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.pdf

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1、ICS 29.180 K 41 DB13 河 北 省 地 方 标 准 DB 13/T 22012015 三相油浸式立体卷铁心电力变压器 技术参数和要求 Specificatin and technical requirements for three-phase oil-immersed tridimensional toroidal-core power transformers 2015 - 05 - 20发布 2015 - 07 - 01实施河北省质量技术监督局 发 布DB13/T 22012015 I 前 言 本标准按照GB/T 1.1-2009给出的规则起草。 本标准由河北省邯郸市质

2、量技术监督局提出。 本标准由河北高晶电器设备有限公司起草。 本标准起草人：张艳林、张巨星、曹剑飞。 DB13/T 22012015 1 三相油浸式立体卷铁心电力变压器 技术参数和要求 1 范围 本标准规定了三相油浸式立体卷铁心电力变压器的术语和定义、性能参数、技术要求、测试项目、标志、起吊、包装、运输和贮存。 本标准适用于电压等级为35kV及、66kV级、110kV级三相油浸式立体卷铁心电力变压器。（以下简称“变压器”）。 2 规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本

3、文件。 GB 1094.1 电力变压器 第1部分 总则 GB 1094.2 电力变压器 第2部分 温升 GB 1094.3 电力变压器 第3部分 绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙 GB 1094.5 电力变压器 第5部分 承受短路的能力 GB 1094.7 电力变压器 第7部分 油浸式电力变压器负载导则 GB 1094.10 电力变压器 第10部分 声级测定 GB/T 2900.15 电工术语 变压器、调压器、互感器和电抗器 JB/T 10088 6kV500kV级电力变压器声级 3 术语和定义 GB 1094.1和GB/T 2900.15中确立的及下列术语和定义适用于本文件。 3.1 立体

4、卷铁心 tridimensional toroidal-core 由三个几何尺寸相同的卷绕式铁心单框。拼合而成的三角型立体布置的铁心。 3.2 立体卷铁心电力变压器 tridimensional toroidal-core power transformer 以立体卷铁心为磁路的电力变压器。 4 35kV电压等级 4.1 性能参数 4.1.1 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、空载电流及短路阻抗应符合表1表2的规定。 DB13/T 22012015 2 表1 630kVA31500kVA三相双绕组无励磁调压电力变压器 额定容量 kVA 电压组合及分接范围 联结组 标

5、号 空载损耗 kW 负载损耗 kW 空载电流 % 短路 阻抗 % 高压 kV 高压分接范围 % 低压 kV 630 35 5 3.15 6.3 10.5 Yd11 0.58 7.87 0.15 6.5 800 0.70 9.41 0.15 1000 0.81 11.54 0.14 1250 0.99 13.94 0.13 1600 1.19 16.67 0.12 2000 1.52 18.38 0.12 2500 1.79 19.67 0.12 3150 35 38.5 5 3.15 6.3 10.5 2.13 23.09 0.12 7.0 4000 2.53 27.36 0.12 5000

6、3.02 31.38 0.12 6300 3.67 35.06 0.11 7.5 8000 35 38.5 22.5 3.15 3.3 6.3 6.6 10.5 11 YNd11 5.04 38.48 0.10 10000 6.09 45.32 0.10 12500 7.06 53.87 0.10 8.0 16000 8.51 65.84 0.10 20000 10.08 79.52 0.10 25000 11.92 94.05 0.10 31500 14.16 112.86 0.10 注1：额定容量为6300kVA及以下的变压器，可提供高压分接范围为22.5%的产品。 注2：对于低压电压为1

7、0.5kV和11kV的变压器，可提供联结组标号为Dyn11的产品。 注3：额定容量为3150kVA及以上的变压器，-5%分接位置为最大电流分接。 表2 2000kVA20000kVA三相双绕组有载调压电力变压器 额定容量 kVA 电压组合及分接范围 联结组 标号 空载损耗 kW 负载损耗 kW 空载电流 % 短路 阻抗 % 高压 kV 高压分接范围 % 低压 kV 2000 35 32.5 6.3 10.5 Yd11 1.61 19.24 0.12 6.5 2500 1.90 20.64 0.12 3150 3538.5 32.5 6.3 10.5 2.26 24.71 0.12 7.0 40

8、00 2.71 29.16 0.12 5000 3.25 34.20 0.12 6300 3.94 36.77 0.11 7.5 8000 3538.5 32.5 6.3 6.6 10.5 11 YNd11 5.51 40.61 0.10 10000 6.50 48.05 0.10 12500 7.66 56.86 0.10 8.0 16000 9.22 70.32 0.10 20000 10.90 82.78 0.10 注1：对于低压电压为10.5kV和11kV的变压器，可提供联结组标号为Dyn11的产品。 注2：最大电流分接为-7.5%分接位置。 DB13/T 22012015 3 4.1

9、.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%5.23513；%5.23531等。 4.2 技术要求 4.2.1 基本要求 4.2.1.1 按本标准制造的变压器应符合GB 1094.1、GB 1094.2、GB 1094.3、GB 1094.5、GB 1094.7和JB/T 10088的规定。 4.2.1.2 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。 4.2.2 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1

10、5W。积聚在气体继电器内的气体数量达到250mL300mL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。 4.2.3 油浸风冷却系

11、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。 4.2.4 油保护装置 4.2.4.1 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入运行时，应能观察到油位指示。 4.2.4.2 储油柜应有注油、放油和排污油装置。 4.2.4.3 变压器储油柜（如果有）上均应加装带有油封的吸湿器。 4.2.4.4 3150kVA及以上变压器应装设净油器，如果

12、采取了防油老化措施，则不需装设净油器。 4.2.5 油温测量装置 4.2.5.1 变压器应有供温度计用的管座。管座应设在油箱的顶部，并伸入油内120mm10mm。 4.2.5.2 1000kVA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。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。 4.2.5.3 8000kVA及以上的变压器，应装有远距离测温用的测温元件。 4.2.6 变压器油箱及其附件的技术要求 DB13/T 22012015 4 4.2.6.1 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1和图

13、2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、1475、2040mm。 图1 箱底支架焊接位置（面对长轴方向） C、C1尺寸可按变压器大小选择，C为1475mm、2040mm，C1为1505mm、2070mm。 图2 箱底支架焊接位置（面对长轴方向） 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

14、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 油箱型式 容量范围 kVA 真空度 kPa 正压力 kPa 一般结构 4000及以上 50 60 4000以下 50 充有气体的密封式 100 4.2.6.5 8000kVA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。 DB13/T 22012015 5 4.2.6.6 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。 4.2.6.7 套管的安装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 1094.3的要求。 4.2.6.8 变压器结构应便于

15、拆卸和更换套管或瓷件。 4.2.6.9 变压器铁心和金属结构零件均应通过油箱可靠接地。 4.3 测试项目 4.3.1 变压器除应符合GB 1094.1所规定的试验项目外，还应符合4.3.24.3.7的规定。 4.3.2 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

16、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。 4.3.3 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。 4.3.4 容量为4000kVA及以上的变压器应提供吸收比（R60/R15），测试通常在1040温度下进行。 4.3.5 容量为8000kVA及以上的变压器应提供介质损耗因数（tan）值，测试通常在1040温度下进行。不同温

17、度下的tan值一般可按式（1）换算： 10/12123.1tantantt （1） 式中：tan1、tan2分别为温度t1、t2时的tan值。 4.3.6 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，绝缘电阻可按式（2）换算： 10/)(12215.1ttRR （2） 式中：R1、R2分别为温度t1、t2时的绝缘电阻值。 4.3.7 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。 4.4 标志、起吊、安装、运输和贮存 4.4.1 变压器应有接线

18、端子、运输及起吊标志，标志内容应符合相关标准规定。 4.4.2 变压器的套管排列顺序位置一般如图3、图4、图5所示。根据用户要求，也可选用三角形油箱布置。 DB13/T 22012015 6 o a b cA B C图3 35kV级联结组标号为Dyn11、Yyn0的双绕组变压器 a b cA B C图4 35kV级联结组标号为Yd11的双绕组变压器 a b cA B CO图5 35kV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

19、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。 DB13/T 22012015 7 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。 5 66kV电压等级 5.1 性能参

20、数 5.1.1 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、空载电流及短路阻抗应符合表4或表5的规定。 表4 630kVA63 000kVA三相双绕组无励磁调压电力变压器 额定容量 kVA 电压组合及分接范围 联结组 标号 空载损耗 kW 负载损耗 kW 空载电流 % 短路 阻抗 % 高压 kV 高压分接范围 % 低压 kV 630 63 66 69 5 6.3 6.6 10.5 11 Yd11 0.90 7.1 0.15 8 800 1.06 8.6 0.15 1000 1.23 9.9 0.14 1250 1.46 12.0 0.13 1600 1.74 14.1 0.1

21、2 2000 2.02 16.6 0.12 2500 2.41 19.7 0.12 3150 YNd11 2.86 23.1 0.12 4000 3.36 27.4 0.12 5000 4.03 30.8 0.12 6300 63 66 69 22.5 6.3 6.6 10.5 11 5.15 34.2 0.11 9 8000 6.27 40.6 0.10 10000 7.39 47.9 0.10 12500 8.74 56.8 0.10 16000 10.53 69.8 0.10 20000 12.32 84.6 0.10 25000 14.56 100.0 0.10 31500 17.25

22、 120.6 0.10 40000 20.61 141.5 0.10 50000 24.64 175.3 0.10 63000 29.12 211.2 0.10 注：额定容量3150kVA及以上的变压器，-5%分接位置为最大电流分接。 DB13/T 22012015 8 表5 6300kVA63 000kVA三相双绕组有载调压电力变压器 额定容量 kVA 电压组合及分接范围 联结组 标号 空载损耗 kW 负载损耗 kW 空载电流 % 短路 阻抗 % 高压 kV 高压分接范围 % 低压 kV 6300 63 66 69 81.25 6.3 6.6 10.5 11 YNd11 5.6 34.2 0

23、.11 9 8000 6.72 40.6 0.10 10000 7.95 47.9 0.10 12500 9.41 56.8 0.10 16000 11.31 69.8 0.10 20000 13.44 84.6 0.10 25000 15.90 100.0 0.10 31500 18.87 120.6 0.10 40000 22.57 141.5 0.10 50000 26.66 175.3 0.10 63000 31.48 211.2 0.10 注：除用户另有要求外，-10%分接位置为最大电流分接。 5.1.2 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

24、接级数，减少负分接级数，如 %5.26613 ； %5.26631 等。 5.1.3 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。 5.2 技术要求 5.2.1 基本要求 5.2.1.1 按本标准制造的变压器应符合GB 1094.1、GB 1094.2、GB 1094.3、GB 1094.5、GB/T 15164和JB/T 10088的规定。 5.2.1.2 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。 5.2.2 安全保护装置 5.2.2.1 变压器应装有气体继电器，如用户要求，也可装有速动油压继电器。 气体继电器的接点容量在交流

25、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250mL300mL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。 5.2.2.2 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。 5.

26、2.2.4 变压器所有管道最高处或容易窝气处应设置放气塞。 DB13/T 22012015 9 5.2.3 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。 5.2.4 油保护装置 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

27、封的吸湿器。 5.2.4.4 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。 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。管座应设在油箱的顶部，并伸入油内120mm10mm。 5.2.5.2 1000kVA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。 5.2.5.3 8000kVA及以上的变压器，应装有远距离测温用的测温元件。 5.2.5.4

28、 变压器油箱及其附件的技术要求 5.2.5.5 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。 C尺寸可按变压器大小选择为550mm、660mm、820mm、1070mm、1475mm、2040mm。 图6 箱底支架焊接位置（面对长轴方向） DB13/T 22012015 10 C、C1尺寸可按变压器大小选择，C为1475mm、2040mm，C1为1505mm、2070mm。 图7 箱底支架焊接位置（面对长轴方向） 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。 5.2.5.6 在油箱的下部壁上应装有油样

29、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 容量范围 kVA 真空度 kPa 正压力 kPa 20 000及以上 20 80 20 000以下 50 60 5.2.5.9 6300kVA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。 5.2.5.10 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。 5.2

30、.5.11 套管的安装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 1094.3的要求。 5.2.5.12 变压器结构应便于拆卸和更换套管或瓷件。 5.2.5.13 变压器铁心和金属结构零件均应通过油箱可靠接地。20 000kVA及以上的变压器，铁心应单独引出并可靠接地。变压器油箱应保证两点接地（分别位于油箱长轴或短轴两侧）。接地处应有明显的接地符号“ ”或“接地”字样。 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。 DB13/T 22012015 11 5.3 测试项目 5.3.1 变压器除应符合GB 1094

31、.1所规定的试验项目外，还应符合5.3.25.3.7的规定。 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

32、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（R60/R15）实测值，测试通常在1040温度下进行。 5.3.5 应提供变压器介质损耗因数（tan）值，测试通常在1040温度下进行。不同温度下的tan值一般可按式（3）换算： 10/12123.1tantantt （3） 式中：tan1、tan2分别为温度t1、t2时的tan值。 5.3.6 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，绝缘电阻可按式（4）换算： （

33、4） 式中：R1、R2分别为温度t1、t2时的绝缘电阻值。 5.3.7 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。 5.4 标志、起吊、安装、运输和贮存 5.4.1 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。 5.4.2 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布置。 10/)(12215.1ttRRDB13/T 22012015 12 a b cA B CO图8 66kV级联结组标号为YNd11的双绕组变压器 a b cA B

34、C图9 66kV级联结组标号为Yd11的双绕组变压器 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。 5.4.5 31500kVA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、

35、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。 DB13/T 22012015 13 6 110kV电压等级 6.1 性能参数 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、空载电流及短路阻抗应符合表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GB 1094.11

36、996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：额定外施耐受电压方均根值95kV，额定雷电冲击耐受电压峰值250kV）。 表7 6300kVA180000kVA三相双绕组无励磁调压电力变压器 额定容量 kVA 电压组合及分接范围 联结组 标号 空载损耗 kW 负载损耗 kW 空载电流 % 短路 阻抗 % 高压 kV 低压 kV 6300 11022.5% 12122.5% 6.3 6.6 10.5 11 YNd11 5.20 34 0.11 10.5 8000 6.30 43 0.10 10000 7.40 50 0.10 12

37、500 8.74 60 0.10 16000 10.53 73 0.10 20000 12.30 88 0.10 25000 14.56 105 0.10 31500 17.25 126 0.10 40000 20.60 148 0.10 50000 24.64 184 0.10 63000 29.10 222 0.10 75000 13.8 15.75 18 20 33.00 264 0.09 1214 90000 38.00 304 0.09 120000 47.50 377 0.09 150000 56.10 448 0.09 180000 63.00 505 0.09 注1：-5%分接

38、位置为最大电流分接。 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。 DB13/T 22012015 14 表8 6300kVA63000kVA三相三绕组无励磁调压电力变压器 额定 容量 kVA 电压组合及分接范围 联结组 标号 空载 损耗 kW 负载 损耗 kW 空载 电流 % 短路阻抗 % 高压 kV 中压 kV 低压 kV 升压 降压 6300 11022.5% 12122.5% 35 37 38.5 6.3 6.6 10.5 11 YNyn0d11 6.30 45 0.11 高中 17.518.5 高低 10.5 中低 6.5 高中 10.5 高低 17.518.

39、5 中低 6.5 8000 7.45 53 0.10 10000 8.85 63 0.10 12500 10.30 74 0.10 16000 12.55 90 0.10 20000 14.80 106 0.10 25000 17.25 126 0.10 31500 20.60 149 0.10 40000 24.40 180 0.10 50000 29.10 214 0.10 63000 34.50 257 0.10 注1：高、中、低压绕组容量分配为（100/100/100）%。 注2：根据需要联结组标号可为YNd11y10。 注3：根据用户要求，中压可选用不同于表中的电压值或设分接头。 注

40、4：-5%分接位置为最大电流分接。 注5：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。 表9 6300kVA63000kVA三相双绕组有载调压电力变压器 额定容量 kVA 电压组合及分接范围 联结组 标号 空载损耗 kW 负载损耗 kW 空载电流 % 短路 阻抗 % 高压 kV 低压 kV 6300 11081.25% 6.3 6.6 10.5 11 YNd11 5.60 34 0.11 10.5 8000 6.72 43 0.10 10000 8.00 50 0.10 12500 9.40 60 0.10 16000 11.30 73 0.10 20000 13.44 88

41、 0.10 25000 15.90 105 0.10 31500 19.00 126 0.10 40000 22.63 148 0.10 50000 26.80 184 0.10 63000 31.80 222 0.10 注1：有载调压变压器，暂提供降压结构产品。 注2：根据用户要求，可提供其它电压组合的产品。 注3：-10%分接位置为最大电流分接。 DB13/T 22012015 15 表10 6300kVA63000kVA三相三绕组有载调压电力变压器 额定容量 kVA 电压组合及分接范围 联结组 标号 空载 损耗 kW 负载 损耗 kW 空载 电流 % 短路 阻抗 % 高压 kV 中压 k

42、V 低压 kV 6300 11081.25% 35 37 38.5 6.3 6.6 10.5 11 YNyn0d11 6.72 45 0.11 高中 10.5 高低 17.518.5 中低 6.5 8000 8.10 53 0.10 10000 9.60 63 0.10 12500 11.30 74 0.10 16000 13.60 90 0.10 20000 16.00 106 0.10 25000 19.00 126 0.10 31500 22.50 149 0.10 40000 27.00 180 0.10 50000 31.90 214 0.10 63000 37.90 257 0.1

43、0 注1：有载调压变压器，暂提供降压结构产品。 注2：高、中、低压绕组容量分配为（100/100/100）%。 注3：根据需要联结组标号可为YNd11y10。 注4：-10%分接位置为最大电流分接。 注5：根据用户要求，中压可选用不同于表中的电压值或设分接头。 表11 6300kVA63000kVA三相双绕组低压为35kV无励磁调压电力变压器 额定容量 kVA 电压组合及分接范围 联结组 标号 空载损耗 kW 负载损耗 kW 空载电流 % 短路 阻抗 % 高压 kV 低压 kV 6300 11022.5% 12122.5% 35 37 38.5 YNd11 5.60 37 0.11 10.5

44、8000 6.72 45 0.10 10000 7.84 52 0.10 12500 9.20 63 0.10 16000 11.00 77 0.10 20000 13.00 94 0.10 25000 15.35 110 0.10 31500 18.15 133 0.10 40000 21.62 156 0.10 50000 25.90 194 0.10 63000 30.60 233 0.10 注1：-5%分接位置为最大电流分接。 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。 DB13/T 22012015 16 6.1.2 在分接级数和级电压不变的情况下，允许增加

45、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 %5.211013 ； %5.211031 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 技术要求 6.2.1 基本要求 6.2.1.1 按本标准制造的变压器应符合GB 1094.1、GB 1094.2、GB 1094.3、GB 1094.5、GB/T 15164和JB/T 10088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 6.2.2.1 变压器应装有气体继电器，如用户要求，也可装有速

46、动油压继电器。 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。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250mL300mL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。 6.2.2.3 带有套管式电流互感器的变压器应供给信

47、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己的保护装置。 6.2.2.5 变压器所有管道最高处或容易窝气处应设置放气塞。 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OFAF变压

48、器，另外还可产生ONAN、ONAF、OFAN三种方式），各种冷却方式下的容量分配及控制程序由用户与制造单位协商。 6.2.3.4 对于强油风冷和强油水冷冷却器的变压器须供给冷却系统及控制箱。 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求： a) 变压器在运行中，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； b) 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； DB13/T 22012015 17 d) 当投入备用电源、备用冷却器或切除冷却器和电动机损坏时，均应发出相应的信号。 6.2.3.

49、4.2 强油风冷或强油水冷的油泵电动机及风扇电动机应分别有过载、短路和断相保护。 6.2.3.4.3 强油风冷及强油水冷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。 6.2.3.4.4 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。 6.2.3.4.5 对于采用强迫油循环冷却器的变压器，其冷却油流系统中不应出现负压。 6.2.4 油保护装置 6.2.4.1 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。 6.2.4.2 储油