29.180 db13 - dbba.sacinfo.org.cn

ICS 29.180

K 41

DB13 河北省地方标准

DB 13/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

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 2201—2015

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 2201—2015

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 6kV～500kV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 2201—2015

2

表1 630kVA～31500kVA 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

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 3.02 31.38 0.12

6300 3.67 35.06 0.11

7.5 8000

35

～

38.5

±2×2.5

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±2×2.5%的产品。

注2：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 2000kVA～20000kVA 三相双绕组有载调压电力变压器

额定容量

kVA


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 ±3×2.5

6.3

10.5

Yd11

1.61 19.24 0.12 6.5

2500 1.90 20.64 0.12

3150

35～

38.5 ±3×2.5

6.3

10.5

2.26 24.71 0.12

7.0 4000 2.71 29.16 0.12

5000 3.25 34.20 0.12

6300 3.94 36.77 0.11

7.5 8000

35～

38.5 ±3×2.5

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 2201—2015

3

4.1.2 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%5.235 1

3 ； %5.235 3

1 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15W。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。

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 120mm±10mm。

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

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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 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。


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

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 2201—2015

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 4.3.2～4.3.7 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 10℃～40℃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（tanδ）值，测试通常在 10℃～40℃温

度下进行。不同温度下的 tanδ值一般可按式（1）换算：

10/12

123.1tantan tt ……………………………………（1）

式中：tanδ1、tanδ2分别为温度t1、t2时的tanδ值。

4.3.6 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。当测量

温度不同时，绝缘电阻可按式（2）换算：

10/)(12

215.1 ttRR …………………………………………（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 2201—2015

6

o a b c

A B C

图3 35kV 级联结组标号为 Dyn11、Yyn0 的双绕组变压器

a b c

A B C

图4 35kV 级联结组标号为 Yd11 的双绕组变压器

a b c

A B C

O

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 2201—2015

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 性能参数


符合表 4或表 5的规定。

表4 630kVA～63 000kVA 三相双绕组无励磁调压电力变压器

额定容量

kVA


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 0.12

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

±2×2.5

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 17.25 120.6 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 2201—2015

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表5 6300kVA～63 000kVA 三相双绕组有载调压电力变压器

额定容量

kVA


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

±8×1.25

6.3

6.6

10.5

11

YNd11

5.6 34.2 0.11

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。


数，减少负分接级数，如 %5.266 13 ； %5.266 3

1 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




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。

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。

5.2.2.4 变压器所有管道最高处或容易窝气处应设置放气塞。

DB13/T 2201—2015

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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。


5.2.4.1 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。


5.2.4.3 变压器储油柜上一般应装有带有油封的吸湿器。

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。



5.2.5.2 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 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。


DB13/T 2201—2015

10



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。


求。


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 2201—2015

11

5.3 测试项目


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%。



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 10℃～40℃温度下进行。

5.3.5 应提供变压器介质损耗因数（tanδ）值，测试通常在 10℃～40℃温度下进行。不同温度下的

tanδ值一般可按式（3）换算：

10/12

123.1tantan tt ………………………………（3）




…………………………………（4）


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




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/)(12

215.1 ttRR

DB13/T 2201—2015

12

a b c

A B C

O


a b c

A B C

图9 66kV 级联结组标号为 Yd11 的双绕组变压器


或冷却器等均应有起吊装置。


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、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 2201—2015

13

6 110kV 电压等级

6.1 性能参数


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 1094.1—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：额定外施耐受电压方均根

值 95kV，额定雷电冲击耐受电压峰值 250kV）。

表7 6300kVA～180000kVA 三相双绕组无励磁调压电力变压器

额定容量

kVA


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

110±2×2.5%

121±2×2.5%

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

12500 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

12～14

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 2201—2015

14

表8 6300kVA～63000kVA 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

110±2×2.5%

121±2×2.5%

35

37

38.5

6.3

6.6

10.5

11

YNyn0d11

6.30 45 0.11

高—中

17.5～18.5

高—低

10.5

中—低

6.5

高—中

10.5

高—低

17.5～18.5

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。



表9 6300kVA～63000kVA 三相双绕组有载调压电力变压器

额定容量

kVA


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

110±8×1.25%

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 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。


DB13/T 2201—2015

15

表10 6300kVA～63000kVA 三相三绕组有载调压电力变压器

额定容量

kVA


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

6300

110±8×1.25%

35

37

38.5

6.3

6.6

10.5

11

YNyn0d11

6.72 45 0.11

高—中

10.5

高—低

17.5～18.5

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 0.10

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 6300kVA～63000kVA 三相双绕组低压为 35kV 无励磁调压电力变压器

额定容量

kVA


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

110±2×2.5%

121±2×2.5%

35

37

38.5

YNd11

5.60 37 0.11

10.5

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



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16


数，减少负分接级数，如 %5.2110 13 ； %5.2110 3

1 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




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。

6.2.2.3 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；

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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。

6.2.3.4.2 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。


6.2.4.1 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。


6.2.4.3 变压器储油柜上一般应装有带有油封的吸湿器。

6.2.4.4 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。



6.2.5.2 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。

6.2.5.3 8000kVA 及以上的变压器，应装有远距离测温用的测温元件。对于强油循环的变压器应装有

两个远距离测温元件，且应放于油箱长轴的两端。

6.2.5.4 当变压器采用集中冷却方式时，应在靠油箱进出口总管路处装测油温用的温度计管座。

6.2.6 变压器油箱及其附件的技术要求

6.2.6.1 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 10 和图 11的规定。

C尺寸可按变压器大小选择为1070mm、1475mm、2040mm。


DB13/T 2201—2015

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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（2×2000mm、3×2000mm）。


6.2.6.2 对于 90 000kVA 及以上的变压器，在油箱的中部和下部壁上均应装有油样阀门。75 000kVA

及以下的变压器在油箱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。

6.2.6.3 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（封闭母线除外），在油中

对油的温升应不大于 15K。

6.2.6.4 变压器油箱应承受住真空度为 133Pa 和正压力为 98kPa 的机械强度试验，不得有损伤和不允

许的永久变形。

6.2.6.5 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。

6.2.6.6 为便于取油样及观察气体继电器，应在油箱壁上设置适当高度的梯子。


求。


6.2.6.9 变压器铁心和金属结构零件均应通过油箱可靠接地。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。

6.2.6.10 根据需要，可提供一定数量的套管式电流互感器。

6.2.6.11 变压器油箱下部应装有放油阀。

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 测试项目


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%。

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6.3.3 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。

6.3.4 应提供变压器吸收比（R60/R15）实测值，测试通常在 10℃～40℃温度下进行。

6.3.5 应提供变压器介质损耗因数（tanδ）值，测试通常在 10℃～40℃温度下进行。不同温度下的

tanδ值一般可按式（5）换算：

10/12

123.1tantan tt ……………………………………（5）




10/)(12

215.1 ttRR …………………………………………（6）


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


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。



6.4.2 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。

a b c

A B C

O


DB13/T 2201—2015

20

a b c

A B C

O

Am Bm CmOm

图13 110kV 级联结组标号为 Ynyn0d11 的三绕组变压器


或冷却器等均应有起吊装置。


器的组、部件如套管、散热器或冷却器、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。

6.4.5 变压器通常为带油运输。如受运输条件限制时，可不带油运输，但须充以干燥的气体（露点低

于-40℃）。运输前应进行密封试验，以确保在充以 20kPa～30kPa 压力的气体时密封良好。变压器主体

在运输中及到达现场后，油箱内的气体压力应保持正压，并有压力表进行监视。在现场贮存期间应维持

正压，并有压力表进行监视。

6.4.6 31500kVA 及以上的变压器在运输中应装三维冲撞记录仪。

6.4.7 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）。

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，

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。

7 能效判定

II 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数值下降

10%，零偏差。

_________________________________

29.180 db13 - dbba.sacinfo.org.cn

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