风 力发电场主变检修与维护技术指导.docx

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1、风力发电场主变检修与维护技术指导1例行检查及维护a.例行（不停电）检查及维护序号项目周期要求1变压器本体温度必要时1）顶层油温度计、绕组温度计的外观完整，表盘密封良好，温度温度指示正常。2）测量油箱表面温度，无异常现象。油位必要时1）油位计外观完整，密封良好。2）对照油温与油位的标准曲线检查油位指示正常。渗漏油必要时1）法兰、阀门、冷却装置、油箱、油管路等密封连接处。2）油箱、升高座等焊接部位质量良好，无渗漏油现象。异声和振动必要时运行中的振动和噪声应无明显变化，无外部连接松动及内部结构松动引起的振动和噪声；无放电声响。铁心接地必要时铁心、夹件外引接地应良好，接地电流宜在IOOmA以下2冷却装

2、置运行状况必要时1）风冷却器风扇和油泵的运行情况正常，无异常声音和振动2）运行状况；水冷却器压差继电器和压力表的指示正常3）油流指示正确，无抖动现象渗漏油必要时冷却装置及阀门、油泵、管路等无渗漏散热情况必要时散热情况良好，无堵塞、气流不畅等情况3套管瓷套情况必要时D瓷套表面应无裂纹、破损、脏污及电晕放电等现象2）采用红外测温装置等手段对套管，特别是装硅橡胶增爬裙或涂防污涂料的套管，重点检查有无异常渗漏油必要时1）各部密封处应无渗漏2）电容式套管应注意电容屏末端接地套管的密封情况过热必要时D用红外测温装置检测套管内部及顶部接头连接部位温度情况2）接地套管及套管电流互感器接线端子是否过热油位必要时

3、油位指示正常4吸湿器干燥度必要时1）干燥剂颜色正常2）油盒的油位正常呼吸必要时1）呼吸正常，并随着油温的变化油盒中有气泡产生2）如发现呼吸不正常，应防止压力突然释放5无励磁分接开关位置必要时1）档位指示器清晰、指示正确2）机械操作装置应无锈蚀渗漏油必要时密封良好，无渗油6有载分接开关电源必要时D电压应在规定的偏差范围之内2）指示灯显示正常油位必要时储油柜油位正常渗漏油必要时开关密封部位无渗漏油现象操作机构必要时D操作齿轮机构无渗漏油现象2）分接开关连接、齿轮箱、开关操作箱内部等无异常油流控制继电器必要时1）应密封良好2）无集聚气体7开关在线滤油装置运行情况必要时1）在滤油时，检查压力、噪声和振

4、动等无异常情况2）连接部分紧固渗漏油必要时滤油机及管路无渗漏油现象8压力释放阀渗漏油必要时应密封良好，无喷油现象防雨罩必要时安装牢固导向装必要时固定良好，方向正确，导向喷口方向正确置9气体继电器渗漏油必要时应密封良好气体必要时无集聚气体防雨罩必要时安装牢固10端子箱和控制箱密封性必要时密封良好，无雨水进入、潮气凝露接触必要时接线端子应无松动和锈蚀、接触良好无发热痕迹完整性必要时D电气元件完整2）接地良好11在线监测装置运行状况必要时1）无渗漏油2）工作正常b.例行（停电）检查及维护序号项目周期要求1冷却装置振动1年3年或必要时开启冷却装置，检查是否有不正常的振动和异音清洁D检查冷却器管和支架的

5、脏污、锈蚀情况，如散热效果不良，应每年至少进行1次冷却器管束的冲洗2）必要时对支架、外壳等进行防腐（漆化）处理绝缘电阻采用500v或I（X）OV绝缘电阻表测量电气部件的绝缘电阻，其阻值不低于阀门检查阀门是否正确开启负压检查逐台关闭冷却电源一定时间（3Omin左右）后，检查冷却器负压区应无渗漏现象。若存在渗漏现象应及时处理，井消除负压现象2水冷却器运行状况1年3年或必要时1）压差继电器和压力表的指示是否正常2）冷却水中应无油花3）或必要时4）运行压力应符合制造厂的规定3电容型套管瓷件1年3年或必要时1）瓷件应无放电、裂纹、破损、脏污等现象，法兰无锈蚀2）必要时校核套管外绝缘爬距，应满足污秽等级的

6、要求密封及油位套管本体及与箱体连接密封应良好，油位正常导电连接部位1）应无松动2）接线端子等连接部位表面应无氧化或过热现象末屏接地末屏应无放电、过热痕迹，接地良好4充油套瓷件1年31）瓷件应无放电、裂纹、破损、脏污等现象，管年或必要时法兰无锈蚀2）必要时校核套管外绝缘爬距，应满足污秽等级的要求密封及油位套管本体及与箱体连接密封应良好，油位正常导电连接部位1）应无松动2）接线端子等连接部位表面应无氧化或过热现象5无励磁分接开关操作机构1年3年或必要时1）限位及操作正常2）转动灵活，无卡涩现象3）密封良好4）螺栓紧固5）分接位置显示应正确一致6有载分接开关操作机构1年3年或必要时D两个循环操作各部

7、件的全部动作顺序及限位动作，应符合技术要求2）各分接位置显示应正确一致绝缘测试采用500v或IOooV绝缘电阻表测量辅助回路绝缘电阻应大于IMn7其他气体继电器1年3年或必要时D密封良好，无渗漏现象2）轻、重瓦斯动作可靠，回路传动正确无误3）观察窗清洁，刻度清晰压力释放阀1）无喷油、渗漏油现象2）回路传动正确3）动作指示杆应保持灵活压力式温度计、热电阻温度计1）温度计内应无潮气凝露，并与顶层油温基本相同2）比较压力式温度计和热电阻温度计的指示，差值应1）在5之内2）检查温度计接点整定值是否正确，二次回路传动正确绕组温度计1）温度计内应无潮气凝露2）检查温度计接点整定值是否正确油位计1）表内应无

8、潮气凝露2）浮球和指针的动作是否同步3）应无假油位现象油流继电器1）表内应无潮气凝露2）指针位置是否正确，油泵启动后指针应达到绿区，无抖动现象二次回路1）采用500V或IOOOv绝缘电阻表测量继电器、油温指示器、油位计、压力释放阀二次回路的绝缘电阻应大于1兆欧2）接线盒、控制箱等防雨、防尘是否良好，接线端子有无松动和锈蚀现象8油流带电的泄漏电流中性点（33OKV及以上变压器）必要时开启所有油泵，稳定后测量中性点泄漏电流，应小于3.5微安.2检修项目及周期a.变压器大修项目1）绕组、引线装置的检修；2）铁心、铁心紧固件（穿心螺杆、夹件、拉带、绑带等）、压钉、压板及接地片的检修；3）油箱、磁（电）

9、屏蔽及升高座的解体检修；套管检修；4）冷却系统的解体检修，包括冷却器、油泵、油流继电器、水泵、压差继电器、风扇、阀门及管道等：5）安全保护装置的检修及校验，包括压力释放装置、气体继电器、速动油压继电器、控流阀等；6）油保护装置的解体检修，包括储油柜、吸湿器、净油器等；7）测温装置的校验，包括压力式温度计、电阻温度计（绕组温度计）、棒形温度计等；8）操作控制箱的检修和试验；9）无励磁分接开关或有载分接开关的检修；10）全部阀门和放气塞的检修；11）全部密封胶垫的更换；12）必要时对器身绝缘进行干燥处理；13）变压器油的处理；14）清扫油箱并进行喷涂油漆：15）检查接地系统：16）大修的试验和试运

10、行。b.变压器小修项目1）处理己发现的缺陷；2）放出储油柜积污器中的污油；3）检修油位计，包括调整油位；4）检修冷却油泵、风扇，必要时清洗冷却器管束；5）检修安全保护装置；6）检修油保护装置（净油器、吸湿器）；7）检修测温装置；8）检修调压装置、测量装置及控制箱，并进行调试；9）检修全部阀门和放气塞，检查全部密封状态，处理渗漏油10）清扫套管和检查导电接头（包括套管将军帽）；11）检查接地系统；12）清扫油箱和附件，必要时进行补漆；13）按有关规程规定进行测量和试验。3异常处理a.本体声音异常变压器本体声音异常情况的检查方法与处理措施序号异常现象可能的异常原因检查方法或部位判断与处理措施1连续

11、的高率尖锐声过励磁运行电压运行电压高于分接位置所在的分接电压谐波电流谐波分析存在超过标准允许的谐波电流直流电流直流偏磁中性点电流明显增大，存在直流分量系统异常中性点电流电网发生单相接地或电磁共振，中性点电流明显增大2异常增大且有明显的杂音铁心结构件松动听声音来源夹件或铁心的压紧装置松动、硅钢片振动增大，或个别紧固件松动连接部位的机械振动听声音来源连接部位松动或不匹配直流电流直流偏磁中性点电流明显增大，存在直流分量3“吱吱”或“嘴啪”声接触不良及引起的放电套管连接部位套管与母线连接部位及压环部位接触不良油箱法兰连接螺栓油箱上的螺栓松动或金属件接触不良4“嘶嘶”声套管表面或导体棱角电晕放电红外测温

12、、紫外测光1）套管表面脏污、釉质脱落或有裂纹2）受浓雾等恶劣天气影响5“哺咯”的沸腾声局部过熟或充氨灭火装置氮气充入本体温度和油位油位、油温或局部油箱壁温度异常升高，表明变压器内部存在局部过热现象气体继电器内气体分析气体组分以区分故障原因听声音的来源倾听声音的来源，或用红外检测局部过热的部位，根据变压器的结构，判定具体部位6“哇哇”声过载负载电流过载或冲击负载产生的间歇性杂声中性点电流三相不均匀过载，中性点电流异常增大b.冷却器声音异常冷却器声音异常情况的检查方法与处理措施序号异常现象可能的异常原因检查方法或部位处理措施1油泵的均有的周期性“咯咯”金属摩擦声电动机定子与转子间的摩擦或有杂质叶片

13、与外壳的摩擦a）听其声音b）测量振动更换油泵2油泵的无规则非周期性摩擦声轴承破裂a）听其声音b）测量振动更换轴承油泵3油路管道内的“哄哄”声音进油处的阀门开启或开启不足a）听其声音b）测量振动开启阀门存在负压检查负压消除负压c.绝缘受潮异常绝缘受潮异常情况的检查方法与处理措施序号检查方法或部位判断与处理措施1含水量测定、油中溶解气体分析1）油中含水量超标2）H2持续增长较快2冷却器检查1）逐台停运冷却器（阀门开启），观察冷却器负压区是否存在渗漏2）在冷却器的进油放气塞处测量油泵运行时的压力是否存在负压3气样分析若气体继电器内有连续不断的气泡，应取样分析，如无故障气体成分，则表明变压器可能在负压

14、区油渗漏现象4油中含气量分析油中含气量油增长趋势，可能存在渗漏现象5各连接部位的渗漏检查油渗漏时应处理6吸湿器检查吸湿器的密封情况，变色硅胶颜色和油杯油量是否正常7储油柜检查储油柜与胶囊之间的接口密封情况，胶囊是否完全撑开，与储油柜之间应无气体8胶囊或隔膜胶囊或隔膜是否有水迹和破损及老化龟裂现象，如有应及时处理或更换9整体密封性检查在保证压力释放阀或防爆膜不动作的情况下，在储油柜的最高油位上市价0.035Mpa的压力12h,观察变压器所有接口是否渗漏10套管检查通过正压或负压法检查套管密封情况，如有渗漏现象应及时更换套管顶部连接部位的密封脚垫11内部检查1）检查油箱底部是否有水迹。若有，应查明

15、原因并予以消除2）检查绝缘件表面是否有起泡现象，如有表明绝缘已进水受潮，可进一步取绝缘纸样进行含水量测试，或进行燃烧试验，若燃烧时有轻微“嚅嚅叭”的声音，即表面绝缘受潮，则应干燥处理3）检查放电痕迹。若绝缘件因进水受潮引起的放电，则放电痕迹油明显水流迹象，且局部受损严重，油中会产生H2、CH4和C2H2主要气体，在器身干燥处理前，应对受潮的绝缘部件予以更换。d.过热性异常过热性异常情况的检查方法与处理措施序号故障原因检查方法与部位判断与处理措施1铁心、夹件多点接地运行中测量铁心接地电流运行中若大于30OnlA时，应加装限流电阻进行限流，将接地电流控制在IOOmA以下，并适时安排停电处理油中溶解

16、气体分析通常热点温度较高，C2H6、C2H4增长较快兆欧表及万用表测绝缘电阻若具有绝缘电阻较低（如几十千欧）的非金属短接特征，可在变压器带油状态下采用电容放电方法进行处理，放电电压应控制在6kV至IOkV之间万用表定位法件上左右上下移动，如某二连接点间的电阻在不断变小，表明测量点在接近接地点敲打法用手锤敲打夹件，观察接地电阻的变化情况，如在敲打过程中有较大的变化，则接地点就在附近放电法用试验变压器在接地极上施加不高于6kV的电压，如有放电声音，查找放电位置红外定位法用直流电焊机在接地回路中注入定的直流电流，然后用红外热成像仪查找过热点油中溶解气体分析通常热点温度较高，H2、C216、C2rh增

17、长较快。严重时会产生C2H2过励磁试验（1.1倍）L1倍的过励磁会加剧它的过热，油色谱中特征气体组分会有明显的增长，则表明铁心内部存在多点接地或短路缺陷现象，应进一步吊罩（芯）或进油箱检查低电压励磁试验严重的局部短路可通过低于额定电压的励磁试验，以确定其危害性或位置吊罩（芯）或进油箱检查D目测铁心表面有无过热变色、片问短路现象，或用万用表逐级检查，重点检查级间和片间有无短路现象。若有片间短路，可松开夹件，每二三片之间用于燥绝缘纸进行隔离2）对于分级短接的铁心，如存在级间短路，应尽量将其断开。若短路点无法消除，可在短路级间四角均匀短接（如在短路的两级间均匀打入长60InnI80mm的不锈钢螺杆或

18、钉）或串电阻3）检查引线是否存在断股和分流现象，防止分流产生过热4）套管内接头的连接应无过热性变色和松动情况油中溶解气体分析该故障特征是低温过热，油中特征气体增长较快过电流试验（1.1倍）1.1倍的过电流会加剧它的过热，油色谱会有明显的增长用绝缘电阻表及万用表检测短接性质及位置目测铁心表面有无过热变色、片问短路现象，或用万用表逐级检查，重点检查级间和片间有无短路现象。若有片间短路，可松开夹件，每二三片之间用于燥绝缘纸进行隔离2铁心局部短路对于分级短接的铁心，如存在级间短路，应尽量将其断开。若短路点无法消除，可在短路级间四角均匀短接（如在短路的两级间均匀打入长60mm80Innl的不锈钢螺杆或钉

19、）或串电阻a）观察C2H6、C2H4和CH4增长速度,若增长速度较快,则表明接触不良已严重，应及时检修油中溶解气体分析b）结合油色谱C02和CO的增量和比值进行区分是在油中还是在固体绝缘内部或附近过热，若近邻绝缘附近过热，则co、C02增长较快红外测温检查套管连接部位是否有高温过熟现象改变分接开关位置可改变分接开关位置，通过油色谱的跟踪，判断分接开关是否接触不良3导电回路接触不良油中糠醛测试可确定是否存在固体绝缘部位局部过热。若测定的值有明显变化，则表明固体绝缘存在局部过热，加速了绝缘老化若直流电阻值有明显的变化，则表明导电回路存在接触不良或缺陷直流电阻测a）分接开关连接引线、触头接触面有无过

20、热性变色和烧损情况量吊罩（芯）或进油箱检查b）引线的连接和焊接部位的接触面有无过热性变色和烧损情况C）检查引线是否存在断股和分流现象，防止分流产生过热d）套管内接头的连接应无过热性变色和松动情况油中溶解气体分析过电流试验（1.1倍）1.1倍的过电流会加剧它的过热，油色谱会有明显的增长4导线段闾短路解体检查打开围屏，检查绕组和引线表面绝缘有无变色、过热现象分相低电压下的短路试验在接近额定电流下比较短路损耗，区别故隙相油中溶解气体分析该故障特征是低温过热逐渐向中温至高温过热演变，且油中CO、C02含量增长较快5油道堵塞油中糠醛测试可确定是否存在固体绝缘部位局部过热。若测定的值有明显变化，则表明固体

21、绝缘存在局部过热，加速了绝缘老化过电流试验（1.1倍）1.1倍的过电流会加剧它的过热，油色谱会有明显的增长应进一步进油箱或吊罩（芯）检查净油器检查检查净油器的滤网有无破损，硅胶有无进入器身。硅胶进入绕组内会引起油道堵塞，导致过热，如发生应及时清理。目测解开围屏，检查绕组和引线表面有无变色、过热现象并进行处理油中溶解气体分析该故隙特征是伴有少量H2、C2H2产生和总煌稳步增长趋势6悬浮电位、接触不良目测逐一检查连接端子接触是否良好，有无变色过热现象，重点检查无励磁分接开关的操作杆U型拨叉、磁屏蔽、电屏蔽、钢压钉等有无变色和过热现象油中溶解气体分析该故障具有高温过热特征，总燃增长较快绝缘电阻测试绝

22、缘电阻不稳定，并有较大的偏差，表明铁心柱内的结构件或电、磁屏蔽等形成了短路环7结构件或电、磁屏蔽等形成短路环励磁试验在较低的电压下励磁，励磁电流也较大目测a）逐一检查结构件或电、磁屏蔽等有无短路、变色过热现b）逐一检查结构件或电、磁屏蔽等接地是否良好油泵运行检查a）声音、振动是否正常b）工作电流是否平衡、正常C）温度有无明显变化d）逐台停运油泵，观察油色谱的变化8油泵轴承磨损或线圈损坏绕组直流电阻测试三相直流电阻是否平衡绕组绝缘电阻测试采用500V或IOOOV绝缘电阻表测量对地绝缘电阻应大于IMo过电流试验（1.I倍）若绕组内部或漏磁回路附件存在金属性异物或用错金属材料，Ll倍的过电流会加剧它

23、的过热,油色谱会有明显的增长，需进一步检查9漏磁回路的异物和用错金属材料目测a）检查可见部位是否有异物b）检查包括磁屏蔽等金属结构件是否存在移位和固定不牢靠现象C）检查金属结构件表面有无过热性的变色现象。在较强漏磁区域内，如绕组端部部位若使用了有磁材料，会引起过热，也可用磁性材料做鉴别检查油中溶解气体分析属高温过热，并具有高能量放电特征油位变化有载分接开关储油柜中的油位异常变化，有载分接开关绝缘筒可能存在渗漏现象e.放电性异常放电性异常序号故障原因检查方法或部位判断与处理措施1油泵内部放电油中溶解气体分析1）属高能量局部放电，这时产生主要气体是H2和C2H22）若伴有局部过热特征，则是磨擦引起

24、的高温油泵运行检查油泵内部存在局部放电,可能是定子绕组的绝缘不良引起放电绕组绝缘电阻测试采用500V或IOOOV绝缘电阻表测量对地绝缘电阻应大于IMn解体检查1）定子绕组绝缘状态，在铁心、绕组表面上有无放电痕迹2）轴承磨损情况,或转子和定子之间是否有金属异物引起的高温磨擦2悬浮杂质放电油中含气量测试属低能量局部放电，时有时无，这时产生主要气体是H2和CH4油颗粒度测试油颗粒度较大或较多，并含有金属成分3悬浮电位放电现象油中溶解气体分析具有低能量放电特征目测1）所有等电位的连接是否良好2）逐一检查结构件或电、磁屏蔽等有无短路、变色、过热现象局部放电量测试可结合局放定位进行局部放电量测试,以查明放

25、电部位及可能产生的原因4油流带电油中溶解气体分析油色谱特征气体增长油中带电度测试测量油中带电度，如超出规定值，内部可能存在油流带电、放电现象泄漏电流或静电感应电压测量开启油泵，测量中性点的静电感应电压或泄漏电流，如长时间不稳定或稳定值超出规定值,则表明可能发生了油流带电现象5有载分接开关绝缘筒渗漏油中溶解气体分析油中溶解气体分析属高能量放电，并有局部过热特征6导电回路接触不良及其分流油中金属微量测试测试结果若金属铜含量较大,表明电导回路存在放电现象油中溶解气体分析油中溶解气体分析属低能量火花放电,并有局部过热特征，这时伴随少量C2H2产生7不稳定的铁心多点接地油中溶解气体分析属低能量火花放电.

26、并有局部过热特征.这时伴随少量H2和c2H2产生运行中测量铁心接地电流接地电流时大时小，可采取加限流电阻办法限制，或适时按上述办法停电处理8金属尖端放电油中溶解气体分析油色谱中特征气体增长油中金属微量测试a）若铁含量较高，表明铁心或结构件放电b）若铜含量较高，表明绕组或引线放电局部放电量测试可结合局放定位进行局部放电量测试，以查明放电部位及可能产生的原因目测重点检查铁心和金属尖角有无放电痕迹9气泡放电油中溶解气体分析具有低能量局部放电，产生主要气体是H2和H4目测和气样分析检查气体继电器内的气体，取气样分析，如主要是氧和氮，表明是气泡放电油中含气量测试D如油中含气量过大，并有增长的趋势，应重点

27、检查胶囊、油箱、油泵和在线油色谱装置等是否有渗漏2）油中含气量接近饱和值时,环境温度或负荷变化较大后，会在油中产生气泡残气检查1）检查各放气塞是否有剩余气体放出2）在储油柜上进行抽微真空,检查其气体继电器内是否有气泡通过10绕组或引线绝缘击穿油中溶解气体分析1）具有高能量电弧放电特征，主要气体是H2和C2H22）涉及固体绝缘材料，会产生CO和CO2气体绝缘电阻测试如内部存在对地树枝状的放电,绝缘电阻会有下降的可能，故检测绝缘电阻，可判断放电的程度局部放电量测试可结合局放定位进行局部放电量测试，以查明放电部位及可能产生的原因油中金属微量测试测试结果若存在金属铜含量较大，表明绕组已烧损目测1）观测

28、气体继电器内的气体，并取气样进行色谱分析，这时主要气体是H2和C2H22）结合吊罩（芯）或进油箱内部,重点检查绝缘件表面和分接开关触头间有无放电痕迹，如有应查明原因，并予以更换处理11油箱磁屏蔽接地不良油中溶解气体分析以C2H2为主,且通常伴有C2H4、C以等目测磁屏蔽松动或有放电形成的游离炭测量绝缘电阻打开所有磁屏蔽接地点，对磁屏蔽进行绝缘电阻测量f.绕组变形异常绕组变形异常情况的检查方法与处理措施序号检查方法或部位判断与处理措施1低电压阻抗测试测试结果与历史值、出厂值或铭牌值作比较，如有较大幅度的变化，表明绕组有变形的迹象2频响特性试验测试结果与历史作比较，若有明显的变化，则说明绕组有变形

29、的迹象3各绕组介质损耗因数和电容量测试测试结果与历史作比较，若有明显的变化，则说明绕组有变形的迹象4短路损耗测试如测试结果的杂散损耗比出厂值有明显的增长,表明绕组有菱形的迹象5油中溶解气体色谱分析测试结果异常，表明绕组已有烧损现象6绕组检查D外观检查（包括内绕组）。检查垫块是否整齐，有无移位、跌落现象；检查压板是否有移位、开裂、损坏现象：检查绝缘纸简是否有窜动、移位的痕迹，如有表明绕组有松动或变形的现象,必须予以重新紧固处理并进行有关试验2）用手锤敲打压板检查相应位置的垫块,听其声音判断垫块的紧实度3）检查绝缘油及各部位有无炭粒、炭化的绝缘材料碎片和金属粒子,若有表明变压器已烧毁，应更换处理4

30、）在适当的位置可以用内窥镜对内绕组进行检查4试验a.大修前试验1）测量绕组的绝缘电阻和吸收比或极化指数。2）测量绕组连同套管的泄漏电流。3）测量绕组连同套管的tg6。4）本体及套管中绝缘有的试验。5）测量绕组连同套管的直流电阻（所有分接头位置）。6）套管试验；7）测量铁芯对地绝缘电阻；8）必要时可增加其它试验项目（如特性试验、局部放电试验等）以供大修后进行比较。b.大修中的试验1）测量变压器铁芯对夹件穿芯螺栓（或拉带），钢压板及铁芯电场屏蔽对铁芯，铁芯下夹件对下油箱的绝缘电阻。2）必要时测量无励磁分解开关接触电阻及其传动杆的绝缘电阻。3）必要时作套管电流互感器的特性试验。4）有载分解开关的测量

31、与试验。5）必要时对套管进行额定电压下的tg、局部放电和耐压试验（包括套管油）。c.大修后的试验1）测量绕组的绝缘电阻和吸收比或极化指数。2）测量绕组连同套管的泄漏电流。3）测量绕组连同套管的tg6。4）冷却装置的检擦和试验。5）本体、有载分接开关和套管中的变压器油试验。6）测量绕组连同套管一起的直流电阻（所有分接位置上），对多支路引出的低压绕组应测量各支路的直流电阻。7）检查有载调压装置的动作情况及顺序；8）测量铁芯（夹件）引外对地绝缘电阻；9）总装后对变压器油箱和冷却器作整体密封油压试验；10）绕组连同套管一起的交流耐压试验（有条件时）；11）测量绕组所有分接头的变比及连接组别；12）检查相位；13）必要时进行变压器的空载特性试验；14）必要时进行变压器的短路特性试验；15）必要时测量变压器的局部放电量；16）额定电压下的冲击和闸；17）空载试运前后变压器油的色谱分析。