变压器参数原理

来源:    日期:2012-2-23    浏览次数3732

性能要求
4.1  结构型式
户外;油浸式;三相;双绕组;无励磁调压;自然风冷或自然冷却。
4.2 额定值
4.2.1 额定容量
高压:      20000     kVA,低压:     20000    kVA。
4.2.2  绕组额定电压
高压:  69  kV,低压:  35  kV。
4.2.3 调压方式、范围和调压位置
无励磁调压:69±2 2.5%
4.2.4  极性或联接组标号:  Yy0        。
4.2.5  变压器中性点接地方式:     69kV不接地,35kV不接地      。
4.2.6  短路阻抗(以高压绕组额定容量    20000   kVA为基准,额定电压、额定频率,折算到75℃下):
高压-低压 6.5 %。

短时工频
耐受电压
kV (方均根值) 额定雷电全波冲击耐受电压
kV (峰值) 截断雷电冲击
耐受电压
kV (峰值)
高压 140 325 360
低压 85 200 220

4.4 温升
温升限值:见表7
表7  温升限值
变压器的部位 温升限值 测定方法
线    圈 65K 电阻法
线圈热点 78K 计算法
顶层油面 55K 温度计法
铁心表面 80K 温度计法
油箱及结构表面 80K 温度计或红外测量法

4.5 损耗和效率
4.5.1  负载损耗
1)在主分接额定容量下负载损耗保证值:      kW。
2)投标厂商必须提供表8所列负载损耗值和其中包含的杂散损耗值(kW):
表8  负载损耗值及其杂散损耗值
分接位置 极限最大分接 主分接 极限最小分接
高-低
(         MVA) 负载损耗(75℃)


其中:杂散损耗


4.5.2  空载损耗
1)额定电压和额定频率时空载损耗保证值:        kW。
2)投标厂商应提供额定频率、110%额定电压的空载损耗:        kW。
4.5.3 效率
在额定电压、额定频率、高~中间额定容量和功率因数为1时的效率应不低于99.8 %,计算公式为
效率=(1-总损耗/容量)×100%
其中
总损耗=负载损耗(75℃)+空载损耗
4.5.4冷却装置需用总功率:        kW。

4.6短路阻抗的允许偏差
1)阻抗百分数的允许偏差(以高压绕组额定容量为基准):
··高压~低压:  ±7.5%   %
2)极限分接阻抗对额定分接的偏差:
·高压~低压:    +7.5%~-7.5%     

4.7局部放电水平
在规定的试验电压和程序条件(GB1094.3)下,高、低压绕组的局部放电量在1.5Um/ 下均不应大于100pC。在1.5Um/ 下,高、低压套管的局部放电量均不大于10pC。

4.8 电晕和无线电干扰水平
在1.1×Um/ kV(有效值)下,无线电干扰电压应小于500μV,保证在晴天夜晚无可见电晕。

4.9  在额定频率下的过激磁能力及允许的工频电压升高
4.9.1  在额定频率、额定负载下工频电压升高时的允许持续时间见表9。
表9  工频电压升高时的允许运行持续时间
工频电压升高倍数 相~相 1.05 1.1 1.25 1.5 1.58
相~地 1.05 1.1 1.25 1.9 2.0
持续时间 持续 80%额定容量下持续 20s 1s 0.1s

4.9.2发电机变压器的甩负荷(如果有此要求时):
用于发电机变压器组的发电机升压变压器,在发电机甩负载时,变压器应能承受1.4倍额定电压、历时5s而不出现异常现象。

4.10变压器承受短路能力
1)变压器电源侧系统表观容量的短路电流(有效值)高压侧 31.5 kA,低压侧31.5 kA。
2)当缺乏系统短路电流计算值时,可按变压器由无限大容量的电源供电,在变压器输出端发生出口短路时,能保持其动、热稳定性能而无损坏和明显变形。
3)热稳定的短路持续时间不得小于2s。

4.11噪声水平:≤   75   dB(A)。(当冷却装置的风扇、油泵全部投入时,距变压器外廓线2m处测量;或当冷却装置的风扇、油泵不投入运行,距油箱0.3m处测量)。

4.12变压器油箱的机械强度和密封要求
应油箱本体应承受全真空(残压小于133Pa)无永久变形;装在本体上的冷却装置应和油箱一起抽真空。冷却器应进行0.5MPa(散热器0.05MPa)压力试验。

4.13变压器的负载能力
4.13.1对于强油导向冷却的变压器,当满载运行时,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75℃时,变压器允许继续运行,但至多不超过1h。(此条不适用)
4.13.2卖方应提供表10所列在不同环境温度下,投入不同数量的冷却器时,变压器允许满负荷运行时间及持续运行的负荷系数。
表10    变压器允许满负荷运行时间及持续运行的负荷系数
投入冷却器数 满负荷运行时间(min) 持续运行的负荷系数
10℃ 20℃ 30℃ 40℃ 10℃ 20℃ 30℃ 40℃
       
       
       
4.13.3对于采用散热器的强油循环冷却方式,风扇运行但泵停运时,变压器具有80%额定负荷的持续运行能力;风扇和泵全停运时,变压器具有60%额定负荷的持续运行能力。(此条不适用)
4.13.4变压器的负载能力应符合GB/T15164《油浸式电力变压器负载导则》的要求,卖方应提供该变压器负载能力计算所需的热特性参数。

4.15耐受直流偏磁能力
在变压器500kV绕组中性点接地回路中存在4A直流偏磁电流下,变压器铁心不应存在局部过热现象,油箱壁振动≤50μm(峰-峰值),噪声增加值≤5dB。

4.16变压器的寿命
变压器在规定的工作条件和负载条件下运行,并按使用说明书进行安装和维护,预期寿命应不少于30年。

5  组部件要求
5.1 套管
5.1.1额定电压:高压  69 kV,低压 35   kV。
5.1.2 额定电流:高压  300 A,低压  600A。
5.1.3 绝缘水平:见表11。
表11  套管绝缘水平
短时工频,湿(有效值,kV) 雷电冲击全波(峰值,kV) 雷电冲击截波(峰值,kV)
高  压 140 325 --
低  压 85 200 --

5.1.6 套管最小爬电距离:高压: 2248 mm  低压:1256mm(均未乘以直径系数)
(当平均直径较大时还应考虑>300mm时,爬电距离应乘以1.1倍直径系数;当平均直径≥500mm时,爬电距离应乘以1.2倍直径系数,爬电距离/干弧距离<4)。
5.1.7伞裙应采用大小伞,伞裙的宽度、伞间距应符合IEC60815之规定。
5.1.8 套管干弧距离:高压:≥     mm,低压:≥     mm。
5.1.9瓷套颜色:      。
5.1.10 制造厂应提供测量末屏接地线的引出线连接端子。
5.1.11套管的试验和其他的性能要求应符合GB/T4109规定。

5.2  分接开关(不适用)
5.2.1  型式:    。
5.2.2  制造厂:       。
5.2.3  有载分接开关驱动电机额定功率:(     V,     相,     kW,     A)。
5.2.4  分接开关的电气寿命不应低于   次,机械寿命不应低于    次。
运行     年或操作      次后才需要检查。
5.2.5  分接开关应符合GB10230、JB/T8637规定。

5.3 冷却装置(如采用自然风冷)
53.1 制造厂:           型式:         
5.3.3卖方应提供风扇的电源总功率    kW。
5.3.4风扇电机应为三相、380V。

5.4变压器油
5.4.1变压器油应是符合GB2536规定的环烷基、添加抗氧化剂的新油。
5.4.2卖方应提供合格的新油(包括10%的备用油)。过滤后油的击穿电压≥   60   kV,tanδ(90℃)≤  0.3   %;含水量≤   10  mg/l;含气量≤  1   %。

6  结构要求
6.1 布置要求
6.1.1变压器套管、储油柜、油箱和冷却器等布置应符合买方的要求。
6.1.2 变压器的铁心、夹件应与油箱绝缘,铁心、夹件的接地引下线分别从装在油箱顶部的套管引出后一并在油箱下部与油箱连接。
6.1.3运输安装限值:当变压器因安装、运输等原因对尺寸和质量有特殊要求时,应提供以下数据:
1)安装尺寸:长:       m,宽:       m,高:       m。
2)运输尺寸:长:       m,宽:       m,高:       m。
3)运输质量:       kg。

6.2铁心和绕组
6.2.1铁心应采用优质、低耗的晶粒取向冷轧硅钢片,用先进方法叠装和紧固,使变压器铁心不致因运输和运行中的振动而松动。
6.2.2全部绕组均应采用铜导线,优先采用半硬铜导线。导线间应有足够的换位,以使附加损耗降至最低,换位导线应采用自粘性连续换位导线。绕组应有良好的冲击电压波分布,不宜采用加避雷器方式限制过电压;使用场强应严格控制,采用耐热、高密度、灰份低的绝缘纸作为匝间绝缘,确保绕组内不发生局部放电和绝缘击穿。应对绕组漏磁通进行控制,避免在绕组引线和其他金属构件上产生局部过热。
6.2.3绕组应适度加固,引线应充分紧固,器身形成紧固的整体,使其具有足够的短路承受能力。在运输、振动和运行中外部短路时不发生相对位移。
6.2.4绕组内部应有较均匀的油流分布,铁心级间迭片也应留有适当的冷却油道,并使油路通畅,避免绕组和铁心产生局部过热。
6.2.5变压器应能承受运输中的冲撞,当冲撞加速度不大于3g时,应无任何松动、变形和损坏。
6.2.6应考虑直流偏磁作用下产生振动而导致结构件的松动。

6.3储油柜
6.3.1储油柜选用金属波纹储油柜。
6.3.2套管升高座等处积集气体应通过带坡度的集气总管引向气体继电器,再引至储油柜。在气体继电器水平管路的两侧加蝶阀。
6.3.3储油柜应装有油位计(带高、低油位时供报警的密封接点)、放气塞、排气管、排污管、进油管、吊攀和人孔。

6.4油箱
6.4.1变压器油箱的顶部不应形成积水,油箱内部不应有窝气死角。
6.4.2变压器应能在其主轴线和短轴线方向在平面上滑动或在管子上滚动,油箱上应有用于双向拖动的拖耳。变压器底座与基础的固定方法,应经买方认可。
6.4.3所有法兰的密封面应平整,密封垫应有合适的限位,防止密封垫过度承压、龟裂老化造成渗漏。
6.4.4油箱上应设有温度计座、接地板、吊攀和千斤顶支架等。
6.4.5油箱上应装有梯子,梯子下部有一个可以锁住踏板的挡板,梯子位置应便于对气体继电器的检查和采集气样。
6.4.6变压器油箱应装有下列阀门:
1)进油阀和排油阀(在变压器上部和下部应成对角线布置);
2)油样阀(取样阀的结构和位置应便于取样,上中下各一个)。
6.4.7变压器应装油带报警接点的压力释放装置,每台变压器至少2个,直接安装在油箱两端;当穿越性短路电流通过变压器时,压力释放装置不应动作;
6.4.8 气体继电器重瓦斯接点不应因为气体的积累而误动;具有引至地面的取气管。

6.5冷却装置
6.5.1冷却装置应采用低噪音的风扇。
6.5.2变压器的冷却装置应按负载和温度情况,自动逐台投切相应数量的风扇,且该装置可在变压器旁就地手动操作,也可在控制室中遥控。
6.5.3当切除故障冷却装置时,备用冷却装置应自动投入运行。
6.5.4冷却装置应有使两组相互备用的供电电源彼此切换的装置。当冷却装置电源发生故障或电压降低时,自动投入备用电源。
6.5.5 当投入备用电源、备用冷却装置,切除冷却器和损坏的风扇电机时,均应发出信号。
6.5.6当需要时,备用冷却装置也可投入运行,即全部冷却装置(包括备用)投入运行。

6.6套管
6.6.1采用导杆式电容型并应有试验用端子。
6.6.2套管应不渗漏,对油浸式套管并应有易于从地面检查油位的油位指示器。
6.6.3每个套管应有一个可变化方向的平板式接线端子,以便于安装与电网的联接线。

6.7有载(或无励磁)分接开关
6.7.1有载分接开关(不适用)
6.7.1.1有载分接开关应是高速转换电阻式,共分    6   级。
6.7.1.2分接开关应布置在旁轭的外侧。
6.7.1.3有载分接开关的切换装置应装于与变压器主油箱分隔且不渗漏的油室里。其中的切换开关芯子可单独吊出检修。
6.7.1.4开关切换油室的油应能在带电情况下进行滤油处理。有载分接开关切换油室应有单独的储油柜、呼吸器、压力释放装置和保护用继电器等(气体继电器或压力突变继电器)。
6.7.1.5有载分接开关的驱动电机及其附件应装于耐候性好的控制柜内。
6.7.1.6有载分接开关应能远距离操作,也可在变压器旁就地手动操作。应具备累计切换次数的动作记录器和分接位置指示器。控制电路应有计算机接口。
6.7.1.7有载分接开关切换开关油室应能经受0.05MPa压力的油压试验,历时1h无渗漏。

6.7.2 无励磁分接开关
6.7.2.1无励磁分接开关应设置在变压器的中压侧出线端,应能在停电情况下进行分接头切换,共有5档可调。
6.7.2.2无励磁分接开关应能在不吊油箱的情况下方便地进行维护和检修。
6.7.2.3应带有外部的操作机构用于手动操作。该装置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。此外,该装置还应具有位置接点(远方和就地),以便操作运行人员能在现场和控制室看到分接头的位置指示。
6.7.2.4无励磁分接开关的分接头的引线和连线的布线设计应能承受暂态过电压。且应防止由于引线通过短路电流时产生的电动力使开关移动受力。

6.8变压器的报警和跳闸保护接点
变压器应有下表所列报警和跳闸接点:
序号 接点名称 报警或跳闸 电源电压(V)(DC) 接点容量
(VA) 输出4-20mA
1 主油箱气体继电器 轻故障报警
重故障跳闸  
2 压力突变继电器 跳闸  
3 主油箱油位计 报警  
4 主油箱压力释放装置 报警或跳闸  
5 油温指示器 报警  
6 冷却器故障(由冷却器控制柜) 报警  
7 油流继电器信号(由冷却器控制柜) 报警  
8 冷却器交流电源故障 报警  
9 绕组温度指示器 报警  
10 有载分接开关压力突变继电器 跳闸  
11 有载分接开关切换油室的压力释放装置 报警  
12 有载分接开关的油位计 报警  
13 有载分接开关拒动指示(由驱跳机构控制) 报警  

6.9 绕组测温和油温测量装置
变压器应配备绕组测温和油温测量装置。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。上述温度变量除在变压器本体上可观测外,尚应能将该信号送出。
绕组测温电流互感器应设于高压侧套管。

6.10控制柜和端子接线箱
6.10.1控制柜和端子接线箱应设计合理,采用不锈钢材料,有可靠的防潮、防水措施,室外放置其防护等级为IP54。控制柜为地面式布置。
6.10.2控制柜和端子接线箱的安装高度应便于在地面上进行就地操作和维护。
6.10.3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引线等的内部引线,并应留有15%的备用端子,接线端子采用铜质端子。所有外部接线端子包括备用端子均应为线夹式。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。
6.10.4控制柜和端子接线箱内应有可开闭的照明设施,并应有适当容量的交流220V的加热器,以防止柜内发生水气凝结。控制柜和端子接线箱内设电源插座(单相,10A,220V,AC)。
6.10.5变压器二次引出线应采取防锈、防老化等相应保护措施

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