标准规范下载简介

GBT 17468-2019 电力变压器选用导则.pdf

变压器的绝缘水平，原则上应按照国家标准规定的上限数值，以利于提高变压器运行的安全可 有时，可根据变电站的特殊性和重要性（如地下变电站）以及近期故障情况，适当地提高绝缘水 提高变压器的安全可靠性，但制造成本会相应增加

如果要求变压器的声级水平低于标准值，则制造方将采取特殊的设计和措施，例如降低磁密、采用 特殊的绑扎或压紧方法、相应的减振结构、选用低噪声风扇（机）等，这无疑将导致变压器制造成本的增 加。因此，如果必须选用低噪声变压器，则应作相应的分析。从经济上来看，在变压器安装地点采取相 应的其他措施（例如安装隔离墙）或许更合适和经济

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GB 50135-2019标准下载B.12 变压器的容量、质量、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： 变压器的容量正比于线性尺寸的4次方； 变压器有效材料质量正比于容量的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一1/4次方； 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质量成正比，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一1/4次方； 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

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： 变压器的容量正比于线性尺寸的4次方； 变压器有效材料质量正比于容量的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一1/4次方； 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质量成正比，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一1/4次方； 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。

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附录C （资料性附录） 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）的各变压器，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 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C.1）： 1）组1：钟时序数为0、4和8； 2）组2：钟时序数为6、10和2； 3） 组3：钟时序数为1和5； 4）组4：钟时序数为7和11。 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，见图C.1。 ）如果一台变压器的相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，见 图C.2。 不同组的两台变压器是不能并联运行的。如： 1） 组1与组2或组3与组4； 2） 组2与组1或组3与组4； 3 组3与组1或组2； 4)组4 与组1或组2

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图C.1同组变压器的并联运行

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图C.2组3和组4中的变压器的并联运行

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附录D （资料性附录） 套管式电流互感器的选用

套管式电流互感器的额定一次电流应 器容量来确定，通常取按变压器容量计算

D.1.2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：100A、125A、150A、200A、250A、300A、400A A、600A、750A以及它们的十进位倍数

D.1.3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或5A。

套管式电流互感器额定二次电流标准值为：1A或5A

D.1.4套管式电流互感器的变比

D.2套管式电流互感器准确级的选择

D.2.1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：0.2、0.5、1.0、3.0和5.0。 推荐1200A及以上的互感器选0.2级；600A1000A选0.5级；300A～500A选1.0级；150A~ 250A选3.0级；100A以下互感器不保证准确级。如果有高于上述准确级的特殊需求情况，则由用户 与制造方协商规定。 注：套管式电流互感器的一次绕组是变压器的套管，只有固定的一匝。因此，决定互感器技术参数最关键的额定 次安匝数是固定的，制造方无法选择。由此，较小变比的互感器的准确级一般情况下不可能很高。当用户特殊 要求高准确级时，可由制造方与用户协商，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

D.2.2保护用套管式电流互感器

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保护用套管式电流互感器的准确级为：5P、10P、TPX和TPY。 推荐600A及以上的互感器最高准确级选5P；200A～500A选10P；其他情况，由用户与制造方协 商规定，500kV变压器根据系统需要可选TPY或TPX（单变比）。 注 1: TPY、TPX 按 GB/T 20840.2。 注2:TPY.TPX尽量不选用

D.3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标准准确限值系数为：10、15、20和30。 推荐600A及以上互感器选用20或20以上；200A及以下选10；300A～500A选15。有特殊需 要时，由用户与制造方协商规定， 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变比 例如：一台变压器，按容量计算选用变比300/5A，按短路电流计算准确限值系数10P40，可选取600/5A 10P20.但测量级（如果有）变比仍为300/5A，

D.4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GB/T20840.2的规定，测量用电流互感器的准确级（0.2、0.5、1)误差限值规定的二次输出范围为25%~ 100%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。因此，宜根据使用要求确定其容量，不易过大，对于40VA 50VA、60VA和80VA的电流互感器尽量不采用，

D.5多变比套管式电流互感器的性能额定值

套管式电流互感器的短日

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，而短路电流很大时， 应由用户与制造方协商确定，以免套管式电流互感器导线短时电流密度过大。 注：套管式电流互感器，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，绝大多数情况下都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

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，而短路电流很大时， 与制造方协商确定，以免套管式电流互感器导线短时电流密度过大。 套管式电流互感器，因其环境温度就是变压器油的温度，充许温升很小，故其二次绕组导线截面较大，短时热电 流允许值较高，绝大多数情况下都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

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V、110kV侧套管式电流互感器推荐的性能参数

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J内容也适用二次电流为1A的互感器，但其额定输出可

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对于在低于一25℃环境温度下使用的油浸式变压器可参照本附录选用

附录E （资料性附录） 极寒地区用油浸式变压器的选用

E.2.1主要技术参数及性能应符合GB/T1094.1、GB/T6451等标准的规定。 E.2.2试验合格后变压器内部绝缘材料的含水量应小于0.1%。 E.2.3变压器应能满足最低环境温度下的绝缘性能要求。 E.2.4套管、分接开关、压力释放阀、散热器、冷却器、气体继电器、阀门、油泵、储油柜、温控器、油位计 等组件，应能满足最低环境温度下的基本功能、机械性能、电气性能和密封性能等要求。 E.2.5变压器储油柜应具有足够大容积，保证在最低环境温度下显示不报警的最低油位，在最高油温 下显示不报警的最高油位，在最高环境温度下的允许过负荷时不喷油

E.3主要原材料及组件、部件的要求

器油的最低冷态投运温度应是一40℃，密度（20

变压器使用的钢板应满足以下要求： 1）在一40℃时，冲击韧性应不小于3kg/cm； ）油箱上使用的各类钢材（如箱壁、吊攀、加强筋等）的线膨胀系数应相近

包括变压器和分接开关等组部件的密封件应满足如下要求： a）低温脆性温度应不高于一70℃； b）压缩耐寒系数（压缩20%，一50℃）应不小于0.5

E.3.4波纹片和片式散热器

波纹片和片式散热器应满足以下要求： a）选用金属材料的弯折疲劳次数应大于2万次； b）选用的钢板、焊接材料及表面涂层应能满足最低环境温度下及150℃温度差变化的要求

电容式套管应满足以下要求：

电容式套管应满足以下要求：

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a）最低环境条件下的电气性能、机械性能，以及不同污移地区对污闪、冰闪爬距的要求； b）套管内部的气室应能满足最低环境温度下和最高运行油温下的膨缩容积及保持正压力的 要求。

分接开关的传动机构润滑物质应保证在最 的润滑作用及传动机构的正常运转

下爱水 a）绝缘应具有耐寒性能； b）低温脆性温度应不低于所允许的最低环境温度

各类阀门应满足以下要求： a）在最低环境温度下，所有阀门应正常开启和关闭； b）阀门内外金属材料应使用相同材质或线膨胀系数相近的材质

气体继电器的弹簧、触点等在所要 温度下应动作灵敏、接触，

智能设备及其组件、部件的端子箱、控制箱等设施，应具有加温、除霜、防潮功能，以及相应的有效保 温措施，

在最低环境温度下应能满足如下试验要求： a）主要材料： 1） 变压器油低温介电性能试验。 2） 绝缘纸板含水量试验。事先在变压器上放置试验纸样，试验合格后取出按GB/T462的 要求进行含水量测试，其结果应小于0.1%。 3） 钢板低温冲击韧性试验。所采用的钢板按GB/T229的要求进行低温冲击韧性测试，其 结果应不小于3kg/cm²。 4 密封制品低温脆性试验。所选用的密封制品按照GB/T1682进行脆性测试，其结果应不 高于一70℃。 5） 密封胶垫压缩耐寒系数试验。所选用的密封制品按照GB/T1682进行压缩耐寒系数测 试，其结果应不小于0.50（压缩20%，一50℃）。 b 主要组件、部件： 压力释放阀的低温开启试验。将待试压力释放阀置于所要求的最低温环境中至少1h，按 JB/T7065的要求进行功能测试，其结果应在规定压力下开启和闭合。 2） 油泵的低温试验。将油泵置于所要求的低温试验温度的变压器油中至少1h，按 JB/T10112的要求进行测试，其结果应满足GB/T755和GB/T1032的要求 3）蝶阀的低温试验。将蝶阀置于所要求的低温试验温度的环境中至少1h，蝶阀一侧注入低

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温试验温度的变压器油，另一侧置于低温试验温度的空气中，按JB/T5345的要求进行低 温下的开启、泄漏性能试验，其结果应开关正常，并无渗漏现象。 4） 气体继电器的低温试验。将气体继电器置于所要求的低温试验温度的环境中至少1h，按 照JB/T9647的要求对气体继电器进行动作特性试验。当气体继电器内积聚气体数量达 到250mL时，信号接点应可靠接通（容积刻度偏差10%）。 5）电容式套管低温适应性试验。 c）变压器： 1）常温下所有例行试验 2）低温下外施耐压特殊试验，试验方法可由用户与制造方协商确定。 3）低温下冲击合闸特殊试验，试验方法可由用户与制造方协商确定

E.5.1变压器不应在低于一25℃油温下投运。 E.5.2低温投运初始阶段，不投冷却器空载运行，待油温增高后，逐步增加负载，并投人相应数量冷却 器，方可转人正常运行 E.5.3临时停运的变压器可采用保温措施，保证油温高于一25℃。 E.5.4经过低于一25℃环境下停运超过5天及以上的变压器，且无保温措施时，投运前应对变压器进 行加温处理。

用于冬季应急使用的备品宜存储在高于一25℃的环境内

全寿命周期成本法（简称LCC法)统筹考虑变压器的规划、设计、采购、建设、运行、检修、技改和报 的全过程，在满足安全、效能的前提下追求全寿命周期成本最低来选择变压器。其计算模型如下： LCC=CI+CO+CM+CF+CD 式中： 变压器设备在全寿命周期内的总费用； CI 初始投资成本； CO 运行成本； CM 检修维护成本； CF 故障成本； CD 退役处置成本。

F.1.2初始投资成本CI

初始投资成本CI主要包括设备的购置费、安装调试费和其他费用。购置费包括设备费、专用工具 及初次备品备件费、现场服务费、供货商运输费等；安装调试费包括业主方运输费、设备建设安装费和设 备投运前的调试费；其他费用包括培训费用、验收费用、特殊试验费和可能要购置的状态监测装置费 用等。 初始投资成本可表示为：

E.1.3运行成本 CO

运行成本C）主要包括设备能耗费、日常巡视检查费和坏环保等其他费用。设备能耗费包括设 能耗费用、辅助设备能耗费；日常巡视检查费包括日常巡视检查需要的巡视设备和材料费用以及逆 工费用。 运行成本费用主要和变压器的损耗有关，因此运行成本可估算为变压器损耗所产生的费用， 为：

式中： P。变压器空载损耗，单位为千瓦(kW)； 变压器年平均负载率，%：

C, =(P。+ nP) X 8 760 X a

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Pk 变压器负载损耗，单位为千瓦（kW）； 单位电价，单位为元每千瓦时元/（kW·h）)］， 变压器运行成本可表示为： CO= (C, +CL +Ca) 台(1+R） 式中： N 变压器的寿命周期，一般变压器运行年限为30年： 通货膨胀率； R一一社会贴现率； 一人工费用，单位为万元每年（万元/年）； C. 其他费用，单位为万元每年（万元/年）。

负载损耗，单位为干瓦（kw）； 价，单位为元每千瓦时[元/（kW·h)]。 本可表示为： CO= (1 +r (C, +CL + Ca)

F.1.4检修维护成本CM

检修维护成本CM主要包括变压器的小修成本和大修成本，每项检修成分主要包括设备材料 服务费用及人工费用。检修成本可表示为：

式中： T. 变压器小修周期，单位为年每次（年/次）； T。 变压器大修周期，单位为年每次（年/次）； Cm1 变压器单次小修费用，单位为万元每次（万元/次） Cmo 变压器单次大修费用，单位为万元每次（万元/次） floor 取整操作

E.1.5故障成本 CF

UOC 故障率或失效率，该数据需统计而得，由制造方提供； C. 故障损失费用； Cf 故障检修费用； S 变压器额定容量，单位为千伏安（kVA）

F.1.6退役处置费CD

CM= X Cmo N, =floor T.

10 CF= X (C。+C.)

退役处置费CD包括设备退役时处置的人工、设备费用以及运输费和设备退役时的报废费用，并 设备退役时的残值。实际变压器报废回收成本可以近似等效为初始投资成本的某一比值，而且 是负值。计算公式为：

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CD= +产 ×C ×β

式中： 一残值折算率。 而实际计算中，其变压器的残值一般可简化为初始购置费用的20%（已折算至初始年限）

考虑了通货膨胀和社会贴现率的影响，计算出的值应折算至初始年限的值

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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：

G.1.1变压器符合的标准或技术规范

附录G （资料性附录） 技术协议书的内容

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调容变压器的主要标准： JB/T10778三相油浸式调容变压器 h 除G.1.1a)～g)外尚需符合的国家标准、行业标准、团体标准、企业标准或产品技术条件。 i 除G.1.1a)g)外尚需符合的国际标准或国外标准。 注：如无另行规定，乙方只保证变压器符合所列标准。 1.2变压器名称和产品型号： 1.3 相数（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： 1.4 频率（Hz）：

g 调容变压器的主要标准： JB/T10778三相油浸式调容变压器 h 除G.1.1a）～g)外尚需符合的国家标准、行业标准、团体标准、企业标准或产： i 除G.1.1a)～g)外尚需符合的国际标准或国外标准。 注：如无另行规定，乙方只保证变压器符合所列标准 1.2 变压器名称和产品型号： 1.3 相数（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： 1.4 频率（Hz）： 绝缘种类及冷却介质： a） 液浸式包括： 1）矿物油还是其他绝缘液体； 2）凝点； 3）抗氧化能力。 b）干式包括： 1） 非包封空气绝缘或树脂绝缘； 2） 绝缘系统耐热等级； 3） 燃烧等级； 4） 气候等级； 5） 环境等级； 6） 外壳防护等级（如需外壳）； 7） 是否需要配置风机； 8） 室内通风及进风温度。 C） 充气式包括： 1）绝缘气体； 2）冷却方式； 3）冷却器布置方式。 1.6 安装场所包括： a 户内； b）户外； ） 地下。 1.7冷却方式： 当改变冷却方式时，变压器的容量比。 1.8每个绕组的额定容量（kVA）： 1.9 每个绕组的额定电压（kV）和设备最高电压（kV）： 1.10 调压方式及范围包括： a） 无调压、无励磁调压或有载调压； b) 带有分接的绕组； C） 分接位置数； d） 分接范围； e） 若分接范围超过士5%，其调压种类和最大电流分接位置（如采用）。 1.11 系统接地方式或各侧中性点的绝缘水平： 1.12各个绕组的绝缘水平： HV

G.1.6安装场所包活

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G.1.13短路阻抗（或阻抗范围）及允许偏差

利极限分接短路阻抗。 G.1.14损耗（kW）及允许偏差： 空载损耗： +% 负载损耗： +% 总损耗： +%（不含辅机损耗） G.1.15套管爬电比距（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 G.1.16变压器带、不带小车或滚轮（是否带固定装置）： 沿短轴轨距： mmX mm 沿长轴轨距： mmX mm G.1.17 运输方式包括： a 充油、充氮或干燥空气、铁路、公路、水航联运； b） 运输质量或尺寸的限制。 G.1.18 附件、仪表、铭牌、油位计等的安装位置（有特殊要求时）： a） 冷却器（或散热器）置于本体或集中布置； b) 其他附件、仪表（或仪表箱）、铭牌、油位计安装位置的要求 G.1.19 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）： G.1.20 油保护系统的类型： G.1.21 套管及套管式电流互感器的要求： a） 套管； b） 套管式电流互感器包括： 测量用或保护用： 额定变比； 3）准确级； 4）其他特殊要求； 5）数量、设置位置及型号。 G.1.22变压器表面涂漆的颜色

GB／T 11024.1-2019标准下载G.1.14损耗(kW）及允许偏差：

空载损耗： 负载损耗： 总损耗：

G.2.1环境条件不同于GB/T1094.1或GB/T1094.11的部分包括： a） 环境温度； b） 海拔（如超过1000m时）； c 地震烈度； d） 冷却空气循环的限制；

2.1环境条件不同于GB/T1094.1或GB 1094.11的部分包适： 环境温度； b) 海拔（如超过1000m时）； c 地震烈度； d）冷却空气循环的限制； e）冷却水温度（如用水冷却时）：

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安装场地污移等级。 G.2.2 升压变压器的承受甩负载的工作条件： G.2.3 变压器直接或通过短距离架空线接GIS（气体绝缘开关装置）： G.2.4 影响变压器空气绝缘间隙和端子位置的安装空间位置： G.2.5 负载情况包括： a) 三绕组变压器负载组合； b) 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； c） 经常承受过负载时，负载周期图； 除GB/T1094.7和GB/T1094.12规定外的周期性过负载细节。 G.2.6"变压器联结组标号是否有变换、进行联结变换的方法、出厂时要求用哪种联结： G.2.7 变压器所连接系统和短路特性（如短路容量、电流或系统阻抗数据）及可能影响变压器设计的限 值（参见GB/T1094.5）： G.2.8 对变压器机械强度、油箱机械强度和局部放电水平不同于标准要求的部分： G.2.9 对短路承受力的相关参数和计算结果： G.2.10 声级水平（如与标准不一致时）与声级测定： G.2.11 零序阻抗测量： G.2.12 需要的其他特殊试验项目： G.2.13特殊的组件及接口需求

若要求与现有变压器并联运行，则应予以说明，并给出现有变压器的下列数据： a）额定容量（kVA）； b）额定电压比； c）除主分接外的其他分接的电压比； d）额定电流下消防安装工程施工组织设计，主分接上的负载损耗（校正到相应的参考温度，kW）； e）带分接绕组的分接范围超过土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

若要求与现有变压器并联运行，则应予以说明，并给出现有变压器的下列数据： a）额定容量（kVA）； b）额定电压比； c）除主分接外的其他分接的电压比； d）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)； e）带分接绕组的分接范围超过土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

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