油浸式变压器结构及其他要求

5.1 布置要求

变压器本体、套管、储油柜和散热器等布置均应符合买方的要求。

5.2 铁心和绕组

5.2.1  为了改善铁心性能，应使用优质低耗、晶粒取向冷轧硅钢片，并在心柱和铁轭上采用多阶斜搭接缝，装配时用均匀的压力压紧整个铁心，变压器铁心应不会由于运输和运行的振动而松动。

5.2.2  全部绕组均应采用铜导线，优先采用半硬铜导线。绕组应有良好的冲击电压波分布，变压器内部不采用加装非线性电阻方式限制过电压；许用场强应严格控制，采用热改性的绝缘纸作为匝间绝缘。应对绕组漏磁通进行控制，避免在绕组、引线、油箱壁和其他金属构件中产生局部过热。

5.2.3  绕组绕制、套装、压紧应有严格的紧固工艺措施，引线应有足够的支撑，使器身形成紧固的整体，具有足够的抗短路能力。

5.2.4  器身内部应有较均匀的油流分布，铁心级间叠片也应留有适当的冷却油道，并保证油路通畅，避免绕组和铁心产生局部过热。

5.2.5  容量大于等于 31500kVA 的变压器在运输中应装三维冲撞记录仪，变压器运输中当冲撞加速度不大于 3g 时，器身应无任何松动、位移和损坏。

5.3 储油柜

5.3.1  储油柜应满足 JB/T 6484 的要求。储油柜中的油应与大气隔离，其中的油量可由胶囊或金属波纹的膨胀或收缩来调节。储油柜应在最低设计温度时不缺油，在最高设计温度时有储油空间，储油柜应能显示与油温对应的油位，且在达到最低油位和最高油位后输出报警信号。胶囊密封式储油柜的气室应通过带有透明油封和内装硅胶的吸湿器与大气相通。金属波纹密封式储油柜与大气接触的内壁应有防沙、防尘和防锈措施。

5.3.2  套管升高座等处积集气体应通过带坡度的集气总管引向气体继电器，再引至储油柜。在气体继电器管路的两侧加蝶阀。

5.3.3  根据运行实践情况，当选用金属波纹密封式储油柜时，宜选用具有漏油保护的金属波纹（内油）密封式储油柜或金属波纹（外油立式）密封式储油柜，波纹伸缩时对变压器油产生的附加压力应不影响变压器压力释放阀和气体继电器参数设定。油位计应与绝缘油隔离，以方便检修维护。     5.3.4  储油柜应设有油位计（带高、低油位时供报警的密封接点）、变压器连接口、注排油口、排气口（塞）、排污口（塞）、吊攀和检查孔，排污口阀门应引下。注排油口和排气口应有连管引到地面操作高度并加装阀门和密封盖板。储油柜作为油箱的一部分，应满足油箱密封试验要求。户外布置变压器的气体继电器、油流速动继电器、温度计、油位表应加装防雨罩，并加强与其相连的二次电缆结合部的防雨措施，二次电缆应采取防止雨水顺电缆倒灌的措施（如反水弯）。

5.3.5  储油柜应进行单独试漏。储油柜的最低油位应高于套管最顶端高度。

5.3.6  有载分接开关储油柜容积应有足够裕度满足检修取油样要求。

5.4 油箱

1.4.1  变压器油箱的顶部不应形成积水，油箱内部不应有窝气死角。

1.4.2  变压器应能在其主轴线和短轴线方向的平面上滑动或在管子上滚动，油箱上应有用于双向拖动的拖耳。变压器底座与基础的固定方法，应经买方认可。

1.4.3  所有法兰的密封面应平整，密封垫应有合适的限位，防止密封垫过度承压以致龟裂老化后造成渗漏。

1.4.4  油箱上应设有温度计座、接地板、吊攀和千斤顶支撑座等。

1.4.5  6300kVA 及以上变压器油箱上应装有梯子，梯子下部有一个可锁住踏板的挡板，梯子位置应便于对气体继电器进行检查。

1.4.6  变压器油箱应装有下列阀门：

a） 进油阀和排油阀（在变压器上部和下部应成对角线布置）；

b） 油样阀（取样阀的结构和位置应便于密封取样）。

1.4.7  变压器应装带报警或跳闸触点的压力释放装置，每台变压器 1～2 个。压力释放装置应安装导向管，管口末端距地面距离宜为 300mm，管径不小于压力释放装置出口直径。

1.4.8  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，气

体继电器应加装防雨罩。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，应分别接通相应的触点。通向气体继电器的管道应有 1.5%的坡度。

1.4.9  变压器油箱的机械强度：变压器油箱应承受住真空度 50kPa 和正压 60kPa 的机械强度试验，不得有损伤和不允许的永久变形。

1.4.10  密封要求

整台变压器（包括散热器）应能承受在储油柜的油面上施加的 0.03MPa 静压力，持续 24h，应无渗漏及损伤。

1.5 冷却装置

1.5.1  型式和生产厂家一般由投标人提供。

1.5.2  散热器应经蝶阀固定在变压器油箱上或采用独立落地支撑，以便在安装或拆掉冷却器时变压器油箱不必放油。每个散热器蝶阀的位置都应方便人员打开或关闭，阀门开、合位置有明显指示。

1.5.3  变压器的负载能力应符合 GB/T 1094.7 的要求，卖方应提供短时急救过负载能力的计算报告，控制条件为环境温度 40℃，起始负载为 80%额定容量，150%额定容量连续运行不低于 30min，变压器的热点温度不超过 140℃。

1.5.4  冷却器与本体、气体继电器与储油柜之间连接的波纹管，两端口同心偏差不应大于 10mm。

1.5.5  变压器冷却系统应配置两个相互独立的电源，并具备自动切换功能；冷却系统电源应有三相电压监测，任一相故障失电时，应保证自动切换至备用电源供电。

1.6 套管

1.6.1  35kV 及 10kV 套管采用带法兰的纯瓷套管，套管上部压碗应为铜压碗，并有放气结构。

1.6.2  套管应不渗漏。

1.6.3  每个套管应有一个可变化方向的平板式接线端子，以便于安装与电网的连接线，端子板应能承受 400N·m 的力矩而不发生变形。

1.6.4  伞裙应采用大小伞，伞裙的宽度、伞间距等应符合 IEC 60815 的规定，其两伞裙伸出之差（P1- P2）不小于 15mm，相邻裙间高（S）与大裙伸出长度之比应大于 0.9，当裙管外径大于 300mm 时，其总爬电距离应增加 10%。

1.6.5  套管的试验和其他的性能要求应符合 GB/T 4109 的规定、耐受短路能力。

1.6.6  新型或有特殊运行要求的套管，在首批次生产系列中应至少有一支通过全部型式试验，并提供第三方权威机构的型式试验报告。套管若为免维护型，厂家应提供或责成套管厂家提供书面的质量保证承诺书。

1.7 分接开关

1.7.1  有载分接开关。

1.7.1.1  35kV 有载调压变压器应采用复合式或真空复合式有载分接开关。

1.7.1.2  有载分接开关的切换装置应装于与变压器主油箱分隔且不渗漏的油室里。其中的切换开关芯子可单独吊出检修。

1.7.1.3  有载分接开关切换油室应有单独的储油柜、吸湿器、压力释放装置和保护用继电器等。从分接开关至分接开关位置远方显示器（数显式）的电缆与开关成套供给。

1.7.1.4  有载分接开关的驱动电机及其附件应装于耐候性好的控制箱内。

1.7.1.5  有载分接开关应能远距离操作，也可在变压器旁就地手动操作。控制电路应有计算机接口。有载调压开关的操作电源电压为 50Hz，AC380/220V。

1.7.1.6  有载分接开关切换开关油室应能经受 0.05MPa 压力的油压试验，历时 24h 无渗漏。

1.7.1.7  有载分接开关运行 7 年或操作 10 万次后才需要检查，其机械寿命不小于 80 万次动作。

1.7.1.8  有载分接开关应能在不吊油箱的情况下方便地进行维护和检修。

1.7.2   油灭弧有载分接开关应选用油流速动继电器，不应采用具有气体报警（轻瓦斯）功能的气体继电器；真空灭弧有载分接开关应选用具有油流速动、气体报警（轻瓦斯）功能的气体继电器。新安装的真空灭弧有载分接开关，宜选用具有集气盒的气体继电器。

1.7.3  分接开关应符合 GB 10230 规定。

1.8 绝缘油

1.8.1  所选用的矿物绝缘油应是符合 GB 2536 和 DL/T 1094 规定的新油，矿物绝缘油应由生产厂家提供新油无腐蚀性硫、结构簇、糠醛及油中颗粒度报告。

1.8.2  当对变压器的环保和防火安全性要求较高时，宜采用满足 DL/T 1811 要求的天然酯绝缘油。

1.8.3  提供的新绝缘油，应包括 10%的备用油，单独封装。

1.9 温度测量装置

变压器应配备油温测量装置。油温测量应不少于两个监测点。上述温度变量除在变压器本体上可观测外，尚应能将该信号送出。

1.10 变压器二次回路连接

1.10.1  变压器二次接线端子箱布置及电缆敷设要求、接地端子位置及其他布置的特殊要求需在供货前向买方提出。5.10.2  气体继电器至端子箱电缆应将每个触点的引线单独引出，不得合用一根多芯电缆。

1.10.3  室外放置的端子箱防护等级为 IP55，采用材质为 Mn 含量不大于 2%的奥氏体不锈钢或铝合金且厚度不小于 2mm。若控制柜为地面式布置，运行湿度 80%及以上地区，应增加升高座。端子接线箱的安装高度应便于在地面上进行就地操作和维护。

1.10.4  控制跳闸的接线端子之间及与其他端子间均应留有一个空端子，或采用其他隔离措施，以免因短接而引起误跳闸。

1.10.5  端子接线箱内应有可开闭的照明设施，并应有适当容量的交流 220V 的加热器，以防止柜内发生水汽凝结。控制柜和端子接线箱内设电源插座（单相，10A，220V，AC）。

1.10.6  变压器二次引出线束采用金属槽盒（不锈钢布线槽）防护。

1.11 涂漆和防锈

1.11.1  变压器油箱、储油柜、冷却装置及联管等的外表面均应进行除油、除盐分、除锈等处理，表面处理完成后应及时涂漆，其颜色应依照买方的要求。

1.11.2  变压器油箱内表面、铁心上下夹件等均应涂以浅色漆，并与变压器油有良好的相容性，用漆由卖方决定。所有需要涂漆的表面在涂漆前应进行彻底的表面处理（如采用喷砂处理或喷丸处理）。

1.11.3  喷砂（喷丸）处理后 8h 内，且未生锈之前，应涂一层金属底漆。底漆应具有良好的防腐、防潮和附着性能，漆层厚度不小于 0.04mm，表层面漆与底漆相容，具有良好的耐久性能。所有外表面至少要涂一道底漆和两道面漆，面漆厚度不小于 0.085mm，表层面漆应有足够弹性以耐受温度变化，耐剥落且不褪色、不粉化。

1.11.4  变压器出厂时，外表面应油漆一新，并供给适当数量的原用漆，用于安装现场补漆或整体油漆。

1.11.5  油箱外部螺栓等金属件应采用热镀锌等防锈措施。

1.12 变压器的寿命

1.12.1  变压器在规定的工作条件和负载条件下运行，并按使用说明书进行安装和维护，预期寿命应不少于 40 年。

1.12.2  主要主部件的运行寿命（在运行寿命内除预试外无正常检修内容）要求：

a）有载分接开关：电气寿命 20 万次，机械寿命 80 万次；无励磁分接开关：2 万次；

b）电容套管：30 年及以上；

c）套管互感器：30 年及以上；

d）散热器：30 年及以上；

e）储油柜：30 年及以上；

f） 吸湿器：30 年及以上；

g）金属波纹：30 年及以上；

h）压力释放阀及气体继电器：30 年及以上；

i）各类阀门的关合次数：在油温 105℃下 100 次以上无渗漏；j） 端子箱：30 年及以上；

k）温度计、油位计等测量仪表：15 年及以上。

1.13 铭牌

铭牌应包括以下内容：

a）变压器种类（名称、型号、产品代号）；b） 标准代号；

c）制造厂名；d） 出厂序号；

e）制造年月；

f）相数；

g）额定容量（kVA）；

h）额定频率（Hz）；

i）各绕组额定电压（kV）和分接范围；

j）各绕组额定电流（A）；

k）联结组标号（并给出绕组连接示意图，应与实际排列位置相符）；l） 以百分数表示的短路阻抗实测值（额定及极限分接）；m） 绝缘水平；

n）冷却方式；

o）总质量（t）；

p）绝缘油质量（t）（注明牌号、厂名、油基）；

q）运输质量（t）；

r）器身吊重（t）；

s）上节油箱质量（对钟罩式变压器）（t）；

t）负载损耗（实测值）（kW）；

u）空载损耗（实测值）（kW）；

v）空载电流（实测值）（%）；

w）绝缘耐热等级（A 级可不给出）；

x）温升（当不是标准规定值时）；

y）温度与储油柜油位关系曲线。

1.14 电气一次接口

1.14.1 套管布置

变压器高压侧中性点放在低压侧。

1.14.2 引接线形式

变压器每个套管应有一个可变化方向的平板式接线端子，以便于接线安装。套管端子板应有能承受引线张力和重力引起的力矩而不发生变形。变压器高压侧引线一般采用软导线连接，以防止过高应力的产生；户内站也有用电缆连接。低压侧一般采用硬母线连接，与主变连接时应有伸缩金具。主变压器 35、 10kV 侧为方便引出主变压器本体应带出线支撑架。

接线端子板应满足回路短路电流及发热要求。端子板材质为铜质，表面镀银且平滑无划痕，开孔数量需要保证连接可靠。

（a）尺寸适用于额定电流 2000～3150A     （b）尺寸适用于额定电流 800～1200A

图1  套管接线端子板尺寸图

5.14.3 接地

变压器铁心、夹件的接地引下线应与油箱绝缘，从装在油箱上的套管引出后一并在油箱下部与油箱连接接地，接地处应有明显的接地符号或“接地”字样。

5.14.4 外观颜色

套管瓷套颜色一般采用棕色。变压器油箱、储油柜、冷却装置及连管等的外表面颜色为海灰 B05。各相套管带电端部应涂明显相别色标。

5.15 电气二次接口

5.15.1 有载分接开关

变压器的有载分接开关应有挡位显示器及远传装置，开关挡位信号采用挡位一对一触点或 BCD 码上传。有载分接开关具有远方操作、急停和闭锁等功能，满足就地及远方控制操作要求。配置分接头切换次数的动作记录器。主变压器过负荷闭锁有载调压功能由主变压器本体实现。

5.15.2  油温指示控制器

油温指示控制器应满足 GB/T 6451 的要求。在变压器油箱两个油温较高点上，分别安装一个 Pt100 铂电阻温度指示控制器。温度指示控制器应具备温度就地显示和远传功能。

5.15.3  变压器的本体保护

变压器的本体保护用于跳闸和报警，本体保护内容见表 3。

表3  变压器本体保护表

5.15.4  变压器端子箱

5.15.4.1  端子箱结构。变压器端子箱设计应合理，端子箱应能防晒、防雨、防潮，并有足够的空间；端子箱防护等级应满足 IP55，采用 304 不锈钢及以上材料且厚度不小于 2mm。

5.15.4.2  端子箱内部布线：

a）端子箱应有足够的端子用于变压器本体内部布线及其端头连接，并应提供 20%的备用端子，所有用于外部连接的端子，包括备用端子在内全部采用压接型端子。端子排组应有端子排编号予以标识。要求所有的电缆及接头应有防进水措施，电缆布置应由下往上接入。

b）交、直流端子排应分区布置，交流回路、直流回路电缆应分开绑扎。电缆号头按双重编号。交、直流回路不得共用一根电缆。

c）端子箱宜提供带温湿度控制器（AC220V、50Hz）的除湿装置。

d）端子箱宜提供照明装置（AC220V、50Hz），照明灯宜采用 LED 类型。

5.15.4.3  连接电缆。

在变压器器身上敷设的所有电缆布线，均应通过电缆保护管或槽盒（不锈钢材料）引接到端子箱。该电缆线应选用阻燃、耐油、耐温的屏蔽电缆，且该电缆应足够长，在元件与元件、元件与端子箱及端子箱之间的电缆不允许有电缆接头。该部分电缆由制造厂配套提供，并提供电缆清册。电缆清册应开列所提供的全部电缆，电缆清册中应标明电缆编号、电缆起点、电缆终点、电缆型号、电缆芯数、电缆截面、电缆备用芯数及电缆长度。

5.15.4.4  变压器端子箱的端子排接口图见图 4。

5.16 土建接口

5.16.1  油箱

油箱上应有吊攀，其下部应设置千斤顶座。变压器应能在其主轴线和短轴线方向上平面滑动或在管子上滚动，油箱上应有用于双向拖动的拖耳。主变压器外形参见图 2～图 3 所示，高压侧中性点套管布置于低压侧，且主变压器器身中心线与高压侧 B 相套管应在一条直线上。

5.16.2  基础及埋件

主变压器基础采用条形基础，基础数量统一为两条，基础间距统一为：10MVA 及以下容量为1475mm，20MVA 及以上容量为 2040mm，基础表面预埋钢板，主变压器底座宜采用点焊方式固定在基础的预埋钢板上，参见图 5～图 6。

主变压器基础周围设置储油池，油坑长、宽尺寸应比主变外廓尺寸每边大 1m。

最大油量：10MVA 及以下主变为 5 吨，20MVA 及以上主变为 11 吨。

最大重量：10MVA 及以下主变为 20 吨，20MVA 及以上主变为 49 吨。

图 2 10MVA 及以下容量 35kV 变压器平断面布置图

图 3 20MVA 及以下容量 35kV 变压器平断面布置图

图4  二次接口端子排图

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图 5 10MVA 及以下容量 35kV 变压器基础图

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图 6 20MVA 及以上容量 35kV 变压器基础图