10KV配变出厂试验讲解.docx
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10KV配变出厂试验讲解
变压器试验
一、试验类型
1例行试验
每台变压器都要承受的试验。
A）所有变压器例行试验项目包括：
1.绕组电阻测量；
2.电压比测量和联结组标号检定；
3.短路阻抗和负载损耗测量；
4.空载损耗和空载电流测量；
5.绕组对地及绕组间直流绝缘电阻测量；
6.绝缘例行试验；
7.有载分接开关试验；
8.液浸式变压器压力密封试验；
9.充气式变压器油箱压力密封试验；
10.内装电流互感器变比和极性试验；
11.液浸式变压器铁心和夹件绝缘检查；
12.绝缘液试验。
B）设备最高电压U.>72.5kV的变压器的附加例行试验包括：
1.绕组对地和绕组间电容测量;
2.绝缘系统电容的介质损耗因数（tan）的测量;
3.除分接开关油室外的每个独立油室的绝缘液中溶解气体测量;
4.在90%和110%额定电压下的空载损耗和空载电流测量。
㈡型式试验
一台有代表性的变压器上所进行的试验，以证明被代表的变压
器也符合规定要求（但例行试验除外）。
如果变压器生产所用图样相同、工艺相同、原材料相同，在同一制造厂生产，则认为其中一台可以代表。
注1:
与特定型式试验明确不相关的设计差异，不应要求重新进行该型式试验。
注2:
如果设计差异引起特定型式试验的数值和应力降低，且制造方和用户双方同意，则这个差异不要求重新进行型式试验。
注3:
对于20MVA以下，且Um≤72.5kV的变压器，若能证明符合型式试验要求，则可以允许有较大的设计差异。
型式试验项目包括:
1.温升试验；
2.绝缘型式试验；
3.对每种冷却方式的声级测定（如果每种冷却方式都规定了保证的声级。
）
4.风扇和油泵电机功率测量;
5.在90%和110%额定电压下的空载损耗和空载电流测量。
（三）特殊试验
除型式试验和例行试验外，按制造方与用户协议所进行的试
验。
注：
所有特殊试验可以按照用户在询价和订货的规定，在一台或特定设计的所有变压器上进行。
特殊试验项目包括:
1.绝缘特殊试验；
2.绕组热点温升测量;
3.绕组对地和绕组间电容测量;
4.绝缘系统电容的介质损耗因数（tan8）测量;
5.暂态电压传输特性测定；
6.三相变压器零序阻抗测量；
7.短路承受能力试验；
8.液浸式变压器真空变形试验；
9.液浸式变压器压力变形试验；
10液浸式变压器现场真空密封试验；
11.频率响应测量（频率响应分析FRA，试验规程由供需双方协商）;
12.外部涂层检查（见GB/T4956和ISO2409或按规定）;
13.绝缘液中溶解气体测量;
14.油箱运输适应性机械试验或评估（按用户的规定）;
15.运输质量的测定（容量不大于1.6MVA的变压器采用整体测量;大型变压器采用测量或计算，具体由制造方和用户协商）。
二、实验前的准备
变压器应按如下规定进行试验。
（一）除温升试验外，试验应在5℃—40℃的环境温度下进行。
温升试验的环境温度见GB1094.2—2013。
（二）除非制造方与用户另有协议，试验应在制造方工厂进行。
（三）试验时，有可能影响变压器性能的外部组件和装置，均应安装在规定的位置上。
（四）如果变压器的安装条件与试验运行条件不一致（如:
在工厂试验期间，变压器安装了试验用升高座和套管，或者冷却设备的布置与现场安装不同），则制造方与用户之间应在试验开始前制定相关协议。
（五）如果对试验有任何限制因素，则制造方应在投标阶段说明。
（六）如果变压器交货时用的是液体/SF6套管，经供需双方达成协议，试验时也可以用等效的液体/气体套管代替，但试验套管的液浸端部应与运行时套管相同，运行套管至少要承受与变压器试验水平相同的试验。
（七）试验应在主分接上进行，试验条款另有规定或供需双方另有协议时除外。
（八）除绝缘试验外，所有性能试验，均应以额定条件为基准（试验条款另有规定时除外）。
（九）试验测量系统应按GB/T19001的规定进行检定、定期校准，其准确度具有可追溯性。
对测量系统的精度及校准的特殊要求见GB/T16927（全部）及GB/T13499。
（十）如果有要求，则试验结果要校正到参考温度，参考温度是:
A）对于干式变压器，按照GB1094.11中对试验的一般要求;
B）对于绕组额定平均温升不大于65K（OF或ON冷却方式）或70K（OD冷却方式）的液浸式变压器:
1.参考温度为75℃;
2.按用户要求，参考温度等于额定绕组平均温升加20℃或额定绕组平均温升加外部冷却介质年平均温度两者之中的较高者;
（十一）液浸式变压器试验时应充有与运行时相同种类及参数的液体。
（十二）测量及试验时的工频电源频率与变压器额定频率的偏差应在1%内。
试验电源电压波形中的谐波含量不应超过5%。
如果不能满足要求，则波形对参数的影响应由制造方进行评估，并应经用户同意。
（十三）电源电压应对称。
试验时，施加到每个相绕组上的最高电压与最低电压之差不应超过3%。
（十四）制造方在额定频率下试验或测量能力方面的任何不足，均应在投标书中说明，并协商适当的转换系数。
三、例行试验介绍
（一）变压比测定：
A）电压比测量是验证变压器能否达到预期的电压变换效果。
绝缘装配后的电压比试验是检验绕组的匝数与绕向是否正确;
引线装配后的电压比试验是检查分接开关与绕组的联结组标号是否正确;
总装后的电压比试验是检查变压器分接开关内部所处位置与外部指示位置是否一致及线端标志是否正确。
1.电压比测量所使用的仪器的精度和灵敏度均不应低于0.2%;推荐采用电压比电桥（精度为0.1%）,
2.测量应分别在各分接上进行;有正、反励磁的有载调压变压器，转换选择器正向连接时，如在所有分接选择器位置进行了电压比测量，反向连接时，允许只抽试1个~2个分接。
3.三绕组变压器至少在包括第一对绕组在内的两对绕组上分别进行电压比测量。
4.绝缘装配后的半成品电压比测量，三相应分别进行相的电压比测量;同时应检查绕组的电压矢量关系（绕向与标志）是否正确；
引线装配后或总装配后的电压比测量应分别对各分接进行电压比测量，如果可能还应验证联结组及电压矢量关系是否正确。
5.确定故障部位及匝数的多少按下列方法和程序进行:
a）所有分接中只有部分分接超差时，断定是高压绕组分接区错匝，应用高压某段分接绕组对低压绕组用设计匝数进行电压比测量，以确定故障的部位和匝数。
b）所有分接均超差且误差相同时，应首先判定是高压绕组公用段还是低压绕组错匝:
1）如果故障误差小于低压绕组一匝的误差，应判定是高压绕组公用段错匝。
2）如果故障误差大于两个绕组任何一个绕组一匝所引起的误差时，可根据线圈结构选择下列方法之一:
——圆筒式线圈末端抽头的绕组，可用分接区对低压用设计匝数进行电压比测量（注意高压绕组端有较高的感应电压），如果故障相与正常相相同，则说明是高压公用线段错匝、而不是低压错匝，反之则是低压错匝;
——如果是分为两部分的连续式线圈，用设计匝数分别对公用线段与低压绕组进行电压比测量;如果故障相的上半段与下半段电压比均不对时，是低压绕组错匝;若只有其中一个半段电压比不对时，则是高压这个半段错匝;
——如果高、低压绕组均没有分接且无法断开时，可临时绕线匝;用低压绕组对临时匝进行电压比测量，以确定故障绕组。
B）电压矢量关系校定（又称联结组标号试验）是检验绕组的绕向、绕组的联结组及线端的标志是否正确。
测试仪法是一种自动化程度高、测量准确、功能齐全的目前采用的较常见方法。
（二）绕组电阻测量
绕组电阻测量是检查线圈内部导线、引线与线圈的焊接质量，线圈所用导线的规格是否符合设计，以及分接开关、套管等载流部分的接触是否良好。
本试验应在变比试验合格后进行。
A）绕组温度
1.绕组电阻、测量的端子温度以及绕组温度都应予以记录。
2.干式变压器测量前，环境温度变化小于3℃的时间至少不应低于3h。
用内部温度传感器测得的绕组温度与环境温度之差不应大于2℃。
绕组温度应取绕组表面不少于三点温度的平均值。
3.液浸式变压器注入液体后，至少3h不励磁，才可测量液体平
均温度。
在油温度已经稳定后，向被试变压器温度计座内注人至少2/3深度以上的变压器油，并插人温度计，此时可将油顶层温度作为绕组温度。
对于大型变压器应取顶层液体温度与底部液体温度的平均值，作为液体平均温度。
B）根据产品技术数据中绕组电阻计算值，合理选择直流电阻测试仪或专用电桥（精确度应不低于0.2级）。
C）带有分接的绕组，应在所有分接下测量其绕组电阻。
有载调压变压器如有正、反励磁开关（极性选择器）时，应在一个方向上测量所有分接的绕组电阻，在另一个方向上可以只测量1~2个分接。
测量绕组电阻时，无励磁分接开关应使定位装置进人指定位置;有载分接开关应采用电动操作。
D）变压器各绕组的电阻应分别在各绕组的线端上测量:
三相变压器绕组为Y联结无中性点引出时，应测量其线电阻，例如AB、BC、CA；如有中性点引出时，应测量其相电阻，例如AO、BO、CO；但对中性点引线电阻所占比例较大的yn联结且低压为400V的配电变压器，应测量其线电阻（ab、bc、ca）及中性点对一个线端的电阻，如ao。
绕组为D联结时，首末端均引出的应测量其相电阻;封闭三角形的试品应测量其线电阻。
E）测量直流电组时不得切换无励磁分接开关来改变分接，无励磁分接开关改变分接时将在出头间发生电弧，引起油的分解，并形成可燃烧气体和炭，使变压器油变坏。
无励磁分接变压器测量一个分接后仪器按复位键，绕组充分放电后停电才能变换分接。
测量时无励磁分接开关应使定位装置进入指定位置。
F）有载分接开关应采用电动操作。
有载调压变压器直阻测量时可以不停电状态变换分接位置。
有载调压变压器出厂试验时经常遇到直流电阻不平衡，多数是由于有载开关触头产生氧化膜造成的，一般处理方法是有载开关反复操做500次左右一般能够好转，有时操作1000次左右才能好转，如果反复操作不能好转时，需放油进行处理，将开关触头进行人工处理。
G）测量时应注意大容量变压器充电时间较长应有足够的充电时间；绕组直流电阻难度随着变压器的单台容量增大而增加，特别是铁心为五柱式，低压绕组为三角形连接的特大容量变压器，测量直流电阻时，电流达到稳定的时间很长。
如果电流未达到稳定时读数，则测不出电阻的真实数。
对容量260MVA以上变压器低压绕组测量，测量电流一般选用40A的3393直阻测试仪。
如使用20A的JD2520或JY20直流电阻测试仪时，可采用助磁法进行测量。
并保证足够的充电稳定时间。
H）工艺过程中测量与判断:
——在工序过程中（器身试验）经常遇到以下问题，（容量120MVA以上，低压为13.8kV10.5kV）低压直流电阻三相不平率超差。
原因有：
1.设计时低压引线电阻不平衡，引线占线圈直阻的比重很大，使线圈不平衡率超差。
2.低压引线使用的铜排电阻率不合格，铜排电阻较大引起三相直流电阻偏差较大。
3.温度偏差影响，三相线圈温度偏差1℃时，在常温下线圈误差将会增大接近0.4%，所以变压器刚焊接完后不要立即测量直流电阻。
4.试验接线引起的误差，当测量线接触不好时，将出现较大的误差。
特别是电压端子接触不好时误差将加大。
当接线接触不好时测量的直流电阻反而偏小这应特别注意。
——高压绕组不平衡率超差
1.一般是高压开关接触不良，开关触头有氧化膜，应将开关触头清理后再进行测量。
2.高压线圈直流电阻不平衡未按电阻大小套装线圈，或线圈相序已定好不能改变，加上引线的影响。
使线圈不平衡率超差。
3.线圈及引线焊接不好，也是引起直流电阻不平衡的重要原因。
此类问题的查找，是在测试过程中待直阻仪稳定后，用木锤敲击各个焊接点，当敲击到虚焊的部位时直流电阻值将发生变化。
I）出厂试验经常遇到的问题：
1.出厂试验直流测量与器身试验结果不一致甚至不平衡率超差，应分按以下顺序查找：
对有分接开关绕组应将开关反复操作500次，必要时可操作1000次。
如能好转则说明开关触头被氧化造成。
如不能好转或无明显变化，检查套管端部联接是否良好。
可拆除佛手与将军帽，将测量线夹直接夹在铜头上，如能好转则说明铜头与将军帽与佛手接触不良。
如不能好转或无明显变化，则需要放油检查变压器内部，重点检查螺丝压接处（包括有载开关上的引线压接）。
引线冷压接头等处。
2.变压器低压直流电阻与器身试验偏差教大时，首先检查测量方法是否存在问题，因为一般情况是器身试验低压测量相电阻，而出厂试验低压封角后测量线电阻。
计算三相电阻不平衡率时，按照相电阻三相不平衡率小于2%，线电阻三相不平衡率1%标准执行。
可将低压测量的线电阻换算成相电阻与器身试验结果进行比较，如直阻偏差教大首先检查佛手与套管导电杆接触是否良好，检查方法是测量线夹直接夹在导电杆上，如果直流电阻三相不平衡率好转，说明佛手与套管导电杆接触有不良现象。
如果直流电阻三相不平衡率好转，则需要放油检查套管下部与软连接接触情况，一般检查压接螺丝松紧度，或用微欧计测量软连接与套管接触电阻，此电阻最好控制在不大于10ｕΩ。
实际试验中已多次出现过软连接压接不良出现直阻超差问题。
放油后可甩掉套管，从软连接处直接测量三相直流电阻。
J）现场交接时常见问题
经常遇到变压器直流电阻超差，高压绕组原因多数是因为开关在变压器长期存放后触头出现氧化层，解决方法同出厂试验。
低压侧出现不平衡原因绝大多数是测量原因，主要是直阻测量时充电电流稳定保持时间不够。
使直流电阻出现很大的偏差，经常出现三相偏差达20-30%偏差，从现场测量结果分析来看主要是低压Rab电阻偏大，因为低压Rab电阻测量时，充电电流稳定时间最长（不包括35kV电压等级）大约需要30分钟左右。
其它两相相对充电稳定时间较短。
（三）绝缘特性测量
A）测量目的与项目
在变压器制造过程中，绝缘特性测量用来确定绝缘的质量状态，发现生产中可能出现的局部或整体缺陷，并作为产品是否可以进行绝缘强度试验的一个辅助判断手段;同时向用户提供出厂前的绝缘特性试验数据，用户由此可以对比和判断运输、安装、运行中由于吸潮、老化及其他原因引起的绝缘劣化程度。
本试验应包括下列试验项目:
——绝缘电阻、吸收比及极化指数测定;
——介质损耗因数测量。
B）绝缘电阻、吸收比和极化指数测量
1.电压为35kV、容量为4000kVA和66kV及以上的变压器应提供绝缘电阻值（R60）和吸收比（R60/R15），电压等级为330kV及以上的变压器应提供绝缘电阻值、吸收比和极化指数（R10min/Rlmin）;测量时使用5000V、指示量限不低于100000MΩ的绝缘电阻表;其他变压器只测量绝缘电阻值，测量时使用2500V、指示量限不低于10000MΩ的绝缘电阻表;绝缘电阻表的精确度不应低于1.5%。
2.绕组温度应在10-40℃之间，空气相对湿度应小于85%。
试验时应记录好温度及湿度。
试验前将各套管及升高座放气塞打开放气，直到流油为止。
瓦斯继电器中的气体也应全部排出。
变压器外壳接地，铁心和夹件接地引出套管接地，以上接地必须良好。
非被试相各端子（套管）短路接地。
将被试相各端子（套管）用导线短接。
接兆欧表火线（L）。
（L）火线端使用良好的绝缘线，并悬吊好，使引线不影响的测量结果。
测量前被试绕组接地放电应不少于2分钟，消除残余电荷的影响。
每次测试完毕后，应首先断开火线，以避免停电后被测绕组向兆欧表放电而反向冲击仪表。
使用兆欧表测量时应特别注意！
当绝缘电阻为零时或非常低时，兆欧表应立即停止测量并停电，防止短路电流时间过长损坏兆欧表。
对试验接线进行检查，改用手摇兆欧表进行测量查找原因。
3.线圈绝缘电阻20℃时不应小于2000MΩ。
4.按照表1的测试绕组进行。
当一个绕组测试完毕后，首先应将被测绕组放电，然后改接另一绕组测量。
表1
序号
双绕组变压器
三绕组变压器
被测绕组
接地部分
被测绕组
接地部分
1
低压
外壳及高压
低压
外壳高压及中压
2
高压
外壳及低压
中压
外壳高压及低压
3
高压
外壳中压及低压
4
高压及低压
外壳
高压及中压
外壳及低压
5
高压中压及低压
外壳
注：
4、5项目只对16000KVA及以上变压器进行
5.吸收比测量
变压器电压等级35kV容量4000kVA应提供吸收比（R60/R15）。
吸收比测量使用5000V兆欧表
110kV及以下变压器吸收比应大于1.3，如果绝缘绝对值很高的吸收比小于1.3时，可改测极化指数。
如果绝对值不高且吸收比和极化指数都达不到要求，应查明原因，常遇到的原因有无载开关的操作杆影响，变压油影响，有载开关室内绝缘不好影响。
多数情况变压器经过热油循环后吸收比和极化指数都能达到要求。
6.极化指数测量
330kV变压器应测量极化指数，测量值大于1.5，如果绝对值非常高，极化指数小于1.5时，并不表明绝缘有缺陷,而仍然是绝缘良好的一种表现。
如果绝缘绝对值不高且极化指数也达不到要求，应查明原因，常遇到的原因有无载开关的操作杆影响，变压油影响，有载开关室内绝缘油不好影响。
C）介质损耗功率因数测量
1.试验前准备及仪器使用
绕组温度应在10-40℃之间，空气相对湿度应小于85%。
试验时应记录好温度及湿度。
试验接线同绝缘电阻测量。
试验顺序同绝缘电阻表1要求。
介损电桥接地端子必须可靠接地。
变压器绕组介损测量电桥使用反接线。
变压器套管介损测量电桥采用正接线，接线方式在电桥屏幕显示中使用光标选择。
加压线应绝缘良好，并悬起支撑好，使引线不影响测量结果。
变压器绕组额定电压大于10kV的，试验时施加10kV电压。
变压器绕组额定电压小于10kV的，试验时施加其绕组额定电压。
试验前仪器接通电源预热1分钟后，再进行操作。
2.试验过程与分析判断
变压器介质损耗测量只在变压器出厂试验进行，工艺过程不进行此项目试验。
试验时电桥输出电压已达10kV，应注意人员与设备和接线的安全距离。
遇有紧急情况时应立即停电。
JB/T501—2006标准规定：
a）35kV级及以下绕组20℃时不大于1.5%
b）66kV级及以上的绕组20℃时不大于0.8%
c）330kV级及以上的绕组20℃时不大于0.5%
当变压器绝缘强度试验时出现击穿故障、局放试验出现数万以上的放电量和油中出现乙炔气体时，可进行介质损耗复测，与故障前测量结果进行比较。
有利于对问题的分析判断。
变压器介质损耗测量还应记录好电容量测量结果，根据该试验结果可以计算出外施交流耐压时电容电流，和感应耐压及局部放电测量时电抗器补偿容量。
变压器套管介质损耗测量：
按套管试验技术要求套管树直立起后24小时后，才能进行套管介损测量。
（我厂多次出现套管刚立起后测量结果超标，经过一段时间静放后试验结果合格。
现场交接也多次出现过此类问题。
）
套管介质损耗测量遇到问题相对比较多，尤其是夏季湿度比较大时，经常出现介质损耗超过国家标准的现象，主要原因是套管表面潮湿或表面有灰尘影响，一般套管表面经过清洁和用电热吹风吹干后，试验结果都能合格。
套管介质损耗测量还应注意，加压接线、末屏接线、接地线都必须可靠连接，如果接触不良都会出现介损偏大现象。
套管试验时还应注意，套管电容量测量值与出厂试验值进行比较。
电容量变化不应大于5%。
我厂在套管试验中遇到过电容量变化很大的现象，原因是套管内末屏引线断开。
对tanδ在不同温度下的测量值如果进行换算，应慎用GB6451-1999国标中的换算公式，实践证明此公式差异比较大。
（四）空载损耗和空载电流测量
空载损耗及空载电流是变压器运行的重要参数，通过测量验证这
两项指标是否在国家标准或产品技术协议允许的范围内，以检查和发现试品磁路中的局部缺陷和整体缺陷。
A）试验前准备
变压器空载试验一般从低压绕组施加波形是正弦波,额定频率的额定电压。
其他绕组开路，高压中性点要接地。
如果低压是yn接线时，低压励磁则低压中性点不能接地。
否则会影响测量的准确度。
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。
铁心接地，套管和油箱外壳应可靠接地。
根据施加的电压选择互感器电压挡，根据预算的空载电流选择适当的电流档。
空载试验所用电流及电压互感器的精度应不低于0.2级，所用仪表的精度应不低于0.5级。
空载试验时按下图接线进行。
单相变压器参照图a和图b的接线，三相变压器参照图c、d、e、f、的接线;其中f为yn或zn联结绕组的接线
B）试验过程与分析判断
变压器第一次施加励磁电压时，为了消除剩磁影响可将励磁电压反复升降几次。
或电压升到后保持十分钟后在读取测量数值。
当电压波形畸变，即平均值电压表与方均根值电压表读数不同时，试验电压以平均值电压表（该表的刻度具有同一平均值的正弦波形方均根值）读数为准。
令平均值电压表的读数为U1，方均根值电压表与平均值电压表并联，令方均根值电压表读数为U2。
如果U1和U2之差在3%以内，则此试验电压波形满足要求。
设测得的空载损耗为Pm，则校正后的空载损耗P0按下式计算：
P0=Pm（1+d）
d=（U1-U2）/U2（d通常为负数）
（五）负载损耗和短路阻抗测量
负载损耗是一个重要参数，它对于变压器的经济运行以及变压器本身的使用寿命，都有着极其重要的意义;而短路阻抗，它决定了变压器在电力系统运行时对电网电压波动的影响，以及变压器发生出口短路事故时电动力的大小，同时短路阻抗还是决定变压器能否并联运行的一个必要条件。
通过短路阻抗和负载损耗的测量，可以验证这两项指标是否在国家标准及用户要求范围内，同时还可以通过试验发现绕组设计与制造及载流回路和结构的缺陷。
A）试验前准备
变压器负载损耗和短路阻抗试验一般从电压高电流小绕组施加波形是正弦波,额定频率的额定电电流。
其它绕组分别短路，试验应在每对绕组间进行。
试验顺序按下表：
两绕组变压器
三绕组变压器
序号
加压绕组
短路绕组
加压绕组
短路绕组
1
高压绕组
低压绕组
高压绕组
中压绕组
2
高压绕组
低压绕组
3
中压绕组
低压绕组
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（指稳定绕组），应使其闭合。
铁心接地套管和油箱外壳应可靠接地。
根据施加的电压和电流选择电压互感器电压挡和电流互感器电流档。
施加电流要符合标准规定一般施加额定电流50%～100%，根据施加电流选择加压导线要有足够的截面，短路线或短路铜排也要足够的截面。
加压线和短路线或短路铜排电流密度选择为≤3.5A/m2。
接线时所有接线和短路铜排必须连接良好，避免接触不良增加线路损耗。
试验前记录好环境温度，变压器油温度。
B）试验中常见问题
负载损耗试验值较设计值大很多。
应首先检查仪器仪表接线是否正确，测量接线是否接触良好。
仪器仪表倍率是否正确。
功率表极性是否正确。
一次接线和短路铜排截面是否足够，压接是否良好。
C）试验过程与分析判断
变压器负载损耗和短路阻抗试验一般施加变压器额定电流的50%左右。
测量应迅速进行，试验时绕组所产生的温升不应引起明显的误差。
测量前应准确的测量绕组的温度。
负载损耗是绕组通过额定电流时产生的损耗，负载损耗测量值应按额定电流与试验电流之比的平方增大。
计算公式如下：
Pk=Pm×（Ia/In）
（六）外施交流耐压
本试验用来验证线端和中性点端子及它们所连接绕组对地及其他绕组的外施耐受强度。
其原理线路图如下：
A）试验准备
检查试品铁心及外壳可靠接地。
变压器油位必须高于低压套管和高中压升高座。
低压套管、高压升高座所有凸起
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