电力变压器安全检查培训课件

电力变压器安全检查培训课件勇于跨越追求卓越CONTENTS目录01电力变压器安全检查概述02日常巡视检查内容与方法03定期检查项目与实施规范04变压器检测技术与方法CONTENTS目录05安全检查工具与作业规范06检查结果处理与维护策略01电力变压器安全检查概述安全检查的重要性与目标保障电力系统稳定运行电力变压器作为电力系统核心设备，其安全运行直接关系到供电可靠性，通过检查可及时发现并排除故障隐患，防止因设备损坏导致大面积停电事故。预防人身与设备安全事故安全检查能有效识别如绝缘老化、接地不良等问题，避免发生漏电、火灾、爆炸等危及操作人员生命安全及设备损坏的严重事故。延长设备使用寿命通过定期检查与维护，可及时发现设备早期缺陷并进行处理，减缓部件老化速度，提高设备健康水平，从而延长变压器的实际运行寿命。确保符合法规与标准要求安全检查是落实国家电力安全规程（如DL/T572-2010）及设备标准（如GB1094）的必要措施，确保设备运行状态满足法定安全要求。安全检查的基本原则与法规依据

安全检查基本原则：预防性原则安全检查应坚持预防性原则，通过日常巡视、定期检查及专项检测，提前识别设备潜在隐患，如绝缘老化、冷却系统异常等，避免故障扩大引发事故。

安全检查基本原则：全面性原则检查需覆盖变压器本体、冷却系统、保护装置、接地系统、运行环境等所有关键环节，确保无遗漏，如既检查油位油温，也核查接地电阻与消防设施。

安全检查基本原则：规范性原则检查过程需严格遵循现场规程规定的周期、项目和方法，如定期检查中冷却装置自动切换试验、铁芯接地电流测量等操作需符合标准化流程。

安全检查法规依据：国家标准主要依据《电力变压器》（GB1094）系列标准，对变压器的安全性能、试验方法及运行要求作出明确规定，是检查工作的技术基础。

安全检查法规依据：行业规范遵循电力行业相关规程，如《国家电网公司电力安全工作规程》等，规范检查人员行为、设备操作及隐患处理流程，确保作业安全。

变压器安全管理与生产的关联性

安全管理是生产管理的核心组成部分安全管理与生产管理在实施过程中存在密切联系，二者具有共同管理基础，安全是生产的前提和保障，有效的安全管理能够为生产活动创造稳定环境。

安全检查是保障生产连续性的关键手段通过日常巡视、定期检查及专业检测，可及时识别变压器油位异常、套管破损、温度过高等潜在故障，避免因设备停运导致生产中断，确保电力供应稳定。

设备安全状态直接影响生产效率与成本良好的变压器安全状态能减少非计划停机，降低维修成本；反之，绝缘老化、冷却系统故障等安全隐患会导致设备效率下降，增加生产能耗及故障处理支出。

安全管理体系完善促进生产规范化建立包含检查周期、责任分工、应急处理等要素的安全管理体系，可推动生产流程标准化，如严格执行接地电阻测试、油色谱分析等制度，提升整体生产管理水平。02日常巡视检查内容与方法油位与油色检查外观目视检查项目及标准储油柜油位应与当前油温对应，油色呈透明淡黄色或浅棕色；无渗油、漏油现象，各密封部位保持干燥清洁。套管状态检查套管油位正常，外部无破损裂纹、严重油污及放电痕迹；瓷套表面光洁，无明显积污或破损，裙边无闪络烧伤痕迹。引线与接头检查引线接头、电缆、母线连接牢固，无松动、过热变色迹象；接头处无氧化腐蚀，相序标识清晰完整。防爆装置检查压力释放器、安全气道及防爆膜完好无损，无破裂、变形；气体继电器内应无气体积聚，观察窗清晰。外壳与附件检查变压器外壳及箱沿无异常发热、变形或腐蚀；有载分接开关分接位置及电源指示正常，控制箱和端子箱关严无受潮。环境与标识检查变压器室门窗完好，照明充足，无漏水；房屋温度正常，无杂物堆积；各种安全标志、设备名牌齐全清晰。油位、油色及渗漏油检查要点油位检查标准与判断方法储油柜油位应与当前油温相对应，需参照油位计刻度或温度-油位曲线确认。异常情况包括油位过高（可能因油温异常升高或假油位）、油位过低（存在渗漏或过度损耗），发现异常需立即核查原因。油色正常状态与异常识别正常绝缘油呈透明淡黄色，运行中逐渐变为浅红色。若油色发黑、浑浊或出现乳化现象，可能因杂质混入、绝缘老化或水分侵入；若呈深褐色并伴有焦糊味，提示内部过热故障，需立即停机取样分析。渗漏油检查重点部位与处理原则重点检查油箱焊缝、法兰连接面、套管根部、阀门及放油阀等部位。轻微渗漏可标记观察，渗漏点出现油滴或形成油迹时须立即处理，防止油位下降导致绝缘失效或引发火灾风险，处理前需做好防火措施。

声响、温度及冷却系统检查变压器声响检查要点正常运行时应发出连续均匀的"嗡嗡"声，附属设备振动声应均匀且不大于85dB。若出现不均匀异音，需立即判别声源部位，区分内部故障或外部干扰。

温度监测与限值要求检查油温和温度计指示正常，储油柜油位与温度对应，各冷却器手感温度相近。干式变压器表面无积污，绕组温升不得超过标准限值，超温信号应可靠动作。

冷却系统运行状态检查风扇、油泵、水泵运转正常，油流继电器工作正常。强油循环冷却变压器需定期做冷却装置自动切换试验，水冷却器应确保油压大于水压（制造厂另有规定除外）。

冷却系统辅助检查项目检查冷却器散热片清洁度，无积尘堵塞；水冷却器从旋塞放水检查应无油迹；室（洞）内变压器通风设备完好，确保散热效率符合运行要求。

套管、引线及接地系统检查套管外观与油位检查检查套管油位应正常，外部无破损裂纹、无严重油污及放电痕迹；套管接线端子连接牢固，无过热氧化现象，表面温度与环境温差不超过15℃。

引线接头及母线状态检查引线接头、电缆及母线应无发热迹象，连接部位紧固无松动，采用红外测温仪检测时温升不应超过设计标准；软母线弛度均匀，无断股或过度拉伸。

接地装置完整性检查变压器外壳、铁芯及夹件接地应完好，接地线截面符合规范要求，无松脱、腐蚀或断裂；接地引下线与接地网连接可靠，连接处无锈蚀。

接地电阻及电流测试定期测量接地电阻值应不大于4Ω，必要时检测铁芯和夹件的接地电流，确保无多点接地故障；干式变压器铁芯接地引出线标识清晰，绝缘护套无破损。

保护装置与控制箱检查要求01保护装置完整性与功能性检查检查过流保护、过压保护、温度保护等各类保护装置是否齐全完好，动作逻辑是否符合设计要求，确保在故障情况下能可靠触发保护机制。

02控制箱与端子箱密封性检查各控制箱和二次端子箱应关严，防止潮气侵入导致内部元件受潮损坏，检查箱门密封胶条是否完好，箱体有无变形或缝隙。

03二次回路与接线端子检查检查控制箱内二次回路接线是否牢固，端子排有无松动、氧化或烧蚀现象，导线绝缘层是否完好，确保信号传输准确无误。

04温控与信号装置校验确认温度保护装置的超温信号正确可靠，各种温度计应在检定周期内，其指示值与实际温度偏差需符合标准要求，避免误报或漏报。

干式变压器专项检查内容01外部表面清洁度检查检查干式变压器的外部表面应无积污，确保散热性能良好，防止因积污导致绝缘降低或过热现象。

02绝缘系统状态检查查看绕组表面是否有龟裂、变色、破损等老化迹象，绝缘层应完整无破损，必要时进行绝缘电阻测试，确保符合规程要求。

03温度监测装置检查检查温度传感器及温控系统是否正常工作，超温报警和跳闸功能应准确可靠，各温度计应在检定周期内。

04冷却系统运行检查对于带冷却风扇的干式变压器，检查风扇运转是否正常，有无异音、卡滞现象，风扇启停控制是否符合设定要求。

05外壳及防护检查检查变压器外壳是否完好，防护等级是否满足运行环境要求，外壳接地应牢固可靠，无松动、锈蚀情况。01变压器室环境与附属设施检查变压器室环境基础检查检查变压器室的门、窗、照明是否完好，房屋有无漏水情况，室内温度是否正常，确保设备运行环境符合安全要求。02通风与消防设施检查室（洞）内变压器通风设备应完好，保证散热良好；消防设施需齐全完好，消防器材应在有效期内且易于取用。03排油与储油设施检查贮油池和排油设施应保持良好状态，无堵塞、破损，确保在变压器发生漏油等事故时能有效疏导，防止火灾蔓延。04安全防护与标识检查变压器室周边无易燃易爆物品及杂物堆积，各种安全标志应齐全明显，警示标识清晰可见，提醒非工作人员禁止入内。03定期检查项目与实施规范定期检查周期设定原则定期检查周期与工作流程

检查周期由现场规程规定，一般情况下电力变压器安全检查至少每年进行一次；对于大型变压器或特定环境下使用的变压器，应根据设备重要程度、负荷情况及使用环境缩短检查周期。定期检查核心工作流程

首先制定包含周期、范围、方法、责任人及时间的检查计划；接着依次开展外观检查、冷却系统检查、绝缘系统检查、动静态触点检查、保护装置检查、接地系统检查、检修记录检查及温升试验；最后根据检查结果及时排除故障隐患，制定维修或更换计划。定期检查与日常巡视的差异

定期检查在日常巡视基础上增加外壳及箱沿异常发热检查、接地系统完好性检查（必要时测量铁芯和夹件接地电流）、冷却装置自动切换试验、消防设施及贮油池排油设施检查等专项内容，更侧重于设备深层次状态评估。

外壳及箱沿发热情况检测发热异常判断标准外壳及箱沿应无异常发热现象，正常运行时其温度应与环境温度及变压器本体温度相匹配，无局部过热导致的明显温差。

主要检测方法采用红外测温仪器检测变压器油箱表面温度分布，重点关注箱沿、外壳接缝等部位，对比不同区域温度值，判断是否存在异常发热点。

发热原因分析异常发热可能由铁芯多点接地、涡流过大、紧固件松动导致接触不良、内部绕组短路等原因引起，需结合其他检测项目综合判断。

检测周期要求作为变压器定期检查的重要内容，其检查周期由现场规程规定，通常与变压器定期维护工作同步进行，确保及时发现潜在问题。接地系统完整性检查与接地电流测量接地装置外观与连接检查检查变压器外壳、铁芯、夹件等部位接地装置是否完好，无松脱、锈蚀、断裂等现象，连接螺栓应紧固可靠，确保接地回路连续性。接地电阻值检测要求与方法接地电阻应符合现场规程规定，一般应使用专用接地电阻测试仪进行测量，确保接地电阻值在允许范围内，保障故障电流顺利泄放。铁芯与夹件接地电流测量必要时应测量铁芯和夹件的接地电流，通过监测电流值变化，判断铁芯绝缘是否损坏或存在多点接地故障，预防局部过热引发事故。接地系统季节性维护要点定期清理接地体周围杂物，雨后检查接地极有无松动或腐蚀加剧情况，在潮湿季节增加接地电阻检测频次，确保接地系统长期稳定有效。冷却装置自动切换试验方法试验前准备工作检查冷却系统各电源开关、控制回路及信号指示是否正常；确认冷却器（风扇、油泵）外观无损坏，接线牢固；记录当前运行状态及分接位置，确保与试验方案一致。手动/自动切换功能验证在控制柜操作面板依次切换“手动”“自动”模式，观察冷却器启停顺序是否符合设计逻辑；模拟主电源失压或故障信号，检查备用电源是否自动投入，切换时间应≤15秒。温控联动切换试验通过温控模拟装置逐步升高油温至启动阈值（如65℃），确认辅助冷却器自动投入；继续升温至跳闸阈值（如95℃），验证备用冷却器全启动功能，温度下降后应按设定逻辑自动停运。故障保护及信号测试模拟冷却器电机过载、电源缺相故障，检查保护装置是否可靠切断故障单元并发出声光报警；测试远方监控系统对切换状态、故障信号的实时上传准确性，确保与现场一致。试验后恢复与记录试验结束后将冷却系统恢复至原始运行模式，核对各项参数（油压、油流、温度）正常；填写《冷却装置切换试验记录表》，注明试验时间、结果及异常处理情况，签字存档。

有载调压装置运行状态评估分接位置及电源指示检查检查有载分接开关的分接位置指示是否与实际运行状态一致，电源指示应正常亮起，无闪烁或熄灭现象，确保调压操作的准确性和可靠性。

运行动作情况检查观察有载调压装置在进行调压操作时，切换过程应平稳无卡滞，机械传动部分无异常声响，动作响应迅速，符合现场规程中对动作性能的要求。

定期切换试验验证按照现场规程规定的周期，对有载调压装置进行自动切换试验，测试其在不同分接档位间切换的灵活性和准确性，确保装置在突发情况下能可靠动作。

保护装置与消防设施检查标准保护装置完整性与功能性检查检查过流保护、过压保护、温度保护等各类保护装置是否齐全完好，动作逻辑是否符合设计要求，确保在故障情况下能可靠动作。

保护装置定值与信号校验核实保护装置的整定值是否与设备参数匹配，超温信号、故障告警等是否正确可靠，保证保护的准确性和及时性。

消防设施配置与完好性检查检查灭火器、消防沙、消防水系统等消防设施是否齐全，数量是否满足要求，压力是否正常，确保其处于良好备用状态。

消防设施定期检测与维护记录确认消防设施的定期检测报告在有效期内，维护记录完整规范，保证消防设施在突发火情时能够有效发挥作用。贮油池与排油设施维护要求

贮油池结构完整性检查定期检查贮油池有无裂缝、渗漏，池壁及底部混凝土应无破损、腐蚀现象，确保其能有效容纳变压器事故放油。

排油管道通畅性维护检查排油管道有无堵塞、变形，阀门开关应灵活可靠，定期进行启闭试验，确保事故时油流能顺利排出至安全区域。

防火分隔与环保要求贮油池内防火堤应完好，与其他区域的防火分隔符合规范；同时检查池内有无杂物、积水，防止油污染环境，必要时清理并采取防渗漏措施。04变压器检测技术与方法

电气试验基础项目与操作规范01绕组直流电阻测试测量各相绕组的直流电阻，检查绕组焊接质量、分接开关接触情况及绕组有无匝间短路。标准要求各相电阻值相差不应大于平均值的2%，线间电阻值相差不应大于平均值的1%。

02绝缘电阻与吸收比测试使用兆欧表测量绕组对地、绕组间的绝缘电阻及吸收比（R60s/R15s）。对于35kV及以上变压器，吸收比不应小于1.3；极化指数（R10min/R1min）不应小于1.5，确保绝缘系统完好。

03介质损耗因数（tanδ）测量通过高压电桥测量绝缘介质的tanδ值，反映绝缘受潮、老化程度。20℃时，油浸式变压器tanδ值（%）不应大于：35kV及以下为2.5，110kV为1.5，220kV及以上为1.0。

04交流耐压试验在绕组上施加规定的试验电压（如10kV变压器为30kV），持续1分钟，考核绝缘强度。试验前需确保各项绝缘指标合格，试验过程中无击穿、闪络现象。

05空载损耗与空载电流测量施加额定电压，测量空载损耗和空载电流，评估铁芯磁路性能。空载损耗不应超过额定值的110%，空载电流与出厂值相比偏差不应大于±10%。

油色谱分析与油质检测技术油色谱分析的核心作用油色谱分析是判断变压器内部故障的关键技术，通过检测绝缘油中溶解气体的组分与含量，可早期发现过热、放电等潜在故障，是大中型变压器故障判断的基础方法之一。

油质基础检测项目基础油质检测包括绝缘油击穿电压试验、油介质损耗测量、油中含水量测定，500kV级变压器还需进行油中含气量检测，这些项目直接反映油的绝缘性能与纯净度。

绝缘老化专项检测指标针对绝缘老化问题，需检测油中糠醛含量及绝缘纸材聚合度，结合油色谱中一氧化碳、二氧化碳含量变化，综合评估绝缘系统的老化程度与剩余寿命。

检测技术的发展趋势传统油质检测正与在线监测技术融合，形成离线精确分析与在线实时监控的综合体系，检测参数范围不断扩展，精确度持续提升，以适应高电压等级变压器的复杂运行需求。

红外测温与局部放电监测应用红外测温技术原理与优势红外测温通过检测设备表面红外辐射能量实现非接触式温度测量，可快速识别引线接头、套管端部等部位因接触不良导致的过热缺陷，响应速度快且不影响设备运行。

关键测温部位与判断标准重点监测变压器油箱表面温度分布、套管接头及绕组引线连接处，正常运行时同类设备温差应≤10℃，超过该值或发现局部热点（如>80℃）需立即停机检查。

局部放电监测技术分类包含离线检测（如脉冲电流法）与在线监测（超声波、超高频法），可实时捕捉绝缘内部气泡、裂缝等缺陷产生的局部放电信号，有效预警绝缘老化故障。

监测数据应用与故障预警结合红外测温热点位置与局部放电图谱特征，可定位故障类型（如接触不良或绝缘缺陷），典型案例：某220kV变压器通过在线监测发现放电量突增至500pC，解体后确认绕组绝缘破损。绝缘受潮与老化专项检测方法绝缘受潮检测核心项目通过绝缘特性试验（绝缘电阻、吸收比、极化指数、介质损耗、泄漏电流）评估受潮程度；检测绝缘油击穿电压、介质损耗、含水量（500kV级含气量）及绝缘纸含水量，综合判断受潮状态。绝缘老化诊断关键技术油色谱分析重点监测一氧化碳、二氧化碳含量变化；检测油酸值、油中糠醛含量及绝缘纸聚合度，结合运行年限评估老化趋势，数据需符合GB1094等标准要求。检测数据对比与判断标准将实测数据与历史记录、同类型设备数据对比，如绝缘电阻低于初始值70%、糠醛含量超过5mg/L或聚合度小于250时，需启动进一步评估或维修程序。

振动与噪声异常诊断技术振动检测方法与指标通过专业振动传感器采集变压器本体及冷却系统振动信号，重点监测频率分布、振幅变化及共振现象。正常运行时振动频率通常稳定在100Hz（双倍工频）左右，振幅应≤0.1mm，异常振动可能指示铁芯松动、绕组变形或冷却器故障。

噪声检测标准与评估采用声级计在距设备1m处测量，标准运行噪声应≤85dB（A计权），且声音为连续均匀的"嗡嗡"声。若出现尖锐异音、撞击声或音量骤增，需结合频谱分析判断是否存在部件松动、放电或机械卡涩问题。

振动噪声联合诊断案例某220kV变压器噪声异常升高至92dB，同步振动检测发现120Hz谐频分量显著增强，油色谱分析无异常。拆检证实为冷却风扇叶片失衡，修复后噪声降至78dB，振动振幅恢复至0.06mm，验证了联合诊断的有效性。

在线监测与趋势预警配置振动噪声在线监测系统，实时上传数据至后台分析平台，通过建立历史趋势曲线（建议数据存储≥6个月），可提前3-6个月预警潜在故障。当振动幅值变化率＞15%/月或噪声超标持续超24小时，自动触发检修流程。05安全检查工具与作业规范常用检测工具种类与使用方法电气性能检测工具包括绝缘电阻测试仪（测量绕组、接地绝缘电阻）、直流电阻测试仪（检测绕组直流电阻平衡度）、变比电桥（校验电压变比准确性），使用前需确认仪器在检定周期内，接线时严格区分高低压端子。油化学分析工具油色谱分析仪用于检测油中溶解气体组分（如乙炔、氢气含量），油质检测仪可测试击穿电压、介损值及水分含量，取样时需使用干燥清洁的专用注射器，避免空气混入影响检测精度。状态监测工具红外测温仪用于检测套管接头、引线端子等部位温升（正常应≤70℃），局部放电检测仪可捕捉内部放电信号，气体继电器校验仪用于模拟油流速度及气体压力触发保护动作，使用时需保持仪器与设备安全距离。环境与辅助工具温湿度计监测变压器室环境参数（宜保持温度0-40℃，湿度≤75%），接地电阻测试仪测量接地系统电阻值（应≤4Ω），冷却系统检测仪用于测试油泵流量、风扇转速，操作时需遵循设备操作规程，防止误碰带电部位。

安全防护装备配置与穿戴要求基础防护装备配置标准作业人员必须配备全棉劳保服、绝缘劳保鞋及安全帽，确保衣物无破损且符合国家安全标准。绝缘手套、绝缘靴需每6个月进行一次耐压试验并取得合格证，严禁超周期使用。

眼部与面部防护要求进行油色谱分析、套管检查等可能产生飞溅物的作业时，必须佩戴防冲击护目镜或面罩。护目镜镜片应保持完好无划痕，与面部贴合紧密，防止油滴或异物进入。

呼吸防护装备使用规范进入存在SF6气体、油雾或粉尘的变压器室时，需根据检测结果佩戴相应等级的防毒面具或防尘口罩。活性炭吸附式面具的吸附剂每3个月更换一次，确保吸附效能符合要求。

特殊作业防护补充要求登高作业（高度≥2米）时必须使用双钩安全带，其安全绳断裂强度应≥22kN，且需与牢固的构架连接。进行动火作业时，需配备便携式灭火器（干粉或CO₂型），其有效射程应覆盖作业点半径3米范围。作业许可制度与风险管控措施

作业许可制度的核心要素作业许可制度是电力变压器检修安全的基础保障，需明确作业范围、时间、负责人及安全措施，严格执行工作票制度，确保施工前完成现场许可手续。风险辨识与分级管控作业前需全面辨识触电、高空坠落、设备损坏等风险，按严重程度分级管控；重点关注高压设备区、油系统、带电作业等高危环节，制定专项防控方案。安全防护措施落实要求作业人员必须穿戴全棉劳保服、绝缘鞋、安全帽，登高作业时使用经检验合格的安全带；现场消防器材、绝缘工具、接地装置等安全设施需提前检查到位。作业过程监督与应急准备工作负责人需全程监督作业合规性，确保施工器具符合安全标准；针对突发漏电、火灾等情况，制定应急处置流程，配备应急电源、灭火设备及急救用品。06检查结果处理与维护策略

缺陷分类与评估标准按严重程度分类分为紧急缺陷（如瓦斯继电器喷油、套管爆炸，需立即停运处理）、重大缺陷（如本体严重漏油、绝缘油击穿电压低于标准，需24小时内安排检修）、一般缺陷（如冷却风扇异响、接地电阻略超标，可纳入月度维护计划）。

按故障类型分类包括绝缘缺陷（如油色谱分析乙炔含量＞5μL/L、介质损耗因数超标）、机械缺陷（如有载分接开关卡涩、冷却系统油泵失效）、热缺陷（如绕组温升超过设计值10℃、引线接头温度＞90℃）及环境缺陷（如变压器室漏水、通风不良导致室温超过40℃）。

评估量化标准依据DL/T573-2010《电力变压器检修导则》，结合油色谱数据（总烃含量＞150μL/L为预警值）、电气试验结果（绕组直流电阻不平衡率＞2%为异常）及运行参数（超温跳闸信号触发为严重等级），建立三级评估矩阵，明确缺陷处理优先级。

状态评估方法采用综合评分法，对绝缘老化度（糠醛含量＞4mg/L为重度老化）、机械稳定性（振动幅值＞100μm为异常）、保护有效性（差动保护拒动模拟试验不合格）等指标加权计算，得分＜60分判定为需停运检修状态。隐患整改流程与闭环管理

隐患分级与整改责任划分根据隐患严重程度分为紧急、重大、一般三级，明确责任部门与责任人。紧急隐患需立即停机处理，重大隐患24小时内制定方案，一般隐患7个工作日内完成整改。整改实施与过程监控制定整改计划，明确整改措施、完成时限及资源保障。采用"一患一档"跟踪管理，通过定期现场核查、红外测温等技术手段监控整改进度，确保措施落实到位。整改效果验证与验收标准整改完成后，对照原隐患问题及安全标准进行验证。电气类隐患需通过绝缘电阻测试、油色谱分析等检测确认；机械类隐患需进行试运行观察，验收合格后方可闭环。闭环管理与经验反馈机制建立隐患整改台账，对已闭环隐患进行归档，定期开展统计分析。针对共性问题修订检查标准或操作规程，组织专题培训，形成"发现-整改-验证-提升"的管理闭环。01维护计划制定与实施要点基于设备特性与环境的差异化周期设定根据变压器额定容量、运行年限、绝缘类型（油浸式/干式）及环境湿度、粉尘等条件，制定分级检查周期。例如：户外大型油浸式变压器每月1次日常巡视，室内干式变压器每季度1次，恶劣环境下缩短30%周期。02全维度检查项目清单构建整合日常巡视（油温、油位、声响等14项基础内容）与定期检测（接地电阻、冷却系统切换试验等11项专项内容），形成标准化检