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DLT1409-2015 发电厂用1000kV升压变压器技术规范

在1.1U㎡/V3（方均根值，U.为设备最高工作电压）下，无线电干扰电压应小于500μV，在晴天夜 晚无可见电晕，

5.8工频电压升高时的允许运行持续时间

工频电压升压高时的允许运行持续时间应满足表3的要求。

GB/T 230.2-2012 金属材料 洛氏硬度试验 硬度计 （A、B、C、D、E、F、G、H、K、N、T标尺）的检验与校准表3工频电压升高时的允许运行持续时间

变压器承受短路的能力应符合GB1094.5的要求

变压器承受短路的能力应符合GB1094.5的要求

路的能力应符合GB109

制造厂应提供变压器负载能力曲线。任何附属设备的过负载能力不应小于变压器本体的过负 变压器过负载运行时，绕组最热点的温度不超过140℃。变压器在满负载运行时，当全部冷却器 行后，允许变压器继续运行时间应不小于20min。

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，预期寿命应不 手。

6.1.1为改善铁芯的性能，应采用优质低耗、晶粒取向的冷轧硅钢片，变压器铁芯应不会由于运输和运 行的振动而松动，铁芯级间叠片应有适当的油道以利于冷却。 6.1.2低压绕组应采用半硬自黏性换位导线。所选用导线的屈服强度（Rpo.2）应与耐受突发短路时的机 械力相符，按GB1094.5的要求，并留有一定的安全裕度。 6.1.3制造厂应提供变压器绕组承受突发短路冲击能力的计算报告，并提供内线圈失稳的安全系数。相 同的计算方法应经过220kV或以上电压等级大容量变压器突发短路试验的验证。 6.1.4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。 在雷电全波和截波冲击电压下，绕组应有良好的电位分布。应优化绕组和引线部位的电场分布，避免电 场过度集中；应采取避免油流放电的措施，防止油流放电，并有试验验证。 6.1.5制造厂设计中应考虑变压器如与GIS直接连接，GIS隔离开关操作时可能产生的VFTO对变压器 绝缘的影响：应考虑低压侧开路时，高压对低压的传递过电压对变压器绝缘的影响，

6.2.1变压器油箱应采用高强度钢板焊接而成。油箱应能承受真空度13.3Pa、止压0.12MPa而不得有 损伤和不充许的永久变形。 6.2.2油箱内部应采取可靠的电、磁屏蔽措施，以减小杂散损耗。各类屏蔽应导电良好和接地可靠，避 免因接触不良引起过热或放电。 6.2.3油箱顶部应带有斜坡，防止积水。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，并连接至公用连管以将气体汇集通向气体继电器。高压套管升高座应增设 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。 6.2.4应设置一个或多个人孔或手孔。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。 6.2.5变压器油箱应在适当位置设置起吊耳环、千斤顶台阶。变压器可沿其长轴和短轴方向拖动，底座 应配置必要的牵引装置。 6.2.6油箱底部两对角处应设有两块供油箱接地的端子。 6.2.7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。

变压器油箱应装有下列阀

a）变压器的油箱、储油柜的排污阀。 b） 取油样阀。取油样阀应分别设置于箱壁的上部、中部、下部。取油样阀应具有8mm以上的内 螺纹并配有可取下的栓塞。 c）用于滤油、隔离、抽真空、注油及紧急排油的阀门。 6.2.9油箱应设两个可重复动作的机械压力释放装置，以释放变压器油箱内突然升高的压力。压力释放 装置设置在油箱顶盖上的边沿部分，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。压力释放装置应配有机械式动作指示器及防潮密封的报警触头（一动合、一动断）。当变压器 通过穿越性短路电流时，压力释放装置不应动作。压力释放装置的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。 6.2.10变压器铁芯和夹件应分别与油箱绝缘，铁芯和夹件接地应由安装在油箱顶部的不同套管分别引

出，引至油箱底部和油箱一并接地

a）变压器油箱应配置使油与空气相隔离的胶囊式储油柜。储油柜应配有呼吸器。 b）储油柜应配有油位计，并附有高、低油位报警功能。 C）制造厂应提供储油柜的抗震计算报告

6.4.1冷却器的数量及冷却能力应能够散去总损耗所产生的热量。另设一组备用冷却装置，任何一组冷 却装置均可作为备用。 6.4.2每只冷却器应设有油泵及低噪声风扇，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。 6.4.3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不必放掉变压器油 箱中的油。 6.4.4风扇和油泵电动机为三相380V、50Hz电源，控制电源为直流220V。风扇及油泵电动机应设有 断路器及热继电器，具有过负荷、短路和断相保护功能。 6.4.5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其控制箱。 6.4.6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、手动切换和发出 报警信号功能。 6.4.7冷却装置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。当切除故障冷 却装置时，备用冷却装置应自动投入运行。

6.5.1无励磁分接开关的额定电流不小于相应绕组电流的1.2倍。 6.5.2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（油 箱）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 头引线和连接的布线设计应能承受暂态过电压和短路电流电动力。调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示

6.6.1特高压升压变压器的套管绝缘水平应符合表4的规定。

表4特高压升压变压器的套管绝缘水平

6.6.2套管的额定电流应不小于对应绕组额定电流的1.2倍。

DIW/T14092015

000kV套管端子的允许载荷应满足表5的规定

6.6.31000kV套管端子的充许载荷应满足表

表51000kV套管端子的允许载荷

主：静态安全系数不小于2.75：动态安全系数不小于1.67。制造厂应提供套管组装于变压器上的机械强度计算报

6.6.4在1.5倍最高运行电压下（1.5Um/V3），高压套管的局部放电量不大于10pC；在1.05倍最高运 行电压下（1.05UV3），高压套管的局部放电量不大于5pC。 6.6.5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℃）。 6.6.6所有电容式套管均有一个试验抽头。高压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，

6.7 套管式电流互感器

6.7.1套管式电流互感器应符合GB20840.2的要求。 6.7.2电流互感器的变比、准确级、二次容量等应标列在变压器铭牌上。 6.7.3电流互感器二次侧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。 6.7.4电流互感器的各二次绕组的匝数，应沿其铁芯均匀分布。 6.7.5仪表保安系数不大于5。

绝油性能应符合GB2536和DL/T1094的规定

6.9.1应设置一个总控制箱用于三相变压器组，并同时设置： a）变压器本体端子箱一个，用于温度计、气体继电器、油位计、压力释放装置、油流继电器及电 流互感器的接线。 b）变压器冷却装置控制箱一个，用于冷却装置、带电滤油器（如果有）的交流电源供电及切换。 c）变压器分接开关操动箱一个。 6.9.2控制箱防护等级为IP54。控制箱应考虑防风雨和防锈，应为哑光不锈钢材质，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。 6.9.3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连接由 制造厂提供的内部引线，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。控制跳闸的接线端子之间及其与其他端子之间均应留有一个 空端子或采用其他隔离措施，以免因短接而引起误跳闸。箱内端子、连线及控制设备外壳应是阻燃型， 电流端子应采用试验型端子。 6.9.4控制箱应配有内部照明和交流单相220V、10A的插座和交流220V足够容量的加热器。加热器 应配有温控装置、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，以便与加热器同时工作，避免控制箱内产生冷凝。

6.10变压器保护的报警和跳闸触点

DL/T14092015

变压器铭牌上所标注内容应包括以下项目： 变压器的名称、型号、产品代号； b） 标准代号； c） 制造厂名（包括国名）； d）出厂序号； e）制造年月； f)相数; g） 额定容量（MVA）； h) 额定频率（Hz）； i) 高、低压绕组的额定电压（kV)； D 高、低压绕组的额定电流（A）； k) 联结组标号、绕组联结示意图： 1) 额定电流下的短路阻抗（实测值）； m）冷却方式； n） 使用条件； ） 总重量（t); p） 绝缘油重量（t)、品牌（厂商、型号）： q）满载时停油泵及风扇电动机后允许的工作时限； 温升； s) 绝缘水平； 运输重量（t)； u）器身吊重（t)、上节油箱重量（t):

v）空载电流（实测值）； w）空载损耗及负载损耗（kW，实测值）； x）套管安装位置俯视图； y）套管式电流互感器的技术数据。

a）密封试验； b）绕组直流电阻测量； c）电压比测量和联结组标号检定： d）绕组对地绝缘电阻、吸收比及极化指数测量： e 绕组绝缘系统电容和介质损耗因数： f）套管的介质损耗因数和电容量测量； g）铁芯及夹件的绝缘电阻测量； h）外施耐压试验； i） 预局部放电测量； i）空载电流和空载损耗测量； k）短路阻抗和负载损耗测量； 1）绝缘油试验； m）操作冲击试验： n）雷电冲击试验（线端全波、中性点全波）； o）长时感应电压试验： p）长时间空载试验； q）1.1倍过电流试验（适用于不做温升试验的产品）。 低电压下空载电流测量： s）小电流下短路阻抗测量； t） 绕组频响特性测量。

a）油箱机械强度试验； b）雷电冲击试验（线端截波）； c) 温升试验。

a）空载励磁特性测量； b）空载电流谐波测量； c）油流静电试验； d）电晕及无线电干扰试验； e）声级测定； 风扇和油泵电动机所吸取功率测量： g) 暂态电压传输特性测量； h）入口电容测量：

i）冷却器的负压试验；

i）冷却器的负压试验； ）转动油泵时的局部放电测量

7.4.1除以下项目外，其他项目按GB1094.1的规定。 7.4.2空载电流和空载损耗的测量。与规定值相比，空载损耗允许偏差+15%；空载电流允许偏差+30%。 应记录1.0倍和1.1倍额定电压下的空载电流和空载损耗。 7.4.3长时感应电压试验。施加试验电压和时间顺序按图1的规定：在不大于U/3的电压下接通电源； 上升到1.1Um//3，保持5min；上升到U2，保持5min；上升到U,，持续时间按下述规定；之后立刻不 间断地降低到U2，保持60min，并测量局部放电量；降低到1.1U/V3，保持5min；当降低到Uz/3以下 时，方可切断电源

1特高压升压变压器长时感应电压试验程序图

试验电源频率不小于100Hz，宜在100Hz～300Hz之间。试验电压U,=Um，测量电压U2=1.5U 1100kV）。其中UAQ 4230-2013 粮食平房仓粉尘防爆规范，的保持时间规定如下： a）型式试验：5min。

b）例行试验：600× （s），但不小于75s。 试验频率 7.4.4预局部放电测量。除以下要求外，其他要求同7.4.3。 U,=1.7Um/V3，保持时间C=5s；D=30min。 7.4.5长时间空载试验。长时间空载试验在绝缘试验后进行。在工频1.1倍额定电压下空载运行12h或 额定电压下运行24h，同时启动正运行时的全部油泵，其间应无明显局部放电的声、电信号，试验前后 油中溶解气体的总烃含量应无明显变化，且应无乙炔。 7.4.61.1倍过电流试验。对于不进行温升试验的变压器，应进行1.1倍额定电流下，持续时间不少于 4h的过电流试验。试验前后绝缘油中溶解气体的色谱分析应无异常变化。 一坛包壮一运检和贴右

8标志、包装、运输和购存

8.1.1特高压升压变压器通过试验后拆卸下的组件和部件应及时包装，否则应得到切实的保护。其包装 应符合铁路、公路和海运部门的有关规定。 8.1.2成套拆卸的组件和部件（如气体继电器、套管、温度计及紧固件等）应装箱运输，应保证经过运 输、贮存直至安装前不损坏和不受潮。套管应牢固固定在木箱内，以防相对移动。

成套拆卸的大组件（如储油柜等）运输时可不装箱，但应保证不损伤，在整个运输与贮存过 进水和受潮。 包装箱上应有明显的包装储运图示标志，并应标明买方的订货号和发货号。 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

充气压力符合要求，则允许充气短期存放，但存放时间不得超过3个月。 b 如果充气压力不符合要求，则产品不能继续充气存放，必须进一步判断产品是否受潮。如未受 潮，则应注油存放；如判断受潮，则应及时处理后注油存放。 c）充气存放时必须有压力监视装置，对气体的要求与压力同8.2.2的规定。 d 充气存放过程中，每天至少巡查两次，对油箱内压力及补放的气体量做好记录。如压力降低很 快，气体消耗量增大，则说明有泄漏现象，应及时检查处理，严防变压器器身受潮。

不能充气存放的或充气存放超过3个月的产品，必须注油存放。注油存放过程中DB21T 2175.2-2013 办事公开网系统建设 第2部分：系统功能设计，每隔10天对变 压器外观进行一次检查，发现漏油现象要及时处理；每隔20天要从主体内抽取油样进行试验，并做好 记录，