电力变压器试验及其标准
毕业论文
学生姓名田聪
学号20043092501
专业发电厂及电力系统
班级20043092
指导教师李玉清
完成日期2007 年6 月日
论文原创性声明
本人郑重声明：所呈交的论文把批改是本人在指导下独立进行研究所取的研究成。除了论文中有特别加以标注引用的内容外，本论文不包含其他个人或集体已经发表或撰写的成果作品。本人完全意识到本声明的法律后果本人承担。
作者签字：年月日
论文报告版权使用授权书
本论文作者完全理解学校有关保障、使用学位的规定，同意学校保留并向有关的论文管理部门或机构送交论文的复印件和电子版、允许论文被查阅缓和借阅。本人授权省级优秀论文评选机构将本论文的全部或部分内容编如数据库进行查阅，可以采用影应、缩应或扫描等复制手段保存和汇编本论文。
本论文属于
1、保密√，在2012 年解密后适用本授权书。
2、不保密□。
（请在以上相应的方框里大“√”）
作者签名：年月日
导师签名：年月日
三峡大学
电力变压器的试验及其标准
学生姓名:田聪
指导老师:李玉清
（三峡大学）
摘要：
关键词：电力变压器、电气试验、绝缘、标准。
近年来变压器突发短路冲击后损坏几率大增，已占全部损坏事故的40%以上。变压器经受突发短路事故后状况判断、能否投运，成为运行单位经常要决策的问题。以前变压器发生突发短路事故以后，需要组织各方面专家分析事故成因，然后确定试验方法，根据试验结果继续分析或者追加试验。这种分析、抢修机制已不适应当前电网停电时间限制、高可靠性以及事故严重性等情况。某供电局修试处总结300余台110kV及以上电压等级变压器多年运行维护经验形成了一套固定的短路突发事故试验分析方法，即油色谱分析、绝缘电阻试验、绕组直阻试验和绕组变形试验“四项分析”。实践证明，“四项分析”基本能够满足变压器突发事故的分析要求。
1分析项目 1.1变压器油中溶解气体色谱分析用于判断变压器内是否发生过热或者放电性故障。该项目对变压器突发事故的故障判断十分敏感，但需要仪器精度高，仅适于在试验室进行，故比较费时。实践中，多数情况下对缺陷的初步定性要依靠它，综合分析也要结合色谱分析结果进行，而且该方法能判断出很多别的试验无法发现的缺陷，例如某变电站35kV原#1变压器突发事故后，无载分接开关处放电，但直阻试验反映不出来，只有色谱分析才能发现。
1.2绝缘电阻试验变压器各绕组、铁心、夹铁、外壳相互之间的绝缘电阻是否正常，是常用的简易检查项目。如某变电站220kV原#1变压器事故掉闸后首先进行绝缘电阻试验，很快发现三侧绕组和铁心对地的绝缘电阻几乎为0，马上就判断为纵绝缘击穿且铁心烧损，与吊罩检查结果相符；又如下面述及的110kV某变电站#2变压器，也是借助绝缘电阻试验确定了缺陷位置。
1.3绕组直阻试验直阻试验是检查导电回路中分接开关接触是否良好、引线接头焊接或接触是否良好、绕组是否断股、匝间有无短路等缺陷，可配合多种试验共同确定缺陷，被1997年的部颁预试规程确定为变压器最重要的电气试验项目。由于电网短路容量越来越大，短路事故在直阻方面的反映往往很明显。如某变电站110kV原#2变压器事故后，通过绕组变形试验发现低压绕组异常，但绝缘电阻正常，色谱分析结果表明发生了涉及绝缘部位的放电，最后依靠低压三相直阻不平衡的试验结果分析出：低压绕组明显变形且绕组严
重受损，须进行大修。大修时发现几乎所有的绕组都已经扭曲变形，内部结构严重损坏。
1.4绕组变形试验它是通过各线圈在高频下的响应特性来判断其结构和周围状况是否发生明显变化的新型试验项目。如220kV某变电站#1变压器1997年3月发生套管爆炸事故，由于不知线圈内部状况，不能决定是否更换线圈，后根据绕组变形试验结果正常的结论确定不再更换线圈。在大短路容量的电网中近年变压器发生出口短路事故比率较高，而绕组变形是其中常见的严重缺陷，所以该项目是现场决定变压器是否投运的主要依据，有其它试验项目不可替代的作用。该项试验在某供电局已经开展4年，共进行229台次，其中事故后试验46台次，发现缺陷10起，没有一起判断错误的情况。近3年来，共进行了40余次事故抢修，依照上述“四项分析”分析无一误判。可见，这套分析方法比较适于现场，但必须强调：“四项分析”要综合起来使用，方能得出正确的结论。
前言：
电力变压器是发电厂、变电站和用电部门最主要的电力设备之一，是输变电能的点近年来，随着电力工业的发展，电力变压器的数量日益增多，用途日益广泛，而且其绝缘结构、调压方式、冷却方式等均在不断的发展中。对电力变压器进行绝缘预防性试验是保证带那里变压器安全远行的重要措施。
电力变压器试验一般分为工厂试验和交接预防性试验两类。根据我们所学专业就业的单位和从事的岗位，我们主要对交接预防性试验进行论答。交接预防性试验。
一、绝缘试验
1、测量绕组的绝缘电阻和吸收比
变压器在安装和检修后投入运行前，以及在长期停用后或每年进行预防性试验时，应用兆欧表测量一、二次绕组对地及一、二次绕组的绝缘电阻值。额定电压为1000V以上的绕组用2500V兆欧表，其量程一般不低于10000MΩ，1000V以下者用1000V兆欧表。测量时，非被试绕组接地。油浸式电力变压器绕组绝缘电阻值应满足小表3-1的要求。
较，如有显著下降，应全面分析，以判断绝缘的好坏．绝缘电阻在比较时，应
换算到同一温度．
２、测量绕组连同套管的泄漏电流
电压为35KV及以上且容量为10000KV A及以上的电力变压器，必须在交接大修后及预防性试验时测量绕组连同套管的泄漏电流，读取高压端1min的泄漏电流值。试验电压标准如表3-2所示。
绕组泄漏电流允许值如表3-3所示。
容量为3150KV A及以上的变压器在安装完毕、大修后及预防性试验时，均进行此项试验，非被试绕组应接地。其标准如表3-4所示。
与历年的数值比较不应有显著变化。
4、绕组连同套管一起的交流耐压试验
额定电压为110KV以下，且容量为8000KV A及以下的变压器在绕组大修后或者更换绕组后应进行交流耐压试验。其标准见表3-5。
全部更换绕组绝缘后，一般按表3-5出厂标准进行；局部更换绕组后，按表3-5交接及大修标准进行。
非标准系列产品，标准不明且未全部更换绕组变压器，交流耐压试验的试
验电压标准应按过去的试验电压，但不得低于表3-5中非标准系列的数值。
压的85%，但除干式变压器外，均不得低于上表中的相应值。
5、油箱和套管中的绝缘油试验
测量绝缘油的耐压、介损、微水和含期量。
6、油中溶解气体色谱分析
8000KV A及以上的变压器一年进行一次油中溶解气体色谱分析，设备内部氢和烃类气体超过表3-6中任一项值时，应引起注意。
溶解气体含量达到引起注意值时，可结合产气速率来判断有无内部故障，必要时，应缩短周期进行追踪分析。新设备及大修后的设备投运前，应作一次检测，投运后，在短期内应多次检测，以判断设备是否正常。
变压器大修后，用1000V或2500V兆欧表测量，绝缘电阻自行规定。
二、特性试验
1、测量绕组连同套管的直流电阻
在交接试验、大修后、出口短路后及预防性试验中进行，应符合下列标准：（1）1600KV A及以下的变压器，各相绕组电阻，相互间的差别不应大于三相平均值的2%；无中性点引出的线间差别不应大于三相平均值的1%。
（2）1600KV A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）测得的相间差与以前（出厂或交接时）相应部位测得的相间差比较，其变化也应不大于2%。
2、检查绕组所有分接头的电压比
变压器安装后、大修更换绕组后及内部接线变动后均应进行此项试验。大修后各相响应分接头的电压比与铭牌值相比，不应有显著差别，且应符合规律。电压在35KV以下，电压比小于3的变压器，电压比允许偏压差为±1%，其他所有变压器电压比允许偏差为±0.5%。
3、检查三相变压器的联结组别和单相变压器引出线的极性
变压器在更换绕组及内部接线变动后，其内部接线必须与变压器的标志（铭牌和顶盖上的符号）相符。
4、测量容量为3150KV A及以上的变压器在额定电压下的空载损耗
在变压器交接和更换绕组后，均应进行空载试验，测得的值与出厂试验相
比，应无明显变化。
5、进行短路特性和温升试验
变压器更换绕组后应进行短路特性试验，试验值应符合出厂试验值，且无明显变化。
变压器的基本试验项目
一、测量绝缘电阻和吸收比
电力变压器绝缘电阻和吸收比的测量，主要是指变压器绕组间及绕组对地之间的绝缘电阻和吸收比的测量。在吊芯检修时，还应测量穿心螺栓和桅铁梁对铁芯的绝缘电阻。
绝缘电阻和吸收比的测量，是检查变压器绝缘状态简便而通用的方法。一般对绝缘受潮及局部缺陷，如瓷件破裂、引出线接地，均能有效地查出。
测量变压器绝缘电阻和吸收比的目的是：初步判断变压器绝缘性能的好坏；
鉴别变压器绝缘的整体或局部是否受潮；检查绝缘表面是否赃污有无放电或击穿痕迹所形成的惯通性局部缺陷：检查有无瓷套管开裂、引线碰地、器身内有铜线搭桥等所造成的半通性或金属性短路缺陷：由于吸收比是两个绝缘电阻的比值，在一定程度上可以抵消被试品绝缘的几何尺寸、材料等因素的影响，因此，比绝缘电阻更有利于用相同的判断标准来衡量变压器的绝缘性能；测量穿心螺栓和桅铁梁的绝缘电阻是为了检查螺栓或桅铁梁对铁芯的绝缘情况，以防止两点产生接地，损坏铁芯。
1、测量绝缘电阻
测量时，按《电力设备预防性试验规程》规定使用兆欧表，依次测量各绕组对地及绕组间的绝缘电阻。被测量引线端短接，非被试绕组引线端均短路接地。
测量穿心螺栓和桅铁梁的绝缘电阻时，应将与铁芯连接的一端拆开后在进行测量。测量部位和顺序，按表3-7进行。
试验时应按表3-7的顺序依次测量，并记录时间、指示植及温度等。
测量绝缘电阻时，非被试绕组短路接地，其主要优点是：可以测量出被测绕组对地和非被地绕组间的绝缘状态；同时，能避免非被测绕组中，由于剩余电荷
对测量的影响。为此，试前应将被试绕组短路接地，使其能充分放电。在测量停止运行的变压器的绝缘电阻时，应将变压器从电网中断开，待其上、下层油温基本一致后，再进行测量，若此时绕组、绝缘和油的温度基本相同，即可用上层油温作绕组温度。对于新投入或大修后的变压器，应在冲油后静置一定时间，待气泡逸出，再测量绝缘电阻，对较大型变压器（8000KV A以上），需静置20h以上，电压为3~10KV级的小容量变压器，需5h以上。
测得的绝缘电阻值，主要依靠各绕组历次测量结果相互比较进行判断。交接试验时，一般不低于出厂试验值对70%（相同温度下）。交接时绝缘电阻的标准，见表3-1。大修后或运行中可相互比较，其数值可自行规定。轭铁梁和穿心螺栓的绝缘电阻一般不低于原始值地50%。
比较绝缘电阻的数值时，应换算到同一温度。变压器绝缘电阻的温度换算系数如表3-8所示，该表是根据温度每降低10℃时，绝缘电阻增加1.5倍的规律计算得出的。
换算道20℃时的温度差为36-20=16（℃），查表3-8（由于差值不是5或10，可用插入法），得换算系数为K=1.8+（2.3-1.8）÷5×1=1.9，则换算枝至20℃时的绝缘电阻为430×1.9=817MΩ。
2、测量吸收比
吸收比是指用兆欧表对变压器绝缘加压时间为60s和15s时，测得的绝缘电阻的比值，即R60/R15。吸收比对绝缘受潮反应比较灵敏。对于新投入的变压器，当绝缘温度为10~30℃时，电压为35~60KV级的变压器的吸收比不低于1.2；110~330KV级的变压器不低于1.3。
二、泄漏电流试验
测量变压器绕组连同套管一起的泄漏电流，其试验原理和作用，与测量绝缘电阻相似，但测量泄漏电流的试验电压较高，并可随意调节，测量结果由微安表显示，可以选用准确度较高的试验仪表，因此，它的灵敏度和准确度都较测量绝缘电阻高，更能有效地检出绕组和套管的绝缘缺陷。测量变压器直流泄漏电流时，被试变压器加压部位与测量绝缘电阻完全相同，见表3-7，即非被试绕组均短接后与铁芯同时接地，然后依次对被试绕组施加直流电压，测量被试绕组对铁芯、外壳和非被试绕组间的泄漏电流。试验电压标准，见表3-2所示。试验时，一般可将电压依次升至试验电压，读取1min时通过被试绕组的直流电流，即为所测得的泄漏电流值。
泄漏电流的大小，与变压器的绝缘结构、试验温度、测量方法等因素有关。一般在绝缘良好时，利用泄漏电流值换算的绝缘电阻，与使用兆欧表加屏蔽测得的绝缘电阻值接近。
互相比较时，可用下式换算到同一温度下进行。
It2=It1eα(t2-t1) （3-1）
式中 It1——在温度t1时的泄漏电流值，mA;
It2——换算到温度t2时的泄漏电流值，mA;
α——温度系数， 0.05～0.06/℃。
对测量结果进行分析判断时，主要是与同类型变压器、各绕组相互比较，与历年试验结果比较，不应有显著变化。当其数值逐年增大时，应引起注意，这往往是绝缘逐渐劣化所致。若数值一历年比较突然增大时，则可能有严重缺陷，应查明原因。如果变压器没有泄漏电流对比标准时，可参见表3-3。
三测量介质损失角的正切值tanδ
测量变压器绕组绝缘的介质损失角的正切值tanδ，是判断变压器绝缘性能的有效方法，主要用于检查变压器是否受潮非绝缘老化、油质劣化、绝缘上附着油泥及严重局部缺陷等。因测量结果经常受试品表面状况和外界条件（如电场干扰、空气湿度等）的影响，故要采取相应的措施，使测量的结果准确真实。一般是测量绕组连同套管在一起的tanδ，
1、测量接线
变压器的外壳因系直接接地，所以只能采用交流电桥反接线进行测量，测量部位与测量绝缘电阻完全相同，可按彪3-7进行。
2、试验电压
测量变压器介质损失角正切值所施加的试验电压，对于额定电压为10KV 及以上的变压器，无论是已注油或未注油的均为10KV；对于额定电压为6KV 及以下的变压器，其试验电压应不超过绕组的额定电压。
3、试验步骤
测量介质损失角的正切值，一般在测量绝缘电阻和泄漏电流之后进行。测量时，被试变压器可按表3-7的顺序进行，所施加的电压可一次升到规定的数值，如果需要观察不同电压下的介质损失角的正切值的变化，也可分阶段升高电压。
4、分析判断
对变压器介质损失角正切值测量结果的分析判断和绝缘电阻的判断方法类似，主要采用相互比较的分析方法。新装电力变压器在交接验收时，所测量的介质损失角的正切值应不大于出厂试验值的130%，同时也不应大于表3-4所列的数值。
四、交流耐压试验
交流耐压试验是对被是变压器绕组连同套管一起，施加高于额定电压一定倍数的正弦工频试验电压，持续时间为1min的耐压试验。其目的是用比运行情况更为严酷的条件来检验变压器的绝缘水平，它是鉴定变压器绝缘强度最有效的方法。工频交流耐压试验，对考核变压器主绝缘强度、检查局部缺陷具有决定性的作用。采用这种试验能有效地发现绕组主绝缘是否受潮、开裂；或在运输过程中，由于振动引起绕组松动、移位造成引线距离不够及绝缘上附着污物等缺陷。交流耐压试验在绝缘试验中属于破坏性试验，也是对绝缘进行最后的检验，因此，必须在非破坏性试验（如绝缘电阻、吸收比、泄漏电流、介质损失角的正切值及绝缘油试验等）合格后再进行，以免引起不必要的绝缘击穿和损坏事故，造成检修工作的困难。
1、试验方法
（1）试验接线。交流耐压试验的接线如图3-1所示。
变压器的交流耐压试验对每个绕组均应进行，试验时，绕组的各相引出线端应短接在一起，有中性点引出线的也应与三相一起短接，然后按试验接线图接线进行试验。
（2）试验电压标准。根据变压器绕组的额定电压决定试验电压，交流耐压试验的电压标准见表3-5所示。
（3）试验步骤。电力变压器交流耐压的试验步骤、试验设备的选择及一般注意事项，请参见第二章第六节的有关内容。
2、注意事项
电力变压器进行交流耐压试验时，除了遵照一般交流耐压试验的注意事项外，还应根据变压器的特点注意以下事项：
（1）三相变压器的交流耐压试验不必分相进行，但同一绕组的三相所有引出线端均应短接后再进行试验，否则不仅会影响试验电压的准确性，同时还有可能危害被试变压器的绝缘。
（2）中性点绝缘较其他部位弱的或者是分级绝缘的电力变压器，不能用外施高压作交流耐压试验，而应用规定的标准进行感应耐压试验。
（3）电压等级为110KV及以下且容量为8000KV A及以下的电力变压器，都应进行交流耐压试验。
（4）额定电压不超过35KV的中、小容量变压器，试验时，允许在试验变压器低压侧用电压表测量试验电压。但对于大容量变压器，为了准确、可靠，就应在试验变压器高压侧直接测量试验电压。
（5）试验中如有放电或击穿现象时，应立即降压并切断电源，以免产生过电压使故障扩大。
3、分析判断
对于交流耐压试验结果的分析判断，主要根据仪表指示，监听放电声音，观察有无冒烟、冒气等异常情况进行。
（1）耐压过程中，若仪表指针不抖动，被试变压器无放电声音，说明被试变压器能经受试验电压而无异常。
（2）若电流表指针突然上升或下降，并且被试变压器发出放电响声，同时，保护球隙有可能放电，说明被试变压器内部击穿。
（3）若在加压过程中，被试变压器内部放电，发出很像金属撞击油箱的声音时，一般是由于油隙距离不够或电场畸变，而导致油隙贯穿性击穿，使电流表指针突变。当重复试验时，由于油隙抗电强度恢复，其放电电压不会明显下降。若放电电压比第一次降低，则是固体绝缘击穿。
（4）35KV及以上的变压器进行交流耐压试验时，在升到规定的试验电压后，如果发现油箱内有个别轻微的局部放电（如吱吱声等），但并未引起试验装置工作状态变化，仪表指示没有摆动，保护球隙未发生放电等时，这是油中气体间隙放电所致，此时应将电压降下来，然后再次升压复试。如果再升到规定的试验电压后不再有放电声，则试验正常。但如果在复试中仍旧有放电声，则应停止试验，对被试变压器采取必要的措施，如加热、滤油、真空处理等，再进行试验。
（5）在加压过程中，被试变压器内部如有像炒豆般的放电声，但电流表的指示并无明显变化，这可能是带有悬浮电位的金属件对地放电，如铁芯接地不良等。
五、测量绕组的直流电阻
测量变压器绕组直流电阻的目的是：检查绕组内部导线和引线的焊接质量；并联支路连接是否正确，有五层间短路或内部短线；电压分接开关、引线与套管的接触是否良好等。因此，在交接验收、大修、变更分接头位置后、小修及故障检查时，均应进行此项试验。另外，在变压器短路特性试验和温升试验时，也需直流电阻的数据。
1、测量方法
（1）电压降法。电压降法又称电流电压表法，根据欧姆定律，在被测量绕组上通以直流电流，测量绕组两引出端上的电压降，然后算出电阻值。由于电压降法使用仪表及试验接线比较麻烦，需要计算，消耗电能多，还受仪表的分流或分压的影响。
（2）电桥法。电桥法是采用平衡原理来测量绕组电阻的。
常用测量变压器绕组直流电阻的直流电桥有：单臂电桥（惠斯登电桥）和双臂电桥（凯饵文电桥）。当电阻在10Ω以上时，用单臂电桥，如QJ-23、QJ-24等；当电阻在10Ω以下时，应用双臂电桥，如QJ-44等。
2、注意事项
在测量变压器直流电阻时，应注意以下几点：
（1）带有电压分接器的变压器，在交接和大修时应注意所有分接头位置上测量；在小修变更分接头位置后，可只在使用的分接头位置上测量。
（2）三相变压器有中性点引出线时，应测量各相绕组的电阻；无中性点引出线，可以测量线间电阻。
（3）测量必须在绕组温度稳定的情况下进行，上、下层油温差不超过3℃，一般可用上层油温作为绕组温度，试验时应作好记录。
（4）由于变压器的电感较大，电流稳定所需时间较长，为了测量准确，必须等待稳定或在读数，必要时应采取措施来缩短稳定时间。
（5）测量时，应先接通电流后在接通检流计，检测完毕后，先断开检流计，在切断电源，以免断开电源大绕组反电势损坏仪表。
（6）应尽量减小连接线与被试绕组的接触电阻。一般常需要切换数次后，在进行测量，以免造成误差。
（7）为了与出厂值或过去测量值进行比较，应将直流电阻换算到相同的温度下。
3、分析判断
测量结果分析判断方法，主要采用比较次测量的相与相或线与线之间测量值，因为这是在相同测试情况下的结果，从而避免了不同仪表、人员、温度等各种因素的影响，有利于正确的分析判断。
（1）判断标准。变压器绕组的直流电阻的标准，请参考有关《规程》。
（2）变压器三相直流电阻不合格的原因：
1）电压分接器接触不良，如内部不清洁、电镀脱落、弹簧压力不够、受力不均匀等。
2）绕组或引线焊接不良、断裂等。
3）套管导电杆与引线连接不良。
4）较严重的套组匝间短路或层间短路。
六、变压比试验
变压器的变压比是指变压器空载运行时，原边电压U1与副边电压U2的比值，简称变比。
（1）检查变压比是否与铭牌相符，以保证达到要求的电压变换。
（2）检验电压分接开关的状况。
（3）检查变压器绕组匝数比的正确性。
（4）变压器发生故障后，常用测量变比来检查变压器是否存在匝间短路。
（5）提供变压比的准确程度，以判断变压器能否并列运行。
测量变压比的方法，一般有双电压表法和变比电桥法。
（一）双电压表测量
双电压表测定变比，是在变压器的一测施加1%～25%额定电压的励磁电压，用两电压直接或通过电压互感器分别测量低压和高压绕组对应的相或线电压，然后计算出变压比。试验时高、低两侧的电压表要同时读数，依次记录不同相或线的对应值。
双电压表法根据励磁方式的不同，有三相法和单相法两种。三相变压器的变压比试验可以用三相法和单相法进行。
1、三相法
采用三相试验电源，可以在被测变压器高压侧加试验电压，也可以在低压侧加试验电压。
在高压侧加压时，将变压器高压绕组接于三相低压电源上，用电压表分别直接测量各绕组对应相或线的电压，其接线如图3-2（a）所示。这种接线方式适用于一般三相配电变压器，所用的低压电源为三相380V，有条件时最好通过三相调压器加压。变压计算为：
变压比误差为：
式中UAB UBC UCA高压绕组电压；
Uab Ubc Uca—低压绕组电压；
Ke—额定变压比。
通过电压互感器测量，计算时应乘以互感器的变压比。
2、单相法
为了避免三相电源电压不平衡和检查出故障相区别，可以用单相法测量三相变压器的变压比。
根据三相变压器的不同连接组别，将单相电压施加在低压侧两个端子上，同时测量高压侧对应端子上的电压，然后计算出变压比。
（二）变压比电桥法
电桥法测量变压器的变压比是使用专用的交流变压比电桥，他具有方便、可靠、准确、灵敏、安全、误差值直接指示等优点，可以进行单相或三相测量。电桥工作原理如图3-3所示。
在被试变压器的一次侧加一U1，则在变压器二次侧有一感应电压U2。调整R2的电阻值，可以使检流计为零。这时，变压比可按下式计算
T Q
QJ35型电桥工作原理图
T-被试变压器;Q-变压器电桥:
G-检流计;R1、R2、R3-电桥电阻
为了直接读出误差值，可在R1和R3之间串入一滑线电阻R2，并使检流计的一端在滑动点上；对应滑线电阻的不同电阻值，在电桥面板上标以不同的变比误差，从而达到直读的目的。测量大变化的变压器（变比大于111.12），可借助标准电压互感器。
（三）注意事项
（1）变压比应在每一分接头位置进行测定。当不止一个绕组带有分接头时，可以轮流在一个绕组所有分接头位置下测定，而另外带分接头的绕组则在额定分接头上测定。
（2）三绕组的变压器，可以只检查两对绕组变比，此时一般在阻抗电压较小的那两个绕组上进行；也可以在一侧施加电压，而在其余两侧绕组上测定变压比，这样，可以减小由于励磁电流所引起的误差。
（3）试验时施加的电压不应低于被试变压器额定电压的1%，并尽可能使电压保持稳定，读数时各侧应同时进行。
（4）采用高压测量时应注意安全。
（四）分析判断
（1）交接和预防性试验的判断标准是：各相相应分接头的变压比与铭牌值相比，不应有显著差别，且应符合按分接头位置变化的规律。《电力设备预防性试验规程》规定：电压为35KV以下、变压比小于3的变压器，变压比允许偏差±1%；其他变压器在额定分接头下，变压比允许偏差为±0.5%；对于其他分接头的电压比，在超过以上标准的允许偏差时，应在变压器阻抗变压值（%）的1/10以内，但不超过1%。
（2）变压比不合格时，最常见的故障是分接头引线焊错，因此，变压比的故障检查应首先考虑分接头位置的引线是否正确。另外，分接开关的指示位置与内部引线不一致也是常见故障之一，分析时应予以注意。
（3）变压比试验在制造或修理工序间常发现的故障是匝数错误，在运行中常发现的故障是匝间或层间短路等。
变压器接线组别和极性的测定
当变压器绕组中有磁通变化时，就会产生感应电动势，感应电势为正的一端称为正极性端，感应电势为负的一端称为负极性端。但因变压器的感应电势系交流电势，所以，正极性端和负极性端都只能是对某一时刻而言的。在变压器中，同一铁芯上的两绕组因有同一磁通通过，若绕向相同，则感应电势方向相同；若绕向相反。则感应电势方向相反。所以，为了更好地说明绕在同一铁芯是的两个绕组的感应电势的相对关系，表示出电流流动方向。当变压器的原、副边绕组的绕相和端子标号确定子后，就要用加极性和减极性来表示原、副边感应电势的相位关系。如图3-4（a），两绕组绕相相同，有同一磁通穿过，因此两绕组内的感应电势，在同名端子间任何瞬时都有相同的极性。此时，原、副边电压UAa和Uax相位相同，如连接X和x后，UAa等于两电压的差，则该变压器就称为减极性的。如将副边绕组端子标号交换，如图3-4（b）所示，显然，同名端子间的电势将变成为方向相反，电压相位相差180°。这时连接X 和x后，UAa是UAx和Uax，则变压器称为加极性的，如果变压器的原边绕组和副边绕组饶向不同，变压器也是加极性的。
三相变压器的接线绕组别是用来表示它的各个相绕组的连接方式和向量关系的，例如Y/yn0、Y/d11、YN/d11等。标号中由左至右依次代表高压、低压绕组的接线方式，Y代表星形连接，YN，yn表示有中性点引出的星形连接，d代表三角形连接；后面的数字代表高压与低压之间的向量关系，即接线组别的名称。
压器的接线组别主要决定于以下3个因素：
（1）绕组首端和末端的标号，如A—X或X—A等。
（2）绕组的绕线方向。
（3）绕组的连接方式，如Y或D，以及连接的顺序。
按照变压器绕组的不同接线方式、绕线方向及端头标号，可构成12种不同的变压器接线组别。不同组别的变压器，其高压和低压绕组的线电压的向量关系不同，这种向量关系以时钟的钟点表示，12个时钟代表12个接线组别。1点钟表示相差30°，2点钟表示相差60°，如此类推，最后，0点钟代表相差360°。对于双绕组变压器，12个接线组别中，有6个是双数组别，另外6个是双数组别。凡是高压和低压绕组接线方式一致的，如Y/y或D/d，必定是双数组别；凡是高压和低压绕组接线方式不同的，如Y/d或D/y,则均是单数组别。目前，我国电力变压器常用的接线组别有Y/yn0、Y/d11和YN/d11等，其他的接线组别应用较少。
变压器极性和接线组别测定的目的是：
（1）确定单相绕组的极性端子，以便进行串联或并联的正确连接。
（2）确定三相变压器的接线组别，以便判断变压器能否并列运行。因为并列运行的变压器必须保证接线组别完全相同，否则便会产生环流
烧毁变压器。变压器在交接时、更换绕组后和内部接线变动后，均
应检查三相变压器的接线组别和单相变压器的极性，检查结果必须
与变压器铭牌标志相符。
一、单相变压器极性的测定
测定单相变压器极性的方法有直流法和交流法两种。
1、直流法
将1.5-3V直流电池正极经开关K接在变压器的高压端子A上，负极接在高压侧端子X上，直流毫伏表或毫安表的正极接在低压侧a端，负极接低压侧x端。测量时要细心观察表计指针的偏转方向，若合上开关的瞬间，指针向右偏（正方向），而接通开关的瞬间，指针向左偏，则变压器是减极性的；若偏转方向与上述方向相反，则变压器是加极性的。
试验时应反复操作几次，以免误判断。在开、关的瞬间，不可触及绕组端头，以防触电。
2、交流法
将变压器原边的A端子与副边的a端子用导线连接。在高压侧加交流电压，测量加入的电压UAX、低压侧电压UaX和未连接的一对同名端子间的电压UXX。
若UXX=UAX-UaX，则变压器为减极性；若UXX=UAX+UaX，则变压器为加极性。
交流法比直流法可靠，但在变化较大的情况下（K>20）,交流法很难得到明显的结果。因为（UAX-UaX）与（UAX+UaX）的差别很小。这时，可以从变压器的低压侧加压，使减极性和加极性之间的差别增大。
二、三相变压器接线组别的测定
测量三相变压器接线组别的方法也有直流法和交流法两种,在交流法中又有双电压表法和交流相位表法.
1、直流法
如图3-7所示，用一低压直流电源（通常用两节1.5 V干电池串联）轮流加入变压器的高压侧AB、BC、AC端子，并相应记录接在低压端子ab ,bc,ac上仪表指针的指示方向及最大数值，这样总共测量9次数值和方向。测量时应注意电池和仪表其他相也如此。没一次当高压侧也接入电池的瞬间，观察低压侧表计的指示方向和数值，凡是正方向摆动,记录为“+”,向负方向摆动,记录为“-”。
现将电力变压器各连接组的册俩功能情况列成表3-9，将实测结果与表对照，便可确定变压器的接线组别。