2024年5月9日发(作者：淦驰丽)

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中华人民XX国国家标准

电力变压器选用导则

GB/T17468-1998

The guide for choice power transformers

国家质量技术监督局1998-08-17批准 1999-09-01实施

前 言

本标准是针对在选用变压器产品时,对主要影响其运行可靠性及使用寿命的技术性能参数提供

选择的一般原则。

本标准的制定工作以我国现行生产状况、使用要求和我国国家标准、行业标准为基础,充分考

虑我国国情、综合技术经济等各项因素,使用户按本标准选用的产品,既能满足使用要求,又能安全、

经济地运行。

本标准中的附录A、附录B、附录C、附录D、附录E、附录F、附录G、附录H都是提示的附录。

本标准由中华人民XX国机械工业局提出。

本标准由全国变压器标准化技术委员会归口。

本标准主要起草单位：XX变压器研究所、XX高压研究所、XX变压器XX公司、华中电力试验研

究所、XX变压器厂、XX天威集团大型变压器公司、XX供电局、东北电力设计院、东北电业管理局、

XX变压器厂、XX特种变压器厂、XX电力局浠水变压厂。

本标准主要起草人：贺以燕、傅锡年、徐国梁、高占邦、黄佩娜、胡惠然、孙定华、阮国方、

胡振忠、曾庆赣、沈爱民、刘传彝、王世阁、安作平。

本标准委托XX变压器研究所负责解释。

1 范围

本标准规定了发电厂和变电所采用的电力变压器,发电厂和变电所自用变压器,以及配电变压

器的选用原则。

本标准适用于电力设计院设计发电厂和变电所时选用变压器；电力部门订购变压器时,依本导

则确定变压器技术参数和合同内容。

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。

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GB311.1-1997高电压输变电设备的绝缘配合

GB32l-80优先数和优先数系

GB1094.1-1996电力变压器第一部分总则

GBl094.2-l996电力变压器第二部分温升

GB1094.3-85电力变压器第三部分绝缘水平和绝缘试验

GB1094.5-85电力变压器第五部分承受短路的能力

GB1208-1997电流互感器

GB3096-93城市区域环境噪声标准

GB4l09-88高压套管技术条件

GB6450-86干式电力变压器

GB/T6451-95三相油浸式电力变压器技术参数和要求

GB7328-87变压器和电抗器的声级测定

GB7595-87运行中变压器油质量标准

GB/T10228-1997干式电力变压器技术参数和要求

GB10230-88有载分接开关

GB10237-88电力变压器绝缘水平和绝缘试验外绝缘的空气间隙

GBl2348-90工业企业厂界噪声标准

GB/T13499-92电力变压器应用导则

GB/T15164-94油浸式电力变压器负载导则

GB/T16274-1996油浸式电力变压器技术参数和要求500kV级

GBl6847-1997保护用电流互感器暂态特性技术要求

GB/T17211-1998干式变压器负载导则

GBJ148-1990电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范

7065-93变压器用压力释放阀

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/T2426-92发电厂和变电所自用三相变压器技术参数和要求

/T3837-1996变压器类产品型号编制方法

/T5345-91变压器用蝶阀

/T5347-91变压器用片式散热器

/T6302-92变压器用压力式温度计

/T6484-92变压器用储油柜

/T7631-94变压器用电阻温度计

/T8315-1996变压器用强迫油循环风冷却器

/T8316-1996变压器用强迫油循环水冷却器

/T83l8-1996变压器用绝缘成型件技术条件

7T8448.1-l996变压器类产品用密封件技术条件第一部分橡胶密封件

7T8450-1996变压器用绕组温度计

/T8637-l997无励磁分接开关

ZBK41001-88封闭母线

ZBK41008-89变压器用风扇

ZBK41010-90变压器油泵

ZBK45015-89气体继电器

ANSI/IEEEC57.13：1993互感器标准要求

3 使用条件

3.1 正常使用条件和特殊使用条件

油浸式电力变压器应符合GB1094.l～GB1094.3和GBl0237的规定；干式变压器应符合GB6450

的规定。

3.2 其他特殊使用条件

如果有3.1之外的其他特殊使用条件,应与制造厂协商并在合同中规定,如：

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a>有害的烟或蒸汽,灰尘过多或带有腐蚀性,易爆的灰尘或气体的混合物、蒸汽、盐雾、过潮或滴水

等；

b>异常振动、倾斜、碰撞、冲击；

c>环境温度超出正常使用范围；

d>特殊的运输条件；

e>特殊的安装位置和空间限制；

f>特殊的维护问题；

g>特殊的工作方式或负载周期,如：冲击负载；

h>三相交流电压不对称或电压波形中的总谐波含量大于5%、偶次谐波含量大于1%；

i>异常强大的磁场；

j>具有大电流离相封闭母线的大型变压器；

k>变压器出线与GIS相连；

1>异常强大的核子辐射。

3.3 热带气候防护类型及使用环境条件

3.3.1 热带产品的气候防护类型系指产品使用在一定的热带气候区域时所采取的相应防护措施,

以保证按该典型环境设计、制造的产品在运行中的可靠性。

3.3.2 热带产品的气候防护类型分为湿热型、干热型和干湿热合型。

3.3.3 对于湿热带工业污秽较严重及沿海地区户外的产品,应考虑潮湿、污秽及盐雾的影响,其

所使用的绝缘子和瓷套管应选用加强绝缘型或防污秽型产品；由于湿热地区雷暴雨比较频繁,对产

品结构应考虑加强防雷措施。

3.3.4 三种气候防护类型热带产品使用环境条件见表1。

表1

气候防护类型

湿热型TH

1000及以下

40

-5

4 / 35

干热型TA

l000及以下

50

1

-5

干湿热合型T

1000及以下

50

1

-5

环境参数

海拔,m

空气温度℃

年最高

年最低

.

年平均

月平均最高<最热月>

日平均

最大曰温差

空气相对湿度

最湿月平均最大相对湿度

%

最干月平均最小相对湿度

露

霉菌

含盐空气

最大降雨强度,mm/min

太阳辐射最大强度,J/

2

.min>

阳光直射下黑色物体表面最高温度,℃

冷却水最高温度,℃

一米深土壤最高温度,℃

最大风速,m/s

砂尘

雷暴

有害动物

25

35

35

—

95<25℃时>

2

—

有

有

有

5

6

5.86

80

33

32

35

—

频繁

有

30

45

40

30

—

10<40℃时>

3

有

4

—

有

1

—

6.7

90

35

32

40

有

—

有

30

45

40

30

95<25℃时>

2

l0<40℃时>

3

有

有

有

45

6

6.7

90

35

32

40

有

频繁

有

1>当需要适用于年最高温度55℃的产品时,由供需双方协商商定。

2>指该月的月平均最低温度为25℃。

3>指该月的月平均最高温度为40℃。

4>在订货时提出作特殊考虑。

5>指沿海户外地区。

4 选用变压器曲—般原则

选用变压器<尤其是大型变压器>技术参数,应以变压器整体的可靠性为基础,综合考虑技术参

数的先进性和合理性,结合损耗评价的方式,提出技术经济指标。同时还要考虑可能对系统安全运

行、运输和安装空间方面的影响。

4.1 变压器符合的标准和技术规范

在选用变压器时,应明确变压器应符合的标准<国家标准、行业标准、国际标准和国外标准>名

称和代号。

在选用变压器时,应明确提出变压器的技术规范和参数,一般应按GB7T6451、GB/T10228、

GB/Tl6274、7T2426选择。如有其他要求,应与制造厂协商后在合同中规定。

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除例行试验外,如果要求变压器重做型式试验项目、标准规定的特殊试验项目、用户要求的研

究性试验项目,则应在询价和定货时与制造厂协商,并在合同中规定。

4.2 变压器的类型

变压器按用途可分为：升压变压器、降压变压器、配电变压器、联络变压器和厂用变压器；按

绕组型式可分为：双绕组变压器、三绕组变压器和自耦变压器；按相数可分为：三相变压器和单相

变压器；按调压方式可分为：有载调压变压器和无励磁调压变压器；按冷却方式分为：自冷变压器、

风冷变压器、强迫油循环风冷变压器、强迫油循环水冷变压器。

4.2.1 三绕组变压器一-般用于具有三种电压的变电所。

4.2.2 自耦变压器一般用于联络两种不同电压网络系统或用于两个中性点直接接地系统连接的

变压器。

4.2.3 发电机升压变压器和变电所降压变压器一般采用三相变压器。若因制造和运输条件限制,

在220kV及以上的变电所中,可采用单相变压器组。当选用单相变压器组时,应根据所联接的电力系

统和设备情况,考虑是否装设备用相。

4.3 额定电压和电压组合

4.3.1 额定电压

变压器的额定电压是指单相或三相变压器线路端子之间,指定施加的或空载时感应出的指定电

压。

4.3.1.1 变压器的输入端<降压用变压器>额定电压通常为：

3、6、10、15<20>、35、66、110、220、330、500。

4.3.1.2 变压器的输出、输入端<升压用变压器>额定电压通常为：

发电机变压器输入电压为：3.15、6.3、11<10.5>、13.8、15.75、l8、20、24。

变压器的输出电压为：38.5、72.5、121、242、363、550。

4.3.1.3 如另有要求,应由用户与制造厂协商,并在合同中规定。

4.3.2 电压组合

油浸式电力变压器按GB/T6451、GB/T16274或/T2426的规定；干式电力变压器按GB7T10228

的规定。如另有要求,应与制造厂协商后在订货合同中规定。

4.4 额定容量

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变压器的额定容量是指输入到变压器的视在功率值<包括变压器本身吸收的有功功率和无功功

率>。选择容量时应按相应的标准,尽量采用GB32l

中的R10优先数系。

4.4.1 发电机升压变压器

发电机变压器的额定容量一般由发电机的额定功率确定。

4.4.2 变电所降压变压器

应参考GB/T15164或GB/T17211中的正常周期负载图所推荐的变压器在正常寿命损失下的负载

条件,经济地估箕变压器的额定容量。同时还应适当考虑5年内的负荷发展。

4.4.3 配电变压器

配电变压器的容量选择,应根据GB/T15164或GB/T17211及工程设计部门提供的用电设备安装

容量<可为假设负荷>来确定其容量。

4.4.4 单相变压器

单相变压器组成的变压器组中,各单相变压器容量可取三相变压器容量的三分之一,取值尽可

能靠到标准容量系列。且有效位数保留到个位MVA<例如167MVA>。

4.4.5 容量分配

对于三绕组变压器的高、中、低压绕组容量的分配应按各侧绕组所带实际负荷进行分配。推荐

按GB/T6451、GB/T16274、/T2426和GB/T10228。对于100/100/30或100/30/100的容量分配,不宜

选用。

4.5 分接

4.5.1 带分接的绕组的选择

分接头一般按以下原则布置：

a>在高压绕组上而不是在低压绕组上,电压比大时更应如此。

b>在星形联结绕组上,而不是在三角形联结的绕组上<特殊情况下除外,如变压器

D

YN

联结时,可在D

绕组上设分接头>。

c>在网络电压变化最大的绕组上。

4.5.2 调压方式的选用原则

一般原则如下：

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a>无励磁调压变压器一般用于电压波动范围较小,且电压变化较少的场所。

b>有载调压变压器一般用于电压波动范围较大,且电压变化频繁的变电所。当500kV变压器选用有

载调压时,应经过技术经济论证。

c>在满足使用要求的前提下,能用无励磁调压的尽量不采用有载调压。无励磁分接开关应尽量减少

分接数目,可根据电压变动范围只设最大、最小和额定分接。

d>对大型发电机升压变压器可不设分接头。

e>自耦变压器采用公共绕组调压者,应验算第三绕组电压波动不致超出允许值。在调压范围大,第三

绕组电压不允许波动范围大时,推荐采用中压侧线端调压。

4.5.3 分接范围

一般按GB/T6451、GB/T16274、/T2426或GB/T10228选择。

4.5.3.1 无励磁调压范围

a>对于小容量<10000kVA以下>低电压<35kV及以下>的小型发电机变压器,其分接范围应根据其网络

情况由用户自定；

b>对于额定电压为13.8kV、15.75kV、18kV、20kV、24kV、额定容量在16MVA～50MVA的发电厂自用

变压器,额定电压为66kV、110kV、220kV、500kV级发电机变压器,如果必须用分接,其电压调整范

围推荐为：±5%；

c>对于500kV及以上的发电机升压变压器,不推荐变压器带有调压分接。

4.5.3.2 有载调压范围

a>对于电压等级为6kV、10kV级变压器,推荐其有载调压范围为±4×2.5%。并且在保证分接范围不

3

2.5%

； 变的情况下,正、负分接档位可以改变。如

5

d>对电压等级为35kV级变压器,其有载调压范围推荐为±3×2.5%。并且在保证分接范围不变的情

况下,正、负分接档位可以改变,如±

2

2.5%

；

4

c>对电压等级为66kV～220kV级变压器,其有载调压范围推荐为±8×1.25%,正、负分接档位可以改

变；

d>对电压等级为330kV级和500kV级的变压器,其有载调压范围一般为±8×l.25%或按GB/T6451或

GB/T16274。

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4.6 绝缘水平

绝缘水平是变压器能够承受住运行中各种过电压与长期最高工作电压作用的水平。油浸式电力

变压器的绝缘水平按GB1094.3、GB311.1及GB/T10237的规定；干式电力变压器绝缘水平按GB6450、

GB311.1及GB/T10237的规定。当变压器与GIS联接时,应考虑快速瞬变过电压对变压器绝缘的影响。

4.7 损耗

电力变压器损耗应符合GB/T6451、GB/T16274、7T2426和GB/T10228规定。产品性能水平按

/T3837的规定。性能水平序号高的电力变压器,损耗相应降低,同时应注意到变压器制造成本的增

加。而且,降低损耗仍以可靠性为基础。

注

1/T3837中规定的性能水平指系列平均下降值,单台允许偏差不高于2%。

2计算损耗时,油浸式变压器参考温度为75℃；干式变压器参考温度对各种绝缘系统是不同的,一般

取绕组平均温升加20℃。

4.8 短路阻抗

选择短路阻抗时应符合相应标准的要求。

对110kV～220kV城网供电的变压器,为限制过大的短路电流要求提高短路阻抗的变压器,其短

路阻抗最好分档,例如：110kV可分为10.5%、12.5%、14.5%、l6.5%；220kV可分为14%、l8%、22%、

26%。还应考虑系统电压调整率和无功补偿。

选用双分裂厂用变压器,应适当增大短路阻抗及容量。

4.9 三相系统变压器绕组联结方法

一台三相变压器或拟结成三相组的单相变压器其绕组的联结方法应根据该变压器与其他变压

器并联运行,中性点是否引出和中性点的负载要求来选择。

联结方法对变压器的设计和所需材料的用量有影响。在某些情况下选择联结方法时,还须考虑

铁芯的结构形式和气象条件。如：某些地区特殊接法：10kV与110kV输电系统电压相量差60°的

电气角,此时可采用110/35/10kV电压比与YNdl1y10接法的三相三绕组电力变压器；多雷地区可选

D

Y

或

Y

zo

。

尽量不选用全星形接法的变压器,如必须选用,应增加三角接线的稳定绕组<配电变压器除外>。

4.9.1 联结方法

绕组联结方法的选择按GB/T6451、GB灯16274、GB7Tl0228或7T2426的规定。其常用的联结

组见附录A。

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4.9.2 联结特点

三种绕组联结方法的主要特点见表2。

表2

星形联结 三角形联结

—

曲折形连接

可带绕组额定电流

的负载

中性点的负与其他绕组的联结方法和变压器所连接系统

载能力 的零序阻抗有关

励磁电流

相电压

三次谐波电流不能通三次谐波电流至少能三次谐波电流能在三

过<中性点绝缘,无三在变压器的一个绕组角形联结绕组中通过

角形联结的绕组> 中通过

含有三次谐波电压

1

正弦波 正弦波 —

1>在三相三柱芯式变压器中三次谐波电压值不大；但在三相五柱芯式变压器、三相壳式变压器和联

结成三相组的单相变压器中,三次谐波电压可能较高,以致中性点出现相应的漂移。

4.10 冷却方式

冷却方式的选择推荐如下：

a>油浸自冷

l>31500kVA及以下、35kV及以下的产品；

2>50000kVA及以下、110kV产品。

b>油浸风冷

1>12500kVA～63000kVA、35kV～110kV产品；

2>75000kVA以下、110kV产品；

3>40000kVA及以下、220kV产品。

c>强迫油循环风冷

50000～90000kVA、220kV产品。

d>强迫油循环水冷

一般水力发电厂的升压变220kV及以上、60MVA及以上产品采用。

e>强迫导向油循环风冷或水冷

1>75000kVA及以上、110kV产品；

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2>120O00kVA及以上、22OkV产品；

3>330kV级及500kV级产品。

f>冷却器的布置形式有两种,一种为冷却器固定在油箱上；另一种为冷却器集中固定在支架上,通过

导油管与油箱联结。选用时用户应向制造厂提供选用冷却器安装方式并在合同中注明。

g>选用强油风冷冷却方式时,当油泵与风扇失去供电电源时,变压器不能长时间运行。即使空载也不

能长时间运行。因此,应选择两个独立电源供冷却器使用。

h>根据用户要求,干式变压器可加装风机通风,以使用于超铭牌额定负载运行。干式变压器冷却的标

志按GB6450规定。

4.11 变压器油和油保护系统

4.11.1 变压器油按其凝点分为10号、25号和45号。变压器制造厂一般按例行试验时所注入的

某种牌号的油供给用户。用户对变压器油另有要求时,应在订货合同中规定。对变压器油的要求：

a>根据变压器安装地点的环境平均最低温度合理选择变压器油的牌号；

b>提出合理的变压器油性能要求<一般按GB7595>；

c>要求变压器油的油基<环烷基或石腊基>；

d>对超高压变压器用变压器油的特殊技术要求<如析气性等>；

e>油与绝缘材料及结构材料的相容性。

4.11.2 在选用变压器时,用户应提出对油保护系统的要求,并在订货合同中规定。常用的油保护

系统有：

a>采用波纹壁油箱或膨胀式散热器。这种系统可自行补偿油的体积膨胀,可不装设储油柜,一般适用

于小容量的变压器。

b>装有胶囊或隔膜结构的储油柜,此结构能使油与空气隔开,以实现全密封。

4.11.3 交货的变压器中应注入或供新油,且应不混油。己运行的变压器如果需要补充油时应遵

照以下原则：

a>不同油基的变压器油应不混合使用；

b>同一油基不同牌号<凝点>的油不宜混合使用；

c>被混合使用的油,其质量均需符合GB7595的规定；

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d>新油或相当于新油质量的同一油基不同牌号变压器油混合使用时,应按混合油的实测凝点决定其

是否可用。不能仅按化学和电气性能合格就混合使用；

e>进行中的油与相同牌号新油混合时,应预先进行混合油样的氧化安定性试验,无沉淀物方可混合

使用。

f>进口油或来源不明的油与不同牌号运行油混合使用时,应预先进行参加混合的各种油及混仓后油

样的老化试验。当混油质量不低于原运行油时,方可混合使用；若相混油都是新油,其混合油的质量

应不低于最差的一种新油。

4.11.4 如果用户需用自己采购的油注入变压器时,应在订货合同中规定。为了确保变压器运行

的可靠性,用户和制造厂应就4.11.1中的要求达成一致。

4.12 变压器的技术参数和制造成本

选用变压器时,技术参数由变压器服务的电力系统和运行条件所决定。一些性能方面的技术参

数,如负载损耗、短路阻抗、空载损耗、空载电流等,GB/T6451、GB/T16274、/T2426和GB/Tl0228

已有规定。它们不仅与变压器的安全运行和经济运行有关,而且直接影响其制造成本,为了降低变压

器的能耗,或从安全运行角度提出高于标准规定的参数或特殊要求时<如声级水平、油箱强度、绝缘

水平、或高海拔>,应考虑制造成本的增加。有关信息见附录B。

5 技术要求

5.1 一般技术要求

油浸式变压器一般技术要求应按GB1094.1和GB/T6451、GB/T16274或/T2426的规定及本标准

中的附录C；干式电力变压器一般技术要求应符合GB6450—86的附录A和GB/T10228的规定及本标

准中的附录C。

5.2 特殊技术要求

如有除5.l之外的特殊要求,应由用户与制造厂协商并在合同中规定。

6 三相系统中变压器并联运行

并联运行系指井联的各变压器的两个绕组,采用同名端子对端子的直接相连方式下的运行。本

标淮只考虑双绕组变压器的并联运行。

6.1 并联运行的条件

a>相位关系要相同,即钟时序数要相同；

b>电压和变压比要相同,允许偏差也相同<尽量满足电压比在允许偏差范围内>,调压范围与每级电

压要相同；

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.

c>短路阻抗相同,尽量控制在允许偏差范围±10%以内,还应注意极限正分接位置短路阻抗与极限负

分接位置短路阻抗要分别相同；

d>容量比在0.5～2之间。

6.2 联结方

一般按GB/Tl3499的规定和本标准中的附录D。

7 变压器的声级

变压器的噪声是指变压器在额定电压、额定电流和额定频率下运行时所发出的负载噪声。变压

器制造厂考核的是空载噪声,负载噪声由用户与制造厂协商。变压器噪声应符合环境保护的要求。

随着噪声的降低,变压器的制造成本也将有所增加。

7.1 环境保护对噪声的判断

按GB12348和GB3096的规定,间接判断变压器噪声是否符合环境保护的要求。

7.2 声级水平

220kV及以下变压器的空载声级水平见附录E；330kV和500kV变压器的空载声级水平应不超过85dB；

l0kV00级、2500kVA以上和35kV级干式变压器的声级水平由用户和制造厂协商。

7.3 声级测定

变压器声级,是以A计权声压级进行测量的,测量方法按GB7328的规定。

8 变压器热老化率与寿命

变压器的寿命一般为20年,它是指外部冷却空气为20℃,在额定电流下运行时,以某种温度等

级的绝缘材料发生热老化而损坏时规定的。

对符合GB1094设计的油浸式电力变压器,在热点温度为98℃下相对热老化率为1,此热点温度

与"在环境温度为20℃和热点温升为78K下运行"相对应。

对于干式变压器,其环境温度也为20℃而热点温度取决于绝缘材料的温度等级,其温度限值如

表3。

表3

绕组热点温度,℃

额定值

95

最高允许值

l40

额定电流下绕组

平均温升的限值K

60

绝缘系统的温度等级℃

105

13 / 35

.

l20

130

l55

180

220

ll0

120

145

175

2l0

155

l65

l90

220

250

75

80

l00

l25

150

变压器的相对热老化率定义为：

式中：θ

h

——实际热点温度；

θ

c

——额定热点温度；

θ

d

——寿命损失加倍率<例如：油浸式取6K,干式取10K>。

θ

d

的取值说明,在额定热点温度的基础上,每增加6℃<油浸式>或10℃<十式>,其热寿命减少一

半,反之增加一倍。

计算寿命损失可参考GB/T15164和GB/T17211。

9 变压器组件

组件应从经行业主管部门确认合格,产品经运行验证质量稳定的厂家中选择。

9.1 分接开关

9.1.1 有载分接开关应符合GB10230的要求。

9.1.2 无励磁分接开关应符合/T8637的要求。

9.2 冷却装置

9.2.1 变压器用片式散热器应符合/T5347的要求。

9.2.2 变压器用风冷却器应符合/T8315的要求。

9.2.3 变压器用水冷却器应符合/T8316的要求。

9.2.4 变压器用风扇应符合ZBK4l008的要求。

9.3 油泵

14 / 35

.

变压器用油泵应符合ZBK41010的要求。

9.4 封闭母线

封闭母线选用时,用户应向变压器制造厂提供固定法兰尺寸、封闭母线相间中心距等数据及封

闭母线的工作温度、连接方式等。封闭母线应符合ZBK4100l的要求。

9.5 压力释放装置

压力释放阀应符合7065的要求。

9.6 气体继电器

气体继电器应符合ZBK45015的要求。500kV变压器装设气体继电器应符合GB/Tl6274的要求。

9.7 储油柜

储油柜应符合/T6484的要求。

9.8 温度计

9.8.1 变压器用压力式温度计符合/T6302的要求。

9.8.2 变压器用电阻温度汁符合/7631的要求。

9.8.3 变压器用绕组温度计符合/T8450的要求。

9.9 净油器

净油器应符合产品技术条件的要求。密封式变压器,当用户无特别要求时,可不装设净油器。

9.10 套管

套管应符合GB4l09的要求。

9.11 套管式电流互感器

套管武电流互感器分为测整用和保护用两种。选用时应提出相应的额定值,包括额定一次电流、

额定二次电流、额定电流比、准确级、额定输出等。除非用户和制造厂另有协议规定,额定值应符

合GB1208的规定。

套管武电流互感器选用原则见附录F。

9.12 蝶阀

变压器用蝶阀应符合/T5345的要求。

15 / 35

.

9.13 其它组、部件

变压器用的其它组、部件的选用应符合相应标准的要求或技术条件的要求。

10 标志、起吊、安装和贮存

油浸式电力变压器应符合GB/T6451、GB/T16274和/T2426的规定；干式电力变压器应符行

GB/T10228的规定,变压器的安装项目和要求符合GBJ148的规定。

11 制造厂应提供的技术文件和图表

11.1 制造厂向设计院提供的技术文件

在技术协议书<订货合|司>签订后,制造厂应在规定时问内向设计院提供工程设计所必须的图

样和有关技术资料。对已有供货的产品<不需设计>应在半个月之内提供。供设计院的图样和资料主

要内容包括如下：

a>变压器外型图。外形图内容包括：

变压器总体外型尺寸、主体运输重量、主要部件重量、油总重量、上节油箱或器身吊重、吊高、

起吊位置、干斤顶位置、牵引孔位置、轨距或支座位置、基础尺寸和要求、冷却器或散热器布置、

套管出线位置和接线端子尺寸、接地端子位置和端子尺寸、梯子位置,连接件<管道法兰>对口尺寸、

其他必要的它装尺寸；

b>变压器铭牌图或铭牌标志图；

c>变压器本体运输尺寸图；

d>冷却系统<如果有>控制原理图和冷却控制设备接线图；

e>主控制箱<如果有>外型图<安装图>；

f>变压器二次保护接线安装图<必要时提供>；

g>变压器二次保护设备接线图；

h>变压器端子箱接线图；

i>有载分接开关<如果有>电气控制接线图和遥控信号接线图；

j>经制造厂和用户协商一致,可以提供的资料<一般仅对特大型产品>有：过励磁曲线、工频电容<包

括线圈之间和线圈对地>、零序阻抗、噪声水平、变压器入口电容、励磁电流谐波分析、突发短路

计算结果或突发短路试验报告。

11.2 制造厂向用户提供的技术文件

16 / 35

.

由制造厂向用户提供的技术文件,在订货合同或技术协议书中应明确规定提供文件的数量和有

关信息<如收件人、邮寄地址和邮政编码等>。交接方式一般为邮寄,也可随产品一同发运。

a>提供l1.1中的全部技术文件；

b>产品合格证书,包括变压器合格证书、主要部件合格证书<套管、冷却器、开关、气体继电器、各

种温度计等>；

c>产品试验报告。包括变压器试验报告<除例行试验报告外,其他试验报告提供内容由双方协商确

定>,主要组部件试验报告；

d>油浸式变压器油化验单<如果规定,包括色谱分析>；

e>变压器安装使用说明书；

f>套管安装使用说明书；

g>储油柜安装使用说明书；

h>冷却器或散热器<如果有>安装使用说明书；

i>讯号温度计、电阻温度计、绕组温度计使用说明书；

注：如果有要求,应提供设定位置。

j>有载分接开关或无励磁分接开关使用说明书；

k>装箱单或拆卸一览表<一般随产品发运>。

11.3 制造厂向用户提供的主要部件及备件规格图表<用户需要时>

a>冷却系统简图<仅对强迫油循环系统>；

b>梯子、储油柜安装图；

c>内部引线走向示意图和内部接地系统示意图；

d>冷却器安装图；

e>变压器套管及套管式电流互感器布置示意图<必要时,用户与制造厂协商>；

f>主绝缘示意图<必要时,用户与制造厂协商>；

g>变压器温度记录盘安装图；

h>二次馈线布置图；

17 / 35

.

i>电磁或磁屏蔽布置示意图。

11.4 对试验的要求

对变压器的例行试验、型式试验和特殊试验应符合GB1094.1或GB6450的要求。

有关局部放电的信息见附录G,供选用变压器时参考。

12 技术协议

在订购变压器时,用户除与制造厂签订合同外,如果需要还应同时签订技术协议,作为合同的技

术附件。附录H是推荐的技术协议格式。

附录 A

<提示的附录>

三相变压器常用的联结组

三相变压器常用的联结组见图A1。

图A1 常用的联结组

附录 B

<提示的附录>

变压器的主要性能参数与制造成本的关系

变压器主要性能参数的选用,首先应满足第4章的要求,以保证变压器的可靠性。其次要考虑提

高性能参数的同时变压器制造成本也将相应增加。

B1 短路阻抗

当负载的功率因数一定时,变压器的电压调整率与短路阻抗基本成正比,变压器的无功损耗与

短路阻抗的无功分量成正比。由此短路阻抗小较为适宜。然而,短路电流倍数与短路阻抗成反比,短

路阻抗越小,则短路电流倍数越大。当变压器短路时,绕组会遭受巨大的电动力并产生更高的短路温

升。为了限制短路电流,则希望较大的短路阻抗。

然而,对芯式变压器而言,当取较大的短路阻抗时,就要增加线圈的匝数,即增加了导线重量,或

者,增大漏磁面积和降低线圈的电抗高度,从而增加了铁心的重量。由此可见,高阻抗变压器,要相应

增加制造成本。

随着短路阻抗增大,负载损耗也会相应增大。所以,选择短路阻抗要电动力和制造成本二者兼

顾。

18 / 35

.

B2 负载损耗

负载损耗包括线圈电流电阻损耗、导线中的涡流损耗、并列导线间环流损耗和结构件<如夹件、

钢压板、箱壁、螺栓、铁心拉板等>的杂散损耗。

B2.1 线圈直流电阻损耗

降低线圈直流电阻损耗的有效方法是增大导线截面积。然而也导致线圈体积的增大,相应增加

导线长度,为了设计出低负载损耗的变压器,需耗用较多的导线,制造成本必然增加。

B2.2 导线的涡流损耗

线圈处于漏磁场中,在导线中会产生涡流损耗。大型变压器中涡流损耗有时会达到直流电阻损

耗的10%以上,纵向漏磁场在导线中产生的涡流损耗是该部分损耗的主要部分。

当变压器短路阻抗增大时,纵向漏磁场增大,导致涡流损耗的增加。降低涡流损耗的途径可采用

多根导线并联,用组合导线或换位导线。此时,为考虑绕组的机械强度,如采用自粘性换位导线,或不

惜牺牲损耗而采用截面大的单根导线。这就使制造成本增加。

B2.3 环流损耗

变压器<尤其是大型变压器>由多根导线并列绕成,每根导线在漏磁场中占据的空间位置不同,

它们各自产生的漏感电势也不同,漏感电势之差产生环流井产生环流损耗。

当要求变压器短路阻抗大时,由前所述的原因,需减小电抗高度,增加导线匝数,它们都会增加

环流损耗。为抵偿该损耗的增大,就要采取适当的导线换位方式或增加导线截面积减少直流电阻损

耗及采用换位导线等,这就增加了变压器制造成本。

B2.4 结构件的杂散损耗

大型变压器中,杂散损耗有时会达到直流电阻损耗的30%。经验证明,在油箱壁和夹件上加装磁

屏蔽或电磁屏蔽；铁心拉板和在漏磁场中的结构件<如螺栓等>采用低磁钢材料等措施,可有效地降

低杂散损耗。然而,这些措施都相应增加了制造成本。

B3 空载损耗

变压器的空载损耗主要是铁心损耗。它由磁滞损耗和涡流损耗组成,前者与导磁材料<如硅钢>

的重量成正比,且与磁密的

n

次方成正比。而涡流损耗与磁密的平方、导磁材料的厚度的平方、频

率的平方和导磁材料的重量成正比,降低空载损耗就要降低磁密,其结果导致导磁材料重量增加。或

者采用高导磁、低损耗的导磁材料；或者采用厚度更薄的导磁材料。其结果都导致变压器制造成本

的相应增加。而过薄的硅钢片又使铁心的平整度下降,导致铁心机械强度的降低。

B4 声级水平

要求变压器的声级水平低于标准值,制造厂将采取特殊的设计和措施。例如降低选用磁密,特殊

的绑扎或压紧方法,相应的减振结构,选用低噪声风机等等,这无疑将导致变压器制造成本的增加。

19 / 35

.

因此,如果必须选用低噪声变压器,应作相应的分析。从经济上来看,在变压器安装地点采取相应的

措施<例如安装隔离墙>或许更合适。

B5 变压器的容量、重量、尺寸和性能之间的关系

不同容量的变压器,在电压等级、短路阻抗、结构型式、设计原则、导线电流密度和铁心磁密

等相同的情况下,它们之间存在着以下近似关系

a>变压器的容量正比于线性尺寸的4次方；

b>变压器有效材料重量正比于容量的3/4次方,

c>变压器单位容量消耗的有效材料正比于容量的-1/4次方；

d>当变压器的导线电流密度和铁心磁通密度保持不变时,有效材料中的损耗与重量成正比,即总损

耗正比于容量的3/4次方；

e>变压器单位容量的损耗正比于容量的-1/4次方。

f>变压器的制造成本正比于容量的3/4次方。

由此,从经济角度看,在同样的负载条件下,选用单台大容量变压器比用数台小容量变压器经济

得多。

附录 C

<提示的附录>

提高变压器质量的措施

C1 为选用变压器时提供有关提高变压器质量的信息,本附录参考了《电力部反事故措施》和《质

量完善化措施》两个法规文件,引用了一些与选用变压器有关的措施。更详细的内容可由上述文件

中获得。

C2 有关《电力部反事故措施》和《质量完善化措施》的内容

a>型式试验报告完整,例行试验记录齐全；

b>110kv及以上的油浸式电力变压器和树脂绝缘变压器及厂用分裂变压器需有机械工业部和电力部

两部鉴定证书；

c>质量管理体系健全或经ISO9000系列认证；

d>应从取得机械部认定证书的厂家选用,

e>按短路强度要求提出或规定线圈的轴向压紧力,或从经过突发短路试验的系列中选用,

20 / 35

.

注：110kV变压器宜做突发短路试验。

f>大容量变压器和双分裂变压器应对垫块采用予密化措施；

g>屏蔽结构正确,并可靠接地；

h>各部位应不出现过高的场强,包括低电位电极；

i>严格变压器器身真空干燥工艺要求,严格控制干燥后的暴露空气时间并防止绝缘受潮,

注：推荐500kV级变压器真空残压为67Pa。

j>500kV新产品须进行设计评审；

k>500kV变压器主绝缘与引线绝缘结构中应采用绝缘成型件与成型角环,220kV和110kV变压器应尽

量选用；绝缘成型件按7T8318；

l>防止过电压和工作电压下的击穿事故,应采取预防措施；

m>选用组件应在两部整顿后定点厂内择优选择,所有组件应在制造厂与变压器本体预组装；

n>500kV变压器或用户提出要求的大型变压器发运时应装冲击记录仪实行押运制；

o>按相应标准规定,大型变压器应进行长时间空载试验,并进行油中溶解气体分析和局部放电测量；

p>防止水份进入变压器,选用密封件应符合/T8448.1；

q>对强迫油循环冷却的变压器应对油速提出控制范围,防止油流带电；

r>严格油务管理工作,对220kV～500kV变压器的变压器油应严格控制含水量、含气量、油耐压强度、

tg四大指标；

s>变压器应无渗漏。

附录 D

<提示的附录>

变压器并联运行的联结方法

变压器并联运行的联结方法应符合如下要求：

a>具有相同的相位关系<即在矢量图中,具有相同的钟时序数>的诸变压器,可将各自的一次侧和二

次侧同符号标志端子连接在一起,作并联运行；

21 / 35

.

b>若钟时序数不同,从变压器并联运行可靠性看,有如下联结方法<见图Dl>；

组1：钟时序数为0、4和8；

组2：钟时序数为6、10和2；

组3：钟时序数为l和5；

组4：钟时序数为7和11。

c>在实际平衡负载条件下,属于同组的两台变压器可并联运行如图D1；

d>如果一台变压器的时序与另一台刚好相反,则组3中的变压器与组4中的变压器并联运行,如图

D2；

e>不同组的两台变压器是不能并联运行的。如：

组l与组2或组3或组4；

组2与组1或组3或组4；

组3与组1或组2；

组4与组1或组2。

图D1 同组变压器的并联运行

图D2 组3和组4中的变压器并联运行

附录E

<提示的附录>

220kV及以下变压器的声级水平

E1 容量为30kVA～63000kVA,电压等级为6kV、10kV、35kV、66kV的油浸式电力变压器声级应不

超过表E1的规定。

表E1

声级

L

p

A

,dB

等值容量/电压等级

kVA kV

油浸自冷式

ONAN

油浸风冷式

ONAF

等值容量/电压

等级

kVA kV

声级

L

p

A

,dB

油浸自冷

式

ONAN

油浸风冷

式

ONAF

22 / 35

.

30/6～10

50/6～35

63/6～35

80/6～35

48

l00/6～35

125/6～35

49

160/6～35

200/6～35

5l

250/6～35

3l5/6～35

400/6～35

500/6～35

630/6～66

800/6～66

1000/6～66

1250/6～66

l600/6～66

2000/6～66

59 —

53 —

—

—

—

44 —

2500/6～66 60 —

3150/6～66 6l —

4000/6～66

5000/6～66

6300/10～66

8000/35～66

10000/35～66

l2500/35～66

16000/35～66

20000/35～66

25000/35～66

3l500/35～66

40000/35～66

50000/35～66

62

63

64

65

66

66

68

71

7l

75

—

—

—

—

—

73

73

73

75

75

77

78

78

78

54 —

57 —

63000/35～66 — 78

E2 容量为6300kVA～1200O0kVA,电压为110kV级的油浸式电力变压器的声级,应不超过表E2的

规定。

表E2

等值容量

KVA

6300

8000

10000

12500

16000

20000

声级

L

p

A

,dB

油浸自冷式ONAN或强油水冷式OFWF 油浸风冷式ONAF或强油风冷式OFAF

66

67

68

68

70

73

—

74

75

75

76

77

23 / 35

.

25000

31500

40000

50000

63000

90000

12000

73

75

76

77

78

79

80

78

79

79

79

80

80

80

E3 容量为31500kVA～360000kVA,电压为220kV级的油浸式电力变压器的声级,应不超过表E3

的规定。

表E3

等值容量

KVA

31500

40000

50000

63000

90000

120000

150000

180000

240000

300000

360000

强油水冷式OFWF

78

78

80

80

82

83

84

84

85

85

85

声级

L

p

A

,dB

油浸风冷式ONAF或强油风冷式OFAF

80

80

82

83

85

85

86

86

87

88

89

E4 容量为30kVA～2500kVA,电压为6kV～10kV级的干式变压器,其声级应不超过表E4的规定<

测量距离为1m>。

表E4

等值容量

kVA

30～63

80～100

声级

L

p

A

,dB

干式自冷式AN与干式密封自冷式

GNAN

54

55

等值容量

kVA

630

800

24 / 35

声级

L

p

A

,dB

干式自冷式AN与干式密封自冷式

GNAN

62

64

.

125～160

200

250

3l5

60

400

500

注

62

58

1000

1250

l600

66

2000

2500 71

65

l本标准中所列等值容量,是相当于双绕组变压器额定容量的等值容量。

2当被试变压器的电压和容量与表中所列数值对应不上时,可按最靠近的电压或较大一级的容量来

确定其声级。

3对于因冷却方式不同,而具有多个容量的变压器,应按较高容量及其相应的冷却方式,确定其声级。

4表列数值系以声压级、A计权平均值计的空载时的声级水平。

附录 F

<提示的附录>

套管式电流互感器选用原则

F1 套管式电流互感器电流比的选择

套管式电流互感器的额定一次电流应根据其所在装设地点的变压器容量来确定,通常取按变压

器容量计算出的电流值的1.0～1.2倍,考虑到线路保护等原因,可适当增大。但应修正到符合

GB1208的规定。

F1.1 额定一次电流标准值

套管式电流互感器额定一次电流标准值为：75A、100A、125A、150A、200A、250A、300A、400A、

500A、600A以及它们的十进位倍数。

F1.2 额定二次电流标准值

套管式电流互感器额定二次电流标准值为：1A、2A和5A。1A和5A为优先值。

F1.3 套管式电流互感器的电流比

套管式电流互感器根据变压器负荷的变化情况,可选单电流比或多电流比。单电流比按F1.l、

F1.2选取。除非用户和制造厂另有规定,多电流比通常为两个电流比。

25 / 35

.

两个电流比的套管式电流互感器的额定一次电流的标准值为：75A-150A、100A-200A、

l50A-300A、200A-400A、250A-500A、300A-60OA、400A-800A、500A-1000A、600A-1200A、750A-1500A、

<800A-1600A>、1000A-2000A、1250A-2500A、1500A-300OA、2000A-4000A。

注

l两个电流比的互感器,其下限电流可与上列标淮值不同,但应符合F1.l的规定。

2两个以上电流比的数值由用户和制造厂协调规定。实际上变压器安装后,即按当地负载情况选定一

个电流比,更换情况很少。

3括号内数值仅对己有变压器配套采用。

F2 套管式电流互感器准确级的选择

F2.1 测量用套管式电流互感器

测量用套管式电流互感器的准确级为0.5、1.0、3.0和5.0。

推荐600A及以上的互感器最高准确级选0.5；300A～500A选1.0；150A～250A选3.0；100A

以下互感器不保证准确级。如需高于上述准确级的特殊情况,由用户和制造厂协商规定。

注：套管式电流互感器的一次绕组是变压器的套管,是固定的一匝。因此,决定互感器技术参数

最关键的额定一次安匝数是固定的,制造厂无法选择。由此,较小电流比的互感器的准确级一般情况

下不可能高。对于用户特殊要求高准确级时,可由制造厂和用户协商,选用价格高、制造工艺复杂的

高导磁材料来满足。即使这样,200A以下的互感器也很难做到0.5级。

F2.2 保护用套管式电流互感器

保护用套管式电流互感器的准确级为：5P、10P、TPS和TPY。

推荐600A及以上互感器最高准确级次选5P；200A～500A选1OP；其他情况,由用户和制造厂协

商规定,500kV变压器根据系统需要可选TPY或TPS<单电流比>。

注

1为配套引进美国的300MW和600MW发电机组的发电机变压器,可选C800。C800按美国标淮

ANSI/IEEEC57.l3.

2TPY、TPS按GD16847。

F3 保护用套管式电流互感器的准确限值系数

保护用套管式电流互感器的准确限值系数的标准值为1O、l5、20、25、30和40。

26 / 35

.

推荐600A及以上互感器选用20以上；100A～500A选10。对特殊需要时,由用户和制造厂协商

规定。

注：对于某些特殊情况,为降低保护级的准确限值系数,可选取比按变压器容量计算出的额定一

次电流大的电流比。例如：一台变压器,按容量汁算选用电流比300/5A,按短路电流计算准确限值系

数10P40,可选取600/5A、l0P20,但测量级<如果有>电沉比仍为30075A。

F4 套管式电流互感器的额定输出

套管式电流互感器额定输出标准值为：10VA、15VA、20VA、25VA、30VA、40VA、50VA、60VA

和80VA。

注：按GRl208的规定,测量用电流互感器的准确级<0.2、0.5、l>误差限值规定的二次输出范

围为25%～l00%额定输出。因此,如果额定输出选得大,而实际运行时的负荷可能小于25%额定输出,

此时所规定的准确级则达不到。这说明额定输出不是越大越好。

F5 多电流比套管式电流互咸器的性能额定值

除制造厂和用户另有协商规定外,多电流比套管式电流互感器性能额定值是以其最大电流比时

规定的,其余电流则不做规定。例如：300,600-1200/1A、50VA、0.5级,是指在l200/1A时满足50VA0.5

级要求。而300/1A,600/1A时准确级和额定输出由制造厂设计决定。

对双电流比套管式电流互感器,推荐的性能额定值见表F1和表F2。

注：套管式电流互感器改变电流比只能在二次绕组抽中间头。这就意味着改变了额定安匝。因而

其准确级、额定输出和准确限值系数都要改变。如果按抽头电流比满足规定的准确级及其他参数,

则满匝数电流比,即最高电流比的性能要比抽头电流比高,使用上不经济。

F6 套管式电流互感器的短时热电流

套管式电流互感器的短时热电流一般不作规定。但当变压器额定一次电流小,而系统短路电流

很大时,应做规定。此时应由用户和制造厂协商确定,以免套管式电流互感器导线短时电流密度过

大。

注：套管武电流互感器,因其环境温度就是变压器油的温度,允许温升很小,故其二次绕组导线

截面较大,短时热电流允许值较高,绝大多数情况下部能满足短路事故的要求,故可不规定其短时热

电流值。至于套管式电流互感器动稳定性能,因其没有一次绕组,环形二次绕组的电动力很小,可不

规定。

表F1 66kV、110kV侧套管电流互感器的额定值

电流比,A

l00/5

l00-200/5

200/5 3.020VA

27 / 35

l0Pl0 20VA

测量准确级与额定输出

不规定

保护准确级与额定输出

不规定

.

150/5

l50-300/5

300/5

200/5

200-400/5

400/5

250/5

250-500/5

500/5

3.020VA

l.020VA

3.020VA

l.020VA

3.020VA

l.020VA

表F1 <完>

l0Pl0 20VA

l0P20 20VA

10P10 20VA

10P20 20VA

l0Pl0 20VA

l0P20 20VA

电流比,A

300/5

300-600/5

600/5

400/5

400-800/5

800/5

500/5

500-l000/5

1000/5

600/5

600-l200/5

1200/5

750/5

750-l500/5

l500/5

测量准确级与额定输出

1.0 20VA

0.5 20VA

1.0 20VA

0.5 30VA

1.0 20VA

0.5 40VA

0.5 20VA

0.5 40VA

0.5 30VA

0.5 60VA

保护准确级与额定输出

l0P20 20VA

5P20 30VA

10P20 20VA

5P20 30VA

10P20 20VA

5P20 40VA

5P20 30VA

5P20 60VA

5P20 40VA

5P20 60VA

表F2 220kV侧套管电流互感器的额定值

电流比,A

100/5

100-200/5

200/5

150/5

150-300/5

300/5

200/5

200-400/5

400/5

250-500/5 250/5

l.0 20VA

3.0 20VA

28 / 35

1OP20 20VA

10P10 20VA

1.0 20VA

3.0 20VA

10P20 20VA

l0Pl0 20VA

3.0 20VA

3.0 20VA

10Pl0 20VA

10Pl0 20VA

测量准确级与额定输出

不规定

保护准确级与额定输出

不规定

.

500/5

300/5

300-600/5

600/5

400/5

400-800/5

800/5

500/5

500-1000/5

l000/5

600/5

600-1200/5

120075

750/5

750-1500/5

1500/5

1000/5

l000-2000/5

2000/5

1.0 20VA

1.0 20VA

0.5 20VA

1.0 20VA

0.5 30VA

1.0 30VA

0.5 40VA

0.5 20VA

0.5 40VA

0.5 20VA

0.5 40VA

0.5 30VA

0.5 60VA

l0P20 20VA

10P2O 20VA

5P20 30VA

10P20 20VA

5P20 30VA

10P20 20VA

5P20 40VA

5P20 30VA

5P20 40VA

5P20 30VA

5P20 60VA

5P20 40VA

5P20 60VA

注:表F1、表F2也适用二次电流为1A的互感器,但其额定输出可以适当减小,如40VA者可为

30VA.60VA者可降为30VA或40VA。

附录 G

〔提示的附录

变压器的局部放电

G1 局部放电

发生在电极之间,但并未贯通的放电。这种放电可以在导体附近发生,也可以不在导体附近发

生。

由于局部放电是内部空间放电,不能直接测量,只能通过连接在变压器套管的电容或耦合电容

出头得到,故称为视在放电量。

G2 局部放电量值

对油浸式变压器或干式变压器,在规定电压下的局部放电量的允许值在其相应的国家标准中已

经规定。这是该类产品规定的最高限值。套管与分接开关的局部放电量允许值应低于变压器,其量

值应符合相应标准的规定。

29 / 35

.

G3 局部放电机理、效果

对局部放电机理、效果,国内外已进行了许多研究,目前已统一到视在放电量并纳入相应的产品

标准。从选用角度而言,应以标准规定的局部放电量为基础。

G4 局部放电量的增值

局部放电试验时间标准已有规定,但试验期间增量尚无规定,需要注意并记录在案。

注：局部放电量的增量是指在规定试验期内最后一次读值与第一次读值之差。

G5 订货时对产品局部放电量的要求

一般应符合产品与组件标准中对局部放电量的要求,如要求低于产品或组件中规定对局部放电

量的要求时,由制造厂与用户协商,井在合同中规定。

附录 H

<提示的附录>

技术协议书的内容

为保证变压器的技术性能和制造质量,经双方协商,达成如下技术协议。

本协议为双方签订的合同的补充件<合同号：>。如合同的技术要求与本协议的规定不统一时,

以本协议为准。

H1 正常项目

H1.1 变压器符合的标准或技术规范

H1.1.1 国家标准和行业标准

——油浸式变压器

GB 1094.1-1996《电力变压器第1部分总则》

GB 1094.2-1996《电力变压器第2部分温升》

GB 1094.3-1985《电力变压器第3部分绝缘水平和绝缘试验》

GB l094.5-1985《电力变压器第5部分承受短路的能力》

GB/T 645l-1995《三相油浸式电力变压器技术参数和要求》或

GB/T l6274-l996《油浸式电力变压器技术参数要求500kV级》或

30 / 35

.

/T 2426-1992《发电厂和变电所自用三相变压器技术参数和要求》

——干式变压器

GB6450-1986《干式电力变压器》

GB/T10228-l997《干式电力变压器技术参数和要求》或

/T2426-l992《发电厂和变电所自用三相变压器技术参数和要求》

H1.1.2 除H1.1.1外,尚需符合的国家标准、行业标准、企业标准或产品技术条件

H1.1.3 甲方如需按国际标准或国外标准订购变压器时,应符合的标准代号和名称：

注：如另无规定,乙方只保证变压器符合所列标准。

H1.2 变压器名称和型号：

H1.3 相数<如用于组成三相变压器组的单相变压器应另行注明>及联结组标号：

H1.4 频率：

H1.5 干式或油浸式：

H1.5.1 油浸式

——矿物油还是其他合成绝缘液体：

——凝点：

H1.5.2 干式

——空气绝缘或树脂绝缘：

——绝缘材料耐热等级：

——外壳防护等级<如需外壳>：

——是否需通风装置：

H1.5.3 SF6气体绝缘

H1.6 装设位置

——户内：

——户外：

31 / 35

.

H1.7 冷却方式

当改变冷却方式时,变压器的容量比为：

H1.8 每个绕组的额定容量：

H1.9 每个绕组的额定电压和设备最高电压：

H1.10 调压方式及范围

——无励磁调压或有载调压：

——带有分接的绕组：

——分接位置数：

——分接范围：

——若分接范围超过±5%,其调压种类和最大电流分接位置<如采用>：

H1.11 系统接地方式或各侧中性点的绝缘水平：

H1.12 各个绕组的绝缘水平

HV：

MV：

LV：

H1.13 短路阻抗<或阻抗范围>及允许偏差

对多绕组变压器,规定的各对绕组的短路阻抗<若以百分数,应一并给出相关的参考容量>和极

限分接短路阻抗

HV-LV： ±%

HV-MV： ±%

MV-LV： ±%

H1.14 损耗

空载损耗： +15%

负载损耗： +15%

32 / 35

.

总损耗： +10%<不含辅机损耗>

H1.15 套管泄漏比距<以系统最高工作电压计>及伞形、伞宽、伞距和干弧距离

HV： kV/cm

MV： kV/cm

LV： kV/cm

H1.16 变压器带、不带小车或滚轮<是否带固定装置>：

沿短轴轨距： mm× mm

沿长轴轨距： mm× mm

H1.17 运输方式

——充油、充氮或干燥空气、铁路、公路、水航联运：

——运输重量或尺寸的限制：

H1.18 附件、仪表、铬牌、油位指示器等的安装位置<有特殊要求时>：

——冷却器<或散热器>置于本体或集中置于：

——其他附件、仪表<或仪表箱>、铭牌、油位指示器安装位置的要求：

H1.19 有关辅助电源<包括信号回路>电压<用于风扇、泵、分接开关以及报警系统>：

H1.20 油保护系统的类型：

H1.21 套管及套管式电流互感器的要求

H1.21.1 套管

H1.21.2 套管式电流互感器

——测量用或保护用：

——额定电流比：

——准确级：

——其他特殊要求：

——数量、设置位置及型号：

33 / 35

.

H1.22 变压器表面涂漆的颜色

H2 特殊项目

H2.1 环境条件不同于GBl094.1或GB6450的部分

——环境温度：

——海拔<如超过1000m时>：

——地震烈度：

——冷却空气循环的限制：

——冷却水温度<如用水冷却时>：

——安装场地污秽等级：

H2.2 发电机变压器直接或通过开关装置与发电机相接,承受甩负载的工作条件：

H2.3 变压器直接或通过短距离架空线接GIS<气体绝缘开关装置>

H2.4 影响变伍器宅气绝缘间隙和端子位置的安装空间位置：

H2.5 负载情况

一—三绕组变压器负载组合：

——负载电流波形是否严重畸变,三相负载是否不平衡及其细节：

——经常承受过负载时,负载周期图：

——除GB1094.1-1996中第4.1外的周期性过负载细节：

H2.6 变压器联结组是否有变换,进行联结变换的方法,出厂时要求用哪种联结：

H2.7 变压器所连接系统的短路特性<如短路容量或电流或系统阻抗数据>及可能影响变压器设

计的限值<参见GBl094.5—85>：

H2.8 对变压器机械强度、油箱机械强度和局部放电量不同于标准要求的部分：

H2.9 对耐受短路力的计算结果：

H2.10 声级水平<如与标准不一致时>与声级测量：

H2.11 零序阻抗测量：

34 / 35

.

H2.12 需要的其他特殊试验项目：

H2.13 特殊的组件需求：

H3 并联运行

若要求与现有变压器并联运行,应予以说明,并给出现有变压器的下列数据：

——额定容量：

——额定电压比：

——除主分接外的其他分接的电压比：

——额定电流下,主分接上的负载损耗<校正到相应的参考温度,kW>：

——如果带分接绕组的分接范围超过±5%时,主分接和至少两个极限分接上的短路阻抗：

——联结图或联结组标号：

H4 其他

本协议自双方签字并盖章后生效,并与合同具有同等法律效力。

甲方 乙方

名 称：

地 址：

邮 编：

电 话：

电 报：

传 真：

代表签字：

日 期：

35 / 35

105

13 / 35

.

l20

130

l55

180

220

ll0

120

145

175

2l0

155

l65

l90

220

250

75

80

l00

l25

150

变压器的相对热老化率定义为：

式中：θ

h

——实际热点温度；

θ

c

——额定热点温度；

θ

d

——寿命损失加倍率<例如：油浸式取6K,干式取10K>。

θ

d

的取值说明,在额定热点温度的基础上,每增加6℃<油浸式>或10℃<十式>,其热寿命减少一

半,反之增加一倍。

计算寿命损失可参考GB/T15164和GB/T17211。

9 变压器组件

组件应从经行业主管部门确认合格,产品经运行验证质量稳定的厂家中选择。

9.1 分接开关

9.1.1 有载分接开关应符合GB10230的要求。

9.1.2 无励磁分接开关应符合/T8637的要求。

9.2 冷却装置

9.2.1 变压器用片式散热器应符合/T5347的要求。

9.2.2 变压器用风冷却器应符合/T8315的要求。

9.2.3 变压器用水冷却器应符合/T8316的要求。

9.2.4 变压器用风扇应符合ZBK4l008的要求。

9.3 油泵

14 / 35

.

变压器用油泵应符合ZBK41010的要求。

9.4 封闭母线

封闭母线选用时,用户应向变压器制造厂提供固定法兰尺寸、封闭母线相间中心距等数据及封

闭母线的工作温度、连接方式等。封闭母线应符合ZBK4100l的要求。

9.5 压力释放装置

压力释放阀应符合7065的要求。

9.6 气体继电器

气体继电器应符合ZBK45015的要求。500kV变压器装设气体继电器应符合GB/Tl6274的要求。

9.7 储油柜

储油柜应符合/T6484的要求。

9.8 温度计

9.8.1 变压器用压力式温度计符合/T6302的要求。

9.8.2 变压器用电阻温度汁符合/7631的要求。

9.8.3 变压器用绕组温度计符合/T8450的要求。

9.9 净油器

净油器应符合产品技术条件的要求。密封式变压器,当用户无特别要求时,可不装设净油器。

9.10 套管

套管应符合GB4l09的要求。

9.11 套管式电流互感器

套管武电流互感器分为测整用和保护用两种。选用时应提出相应的额定值,包括额定一次电流、

额定二次电流、额定电流比、准确级、额定输出等。除非用户和制造厂另有协议规定,额定值应符

合GB1208的规定。

套管武电流互感器选用原则见附录F。

9.12 蝶阀

变压器用蝶阀应符合/T5345的要求。

15 / 35

.

9.13 其它组、部件

变压器用的其它组、部件的选用应符合相应标准的要求或技术条件的要求。

10 标志、起吊、安装和贮存

油浸式电力变压器应符合GB/T6451、GB/T16274和/T2426的规定；干式电力变压器应符行

GB/T10228的规定,变压器的安装项目和要求符合GBJ148的规定。

11 制造厂应提供的技术文件和图表

11.1 制造厂向设计院提供的技术文件

在技术协议书<订货合|司>签订后,制造厂应在规定时问内向设计院提供工程设计所必须的图

样和有关技术资料。对已有供货的产品<不需设计>应在半个月之内提供。供设计院的图样和资料主

要内容包括如下：

a>变压器外型图。外形图内容包括：

变压器总体外型尺寸、主体运输重量、主要部件重量、油总重量、上节油箱或器身吊重、吊高、

起吊位置、干斤顶位置、牵引孔位置、轨距或支座位置、基础尺寸和要求、冷却器或散热器布置、

套管出线位置和接线端子尺寸、接地端子位置和端子尺寸、梯子位置,连接件<管道法兰>对口尺寸、

其他必要的它装尺寸；

b>变压器铭牌图或铭牌标志图；

c>变压器本体运输尺寸图；

d>冷却系统<如果有>控制原理图和冷却控制设备接线图；

e>主控制箱<如果有>外型图<安装图>；

f>变压器二次保护接线安装图<必要时提供>；

g>变压器二次保护设备接线图；

h>变压器端子箱接线图；

i>有载分接开关<如果有>电气控制接线图和遥控信号接线图；

j>经制造厂和用户协商一致,可以提供的资料<一般仅对特大型产品>有：过励磁曲线、工频电容<包

括线圈之间和线圈对地>、零序阻抗、噪声水平、变压器入口电容、励磁电流谐波分析、突发短路

计算结果或突发短路试验报告。

11.2 制造厂向用户提供的技术文件

16 / 35

.

由制造厂向用户提供的技术文件,在订货合同或技术协议书中应明确规定提供文件的数量和有

关信息<如收件人、邮寄地址和邮政编码等>。交接方式一般为邮寄,也可随产品一同发运。

a>提供l1.1中的全部技术文件；

b>产品合格证书,包括变压器合格证书、主要部件合格证书<套管、冷却器、开关、气体继电器、各

种温度计等>；

c>产品试验报告。包括变压器试验报告<除例行试验报告外,其他试验报告提供内容由双方协商确

定>,主要组部件试验报告；

d>油浸式变压器油化验单<如果规定,包括色谱分析>；

e>变压器安装使用说明书；

f>套管安装使用说明书；

g>储油柜安装使用说明书；

h>冷却器或散热器<如果有>安装使用说明书；

i>讯号温度计、电阻温度计、绕组温度计使用说明书；

注：如果有要求,应提供设定位置。

j>有载分接开关或无励磁分接开关使用说明书；

k>装箱单或拆卸一览表<一般随产品发运>。

11.3 制造厂向用户提供的主要部件及备件规格图表<用户需要时>

a>冷却系统简图<仅对强迫油循环系统>；

b>梯子、储油柜安装图；

c>内部引线走向示意图和内部接地系统示意图；

d>冷却器安装图；

e>变压器套管及套管式电流互感器布置示意图<必要时,用户与制造厂协商>；

f>主绝缘示意图<必要时,用户与制造厂协商>；

g>变压器温度记录盘安装图；

h>二次馈线布置图；

17 / 35

.

i>电磁或磁屏蔽布置示意图。

11.4 对试验的要求

对变压器的例行试验、型式试验和特殊试验应符合GB1094.1或GB6450的要求。

有关局部放电的信息见附录G,供选用变压器时参考。

12 技术协议

在订购变压器时,用户除与制造厂签订合同外,如果需要还应同时签订技术协议,作为合同的技

术附件。附录H是推荐的技术协议格式。

附录 A

<提示的附录>

三相变压器常用的联结组

三相变压器常用的联结组见图A1。

图A1 常用的联结组

附录 B

<提示的附录>

变压器的主要性能参数与制造成本的关系

变压器主要性能参数的选用,首先应满足第4章的要求,以保证变压器的可靠性。其次要考虑提

高性能参数的同时变压器制造成本也将相应增加。

B1 短路阻抗

当负载的功率因数一定时,变压器的电压调整率与短路阻抗基本成正比,变压器的无功损耗与

短路阻抗的无功分量成正比。由此短路阻抗小较为适宜。然而,短路电流倍数与短路阻抗成反比,短

路阻抗越小,则短路电流倍数越大。当变压器短路时,绕组会遭受巨大的电动力并产生更高的短路温

升。为了限制短路电流,则希望较大的短路阻抗。

然而,对芯式变压器而言,当取较大的短路阻抗时,就要增加线圈的匝数,即增加了导线重量,或

者,增大漏磁面积和降低线圈的电抗高度,从而增加了铁心的重量。由此可见,高阻抗变压器,要相应

增加制造成本。

随着短路阻抗增大,负载损耗也会相应增大。所以,选择短路阻抗要电动力和制造成本二者兼

顾。

18 / 35

.

B2 负载损耗

负载损耗包括线圈电流电阻损耗、导线中的涡流损耗、并列导线间环流损耗和结构件<如夹件、

钢压板、箱壁、螺栓、铁心拉板等>的杂散损耗。

B2.1 线圈直流电阻损耗

降低线圈直流电阻损耗的有效方法是增大导线截面积。然而也导致线圈体积的增大,相应增加

导线长度,为了设计出低负载损耗的变压器,需耗用较多的导线,制造成本必然增加。

B2.2 导线的涡流损耗

线圈处于漏磁场中,在导线中会产生涡流损耗。大型变压器中涡流损耗有时会达到直流电阻损

耗的10%以上,纵向漏磁场在导线中产生的涡流损耗是该部分损耗的主要部分。

当变压器短路阻抗增大时,纵向漏磁场增大,导致涡流损耗的增加。降低涡流损耗的途径可采用

多根导线并联,用组合导线或换位导线。此时,为考虑绕组的机械强度,如采用自粘性换位导线,或不

惜牺牲损耗而采用截面大的单根导线。这就使制造成本增加。

B2.3 环流损耗

变压器<尤其是大型变压器>由多根导线并列绕成,每根导线在漏磁场中占据的空间位置不同,

它们各自产生的漏感电势也不同,漏感电势之差产生环流井产生环流损耗。

当要求变压器短路阻抗大时,由前所述的原因,需减小电抗高度,增加导线匝数,它们都会增加

环流损耗。为抵偿该损耗的增大,就要采取适当的导线换位方式或增加导线截面积减少直流电阻损

耗及采用换位导线等,这就增加了变压器制造成本。

B2.4 结构件的杂散损耗

大型变压器中,杂散损耗有时会达到直流电阻损耗的30%。经验证明,在油箱壁和夹件上加装磁

屏蔽或电磁屏蔽；铁心拉板和在漏磁场中的结构件<如螺栓等>采用低磁钢材料等措施,可有效地降

低杂散损耗。然而,这些措施都相应增加了制造成本。

B3 空载损耗

变压器的空载损耗主要是铁心损耗。它由磁滞损耗和涡流损耗组成,前者与导磁材料<如硅钢>

的重量成正比,且与磁密的

n

次方成正比。而涡流损耗与磁密的平方、导磁材料的厚度的平方、频

率的平方和导磁材料的重量成正比,降低空载损耗就要降低磁密,其结果导致导磁材料重量增加。或

者采用高导磁、低损耗的导磁材料；或者采用厚度更薄的导磁材料。其结果都导致变压器制造成本

的相应增加。而过薄的硅钢片又使铁心的平整度下降,导致铁心机械强度的降低。

B4 声级水平

要求变压器的声级水平低于标准值,制造厂将采取特殊的设计和措施。例如降低选用磁密,特殊

的绑扎或压紧方法,相应的减振结构,选用低噪声风机等等,这无疑将导致变压器制造成本的增加。

19 / 35

.

因此,如果必须选用低噪声变压器,应作相应的分析。从经济上来看,在变压器安装地点采取相应的

措施<例如安装隔离墙>或许更合适。

B5 变压器的容量、重量、尺寸和性能之间的关系

不同容量的变压器,在电压等级、短路阻抗、结构型式、设计原则、导线电流密度和铁心磁密

等相同的情况下,它们之间存在着以下近似关系

a>变压器的容量正比于线性尺寸的4次方；

b>变压器有效材料重量正比于容量的3/4次方,

c>变压器单位容量消耗的有效材料正比于容量的-1/4次方；

d>当变压器的导线电流密度和铁心磁通密度保持不变时,有效材料中的损耗与重量成正比,即总损

耗正比于容量的3/4次方；

e>变压器单位容量的损耗正比于容量的-1/4次方。

f>变压器的制造成本正比于容量的3/4次方。

由此,从经济角度看,在同样的负载条件下,选用单台大容量变压器比用数台小容量变压器经济

得多。

附录 C

<提示的附录>

提高变压器质量的措施

C1 为选用变压器时提供有关提高变压器质量的信息,本附录参考了《电力部反事故措施》和《质

量完善化措施》两个法规文件,引用了一些与选用变压器有关的措施。更详细的内容可由上述文件

中获得。

C2 有关《电力部反事故措施》和《质量完善化措施》的内容

a>型式试验报告完整,例行试验记录齐全；

b>110kv及以上的油浸式电力变压器和树脂绝缘变压器及厂用分裂变压器需有机械工业部和电力部

两部鉴定证书；

c>质量管理体系健全或经ISO9000系列认证；

d>应从取得机械部认定证书的厂家选用,

e>按短路强度要求提出或规定线圈的轴向压紧力,或从经过突发短路试验的系列中选用,

20 / 35

.

注：110kV变压器宜做突发短路试验。

f>大容量变压器和双分裂变压器应对垫块采用予密化措施；

g>屏蔽结构正确,并可靠接地；

h>各部位应不出现过高的场强,包括低电位电极；

i>严格变压器器身真空干燥工艺要求,严格控制干燥后的暴露空气时间并防止绝缘受潮,

注：推荐500kV级变压器真空残压为67Pa。

j>500kV新产品须进行设计评审；

k>500kV变压器主绝缘与引线绝缘结构中应采用绝缘成型件与成型角环,220kV和110kV变压器应尽

量选用；绝缘成型件按7T8318；

l>防止过电压和工作电压下的击穿事故,应采取预防措施；

m>选用组件应在两部整顿后定点厂内择优选择,所有组件应在制造厂与变压器本体预组装；

n>500kV变压器或用户提出要求的大型变压器发运时应装冲击记录仪实行押运制；

o>按相应标准规定,大型变压器应进行长时间空载试验,并进行油中溶解气体分析和局部放电测量；

p>防止水份进入变压器,选用密封件应符合/T8448.1；

q>对强迫油循环冷却的变压器应对油速提出控制范围,防止油流带电；

r>严格油务管理工作,对220kV～500kV变压器的变压器油应严格控制含水量、含气量、油耐压强度、

tg四大指标；

s>变压器应无渗漏。

附录 D

<提示的附录>

变压器并联运行的联结方法

变压器并联运行的联结方法应符合如下要求：

a>具有相同的相位关系<即在矢量图中,具有相同的钟时序数>的诸变压器,可将各自的一次侧和二

次侧同符号标志端子连接在一起,作并联运行；

21 / 35

.

b>若钟时序数不同,从变压器并联运行可靠性看,有如下联结方法<见图Dl>；

组1：钟时序数为0、4和8；

组2：钟时序数为6、10和2；

组3：钟时序数为l和5；

组4：钟时序数为7和11。

c>在实际平衡负载条件下,属于同组的两台变压器可并联运行如图D1；

d>如果一台变压器的时序与另一台刚好相反,则组3中的变压器与组4中的变压器并联运行,如图

D2；

e>不同组的两台变压器是不能并联运行的。如：

组l与组2或组3或组4；

组2与组1或组3或组4；

组3与组1或组2；

组4与组1或组2。

图D1 同组变压器的并联运行

图D2 组3和组4中的变压器并联运行

附录E

<提示的附录>

220kV及以下变压器的声级水平

E1 容量为30kVA～63000kVA,电压等级为6kV、10kV、35kV、66kV的油浸式电力变压器声级应不

超过表E1的规定。

表E1

声级

L

p

A

,dB

等值容量/电压等级

kVA kV

油浸自冷式

ONAN

油浸风冷式

ONAF

等值容量/电压

等级

kVA kV

声级

L

p

A

,dB

油浸自冷

式

ONAN

油浸风冷

式

ONAF

22 / 35

.

30/6～10

50/6～35

63/6～35

80/6～35

48

l00/6～35

125/6～35

49

160/6～35

200/6～35

5l

250/6～35

3l5/6～35

400/6～35

500/6～35

630/6～66

800/6～66

1000/6～66

1250/6～66

l600/6～66

2000/6～66

59 —

53 —

—

—

—

44 —

2500/6～66 60 —

3150/6～66 6l —

4000/6～66

5000/6～66

6300/10～66

8000/35～66

10000/35～66

l2500/35～66

16000/35～66

20000/35～66

25000/35～66

3l500/35～66

40000/35～66

50000/35～66

62

63

64

65

66

66

68

71

7l

75

—

—

—

—

—

73

73

73

75

75

77

78

78

78

54 —

57 —

63000/35～66 — 78

E2 容量为6300kVA～1200O0kVA,电压为110kV级的油浸式电力变压器的声级,应不超过表E2的

规定。

表E2

等值容量

KVA

6300

8000

10000

12500

16000

20000

声级

L

p

A

,dB

油浸自冷式ONAN或强油水冷式OFWF 油浸风冷式ONAF或强油风冷式OFAF

66

67

68

68

70

73

—

74

75

75

76

77

23 / 35

.

25000

31500

40000

50000

63000

90000

12000

73

75

76

77

78

79

80

78

79

79

79

80

80

80

E3 容量为31500kVA～360000kVA,电压为220kV级的油浸式电力变压器的声级,应不超过表E3

的规定。

表E3

等值容量

KVA

31500

40000

50000

63000

90000

120000

150000

180000

240000

300000

360000

强油水冷式OFWF

78

78

80

80

82

83

84

84

85

85

85

声级

L

p

A

,dB

油浸风冷式ONAF或强油风冷式OFAF

80

80

82

83

85

85

86

86

87

88

89

E4 容量为30kVA～2500kVA,电压为6kV～10kV级的干式变压器,其声级应不超过表E4的规定<

测量距离为1m>。

表E4

等值容量

kVA

30～63

80～100

声级

L

p

A

,dB

干式自冷式AN与干式密封自冷式

GNAN

54

55

等值容量

kVA

630

800

24 / 35

声级

L

p

A

,dB

干式自冷式AN与干式密封自冷式

GNAN

62

64

.

125～160

200

250

3l5

60

400

500

注

62

58

1000

1250

l600

66

2000

2500 71

65

l本标准中所列等值容量,是相当于双绕组变压器额定容量的等值容量。

2当被试变压器的电压和容量与表中所列数值对应不上时,可按最靠近的电压或较大一级的容量来

确定其声级。

3对于因冷却方式不同,而具有多个容量的变压器,应按较高容量及其相应的冷却方式,确定其声级。

4表列数值系以声压级、A计权平均值计的空载时的声级水平。

附录 F

<提示的附录>

套管式电流互感器选用原则

F1 套管式电流互感器电流比的选择

套管式电流互感器的额定一次电流应根据其所在装设地点的变压器容量来确定,通常取按变压

器容量计算出的电流值的1.0～1.2倍,考虑到线路保护等原因,可适当增大。但应修正到符合

GB1208的规定。

F1.1 额定一次电流标准值

套管式电流互感器额定一次电流标准值为：75A、100A、125A、150A、200A、250A、300A、400A、

500A、600A以及它们的十进位倍数。

F1.2 额定二次电流标准值

套管式电流互感器额定二次电流标准值为：1A、2A和5A。1A和5A为优先值。

F1.3 套管式电流互感器的电流比

套管式电流互感器根据变压器负荷的变化情况,可选单电流比或多电流比。单电流比按F1.l、

F1.2选取。除非用户和制造厂另有规定,多电流比通常为两个电流比。

25 / 35

.

两个电流比的套管式电流互感器的额定一次电流的标准值为：75A-150A、100A-200A、

l50A-300A、200A-400A、250A-500A、300A-60OA、400A-800A、500A-1000A、600A-1200A、750A-1500A、

<800A-1600A>、1000A-2000A、1250A-2500A、1500A-300OA、2000A-4000A。

注

l两个电流比的互感器,其下限电流可与上列标淮值不同,但应符合F1.l的规定。

2两个以上电流比的数值由用户和制造厂协调规定。实际上变压器安装后,即按当地负载情况选定一

个电流比,更换情况很少。

3括号内数值仅对己有变压器配套采用。

F2 套管式电流互感器准确级的选择

F2.1 测量用套管式电流互感器

测量用套管式电流互感器的准确级为0.5、1.0、3.0和5.0。

推荐600A及以上的互感器最高准确级选0.5；300A～500A选1.0；150A～250A选3.0；100A

以下互感器不保证准确级。如需高于上述准确级的特殊情况,由用户和制造厂协商规定。

注：套管式电流互感器的一次绕组是变压器的套管,是固定的一匝。因此,决定互感器技术参数

最关键的额定一次安匝数是固定的,制造厂无法选择。由此,较小电流比的互感器的准确级一般情况

下不可能高。对于用户特殊要求高准确级时,可由制造厂和用户协商,选用价格高、制造工艺复杂的

高导磁材料来满足。即使这样,200A以下的互感器也很难做到0.5级。

F2.2 保护用套管式电流互感器

保护用套管式电流互感器的准确级为：5P、10P、TPS和TPY。

推荐600A及以上互感器最高准确级次选5P；200A～500A选1OP；其他情况,由用户和制造厂协

商规定,500kV变压器根据系统需要可选TPY或TPS<单电流比>。

注

1为配套引进美国的300MW和600MW发电机组的发电机变压器,可选C800。C800按美国标淮

ANSI/IEEEC57.l3.

2TPY、TPS按GD16847。

F3 保护用套管式电流互感器的准确限值系数

保护用套管式电流互感器的准确限值系数的标准值为1O、l5、20、25、30和40。

26 / 35

.

推荐600A及以上互感器选用20以上；100A～500A选10。对特殊需要时,由用户和制造厂协商

规定。

注：对于某些特殊情况,为降低保护级的准确限值系数,可选取比按变压器容量计算出的额定一

次电流大的电流比。例如：一台变压器,按容量汁算选用电流比300/5A,按短路电流计算准确限值系

数10P40,可选取600/5A、l0P20,但测量级<如果有>电沉比仍为30075A。

F4 套管式电流互感器的额定输出

套管式电流互感器额定输出标准值为：10VA、15VA、20VA、25VA、30VA、40VA、50VA、60VA

和80VA。

注：按GRl208的规定,测量用电流互感器的准确级<0.2、0.5、l>误差限值规定的二次输出范

围为25%～l00%额定输出。因此,如果额定输出选得大,而实际运行时的负荷可能小于25%额定输出,

此时所规定的准确级则达不到。这说明额定输出不是越大越好。

F5 多电流比套管式电流互咸器的性能额定值

除制造厂和用户另有协商规定外,多电流比套管式电流互感器性能额定值是以其最大电流比时

规定的,其余电流则不做规定。例如：300,600-1200/1A、50VA、0.5级,是指在l200/1A时满足50VA0.5

级要求。而300/1A,600/1A时准确级和额定输出由制造厂设计决定。

对双电流比套管式电流互感器,推荐的性能额定值见表F1和表F2。

注：套管式电流互感器改变电流比只能在二次绕组抽中间头。这就意味着改变了额定安匝。因而

其准确级、额定输出和准确限值系数都要改变。如果按抽头电流比满足规定的准确级及其他参数,

则满匝数电流比,即最高电流比的性能要比抽头电流比高,使用上不经济。

F6 套管式电流互感器的短时热电流

套管式电流互感器的短时热电流一般不作规定。但当变压器额定一次电流小,而系统短路电流

很大时,应做规定。此时应由用户和制造厂协商确定,以免套管式电流互感器导线短时电流密度过

大。

注：套管武电流互感器,因其环境温度就是变压器油的温度,允许温升很小,故其二次绕组导线

截面较大,短时热电流允许值较高,绝大多数情况下部能满足短路事故的要求,故可不规定其短时热

电流值。至于套管式电流互感器动稳定性能,因其没有一次绕组,环形二次绕组的电动力很小,可不

规定。

表F1 66kV、110kV侧套管电流互感器的额定值

电流比,A

l00/5

l00-200/5

200/5 3.020VA

27 / 35

l0Pl0 20VA

测量准确级与额定输出

不规定

保护准确级与额定输出

不规定

.

150/5

l50-300/5

300/5

200/5

200-400/5

400/5

250/5

250-500/5

500/5

3.020VA

l.020VA

3.020VA

l.020VA

3.020VA

l.020VA

表F1 <完>

l0Pl0 20VA

l0P20 20VA

10P10 20VA

10P20 20VA

l0Pl0 20VA

l0P20 20VA

电流比,A

300/5

300-600/5

600/5

400/5

400-800/5

800/5

500/5

500-l000/5

1000/5

600/5

600-l200/5

1200/5

750/5

750-l500/5

l500/5

测量准确级与额定输出

1.0 20VA

0.5 20VA

1.0 20VA

0.5 30VA

1.0 20VA

0.5 40VA

0.5 20VA

0.5 40VA

0.5 30VA

0.5 60VA

保护准确级与额定输出

l0P20 20VA

5P20 30VA

10P20 20VA

5P20 30VA

10P20 20VA

5P20 40VA

5P20 30VA

5P20 60VA

5P20 40VA

5P20 60VA

表F2 220kV侧套管电流互感器的额定值

电流比,A

100/5

100-200/5

200/5

150/5

150-300/5

300/5

200/5

200-400/5

400/5

250-500/5 250/5

l.0 20VA

3.0 20VA

28 / 35

1OP20 20VA

10P10 20VA

1.0 20VA

3.0 20VA

10P20 20VA

l0Pl0 20VA

3.0 20VA

3.0 20VA

10Pl0 20VA

10Pl0 20VA

测量准确级与额定输出

不规定

保护准确级与额定输出

不规定

.

500/5

300/5

300-600/5

600/5

400/5

400-800/5

800/5

500/5

500-1000/5

l000/5

600/5

600-1200/5

120075

750/5

750-1500/5

1500/5

1000/5

l000-2000/5

2000/5

1.0 20VA

1.0 20VA

0.5 20VA

1.0 20VA

0.5 30VA

1.0 30VA

0.5 40VA

0.5 20VA

0.5 40VA

0.5 20VA

0.5 40VA

0.5 30VA

0.5 60VA

l0P20 20VA

10P2O 20VA

5P20 30VA

10P20 20VA

5P20 30VA

10P20 20VA

5P20 40VA

5P20 30VA

5P20 40VA

5P20 30VA

5P20 60VA

5P20 40VA

5P20 60VA

注:表F1、表F2也适用二次电流为1A的互感器,但其额定输出可以适当减小,如40VA者可为

30VA.60VA者可降为30VA或40VA。

附录 G

〔提示的附录

变压器的局部放电

G1 局部放电

发生在电极之间,但并未贯通的放电。这种放电可以在导体附近发生,也可以不在导体附近发

生。

由于局部放电是内部空间放电,不能直接测量,只能通过连接在变压器套管的电容或耦合电容

出头得到,故称为视在放电量。

G2 局部放电量值

对油浸式变压器或干式变压器,在规定电压下的局部放电量的允许值在其相应的国家标准中已

经规定。这是该类产品规定的最高限值。套管与分接开关的局部放电量允许值应低于变压器,其量

值应符合相应标准的规定。

29 / 35

.

G3 局部放电机理、效果

对局部放电机理、效果,国内外已进行了许多研究,目前已统一到视在放电量并纳入相应的产品

标准。从选用角度而言,应以标准规定的局部放电量为基础。

G4 局部放电量的增值

局部放电试验时间标准已有规定,但试验期间增量尚无规定,需要注意并记录在案。

注：局部放电量的增量是指在规定试验期内最后一次读值与第一次读值之差。

G5 订货时对产品局部放电量的要求

一般应符合产品与组件标准中对局部放电量的要求,如要求低于产品或组件中规定对局部放电

量的要求时,由制造厂与用户协商,井在合同中规定。

附录 H

<提示的附录>

技术协议书的内容

为保证变压器的技术性能和制造质量,经双方协商,达成如下技术协议。

本协议为双方签订的合同的补充件<合同号：>。如合同的技术要求与本协议的规定不统一时,

以本协议为准。

H1 正常项目

H1.1 变压器符合的标准或技术规范

H1.1.1 国家标准和行业标准

——油浸式变压器

GB 1094.1-1996《电力变压器第1部分总则》

GB 1094.2-1996《电力变压器第2部分温升》

GB 1094.3-1985《电力变压器第3部分绝缘水平和绝缘试验》

GB l094.5-1985《电力变压器第5部分承受短路的能力》

GB/T 645l-1995《三相油浸式电力变压器技术参数和要求》或

GB/T l6274-l996《油浸式电力变压器技术参数要求500kV级》或

30 / 35

.

/T 2426-1992《发电厂和变电所自用三相变压器技术参数和要求》

——干式变压器

GB6450-1986《干式电力变压器》

GB/T10228-l997《干式电力变压器技术参数和要求》或

/T2426-l992《发电厂和变电所自用三相变压器技术参数和要求》

H1.1.2 除H1.1.1外,尚需符合的国家标准、行业标准、企业标准或产品技术条件

H1.1.3 甲方如需按国际标准或国外标准订购变压器时,应符合的标准代号和名称：

注：如另无规定,乙方只保证变压器符合所列标准。

H1.2 变压器名称和型号：

H1.3 相数<如用于组成三相变压器组的单相变压器应另行注明>及联结组标号：

H1.4 频率：

H1.5 干式或油浸式：

H1.5.1 油浸式

——矿物油还是其他合成绝缘液体：

——凝点：

H1.5.2 干式

——空气绝缘或树脂绝缘：

——绝缘材料耐热等级：

——外壳防护等级<如需外壳>：

——是否需通风装置：

H1.5.3 SF6气体绝缘

H1.6 装设位置

——户内：

——户外：

31 / 35

.

H1.7 冷却方式

当改变冷却方式时,变压器的容量比为：

H1.8 每个绕组的额定容量：

H1.9 每个绕组的额定电压和设备最高电压：

H1.10 调压方式及范围

——无励磁调压或有载调压：

——带有分接的绕组：

——分接位置数：

——分接范围：

——若分接范围超过±5%,其调压种类和最大电流分接位置<如采用>：

H1.11 系统接地方式或各侧中性点的绝缘水平：

H1.12 各个绕组的绝缘水平

HV：

MV：

LV：

H1.13 短路阻抗<或阻抗范围>及允许偏差

对多绕组变压器,规定的各对绕组的短路阻抗<若以百分数,应一并给出相关的参考容量>和极

限分接短路阻抗

HV-LV： ±%

HV-MV： ±%

MV-LV： ±%

H1.14 损耗

空载损耗： +15%

负载损耗： +15%

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.

总损耗： +10%<不含辅机损耗>

H1.15 套管泄漏比距<以系统最高工作电压计>及伞形、伞宽、伞距和干弧距离

HV： kV/cm

MV： kV/cm

LV： kV/cm

H1.16 变压器带、不带小车或滚轮<是否带固定装置>：

沿短轴轨距： mm× mm

沿长轴轨距： mm× mm

H1.17 运输方式

——充油、充氮或干燥空气、铁路、公路、水航联运：

——运输重量或尺寸的限制：

H1.18 附件、仪表、铬牌、油位指示器等的安装位置<有特殊要求时>：

——冷却器<或散热器>置于本体或集中置于：

——其他附件、仪表<或仪表箱>、铭牌、油位指示器安装位置的要求：

H1.19 有关辅助电源<包括信号回路>电压<用于风扇、泵、分接开关以及报警系统>：

H1.20 油保护系统的类型：

H1.21 套管及套管式电流互感器的要求

H1.21.1 套管

H1.21.2 套管式电流互感器

——测量用或保护用：

——额定电流比：

——准确级：

——其他特殊要求：

——数量、设置位置及型号：

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.

H1.22 变压器表面涂漆的颜色

H2 特殊项目

H2.1 环境条件不同于GBl094.1或GB6450的部分

——环境温度：

——海拔<如超过1000m时>：

——地震烈度：

——冷却空气循环的限制：

——冷却水温度<如用水冷却时>：

——安装场地污秽等级：

H2.2 发电机变压器直接或通过开关装置与发电机相接,承受甩负载的工作条件：

H2.3 变压器直接或通过短距离架空线接GIS<气体绝缘开关装置>

H2.4 影响变伍器宅气绝缘间隙和端子位置的安装空间位置：

H2.5 负载情况

一—三绕组变压器负载组合：

——负载电流波形是否严重畸变,三相负载是否不平衡及其细节：

——经常承受过负载时,负载周期图：

——除GB1094.1-1996中第4.1外的周期性过负载细节：

H2.6 变压器联结组是否有变换,进行联结变换的方法,出厂时要求用哪种联结：

H2.7 变压器所连接系统的短路特性<如短路容量或电流或系统阻抗数据>及可能影响变压器设

计的限值<参见GBl094.5—85>：

H2.8 对变压器机械强度、油箱机械强度和局部放电量不同于标准要求的部分：

H2.9 对耐受短路力的计算结果：

H2.10 声级水平<如与标准不一致时>与声级测量：

H2.11 零序阻抗测量：

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.

H2.12 需要的其他特殊试验项目：

H2.13 特殊的组件需求：

H3 并联运行

若要求与现有变压器并联运行,应予以说明,并给出现有变压器的下列数据：

——额定容量：

——额定电压比：

——除主分接外的其他分接的电压比：

——额定电流下,主分接上的负载损耗<校正到相应的参考温度,kW>：

——如果带分接绕组的分接范围超过±5%时,主分接和至少两个极限分接上的短路阻抗：

——联结图或联结组标号：

H4 其他

本协议自双方签字并盖章后生效,并与合同具有同等法律效力。

甲方 乙方

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