1、ICS 29180K41备案号：435262014 N B中华人民共和国能源行业标准NBT 420202013750kV和1000kV 级油浸式电力变压器技术参数和要求Specification and technical requirements for 750kV and 1000kVoff-immersed power transformers20131j128发布 201 40401实施国家能源局 发布目 次前言- -l范围 2规范性引用文件-3术语和定义4使用条件-41正常使用条件 42特殊使用条件-5 750kV电压等级-51性能参数 52技术要求-53试验项目、试验方法及要求 5
2、4标识、起吊、包装、运输和贮存 6 1000kV电压等级 6 1性能参数 62技术要求 63试验项目、试验方法及要求 64标识、起吊、包装、运输和贮存 7安装与安全(750kV和1000kv)71概述 72安装与安全范围 73变压器自身的安全 74安装注意事项 ； 75安装技术人员应做好的事项附录A(资料性附录) 典型1000kV单相油浸式自耦变压器接线原理附录B(规范性附录) 用户与制造单位协商的试验附录C(资料性附录) 高压绕组线端长时感应电压试验(ACLD)和中压绕组线端短时感应耐压试验(ACSD)说明一NB，T 4202020131112222246777925556666789NB，
3、T 420202013月IJ 置本标准按照GBT 112009标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写给出的规则编写。本标准需与GB 10941电力变压器第l部分：总则、GB 10942电力变压器第2部分：液浸式变压器的温升、GB 10943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和GB 10945电力变压器第5部分：承受短路的能力配套使用。请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别这些专利的责任。本标准由中国电器工业协会提出。本标准由全国变压器标准化技术委员会(SACTC 44)归口。本标准起草单位：沈阳变压器研究院股份有限公司、中国电力科学研究院、保定天威
4、保变电气股份有限公司、特变电工沈阳变压器集团有限公司、西安西电变压器有限责任公司、特变电工衡阳变压器有限公司、陕西电力科学研究院、辽宁省电力有限公司。本标准主要起草人：章忠国、刘杰、孙军、陈江波、李洪秀、钟俊涛、高建国、孙树波、刘孝为、王世阁。750kV和1000kV级油浸式电力变压器技术参数和要求NB，T 4202020131范围本标准规定了750kV和1000kV级单相油浸式电力变压器(简称变压器)的术语和定义、使用条件、性能参数、技术要求、试验项目、试验方法及要求、标识、起吊、包装、运输和贮存及安装与安全。本标准适用于电压等级为750kV和1000kV、额定频率为50Hz的单相油浸式电力
5、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。GBl0941电力变压器第1部分：总则GB 10942 电力变压器第2部分：液浸式变压器的温升GB 10943 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 10945 电力变压器第5部分：承受短路的能力GBT 10947 电力变压器第7部分：油浸式电力变压器负载导则GBT 109410电力变压器第lO部分：声级测定GBl 208电流互感器GBT 290015 电工术语变压器、互感器、调压器和电抗器GB
6、T 4109交流电压高于1000V的绝缘套管GBT 11604高压电器设备无线电干扰测试方法GBT 262182污秽条件下使用的高压绝缘子的选择和尺寸确定第2部分：交流系统用瓷和玻璃绝缘子3术语和定义GB 10941和GBT 290015界定的以及下列术语和定义适用于本标准。31主体变压器main part of transformer当1000kV单相油浸式自耦电力变压器采用变压器本体部分与调压和补偿部分分箱布置时变压器的本体部分。注：接线原理参见附录A。32调压和补偿变压器voltage regulating and compensating part ofthe transformer与
7、主体变压器分箱布置的变压器的调压和补偿部分。注1：调压变压器的作用是改变中压电压，补偿变压器的作用是在中性点调压过程中减小变压器第三绕组的电压波动。注2：接线原理参见附录A。1NBT 4202020133 3整体试验integrated test将主体变压器与调压和补偿变压器连接后进行的试验。34主体变压器试验test ofmain part oftransformer单独对主体变压器进行的试验。3 5调压和补偿变压器试验test ofvoltage regulating and compensating part ofthe transformer单独对调压和补偿变压器进行的试验。4使用条件
8、41正常使用条件除应满足GB 1094 1规定的正常使用条件外，还应满足下列要求：a)最大风速不超过34ms(离地面高lOm处，持续10min的100年平均最大风速，应按设备实际安装高度折算)。b)月平均相对湿度不超过95(25下)。c)最大日照强度不超过0IWcm2(风速O 5ms)。d)覆冰厚度不超过20mm。e)污秽等级不超过III级。42特殊使用条件凡是需要满足4 1规定的正常使用条件之外的特殊使用条件，应在询价和订货时进行说明。5 750kV电压等级51性能参数5 1 1基本参数变压器的额定容量、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参见表1和表2。表
9、1 750kV级单相双绕组无励磁调压变压器的基本参数电压组合额定容量 联结组标号 空载损耗 负载损耗 空载电流 短路阻抗MVA 高压 低压 kW kWkV kV240 22 00 120 525 015800压 liO260 18 00，20 00，22 00 120 545 015 15750i (三相组YNdll)380 24 00，27 00 140 8lO 010注1：优先选用无分接结构。如运行有要求，可设置分接头。注2：根据用户的要求，高压800jkV可选22 5、12 5或一225分接；高压750j kv可选12 5或一22 5分接。2表2 750kV级单相三绕组无励磁调压自耦变压
10、器的基本参数NB，T 420202013额定 电压组合及分接范围 空载 负载 |宁载 容量分配容量 高压 中压 低压 联结组标号 损耗 损耗 电流 短路阻抗 MVAMVA kV kV kV kW kW高一中：16500 180 920 020 高一低：4450 500500中一低：2533150345压800也 63 laoi0 高一中：18700 132 1090 015 高一低：5557 700700750压 66 (三相组YNaodll) 233中一低：3537高一中：21500 242压 105 890 0 10 高低：43 500500 150中低：22注1：短路阻抗为100额定容量
11、旺 的数值。注2：优先选用无分接结构。如运j 有要求，可设置分接头。注3：根据用户要求，中压可选： x25分接。5 1 2温升限值在GB 10941规定的正常使用条件下，变压器各部位的温升限值应符合下列规定：a)项层油温升：55K。b)绕组平均温升(用电阻法测量)：65K。c)绕组热点温升：78K。d)油箱壁表面温升：80K。对于铁心、绕组外部的电气连接线及油箱中的其他结构件，不规定温升限值，但仍要求温升不能过高，通常不超过80K，以免使与其相邻的部件受到热损坏或使油过度老化。注：在特殊使用条件F，变压器的温升限值应按GB 1094 2的规定进行修正。51 3局部放电水平按GB 10943规定
12、的方法对变压器进行局部放电测量时，对于长时感应电压试验(AcLD)，在施加电压为15【，m3下，变压器视在电荷量的连续水平应不大于300pC。在施加电压为11【，m3下，变压器视在电荷量的连续水平应符合GB 1094 3的规定；对于短时感应电压试验(ACSD)，变压器在各施加电压下的视在电荷量的连续水平应符合GB 1094 3的规定。5 1 4无线电干扰水平及可见电晕变压器在11c，m3下的无线电干扰电压应不大于5009V，并在晴天的夜晚无可见电晕。51 5绝缘油性能指标(变压器投入运行前)变压器投入运行前，绝缘油应符合下列要求：a) 击穿电压大于等于70kV。b)含水量小于等于100tLL。
13、c)含气量小于等于1 O。d)介质损耗因数(tan6)小于等于O005(90。C)。e)每100mL油中51am以上的颗粒应少于2000个。5 16声级水平在GBT 109410规定的测量条件下，变压器的声级水平(声压级)应不超过80dB(A)，并应按GBT 109410的规定进行换算，给出声功率级。NB，T 4202020135 17绝缘水平及外绝缘空气间隙变压器的绝缘水平参见表3和表4。变压器的外绝缘空气间隙参见GB 10943的有关规定。表3 750kV级单相双绕组无励磁调压变压器的绝缘水平施加电压 设备最高电压Lk额定短时感应或外施 额定雷电冲击电压(峰值)(方均根值) 耐受电压kV
14、额定操作冲击耐受电压部位 (1min，方均根值) (峰值)kV 全波 截波 kVkV高压线端 800 900 1950 2100 1550中性点 150 350低压线端 2427 5585 125200 140220表4 750kV级单相三绕组无励磁调压自耦变压器的绝缘水平施加电压 设备最高电压Lk额定短时感应或外施 额定雷电冲击电压(峰值)(方均根值) 耐受电压kV 额定操作冲击耐受电压部位 (1min，方均根值) (峰值)kV全波 截波 kVkV高压线端 800 900 1950 2100 1550363 510 1175 1300 950中压线端252 395 950 1050 750中
15、性点 150 350低压线端 72 5 150 350 3855 2技术要求521基本要求5211变压器应符合GB 10941、GB 10942、GB 10943、GB 10945和GBT 10947的规定。52 1 2变压器组件、部件的设计、制造及检验等应符合相关标准及法规的要求。522安全保护装置522 1变压器应装有气体继电器。气体继电器的触点容量在交流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，变压器不应有存气现象。积聚在气体继电器内的气体数量达到250mL300mL或油速在整定范围内时，应分别接通相应的触点。
16、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。5 22 2变压器应装有压力保护装置，当变压器油箱内压力达到安全限值时，压力保护装置应可靠释放压力。至少应在变压器油箱长轴两端各设置一个压力保护装置。5 223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。5224变压器所有管道最高处或容易窝气处应设置放气塞。5 2 3冷却系统及控制箱5231 应根据冷却方式供给全套冷却装置，如为水冷却方式，则不供给水路装置(如水泵、水箱、管路和阀门等)。5232对于散热器加风扇散热的变压器，应供给吹风装置控制箱。当负载电流达到额定电流的23或油面温度达到6
17、5时，应当投入吹风装置。当负载电流低于额定电流的12或油面温度低于50时，可切除风扇电动机。4NB，T 4202020135 23 3对于采用散热器散热的变压器，其冷却方式可能存在多种组合方式，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。5 23 4对于强油风冷或强油水冷的变压器，需供给冷却系统及控制箱。5 234 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。d)当投入备用电源、备
18、用冷却器或切除冷却器、电动机损坏时，均应发出相应的信号。5 23 42强油风冷及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。5 2 34 3强油风冷及强油水冷冷却器的动力电源电压应为交流380v220v，控制电源电压为交流或直流220V。52344强油风冷及强油水冷变压器，当冷却系统发生故障而切除全部冷却器时，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应超过1h。5234、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。5 2 4油保护装置5241变压器均应装有储油柜，其结构应便于清理内部。储油柜
19、上一般应装有油位计，储油柜的容积应保证在最高环境温度及允许过载状态下油不溢出，在最低环境温度及变压器未投入运行时，应能观察到油位指示。5 24 2储油柜应有注油、放油、放气和排污油装置，必要时可加集气室。52 4 3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 25油温测量装置5 2 5 1 变压器应装有供温度计用的管座。管座应设在油箱的顶部，并伸入油内不少于|10mm。525 2变压器需装设户外测温装置，其触点容量在交流电压220v时，不低于50VA，直流有感负载时，不低于
20、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。52 5 3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。525 4当变压器采用集中冷却结构时，应在靠油箱进出油口总管路处装测油温用的温度计管座。52 6变压器油箱及其附件的技术要求5 261 变压器一般不供应底座和小车。如果供给小车，应带小车固定装置。固定装置应满足现场抗地震要求。其箱底底座或小车支架焊装位置应符合轨距的要求。轨距：纵向为1435mm，横向为1435mm、2000ram(22000ram、32000ram)。526
21、 2在油箱的上部、中部和下部壁上均应装有油样阀门。变压器油箱底部应装有排油装置。526 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。5 2 64变压器油箱应具有能承受真空度为13Pa和正压力为110kPa的机械强度的能力，不应有损伤和不允许的永久变形。52 6 5变压器油箱下部应有供千斤顶顶起变压器的装置及水平牵引装置。5 26 6在变压器油箱上适当的位置应有带门等结构的固定梯子，并应有警示标识。其位置应尽可能便NBT 420202013于观察气体继电器。5 2 6 7套管的安装位置和相互距离应便于接线。5 2 6 8变压器结构
22、应便于拆卸和更换套管或瓷件。5 2 69变压器油箱外部较大金属结构零件均应通过油箱可靠接地。变压器铁心和夹件应分别引出并可靠接地。变压器油箱应提供两块接地板(分别位于油箱长轴和短轴两侧)，但在接地时应保证一点接地。接地处应有明显的接地符号“士”或“接地”字样。5 2610根据需要，可提供一定数量的套管式电流互感器。电流互感器应符合GB 1208的规定。5 2 6 11变压器上、下部应装有滤油阀(成对角线放置)，下部还应装有放油阀。52612套管应符合GBT 4109的规定。5 2 6 13变压器整体(包括所有充油附件)应能承受13Pa的真空度。5 3试验项目、试验方法及要求5 3 1一般要求变
23、压器除应符合GB 10941所规定的试验项目及要求外，还应符合下列试验项目及要求。5 3 2绕组直流电阻不平衡率测量(例行试验)对于联结成三相组的三台单相变压器，各相彼此间的绕组直流电阻不平衡率应不超过2。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，还应写明引起这一偏差的原因。用户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：绕组直流电阻不平衡率应以二台单相实测最大值减最小值作分子，三相实测平均值作分母进行计算。5 3 3极化指数和吸收比测量(例行试验)应提供变压器极化指数(凡l 0lIl。Rlmin)和吸收比(R60R15
24、)的实测值，通常在5。C40。C温度下进行测试。注：极化指数一般应不小于1 5，吸收比一般应不小于1 3。当极化指数或吸收比不满足要求时，如果绝缘电阻值不低于10GQ，也可以接受。534绝缘电阻测量(例行试验)应提供变压器绝缘电阻的实测值，通常在5。C40。C和相对湿度小于85时进行测试。当测量温度不同时，绝缘电阻可按下式换算：R2=15”o置式中：RI、R2温度fI、t2时的绝缘电阻值。5 35介质损耗因数测量(例行试验)应提供变压器介质损耗因数(tanS)值，通常在5。C40。C温度下进行测试。在20。C25。C及10kV电压下，tan6值一般应不大于O005。不同温度下的tan6值一般可
25、按下式换算：tan最=1_3(t一)tan点式中：tan8l、tan如温度fl、t2时的tan6值。5 3 6过电流试验(例行试验)对于不进行温升试验的变压器，应进行1 1倍额定电流、持续4h的过电流试验，试验前后绝缘油中溶解气体分析应无异常变化。6NBT 420202013537频率响应测量(例行试验)测量方法由制造单位与用户协商确定。5 38无线电干扰水平及可见电晕测量(型式试验)应对变压器进行无线电干扰水平及可见电晕测量，试验方法参照GBT 11604的有关规定。试验结果应符合5 14的规定。5 3 9冷却油流系统负压试验(型式试验)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
26、冷却油流系统的进油端是否存在负压。测试时，通常在冷却器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。5 3 10套管中绝缘油的试验(特殊试验)变压器全部试验合格后，如结构允许，可对330kV及以上电压等级的油纸绝缘套管取油样进行试验。5311其他试验(特殊试验)经用户与制造单位协商，可对变压器进行下列试验(详见附录B)：a)长时间空载试验。b)油流静电试验。c)转动油泵时的局部放电测量。54标识、起吊、包装、运输和贮存5 41变压器应有“当心触电”安全标识及运输、起吊标识和接线端子标识。其标识图示应符合相关标准的规定。54 2变压器需具有承受其总质量的起吊装置。变压器器身、油
27、箱、储油柜、散热器或冷却器等也应有起吊装置。5 4 3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、贮存直至安装前不损坏和不受潮。5 4 4变压器在经过正常的铁路、公路及水路运输后，其内部结构件的相互位置应不变，紧固件不应松动。变压器的组件、部件(如套管、散热器、阀门和储油柜等)的结构布置位置应不妨碍吊装、运输及运输中紧固定位。5 45变压器如不带油运输时，需充以干燥的氮气或干燥的空气(露点低于40)。运输前应进行密封试验，以确保在充以20kPa30kPa压力时密封良好。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。变压
28、器在贮存期间应保持正压，并有压力表进行监视。充气以后，需安装自动补气装置，当油箱内压力小于20kPa时，自动补气。546变压器在运输中应装三维冲撞记录仪。此记录仪在变压器就位以后才可拆除，并应立即查看记录是否超标。54 7在运输、贮存直至安装前，应保护变压器本体及所有组件、部件(如套管、储油柜、阀门及散热器或冷却器等)不损坏和不受潮。6 1000kV电压等级61陛能参数6 1 1基本参数变压器的额定容量、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见表5。NB，T 420202013表5 1000kV级单相三绕组无励磁调压自耦变压器的基本参数额定 电压组合及分接范围
29、空载 负载 空载短路阻抗 容量分配容量 高压 中压 低压 联结组标号 损耗 损耗 电流 MVAkW kWMVA kV kV kV100010001000 515以 185 1580 01高一中：18 334105043 520i 110 Iaoi0(j相组YNaodll) 高一低：621500 525压 280 2270 0 1 中一低：40 15001500 500注1：短路阻抗为100额定容量时的数值。注2：优先选用无分接结构。如运行有要求，可设置分接头。注3：根据用户的要求，中压可选41 25分接。612温升限值在GB 10941规定的正常使用条件下，变压器各部位的温升限值应符合下列规定
30、：a)顶层油温升：55K。b)绕组平均温升(用电阻法测量)：65K。c)绕组热点温升：78K。d)油箱壁表面温升：80K。对于铁心、绕组外部的电气连接线及油箱中的其他结构件，不规定温升限值，但仍要求温升不能过高，通常不超过80K，以免使与其相邻的部件受到热损坏或使油过度老化。注：在特殊使用条件下，变压器的温升限值应按GB 1094 2的规定进行修正。6 1 3局部放电水平在规定的局部放电测量电压下，各绕组线端视在电荷量的连续水平应满足：高压不大于100pC，中压不大于200pC，低压不大于300pC。61 4无线电干扰水平及可见电晕变压器在11【，m3下的无线电干扰电压应不大于5009V，并在
31、晴天的夜晚无可见电晕。615绝缘油性能指标(变压器投入运行前)变压器投入运行前，绝缘油应符合下列要求：a)击穿电压大于等于70kV。b)含水量小于等于8uL几。c)含气量小于等于05。d)介质损耗因数(tand)小于等于0005(90)。e)每100mL油中59m以上的颗粒应少于2000个。6，16声级水平在GBT 1094 10规定的测量条件下，变压器的声级水平(声压级)应不超过80dB(A)，并应按GBT 109410的规定进行换算，给出声功率级。6 1 7特快速暂态过电压(VFTO)当变压器与GIS直接连接时，应考虑特快速暂态过电压(VFTO)对变压器绝缘的影响。6 1 8过励磁能力在额
32、定频率、额定负载下，工频电压升高时的允许运行持续时间应符合表6的要求。制造单位应提供各种过励磁状态下励磁电流的谐波分量。8表6工频电压升高时的运行持续时间NB，T420202013工频电压升高倍数 持续时间l 05 持续l 1 80额定容量下持续，100额定容量下20rain1 25 20s注：工频电压升高倍数为实际承受电压与运行分接头的额定电压之比乘猷额定频率与实际频率之比。619绝缘水平1000kV级单相三绕组无励磁调压自耦变压器的绝缘水平见表7。袭7 1000kV级单相三绕组无励磁调压自耦变压器的绝缘水平设备最高 额定短时感应或外施 额定雷电冲击耐受电压 额定操作冲击施加电压 电压L，m
33、 耐受电压 (峰值) 耐受电压部位 (方均根值) (方均根值) kV (峰值)kV kV 全波 截波 kv高压线端 1100 1100(5rain) 2250 2400 1800中压线端 550 630(1min) 1550 1675 1175低压线端 126 275(Irain) 650 750140(1min) 325中性点170(1rain) 3256 2技术要求6 21基本要求6211 变压器应符合GB 10941、GB 1094，2、GB 10943、GB 1094 5和GBT 10947的规定。6 2 12变压器组件、部件的设计，制造及检验等应符合相关标准及法规的要求。6 22安全
34、保护装置62 21变压器应装有气体继电器。气体继电器的触点容量在交流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，变压器不应有存气现象。积聚在气体继电器内的气体数量达到250mL300mL时，应接通相应的触点。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。622压力。6 226 2 2变压器应装有压力保护装置，当变压器油箱内压力达到安全限值时，压力保护装置应可靠释放至少应在变压器油箱长轴两端各设置一个压力保护装置。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。变压
35、器所有管道最高处或容易窝气处应设置放气塞。6 23冷却系统及控制箱6231 应根据冷却方式供给全套冷却装置。62 32对于散热器加风扇散热的变压器，应供给吹风装置控制箱。当负载电流达到额定电流的23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12或油面温度低于50时，可切除风扇电动机。6 233对于采用散热器散热的变压器，其冷却方式可能存在多种组合方式，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。9NBT 4202020136 2 3 4对于强油风冷的变压器，需供给冷却系统及控制箱。6 2 341 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，
36、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。d) 当投入备用电源、备用冷却器或切除冷却器、电动机损坏时，均应发出相应的信号。6 2 3 4 2强油风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。623 4 3强油风冷冷却器的动力电源电压应为交流380V220V，控制电源电压为交流或直流220V。6 2 344强油风冷变压器，当冷却系统发生故障而切除全部冷却器时，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。C，但切除冷却器后
37、的最长运行时间应不超过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。624油保护装置6 2 4 1 变压器均应装有储油柜，其结构应便于清理内部。储油柜上一般应装有油位计，储油柜的容积应保证在最高环境温度及允许过载状态下油不溢出，在最低环境温度及变压器未投入运行时，应能观察到油位指示。6 242储油柜应有注油、放油、放气和排污油装置，必要时可加集气室。6 2 43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 25油温测量装置6 2 5
38、1 变压器应装有供温度计用的管座。管座应设在油箱的顶部，并伸入油内不少于110mm。6 2 5 2变压器需装设户外测温装置，其触点容量在交流电压220v时，不低于50VA，直流有感负荷时，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结构时，应在靠油箱进出油口总管路处装测油温用的温度计管座。6 2 6 1000kV套管6261 一般要求除本标准另有规定外，套管的试验和性能要求应符
39、合GBT 4109和技术协议书的规定。套管的外形系数、直径系数以及表示伞裙形状的参数，应符合GBT 262182的规定。6 2 6 2型式及绝缘水平应采用1000kV油浸纸电容式套管，其额定绝缘水平参见表8。表8 1000kV油浸纸电容式套管的额定绝缘水平 单位为千伏雷电冲击耐受电压设备最高电压k (峰值) 操作冲击耐受电压 工频耐受电压(方均根值) (峰值) (方均根值)全波 截波1lOO 2400 2760 1950 1200(5rain)6263局部放电水平局部放电试验应在套管出厂时单独进行，套管的视在放电量在1 5L，mj电压下应不大于10pC，在10105UJ3电压下应不大于5pC。
40、626 4爬电比距爬电比距应不小于25mmkV。6 265端子的允许载荷套管端子的允许载荷应不小于表9中的规定值。NB，T 420202013表9 1000kV套管端子的允许载荷 单位为牛顿横向水平方向 轴向水平方向 垂直方向2500 4000 2500静态下的安全系数应不小于275，动态下的安全系数应不小于167。6266试验的特殊要求如果套管有电压抽头引出，则其试验方法及在绝缘试验中的接线方式应按套管制造单位的相关规定执行。应对套管进行1200kV短时工频耐受电压试验，历时5min。套管局部放电测量应在套管出厂时单独进行，施加试验电压的时间顺序：在不大于u：3的电压下接通电源；上升到11L
41、，m压，保持5min；上升到奶，保持5rain；上升到U1，持续试验时间5min：试验后立刻不间断地降低到U2，保持60min，并测量局部放电；降低到11Umj，保持5min；当降低到U：3以下时，方可切断电源。其中，UlTMUm-1100kV，U2=1 5L，mi。套管的视在放电量在电压下应不大于10pC，在11，mi电压下应不大于5pC。本试验可与短时工频耐受电压试验结合进行，此时U1=1200kV。6 2 7变压器油箱及其附件的技术要求6 2 71 变压器一般不供应底座和小车。如果供给小车，应带小车固定装置。固定装置应满足现场抗地震要求。其箱底底座或小车支架焊装位置应符合轨距的要求。轨距
42、：纵向为1435mm，横向为1435mm、2000mm(22000mm、32000mm)。6 2 7 2在油箱的上部、中部和下部壁上均应装有油样阀门。变压器油箱底部应装有排油装置。6 273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。6274变压器油箱应具有能承受真空度为13Pa和正压力为120kPa机械强度的能力，不应有损伤和不允许的永久变形。62 7 5变压器油箱下部应有供千斤顶项起变压器的装置及水平牵引装置。6 2 7 6在变压器油箱上适当的位置应有带门等结构的固定梯子，并应有警示标识。其位置应尽可能便于观察气体继电器。62
43、77套管的安装位置和相互距离应便于接线。6 2 7 8变压器结构应便于拆卸和更换套管或瓷件。6 2 7 9变压器油箱外部较大金属结构零件均应通过油箱可靠接地。变压器铁心和夹件应分别引出并可靠接地。变压器油箱应提供两块接地板(分别位于油箱长轴和短轴两侧)，但在接地时应保证一点接地。接地处应有明显的接地符号“士”或“接地”字样。62710根据需要，可提供一定数量的套管式电流互感器。电流互感器应符合GB 1208的规定。6 2 7 11变压器上、下部应装有滤油阀(成对角线放置)，下部还应装有放油阀。6 2 7 12套管应符合6 26及GBT 4109的规定。6 2713变压器整体(包括所有充油附件)
44、应能承受13Pa的真空度。NB，T 42020201363试验项目、试验方法及要求631一般要求在分别对主体变压器与调压和补偿变压器进行试验后，将主体变压器和调压补偿变压器相连，进行整体试验。试验项目应符合6 32的规定。试验方法及要求应符合633、GB 10941和GBT4109的规定。632试验项目6 321 主体变压器例行试验主体变压器例行试验项目如下：a)绕组电阻测量。b)电压比测量和联结组标号检定。c)短路阻抗和负载损耗测量。d)空载损耗和空载电流测量。e)绕组绝缘系统电容的介质损耗因数(tan8)和电容测量。f) 套管的介质损耗因数(rand)和电容测量。g)h)绕组对地及绕组间直
45、流绝缘电阻、极化指数和吸收比测量。铁心和夹件绝缘试验。带有局部放电测量的长时感应电压试验(ACLD，对1100kV试验电压的5min时间进行频率换算)。中压绕组短时感应耐压试验(ACSD)。低压绕组雷电全波冲击试验。低压绕组外施耐压试验(同时监测局部放电水平)。中性点外施耐压试验。频率响应测量。空载电流谐波测量。长时间空载试验。过电流试验。风扇和油泵电动机功率测量。压力密封试验。绝缘油试验。套管式电流互感器试验。在90和110额定电压下的空载损耗测量。有关高压绕组线端长时感应电压试验(ACLD)和中压绕组线端短时感应耐压试验(ACSD)的说明参见附录C。6 322主体变压器型式试验主体变压器型
46、式试验项目如下：a)温升试验。b)低压绕组雷电截波冲击试验。c)带有局部放电测量的长时感应电压试验(ACLD，对1100kV试验电压的5min试验时问不进行频率换算)。d)油流静电试验。e)冷却油流系统负压测试(冷却方式为强迫油循环时)。6 3 2 3调压和补偿变压器例行试验调压和补偿变压器例行试验项目如下：12DpDDm曲曲一驴D曲D曲D注NB门1 420202013a)绕组电阻测量。b)电压比测量和联结组标号检定。C)短路阻抗和负载损耗测量。d)空载损耗和空载电流测量。e)绕组绝缘系统电容的介质损耗因数(tan8)和电容测量。f) 套管的介质损耗因数(tan5)和电容测量。g)绕组对地及绕组间直流绝缘电阻、极化指数和吸收比测量。h)铁心和夹件的绝缘试验。i) 带有局部放电测量的长时感应电压试验(ACLD)。j)外施耐压试验。k)分接开关试验。1)频率响应测量。m)压力密封试验。n)绝缘油试验。O)在90和110额定电压下的空载损耗测量。6324调压和补偿变压器型式试验调压和补偿变压器型式试验项目为温升试验。6325变压器整体例行试验变压器整体例行试验项目如下：a)电压比测量和联结组标号检定。b)短路阻抗和负载损耗测量。c)空载损耗和空载电流测量
