1000kV系统用主变压器技术规范

1、1000kV系统用主变压器技术规范1范围本技术规范适用于1000kV系统用主变压器，它提出了变压器本体及附属设备的功能设计、结构、 性能、安装和试验等方面的技术要求。本技术规范提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，制造厂应提供符合工业标准和本规范的优质产品。本技术规范所使用的标准当与制造厂所执行的标准不一致时，按较高标准执行。系统用的主变压器，除应符合现行的有关国家标准和电力行业标准的规定外，同时还应执行本规范。2规范性引用文件下列文件中的条款通过本规范的引用而成为本规范的条款。凡是注日期的引用标准，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修

2、订版均不适用本标准，然而，鼓励根据本规定达成协议的各 方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注明日期的引用文件，其最新版本适用于本规范。GB156标准电压高压输变电设备的绝缘配合电力变压器第1部分总则电力变压器第2部分温升电力变压器第3部分绝缘水平、绝缘试验电力变压器第5部分承受短路的能力GB/T电力变压器 第10部分 声级测定GB2536-1990变压器油电工术语变压器、互感器、调压器和电抗器电工术语高电压试验技术和绝缘配合GB4109高压套管技术条件GB/T6451二相油浸式电力变压器技术参数和要求GB7449电力变压器和电抗器的雷电冲击试验和操作冲击试验导则GB10237电力变压器绝

3、缘水平和绝缘试验外绝缘的空气间隙GB/T15164油浸式电力变压器负载导则GB/T16274油浸式电力变压器技术参数和要求500kV级GB/T16434高压架空线路和发电厂、变电所环境污区分级及外绝缘选择标准GB/T19001质量管理体系要求3环境条件周围环境温度a) 最高温度：+40 Cb) 最低温度：-25 Cc) 最大日温差：25Kd)日照强度：cm 2(风速0.5m/s)。海拔高度：1000m31m/s100 年一遇、离地面 10 m高10 min平均风速:环境相对湿度(在 25 c时)a) 最大月平均值：90%b) 日平均湿度：95%地震设防烈度a) 地面水平加速度 0.3g。b)

4、地面垂直加速度0.15g。污秽等级：外绝缘爬电比距25mm/kM覆冰厚度：10mm/20 mm4系统概况系统标称电压：1000kV, 500kV, 110kV。系统最高运行电压：1100kV, 550kV, 126kV。系统额定频率：50Hz。系统中性点接地方式：a) 1000kV侧：直接接地；b) 500kV侧：直接接地；c) 110kV侧：不接地。系统短路电流：a) 1000kV 侧：50kA/63kA ;b) 500kV 侧：63kA;c) 110kV 侧：40kAo安装地点：户外。5基本技术参数应遵循的主要现行标准GB156标准电压高压输变电设备的绝缘配合电力变压器第1部分总则电力变压

5、器第2部分温升电力变压器第3部分绝缘水平、绝缘试验电力变压器第5部分承受短路的能力电力变压器第10部分声级测定GB2536-1990变压器油电工术语变压器、互感器、调压器和电抗器电工术语高电压试验技术和绝缘配合GB4109高压套管技术条件GB/T6451三相油浸式电力变压器技术参数和要求GB7449电力变压器和电抗器的雷电冲击试验和操作冲击试验导则GB10237电力变压器绝缘水平和绝缘试验 外绝缘的空气间隙GB/T15164油浸式电力变压器负载导则GB/T16274油浸式电力变压器技术参数和要求500kV级GB/T16434高压架空线路和发电厂、变电所环境污区分级及外绝缘选择标准GB/T190

6、01质量管理体系 要求基本技术参数5.2.1 型式：单相、三线圈铜绕组、自耦、无励磁调压油浸式变压器。5.2.2 冷却方式：强迫油循环风冷（ OFAF。5.2.3 额定频率：50Hz。5.2.4 额定容量（高/中/低）：1000/1000/334MVA（绕组温升W 65K时）5.2.5 最高工作电压：a）高压侧：1100/J3kV。b）中压侧：550/ J3 kV0c） 低压侧：126kV。5.2.6 额定电压：a）高压侧：1050/J3kV。b）中压侧：525/於kV0c）低压侧：110kVo （因调压引起电压变化允许范围偏差土 1%5.2.7 额定电压比：1050/V3'525/V

7、3 5%/110kV5.2.8 调压方式：无励磁调压；调压位置：中性点（中性点加附加补偿变压器）调压范围：土 5%。5.2.9 中性点接地方式：直接接地。5.2.10 短路阻抗（以高压绕组额定容量1000MVA为基准）：a） Uk 高中：18%b） U k高低：62%c） Uk中低：40%5.2.11 连接组标号：I , a0, i0。三相连接组标号：YN a0, d11。5.2.12 端子连接方式a）高压侧：1100/J3kV架空软导线。b）中压侧：550/73 kV架空软导线。c） 低压侧：126kV软导线。d） 中性点：126kV软导线。5.2.13 绕组绝缘耐热等级：A级。5.2.14

8、 变压器绕组额定绝缘水平：见表 1、表2。表1变压器高压侧绕组额定绝缘水平kV额定短时工频耐受电压（方均根值，5min）额定操作冲击耐受电压（相对地）（峰值）额定雷电冲击耐受电压（峰值）全波截波高压1100185022502400表2变压器中、低压侧绕组额定绝缘水平kV绕组目额定短时工频耐受电压kV （方均本值，1min）额定操作冲击耐受电压（相对地）kV （峰值）额定雷电冲击耐受电压（kV）峰值全波截波中压630117515501675低压230550中性点2305505.2.15 变压器绕组匝间工作场强不大于2kV/mm>5.2.16 损耗和效率（在额定电压和频率下，温度为75c时）

9、a）总损耗：kW（不包括附件损耗），误差不超过+10%b）效率：不应小于 %空载电流不应大于 供方应提供50%、75%和100%额定负荷时的损 耗和效率。5.2.17 温升限值（周围环境温度40 C）:a） 绕组平均温升：65K （用电阻法测量）。b）顶层油温升：55K （用温度传感器测量）。c) 绕组热点温升、金属结构和铁芯温升不超过78K。(计算值)。d)油箱表面及结构件表面不超过80K。(用红外测温装置测量)5.2.18 过载能力：变压器允许短时间过载能力应满足GB/T 15164油浸式电力变压器负载导则的要求。5.2.19 承受短路能力：系统短路电流(有效值) ，高压侧为50kA/63

10、kA ,中压侧为50kA/63kA ,低压侧为40kAo变压器应能承受外部短路电流，时间为 2s,变压器应无损伤，绕组及铁芯等不应有 不允许的变形和位移，绕组温度不高于250C,保证该变压器可继续运行。5.2.20 工频电压升高时的运行持续时间：电压1000kV级电力变压器对于额定电压的短时工频电压升高倍数的持续时间应符合表 3的要求。表3工频电压升高时的运行持续时间工频电压升高倍数相一相相地持续时间持续80回定容量下持续20s1s6技术性能要求局部放电水平a)局部放电试验方法应符合第条，高中低压绕组端承受下述试验电压：U3(5min) U2 (5min) Ui(5min) -U2(1h)-

11、Ub(5min),其中 U = 5,U2=U/ J3 kV,U3=U/J3kV,在最后1h持续时间内，高压绕组局部放电量不大于100pC;中压绕组在最后1h持续时间内，局部放电量不大于 200pC;低压绕组在最后1h持续时间内，局部放电量不大于 300pC。 b)套管的局部放电测量应符合GB4109高压套管技术条件中的有关规定。在倍额定相电压下，高压和中压套管的局部放电量不大于5pC,低压和中性点套管的局部放电量不大于10pCo无线电干扰：在倍最高相电压时的无线电干扰不大于500(1V,并在晴天夜晚无可见电晕。噪声水平：当冷却装置、风扇、油泵全部投入运行时，距变压器基准声发射面2m处，或当冷却

12、装置、风扇、油泵不投入运行时，距变压器声基准发射面0.3m处，声压级不应大于 80dB (A)。所有相同设计、相同额定值的变压器的电气性能应完全相同，具有互换性，且可以并列运行。变压器的结构应有利于顺利地运输到目的地，需现场安装的附件， 安装好后将能立即进入持续工作状态。过励磁能力：a)在额定频率和额定电流下，变压器应能在105%的额定电压下连续正常运行。b)在80%变压器额定容量下，变压器应能在110%的额定电压下连续正常运行。c)当电流为额定电流的 K (0WKW 1)倍时，应保证能在下列公式确定的电压值下正常运行， 2即 U (%) = 110 5K。d）厂家应提供100%、105%、1

13、10%情况下励磁电流的各次谐波分量，并按50%115%额定电压下空载电流测试结果提供励磁特性曲线。设计寿命：全部设备必须是全新的、持久耐用的。即使在本规范中没有明显地提出，也应满足作为一个完整产品一般所能满足的全部要求。制造厂应保证设备能耐用30年或者更长。变压器及其附件的设计和组装应使振动最小，并且能承受三相短路电动力的作用。变压器铁芯应通过套管从油箱上部引出可靠接地，接地处应有明显的接地符号“！ ”或“接地”字样。其他较大金属结构零件均应可靠接地。变压器套管1000kV高压套管除满足下列要求外，还应符合1000kV系统用套管技术规范。6.10.2 变压器套管采用导杆式套管，其额定绝缘水平见

14、表4。表4变压器套管额定绝缘水平kV额定短时工频耐受电压（方均根值，1min）额定操作冲击耐受电压（相对地）（峰值）额定雷电冲击耐受电压（峰值）全波截波高压1200195024002760中压74013001675低压230550中性点2305506.10.3 套管最小爬电距离（爬电比距为25mm/kM系统最高工作电压）为：高压侧不小于 27500mm （大小伞结构）；中压侧不小于 13750mm（大小伞结构）；低压侧不小于 3150mm（爬电比距为31mm/kM系统最高工作电压）；中性点不小于 3150mm（爬电比距为31mm/kM系统最高工作电压）。套管最小爬电距离是对应于系统最高工作电压

15、时的外绝缘爬电距离；电瓷绝缘的瓷件平均直径大于或等于300mm寸，套管对地爬电距离还应按照DL/T 620 1997修正。套管的爬电系数、外形系数、直径系数以及表示伞裙形状的参数，应符合IEC60815的规定。6.10.4 变压器套管端子允许荷载不小于表5中的规定值。表5变压器套管端子允许荷载N套管位置轴向水平方向横向水平方向垂直拉力高压400025002500中压300020002000低压200015001500中性点150010001000静态安全系数不小于， 事故状态下安全系数不小于。变压器套管端子型式和尺寸应满足GB5273标准中的有关规定。6.10.5 变压器套管式电流互感器的配置

16、及规范见表6。表6变压器套管式电流互感器的配置及规范装设位置高压侧中压侧低压侧中性点侧组数3323准确级5P/5P/5P5P/5P/5P5P/5P5P/5P/5P电流比2500/1A4000/1A4000/1A1250-2500/1A二次容量10VA10VA10VA10VAFS（针对测量级，不大于）ALF （不小于）20202020注：中性点侧电流互感器为二次侧带抽头型式，二次抽头应满足上述容量和精度的要求。套管式电流互感器应符合 GB1208现行标准的规定。调压装置a）调压方式：中性点（中性点加附加补偿变压器）无励磁调压b） 调压范围：± 2X%c） 无励磁分接开关：额定电流： 2

17、000Ad）采用独立外置调压变方式，即变压器本体与调压变分箱布置，制造厂负责变压器本体与调压变之间的连接。冷却器和控制箱a）变压器投入或退出运行时，工作冷却器均可通过控制开关投入与停止运行。b）当运行中的变压器顶层油温或变压器负荷达到规定值时，能使辅助冷却器自动投入。c）当工作或辅助冷却器故障时， 备用冷却器能自动投入运行。一般应有一台冷却器作为备用。d）当冷却器系统在运行中发生故障时，应能发出事故信号，并提供接口。e）冷却装置应能根据变压器的负荷和油温情况，自动或手动投入或切除相应数量的冷却器。f） 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75c

18、时，允许上升到 75C,但切除冷却器后的最长运行时间不得超过1h。g）冷却装置应采用低噪声的风扇和低转速的油泵（&1000转/min）,靠近油泵应设置油流指示器，并附有报警触头供冷却器运行中油流停止后发出信号。h）冷却装置进出油管应装有蝶阀。i） 控制箱采用两回路独立电源供电，两路电源可任意选一路工作或备用。当一路电源故障时，另一路电源能自动投入。j） 冷却系统控制箱应随变压器成套供货，控制箱应为户外式，防护等级不低于IP54。k） 冷却系统电动机的电源电压采用交流380/220V ,控制电源电压为直流 220V。l） 冷却系统的电动机应分别有过载、短路及断相运行的保护装置。油箱及储油

19、柜a）机械强度和密封性：油箱、储油柜应能承受全真空（残压小于）无永久变形。油箱应能承 受的液压无永久变形，保持 24h无渗漏。b）油箱应在适当位置设置起吊耳环，千斤顶台阶和拖拉环。c）在油箱的中部和油箱下部各装有统一口径的油样活门。变压器油箱底部应装有排油装置。d）为释放变压器油箱内突然升高的压力，主油箱应设至少2个可重复动作的机械压力释放装置。装置应能立即动作并释放瞬时升高的压力，当压力超过时能可靠释放，压力降低至正常值后自行恢复到关闭位置。压力释放装置应配有机械式动作指示器及防潮密封的报警触 头（一常开及一常闭）。压力释放装置设置在油箱顶盖上的边沿部分，并应设有排油管引 至地面附近以引导向

20、下排放油气，并使油远离控制箱等。当变压器通过穿越性短路电流时， 压力释放装置应不动作。e）变压器主油箱应配置使油与空气相隔离的储油柜。储油柜应配有呼吸器。f） 储油柜应有注油、放油、放气和排污装置。g）储油柜应配有油位计，并附有高、低油位时报警功能。h）变压器应装有气体继电器，其接点容量不小于66VA;直流有感负载时，不小于 15W气体继电器的安装位置应远离带电部分，便于在运行中取气。i） 储油柜与变压器油箱之间的连管应通畅。为使气体易于汇集在气体继电器内，要求升高座的联管、变压器与储油柜的联管和水平面有约的升高坡度。变压器不得有存气现象。j） 金属外表面应进行防腐处理。其他附件的技术要求a）

21、变压器应配备绕组测温和油温测量装置。绕组测温应能反映绕组的平均温升，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。b）变压器本体上的测温装置的端子箱或就地仪表间的电缆应采用耐油、阻燃、屏蔽电缆。c）气体继电器至端子箱电缆应将其触点两极分别引出，不得合用一根多芯电缆。d）变压器端子箱和冷却器控制箱内的端子排应为阻燃、防潮型，并应有15%的备用端子，供用户使用。e）变压器绝缘油选用2 25变压器油，应满足以下要求：闪点（闭口）不低于：130C；击穿电压不小于：70kV;介质损耗因数（90C）不大于：%含水量：小于 10X106 （V/V）;凝点：-25 C

22、;含气量不大于 1%。厂家应提供过滤合格的新油。油量除供应满足变压器标准油面线的油量（含首次安装损 耗）以外，再加10%勺备用油。f） 变压器的所有外购件必须经过鉴定并有产品合格证，符合相应标准要求。变压器的消防：变压器厂提供的产品（包含冷却器风扇电机、潜油泵、控制箱及端子箱等）应满 足水口贲雾/充氮灭火的要求。有符合国标的铭牌，铭牌用耐腐蚀材料制成，字样、符号应清晰耐久，铭牌在设备正常运行时其 安装位置应明显可见。变压器应满足运输尺寸、重量及公路运输时倾斜15。等运输条件的要求，并能承受运输中的冲撞，当冲撞加速度不大于 3g时，应无任何松动、变形和损坏。变压器运到现场后，不经吊罩检查即能可靠

23、投入运行。投入运行时，在额定电压下进行 5次冲击合闸应无异常现象，在正常运行时，应达到20年不需要大修。7试验试验内容和试验要求7.1.1 工厂试验：1000kV系统用变压器在出厂之前应参照的规定，在制造厂进行型式试验、出厂 试验和特殊试验。试验的一般要求如下： 试验应在10c40 c环境温度下进行； 试验时，变压器的外部组件和装置（指可能影响变压器运行的）均应安装在规定的位置上； 试验应在主分接开关上进行（除非有关试验条文另有规定）； 除绝缘试验外，所有性能试验均应以额定条件为基准（除非试验条文另有规定）； 试验测量系统应按 GB/T 19001第条的要求来保证准确度； 当试验测量的数据需校

24、正到参考温度的值时，其参考温度取75Co7.1.2 现场交接试验：1000kV系统用变压器在现场安装后应参照有关交接试验标准进行现场交接 试验。变压器型式试验7.2.1 绝缘型式试验a）在绕组线端上的雷电截波冲击试验，试验方法按和GB/W关规定。b）中性点端子雷电全波冲击试验。试验时记录电压和电流瞬变波形图，并根据这些波形图判断绝缘耐压试验是否合格。7.2.2 温升试验：温升试验按规定。出厂试验7.3.1 变比试验：试验方法按规定，应在每一分接位置上进行测量，允许偏差在额定分接时为± %。7.3.2 检定变压器的极性：应与铭牌一致。7.3.3 测量绕组直流电阻：应在所有分接位置上测量

25、，相间差不大于三相平均值的2%。7.3.4 测量绕组的绝缘电阻、吸收比或极化指数、介质损耗角正切；测量铁芯及夹件的绝缘电阻。绝缘电阻可采用 2500V或5000V兆欧表进行测量。7.3.5 绝缘例行试验：变压器的绝缘例行试验按下述顺序进行：局部放电操作冲击试验雷电冲击试验外施耐压试验长时感应电压试验（ACLD 长时间空载 油流静电按照规定，绝缘例行试验包括：a）在高压绕组线端上操作冲击试验b）在高压绕组线端上的雷电全波冲击试验c）与中性点绝缘水平相应的短时工频耐压试验对中性点端子施加规定的试验电压进行一分钟工频耐压试验。d）中压感应耐压试验（ACSDe）带有局部放电测量的长时感应电压试验（ A

26、CLD试验电压施加于变压器所有绕组上。被试绕组的中性点端子应接地。施加试验电压的时间顺序：在不大于12/3的电压下接通电源；上升到U3,保持5min；上升到12,保持5min;上升到 U,持续试验时间5min;试验后立刻不间断地降低到U,保持60 min ,并测量局部放电；降低到13,保持5min；当降低到12/3以下时，方可切断电源。其中，U =lk ,12 =Un / 旧 kV , 13=Um / M kVo在施加试验电压的整个期间，应监测局部放电量。 在U下的长时试验期，高压侧、中压侧和低压侧局部放电量的连续水平分别不大于100pC、200pC和300pQo7.3.6 长时间空载试验：在

27、工频倍额定电压下12小时或额定电压下 24小时，同时起动运行时的 全部冷却器，进行长时间空载试验。其间应无明显的局部放电的声、电信号，试验前后油中溶解气体的总燃含量应无明显变化，且应无乙快。7.3.7 空载电流和空载损耗的测量：空载电流与空载损耗在同一绕组同时测量，联结成三相变压器组时，应取各相空载电流的平均值。与规定值相比，空载损耗允许偏差+15%;空载电流允许偏差+30%。记录电流、电压波形，分析电流、电压的谐波分量。7.3.8 短路阻抗和负载损耗测量：短路阻抗和负载损耗应校正到参考温度75? C时的值。与设计值相比，阻抗允许偏差± % ;负载损耗允许偏差+10%。7.3.9 油

28、箱的机械强度试验：应承受真空度为和的机械强度试验，油箱不得有损伤和不允许的永久变形。7.3.10 油箱在正压力的密封性能试验：变压器注满油后外加压力使油箱底部达到的油压，保持12h以上无渗漏（试验时压力释放装置应拆除）。7.3.11 分接开关试验：在变压器完成装配后，无载分接开关承受如下顺序的操作试验：a）变压器不励磁，完成 8个操作循环（一个操作循环是从分接范围的一端到另一端，并返回 到原始位置）；b）变压器不励磁，且操作电压降到其额定值85%时，完成一个操作循环；分接开关辅助回路的全部带电端子对机座施加2000V工频电压1min应无故障。7.3.12 变压器套管试验：套管按GB4109及G

29、B2376的规定进行耐受电压试验、局部放电测量和介 质损耗角正切（tan 8 ）测量、密封性能和热稳定性能试验。a）抽头耐压试验：对试验抽头施加2kV对地电压1min;对电压抽头施加 2倍的抽头对地额定电压1min,但不得小于 2kV,应不出现击穿。b）套管电流互感器试验：应单独进行变比和极性检查；测量直流电阻；短时工频耐压试验。7.3.13 绝缘油试验：按 GB2536的规定进行。7.3.14 冷却装置的检查和试验：提供试验报告。7.3.15 冷却器试验：提供试验报告。7.3.16 继电器试验：提供试验报告。7.3.17 温度计校正：提供试验报告。7.3.18 压力释放器试验：提供试验报告。

30、变压器特殊试验7.4.1 绕组对地和绕组间的电容测定7.4.2 暂态电压传输特性测定7.4.3 声级测定：试验方法按 GB/T规定。7.4.4 电晕和无线电干扰水平测量：按CISPR特别委员会规定进行。7.4.5 风扇和油泵电机的吸取功率测量：按规定进行。7.4.6 短路试验：试验方法按有关规定。如无条件进行此项试验，应提供有关数据表明变压器抗短路的能力。7.4.7 变压器绕组频响特性测量：对变压器绕组变形参数进行测量。7.4.8 变压器油中颗粒度测量：对变压器油中颗粒度进行测量。7.4.9 低电流下阻抗测量7.4.10 低电压下空载电流测量7.4.11 变压器发热试验：对未做温升试验的变压器

31、需进行发热试验。现场交接验收试验7.5.1 测量绕组连同套管的直流电阻：应在所有分接位置上测量，与同温下出厂实测值比较，变化不应大于2%。7.5.2 检查所有分接头的变压比：按照规定的方法，在每一个分接位置上进行测量，允许偏差在额定分接时为土 7.5.3 检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性应与铭牌一致。7.5.4 测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数：绝缘电阻应在两个不同直流电压下测量，两个电压之比应大于 3,试验时加压时间1min。不同温度下的测量结果，应按GB50150校正到20c的值。现场交接试验时测出的极化指数与变压器出厂试验时的测量值相比，应无明显差别。7.5.

32、5 测量绕组连同套管的介质损耗因数：20c时的值应不大于 现场试验与出厂试验数据比较时，必须考虑温度换算系数（参见GB501501和GB/T6451）。7.5.6 测量绕组连同套管的直流泄漏电流：在套管出线端子（接负极）与接地体（接正极）之间施加直流电压100kV以上，并在高压端接微安表，测量流过绝缘体的电流，加电压 60s时，读取泄 漏电流值。直流电压与泄漏电流之比值即为绝缘电阻值。两个不同电压下测量绝缘电阻，两次施加电压的比值为35倍或更大。较高电压下测出的绝缘电阻值不应低于较低电压下测出的值的75%。绝缘电阻与温度关系很大，不同温度下的测量结果应校正到20c的值再进行比较。7.5.7 绕

33、组连同套管的感应耐压试验和局部放电测量：按规定进行。试验电源频率不小于100Hz,施加Um /3电压60min。7.5.8 测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯接地线引出套管对外壳的绝缘电阻采用2500V或5000V兆欧表测量。7.5.9 套管的试验7.5.10 变压器油试验：变压器油试验项目包括凝点、水溶性酸pH值、酸值、闪点、界面张力、体积电阻率、油中含气量、油中溶解气体色谱分析、油中颗粒含量测量。7.5.10.1 以下项目的出厂试验结果达到下列要求时，可不再进行交接试验时的变压器油的试验，而引用出厂试验数据： 凝点，对于 25号油，凝点不高于-25 C; 水溶性酸 pH值不小于； 酸值不大于 g; 闪点，25号油的闭口闪点不小于140C; 界面张力，油温为 25c时，不小于35mN/m 体积电阻率，油温为90c时，不小于6X1010a ni7.5.10.2 如果达不到这些要求，在交接试验时应对油进行试验。试验结果中