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油浸式电力变压器 技术参数和要求
GB/T 6451--2008
1围
本标准规定了额定容量为30 kVA及以上，电压等级为6 kV、10 kV、20 kV、35 kV、66 kV、110 kV、220 kV、330 kV和500 kV三相及500 kV单相油浸式电力变压器的性能参数，技术要求，测试项目及标志、起吊、安装、运输和贮存。
本标准适用于电压等级为6 kV,--500 kV、额定容量为30 kVA及以上、额定频率为50 Hz的油浸式电力变压器． 2规性引用文件
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
GB 1094.1 电力变压器第1部分：总则(GB 1094.1--1996，eqv IEC 60076-1:1993) GB 1094.2 电力变压器第2部分：温升(GB 1094.2--1996，eqv IEC 60076-2,1993) GB 1094.3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--2003，IEC 60076-3:2000,MOD)
GB 1094.5 电力变压器 第5部分：承受短路的能力(GB 1094. 5--2003,IEC 60076-5:2000,MOD)
GB/T 2900.15--1997 电工术语 变压器、互感器、调压器和电抗器(neq IEC50(421)：1990；IEC50(321),1986)
GB/T 15164油浸式电力变压器负载导则(GB/T 15164--1994，idt IEC 60354:1991) JB/T 10088--2004 6 kV—-500 kV级电力变压器声级
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3术语和定义
GB 1094.1和GB/T2900.15中确立的术语和定义适用于本标准．
4 6kV、10 kV电压等级 4.1性能参数
4.1.1额定容量、电压组合、分接围、联结组标号、空载损耗、负载损耗、空载电流及短路阻抗应符合表1～表3的规定。
表1 30kVA-1600 kVA三组双绕组无励磁调压配电变压器
电压组合及分接围 额定容量KVA 高压kV 30 50 63 80 100 Dyn11 125 Yzn11 160 200 250 315 400 500 630 800 Dyn11 1000 Yyn0 1250 1600 1.95 2.40 12.00 14.50 0.9 0.8 1.70 10.30 1.0 4.5 6 6.3 10 10.5 11 ±5 0.4 0.40 Yyn0 0.48 0.56 0.67 0.80 0.96 1.20 1.40 2.73/2.60 3.20/3.05 3.83/3.65 4.52/4.30 5.41/5.15 6.20 7.50 1.5 1.4 1.4 1.3 1.2 1.1 1.0 2.31/2.20 1.6 0.34 1.89/1.80 1.7 4.0 高压分接围% 低压 联结组标称 空载损耗kW 负载损耗kW 空载电流% 短路阻抗% 0.13 0.17 0.20 0.25 0.29 0.63/0.60 0.91/0.87 1.09/1.04 1.31/1.25 1.58/1.50 2.3 2.0 1.9 1.9 1.8 . 资料 . ..
... . . 注1：对于额定容量为500KvA及以下的变压器，表中斜线上方的负载损耗值适用于Dyn11或 Yyn0联结组，斜线下方的负载损耗值适用于Yyn0联结组 注2：根据用需要，可提供高压分接围为±2×2.5%的变压器 注3：根据用户需要，可提供低压为0.69kV的变压器 表2 630kVA-6300 kVA三组双绕组无励磁调压配电变压器 电压组合及分接围 额定容量KVA 高压 kV 630 800 6 1000 6.3 1250 10 1600 10.5 2000 11 2500 3150 4000 5000 6300 10 3.15 10.5 6.3 11 6.12 36.90 0.6 5.13 33.03 0.7 2.97 3.51 4.32 20.70 24.30 28.80 0.8 0.7 0.7 ±5 6.3 Yd11 2.52 17.82 0.8 5.5 3.15 2.11 14.85 0.8 3 1.75 12.42 0.9 1.48 10.44 1.0 高压分接围 % 低压 kV 1.03 1.26 7.29 8.91 1.1 1.0 联结组标称 空载损耗kW 负载损耗kW 空载电流% 短路阻抗% 注：根据用户需要，可提供高压分接围为±2×2.5%的变压器 表3 200 kVA～I 600 kVA三相双绕组有载调压配电变压器
电压组合及分接围 高压分接 低压 围 % kV 联结组 空载损耗 负载损耗 kW 3.06 3.60 4.32 短路 额定容量 高压 kVH 200 250 315 kV 空载电流 阻抗 % 1.5 1.4 1.4 4.0 % 标号 kW O．48 0. 56 0. 67 . 资料 . ..
... . . 400 0.80 5.22 6.21 7.65 9.36 10.98 13.05 15.57 1.3 1.2 1.1 1.0 1.0 0.9 0.8 4.5 500 6 6.3 士4×2.5 0.4 Dynll 0. 96 630 800 1 000 1 250 1 600 10 YynO 1.20 1.40 1.70 1.95 2. 40 注1：根据用户需要，可提供高压绕组电压为10.5 kV及11 kV的变压器， 注2t根据用户需要，可提供低压电压为0.69 kV的变压器．
4.2技术要求 4.2.1基本要求
4.2.1.1按本标准制造的变压器应符合GB 1094.1、GB 1094.2、GB 1094.3、GB 1094.5、GB/T 15164和JB/T 10088的规定。
4.2.1.2变压器组、部件的设计、制造及检验等应符合相关标准及法规的要求。 4.2.2安全保护装置
800 kVA及以上的变压器宜装有气体继电器。
气体继电器的接点容量在交流280 V或110 V时不小于66 VA，直流有感负载时，不小于15 W．积聚在气体继电器的气体数量达到250mL---300mL或油速在整定围时，应分别接通相应的接点．气体继电器的安装位置及其结构应能观察到分解气体的数量和颜色，而且应便于取气体．
注1：根据使用单位与制造单位协商，800 kVA以下的变压器也可供应气体继电器， 注2：对于波纹油箱、带有弹性片式散热器或油箱部充有气体的密封式变压器，是否装有气体继电器，由制造单位和用户协商确定． 800 kVA及以上的变压器应装有压力保护装置。
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注3：对于密封式变压器，均应装有压力保护装置．
对于密封式变压器，应保证在最高环境温度与允许负载状态下，压力保护装置不动作，在最低环境温度与变压器空载状态下，变压器能正常运行。 4.2.3油保护装置
4.2.3.1变压器应装有储油柜（波纹油箱、带有弹性片式散热器或油箱部充有气体的密封式变压器除外），其结构应便于清理部．储油柜的一端应装有油位计，储油柜的容积应保证在最高环境温度与允许负载状态下油不溢出，在最低环境温度与变压器未投入运行时，应能观察到油位指示．
4.2.3.2储油柜应有注油、放油和排污油装置。
4.2.3.3变压器储油柜（如果有）上均应加装带有油封的吸湿器． 4.2.3.4变压器如果采取了防油老化措施，则不需装设净油器。 4.2.4油温测量装置
4.2.4.1变压器应有供温度计用的管座．管座应设在油箱的顶部，并伸入油120 mm士lO mm. 4.2.4.2 1 000 kVA及以上的变压器，须装设户外测温装置，其接点容量在交流220 V时，不低于50 VA，直流有感负载时，不低于15 W。测温装置的安装位置应便于观察，且其准确度应符合相应标准．
4.2.5变压器油箱及其附件的技术要求
4.2.5.1变压器一般不供给小车，如箱底焊有支架，其焊接位置应符合图1的规定。
注：根据使用单位需要也可供给小车．
C尺寸可按变压器大小选择为300 mm、400 mm、550 mm、660 mm、820 mm,1 070 mm. 图1箱底支架焊接位置（面对长轴方向） 4.2.5.2在油箱的下部壁上可装有取油样或放油用阀门。
4.2.5.3套管接线端子连接处，在环境空气中对空气的温升应不大于55 K，在油中对油的温
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升应不大于15 K。
4.2.5.4套管的安装位置和相互距离应便于接线，且其带电部分的空气间隙应能满足GB 1094.3的要求。
4.2.5.5变压器结构应便于拆卸和更换套管、瓷件或电缆接头。 4.2.5.6变压器铁心和金属结构零件均应通过油箱可靠接地。 4.3测试项目
4.3.1变压器除应符合GB 1094.1所规定的试验项目外，还应符合4.3.2—4.3.5的规定。 4.3.2．对于配电变压器，绕组直流电阻不平衡率：相为不大于4%，线为不大于2%；对于电力变压器，绕组直流电阻不平衡率：相（有中性点引出时）为不大于2%，线（无中性点引出时）为不大于1%．如果由于线材及引线结构等原因而使绕组直流电阻不平衡率超过上述值时，除应在例行试验记录中记录实测值外，尚应写明引起这一偏差的原因。使用单位应与同温度下的例行试验实测值进行比较，其偏差应不大于2%．
注1：绕组直流电阻不平衡率应以三相实测最大值减最小值作分子，三相实测平均值作分母计算．
注2：对所有引出的相应端子间的电阻值均应进行测量比较．
4.3.3应提供变压器绝缘电阻的实测值，测试通常在10℃～40℃和相对湿度小于85%时进行．当测
量温度不同时，绝缘电阻可按下式换算：
R2=R1×1.5
（t1-t2）/10
式中.R1、R2分别为温度t1 t2时的绝缘电阻值．
4.3.4变压器须进行密封试验，历经12 h应无渗漏和损伤．其试验压力如下：
a)一般结构油箱的变压器（包括储油柜带隔膜的密封式变压器）应承受40 kPa的试验压力；
b)波纹式油箱（包括带有弹性片式散热器油箱）的变压器；315 kVA及以下者应承受20 kPa的试验压力；400 kVA及以上者应承受15 kPa的试验压力； c)油箱部充有气体的密封式变压器应承受76 kPa的试验压力．
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GB/T 6451--2008
其剩余压力不得小于规定值的70%．
4.3.5变压器油箱及储油柜（如果有）应进行机械强度（正压）试验，历时5 min应无损伤及不得出现不允许的永久变形。本试验为型式试验，其试验压力如下： a) 一般结构油箱的试验压力为50 kPa；
b)波纹式油箱（包括带有弹性片式散热器油箱）：对于315 kVA及以下者，试验压力为25 kPa；对于400 kVA及以上者，试验压力为20 kPa； c) 部充有气体的密封式变压器油箱的试验压力为100 kPa。 4.4标志、起吊、安装、运输和贮存
4.4.1变压器应有接线端子、运输及起吊标志，标志容应符合相关标准规定。 4.4.2变压器的套管排列顺序位置一般如图2、图3所示。
图2 10 kV级联结组标号为Dynl1、Yznl1、Yyn0的双绕组变压器
图3 10 kV级联结组标号为Ydl1的双绕组变压器
4.4.3变压器须具有承受变压器总重的起吊装置及起吊标志。变压器器身、油箱、可拆卸结构的储油柜、散热器等均应有起吊装置。
4.4.4变压器部结构应在经过正常的铁路、公路及水路运输后相互位置不变，紧固件不松
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动．变压器的组、部件如套管、散热器（管）、阀门和储油柜等的结构及布置位置，应不妨碍吊装、运输及运输中紧固定位。
4.4.5．整体运输时，应保护变压器的所有组、部件如储油柜、套管、阀门及散热器（管）等不得损坏和受潮。
4.4.6成套拆卸的组件和零件（如气体继电器、套管、测温装置及紧固件等）的包装应保证经过运输、贮存直到安装前不得损伤和受潮。
4.4.7变压器本体及成套拆卸的大组件（如散热器、净油器和储油柜等）运输时一般不装箱，但应保证不受损伤，根据使用单位的要求也可装箱运输。在整个运输与贮存过程中不得进水和受潮。 5 20kV电压等级
20 kV电压等级变压器的技术参数和要求可参考35 kV电压等级变压器的相关规定，由制造单位和用户协商确定。 6 35kV电压等级 6.1性能参数
6.1.1额定容量、电压组合、分接围、联结组标号、空载损耗、负载损耗、空载电流及短路阻抗应符合表4～表6的规定。
表4 50 kVA～l 600 kVA三相双绕组无励磁调压配电变压器
电压组合及分接围 高压分接围 % 低压 kV 联结组 标号 空载损耗 kW 0. 21 0. 29 O. 34 160 200 250 315 400． 35 士5 0.4 Dynn 0. 36 0.43 0.51 0.61 0. 73 2.97/3.33 3.50/3.96 4.16/4.77 5.01/5.76 6.05/6.93 1.60 1.50 1.40 1.40 1.30 6.5 负载损耗 kW 1.27/1.21 2.12/2.02 2.50/2.38 空载电流 % 2.00 1.80 1.70 短路 阻抗 % 额定容量 高压 kVA 50 100 125 kV . 资料 . ..
... . . 500 630 800 1 000 1 250 1 600 YynO 0.86 1.04 1.23 1.44 1.76 2.12 7.28/6. 93 8. 28 9.90 12.15 14.67 17.55 1.20 1.10 1. 00 1. 00 0. 90 0. 80 注1:对于额定容量为500 kVA及以下的变压器，表中斜线上方的负载损耗值适用于D）m11联结组．斜线下方的 负载损耗值适用于Yyn0联结组． 注2:根据用户需要，可提供高压分接围为士2×2.5%的变压器．
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表5 800 kVA\ 500 kVA三相双绕组无励磁调压电力变压器
电压组合及分接围 低压 kV 联结组 标号 空载损耗 kW 1.04 800 1 000 1 250 1 600 35 Z 000 2 500 3 150 4 000 5 000 38.5 6 300 8 000 10 000 12 500 16 000 35～ 20 000 25 000 31 500 38.5 士2×2.5 土5 10.5 3.15 3.3 6.3 6.6 10.5 11 6.56 9. 00 10.88 12.60 15.20 18.00 36.90 40.50 47.70 56.70 69.30 83.70 99.00 118.80 0. 48 0. 42 7.5 O．42 O. 40 0. 40 0. 40 O．32 0.32 8.0 25.28 35～ 3.15 6.3 Ydll 4.52 5.40 28.80 33.03 0. 56 7.0 0.48 士5 10.5 2.72 3.20 3.80 19.35 20.70 24.30 0. 70 0. 60 0.56 3.15 6.3 1.23 1.44 1.76 2.12 9.90 12.15 14.67 17.55 1. 00 1.00 0. 90 0. 80 6．5 负载损耗 kW 8.28 空载电流 % 1.10 短路 阻抗 % 额定容量 高压 高压分接围 kV 630 kV % YNd11 21.28 注1:额定容量为6 300 kVA及以下的变压器，可提供高压分接围为士2×2.5%的产品， 注2:对于低压电压为10.5 kV和11 kV的变压器，可提供联结组标号为Dyn11的产品． 注3:额定容量为3 150 kVA及以上的变压器，一5%分接位置为最大电流分接．
表6 2 000 kVA--,20 000 kVA三相双绕组有载调压电力变压器
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... . . 电压组合及分接围 高压分接围 % 土3×2.5 联结组 低压kV 标号 6.3 10.5 4 000 5 000 38.5 6 300 8 000 10 000 12 500 35～ 16 000 38.5 20 000 10.5 士3×2.5 11 YNdll ]9.46 87.14 0. 54 8.0 6.3 6.6 16.46 74.02 0. 54 35～ 士3×2.5 6.3 Ydll 10.5 5.80 7.04 11.60 13.68 50.58 59.85 0. 60 0.56 9.84 36.00 38.70 42.75 0. 68 0. 68 0. 60 7.5 4.84 30.69 0. 72 7.0 2.88 3.40 4.04 20.25 21.73 26. 01 0. 80 0. 80 0. 72 6.5 空载损耗kW 负载损耗 kW 空载电流% 阻抗% 短路 额定容量 高压 kVA 2 000 2 500 3 150 kV 35 注1：对于低压电压为10.5 kV和11 kV的变压器，可提供联结组标号为Dynll的产品． 注2，最大电流分接为-7.5%分接位置．
6.1.2在分接级数和级电压不变的情况下，允许增加负分接级数，减少正分接级数，或增加正分接级
数，减少负分接级数，如(35：：)×2.5%；(351；)×2.5%等。 6.2技术要求 6.2.1基本要求
6.2.1.1 按本标准制造的变压器应符合GB 1094.1、GB 1094.2、GB 1094.3、GB 1094.5、GB/T 15164和JB/T 10088的规定．
6.2.1.2变压器组、部件的设计、制造及检验等应符合相关标准及法规的要求。 6,2.2安全保护装置
800 kVA及以上的变压器宜装有气体继电器。
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气体继电器的接点容量在交流220 V或110 V时不小于66 VA，直流有感负载时，不小于15 W．积聚在气体继电器的气体数量达到250 mL—300 mL或油速在整定围时，应分别接通相应的接点，气体继电器的安装位置及其结构应能观察到分解气体的数量和颜色，而且应便于取气体。
注1：根据使用单位与制造单位协商，800 kVA以下的变压器也可供应气体继电器． 注2：对于油箱部充有气体的密封式变压器，是否装有气体继电器，由制造单位和用户协商确定．
800 kVA及以上的变压器应装有压力保护装置。 注3：对于密封式变压器，均应装有压力保护装置．
对于密封式变压器，应保证在最高环境温度与允许负载状态下，压力保护装置不动作，在最低环境温度与变压器空载状态下，变压器能正常运行。 6.2.3油浸风冷却系统
对于油浸风冷式变压器，应供给全套风冷却装置，如散热器、风扇电动机和控制装置等。 风扇电动机的电源电压为三相、380 V、50 Hz，风扇电动机应有短路保护。 6.2.4油保护装置
6.2.4.1变压器应装有储油柜（油箱部充有气体的密封式变压器除外），其结构应便于清理部．储油柜的_端应装有油位计，储油柜的容积应保证在最高环境温度与允许负载状态下油不溢出，在最低环境温度与变压器未投入运行时，应能观察到油位指示。 6.2.4.2储油柜应有注油、放油和排污油装置。
6.2.4.3变压器储油柜（如果有）上均应加装带有油封的吸湿器。 6.2.4.4变压器如果采取了防油老化措施，则不需装设净油器。 6.2.5油温测量装置
6.2.5.1变压器应有供温度计用的管座。管座应设在油箱的顶部，并伸人油120 mm士I0 mm． 6.2.5.2 1000kVA及以上的变压器，须装设户外测温装置，其接点容量在交流220 V时，
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不低于50 VA，直流有感负载时，不低于15 W．测温装置的安装位置应便于观察，且其准确度应符合相应标准．
6.2.5.3 8 000 kVA及以上的变压器，应装有远距离测温用的测温元件。 6.2.6变压器油箱及其附件的技术要求
6.2.6.1变压器一般不供给小车，如箱底焊有支架，其支架焊接位置应符合图4和图5的规定．
注：根据使用单位需要也可供给小车．
C尺寸可按变压器大小选择为300 mm、400mm、550mm、660mm、820mm、1 070 mm、1 475mm、2 040 mm．
图4箱底支架焊接位置（面对长轴方向）
C.C1尺寸可按变压器大小选择，C为1 475 mm、2 040 mm,Cl为1 505 mm,2 070 mm． 图5箱底支架焊接位置（面对长轴方向）
6.2.6.2在油箱的下部壁上应装有取油样或放油用阀门，油箱底部应有排油装置。
6.2.6.3套管接线端子连接处，在环境空气中对空气的温升应不大于55 K，在油中对油的温升应不大于15 K。
6.2.6.4变压器油箱应承受住表7中规定的真空度和正压力的机械强度试验，不得有损伤和不允许的永久变形。
表7油箱真空度和正压力值
油箱型式 容量围 kVA 4 000及以上 一般结构 4 000以下 真空度 kPa 50 正压力 kPa 60 50 . 资料 . ..
... . . 充有气体的密封式 100
6.2.6.6为便于取油样及观察气体继电器，可根据需要在油箱壁上设置适当高度的梯子- 6.2.6.7套管的安装位置和相互距离应便于接线，且其带电部分的空气间隙应能满足GB 1094.3的要求．
6.2.6.8变压器结构应便于拆卸和更换套管或瓷件。 6.2.6.9变压器铁心和金属结构零件均应通过油箱可靠接地。 6.3测试项目
6.3.1变压器除应符合GB 1094.1所规定的试验项目外，还应符合6.3.2～6.3.7的规定。 6.3.2对于配电变压器，绕组直流电阻不平衡率：相为不大子4%，线为不大于2%；对于电力变压器，绕组直流电阻不平衡率：相（有中性点引出时）为不大于2%，线（无中性点引出时）为不大予1%．如果由于线材及引线结构等原因而使绕组直流电阻不平衡率超过上述值时，除应在例行试验记录中记录实测值外，尚应写明引起这一偏差的原因．使用单位应与同温度下的例行试验实测值进行比较，其偏差应不大于2%．
注1：绕组直流电阻不平衡率应以三相实测最大值减最小值作分子，三相实测平均值作分母计算．
注2：对所有引出的相应端子间的电阻值均应进行测量比较．
6.3.3对于油箱为一般结构的变压器，其油箱及储油柜应能承受施加50 kPa压力的密封试验，试验时间为24 h，不得有渗漏和损伤．对于油箱部充有气体的密封式变压器，应能承受施加76 kPa压力的密封试验，试验时间为24 h，不得有渗漏和损伤。
6.3.4容量为4 000 kVA及以上的变压器应提供吸收比(R60／R15)，测试试通常在10℃—40℃温度下进行．
6.3.5容量为8 000 kVA及以上的变压器应提供介质损耗因数（tana）值，测试通常在10℃～40℃温度下进行．不同温度下的tard值一般可按下式换算：
tana2=tan a1×1.3
（t1-t2）/10
式中：tana1、tana2分别为温度t1、t2如时的tana值．
6.3.6应提供变压器绝缘电阻的实测值，测试通常在l0°C—40℃和相对湿度小于85%时进行。当测量温度不同时，绝缘电阻可按下式换算：
. 资料 . ..
... . .
R2= R1×1.5
（t1-t2）/10
式中：R2、R1分别为温度t1、t2时的绝缘电阻值。
6.3.7变压器如果进行温升试验或过电流（施加1.1倍额定电流，持续时间不少于4 h）试验，则试验前后应取油样进行气相色谱分析试验，试验结果应符合相关标准规定。 6.4标志、起吊、安装、运输和贮存
6.4.1变压器应有接线端子、运输及起吊标志，标志容应符合相关标准规定。 6.4.2变压器的套管排列顺序位置一般如图6、图7、图8所示。
图6 35kV级联结组标号为Dynl 1、YynO的双绕组变压器
图7 35kV级联结组标号为Ydl1的双绕组变压器
6.4.3变压器须具有承受变压器总重的起吊装置。变压器器身、油箱、可拆卸结构的储油柜、散热器等均应有起吊装置。
6.4.4变压器部结构应在经过正常的铁路、公路及水路运输后相互位置不变，紧固件不松动。变压器的组、部件如套管、散热器（管）、阀门和储油柜等的结构及布置位置，应不妨碍吊装、运输及运输中紧固定位．
6.4.5整体运输时，应保护变压器的所有组、部件如储油柜、套管、阀门及散热器（管）等不得损坏和受潮．
6.4.6成套拆卸的组件和零件（如气体继电器、套管、测温装置及紧固件等）的包装应保证经过运输、贮存直到安装前不得损伤和受潮．
6.4.7变压器本体及成套拆卸的大组件（如散热器、净油器和储油柜等）运输时可不装箱，但应保证不受损伤，在整个运输与贮存过程中不得进水和受潮。
. 资料 . ..
... . .
7 66 kV电压等级
图8 35 kV级联结组标号为YNd1 1的双绕组变压器 7.1性能参数
7.1.1额定容量、电压组合、分接围、联结组标号、空载损耗、负载损耗、空载电流及短路阻抗应符合表8或表9的规定．
表8 630 kVA～63 000 kVA三相双绕组无励磁调压电力变压器
额定容量 高压 kV4 630 800 1 000 1 250 6.3 2.6 12.6 1 600 63 6.6 Ydll 2 000 2 500 3 150 69 4 000 5 000 6 300 8 000 10 000 9.2 11.2 13.2 36.0 42.7 50.4 0. 75 0. 75 0. 70 士5 ]1 6.0 7.2 28.8 32.4 1.00 0. 85 66 10.5 3.6 4.3 5.1 3.1 14.8 17.5 20.7 24.3 1.20 1. lO 8 1.05 1.25 1.30 2.2 10.4 1.30 kV 电压组合及分接围 高压分接围 % 低压 kV 联结组 标号 空载损耗 kW 1.6 1.9 负载损耗 kW 7．S 9.0 空载电流 % 1. 40 1.35 短路 阻抗 % . 资料 . ..
... . . 12 500 16 000 20 000 63 66 6.3 6.6 10.5 YNdll 31 500 40 000 50 000 63 000 士2×2．5 11 30.8 36.8 44.0 52.0 126.9 148.9 184.5 222.3 0. 55 0.55 0. 50 0.45 9 15.6 18.8 22.0 26.0 59.8 73.5 89.1 105.3 0. 70 0.65 0. 65 0. 60 25 000 69 注：额定容量3 150 kVA及以上的变压器，-5%分接位置为最大电流分接．
表9 6 300 kVA～63 000 kVA三相双绕组有载调压电力变压器
额定容量 高压 kVA 6 300 8 000 10 000 12 500 16 000 20 000 25 000 31 500 69 40 000. 50 000 63 000 11 47.6 56.2 184.5 222.3 0. 50 0.45 士8×1.25 YNdll 40.3 148.9 0. 55 33.7 126.9 0. 55 63 66 6.3 6.6 10.5 14.2 16.8 20.2 24.0 28.4 50.4 59.8 73.5 89.1 105.3 0. 70 0. 70 0. 65 0. 65 0. 60 9 kV 电压组合及分接围 高压分接围 % 低压 kV 联结组 标号 空载损耗 kW 10.0 12.0 负载损耗 kW 36.0 42.7 短路 空载电流 阻抗 % 0. 75 0. 75 % 注：除用户另有要求外，一10%分接位置为最大电流分接．
. 资料 . ..
... . .
7.1.2在分接级数和级电压不变的情况下，允许增加负分接级数，减少正分接级数，或增加正分接级数，减少负分接级数，如(66±：)×2.5%；(66：i)×2.5%等。
7,1.3当用户需要高于表中规定短路阻抗值的变压器时，其性能参数应与制造单位协商，并在合同中规定． 7.2技术要求 7.2.1基本要求
7.2.1.1 按本标准制造的变压器应符合GB 1094.1、GB 1094.2、GB 1094.3、GB 1094.5、GB/T 15164
和JB/T 10088的规定。
7.2.1.2变压器组、部件的设计、制造及检验等应符合相关标准及法规的要求。 7.2.2安全保护装置
7.2.2.1变压器应装有气体继电器，如用户要求，也可装有速动油压继电器。
气体继电器的接点容量在交流220V或IIOV时不小于66 VA，直流有感负载时，不小于15 W。变压器油箱和联管的设计应使气体易于汇集在气体继电器，变压器不得有存气现象．积聚在气体继电器的气体数量达到250mL—300mL或油速在整定围时，应分别接通相应的接点。气体继电器的安装位置及其结构应能观察到分解气体的数量和颜色，而且应便于取气体。
当变压器油箱的压力上升速度威胁到油箱安全时，速动油压继电器应能使变压器退出运行．
7.2.2.2变压器应装有压力释放阀，当变压器油箱压力达到安全限值时，压力释放阀应可靠地释放压力．
7.2.2.3带有套管式电流互感器的变压器应供给信号测量和保护装置辅助回路用的端子箱。 7.2.2.4变压器所有管道最高处或容易窝气处应设置放气塞。 7.2.3油浸风冷却系统
对于油浸风冷式变压器，应供给全套风冷却装置如散热器、风扇电动机和控制装置等． 风扇电动机的电源电压为三相、380 V、50 Hz，风扇电动机应有短路保护。 7.2.4油保护装置
. 资料 . ..
... . .
7,2.4.1变压器均应装有储油柜，其结构应便于清理部。储油柜的一端应装有油位计，储油柜的容积应保证在最高环境温度与允许负载状态下油不溢出，在最低环境温度与变压器未投入运行时，应能观察到油位指示。
7.2.4.2储油柜应有注油、放油和排污油装置。 7.2.4.3变压器储油柜上均应装有带有油封的吸湿器。
7.2.4.4变压器应采取防油老化措施，以确保变压器油不与大气相接触，如：在储油柜部加装胶囊、隔膜或采用金属波纹密封式储油柜。 7.2.5．油温测量装置
7.2.5.1变压器应有供温度计用的管座。管座应设在油箱的顶部，并伸人油120 mm士10 mm。 7.2.5.2 1 000 kVA及以上的变压器，须装设户外测温装置，其接点容量在交流220 V时，不低于50 VA，直流有感负载时，不低于15 W。对于强油循环的变压器应装设两个测温装置。测温装置的安装位置应便于观察，且其准确度应符合相应标准。 7.2.5.3 8000kVA及以上的变压器，应装有远距离测温用的测温元件。 7.2.6变压器油箱及其附件的技术要求
7.2.6.1变压器一般不供给小车，如箱底焊有支架，其支架焊接位置应符合图9和图10的规定．
C尺寸可按变压器大小选择为550mm、660mm、820nun、1 070mm、1 475mm、2 040mm. 图9箱底支架焊接位置（面对长轴方向）
C1、C2尺寸可按变压器大小选择，C为1 475 mm、2 040 mm,C1为1 505 ram.2 070 mm． 图10箱底支架焊接位置（面对长轴方向） 注1：根据使用单位需要也可供给小车．
. 资料 . ..
... . .
注2：纵向轨距为l 435 mm，横向轨距为l 435 mm,2 000 mm．
7.2.6.2在油箱的下部壁上应装有油样阀门。变压器油箱底部应装有排油装置．
7.2.6.3套管接线端子连接处，在环境空气中对空气的温升应不大于55 K，在油中对油的温升应不大于15K。
7.2.6.4变压器油箱应承受住表10中规定的真空度和正压力的机械强度试验，不得有损伤和不允许的永久变形． 表10油箱真空度和正压力值
容量围 kVA 20 000及以上 20 000以下 真空度 kPa 20 50 正压力 kPa 80 60 7.2.6.5 6300kV及以上变压器油箱下部应有供千斤顶顶起变压器的装置。根据需要，可提供牵引装置。
7.2.6.6为便于取油样及观察气体继电器，可根据需要在油箱壁上设置适当高度的梯子． 7.2.6.7套管的安装位置和相互距离应便于接线，且其带电部分的空气间隙应能满足GB 1094.3的要求。
7.2.6.8变压器结构应便于拆卸和更换套管或瓷件。
7.2.6.9变压器铁心和金属结构零件均应通过油箱可靠接地。20 000 kVA及以上的变压器，铁心应单独引出并可靠接地。变压器油箱应保证两点接地（分别位于油箱长轴或短轴两侧）。接地处应有明显的接地符号“士”或“接地”字样。
7.2.6. 10根据需要，可提供一定数量的套管式电流互感器。 7.2.6.11变压器油箱下部应装有放油阀。 7.3测试项目
7.3.1变压器除应符合GB 1094.1所规定的试验项目外，还应符合7.3.2—7.3.7的规定。 7.3.2对于1 600 kVA及以下的变压器，绕组直流电阻不平衡率：相为不大于4%，线为不大于2%，2000 kVA及以上的变压器，绕组直流电阻不平衡率：相（有中性点引出时）为不大于2%，线（无中性点引出时）为不大于1%。如果由于线材及引线结构等原因而使绕组直流电阻不平衡率超过上述值时，除应在例行试验记录中记录实测值外，尚应写明引起这一偏差的原因。使用单位应与同温度下的例行试验实测值进行比较，其偏差应不大于2%。
. 资料 . ..
... . .
注1。绕组直流电阻不平衡率应以三相实测最大值减最小值作分子，三相实测平均值作分母计算．
注2：对所有引出的相应端子间的电阻值均应进行测量比较．
7.3.3变压器油箱及储油柜应能承受在最高油面上施加30 kPa静压力的油密封试验，试验时间连续
24 h，不得有渗漏和损伤。
7.3.4应提供变压器吸收比(R60/ R15)实测值，测试通常在10℃～40℃温度下进行。
7.3.5应提供变压器介质损耗因数（tan）值，测试通常在10℃～40℃温度下进行。不同温度下的tan值一般可按下式换算；
tana2=tana1×1.3
（t1-t2）/10
式中：tan a1、ta a2n分别为温度t1、t2时的tana值．
7.3.6应提供变压器绝缘电阻的实测值，测试通常在10℃～40℃和相对湿度小于85%时进行．当测量温度不同时，绝缘电阻可按下式换算：
R2= R1×1.5
（t1-t2）/10
式中：R1R2分别为温度t1、t2时的绝缘电阻值。
7.3.7变压器如果进行温升试验或过电流（施加1.1倍额定电流，持续时间不少于4 h）试验，则试验前后应取油样进行气相色谱分析试验，试验结果应符合相关标准规定。 7.4标志、起吊、安装、运输和贮存
7.4.1变压器应有接线端子、运输及起吊标志，标志容应符合相关标准规定。 7.4.2变压器的套管排列顺序位置一般如图11、图12所示．
图11 66 kV级联结组标号为YNdl的双绕组变压器
. 资料 . ..
... . .
图12 66 kV级联结组标号为Ydl 1的双绕组变压器
7.4.3变压器须具有承受变压器总重的起吊装置。变压器器身、油箱、可拆卸结构的储油柜、散热器或冷却器等均应有起吊装置。
7.4.4变压器部结构应在经过正常的铁路、公路及水路运输后相互位置不变，紧固件不松动．变压器的组、部件如套管、散热器、阀门和储油柜等的结构及布置位置，应不妨碍吊装、运输及运输中紧固定位．
7. 4.5 31 500kVA及以上的变压器在运输中应装三维冲撞记录仪。 7.4.6变压器应能承受的运输水平冲撞加速度为30 m/ss（在运输中验证）。
7.4.7运输时应保护变压器的所有组、部件如储油柜、套管、阀门及散热器或冷却器等不得损坏和受潮。
7.4.8成套拆卸的组件和零件（如气体继电器、速动油压继电器、套管、测温装置及紧固件等）的包装应保证经过运输、贮存直到安装前不得损伤和受潮．
7.4.9变压器本体及成套拆卸的大组件（如散热器、净油器和储油柜等）运输时可不装箱，但应保证不受损伤，在整个运输与贮存过程中不得迸水和受潮。 8 110 kV电压等级 8.1性能参数
8.1.1额定容量、电压组合、分接围、联结组标号、空载损耗、负载损耗、空载电流及短路阻抗应符合表11～表15的规定．
注1：对于多绕组变压器，表中所给出的损耗值适用于GB 1094.1--1996第9章中定义的第一对绕组．
注2：表11～表15适用于高压绕组为分级绝缘的变压器(中性点端子的额定绝缘水平为：额定外施耐受电压方均根值95 kV，额定雷电冲击耐受电压峰值250 kV)． 表11 6300kVA-1800000kVA三组双绕组无励磁调压电力变压器
. 资料 . ..
... . .
额定容量电压组合及分接围 kVA 高压kV 低压kV 6300 8000 10000 12500 16000 20000 25000 31500 40000 50000 63000 75000 90000 120000 150000 180000 注1：-5%分接位置为最大电流分接 13.8 15.75 18 20 110±2×2.5% 6.3 6.6 10.5 11 联结组标号 空载损耗 kW 负载损耗 kW 空载电流 % 短路阻抗 % 9.3 11.2. 13.2 15.6 18.8 22.0 26.0 30.8 YNd11 121士2×2.5% 36.8 44.0 52.0 59.0 68.0 84.8 100.2 112.5 36 45 53 63 77 93 110 133 156 194 234 278 320 397 472 532 0.77 0.77 0.72 0.72 0.67 10.5 0.67 0.62 0.60 0.56 0.52 0.48 0.42 0.38 12-14 0.34 0.30 0.25 注2：对于升压变压器，宜采用无分接结构，如运行有要求，可设置分接头 表12 6300kVA-630000kVA三组三绕组无励磁调压电力变压器
电压组合及分接围 额定容量kVA 高压kV 中压kV 35 37 38.5 低压kV 6.3 6.6 10.5 联结组标号 空载损耗kW 负载损耗kW 空载电流% 短路阻抗% 升压 降压 高一中 10.5 6300 8000 10000 110±2×2.5% 121士2×2.5% 11.2 YNyn0d11 13.3 15.8 47 56 66 0.82 0.78 0.74 高一中 17.5— . 资料 . ..
... . . 12500 16000 20000 25000 31500 40000 50000 63000 11 18.4 22.4 26.4 30.8 36.8 43.6 52.0 61.6 78 95 112 133 157 189 225 270 18.5 高一低 0.65 10.5 0.60 中一0.60 0.55 0.55 0.50 低 6.5 高一 低 0.70 0.66 17.5—18.5 中一低 6.5 注1：高、中，低压绕组容量分配为（100/lOO/lOO)%． 注2：根据需要联结组标号可为YNdlly10． 注3：根据用户要求，中压可选用不同于表中的电压值或设分接头． 注4：一5%分接位置为最大电流分接． 注5：对于升压变压器，宜采用无分接结构．如运行有要求，可设置分接头． 表13 6300kVA-63000kVA三组双绕组有载调压电力变压器
电压组合及分接围 额定容量kVA 低压 高压 kV kV 6300 8000 10000 12500 16000 20000 25000 31500 40000 50000 110±8×1.25% 6.3 6.6 YNyn0d11 10.5 11 24.0 28.4 33.8 40.4 47.8 93 110 133 156 194 0.69 0.64 0.64 0.58 0.58 10.0 12.0 14.2 16.8 20.2 36 45 53 63 77 0.80 0.80 0.74 0.74 0.69 10.5 联结组标号 空载损耗 kW 负载损耗 kW 空载电流 % 短路阻抗 % . 资料 . ..
... . . 63000 注1：有载调压变压器，暂提供降压结构产品 注2：根据用户需求，可提供其他电压组合的产品 注3：-10%分接位置为最大电流分接 电压组合及分接围 额定容量kVA 高压 kV 6300 8000 10000 12500 6.3 16000 20000 25000 31500 40000 50000 63000 注1：有载调压变压器，暂提供降压结构产品 注2：高、中，低压绕组容量分配为（100/lOO/lOO)%． 注3：根据需要联结组标号可为YNdlly10． 注4：根据用户要求，中压可选用不同于表中的电压值或设分接头． 注5：一10%分接位置为最大电流分接． 110±8×1.25% 35 6.6 37 10.5 38.5 11 40.2 48.2 56.9 67.7 157 189 225 270 0.78 0.73 0.73 0.67 33.8 133 0.78 YNyn0d11 28.6 112 0.84 6.5 24.2 95 0.84 中一低 中压 kV 低压 kV 联结组标号 kW 12.0 14.4 17.1 20.2 kW 47 56 66 78 % 0.95 0.95 0.89 0.89 % 高一中 10.5 高一低 17.5—18.5 空载损耗 负载损耗 空载电流 短路阻抗 56.8 234 0.52 表15 6300kVA-63000 kVA三相双绕组低压为35 kVA无励调压电力变压器
电压组合及分接围 低压 kV 联结组 标号 空载损耗 kW 负载损耗 kW 空载电流 % 短路阻抗 % 额定容量 kVA 高压 kV . 资料 . ..
... . . 6 300 8 000 10 000 12 500 16 000 1104±2×2.5% 20 000 121士2×2.5% 25 000 38.5 37 YNdll 35 10.0 12.0 14.0 16.4 19.6 23.2 27.4 31 500 40 000 50 000 63 000 注1：一5%分接位置为最大电流分接． 注2：对于升压变压器，宜采用无分接结构，如运行有要求，可设置分接头- 32.4 38.6 46.2 54.6 116 140 164 204 245 0. 67 0. 67 0. 61 0. 61 0. 56 39 47 55 66 81 99 0. 84 0. 84 0. 78 0. 78 0. 72 0. 72 10.5 8.1.2. 在分接级数和级电压不编的情况下，允许增加负分接级数，或增加正分接级数，减少负分接级数，如(110﹣3)×2.5%；(110﹣3)×2.5%等。
8.1.3当用户需要高于表中规定短路阻抗值的变压器时，其性能参数应与制造单位协商，并在合同中规定．
﹢1
﹢1
. 资料 . ..
... . .
8.2技术要求 8.2.1基本要求
8.2.1.1按本标准制造的变压器应符合GB 1094.1、GB 1094.2、GB 1094.3、GB 1094.5、GB/T 15164和JB/T 10088的规定．
8.2.1.2变压器组、部件的设计、制造及检验等应符合相关标准及法规的要求． 8.2.2安全保护装置
8.2.2.1变压器应装有气体继电器，如用户要求，也可装有速动油压继电器．
气体继电器的接点容量在交流220V或llOV时不小于66 VA，直流有感负载时，不小于15 w．变压器油箱和联管的设计应使气体易于汇集在气体继电器，变压器不得有存气现象．积聚在气体继电器的气体数量达到250mL～300mL或油速在整定围时，应分别接通相应的接点．气体继电器的安装位置及其结构应能观察到分解气体的数量和颜色，而且应便于取气体。 当变压器油箱的压力上升速度威胁到油箱安全时，速动油压继电器应能使变压器退出运行．
8.2.2.2变压器应装有压力释放阀，当变压器油箱压力达到安全限值时，压力释放阀应可靠地释放压力．
8.2.2.3带有套管式电流互感器的变压器应供给信号测量和保护装置辅助回路用的端子箱- 8.2.2.4有载调压变压器的有载分接开关应有自己的保护装置． 8.2.2.5变压器所有管道最高处或容易窝气处应设置放气塞。 8.2.3冷却系统及控制箱
8.2.3.1应根据冷却方式供给全套冷却装置，但若为水冷却方式，则不供给水路装置（如水泵、水箱、管路和阀门等）。
8.2.3.2对于风冷变压器，应供给吹风装置控制箱。当负载电流达到额定电流的2/3或油面温度达到65℃时，应当投入吹风装置。当负载电流低于额定电流的1／2或油面温度低于50°C时，可切除风扇电动机．．
8.2.3.3对于采用散热器冷却的变压器，其冷却方式可能存在多种组合方式（如OFAF变压器，另外还可产生ONAN、ONAF、OFAN三种方式），各种冷却方式下的容量分配及控制程序由用户与制造单位协商．
8.2.3.4对于强油风冷和强油水冷冷却器的变压器须供给冷却系统及控制箱。 8.2.3.4.1控制箱的强油循环装置控制线路应满足下列要求：
. 资料 . ..
... . .
a)变压器在运行中，其冷却系统应擐负载和温度情况自动投入或切除相应数量的冷却器， b) 当切除故障冷却器时，作为备用的冷却器应自动投入运行； c)当冷却系统的电源发生故障或电压降低时，应自动投入备用电源；
d)当投入备用电源、备用冷却器、切除冷却器和电动机损坏时，均应发出相应的信号． 8.2.3.4.2强油风冷或强油水冷的油泵电动机及风扇电动机应分别有过载、短路和断相保护． 8.2.3.4.3强油风冷及强油水冷冷却器的动力电源电压应为三相交流380 V，控制电源电压为交流220 V．
8.2.3.4.4强油风冷及强油水冷变压器，当冷却系统发生故障切除全部冷却器时，在额定负载下允许运行20 min。当油面温度尚未达到75℃时，允许上升到75℃，但切除冷却器后的最长运行时间不得超过lh．
8.2.3.4.5对于采用强迫油循环冷却器的变压器，其冷却油流系统中不应出现负压． 8.2,4油保护装置
8.2.4.1变压器均应装有储油柜，其结构应便于清理部。储油柜的一端应装有油位计，储油柜的容积应保证在最高环境温度与允许负载状态下油不溢出，在最低环境温度与变压器未投入运行时，应能观察到油位指示．
8.2.4.2储油柜应有注油、放油和排扮油装置． 8.2.4.3变压器储油柜上均应装有带有油封的吸湿器。
8.2.4.4变压器应采取防油老化措施，以确保变压器油不与大气相接触，如：在储油柜部加装胶囊、隔膜或采用金属波纹密封式储油柜。 8.2.5油温测量装置
8.2.5.1变压器应有供温度计用的管座．管座应设在油箱的顶部，并伸入油120 mm士10mm 8.2.5.2变压器须装设户外测温装置，其接点容量在交流220 V时，不低于50 VA，直流有感负载时，不低于15 w．对于强油循环的变压器应装设两个测温装置。测温装置的安装位置应便于观察，且其准确度应符合相应标准。
8.2.5.3 8 000 kVA及以上的变压器，应装有远距离测温用的测温元件．对于强油循环的变压器应装有两个远距离测温元件，且应放于油箱长轴的两端．
8.2.5.4当变压器采用集中冷却方式时，应在靠油箱进出口总管路处装测油温用的温度计管
. 资料 . ..
... . .
座．
8.2.6变压器油箱及其附件的技术要求
8.2.6.1变压器一般不供给小车，如箱底焊有支架，其支架焊接位置应符合图13和图14的规定。
C尺寸可按变压器大小选择为1 070 mm、1 475 mm,2 040 mm. 图13箱底支架焊接位置（面对长轴方向）
C、Cl尺寸可按变压器大小选择，C为1 475 mm、2 040 mm，C1为1 505 mm.2 070 mm． 图14箱底支架焊接位置（面对长轴方向） 注1：根据使用单位需要也可供给小车．
注2：纵向轨距为1 435 mrn，横向轨距为1 435 mm、2 000 mm(2XZ 000 mm、3×2 000 mm)．
8.2.6.2 对于90 000 kVA及以上的变压器，在油箱的中部和下部壁上均应装有油样阀门． 75 000 kVA及以下的变压器在油箱下部壁上应装有油样阀门。变压器油箱底部应装有排油装置。
8.2.6.3套管接线端子连接处，在环境空气中对空气的温升应不大于55 K(封闭母线除外)，在油中对油的温升应不大于15 K。
8.2.6.4变压器油箱应承受住真空度为133 Pa和正压力为98 kPa的机械强度试验，不得有损伤和不允许的永久变形．
8.2.6.5变压器油箱下部应有供千斤顶顶起变压器的装置。根据需要，可提供牵引装置。 8.2.6.6为便于取油样及观察气体继电器，应在油箱壁上设置适当高度的梯子。
8.2.6.7套管的安装位置和相互距离应便于接线，且其带电部分的空气间隙应能满足GB
. 资料 . ..
... . .
1094.3的要求．
8.2.6.8变压器结构应便于拆卸和更换套管或瓷件。
8.2.6.9变压器铁心和金属结构零件均应通过油箱可靠接地．变压器油箱应保证两点接地（分别位于油箱长轴或短轴两侧）。接地处应有明显的接地符号“士”或“接地”字样。 8.2.6.10根据需要，可提供一定数量的套管式电流互感器。 8.2.6.11变压器油箱下部应装有放油阀。
8.2.6.12变压器整体（包括所有充油附件）应能承受133 Pa的真空度。 8.3测试项目
8.3.1变压器除应符合GB 1094.1所规定的试验项目外，还应符合8.3.2N8.3.8的规定。 8.3.2对所有变压器，绕组直流电阻不平衡率：相（有中性点引出时）为不大于z%，线（无中性点引出时）为不大于IX。如果由于线材及引线结构等原因而使绕组直流电阻不平衡率超过上述值时，除应在例行试验记录中记录实测值外，尚应写明引起这一偏差的原因。使用单位应与同温度下的例行试验实测值进行比较，其偏差应不大于2%。
注1：绕组直流电阻不平衡率应以三相实测最大值减最小值作分子，三相实测平均值作分母计算．
注2；对所有引出的相应端子间的电阻值均应进行测量比较．
8.3.3变压器油箱及储油柜应能承受在最高油面上施加30 kPa静压力的油密封试验，试验时间连续24 h，不得有渗漏和损伤。
8.3.4应提供变压器吸收比(R60／R15)实测值，测试通常在10°C—40°C温度下进行。 8.3.5应提供变压器介质损耗因数（t淞）值，测试通常在lO°C—40°C温度下进行。不同温度下的tan时值一般可按下式换算：
tan a2=tan a1×1.3
（t2-t1）/10
式中：tan a1、tan a2分别为温度t1t2时tana的值。
8.3.6应提供变压器绝缘电阻的实测值，测试通常在10\和相对湿度小于85%时进行。当测量温度不同时，绝缘电阻可按下式换算：
R2 =R1×1.5
（t2-t1）/10
式中R1R2分别为温度t1t2如时的绝缘电阻值。
. 资料 . ..
... . .
8.3.7．变压器如果进行温升试验或过电流（施加1.1倍额定电流，持续时间不少于4 h）试验，则试验前后应取油样进行气相色谱分析试验，试验结果应符合相关标准规定。 8.3.8应对强迫油循环变压器的冷却油流系统进行负压测试，以监测冷却油流系统的迸油端是否存在负压。测试时，通常在迸油端的放气处安装真空压力表，在开启所有的油泵后，不应出现负压
8,4标志、起吊、安装、运输和贮存
8.4.1变压器应有接线端子、运输及起吊标志，标志容应符合相关标准规定． 8,4.2变压器的套管排列顺序位置一般如图15、图16所示-
图15 110 kV级联结组标号为YNdl1的双绕组变压器
图16 110 kV级联结组标号为YNyaOdl1的三绕组变压器
8.4.3变压器须具有承受变压器总重的起吊装置。变压器器身、油箱、可拆卸结构的储油柜、散热器或冷却器等均应有起吊装置．
8.4.4变压器部结构应在经过正常的铁路、公路及水路运输后相互位置不变，紧固件不松动．变压器的组、部件如套管、散热器或冷却器、阀门和储油柜等的结构及布置位置，应不妨碍吊装、运输及运输中紧固定位。
8.4.5变压器通常为带油运输。如受运输条件限制时，可不带油运输，但须充以干燥的气体（露点低于--40℃）．运输前应进行密封试验，以确保在充以20 kPa'-'30 kPa压力的气体时密封良好。变压器主体在运输中及到达现场后，油箱的气体压力应保持正压，并有压力表进行监视。在现场贮存期间应维持正压；并有压力表进行监视。 8. 4.6 31 500kVA及以上的变压器在运输中应装三维冲撞记录仪。
. 资料 . ..
... . .
8.4.7变压器应能承受的运输水平冲撞加速度为30 m/s=（在运输中验证）。
8.4.8运输时应保护变压器的所有组、部件如储油柜、套管、阀门及散热器或冷却器等不得损坏和受潮．
8.4.9成套拆卸的组件和零件（如气体继电器、速动油压继电器、套管、测温装置及紧固件等）的包装应保证经过运输、贮存直到安装前不得损伤和受潮。
8.4.10变压器本体及成套拆卸的大组件（如散热器或冷却器、净油器和储油柜等）运输时可不装箱，但应保证不受损伤，在整个运输与贮存过程中不得进水和受潮。 9 220 kV电压等级 9.1性能参数
9.1.1额定容量、电压组合、分接围、联结组标号、空载损耗、负载损耗、空载电流及短路阻抗应符合表16～表22的规定。
注1：对于多绕组变压器，表中所给出的损耗值适用于GB 1094.1—1996第9章中定义的第一对绕组．
注2：表16～表18、表20及表21的高压绕组中性点为不直接接地，表19及表22的高压绕组中性点为直接接地．
表16 31 500 kVA～420 000 kVA三相双绕组无励磁调压电力变压器
额定容量 kVA 31 500 40 000 50 000 63 000 75 000 90 000 120 000 电压组合及分接围 高压 kV 低压 kV 6.3 6.6 10.5 11 10.5 11 13.8 联结组 标号 空载损耗 kW 35 41 49 58 67 77 94 负载损耗 kW 135 157 189 220 250 288 345 空载电流 % 0. 70 0. 70 0. 65 0. 65 0. 60 0.55 0.55 短路阻抗 % . 资料 . ..
... . . 150 000 160 000 180 000 240 000 300 000 360 000 370 000 400 000 20 420 000 242 868 0. 35 242±2X2.5% 11 13.8 15.75 18 20 15, 75 18 YNd11 112 117 128 160 189 217 221 234 405 425 459 567 675 774 790 837 0. 50 0. 49 0. 46 0. 42 0.38 0. 38 0. 38 0. 35 12—14 220±2X2.5% 注l：根据要求也可提供额定容量小于31 500 kVA的变压器及其他电压组合的变压器． 注2：根据要求也可提供低压为35 kV或38.5 kV的变压器． 注3：优先选用无分接结构，如运行有要求，可设置分接头， 表17 31 500 kVA---300 000 kYA三相三绕组无励磁调压电力变压器
额定 容量 kVA 31 500 40 000 50 000 63 000 35 37 38.5 电压组合及分接围 高压 kV 中压 kV 低压 kv 6.3 6.6 10.5 11 56 66 225 261 0. 56 0. 56 联结组 标号 空载 损耗 kW 40 48 负载 损耗 kW 162 189 空载 电流 % 0. 70 0.63 升压 短路阻抗 % 降压 . 资料 . ..
... . . 90 000 120 000 150 000 242±2X2. 5% 180 000 240 000 300 000 35 37 38.5 121 13.8 15.75 220±2X2. 5% 11 YNynOdll 142 176 208 585 720 850 0. 42 7～9 0. 35 0. 30 7～9 69 115 10.5 11 13.8 35 37 38.5 125 513 0. 42 中一低 中一低 86 106 351 432 0. 49 0. 49 高一中 22—24 高一低 12—14 高一中 12～14 高一低 22—24 注1：表中负载损耗的容量分配为(100/100/100)%．升压结构的容量分配可为(100/50/100)%，降压结构的容 量分配可为(100/100/50)%或(100/50/100)% 注2：根据要求也可提供额定容量小于31 500 kVA的变压器及其他电压组合的变压器． 注3：优先选用无分接结构．如运行有要求，可设置分接头．
表18 31 500 kVA--,240 000 kVA低压为66 kV级三相双绕组无励磁调压电力变压器
额定容量 电压组合及分接围 高压 kV 低联结组 空载损耗 负载损耗 空载电流 短路阻抗 压 kV . 资料 . ..
... . . kV 标号 kW kW % % 31 500 40 000 50 000 63 000 90 000 120 000 150 000 180 000 240 000 38 45 53 151 176 211 247 323 387 453 513 635 O．89 0. 89 0. 82 0. 82 0. 75 0. 75 0. 68 0.68 0.61 63 220士2×2.5% 66 69 Yndll 63 83 102 122 138 171 12—14 注:优先选用无分接结构．如运行有要求，可设置分接头．
表19 31 500 kVA～240 000 kVA三相三绕组无励磁调压自耦电力变压器
额定 容量 kVA 31 500 40 000 50 000 63 000 电压组合及分接围 高压 kV 联结组 空载 标号 损耗 kW 25 29 34 40 负载 损耗 kW 117 144 170 201 空载 电流 % 0. 57 0. 57 0. 50 0. 50 空载 损耗 kW 22 26 30 36 负载 损耗 kW 99 121 144 171 空载 电流 % 0.50 O. 50 0. 43 0. 43 高一中 高一中 升压 % 降压 升压组合 降压组合 短路阻抗 中压 低压 kV kV 6. 10. 1] 37 . 资料 . ..
... . . 90 000 120 000 220±2X2. 5% 115 38. 50 73 0. 62 276 340 405 0. 43 0.43 46 56 234 288 0.36 0. 36 YNaOdll 12—14 8～10 高一低 高一低 10.5 150 242±2×2.5% 121 11 000 180 000 240 000 35 37 38.5 66 342 0.33 8～12 28—34 中一低 14—18 中一低 18—24 13.8 5. 75 18 0. 36 84 463 36 0. 76 387 33 99 595 33 0. 89 504 25 0. 注1：升压结构的容量分配为(loo/50/loo)%，降压结构的容量分配为(100/100/50)%． 注2；表中短路阻抗为100%额定容量时的数值． 注3：优先选用无分接结构．如运行有要求，可设置分接头．
表20 31 500 kVA-180 000 kVA三相双绕组有载调压电力变压器
额定容量 kVA 31 500 6.6 电压组合及分接围 高压 kV 低压 kV 6.3 联结组 标号 空载损耗 kW 38 负载损耗 kw 135 空载电流 短路阻抗 % 0. 70 % . 资料 . ..
... . .
40 000 50 000 63 000 90 000 120 000 150 000 220±8×l.25% 180 000 120 000 10.5 11 35 37 38.5 10.5 11 35 37 YNdll 38.5 45 54 63 80 99 116 135 102 157 189 220 288 346 405 468 355 415 475 0. 63 0. 56 0.56 0. 49 0. 49 0. 42 0.42 0.49 0.42 0. 42 12—14 66 150 000 180 000 69 140 120
. 资料 . ..
... . .
表21 31500kVA-240000 kVA三相三绕组有载调压电力变压器
额定 容量 kVA 电压组合及分接围 高压 kV 中压 kV 联结组 空载 损耗 kW 负载 损耗 kW 31 500 220±8×l.25% 69 40 000 11 50 000 35 37 63 000 38.5 90 000 120 000 150 000 180000 240000 10.5 1135 37 38.5 156 193 630 780 0.49 0.45 92 115 135 351 432 513 0.56 0.56 0.49 70 261 0.63 115 121 6.3 6.6 52 10.5 60 225 0.63 189 0.70 YNynOd11 44 162 0.77 100/100/100 100/50/100 100/100/50 高一中 12-14 高一低 22-24 中一低7-9 空载 电流 % 容量分配 % 短路 阻抗 % 低压 标号 kV 注1：表中所列数据适用于降压结构产品，根据需要也可提供升压结构产品 注2：表中负载损耗的容量分配为（100/100/100）% 注3：不推荐采用低压为6.3kV、6.6kV、10.5kV、11kV的产品
表22 31500kVA-240000 kVA三相三绕组有载调压自耦电力变压器
额定 电压组合及分接围 联结组 空载 负载 空载 容量分配 短路 . 资料 . ..
... . .
% 容量 kVA 31 500 40 000 50 000 63 000 90 000 120 000 高压 kV 中压 kV 低压 kV 6.3 6.6 标号 损耗 kW 25 30 损耗 kW 108 132 157 189 电流 % 0. 56 0. 56 0. 49 0.49 阻抗 % 10.5 11 35 37 36 42 高一中 8～10 高一低 51 38.5 115 220士8×1.25% 121 10.5 11 YNaOd11 35 37 38.5 85 104 64 76 247 0. 42 28-34 100/100/50 18-24 中一低 308 365 419 540 0. 42 0. 35 0. 35 O. 30 150 000 180 000 240 000 注1：表中所列数据适用于降压结构产品， 注2：不推荐采用低压为6.3 kV、6.6 kV、10.5 kV、11 kV的产品．
9.1.2在分接级数和级电压不变的情况下，允许增加负分接级数，减少负分接级数，如（220
﹢1﹣3
）×2.5%；（220﹣3）×2.5%等。
﹢1
9.1.3当用户需要高于表中规定短路阻抗值的变压器时，其性能参数应与制造单位协商，并在合同中规定。 9.2技术要求 9.2.1基本要求
. 资料 . ..
... . .
9.2.1.1 按本标准制造的变压器应符合GB 1094.1、GB 1094.2、GB 1094.3、GB 1094.5、GB/T 15164和JB/T 10088的规定。
9.2.1.2变压器组、部件的设计、制造及检验等应符合相关标准及法规的要求。 9.2.2安全保护装置
9.2.2.1变压器应装有气体继电器和速动油压继电器。
气体继电器的接点容量在交流220 V或110 V时不小于66 VA，直流有感负载时，不小于15 W．
变压器油箱和联管的设计应使气体易于汇集在气体继电器，变压器不得有存气现象．积聚在气体继电器的气体数量达到250 mL—-300 mL或油速在整定围时，应分别接通相应的接点．气体继电器的安装位置及其结构应能观察到分解气体的数量和颜色，而且应便于取气体。 当变压器油箱的压力上升速度威胁到油箱安全时，速动油压继电器应能使变压器退出运行．
9.2.2.2变压器应装有压力释放阀，当变压器油箱压力达到安全限值时，压力释放阀应可靠地释放压力．
9.2.2.3带有套管式电流互感器的变压器应供给信号测量和保护装置辅助回路用的端子箱。 9.2.2.4有载调压变压器的有载分接开关应有自己的保护装置。 9.2.2.5变压器所有管道最高处或容易窝气处应设置放气塞。 9.2.3冷却系统及控制箱
9.2.3.1应根据冷却方式供给全套冷却装置，但若为水冷却方式，则不供给水路装置（如水泵、水箱、管路和阀门等）．
9.2.3.2对于风冷变压器，应供给吹风装置控制箱。当负载电流达到额定电流的2/3或油面温度达到65℃时，应当投入吹风装置。当负载电流低于额定电流的1/2或油面温度低于50°C时，可切除风扇电动机．
9.2.3.3对于采用散热器散热的变压器，其冷却方式可能存在多种组合方式（如OFAF变压器，另外还可产生（ONAN、ONAF、OFAN三种方式），各种冷却方式下的容量分配及控制程序由用户和制造厂协商．
9.2.3.4对于强油风冷和强油水冷冷却器的变压器须供给冷却系统及控制箱。 9.2.3.4.1控制箱的强油循环装置控制线路应满足下列要求：
. 资料 . ..
... . .
a)变压器在运行中，其冷却系统应按负载和温度情况自动投入或切除相应数量的冷却器； b)当切除故障冷却器时，作为备用的冷却器应自动投入运行I c)当冷却系统的电源发生故障或电压降低时，应自动投入备用电源；
d)当投入备用电源、备用冷却器、切除冷却器和电动机损坏时，均应发出相应的信号。 9.2.3.4.2强油风冷或强油水冷的油泵电动机及风扇电动机应分别有过载、短路和断相保护． 9.2.3.4.3强油风冷及强油水冷冷却器的动力电源电压应为三相交流380 V，控制电源电压为交流220 V。
9.2.3.4.4强油风冷及强油水冷变压器，当冷却系统发生故障切除全部冷却器时，在额定负载下允许运行20 rain。当油面温度尚未达到75\时，允许上升到75℃，但切除冷却器后的最长运行时间不得超过lh．
9.2.3.4.5对于采用强迫油循环冷却器的变压器，其冷却油流系统中不应出现负压。 9.2.4油保护装置
9.2.4.1变压器均应装有储油柜，其结构应便于清理部．储油柜的一端应装有油位计，储油柜的容积应保证在最高环境温度与允许负载状态下油不溢出，在最低环境温度与变压器未投入运行时，应能观察到油位指示。
9.2.4.2储油柜应有注油、放油和排污油装置。 9.2.4.3变压器储油柜上均应装有带有油封的吸湿器。
9.2.4.4变压器应采取防油老化措施，以确保变压器油不与大气相接触，如：在储油柜部加装胶囊、隔膜或采用金属波纹密封式储油柜。 9.2.5油温测量装置
9.2.5.1变压器应有供温度计用的管座。管座应设在油箱的顶部，并伸人油120 mm士10 mm． 9.2.5.2变压器须装设户外测温装置，其接点容量在交流220 V时，不低于50 VA，直流有感负载时，不低于15W。对于强油循环的变压器应装设两个测温装置。测温装置的安装位置应便于观察，且其准确度应符合相应标准。
9.2.5.3变压器应装有远距离测温用的测温元件。对于强油循环的变压器应装有两个远距离测温元件，且应放于油箱长轴的两端。
9.2.5.4当变压器采用集中冷却方式时，应在靠油箱进’出口总管路处装测油温用的温度计管
. 资料 . ..
... . .
座．
9.2.6变压器油箱及其附件的技术要求
9.2.6.1变压器一般不供给小车，如箱底焊有支架，其支架焊接位置应符合轨距的要求。 注1：根据使用单位需要也可供给小车．
注2：纵向轨距为1 435 mm，横向轨距为1 435 mm、2 000 mm(2X2 000 mm、3×2 000 mm)．
9.2.6.2 额定容量大于63 000 kVA的变压器，在油箱的中部和下部壁上均应装有油样阀门。 63 000 kVA及以下的变压器在油箱下部壁上应装有油样阀门。对于自然油循环的变压器，在油箱上部壁上也应装有油样活门。变压器油箱底部应装有排油装置。
9.2.6.3套管接线端子连接处，在环境空气中对空气的温升应不大于55 K(封闭母线除外)，在油中对油的温升应不大于15K。
9.2.6.4变压器油箱应承受住真空度为133 Pa和正压力为98 kPa的机械强度试验，不得有损伤和不允许的永久变形。
9.2.6.5变压器油箱下部应有供千斤顶顶起变压器的装置。90 000 kVA及以上的变压器油箱下部应设置水平牵引装置．
9.2.6.6为便于取油样及观察气体继电器，应在油箱壁上设置适当高度的梯子。
9.2.6.7套管的安装位置和相互距离应便于接线，且其带电部分的空气间隙应能满足GB 1094.3的要求。
9.2.6.8变压器结构应便于拆卸和更换套管或瓷件。
9.2.6.9变压器铁心和金属结构零件均应通过油箱可靠接地。变压器铁心应单独引出并可靠接地。变压器油箱应保证两点接地（分别位于油箱长轴或短轴两侧）。接地处应有明显的接地符号“士”或“接地”字样．
9.2.6.10根据需要，可提供一定数量的套管式电流互感器．
9.2.6.11 变压器上、下部应装有滤油阀（成对角线放置），下部还应装有放油阀． 9.2.6.12变压器整体（包括所有充油附件）应能承受133 Pa的真空度。 9.3测试项目
9.3.1变压器除应符合GB 1094.1所规定的试验项目外，还应符合9.3.2～9.3.10的规定．
. 资料 . ..
... . .
9.3.2对所有变压器，绕组直流电阻不平衡率：相（有中性点引出时）为不大于2%，线（无中性点引出时）为不大于1%．如果由于线材及引线结构等原因而使绕组直流电阻不平衡率超过上述值时，除应在例行试验记录中记录实测值外，尚应写明引起这一偏差的原因。使用单位应与同温度下的例行试验实测值进行比较，其偏差应不大于2%。
注1 ：绕组直流电阻不平衡率应以兰相实测最大值减最小值作分子，三相实测平均值作分母计算．
注2：对所有引出的相应端子间的电阻值均应进行测量比较．
9.3.3变压器油箱及储油柜应能承受在最高油面上施加30 lcPa静压力的油密封试验，试验时间连续24 h，不得有渗漏和损伤．
9.3.4应提供变压器极化指数（R10min/R1min）和吸收比(R60/R15)的实测值，测试通常在10℃—40°C温度下进行．
9.3.5应提供变压器介质损耗因数（tan∞值，测试通常在10℃～40℃温度下进行。不同温度下的tan时值一般可按下式换算：
tana2=tana1 ×1.3
（t2-t1）/10
式中：tana1、tana2遍分别为温度t1 t2 时的tana值．
9.3.6应提供变压器绝缘电阻的实测值，测试通常在10℃\℃和相对湿度小于85%时进行。当测量温度不同时，绝缘电阻可按下式换算： R2= R1×1.5
（t2-t1）/10
式中：R1 R2分别为温度t1 t2时的绝缘电阻值．
9.3.7在变压器的空载试验和短路特性试验时应进行有载分接开关的操作循环试验。操作应正常，且变压器油箱中变压器油色谱应无明显变化．
9.3.8变压器如果进行温升试验或过电流（施加1.1倍额定电流，持续时间不少于4 h）试验，则试验前后应取油样进行气相色谱分析试验，试验结果应符合相关标准规定。
9.3.9应对强迫油循环变压器的冷却油流系统进行负压测试，以监测冷却油流系统的进油端是否存在负压。测试时，通常在进油端的放气处安装真空压力表，在开启所有的油泵后，不应出现负压．
9.3.10经用户与制造单位协商可进行下列试验，详见附录A（规性附录）。
. 资料 . ..
... . .
a)长时间空载试验； b)油流静电试验；
c)转动油泵时的局部放电测量。 9.4标志、起吊、安装、运输和贮存
9.4.1变压器应有接线端子、运输及起吊标志，标志容应符合相关标准规定。 9.4.2变压器的套管排列顺序位置一般如图17～图20所示。
图17 220 kV级低压为6.3 kV^-20 kV、联结组标号为YNd1 1的双绕组变压器
. 资料 . ..
... . .
图18 220 kV级低压为35 kV～69 kV、联结组标号为YNdl 1的双绕组变压器
图19 220 kV级联结组标号为YNynOdl 1的三绕组变压器
图20 220 kV级联结组标号为YNaodl 1的三绕组自耦变压器
9.4.3变压器须具有承受变压器总重的起吊装置。变压器器身、油箱、储油柜、散热器或冷却器等均应有起吊装置。
9.4.4变压器部结构应在经过正常的铁路、公路及水路运输后相互位置不变，紧固件不松动。变压器的组、部件如套管、散热器或冷却器、阀门和储油柜等的结构及布置位置，应不妨碍吊装、运输及运输中紧固定位。
9.4.5变压器通常为带油运输。如受运输条件限制时，可不带油运输，但须充以干燥的气体
. 资料 . ..
... . .
（露点低于—40°C）。运输前应进行密封试验，以确保在充以20 kPa—30 kPa压力的气体时密封良好。变压器主体在运输中及到达现场后，油箱的气体压力应保持正压，并有压力表进行监视。在现场贮存期间应维持正压，并有压力表进行监视。 9.4.6变压器在运输中应装三维冲撞记录仪。
9.4.7变压器应能承受的运输水平冲撞加速度为30 m/sz（在运输中验证）。
9.4.8运输时应保护变压器的所有组、部件如储油柜、套管、阀门及散热器或冷却器等不得损坏和受潮。
9.4.9成套拆卸的组件和零件（如气体继电器、速动油压继电器、套管、测温装置及紧固件等）的包装应保证经过运输、贮存直到安装前不得损伤和受潮。
9.4.10变压器本体及成套拆卸的大组件（如散热器或冷却器、净油器和储油柜等）运输时可不装箱，但应保证不受损伤，在整个运输与贮存过程中不得进水和受潮。 10 330 kV电压等级 10.1性能参数
10.1.1额定容量、电压组合、分接围、联结组标号、空载损耗、负载损耗、空载电流及短路阻抗应符合表23～表29的规定。
注1：对于多绕组变压器，表中所给出的损耗值适用于GB 1094.1--1996第9章中定义的第一对绕组．
注2：表23及表24的高压绕组中性点为不直接接地，表25～表29的高压绕组中性点为直接接地．
表23 90 000 kVA\三相双绕组无励磁调压电力变压器
额定容量 kVA 90 000 120 000 150 000 10.5 电压组合及分接围 高压 kV 低压 kV 联结组 标号 空载损耗 kW 81 100 119 负载损耗 kW 287 356 422 空载电流 ． % 0. 56 0. 56 0. 52 短路阻抗 % . 资料 . ..
... . . 180 qoo 345 240 000 360 000 370 000 400 000 720 000 345±2X2.5% 363 363±2X2 5% 13.8 15.75 18 20 YNdll 137 171 234 238 252 391 484 603 845 862 913 1418 0. 48 0. 43 0. 43 O．38 0.38 0. 25 14—15 注1：根据用户要求，低压可选择表中任一电压． 注2：优先选用无分接结构．如运行有要求，可设置分接头．
表24 90 000 kVA～240 000 kVA三相三绕组无励磁调压电力变压器
额定 容量 KVA 电压组合及分接围 高压 kV 联结组 空载损耗 负载损耗 空载电流 短路阻抗 容量分配 kW 91 114 kW 351 437 517 593 736 % 0.58 0.58 % 高一中 24—26 高一低 100/100/100 % 巾压 低压 标号 kV kV 10.5 90 000 120 000 330±2X 2.5% 150 000 121 13.8 YNynOdll 135 154 191 0. 54 14—15 345±2X2.5% 180 000 240 000 15. 75 0. 54 中一低 0. 50 8～9 . 资料 . ..
... . . 注1：表中所列数据适用于升压结构产品． 注2：升压结构的容量分配也可为(100/50/100)%． 注3：根据要求可提供降压结构产品，其短路阻抗：高一低为24%～26%I高一中为14%～15中一低为8%～9%．其容量分配可为(100/100/50)%或（100/50/100)%． 注4：表中短路阻抗为100%额定容量时的数值． 注5：优先选用无分接结构．如运行有要求，可设置分接头．
表25 90 000 kVA～360 000 kVA三相三绕组无励磁调压自耦电力变压器（串联绕组调压）
额定 容量 KVA 电压组合及分接围 高压 kV 联结组 空载损耗 负载损耗 空载电流 短路阻抗 容量分配 kW 54 67 kW 275 342 % 0.45 0.45 % 高一低 24—26 % 中压 低压 标号 kv kV 10.5 90 000 000 000 000 000 000 360 240 180 150 120 11 80 404 0.40 高一中 100/100/30 330±2×2.5% 121 YNaOd11 35 91 464 0. 40 10—11 38.5 114 576 0.36 中一低 154 782 0.36 12—14 注1 ：表中所列数据适用于降压结构产品． 注2：根据要求可提供升压结构产品，其短路阻抗：高一低为10%～11%,高一中为24%-26%中一低为12%～ 14%． 注3：表中短路阻抗为100%额定容量时的数值， 注4，优先选用无分接结构．如运行有要求，可设置分接头，
. 资料 . ..
... . .
表26 90 000 kVA-360 000 kVA三相三绕组有载调压自耦电力变压器（串联绕组末端调压）
额定 容量 KVA 电压组合及分接围 高压 kV 联结组 空载损耗 负载损耗 空载电流 短路阻抗 容量分配 kW 56 70 82 kW 275 342 404 464 576 782 % % % 中压 低压 标号 kv kV 10.5 11 90 000 120 000 000 180 000 345±8X 1.25% 240 000 360 000 0. 50 高一中 0. 50 10—11 0. 45 高一低 150 330±8X 1.25% 1001100130 121 35 38.5 YNaOdll 94 117 158 0. 45 24—26 0. 40 中一低 0. 40 12-14 注l ：表中所列数据适用于降压结构产品，根据要求也可提供升压结构产品． 注2：表中短路阻抗为100%额定容量时的数值．
表27 90 000 kVA～360 000 kVA三相三绕组有载调压自耦电力变压器（中压线端调压）
额定 容量 KVA 电压组合及分接围 联结组 空载损耗 负载损耗 空载电流 短路阻抗 容量分配 kW 58 72 85 kW 294 365 432 495 % % % 高压 中压 kV kV 低压 标号 kV 10.5 11 90 000 120 000 150 000 330 0. 50 高一中 0. 50 10～11 0. 45 高一低 100／100/30 180 000 345 121±8X 1.25% 35 YNaOdl1 98 0. 45 26—28 . 资料 . ..
... . . 240 00b 360 000 38.5 121 164 615 834 中一低 O. 40 16—17 0. 40 注1：表中所列数据适用于降压结构产品，根据要求也可提供升压结构产品． 注2：表中短路阻抗为100%额定容量时的数值， 表28 90 000 kVA～360 000 kVA三相三绕组无励磁调压自耦电力变压器（中压线端调压） 额定 容量 KVA 电压组合及分接围 联结组 空载损耗 负载损耗 空载电流 短路阻抗 容量分配 kW 27 34 40 kW\ 309 383 454 520 646 881 % % % 高压 中压 kV kV 230±2X2.5% 低压 标号 kV 10.5 11 35 38.5 90 000 120 000 0. 40 0. 35 0. 30 高一中 150 000 330 230±3X2.5% 100/100/30 YNaOd11 46 58 79 180 000 345 242±2X2.5% 240 000 360 000 242±3X2.5% 0. 30 10—11 0.25 0.25 注1：表中所列数据适用于降压结构产品，根据要求也可提供升压结构产品． 注2：表中短路阻抗为100%额定容量时的数值． 注3：“高一低”和“中一低”的短路阻抗由制造单位和用户协商确定。 注4：优先选用无分接结构．如运行有要求，可设置分接头，
表29 90 000 kVA'--360 000 kVA三相三绕组有载调压自耦电力变压器（中压线端调压）
额定 电压组合及分接围 . 资料 . ..
... . . 容量 KVA 空载损耗 负载损耗 空载电流 短路阻抗 容量分配 kW 30 37 44 kW 309 383 454 520 63 85 882 O. 25 646 0. 25 % % % 联结组 高压 中压 kV kV 230±4X1.25% 330 230±8X1.25% 低压 标号 kV 10.5 90 000 120 000 0. 40 0. 35 lOO/100/30 150 000 1l 35 0. 30 高一中 0. 30 10—11 345 242±×1.25% YNaOdll 50 180 000 363 240 00 360 00 242±8×1.25% 38.5 注l: 表中所列数据适用于降压结构产品，根据要求也可提供升压结构产品． 注2： 表中短路阻抗为lOO%额定容量时的数值． 注3：“高一低”和。中一低”的短路阻抗由制造单位和用户协商确定． 10.1.2在分接级数和级电压不变的情况下，允许增加负分接级数，减少正分接级数，或增加正分接级数，减少负分接级数，如(33010.2技术要求 10.2.1基本要求
10.2.1.1按本标准制造的变压器应符合GB 1094.1、GB 1094.2、GB 1094.3、GB 1094.5、 GB/T 15164和JB/T 10088的规定．
10.2. 1.2变压器组、部件的设计、制造及检验等应符合相关标准及法规的要求。 10.2.2安全保护装置
10.2.2.1变压器应装有气体继电器和速动油压继电器。
气体继电器的接点容量在交流220V或110 V时不小于66 VA，直流有感负载时，不小于15 W．变压器油箱和联管的设计应使气体易于汇集在气体继电器，变压器不得有存气现象．积聚在气体继电器的气体数量达到250mL～300mL或油速在整定围时，应分别接通相应的接点。气体继电器的安装位置及其结构应能观察到分解气体的数量和颜色，而且应便于
. 资料 . ..
﹢1
﹣3
)×2.5%；(330
﹢1
﹣3
；)×2.50%等．
... . .
取气体。
当变压器油箱的压力上升速度威胁到油箱安全时，速动油压继电器应能使变压器退出运行。
10.2.2.2变压器应装有压力释放阀，当变压器油箱压力达到安全限值时，压力释放阀应可靠地释放压力．
10.2.2.3带有套管式电流互感器的变压器应供给信号测量和保护装置辅助回路用的端子箱。 10.2.2.．4有载调压变压器的有载分接开关应有自己的保护装置． 10.2.2.5变压器所有管道最高处或容易窝气处应设置放气塞。 10.2.3冷却系统及控制箱
10.2.3.1应根据冷却方式供给全套冷却装置，但若为水冷却方式，则不供给水路装置（如水泵、水箱、管路和阀门等）。
10.2.3.2对于风冷变压器，应供给吹风装置控制箱。当负载电流达到额定电流的z/3或油面温度达到65℃时，应当投入吹风装置。当负载电流低于额定电流的z/2或油面温度低于50℃时，可切除风扇电动机．
10.2.3.3对于采用散热器散热的变压器，其冷却方式可能存在多种组合方式（如OFAF变压器，另外还可产生ONAN、ONAF、OFAN三种方式），各种冷却方式下的容量分配及控制程序由用户和制造厂协商。
10.2.3.4对于强油风冷和强油水冷冷却器的变压器须供给冷却系统及控制箱。 10.2.3.4.1控制箱的强油循环装置控制线路应满足下列要求：
a)变压器在运行中，其冷却系统应按负载和温度情况自动投入或切除相应数量的冷却器f b)当切除故障冷却器时，作为备用的冷却器应自动投入运行I c)当冷却系统的电源发生故障或电压降低时，应自动投入备用电源l
d)当投入备用电源、备用冷却器、切除冷却器和电动机损坏时，均应发出相应的信号。 10.2.3.4.2强油风冷或强油水冷的油泵电动机及风扇电动机应分别有过载、短路和断相保护． 10.2.3.4.3强油风冷及强油水冷冷却器的动力电源电压应为三相交流380V，控制电源电压为交流220V．
. 资料 . ..
... . .
10.2.3.4.4强油风冷及强油水冷变压器，当冷却系统发生故障切除全部冷却器时，在额定负载下允许运行20 min．当油面温度尚未达到75℃时，允许上升到75°C，但切除冷却器后的最长运行时间不得超过lh．
10.2.3.4.5对于采用强迫油循环冷却器的变压器，其冷却油流系统中不应出现负压。 10.2.4油保护装置
10.2.4.1变压器均应装有储油柜，其结构应便于清理部。储油柜的一端应装有油位计，储油柜的容积应保证在最高环境温度与允许负载状态下油不溢出，在最低环境温度与变压器未投入运行时，应能观察到油位指示。
10.2.4.2储油柜应有注油、放油和排污油装置。 10.2.4.3变压器储油柜上均应装有带有油封的吸湿器。
10.2.4.4变压器应采取防油老化措施，以确保变压器油不与大气相接触，如：在储油柜部加装胶囊、隔膜或采用金属波纹密封式储油柜。 10.2.5油温测量装置
10.2.5.1变压器应有供温度计用的管座。管座应设在油箱的顶部，并伸入油不少于110 mm． 10.2.5.2变压器须装设户外测温装置，其接点容量在交流220 V时，不低于50 VA，直流有感负载时，不低于15W．对于强油循环的变压器应装设两个测温装置。测温装置的安装位置应便于观察，且其准确度应符合相应标准。
10.2.5.3变压器应装有远距离测温用的测温元件。对于强油循环的变压器应装有两个远距离测温元件，且应放于油箱长轴的两端。
10.2.5.4当变压器采用集中冷却方式时，应在靠油箱进出口总管路处装测油温用的温度计管座。
10.2.6变压器油箱及其附件的技术要求
10.2.6.1变压器一般只供应底座，不供给小车．如果供给小车，应带小车固定装置。其箱底底座或小车支架焊装位置应符合轨距的要求。轨距：纵向为1 435 mm，横向为1 435 mm、2 000 mm(2×2 000 mm、3×2 000 mm)．
10.2.6.2在油箱的上部、中部和下部壁上均应装有油样阀门．变压器油箱底部应装有排油装置。
10.2.6.3套管接线端子连接处，在环境空气中对空气的温升应不大于55 K（封闭母线除外），在油中对油的温升应不大于15 K。
10.2.6.4变压器油箱应承受住真空度为133 Pa和正压力为98 kPa的机械强度试验，不得有
. 资料 . ..
... . .
损伤和不允许的永久变形。
10.2.6.5变压器油箱下部应有供千斤顶顶起变压器的装置及水平牵引装置。 10.2.6.6为便于取油样及观察气体继电器，应在油箱壁上设置适当高度的梯子．
10.2.6.7套管的安装位置和相互距离应便于接线，且其带电部分的空气间隙应能满足GB 1094.3的要求．
10.2.6.8变压器结构应便于拆卸和更换套管或瓷件。
10.2.6.9变压器铁心和金属结构零件均应通过油箱可靠接地．变压器铁心和夹件应分别引出并可靠接地．变压器油箱应保证两点接地（分别位于油箱长轴或短轴两侧）。接地处应有明显的接地符号“士”或“接地”字样。
10.2.6.10根据需要，可提供一定数量的套管式电流互感器。
10.2.6.11变压器上、下部应装有滤油阀（成对角线放置），下部还应装有放油阀。 10.2.6. 12变压器整体（包括所有充油附件）应能承受133 Pa的真空度。 10.3测试项目
10.3.1变压器除应符合GB 1094.1所规定的试验项目外，还应符合10.3.2～10.3.12的规定． 10.3.2对所有变压器，绕组直流电阻不平衡率：相（有中性点引出时）为不大于2%，线（不能解开的三角形接法）为不大于1%．如果由于线材及引线结构等原因而使绕组直流电阻不平衡率超过上述值时，除应在例行试验记录中记录实测值外，尚应写明引起这一偏差的原因。使用单位应与同温度下的例行试验实泌值进行比较，其偏差应不大于2%．
注1：绕组直流电阻不平衡率应以三相实测最大值减最小值作分子，三相实测平均值作分母计算．
注2：对所有引出的相应端子向的电阻值均应进行测量比较．
10.3.3变压器油箱及储油柜应能承受在最高油面上施加30 kPa静压力的油密封试验，试验时间连续24 h，不得有渗漏和损伤。
10.3.4有载分接开关试验合格后，应将有载分接开关装入变压器中，对分接开关油室进行密封试验，应无渗漏现象。
10.3.5在变压器的空载试验和短路特性试验时应进行有载分接开关的操作循环试验．操作应正常，且变压器油箱中的变压器油色谱应无明显变化。
10.3.6'变压器如果进行温升试验或过电流（施加1.1倍额定电流，持续时间不少于4 h）试
. 资料 . ..
... . .
验，则试验前后应取油样进行气相色谱分析试验，试验结果应符合相关标准规定。 10.3.7变压器全部试验合格后，如结构允许，应对330 kV油纸绝缘套管取油样进行试验，试验结果应符合相关标准规定。
10.3.8应提供变压器极化指数(.RIO商。/R，血)和吸收比(R6。/R，；)的实测值，测试通常在10°C—40°C温度下进行。
10.3.9应提供变压器介质损耗因数（tana，测试通常在10℃～40℃温度下进行。在20℃～25℃温度时，ta时值一般不大于0.005。不同温度下的ta时值一般可按下式换算： Tana2=tana1×1.3
（t2-t1）/10
式中：tan a1、tana2分别为温度t1t2时的tana值。
10.3. 10应提供变压器绝缘电阻的实测值，测试通常在10°C—40℃和相对湿度小于85%时进行．当测量温度不同时，绝缘电阻可按下式换算： R2= R1×1.5
（t2-t1）/10
式中：R1、R2分别为温度t1t2时的绝缘电阻值。
10.3.1t应对强迫油循环变压器的冷却油流系统进行负压测试，以监测冷却油流系统的进油端是否存在负压。测试时，通常在进油端的放气处安装真空压力表，在开启所有的油泵后，不应出现负压。
10.3.12经用户与制造单位协商可进行下列试验，详见附录A（规性附录）． a)长时间空载试验； b)油流静电试验}
c)转动油泵时的局部放电测量。 10.4标志、起吊、安装、运输和贮存
10.4.1变压器应有接线端子、运输及起吊标志，标志容应符合相关标准规定． 10.4.2变压器的套管排列顺序位置一般如图21～图23所示。
. 资料 . ..
... . .
图21 330 kV级联结组标号为YNdll的双绕组变压器
图22 330 kV级联结组标号为YNaodl 1的三绕组自耦变压器
图23 330 kV级联结组标号为YNynOd 11的三绕组变压器
10.4.3变压器须具有承受变压器总重的起吊装置。变压器器身、油箱、储油柜、散热器或冷却器等均应有起吊装置。
10.4.4变压器部结构应在经过正常的铁路、公路及水路运输后相互位置不变，紧固件不松动．变压器的组、部件如套管、散热器或冷却器、阀门和储油柜等的结构及布置位置，应不妨碍吊装、运输及运输中紧固定位。
. 资料 . ..
... . .
10.4.5变压器通常为带油运输。如受运输条件限制时，可不带油运输，但须充以干燥的气体（露点低于一40℃）．运输前应进行密封试验，以确保在充以20 kPa～30 kPa压力的气体时密封良好．变压器主体在运输中及到达现场后，油箱的气体压力应保持正压，并有压力表进行监视。在现场贮存期间应维持正压，并有压力表进行监视． 10.4.6变压器在运输中应装三维冲撞记录仪。
10.4.7变压器应能承受的运输水平冲撞加速度为30 m／s2（在运输中验证）。
10.4.8运输时应保护变压器的所有组、部件如储油柜、套管、阀门及散热器或冷却器等不得损坏和受潮．
10.4.9成套拆卸的组件和零件（如气体继电器、速动油压继电器、套管、测温装置及紧固件等）的包装应保证经过运输、贮存直到安装前不得损伤和受潮。
10.4.10变压器本体及成套拆卸的大组件（如散热器或冷却器、净油器和储油柜等）运输时可不装箱，但应保证不受损伤，在整个运输与贮存过程中不得进水和受潮。 11 500 kV电压等级 11.1性能参数
11.1.1额定容量、电压组合、分接围、联结组标号、空载损耗、负载损耗、空载电流及短路阻抗应符合表30～表33的规定。
注1：对于多绕组变压器，表中所给出的损耗值适用于GB 1094.1--1996第9章中定义的第一对绕组．
注2：表30及表31的高压绕组中性点为经小电抗接地，表32及表33的高压绕组中性点为直接接地．
注3：如受运输条件限制．经制造单位与用户协商，表中的损耗值可适当增加． 表30 100 MVA---260 MVA单相双绕组无励磁调压电力变压器
额定容量 MVA 电压组合 高压 kV 低压 kV 联结组 标号 空载损耗 kw 负载损耗 kW 空载电流 短路阻抗 % % . 资料 . ..
... . . 100 120 200 240 260 500/√3 525/√3 550/√3 13.8;15.75 15.75；18；20 15.75；18；20；24 IiO 18；20；24 18；20 72 83 135 155 165 240 275 400 460 485 O．25 0. 25 0. 20 0. 20 0. 20 14 注1：优先选用无分接结构．如运行有要求，可设置分接头， 注2：根据使用单位的特殊要求，高压500/√3可选--2×2.5%分接；高压525/√3和500/√3可选±1×2.5%或 一2×2.5%分接． 表31 120 MVA～720 MVA三相双绕组无励磁调压电力变压器
额定容量 MVA 120 160 240 300 370 400 420 480 600 500 525 550 13.8;15.75；18 15.75;18;20 18；20;24 15.75；18；20 15.75；18；20 15.75；18；20；24 YNdl1 电压组合 高压 kV 低压 kV 13.8；15.75 联结组 标号 空载损耗 负载损耗 空载电流 短路阻抗 kW 89 110 150 175 200 210 220 235 310 kW 419 520 705 830 950 1 000 1 010 1 120 1 410 % 0. 30 0. 25 0. 25 0. 25 0. 20 0. 20 0. 20 0. 20 0. 20 14或16 14 % . 资料 . ..
... . . 720 18；20；24 360 1 620 0.15 注1：优先选用无分接结构，如运行有要求，可设置分接头， 注2：根据使用单位的特殊要求，高压550和525可选--2×2.5%分接；高压500可选士1×2.5%或--2×2.5% 分接． 表32 120 MVA—334 MVA单相三绕组无励磁调压自耦电力变压器（中压线端调压）
电压组合及分接围 联结组 空载 损耗 kW 60 70 负载 损耗 kW 245 290 空载 电流 % 短路 阻抗 % 容量分配 MVA 120/120/40 167/167/40 167/167/60 额定容量 MVA 120 167 高压 中压 kV kv 低压 标号 kV 0. 25 高一中 0. 25 12 高一低 34—38 250/250/60 250 334 120 167 500/√3 15.75 35 IaOiO 100 125 60 70 390 505 260 310 中一低 0. 20 0.15 0. 25 0. 25 高一中 12 20—22 2501250/80 334/334/]00 120/120/40 167/167/60 ZSol250160 525/√3 242/√3±2×2.5% 36 250' 550/√3 38.5 63 100 420 0. 20 高一低 42—46 250/250/80 . 资料 . ..
... . .
66 334 120 167 250 334 注1；短路阻抗为100%额定容量时的数值． 注2：优先选用无分接结构．如运行有要求，可设置分接头． 125 60 70 540 260 310 0.15 中一低 28—30 334/334/80 334/334/100 0. 25 高一中 1201120/40 0.25 14—15 167/167/60 0. 20 高一低 250/250/80 100 420 125 540 42—46 中一低 334/334/80 334/334/100 0.15 28\
表33 120 MVA～334 MVA单相三绕组有载调压自耦电力变压器（中压线端调压）
电压组合及分接围 中压 kv 空载 负载 空载 短路 容量分配 额定容 量 MVA 120 高压 kv 联结组 低压 kV 损耗 损耗 电流 kW % 阻抗 % MVA 标号 kW 63 250 O．25 1201120/40 高一中 167/167/40 167 75 300 0. 25 12 高一低 167/167/60 . 资料 . ..
... . . 250 34—38 250/250/40 105 400 O. 20 中一低 250/250/80 334 120 15.75 35 230√3±8×1.25% 250 334 120 550/√3 36 38.5 63 66 IaOiO 20—22 334/334/100 120/120/40 130 520 O．15 63 75 265 0.25 高一中 167/]67/60 167 ' 500/√3 525/√3 320 0. 25 12 高一低 250/250/60 105 430 0.20 42—46 250/250/80 0.15 中一低 334/334/80 28—30 334/334/100 130 560 63 265 0. 25 高一中 120/120／40 167 250 75 320 0. 25 14—15 167/167/60 高一低 250/250/80 42—48 中一低 334/334/80 105 430 0. 20 334 注：短路阻抗为lOON额定容量时的数值． 130 560 O．15 28—30 334/334/100
11.1.2在分接级数和级电压不变的情况下，允许增加负分接级数，减少正分接级数，或增加正分接级数，减少负分接级数，如(242Ⅳt：)×2.5%；（242／√贮：）×2.5%等。 11.2技术要求 11.2.1基本要求
11.2.1.1按本标准制造的变压器应符合GB 1094.1、GB 1094.2、GB 1094.3、GB 1094.5、
. 资料 . ..
... . .
GB/T 15164和JB/T 10088的规定。
11.2.1.2变压器组、部件的设计、制造及检验等应符合相关标准及法规的要求。 11.2.2安全保护装置
11.2.2.1变压器应装有气体继电器和速动油压继电器．
气体继电器的接点容量在交流220V或110V时不小于66 VA，直流有感负载时，不小于15W．
变压器油箱和联管的设计应使气体易于汇集在气体继电器，变压器不得有存气现象。积聚在气体继电器的气体数量达到250mL—300mL或油速在整定围时，应分别接通相应的接点。气体继电器的安装位置及其结构应能观察到分解气体的数量和颜色，而且应便于取气体。 当变压器油箱的压力上升速度威胁到油箱安全时，速动油压继电器应能使变压器退出运行．
11.2.2.2变压器应装有压力释放阀，当变压器油箱压力达到安全限值时，压力释放阀应可靠地释放压力．至少应在变压器油箱长轴两端，各设置一个压力释放阀．
11.2.2.3带有套管式电流互感器的变压器应供给信号测量和保护装置辅助回路用的端子箱． 11.2.2,4有载调压变压器的有载分接开关应有自己的保护装置。 11.2.2.5变压器所有管道最高处或容易窝气处应设置放气塞。 11.2.3冷却系统及控制箱
11.2.3.1应根据冷却方式供给全套冷却装置，但若为水冷却方式，则不供给水路装置（如水泵、水箱、管路和阀门等）。
11.2.3.2对于风冷变压器，应供给吹风装置控制箱。当负载电流达到额定电流的z/3或油面温度达到65℃时，应当投入吹风装置。当负载电流低于额定电流的z/2或油面温度低于50℃时，可切除风扇电动机：
11.2.3.3对于采用散热器散热的变压器，其冷却方式可能存在多种组合方式（如OFAF变压器，另外还可产生（ONAN、ONAF、OFAN三种方式），各种冷却方式下的容量分配及控制程序由用户和制造厂协商。
11.2.3.4对于强油风冷或强油水冷冷却器的变压器须供给冷却系统及控制箱。 11.2.3.4.1控制箱的强油循环装置控翩线路应满足下列要求：
a)变压器在运行中，其冷却系统应按负载和温度情况自动投入或切除相应数量的冷却器；
. 资料 . ..
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b)当切除故障冷却器时，作为备用的冷却器应自动投入运行； c) 当冷却系统的电源发生故障或电压降低时，应自动投入备用电源I
d)当投入备用电源、备用冷却器、切除冷却器和电动机损坏时，均应发出相应的信号。 11.2.3.4.2强油风冷或强油水冷的油泵电动机及风扇电动机应分别有过载、短路和断相保护。 11.2.3.4.3强油风冷及强油水冷冷却器的动力电源电压应为三相交流380 V，控制电源电压为交流220 V．
11.2.3,4.4强油风冷及强油水冷变压器，当冷却系统发生故障切除全部冷却器时，在额定负载下允许运行20min．当油面温度尚未达到75℃时，允许上升到75°C，但切除冷却器后的最长运行时间不得超 过lh．
11.2.3.4.5对于采用强迫油循环冷却器的变压器，其冷却油流系统中不应出现负压。 11.2.4油保护装置
11.2.4.1变压器均应装有储油柜，其结构应便于清理部。储油柜的一端应装有油位计，储油柜的容积应保证在最高环境温度与允许负载状态下油不溢出，在最低环境温度与变压器未投入运行时，应能观察到油位指示。
11.2.4.2储油柜应有注油、放油、放气和排污油装置． 11.2.4.3变压器储油柜上均应装有带有油封的吸湿器。
11.2.4.4变压器应采取防油老化措施，以确保变压器油不与大气相接触，如：在储油柜部加装胶囊、隔膜或采用金属波纹密封式储油柜． 11.2.5油温测量装置
11.2.5.1变压器应有供温度计用的管座。管座应设在油箱的顶部，并伸入油不少于110 mm。 11.2.5.2变压器须装设户外测温装置，其接点容量在交流220 V时，不低于50 VA，直流有感负载时，不低于15W。对于强油循环的变压器应装设两个测温装置．测温装置的安装位置应便于观察，且其准确度应符合相应标准。
11.2.5.3变压器应装有远距离测温用的测温元件。对于强油循环的变压器应装有两个远距离测温元件，且应放于油箱长轴的两端。
11.2.5.4当变压器采用集中冷却结构时，应在靠油箱进出油口总管路处装测油温用的温度计管座．
. 资料 . ..
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11.2.6变压器油箱及其附件的技术要求
11.2.6.1变压器一般只供应底座，不供给小车。如果供给小车，应带小车固定装置．其箱底底座或小车支架焊装位置应符合轨距的要求。轨距。纵向为1 435 mm，横向为1 435 mm、2 000 mm(2×2 000 mm、3×2 000 mm)。
11.2.6.2在油箱的上部、中部和下部壁上均应装有油样阀门。变压器油箱底部应装有排油装置。
11.2.6.3套管接线端子连接处，在环境空气中对空气的温升应不大于55 K（封闭母线除外），在油中对油的温升应不大于15K。
11.2.6.4变压器油箱应承受住真空度为133 Pa和正压力为98 kPa的机械强度试验，不得有损伤和不允许的永久变形。
11.2.6.5变压器油箱下部应有供千斤顶顶起变压器的装置及水平牵引装置． 11.2.6.6为便于取油样及观察气体继电器，应在油箱壁上设置适当高度的梯子。
11.2.6.7套管的安装位置和相互距离应便于接线，而且其带电部分的空气间隙应能满足GB 1094.3的要求。
11.2.6.8变压器结构应便于拆卸和更换套管或瓷件。
11.2.6.9变压器铁心和金属结构零件均应通过油箱可靠接地。变压器铁心和夹件应分别引出并可靠接地。变压器油箱应保证两点接地（分别位于油箱长轴或短轴两侧）。接地处应有明显的地符号“士”或“接地”字样。
11.2.6.10根据需要，可提供一定数量的套管式电流互感器。
11.2.6．．1 1变压器上、下部应装有滤油阀（成对角线放置），下部还应装有放油阀。 11.2.6.12变压器整体（包括所有充油附件）应能承受133 Pa的真空度。 11.3测试项目
11.3.1变压器除应符合GB 1094.1所规定的试验项目外，还应符合11.3.2～11.3.12的规定． 11.3.2对于三相变压器，绕组直流电阻不平衡率：相（有中性点引出时）为不大于2%，线（不能解开的三角形接法）为不大于1%。对于联结成三相组的三台单相变压器，各相彼此间的绕组直流电阻不平衡率应不大于2%．
如果由于线材及引线结构等原因而使绕组直流电阻不平衡率超过上述值时，除应在例行试验记录中记录实测值外，尚应写明引起这一偏差的原因。使用单位应与同温度下的例行试验实测值进行比较，其偏差应不大于2%。
. 资料 . ..
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注1：绕组直流电阻不平衡率应以三相或三台单相实测最大值减最小值作分子，三相实
测平均值作分母计算．
注2：对所有引出的相应端子间的电阻值均应进行测量比较．
11.3.3变压器油箱及储油柜应能承受在最高油面上施加30 kPa静压力的油密封试验，试验时间连续24 h，不得有渗漏和损伤。
11.3.4有载分接开关试验合格后，应将有载分接开关装入变压器中，对分接开关油室进行密封试验，应无渗漏现象。
11.3.5在变压器的空载试验和短路特性试验时应进行有载分接开关的操作循环试验。操作应正常，且变压器油箱中的变压器油色谱应无明显变化．
11.3.6变压器如果进行温升试验或过电流（施加1.1倍额定电流，持续时间不少于4 h）试验，则试验前后应取油样进行气相色谱分析试验，试验结果应符合相关标准规定。 11.3.7变压器全部试验合格后，如结构允许，应对500 kV和330 kV油纸绝缘套管取油样进行试验，试验结果应符合相关标准规定．
11.3.8应提供变压器极化指数((R10min／R1min)和吸收比(R65／R15 )的实测值，测试通常在10℃---40℃温度下进行．
11.3.9应提供变压器介质损耗因数（tan∞值，测试通常在10℃～40℃温度下进行。在20℃～25℃温度时，tana值一般不大予0. 005。不同温度下的tana值一般可按下式换算： tana2 =tan a1×1.3
（t2-t1）/10
式中：tan a1、tan a2分别为温度t1 t2时的tana时值。 GB/T 6451~2008
11.3. 10应提供变压器绝缘电阻的实测值，测试通常在10℃～40℃和相对湿度小于85%时进行，当测量温度不同时，绝缘电阻可按下式换算： R2= R1×1.5
（t2-t1）/10
式中：R1R2分别为温度t1 t2时的绝缘电阻值。
11.3.11应对强迫油循环变压器的冷却油流系统进行负压测试，以监测冷却油流系统的进油
. 资料 . ..
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端是否存在负压．测试时，通常在进油端的放气处安装真空压力表，在开启所有的油泵后，不应出现负压．
11.3.12经使用单位与制造单位协商可进行下列试验，详见附录A（规性附录）。 a)长时间空载试验； b)油流静电试验；
c)转动油泵时的局部放电测量． 11.4标志、起吊、安装、运输和贮存
11.4.1变压器应有接线端子、运输及起吊标志，标志容应符合相关标准规定。
11.4.2变压器须具有承受变压器总重的起吊装置。变压器器身、油箱、储油柜、散热器或冷却器等均应有起吊装置。
11.4.3变压器部结构应在经过正常的铁路、公路及水路运输后相互位置不变，紧固件不松动。变压器的组、部件如套管、散热器或冷却器、阀门和储油柜等的结构及布置位置，应不妨碍吊装、运输及运输中紧固定位．
11.4.4变压器通常为带油运输。如受运输条件限制时，可不带油运输，但须充以干燥的气体（露点低于--40℃）．运输前应进行密封试验，以确保在充以20kPa—30 kPa压力的气体时密封良好．变压器主体在运输中及到达现场后，油箱的气体压力应保持正压，并有压力表进行监视。在现场贮存期间应维持正压，并有压力表进行监视． 11.4.5变压器在运输中应装三维冲撞记录仪．
11.4.6变压器应能承受的运输水平冲撞加速度为30m/s2：（在运输中验证）。
11.4.7运输时应保护变压器的所有组、部件如储油柜、套管、阀门及散热器或冷却器等不得损坏和受潮．
11.4.8成套拆卸的组件和零件（如气体继电器、速动油压继电器、套管、测温装置及紧固件等）的包装应保证经过运输、贮存直到安装前不得损伤和受潮。
11.4.9变压器本体及成套拆卸的大组件（如散热器或冷却器、净油器和储油柜等）运输时可不装箱，但应保证不受损伤，在整个运输与贮存过程中不得进水和受潮。
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附录A （规性附录）
使用单位与制造单位协商的试验
A．1 长时间空载试验
对变压器施加1.1倍额定电压，开启正常运行时的全部油泵，运行12 h，试验前、后油中应无乙炔，总烃含量应无明显变化，并且应无明显的局部放电的声、电信号。 A.2油流静电试验
断开电源，开启所有油泵，历时4h后，测量各绕组端子及铁心对地的泄漏电流直至电流达到稳定值．试验中应无放电信号． A．3转动油泵时的局部放电测量
启动全部油泵运行4h，其间连续测量中性点、铁心对地的泄漏电流，并监视有无放电信号；然后在不停油泵的情况下进行局部放电试验（对低压线端施加电压，使高压绕组线端电压为1.5Um／√3，并维持60 min，其间连续观察测量局部放电量）与油泵不运转时的试验相比，部放电量应无明显变化，同时油中应无乙炔。
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油浸式电力变压器技术参数和要求
