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1、中国南方电网有限责任公司企业标准Q/CSG500kV三相自耦现场组装交流电力变压器技术规范20111014实施20111014发布中国南方电网有限责任公司 发 布Q/CSG 123001.2-20111目 次前 言II1 范围12 规范性引用文件13 术语和定义24 使用条件34.1 正常使用条件34.2 特殊使用条件35 技术要求55.1技术参数55.2设计与结构要求96 试验226.1试验分类236.2型式试验236.3特殊试验236.4例行试验236.5交接试验277 产品对环境的影响298 备品备件及专用工具299 文件3010 监造、包装、运输、安装3110.1监造3110.2包装3
2、110.3运输3210.4安装指导3311运行维护3312附则33附录A 变压器附件推荐厂家34附录B LCC相关资料要求35附录C 技术参数表40前 言 为规范500kV三相自耦现场组装交流电力变压器技术标准和要求，指导南方电网公司所属变电站（发电厂）变压器设备的招标、采购、改造和运行管理工作，依据国家和行业的有关标准、规程和规范，特制定本规范。 本规范由中国南方电网公司生产技术部提出、归口管理和负责解释。本规范起草单位：云南电网公司。本规范主要起草人： 王耀龙，吴琼，周海，魏杰，姜虹云，黄星，赵现平，陈宇民。本规范主要审查人员: 皇甫学真，陈建福,黄志伟，郑易谷，欧阳旭东, 陈杰华。本规范
3、由中国南方电网公司标准化委员会批准。本规范自发布之日起实施。执行中的问题和意见，请及时反馈至中国南方电网公司生产技术部。500kV三相自耦现场组装交流电力变压器技术规范1 范围本规范适用于中国南方电网公司所属变电站新建、扩建及改造工程，安装在户内或户外并运行在频率为50Hz、500kV电压等级的三相自耦现场组装交流电力变压器。本规范规定了500kV电压等级的三相自耦现场组装交流电力变压器的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。本技术规范提出的是最低限度的技术要求。凡本技术规范未规定，但在相关设备的国家标准、行业标准或IEC标准中有规定的规范条文，应按上述标准条文中的最高技术要求执行
4、。接入南方电网的用户设备其配置、选型可参照本规范要求执行。2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本规范的引用而成为本规范的条款。凡是注明日期的引用文件，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规范。然而，鼓励根据本规范达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注明日期的引用文件，其最新版本适用于本规范。主要引用标准如下：GB 311.1-1997 高压输变电设备的绝缘配合GB/T 311.2-2002 绝缘配合 第2部分：高压输变电设备的绝缘配合使用导则GB/T 321-2005 优先数和优先数系GB 1094.1-1996 电力变压器 第 1 部分：总则GB 1
5、094.2-1996 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、绝缘试验和外绝缘空间间隙GB/T 1094.4-2005 电力变压器 第 4 部分：电力变压器和电抗器的雷电冲击波和操作冲击波试验导则GB 1094.5-2008 电力变压器 第 5 部分：承受短路的能力GB/T 1094.7-2008 电力变压器 第 7 部分：油浸式电力变压器负载导则GB/T 1094.10-2003 电力变压器 第 10 部分：声级测定GB 1208-2006 电流互感器GB/T 1231-2006 钢结构用高强度大六角头螺栓、大六角螺母、垫圈技术条件GB
6、/T 2536-1990 变压器油GB/T 2900.15-1997 电工术语 变压器、互感器、调压器和电抗器GB/T 4109-2008 交流电压高于1000V绝缘套管GB/T 6451-2008 油浸式电力变压器技术参数和要求GB/T 7595-2008 运行中变压器油质量GB 10230.1 分接开关 第 1 部分：性能要求和试验方法GB/T 10230.2 分接开关 第 2 部分：应用导则GB/T 13499-2002 电力变压器应用导则GB/T 16434-1996 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 16847-1997 保护用电流互感器暂态特性技术要求G
7、B/T 16927.11997 高压试验技术第一部分一般试验要求GB/T 16927.21997 高压试验技术第二部分测量系统GB/T 17742-2008 中国地震烈度表GB/T 17468-2008 电力变压器选用导则JB/T 3837-2010 变压器类产品型号编制方法JB/T 5347-1999 变压器用片式散热器JB/T 6302-2005 变压器用油面温控器JB/T 7065-2004 变压器用压力释放阀JB/T 7631-2005 变压器用电子温控器JB/T 8315-2007 变压器用强迫油循环风冷却器JB/T 8450-2005 变压器用绕组温控器JB/T 9647-1999
8、 气体继电器JB/T 10430-2004 变压器用速动油压继电器DL/T 363-2010 超、特高压电力变压器（电抗器）设备监造技术导则 DL/T 572 电力变压器运行规范DL/T 586-2008 电力设备监造技术导则 DL/T 620-1997 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合Q/CSG 1 0001-2004 变电站安健环设施标准Q/CSG 1 0011-2005 220-500kV变电站电气技术导则变电设备状态监测和带电测试配置原则3 术语和定义GB 1094.1、GB/T 2900.15中的术语和定义适用于本规范。4 使用条件4.1 正常使用条件1）海拔高度：1000m； 2
9、）环境温度年最高气温： +40；最热月平均温度： +30；最高年平均温度：+20；年最低气温：-25；（户外）3）太阳辐射强度：0.1W/cm2 4）耐地震能力 地震烈度8度； 地面水平加速度3m/s2 ；地面垂直加速度1.5m/s2 ；共振、正弦拍波试验法，激振5次，每次持续时间5个周波，各次间隔2s，并考虑其端部连接导线振动和导线张力的影响。安全系数不小于1.67。设备本体水平加速度应计及设备支架的动力放大系数1.2。5）湿度 日相对湿度平均值95%；月相对湿度平均值90%；6）污秽等级对于III级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。III级及以上污秽等级的地区统一按I
10、V级防污选取设备的爬电比距。7）风速35m/s（离地面高10m处，持续10min的100年平均最大风速）。 8）覆冰厚度： 20mm4.2 特殊使用条件凡不满足4.1条正常使用条件之外的特殊条件，如环境温度、海拔、污秽等级等应在订货时说明。特殊使用条件按如下规定。1）湿热型环境条件年最高气温： +45；最热月平均温度：+40；年最低气温：-10（户外）；空气相对湿度95%时的最高温度：25；有凝露、有结冰和结霜。2)地震烈度地震烈度9度地区：地面水平加速度4m/s2地面垂直加速度2m/s23）海拔高度与外绝缘 海拔高度高于1000m时，按下列要求确定：a.海拔在1000-2000m范围，设备外
11、绝缘水平按2000m海拔修正；b.海拔在2000-2500m范围，设备外绝缘水平按2500m海拔修正；c.海拔在2500-3000m范围，设备外绝缘水平按3000m海拔修正；d.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。对于海拔高于1000m，但不超过4000m处的设备的外绝缘，海拔每升高100m，外绝缘强度约降低1%，在海拔不高于1000m的地点试验时，其试验电压应按本规定的额定耐受电压乘以海拔校正因数Ka 。 式中：H 设备安装地点的海拔高度，m。 4）温升a.环境温度与温升当环境温度高于正常使用环境条件时，则对变压器的温升限值应按超过部分的数值减少并应修约到最接近温
12、度的整数值。b.海拔高度与温升安装场所海拔高于1000m，而试验场地低于1000m时，自冷式变压器（AN）绕组平均温升限值应按海拔每增加400m降低1K来计算；风冷式变压器（AF）应按海拔每增加250m降低1K来计算。试验场地海拔高于1000m，而安装场所却低于1000m时，温升限值应作相应的增加值进行修正。因海拔而作的温升修正值，均应修约到最接近的温度的整数值。5）直流偏磁变压器运行工况存在不小于10A的直流偏磁。6）污秽等级严重污秽地区，达到III级污秽时，考虑到未来调整爬距困难，可按IV级选取设备爬电比距。 表1 爬电比距污秽等级相对地之间最小标称爬电比距（mm/kV)III25315
13、技术要求5.1 技术参数5.1.1 基本参数1）额定电压从下列数值中选取： 500kV，525kV，535kV，550kV。 2）容量从下列数值中选取：750MVA，1000MVA，1500MVA。3）容量组合从下列数值中选取：1500/1500/450MVA；1000/1000/300(240)MVA；750/750/240MVA。4）型式从下列型式中选取：三相、现场组装、自耦、无载调压；三相、现场组装、自耦、有载调压。5）绝缘方式油浸纸绝缘6）冷却方式从下列方式中选取：750MVA：ONAN/ONAF；1000MVA、1500MVA：ONAN/ONAF/OFAF(ODAF)。7）调压方式从
14、下列方式中选取：中压侧线端无载调压 ；中压侧线端有载调压。8）调压范围（可选）：从下列数值中选取：22.5%（无载）、42.5%（无载）、81.25%（有载）。9）阻抗电压（%）：新建工程采用典型值，从下列数值中选取： 1500MVA:U12=24%，U23=30%，U13=60%（典型值）1000MVA:U12=14%，U23=40%，U13=55%（典型值）U12=24%，U23=30%，U13=60%（典型值）750MVA:U12=14%，U23=40%，U13=55%（典型值）U12=17%，U23=36%，U13=55%（典型值）U12=12%，U23=28%，U13=43%（典型值
15、）允许偏差：主分接5%，其他分接7.5%；并应提交额定抽头位置的零序阻抗。改、扩建工程应按运行要求专门考虑与其并列运行的变压器阻抗电压值相一致。10）接线组别 YNa0d1111）局部放电允许值 1.5Um/电压下高压端不大于100pC、中压端不大于100pC。12）噪声水平当冷却装置、风扇、油泵全部投入运行时，距变压器基准声发射面2m处声压级不应大于75dB；且当冷却装置、风扇、油泵不投入运行时，距变压器基准声发射面0.3m处，声压级不应大于75dB。13）振动水平油箱壁的振动限值为不大于100m(峰一峰值)。14）温升表2 温升限值位置顶层油温升绕组平均温升线圈最热点温升箱体最热点温升铁芯
16、温升温升限值55K65K78K70K80K应提供线圈最热点位置及最热点温升数据。15）无线电干扰在1.1Um电压下运行,户外晴天、夜晚无可见电晕。在1.1Um电压下，无线电干扰电压应小于500V。16）抗直流偏磁能力变压器应能耐受不小于10A的直流偏磁。在长时间最大直流偏磁(如果存在)作用下，变压器铁芯和绕组温升、振动等不超过本技术规范的规定值，变压器油色谱分析结果正常。噪声声压级增加值5dB。卖方须提供耐受直流偏磁能力电流值、可持续时间及运行要求等。 17）套管安装角度 套管轴线与铅垂线夹角不超过30度，500kV侧套管应采用垂直安装方式。 18)中性点接地方式可从下列方式中选取：直接接地；
17、经小电抗接地；经电容隔直装置接地。 19）寿命不少于30年，除干燥剂外至少六年内免维护。5.1.2 电压表3 电压变压器容量位置额定电压最高运行电压1500MVA电力变压器高压500kV，525kV，535kV，550kV550kV中压220kV，230kV，242kV252kV低压63kV72.5kV750MVA、1000MVA电力变压器高压500kV，525kV，535kV，550kV550kV中压220kV，230kV，242kV252kV低压34.5kV，35kV，36kV,37kV40.5kV5.1.3 绝缘水平1) 线圈 表4 线圈绝缘水平项目线端交流耐压(有效值)操作冲击耐压相-
18、地(峰值)雷电全波冲击 (1.2/50s) (峰值)雷电截波冲击(峰值)高压绕组680kV 1175kV 1550kV1675kV 中压绕组395kV 750kV950kV1050kV中性点140kV -325kV360kV低压绕组（35kV）85kV -200kV220kV 低压绕组（63kV）140kV -325kV)360kV 2) 套管表5 套管绝缘水平项目线端交流耐压(有效值)操作冲击耐压(峰值)雷电全波冲击 (1.2/50s) (峰值)雷电截波冲击(峰值)高压侧套管750kV1175kV1675kV-中压侧套管505kV850kV1050kV- 中性点套管155kV-325kV -
19、低压绕组（35kV）95kV -200kV-低压套管（63kV） 155kV-325kV-5.1.4 损耗要求原则上，选用变压器的损耗不得大于下表数值。表6 损耗总容量750MVA1000 MVA1500 MVA类别空载负载(高-中)空载负载(高-中)空载负载(高-中)三相245kW960kW275W1300kW(考虑中)(考虑中)5.1.5 过激磁能力(在额定频率、额定负荷下, 以最高运行电压为基准)表7 过激磁能力工频电压升高倍数相相1.051.101.251.501.58相地1.051.101.251.902.0最大持续时间连续80%负荷连续20s1s0.1s应提供各种励磁状态下的谐波分
20、量曲线。5.1.6 过负荷能力 变压器的负载能力应符合GB/T 1094.7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。变压器满载运行时，当全部冷却风扇退出运行后，至少允许持续运行30min；当油面温度不超过75时，变压器允许继续运行1h，同时线圈最热点温度不得超过140。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，其中绕组最热点温度不超过140。应提供冷却装置不同运行方式下，变压器的负荷能力。5.1.7 套管电流互感器配置1) 每台变压器应提供下述的套管电流互感器：表8 高压侧套管电流互感器 位置额定
21、变比准确级次级容量数量外侧15003000/1A5P2020VA4只内侧15003000/1A0.5S Fs520VA1只表9 中压侧套管电流互感器 位置1500MVA 额定变比1000MVA、750MVA 额定变比准确级次级容量数量外侧25005000/1A15003000/1A5P2020VA3只内侧25005000/1A15003000/1A0.5S Fs5 20VA1只表10 低压侧套管电流互感器 位置额定变比准确级次级容量数量外侧25005000/1A5P2020VA3只内侧25005000/1A0.5S Fs5 20VA1只表11 公共绕组中性点套管电流互感器 位置额定变比准确级次
22、级容量数量外侧15003000/1A 5P2020VA3只内侧15003000/1A0.5S Fs5 20VA1只线圈温度指示器不包括在上述CT内，由供货方确定，次级容量亦由供货方确定。2) 套管电流互感器二次引出线芯柱必须是环氧一体浇注成形,导电杆直径不小于8mm,并应有防转动措施。3)对于套管式电流互感器可能的每一种变比，其相应的电流误差及相位差要满足以下要求：a. 测量准确级均要求做到0.5S,精度要求满足计量检定规程JJG1021最新版要求。b. 保护准确级均要求做到5P20，精度要求满足GB1208的要求。 5.2 设计与结构要求5.2.1 铁芯a.应选用同一批次的优质、低损耗的冷轧
23、晶粒取向硅钢片，硅钢片厚度不大于0.27mm，整个铁芯采用绑扎结构，在芯柱和铁轭上采用多阶斜搭接缝，铁芯装配时应用均匀的压力压紧整个铁芯，铁芯组件均衡严紧，不应由于运输和运行中的振动而松动。铁芯级间迭片应有适当的油道以利于冷却。b.为便于检查铁芯、夹件接地故障，应将铁芯与夹件接地引线分别通过油箱接地小套管引至油箱外部靠近地面接地点，为避免铁芯和夹件引线瓷套因受到应力而损坏，可在套管端部采用软导线连接至接地铜排。接地引线采用铜质材料，接地铜排截面应满足短路电流要求，且应便于变压器运行中用钳形电流表测量铁芯接地电流。5.2.2 绕组a.同一电压等级的绕组采用同一厂家、同一批次的导线绕制。b.公共绕
24、组、低压绕组应采用（无氧）半硬导线或自粘性换位铜导线绕制。所采用的半硬导线的拉伸屈服强度0.2不小于150N/mm2。c.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。d.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。e.制造厂应提供铁芯结构和绕组的布置排列情况，不宜采用内置电抗器。f.抗短路能力制造厂应提供抗短路能力计算书，保证变压器绕组和铁芯的机械强度和热稳定性。在无穷大电源条件下出口发生三相对称短路时，持续时间为2秒钟，变压器各部件不应有损伤，绕组和铁
25、芯不应有不允许的变形和位移。短路后线圈温度应低于250。 在最大暂态峰值电流下0.25s，变压器不应有任何机械损伤，并应能承受重合于短路故障上的冲击力。5.2.3 冷却装置冷却装置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。1)冷却方式750MVA宜采用以下冷却方式：60及以下负载自然冷却（ONAN），60以上负载自然油循环风冷（ONAF）。1000MVA、1500MVA宜采用以下方式：60及以下负载自然冷却（ONAN），60至80%负载自然油循环风冷（ONAF），80以上负载强油循环风冷（OFAF、ODAF）。当有两组冷却器时,每组同时有一只风扇停止运行, 变压器仍能保持满载
26、长期运行。 冷却方式为ONAN/ONAF/OFAF（ODAF）变压器在冷却器不同停运组数下的运行情况由卖方提供。对于具有多种冷却方式的变压器，应根据负荷和油温，制定安全和合理的冷却系统的控制策略，并在控制回路中予以实现。2）冷却器布置无自然冷却能力冷却器的布置形式有两种：一种为冷却器固定在变压器的油箱上；另一种为冷却器集中固定在支架上，通过导油管与油箱连接。具有自然冷却能力的散热器通常固定在变压器的油箱上。3) 风扇电机和油泵冷却器应采用低速、大直径、低噪音风扇，风扇电动机为三相感应式、直接启动、防溅型配置，电动机轴承应采用密封结构。油泵电机为三相感应式，电机转速不大于1000转/分，且不能因
27、油泵扬程过大导致气体继电器误动作，潜油泵轴承应采用E级或D级标准。 5.2.4 变压器套管变压器为套管架空出线时，变压器套管应选择瓷质。套管的伞形、伞宽、伞距、弧闪距离，应符合GB 4109 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。当套管瓷套分段烧制时，宜采用瓷釉釉接方式。绝缘瓷件应有足够的机械强度和电气强度，颜色为棕色。1) 套管应有良好的抗污秽能力和运行特性, 其有效爬电距离应考虑伞裙直径的影响。 a.两裙伸出之差（P2-P1)20 mm；b.相邻裙间高(S)与裙伸出长度(P2)之比应大于0.9；c.相邻裙间高(S) 70 mm；d.500kV高压套管干弧距
28、离不小于4.7m。高压、中压、低压及中性点套管分别按照550kV、252kV、72.5kV(40.5kV)及72.5kV(40.5kV)计算。 2）各侧套管引出线端接线板的允许荷载不应低于下面数值, 且安全系数应大于2.5。表12 套管允许负荷位置水平方向垂直方向横 向高 压3500N2000N2500N中 压3500N2000N2500N低 压3000N1500N2000N中性点3000N1500N2000N 上表数值不包套管本身重量和所受风压。接线板应是平板型，并能承受400的力矩而不变形。3) 低压套管之间的净距离：Um为72.5kV时不少于650mm； Um为40.5kV时不少于400
29、mm；安装地高于1000m时，按安装地海拔高度进行修正。4) 各侧套管满足短时耐受电流 高压侧 63kA(3s)中压侧 50kA(3s)低压侧 40kA(4s)5）套管的介质损耗因数（tan）: tan（20）0.4%，并且电压从0.5Um/升高到1.05Um/时其tan增值（tan）0.1%。6）套管的局部放电量:在1.50 Um/电压下测得的局部放电量应不大于10PC。7) 卖方应提供变压器套管油质色谱分析、水分分析、击穿电压分析等出厂数据。8） 在III级及以上污秽区使用的500kV和220kV套管应提供在最高工作相电压下，雨中(雨量2mm/min)和雾中都不闪络的试验报告(盐密不低于0
30、.3mg/cm2)。9）套管末屏接地须可靠牢固，并应方便试验；具备安装在线（带电）监测装置接口，并带有防开路的保护措施。10）其他应符合GB 4109高压套管技术要求。变压器为GIS出线时，油气套管尺寸应考虑与GIS对接。5.2.5 温度测量1）温度测量装置变压器应装设备绕组温度和2套独立的油面温度测量装置，就地指示仪表应集中装设便于观察，卖方应配套提供安装于在主控制室的油温显示装置。油面温度测点应为2个，放于油箱长轴的两端。测温装置应有2对输出信号接点：低值发信号，高值跳闸。温度信号就地转换为4-20mA的输出电量与监控系统相连，其带电接点宜为插拔式结构。油面测温装置的准确度等级优于1.5级
31、，绕组温度计的准确度等级优于2.0级，油面测温装置和绕组测温装置的内置（420）mA模拟输出模块可在不停电下进行更换。油温测量装置的报警和跳闸接点应具有防雨防潮措施，确保正常情况下不发生误动。2）绕组测温电流互感器设置绕组测温电流互感器应设于负荷电流标么值最高的一侧套管，例如降压变压器设在高压侧，而升压变压器则设在电源测。5.2.6 分接开关分接开关额定通过电流应不小于变压器额定容量下分接绕组中的最大分接电流值，此额定电流是指连续负载下的。若变压器在不同工作条件(例如不同冷却方式)下的标称容量值不同时，则应取其最大值作为额定容量，因此，分接开关的额定通过电流也是以此为基准的。1）有载分接开关a
32、.有载分接开关应采用智能式操作机构，能在变电站控制室、调度中心和集控中心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（印刷电路板）设备，同时提供BCD编码（二进制编码的十进制代码）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操作。b.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。为了防止切换开关严重损坏，有载分接开关的选择开关应具有机械限位装置。c.有载分接开关的切换开关采用油中灭弧型。 d.
33、开关仅应在运行56年之后或动作了6万次之后才需要检查。切换开关触头的电寿命不应低于20万次动作，其机械寿命不小于80万次动作无损伤。e.当切换开关为油中灭弧时，应装设在线滤油装置。分接开关在线滤油装置应具备过滤杂质和水分功能（一个复合滤芯或两个单体滤芯），并便于更换；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。应具备滤芯失效报警停机功能。在滤芯的进油侧装设油压力表监视油回路工作情况。装置应具备充、补油及排气阀门。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。f.应提供
34、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防风雨的驱动控制箱，还应设有独立的储油柜、保护继电器(附跳闸触点及隔离阀)、吸湿器和油位计等。g.变压器有载调压装置应布置在其驱动控制箱旁，能够站在地面上进行手动操作。两台及以上变压器并联运行时，有载调压装置应装设可以同步调压的跟踪装置。h.分接开关的油箱应能经受油压0.lMPa压力及真空试验，历时24h无渗漏。i.整个电动机构应装有电气的和机械的限位装置。电气限位装置的接点应接入控制线路和电动机线路中。宜安装防止三相电动机旋转方向错误的保护装置。结合运行状况，安装过电流闭锁装置。电动机构应装有防止逐级控制线路发生故障
35、时出现“越级”（跑档）操作的装置。2）无励磁分接开关无励磁分接开关应能在停电情况下方便地进行分接位置切换。无励磁分接开关应能在不吊芯(盖)的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。无励磁分接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，装置应具有位置接口(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。5.2.7 油箱1)变压器油箱应采用高强度钢板焊接而成。油箱内部应采取磁屏蔽措施，以减小杂散损耗。磁屏蔽的固定和绝缘良好，避免因接触不良引起过热或放电。各类电屏蔽应导电
36、良好和接地可靠。变压器油箱应在适当位置设置起吊耳环，千斤顶台阶和拖拉环。油箱底部两对角处应设有两块供油箱接地的端子。2）油箱顶部应带有斜坡，以便泄水和将气体积聚通向气体继电器。油箱顶部的所有开孔均应有凸起的法兰盘。凡可产生窝气之处都应在其最高点设置放气塞，并连接至公用管道以将气体汇集通向气体继电器。高、中压套管升高座应增设一根集气管连接至油箱与气体继电器间的连管上。3)应在变压器两侧各设置一个人孔。所有人孔、手孔及套管孔的接合处均应采用螺栓连接，并有合适的法兰和密封垫。必要之处应配置挡圈，以防止密封垫被挤出或过量压缩。人孔或手孔的尺寸应能使人员接触到套管的低端、绕组的上部和端头，以满足更换套管
37、或电流互感器时无需移去上节油箱。4)为攀登油箱顶盖，应设置一只带有护板可上锁的爬梯。爬梯的位置应便于检验气体继电器，并保持人与带电部分的安全距离。5)变压器油箱应装有下列阀门用于：a.分别从油箱和储油柜底部排油的排油阀；b.上、中、下三个部位的取油样阀，下部取样阀位置不应高于箱底10cm；油阀位置应保证能采集到循环中的变压器油。c.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；d.便于无需放油就可装卸冷却器的隔离阀；e.油箱下部应装有足够大的事故放油阀，宜采用球阀或闸阀；f.压力释放阀见5.2.10.2条。压力释放阀应有专用释放管道,并不能对准取样位置；压力释放阀与油箱间应装设
38、隔离阀；g.应装有便于安装油色谱在线监测装置的阀门，并应考虑避免死油区的影响；6)变压器用橡胶密封件应选用以丁腈橡胶为主体材料的密封件，保证不渗漏油。变压器油箱大盖密封圈宜采用“8”字形断面胶条。所有密封圈应有压缩限位，在正常安装情况下，外观看不到密封圈；7)变压器油箱应采用全密封式；8）对于采用螺栓连接的,上、下节油箱不少于两处短接连接片。5.2.8 变压器的底座油箱底板应为平底结构，并便于拖拉。底座还应配置可用地脚螺栓或与基础预埋钢板直接焊接将其固定在混凝土基础上的装置，地脚螺栓或焊接点应足以耐受设备重量的惯性作用力，以及由于地震力产生的位移。地震地区应加装防震装置。制造厂应将螺栓及固定方
39、式提交运行单位认可。5.2.9 储油柜 储油柜可以采用胶囊式储油柜。 1）变压器主油箱其内部应有起油气隔离作用的不渗透油及空气的合成橡胶气囊，使油与空气相隔离。并配有吸湿器。2）储油柜应配有盘形油位计。当油位高于或低于规定值时，油位监测装置都应瞬时动作报警。3）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。4）储油柜应配有起吊耳、人孔及爬梯。5.2.10 保护和监测要求变压器本体保护和监测装置应能检测变压器内部的所有故障, 并应在最短时间内隔离设备, 并发出报警信号。 变压器应有下表所列监测保护装置并提供报警和跳闸接点:表13 保护装
40、置的报警和跳闸接点序号接点名称状态量及接点数电源电压及接点容量（可选）1主油箱气体继电器轻瓦斯报警1对重瓦斯跳闸2对DC.110V/2ADC.220V/1A2油枕油位计低报警1对DC.110V/2ADC.220V/1A3主油箱压力释放装置报警1对跳闸1对DC.110V/2ADC.220V/1A4油温指示器报警1对跳闸1对DC.110V/2ADC.220V/1A5风机故障 报警2对DC.110V/2ADC.220V/1A6冷却器全停报警1对DC.110V/2ADC.220V/1A7交流电源故障及切换报警1对跳闸1对DC.110V/2ADC.220V/1A8绕组温度指示装置报警1对跳闸1对DC.1
41、10V/2ADC.220V/1A9（若有）有载分接开关气体继电器轻瓦斯报警1对重瓦斯跳闸2对DC.110V/2ADC.220V/1A10（若有）有载分接开关的油位计报警1对DC.110V/2ADC.220V/1A11（若有）有载分接开关的压力释放装置报警1对跳闸1对DC.110V/2ADC.220V/1A12速动油压继电器 报警1对跳闸1对DC.110V/2ADC.220V/1A13油流继电器报警2对DC.110V/2ADC.220V/1A注：供货方应提供绕组温度转换曲线图表，如用其他测温装置，应提供使用说明书和出厂检测报告。供货方应提供继电器的时间常数、断流容量等参数。以上报警及跳闸接点均要
42、求空接点输出。5.2.10.1 气体继电器变压器本体及（若有）有载分接开关应装设气体继电器。 1）应采用采用浮筒挡板式结构，有放气孔、流速动作值可调试整定、抗震性能好。2）应具有轻瓦斯发信、重瓦斯跳闸功能，一对接点用于轻瓦斯发信、两对接点用于重瓦斯跳闸。气体继电器安装位置应有2的坡度，采用利于二次接线头防水的安装方式（下倾式），并在安装使用说明书中明确指出。3）气体继电器应加装不锈钢防雨装置，且不妨碍运行观察。4）为便于检修，应在气体继电器安装管道两侧设置阀门。5）当油泵同时启动和同时停止操作时, 瓦斯继电器和突发压力继电器不应误动作。5.2.10.2 压力释放阀1）变压器应装设压力释放阀，压
43、力释放装置可重复动作。2）变压器上油箱应设有两个压力释放装置, 每套装置应配有机械式动作指示器及防潮密封的报警接点(一常开及一常闭)。二次电缆不应有二次转接端子盒，应直接接入变压器本体端子箱(控制箱)。3）压力释放装置设置在油箱顶盖上的边沿部位，并应设有排油管引至地面附近以引导向下排放油气，并使油远离控制箱等。当变压器通过穿越性短路电流时，压力释放装置应不动作。压力释放阀应采用利于二次接线头防水的安装方式（下倾式）。4）压力释放装置应有良好的防潮、防水措施，外壳防护等级IP55。5.2.10.3 速动油压继电器当内部压力上升速度大于2kPa/s时，继电器对应不同的压力上升速度应有不同的保护动作
44、时间；动作时间应满足JB/10430的要求。继电器整体应能承受100kPa正压力的油压试验，历时1h无渗漏；应能承受小于13.3Pa真空度，持续10min，结构件不得有永久变形和损伤。外壳防护等级IP55。5.2.10.4 (若有)油流继电器当油泵投入运行而油流停止时, 油流监测装置应动作发出报警信号。油流继电器两侧应装设蝶阀5.2.10.5 总控制柜变压器应设总控制柜。该总控制柜应具有下列功能:1) 总控制柜的电源由双电源供给, 再从总控制柜分路馈电给变压器的冷却器控制箱、需要电源的调压机构箱和用户外加二次设备所需电源。该柜应装设备用电源自动投入装置, 当工作电源发生故障, 备用电源将自动投入运行。用户应可任意选择一组电源作为工作电源, 另一组电源则自动处于热备用状态。当工作或备用电源消失时以及电源自动切换时, 均应发出报警信号。卖方还应在总控制柜双电源切换后
