... . . 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：
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... . .
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。
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油浸式电力变压器技术参数和要求
