式。
1.6.3 多绕组和自耦型式
自耦变压器在节省材料和降低损耗方面比多绕组变压器有优势，但固定的中性点接地方式，会带来电网单相短路接地电流的增大，应根据电网的统一规划，确定变压器采用多绕组或自耦型式。
1.6.4 变压器的全星形接线和稳定绕组
不宜采用无三角形绕组的全星形接线。当电网运行需要全星形接线变压器时，应设立单独的三角形接线的稳定绕组。稳定绕组的额定电压一般应稍低于相邻绕组的额定电压，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它绕组的传递过电压。 1.6.5 无励磁和有载调压变压器
无励磁调压变压器比有载调压变压器简单可靠，可根据电网情况，确定合理的调压方式。为保证的电压质量，110（66）kV变压器通常采用有载调压变压器。在满足电网电压变化范围的情况下，500（330）kV变压器优先选用无励磁调压变压器。
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较为有利，但会造成变压器低压绕组电压的较大变动。应根据技术经济比较，选择自耦变压器调压线圈的合理连接位置。 1.6.6 冷却方式
变压器的冷却方式有自然冷却（ONAN）、自然油循环风冷（ONAF）和强迫油循环风冷或水冷（OFAF、OFWF、ODAF、ODWF）等冷却方式，为了适应不同负荷、不同运行环境等情况，一台变压器可同时具有多种冷却方式。常见的有：
自然冷却（ONAN）100％容量；
自然冷却（ONAN）67％及以上容量，自然油循环风冷（ONAF）100％容量；
自然冷却（ONAN）60％容量，自然油循环风冷（ONAF）80％容量，强油循环风冷（OFAF、ODAF）100％容量；
无自然冷却能力, 强迫油循环风冷或水冷（OFAF、ODAF）100％容量。
考虑到变压器运行维护的简化，110（66）kV～220kV变压器一般采用自然或自然油循环风冷冷却方式，220kV～500（330）kV采用以上一种、两种或三种冷却方式。
对于具有多种冷却方式的变压器，应根据负荷和油温，制定安全和合理的冷却系统的控制策略，并在控制回路中予以实现。 1.7 电抗器的型式
500（330）kV并联电抗器通常采用单相芯式或壳式型式，自然冷却（ONAN）方式。 我国的500（330）kV输电系统通常采用单相重合闸，并联电抗器中性点需连接中性点小电抗器。并联电抗器中性点的绝缘水平与输电线长度和中性点小电抗器的阻抗值有关，应经过计算，选择有一定裕度的绝缘水平。
对于远距离输电中的开关站，由于就地站用电源的可靠性较低，可以考虑采用带抽能绕2
组的并联电抗器。每相抽能绕组的额定电压一般为6/3 或10/3 kV， 三相抽能绕组与数百千伏安容量的站用变压器构成三相400V的站用电源。带抽能绕组的电抗器应注意如下问题：
⑴ 抽能绕组属于电抗器的一部分，应具有足够的绝缘水平，包括能承受来自500（330）kV主绕组的传递过电压；
⑵ 在抽能绕组出口短路的情况下，抽能绕组及其引出线不变形、不损坏和不发生击穿； ⑶ 抽能绕组引出套管外，宜就近连接快速熔丝，减少站用变压器系统故障时对抽能绕组的影响；
⑷ 为了确保站用电的电压质量，站用变压器宜用有载调压方式。 1.8 变压器重要的技术性能 1.8.1 变压器额定电压
按照电网需要，参照附录A的电压值（可有小的变动），选取变压器的额定电压。500kV降压变压器的额定电压可选取500kV、505kV或510kV等，但系统最高工作电压仍为550kV。 1.8.2 变压器短路阻抗
根据电网运行的要求，合理确定变压器的短路阻抗。在满足电网要求的前提下，选用较高的短路阻抗，有利于减小系统短路电流。
对于变电站扩建的变压器短路阻抗，应尽量与原有变压器的短路阻抗实测值相同，以利于变压器的并联运行。 1.8.3 绝缘水平
变压器的绝缘水平，原则上应按照国家标准规定的上限数值。有时，根据一个时期变压器的故障情况，可以适当提高同类型变压器的冲击和工频耐压水平，以提高变压器的安全可靠性。同样，也可以适当提高变压器局部放电测量中的短时过冲电压的水平。 1.8.4 温升限值和过负荷能力
变压器绕组、顶层油、铁心和油箱等金属部件的温升，原则上应按照国家标准规定的数值。考虑到自然循环冷却变压器上下油温差加大，易导致绕组的热点温升超过标准规定的实际情况，应增加对绕组热点温升的考核（采用计算方法）。这些温升限值，在变压器的各种冷却方式和负载能力下，均应满足。
三绕组变压器的温升，要考虑最严重的负载组合，一般取三侧同时满负荷。在低压绕组接无功补偿设备的情况，最严重的负载组合接近三侧同时满负荷。
变压器的短时急救负载能力，应满足运行的要求，取决于正常运行时的负载大小和退出一台变压器所带来的其他变压器负载上升。 1.8.5 耐受短路的能力
耐受短路电流的动、热稳定能力按国家标准规定。110（66）kV变压器应提供同类型变压器耐受突发短路的试验报告；220kV～500（330）kV变压器应提供同类型变压器耐受突发短路的试验报告或计算报告，计算报告应有相关理论和模型试验的技术支持。有条件时，对于多3
台使用的变压器，可抽样进行耐受突发短路的试验。在设计联络中，制造厂应提供变压器每一个线圈（包括稳定绕组）耐受短路的计算报告，并确保具有足够的安全裕度。
对于出现过变压器短路损坏的变压器制造厂，不论是否具有耐受突发短路的试验报告，均应提供损坏原因分析和整改措施报告。 1.8.6 变压器的过励磁能力
为适应电网电压波动的情况，500（330）kV变压器在1.1倍额定电压下，应具有80％负荷的持续运行能力。
1.9 变压器本体和组、部件的结构 1.9.1 铁心及其紧固装置
铁心采用优质硅钢片叠成。铁心紧固装置的结构应考虑零序磁通可能引起的过热情况。 1.9.2 绕组
绕组采用铜导线绕制。为了确保足够的抗短路能力，不应采用非自粘的换位导线，220kV～500kV变压器的内线圈应采用半硬或半硬自粘性换位导线。对于与GIS直接相连的变压器，要考虑GIS中的隔离开关操作产生非常快速暂态过电压（VFTO）对绕组的影响。 1.9.3 油箱
220kV和500（330）kV变压器油箱的真空承受能力分别为残压不大于133Pa和13Pa。大型或500（330）kV变压器的油箱应装设两只及以上的压力释放装置，根据保护油箱和避免外部穿越性短路电流引起误动的原则，确定合理的动作压力。 1.9.4 磁和电屏蔽
磁屏蔽的固定应良好，避免因接触不良引起过热或放电。各类电屏蔽应导电和接地良好，避免悬浮放电。 1.9.5 套管
套管应具有足够的内外绝缘水平，并密封良好。为了避免出现将军帽密封不良导致破坏变压器密封等问题，套管可采用导杆式结构。500kV干式套管在国内运行经验不多，选用时应慎重。 1.9.6 分接开关
500（330）kV三相共体变压器的220kV级有载或无励磁分接开关应布置在铁心旁柱的两侧，避免分接引线与异相高压绕组间过高场强。为了防止切换开关严重损坏，有载分接开关的选择开关应具有机械限位装置。 1.9.7 冷却装置
散热器（例如，片式散热器）和冷却器（例如，冷却铜管上绕小散热片的强油冷却器）应有足够的冷却能力，并具有一组散热器（配一只蝶阀控制启停）或一台冷却器的备用能力。所有冷却装置应能承受变压器油箱泄漏试验和真空注油的正负压力。500（330）kV变压器的冷却装置应能承受13Pa残压的真空。
采用水冷却器时，应采用高可靠性的水冷却器，例如双层铜管的水冷却器，并与较高的4
冷却水压力相适应。 1.10 设计联络
设计联络是确保变压器质量的重要环节之一，应在设备制造前进行。除确认图纸和有关技术资料、生产进度、监造以及出厂试验等外，通常还应讨论如下内容：
制造厂承诺要回答和提供的技术资料； 变压器抗短路能力计算； 大型或500kV变压器的电场分析； 变压器的负荷能力和冷却装置的控制策略； 运行单位提出的其它重要技术要求等。 设计联络会议结果应有文件记载。 1.11 工厂监造和检验
运行单位的工厂监造和检验工作，建立在制造厂对产品全面质量监督的基础上，不减少制造厂对产品的质量责任，监造和检验人员不签署任何质量证明。监造和检验人员有权了解生产过程、查询质量记录和参加各种试验。
工厂监造和检验的具体内容和重点，可根据变压器的电压等级、制造厂制造和运行业绩以及信用程度等予以区别对待。 1.12 工厂试验和现场试验
制造厂的工厂试验应按现场实际方式预组装后进行，试验时应安装供货套管和附件进行试验；制造厂应提供供货组、部件的试验验收报告，包括分接开关、套管、冷却装置、潜油泵、压力释放阀、压力突变继电器（如果采用）、气体继电器等。工厂试验中的变压器油与运行中油的相溶性试验应合格。
现场试验是检验变压器经过运输和现场安装后的性能，试验项目原则上与工厂试验的例行试验相同。其中的绝缘强度试验，通常不进行雷电冲击和操作波冲击耐压试验；外施耐压试验的试验电压值按照有关规程应予以降低。局部放电测量的试验电压和持续时间原则上与国标相同。
1.13 变压器（电抗器）的技术参数和要求
本技术标准分别包括500（330）kV油浸式变压器和电抗器、220kV油浸式变压器、110（66）kV油浸式变压器以及35（15.75）kV油浸式电抗器等设备的技术参数和要求，如后所述。在编制具体变压器（电抗器）的技术参数和要求时，应根据本技术标准的总则及技术参数和要求的内容，并结合工程和电网变压器的实际运行情况和需要，予以增补。 1.14 引用标准
以下为设备设计、制造及试验所应遵循的国家、行业和企业的标准及规范，但不仅限于此：
GB1094.1-1996 电力变压器 第1部分 总则 5
GB1094.2-1996 电力变压器 第2部分 温升
GB1094.3-2003 电力变压器 第3部分 绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙 GB1094.5-1985 电力变压器 第5部分 承受短路的能力 GB10229-1988 电抗器
GB2900.15-1982 电工术语 变压器 互感器 调压器 电抗器 GB2536-1990 变压器油
GB311.1-1997 高压输变电设备的绝缘配合
GB7449-1987 电力变压器和电抗器的雷电冲击波和操作冲击波试验导则 GB7328-1987 电力变压器和电抗器的声级测定 GB7354-1987 局部放电测量
GBll604-1989 高压电气设备无线电干扰测试方法 GB50150-1991 电气装置安装工程电气设备交接试验标准
GB/T16434-1996高压架空线路和发电厂、变电所环境污区分级及外绝缘选择标准
GB/T16927.l-1997 高压试验技术：第一部分：一般试验要求 GB/T16927.2-1997 高压试验技术：第二部分：测量系统 GB10230-1988 有载分接开关 JB/T8637-1997 无励磁分接开关
GB/T16274-1996 油浸式电力变压器技术参数和要求500kV级 GB/T6451-1999 三相油浸式电力变压器技术参数和要求 GB/T13499-1992 电力变压器应用导则 GB/T17468-1998 电力变压器选用导则 GB/T15164-1994 油浸式电力变压器负载导则
JB/T8751-1998 500kV油浸式并联电抗器技术参数和要求 GB/T8287.1-1997 高压支柱瓷绝缘子 技术条件 GB/T8287.2-1999 高压支柱瓷绝缘子 尺寸与特性 GB/T4109-1999 高压套管技术条件 GB1208-1997 电流互感器
GB16847-1997 保护用电流互感器暂态特性技术要求 GB/T7252-2001 变压器油中溶解气体分析和判断导则 GB/T7595-2000 运行中变压器油质量标准 JB/T3837-1996 变压器类产品型号编制方法
国家电网公司电力生产设备评估管理办法（生产输电[2003]95号） 国家电网公司关于加强电力生产技术监督工作意见（生产输电[2003]29号） 国家电网公司预防110（66）kV~500kV油浸式变压器（电抗器）事故措施（国家电网生[2004]641号）
下列为所参照的IEC标准名称，但不仅限于此: IEC60076-1:2000 电力变压器 总则 IEC60076-2:1993 电力变压器 温升
IEC60076-3:2000 电力变压器 绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙 6