630kva变压器规范.docx
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630kva变压器规范
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630kva变压器,规范
篇一:
10kV箱变技术规范
10kV箱变技术规范书
一、概述
本部分规定了10kV欧式箱式变电站技术规范,本技术协议书提出的是最低限度的技术要求,并未对一切细节做出规定,也未充分引述有关标准和规范的条文。
供方若未以书面形式对本要求提出异议,则需方可认为供方提供的产品完全满足本规范书和国家及行业现行标准的要求。
二、引用标准
gb311.1绝缘配合第1部分:
定义、原则和规则
gb1094.1电力变压器第1部分:
总则
gb1094.2电力变压器第2部分:
温升
gb1094.3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
gb1094.4电力变压器第4部分:
电力变压器和电抗器雷电冲击和操作冲击试验导则
gb1094.5电力变压器第5部分:
承受短路的能力
gb/t1094.7电力变压器第7部分:
油浸式电力变压器负载导则gb/t1094.10电力变压器第10部分:
声级测定
gb1208电流互感器
gb1984高压交流断路器
gb1985高压交流隔离开关和接地开关
gb2536电工流体变压器和开关用的未使用过的矿物绝缘油
gb2900.15电工术语变压器、互感器、调压器和电抗器
gb38043.6kV~40.5kV高压交流负荷开关
gb/t4109交流电压高于1000V的绝缘套管
gb4208外壳防护等级(ip代码)
gb/t4585交流系统用高压绝缘子的人工污秽试验
gb5273变压器、高压电器和套管的接线端子
gb/t6451油浸式电力变压器技术参数和要求
gb/t7252变压器油中溶解气体分析和判断导则
gb/t7354局部放电测量
gb/t7595运行中变压器油质量
gb10230.1分接开关第1部分性能要求和试验方法
gb10230.2分接开关第2部分:
应用导则
gb13499电力变压器应用导则
gb/t13729远动终端设备
gb/t14048.1低压开关设备和控制设备第1部分:
总则
gb/t14048.2低压开关设备和控制设备第2部分:
断路器
gb16926交流高压负荷开关熔断器组合电器
gb16847保护用电流互感器暂态特性技术要求
gb16927.1高压试验技术第1部分:
一般定义及试验要求
gb16927.2高压试验技术第2部分:
测量系统
gb/t16935.1低压系统内设备的绝缘配合第1部分:
原理、要求和试验
gb/t17467高压/低压预装式变电站
gb/t17468电力变压器选用导则
gb/t26218.1污秽条件下使用的高压绝缘子的选择和尺寸确定第1部分:
定义、信息和一般原则
gb/t26218.2污秽条件下使用的高压绝缘子的选择和尺寸确定第2部分:
交流系统用瓷和玻璃绝缘子
gb50148电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范
gb50150电气装置安装工程电气设备交接试验标准
dl/t537高压/低压预装箱式变电站选用导则
dl/t572电力变压器运行规程
dl/t593高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求
dl/t596电力设备预防性试验规程
dl/t84412kV少维护户外配电开关设备通用技术条件
dl911电力变压器绕组变形的频率响应分析法
dl1093电力变压器绕组变形的电抗法检测判断导则
dl1094电力变压器用绝缘油选用指南
dl5027电力设备典型消防规程
电力设备(交流部分)监造大纲
电网设备及材料质量管控重点措施
所有螺栓、双头螺栓、螺纹、管螺纹、螺栓夹及螺母均应遵守国际标准化组织(iso)和国际单位制(si)的标准。
三、10kV箱变技术要求
1:
组合形式
预装箱式变电站(简称箱变)要求箱变内分为高压室、变压器室、低压室,采用三个室的目字型布置。
2:
使用环境要求
3:
箱变的技术要求
1)箱变要具备机械和电气联锁,高压配电装置应具有防止误拉、合开关设备,带负荷拉、合刀闸,带电挂地线,带地线合闸和工作人员误入带电间隔的五防措施。
负荷开关和熔断器之间也应有可靠的联锁。
箱体门内侧应附有主回路线路图、控制线路图、操作程序及注意事项。
导体、主母线及支线均采用矩形母线,并做绝缘处理。
2)满足“五防”要求,具有完备的监测、报警和保护功能。
高压应采用熔断器保护变压器及母线故障,空气断路器(容量小于315kVa)或框架断路
篇二:
变压器运行规范
1主题内容与适用范围
本规程规定了电力变压器(下称变压器)运行的基本要求、运行方式、运行维护、不正常运行和处理,以及安装、检修、试验、验收的要求。
本规程适用于电压为1kV及以上的电力变压器,电抗器、消弧线圈、调压器等同类设备可参照执行。
国外进口的电力变压器,一般按本规程执行,必要时可参照制造厂的有关规定。
2引用标准
gb1094.1~1094.5电力变压器
gb6450干式电力变压器
gb6451油浸式电力变压器技术参数和要求
gb7252变压器油中溶解气体分析和判断导则
gb/t15164~1994油浸式电力变压器负载导则
gbj148电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范dl400继电保护和安全自动装置技术规程
sdj7电力设备过电压保护设计技术规程
sdj8电力设备接地设计技术规程
sdj9电气测量仪表装置设计技术规程
sdj2变电所设计技术规程
dl/t573—95电力变压器检修导则
dl/t574—95有载分接开关运行维修导则
3基本要求
3.1保护、测量、冷却装置
3.1.1变压器应按有关标准的规定装设保护和测量装置。
3.1.2油浸式变压器本体的安全保护装置、冷却装置、油保护装置、温度测量装置和油箱及附件等应符合gb6451的要求。
干式变压器有关装置应符合相应技术要求。
3.1.3变压器用熔断器保护时,熔断器性能必须满足系统短路容量、灵敏度和选择性的要求。
分级绝缘变压器用熔断器保护时,其中性点必须直接接地。
3.1.4装有气体继电器的油浸式变压器,无升高坡度者,安装时应使顶盖沿气体继电器方向有1%~1.5%的升高坡度。
3.1.5变压器的冷却装置应符合以下要求:
a.按制造厂的规定安装全部冷却装置;
b.强油循环的冷却系统必须有两个独立的工作电源并能自动切换。
当工作电源发生故障时,应自动投入备用电源并发出音响及灯光信号;
c.强油循环变压器,当切除故障冷却器时应发出音响及灯光信号,并自动(水冷的可手动)投入备用冷却器;
d.风扇、水泵及油泵的附属电动机应有过负荷、短路及断相保护;应有监视油泵电机旋转方向的装置;
e.水冷却器的油泵应装在冷却器的进油侧,并保证在任何情况下冷却器中的油压大于水压约0.05mpa(制造厂另有规定者除外)。
冷却器出水侧应有放水旋塞;
f.强油循环水冷却的变压器,各冷却器的潜油泵出口应装逆止阀;
g.强油循环冷却的变压器,应能按温度和(或)负载控制冷却器的投切。
3.1.6变压器应按下列规定装设温度测量装置:
dl/t572—95
a.应有测量顶层油温的温度计(柱上变压器可不装),无人值班变电站内的变压器应装设
指示顶层油温最高值的温度计;
b.1000kVa及以上的油浸式变压器、800kVa及以上的油浸式和630kVa及以上的干式厂用变压器,应将信号温度计接远方信号;
c.8000kVa及以上的变压器应装有远方测温装置;
d.强油循环水冷却的变压器应在冷却器进出口分别装设测温装置;
e.测温时,温度计管座内应充有变压器油;
f.干式变压器应按制造厂的规定,装设温度测量装置。
3.1.7无人值班变电站内20000kVa及以上的变压器,应装设远方监视负载电流和顶层油温的装置。
无人值班的变电站内安装的强油循环冷却的变压器,应有保证在冷却系统失去电源时,变压器温度不超过规定值的可靠措施,并列入现场规程。
3.2有关变压器运行的其它要求
3.2.1大中型变压器应有永久或临时性起吊钟罩设施及所需的工作场地。
3.2.2释压装置的安装应保证事故喷油畅通,并且不致喷入电缆沟、母线及其它设备上,必要时应予遮挡。
3.2.3变压器应有铭牌,并标明运行编号和相位标志。
安装在变压器室内或台上、柱上的配电变压器亦应编号并悬挂警告牌。
3.2.4变压器在运行情况下,应能安全地查看储油柜和套管油位、顶层油温、气体继电器,以及能安全取气样等,必要时应装设固定梯子。
3.2.5室(洞)内安装的变压器应有足够的通风,避免变压器温度过高。
装有机械通风装置的变压器室,在机械通风停止时,应能发出远方信号。
变压器的通风系统一般不应与其他通风系统连通。
3.2.6变压器室的门应采用阻燃或不燃材料,并应上锁。
门上应标明变压器的名称和运行编号,门外应挂“止步,高压危险”标志牌。
3.2.7安装油浸式电力变压器的场所应按有关设计规程规定设置消防设施和事故储油设施,并保持完好状态。
3.2.8安装在震级烈度为七级及以上地区的变压器,应考虑下列防震措施:
a.将变压器底盘固定于轨道上;
b.变压器套管与软导线连接时,应适当放松;与硬导线连接时应将过渡软连接适当加长;c.冷却器与变压器分开布置时,变压器应经阀门、柔性接头、连接管道与冷却器相连接;d.变压器应装用防震型气体继电器;
e.柱上变压器的底盘应与支架固定,上部应与柱绑牢。
3.2.9当变压器所在系统的实际短路表观容量大于gb1094.5中表2规定值时,应在订货时向制造厂提出要求;对运行中变压器应采取限制短路电流的措施。
变压器保护动作的时间应小于承受短路耐热能力的持续时间。
3.2.10如在变压器上安装反映绝缘情况的在线监测装置,其电气信号应经传感器采集,并保持可靠接地。
采集油中溶解气样的装置,应具有良好的密封性能。
3.3技术文件
3.3.1变压器投入运行前,施工单位需向运行单位移交下列技术文件和图纸。
3.3.1.1新设备安装竣工后需交:
a.制造厂提供的说明书、图纸及出厂试验报告;
b.本体、冷却装置及各附件(套管、互感器、分接开关、气体继电器、压力释放阀及仪表等)在安装时的交接试验报告、器身吊检时的检查及处理记录等;
c.安装全过程(按gbj148和制造厂的有关规定)记录;
d.变压器冷却系统,有载调压装置的控制及保护回路的安装竣工图;
e.油质化验及色谱分析记录;
f.备品配件清单。
3.3.1.2检修竣工后需交:
a.变压器及附属设备的检修原因及检修全过程记录;
b.变压器及附属设备的试验记录;
c.变压器的干燥记录;
d.变压器的油质化验、色谱分析、油处理记录。
3.3.2每台变压器应有下述内容的技术档案:
a.变压器履历卡片;
b.安装竣工后所移交的全部文件;
c.检修后移交的文件;
d.预防性试验记录;
e.变压器保护和测量装置的校验记录;
f.油处理及加油记录;
g.其它试验记录及检查记录;
h.变压器事故及异常运行(如超温、气体继电器动作、出口短路、严重过电流等)记录。
3.3.3变压器移交外单位时,必须将变压器的技术档案一并移交。
4变压器运行方式
4.1一般运行条件
4.1.1变压器的运行电压一般不应高于该运行分接额定电压的105%。
对于特殊的使用情况(例如变压器的有功功率可以在任何方向流通),允许在不超过110%的额定电压下运行,对电流与电压的相互关系如无特殊要求,当负载电流为额定电流的k(k≤1)倍时,按以下公式对电压u加以限制
(1)
并联电抗器、消弧线圈、调压器等设备允许过电压运行的倍数和时间,按制造厂的规定。
4.1.2无励磁调压变压器在额定电压±5%范围内改换分接位置运行时,其额定容量不变。
如为-7.5%和-10%分接时,其容量按制造厂的规定;如无制造厂规定,则容量应相应降低2.5%和5%。
有载调压变压器各分接位置的容量,按制造厂的规定。
4.1.3油浸式变压器顶层油温一般不应超过表1的规定(制造厂有规定的按制造厂规定)。
当冷却介质温度较低时,顶层油温也相应降低。
自然循环冷却变压器的顶层油温一般不宜经常超过85℃。
表1油浸式变压器顶层油温一般限值
冷却方式冷却介质最高温度(℃)最高顶层油温(℃)
自然循环自冷、风冷4095
强迫油循环风冷4085
强迫油循环水冷3070
经改进结构或改变冷却方式的变压器,必要时应通过温升试验确定其负载能力。
4.1.4干式变压器的温度限值应按制造厂的规定。
4.1.5变压器三相负载不平衡时,应监视最大一相的电流。
接线为yn,yn0的大、中型变压器允许的中性线电流,按制造厂及有关规定。
接线为y,yn0(或yn,yn0)和y,zn11(或yn,zn11)的配电变压器,中性线电流的允许值分别为
额定电流的25%和40%,或按制造厂的规定。
4.2变压器在不同负载状态下的运行方式
4.2.1油浸式变压器在不同负载状态下运行时,一般应按gb/t××××油浸式电力变压器负载导则(以下简称负载导则)的规定执行。
变压器热特性计算按制造厂提供的数据进行。
当无制造厂数据时,可采用负载导则第二篇表2所列数据。
4.2.2变压器的分类,按负载导则变压器分为三类:
a.配电变压器。
电压在35kV及以下,三相额定容量在2500kVa及以下,单相额定容量在833kVa及以下,具有独立绕组,自然循环冷却的变压器。
b.中型变压器。
三相额定容量不超过100mVa或每柱容量不超过33.3mVa,具有独立绕组,且额定短路阻抗(z)符合式
(2)要求的变压器。
(2)
式中——有绕组的芯柱数;
——额定容量,mVa。
自耦变压器按等值容量考虑,等值容量的计算见附录。
c.大型变压器。
三相额定容量100mVa以上,或其额定短路阻抗大于式
(2)计算值的变压器。
4.2.3负载状态的分类。
a.正常周期性负载:
在周期性负载中,某段时间环境温度较高,或超过额定电流,但可以由其它时间内环境温度较低,或低于额定电流所补偿。
从热老化的观点出发,它与设计采用的环境温度下施加额定负载是等效的。
b.长期急救周期性负载:
要求变压器长时间在环境温度较高,或超过额定电流下运行。
这种运行方式可能持续几星期或几个月,将导致变压器的老化加速,但不直接危及绝缘的安全。
c.短期急救负载:
要求变压器短时间大幅度超额定电流运行。
这种负载可能导致绕组热点温度达到危险的程度,使绝缘强度暂时下降。
4.2.4负载系数的取值规定。
a.双绕组变压器:
取任一绕组的负载电流标幺值;
b.三绕组变压器:
取负载电流标幺值最大的绕组的标幺值;
c.自耦变压器:
取各侧绕组和公共绕组中,负载电流标幺值最大的绕组的标幺值。
4.2.5负载电流和温度的最大限值。
各类负载状态下的负载电流和温度的最大限值如表2所示,顶层油温限值为105℃。
当制造厂有关于超额定电流运行的明确规定时,应遵守制造厂的规定。
表2变压器负载电流和温度最大限值
负载类型配电变压器中型电力变压器大型电力变压器
正
常
周
期
性
负
载
电流(标幺值)1.51.51.51.3
热点温度及与绝缘材料
接触的金属部件的温度(℃)140140140120
长期急救周期性负载电流(标幺值)1.81.51.51.3
热点温度及与绝缘材料
接触的金属部件的温度(℃)150********0
短期急救负载电流(标幺值)2.01.81.81.5
热点温度及与绝缘材料
接触的金属部件的温度(℃)160160160
4.2.6附件和回路元件的限制。
变压器的载流附件和外部回路元件应能满足超额定电流运行的要求,当任一附件和回路元件不能满足要求时,应按负载能力最小的附件和元件限制负载。
变压器的结构件不能满足超额定电流运行的要求时,应根据具体情况确定是否限制负载和限制的程度。
4.2.7正常周期性负载的运行。
4.2.7.1变压器在额定使用条件下,全年可按额定电流运行。
4.2.7.2变压器允许在平均相对老化率小于或等于1的情况下,周期性地超额定电流运行。
4.2.7.3当变压器有较严重的缺陷(如冷却系统不正常、严重漏油、有局部过热现象、油中溶解气体分析结果异常等)或绝缘有弱点时,不宜超额定电流运行。
4.2.7.4正常周期性负载运行方式下,超额定电流运行时,允许的负载系数k2和时间,可按负载导则的下述方法之一确定:
a.根据具体变压器的热特(630kva变压器,规范)性数据和实际负载周期图,用第二篇温度计算方法计算;b.查第三篇第15章的图9~12中的曲线。
4.2.8长期急救周期性负载的运行
4.2.8.1长期急救周期性负载下运行时,将在不同程度上缩短变压器的寿命,应尽量减少出现这种运行方式的机会;必须采用时,应尽量缩短超额定电流运行的时间,降低超额定电流的倍数,有条件时按制造厂规定投入备用冷却器。
4.2.8.2当变压器有较严重的缺陷(如冷却系统不正常,严重漏油,有局部过热现象,油中溶解气体分析结果异常等)或绝缘有弱点时,不宜超额定电流运行。
4.2.8.3长期急救周期性负载运行时,平均相对老化率可大于1甚至远大于1。
超额定电流负载系数k2和时间,可按负载导则的下述方法之一确定:
a.根据具体变压器的热特性数据和实际负载图,用第二篇温度计算方法计
算;
b.查第三篇第16章急救周期负载表中表7~30。
4.2.8.4在长期急救周期性负载下运行期间,应有负载电流记录,并计算该运行期间的平均相对老化率。
4.2.9短期急救负载的运行
4.2.9.1短期急救负载下运行,相对老化率远大于1,绕组热点温度可能达到危险程度。
在出现这种情况时,应投入包括备用在内的全部冷却器(制造厂另有规定的除外),并尽量压缩负载、减少时间,一般不超过0.5h。
当变压器有严重缺陷或绝缘有弱点时,不宜超额定电流运行。
4.2.9.20.5h短期急救负载允许的负载系数k2见表3
4.2.9.3在短期急救负载运行期间,应有详细的负载电流记录。
并计算该运行期间的相对老化率。
篇三:
埃塞变压器技术标准
配电变压器,15/0.4kV
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- 630 kva 变压器 规范