电气装备技术原则一次Word文件下载.docx
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10.4技术要求27
10.5电气二次对电压互感器的要求28
11电站避雷器29
11.1适用标准29
11.2装备原则30
11.3主要技术参数30
11.4技术要求31
12低压补偿电抗器及电容器32
12.110kV-35kV并联电抗器32
12.2限流电抗器33
12.3串联电抗器34
12.4并联电容器35
13GIS38
13.1适用标准38
13.2装备原则38
13.3技术参数38
13.4技术要求39
14500kVHGIS40
14.1适用标准40
15开关柜41
15.1适用标准41
15.2装备原则41
15.3技术参数41
15.4技术要求42
前言
为使电气设备配置、选型规范化和标准化,不断提高设备装备水平,保障电网安全、稳定、可靠运行,特制定本技术原则。
本技术原则遵循高起点、高标准的原则,坚持选用性能好、质量优、性价比高的设备装备技术方针,按照现行国家标准、电力行业标准及相关技术规范、规定,并考虑近五年内发展的施工工艺水平、设备技术水平、运行经验和管理要求而提出。
1规范性引用文件
下列文件中的条款通过本技术原则的引用而成为本技术原则的条款。
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技术原则。
然而,鼓励根据本技术原则达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。
凡是不注日期的引用文件,其最新版本适用于本技术原则。
Q/CSG10011-2005220-500kV变电站电气技术导则
GB311.1-1997高压输变电设备的绝缘配合
GB1094.1-1996电力变压器第一部分:
总则
GB1094.2-1996电力变压器第二部分:
温升
GB1094.3-2003电力变压器第三部分:
绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空间间隙
GB1094.5-2008电力变压器第五部分:
承受短路的能力
GB1094.7-2008油浸式电力变压器负载导则
GB1984-2003交流高压断路器
GB1208-1997电流互感器
GB17443-1998500kV电流互感器技术参数和要求
GB1207-1997电压互感器
GB4703-2007电容式电压互感器
GB11032《交流无间隙金属氧化物避雷器》
GB50227-2008并联电容装置设计规范
GB50217-2007电力工程电缆设计规范
GB16847-1997保护用电流互感器暂态特性技术要求
GB50229-2006火力发电厂与变电所防火规范
GB50116-1998火灾自动报警系统设计规范
GB/T17742-2008中国地震烈度表
GB/T16434-1996高压架空线路和发电厂、变电所环境污区分级及外绝缘选择标准
GB/T17468-2008电力变压器选用导则
GB/T15164-1994油浸式电力变压器负载导则
GB/T6451-2008油浸式电力变压器技术参数和要求
GB/T10229-1988电抗器
GB/T3983.2-1989高电压并联电容器
GB/T6915-1986高压电力电容器
GB/T6916-2008湿热带电力电容器
DL/T5222-2005导体和电器选择设计技术规定
DL5014-1992330kV~500kV变电所无功补偿装置设计技术规定
DL/T5056-2007变电所总布置设计技术规定
DL/T620-1997交流电气装置的过电压保护和绝缘配合
DL/T621-1997交流电气装置的接地
DL/T5155-2002220kV~500kV变电所所用电设计技术规程
DL/T402-2007交流高压断路器订货技术条件
DL/T486-2000交流高压隔离开关和接地开关订货技术条件
DL/T725-2000电力用电流互感器订货技术条件
DL/T726-2000电力用电压互感器订货技术条件
DL/T866-2004电流互感器和电压互感器选择及计算导则
DL/T728-2000气体绝缘金属封闭开关设备订货技术导则
DL/T617-1997气体绝缘金属封闭开关设备技术条件
DL/T404-2007户内交流高压开关柜订货技术条件
DL/T804-2002交流电力系统金属氧化物避雷器使用导则
DL/T840-2003高压并联电容器使用技术条件
DL/T442-1991高压并联电容器单台保护用熔断器订货技术条件
DL/T1057《自动跟踪补偿成套装置技术条件》
GB14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程
GB50062-2008电力装置的继电保护和自动装置设计规范
DL/T5136-2001火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程
DL/T5149-2001220kV~500kV变电所计算机监控系统设计技术规程
DL/T720-2000电力系统继电保护柜、屏通用技术条件
DL/T769-2001电力系统微机继电保护技术导则
DL/T478-2001静态继电保护及安全自动装置通用技术条件
GB/T15145-2008微机线路保护装置通用技术条件
DL/T770-2001微机变压器保护装置通用技术条件
DL/T670-1999微机母线保护装置通用技术条件
DL/T553-1994220kV~500kV电力系统故障动态记录技术准则
DL/T663-1999220kV~500kV电力系统故障动态记录装置检测要求
DL/T5044-2004电力工程直流系统设计技术规程
DL/T781-2001电力用高频开关整流模块
DL/T637-1997阀控式密封铅酸蓄电池订货技术条件
DL/T459-2000电力系统直流电源柜订货技术条件
DL/T724-2000电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程
DL/Z713-2000500kV变电所保护和控制设备抗扰度要求
SDJ161-1985电力系统设计技术规程
SDJ2-1988220kV~500kV变电所设计技术规程
SDJ5-1985高压配电装置设计技术规程
SDJ26-1989发电厂、变电所电缆选择与敷设设计规程
城市电缆设计技术规范
中国南方电网有限责任公司十项重点反事故措施
电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点
国家电力公司防止电力生产重大事故的二十五项重点要求
云南电网220kV电压等级联络变电站直流系统双重化配置原则
中国南方电网500kV继电保护配置及选型技术原则
云南电网220kV继电保护配置及选型技术原则
云南电网220kV变压器双重化配置原则
云南电网公司隔离开关完善化工作指导意见
2术语和定义
本技术原则中所用术语、符号、代号和定义与所引用的文件一致。
3总的要求
3.1基本原则
3.1.1电气设备的技术参数要求必须严格遵循现行国际(IEC、IEEE等)标准、国家标准、电力行业标准及相关技术规范、规定进行选择和确定。
3.1.2根据使用地区的气温、海拔、风速、污秽和地震等环境条件,确定电气设备的使用条件。
3.1.3电气设备生产厂家必须建立有效质量保证体系,保证产品质量可靠、技术先进。
3.1.4选用的电气设备,相同型号、规格的设备应有在电力系统的变电所运行过二年以上的业绩,且未发生严重质量事故。
3.1.5同类型设备必须通过国家授权的法定检测机构或国际权威检测机构的型式试验和质量检测,试验项目和标准完全达到或高于国家标准要求。
3.2技术要求
3.2.1当海拔高度超过1000m时,电气设备外绝缘水平须根据GB311.1《高压输变电设备的绝缘配合》和DL/T620《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》的规定进行修正和校核,适当加强电气设备的外绝缘和放大空气间隙。
3.2.2对于500kV及以上设备,设备外绝缘水平应由试研院所等具有相关等级资质的部门进行计算后确定;
3.2.3对于220kV及以下设备,为使设备选择系列化:
1)海拔在1000m及以下时,设备外绝缘水平按平原地区参数进行选择。
2)海拔在1000-2000m范围,设备外绝缘水平按2000m海拔修正。
3)海拔在2000-2500m范围,设备外绝缘水平按2500m海拔修正。
4)海拔在2500-3000m范围,设备外绝缘水平按3000m海拔修正。
5)海拔高于3000m,应考虑实际运行地点的环境,经专题研究后确定。
3.2.4根据《云南电网电子污区图》的有效版本确定设备所处运行地区的污秽等级,并依据GB/T16434《高压架空线路和发电厂、变电所环境污区分级及外绝缘选择标准》,结合运行经验确定设备外绝缘爬电比距。
3.2.5对于220kV及以上变电站电气设备,Ⅲ级及以下污秽等级的地区统一按Ⅲ级防污选取设备的爬电比距。
严重污秽地区,经论证后可按Ⅳ级防污选取设备爬电比距。
3.2.6在污秽严重地区,宜采用户内配电装置或SF6全封闭组合电器(GIS)配电装置。
3.2.7电气设备的抗震设防烈度应按GB/T17742《中国地震烈度表》规定的地震基本烈度选取。
500kV变电站的电气设备可按设防烈度提高1度,但不宜超过8度。
3.2.8设备短路电流的选择
各类设备进行选择时,应进行技术经济比较,原则上不能超过下表中的数值,如经计算可能超过时,应采取相应限流措施。
电压等级(kV)
500
220
110及以下
短路电流限值(kA)
63
50
40
4变压器
4.1适用标准
4.1.1变压器的选择应符合:
GB/T17468《变压器选用导则》
4.1.2变压器绝缘水平应符合:
GB311.1《高压输变电设备的绝缘配合》
GB1094.3《电力变压器第三部分:
绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空间间隙》
4.1.3变压器其它技术参数应符合:
GB1094.1《电力变压器第一部分:
总则》
GB1094.2《电力变压器第二部分:
温升》
GB1094.5《电力变压器第五部分:
承受短路的能力》
GB/T6451《油浸式电力变压器技术参数和要求》。
4.1.4外绝缘污秽等级符合
GB/T16434《高压架空线路和发电厂、变电所环境污区分级及外绝缘选择标准》
4.1.5变压器套管和电流互感器应符合:
GB4109《高压套管技术条件》
GB1208《电流互感器》
4.1.6变压器油应符合:
GB/T2536《变压器油》
4.2装备原则
4.2.1应将各容量等级的变压器,在电压比、阻抗电压、调压方式等方面标准化和系列化。
4.2.2同等条件下,优先采用低损耗、低温升、节能型产品。
4.2.3220kV及以上电压等级变压器应提供抗短路能力计算书,220kV变压器宜通过抗短路型式试验,110kV变压器应通过抗短路能力型式试验。
4.2.4500kV变压器:
4.2.4.1高、中压绕组一般为自藕,当采用三绕组型式时须进行技术论证。
4.2.4.2因运输条件限制无法采用单相变压器时,可选用现场组装变压器,但须明确提出技术、工艺等要求。
4.2.4.3冷却方式优先选用ONAF/ONAN,也可选用OFAF和ODAF。
4.2.4.4应考虑运输条件对最大单件运输重量限制。
4.2.5220kV变压器:
4.2.5.1一般选用三相型式,因运输条件限制可选用单相或组合型式。
4.2.5.2选用组合式变压器,低压三角形绕组宜在油箱内完成。
4.2.5.3当系统有要求时,可选用带稳定绕组的变压器。
4.2.5.4冷却方式优先选用ONAF/ONAN。
4.2.6110kV变压器一般为二绕组或三绕组,优先选用ONAN。
4.3主要技术参数
电压等级
500kV
220kV
110kV
容量
750MVA、1000MVA、1500MVA
120MVA、150MVA、180MVA、240MVA
31.5MVA、40MVA、
50MVA、63MVA
型式
单相/三相(现场组装变压器*)
自藕/三绕组
单相/三相(含组合*)
三绕组/四绕组(平衡绕组)
三相
三绕组/双绕组
绝缘方式
油浸
冷却方式
自然或强迫油循环风冷
ONAF/ONAN(优先),OFAF,ODAF
自然油循环风冷
或强迫油循环风冷
ONAN(优先),ONAF,OFAF
ONAN(优先),ONAF
调压方式
中性点无励磁调压/中压侧线端有载调压
高压线端有载调压/中压线端无载调压
高压线端有载调压/中(低)压线端无载调压
调压范围
±
2×
2.5%(无载)、±
4×
8×
1.25%(有载)
1.25%(有载)、±
1.5%(有载)
阻抗电压(%)
U12=14,U23=40,U13=55
U12=14,
U23=35,U13=50
U23=21,U13=35
U12=14,U23=8,U13=23
U12=10.5
U13=17-18
U23=6.5
选择变压器阻抗电压时,应根据变电站所在系统条件尽可能选用相关标准规定的标准阻抗值,为限制过大的系统短路电流:
①应通过技术经济比较确定变压器的阻抗值,优先选用中阻或高阻抗电压;
②新增或技改工程应考虑与其它运行变压器并列时的阻抗电压要求。
绝缘水平
符合GB1094.3《电力变压器第三部分:
绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空间间隙》和GB311.1《高压输变电设备的绝缘配合》的规定,外绝缘按照运行海拔高度进行修正。
(冯总细化)
损耗(kW)
总损耗:
≤415/1155(750MVA)
负载损耗:
≤325/960(750MVA)
空载损耗:
≤70/195(750MVA)
注:
自耦单相/现场组装变
以GB6451.4、5-86标准中所列值为基准,损耗要求值不应超过基准值0.850.9=0.765。
符合GB/T6451-1999《三相油浸式电力变压器技术参数和要求》,优先选用低损耗变压器,不应超过表中所列限值。
接线组别
YNaOd11
三绕组:
YNyn0d11
双绕组:
YNd11
出厂局放
一般不大于100pC,自耦变中压端不大于200pC
一般不大于100pc
一般不大于300pc
噪声水平
<
75dB
城区<
65dB,非城区<
温升
顶层油温升:
油不与大气直接接触的变压器≤60K
油与大气直接接触的变压器≤55K
绕组平均温升(用电阻法测量):
≤65K
铁芯平均温升:
≤80K
(高海拔地区应进行修正)
绕组直流电阻不平衡率
最大不平衡率相为2%,线为1%。
750
1000
1500
单相
空载/负载
现场组装
120MVA
150MVA
180MVA
、240MVA
组合
31.5MVA
40MVA
50MVA
63MVA
二绕组
三绕组
4.4技术要求
4.4.1铁芯
4.4.1.1为改善铁芯性能,应选用同一批次的优质、低损耗的冷轧晶粒取向硅钢片,整个铁心采用绑扎结构,铁芯组件均衡严紧,不应由于运输和运行中的振动而松动。
4.4.1.2为便于检查铁芯、夹件接地故障,应将铁芯接地引线通过油箱接地小套管引至油箱外部接地点,接地引线采用铜排,且应便于变压器运行中测量接地电流。
4.4.2绕组
4.4.2.1同一电压等级的绕组采用同一厂家、同一批次的(无氧)半硬或自粘型换位铜导线(具体数据?
)。
4.4.2.2绕组设计应使电流和温度沿绕组均匀分布,并使绕组在承受全波和截波冲击试验时得到最佳的电压分布。
绕组应能承受短路、过载和过电压而不发生局部过热。
绕组和引线应绑扎得足够牢固,组成一个钢体,以防止由于运输、振动和运行中短路时产生相对位移。
4.4.2.3当变压器输出端发生持续时间为2s(220kV及以上变压器)或3s(110kV及以下变压器)的出口短路时,变压器各部件不应有损伤,绕组和铁芯不应有变形和位移。
短路后铜导线线圈平均温度应低于250℃,并能承受重合于短路故障上的冲击力。
4.4.3分接开关
4.4.3.1500kV及以上电压等级变压器,分接开关采用原装进口优质产品。
4.4.3.2220kV及以下电压等级变压器,分接开关可采用国产主流优质产品。
4.4.3.3110kV及以下电压等级变压器,分接开关宜采用国产主流优质产品。
4.4.3.4有载分接开关应采用智能式操作机构,能在变电站控制室和中心调度站远距离操动并远方档位显示,指示分接头切换次数的动作记录器和分接位置指示器应为封闭式的PCB设备,同时提供BCD编码和一对一空端子的输出形式。
操动回路应按RCD(计算机接口)的要求进行联接。
有载分接开关也可就地手动操作。
4.4.3.5110kV及以上电压等级变压器有载分接开关,如切换开关为油中灭弧时,应装设在线滤油装置。
如切换开关采用真空型,真空泡应为进口优质产品,且应装设气体继电器并配置轻瓦斯报警接点。
4.4.3.6分接开关在线滤油装置应具备过滤杂质和水分功能;
要求流量小于15L/分钟,流速小于0.6米/秒,具备多种控制方式和延时、闭锁功能。
控制箱箱体采用合金材料或不锈钢,所有电气元件采用进口或合资厂产品,提供航空插头及端子排两种接线方式,端子宜采用凤凰端子或相同质量的端子。
4.4.3.7分接开关的油箱应能经受0.05MPa压力、历时1h的油压试验。
4.4.4气体继电器
4.4.4.1气体继电器应设两对独立接点,其接点容量不小于66VA(交流220V或110V)。
直流有感负载时,不小于15W。
气体继电器安装位置应具有适合的坡度,坡度值由厂方在变压器制造时统一解决,并在安装使用说明书中明确指出。
4.4.4.2气体继电器的安装位置及其结构应便于在运行中观察,宜在变压器中、下部设置气体取样(或放气)装置。
4.4.4.3宜采用弹簧挡板式机芯结构、有放气孔、流速动作值可调试整、定抗震性能好的气体继电器。
不宜选用双浮子、触指式气体继电器。
4.4.4.4气体继电器应加装防雨装置。
4.4.4.5有载分接开关应加装气体继电器,宜有两对接点输出,其中一对发信,一对跳闸。
4.4.4.6为便于检修,可在安装管道靠油枕侧设置阀门。
4.4.5压力保护装置
4.4.5.1变压器应装设压力释放阀,且有两对独立接点,一对用于发信,一对用于跳闸。
4.4.5.2当内部压力达到50kPa时,应可靠动作。
4.4.5.3应有防止因雨淋或受潮引起继电器误动的防范措施。
4.4.6冷却装置
4.4.6.1冷却装置采用片式散热器,数量及冷却能力应能散去总损耗及辅助装置中的损耗所产生的热量。
4.4.6.2冷却器应采用低速、大直径、低噪音风扇。
风扇电机轴承应采用密封结构。
4.4.6.3变压器的潜油泵轴承应采用E级或D级,转速不大于1000转/分,不能因油泵扬程过大导致气体继电器误动作。
4.4.6.4冷却装置的动力电源电压应为三相交流380V,控制电源电压应为交流220V。
冷却装置的油泵电动机及风扇电动机应有过载、短路和断相保护。
4.4.6.5应单独装设冷却器控制箱,箱体采用不锈钢材料制成,内设温、湿度自动控制装置,接线端子采用凤凰或相同质量的端子。
4.4.6.6风冷控制装置应采用可现场修改设定值的PLC可编程逻辑控制器。
4.4.7油箱
4.4.7.1变压器油箱应使用高强度钢板,且经过真空残压为133Pa(进口及合资产品为67Pa)和正压为98kPa的机械强度试验后不得有损伤和不允许的永久变形。
4.4.7.2变压器油箱(包括储油柜)应能承受50kPa压力、持续时间为36h的密封试验,不得有渗漏和损伤。
4.4.7.3变压器油箱应装有下列可靠的阀门:
1)分别从油箱和储油柜底部排油的排油阀。
2)上、中、下三个部位的取油样阀。
3)用于抽真空,并适于接50mm管子的位于油箱顶上部滤油机接口阀。
4)便于无需放油就可装卸冷却器的隔离阀。
4.4.7.4变压器油箱应采用全密封式(与大气不直接接触)。
4.4.8套管及套管电流互感器
4.4.8.1套管应选择瓷质。
套管的伞形、伞宽、伞距、弧闪距离,应符合GB4109《高压套管技术条件》的要求,外绝缘须按照所处海拔高度及污秽等级进行相应修正。
4.4.8.2对于220kV及以上电容式套管,tanδ(20℃)≤0.004。
4.4.8.3厂家应提供变压器套管油色谱分析出厂数据。
4.4.8.4套管电流互感器应符合GB1208《电流互感器》的要求。
4.4.8.5二次引出线芯柱应一次浇注成形。
4.4.8.6500kV主变压器高压侧套管电流互感器应满足第xxx条要求。
4.4.8.7220kV主变压器高压侧(含500kV自耦变压器公共绕组侧)套管电流互感器应满足第xxx条要求。
4.4.8.8110kV主变压器高压侧套管电流互感器应满足第xxx条要求。
4.4.9变压器油
4.4.9.1优先采用国产优质25号绝缘油。
4.4.9.2绝缘油应符合GB/T2536《变压器油》的要求。
其中,介质损耗因数tanδ(90℃)≤0.003。
4.4.9.3不得含有腐蚀性硫。
除抗氧化剂外,不得含有任何添加剂。
4.4
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- 关 键 词:
- 电气 装备 技术 原则 一次