AT变压器技术规格书

AT变压器技术规格书中铁太原勘察设计咨询院有限公司
目录
Ⅰ一般事项 (1)
1.适用范围 (1)
2.供货要求 (1)
3.供方责任范围 (1)
Ⅱ技术规格 (1)
1.引用标准 (1)
2.术语 (2)
3.性能参数 (2)
4.使用条件 (3)
5.技术性能与基本要求 (3)
6.试验 (5)
7.产品标志、起吊、安装、运输和储存 (6)
8.技术服务及培训 (6)
9.出厂验收 (7)
Ⅰ一般事项
1.适用范围
本技术规格书在太原铁路局候月线范围内适用。

本技术规格书未涉及到的技术问题，供方均按照招标书要求和投标书中的承诺进行生产。

2.供货要求
(1)所供变压器应为运行可靠、便于维护、品质优良的产品，其设备技术参数参见本技术规格书“技术规格”一节。

(2)供方应根据现场的实际情况对变压器的安装、运行和维护方式等内容提供具体的建议方案。

(3)变压器的生产制造应严格按照国家标准和设计图纸进行。

(4)变压器的包装及运输应符合国家标准及限界要求。

(5)供方应提供满足质保期内使用的备品备件、专用测试仪表和专用维修工具及试验设备的建议书，主要包括设备名称、数量、单价等内容。

3.供方责任范围
(1)负责变压器的设计、生产、供应。

(2)负责提出所供变压器的安装、运行、维护要求和注意事项。

(3)负责提供所供变压器（包括附件）的技术文件、图纸、出厂试验报告、合格证、使用说明书等资料。

(4)负责对需方人员的技术培训。

(5)负责所供变压器的包装，并运输至需方指定地点。

(6)负责所供变压器现场安装的技术指导(负责合同设备的内部连接，指导合同设备与外部设备的连接)。

(7)负责指导所供变压器的现场试验。

(8)负责长期提供所供变压器的零部件和技术服务。

Ⅱ技术规格
1.引用标准
AT变压器的设计、制造、检查、试验和验收除了应满足本技术规格书的要求外，还应遵照适用的有效版本的IEC标准、中国国家标准(GB)、电力行业(DL)标准、铁道行业标准(TB)，以及国际单位制(SI)。

下列标准所包含的条文，通过在本技术规格书中引用而构成本技术规格书的条文。

所有标准都会被修订，使用本技术规格书的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。

·TB 10009-2005 《铁路电力牵引供电设计规范》
·TB/T 2805-1997 《电气化铁道牵引变电所供电设备绝缘水平》
·JB/T 10088-1999 《6—220kV级变压器声级》
·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、绝缘试验和外绝缘空气间隙》·GB/T 1094.4-2005 《电力变压器和电抗器的雷电冲击和操作冲击试验导则》
·GB 1094.5-2003 《电力变压器第5部分承受短路的能力》
·GB 7328-1999 《变压器和电抗器的声级测定》
·GB/T 15164-1994 《油浸式电力变压器负载导则》
·GB/T 17468-1998 《电力变压器选用导则》
·GB 2536-1990 《变压器油》
·GB/T 4109-1999 《高压套管技术条件》
·GB 191-2000 《包装贮运标志》
·GB/T 5582-1993 《高压电力设备外绝缘污秽等级》
·GB 311.1-1997 《高压输变电设备的绝缘配合》
·GB/T 16927.1-2-1997《高电压试验技术》
·GB 2706-1986 《交流高压电器动热稳定试验方法》
·GB 5273 《变压器、高压电器和套管的接线端子》
·GB/T 7354-2003 《局部放电测量》
·IEC 60296 《用于变压器和油开关中的矿物绝缘油》
·IEC 310-1991 《牵引变压器和电抗器第二版》
·IEC 600529 《外壳防护等级》
2.术语
下列术语和定义适用于本技术规格书。

2.1 自耦变压器
至少有两个绕组具有公共部分的变压器。

公共部分为公用绕组与线路串联连接的部分为串联绕组。

2.2 自耦变压器额定容量
自耦变压器在额定电压下运行时，串联绕组与公用绕组的容量之和。

2.3 自耦变压器电磁容量
自耦变压器在额定电压下运行时，公用绕组的容量。

2.4 自耦变压器额定电压
低压:自耦变压器公用绕组两端所采用的工频电压方均根值（27.5KV）。

高压:公用绕组和串联绕组相连接地。

其余两端所采用的工频电压方均根值（2×27.5KV）。

3.性能参数
3.1 自耦变压器容量的优先值见表1。

表1自耦变压器容量的优先值表
3.2 根据电气化铁道对弱电线路干扰防护的不同要求，自耦变压器归算至27.5KV侧的短路电抗值0.45Ω。

3.3 自耦变压器性能参数见表2。

3.4自耦变压器绝缘水平见表3。

表2：自耦变压器性能参数表
表3：自耦变压器绝缘水平表
4.使用条件
4.1正常使用条件
a）海拔
海拔不超过1000m。

b）环境温度和冷却介质温度
最高温度 40ºC；
最热月平均温度 30ºC；
最高年平均温度 20ºC；
最低气温 -25ºC
相对湿度月平均不大于90%
日平均不大于95%
最大风速 35m/s
地震引发的地面加速度a g：水平方向低于3m/s2 ；垂直方向低于1.5m/s2
4.2 特殊使用条件
按GB 1094—1996中1.2.2条文规定，需方必须明确说明。

5.技术性能与基本要求
5.1 型式：户外、油浸、自冷ONAN。

5.2 相数：单相。

5.3 自耦变压器中点直接接地运行。

5.4 额定电压。

高压：2×27.5KV；
低压：27.5KV。

5.5 极性：减极性。

5.6 套管爬距
27.5KV：1200mm
6KV：200mm。

5.7 温升限值
绕组平均温升（电阻法）：65K；
油顶层温升（温度计法）：55K。

5.8 损耗允许偏差
空载损耗允许偏差：+15%；
负载损耗允许偏差：+15%；
总损耗允许偏差：+10%。

5.9 短路阻抗允许偏差：+10%。

5.10 过负荷能力
自耦变压器按图1所示的典型负荷曲线运行（负载周期约4.5h），并按环境温度30℃，绕组最热点温度不超过140℃，顶层油温不超过105℃。

在图1中，对于K1，常速单线取0.5，常速复线取0.6，客运专线或重载铁路取0.7～0.8。

变压器的铁心及其与外部的电气连接线（如套管和导电杆等）和油箱中的结构件均应满足变压器过负荷的要求。

自耦变压器的过负荷曲线结合不同线路行车组织方案而有所不同，用户可根据需要与制造厂对负荷曲线进行调整。

5.11过激磁能力
满载时105％励磁：连续；
空载时110％励磁：连续。

5.12 噪声标准执行JB/T 10088-1999《6—220kV级变压器声级》。

5.13 承受短路电流的能力
自耦变压器能承受25倍额定电流的短路电流2s。

不应造成对自耦变压器的任何热损伤；在25
倍最大暂态短路电流峰值下，动稳定能力0.25s内不应造成变压器任何机械损伤。

5.14 自耦变压器正常使用寿命30年
5.15安全保护装置
5.15.1气体继电器
气体继电器，其接点容量不小于66VA(交流220V或直流110V)直流有感负载时不小于15W。

气体
继电器应带有报警和跳闸无源接点。

积聚在气体继电器内的气体数量达250~300ml或油速在整定范
围内时，应分别接通相应接点。

气体继电器的安装位置及结构应能观察到分解出气体的数量和颜色，
而且应便于取气体。

5.15.2压力释放器
自耦变压器应装有压力保护装置（自动复归）并带有跳闸接点；
5.15.3套管电流互感器
中点套管应配有与其容量相适应的电流互感器一台。

套管式电流互感器要符合GB 1208—1997的规定。

电流互感器铭牌上应有电流互感器的所有抽头变比标志。

5.16油保护装置
5.1
6.1变压器应装有储油柜，储油柜的结构应便于清理内部，并可在不放油的情况下维护储油柜。

储油柜应为全密封胶囊型。

5.1
6.2储油柜的容积应保证在最高环境温度与允许负载状态下油不溢出；在最低环境温度未投入运行时，观察油位计应有油位指示。

储油柜的一端应装有油位计（带2对辅助接点），且应表示出变压器未投入运行时，相当于温度为－30C、＋20C和＋40C三个油面标志。

5.1
6.3储油柜应设注油、放油和排污油装置。

5.1
6.4全密封胶囊型储油柜上应配备带油封的吸湿器。

5.17油温测量装置
5.17.1变压器应装有温度计座。

5.17.2变压器应装设户外式信号温度计（带有油温报警辅助接点），辅助接点的容量在交流220V 时，不低于50VA，直流有感负载时不小于15W。

信号温度计的安装位置应便于观察，其准确级应符合相应标准。

5.18变压器油箱及附件技术要求
5.18.1变压器油箱下部应装油样阀门及放油阀，油箱底部应装有排油装置。

5.18.2套管接线端子连接处，对空气的温升不大于55K，在油中对油的温升不大于15K。

5.18.3变压器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。

应能承受真空度为50kPa及正压力为60kPa的机械强度试验而不应有损伤和不允许的永久变形。

5.18.4变压器应在油箱下部设置供千斤顶顶起变压器的装置。

5.18.5油箱应配备扶梯，梯子应保证在变压器带电的情况下，方便地对气体继电器进行检查。

5.18.6变压器油箱可为钟罩式或桶式结构。

具体型式在定货时决定。

5.18.7套管的安装位置和相互距离应便于接线，其带电部分的空气间隙，应能满足GB1094.3的要求。

5.18.8变压器的结构应便于拆卸和更换套管或瓷件。

5.18.9变压器端子箱一般设置在本体上，其外壳防护等级应不低于IP55；变压器所有的保护及测量信号接点应通过耐油电缆引至端子箱内的端子排上，端子排应预留8～10个端子。

5.19 内部结构和材料
铁芯应采用高标号、低损耗冷轧取向硅钢片，芯柱与铁轭为全斜接缝连接拉板结构。

铁芯应采取有效的防止多点接地措施，设置专用的铁心接地套管，铁芯从油箱引出一点可靠接地，接地处应有明显的接地标志。

变压器的铁芯不因运输和运行时产生的震动而松散。

同一批次的绕组均应采用同一厂家及由同一批次的纸包无氧铜导线绕制。

6.试验
6.1 例行试验不少于如下项目：
6.1.1 绕组电阻测量；
6.1.2电压比测量和联接组标号检定；
6.1.3短路阻抗和负载损耗测量；
6.1.4 空载损耗和空载电流测量；
6.1.5 绕组对地绝缘电阻和绝缘系统电容的介质损耗因数的测量；
6.1.6 绝缘例行试验；
6.1.7 绝缘油试验。

6.2 型式试验
6.2.1 温升试验；
6.2.2 雷电冲击试验（截波）；
6.2.3油箱机械强度试验。

6.3 特殊试验
6.3.1 声级测定；
6.3.2 承受短路能力试验；
6.3.3 过负荷能力试验。

7.产品标志、起吊、安装、运输和贮存
7.1.自耦变压器接线端子应有标志，其标志应牢固耐腐蚀。

每台自耦变压器均需有耐久不易腐蚀的铭牌，固定在自耦变压器的适当部位，并应标明下列内容。

a）变压器的种类；
b）标准代号；
c）制造厂名；
d）出厂序号；
e）制造年月；
f）相数；
g）额定容量（kVA）；
h）额定频率，（Hz）；
i）各绕组的额定电压（kV）；
j）各绕组的额定电流（A）；
k）联结组标号；
l）以百分数表示的短路阻抗实测值或归算至27.5KV侧的短路电抗实测值；
m）冷却方式；
n）使用条件；
o）运输重（kg）；
p）器身吊重（kg）；
q）油重量（kg）；
r）总重量（kg）；
s）联结图；
t）绝缘水平；
u）电流互感器变比。

7.2 变压器应具有承受变压器总重的起吊装置，变压器器身、油箱和可拆卸结构的储油柜及散热器等应有起吊装置。

7.3 变压器的结构应在经过正常的铁路、公路及水路运输后内部结构相互位置不变，紧固件不松动。

变压器的组件、部件（如储油柜、散热器、套管和阀门等）的结构和布置应不妨碍吊装、运输及运输中紧固定位。

变压器运到现场后应保证变压器不经吊罩检查即能可靠投入运行。

7.4 变压器通常为带油进行运输。

变压器主体在运输中及到达现场后，油箱内的气体压力应保持正压，并有压力表进行监视。

运输时应保护变压器的所有组件、部件（储油柜、散热器、套管和阀门等）不损坏。

7.5成套拆卸的组件和零件（气体继电器、套管、温度计及紧固件等）的包装应保证经过运输、储存直到安装前不损伤和不受潮。

7.6成套拆卸的大组件（储油柜和散热器等）运输时可不装箱，但应保证不损伤和不受潮。

8.技术服务及培训
8.1供方提供的产品符合国家有关标准，出厂资料齐全。

8.2供方对产品的质保期为运行之日起12个月，质保期内的维修费用由供方承担。

8.3质保期外的设备故障，供方除有偿提供零件外，无偿提供技术咨询服务。

8.4设备在需方现场安装时，供方应委派专业人员现场配合和技术服务。

技术服务的内容包括但不限于：现场安装、技术指导、现场培训等。

8.5在现场安装、施工、调试过程中，如发现确属产品质量问题,由供方负责解决。

8.6在质保期内,如发生设备故障，由需方通知供方，供方自接到通知之日起48小时内派专业人员到现场进行处理。

8.7在质保期内，确系设备质量原因引发相关设备停电、损坏或故障，其全部修理及配合费用（包括配件、机械使用、人工等）由供方承担；如对设备运行或铁路运输造成不良影响，供方应给予一定的补偿。

如系需方原因造成故障，供方除有偿提供零配件外，无偿提供技术咨询和现场修理服务。

9.出厂验收
设备出厂前，供方填报《牵引供电设备出厂报验单》，由路局驻段验收室组织进行出厂验收，验收合格方准出厂。