南方电网500kV三相自耦现场组装交流电力变压器技术规范.docx
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南方电网500kV三相自耦现场组装交流电力变压器技术规范
中国南方电网有限责任公司企业标准
Q/CSG
11
500kV三相自耦现场组装交流电力变压器技术规范
2011–10–14实施
2011–10–14发布
中国南方电网有限责任公司发布
Q/CSG123001.2-2011
目次
5.2设计与结构要求9
前言
为规范500kV三相自耦现场组装交流电力变压器技术标准和要求，指导南方电网公司所属变电站（发电厂）变压器设备的招标、采购、改造和运行管理工作，依据国家和行业的有关标准、规程和规范，特制定本规范。
本规范由中国南方电网公司生产技术部提出、归口管理和负责解释。
本规范起草单位：
云南电网公司。
本规范主要起草人：
王耀龙，吴琼，周海，魏杰，姜虹云，黄星，赵现平，陈宇民。
本规范主要审查人员:
皇甫学真，陈建福,黄志伟，郑易谷，欧阳旭东,陈杰华。
本规范由中国南方电网公司标准化委员会批准。
本规范自发布之日起实施。
执行中的问题和意见，请及时反馈至中国南方电网公司生产技术部。
500kV三相自耦现场组装交流电力变压器技术规范
1范围
本规范适用于中国南方电网公司所属变电站新建、扩建及改造工程，安装在户内或户外并运行在频率为50Hz、500kV电压等级的三相自耦现场组装交流电力变压器。
本规范规定了500kV电压等级的三相自耦现场组装交流电力变压器的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。
本技术规范提出的是最低限度的技术要求。
凡本技术规范未规定，但在相关设备的国家标准、行业标准或IEC标准中有规定的规范条文，应按上述标准条文中的最高技术要求执行。
接入南方电网的用户设备其配置、选型可参照本规范要求执行。
2规范性引用文件
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。
凡是注明日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规范。
然而，鼓励根据本规范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范。
主要引用标准如下：
GB311.1-1997高压输变电设备的绝缘配合
GB/T311.2-2002绝缘配合第2部分：
高压输变电设备的绝缘配合使用导则
GB/T321-2005优先数和优先数系
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间间隙
GB/T1094.4-2005电力变压器第4部分：
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
GB1094.5-2008电力变压器第5部分：
承受短路的能力
GB/T1094.7-2008电力变压器第7部分：
油浸式电力变压器负载导则
GB/T1094.10-2003电力变压器第10部分：
声级测定
GB1208-2006电流互感器
GB/T1231-2006钢结构用高强度大六角头螺栓、大六角螺母、垫圈技术条件
GB/T2536-1990变压器油
GB/T2900.15-1997电工术语变压器、互感器、调压器和电抗器
GB/T4109-2008交流电压高于1000V绝缘套管
GB/T6451-2008油浸式电力变压器技术参数和要求
GB/T7595-2008运行中变压器油质量
GB10230.1分接开关第1部分：
性能要求和试验方法
GB/T10230.2分接开关第2部分：
应用导则
GB/T13499-2002电力变压器应用导则
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
GB16847-1997保护用电流互感器暂态特性技术要求
GB/T16927.1－1997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
GB/T17742-2008中国地震烈度表
GB/T17468-2008电力变压器选用导则
JB/T3837-2010变压器类产品型号编制方法
JB/T5347-1999变压器用片式散热器
JB/T6302-2005变压器用油面温控器
JB/T7065-2004变压器用压力释放阀
JB/T7631-2005变压器用电子温控器
JB/T8315-2007变压器用强迫油循环风冷却器
JB/T8450-2005变压器用绕组温控器
JB/T9647-1999气体继电器
JB/T10430-2004变压器用速动油压继电器
DL/T363-2010超、特高压电力变压器（电抗器）设备监造技术导则
DL/T572电力变压器运行规范
DL/T586-2008电力设备监造技术导则
DL/T620-1997交流电气装置的过电压保护和绝缘配合
Q/CSG10001-2004变电站安健环设施标准
Q/CSG10011-2005220-500kV变电站电气技术导则
变电设备状态监测和带电测试配置原则
3术语和定义
GB1094.1、GB/T2900.15中的术语和定义适用于本规范。
4使用条件
4.2正常使用条件
1）海拔高度：
≤1000m；
2）环境温度
年最高气温：
+40℃；
最热月平均温度：
+30℃；
最高年平均温度：
+20℃；
年最低气温：
-25℃；（户外）
3）太阳辐射强度：
0.1W/cm2
4）耐地震能力
地震烈度8度；
地面水平加速度3m/s2；
地面垂直加速度1.5m/s2；
共振、正弦拍波试验法，激振5次，每次持续时间5个周波，各次间隔2s，并考虑其端部连接导线振动和导线张力的影响。
安全系数不小于1.67。
设备本体水平加速度应计及设备支架的动力放大系数1.2。
5）湿度
日相对湿度平均值95%；
月相对湿度平均值90%；
6）污秽等级
对于III级以下污秽等级的地区统一按III级防污选取设备的爬电比距。
III级及以上污秽等级的地区统一按IV级防污选取设备的爬电比距。
7）风速
35m/s（离地面高10m处，持续10min的100年平均最大风速）。
8）覆冰厚度：
20mm
4.3特殊使用条件
凡不满足4.1条正常使用条件之外的特殊条件，如环境温度、海拔、污秽等级等应在订货时说明。
特殊使用条件按如下规定。
1）湿热型环境条件
年最高气温：
+45℃；
最热月平均温度：
+40℃；
年最低气温：
-10℃（户外）；
空气相对湿度≥95%时的最高温度：
25℃；
有凝露、有结冰和结霜。
2）地震烈度
地震烈度9度地区：
地面水平加速度4m/s2
地面垂直加速度2m/s2
3）海拔高度与外绝缘
海拔高度高于1000m时，按下列要求确定：
a.海拔在1000-2000m范围，设备外绝缘水平按2000m海拔修正；
b.海拔在2000-2500m范围，设备外绝缘水平按2500m海拔修正；
c.海拔在2500-3000m范围，设备外绝缘水平按3000m海拔修正；
d.海拔高于3000m，应考虑实际运行地点的环境，经专题研究后确定。
对于海拔高于1000m，但不超过4000m处的设备的外绝缘，海拔每升高100m，外绝缘强度约降低1%，在海拔不高于1000m的地点试验时，其试验电压应按本规定的额定耐受电压乘以海拔校正因数Ka。
式中：
H–设备安装地点的海拔高度，m。
4）温升
a.环境温度与温升
当环境温度高于正常使用环境条件时，则对变压器的温升限值应按超过部分的数值减少并应修约到最接近温度的整数值。
b.海拔高度与温升
安装场所海拔高于1000m，而试验场地低于1000m时，自冷式变压器（AN）绕组平均温升限值应按海拔每增加400m降低1K来计算；风冷式变压器（AF）应按海拔每增加250m降低1K来计算。
试验场地海拔高于1000m，而安装场所却低于1000m时，温升限值应作相应的增加值进行修正。
因海拔而作的温升修正值，均应修约到最接近的温度的整数值。
5）直流偏磁
变压器运行工况存在不小于10A的直流偏磁。
6）污秽等级
严重污秽地区，达到III级污秽时，考虑到未来调整爬距困难，可按IV级选取设备爬电比距。
表1爬电比距
污秽等级
相对地之间最小标称爬电比距（mm/kV）
III
25
Ⅳ
31
5技术要求
5.1技术参数
5.1.1基本参数
1）★额定电压
从下列数值中选取：
500kV，525kV，535kV，550kV。
2）★容量
从下列数值中选取：
750MVA，1000MVA，1500MVA。
3）容量组合
从下列数值中选取：
1500/1500/450MVA；
1000/1000/300（240）MVA；
750/750/240MVA。
4）★型式
从下列型式中选取：
三相、现场组装、自耦、无载调压；
三相、现场组装、自耦、有载调压。
5）★绝缘方式
油浸纸绝缘
6）★冷却方式
从下列方式中选取：
750MVA：
ONAN/ONAF；
1000MVA、1500MVA：
ONAN/ONAF/OFAF（ODAF）。
7）★调压方式
从下列方式中选取：
中压侧线端无载调压；
中压侧线端有载调压。
8）★调压范围（可选）：
从下列数值中选取：
±2×2.5%（无载）、±4×2.5%（无载）、±8×1.25%（有载）。
9）阻抗电压（%）：
新建工程采用典型值，从下列数值中选取：
1500MVA:
U12=24%，U23=30%，U13=60%（典型值）
1000MVA:
U12=14%，U23=40%，U13=55%（典型值）
U12=24%，U23=30%，U13=60%（典型值）
750MVA:
U12=14%，U23=40%，U13=55%（典型值）
U12=17%，U23=36%，U13=55%（典型值）
U12=12%，U23=28%，U13=43%（典型值）
允许偏差：
主分接±5%，其他分接±7.5%；并应提交额定抽头位置的零序阻抗。
改、扩建工程应按运行要求专门考虑与其并列运行的变压器阻抗电压值相一致。
10）★接线组别
YNa0d11
11）局部放电允许值
1.5Um/
电压下高压端不大于100pC、中压端不大于100pC。
12）噪声水平
当冷却装置、风扇、油泵全部投入运行时，距变压器基准声发射面2m处声压级不应大于75dB；且当冷却装置、风扇、油泵不投入运行时，距变压器基准声发射面0.3m处，声压级不应大于75dB。
13）振动水平
油箱壁的振动限值为不大于100μm（峰一峰值）。
14）温升
表2温升限值
位置
顶层油温升
绕组平均温升
线圈最热点温升
箱体最热点温升
铁芯温升
温升限值
≤55K
≤65K
≤78K
≤70K
≤80K
应提供线圈最热点位置及最热点温升数据。
15）无线电干扰
在1.1Um电压下运行,户外晴天、夜晚无可见电晕。
在1.1Um电压下，无线电干扰电压应小于500μV。
16）抗直流偏磁能力
变压器应能耐受不小于10A的直流偏磁。
在长时间最大直流偏磁（如果存在）作用下，变压器铁芯和绕组温升、振动等不超过本技术规范的规定值，变压器油色谱分析结果正常。
噪声声压级增加值≤5dB。
卖方须提供耐受直流偏磁能力电流值、可持续时间及运行要求等。
17）套管安装角度
套管轴线与铅垂线夹角不超过30度，500kV侧套管应采用垂直安装方式。
18）中性点接地方式
可从下列方式中选取：
直接接地；
经小电抗接地；
经电容隔直装置接地。
19）寿命
不少于30年，除干燥剂外至少六年内免维护。
5.1.2★电压
表3电压
变压器容量
位置
额定电压
最高运行电压
1500MVA
电力变压器
高压
500kV，525kV，535kV，550kV
550kV
中压
220kV，230kV，242kV
252kV
低压
63kV
72.5kV
750MVA、1000MVA
电力变压器
高压
500kV，525kV，535kV，550kV
550kV
中压
220kV，230kV，242kV
252kV
低压
34.5kV，35kV，36kV,37kV
40.5kV
5.1.3★绝缘水平
1）线圈
表4线圈绝缘水平
项目
线端交流耐压
（有效值）
操作冲击耐压
相-地（峰值）
雷电全波冲击
（1.2/50μs）（峰值）
雷电截波冲击
（峰值）
高压绕组
680kV
1175kV
1550kV
1675kV
中压绕组
395kV
750kV
950kV
1050kV
中性点
140kV
-
325kV
360kV
低压绕组（35kV）
85kV
-
200kV
220kV
低压绕组（63kV）
140kV
-
325kV）
360kV
2）套管
表5套管绝缘水平
项目
线端交流耐压
（有效值）
操作冲击耐压
（峰值）
雷电全波冲击
（1.2/50μs）（峰值）
雷电截波冲击
（峰值）
高压侧套管
750kV
1175kV
1675kV
-
中压侧套管
505kV
850kV
1050kV
-
中性点套管
155kV
-
325kV
-
低压绕组（35kV）
95kV
-
200kV
-
低压套管（63kV）
155kV
-
325kV
-
5.1.4损耗要求
原则上，选用变压器的损耗不得大于下表数值。
表6损耗
总容量
750MVA
1000MVA
1500MVA
类别
空载
负载（高-中）
空载
负载（高-中）
空载
负载（高-中）
三相
≤245kW
≤960kW
≤275W
≤1300kW
（考虑中）
（考虑中）
5.1.5过激磁能力（在额定频率、额定负荷下,以最高运行电压为基准）
表7过激磁能力
工频电压
升高倍数
相－相
1.05
1.10
1.25
1.50
1.58
相－地
1.05
1.10
1.25
1.90
2.0
最大持续时间
连续
80%负荷连续
20s
1s
0.1s
应提供各种励磁状态下的谐波分量曲线。
5.1.6过负荷能力
变压器的负载能力应符合GB/T1094.7《油浸式电力变压器负载导则》的要求，卖方应提供该变压器负载能力计算所需的热特性参数。
变压器满载运行时，当全部冷却风扇退出运行后，至少允许持续运行30min；当油面温度不超过75℃时，变压器允许继续运行1h，同时线圈最热点温度不得超过140℃。
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，其中绕组最热点温度不超过140℃。
应提供冷却装置不同运行方式下，变压器的负荷能力。
5.1.7套管电流互感器配置
1）每台变压器应提供下述的套管电流互感器：
表8高压侧套管电流互感器
位置
额定变比
准确级
次级容量
数量
外侧
1500～3000/1A
5P20
20VA
4只
内侧
1500～3000/1A
0.5SFs≤5
20VA
1只
表9中压侧套管电流互感器
位置
1500MVA额定变比
1000MVA、750MVA额定变比
准确级
次级容量
数量
外侧
2500～5000/1A
1500～3000/1A
5P20
20VA
3只
内侧
2500～5000/1A
1500～3000/1A
0.5SFs≤5
20VA
1只
表10低压侧套管电流互感器
位置
额定变比
准确级
次级容量
数量
外侧
2500～5000/1A
5P20
20VA
3只
内侧
2500～5000/1A
0.5SFs≤5
20VA
1只
表11公共绕组中性点套管电流互感器
位置
额定变比
准确级
次级容量
数量
外侧
1500～3000/1A
5P20
20VA
3只
内侧
1500～3000/1A
0.5SFs≤5
20VA
1只
线圈温度指示器不包括在上述CT内，由供货方确定，次级容量亦由供货方确定。
2）套管电流互感器二次引出线芯柱必须是环氧一体浇注成形,导电杆直径不小于8mm,并应有防转动措施。
3）对于套管式电流互感器可能的每一种变比，其相应的电流误差及相位差要满足以下要求：
a.测量准确级均要求做到0.5S,精度要求满足计量检定规程JJG1021最新版要求。
b.保护准确级均要求做到5P20，精度要求满足GB1208的要求。
5.2设计与结构要求
5.2.1铁芯
a.应选用同一批次的优质、低损耗的冷轧晶粒取向硅钢片，★硅钢片厚度不大于0.27mm，整个铁芯采用绑扎结构，在芯柱和铁轭上采用多阶斜搭接缝，铁芯装配时应用均匀的压力压紧整个铁芯，铁芯组件均衡严紧，不应由于运输和运行中的振动而松动。
铁芯级间迭片应有适当的油道以利于冷却。
b.为便于检查铁芯、夹件接地故障，应将铁芯与夹件接地引线分别通过油箱接地小套管引至油箱外部靠近地面接地点，为避免铁芯和夹件引线瓷套因受到应力而损坏，可在套管端部采用软导线连接至接地铜排。
接地引线采用铜质材料，接地铜排截面应满足短路电流要求，且应便于变压器运行中用钳形电流表测量铁芯接地电流。
5.2.2绕组
a.同一电压等级的绕组采用同一厂家、同一批次的导线绕制。
★b.公共绕组、低压绕组应采用（无氧）半硬导线或自粘性换位铜导线绕制。
所采用的半硬导线的拉伸屈服强度σ0.2不小于150N/mm2。
c.绕组和引线应绑扎得足够牢固，组成一个钢体，以防止由于运输、振动和运行中短路时产生相对位移。
d.绕组设计应使电流和温度沿绕组均匀分布，并使绕组在承受全波和截波冲击试验时得到最佳的电压分布。
绕组应能承受短路、过载和过电压而不发生局部过热。
e.制造厂应提供铁芯结构和绕组的布置排列情况，不宜采用内置电抗器。
f.抗短路能力
制造厂应提供抗短路能力计算书，保证变压器绕组和铁芯的机械强度和热稳定性。
在无穷大电源条件下出口发生三相对称短路时，持续时间为2秒钟，变压器各部件不应有损伤，绕组和铁芯不应有不允许的变形和位移。
短路后线圈温度应低于250℃。
在最大暂态峰值电流下0.25s，变压器不应有任何机械损伤，并应能承受重合于短路故障上的冲击力。
5.2.3冷却装置
冷却装置数量及冷却能力应能散去总损耗及辅助装置中的损耗所产生的热量。
1）冷却方式
750MVA宜采用以下冷却方式：
60％及以下负载自然冷却（ONAN），60％以上负载自然油循环风冷（ONAF）。
1000MVA、1500MVA宜采用以下方式：
60％及以下负载自然冷却（ONAN），60％至80%负载自然油循环风冷（ONAF），80％以上负载强油循环风冷（OFAF、ODAF）。
当有两组冷却器时,每组同时有一只风扇停止运行,变压器仍能保持满载长期运行。
冷却方式为ONAN/ONAF/OFAF（ODAF）变压器在冷却器不同停运组数下的运行情况由卖方提供。
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。
2）冷却器布置
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）风扇电机和油泵
冷却器应采用低速、大直径、低噪音风扇，风扇电动机为三相感应式、直接启动、防溅型配置，电动机轴承应采用密封结构。
油泵电机为三相感应式，电机转速不大于1000转/分，且不能因油泵扬程过大导致气体继电器误动作，潜油泵轴承应采用E级或D级标准。
5.2.4变压器套管
变压器为套管架空出线时，变压器套管应选择瓷质。
套管的伞形、伞宽、伞距、弧闪距离，应符合GB4109《高压套管技术条件》的要求，外绝缘须按照所处海拔高度及污秽等级进行相应修正。
当套管瓷套分段烧制时，宜采用瓷釉釉接方式。
绝缘瓷件应有足够的机械强度和电气强度，颜色为棕色。
1）套管应有良好的抗污秽能力和运行特性,其有效爬电距离应考虑伞裙直径的影响。
a.两裙伸出之差（P2-P1）≥20mm；
b.相邻裙间高（S）与裙伸出长度（P2）之比应大于0.9；
c.相邻裙间高（S）≥70mm；
d.500kV高压套管干弧距离不小于4.7m。
高压、中压、低压及中性点套管分别按照550kV、252kV、72.5kV（40.5kV）及72.5kV（40.5kV）计算。
2）各侧套管引出线端接线板的允许荷载不应低于下面数值,且安全系数应大于2.5。
表12套管允许负荷
位置
水平方向
垂直方向
横向
高压
3500N
2000N
2500N
中压
3500N
2000N
2500N
低压
3000N
1500N
2000N
中性点
3000N
1500N
2000N
上表数值不包套管本身重量和所受风压。
接线板应是平板型，并能承受400
的力矩而不变形。
3）低压套管之间的净距离：
Um为72.5kV时不少于650mm；Um为40.5kV时不少于400mm；安装地高于1000m时，按安装地海拔高度进行修正。
4）各侧套管满足短时耐受电流
高压侧63kA（3s）
中压侧50kA（3s）
低压侧40kA（4s）
5）套管的介质损耗因数（tanδ）:
tanδ（20℃）≤0.4%，并且电压从0.5Um/
升高到1.05Um/
时其tanδ增值（△tanδ）≤0.1%。
6）套管的局部放电量:
在1.50Um/
电压下测得的局部放电量应不大于10PC。
7）卖方应提供变压器套管油质色谱分析、水分分析、击穿电压分析等出厂数据。
8）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/cm2）。
9）套管末屏接地须可靠牢固，并应方便试验；具备安装在线（带电）监测装置接口，并带有防开路的保护措施。
10）其他应符合GB4109《高压套管技术要求》。
变压器为GIS出线时，油气套管尺寸应考虑与GIS对接。
5.2.5温度测量
1）温度测量装置
变压器应装设备绕组温度和2套独立的油面温度测量装置，就地指示仪表应集中装设便于观察，卖方应配套提供安装于在主控制室的油温显示装置。
油面温度测点应为2个，放于油箱长轴的两端。
测温装置应有2对输出信号接点：
低值—→发信号，高值—→跳闸。
温度信号就地转
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