35kV箱变技术规范书Word格式.docx
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2.2供货人或供货厂（商）拥有的有权威机关颁发的ISO-9000系列的认证书或等同的质量保证体系认证证书。
2.3供货人或供货厂（商）具有履行合同所需的技术和主要设备等生产能力的文件资料。
2.4供货人有能力履行合同设备维护保养、修理及其他服务义务的文件。
2.5供货人或供货厂（商）提供的同类设备的型式和例行试验报告。
3．技术要求
3.1应遵循的主要现行标准
1）.DL/T537-93《6～35kV箱式变电站订货技术条件》
2）GB/T17467-1998《高压/低压组合式变电站》
3）GB1094.1-1996《电力变压器》
4）DL/T537-2002《高压/低压预装箱式变电站选用导则》
5）GB311.1-1997《高压输变电设备的绝缘配合》
6）GB/T16927.1～2-1997《高电压试验技术》
7）GB/T6451-2008《三相油浸式电力变压器技术参数和要求》
8）GB4109-1999《高压套管技术条件》
9）GB11022-1999《高压开关设备通用技术条件》
10）GB763-90《交流高压电器在长期工作时的发热》
11）GB3804-2004《3～63kV交流高压负荷开关》
12）GB3906-2006《3～35kV交流金属封闭开关设备》
13）GB7251-87《低压成套开关设备》
14）GB/T5582-93《高压电力设备外绝缘污秽等级》
15）GB1094.10-2003《电力变压器第10部分：
声级测定》
16）GB4208-2008《外壳防护等级（IP代码）》
17）GB1094.7-2008《电力变压器第7部分：
油浸式电力变压器负载导则》
18）GB5273《变压器、高压电器和套管的接线端子》
19）GB2536《变压器油》
20）GB1094.4-2005《电力变压器第4部分：
电力变压器和电抗器的雷电冲击和操作冲击试验导则》
21）GB1094.10-2003《电力变压器第10部分：
22）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》
23）GB5027《电力设备典型消防规程》
24）GB191《包装贮运标志》
25）B3536《石油产品闪点和燃点的测定方法（克利夫兰开口杯法）》
26）GB4109《交流电压高于1000V的套管通用技术条件》
27）GB14597-1993《电工产品不同海拔的气候环境条件》
28）JB/T10496-2005《交流三相组合式无间隙金属氧化物避雷器》
28）调继[2005]222号《国家电网公司十八项电网重大反事故措施（试行）继电保护专业重点实施要求》
29）国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》以及国家电工委员会标准IEC-76出版物要求
30）JB/T3837-1996变压器类产品型号编制方法
这些法则和标准提出了最基本要求，如果根据供货方的意见并经用户接受，使用优于或更为经济的设计或材料，并能使供货方设备良好地、连续地在本规范书所规定的条件下运行时，则这些标准也可以由供货方超越。
当标准、规范书之间出现矛盾时，供货方应将矛盾情况提交用户，以便在开始生产前制定解决方案。
3.2工程概况及使用环境条件
1）工程概况
张家口市地处河北省西北部。
东南距首都北京170公里，西邻“煤海”大同180公里，北接内蒙古草原，世称“神京屏翰”之域。
张家口市地域广阔，属中温带亚干旱气候区，昼夜温差大，光照充足，地形多样，水源充足，适宜多种农作物生长。
境内有京包、大秦、宣庞三条铁路干线，主要公路干线有110、112两条国道，宣大、京张高速公路、丹拉和张石高速公路跨越县境。
全县13个乡镇全部通油路，306个行政村全部通公路。
中电投河北电力有限公司在河北省张家口市深井镇规划容量为80MW，并分为官地房村北、官地房村南及黄崖村北三个地块进行建设。
本期工程为一期工程，建设规模为30MW。
本期新建一座110kV升压站。
2）环境条件
光伏发电30MWp工程位于张家口市深井镇官地房村东北百褶山南麓缓坡，东北距宣化区约20km，北距张家口市约30km。
站址中心坐标为东经114.83°
，北纬40.48°
。
海拔高度在1080-1190m之间，北高南低。
宣化常规气象项目统计表：
项目
统计值
统计年限
出现时间
年平均气温
7.8
1960-2004
℃
----
累年极端最高气温
39.6
1999.7.29
累年极端最低气温
-25.8
1973.2.8
平均最高气温
23.2
平均最低气温
-10.3
年平均气压
943.6
hPa
累年极端最高气压
973.7
hPa
1970.1.4
累年极端最低气压
917.4
1980.4.18
平均相对湿度
54
%
年平均降雨量
359.3
mm
年最大降雨量
563.9
1973
年1日最大降雨量
65.4
1995.7.29
最大积雪深度
25
cm
1979.2.23
累年平均雷电日数
44.4
d
最大导线覆冰标准冰厚
2.09
2001.04.09
说明：
1.宣化气象站无导线覆冰观测项目，采用蔚县气象站导线覆冰观测资料代替。
2.冰重是指单位长度直径为4mm的导线的积冰重量。
3.标准冰厚是指导线外均匀的积冰厚度，密度为0.9g/cm3。
（1）抗震设防烈度：
7度
（2）基本地震加速度值：
0.15g
（3）爬电比距：
按系统最高电压计算31mm/kV（按IV级设防）
（4）30年一遇基本雪压为0.22kN/m2，30年一遇基本风压为0.44kN/m2。
（5）场区50年一遇10m高10min平均最大风速为29.8m/s。
3.3工程条件
3.3.1系统概况
系统额定电压:
35kV
最高工作电压:
40.5kV
额定频率:
50Hz
安装地点：
屋外安装
安装地点的倾斜度:
＜3°
3.4箱式变压器系统运行条件
3.4.1系统额定频率：
50Hz
3.4.2额定电压：
37kV
3.4.3系统最高运行电压（Um）40.5kV
3.4.4系统接地方式：
35kV不接地，0.27kV（低压侧电压最终根据逆变器确定）不接地
3.4.5系统短路电流25kA（35kV侧）
3.5设备的主要参数
3.5.1变电站类型:
S11-1000/35
3.5.2相数:
3相
3.5.3额定频率:
3.5.4额定电压:
高压侧额定电压:
高压侧最高电压（Um）:
40.5kV
高压侧分接范围:
±
2×
2.5%
低压侧额定电压:
0.27~0.4-0.27~0.4kV（低压侧电压最终根据逆变器确定）
辅助回路额定电压:
AC220V
3.5.5额定电流:
高压回路:
15.60A
低压主回路:
1069.2A
3.5.6高压侧元件：
（要求满足高海拔1200米的安全运行及检修、维护要求）
负荷开关：
额定电压：
40.5kV
额定电流：
630A
短时耐受电流:
25kA（2S）
峰值耐受电流:
63kA
熔断器：
额定电压：
熔断器额定电流：
100A
熔断器的熔断件额定电流：
30A
熔断器最大开断电流：
25kA
35kV无间隙金属氧化锌避雷器：
51kV
持续运行电压：
标称放电电流：
5kA
陡波冲击残压（1/3μS，5kA）：
≤154kV（peak）
雷电冲击残压（8/20μS，5kA）：
≤134.0kV（peak）
操作冲击残压（30/60μS，100A）：
≤114kV（peak）
直流参考电压（1mA）：
≥73kV
箱变35kV高压室配置：
35kV避雷器、熔断器、负荷开关。
3.5.7低压侧元件:
低压断路器：
额定电流：
1600A
热稳定电流：
50kA2S
额定分断电流：
50kA
极限分断电流：
浪涌保护器：
额定工作电压：
270~400V（最终将根据逆变器低压侧电压确定）
保护等级：
B+C级防雷防浪涌保护
标称放电电流（8/20）uS：
60kA
最大放电电流（8/20）uS：
100kA
保护电平：
2.5kV
温度范围：
－40℃－＋80℃
防护等级：
IP20
箱变自用电部分和逆变室检修动力箱由箱变压器提供一路380V/220V5kVA的交流电（采用变压器低压侧变380V/220V）。
三相电流互感器：
变比1500/1A
箱变低压室配置：
断路器为框架式结构；
可进行速断、过流、零序、缺相等多重保护定值设定。
配置浪涌保护器。
框架断路器应提供低温试验报告。
3.5.8绝缘水平
（1）变电站中变压器的绝缘水平应符合表1的规定。
表1
额定电压kV
35（内绝缘）
35（外绝缘）
短时工频耐受电压kV
85
80*1.02
雷电冲击耐受电压kV
200
185*1.02
（2）变电站中高压侧元件绝缘水平应符合表2的规定。
表2
额定电压
最高电压
kV
对地及相间
隔离断口
真空负荷开关裸露在空气中，按1.25修正）
35
40.5
215*1.02
95*1.02
118*1.02
熔断器（裸露在空气中，按1.25修正）
（3）变电站中低压电器设备的绝缘水平应符合表3的规定。
表3
额定电压V
270
短时工频耐受电压V
2500*1.02
3.5.9外壳防护等级:
变压器室全密封；
高低压室外壳（不低于）IP54；
高压室门打开后IP3X。
3.6变压器技术要求
3.6.1型式：
S11型箱式三相油浸分裂无载调压变压器。
3.6.2冷却方式：
3.6.3额定频率：
3.6.4额定容量：
1000kVA（绕组温升60K时）。
3.6.5额定电压：
高压侧：
37kV
低压侧：
270V（低压侧电压最终根据逆变器确定）
3.6.6额定电流：
低压侧：
1069.2A
3.6.7额定电压比：
37kV±
2.5%/0.27-0.27kV
3.6.8短路阻抗：
6%（误差限制在±
5%）
3.6.9极性：
负极性。
3.6.10联接组标号：
Y，D11-D11
3.6.11端子连接方式：
电缆
低压侧：
3.6.12爬电比距：
3.1cm/kV
3.6.13变压器绕组匝间工作场强不大于2kV/mm。
3.6.14在额定频率下，规定变压器在高于105％的额定电压下运行，但不得超过110％的额定电压。
当电流为额定电流的K（0≦K≦1）倍时应保证能在下列公式确定的值下正常运行：
u（%）=110-5K²
3.6.15损耗和效率（温度为75℃时）
a.损耗
负载损耗：
＜（厂家填写）kW（1000kVA的变压器国标要求值）
空载损耗：
＜（厂家填写）kW（1000kVA的变压器国标要求值）
总损耗：
（厂家填写）（不包括附件损耗）
b.效率：
不应小于98％
3.6.16温升限值（周围环境温度40℃）
a.绕组平均温升：
65K（用电阻法测量）
b.顶层油温升：
55K（用温度计测量）
c.铁芯、绕组外部的电气连接线或油箱中的结构件不超过80K。
3.6.17过载能力
变压器允许短时间过载能力应满足下表要求（正常寿命，过载前已带满负荷、环境温度40℃）。
变压器过载的允许时间
过电流（%）
允许运行时间（min）
20
480
120
45
60
75
100
10
注：
表中的数值是按照油浸式电力变压器负载导则的计算值。
按表方式运行时，绕组最热点温度应低于140℃。
3.6.18承受短路能力
变压器高压侧应能承受外部短路25kA（有效值），时间为2s，低压侧应能承受外部短路50kA（有效值），时间为2s，变压器应无损伤；
变压器高压侧应能承受外部短路并应能承受外部短路65kA（峰值）冲击，低压侧应能承受外部短路并应能承受外部短路125kA（峰值）冲击，绕组及铁芯等不应有不允许的变形和位移。
短路后线圈温度不高于250℃，保证该变压器可继续运行。
厂家应提供提高变压器的抗短路能力所采取的措施。
3.6.19工频电压升高时的运行持续时间
电力变压器对于额定电压的短时工频电压升高倍数的持续时间应符合下表的要求。
工频电压升高时的运行持续时间
工频电压
相-相
1.05
1.10
1.25
1.50
1.58
升高倍数
相-地
1.90
2.00
持续时间（负载）
连续
20min
20s
1s
0.1s
持续时间（空载）
3.6.20变压器及其绕组材质：
铁芯应采用高质量、低损耗的晶粒取向冷轧硅钢片（铁芯采用国产优质硅钢片或进口高导磁冷轧硅钢片），用先进方法迭装和紧固，使变压器铁芯不致因运输和运行的振动而松动。
全部绕组应用铜导线优先采用半硬铜导线，绕组应有良好的冲击电压波分布，不宜采用加避雷器方式限制过电压；
使用场强应严格控制，确保绕组内不发生局部放电；
应对绕组漏磁通进行控制，避免在绕组和其它金属构件上产生局部过热。
3.6.21变压器应适应发电机甩负荷的工作条件，即能承受1.4倍的额定电压历时5s而不出现异常现象。
3.7技术性能要求
3.7.1局部放电水平
在1.5倍最高相电压下，局部放电量不大于100pC。
变压器的局部放电测量方法按GB1094.3进行。
3.7.2无线电干扰
在1.1倍最高相电压时的无线电干扰电压不大于500μV，并在晴天夜晚无可见电晕。
3.7.3噪声水平
满载运行，距变压器基准发射面1m处，噪声不大于65dB。
3.7.4所有相同设计、相同额定值的变压器的电气性能完全相同，具有互换性，且可以并列运行。
3.7.5变压器的结构有利于顺利地运输到目的地，需现场安装的附件，安装好后将能立即进入持续工作状态。
3.7.6变压器及其附件的设计和组装应使振动最小，并且能承受三相短路电动力的作用。
3.7.7变压器铁芯夹件和较大金属结构零件均通过油箱可靠接地，接地处应有明显接地符号或“接地”字样。
3.7.8变压器温度控制器应满足国标要求。
3.7.9油箱及储油柜
a.变压器油箱的机械强度应承受住真空压力50kPa和正压50kPa的机械强度检验，油箱不得损伤和出现不允许的永久变形。
b.油箱上部应设注油阀，下部装有足够大的事故放油阀。
c.变压器装有弹性散热器，其容积应保证在最高环境温度允许过载状态下油不溢出，在最低环境温度未投人运行时观察油位计应有油位指示。
d.变压器及金属外表面应进行防腐处理。
变压器颜色：
。
e.变压器本体采取防渗漏措施，保证不渗漏。
变压器油箱应承受50kPa的密封试验，其试验时间为72h,不得有渗漏和损坏。
f.变压器应配置油枕及瓦斯继电器、压力释放装置。
3.7.10其它附件的技术要求
a.变压器应配备油温测量装置。
绕组内部应有较均匀的油流分布，油路通畅，避免绕组局部过热。
b.变压器绝缘油选用合格的变压器油，应满足以下要求：
凝点：
-45℃
闪点（闭口）不低于：
140℃
击穿电压不小于：
50kV
介质损耗因数（90℃）不大于：
0.5％
水份：
≤15ppm，且不应含有PCB成份
色谱分析合格（成份测定）
c.变压器的所有外购件必须经过鉴定并有产品合格证，符合相应标准要求。
3.7.11有符合国标的铭牌，铭牌用不锈钢材料制成，字样、符号应清晰耐久，铭牌在设备正常运行时其安装位置应明显可见。
3.8结构一般要求
供方提供的变电站应能方便、安全地进行运行监视和维护工作,并应具有较好的系列性和通用性。
总体外观和色彩应与环境相协调。
变电站应为全密封、全绝缘结构，无需绝缘距离，以可靠保证人身安全。
3.8.1箱体
3.8.1.1箱壳采用金属材料具有抗暴晒、不易导热、抗风化腐蚀及抗机械冲击等特点。
箱体金属框架均应有良好的接地，有接地端子，并标有接地符号。
3.8.1.2箱体应有足够的机械强度,在起吊、运输和安装中不得变形或损伤。
3.8.1.3箱体不带操作走廊。
高压间隔、低压间隔和变压器布置成“品”字形。
要求变压器带油枕、散热器外置。
要求变压器本体可独立拆下而不影响高压室和低压室。
3.8.1.4箱体上的所有的门应向外开,开启角度不小于105°
并设有定位装置。
门应有缓冲的功能,并装有把手、暗闩和能防雨、防堵、防锈、有较好防盗功能的暗锁,铰链应采用内铰链。
门的尺寸应与所装用的设备尺寸相配合。
3.8.1.5箱体和箱柜的内外表面应平整、光洁；
涂层脱落和磕碰损伤，涂料层应牢固均匀，无明显色差和反光，30年不褪色，不脱落，漆膜厚度应不小于400μm。
箱体的基座应高出地基200～600mm。
3.8.1.6箱体应确保在正常环境温度下,所有电器设备的运行温度不超过其最高允许温度。
3.8.1.7箱体顶盖的倾斜度不应小于3°
并应装设防雨檐。
3.8.1.8箱体基座和所有外露金属件均应进行防锈处理，并喷涂耐久的防护层。
3.8.1.9箱体应有可靠的密封性能；
门、窗和通风口应设防尘、防小动物进入和防渗漏雨水措施。
箱体内壁和隔板用金属（或非金属）材料,其色彩应与内部电器设备颜色协调。
3.8.2高压配电装置
3.8.2.1高压电器设备应设有电磁锁装置。
3.8.2.2高压室内所有电器元件安装位置应便于导线连接、操作和维修,其连线均有明显的相别标记。
3.8.2.3高压室门的内侧应标出主回路线路图,同时应注明操作程序和注意事项。
信号灯及仪表的装设位置应易于观察和安全地更换。
3.8.2.4高压室应设置便于巡视的观察窗,并装有便于观察的高压带电显示器。
3.8.2.5高、低压电器设备室均要求设置带电显示器。
高压电缆下进线（高压室接线端子设接线铜排，必须满足3根ZR-YJV23-26/35kV-3×
95电缆终端并联接入）。
3.8.3低压配电装置
3.8.3.1进出线方式：
电缆下进线，设接线铜排，以便多根电缆接入。
每一处（共两处）0.27kV侧进线主电缆应位于箱变底部，电缆规格为三根并联ZR-YJY23-0.6/1-3×
185。
另外应考虑引接若干根控制电缆及光缆的位置。
3.8.3.2低压电器设备连线截面的选择和连接方式应满足载流量和短时耐受电流的要求。
固定方式要满足峰值耐受电流的要求。
连线均应有明显的相别标记。
3.8.3.3低压室门内侧应标出主回路的线路图。
低压零母线的截面应大于主母线截面的1/2，若主母线截面小于50mm²
则取相同截面。
3.8.4接地
3.8.4.1变电站的箱体应设有专用的铜接地导体,其上设有不少于二个与接地网相连的固定端子,并应有明显的接地标志。
接地端子所用螺栓应采用直径不小于M12的铜质螺栓。
接地导体的电流密度,应不超过200A/mm²
其截面最小不得小于30mm²
3.8.4.2变电站中各间隔的专用铜接地导体应相互联结,或通过专用的端子可靠地连接在一起。
箱式变的金属骨架、高、低配电装置及变压器部分的金属支架均应有符合技术条件的接地端子，并与专用接地导体可靠地连接在一起。
箱式变高、低压配电装置及变压器部分的专用接地导体应相互联接，否则应通过专用的端子可靠地连接在一起。
变电站中所有高、低压电器设备的非带电金属裸露部分均应可靠接地，门和在正常运行条件下可抽出部分的接地应保证在打开和抽出位置时仍可靠接地。
箱变各门均有接地跨接线。
3.8.4.3与接地回路相连的部分包括
（1）变电站的外壳（如果是金属的）
（2）高压电器设备的柜体或框架
（3）高压金属屏蔽和高压
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