主变压器技术条件Word文档格式.docx
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1.2最低气温-25°
1.3最大日温差25°
1.4使用海拔1200m
1.5地震烈度8度
1.6覆冰厚度10mm
1.7最大风速30m/s
2.性能参数
2.1额定容量、电压组合、联结组编号及性能参数应符合下表的规定：
20000kV.A双绕组电力变压器
额定容量kVA
电压组合
联结组编号
空载损耗kW
负荷损耗kW
空载电流%
阻抗电压%
容量分配
高压kV
低压kV
20000
35±
3x2.5%
10.5
Yn，d11
26.6
110
0.6%
8.0%
100/100
2.2允许偏差：
应符合GB1094.1-1996的规定，但如单项损耗超过上表所列标准，每超过1KW则扣减7000元货款。
3.技术要求
3.1按本标准制造的变压器应符合GB1094.1-1094.5的规定。
3.2本标准变压器的名词术语按GB2900.15的规定。
3.3安全保护装置。
3.3.1变压器应装有气体继电器，其接点容量不小于66V.A（交流220V或110V），直流有感负载时，不小于15W。
气体继电器应选用QJ-80型。
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出气体的数量和颜色，而且应便于取气体。
3.3.2变压器应装有压力保护装置，当内部的压力达到50Kpa时，应可靠释放压力，压力释放阀应导向切有接点引出。
3.4冷却方式：
为风冷式。
3.5油保护装置
3.5.1变压器均应装有储油柜（密封变压器除外），其结构应便于清理内部。
储油柜的容积应保证在周围+40°
C满负载状态下油不溢出，在-40°
C未投入运行时，观察油位计应有油可见。
储油柜的一端应装有磁针表式油位计，并有上下限引出接点，且应表示出变压器未投入运行时，相当于油温为-30°
C，+20°
C和+40°
C三个油面标志。
3.5.2储油柜应有注油放油和排污油装置。
3.5.3在变压器储油柜上均应装设带有油封的吸湿器。
3.5.420000kV.A及以下的变压器应采取防油老化措施，以确保变压器油不与空气相接触，如在储油柜内部和油位计处均应加装金属膨胀器，采用防油老化措施。
3.6油温测量装置
3.6.1变压器应装有玻璃温度计的管座。
管座应设在油箱顶部，并伸入油内120±
10MM。
3.6.2变压器需装设户外式信号温度计。
信号接点容量在交流电压220V时，不低于50V.A，直流有感负载时，不低于15W。
温度计的准确度应符合标准。
信号温度计的安装位置应便于观察。
3.6.3当变压器采用集中冷却结构时，应在油箱进出油口总管路处装测油温用的玻璃温度计管座。
3.6.4变压器应装有远距离测温的元件。
3.7变压器油箱及其附件的技术要求
3.7.1变压器一般不供给小车，但箱底支架的焊接位置应符合图13的规定。
图中C尺寸选择为1475mm（面对长轴方向）
图13
3.7.2对于20000kV.A及以下的变压器在油箱下部壁上应装有油样活门。
变压器油箱底部应有排油装置。
3.7.3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。
3.7.4安装套管的箱盖或升高座的开孔直径按下表的规定。
电压
kV
开孔直径MM
300A及以下
400~600A
800~1200A
2000~3000A
6-10
70
75
35
150
3.7.5变压器油箱的机械强度：
应承受下表的真空压力和正压的机械强度试验，油箱不得有损伤和不允许有永久变形。
电压等级
容量范围
kV.A
真空压力
Ρα
正压
4000及以下
5.0X104
4.9X104
4000-31500
及以上
5.07X104
5.88X104
37.6所有变压器在油箱下部应有供千斤顶顶起变压器的装置。
37.7安装平面至油箱顶的高度在3m及以上时,应在油箱上焊有固定梯子,其位置应便于取气体及观察气体继电器。
37.8变压器油箱结构型式:
为钟罩式波纹油箱。
油箱必须经喷砂处理，并提供10-20KG原漆。
37.9套管的安装位置和相互位置距离应便于接线,接线方式为拔稍式接线板，而且其带电部分之空气间隙,应能满足GB10237的要求。
37.10变压器结构应便于拆卸和更换套管或瓷件。
37.11变压器铁心和较大金属结构零件均应通过油箱可靠接地。
3.7.12变压器的油箱下部应装有足够大的放油阀。
4.其它要求
4.1套管:
选用西瓷或抚瓷产品,外绝缘按Ⅳ类污秽地区考虑，高压侧爬电比距≮3.1cm/kV。
低压套管选用20kV级产品。
4.2变压器到现场不需吊罩，但应满足以下条件：
生产厂必须按不吊罩结构生产；
需方派员参加监造；
运输过程装三维冲撞仪；
生产厂家承诺五年内如因制造质量问题，厂家应无偿修复。
4.3生产厂家应在合同签定后1周内提供如下资料：
变压器的整体外形图及各部分重量；
变压器的基础安装图；
变压器运输图；
及运输装卸重量。
变压器二次接线图
（上述图纸均为电子板CAD图纸）
4.4希望厂家提供突发短路的型式试验报告,至少提供突发短路的计算书。
4.5变压器要求低噪音，声级测量不超过60DB。
4.6生产厂家需提供该型产品的生产业绩表。
5.测试项目
5.1除符合GB1094.1~1094.5所规定的试验项目外,还应符合下列规定。
5.2增加如下试验并提供试验报告：
零序阻抗测量
温升试验
局放试验,且不应超过300PC
绕组变型留底试验
绝缘试验后35KV套管油色谱试验
声级测定
5.3直流电组不平衡率:
对所有变压器其不平衡率相为2%,线为2%。
应以三相实测最大值减最小值作分子，三相实测平均值作分母计算。
注:
1.对所有引出的相应端子间的电阻值均应进行测量比较。
2.如果三相变压器的直流电阻值，由于线材及引线结构等原因超过5.3条规定时,除应在出厂试验记录出具体实测值外,尚应写明引起这一偏差的原因。
使用单位应按出厂实测值进行比较。
5.4变压器油箱及储油柜应承受到50KPα压力的密封试验,其试验时间为24H,不得有渗漏和损伤。
5.5提供变压器吸收比（R60/R15）实测值，测试通常应在10~400C温度下进行。
5.6提供变压器介质损耗因数（tanδ）,测试通常应在10~400C温度下进行。
tanδ温度换算系数表见下表。
温度差K
5
10
15
20
25
30
40
45
50
换算系数A
1.15
1.30
1.50
1.70
1.90
2.20
2.50
3.00
3.50
4.00
如果测量介质损耗因数的温度差不是表中所列数值时,其换算系数可用线性插值法确定。
其校正到200C介质损耗因数可用下列公式计算：
当测量温度在200C以上时tanδ20=tanδΤ/A
当测量温度在200C以上时tanδ=AtanδΤ
式中：
tanδ20---校正到200C的介质损耗因数：
tanδΤ---在测量温度下的介质损耗因数；
A---------换算系数；
K---------实测温度200C温度差的绝对值。
5.7提供变压器绝缘电阻的实测值,测试通常应在10-400C和相对湿度小于85%时进行。
当测量温度不同时,可按下表绝缘电阻换算系数折算
55
60
1.2
1.5
1.8
2.3
2.8
3.4
4.1
5.1
6.2
7.5
9.2
11.2
如果测量绝缘电阻的温度差不是表中所列数值时,其换算系数可用线性插值法确定。
其校正到200C的绝缘电阻可用下列公式计算:
当测量温度在200C以上时R20=ART
当测量温度在200C以下时R20=RT/A
R20---校正到200C的绝缘电阻值，MΩ；
RT---在测量温度下的绝缘电阻值，MΩ；
A----换算系数；
K----实测温度与200C温度差的绝对值。
6.标志、起吊、安装、运输和贮存
6.1变压器套管及储油柜的位置如图所示。
（适用范围：
1.额定容量为6300~63000kVA，2.联接组标号YN,d11）
6.2变压器须具有承受变压器总重的起吊装置。
变压器器身、油箱、可拆卸结构的储油柜、散热器或冷却器和净油器等均应有起吊装置。
6.3变压器的结构应在经过正常的铁路、公路及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、散热器或冷却器、油门和储油柜等）的结构及布置位置应不妨碍吊装、运输及运输中紧固定位。
6.4变压器通常为带油进行运输。
如受运输条件限制时，可不带油运输，但须充以干燥的氮气。
运输前应进行密封试验以确保在充以20~30KPA压力的氮气时密封良好。
变压器主体到达现场后一个月内油箱的氮气压强应保持正压，并有压力表进行监视。
6.5运输时应保护变压器的所有组件、部件（如储油柜、套管、活门及散热器（管）或冷却器）等不损坏和不受潮。
6.6成套拆卸的组件和零件（如气体继电器、套管、温度计及紧固件等）的包装应保证经过运输、贮存直至安装前不损伤和不受潮。
6.7成套拆卸的大组件（如散热器、净油器和储油柜等）运输时
可不装箱，但应保证不受损伤，在整个运输与贮存过程中不得进水和受潮。
7.备品备件及专用工具
7.1卖方按买方的要求提供的备品备件清单见表7-1
7.2卖方应提供安装、运行、检修所需要的非常规或非标准的专用工具，包括专用调试、测试设备。
提供的专用工具清单见表7-2
表7.1备品备件清单
序号
名称
型号规范
单位
数量
用处
备注
表7.2专用工具清单
用途
8.其它
8.1本技术协议为合同附件，与合同具有同等效力。
8.2变压器本体颜色为中灰色。
8.3本技术协议一式六份，甲方两份，乙方两份，设计方两份。
8.4本协议之外的有关事宜甲乙双方协商解决。
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