油浸变（电抗器）技术标准（附编制说明）

附件2：

110(66)kV～500kV油浸式变压器

（电抗器）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 1.7 电抗器的型式 ··············································································································· 2 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（电抗器）的技术参数和要求 ······································································· 5 1.14 引用标准 ····················································································································· 5 1.15 变压器（电抗器）的使用条件 ·················································································· 7 2 500（330）kV油浸式变压器的技术参数和要求 ································································ 8

2.1 基本要求 ······················································································································ 8 2.2 引用标准 ······················································································································ 8 2.3 使用条件 ······················································································································ 8 2.4 技术要求 ······················································································································ 8 2.5 试验 ···························································································································· 19 2.6 制造厂应提供的资料 ································································································· 26 2.7 运输安装和备品备件 ································································································· 28 2.8 技术服务 ···················································································································· 28 2.9 设备性能的评价指标 ································································································· 29 3 220 kV油浸式电力变压器的技术参数和要求 ··································································· 29

3.1 基本要求 ···················································································································· 29 3.2 引用标准 ···················································································································· 29 3.3 使用条件 ···················································································································· 29 3.4 技术要求 ···················································································································· 29 3.5 试验 ···························································································································· 36 3.6 制造厂应提供的资料 ································································································· 41

I

3.7 运输安装和备品备件 ································································································· 43 3.8 技术服务 ···················································································································· 44 3.9 设备性能的评价指标 ································································································· 44 4 110（66）kV油浸式变压器的技术参数和要求 ································································ 44

4.1 基本要求 ···················································································································· 44 4.2 引用标准 ···················································································································· 44 4.3 使用条件 ···················································································································· 44 4.4 技术要求 ···················································································································· 44 4.5 对主要组、部件的要求 ······························································································ 46 4.6 试验 ···························································································································· 48 4.8 运输安装和备品备件 ································································································· 52 4.9 技术服务 ···················································································································· 53 4.10 设备性能的评价指标 ································································································ 53 5 500（330）kV并联电抗器及中性点电抗器的技术参数和要求········································ 53

5.1. 基本要求···················································································································· 53 5.2. 引用标准···················································································································· 53 5.3. 使用条件···················································································································· 53 5.4. 技术要求···················································································································· 53 5.5 试验 ···························································································································· 61 5.6 中性点电抗器技术要求 ······························································································ 66 5.7 抽能电抗器技术要求 ································································································· 73 5.8 制造厂所需提供的资料 ······························································································ 75 5.9 运输安装和备品备件 ································································································· 77 5.10 技术服务 ··················································································································· 78 5.11 设备性能的评价指标 ································································································ 78 6 35（15.75）kV油浸式并联电抗器的技术参数和要求 ······················································ 78

6.1 基本要求 ···················································································································· 78 6.2. 引用标准···················································································································· 78 6.3. 使用条件···················································································································· 78 6.4 技术要求 ···················································································································· 78 6.5 试验 ···························································································································· 82 6.6 制造厂所需提供的资料 ······························································································ 86 6.7 运输安装和备品备件 ································································································· 88 6.8 技术服务 ···················································································································· 88 6.9 设备性能的评价指标 ································································································· 89

II

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

III

110(66)kV～500kV油浸式变压器（电抗器）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（电抗器）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（电抗器）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。 1.7 电抗器的型式

500（330）kV并联电抗器通常采用单相芯式或壳式型式，自然冷却（ONAN）方式。 我国的500（330）kV输电系统通常采用单相重合闸，并联电抗器中性点需连接中性点小电抗器。并联电抗器中性点的绝缘水平与输电线长度和中性点小电抗器的阻抗值有关，应经过计算，选择有一定裕度的绝缘水平。

对于远距离输电中的开关站，由于就地站用电源的可靠性较低，可以考虑采用带抽能绕2

组的并联电抗器。每相抽能绕组的额定电压一般为6/3 或10/3 kV， 三相抽能绕组与数百千伏安容量的站用变压器构成三相400V的站用电源。带抽能绕组的电抗器应注意如下问题：

⑴ 抽能绕组属于电抗器的一部分，应具有足够的绝缘水平，包括能承受来自500（330）kV主绕组的传递过电压；

⑵ 在抽能绕组出口短路的情况下，抽能绕组及其引出线不变形、不损坏和不发生击穿； ⑶ 抽能绕组引出套管外，宜就近连接快速熔丝，减少站用变压器系统故障时对抽能绕组的影响；

⑷ 为了确保站用电的电压质量，站用变压器宜用有载调压方式。 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3

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4

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（电抗器）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（电抗器）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 5

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/T8751-1998 500kV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 6

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（电抗器）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/cm(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；

7

2

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： 63 kA 330kV系统： 50 kA 220kV系统： 50 kA 110（66）kV系统： 40 kA

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。

2 500（330）kV油浸式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 系统额定频率：50Hz。 2.4.2 系统标称电压：500(330)kV。 2.4.3 最高运行电压：550(363)kV。

2.4.4 系统短路电流：500(330)kV系统63（50）kA，220kV系统50kA。

2.4.5 直流偏磁（如果存在）：运行单位应提出高压绕组中性点直流偏磁电流值，该直流电流可能来自太阳磁暴、直流输电单极运行或地中其它直流源。 8

2.4.6 型式及额定值： 2.4.6.1型式：

变压器按用途可分为：升压变压器、降压变压器和联络变压器； 按绕组型式可分为：双绕组变压器、三绕组变压器和自耦变压器； 按相数可分为：三相变压器和单相变压器；

按调压方式可分为：有载调压变压器和无励磁调压变压器；

按冷却方式分为：自冷变压器、自然油循环风冷变压器、强迫油循环风冷变压器、强迫油循环水冷变压器等；

按结构型式分为：芯式和壳式。

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。

2.4.6.2 冷却方式和负荷能力：变压器的冷却方式有自然冷却（ONAN）、自然油循环风冷（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。

2.4.6.3 频率：50Hz。

2.4.6.4 内绝缘水平：500kV变压器内绝缘水平如表2－1所示。

表2－1 500kV变压器内绝缘水平

高压 中压 低压 10 15 20 35 66 9

额定短时工频耐受电压 kV （方均根值） 630 680 360 395 35 45 55 85 140 额定操作冲击耐受电压 （相对地） kV （峰值） 1050 1175 / / / 额定雷电冲击耐受电压 kV （峰值） 全波 1425 1550 850 950 75 105 125 200 325 截波 1550 1675 935 1050 85 115 140 220 360

330kV变压器内绝缘水平如表2－2所示。

表2－2 330kV变压器内绝缘水平

高压 中压 220 110 低压 10 15 20 35 66 额定短时工频耐受电压 kV （方均根值） 460 510 360 395 200 35 45 55 85 140 额定操作冲击耐受电压 （相对地） kV（峰值） 850 950 / / / / 额定雷电冲击耐受电压 kV (峰值) 全波 1050 1175 850 950 480 75 105 125 200 325 截波 1175 1300 935 1050 530 85 115 140 220 360 注：1. 表中给出两级基准绝缘水平，由运行单位根据电网特点和过电压保护设备的性能等具体情况选用，原则上应按上限选取。

2. 对三相变压器进行相间操作冲击耐压试验时，其电压按表中电压乘1.5倍。

分级绝缘电力变压器中性点绝缘水平如表2－3所示。

表2－3 分级绝缘电力变压器中性点绝缘水平

系统标称 电压kV（方均根值） 110 220 330 500

2.4.6.5 变压器套管：

⑴ 套管的绝缘水平：可高于或等于变压器的内绝缘水平。

(2) 套管的额定电流，套管的过负荷能力应与变压器允许过负荷能力相匹配。 (3) 套管的外绝缘：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，伞裙设计应符合有关标准要求。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。 10

设备最高 电压 kV（方均根值） 126 252 363 550 中性点 接地方式 额定雷电全波冲击耐受电压 kV（峰值) 250 325 185 400 185 550 185 325 额定短时工频耐受电压 kV（方均根值) 95 140 85 200 85 230 85 140 不直接接地 直接接地 不直接接地 直接接地 不直接接地 直接接地 经小电抗接地

(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电力设计部门提出要求。制造厂应提供套管组装于变压器上的机械强度计算报告。

2.4.6.6 套管型电流互感器：套管型电流互感器的技术条件由设计部门提出要求。套管型电流互感器分为测量用和保护用两种。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。

TPY级电流互感器的暂态误差在下列条件规定的Kssc下，应不大于10%。

（1）一次系统的时间常数，高压侧为100ms或按设计值；中压，低压，中性点为60ms； （2）直流分量偏移100%。

（3）操作循环：C-0.1s-O-0.5s-C-0.1s-O，合闸(或重合闸)之后保持暂态准确度最小时

间40ms。

2.4.6.7 绕组测温电流互感器应设于负荷电流标幺值最高的一侧套管，例如降压变压器设在高压侧,而升压变压器则设在电源测。 2.4.6.8 调压装置

在满足电网电压变动范围的情况下，500（330）kV变压器优先选用无励磁调压方式。 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。

⑴ 有载分接开关：有载分接开关的额定电流必须和变压器额定电流相配合。有载调压装置由装在与变压器本体油相隔离的密封容器内的切换开关，及位于其下部的选择开关等组成。切换开关需要定期检查，检查时应易于拆卸而不损坏变压器油的密封。开关仅应在运行5～6年之后或动作了5万次之后才需要检查。切换开关触头的电寿命不应低于20万次动作，其机械寿命不小于80万次动作无损伤。对于进口开关应提出更高的要求。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。制造厂应提供有载调压装置的型式试验报告。 每个有载调压装置应配备一个用于驱动电机及其附件的防风雨的驱动控制箱，还应设有独立的储油柜、保护继电器(附跳闸触点及隔离阀)、吸湿器和油位计等。

制造厂应提供在控制室进行有载调压装置远方操作的专用屏，屏上设有供远方操作时用的操作开关、位置指示器及功能切换开关等。切换开关应标明三个控制位置(就地、控制室、调度中心)并应进行闭锁，还应提供与计算机连接用的接口。变压器有载调压装置应布置在其驱动控制箱旁，能够站在地面上进行手动操作。

两台及以上变压器并联运行时，有载调压装置应装设可以同步调压的跟踪装置。 有载调压装置宜附有在线滤油器。

⑵ 无励磁分接开关：无励磁分接开关应能在停电情况下方便地进行分接位置切换。无励磁分接开关应能在不吊芯（盖）的情况下方便地进行维护和检修，还应带有外部的操动机构用于手动操作。无励磁分接开关的分接头引线和连线的布线设计应能承受暂态过电压。装置应具有安全闭锁功能，以防止带电误操作和分接头未合在正确的位置时投运。此外，装置应具有位置接口（远方和就地），以便操作运行人员能在现场和控制室看到分接头的位置指11

示。

2.4.7 保证性能

2.4.7.1 温升限值：对于三绕组变压器，应注意工厂试验及计算时，三侧同时满负荷。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：70K(用红外测温装置测量)

2.4.7.2 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%。 2.4.7.3 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。 2.4.7.4 绝缘试验：

⑴ 内绝缘试验电压值见条款2.4.6.4。

⑵ 套管绝缘试验：在干、湿条件下套管应能耐受规定的试验电压，并应提供单独的试验报告。在额定电压下，充油套管的介质损耗因数不大于0.4%(20℃～25℃)。在Ⅲ级及以上污秽区使用的500kV和220kV套管应提供在最高工作相电压下，雨中（雨量2mm/min）和雾中都不闪络的试验报告（盐密不低于0.3mg/cm）。

2.4.7.5 局部放电试验：在规定的试验电压和程序条件下，高、中压绕组的局部放电量分别不应大于100pC。为了提高变压器的可靠性，长时感应电压试验（ACLD）中的短时过冲电压，可提高为1.1×550kV。在1.5倍额定相电压下，充油套管的局部放电量不大于10pC。 2.4.7.6 电晕和无线电干扰试验应在1.1×550（363）/√3kV(方均根值)下进行，无线电干扰电压应小于500μV，保证在晴天夜晚无可见电晕。

2.4.7.7 在额定频率、额定负载下工频电压升高时的允许运行持续时间，如表2－4所示。制造厂应提交各种过励磁状态下的谐波分量曲线。

表2－4 过励磁能力

工频电压升高倍数 持 续 时 间 相--相 相--地 1.05 1.05 持续 1.1 1.1 1.25 1.5 1.58 1.25 1.9 2.0 0.1s 2

80%额定容量下持续 20s 1s 注：过励磁倍数为实际施加电压与运行分接头的额定电压之比乘以额定频率与实际频率之比。

12

2.4.7.8 在故障下的耐受能力：变压器承受短路电流的动、热稳定能力应符合标准要求。变压器在任何分接头时都应能承受短路热稳定电流2s，各部位无损坏和明显变形，短路后绕组的平均温度最高不超过250℃。

制造厂应提供变压器绕组承受突发短路冲击能力的型式试验或计算报告，并提供内线圈失稳的安全系数。

2.4.7.9 过负荷能力：变压器过负荷能力符合本标准规定。制造厂应提供变压器过负荷能力。任何附属设备的过负荷能力不应小于变压器本体的过负荷能力。

制造厂同时需提供短时急救过负荷能力的计算报告，控制条件为：环境温度40℃，起始负荷为80%额定负荷，150%额定负荷连续运行不低于30min，变压器热点温度不超过140℃。负载损耗取三侧同时满负荷时的损耗。

2.4.7.10 无自然循环冷却能力变压器在满负荷运行时，当全部冷却器退出运行后，允许变压器继续运行时间不应小于30min。

2.4.7.11制造厂应提供详尽的关于变压器允许持续荷载与运行冷却装置数量间关系的资料。 2.4.7.12 声级测量：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。

2.4.7.13 振动水平：变压器油箱壁的振动限值为不大于100μm（峰－峰值）。

2.4.7.14 油箱和冷却装置的机械强度和密封性：油箱、储油柜和冷却装置应能承受全真空(残压小于13Pa)无永久变形。油箱应能承受0.1MPa的液压无永久变形，保持24h无渗漏。 2.4.7.15 在长时间最大直流偏磁(如果存在)作用下，变压器铁心和绕组温升、振动等不超过本技术条件的规定值，变压器油色谱分析结果正常。

2.4.7.16 变压器的寿命：变压器在规定的工作条件和负荷条件下运行，并按照制造厂的说明书进行维护后，变压器的预期寿命应为30年或者更长。 2.4.8 结构

2.4.8.1 铁心和绕组：为改善铁心的性能，应采用优质低耗、晶粒取向的冷轧硅钢片，在心柱和铁轭上采用多阶斜搭接缝,铁心采用D型轭结构。装配时用均匀的压力压紧整个铁心，变压器铁心应不会由于运输和运行的振动而松动，铁心级间迭片应有适当的油道以利冷却。 全部绕组均应采用铜导线。自耦变压器的公共绕组应由半硬自粘性换位导线制造，半硬导线是指拉伸屈服强度σ

0.2

超过120N/mm，经过硬化处理的导线。具体选用导线的σ

2

0.2

值，

应与耐受突发短路时的机械力相符，并留有一定的安全裕度。其它内线圈可根据短路力校验决定采用半硬自粘性换位导线或半硬铜导线，不应采用非自粘换位导线。制造厂应提供在短路时每一线圈的机械强度试验报告或计算报告。绕组应有足够的换位，以使附加损耗降到最低。绕组应有良好的冷却，使温度沿绕组均匀分布。在全波和截波冲击电压下，沿绕组应有最佳的电压分布。

制造厂应确保绕组温升不超过2.4.7.1条的规定值。 13

应消除绕组和引线的电场集中，局部放电应保持在最低限度。 应采取措施避免油流放电情况。

制造厂应提供铁心结构和绕组的布置排列情况, 不宜采用内置电抗器, 有载调压采用独立调压线圈。变压器应能承受运输冲撞加速度3g无任何损坏。

2.4.8.2 调压装置：三相共体变压器的220kV级有载或无励磁分接开关均宜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，其它见2.4.6.8。 2.4.8.3 油箱：

⑴ 变压器油箱应采用高强度钢板焊接而成。油箱内部应采取防磁屏蔽措施，以减小杂散损耗。磁屏蔽的固定和绝缘良好，避免因接触不良引起过热或放电。各类电屏蔽应导电良好和接地可靠，避免悬浮放电或影响绕组的介质损耗因数值。

油箱顶部应带有斜坡，以便泄水和将气体积聚通向气体继电器。油箱顶部的所有开孔均应有凸起的法兰盘。凡可产生窝气之处都应在其最高点设置放气塞，并连接至公用管道以将气体汇集通向气体继电器。高、中压套管升高座应增设一根集气管连接至油箱与气体继电器间的连管上。通向气体继电器的管道应有1.5%的坡度。气体继电器应装有防雨措施，并将采气管引至地面。

变压器油箱底板的外部应设置槽钢结构的底座，以使变压器可沿其长轴和短轴方向拖动，底座应配置必要的拖拉装置。底座还配置可用地脚螺栓将其固定在混凝土基础上的装置，地脚螺栓应足以耐受设备重量的惯性作用力，以及由于地震力产生的位移。制造厂应将螺栓及固定方式提交运行单位认可。

油箱应为两节拼合成，若接合处是焊牢的，则必须采用可重复焊接的法兰，并设有合适的垫圈及挡圈等以防止密封垫被挤出或过量压缩和焊渣溅入油箱内部。

⑵ 所有人孔、手孔及套管孔的接合处均应采用螺栓连接，并有合适的法兰和密封垫。必要之处应配置挡圈，以防止密封垫被挤出或过量压缩。

应设置一个或多个人孔或手孔，其尺寸应能使人员接触到套管的低端、线圈的上部和端头，以满足更换套管或电流互感器时无需移去上节油箱。

变压器油箱应在适当位置设置起吊耳环，千斤顶台阶和拖拉环。 油箱底部两对角处应设有两块供油箱接地的端子。

⑶ 为攀登油箱顶盖；应设置一只带有护板可上锁的爬梯。爬梯的位置应便于检验气体继电器，并保持人与带电部分间的安全距离。

⑷ 变压器油箱应装有下列阀门用于： 1）变压器主油箱、储油柜的排污阀。 2）取油样： ——自油箱的最低部 ——自油箱中部和顶部

取样阀应具有8mm以上的内螺纹并配有可取下的栓塞。 3）滤油、隔离、抽真空、注油及紧急排油等。

⑸ 为释放变压器油箱内的突然压力升高，主油箱应设至少2个可重复动作的机械式压力释放装置。装置应能立即动作并释放瞬时的压力升高，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。二次电缆不应有二次转接端子盒，应直接接入变压器本体端子箱（控制箱），压力释放装置应有良好的防潮防水措施。 14

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位，并应设有排油管引至地面附近以引导向下排放油气，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。 2.4.8.4 储油柜：

⑴ 变压器主油箱及有载分接开关油箱应分别配置储油柜，其内部应有起油气隔离作用的不渗透油及空气的合成橡胶气囊，使油与空气相隔离。储油柜应配有吸湿器。

⑵ 储油柜应配有电磁式盘形油位计并附高、低油位时供报警的密封触头。储油柜应配有起吊耳及人孔。

⑶ 分接开关储油柜应低于主油箱储油柜，以防分接开关的油渗入主油箱。 2.4.8.5 冷却装置：

⑴ 冷却装置（散热器或）的数量及冷却能力应能够散去总损耗所产生的热量，包括空载损耗和各个绕组在满负荷状态下的负载损耗和杂散损耗。另设一组备用冷却装置，任何一组冷却装置均能成为备用。

⑵ 每只冷却器应设有油泵（强油冷却方式）及低噪声风扇，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。

⑶ 可拆下的冷却装置应经蝶阀固定在变压器油箱上，以便在安装或拆掉冷却器时变压器油箱不必放油。

⑷ 风扇和油泵（强油冷却）电动机为三相380V，控制220V，50Hz电源。风扇及油泵电动机应设有断路器及热继电器，具有过负荷、短路和断相保护。

⑸ 变压器配有一个冷却装置控制箱，正常电源和备用电源送至变压器冷却装置及控制箱。

⑹ 冷却系统的正常电源故障失电时，应自动切换至备用电源供电，并应设有闭锁和手动切换功能和发出报警信号功能。

⑺ 对于采用散热器冷却的变压器，应能根据变压器负荷和油温情况，自动投入（或切除）风扇或油泵。

⑻ 对于采用冷却器冷却的变压器，应能根据变压器的负荷和油温情况，自动投入或切除一定数量的冷却器。

⑼ 冷却装置设计应考虑防腐，油泵（强油冷却）的设计方案应可防止空气渗透入绝缘油中。

2.4.8.6 套管：所有电容式套管均有一个电容试验抽头，高、中压套管可采用导杆式结构，避免发生将军帽密封不良等问题。套管本体应绝对密封，并备有油位指示器，能在地面上清晰地看清油位。套管应具有过负荷能力。每只套管配有一个平板形端子，大小尺寸应满足电流密度的要求。端子板应能围绕套管导杆旋转。对每个套管的端子板，制造厂应提供配套的铝合金压接式线夹以连接钢芯铝绞线，端子板与线夹，如采用不同金属接触，为防止电化腐蚀，制造厂应采取金属覆层或其它措施。 2.4.8.7 套管型电流互感器：

⑴套管型电流互感器应符合有关标准的要求。 15

⑵电流互感器的变比、准确级次、容量等应标列在变压器铭牌上。 ⑶ 制造厂应提供电流互感器的下列资料：

次级励磁曲线、拐点电压（一电压增大10%时励磁电流将增大50%点电压）、拐点处的磁通密度、暂态特性、在75℃时的次级电阻值、次级匝数、铁心截面、铁心长度、剩磁控制方法、气隙数量及气隙长度的说明。

制造厂在设计阶段，上列数据应提交运行单位认可。

⑷ TPY级套管型电流互感器的设计和制造：应使互感器的剩余磁通不超过拐点电压处磁通的10%。

⑸ 电流互感器次级的每个抽头均应穿金属软管引至互感器接线箱，连接导线应采用不小于4mm的导线，暴露于热油的导线应能耐受热油侵蚀。

⑹ 电流互感器的各次级绕组的匝数，应均匀沿其铁心分布。

⑺ 每相变压器的所有电流互感器次级回路，及其它信号回路宜引接至变压器组冷却装置控制箱（或端子箱）。

⑻ 仪表保安系数Fs≤5。 2.4.8.8 绝缘油：

绝缘油应采用环烷基油。

绝缘油应为IEC规范IA号油，其闪点不低于140℃。制造厂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，另加10%的备用绝缘油。

2.4.8.9 温度计：变压器应设有就地指示的绕组温度计和油面温度计。 温度计的探头插座应由不锈钢或铜管制成。

⑴ 盘形上层油温温度计，具有报警及跳闸触点。

⑵ 盘形温度计，指示绕组最热点温度，具有报警及跳闸触点。

⑶ 计算机监控装置需随时监测绕组温度及油温，相关的与计算机通讯的接口装置由制造厂一并提供。

2.4.8.10 变压器保护的报警和跳闸保护触点：

变压器应设有下面所列的报警和跳闸保护触点，如表2－5所示，其触点容量应说明。

表2－5 报警和跳闸保护触点表

序号 项目 1 2 3 4 5 6

16

主油箱气体继电器 压力突发继电器 分接开关保护继电器 主油箱油位计

分接开关压力释放装置 主油箱压力释放装置（二套）

要求的输出触点 重瓦斯跳闸，轻瓦斯报警 报警或跳闸 跳闸 低油位报警 报警或跳闸 报警或跳闸

2

7 8 9 10 11 12 13 14 15

油温指示计 油流继电器

冷却系统交流电源故障 冷却器故障 备用冷却器投运 绕组温度计

两台变压器分接头位置不一致 分接开关直流电源故障 分接开关交流电源故障

油温过高报警 油流停止报警

正常电源或备用电源故障报警 油泵、风扇故障报警 报警 温度过高报警 报警 报警 报警

注：直流电源电压为110V （或220V）

2.4.8.11 变压器铁心和夹件接地：变压器铁心和夹件应分别与油箱绝缘，铁心和夹件接地应由安装在油箱顶部的不同套管分别引出，引至地面附近的接地引下线及支撑绝缘子由制造厂供应。

2.4.8.12 变压器冷却装置控制箱及变压器分接开关控制箱：控制箱应考虑防风雨和防锈，尺寸设计合理，在恶劣气候条件下开门维护时，内部设备不受风雨侵袭，安装高度应便于就地操作和维修。控制箱应配有供控制、操作、保护及信号用的所有设备。控制箱应有足够的接线端子用于联接由制造厂提供内部引线，以及运行单位供给的至主控制室的引线，并应提供15%的备用端子。所有外部接线的端子，包括备用端子均应为夹紧型。控制箱应配有内部照明和交流单相220V，10A插座和220V交流的足够容量的加热器。加热器应配有温控装置，以及手动控制开关和保护熔丝，加热器安装位置应适当，以免其热量对邻近设备产生危害。应设有通风装置，以便与加热器一起，不使控制箱内产生冷凝。

2.4.8.13 变压器油中气体在线监测装置：如果需要安装油中气体在线监测装置，宜采用能实时连续地对油中气体多组分含量的变化量进行监视的装置，乙炔的最小检测量不大于1μL/L。装置能将溶于油中的气体进行在线分析，能测定其中的可燃性气体的含量和变化量。测定值超过预定值，装置应能发出报警信号。 2.4.9 组、部件

2.4.9.1变压器应配齐所有组、部件，以保证使变压器及时进行安装、接线并投入运行。 2.4.9.2 制造厂应提供一个总控制箱用于三相变压器，并同时提供：

⑴ 变压器冷却装置控制箱一个，用于冷却装置、分接开关电机和带电滤油器的交流电源供电及切换；温度计、气体继电器、油位计、压力释放器、油流继电器以及电流互感器的接线。

⑵ 变压器分接开关控制箱一个。用于三相分接开关控制命令的选择，及位置指示器。 2.4.9.3 套管线夹：每个套管配套提供一个与其端子匹配的铝合金压接式线夹。

2.4.9.4 除变压器本体附件和冷却器接线箱之间的连接电缆应由制造厂供应外，通常制造厂还应配套提供下列铠装动力电缆和阻燃铠装屏蔽控制电缆。所有电缆均为铜导线。 17

变压器冷却装置接线箱至变压器组冷却装置控制箱的动力、控制电缆； 分接开关机构至变压器分接开关控制箱的电缆； 分接开关机构至变压器冷却装置控制箱的动力电缆。

电缆的截面应满足负载的要求，电缆的长度符合现场安装要求。 2.4.10 铭牌

2.4.10.1变压器名称，型号、产品代号。 2.4.10.2标准代号。

2.4.10.3制造厂名(包括国名)。 2.4.10.4出厂序号。 2.4.10.5制造年月。 2.4.10.6相数。

2.4.10.7额定容量(MVA，对多绕组变压器，应给出每个绕组的额定容量。如果一个绕组的额定值并不是其它绕组额定容量的总和时，则要给出负载组合)。 2.4.10.8额定频率(Hz)。 2.4.10.9各绕组额定电压(kV)。

2.4.10.10各绕组的额定电流(A，三绕组自耦变压器，还应注出公共线圈中长期允许的值)连接组标号，绕组连接示意图。

2.4.10.11额定电流下的短路阻抗(实测值，如果需要，应给出参考容量，对多绕组变压器应表示出相当于100%额定容量时的短路阻抗)。

2.4.10.12冷却方式(如果变压器有几种冷却方式，除应表示出冷却方式外，还应以额定百分数表示出相应的冷却容量，如ONAN/ONAF 66/100%)。 2.4.10.13使用条件。 2.4.10.14总重量(t)。

2.4.10.15绝缘油重量(t),品牌（厂商、型号）。

2.4.10.16强迫油循环(风冷和水冷)的变压器，还应注出满载时停油泵（水泵）及风扇电动机后允许的工作时限。

2.4.10.17绝缘的温度等级(油浸式变压器A级可不注出)。 2.4.10.18温升。

2.4.10.19连接图(当连接组标号不能说明内部连接的全部情况时)。如果线圈的连接可以在变压器内部变更，则应指出变压器出厂时的连接。 2.4.10.20 绝缘水平。 2.4.10.21 运输重(t)。

2.4.10.22 器身吊重(t)，上节油箱重(t)。 2.4.10.23 空载电流(实测值)

2.4.10.24 空载损耗及负载损耗(kW,实测值)。多绕组变压器的负载损耗应表示各对绕组工作18

状态的损耗值。

2.4.10.25 套管型电流互感器的技术数据(也可采用单独的标志)。 2.5 试验 2.5.1 基本要求

变压器试验应按照本标准和相关标准有关条款进行，并符合下列要求： 试验应出具详细记载测试数据的正式试验报告。

运行单位代表有权见证所有试验。 试验应在相关的组、部件组装完毕后进行。

对于绝缘试验，如果无其它协议规定应按下述给出的顺序进行： ——线端的操作冲击试验（SI）

——线端的雷电全波和截波冲击试验（LI、LIC） ——中性点端子的雷电冲击试验（LI） ——外施耐压试验

——短时感应耐压试验（ACSD） ——长时感应电压试验（ACLD） 2.5.2 工厂例行试验

2.5.2.1电压比测量和联结组标号检定：应在所有绕组及所有分接位置进行电压比测量。变压器的电压比在额定电压分接头的误差不超过±0.5%，在其它分接头的误差应不超过±1%。 绕组接线组别应符合规定。

2.5.2.2 极性试验：变压器的极性应为“减极性”。

2.5.2.3 绝缘电阻测量：应测量各个绕组对地及绕组间的绝缘电阻，试验电压应不小于直流电压5000V，绝缘电阻应在第15s和第1min到第10min之间的每1min进行测量。吸收比(R60”/R15”)或极化指数(R10’/R1’)不小于1.5(10℃～30℃时)。如绝缘电阻起始值比较高时（例如大于10000MΩ），吸收比、极化指数较低，应根据绕组介质损耗因数等数据综合判断。

2.5.2.4 介质损耗因数及电容量的测量：介质损耗试验应在上层油温10℃～40℃之间进行，在试验报告中应附有介质损耗因数的温度校正曲线，试验报告应说明试验设备的情况。每个绕组对地及绕组之间的介质损耗因数在20℃时应不超过0.5%。同时应测量绕组间与绕组对箱体间的电容量。

2.5.2.5 绕组电阻的测量：应对所有绕组和分接位置进行绕组电阻的测量，变压器每相绕组电阻之间差别应小于2%即：

R?最大??R?最小?R?平均??2%

直流电阻不平衡率：相间(有中性点引出时)为2%，线间(不能解开的三角形接法)为1%。应以三相实测最大值减最小值作分子，三相实测平均值作分母计算。 19

注：①对所有引出的相应端子间的电阻值均应进行测量比较。

②如果直流电阻不平衡率，由于线材及引线结构等原因超过规定时，除应在出厂试验记录中记录出具体实测值外，尚应写明引起这一偏差的原因。使用单位应按出厂实测值进行比较。

2.5.2.6 铁心绝缘试验：铁心绝缘电阻测量应使用2500V绝缘电阻表。允许的最小绝缘电阻是500MΩ。并进行下列检验：

⑴ 在组装铁心前，应测量每个铁心和/或铁心段的绝缘电阻。 ⑵ 变压器组装完毕，油箱注油前，测量铁心绝缘电阻。 ⑶ 在总体试验之后装运之前应测铁心绝缘电阻。

2.5.2.7 雷电冲击试验：试验电压按照2.4.6.4条的规定，高压、中压、低压绕组与中性点均应做雷电冲击试验，其中线端截波和中性点全波冲击是型式试验。被试变压器的绕组连接到冲击电压发生器，在至变压器套管的回路中，或至截波间隙的回路中均不应有任何串联感抗，应采取一切必要的措施以保证不记录虚假放电。所使用的分压器要具有保证的精确度和响应时间，不得用球间隙测定冲击电压值。在分压器和示波器上使用倍增器要精确匹配，以使减幅波和全波的波形图可以重迭比较，所有冲击试验中，电流和电压波形都应同时记录。在截波试验中，截波回路必须安排得使记录冲击波的反极性峰值过冲限制到大于截波冲击幅值的10%和小于30%，并应记录地线电流。通常雷电冲击试验电压是负极性的，其雷电冲击耐受试验顺序如下：

⑴一次降低电压的全波冲击； ⑵一次100%的全波冲击；

⑶一次或几次降低电压的截波冲击； ⑷二次100%的截波冲击； ⑸二次100%的全波冲击；

⑹一次降低电压的全波冲击。有分接头的绕组的试验，其A、B、C三相分接头应分别放在最大、额定、最小分接位置试验。

如果被试绕组接有氧化锌避雷器，还应分别增加升压和降压试验 过程中的70％、80％和90％电压的试验，以便根据升压和降压过程同一电压下电流波形的比较，判断试验是否合格。

2.5.2.8 操作冲击试验：高压绕组中性点接地，被试相对地试验电压按照2.4.6.4条的规定，对三相变压器试验时线路端子之间产生的电压应近似为线端和中性点端子之间的电压的1.5倍。通常操作冲击试验电压是负极性的，其操作冲击耐受试验程顺序如下：

⑴一次50%-70%全试验电压下的冲击； ⑵三次100%全试验电压下的冲击； ⑶一次50%-70%全试验电压下的冲击。

分接头位置应分别在3个不同的中间位置各进行一次试验。 20

2.5.2.9 感应电压试验和局部放电测量：

⑴ 短时感应耐压试验（ACSD）

按照2.4.6.4规定的电压进行，同时应进行局部放电测量。 对于三相变压器，要求两种试验，即： 带有局部放电测量的相对地试验。

带有局部放电测量的中性点接地的相间试验。 单相变压器只要求进行相对地试验。

⑵ 长时感应电压试验（ACLD）

长时感应电压试验（ACLD）和局部放电测量按有关标准进行。允许的最高放电量对高压绕组和中压绕组应不大于100pC。

⑶ 局部放电强度的量度为视在放电量Q，全部测量的校正与测试仪器的特性应符合有关的规定。

2.5.2.10 外施耐压试验：对低压线圈和中性点进行工频耐压试验，试验电压按2.4.6.4的规定，持续时间1min。

2.5.2.11 空载损耗和空载电流的测定：

⑴ 初次空载损耗的测定：在上述2.5.2.7、2.5.2.8、2.5.2.9项绝缘试验之前，在额定电压的10%，50%，60%，70%，80%，和在额定电压90%～115%之间的每5%级电压上进行，空载损耗和空载电流测量应在低压绕组上进行测定。

试验电压应以平均值电压表读数为准(但该表的刻度具有同一平均值的正弦波形方均根值)，同时，应与上述平均值电压表并联一只反映方均根值的电压表，它所指示的电压值也应记录。对空载损耗的测定值可按照有关标准进行校正。 空载电流应使用方均根值电流表进行测定。

⑵ 1h励磁测定

在所有的绝缘试验项目完毕后，应在与初次空载损耗试验相同的条件下，对变压器在110%额定电压下进行1h励磁试验，在1h结束时应在110%和100%额定电压下测量损耗。 最后一次测定的空载损耗值将作为确定损耗的保证值。若在额定电压下的空载损耗超过初次空载损耗4%或更多，但不到10%，则应在110%额定电压下再进行12h的励磁试验。若12h结束时额定电压测定的空载损耗超过12h试验前在额定电压下的空载损耗，变压器不应出厂。

若在额定电压下的空载损耗超过初次空载损耗10%及以上，变压器不应出厂。。 在1h励磁测定的前后，应取油样进行色谱分析，以作比较。

⑶低电压空载电流和损耗试验。 2.5.2.12 短路阻抗和负载损耗测定：

⑴ 短路阻抗测定：变压器应在最大，额定及最小分接头位置进行阻抗测定，短路阻抗值的误差不应大于规定值。 21

⑵ 负载损耗测定：变压器应在额定电压分接头位置和最大分接电流位置上进行负载损耗测定。负载损耗测定高压—中压，高压—低压，中压—低压。负载损耗测定的数值要按所用仪表的保证准确度使用的校正系数进行校正，对于在功率因数极低时(cos?=0.003或以下)进行的负载损耗测定，其测定值必须按所有使用的仪用互感器的相角误差进行校正，应记录变压器的油温。 2.5.2.13 过电流试验：

对于不进行温升试验的变压器，各绕组进行1.1倍额定电流，持续4h的过电流试验。对于进行温升试验的变压器，对低压绕组补充进行1.1倍额定电流，持续4h的过电流试验。试验前后油色谱分析应无异常变化。

2.5.2.14 油流静电试验（对强迫油循环冷却方式）：

⑴ 施加约1.1倍额定电压，开启正常运行时的全部油泵，运行12h(试验前后油中应无乙炔、无明显局部放电的声、电信号)。

⑵ 在上述试验后，断开电源，并断开端子连线，开启所有油泵运行4h后，测量各绕组端子及铁心对地的泄漏流，直至读取稳定值(试验中应无放电信号)。

⑶ 启动运行时的全部油泵运行4h，其间连续测量绕组中性点端子及铁心对地泄漏电流，并监视应无放电信号；然后在不停泵的情况下进行接线作局部放电测量(对低压端子加 压，使高压端电压为1.5Um/?3，维持60min观测局部放电量)。所测得的放电量Q1与停泵时的局部放电量Q2相比应无明显变化，且Q1不得大于100pC，油中应无乙炔。

2.5.2.15 套管试验：所有套管应根据有关标准进行试验，应提供型式试验报告，和每个套管的出厂例行试验报告。局部放电量在1.5Um/?3kV下不超过10pC。

应测量电容式套管的绝缘电阻，电容量和介质损耗因数，在常温和额定电压下介质损耗因数应不大于0.4%，从0.5增至1.05Um/?3时介质损耗因数最大允许增值0.1%。同时应测量套管末屏的电容量和介质损耗因数。介质损耗因数的温度校正曲线应附在试验报告中，同时提供10kV至额定电压的介质损耗因数曲线。

应提供套管油的化学和物理以及色谱分析的试验数据，其微水量不大于10mg/L。 电容式套管应进行24h，0.2MPa的油压力试验，应无渗漏。在Ⅲ级及以上污秽区使用的500kV和220kV套管应有人工污秽试验(ESDD≥0.3mg/cm)和雨中（ESDD≥0.3mg/cm，雨量2mm/min）不闪络的型式试验报告。

套管试验抽头应能承受至少2000V，1min交流耐压试验。 2.5.2.16 套管型电流互感器试验：

⑴ 变比试验：每只电流互感器被安装到变压器上之后，必须用大致等于变压器有关绕组额定电流的电流，在所有的抽头位置上进行试验，并记录实际的一、二次电流。

⑵ 饱和曲线试验：每只电流互感器在装入变压器油箱之前，应测量饱和曲线，此外，在装入变压器之后，对每只电流互感器应在饱和曲线拐点附近选三个点进行校核。校核点和初次试验值的差异不应大于?10%。 22

2

2

⑶ 电阻测量：用电桥法测量每只电流互感器的电阻，测量值应校正到75℃。 ⑷ 绝缘试验：所有的电流互感器及其联线应进行50Hz，3000V，1min交流耐压试验。 ⑸ 暂态特性曲线应根据本标准要求进行试验，这是型式试验项目，只对同型的TPY铁心中的一只进行试验。

⑹ 应提供所有套管型电流互感器的试验结果，包括饱和曲线。

⑺ 对所有的电流互感器，制造厂应提供按系列编号识别的安装位置记录。

2.5.2.17 有载分接开关的试验：应提供型式试验报告及每台有载分接开关的出厂试验报告。分接开关在变压器上组装完毕后，制造厂必须在100?额定辅助电源电压下进行下列试验(下述第⑷条款可结合负载损耗测定进行)。

⑴ 变压器不带电，八个完整的操作循环。

⑵ 变压器不带电，在85?额定辅助电源电压下，一个完整的操作循环。 ⑶ 变压器空载加励磁，在额定电压和频率下，一个完整的操作循环。

⑷ 在一个绕组短路情况下，电流尽可能地接近变压器的额定电流时，在额定分接头两侧?2及?2档上进行十次切换操作。

⑸ 应进行动作程序试验和测量限制循环电流的电阻。

⑹ 装入变压器前和装入变压器并固定在油箱顶部后进行切换开关油箱密封试验(油压0.1MPa，12h无渗漏)。

2.5.2.18 油箱压力和真空试验：变压器油箱应进行一次24h，0.1MPa的液压力试验，并进行残压小于13Pa，1h的真空试验。试验时，油箱应无渗漏或永久可见的变形。

2.5.2.19 冷却装置压力试验：冷却器应进行0.5MPa（散热器0.05MPa），10h压力试验，应无渗漏。

2.5.2.20 压力释放装置试验：压力释放装置应校验其动作油压，数值应在规范值内。其报警回路应经受50Hz，2000V，1min的绝缘试验。

2.5.2.21 储油柜压力试验：储油柜应进行0.1MPa，12h压力试验及残压小于13Pa，1h的真空试验，应无渗漏及永久变形。

2.5.2.22 变压器本体及储油柜油密封试验：变压器组装后，在储油柜顶部施加0.05MPa的压力12h，应无渗漏。

2.5.2.23 气体继电器试验：气体继电器应测定跳闸功能动作时的相关参数，数据应符合制造厂规定。其报警与跳闸回路应经受50Hz，2000V，1min的绝缘试验。应对气体检测系统进行下列试验：当变压器油箱注入500ml干燥空气，进气点应尽量远离在油箱盖上的气体检测系统的主集气点。在气体检测器处于最灵敏状态时启动油泵，并再将工作中的油泵和风扇同时断开。如能满足下列要求，气体检测系统符合要求：

⑴ 经15min后，总共有250ml空气集聚到气体继电器内。 ⑵ 在做试验时，气体继电器的跳闸功能应不动作。

2.5.2.24 温度计试验：应进行温度计的校正试验。报警回路应进行50Hz, 2000V，1min绝23

缘试验。

2.5.2.25 其它测量仪表：测量仪表应提供试验报告或合格证。

2.5.2.26 绝缘油试验：包括物理，化学及电气性能试验，并提供试验报告。用2.5mm的球隙进行电气击穿强度试验，击穿电压应不低于60kV。

2.5.2.27 变压器油的气相色谱分析试验，按下列规定取油样进行油的气相色谱分析：

⑴ 试验开始时。

⑵ 在1h铁心励磁试验完成后24h。 ⑶ 温升试验前。 ⑷ 温升试验结束后。

⑸ 在全部工厂例行试验结束后(若温升试验是最后的工厂例行试验，则不需要进行这次取样)。

取样和分析应由制造厂进行，分析结果应包括在试验报告中。

2.5.2.28 油泵及风扇电动机的绝缘试验及所吸取功率的测量：绝缘电阻不小于10 M?，交流耐压50Hz，2000V，1min。风扇的轴承等转动部分，都有润滑油脂，施以交流电流，运行正常。测量电压，电流与功率与铭牌相符(误差在允许范围内)。

2.5.2.29 冷却装置、变压器及有载分接开关的控制箱。接线符合要求，绝缘电阻不小于1M?，交流耐压50Hz，2000V，1min。。

2.5.2.30 提供在冷却器（强迫油循环冷却方式）全部投入后，绕组对地的静电电压测试值。 2.5.2.31 小电流下的分相绕组短路阻抗测试。必要时，进行频响试验。 2.5.3 工厂型式试验 2.5.3.1 温升试验:

⑴ 温升应符合2.4.7.1的规定。

⑵ 规格完全相同的变压器只要求第一台变压器进行温升试验，但如果第一台变压器的温升超过了第2.4.7.1条款规定的温升限值时，则以后所有其它变压器都应进行温升试验。如果任何一台变压器的总损耗超过了第一台温升试验的变压器总损耗时，则此台变压器仍需作温升试验（除计算结果能够证明此台变压器绕组的温升仍然不超过规定值的情况）。

⑶ 计算变压器在三侧同时满负荷时的温升符合保证性能的要求。

2.5.3.2 无线电干扰电压测量：在线端测量无线电干扰水平，其值应小于500?V，在睛朗的夜间无可见电晕放电。

2.5.3.3声级测量：声压级应不超过80dB。 2.5.4 工厂特殊试验

2.5.4.1 三相变压器零序阻抗的测定。 2.5.4.2空载电流的谐波测量。 2.5.5现场试验

变压器在现场组装后，在制造厂技术人员在场的情况下进行下列试验。 24

2.5.5.1 下列试验应按照工厂试验时的要求进行：

⑴ 绕组电阻测量。 ⑵ 变比试验。 ⑶ 极性试验。

⑷ 绕阻绝缘电阻介质损耗因数和电容量测量。 ⑸ 铁心绝缘电阻测量。 ⑹ 声级测量。

2.5.5.2 绝缘油试验：对制造厂提供的绝缘油在过滤前抽样进行物理、化学性能试验。经真空注油后，2.5mm球隙油的击穿强度应不低于60kV，含水量应小于10mg/l，含气量应小于1%。碳氢化合物气体的含量不应大于50μL/L.，介质损耗因数应不大于0.3%。

2.5.5.3 空载损耗和空载电流测量：空载损耗和空载电流应在不低于50%额定电压下测量。工厂和现场的测量值应无明显差异。

2.5.5.4 变压器本体及储油柜油密封试验：变压器组装后，在储油柜顶部施加0.05MPa的压力12h，应无渗漏。

2.5.5.5 温升试验及负载试验：温升试验将在变压器运行时进行，仅测量上层油和油箱的温度，温度限值应与工厂试验所测值相同；负载试验包括测量变压器负载损耗、阻抗、冷却装置风扇损耗等。

2.5.5.6 套管试验：测量绝缘电阻、介质损耗因数和电容式套管的电容量，测量值应与工厂例行试验结果相近。

2.5.5.7 套管型电流互感器试验：测量直流电阻，绝缘电阻，变比，饱和曲线及极性。 2.5.5.8 低压绕组和中性点外施耐压试验：试验电压为出厂试验的80％，持续时间1min。 2.5.5.9 局部放电测量：施加1.5 Um/3，5min；1.7 Um/3不小于5s；1.5 Um/3下持续不小于30min（如30min局部放电无异常，可不延长至1h），测量高压和中压端子的局部放电量，应不大于100pC。 2.5.5.10 有载分接开关试验

变压器完成装配后，有载分接开关应进行如下顺序的操作试验： ⑴ 变压器不带电进行八个完整的操作循环。 ⑵ 变压器空载，进行一个完整循环操作。

2.5.5.11 冷却装置运行试验：冷却装置在持续工作24h后，应无任何渗油或空气渗入绝缘油。

2.5.5.12 控制装置工作试验，控制装置应工作正常。

2.5.5.13 冷却器油泵和风扇电动机的绝缘试验：冷却器油泵（强迫油循环冷却方式）和风扇电动机要进行1min2000V的工频耐压试验。

2.5.5.14 应进行5次投切循环的空载涌流试验，每两次循环的间隔至少为5min。 2.5.5.15 油中气体分析试验。

2.5.5.16 小电流下的分相绕组短路阻抗测试或频响试验。 25

2.5.5.17 油箱振动测量（必要时）。

振动值不超过100μm。 2.6 制造厂应提供的资料

2.6.1 技术数据表和有关技术资料，详见附录C。

2.6.2 同型产品通过型式试验的最新说明文件，包括生产过的最大容量变压器的最大抗突发短路能力的计算和试验报告。

2.6.3 具有类似设备安装地点名称、投运时间、运行情况的供货记录。 2.6.4 设备适用的标准说明。

2.6.5 生产制造计划：制造厂应在规定的时间内，向运行单位提交详细的制造计划。计划应以表格形式表示出设计、材料采购、制造、工厂试验和运输等每一部分工作的详细进展情况。任何拖延制造的原因和后果，以及采取或准备采取的为恢复到原定制造进度的补救措施应及时向运行单位说明，以便运行单位能采取必要的措施。

2.6.6 图纸和技术文件：制造厂应按规定时间提供下列图纸和技术文件。

2.6.6.1认可图：制造厂应提供下列图纸供运行单位确认：铭牌图、变压器外形图、运输尺寸图和各种套管外形图。

2.6.6.2最终图：制造厂在收到运行单位的认可图纸后，在规定的时间内应提供全部最终图，包括变压器基础图，进线电缆位置，冷却装置、有载分接开关控制接线图及线夹尺寸图等。运行单位对制造厂图纸提出修改意见，制造厂根据运行单位的修改意见，在图纸上进行修改。变压器产品应按照经确认的最终图纸制造。

2.6.6.3安装、运行、维修说明书及试验报告：设备装运前制造厂应发送安装、运行、维修说明书及试验报告给有关单位。 2.6.6.4需要提供的变压器图纸：

(1)外形尺寸图，应表明全部所需组、部件的数量、额定值及型号。风扇及油泵的额定功率及详细技术数据包括变压器的额定值，主要组、部件重量及总重。组装后的重心位置，变压器的中心线位置，各级电压套管及其端子及储油柜的位置、尺寸、带电部分与邻近接地体的净距。变压器运输尺寸、重量及其重心位置、上节油箱起吊要求、起顶、拖耳位置。变压器拆卸高、中压套管所需的空间高度，各阀门法兰的尺寸。本图还应表明变压器底座和基础螺栓的尺寸和位置。

(2)套管图。图中应包括套管型号、端子的细节、固定法兰细节及伞型细节、安全承受力及破坏作用力、套管爬距及干弧距离值等。

(3)铭牌图。图中应表明全部额定值(包括绝缘水平、短路阻抗、损耗等)、变比、冷却型式、重量(总重、运输重量及部件重量、油重、油品牌)、套管型电流互感器（包括准确度、容量、变比、仪表保安系数、绕组排列及出厂编号）和调压开关控制的接线图以及顶盖布置示意图等。电流互感器的准确度、容量、变比、仪表保安系数，绕组排列及出厂编号。

(4)基础图，应表明承载部位及要求、基础螺栓位置及其细节、起顶位置、冷却装置控制26

箱及分接开关机构出线位置、铁心及本体接地体位置和变压器重心位置。

(5)变压器器身示意图。全部绕组的排列及其与套管的连接，套管、电流互感器等主要组、部件的相对位置和铁心接地等。

(6)铁心接地布置图，应表明接地套管的细节，包括支持绝缘子、支持铁件及接地体在油箱上的位置等。

(7)上节油箱起吊图，表明起吊重量、起吊高度和吊索布置方式。

(8)全部组、部件的图纸。主油箱和储油柜的结构图，包括油箱构造、吸湿器、气体继电器、压力突发继电器、油位计、分接开关、压力释放器、温度计、绕组温度指示仪、冷却器、油流指示器、油中气体在线监测装置（如有）等组、部件的型号、额定参数、外形等以及导线线夹详图。

(9)展开图及接线图。包括变压器的保护、控制信号、测量、照明及动力回路、变压器组冷却器及变压器分接开关控制箱的接线图、组装图及外形图。图中应表明各元件的图例，额定参数以及更换部件所需的资料。

(10)套管型电流互感器的励磁曲线图。包括详细技术参数，例如二次电阻、拐点处磁密、铁心截面、铁心平均长度、气隙长度等。

(11)变压器保护告警及跳闸信号的安排。

(12)变压器和组、部件安装、运行、维修所必须的图纸资料。 2.6.6.5说明书：说明书应包括下列内容。

(1)概述。简述结构、接线、铁心型式、绕组设计和绝缘油的相关资料等。 (2)铁心、绕组、高中低引线布置、冷却装置等不同侧面的彩色照片。

(3)安装、维护与检查说明。包括套管、冷却装置，注油步骤，带电滤油步骤等。 (4)分接开关的详图和维护须知。

(5)所有其它组、部件的说明。包括冷却器额定值、尺寸、油泵流量、风扇风量、冷却装置重量、变压器绝缘油牌号和所需油量、温度计、压力释放装置、油位计、气体继电器、储油柜及吸湿器等。

(6)其它说明资料(包括不同过负荷情况下的温度时间特性曲线及变压器励磁曲线等)。 (7)不同工况下（冷却装置运行数量、油温、负荷）过负荷能力的说明及温升试验报告。 (8)提供变压器抗短路能力的计算报告及做过的最大突发短路能力的试验报告。 2.6.6.6试验报告应包括有下列内容：

(1)变压器试验报告，包括型式试验，例行试验，特殊试验等报告。 (2)套管例行和型式试验报告。

(3)套管型电流互感器例行和型式试验报告。 (4)分接开关例行和型式试验报告。

(5)其它组、部件的试验报告，包括主要材料，如硅钢片，自粘式换位导线等。 (6)计算报告：提供抗短路能力、温升、电场等计算报告。 27

2.7 运输安装和备品备件 2.7.1 运输

2.7.1.1 制造厂应保证变压器不超过运输尺寸和运输重量的限制，装运件的尺寸、重量限制由运行单位提出。

2.7.1.2 制造厂负责将设备安全地运到运行单位指定地点。制造厂应做到使设备在任何运输过程中不受损坏。制造厂应考虑到设备在船运和陆运运输中，可能受到的最大加速度所产生的冲击力而不松动、不损坏、不变形。

2.7.1.3 所有组、部件在装运时必须做到便于卸货、搬运和现场安装。为了能正确搬运和安装，在必要处应提供吊钩或起吊设施，并提供吊索布置图。

2.7.1.4 笨重件装在滑板上或板条箱内，在运输中容易松散丢失的物件都应装箱并捆扎牢固，瓷套管应牢固固定在木箱内，以防相对移动。

2.7.1.5 装运前应在变压器上安装具有计时功能的三维冲击记录仪，以检验设备在运输途中是否受到过严重的冲击。到达目的港(车站)时，应检查纪录，到达现场再检查一次。 2.7.1.6 变压器在现场组装安装需用的螺栓和销钉等，在装运时应多装运10%。

2.7.1.7 变压器、冷却器、储油柜及套管升高座充干燥空气(露点在-45℃及以下)的运输，全部阀门均应密封并有效地锁住，以防运输途中被拆动，每台变压器应附有可随时补充的干燥气体罐，保持变压器内为正压力，并应设有压力表进行监视。

2.7.1.8 如果套管升高座（CT安装在内）不随主油箱运输而单独运输时，套管升高座应注满合格的绝缘油。

2.7.1.9备品备件、专用工具和仪表应随变压器同时装运，但必须单独包装，并明显标记，以便与提供的其它设备相区别。 2.7.2 安装

制造厂在安装和启动时应提供安装指导服务，提出技术建议。 2.7.3 备品备件

所有备品备件应该是新的，与所提供设备的相应部件可以互换的，并应是同样规范，同样材料和工艺制造的。对于影响变压器运行的重要和生产周期长的部件，现场应有备品。 2.7.4 专用工具和仪表

2.7.4.1 制造厂应提供运行单位所需的专用工具和仪表。

2.7.4.2 制造厂根据产品需要，推荐所需的专用工具和仪表，以供运行单位参考。 2.7.4.3 所有工具和仪表应是新式和完好的，并有完整的资料。 2.8 技术服务

2.8.1 对变压器提供现场安装和试验的技术服务。

2.8.2 在变压器质保期内，负责所有缺陷的修理和相关部件的更换。

2.8.3 现场出现局部放电测量不合格等重大缺陷，现场不能处理解决时，变压器应予返回制造厂修理或更换。 28

2.8.4 变压器质保期内漏、渗油，每发现一漏油点变压器本体质保期附加延长半年。 2.9 设备性能的评价指标

在设备性能满足技术标准的前提下，损耗、温升和噪声水平等参数将作为设备性能的评价指标。

3 220 kV油浸式电力变压器的技术参数和要求 3.1 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。 3.2 引用标准

见总则第1.14条。 3.3 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。 3.4 技术要求

3.4.1 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。 3.4.2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。 3.4.3 内部绝缘水平： 如表3－1所示。

表3－1 内绝缘水平 短时工频 额定雷电全波冲击耐受电压 耐受电压 kV （方均根值） kV （峰值） 360 395 200 25 35 45 6 低压 10 15 29

850 950 480 60 75 105 截断雷电冲击 耐受电压 kV （峰值） 935 1050 530 65 85 115 高压 中压110kV

20 35 66 三圈变中性点 自耦变中性点 稳定绕组 3.4.4 套管

3.4.4.1 绝缘水平高于或等于变压器的内绝缘水平。 3.4.4.2 套管额定电流。

3.4.4.3 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。

3.4.4.4 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。 3.4.4.5 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。 3.4.5 保证性能

3.4.5.1 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)

3.4.5.2 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%。 3.4.5.3 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。 30

高 中 55 85 140 200 140 85 45 125 200 325 480 325 200 105 140 220 360 530 325 220 115

3.4.5.4绝缘试验：

⑴ 内绝缘试验电压值，见3.4.3条。

⑵ 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。

3.4.5.5 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)。

3.4.5.6 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500?V；保证在晴天夜间无可见电晕。

3.4.5.7 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%。 3.4.5.8 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 140%励磁：5s 120%励磁：3min 110%励磁：20min 105%励磁：连续 空载时 140%励磁：1min 130%励磁：5min 120%励磁：30min 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。

3.4.5.9 变压器油箱和冷却装置强度和密封性能要求：应承受真空压力为133Pa和正压0.1MPa的机械强度试验，油箱不应有损伤和不允许的永久变形；装在本体上的散热器应和油箱一起抽真空。变压器注满油后外加压力使油箱底部达到0.1MPa的油压，保持12h以上无渗漏。

3.4.5.10 声级测量：运行单位根据环保要求提出声压级要求值。

3.4.5.11 在故障下的耐受能力：变压器承受短路电流的动、热稳定能力应符合标准要求。变压器在任何分接头时都应能承受短路热稳定电流2s，各部位无损坏和明显变形，短路后绕组的平均温度最高不超过250℃。

制造厂应提供变压器绕组承受突发短路冲击能力的型式试验或计算报告，并提供内线圈失稳的安全系数。

3.4.5.12 过负荷能力：变压器的过负荷能力应符合标准规定。在环境温度40℃、起始负荷80%额定容量时，事故过负荷能力为：150%额定容量，运行不低于30min，其中最热点温度不超过140℃。

3.4.5.13 变压器的寿命：当变压器在规定的工作条件和负荷条件下运行，并按有关规定进行维护后，应有30年或以上的寿命。 3.4.6 结构

3.4.6.1 铁心和线圈：为改善铁心的性能，应采用优质低耗、晶粒取向的冷轧硅钢片，在心柱和铁轭上采用多阶斜搭接缝,铁心采用D型轭结构。装配时用均匀的压力压紧整个铁心，变压器铁心应不会由于运输和运行的振动而松动，铁心级间迭片应有适当的油道以利冷却。 31

全部绕组均应采用铜导线。自耦变压器的公共绕组应由半硬自粘性换位导线制造，半硬导线是指拉伸屈服强度σ

0.2

超过120N/mm，经过硬化处理的导线。具体选用导线的σ

2

0.2

值，

应与耐受突发短路时的机械力相符，并留有一定的安全裕度。其它内线圈可根据短路力校验决定采用半硬自粘性换位导线或半硬铜导线，不应采用非自粘换位导线。制造厂应提供在短路时每一线圈的机械强度试验报告或计算报告。绕组应有足够的换位，以使附加损耗降到最低。绕组应有良好的冷却，使温度沿绕组均匀分布。在全波和截波冲击电压下，沿绕组应有最佳的电压分布。

制造厂应确保绕组温升不超过3.4.5.1条的规定值。 应消除绕组和引线的电场集中，局部放电应保持在最低限度。 应采取措施避免油流放电情况。

制造厂应提供铁心结构和绕组的布置排列情况, 不宜采用内置电抗器, 有载调压采用独立调压线圈。变压器应能承受运输冲撞加速度3g无任何损坏。

3.4.6.2 储油柜：变压器储油柜采用胶囊袋式全封闭结构，应备有一个吸湿器，以干燥密封袋或空气袋中的空气。吸湿器应为吸湿剂为5kg以上规格，具体规格由制造厂计算确定。也可采用改进隔膜式和金属波纹密封式储油柜。储油柜与变压器间的联接管应是一根带有最少接头的直接联管，并配有一个真空密封的阀门装于储油柜和气体继电器之间。另外应有一根集气管由高压套管升高座接到气体继电器与油箱之间的联管上。通往气体继电器的管道应有1.5～2%的坡度。气体继电器端子的储油柜应有磁铁式油位计并附高低油位时供报警的触点、气体收集器和气体压力释放器、注油塞、放油阀、吊攀和爬梯。

3.4.6.3 真空注油：在制造厂和现场，内部装配完毕后，应在油箱内真空残压为133Pa及以下时，采用真空注油。

3.4.6.4 套管：高压和中压应使用油浸式电容套管，套管应备有试验用电容抽头。高压套管应采用导杆式，避免发生将军帽密封不良等问题。套管本体应绝对密封，并备有油位指示器，能在地面上清晰地看清油位。每只套管应有一个平板端子，能够围绕套管导杆旋转。套管在常温(20℃～25℃)和额定电压下，tan?不得超过0.4%，从0.5 Um/?3增至1.05Um/?3时介质损耗因数最大允许增值0.1%。同时应测量套管末屏的电容量和介质损耗因数。 3.4.6.5 套管型电流互感器：

⑴ 套管电流互感器应符合有关标准的要求。 ⑵电流互感器的变比应在变压器铭牌中列出。

⑶ 每种型式的电流互感器的下述数据应由制造厂提供。二次励磁曲线、暂态特性、二次线圈匝数、铁心截面积（mm）、二次电阻试验资料等。

⑷从电流互感器引出的每一分接头的引线应经金属导管引到变压器控制柜的端子板上，引线应为截面不小于4mm的铜线。电流互感器引线凡接触热变压器油的应使用特殊的耐热性的软导线。

⑸ 制造厂应提供一个变压器组端子箱以便联接所有的电流互感器，信号线路和交直流32

2

2

电源。端子箱壳体应为不锈钢，箱体应密封并便于接线，箱内端子排选用工程塑料。

⑹电流互感器二次负载接线和信号线路应使用有屏蔽的金属铠装电缆。

⑺ 电流互感器的二次接线板应为整体浇注式，接线端子直径不小于8mm的螺栓。 ⑻ 仪表保安系数Fs≤5。 3.4.6.6 油箱：

⑴ 变压器油箱应是用高抗拉强度的钢板制成的焊接结构，应能耐受133Pa的真空和正压0.1MPa的机械强度试验，油箱不应有损伤和永久变形。

油箱的顶部应呈圆顶或斜坡形，可以流散积水并能收集集聚的气体至气体继电器，所有箱顶上的开孔都应有颈圈，所有升高座的最高点都应有放气塞并联接至一根共用的管子，以便将气体收集到气体继电器。气体继电器应装有防雨措施，并将采气管引至地面。变压器应能在其主轴线或短轴线方向滑动或在管子上滚动，并应有可以拖动的构件，滑动底座应有可以用螺栓固定在混凝土基础上的构件，所采用的螺栓能够承受变压器的重量。制造厂应将螺栓及固定方式提交运行单位认可。

⑵ 所有人孔、手孔和套管开孔的联接应使用螺栓，并使用合适的密封垫和法兰，在需要处密封垫应有限位，防止对密封材料过分压缩。应具有温度计座和二个接地板，油箱底座对角各一个。应有一个或多个人孔或手孔，其大小应使操作者能够触到套管的下端,触到接线夹和线圈的上端，以便不用打开箱盖和放油不低于线圈装配的上端，就可以更换套管和电流互感器。油箱应在方便的位置装有吊攀和千斤顶支架。为了安装方便，至少在四角有八个千斤顶支架。如果变压器的尺寸不允许装设上述构件，应向运行单位提供建议的代替方法并取得运行单位同意。

⑶ 应有一个上箱盖的梯子，梯子有一个可以锁住踏板的防护机构，距带电部件的距离应满足电气安全距离的要求。

⑷ 变压器油箱应装有下述可靠的阀门： 1) 分别从油箱和储油柜排油的排油阀。 2) 取油样阀：

——从油箱最底部取油样。 ——从油箱中部取油样。

取样阀的安装应便于操作者按上述位置取油样，取样阀的端部应为8mm以上的阴螺纹接头，并配有一个可以取下的阳螺纹塞子。

3) 适于接直径50mm管子下部滤油机接口阀。

4) 用于抽真空，并适于接50mm管子的位于油箱顶部上部滤油机接口阀。 5) 便于无需放油就可装卸散热器的隔离阀。

⑸ 为防止由于油面以下的内部压力急骤或者缓慢上升而造成的爆炸，变压器应装有机械的压力释放装置。压力释放装置应防止水分进入。装置应装在靠近油箱盖边缘的位置上，并且配有排油罩（导向管），可以将油导至离地面500mm高处，并且不应靠近控制柜或其它33

附件。

⑹ 油箱内壁和所有钢联接均应喷砂或喷丸除锈，喷漆前油箱外壁的轧钢氧化皮应彻底清除。

⑺ 油箱上应设有铁心和夹件接地套管引出引下的接地装置。220kV中性点双接地引下线和稳定绕组接地线也应引下。 3.4.6.7 冷却装置：

⑴ 冷却装置（散热器或）的数量及冷却能力应能够散去总损耗所产生的热量，包括空载损耗和各个绕组在满负荷状态下的负载损耗和杂散损耗。另设一组备用冷却装置，任何一组冷却装置均能成为备用。

⑵ 每只冷却器应设有油泵（强油冷却方式）及低噪声风扇，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。

⑶ 可拆下的冷却装置应经蝶阀固定在变压器油箱上，以便在安装或拆掉冷却器时变压器油箱不必放油。

⑷ 风扇和油泵（强油冷却）电动机为三相380V，控制220V，50Hz电源。风扇及油泵电动机应设有断路器及热继电器，具有过负荷、短路和断相保护。

⑸ 变压器配有一个冷却装置控制箱，正常电源和备用电源送至变压器冷却装置及控制箱。

⑹ 冷却系统的正常电源故障失电时，应自动切换至备用电源供电，并应设有闭锁和手动切换功能和发出报警信号功能。

⑺ 对于采用散热器冷却的变压器，应能根据变压器负荷和油温情况，自动投入（或切除）风扇或油泵。

⑻ 对于采用冷却器冷却的变压器，应能根据变压器的负荷和油温情况，自动投入或切除一定数量的冷却器。

⑼ 冷却装置设计应考虑防腐，油泵（强油冷却）的设计方案应可防止空气渗透入绝缘油中。

3.4.6.7 调压装置：

⑴ 有载分接开关

有载分接开关的额定电流、允许过负荷能力必须和变压器额定电流、允许过负荷能力相配合。有载调压装置由装在与变压器本体油相隔离的密封容器内的切换开关，及位于其下部的选择开关等组成。切换开关需要定期检查，检查时应易于拆卸而不损坏变压器油的密封。开关仅应在运行5～6年之后或动作了5万次之后才需要检查。切换开关触头的电寿命不应低于20万次动作，其机械寿命不小于80万次动作无损伤。对于进口开关应提出更高的要求。为了防止切换开关故障，有载分接开关的选择开关应具有机械限位装置。制造厂应提供有载调压装置的型式试验报告。每个有载调压装置应配备一个用于驱动电机及其附件的防风雨控制箱，还应设有独立的储油柜、保护继电器(附跳闸触点及隔离阀)、吸湿器及油位计等。制34

造厂应提供在控制室进行有载调压装置远方操作的专用屏，屏上设有供远方操作时用的操作开关、位置指示器及可能切换开关等，切换开关应标明三个控制位置(就地、控制室、调度中心)并应进行闭锁，还应提供与计算机连接用的接口。变压器有载调压装置应布置在其控制箱旁，能够站在地面上进行手动操作。

⑵ 无励磁分接开关

无励磁分接开关应能在停电情况下进行分接位置切换。无励磁调压开关应能在不吊芯（盖）情况下方便地进行维护和检修，还应带有外部的操动机构用于手动操作。无励磁调压开关的分接头引线和连线的布线设计应能承受暂态过电压。装置还应具有安全闭锁功能，以防止带电误操作和分接头未合在正确的位置时投运。装置应具有位置接口（远方和就地），以便操作运行人员能在现场和控制室看到分接头的位置指示。

3.4.6.8 绝缘油：绝缘油的闪点不低于140℃。变压器油应足够注入到规定油面。并备有10 %的备用绝缘油。

3.4.6.9 变压器的报警和跳闸保护触点：变压器应有下列报警和跳闸保护触点，触点容量需予说明。变压器报警和跳闸触点表如表3－3所示：

表3－3 报警和跳闸保护触点表

序号 1 继电器名称 主油箱气体继电器 报警或跳闸触点 重瓦斯跳闸 轻瓦斯报警 电源 220V，DC 各2付常开触点 220V，DC 2付常开触点 220V，DC 220V，DC 220V，DC 220V，DC 220V，DC 220V，DC 220V，DC 220V，DC 2 3 4 5 6 7 8 9 10 跳闸 有载分接开关切换开关箱保护继电器 主油箱油位计 报警 有载分接开关切换开关箱的油位计 报警 主油箱压力释放装置 油温指示器 冷却装置故障 冷却装置交流电源故障 线圈温度指示装置 辅助风机运行（如果备有的话） 报警或跳闸 报警 报警 报警 报警 报警 制造厂应提供所用继电器的时间常数和触点断流容量。 3.4.6.10 套管、储油柜、油箱和冷却装置应经运行单位的确认。

3.4.6.11 变压器的铁心应与油箱绝缘，并通过引出装置（铁心和夹件）与接地网联接，制造厂提供安装接地引线的绝缘子及绝缘铜排。铁心接地铜排必须在下法兰以上200mm处，安装50A接地隔离刀闸。

3.4.6.12 冷却装置控制柜：控制柜应能防避风雨，尺寸设计合理，在恶劣天气下打开柜门进行维修时，能够保护柜内设备不受风雨侵袭，控制柜的安装高度应便于在地面上进行就地35

操作和维护，壳体应为不锈钢。控制柜应有足够的接线端子以便联接所有与变压器相关的内部引线，例如控制、保护、报警信号和电流互感器引线等，并应备有15%的备用端子，所有外部接线端子包括备用端子均应为线夹式。端子牌材质应为工程塑料。汇流排采用铜排并套有热缩绝缘管。接触器容量按照实际容量1.5倍选择。控制柜与端子箱之间的联接应采用带屏蔽层的铠装电缆。控制柜内应有灯和开关以便柜内照明，控制柜外应有防雨电源插座（单相，10A，220V，AC）。应有适当容量的交流220伏的空间加热器，该加热器应备有热电偶、手动控制开关和熔丝，并应布置合理，不致因其过热而对临近设备产生危害。应装有通风装置，与所供加热器配合而不致使柜内发生水汽凝结。控制柜接线原理图，安装图和采用的元器件需经运行单位确认。

3.4.6.13 铭牌：铭牌应包括：所有额定值，绕组连接图，分接位置表，每个分接参数的数据（包括电压和相应的电流），各线圈正序阻抗，箱盖示意图标明所有套管位置和标号，噪声，耐地震强度，电流互感器标称变比，连接和准确级次，冷却方式投入要求等。 3.5 试验 3.5.1 基本要求

变压器试验应按照本标准和相关标准有关条款进行。 试验应出具详细记载测试数据的正式试验报告。

运行单位代表有权见证所有试验。 试验应在相关的组、部件组装完毕后进行。

对于绝缘试验，如果无其它协议规定应按下述给出的顺序进行： ——线端的操作冲击试验（SI）（如果需要）。 ——线端的雷电全波和截波冲击试验（LI、LIC）。 ——中性点端子的雷电冲击试验（LI）。 ——外施耐压试验。

——短时感应耐压试验（ACSD）。 ——长时感应电压试验（ACLD）。 3.5.2 工厂例行试验

3.5.2.1 电压比测量：应在所有线圈和所有分接位置进行电压比测量。变压器的电压比误差在所有分接位置的误差不超过±0.5%。 3.5.2.2 阻抗及负载损耗测量：

⑴ 阻抗测量：阻抗的容差不能大于规定值。

⑵ 负载损耗测量：负载损耗测量应在额定电压分接位置上进行。损耗测量值应用校正系数进行校正。校正系数是根据经过校验的仪表准确度而确定。对于测量功率因数极低（0.03或以下）的负载损耗，所有仪用互感器的相角误差应予以校正。所有阻抗和负载损耗值应换算成为参考温度（75℃）时的数值。 3.5.2.3 空载损耗和空载电流测量： 36

本文来源：https://www.bwwdw.com/article/n5b7.html