主变压器规范书Word格式.docx
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2×
2.5%
2.5.11中性点接地方式：
330kV侧直接接地运行
2.5.12冷却方式：
强迫油循环强迫风冷，采用分散冷却方式。
2.5.13变压器本体不带小车滚轮，带整体钢底座。
2.5.14连接组标号：
YN,d11
2.5.15极性：
减极性
2.5.16套管相序排列：
20kVabc
OOO
O
330kV0ABC
2.5.17套管电流互感器配置
装设位置
型号
电流变比
每相台数
准确级
备注
高压侧330kV
LRB
1000/1A
2
5P30：
60VA
LR
1
0.5：
50VA
高压中性点
200～400/1A
注：
套管电流互感器二次接线桩头应有防渗漏、防转动措施。
2.5.18损耗及效率（额定电压、频率及额定容量COSφ=1归算到75℃时）
a、空载损耗：
<
220kW
b、负载损耗：
860kW
c、其他附加损耗：
30kW
（包括：
风扇电机，潜油泵等附属设备的损耗）
d、总损耗：
1080kW
e、损耗允许误差：
无正误差
f、效率：
不小于99.7%
3.使用环境条件
3.1环境温度：
3.1.1最高气温：
38.4℃
3.1.2最低气温：
-31.6℃
3.2海拔高度：
1621m
3.3最大风速（离地面10m处10min的最大平均值）：
34m/s
3.4平均相对湿度：
47%
3.5耐受地震能力（承受三周正弦波，水平和垂直加速度同时作用，并考虑引出线端部套管连接导线及振荡的影响）：
7度，水平加速度0.25g，垂直加速度0.125g。
4.技术要求
4.1设备满足的技术标准
以现行国家标准及两部共同制定的有关技术措施为依据，国标未列部分参考IEC标准。
供方提供的设备应符合但不限于下列现行有效版的规范和标准：
GB1094.1～1094.5——《电力变压器》
GB6451.1～6451.5——《三相油浸电力变压器技术参数和要求》
GB311.1——《高压输变电设备的绝缘配合》
GB311.6——《高电压试验技术第五部分：
测量球隙》
GB311.7——《高压输变电设备的绝缘配合适用导则》
GB5582——《高压电力设备外绝缘污秽等级》
GB/T15164——《油浸式电力变压器负载导则》
GB763——《交流高压电器在长期工作时的发热》
GB2706——《高压电器动热稳定》
GB2536——《变压器油国家标准（新来油）》
GB7595——《设备中变压器油指标》
GB191——《包装贮运标志》
JB2420——《户外、防腐电工产品油漆》
GB5273——《变压器、高压电器和套管的接线端子》
GB50229——《火力发电厂与变电所设计防火规范》
GB5027——《电力设计典型消防规程》
GB10237——《电力变压器绝缘水平和绝缘试验外绝缘的空气间隙》
其他有关的现行标准。
4.2绝缘水平
一分钟工频耐受电压kV（有效值）
雷电冲击电压kV（峰值）
操作冲击耐受电压kV（峰值）（250/2500μS）
全波（1.25/50μS）
截波
高压侧
545
1257
1390
90
197
低压侧
59
134
150
4.3温升限值
部位
温升限值K
线圈
60
顶层油
50
油箱及结构件表面
75
制造厂在变压器出厂时应提供温升试验报告和温升试验前后的油气色谱试验报告。
4.4过载能力
供方提供变压器允许短时间过载的能力，并不能低于以下数值。
（绕组最热点温度小于140℃）
过电流（%）
20
30
45
100
允许运行时间（分）
480
120
10
过载前为满负载运行并在3.1款环境温度下。
4.5过激磁能力
供方提供（以额定电压为基准，在额定频率下），但不低于以下数值。
运行条件
空载
满载
过电压倍数
1.1
1.2
1.3
1.05
1.4
允许运行时间
连续
30分钟
1分钟
20分钟
5秒
4.6承受短路的能力
供方应提供变压器承受外部短路能力的计算报告及经受短路后所需采用的相应措施。
变压器至少能承受330kV为无穷大系统的外部短路电流，持续时间为3秒的动、热稳定效应而无损伤，绕组没有不允许的变形及位移，且可继续运行。
4.7变压器应具备承受发电机电负荷的冲击能力和承受发电机甩负荷过电压能力。
在变压器与发电机相连接的端子上能承受1.4倍的额定电压历时5秒钟。
4.8工频电压升高时的运行持续时间
电压220kV~500kV级电力变压器对于额定电压的短时工频电压升高倍数的持续时间应符合下表要求。
工频电压升高时的运行持续时间
工频电压
升高倍数
相-相
1.10
1.25
1.50
1.58
相-地
1.90
2.00
持续时间
<
20min
20s
1s
0.1s
4.9局部放电
按照国标要求施加试验电压，在1.5倍最高相电压下，局部放电量应小于100PC，出厂时向用户提供各端实测值，变压器在冲击、工频耐压试验前后应按有关标准及方法，分别进行局部放电试验及色谱分析，并将其结果提供给用户。
4.10电晕及无线电干扰水平
在1.1倍最高相电压下，户外晴天夜晚应无可见电晕，户外晴天的无线电干扰水平应小于：
20**μV。
4.11变压器绕组的匝间工作场强：
应不大于2kV/mm
4.12噪音水平
当冷却器、风扇、油泵不投入运行时，在距变压器外壳0.3米、离地高度为1/3和2/3变压器本体高度处噪音水平应小于75dB；
当冷却器全部投入时，在距变压器外壳2米、离地高度为1/3和2/3变压器本体高度处噪音水平应小于75dB。
4.13供方应提供零序阻抗实测值。
4.14与封闭母线的配合
由变压器制造厂在产品设计完成后召开设计联络会，邀请封闭母线制造厂、需方共同讨论配合事宜，并对设计方案最后审查。
4.15变压器和较大金属结构零件均应通过油箱可靠接地。
所有变压器的铁芯均应通过小套管从油箱上部引出可靠接地，并配置接地线引下支持绝缘子。
接地处应有明显接地符号或“接地”字样。
4.16变压器铁芯应采用进口优质低损耗冷轧矽钢片。
4.17变压器的铁芯应有强力定位，能承受运输冲击加速度3g，防止运输过程中移位。
4.18变压器本体及其所有附属设备（包括冷却器、风扇电机、控制箱及端子箱等）应满足水喷雾或冲氮灭火的要求。
4.19变压器各部分应有必要的起吊装置。
4.20变压器轨距：
纵向1435mm
横向3×
20**mm
4.21套管
4.21.1套管绝缘水平
冲击全波试验电压kV（峰值）
（1.25/50μS）
冲击截波试验电压kV（峰值）
一分钟工频试验电压（有效值）kV
湿试
干试
295
85
110
4.21.2泄漏比距：
≥2.65cm/kV（按系统最高电压）4.21.3套管端的允许荷载（水平、垂直、横向）不小于：
高压套管：
20**N
高压中性点套管：
1500N
低压套管：
3150N
安全系数：
长期荷载安全系数为2.5
短时荷载安全系数为1.67
4.21.4局部放电：
1.5倍最高相电压下的局部放电不大于：
10PC
4.21.5套管的额定电流（A）：
1200/15000（高压/低压）
4.21.6供方应提供套管出厂时的全部型式试验及出厂试验报告。
4.21.7套管中的油应与变压器本体相同。
4.22冷却器和控制箱
4.22.1采用大功率冷却器，备用台数应不少于1台，并可在控制箱内任意设置某一台冷却器为备用状态。
4.22.2当全部冷却器退出运行后，变压器满载、环境温度为最高温度时允许的运行时间应不小于30分钟。
4.22.3供方应提供当失去全部冷却器设备的情况下，允许运行的负荷及相应时间
负荷（MVA）
最小负荷
50%
75%
100%
时间（分）
4.22.4供方应提供不同台数冷却器工作时，允许长期运行的负荷及满负荷运行时间。
冷却器投入台数
3
4
5
允许长期运行的负荷（%）
满负荷运行的时间（分）
4.22.5变压器冷却系统应按温度及负载情况自动投入或切除相应的冷却器。
切除故障冷却器时，备用冷却器自动投入运行。
4.22.6冷却器、潜油泵电机的电源电压采用380/220V，由双路供电，正常一路工作,另一路备用，当工作电源因故障切除后，备用电源自动投入。
4.22.7变压器冷却系统应具有远方测温及报警功能。
4.22.8工作电源、冷却器停止、故障，备用电源、备用冷却器投入时，均应发出信号，并可供远传使用，信号引出接点均应为独立接点（无公共点）。
潜油泵电机、风扇电机应有过载、短路和断线保护。
4.22.9潜油泵两侧阀门应保证关闭严密，以满足变压器抽真空的要求。
4.22.10供方应成套提供冷却系统控制箱，冷却系统控制箱、本体端子箱为户外式，防护等级为IP54。
控制箱中设电加热器，且应设有恒温去潮设备，能自动投切电源。
冷却系统控制箱、本体端子箱（包括端子箱支架、门铰链、门锁及端子箱内部固定件等）全部采用不锈钢材料。
控制箱内控制设备如熔断器、接触器、热继电器等全部采用天津梅兰日兰产品，端子采用的凤凰端子为阻燃、防潮型。
控制图纸由用户确认后生产。
4.22.11变压器本体端子箱和风冷控制箱内端子应留有15%的备用端子。
4.22.12冷却系统电动机的电源电压采用交流380/220V，控制箱的控制电源电压为直流220V。
4.22.13冷却器应采取防腐措施。
4.23油箱和油枕
4.23.1变压器油箱的结构型式为钟罩式，钟罩与底座的连接处应有良好的电气通路，以防止连接螺栓发热。
4.23.2变压器安装在水平基础上，油箱设计及升高座连管、变压器顶盖到油枕的油管安装应考虑变压器安装后气体有效进入瓦斯继电器。
变压器不得有存气现象。
4.23.3油箱密封并采用真空注油。
油箱及冷却器应能承受住133Pa的真空度和正压9.81×
104Pa的机械强度试验而没有损伤和不允许的永久变形。
4.23.4油箱下部应设置供千斤顶顶起变压器的装置和水平牵引装置。
4.23.5油箱上部应设滤油阀，下部装有足够大的事故放油阀。
4.23.6冷却器的汇油母管及油箱上部出油母管上方应有放气塞。
4.23.7油箱中、下部位应装设两只取油样阀，下部的取油样阀尽量装于油箱底部。
4.23.8变压器油枕采用橡胶胶囊式，采用全密封结构。
4.23.9变压器油枕应有注、放油和排污油、排气装置。
4.23.10变压器油枕应装设带有油封的吸湿器。
4.23.11变压器油枕结构应便于清理内部，其容积保证在环境温度38.4℃、满负载状态下油不溢出，在－32℃未投入运行时，观察油位计应有油可见。
4.24变压器油：
4.24.1油的牌号：
＃45（克拉玛依生产）
4.24.2油性能要求：
a、含水量：
10PPM
b、含气量：
1%
c、耐压等级：
>
60kV
d、90℃介质损耗系数：
≤0.005
4.24.3变压器厂应提供全部油量的110%油。
4.24.4油的保护方式：
每台变压器应装设进口自动可燃气体监测仪，由供方提供具有计算机接口的选型，由需方确认。
4.25测量、保护装置
4.25.1变压器装设的瓦斯继电器应装设集气盒，集气盒的安装位置应能便于观察气体数量和气体采集。
瓦斯继电器两侧装有蝶阀。
瓦斯继电器提供两付能分别反映轻、重瓦斯的接点，由供方提供其动作值范围。
瓦斯继电器要求加装不锈钢防水罩。
4.25.2变压器应设有玻璃温度计的管座，管座设在油箱顶部，并伸入油内120±
10mm。
4.25.3变压器应配备绕组测温（并留有备用数量）和油温测温装置（为电阻式Pt100）。
绕组测温应能反映绕组的平均温升，油温测量应不少于两个监测点，变压器两侧配置独立的双支测温铂电阻。
4.25.4所测温度除在变压器本体上可观测外，还应能将信号远传至控制室。
4.25.5变压器测温装置应配置相应的温度记录仪。
4.25.6变压器应装有足够且可靠的压力释放装置，且注明喷油方向，并不朝向套管。
压力释放装置动作后应有标志，并提供两付动作接点远传至控制室。
4.25.7变压器本体上测温装置的端子箱或就地仪表的电缆应采用耐油、阻燃、屏蔽电缆；
气体继电器至端子箱的电缆将其触点两极应分别引出，不合用一根多芯电缆。
本体电缆敷设设置不锈钢槽盒。
4.26无载调压开关
4.26.1调压开关在电气和机械上应是坚固的，布置上便于监视和维护而不必开箱，并提供外部手动操作装置。
4.26.2调压开关分接头的变换及导线布置应满足暂态过电压的要求，外部操作机构加保护，防止非专业人员误动。
4.26.3抽头位置指示的布置位置，应装设在箱壁上便于观察而不必打开机构的保护。
4.26.4无励磁分接开关
额定通过电流：
A
额定调压范围：
性能要求：
分接开关长期载流的触头，在1.2倍额定电流下，对变压器油的稳定温升应不超过20K。
4.26.5分接开关的机械寿命不少于万次。
4.26.6分接开关长期载流的触头，应能承受持续skA短路电流有效值和kV短路冲击电流峰值而分接开关触头不熔焊、烧伤、无机械变形。
5.质量保证、监造、试验、运输
5.1质量保证
5.1.1变压器质保期为正式投运后1年，使用年限应不少于30年。
在质保期内变压器无论哪部分（包括外协件）属于制造质量问题而损坏，供方在规定的期限内应负责无偿修理或更换。
5.1.2变压器在验收试验时，有一个或多个指标未能达到要求而属于供方责任时，则供方自费采取有效措施，在规定时间内使之达到保证指标。
如在规定的时间内仍达不到合格标准时，则供方向用户赔偿。
5.1.3变压器厂应采取可靠措施，保证变压器在运行中不渗油、漏油。
在投运后一年内发现渗漏油现象允许修理一次，如再渗、再漏，每发现一处，罚款1万元。
5.1.4外协件要求
变压器的外协件如：
冷却器、调压开关、潜油泵等应有合格证并有完整的试验报告。
外协厂应得到需方的认可。
5.1.5变压器的各组件在制造厂内应预组装一次，并打好标记，保证在现场装配中能顺利进行。
5.1.6凡未提到的其他工艺及要求，按国家标准及有关变压器的标准执行。
5.2监造
变压器制造过程中，用户派出具有一定技术水平和经验且责任心较强的工程技术人员，按《发电设备质量监造条例》的规定进行监造。
关键的试验项目，应提前2周通知用户参加。
5.3试验
变压器厂应向用户提供出厂试验报告，同类产品型式试验报告，及特殊试验（特殊试验项目供需双方协商）报告，试验项目、要求及试验方法按试验大纲执行。
试验大纲见下表：
变压器的试验大纲
序号
试验项目
试验方法和要求
试验标准
变比试验
按IEC76-1进行每一分接位置上测量
额定分接允许偏差±
0.5%，其它分接位置允许偏差±
出厂试验
绕组接线组别检查
与铭牌一致
同上
测量绕组直流电阻
在所有分接位置上测量，按GB1094-1996规定进行
相间差不大于三相平均值的2%，按GB1094-1996及GB/T6451-1999规定
介质特性试验
1）绝缘电阻
2）吸收比或极化指数
3）介质损失角正切值
4）测铁芯及夹件的绝缘电阻
绝缘电阻可采用2500V或5000V兆欧姆表进行测量
电桥测量误差不超过0.01%
按GB6451-99规定，20℃时绝缘电阻大于1000MΩ
吸收比大于1.3或极化指数大于1.5
tgδ≤0.5%
一分钟工频耐压试验
按IEC76-8，GB1094-96，GB311-97的规定进行，分别对高压、低压，高压中性点及高压侧相间进行试验
按技术条件规定，其中三相变压器相间试验电压按1.0倍相对地试验电压
6
雷电冲击试验，包括冲击全波和截波试验
按GB311-83进行
型式试验
7
局部放电试验
按GB1094-96进行
8
空载损耗和空载电流的试验
按GB1094-96、IEC76-1
同上，增加单相法400V电压下的空载损耗试验
9
空载电流谐波测量
按GB1094-96规定，所有各相电流的谐波采用谐波分析仪测量
谐波的大小以基波分量百分数表示
特殊试验
阻抗电压及负载损耗试验
按GB1094-96规定进行
符合GB1094-96规定及技术条件
11
温升试验
按GB1094-96规定
符合技术条件及要求
12
油箱密封性能和机械强度试验
按技术条件要求
无渗漏和不允许的永久变形
13
分接开关试验（无载开关）
14
冷却装置的检查和试验
2kg/cm2压力试验10min
不泄漏
15
冷却器的密封试验
提供试验报告
16
温度计校正
17
压力释放器试验
18
套管试验
1）tgδ及电容量测量
2）一分钟工频耐压试验
3）雷电冲击全波试验
4）局部放电试验
5）套管CT试验
6）机械强度试验
按IEC有关规定，加电压0.3-1倍最高线电压提供tgδ的电压曲线
GB4109-88
GB4019-88
IEC270,GB1094-96
套管CT单独进行变比和极性检查，测量直流电阻绝缘电阻，短时工频耐压试验
按技术条件要求施加组合拉力
20℃时tgδ不大于0.5%，tgδ的拐点在最大相电压以上
耐压前后电容量无显著变化
符合技术条件要求
在1.5倍最高相电压下局部放电量<
10PC,tgδ值在5小时内无变化
套管介损数据需提供未安装和安装后的试验报告。
19
绝缘油试验
1）粘度50℃
2）闪点
3）凝固点
4）机械杂质
5）游离碳
6）灰分
7）活化硫
8）酸值mgKOH/g
9）NaOH试验
10）透明度，5℃时
11）抗氧化安定性
12）酸碱反应
13）水分
14）含气量
15）90℃介质损失角
16）击穿电压
成批做
每台做
符合国内油的标准
噪音测量
按IEC551
符合技术条件
21
电晕及无线电干扰水平测量
按CISPR特别委员会规定进行
22
三相变压器零序阻抗测量
按GB1094－96
23
冷却器功率消耗试验
24
线圈间、线圈对地的工频电容测量
25
频谱试验
26
短路试验
单相法400V电压下试验。
27
表中引用标准以现行版本为准。
5.4运输
5.4.1变压器的结构应能承受运输冲击加速度3g。
变压器在加速度3g内经过铁路、公路、水路运输后，内部结构相互位置不变，紧固件不松动。
变压器的组件、部件如套管、冷却器、油门、油枕等结构布置应不妨碍吊装、运输。
5.4.2变压器不带油运输时应充以干燥氮气并设有观察氮气压力的仪表装置。
运输前进行密封试验。
变压器主体到达现场后在一个月内油箱内氮气压强保持正压，并有压力表进行监视。
5.4.3变压器运输中应装有冲撞记录器并派人押送（三个方向冲击小于3g），如无异常，供方保证在现场不做吊罩检查（允许进入检查）就可安装运行。
5.4.4变压器运输尺寸及重量满足铁路（或水运）及公路运输的常规要求。
5.4.5运输时保护变压器的所有组件、部件如套管、油枕、阀门、冷却器等不损坏和受潮。
5.4.6成套拆卸的组件和零件（如瓦斯继电器、套管、温度计及紧固件等）的包装应保证经过运输、储存直至安装不损坏和受潮。
5.4.7成套拆卸的大组件和零件（如油枕、冷却器等）运输时可不装箱，但保证不损坏和受潮。
6.供货范围
供方所提供的变压器及附属设备应配套完整，并提供其施工、检修和正常运行时所需的部件、备品备件、专用工具和供货清单。
在投标时请制造厂提供变压器各部件的配套厂家、规格型号、数量等（列表表示）。
最好每种外购件提供三家供用户选择。
6.1变压器本体及主要附件（冷却器、油枕、套管、套管CT、压力释放装置、瓦斯继电器、温度计等）
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