10KV配电变压器技术规范Word格式.docx
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变压器、高压电器和套管的接线端子
JB/T10088
6kV～500kV级电力变压器声级
JB/T10319
变压器用波纹油箱
1.使用条件
本标准所规定的设备，应能在下列环境条件使用：
1.1周围环境温度
a）最高温度：
+40℃
b）最高月平均气温：
+30℃
c）最高年平均气温：
+20℃
d）最低气温：
-25℃（适用于户外变压器）
-5℃（适用于户内变压器）
1.2海拔高度：
≤1000m
2.技术要求
基本参数
油浸式变压器的技术参数除应满足国家和行业相关标准外，还应满足下表1.表2要求。
表1.标准参数表
变压器容量
（kVA）
调压方式
高压
kV
高压分接范围
低压
联结组
标号
空载损耗
（kW）
负载损耗（kW）
空载电流（%）
短路阻抗（%）
50
无励磁
10
±
2×
2.5%
0.4
Dyn11
0.13
0.91
2.0
4.0
80
0.18
1.31
1.9
100
0.20
1.58
1.8
125
0.24
1.89
1.7
160
0.28
2.31
1.6
200
0.34
2.73
1.5
250
0.41
3.2
315
0.48
3.83
1.4
400
0.57
4.52
1.3
500
0.68
5.1
1.2
630
0.81
6.20
1.1
4.5
800
0.98
7.50
1.0
1000
1.15
10.3
1250
1.36
12.0
0.9
1600
1.64
14.5
0.8
表2安装轨距及噪音要求
变压器容量（kVA）
轨距A×
B（mm）
声功率级（dB）
400×
550
52
550×
54
56
58
660×
660
60
62
820×
820
65
3.设计与结构要求
3.1一般要求
3.1.1变压器的联结组标号
三相配电变压器的联结组标号常用为Dyn11、Yyn0、Yzn11，宜选用Dyn11。
3.1.2绝缘水平
变压器的每一绕组及中性点端子的绝缘水平和试验电压见表3。
表3变压器的绕组的绝缘水平和试验电压
绕组电压等级
额定短时工频耐受电压
（有效值）kV
额定雷电冲击耐受电压（峰值）kV
全波
截波
35
75
85
5
-
注：
雷电截波冲击耐受电压试验仅在有要求时进行。
3.1.3接线端子
变压器一次和二次引线的接线端子，应用铜材制成，其接触表面应洁净，不得有裂纹、明显伤痕、毛刺，腐蚀斑痕缺陷及其他影响电接触和机械强度的缺陷，且应有防松措施。
其余应符合GB5273的规定。
3.1.4铭牌
固定与变压器及外壳（若有）上的铭牌应采用不锈钢材料制作，耐腐蚀，并应固定在明显可见位置，铭牌上所标志的项目内容应清晰且安装牢固。
在铭牌上必须标志的项目应符合GB1094.1的规定。
3.2油浸式配电变压器技术要求
3.2.1.1温升限值
1）变压器在连续额定容量稳态下（环境温度最高为40°
C）的温升限值如下：
顶层油温升限值（温度计法测量）：
油不与大气直接接触的变压器
60K
油与大气直接接触的变压器
55K
线圈温升限值（电阻法测量）：
65K
铁心表面温升限值（温度计法测量）：
80K
油箱及结构表面温升限值（温度计法测量）：
2）铁心、绕组外部的电气连接线或油箱中的结构件不超过80K，并保证不使其相邻的部件受到热损坏或使油过度老化。
3）温升限值不允许有正偏差。
3.2.1.2损耗
空载损耗：
按表5.1要求。
负载损耗：
3.2.1.3空载电流
按表1要求。
3.2.1.4允许偏差
1）损耗偏差
（1）空载损耗偏差：
允许偏差应在15%以内。
（2）负载损耗偏差：
（3）总损耗偏差：
允许偏差应在10%以内。
2）短路阻抗偏差：
按表1要求。
3）空载电流偏差：
3.2.1.5负载能力
应能满足GB/T1094.7规定的要求。
3.2.1.6中性点引出线及端子
应具有与相线及端子相同的通流能力。
3.2.1.7噪声水平
按表2要求。
3.2.1.8变压器承受短路的能力
1）变压器承受短路的耐热能力
变压器在任一分接下，应能持续承受0.5s时间的外部短路耐热能力的电流，并且其绕组温度应不超过250℃（铜）。
2）变压器承受短路的动稳定能力
变压器在任一分接下，应能承受国家标准GB1094.5所规定的短路试验电流值而不损坏。
3.2.2结构要求
3.2.2.1铁心
对于11型系列的配电变压器应选用优质的冷轧晶粒取向硅钢片（铁心性能不低于30Q120），整个铁心组件均衡严紧，不应由于运输和运行中的振动而松动。
3.2.2.2绕组
（1）高压绕组应采用优质（无氧）铜导线，高压线圈采用漆包铜导线绕制而成，层间绝缘采用菱格上胶绝缘纸。
线圈与高压套管、分接开关采用冷压接头和铜软绞线软连接，确保连接的可靠性。
（2）对于容量在800kVA及以上的变压器，低压绕组应由整张铜箔绕制而成，其层间绝缘采用双层菱格上胶绝缘纸，铜箔与引线铜排采用冷压技术连接，确保连接的可靠性。
同时，低压零相采用铜排连接。
（3）绕组应能承受短路、过载和过电压而不发生局部过热，绕组和引线应绑扎得足够牢固，防止由于运输、振动和运行中短路时，产生相对位移。
应消除绕组中的电场集中现象。
3.2.2.3油箱
（1）变压器油箱结构型式：
波纹油箱。
（2）变压器油箱及储油柜（若有）应进行强度（正压）试验，历经5min应无损伤、无渗漏及不得出现不允许的永久变形，其试验压力如下：
①一般结构油箱的试验压力为50kPa；
②波纹式油箱：
315kVA及以下者为25kPa压力；
400kVA及以上者应承受20kPa压力。
（3）变压器须进行密封试验，历经12h应无渗漏和损伤，其试验压力如下：
①一般结构油箱应承受40kPa的压力；
②波纹式油箱结构：
315kVA及以下应承受20kPa压力；
400kVA及以上应承受15kPa压力。
（4）变压器不带滚轮，但油管及其它设施应高于本体底板。
（5）变压器应在油箱下部壁上装有密封取油样阀。
（6）安装在户内变压器油箱底部应按国家标准规定装有排油装置。
（7）变压器铁心和金属结构零件应通过油箱可靠接地。
接地处应有明显的接地符号或“接地”字样。
（8）波纹油箱还应符合JB/T10319的规定。
3.2.2.4套管
（1）套管的类型：
纯瓷套管
（2）套管的额定电压：
应与变压器的额定电压相适应
（3）套管的额定电流：
应与变压器的最大负载能力相一致
（4）套管的试验电压：
套管在干、湿条件下应能承受表4规定的试验电压。
表4
套管在干、湿条件下应能承受试验电压
额定电压
额定短时工频耐受电压（有效值）
额定雷电冲击耐受电压（峰值）
内绝缘
外绝缘
37
30
（5）套管接线端子连接处，在空气中对空气的温升不大于55K，在油中对油的温升不大于15K；
（6）套管的安装位置和相互位置距离应便于接线，而且其带电部分之空气间隙，应能满足GB1094.3的要求。
3.2.2.5变压器油
变压器油应是满足GB2536标准的矿物油（油的闪点不能低于140°
C），除抗氧化剂外，不得加任何添加剂。
其击穿电压：
≥35kV、介质损耗因数tanδ（90℃）：
≤0.5%。
3.2.2.6油保护装置
（1）油变应装有储油柜（密封式配变除外），其结构应便于清理内部，其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，装在储油柜一端的油位计应有油可见。
（2）储油柜应有注油、放油和排污油装置，并应装设带有油封的吸湿器。
（3）变压器的储油柜应采取防油老化措施，以确保变压器油不与空气相接触。
5.2.2.7
安全保护装置
1）气体继电器
（1）容量800kVA及以上的配变应有气体继电器（全密封除外）。
（2）配变安装的气体继电器，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。
（3）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。
（4）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。
2）压力保护装置
（1）容量800kVA及以上的配变应有压力保护装置。
（2）对于密封式配变，均应装有压力保护装置。
（3）变压器应装有压力释放器，应可靠动作。
3）油温测量装置
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120mm±
10mm。
4）冷却装置
散热器的数量及冷却能力应能散去总损耗所产生的热量。
3.2.3.8油漆和防锈要求
变压器油箱内外及附件除有色金属和镀锌铁件外，所有金属件均应除锈喷漆，油漆具有自防污能力，并采取措施防止运输和吊装中漆层剥落与变质。
4.试验
变压器应按照GB1094.1～5、10、11等有关国家标准和行业标准规定的项目、方法进行试验，并按提供试验结果报告，且各项试验结果应符合本标准的相关要求。
6.1出厂试验
6.1.1绕组直流电阻测量；
6.1.2电压比测量和联结组标号检定；
6.1.3短路阻抗和负载损耗测量；
6.1.4空载电流和空载损耗测量；
6.1.5绝
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