油浸式电力变压器技术参数和要求共72页Word文档格式.docx

1、负载损耗kW空载电流%短路阻抗%高压kV高压分接范围%低压3066.31010.51150.4Dyn11Yzn11Yyn00.130.63/0.602.34.0500.170.91/0.872.0630.201.09/1.041.9800.251.31/1.251000.291.58/1.501.81250.341.89/1.801.71600.402.31/2.201.62000.482.73/2.601.52500.563.20/3.051.43150.673.83/3.654000.804.52/4.301.35000.965.41/5.151.26301.206.201.14.5800

2、1.407.501.010001.7010.3012501.9512.000.916002.4014.500.8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22.5%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高压kV高压分接范围%33.15Yd111.037.295.51.268.911.4810.441.7512.422.1114.8520002.5217.8225002

3、.9720.7031503.5124.300.740004.3228.8050005.1333.0363006.1236.900.6注：根据用户需要，可提供高压分接范围为表3 200 kVAI 600 kVA三相（sn xin）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高压分接范围 %联结组 标号 空载损耗 kW 负载损耗 空载电流 %阻抗 200 O48 3.06 250 0. 56 3.60 1.4 315 0. 67 4.32 4.0 400 0.80 5.22 1.3 500 6 6.3 士42.5 0.4 Dynll 0. 96 6.21 1.2 630 10

4、YynO 7.65 1.1 800 1.40 9.36 1.0 1 000 1.70 10.98 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（jsh）要求4.2.1基本（jbn）要求4.2.1.1按本标准制造的变压器应符合（fh）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

5、检验等应符合相关标准及法规（fgu）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

6、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（dngzu），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（fzi）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（yn yu）注油、放油和排污油装置。4.2.3.3变压器储油柜（如

7、果（rgu）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。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

8、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（dun z）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（to un）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（dinln）接头。4.2.5.6变压器铁心和金属结构零件均应通过油箱（yuxing）可靠接地。4.3测试项目4.3.

9、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%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

10、应提供变压器绝缘电阻的实测值，测试通常在1040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=R11.5（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（chngshu）76 kPa的试

11、验压力 GB/T 6451-2008 其剩余压力（yl）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（yngji）变形。本试验为型式试验，其试验压力如下： a） 一般结构油箱（yuxing）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

12、，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（bjin）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

13、（to un）、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（zhungzh）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（bu de）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

14、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kVA标号空载损耗kW负载损耗空载电流%阻抗0. 211.27/1.212.000. 292.12/2.021.80O. 342.50/2.380. 362.97/3.331.600.433.50/3.961.500.514.16/4.77Dynn0.615.01/5.7640035士5YynO0. 736.05/6.931.306.50.867.28/6. 931.048. 281.101.239.901. 001 0001.4412.151 2501.7614.670

15、. 901 6002.1217.550. 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22.5%的变压器表5 800 kVA-31 500 kVA三相双绕组（roz）无励磁调压电力变压器kV高压低压8.281.0065Z 000Ydll2.7219.350. 702 5003.200. 603 1503.804 000353.154.520. 567.05 00038.5土56.35.406 30010.56.560. 488 0009. 0040.500.

16、 427.510 00010.8847.70O4212 5003.312.6056.70O. 4016 00035士2YNd1115.2069.300. 4020 00038.56.618.0083.708.025 000 21.28 99.00 O3231 50011 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22.5%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-,2

17、0 000 kVA三相双绕组（roz）有载调压电力变压器低压kV联结组空载损耗kW负载损耗kW空载电流%阻抗%2 0002.8820.2535土32.53.4021.736.54.0426. 010. 724.8430.69士35.8036.000. 687.0438.709.8442.7511.6050.58YNdll13.6859.8516.4674.020. 54 11 9.46 87.14 0. 54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（ynx）增加负分

18、接级数，减少正分接级数，或增加正分接级数，减少（jinsho）负分接级数，如（35：）2.5%；（351；2.5%等。6.2技术（j6.2.1基本（jbn）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 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

19、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。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（gngyng）气体继电器对于油箱（yuxing）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（yshng）的变压器应装有压力保护装置。对于（duy）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