电力变压器智能化通用技术规范V3.3-采购技术规范

1、油浸式电力变压器智能化通用技术规范（范本）（编号： 2701001-0000-00 ）1本规范对应的专用技术规范（范本）目录序号名称编号1油浸式电力变压器智能化专用技术规范（范本）2701001-0000-012智能电力变压器采购标准技术规范（范本）使用说明1、智能电力变压器技术规范包括两个部分，第一部分是常规变压器的技术 规范，第二部分是变压器智能化部分的技术规范。将这两部分合在一起， 形成智 能电力变压器的技术规范。2、智能化部分的技术规范也分通用技术规范和专用技术规范，其中智能电 力变压器通用技术规范包括变压器智能组件、 套管式电子电流互感器和非电量保 护装置三个部分； 智能电力变压器专

2、用技术规范包括变压器智能组件和套管式电 子电流互感器两部分。3、电力变压器智能化部分的技术规范（范本）不分电压等级、型号。3目次智能电力变压器采购标准技术规范（范本）使用说明 . . 2一、变压器智能化及变压器智能组件. . 41一 般要求 . 42结 构和其他要求 . 73智 能组件 . 84试 验 . 155智 能电力变压器总集成商及责任 . 166智 能化的基本要求 . 17二、套管式电子电流互感器 . . 191总则 . 192性能要求 . 233试验 . 264设计联络、监造和检验、技术服务 . . 29三、非电量保护装置 . 321 总体要求 . 322 技术条件 . 323保 护

3、功能配置 . 344一、变压器智能化及智能组件的一般要求1 一般要求1.1为了叙述方便，把非智能化的电力变压器称为常规电力变压器。1.2本通用技术规范（范本）与常规电力变压器的通用技术规范（范本）一起构成智能电 力变压器的技术规范（范本），即遵循常规电力变压器通用技术规范（范本）的同时遵循本 通用技术规范（范本）。1.3若本通用技术规范（范本）与常规电力变压器的通用技术规范（范本）的某项要求不一致，应视为智能化提出的新技术要求，优先遵循本通用技术规范（范本）。1.4本通用技术规范（范本）适用于各型、各电压等级的电力变压器。1.5需经买方确认的图纸表1需认可的图纸和资料需经买方认可的图纸资料接收

4、单位份数传感器安装位置图、信号标识图、安装工艺图智能组件柜尺寸、结构、供电图智能组件柜内部智能电子装置（IED ）布置及网络拓扑结构图端子布置图冷却装置和分接开关控制接线图买方设计联络会确疋1.6需随设备提供的资料表2需随设备提供的资料内 容1说明书1）智能组件各IED的安装使用说明书；2）智能组件通信网络说明书；2.设备运行维护资料1）智能组件各IED运行维护说明书；2）智能组件通信网络运行维护说明书1.7需提供的试验报告表3卖方向买方提供的试验报告内 容1.智能组件试验报告1）智能组件柜试验报告；2）智能组件内各IED例行试验和型式试验报告；3） 智能组件通信功能检测报告（集成商自检）；4

5、） 智能化分析功能评测报告（集成商自检）。5也负责智1.8标准和规范表4卖方提供的设备和附件需要满足的主要标准标准号标准名称GB 2423.1电工电子产品环境试验 第2部分：试验方法 试验A:低温GB 2423.2电工电子产品环境试验 第2部分：试验方法 试验B:高温GB 2423.4电工电子产品环境试验 第2部分：试验方法 试验Db交变湿热（12h + 12h循环）GB 4208外壳防护等级GB 14285继电保护和安全自动装置技术规程GB/T 17626.2电磁兼容 试验和测量技术 静电放电抗扰度试验GB/T 17626.3电磁兼容试验和测量技术射频电磁场辐射抗扰度试验GB/T 17626

6、.4电磁兼容试验和测量技术电快速瞬变脉冲群抗扰度试验GB/T 17626.5电磁兼容 试验和测量技术 浪涌（冲击）抗扰度试验GB/T 17626.6电磁兼容试验和测量技术射频场感应的传导骚扰抗扰度GB/T 17626.8电磁兼容试验和测量技术工频磁场抗扰度试验GB/T 17626.9脉冲磁场抗扰度试验GB/T 17626.10阻尼振荡磁场抗扰度试验GB/T 17626.11电压暂降、短时中断和电压变化抗扰度试验GB/T 17626.12振荡波抗扰度试验DL 663220kV-500kV电力系统故障动态记录装置检测要求DL/T 478静态继电保护及安全自动装置通用技术条件DL/T 769电力系统

7、微机继电保护技术导则DL/T 860变电站通信网络和系统DL/T 1075数字式保护测控装置通用技术条件Q/GDWZ 410-2010高压设备智能化技术导则Q/GDW Z 383-2009智能变电站技术导则Q/GDW Z 394-2009330kV-750kV智能变电站设计规范Q/GDW Z 430-2010智能变电站智能控制柜技术规范1.9安装、调试、试运行和验收智能电力变压器的安装包括电力变压器本体安装和智能组件安装两个部分，同时包括彼此间的通信电缆安装。智能电力变压器的总集成商是智能组件安装的技术指导单位和整体调试单位，能变压器的安全运行和售后服务。若其中有买方指定或单独采购的IED，这

8、部分IED的供方6应参加智能组件的整体调试， 接受总集成商的协调， 并对所供 IED 及其传感器的安全运行和 售后服务负责。2 结构和其他要求2.1变压器油箱壁安装传感器或传感器接口时，应充分考虑变压器油箱的强度、密封、美 观和维护等要求。变压器油箱的密封和强度试验应在安装传感器之后进行。2.2在变压器油箱内部的地电位处安装传感器时，应充分考虑传感器对电场分布、绝缘的影响。 应保证有足够的长期稳定性， 在变压器寿命期间不发生脱落、 变形等危及变压器安全 运行的情况。2.3冷却装置原则上应由智能组件的冷却装置控制 IED 进行控制，冷却装置控制 IED 是智 能组件的一部分。2.4有载分接开关原

9、则上应由智能组件的有载分接开关控制 IED 进行控制，有载分接开关 控制 IED 是智能组件的一部分。2.5带有模拟信号输出（420mA的油位计为可选配置，若采用，由变压器智能组件的测 量 IED 测量。2.6油中溶解气体传感器为可选配置。若采用，则应根据不同监测方法对进、出油管路进 行设计，密封试验应在传感器安装完成之后进行，试验后及寿命期内不能有渗漏油的现象。2.7UHF传感器监测局部放电为可选配置，若采用，UHF传感器应与变压器进行一体化设计。 如因传感器安装需要， 在变压器油箱开孔， 应注意开孔位置和内壁的电场畸变控制， 且开孔 不能影响箱体的密封和强度， 开孔安装法兰应符合相关标准、

10、 机械强度和磁屏蔽要求， 且不 影响变压器的整体美观。传感器应有明显的安全标识，所有金属裸露部分应有防锈蚀措施， 满足户外使用的防雨、防尘等可靠性要求。2.8脉冲电流传感器为可选配置，若采用，传感器应与变压器进行一体化设计。在套管末 屏取样时，应符合套管安全运行要求，并得到用户确认。传感器应有明显的安全标识，所有 金属裸露部分应有防锈蚀措施，满足户外使用的防雨、防尘等可靠性要求。2.9变压器应配备顶层油温测量装置，通常顶层油温测量点应不少于两个。底层油温、绕 组模拟温度测量装置、 绕组温度测量装置由买方选择应用。 上述温度参量除在变压器本体上 可观测外，应能将该信号报送过程层网络。2.10绕组

11、光纤测温传感器为可选配置，若采用，传感器的数量、安装位置、紧固方式及 光纤的布置应综合考虑绕组绝缘、 机械强度及测温系统要求， 其中传感器的安装位置应由变 压器制造商热点计算报告确定， 并报买方确认。 传感器不应因许可的最恶劣运输条件下发生 位移、松脱和失效。2.11铁心电流传感器为可选配置，若采用，应采用穿心式电流互感器，并保证铁心接地 线的连续和通流能力的一致性。 传感器应有明显的安全标识， 所有金属裸露部分应有防锈蚀 措施，满足户外使用的防雨、防尘等可靠性要求。2.12变压器的报警和跳闸保护触点，包括气体继电器（轻、重瓦斯）接点、有载分接开关油流继电器接点、压力释放器接点等信号由非电量保

12、护IED采集。2.13内置传感器寿命应与电力变压器的寿命相同或相近，智能组件柜及内部各IED 的寿命应由买方和卖方根据实际协商确定，未协商的应为 10年。2.14下列组部件应有铭牌标识：1）智能组件柜；2）智能组件内各 IED。72.15若有套管式电流互感器，推荐采用电子式电流互感器（参见第二部分，套管式电子 电流互感器），电流互感器的合并单元（MU推荐安装在智能组件中。如电流互感器由买方 单独采购，变压器制造商应遵循一体化设计原则，与电流互感器供应商共同确定安装位置、 尺寸、紧固方法、屏蔽措施、二次端子（如有）等，满足电子式电流互感器技术标准、变压 器安全运行和外观整洁的所有要求。2.16变

13、压器端子箱应设计合理，应能防晒、防雨、防潮，并有足够的空间。根据工程实 际，变压器端子箱可以独立设计或全部（部分）并入智能组件柜。若独立设计的端子箱为地 面式布置，在多雨潮湿地区应加升高座。2.17智能组件柜内的端子排应按照“功能分段”的原则分别设置，如交流回路、直流回 路，辅助触点及报警回路等。2.18智能组件内各 IED 宜具备必要的自检功能；智能组件内可配置事件记录装置，用于 内部故障分析。3智能组件3.2一般要求3.1.1原则上三相一体变压器设置一个智能组件柜，三相分体变压器， 可以三相共用一个智能组件柜， 也可以三相各设一个智能组件柜。 智能组件柜应安置在宿主变压器旁， 或整体 放入

14、就近的保护小室。 通常智能组件是一个物理设备，在具体应用中， 允许根据工程实际由多个独立物理设备实现智能组件的功能，各独立物理设备的位置可灵活布置。3.1.2智能组件包括与宿主变压器相关的测量、控制和监测等基本功能，根据工程实际， 可以包括合并单元、计量、保护等扩展功能，其通信应符合 DL/T860 标准要求。在智能组件 柜内的各 IED 应独立供电，彼此电气隔离、且宜通过光纤进行通信。3.1.3智能组件所有 IED 统一组网（参见图 1）。3.1.4智能变压器智能组件常用 IED 包括：1） 冷却装置控制 IED2） 有载分接开关（OLTC控制IED3） 测量 IED4） 监测主 IED5）

15、 局部放电监测 IED6） 油中溶解气体监测 IED7） 绕组温度测量 IED8） 非电量保护 IED9） 合并单元等在上述 IED 中，第 1、2、3、4 为应选项（自然冷却的变压器不包含第一项），第 5、6、7、8、9为可选项，当仅选一个监测 IED时（第5、6、7项的某一项），可与监测功能组主 IED 合并。实际工程中可根据需要确定合适的应用方案。智能组件通信包括过程层网络通信和站控层网络通信，遵循DL/T 860 通信协议。智能组件内所有 IED 都应接入过程层网络， 与站控层设备有信息交互需要监测主 IED 还应接入站 控层网络。监测主IED的两个网络端口必须采用独立的数据控制器。

16、智能组件内各IED与监 测主IED的通信采用 MM&艮务，其他IED之间的通信采用 GOOS服务。智能组件内应根据工程实际灵活配置交换机，并采用优先级设置、流量控制、VLAN划分等技术，优化网络通信，可靠、经济地满足智能组件的网络通信要求。8网络通信应满足以下技术要求：a） GOOS信息处理时延应满足站内各种情况下最大不超过1ms。GOOS用于传输模拟量时，应支持死区配置。b） 装置光通信接口输出最低功率应为-22.5dbm，裕度应在10dbm以上；输入最低功率应为-30dbm，裕度应为10dbm。c） 智能组件对外通信接口至少应支持1OOMbit/s。d） 智能组件对外通信接口应采用光纤接口

17、。e） 以太网接口支持100Mbit/s或1000Mbit/s,可选择（SC/ST/FC）类型端口模块站控层网络监测主IED(匚OLTC控制IED冷却装置控制IED测量IED|局部放电监测IED油中溶解气体IEDI绕组温度测量IED非电量保护IED4|合并单元+过程层网络图1智能组件的组成示意图3.3智能组件柜3.3.1材质和结构要求智能组件柜的柜体材质可采用优质冷轧钢板或不锈钢板，智能组件柜体应有足够的机械强度，并应预留充裕的扩展空间和维护空间。柜内需配备照明装置、插座等辅助设备。3.3.2工作电源采用DC 220V/110V 10%电源供电，引自直流电源系统。电源容量按1.2倍智能组件最大

18、功率考虑。柜内设置 220V直流母线排并预留20%备用接线端子，方便日后扩展使用。智能组件柜内的总电源及每台IED的电源进线侧需单独配置微型断路器，其脱扣电流应与直流电源屏的上级断路器有可靠的级差配合。智能组件柜内需提供 AC380V或AC220V电源，容量满足柜内加热、除湿或空调装置等 的工作电源需要。柜内配置AC 220V交流插座，便于设备调试使用。如集成保护装置且采用双重配置，第二套保护装置由第二套独立电源供电。3.3.3智能组件柜内环境要求智能组件柜应达到户外IP55、户内IP40防护等级的要求。在运行地点可能存在的极端 自然环境下，智能组件柜能够保证内部环境符合各IED的长期可靠运行

19、要求， 必要时采用温控、湿控、防凝露等技术措施。9智能组件柜内的电磁环境应能满足各IED的安全运行要求，必要时采用有效的屏蔽措施，限制柜内的电磁骚扰水平。334接地1）智能组件柜体应良好接地。2）智能组件各IED的支架和箱体等全部紧固件均采用镀锌件或不锈钢件，并保证保护 接地连续性。3.3.5防锈对户外使用设备的智能组件柜应采取有效的防腐、防锈措施，确保在使用寿命内不出现涂层剥落、表面锈蚀的现象。3.3.6标识要求a）需在智能组件柜门内侧提供各IED的网络拓扑图、相关的电气接线图。b）智能组件柜内每个IED都应有铭牌。c）配线须按设计图纸相序分色。电源母线应有颜色分相标志。颜色标识要求见表5。

20、表5智能组件柜内配线标识相序颜色DC正极褐色DC负极蓝色AC L1 （A 相）黄色AC L2（B 相）绿色AC L3（C 相）红色N （零线）淡蓝色PE （保护地）黄绿双色3.3智能组件IED3.3.1测量 IED1）技术指标：测量IED测量参量见表6,其中第1 （接点）、2为应选项，1 （连续监测）、3、4、5、6、 7、8为可选项。根据工程实际，测量IED功能可由测控装置完成。表6测量IED的测量参量序号测量参量推荐采样方法技术指标1油位（必选）油位计 1cm2顶层油温（必选）Pt100 1C3底层油温Pt100 1C4绕组温度模拟式绕组温度计1.5级或2.5级5环境温度Pt100 1C6

21、铁心接地电流穿心式电流互感器测量范围：10mA10A 2.5mA （小于 100mA2.5%/ （不小于 100mA7进岀线电压电流合并单元（MU0.5%8气体聚集量模拟量1气体继电器气体聚集量 15%1鉴于现阶段气体聚集量模拟量采集不成熟，暂不宜采用102） 功能要求油位测量应提供上限、下限开关量信号，根据需要可选择提供420mA莫拟信号（4mA对应油位下限，20mA对应油位上限）对油位进行连续监测。油位测量每2小时按油位值（油位下限为0）、报警（低位、高位）、时间”的格式化信息以 MM$艮务通过过程层网络向 监测主IED报送1次测量数据。每 2小时或变化超过 2cm或油位超过报警值时，以

22、GOOSE 服务通过过程层网络向测控装置报送1次油位值或油位越线报警值信息。顶层油温和底层油温（如有）可采用Pt100测量，绕组温度采用模拟式绕组温度计测量（如有）。每2小时或温度变化超过 2C或温度值超过报警值时按“顶层油温（C）、绕组温度（C）、底层油温（C） ”的格式化信息向过程层报送统1次测量数据或温度超过报警值信息。测量IED可采集MU的采样值信息，计算电压、电流有效值信息和可能出现的短路峰值电流，以MMS服务通过过程层网络报送至监测主IED，以GOOS服务通过过程层网络报送至其它需要该信息支持的监测或控制IED。3） 数据模型要求测量IED应根据DL/T860原则进行数据建模。 国

23、家电网公司将颁布 智能高压设备通信 技术规范规范数据模型，请及时关注相关标准的发布。此标准颁布之后，应按标准执行。3.3.2冷却装置控制IED1）功能要求根据智能组件内IED的配置情况，冷却装置控制IED应具有收集全部与冷却装置控制相 关信息的能力，包括测量IED的顶层油温、底层油温、模拟式绕组温度计温度、负载电流、环境温度、铁心接地电流等，绕组温度测量IED的绕组热点温度及油中溶解气体IED的过热缺陷报警信息等，经综合分析形成控制策略，并对冷却装置进行控制。根据工程实际要求， 冷却装置控制IED可选择附加监测冷却装置的运行状态，包括油泵状态、风机状态等。冷却装置控制IED接受的控制指令和反馈

24、的状态参考表7。控制策略应平衡设备绝缘安全和节能的两个方面的需求。冷却装置控制IED应将其运行状态信息（见表 10）基于GOOS服务通过过程层网络报 送至测控装置；将运行状态、控制状态和可靠性状态信息基于 MM&艮务通过过程层网络报送 至监测主IED。表7控制指令和返回状态量（开关量）信号类型描述技术要求冷却系统启动零差错投入一组冷却装置零差错切除一组冷却装置零差错冷却装置全部投入零差错冷却装置全部切除零差错控制指令冷却系统退岀运行零差错冷却系统启动成功或失败零差错一组冷却装置投入成功零差错一组冷却装置切除成功零差错各组油泵状态（正常、故障）/基于油流继电器，油泵电流等信息零差错返回状态量各组

25、风机状态（正常、故障）/基于风机电流等信息零差错11冷却装置电源状态（正常、故障）/基于电源电压等信息零差错冷却装置状态（自动、手动）零差错2）数据建模要求冷却装置控制IED应根据DL/T860原则进行数据建模。国家电网公司将颁布智能高压 设备通信技术规范规范数据模型，请及时关注相关标准的发布。此标准颁布之后，应按标 准执行。333 有载分接开关控制 IED （简称OLTC IED）1）功能要求OLTC IED基于GOOSE服务，接收测控装置的控制指令，实现对有载分接开关档位升、降的控制。为了实现安全控制，OLTC IED接收测量IED计算的绕组电压和电流信息（与分接开关直接关联的绕组），有效

26、执行过压或过流保护闭锁。OLTCIED也可存储智能控制策略，按照站控层设备要求，实现指定控制策略下的自主智能控制。OLTC IED采集有载分接开关的档位信息作为基本的控制反馈，也可根据工程需要，增 加监测有载分接开关运行状态和可靠性状态的传感器，如驱动电机电流、分接位置改变时的声学指纹等。OLTC IED接受的控制指令和反馈的状态参考表&OLTC IED应将其运行状态信息（见表 10）基于GOOS服务通过过程层网络报送至测控 装置；将运行状态、控制状态和可靠性状态信息基于 MMS服务通过过程层网络报送至监测主 IED。表8控制指令和返回状态量信号类型描述类型不确定度有载分接开关启动准备开关量零

27、差错调到指定档位整型零差错调档（升、降、停）整型零差错控制指令开关退岀运行，开关量开关量零差错有载开关当前位置开关量或整型零差错最高档位开关量零差错最低档位开关量零差错操作机构拒动开关量零差错滤油机运行状态开关量零差错滤油机跳闸开关量零差错总操作次数整型零差错操作机构电源故障开关量零差错就地/远方操作开关量零差错闭锁枚举型，1正常，2过流闭锁，3 过压闭锁驱动电机电流值整型2.5%声学指纹1枚举型，1正常，2注意，3告警返回状态量触头磨损2整型注释1鉴于现阶段技术不成熟，暂不宜采用注释2触头磨损由切换次数(机械寿命)、切换电流(电寿命)确定122)数据模型要求OLTC IED应根据DL/T86

28、0原则进行数据建模。国家电网公司将颁布智能高压设备通信技术规范规范数据模型，请及时关注相关标准的发布。此标准颁布之后，应按标准执行。334 监测功能组主IED1)功能要求监测主IED通过过程层网络，基于MMS服务，聚合来自测量IED控制IED和其他监测 IED的信息(参见表 9)并进行就地综合分析，获取电力变压器的运行状态、控制状态和可 靠性状态(参见表10)，通过站控层网络分别向站监控主机、远动装置和信息监测子站报送 进行信息交互，支持电网优化运行。表9监测主IED的聚合信息及来源信息来源聚合信息内容测量IED(1)顶层油温、底层油温、模拟绕组温度(2)主油箱油位、油压(3)气体聚集量(开关

29、量，可选模拟量)(4)周围环境温度(5)各绕组进岀线电压和电流等1(6)铁心接地电流有载分接开关控制IED(1)滤油机运行状态(2)驱动电机电流、控前挡位、控后档位(3)持续未检修时间(4)触头磨损2(5)有载分接开关的可靠性状态冷却装置控制IED(1) 冷却装置的可靠性状态(2) 风机组电流(3) 油泵电流、油流继电器信号油中溶解气体监测IED(1) 基于油中溶解气体分析的变压器本体可靠性状态(2) 14、CO CH、C2H4、GI4、QU，可选 CO、I4O(色谱法) 或H、QH,可选HO (电化学法)光纤绕组温度测量IED(1) 热极限率3、可持续时间4(2) 测点1温度、测点2温度，局

30、部放电监测IED(1) 基于局部放电监测的变压器本体可靠性状态(2) 放电强度(dbm,pC)、超注意值放电频次(次/s )套管监测IED(1) 套管的可靠性状态(2) 电容量(pC)、介质损耗因数(%)注释1可采集MU直计算获取注释2触头磨损由切换次数(机械寿命)、切换电流(电寿命)确定注释3指当前(测量热点温度+测量不确定度)与允许热点温度限值之比值注释指保持当前运行工况，达到100%热极限率所剩余的时间表10电力变压器状态信息状态属性状态信息运行状态(1)各绕组进岀线电压、电流(2)顶层油温、热点温度(3)油位、油压(4)分接开关当前挡位（5）冷却装置开启组数或运行状态13控制状态（1）

31、有载分接开关当前挡位、最高挡位、最低档位（2）有载分接开关可控状态（无闭锁、无卡涩、可驱动）（3） 冷却装置可控组别及可控率（可控组数/总组数）（4）热点温度及达到100%热极限率所剩余的时间 （负载水平控制）可靠性状态（1）本体：故障模式（过热、放电、受潮 /老化），事故几率（2）有载分接开关：故障模式（驱动电机电压异常、卡涩、闭锁、 达到磨损限值）、事故几率（3） 冷却装置：故障模式（油泵故障、风机故障、电源故障）、故 障率（故障组数/总组数）（4）套管：故障模式（屏击穿、受潮 /老化）、事故几率表11监测主IED与站控层设备的信息互动站控层设备信息内容信息交互频率站监控主机运行状态、控制

32、状态、 可靠性状态每2h，或者控制状态改变，或热极限率每 变化2%或可靠性状态每变化 5%寸远动装置运行状态、控制状态、 可靠性状态每2h，或者控制状态改变，或热极限率每 变化2%或可靠性状态每变化 5%寸监测信息子站各监测IED报送的格式 化信息每8h，或可靠性状态变化超过 5%寸表11中，可靠性状态的数据模型包括“故障部件（铁心、本体、有载分接开关、冷却 装置、套管）、故障模式和事故几率”。其中，故障几率的参考是，专业人员判定需尽快退 出运行时，故障几率可定为90%，超过注意值要求但状态稳定时，故障几率可定为10%。控制状态中热点状态包括“热点温度极限率、可持续时间”。监测主IED中应能保

33、存一年以上的格式化信息，以满足趋势分析之需要，并为深度分析提供信息支撑。2）数据模型要求监测功能组主IED应根据DL/T860原则进行数据建模。国家电网公司将颁布智能高压 设备通信技术规范规范数据模型，请及时关注相关标准的发布。此标准颁布之后，应按标 准执行。335 局部放电监测IED1） 技术指标局部放电监测IED应在标准模拟干扰环境下最小可测不大于300pC的放电信号，最大可测10000pC的放电信号。测量值可以用 pC或dbm表示。2） 功能要求局部放电监测IED以连续50个工频周期的测量数据为依据，按“放电强度、放电频率（每秒超过注意值强度的次数）、相位（按正弦波，单位为度）”形成格式

34、化信息，每2h以MMS服务通过过程层网络向监测主IED报送一次，视在放电量每等值增加50pC,立即主动向上报文一次。局部放电监测IED应具有分析功能，要求根据放电信号强度、放电频率、发展趋势等信 息，对放电性缺陷是否存在以及严重程度做出定量评估，将“故障部件为本体、故障模式为 放电和故障几率为定量评估结果”的结果信息通过过程层网络基于MMS服务报送至监测主IED。每2小时报送一次，故障几率每变化5%立即主动上送报文一次。局部放电监测IED应有足够的数据存储空间，合适的存储策略，以满足趋势分析和深度分析之要求。3）数据模型要求局部放电监测IED应根据DL/T860原则进行数据建模。国家电网公司将

35、颁布智能高压设备通信技术规范规范数据模型，请及时关注相关标准的发布。此标准颁布之后，应按标 准执行。143.3.6油中溶解气体监测IED （色谱法）1）技术指标色谱法监测气体包括 H2、CO CH、CH、GH、C2H6,可扩展监测 CO、HQ监测IED应 具有故障自检和远程维护功能。技术指标详见表12。表12油中溶解气体监测IED （色谱法）技术指标特征气体最小可检量测量范围巳10 卩 L/ L0 2000 卩 L/ LC2H20.5 卩 L/L0 100 卩 L/ LCH2 卩 L/L0 1000 卩 L/ LC2H42 卩 L/L0 1000 卩 L/ LC2H62 卩 L/L0 1000

36、 卩 L/ LCO50 卩 L/L0 2000 卩 L/ LCO50 卩 L/L0 10000 卩 L/LHO2% RH2% 100%RH2）功能要求油中溶解气体监测IED应具有分析功能，分析依据为监测气体组分浓度、趋势及比值关系。当所测气体组分浓度或组分浓度增长率异常时，根据GB/T 7252及制造商积累的经验给出“故障部件（本体）、故障模式（放电、过热、受潮）、故障几率”的结果信息，同时提 供“ H2、CO CH4、QH4、C2H2、C2H6、CO2 （卩1/）、H2O （%）”的格式化信息，通过过程层 网络以MMS服务向主IED报送。每2小时报送一次，故障几率每增大5%立即主动上送报文

37、一次。3）数据模型要求油中溶解气体监测IED （色谱法）应根据 DL/T860原则进行数据建模。国家电网公司将 颁布智能高压设备通信技术规范规范数据模型，请及时关注相关标准的发布。此标准颁 布之后，应按标准执行。3.3.7油中溶解气体监测IED （电化学法）1）技术指标电化学法监测智能变压器油中关键气体出C2H2,可扩展监测H2Q监测IED应具有故障自检和远程维护功能。技术指标详见表13。表13油中溶解气体监测IED （电化学法）技术指标特征气体最小可检量测量范围H210 卩 L/L0 2000 卩 L/LC2H23 卩 L/L3 100 卩 L/LH2O2% RH2% 100%RH2）功能要

38、求电化学法根据所测组分浓度分析判断变压器的运行状况。当所测组分浓度或组分浓度的增长率异常时，根据 GB/T 7252及制造商积累的经验给出“故障几率”的结果信息，同时提供“ H2 （卩L/L ）、QH2 （卩L/L ）、出0 （%）”的格式化信息，通过过程层网络以 MMS服务向主 IED 报送。每 2 小时报送一次，故障几率每变化5%立即主动上送报文一次。3） 数据模型要求油中溶解气体监测IED （电化学法）应根据 DL/T860原则进行数据建模。国家电网公司 15将颁布智能高压设备通信技术规范规范数据模型，请及时关注相关标准的发布。此标准 颁布之后，应按标准执行。3.3.8绕组温度测量 IE

39、D1） 技术指标绕组热点温度测量范围 0 C -200 C,测量不确定度应不大于2 C。2） 功能要求测温点数由用户指定， 或制造商根据用户要求确定。 通常测温点数不少于 4 个， 也不多 于 20 个。测点位置由制造商根据内部温度场计算或专门的实验测量结果决定，原则上，安 装在理论计算的最热点处。绕组温度测量IED应具有电力变压器热状态分析功能。要求根据监测数据，同时参考顶层油温、底层油温、负载水平、铁心接地电流、油中溶解气体、环境 温度等数据，计算热极限率和可持续时间。结果信息“热点温度、热极限率、可持续时间” 以MM&艮务通过站控层网络报送至远动装置及站监控主机，同时将格式化信息“测点1

40、温度、测点2温度、测点n温度、环境温度、负载率”通过站控层网络基于 MM$艮务报送至站监测信息子站。报送周期参照表 11 执行。绕组热点温度采用光纤直接测量，光纤测温点数 量和位置由制造商和用户协商确定。绕组热点温度测量IED 应支持周期性上送最热点温度（所有测点中温度最高者），上送格式为“测点、温度（C）、时间（年月日时分秒）”（兼做 轻量级结果信息和格式化信息测量数据），当最热点温度每变化 2 C,主动上送一次。3） 数据模型要求 绕组热点温度测量 IED 应根据 DL/T860 原则进行数据建模。 国家电网公司将颁布 智能 高压设备通信技术规范规范数据模型，请及时关注相关标准的发布。此标

41、准颁布之后，应 按标准执行。3.3.9非电量保护 IED变压器智能组件的非电量保护IED技术规范参见第三部分一一非电量保护装置。3.3.10合并单元智能变压器若配置电子电流互感器， 其合并单元的技术规范参见第二部分套管式电 子电流互感器。4 试验4.1一般原则若智能化是在已有型号上进行的， 已进行的型式试验依然有效。 若传感器的植入对本体 的密封、 绝缘、 机械强度等可能产生影响， 应视情况， 重新进行相关试验或进行验证性试验。4.2电力变压器本体的下列试验应在安装内置传感器之后进行：1） 绕组绝缘电阻2） 铁心和夹件绝缘电阻3） 交流耐压和局部放电测量（当安装绕组光纤测温传感器时）4） 绕组

42、电阻5)变压器整体密封试验(若油箱壁有开孔时)6)长时间过电流试验(若安装绕组光纤测温传感器) ，同步记录光纤测温数据。7)温升试验(若安装绕组光纤测温传感器) ，同步记录光纤测温数据。4.3 智能组件柜试验165.2智能组件柜应满足第 3.2 条要求。智能组件的强度和防腐要求由制造商文件说明，并附 检测报告。关于防护等级要求应按GB2408 进行检验。有电磁屏蔽要求的，应按技术合同说明的屏蔽技术指标要求进行检验。 有温湿度控制要求的， 应按技术合同说明的温湿度控制技 术指标要求进行检验， 同时制造商应提供温湿度控制装置寿命的评测报告。 对于内部供电系 统，应逐一检测各 IED 供电电源及智能

43、组件总电源的保护匹配，不允许发生越级跳闸现象； 电源电位隔离等级应满足技术合同要求。4.4 智能组件试验1)测量、监测、控制等IED，应进行可靠性、准确性试验，试验结果应满足第3.3节的各项技术要求。电子式互感器及MU等的技术要求参见相关标准。2)监测主 IED 对宿主设备的功能性评估认可方法可采用由供方提供自检测报告或第 三方的检测报告。3)各控制 IED 的功能性评估认可方法可采用由供方提供自检测报告或第三方的检测 报告。4)所有 IED 应满足 GB 2423.1 、 GB 2423.2 和 GB 2423.4 标准的相关要求，如智能组 件柜有温控、 湿控及反凝露措施， 允许将 IED

44、按实际运行状态连同智能组件柜一起 进行试验。要求各IED工作正常，技术指标符合设计要求。5)所有 IED 宜符合 GB/T17626.2、 GB/T17626.3、 GB/T 17626.4、 GB/T 17626.5 、 GB/T17626.6 、 GB/T 17626.8 、 GB/T 17626.9 、 GB/ T 17626.10 、 GB/T 17626.11 、 GB/T 17626.12 标准的最高要求。如智能组件柜有电磁屏蔽措施，允许将 IED 按实际运 行状态连同智能组件柜一起进行试验。 要求各 IED 工作正常， 各项技术指标符合设 计要求。6)智能组件的通信符合第 5.3

45、.2 、 5.3.3 条的要求。7)智能组件的系统测控装置、继电保护装置等应满足 GB/T 13729、 GB/T 1 4285 、 DL/T 478、 DL/T 769 、 DL/T 1075 标准的相关要求。8)满足技术合同规定的其他技术要求。5智能电力变压器总集成商及责任5.1除买方专门指定，智能电力变压器的总集成商为电力变压器制造企业。5.2智能组件的总集成商负责智能组件柜内各 IED 的功能调试、网络通信调试，负责提交 智能组件相关试验报告，负责现场调试和售后服务等。智能组件各IED及附件供应商有协助 总集成商完成上述工作的义务。 当总集成商不是变压器制造企业时， 应由总集成商牵头，

46、 变 压器制造企业协助完成传感器的植入及相关试验、调试等工作。智能电力变压器总集成商负责向买方提供智能组件内部各IED 及智能组件与宿主设备本体的全部原理接线、 端子接线、网络拓扑等图纸。智能组件各IED及附件供应商有义务配 合总集成商提供上述资料。5.3各监测 IED 与配套的传感器应作为整体采购。5.4对于功能相对独立的IED，买方可以指定供方，此种情况，总集成商仍应承担第条的义务。但接口部分（如通信等）之外的 IED故障由买方或IED供方负责。6智能化的基本要求176.1应设智能组件柜，且智能化设计理念符合本技术规范。6.2应设测量 IED 或类似功能的智能电子装置。6.3应设监测主 I

47、ED 及至少一个监测项目，且监测数据就地分析处理。仅有一个监测项目 时，可以将监测主 IED 与监测项目合并。6.4应包括一个智能控制项目，或冷却装置，或有载分接开关。6.5智能组件及各 IED 通信符合本技术规范要求。18二、套管式电子电流互感器1总则1.1一般规定1.1.1投标人应具备招标公告所要求的资质，具体资质要求详见招标文件的商务部分。1.1.2投标人须仔细阅读包括本技术规范（技术规范通用和专用部分）在内的招标文件阐 述的全部条款。 投标人提供的互感器本体及其附件应符合招标文件所规定的要求， 投标人亦 可以推荐符合本招标文件要求的类似定型产品， 但必须提供详细的技术偏差。 如有必要，

48、 也 可以在技术投标文件中以 “对规范书的意见和同规范书的差异” 为标题的专门章节加以详细 描述。1.1.3本技术规范提出了对电子式互感器本体及其附件的技术参数、性能、结构、试验等 方面的技术要求。有关互感器的包装、标志、运输和保管的要求见商务部分的规定。1.1.4本技术规范提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充 分引述有关标准和规范的条文， 投标人应提供符合本技术规范引用标准的最新版本标准和本 招标文件技术要求的全新产品，并在电子式互感器配置方案的基础上提供优化的配置方案。 如果所引用的标准之间不一致或本招标文件所使用的标准与投标人所执行的标准不一致， 按 要求较高的

49、标准执行。1.1.5如果投标人没有以书面形式对本技术规范的条文提出差异，则意味着投标人提供 的设备完全符合本招标文件的要求。 如有与本招标文件要求不一致的地方， 必须逐项在 “投 标人技术参数偏差表”中列出。1.1.6本技术规范将作为订货合同的附件，与合同具有同等的法律效力。本技术规范未尽 事宜，由合同签约双方在合同谈判时协商确定。1.1.7本技术规范中涉及有关商务方面的内容，如与招标文件的商务部分有矛盾，以商务 部分为准。1.1.8本技术规范中通用部分各条款如与技术规范专用部分有冲突，以专用部分为准。1.2投标人应提供的资质文件 投标人在投标文件中应提供下列有关合格的资质文件，否则视为非响应

50、性投标。1.2.1电子式互感器的销售记录，填写格式见技术规范专用部分表11，并提供相应的最终用户的使用情况证明。1.2.2拥有的由权威机构颁发的 ISO 9000 系列的认证证书或等同的质量保证体系认证证 书。1.2.3具有履行合同所需的生产技术和生产能力的文件资料。1.2.4有能力履行合同设备维护保养、修理及其他服务义务的文件。1.2.5电子式互感器 5年内有效的型式试验报告（根据 DL/T 725 要求）。所提供的组、部 件需要明确， 按照相关标准提供必要的型式试验报告。 如需向第三方外购时， 投标人也应就 其质量作出承诺， 并提供分供方相应的型式试验报告、 例行检验报告和投标人的进厂验收

51、证 明。1.2.6电子式互感器国家电网公司集中招标年度供应资质业绩信息核实结果认定证明函 件。1.2.7电子式互感器不少于 3 套 1 年以上的运行业绩证明以及同相关一次组合安装厂家使 用业绩证明材料。1.2.8电子式互感器采用同一次设备组合安装时，电子式互感器生产厂家和一次设备厂家 需提供针对投标项目的合作协议书。1.3工作范围和进度要求1.3.1本招标文件仅适用于技术规范专用部分表1表3中所列的设备。其中，包括电子式互感器本体及其附件的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求，以及供货 19和现场技术服务。1.3.2技术协议签订后，卖方应在 2 周内，向买方提出一份详尽的生产进度计

52、划表。1.3.3如生产进度有延误，卖方应及时将延误的原因、产生的影响及准备采取的补救措施 等向买方加以解释， 并尽可能保证交货的进度。 否则应及时向买方通报， 以便买方能采取必 要的措施。1.4 对设计图纸、说明书和试验报告的要求1.4.1图纸及图纸的认可和交付1.4.1.1所有需经买方确认的图纸和说明文件，均应由卖方在技术协议签订后规定的时间 内提交给买方进行审定认可。 这些图纸资料包括电子式互感器外形图、 安装尺寸等。 买方审 定时有权提出修改意见。 需经确认的图纸资料应由卖方提交给技术规范专用部分所指定的单位。买方在收到需认可图纸后， 将一套确认的或签有买方校定标记的图纸 （买方负责人签

53、字） 返还给卖方。 买方有权对供货设备的卖方图纸提出修改意见。 凡买方认为需要修改且经卖方 认可的， 不得对买方增加费用。 在未经买方对图纸作最后认可前， 任何采购或加工的材料损 失应由卖方单独承担。1.4.1.2卖方在收到买方确认图纸（包括认可方修正意见）后，经修改应在规定的时间内向接收图纸的有关单位提供最终版的正式图纸和一套供复制用的底图及正式的CAD 文件电子版，正式图纸必须加盖工厂公章或签字。电子式互感器应按照经确认的最终图纸进行制造。1.4.1.3完工后的产品应与最后确认的图纸一致。 买方对图纸的认可并不减轻卖方关于其 图纸的完整性和正确性的责任。 设备在现场安装时， 如卖方技术人员

54、进一步修改图纸， 卖方 应对图纸重新收编成册，正式递交买方，并保证安装后的设备与图纸完全相符。1.4.1.4图纸的格式。所有图纸均应有标题栏、全部符号和部件标志“*”，文字均用中文书写，并使用 SI 国际单位制。卖方应免费提供给买方全部最终版的图纸、 资料及说明书。 其中， 图纸应包括总装配图 及安装时设备位置的精确布置图， 并且应保证买方可按最终版的图纸资料对所供设备进行维 护，并在运行中便于进行更换零部件等工作。1.4.1.5互感器所需图纸：1） 总装图。 总装图应标明全部所需要的附件数量、 目录号、额定值和型号等技术数据。 图纸应标明所有部件和附件的尺寸位置， 各法兰尺寸及位置， 还应标

55、明互感器底座 和基础螺栓尺寸。3） 互感器同其他一次设备组合安装时，需提供详细的组合安装图纸。同其他一次设 备组合安装时，由卖方提供经过本项目一次厂家确认的安装示意图，卖方提供的 安装方案需要有相关的运行业绩，并在技术规范专用部分附图说明。4） 电子式互感器相关部件（包括一次传感器、一次转换器、传输系统、二次转换 器）的安装布置图。5） 铭牌图。应符合国家相关标准，包括一次部分和二次转换器（如果有）都应具有铭 牌。6） 互感器安装、运行、维修和有关设施设计所需的其他图纸和资料。142产品说明书142.1应有安装使用说明。1.4.2.2产品说明书还应包括下列各项：1） 关于结构、连接及铁心、绕组

56、型式等的概述和简图。2） 互感器有关部件（包括一次传感器、一次转换器、传输系统、二次转换器）及附 件的图纸和安装维护说明。3） 互感器励磁特性曲线（如果有）。4） 提供互感器耐地震能力的计算书或本厂做过的同类产品试验报告。205） 互感器所用的专用工具和仪器的清单，组、部件说明书和手册等。6） 主要影响产品性能的元器件的型号和相关资料。7） 特殊需要的说明。1.4.3 试验报告（见表2）143.1应提供有效的（5年内）型式试验报告（包括主要部件，试验机构需具有CMA认证）、例行试验报告、特殊试验报告及其他要求的试验报告（如耐地震能力、抗运输颠簸试验等）。1.4.3.2主要部件（包括一次传感器、

57、一次转换器、传输系统、二次转换器）出厂检验报 告。表1卖方向买方最终提供的资料和图纸内容份数交付时间接图单位1. 买卖双方协商确定的图纸、资料和说明2. 制造计量器具许可证3. 产品说明书1）包装、运输、安装使用说明书2）技术条件3）备件说明书4）装箱单5）高海拔修正说明（如果需要）4. 主要设计数据5. 设计、制造所依据的主要标准6. 备品备件图纸、清单7. 互感器所用主要材料、部件、配件清单8. 互感器主要图表1）总装图2）基础安装尺寸图3）电气原理图5）铭牌图包括一次部分和二次转换器（如果有）都应具有铭 牌9）二次转换器的接线及安装图10 ）主要部件（包括一次传感器、一次转换器、传输系统

58、、二 次转换器）等的安装布置图9.其他未列入合同技术清单但却是工程所必需的文件和资料及图 纸和技术数据等见招标文件专用部分21表2卖方向买方提供的试验、测试报告内容份数交付时间接图单位1.有效的（5年内）型式试验报告（包括主要部件，试验机构需 具有CMA认证）2. 例行试验报告3. 特殊试验报告4. 其他要求的试验报告（如耐地震能力、抗运输颠簸试验等）5.主要部件（包括一次传感器、一次转换器、传输系统、二次转 换器）出厂检验报告6. 主要材料的岀厂检验报告见招标文件专用部分143.3主要材料的检验报告。1.5标准和规范1.5.1按有关标准、规范或准则规定的合同设备，包括卖方向其他厂商购买的所有

59、附件和 设备，都应符合这些标准、规范或准则的要求。1.5.2表3所列标准中的条款通过本招标文件的引用而成为本招标文件的条款，凡是注明 日期的引用标准，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用本招标文件。 凡是不注明日期的引用文件，其最新版本适用本招标文件。表3 本技术规范遵循的主要标准标 准号标准名称GB/T 2421电工电子产品环境试验GB 311.1高压输变电设备的绝缘配合GB 1207电磁式电压互感器GB 1208电流互感器GB 2536变压器油GB/T 3047.3高度进制为20mm的插箱、插件基本尺寸系列GB/T 5582高压电力设备外绝缘污秽等级GB/T 5895污秽

60、地区绝缘子使用导则GB/T 7252变压器油中溶解气体分析和判断导则GB/T 7595运行中变压器油质量GB/T 8905六氟化硫电气设备中气体管理和检验导则GB 11023高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则GB 11604高压电器设备无线电干扰测试方法GB/T 13540高压开关设备和控制设备的抗震要求GB 14598.27量度继电器和继电保护装置第27部分：产品安全要求GB 16847保护用电流互感器暂态特性技术要求GB/T 16927高电压试验技术GB 17201组合互感器GB/T 17626电磁兼容试验和测量技术GB/T 20840互感器GB/T 22071互感器试验导则GB 501