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GB4109高压套管通用技术条件
GB5273变压器、高压电器和套管的接线端子
GB191包装贮运标志
2.1.3上述标准提出了最基本的要求,如果根据卖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,并能使卖方设备良好地、连续地在本规范所规定的条件下运行时,则这些标准也可以由卖方超越。
2.2工程条件
2.2.1电力系统概况
2.2.1.1本期工程扩建4×
330MW燃煤发电机组。
4台机组均采用发变组单元接线,以220kV电压接入220kV母线,再接入系统。
本技术规范书适用于工程所需的4台主变压器。
2.2.1.2系统标称电压:
220kV
2.2.1.3系统最高电压:
252kV
2.2.1.4系统额定频率:
50HZ
2.2.1.5系统中性点接地方式
(1)高压侧:
经隔离开关直接接地或经避雷器和放电间隙接地。
(2)低压侧:
不引出
2.2.1.6发电机额定输出电压:
22kV
2.2.1.7供冷却装置电源:
380V交流动力电源(三相三线制);
110V直流控制电源。
2.2.2变压器安装
2.2.2.1安装地点户外
2.2.2.2端子连接方式
架空线
离相封闭母线
(3)高压侧中性点:
硬铜母线(铜排)
2.3环境条件
2.3.1气象资料
·
多年极端最高气温:
40℃
多年极端最低气温:
-23℃
多年平均相对湿度:
64%
日照量(风速0.5m/s):
0.1W/cm2
覆冰厚度:
10mm
2.3.2地理位置及海拔高度
2.3.2.1地理位置:
2.3.2.2海拔高度:
<
1000m
2.3.3地震烈度
2.3.2.1厂区地震基本烈度:
7度,
2.3.2.2变压器按如下条件考虑
(1)地面水平加速度:
0.2g
(2)地面垂直加速度:
0.1g
2.3.4污秽等级及爬电距离
2.3.4.1污秽等级:
IV级
2.3.4.2爬电距离:
3.1cm/kV(按设备最高线电压)
2.4技术参数和性能要求
2.4.1变压器的主要技术参数
2.4.1.1型式:
三相、双绕组、铜绕组、无载调压、油浸式。
2.4.1.2冷却方式:
强迫油循环导向风冷(ODAF)或
强迫油循环风冷(OFAF)。
2.4.1.3额定频率:
50Hz。
2.4.1.4额定容量:
400MVA(绕组平均温升65K时)。
2.4.1.5额定电压
242kV
22kV
2.4.1.6额定电流:
954A
10497A
2.4.1.7额定电压比:
242±
2×
2.5%/22kV
2.4.1.8短路阻抗:
18%
误差范围:
±
5%
2.4.1.9极性:
负极性
2.4.1.10联接组标号:
YN,d11
2.4.1.11变压器相序:
面对变压器高压侧从左到右排列,
高压侧为A、B、C,低压侧为a、b、c。
2.4.1.12绕组绝缘耐热等级:
A级
2.4.1.13绕组绝缘水平
表2.4-1各绕组绝缘水平(额定耐受电压,kV)
绕组名称
短时工频
(有效值)
雷电冲击(峰值)
操作冲击
(相到中性点,峰值)
全波
截波
高压
395
950
1050
高压中性点
200
400
低压
55
125
140
2.4.1.14变压器绕组匝间工作场强:
不大于2kV/mm。
2.4.1.15套管技术参数
(1)套管耐受电压
表2.4-2变压器各套管额定耐受电压单位:
Kv
装设位置
冲击全波试验电压kV(峰值)
冲击截波试验电压kV(峰值)
一分钟工频试验电压(有效值)kV
(1.25/50μS)
湿试
干试
高压侧
950
1190
425
550
480
215
295
低压侧
195
240
85
110
(2)套管端子的允许荷载
表2.4-3套管端子的最小允许荷载值(N)
套管位置
横向
纵向
垂直拉力
2500
3150
1500
1400
注:
静态安全系数不小于2.5,事故状态下安全系数不小于1.67。
变压器套管端子型式和尺寸应满足GB5273标准中的有关规定。
(3)套管最小爬电距离(泄漏比距按3.1cm/kV,以最高线电压计算,并按IEC60185修正平均直径)
(a)高压:
7812mm
(b)低压:
700mm
(c)高压中性点:
3906mm
(4)套管相间距离
2800mm(暂定)
1400mm(暂定)
2.4.1.16套管电流互感器参数
表2.4-4每台变压器应供给下述套管电流互感器(参数为暂定)
电流比(A)
准确级
额定输出(VA)
组数
1500/1A
5P20
30
2
0.2S
10
1
300~600/1A
表中:
Fs---仪表保安系数,Fs≤5
注:
变压器测温及按负荷起动风扇等CT不在上述范围内,须卖方另行提供。
上述保护CT变比为暂定,待发变组保护招标结束后再明确。
套管电流互感器符合GB1208、GB16847现行标准的规定。
2.4.1.17变压器油参数
变压器油应符合GB/T2536规定的#25号克拉玛依烷基油。
卖方应提供过滤合格的新油,其击穿电压≥60kV,tgδ(90℃)≤0.5%,厂家提供含水量具体数据且不应含有PCB成分。
卖方应提供符合技术要求的变压器油,油量为全部油量的110%。
2.4.2变压器技术性能要求
2.4.2.1变压器温升限值
表2.4-5连续额定容量时变压器各部的温升(周围环境温度40℃)
部位
温升
测量方法
备注
顶层油
<
55K
用温度传感器测量
绕组平均温升
65K
用电阻法测量
油箱、铁芯
和金属结构件
80K
铁芯本体温升
不应使相邻绝缘材料损伤
2.4.2.2变压器效率和损耗:
(1)效率
在额定电压、额定频率、额定容量和功率因数为1时的效率应不低于99.75%。
效率=(1-损耗/容量)×
100%,其中损耗=负载损耗(75℃)+空载损耗。
(2)负载损耗
在主分接额定容量下负载损耗(75℃)保证值投标方在数据表中提供。
(3)空载损耗
额定频率、110%额定电压的空载损耗保证值由投标人提供。
2.4.2.3高电压试验
(1)变压器高压试验参考顺序
局部放电→雷电冲击→操作冲击→感应耐压→局部放电→长期空载→油流静电。
(2)套管高压试验要求
供货套管(不包括备品)必须装在变压器本体上随变压器进行试验,并提供tgδ的实测结果。
2.4.2.4在额定频率下的过激磁能力
(1)在设备最高电压规定值内,电压与频率之比超过额定电压与额定频率之比,但不超过5%时,变压器应能连续运行而无损坏。
(2)在额定频率下,变压器在高于105%的额定电压下运行,但超过110%的额定电压时运行时间如表2.4-6。
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。
表2.4-6工频电压升高时的运行持续时间
工频电压升高倍数
相—相
1.1
1.25
1.5
1.58
相—地
1.9
2.00
持续时间
20min
20s
1s
0.1s
卖方应提供100%、105%、110%情况下激磁电流的各次谐波分量,并按50%—115%额定空载电流测试结果提供励磁特性曲线。
2.4.2.5承受短路能力
变压器应能承受外部短路效应而无损伤,热稳定时间为3s,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。
2.4.2.6变压器的负载能力
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,卖方应提供该变压器负载能力计算所需的热特性参数。
2.4.2.7变压器的过载能力
表2.4-7变压器过载的允许时间(正常寿命,过载前已带满负荷、环境温度40℃)
过电流(%)
允许运行时间
(1)(min)
20
480
120
45
60
75
100
(1)表中的数值是按照油浸式电力变压器负载导则的计算值。
(2)按上表方式运行时,绕组最热点温度应低于140℃。
2.4.2.8并列运行能力
所有相同设计、相同额定值的变压器的电气性能应完全相同,具有互换性,且可以并列运行。
2.4.2.9噪声水平
100%强迫油循环冷却方式下满载运行,距变压器本体两米,离地高度0.5米处,噪声不大于80dB(A)。
2.4.2.10真空注油
变压器应在油箱内真空度≤133Pa的状态下进行真空注油。
2.4.2.11变压器的寿命
变压器在规定的使用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。
2.4.2.12抗地震能力
卖方应提供抗地震能力的论证报告。
2.4.2.13局部放电[GB1094.3]
表2.4-8变压器各部的局放水平(电压为1.5Um/√3时)
名称
局部水平
高压绕组
≤100pC
低压绕组
高压套管
≤10pC
2.4.2.14冷却装置性能要求
(1)变压器投入或退出运行时,工作冷却器均可通过控制开关投入与停止。
(2)当运行中的变压器顶层油温或变压器负荷达到规定值时,能使辅助冷却器自动投入。
(3)变压器满载运行时,当全部冷却器退出运行后,允许继续运行时间至少20分钟。
当油面温度不超过75℃时,允许上升到75℃,但变压器切除冷却器后允许继续运行1小时。
2.4.2.15无线电干扰
在1.1倍最高运行相电压下进行试验,无线电干扰水平应≤500μV;
在晴天夜间无可见电晕。
2.4.2.16发电机变压器的甩负载
当发电机甩负载时,变压器与发电机相连的端子上应能承受1.4倍额定电压、历时5s而不出现异常现象。
2.4.3变压器结构要求
2.4.3.1铁芯和绕组
铁芯应采用高质量、低损耗的晶粒取向进口冷轧硅钢片,用先进方法迭装和加固,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。
绕组应采用自黏式换位导线。
引线应充分紧固,器身形成坚固的整体,使其具有足够耐受短路的强度。
在运输时和在运行中不发生相对位移。
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。
变压器应能承受运输中的冲撞,当冲撞加速度不大于3g时,应无任何松动、变形和损坏。
2.4.3.2油箱
(1)变压器油箱的机械强度
应承受真空133pa和正压98kpa的机械强度试验,油箱不得有损伤和不允许的永久变形。
冷却装置的机械强度应不小于油箱的强度(当与油箱连通时)。
应符合需方的要求。
2.4.3.7变压器的铁芯和较大金属结构零件的接地
变压器铁芯和较大金属结构零件均应通过油箱可靠接地。
接地处应有明显接地符号或“接地”字样。
所有变压器的铁芯均应通过套管从油箱上部引出直接接地。
铁芯单独引接,油箱上装有带螺孔的底板及绝缘支架。
绝缘支架的配置应适合引线(铜棒)引至箱底。
除铁芯外,变压器夹件也应引出接地。
2.4.4变压器的附件
2.4.4.1冷却装置
(1)冷却装置应采用低噪声的风扇和低转速的油泵,运行中油泵发生故障时应接通报警点报警。
(2)冷却装置进出油管应装有蝶阀。
(3)风扇电机和油泵电机为三相,380V、50HZ,应有过载、短路和断相保护。
(4)变压器的冷却装置应按负载和温度情况,自动逐台投切相应数量的整机和风扇,且该装置可在变压器旁就地手动操作。
(5)当切除故障冷却装置时,备用冷却装置应自动投入运行。
(6)控制系统采用两路独立电源供电,两路电源可任意选一路工作或备用。
当一路电源故障时,另一路电源能自动投入。
(7)当投入备用电源、备用冷却装置、切除冷却器和损坏电动机时,均应发出信号。
(8)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。
(9)正常运行时,冷却装置的总容量(不包括备用冷却器)应不小于变压器总损耗的1.3倍。
2.4.4.2套管
(1)电容式套管应有试验用端子。
(2)套管应不漏渗,对油浸式套管应有易于从地面检查油位的油位指示器。
(3)每个套管应有一个可变换方向的平板式接线端子,接线端子尺寸等要求由设计部门在设计联络时确定。
接线端子允许荷载不小于表2.4-3中的数值,且安全系数应等于或大于3.5。
(4)在空气中的接线端子,对空气的温升不大于55K。
(5)瓷套颜色:
棕色。
2.4.4.3套管电流互感器
(1)所有的电流互感器的变比应在变压器铭牌中列出。
(2)电流互感器的二次引线应经不锈钢电缆槽盒及金属屏蔽管道引到变压器端子箱的端子板上,引线应采用截面小于6mm2的阻燃、耐油、耐热的软线。
2.4.4.4变压器的报警和跳闸保护接点(均需两付)
分接开关的机械寿命不少于2万次。
分接开关长期载流的触头,承受短路能力要求与变压器主体相同。
分接开关绝缘水平与变压器主体相同。
2.4.5仪表和控制要求
2.4.5.1压力突变继电器
为了检测内部故障,每台变压器应配备压力突变继电器。
2.4.5.2温度检测
(1)绕组温度检测器
变压器应配备绕组热点温度检测器,它与电流互感器、加热线圈成套。
应配备电阻温度检测器和/或热电偶供远距离温度显示。
电阻温度检测器和/或热电偶的引线应引出到端子板,供买方进行端子连接。
卖方应提供绕组温度检测设备的说明及其细节。
(2)油温测量装置
变压器油箱内应安装三只远方测温电阻,供买方使用,(其中2只接XMT-102A数字式温度显示调节仪,1只电阻接计算机)电阻为Pt100,对应0—100℃,电阻接线为三线制,另外变压器还应在就地设置上层油温的测量、显示装置,并满足现场环境条件。
2.4.5.3冷却控制
(1)变压器的每个绕组都应供有一个绕组温度模拟器,温度模拟器应对中心相的负荷作出反映。
每个模拟器应和相关联的设备一起供货,它包括电流互感器、热井组件、温度检测器、必要的接线和毛细管、刻度盘式(指针式)温度指示器(精度在150℃的满刻度内,应在百分之二以内)。
(2)应按下列要求提供热点温度触点:
a.启动第一套冷却器的一副触点。
b.如果需要两级冷却时,启动第二套冷却器的一副触点。
c.如果正常启动控制失败时,启动两冷却器的一副备用触点。
d.二副报警触点。
(3)变压器上应安装一个或多个手动动力选择开关从而允许每个冷却器组使用在“运行”、“通电”、或“热”状态。
这种开关的位置安排应该不必打开控制柜就可以对它操作。
(4)提供连接到信号盘的报警触点用于显示:
控制顺序故障、每个冷却器组的电源故障以及信号盘的直流电源丢失故障。
(5)每一组风扇配有一只共同的带短路保护的断路器(这是附加在各个电机的过载保护上的)和一只共同的磁力接触器。
每只接触器有两副备用付触点,可在现场调节常开或常闭。
(6)每只接触器线圈回路有一只单独的热磁断路器,至线圈引出线的电路应引到控制柜内单独的一套端子排上。
(7)当冷却器系统在运行中出现故障时应能发出故障信号,每个信号应提供两个接点,供买方控制保护装置使用。
2.4.5.4变压器的消防
变压器厂提供的产品(包括冷却器风扇电机、潜油泵、控制箱及端子箱等)应满足水喷雾的要求。
2.4.5.5其它附件的技术要求
(1)变压器应配备绕组测温和油温测量装置。
绕组测温应能反映绕组的平均温升,油温测量应有三监测点。
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。
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其触点两极分别引出,不得合用一根多芯电缆。
变压器的端子箱和冷却器控制箱内的端子排应为阻燃、防潮型,并应有15%的备用端子,供买方使用。
(2)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。
2.4.5.6投标商成套提供变压器智能在线监测系统和中性点接地装置(分项报价)
(1)变压器在线检测系统(采用美国DOBLE公司IDD型变压器在线监测装置产品)
投标方投标时应提供在线监测系统资料和设备配置清单。
变压器智能在线监测装置全套设备应包括在线监测油中水份含量和油中故障气体在线检测功能。
以上检测功能均应在IDD主机统一管理平台下。
油中故障气体(至少包括氢、一氧化碳、乙炔、乙烯等)在线监测设备应为免维护形式,无油泵等转动部件和运行消耗性材料,无需进行定期标定。
油中故障气体检测不采用光声光谱法。
在线监测装置的全套设备应包括传感器、监测主机、各设备之间的联系电缆、主机防护箱体等。
在线监测装置内各设备间的联系电缆由投标方负责敷设,并提供足够的敷设材料以便电缆固定在本体上。
主机防护箱应安装在变压器本体上,主机防护箱应采用不锈钢材质,箱内配有加热器及温控器,根据设定温度或凝露点自动起停加热器。
主机防护箱应有防进水、防雨淋措施。
主机防护箱防护等级为IP55,应采用不锈钢材质。
每台主变在线监测装置配置如下:
a)监测内容为变压器油的溶解气体和油中水份含量在线监测、分析智能诊断。
b)主机配有可通过硬接线接入控制系统的报警输出接点,主机应配有以太网适配器。
主机应满足就地及通过局域网查看各种参数的要求。
c)智能型在线监测装置应留有通讯接口,输出4-20mA模拟量信号或送入机组DCS系统。
(2)中性点接地装置(采用保定天威恒通或保定创新产品,最终由业主确定)
卖方应为每台变压器成套提供一套中性点接地装置。
此套设备至少应包含如下几项:
变压器中性点避雷器(1台):
额定电压144kV,雷电冲击残压320kV,大电流压力释放能力5kA,爬电比距3.1cm/kV。
附放电在线监测器,设置高度1.5m。
变压器中性点隔离开关(1台):
额定电压110kV,额定短路耐受电流31.5kA,4s;
变压器中性点间隙零序电流互感器(1台):
额定电压10kV,变比100/1A,5P20,5P20,30VA;
设备支架:
高3.5m(暂定);
以上设备由成套厂组合在一起,供货至现场。
具体参数设计联络会最终确定。
2.4.6变压器的铭牌
2.4.6.1变压器应设有铭牌,材料应不受气候的影响,应固定在明显可见的位置上,铭牌上的内容应清晰牢固。
2.4.6.2铭牌上的内容(不限于此)
(1)变压器的种类
(2)标准代号
(3)制造厂名
(4)出厂序号
(5)制造年月
(6)相数
(7)额定容量
(8)额定频率
(9)额定电压和分接范围
(10)额定电流
(11)联接组标号
(12)短路阻抗
(13)冷却方式
(14)总重
(15)绝缘油重
(16)变压器KKS编码
3
投标商填报的数据表
项目
招标书要求值
投标商满足情况
额定值
a.额定频率(Hz)
b.额定电压(kV)
c.分接电压及调压方式
d.冷却方式
e.额定容量(M
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