中性点未引出的电动机可测量线问直流电阻，其相互差别不应超过其最小值的1%。
6.0.4 定子绕组直流耐压试验和泄漏电流测量，应符合下述规定：
1000V以上及1000kW以上、中性点连线已引出至出线端子板的定子绕组应分相进行直流耐压试验。试验电压为定子绕组额定电压的3倍。在规定的试验电压下，各相泄漏电流的差值不应大于最小值的100%；当最大泄漏电流在20μ以下时，各相间应无明显差别。试验时的注意事项，应符合本标准第3.0.4条的有关规定；中性点连线未引出的不进行此项试验。
6.0.5 定子绕组的交流耐压试验电压，应符合表6.0.5的规定。 表6.0.5 电动机定子绕组交流耐压试验电压
额定电压(kV) 试验电压(kV) 3 5 6 10 10 16 6.0.6 绕线式电动机的转子绕组交流耐压试验电压，应符合表6.0.6的规定。 表6.0.6 绕线式电动机转子绕组交流耐压试验电压 转子工况 不可逆的 可逆的 试验电压(V) 1.5Uk+750 3.OUk~+750 注：Uk为转子静止时，在定子绕组上施加额定电压，转子绕组开路时测得的电压。
6.O.7 同步电动机转子绕组的交流耐压试验电压值为额定励磁电压的7.5倍，且不应低于1200V，但不应高于出厂试验电压值的75%。
6.0.8 可变电阻器、起动电阻器、灭磁电阻器的绝缘电阻，当与回路一起测量时，绝缘电阻值不应低于O.5MΩ。
6.O.9 测量可变电阻器、起动电阻器、灭磁电阻器的直流电阻值，与产品出厂数值比较，其差值不应超过10%；调节过程中应接触良好，无开路现象，电阻值的变化应有规律性。
6.0.10 测量电动机轴承的绝缘电阻，当有油管路连接时，应在油管安装后，采用1000V兆欧表测量，绝缘电阻值不应低于O.5MΩ。
6.0.11 检查定子绕组的极性及其连接应正确。中性点未引出者可不检查极性。
6.O.12 电动机空载转动检查的运行时间为2h，并记录电动机的空载电流。当电动机与其机械部分的连接不易拆开时，可连在一起进行空载转动检查试验。
7 电力变压器
7.O.1 电力变压器的试验项目，应包括下列内容： 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 测量与铁芯绝缘的各紧固件(连接片可拆开者)及铁芯(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tan； 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1600kV·A及以下油浸式电力变压器的试验，可按本条第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，可按本条第1、2、3、4、5、6、7、8、12、14、15款规定进行； 5 穿芯式电流互感器、电容型套管应分别按本标准第9章、第16章试验项目进行试验； 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。
7.0.2 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表20.0.2的规定；试验项目及标准应符合本标准表20.0.1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。试验应按现行国家标准《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。
7.O.3 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；
2 1600KV·A及以下容量等级三相变压器，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%；1600kV·A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%，线问测得值的相互差值应小于平均值的1%；
3 变压器的直流电阻，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公式(7.O.3)换算。
R2=R1·
(7.0.3)
式中R1、R2——分别为温度在t1、t2(℃)时的R电阻值(Ω)； 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，差值超过本条第2款时，可只按本条第3款进行比较，但应说明原因。
7.0.4 检查所有分接头的电压比，与制造厂铭牌数据相比应无明显差别，且应符合电压比的规律；电压等级在220kV及以上的电力变压器，其电压比的允许误差在额定分接头位置时为±O.5%。
注：“无明显差别”可按如下考虑：
1 电压等级在35kV以下，电压比小于3的变压器电压比允许偏差为士1%； 2 其他所有变压器额定分接下电压比允许偏差为±0.5%；
3 其他分接的电压比应在变压器阻抗电压值(%)的1/l0以内，但不得超过士1%。 7.0.5 检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性，必须与设计要求及铭牌上的标记和外壳上的符号相符。
7.0.6 测量与铁芯绝缘的各紧固件(连接片可拆开者)及铁芯(有外引接地线的)绝缘电阻，应符合下列规定：
1 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。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；
2 不进行器身检查的变压器或进行器身检查的变压器，所有安装工作结束后应进行铁芯和夹件(有外引接地线的)的绝缘电阻测量；
3 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；
4 采用2500V兆欧表测量，持续时间为1min，应无闪络及击穿现象。 7.O.7 非纯瓷套管的试验，应按本标准第16章的规定进行。 7.0.8 有载调压切换装置的检查和试验，应符合下列规定：
1 变压器带电前应进行有载调压切换装置切换过程试验，检查切换开关切换触头的全部动作顺序，测量过渡电阻阻值和切换时间。测得的过渡电阻阻值、三相同步偏差、切换时间的数值、正反向切换时间偏差均符合制造厂技术要求。由于变压器结构及接线原因无法测量的，不进行该项试验；
2 在变压器无电压下，手动操作不少于2个循环、电动操作不少于5个循环。其中电动操作时电源电压为额定电压的85%及以上。操作无卡涩、连动程序，电气和机械限位正常；
3 循环操作后进行绕组连同套管在所有分接下直流电阻和电压比测量，试验结果应符合本标准第7.O.3条、第7.0.4条的要求；
4 在变压器带电条件下进行有载调压开关电动操作，动作应正常。操作过程中，各侧电压应在系统电压允许范围内；
5 绝缘油注入切换开关油箱前，其击穿电压应符合本标准表20.O.1的规定。 7.0.9 测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数，应符合下列规定： 1 绝缘电阻值不低于产品出厂试验值的70%。
2 当测量温度与产品出厂试验时的温度不符合时，可按表7.0.9换算到同一温度时的数值进行比较。
表7.0.9 油浸式电力变压器绝缘电阻的温度换算系数 温度差K 换算系数A 5 1.2 10 15 20 25 2.8 30 3.4 35 4.1 40 5.1 45 6.2 50 7.5 55 60 1.5 1.8 2.3 9.2 11.2 注: 1 表中K为实测温度减去20℃的绝对值.
2 测量温度以上层油温为准.
当测量绝缘电阻的温度差不是表中所列数值时，其换算系数A可用线性插入法确定，也可按下述公式计算：
A=1.5
(7.0.9-1)
校正到20℃时的绝缘电阻值可用下述公式计算： 当实测温度为20℃以上时：
R20=ART (7.0.9-2) 当实测温度为20℃以下时：
R20=Rt/A (7.0.9-3) 式中 R20——校正到20℃时的绝缘电阻值(MΩ)： Rt——在测量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4000KV·A及以上时,应测量吸收比。吸收比与产品出厂值相比应无明显差别，在常温下应不小于1.3；当R60s大于3000MΩ时，吸收比可不作考核要求：
4 变压器电压等级为220kV及以上且容量为120MV·A及以上时，宜用5000V兆欧表测量极化指数。测得值与产品出厂值相比应无明显差别，在常温下不小于1.3；当R60s大干10000MΩ时，极化指数可不作考核要求。
7.O.10 测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tan，应符合下列规定：
1 当变压器电压等级为35kV及以上且容量在8000Kv·A发以上时，应测量介质损耗角正切值tan：
2 被测绕组的tan值不应大于产品出厂试验值的130%；
3当测量时的温度与产品出厂试验温度不符合时，可按表7.O.10换算到同一温度时的数值进行比较。
表7.0.10 介质损耗角正切值tan (%)温度换算系数 温度差K 5 10 15 20 25 30 换算系数A 1.15 1.3 1.5 1.7 1.9 2.2 注：1 表中K为实测温度减去20℃的绝对值。 2 测量温度以上层油温为准。
3 进行较大的温度换算且试验结果超过本条第2款规定时，应进行综合分析判断。 当测量时的温度差不是表中所列数值时，其换算系数A可用线性插入法确定，也可按下述公式计算：
A—1.3 (7.0.10-1) 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： tan=tan
/A (7.0.10-2)
35 2.5 40 2.9 45 3.3 50 3.7 当测量温度在20℃以下时： tan=Atan式中 tan tan
(7.0.10-3) ——校正到20℃时的介质损耗角正切值； ——在测量温度下的介质损耗角正切值。
7.0.11 测量绕组连同套管的直流泄漏电流，应符合下列规定：
1 当变压器电压等级为35kV及以上且容量在8000kV·A及以上时，应测量直流泄漏电流； 2 试验电压标准应符合表7.0.1l明观。当施加试验电压达lmin时，在高压端读取泄漏电流。泄漏电流值不宜超过本标准附录D的规定。
表7.0.11 油浸式电力变压器直流泄漏试验电压标准 绕组额定电压(kV) 6～10 20～35
63～330 500
《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-2006
