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tgtgATδδ20=
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；
tgδT——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=A RT
当测量温度在20℃以上时R20=RTA
式中R20——校正到20℃的绝缘电阻值，MΩ；
——在测量温度下的绝缘电阻值，MΩ； RT
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