额定电压的85%及以上..操作应无卡涩;连动程序、电气和机械限位应正常;3、循环操作后;进行绕组连同套管在所有分接下直流电阻和电压比测量;试验结果应符合规定;4、在变压器带电条件下进行有载调压开关电动操作;动作应正常..操作过程中;各侧电压应在系统电压允许范围内..测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数;应符合下列规定:1、绝缘电阻值不应低于产品出厂试验值的70%或不低于10000MΩ20'C;2、注:1 表中K为实测温度减去20℃的绝对值；测量温度以上层油温为准..3、校正到20'C时的绝缘电阻值计算应满足下列要求:当实测温度为20'C以上时;可按下式计算:当实测温度为20'C以下时;可按下式计算:式中:R20校正到20'C时的绝缘电阻值MΩ;Rt 在测量温度下的绝缘电阻值MΩ变压器交接试验项目电压等级为35kV及以上且容量在4000kVA及以上时;应测量大吸收比；吸收比与产品出厂值相比应元明显差别;在常温下不应小于1.3;当R60于3000MΩ20℃时;吸收比可不作考核要求..4、变压器电压等级为220kV及以上或容量为120MVA及以上时;宜用5000V兆欧表测量极化指数..测得值与产品出厂值相比应无明显差别;在常温下不应小于1.5..大于10000 MΩ20℃时;极化指数可不作考核要求..当R60测量绕组连同套管的介质损耗因数tan&及电容量;应符合下列规定:1、当变压器电压等级为35kV及以上且容量在10000kVA及以上时;应测量介质损耗因数tan &;2、被测绕组的tan&值不宜大于产品出厂试验值的130%.当大于130%时;可结合其他绝缘试验结果综合分析判断;3、当测量时的温度与产品出厂试验温度小符合时;可按本标准附录C表换算到同一温度时的数值进行比较;4、变压器本体电容量与出厂值相比允许偏差应为士3%..变压器绕组变形试验;应符合下列规定:1、对于35kV及以下电压等级变压器;宜采用低电压短路阻抗法;2、对于1l066kV及以上电压等级变压器;宜采用频率响应法测量绕组特征图谱..变压器交接试验中绕组连同套管的交流耐压试验;应符合下列规定:1、额定电压在ll0kV以下的变压器;线端试验应按本标准进行交流耐压试验;2、绕组额定电压为1l066kV及以上的变压器;其中性点应进行交流耐压试验;试验耐受电压标准应符合本标准规定;并应符合下列规定:a试验电压波形应接近正弦;试验电压值应为测量电压的峰值除以JZ.试验时应在高压端监测;b外施交流电压试验电压的频率不应低于40Hz;全电压下耐受时间应为60s;c感应电压试验时;试验电压的频率应大于额定频率..当试验电压频率小于或等于2倍额定频率时;全电压下试验时间为60s;当试验电压频率大于2倍额定频率时;全电压下试验时间应按下式计算:式中:fN一一额定频率;fs 试验频率;t 全电压下试验时间;不应少于15s..绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电测量ACLD ;应符合下列规定:1、电压等级220kV及以上变压器在新安装时;应进行现场局部放电试验..电压等级为110kV的变压器;当对绝缘有怀疑时;应进行局部放电试验;2、局部放电试验方法及判断方法;应按现行国家标准电力变压器第3部分:绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空隙间隙GB 1094.3中的有关规定执行;3、750kV变压器现场交接试验时;绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电测量ACLD中;激发电压应按出厂交流耐压的80%720kV进行..变压器交接试验额定电压下冲击合闸试验;应符合下列规定:1、在额定电压下对变压器的冲击合闸试验;应进行5次;每次间隔时间宜为5min;应无异常现象;其中750kV变压器在额定电压下;第一次冲击合闸后的带电运行时间不应少于30min;其后每次合闸后带电运行时间可逐次缩短;但不应少于5min;2、冲击合闸宜在变压器高压侧进行;对中性点接地的电力系统试验时变压器中性点应接地;3、发电机变压器组中间连接元操作断开点的变压器;可不进行冲击合闸试验;4、无电流差动保护的干式变可冲击3次..检查变压器的相位;应与电网相位一致..变压器交接测量噪声;应符合下列规定:1、电压等级为750kV的变压器的噪声;应在额定电压及额定频率下测量;噪声值声压级不应大于80dBA;2、测量方法和要求应符合现行国家标准电力变压器第10部分:声级测定GB/T1094.10的规定;3、验收应以出厂验收为准;4、对于室内变压器可不进行噪声测量试验..。
箱变投运前检查项目以及故障处理
4、 产品投运
• 投运操作注意事项： • 严格按有关高压操作规程规定，必须采取充分的安全防护措施，使用
必要的防护性用具，以确保安全； • 操作前应了解线路的运行状况和变压器分接位置； • 高压隔离开关应处于‘分闸’位置，高压熔断器应安装就位并卡紧； • 当不能确定35kV箱变状态时，应将其当成带电设备处理，以确保安
4.1 投运前的检查
高压检查 • 各电气部件是否连接可靠；固定件是否上紧；高压室内门是否关好； • 高压开关的操作是否灵活、可靠、准确； • 联锁机构是否可靠联锁。 整定值检查 • 低压主断路器各种脱扣器的动作值是否合适，延时是否符合要求。断
路器的整定值根据光伏发电场的实际情况和设计院的要求确定。特别 强调，整定值设定不合理可能会出现断路器异常跳闸或失去保护功能 的情况； • 辅助回路和控制回路其他有整定要求的元器件整定值是否合适。
维护要点/说明 更换熔断器 内阻的变化范围应在±10% 之内
清洁氧化层并拧紧
3
ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ
避雷器
1）每年雷 雨季节前 参照电力行业相关标准 2）必要时
避雷器的型号必须和更 换前一致，或者由我公司指 定，如果引线松脱，应重新 固定
4
带电显示 器
1. 1年 2. 大修后
能正确显示
5.6 母线和绝缘子检修项目一览表
➢ 35kV组合式变压器高压室内的总接地排必须可靠连接到基础内的永久接地点上； ➢ 高压电缆及高压避雷器的接地线必须和高压小室内的总接地排可靠连接； ➢ 各小室门必须和箱体可靠连接； ➢ 其他对此有要求的也必须可靠接地。
4.2 产品投运操作
投运操作注意事项： • 严格按有关高压操作规程规定，必须采取充分的安全防护措施，使用
变压器试验项目及标准
2)读取1min时的泄漏电流值
3)交接时泄漏电流不宜超过表6(2)的规定
绕组额
定电压
kV
3
6～10
20～35
110~220
500
直流试
验电压
kV
5
10
20
40
60
2)与前一次测试结果相比应无明显变化
13
绕组所有分接的电压比
1)交接时
2)更换绕组后
3)分接开关引线拆装后
3)无励磁调压变压器应在使用的分接锁定后测量
4）二端子引出的平衡绕组其直流电阻值变化结合以前及其它绕组综合判断
3
绕组绝缘电阻、吸收比或(和)极化指数
1)交接时
2)大修后
3)1～3年
4)必要时
1）交接时绝缘电阻不低于出厂值的70%
2)绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试结果相比应无明显变化
3)吸收比(10～30℃范围)不低于1.3或极化指数不低于1.5
4
绕组的tgδ
1)交接时
2)大修后
3)1~3年
4)必要时
1)20℃时tgδ不大于下列数值：220～500kV0.6%
110kV0.8%
35kV及以下1.5%
2）tgδ值与历年的数值比较不应有显著变化（tgδ值≥0.4时，变化量一般不大于30%）
3)试验电压如下：
1)非被试绕组应接地或屏蔽
2)同一变压器各绕组tgδ的要求值相同
5
电容型套管的tgδ和电容值
1)交接时
2)大修后
3)1～3年
4)必要时
1)用正接法测量
2)测量时记录环境温度及变压器(电抗器)顶层油温
变压器正常巡视检查项目有哪些
1.参数记录：母排电压；工作电流。
2.综保信息及内容：综保是否有新信息产生，新信息内容。
3.状态检测：开关位置（工作位、实验位）；是否合闸。
4.指示灯：指示灯状态是否和开关位置、状态一致；带电显示器是否正常点亮。
5.感官判断内容：高压柜是否有噪音、是否有放电声音；是否有异味。
隔离开关正常巡视检查项目有：（1）瓷质部分应完好无破损。
（2）各接头应无松动、发热。
（3）刀口应完全合入并接触良好，试温蜡片应无熔化。
（4）传动机构应完好，销子应无脱落。
（5）联锁装置应完好。
断路器正常运行巡视检查项目：1．断路器分合闸指示与机构的机械位置指示、主控室的电气指示相一致；2．瓷瓶部分应清洁完好，无破损裂纹，流胶或放电闪络痕迹，无严重积灰；3．引线接头接触良好，无过热发黑及松脱现象；4．机构箱内各元件运行正常，工作状态良好，无异音、异味、烧坏、破损、变形、松动等现象，各开关投入位置正确，远方/就地开关应位于“远方”位置；继电器工作正常、无异常现象；5．六氟化硫断路器本体气体压力是否正常，受气温影响时是否在正常范围内，无泄漏现象；6．弹簧操作机构，打压电机启动正常（无频繁启动现象）。
当断路器在运行状态，储能电动机的电源应在闭合位置；当断路器在分闸备用状态时，合闸弹簧应储能,储能电动机、行程开关接点无卡住、变形，分、合闸线圈无冒烟、异味。
操作隔离开关戴绝缘手套，是考虑到万一发生误操作时，可能引起弧光接地短路而导致设备接地部分对地电位升高，危及操作人员的安全。
对于小接地电流系统当变电所接地网电阻大于允许值时也可能产生较高的跨步电压，因此操作时必须戴绝缘手套。
答：1）变压器套管爆炸和破裂，大量漏油，油面突然下降。
2）变压器套管端头熔断3）变压器着火、冒烟。
4）变压器油箱破裂5）变压器漏油，油面下降到瓦斯继电器以下。
6）变压器防爆膜、释压阀破裂，且向外喷油、喷烟火。
7）变压器有异音，且有不均匀的爆炸声。
8）变压器无保护运行（直流系统瞬时选接地点和直流保险熔断、接触不良等能立即恢复正常者除外）。
变压器冲击实验
附件4：主变冲击试验及主变投运前、后应检查项目变压器的冲击合闸试验不一定必须从高压侧进行，这与变压器的应用场合相关。
一般此项试验是结合变压器投运运行的。
由于我们使用的大部分是降压变压器，来电一方自然是高压侧，就只能从高压侧冲击。
若对发电厂的升压变压器，来电方是在低压侧，就要从低压冲击了。
主变第一次投运前，应在额定电压下冲击合闸五次，第一次受电后持续时间应不小于10分钟，大修后主变应冲击三次；瓦斯下浮子在主变冲击合闸前就应投跳闸，冲击合闸正常，有条件时空载充电24小时；110千伏及以上变压器启动时，如有条件应采用零起升压；变压器的有载调压装置，应于变压器投运时进行切换试验正常，方可投入使用。
1、变压器进行冲击合闸试验的目的有两个：1）拉开空载变压器时，有可能产生操作过电压。
在电力系统中性点不接地或经消弧线圈接地时，过电压幅值可达4-4.5倍相电压；在中性点直接接地时，可达3倍相电压。
为了检查变压器绝缘强度能否承受全电压或操作过电压，需做冲击试验。
2）带电投入空载变压器时，会产生励磁涌流，其值可达6-8倍额定电流。
励磁涌流开始衰减较快，一般经0.5-1秒即减到0.25-0.5倍额定电流值，但全部衰减时间较长，大容量的变压器可达几十秒。
由于励磁涌流产生很大的电动力，为了考核变压器的机械强度，同时考核励磁涌流衰减初期能否造成继电保护装置误动作，需做冲击试验。
2、主变充电前、后必须检查项目1）主变投运前应检查项目：①各散热器及瓦斯继电器与油枕之间的阀门必须在打开位置；②要特别注意排除内部空气，如高压充油套管、冷却器顶部和瓦斯继电器等空气；③检查分接头位置，并做好记录；④套管油封的放油小阀门和瓦斯放气阀门应无堵塞现象；⑤变压器上应无遗留物。
2）主变充电后应检查项目：①油位是否正常；②上层油温是否逐渐上升；③套管有无放电现象；④变压器内部声音有无异常，是否均匀。
1。
箱变投运前检查项目以及故障处理PPT课件
紧固件检查
检查箱变内部的紧固件， 如螺丝、螺栓等，确保无 松动或脱落现象。 设备性能检查电气性能测试
对箱变的电气性能进行测 试，包括绝缘电阻、耐压 试验等，确保符合相关标 准和规范。
机械性能测试
对箱变的机械性能进行测 试，如开关的灵活性、传 动机构的运行等，确保设 备运行正常。
控制性能测试
对箱变的控制性能进行测 试，如控制回路、保护装 置等，确保设备控制准确、 可靠。
箱变漏油故障
处理方法：
紧固连接处：检查箱变的各个连接处，确保没有松动现 象，必要时进行紧固。
箱变漏油不仅会造成环境污染，还可能引发火灾、设 备损坏等安全事故。漏油通常由密封件老化、连接处松 动等原因引起。
更换密封件：对老化或损坏的密封件进行更换，确保密 封性能良好。
清理油污：对漏出的油污进行清理，防止油污积累引发 其他故障。
故障修复与验收
修复故障
根据故障定位结果，采取相应的修复 措施，如更换损坏元件、修复电路等。
验收检查
修复完成后，进行严格的验收检查， 确保故障已被排除，设备恢复正常运 行。
05
箱变故障案例分析
案例一：箱变过热故障处理
箱变过热故障
处理方法：
清理灰尘：定期清理箱变内部的灰尘和杂物，保持散热 良好。
箱变在运行过程中，由于内部元件的损耗和外部环境 的影响，可能会出现过热现象。过热可能导致设备性能 下降、寿命缩短，甚至引发火灾。
故障发现与报告
故障发现
在箱变运行过程中，通过日常巡检、监控系统等手段，及时发现异常情况或故障 。
故障报告
发现故障后，应立即向相关部门或专业人员报告，并记录故障现象及初步判断。
故障诊断与定位
初步诊断
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变压器投运前后的检查项目
(1)变压器本体、冷却装置及所有附件均完整无缺陷、不渗漏、油
漆完整。
(2)接地可靠（变压器油箱、铁芯和夹件外引线接地）。
(3)变压器顶盖上无遗留杂物。
(4)储油柜、冷却装置、净油器等油系统上的阀门均在开启的位置，
储油柜油位标示线清晰可见。
(5)高压套管的接地小套管应接地，套管顶部将军帽应密封良好，
与外部引线的连接接触良好并涂有电力复合脂。
(6)变压器的储油柜和电容式套管的油位正常，隔膜式储油柜的集
气盒内应无气体。
(7)有载分接开关的油位需略低于变压器储油柜的油位。
(8)进行各升高座的放气，使其完全充满变压器油，气体继电器内
应无残余气体。
(9)吸湿器内的吸附剂数量充足，无变色受潮现象，油封良好，能
起到正常呼吸作用。
(10)无励磁分接开关的位置应符合运行要求，，有载分接开关动
作灵活、正确、闭锁装置动作正确，远方指示、操作机构箱和分接开
关顶盖上三者分接位置的指示应一致。
(11)温度计指示正确，整定值符合要求。
(12)冷却装置试运行正常，水冷却装置的油压应大于水压，强油
冷却的变压器应启动全部油泵（并测量油泵的负荷电流），进行较长
时间的循环后，多次排除残余气体。
(13)进行冷却装置电源的自动投切和冷却装置的故障停运试验。
(14)变压器本体非电量保护试验正常，动怍正确。
（15）电力变压器初次投入应作《5次全电压合闸冲击试验，大修
后为《3次同时应空载运行24h无异常，才能逐步投入负载；并做
好各项记录。目的是为了检查变压器绝缘强度能否承受额定电压或运
行中出现的操作过电压，也是为了考核变压器的机械强度和继电保护
动作的可靠程度。
（16）新装和大修后的变压器绝缘电阻，在同一温度下，应不低于
制造厂试验值的70%。
（17）为提高变压器的利用率，减少变损，变压器负载电流为额定
电流的75～85％时较为合理。
变压器送电后应检查项目：
1 变压器运行中声音、油温、油位及油色正常，各部无渗油、漏油现
象，内部无杂音及放电。
2 变压器温度指示正常，温升在规定范围内。
3 散热器、呼吸器、油再生装置运行正常，压力释放阀不动作。
4 套管油位正常、完整无破损裂纹，无严重油污、无放电闪络及其他
异常现象。
5 瓦斯继电器油面正常，连接油门在开启，内部无气体。
6 运行中风扇、油泵无剧烈振动，无异音、过热和不转现象，油流继
电器工作正常。
7 各部引接头电缆、母线无过热现象，电缆无漏油。
8 冷却装置控制箱内和二次端子箱柜门应关严，各部无过热，所有把
手位置符合运行方式的要求。
9 变压器室内门窗、通风、照明及消防设备齐全完整，房屋不漏水、
室温正常。
10 各冷却器手感温度应相近，风扇油泵运转正常，油流继电器工作
正常。