三相油浸式电力变压器技术参数和要求.docx

1、三相油浸式电力变压器技术参数和要求资料范本 本资料为word版本，可以直接编辑和打印，感谢您的下载三相油浸式电力变压器技术参数和要求 地点：_时间：_说明：本资料适用于约定双方经过谈判，协商而共同承认，共同遵守的责任与义务，仅供参考，文档可直接下载或修改，不需要的部分可直接删除，使用时请详细阅读内容中华人民共和国国家标准三相油浸式电力变压器技术参数和要求GB/T 6451-1995 代替GB 6451.16451.5-86Specification and technical requirementsfor three phase oil immersed power transformers

2、1 主题内容与适用范围本标准规定了30360000kVA，6、10、35、63、110、220、330kV级三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6330kV级，额定容量为30360000kVA，额定频率50Hz的三相油浸式电力变压器。2 引用标准下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。GB 1094.11094.5 85 电力变压器GB 2900.15 82 电工名词术语 变压器 互感器 调压器 电抗器

3、GB 10237 88 电力变压器 绝缘水平和绝缘试验 外绝缘的空气间隙GB 7595 87 运行中变压器油质量标准第一篇 6、10kV电压等级3 性能参数3.1 额定容量、电压组合、联结组标号及性能参数应符合表13的规定。表1 301600kVA双绕组无励磁调压变压器注：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D，yn11或Y,zn11联结组变压器用。根据要求变压器的高压分接范围可供22.5。根据使用部门要求可提供低压为0.69kV的变压器。表中所列组数据为过渡标准。表2 6306300kVA双绕组无励磁调压变压器注：根据要求变压器的高压分接范围可供22.5。表中所列组

4、数据为过渡标准。表3 2001600kVA双绕组有载调压变压器注：根据使用部门的需要可提供高压绕组为10.5kV及11kV。 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D，yn11联结组变压器用。根据使用部门要求可提供低压为0.69kV的变压器。表中所列组数据为过渡标准。3.2 表1、表2、表3中的高压绕组各分接电压见表4及表5。表4 5分接时高压绕组各分接电压 V表5 7.5或10分接时高压绕组各分接电压 V4 技术要求4.1 按本标准制造的变压器应符合GB 1094.1109 4.5的规定。4.2 本标准变压器的名词术语按GB 2900.15的规定。4.3 安全保护装置

5、8006300kVA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250300mL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。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。8006300kVA的变压器应装有压力保护装置，当内部压力达到50kPa时(对一般结构之油箱)，应可靠释放压力。4.4 油保护装置装有储油柜的变压器，其储油柜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

6、-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。储油柜应有注油、放油和排污油装置。1006300kVA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。31506300kVA的变压器应装带有隔膜油保护的储油柜或装设净油器。净油器内部须装吸附剂(如硅胶等)。4.5 油温测量装置变压器应有供玻璃温度计用的管座。管座应设在油箱的顶部，并伸入油内为12010mm。10006300kVA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

7、低于15W。温度计的准确级应符合相应标准。信号温度计的安装位置应便于观察。4.6 变压器油箱及其附件的技术要求4.6.1 变压器一般不供给小车，但箱底支架的焊接位置应符合图1的规定。注：根据使用部门需要也可供给小车。C尺寸可按变压器大小选择为300、400、550、660、820、1070mm图1 (长轴方向)4.6.2 在油箱的下部壁上应装有统一型式油样活门。3156300kVA的变压器油箱底部应有排油装置。4.6.3 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。4.6.4 安装套管的油箱开孔直径按表6的规定。表64.6.5 安装无励磁分接开关的结构应

8、符合表7的规定。表74.6.6 变压器铁心和较大金属结构零件均应通过油箱可靠接地。4.6.7 变压器的油箱下部应装有足够大的放油阀。4.6.8 变压器上的组件均应符合相应的标准。5 测试项目5.1 除应符合GB 1094.11094.5所规定的试验项目外，还应符合下列规定。5.2 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；20006300kVA的变压器，其不平衡率相(有中性点引出时)为2，线(无中性点时)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：对所有引出的相应端子间的电阻值均应进行测量比较。如果三相变压器的直流电阻值，由于线材及

9、引线结构等原因超过5.2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。5.3 提供变压器绝缘电阻的实测值，测试通常是在1040和相对湿度小于85时进行。当测量温度不同时，可按表8绝缘电阻换算系数折算之。表8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插值法确定。其校正到20也可用下列公式计算：当测量温度在20以上时 R20=ART当测量温度在20以下时 R20=RT/A式中： R20 校正到20的绝缘电阻值，M；RT 在测量温度下的绝缘电阻值，M；A 换算系数；K 实测温度与20温度差的绝对值。5.4 变压

10、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：a.一般结构油箱(包括储油柜带隔膜的密封式变压器油箱)应承受40kPa的压力。b.波纹式油箱结构：315kVA及以上应承受20kPa压力：400kVA及以上应承受15kPa压力。 其剩余压力不得小于规定值的70。5.5 变压器油箱及储油柜(如果有)应进行强度(正压)试验，历经5min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.一般结构油箱试验压力为50kPa。b.波纹式油箱，对于315kVA及以下者为20kPa；而400kVA及以上者为15kPa。标志、起吊、安装、运输和贮存6.1 变压器的套管及储油柜的

11、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;D,yn11;Y,zn11。)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。6.2 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箱。6.3 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、阀门和储油柜等的结构及布置位置，

12、应不妨碍吊装、运输及运输中紧固定位。6.4 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)等不损坏和受潮。6.5 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、贮存、直到安装前不损伤和不受潮。6.6 成套拆卸的大部件(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，根据使用部门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。第二篇 35kV电压等级7 性能参数7.1 额定容量、电压组合、联结组标号及性能参数应符合表9表11的规定。表9 501600kVA双绕组无励磁调压配电变压器注：根据要求变压器的高压分接

13、范围可供22.5。表10 80031500kVA双绕组无励磁调压电力变压器注：根据要求变压器的高压分接范围可供22.5。表11 200012500kVA双绕组有载调压变压器在分接级数和级电压不变的情况下，允许增加负分接级数()2.5或增加正分接级数（)2.5。8 技术要求8.1 按本标准制造的变压器应符合GB 1094.11094.5的规定。8.2 本标准变压器的名词术语按GB 2900.15的规定。8.3 安全保护装置8.3.1 80031500kVA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2

14、50300mL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。8.3.2 80031500kVA的变压器应装有压力保护装置，当内部的压力达到50kPa时，应可靠释放压力。8.4 油浸风冷却系统8.4.1 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。8.4.2 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。8.5 油保护装置8.5.1 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

15、。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。8.5.2 储油柜应有注油放油和排污油装置。8.5.3 10031500kVA的变压器储油柜上均应加装带有油封的吸湿器。8.5.4 315031500kVA的变压器应装设净油器，净油器内部须装吸附剂(如硅胶等)。8.5.5 800031500kVA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。8.6 油温测量装置8

16、.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12010mm。8.6.2 100031500kVA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。8.6.3 8000kVA及以上的变压器，应装有远距离测温用的测温元件。8.7 变压器油箱及其附件的技术要求8.7.1 变压器一般不供给小车，但箱底支架的焊接位置应符合图4和图5的规定。C尺寸可按变压器大小选择为300、400、550、660、820、1070、1475、2040mm图4 (面对长轴

17、方向)C、C1尺寸可按变压器大小选择C为1475、2040mm；C1为1505、2070mm图5 (面对长轴方向)8.7.2 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。8.7.3 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。8.7.4 安装套管的箱盖开孔直径按表12的规定。表 128.7.5 变压器油箱的机械强度：400031500kVA的变压器应承受住真空压力为50kPa及正压58.8kPa的机械强度试验。小于4000kVA的变压器油箱应承受住正压49kPa的机械强度试验，并满足在正常起吊和运输状态下无损

18、伤与不允许的永久变形。8.7.6 800031500kVA的变压器在油箱下部应有供千斤顶顶起变压器的装置。8.7.7 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。8.7.8 变压器油箱结构型式：当额定容量为800031500kVA时，油箱为钟罩式。8.7.9 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 10237的要求。8.7.10 变压器结构应便于拆卸和更换套管或瓷件。8.7.11 变压器铁心和较大金属结构零件均应通过油箱可靠接地。8.7.12 变压器的油箱下部应装有足够大的放油阀。9 测试项目9.1 除应

19、符合GB 1094.11094.5所规定的试验项目外，还应符合下列规定。9.2 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；200031500kVA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：对所有引出的相应端子间的电阻值均应进行测量比较。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9.2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。9.3 变压器油箱及储油柜应承受50kPa的密封试验，其试验时

20、间为24h，不得有渗漏和损伤。密封式变压器应承受76kPa的密封试验，其试验时间为24h，不得有渗漏和损伤。9.4 容量为400031500kVA提供变压器吸收比(R60/R15)，容量小于4000kVA时应提供绝缘电阻实测数值，测试通常应在1040温度下进行。9.5 容量为800031500kVA变压器提供介质损耗因数(tan)，测试通常应在1040温度下进行。tan温度换算系数见表13。表13如果测量介质损耗因数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介质损耗因数可用下列公式计算：当测量温度在20以上时 tan20=tanT/A当测量温度在20以下时 tan2

21、0=AtanT式中： tan20 校正到20的介质损耗因数；tanT 在测量温度下的介质损耗因数；A 换算系数；K 实测温度下20温度差的绝对值。9.6 提供变压器绝缘电阻的实测值。当测量温度不同时，可按表14绝缘电阻换算系数折算。表14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以上时 R20=ART当测量温度在20以下时 R20=RT/A式中： R20 校正到20的绝缘电阻值，M；RT 在测量温度下的绝缘电阻值，M；A 换算系数；K 实测温度与20温度差的绝对值。10 标志、起吊、安装、运输和贮存10.

22、1 变压器套管及储油柜的位置如图6、图7、图8所示。图6 35kV级双绕组变压器(适用范围：1.额定容量为501600kVA；2.联接组标号Y，yn0。)图7 35kV级双绕组变压器(适用范围：1.额定容量为8006300kVA；2.联接组标号Y，d11。)图8 35kV级双绕组变压器(适用范围：1.额定容量为800031500kVA；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相线圈外侧沿轴箱长轴之端头部位。10.2 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。10.3 变压器的内部结构应在经过正常的

23、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防碍吊装、运输及运输中紧固定位。10.4 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。10.5 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、贮存直至安装前不损伤和不受潮。10.6 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，在整个运输与贮存过程中不得进水和受潮。第三篇 63kV电压等级11 性能参数11.1 额定容量、电压组合、联结组标号及性能参数应符合表15表16

24、的规定。表15 63063000kVA双绕组无励磁调压变压器表16 630063000kVA双绕组有载调压变压器11.2 高压分接范围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（）2.5或（）2.5。12 技术要求12.1 按本标准制造的变压器应符合GB 1094.11094.5的规定。12.2 本标准变压器的名词术语应符合GB 2900.15的规定。12.3 安全保护装置12.3.1 80063000kVA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。积聚在气体继电器的

25、气体数量达到250300mL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。12.3.2 80063000kVA的变压器应装有压力保护装置，当内部的压力达到50kPa时应可靠释放压力。12.3.3 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。12.4 油保护装置12.4.1 变压器均应装有储油柜(密封变压器外)，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

26、油温为-30，+20和+40三个油面标志。12.4.2 储油柜应有注油放油和排污油装置。12.4.3 63063000kVA的变压器储油柜上均应加装带有油封的吸湿器。12.4.4 315063000kVA的变压器应装设净油器净油器内部须装吸附剂(如硅胶等)。12.4.5 800063000kVA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应加装胶囊或隔膜等，或者采用其他防油老化措施。12.5 油温测量装置12.5.1 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12010mm。12.5.2 100063000kVA的变压器，须装设户外式

27、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200V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。12.5.3 800063000kVA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。12.5.4 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。12.6 变压器油箱及其附件的技术要求12.6.1 变压器一般不供给小车，但箱底支架的焊装位置应符合图9和图10的规定。C尺寸可按变压器大小选择为300、400、550、660、820、1070

28、、1475、2040mm图9 (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、2070m图10 (面对长轴方向)注：根据使用部门的需要，也可以供给小车。纵向轨距为1435mm，横向轨距为1435、2000mm。12.6.2 在油箱的下部壁上应装有统一型式的油样活门。3150kVA及以上的变压器油箱底部应有排油装置。12.6.3 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。12.6.4 安装套管的箱盖开孔直径按表17的规定。表1712.6.5 变压器油箱的机械强度：应承受住表18的真空压力和正压的机械强度试验，油箱

29、不得有损伤和不允许的永久变形。表1812.6.6 630063000kVA的变压器在油箱下部应有供千斤顶顶起变压器的位置。12.6.7 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。12.6.8 变压器油箱结构型式：当额定容量为630063000kVA，油箱为钟罩式。12.6.9 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，应符合GB 10237的要求。12.6.10 变压器结构应便于拆卸和更换套管或瓷件。12.6.11 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

30、部引出可靠接地。接地处应有明显的接地符号 或“接地”字样。12.6.12 按下述规定供给套管型电流互感器：2000063000kVA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。12.6.13 变压器的油箱下部应装有足够大的放油阀。12.7 油浸风冷却系统12.7.1 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。12.7.2 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。13 测试项目13.1 除符合GB 1094.11094.5所规定的试验项目外，还应符合下列规定。13.2 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；200063000kVA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：对所有引出的相应端子间的电阻值均应进行测量比较。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13.2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