电力变压器智能化通用规范标准Word下载.docx
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端子布置图
冷却装置和分接开关控制接线图
1.6需随设备提供的资料
表2需随设备提供的资料
容
1说明书
1）智能组件各IED的安装使用说明书；
2）智能组件通信网络说明书；
2.设备运行维护资料
1）智能组件各IED运行维护说明书；
2）智能组件通信网络运行维护说明书
1.7需提供的试验报告
表3卖方向买方提供的试验报告
1.智能组件试验报告
1）智能组件柜试验报告；
2）智能组件各IED例行试验和型式试验报告；
3）智能组件通信功能检测报告（集成商自检）；
4）智能化分析功能评测报告（集成商自检）。
1.8标准和规
表4卖方提供的设备和附件需要满足的主要标准
标准号
标准名称
GB2423.1
电工电子产品环境试验第2部分：
试验方法试验A：
低温
GB2423.2
试验方法试验B：
高温
GB2423.4
试验方法试验Db交变湿热（12h＋12h循环）
GB14285
继电保护和安全自动装置技术规程
GB/T17626.2
电磁兼容试验和测量技术静电放电抗扰度试验
GB/T17626.3
电磁兼容试验和测量技术射频电磁场辐射抗扰度试验
GB/T17626.4
电磁兼容试验和测量技术电快速瞬变脉冲群抗扰度试验
GB/T17626.5
电磁兼容试验和测量技术浪涌（冲击）抗扰度试验
GB/T17626.6
电磁兼容试验和测量技术射频场感应的传导骚扰抗扰度
GB/T17626.8
电磁兼容试验和测量技术工频磁场抗扰度试验
DL663
220kV-500kV电力系统故障动态记录装置检测要求
DL/T478
静态继电保护与安全自动装置通用技术条件
DL/T769
电力系统微机继电保护技术导则
DL/T860
变电站通信网络和系统
DL/T1075
数字式保护测控装置通用技术条件
Q/GDWZ410-2010
高压设备智能化技术导则
Q/GDWZ383-2009
智能变电站技术导则
Q/GDWZ394-2009
330kV-750kV智能变电站设计规
Q/GDWZ430-2010
智能变电站智能控制柜技术规
1.9安装、调试、试运行和验收
智能电力变压器的安装包括电力变压器本体安装和智能组件安装两个部分，同时包括彼此间的通信电缆安装。
智能电力变压器的总集成商是智能组件安装的技术指导单位和整体调试单位，也负责智能变压器的安全运行和售后服务。
若其中有买方指定或单独采购的IED，这部分IED的供方应参加智能组件的整体调试，接受总集成商的协调，并对所供IED与其传感器的安全运行和售后服务负责。
2结构和其他要求
2.1变压器油箱壁安装传感器或传感器接口时，应充分考虑变压器油箱的强度、密封、美观和维护等要求。
变压器油箱的密封和强度试验应在安装传感器之后进行。
2.2在变压器油箱部的地电位处安装传感器时，应充分考虑传感器对电场分布、绝缘的影响。
应保证有足够的长期稳定性，在变压器寿命期间不发生脱落、变形等危与变压器安全运行的情况。
2.3冷却装置原则上应由智能组件的冷却装置控制IED进行控制，冷却装置控制IED是智能组件的一部分。
2.4有载分接开关原则上应由智能组件的有载分接开关控制IED进行控制，有载分接开关控制IED是智能组件的一部分。
2.5带有模拟信号输出（4～20mA）的油位计为可选配置，若采用，由变压器智能组件的测量IED测量。
2.6油中溶解气体传感器为可选配置。
若采用，则应根据不同监测方法对进、出油管路进行设计，密封试验应在传感器安装完成之后进行，试验后与寿命期不能有渗漏油的现象。
2.7UHF传感器监测局部放电为可选配置，若采用，UHF传感器应与变压器进行一体化设计。
如因传感器安装需要，在变压器油箱开孔，应注意开孔位置和壁的电场畸变控制，且开孔不能影响箱体的密封和强度，开孔安装法兰应符合相关标准、机械强度和磁屏蔽要求，且不影响变压器的整体美观。
传感器应有明显的安全标识，所有金属裸露部分应有防锈蚀措施，满足户外使用的防雨、防尘等可靠性要求。
2.8脉冲电流传感器为可选配置，若采用，传感器应与变压器进行一体化设计。
在套管末屏取样时，应符合套管安全运行要求，并得到用户确认。
2.9变压器应配备顶层油温测量装置，通常顶层油温测量点应不少于两个。
底层油温、绕组模拟温度测量装置、光纤绕组测温由买方选择应用。
上述温度参量除在变压器本体上可观测外，应能将该信号报送过程层网络。
2.10绕组光纤测温传感器为可选配置，若采用，传感器的数量、安装位置、紧固方式与光纤的布置应综合考虑绕组绝缘、机械强度与测温系统要求，其中传感器的安装位置应由变压器制造商热点计算报告确定，并报买方确认。
传感器不应因许可的最恶劣运输条件下发生位移、松脱和失效。
2.11铁心电流传感器为可选配置，若采用，应采用穿心式电流互感器，并保证铁心接地线的连续和通流能力的一致性。
2.12变压器的报警和跳闸保护触点，包括气体继电器（轻、重瓦斯）接点信号、压力释放器接点信号由非电量保护IED采集并直接到开关设备控制器进行保护跳闸。
2.13置传感器寿命应与电力变压器的寿命一样或相近，智能组件柜与部各IED的寿命应由买方和卖方根据实际协商确定，未协商的应为10年。
2.14下列组部件应有铭牌标识：
1）智能组件柜；
2）智能组件各IED。
2.15若有套管式电流互感器，推荐采用电子式电流互感器，电流互感器的合并单元（MU）推荐安装在智能组件中。
如电流互感器由买方单独采购，变压器制造商应遵循一体化设计原则，与电流互感器供应商共同确定安装位置、尺寸、紧固方法、屏蔽措施、二次端子（如有）等，满足电子式电流互感器技术标准、变压器安全运行和外观整洁的所有要求。
2.16变压器端子箱应设计合理，应能防晒、防雨、防潮，并有足够的空间。
根据工程实际，变压器端子箱可以独立设计或全部（部分）并入智能组件柜。
若独立设计的端子箱为地面式布置，在多雨潮湿地区应加升高座。
2.17智能组件柜的端子排应按照“功能分段”的原则分别设置，如交流回路、直流回路，辅助触点与报警回路等。
3智能组件
3.1一般要求
3.1.1原则上三相一体变压器设置一个智能组件柜，三相分体变压器，可以三相共用一个智能组件柜，也可以三相各设一个智能组件柜。
智能组件柜应安置在宿主变压器旁，或整体放入就近的保护小室。
通常智能组件是一个物理设备，在具体应用中，允许根据工程实际由多个独立物理设备实现智能组件的功能，各独立物理设备的位置可灵活布置。
3.1.2智能组件包括与宿主变压器相关的测量、控制和监测等基本功能，根据工程实际，可以包括合并单元、计量、保护等扩展功能，其通信应符合DL/T860标准要求。
在智能组件柜的各IED应独立供电，彼此电气隔离、且宜通过光纤进行通信。
3.1.3智能组件所有IED统一组网（参见图1）。
3.1.4智能变压器智能组件常用IED包括：
1）冷却装置控制IED
2）有载分接开关（OLTC）控制IED
3）测量IED
4）监测主IED
5）局部放电监测IED
6）油中溶解气体监测IED
7）光纤绕组测温IED
8）非电量保护IED
9）合并单元等
在上述IED中，第1、2、3、4为应选项（自然冷却的变压器不包含第一项），第5、6、7、8、9为可选项，当仅选一个监测IED时（第5、6、7项），可与监测功能组主IED合并。
实际工程中可根据需要确定合适的应用方案。
智能组件通信包括过程层网络通信和站控层网络通信，遵循DL/T860通信协议。
智能组件所有IED都应接入过程层网络，与站控层设备有信息交互需要监测主IED还应接入站控层网络。
监测主IED的两个网络端口必须采用独立的数据控制器。
智能组件各IED与监测主IED的通信采用MMS服务，其他IED之间的通信采用GOOSE服务。
智能组件应根据工程实际灵活配置交换机，并采用优先级设置、流量控制、VLAN划分等技术，优化网络通信，可靠、经济地满足智能组件的网络通信要求。
网络通信应满足以下技术要求：
a）GOOSE信息处理时延应满足站各种情况下最大不超过1ms。
GOOSE用于传输模拟量时，应支持死区配置。
b）装置光通信接口输出最低功率应为-22.5dbm，裕度应在10dbm以上；
输入最低功率应为-30dbm，裕度应为10dbm。
c）智能组件对外通信接口至少应支持100Mbit/s。
d）智能组件对外通信接口应采用光纤接口。
e）快速以太网接口支持100Mbit/s或1000Mbit/s,可选择（SC/ST/FC）类型端口模块
图1智能组件的组成示意图
3.2智能组件柜
3.2.1材质和结构要求
智能组件柜的柜体材质可采用优质冷轧钢板或不锈钢板，需进行严格的表面防腐处理，智能组件柜体应有足够的机械强度，并应预留充裕的扩展空间和维护空间。
柜需配备照明装置、插座等辅助设备。
3.2.2工作电源
采用DC220V/110V±
10%电源供电，引自直流电源系统。
电源容量按1.2倍智能组件最大功率考虑。
柜设置220V直流母线排并预留20％备用接线端子，方便日后扩展使用。
智能组件柜的总电源与每台IED的电源进线侧需单独配置微型断路器，其脱扣电流应与直流电源屏的上级断路器有可靠的级差配合。
智能组件柜需提供AC380V或AC220V电源，容量满足柜加热、除湿或空调装置等的工作电源需要。
柜配置AC220V交流插座，便于设备调试使用。
如集成保护装置且采用双重配置，第二套保护装置由第二套独立电源供电。
3.2.3智能组件柜环境要求
智能组件柜应达到户外IP55、户IP40防护等级的要求。
在运行地点可能存在的极端自然环境下，智能组件柜能够保证部环境符合各IED的长期可靠运行要求，必要时采用温控、湿控、防凝露、电磁屏蔽等技术措施。
3.2.4接地
1）智能组件柜体应良好接地。
2）智能组件各IED的支架和箱体等全部紧固件均采用镀锌件或不锈钢件，并保证保护接地连续性。
3.2.5防锈
对户外使用设备的智能组件柜应采取有效的防腐、防锈措施，确保在使用寿命不出现涂层剥落、表面锈蚀的现象。
3.2.6标识要求
a）需在智能组件柜门侧提供各IED的网络拓扑图、相关的电气接线图。
b）智能组件柜每个IED都应有铭牌。
c）配线须按设计图纸相序分色。
电源母线应有颜色分相标志。
颜色标识要求见表5。
表5智能组件柜配线标识
相序
颜色
DC正极
褐色
DC负极
蓝色
ACL1（A相）
黄色
ACL2（B相）
绿色
ACL3（C相）
红色
N（零线）
淡蓝色
PE（保护地）
黄绿双色
3.3智能组件IED
3.3.1测量IED
1）技术指标：
测量IED测量参量见表6，其中第1（接点）、2（接点）、3为应选项，1（连续监测）、4、5、6、7、8为可选项。
根据工程实际，测量IED功能可由测控装置完成。
表6测量IED的测量参量
测量参量
推荐采样方法
技术指标
油位
油位计
±
1cm
2
气体聚集量
气体继电器气体聚集量
15%
3
顶层油温
Pt100
1℃
4
底层油温
5
绕组温度
模拟式绕组温度计
1.5级或2.5级
6
环境温度
7
铁心接地电流
穿心式电流互感器
2.5%/10mA-5A
8
进出线电压电流
合并单元（MU）
0.5%
2）功能要求
油位测量应提供上限、下限开关量信号，根据需要可选择提供4～20mA信号对油位进行连续监测。
油位测量每2小时按“油位值（油位基准线为0，高于基准线为正，低于基准线为负）、报警（低位、高位）、时间”的统一格式以MMS服务通过过程层网络向监测主IED报送1次测量数据。
每10秒或油位超过报警值时，以GOOSE服务通过过程层网络向测控装置报送1次油位值或油位越线报警值信息。
顶层油温和底层油温（如有）可采用Pt100测量，绕组温度采用模拟式绕组温度计测量（如有）。
每10秒或温度值超过报警值时按“顶层油温（℃）、绕组温度（℃）、底层油温（℃）”向过程层报送统1次测量数据或温度超过报警值信息。
测量IED可采集MU的采样值信息，计算电压、电流有效值信息和可能出现的短路峰值电流，以MMS服务通过过程层网络报送至监测主IED，以GOOSE服务通过过程层网络报送至其它需要该信息支持的监测或控制IED。
3）数据模型要求
测量IED应根据DL/T860原则进行数据建模。
国家电网公司将颁布《智能高压设备通信技术规》规数据模型，请与时关注相关标准的发布。
此标准颁布之后，应按标准执行。
3.3.2冷却装置IED
1）功能要求
根据智能组件IED的配置情况，冷却装置IED应具有收集全部与冷却装置控制相关信息的能力，包括测量IED的顶层油温、底层油温、模拟式绕组温度计温度、负载电流、环境温度、铁心接地电流等，绕组光纤测温IED的绕组热点温度与油中溶解气体IED的过热缺陷报警信息等，经综合分析形成控制策略，并对冷却装置进行控制。
根据工程实际要求，冷却装置IED可选择附加监测冷却装置的运行状态，包括油泵状态、风机状态等，参考表7。
控制策略应平衡设备绝缘安全和节能的两个方面的需求。
冷却装置应将其运行状态信息，包括“油泵1的运行或停止、油泵1的正常或缺陷、风机组1的运行或停止、风机组1的正常或故障、油泵2的正常或缺陷、风机组2的运行或停止、风机组2的正常或故障、……”等基于GOOSE服务通过过程层网络报送至测控装置；
各组油泵电流、风机电流、风量、电源电压等基于MMS服务通过过程层网络报送至监测主IED。
表7控制指令和返回状态量（开关量）
信号类型
描述
技术要求
控制指令
冷却系统启动
零差错
投入一组冷却装置
切除一组冷却装置
冷却装置全部投入
冷却装置全部切除
冷却系统退出运行
返回状态量
冷却系统启动成功或失败
一组冷却装置投入成功
一组冷却装置切除成功
各组油泵状态（正常、故障）/基于油流继电器，油泵电流等信息
各组风机状态（正常、故障）/基于风量，风机电流等信息
冷却装置电源状态（正常、故障）/基于电源电压等信息
冷却装置状态（自动、手动）
2）数据建模要求
冷却装置IED应根据DL/T860原则进行数据建模。
3.3.3有载分接开关控制IED（简称OLTCIED）
OLTCIED基于GOOSE服务，接收测控装置的控制指令，实现对有载分接开关档位升、降的控制。
为了实现安全控制，OLTCIED接收测量IED计算的绕组电压和电流信息（与分接开关直接关联的绕组），有效执行过压或过流保护闭锁。
OLTCIED也可存储智能控制策略，按照站控层设备要求，实现指定控制策略下的自主智能控制。
OLTCIED采集有载分接开关的档位信息作为基本的控制反馈，也可根据工程需要，增加监测有载分接开关运行状态和可靠性状态的传感器，如驱动电机电流、分接位置改变时的声学指纹等。
其中，档位、拒动、电源故障、油流速（重瓦斯）动作、驱动电机电流报警等信息基于GOOSE服务通过过程层网络报送至测控装置，驱动电机电流、声学指纹特征等信息基于MMS服务通过过程层网络报送至监测主IED，参见表8。
表8控制指令和返回状态量
不确定度
额控制指令
有载分接开关启动准备，开关量
上调一档，开关量
下调一档，开关量
紧急停止，开关量
开关退出运行，开关量
有载开关当前位置，开关量或模拟量
最高档位，开关量
最低档位，开关量
操作机构拒动，开关量
操作机构电源故障，开关量
就地/远方操作，开关量
油流速动作（紧急信号），开关量
驱动电机电流值与超限报警
2.5%
声学指纹
-
2）数据模型要求
OLTCIED应根据DL/T860原则进行数据建模。
3.3.4监测功能组主IED
主IED负责接收各监测IED的统一格式监测数据和状态评估结果信息，进行就地综合分析，每隔24小时将轻量级评估结果信息：
“设备唯一性标识、故障部件（铁心、绕组、有载分接开关、冷却装置）、故障模式（放电、过热、受潮、其他缺陷）、故障几率、时间”向站控层报送一次，故障几率每增大5%立即主动上送报文一次。
主IED中应能保存一年以上的统一格式监测数据和状态评估结果信息（参见表9）。
主IED定时（每48h/24h一次）主动向站控层报送统一格式监测数据（表9），当监测IED评估的故障几率每增大5%，立即主动上送报文一次。
表9监测功能组包含常用IED、报送数据容
监测功能组包含的IED
功能数据容
监测功能组主IED
设备唯一性标识、故障部件、故障模式、故障几率、时间
局部放电监测IED
设备唯一标识、放电强度、放电频次、时间
油中溶解气体监测IED（色谱法）
设备唯一标识、H2、CO、CH4、C2H4、C2H2、C2H6、CO2（如测量）、H2O（如测量）、时间
油中溶解气体监测IED（电化学法）
设备唯一标识、H2、C2H2、H2O（如测量）、时间
绕组热点温度测量IED
设备唯一标识、测点1温度值、测点2温度值……时间
故障几率的参考是，专业人员判定需立即退出运行时，故障几率可定为90%，超过注意值要求时，故障几率可定为10%。
当有深度分析需求时，主IED响应召唤，从相关监测IED获取所需数据文件，经物理隔离之后通过站控层网络报送至相关分析系统并支持参数召唤和设置。
2）数据模型要求
监测功能组主IED应根据DL/T860原则进行数据建模。
3.3.5局部放电监测IED
1）技术指标
局部放电监测IED应在标准模拟干扰环境下最小可测不大于500pC的放电信号，最大可测10000pC的放电信号。
局部放电监测IED所测的放电信号强度能够反映实际放电量的变化。
2）功能要求
局部放电监测IED采集局部放电信号，并根据当前放电信号强度、趋势等信息，对放电性缺陷是否存在以与严重程度做出定量评估，将“故障几率、时间”的轻量级结果信息向主IED报送。
局部放电监测IED以连续50个工频周期的测量数据为依据，按“设备唯一标识、放电强度、放电频次（超过最小可测量的频次，次/s）、时间”向主IED报送统一格式测量数据。
局部放电监测IED每1小时向主IED主动报送一次轻量级结果信息和统一格式测量数据。
故障几率每增大5%立即主动上送报文一次。
局部放电监测IED应有足够的数据存储空间，合适的存储策略，以满足深度分析之要求。
3）数据模型要求
局部放电监测IED应根据DL/T860原则进行数据建模。
3.3.6油中溶解气体监测IED（色谱法）
色谱法监测气体包括H2、CO、CH4、C2H4、C2H2、C2H6，可扩展监测CO2、H2O。
监测IED应具有故障自检和远程维护功能。
技术指标详见表10。
表10油中溶解气体监测IED（色谱法）技术指标
特征气体
最小可检量
测量围
H2
10μL/L
0～2000μL/L
C2H2
0.5μL/L
0～100μL/L
CH4
2μL/L
0～1000μL/L
C2H4
C2H6
CO
50μL/L
CO2
0～10000μL/L
H2O
5mg/L
5～100mg/L
色谱法根据所测组分浓度分析判断变压器的运行状况。
当所测组分浓度或组分浓度增长率异常时，根据GB/T7252与制造商积累的经验，每24小时将“故障模式（放电、过热、受潮）、故障几率、时间”的轻量级结果信息与“设备唯一标识、H2（μL/L）、CO（μL/L）、CH4（μL/L）、C2H4（μL/L）、C2H2（μL/L）、C2H6（μL/L）、CO2（如测量，μL/L）、H2O（如测量，mg/L）、时间”的统一格式数据通过过程层向主IED报送。
油中溶解气体监测IED（色谱法）应根据DL/T860原则进行数据建模。
国家电网公司将颁布《智能高压设备通信技术规》规数据模型，请与时关注相关标准的发
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