三相油浸式电力变压器技术参数和要求6、10KV级
中华人民共和国国家标准
三相油浸式电力变压器技术 UDC 621.314.
参数和要求 6、10kV级 222.6
GB 6451.1—86
Specification and technical requirements for
three phase oil immersed power transformers 6,10kV
国家标准局1986-05-29发布 1987-06-01实施
本标准适用于电压等级为6、10kV级，额定容量为30～6300kVA，频率 50Hz的三相双绕组油浸式电力变压器。
本标准不适用于干、湿热带型电力变压器和发电厂、变电所自用三相电力变 压器。
变压器上的组件均应符合相应的标准。 1 性能参数
额定容量、电压组合、联结组标号及性能参数应符合表1～3的规定。
表 1 30～1600kVA双绕组无励磁调压配电变压器
续表
注：①表中斜线上方的数值为Y，yn0联结组变压器用，斜线下方的数值为 Y，zn11联结组变压器用。
②根据要求变压器的高压分接范围可供±2×2.5%。
表 2 630～6300kVA双绕组无励磁调压变压器
注：根据要求变压器的高压分接范围可供±2×2.5%。
表 3 200～1600kVA双绕组有载调压变压器
注：根据使用部门的需要可提供高压绕组为10.5kV及11kV。 2 技术要求
2.1 本标准应符合GB 1094.1～1094.5—85《电力变压器》的规定。 2.2 本标准的名词术语应符合GB 2900《电工名词术语》的规定。 2.3 安全保护装置：
2.3.1 800～6300kVA的变压器应装有气体继电器，其接点容量不小于66VA(交流 220V或110V)，直流有感负载时，不小于15W。
积聚在气体继电器内的气体数量达到250～300mL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出气体 的数量和颜色，而且应便于取气体。
注：根据使用部门与制造厂协商，800kVA以下的变压器也可供气体继电 器。 2.3.2 800～6300kVA的变压器应装有压力释放装置，当内部压力达到0.5标准大 气压时，应可靠释放压力。 2.4 油保护装置：
2.4.1 变压器均应装有储油柜(密封变压器除外)，其结构应便于清理内部。储油柜 的容积应保证在周围气温+40℃满载状态下油不溢出，在-30℃未投入运行时，观 察油位计应有油可见。
储油柜的一端应装有油位计，且应表示出变压器未投入运行时，相当于油温 为-30℃，+20℃和+40℃三个油面标志。 2.4.2 储油柜应有注油放油和排污油装置。
2.4.3 100～6300kVA的变压器(带有充氮保护的产品除外)，储油柜上均应加装带 有油封的吸湿器。
2.4.4 3150～6300kVA的变压器应装设净油器。净油器内部须装吸附剂(如硅胶等)。
2.5 油温测量装置：
2.5.1 变压器应装有玻璃温度计的管座。管座应设在油箱的顶部，并伸入油内为 120±10mm。
2.5.2 1000～6300kVA的变压器，须装设户外式信号温度计。信号接点容量在交 流电压220V时，不低于50VA，直流有感负载时，不低于15W。温度计的准确 度应符合相应标准。
信号温度计的安装位置应便于观察。
图 1(面对长轴方向)
C尺寸可按变压器大小选择为300、400、550、
660、820、1070mm
2.6 变压器油箱及其附件的技术要求：
2.6.1 变压器一般不供给小车，但箱底支架的焊装位置应符合图1的规定。 注：根据使用部门需要也可供给小车。
2.6.2 在油箱的下部壁上应装有统一型式的油样活门。315～6300kVA的变压器 油箱底部应有排油装置。
2.6.3 套管接线端子连接处，在空气中对空气的温升不大于50℃，在油中对油的 温升不大于15℃。
2.6.4 安装套管的油箱开孔直径按表4的规定。
表 4 mm
2.6.5 安装无励磁分接开关的结构应符合表5的规定。
表 5
2.6.6 变压器的油箱下部应装有足够大的放油阀。 3 测试项目
3.1 除应符合GB1094.1～1094.5—85所规定的试验项目外，还应符合下列规定。 3.2 直流电阻不平衡率：对于1600kVA及以下的变压器，其不平衡率相为4%， 线为2%；2000～6300kVA的变压器，其不平衡率相(有中性点引出时)为2%，线 (无中性点引出时)为2%。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：①对所有引出的相应端子间的电阻值均应进行测量比较。 ②如果三相变压器的直流电阻值，由于线材及引线结构等原因超过3.2条 规定时，除应在出厂试验记录中记录出具体实测值外，尚应写明引起这一偏差的 原因。使用单位应按出厂实测值进行比较。
3.3 提供变压器绝缘电阻的实测值，测试通常是在10～40℃和相对湿度小于 85%时进行。
当测量温度不同时，可按表6绝缘电阻换算系数折算之。
表 6
如果测量绝缘电阻值的温度差，不是表中所列的数值时，其换算系数可用线 性播值法确定。其校正到20℃也可用下列公式计算： 当测量温度20℃以上时 R20=ART 当测量温度在20℃以下时 R20RT A式中 R20——校正到20℃的绝缘电阻值，MΩ； RT——在测量温度下的绝缘电阻值，MΩ；
A——换算系数；
K——实测温度与20℃温度差的绝对值。
3.4 变压器油箱及储油柜应承受0.5标准大气压的密封试验，其试验时间为12h， 应无渗漏和损伤。
密封式变压器应承受0.75大气压的密封试验，其试验时间为12h，应无渗漏 和损伤。
波纹式油箱的密封试验压力应与压力释放装置相配合。 4 标志、起吊、安装和储存
4.1 变压器的套管及储油柜的位置如图2、图3所示。
图 2 10kV级双绕组变压器
适用范围：1.额定容量为1600kVA及以下； 2.联结组标号为Y，yn0，Y，zn0。
图 3 10kV级双绕组变压器
适用范围：1.额定容量为6300kVA及以下； 2.联结组标号为Y，d11。 注：对于有载调压变压器其有载分接开关置于A相线圈外侧沿油箱长轴之端头部 位。
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、可拆卸结构 的储油柜、散热器和净油器等均应有起吊装置。
4.3 变压器内部结构应在经过正常地铁路、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、油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 整体运输时，应保护变压器的所有组、部件如储油柜、套管、活门及散热器 等不损坏和受潮。
4.5 成套拆卸的组件和零件(如气体继电器、套管、温度计及紧固件等)的包装应保 证经过运输、储存、直至安装不损伤和受潮。
4.6 成套拆卸的大部件(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，在整个运输与储存过程中不得进水和受潮。 附加说明：
本标准由全国变压标准化技术委员会提出。
本标准起草在员王宝珊、王肇平、石伟峰、关世鹏、陈叔涛、郑景清、范 克 文、郭铭、薛瑞梁、颜为年。
中华人民共和国国家标准
三相油浸式电力变压器 UDC 621.314 技术参数和要求 35kV级 222.6
GB 6451.2-86
Specification and technical requirements for three phase oil immersed power
transformers 35kV
国家标准局1986-05-29发布 1987-6-01实施
本标准适用于电压等级为35kV级，额定容量为50～31500kVA，频率为 50Hz的三相双绕组油浸式电力变压器。
本标准不适用于干、湿热带型电力变压器和发电厂、变电所自用三相电力变 压器。
变压器上的组件均应符合相应的标准。 1 性能参数
1.1 额定容量、电压组合、联结组标号及性能参数应符合表1～表3的规定。
表 1 50～1600kVA双绕组无励磁调压配电变压器
注：根据要求变压器的高压分接范围可供±2×2.5%。
表 2 800～31500kVA双绕组无励磁调压电力变压器
注：根据要求高压分接范围可供±2×2.5%。
表 3 2000～12500kVA双绕组有载调压变压器
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3×2.5%或增加 正分接级数1×2.5%。
无激磁调压变压器，在-7.5%和-10%分接时，额定容量应降低2.5%和5%。有 载调压变压器应保证负分接在-7.5%分接时的变压器的温升。
312 技术要求
2.1 本标准应符合GB 1094.1～1094.5—85《电力变压器》的规定。 2.2 本标准的名词术语应符合GB 2900《电工名词术语》的规定。 2.3 安全保护装置：
2.3.1 800～31500kVA的变压器应装有气体继电器，其接点容量不小于66VA(交 流220V或110V)，直流有感负载时，不小于15W。
积聚在气体继电器内的气体数量达到250～300mL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出气体 的数量和颜色，而且应便于取气体。
注：根据使用部门与制造厂协商，800kVA以下的变压器也可供气体继电 器。 2.3.2 800～31500kVA的变压器应装有压力释放装置，当内部的压力达到0.5标准 大气压时，应可靠释放压力。 2.4 油浸风冷却系统：
2.4.1 对于油浸风冷式变压器，应供给全套风冷却装置如散热器和风扇电动机接线 装置等。
2.4.2 风扇电动机的电源电压为三相、380V、50Hz；风扇电动机应有短路保 护。 2.5 油保护装置：
2.5.1 变压器均应装有储油柜(密封变压器除外)，其结构应便于清理内部。储油柜 的容积应保证在周围气温+40℃满载状态下油不溢出，在-30℃未投入运行时，观 察油位计应有油可见。
储油柜的一端应装有油位计，且应表示出变压器未投入运行时，相当于油温 为-30℃，+20℃和+40℃三个油面标志。 2.5.2 储油柜应有注油放油和排污油装置。
2.5.3 100～31500kVA的变压器储油柜上均应加装带有油封的吸湿器。
2.5.4 3150～31500kVA的变压器应装设净油器，净油器内部须装吸附剂(如硅胶 等)。
2.5.5 8000～31500kVA的变压器应采取防油老化措施，以确保变压器油不与空气 相接触，如在储油柜内部和油位计处加装胶囊或隔膜等，或者采用其他防油老化 措施。
2.6 油温测量装置：
2.6.1 变压器应装有玻璃温度计的管座。管座应设在油箱顶部，并伸入油内为120 ±10mm。
2.6.2 1000～31500kVA的变压器，须装设户外式信号温度计。信号接点容量在交 流电压220V时，不低于50VA，直流有感负载时，不低于15W。温度计的准确 度应符合相应标准。
信号温度计的安装位置应便于观察。
2.6.3 8000kVA及以上的变压器，应装有远距离测温用的测温元件。 2.7 变压器油箱及其附件的技术要求：
2.7.1 变压器一般不供给小车，但箱底支架的焊装位置应符合图1和图2的规定。 2.7.2 在油箱的下部壁上应装有统一型式的油样活门。315kVA及以上的变压器油 箱底部应有排油装置。
2.7.3 套管接线端子连接处，在空气中对空气的温升不大于50℃，在油中对油的 温升不大于15℃。
图 1(面对长轴方向)
C尺寸可按变压器大小选择为300、400、550、
660、820、1070、2040mm
图 2(面对长轴方向)
C、C1尺寸可按变压器大小选择C为1475、2040mm；
C1为1505、2070mm
2.7.4 安装套管的箱盖开孔直径按表4的规定。
表4 mm
2.7.5 变压器油箱的机械强度：4000～31500kVA的变压器应承受住380mmHg的 真空度及0.6kg/cm2正压的机械强度试验。小于4000kVA的变压器油箱应承受住 0.5kg/cm2正压的机械强度试验，并满足在正常起吊和运输状态下无损伤与不允许 的永久变形。
2.7.6 8000～31500kVA变压器在油箱下部应有供千斤顶顶起变压器的装置。 2.7.7 安装平面至油箱顶的高度在3m及以上时，应在油箱上焊有固定梯子，其位 置应便于取气样及观察气体继电器。
2.7.8 变压器油箱结构型式：当额定容量为8000～31500kVA时，油箱为钟罩 式。
2.7.9 套管的安装位置和相互距离应便于接线，而且其带电部分之空气间隙，应能 满足GB 311.1—83《高压输变电设备的绝缘配合》所要求的绝缘电气强度。 2.7.10 变压器结构应便于拆卸和更换套管或瓷件。
2.7.11 变压器铁心和较大金属结构零件均应通过油箱可靠接地。 2.7.12 变压器的油箱下部应装有足够大的放油阀。 3 测试项目
3.1 除应符合GB1094.1～1094.5—85所规定的试验项目外，还应符合下列规定。 3.2 直流电阻不平衡率：对于1600kVA及以下的变压器，其不平衡率相为4%， 线为2%；2000～31500kVA的变压器，其不平衡率相(有中性点引出时)为2%， 线(无中性点引出时)为2%。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：①对所有引出的相应端子间的电阻值均应进行测量比较。 ②如果三相变压器的直流电阻值，由于线材及引线结构等原因超过3.2 条规定时，除应在出厂试验记录中记录出具体实测值外，尚应写明引起这一偏差 的原因。使用单位应按出厂实测值进行比较。
3.3 变压器油箱及储油柜应承受0.5标准大气压的密封试验，其试验时间为24h， 不得有渗漏和损伤。
密封式变压器应承受0.75标准大气压的密封试验，其试验时间为24h，不得 有渗漏和损伤。
3.4 容量为4000～31500kVA提供变压器吸收比(R60/R15)及容量小于4000kVA时 应提供绝缘电阻实测数值，测试通常应在10～40℃温度下进行。
3.5 容量为8000～31500kVA提供变压器介质损失角正切值(tgδ%)，测试通常应 在10～40℃温度下进行。
tgδ%温度换算系数见表5。
表 5
如果测量介质损失角正切值的温度差不是表中所列数值时，其换算系数可用 线性插值法确定。其校正到20℃介质损失正切值可用下列公式计算： 当测量温度在20℃以下时tgtgT
20A 当测量温度在20℃以上时 tgδ20=AtgδT
式中tgδ20——校正到20℃的介质损失角正切值； tgT——在测量温度下的介质损失角正切值；
A——换算系数；
K——实测温度与20℃温度差的绝对值。
3.6 提供变压器绝缘电阻的实测值。当测量温度不同时，可按表6绝缘电阻换算
系数折算。
表6
如果测量绝缘电阻的温度差不是表中所列数值时，其换算系数可用线性插值 法确定。其校正到20℃的绝缘电阻值可用下列公式计算： 当测量温度在20℃以下时R20=ART 当测量温度在20℃以上时R20=RT
A式中R20——校正到20℃的绝缘电阻值，MΩ； RT——在测量温度下的绝缘电阻值，MΩ； A——换算系数；
K——实测温度与20℃温度差的绝对值。 4 标志、起吊、安装运输和储存
4.1 变压器套管及储油柜的位置如图3、图4、图5所示。
图3 35kV级双绕组变压器
适用范围：1.额定容量为50～1600kVA；
2.联接组标号Y，yn0。
图4 35kV级双绕组变压器
适用范围：1.额定容量为800～6300kVA；
2.联接组标号Y，d11。
图5 35kV级双绕组变压器
适用范围：1.额定容量为8000～31500kVA；
2.联接组标号YN，d11。
注：对于有载调压变压器其有载分接开关置于A相线圈外侧沿油箱长轴之端
头部位。
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、可拆卸结构 的储油柜、散热器和净油器等均应有起吊装置。
4.3 变压器的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。变压器的组件、部件如套管、散热器、油门和储油柜等的结构及 布置应不妨碍吊装、运输及运输中紧固定位。
4.4 整体运输时应保护变压器的所有组件、部件如储油柜、套管、活门及散热器 (管)等不损坏和受潮。
4.5 成套拆卸的组件和零件(如气体继电器、套管、温度计及紧固件等)的包装应保 证经过运输、储存直至安装不损伤和受潮。
4.6 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，在整个运输与储存过程中不得进水和受潮。
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附加说明：
本标准由全国变压标准化技术委员会提出。 本标准起草在员王宝珊、王肇平、石伟峰、关世鹏、陈叔涛、郑景清、范克 文、郭铭、薛瑞梁、颜为年。
中华人民共和国国家标准
三相油浸式电力变压器 UDC 621.314 技术参数和要求 63kV级 .222.6
GB 6451.3-86
Specification and technical requirements for three phase oil immersed power
transformers 63kV
国家标准局1986-05-29发布 1987-06-01 实施
本标准适用于电压等级为63kV级，额定容量为630～63000kVA，频率 50Hz的三相双绕组油浸式电力变压器。
本标准不适用于干、湿热带型电力变压器和发电厂、变电所自用三相电力变 压器。
变压器上的组件均应符合相应的标准。 1 性能参数
1.1 额定容量、电压组合、联结组标号及性能参数应符合表1～表2的规定。
表1 630～63000kVA双绕组无励磁调压变压器
表2 6300～63000kVA双绕组有载调压变压器
1.2 高压分接范围：
1.2.1 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3×2.5%或1×2.5%。 1.2.2 无励磁调压变压器在-7.5%和-10%分接时，额定容量应相应降低2.5%或 5%。有载调压变压器应保证-7.5%分接额定容量时变压器的温升。 2 技术要求
132.1 本标准应符合GB 1094.1～1094.5—85《电力变压器》的规定。 2.2 本标准的名词术语应符合GB 2900《电工名词术语》的规定。 2.3 安全保护装置：
2.3.1 800～63000kVA的变压器应装有气体继电器，其接点容量不小于66VA(交 流220V或110V)，直流有感负载时，不小于15W。
积聚在气体继电器内的气体数量达到250～300mL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出气体 的数量和颜色，而且应便于取气体。
2.3.2 800～63000kVA的变压器应装有压力释放装置，当内部的压力达到0.5标准 大气压时应可靠释放压力。
2.3.3 带有套管型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接 线箱。
2.4 油保护装置：
2.4.1 变压器均应装有储油柜(密封变压器除外)，其结构应便于清理内部。储油柜 的容积应保证在周围气温+40℃满载状态下油不溢出，在-30℃未投入运行时，观 察油位计应有油可见。
储油柜的一端应装有油位计，且应表示出变压器未投入运行时，相当于油温 为-30℃，+20℃和+40℃三个油面标志。 2.4.2 储油柜应有注油放油和排污油装置。
2.4.3 630～63000kVA的变压器储油柜上均应加装带有油封的吸湿器。
2.4.4 3150～63000kVA的变压器应装设净油器，净油器内部须装吸附剂(如硅胶 等)。
2.4.5 8000～63000kVA的变压器应采取防油老化措施，以确保变压器油不与空气 相接触，如在储油柜内部和油位计处均加装胶囊或隔膜等，或者采用其他防油老 化措施。
2.5 油温测量装置：
2.5.1 变压器应装有玻璃温度计的管座。管座应设在油箱顶部，并伸入油内为120 ±10mm。
2.5.2 1000～63000kVA的变压器，须装设户外式信号温度计，对于强油循环的变 压器应装设两个。信号接点容量在交流电压220V时，不低于50VA，直流有感负 载时，不低于15W。温度计的准确度应符合相应标准。 信号温度计的安装位置应便于观察。
2.5.3 8000～63000kVA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。
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 玻璃温度计管座。
2.6 变压器油箱及其附件的技术要求：
2.6.1 变压器一般不供给小车，但箱底支架的焊装位置应符合图1和图2的规定。
图 1(面对长轴方向)
C尺寸可按变压器大小选择为300、400、550、
660、820、1070、2040mm
图 2(面对长轴方向)
C、C1尺寸可按变压器大小选择C为1475、2040mm；
C1为1505、2070mm
注：①根据使用部门的需要，也可以供给小车；②纵向轨距为1435mm，横向轨 距为1435、2000mm。
2.6.2 在油箱的下部壁上应装有统一型式的油样活门。315kVA及以上的变压器油 箱底部应有排油装置。
2.6.3 套管接线端子连接处，在空气中对空气的温升不大于50℃，在油中对油的 温升不大于15℃。
2.6.4 安装套管的箱盖开孔直径按表3的规定。 2.6.5 变压器油箱的机械强度：应承受住表4的真空度和正压的机械强度试验，油 箱不得有损伤和不允许的永久变形。
表 3 mm
表 4
2.6.6 6300～63000kVA变压器在油箱下部应有供千斤顶顶起变压器的装置。 2.6.7 安装平面至油箱顶的高度在3m及以上时，应在油箱上焊有固定梯子，其位 置应便于取气样及观察气体继电器。
2.6.8 变压器油箱结构型式：当额定容量为6300～63000kVA，油箱为钟罩式。 2.6.9 套管的安装位置和相互位置应便于接线，而且其带电部分之空气间隙，应能 满足GB 311.1—83《高压输变电设备的绝缘配合》所要求的绝缘电气强度。 2.6.10 变压器结构应便于拆卸和更换套管或瓷件。
2.6.11 变压器铁心和较大金属结构零件均应通过油箱可靠接地。20000kVA及以 上的变压器其铁心应通过套管从油箱上部引出可靠接地。接地处应有明显的接
地 符号=或“接地”字样。
2.6.12 按下述规定供给套管型电流互感器：20000～63000kVA的变压器，63kV 级线端每相装一只测量级，一只保护级，中性点端装一只保护级。 2.6.13 变压器的油箱下部应装有足够大的放油阀。 2.7 油浸风冷却系统：
2.7.1 对于油浸风冷式变压器，应供给全套风冷却装置如散热器和风扇电动机接线 装置等。
2.7.2 风扇电动机的电源电压为三相380V、50Hz；风扇电动机应有短路保护。 3 测试项目
3.1 除符合GB 1094.1～1094.5所规定的试验项目外，还应符合下列规定。 3.2 直流电阻不平衡率：对于1600kVA及以下的变压器，其不平衡率相为4%， 线为2%；2000～63000kVA的变压器，其不平衡率相(有中性点引出时)为2%， 线(无中性点引出时)为2%。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：①对所有引出的相应端子间的电阻值均应进行测量比较。 ②如果三相变压器的直流电阻值，由于线材及引线结构等原因超过3.2条 规定时，除应在出厂试验记录中记录出具体实测值外，尚应写明引起这一偏差的 原因。使用单位应按出厂实测值进行比较。
3.3 变压器油箱及储油柜应承受0.5标准大气压的密封试验，其试验时间为24h， 不得有渗漏和损伤。
3.4 提供变压器吸收比(R60/R15)实测值，测试通常应在10～40℃温度下进行。 3.5 提供变压器介质损失角正切值(tgδ%)，测试通常应在10～40℃温度下进 行。 tgδ%温度换算系数见表5。
表 5
⊥
如果测量介质损失角正切值的温度差，不是表中所列的数值时，其换算系数 可用线性插值法确定。其校正到20℃的介质损失角正切值可用下列公式计算： 当测量温度在20℃以上时tgtgT
20A 当测量温度在20℃以下时 tgδ20=AtgδT
式中 tgδ20——校正到20℃的介质损失角正切值； tgT——在测量温度下的介质损失角正切值；
A——换算系数；
K——实测温度与20℃温度差的绝对值。
3.6 提供变压器绝缘电阻的实测值，测试通常应在10～40℃和相对湿度小于 85%时进行。
当测量温度不同时，可按表6绝缘电阻换算系数折算之。
表 6
如果测量绝缘电阻值的温度差，不是表中所列的数值时，其换算系数可用线 性插值法确定。其校正到20℃的绝缘电阻值可用下列公式计算： 当测量温度在20℃以上时R20=ART 当测量温度在20℃以下时R20RT
A式中R20——校正到20℃的绝缘电阻值，MΩ； RT——在测量温度下的绝缘电阻值，MΩ； A——换算系数；
K——实测温度与20℃温度差的绝对值。 4 标志、起吊、安装运输和储存
4.1 变压器套管及储油柜的位置如图3、图4所示。
图 3 63kV级双绕组变压器
适用范围：1.额定容量为3150～63000kVA；
2.联接组标号Y，dl1。
图 4 63kV级双绕组变压器
适用范围：1.额定容量为630～2500kVA；
2.联接组标号Y，yn0。
注：对于有载调压变压器其有载分接开关置于A相线圈外侧沿油箱长轴之端 头部位。
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、可拆卸结构 的储油柜、散热器或冷却器应有起吊装置。
4.3 变压器的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。变压器的组件、部件如套管、散热器或冷却器、油门和储油柜等 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 运输时应保护变压器的所有组件、部件如套管、储油柜、活门及散热器(管)或 冷却器等不损坏和受潮。
4.5 成套拆卸的组件和零件(如气体继电器、套管、温度计及紧固件等)的包装应保 证经过运输、储存直至安装不损伤和受潮。
4.6 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，在整个运输与储存过程中不得进水和受潮。
__________________
附加说明：
本标准由全国变压标准化技术委员会提出。 本标准起草在员王宝珊、王肇平、石伟峰、关世鹏、陈叔涛、郑景清、范克 文、郭铭、薛瑞梁、颜为年。
中华人民共和国国家标准
三相油浸式电力变压器 UDC 621.314. 技术参数和要求 110kV级 222.6
GB 6451.4—86
Specification and technical requirements for three phase oil immersed power
transformers 110kV
国家标准局1986-05-29发布 1987-06-01实施
本标准适用于电压等级为110kV级，额定容量为6300～120000kVA，频率 50Hz的三相油浸式电力变压器。
本标准不适用于干、湿热带型电力变压器和发电厂、变电所自用三相电力变 压器。
变压器上的组件均应符合相应的标准。 1 性能参数
1.1 额定容量、电压组合、联结组标号及性能参数应符合表1～5的规定。
表 1 6300～120000kVA双绕组无励磁调压变压器
注：①表中带“*”号标记的电压作为降压变压器用。 ②表中所列组Ⅱ数据为过渡标准。
表 2 6300～63000kVA三绕组无励磁调压变压器
注：①表中带“*”号标记的电压作为降压变压器用。 ②高、中、低压绕组的额定容量均为100%。 ③根据需要联接组标号可为YN，d11，y10。 ④表中所列组Ⅱ数据为过渡标准。
表 3 6300～63000kVA双绕组有载调压变压器
注：①有载调压变压器，暂提供降压结构产品。
②根据使用部门与制造厂协商，可提供其他电压组合的产品。
表 4 6300～63000kVA三绕组有载调压变压器
注：①有载调压变压器，暂提供降压结构产品； ②根据需要联结组标号可为YN,d11,y10。
表 5 6300～63000kVA双绕组低压为35kV级无励磁调压变压器
注：表1～5的高压中性点绝缘水平：工频耐受电压95kV，雷电冲击耐受电 压250kV。
1.2 高压分接范围：
1.2.1 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3×2.5%或1×2.5%。 1.2.2 无励磁调压变压器在-7.5%和-10%分接时，额定容量应相应降低2.5%或 5%。有载调压变压器应保证-7.5%分接额定容量时变压器的温升。 2 技术要求
2.1 本标准应符合GB 1094.1～1094.5—85《电力变压器》的规定。 2.2 本标准的名词术语应符合GB 2900《电工名词术语》的规定。 2.3 安全保护装置：
2.3.1 变压器应装有气体继电器，其接点容量不小于66VA(交流220V或110V)， 直流有感负载时，不小于15W。
积聚在气体继电器内的气体数量达到250～300mL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，且应便于取气体。
2.3.2 变压器应装有压力释放装置，当内部的压力达到0.5标准大气压时，应可靠 释放压力。
2.3.3 带有套管型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接 线箱。
2.4 强油风冷或强油水冷系统及控制箱：
2.4.1 根据冷却方式供给全套风冷却装置或水冷却装置，但不供给水泵和水管路。 2.4.2 带有套管型电流互感器的风冷变压器，应供给吹风装置控制箱。当达到额定 电流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1/2额定 电流或油面温度低于50℃时，可切除风扇电动机。
2.4.3 对于强油风冷和强油水冷的变压器须供给冷却系统控制箱。
13 强油循环装置的控制线路应满足下列要求：
2.4.3.1 变压器冷却系统应按负载情况自动投入或切除相当数量的冷却器。 2.4.3.2 当切除故障冷却器时，备用冷却器自动投入运行。
2.4.3.3 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。 2.4.3.4 当投入备用电源、备用冷却器，切除冷却器和电动机损坏时，均应发出信 号。
2.4.4 强油风冷或强油水冷的油泵电动机及风扇电动机应当有过载、短路和断相保 护。
2.4.5 强油风冷及强油水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。
2.4.6 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℃，但 切除冷却器后的最长运行时间不得超过1h。 2.5 油保护装置：
2.5.1 变压器均应装有储油柜(密封变压器除外)，其结构应便于清理内部。储油柜 的容积应保证在周围气温+40℃满负载状态下油不溢出，在-30℃未投入运行时， 观察油位计应有油可见。
储油柜的一端应装有油位计，且应表示出变压器未投入运行时，相当于油温 为-30℃， +20℃和+40℃三个油面标志。 2.5.2 储油柜应有注油放油和排污油装置。
2.5.3 在变压器储油柜上应装设带有油封的吸湿器。
2.5.4 变压器应装设净油器。净油器内部须装吸附剂(如硅胶等)。
2.5.5 8000～120000kVA的变压器应采取防油老化措施，以确保变压器油不与空 气相接触，如在储油柜内部和油位计处均加装胶囊和隔膜等，或者采取其他防油 老化措施。 2.6 油温测量装置：
2.6.1 变压器应装有玻璃温度计的管座。管座应设在油箱顶部，并伸入油内为120 ±10mm。
2.6.2 变压器须装设户外式信号温度计，对于强油循环的变压器应设两个。信号接 点容量在交流电压220V时，不低于50VA，直流有感负载时，不低于15W。温 度计的准确度应符合相应标准。 信号温度计的安装位置应便于观察。
2.6.3 8000～120000kVA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。
2.6.4 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 玻璃温度计管座。
2.7 变压器油箱及其附件的技术要求：
2.7.1 变压器一般不供给小车，但箱底支架的焊装位置应符合图1和图2的规定。
图 1(面对长轴方向)
C尺寸可按变压器大小选择为300、400、550、
660、820、1070、1475、2040mm
图 2(面对长轴方向)
C、C1尺寸可按变压器大小选择C为1475、2040mm；
C1为1505、2070mm
注：根据使用部门需要，也可以供给小车；纵向轨距为1435mm，横向轨距 为1435、2000(2×2000、3×2000)mm。
2.7.2 对于90000与120000kVA变压器，在油箱的中部壁上和油箱下部壁上各装 有油样活门。63000kVA及以下变压器在油箱下部壁上应装有油样活门。变压器 油箱底部应装有排油装置。
2.7.3 套管接线端子连接处，在空气中对空气的温升不大于50℃，在油中对油的 温升不大于15℃。
2.7.4 安装套管的箱盖或升高座的开孔直径按表6的规定。
表6 安装套管的箱盖或升高座的开孔直径 mm
2.7.5 变压器油箱的机械强度：应承受住表7的真空度和正压的机械强度试验，油 箱不得有损伤和不允许的永久变形。
表7 变压器油箱应能承受的真空度和正压
2.7.6 所有变压器在油箱下部应有供千斤顶顶起变压器的装置。
2.7.7 安装平面至油箱顶的高度在3m及以上时，应在油箱上焊有固定梯子，其位 置应便于取气样及观察气体继电器。 2.7.8 变压器油箱结构型式皆为钟罩式。
2.7.9 套管的安装位置和相互位置距离应便于接线，而且其带电部分之空气间隙， 应能满足GB 311.1—83《高压输变电设备的绝缘配合》所要求的绝缘电气强 度。 2.7.10 变压器结构应便于拆卸和更换套管或瓷件。
2.7.11 变压器铁心和较大金属结构零件均应通过油箱可靠接地。20000～ 120000kVA的变压器，其铁心应通过套管从油箱上部引出可靠接地。接地处应有 明显的接地符号⊥=或“接地”字样。 2.7.12 按下述规定供给套管型电流互感器：31500～120000kVA的变压器， 110kV级线端每相装一只测量级，两只保护级。中性点端装一只保护级。 2.7.13 变压器油箱下部应装有足够大的放油阀。 3 测试项目
3.1 除符合GB 1094.1～5所规定的试验项目外，还应符合下列规定。
3.2 直流电阻不平衡率：对所有变压器其不平衡率相(有中性点引出时)为2%；线 (无中性点引出时)为2%。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：①对所有引出的相应端子间的电阻值均应进行测量比较。 ②如果三相变压器的直流电阻值，由于线材及引线结构等原因超过3.2条 规定时，除应在出厂试验记录中记录出具体实测值外，尚应写明引起这一偏差的 原因。使用单位应按出厂实测值进行比较。
3.3 变压器油箱及储油柜应承受0.5标准大气压的密封试验，其试验时间为36h， 不得有渗漏和损伤。
3.4 提供变压器吸收比(R60/R15)实测值，测试通常应在10～40℃温度下进行。 3.5 提供变压器介质损失角正切值(tgδ%)，测试通常应在10～40℃温度下进 行。tgδ%的温差换算系数见表8。
表8 tgδ%的温差换算系数
如果测量介质损失角正切值的温度差不是表中所列的数值时，其换算系数可 用线性插值法确定。其校正到20℃的介质损失角正切值可用下列公式计算： 当测量温度在20℃以上时tgδ20=tgT
A 当测量温度在20℃以下时tgδ20=AtgxT 式中 tgδ20——校正到20℃的介质损失角正切值； tgT——在测量温度下的介质损失角正切值；
A——换算系数；
K——实测温度与20℃温度差的绝对值。
3.6 提供变压器绝缘电阻的实测值，测试通常应在10～40℃和相对湿度小于 85%时进行。
当测量温度不同时，可按表9绝缘电阻换算系数折算之。
表9 绝缘电阻换算系数
如果测量绝缘电阻的温度差不是表中所列的数值时，其换算系数可用线性插 值法确定。其校正到20℃的绝缘电阻值可用下列公式计算： 当测量温度在20℃以上时R20=ART 当测量温度在20℃以下时R20=RT
A式中R20——校正到20℃的绝缘电阻值，MΩ； RT——在测量温度下的绝缘电阻值，MΩ；
A——换算系数；
K——实测温度与20℃温度差的绝对值。 4 标志、起吊、安装运输和储存
4.1 变压器套管及储油柜的位置如图3、图4所示。
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、可拆卸结构 的储油柜、散热器或冷却器和净油器应有起吊装置。 4.3 变压器的结构应在经过正常的铁路、公路及水路运输后内部结构相互位置不 变，紧固件不松动。变压器的组件、部件如套管、散热器或冷却器油门和储油柜 等的结构布置位置应不妨碍吊装、运输及运输中紧固定位。
4.4 变压器通常为带油进行运输。如受运输条件限制时，可不带油运输，但须充 以干燥的氮气。运输前应进行密封试验，以确保在充以0.2～0.3kg/cm2氮气时密 封良好。变压器主体到达现场后在一个月内油箱内的氮气压强应保持正压，并有 压力表进行监视。
4.5 运输时应保护变压器的所有组件、部件如套管、储油柜、活门及散热器(管)或 冷却器等不损坏和受潮。
4.6 成套拆卸的组件和零件(如气体继电器、套管、温度计及紧固件等)的包装应保 证经过运输、储存直至安装不损伤和受潮。
图 3 110kV级双绕组变压器
适用范围：1.额定容量6300～120000kVA；
2.联结组标号YN，d11。
图 4 110kV级三绕组变压器
适用范围：1.额定容量为6300～63000kVA；
2.联结组标号YN，yn0，d11。
注：对于有载调压变压器其有载分接开关置于A相线圈外侧沿油箱长轴之端
头部位。
4.7 成套卸拆的大组件(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，在整个运输与储存过程中不得进水和受潮。
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附加说明：
本标准由全国变压器标准化技术委员会提出。 本标准起草成员王宝珊、王肇平、石伟峰、关世鹏、陈叔涛、郑景清、范克 文、郭锡铭、薜瑞木梁、颜为年。
中华人民共和国国家标准
三相油浸式电力变压器 UDC 621.314. 技术参数和要求 220kV级 222.6
GB 6451.4—86 Specification and technical requirements for three phase oil immersed power
transformers 220kV
国家标准局1986-05-29发布 1987-06-01实施
本标准适用于电压等级为220kV级，额定容量为31500～360000kVA，频率 50Hz的三相油浸式电力变压器。
本标准不适用于干、湿热带型电力变压器和发电厂、变电所自用三相电力变 压器。
变压器上的组件均应符合相应的标准。 1 性能参数 1.1 额定容量、电压组合、联结组标号及性能参数应符合表1～表8的规定。其 中，表1～表6及表8，高压绕组中性点为不死接地，表7为死接地。
表1 31500～360000kVA双绕组无励磁调压变压器
注：①表中带“*”号标记的电压作为降压变压器用。
②根据需要也可提供额定容量小于31500kVA的变压器及其他电压组合的变 压器。
③表中所列组Ⅱ数据为过渡标准。
④根据需要也可提供低压为35kV及38.5kV的变压器。
表 2 31500～240000kVA三绕组无励磁调压变压器
注：①表中带“*”号标记的电压作为降压变压器用。
②表中的负载损耗其容量分配为100/100/100。开压结构者其容量分配可为 100/50/100及降压结构者其容量分配为100/100/50或100/50/100。
③根据需要也可提供额定容量小于31500kVA的变压器及其他电压组合的变 压器。
④表中所列组Ⅱ数据为过渡标准。
表 3 31500～240000kVA低压为63kV级无励磁调压变压器
表 4 31500～240000kVA无励磁调压自藕变压器
注：①表中带“*”号标记的电压作为降压变压器用。
②容量分配，升压组合为100/50/100，降压组合为100/100/50。 ③表中阻抗电压为100%额定容量时的数值。
表 5 31500～180000kVA双绕组有载调压变压器
注：①低压也可为63kV级的产品，其性能数据另订。 ②表中所列组Ⅱ数据为过渡标准。
表 6 31500～180000kVA三绕组有载调压变压器
注：①表中所列数据为降压结构产品，也可提供升压结构产品。 ②表中的负载损耗其容量分配为100/100/100。 ③表中所列组Ⅱ数据为过渡标准。
表 7 31500～240000kVA有载调压自耦变压器
注：表中所列数据为降压结构产品。
表 8 63000～180000kVA有载调压自耦变压器
注：表中所列数据为降压结构产品。 1.2 高压分接范围：
1.2.1 在分接级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3×2.5%或1×2.5%。 1.2.2 无励磁调压变压器在-7.5%和-10%分接时，额定容量应相应降低2.5%或 5%。有载调压变压器应保证-7.5%分接额定容量时变压器的温升。 2 技术要求
2.1 本标准应符合GB 1094.1～1094.5—85《电力变压器》的规定。 2.2 本标准的名词术语应符合GB 2900《电工名词术语》的规定。 2.3 安全保护装置：
2.3.1 变压器应装有气体继电器，其接点容量不小于66VA(交流220V或110V)， 直流有感负载时，不小于15W。
积聚在气体继电器内的气体数量达到250～300mL或油速在整定范围内时， 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出气体的 数量和颜色，且应便于取气体。
为使气体易于汇集在气体继电器内，要求升高座的联管、变压器顶盖到储油 柜的油管与水平面有约1.5%的升高坡度。变压器油箱上部顶盖沿气体继电器方向 与水平面应有1%～1.5%升高坡度。
2.3.2 变压器应装有压力释放装置，当内部的压力达到0.5标准大气压时，应可靠 释放压力。对于120000～360000kVA的变压器，为确保迅速释放压力，应设置 两个压力释放装置。
2.3.3 带有套管型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接 线箱。
2.4 强油风冷和强油水冷系统及控制箱：
2.4.1 根据冷却方式供给全套风冷却装置或水冷却装置，但不供给水泵和水管路。 2.4.2 带有套管型电流互感器的风冷变压器，应供给吹风装置控制箱。当达到额
13定 电流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 1/2或油面温度低于50℃时，可切除风扇电动机。
2.4.3 对于强油风冷和强油水冷的变压器须供给冷却系统控制箱。 强油循环装置的控制线路应满足下列要求。
2.4.3.1 变压器冷却系统应按负载情况自动投入或切除相当数量的冷却器。 2.4.3.2 当切除故障冷却器时，备用冷却器应自动投入运行。
2.4.3.3 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。 2.4.3.4 当投入备用电源、备用冷却器，切除冷却器和电动机损坏时，均应发出信 号。
2.4.4 强油风冷或强油水冷的油泵电动机及风扇电动机应有过载、短路和断相保 护。
2.4.5 强油风冷及强油水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。
2.4.6 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℃，但 切除冷却器后的最长运行时间不得超过1h。 2.5 油保护装置：
2.5.1 变压器均应装有储油柜(密封变压器除外)，其结构应便于清理内部。储油柜 的容积应保证在周围气温+40℃，满负载状态下油不溢出，在-30℃未投入运行 时，观察油位计应有油可见。
储油柜的一端应装有油位计，且应表示出变压器未投入运行时，相当于温度 为-30℃，+20℃和+40℃三个油面标志。 2.5.2 储油柜应有注油放油和排污油装置。
2.5.3 在变压器储油柜上应装设带有油封的吸湿器。
2.5.4 变压器应装设净油器。净油器内部须装吸附剂(如硅胶等)。
2.5.5 变压器均应采取防油老化措施，以确保变压器油不与空气相接触，如在储油 柜内部和油位计处均加装胶囊和隔膜等，或者采取其他防油老化措施。 2.6 油温测量装置：
2.6.1 变压器应装有玻璃温度计的管座。管座应设在油箱顶部，并伸入油内120± 10mm。
2.6.2 变压器须装设户外式信号温度计，对于强油循环的变压器应装两个。信号接 点容量在交流电压220V时，不低于50VA，直流有感负载时，不低于15W。温 度计的准确度应符合相应标准。 信号温度计的安装位置应便于观察。
2.6.3 所有变压器均应装有远距离测温用的测量元件。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。
2.6.4 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 玻璃温度计管座。
2.7 变压器油箱及其附件的技术要求：
2.7.1 本标准中的变压器一般是供给小车的，如不需小车时，其箱底支架焊装位置 应符合轨距的要求。小车的轨距，纵向为1435mm，横向为1435、2000(2× 2000、3×2000)mm。
2.7.2 额定容量大于63000kVA的变压器，在油箱壁的中部和油箱壁的下部各装有 统一口径的油样活门。63000kVA及以下的变压器装一只统一口径的油样活门。
变压器油箱底部应装有排油装置。
2.7.3 套管接线端子连接处在空气中对空气的温升不大于50℃，在油中对油的温 升不大于15℃。
2.7.4 安装套管的箱盖或升高座的开孔直径按表9的规定。
表 9 安装套管的箱盖或升高座的开孔直径 mm
2.7.5 变压器油箱的机械强度：应承受住759mmHg的真空强度和正压1kg/cm2的 机械强度试验，油箱不得有损伤和不允许的永久变形。
2.7.6 所有变压器应在油箱下部设置供千斤顶顶起变压器的装置。90MVA及以上 的变压器下节油箱应设置水平牵引的装置。
2.7.7 安装平面至油箱顶的高度在3m及以上时，应在油箱上焊有固定梯子，其位 置应便于取气样及观察气体继电器。
2.7.8 变压器油箱的结构型式皆为钟罩式。
2.7.9 套管的安装位置和相互位置距离应便于接线，而且其带电部分之空气间隙， 应能满足GB311.1—83《高压输变电设备的绝缘配合》所要求的绝缘电气强度。 2.7.10 变压器结构应便于拆卸和更换套管或瓷件。
2.7.11 变压器铁心和较大金属结构零件均应通过油箱可靠接地。所有变压器的铁 心均应通过套管从油箱上部引出可靠接地。
⊥接地处应有明显的接地符号或“接地”字样。
2.7.12 按下述规定供给套管型电流互感器：63000～360000kVA变压器(包括自 耦变压器)，高中压侧线端，每相装一只测量级和两只保护级；中性点装一只保护 级。自耦变压器中性点引出三只套管时，其中一相装一只测量级一只保护级，其 余两相每相各装一只保护级。
2.7.13 在变压器油箱上部装滤油阀，下部装有足够大的事故放油阀。 3 测试项目
3.1 除符合GB 1094.1～1094.5—86所规定的试验项目外，还应符合下列规定。 3.2 直流电阻不平衡率：对所有变压器其不平衡率相(有中性点引出时)
为2%；线(无中性点引出时)为2%。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：①对所有引出的相应端子间的电阻值均应测量比较。 ②如果三相变压器的直流电阻值，由于线材及引线结构等原因超过3.2条 规
定时，除应在出厂试验记录中记录出具体实测值外，尚应写明引起这一偏差的 原因。使用单位应按出厂实测值进行比较。
3.3 变压器油箱及储油柜应承受0.5标准大气压的密封试验，其试验时间为72h， 不得有渗漏和损伤。
3.4 提供变压器吸收比(R60/R15)实测值，测试通常应在10～40℃温度下进行。 3.5 提供变压器介质损失角正切值(tgδ%)，测试通常应在10～40℃温度下进 行。tgδ%的温差换算系数见表10。
表10 tgδ%的温差换算系数
如果测量介质损失角正切值不是表中所列数值时，其换算系数可用线性插值 法确定。校正到20℃的介质损失角正切值可用下列公式计算： 当测量温度在20℃以下时tgtgT
20A 当测量温度在20℃以上时tg20AtgT 式中 tgδ20——校正到20℃的介质损失角正切值； tgT——在测量温度下的介质损失角正切值；
A——换算系数；
K——实测温度与20℃温度差的绝对值。
3.6 提供绝缘电阻的实测值，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，可按表11绝缘电阻换算系数折算之。
表11 绝缘电阻换算系数
如果测量绝缘电阻的温度差不是表中所列的数值时，其换算系数可用线性插 值法确定。其校正到20℃的绝缘电阻值可用下列公式计算： 当测量温度在20℃以下时R20ART 当测量温度在20℃以上时R20RT A式中 R20——校正到20℃的绝缘电阻值，MΩ； RT——在测量温度下的绝缘电阻值，MΩ； A——换算系数；
K——实测温度与20℃温度差的绝对值。 4 标志、起吊、安装运输和储存
4.1 变压器套管及储油柜的位置如图1～图4所示。
图 1 220kV级双绕组变压器
适用范围：1.额定容量为31500～360000kVA
(低压为6～18kV)； 2.联结组标号YN，d11。
图 2 220kV级双绕组变压器
适用范围：1.额定容量为31500～240000kVA
(低压为35kV或63kV)； 2.联结组标号YN，d11。
图 3 220kV级三绕组变压器
适用范围：1.额定容量为31500～240000kVA；
2.联结组标号YN，a0，d11。
图 4 220kV级自耦变压器
适用范围：1.额定容量为31500～240000kVA；
2.联结组标号YN，a0，d11。
注：对于有载调压变压器，其有载分接开关置于A相线圈外侧沿油箱长轴之 端头部位。
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 热器或冷却器和净油器应有起吊装置。
4.3 变压器的结构应在正常的铁路、公路及水路运输后内部结构相互位置不变， 紧固件不松动。变压器的组件、部件如套管、散热器或冷却器、油门和储油柜等 的结构布置应不妨碍吊装、运输及运输中紧固定位。
4.4 变压器通常为带油进行运输，如受运输条件限制时，可不带油运输，但须充 以干燥的氮气。运输前应进行密封试验，以确保在充以0.2～0.3kg/cm2氮气时密 封良好。变压器主体到达现场后在一个月内油箱内的氮气压强应保持正压，并有 压力表进行监视。
4.5 150000～360000kVA的变压器，运输中应装冲撞记录仪。
4.6 运输时应保护变压器的所有组件、部件如套管、储油柜、活门及散热器或冷 却器等不损坏和受潮。
4.7 成套拆卸的组件和零件(如气体继电器、套管、温度计及紧固件等)的包装应保 证经过运输、储存直至安装不损伤和受潮。
4.8 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 不受损伤和受潮。
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附加说明：
本标准由全国变压器标准化技术委员会提出。 本标准起草成员王宝珊、王肇平、石伟峰、关世鹏、陈叔涛、郑景清、范克 文、郭锡铭、薜瑞木梁、颜为年。
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