油浸自冷式电力变压器技术规范书.docx

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油浸自冷式电力变压器技术规范书

110kV油浸自冷式电力变压器

技术规范书

工程项目：

贵钢110kV变电站增容扩建工程

广西贵港市福源电力设计有限责任公司

2008年9月

目录

1总则

2使用条件

3技术参数和要求

4试验

5供货范围

6供方在投标时应提供的资料和参数

7技术资料和图纸交付进度

8运输安装和专用工具仪表

9技术服务与设计联络

1总则

1.1本规范书适用于110kV三相油浸自冷式电力变压器。

它提出设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。

1.2需方在本规范书中提出了最低限度的技术要求，并未规定所有的技术要求和适用的标准，未对一切技术细则作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，供方应提供一套满足本规范书和现行有关标准要求的高质量产品及其相应服务。

1.3如果供方没有以书面形式对本规范书的条款提出异议，则意味着供方提供的设备（或系统）完全满足本规范书的要求。

如有异议，不管是多么微小，都应在投标书中以“对规范书的意见和与规范书的差异（表）”为标题的专门章节加以详细描述。

本规范书的条款，除了用“宜”字表述的条款外，一律不接受低于本技术规范条款的差异。

不允许直接修改本技术规范书的条款而作为供方对本技术规范书的应答。

1.4本设备技术规范书和供方在投标时提出的“对规范书的意见和与规范书的差异（表）”经需、供双方确认后作为订货合同的技术附件，与合同正文具有同等的法律效力。

1.5供方须执行现行国家标准和行业标准等。

应遵循的主要现行标准如下。

下列标准所包含的条文，通过在本技术规范中引用而构成为本技术规范的条文。

本技术规范出版时，所示版本均为有效。

所有标准都会被修订，供需双方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。

有矛盾时，按现行的技术要求较高的标准执行。

　　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

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

　　GB50150-2006电气装置安装工程　电气设备交接试验标准

GB/T7252-2001变压器油中溶解气体分析和判断导则

GB/T7595-2000运行中变压器油质量标准

　　DL/T620-1997交流电气装置的过电压保护和绝缘配合

DL/T865-2004126kV～550kV电容式瓷套管技术规范

　　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

JB/T3837-1996变压器类产品型号编制方法

Q/GXD126.01-2006电力设备交接和预防性试验规程（广西电网公司企业标准）

1.6本设备技术规范书未尽事宜，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，必须经过挂网试运行，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＋45℃

最低温度－10℃

最大日温差25K

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

地面水平加速度0.25g；

地面垂直加速度0.125g。

2.6大气条件大气中无严重侵蚀和爆炸性介质

3技术参数和要求

3.1基本条件

3.1.1设备最高工作电压Um：

126kV

3.1.2额定频率：

50Hz

3.1.3调压方式及范围

110kV侧：

有载调压，±8×1.25%，中性点调压；

35kV侧（如果有）：

无励磁分接，±2×2.5%，中性点调压，分接开关三相联动。

3.1.4中性点接地方式：

110kV，中性点不固定接地；

35kV和10kV，中性点非有效接地。

3.1.5变压器电压组合、容量比、联结组、阻抗电压、空载电流、空载损耗、负载损耗等额定参数见表1和表2。

（除特别注明外）

表1变压器电压组合、容量比、联结组、阻抗电压

变压器

三绕组变压器

双绕组变压器

电压组合（kV）

110±8×1.25%/38.5±2×2.5%/10.5

110±8×1.25%/10.5

容量比（%）

100/100/100

100/100

联结组

YN，Yn0，d11

YN，d11

阻抗电压

（%）

高—中

10.5

高—低

17.5

10.5；16

中—低

6.5

表2变压器空载电流、空载损耗、负载损耗

额定容量（kVA）

31500

40000

50000

63000

9型三相双绕组有载调压变压器

空载电流（%）

0.69

0.63

0.63

0.56

空载损耗（不大于，kW）

32.9

39.5

46.7

55.6

负载损耗（不大于，kW）

133.2

156.6

194.4

234.0

10型三相双绕组有载调压变压器

空载电流（%）

0.62

0.56

0.56

0.50

空载损耗（不大于，kW）

29.6

35.5

42.0

50.0

负载损耗（不大于，kW）

125.8

147.9

183.6

221.0

11型三相双绕组有载调压变压器

空载电流（%）

0.54

0.49

0.49

0.44

空载损耗（不大于，kW）

26.6

31.9

37.8

45.0

负载损耗（不大于，kW）

125.8

147.9

183.6

221.0

9型三相三绕组有载调压变压器

空载电流（%）

0.88

0.82

0.82

0.75

空载损耗（不大于，kW）

39.3

47.1

55.7

66.2

负载损耗（不大于，kW）

157.5

189

225.0

270.0

10型三相三绕组有载调压变压器

空载电流（%）

0.79

0.73

0.73

0.68

空载损耗（不大于，kW）

35.4

42.3

50.1

59.6

负载损耗（不大于，kW）

148.7

178.5

212.5

255.0

11型三相三绕组有载调压变压器

空载电流（%）

0.68

0.63

0.63

0.58

空载损耗（不大于，kW）

31.8

38.0

45.1

53.6

负载损耗（不大于，kW）

125.8

147.9

183.6

221.0

3.2绝缘水平

变压器绕组的额定耐受电压如表3所示。

表3变压器绕组的额定耐受电压

部位名称

额定雷电全波冲击耐受电压（峰值），kV

额定雷电截波冲击耐受电压（峰值），kV

额定短时感应或外施耐受电压（方均根值），kV

110kV绕组

480

530

200

110kV绕组中性点

325

360

140

35kV绕组

200

220

85

35kV绕组中性点

200

220

85

10kV绕组

75

85

35

3.3温升限值

绕组：

65K（用电阻法测量的平均温升）

顶层油：

55K（用温度计测量）

绕组热点温升、金属结构件和铁心温升：

78K（计算值）

油箱表面及结构件表面：

65K（用红外测温装置测量）

3.4制造厂必须提供过负荷和过励磁的能力。

3.4.1变压器的过负荷能力应符合标准规定。

在环境温度40℃、起始负荷80%额定容量时，事故过负荷能力为：

150%额定容量，运行不低于30min，其中最热点温度不超过140℃。

3.4.2在额定频率下的过励磁能力如表4所示。

制造厂应提供不同过励磁试验情况下的各谐波成份曲线。

表4过励磁能力

空载

过励磁倍数

1.3

1.2

1.15

1.1

允许时间（min）

5

30

90

连续

满载

过励磁倍数

1.05倍连续运行

3.5变压器绕组

3.5.1变压器在任何分接头时都应能承受三相对称短路电流2s，且能承受国家标准所规定的短路试验电流值，各部位无损坏和明显变形，短路后线圈的平均温度最高不超过250℃。

3.5.2绕组采用铜导线绕制。

为了确保足够的抗短路能力，变压器内线圈可根据短路力校验决定采用半硬自粘性换位导线或半硬铜导线，并采用硬绝缘筒绕制线圈，不应采用非自粘性换位导线。

半硬导线是指拉伸屈服强度σ0.2超过120N/mm2，经过硬化处理的导线。

具体选用导线的σ0.2值，应与耐受突发短路时的机械力相符，并留有一定的安全裕度。

制造厂应提供在短路时每一线圈的机械强度试验报告或计算报告。

3.5.3绕组应有足够的换位，以使附加损耗降到最低。

绕组应有良好的冷却，使温度沿绕组均匀分布。

在全波和截波冲击电压下，沿绕组应有最佳的电压分布。

3.5.4对于出现过变压器短路损坏的变压器制造厂，不论是否具有耐受突发短路的试验报告，均应提供损坏原因分析和整改措施报告。

3.5.5对于与GIS（六氟化硫气体绝缘金属封闭组合电器）直接相连的变压器，要考虑GIS中的隔离开关操作产生非常快速暂态过电压（VFTO）对绕组的影响。

3.6局部放电水平

按照GB1094.3-2003关于短时感应耐压试验（ACSD）和长时感应电压试验（ACLD）的施加电压时间顺序，在整个试验期间进行局部放电测量。

在U2＝1.5Um/√3的测量电压下，110kV出线端的视在放电量不大于300pC。

3.7噪音水平

在距离设备0.3m处测量，噪音水平不应大于65dB。

（除特别注明外）

3.8在1.1倍最高相电压下，无线电干扰水平应小于500V，变压器在户外晴天的夜晚无可见电晕。

3.9变压器结构应便于拆卸和更换套管或瓷件。

制造厂应提供铁心结构和绕组的布置排列情况,有载调压采用独立调压线圈。

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。

在承受运输冲撞加速度3g时应无任何损坏，并装设冲撞记录器进行检查。

变压器结构应满足允许倾斜15°。

变压器油箱及储油柜应承受50kPa压力的密封试验，其试验时间为36h，不得有渗漏和损伤。

3.10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。

产品的保质期为3年（从设备交接试验后竣工验收之日算起）；在正常运行时，应保证3年内无渗漏油，应达到20年不需要大修，使用寿命应达到30年。

3.11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，直径12mm以下的螺栓、螺钉等应采用不锈钢材料制成，直径12mm及以上的螺栓宜采用不锈钢材料制成或应采用热镀锌。

变压器用橡胶密封件宜选用以丙烯酸酯橡胶为主体材料的密封件，保证不渗漏油。

3.12变压器油箱

3.12.1油箱应是用高抗拉强度的钢板制成的焊接结构，应能承受真空度为20kPa和正压力为80kPa的机械强度试验，不得有损伤和不允许的永久变形。

3.12.2变压器油箱长轴沿油柜方向倾斜1.5%，采用大折边板式平顶框架结构，可以流散积水并能收集集聚的气体至气体继电器，所有箱顶上的开孔都应有颈圈，所有升高座的最高点都应有放气塞并联接至一根共用的管子，以便将气体收集到气体继电器。

变压器应能在其主轴线或短轴线方向滑动或在管子上滚动，并应有可以拖动的构件，滑动底座应有可以用螺栓固定在混凝土基础上的构件。

制造厂应将螺栓及固定方式提交运行单位认可。

3.12.3所有人孔、手孔和套管开孔的联接应使用螺栓，并使用合适的密封垫和法兰，密封垫应有压缩限位，防止对密封材料过分压缩。

应具有温度计座和二个接地板，接地板在油箱底座对角各一个。

应有一个或多个人孔或手孔，其大小应使操作者能够触到套管的下端,触到接线夹和线圈的上端，以便不用打开箱盖和放油不低于线圈装配的上端，就可以更换套管和电流互感器。

油箱应在适当的位置装有吊攀和千斤顶支架。

为了安装方便，至少在四角有八个千斤顶支架。

如果变压器的尺寸不允许装设上述构件，应向运行单位提供建议的代替方法并取得运行单位同意。

3.12.4应有一个上箱盖的梯子，梯子应有可以锁住踏板的防护机构，距带电部件的距离应满足电气安全距离的要求。

固定梯子的位置应便于取气样及观察气体继电器。

3.12.5变压器油箱应装有下述可靠的阀门：

1）分别从油箱和储油柜排油的排油阀。

2）专用密封式取油样阀：

——从油箱最底部取油样；

——从油箱中部取油样。

取样阀的安装应便于操作者按上述位置取油样，取样阀的端部应为8mm以上的阴螺纹接头，并配有一个可以取下的阳螺纹塞子。

3）适于接内径50mm管子的位于油箱下部的滤油机接口阀。

4）用于抽真空，并适于接内径50mm管子的位于油箱上部的滤油机接口阀。

5）便于无需放油就可装卸散热器的隔离阀。

3.12.6油箱内壁和所有钢联接均应喷砂或喷丸除锈，喷漆前油箱外壁的轧钢氧化皮应彻底清除。

3.12.7变压器的铁心应与油箱绝缘，铁芯和夹件接地引线必须通过套管分别引出，且经引线至变压器下部（在下法兰以上200mm处）接地以便于带电测量，该套管及铁芯、夹件对地绝缘应能承受1min工频试验电压2kV（有效值）。

制造厂提供安装接地引线的绝缘子及绝缘铜排。

稳定绕组（如果有）接地线也应引至变压器下部。

3.13变压器采取防止绝缘油老化的全密封装置或采用油自动干燥措施。

3.13.1变压器应装有储油柜，其结构应便于清理内部。

储油柜应保证在周围气温最高为45℃满负荷及过负荷状态下油不溢出，在-10℃未投入运行时，储油柜应有油位指示。

变压器本体及有载分接开关的储油柜配指针式带报警触点的油位计，油位指示标志牌的位置与主体油位指针在低压侧。

油位计宜表示变压器未投入运行时，相当于油温为－10℃、＋20℃和＋40℃三个油面标志。

油位计留有油位指示数据远传接口。

储油柜的加油阀采用蝶阀或球阀。

3.13.2变压器储油柜采用胶囊袋式全封闭结构时，应备有一个带有油封的吸湿器，以干燥密封袋或空气袋中的空气。

吸湿器应为吸湿剂为5kg以上规格，带有缓流装置的双透明玻璃杯结构，具体规格由制造厂计算确定。

也可采用金属波纹密封式储油柜。

储油柜与变压器间的联接管应是一根带有最少接头的直接联管，并配有一个真空密封的阀门装于储油柜和气体继电器之间。

另外应有一根集气管由高压套管升高座接到气体继电器与油箱之间的联管上。

通往气体继电器的管道应有1.5～2%的坡度。

储油柜应有注油放油和排污油装置。

3.13.3对于胶囊式储油柜，胶囊寿命必须大于10年。

对于金属波纹式储油柜，寿命必须大于20年。

3.13.4变压器是否需要装设净油器，由厂家根据设计需要确定，并在投标文件中说明。

3.14为防止由于油面以下的内部压力急骤或者缓慢上升而造成的爆炸，变压器应装有机械的压力释放装置。

当变压器油箱内压力达到安全限值时，压力释放装置应可靠地释放压力。

压力释放装置应防止水分进入。

装置应装在靠近油箱盖边缘的位置上，并且配有排油罩（导向管），可以将油导至离地面500mm高处，并且不应靠近控制柜或其它附件。

变压器还应装有速动油压继电器。

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。

继电器应采取如防雨罩等可靠的防雨防渗水措施。

3.15变压器应装上层油温温度计和线圈模拟温度计，测温元件可选用铂电阻Pt100型，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观测外，尚应具备将该信号转变为4mA～20mA电信号的功能，提供远方指示仪表和信号接点，以便将该变量送至主控制室的监测仪表、计算机数据采集系统、声光报警单元。

信号接点容量在交流电压220V时不低于50VA；直流有感负载时不低于15W。

温度计的安装位置应便于观察。

3.16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250～300ml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。

气体继电器应采取如防雨罩等可靠的防雨防渗水措施。

本体气体继电器两侧安装蝶阀。

3.17变压器的报警和跳闸保护触点：

变压器应有下列报警和跳闸保护触点，触点容量需予说明。

变压器报警和跳闸触点的要求如表5所示。

表5报警和跳闸保护触点

序号

继电器名称

报警或跳闸触点

电源

1

主油箱气体继电器

重瓦斯跳闸

轻瓦斯报警

220V，DC

各2付常开触点

2

有载分接开关切换开关箱保护继电器

重瓦斯跳闸

轻瓦斯报警

220V，DC

各2付常开触点

3

主油箱油位计

报警

220V，DC

4

有载分接开关切换开关箱的油位计

报警

220V，DC

5

主油箱压力释放装置

报警或跳闸

220V，DC

6

速动油压继电器

报警或跳闸

220V，DC

7

油温指示器

报警及跳闸

220V，DC

8

线圈温度指示装置

报警及跳闸

220V，DC

制造厂应提供所用继电器的时间常数和触点断流容量。

3.18变压器套管

3.18.135kV级以上电压等级的套管必须采用油浸式电容型或干式套管，35kV及以下电压等级的套管可采用纯瓷套管。

油浸式电容套管应备有试验用电容抽头，电容抽头和末屏接地线的引出线连接端子必须采取防止螺杆转动的措施。

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。

电容型套管应采用导杆（载流）式，避免发生将军帽密封不良等问题。

油浸式套管本体应绝对密封，并备有油位指示器，能在地面上清晰地看清油位。

每只套管应有一个平板端子（采用接线板连接结构），能够围绕套管导杆旋转。

套管的伞裙宜选用不等径大小伞。

其两裙伸出之差（P1-P2）不小于15mm，相邻裙间高（S）与大裙伸出长度之比应大于0.9，应具有良好的抗污秽能力和运行性能。

10kV侧套管采用额定电压为24kV套管。

35kV及以下电压等级套管上部瓷压碗均改为铜压碗。

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。

3.18.2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等于或高于变压器线圈的绝缘水平。

3.18.3油纸套管在工频1.5Ur/√3电压（Ur为套管的额定电压，对于110kV套管，Ur=126kV。

下同）下，局部放电视在放电量不大于10pC。

3.18.4对于油纸套管，变压器厂家必须提供10kV、0.5Ur/√3、1.05Ur/√3、Ur四个电压下的tanδ值和电容量。

在工频1.05Ur/√3电压下的介质损耗因数tanδ≤0.005，并且试验电压从10kV升高到1.05Ur/√3时，tanδ变化值不超过0.001；试验电压从1.05Ur/√3升高到Ur时，tanδ变化值不超过0.001。

同时应提供套管末屏的电容量和介质损耗因数。

3.18.5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。

3.18.6套管的安装位置和相互位置距离应便于接线，而且其相间、相对地带电部分之空气间隙必须符合以下要求：

110kV套管间隙不小于100cm，35kV套管间隙不小于40cm，10kV套管间隙不小于20cm。

3.18.7套管接线端子连接处，在空气中对空气的温升不大于55K，在油中对油的温升不大于15K。

3.19带有套管型电流互感器的变压器应供给信号测量和保护装置辅助回路用的接线箱，箱壳体应为不锈钢（厚度不小于2mm），箱体应密封（防护等级IP55），足够宽敞，端子应为试验端子，铜制，并留有10％以上作为备用，端子排选用工程塑料，V0级阻燃；箱体安装位置方便人员检修、接线。

从电流互感器引出的每一分接头的引线应经不锈钢导管或槽线盒引到接线箱的端子板上。

电流互感器引线凡接触热变压器油的应使用特殊的耐热性的软导线。

电流互感器二次负载接线和信号线路应使用有屏蔽的金属铠装电缆。

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，过门线采用软铜线。

布线时，导管或槽线盒与变压器本体应有一定的距离，并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OT接线方式（将电缆芯线弯圈后再上螺丝的接线方式），或采用管状接线方式（凤凰端子）。

套管电流互感器应符合有关标准的要求，电流互感器的变比应在变压器铭牌中列出，仪表保安系数Fs≤5。

电流互感器的二次接线板应为整体浇注式，接线端子直径不小于8mm的螺栓，并应有防转动措施（提供说明书），不应漏、渗油。

每种型式的电流互感器的下述数据应由制造厂提供：

二次励磁曲线、暂态特性、二次线圈匝数、铁心截面积（mm2）、二次电阻试验资料等。

3.20调压装置

3.20.1有载分接开关

有载分接开关的绝缘水平必须和变压器相配合，有载分接开关的额定电流、允许过负荷能力也必须和变压器额定电流、允许过负荷能力相配合,一般情况下，有载分接开关的额定电流不小于变压器额定电流的1.3倍（除特别注明外）。

有载调压装置由装在与变压器本体油相隔离的密封容器内的切换开关，及位于其下部的选择开关等组成。

切换开关需要定期检查，检查时应易于拆卸而不损坏变压器油的密封。

开关仅应在运行5～6年之后或动作了5万次之后才需要检查。

切换开关触头的电寿命不应低于20万次动作，机械寿命不小于80万次动作。

为了防止切换开关故障，有载分接开关的选择开关应具有机械限位装置。

制造厂应提供有载调压装置的型式试验报告。

每个有载调压装置应配备一个用于驱动电机及其附件的控制箱，还应设有独立的储油柜、保护继电器（附跳闸触点及发信号接点）、吸湿器（带有缓流装置的双透明玻璃杯结构型）、油位计等。

变压器有载调压装置应布置在其控制箱旁，能够站在地面上进行手动操作。

调压开关油箱不得有渗漏。

调压开关油箱的进、出油管道须布置在变压器油箱外的同一方位，并引接到变压器油箱下部。

有载分接开关配有遥控、通信接口。

操作机构应设急停回路，分接头位置除提供一套远方位置指示（装于主控室）装置外，还应提供一套位置空接点供自动化使用。

操作机构与控制室内的位置显示器的连接电缆由供货厂家提供。

操作机构控制箱采用防锈防腐材料制成，并有可靠的防雨防渗水措施。

有载分接开关的上部不得有妨碍开关检修的管道或其它附件。

3.20.2无励磁分接开关

无励磁分接开关应能在停电情况下进行分接位置切换。

无励磁调压开关应能在不吊芯（盖）情况下方便地进行维护和检修，还应带有外部的操动机构用于手