1、ICS 29180K 41 囝雪中华人民共和国国家标准GBT 64512008代替GBT 645l1999，GBT 16274-1996油浸式电力变压器技术参数和要求Specification and technical requirements for oilimmersedpower transformers20080 1-22发布 20080901实施丰瞀职紫瓣訾糌瞥霎发布中国国家标准化管理委员会“”。前言1范围一2规范性引用文件一3术语和定义一4 6 kV、10 kV电压等级41性能参数42技术要求43测试项目44标志、起吊、安装、运输和贮存5 20 kV电压等级-6 35 kV电压等
2、级61性能参数62技术要求-63测试项目64标志、起吊、安装、运输和贮存7 66 kV电压等级71性能参数72技术要求73测试项目74标志、起吊、安装、运输和贮存8 110 kv电压等级81性能参数82技术要求83测试项目84标志、起吊、安装、运输和贮存9 220 kV电压等级一91性能参数92技术要求93测试项目94标志、起吊、安装、运输和贮存10 330 kV电压等级101性能参数102技术要求103测试项目lo4标志、起吊、安装、运输和贮存11 500 kV电压等级n1性能参数112技术要求目 次GBT 645卜一2008V，o4；ooooomnu他HL三扒毖毖拍打鹪如站叫盯盯，GBT
3、64512008113测试项目114标志、起吊、安装、运输和贮存一附录A(规范性附录)使用单位与制造单位协商的试验A1长时间空载试验一A2油流静电试验一A3转动油泵时的局部放电测量一图1图2图3图4图5图6图7图8图9图10图11图12图13图14图15图16图17图18图19图20图21图22图23箱底支架焊接位置(面对长轴方向)10 kV级联结组标号为Dynll、Yznll、Yyn0的双绕组变压器10 kV级联结组标号为Ydll的双绕组变压器箱底支架焊接位置(面对长轴方向)箱底支架焊接位置(面对长轴方向)一35 kV级联结组标号为Dynll、Yyn0的双绕组变压器35 kV级联结组标号为Y
4、dll的双绕组变压器一35 kV级联结组标号为YNdll的双绕组变压器箱底支架焊接位置(面对长轴方向)箱底支架焊接位置(面对长轴方向)66 kV级联结组标号为YNdll的双绕组变压器66 kV级联结组标号为Ydll的双绕组变压器箱底支架焊接位置(面对长轴方向)箱底支架焊接位置(面对长轴方向)110 kV级联结组标号为YNdll的双绕组变压器110 kV级联结组标号为YNynodll的三绕组变压器220 kV级低压为63 kV20 kV、联结组标号为YNdll的双绕组变压器220 kV级低压为35 kV69 kV、联结组标号为YNdll的双绕组变压器220 kV级联结组标号为YNynodll的三
5、绕组变压器220 kV级联结组标号为YNaodll的三绕组自耦变压器330 kV级联结组标号为YNdll的双绕组变压器330 kV级联结组标号为YNaodll的三绕组自耦变压器330 kV级联结组标号为YNynodll的三绕组变压器30 kVA1 600 kVA三相双绕组无励磁调压配电变压器630 kVA6 300 kVA三相双绕组无励磁调压电力变压器200 kVA1 600 kVA三相双绕组有载调压配电变压器50 kVA1 600 kVA三相双绕组无励磁调压配电变压器800 kVA31 500 kVA三相双绕组无励磁调压电力变压器2 000 kVA20 000 kVA三相双绕组有载调压电力变
6、压器油箱真空度和正压力值-630 kVA63 000 kVA三相双绕组无励磁调压电力变压器6 300 kVA 63 000 kVA三相双绕组有载调压电力变压器油箱真空度和正压力值6 300 kVA180 000 kVA三相双绕组无励磁调压电力变压器6 300 kVA 63 000 kVA三相三绕组无励磁调压电力变压器-钉舵们档蚰ooooo如如un坫加加扎扒拈船扣四L昌弘弘oooo，ou地H拍三呈123456789mu地表表表表表表表表表表表表。GBT 645 12008表13 6 300 kVA63 000 kVA三相双绕组有载调压电力变压器-表14 6 300 kVA63 000 kVA三相
7、三绕组有载调压电力变压器表15 6 300 kVA63 000 kVA三相双绕组低压为35 kV无励磁调压电力变压器表16 31 500 kVA420 000 kVA三相双绕组无励磁调压电力变压器表17 31 500 kVA300 000 kVA三相三绕组无励磁调压电力变压器表18 31 500 kVA240 000 kVA低压为66 kv级三相双绕组无励磁调压电力变压器表19 31 500 kVA240 000 kvA三相三绕组无励磁调压自耦电力变压器表20 31 500 kVA180 000 kVA三相双绕组有载调压电力变压器表2l 31 500 kVA240 0(10 kVA三相三绕组有
8、载调压电力变压器一表22 31 500 kVA240 000 kVA三相三绕组有载调压自耦电力变压器-表23 90 000 kVA720 000 kVA三相双绕组无励磁调压电力变压器表24 90 000 kVA240 000 kVA三相三绕组无励磁调压电力变压器表25 90 000 kVA360 000 kVA三相三绕组无励磁调压自耦电力变压器(串联绕组调压)表26 90 000 kVA360 000 kVA三相三绕组有载调压自耦电力变压器(串联绕组末端调压)表27 90 000 kVA360 000 kVA三相三绕组有载调压自耦电力变压器(中压线端调压)表28 90 000 kVA360 0
9、00 kVA三相三绕组无励磁调压自耦电力变压器(中压线端调压)表29 90 000 kVA360 000 kVA三相三绕组有载调压自耦电力变压器(中压线端调压)表30 100 MVA260 MVA单相双绕组无励磁调压电力变压器表31 120 MVA720 MVA三相双绕组无励磁调压电力变压器-表32 120 MVA334 MVA单相三绕组无励磁调压自耦电力变压器(中压线端调压)表33 120 MVA334 MVA单相三绕组有载调压自耦电力变压器(中压线端调压)”匏船黯孔孔朽筋驵n驼驼跎盯盯弘刖 昌GBT 64512008本标准代替GBT 6451 1999三相油浸式电力变压器技术参数和要求和G
10、BT 16274-1996油浸式电力变压器技术参数和要求500 kV级。本标准合并修订GBT 6451一1999三相油浸式电力变压器技术参数和要求和OBT 162741996(油浸式电力变压器技术参数和要求500 kV级。本标准与GBT 645l 1999相比主要变化如下：编写格式按GBT 11 2000标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写规则的规定进行了修改；标准名称改为油浸式电力变压器技术参数和要求；增加了有关20 kV级油浸式变压器技术参数和要求的内容；一一增加了有关500 kV级油浸式变压器技术参数和要求的内容，并对500 kV级变压器的原有容量规格进行了调整和增补；取消了35 k
11、V、66 kV和110 kV级变压器性能参数表中组II的空载损耗和空载电流值；在110 kV、220 kV和330 kV级变压器原有容量规格的基础上增补了一些容量规格；对6 kV、10 kV、35 kV、66 kV、110 kV、220 kV和330 kV级变压器的性能参数进行了调整。其中6 kV、10 kV和35 kV级的空载损耗和负载损耗约分别平均下降10；66 kV、110 kV和220 kV级的空载损耗约平均下降5，负载损耗约平均下降10；330 kV级的空载损耗约平均下降10，负载损耗约平均下降5。此外，对各电压等级的空载电流也分别进行了相应的降低；一对各电压等级变压器的技术要求均统
12、一进行了增减和修改。本标准的附录A为规范性附录。本标准由中国电器工业协会提出。本标准由全国变压器标准化技术委员会(SACTC 44)归口。本标准起草单位：沈阳变压器研究所、特变电工沈阳变压器集团有限公司、保定天威保变电气股份有限公司、西安西电变压器有限责任公司、特变电工衡阳变压器有限公司、济南志友集团股份有限公司、三变科技股份有限公司、特变电工股份有限公司新疆变压器厂。本标准主要起草人：章忠国、刘东升、孙树波、王长征、陈东风、吴则禹、林日磊、马旭平、陶丹、孙军。本标准所代替标准的历次版本发布情况为：GBT 645卜1986、GBT 64511995、GBT 64511999；一GBT 1 62
13、741996。油浸式电力变压器技术参数和要求GBT 645卜一20081范围本标准规定了额定容量为30 kVA及以上，电压等级为6 kV、10 kV、20 kV、35 kV、66 kV、110 kV、220 kV、330 kV和500 kV三相及500 kV单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6 kV500 kV、额定容量为30 kVA及以上、额定频率为50 Hz的油浸式电力变压器。2规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于
14、本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。GB 10941 电力变压器第l部分：总则(GB 10941 1996，eqv IEC 600761：1993)GB 10942电力变压器第2部分：温升(GB 109421996，eqv IEC 600762：1993)GB 10943电力变压器第3部分：绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气阔隙(GB 109432003，IEC 60076-3：2000，MOD)GB 10945电力变压器第5部分：承受短路的能力(GB 10945-2003，IEC 600765：2000，MO
15、D)GBT 290015 1997 电工术语 变压器、互感器、调压器和电抗器(neq 1EC50(421)：1990；IEC50(321)：1986)GBT 15164油浸式电力变压器负载导则(GBT 15164-1994，idt IEC 60354：1991)JBT 10088 2004 6 kV500 kV级电力变压器声级3术语和定义GB 10941和GBT 290015中确立的术语和定义适用于本标准。4 6 kV、10 kV电压等级41性能参数411额定容量、电压组合、分接范围、联结组标号、空载损耗、负载损耗、空载电流及短路阻抗应符合表1表3的规定。GBT 64512008表1 30 k
16、VA 1 600 kVA三相双绕组无励磁调压配电变压器电压组合及分接范围 短路额定容量 联结组 空载损耗 负载损耗 空载电流高压 高压分接范围 低压 阻抗kVA 标号 kW kw kV kV 30 013 063060 2350 017 09I087 2063 020 109104 1980 O25 131125 19100 029 158150 18Dynll125 034 189180 17Yznll 40160 040 231220 166 Yyn0200 048 273260 1563250 10 士5 O4 056 3203 05 14315 105 067 383365 14114
17、00 080 452430 13500 096 541515 12630 120 620 11800 140 750 10Dyn11 000 170 10 30 10 45Yyn01 250 195 1200 O91 600 240 1450 08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Dynll或Yznll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2X 25的变压器。注3：根据用户需要，可提供低压为069 kV的变压器。表2 630 kvA6 300 kVA三相双绕组无励磁调压电力变压器电压组合及分接范
18、围 短路额定容量 联结组 空载损耗 负载损耗 空载电流高压 高压分接范围 低压 阻抗kVA 标号 kW kW kV kV 630 103 729 11800 126 891 1061 000 148 1044 1063 31 250 175 1242 0910 3151 800 211 1485 08105 632 000 5 Ydll 252 1782 08 55112 500 297 2070 083 150 351 2430 074 000 10 432 2880 073155 000 105 513 3303 07636 300 11 612 3690 O6注：根据用户需要，可提供高压
19、分接范围为225的变压器。2表3 200 kVA 1 600 kVA三相双绕组有载调压配电变压器GBT 64512008电压组合及分接范围 短路额定容量 联结组 空载损耗 负载损耗 空载电流高压 高压分接范围 低压 阻抗kVA 标号 kW kW kV kV 200 048 306 15250 056 360 14315 067 432 14 40400 O80 522 136500Dynll O96 62l 1263 425 o4630 Yyn0 120 765 1110800 140 936 101 000 170 10 98 10 451 250 195 1305 091 600 2 40
20、 1557 08注1：根据用户需要，可提供高压绕组电压为】05 kv及kv的变压器。注2：根据用户需要，可提供低压电压为O69 kV的变压器。42技术要求421基本要求4211按本标准制造的变压器应符合GB 10941、GB 10942、GB 10943、GB 10945、GBT 15164和JBT 10088的规定。4212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。422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220 V或n0 V时不小于66 VA，直流有感负载时，不小于1j w。积聚在气体继电器内的气体数量达到250 mL30
21、0 mL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。注1：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，在最低环境温度与变压器空载状态下，变压器能正常运行。423油保护装置4231变压器应装有储油柜(波纹油
22、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。4232储油柜应有注油、放油和排污油装置。4233变压器储油柜(如果有)上均应加装带有油封的吸湿器。4234变压器如果采取了防油老化措施，则不需装设净油器。3GBT 64512008424油温测量装置4241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 mm10 mm。4242 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22
23、0 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。425变压器油箱及其附件的技术要求4251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。注：根据使用单位需要也可供给小车。、 1、一一 4，c尺寸可按变压器大小选择为300 mm、400 mm、550 mm、660 mra、820 mm、1 070 mm。圈1箱底支架焊接位置(面对长轴方向)4252在油箱的下部壁上可装有取油样或放油用阀门。4253套管接线端子连接处，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。4254套管的安装
24、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 10943的要求。4255变压器结构应便于拆卸和更换套管、瓷件或电缆接头。4256变压器铁心和金属结构零件均应通过油箱可靠接地。43测试项目431变压器除应符合GBl0941所规定的试验项目外，还应符合432435的规定。432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
25、温度下的例行试验实测值进行比较，其偏差应不大于2。注1：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。注2：对所有引出的相应端子间的电阻值均应进行测量比较。433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：R2一Rl15。1一。271。式中：尺。、R：分别为温度t，、t。时的绝缘电阻值。434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
26、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76 kPa的试验压力。4其剩余压力不得小于规定值的70。435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变形。本试验为型式试验，其试验压力如下：a) 一般结构油箱的试验压力为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
27、100 kPa。44标志、起吊、安装、运输和贮存441 变压器应有接线端子、运输及起吊标志，标志内容应符合相关标准规定。442变压器的套管排列顺序位置一般如图2、图3所示。弋争图2 10 kV级联结组标号为Dynl 1、Yznl 1、Yyn0的双绕组变压器南一杏a l“图3 10 kV级联结组标号为Ydll的双绕组变压器443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。444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5&丫一一杜GBT 64512008器的组、部件如套管、散热器(管)、阀门
28、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。445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)等不得损坏和受潮。446成套拆卸的组件和零件(如气体继电器、套管、测温装置及紧固件等)的包装应保证经过运输、贮存直到安装前不得损伤和受潮。447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进水和受潮。5 20 kV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 35 kV电压等
29、级61性能参数611额定容量、电压组合、分接范围、联结组标号、空载损耗、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 kVA1 600 kVA三相双绕组无励磁调压配电变压器电压组合及分接范围 短路额定容量 联结组 空载损耗 负载损耗 空载电流高压 高压分接范围 低压 阻抗kVA 标号 kW kW kV kV 50 02l 127121 200100 029 22202 180125 034 250238 170160 036 297283 160200 043 350333 150250 051 416396 140315 Dynll 061 501477 14035 士5 0
30、4 65400 Yyn0 073 605576 1305(30 090 728693 120630 104 828 110800 123 990 1001 000 144 1215 1001 250 176 1467 0901 600 Z 12 1755 080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Dyr,ll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225的变压器。表5 800 kVA31 500 kVA三相双绕组无励磁调压电力变压器CBT 64512008电压组合及分接范围 短路额定容量 联结组 空
31、载损耗 负载损耗 空载电流高压 高压分接范围 低压 阻抗kVA 标号 kW kWkV kV 630 104 828 110800 123 990 】OO1 OOO 315 144 1215 1001 250 35 5 63 176 1467 090 651 600 105 212 1755 0802 000 Ydll 272 1935 O702 500 320 2070 0603 150 380 2430 0563154 000 35 452 2880 056 705 635 000 385 540 3303 0481056 300 656 3690 0488 000 900 4050 042
32、 7531510 000 1088 4770 0423312 500 1260 5670 04035 6316 000 士225 YNdll 1520 6930 040385 6620 000 1800 8370 040 80 10525 000 2128 9900 0321131 500 2528 11880 032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225的产品。注2：对于低压电压为105 kV和11 kV的变压器，可提供联结组标号为Dynll的产品。注3：额定容量为3 150 kVA及以上的变压器，5分接位置为最大电流分接。表6 2 000 kVA20
33、000 kVA三相双绕组有载调压电力变压器额定容量电压组合及分接范围 短路联结组 空载损耗 负载损耗 空载电流高压 高压分接范围 低压 阻抗kVA 标号 kW kW kV kV 2 000 63 288 2025 08035 士325 652 500 105 340 2173 0803 150 404 2601 072Ydll4 000 35 63 484 3069 072 703255 000 385 105 580 3600 0686 300 704 3870 0688 000 984 4275 060 756310 000 1160 5058 06035 6612 500 士325 YN
34、dll 1368 5985 056385 10516 000 1646 7402 O54 801l20 000 1946 87 14 0 54注1：对于低压电压为105 kV和11 kV的变压器，可提供联结组标号为Dynll的产品。注2：最大电流分接为一75分接位置。612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(352j)25；(352i)25等。GBT 6451200862技术要求621基本要求6211按本标准制造的变压器应符合GB 10941、GB 10942、GB 10943、GB 10945、GBT 15164和JBT
35、10088的规定。6212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。622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或油速在整定范国内时，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。注1：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。8
36、00 kVA及以上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，在最低环境温度与变压器空载状态下，变压器能正常运行。623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。624油保护装置6241 变压器应装有储油柜(15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状态下油不溢出，在最低环境温度
37、与变压器未投入运行时，应能观察到油位指示。6242储油柜应有注油、放油和排污油装置。6243变压器储油柜(如果有)上均应加装带有油封的吸湿器。6244变压器如果采取了防油老化措施，则不需装设净油器。625油温测量装置6251变压器应有供温度计用的管座。管座应设在油箱的顶部，并伸人油内120 mm土10 mm。6252 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。6253 8 000 kVA及以上的变压器，应装有远距离测温用的测温元件。626变压器油箱
38、及其附件的技术要求6261 变压器一般不供给小车，如箱底焊有支架，其支架焊接位置应符合图4和图5的规定。注；根据使用单位需要也可供给小车。、 1、一 8，c尺寸可按变压器大小选择为300 mm、400 mm、550 mm、660 mm、820 mm、1 070 mm、1 475 mm、2 040 mm图4箱底支架焊接位置(面对长轴方向)、 1、 ，一J 4 ： ，GBT 64512008C、Cl尺寸可按变压器大小选择，C为1 475 mm、2 040 mm，cl为1 505 film、2 070 mm。图5箱底支架焊接位置(面对长轴方向)6262在油箱的下部壁上应装有取油样或放油用阀门，油箱底
39、部应有排油装置。6263套管接线端子连接处，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。6264变压器油箱应承受住表7中规定的真空度和正压力的机械强度试验，不得有损伤和不允许的永久变形。表7油箱真空度和正压力值容量范围 真空度 正压力油箱型式kvA kPa kPa4 000及以上 50 60一般结构4 000以下 50充有气体的密封式 1006265 8 000 kVA及以上变压器油箱下部应有供千斤顶顶起变压器的装置。根据需要，可提供牵引装置。6266为便于取油样及观察气体继电器，可根据需要在油箱壁上设置适当高度的梯子。6267 套管的安装位置和相互距离应便于接
40、线，且其带电部分的空气间隙应能满足GB 10943的要求。6268变压器结构应便于拆卸和更换套管或瓷件。6269变压器铁心和金属结构零件均应通过油箱可靠接地。63测试项目631变压器除应符合GB 10941所规定的试验项目外，还应符合632637的规定。632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
41、，其偏差应不大于zN。注1：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。注2：对所有引出的相应端子间的电阻值均应进行测量比较。633对于油箱为一般结构的变压器，其油箱及储油柜应能承受施加50 kPa压力的密封试验，试验时间为24 h，不得有渗漏和损伤。对于油箱内部充有气体的密封式变压器，应能承受施加76 kPa压力的密封试验，试验时间为24 h，不得有渗漏和损伤。634容量为4 000 kVA及以上的变压器应提供吸收比(R。n，；)，测试通常在1040 4C温度下进行。635容量为8 000 kVA及以上的变压器应提供介质损耗因数(tar沾)值，测试通常在1
42、040温度下进行。不同温度下的tan3值一般可按下式换算：tan52一tanbl132l式中：tanS1、tan82分别为温度tl、t2时的tan6值。GBT 645 12008636应提供变压器绝缘电阻的实测值，测试通常在1040C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：R2一R1151-2”。式中：R，、Rz分别为温度t，、tz时的绝缘电阻值。637变压器如果进行温升试验或过电流(施加11倍额定电流，持续时问不少于4 h)试验，则试验前后应取油样进行气相色谱分析试验，试验结果应符合相关标准规定。64标志、起吊、安装、运输和贮存641变压器应有接线端子、运输及起吊标
43、志，标志内容应符合相关标准规定。642变压器的套管排列顺序位置一般如图6、图7、图8所示。厂再琴图6 35 kV级联结组标号为DynI 1、Yyn0的双绕组变压器r一再每图7 35 kV级联结组标号为Ydll的双绕组变压器643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、散热器等均应有起吊装置。644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(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。645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
44、得损坏和受潮。646成套拆卸的组件和零件(如气体继电器、套管、测温装置及紧固件等)的包装应保证经过运输、贮存直到安装前不得损伤和受潮。647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。】o7 66 kV电压等级图8 35 kV级联结组标号为YNdl 1的双绕组变压器GBT 6451200871性能参数711额定容量、电压组合、分接范围、联结组标号、空载损耗、负载损耗、空载电流及短路阻抗应符合表8或表9的规定。表8 630 kVA一63 000 kVA三相双绕组无励磁调压电力变压器电压组合及分接范围 短路额定容量 联结组 空载损耗 负载损耗 空载电流高压 高压分接范围 低压 阻
