《220kV～750kV油浸式电力变压器使用技术条件》

DL

中华人民共和国电力行业标准

DL/T272—202X

220kV～750kV油浸式电力变压器

使用技术条件

Specificationof220kV～750kVoilimmersedpowertransformer

（征求意见稿）

202X-XX-XX发布202X-XX-XX实施

国家能源局发布

目次

前言错误！未定义书签。

1范围1

2规范性引用文件1

3术语与定义1

4使用条件2

5技术要求3

6变压器试验8

7标志、标签、随行文件11

8包装、运输、贮存11

附录A12

附录B14

1

220kV～750kV油浸式电力变压器使用技术条件

1范围

本标准规定了使用油浸式电力变压器时应遵循的基本要求。

本标准适用于频率为50Hz、电压等级220kV～750kV的油浸式电力变压器。

2规范性引用文件

下列文件对于本标准的引用必不可少。凡是注日期的引用文件，仅注日期版本适用于本

标准。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本标准。

GB311.1高压输变电设备绝缘配合

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3部分：绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙

GB1094.5电力变压器第5部分:承受短路的能力

GB1094.7电力变压器第7部分：油浸式电力变压器负载导则

GB1094.10电力变压器第10部分：声级测定

GB/T2900.15电工术语变压器、互感器、调压器和电抗器

GB3096声环境质量标准

GB/T4109交流电压高于1000V绝缘的套管

GB/T6451三相油浸式电力变压器技术参数和要求

GB/T7354局部放电测量

GB/T7595运行中变压器油质量标准

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/T13462电力变压器经济运行

GB/T17468电力变压器选用导则

GB20052三相配电变压器能效限定值及能效等级

GB50148电气装置安装工程电力变压器、油浸变压器、互感器施工及验收规范

GB50150电气装置安装工程电气设备交接试验标准

DL/T1799电力变压器直流偏磁耐受能力试验方法

DL/T1811电力变压器用天然酯绝缘油选用导则

JB/T501电力变压器试验导则

NB42020750kV和1000kV级油浸式电力变压器技术参数和要求

3术语与定义

GB1094.1和GB/T2900.15界定的以及下列术语和定义适用于本标准。

3.1

集中冷却布置方式CentralizedCoolingLayoutMode

具有2组冷却器或3组片式散热器及以上的集中导油的冷却装置布置方式。

1

3.2

爬电系数CoefficientofCreepageDistance

变压器套管外表面爬电距离与干弧距离的比值。

3.3

重合闸耐受能力ReclosingWithstandAbility

变压器耐受重合闸不成导致的连续短路冲击的能力。

3.4

直流偏磁DirectCurrentBias

由于变压器绕组内流过直流电流致使铁心产生的不对称磁通。

4使用条件

4.1使用环境条件

4.1.1变压器应能在下列条件下正常使用：

——海拔高度：≤1000m

——最大风速：35m/s

——最高相对湿度：25℃下为90%

——最高气温：+40℃

——最低气温：-25℃

——最大日温差：25K

——年平均气温：20℃

——覆冰厚度：≤10mm

——污秽等级：Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ级

——中性点接地方式：直接接地、不接地

——耐震能力：

a)地震烈度9度地区：

1)地面水平加速度：4m/s2

2)地面垂直加速度：2m/s2

b)地震烈度8度地区：

1)地面水平加速度：2.5m/s2

2)地面垂直加速度：1.25m/s2

c)地震烈度7度地区：

1)地面水平加速度：2m/s2

2)地面垂直加速度：1m/s2

（注：地震波为正弦波，持续时间三个周波，安全系数1.67）

4.1.2用于下列特殊使用条件下的应在订货时明确

——海拔高于1000m

——有害的烟或蒸汽，过多灰尘或沙尘、盐雾、或重污秽等

——异常振动环境

——易燃易爆环境

——环境温度超出40℃，最低环境温度低于-25℃，及湿热条件

——覆冰厚度>10mm

——年平均温度高于20℃或低于20℃（如选15℃或25℃）

2

——特殊安装位置及方式

——油箱特殊工作压力

——特殊过励磁、负载特性、负载条件和谐波要求

——直流偏磁能力要求

——中性点特殊接地方式（如经电阻、电容、电抗等接地）

——特殊的冷却方式和布置方式，如油/油冷却方式、油/水冷却方式、冷却装置的上下

分体布置方式等

——户内安装变压器的室内通风要求

——特殊的出线方式，如大电流封闭母线、与GIS直联或电缆终端

——特殊的运输条件

——极低温环境（如严寒地区）下投运

——特殊的系统运行条件

在较高环境温度或高海拔环境下的温升和冷却性能按GB1094.2修正，在高海拔环境下

的外绝缘按GB1094.3修正。特殊热带气候防护条件按相关标准执行。

5技术要求

5.1基本要求

订货时用户单位应向制造厂提供下列参数和要求：

——额定容量、额定电压、额定频率；

——主要性能参数：绝缘水平、空载损耗、负载损耗、短路阻抗、温升限值和噪声；

——冷却方式、调压方式及调压范围、联接组别、中性点接地方式、运行方式（升压、

降压或联络）。

5.2绝缘水平

5.2.1绕组线端绝缘要求如表1。

表1绕组线端绝缘水平单位：kV

电压等级试验项目额定雷电冲击耐受电压额定操作冲击耐受电压额定短时感应或外施耐

（峰值）（峰值相对地）受电压

全波截波（方均根值）

220相一地9501050750395

330相一地11751300950510

500相一地155016751175680

750相一地195021001550900

注：地下变电站（或类似安装条件的抽水储能电站）的变压器绝缘水平应至少提高10%，特殊运行环境下

或重要的变压器绝缘水平也可适当提高。

5.2.2中性点绝缘水平见表2。

表2kV

额定电压中性点额定雷电全波冲击耐受电压额定外施耐受电压

（方均根值）接地方式（峰值）（方均根值）

直接接地18585

220

不直接接地400200

直接接地18585

330

不直接接地550230

500直接接地18585

3

额定电压中性点额定雷电全波冲击耐受电压额定外施耐受电压

（方均根值）接地方式（峰值）（方均根值）

不直接接地325140

750直接接地350150

注：不直接接地方式通常有完全不接地、小电阻接地、小电抗接地和隔直电容接地等方式。

5.2.3中压侧和低压侧的绝缘水平按GB311.1选用相应等级的绝缘水平。

5.3技术性能要求

5.3.1损耗和阻抗

损耗值应考虑国家节能减排政策、经济性和制造水平，可按GB20052或GB/T13462提

出相应的要求。

根据运行需要可对短路阻抗值提出特殊要求，一般可按GB/T6451提出相应的要求。

5.3.2温升限值

年平均温度20℃时的温升限值见表3（第三侧仅作无功补偿时的三绕组负载损耗，取三

侧同时满负荷时的损耗和绕组相应电流确定温升）。

表3年平均温度20℃时的温升限值单位：K

部位温升

油顶层55

绕组平均65

绕组热点78（试验方法参照GB1094.7）

油箱80

铁心及结构件表面80

注1：因其他绕组所产生漏磁的影响，需通过设计校核的方法对第三绕组、平衡绕组进行合成发热量

下的热点温升核算；

注2：对绕组热点温升的考核本标准推荐采用光纤实测。未实测变压器应进行热点温升计算，计算方

法参见GB1094.7。在满足热点温升限制条件下的强油导向循环OD方式的热点系数应大于1.3，其他OF

或ON方式的热点系数应大于1.15，但靠近铁心侧的绕组应按1.3计算；

注3：年平均温度高于或低于20℃时，其温升限值可相应减去或加上差值。

5.3.3过负荷能力

220kV及以上变压器过负荷能力应符合GB/T1094.7的有关规定。制造厂需同时提供短

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℃，任何组部件的过负荷

能力不应小于变压器本体的过负荷能力。

5.3.4过励磁能力

额定负载下的过励磁能力见表4。

表4额定负荷下的过励磁能力

过励磁倍数

220kV330kV～750kV

（标幺值）

1.05持续

1.180%额定容量下持续，额定负载下20min

1.23min30s

1.3空载5min5s

4

注1：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；

注2：当变压器和发电机直接连接且必须承受甩负荷工作条件时，应能承受额定频率下1.4倍过励磁

5s。

5.3.5短路耐受能力

5.3.5.1变压器在任何分接头位置时应能承受实际运行环境（包括最大运行方式下变压器所

在地的短路容量、变电站多台主变并列运行、主变多侧电源联合供电、短路类型等情况）下

的最大短路电流，各部位无损坏和明显变形，短路后绕组的温度不应超过改变电磁线（如自

粘性换位导线）机械性能的最高温度。

5.3.5.2对三绕组变压器，应满足并联运行条件下任何一侧绕组发生出口短路时具有相应的

短路耐受能力。

5.3.5.3带有稳定（平衡）绕组的电力变压器，其稳定（平衡）绕组也应具有相应的短路耐

受能力。

5.3.5.4变压器在任何分接位置时应能承受短路电流的重合闸冲击。

5.3.5.5制造厂应提供满足GB1094.5要求的不同短路工况的计算报告。（220-500kV变压器宜

提供突发短路试验报告），运行单位应提供变压器安装位置的最大系统短路电流，制造厂家

据此进行包括最大系统短路电流在内的计算并向运行单位提供计算报告、校核所需的详细参

数并开展第三方核算。计算应考虑不同分接因素。校核计算宜采用有限元法进行，计算所用

参数及计算报告内容可参考附录B。

抗短路能力计算应考虑下列技术条件：

a）对于具有两个独立绕组的变压器，可只考虑三相短路；

b）对于多绕组变压器和自耦变压器，应考虑运行中可能产生的短路类型如星形绕组单

相短路及三相短路等；

c）对于每个绕组，应考虑绕组的分接位置和短路类型下最严重的作用力条件；

d）对于结构件，应考虑由短路力引起的最严重的作用工况。

5.3.5.6制造厂应配合采购方委托的抗短路能力校核等设计审查工作，提供设备相关设计参

数、原材料使用情况等用于设计审查的必须资料。

5.3.6局部放电水平

局部放电试验方法应符合GB1094.3和GB/T7354规定。

带有局部放电测量的感应电压试验（IVPD），测量电压为1.58Ur/√3时，高、中压绕组

的局部放电量不应大于100pC。

5.3.7等效声级LAeq

等效声级LAeq应是变压器励磁噪声和负载噪声的合成噪声，应满足GB3096要求，负

载噪声的负载电流应不低于80%的额定分接电流。

5.3.8直流偏磁耐受能力

变压器高压绕组在4A直流偏磁作用下应满足下列要求：

——变压器能在额定负荷下长时运行，油箱壁的最大振动位移不应大于100μm（峰－峰

值）；

——变压器油色谱无异常；铁心和绕组温升不应超过本标准中的限值；油箱壁的最大振

动位移增量不应大于20μm（峰－峰值）；单台变压器噪声不应大于90dB(A)；空载损耗增量

不应大于4%。

5

5.3.9变压器附件的机械强度和密封性

5.3.9.1冷却器应能承受0.2MPa的液压无永久变形，保持24h无渗漏。

5.3.9.2散热器应能承受0.15MPa的液压而无永久变形，保持24h无渗漏。

5.3.9.3组部件包括显示和保护元件也应按变压器本体的要求，具有良好的密封性能。

5.3.10变压器在冷却系统故障下的负载能力

强油循环片式散热器结构的风冷变压器（ODAF、ODAN），当潜油泵、风扇冷却系统

故障下切除电源时，允许的负载和运行时间可由用户和制造厂协商确定。

油自然循环风冷变压器（ONAF）的风扇停止工作时，允许的负载和运行时间可由用户

和制造厂协商确定。

片式散热器结构的风冷变压器（ONAN）在冷却风扇全停后，顶层油温不超过65℃时，

允许带额定负载运行。

5.3.11在额定运行工况下主要组部件寿命

5.3.11.1无励磁分接开关：手动操作5000次。

5.3.11.2套管、冷却器、散热器、压力释放阀、气体继电器、突变压力继电器等：应与变压

器同寿命。

5.3.11.3各类阀门的关合次数：100次以上。

5.3.11.4密封件：30年及以上。

5.3.11.5储油柜隔膜、胶囊和金属膨胀器：30年及以上。

5.3.12绝缘油

变压器新绝缘油应无腐蚀性硫，除抗氧化剂外不宜添加其他添加剂。750kV变压器新油

质量参见附录A。

5.4结构

5.4.1大型自然循环变压器的绕组匝绝缘宜采用热改性绝缘纸。

5.4.2采用自粘性换位导线的绕组应按120℃导线机械特性设计或校核短路耐受能力。

5.4.3换位导线的股间耐压应不低于2倍的额定匝电压，且最低不应低于500V。

5.4.4换位导线或部分换位导线绕组的线圈应在30kg/cm2垫块压力下不出现3个以上

的股间短路点，相同二股间不应出现2个以上的短路点。

5.4.5在满足电网电压变化范围的情况下，应按无调压、无励磁调压、有载调压次序选

取。

5.4.6铁心和夹件应分别与油箱绝缘，接地引线应引出油箱外，便于日常开展接地电流

测量以及在线监测装置的安装。

5.4.7分接开关应符合GB10230.1、GB/T10230.2的规定。分接开关的额定通过电流应

和变压器最大允许电流相配合，有载分接开关还具有过负荷自动闭锁功能。无励磁分接开关

应具有安全机械闭锁功能。

5.4.8有载分接开关不宜设置在器身的相（柱）间，其选择开关应有机械限位装置。

5.4.9在条件许可时，应按ONAN、ONAF、OFAF、ODAF次序选取冷却方式，壳式结构变

压器应是自然循环方式。当采用片式散热器时变压器容量应满足：

——ONAN：100%容量；

——ONAN/ONAF：ONAN时67%容量，ONAF时100%容量；

6

——ONAN/ONAF/OFAN/OFAF：ONAN时60%容量，ONAF时85%容量，OFAN时80%

容量，OFAF时100%容量；

——ONAN/ONAF/ODAN/ODAF：ONAN时50%容量，ONAF时65%容量，ODAN时

85%容量，ODAF时100%容量。

5.4.10采用片式散热器的大容量变压器可采用多种组合冷却方式。通常可采用下列方

式：

——180MVA及以下采用ONAN或ONAF方式；

——180MVA以上采用OFAF或ODAF方式；

——火电、核电发电厂变压器宜采用ODAF或OFAF方式；

——水电发电厂变压器可选用ODWF、OFAF、ODAF方式；

——对环保要求较高时可采用全自冷方式，或强油循环自冷方式。

5.4.11对强油循环的变压器，在按规定程序开启所有油泵（包括备用）后整个冷却装置

上不应出现负压，也不应导致气体继电器动作。

5.4.12变压器应装上层全天候准确度油温温度计，全天候温度计应配套远方指示仪表，

具备数据远传功能。全天候温度计传感器测量点设置应能反映顶层平均温度，应有代表性。

是否安装绕组温度计和绕组热点温度测量仪由用户与制造厂协商确定。

5.4.13压力释放阀布置的位置（危险部位）和个数，以及结构（不得有升高座和导向管）

应具有效性，应能在变压器内部发生故障时快速释放压力。压力释放阀不应在穿越短路电流

冲击下发生误动。为了防止该类误动，可适当提高压力释放阀的开启压力，但应相应提高油

箱机械强度（如压力释放阀的开启压力选用0.07MPa，则油箱的机械强度应为0.12MPa）。

5.4.14油箱机械强度。油箱机械强度最低要求为98kPa，若储油柜的最高油位加上50kPa

后的油箱底部压力大于98kPa，应按实际压力对油箱机械强度进行考核。

5.4.15气体继电器

气体继电器应采用带挡板式结构，其流速整定值应能迅速对内部故障作出反应。气体继

电器本身不应在最大合闸涌流和穿越短路电流冲击下发生误动，不应在按规定程序开启油泵

后发生误动。强油循环冷却变压器的气体继电器中尚有1/3以上油位时，油流速动（重瓦斯）

保护不应误动。应具备不停电情况下取气样的条件。

气体继电器应能在小于13Pa高真空度下持续72h后不发生渗漏，包括气体继电器内部

的干簧接点玻璃管和浮球。

现场三相组合式变压器的每相应独立设置气体继电器。

500kV及以上的独立出线桶或升高座上可各自设置气体继电器。

5.4.16如需预留在线监测的接口应予以明确。

5.5变压器套管

5.5.1套管的绝缘水平一般应高于变压器的内绝缘水平。

5.5.2套管的介质损耗因数tgδ应符合GB/T4109的有关规定。

5.5.3套管的局部放电测量应符合GB/T4109的有关规定。

5.5.4套管的外绝缘应符合GB/T4109的有关规定。

套管的伞裙宜选用不等径大小伞，其相邻大伞间距不小于70mm，两裙伸出之差不小于

15mm，应具有良好的抗污秽能力和运行性能。多雨地区宜选择滴水沿（裙）。

套管爬电距离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，

爬电距离应考虑直径系数。爬电系数应小于4。

7

5.5.5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。

5.5.6油纸电容套管在最低环境温度下不应出现负压。

5.5.7套管电流互感器的技术条件由设计部门提出要求。

5.6储油柜

储油柜应在最低环境温度下显示不报警的最低油位，在最高油温（最高环境下的过负荷）

下显示不报警的最高油位。

220kV及以下变压器的储油柜的最低油位宜高于高压套管头部。

6变压器试验

6.1出厂试验

6.1.1除6.1.2-6.1.16的试验要求外，其他试验要求按GB1094、GB/T6451和JB/T501

的规定。使用天然酯绝缘油的变压器试验要求按DL/T1811的规定。

6.1.2除试验套管外，被试变压器的套管和部件均应是实际供货的套管和部件。

6.1.3应测量所有分接位置的变比和直流电阻，变比的允许偏差在额定分接时为±0.5%，

各分接的相间差不应超过0.2%或1匝的偏差，否则应予以试验验证说明。

直流电阻相间差应小于平均值的2%，线间差小于平均值的1％；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值定时，应提供工厂过程试验记录，说明引起这一偏差

的原因。

6.1.4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。折算标准温度下的1min

绝缘电阻值不应小于5000MΩ，吸收比(R60/R15)或极化指数(R600/R60)不小于1.5(10℃～

30℃时)。如果第一分钟的绝缘电阻大于10000MΩ，可根据介质损耗角等值综合判断，酌情

考虑吸收比和极化指数值。

6.1.5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

（20℃）。

6.1.6空载损耗和空载电流的测量按GB1094.1规定进行。变磁通调压的变压器应测量

额定、最大和最小分接下的空载损耗与空载电流。

6.1.7阻抗电压及负载损耗按GB1094.1规定进行。应在各接头位置分别进行各绕组对

间短路阻抗和负载损耗测定，并测定最大损耗值及分接位置，测试的结果应符合设计要求。

对自耦变压器，应测量1/4、1/2的最大试验电流负载损耗值，并进行线性度比较。按

电流平方关系折算的负载损耗最大偏差不得大于2%。

6.1.8变压器应在额定分接位置下分别进行不小于4h的1.1倍额定电流和1.1倍额定

电压试验，试验完毕后的油色谱分析应无异常。

6.1.9变压器油的气相色谱分析试验应结合油量及时间等因素分析。对油自然循环变压

器，由于可燃气体扩散的滞后性，应适当延缓取油样的时间。

6.1.10变压器油检验按照GB/T7595中“投入运行前的油”的规定进行，750kV的标准

间隙击穿电压不低于70kV；500kV不低于60kV，330kV及以下为50kV。500kV及以上应进行

绝缘油清洁度（颗粒度标准参见附录A）测试。

6.1.11冷却装置电动机、控制线路的绝缘试验，交流耐压50Hz，2000V，1min下，绝

缘电阻不应小于1M。

8

6.1.12330kV及以上变压器的绕组对地的静电电流测试值。对强迫导向或部分导向的油

循环冷却方式变压器，当启动额定容量运行需要的全部油泵后，经变压器中性点测量的每柱

绕组对地的4小时内稳定静电电流应满足下列规定：

——无励磁下：500kV及以下|-0.2|μA；750kV|-0.5|μA；

——1.1倍过励磁下：500kV及以下|-1.0|μA；750kV|-1.3|μA。

测试时变压器油温：10-40℃。在测试过程中应进行超声波检测，并无放电信号。

6.1.13对三相变压器进行小电流短路阻抗测试，应三相短路，按JB/T501的规定进行

单相测试，试验电流为5A。

6.1.14强油循环冷却方式的局部放电测量应在油泵开启情况下进行。

6.1.15应进行声级测量，试验按GB/T1094.10的规定进行。

6.1.16应进行三相变压器零序阻抗测量，试验按JB/T501的规定进行。

6.1.17应进行空载电流的谐波测量，试验按JB/T501的规定进行。

6.2型式试验

6.2.1除6.2.2的特殊说明外，其余试验方法按GB1094有关规定。

6.2.2温升试验应满足下列规定：

——集中导油布置方式的进出油管应采用内植入方法测温；

——测量容量大于100MVA的变压器的顶层油温，应不少于3个有代表性的内植入式

测温点；

——在最大总损耗分接位置测量顶层油温；

——在最大分接电流下测量绕组平均温升；

——在最大横向漏磁的分接位置和最大绕组出口油温区域测量热点温度后，利用最大总

损耗条件下顶层温升，共同推算绕组热点温升；

——采用热成像仪测量油箱壁温升。

6.2.3集气试验应满足下列规定：

500kV及以下变压器试验方法参照GB/T17468，750kV变压器试验方法由制造厂与用

户协商确定。

6.3特殊试验

6.3.1短路承受能力试验

6.3.1.1短路试验应满足下列基本要求：

——每个绕组应进行三次短路试验，试验间隔时间不应大于10min。

——每个绕组进行三次重合闸试验，试验电流由用户与制造厂协商确定，每次重合闸的

过程为“合-分-合-分”，重合时间间隔为0.5s。

——对三绕组变压器的内绕组应在两侧绕组同时受电时最大短路电流下进行。

——有分接绕组时三相应分别在最大、额定和最小分接位置时进行。

6.3.1.2短路试验后应满足下列要求：

——不应发生气体继电器、压力释放阀动作；

——短路试验后的电抗测量应在5min内进行，试验前后的每相电抗值偏差应不大于

1%；

——100%规定试验电压下的绝缘试验应合格；

——在规定的试验程序和电压下局部放电量不大于100PC；

——温升试验应合格；

9

——变压器无渗漏油现象；

——套管无移位、裂缝或渗漏；

——变压器内部无放电痕迹，无移位变形现象；

——试验前后的空载损耗不应有大于4%的增量；

——变压器油色谱分析应无异常变化，不允许出现乙炔。

6.3.1.3短路耐受能力的等同设计验证应满足下列要求：

——a）如果变压器的短路耐受能力是通过设计来获证，则应以通过短路耐受能力试验

的相似产品或有代表性的模型为基准，进行短路耐受能力的计算、设计和制造（工

艺、工装和材料等）校核验证。

——b）类似变压器的容量与合同变压器额定容量相差在±30%范围内，合同变压器绕组

短路时轴向力和绕组应力不应超过类似变压器的120%，且两者在设计、结构、用

材和制造工艺上有很大的相似性。

——c）有代表性的模型与合同变压器在设计、结构、用材和制造工艺等方面有足够相

似性。大容量变压器由于受试验条件的限制，合同变压器可通过有代表性的模型试

验来进行验证。

——短路承受能力的理论评估参见GB1094.5-2008附录A的规定进行。

6.3.1.4用户可选择合同变压器的短路耐受能力试验验证，并要求厂家提供突发短路试验报

告。

6.3.2变压器直流偏磁承受能力试验可采用同规格变压器并联或电抗器做负载、中性点

直流注入方法进行，具体试验方法参照DL/T1799。

6.4现场试验与检查

6.4.1除6.4.2-6.4.9的试验要求外，其他试验按GB50150的规定

6.4.2绕组电阻测量应在其他试验前进行。

6.4.3必要时应在80%额定电压及以上测量空载损耗和空载电流，并与工厂试验值对比

应无明显差异。

6.4.4变压器安装完毕后，在储油柜的最高油面上施加等效的30kPa静压力，进行密

封试验，试验时间连续24h，不得有渗漏和损伤。可采取相应技术措施确保试验期间压力释

放阀不发生动作，但不允许将压力释放阀拆除。

6.4.5温升检查试验应在变压器运行时进行，测量上层油和油箱的温度与温度分布，

折算后的温度值应与工厂试验所测值基本相同；

6.4.6小电流负载试验应包括测量变压器负载损耗、短路阻抗。

6.4.7套管型电流互感器试验应测量直流电阻，绝缘电阻，变比，饱和曲线及极性。

6.4.8感应耐压试验和局部放电测量应符合下列要求：

——按GB1094.3进行，在规定试验时间和测量电压下，其高压和中压端子的局

部放电量应不大于100pC。

——如局部放电有异常，应适当延长试验时间

6.4.9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。冷却装置的油泵

启动时不应使气体继电器动作，启动后装置包括管道也不应出现负压。

10

7标志、标签、随行文件

7.1变压器的标志、标签、随行文件应符合GB/T1094.1和GB/T6451的规定。

7.2整体预装的组部件必须是实际供货产品，并对每一根管道进行编号，确保多台变压

器在现场安装过程中不混用管道配件。

7.3充气运输的变压器本体或升高座，制造厂应提供运输过程中的气体压力记录。

7.4制造厂应提供变压器外形尺寸图（包括吊装图及顶启图）、附件外形尺寸图、套管

安装图、二次展开图及接线图、铭牌图、安装图、出厂例行试验报告、变压器型式试验和特

殊试验报告（含短路承受能力试验报告）、组部件说明书及试验报告、新油无腐蚀性硫/结构

簇/糠醛及油中颗粒度报告、安装使用说明书等资料。

8包装、运输、贮存

8.1变压器的包装、运输、贮存应符合GB/T1094.1、GB/T6451、NB42020的规定。

8.2变压器在运输过程中，应按照相应规范安装具有时标且有合适量程的三维冲击记录

仪。变压器运输和装卸应符合GB50148要求，如运输和装卸过程中冲击加速度出现大于3g

或冲撞加速度监视装置出现异常情况时，应建设、监理、施工、运输和制造厂等单位代表共

同分析原因并出具正式报告。

8.3分体运输、现场组装的变压器宜进行真空煤油气相干燥。

8.4充气运输的变压器应密切监视气体压力，压力低于0.01MPa是要补干燥气体。现场

充气保存时间不应超过3个月，否则应注油保存，并安装储油柜。

11

附录A

(资料性附录)

750kV变压器油的规范

项目质量指标试验方法

1功能性

运动粘度（40℃）mm2/sGB/T265

不大于12

倾点℃不高于-40GB/T3535

凝点℃不高于-45GB/T510

a

含水量mg/kg不大于30/40GB/T7600

b

击穿电压

kV不小于70/40GB/T507

（间隔2.5mm交货时，球形电极和平板

电极）

3GB/T1884

密度20℃，kg/m不大于895

GB/T1885

GB/T5654

介质损耗因数

-不大于0.002IEC61620

（90℃）

IEC60247

2精制/稳定性、颗粒度

清澈透明，无沉淀和

外观-目测

悬浮物质

酸值mgKOH/g不大于0.01IEC62021-1

界面张力mN/m不小于40GB/T6541

总硫含量%（m/m）0.08GB/T17040

腐蚀性硫-不呈腐蚀性ASTMD1275(B法)

不含抗氧剂油（U）检测不出

抗氧剂含量

不大于0.08%IEC60666

含微量抗氧剂油（T）%（m/m）

ASTMD2668

含抗氧剂油（I）0.08–0.40%

2-糠醛含量mg/L不大于0.05IEC61198

美国航空航天工业联合会

颗粒度-2级

(AIA)NAS1638标准

3运行性能

氧化安定性

-不大于0.3IEC61125（C法）

（120℃）

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项目质量指标试验方法

总酸值

试验时间：油泥

（U）不含抗氧剂油：164h(质量分数)

%

（T）含微量抗氧剂油：332h不

（I）含抗氧剂油：500h介质损耗因数

（90℃）不-大于0.050GB/T5654

不

（U）不含抗氧剂油－

氧化安定性（旋

转氧弹法）minASTMD2112

（T）含微量抗氧剂

不少于195

油

含抗氧剂油不少于220

带电倾向度（20℃）pc/mL报告

析气性-报告IEC60628（方法A）

4健康,安全和环境

闪点（闭口）℃不低于140GB/T261

多环芳烃含量PCA%（m/m）不大于3BS2000第346部分

多氯联苯含量PCB%（m/m）检测不出IEC61619

a考虑不同的交货方式：含水量不大于30mg/kg适用于船舱交货；含水量不大于40mg/kg适用于桶装或IBC

交货；

b未处理油击穿电压≥40kV；处理后油击穿电压≥70kV。

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附录B

（资料性附录）

变压器抗短路计算报告（有限元法）

采用有限元法进行抗短路能力计算，其计算报告结果见附表B.1。应提供的参数表见附表B.2。

表B.1计算结果

短路型式高压供电，中压短路中压供电，高压短路高压供电，低压短路

短路电流峰值（高压线圈）

短路电流峰值（中压线圈）

短路电流峰值（低压线圈）

裕度计算裕度计算裕度计算

保证值应力值保证值应力值保证值应力值

外线圈平均环形拉伸应力(MPa)

内线圈平均环形压缩应力(MPa)

在撑条或垫块之间的跨度内的导线

幅向弯曲应力(MPa)

在幅向垫块之间的跨度内的导线轴

短路工

向弯曲应力(MPa)

况下短

与导线倾斜相关的每个实体绕组上

路力

的最大轴向压缩力(kN)

幅向垫块的压缩应力(MPa)

层式绕组中导线纸绝缘的压缩应力

(MPa)

纸板卷制端圈的压缩应力