8 电力变压器
8.0.1 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 测量铁心及夹件的绝缘电阻；
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因数(tanδ)与电容量；
10 变压器绕组变形试验；
11 绕组连同套管的交流耐压试验；
12 绕组连同套管的长时感应耐压试验带局部放电测量；
13 额定电压下的冲击合闸试验；
14 检查相位；
15 测量噪音。
8.0.2 各类变压器试验项目应符合下列规定：
1 容量为1600kVA及以下油浸式电力变压器，可按本标准第8.0.1条第1、2、3、4、5、6、7、8、11、13和14款进行试验；
2 干式变压器可按本标准第8.0.1条第2、3、4、5、7、8、11、13和14款进行试验；
3 变流、整流变压器可按本标准第8.0.1条第1、2、3、4、5、6、7、8、11、13和14款进行试验；
4 电炉变压器可按本标准第8.0.1条第1、2、3、4、5、6、7、8、11、13和14款进行试验；
5 接地变压器、曲折变压器可按本标准第8.0.1条第2、3、4、5、8、11和13款进行试验，对于油浸式变压器还应按本标准第8.0.1条第1款和第9款进行试验；
6 穿心式电流互感器、电容型套管应分别按本标准第10章互感器和第15章套管的试验项目进行试验；
7 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，现场试验应按本标准执行；
8 应对气体继电器、油流继电器、压力释放阀和气体密度继电器等附件进行检查。
8.0.3 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19.0.2的规定，试验项目及标准应符合本标准表19.0.1的规定。
2 油中溶解气体的色谱分析，应符合下列规定：
1)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；
2)试验应符合现行国家标准《变压器油中溶解气体分析和判断导则》GB/T 7252的有关规定。各次测得的氢、乙炔、总烃含量，应无明显差别；
3)新装变压器油中总烃含量不应超过20μL/L，H2含量不应超过10μL/L，C2H2含量不应超过0.1μL/L。
3 变压器油中水含量的测量，应符合下列规定：
1)电压等级为110(66)kV时，油中水含量不应大于20mg/L；
2)电压等级为220kV时，油中水含量不应大于15mg/L；
3)电压等级为330kV～750kV时，油中水含量不应大于10mg/L。
4 油中含气量的测量，应按规定时间静置后取样测量油中的含气量，电压等级为330kV～750kV的变压器，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)不宜大于250μL/L，变压器应无明显泄漏点。
8.0.4 测量绕组连同套管的直流电阻，应符合下列规定：
1 测量应在各分接的所有位置上进行。
2 1600kVA及以下三相变压器，各相绕组相互间的差别不应大于4％；无中性点引出的绕组，线间各绕组相互间差别不应大于2％；1600kVA以上变压器，各相绕组相互间差别不应大于2％；无中性点引出的绕组，线间相互间差别不应大于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％；不同温度下电阻值应按下式计算：
式中：R1——温度在t1(℃)时的电阻值(Ω)；
R2——温度在t2(℃)时的电阻值(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。
5 无励磁调压变压器送电前最后一次测量，应在使用的分接锁定后进行。
8.0.5 检查所有分接的电压比，应符合下列规定：
1 所有分接的电压比应符合电压比的规律；
2 与制造厂铭牌数据相比，应符合下列规定：
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应为±1％；
2)其他所有变压器额定分接下电压比允许偏差不应超过±0.5％；
3)其他分接的电压比应在变压器阻抗电压值(％)的1/10以内，且允许偏差应为±1％。
8.0.6 检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性，应符合下列规定：
1 变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性应符合设计要求；
2 变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性应与铭牌上的标记和外壳上的符号相符。
8.0.7 测量铁心及夹件的绝缘电阻，应符合下列规定：
1 应测量铁心对地绝缘电阻、夹件对地绝缘电阻、铁心对夹件绝缘电阻；
2 进行器身检查的变压器，应测量可接触到的穿心螺栓、轭铁夹件及绑扎钢带对铁轭、铁心、油箱及绕组压环的绝缘电阻。当轭铁梁及穿心螺栓一端与铁心连接时，应将连接片断开后进行试验；
3 在变压器所有安装工作结束后应进行铁心对地、有外引接地线的夹件对地及铁心对夹件的绝缘电阻测量；
4 对变压器上有专用的铁心接地线引出套管时，应在注油前后测量其对外壳的绝缘电阻；
5 采用2500V兆欧表测量，持续时间应为1min，应无闪络及击穿现象。
8.0.8 非纯瓷套管的试验，应按本标准第15章的规定进行。
8.0.9 有载调压切换装置的检查和试验，应符合下列规定：
1 有载分接开关绝缘油击穿电压应符合本标准表19.0.1的规定；
2 在变压器无电压下，有载分接开关的手动操作不应少于2个循环、电动操作不应少于5个循环，其中电动操作时电源电压应为额定电压的85％及以上。操作应无卡涩，连动程序、电气和机械限位应正常；
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8.0.4条、第8.0.5条的规定；
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。
8.0.10 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 绝缘电阻值不应低于产品出厂试验值的70％或不低于10000MΩ(20℃)；
2 当测量温度与产品出厂试验时的温度不符合时，油浸式电力变压器绝缘电阻的温度换算系数可按表8.0.10换算到同一温度时的数值进行比较。
表8.0.10 油浸式电力变压器绝缘电阻的温度换算系数
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8.0.10中所列数值时，其换算系数A可用线性插入法确定，也可按下式计算：
校正到20℃时的绝缘电阻值计算应满足下列要求：
当实测温度为20℃以上时，可按下式计算：
当实测温度为20℃以下时，可按下式计算：
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4000kVA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，在常温下不应小于1.3；当R60大于3000MΩ(20℃)时，吸收比可不作考核要求。
4 变压器电压等级为220kV及以上或容量为120MVA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，在常温下不应小于1.5。当R60大于10000MΩ(20℃)时，极化指数可不作考核要求。
8.0.11 测量绕组连同套管的介质损耗因数(tanδ)及电容量，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10000kVA及以上时，应测量介质损耗因数(tanδ)；
2 被测绕组的tanδ值不宜大于产品出厂试验值的130％，当大于130％时，可结合其他绝缘试验结果综合分析判断；
3 当测量时的温度与产品出厂试验温度小符合时，可按本标准附录C表换算到同一温度时的数值进行比较；
4 变压器本体电容量与出厂值相比允许偏差应为±3％。
8.0.12 变压器绕组变形试验，应符合下列规定：
1 对于35kV及以下电压等级变压器，宜采用低电压短路阻抗法；
2 对于110(66)kV及以上电压等级变压器，宜采用频率响应法测量绕组特征图谱。
8.0.13 绕组连同套管的交流耐压试验，应符合下列规定：
1 额定电压在110kV以下的变压器，线端试验应按本标准附录表D.0.1进行交流耐压试验；
2 绕组额定电压为110(66)kV及以上的变压器，其中性点应进行交流耐压试验，试验耐受电压标准应符合本标准附录表D.0.2的规定，并应符合下列规定：
1)试验电压波形应接近正弦，试验电压值应为测量电压的峰值除以
，试验时应在高压端监测；
2)外施交流电压试验电压的频率不应低于40Hz，全电压下耐受时间应为60s；
3)感应电压试验时，试验电压的频率应大于额定频率。当试验电压频率小于或等于2倍额定频率时，全电压下试验时间为60s；当试验电压频率大于2倍额定频率时，全电压下试验时间应按下式计算：
式中：fN——额定频率；
fS——试验频率；
t——全电压下试验时间，不应少于15s。
8.0.14 绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电测量(ACLD)，应符合下列规定：
1 电压等级220kV及以上变压器在新安装时，应进行现场局部放电试验。电压等级为110kV的变压器，当对绝缘有怀疑时，应进行局部放电试验；
2 局部放电试验方法及判断方法，应按现行国家标准《电力变压器 第3部分：绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空隙间隙》GB 1094.3中的有关规定执行；
3 750kV变压器现场交接试验时，绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电测量(ACLD)中，激发电压应按出厂交流耐压的80％(720kV)进行。
8.0.15 额定电压下的冲击合闸试验，应符合下列规定：
1 在额定电压下对变压器的冲击合闸试验，应进行5次，每次间隔时间宜为5min，应无异常现象，其中750kV变压器在额定电压下，第一次冲击合闸后的带电运行时间不应少于30min，其后每次合闸后带电运行时间可逐次缩短，但不应少于5min；
2 冲击合闸宜在变压器高压侧进行，对中性点接地的电力系统试验时变压器中性点应接地；
3 发电机变压器组中间连接无操作断开点的变压器，可不进行冲击合闸试验；
4 无电流差动保护的干式变可冲击3次。
8.0.16 检查变压器的相位，应与电网相位一致。
8.0.17 测量噪声，应符合下列规定：
1 电压等级为750kV的变压器的噪声，应在额定电压及额定频率下测量，噪声值声压级不应大于80dB(A)；
2 测量方法和要求应符合现行国家标准《电力变压器 第10部分：声级测定》GB/T 1094.10的规定；
3 验收应以出厂验收为准；
4 对于室内变压器可不进行噪声测量试验。
8.0.1 本条规定了电力变压器的试验项目。
(1)修订后第5款为“测量铁心及夹件的绝缘电阻”；
(2)修订后第9款为“测量绕组连同套管的介质损耗因数tanδ与电容量”，增加了测量电容量。考虑到变压器绕组的电容量变化对于判断变压器绕组状态有重要意义，为此增加了电容量测量项目及判断准则(见8.0.11第4款)；
(3)删除了原条款“测量绕组连同套管的直流泄漏电流试验”，由于多年预防性试验表明直流泄漏试验的有效性不够灵敏，且其检测效果可由绝缘电阻、绕组介损及电容量两者结合达到，因此去掉。
8.0.2 本条第2、3、4、5款是按照不同用途的变压器而规定其应试验的项目；第7款是为了适应变压器安装技术的进步而规定附加要求。
8.0.3 油浸式变压器油中色谱分析对放电、过热等多种故障敏感，是目前非常有效的变压器检测手段。大型变压器感应电压试验时间延长，严重的缺陷可能产生微量气体，要进行耐压试验后色谱分析。考虑到气体在油中的扩散过程，规定试验结束24h后取样，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。随着测试技术的发展和检测精度的不断提高，根据经验，新标准中规定C2H2气体含量不应超过0.1μL/L。35kV及以下电压等级油浸式变压器对于油中色谱分析和油中水含量的测量可自行规定。
考虑到SF6气体绝缘变压器应用逐步扩大，标准中SF6气体含水量用20℃的体积分数表示，当温度不同时，应与温湿度曲线核对，进行相应换算。
8.0.4 测量绕组连同套管的直流电阻条款中，参考了现行行业标准《输变电设备状态检修试验规程》DL/T 393-2010，提出了变压器绕组相互间的差别概念，并修订了直流电阻判断规定，新标准较原标准更为严格；并考虑部分变压器的特殊结构，由于变压器设计原因导致的直流电阻不平衡率超差说明原因后不作为质量问题。测量温度以顶层油温为准，变压器的直流电阻与同温下产品出厂实测数值比较，测量值的变化趋势应一致。
第2款中，各相绕组相互间差别指任意两绕组电阻之差，除以两者中的小者，再乘以100％得到的结果。
8.0.5 本条规定了所有电压等级变压器的电压比误差标准。
现行国家标准《电力变压器 第1部分：总则》GB 1094.1-2013中关于偏差有这样的规定，即对于额定分接或极限分接，空载电压比偏差取下列值中较低者，a)规定电压比的±0.5％，b)额定分接上实际阻抗百分数的±1/10；对于其他分接，空载电压比偏差取匝数比设计值的±0.5％。
本条规定是参照本标准2006版和现行国家标准《电力变压器 第1部分：总则》GB 1094.1-2013的相关规定而制订的。
目前对常用结线组别的变压器电压比测试，试验人员使用变压器变比测试仪(或变比电桥)能方便、快捷、准确地检测变比误差，有利于综合判断故障及早发现可能存在的问题和隐患。
8.0.6 检查变压器接线组别或极性必须与设计要求相符，主要是指与工程设计的电气主结线相符。目的是避免在变压器订货或发货中以及安装结线等工作中造成失误。
8.0.7 本条题目修改为“铁心对地绝缘电阻的测量，夹件对地绝缘电阻的测量，铁心对夹件绝缘电阻的测量”。对变压器上有专用的铁心接地线引出套管时，应在注油前后测量其对外壳的绝缘电阻。
本条明确了绝缘测试部位、绝缘测试的时间及要求，以便能更好地发现薄弱环节。施工中曾发现运输用的铁心支撑件未拆除问题，故规定在注油前要检查接地线引出套管对外壳的绝缘电阻，以免造成较大的返工；部分变压器有带油运输的情况，为与运行条件一致，在注油后测量能检查出铁心是否一点接地。
8.0.9 有载调压切换装置的检查和试验，删除原条文中“变压器带电前应进行有载调压切换装置切换过程试验”。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，以检测调压切换后可能出现的故障。
8.0.10 由于考虑到变压器的选用材料、产品结构、工艺方法以及测量时的温度、湿度等因素的影响，难以确定出统一的变压器绝缘电阻的允许值，故将油浸电力变压器绕组绝缘电阻的最低允许值列于表3，当无出厂试验报告时可供参考。
表3 油浸电力变压器绕组绝缘电阻的最低允许值(MΩ)
注：1 补充了温度为5℃时各电压等级的变压器绕组的绝缘电阻允许值。这是按照温度上升10℃，绝缘电阻值减少一半的规定按比例折算的；
2 参照现行行业标准《电力设备预防性试验规程》DL/T 596中，油浸电力变压器绕组泄漏电流允许值的内容，补充了在各种温度下330kV级变压器绕组绝缘电阻的允许值。
不少单位反映220kV及以上大容量变压器的吸收比达不到1.5，而现行的变压器国标中也无此统一标准。调研后认为，220kV及以上的大容量变压器绝缘电阻高，泄漏电流小，绝缘材料和变压器油的极化缓慢，时间常数可达3min以上，因而R60s/R15s就不能准确地说明问题，本条中“极化指数”的测量方法，即R10min/R1min，以适应此类变压器的吸收特性，实际测试中要获得准确的数值，还应注意测试仪器、测试温度和湿度等的影响。
“变压器电压等级为35kV及以上且容量在4000kVA及以上时，应测量吸收比”，是参照现行国家标准《油浸式电力变压器技术参数和要求》GB/T 6451-2008的规定制订的。
为了便于换算各种温度下的绝缘电阻，表8.0.10增加了注解，以便现场应用。
8.0.11 从测试的必要性考虑将原条文中的变压器容量提高到10000kVA。参照现行国家标准《油浸式电力变压器技术参数和要求》GB/T 6451-2008的有关规定，油浸电力变压器绕组介质损耗因数tanδ(％)最高允许值列于表4，以供参考。
表4 油浸式电力变压器绕组介质损耗因数tanδ(％)最高允许值
可以增加横向比较，同台变压器不同绕组的介质损耗因数tanδ，最大值不应大于最小值130％；同批次、相同绕组相比，最大值不应大于最小值130％；220kV及以上变压器介质损耗因数tanδ(％)一般不超过0.4(％)，否则应查明原因。
测量绕组连同套管的介质损耗因数tanδ及电容量之前，应先测量变压器套管的介质损耗因数tanδ及电容量，应符合本标准第15.0.3条规定，易于发现套管末屏接触不良缺陷。
变压器本体电容量与出厂值相比差值不应大于±3％，否则应查明原因。
8.0.12 变压器抗短路能力评价目前还没有完整的理论体系。依据电力行业反事故措施要求以及近年来运行事故的实际情况，为考核变压器抗短路能力，引入了现场绕组变形试验。运行中变压器短路后绕组变形较为成熟的表征参数是绕组频率响应特性曲线的变化。但变压器的三相绕组频率响应特性曲线是不一致的，不可以作比较。因此，要求投运前进行绕组频率响应特性曲线测量或低电压下的工频参数测量，并将测量数据作为原始指纹型参数保存。将频响法测试绕组变形、低压短路阻抗试验和变压器绕组电容量测试三种方法结合，对判断变压器绕组变形颇有实效。对于35kV及以下电压等级变压器，推荐采用低电压短路阻抗法；对于110(60)kV及以上电压等级变压器，推荐采用频率响应法测量绕组特征图谱。进行试验时，分接开关位置应在1分接。
8.0.13 外施耐压试验用来验证线端和中性点端子及它们所连接的绕组对地及对其他绕组的外施耐受强度；短时感应耐压试验(ACSD)用来验证每个线端和它们所连绕组对地及对其他绕组的耐受强度以及相间被试绕组纵绝缘的耐受强度。这两项试验从目的而言是有差异的。但考虑到交接试验主要考核运输和安装环节的缺陷，且电压耐受对绝缘在一定程度上会造成损坏，因此在交接过程中进行一次交流电压耐受即可，这里提出两种试验方法以供选择。新条文中油浸式变压器试验电压的标准依据现行国家标准《电力变压器 第3部分：绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙》GB 1094.3、干式变压器的标准依据现行国家标准《电力变压器第11部分：干式变压器》GB 1094.11制订，为出厂试验电压值的80％。交流耐压试验可以采用外施电压试验的方法，也可采用变频电压试验的方法。
本条第2款中试验耐受电压标准为出厂试验电压值的80％，具体见本标准附录D中表D.0.2中的数值。
感应电压试验时，为防止铁心饱和及励磁电流过大，试验电压的频率应适当大于额定频率。
8.0.14 长时感应电压试验(ACLD)用以模拟瞬变过电压和连续运行电压作用的可靠性。附加局部放电测量用于探测变压器内部非贯穿性缺陷。ACLD下局部放电测量作为质量控制试验，用来验证变压器运行条件下无局放，是目前检测变压器内部绝缘缺陷最为有效的手段。结合近年来运行经验，参考IEC和新修订的国家标准《电力变压器 第3部分：绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空隙间隙》GB 1094.3-2003中的有关规定，要求电压等级220kV及以上变压器在新安装时，必须进行现场长时感应电压及局部放电测量试验。对于电压等级为110kV的变压器，当对绝缘有怀疑时，应进行局部放电试验。变压器局部放电测量中，试验电压和试验时间应按照现行国家标准《电力变压器 第3部分：绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空隙间隙》GB 1094.3中有关规定执行。新条文规定750kV变压器ACLD试验激发电压按出厂交流耐压的80％(720kV)进行。
绕组连同套管的长时感应耐压试验带局部放电测量的具体方法和要求如下：
1 电压等级为110(66)kV及以上的变压器进行长时感应电压及局部放电测量试验，所加电压、加压时间及局部放电视在电荷量，应符合下列规定：
(1)三相变压器宜采用单相连接的方式逐相地将电压加在线路端子上进行试验；
(2)变压器长时感应电压及局部放电测量试验的加压程序应按图1所示的程序进行：
图1 变压器长时感应电压及局部放电测量试验的加压程序
(3)施加电压方法应符合下列规定：
1)应在不大于U2/3的电压下接通电源；
2)电压上升到1.1Um/
，应保持5min，其中Um为设备最高运行线电压的有效值；
3)电压上升到U2，应保持5min；
4)电压上升到U1，其持续时间应按本标准第8.0.13条第2款的规定执行；
5)U1到规定时间后应立刻不间断地将电压降到U2，当Um大于等于300kV时，U2应至少保持60min，当Um小于300kV时，U2应至少保持30min，同时应测量局部放电；
6)电压降低到1.1Um/，应保持5min；
7)当电压降低到U2/3以下时，方可切断电源；
8)除U1的持续时间以外，其余试验持续时间应与试验频率无关；
9)对地电压值应按下列公式计算：
视试验条件而定U2＝1.5Um/或U2＝1.3Um/。
(4)局部放电测量应符合下列规定：
1)在施加试验电压的整个期间，应监测局部放电量；
2)在施加试验电压的前后，应测量所有测量通道上的背景噪声水平；
3)在电压上升到U2及由U2下降的过程中，应记录可能出现的局部放电起始电压和熄灭电压，应在1.1Um/下测量局部放电视在电荷量；
4)在电压U2的第一阶段中应读取并记录一个读数，对该阶段不规定其视在电荷量值；
5)在施加U1期间内可不给出视在电荷量值；
6)在电压U2第二个阶段的整个期间，应连续地观察局部放电水平，并应每隔5min记录一次。
(5)长时感应电压及局部放电测量试验合格，应符合下列规定：
1)试验电压不应产生忽然下降；
2)在U2＝1.5Um/下的长时试验期间，局部放电量的连续水平不应大于500pC或在U2＝1.3Um/下的长时试验期间，局部放电量的连续水平不应大于300pC；
3)在U2下，局部放电不应呈现持续增加的趋势，偶然出现的较高幅值的脉冲可不计入；
4)在1.1Um/下，视在电荷量的连续水平不应大于100pC。
2 试验方法及在放电量超出上述规定时的判断方法，应按现行国家标准《电力变压器》GB 1094中的有关规定执行。
8.0.15 750kV变压器在冲击合闸时，应无异常声响等现象，保护装置不应动作；冲击合闸时，可测量励磁涌流及其衰减时间；冲击合闸前后的油色谱分析结果应无明显差别。
本条规定对发电机变压器组中间连接无操作断开点的变压器，可不进行冲击合闸试验，理由如下：
(1)由于发电机变压器组的中间连接无操作断开点，在交接试验时，为了进行冲击合闸试验，需对分相封闭母线进行几次拆装，费时几十小时，将耗费很大的人力物力及投产前的宝贵时间；
(2)发电机变压器组单元接线，运行中不可能发生变压器空载冲击合闸的运行方式；
(3)历来对变压器冲击合闸主要是考验变压器在冲击合闸时产生的励磁涌流是否会使变压器差动保护误动作，并不是用冲击合闸来考验变压器的绝缘性能。
本条规定无电流差动保护的于式变可冲击3次。理由是无电流差动保护的干式变压器，一般电量主保护是电流速断，其整定值躲开冲击电流的余度较差动保护要大，通过对变压器过多的冲击合闸来检验干式变压器及保护的性能，意义不大，所以规定冲击3次。
8.0.17 新条文是参照了现行国家标准《电力变压器 第10.1部分：声级测定应用导则》及现行国家标准《电力变压器 第10部分：声级测定》GB/T 1094.10规定而制订的。对于室内变压器可不进行该项试验。噪声测量属于投运后试验项目，在投运前不测试。
第3款中，考虑到运行现场测量环境的影响，所以规定了验收应以出厂验收为准。
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