1. 变压器常规技术要求 详见文件《智能电网一次设备（变压器）通用部分技术要求 》

　　《电工电子产品基本环境试验规程，试验 B：低温试验方法》 《电工电子产品基本环境试验规程，试验 Db：交变湿热试验方 法》 《继电保护和安全自动装置技术规程》

　　1) 采用无源型，或将有源部分外置。 2) 变压器的所有出厂试验应在安装了内置传感器之后进行。 3) 内置传感器与外部检测单元的联络通道应符合一次设备的密封要求。 4) 内置传感器的使用寿命应不小于 15 年。 2.1.1.2. 对外置型传感器的要求：

　　1) 新设备留有外置传感器的安装位置。外观要求整洁、易维护、不降低变 压器的外绝缘水平。

　　2) 应安装在低电位处，除非必须，不推荐安装于高压部位。 3) 与高压设备内部绝缘介质相通的外置传感器，其密封性能、机械杂质含

　　量等应符合或高于变压器的相应要求。 4) 有良好的电磁屏蔽措施。 2.1.2. 温度传感器： 1) 变压器应配备绕组模拟温度测量装置和油温（底层和顶层）测量装置。

　　顶层油温测量应不少于两个监测点。上述温度变量在变压器本体上可观 测，并可将该信号送出至智能组件。 2) 若需采用光纤测量热点温度，应根据用户要求预埋传感器，且该光纤不 能影响绕组的电气绝缘性能。 2.1.3. 局放传感器 1) 脉冲电流法：在套管末屏部分穿入地线电流电磁耦合式高频传感器，脉 冲电流法，高中压套管末屏 3～6 个。 2) 超声法：在重点探查高中压强场区域 3～5 个。 3) 特高频：需内置式特高频传感器，定位需要不少于 3 个。 2.1.4. 油中气体及微水传感器 变压器厂家通过预留的法兰接口与变压器油中溶解气体及微水在线监测 系统的进出油管路对接，由在线监测系统进行取油分析。 2.1.5. 电流互感器 应在变压器的套管尾部安装常规式或电子式电流互感器，用于对变压器本 体的测量和保护。 如采用电子式电流互感器，采集器安装于套管金属法兰，MU 安装在智能 组件柜内。 2.1.6. 油位、压力、瓦斯传感器 油位的高低报警信号需直接由储油柜带油位表直接输出；

　　压力的报警或跳闸信号由压力释放装置提供，每台变压器至少安装 2 个， 直接安装在油箱两端；

　　瓦斯继电器安装与储油柜与变压器连接管道上，用于对变压器产生的少量 气体（轻瓦斯）和油流速过快的监测；

　　2.2. 控制器 包括变压器冷却系统、有载开关控制器，控制方式有：控制器就地控制、

　　智能组件通过控制器控制，站控层通过智能组件控制。优先顺序为：系统层 控制、智能组件控制、控制器就地控制。 2.3. 试验

　　智能设备的型式试验和出厂试验应在智能组件(包括传感器、控制单元等) 安装完毕后进行。在进行高压试验时，智能组件应处于工作状态，试验中和 试验后，整个智能变压器（高压设备、传感器和控制单元、智能组件）应无 异常。

　　智能组件还应单独进行 GB/17626.2、GB／T17626.3、GB／T17626.4、GB ／T17626.5、GB／T17626.6、GB／T17626.8 所述各项试验。要求试验中各功 能组工作正常，同时测试智能组件内部及智能组件与仿真站控层的信息交互 情况．要求符合设计要求。

　　3. 智能组件 3.1. 智能组件柜技术要求 3.1.1. 结构要求（外观、材质，隔热措施，屏蔽要求，接地，绝缘）

　　柜体材质由钢板构成，材料进行严格的表面处理并采取合适的防腐蚀措 施，并需有足够的机械强度，以保证组件安装后及操作时无摇晃，屏面板及

　　屏架无变形等。柜体的强度及电磁兼容性应满足相应的国家标准或国际标准。 另外根据运行环境的不同，可考虑在柜内装加热、除湿或制冷装置等。 柜内需配备照明装置、小型断路器、插座等辅助设备。 3.1.2. 工作电源

　　AC220V/50Hz±15%，引自 UPS 电源屏。两路工作电源（主备） 每台智能单元交流进线侧配置微型断路器，其脱扣电流须考虑与 UPS 电 源屏的上级断路器极差配合可靠性。 3.1.3. 环境要求 智能组件柜应满足户内或户外长期连续运行，若是户外长期运行，应同 主变有相同的工作环境，防护等级不低于 IP55；若是户内长期运行，防 护等级为 IP21 级。 工作环境温度：-40℃～60℃ 海拔高度：≤4500m 相对湿度：5～95%，无冷凝

　　3.1.4. 标识要求（柜内功能组及连接显示，主接线图） 应提供柜内功能组及连接显示，主接线. 维修安全 安全：应有可靠的接地装置，柜内各功能组应具有独立的工作能力；

　　变压器的状态的感知元件，用于将变压器的某些状态信息转变为可测量 的电信号。包括：CT，PT，油位传感器，油温传感器，油压力传感器， 气体继电器，压力释放器等。

　　信号（气体继电器重瓦斯、压力释放阀跳闸信号等）采用直测直跳 方式对变压器本体进行保护，同时可将信号提供给智能组件进行监 测。 3) 测控功能组应具有独立运行功能，智能组件负责集中管理和分析、 评估各功能组处理结果。 4) 根据实时获取的电压电流参数，计算、记录、统计传输容量、负载 率、负荷电流等，作为状态评估和故障分析的数据，或实时将监测 数据上传。 5) 根据实时获取的顶层油温、底层油温、环境温度、负荷电流，评估 绕组的热点温度，或者通过光纤测温方式获取的绕组热点温度，向 冷却系统控制器发出操作指令，主动启停相应设备，并返回设备状 态信息。 6) 根据设定的冷却器控制方式（自动、手动），控制并监视冷却器的运 行，制定冷却器投切策略、优化冷却器投切。监视冷却器：1）每组 冷却器的工作状态（工作、停止、故障）；2）油泵状态（正常、故 障）；3）电源状态（正常、断相、停电、故障）。给出分类故障报警， 紧急情况下主动发出指令。 7) 对于有载调压变压器，根据设定的调压控制方式，按控制策略自动 调压或接受指令调压，向有载调压开关控制单元发出调节指令，从 有载分接开关智能控制单元（IED）获取开关状态信息，开关档位、 操作次数等，对开关的异常状态：重瓦斯动作、控制机构故障等， 给出分类故障报警，紧急情况下主动发出指令；对于无载调压开关， 应将档位信息上传。

　　与智能组件的网络通讯方式可采用工业以太网方式或者 RS485 方式。 3.2.5. 技术说明 3.2.5.1. 冷却系统 IED

　　内置 IED 单元，接受变压器智能组件的控制指令，优化投切冷却装置， 将目前冷却系统的状态实时反馈给变压器智能组件。智能组件以通讯的方式 对冷却系统进行监控，通讯方式采用 RS485 或者工业以太网方式。冷却系统 IED 从智能组件接受的指令和向智能组件返回的状态详见下表。

　　智能组件可以采用接点信号直连方式或者通讯方式对有载开关进行监 控，若采用光纤通讯，应满足 RS485 或者工业以太网方式。有载开关 IED 从 智能组件接受的指令和向智能组件返回的状态详见下表。

　　有载分接开关启动准备，开关量 上调一档，开关量 下调一档，开关量 紧急停止，开关量 开关退出运行，开关量

　　可根据需要选择以下类型传感器。 1）采用特高频天线传感器：可选用内置式或外置式特高频传感器。对于 已经投运的变压器，建议采用外置式传感器。对与新出厂的变压器，可选用 内置式或外置式传感器。 2）采用安装在套管末屏接地线、中性点接地线或铁芯接地线上的电磁耦 合式高频电流传感器。 3）对比较重要的变压器设备，可增加超声传感器进行辅助局部放电监测， 此时智能组件上应留有超声定位可扩展接口。

　　最小可识别放电 量：500pC， 最大可测放电量： 5000PC， 在量程范围内能反 应局部放电量的变 化

　　试品（尖端、 浮电位、绝缘 表面金属颗 粒）进行测试， 同时利用脉冲 电流法进行比 对检测，以确 定其最小可测

　　标准，实验室 条件下采用等 效电容试品， 利用标准测试 回路对监测系 统进行校准和

　　3.3.1.3. 技术说明 1) 工作环境要求 a) 传感器应能在-40℃~70℃，日最大温差 25℃的环境下长期稳定工作，

　　功能组件应能在-25℃~70℃的范围内长期稳定工作。 b) 传感器能 100%的环境湿度下（不冷凝）长期稳定工作，功能组件的工

　　作环境湿度要求为90%（月平均）。 c) 传感器和功能组件能够在 86kPa~106kPa 大气压环境下长期稳定运行。 d) 传感器和功能组件的抗震能力满足：水平加速度 0.3g,垂直加速度 0.15g

　　2) 传感器的安装。 a)内置天线传感器由变压器生产商在制造时在变压器本体适当位置开窗

　　植入，与一次设备一体化设计。亿博电竞 亿博官网在出厂时同变压器一起完成出厂试验。 b)外置式天线传感器安装在变压器本体外的可检测处，需在装配前确定传

　　感器在本体上的固定方式，安装好的传感器不能影响变压器设备的整体美观， 并且便于安装和维护。传感器外壳喷涂颜色和变压器一致，上面应有明显的设 备安全标识（符合 GB16836-1997 中相关规定），所有金属部分应有防锈蚀 措施，满足户外使用的防雨、防尘等可靠性要求。

　　c)在高中压套管末屏、中性点接地线或铁芯接地线上的各接一个高频电流 传感器，可根据监测诊断的需要适当增加辅助传感器。对新设备套管末屏安装 的脉冲电流传感器应在设备制造前与套管进行一体化设计。安装好的传感器不 能影响变压器设备的整体美观，并且便于安装和维护。传感器外壳喷涂颜色和 变压器一致，上面应有明显的设备安全标识（符合 GB16836-1997 中相关规定）， 所有金属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。

　　d)天线传感器的接入不应导致变压器设备的绝缘性能降低、密封破坏、接 地通流能力下降等安全隐患。外置传感方式应注意与高压带电区域保持安全的 绝缘距离。电磁耦合式高频电流传感器采用穿心结构，保证接地线具有连续一 致的通流能力，引线m。建议变压器厂商设计时应采用双末屏 接地结构（一个电压抽头和一个末屏接地抽头）。

　　e)内置传感器使用寿命不应小于 25 年，出厂时应提供相应的使用寿命论 证报告。内置传感器与外部的连接接口应符合变压器本体的密封要求，传感探 头不应影响变压器内部电场分布，应提供相应的分析检测报告。

　　f)功能组件的电源：可以选择变电站用交、直流电源。允许电压幅值偏差 10%，交流电源的频率偏差1%和不大于 5%的谐波含量。直流电源允许纹波 系数为 5%。在电源出现短路、接地、断电能情况下，智能组件具有自恢复正 常运行的功能。正常工作下，整个智能组件功率消耗不大于 100W。

　　g) 功能组件应满足模块化，标准化、插件式结构，能根据监测点数的变 化进行灵活的扩展。支持热插拔和可互换性要求，任何一个模块进行检修时， 不影响其他模块的正常工作。 3) 绝缘性能要求：

　　属部分机外壳之间，以及电气上无联系的各回路之间，用 500V 的直流兆欧 表测量绝缘电阻值，不应小于 5MΩ。

　　在标准大气压下，功能组件任一引线端子和地之间应能承受 1min，2000V 的工频耐压试验而无击穿闪络造成元器件损坏，整机带电部分和地之间应能 承受 1min，500Ｖ的工频电压。

　　在标准大气压下，装置的信号输入输出回路对地，以及各回路之间应能 承受 1.2/50us 的标准雷电波的短时冲击电压试验，开路试验电压 5kV。

　　4) 功能组件的电磁兼容性满足以下标准： 辐射电磁场干扰：能承受 GB/T14598.9-2002 中规定的严酷等级 3 级。 快速瞬变干扰：能承受 GB/T14598.10-2007 中规定的严酷等级 3 级。 脉冲群干扰：能承受 GB/T14598.13-1998 中规定的严酷等级 3 级。亿博电竞 亿博官网 静电放电干扰：能承受 GB/T14598.14-1998 中规定的严酷等级 3 级。 浪涌抗干扰：能承受 GB/T17626.5-1999 中规定的严酷等级 3 级。 工频磁场抗干扰：能承受 GB/T17626.8-1998 中规定的严酷等级 3 级。 5) 功能组件应具有故障自诊断监测日志记录功能，并能输出本身的自 检信息，同时还应提供方便、可靠的调试工具与手段，以满足网络化调试的 要求。 6) 功能组件应具备时钟同步的功能，与站内其他智能组件时间同步系 统之间时间误差小于±1ms。 7) 功能组件内的所有插件应接触可靠，具有良好的散热和抗震性能。 8) 功能组件的不带电金属部分在电气上连成一体，机箱应可靠接地。

　　3.3.1.4. 通讯技术要求 1) 功能组件应具有信息转换和通讯功能，支持以 IEC61850 方式上传状态监 测结果，同时接收来自其他智能组件和主控组件的命令信息，并记录命令时 刻，命令来源等内容，提供便捷的查看方法。 2) 功能组件应具有 1 个 RS232 接口（调试口），两个以上的光纤以太网通讯 口，单双网模式可灵活设置。功能组件能对通讯中断、通讯异常进行记录并 发出告警。

　　1) 功能组件对各测量点的局部放电信号进行采样，每次采样长度大于 ５０个工频周期，最短监测周期不大于 1 小时，监测周期可调。

　　2) 功能组件对局部放电特征量进行分析，至少包含以下基本参量：最 大放电量，放电相位，单位时间放电次数。功能组件能根据设定的经验阈值实 现对变压器内部局部放电分级报警。

　　3) 局部放电功能组件最少每隔 6 小时向主控组件上报一次诊断结果， 诊断风险每增大 2%增加报文一次。

　　4) 局部放电报文格式：唯一性标识、部件、故障模式（内部放电类型）、 风险程度（用百分数表示）。

　　5) 功能组件中能保存一年以上的监测参量信息（采用不掉电存储技 术），生产商可在设备维护时，对历时监测数据进行调用。如采用数据压缩技 术存储，数据压缩后采样率不应小于 50kS/s。（20uS 放电分辨间隔）。 3.3.2. 油中气体监测

　　电化学法、色谱法和光谱法油中气体在线监测技术各有优势，能满足智 能组件状态可视化的基本要求。 3.3.2.1. 油色谱在线监测：

　　采用电化学（燃料电池）原理对油中溶解气体进行实时定量分析， 能准确、连续监测变压器油中关键气体的状态含量，并按设定指标 提供故障气体浓度和变化趋势报警。

　　检测原理 复合膜、 燃料电池 型一体化 传感器 复合膜、 燃料电池 型一体化 传感器 薄膜电容 型湿度传 感器

　　2） 一般性说明 1) 同时监测变压器油中关键气体 H2 和 C2H2. 可扩展油中微水监 测。 2) 系统无载气、标气、分离柱、真空泵和电磁阀等消耗件和磨损件， 安装调试后不需要定期校准和维护。 3) 气体传感器探头应能耐绝对真空负压，油气分离膜不破损、变形。 系统能够承受变压器本体油压的要求，不能有渗漏油的现象。 4) 油气平衡时间应小于 2 小时，系统最小检测周期应小于 2 小时。 5) 产品有自检功能，定期自动地对气体传感器进行自我测试和诊断， 如发现传感器异常或不能正常工作，系统会自动报警。亿博电竞 亿博官网

　　6) 按设定的警报触发条件（气体浓度报警、小时变化趋势报警、日 变化趋势报警，监测仪系统故障报警）。

　　7) 取样后的变压器油必须回到变压器本体内，应满足不消耗油、不 污染油、以及免维护等前提条件，确保监测系统的取样方式不影 响主设备的安全运行，保证在最短的时间内及时灵敏地反映内部 故障气体的产生和变化。

　　3.3.2.3. 安装要求 1) 变压器油中气体监测系统进出油管路应与变压器预留的法兰对 接。 2) 变压器油中气体监测系统应在变压器不停电条件下实施安装和维 护工作，安装位置不能影响变压器的正常运行和维护。

　　3.3.2.4. 通讯技术要求 变压器油中气体监测系统通讯规约应符合 IEC 61850 标准。

　　3.3.2.5. 评估分析要求 1) 变压器油中气体监测系统根据所测组分浓度分析判断变压器的运 行状况。 2) 所测组分浓度或组分浓度的增长率未达到预设定的注意值，评估 变压器运行状况（正常），并将评估结论上传至智能组件。 3) 所测组分浓度或组分浓度的增长率已超过预设定的注意值，评估 变压器运行状况（不正常），根据 GB/T 7252 及生产厂家的变压器 故障诊断专家系统判断故障类型及严重等级，并将评估结论及相 应故障类型及严重等级上传至智能组件。

　　3.4. 通讯 智能组件在物理上可以是一个装置，该智能组件包含所有功能，对外提供独

　　立光纤接口。智能组件也可由多个物理装置构成，每个物理装置完成一个或多个 功能，每个装置对外独立提供光纤接口。

　　情形 1： 当测量功能组完成间隔层测控装置的测量功能时，测量功能组将模拟量、 状态量测量结果以 IEC61850 协议（MMS），通过光纤介质传送到站控层网络， 供站控层的监控、远动使用。可通过站控层网络以 GOOSE 方式获得其它间隔 信息参与逻辑互锁。

　　情形 2： 当间隔层测控装置完成测量的计算和处理工作时，合并单元将电压、电 流的采样值（SV）以 IEC61850-9-2 协议通过过程层网络传送给间隔层测控装 置。测量功能组将状态量以 IEC61850 GOOSE 协议，通过过程层网络将状态量 传给测控装置。

　　2） 控制功能组 实现本间隔断路器、刀闸、主变分接头等控制功能。当保护装置冗余配

　　情形 1： 配置冗余的 2 个控制功能组，分别对外提供 1 个独立光纤接口，通过过 程层网络，接受间隔层保护装置、测控装置下发的控制命令。其中保护 1 和 测控装置与第 1 个控制功能组通信。保护 2 与第 2 个功能组通信。

　　情形 2： 当智能组件的保护功能组完成间隔层保护装置功能，控制功能组接收保护 功能控制命令（电缆硬连接或者 GOOSE），完成跳、合闸功能。

　　3） 监测功能组 监测功能组负责处理各传感器采集的信息，做出检测判断，将检测结果以 IEC61850 协议（MMS），通过站控层网络传送到的变电站层的监控系统使用。

　　需要考虑保护的冗余配置要求。 情形 1： 间隔层保护装置完成保护功能，保护装置将事件与继电保护故障信息使用 IEC61850（MMS）通过站控层网络与变电站层监控、远动、继电保护故障信息系 统等通信。保护装置通过光纤介质从过程层网络，使用 SV、GOOSE 服务从智能 组件相应功能组获得模拟量采样值、状态量信息，并下发跳合闸命令给控制功能 组。使用 GOOSE 通过过程层网络与其他间隔的保护装置交换信息。

　　情形 2： 智能组件功能组完成继电保护功能，保护装置将事件与继电保护故障信息使 用 IEC61850（MMS）通过站控层网络与变电站层的监控、远动、继电保护故障 信息系统等通信。保护装置通过过程层网络以通信方式从合并单元（MU）获得 模拟量采样值，使用电缆硬连接或者 GOOSE 从智能组件其他功能组获得状态量 信息并下发跳合闸命令。使用 GOOSE 与其他间隔的保护功能组交换信息。

　　5）合并单元 MU 合并单元（MU）被视为电子互感器的组成部分，应由电子互感器厂家统 一提供。MU 对外需要具备同步接口，实现模拟量同步采样。模拟量采样值遵循 IEC61850-9-2 标准。 当保护装置冗余配置时，MU 也需要冗余配置。

　　6）智能组件的交换机 为保证可靠性，智能组件的交换机需要考虑冗余特性。 方案 1：配置两套冗余的交换机； 双套保护各自接到不同的交换机，冗余的控制组件也接到不同的交换机，做 到双套保护的独立配置。 方案 2：一套交换机配置冗余电源。

　　双套保护接到同一套交换机的不同端口，冗余的控制组件也接到同一交换机 的不同端口。但不符合保护双套冗余配置的原则，其可靠性也不如方案 1 高。

　　对于 220kV 及以上电压等级冗余采用方案 1，110（66）kV 如果采用冗余模 式可以采用方案 2。

　　7）计量功能组 计量应符合 DL/T 448 相应要求，计量功能组宜物理上独立配置，并考虑 各方接受的检定和溯源规程。计量功能组应具有与合并单元的采样值接口以及与 站控层的MMS通讯服务接口。 计量功能组应能准确的计量电能量，数据应完整、可靠、及时、保密，满 足电能量信息的唯一性和可信度的要求。

　　情形1： 计量功能组接收合并单元以 IEC 61850-9-2格式发布的采样值，电能计量

　　情形2： 智能电表接收合并单元以IEC61850-9-2格式发布的采样值，电能计量结果宜 采用IEC 61850的MMS协议发布至站控层。 8）运行检修问题 一次设备通过智能组件进行功能集成后，对现行运行检修方式提出了问题。 以前互感器、断路器独立，可以独立停运检修。功能集成后，通过同一智能组件 进行管理，两者之间会有牵制。 一个智能组件由多个功能组构成，需要考虑运行与检修时单个功能组的投退 问题。 9）智能组件内部结构示意图 方案 1 为智能组件实现保护、测控、计量功能。 方案 2 为间隔层设备实现保护、测控、计量功能。 建议优先采用方案 2。