北大桥主变技术规范书.docx
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北大桥主变技术规范书
甘肃瓜州北大桥东风电场49.5MW工程
主变压器及其附属设备技术规范
中国水电顾问集团西北勘测设计研究院
2008年04月
目录
1．工程概况……………………………………………………………………………2
2．基本技术要求………………………………………………………………………2
3．试验………………………………………………………………………………………10
4．标志、起吊、安装运输和储存……………………………………………11
5．标准和规范……………………………………………………………………………11
6．供货数量及质量保证……………………………………………………………12
7．技术服务和售后服务………………………………………………………………13
8．其它…………………………………………………………………………………………14
1工程概况
1.1风电场名称：
甘肃瓜州北大桥东风电场49.5MW工程。
1.2风电场地理位置：
甘肃瓜州北大桥东风电场49.5MW工程位于甘肃省瓜州县城以北约10km处的戈壁滩上。
1.3装机容量：
风电场共安装33台风力发电机组，单机容量1500kW。
总装机容量49.5MW。
1.4电气主接线：
发电机与箱式变压器的组合方案采用单元接线，发电机引出线经箱式变升至10kV，接入110kV变电所10kV母线，再经主变压器升至110kV。
10kV母线接线采用单母分段接线方式，本期仅上1段母线，共8回进线。
110kV侧采用单母线接线方式；电气主接线详见附图1。
1.5变压器布置：
户外布置。
1.6交货地点：
甘肃瓜州北大桥东风电场需方指定落地货位。
2.基本技术要求
2.1变压器型式：
名称
三相双线圈铜绕组有载调压油浸式升压变压器
型号
SFZ10—50000/110
箱体结构
全密封免维护
2.2使用环境条件：
海拔高程
1300m
环境温度
-28℃～+40.4℃
年平均温度
8.6℃
多年平均相对湿度
42%
最大风速
32.6m/s
地震动峰值加速度：
0.10g
污秽等级
Ⅲ级
覆冰厚度
10mm
安装位置
户外
连接方式：
变压器10kV低压侧通过敞开式矩形铜母线（双片）与10kV户内高压开关柜相连，变压器110kV高压侧通过钢芯铝绞线与110kV设备相连。
110kV中性点侧通过钢芯铝绞线与敞开式中性点设备相连。
2.3技术参数
额定容量50000kVA
额定电压121x1.25%/10.5kV
相数3相
频率50Hz
调压方式有载分接开关
线圈联接组别YN,d11
冷却方式ONAF
阻抗电压10.5%
空载电流1.0%
空载损耗≤59.7kW
负载损耗≤216kW
绝缘液体绝缘油45#
中性点接地方式经隔离开关接地
2.4绝缘水平
符合GB1094.3-96《电力变压器》绝缘水平和相应的绝缘规定，本变压器高压线圈按分级绝缘设计，低压线圈按全绝缘设计。
2.4.1绕组的额定耐受电压
（1）110kV线端：
额定雷电冲击耐受电压：
全波480kV
截波530kV
额定短时工频耐受电压（有效值）:
200kV
（2）10kV线端：
额定雷电冲击耐受电压：
全波75kV
截波85kV
额定短时工频耐受电压（有效值）:
35kV
（3）110kV中性点端子
额定雷电冲击耐受电压（峰值）250kV
额定短时工频耐受电压（有效值）95kV
2.4.2变压器在感应耐压下进行局部放电测量时，其视在电荷量q应不大于300pc。
2.4.3在1.1倍最高工作相电压下，户外晴天夜晚无可见电晕，频率为1兆赫时无线电干扰电压不大于2500μV。
2.4.4变压器油按国家有关标准试验合格，油中含水量不大于20ppm，含气量不大于2%。
2.5油箱及附件：
2.5.1变压器油箱本体的机械强度应承受下表的真空度和正压的机械强度试验，油箱不得有损伤和不允许的永久变形，在正常工作时无渗漏现象。
电压等级（kV）
容量（kVA）
真空度（kPa）
正压（kPa）
110
20000及以上
20
80
2.5.2油箱上装设固定梯子，其位置应便于在带电情况下，检查储油柜和套管中的油位，测量油温，检查瓦斯继电器及采取油样。
2.5.3在变压器油箱盖上装设一蝶阀，作为注油用；在油箱下部装设一只闸阀，作为放油用，并装设一只取样阀门；箱底装设事故排油阀。
2.5.4变压器铁芯及较大金属结构零部件均应通过油箱可靠接地，接地处应有明显的接地符号或接地字样。
2.5.5变压器铁芯及较大金属结构零部件均应可靠接地，接地处应有明显的接地符号或接地字样。
2.6高压套管、冷却系统及其它部件
2.6.1高压套管：
套管泄漏比距不小于2.5cm/kV（对应最高运行电压）。
其绝缘水平等于或略高于变压器的绝缘水平，和变压器一起做操作波试验。
2.6.2低压套管：
引出套管每相一个，套管端子水平引出与10KV矩形铜母线（双片水平布置）连接，矩形铜母线型号为TMY-100x10。
2.6.3套管的安装位置和相互位置距离应便于接线，而且其带电部分之空气间隙，应能满足GB311.1-1997《高压输变电设备的绝缘配合》所要求的绝缘电气强度。
2.6.4套管接线端子连接处在空气中对空气的温升不大于50℃，在油中对油的温升不大于15℃，高低压及高压中性点接线端子均采用板式结构。
2.6.5安全保护装置
2.6.5.1变压器应装有气体继电器，其接点容量不小于66VA（交流220V），直流有感负载时不小于15W。
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气体的数量和颜色，且应便于取气体。
2.6.5.2变压器应装有压力释放装置，当内部的压力达到0.5标准大气压时，应可靠释放压力。
2.6.5.3变压器应供给信号测量和保护装置辅助回路用的接线箱。
2.6.6冷却系统及控制箱
（1）变压器采用风扇冷却系统，制造厂提供全套风扇装置和控制箱。
变压器冷却系统应具有按负载情况自动投入和切除部分冷却设备的功能。
（2）卖方应提供在不同温度下，投入不同数量的冷却器时，变压器允许满负载持续运行时间及负载系数。
卖方应提出变压器冷却器的总组数，其中应有一台为备用。
冷却系统按负荷情况自动投入或切除相应数量的冷却器。
当切除故障冷却器时，备用冷却器应自动投入运行，并能独立实现工作、备用、辅助方式。
附属设备的运行方式和故障状态应以独立的无源接点送至计算机监控系统。
冷却系统的备用冷却器应按规定的时间进行轮换。
（3）变压器满载运行时，当全部冷却器退出运行后，应允许继续运行20min。
当油面温度不超过750C时，变压器应允许继续运行1h。
当运行中的变压器顶层油温或变压器负荷达到规定值时，能使辅助冷却器自动投入。
（4）控制箱采用两回路独立电源供电，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。
（5）当冷却器系统在运行中发生故障时，应能发出事故信号，并提供接口。
（6）冷却系统电动机的电源电压采用交流380V，控制电源电压为交流220V。
（7）冷却系统的电动机应有过载、短路及断相运行的保护装置。
（8）冷却系统控制部分应能远传其运行状态信号及故障状态信号
2.6.7控制柜和端子箱
（1）控制柜和端子箱应设计合理,防护等级为IP54。
采用不锈钢柜体。
（2）控制柜和端子箱的安装高度应便于在地面上进行就地操作和维护。
（3）控制柜应有足够的接线端子以便连接控制、保护、报警信号和电流互感器等的内部引线，并应留有15%（不少于20个）的备用端子。
所有外部接线端子包括备用端子均应为线夹式，端子厚度不小于6mm。
控制跳闸的接线端子之间及与其它端子间均应留有一个空端子，或采用其他隔离措施，以免因短接而引起误跳闸。
（4）控制柜和端子箱设计应符合国家有关标准要求和满足冷却系统的控制要求。
2.6.8油保护装置
2.6.8.1变压器装有储油柜，在其保证安全距离的条件下与变压器本体连结成整体结构，储油柜应装设油位指示计，其容量应保证在周围气温+40℃、最大负荷时，以及在周围气温-30℃，变压器停时，均能在油位指示计上看到油位。
油位指示计应划油三条监视线，标示+40℃、+20℃及-30℃油面标志。
2.6.8.2储油柜应有注油、放油和排污装置。
2.6.8.3在变压器储油柜上应装设带有油封的吸湿器。
2.6.9油温测量装置
2.6.9.1变压器应装配足够的用于测量油温和绕组温度的测温装置（电阻式或膨胀式），测温点至少不少于3个，并带有最大允许温度指针和独立的报警触点。
同时每个测点应单独向用户提供pt100的温度信号，温度计感温元件应安装在变压器油可能出现最高温度处。
温度计应具有2个独立的电触点，其中温度过高触点用于信号，温度超高触点用于跳闸。
风机的温度控制由厂家自行解决。
2.6.9.2变压器应装有供玻璃温度计用的管座。
所有设置在油箱顶盖的管座应伸入油内不少于110mm。
2.6.9.3变压器应装设两个户外式信号温度计。
信号接点容量在交流电压220V时，不低于50VA，直流有感负载时，不低于15W。
温度计的准确级应符合相应国家标准。
安装位置应便于观察。
2.6.10有载调压分接开关及其自动电压调整器
2.6.10.1有载调压分接开关及其自动电压调整器均选用国产标准型，由变压器厂成套供应，其技术条件应符合GB10230-88。
同时应向综合自动化系统提供接口，并能够实现远方档位显示及调节。
2.6.10.2有载调压分接开关的额定电流必须与变压器的额定电流相配合，切换开关的机械寿命不小于2万次。
调压开关油箱不可有渗漏，应有单独的油枕和压力释放保护装置。
2.6.10.3有载调压分接开关应装有气体继电器，其接点容量不小于66VA，直流有感负载时，不小于15W。
2.6.11中性点设备
中性点套管内电流互感器
变压器110kV中性点套管内装设一只电流互感器，应符合GB1208-97《电流互感器》标准及有关国家标准的规定。
电流互感器技术参数如下：
型号
LRD-72.5-100/1
额定电压
72.5kV
额定电流
100/1A
精度
10P/20
数量
1
2.7其它技术要求：
2.7.1变压器的温升试验应符合GB1094.2—96规定，其正常使用条件下运行时的温升限值不应超过下表标准规定。
部分
温升限值
线圈：
绝缘的耐热等级为A
（用电阻法测量的平均温升）
63K
顶层油
（用温度计测量的温升）
53K
铁芯本体
应是使相邻绝缘材料不致损伤的温度
油箱及结构件表面
78K
2.7.2变压器在105％额定电压时，在额定电流下可长期连续安全运行，且温升不超过上表规定的限值。
2.7.3过负荷能力
2.7.3.1变压器应能承受发电机同时甩负荷的工作条件，即变压器10KV侧端子能承受1.4倍的额定电压历时5秒。
2.7.3.2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
工频电压
升高倍数
相一相
1.05
1.10
1.25
1.50
1.58
相一地
1.05
1.10
1.25
1.90
2.00
最大持续时间
连续
<20min
<20s
<1s
<0.1s
2.7.4承受短路能力：
变压器在任何分接头时都应能承受三相对称短路电流历时2s，各部位无损坏和明显变形，短路后线圈的平均温度最高不超250℃。
2.7.5噪音水平：
符合环保要求，当风扇全部投入运行时，距油箱两米处的噪音水平不大于70dB。
当风扇不投入运行下运行时，距油箱0.3米处测量的噪音水平不大于65dB.
2.7.6变压器本体及有载调压开关保护信号（轻瓦斯、重瓦斯、油位高、油位低、压力释放、温度高等），测温电阻等各接点接线均应引至变压器本体端子箱。
冷却器电源应接至冷却器控制箱。
3.试验
3.1变压器应按GB1094.3—96《电力变压器》及GB311.1—1997《高压输变电设备的绝缘配合》所规定的全部绝缘试验项目和要求进行出厂试验。
3.2除应符合GB1094.1～1094.5-96《电力变压器》所规定的试验项目外，主变压器试验还应符合下列规定。
3.2.1直流电阻不平衡率为2%。
3.2.2变压器油箱及储油柜应能承受0.5标准大气压密封试验，其试验时间为36h，不得有渗漏和损伤。
3.2.3提供变压器吸收比（R60/R15）实测值及介质损失角正切值（tgδ%），测试通常应在10～40℃温度下进行，并应符合有关标准。
3.2.4提供变压器绝缘电阻的实测值，测试应在10～400C和相对湿度小于85％时进行。
3.2.5要求厂家必须完成变压器零序阻抗的测量。
4.标志、起吊、安装运输及储存
4.1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、储油柜、散热器和净油器应有起吊装置。
4.2变压器采用带油运输。
运输时应符合铁路及公路部门的有关规定。
4.3变压器的内部结构应在经过正常的铁路、公路运输后相互位置不变，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、运输及运输中的紧固定位。
4.4整体运输时应保护变压器的所有组件、部件如套管、散热器和储油柜等不损坏和受潮。
4.5成套拆卸的组件和零件（如气体继电器、温度计、套管及紧固件等）的包装应保证经过运输、储存直至安装不损伤、不受潮。
4.6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，在整个运输与储存过程中不得进水和受潮。
5．标准和规范
变压器除满足本技术规范书外，还应符合下列标准的规定：
GB1094.1～1094.5—96《电力变压器》
GB2900《电工名词术语》
GB/T6451—1999《三相油浸式电力变压器技术参数和要求》
GB311.1—1997《高压输变电设备的绝缘配合》
GB5273《变压器、高压电器和套管的接线端子》
GB10237-88《电力变压器绝缘水平和绝缘试验外绝缘的空气间隙》
GB4109-88《高压套管技术条件》
GB10230-88《有载分接开关》
DL/T620-1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》
GB1985-1989《交流高压隔离开关和接地开关》
有关IEC标准
6.供货范围及质量保证：
6.1供货范围
6.1.1变压器本体（包括底架及附件）1台
6.1.2 冷却器及其控制箱、本体端子箱、有载调压控制箱
6.1.3 变压器绝缘油，油量应有10％的裕度
6.1.4 本体及连接到端子箱和控制箱之间的耐油、阻燃、屏蔽电缆
6.1.5 吊装工具（包括变压器本体及有载调压开关的吊装工具）
6.1.6中性点电流互感器1只
6.1.7 备品备件及专用工具（风扇电机）等。
6.2质量保证
6.2.1变压器投入运行后1年时间为质保期。
6.2.2应保证变压器到现场后能可靠投入运行。
投入运行时，在额定电压下五次冲击合闸应无异常。
6.2.3变压器投入运行后，20年内不发生因制造质量引起的事故，如发生应由厂方无偿负责修理或更换。
6.2.4有载分接开关、两侧套管保证15年不发生质量问题，在此期间发生质量问题应由厂方负责。
6.2.5厂方应进行变压器密封试验，若有渗漏应在出厂前处理完善，运行中变压器的处理费用由厂方承担。
7.技术服务和售后服务
7.1项目管理
合同签订后，生产厂家应指定负责本项目的项目经理，负责协调厂家在工程全过程的各项工作，如工程进度，设计制造，图纸文件，制造确认，包装运输，现场安装，调试验收等。
7.2技术文件
7.2.1生产厂家在订货前向用户提供一般性资料如：
鉴定证书，报价书，典型说明书，总装图和主要技术参数等。
7.2.2变压器出厂时应向用户提供下列各种技术文件一式4份（其中用户3份,设计单位1份）。
7.2.2.1按照GB1094.1一96附录B（出厂技术文件）的内容提供全套技术文件及资料。
7.2.2.2变压器监制记录。
7.2.3生产厂家应在合同签订生效后30天内向设计单位提供下列图纸及资料：
7.2.3.1变压器外形尺寸图，包括长宽高、各侧套管相间距离及与轴线的相对尺寸、结构布置、起吊高度、轨距和油重、总重等。
7.2.3.2变压器运输图，包括运输尺寸及运输重量。
7.2.3.3主变冷却控制箱接线原理图、端子图、箱面布置图、安装结线图、外形尺寸图。
7.2.3.4风机的电压、功率及台数。
7.2.3.5温控器原理接线图；端子图。
7.2.3.6变压器本体上电缆布置图。
变压器本体辅助接线盒尺寸、方位及其端子图（包括测温点、重轻瓦斯等）。
7.2.3.7有载调压开关说明书及控制二次回路接线图，有载调压开关控制器说明书及外部接线图。
7.2.3.8气体继电器、温控器、压力释放阀、吸湿器、套管、电动机构、风扇等变压器附属设备的安装使用说明书。
7.2.3.9中性点设备的技术参数及使用说明书。
7.2.3.10变压器容量保证值、效率、各种损耗值等主要技术性能及参数。
7.2.3.11型式试验报告或影响件。
7.2.3.12二次控制箱原理接线图、安装接线图、端子图、箱面布置图、外形尺寸图。
7.3生产厂家应提供下列技术服务
7.3.1提供变压器本体二次设备技术咨询和资料。
7.3.2每年两次定期现场技术服务和不定期书面解答。
7.3.3为用户提供培训变压器运行、维护人员。
7.4售后服务
7.4.1为用户现场免费服务。
7.4.2服务范围包括配合安装调试、提供易损备品配件。
7.4.3每年定期上门服务及不定期应用户要求，派人或书面提供服务，接到用户反映质量问题后，12小时内作出答复，48小时内服务人员到现场。
8.其它
8.1用户参与对变压器的监制。
在油箱和冷却器作机械强度测验、铁芯叠制、线圈绕制、器身组装、变压器预总装及试验和型式试验等各阶段，生产厂家应通知用户派员参加。
8.2变压器运到工地后，生产厂家应来人到工地负责验收交接。
变压器安装时，生产厂家应按用户要求派技术人员来工地指导。
变压器在试运行中及保质期内出现的质量问题应由生产厂家负责处理。
8.3设计审查及联络
8.3.1生产厂家在完成初步设计或全部设计后，应通知用户及风电场设计方，由用户主持在制造厂进行设计审查，设计图纸及资料等审查通过确认后，方可进行投料生产。
8.3.2生产厂家在进行变压器出厂试验时，应在两周前通知用户及设计方参加。
8.3.3生产厂家应及时满足设计方提出的配合要求。
8.4本技术规范所使用的标准如与供方所执行的标准不一致时，按较高标准执行。
8.5本技术规范未尽事宜由供需双方与设计单位共同协商解决。
8.6本技术规范作为订货合同的技术附件，与合同正文具有同等的法律效力。
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