三相油浸式电力变压器技术参数和要求6、10KV级.txt41滴水能穿石，只因为它永远打击同一点。42火柴如果躲避燃烧的痛苦，它的一生都将黯淡无光。
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
续表
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
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
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
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
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GB109
4.1～1094.5—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
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=A RT
当测量温度在20℃以下时 RRA20=T
式中 R20——校正到20℃的绝缘电阻值，MΩ；
——在测量温度下的绝缘电阻值，MΩ； RT
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
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
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
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×
2.5%或增加正分接级数×2.5%。
.
+
31.
+
13
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
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GB109
4.1～1094.5—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
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tgtgATδδ20=
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
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=A RT
当测量温度在20℃以上时R20=RTA
式中R20——校正到20℃的绝缘电阻值，MΩ；
——在测量温度下的绝缘电阻值，MΩ； RT
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