大型油浸电力变压器试验方法

大型油浸电力变压器试验方法

大型油浸电力变压器是电力系统中的重要设备，其试验是保证

其安全可靠运行的关键。下面介绍大型油浸电力变压器的试验方法。

一、绝缘电阻测试

绝缘电阻测试是大型油浸电力变压器试验的一个重要环节，用

以检测变压器的绝缘质量。测试之前应当先清洁变压器的绝缘表面，并将不接地的回路绝缘。测试方法为，在高压侧和低压侧分别接通2500V直流电压，测量绝缘电阻值，应当满足设计要求。

二、开路损耗和短路阻抗测试

开路损耗和短路阻抗是试验变压器的重要参数之一，也是评估

变压器电性能的主要指标。测试过程邦描述如下：

1、开路损耗测试：

在变压器高压侧接通低压边，低压侧接通测量仪表，使变压器

不带负荷工作，通过测量高压和低压的电压，计算出变压器的实际

相对耗功和空载电流，得出变压器的空载损耗值。

2、短路阻抗测试：

在变压器低压侧接通短路，高压侧接通测量仪表，进行短路实验，通过测量高压和低压的电压，可求得短路中的等效电路阻抗值，可以计算出短路损耗，即铜损和铁损之和。

三、继电保护测试

继电保护测试主要是测试变压器的继电保护装置是否能够对变压器进行有效的保护，在实验中需要进行以下测试：

1、过流保护测试：

在变压器低压侧接通电流过大的短路故障，检查继电保护系统是否能够及时动作，并禁止变压器进一步损坏。

2、过压保护测试：

在变压器高压侧突然加大电压，检查继电保护装置是否能够快速动作，防止变压器过压损坏。

3、欠压保护测试：

在变压器高压侧降低电压，检查继电保护装置是否能够及时动作，避免变压器由于欠压引起故障。

四、外观检查

外观检查主要是针对变压器的外部构造、连接、密封性能等方面进行检查，主要包括外壳、接线端子、油位表、油温表、阀门、润滑装置等部分，确保设备无漏油、渗油、异响等现象。

五、油性能测试

油性能测试主要是对变压器油进行试验，检查油的绝缘性能、氧化安定性能、水分含量等性能是否符合要求。

以上是大型油浸电力变压器试验的主要内容和方法，试验过程需要严格遵循国家标准和规范要求，确保变压器的安全可靠运行。

变压器试验

变压器试验 例行试验：为每台变压器出厂前都要进行的试验。 型式试验：为在一台有代表性的变压器上进行的试验，以证明被代表的变压器也符合规定的要求。 特殊试验：为用户协议要求进行的试验。 一般例行试验项目：绕组直流电阻测量、电压比测量和联结组标号测量、绝缘特性测量、外施工频耐压试验、感应耐压试验、变压器油试验、空载电流和空载损耗试验、短路阻抗和负载损耗试验、有载分接开关试验。 一般验收试验项目：连同套管的直流电阻试验、各分接的电压比试验、绕组连同套管的绝缘电阻试验（吸收比和极化指数），绕组连同套管的介质损耗试验、泄露电流、绕组连同套管的交流共频耐压试验、绝缘油试验、变压器低电压空载试验、变压器绕组变形试验。 直流电阻试验：测量是在各分接头的所有位置进行，1600kVA及以下变压器三相测得值最大差值相间应该小于平均值的4%，线间应该小于2%，2000kV A及以上的变压器相间应小于平均值的2%、线间应小于1%，验收试验与出厂值相比较（同一温度下）相应变化不应大于2%。目的为重复验证半成品试验结果，考核线圈与引线焊接，导电杆是否符合设计要求，分接开关套管等载流部位的接触是否良好。 线间:低压ab、bc、ac 相间:A0、B0、C0 电压比试验：变比考核的是线圈高低压匝数比和连接组别是否到达电压比换效果。正确各分接电压比允许偏差小于等于±0.5%，各相应接头电压比与铭牌相比不应有明显差别且符合规律，接线组别与设计要求、铭牌上标记与外壳上符号相符。 目的：（1）保证绕组各个分接的电压比在标准或合同（技术协议）要求的电压比允许范围内，（2）确定并联线圈或线段（各分接线段）的匝数相同。 绝缘电阻、吸收比、极化指数试验：电压等级在35kV且容量在3150kV A以下时绝缘电阻应大于1000MΩ，在10℃-40℃范围内，验收试验不应低于出厂试验对70%。电压等级在35kV及以上且容量在4000kVA以上时测量吸收比，常温下吸收比R60/R15≥1.3，110kV 产品R60/R15≥1.3或者极化指数R600/R60≥1.5。110kV及以上产品有时绝缘电阻高，而吸收比低时应考核极化指数，在正常情况下油纸绝缘结构极化指数大于1.5，绝缘电阻高吸收比低是绝缘良好的表现，绝缘低而吸收比高往往是变压器油的绝缘电阻偏低或介质损耗偏高引起的(验收要求规定35kV容量在4000kVA及以上时R60S大于3000 MΩ时吸收比可不作考核要求，220kV且容量在120000kVA及以上产品R60S大于10000 MΩ时，极化指数可不做考核要求)。正常情况下温度越高绝缘电阻越低，温度每上升10℃绝缘电阻下降1.5倍。目的是在变压器制造过程中，用来确定绝缘的的质量状态及发现生产中可能出现的局部或整体缺陷，作为产品是否可以继续进行绝缘强度试验的一个辅助判断手段。 绕组连同套管介质损耗试验：等级在35KV及以上且容量在8000KVA以上测量，现场测量时介损不应大于同温度下出厂值的130%。标准规定35KV及以下产品介损值≤1.5%，66KV-220KV≤0.8%。温度越高介损值越大，温度每上升10度介损值提高约1.3倍。对于变压器电容型套管，测量套管介损时与被测套管相连接的所有绕组端子连在一起加压，其余绕组端子均接地，末屏接电桥正接线测量。110KV、220KV油纸电容型套管介损值应≤0.8%且该值不能进行温度换算，电容型套管电容值与上一次试验差别不应超过±0.5%。试验目的：变压器绕组绝缘的介质损失角的正切值与所采用的绝缘材料（主要是纸和纸板及变压器油）的种类和性能，产品结构、工艺处理方法和处理质量及清洁度有关。利用这个指标可以对绝缘总体干燥质量、吸潮程度及老化情况进行判断。 泄露电流：变压器等级为35KV及以上且容量在10000KV A及以上时，现场应该测量

大型电力变压器试验作业指导书

一、工程概况： 安徽华电六安电厂2×600MW级扩建工程A标段#3机组设计主变压器1台，型号：SFP-780000/220，组别：YN,d11；高厂变1台，型号：SFF-50000/20，组别：D，yn1-yn1；公用变1台，型号：SF-20000/20，组别：D，yn1；#3、#4机共用一台起/备变，型号：SFFZ-50000/220，组别：YN，yn0-yn0+d。其中主变由西安西电变压器有限责任公司生产，其他由保定天威保变电气股份有限公司生产。 二、编制依据及质量目标： 1、编制依据 1.1《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150－2006 1.2《现场绝缘试验实施导则》DL/T474.1～5-2006 1.3《中华人民共和国工程建设标准强制性条文》（电力工程部分）2011年版 1.4《电力建设安全工作规程第1部分火力发电厂》DL5009.1-2002 1.5西北电力设计院施工图纸 1.6厂家资料及说明书。 2、质量目标 达到或超过厂家规定的各项指标,达到国家标准电气装置安装工程电气设备交接试验标准。 三、施工准备： 1、仪器 高压数字兆欧表；变压器直流电阻测试仪； 变压器变比测试仪；直流高压发生器； 调压器及隔离变；双臂电桥； 伏安特性变比极性综合测试仪；交流耐压试验装置； 交、直流分压器；自动抗干扰精密介质损耗测量仪； 2、量具 万用表；交流伏安表； 试验用连接线及夹子；干湿温度计； 直流毫伏表。 3、安全用具 刀闸开关、保险丝、塑料带；警戒绳、警戒牌、放电棒等。 四、施工作业方案：

在变压器附件安装前应进行油纸电容式套管的绝缘及介损试验；套管式电流互感器的变比、极性和绝缘试验，对继电保护有要求的则需进行励磁特性曲线试验；变压器绝缘油的试验，所有变压器附件及绝缘油试验合格后方可进行安装。变压器本体及所有附件都安装完毕，在内部注入绝缘油，220kV变压器静止48h以上，110kV以下变压器静止24h以上，方可进行安装后绝缘油试验，经化验合格，再进行变压器本体交接试验。 五、施工工艺流程、技术要求及质量标准：

油浸式变压器试验报告

油浸式变压器试验报告 本试验报告的目的是对一台油浸式变压器进行全面的性能测试，以确保其性能符合相关标准和规范，为电力系统的安全稳定运行提供保障。本次试验采用的主要设备包括：电压表、电流表、功率表、温度计、压力表、油样采集器、声级计等。 （1）外观检查：对变压器的外观进行仔细观察，检查其结构是否合理，各部件是否完好无损，紧固件是否松动，有无渗漏油现象等。（2）绝缘电阻测试：使用绝缘电阻测试仪对变压器的绝缘电阻进行 测试，以评估其绝缘性能。测试包括绕组对地、相间及各绕组间的绝缘电阻。 （3）介质损耗角正切值测量：通过介质损耗角正切值测量仪来测量 变压器的介质损耗角正切值，以评估其绝缘性能。 （4）空载试验：在额定电压下进行空载试验，以检查变压器的空载 性能。通过测量输入输出电压、电流及功率因数等参数，评估变压器的性能。 （5）短路试验：在额定电流下进行短路试验，以检查变压器的短路

性能。通过测量输入输出电压、电流及功率因数等参数，评估变压器的性能。 （6）温升试验：在额定负荷下运行变压器，并实时监测其温度变化，以检查其温升性能。通过与标准对比，评估变压器的性能。 （7）噪声测试：使用声级计对变压器运行时的噪声进行测试，以评估其噪声水平。 外观检查结果表明，该变压器的结构合理，部件完好无损，紧固件无松动现象，无渗漏油现象。 绝缘电阻测试结果表明，该变压器的绝缘电阻符合相关标准要求，说明其具有良好的绝缘性能。 介质损耗角正切值测量结果表明，该变压器的介质损耗角正切值在允许范围内，说明其具有良好的绝缘性能。 油浸式变压器作为电力系统的重要设备，其正常运行对于整个电力系统的稳定性和可靠性具有重要意义。本文对油浸式变压器故障诊断方法进行综述，详细介绍了几种常见的方法及其优劣和应用情况，并展望了未来的发展趋势。

油浸式变压器电抗器大修试验项目及要求

油浸式变压器电抗器大修试验项目及要求根据大修项目和内容，通常可选择如下试验项目。 第1条大修前的试验: （一）测量绕组的绝缘电阻和吸收比或极化指数； （二）测量绕组连同套管的泄漏电流； （三）测量绕组连同套管的tanδ及套管末屏的绝缘电阻； （四）本体及套管中绝缘油的试验； （五）测量绕组连同套管的直流电阻及电压比试验(所有分接头位置)； （六）套管试验； （七）测量铁心及夹件对地绝缘电阻； （八）测量低电压短路阻抗及低电压空载损耗，以供检修后进行比较； （九）必要时可增加其它试验项目(如局部放电测量等)以供检修后进行比较。 第2条大修中的试验 检修过程中应配合吊罩(或器身)检查，进行有关的试验项目： （一）测量变压器铁心对夹件、穿心螺栓(或拉带)，铁心下夹件对下油箱的绝缘电阻，磁屏蔽对油箱对绝缘电阻； （二）必要时作套管电流互感器的特性试验；

（三）有载分接开关的测量与试验； （四）非电量保护装置的校验； （五）单独对套管及套管绝缘油进行额定电压下的tan δ、局部放电和耐压试验(必要时)。 第3条大修后的试验 （一）测量绕组的绝缘电阻和吸收比或极化指数； （二）测量绕组连同套管的泄漏电流； （三）测量绕组连同套管的tanδ及套管末屏的绝缘电阻； （四）冷却装置的检查和试验； （五）本体、有载分接开关和套管中的变压器油试验； （六）测量绕组连同套管的直流电阻(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； （七）检查有载调压装置的动作情况及顺序； （八）测量铁心(夹件)引线对地绝缘电阻； （九）总装后对变压器油箱和冷却器作整体密封油压试验； （十）绕组连同套管的交流耐压试验；一般经更换重要绝缘部件，且进行干燥处理后，绝缘耐受水平应按原出厂试验的80%进行。更换全部绕组及其主绝缘的变压器可按出厂试验的100%进行。 （十一）测量绕组所有分接头的电压比及连接组标号的

电力变压器试验方法

电力变压器试验方法 一．测量绝缘电阻及吸收比 油浸变压器绕组绝缘电阻的允许值MΩ 1．工具选择 额定电压≥1KV：2500V、120mm刻度盘、量程10000MΩ以上、准确度1.5级兆欧表额定电压≤1KV：1000V兆欧表 2．步骤 ⑴断开变压器外侧电源开关； ⑵用放电棒分别对ABC和abc接地充分放电,如图1和图2所示； ⑶擦拭变压器瓷瓶； ⑷摇测高压侧ABC对地绝缘电阻，如图3和图4所示 ①短接abc三相，并接地； ②短接ABC三相，并对地遥测绝缘值； ③记录R15和R60的数据。

④在10～30℃时，35～60KV级变压器的吸收比≥1.2；110～330KV级变压器的吸收比≥1.3 ⑸用放电棒分别对ABC接地充分放电,如图1和图2所示； ⑹摇测低压侧abc对地绝缘电阻，如图5和图6所示

①短接ABC三相，并接地； ②短接ABC三相，并对地遥测绝缘值； ③记录R15和R60的数据。 ④在10～30℃时，35～60KV级变压器的吸收比≥1.2；110～330KV级变压器的吸收比≥1.3 ⑺用放电棒分别对abc接地充分放电,如图1和图2所示； ⑻摇测高压对低压绝缘电阻，如图7、8所示 二．测量泄漏电流 测量泄漏电流和测量绝缘电阻类似，试验加压部位相同，只需将兆欧表换为直流耐压设备即可。 变压器泄漏试验的电压标准 油浸变压器泄漏绕组泄漏电流允许值μA 1．工具选择 直流耐压设备

2．步骤 ①高压对低压及地的泄漏电流，如图3、4所示 缓慢升压至试验电压，并密切注意倾听放电声音，密切观察各表计的变化，在高压端读取1min的直流电流值，并记录； ②用放电棒分别对ABC接地充分放电,如图1和图2所示； ③低压对高压及地的泄漏电流，如图5、6所示 缓慢升压至试验电压，并密切注意倾听放电声音，密切观察各表计的变化，在高压端读取1min的直流电流值，并记录； ④用放电棒分别对abc接地充分放电,如图1和图2所示。 三．测量介质损失tanδ（有关内容见《进网作业电工培训教材》P346） 1．工具选择 QS1型或QS2型高压交流平衡电桥，又称为“西林电桥”。 QS1电桥的技术特性：额定电压10KV；tanδ测量范围0.5～60％；试品测量范围Cx30pF～0.4μF（当C N＝50 pF时）；测量误差tanδ＝0.5～3％时≤±0.3％，tanδ＝0.3～6％时≤±10％；Cx测量误差≤±5％。 2．高压测量（三种方法） ⑴正接线方法，如下图所示 正接线是按照电桥设计的绝缘状态，高压部分接试验高压，低压部分接试验低压，接地部分接地。 桥体引线“C X”、“C N”、“E”处于低压，该引线可任意放置，不需使其“绝缘”。 ⑵正接线方法，如下图所示

电力变压器试验项目及标准说明

电力变压器试验项目及标准说明 1 绝缘油试验或SF6气体试验; 2 测量绕组连同套管的直流电阻; 3 检查所有分接头的电压比; 4 检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性; 5 测量与铁心绝缘的各紧固件(连接片可拆开者)及铁心(有外引接地线的)绝缘电阻; 6 非纯瓷套管的试验; 7 有载调压切换装置的检查和试验; 8 测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数; 9 测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tanδ; 10 测量绕组连同套管的直流泄漏电流; 11 变压器绕组变形试验; 12 绕组连同套管的交流耐压试验; 13 绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验; 14 额定电压下的冲击合闸试验; 15 检查相位; 16 测量噪音。 注：除条文内规定的原因外，各类变压器试验项目应按下列规定进行： 1 容量为1600kVA 及以下油浸式电力变压器的试验，可按本条的第1、2、3、4、5、6、7、8、12、14、15款的规定进行; 2 干式变压器的试验，可按本条的第2、3、4、5、7、8、12、14、15款的规定进行; 3 变流、整流变压器的试验，可按本条的第1、2、3、4、5、7、8、12、14、15款的规定进行; 4 电炉变压器的试验，可按本条的第1、2、3、4、5、6、7、8、12、14、15款的规定进行; 5 穿芯式电流互感器、电容型套管应分别按本标准第9章互感器、第16章的试验项目进行试验。 6 分体运输、现场组装的变压器应由订货方见证所有出厂试验项目，现场试验按本标准执行。 油浸式变压器中绝缘油及SF6气体绝缘变压器中SF6气体的试验，应符合下列规定： 1 绝缘油的试验类别应符合本标准中表的规定;试验项目及标准应符合本标准中表的规定。 2 油中溶解气体的色谱分析，应符合下述规定：电压等级在66kV 及以上的变压器，应在注油静置后、耐压和局部放电试验24h后、冲击合闸及额定电压下运行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。试验应按《变压器油中溶解气体分析和判断导则》GB/T 7252进行。各次测得的氢、乙炔、总烃含量，应无明显差别。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，H2：10，C2H2：0， 3 油中微量水分的测量，应符合下述规定：变压器油中的微量水分含量，对电压等级为110kV 的，不应大于20mg/L;220kV 的，不应大于15mg/L ;330～500kV 的，不应大于10mg/L 。 4 油中含气量的测量，应符合下述规定：电压等级为330 ～500kV 的变压器，按照规定时间静置后取样测量油中的含气量，其值不应大于1%(体积分数)。 5 对SF6气体绝缘的变压器应进行SF6气体含水量检验及检漏：SF6气体含水量(20℃的体积分数)一般不大于250μL/L。变压器应无明显泄漏点。 测量绕组连同套管的直流电阻，应符合下列规定： 1 测量应在各分接头的所有位置上进行;

大型变压器低压侧绕组直流电阻测试方法探讨

大型变压器低压侧绕组直流电阻测试方法探讨 摘要：根据我国《油浸式电力变压器技术参数和要求》的相关内容，在变压器出厂前和投运前需要进行绕组的直流电阻测量，但是针对传统测试方法的不足，需要选择一种更高效的测量方法，本文将对测试的目的、不稳定问题以及测量过程进行深入分析，希望为全面提高测试质量寻找更加实际而有效的方法。 关键词：大型变压器；低压侧绕组；直流电阻测试 前言 在变压器制造期间，针对半成品、成品的出厂试验测试数据是评估变压器是否能出厂和安装投运的重要因素，通过开展低压侧绕组直流电阻的测试，了解变压器是否存在生产质量缺陷。因此针对传统测试方法中的不足，必须要进一步优化测试手段，正视电阻电流检测不稳定问题，也是本文研究的目的。 1.大型变压器低压侧绕组直流电阻测试概述 1.1测量目的 开展大型变压器低压侧绕组直流电阻测试的主要目的包括：（1）检查绕组导线连接处的状况，包括焊接质量、机械连接状态等情况；（2）检查机械连接或者引线焊接状况等；（3）检查电阻率或者导线规格参数都是否满足标准；（4）判断绕组直流电阻率是否平衡，并了解结构内部有无断路、短路等情况。 1.2测量方法 在大型变压器低压侧绕组直流电阻测试期间，整个测试过程应该根据《油浸式电力变压器技术参数和要求》以及《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》的规章制度内容，在测量绕组连同套管的直流电阻整个测量过程中，应符合下列需要重点关注的规定：（1）测量应在各分接头的所有位置上进行；（2）1600kVA 及以下电压等级三相变压器，各相测得值的相互差值应小于平均值的4%，线间测得值的相互差值应小于平均值的2%；1600kVA以上三相变压器，各相测得值的相互差值应小于平均值的2%；线间测得值的相互差值应小于平均值的1%[1]；（3）变压器的直流电阻交接试验时，与同温下产品出厂实测数值比较，相应变化不应大于2%；不同温度下电阻值按照R2=R1（T+t2）／（T+t1）换算，式中 R1、R2——分别为温度在t1、t2时的电阻值；T——计算用常数，铜导线取235，铝导线取225。（4）由于变压器结构等原因，交接试验时差值超过规定第（2）款时，可只按规定第（3）款进行比较，但应说明原因。 2.大型变压器低压侧绕组直流电阻测试不稳定问题分析 2.1问题描述 以某厂家生产的三相五柱式变压器为例，该变压器的低压绕组为双分裂式，变压器容量为3500kVA，该变压器的高压绕组直流电阻设计值为2.71Ω，其中低压1绕组直流电阻设计值为8.126mΩ，低压2绕组直流电阻设计值为3.52mΩ，最终的测试结果为：（1）计算高压侧直流电阻的不平衡测试结果为0.173%。根据《油浸式电力变压器技术参数和要求》的相关规定，该指标满足小于三相平均值的2%，符合规程标准。

变压器的试验项目及标准

变压器的试验项目及标准 一、器身检查 1、需要进行器身检查的变压器，器身检查时应注意环境、天气和温度。 2、不进行器身检查的变压器如有外引接地线，应测量铁芯和夹件的绝缘电阻。 3、采用2500V兆欧表测量，持续时间为1min，应无闪烁及击穿现象。 二、变压器油试验 1、电气强度试验 1）变压器油电气强度试验采用球形、球盖形或平板型电极；电极间隙为：2.5mm±0.05mm，油杯的容积为350～600mL。 2）电气强度试验时环境温度应在15～35℃，湿度不大于75%。油杯注油前清洗干净并烘干。 3）试验油注入油杯后静置20min，然后以2kV/s的速度升压，直至油间隙击穿，记录击穿电压值。然后对电极间的变压器油充分搅拌，静置5min 后重复进行试验，取得6次击穿电压的平均值。 4）国标规定击穿电压：60～220kV电压等级不小于40kV；35kV及以下电压等级不小于35kV。 2、介质损耗试验 1）35kV及以上变压器的变压器油应做介质损耗试验。 2）测量高温介质损耗tanδ时，待被试油样达到所需温度后，恒定15min 再进行测量。 3）变压器油进行介质损耗试验时，试验电压2kV，空油杯tanδ不大于

0.01。 4）90℃时，注入电气设备前tanδ不大于0.5；注电气设备后tanδ不大于0.7。 3、简化试验 简化试验一般对运行中变压器油主要特征参数进行试验。试验项目为：水溶性酸、酸值、闪点、水分、界面张力、介质损失因数、击穿电压、体积电阻率等8项。 4、全分析试验 1）对油的性能有怀疑时，应进行全面分析试验，全面检查变压器油的质量。 2）交接试验时，全分析试验应检查变压器油的外状、水溶性酸、酸值、闪点、水分、界面张力、介质损失因数、击穿电压、体积电阻率、油中含气量、油泥与沉淀物、油中溶解气体组分含量色谱分析等12项。 5、变压器油混合试验 当变压器油需要进行混合时，混合前应按混合油的实际使用比例取混合油样进行分析。混合油后应进行简化分析实验。 6、变压器油中溶解气体的气相色谱分析 1）对油量少的设备尽量少取。对可能产生负压的设备禁止在负压状态下取油样，防止负压进气。 2）取色谱分析的油样时，应使用医用玻璃注射器，一般取50～100mL 容量。取样后注射器头应尽快密封，装在一个专用油样盒内，避光、防振、防潮，及时送到检定单位进行分析。

油浸式电力变压器绕组光纤测温装置试验方法

油浸式电力变压器绕组光纤测温装置试验方法 1.实验前的准备工作： 首先，需要确保光纤测温装置的设备完好，并根据其使用说明书进行 正确的安装。然后，要对光纤进行质量检查，确保其外壳完好无损，并且 光缆之间不会相互干扰。此外，还需要检查光纤的连接器是否正确，同时 检查光纤光谱仪和测温软件是否正常工作。 2.实验装置的设置： 将测温装置的光纤布置在变压器绕组的表面上，并确保光纤与绕组的 接触良好。可以使用导热胶等材料来提高光纤与绕组的接触质量。同时， 还要在光纤的两端进行标记，方便后续数据的处理和分析。 3.温度采集和数据记录： 启动光纤测温装置的光谱仪，并在测温软件中设置好采集参数。开始 采集温度数据后，运行一段时间以确保数据的准确性，并观察温度曲线的 变化。同时，可以通过测温软件将温度数据实时显示在计算机上，方便进 行实时监测和记录。 4.数据分析和结果处理： 实验结束后，将采集到的温度数据导入计算机软件中进行分析和处理。首先，可以对数据进行滤波和平均处理，以消除采集过程中的噪声和干扰。接下来，可以绘制温度随时间变化的曲线图，并进行趋势分析，判断绕组 的温度分布情况。最后，根据实验数据和分析结果，对绕组的温度状态进 行评估和判断。 5.结果的验证和报告：

为了保证试验结果的准确性和可靠性，可以对实验进行多次重复，并对实验数据进行比对和验证。在得到可信的结果后，将试验过程、数据分析和结果评估等内容整理成报告，以备后续参考。 总结： 油浸式电力变压器绕组光纤测温装置试验方法主要包括实验前的准备工作、实验装置的设置、温度采集和数据记录、数据分析和结果处理、结果的验证和报告等步骤。通过这些步骤，可以对变压器绕组的温度分布情况进行准确的测量和评估，从而保证变压器的正常运行和安全使用。

变压器真空度标准

变压器真空度标准 一、真空度测试范围 本标准适用于各类油浸式电力变压器的真空度测试。测试范围包括变压器的主体、附件及内部零件等。 二、真空度测试方法 1.采用真空度测试仪进行测试，测试仪应符合相关国家标准和行业标准。 2.按照测试仪说明书进行操作，包括连接测试线路、设定参数等。 3.在变压器主体和附件上分别取样，每个取样点至少测量三次，以平均值作 为最终结果。 4.对变压器内部零件的真空度测试，应采用适宜的抽气设备和管道进行连接。 三、真空度测试时间 1.新安装的变压器应在投运前完成真空度测试。 2.运行中的变压器应定期进行真空度测试，一般每五年至少进行一次。 3.测试时间应在变压器运行电压下进行，持续时间不少于12小时。 四、真空度测试结果判定标准 1.变压器主体和附件的真空度值应达到95%以上，内部零件的真空度值应达 到90%以上。 2.对于不符合判定标准的部位，应进行维修或更换。 3.经过维修或更换后，应重新进行真空度测试，直到达到标准为止。 五、真空度测试频次 1.新安装的变压器应在投运前完成真空度测试。 2.对于运行中的变压器，每年应至少进行一次真空度测试。 3.若变压器出现异常情况，应及时进行真空度测试，以排除故障。 4.若测试结果不合格，应增加测试频次，并对不合格部位进行维修或更换。 六、真空度异常处理要求 1.当发现变压器真空度异常时，应立即停止运行，并上报相关部门进行处理。 2.对异常部位进行维修或更换时，应采取安全措施，确保操作人员安全。 3.维修或更换完毕后，应重新进行真空度测试，确保测试结果符合标准。

4.对异常情况进行记录，并形成报告存档备查。 5.对异常情况进行分析总结，防止再次发生类似问题。 6.若经多次维修或更换后仍无法解决问题，应考虑采用其他型号或品牌的变 压器进行替换。 7.在处理真空度异常情况时，应注意保护变压器内部的其他部件不受损害。 8.在处理过程中若遇到其他问题，应及时联系相关部门和专业人员进行协助 处理。

配电变压器试验方法

配电工区培训电力变压器绝缘电组试验 (一)试验目的 绝缘电阻和吸收比试验，对检查变压器绝缘的整体受潮，部件表面受潮、脏污以及贯穿性的集中性缺陷 (例如贯穿性的短路、瓷件破裂接地等)具有较高的灵敏度。实践表明，变压器绝缘在干燥前后，绝缘电阻的变化倍数大得多。 (二)试验方法 (1)使用仪表。额定电压在1O00V以上的采用2500V兆欧表，其量程一般不低于10000MΩ；额定电压为1000V以下的，可采用1000V 兆欧表。 (2)测量接线。10一35kV的变压器一般为双绕组，其试验绝缘电阻和吸收比的接线按表1进行。一般的试验方法、测量中，应记录15S和 60S，时的绝缘电阻值，以便计算其吸收比。在测量中，若兆欧表的指针已超过了指示量限，应记为“量限十”，例如1000O 十MΩ，而不应记为“∞”。 测量变压器绝缘电阻的接线方法

(三)测量注意事项 （1)为消除残余电荷对测量的影响，应将绕组对地放电2min，拆开变压器的高、低压连接线。 (2)对刚停止运行的变压器，为使变压器油温与绕组的温度趋于一致，应自电网断开30min后，再进行测量，并记录上层油温作为绕组温度。由于绝缘电阻是随温度升高而降低的，为了对试验结果进行比较，需要换算至同一温度，但温度的换算又与设备的绝缘结构等因素有关，目前还没有一个通用固定的温度换算公式，内此，可以通过温度在降低过程中，测量不同温度时的绝缘电阻值，求得该设备的实际温度换算系数。 (3)当相对湿度大于80％,拆的潮湿天气测量时，瓷套的表面会凝结一层极薄的水膜，造成表面泄漏通道，使绝缘电阻咽显降低。此时，应在引出线瓷套上装设屏蔽环并接至兆欧表的屏蔽端子上来消除其对表面的影响。 (4)在测量过程中，如需要重复测量时，应将绕组进行充分放电。 (5)如发现绝缘在问题，应进行分解试验。为了便于分析，应将不测量的部分接至兆欧表的屏蔽极，排除其影响。 (四)试验结果的分析判断 1、绝缘电阻的判断 （1)影响变压器绝缘电阻因索较多，其数值分散性较大，因而判断绝缘电阻是否合格主要采取比较法，即将测量结果与同类变压器的测量结果、本变压器过去测量的结果、制造厂的数据和有关

变压器油试验与取样

变压器油试验与取样 摘要：本文介绍了变压器中大量使用的绝缘油的试验项目：击穿电压和介质损 失因数，并且对试验结果的准确性产生较大影响的取样环节做了详细的说明。 关键词：变压器油；试验；取样 变压器油是将石油中润滑油馏分进行各种化学和物理精制后调入有关添加剂 而成的一种矿物绝缘油。 尽管变压器油用于油浸式变压器、互感器、电抗器等多种设备中，但它和变 压器的的关系最为密切。首先，变压器是所有电器设备中最早使用变压器油的。 其次变压器中使用变压器油的数量比其他电气设备中使用的变压器油多得多。随 着电力变压器朝超高压大容量方向发展，变压器的绝对体积也在逐渐增大，用油 量也在不断增加。 变压器油始终占据着变压器液体介质的统治地位。 变压器油和变压器的这种密切关系是由变压器油下列的独特功能决定的：绝 缘强度高；冷却效果好；将纤维素和其他材料的氧含量减少到最低程度。 1变压器油试验的意义 为确保变压器安全可靠运行，变压器油必须充分发挥其前述功能，而要确保 变压器油的功能，就要保证变压器油的质量，也就必须对变压器油做各种试验。 这就是变压器油试验的意义。随着超高压大容量变压器的不断发展，变压器油试 验也就越来越重要了，目前已成为变压器的一项必不可少的试验项目。下面介绍 两种常见的变压器油试验：击穿电压和介质损失因数 2试验内容 2.1击穿电压 对于变压器油均匀施加电压，当电压达到某一值时，变压器油将遭受破坏而 失去电阻、伴随着电弧的产生而发生导电，这一电压叫做变压器油的击穿电压， 常用kV表示。 击穿电压和试验条件紧密相关，这些条件包括：施加电压的波形、频率、峰 值因数、试验变压器的短路电流、电极的形状、电极间距离、电极表面形状、油 杯容积、升压速度、试验时的温度、湿度。由于平行试验分散性大，故一般要做 几次试验，取所有结果的平均值。这样，从油倒入油杯到首次击穿的时间、每次 击穿的间隔时间、间隔期间内是否搅拌油样也都影响试验结果，成为必须严加控 制的试验条件。在所有这些条件中，电极的形状、电极间距、电极表面状况对试 验结果影响最为明显。可以说，不指明试验方法的击穿电压、不严格按规定条件 测定的击穿电压是毫无意义的。严格的讲，不含水分和灰尘、纤维等杂质纯净油，击穿起始于个别油分子在电场中的极化、电离。其化学组成对击穿电压影响不大，不同牌号的油应该具有大致相同的击穿电压；并且同一油样平行试验结果分散性 影响不大，击穿电压值均应很高。然而这种“纯净油”在实际中是不存在的。用目 前国内最先进的工业用油处理设备去处理油，即使经多次处理，油的含水量也难 以低于2mg/kg，每100ml油中的固体颗粒仍保持在数千个之多。在取样、入杯过程中，要想使这么干净的油不受潮、不受空气中粉尘的影响，也很困难。也就是 说油中总是含有一定量的非油杂质。这些杂质常常在油分子远未电离之前先行在 电极之间发生极化，沿电场方向排列起来，继而电离成为微小通路，通路连接， 贯穿两极，导致油迅速击穿。油中杂质越多，击穿电压就越低。所以可以说油的 击穿电压是通过油的耐受电场能力反映油、特别是新油被污染情况和处理油的洁

电力变压器试验内容和要求

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。这里我们只介绍交接预防性试验。交接预防性试验主要包括交接验收、大修、小修和故障检修试验等。 变压器交接预防性试验可分为绝缘试验和特性试验两局部。 一、绝缘试验 1.测量绕组的绝缘电阻和吸收 变压器在平安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，匀应用兆欧表测量一、二次绕组对地及一、二次绕组间的绝缘电阻值。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表3-1的要求。 大修后和运行中的绝缘电阻和吸收比一般不作规定，应和以前测量的数据比拟，如有显著下降，应前面分析，以判断绝缘的好坏。绝缘电阻在比拟时，应换算到同一温度。 2.测量绕组连同套管的泄漏电流 电压以35kV及以上且容量为10000kVA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。 表3-2 油浸式电力变压器绕组泄漏电流试验电压标准单位：kV 泄漏电流值不作规定，但与历年数值比拟不应有显著变化。油浸式电力变压器绕组泄漏电流允许值如表3-3所示。 3.测量绕组连同套管一起的介质损失角的正切值tanδ 容量为3150kVA及以上的变压器在安装完毕、大修后及预防性试验时，均应进行此项试

验，非被试绕组应接地〔采用M型试验器时应屏蔽〕。其标准如表3-4所示。 同一变压器中压和低压绕组的tanδ的标准与高压套装相同。 Tanδ值〔%〕与历年的数值比拟不应有显著变化。 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8000kVA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。其标准件表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的变压器，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。 出厂试验电压与表3-5中的标准不同的变压器的试验电压，应为出厂试验电压的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 6.油中溶解气体色谱分析 8000kVA及以上的变压器一年应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。 溶解气体含量到达引起注意值时，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，在短期内应屡次检测，以判断该设备是否正常。 7.测量轭铁梁和穿心螺栓〔可接触到的〕的绝缘电阻 变压器大修后，用1000V或2500V兆欧表测量，绝缘电阻自行规定。

电力变压器和电抗器的交流耐压试验方法

电力变压器和电抗器的交流耐压试验方法 众所周知，交流耐压是考核电力变压器绝缘强度的最有效的方法。随着试验装置的开发，故在?预规?中规定对更换绕组的变压器均应进行耐压试验，对10kV及以下的变压器为1～5年做定期耐压试验，对66kV 及以下的变压器在大修后做耐压试验。进行此项试验必须在其他试验都正常的情况下进行，如绝缘电阻、吸收比、极化指数、泄漏电流、tgδ及绝缘油等试验。如发现有缺陷，应在处理完好后再进行耐压，以免造成不应有的绝缘击穿。耐压试验方法如下。 1、外施电压法(加1min工频电压)，它用于全绝缘变压器或分级绝缘的中性点耐压及低压绕组的耐压试验。 2、倍频感应法。它用于分级绝缘变压器的耐压试验。 3、操作波感应试验法。它是用来考核变压器绝缘耐操作过电压的能力的试验，对220kV大型变压器，允许用操作波耐压代替倍频感应耐压来考核变压器的主绝缘和纵绝缘。 一、测量方法 1、外施电压法 (1)按被试变压器的电压，容量和电容来选择试验变压器。其应输出的电流为： I=ωCX×U(MA) ω=2πƒ 式中CX一一变压器电容量，μF; U一一试验电压，kV。 其所需电源容量为P=ωCXU2×10-3(kVA)，一般不得超载运行。当试验变压器不能满足耍求时，可以采用串联谐振成套试验装置。其他的设备还有调压器，过流保护，电压测量装置，保护球间隙，保护电阻，控制装置等，一般在成套设备中都已经配备好，但需要进行调试。 (2)在进行耐压前，其他试验必须合格。油浸变压器假设经滤油或运输，应静置一段时间再试验。(对500kV的72h以上，220及330kV的48h以上，110kV及以下的24h以上。) (3)接上被试变压器，接通电源，从零开始升压，升压速度从75%试验电压后应以每秒2%试验电压均匀升压。 (4)升压过程中，应监视高压回路和变压器有无异常。如有异常，应查明原因并降压停电。升到试验电压后保持1min，然后降压并断开电源。并对变压器进行放电。

电力变压器试验规范标准详

电力变压器实验记录 编号：

实验单位：实验人：审核：

电力变压器、消弧线圈和油浸电抗器实验规程 第1条电力变压器、消弧线圈和油浸式电抗器的实验项目如下： 一、测量线圈连同套管一起的直流电阻； 二、检查所有分接头的变压比； 三、检查三相变压器的结线组别和单相变压器引出线的极性； 四、测量线圈连同套管一起的绝缘电阻和吸取比； 五、测量线圈连同套管一起的介质损失角正切值ｔｇδ； 六、测量线圈连同套管一起的直流泄漏电流； 七、线圈连同套管一起的交流耐压实验； 八、测量穿芯螺栓(可接触到的)、轭铁夹件、绑扎钢带对铁轭、铁芯、油箱及线圈压环的绝缘电阻(不作器身检查的设备不进行)； 九、非纯瓷套管实验； 十、油箱中绝缘油实验； 十一、有载调压切换装置的检查和实验； 十二、额定电压下的冲击合闸实验； 十三、检查相位。 注： (1)1250千伏安以下变压器的实验项目，按本条中一、二、三、四、七、八、十、十三项进行； (2)干式变压器的实验项目，按本条中一、二、三、四、七、八、十三项进行；

(3)油浸式电抗器的实验项目，按本条中一、四、五、六、七、八、九、十项进行； (4)消弧线圈的实验项目，按本条中一、四、五、七、八、十项进行； (5)除以上项目外，尚应在交接时提交变压器的空载电流、空载损耗、短路阻抗(%) 和短路损耗的出厂实验记录。 第2条测量线圈连同套管一起的直流电阻。 一、测量应在各分接头的所有位置上进行； 二、1600千伏安以上的变压器，各相线圈的直流电阻，互相间差别均应不大于三相平均的值2%；无中点性引出时的线间差别应不大于三相平均值的1%；三、1600千伏安及以下的变压器相间差别应不大于三相平均值的4%，线间差别应不大于三相平均值的2%； 四、三相变压器的直流电阻，由于结构等因素超过相应标准规定期，可与产品出三厂实测数值比较，相应变化也应不大于2%。 第3条检查所有分接头的变压比。 变压比与制造厂铭牌数据相比，应无显著差别，且应符合变压比的规律。 第4条检查三相变压器的结线组别和单相变压器引出线的极性。 必须与变压器的标志(铭牌及顶盖上的符号)相符。 第5条测量线圈连同套管一起的绝缘电阻和吸取比。 一、绝缘电阻应不低于产品出厂实验数值的70%，或不低于表1—1的允许值； 油浸式电力变压器绝缘电阻的允许值(兆欧) 表1—1

变压器试验方法

变压器试验方法-CAL-FENGHAI.-(YICAI)-Company One1

变压器试验方法 第一节油中溶解气体色谱分析 一、目的 正常情况下，充油电气设备内的绝缘油和纸等固体绝缘材料，在热和电的作用下，会逐渐老化和分解，产生少量的各种烃类及一氧化碳、二氧化碳等气体，这些气体溶解在油中。当存在过热或放电故障时，会加快这些气体的产生速度，故障气体的组成和含量与故联的严重程度有密切关系。分析溶解于油中的气体，能尽早发现设备内部存在的潜伏性故障并可随时掌握故障的发展情况。当变压器的气体继电器内出现气体时，分析其中的气体，同样有助于对设备情况作出判断。 第二节绕组直流电阻 一、仪器 双臂电桥或精度高的数字电压和电流表（伏安法）。 二、测试注意事项 ⑴电压线应尽量短和粗些； ⑵电压和电流线怀被测绕组的端子应可靠联结（用螺栓压紧）； ⑶电压线接头应在电流线接头的内侧（从被测绕组看），并避免电压线接头流过测试电流； ⑷切断测试电流时，有过电压产生，防止设备和人员受到伤害。同一变压器其他非测试绕组的端子和引线应可靠绝缘。 三、缩短测试时间的方法 ㈠恒流源法 使用专门的仪器“恒流源”，改变输入电势的大小，维持电流，缩短充电时间。直流电势Ｅ施加在绕组两端后，因绕组内磁场不能突变，充电电流将缓慢上升。 充电时间常：Ｔ＝L/r

一段时间后［一般（3～4）T］，电流稳定，i0=E/r，线圈内有稳定的磁通，可测得正桷的直流电阻值。电势Ｅ是可变的，充电初期Ｅ值很高，使电流迅速达到i0，然后再降低电势为E0=i0r，可实现快速充电。过去没有恒流源，采用高直流电势（12V或24V蓄电池）加于绕组两端，当电流迅速增长接近i0值时，人工串入电阻R，使i0＝E/(r+R)，也能实现快速充电。 ㈡助磁法 仅适用低压绕组的测量。将同相同极性的高压绕组串入测试的电流回路，由于高压绕组的匝数大大高于低压绕组的匝数，通入较大的直流测试电流，使铁芯饱和。铁芯饱和后，使绕组的电感减小，也就是减小充电时间常数，达到快速充电的目的。如果再使用恒流源法，一般可取得较好的效果。 四、三角形接线绕组的测量 一些大型变压器，特别是三相五柱变压器的低压绕组已在油箱内部接成三角形接线，给直流电阻的快速测量带来一定困难，导致电阻测试需要很长的时间。这是以测量ac间电阻为例接线。将星形接线的高压绕组串入测试回路，采用恒流源E，使回路总源i在短时间内迅速达到预期值i，并维持不变i0。由于高压绕组的串入，带来如下好处：①高压绕组中，A相电流与B、C相对的电流之和相等，有利于φA≈φB＋φC，属于强迫分流。②高压绕组匝数多，铁芯易饱和，电感下降，充电时间常减小。 尽管低压分支仍有不同的时间常，但各支路电流与预期值的差额大大减小，因为匝数多得多的高压绕组电流的强迫分配，使φA≈φB＋φC。再加上高压绕组的助磁，充电时间常数减小，这些都大大缩短了测试时间。接线时需注意，高压绕组的强迫分流接线和极性必须正确。即测试ab端时，高压绕组是A、C并联；测试bc端时，高压绕组是A、B并联。它们的极性都是助磁。由于B相磁路与A、C相的明显不对称，所以测试ab端电阻时，两支路时间差别最大，因此耗费的时间也会稍长些。 一般讲来恒流源的最高输出电压和输出电流越大，测试直流电阻的时间越短。 第三节绕组绝缘电阻、吸收比和极化指数 一、测试原理

变压器的试验原理及方法(上)

变压器的试验原理及方法（上） 第一节电力变压器的绝缘性试验 由于电力变压器内部结构复杂，电场、热场分布不均匀，因而事故率相对较高。因此要认真地对变压器进行定期的绝缘试验，根据状态检修规程，一般为3～5年进行一次停电试验。不同电压等级、不同容量、不同结构的变压器试验项目略有不同。 变压器绝缘电阻、泄漏电流和介质损耗等性能主要与绝缘材料和工艺质量有关，它们的变化反映了绝缘工艺质量或受潮情况，但是一般而言，其检测意义比电容器、电力电缆或电容套管要小得多，不作硬性指标要求变压器绝缘主要是油和纸绝缘，最主要的是耐电强度。 对于电压等级为220kV及以下的变压器，要进行1min工频耐压试验和冲击电压试验以考核其绝缘强度；对于更高电压等级的变压器，还要进行冲击试验。 由于冲击试验比较复杂，所以220kV以下的变压器只在型式试验中进行；但220kV 及以上电压等级的变压器的出厂试验也规定要进行全波冲击耐压试验。出厂试验中，常采用二倍以上额定电压进行耐压试验，这样可以同时考核主绝缘和纵绝缘。

测量绕组连同套管一起的绝缘电阻、吸收比和极化指数，对检查变压器整体的绝缘状况具有较高的灵敏度，能有效地检查出变压器绝缘整体受潮、部件表面受潮或脏污以及贯穿性的集中缺陷。 例如，各种贯穿性短路、瓷件破裂、引线接壳、器身内有铜线搭桥等现象引起的半贯通性或金属性短路。经验表明，变压器绝缘在干燥前后绝缘电阻的变化倍数比介质损失角正切值变化倍数大得多。 1、绝缘电阻、吸收比和极化指数测量 测量绕组绝缘电阻时，应依次测量各绕组对地和其他绕组间的绝缘电阻值。被测绕组各引线端应短路，其余各非被测绕组都短路接地。将空闲绕组接地的方式可以测出被测部分对接地部分和不同电压部分间的绝缘状态，测量的顺序和具体部件见下表

变压器试验方法

电力变压器试验方法一．出厂试验 1.中间试验 2.直流电阻试验 3.变比及联结组别试验 4.绝缘电阻、吸收比、极化指数的测量 5.介质损耗因数（tanδ）试验 6.空载试验 7.负载及短路阻抗试验 8.感应试验 9.工频耐压试验 二．型式试验 1.温升试验 2.雷电冲击试验 三．特殊试验 1.局放试验 2.声级试验 3.空载电流谐波试验 4.零序阻抗试验 5.风机吸收功率试验

变压器中间试验方法 变压器在器身装配结束后，由专职检验员检查合格，须进行等匝试验、电压比测试及联结组标号的校定，器身中试不合格和没有进行器身中试的产品不得移交下道工序。 1.1.1 等匝试验：等匝试验是按安匝平衡（电压对称、电势差为零）原理通过检查线圈各绕组间匝数是否相同（如中部出线高压线圈上下并联绕组的匝数是否相同）来判定铁心装配及线圈制造中是否存在缺陷。等匝试验分两相或单相进行，绕组匝数对称时单相测试，不对称时两相测试； 3.1. 2.1 单相试验即将对称绕组的一对同名端连接，另一对同名端接一电压表（量程需满足测量要求），于中压或高压绕组施加单相电压，电压表显示电压值为零即判定为合格。接线图见图一。 1.1.2两相试验就是相间试验，是将相间对称绕组的一对同名端连接，另一对同名端接一电压表，施加电压时，为满足磁通对称，中压或高压绕组须并联连接施加单相电压，电压表显示电压值为零，合格。接线图见图二。 1.1.3 等匝试验后须进行电压比测试及联结组标号校定，用变比电桥对所有分接进行逐档测量，根据测量结果校定电压比和联结组别. 引线中试 2.1.1直流电阻测试：按照GB1094-1999对所有分接逐档进行测试，对于正反调压变压器可测试一半分接，并作好记录。 2.1.2电压比测试及联结组标号校定：按照GB1094-1999，用变比电