电力变压器试验

变压器试验变压器在安装后，投入运行前要进行交接试验，变压器大修后应进行大修试验，变压器每年要进行预防性试验。变压器交接试验和大修实验项目1、铁心绝缘电阻测定；2、变压器油试验；（交接试验应做全项目油试验；大修试验应做耐压试验）3、线圈直流电阻的测定；4、测量各分接头的电压比；（大修试验此项不做）5、线圈连接组别的测定；6、测量线圈的绝缘电阻值及吸收比；7、线圈连同套管的介质损耗因数值的测量；8、工频耐压试验；9、空载试验；10、短路试验；11、额定电压下的冲击合闸试验。变压器的预防性试验项目预防性试验是指对变压器的绝缘每经过一定时间的运行，不论运行情况如何，都要进行试验。它是保证变压器安全运行的重要措施。通过试验掌握绝缘的情况，及早发现缺陷并进行相应的维护与检修，以免变压器在工作电压或过电压作用下击穿而造成事故。试验项目：1、线圈的绝缘电阻试验；2、介质损耗因数值测定试验，35KV以下变压器不做此项试验；3、交流耐压试验；4、变压器油试验。一、变压器绕组直流电阻测量

直流电阻测量的目的：1）绕组导线连接处的焊接和机械连接是否良好2）引线与套管、引线与分接开关的连接是否良好3）引线与引线的焊接和机械连接是否良好4）导线的规格、电阻率是否符合要求5）各相绕组的电阻是否平衡6）变压器绕组的温升是根据绕组在温升试验前的冷态电阻和温升试验后断开电源瞬间的热态电阻计算得到的。项目周期要求说明绕组直流电阻1)1～3年或自行规定2)无励磁调压变压器变换分接位置后3)有载调压变压器的分接开关检修后(在所有分接侧)4)大修后5)必要时1)1.6MVA以上变压器，各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的2%，无中性点引出的绕组，线间差别不应大于三相平均值的1%。2)1.6MVA及以下的变压器，相间差别一般不大于三相平均值的4%，线间差别一般不大于三相平均值的2%。3)与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2%。1)如电阻相间差在出厂时超过规定，制造厂已说明了这种偏差的原因，按要求中3)项执行。2)不同温度下的电阻值按下式换算R2=R1[(T+t2)/(T+t1)]式中R1、R2分别为在温度t1、t2时的电阻值；T为计算用常数，铜导线取235，铝导线取225。3)无励磁调压变压器应在使用的分接锁定后测量。直流电阻测量的方法

变压器直流电阻测量方法：双臂电桥法和伏、安法(变压器直流电阻测试仪)试验仪器应使用精度为0.2级以上的直流电阻测试仪，根据变压器容量大小及电阻大小，选用适当的电流档测量所有绕组的直流电阻。有分接绕组应测量所有分接直流电阻。对有中性点引出的绕组应测量其相电阻，无中性点引出的测量线电阻。三相直流电阻平衡率超过标准可能的原因分析：分接头接触不良。一般地表现为1~2个分接头电阻大，而且三相之间不平衡。主要是分接头脏污、电镀层脱落、弹簧压力不足等，分接头固定时因箱盖受力不均也能导致接触不良；焊接不良。由于引线和绕组焊接不良造成电阻偏大，或者多股并绕组由于其中的1~2股没焊接上造成电阻偏大；三角形接线一相断线。此时测出的三相电阻都将比正常值大得多，没断线的两相比正常值大1.5倍，而断线相比正常值大3倍；变压器套管的导电杆与引线接触不良；制造缺陷。如三相绕组使用的导线规格、型号有差异，或绕组在绕制、运输等过程中收到过外力的挤压等。直流电阻测量注意事项变压器交接与大修时应在各侧绕组所有分接头位置上进行测试，预防性试验可以在当前运行所使用的分接位置进行测试；测量时要求绕组温度与周围环境温度相差不超过3℃，并且以顶层油温作为绕组温度；由于绕组电感较大，需等电流稳定后再读取数据，以免损坏仪表，测试完毕后应特别注意充分放电，以防止反电势危及人身安全；试验所用表计准确度应不低于0.5级，测试引线力求短、粗，并应在相同位置接触牢固，否则将影响测试结果。铁心的绝缘电阻测定：进行器身检查的变压器，应测量可接触到的穿芯螺栓、轭铁夹件及绑扎钢带对铁轭、铁芯、油箱及绕组压环的绝缘电阻。采用2500V兆欧表测量，量程为10000MΩ摇表的转速应稳定在120r／min，持续时间为1min，应无闪络及击穿现象。当轭铁梁及穿芯螺栓一端与铁芯连接时，应将连接片断开后进行试验。铁芯必须为一点接地；对变压器上有专用的铁芯接地线引出套管时，应在注油前测量其对外壳的绝缘电阻线圈绝缘电阻的测量：试验前铁心、油箱需良好接地，将摇表的接地端子(E)与地相连，相线端（L）与被试线圈相连接，分别测量高、中、低压线圈对油箱的绝缘。摇表的转速和时间同上。测量时，非被测线圈均接地。测量使用5000V、指示量程不低于100000MΩ的兆欧表，精度1.0级。测量前应对该绕组充分放电，以消除残余电荷对测量的影响。吸收比的测量：

先将摇表的转速转到120r／min后与线端相接，同时记录时间，分别记录15s和60s的绝缘电阻值R15和R60,求出吸收比R60／R15。绝缘电阻试验标准及要求1、绝缘电阻值不应低于产品出厂试验值的70%；2、比较时绝缘电阻值应换算至同一温度换算系数：A=1.5K/10（式中K系温度差，℃）当实测温度在20℃以上时：R20=ARt当实测温度在20℃以上时：R20=Rt/A式中：R20——校正到20℃时的绝缘电阻值，MΩ；Rt——实测温度下的绝缘电阻值，MΩ；3、变压器电压等级为35KV及以上，且容量在4000KVA及以上时，应测量吸收比——K=R60S/R15S，即测量到60秒与15秒时兆欧表显示的绝缘电阻读数的比值；4、当变压器电压等级为220KV及以上，且容量在120MVA及以上时，应测量极化指数——δ=R10min/R1min，是兆欧表测量到10分钟与1分钟时兆欧表显示的绝缘电阻读数的比值；吸收比和极化指数不用进行温度的换算。规程规定：一般情况下，与初始值（产品出厂试验值）或上次测试值相比应无明显变化，没有初始值参考时，吸收比在常温（10~40℃）下应不小于1.3，极化指数应不小于1.5。检修试验执行Q/CSG10007——2004《电力设备预防性试验规程》：1、绝缘电阻值换算至同一温度下，与上次测试结果相比应无明显变化，一般不应低于上次值的70%；不同温度下绝缘电阻值换算式：

R2=R1×1.5（t1－t2)/10

式中R1、R2——分别为温度t1、t2时测得的绝缘电阻值；（注：温度对绝缘电阻的影响很大，温度每下降10℃，绝缘电阻值将增加100%~200%）。2、35KV及以上的变压器应测量吸收比，吸收比在常温下应不低于1.3，若吸收比偏低时，还应测极化指数，极化指数应不低于1.5。3、当所测绝缘电阻值大于10000MΩ时，吸收比不低于1.1或极化指数不低于1.3即视为合格。绝缘电阻试验注意事项试验前应将同一侧各相绕组短路，并与中性点引出端连在一起可靠接地，否则会对测量结果有影响；刚退出运行的变压器，应等30min后，使绕组与油温接近时再测量，以顶层油温作为绕组温度，各次测量时的温度应尽量接近，并尽量在温度低于50℃时进行测量；封闭式电缆出线或GIS（国际上称为“气体绝缘金属封闭开关设备”）出线的变压器、电缆、GIS侧绕组可以在中性点直接测量；新注油或换油的变压器应待油静置5~6h气泡全部逸出后再进行测量。测试吸收比和极化指数，当读取15s或1min兆欧表实测值时，测试应连续一次性完成，读取数值中途不应间断测量。试验结果分析判断

绝缘电阻试验虽然能有效反映变压器绝缘的某些状况，但由于受各种因素影响较大，测得的结果具有很大的分散性，因此没有绝对的判断标准依据。比较分析法1、同类型设备相互比较；2、同一设备历次试验结果进行比较；3、大修前后的试验结果相互比较；4、安装交接试验结果换算至同一温度下不应低于初始值的70%，大修后的测试结果换算至同一温度下不应低于上次测试值的70%。延长测试时间即进行吸收比和极化指数的测量。常规参考法（见附表）当缺乏原始数据时，油侵电力变压器绝缘电阻允许值参考表（单位：MΩ）高压绕组电压等级温度（℃）10203040506070803—10KV4503002001309060402520—35KV600400270180120805035注：1、同一变压器中压与低压绕组的绝缘电阻标准与高压绕组相同；2、高压绕组的额定电压为13.8KV和15.7KV的，按3—10KV级标准，额定电压为18KV、44KV的，按20—35KV级标准。油浸电力变压器绝缘电阻的温度换算系数A值温度差K51015202530354045505560换算系数A1.21.51.82.32.83.44.15.16.27.59.211.2注：表中K值为实际温度减去20℃的绝对值，在测量绝缘电阻时应以绝缘油顶层温度为准。例如：在27℃测得变压器的绝缘电阻值为100MΩ，换算到20℃时的绝缘电阻值应为？解：温度差K=t2-t1=27-20=7℃,查上表得：A=1.2+（1.5-1.2）/5×2=1.32,换算到20℃时的绝缘电阻值为：R20=Rt1×A=100×1.32=132（MΩ）。兆欧表的使用方法及注意事项将兆欧表水平放置，首先检查其是否工作正常，开启电源开关“ON”，按下高压启停键，使L和E两接线桩瞬时碰触，指针应迅速指零。注意L和E碰触时间不得过长，否则有可能损坏兆欧表；检查被测试品或电路，确认已全部切断电源，注意绝对不允许被试品或电路带电时进行测量；测量前，应对设备和线路先行放电，以免设备或线路的电容放电危及人身安全和损坏仪表，同时还可以减少测量误差；正确接线：

兆欧表有三个接线桩，“E”(接地)、“L”(线路)和“G”(保护环或叫屏蔽端子，作用是消除仪表表面“L”与“E”接线桩间的漏电和被试品表面漏电的影响）。测量电气设备对地绝缘电阻时，“L”接设备的待测部位，“E”端接设备外壳；测电气设备内部绕组之间的绝缘电阻时，将“L”和“E”分别接两绕组的接线端；测量电缆的绝缘电阻时，为消除因表面漏电产生的误差，“L”接线芯，“E”接外壳，“G”接线芯与外壳之间的绝缘层；

“L”、“E”、“G”与被测物的连接线必须用单根线，绝缘良好，不得绞合，表面不得与被测物体接触；选择所需电压等级，按下高压启停键，高压指示灯亮，LCD显示的数值即为被测的绝缘电阻值；测量完毕，应对设备充分放电，否则容易引起触电事故；禁止在雷电时或附近有高压导体的设备上测量绝缘电阻。只有在设备不带电又不可能受其他电源感应而带电的情况下才可测量。在电源开关键“ON”未关闭前，切勿用手去触及设备的测量部分或兆欧表接线桩，拆线时也不可直接去触及引线的裸露部分。

关于绝缘电阻测试的几个问题为什么测绝缘电阻有时还要求测吸收比，极化指数，有什么意义？

因为试品某一时刻的绝缘电阻值是不能全面反映其绝缘性能优劣的，一方面，同样性能的绝缘材料，体积大时呈现的绝缘电阻小，体积小时呈现的绝缘电阻大。另一方面，绝缘材料在加上高压后均存在对电荷的吸收和极化过程。所以，电力系统要求在主变压器、电缆、电机等许多场合的绝缘测试中应测量吸收比和极化指数，这样才能充分判定试品绝缘状况的优劣。哪些因素会造成绝缘电阻测量数据不准确，为什么？

1、电池电压不足。欠压或电压过低，会造成仪表工作失常，所以测试数据是不准确的。

2、接线不正确。即“L”、“E”、“G”三端接线接错，或将“L”、“G“和“E”、“G”连线接在被测试品两端。

3、“G”（屏蔽端）连线未接。未有效排除试品由于受潮污染等因素造成的电流泄漏引起的误差，致使测试不准确。

4、干扰过大。主要是受环境磁场干扰过大，造成仪表读数跳动或指针晃动，导致读数不准确。

5、人为读数错误。由于人的视角误差或标度尺误差造成示值不准确。

6、仪表误差。仪表本身准确度过低，误差过大，需要重新校对。

为什么电子式兆欧表只用几节电池供电便能产生较高的直流高压?

这是根据直流变换原理，经过升压电路处理使较低的供电电压提升到较高的输出直流电压，产生的高压虽然较高但输出功率较小。（如电警棍几节电池能产生几万伏的高压）能不能用兆欧表直接测带电的被测试品，结果有什么影响，为什么？

为了人身安全和正常测试，原则上是不允许测量带电的被测试品，若要测量带电被测试品，不会对仪表造成损坏（短时间内），但测试结果是不准确的，因为带电后，被测试品便与其它试品连结在一起，所以得出的结果不能真实的反映实际数据，而是与其它试品一起的并联或串联阻值。在测试高压高阻的试品时，为什么要求仪表的“G”端应接在设备的外壳上？

答：当被测试品两端被加上较高的额定电压且绝缘阻值较高时，被测试品表面受潮湿和污染引起的泄漏较大，示值误差就大，而仪表“G”端是将被测试品表面泄漏的电流旁路了，使泄漏电流不经过仪表的测试回路，从而消除了泄漏电流引起的误差。

绝缘电阻值按1分钟电阻值来考核，线圈绝缘电阻20℃时不应小于2000MΩ。铁心绝缘电阻不应小于200MΩ，低于以上要求应查找原因，当绝缘电阻较低时一般与变压器器身烘烤干燥质量有关，与变压器油的优劣有关，当变压器绝缘电阻较低时，可进行滤油及热油循环处理，一般效果比较明显。如果滤油效果不明显时变压器器身需重新干燥。当夏季空气湿度很大时，变压器装配时间过长，变压器器身长时间暴露在潮湿的空气中，绝缘电阻将降低很多，变压器装配越快暴露时间越短越好，这样才能保证变压器绝缘不降低。变压器吸收比测量经常达不到1.3的标准，这需要进行综合得分析，当绝缘电阻绝对值非常高时，吸收比往往达不到要求，但是这不表明绝缘有缺陷或受潮，而是绝缘状况良好的表现，可以用提高变压器温度的方法来进行判断。当温度上升时绝缘电阻值降低而吸收比却上升。当吸收比达不到要求时，可进行极化指数测量，极化指数达到1.5时表明绝缘良好，当绝缘电阻值很低而吸收比极化指数达不到要求时，表明变压器受潮严重应进行处理。夏季变压器绝缘电阻往往不是很高，这还与瓷瓶（套管）表面受潮有关，测量绝缘时在瓷瓶表面进行屏蔽，屏蔽环与摇表屏蔽端子连接，可消除表面受潮的影响。另外摇表测量线绝缘也应良好，带摇表线空摇摇表时表针指示应在∞位置，消除摇表线对绝缘电阻的影响。变压器经常发生铁心及夹件绝缘不高等问题，甚至绝缘到零。此类问题发生的原因多为铁心绝缘件受潮，变压器中有异物，固定绝缘件发生位移等。三、泄漏电流测量

概述：测量泄漏电流试验的原理与作用和测量结缘电阻类似，但因其试验电压较高，它的灵敏度和准确性都较测量绝缘电阻高，更能检查出绕组和套管的绝缘缺陷。它比兆欧表测绝缘电阻优越的地方有以下几点：1、试验电压高，可随意调节，能随时发现试品绝缘的薄弱环节；2、可根据微安表的指示随时监视和掌握试品的绝缘状况；3、可适当选择微安表的量程，增加读数的精确性；4、除测量泄漏电流外，必要时还可根据电流—时间关系和电流—电压关系绘制相应曲线图，以便进行全面分析。

说明：施加直流高压后，泄漏电流受吸收过程的影响也有一个随时间增长而变化的过程。由于绝缘电阻的吸收过程已相当充分地反映了绝缘状况，因此只读1min的泄漏电流值。变压器绝缘的泄漏试验着眼于发现绝缘的局部缺陷。变压器的瓷套管裂纹、引线支架等局部缺陷会引起泄漏电流随电压升高而急剧增加。当变压器电压等级在35KV及以上，且容量在10000KVA及以上时，应进行泄漏电流试验。试验注意事项：选择正确的测量接线。变压器试品的容量一般较大，试验电压不会因波纹有较大误差。采用高压侧接微安表时，应根据气候条件对被变压器套管的外表面进行屏蔽，当低压侧接微安表时，一般用于测量变压器绕组之间的泄漏电流；应尽量减少高压部位对地的泄漏影响。尽管采用屏蔽线对高压套管的外表面进行了屏蔽，但邻近的接地脚手架仍对测量有很大影响，因为高压套管外表面的屏蔽是局部的，而整个套管仍会对邻近的接地脚手架存在泄漏电流。据测算，当脚手架距离套管1m时，40KV下该泄漏电流将会超过10μA。试验结果分析判断：由于泄漏电流值随变压器的结构、尺寸的不同而不同，因此，没有统一的标准。一般情况下，根据历次试验结果（或产品出厂试验结果）相互进行比较作出分析判断。为便于比较，应将在不同温度下测得的泄漏电流值换算至同一温度下（一般为20℃）进行比较。泄漏电流值在不同温度时测量的数据应按下式换算至同一温度

I20＝It/ea（t-20）式中：I20——20℃时泄漏电流值，μA；a——温度换算系数，一般为0.05~0.06/℃；t——实际测量时变压器上层油温，℃；It——温度为t时泄漏电流值，μA。泄漏电流值无出厂试验数据比对时，可依据下表

油浸式电力变压器绕组直流泄漏电流参考值

单位：μA依据：GB50150—1991额定电压（KV）试验电压（KV）10℃20℃30℃40℃50℃60℃70℃80℃2—351117253955831251786—15102233507711216625035620—352033507411116725040057063—330403350741111672504005705006020304567100150235330

四、介质损耗因数测量介质损耗因数tanδ是判断电气设备的绝缘状况比较灵敏有效的方法。在交流电压作用下，tanδ可以反映一定的电压和频率下，电介质内单位体积中能量损耗的大小，且与电介质的体积尺寸大小无关，因此，能从tanδ的数值直接了解绝缘情况。介质损耗因数测量和绝缘电阻一样都属于绝缘特性试验。它和绝缘电阻一起很早以前就被普遍用作判断产品绝缘状态是否良好的重要手段。当外施电压为交流电压时，绝缘中的视在功率UI可分为两部分组成，有功部分P和无功部分Q，其比值称为介质损耗因数。即tanδ=P/Q

测量方法

试验仪现在皆采用数字式交流电桥，测量精度误差小于1%。

正接线测量：正接线用于测量不接地试品的方法，测量时介损仪测量回路处于地电位。套管试验采用正接线。

反接线测量：反接线用于测量试品对地之间的绝缘介质损耗的方法，测量时介损仪测量回路处于高电位，他与外壳之间承受全部试验电压。变压器试验接线试验顺序同绝缘电阻测量，试验测量环境要求同绝缘测量。电桥接线采用反接线，施加电压按下列规定：额定电压在6kV及以下的试品按额定电压；额定电压为10kV以上的试品按10kV加压。

测量绕组连同套管的介质损失角正切值tgδ1)35kV变压器且容量在8000kVA及以上时,应测量介质损耗角正切值tgδ；测量接线图：(以测量一次绕组对二次绕组及地的tgδ为例)

2)试验电压不超过线圈的额定电压，35kV变压器绕组，试验电压为10kV。以双线圈电力变压器为例，根据现场条件一般采用反接法进行4次测量：一次对二次及地；一次对地；二次对一次及地；二次对地。并用4次测量得到的电容量来校验测量数据及接线的正确性。3)被测绕组的tgδ值不应大于产品出厂值的130%；

4)当测量时的温度与产品出厂试验温度不符合时，可按下表换算到同一温度时的数值进行比较。

温度差K5101520253035404550换算系数A1.151.31.51.71.92.22.52.93.33.7(表中K为实测温度减去20℃的绝对值)当测量时的温度差不是表中所列数值时，其换算系数A可按下述公式计算：A=1.3K/10(温度换算系数)校正到20℃时的介质损耗角正切值可用下述公式计算:当测量温度在20℃以上时：tgδ20=tgδt/A当测量温度在20℃以下时：tgδ20=Atgδt（式中：tgδ20–校正到20℃时的介质损失角正切值；tgδt–在测量温度下的介质损失角正切值）试验时，试验电源频率应为额定频率，其偏差不应大于±5%。电压波形应为正弦波形。仪器接地应良好，最好与被试品一起接地。加压线应绝缘良好，并悬起支撑好，使引线不影响测量结果。影响介质损耗功率因数测量的因素：环境因素：温度和湿度的影响。试验接线造成的影响。高压线绝缘不良。高压线和地线接触不良。套管为垂直立起试验，或立起时间不够。套管表面受潮。（往往出现介损为负值）五、交流耐压试验1、交流耐压试验的目的：交流耐压对考核变压器的主绝缘强度，检查主绝缘有无局部缺陷具有决定性的作用，也是保证设备绝缘水平、避免发生绝缘事故的重要手段。因为交流耐压试验能充分反映电气设备在交流电压下运行时的实际情况，能真实有效地发现绝缘缺陷。交流耐压试验是破坏性试验。在试验之前必须对被试品先进行绝缘电阻、吸收比、泄漏电流、介质损失角等项目的试验，若试验结果正常方能进行交流耐压试验，若发现设备绝缘情况不良，通常应先进行处理后再做耐压试验，避免造成不应有的绝缘击穿。2、交流耐压试验范围1.容量为8000kV•A以下、绕组额定电压在110kV以下的变压器，线端试验应进行交流耐压试验。2.容量为8000kV•A及以上、绕组额定电压在110kV以下的变压器，在有试验设备时，可进行线端交流耐压试验。3.绕组额定电压在110kV及以上的变压器，其中性点应进行交流耐压试验，试验耐受电压标准为出厂试验电压值的80%。3、交流试验电压的产生高压试验变压器回路交流耐压试验的接线，应按被试品的电压、容量和现场实际试验设备条件来决定。下图是一种典型的试验接线。串联谐振电路，交流耐压试验的原理接线图4、试验设备交流耐压试验用的设备通常有试验变压器、调压设备、电压测量装置、保护球隙、保护电阻及相关的控制装置等。

4.1高压试验变压器高压试验变压器具有电压高、容量小、持续工作时间短等特点，因此我们在进行耐压试验前应根据这些特点及被试品的实际情况来加以正确地选择。电流的选择试验变压器的额定电流应能满足被试品的电容电流和泄漏电流的要求，一般可以按下式计算

式中：I—试验变压器高压侧输出电流，mA

ω

—角频率，ω

＝2πfCX—

被试品电容量，μFU—试验电压，kV还可以相应求出试验所需电源容量

试验时，按P值选择变压器容量，一般不得超载运行。

4.2调压器调压器应能从零开始平滑地调节电压，以满足试验所需的任意电压。调压器的输出波形，应尽可能地接近正弦波，容量也应满足试验变压器的要求，通常与试验变压器容量相同。常用的调压器有自耦调压器、移圈调压器和感应调压器等。由于移圈调压器的输出电压波形在某一范围内有较大的畸变，所以现场最好少使用移圈调压器调压。

自耦调压器它利用变动碳刷接触的位置，改变一次绕组与二次绕组的匝数比，以达到调压的目的。由于自耦调压器具有体积小、重量轻及波形好等优点，所以其应用比较广泛。但又因为其是用碳刷接触调压，所以容量受到限制，所以常用于500V及以下小容量调压。

单相调压器绕组联结图三相调压器绕组联结图

移圈调压器移圈调压器是通过移动一个自身短路的动绕组（线圈）的位置改变主绕组和副绕组之间的磁链，从而改变其输出电压。其原理接线如图6所示。A、B为两个匝数相等、绕向相反串在一起的主、副绕组，另外还有一个可上下移动的短路绕组K，其匝数也与A、B相同。当短路绕组K位于最下端时，电源电压全降落在绕组A上，所以输出电压为零；随着绕组K的上移，绕组A的电压降低，而绕组B的电压升高，所以输出电压就会增加，当绕组K位于最上端时，输出电压达到最高。

4.3保护电阻

试验变压器的高压输出端应串接保护电阻，用来降低试品闪络或击穿时变压器高压绕组出口端的过电压，并能限制短路电流。此保护电阻的取值一般为0.1～0.5Ω/V，并应有足够的热容量和长度。该电阻的阻值不易太大，否则会引起正常工作时回路产生较大的压降和功耗。保护电阻可采用水电阻或绕线电阻，若选用绕线电阻则应注意其匝间绝缘的强度，以免匝间闪络。保护电阻的长度可以如下选择：当试品击穿或闪络时，保护电阻不应发生沿面闪络，它的长度应能耐受最大试验电压，并有适当的裕度。保护电阻的最小长度可以参照表一选用。

保护电阻最小长度

与保护球隙串联的保护电阻，其电阻值通常取1Ω/V，电阻的长度也同样根据上表选用。试验电压kV电阻长度mm502501005001508005、测量交流试验高电压的基本方法（1）采用测量试验变压器低压侧电压然后换算出高压侧试验电压的方法。此方法适宜于电容量较小的被试品，如绝缘子、开关等设备。而对于电容量较大的被试品(如变压器、电容器、电机等)，由于容性负载会使变压器高压侧实际输出电压比理论计算高出很多(最大误差会超过3%)，故不宜采用。（2）利用电压互感器测量试验变压器高压侧电压的方法。电压互感器TV一次侧与被试品相并联，利用电压互感器将高电压变换成低电压，并用准确度等级较高的电压表测量出，然后根据互感器变比换算出高压侧的试验电压值。此方法简单准确，但要求有相应测量电压等级的电压互感器。（5）利用电容分压器测量交流试验高电压的方法。

电容分压器由高压小电容器C1和低压大电容器C2串联构成，由于串联电容的电压与电容量成反比，即U1/U2=C2/C1，被测电压U=U1+U2，利用静电电压表或高阻值电压表测量出C2两端的电压U2，通过换算可求出被测电压，即式中K－电容分压比

6、试验方法一般规定有绕组的被试品进行耐压试验时，应将被试品绕组自身的两端短接，非被试品绕组亦应短接并与外壳连接后接地。交流耐压试验时加至试验电压后的持续时间，如无特殊说明则均为1min。升压必须从零开始，切不可冲击合闸。升压速度在75％试验电压以前，可以是任意的，自75％电压开始应均匀升压，约为每秒2％试验电压的速率升压（以DL474.4-92《现场绝缘试验实施导则交流耐压试验》为准）。耐压试验后，迅速均匀降压零，然后切断电源。7、交流耐压试验注意事项（1）交流耐压是一项破坏性试验，因此耐压试验之前被试品必须通过绝缘电阻、吸收比、绝缘油色谱、tgδ等各项绝缘试验且合格。充油设备各还应在注油后静置足够时间(110kV及以下，24h；220kV，48h；500kV，72h)方能加压，以避免耐压时造成不应有的绝缘击穿。（2）进行耐压试验时，被试品温度应不低于+5℃，户外试验应在良好的天气进行，且空气相对湿度一般不高于80%。（3）试验过程中试验人员之间应口号联系清楚，加压过程中应有人监护并呼唱。（4）升压过程中应密切监视高压回路，监听被试品有何异常的响声。升至试验电压，开始计时。时间到后，降压然后切断电源。试验中如无破坏性放电发生，则认为通过耐压试验。（5）在升压和耐压过程中，如发现电流表指示急剧增加，调压器往上升方向调节，出现电流上升、电压基本不变甚至有下降的趋势，被试品冒烟、焦臭、闪络、燃烧或发出击穿响声，应立即停止升压，降压停电后检查原因。（6）有时耐压试验进行了数十秒钟，中途因故失去电源，使试验中断，在查明原因、恢复电源后，应重新进行全时间的持续耐压试验，不可仅进行“补足时间”的试验。（7）谐振试验回路品质因数Q值的高低与试验设备、试品绝缘表面干燥清洁及高压引线直径大小、长短有关，因此试验宜在天气晴好的情况下进行。试验设备、试品绝缘表面应干燥、清洁。尽最缩短高压引线的长度，采用大直径的高压线，以减小电晕损耗。提高试验回路品质因数Q值。（8）变压器的接地端和测量控制系统的接地端要互相连接，并应自成回路，应采用一点接地方式，即仅有一点和接地网的接地端子相连。8、交流耐压试验标准一、Q／GDW168-2008《输变电设备状态检修试验规程》外施耐压试验为出厂试验值的80%，时间为60s。二、《电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB50150–2006》绕组连同套管的交流耐压试验，应符合下列规定：（1）容量为8000kVA以下、绕组额定电压在110kV以下的变压器，线端试验应按下表进行交流耐压试验。注：①下表中，变压器试验电压是根据现行国家标准《电力变压器第3部分：绝缘水平和、绝缘试验和外绝缘空气间隙》GB1094.3规定的出厂试验电压乘以0.8制定的。②干式电力变压器试验电压是根据现行国家标准《干式电力变压器》GB6450规定的出厂试验电压乘以0.8制定的。

电力变压器和电抗器交流耐压试验电压标准(kV)系统标称电压设备最高电压交流耐受电压油浸式电力变压器和电抗器干式电力变压器和电抗器<1≤1.1—2.533.6148.567.22017101228241517.53632202444433540.568606672.5112—110126160—220252(288)316—330363(368)408—500550(504)544—（2）容量为8000kVA及以上、绕组额定电压在110kV以下的变压器，在有试验设备时，可按上表试验电压标准，进行线端交流耐压试验。（3）绕组额定电压为110kV及以上的变压器，其中性点应进行交流耐压试验，试验耐受电压标准为出厂试验电压值的80％(见下表)

额定电压110kV及以上的电力变压器

中性点交流耐压试验电压标准(kV)系统标称电压设备最高电压中性点接地方式出厂交流耐受电压交接交流耐受电压110126不直接接地9576220252直接接地8568不直接接地200160330363直接接地8568不直接接地230184500550直接接地8568经小阻抗接地140112（4）交流耐压试验可以采用外施工频电压试验的方法，也可采用感应电压试验的方法。试验电压波形尽可能接近正弦，试验电压值为测量电压的峰值除以试验时应在高压端监测。外施交流电压试验电压的频率应为45～65HZ，全电压下耐受时间为60s。感应电压试验时，为防止铁芯饱和及励磁电流过大，试验电压的频率应适当大于额定频率。除非另有规定，当试验电压频率等于或小于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，全电压下试验时间为：(s)，但不少于15s9、交流耐压试验结果分析

变压器耐压试验中如无破坏性放电发生，试验后应结合其他试验如变压器耐压前后的绝缘电阻测试、局部放电测试、空载特性的测试、绝缘油的色谱分析等测试结果，进行综合判断，以确定被试品是否通过试验。试验时主要是根据监视仪表指示和听声音，并辅以试验经验来判断。一般根据以下情况对故障性质进行判断:

（1）在进行外施耐压试验中，仪表指示不跳动，被试变压器无放电声音，这说明耐压试验合格。当电流表指示突然上升，同时被试变压器有放电声，有时还伴随着球隙放电时，很明显证明变压器耐压试验不合格。

（2）当被试变压器击穿时，试验中电流表的变化是由试验变压器的电抗和被试变压器的容抗比值决定的。当容抗与感抗之比等于2时，虽然变压器击穿，但电流表的指示没有变化；当比值大于2时击穿，电流必然上升；当比值小于2时击穿则电流下降，此情况一般在被试变压器容量很大或试验变压器容量不够时，有可能出现。10、外施耐压试验外施耐压试验是对被试变压器加一分钟的工频高压的试验，也曾称工频耐压试验。它是考核不同侧绕组间和绕组对地间的绝缘性能，它对考核主绝缘强度，绝缘的局部缺陷，具有决定性的作用。所以只适用于全绝缘变压器。

外施耐压试验是在不低于80%额定频率的试验电压下持续1分钟，它和冲击电压试验有着一定的关系。试验电压的标准是根据电力系统大气过电压和操作进电压的幅值和系统相应保护装置的水平确定的。正常绝缘电力变压器的外施耐压试验电压标准见下表全绝缘变压器（35kV电压等级以下变压器）短时额定耐受电压11、感应耐压试验感应耐压试验是以考核试品绕组的匝间、层间、段间及绕组线端对地和相间的绝缘强度。该试验应在外施耐压试验后进行。试验方法:一般采用三相感应法、被试相加电法(非被试相支撑法)、非被试相励磁法(非被试相加电)。感应耐压试验通常施加两倍的额定电压，为了减少激磁容量，试验电压的频率应不小于100HZ，最好频率为150-400HZ，持续时间t按下式计算：t=120×fn/ft——试验时间.sfn——额定频率HZf——试验频率HZ持续时间不少于15s对于全绝缘变压器的感应耐压试验，一般采用三相对称的交流电在试品低压绕组(或其他绕组)的线端施加两倍的额定电其他绕组开路绕组星形联结的中性点端子接地性点引出或非星形联结的绕组，也应择合适的线端接地，以避免电位悬浮。对于110kV级及以下的全绝缘变压器，各绕组相间试验电压不应超过其额定短时工频耐受电压。分级绝缘的变压器，感应耐压试验中不能同时满足线端和中性点两个绝缘水平的试验电压时，中性点绝缘水平允许用外施耐压来考验。具有两个分级绝缘的变压器，感应耐压试验时，为达到一个绕组线端对地的试验电压，另一个绕组超过该绕组的试验电压或者相间超过试验电压，应在试验接线时，采用合适的方法使各部都达到试验电压。试验应满足下列几个要求：(l)被试端的试验电压对地及相问均应符合标准要求，不同频率对不同持续时间；(2)感应试验电压倍数一般要达到2倍额定电压；(3)被试绕组线端与该相相邻绕组最近点之间的电压最好达到试验电压，如果达不到时允许降低，但降低值不得超过8%；(4)被试线端对地与匝间和相间的感应试验最好一次完。

被试相加电法(非被试相支撑法)对于110kV和220kV级三相分级绝缘变压在进行感应耐压试验时，绝大多数采用该方法，但采用这种方法必须要求中性点的耐压水平至少为高压线端试验电压的1/3以上，否则不能采用。

试验方法为：低压被试相施加电压，高压非被试相短路接地，中性点和高压被试相悬空。三相变压器感应耐压试验时，通常采用施加单相电压逐相试验的方法。图如下：非被试相励磁法(非被试相加电)

当中间变压器输出电压达不到2倍的低压额定电压时，可以在低压非被试相施加1倍的额定电压来试验，同样可以达到试验考核的目的。

试验方法：使高压非被试两相并联接地，强迫该两项磁通大小和方向相等，合成流向试验相，使其磁通变为两倍，故试验相感应2倍的试验电压。试验原理如图采用低压侧供给励磁的非被试相励磁法进行分级缘变压器的感应耐压试验，励磁电压仅为被试相励磁法的一半。因此，当缺少必要的试验设备(中间变压器、电流互感器、电压互感器等）或试验线路绝缘不允许或支撑变压器的电压比不能满足要求而又符非被试相励磁法的适用条件时，可以考虑采用低压侧非被试相励磁，此时励磁电压降低一半，励磁电流增加一倍，励磁容量不变。判断感应耐压的标准：感应耐压时，在试验电压的持续时间内，如果电源监测的电压和电流不发生变化，没有放电声，并且在感应耐压前后空载试验数据无明显差异时，则试品承受了感应耐压的考核，试验合格。如果有轻微放电声，在复试中消逝也视为试验合格。如果有较大的放电声在复试中消失，仍需吊心检查，寻找放电部位采取必要措施，根据放电部位决定是复试。感应试验结束若干小时候后，取变压器油做色谱分析，若发现含有C2H2。则可以肯定试品已经发生放电或击穿，应吊罩检查采取必要的措施。1、变压器油质及色谱分析的目的和意义

变压器油质监督的目的，就是通过监测变压器油的各项理化、电气性能，确保变压器油质满足充油电气设备的安全运行要求，通过变压器油中溶解气体分析即色谱分析技术，能够分析诊断运行中变压器内部是否正常，及时发现变压器内部存在的潜伏性故障，掌握充油电气设备的健康状况。变压器油质及色谱分析监督的优势还在于其不需要停电就可进行检测，能为状态检修提供技术支持，在目前实施状态检修后，重要性更加突出。六、电力变压器油的色谱分析2、新油脱气注入设备前的检验

新油注入设备前必须用真空滤油设备进行过滤净化处理，以脱除油中水分、气体、及其他颗粒杂质，在处理过程中经油质检验，达到要求后方可注入设备。

新油净化后的检验指标

项目设备电压等级/kV500及以上330~220≤110击穿电压/kV≥60≥55≥45水分/（mg/kg）≤10≤15≤20介质损耗因数90℃≤0.002≤0.005≤0.0053、新油注入设备进行热循环后的检验

油在变压器内静置一段时间后进行热油循环，热油循环后应达到规定要求。热油循环后的油质检验指标

项目设备电压等级/kV500及以上330~220≤110击穿电压/kV≥60≥55≥45水分/（mg/kg）≤10≤15≤20介质损耗因数90℃≤0.002≤0.005≤0.005含气量/%（体积分数）≤1----注：对于500kV及以上设备油中洁净度指标按相关要求执行4、运行中变压器油的监督

运行中变压器油质量标准和检验项目及周期5、变压器油色谱分析对象

按《DL/T722-2000变压器油中溶解气体分析和判断导则》要求一般分析9种气体或8种气体，最少必须分析7种气体，即H2、CH4、C2H4、C2H6、C2H2、CO、CO2、N2、O2。其中N2、O2是推荐检测的气体，其余为必测组分。油中9种溶解气体的分析目的

被分析的气体组分分析目的推荐检测气体O2了解脱气程度和密封（或漏气）情况，严重过热时也回极度消耗明显减少N2可了解N2饱和程度，与O2的比值可更准确分析的消耗情况。正常情况下，N2、O2和CO2之和还可估算出油的总含气量必测气体H2与甲烷之比可判断并了解过热故障点温度，或了解是否有局部放电情况和受潮情况CH4了解过热故障点温度C2H6C2H4C2H2了解有无放电现象或存在极高的过热故障点温度CO了解固体绝缘的老化情况或内部平均温度是否过高CO2与CO结合，有时可了解固体绝缘有无热分解6、油色谱分析的原理是基于任何一种特定的烃类气体的产生速率随温度的变化，在特定温度下，往往有某一种气体的产气率会出现最大值；随着温度的升高，产气率最大的气体依次为甲烷CH4、乙烷C2H6、乙烯C2H4、乙炔C2H2。这也证明在故障温度与溶解气体含量之间存在着对应的关系。而局部过热、电晕和电弧是导致油浸纸绝缘中产生故障特征气体的主要原因。变压器在正常运行状态下，由于油和固体绝缘会逐渐老化、变质，并分解出极少量的气体（主要包括氢H2、甲烷CH4、乙烷C2H6、乙烯C2H4、乙炔C2H2、一氧化碳CO、二氧化碳CO2等多种气体）。当变压器内部发生过热性故障、放电性故障或内部绝缘受潮时，这些气体的含量会逐渐增加。7、色谱分析周期1）出厂设备的检验66kV及以上变压器、电抗器、互感器和套管在出厂试验全部完成后应做一次色谱分析。2）投运前的检验新设备及大修后的设备投运前应至少做一次检验，如果在现场进行感应耐压或局放试验，则应在试验后停放一段时间再做一次检验。3）运行油的检验根据国网公司和电力公司《输变电设备状态检修试验规程实施细则》规定，新投运的变压器必须在在投运后1、4天、10天、30天各做一次气相色谱分析，如无异常，则转为定期检测。变压器气相色谱分析周期设备名称检测周期变压器和电抗器500kV主变、电抗器、容量240MVA及以上主变、所有发电厂升压变压器三个月一次220kV主变、电抗器容量120MVA及以上主变六个月一次35/110kV主变一年一次8、不同故障时产生的不同特征气体一般规律是：产生烃类气体的不饱和度是随着裂解温度的增加而增加的，依次为烷烃→烯烃→炔烃。从设备故障现象来看，可分为过热性故障和放电性故障两大类。至于机械性故障，最终将以过热性或放电性形式表现出来。进水受潮也是一种内部潜伏性故障，除早期发现，否则最终也会发展成放电性故障，甚至造成事故。国内对359台故障变压器故障类型不完全统计分析，过热性故障变压器为226台，占63%，高能量放电故障变压器为65台，占18.1%，过热兼高能量放电故障变压器为36台，占10%，火花放电故障变压器为25台，占7%，其余7台变压器为受潮或局部放电故障，占1.9%。过热性故障是由于有效热应力所造成的绝缘加速劣化，具有中等水平的能量密度。其特征气体是甲烷、乙烯二者一般占总烃的80%以上。且随故障点温度的升高，乙烯比例增加，如高温过热，乙烯占总烃的比例平均值：62.5%，甲烷只有27.3%。其次是乙烷和氢气。乙烷一般不超总烃的20%，氢气含量与热源温度关系密切，高、中温时，氢气占氢烃的27%以下，而低温过热时，氢气与氢烃之比高于27%-30%。一般过热性故障，不产生乙炔。严重时产生微量，最大不超总烃的6%。当涉及固体绝缘时，除产生上述气体外，还产生大量的一氧化碳和二氧化碳。

过热故障按出现在变压器的导电或磁路回路区分，可分为导电回路过热故障、磁路回路过热故障和其他部位的过热故障等。

导电回路过热故障：按部位主要有分接开关故障、引线连接部分故障、高低压绕组故障和漏磁环流引起的局部过热。

磁路回路过热故障：按原因和部位可分为铁心故障及零序磁通引起的局部过热。

其他部位的过热故障：有局部油道堵塞致使局部散热不良引起过热，潜油泵、油冷却器故障等。

有关统计数据分析，导致变压器过热故障的各原因比例：一般分接开关接触不良引起的占50%，铁心多点接地和局部短路或漏磁环流占33%，导线过热和接头不良或紧固件松动占14.4%，局部油道堵塞造成局部散热不良的不约占2.6%。

放电性故障放电性故障是在高电应力作用下所造成的绝缘劣化，由于能量密度的不同，分高能，火花，局放等不同类型。高能放电将导致绝缘电弧击穿。火花放电是一种间歇性放电，局放能量密度最低，常发生在气隙和悬浮带电体的空间内。电弧放电以线圈匝、层间绝缘击穿多见，其次为引线断裂或分接开关飞弧等故障。这种故障产气急剧，产气量大，尤其是匝、层间绝缘故障，一般无前兆，难以预测，多以突发性事故暴露出来。特征气体为乙炔，氢气，其次是大量的乙烯甲烷。由于发展速度快，来不及溶于油中就释放到气体继电器内。所以油中气体含量往往与故障点位置，油流速度，故障持续时间有关，乙炔一般占总烃20%-70%,氢气占氢烃的30%-90%，大多数情况下，乙烯大于甲烷。火花放电一般是低能量放电，即一种间歇性放电故障，常发生于不同电位的导体与导体、绝缘体与绝缘体之间以及不固定电位的悬浮体，在电场极不均匀或畸变以及感应电位下，都可能引起火花放电。特征气体也是乙炔和氢气为主，因故障能量小，总烃不高，乙炔在总烃中占25%-90%，乙烯20%以下，氢气占氢烃的30%以上。局部放电是指油-纸绝缘结构中的气隙（泡）和尖端，因绝缘薄弱、电场集中而发生局部或重复性击穿现象。引起局部放电的关键因素有四个：a、导电体和非导电体的尖角毛刺；b、固体绝缘的空穴和缝隙中的空气及油中的微量气泡；c、在高电场下产生悬浮电位的金属物；d、绝缘体表面的灰尘和脏污。局部放电主要依放电能量密度不同而不同，一般烃总量不高，主要成份是氢气其次是甲烷。氢气占氢烃的90%以上，甲烷占总烃90%以上，能量增高也可能出现乙炔，但占总烃之比小于2%，这是区分局部放电和其它放电故障的主要标志。无论何种放电，只要有固体绝缘介入，就会产生一氧化碳和二氧化碳。

受潮当变压器进水受潮，油中水分和含湿杂质容易形成“小桥”，或绝缘中有气隙引起局放，产生氢气，水在电场作用下电解也产生大量氢气。

即每克铁产生0.6升氢气，使受潮设备中，氢气在氢、烃中含的比例最高。因正常老化也产生少量甲烷，所以受潮设备中也有甲烷，但比例很少。局放和受潮；特征气体相同，且两种异常易同时产生，从气体特征难以区分，必要时应测局放和微水。特征气体产生的原因在一般情况下，变压器油是含有特征气体的，新油含有的气体的最大值约为CO：100μL/L，CO2：35μL/L，H2：15μL/L，CH4：2.5μL/L。运行中油中有少量的CO和烃类气体。但是，当变压器内部故障时油中溶解气体的含量就大不相同了。变压器内部故障时气体及产生原因见下表。气体产生的原因气体产生的原因H2电晕放电、油和固体绝缘热分解、水分CH4油和固体绝缘热分解、放电CO固体绝缘受热及分解C2H6固体绝缘热分解、放电CO2固体绝缘受热及分解C2H4高温热点下油和固体绝缘热分解、放电烃类气体C2H2强弧光放电、油和固体绝缘热分解

油中各种气体成分可以从变压器中取油样经脱气后用气相色谱分析仪分析得出。根据这些气体的含量、特征、成分比值（如三比值）和产气速率等方法判断变压器内部故障。特征气体变化与变压器内部故障的关系变压器油故障判断标准只要其中的任何一项超过标准规定，则应引起注意，查明气体产生原因，或进行连续检测，对其内部是否存在故障或故障的严重性及其发展趋势进行评估。下表给出了变压器中溶解气体含量的标准。气体组分总烃（甲烷、乙烷、乙烯、乙炔）乙炔氢气含量（ppm）1505150变压器油故障定性分析故障类型主要成分气体特征描述故障可能部位局部放电H2、CH4总烃不高、H2＞100ppm、CH4占总烃中的主要成分绕组局部放电、分接开关触点间局部放电火花放电H2总烃不高、C2H2＞10ppm、H2含量高绕组短路、分解开关接触不良、绝缘不良电弧放电H2、C2H2总烃高、C2H2高并构成总烃的主要成分、H2含量高绕组短路、分解开关闪烙、弧光短路一般过热CH4、C2H4总烃不高、C2H2＜5ppm导体过热、分解开关故障严重过热CH4、C2H4总烃高、C2H2＞5ppm但未构成总烃的主要成分、H2含量较高金属导体过热（温度达1000℃以上）当H2含量增大，而其他气体组分不增加时，有可能是由于设备进水或有气泡引起水和铁的化学反应，或在高电场强度作用下，水或气体分子的分解或电晕作用所致。乙炔含量是区分过热和放电两种故障性质的主要指标。但大部分过热故障，特别是出现高温热点时，也会产生少量乙炔。下表给出了电弧作用下变压器油和固体绝缘分解出气体的情况。H2C2H2CH4C2H4COCO2O2N2变压器油57~7414~240~30~10~10~31~32~12油浸纸板40~5814~211~101~1113~241~22~34~7油-酚栓树脂41~584~112~90~324~350~21~32~6故障类型主要增大的气体成分次要增大的气体成分故障类型主要增大的气体成分次要增大的气体成分油过热CH4、C2H4H2、C2H6油中电弧H2、C2H2CH4、C2H4、C2H6油纸过热C2H4、C2H4、CO、CO2H2、C2H6油纸中电弧H2、C2H2、CO、CO2CH4、C2H4、C2H6油纸中局放H2、CH4、C2H2COC2H6、CO2受潮或油有气泡H2油中火花放电C2H2、H2不同绝缘故障气体成分的变化9、故障识别不同故障类型的气体组合特征序号气体组合特征故障类型1CO、C2H2正常裸金属过热2总烃高CO>300μL/L，C2H2正常金属过热并涉及固体绝缘3C2H2>5μL/L，H2含量高金属过热并有放电4C2H2为主要成分，H2含量高电弧放电5总烃在100μL/L左右，CO>300μL/L固体绝缘过热6C2H2>10μL/L，H2含量高，总烃不高火花放电三比值法

导则推荐改良的三比值法（五种气体的三对比值）作为判断充油电气设备故障类型的主要方法。改良三比值法是用三对比值以不同的编码表示10、变压器油中溶解气体分析诊断流程根据色谱分析数据进行变压器内部故障诊断时，应包括以下内容：分析气体产生的原因及变化判断有无故障及故障类型，如过热、电弧放电、火花放电和局部放电等；判断故障的状况，如故障点温度、能量、严重程度以及发展趋势等；提出相应的处理措施，如能否继续运行，以及运行期间的技术安全措施和监视手段，是否需要吊罩检修等。若需要加强监视，则应缩短下次试验周期。11、绝缘油试验标准要求1.绝缘油试验类别应符合GB50150-2006表19.0.2的规定；试验项目及标准应符合GB50150-2006表19.0.1的规定。2.油中溶解气体的色谱分析，应符合下述规定：电压等级在63kV及以上的变压器，应在升压或冲击合闸前及额定电压下运行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。两次测得的氢、乙炔、总烃含量，应无明显差别。试验应按现行国家标准《变压器油中溶解气体分析和判断导则》进行。油中微量水的测量，应符合下述规定：变压器油中的微量水含量，对电压等级为110kV的，不应大于20ppm；220～330kV的，不应大于15ppm；500kV的，不应大于10ppm。注：上述ppm值均为体积比。油中含气量的测量，应符合下述规定：电压等级为500kV的变压器，应在绝缘试验或第一次升压前取样测量油中的含气量，其值不应大于1%。

七、变压器变压比及连接组标号测量

变压比及连接组标号测量是变压器的例行试验项目，不仅在变压器出厂试验时要进行，而且在变压器安装现场厂投入运行前也要进行电压比和连接组标号测量。这两项测量项目是变压器并列运行的必要条件。

电压比测量的目的：保证绕组各个分接的电压比在标准或合同技术要求的电压比范围内。确定并联线圈或并联线段（例如分接线段）的匝数相同。判定绕组各个分接的引线和分接开关的连线是否正确。

GB50150标准：额定分接上变比误差在±0.5%范围内，其它分接误差应在变压器阻抗值电压值（%）的1/10以内，但不的超过±1%变压比及连接组标号测量应分别在变压器出厂试验，工艺过程中半成品（插铁、器身试验）进行测量。尤其在半成品试验中更要认真测试和严格控制。对于带有并联支路的绕组在插铁后试验还要进行等匝试验，确保并联支路匝数相等。电压比和连接组标号测量方法电压比的测量在高压线圈加入工频电压，其数值为额定电压的1％～25％，具体数值可根据试验用仪表的条件来决定，仪表指示应大于2／3的刻度。高、低压线圈同时使用交流电压表测量，仪表准确度为0.2级或0.5级。对于三相变压器，应测量三次，根据接线组别按下式计算变比K：对于Y，y或D，d三相及单相变压器：K=U1／U2对于Yn0,d三相变压器：K=2U1／√3U2对于D，Yn0三相变压器：K=√3U1／2U2式中U1、U2分别为一、二次电压表的测量值。连接组标号测量采用三相电源，在高压侧施加适当幅值三相电压（一般取380V）。高、低压任一相同名端相连接，分别测量高低压各个端子间的电压，作出矢量图判断出连机组标号。

变比电桥法：标准电压互感器式电压比电桥、电阻分压器式电压比电桥。变比电桥精度0.1级，同时电桥应具备连接组标号测量功能。试验时应注意接线是否正确，接触是否良好。三绕组变压器测量高-中、高-低、中-低压间各个分接的变压比，双绕组变压器测量高-低压间各个分接的变压比。

八、变压器空载损耗和空载电流测量

空载试验的目的和意义

空载损耗主要有电工硅钢片的磁滞损耗和涡流损耗组成，空载也包括有附加损耗，正常变压器附加损耗都可以忽略不计。变压器的全部励磁特性是有空载试验确定的，进行空载试验的目的测量产品的空载损耗和空载电流，看其是否符合产品有关标准和技术条件要求；通过测量产品的空载损耗和空载电流发现磁路中的铁心硅钢片的局部绝缘不良或整体缺陷，如铁芯多点接地，铁心硅钢片整体老化等；根据高压绝缘试验前后测量的空载损耗比较，判断绕组是否有匝间短路情况。

试验方法和要求

变压器空载试验一般从电压较低的绕组（例如低压绕组）施加波形是正弦波,额定频率的额定电压，其他绕组(高压、中压绕组)开路。如果施加电压的绕组是带有分接的则应使分接开关处于主分接的位置，如果试品中有开口三角联接绕组，应使其闭合，运行中处于地电位的接线和油箱外壳应可靠接地。为了保证施加电压是正弦波，试验电源最好采用同步发电机组。试验接线要采用三瓦特表法，特别注意电压互感器、电流互感器的极性，三相功率应是三瓦特表的代数和。

试验接线图：

相对同类型变压器损耗很大时，怀疑磁路有问题时也应进行变压器单相空载试验。对于变压器铁心结构为三柱式单相空载试验的电流和损耗可换算到三相试验结果。变压器铁心结构为五柱式单相试验结果不能换算到三相试验结果，只能和同型号同容量同结构的试验结果进行比较。变压器低电压空载测量同样采用单相测量的方法。三柱式单相空载试验的电流和损耗换算到三相试验结果公式：低压为三角形接线时。三相的空载电流百分数计算如下：

Io=0.289×(Ioab+Ioac+Iobc)/In×100%低压为星形接线时。三相的空载电流百分数计算如下：Io=0.33×(Ioab+Ioac+Iobc)/In×100%三相的空载损耗均按下式计算：Po=(Poab+Poac+Pobc)/2单相空载试验三次试验结果应符合下列规律：Poab=Pobc（偏差一般小于3%）Poac=KPoabPoac=KPobcK有铁心几何尺寸决定。一般K=1.3～1.4三次测量的空载数据如果不符合以上两个规律中的任何一个时，则说