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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
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
额定容量
kVA |
电 压 组 合 |
联结组标号 |
空载损耗
kW |
负载损耗
kW |
空载电流
% |
阻抗电压
% |
高压，kV
|
高压分
接范围 |
低压，kV |
630 |
|
±5% |
3.15
3.15
6.3 |
Y，d11 |
1.30
1.54
1.80
2.20
2.65
3.10
3.65
4.40 |
8.1
9.9
11.6
13.8
16.5
19.8
23.0
27.0 |
1.8
1.5
1.2
1.2
1.1
1.0
1.0
0.9 |
4.5 |
800
1000
1250
1600
2000
2500
3150 |
6；6.3；10；10.5；11 |
5.5 |
4000
5000
6300 |
10；10.5；
11 |
3.15；6.3 |
5.30
6.40
7.50 |
32.0
36.7
41.0 |
0.8
0.8
0.7 |
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
额定容量
kVA |
电 压 组 合 |
联结组标号 |
空载损耗
kW |
负载损耗
kW |
空载电流
% |
阻抗电压
% |
高压，kV |
高压分
接范围 |
低压，kV |
200
250
315
400
500
630
800
1000
1250
1600 |
6；
6.3；
10 |
±4×2.5% |
0.4 |
Y，yn0 |
0.54
0.64
0.76
0.92
1.08
1.40
1.66
1.93
2.35
3.00 |
3.4
4.0
4.8
5.8
6.9
8.5
10.4
12.18
14.48
17.3 |
2.1
2.0
2.0
1.9
1.9
1.8
1.8
1.7
1.6
1.5 |
4 |
4.5 |
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
电压，kV |
电流，A |
300及以下 |
400～600 |
800～1200 |
2000～3000 |
0.4 |
φ30 |
φ50 |
φ60 |
φ85 |
6～10 |
φ70 |
φ75 |
φ110 |
φ110 |
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
电 流
A |
箱盖开孔直径
mm |
分接开关总高度
(不大于)
mm |
定位板边缘距分接开关中心
mm |
120 |
φ43-1 |
150 |
35～40定位方向应对准Ⅱ分接位置 |
350 |
200 |
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
温度差
K |
5 |
10 |
15 |
20 |
25 |
30 |
35 |
40 |
45 |
50 |
55 |
60 |
换算系数
A |
1.2 |
1.5 |
1.8 |
2.3 |
2.8 |
3.4 |
4.1 |
5.1 |
6.2 |
7.5 |
9.2 |
11.2 |
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
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
额定容量
kVA |
电 压 组 合 |
联结组标号 |
空载损耗
kW |
负载损耗
kW |
空载电流
% |
阻抗电压
% |
高压，kV |
高压分接范围 |
低压，kV |
50
100
125
160
200
250
315
400
500
630
800
1000
1250
1500 |
35 |
±5% |
0.4 |
Y,yn0 |
0.225
0.37
0.42
0.47
0.55
0.64
0.76
0.92
1.08
1.30
1.54
1.80
2.20
2.65 |
1.35
2.25
2.65
3.15
3.70
4.40
5.30
6.40
7.70
9.20
11.00
13.50
16.30
19.50 |
2.8
2.6
2.5
2.4
2.2
2.0
2.0
1.9
1.9
1.8
1.5
1.4
1.2
1.1 |
6.5 |
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
额定容量
kVA |
电 压 组 合 |
联结组标号 |
空载损耗
kW |
负载损耗
kW |
空载电流
% |
阻抗电压
% |
高压，kV |
高压分接范围 |
低压，kV |
800
1000
1250
1600
2000
2500 |
35 |
±5% |
3.15；
6.3；
10.5 |
Y,d11 |
1.54
1.80
2.20
2.65
3.40
4.00 |
11.0
13.5
16.3
19.5
19.8
23.0 |
1.5
1.4
1.3
1.2
1.1
1.1 |
6.5 |
3150
4000
5000
6300 |
35；
38.5 |
±5% |
3.15；
6.3；
10.5 |
4.75
5.65
6.75
8.20 |
27.0
32.0
36.7
41.0 |
1.0
1.0
0.9
0.9 |
7
7
7
7.5 |
8000
10000
12500
16000
20000
25000
31500 |
35；
38.5 |
±2×2.5% |
3.15；
3.3；
6.3；
6.6；
10.5；
11 |
YN，d11 |
11.5
13.6
16.0
19.0
22.5
26.6
31.6 |
45
53
63
77
93
110
132 |
0.8
0.8
0.7
0.7
0.7
0.6
0.6 |
7.5
7.5
8
8
8
8
8 |
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
额定容量
kVA |
电 压 组 合 |
联结组标号 |
空载损耗
kW |
负载损耗
kW |
空载电流
% |
阻抗电压
% |
高压，kV |
高压分接范围 |
低压，kV |
2000
2500 |
35 |
±3×2.5% |
6.3；
10.5 |
Y，d11 |
3.60
4.25 |
20.80
24.15 |
1.4
1.4
1.3
1.3
1.2
1.2
1.1
1.1
1.0 |
6.5 |
3150
4000
5000
6300 |
35；
38.5 |
±3×2.5% |
6.3；
10.5 |
5.05
6.05
7.25
8.80 |
28.90
34.10
40.00
43.00 |
7.0 |
7.5 |
8000
10000
12500 |
35；
38.5 |
±3×2.5% |
6.3；6.6；
10.5
11 |
YN，d11 |
12.30
14.50
17.10 |
47.50
56.20
66.50 |
8.0 |
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 或增加正分接级数 。
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。
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：
2.3.1 800～31500kVA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
电压，kV |
电流，A |
300及以下 |
400～600 |
800～1200 |
2000～3000 |
0.4 |
φ30 |
φ50 |
φ60 |
φ85 |
3～10 |
φ70 |
φ75 |
φ110 |
φ110 |
15 |
— |
— |
φ110 |
φ110 |
35 |
φ150 |
φ150 |
φ150 |
φ150 |
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
温度差
K |
5 |
10 |
15 |
20 |
25 |
30 |
35 |
40 |
45 |
50 |
换算系数
A |
1.15 |
1.30 |
1.50 |
1.70 |
1.90 |
2.20 |
2.50 |
3.00 |
3.50 |
4.00 |
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
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
温度差
K |
5 |
10 |
15 |
20 |
25 |
30 |
35 |
40 |
45 |
50 |
55 |
60 |
换算系数
A |
1.2 |
1.5 |
1.8 |
2.3 |
2.8 |
3.4 |
4.1 |
5.1 |
6.2 |
7.5 |
9.2 |
11.2 |
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
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。
_________________
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
额定容量
kVA |
电 压 组 合 |
联结组标号 |
空载损耗kW |
负载损耗kW |
空载电流
% |
阻抗电压
% |
高压，kV |
高压分接范围 |
低压，kV |
630
1000
1600
2000
2500 |
60；
63
66 |
±5% |
6.3；
6.6；
10.5；
11 |
Y，d11 |
2.0
2.8
3.9
4.6
5.4 |
8.4
11.6
16.5
19.5
23 |
2.0
1.9
1.8
1.7
1.6 |
8 |
3150
4000
5000 |
YN，d11 |
6.4
7.6
9.0 |
27
32
36 |
1.5
1.4
1.3 |
6300
8000
10000
12500
16000
20000
25000
31500
40000
50000
63000 |
60；
63
66 |
±2×2.5% |
6.3；
6.6；
10.5；
11 |
11.6
14.0
16.5
19.5
23.5
27.5
32.5
38.5
46.0
55.0
65.0 |
40
47.5
56
66.5
81.7
99
117
141
165.5
205
247 |
1.2
1.1
1.1
1.0
1.0
0.9
0.9
0.8
0.8
0.7
0.7 |
9 |
表2 6300～63000kVA双绕组有载调压变压器
额定容量
kVA |
电 压 组 合 |
联结组标号 |
空载损耗
kW |
负载损耗
kW |
空载电流
% |
阻抗电压
% |
高压，kV |
高压分接范围 |
低压，kV |
6300
8000
10000
12500
16000
20000
25000
31500
40000
50000
63000 |
60；
63；
66 |
±8×1.25% |
6.3；
6.6；
10.5；
11 |
YN，d11 |
12.5
15.0
17.8
21.0
25.3
30
35.5
42.2
50.5
59.7
71 |
40
47.5
56
66.5
81.7
99
117
141
165.5
205
247 |
1.3
1.2
1.1
1.0
1.0
0.9
0.9
0.8
0.8
0.7
0.7 |
|
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 或 。
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：
2.3.1 800～63000kVA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
电压，kV |
电流，A |
300及以下 |
400～600 |
800～1200 |
2000～3000 |
0.4 |
φ30 |
φ50 |
φ60 |
φ85 |
6～10 |
φ70 |
φ75 |
φ110 |
φ110 |
15 |
— |
— |
φ110 |
φ110 |
35 |
φ150 |
φ150 |
φ150 |
φ150 |
63 |
φ220 |
φ220 |
φ220 |
— |
表 4
电压等级，kV |
容量范围，kVA |
真空度，Pa |
正压，Pa |
63 |
20000及以上 |
8×104 |
7.85×104 |
63 |
5000～16000 |
5.07×104 |
5.88×104 |
63 |
4000及以下 |
5.07×104 |
4.9×104 |
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
温度差
K |
5 |
10 |
15 |
20 |
25 |
30 |
35 |
40 |
45 |
50 |
换算系数
A |
1.15 |
1.30 |
1.50 |
1.70 |
1.90 |
2.20 |
2.50 |
3.00 |
3.50 |
4.00 |
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
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；
tgδT——在测量温度下的介质损失角正切值；
A——换算系数； |
