应参考GB/T1094.7或GB/T17211中的正常周期负载图所推荐的变压器在正常寿命损失下的 负载条件，经济地估算变压器的额定容量，同时还应考虑电网发展情况

单相变压器组成的变压器 变压器容量的三分之一，取值尽可 示准容量系列，且有效位数保留 如167MVA)

对于三绕组变压器的高、中、低压绕组容量的分配应按各侧绕组所带实际负荷进行分配，推荐按 GB/T6451的规定。对于发电厂用分裂变压器的容量分配，推荐按JB/T2426的规定。

天然气标准4.5.1分接位置的选择

分接头一般按以下原则布置： a）在高压绕组上而不是在低压绕组上，电压比大时更应如此。 b 在星形联结绕组上，而不是在三角形联结的绕组上（特殊情况下除外，如变压器为Dyn联结 时，可在D联结绕组上设分接头）。

4.5.2调压方式的选用原则

a）无调压变压器一般用于发电机升压变压器和电压变化较小且另有其他调压手段的场所； 无励磁调压变压器一般用于电压波动范围较小，且电压变化较少的场所； 有载调压变压器一般用于电压波动范围较大，且电压变化比较频繁的场所； d） 在满足使用要求的前提下，能用无调压的尽量不用无励磁调压；能用无励磁调压的尽量不

用有载调压；无励磁分接开关应尽量减少分接数目，可根据电压变动范围只设最大、最小和额 定分接； e 自耦变压器采用公共绕组中性点侧调压者，应验算第三绕组电压波动不致超出允许值。在调 压范围大、第三绕组电压不允许波动范围大时，推荐采用中压侧线端调压。对于特高电压变压 器可以采用低压补偿方式，补偿低压绕组电压； f）并联运行时，调压绕组分接区域及调压方式应相同

应尽量按实际需求设置分接范围，一般按GB/T6451、GB/T10228、JB/T2426、JB/T10 JB/T10318选择

4.5.3.1无励磁调压范围

4.5.3.2有载调压范围

对电压等级为6kV、10kV级变压器，推荐其有载调压范围为士4×2.5%，并且在保证分接范 围不变的情况下，正、负分接档位可以改变，如二×2.5%； b）对电压等级为35kV级变压器，推荐其有载调压范围为士3×2.5%，并且在保证分接范围不 变的情况下，正、负分接档位可以改变，如土×2.5%； C 对电压等级为66kV220kV级变压器，其有载调压范围为士8×1.25%，正、负分接档位可 以改变： d 对电压等级为330kV级和500kV级的变压器，其有载调压范围一般为+8×1.25%

绝缘水平应满足运行中各种过电压与长期最高工作电压作用的要求，与绝缘配合有关。油浸式电 力变压器的绝缘水平按GB1094.3的规定，干式电力变压器绝缘水平按GB1094.11的规定。当变压 器与GIS联接时，应考虑GIS中的隔离开关操作产生快速瞬变过电压（VFTO)对变压器绕组绝缘的 影响。

电力变压器损耗应符合GB/T6451、GB/T10228、GB20052、JB/T2426、JB/T10317或 JB/T10318的规定。产品损耗水平按JB/T3837的规定。 注：计算负载损耗时，油浸式电力变压器参考温度为75℃，干式电力变压器参考温度对各种绝缘系统是不同的， 般取绕组平均温升加20℃。

选择短路阻抗时应符合GB/T6451、GB/T10228、JB/T2426、JB/T10317或JB/T10318的要求。 对于高阻抗变压器，可以设置电抗器。电抗器可以置于油箱内或油箱外。 对于高阻抗变压器，是为限制过大的短路电流要求而提高短路阻抗的，对110kV和220kV城网 供电的双绕组变压器，其短路阻抗最好分档，例如：110kV可分为10.5%、12.5%、14.5%、16.5%、 23%；220kV可分为14%、18%、22%、26%。还应考虑系统电压调整率和无功补偿；对于三绕组变压 器，提高的是高一低及中一低阻抗，高一中阻抗与常规变压器相同，

4.9三相系统变压器绕组联结方法

一台三相变压器或拟结成三相的单相变压器组，其绕组的联结方法应根据该变压器是否与其他变

压器并联运行、中性点是否引出和中性点的负载要求来选择。 联结方法对变压器的设计和所需材料的用量有影响。在某些情况下选择联结方法时，还须考虑铁 心的结构形式和气象条件。如：某些地区特殊接法：10kV与110kV输电系统电压相量差60°的电气 角，此时可采用110/35/10kV电压比与Ynd11y10接法的三相三绕组电力变压器；多雷地区可选 Dy或Yz。 尽量不选用全星形接法的变压器，如必须选用（除配电变压器外），应考虑设立单独的三角形接线的 稳定绕组。稳定绕组的额定容量一般不超过一次额定容量的50%，其绝缘水平还应考虑其他绕组的传 递过电压。对于联结组标号为Yyno的配电变压器，其铁心不宜采用三相五柱结构。

绕组联结方法的选择接GB/T6451、GB/T10228、JB/T2426、JB/T10317或JB/T10318的规定， 其常用的联结组见附录A。

4. 9.2 联结特点

三种绕组联结方法的主要特点见表2。

表2三种绕组联结方法的主要特点

在满足温升限值的情况下，冷却方式尽量采用自冷、风冷，冷却装置尽量采用片式散热器。 10.1油浸式电力变压器冷却方式的选择

a） 油浸自冷(ONAN) 75000kVA及以下产品。 b） 油浸风冷（ONAF） 180000kVA及以下产品。 强迫油循环风冷（OFAF） 90000kVA及以上产品。 d) 强迫油循环水冷（OFWF） 一般水力发电厂75000kVA及以上的升压变压器采用。 e) 强迫导向油循环风冷或水冷（ODAF或ODWF） 120000kVA及以上产品 冷却装置的布置形式有两种，一种为冷却装置固定在变压器油箱上；另一种为冷却装置集中固 定在支架上，通过导油管与变压器油箱联结。选用时用户应向制造方提供选用冷却装置安装 方式并在合同中注明。具有自然冷却能力的散热器通常固定在变压器的油箱上， g） 选用强迫油循环风冷却器或导向油循环风冷却器时，当油泵与风扇失去供电电源时，变压器 不能长时间运行，即使空载也不能长时间运行。因此，应选择两个独立电源供冷却装置使用。 当选用强迫油循环风冷片式散热器时，也应选择两个独立电源供冷却装置使用。 4.10.2干式电力变压器冷却方式的选择 标准规定的干式电力变压器冷却方式为空气自冷，根据用户要求，干式电力变压器可加装风机。干

标准规定的干式电力变压器冷却方式为空气自冷，根据用户要求，干式电力变压器可加装风机 电力变压器冷却方式的标志按GB1094.11规定

GB/T 17468—2008

4.11变压器油和油保护系统

4.11.1变压器制造方一般按例行试验时所注人的某种牌号的油供给用户。用户对变压器油另有要求 时，应在订货合同中规定。对变压器油的要求： a）根据变压器安装地点的环境平均最低温度合理选择变压器油的牌号； b）提出合理的变压器油性能要求（一般按GB/T7595）； c）要求变压器油的油基（环烷基或石腊基）； d）油与绝缘材料及结构材料的相容性。 4.11.2在选用变压器时，用户应提出对油保护系统的要求，并在订货合同中规定。常用的油保护系 统有： a 采用波纹油箱或膨胀式散热器。这种系统可自行补偿油的体积膨胀，可不装设储油柜，一般适 用于小容量的变压器， 装有胶囊、隔膜或波纹结构的储油柜，此结构能使油与空气隔开，以实现全密封。 4.11.3交货的变压器中应注人或供新油，且应不混油。已运行的变压器如果需要补充油时应遵照以 下原则： a) 不同油基的变压器油应不混合使用； b 同一油基不同牌号的油不宜混合使用； c) 被混合使用的油，其质量均需符合GB/T7595的规定； d) 新油或相当于新油质量的同一油基不同牌号变压器油混合使用时，应按混合油的实测凝点决 定其是否可用。不能仅按化学和电气性能合格就混合使用； e 运行中的油与相同牌号新油混合时，应预先进行混合油样的氧化安定性试验，无沉淀物方可混 合使用。 f 进口油或来源不明的油与不同牌号运行油混合使用时，应预先进行参加混合的各种油及混合 后油样的老化试验。当混油质量不低于原运行油时，方可混合使用；若相混油都是新油，其混 合油的质量应不低于最差的一种新油。 4.11.4如果用户需用自已采购的油注人变压器时，应在订货合同中规定。为了确保变压器运行的可 靠性，用户和制造方应就4.11.1中的要求达成一致

4.12变压器的技术参数和制造成本

选用变压器时，技术参数由变压器服务的电力系统和运行条件所决定。一些性能方面的技术参数， 如负载损耗、短路阻抗、空载损耗、空载电流、冷却方式、调压方式等，GB/T6451、GB/T10228、 JB/T2426、JB/T10317或JB/T10318中已有规定。它们不仅与变压器的安全运行和经济运行有关， 而且直接影响其制造成本，为了降低变压器的能耗，或从环保及安全运行角度提出高于标准规定的参数 或特殊要求时（如声级水平、油箱强度、绝缘水平或高海拔），应考虑制造成本的增加。有关信息见附 录B。

油浸式电力变压器一般技术要求应符合GB1094.1和GB/T6451、JB/T2426、JB/T10317

油浸式电力变压器一般技术要求应符合GB1094.1和GB/T6451、JB/T2426、JB/T1 JB/T10318的规定；千式电力变压器一般技术要求应符合GB1094.11和GB/T10228、JB/T2426的 5.2特殊技术要求 如有除5.1之外的特殊要求，应由用户与制造方协商并在合同中规定，

5.1之外的特殊要求，应由用户与制造方协商并不

6三相系统中变压器并联运行

并联运行是指并联的各变压器的两个绕组，采用同名端子对端子的直接相连方式下的运行。本标 准只考虑双绕组变压器的并联运行

a）钟时序数要严格相等； b）电压和电压比要相同，允许偏差也相同（尽量满足电压比在允许偏差范围内），调

GB/T 174682008

级电压要相同； C) 短路阻抗相同，尽量控制在允许偏差范围士10%以内，还应注意极限正分接位置短路阻抗与极 限负分接位置短路阻抗要分别相同； 容量比在0.5~2之间； 频率相同。

投应符合GB/T13499和本标准附录C的规定。

按GB12348和GB3096的规定，间接判断变压器噪声是否符合环境保护的要求。随着 低，变压器的制造成本也将有所增加。

变压器声级的测量方法按GB/T1094.10的规定

8变压器热老化率与寿命

在外部冷却空气为20℃，变压器以额定电流运行，以某种温度等级的绝缘材料发生热老化而损坏 时，规定变压器的寿命一般为20年。 对符合GB1094设计的油浸式电力变压器，在绕组热点温度为98℃下相对热老化率为1，此热点 温度与“在环境温度为20℃和绕组热点温升为78K下运行”相对应。 对于干式电力变压器，其环境温度也为20℃，而热点温度取决于绝缘材料的温度等级，其温度限值 按GB/T17211的规定。 变压器的相对热老化率定义见式(1)

0.下的热老化率 = 2(0g8,)/8a 0。下的热老化率

一一实际热点温度； 。一额定热点温度； 一一寿命损失加倍率。 0a的取值说明，在额定热点温度的基础上，每增加6℃（油浸式）或10℃（干式），其热寿命减少 半，反之增加一倍。 计算寿命损失可参考GB/T1094.7和GB/T17211。

9.2.1变压器用片式散热器应符合JB/T5347的要求。 9.2.2变压器用风冷却器应符合JB/T8315的要求。 9.2.3 变压器用水冷却器应符合JB/T8316或JB/T7633的要求。 9.2.4 变压器用风扇应符合JB/T9642的要求。 9.2.5于式变压器用风机应符合JB/T8971的要求

变压器用油泵应符合JB/T10112的要求。 9.4油位计 变压器用油位计应符合JB/T10692的要求

均团每线选用时，用 寸、封闭母线相间中心距等数据及

9.12.1变压器用油面温控器应符合JB/T6302的要求。 9.12.2变压器用电子温控器应符合JB/T7631的要求。 9.12.3变压器用绕组温控器应符合JB/T8450的要求

9.12.1变压器用油面温控器应符合JB/T6302的要求，

净油器应符合产品技术条件的要求。

净油器应符合产品技术条件的要求。

套管应符合GB/T4109的要求。

9.15套管式电流互感器

选用时应提出相应的额定值，包括额定一次电流、额 定二次电流、额定电流比、准确级、额定输出等。除非用户和制造方另有协议规定，额定值应符合 GB1208的规定。 套管式电流互感器选用原则见附录D。

9. 17其他组、部件

变压器用的其他组、部件的选用应符合相应标 的要求或技术条件的要求

10标志、起吊、安装、运输和贮存

油浸式电力变压器应符合GB/T6451、JB/T2426、JB/T10317或JB/T10318的规定，干式 压器应符合GB/T10228、JB/T2426的规定，变压器的安装项目和要求应符合GBI148的规定

11制造方应提供的技术文件和图表

11.1制造方向设计院提供的技术文件

在技术协议书（订货合同)签订后，制造方应根据需要在规定时间内向设计院提供工程设计所必须

GB/T 17468—2008

的图样和有关技术资料。对已有供货的产品（不需设计)应在半个月之内提供。供设计院的图样和资料 主要内容包括如下： a）变压器外型图。外型图内容包括： 变压器总体外型尺寸、主体运输重量、主要组、部件重量、油总重量、上节油箱或器身吊重、吊 高、起吊位置、千斤顶位置、牵引孔位置、轨距或支座位置、基础尺寸和要求、冷却器或散热器布 置、套管出线位置和接线端子尺寸、接地端子位置和端子尺寸、梯子位置，连接件（管道法兰）接 口尺寸、其他必要的安装尺寸； b) 变压器铭牌图或铭牌标志图； ) 变压器本体运输尺寸图； d) 冷却系统（如果有）控制原理图和冷却控制设备接线图： e） 主控制箱（如果有）外型图（安装图）； f 变压器二次保护接线安装图（必要时提供）； g) 变压器二次保护设备接线图； h) 变压器端子箱接线图； i 有载分接开关（如果有）电气控制接线图和遥控信号接线图； 经制造方和用户协商一致，可以提供的资料（一般仅对特大型产品）有：过励磁曲线、电容（包括 线圈之间和线圈对地）、零序阻抗、声级水平、变压器人口电容、励磁电流谐波分析、变压器承受 短路能力的计算报告或短路试验报告

11.2制造方向用户提供的技术文件

由制造方向用户提供的技术文件，在订货合同或技术协议书中应明确规定提供文件的数量和有关 信息（如收件人、邮寄地址和邮政编码等）。交接方式一般为邮寄，也可随产品一同发运。 a）提供11.1的全部技术文件； b）产品合格证书，包括变压器合格证书、主要组、部件合格证书（如：套管、冷却器、开关、气体继 电器、各种温控器等）； C 产品试验报告。包括变压器试验报告（除例行试验报告外，其他试验报告提供内容由双方协商 确定），主要组部件试验报告； d) 油浸式电力变压器油化验单（如果规定，包括色谱分析）； e) 变压器实际使用说明书； 套管安装使用说明书； g) 储油柜安装使用说明书； h 冷却器或散热器（如果有）安装使用说明书； i) 油面温控器、电子温控器、绕组温控器使用说明书； 压力释放阀、速动油压继电器、多功能保护装置使用说明书； 注：如果有要求，应提供整定参数。 k）有载分接开关或无励磁分接开关使用说明书；

a）冷却系统简图（仅对强迫油循环系统）； b）梯子、储油柜安装图； c）内部引线走向示意图和内部接地系统示意图； d）冷却器安装图； e）变压器套管及套管式电流互感器布置示意图（必要时，用户与制造方协商）； f）主绝缘示意图（必要时，用户与制造方协商）；

g）二次馈线布置图； h）电磁或磁屏蔽布置示意图

对变压器的例行试验、型式试验和特殊试验应符合GB1094.1或GB1094.11的要求 JB/T501

在订购变压器时，用户除与制造方签订合同外，如果需要还应同时签订技术协议，作为合同 附件。附录E是推荐的技术协议格式。

附录A （资料性附录） 三相变压器常用的联结组 三相变压器常用的联结组见图A.1.

图A.1常用的联结组

（资料性附录） 变压器的主要性能参数与制造成本的关系

变压器的主要性能参数与制造成本的关系

压器主要性能参数的选用，首先应满足第4章的要求，以保证变压器的可靠性。其次要考虑提高 数的同时变压器制造成本也将相应增加

当负载的功率因数一定时，变压器的电压调整率与短路阻抗基本成正比，变压器的无功损耗与短路 阻抗的无功分量成正比。由此短路阻抗小较为适宜。然而，短路电流倍数与短路阻抗成反比，短路阻抗 越小，则短路电流倍数越大。当变压器短路时，绕组会遭受巨大的电动力并产生更高的短路温升。为了 限制短路电流，则希望较大的短路阻抗。 不过，对心式变压器而言，与正常短路阻抗相比，当取较大的短路阻抗时，就要增加线圈的匝数，即 增加了导线重量，或者增大漏磁面积，从而增加了铁心的重量。由此可见，高阻抗变压器，要相应增加制 造成本。 随着短路阻抗增大，负载损耗也会相应增大。所以，选择短路阻抗时要兼顾电动力和制造成本。

负载损耗包括线圈直流电阻损耗、导线中的涡流损耗、并列导线间环流损耗和结构件（如夹件 板、箱壁、螺栓、铁心拉板等）的杂散损耗

B.2.1线圈直流电阻损

降低线圈直流电阻损耗的有效方法是增大导线截面积。然而也导致线圈体积的增大，相应 线长度，为了设计出低负载损耗的变压器，需耗用较多的导线，制造成本必然增加。

B.2.2导线的涡流损耗

线圈处于漏磁场中，在导线中会产生涡流损耗。大型变压器中涡流损耗有时会达至 的10%以上。 当变压器短路阻抗增大时，纵向漏磁增大，导致涡流损耗的增加。降低涡流损耗的途径可采用多根 导线并联，用组合导线或换位导线。此时，考虑到绕组的机械强度，需采用自粘性换位导线，或采用截面 大的单根导线降低电密，这就使制造成本增加。

变压器（尤其是大型变压器）由多根导线并列绕成，每根导线在漏磁场中占据的空间位置不同，它们 各自产生的漏感电势也不同，漏感电势之差产生环流并产生环流损耗。 当要求变压器短路阻抗大时，由前所述的原因，需减小电抗高度，增加导线匝数，它们都会增加环流 损耗。为抵偿该损耗的增大，就要采取适当的导线换位方式或增加导线截面积减少直流电阻损耗及采 用换位导线等，这就增加了变压器制造成本。

B.2.4结构件的杂散损

大型变压器中，杂散损耗有时会达到直流电阻损耗的30%。经验证明，在油箱壁和夹件上加装磁 屏蔽或电磁屏蔽，铁心拉板和在漏磁场中的结构件（如螺栓等)采用低磁钢材料等措施，可有效地降低杂 散损耗。然而，这些措施都相应增加了制造成本。

变压器的空载损耗主要是铁心损耗。它由磁滞损耗和涡流损耗组成，前者与导磁材料（如硅钢、非

平方、频率的平方和导磁材料的重量成正比，降低空载损耗就要降低磁密，其结果导致导磁材料重量增 加。或者采用高导磁、低损耗的导磁材料，或者采用厚度更薄的导磁材料，其结果都导致变压器制造成 本的相应增加。而过薄的硅钢片又使铁心的平整度下降，导致铁心机械强度的降低。

B.4冷却装置布置方式

首选方式； 户内冷却装置垂直分体布置，更有利于节省土地和建筑面积，但变压器油箱将承受较高的压 力，制造成本要比水平分体布置高，同时易渗漏油，运行成本将相应增大。

变压器冷却装置通常有冷却器和散热器二种形式，若采用散热器形式可实现多种组合的冷却方 运行成本也较低，也是今后的发展趋势。 a 强迫导向油循环风冷变压器，易出现渗漏、轴承磨损、油流带电、散热管道堵塞、冷却效果下降 等现象，造成变压器可靠性降低、冷却器检修频繁、风险成本和运行成本提高等； b） 强迫非导向油循环风冷变压器，制造成本比强迫导向油循环风冷变压器略高，但不会出现油 流带电现象，运行时油中的杂质也不会进人绕组内部，可靠性较高，风险成本相对导向油循环 的要低； C 强迫油循环自冷变压器，制造成本与强迫油循环风冷变压器相当，但可靠性低、运行成本与上 述相比略低，只有变压器容量较大（大于300MVA以上)并在噪声要求较高地区采用； 自然油循环风冷变压器，制造成本与强迫油循环风冷变压器相当，但可靠性高，运行成本较低： e 全自冷变压器，制造成本高，但运行维护简单，可靠性高，运行成本最低； 采用油/水热交换装置，适用于冷却器与变压器本体上下布置的自然油循环或强迫油循环/强 迫水循环风冷变压器，与采用油/油热交换装置相比，其冷却效率高，可用于超大容量变压器 上，但制造成本、风险成本、运行成本较高。

调压方式对变压器的可靠性、制造成本和运行成本影响非常大，在满足电网电压变动 ，应优先选用无调压方式。 a）有载分接调压，可靠性差，制造成本和运行成本高，但调压灵活； b) 无励磁调压，制造成本和运行成本较低； C 无调压结构，可靠性高，制造成本和运行成本低，但无法通过变压器自身进行调压，适用于升压 变压器或电压较稳定的降压变压器

自耦变压器公共绕组中性点侧的调压，对降低制造难度、提高安全可靠性和降低成本有利，虽会造 成变压器低压绕组电压的较大变动，但对仅作无功补偿作用的独立低压回路也无关紧要。通常： a） 中性点调压，要求分接开关的绝缘水平低，制造成本低，可靠性高，但对自耦变压器来说，为变 磁通调压门窗标准规范范本，即高、中、低各绕组的电压同时调； b） 线端调压，其调压绕组应为独立布置结构，且分接开关的绝缘水平要求最高，制造成本高，可 靠性低； c）中部调压，分接开关的相间绝缘水平要求比中性点调压的高，与线端调压的要求相当，制造成

本低。但绕组抗短路能力水平低，往往适用于中小型变压器，风险成本略高； d) 调压绕组布置：调压绕组为独立布置结构，安匝平衡好，绕组抗短路能力强，但制造成本和过 电压风险高，较适合中性点调压方式，但对中压调压的变压器应考虑独立布置结构。对调压 范围较小的调压绕组可设置在主绕组内，虽制造成本较低，但对制造工艺要求较高，抗短路能 力也较差。

变压器的绝缘水平，原则上应按 数值，以利于提高变压器运行的安全可靠 性。有时，可根据变电站的特殊性和重要性（如地下变电站）以及近期故障情况，适当地提高绝缘水平 以提高变压器的安全可靠性，但制造成本会相应增加。

若要求变压器的声级水平低于标准值，制造方将采取特殊的设计和措施，例如降低磁密、采用特殊 的绑扎或压紧方法、相应的减振结构、选用低噪声风扇（机)等，这无疑将导致变压器制造成本的增加。 因此，如果必须选用低噪声变压器胶合板标准，应作相应的分析。从经济上来看，在变压器安装地点采取相应的措 施（例如安装隔离墙）或许更合适。

10变压器的容量、重量、尺寸和性能之间的关

不同容量的变压器，在电压等级、短路阻抗、结构型式、设计原则、导线电流密度和铁心磁密等相同 的情况下，它们之间存在着以下近似关系： 变压器的容量正比于线性尺寸的4次方； b) 变压器有效材料重量正比于容量的3/4次方； c) 变压器单位容量消耗的有效材料正比于容量的一1/4次方； d 当变压器的导线电流密度和铁心磁通密度保持不变时，有效材料中的损耗与重量成正比，即 总损耗正比于容量的3/4次方； e） 变压器单位容量的损耗正比于容量的一1/4次方； f 变压器的制造成本正比于容量的3/4次方。 由此，从经济角度看，在同样的负载条件下，选用单台大容量变压器比用数台小容量变压器经济 得多。