标准规范下载简介
06.《油浸式电力变压器技术参数和要求》GB T 6451-20089.1.1额定容、电压组含、分接范围、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GB1094.11996第9章中定义的第－对绕组
31500kVA~420000kVA三相双绕组无动磁调
注1：根据要求也可供额定容小 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35kV或38.5kV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。
GB／T 38202-2019 全焊接球阀的安装使用维护方法表1731500kVA~300000kVA三相三绕组无励磁调压电力变压器
王1：表中页载损的容微分配为（100/100/100）% 盘分配为（100/100/50）为或（100/50/100)%。 注2：根据要求也可摄供额定容量小于31500kVA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，
盘分配为（100/100/50）为或（100/50/100）%。 注2：根据要求也可摄供额定容量小于31500kVA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，可设策分接头。
表1831500kVA~240000kVA低压为66kV级三相双绕组无励磁调压电力变压器
1.3当用户需要高于表中规定短路阻抗值的变日 改应与制适单位办商，开在者向中 定，
9. 2. 1 基本要求
JB/T10088的规定。
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盘在交流220V或110V时不小于66VA，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内，变压器不得有存气现象。积聚在气体继 电器内的气体数量达到250mL～300mL或油速在整定范围内时，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。 当变压器油箱内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，当变压器油箱内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盘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已的保护装凭。 9.2.2.5变压器所有管道般商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，则不供给水路装暨（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，应当投人吹风装置。当负载电流低于额定电流的1/2或油面温度低于50℃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垒分配及控制程序由用户和制造厂 协商。
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，其冷却系统应按负裁和温度情况自动投人或切除相应效量的冷却器 b 当切除故障冷却器时，作为备用的冷却器应自动投人运行 当冷却系统的电源发生故障或电压降低时，应自动投人备用电源： d）当投人备用电源、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380V，控制电源电压为交流 220V。 9.2.3.4.4强油风冷及强油水冷变压器，当冷却系统发生故辟切除全部冷却器时，在额定负载下允许 运行20m1n。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1h。
积应保证在最高环境溢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 深到油位指示
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：在储油柜内部加装胶囊， 隔膜或采用金属波纹密封式储油柜。
9.2.5 油温测量装萄
.2.5.4当变压器来用集中冷却方式时，应在靠油箱进出总管路处装测油温用的温度计管座。
9.3.1变压器除应符合GB1094，1所规定的试验项目外，还应符合9.3.2～9.3.10的规定 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 刻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
9.31变压器除应符合GB1094，
测值进行比较，其偏差应不大于2%。 注1：缆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垒比较。 9.3.3变压器油箱及储油柜应能承受在最高油面上施加30kPa静压力的油密封试验，试验时间连续 24h，不得有渗漏和损伤。 9.3.4应提供变压器极化指数（R1αmia/R，ml）和吸收比（Rso/Ris）的实值，测试通常在10℃～40℃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10C～40℃温度下进行。不同温度下的tang 值一般可按下式换算：
式中：tano、tan&分别为温度1、t2时的tan值。 9.3.6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：
式中：R、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变压器如果进行溢温升试验或过电流（施加1.1倍额定电流，持续时间不少于4h)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（规范性附录）。 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树量。 9.4标志、起吊、安装、运输和贮存
9. 4标志、起吊、安装、运输和必存
4.1变压器应有接线端子、运输及起吊标志，标志内容应符合相关标准规定。
9.4.1变压器应有接线端子、运输及起吊标志，标志内容应符合相关标准
图 17220kV级低压为6.3kV~20kV、联结组标号为YNd1的双绕组变压
图18220kV级低压为35kV~69kV、联结组标号为YNa11的双绕组变压器
图20220kV级联结组标号为YNa0d11的三绕组自耦变压器
220kV级联结组标号为YNym0d11的三绕组变压
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 有起吊装暨， 9.4.4变压器内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暨，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（露点低于 40C）。运输前应进行密封试验，以确保在充以20kPa～30kPa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，油箱内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30m/s（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。
10330kV电压等级
10.1.1额定容量、电压组合、分接范围、联结组标号、空载损耗、负载损耗、空裁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GB1094.11996第9章中定义的第一对绕组。 注2：表23及丧24的高压绕组中性点为不直接接地，表25~表29的商压绕组中性点为直接接地，
表2390000kVA~720000kVA三相双绕组无励磁退压电力变压器
注1根据用户要求，低压可选择表中任一电压，
，优先选用无分接结构，如运行有要求，可设滑分接头！
2790000kVA~360000kVA三相三绕组有载调压自耦电力变压器（中压线端调压）
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：表中短路抗为100%额定容盘时的数值。
致据适用于降压结构产品，根据要求也可提供升压结构产品
先选用无分接结构，如运行有要求，可设置分接头。
A~360000kVA三相三绕组有载调压自耦电力变
10. 2.1基本要求
10.2.1.1按本标准制造的变压器应符合GB1094.1、GB1094.2、GB1094. GB/T15164和JB/T10088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缝电器
气体继电器的接点容盘在交流220V或110V时不小于66VA，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内，变压器不得有存气现象。积聚在气体继 电器内的气体数量达到250mL～300mL或油速在整定范围内时，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和颜色，而且应便于取气体。 当变压器油箱内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，当变压器油箱内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有裁调压变压器的有裁分接开关应有自已的保护装置。 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。
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内，变压器不得有存气现象。积聚在气体继 电器内的气体数量达到250mL～300mL或油速在整定范围内时，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。 当变压器油箱内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，当变压器油箱内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有裁调压变压器的有裁分接开关应有自已的保护装置。 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2/3或油面温度达 到65℃时，应当投人吹风装置。当负载电流低于额定电流的1/2或油面温度低于50℃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基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人或切除相应数盘的冷却器； b）当切除故障冷却器时，作为备用的冷却器应自动投人运行： C 当冷却系统的电源发生故障或电压降低时，应自动投人备用电源； d）当投人备用电源、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。 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
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，则不供给水路装實（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2/3或油面温度达 到65℃时，应当投人吹风装置。当负载电流低于额定电流的1/2或油面温度低于50℃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基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。
b） 当切除故障冷却器时，作为备用的冷却器应自动投人运行： 当冷却系统的电源发生故障或电压降低时，应自动投人备用电源 d 当投人备用电源、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。 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，在额定负载下允讨 运行20mn。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1h。
10. 2. 4油保护装育
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人运行时， 察到油位指示。
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：在储油柜内部加装胶囊 霸膜或采用金属波纹密封式储油柜
10.2.5油温测骨装置
10.2.5.1变压器应有供温度计用的管座。管座应设在油箱的项部，并伸人油内不少于110mm。 10.2.5.2变压器须装设户外测温装置，其接点容量在交流220V时，不低于50VA，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。测温装翟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避温元件。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当变压器采用焦中冷却方式时，应在靠油箱进出口总管路处装测油温用的温度计管座
压器油箱及其附件的技术
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·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为。 注1：绕组直流电阻不平贫率应以三相实冠最大值或攻小值作分子，三相实平均值作分母计算， 注2.对所有引出的相应端子间的电阻值均应进行罚比较
10.3.3变压器油箱及储油柜应能承受在最高油面上施加30kPa静压力的油密封试验，试验时间连续 24h，不得有渗漏和损伤。 10.3.4有载分接开关试验合格后，应将有载分接并关装人变压器中，对分接开关油室进行密封试验 应无参漏现象。 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4h)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。 10.3.7变压器全部试验合格后，如结构允许，应对330kV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（R10mia/R1m）和吸收比（Rg/Rls）的实测值，测试通常在10C～40C温 度下进行。 10.3.9应提供变压器介质损耗因数（tang)值，测试通常在10℃～40℃温度下进行。在20℃～25℃温 度时，tans值一般不大于0.005。不同温度下的tan值一般可按下式换算：
式中：tandi、tan2分别为温度t}、t时的tan值。 10.3.10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：
式中：R，、R2分别为温度t1、t时的绝缘电阻值。 10.3.11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（规范性附录）。 a）长时间空载试验； b）油流静电试验； c）转动油泵时的周部放电测量。 10.4标志、起吊、安装、运翰和贮存 10.4.1变压器应有接线端子、运輪及起吊标志，标志内容应符合相关标准规定。
1330kV级联结组标号为YNd11的双绕组变压器
图22330kV级联结组标号为YNa0d11的三绕组自耦变压器
留23330kV级联结组标号为YNyn0d11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。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变压器内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、运翰及运输 中紧固定位。 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20kPa～30kPa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，油箱内的气体压力应保持正压，并有压力表进行监视。在现场存期间应 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轮水平冲撞加速度为30m/s（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 应保证经过运翰、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。
11.1.1额定容重、电压组合、分接范围、联结组标号、空载损耗、负载损耗、空载电流及短路阻抗应符 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GB1094.1一1996第9牵中定义的第一对绕组。 注2：表30及表31的高玉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齊，表中的损耗值可适当增加。
表30100MVA~260MVA单相双组无励磁调
注1：优先逸用无分接结构，如运行有要求，可设置分接头
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，商压550和525可选一2×2.5%分接；高压500可选士1×2.5%或一2×2.5% 分接。
GB/T6451—2008表32120MVA～334MVA单相三绕组无励磁调压自耦电力变压器（中压线端调压）电压组合及分接范围空载负裁空载短路额定容位联结组容盘分配摄耗损耗电济阻抗MVA高压中压低压标号MVAkvkvkwkw%%kV120602450. 25120/120/40高中167/167/40167702900. 2512167/167/6034~38250/250/602501003900. 20中20~22250/250/803341255050. 15334/334/100120602600. 25120/120/4015.7516735703100.25高中167/167/60→,500//33612525//3242//3±2×2.5laoio高低250/250/6025038. 51004200. 20550//36342~46250/250/8066中28~30334/334/803341255400.15334/334/100120602600. 25120/120/40167703100, 2514~15167/167/60商2501004200. 20250/250/8042~46中低334/334/803341255400. 1528~30334/334/100注1：短路阻抗为100%额定容益时的数值。注2：优先选用无分接结构。如运行有要求，可设量分接头。38
GB/T 64512008表333120MVA~334MVA单相三绕组有载调压自耦电力变压器（中压线端调压）电压组合及分接范围额定容量联结组空载负载空载短路容放分配MVA高压中压低压损耗摄耗电流阻抗标号MVAkVkvkvkwkw%%120632500. 25120/120/40商中167/167/40167753000. 2512高··低167/167/6034~38250/250/402501054000, 20中低250/250/8020~223341305200.15334/334/10012015. 756326号0..25120/120/4035高一中167500//3753200.25167/167/603612525//3230//±8×1.25%laolo商低250/250/6025038. 5105550//34300. 206342~46250/250/8066中334/334/803341305600. 1528~30334/334/100120632650. 25商·中120/120/40167753200. 2514.~15167/167/602501054300. 20商低250/250/80中低334/334/803341305600.1528~30334/334/100注：短路阻抗为100对额定容益时的数值，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GB1094.1、GB1094.2、GB1094.3、GB1094.5、GB/T15164和JB/T10088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66VA，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内，变压器不得有存气现象。积聚在气体继电器内的气体数量达到250mL300mL或油速在整定范围内时，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。当变压器油箱内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，当变压器油箱内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。39
11.2.2.4有载调压变压器的有载分接开关应有自已的保护装置， 11.2.2.5变压器所有管道最高处或容易宽气处应设置放气塞。 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℃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堡分配及控制程序由用户和制造厂 办商
11.2.3.4对于强油风冷或强油水冷冷卸
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人或切除相应数的冷却器； b） 当切除故障冷却器时，作为备用的冷却器应自动投人运行； 当冷却系统的电源发生故障或电压降低时，应自动投人备用电源 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。 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380V，控制电源电压为交流 220V。 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，在额定负载下充许 运行20m1n。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1h。 11.2.3.4.5对于采用强追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油保护装罩
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：在储油柜内部加装胶囊、 隔膜或采用金唇波纹密封式储油柜
1.2.5油温测量装置
11.2.6变压器油箱及其附件的技术要求
TI.3.变压器除应符合GB1094.1所规定的试验项目外，还应符合11.3.211.3.12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%。 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于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30kPa静压力的油密封试验，试验时间连续 24h，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4h)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500kV和330kV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。 1.3.8应提供变压器极化指数（R10ai/R1in）和吸收比（R/R1s）的实测值，浏试通常在10℃~40C温 变下进行。 11.3.9应提供变压器介质损耗因数（tang)值，测试通常在10℃～40℃温度下进行。在20℃～25℃温 度时，tane值一般不大于0.005。不同温度下的tano值一般可按下式换算：
中：tan、tang，分别为温度t、t，时的tans值。
tanoz=tano,X1.3(/19
肉量温度不同时，绝缘电阻可按下式换算
式中：R、R2分别为温度1、t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浏试，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。 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（规范性附录）。 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，标志内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变压器内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GB／T 12085.12-2022 光学和光子学 环境试验方法 第12部分：污染.pdf，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 于一40C）。运输前应进行密封试验，以确保在充以20kPa～30kPa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，油箱内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/s（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
附录A （规范性附录） 使用单位与制造单位协商的试验
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12h，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
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滑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1.5U。/V3，并维 持60min，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YD／T 2092-2015 网上营业厅安全防护要求，内部放电盘应无明显变化，同 时油中应无乙炔，