ZGS系列组合式变压器(美式箱变)/箱式变压器价格

国家电网10kV组合式变电站技术规范

 

1范围

1.1本规范规定了10kV组合式变电站的使用条件、性能参数、结构、试验要求、标志、起吊、运输和贮存等方面内容。

1.2本规范适用于高压侧交流额定电压为10kV、低压侧交流额定电压0.4kV、工作频率为50Hz的户外组合式变电站。

 

2规范性引用文件

下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准。

GB 1094.1-1996电力变压器第1部分总则

GB 1094.2-1996电力变压器第2部分温升

GB 1094.3-2003电力变压器第3部分绝缘水平和绝缘试验

GB 1094.5-2003电力变压器第5部分承受短路的能力

GB 3096-2008声环境质量标准

GB 3804-2004   3.6kV～40.5kV交流高压负荷开关

GB 4208-1993外壳防护等级（IP代码）

GB/T 6451-2008三相油浸式电力变压器技术参数和要求

GB/T 11022-1999高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求

GB/T 14048.1-2000低压开关设备和控制设备第1部分：总则

GB/T 15576-2008低压成套无功功率补偿装置

GB 16926-1997交流高压负荷开关—熔断器组合电器

DL/T 404-2007   3.6kV～40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备

DL/T 621-1997交流电气装置的接地

JB/T 10217-2000组合式变压器

JB/T 10318-2002油浸式非晶合金铁心配电变压器技术参数和要求

JB/T 10681-2006组合式变压器用油浸式负荷开关

Q/CSG 11624-2008配电变压器能效标准及技术经济评价导则

3术语和定义

3.1组合式变电站：将变压器器身、开关设备、熔断器、分接开关及相应辅助设备进行组合并放置在的变压器油箱内的成套设备，以下简称“组合变”。

3.2箱体：由密封的油箱和密封的高、低压室所组成的组合体。

3.3油箱：用于放置变压器器身和高压开关等电器元件及绝缘油的封闭容器。

3.4高压：本规范内指10kV电压等级。

 

4    使用条件

4.1环境条件要求：本技术规范所规定设备，应能在下列环境条件使用：

4.1.1周围空气温度最高气温：+45℃最热月平均气温：+35℃年平均气温：+25℃最低气温：-10℃最大日温差：30K日照强度：0.1W/cm2 (风速0.5m/s)

4.1.2海拔高度：≤1000m

4.1.3环境相对湿度(在25℃时)日平均值：95%月平均值：90%

4.1.4地震烈度：Ⅷ度

4.1.5覆冰厚度：10mm

4.1.6安装地点：户外

 

4.2系统条件要求本技术规范所规定的设备,应适用于下列电力系统：

4.2.1系统额定频率：50Hz

4.2.2系统标称电压：10/0.4 kV

4.2.3系统最高运行电压（Um）：12/0.44kV

4.2.4系统中性点接地方式：不接地、消弧线圈接地和小电阻接地。

 

5技术要求

5.1主要参数

组合变的技术参数除应满足国家和行业相关标准外，还应满足表1及表2要求。

表1技术参数

组 合 变 本 体 技 术 参 数	项 目			单位	技术参数要求
	额定电压	高压主回路		kV	10
		低压主回路			0.4
	热稳定电流	高压主回路		kA	20
		低压主回路			注1
	动稳定电流	高压主回路		kA	50
		低压主回路		kA	注 2
		高压开关回路		kV	42(开关)、 35(变压器 )
	1min工频耐压	低压主回路		kV	2.5
		辅助回路		kV	2
		变压器		K	按 GB 1094.2规定
	温升限值	高压电器设备		K	按 GB/T 11022规定
		低压电器设备		K	按 GB 7251.1规定
	雷电冲击耐压			kV	75
	熔断器短路开断电流			kA	31.5
	噪声水平(声压级)			dB	≤45
	防护等级			-	IP33
变 压 器 技 术 参 数	型号			-	S11型及以上油浸式变压器
	容量			kVA	400～6 30
	额定电压		HV	kV	10（10.5）
			LV	kV	0.4
	损耗及允许偏差			W	按附录A～ C要求
	短路阻抗			%	4～4.5
	连接组标号			单位	Dyn11或 Yyn0
	分接范围			kV	±5%或± 2×2.5%
	冷却方式			-	自然通风方式冷却

 

 

 

5.2结构和功能要求组合变应设计成能够安全而方便地进行正常的操作、检查和维护。组合变的外观设计应美观并尽量与周边环境相适应，具有良好的视觉效果。

5.2.1外壳

5.2.1.1组合变前箱外壳的材料以大于2.0mm不锈钢、高强度的彩锌铝塑板或复合材料制造而成，本体外壳用优质冷轧钢板。外壳应有足够的机械强度，在起吊、运输和安装时不应变形或损伤。

5.2.1.2组合变外壳的金属材料应经过防腐处理和喷涂防护层，表面覆盖层为静电喷涂而成，涂层部分不应小于150μm并应均匀一致。表面覆盖涂层应有牢固的附着力，保证喷漆颜色均匀、附着力强，漆膜不得有裂纹、流痕、针孔、斑点、气泡和附着物。箱壳颜色至少15年不褪色。

5.2.1.3外壳颜色应与周围环境相协调，箱壳表面应有明显的反光警示标志(外壳颜色及警示标志具体情况根据各地供电局的要求)。反光警示标志颜色至少3年不褪色。

5.2.2箱体

5.2.2.1箱体骨架采用装配式和焊接式。箱体焊接和组装应牢固，并应进行防锈处理。

5.2.2.2组合变的门均向外开，门开启角度应大于120°，并设定位装置。门应有密封措施，并装有把手、暗闩和能防雨、防堵、防锈的锁；铰链应采用内铰链。箱门应有装设外挂锁。

5.2.2.3箱体应设足够的自然通风口和隔热措施，箱内应没有凝露产生，以保证在3.1环境条件下运行时，所有电器设备不超过其最大允许温度。

5.2.3油箱

5.2.3.1油箱需加装防护罩。箱体门和通风口应设防尘、防小动物进入和防渗、漏雨水措施。箱体的内壁和隔板可用金属或非金属材料，其色彩应与内部电器设备颜色协调，金属构件亦应进行防锈处理和喷涂防护层。

5.2.3.2油箱应能承受50kPa强度（正压）试验，历经5min应无损伤及不得出现永久变形，并应承受40kPa试验压力，历经12h应无渗漏及损伤。波纹式油箱（包括带弹性片式散热器油箱）：对于315kVA及以下者，试验压力为25kPa；对于400kVA及以上者，试验压力为20kPa。

5.2.3.3油箱的机械强度应满足在正常起吊和运输状态下无损伤与不允许的永久变形。

5.2.3.4油箱应装有压力保护释放装置、油位计、油温计，油温计应能指示当前油温和最高油温。

5.2.3.5油箱应装设注油和放油阀。

5.2.3.6油箱内应装有熔断器，用于保护变压器，熔断器应符合GB 15166.2规定。

5.2.4高压配电装置

5.2.4.1高压配电装置应满足JB/T 10681-2006要求，所用电器元件都采用国家正式鉴定的加强绝缘型元件，其技术性能应满足有关的国家标准，并应在装配好后，完成标准规定的各项型式试验。

5.2.4.2配电装置应有由金属板制成的封闭间隔和门，门打开后不得有裸露的带电部分，如有备用的高压套管应有绝缘屏蔽帽。

5.2.4.3用于安装电器的板或构架，应有足够的强度和刚度。安装位置应便于导线连接、开关装置的操作、部件的维修和更换。

5.2.4.4高压间隔门的内侧应标出主回路的线路图，同时应注明操作程序以及分接开关、插入式熔丝操作注意事项，信号灯及仪表应装设在易于观察和方便、安全更换的地方。电缆接线套管的高度应满足安装、试验、检修的要求。

5.2.4.5高压带电显示器安装在套管式电缆头的测试点处。

5.2.4.6高压间隔内应有相应足够的壁挂，以便于检修时放置电缆。

5.2.4.7负荷开关的密封单元应能承受100kPa的密封压力，历时5min，不渗漏。

5.2.4.8负荷开关长期载流的触头（变压器油中），在1.2倍额定电流通过时，其温升不应超过20K。

5.2.4.9操作面上应有规范、清晰的柜内接线图。开关应预留运行编号挂设的位置；负荷开关操作孔、接地刀闸操作孔应有清晰中文标志。

5.2.5低压配电装置

5.2.5.1低压配电装置所选用的电器产品，其技术性能应满足有关的国家标准，并且是通过国家3C认证的定型产品。

 

5.2.5.2低压配电装置的位置设置应便于电器元件的安装、试验、操作、检修。

5.2.5.3低压配电装置的连线均应有明显的相别标记。低压主开关应选择能可靠开、断安装地点系统短路电流。低压间隔应进行金属铠装，不得有可能触摸带电部分，但要考虑更换开关和检修的便利。

5.2.5.4组合变的低压出线≤6回，各出线回路采用塑壳或条形开关，低压间隔门的内侧应标出主回路的线路图，信号灯及仪表的装设位置应易于观察和安全更换。低压中性线母线的截面应不小于主母线截面的1/2，若主母线截面小50mm 2，则取相同截面。

5.2.5.5低压配电装置应装设低压无功补偿装置，补偿容量一般为变压器容量20～40％。

5.2.5.6组合变应预留计量小室位置，可方便铅封，所配用的电能计量装置应满足DL448-2000《电能计量装置技术管理规程》的规定。电能计量应有专用的电流互感器，电能计量装置的外形尺寸、布置方式和颜色均应与组合变内的高、低压配电装置相协调。预留配变计量监测终端的安装位置和接口。

5.2.5.7铜排的布局安装方便计量CT的安装及更换。全部仪器的内部布线、控制设备、电源、报警和照明线路均应耐受2000V工频交流电压，回路导线采用铜线，截面不小于2.5 mm 2。

 

5.2.6组合变内低压母线（母排）采用铜质，截面须满足动热稳定要求。母线的外露部分须加绝缘外套防护。

 

5.2.7避雷器的安装位置应便于试验，接地应符合有关标准的规定。

 

5.2.8接地

5.2.8.1组合变的接地系统应符合DL/T 621-1997《交流电气装置的接地》的要求。

5.2.8.2组合变中主接地点应有明显的接地标志，箱体中应有不少于两个与接地系统相连。

5.2.8.3组合变的高、低压配电装置和变压器专用接地导体应相互联接，否则应通过专用的端子可靠地连接在一起。组合变高、低压间隔所有的非带电金属部分（包括门、隔版等）均应可靠接地，门和在正常运行条件下可抽出部分的接地，应保证在打开或处于隔离位置时，仍可靠接地。

5.2.9内部故障

5.2.9.1由缺陷、异常使用条件、元件内部故障或误操作造成的故障引发的内部电弧，在组合变中应采取措施进行防护，为人员提供最高等级的切实可行的保护。

5.2.9.2应采取措施防止油从组合变中漏出并将火灾的危险降至最小。

 

5.2.10标示牌

警告用和带有制造厂使用说明的一类标牌，以及按地方标准和法规需要设置的标牌，应该耐用和清晰易读。

5.2.11防凝露措施

组合变的内部各隔室应装设驱潮装置，以防止因凝露而影响组合变各元件的绝缘性能和对金属材料的腐蚀。

5.2.12铭牌

组合变的铭牌内容应符合GB/T 10217要求，铭牌应耐用清晰、易识别；正常运行时，应能辨识出各功能单元的铭牌。

5.3零配件要求

5.3.1应注明主要零配件（负荷开关、开关操作手柄、全屏蔽可触摸式电缆插接头、防尘绝缘帽、带电指示器、故障指示器、避雷器、电流互感器等）的生产厂家、型号等，零配件应符合有关的国家或行业标准。

5.3.2所有主要零配件均应有铭牌，并安装在容易看到的位置。

 

6试验要求

组合变应按照有关国家标准和行业标准规定的项目、方法进行试验，并且各项试验结果应符合本技术规范5.1条款的要求。

6.1型式试验项目

6.1.1一般检查；

6.1.2绝缘水平试验；

6.1.3温升试验；

6.1.4机械操作试验和机械寿命；

6.1.5主回路电阻测量；

6.1.6动热稳定试验；

6.1.7关合和开断能力试验；

6.1.8防护等级检查；

6.1.9防雨试验；

6.1.10噪声测量；

6.1.11外壳、油箱机械强度试验；

6.1.12防雨试验；

6.1.13评估内部故障电弧效应的试验。

6.2出厂试验项目

6.2.1一般检查；

6.2.2机械操作和机械特性试验；

6.2.3额定工频耐压测试；

6.2.4绝缘油试验；

6.2.5触头接触压力试验；

6.2.6密封性能试验；

6.2.7主回路、接地回路电阻测量；

6.2.8接线正确性检查；

6.3现场交接试验项目

6.3.1机械操作试验；

 

6.3.2主回路电阻测量；

6.3.3绝缘试验；

6.3.4测量保护和监测装置的校验；

6.3.5分合闸试验；

6.3.6辅助回路绝缘试验；

6.3.7相位检查；

6.3.8仪表、指示元件等的检查；

6.3.9防护等级的检定。

 

7标志、起吊、安装、运输和贮存

7.1组合变应有运输及起吊标志，标志内容应符合相关标准规定。

7.2组合变需要整体起吊时，须具有承受组合变总重的起吊装置；起吊时应保证整个组合变在垂直方向受力均匀。

7.3组合变整体及内部元件的结构应在经过正常的铁路、公路或水路运输后，内部结构相互位置不变，紧固件不松动。各元件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。

 

8技术文件

8.1安装基础图：包括动静载荷分布及数值，接地点位置，进出线口位置，预埋基础位置要求等；

8.2组合变一次接线图，包括一次设备型号技术参数等；

8.3设计所需的相关资料；

8.4产品合格证书，包括组合变合格证书、主要组部件合格证书；

8.5产品试验报告，包括组合变出厂、型式和特殊试验报告、主要组部件试验报告；

8.6组合变使用说明书；

8.7其他仪表的使用说明书；

8.8运行、检修手册及其有关资料；

8.9备品备件等清单。