天威保变主变资料资料Word格式.docx
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35cm
2.13最大冻土深度：
9cm
2.14平均最大风速：
25.4m/s（10m高10分钟）
2.15海拔高度：
1000m及以下
2.16耐地震能力:
6度（按7度考虑），地震峰值加速度0.05g
2.17污秽等级：
III级
2.18土壤平均电阻率：
25.13Qm
3主要技术参数
3.1产品名称：
电力变压器
3.2产品型号：
SFP-800000/500
3.3额定电压比：
525/22kV
3.4额定容量：
800/800MVA
3.5额定频率：
50Hz
3.6相数：
三相
3.7调压方式：
高压侧无励磁调压，调压范围525i22.5%kV
3.8联结组标号：
YNd11
3.9中性点接地方式：
高压侧直接接地
3.10冷却方式：
ODAF
3.11空载损耗、负载损耗、短路阻抗、绕组直流电阻等参数实测值见产品合格
证明书或变压器铭牌（8BB.860.3987）。
3.12变压器在额定容量情况下的温升限值见表1
表1连续负载下的温升限值单位：
K
顶层油温升
绕组平均温升
油箱、铁心及结构件温升
55
65
80
3.13变压器过负荷能力符合GB/T15164《油浸式电力变压器负载导则》的规定
3.14变压器承受短路能力符合GB1094.5的规定。
3.15噪声<
78dB（冷却器全部投入运行，距本体2m处）
噪声<
78dB（冷却器不投入运行，距本体0.3m处）
3.16主体充氮运输重：
332.3t
3.17箱盖吊重：
7.1t
3.18总油重：
74.5t
3.19总重：
440.4t
3.20工频电压升高时的运行持续时间：
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表2:
表2工频电压升高时的运行持续时间
工频电压升咼倍数
相-相
1.10
1.25
1.50
1.58
相-地
1.9
2.00
持续时间
20min
20s
1s
0.1s
3.21冷却装置
变压器安装有6组丫F2-360冷却器，其中1组备用。
冷却器布置在变压器低压侧。
a）冷却器投入或退出运行时，工作冷却器均能通过控制开关投入与停止；
b）当工作或辅助冷却器出现故障时，备用冷却器自动投入运行；
c）控制箱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；
d）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
20min。
当油面温度不超过75C时，允许上升到75C，但切除全部冷却器后的变压器最长运行时间不得超过1h;
e）当冷却器系统在运行中出现故障时能发出故障信号，每个信号提两个干接
点,供买方控制保护装置使用；
f）在不同环境温度下，投入不同数量的冷却器时，变压器允许满负载运行时间及持续运行的负载系数见表3:
表3变压器允许满负载运行时间及持续运行的负载系数
投入工作冷却器组数
满负荷运行时间（min）
持续运行的负荷数（%
10C
20C
30C
40C
20°
C
1
110
90
70
50
45
35
10
2
200
160
120
60
40
3
350
280
220
100
95
85
4
900
720
540
400
5
长期
4变压器电气接线原理图
变压器电气接线原理图见图1
0ABC
图1变压器电气接线原理图
5出线套管位置
出线套管位置见图2
图2出线套管位置示意图
6结构简介
6.1铁心结构
铁心为三相五柱式结构，铁心叠片与铁心结构件分别通过箱盖上的套管
引出，并通过铜母线引至油箱下部与接地板连接。
6.2绕组结构
高压绕组为内屏蔽连续式结构，低压绕组为螺旋式结构。
绕组排列从铁心
向外依次为低压和高压绕组。
6.3油箱结构
油箱采用桶式结构，油箱内侧装有磁屏蔽和电屏蔽。
箱体上备有吊攀、千
斤顶支架、梯子及充油、排油和取油样的各种阀门。
油箱能耐受真空度133Pa
和98.1kPa的正压试验，无不允许的永久性变形。
6.4变压器的定位结构
器身下部通过下定位钉与箱底定位，上部通过上定位件与箱盖定位，铁心
旁轭下部通过限位垫块与油箱顶紧，此外器身上部与箱壁四周也有定位装置。
6.5变压器的保护装置
变压器储油柜安装在变压器油箱上，油箱与储油柜之间装有气体继电器。
变压器油箱上装有压力释放装置及压力继电器，当油箱内压力或压力上升速度超过整定值时，能自动释放油箱内部压力，并发出报警信号，以保护变压器本体。
7变压器主体的起吊
起吊变压器整体用的吊轴在变压器油箱的上部（共4只），起吊时必须同时使用这些吊轴，而且钢丝绳与垂线间的夹角不得大于30，起吊高度见变压器
总装配图（1BB.710.1040.1）。
油箱下部设有千斤顶支架（共4只），使用时所有千斤顶支架必须同时均匀受力，其位置见变压器总装配图（1BB.710.1040.1）。
8运输
8.1变压器主体采用充氮运输方式，运输尺寸见产品的运输尺寸图（OBB.319.1832），凡不能与变压器主体连在一起整体运输的组件、部件，均按拆卸件表（OBB.440.2649）拆卸后单独包装随主体运输。
8.2变压器主体由制造厂到安装地点之间的运输采用我国标准运输界限的铁路运输方式，继之可采用短距离的公路机动车拖运或人工滚杠载运。
变压器在整个运输过程中倾斜角度不得大于15。
变压器在运输全过程中都要安装三维自
动冲击记录仪，且不能承受过大的冲击力（水平冲击加速度不大于3g,垂直加
速度不大于1.5g），同时还应遵守以下规定：
a）公路运输和人工滚杠载运过程中，当路面出现坡度及转弯时，必须预先采取防滑、防溜措施；
b）公路运输时的车速，在一级路面上不得超过15km/h，其余路面上不得
超过10km/h；
c）人工滚杠载运时，牵引应使用设在油箱下部的拉板，牵引速度不得超过
2m/min;
8.3变压器主体在发运前，油箱内已按相应的技术条件充入高纯度的氮气（纯度
>
99.99%，露点w-40C,其压力为20kPa-30kPa（表计压力，下同），在整个运输过程中要对油箱内氮气的压力进行监视，及时向油箱内补充符合上述要求的氮气，保证在整个运输过程中油箱内氮气的压力在20kPa-30kPa范围内。
8.4拆卸的联管、储油柜、套管式电流互感器等均应密封运输。
其中套管式电流互感器还应充以合格的变压器油。
500kV可卸式引线的运输按其安装说明书0BB.469.224进行。
9验收
用户收到变压器后，应验证产品铭牌及合格证明书，该变压器是否与订货合同规定的型号规格相一致，然后进行下列一般性检查，并做出记录：
a）按出厂技术文件目录1BB.710.1040.1CM,查对制造厂给用户的出厂技术文件是否齐全、完整；
b）按拆卸件表0BB.440.2649查收拆卸件是否与装箱单相一致，是否与拆卸件一览表中的数量相一致，是否损坏；
c）检查变压器主体内氮气压力是否在20kPa-30kPa的范围内，主体与运输车之间是否有明显的位移，固定用的钢丝绳是否有拉断现象，是否有明显的撞击和其他损伤，检查冲击记录仪的记录曲线。
对上述检查过程发现的损坏部件及其他不正常现象做出详细记录，必要时
要进行现场拍照，并将照片、缺损件清单及检查记录的副本尽快提供给制造厂
及运输部门，以便及时查找原因，明确责任，研究处理。
10存放
10.1运至现场后应立即检查产品经运输后是否受潮。
未受潮的初步标志为：
a）主体内部的氮气压力常温下不小于4.9kPa;
b）主体内取箱底残油进行油样化验，应符合以下规定：
耐压》45kV（标准油杯试验，下同），含水量w20卩L/L。
10.2如果10.1条中a）和b）两条中有一条不符，产品不能充氮存放，还必须按
本说明书第10.4中c）进一步判断产品是否受潮。
10.3不超过两个月的充氮存放应符合下列规定：
a）通过试验证明符合10.1a）和10.1b）的（均满足）要求时，允许充氮存放，
但存放时间不得超过两个月，否则应按10.4条注油存放；
b）充氮存放时主体内部氮气的压力要求同8.3条；
c）充氮存放过程中，每天至少巡查两次，对箱内压力及补入氮气做记录。
如氮气压力降低很快，氮气消耗量大，说明有漏气现象，要及时检查处理，严防变压器器身受潮。
10.4超过两个月存放期的充氮运输产品或按10.2规定不宜充氮存放的产品，
必须注油存放，工作程序和要求如下：
a）首先要放净箱底残油；
b）注油排氮。
打开箱盖上的蝶阀排气（采取有效措施，严防潮湿空气、水及一切杂物落入油箱内），同时从油箱下部的注油活门或任一个连接冷却装置的
阀门注入符合下述要求的变压器油：
耐压》60kV,含水量w10卩L/L，含气量w
1%,tgSW0.5%（90C）;
c）进一步检查判断产品出厂后是否受潮。
未受潮的标志为（充油后测量）
各绕组间及绕组对地之间应满足下列要求：
绝缘电阻R60＞出厂值的85%（2500V
兆欧表），吸收比R60/R15》出厂值的85%介质损耗因数tgSw出厂值的120%（同温度）；
如果不符合上述要求，表明器身已经受潮，产品不能投入安装运行，应重
新对器身进行干燥处理，并与制造厂联系；
d）临时装上储油柜系统（包括吸湿器）继续注油，将油面调整到稍高于储油柜正常油面位置，并按储油柜安装使用说明书0BB.469.173排出储油柜中的空气；
e）注油存放过程中，每隔十天要对变压器外观进行一次检查，发现漏油现象要及时处理。
每隔二十天要从变压器主体内抽取油样进行试验，其性能应符
合下述要求：
耐压》50kV，含水量w20（1L/L。
10.5拆卸件在存放期间要妥善保管，应有防雨、防尘、防污措施，不允许出现锈蚀和污秽。
对于充油运输的拆卸件如套管式电流互感器等要带油存放，且不允许露天存放，严防内部绝缘件受潮。
套管式电流互感器不允许倾斜或倒置存放。
11总体复装前的准备工作及要求
11.1在总体复装时用户需要准备的设备和工具见表4
表4总体复装时用户需要准备的设备和工具
序号
名称
数量
规格及其说明
储油罐
1套
油罐总容积9om
真空滤油机
1台
6000driVh，真空度w10Pa
压力滤油机
2000driVh，用于临时注油排油
真空泵
排气速度3M/min，真空度w10Pa
过滤纸烘干箱
6
气割电焊设备
各1套
7
筛子
30目/cm2，筛硅胶用
8
硅胶罐
直径©
250mm高500mjm过滤空气用
9
油质试验设备
试验项目：
耐压、含水量、含气量、tg5、色谱分析等
干燥空气发生器
干燥空气流量3m/min，露点-40°
11
氧气含量表
1只
用于测充氮运输产品油箱内的含氧量
12
注油用管路
适量
接头法兰按产品总装配图给出的阀门尺寸配做
13
真空软管
14
起吊设备（包括吊具）
不吊盖检查时，最大件吊重为8000kg。
吊芯检杳时吊车起吊能力按总装配图上给出的器身吊重选择
15
手动起重葫芦
1000kg3000kg各一
16
梯子
6m3m各一
17
防水苫布和塑料布
18
干粉火火器
用于扑灭油火
表4（续）
19
现场照明设备
20
空油罐
总容油量8000kg
21
干湿计
测空气湿度
22
兆欧表
1000V,5000MQ;
2500V,5000MQ
23
真空表
真空度10Pa
24
力矩扳手
M12M16,M2QM24M3QM36
25
紧固螺栓、螺钉用普通工具
26
钢锯
27
半透明尼龙管
©
8x15m用做变压器临时油位计
28
尼龙绳
e8mn长20m
29
木板、木棒
搭脚手架用
30
耐油橡胶板
做临时密圭寸垫（厚6mm,8mm,10mm）
31
塑料外衣或棉布外衣
3套
全新，无纽扣，检查器身用
32
高筒耐油胶鞋
3双
内检人员穿
33
手电筒
电压为4.5V-6V
34
硅胶
10kg
粗孔粗粒
收缩带0.25汉25,电工皱纹纸
:
各3盘
要求烘干后使用
36
砂布
20张
300mm200mm
37
绝缘纸板条
烘干
38
棉纱、优质白色棉布、次棉布
各4kg
39
三聚氰胺醇酸浸清漆（绝缘漆）
4kg
刷子
刷漆用
11.2内检工作程序及技术要求
电力变压器正常运输条件下在总体复装前应从油箱人孔进入油箱内部检查
（以下简称内检），其程序和要求包括:
a）凡雨、雪、风（4级以上）和相对湿度75%以上的天气不能进行内检；
b）在主体没有排氮前，任何人不得进入油箱；
c）进入油箱内部进行内检的人员一般不超过三人，内检人员必须事先仔细阅读本说明书，明确内检的内容、要求及注意事项；
d）对于油箱内充有氮气的产品，内检工作程序及技术要求见表5（或表6）；
e）在整个内检工序过程中，不允许损坏变压器外部及内部的组部件和构件；
f）在按表5所示程序和要求进行内检时，变压器油箱内部的工作条件应符合图3要求，工作时要不间断地向油箱内吹入干燥空气：
油箱内部温度CT）
图3现场安装时油箱内工作条件
表5内检工作程序及技术要求
工作项目及流程
工作内容要点及技术要求
工序号1
准备好合格的变压器油，清洗输油管
1.油性能指标同10.4b）要求。
2.用真空滤油机滤油时，加热脱水缸中油的温度控制在65土59范围内。
3.输油用钢管或尼龙管，若用耐油橡胶管时，必须进行试验证明胶管不污染变压器油，并有试验证明书备查。
输油管路在正式使用之前必须经厂方技术人员对其清洁及耐油性能检查认可。
表5（续）
清洗变压
器附件
1•将所有管路及附件（包括所有规格的套管）外表面的油污、尘土等杂物用软布擦干净。
2.检查变压器油管路（如与冷却器、储油柜联结的管路等）各种升高座内表面是否清洁，用干净的白布擦至布表面不出现明显的油污及杂物。
3.检查合格的清洁管路及附件用塑料布临时包封备
检杳油箱内氮气压力
用。
检查变压器油箱内的氮气压力应不小于4.9kPa,
否则应对箱底残油进行化验，按10.1条判断器身是否受潮。
放出油箱底部残油
使用靠近箱底的放油塞子将残油放入单独的油容器中，这些油不经处理不准重新注入变压器中。
套管式电检杳
流互感器
1.从套管式电流互感器中取油样进行化验应符合下
述要求：
耐压》45kV;
含水量W20[1L/L,否则应对绝缘件进行干燥。
此检查项目可提前到表中第1号工序内进行。
2.测量套管式电流互感器绝缘电阻，并对极性进行核对。
安装调试好干燥空气发生器
—
干燥空气性能要求：
露点w-40°
C;
流量》3mVmin,此项目可提前进行。
充干燥空气排氮
I
1.干燥空气从油箱下部的©
80活门注入，氮气从箱顶上©
80蝶阀排出，干燥空气流量》2.5m3/min。
2.充干燥空气的时间应不少于60min,并且用氧气含量表测油箱内空气含氧量应不小于18%否则人员不得进入。
1.打开油箱上的两个人孔，内检人员换上全新、洁净的衣服和鞋帽，必须把衣服口袋掏空，严禁将一切尘土、杂物带入油箱内（特别注意鞋底的清洁），所带工具要编号登记。
2.按本说明书第12章规定的内检项目及技术要求逐项检杳，并详细填写检杳结果。
3.在内检过程中要继续向油箱内吹入干燥空气，流量维持在2mVmin左右。
4.在内检的同时安装变压器附件，具体安装程序及要求见第13章。
5.内检过程中人孔处要有防尘措施，并应有专人守侯，以便与内检人员联系，禁止吸烟。
6.检杳完毕，内检工作人员确认箱底无杂物后出油箱，按工具登记表清点工具数量，以防将工具遗留在油箱内，内检人员出油箱后，封好人孔盖板。
内检$
g）当变压器安装现场很难取得干燥空气时，可改用注油排氮的方法。
在这
种情况下，内检工作程序及技术要求见表6。
其中工序号1-5中的工作内容及
技术要求与表5中的相同；
h）按表6所示程序进行内检时，油箱内空气的相对湿度与允许工作时间如
图4示。
在现场装配过程中往往由于某一环节的问题而延长装配时间，这就要
求在内检过程中，尽量降低油箱内空气的相对湿度，以保证工作时间符合图4
的要求;
表6现场无干燥空气发生器时内检程序及技术要求
工序号6\
1.装上临时油位表（可用透明尼龙管代用）。
2•将准备好的合格的变压器油从油箱下部的*80活门注入，同时打开油箱顶盖上的*80蝶阀排氮气。
3.注入油面咼度在油箱顶盖下200mn处。
4.注油结束后静放24h。
注油排氮
1.放油前用热油循环法将器身加热，保证内检过程中器身温度高于环境气温5-10P。
2.将10kg干燥、清洁、过筛后的硅胶装入硅胶罐中，并将硅胶罐上端管路与油箱顶盖上的*80蝶阀相联结，然后将该蝶阀打开（硅胶罐的滤网要完好，严防硅胶进入油箱）。
3.放油管路接油箱下部的*80活门，将油放尽（储油容器必须清洁）。
放出本体中的油
1
81
1.在内检过程中，应米取有效措施，防止大量潮湿空气进入油箱内，保证油箱内空气的相对湿度不大于60%
2.检查内容及技术要求与表5中的相同（第3条除外）。
内检
图4油箱内允许工作时间（h）
i）对于注油存放的产品，内检工作程序及技术要求见表7；
表7注油存放产品的内检工作程序及技术要求
工作项目及流程工序号1化验变压器本体中油及清洗输油管
1.从变压器本体中取油样化验，其性能应符合
10.4e）要求，如果不符合要求应按10.4c）条判断器身是否受潮。
2.
清洗变压器附件
工作内容及技术要求同表5中的第2号工序。
其他技术要求同表5中的第1号工序。
3L
套管式电流互感器检查
4”
从油箱下部£
0活门放油，同时从油箱上部80蝶阀注入干燥空气（露点w-40C,流量》3mVmin）。
5¥
亦—工作内容及技术要求同表5中的第8号工序。
j）若确认变压器主体在运输过程中发生过较严重的冲撞，或油箱在运输过程中因冲撞而变形，或者在运输过程中变压器主体倾斜超过15，或用户有吊
箱盖检查的要求的情况下，变压器才允许吊箱盖检查。
吊箱盖检查前由制造厂临时编写工作程序及技术要求，整个工作过程必须在制造厂技术人员指导下进行。
12变压器现场安装前的检查项目
12.1测量铁心的绝缘电阻
本产品的铁心通过油箱顶盖上的接地套管经引线连接至油箱下部一点接地。
运输前接地套管已拆下装箱运输，箱盖上法兰由盖板密封。
拆下标有接地符号“弓”处的盖板，拉出接地引线用2500V兆欧表测量，铁心接地引线对地
（油箱）的绝缘电阻应不小于400M】。
测量完后将接地引线和接地套管安装好
12.2检查油箱顶盖上的器身定位件
器身与油箱之间在顶部的定位结构如图5所示。
打开项1盖板，检查各绝
缘件、定位件应无损坏、变形及松动现象。
检查完毕，将盖板重新装好。
1.盖板2.法兰盘3.油箱顶盖4.垫块
5.绝缘板6.器身定位件7.密封垫圈
图5器身的上部定位结构
12.3检查铁心下部与油箱之间的定位
铁心长轴两端（旁轭）与油箱之间的定位结构如图6所示，检查各定位件
应无松动损坏现象，铁心应无移位现象。
1■3展蛀块4.M
图6铁心旁轭下部与油箱的定位结构
12.4铁心拉带的检查
本产品上下铁轭用低磁钢拉带拉紧。
拉带与铁轭及夹件之间均用绝缘件绝
缘，每根拉带用一根引线与夹件腹板连接（接地）。
在12.1条测量中，若接地套管的绝缘电阻符合要求，则说明每根拉带与铁心片之间绝缘性能良好。
拉带与夹件之间的绝缘性能也至关重要，必须对拉带接地引线及其连接情况进行检查，引线绝缘应无损伤，紧固螺栓应无松动现象，拉带与夹件之间的绝缘套应无破损。
保证每根拉带与夹件之间只有一点可靠连接。
12.5其它检查项目
其他检查项目包括：
a）检查所有引线支撑件、导线夹是否有位移、倾斜、损坏现象，紧固用的
绝缘螺杆、螺母是否有松动现象，引线外包绝缘是否有损伤；
b）线圈及围屏是否有明显的位移，围屏外边的绑扎带是否有
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