使用技術條件國家能源局發布I Ⅱ1范圍 2規范性引用文件 1 25技術要求 36變壓器試驗 7 9附錄A(資料性附錄)750kV變壓器油規范 參考文獻 ⅡGB1094.1電力度器第1部分：總則(GB1094.1-1996,eqvIEC76-1:1993)GB1094.3電成壓器第3部分。絕緣水平、絕緣試驗和外絕緣空氣間隙(CB1094.3—2003,GB/T1094.10(電力變壓器第10部分：聲級測定(GB/T1094.10—2003,modIEC60076-10:GB/T10230.2分接開關第2部分：應用導則(GB/T10230.2—2007,modI2a)地震烈度9度地區。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度地區。c)地震烈度7度地區。1)地面水平加速度：2m/s2。2)地面垂直加速度：1m/s2。3 電壓等級試驗項目(峰值)(峰值，相一地)(方均根值)注：地下變電站的變壓器絕緣水平應至少提高10%,特殊重要的變壓器絕緣水平也可適當提(方均根值)中性點接地方式(峰值)(方均根值)4(方均根值)中性點接地方式(峰值)(方均根值)注：不直接接地方式通常有完全不接地、小電阻接地、小電抗接地和隔直電容接地等方年平均溫度20℃時的溫升限值見表3(第三側僅作無功補償時的三繞組負載損耗，取三側同時滿油頂層繞組平均繞組熱點78(試驗方法按照GB/T1094.7)油箱注1:因其他繞組所產生漏磁的影響，需通過設計校核的方法對第三繞組、平衡繞組進行合成注2:對繞組熱點溫升的考核本標準推薦采用光纖實測。未實測變壓器應進行熱點溫升計算，計算方法見GB/I1094.7。滿足熱點溫升限制條件的強油導向循環OD方式的熱點系數應大于1.3,其他OF或ON方式的熱點系數應大于1.15。注3:年平均溫度高于或低于20℃時，其溫升限值可相應減去或加上差5.3.4過勵磁能力(標幺值)5(標幺值)注1:過勵磁倍數為實際施加電壓與運行分接頭的額定電壓之比乘以額定頻率與實際頻率之注2:當變壓器和發電機直接連接且必須承受甩負荷工作條件時，應能承受額定頻率下1.4倍過勵磁5s。對三繞組變壓器滿足并聯運行條件下任何一側繞組發生出口短路時具有相應的短路耐受帶有穩定(平衡)繞組的電力變壓器，其穩定(平衡)繞組也應具有相應的短路耐受能力。變壓器在任側分接位置時應能承受近區單相短路電流的重合閘沖擊局部放電試驗方應符合GB1094.3和GB/T7354的規定。負載電流應不低于8的額定分接電流5.3.8直流偏磁耐受能力不應大于20m峰一峰值);單臺變壓器噪聲不應大于90dB(A);空載損耗增量不應大于冷卻器應能承受0.2MPa的液壓而無永久變形，保持24b無滲漏65.4.3換位導線的股間耐壓應不——ONAF/ONAN:ONAN時67%容量，ONAF時100%容量。—OFAF/OFAN/ONAF/ONAN:ONAN時60%容量，ONAF時85%容量，OFAN時80%容量，OFAF時100%容量。 ODAF/ODAN/ONAF/ONAN:ONAN時50%容量，ONAF時65%容量，ODAN時85%容量，ODAF時100%容量。5.4.11對強油循環的變壓器，在按規定程序開啟所有油泵(包括備用)后整個冷卻裝置上不應出現負開啟壓力，但應相應提高油箱機械強度(如壓力釋放閥的開啟壓力選用0.07MPa,則油箱的機械強度循環冷卻變壓器的氣體繼電器中尚有1/3以上油位時，油流速動(75000MQ,吸收比(R6o/R?s)或極化指數(R6o?/R?o)不應小于1.5(10℃~30℃時)。如果第1min的絕8DL/T272—20126.1.12330kV及以上變壓器的繞組對地的靜電電流測試值，對強迫導向或部分導向的油循環冷卻方式變壓器，當啟動額定容量運行需要的全部油泵后，經變壓器中性點測量的每柱繞組對地的4h內穩定靜電電流應滿足下列規定：——無勵磁下：500kV及以下變壓器不應大于|-0.2|μA;750kV變壓器不應大于|-0.5|μA。——1.1倍過勵磁下：500kV及以下變壓器不應大于|-1.0|μA;750kV變壓器不應大于|-1.3|μA。測試時變壓器油溫為10℃~40℃。在測試過程中應進行超聲波檢測，并無放電信號。6.1.13對三相變壓器進行小電流短路阻抗測試，應三相短路，按JB/T501的規定進行單相測試，試驗電流為5A。6.2型式試驗 ——在最大總損耗分接位置測量下的頂層溫升——采用熱成像儀測量油箱壁溫升。6.3特殊試驗6.3.1短路承受能力試驗短路試驗應滿達下列基本要求：利用最大總損耗條件短路試驗后應滿足下列要求：——短路試驗后的電抗測量應在5min內進行，試驗前后的每相電抗值偏差應不大于1%;——100%規定試驗電壓下的絕緣試驗應合格；——在規定的試驗程序和電壓下局部放電量不大于100pC;——溫升試驗應合格；——變壓器無滲漏油現象；——套管無裂縫或滲漏；———變壓器內部無放電痕跡，無移位變形現象；——試驗前后的空載損耗不應有大于4%的增量；——絕緣油色譜分析應無異常變化，不允許出現乙炔。短路耐受能力的等同設計驗證應滿足下列要求：9DL/T272—2012于100pC。運動黏度(40℃)不大于12傾點℃凝點℃不高于-45(間隔2.5mm交貨時，球形電極和平板電密度(20℃)不大于895介質損耗因數(90℃)不大于0.002IEC61620清澈透明，無沉淀和懸浮物質不大于0.01界面張力ASTMD1275(B法)不含抗氧劑油(U)檢測不出含微量抗氧劑油(T)含抗氧劑油(I)不大于0.052級(AIA)NAS1638標準氧化安定性(120℃)不大于0.3IEC61125(C法)試驗時間：(U)不含抗氧劑油：164h(T)含微量抗氧劑油：332h(I)含抗氧劑油：500h(質量分數)%不大于0.05 表A.1(續)(旋轉氧彈法)(U)不含抗氧劑油(T)含微量抗氧劑油不小于195含抗氧劑油帶電傾向度(20℃)IEC60628(方法A)閃點(閉口)℃不大于3多氯聯苯含量PCB檢測不出考慮不同的交貨方式：含水量不大于30mg/kg適用于船艙交貨；含水量不大于40mg/kg適用于桶裝或IBC交b未處理油擊穿電壓大于等于40kV:處理后油擊穿電壓大于等于70k[1]GB/T261閃點的測定賓斯基一馬丁閉口杯法[2]GB/T265石油產品運動黏度測定法和動力黏度計算法[3]GB/T507絕緣油擊穿電壓測定法[4]GB510石油產品凝點測定法[5]GB/T1884原油和液體石油產品密度實驗室測定法(密度計法)[6]GB/T1885石油計量表[7]GB/T3535石油產品傾點測定法[8]GB/T5654液體絕緣材料相對電容率、介質損耗因數和直流電阻率的測量[9]GB/T6541石油產品油對水界面張力測定法(圓環法)[10]GB7600運行中變壓器油水分含量測定法(庫倉法)[11]GB/T17040石油和石油產品硫含量的測定能量色散X射線熒光光譜法[12]IEC60247InsulatingliquidsMeasurementofrelative[15]IEC61125Unusedhydrocarbon-basedinsulatingliquids——Testmetho[16]IEC61198Mineralinsulatingoils——methodsforth17]IEC61619Insulatingliquids——Contaminationbypolyfdeterminationbycapl[18]IEC61620Insulatingliquids——Determinationofthedielectricdissipationfactorbymeasurementof[19]IEC62021-1Insulatingliquids——D[21]ASTMD2112Standard[22]ASTMD2668Standardtestmethodfor2,6-di-tert-Butyl-p-Cresol[23]BS2000-346