35kV变压器技术协议规范书Word文档格式.doc
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GB2536-1990变压器油
GB311.1-1997高压输变电设备的绝缘配合
GB/T16927.1~2-1997高电压试验技术
GB/T6451-1999三相油浸式电力变压器技术参数和要求
GB/T4109-1999高压套管技术条件
GB/T15164-1994油浸式电力变压器负载导则
GB7328-1987变压器和电抗器的声级测定
GB7354-1987局部放电测量
GB50150-1991电气装置安装工程电气设备交接试验标准
DL/T620-1997交流电气装置的过电压保护和绝缘配合
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
JB/T10088-19996~220kV变压器声级
1.6本设备技术规范书为尽事宜,由需供双方协商确定。
1.7供方应获得ISO9000(GB/T19000)资格认证书或具备等同质量认证证书,必须已经生产过三台以上或高于本招标书技术规范的设备,并在相同或更恶劣的运行条件下持续运行三年以上的成功经验。
提供的产品应有两部鉴定文件或等同有效的证明文件。
对于新产品,必须经过挂网运行,并通过产品鉴定。
2使用环境条件
2.1周围空气温度
最高温度:
+40℃
最低温度:
-10℃
最大日温差:
25℃
2.2海拔高度:
不超过1000m
2.3最大风速:
35m/s
2.4环境湿度:
月平均相对湿度不大于90%
日平均相对湿度不大于95%
2.5耐地震能力:
8度
水平加速度:
0.15g
2.6大气条件:
大气中无严重侵蚀和爆炸性介质
3技术要求
3.1绝缘水平见下表:
部位名称
额定雷电冲击耐受电压(全波峰值,kV)
截断雷电冲击耐受电压(截波峰值,kV)
短时(1min)工频耐受电压(有效,kV)
35kV绕组
200
220
85
6.3kV绕组
60
65
25
3.2温升限值
油顶层:
60K;
油箱:
70K;
线圈:
65K;
铁芯:
80K。
3.3制造厂必须提高过负荷能力。
3.4变压器分接头在任何位置时都应能承受三相对称短路电流(最小值为额定电流的25倍)2s,各部分无损坏和明显变形,短路后线圈的平均温度最高不超过250℃。
宜采用半硬铜、自粘性换位导线以及用硬绝缘筒绕制线圈等措施提高变压器抗短路能力。
3.5局部放电水平
首先试验电压升到下进行测量,保持5min;
然后试验电压升到U1(=Um),保持5s;
最后电压降到U2下再进行测量,保持30min。
允许的放电量为Q<500pC(Um为设备的最高工作电压)。
3.6噪音水平
当冷却器、风扇不投入运行时,在距离设备0.3m处测量,噪音水平不应大于65dB;
当冷却器及风扇投入运行时,在距离设备2m处测量,噪音水平不应大于65dB。
(除特别注明外)
3.7在最高工作电压下,变压器在户外晴天的夜晚无可见电晕,且无线电干扰电压不大于2500uV。
3.8变压器铁芯接地引线必须通过套管引出,且经引线至变压器下部接地以便于带电测量,该套管及铁芯对地绝缘应能承受1min工频试验电压2kV(有效值)。
3.9变压器油箱的机械强度
应能承受2×
104Pa真空度和8×
104Pa正压的机械强度试验,不得有损伤和不允许的永久变形。
3.10储油柜采用外油式波纹管式储油柜。
3.10.1储油柜应具有与大气隔离的油室。
油室中的油量可由构成气室的不锈钢波纹膨胀体的膨胀或收缩来调节。
3.10.2储油柜与变压器油箱之间用不锈钢金属波纹管连接,连接处装有真空密封,并保证联管畅通。
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。
3.10.3外油式波纹管式储油柜设计膨胀系数:
7%。
3.10.4外油式波纹管式储油柜芯体应为1Cr18Ni9Ti不锈钢金属材料,采用全密封、免维护设计。
3.10.5芯体内设计有压力延时装置,对变压器起二次保护作用,
3.10.6保证储油柜在微正状态下正常运行,工作压力≥0.05Mpa。
3.10.7储油柜的波纹管与筒壁之间采用树脂带衬,以防止波纹管与内筒壁接触。
3.10.8储油柜的油位指示采用拉带式油位指示计(应表示出变压器未投入运行时,相当于温度为-20℃,0℃,+20℃和+40℃四个油面标志),应具备注油、排油和取油样阀门,还应设有真空排气阀和吊耳。
此外储油柜还具有极限油位远传报警功能。
3.10.9储油柜的结构应便于清理内部,容积应保证在周围气温+40℃,满负载状态下油不溢出,在-30℃未投入运行时,观察油位计应有油可见。
3.10.10使用寿命:
30年
3.11变压器应装有压力释放阀和速动油压继电器。
当变压器油箱内压力达到安全限值时,压力释放阀应可靠地释放压力。
当变压器油箱内的压力上升速度威胁到油箱安全时,速动油压继电器应能使变压器退出运行。
3.12变压器应装上层油温温度计和线圈模拟温度计,温度计应提供远方指示仪表和信号接点。
信号接点容量在交流电压220V时不低于50VA;
直流有感负载不低于15W。
温度计的安装位置应便于观察。
3.13变压器装有气体继电器,其接点容量在交流电压220V时不小于66VA,直流有感负载时不小于15W。
积聚在气体继电器内的气体数量达到250~300mI或油速在整定范围内时,应分别接通相应的接点。
气体继电器的安装位置及其结构应能观察到分解气体的数量和颜色,并通过集气装置把气体引至变压器中下部以便于取气体。
3.14变压器套管
3.14.1变压器35kV侧套管必须采用油纸电容型或干式套管,6.3kV侧套管采用纯瓷套管。
(1)不得采用有机粘结接缝过多的瓷套管和密集形伞裙的瓷套管。
(2)安装在供货变压器上的套管必须是进行出厂试验时该变压器所用的套管。
(3)电容型套管接地线的引出线连接端子必须采取防止螺杆转动的措施。
(4)套管必须采用接线板连接结构。
3.14.2绝缘水平:
套管的工频耐受电压和雷电冲击耐受电压的水平高于或等于变压器线圈的绝缘水平。
3.14.3油纸套管在工频40.5kV下,局部放电视在放电量不大于10pc。
3.14.4油纸套管在工频电压下的介质损耗因数tanδ≤0.007,并且试验电压从升高到时,tanδ变化值不超过0.001。
变压器厂家必须提供6.3kV、、三个电压下的tanδ值。
3.14.5套管的额定电流必须和变压器额定电流相配合。
套管短时电流的最小值为其额定电流的25倍,额定持续时间为2s。
3.15带有套管型电流互感器的变压器应供信号测量和保护装置辅助回路用的接线箱(不锈钢材料制成)。
互感器二次接线及辅助回路的连接,必须采用截面不小于4mm2的单芯铜导线,过门采用软铜线。
布线时,应考虑避免其他组件故障对它的影响。
二次电流回路端子的接线方式可采用管状接线方式(凤凰端子)。
3.16套管接线端子连接处,在空气对空气的温升不大于55K,在油中的温升不大于15K。
3.17变压器油为#25油(除特别要求外),油的质量应符合有关标准规定,制造厂应提供注入变压器前的油质指标。
3.18变压器油箱下部壁上应装有专用密封式取油样阀。
油箱下部应装有足够大的放油阀。
油箱底部应有排油装置。
油箱下部应有供千斤顶顶起变压器的装置。
3.19安装平面至油箱顶的高度在3m及以上时,应在油箱上焊有固定梯子,其位置应便于取气样及观察气体继电器。
3.20变压器结构应便于拆卸和更换套管或瓷件。
3.21变压器应满足运输重量、尺寸限度,应确定运输过程中耐受冲撞的能力,并装设冲撞记录器进行检查。
变压器结构应满足允许倾斜。
3.22套管的安装位置和相互位置距离应便于接线,而且其相间、相对带电部分之空气间隙必须符合以下要求:
35kV套管间隙不小于40cm,6.3kV套管间隙不小于20cm。
3.23制造厂应保证变压器到现场后,不经吊罩检查即能可靠投入运行,并提供承诺函。
投入运行时,在额定电压下进行5次冲击合闸应无异常现象,在正常运行时,应达到20年不需要大修,使用寿命应达到30年。
3.24变压器油箱及储油柜应能承受50kPa压力的密封试验,其试验时间为36h,不应有任何渗漏和损伤。
所有暴露在大气中的金属部件应有可靠的防锈层或采用不锈钢材料制成。
变压器所用的橡胶密封件应选用以丙烯酸脂橡胶为主体材料的密封件,以保证不渗油漏油。
3.25冷却装置
(1)冷却装置数量及其冷却容量应足以将变压器所有线圈在额定负荷下产生的总损耗(包括空载损耗、负载损耗和杂散损耗)全部散掉,并配备备用冷却器。
冷却装置应有两路380V交流电源供电,两路电源可以切换,互为备投。
电源及控制回路装于变压器旁的控制箱内。
(2)冷却器可用手动或自动投入或停止。
(3)冷却器全停时跳闸回路应按下列条款的要求设时间继电器和延时继电器回路,此回路应由220V直流电源供电,以便交流消失后仍能可靠跳闸。
直流时间继电器及延时回路应设置在变压器旁的控制箱内。
(4)冷却器全停后允许运行时间:
当环境温度为40℃时,所有风扇退出运行后允许满载运行不小于20min。
所有风扇均退出运行后,油温不超过75℃时允许运行60min。
(5)每一冷却器应有低噪音风扇,油流速度应限制在0.5m/s以下。
(6)冷却器应通过蝶阀固定于变压器油箱上,以方便拆装。
冷却器的回油管上应安装取样阀和管道,阀门公称直径50mm,以备安装变压器油气体在线监测装置之用。
(7)每组风扇应备有磁力接触器,每一接触器线圈应由一个单独的熔断器保护。
所有电机的控制装置装在一块控制板上并安装于冷却器的控制柜内。
(8)冷却器应能抗腐蚀。
(9)变压器的冷却装置风扇有自动投切装置,以适应油温的变化。
该装置既可就地操作,也可遥控,且就地
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- 35 kV 变压器 技术 协议 规范
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