通常测量交流电压作用下的局部放电，因大多数故障情况下，局部放电总在电压较高处发生，所以变压器试验标准规定，一律用端子上的校准值作为视在放电量，即把所有不同部位放电的作用都折合为端子上的电荷变化量。而测量变压器内油流带电引起的静电放电则与此不同，正如前面所分析的，静电放电的形式，部位，形成原因等都且有一定随机性，虽可采用通常的局部放电测试回路作测量，但无法对放电量进行校准。直流静电放电为单个放电脉冲，放电能量较大，因此使用目前的局部放电测量仪，其灵敏度是足够的，可以通过观测放电脉冲幅值和次数对静电放电作定性判断。

测试时，一般以电气和超声测量配合使用。为区分干扰，超声信号也可由套管末屏抽取的电信号触发。但设想发生静电放电部位台在远离绕组处，则电信号可能很弱，若触发门坎过高，放电信号就不能测到，总之，静电放电的且体测试方法还有待研究和改进。

例1：1994年1月17日，对邹县电厂500kV联变C相进行油色谱分析，乙炔为1.2μl/l，跟踪至9月10日增至15.9μl/l，增长速度比较快，用改良三比值法判断为火花放电。进行了超声探测，在变压器有载发接开关侧收到了比较强烈的局部放电超声信号，并且在测试中听到变压器内部有放电声。放油进人检查，没有发现放电的痕迹，内部比较干净。

该变压器投运后，乙炔有缓慢上升的趋势，乙含量达22μl/l。现场工作人员巡视时听到变压器内产生放电声，大约每分钟一次。在开两台油泵的情况下，经过1.5小时后，500kV线端直流静电达到13 .5kV，35kV线端达到2kV .变压器内部有放电声，并且随着试验时间的延长，静电电压有继续升高的趋势。但当停一台油泵后，油流静电电压很快下降。放油进人检查，在变压器220kV及35kV套管下部的引线绝缘支架，磁屏蔽及围屏上发现放电点。上述部位上附着有大量的发黑的棉絮状物质，油箱底部的残油中也含有一些这样的物质和油漆片，经观察分析认为，这些棉絮状物质是绝缘纸板碎片在油中长期浸泡形成的。

为了对比，对联变B相也进行了油流带电试验。在开两台油泵的情况下，经过一个半小时，500kV线端直流静电电压达到2050V，35kV线端达300V。变压器内部无放电声，并且随 着试验时间的延长，静电电压稳定，无增长趋势。

例2：1996年8月5日，工作人员在巡视时听到临沂局相公站1号主变内部有放电声音。当即取油样进行色谱分析，发现油中乙炔含量高，但总烃含量不高。8月6日对变压器内部放电原因进行了检查分析发现，在带负荷或不带负荷的情况下，开任意两台油泵运行，变压器内部放电消失;开任意3台或4台油泵，变压器内部有放电声，确认变压器内部的放电属油流静电带电。为确定放电部位，我们对该变压器进行了超声测试，当时变压器只开了两台泵，持续近一小时。既听不到放电声，仪器也未收到任何信号。再启动两台泵，不到1分钟，就听到变压器内部有清晰的放电声，仪器也收到了明显的超声信号。放电部位经过测量计算定在高压侧B相套管下部分接引线附近。8月20日，我们再次进行了测试，开3台，4台直至5台泵，这次是既听不到声音，又测不到信号。上次测试时变压器油温在40度以上，而这次由于天下着小雨，油温只有30度。在其它条件未变的情况下，温度降低破坏了油流带电的成因。第二天，经现场吊罩检查，未发现明显的放电痕迹，但发现有大量的红色漆皮附在绕组等处。取该变压器的油进行介质损耗试验，发现严重超标。将变压器油经过滤处理合格后注入变压器，投运后运行正常。

由此认为：1)变压器油温和油的流速是影响油流带电很重要的因素。2)变压器内壁油漆为兰色，大量的红色漆皮是散热器内部脱落下来的。这些杂质污染了油，一方面使油介质损耗因数升高，另一方面油质变化使油带电度增加。局部流速过高的部位静电产生的速度大于泄放的速度，最终发生放电。由于影响油流带电的因素很多，多种因素综合作用达到一定状态将导致油流带电的产生。一旦一个或几个因素改变以后，将破坏其成因。