中华人民共和国国家标准
UDC 621.314.222.6GB 51.2-86
三相油浸式电力变压器技术参数和要求35kV级
Specification and technical requirements for three phase oil immersed power transformers 35kV
本标准适用于电压等级为35kV级，额定容量为50～31500kVA，频率为50Hz的三相双绕组油浸式电力变压器。
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～表3的规定。
表1 50～1600kVA双绕组无励磁调压配电变压器
注：根据要求变压器的高压分接范围可供±2×2.5%。
表2 800～31500kVA双绕组无励磁调压电力变压器
注：根据要求高压分接范围可供±2×2.5%。
表3 2000～12500kVA双绕组有载调压变压器
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+1-3×2.5%或增加正分接级数+3-1×2.5%。
无激磁调压变压器，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GB1094.1-85《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：
2.3.1 800～31500kVA的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。
注：根据使用部门与制造厂协商，800kVA以下的变压器也可供气体继电器。
2.3.2 800～31500kVA的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。
2.4 油浸风冷却系统：
2.4.1 对于油浸风冷式变压器，应供给全套风冷却装置如散热器和风扇电动机接线装置等。
2.4.2 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。
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。
2.5.3 100～31500kVA的变压器储油柜上均应加装带有油封的吸湿器。
2.5.4 3150～31500kVA的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 8000～31500kVA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 1000～31500kVA的变压器，须装设户外式信号温度计。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 8000kVA及以上的变压器，应装有远距离测温吊的测温元件。
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。
2.7.2 在油箱的下部壁上应装有统一型式的油样活门。315kVA及以上的变压器油箱底部应有排油装置。
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℃。
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)
2.7.4 安装套管的箱盖开孔直径按表4的规定。
表4 mm
2.7.5 变压器油箱的机械强度：4000～31500kVA的变压器应承受住380mmHg的真空度及0.6kg/cm2正压的机械强度试验。小于4000kVA的变压器油箱应承受住0.5kg/cm2正压的机械强度试验，并满足在正常起吊和运输状态下无损伤与不允许的永久变形。
2.7.6 8000～31500kVA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：当额定容量为8000～31500kVA时，油箱为钟罩式。
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。
2.7.12 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GB1094.1～1094.5-85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：对于1600kVA及以下的变压器，其不平衡率相为4%，线为2%；2000～3
1500kVA的变压器，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。
密封式变压器应承受0.75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 容量为4000～31500kVA提供变压器吸收比(R60/R15)及容量小于4000kVA时应提供绝缘电阻实测数值，测试通常应在10～40℃温度下进行。
3.5 容量为8000～31500kVA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5。
表5
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。当测量温度不同时，可按表6绝缘电阻换算系数折算。
表6
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、图5所示。
图3 35kV级双绕组变压器
适用范围：1.额定容量为50～1600kVA；
2.联接组标号Y，yno。
图4 35kV级双绕组变压器
适用范围：1.额定容量为800～6300kVA；
2.联接组标号Y，d11。
图5 35kV级双绕组变压器
适用范围：1.额定容量为8000～31500kVA；
2.联接组标号YN，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、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 整体运输时应保护变压器的所有组件、部件如储油柜、套管、活门及散热器(管)等不损坏和受潮。
4.5 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。
4.6 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。