油浸式变压器成品例行试验标准
变压器油样检测参考标准
变压器油样检测参考标准一、概述变压器油样检测是保障变压器正常运行的重要手段之一，通过对变压器油的物理性质、化学性质、电气性质、污染物质、机械性能、运行状态、环境因素和安全性能等方面的检测，可以全面了解变压器的运行状态和预测潜在问题，为及时采取维护措施提供科学依据。
二、物理性质1.颜色：变压器油通常为浅黄色或无色透明液体，如果颜色发生变化，可能是油品劣化的表现。
2.气味：变压器油应具有清淡的芳香味，如有刺激性气味或异味，可能是油品污染或劣化的表现。
3.粘度：变压器油的粘度应适中，如果粘度过高或过低，可能是油品劣化的表现。
4.闪点：变压器油的闪点应不低于135℃，如果闪点过低，可能存在安全隐患。
5.密度：变压器油的密度应适宜，如果密度过大或过小，可能是油品劣化的表现。
三、化学性质1.酸值：变压器油的酸值应不大于0.1mg KOH/g，如果酸值过高，可能表明油品劣化或污染。
2.水分：变压器油中的水分应不大于30ppm（体积分数），如果水分过高，可能引起设备腐蚀和绝缘性能下降。
3.机械杂质：变压器油中的机械杂质应不大于15ppm（体积分数），如果机械杂质过多，可能影响设备的正常运行。
4.总硫含量：变压器油中的总硫含量应不大于300ppm（体积分数），如果总硫含量过高，可能引起设备腐蚀和绝缘性能下降。
5.氯含量：变压器油中的氯含量应不大于30ppm（体积分数），如果氯含量过高，可能引起设备腐蚀和绝缘性能下降。
四、电气性质1.介质损耗因数：变压器油的介质损耗因数应不大于0.5%，如果介质损耗因数过大，可能表明油品劣化或污染。
2.击穿电压：变压器油的击穿电压应不低于35kV/mm，如果击穿电压过低，可能表明油品劣化或污染。
3.电导率：变压器油的电导率应不大于50pS/m，如果电导率过大，可能表明油品劣化或污染。
五、污染物质1.颗粒物：变压器油中的颗粒物应不大于10ppm（体积分数），如果颗粒物过多，可能影响设备的正常运行。
变压器试验最新规范标准
变压器试验最新规范标准1. 引言变压器试验是评估变压器性能和安全性的重要手段。
本规范旨在提供一套统一的测试方法和标准，以确保变压器在设计、制造和运行过程中满足行业和安全要求。
2. 适用范围本规范适用于各类电力变压器和特殊用途变压器的试验，包括但不限于油浸式变压器、干式变压器、自耦变压器等。
3. 试验项目变压器试验主要包括以下几个方面：- 绝缘电阻测试- 接地电阻测试- 空载试验- 负载试验- 温升试验- 短路阻抗测试- 局部放电试验- 冲击试验4. 试验条件试验应在规定的环境条件下进行，包括但不限于温度、湿度、大气压力等。
试验设备应符合精度要求，并定期校准。
5. 试验方法- 绝缘电阻测试：使用绝缘电阻表测量变压器的绝缘电阻值。
- 接地电阻测试：测量变压器外壳至地的电阻值，确保符合安全标准。
- 空载试验：在变压器不加载任何负载的情况下，测量其空载电流和空载损耗。
- 负载试验：在额定负载下测量变压器的输入电流、输出电流和损耗。
- 温升试验：测量变压器在长时间运行后的温升情况。
- 短路阻抗测试：测量变压器在短路条件下的阻抗值。
- 局部放电试验：检测变压器内部是否存在局部放电现象。
- 冲击试验：模拟电网冲击对变压器的影响，评估其抗冲击能力。
6. 试验结果的评定试验结果应与制造商提供的数据进行对比，确保所有指标均在允许的误差范围内。
任何超出规定范围的指标都应进行分析，并采取相应的纠正措施。
7. 试验报告试验完成后，应生成详细的试验报告，包括试验条件、试验过程、试验结果和结论。
报告应由授权的专业人员签字，并存档备查。
8. 结语变压器试验是确保变压器质量和性能的关键步骤。
遵循最新的规范标准，可以有效地预防变压器故障，延长其使用寿命，并保障电力系统的安全稳定运行。
请注意，上述内容仅为概述，具体试验方法和标准需参照国家或国际相关标准，如IEC（国际电工委员会）标准、GB（中国国家标准）等。
油浸式变压器试验方法
油浸式变压器试验方法
油浸式变压器是电力系统中重要的电力设备之一，其正常运行对电网的稳定性和可靠性都有着重要的影响。
为了确保油浸式变压器的安全稳定运行，需要对其进行各项试验。
油浸式变压器试验的类型有很多，包括外观检查、绝缘电阻测试、耐压试验、绕组直流电阻测试、短路阻抗测试、分接开关试验、油质检验等等。
其中，耐压试验和短路阻抗测试是最为重要的试验。
耐压试验是指在一定电压下，对变压器绝缘系统进行的持续时间长达数小时的试验。
试验过程中需要检查变压器的绝缘状态，是否存在漏电现象。
若发现异常情况，应及时停止试验并进行维修。
短路阻抗测试是为了检查变压器在正常运行过程中的短路能力。
这个测试需要在短路条件下进行，试验过程中需要测量短路电流、电压和短路时间等参数。
通过这个试验可以检查变压器短路电流是否满足要求，以及变压器在短路时是否存在过热、过载等问题。
除了以上试验，油浸式变压器还需要进行定期的油质检验。
变压器油的质量是影响变压器寿命和运行稳定性的重要因素之一。
油质检验需要对变压器油样进行采样，并进行外观检查、含水率测试、酸值测试、电气强度测试等。
通过这些检测可以及时发现并处理变压器油的问题，保证变压器的正常运行。
总之，对油浸式变压器进行全面、科学的试验是确保其安全稳定运行的必要手段。
只有通过有效的试验手段，才能及时发现并处理潜在的问题，确保变压器的正常运行。
油浸式电力变压器的试验周期、项目及标准
油浸式电力变压器的试验周期、项目及标准
注：①1600kVA及以下变压器试验项目、周期和标准，大修后试验参照表3中序号1、
4、5、7、10、11、15、21进行，预防性试验按序号1、4、21等项进行。
②油浸电力变压器的绝缘试验，应在充满合格油静置一定时间，待气泡消除后方可进行，一般大容量变压器应静置20h以上（真空注油时可适当缩短），3～10kV者需静置5h以上。
③油浸变压器进行tgδ试验时，其允许最高试验电压如下：不论注油或未注油的10kV 及以上变压器，试验电压为10kV；10kV以下变压器试验电压不超过额定电压。
进行泄露电流测试时，对未注油的变压器外施电压可降低为规定试验电压的50%。
④变压器绝缘温度以变压器上层油温为标准。
变压器油试验项目及标准
变压器油试验项目及标准
1、凝固点：油中固体颗粒的凝固点是指油温低于此凝固点的条件下，油中的液态部分将逐渐结晶，其凝固点一般为-25℃-30℃。
2、粘度：油中所需的涂抹和流动性，关系到机器内部零件部位之间的摩擦因素，环境温度范围越大，油越有保护性，粘度一般应在25℃时保持120-220mm2/s。
3、蒸发损失：表示油在高温下放射出来的气体量，一般不超过2%。
4、水分：油中存在的水分可能会影响油的供给，并使整个系统运行不平稳，检测分析环境温度大于90℃的情况下，其含水量不能超过0.01%，环境温度90℃以下的情况下，其含水量不能超过0.005%。
5、开关油钼游离值：影响开关油性能，对绝缘有增强作用，一般钼游离值不低于1.4mg MOM/100g。
变压器油试验项目及标准
变压器油试验项目及标准
变压器油试验项目及标准
变压器油试验项目及标准是衡量变压器油质量的重要指标，它不仅可以检测出油品的性能特点，而且可以直接反映出油品的质量水平。
变压器油的外观检查是变压器油试验项目的第一步，它是检查油品颜色、浊度、气味等外观特征的重要环节，这些特征可以反映油品的生产状况和使用状况。
其次是变压器油的理化性能检测，该检测项目包括油品的密度、闪点、粘度、抗氧化剂含量、水含量等理化性能检测项目，它们可以反映油品的性能特征，并且可以按照相应的标准来衡量油品的质量。
变压器油的性能测试是变压器油试验项目的重要环节，它可以检测出油品的抗氧化能力、抗热性能、耐热性等指标，这些指标可以衡量油品的可靠性和可用性，并且可以按照相应的标准来衡量油品的质量。
变压器油试验项目及标准是衡量变压器油质量的重要指标，它包括外观检查、理化性能检测和性能测试等几个环节，每个环节都可以按照相应的标准来衡量油品的质量，从而确保变压器油的质量可靠和可用。
10kv油浸式变压器耐压试验标准
10kv油浸式变压器耐压试验标准10kV油浸式变压器耐压试验是对变压器的绝缘强度进行检测的一项重要试验。
本文将介绍10kV油浸式变压器耐压试验的标准和步骤。
1.标准10kV油浸式变压器耐压试验的标准主要参考国家标准GB 1094.6-2011《电力变压器第6部分：油浸式电力变压器试验》和GB 1984-2003《电气设备安全试验导则》。
2.步骤2.1准备工作2.1.1标志、特性和测量范围的检查在进行耐压试验前，应先检查变压器的标志、特性和测量范围是否与设计要求一致，并确保测试仪器的精度和准确性。
2.1.2清洁处理在进行耐压试验之前，必须对变压器进行清洁处理，特别是对绝缘表面进行清洁，以保证试验结果的准确性。
2.1.3测试仪器和设备的检查检查测试仪器和设备是否正常工作，确保其安全可靠。
2.2试验操作2.2.1检查绝缘电阻将测试仪器连接到变压器的高压绕组和地线上，测量绝缘电阻。
测量结果应符合设计要求。
2.2.2检查局部放电利用直流高压电源给变压器的高压绕组施加电压，测量局部放电电容和放电量。
如果局部放电电容和放电量符合设计要求，则可以进行下一步测试。
2.2.3运行试验在进行耐压试验前，变压器应保持正常工作状态，并根据设计要求进行负荷试验和启动试验。
2.2.4耐压试验将测试仪器连接到变压器的绝缘部分和地线上，施加测试电压，根据设计要求保持一段时间后断开电压，再次测量绝缘电阻。
测量结果应符合设计要求。
2.3结果分析根据实测结果，对耐压试验进行分析。
如果变压器绝缘电阻满足设计要求，且无局部放电现象，则该变压器可以正式投入使用。
总结：10kV油浸式变压器耐压试验是对变压器绝缘强度的检测。
根据国家标准进行试验操作，包括检查绝缘电阻、检查局部放电、运行试验和耐压试验。
通过测量结果的分析，判断变压器是否符合设计要求。
这项试验的目的是确保变压器的绝缘性能良好，以确保其正常运行和安全使用。
油浸式变压器成品例行试验标准
电力变压器成品例行试验标准1、为规范本公司的成品试验，特别定本标准。
2、本标准主要根据下述标准制定：GB 1094.1-1996 电力变压器第1部分总则GB 1094.2-1996 电力变压器第2部分温升GB 1094.3-2003 变压器第3部分绝缘水平和绝缘试验GB 1094.5-2008 变压器第5部分承受短路的能力GB 1094.11-2007 电力变压器第11部分干式变压器GB/T 6451-2008 三相油浸式电力变压器技术参数和要求GB/T 10228-1997 干式电力变压器技术参数和要求JB/T 3837-1996 变压器类产品型号编制方法GB 7595-87 运行中变压器油质量标准JB/T 10088-2004 6kV-500kV级电力变压器声级3、试验程序和判定标准。
⒊⒈绕组直流电阻的测量（油变器身进炉烘干前也要测试该项目）：对于配电变压器，绕组直流电压电阻不平衡率：相为不大于4%，线为不大于2%；对于电力变压器，绕组直流电阻不平衡率：相（有中性点引出时）为不大于2%，线（无中性点引出时）为不大于1%。
注 1：绕组直流电阻不平衡率应以三相实测最大值减最小值作分子，三相实测平均值作分母计算。
注 2：对所有引出的相应端子间的电阻值均应进行测量比较。
⒊⒉空载电压比测量和联结组标号的检定（油变可在器身进炉烘干前测试）：每个分接都应进行电压比测量，各分接电压比的允许测量误差为：实际短路阻抗的±1/10,但不超过±0.5%。
在测量电压比时，同时应检定三相变压器的联结组标号是否正确及单相变压器的极性。
⒊⒊绝缘电阻的测量测量变压器的绝缘电阻通常利用2500V或5000V的兆欧表，测量时：应以约每分钟120转的速度摇动兆欧表1分钟，此时读取的数值即为绝缘电阻值。
对双绕组变压器测量绝缘电阻的部位有：a、高压绕组（接火线）对低压绕组和地；其绝缘电阻值应不小于1000（MΩ）b、低压绕组（接火线）对高压绕组和地；其绝缘电阻值应不小于1000（MΩ）c、高压和低压绕组（接火线）对地。
变压器油检验规范与流程
变压器油检验规范与流程一、变压器油检验规范：1.检验标准：变压器油的检验应符合国际电工委员会（IEC）和中国国家标准（GB）的相关规定。
2.检验周期：一般情况下，变压器油每年进行一次例行检验。
在变压器发生重大事故或异常情况时，需要进行特殊检验。
3.检验项目：变压器油的检验项目包括外观检查、物理性质检测和化学成分分析等。
4.检验设备：进行变压器油检验需要准备好相应的实验室设备，包括油样采集器、绝缘油电阻率仪、酸值测定仪、水分测定仪等。
5.检验记录：对每次检测的变压器油样品，应详细记录检验日期、样品信息、检测结果等内容，并保存相应的检验报告。
二、变压器油检验流程：1.准备工作：确认检测设备及试剂齐全，并检查设备的状态是否正常。
检查工作环境是否符合实验室要求。
2.油样采集：首先，在变压器油箱两侧接入干净的油样采集器，保证油样的采集不受外界污染。
然后打开对应的阀门，让油流入采集器。
待采集器达到一定容量后，关闭阀门，取下采集器。
3.外观检查：将采集到的油样倒入检测容器中，观察油样的颜色、透明度和有无悬浮物质等情况。
正常变压器油应呈现透明的琥珀色，不应有浑浊、深色或有悬浮物。
4.物性检测：使用绝缘油电阻率仪测定油样的电阻率，以判断绝缘油的绝缘性能。
同时，使用酸值测定仪测定油样的酸值，以判断绝缘油的酸性程度。
5.化学成分分析：通过使用气相色谱仪和红外光谱仪等仪器，对油样中的气体和溶解物进行分析，以检测油样中是否存在异常的化学成分。
6.检验结果判读与报告编制：根据检验结果，判断油样是否符合检测标准。
将检验结果整理成检验报告，标明检测日期、样品信息、检测项目、检测结果等内容。
7.发现问题与处理：如果在检验过程中发现了变压器油的异常情况，需要及时采取相应措施，如更换绝缘油、维修变压器等。
8.结束工作：将实验室设备进行清洗和消毒，并保存好检验记录和报告。
对实验室设备进行维护和保养，以便下次使用。
通过以上的变压器油检验规范与流程，可以保障变压器的安全运行，同时也提供了科学依据和参考数据，为变压器的维修和管理提供了有力支持。
油浸式电力变压器的试验项目、周期和要求
油浸式电力变压器的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明1 油中溶解气体色谱分析1）新投运及大修后投运500kV：1,4,10,30天220kV：4,10,30天110kV：4,30天2）运行中500kV：3个月220kV：6个月35kV、110kV：1年3）必要时1）根据GB/T 7252—2001新装变压器油中H2与烃类气体含量(μL/L)任一项不宜超过下列数值：总烃：20；H2：30；C2H2：02）运行设备油中H2与烃类气体含量( μL/L)超过下列任何一项值时应引起注意：总烃：150； H2：150C2H2：5 (35kV～220kV)，1 (500kV)3）烃类气体总和的产气速率大于6mL/d(开放式)和12mL/d(密封式)，或相对产气速率大于10%/月则认为设备有异常1）总烃包括CH4、C2H4、C2H6和C2H2四种气体2）溶解气体组份含量有增长趋势时，可结合产气速率判断，必要时缩短周期进行跟踪分析3）总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行判断4）新投运的变压器应有投运前的测试数据5）必要时，如：—出口(或近区)短路后—巡视发现异常—在线监测系统告警等2 油中水分,mg/L 1）准备注入110kV及以上变压器的新油2）投运前3）110kV及以上:运行中1年4）必要时投运前110kV ≤20220kV ≤15500kV ≤10运行中110kV ≤35220kV ≤25500kV ≤151）运行中设备，测量时应注意温度的影响，尽量在顶层油温高于50℃时取样2）必要时，如：—绕组绝缘电阻(吸收比、极化指数)测量异常时—渗漏油等3 油中含气量,%(体积分数) 500kV1）新油注入前后2）运行中：1年3）必要时投运前：≤1 运行中：≤3 1）限值规定依据：GB/T 7595-2008《运行中变压器油质量》2）必要时，如：—变压器需要补油时—渗漏油4 油中糠醛含量,mg/L 必要时1）含量超过下表值时，一般为非正常老化，需跟踪检测：1）变压器油经过处理后，油中糠醛含量会不同程度的降低，在作出判断时一定要注意这一情况2）必要时，如：—油中气体总烃超标或CO、CO2过高—需了解绝缘老化情况时，如长期过载运行后、温升超标后等运行年限1～55～1010～1515～20糠醛含量0.10.20.40.752）跟踪检测时，注意增长率3）测试值大于4mg/L时，认为绝缘老化已比较严重5 油中颗粒度测试500kV1）投运前2）投运1个月或大修后3）运行中1年4）必要时1）投运前(热循环后)100mL油中大于5μm的颗粒数≤2000个2）运行时(含大修后)100mL油中大于5μm的颗粒数≤3000个1）限值规定依据：DL/T 1096-2008《变压器油中颗粒度限值》2）检验方法参考：DL/T 432-2007《电力用油中颗粒污染度测量方法》3）如果颗粒有明显的增长趋势，应缩短检测周期，加强监控6 绝缘油试验变压器油单独列出7 绕组直流电阻1）110kV及以下：6年；220kV、500kV：3年2）大修后3）无载分接开关变换分接位置4）有载分接开关检修后5）必要时1）1600kVA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）1600kVA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，则与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2%2）有载分接开关宜在所有分接处测量，无载分接开关在运行分接测量无载分接开关在运行分接测量3）不同温度下电阻值按下式换算：R2＝R1(T+t2)/(T+t1)，式中R1、R2分别为在温度t1、t2下的电阻值；T为电阻温度常数，铜导线取235，铝导线取2254）封闭式电缆出线或GIS出线的变压器，电缆、GIS侧绕组可不进行定期试验5）必要时，如：—本体油色谱判断有热故障—红外检测判断套管接头或引线过热8 绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数1）110kV及以下：6年；220kV、500kV：3年2）大修后3）必要时1）绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试结果相比应无显著变化，一般不低于上次值的70%%2）35kV及以上变压器应测量吸收比，吸收比在常温下不低于1.3；吸收比偏低时可测量极化指数，应不低于1.53）绝缘电阻大于10000 MΩ时，吸收比不低于1.1或极化指数不低于1.31）使用2500V或5000V兆欧表，对220kV及以上变压器，兆欧表容量一般要求输出电流不小于3mA2）测量前被试绕组应充分放电3）测量温度以顶层油温为准，各次测量时的温度应尽量接近4）尽量在油温低于50℃时测量，不同温度下的绝缘电阻值按下式换算：式中R1、R2分别为温度t1、t2时的绝缘电阻值5）吸收比和极化指数不进行温度换算6）封闭式电缆出线或GIS出线的变压器，电缆、GIS侧绕组可在中性点测量7）鉴于不拆高、中压侧引线的试验方法能够提高供电可靠性，增进工作效率，并已在一些地区成功应用，因此鼓励开展不拆线试验方法的研究，积累经验，条件成熟者按规定程序批准后可采用不拆线的试验方法。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
电力变压器成品例行试验标准1、为规本公司的成品试验，特别定本标准。
2、本标准主要根据下述标准制定：GB 1094.1-1996 电力变压器第1部分总则GB 1094.2-1996 电力变压器第2部分温升GB 1094.3-2003 变压器第3部分绝缘水平和绝缘试验GB 1094.5-2008 变压器第5部分承受短路的能力GB 1094.11-2007 电力变压器第11部分干式变压器GB/T 6451-2008 三相油浸式电力变压器技术参数和要求GB/T 10228-1997 干式电力变压器技术参数和要求/T 3837-1996 变压器类产品型号编制方法GB 7595-87 运行中变压器油质量标准/T 10088-2004 6kV-500kV级电力变压器声级3、试验程序和判定标准。
⒊⒈绕组直流电阻的测量（油变器身进炉烘干前也要测试该项目）：对于配电变压器，绕组直流电压电阻不平衡率：相为不大于4%，线为不大于2%；对于电力变压器，绕组直流电阻不平衡率：相（有中性点引出时）为不大于2%，线（无中性点引出时）为不大于1%。
注1：绕组直流电阻不平衡率应以三相实测最大值减最小值作分子，三相实测平均值作分母计算。
注2：对所有引出的相应端子间的电阻值均应进行测量比较。
⒊⒉空载电压比测量和联结组标号的检定（油变可在器身进炉烘干前测试）：每个分接都应进行电压比测量，各分接电压比的允许测量误差为：实际短路阻抗的±1/10,但不超过±0.5%。
在测量电压比时，同时应检定三相变压器的联结组标号是否正确及单相变压器的极性。
⒊⒊绝缘电阻的测量测量变压器的绝缘电阻通常利用2500V或5000V的兆欧表，测量时：应以约每分钟120转的速度摇动兆欧表1分钟，此时读取的数值即为绝缘电阻值。
对双绕组变压器测量绝缘电阻的部位有：a、高压绕组（接火线）对低压绕组和地；其绝缘电阻值应不小于1000（MΩ）b、低压绕组（接火线）对高压绕组和地；其绝缘电阻值应不小于1000（MΩ）c、高压和低压绕组（接火线）对地。
其绝缘电阻值应不小于1000（MΩ）d、油变出炉后铁心对低压绕组和地；其绝缘电阻值应不小于200（MΩ）e、干变铁心对低压绕组和地；其绝缘电阻值应不小于30（MΩ）测量绝缘电阻必须遵守的条件①凡影响测量结果的附件必须按图样全部装配到规定的位置上。
②凡油浸式变压器，必须充满变压器油，即注油至规定的油面高度。
③测量时，变压器绝缘的温度（即变压器油温度）应在10-400C.④测量电压应稳定，其值不得超过被测绕组外施耐压电压的有效值。
当变压器的外绝缘影响到测量结果时，应使用屏蔽端子消除沿外绝缘表面的泄露电流。
所使用的测量线本身的绝缘电阻应达到测量仪表的最大量程。
油浸式变压器的绝缘电阻与温度有关，温度上升绝缘电阻的绝对值减小，温度每变化100C，绝缘电阻变化1.5倍。
通常绝缘电阻对测量温度的换算公式和换算系数见下表：绝缘电阻与温度间换算系数注：⒈K——测量时实测温度与200C温度的差值的绝对值；⒉如果测量绝缘电阻的温度差不是表中所列的数值时，其换算系数可用线性插入法确定。
从测量温度校正到温度为200C的绝缘电阻值用下式计算：当测量温度高于200C时：R20=AR T当测量温度低于200C时：R20=R T/A式中R20——校正到200C的绝缘电阻值（MΩ）；R T——在测量温度下实测绝缘电阻值（MΩ）；A——换算系数。
⒊⒋空载损耗和空载电流测量将额定频率下的额定电压（主分接）施加于选定的绕组，其余绕组开路，但开口三角形联结的绕组（如果有）应闭合。
测量时，变压器的温度应接近于试验时的环境空气温度。
选择接到试验电源的绕组和联结方式时，应尽可能使三个心柱上出现对称的正弦波电压。
试验电压应以平均值电压表读数为准。
空载电流与空载损耗在同一绕组同时测量，对于三相变压器，应取各相空载电流的平均值。
实际测量电压U1与额定电压U0的误差应不大于0.5%，且测量值P1应按下式折算成实际空载损耗P0。
P0=（U0/ U1）2.7×P1空载损耗、空载电流的数值和允许偏差见附件1~附件6。
⒊⒌短路阻抗和负载损耗的测量一对绕组的短路阻抗和负载损耗测量，应在额定频率下，将近似正弦波的电压施加在一个绕组上，另一个绕组短路，其他绕组（如果有）开路。
应施加相应的额定电流（或分接电流）。
在受到实验设备限制时，可以施加不小于相应额定电流（或分接电流）的50%，测得的负载损耗值应乘以额定电流（或分接电流）对试验电流之比的平方。
试验应尽量快速进行，以减少绕组温升所引起的误差。
负载试验前，应准确地测量被试变压器的绕组温度，且应尽量在变压器温度与周围空气温度相同时测量。
变压器的负载损耗主要是由两部分组成的，一部分是电流流过绕组所产生的电阻损耗，另一部分是由试验电流所形成的漏磁通在绕组中及其他部件上产生的涡流损耗，包括不完全换位损耗及漏磁通穿过压板、夹件和油箱等结构所造成的损耗等等，这部分损耗总称附加损耗；还有一部分损耗就是励磁损耗，这部分损耗所占比重很小，因此可以忽略。
负载损耗中的电阻损耗与温度系数K t成正比，而附加损耗则与K t成反比。
当附加损耗大于电阻损耗的10%时（通常对容量≤630kVA的配电变压器），负载损耗按下式计算：P K75℃= K t P Kt式中：P K75℃_——参考温度下的负载损耗；P Kt——试验温度下的负载损耗；K t——电阻温度系数。
对于铜：K t=（235+75）/(235+t)对于铝：K t=（225+75）/(225+t)P Kt=P’ Kt(I N/I)2式中：P’ Kt——试验电流下的负载损耗；I N——额定电流；I——试验电流。
当附加损耗大于电阻损耗的10%时（通常对容量≥800kVA的变压器）负载损耗按下式计算：P Kt=∑I2r t +P FP K75℃=K t∑I2r t+P F/ K t=【P Kt+∑I2r t(K t 2-1) 】/ K t式中∑I2r t——t度时负载损耗中的电阻损耗；P F——t度时负载损耗中的附加损耗。
变压器的阻抗电压包括两部分，其中一部分是电阻压降的有功分量，另一部分是电抗压降的无功分量。
阻抗电压的有功分量与电阻温度系数K t成正比，而与频率无关。
而阻抗电压的无功分量与温度无关，而与频率成正比。
在大多数场合下很少进行频率换算，而经常遇到的是温度换算。
大型变压器阻抗电压的有功分量u rt占阻抗电压u Kt的比例很小，往往u rt<15%u Kt,因此必须校正温度对阻抗电压的影响甚小。
所以U K75℃≈u Kt对于中小型变压器往往u rt>15%u Kt，愈小的变压器u rt所占比例愈大，因此必须校正温度对阻抗电压的影响。
此时的U K75℃应公式（5-17）进行计算：U K75℃=【（K t u rt）2+u x2 】0.5 (5-17)式中：U K75℃——参考温度下的阻抗电压百分数；u rt——阻抗电压的有功分量占额定电压的百分数；u x——阻抗电压的无功分量占额定电压的百分数。
因为u rt=(P Kt/10S N）%u r75℃= (P Kt/10S N）K t %而u x=（u2Kt- u2rt）0.5=【u2Kt -（P Kt/10S N）2】0.5所以，换算到75℃时的阻抗电压公式为：U K75℃=【u2Kt -（P Kt/10S N）2+（P Kt/10S N）2K t2】0.5%=【u2Kt-（P Kt/10S N）2（K2-1）】0.5% （5-18）u Kt=u‘Kt（I N/I）=U‘K（I N/I）/U N×100%式中：S N——被试变压器的额定容量（KVA）；U‘K——试验电流I时的测量电压（V）；U N——额定电压（V）I——试验电流（A）；I N——额定电流（A）。
负载损耗、短路阻抗的数值和允许偏差见附件1~附件6。
⒊⒍外施耐压试验外施耐压试验应采用不小于80%额定频率的任一合适的频率，且波形尽可能接近于正弦波的单相交流电压进行。
应测量电压的峰值，试验电压值应是测量电压的峰值除以20.5。
全电试验值应施加于被试绕组的所有连接在一起的端子与地之间，加压时间60s。
试验时，其余绕组的所有端子、铁心、夹片、箱壳等连在一起接地。
根据GB1094.3-2003的规定，油浸电力变压器绕组的工频试验电压见下表：如果试验电压不出现突然下降，油变产品部没有放电声，干变试验声音平稳无异常，则试验合格。
⒊⒎感应耐压试验在被试变压器的任意一组绕组上，施加该绕组额定电压的两倍作试验电压（对于自藕变压器允许高于两倍额定电压）。
为了不使铁心中的磁通饱和，应使两倍以上额定频率的电源。
试验持续的时间（s）按下式计算，但不得小于15s.试验时间=120×额定频率/试验频率试验应从不大于规定试验值的1/3的电压开始，并与测量相配合尽快地增加到试验值。
试验完了，应将电压迅速地降低到试验值的1/3以下，然后切断电源。
如果试验电压不出现突然下降，试验电流不突然的增加，则试验合格。
⒊⒏油浸变压器试漏详见《变压器试漏工艺守则》。
⒊⒐局部放电测量（例行试验）⒊⒐⒈概述所有的干式变压器均应进行局部放电测量。
测量应按GB 1094.3和GB/T 7534的规定进行。
局部放电测量应在U m≥3.6KV的绕组上进行。
⒊⒐⒉基本测量线路（仅为典型线路）局部放电试验用的基本测量线路见图1和图2。
1——低压绕组；2——高压绕组；3——测量仪器。
图1 单相变压器局部放电试验的基本测量线路1——低压绕组；2——高压绕组，D或Y；3——测量仪器；4——开关。
图2 三相变压器局部放电试验的基本测量线路图中C表示一台电压额定值合适的无局部放电的高压电容器（其电容值与校准发生器的电容C0相比应足够大）。
该电容器与测量阻抗Z m串联，且与每个被试高压绕组端子相连接。
⒊⒐⒊测量线路的校准在绕组部和测量线路中，均会出现放电脉冲的衰减现象。
校准按GB 1094.3的规定进行，将一台标准放电校准器所产生的模拟放电脉冲施加到变压器高压绕组端子上。
为了方便，可使标准发生器的重复频率与变压器试验时所用电源频率的每半周中有一个脉冲相当。
⒊⒐⒋电压施加方式局部放电测量应在所有绝缘试验项目完成后进行。
根据变压器是单相还是三相结构，来决定其低压绕组是由单相电源还是三相电源供电。
试验电压波形应尽可能是正弦波，且试验频率应适当地比额定频率高些，以免试验期间励磁电流过大。
试验程序按22.4.1或22.4.2。
本试验应在所有的干式变压器上进行，施加电压方式见图3。
图3 局部放电例行试验的施加电压方式相间预加电压为1.8u r（u r为额定电压），加压时间为30s。
然后不切断电源，将相间电压降至1.3 u r，保持3min，在此期间应进行局部放电测量。