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GBT 6451—2008变压器技术参数和要求.pdfGB/T64512008
6.2.1.1按本标准制造的变压器应符合GB1094.1、GB1094.2、GB1094.3、GB1094.5、GB/T15164 和JB/T10088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
800kVA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220V或110V时不小于66VA，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。 注1：根据使用单位与制造单位协商，800kVA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。 800kVA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
基础及主体工程雨季施工方案.doc6.2.3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、380V、50Hz，风扇电动机应有短路保护。
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人运行时，应能观察到油位指示。 6.2.4.2储油柜应有注油、放油和排污油装置。 6.2.4.3变压器储油柜（如果有）上均应加装带有油封的吸湿器。 6.2.4.4变压器如果采取了防油老化措施，则不需装设净油器
6.2.5油温测量装置
.5.1变压器应有供温度计用的管座。管座应设在油箱的顶部，并伸人油内120mm土10mm。 5.21000kVA及以上的变压器，须装设户外测温装置，其接点容量在交流220V时，不低 VA，直流有感负载时，不低于15W。测温装置的安装位置应便于观察，且其准确度应符合析
6.2.6变压器油箱及其附件的技术要求
6.1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。
C尺寸可按变压器大小选择为300mm、400mm、550mm、660mm、820mm、1070mm、1475mm、2040mm 图4箱底支架焊接位置（面对长轴方向）
C、C尺寸可按变压器大小选择，C为1475mm、2040mm，C为1505mm、2070mm。
图5箱底支架焊接位置（面对长轴方向）
6.2.6.2在油箱的下部壁上应装有取油样或放油用阀门，油箱底部应有排油装置。 6.2.6.3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55K，在油中对油的温升应不大 于15K。 6.2.6.4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
6.3.1变压器除应符合GB1094.1所规定的试验项目外，还应符合6.3.2～6.3.7的规定。 6.3.2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%。 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。 6.3.3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50kPa压力的密封试验，试验时 间为24h，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76kPa压力的 密封试验，试验时间为24h，不得有渗漏和损伤。 6.3.4容量为4000kVA及以上的变压器应提供吸收比（Re/Ris），测试通常在10C～40C温度下进行。 6.3.5容量为8000kVA及以上的变压器应提供介质损耗因数（tang)值：测试通常在10℃～40C温
中：tano1、tano2分别为温度t1L2时的tano值。
tand,=tand X 1. 3(4,)/10
6.3.6应提供变压器绝缘电阻的实测值，测试通常在10℃～40℃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：
式中：R、R分别为温度t、t2时的绝缘电阻值。 6.3.7变压器如果进行温升试验或过电流（施加1.1倍额定电流，持续时间不少于4h)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
志、起吊、安装、运输和购
6.4.1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。 6.4.2变压器的套管排列顺序位置一般如图6、图7、图8所示。
图635kV级联结组标号为Dyn11、Yyn0的双绕组变压器
6.4.3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。 6.4.4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 周定位。 6.4.5整体运输时，应保护变压器的所有组、部件如储油柜、套管、阀门及散热器（管）等不得损坏和受潮。 6.4.6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。 6.4.7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。
6.4.5整体运输时，应保护变压器的所有组、部件如储油柜、套管、阀门及散热器（管)等不得损坏和受潮。
图835kV级联结组标号为YNd11的双绕组变压器
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 或表9的规定。
表8630kYA~63000kYA三相双绕组无励磁调压电力变压器
表96300kVA~63000KVA三相双绕组有载调压电力变压器
注：除用户另有要求外，一10%分接位置为最大电流久
7.1.2在分接级数和级电压不变的情况下，允许增加负分接级数，减少正分接级数，或增加正分接级 数，减少负分接级数，如（66）×2.5%；（66）×2.5%等。 7.1.3当用户需要高于表中规定短路阻抗值的变压器时，其性能参数应与制造单位协商，并在合同中 规定。
7.1.2在分接级数和级电压不变的情况下，充许增加负分接级数，减少正分接级数，或增加 数，减少负分接级数，如（66）×2.5%；（66）×2.5%等。 7.1.3当用户需要高于表中规定短路阻抗值的变压器时，其性能参数应与制造单位协商，并 规定。
7.2.1.1按本标准制造的变压器应符合GB1094.1、GB1094.2、GB1094.3、GB1094.5、GB/T15164 和JB/T10088的规定。
7.2.2安全保护装置
气体继电器的接点容量在交流220V或110V时不小于66VA，直流有感负载时，不小于15W。 变压器油箱和联管的设计应使气体易于汇集在气体继电器内，变压器不得有存气现象。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。 当变压器油箱内的压力上升速度威胁到油箱安全时，速动油压继电器应能使变压器退出运行。 7.2.2.2变压器应装有压力释放阀，当变压器油箱内压力达到安全限值时，压力释放阀应可靠地释放 压九
7.2.2.3带有套管式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端子箱。
7.2.3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、380V、50Hz，风扇电动机应有短路保护。
7.2.4.1变压器均应装有储油柜，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人运行时，应能观 察到油位指示。 7.2.4.2储油柜应有注油、放油和排污油装置。 7.2.4.3变压器储油柜上均应装有带有油封的吸湿器。 7.2.4.4变压器应采取防油老化措施，以确保变压器油不与大气相接触，如：在储油柜内部加装胶囊， 隔膜或采用金属波纹密封式储油柜。
4.1变压器均应装有储油柜，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 立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人运行时，应售 利油位指示。
7.2.4.3变压器储油柜上均应装有带有油封的吸湿器。 7.2.4.4变压器应采取防油老化措施，以确保变压器油不与大气相接触，如：在储油柜内部 隔膜或采用金属波纹密封式储油柜。
7.2.5油温测量装置
7.2.5.1变压器应有供温度计用的管座。管座应设在油箱的顶部，并伸人油内120mm土10mm。 7.2.5.21000kVA及以上的变压器，须装设户外测温装置，其接点容量在交流220V时，不低于 50VA，直流有感负载时，不低于15W。对于强油循环的变压器应装设两个测温装置。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。
7.2.5.38000kVA及以上的变压器，应装有远距离测温用的测温元件
.6.1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9和图10的规定。
C尺寸可按变压器大小选择为550mm、660mm、820mm、1070mm、1475mm、2040mm. 图9 箱底支架焊接位置（面对长轴方向）
可按变压器大小选择，C为1475mm、2040mm，C为 图10箱底支架焊接位置（面
择，C为1475mm、2040mm，C为1505mm、2070mm 图10 箱底支架焊接位置（面对长轴方向）
注2：纵向轨距为1435mm,横向轨距为1435mm、2000mm。 7.2.6.2在油箱的下部壁上应装有油样阀门。变压器油箱底部应装有排油装置。 7.2.6.3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55K，在油中对油的温升应不大 于15K。 7.2.6.4变压器油箱应承受住表10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。
油箱真空度和正压力值
7.3.1变压器除应符合GB1094.1所规定的试验项目外，还应符合7.3.2～7.3.7的规定。 7.3.2对于1600kVA及以下的变压器，绕组直流电阻不平衡率：相为不大于4%，线为不大于2%， 2000kVA及以上的变压器，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%。 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。 7.3.3变压器油箱及储油柜应能承受在最高油面上施加30kPa静压力的油密封试验，试验时间连续 24h，不得有渗漏和损伤。 7.3.4应提供变压器吸收比（Rso/Rs）实测值，测试通常在10C～40C温度下进行。 7.3.5应提供变压器介质损耗因数（tano)值，测试通常在10℃～40C温度下进行。不同温度下的tand 值一般可按下式换算：
7.3.4应提供变压器吸收比（Rso/Rs）实测值，测试通常在10C～40C温度下进行。 7.3.5应提供变压器介质损耗因数（tano)值，测试通常在10℃～40C温度下进行。不同温度下的tand 值一般可按下式换算：
GB／T 4797.3-2014标准下载式中：tand、tano2分别为温度t、tz时的tand值。
为别为血皮以诊时的 7.3.6应提供变压器绝缘电阻的实测值，测试通常在10℃～40℃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：
式中：R、R2分别为温度t、t2时的绝缘电阻值。 7.3.7变压器如果进行温升试验或过电流（施加1.1倍额定电流，持续时间不少于4h)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
7.4标志、起吊、安装、运输和贮存
7.4.1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。 7.4.2变压器的套管排列顺序位置一般如图11、图12所示
GB/T 64512008
施工组织设计(后浇带、回填土、保护施工方案)1166kV级联结组标号为YNd11的双绕组变
1 66kV级联结组标号为Yd11的双绕组变压置