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06.《油浸式电力变压器技术参数和要求》GB T 6451-2008

其剩余压力不得小于规定值的70%。 4.3.5变压器油箱及储油柜（如果有）应进行机械强度（正压）试验，历时5m1n应无损伤及不得出现不 允许的永久变形。本试验为型式试验，其试验压力如下： a）一般结构油箱的试验压力为50kPa； b）波纹式油箱（包括带有弹性片式散热器油箱）：对于315kVA及以下者，试验压力为25kPa;对 于400kVA及以上者，试验压力为20kPa； C）内部充有驾体的密封式变压器油箱的试验压力为1001卫

4.4标志、起吊、安装、运输和贮存

4.4.1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。 4.4.2变压器的套管排列烦序位置一般如图2、图3所

4.4.1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。

GB/T 17737.317-2018 同轴通信电缆 第1-317部分：机械试验方法 电缆抗压试验图210kV级联结组标号为Dyn11,Yzn11、Yyn0的双绕组变压器

图310kV级联结组标号为Yd11的双绕组变压

4.3变压器须具有承受变压器总重的起吊装置及起吊标志。变压器器身、油箱、可拆卸结构的储油 、散热器等均应有起吊装置。 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（管）、阅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。 4.4.5整体运输时，应保护变压器的所有组、部件如储油柜、套管、阀门及散热器（管）等不得损坏和 受潮。 4.4.6成套拆卸的组件和零件（如气体继电器、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。 4.4.7变压器本体及成套拆卸的大组件（如散热器，净油器和储油柜等）运输时一般不装箱，但应保证 不受损伤，根据使用单位的要求也可装箱运输。在整个运输与贮存过程中不得进水和受潮。

20kV电压等级变压器的技术参数和要求可参考35kV电压等级变压器的相关规定，由制造单位 中用户协商确定

6.1.1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、空载电流及短路阻抗应符合 表4~表6的规定

50kVA~1600kVA三相双绕组无励磁调压配电

负载损耗值适用于YynO联结组。 注2.根据用产要，所提供高压分接范围为±2×2.5%的变压器

6. 2. 1基本要求

.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/T1516 JB/T10088的规定。

6. 2. 2安全保护装骨

800kVA及以上的变压器宜装有气体继电器， 气体继电器的接点容量在交流220V或110V时不小于66VA，直流有感负裁时，不小于15W 积在气体继电器内的气体数盘达到250mL～300mL或油速在整定范国内时，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盘和颜色，而且应便于取气体。 注1：报据使用单位与制造单位协商，800&VA以下的变压器也可供应气体继电器。 注2：对于油箱内部充有气体的街封式变压器，是否装有气体继电器，由制造单位和用户协商确定， 800kVA及以上的变应装有压力保护装置。 注3：对于密封式变压然沟应装有压力保护装置、 对于密封式变压器，应保证在最高环境温度与允许负载状态下，压力保护装置不动作，在最低环境 温度与变压器空载状添下，变压器能正常运行

5.2.3油漫风冷却系药

对于油浸风冷试变压器，应供给全套风冷却装置，如散热器、风扇电动机和控制装置等。 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

6.2.4.1变压器应有储油柜（油箱内部充行体的密封式变压器除外），其结构应便清理内部。 油柜的一端应装有滴位计，储油柜的容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 境温度与变压器未摄人运行时，应能观察到油位指示。 6.2.4.2储油柜欣有注油、放油和排污油装置。

6.2.4.3变压器磷油（如果有）上

6.2.5油温测量装图

2.5.1变压器应有供盈度计用的管座。管率应设在油箱的顾部.并伸人油内12mm大10mm。 2.5.21000kVA及以上的变压器，须装设户外测温装置，其接点容在交流220V时，不低升 VA，直流有感负载时，不低予15W。测温装置的安装位置应便于观察，耳其推确度应符合相应 示准。

6.2.5.38000kVA及以上的变压器，应装有远距离温用的激温元件。

6.2.5.38000kVA及以上的变压器，感装有远跑离两温用的温元件。

变压器油箱及其附件的技

475mm.2 00mm 图4箱底支焊接位置（面对长轴方向）

C.C尺寸可按变压器大小选择.C为1475mm、2040mm，C.为1505mm2070mm

【5箱底支架焊接位置（面对长轴方向）

6.2.6.2在油箱的下部壁上应装有取油样或放油用阀门，油箱底部应有排油装置。 6.2.6.3套管接线端子连接处，在环境空气中对空气的温升应不大于55K，在油中对油的温升应不大 于15K。 6.2.6.4变压器油箱应承受住表7中规定的真空度和正压力的机械强度试验，不得有损伤和不允许的 永久变形

表7油箱真空度和正压才

6.3.1变压器除应符合GB1094.1所规定的试验项目外，还应符合6.3.2~6.3.7的规定。 6.3.2对于配电变压器，绕组直流电阻不平衡率：相为不大于4%，线为不大于2%，对于电力变压器， 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绕组直流电组不平衡率应以三相实圾大值该圾小值作分子，三相实测平均值作分母计算， 注2：对所有引出的相应竭子间的电阻值均应进行码比较， 6.3.3对于油箱为一般结构的变压器，其油箱及储油柜应能承受施加50kPa压力的密封试验，试验时 间为24h，不得有渗滞和损伤。对于油箱内部充有气体的密封式变压器，应能承受施加76kPa压力的 密封试验，试验时间为24h，不得有渗漏和损伤。 6.3.4容盘为4000kVA及以上的变压器应提供吸收比（Rs/Ris），测试通常在10℃～40C温度下进行， 6.3.5容盘为8000kVA及以上的变压器应提供介质损耗因数（tana)值，测试通常在10℃～40℃温 度下进行。不同温度下的tan值一般可按下式换丝

武中：tandi、tand2分别为温度t、,时的 tans值。

式中：R、R，分别为温度t1、t2时的绝缘电阻值。 .3.7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 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。

6. 4 标志、起吊、安装、运输和贮存

容应符合相关标准规定。 6.4.2变压器的套管排列顺序位置一般如图6、图7、图8所示。

5kV级联结组标号为Dyn11、Yym0的双绕组变压器

6.4.3变压器须其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、散热器等 均应有起吊装置。 6.4.4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（管）、阀门和储油柜等的结构及布置位置，应不妨碍吊装、运翰及运翰中紧 固定位。 6.4.5签体运输时，应保护变压器的所有组、部件如储油柜、套管、阀门及散热器（管）等不得损坏和受潮。 6.4.6成套拆卸的组件和零件（如气体继电器、套管、树温装置及紧周件等）的包装应保证经过运输、如 存直到安装前不得损伤和受潮。 6.4.7变压器本体及成套拆卸的大组件（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，在整个运输与忙存过程中不得进水和受潮

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、可拆卸结构的储油柜、散热器等 应有起吊装置。 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 的组、部件如套管、散热器（管）、阀门和储油柜等的结构及布置位置，应不妨碍吊装、运翰及运轮中紧 定位。

6.4.5签体运输时，应保护变压器的所有组、部件如储油柜、套管、阀门及散热器（管）等不得损坏和受潮

"..: GB/T 6451—2008图835kV级联结组标号为YNd11的双绕组变压器766kV电压等级7.1性能参数7.1.1额定容盘、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合表8或表9的规定。表8630kVA~63000kVA三相双绕组无励磁调压电力变压器电压组合及分接范围额定容量联结组空载损耗短路负载摄耗空载电流kVA高压商压分接范圖低压标号kwkw%阻抗kv%kV%6301. 67. 51. 408001. 99. 01. 351 0002. 210. 41. 301 2506. 3Yd112. 612. 6631, 301 6006. 63. 114. 81. 2566±s200010. 53. 617.51. 208692500114. 320. 71. 103 1505, 124. 31. 054.0006. 028. 81. 005 0007.232. 40. 856 3009. 236. 00. 75800011, 242.70. 7510 00013. 250. 40. 701250015. 659. 80.70160006.3YNd116318.873,56. 50. 6520 00066±2×2.522. 089.10. 6510. 5250006926.0105.3110. 6031 50030. 8126.90. 554000036. 8148. 90. 5550 00044.0184.50. 5063 00052, 0222.30. 45注：额定容益3150kVA及以上的变压器，一5%分接位为圾大电流分接。11

表96300kVA~63000kVA三相双绕组有载调压电力变压器

注：除用户另有要求外，一10%分接位置为最大电流分接

7.1.2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 数，减少负分接级数，如（66）×2.5%；（66±）×2.5%等。 7.1.3当用户要高于表中规定短路阻抗值的变压器时，其性能参数应与制造单位协商，并在合同中 规定，

7.2.1.1按本标准制造的变压器应符合GB1094.1GB1094.2GB1094.3、GB1094.5、GB/T15164 和JB/T10088的规定。

7.2.2安全金保护装弹

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。 7.2.2.2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 玉力。 7.2.2.3带有套管式电流互感器的变压器应供给信号益和保护装置辅助回路用的端子箱。 7.2.2.4变压器所有管道最高处或容易窝气处应设置放气塞。

7.2.3油浸风冷却系线

对于油浸风冷式变压器，应供给全套风冷 、风扇电动机和控制装究等。 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，

7.2.4.1变压器均应装有储油柜，其结构应便于清理内部。储油柜的一端应装有油位计，储油柜的容 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入运行时，应能观 紧到油位指示。 7.2.4.2储油柜应有注油、放油和排污油装置，

压器均应装有储油柜，其结构应便于清理内部。储油柜的一端应装有油位计，储油柜的容 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入运行时，应能观

7.2.4.3变压器储油柜上均应装有带有油封的吸湿器。 7.2.4.4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

7.2.5 油温测病装置

7.2.5.1变压器应有供温度计用的管座。管座应设在油箱的顶部，并伸人油内120mm士10mm。 7.2.5.21000kVA及以上的变压器，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。测温装置的安 装位置应便于观察，且其准确度应符合相应标准

7.2.6变压器油箱及其附件的技术要求

图9箱底支架焊接位置（面对长轴方向）

C.C尺于可接变压器天小选择，C为1475mm、2040mm，C为1505mm、2070mm 图10箱底支架焊接位置（面对长轴方向）

图9箱底支架焊接位胃（面对长轴方向）

注2：纵向轨距为1435mm，横向轨距为1435mm，2000mm。 7.2.6.2在油箱的下部壁上应装有油样阀门。变压器油箱底部应装有排油装置。 7.2.6.3套管接线端子连接处，在环境空气中对空气的温升应不大于55K，在油中对油的温升应不大 手15K。 7.2.6.4变压器油箱应承受住表10中规定的真空度和正压力的机械强度试验，不得有损伤和不允许 的永久变形。

表10油箱真空度和正压力值

7.2.6.11变压器油箱下部应装有放油阀

24h.不得有渗和摄伤！

7.3.4应提供变压器吸收比（R/Rs）实测值，测试通常在10℃～40℃温度下进行。 7.3.5应提供变压器介质揽耗数（tano)值，测试通常在10℃～40C温度下进行。不同温度下的tang 值一般可按下式换贷

式中：tanoi、tano?分别为温度ti、t2时的tan值。 7.3.6应提供变压器绝缘电阻的实值，测试通常在10℃～40℃和相对度小于85%时进行。当测 小温度不同时绝缘由阳可按下式换节

式中：R、Rz分别为温度ti、t?时的绝缘电阻值。 7.3.7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 质应致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。

7.4 标志、起吊、安装、运输和购存

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。 4.2变压器的套管排列顺序位置般如图11、图12所示。

图1166kV级联结组标号为YNd11的双绕组变压器

7.4.3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、可拆卸结构的储油柜、散热器或 冷却器等均应有起吊装置。 7.4.4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，紧周件不松动。变压器 的组、部件如套管、散热器、阀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。 7.4.531500kVA及以上的变压器在运输中应装三维冲撞记录仪。 7.4.6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）。 7.4.7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。 7.4.8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、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。 7.4.9变压器本体及成套拆卸的大组件（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，在整个运输与贮存过程中不得进水和受潮，

8.1.1额定容量、电压组合、分接范围、联结组标号、空载损耗、负裁损耗、空载电流及短路阻抗应符合

.~ : .GB/T6451—2008表116300kVA～180000kVA三相双绕组无励磁调压电力变压器电压组合及分接范围额定容拉联结组空载损耗负载摄耗空载电流短路阻抗防压低压kVA标号kwkw%%'kvkv6 3009. 3360.778 00011. 2450.771000013. 2530, 72:12 50015. 6630. 726. 316 000:18. 8770. 676, 520 00022, 0930. 6710.510.525 00026. 01100. 621131 500110±2×2.5%30. 81330. 60YNd1140 000121±2×2.3%36.81560. 5650 00044.01940. 5263 00052. 02340. 4875 00059. 02780,4213. 890 00068. 03200. 3815. 75120 00084. 83970. 3412~1418150 000100.24720. 3020180 000112. 55320. 23注1：5%分接位为设大电流分接。注2：对于升压变压器，宜采用无分接结构。如运行有要求，可设置分接头。表#26300kVA~63000VA三相三绕组无励磁调压电力变压器额定电压组合及分接范围空载负裁空载短路阻抗联结组i容位中压低压摄耗损耗电源为苏号kVAkvkvkvkwkW%升压降压6 30011. 2170, 828 00013. 356 0.7810 00015. 8660. 7412 50018. 4780.70高中商中6.322. 495C.6617.5~18.510. 516 0003110+2×2.5%6. 6高低高低20 00037YNynod1126. 41120. 65121±2×2.5%10,510. 517.5~18.525 00038.530. 81330. 6011中低中低31 50036. 81570. 606. 56. 540 00043. 61890. 5550 00052. 02250. 5563 00061. 62700. 50注1：商、中、低压绕组容.分配为(100/100/100)%。注2：根据需要联结组标号可为YNd11y10。注3：根据用户要求，中压可选用不间于表中的电压值或设分接头。注4：5%分接位罚为域大电流分接。注5：对于升压变压器，宜采用无分接结构。如运行有要求，可设经分接头。16

3VA~63000kVA三相双绕组有载调压电力变压器

注1：有载调压变压器，暂提供降压结构产品。 注2：根据用户要求，可提供其他电压组合的产品。 注3：一10%分接位置为设大电流分接。

表146300kVA~63000kVA三相三绕组有载调压电力变压器

注1：有载调压变压器，暂提供降压结构产品。 注2：高、中、低压绕组容证分配为（100/100/100）%。 注3：根据需要联结组标号可为YNd11y10. 注4：一10%分接位置为圾大电流分接。 注5：根据用户要求，中压可选用不同于表中的电压

8. 2/3冷却系统及控制箱

8.2.3.1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）。 8.2.3.2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 65C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。 8.2.3.3对于采用散热器冷却的变压器，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盘分配及控制程序由用户与制造单 位协商。

8.2.3.4.1挖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，应自动投入备用电源； 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。 8.2.3.4.2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。 8.2.3.4.35 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。 8.2.3.4.4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 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。 8.2.3.4.5对于采用强迫油循环冷却器的变压器，其冷却油流系统中不应出现负压。

8. 2.4油保护装置

8.2.4.1变压器均应装有储油柜，其结构应便于清理内部。储油柜的一端应装有油位计，储油柜的容 积应保证在段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，应能观 察到油位指示。

8.2.4.2储油柜应有注油、放油和排污油装置

8.2.4.3变压器储油柜上均应装有带有油封的吸湿器。 8.2.4.4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裂 隔膜或采用金属波纹密封式储油柜，

8.2.4.3变压器储油柜上均应装有带有油封的吸湿器。

8.2.5油温测量装置

8.2.5.1变压器应有供温度计用的管座。管座应设在油箱的质部，开伸入油P 8.2.5.2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。温装置的安装位置应便于观察，且其准 确度应符合相应标准。 8.2.5.38000kVA及以上的变压器，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 有两个远距高测温元件且应放于油箱长轴的两端

3.2.5.4当变乐器采用集中冷却方式时，应在虑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

8.2.6.1变压器一般不供给小车，如箱底焊有支架，其支架焊接位置应符合图13和图！

C尺寸可按变压器大小选择为1070mm、1475mm、2040

C.C尺寸可按变压器大小选择，C为1475nm2040mm，C,为1505mm、2 070mm 图14箱底支架焊接位置（面对长轴方向）

注1：根据使用单位需要也可供给小车。

图13箱底支架焊接位暨（面对长轴方向）

B.2.6.12变压器整体（包括所有充油附件）应能承受133Pa的真空度。

8.3.3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

24hGB/T 8987-2008 缩微摄影技术 缩微摄影时检查负像光学密度用测试标板，不得有渗漏和损伤

8.3.4应提供变压器吸收比（Rg/Rs）实测值，测试通常在10℃～40℃温度下进行。 8.3.5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。不同温度下的tan 值一般可按下式换算

式中：tandi、tand2分别为温度t、t2时的tano值。 3.3.6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：R1、R?分别为温度tt时的绝缘电阻值。 8.3.7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。 8.3.8应对强迫油循环变逐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。 8.4标志、起吊、安装、运输和贮存 8.4.1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。 8.4.2变压器的奢誉排列顺序位胃一般如图15图16所示

标志、起吊、安装、运输和

110kV级联结组标号为YNd11的双绕组变压器

110kV级联结组标号为YNyn0d11的三绕组变压器

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、可拆卸结构的储油柜、散热器或 却器等均应有起吊装置。 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、阅门和储油柜等的结构及布登位置，应不妨碍吊装、运输及运输 中紧固定位， 8.4.5变压器通带为带油运输。如受运翰条件限制时，可不带油运翰，但须充以干燥的气体（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GB/T 40473.4-2021 银行业应用系统 非功能需求 第4部分：兼容性，在现场贮存期间应维 持正压，并有压力表进行监视。 8.4.631500kVA及以上的变压器在运输中应装三维冲撞记录仪， 8.4.7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）。 8.4.8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。 8.4.9 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、贮存直到安装前不得损伤和受潮。 8.4.10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，在整个运输与存过程中不得进水和受潮。