220kV油浸式变压器.docx
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220kV油浸式变压器
220kV油浸式变压器
技术标准
（附编制说明）
国家电网公司
目录
1总则1
1.1目的1
1.2依据1
1.3内容1
1.4适用范围1
1.5变压器的安全可靠和环保节能1
1.6变压器型式1
1.8变压器重要的技术性能3
1.9变压器本体和组、部件的结构4
1.10设计联络5
1.11工厂监造和检验5
1.12工厂试验和现场试验5
1.13变压器的技术参数和要求5
1.14引用标准5
1.15变压器的使用条件7
2220kV油浸式电力变压器的技术参数和要求29
2.1基本要求29
2.2引用标准29
2.3使用条件29
2.4技术要求29
2.5试验36
2.6制造厂应提供的资料41
2.7运输安装和备品备件43
2.8技术服务44
2.9设备性能的评价指标44
附录A变压器性能参数表90
附录B部分厂家提供的产品性能参数表106
附录C变压器（电抗器）技术参数表107
附录D制造厂应提供的变压器（电抗器）主要组、部件及材料表124
110（66）kV～500kV油浸式变压器（电抗器）技术标准编制说明125
110（66）kV～500kV油浸式变压器技术标准
1总则
1.1目的
为适应电网的发展要求，加强变压器（电抗器）技术管理，保证变压器（电抗器）的安全可靠运行，并符合环保和节能的要求，特制定本技术标准。
1.2依据
本标准是依据国家、行业和国际有关标准、规程和规范，并结合近年来国家电网公司输变电设备评估分析、生产运行情况分析以及设备现场运行经验制定。
1.3内容
本标准对变压器设备的设计选型（运行选用）、订货、监造、出厂验收、包装运输、现场安装和现场验收等环节提出了具体的技术要求。
1.4适用范围
本标准适用于国家电网公司系统的110（66）kV～500kV油浸式变压器和35kV油浸式并联电抗器。
35kV油浸式变压器可参照执行。
1.5变压器的安全可靠和环保节能
110（66）kV～500kV电压等级的变压器是电网的重要设备，变压器的安全可靠直接关系到电网的安全稳定运行。
应优先采用设计及制造经验成熟、结构简单可靠和经过运行考验的变压器。
在保证变压器安全可靠的前提下，降低噪声和损耗以及节省投资也是变压器选用中应注意的重要问题。
变压器采用的组、部件和材料质量，与变压器的性能关系密切。
应对套管、分接开关、冷却器（散热器）、硅钢片、导线和绝缘材料等重要组、部件和材料的性能提出要求。
变压器制造厂应对所采用的全部组、部件和材料的质量负责。
1.6变压器型式
1.6.1三相和单相型式
110（66）kV～330kV电压等级变压器一般采用三相共体式，500kV电压等级变压器受运输条件的限制多采用单相式。
三相共体变压器比单相变压器在节省材料和降低损耗方面有一定优势，但制造难度增加，因此选用三相共体的500kV变压器时，要特别注意制造厂的制造水平和经验。
1.6.2芯式和壳式结构
变压器（电抗器）一般采用芯式结构，500（330）kV变压器或电抗器也可采用壳式结构。
考虑到部分500kV壳式变压器在运行10年后出现油流放电故障的实际情况，在进一步总结制造和运行经验教训的同时，目前阶段如选用壳式变压器，宜采用非强迫油循环冷却方式。
1.6.3多绕组和自耦型式
自耦变压器在节省材料和降低损耗方面比多绕组变压器有优势，但固定的中性点接地方式，会带来电网单相短路接地电流的增大，应根据电网的统一规划，确定变压器采用多绕组或自耦型式。
1.6.4变压器的全星形接线和稳定绕组
不宜采用无三角形绕组的全星形接线。
当电网运行需要全星形接线变压器时，应设立单独的三角形接线的稳定绕组。
稳定绕组的额定电压一般应稍低于相邻绕组的额定电压，额定容量一般不超过一次额定容量的50%，其绝缘水平还应考虑其它绕组的传递过电压。
1.6.5无励磁和有载调压变压器
无励磁调压变压器比有载调压变压器简单可靠，可根据电网情况，确定合理的调压方式。
为保证的电压质量，110（66）kV变压器通常采用有载调压变压器。
在满足电网电压变化范围的情况下，500（330）kV变压器优先选用无励磁调压变压器。
自耦变压器公共绕组中性点侧的调压，对降低制造难度、提高安全可靠性和降低成本较为有利，但会造成变压器低压绕组电压的较大变动。
应根据技术经济比较，选择自耦变压器调压线圈的合理连接位置。
1.6.6冷却方式
变压器的冷却方式有自然冷却（ONAN）、自然油循环风冷（ONAF）和强迫油循环风冷或水冷（OFAF、OFWF、ODAF、ODWF）等冷却方式，为了适应不同负荷、不同运行环境等情况，一台变压器可同时具有多种冷却方式。
常见的有：
自然冷却（ONAN）100％容量；
自然冷却（ONAN）67％及以上容量，自然油循环风冷（ONAF）100％容量；
自然冷却（ONAN）60％容量，自然油循环风冷（ONAF）80％容量，强油循环风冷（OFAF、ODAF）100％容量；
无自然冷却能力,强迫油循环风冷或水冷（OFAF、ODAF）100％容量。
考虑到变压器运行维护的简化，110（66）kV～220kV变压器一般采用自然或自然油循环风冷冷却方式，220kV～500（330）kV采用以上一种、两种或三种冷却方式。
对于具有多种冷却方式的变压器，应根据负荷和油温，制定安全和合理的冷却系统的控制策略，并在控制回路中予以实现。
1.8变压器重要的技术性能
1.8.1变压器额定电压
按照电网需要，参照附录A的电压值（可有小的变动），选取变压器的额定电压。
500kV降压变压器的额定电压可选取500kV、505kV或510kV等，但系统最高工作电压仍为550kV。
1.8.2变压器短路阻抗
根据电网运行的要求，合理确定变压器的短路阻抗。
在满足电网要求的前提下，选用较高的短路阻抗，有利于减小系统短路电流。
对于变电站扩建的变压器短路阻抗，应尽量与原有变压器的短路阻抗实测值相同，以利于变压器的并联运行。
1.8.3绝缘水平
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。
有时，根据一个时期变压器的故障情况，可以适当提高同类型变压器的冲击和工频耐压水平，以提高变压器的安全可靠性。
同样，也可以适当提高变压器局部放电测量中的短时过冲电压的水平。
1.8.4温升限值和过负荷能力
变压器绕组、顶层油、铁心和油箱等金属部件的温升，原则上应按照国家标准规定的数值。
考虑到自然循环冷却变压器上下油温差加大，易导致绕组的热点温升超过标准规定的实际情况，应增加对绕组热点温升的考核（采用计算方法）。
这些温升限值，在变压器的各种冷却方式和负载能力下，均应满足。
三绕组变压器的温升，要考虑最严重的负载组合，一般取三侧同时满负荷。
在低压绕组接无功补偿设备的情况，最严重的负载组合接近三侧同时满负荷。
变压器的短时急救负载能力，应满足运行的要求，取决于正常运行时的负载大小和退出一台变压器所带来的其他变压器负载上升。
1.8.5耐受短路的能力
耐受短路电流的动、热稳定能力按国家标准规定。
110（66）kV变压器应提供同类型变压器耐受突发短路的试验报告；220kV～500（330）kV变压器应提供同类型变压器耐受突发短路的试验报告或计算报告，计算报告应有相关理论和模型试验的技术支持。
有条件时，对于多台使用的变压器，可抽样进行耐受突发短路的试验。
在设计联络中，制造厂应提供变压器每一个线圈（包括稳定绕组）耐受短路的计算报告，并确保具有足够的安全裕度。
对于出现过变压器短路损坏的变压器制造厂，不论是否具有耐受突发短路的试验报告，均应提供损坏原因分析和整改措施报告。
1.8.6变压器的过励磁能力
为适应电网电压波动的情况，500（330）kV变压器在1.1倍额定电压下，应具有80％负荷的持续运行能力。
1.9变压器本体和组、部件的结构
1.9.1铁心及其紧固装置
铁心采用优质硅钢片叠成。
铁心紧固装置的结构应考虑零序磁通可能引起的过热情况。
1.9.2绕组
绕组采用铜导线绕制。
为了确保足够的抗短路能力，不应采用非自粘的换位导线，220kV～500kV变压器的内线圈应采用半硬或半硬自粘性换位导线。
对于与GIS直接相连的变压器，要考虑GIS中的隔离开关操作产生非常快速暂态过电压（VFTO）对绕组的影响。
1.9.3油箱
220kV和500（330）kV变压器油箱的真空承受能力分别为残压不大于133Pa和13Pa。
大型或500（330）kV变压器的油箱应装设两只及以上的压力释放装置，根据保护油箱和避免外部穿越性短路电流引起误动的原则，确定合理的动作压力。
1.9.4磁和电屏蔽
磁屏蔽的固定应良好，避免因接触不良引起过热或放电。
各类电屏蔽应导电和接地良好，避免悬浮放电。
1.9.5套管
套管应具有足够的内外绝缘水平，并密封良好。
为了避免出现将军帽密封不良导致破坏变压器密封等问题，套管可采用导杆式结构。
500kV干式套管在国内运行经验不多，选用时应慎重。
1.9.6分接开关
500（330）kV三相共体变压器的220kV级有载或无励磁分接开关应布置在铁心旁柱的两侧，避免分接引线与异相高压绕组间过高场强。
为了防止切换开关严重损坏，有载分接开关的选择开关应具有机械限位装置。
1.9.7冷却装置
散热器（例如，片式散热器）和冷却器（例如，冷却铜管上绕小散热片的强油冷却器）应有足够的冷却能力，并具有一组散热器（配一只蝶阀控制启停）或一台冷却器的备用能力。
所有冷却装置应能承受变压器油箱泄漏试验和真空注油的正负压力。
500（330）kV变压器的冷却装置应能承受13Pa残压的真空。
采用水冷却器时，应采用高可靠性的水冷却器，例如双层铜管的水冷却器，并与较高的冷却水压力相适应。
1.10设计联络
设计联络是确保变压器质量的重要环节之一，应在设备制造前进行。
除确认图纸和有关技术资料、生产进度、监造以及出厂试验等外，通常还应讨论如下内容：
制造厂承诺要回答和提供的技术资料；
变压器抗短路能力计算；
大型或500kV变压器的电场分析；
变压器的负荷能力和冷却装置的控制策略；
运行单位提出的其它重要技术要求等。
设计联络会议结果应有文件记载。
1.11工厂监造和检验
运行单位的工厂监造和检验工作，建立在制造厂对产品全面质量监督的基础上，不减少制造厂对产品的质量责任，监造和检验人员不签署任何质量证明。
监造和检验人员有权了解生产过程、查询质量记录和参加各种试验。
工厂监造和检验的具体内容和重点，可根据变压器的电压等级、制造厂制造和运行业绩以及信用程度等予以区别对待。
1.12工厂试验和现场试验
制造厂的工厂试验应按现场实际方式预组装后进行，试验时应安装供货套管和附件进行试验；制造厂应提供供货组、部件的试验验收报告，包括分接开关、套管、冷却装置、潜油泵、压力释放阀、压力突变继电器（如果采用）、气体继电器等。
工厂试验中的变压器油与运行中油的相溶性试验应合格。
现场试验是检验变压器经过运输和现场安装后的性能，试验项目原则上与工厂试验的例行试验相同。
其中的绝缘强度试验，通常不进行雷电冲击和操作波冲击耐压试验；外施耐压试验的试验电压值按照有关规程应予以降低。
局部放电测量的试验电压和持续时间原则上与国标相同。
1.13变压器的技术参数和要求
本技术标准分别包括500（330）kV油浸式变压器和电抗器、220kV油浸式变压器、110（66）kV油浸式变压器以及35（15.75）kV油浸式电抗器等设备的技术参数和要求，如后所述。
在编制具体变压器的技术参数和要求时，应根据本技术标准的总则及技术参数和要求的内容，并结合工程和电网变压器的实际运行情况和需要，予以增补。
1.14引用标准
以下为设备设计、制造及试验所应遵循的国家、行业和企业的标准及规范，但不仅限于此：
GB1094.1-1996电力变压器第1部分总则
GB1094.2-1996电力变压器第2部分温升
GB1094.3-2003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
GB1094.5-1985电力变压器第5部分承受短路的能力
GB10229-1988电抗器
GB2900.15-1982电工术语变压器互感器调压器电抗器
GB2536-1990变压器油
GB311.1-1997高压输变电设备的绝缘配合
GB7449-1987电力变压器和电抗器的雷电冲击波和操作冲击波试验导则
GB7328-1987电力变压器和电抗器的声级测定
GB7354-1987局部放电测量
GBll604-1989高压电气设备无线电干扰测试方法
GB50150-1991电气装置安装工程电气设备交接试验标准
GB/T16434-1996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/T16927.l-1997高压试验技术：
第一部分：
一般试验要求
GB/T16927.2-1997高压试验技术：
第二部分：
测量系统
GB10230-1988有载分接开关
JB/T8637-1997无励磁分接开关
GB/T16274-1996油浸式电力变压器技术参数和要求500kV级
GB/T6451-1999三相油浸式电力变压器技术参数和要求
GB/T13499-1992电力变压器应用导则
GB/T17468-1998电力变压器选用导则
GB/T15164-1994油浸式电力变压器负载导则
JB/T8751-1998500kV油浸式并联电抗器技术参数和要求
GB/T8287.1-1997高压支柱瓷绝缘子技术条件
GB/T8287.2-1999高压支柱瓷绝缘子尺寸与特性
GB/T4109-1999高压套管技术条件
GB1208-1997电流互感器
GB16847-1997保护用电流互感器暂态特性技术要求
GB/T7252-2001变压器油中溶解气体分析和判断导则
GB/T7595-2000运行中变压器油质量标准
JB/T3837-1996变压器类产品型号编制方法
国家电网公司电力生产设备评估管理办法（生产输电[2003]95号）
国家电网公司关于加强电力生产技术监督工作意见（生产输电[2003]29号）
国家电网公司预防110（66）kV~500kV油浸式变压器（电抗器）事故措施（国家电网生[2004]641号）
下列为所参照的IEC标准名称，但不仅限于此:
IEC60076-1:
2000电力变压器总则
IEC60076-2:
1993电力变压器温升
IEC60076-3:
2000电力变压器绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙
IEC60076-4:
2002电力变压器和电抗器的雷电冲击和操作冲击试验导则
IEC60076-5:
2000电力变压器承受短路的能力
IEC60076-8:
1997电力变压器应用导则
IEC60076-10:
2001变压器和电抗器声级测定
IEC60060-1:
1989高压试验技术第一部分一般定义和试验要求
IEC60060-2:
1994高压试验技术第二部分测量系统
IEC60071-1:
1993绝缘配合.第一部分定义、原理和规则
IEC60071-2:
1996绝缘配合第二部分应用导则
IEC60071-3:
1982绝缘配合第三部分相同的绝缘配合原理、规则和应用导则
IEC60137:
1984交流电压高于1000V的套管
IEC60156:
1995绝缘油电气强度确定法
IEC60168:
1994标称电压高于1000V系统用的户内和户外瓷或玻璃支柱绝缘子的试验
IEC60044-1:
2003电流互感器
IEC60044-6:
1992互感器第六部分保护电流互感器动态性能的要求
IEC60214:
1987有载分接开关
IEC60270:
1981局部放电测量
IEC60296:
2003变压器与断路器用新绝缘油规范
IEC60354:
1991油浸式电力变压器的负载导则
IEC60551:
1976变压器与电抗器噪声测量
IEC60815:
1986污秽条件下绝缘子选用导则
IEC60507:
1975交流系统用高压绝缘子的人工污秽试验
所有螺栓、双头螺栓、螺纹、管螺纹、螺栓头和螺帽均应遵照ISO及SI公制标准。
1.15变压器的使用条件
1.15.1海拔高度：
1000m
1.15.2最大风速：
35m/s（离地面10m高10min平均风速）
1.15.3最高月平均相对湿度：
90%（25℃）
1.15.4最高环境气温：
+40℃
1.15.5最低环境气温：
-25℃
1.15.6最大日温差：
25K
1.15.7日照强度：
0.1W/cm2（风速0.5m/s）
1.15.8覆冰厚度：
10mm
1.15.9耐地震能力：
地震烈度9度地区：
地面水平加速度0.4g；
地面垂直加速度0.2g。
地震烈度8度地区：
地面水平加速度0.25g；
地面垂直加速度0.125g。
地震烈度7度地区：
地面水平加速度0.2g；
地面垂直加速度0.1g。
地震波为正弦波，持续时间三个周波，安全系数1.67。
1.15.10污秽等级：
参照当地最新版污区分布图,并留有一定裕度。
有条件时，可比污区图高一级配置。
1.15.11系统短路电流：
500kV系统：
63kA
330kV系统：
50kA
220kV系统：
50kA
110（66）kV系统：
40kA
1.15.12直流偏磁电流值（仅对330kV和500kV变压器）：
太阳磁暴、直流输电单极运行或地中其它的直流源可能引起变压器中性点的最大直流电流。
1.15.13高海拔、高寒、湿热等地区参照国家有关标准进行相应修正。
1.16关于附录的说明：
为便于编制具体变压器（电抗器）的技术参数和要求，在附录中列出了有关资料供参考。
2220kV油浸式电力变压器的技术参数和要求
2.1基本要求
变压器应通过本标准提出的全部型式试验项目，并具有相应电压等级、容量、型式和结构的三台、三年以上的良好运行经验。
对于同类设备在近期出现过绝缘击穿、放电和强迫停运等严重故障情况，采取的技术整改措施有效。
根据成熟技术生产的新产品，经过技术审查，可以考虑试用。
2.2引用标准
见总则第1.14条。
2.3使用条件
见总则第1.15条，如有特殊使用条件，应在具体设备技术要求中提出。
2.4技术要求
2.4.1额定容量、电压组合、连接组标号及损耗等性能参数可参照附录A。
具体参数的选择可根据各地区运行需要和本技术标准总则中有关参数的选用原则进行选取。
2.4.2冷却方式
变压器的冷却方式有自然冷却（ONAN）、风冷（ONAF）、强迫油循环风冷（OFAF）和强迫导向油循环风冷（ODAF）等冷却方式。
为了适应不同负荷能力的情况，一台变压器可同时具有上述一种、两种或三种冷却方式。
无自然冷却能力冷却器的布置形式有两种，一种为冷却器固定在变压器的油箱上；另一种为冷却器集中固定在支架上，通过导油管与油箱连接。
具有自然冷却能力的散热器通常固定在变压器的油箱上。
2.4.3内部绝缘水平：
如表3－1所示。
表3－1内绝缘水平
短时工频
耐受电压
kV（方均根值）
额定雷电全波冲击耐受电压
kV（峰值）
截断雷电冲击
耐受电压
kV（峰值）
高压
360
850
935
395
950
1050
中压110kV
200
480
530
低压
6
25
60
65
10
35
75
85
15
45
105
115
20
55
125
140
35
85
200
220
66
140
325
360
三圈变中性点
高
200
480
530
中
140
325
325
自耦变中性点
85
200
220
稳定绕组
45
105
115
2.4.4套管
2.4.4.1绝缘水平高于或等于变压器的内绝缘水平。
2.4.4.2套管额定电流。
2.4.4.3套管伞型、干弧距离、爬电距离等的选择应依据有关标准和当地的运行经验。
套管的伞裙宜选用不等径大小伞。
其两裙伸出之差（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，应具有良好的抗污秽能力和运行性能。
套管爬电距离的选取应符合当地污秽分区图的规定，并留有一定裕度。
对于直径较大的套管，爬电距离的选取应考虑直径系数。
2.4.4.4套管端子的允许组合荷载、安全系数、套管接线端采用的型式和尺寸应由设计部门提出要求。
制造厂应提供套管组装于变压器上以后的机械强度计算报告。
2.4.4.5套管型电流互感器
套管型电流互感器分为测量用和保护（有时按需要采用暂态保护级）用两种。
选用时应提出相应的额定值，包括额定一次电流、额定二次电流、额定电流比、准确级、额定输出等。
2.4.5保证性能
2.4.5.1温升限值：
对于三绕组变压器应在三侧同时满负荷时进行。
对于采用不同负载状况下的多种冷却方式时，变压器绕组（平均和热点）、顶层油、铁心和油箱等金属部件的温升均应满足要求。
绕组：
65K（用电阻法测量的平均温升）
顶层油：
50K（强迫油循环变压器）、55K（自然油循环变压器）（用温度计测量）
绕组热点温升、金属结构件和铁心温升：
78K（计算值）
油箱表面及结构件表面：
65K（用红外测温装置测量）
2.4.5.2效率和损耗：
变压器损耗可参考附录A，并考虑节能的要求。
性能水平序号高的变压器，损耗相应降低，同时应考虑到变压器制造成本的增加。
降低损耗应以保证可靠性为基础。
全部损耗的允许误差为+0%。
2.4.5.3阻抗百分数偏差的要求：
如变压器为扩建变压器，其高-中阻抗百分数应与原有变压器的阻抗相匹配，变压器阻抗百分数的偏差在额定分接、最大分接及最小分接位置时应在原有变压器阻抗百分数的±3%以内。
高-低阻抗和中-低阻抗在最小，额定和最大分接头位置的百分数偏差规定为：
+7.5%，-2.5%。
对于新装变压器阻抗偏差参照附录A。
2.4.5.4绝缘试验：
内绝缘试验电压值，见3.4.3条。
套管：
套管在干、湿状态下应能耐受规定的试验电压，并附单独试验报告。
套管的局部放电量应不大于10pC。
2.4.5.5局部放电测量：
局部放电量（ACLD）高、中压端子不高于100pC（在最大分接和额定分接测量）。
2.4.5.6电晕和无线电干扰试验应在1.1倍最高相电压时进行，无线电干扰水平应小于500V；保证在晴天夜间无可见电晕。
2.4.5.7在额定电压和额定频率下空载电流应小于额定电流的0.1%。
2.4.5.8在额定频率下的过励磁能力：
如表3－2所示
表3－2额定频率下的过励磁能力
满负荷时
空载时
140%励磁：
5s
140%励磁：
1min
120%励磁：
3min
130%励磁：
5min
110%励磁：
20min
120%励磁：
30min
105%励磁：
连续
110%励磁：
连续
制造厂应提供不同过励磁试验情况下的各谐波成份曲线。
2.4.5.9变压器油箱和冷却装置强度和密封性能要求：
应承受真空压力
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