750kV主变压器技术规范(企标103)

ICS XXXXXX(国际标准分类号，可选) XXX(中国标准文献分类号) 备案号：XXXX-2003(可选)

Q/GDW

国家电网公司企业标准

Q/GDW 103－2003

750kV系统用主变压器技术规范

(报批稿)

2003-04-xx 发布 2003-04-xx 实施

中华人民共和国国家电网公司 发布

目 录

前言???????????????????????????????????? II 1 范围???????????????????????????????????? 1 2 引用标准?????????????????????????????????? 1 3 环境条件?????????????????????????????????? 2 4 系统概况?????????????????????????????????? 2 5 基本技术参数???????????????????????????????? 2 6 技术性能要求???????????????????????????????? 5 7 试验???????????????????????????????????? 9

I

Q/GDW 103—2003

前 言

本技术规范适用于750kV系统用主变压器，它提出了750kV主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。

由于现行国标、行标和企业标准等一般未涉及750kV电压等级设备的内容，为使750kV变电所工程设备选择工作有所遵循，特此编制本技术规范。本技术规范提出的技术性能参数基于有关750kV电压等级的科研结论及参考国内外超高压设备的现有设计运行经验。

本规范的技术要求针对西北电网750kV官亭和兰州东变电所实际条件提出，其他工程应根据所址环境条件和系统条件分析研究这些技术要求的适用性。

本技术规范是同时编制的七个750kV设备技术规范之一，这七个技术规范分别是：

1． 750kV系统用主变压器技术规范 2． 750kV系统用油浸式并联电抗器技术规范 3． 750kV系统用高压交流断路器技术规范 4． 750kV系统用高压交流隔离开关技术规范 5． 750kV系统用电流互感器技术规范 6． 750kV系统用电压互感器技术规范 7． 750kV系统用金属氧化物避雷器技术规范

各单位在使用本技术规范过程中要注意积累资料，及时总结经验，如发现不妥和需要补充之处请随时函告编制单位。

本规范主要起草单位：中国电力工程顾问集团西北电力设计院。

本规范参加起草单位：中国电力工程顾问集团公司、西安交通大学、国家电网公司西北公司。 本规范主要起草人：马侠宁、谢恒堃、杨攀峰、姚成开、张蜂蜜、李志刚、丁新良、李宝金、胡明、李勇伟、曹永振、吕世荣、黄立民

本规范解释权属国家电网公司。

II

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1 范围

1．1 本技术规范适用于750kV系统用的主变压器，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。

1.2 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，卖方应提供符合工业标准和本规范的优质产品。

1.3 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。

1.4 750kV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 引用标准

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定。

GB156 《标准电压》

GB311.1 《高压输变电设备的绝缘配合》 GB1094.1 《电力变压器 第1部分 总则》 GB1094.2 GB1094.3 GB1094.5

《电力变压器 第2部分 温升》

《电力变压器 第三部分 绝缘水平和绝缘试验》 《电力变压器 第五部分 承受短路的能力》

GB2536-90 《变压器油》

GB2900.15 《电工术语 变压器、互感器、调压器和电抗器》 GB2900.19 《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 GB/T 7328

《三相油浸式电力变压器技术参数和要求》 《变压器和电抗器的声级测定》

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/T 16274 《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》

1

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3 环境条件 3.1 周围空气温度

最高温度： 最低温度：

40 ℃

-25 32 K

0.1 W/cm(风速0.5m/s)

2

最大日温差： 日照强度：

3.2 海拔高度： 2000 m

3.3 50年一遇,10米高、10分钟平均风速： 34 m/s 3.4 环境相对湿度(在25℃时)

最大月平均值：

90 ％

日平均湿度： 95％

3.5 地震设防烈度：

地面水平加速度： 地面垂直加速度：

0.2 g 0.13 g

3.6 污秽等级：外绝缘爬电比距25mm/kV(海拔2000m时) 3.7 覆冰厚度：10 mm(风速不大于15m/s时) 4 系统概况

4.1 系统标称电压： 750kV，330kV，66kV 4.2 系统最高运行电压： 800kV，363kV，72.5kV 4.3 系统额定频率： 50Hz

4.4 系统中性点接地方式： 750 kV侧：直接接地

330 kV侧：直接接地 66 kV 侧：不接地 4.5 系统短路电流： 750 kV侧：40kA 330 kV侧：50kA 66 kV侧： 50kA 4.6 安装地点：户外 5. 基本技术参数

5.1 应遵循的主要现行标准

GB156 《标准电压》

2

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GB311.1 《高压输变电设备的绝缘配合》 GB1094.1 《电力变压器 第1部分 总则》 GB1094.2 《电力变压器 第2部分 温升》

GB1094.3 《电力变压器 第三部分 绝缘水平和绝缘试验》 GB1094.5

《电力变压器 第五部分 承受短路的能力》

GB2536-90 《变压器油》

GB2900.15 《电工术语 变压器、互感器、调压器和电抗器》 GB2900.19 《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》 GB/T 7328

《变压器和电抗器的声级测定》

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/T 16274 《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》 5.2 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 、导向油循环风冷（OFAF、ODAF）。 5.2.3 额定频率：50Hz。

5.2.4 额定容量（高/中/低）： 500/500/150 MVA(绕组温升65K时)。 5.2.5 最高工作电压： 高压侧：800/3 kV

中压侧： 363/3 kV 低压侧： 72.5 kV 5.2.6 额定电压：

高压侧： 765/3 kV

中压侧： 345/3 kV 低压侧： 66 kV

5.2.7 额定电压比： 765/3/345/3±232.5％/66 kV 5.2.8 调压方式：无励磁调压 调压位置：中压线端

分接位置：中压侧：345/3±232.5％ 5.2.9 中性点接地方式：直接接地

3

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5.2.10 短路阻抗(以高压绕组额定容量500MVA为基准)：

Uk高中 =13 - 14 ％

Uk高低 =42 - 60 ％ Uk中低 =35 - 45 ％ 5.2.11 联接组标号： I，a0，I0 5.2.12 端子连接方式：

高压侧：800/3 kV架空软导线 中压侧： 363/3kV架空软导线 低压侧：72.5 kV架空软导线或硬母线 高压侧中性点：72.5 kV架空软导线或硬母线 5.2.13 绕组绝缘耐热等级：A级 5.2.14 绕组绝缘水平：(见表1)

表1 变压器绕组额定绝缘水平(kV)

项目 雷电冲击耐受电压(峰值) 绕组 高压 中压 低压 中性点 全 波 1950 1175 350 185 截 波 2100 1300 385 操作冲击耐受电压 (峰值) 1550 950 短时工频耐受电压 (有效值) 860 510 150 85

5.2.15 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75℃时)

a） 总损耗：1000 kW（不包括附件损耗），误差不超过+10％

b） 效率： 不应小于 99.8％，空载电流不应大于0.15％，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℃)

a）绕组平均温升：65K(用电阻法测量) ，试验地点海拔低于1000m时为61K。 b）顶层油温升：55K(用温度传感器测量) ，试验地点海拔低于1000m时为51K。

c）铁芯、绕组外部的电气连接线或油箱中的结构件不超过80K。试验地点海拔低于1000m时为76K。

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。

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5.2.19 承受短路能力

系统短路电流 (有效值)，高压侧为40 kA，中压侧为50 kA，低压侧为50 kA。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250℃，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750kV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2的要求。

表2 工频电压升高时的运行持续时间

工频电压 升高倍数 相-相 相-地 1.1[注1] 1.1[注1] 20min 1.25 1.25 20s 1.50 1.90 1s 1.58 2.00 0.1s 持 续 时 间 注1：220kV-500kV主变压器的工频电压升高倍数为1.1时，要求能持续运行20min。

6 技术性能要求 6.1 局部放电水平

a）局部放电试验方法应符合GB1094.3-85第11.4条，高压绕组端承受下述试验电压： U2（5min）－U1（5s）－U2（1h），其中U1=800kV，U2?1.5?800/3kV，在最后1h持续时

间内，局部放电量?300pC。

b）套管的局部放电测量应符合IEC270和IEC137《交流电压高于1000伏的套管技术条件》中的

有关规定。在1.5倍额定电压下，油纸套管的视在放电量不大于10pC。 6.2 无线电干扰

在1.1倍最高相电压时的无线电干扰电压不大于500μV，并在晴天夜晚无可见电晕。

6.3 噪声水平

100％强迫油循环(导向)冷却方式下满载运行，距变压器本体2m处，噪声不大于80dB。

6.4 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。 6.5 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。 6.6 过激磁能力

在额定频率和额定电流下，变压器应能在105%的额定电压下可连续正常运行； 在空载时，变压器在110%的额定电压下可连续运行；

当电流为额定电流的K（0≤K≤1）倍时，应保证能在下列公式确定的电压值下正常运行，即U（%）=110-5K；

厂家应提供100%、105%、110%情况下激磁电流的各次谐波分量，并按50%-115%额定电压下空载

5

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电流测试结果提供励磁特性曲线。 6.7 设计寿命

全部设备必须是全新的、持久耐用的。即使在本规范书中没有明显地提出，也应满足作为一个

完整产品一般所能满足的全部要求。卖方应保证设备能耐用30年。

6.8 变压器应装有压力释放装置，当内部压力达到规定值时，应可靠释放压力。 6.9 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。 6.10 变压器铁芯和较大金属结构零件均应通过油箱可靠接地，变压器的铁芯应通过套管从油箱上部引出可靠接地，接地处应有明显接地符号“┻”或“接地”字样。 6.11 变压器套管

6.11.1 套管额定绝缘水平(见表3)

表3 变压器套管额定绝缘水平(kV) 项目 绕组 高压 中压 低压 中性点 雷电冲击耐受电压 (峰值) 1950 1175 350 185 操作冲击耐受电压 (峰值) 1550 950 短时工频耐受电压 (有效值) 860 510 150 85

6.11.2 当变压器在海拔2000米使用, 变压器套管的试验电压(见表4)

表4 变压器套管试验电压(kV)

项目 绕组 高压 中压 低压 中性点 雷电冲击耐受电压 (峰值) 2250 1300 390 390 操作冲击耐受电压 (峰值) 1675 1050 短时工频耐受电压 (有效值) 956 570 170 170

6.11.3 套管最小爬电距离（爬电比距：25mm /kV系统最高工作电压）：

6

高压侧≥ 20000 mm (大小伞结构) 中压侧≥ 9080 mm (大小伞结构)

低压侧≥ 2250 mm (爬电比距：31mm /kV系统最高工作电压) 中性点≥ 2250 mm (爬电比距：31mm /kV系统最高工作电压)

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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GB2376－1988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

（tanδ）测量、密封性能和热稳定性能试验。

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。

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GB2536－1990的规定。

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。

7.4 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 7328-1987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GB1094.1-1996规定。

7.4.6 短路试验

试验方法按GB1094.5—1985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。 7.5 现场交接验收试验

7.5.1 测量绕组连同套管的直流电阻

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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GB1094.1—1996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

±0.5％。

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，试验时加压时间一分钟。不

同温度下的测量结果，应按GB50150-1991校正到20oC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。 7.5.5 测量绕组连同套管的介质损耗因数

20oC时的值应不大于0.5％。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

GB50150-1991和GB/T6451-1995）。 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60秒时，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，不同温度下的测量结果应校正到20oC的值再进行比较。

7.5.7 绕组连同套管的感应耐压试验和局部放电测量

按GB1094.3规定。试验电源频率≥100Hz，施加1.5Um/3电压60分钟（Um＝800kV），放

电量不大于300pC。

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或者5000V兆欧表测量。 7.5.9 套管的试验

a）测量绝缘电阻： 使用2500V绝缘电阻表测量，要求套管主绝缘电阻值不低于10000M?，

“测量小套管”对法兰的绝缘电阻值应不低于1000M?。

b）测量tan?和C： 10kV电压下tan?应不大于0.5%， 有条件时，应测量Um3电压时tan?和C，电压从10kV升到Um3，tan?增量不超过±2％，电容量变化不超过 ±5％。

c）绝缘油试验： 套管中的绝缘油可不进行试验，但如果套管的tan?值超过0.7％、密封损

坏，测量小套管的绝缘电阻不符合要求，套管渗漏需要重新加油或换油时，应取油样进行油中溶解气体的色谱分析，要求油中溶解气体组分含量（体积分数）不超过：H2 500×10-6， CH4 100×10-6， C2H2 1×10-6。

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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：

a) 凝点 对于25号油，凝点不高于-25?C； b) 水溶性酸PH值≥5.4； c) 酸值≤0.03mgKOH/g；

d) 闪点 25号油的闭口闪点≥140?C； e) 界面张力 油温为25?C时，≥35mN/m； f) 体积电阻率 油温为90?C时，≥6×1010Ω2m；

7.5.10.2 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，应包括油在注入变压器之前每一个储油罐中的油的实测数据。必须进行的项目及要求如下：

a) 击穿电压 b) tan?90o c) 水分

按GB/T 507规定的方法进行试验，≥70kV； 按GB 5654规定的方法进行试验，≤0.5％；

按GB7600 或GB7601规定的方法进行试验，≤10mg/L；

d) 油中含气量 按DL/T423或DL/T450规定方法进行试验，体积分数≤0.8％；

e) 外观检查 将油样注入试管中，在光线充足的场合观察，应透明，无杂质或悬浮物。

7.5.10.3 变压器真空注油并按规定静置时间静置后，从变压器本体的油样阀门中取油样，必须至少进行下列试验，并达到下列要求：

a) 击穿电压 ≥70kV； b) tan?90?C ≤0.5％；

c) 水分 ≤10 mg/L； d) 油中含气量 体积分数≤1％；

e) 油中溶解气体色谱分析 取样试验和判断方法按GB7252-87《变压器油中溶解气体分析和判

断导则》的规定进行。应在升压或冲击合闸前及额定电压下运行24h后，对变压器油箱内的油各进行一次油中溶解气体的色谱分析。两次测得的氢、乙炔和总烃含量应无明显差别，并要求乙炔含量不超过痕量，氢和总烃含量小于10ppm。如果超过这个范围，则应对油进行脱气处理。

f) 油中颗粒含量 过滤以后的油中大于5?m的颗粒不多于3000个/100mL。

7.5.11 额定电压下的冲击合闸试验

a) 根据GB15050-91标准规定，进行在额定电压下变压器的冲击合闸试验： 冲击合闸5次；

b) 第1次合闸后，带电运行时间不少于30min，其后每次合闸后带电运行时间可以逐次缩短，

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应无异常现象；

c) 冲击合闸宜在变压器高压侧（距铁芯最远的绕组）进行； d) 试验时变压器中性点必须接地。

7.5.12 检查相位

7.5.13 无励磁开关的检查和试验

a) 手动操作两回（从最大分接到最小分接，再回到最大分接，称为一回），检查开关转动部分是

否灵活；

b) 测试开关指示的分接的位置是否正确（一般通过测变比确定）； c) 检查开关在各分接位置时的接触是否良好；

d) 测量开关在各分接位置时线圈的直流电阻，与出厂值比较有无差异； e) 按开关使用说明书进行安装和其它试验，各项性能应符合技术条件要求。

7.5.14 绕组变形试验

用低压脉冲法、或频率响应分析法或其它方法测量方法测量安装好的变压器绕组变形，记录

测量结果，作为以后变压器发生短路故障时诊断绕组变形的参考。 7.5.15 声级测量

参照GB15050-91标准规定，应在额定电压及额定频率下测量，噪声值不大于80dB，其测量

方法和要求，按GB/T 7328-87《变压器和电抗器的声级测定》的规定进行。

交接试验中测量噪声时，应测量离变压器2m处的噪声水平，并测量敏感地点的实际噪声水平。

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本文来源：https://www.bwwdw.com/article/0kkh.html