中华人民共和国国家标准
UDC 621.314.222.6GB 6451.4-86
三相油浸式电力变压器技术参数和要求110kV级
Specification and technical requirements for three phase oil immersed power transformers 110kV
本标准适用于电压等级为110kV级，额定容量为6300～120000kVA，频率为50Hz的三相油浸式电力变压器。
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1～5的规定。
表1 6300～120000kVA双绕组无励磁调压变压器
 
注：①表中带“*”号标记的电压作为降压变压器用。
②表中所列组Ⅱ数据为过渡标准。
表2 6300～63000kVA三绕组无励磁调压变压器
 
注：①表中带“*”号标记的电压作为降压变压器用。
②高、中、低压绕组的额定容量均为100%。
③根据需要联接组标号可为YN，d11，y10。
④表中所列组Ⅱ数据为过渡标准。
表3 6300～63000kVA双绕组有载调压变压器
 
注：①有载调压变压器，暂提供降压结构产品。
②根据使用部门与制造厂协商，可提供其他电压组合的产品。
表4 6300～63000kVA三绕组有载调压变压器
 
注：①有载调压变压器，暂提供降压结构产品；
②根据需要联结组标号可为YN，d11，y10。
表5 6300～63000kVA双绕组低压为35kV级无励磁调压变压器
 
注：表1～5的高压中性点绝缘水平，工频耐受电压95kV，雷电冲击耐受电压250kV。
1.2 高压分接范围：
1.2.1 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，或增加止分接级数，减少负分接级数，如+1-3×2.5%或+3-1×2.5%。
1.2.2 无励磁调压变压器在-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GB1094.1～1094.5-85《电力变压器》的规定。
2.2 本标准的名词术语应符合GB2900《电工名词术语》的规定。
2.3 安全保护装置：
2.3.1 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。
2.3.2 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。
2.3.3 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。
2.4 强油风冷或强油水冷系统及控制箱：
2.4.1 根据冷却方式供给全套风冷却装置或水冷却装置，但不供给水泵和水管路。
2.4.2 带有套管型电流互感器的风冷变压器，应供给吹风装置控制箱。当达到额定电流2/3或轴面温度达到65℃时，应当投入吹风装置。当负载电流低于额定电流1/2或油面温度低于50℃时，可切除风扇电动机。
2.4.3 对于强油风冷和强油水冷的变压器须供给冷却系统控制箱。
2.4.3.1 变压器冷却系统应按负载情况自动投入或切除相当数量的冷却器。
2.4.3.2 当切除故障冷却器时，备用冷却器自动投入运行。
2.4.3.3 当冷却系统的电源发生故障或电压降低时，应自动投入备用电源。
2.4.3.4 当投入备用电源、备用冷却器，切除冷却器和电动机损坏时，均应发出信号。
2.4.4 强冷风冷或强油水冷的油泵电动机及风扇电动机应当有过载、短路和断相保护。
2.4.5 强油风冷及强油水冷却器的动力电源电压应为三相交流380V，控制电源电压为交流220V。
2.4.6 强油风冷及强油水冷变压器，当冷却系统发生故障切除全部冷却器时，在额定负载下允许运行20min。当油面温度尚未达到75℃时，允许上升到75℃，但切除冷却器后的最长运行时间不得超过1h。
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)，其结构应使于清理内部。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℃，+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 在变压器储油柜上均应加装带有油封的吸湿器。
2.5.4 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 8000～120000kVA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 变压器须装设户外式信号温度计，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 8000～120000kVA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，且应放于油箱长轴的两端。
2.6.4 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。
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。
 
C尺寸可按变压器大小选择为300、400、550、660、820、1070、1475、2040mm
图1(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
图2(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、2000(2×2000、3×2000)mm。
2.7.2 对于90000与120000kVA变压器，在油箱的中部壁上和油箱下部壁上各装有油样活门。63
000kVA及以上的变压器油箱下部壁上应装有油样活门。变压器油箱底部应装有排油装置。
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℃。
2.7.4 安装套管的箱盖或升高座的开孔直径按表6的规定。
表6 mm
 
2.7.5 变压器油箱的机械强度：应承受住表7的真空度和正压的机械强度试验，油箱不得有损伤和不允许的永久变形。
表7
 
2.7.6 所有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皆为钟罩式。
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GB311.1-83《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。20000～120000kVA的变压器，其铁心应通过套管从油箱上部引出可靠接地。接地处应有明显的接地符号 或“接地”字样。
2.7.12 按下述规定供给套管型电流互感器：31500～120000kVA的变压器，110kV级线端每相装只测量级，两只保护级，中性点端装一只保护级。
2.7.13 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GB1094.1～5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：对所有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。
3.4 提供变压器吸收比(R60/R15)实测值，测试通常应在10～40℃温度下进行。
3.5 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8。
表8
 
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：
 
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，测试通常应在10～40℃和相对湿度小于85%时进行。
当测量温度不同时，可按表9绝缘电阻换算系数折算之。
表9
 
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：
 
式中：R20-校正到20℃的绝缘电阻值，MΩ；
RT-在测量温度下的绝缘电阻值，MΩ；
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所示。
 
图3 63kV级双绕组变压器
适用范围：1.额定容量为6300～120000kVA；
2.联接组标号YN，d11。
 
图4 63kV级双绕组变压器
适用范围：1.额定容量为6300～63000kVA；
2.联接组标号YN，yn0，d11。
注：对于有载调压变压器其有载分接开关置于A相线圈外测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。变压器的组件、部件如套管、散热器或冷却器油门和储油柜等的结构及布置应不妨碍吊装、运输及运输中紧固定位。
4.4 变压器通常为带油进行运输。如受运输条件限制时，可不带油运输，但须充以干燥的氮气。运输前应进行密封试验，以确保在充以0.2～0.3kg/cm2氮气时密封良好。变压器主体到达现场后在一个月内油箱内的氮气压强应保持正压，并有压力表进行监视。
4.5 运输时应保护变压器的所有组件、部件如套管、储油柜、活门及散热器(管)或冷却器等不损坏和受潮。
4.6 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。
4.7 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，在整个运输与储存过程中不得进水和受潮。
附加说明：
本标准由全国变压器标准化技术委员会提出。
本标准起草成员王宝珊、王肇平、石伟峰、关世鹏、陈叔涛、郑景清、范克文、郭 铭、薛瑞 、颜为年。

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