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油浸自冷式电力变压器技术规范书
110kV 油浸自冷式电力变压器 技术规范书工程项目：贵钢 110kV 变电站增容扩建工程广西贵港市福源电力设计有限责任公司 2008 年 9 月110kV 油浸式电力变压器技术规范书目 1 总则 2 使用条件 3 技术参数和要求 4 试验 5 供货范围 6 供方在投标时应提供的资料和参数 7 技术资料和图纸交付进度 8 运输安装和专用工具仪表 9 技术服务与设计联络录1110kV 油浸式电力变压器技术规范书1 总则1.1 本规范书适用于 110kV 三相油浸自冷式电力变压器。它提出设备的功能 设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。 1.2 需方在本规范书中提出了最低限度的技术要求，并未规定所有的技术要 求和适用的标准，未对一切技术细则作出规定，也未充分引述有关标准和规范的 条文， 供方应提供一套满足本规范书和现行有关标准要求的高质量产品及其相应 服务。 1.3 如果供方没有以书面形式对本规范书的条款提出异议，则意味着供方提 供的设备（或系统）完全满足本规范书的要求。如有异议，不管是多么微小，都 应在投标 书中以“对规范书的意见和与规范书的差异（表） ”为标题的专门章节 加以详细描述。本规范书的条款，除了用“宜”字表述的条款外，一律不接受低 于本技术规范条款的差异。 不允许直接修改本技术规范书的条款而作为供方对本 技术规范书的应答。 1.4 本设备技术规范书和供方在投标时提出的“对规范书的意见和与规范书 的差异（表） ”经需、供双方确认后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。 1.5 供方须执行现行国家标准和行业标准等。应遵循的主要现行标准如下。 下列标准所包含的条文，通过在本技术规范中引用而构成为本技术规范的条文。 本技术规范出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，供需双方应探讨 使用下列标准最新版本的可能性。 有矛盾时， 按现行的技术要求较高的标准执行。 GB 6 GB 6 GB 3 气间隙 GB 3 GB
GB 311.1-1997 GB/T
电力变压器 变压器油 高压输变电设备的绝缘配合 高电压试验技术 三相油浸式电力变压器技术参数和要求 高压套管技术条件 变压器和电抗器的声级测定2电力变压器 电力变压器 电力变压器第 1 部分 第 2 部分 第 3 部分 第 5 部分总则 温升 绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空 承受短路的能力GB/T -1997GB/T
油浸式电力变压器负载导则110kV 油浸式电力变压器技术规范书GB
GB/T GB/T DL/T 620-1997 DL/T 865-2004 DL/T 596-1996 DL/T 572-1995 JB/T
JB/T 准）局部放电测量 电气装置安装工程 电气设备交接试验标准 变压器油中溶解气体分析和判断导则 运行中变压器油质量标准 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合 126kV～550kV 电容式瓷套管技术规范 电力设备预防性试验规程 电力变压器运行规程 6～220kV 变压器声级 变压器类产品型号编制方法Q/GXD 126.01-2006 电力设备交接和预防性试验规程（广西电网公司企业标 1.6 本设备技术规范书未尽事宜，由需供双方协商确定。 1.7 供方应获得 ISO9000（GB/T 19000）资格认证书或具备等同质量认证证 书，必须已经生产过三台以上或高于本技术规范的设备，并在相同或更恶劣的运 行条件下持续运行三年以上的成功经验。 提供的产品应有两部鉴定文件或等同有 效的证明文件。对于新产品，必须经过挂网试运行，并通过产品鉴定。2 使用环境条件2.1 周围空气温度 最高温度 最低温度 最大日温差 2.2 海拔高度 2.3 最大风速 2.4 环境湿度 2.5 耐地震能力 ＋45℃ －10℃ 25K 不超过 1000m 35m/s 月平均相对湿度不大于 90% 日平均相对湿度不大于 95% 8度 地面水平加速度 0.25g； 地面垂直加速度 0.125g。 2.6 大气条件 大气中无严重侵蚀和爆炸性介质3110kV 油浸式电力变压器技术规范书3 技术参数和要求3.1 基本条件 3.1.1 设备最高工作电压 Um：126kV 3.1.2 额定频率：50Hz 3.1.3 调压方式及范围 110kV 侧：有载调压，±8?1.25%，中性点调压； 35kV 侧（如果有） ：无励磁分接，±2?2.5%，中性点调压，分接开关三相 联动。 3.1.4 中性点接地方式： 110kV，中性点不固定接地； 35kV 和 10kV，中性点非有效接地。 3.1.5 变压器电压组合、容量比、联结组、阻抗电压、空载电流、空载损耗、 负载损耗等额定参数见表 1 和表 2。 （除特别注明外）表1变压器 电压组合 (kV) 容 量 比 (%) 联 结 组变压器电压组合、容量比、联结组、阻抗电压三绕组变压器 110±8?1.25%/38.5±2?2.5%/10.5 100/100/100 YN，Yn0，d11 10.5 17.5 6.5 10.5；16 双绕组变压器 110±8?1.25%/10.5 100/100 YN，d11阻 抗 高―中 电压 (%) 高―低 中―低表2 额定容量（kVA） 9 型三相双 空载电流（%）变压器空载电流、空载损耗、负载损耗
32.9 133.2 0.62
39.5 156.6 0.56
46.7 194.4 0.56
55.6 234.0 0.50绕组有载调 空载损耗（不大于，kW） 压变压器负载损耗（不大于，kW）10 型三相双 空载电流（%）4110kV 油浸式电力变压器技术规范书绕组有载调 空载损耗（不大于，kW） 压变压器负载损耗（不大于，kW）29.6 125.8 0.54 26.6 125.8 0.88 39.3 157.5 0.79 35.4 148.7 0.68 31.8 125.835.5 147.9 0.49 31.9 147.9 0.82 47.1 189 0.73 42.3 178.5 0.63 38.0 147.942.0 183.6 0.49 37.8 183.6 0.82 55.7 225.0 0.73 50.1 212.5 0.63 45.1 183.650.0 221.0 0.44 45.0 221.0 0.75 66.2 270.0 0.68 59.6 255.0 0.58 53.6 221.011 型三相双 空载电流（%） 绕组有载调 空载损耗（不大于，kW） 压变压器负载损耗（不大于，kW）9 型三相三 空载电流（%） 绕组有载调 空载损耗（不大于，kW） 压变压器负载损耗（不大于，kW）10 型三相三 空载电流（%） 绕组有载调 空载损耗（不大于，kW） 压变压器负载损耗（不大于，kW）11 型三相三 空载电流（%） 绕组有载调 空载损耗（不大于，kW） 压变压器负载损耗（不大于，kW）3.2 绝缘水平 变压器绕组的额定耐受电压如表 3 所示。 表3 部 位 名 称 变压器绕组的额定耐受电压 额定雷电全波冲击耐 额定雷电截波冲击耐 额定短时感应或外施耐 受电压（峰值） ，kV 480 325 200 200 75 受电压（峰值） ，kV 530 360 220 220 85 受电压(方均根值)，kV 200 140 85 85 35110kV 绕组 110kV 绕组中性点 35kV 绕组 35kV 绕组中性点 10kV 绕组 3.3 温升限值绕 组：65K(用电阻法测量的平均温升) 顶层油：55K(用温度计测量) 绕组热点温升、金属结构件和铁心温升：78K（计算值） 油箱表面及结构件表面：65K(用红外测温装置测量) 3.4 制造厂必须提供过负荷和过励磁的能力。5110kV 油浸式电力变压器技术规范书3.4.1 变压器的过负荷能力应符合标准规定。在环境温度 40℃、起始负荷 80%额定容量时，事故过负荷能力为：150%额定容量，运行不低于 30min，其中 最热点温度不超过 140℃。 3.4.2 在额定频率下的过励磁能力如表 4 所示。制造厂应提供不同过励磁试 验情况下的各谐波成份曲线。 表4 空载 满载 过励磁能力 过励磁倍数 允许时间(min) 过励磁倍数 1.3 5 1.2 30 1.15 90 1.1 连续1.05 倍连续运行3.5 变压器绕组 3.5.1 变压器在任何分接头时都应能承受三相对称短路电流 2s， 且能承受国 家标准所规定的短路试验电流值，各部位无损坏和明显变形，短路后线圈的平均 温度最高不超过 250℃。 3.5.2 绕组采用铜导线绕制。为了确保足够的抗短路能力，变压器内线圈可 根据短路力校验决定采用半硬自粘性换位导线或半硬铜导线， 并采用硬绝缘筒绕 制线圈，不应采用非自粘性换位导线。半硬导线是指拉伸屈服强度σ 120N/mm ，经过硬化处理的导线。具体选用导线的σ 强度试验报告或计算报告。 3.5.3 绕组应有足够的换位，以使附加损耗降到最低。绕组应有良好的冷却， 使温度沿绕组均匀分布。在全波和截波冲击电压下，沿绕组应有最佳的电压分布。 3.5.4 对于出现过变压器短路损坏的变压器制造厂，不论是否具有耐受突发 短路的试验报告，均应提供损坏原因分析和整改措施报告。 3.5.5 对于与 GIS（六氟化硫气体绝缘金属封闭组合电器）直接相连的变压 器，要考虑 GIS 中的隔离开关操作产生非常快速暂态过电压（VFTO）对绕组的影 响。 3.6 局部放电水平 按照 GB 3 关于短时感应耐压试验（ACSD）和长时感应电压试验 （ACLD）的施加电压时间顺序，在整个试验期间进行局部放电测量。在 U2＝1.5 Um/√3 的测量电压下，110kV 出线端的视在放电量不大于 300pC。 3.7 噪音水平 在距离设备 0.3m 处测量，噪音水平不应大于 65dB。 （除特别注明外） 3.8 在 1.1 倍最高相电压下，无线电干扰水平应小于 500?V，变压器在户外2 0.2 0.2超过值，应与耐受突发短路时的机械力相符，并留有一定的安全裕度。制造厂应提供在短路时每一线圈的机械6110kV 油浸式电力变压器技术规范书晴天的夜晚无可见电晕。 3.9 变压器结构应便于拆卸和更换套管或瓷件。 制造厂应提供铁心结构和绕组的布置排列情况, 有载调压采用独立调压线 圈。 变压器应满足运输重量、尺寸限度，应确定运输过程中耐受冲撞的能力。在 承受运输冲撞加速度 3g 时应无任何损坏，并装设冲撞记录器进行检查。 变压器结构应满足允许倾斜 15°。 变压器油箱及储油柜应承受 50kPa 压力的密封试验，其试验时间为 36h，不 得有渗漏和损伤。 3.10 制造厂应保证变压器到现场后，不经吊罩检查即能可靠投入运行，并 提供承诺函。投入运行时，在额定电压下进行 5 次冲击合闸应无异常现象。产品 的保质期为 3 年（从设备交接试验后竣工验收之日算起） ；在正常运行时，应保 证 3 年内无渗漏油，应达到 20 年不需要大修，使用寿命应达到 30 年。 3.11 所有暴露在大气中的金属部件应有可靠的防锈层或采用不锈钢材料制 成，直径 12mm 以下的螺栓、螺钉等应采用不锈钢材料制成，直径 12mm 及以上的 螺栓宜采用不锈钢材料制成或应采用热镀锌。 变压器用橡胶密封件宜选用以丙烯酸酯橡胶为主体材料的密封件， 保证不渗 漏油。 3.12 变压器油箱 3.12.1 油箱应是用高抗拉强度的钢板制成的焊接结构，应能承受真空度为 20kPa 和正压力为 80kPa 的机械强度试验，不得有损伤和不允许的永久变形。 3.12.2 变压器油箱长轴沿油柜方向倾斜 1.5%，采用大折边板式平顶框架结 构，可以流散积水并能收集集聚的气体至气体继电器，所有箱顶上的开孔都应有 颈圈，所有升高座的最高点都应有放气塞并联接至一根共用的管子，以便将气体 收集到气体继电器。变压器应能在其主轴线或短轴线方向滑动或在管子上滚动， 并应有可以拖动的构件，滑动底座应有可以用螺栓固定在混凝土基础上的构件。 制造厂应将螺栓及固定方式提交运行单位认可。 3.12.3 所有人孔、手孔和套管开孔的联接应使用螺栓，并使用合适的密封 垫和法兰，密封垫应有压缩限位，防止对密封材料过分压缩。应具有温度计座和 二个接地板，接地板在油箱底座对角各一个。应有一个或多个人孔或手孔，其大 小应使操作者能够触到套管的下端,触到接线夹和线圈的上端，以便不用打开箱 盖和放油不低于线圈装配的上端，就可以更换套管和电流互感器。油箱应在适当 的位置装有吊攀和千斤顶支架。为了安装方便，至少在四角有八个千斤顶支架。 如果变压器的尺寸不允许装设上述构件， 应向运行单位提供建议的代替方法并取7110kV 油浸式电力变压器技术规范书得运行单位同意。 3.12.4 应有一个上箱盖的梯子，梯子应有可以锁住踏板的防护机构，距带 电部件的距离应满足电气安全距离的要求。 固定梯子的位置应便于取气样及观察 气体继电器。 3.12.5 变压器油箱应装有下述可靠的阀门： 1) 分别从油箱和储油柜排油的排油阀。 2) 专用密封式 取油样阀： ――从油箱最底部取油样； ――从油箱中部取油样。 取样阀的安装应便于操作者按上述位置取油样， 取样阀的端部应为 8mm 以上 的阴螺纹接头，并配有一个可以取下的阳螺纹塞子。 3) 适于接内径 50mm 管子的位于油箱下部的滤油机接口阀。 4) 用于抽真空，并适于接内径 50mm 管子的位于油箱上部的滤油机接口阀。 5) 便于无需放油就可装卸散热器的隔离阀。 3.12.6 油箱内壁和所有钢联接均应喷砂或喷丸除锈，喷漆前油箱外壁的轧 钢氧化皮应彻底清除。 3.12.7 变压器的铁心应与油箱绝缘，铁芯和夹件接地引线必须通过套管分 别引出， 且经引线至变压器下部 （在下法兰以上 200mm 处） 接地以便于带电测量， 该套管及铁芯、夹件对地绝缘应能承受 1min 工频试验电压 2kV（有效值） 。制造 厂提供安装接地引线的绝缘子及绝缘铜排。 稳定绕组（如果有）接地线也应引至变压器下部。 3.13 变压器采取防止绝缘油老化的全密封装置或采用油自动干燥措施。 3.13.1 变压器应装有储油柜，其结构应便于清理内部。储油柜应保证在周 围气温最高为 45℃满负荷及过负荷状态下油不溢出，在-10℃未投入运行时，储 油柜应有油位指示。 变压器本体及有载分接开关的储油柜配指针式带报警触点的油位计， 油位指 示标志牌的位置与主体油位指针在低压侧。油位计宜表示变压器未投入运行时， 相当于油温为－10℃、＋20℃和＋40℃三个油面标志。油位计留有油位指示数据 远传接口。 储油柜的加油阀采用蝶阀或球阀。 3.13.2 变压器储油柜采用胶囊袋式全封闭结构时，应备有一个带有油封的 吸湿器，以干燥密封袋或空气袋中的空气。吸湿器应为吸湿剂为 5kg 以上规格， 带有缓流装置的双透明玻璃杯结构，具体规格由制造厂计算确定。也可采用金属 波纹密封式储油柜。 储油柜与变压器间的联接管应是一根带有最少接头的直接联8110kV 油浸式电力变压器技术规范书管，并配有一个真空密封的阀门装于储油柜和气体继电器之间。另外应有一根集 气管由高压套管升高座接到气体继电器与油箱之间的联管上。 通往气体继电器的 管道应有 1.5～2%的坡度。 储油柜应有注油放油和排污油装置。 3.13.3 对于胶囊式储油柜，胶囊寿命必须大于 10 年。对于金属波纹式储油 柜，寿命必须大于 20 年。 3.13.4 变压器是否需要装设净油器，由厂家根据设计需要确定，并在投标 文件中说明。 3.14 为防止由于油面以下的内部压力急骤或者缓慢上升而造成的爆炸，变 压器应装有机械的压力释放装置。当变压器油箱内压力达到安全限值时，压力释 放装置应可靠地释放压力。压力释放装置应防止水分进入。装置应装在靠近油箱 盖边缘的位置上，并且配有排油罩（导向管） ，可以将油导至离地面 500mm 高处， 并且不应靠近控制柜或其它附件。 变压器还应装有速动油压继电器。 当变压器油箱内的压力上升速度威胁到油 箱安全时，速动油压继电器应能使变压器退出运行。继电器应采取如防雨罩等可 靠的防雨防渗水措施。 3.15 变压器应装上层油温温度计和线圈模拟温度计，测温元件可选用铂电 阻 Pt100 型，油温测量应不少于两个监测点。上述温度变量除在变压器本体上观 测外，尚应具备将该信号转变为 4mA～20mA 电信号的功能，提供远方指示仪表和 信号接点，以便将该变量送至主控制室的监测仪表、计算机数据采集系统、声光 报警单元。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。温度计的安装位置应便于观察。 3.16 变压器装有气体继电器，其接点容量在交流电压 220V 时不小于 66VA， 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， 并通过集气装置把气体引至变压器中下部 以便于取气体。气体继电器应采取如防雨罩等可靠的防雨防渗水措施。本体气体 继电器两侧安装蝶阀。 3.17 变压器的报警和跳闸保护触点：变压器应有下列报警和跳闸保护触点， 触点容量需予说明。变压器报警和跳闸触点的要求如表 5 所示。 表5 序号 1 报警和跳闸保护触点 继电器名称 主油箱气体继电器 报警或跳闸触点 重瓦斯跳闸 轻瓦斯报警 电源 220V，DC 各 2 付常开触点9110kV 油浸式电力变压器技术规范书序号 2 3 4 5 6 7 8继电器名称 有载分接开关切换开关箱保护继电器 主油箱油位计 有载分接开关切换开关箱的油位计 主油箱压力释放装置 速动油压继电器 油温指示器 线圈温度指示装置报警或跳闸触点 重瓦斯跳闸 轻瓦斯报警 报警 报警 报警或跳闸 报警或跳闸 报警及跳闸 报警及跳闸电源 220V，DC 各 2 付常开触点 220V，DC 220V，DC 220V，DC 220V，DC 220V，DC 220V，DC制造厂应提供所用继电器的时间常数和触点断流容量。 3.18 变压器套管 3.18.1 35kV 级以上电压等级的套管必须采用油浸式电容型或干式套管， 35kV 及以下电压等级的套管可采用纯瓷套管。油浸式电容套管应备有试验用电 容抽头，电容抽头和末屏接地线的引出线连接端子必须采取防止螺杆转动的措 施。 不得采用有机粘结接缝过多的瓷套管和密集形伞裙的瓷套管。 电容型套管应采用导杆（载流）式，避免发生将军帽密封不良等问题。油浸 式套管本体应绝对密封，并备有油位指示器，能在地面上清晰地看清油位。每只 套管应有一个平板端子（采用接线板连接结构） ，能够围绕套管导杆旋转。 套管的伞裙宜选用不等径大小伞。其两裙伸出之差(P1-P2)不小于 15mm，相 邻裙间高(S)与大裙伸出长度之比应大于 0.9，应具有良好的抗污秽能力和运行 性能。 10kV 侧套管采用额定电压为 24kV 套管。 35kV 及以下电压等级套管上部瓷压碗均改为铜压碗。 安装在供货变压器上的套管必须是进行出厂试验时该变压器所用的套管。 3.18.2 绝缘水平：套管的工频耐受电压和雷电冲击耐受电压的水平等于或 高于变压器线圈的绝缘水平。 3.18.3 油纸套管在工频 1.5Ur/√3 电压 （Ur 为套管的额定电压， 对于 110kV 套管，Ur=126kV。下同）下，局部放电视在放电量不大于 10pC。 3.18.4 对于油纸套管，变压器厂家必须提供 10kV、0.5 Ur/√3、1.05 Ur/ √3、Ur 四个电压下的 tanδ 值和电容量。在工频 1.05 Ur/√3 电压下的介质损 耗因数 tanδ ≤0.005，并且试验电压从 10kV 升高到 1.05 Ur/√3 时，tanδ 变 化值不超过 0.001；试验电压从 1.05 Ur/√3 升高到 Ur 时，tanδ 变化值不超过 0.001。同时应提供套管末屏的电容量和介质损耗因数。10110kV 油浸式电力变压器技术规范书3.18.5 套管的额定电流必须和变压器额定电流相配合。套管短时电流的最 小值为其额定电流的 25 倍，额定持续时间为 2s。 3.18.6 套管的安装位置和相互位置距离应便于接线，而且其相间、相对地 带电部分之空气间隙必须符合以下要求： 110kV 套管间隙不小于 100cm，35kV 套管间隙不小于 40cm，10kV 套管间隙不小于 20cm。 3.18.7 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。 3.19 带有套管型电流互感器的变压器应供给信号测量和保护装置辅助回路 用的接线箱， 箱壳体应为不锈钢 （厚度不小于 2mm） 箱体应密封 ， （防护等级 IP55） ， 足够宽敞，端子应为试验端子，铜制，并留有 10％以上作为备用，端子排选用 工程塑料，V0 级阻燃；箱体安装位置方便人员检修、接线。从电流互感器引出 的每一分接头的引线应经不锈钢导管或槽线盒引到接线箱的端子板上。 电流互感 器引线凡接触热变压器油的应使用特殊的耐热性的软导线。 电流互感器二次负载 接线和信号线路应使用有屏蔽的金属铠装电缆。 互感器二次接线及辅助回路的连 接，必须采用截面不小于 4mm2 的单芯铜导线，过门线采用软铜线。布线时，导管 或槽线盒与变压器本体应有一定的距离，并考虑避免其他组件故障对它的影响。 二次电流回路端子的接线方式可采用 OT 接线方式（将电缆芯线弯圈后再上螺丝 的接线方式） ，或采用管状接线方式（凤凰端子） 。 套管电流互感器应符合有关标准的要求， 电流互感器的变比应在变压器铭牌 中列出，仪表保安系数 Fs≤5。电流互感器的二次接线板应为整体浇注式，接 线端子直径不小于 8mm 的螺栓， 并应有防转动措施(提供说明书)， 不应漏、 渗油。 每种型式的电流互感器的下述数据应由制造厂提供：二次励磁曲线、暂态特 性、二次线圈匝数、铁心截面积（mm2） 、二次电阻试验资料等。 3.20 调压装置 3.20.1 有载分接开关 有载分接开关的绝缘水平必须和变压器相配合，有载分接开关的额定电流、 允许过负荷能力也必须和变压器额定电流、 允许过负荷能力相配合,一般情况下， 有载分接开关的额定电流不小于变压器额定电流的 1.3 倍（除特别注明外） 。 有载调压装置由装在与变压器本体油相隔离的密封容器内的切换开关， 及位 于其下部的选择开关等组成。切换开关需要定期检查，检查时应易于拆卸而不损 坏变压器油的密封。开关仅应在运行 5～6 年之后或动作了 5 万次之后才需要检 查。 切换开关触头的电寿命不应低于 20 万次动作， 机械寿命不小于 80 万次动作。 为了防止切换开关故障，有载分接开关的选择开关应具有机械限位装置。 制造厂应提供有载调压装置的型式试验报告。 每个有载调压装置应配备一个用于驱动电机及其附件的控制箱，还应设有独11110kV 油浸式电力变压器技术规范书立的储油柜、保护继电器(附跳闸触点及发信号接点)、吸湿器（带有缓流装置的 双透明玻璃杯结构型） 、油位计等。 变压器有载调压装置应布置在其控制箱旁，能够站在地面上进行手动操作。 调压开关油箱不得有渗漏。调压开关油箱的进、出油管道须布置在变压器油 箱外的同一方位，并引接到变压器油箱下部。 有载分接开关配有遥控、通信接口。 操作机构应设急停回路， 分接头位置除提供一套远方位置指示 （装于主控室） 装置外，还应提供一套位置空接点供自动化使用。操作机构与控制室内的位置显 示器的连接电缆由供货厂家提供。 操作机构控制箱采用防锈防腐材料制成，并有可靠的防雨防渗水措施。 有载分接开关的上部不得有妨碍开关检修的管道或其它附件。 3.20.2 无励磁分接开关 无励磁分接开关应能在停电情况下进行分接位置切换。 无励磁调压开关应能在不吊芯（盖）情况下方便地进行维护和检修，还应带 有外部的操动机构用于手动操作。 无励磁调压开关的分接头引线和连线的布线设计应能承受暂态过电压。 装置还应具有安全闭锁功能， 以防止带电误操作和分接头未合在正确的位置 时投运。 3.21 散热器 3.21.1 散热器的数量及冷却能力应能够散去总损耗所产生的热量， 包括空载 损耗和各个绕组在满负荷状态下的负载损耗和杂散损耗。 3.21.2 可拆下的散热器应经蝶阀固定在变压器油箱上，以便在安装或拆掉冷 却装置时变压器油箱不必放油。 3.21.3 散热器设计应考虑防腐。10kV 侧冷却装置的最高点不能高于 10kV 出 线套管底座。 3.22 变压器控制柜 控制柜应能防避风雨，尺寸设计合理，在恶劣天气下打开柜门进行维修时， 能够保护柜内设备不受风雨侵袭， 控制柜的安装高度应便于在地面上进行就地操 作和维护，壳体应为不锈钢。 为了更好地防止雨水的侵入，柜体的门形结构应设计成为下图所示的形式：12110kV 油浸式电力变压器技术规范书开启门 图机构箱 控制柜门形剖面图（纵向、横向）控制柜应有足够的接线端子以便联接所有与变压器相关的内部引线， 例如控 制、保护、报警信号和电流互感器引线等，并应备有 15%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。端子牌材质应为工程塑料。汇流排采用铜 排并套有热缩绝缘管。接触器容量按照实际容量 1.5 倍选择。控制柜与端子箱之 间的联接应采用带屏蔽层的铠装电缆。控制柜内应有灯和开关以便柜内照明，控 制柜内或柜外（防雨）应有电源插座（单相，10A，220V，AC） 。应有适当容量的 交流 220 伏的空间加热器以防止产生有害的凝露，该加热器应备有热电偶、手动 控制开关和熔丝，并应布置合理，可长期投入且可手动投切，并提供过热保护， 同时加热器应装设防护罩（温度较高足以灼伤皮肤时） ，加热器在额定电压下的 功率应在制造厂规定值的±10％范围内。应装有通风装置，与所供加热器配合而 不致使柜内发生水汽凝结。 控制柜接线原理图，安装图和采用的元器件需经运行单位确认。 3.23 变压器油为#25 新油（除特别要求外） ，油的质量应符合有关标准规定， 制造厂应提供注入变压器前的油质指标。绝缘油的闪点不低于 140℃。变压器油 应足够注入到规定油面，并备有 10%的备用绝缘油。 3.24 变压器油箱表面上的所有二次回路（包括测量和信号等）引线应布置 在不锈钢槽盒或不锈钢导管内。 3.25 变压器控制箱由厂家配套提供，箱体采用防锈防腐材料制成并带远动 端子。 3.26 套管、储油柜、油箱和散热器应经运行单位的确认。 3.27 铭牌标志符合标准规定，标志内容清晰耐久，安装位置明显可见。 3.28 本规范未尽事宜按现行国家及行业有关标准规定的最高要求执行。4 试验4.1 基本要求13110kV 油浸式电力变压器技术规范书变压器出厂试验应按照本规范 4.2、4.3、4.4 和相关标准有关条款进行，现 场交接试验按照本规范 4.5 和 Q/GXD 126.01-2004 等相关标准有关条款进行。 试验应出具详细记载测试数据的正式试验报告。 需方代表有权见证所有试验。 试验应在相关的组、部件组装完毕后进行。 对于绝缘试验，如果无其它协议规定应按下述给出的顺序进行： ――线端的操作冲击试验（SI） （如果需要） 。 ――线端的雷电全波和截波冲击试验（LI、LIC） 。 ――中性点端子的雷电冲击试验（LI） 。 ――外施耐压试验。 ――短时感应耐压试验（ACSD） 。 ――长时感应电压试验（ACLD） 。 4.2 工厂例行试验 4.2.1 电压比测量：应在所有线圈和所有分接位置进行电压比测量。变压器 的电压比误差在所有分接位置的误差不超过±0.5%。 4.2.2 阻抗及负载损耗测量： 4.2.2.1 阻抗测量：阻抗的容差不能大于规定值。 4.2.2.2 额定电流下的阻抗和负载损耗测量：负载损耗测量应在额定电压分 接位置上进行。损耗测量值应用校正系数进行校正。校正系数是根据经过校验的 仪表准确度而确定。对于测量功率因数极低（0.03 或以下）的负载损耗，所有 仪用互感器的相角误差应予以校正。 所有阻抗和负载损耗值应换算成为参考温度 （75℃）时的数值。 4.2.2.3 低电流（10％额定电流）下的阻抗和负载损耗测量。 4.2.3 空载损耗和空载电流测量： ⑴ 初次空载损耗和空载电流的测量：在所有绝缘试验之前，在额定电压的 10%，50%，60%，70%，80%条件下，测量空载损耗和空载电流，然后再从额定电 压的 90%～115%的范围内，以每 5%作为一级电压逐级测量，空载损耗和空载电流 应在低压绕组上进行测量。 空载损耗和空载电流值应按照有关标准进行测量并予 以校正。 ⑵ 1h 的过励磁试验：所有绝缘试验完成后，在与空载损耗试验相同条件下， 变压器应承受 1h110%额定电压下的过励磁试验， 完成持续 1h 试验时， 记录下 110% 和 100%额定电压下的损耗测量值。最后一次测定的空载损耗值将作为实际测量 值。如果在额定电压下的空载损耗超过初次空载损耗 4%但未超过 10%的，则应在 110%额定电压下进行 12h 的励磁试验。 如果 12h 励磁试验后在额定电压下的励磁14110kV 油浸式电力变压器技术规范书损耗超过上一次试验时额定电压下的励磁损耗，则变压器不应出厂。如果额定电 压下的励磁损耗超过原始励磁损耗的 10%及以上，变压器不应出厂。 ⑶ 低电压（5％额定电压）空载电流和损耗试验。 4.2.4 过电流试验： 对于不进行温升试验的变压器，各绕组进行 1.1 倍额定电流，持续 4h 的过 电流试验。对于进行温升试验的变压器，对低压绕组补充进行 1.1 倍额定电流， 持续 4h 的过电流试验。试验前后油色谱分析应无异常变化。 4.2.5 绝缘电阻测量： 绝缘电阻应在第 15s 开始测量， 从第 1min 到第 10min， 每隔 1min 测一次。 10℃～30℃时吸收比(R60”/R15”)或极化指数(R10，/R1，) 在 不小于 1.5。如绝缘电阻起始值比较高时（例如大于 10000MΩ ） ，吸收比、极化指 数较低，应根据介质损耗因数等数据综合判断。 4.2.6 绕组介质损耗因数和电容量测量： 当顶部油温在 10℃至 40℃之间时， 才能做介质损耗因数测量，试验报告中应有温度介质损耗因数修正曲线。试验应 在 10kV 下进行，试验报告中应有试验设备的详细说明。每一绕组对地及绕组之 间的介质损耗因数在 20℃时不超过 0.5%。同时，还应测量绕组对地及绕组间的 电容量。 4.2.7 绕组电阻测量：测量所有绕组和全部分接位置时的绕组电阻，变压器 每一相的绕组电阻之间的差别应小于 2%。即：[R(max)-R(min)]/R(avr)&2%。低 压绕组为三角形接线时，应提供半成品时每相直流电阻，各相差值应小于平均值 的 2%，出厂时线间侧得的直流电值差值应小于平均值的 1%。 4.2.8 铁心绝缘试验：使用 2500V 的绝缘电阻表测量铁心绝缘电阻，最小允 许电阻是 500M?。检查以下各项： (1) 阻。 (2) 运输之前，通过铁心接地端子最后测量铁心绝缘电阻。 4.2.9 感应耐压和局部放电测量： ⑴ 短时感应耐压试验（ACSD） ：按照规定的电压进行，同时应进行局部放电 测量。对于三相变压器，要求两种试验，即： 带有局部放电测量的相对地试验； 带有局部放电测量的中性点接地的相间试验。 单相变压器只要求进行相对地试验。 ⑵ 长时感应电压试验（ACLD） ：长时感应电压试验（ACLD）允许的最高放电 量，高压绕组不大于 300pC。 4.2.10 雷电冲击试验：全波冲击试验应在变压器所有端子上进行（中性点 总装配前（即铁心和线圈装配前）检查每台铁心和铁心部件的绝缘电15110kV 油浸式电力变压器技术规范书端子和出线端子） ，截波冲击试验只在变压器的出线端子上进行。截波试验过程 中，截波试验电路的布置应使冲击波图中反极性的过冲数量予以限制，即不得小 于截波冲击幅值的 10%也不得大于 30%，并记录接地电流。如果被试绕组接有氧 化锌避雷器，还应分别增加升压和降压试验过程中的 70％、80％和 90％电压的 试验， 以便根据升压和降压过程同一电压下电流波形的比较， 判断试验是否合格。 全部冲击试验中应同时记录电流和电压示波图，并提供试验报告。 4.2.11 极性试验：变压器的极性应为“减极性” 。 4.2.12 套管试验：所有套管应按有关标准进行试验，并提供出厂试验和型 式试验的试验报告。要测量电容式套管的绝缘电阻，电容量及介质损耗因数。试 验报告中应提供温度介质损耗因数修正曲线，全部套管安装到变压器上后，要在 10kV 的电压下测量介质损耗因数值和电容量。在 1.5 倍最高相电压下，局部放 电水平不能超过 10pC。应提供套管油的试验数据，电容式套管应经受 24h （0.2MPa） 的压力试验而不出现漏油。 套管供试验用的抽头承受至少 1min、 2000V 交流的工频电压试验。高压和中压套管应分别承受连续水平拖拉力 2000N 试验， 制造厂应提供安全系数。 根据有关标准对电容式套管的油进行物理、 化学、 电气、 色谱分析及微水含量试验，应根据技术要求进行套管的工频耐压试验。 4.2.13 套管型电流互感器试验： (1) 变比试验：电流互感器装到变压器上后，以变压器的额定电流逐台试验 电流互感器全部接头时的变比，记录实测的一次和二次电流。 (2) 饱和曲线试验： 电流互感器装入变压器油箱之前应测定每台电流互感器 的饱和曲线。电流互感器装入变压器以后，测定每台电流互感器在饱和拐点附近 的三个检查点。 各检查点与原始试验值相比的偏差不应大于?10%。 (3) 电阻测量：用电桥法测量每个电流互感器的电阻，所测得的电阻值应修 正到 75℃时的数值。 (4) 绝缘试验：所有电流互感器及其相连的连线应在 50Hz，2000V 交流作用 下承受 1min 的绝缘试验。 (5) 暂态特性曲线按技术要求测试。 (6) 应提供所有套管型电流互感器的试验结果，包括饱和曲线。 (7) 对所有的电流互感器，制造厂应提供按系列编号识别的安装位置记录。 4.2.14 油箱的压力和真空试验：变压器油箱应经受油压力试验，在油箱的 顶部的油压力为 80kPa，时间为 24h，并经受 20kPa 的真空试验，试验过程中， 油箱不应出现泄漏或永久性变形。 4.2.15 散热器的压力试验：散热器应经受 0.05 MPa 的压力试验。16110kV 油浸式电力变压器技术规范书4.2.16 气体积聚试验和压力释放器试验：完成全部试验后，对气体探测系 统进行以下试验： (1) 往变压器油箱内打入 500ml 的干燥空气， 打入空气的位置要尽可能远离 箱盖上气体探测系统的主要集气点。 若 15min 后，气体探测器中积聚气体总量达到 250ml，气体探测系统合格。 报警及跳闸电路应能承受 2000V，50Hz，1min 的绝缘试验。 (2)压力释放装置应校验其动作油压，数值应在规范值内。 4.2.17 温度计的试验：应进行温度计的校准试验，报警电路应承受 2500V， 50Hz，1min 绝缘试验。 4.2.18 绝缘油试验：包括物理、化学、电气性能试验，并提供出厂试验报 告。用 2.5mm 的球隙进行击穿电压强度试验，击穿电压应不低于 50kV；用平板 电极进行击穿电压强度试验，击穿电压应不低于 40kV。测量油的介质损耗因数， 介质损耗因数应小于 0.5%（90℃时） ，水分含量应小于 15mg/l。变压器油注入变 压器油箱后，在完成全部规定的工厂例行试验项目后，要进行油中的微水分析和 色谱分析，乙炔含量应为 0，分析结果应提供给运行单位。有载分接切换开关油 箱中的油也应进行简化试验和微水量试验，油耐压大于 40kV/2.5mm，水分含量 应小于 15mg/l。 4.2.19 油中气体分析试验：按下列要求取油样进行气体色谱分析： （1） 试验开始时。 （2） 冲击试验以后。 （3） 1h 铁心励磁试验后的 24h。 （4） 温升试验前。 （5） 温升试验后。 （6） 工厂试验全部完成后(若温升试验是最后的工厂试验，则不需要进行 这次取样)。采样和分析工作应由制造厂进行。分析结果应包括在试验报告中。 4.2.20 压力释放装置及油位计的检验试验：压力释放器和油位计组装完成 以后，装到变压器上以前进行试验。报警电路承受 2000V，50Hz，1min 的绝缘试 验。 4.2.21 长时间空载试验：施加工频额定电压 24h 或 1.1 倍电压 12h 同时启 动全部运行的冷却装置。 4.2.22 小电流下的分相绕组短路阻抗测试和频响试验。 4.3 工厂型式试验 4.3.1 温升试验: ⑴ 温升限值应满足要求。17110kV 油浸式电力变压器技术规范书⑵ 规格完全相同的变压器只要求第一台变压器进行温升试验，但如果第一 台变压器的温升超过了规定的温升限值时， 则以后所有其它变压器都应进行温升 试验。如果任何一台变压器的总损耗超过了第一台温升试验的变压器总损耗时， 则此台变压器仍需作温升试验 （除计算结果能够证明此台变压器绕组的温升仍然 不超过规定值的情况） 。 ⑶ 计算变压器在三侧同时满负荷时的温升符合保证性能的要求。 4.3.2 无 线 电 干 扰 电 压 测 量 ： 电 晕 和 无 线 电 干 扰 试 验 应 在 1.1?126/√3kV(方均根值)下进行，无线电干扰电压应小于 500uV，保证在晴天 和夜晚无可见电晕。 4.3.3 声级测量。 4.4 工厂特殊试验 4.4.1 三相变压器零序阻抗的测定。 4.4.2 空载电流的谐波测量。 4.5 现场试验 变压器现场装配完毕后，在制造厂技术人员在场的情况下进行下列试验。 4.5.1 绕组电阻测量：变压器每一相绕组电阻之间的差别应小于平均值的 2%（三角形接线为线间测得 1%） 。在相同的温度下，其试验值与工厂试验所测得 的数值相比较不应有显著的差别。 4.5.2 电压比测量和联结组标号检定：在所有分接电压时的变比误差应小于 ＋0.5%或大于－0.5%。 4.5.3 极性试验：极性应是减极性，与铭牌上的标志一致。 4.5.4 绝缘电阻、介质损耗因数测量：20℃时吸收比(R60”/R15”)或极化 指数(R10’/R1’)不小于 1.5。20℃时，绕组介质损耗因数不超过 0.5%。 4.5.5 铁心绝缘电阻测量：用 2500V 的绝缘电阻表测量铁心绝缘电阻，其值 大于 500MΩ 。 4.5.6 声级测量：在空载和所有冷却装置通电情况下测量。 4.5.7 在低电压下，测量空载损耗和空载电流，工厂例行试验和现场试验测 得值不应有显著差异，在低压侧进行此项试验测量。 4.5.8 温升试验： 在变压器运行时进行温升试验。 只测量油面及油箱的温度， 额定容量下的温度限值应与工厂试验值相同。 4.5.9 套管试验：测量电容套管的绝缘电阻，介质损耗因数及电容量，其测 量值应和工厂例行试验的测量结果相近，20℃时，介质损耗因数小于 0.4%。 4.5.10 套管型电流互感器试验：测量直流电阻，绝缘电阻，变比及饱和曲 线和极性。测量值应与工厂测量结果相近。18110kV 油浸式电力变压器技术规范书4.5.11 低压绕组和中性点外施耐压试验：低压绕组的外施工频耐压试验电 压为工厂试验值的 85％，试验时间 1min。 4.5.12 局部放电测量：按照长时感应电压试验（ACLD） ，在 1.5 倍最高相电 压下进行局部放电测量，110kV 出线端的视在放电量不大于 300pC。 4.5.13 散热器连续工作 24h 后，不出现漏油的情况。 4.5.14 控制装置的运行试验：控制装置的运行试验应正常。 4.5.15 组、部件电路的绝缘试验：有载分接开关的电机传动，跳闸电路， 报警电路进行 2000V，交流 1min 工频耐压试验。 4.5.16 小电流下的分相绕组短路阻抗测试 4.5.27 频响试验。 4.5.18 进行 5 次投切循环的空载涌流试验，每两次循环时间的间隔至少 5min。 4.5.19 绝缘油中溶解气体色谱分析： 在现场试验前后进行绝缘油色谱分析。 4.5.20 主要组、部件的检查：应根据温度计、测量元件、气体继电器、压 力释放装置、油位指示器等生产厂家的技术条件要求进行检查。 4.5.21 按广西电网公司企业标准 Q/GXD 126.01-2006 《电力设备交接和预 防性试验规程》要求的其他交接试验。参见附录 A。 5 供货范围 5.1 型号、参数及主要要求见附件。 5.2 备品备件 5.2.1 供方应提出备件和各部件连续一年内每台合同设备所需消耗品清单， 表 7 所列备品备件应包含在每台合同设备清单中。 表7 序 号 1 2 3 4 5 6 7 各种气体继电器 绕组温度计 油温温度计 各种碟阀 低压瓷瓶 备品添加油 厂家推荐的其他 备品备件 品名 型号规格 单 位 套 只 只 个 只 1 1 1 各1 个 1 10% 数量 生产厂家19110kV 油浸式电力变压器技术规范书备品备件 上述清单应分项列出， 所列这些备品备件和消耗品的费用应包含在每台变压 器价格中。 5.2.2 所有备品备件应为新产品，与合同设备的相应部件能够互换，具有相 同的规格、材质和制造工艺。 5.2.3 所有备品备件应与合同设备同时装运，并应以能防止损坏、适于贮存 的箱子包装，外面应有清晰的标志“备件” ，以便与合同设备的其他部分区分。 6 供方在投标时应提供的资料和参数 6.1 提供与投标产品一致而且有效的产品型式试验报告（检测报告)、鉴定 证书、型号使用证书等。 6.2 投标方应按容量、类型、附件的具体要求对应提供表 8 所列的投标产品 的参数。 表8 序 号 1 2 3 4 5 6 7 型号 额定容量（MVA） 高压/中压/低压 额定电压（kV） 高压/中压/低压 额定频率(Hz) 冷却型式 三相连接组别 短路阻抗（％） 高―中 高―低 中―低 8 绝缘水平（kV） 工频耐压：高压/中 压/低压/110kV 中性 点/35 kV 中性点 雷电冲击（全波） ： 高压/中压/低压20投标产品技术参数 需方要求值 供方保证值 备注项目50110kV 油浸式电力变压器技术规范书/110kV 中性点/35 kV 中性点 雷电冲击（截波） ： 高压/中压/低压 /110kV 中性点/35 kV 中性点 套管爬距 （mm/kV） : 9 高压/中压/低压/ 中性点 套管额定电流(A): 10 高压/中压/低压 /110kV 中性点/35 kV 中性点 11 温升限值（K） 绕组 绕组最热点 油顶层 铁芯 油箱 12 空载损耗(kW) 100%UN 110%UN 13 负载损耗(kW) 50%额定负载 75%额定负载 100%额定负载 14 总损耗(kW) 15 空载电流(%) (UN /1.1 UN) 空载时 110%UN 120%UN 130%UN2165 55 80 7016 过励磁能力110kV 油浸式电力变压器技术规范书满载时 105%UN 110%UN 17 噪音水平(2m) 2s 对称短路电流能 18 力（标幺值） 高压/中压/低压 19 局部放电量(pC) 绕组 套管 20 使用寿命 变压器本体 储油柜 21 分接开关参数 型式 制造厂 调压方式 调压范围 热稳定电流 动稳定电流 22 保证变压器本体不 渗漏油的年限 保证有载分接开关 23 油箱不渗漏油的年 限 24 运输重量(t) 25 运输尺寸(mm) 长?宽?高 100 1026 交货时间 27 交货地点 6.3 厂家在投标时必须提供变压器的抗短路能力计算报告、内线圈失稳的安 全系数以及表 9 的有关数值，计算报告应有相关理论和模型试验的技术支持，并 提供同类型产品的抗短路能力试验报告。22110kV 油浸式电力变压器技术规范书表9 工程名称 变压器型号 额定容量（MVA） 高压侧电压（kV） 内线圈电压（kV）变压器绕组参数短路阻抗 Zk（高压线圈－内线圈，％） 内线圈额定（相）电流 In（与阻抗容量相应，A） 内线圈匝数 N 内线圈平均直径 Dm（mm） 内线圈几何高度 Hw（mm） 内线圈导线的总净高度 Hw’(＝M1?nt?t，mm) 内线圈线饼数 M1 内线圈绕组形式 线饼中辐向的导线根数（换位导线指单根小导线）nb 线饼中轴向的导线根数（换位导线指单根小导线）nt 每根导线（换位导线指单根小导线）的辐向净厚度 b（mm） 每根导线（换位导线指单根小导线）的轴向净高度 t（mm） 线圈辐向导线的总净厚（宽）度 a（＝nb?b，mm） 内撑条数 Z 内线圈是否采用自粘性换位导线 内线圈是否采用半硬铜导线 每根换位导线中小导线的根数 X 每一线饼中换位导线的根数 n 内线圈短路电流最大峰值 Im（A） 线圈总辐向力 Fr（?106N） 导线应力σ t（N/mm2） 线饼受力 Fc（N/mm） 导线惯性矩 I（mm4） 线饼强度 Fb（N/mm） 内线圈失稳的安全系数 说明：Im＝254.56In/Zk （A） （N） （N/mm2）23Fr＝1.97?10－6 Dm（Im?N）2/Hw σ t＝Fr/（2π a?Hw’）110kV 油浸式电力变压器技术规范书Fc＝Fr/（π M1?Dm） I＝b3?t?X2.3?n1.5/29.55 I＝b3?t?X?n1.5/12 I＝b3?t?nb?nt /12 Fb＝2.5?105I（Z2-4）/Dm3（N/mm） （mm4） （对于自粘性换位导线） （mm4） （对于非自粘性的换位导线） （mm4） （对于普通导线） （N/mm）6.4 提供主要元器件和材料的生产厂家及其主要参数。 7 技术资料和图纸交付进度 7.1 须经认可的图纸宜在合同签订后 15 天内由供方向设计单位及需方各提 交 2 份。 需方将一套认可的或签有需方校定标记的图纸（需方负责人签字）返还给供 方，所有提出认可的图纸数据资料均应可供检查使用。凡需方认为需要修改且经 供方认可的，不得对需方增加费用。在未经需方对图纸作最后认可前任何采购或 加工的材料损失应由供方单独承担。 7.2 供方在收到认可的图纸（包括认可中修正意见）后，应于三周内向有关 单位提供正式图纸，正式图纸必须加盖工厂公章并附加 CAD 软盘或光盘。 7.3 在签订合同后 30 天内，供方应向需方提供下列技术文件 4 份： （a）外形尺寸图：本图应标明所有需要的附件数量、目录号、额定电压和 电流及包括尺寸的详细技术数据，它还应表示出变压器在装配完毕注好油，在运 输准备就绪后的变压器重心，对于运输尺寸和重量，装配总重量和油量应表明。 图纸应标明所有部件和附件的尺寸位置， 以及拆卸高压和中压套管时所需要的总 高度。 图纸应标明变压器重心、中心基座和基础螺栓尺寸。 （b）套管接线端子零件图。 套管顶部安全强度，顶部破坏强度及爬电距离和闪络距离均应给出。 （c）铭牌图：本图应标明所有额定值、比值、所有套管型电流互感器的连接 和顶盖的示意图等。 （d）标明所有线圈位置及其联接，包括引线连接配置。 （e）标明器身起吊尺寸的图，包括铁心起吊的零件图和位置图，厂家推荐的 关于铁心，线圈和油箱盖起吊装置的配置方案。 （f）注有尺寸的套管升高座的横断面图，应显示出法兰、电流互感器座和全 部最小间隙。 （g）所有供应的备件外形尺寸图，包括套管、气体继电器、压力释放装置、 盘式温度计、电流互感器及升高座、散热器等。24110kV 油浸式电力变压器技术规范书（h）有载分接开关和变压器温度控制器的装配图。 （i）有载开关，变压器冷却器和变压器组等使用的控制箱装配图。 （j）给出计量、保护、控制、报警、照明及动力等所需的交流和直流回路的 线路原理图。 原理图应提供订购更换零件所需的足够数据，当提供使用的原理图时，应提 供线圈回路和触点之间互相对照的资料。 对于特殊装置或程序在必要时应提供简 明的操作说明。 （k）原理接线图应表示变压器控制箱和所有变压器附件的端子，如电流互感 器、报警装置等等，以及这些设备的布线和用户电缆连接的接线板的标志。位于 控制箱内的设备应以接近其实际位置的方式表示在联接线路图上。 位于控制箱外 面的器件，例如电流互感器，其在图上的位置，应能简化其向接线端子上的引出 连线，接线板上的端子间至少应留出一定的空隙，以备需方在向接线板上增加电 缆连接时所用。 （l）变压器安装和有关设施设计所需的任何其它图纸和资料。 （m）包括二次电阻，拐点处的磁通密度，铁心截面和平均铁心长度等所有技 术数据，套管电流互感器的二次励磁曲线图。 7.4 供方应随变压器提供的资料 至少在装运变压器前半个月，供方应向需方提供以下全套资料一式 4 份。另 外，随同变压器装运还应提供 2 份。制造厂应保证所提供设备的技术性能、特点 等与之相一致。 7.4.1 技术数据表和有关技术资料，详见附录 B。 7.4.2 同型产品通过型式试验的最新说明文件，包括生产过的最大容量变压 器的最大抗突发短路能力的计算和试验报告。 7.4.3 具有类似设备安装地点名称、投运时间、运行情况的供货记录。 7.4.4 设备适用的标准说明。 7.4.5 需要提供的变压器图纸： (1)外形尺寸图，应表明：全部所需组、部件的数量、额定值及型号。包括变 压器的额定值，主要部件重量及总重。组装后的重心位置，变压器的中心线位置， 各级电压套管及其端子及储油柜的位置、尺寸、带电部分与邻近接地体的净距。 变压器运输尺寸、重量及其重心位置、上节油箱起吊要求、起顶、拖耳位置。变 压器拆卸高、中压套管所需的空间高度，各阀门法兰的尺寸。本图还应表明变压 器底座和基础螺栓的尺寸和位置。 (2)套管图：图中应包括套管型号、端子的细节、固定法兰细节及伞型细节、 安全承受力及破坏作用力，套管爬距及干弧距离值等。 (3)铭牌图：图中应表明全部额定值(包括绝缘水平、短路阻抗、损耗等)、变25110kV 油浸式电力变压器技术规范书比、冷却型式、重量(总重、运输重量及部件重量、油重、油品牌)、套管型电流 互感器及调压开关控制的接线图、顶盖布置示意图等。电流互感器的准确度、容 量、变比、仪表保安系数，绕组排列及出厂编号。 (4)基础图：应表明承载部位及要求、基础螺栓位置及其细节、起顶位置、控 制箱及分接开关机构出线位置、铁心及本体接地体位置、变压器重心位置等。 (5)变压器器身示意图：全部绕组的排列及其与套管的连接，套管、电流互感 器等主要组、部件的相对位置和铁心接地等。 (6)铁心接地布置图：应表明接地套管的细节，包括支持绝缘子、支持铁件及 接地体在油箱上的位置等。 (7)上节油箱起吊图：表明起吊重量，起吊高度和吊索布置方式。 (8)全部组、 部件的图纸： 主油箱和储油柜的结构图。 包括油箱构造、吸湿器、 气体继电器、压力突发继电器、油位计、分接开关、压力释放器、温度计、绕组 温度指示仪、散热器、油中气体在线监测装置（如有）等附件的型号、额定参数、 外形等，以及导线线夹详图。 (9)展开图及接线图： 包括变压器的保护、 控制信号、 测量、 照明及动力回路、 变压器分接开关控制箱的接线图、组装图及外形图。图中应表明各元件的图例， 额定参数以及更换部件所需的资料。 (10)套管型电流互感器的励磁曲线图，包括详细技术参数，例如二次电阻， 拐点处磁密、铁心截面、铁心平均长度、气隙长度等。 (11)变压器保护告警及跳闸信号的安排。 (12)变压器和组、部件安装、运行、维修所必须的图纸资料。 7.4.6 说明书 说明书应包括下列内容。 （1）概述：简述结构、接线、铁心型式、绕组设计和绝缘油的相关资料等。 （2）铁心、绕组、高中低引线布置、冷却器等不同侧面的彩色照片。 （3）安装、维护与检查说明：包括套管、散热器，注油步骤，带电滤油步骤 等。 （4）分接开关的详图和维护须知。 （5）所有其它组、部件的说明。包括散热器额定值、尺寸、散热器重量及油 量、温度计、压力释放器、油位计、气体继电器、储油柜及吸湿器等。 （6）其它说明资料(包括不同过负荷情况下的温度时间特性曲线及变压器励 磁曲线等)。 （7）过负荷能力的说明及温升试验报告。 （8） 提供变压器抗短路能力的计算报告及做过的突发最大短路能力的试验报26110kV 油浸式电力变压器技术规范书告。 7.4.7 试验报告 试验报告应包括有下列内容。 （1）变压器试验报告，包括工厂例行试验，型式试验，特殊试验等报告。 （2）套管例行和型式试验报告。 （3）套管型电流互感器例行和型式试验报告。 （4）分接开关例行和型式试验报告。 （5）其它组、部件的试验报告，包括主要材料，如硅钢片，自粘式换位导线 等。 7.4.8 计算报告： 提供抗短路能力、温升、电场等计算报告。 7.5 完工后的产品应与最后认可的图纸一致， 需方的认可不存在减轻供方关 于其图纸的正确性的责任。 7.6 图纸的格式：所有图纸均应有标题栏，全部符号和部件标志，并应使用 国际单位。 供方免费提供给需方全部最后版的图纸资料及说明书， 其图纸应包括总装配 图，安装时设备位置的精确布置图，并且应保证需方可按最后版的图纸资料对所 供设备进行维护，运行和更换零部件等工作。 7.7 所有技术资料及图纸语言标注应为中文， 并注明是某中标段的变电所工 程。 7.8 供方提供的设备及附件规格、重量或接线有变化时，应及时书面通知需 方。 7.9 当需要时，供方应向需方提供的有关特殊工具和仪器的说明书，产品样 本和手册等。 8 运输安装和专用工具仪表 8.1 运输 8.1.1 制造厂应保证变压器不超过运输尺寸和运输重量的限制，装运件的尺 寸、重量限制由设计单位提出。 8.1.2 制造厂负责将设备安全地运到运行单位指定地点。制造厂应做到使设 备在任何运输过程中不受损坏。制造厂应考虑到设备在船运和陆运运输中，可能 受到的最大加速度所产生的冲击力而不松动、不损坏、不变形。 。 8.1.3 所有组、部件在装运时必须做到便于卸货、搬运和现场安装。为了能 正确搬运和安装，在必要处应提供吊钩或起吊设施，并提供吊索布置图。27110kV 油浸式电力变压器技术规范书8.1.4 笨重件应装在滑板上或板条箱内，在运输中容易松散丢失的物件都应 装箱并捆扎牢固，瓷套管应牢固固定在木箱内，以防相对移动。 8.1.5 装运前应在变压器上安装具有计时功能的三维冲击记录仪，以检验设 备在运输途中是否受到过严重的冲击。到达目的港(车站)时，应检查纪录，到达 现场再检查一次。 8.1.6 变压器在现场组装安装需用的螺栓和销钉等，在装运时应多装运 10%。 8.1.7 变压器、散热器、储油柜及套管升高座充干燥空气(露点在-45℃及以 下)的运输，全部阀门均应密封并有效地锁住，以防运输途中被拆动，每台变压器 应附有可随时补充的干燥气体罐，保持变压器内为正压力，并应设有压力表进行 监视。 8.1.8 如果套管升高座（CT 安装在内）不随主油箱运输而单独运输时，套 管升高座应注满合格的绝缘油。 8.1.9 备品备件、专用工具和仪表应随变压器同时装运，但必须单独包装， 并明显标记，以便与提供的其它设备相区别。 8.2 安装 制造厂在安装和启动时应提供安装指导服务，提出技术建议。 8.3 专用工具和仪表 8.3.1 制造厂应提供运行单位所需的专用工具和仪表。 8.3.2 制造厂根据产品需要，推荐所需的专用工具和仪表，以供运行单位参 考。 8.3.3 所有工具和仪表应是新式和完好的，并有完整的资料。 9 技术服务与设计联络 9.1 合同签订后，供方应指定负责本工程的项目经理，负责协调供方在工程 中的各项工作，如设计图纸、工程进度、设备制造、包装运输、现场安装、调试 验收等。 9.2 供需双方可根据工程需要召开工程联络协调会议或其他形式解决设计和 制造中的问题。 9.3 工程文件的交接要有记录，联络协调会议应有会议纪要。 9.4 供方必须在签订合同后 30 天之内以书面形式提供变压器制造进度表。 按照 DL/T586-1995《电力设备用户监造导则》的要求，需方可随时进厂监造， 供方应为监造人员提供工作便利。 9.5 变压器进行出厂试验前，必须提前 5 天及以上书面通知需方，需方在收 到通知后 3 天内答复供方是否派人参加。28110kV 油浸式电力变压器技术规范书9.6 变压器在现场安装完毕后，由供方负责对变压器进行重新喷漆处理（运 行单位要求时） 。 9.7 供方必须提供产品说明书等技术文件电子版给运行单位。29110kV 油浸式电力变压器技术规范书附录 A （本附录选自广西电网公司企业标准 Q/GXD 126.01-2006《电力设备交接和预防 性试验规程》 ）油浸式电力变压器（35kV 以上）的试验项目、周期和要求见表 5.1。 表 5.1 电力变压器试验项目、周期和要求序号 1 项目 周 期 要 求 说 明 油 中 1)交接时 溶 解 2)投运前 1)新装变压器的油中 H2 与烃类气体 1)总烃包括 CH4、C2H4、C2H6 和 C2H2 四种气体 含量(μ L/L)任一项不得超过下列 2)溶解气体组份含量有增长趋势时，可结合产气 速率判断，必要时缩短周期进行跟踪分析气 体 3)新装、大修后， 数值： 色 谱 在投运后 分析总烃：20；H2：10；C2H2：不应含有 3)总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行500kV：第 1、4、 2)大修后变压器的油中 H2 与烃类气 判断 10、30 天 体含量(μ L/L)不得超过下列数值： 4)必要时,如:220 kV： 4、 第 10、 总烃：50；H2：50；C2H2：不应含有 ―出口(或近区)短路后 30 天 3)运行设备的油中 H2 与烃类气体含 ―巡视发现异常110 kV：第 4、30 量( μ L/L)超过下列任何一项值时 ―在线监测系统告警等 天 4)运行中 a)500kV，3 个月 应引起注意： 总烃：150；H2：150； C2H2：5 (35?220kV)，1 (500kV)b)110、220kV，6 个 4)烃类气体总和的绝对产气速率超 月 c) 35kV，1 年 5）必要时 过 6mL/d(开放式)和 12mL/d(密封 式)或相对产气速率大于 10%/月， 则 认为设备有异常30110kV 油浸式电力变压器技术规范书序号 2项目周期要求说明绕组直流电 1)交接时 阻 2)3 年1)1600kVA 以上变压器，各相绕 1)如电阻相间差在出厂时超过规定，制造厂已说明了 组电阻相互间的差别不应大于 这种偏差的原因，则与以前相同部位测得值比较，其3)大修前、 平均值的 2%，无中性点引出的 变化不应大于 2% 后 4) 无 载 分 接 绕组， 线间差别不应大于平均值 2)预试时有载分接开关应在所有分接处测量，无载分 开 关 变 换 分 的 1% 接位置 接开关在运行分接测量2)1600kVA 及以下的变压器，相 3)不同温度下电阻值按下式换算: R2＝R1（T+t2）/（T+t1）5) 有 载 分 接 间差别一般不大于平均值的 4%，开 关 检 修 后 线间差别一般不大于平均值的 式中 R1、R2 分别为在温度 t1、t2 下的电阻值；T 为电阻 (所有分接) 6)必要时 2% 温度常数，铜导线取 235，铝导线取 225。3)与以前相同部位测得值比较， 4）封闭式电缆出线或 GIS 出线的变压器，电缆、GIS 其变化不应大于 2% 侧绕组可不进行定期试验，但应缩短油中溶解气体色 谱分析检测周期 5)必要时，如： ―本体油色谱判断有热故障 ―红外测温判断套管接头或引线过热3绕组绝缘电 1)交接时 阻、吸收比 2)3 年1)绝缘电阻换算至同一温度下， 1)使用 2500V 或 5000V 兆欧表， 220kV 以上变压器， 对 与前一次测试结果相比应无显 兆欧表一般要求输出电流不小于 3mA或极化指数 3)大修前、 著变化，一般不低于上次值的 2)测量前被试绕组应充分放电 后 4)投运前 5)必要时 70％ 2)35kV 以上变压器应测量吸收 3)测量温度以顶层油温为准，各次测量时的温度应尽 量接近比，吸收比在常温下不低于 1.3 4)尽量在油温低于 50℃时测量，绕组在不同温度下的 3)220kV 以上应测量极化指数， 绝缘电阻值按下式换算： 极化指数在常温下不低于 1.5R2 ? R1 ?1.5(t1 ?t2 ) / 105)吸收比和极化指数不进行温度换算 6）封闭式电缆出线或 GIS 出线的变压器，电缆、GIS4)预试时可不测量极化指数； 式中 R1、R2 分别为温度 t1、t2 时的绝缘电阻值 吸 收比不合格时增加测量极化指 数，二者之一满足要求即可5）绝缘电阻大于 10000 MΩ 时， 侧绕组可在中性点测量 吸收比和极化指数可仅作为参 7）在不拆引线时，可进行绕组间、绕组对铁芯（和夹考， 一般吸收比不低于 1.1 或极 件）的测量 化指数不低于 1.3 8）必要时，如： ―运行中油介损不合格或油中水分超标 ―渗漏油等可能引起变压器受潮的情况31110kV 油浸式电力变压器技术规范书序号 4项目周期要求说明绕组连同套管的 1)交接时 tanδ 2)3 年 3)大修前、 后 4)必要时1)20℃时不大于下列数值： 500kV 110～220kV 35kV 0.6% 0.8％ 1.5%1)非被试绕组应接地或屏蔽 2)同一变压器各绕组 tanδ 的要求值相同 3)测量温度以顶层油温为准，各次测量时的温度 尽量相近2)tanδ 值与出厂试验值或历年的 4)尽量在油温低于 50℃时测量，不同温度下的 数值比较不应有显著变化(一般不 tanδ 值一般按下式换算 大于 30％) 3)试验电压： 绕组电压 10kV 以上：10kV 绕组电压 10kV 以下： Un tanδ 2＝tanδ 1?1.3(t2-t1)/10式中 tanδ 1、tanδ 2 分别为温度 t1、t2 时的 tan δ 值 5）封闭式电缆出线或 GIS 出线的变压器，电缆、 GIS 侧绕组可在中性点加压测量 6）在不拆引线时，可进行绕组间、绕组对铁芯 （和夹件）的测量 7）必要时，如： ―绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数异常时 ―油介损不合格或油中水分超标 ―渗漏油等5电容型套管的 tanδ 和电容值 见第 8 章“套管”1)用正接法测量 2)测量时记录环境温度及变压器(或电抗器)顶 层油温 3）只测量有末屏引出的套管 tanδ 和电容值，封 闭式电缆出线或 GIS 出线的变压器，电缆、GIS 侧套管从中性点加压，非被试侧短路接地6 7绝缘油试验 绕组连同套管的 1)交接时 交流耐压试验见第 12.1 节“变压器油” 1) 分级 绝缘的 变压器 绕组 按低 级 1)可采用倍频或变频感应法 2)35kV 全绝缘变压器现场条件不具备时， 可只进2)更换绕组 绝缘水平进行交流耐压试验 后 3)大修后 4）必要时2) 油浸 变压器 和干式 变压 器全 部 行外施工频耐压试验 更换绕组时，按出厂试验电压值； 部分更换绕组和交接试验时，按出 厂试验电压值的 0.85 倍；其它按 附录 G。8铁芯及夹件绝缘 1)交接时 电阻 2)3 年1)与以 前测试 结果相 比无 显著 差 1)采用 2500V 兆欧表(对运行年久的变压器可用 别 1000V 兆欧表)3)大修前、 2)运行 中铁芯 接地电 流一 般不 应 2)只对有外引接地线的铁芯、夹件进行测量 后 4)必要时 9 穿芯螺栓、铁轭 1)交接时 夹件、 绑扎钢带、 （吊罩检查 铁芯、线圈压环 时） 及屏蔽等的绝缘 2)大修中 大于 0.3A 3)必要时，如： 油色谱试验怀疑铁芯多点接地时 220kV 以上绝缘电阻一般不低于 1)用 2500V 兆欧表 500MΩ ； 110kV 及以下绝缘电阻一 2)连接片不能拆开者可不进行 般不低于 100MΩ ；其它与出厂值 和以前测试结果相比应无显著差32110kV 油浸式电力变压器技术规范书电阻3）必要时别，一般不低于 10 MΩ33110kV 油浸式电力变压器技术规范书序号 10项目周期要求说明油中含水量 mg/L1) 准 备 注 入 投入运行前的油 110kV以上设备 110kV≤20 的新油 220kV≤15运行油 110kV≤35 220kV≤25 500kV≤151）运行中设备，测量时应注意温 度 的影 响，尽 量在顶 层油 温高 于 50℃时取样 2)必要时,如: ―绕组绝缘电阻(吸收比、极化指 数)测量异常时 ―渗漏油等 3)注:本项目正在被修订2） 注入500kV设 500kV≤10 备后的新油 3) 110kV,1年 220?500kV,6 个 月 4）必要时 11 油中含气量 (体积分数) % 1)注入500kV设 投入运行前的油 备前后的新油 500kV≤1运行油 500kV≤3 220kV≤5必要时，如： ―变压器需要补油时 ―渗漏油2 ） 运 行 中 220kV≤3 500kV1年 3）必要时12绕组泄漏电 1)交接时 流 (35kV 以 2)投运前 上，且容量 3)大修前、后 在 10000kVA 4)必要时 以上)1)试验电压一般如下：(kV) 绕组 额定 电压 直流 试验 电压 2)与前一次测试结果相比应无明显变化 5 10 20 40 60 3 6～ 10 35 110～ 220 5001）读取 1min 时的泄漏电流值， 交接时的泄漏电流不宜超过附录 F 的规定 2）由泄漏电流换算成的绝缘电阻 值应与兆欧表所测值相近（在相同 温度下） 3）封闭式电缆出线的变压器电缆 侧绕组泄漏电流由中性点套管处 测量 4）在不拆引线时，可进行绕组间、 绕组对铁芯（和夹件）的测量 5）必要时，如： ―绝缘电阻低 ―介质损耗因数大13绕组所有分 1)交接时 接头的电压 2)分接开关引线 比 拆装后 3)更换绕组后 4)必要时1)各相分接头的电压比与铭牌数据相比应无 明显差别，且应符合变压比的规律 2)额定分接电压比允许偏差为±0.5%，其它 分接的电压比应在变压器阻抗电压值(%)的 1/10 以内，但偏差不得超过±1% 必须与变压器铭牌和顶盖上的端子标志相一 致14校核三相变 1)交接时 压器的组别 2)更换绕组后 或单相变压 3）必要时 器极性34110kV 油浸式电力变压器技术规范书序号 15项目周期要求说明空载电流和 1)交接时 空载损耗 2)更换绕组后 3)拆铁芯后 4）必要时与前次试验相比无明显变化1)试验电源可用三相或单相；试验 电压可用额定电压或较低电压(如 5％额定电压；若制造厂提供了较 低电压下的测量值，可在相同电压 下进行比较) 2) 500kV 变压器交接时在 5％额定 电压下试验（如出厂提供低电压下 的值，可不做） 3)必要时，如：怀疑磁路有缺陷等 4）交接时，出厂试验经运行单位 代表监试、签字认可的可以不做。16阻抗电压和 1）交接时 负载损耗 2）更换绕组后 3) 6 年 4）必要时与前次试验相比无明显变化1）试验电源可用三相或单相；试 验电流可用额定值或较低电流(如 10％额定电流；若制造厂提供了较 低电流下的测量值，可在相同电流 下进行比较)；也可采用变压器低 电压阻抗测试仪进行测量。 2)必要时，如：出口短路后17绕 组 变 形 1)交接时 (频率响应) 2)更换绕组后 测 量 (110kV 3) 6 年 以上主变压 4）必要时 器)与初始结果相比，或三相之间结果相比无明 1)每次测试时，宜采用同一种仪 显差别，无初始记录时可与同型号同厂家对 器，接线方式应相同 比 2)对有载开关应在最大分接下测 试，对无载开关应在同一运行分接 下测试以便比较 3)必要时，如： 发生近区短路后18局部放电试 1)交接时 验(220kV 以 2)大修更换绝缘 上电压等级 部件或部分线圈 或 容 量 后 以 3)必要时按照 GB 3 关于短时感应耐压试验 1)110kV 电 压 等 级 的 新 安 装 变 压 （ACSD）和长时感应电压试验（ACLD）的施 器 ， 可 比 照 执 行 。 测 量 电 压 为 加电压时间顺序，在整个试验期间进行局部 1.5Um/3 时，不大于 300pC放电测量。220kV 以上变压器交接时，测量电 2) 必要时，如： 压为 1.5Um/120MVA 上)3 ，不大于300pC。大修后和 运行中变压器油色谱异常，怀疑存运行中，测量电压为 1.5Um/ 500pC；测量电压为 1.3Um/ 300pC。3 时，不大于 3 时，不大于在放电性故障时19有载分接开 1)交接时1)交接时按 GB 50150 执行。关的试验和 2)按制造厂规定 2）运行中按 DL/T574―95《有载分接开关运行 检查 3)大修后 4)必要时 20 测温装置校 1)交接时 验及其二次 2)3 年 回路试验 3)必要时 1)按制造厂的技术要求 1）测量绝缘电阻采用 2500V 兆欧 维修导则》执行2)密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂 表 值相符 2)必要时，如：35110kV 油浸式电力变压器技术规范书3）绝缘电阻一般不低于 1 MΩ怀疑有故障时36110kV 油浸式电力变压器技术规范书序号 21项目周期要求说明气体继电器 1)交接时 1）按制造厂的技术要求 校验及其二 2) 3 年 2）整定值符合运行规程要求，动作正确1） 测量绝缘电阻采用 2500V 兆欧表 2)必要时，如： 怀疑有故障时次回路试验 （二次回 3）绝缘电阻一般不低于 1 MΩ 路） 3)大修后 4） 必要时 22 压力释放器 1)交接时 1)动作值与铭牌值相差应在±10%范围内或符合制造厂 校验及其二 2)大修后 规定1) 交接时，如有出厂试验报告，可 不进行动作值校验 2）采用 2500V 兆欧表 3)必要时,如： 怀疑有故障时次回路试验 3）必要时 2)绝缘电阻一般不低于 1 MΩ23整体密封检 1）交接时 1）35kV 管状和平面油箱变压器采用超过油枕顶部 0.6m 1)试验时带冷却器，不带压力释放 查 2）大修后 油柱试验（约 5kPa 压力），对于波纹油箱和有散热器的 装置 3）必要时 油箱采用超过油枕顶部 0.3m 油柱试验 （约 2.5kPa 压力） 2)必要时,如： ， 试验时间 12h 无渗漏 2）110kV 以上变压器，在油枕顶部施加 0.035MPa 压力， 试验持续时间 24h 无渗漏 怀疑密封不良时24冷却装置及 1）交接时 1）投运后，流向、温升和声响正常、无渗漏 其二次回路 2) 3 年 试验 3)大修后 4）必要时 2）绝缘电阻一般不低于 1 MΩ1）测量绝缘电阻采用 2500V 兆欧 表 2)必要时,如： 怀疑有故障时 见第 6 章25套管中的电 1）交接时 1)绝缘电阻测试 流互感器试 2)大修后 2)变比测试 验 3）必要时 3)极性测试 4)伏安特性测试26全电压下空 1)交接时 载合闸 2)更换绕 组后1)新装和全部更换绕组， 冲击合闸 5 次， 每次间隔 5min 1)在运行分接上进行 2)部分更换绕组，冲击合闸 3 次，每次间隔 5min 2)由变压器高压侧或中压侧加压 3)110kV 以上的变压器中性点接地 必须与电网相位一致27变压器相位 1)交接时 检查 2)更换绕 组后 3）外部接 线变更后28220kV 以上 油中糠醛 含量1) 5 年 2)必要 时1)糠醛含量(mg/L)超过下列注意值时，应视为非正常老 1）110kV 变压器可参照执行 化，需跟踪监测 运行年限 糠醛含量 运行年限 糠醛含量 1～3 0.04 13～ 15 0.4 4～6 0.07 16～ 18 0.6 7～9 0.1 19～ 21 1 10～12 0.2 22～25 2 2）变压器油经过处理后，油中糠 醛含量会不同程度的降低，在作出 判断时一定要注意这一情况 3)必要时，如： ―油中气体总烃超标或 CO、CO2 过 高37110kV 油浸式电力变压器技术规范书2)跟踪监测时，应注意增长率 3)糠醛含量大于 4mg/L 时，认为绝缘老化已比较严重―需了解绝缘老化情况时，如长期 过载运行后、温升超标后等序号 29项目周期要求说明绝缘纸(板) 必要时 聚合度当聚合度小于 250 时，应引起注意1)试样可取引线上绝缘纸、垫块、绝缘纸板等 数克 2)对运行时间较长（如 20 年）的变压器尽量 利用吊检的机会取样 3)必要时,如：怀疑纸(板)老化时30绝缘纸(板) 含水量必要时含水量（质量分数）一般不大于下值 500kV 220kV 1% 3%1） 可用所测绕组的 tanδ 值推算或取纸样直接 测量 2)必要时,如：怀疑纸(板)受潮时31油中洁净度 500kV： 必要 标准在制定中 测试 时 必要时 1）在额定工况下测得的箱壳振动振幅 必要时，如： 双峰值不应大于 100μ m 2）与出厂值比不应有明显差别 发现箱壳振动异常时32箱壳振动33500kV 噪 音 测量1)交接时 2)更换绕 组后 3)必要时1）在额定电压及额定频率下不应大于 1)按 GB《变压器和电抗器的声级测 80dB(A) 2）与出厂值比较无明显变化 量》要求进行 2)必要时，如： 发现噪音异常时 局部过热点温升不超过 80K 1）用红外热像仪或测温仪测量 2）在带较大负荷时进行 3)必要时，如：发现油箱表面局部过热时34油箱表面温 度分布必要时35110kV 以 上 变压器零序 阻抗1)交接时 2)更换绕 组后 1)交接时 2)3 年 3)必要时 1)交接时 2)3 年 3)必要时 应小于|-3.5|μ A 应小于 500pC/mL/20℃1）三相五柱式可以不做 2）如有制造厂出厂试验值，交接时可以不做36壳式变压器 绝缘油带电 度37壳式变压器 线圈泄漏电 流 红外测温在变压器停电且启动油泵状态下测量38按 DL/T664―1999 《带电设备红外诊 1)用红外热像仪测量 断技术应用导则》执行 2)测量套管及接头、油箱壳等部位38110kV 油浸式电力变压器技术规范书附录 B 110kV 油浸式电力变压器技术数据表和有关技术资料 制造厂： 工程项目： 合同号： 出厂序号： 1 技术参数表 1.1 额定值 1.1.1 额定容量： 高压绕组： 中压绕组： 低压绕组： 1.1.2 在额定容量下的温升： 绕组平均： 绕组热点： 顶层油： 油箱及结构件表面： 铁心： 1.1.3 额定电压(有效值)： 高压绕组： 中压绕组： 低压绕组： 1.1.4 内绝缘： 高压侧额定雷电冲击耐受电压(峰值) 值)： 值)： kV 中压侧额定雷电冲击耐受电压(峰值) kV39MVA MVA MVA K K K K K kV kV kV kV；截断雷电冲击耐受电压(峰 kV；截断雷电冲击耐受电压(峰110kV 油浸式电力变压器技术规范书低压侧额定雷电冲击耐受电压(峰值) 值)： 值)： kV 中性点额定雷电冲击耐受电压(峰值) kVkV；截断雷电冲击耐受电压(峰 kV；截断雷电冲击耐受电压(峰 kV高压侧额定操作冲击耐受电压(峰值)：对地： 相间：_______kV 高压侧额定短时工频耐受电压 ： 中压侧额定短时工频耐受电压： 低压侧额定短时工频耐受电压： 中性点额定短时工频耐受电压 ： 1.1.5 冷却型式： 1.2 性能参数 1.2.1 阻抗(校正到 75℃)： 最大电压 分接头位置 _______ 高―中(%) 高―中(欧姆) 高―低(%) 高―低(欧姆) 中―低(%) 中―低(欧姆) 1.2.2 绕组电阻(校正到 75℃) 高压绕阻： 中压绕阻： 低压绕阻： 在高中低三侧满载时 高低 高中 1.2.4 空载损耗： 100%额定电压时 110%额定电压时 H―M(高中满载) kW kW % (?) (?) (?) kW 杂散损耗 kW 杂散损耗 kW 杂散损耗 额定电压 ________ kV kV kV kV最小电压 ________1.2.3 负载损耗(在额定电压及额定频率，在 75℃) kW kW kW1.2.5 在额定电压及额定频率下，换算到 75℃，功率因数为 1 时的效率：40110kV 油浸式电力变压器技术规范书H―M―L(高中低满载) 1.2.6 励磁电流： 100%额定电压时 110%额定电压时 1.2.7 磁通密度： 100%额定电压时 1.2.8 噪声和振动水平： 自然冷却(0.3m 处测量) 高压绕组 中压绕组 低压绕组 倍 倍 倍 T A A%dB1.2.9 可承受的 2s 对称短路电流，额定电流的倍数：短路后绕组平均温度： 工频电压升高倍数 持 续 时 间 1.2.11 变压器的过负荷能力 1.2.12 耐地震能力 水平加速度： 垂直加速度： 安全系数： g g 相―相 相―地℃ 1.05 1.05 1.1 1.1 1.25 1.25 1.5 1.9 1.58 2.01.2.10 在额定电压频率及负载下，工频电压升高的允许运行持续时间：1.2.13 在规定的电压及试验顺序下的局部放电水平和介质损耗因数： 高压线圈 中压线圈 pC pC pC pC高压套管(1.5?Um/? 3kV 下) 中压套管(1.5?Um/? 3kV 下) 高压套管 tg? 中压套管 tg? 低压套管 tg? 1.2.14 RIV(1.1?Um/? 3kV 下) 1.3 重量和尺寸 1.3.1 总的尺寸： 长： m41% % % ?V110kV 油浸式电力变压器技术规范书宽： 高： 1.3.2 运输尺寸： 长： 宽： 高： 重心高度： 1.3.3 安装重量：m m m m m m t t t t t铁心，线圈和箱体： 配件重： 油型号及产地： 油量： 总重： 1.3.4 运输重量： 1.4 变压器绕组参数 绕组 额定容量（MVA） 额定电压（kV） t1.3.5 变压器运输时允许的最大坡度 高压绕组 中压绕组 低压绕组线圈额定（相）电流 In（与阻抗容量相应， A） 线圈匝数 N 线圈平均直径 Dm（mm） 线圈几何高度 Hw（mm） 线圈导线的总净高度 Hw’(＝M1 ?nt ?t， mm) 线圈线饼数 M1 线圈绕组形式 线饼中辐向的导线根数 （换位导线指单根小 导线）nb 线饼中轴向的导线根数 （换位导线指单根小 导线）nt 每根导线 （换位导线指单根小导线）的辐向 净厚度 b（mm）42110kV 油浸式电力变压器技术规范书每根导线 （换位导线指单根小导线）的轴向 净高度 t（mm） 线圈辐向导线的总净厚 （宽） a 度 （＝nb?b， mm） 内撑条数 Z 线圈是否采用自粘性换位导线 线圈是否采用半硬铜导线 每根换位导线中小导线的根数 X 每一线饼中换位导线的根数 n 线圈短路电流最大峰值 Im（A） 线圈总辐向力 Fr（?106N） 导线应力σ t（N/mm2） 线饼受力 Fc（N/mm） 导线惯性矩 I（mm4） 线饼强度 Fb（N/mm） 线圈失稳的安全系数 1.5 附件参数 1.5.1 散热器： 散热器型式： 散热器数量： 散热器重量： 1.5.2 套管： 制造厂： 额定电流： 高压套管： 中压套管： 低压套管： 中性点套管： 绝缘水平： 高压套管额定雷电冲击耐受电压绝缘水平： 中压套管额定雷电冲击耐受电压绝缘水平： 低压套管额定雷电冲击耐受电压绝缘水平： 中性点套管额定雷电冲击耐受电压绝缘水平：43tA A A A kV(峰值) kV(峰值) kV(峰值) kV(峰值)110kV 油浸式电力变压器技术规范书高压套管额定短时工频耐受电压： 中压套管额定短时工频耐受电压： 低压套管额定短时工频耐受电压： 中性点套管额定短时工频耐受电压： 高压套管额定操作冲击耐受电压(湿)： 在套管上的允许负载(N)： 轴向水平方向 高压 中压 低压 中性点 安全系数 套管的有效爬距： 高压 中压 低压 中性点 高压 中压 低压 中性点 高压 P1 及 P2 高压 S/P1 比值 中压 P1 及 P2 中压 S/P1 比值 低压 P1 及 P2 低压 S/P1 比值 中性点 P1 及 P2 中性点 S/P1 比值 1.5.3 调压开关 1.5.3.1 有载分接开关： 型号： ___________________ mm mm mm mm mm mm mm mm mm mm mm mm 垂直方向kV(有效值) kV(有效值) kV(有效值) kV(有效值) kV(峰值) 横向水平方向套管的干弧距离 / 平均直径：套管大小伞裙数据：44110kV 油浸式电力变压器技术规范书制造厂：___________________额定通过电流： ___________________ 电压调节档次的数目，规格： 开关容量： 短路耐受能力： 热稳(2s)： _________________kA 动稳(峰值)： _________________ kA 可承受的最高连续运行电压(对地)： ________kV 冲击试验电压(对地,1.2?50?s,峰值)：________kV 无需检查时间： _______________ 切换开关电气操作次数：_______________万次 切换开关机械操作次数：_______________万次 驱运马达额定功率： _______________kw (三相，380V/220V)： _______________万次 1.5.3.2 无励磁分接开关厂家、型号、规范、结构特点，2s 动稳定、热稳定电流， 绝缘水平及使用寿命等参数。 1.5.4 套管型电流互感器 高压外侧：变比 高压中间：变比 高压内侧：变比 中压外侧：变比 中压中间：变比 中压内侧：变比 中性点外侧：变比 中性点内侧：变比 准确度 准确度 准确度 准确度 准确度 准确度 准确度 准确度 次级容量 次级容量 次级容量 次级容量 次级容量 次级容量 次级容量 次级容量 ___________________低压外侧：变比______ 准确度______ 次级容量______ 低压中间：变比______ 准确度______ 次级容量______ 低压内侧：变比______ 准确度______ 次级容量_____ 高压侧一次系统时间常数 直流分量偏移 操作循环 不饱和保证暂态误差时间 1.5.5 压力释放装置 ms % ms ms 中、低压、中性点一次系统时间常数45110kV 油浸式电力变压器技术规范书制造厂： 规范： 主油箱： 释放压力： 主油箱： MPa 1.5.6 在线监测装置（如有）厂家、型号、规范、性能参数、结构特点等参数。 2 同类设备通过型式试验的最新证明文件 3 同类设备的供货记录 4 所需的其它资料 4.1 主变总的说明包括预设计图纸 4.2 详细说明下列内容： 4.2.1 主变铁心，线圈和箱体的结构，包括绕组的位置和型式 4.2.2 密封圈材料 4.2.3 散热器 4.2.4 测温仪 4.2.5 油位计 4.2.6 软接头 4.2.7 拼合式的油箱设计，包括接合处焊接详图，密封件和油箱详图 4.2.8 储油柜里油气隔离系统 4.2.9 在线气体监测装置(如有) 4.3 主变的所有部件是否按标准(如套管，绕组温度指示器等)均可承受短时过负 荷，若不能满足这些推荐标准，制造厂要说明其短时过负荷建议值。 4.4 伏秒特性曲线 垂直座标：电压 水平座标：为所允许的励磁时间 单位：额定电压的倍数 说明书中也应有这条曲线。 4.5 制造技术和达到确保设计要求的生产控制手段，质量检查手段等。 4.6 材料强度，设计应力，安全系数，材料质量控制设施和惯例。 4.7 是否存在制造厂的某变压器由于在运行中发生事故，事故的原因，采取什么 措施步骤以确保相似的事故不会发生。 4.8 罗列变压器主要部件、附件及材料的品牌、主要规格、产地及厂家。46
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