本标准规定了30～360000kV.A 6、10、35、63、110、220、330kV级三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。 GB/T 6451-1995 三相油浸式电力变压器技术参数和要求 GB/T6451-1995 标准下载解压密码：www.bzxz.net

中华人民共和国国家标准
三相油浸式电力变压器
技术参数和要求
Specification and technical requirementsfor three phase oil immersed power transformers1主题内容与适用范围
GB/T 6451—1995
代替GB6451.1--6451.386
本标准规定了30~360000kV·A.6、10、35、63、110、220、330kV级三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6~330kV级，额定容量为30～360000kV·A，额定频率50Hz的三相油浸式电力变压器。
2引用标准
下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效，所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。GB1094.1~1094.5—85电力变压器GB2900.15—82电工名词术语变压器互感器调压器电抗器外绝缘的空气间隙
GB10237—88电力变压器绝缘水平和绝缘试验GB7595—87运行中变压器油质量标准第一篇6.10kV电压等级
3性能意数
3.1额定容量、电压组合、联结组标号及性能参数应符合表13的规定。国豪技术监督局1995-08-29批准1996-08-01实施
额定容量
电压组合
高压分
接范围
GB/F 6451—1995
表1301600kV·A双绕组无励磁调压变压器空载摄耗
联结组
Y+znll
负载损耗
空载电流
注：(D表中斜线上,勺的数值为Y，yn0联结组变压器用，斜线下方的数值为D,yn11或Y.zn11联结组变压器用。②根据要求变压器的高压分接范围可供土2×2.5%根据使用部门要求可提供低压为0.69kV的变未器。④表中所列组E数据为过渡标准。额定容量
电压组合
高压分
接范围
GB/T 6451--1995
表2630~6300kV·A双绕组无励磁谢压变压器空载报耗
联结钮
注：①根据要求变压器的高压分接范闹可供士2×2.5%。负载损耗
②表中所列组1数据为过覆标准。表3200～~1600kV·A双绕组有载调压变压器电压组合
额定容量
高压分
接范围
±4X 2. 5 1 0. 4
联结组
D,ynll
空载损耗
藜损耗
空载电流
空载电流
注：①根据使用部门的需要可提供高压绕组为10.5及11kV，②表中斜线上方的数值为Y.yno联结组变压器用，斜线下方的数值为D,ynl1联结组变压器用。根据使用帮门的要求可提供低压为0.69kV的变压器@表中所列组I数据为过避标准。1.9
CB/T 6451—1995
3.2表1、表2、表3中的高压绕组各分接电压见表4及表5。表4土5%分接时高压绕组各分接电压分接
主分接
技术要求
分接电
土7.5%或土10%分接时高压绕组各分接电压分接站
主分接
4.1按本标准制造的变压器应符合 GB 109-1.1～1094.5的规定4.2本标准变压器的名词术语按GB2900.15的规定。4.3安全保护装置
800～6300kV·A的变压器应装有气体继电器，其接点容量不小于66V·A（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250～300L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。根据使用部门与制造厂协商，800kV·A以下的变压器也可供气体继电器。800~6300kV·A的变压器应装有压力保护装置，当内部压力达到50kPa时（对一般结构之油箱），应可靠释放压力。
4.4油保护装置
装有储油柜的变压器，其储油柜结构应便于清理内部。储油柜的容积应保证在周圈气温40满载状态下油不溢出，在一30℃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，相当于油温为一30℃、十20和十40C三个油面标志。
储油柜应有注油、散油和排污油装置，100～6300kV·A的变压器（带有充氮保护的产品除外),储油桓上均应加装带有油封的吸湿器。3150～6300kV·A的变压器应装带有隔膜油保护的储油柜或装设净油器。净油器内部须装吸附剂（如硅胶等）。
GB/T6451—1995
4.5油温测量装置
变压器应有供皱璃温度计用的管座。管座应设在油箱的项部，并伸入油内为120士10mm。1000~~6300kV·A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50V·A，直流有感负载时，不低于15W。温度计的准确级应符合相应标准。信号温度计的安装位置应便于观察。4.6变压器油箱及其附件的技术要求4.6.1变压器一般不供给小车，但箱底支架的焊接位置应符合图1的规定。注，根据使用部门需要也可供给小车。箱整
C尺寸可按变压器大小选择为300.400.550.660.820、1070mLLl图1（长轴方向）
4.6.2在油箱的下部壁上应装有统一型式油样活门。315～6300kV·A的变压器油箱底部应有排油装置。
4.6.3套管接线端子连接处，在空气中对空气的温升不大于55K，在油中对油的温升不大于15K。4.6.4安装套管的油箱开孔直径按表6的规定，表6
300 A 及以下
400-600 A
4.6.5安装无励磁分接开关的结构应符台表7的规定。表7
箱盖开孔直径
开孔直径
800~1200A
分接开关在油箱内总高度
（不大于）,mm
4.6.6变压器铁心和较大金属结构零件均应通过油箱可靠接地。变压器的油箱下部应装有足够大的放油阀。4. 6. 7
4.6.8变压器上的组件均应符合相应的标准。5测试项目
2 000~3 000 A
定位板边缴距分接开关中心
35~40,定位方向应对准中间分
接位置
5.1除应符合GB1094.1～1094.5所规定的试验项目外，还应符合下列规定。GB/T6451—1995
5.2直流电阻不平衡率，对于1600kV-A及以下的变压器，其不平衡率相为4%，线为2%：2000～6300kVA的变压器，其不平衡率相（有中性点引出时）为2%，线（无中性点时）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：对所有引出的相应端子问的电阳值均应进行测量比较。②如果三变压器的直流电阻值，由于线材及引线结构等原因超过5.2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。5.3提供变压器绝缘电阻的实测值，测试通常是在10～40C和相对湿度小丁85%时进行。当测量温度不同时，可按表8绝缘电阻换算系数折算之。表8
蕴度差K
换算系数A
如果测量绝缘电阻值的湿度差，不是表中所列的数值时，其换算系数可用线性插值法确定，其校正到20也可用下列公式计算：
当测量温度在20℃以上时
当测量温度在20 ℃以下时
式中Re
R25=ART
Ra=RT/A
校正到20℃C的绝缘电阻值,MQ；在测量温度下的绝缘电阻值,MQ
A——换算系数；
K.实测温度与20C温度差的绝对值。5.4变压器须进行密封试验，历经12h应无渗漏和损伤。其试验压力如下：a.
·般结构油箱（包括储油柜带隔膜的密封式变压器油箱）应承受40kPa的压力，波纹式油箱结构：315kV·A及以下应承受20kPa压力；400kV·A及以上应承受15kPa压其剩余压力不得小于规定值的70%。5.5变压器油箱及储油柜（如果有）应进行强度（正压）试验，历经5min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：一般结构油箱试验压力为 50 kPa。b波纹式油箱，对于315kV·A及以下者为20kPa;而400kV·A及以上者为15kPaa6标志、起吊、安装、运输和贮存6.1变压器的套管及储油柜的位置如图2、图3所示。梅母迪
图210kV级双绕组变压器
（适用范围：1.额定容量为1600kV-A及以下，2.联结组标号为Y，yn0;D.yn11：Y，zn11，）GB/T6451—1995
神中净
高法侧
图310kV级双绕组变压器
（适用范围：1.额定容量为6300kV，A及以下；2.联结组标号为Y,d11.）注：对于有截调压变压器其有载分接并关胃上A相线圈外侧沿油箱长轴之端义部位。6.2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、可拆御结构的储油柜、散热器和净油器等均应有起吊装暨。
6.3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、部件如套管、散热器、阀门和储油柜等的结构及布置位置，应不妨得吊装、运输及运输中紧固定位。6.4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）等不损坏和受潮。6.5成套拆卸的组件和零件（如气休继电器、套管、温度计及紧固件等）的包装应保证经过运输、贮存、直到安装前不损伤和不受潮，
6.6成套拆卸的大部件（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，根据使用部门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。第二篇35kV电压等级
7性能参数
7.1额定容量、电压组合、联结组标号及性能参数应符合表9～表11的规定。表950~1600kV·A双绕组无励磁调压配电变压器额定穿堂
电压纠合
高压分接范围
法：根据要求变压器的高压分接范围可供士2×2.5%。联结组
空载损耗：
负载摄耗
空载电流
阻抗电压
额定容量
20 000
25 000
GB/T 6451—1995
表 10800～31500kV·A双绕组无励磁调压电力变压器电压组合
高压分接范围
注：根据要求变压器的高压分接范围可供士2×2.5%。联结组
YN,dli
空截损耗
负载损耗
表11200012500kV·A双绕组有载调压变压器额定容量
电压组合
高压分接范围
联结组
空载损耗
在分接级数和级电压不变的情况下，允许增加负分接级数5%
8技术要求
8.1按本标准制造的变压器应符合GB1094.1~1094-5的规定。8.2本标准变压器的名词术语按GB2900.15的规定。8.3安全保护装置
负载损耗
空裁电流
空裁电流
阻抗电压
阻抗电压
X2.5%或增加正分接级数
GB/T 6451—1995
8.3.1800~31500kV·A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。积象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额色，而且应便于取气体。注：根据使用部门与制造厂协商，800kV，A以下的变压器也可供气体继电器。8.3.2800～31500kV·A的变压器应装有压力保护装置，当内部的压力达到50kPa时，应可靠释放压力。
8.4油浸风冷却系统
8.4.1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。8.4.2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。8.5油保护装置
8.5.1变压器均应装有储油柜（密封变压器除外），其结构应便于清理内部。储油柜的容积应保证在周围气温十40℃满载状态下油不溢出，在一30℃未投入运行时，观油位计应有油可见。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，相当于油温为一30℃，十20C和十40C三个油面标志。
8.5.2储油拒应有注油放油和排污油装置。8.5.3100~31500kV，A的变压器储油拒上均应加装带有油封的吸湿器。8.5.43150~31500kV·A的变压器应装设净油器，净油器内部须装吸附剂（如硅胶等）。8.5.58000～31500kV·A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。8.6油温测量装置
8.6.1变压器应装有骏璃温度计的管座。管座应设在油箱顶部，并伸入油内为120土10mm。8.6.21000～31500kV·A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50V·A,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，8.6.38000kV·A及以上的变压器，应装有远距离测温用的测温元件。8.7变压器油箱及其附件的技术要求8.7.1变压器一般不供给小车，但箱底支架的焊接位置应符合图4和图5的规定。葡
C尺寸可按变压器大小选摔为300、400.550、660.820.1070、1475、2040加m图4（面对长轴方向）
GB/T 6451
℃C，尺寸可按变压器人小进择c：为1175、2040mmlC，为1505,2070mm图5 (面对长轴方向)
8.7.2在油箱的下部壁上应装有统一型式的油样活门]，315kV·A及以上的变压器油箱底部应有排油装尴，
8.7.3套管接线端子连接处，在空气中对空气的温升不人于55K，在油中对油的温升不大于15K。8.7.4安装套管的箱盖开孔直径按表12的规定。表12
300A及以下
400--600A
开孔直径
800-~1200A
200300A
8.7.5变压器油箱的机械强度：4000~31500kV·A的变压器应承受住真空压力为50kPa及正压58.8kPa的机械强度试验。小于4000kV-A的变压器油箱应承受任正压49kPa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。8.7.68000~31500kV·A变压器在油箱下部应有供干预顶起变压器的装置。8.7.7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了，其位置应使下取气样及观察气体继电器。
8.7.8变压器油箱结构型式：当额定容量为8000～31500kV·A时，油箱为钟罩式。B. 7. 9
要求。
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问隙，应能满足GR10237的变压器结构应便于拆卸和更换套管或瓷件。8- 7. 11
变压器铁心和较大金展结构零件均应通过油箱可靠接地。8. 7. 12
变压器的油箱下部应装有足够人的放油阀。9测试项目
9.1除应符合GB1094，1～1094，5所规定的试验项日外还应符合下列规定。9.2直流电阻不平衡率：对于1 600 kV·A及以下的变压器,其不平衡率相为 4%,线为2%t2 000～GB/T 64511995
31500kV·A的变乐器，其不平衡率（有中性点引出时)为2%，线（无中性点引出时）为2%。应以=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迹行测量比较。②如果三相变压器的直流电阻值·出线材及引线结构等原因超过9.2杀规定时.除应在出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」“安测值进行比较。9.3变压器油箱及储油柜应承受50kPa的密封试验，其试验时问为24h，不得有渗漏和损伤，密封式变压器应承受76kPa的密封试验，其试验时间为24h，不得有渗漏和损伤。9.4容量为4000~31500kV·A提供变压器吸收比（R60/R15），容量小于4000kV·A时应提供绝缘电阻实测数值，测试通常应在 1040℃温度下进行。9.5容量为8000~31500kV.A变压器提供介质损耗因数（tana），测试通常应在10~40℃温度下进行。
tang温度换算系数见表13。
温度差K
换算系效 A
如果测量介质损耗因数的温度差不表中所列数值时，其换算系数可用线性插值法确定。其校正到20℃介质摄耗因数可用下列公式计算：当测量温度在:20℃以上时
：当测量温度在20℃以下时
式中：tanoz
Land=tandr/A
tand2o=Atand
校正到20℃的介质损耗因数；
在测量温度下的介质损耗因数；换算系数；
实测温度与20℃温度差的绝对值。9.6提供变压器绝缘电阻的实测值。当测量湿度不同时，可按表14绝缘电阻换算系数折算。表14
温度差K
换算系数 A
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20C的绝缘电阻值可用下列公式计算：当测量温度在20 ℃以上时
当测量温度在20℃以下时
R-Rr/A下载标准就来标准下载网
式中：Reo校正到20C的绝缘电阻值，Ma，Rr——在测量温度下的绝缘电阻值，MaA—换算系数：
实测温度与20℃温度差的绝对值。10标志、起吊、安装、运辅和贮存10.1变压器套管及储油柜的位置如图6、图7、图8所示。.
GB/T6451—1995
高压侧
图635kV级双绕组变压器
（适用范：1.额定容量为50～1600kV·A;2．联接组标号Yyn0。）高压谢
图735kV级双绕组变压器
（适用范围：1.额定容量为800~6300kV，A；2.联接组标号Y，d11.）高压侧
图835kV级双绕组变压器
（适用范围:1.额定容量为8 000~31 500kV·A,2.联接组标号YN,d11。）注：对于有载调压变压器其有邀分接开关凹于 A相线圈外侧沿油箱长轴之端头部位。10.2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、散热器和净油群等均应有起吊装量。
10.3变压器的内部结构应在经过正常的铁路、公路及水路运输后相互位罩不变，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。10.4、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。10.5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、贮存直至安装前不损伤和不受潮。
10.6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，在整个运输与贮存过程中不得进水和受潮。
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