油浸式电力变压器技术参数和要求要点.pdf

油浸式电力变压器 技术参数和要求 GB/T 6451-2008 1 范围 本标准规定了额定容量为30 kVA 及以上，电压等级为6 kV、 10 kV、 20 kV 、 35 kV 、 66 kV 、 110 kV 、220 kV 、 330 kV 和 500 kV 三相及 500 kV 单相油浸式电力变压器的性能参数，技 术要求，测试项目及标志、起吊、安装、运输和贮存。 本标准适用于电压等级为6 kV,-500 kV 、额定容量为30 kVA 及以上、额定频率为50 Hz 的油浸式电力变压器 2 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其 随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标 准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新 版本适用于本标准。 GB 1094.1 电力变压器第1 部分：总则 (GB 1094.1-1996 ，eqv IEC 60076-1:1993) GB 1094.2 电力变压器第2 部分：温升 (GB 1094.2-1996 ，eqv IEC 60076-2,1993) GB 1094.3 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(GB 1094.3-2003 ， IEC 60076-3:2000,MOD) GB 1094.5 电 力 变 压 器第5 部 分 ： 承 受 短 路 的 能 力 (GB 1094. 5-2003,IEC 60076-5:2000,MOD) GB/T 2900.15-1997 电工术语变压器、互感器、调压器和电抗器(neq IEC50(421) ： 1990； IEC50(321),1986) GB/T 15164 油浸式电力变压器负载导则(GB/T 15164-1994 ，idt IEC 60354:1991) JB/T 10088-2004 6 kV-500 kV 级电力变压器声级 3 术语和定义 GB 1094.1 和 GB/T2900.15 中确立的术语和定义适用于本标准 4 6kV 、10 kV 电压等级 4.1 性能参数 4.1.1 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1表 3 的规定。 表 1 30kVA-1600 kV A 三组双绕组无励磁调压配电变压器 额定容 量 KV A 电压组合及分接范围 联结组标 称 空载损耗 kW 负载损耗 kW 空载 电 流% 短路 阻 抗% 高压 kV 高压分接范 围% 低压 30 6 6.3 10 10.5 11 ±50.4 Dyn11 Yzn11 Yyn0 0.130.63/0.602.3 4.0 500.170.91/0.872.0 630.201.09/1.041.9 800.251.31/1.251.9 1000.291.58/1.501.8 1250.341.89/1.801.7 1600.402.31/2.201.6 2000.482.73/2.601.5 2500.563.20/3.051.4 3150.673.83/3.651.4 4000.804.52/4.301.3 5000.965.41/5.151.2 630 Dyn11 Yyn0 1.206.201.1 4.5 8001.407.501.0 10001.7010.301.0 12501.9512.000.9 16002.4014.500.8 注 1：对于额定容量为500KvA 及以下的变压器，表中斜线上方的负载损耗值适用于Dyn11 或 Yyn0 联结组，斜线下方的负载损耗值适用于Yyn0 联结组 注 2：根据用需要，可提供高压分接范围为±2×2.5%的变压器 注 3：根据用户需要，可提供低压为0.69kV 的变压器 表 2 630kVA-6300 kVA三组双绕组无励磁调压配电变压器 额定容 电压组合及分接范围 联结组标空载损耗负载损耗空载电短路阻 量 KV A 高压 kV 高压分接范 围 % 低压 kV 称kWkW流%抗% 630 6 6.3 10 10.5 11 ±5 3 3.15 6.3 Yd11 1.037.291.1 5.5 8001.268.911.0 10001.4810.441.0 12501.7512.420.9 16002.1114.850.8 20002.5217.820.8 25002.9720.700.8 31503.5124.300.7 400010 10.5 11 3.15 6.3 4.3228.800.7 50005.1333.030.7 63006.1236.900.6 注：根据用户需要，可提供高压分接范围为±2×2.5%的变压器 表 3 200 kVAI 600 kVA三相双绕组有载调压配电变压器 电压组合及分接范围短路 额定容量 kVH 高压 kV 高 压 分 接 范 围% 低压 kV 联结组 标号 空载损耗 kW 负载损耗 kW 空载电流 % 阻抗 % 200 O48 3.06 1.5 250 0. 56 3.60 1.4 315 0. 67 4.32 1.4 4.0 400 0.80 5.22 1.3 500 6 6.3 士 4×2.5 0.4 Dynll 0. 96 6.21 1.2 630 10 YynO 1.20 7.65 1.1 800 1.40 9.36 1.0 1 000 1.70 10.98 1.0 4.5 1 250 1.95 13.05 0.9 1 600 2. 40 15.57 0.8 注 1 ：根据用户需要，可提供高压绕组电压为10.5 kV及 11 kV的变压器， 注 2t 根据用户需要，可提供低压电压为0.69 kV的变压器 4.2 技术要求 4.2.1 基本要求 4.2.1.1 按本标准制造的变压器应符合GB 1094.1、GB 1094.2、GB 1094.3、GB 1094.5、GB/T 15164 和 JB/T 10088 的规定。 4.2.1.2 变压器组、部件的设计、制造及检验等应符合相关标准及法规的要求。 4.2.2 安全保护装置 800 kVA 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280 V 或 110 V 时不小于66 VA，直流有感负载时，不小于 15 W 积聚在气体继电器内的气体数量达到250mL-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气体的数量和颜色，而 且应便于取气体 注 1：根据使用单位与制造单位协商，800 kVA 以下的变压器也可供应气体继电器， 注 2：对于波纹油箱、 带有弹性片式散热器或油箱内部充有气体的密封式变压器，是否装 有气体继电器，由制造单位和用户协商确定 800 kVA 及以上的变压器应装有压力保护装置。 注 3：对于密封式变压器，均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态下，变压器能正常运行。 4.2.3 油保护装置 4.2.3.1 变压器应装有储油柜（波纹油箱、 带有弹性片式散热器或油箱内部充有气体的密封式 变压器除外） ，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 观察到油位指示 4.2.3.2 储油柜应有注油、放油和排污油装置。 4.2.3.3 变压器储油柜（如果有）上均应加装带有油封的吸湿器 4.2.3.4 变压器如果采取了防油老化措施，则不需装设净油器。 4.2.4 油温测量装置 4.2.4.1 变压器应有供温度计用的管座管座应设在油箱的顶部，并伸入油内120 mm 士 lO mm. 4.2.4.2 1 000 kVA 及以上的变压器，须装设户外测温装置，其接点容量在交流220 V 时，不 低于 50 VA，直流有感负载时，不低于15 W。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 4.2.5 变压器油箱及其附件的技术要求 4.2.5.1 变压器一般不供给小车，如箱底焊有支架，其焊接位置应符合图1 的规定。 注：根据使用单位需要也可供给小车 C 尺寸可按变压器大小选择为300 mm、400 mm、550 mm、660 mm、820 mm,1 070 mm. 图 1 箱底支架焊接位置（面对长轴方向） 4.2.5.2 在油箱的下部壁上可装有取油样或放油用阀门。 4.2.5.3 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55 K，在油中对油的温 升应不大于15 K 。 4.2.5.4 套管的安装位置和相互距离应便于接线，且其带电部分的空气间隙应能满足GB 1094.3 的要求。 4.2.5.5 变压器结构应便于拆卸和更换套管、瓷件或电缆接头。 4.2.5.6 变压器铁心和金属结构零件均应通过油箱可靠接地。 4.3 测试项目 4.3.1 变压器除应符合GB 1094.1 所规定的试验项目外，还应符合4.3.24.3.5 的规定。 4.3.2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：绕组直流电阻不平衡率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 2：对所有引出的相应端子间的电阻值均应进行测量比较 4.3.3 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： R2=R1×1.5 （t1-t2）/10 式中 .R1、R2 分别为温度t1 t2时的绝缘电阻值 4.3.4 变压器须进行密封试验，历经12 h 应无渗漏和损伤其试验压力如下： a)一般结构油箱的变压器（包括储油柜带隔膜的密封式变压器）应承受40 kPa 的试验压 力； b)波纹式油箱（包括带有弹性片式散热器油箱）的变压器；315 kVA 及以下者应承受20 kPa 的试验压力； 400 kVA 及以上者应承受15 kPa 的试验压力； c)油箱内部充有气体的密封式变压器应承受76 kPa 的试验压力 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5 min 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50 kPa； b)波纹式油箱 （包括带有弹性片式散热器油箱）：对于 315 kVA 及以下者， 试验压力为25 kPa；对于 400 kVA 及以上者，试验压力为20 kPa； c) 内部充有气体的密封式变压器油箱的试验压力为100 kPa。 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 变压器的套管排列顺序位置一般如图2、图 3 所示。 图 2 10 kV级联结组标号为Dynl1 、Yznl1 、Yyn0 的双绕组变压器 图 3 10 kV级联结组标号为Ydl1 的双绕组变压器 4.4.3 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 构的储油柜、散热器等均应有起吊装置。 4.4.4 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、运输及运输中紧固定位。 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。 5 20kV 电压等级 20 kV 电压等级变压器的技术参数和要求可参考35 kV 电压等级变压器的相关规定，由制 造单位和用户协商确定。 6 35kV 电压等级 6.1 性能参数 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。 表 4 50 kVAl 600 kVA 三相双绕组无励磁调压配电变压器 电压组合及分接范围短路 额定容量 kVA 高压 kV 高压分接范围 % 低压 kV 联结组 标号 空载损耗 kW 负载损耗 kW 空载电流 % 阻抗 % 50 0. 21 1.27/1.21 2.00 100 0. 29 2.12/2.02 1.80 125 O. 34 2.50/2.38 1.70 160 0. 36 2.97/3.33 1.60 200 0.43 3.50/3.96 1.50 250 0.51 4.16/4.77 1.40 315 Dynn 0.61 5.01/5.76 1.40 400 35 士 5 0.4 YynO 0. 73 6.05/6.93 1.30 6.5 500 0.86 7.28/6. 93 1.20 630 1.04 8. 28 1.10 800 1.23 9.90 1. 00 1 000 1.44 12.15 1. 00 1 250 1.76 14.67 0. 90 1 600 2.12 17.55 0. 80 注 1: 对于额定容量为500 kVA及以下的变压器， 表中斜线上方的负载损耗值适用于D ）m11联结组 斜 线下方的 负载损耗值适用于Yyn0 联结组 注 2: 根据用户需要，可提供高压分接范围为士2×2.5% 的变压器 表 5 800 kVA“-31 500 kVA 三相双绕组无励磁调压电力变压器 电压组合及分接范围短路 额定容量 kV 高压 kV 高压分接范围 % 低压 kV 联结组 标号 空载损耗 kW 负载损耗 kW 空载电流 % 阻抗 % 630 1.04 8.28 1.10 800 1.23 9.90 1. 00 1 000 3.15 1.44 12.15 1.00 1 250 35 士 5 6.3 1.76 14.67 0. 90 65 1 600 10.5 2.12 17.55 0. 80 Z 000 Ydll 2.72 19.35 0. 70 2 500 3.20 20.70 0. 60 3 150 3.80 24.30 0.56 4 000 35 3.15 4.52 28.80 0. 56 7.0 5 000 38.5 土 5 6.3 5.40 33.03 0.48 6 300 10.5 6.56 36.90 0. 48 8 000 9. 00 40.50 0. 42 7.5 10 000 3.15 10.88 47.70 O42 12 500 3.3 12.60 56.70 O. 40 16 000 35 士 2×2.5 6.3 YNd11 15.20 69.30 0. 40 20 000 38.5 6.6 18.00 83.70 0. 40 8.0 25 000 10.5 21.28 99.00 O32 31 500 11 25.28 118.80 0.32 注 1: 额定容量为6 300 kVA及以下的变压器，可提供高压分接范围为士2×2.5% 的产品， 注 2: 对于低压电压为10.5 kV和 11 kV的变压器，可提供联结组标号为Dyn11的产品 注 3: 额定容量为3 150 kVA及以上的变压器，一5% 分接位置为最大电流分接 表 6 2 000 kVA-,20 000 kV A 三相双绕组有载调压电力变压器 电压组合及分接范围短路 额定容量 kVA 高压 kV 高压分接范围 % 低压 kV 联结组 标号 空载损耗 kW 负载损耗 kW 空载电流 % 阻抗 % 2 000 6.3 2.88 20.25 0. 80 2 500 35 土 3×2.5 10.5 3.40 21.73 0. 80 6.5 3 150 4.04 26. 01 0. 72 4 000 35 6.3 Ydll 4.84 30.69 0. 72 7.0 5 000 38.5 士 3×2.5 10.5 5.80 36.00 0. 68 6 300 7.04 38.70 0. 68 8 000 9.84 42.75 0. 60 7.5 10 000 6.3 11.60 50.58 0. 60 12 500 35 士 3×2.5 6.6 YNdll 13.68 59.85 0.56 16 000 38.5 10.5 16.46 74.02 0. 54 8.0 20 000 11 9.46 87.14 0. 54 注 1 ：对于低压电压为10.5 kV和 11 kV的变压器，可提供联结组标号为Dynll的产品 注 2 ，最大电流分接为-7.5%分接位置 6.1.2 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(35： ：)×2.5%；(351；)×2.5%等。 6.2 技术要求 6.2.1 基本要求 6.2.1.1 按本标准制造的变压器应符合GB 1094.1 、 GB 1094.2、GB 1094.3、GB 1094.5、GB/T 15164 和 JB/T 10088 的规定 6.2.1.2 变压器组、部件的设计、制造及检验等应符合相关标准及法规的要求。 6,2.2 安全保护装置 800 kVA 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220 V 或 110 V 时不小于66 VA，直流有感负载时，不小于 15 W积聚在气体继电器内的气体数量达到250 mL300 mL 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。 注 1：根据使用单位与制造单位协商，800 kVA 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密封式变压器，是否装有气体继电器，由制造单位和用户 协商确定 800 kVA 及以上的变压器应装有压力保护装置。 注 3：对于密封式变压器，均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态下，变压器能正常运行。 6.2.3 油浸风冷却系统 对于油浸风冷式变压器，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、380 V、50 Hz，风扇电动机应有短路保护。 6.2.4 油保护装置 6.2.4.1 变压器应装有储油柜（油箱内部充有气体的密封式变压器除外），其结构应便于清理 内部储油柜的_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，应能观察到油位指示。 6.2.4.2 储油柜应有注油、放油和排污油装置。 6.2.4.3 变压器储油柜（如果有）上均应加装带有油封的吸湿器。 6.2.4.4 变压器如果采取了防油老化措施，则不需装设净油器。 6.2.5 油温测量装置 6.2.5.1 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120 mm 士 I0 mm 6.2.5.2 1000kVA 及以上的变压器，须装设户外测温装置，其接点容量在交流220 V 时，不 低于 50 VA，直流有感负载时，不低于15 W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 6.2.5.3 8 000 kVA 及以上的变压器，应装有远距离测温用的测温元件。 6.2.6 变压器油箱及其附件的技术要求 6.2.6.1 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4 和图 5 的规定 注：根据使用单位需要也可供给小车 C 尺寸可按变压器大小选择为300 mm、400mm、550mm、660mm、820mm、1 070 mm 、1 475mm、2 040 mm 图 4箱底支架焊接位置（面对长轴方向） C.C1尺寸可按变压器大小选择， C 为 1 475 mm、2 040 mm,Cl 为 1 505 mm,2 070 mm 图 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55 K，在油中对油的温 升应不大于15 K 。 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 油箱真空度和正压力值 油箱型式容量范围kVA 真空度kPa 正压力kPa 4 000及以上50 60 一般结构4 000以下50 充有气体的密封式100 6.2.6.6 为便于取油样及观察气体继电器，可根据需要在油箱壁上设置适当高度的梯子- 6.2.6.7 套管的安装位置和相互距离应便于接线，且其带电部分的空气间隙应能满足GB 1094.3 的要求 6.2.6.8 变压器结构应便于拆卸和更换套管或瓷件。 6.2.6.9 变压器铁心和金属结构零件均应通过油箱可靠接地。 6.3 测试项目 6.3.1 变压器除应符合GB 1094.1 所规定的试验项目外，还应符合6.3.26.3.7 的规定。 6.3.2 对于配电变压器，绕组直流电阻不平衡率：相为不大子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）为不大予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：绕组直流电阻不平衡率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 2：对所有引出的相应端子间的电阻值均应进行测量比较 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50 kPa 压力的密封试验， 试验时间为24 h，不得有渗漏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 76 kPa 压力的密封试验，试验时间为24 h，不得有渗漏和损伤。 6.3.4 容量为 4 000 kVA 及以上的变压器应提供吸收比(R60R15)， 测试试通常在10 40 温度下进行 6.3.5 容量为 8 000 kVA 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tard 值一般可按下式换算： tana2=tan a1× 1.3 （t1-t2）/10 式中： tana1、tana2分别为温度 t1、t2如时的 tana值 6.3.6 应提供变压器绝缘电阻的实测值，测试通常在l0° C40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： R2= R1×1.5 （t1-t2）/10 式中： R2、R1分别为温度 t1、t2时的绝缘电阻值。 6.3.7 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4 h）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。 6.4 标志、起吊、安装、运输和贮存 6.4.1 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。 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。 图 6 35kV 级联结组标号为Dynl 1 、YynO 的双绕组变压器 图 7 35kV 级联结组标号为Ydl1 的双绕组变压器 6.4.3 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、运输及运输中紧固定位 6.4.5 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 6.4.6 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 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，在整个运输与贮存过程中不得进水和受潮。 7 66 kV 电压等级 图 8 35 kV 级联结组标号为YNd1 1 的双绕组变压器 7.1 性能参数 7.1.1 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8 或表 9 的规定 表 8 630 kVA 63 000 kVA 三相双绕组无励磁调压电力变压器 电压组合及分接范围短路 额定容量 kV4 高压 kV 高压分接范围 % 低压 kV 联结组 标号 空载损耗 kW 负载损耗 kW 空载电流 % 阻抗 % 630 1.6 7S 1. 40 800 1.9 9.0 1.35 1 000 2.2 10.4 1.30 1 250 6.3 Ydll 2.6 12.6 1.30 1 600 63 6.6 3.1 14.8 1.25 2 000 66 士 5 10.5 3.6 17.5 1.20 8 2 500 69 1 4.3 20.7 1. lO 3 150 5.1 24.3 1.05 4 000 6.0 28.8 1.00 5 000 7.2 32.4 0. 85 6 300 9.2 36.0 0. 75 8 000 11.2 42.7 0. 75 10 000 13.2 50.4 0. 70 12 500 15.6 59.8 0. 70 16 000 63 6.3 YNdll 18.8 73.5 0.65 20 000 66 士 2×2 5 6.6 22.0 89.1 0. 65 9 25 000 69 10.5 26.0 105.3 0. 60 31 500 11 30.8 126.9 0. 55 40 000 36.8 148.9 0.55 50 000 44.0 184.5 0. 50 63 000 52.0 222.3 0.45 注：额定容量3 150 kVA及以上的变压器，-5% 分接位置为最大电流分接 表 9 6 300 kVA63 000 kVA 三相双绕组有载调压电力变压器 电压组合及分接范围短路 额定容量 kVA 高压 kV 高压分接范围 % 低压 kV 联结组 标号 空载损耗 kW 负载损耗 kW 空载电流 % 阻抗 % 6 300 10.0 36.0 0. 75 8 000 12.0 42.7 0. 75 10 000 14.2 50.4 0. 70 12 500 16.8 59.8 0. 70 16 000 63 6.3 20.2 73.5 0. 65 20 000 66 士 8× 1.25 6.6 10.5 YNdll 24.0 89.1 0. 65 9 25 000 69 11 28.4 105.3 0. 60 31 500 33.7 126.9 0. 55 40 000. 40.3 148.9 0. 55 50 000 47.6 184.5 0. 50 63 000 56.2 222.3 0.45 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：i)×2.5%等。 7,1.3 当用户需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 技术要求 7.2.1 基本要求 7.2.1.1 按本标准制造的变压器应符合GB 1094.1 、 GB 1094.2、GB 1094.3、GB 1094.5、GB/T 15164 和 JB/T 10088 的规定。 7.2.1.2 变压器组、部件的设计、制造及检验等应符合相关标准及法规的要求。 7.2.2 安全保护装置 7.2.2.1 变压器应装有气体继电器，如用户要求，也可装有速动油压继电器。 气体继电器的接点容量在交流220V 或 IIOV 时不小于66 VA，直流有感负载时，不小于 15 W。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量达到250mL 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 地释放压力 7.2.2.3 带有套管式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 油浸风冷却系统 对于油浸风冷式变压器，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、380 V、50 Hz，风扇电动机应有短路保护。 7.2.4 油保护装置 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，应能观察到油位指示。 7.2.4.2 储油柜应有注油、放油和排污油装置。 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油温测量装置 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120 mm 士 10 mm。 7.2.5.2 1 000 kVA 及以上的变压器，须装设户外测温装置，其接点容量在交流220 V 时，不 低于 50 VA，直流有感负载时，不低于15 W。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。 7.2.5.3 8000kVA 及以上的变压器，应装有远距离测温用的测温元件。 7.2.6 变压器油箱及其附件的技术要求 7.2.6.1 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9 和图 10 的规 定 C 尺寸可按变压器大小选择为550mm、660mm、820nun、1 070mm、1 475mm、2 040mm. 图 9 箱底支架焊接位置（面对长轴方向） C1、C2尺寸可按变压器大小选择， C 为 1 475 mm、2 040 mm,C1 为 1 505 ram.2 070 mm 图 10 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 注 2：纵向轨距为l 435 mm，横向轨距为l 435 mm,2 000 mm 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55 K，在油中对油的温 升应不大于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 容量范围 kVA 真空度 kPa 正压力 kPa 20 000及以上20 80 20 000以下50 60 7.2.6.5 6300kV及以上变压器油箱下部应有供千斤顶顶起变压器的装置。根据需要，可 提供牵引装置。 7.2.6.6 为便于取油样及观察气体继电器，可根据需要在油箱壁上设置适当高度的梯子 7.2.6.7 套管的安装位置和相互距离应便于接线，且其带电部分的空气间隙应能满足GB 1094.3 的要求。 7.2.6.8 变压器结构应便于拆卸和更换套管或瓷件。 7.2.6.9 变压器铁心和金属结构零件均应通过油箱可靠接地。20 000 kVA 及以上的变压器， 铁心应单独引出并可靠接地。变压器油箱应保证两点接地（分别位于油箱长轴或短轴两侧）。 接地处应有明显的接地符号“士”或“接地”字样。 7.2.6. 10 根据需要，可提供一定数量的套管式电流互感器。 7.2.6.11 变压器油箱下部应装有放油阀。 7.3 测试项目 7.3.1 变压器除应符合GB 1094.1 所规定的试验项目外，还应符合7.3.27.3.7 的规定。 7.3.2 对于 1 600 kVA 及以下的变压器，绕组直流电阻不平衡率：相为不大于4%，线为不大 于 2%，2000 kVA 及以上的变压器，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。绕组直流电阻不平衡率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 2：对所有引出的相应端子间的电阻值均应进行测量比较 7.3.3 变压器油箱及储油柜应能承受在最高油面上施加30 kPa 静压力的油密封试验，试验时 间连续 24 h，不得有渗漏和损伤。 7.3.4 应提供变压器吸收比(R60/ R15)实测值，测试通常在10 40温度下进行。 7.3.5 应提供变压器介质损耗因数（tan）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； tana2=tana1×1.3 （t1-t2）/10 式中： tan a1、ta a2n 分别为温度t1、t2时的 tana值 7.3.6 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： R2= R1×1.5 （t1-t2）/10 式中： R1R2分别为温度 t1、t2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4 h）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。 7.4 标志、起吊、安装、运输和贮存 7.4.1 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。 7.4.2 变压器的套管排列顺序位置一般如图11、图 12 所示 图 11 66 kV 级联结组标号为YNdl 的双绕组变压器 图 12 66 kV 级联结组标号为Ydl 1 的双绕组变压器 7.4.3