DB13／T 2201-2015标准规范下载简介：

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DB13／T 2201-2015 三相油浸式立体卷铁心电力变压器技术参数和要求

4.2.6.2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 4.2.6.3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。 4.2.6.4变压器油箱应承受住表3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3油箱真空度和正压力值

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GB/T 27839-2011 肼水溶液类物质危险特性分类方法kV级联结组标号为Dyn11、YynO的双绕组变压器

图435kV级联结组标号为Yd11的双绕组变压器

图535kV级联结组标号为YNd11的双绕组变压器

4.4.3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。 4.4.4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、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。

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4.4.5在运输、贮存直至安装前，应保护变压器的本体及其所有所有组、部件如储油柜、套管、阀门 及散热器等不得损坏和受潮。 4.4.6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。 4.4.7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。

表4630kVA～63000kVA三相双绕组无励磁调压电力变压器

5.2.3油浸风冷却系统

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对于油浸风冷式变压器，应供给全套风冷却装置如散 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

5.2.4.1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入运行时，应能观 察到油位指示。

5.2.4.2储油柜应有注油、放油和排污油装置

5.2.4.3变压器储油柜上一般应装有带有油封

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 膜或采用金属波纹密封式储油柜，

5. 2. 5油温测量装置

5.2.5.1变压器应有供温度计用的管座。 坐应设在油箱的顶部，并伸人油内120mm土10mm， 5.2.5.21000kVA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 干观察，且其准确度应符合相应标准

5.2.5.4变压器油箱及其附件的技术要求

2.5.5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6和图7的规定

图6箱底支架焊接位置（面对长轴方向）

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C、C，尺寸可按变压器大小选择，C为1475mm、2040mm，C为1505mm、2070mm。

注1：根据使用单位需要也可供给小车。 注2：纵向轨距为1435mm，横向轨距为1435mm、2000mm

图7箱底支架焊接位置（面对长轴方向）

5.2.5.6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， 5.2.5.7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。 5.2.5.8变压器油箱应承受住表6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6油箱真空度和正压力值

5.2.5.14根据需要，可提供一定数量的套管式电流互感器。 5.2.5.15变压器油箱下部应装有放油阀。

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5.3.2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。 5.3.3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。 5.3.4应提供变压器吸收比（R6p/R1s）实测值，测试通常在10℃～40℃温度下进行。 5.3.5应提供变压器介质损耗因数（tan8）值，测试通常在10℃～40℃温度下进行。不同温度下的 tan8值一般可按式（3）换觉：

山，不得有渗漏和损伤。

式中：tan8、tan82分别为温度ti、ta时的tan8值

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 度不同时，绝缘电阻可按式（4）换算：

式中：Ri、R.分别为温度t、t.时的绝缘电阻值

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 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。

5.4标志、起吊、安装、运输和贮存

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 4.2变压器的套管排列顺序位置一般如图8、图9所示。根据用户要求，也可选用三角形油箱

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366kV级联结组标号为YNd11的双绕组变压器

图966kV级联结组标号为Yd11的双绕组变压

5.4.3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 或冷却器等均应有起吊装置， 5.4.4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、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。 5.4.531500kVA及以上的变压器在运输中应装三维冲撞记录仪。 5.4.6变压器应能承受的运输水平冲撞加速度为30m/s2（在运输中验证）。 5.4.7在运输、贮存直至安装前，应保护变压器的本体及其所有组、部件如储油柜、套管、阀门及散 热器或冷却器等不得损坏和受潮。 5.4.8成套拆卸的组件和零件（如气体继电器、速动油压继电器、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。 5.4.9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。

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6.1.1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 符合表7~表11的规定。

注1：对于多绕组变压器，表中所给出的损耗值适用于GB1094.1一1996第9章中定义的第一对绕组。 注2：表11～表15适用于高压绕组为分级绝缘的变压器（中性点端子的额定绝缘水平为：额定外施耐受电压 值95kV，额定雷电冲击耐受电压峰值250kV）

表76300kVA～180000kVA三相双绕组无励磁调压电力变压器

注2：对于升压变压器，宜采用无分接结构。如运行有要求，可设置分接头

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表86300kVA～63000kVA三相三绕组无励磁调压电力变压器

b0kVA～63000kVA三相双绕组有载调压电力变压

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6.1.2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110±×2.5%；110±×2.5%等。 6.1.3 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。

6. 2. 1基本要求

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。

6.2.2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。 6.2.2.2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 压力。 5.2.2.3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， 6.2.2.4有载调压变压器的有载分接开关应有自已的保护装置。

6. 2. 3 冷却系统及控制箱

6.2.3.1应根据冷却方式供给全套冷却装置，但若为水冷却方式，则不供给水路装置（如水泵、水箱 管路和阀门等）。 6.2.3.2对于风冷变压器，应供给吹风装置控制箱。当负载电流达到额定电流的2/3或油面温度达到 65℃时，应当投入吹风装置。当负载电流低于额定电流的1/2或油面温度低于50℃时，可切除风扇电

6.2.3.1应根据冷却方式供给全套冷却装置，但若为水冷却方式，则不供给水路装置（如水系 管路和阀门等）

6.2.3.2对于风冷变压器，应供给吹风装置控制箱。当负载电流达到额定电流的2/3或油面 65℃时，应当投入吹风装置。当负载电流低于额定电流的1/2或油面温度低于50℃时，可切限 动机。

6.2.3.3对于采用散热器冷却的变压器，其冷却方式可能存在多种组合方式（如0FAF变压器，另外还

6.2.3.4.1控制箱的强油循环装置控制线路应满足下列要

a 变压器在运行申，其冷却系统应按负载和温度情况自动投入或切除相应数量的冷却器 当切除故障冷却器时，作为备用的冷却器应自动投入运行； c）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：

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图11箱底支架焊接位置（面对长轴方向）

6.2.6.12变压器整体（包括所有充油附件）应能承受133Pa的真空度

6.3.2对所有变压器，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 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日 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 测值进行比较，其偏差应不大于2%。

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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。 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 4h，不得有渗漏和损伤。 3.4应提供变压器吸收比（R6o/R1s）实测值，测试通常在10℃～40℃温度下进行。 3.5应提供变压器介质损耗因数（tan8）值，测试通常在10℃～40℃温度下进行。不同温度下白 an8值一般可按式（5）换算：

式中：tan81、tan82分别为温度t1、t2时的tan8值。

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 度不同时，绝缘电阻可按式（6）换算：

式中：Ri、R分别为温度t、t.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。 6.3.8应对强迫油循环变压器的冷却油流系统进行负压测试，以监测冷却油流系统的进油端是否存在 负压。测试时，通常在进油端的放气处安装真空压力表，在开启所有的油泵后，不应出现负压。

6.4标志、起吊、安装、运输和贮存

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12、图13所示。根据用户要求，也可选用三角形油箱布 置。

GB 4241-84 焊接用不锈钢盘条图12110kV级联结组标号为YNd11的双绕组变

DkV级联结组标号为YNd11的双绕组变压器

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110kV级联结组标号为YnynOd11的三绕组变压

6.4.7变压器应能承受的运输水平冲撞加速度为30m/s（在运输中验证） 6.4.8在运输、贮存直至安装前应保护变压器的本体及其所有所有组、部件如储油柜、套管、阀门及 散热器或冷却器等不得损坏和受潮。 6.4.9成套拆卸的组件和零件（如气体继电器、速动油压继电器、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。 6.4.10变压器本体及成套拆卸的大组件（如散热器或冷却器、净油器和储油柜等）运输时可不装箱JJG(沪) 56-2016 电子式交流电能表使用中检定规程， 但应保证不受损伤，在整个运输与贮存过程申不得进水和受潮。

I级能效变压器空、负载损耗符合以上表格数值的规定，零偏差。 I级能效变压器空载损耗符合以上表格数值的规定，零偏差，负载损耗按以上表格中的 10%，零偏差。