1000kV系统用主变压器技术规范

1000kV系统用主变压器技术标准23页)--本页仅作为文档封面，使用时请直接删除即可----1000kV系统用主变压器技术标准范围设计、构造、性能、安装和试验等方面的技术要求。引述有关标准和标准的条文，制造厂应供给符合工业标准和本标准的优质产品。本技术标准所使用的标准当与制造厂所执行的标准不全都时，按较高标准执行。应执行本标准。标准性引用文件〔不包括订正的内容〕或均不适用本标准，然而，鼓舞的引用文件，其最版本适用于本标准。GB156

标准电压高压输变电设备的绝缘协作电力变压器1局部总则电力变压器2局部温升电力变压器3局部绝缘水平、绝缘试验电力变压器5局部承受短路的力量GB/T 电力变压器第10局部 声级测定GB2536-1990 变压器油GB4109

高电压试验技术和绝缘协作高压套管技术条件GB/T6451GB7449GB10237GB/T15164GB/T16274

三相油浸式电力变压器技术参数和要求油浸式电力变压器负载导则500kV级1GB/T16434择标准GB/T19001环境条件

四周环境温度+40℃-25℃最大日温差：25K海拔高度：1000m10010m10min平均风速：31m/s环境相对湿度〔在25℃时〕最大月平均值：90%95%地震设防烈度地面水平加速度。地面垂直加速度。。覆冰厚度：10mm/20mm系统概况1000kV，500kV，110kV。1100kV，550kV，126kV。系统额定频率：50Hz。系统中性点接地方式：1000kV侧：直接接地；500kV侧：直接接地；系统短路电流：a) 1000kV侧：50kA/63kA；500kV侧：63kA；安装地点：户外。根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协作电力变压器1局部总则电力变压器2局部温升电力变压器3局部绝缘水平、绝缘试验电力变压器5局部承受短路的力量电力变压器10局部声级测定GB2536-1990变压器油GB4109

高电压试验技术和绝缘协作高压套管技术条件GB/T6451GB7449GB10237GB/T15164GB/T16274GB/T16434择标准GB/T19001根本技术参数

三相油浸式电力变压器技术参数和要求油浸式电力变压器负载导则500kV级冷却方式：强迫油循环风冷〔OFAF〕。额定频率：50Hz。绕组温升≤65K时)最高工作电压：高压侧：1100 3kV。中压侧：550 3kV。。额定电压：高压侧：1050 3kV。中压侧：525 3kV。33110kV。〔因调压引起电压变化允许范围偏差±1%〕3额定电压比：1050 3525 5%110kV3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：±5％。中性点接地方式：直接接地。短路阻抗〔1000MVA为基准〕：UU

高中

：18%：62%：40%I，a0，i0。YN，a0，d11。端子连接方式高压侧：1100 3kV架空软导线。中压侧：550 3kV架空软导线。低压侧：126kV软导线。绕组绝缘耐热等级：A级。12。额定短时工频耐受电压额定操作冲击耐受电压额定雷电冲击耐受电压〔峰值〕绕组 工程〔方均根值，5min额定短时工频耐受电压额定操作冲击耐受电压额定雷电冲击耐受电压〔峰值〕绕组 工程〔方均根值，5min〕〔相对地〕〔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 工程

额定短时工频耐受电压

压〔相对地〕kV〔峰值〕

额定雷电冲击耐受电压〔kV〕峰值1min〕1min〕中压630117515501675低压230550中性点2305502kV/mm。损耗和效率〔75℃时〕总损耗： 包括附件损耗〕，误差不超过+10%。4%50％、75100％额定负荷时的损耗和效率。温升限值〔四周环境温度40℃〕：65K〔用电阻法测量〕。顶层油温升：55K〔用温度传感器测量〕。78K。〔计算值〕。80K。〔用红外测温装置测量〕15164《油浸式电力变压器负载导则》的要求。〔有效值〕，50kA/63kA，中压侧为40kA2s，变压器应250℃，保证该变压器可连续运行。工频电压上升时的运行持续时间：电压1000kV级电力变压器对于额定电压的短时工频电压上升倍数的持续时间应符合表3的要求。工频电压相－相上升倍数相－地80%工频电压相－相上升倍数相－地80%额定容量持续时间持续20s1s下持续技术性能要求局部放电水平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：33U3〔5min〕－U2〔5min〕－U1〔5min〕－U2〔1h〕－U3〔5min〕，其中U1＝33Um，U2＝Um/

kV，U3＝Um/

1h持续时间内，高压绕组局部放电1h200pC；低压绕1h300pC。GB4109《高压套管技术条件》中的有关规定。在5pC，低压和中性点套管的局10pC。电晕。噪声水平：当冷却装置、风扇、油泵全部投入运行时，距变压器基准声放射面2m80dB〔A〕。全部一样设计、一样额定值的变压器的电气性能应完全一样，具有互换性，且可以并列运行。进入持续工作状态。过励磁力量：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。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。K〔0≤K≤1〕倍时，应保证能在以下公式确定的电压值厂家应供给100％、105％、110％状况下励磁电流的各次谐波重量，并按50％～115％额定电压下空载电流测试结果供给励磁特性曲线。设计寿命：全部设备必需是全的、长久耐用的。即使在本标准中没有明显地提出，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牢靠接地，接地处应有明显的接地符号“”或“接地”字样。其他较大金属构造零件均应牢靠接地。变压器套管1000kV高压套管除满足以下要求外，还应符合《1000kV系统用套管技术标准》。4。额定短时工频耐受电压额定操作冲击耐受电压额定雷电冲击耐受电压〔峰值〕绕组工程〔方均根值，1min额定短时工频耐受电压额定操作冲击耐受电压额定雷电冲击耐受电压〔峰值〕绕组工程〔方均根值，1min〕〔相对地〕〔峰值〕全波截波高压中压低压1200高压中压低压120074023023019501300240016755505502760——高压侧不小于27500mm〔大小伞构造〕；——中压侧不小于13750mm〔大小伞构造〕；——低压侧不小于3150mm〔爬电比距为31mm/kV、系统最高工作电压〕；——中性点不小于3150mm〔爬电比距为31mm/kV、系统最高工作电压〕。300mm时，套管对地爬电距离还应依据DL/T620－1997修正。套管的爬电系数、外形系数、直径系数以及表示伞裙外形的参数，应符合IEC60815的规定。变压器套管端子允许荷载不小于表5中的规定值。5N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300020232023低压202315001500中性点150010001000GB5273标准中的有关规定。变压器套管式电流互感器的配置及标准见表6。6变压器套管式电流互感器的配置及标准装设位置高压侧 中压侧 低压侧中性点侧组数3 3 23准确级5P/5P/5P 5P/5P/5P 5P/5P5P/5P/5P电流比2500/1A 4000/1A 4000/1A1250-2500/1A二次容量FS10VA 10VA 10VA10VA〔针对测量级，不大于〕ALF〔不小于〕20 20 2020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。调压装置调压方式：中性点〔中性点加附加补偿变压器〕无励磁调压调压范围：±2×%无励磁分接开关：额定电流：2023A器本体与调压变之间的连接。冷却器和掌握箱变压器投入或退出运行时，工作冷却器均可通过掌握开关投入与停顿运行。动投入。当工作或关心冷却器故障时，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。当冷却器系统在运行中发生故障时，应能发出事故信号，并供给接口。量的冷却器。20min。当油7575℃，但切除冷却器后的最长运行时间1h。冷却装置应承受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顿后发出信号。冷却装置进出油管应装有蝶阀。路电源故障时，另一路电源能自动投入。冷却系统掌握箱应随变压器成套供货，掌握箱应为户外式，防护等级不低于IP54。380/220V220V。油箱及储油柜机械强度和密封性：油箱、储油柜应能承受全真空〔残压小于〕无永久变24h无渗漏。油箱应在适当位置设置起吊耳环，千斤顶台阶和拖拉环。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。2个可重复动作的机〔一常开及一常闭〕。压力释放释放装置应不动作。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。储油柜应有注油、放油、放气和排污装置。储油柜应配有油位计，并附有高、低油位时报警功能。66VA；直流有感负载时，不小15W。气体继电器的安装位置应远离带电局部，便于在运行中取气。储油柜与变压器油箱之间的连管应通畅。为使气体易于集合在气体继电器度。变压器不得有存气现象。金属外外表应进展防腐处理。其他附件的技术要求变压器应配备绕组测温顺油温测量装置。绕组测温应能反映绕组的平均温外，尚应能将该信号送出。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承受耐油、阻燃、屏蔽电缆。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。15％的备用端子，供用户使用。变压器绝缘油选用＃25变压器油，应满足以下要求：――闪点〔闭口〕不低于：130℃；－－击穿电压不小于：70kV；－－介质损耗因数〔90℃〕不大于：%；－－凝点：-25℃；991％。厂家应供给过滤合格的油。油量除供给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%的备用油。变压器的全部外购件必需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：变压器厂供给的产品〔包含冷却器风扇电机、潜油泵、掌握箱及端子箱等〕应满足水喷雾/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、符号应清楚耐久，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、重量及大路运输时倾斜15°等运输条件的要求，并能承受运3g时，应无任何松动、变形和损坏。变压器运到现场后，不经吊罩检查即能牢靠投入运行。投入运行时，在额定电压下进展5次冲击合闸应无特别现象，在正常运行时，应到达20年不需要大修。7试验试验内容和试验要求工厂试验：1000kV系统用变压器在出厂之前应参照的规定，在制造厂进展型式试验、出厂试验和特别试验。试验的一般要求如下：――试验应在10℃～40℃环境温度下进展；――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展〔除非有关试验条文另有规定〕；――除绝缘试验外，全部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/T19001第条的要求来保证准确度；――当试验测量的数据需校正到参考温度的值时，其参考温度取75℃。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展现场交接试验。10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/有关规定。b〕中性点端子雷电全波冲击试验。格。温升试验：温升试验按规定。出厂试验时为±％。检定变压器的极性：应与铭牌全都。测量绕组直流电阻：应在全局部接位置上测量，相间差不大于三相平均值的2％。测量绕组的绝缘电阻、吸取比或极化指数、介质损耗角正切；测量铁芯及夹件的绝缘2500V5000V兆欧表进展测量。绝缘例行试验：变压器的绝缘例行试验按下述挨次进展：长时感应电压试验〔ACLD〕油流静电依据规定，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1111d〕中压感应耐压试验〔ACSD〕e〕带有局部放电测量的长时感应电压试验〔ACLD〕试验电压施加于变压器全部绕组上。被试绕组的中性点端子应接地。332 2 2 3 3 U/3U，保持5minU5minU5min；试验后马上不连续地U60minU5minU332 2 2 3 3 1 m 2 下时，方可切断电源。其中，U=U ，U=U 1 m 2

kV，U=U /

kV。2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300pC。长时间空载试验：在工频倍额定电压下12小时或额定电压下24小时，同时起动运前后油中溶解气体的总烃含量应无明显变化，且应无乙炔。2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。75C时的值。与设计值相比，阻抗允许偏差±％；负载损耗允许偏差+10％。许的永久变形。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到达的油压，保持12h以上无渗漏〔试验时压力释放装置应撤除〕。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挨次的操作试验：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〕；1212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；2023V1min应无故障。GB2376的规定进展耐受电压试验、局部放电测量和介质损耗角正切〔tan〕测量、密封性能和热稳定性能试验。2kV1min2倍的1min2kV，应不消灭击穿。频耐压试验。GB2536的规定进展。冷却器试验：供给试验报告。变压器特别试验暂态电压传输特性测定GB/T规定。特别委员会规定进展。风扇和油泵电机的吸取功率测量：按规定进展。压器抗短路的力量。变压器绕组频响特性测量：对变压器绕组变形参数进展测量。变压器油中颗粒度测量：对变压器油中颗粒度进展测量。1313低电流下阻抗测量低电压下空载电流测量现场交接验收试验测量绕组连同套管的直流电阻：应在全局部接位置上测量，与同温下出厂实测值比较，变化不应大于2％。偏差在额定分接时为±%。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全都。测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸取比或极化指数：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20℃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，应无明显差异。测量绕组连同套管的介质损耗因数：20℃时的值应不大于%。现场试验与出厂试验数据比较时，必需考虑温度换算系数〔参见GB501501和GB/T6451〕。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〕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3～5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20℃的值再进展比较。绕组连同套管的感应耐压试验和局部放电测量：按规定进展。试验电源频率不小于3100Hz，施加 Um/3

电压60min。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承受2500V或5000V兆欧表测量。套管的试验14pH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。验，而引用出厂试验数据：――凝点，对于25号油，凝点不高于-25℃；――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140℃；――界面张力，油温为25℃时，不小于35mN/m；――体积电阻率，油温为90℃时，不小于6×1010Ω·m。变压器之前每一个储油罐中的油的实测数据。必需进展的工程及要求如下：――击穿电压，按GB/T507规定的方法进展试验，不小于70kV；――tanδ〔90℃〕，按GB5654规定的方法进展试验