智能变压器技术条件V10.docx
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智能变压器技术条件V10
1.变压器常规技术要求
1.1.标准和规范（表1）
表1一次设备和附件需要满足的主要标准
标准号
标准名称
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气间隙
GB1094.5—2003
电力变压器第5部分承受短路的能力
GB2900.15—1982
电工术语变压器互感器调压器电抗器
GB2536—1990
变压器油
GB311.1—1997
高压输变电设备的绝缘配合
GB/T1094.4—2004
电力变压器第4部分电力变压器和电抗器雷电冲击波和操作
冲击波试验导则
GB/T1094.10—2003
电力变压器第10部分声级测定
GB/T7354—2003
局部放电测量
GB11604—1989
高压电气设备无线电干扰测试方法
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
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
GB10230
有载分接开关
GB/T5582—1993
高压电力设备外绝缘污秽等级
GB/T16274—1996
油浸式电力变压器技术参数和要求500kV级
GB/T13499
电力变压器应用导则
GB/T17468—1998
电力变压器选用导则
GB/T15164—1994
油浸式电力变压器负载导则
GB/T8287.1—1997
高压支柱瓷绝缘子技术条件
GB/T8287.2—1999
高压支柱瓷绝缘子尺寸与特性
GB/T4109—1999
高压套管技术条件
GB5273—1985
变压器、高压电器和套管的接线端子
GB1208—1997
电流互感器
GB16847—1997
保护用电流互感器暂态特性技术要求
GB/T7252—2001
变压器油中溶解气体分析与判断导则
GB/T7595—2000
运行中变压器油质量标准
GB/T4585—2004
交流系统用高压绝缘子的人工污秽试验
GB50150
电气装置安装工程电气设备交接试验标准
JB/T10088—2004
6～500kV级电力变压器声级
续表
标准号
标准名称
JB/T8637—1997
无励磁分接开关
JB/T3837—1996
变压器类产品型号编制方法
DL/T596—1996
电力设备预防性试验规程
DL/T572—1995
电力变压器运行规程
Q/GDW103-2003
750kV系统用主变压器技术规范
下列为所参照的IEC标准，但不仅限于此：
IEC60296：
2003
变压器与断路器用新绝缘油规范
IEC60815
污秽条件下绝缘子选用导则
所有螺栓、双头螺栓、螺纹、管螺纹、螺栓头和螺帽均应遵照ISO及SI公制标准。
当标准、规范之间存在差异时，应按要求高的指标执行。
1.2.结构和其他要求
1.2.1.布置要求
a）变压器本体、套管、储油柜和冷却器（散热器）等布置应符合用户的要求。
b）变压器出线与GIS或封闭母线的连接应保证安装时接合准确和方便。
为此，用户和变压器提供厂家双方图纸尺寸必须严密配合，且均应留有调节裕度。
与GIS连接应考虑瞬态过电压对变压器的影响以及现场做局放试验的便利。
与封母连接还应考虑排水和阻断环流。
c）变压器高、中、低压侧及中性点侧套管与其他设备端子相连均应采用软连接，以防止过高应力的产生。
d）铁心、夹件的接地引下线应分别引出至油箱下部接地。
1.2.2.铁心和绕组
a）铁心应采用优质、低耗的晶粒取向冷轧硅钢片，用先进方法叠装和紧固，使变压器铁心不致因运输和运行中的振动而松动。
b）全部绕组均应采用铜导线，优先采用半硬铜导线。
股线间应有合理的换位，使附加损耗降至最低，连续换位导线应采用自黏性换位导线。
绕组应有良好的冲击电压波分布，变压器内部不宜采用加装非线性电阻方式限制过电压。
许用场强应严格控制，采用耐热、高密度、灰分低的绝缘纸作为匝间绝缘，确保绕组内不发生局部放电和绝缘击穿。
应对绕组漏磁通进行控制，避免在绕组、引线、油箱壁和其他金属构件中产生局部过热。
c）绕组绕制、套装、压紧应有严格的紧固工艺措施，引线应有足够的支撑，使器身形成紧固的整体，具有足够的抗短路能力。
d）器身内部应有较均匀的油流分布，铁心级间迭片也应留有适当的冷却油道，并使油路通畅，避免绕组和铁心产生局部过热。
e）变压器运输中当冲撞加速度不大于3g时，应无任何松动、位移和损坏。
f）对受直流偏磁影响的变压器，应考虑直流偏磁作用下产生振动而导致结构件的松动。
在变压器750kV绕组中性点接地回路中存在4A直流偏磁电流下，变压器铁心不应存在局部过热现象，油中气体分析正常，油箱壁振动最大值≤100μm（峰—峰值），噪声声压级增加值≤5dB。
1.2.3.储油柜
a）储油柜中的油应与大气隔离，其中的油量可由胶囊的膨胀或收缩来调节。
储油柜中的气室通过吸湿器与大气相通。
b）套管升高座等处积集气体应通过带坡度的集气总管引向气体继电器，再引至储油柜。
在气体继电器水平管路的两侧加蝶阀。
c）储油柜应装有油位计（带高、低油位时供报警的密封接点）、放气塞、排气管、排污管、进油管、吊攀和人孔。
1.2.4.油箱
a）变压器油箱的顶部不应形成积水，油箱内部不应有窝气死角。
b）变压器应能在其主轴线和短轴线方向在平面上滑动或在管子上滚动，油箱上应有用于双向拖动的拖耳。
变压器底座与基础的固定方法应经用户认可。
c）所有法兰的密封面应平整，密封垫应有合适的限位，防止密封垫过度承压以致龟裂老化造成渗漏。
d）油箱上应设有温度计座、接地板、吊攀和千斤顶支支撑座等。
e）油箱上应装有梯子，梯子下部有一个可以锁住踏板的挡板，梯子位置应便于对气体继电器的检查。
f）油箱应装有下列阀门：
1）进油阀和排油阀（在变压器上部和下部应成对角线布置）；
2）油样阀（取样阀的结构和位置应便于密封取样）。
g）变压器应装带报警或跳闸触点的压力释放装置，每台变压器至少2个，直接安装在油箱两端。
h）气体继电器重瓦斯触点不应因为气体的积累而误动，具有引至地面的取气管，便于采集气样。
i）变压器油箱的机械强度。
应承受真空残压13.3Pa和正压0.12MPa的机械强度试验，不得有损伤和不允许的永久变形。
j）密封要求。
整台变压器（包括冷却装置）应能承受在储油柜的油面上施加的0.03MPa静压力，持续24h，应无渗漏及损伤。
k）根据用户要求可提供油色谱在线监测和充氮灭火装置的管道接口。
1.2.5.冷却装置
a）型式和生产厂家一般由变压器商提供。
b）风扇、油泵电机应为三相、380V，应有三相检测的过载、短路和断相保护。
c）冷却装置应采用低噪声的风扇和低转速的油泵，靠近油泵的管路上应装设油流继电器，运行中油泵发生故障时应报警。
d）冷却装置进出油管应装有蝶阀。
对壁挂式散热器组下部应视情况装设支撑架。
e）变压器的冷却装置应按负载和温度情况，自动逐台或分段投切相应数量的油泵和风扇，且该装置可在变压器旁就地手动操作，也可在控制室中遥控。
f）当切除故障冷却装置时，备用冷却装置应自动投入运行。
g）冷却装置应有使两组相互备用的供电电源彼此切换的装置。
当冷却装置电源发生故障或电压降低时，自动投入备用电源。
h）当投入备用电源、备用冷却装置，切除冷却装置和损坏的油泵、风扇电机时，均应发出信号。
i）当需要时，备用冷却装置也可投入运行，即全部冷却装置（包括备用）投入运行且不得发生油流放电（对ODAF冷却方式）。
j）对于非自然冷却的变压器，当满载运行时，全部冷却电源消失后，允许继续运行时间至少20min。
如果顶层油温未到75度，允许继续运行，但不能超过60min。
k）变压器生产厂家应提供下表所列在不同环境温度下、投入不同数量的冷却器时，变压器允许满负荷运行时间及持续运行的负荷系数（见表2）。
表2变压器允许满负荷运行时间及持续运行的负荷系数
投入冷却器数
满负荷运行时间（min）
持续运行的负荷系数
10℃
20℃
30℃
40℃
10℃
20℃
30℃
40℃
l）变压器的负载能力应符合GB/T15164《油浸式电力变压器负载导则》的要求，生产厂家应提供短时急救过负载能力的计算报告，控制条件为环境温度40℃，起始负载为80%额定容量，150%额定容量连续运行不低于30min，变压器的热点温度不超过140℃。
1.2.6.套管
a）66kV及以上电压等级应采用电容型套管，并应有试验用端子，其结构应便于试验接线。
使用在海拔高于1000m地区的变压器套管，其绝缘水平应根据安装地点的海拔高度进行海拔修正。
b）套管应不渗漏，对油浸式套管并应有易于从地面检查油位的油位指示器。
c）每个套管应有一个可变化方向的平板式接线端子，以便于安装与电网的连接线，端子板应能承受400N·m的力矩而不发生变形。
d）伞裙应采用大小伞，伞裙的伸出长度、伞间距等应符合IEC60815之规定。
e）瓷套颜色依据用户要求。
f）套管的试验和其他的性能要求应符合GB/T4109规定。
1.2.7.套管式电流互感器
a）电流互感器的二次引线应经金属屏蔽管道引到变压器控制柜的端子板上，引线应采用截面不小于4mm2的耐油、耐热的软线。
二次引线束可采用金属槽盒防护。
b）TPY型电流互感器的暂态误差在下列条件及规定的KSSC下，应不大于10%：
◆Tp——规定的一次时间常数，高压侧为ms，中压、低压、中性点为ms；
◆Rb——额定电阻负荷；
◆直流分量偏移100%；
◆操作循环：
；合闸或重合闸之后保持暂态准确度最小时间为ms。
c）套管式电流互感器应符合GB1208、GB16847现行标准的规定。
d）绕组测温电流互感器应设于高压侧套管。
1.2.8.分接开关
a）有载分接开关：
◆有载分接开关应是高速转换电阻式。
◆分接开关应布置在旁轭的外侧。
◆有载分接开关的切换装置应装于与变压器主油箱分隔且不渗漏的油室里。
其中的切换开关芯子可单独吊出检修。
◆有载分接开关切换油室的油应能在带电情况下进行滤油处理。
有载分接开关切换油室应有单独的储油柜、呼吸器、压力释放装置和保护用继电器等（气体继电器或压力突变继电器）。
◆有载分接开关的驱动电机及其附件应装于耐候性好的控制柜内。
◆有载分接开关应能远距离操作，也可在变压器旁就地手动操作。
应具备累计切换次数的动作记录器和分接位置指示器。
控制电路应有计算机接口。
◆有载分接开关切换开关油室应能经受0.05MPa压力的油压试验，历时24h无渗漏。
◆有载分接开关运行7年或操作10万次后才需要检查。
◆有载分接开关的分接头的引线和连线的布线设计应能承受暂态过电压。
且应防止由于引线通过短路电流时产生的电动力使开关受力移动。
b）无励磁分接开关：
◆无励磁分接开关应能在不吊油箱的情况下方便地进行维护和检修。
◆应带有外部的操动机构用于手动操作。
该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，该装置还应具有位置接点（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。
◆无励磁分接开关的分接头的引线和连线的布线设计应能承受暂态过电压。
且应防止由于引线通过短路电流时产生的电动力使开关受力移动。
c）分接开关应符合GB10230、JB/T8637规定。
1.2.9.变压器油
a）变压器油应是符合GB2536规定的环烷基、低含硫量、添加抗氧化剂的新油。
b）提供的新油应包括10%的备用油。
1.2.10.温度测量装置
变压器应配备绕组模拟温度测量装置和油温测量装置。
油温测量应不少于两个监测点。
上述温度变量除在变压器本体上可观测外，尚应能将该信号送出。
1.2.11.变压器二次回路连接
a）变压器二次接线端子箱、控制柜布置及电缆敷设要求、接地端子位置及其他布置的特殊要求需在由变压器生产厂家提出，由用户决定。
b）变压器本体上的测温装置的端子箱或就地仪表间的电缆应采用耐油、阻燃、屏蔽电缆。
气体继电器至端子箱电缆应将每个触点的引线单独引出，不得合用一根多芯电缆。
c）变压器的端子箱和冷却装置控制柜内的端子排应为阻燃、防潮型，并应有15%的备用端子，供用户使用。
d）控制柜和端子接线箱应设计合理，采用不锈钢材料，有可靠的防潮、防水措施，室外放置其防护等级为IP55。
控制柜为地面式布置。
e）控制柜和端子箱应有足够的接线端子以便连接控制、保护、报警信号和电流互感器二次引线等的内部引线连接，并应留有15%的备用端子，接线端子采用铜质端子。
所有外部接线端子包括备用端子均应为线夹式。
控制跳闸的接线端子之间及与其他端子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。
f）控制柜和端子接线箱内应有可开闭的照明设施，并应有适当容量的交流220V的加热器，以防止柜内发生水汽凝结。
控制柜和端子接线箱内设电源插座（单相，10A，220V，AC）。
g）变压器二次引出线应采取防锈、防老化等相应保护措施。
1.2.12.变压器的报警和跳闸保护触点
变压器的报警和跳闸保护触点见技术专用部分。
1.2.13.涂漆和防锈
a）变压器油箱、储油柜、冷却装置及连管等的外表面均应涂漆，其颜色应依照用户的要求。
b）变压器油箱内表面、铁心上下夹件等均应涂以浅色漆，并与变压器油有良好的相容性，用漆由生产厂家决定。
c）所有需要涂漆的表面在涂漆前应进行彻底的表面处理（如采用喷砂处理或喷丸处理）。
d）喷砂（喷丸）处理后8h内，且未生锈之前，应涂一层金属底漆。
底漆应具有良好的防腐、防潮和附着性能，漆层厚度不小于0.04mm，表层面漆与底漆相容，具有良好的耐久性能。
e）所有外表面至少要涂一道底漆和两道面漆，面漆厚度不小于0.085mm，表层面漆应有足够弹性以耐受温度变化，耐剥落且不褪色、粉化。
f）变压器出厂时，外表面应油漆一新，并供给用户适当数量的原用漆，用于安装时现场补漆。
1.2.14.变压器的寿命
变压器在规定的工作条件和负载条件下运行，并按使用说明书进行安装和维护，预期寿命应不少于30年。
1.2.15.铭牌
铭牌应包括以下内容：
1）变压器种类（名称、型号、产品代号）；
2）标准代号；
3）制造厂名（包括国名）；
4）出厂序号；
5）制造年月；
6）相数；
7）额定容量（MVA）（对多绕组变压器，应给出每个绕组的额定容量）；
8）额定频率（Hz）；
9）各绕组额定电压（kV）和分接范围；
10）各绕组额定电流（A）（对自耦变压器还应注明额定条件下公共绕组中电流值）；
11）联结组标号（并给出绕组连接示意图，应与实际排列位置相符）；
12）以百分数表示的短路阻抗实测值（对多绕组变压器应标明相当于100%额定容量时的短路阻抗实测值）；
13）绝缘水平；
14）冷却方式（如果有几种冷却方式，还应以百分数表示相应的冷却容量）；
15）总重（t）；
16）绝缘油重（t）（注明牌号、厂名、油基）；
17）运输重（t）；
18）器身吊重（t）；
19）上节油箱重（t）（对钟罩式变压器）；
20）负载损耗（实测值）（kW）；
21）空载损耗（实测值）（kW）；
22）空载电流（实测值）（%）；
23）套管式电流互感器（用单独标牌给出其主要技术数据）；
24）绝缘耐热等级（A级可不给出）；
25）温升（当不是标准规定值时）；
26）温度与储油柜油位关系曲线。
1.3.试验
根据本技术规范、最新版的国标（GB）和IEC有关标准及其补充说明进行变压器试验，试验应出具详细记载测试数据的正式试验报告，并有用户代表或第三方人员在场监试或见证，并提供变压器及其附件相应的型式试验报告和例行试验报告，同时执行下列要求。
1.3.1.例行试验
a）绕组电阻测量
测量所有绕组的直流电阻，对于带分接的绕组，应测量每一分接位置的直流电阻。
变压器绕组电阻不平衡率：
相间应小于2%，三相变压器线间应小于1%。
即
（Rmax–Rmin）/Rave＜2%（1%）
b）电压比测量和联结组标号检定
应在所有绕组对间及所有分接位置进行电压比测量。
电压比允许偏差应符合GB1094.1中表1规定。
应检定变压器的联结组标号。
c）短路阻抗及负载损耗测量
◆短路阻抗测量。
应在各绕组对间，在主分接和最大、最小分接位置测量。
短路阻抗的允许偏差不能超过合同规定值，并在主分接位置进行低电流（例如5A）下的短路阻抗测量。
◆负载损耗测量。
负载损耗应在各绕组对间，在主分接和最大、最小分接位置上，按GB1094.1的方法进行测量。
所用互感器的误差和试验接线的电阻损耗（包括线损和表损）必须予以校正。
◆短路阻抗和负载损耗应换算到参考温度（75℃）时的值。
d）空载损耗和空载电流测量
在10%～115%的额定电压下进行空载损耗和空载电流测量，并绘制出励磁曲线。
空载损耗和空载电流值应按照GB1094.1中的方法进行测量，并予以校正。
提供380V电压下的空载电流和空载损耗。
e）长时间空载试验
在绝缘强度试验后，应对变压器施加1.1倍额定电压至少运行12h，然后进行与初次测量条件相同下的100%和110%额定电压的空载损耗和空载电流测量。
测量结果应与初次值基本相同。
f）绕组连同套管的绝缘电阻测量
每一绕组对地及其余绕组之间的绝缘电阻都要进行测量，测量时使用5000V兆欧表。
吸收比
不小于1.3或极化指数
不小于1.5。
当极化指数或吸收比达不到规定值时，而绝缘电阻绝对值比较高（例如＞10000M），应根据绕组介质损耗因数等数据综合判断。
g）绕组连同套管的的介质损耗因数（tan）和电容量测量
应在油温10℃～40℃之间测量。
试验报告中应有试验设备的详细说明，并有试验电压为10kV时的测量结果。
每一绕组对地及绕组之间的tan不超过0.5%（20℃）。
同时提供电容量实测值。
h）铁心和夹件绝缘电阻测量
用2500V的兆欧表测量铁心和夹件绝缘电阻，其值不小于500M。
运输包装前，还应通过铁心和夹件接地端子检测铁心和夹件绝缘电阻。
i）感应耐压试验和局部放电测量
◆短时感应耐压试验（ACSD）：
按照技术规范专用部分表6的要求值规定的电压进行，同时应进行局部放电测量。
◆长时感应电压试验（ACLD）：
长时感应试验允许的局部放电量应符合技术规范专用部分表6的规定。
◆局部放电视在放电量的测定方法和试验加压程序，按GB1094.3规定。
◆测试报告中应有每5min记录一次的测量结果。
j）雷电全波冲击试验
应按GB1094.3、GB/T1094.4规定进行。
k）操作冲击试验
220kV中压绕组线端操作冲击试验可用短时感应耐压试验（ACSD）代替。
l）外施交流耐压试验
对低压绕组和高、中压绕组的中性点进行外施交流耐压试验，试验电压值技术规范专用部分表6的规定，持续时间1min。
m）套管试验
套管试验应符合GB/T4109及GB2376规定，应提供套管型式试验和例行试验（包括油色谱、微量水）的试验报告。
套管安装到变压器上后，还应测量10kV电压下套管的tan和电容量。
套管的末屏端子应进行1min、2kV的工频耐受电压试验。
n）套管式电流互感器试验
套管式电流互感器试验应为装在升高座内的成品试验。
试验方法和要求按GB1208进行。
◆电流比测量。
◆极性检查。
◆直流电阻测量，应测量电流互感器的每个绕组电阻，并换算到75℃时的值。
◆绝缘试验，所有电流互感器应进行绕组间及其对地的绝缘电阻和1min、3kV工频耐受电压试验。
◆匝间耐压试验。
◆励磁特性曲线测量，每台电流互感器应测量励磁特性曲线。
同一台变压器的多个同规格参数的套管式电流互感器绕组其励磁特性不应相差5%以上（比较同一电压下的电流测量值）。
◆误差试验，电流互感器应逐个测量每个二次绕组的误差。
o）冷却器（散热器）的密封试验
◆冷却器应加不低于0.5MPa的压力进行密封试验，持续10h，应无渗漏。
◆散热器应随同变压器本体一起进行密封试验。
p）变压器密封试验
整台变压器应能承受储油柜的油面上施加0.03MPa静压力进行密封试验，持续时间24h，应无渗漏和损伤。
q）绝缘油试验
按GB2536有关规定进行物理、化学、电气性能等试验，提供试验报告。
r）绝缘油中溶解气体分析
按下列顺序取油样进行气体色谱分析：
◆试验开始前。
◆长时间空载试验后。
◆温升试验或长时过电流试验开始前；
温升试验或长时过电流试验中，每隔4h取样；
温升试验或长时过电流试验完成后。
◆工厂试验全部完成后。
产品合格证书中应包括油中溶解气体色谱分析结果。
s）其他部件的检查试验
压力释放装置的释放压力试验、气体继电器的整定值的校验、温度计的校准和二次回路的工频耐受电压试验等。
t）长时过电流试验（做过温升试验的变压器可不进行）
在1.1倍额定电流下，持续运行4h，试验前后取样进行油中气体分析，应无异常变化。
u）油流静电试验和开动全部油泵（包括备用油泵）时的局部放电测量试验应符合GB/T16274规定。
v）变压器绕组频响特性测量
w）分接开关试验
◆有载分接开关应做操作循环试验、切换时间测量、过渡电阻测量等。
◆无励磁分接开关应做操作试验检查、接触电阻测量等。
1.3.2.型式试验
a）温升试验
◆应根据GB1094.2规定进行温升试验。
温升限值应满足技术规范专用部分表6规定。
同型号、同容量变压器中任选一台做温升试验。
◆温升试验前、后均应取油样进行色谱分析，油中可燃烧气体含量（总烃、CO）无明显变化，且不应出现乙炔。
b）雷电截波冲击试验
按GB1094.3和GB/T1094.4规定进行。
c）中性点雷电全波冲击试验
按GB1094.3和GB/T1094.4规定进行。
d）声级测定
声级测量按GB/T1094.10、JB/T10088规定进行。
e）油箱机械强度试验
应提供符合本招标文件规定的变压器油箱机械强度试验报告。
该报告的被试油箱结构应与合同产品的油箱结构相同。
f）套管式电流互感器的暂态特性试验
在相同的TPY型铁心中选择1台有代表性的进行试验，提供暂态特性试验曲线。
g）无线电干扰电压测量
测量出线端子上的无线电干扰电压，并观察在晴天的夜间有无可见电晕。
h）空载电流谐波测量
其幅值表示为基波分量的百分数。
i）风扇电机和油泵电机所吸取功率的测量
j）零序阻抗测量（对三相变压器）
1.3.3.现场试验
根据GB50150进行变压器现场试验，并同时执行下列要求：
a）测量绕组连同套管的直流电阻
变压器三相绕组电阻的不平衡率：
相间＜2%，线间＜1%。
在相同的温度下，其结果与出厂例行试验所测值相比，偏差不应
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