下列为所参照的 IEC 标准，但不仅限于此： IEC60296：2003 IEC60815 变压器与断路器用新绝缘油规范 污秽条件下绝缘子选用导则

　　所有螺栓、双头螺栓、螺纹、管螺纹、螺栓头和螺帽均应遵照 ISO 及 SI 公 制标准。 当标准、规范之间存在差异时，应按要求高的指标执行。 1.2. 结构和其他要求 1.2.1. 布置要求 a) 变压器本体、套管、储油柜和冷却器（散热器）等布置应符合用户的要 求。 b) 变压器出线与 GIS 或封闭母线的连接应保证安装时接合准确和方便。为 此，用户和变压器提供厂家双方图纸尺寸必须严密配合，且均应留有调 节裕度。与 GIS 连接应考虑瞬态过电压对变压器的影响以及现场做局放 试验的便利。与封母连接还应考虑排水和阻断环流。 c) 变压器高、中、低压侧及中性点侧套管与其他设备端子相连均应采用软 连接，以防止过高应力的产生。 d) 铁心、夹件的接地引下线应分别引出至油箱下部接地。 1.2.2. 铁心和绕组 a) 铁心应采用优质、 低耗的晶粒取向冷轧硅钢片，用先进方法叠装和紧固， 使变压器铁心不致因运输和运行中的振动而松动。 b) 全部绕组均应采用铜导线，优先采用半硬铜导线。股线间应有合理的换 位，使附加损耗降至最低，连续换位导线应采用自黏性换位导线。绕组 应有良好的冲击电压波分布，变压器内部不宜采用加装非线性电阻方式 限制过电压。许用场强应严格控制，采用耐热、高密度、灰分低的绝缘 纸作为匝间绝缘，确保绕组内不发生局部放电和绝缘击穿。应对绕组漏 磁通进行控制，避免在绕组、引线、油箱壁和其他金属构件中产生局部

　　过热。 c) 绕组绕制、套装、压紧应有严格的紧固工艺措施，引线应有足够的支撑， 使器身形成紧固的整体，具有足够的抗短路能力。 d) 器身内部应有较均匀的油流分布，铁心级间迭片也应留有适当的冷却油 道，并使油路通畅，避免绕组和铁心产生局部过热。 e) 变压器运输中当冲撞加速度不大于 3g 时，应无任何松动、位移和损坏。 f) 对受直流偏磁影响的变压器，应考虑直流偏磁作用下产生振动而导致结 构件的松动。在变压器 750kV 绕组中性点接地回路中存在 4A 直流偏磁 电流下，变压器铁心不应存在局部过热现象，油中气体分析正常，油箱 壁振动最大值≤100m（峰—峰值） ，噪声声压级增加值≤5dB。 1.2.3. 储油柜 a) 储油柜中的油应与大气隔离， 其中的油量可由胶囊的膨胀或收缩来调节。 储油柜中的气室通过吸湿器与大气相通。 b) 套管升高座等处积集气体应通过带坡度的集气总管引向气体继电器，再 引至储油柜。在气体继电器水平管路的两侧加蝶阀。 c) 储油柜应装有油位计（带高、低油位时供报警的密封接点） 、放气塞、排 气管、排污管、进油管、吊攀和人孔。 1.2.4. 油箱 a) 变压器油箱的顶部不应形成积水，油箱内部不应有窝气死角。 b) 变压器应能在其主轴线和短轴线方向在平面上滑动或在管子上滚动，油 箱上应有用于双向拖动的拖耳。变压器底座与基础的固定方法应经用户 认可。 c) 所有法兰的密封面应平整，密封垫应有合适的限位，防止密封垫过度承 压以致龟裂老化造成渗漏。 d) 油箱上应设有温度计座、接地板、吊攀和千斤顶支支撑座等。 e) 油箱上应装有梯子，梯子下部有一个可以锁住踏板的挡板，梯子位置应 便于对气体继电器的检查。 f) 油箱应装有下列阀门： 1） 进油阀和排油阀（在变压器上部和下部应成对角线） 油样阀（取样阀的结构和位置应便于密封取样） 。 g) 变压器应装带报警或跳闸触点的压力释放装置，每台变压器至少 2 个， 直接安装在油箱两端。 h) 气体继电器重瓦斯触点不应因为气体的积累而误动，具有引至地面的取

　　气管，便于采集气样。 i) j) 变压器油箱的机械强度。 应承受线MPa 的机械 强度试验，不得有损伤和不允许的永久变形。 密封要求。整台变压器（包括冷却装置）应能承受在储油柜的油面上施 加的 0.03MPa 静压力，持续 24h，应无渗漏及损伤。 k) 根据用户要求可提供油色谱在线监测和充氮灭火装置的管道接口。 1.2.5. 冷却装置 a) 型式和生产厂家一般由变压器商提供。 b) 风扇、油泵电机应为三相、380V，应有三相检测的过载、短路和断相保 护。 c) 冷却装置应采用低噪声的风扇和低转速的油泵，靠近油泵的管路上应装 设油流继电器，运行中油泵发生故障时应报警。 d) 冷却装置进出油管应装有蝶阀。对壁挂式散热器组下部应视情况装设支 撑架。 e) 变压器的冷却装置应按负载和温度情况，自动逐台或分段投切相应数量 的油泵和风扇，且该装置可在变压器旁就地手动操作，也可在控制室中 遥控。 f) 当切除故障冷却装置时，备用冷却装置应自动投入运行。 电源发生故障或电压降低时，自动投入备用电源。 h) 当投入备用电源、备用冷却装置，切除冷却装置和损坏的油泵、风扇电 机时，均应发出信号。 i) j) 当需要时，备用冷却装置也可投入运行，即全部冷却装置（包括备用） 投入运行且不得发生油流放电（对 ODAF 冷却方式） 。 对于非自然冷却的变压器，当满载运行时，全部冷却电源消失后，允许 继续运行时间至少 20min。如果顶层油温未到 75 度，允许继续运行，但 不能超过 60min。 k) 变压器生产厂家应提供下表所列在不同环境温度下、投入不同数量的冷 却器时，变压器允许满负荷运行时间及持续运行的负荷系数（见表 2） 。 表 2 变压器允许满负荷运行时间及持续运行的负荷系数

　　满负荷运行时间（min） 投入冷却器数 10℃ 20℃ 30℃ 40℃ 10℃ 20℃ 30℃ 40℃ 持续运行的负荷系数

　　变压器的负载能力应符合 GB/T 15164《油浸式电力变压器负载导则》的 要求，生产厂家应提供短时急救过负载能力的计算报告，控制条件为环 境温度 40℃，起始负载为 80%额定容量，150%额定容量连续运行不低于 30min，变压器的热点温度不超过 140℃。

　　1.2.6. 套管 a) 66kV 及以上电压等级应采用电容型套管，并应有试验用端子，其结构应 便于试验接线m 地区的变压器套管，其绝缘水平 应根据安装地点的海拔高度进行海拔修正。 b) 套管应不渗漏， 对油浸式套管并应有易于从地面检查油位的油位指示器。 c) 每个套管应有一个可变化方向的平板式接线端子，以便于安装与电网的 连接线N·m 的力矩而不发生变形。 d) 伞裙应采用大小伞， 伞裙的伸出长度、 伞间距等应符合 IEC 60815 之规定。 e) 瓷套颜色依据用户要求。 f) 套管的试验和其他的性能要求应符合 GB/T 4109 规定。

　　1.2.7. 套管式电流互感器 a) 电流互感器的二次引线应经金属屏蔽管道引到变压器控制柜的端子板 上，引线 的耐油、耐热的软线。二次引线束可 采用金属槽盒防护。 b) TPY 型电流互感器的暂态误差在下列条件及规定的 KSSC 下，应不大于 10%：  Tp——规定的一次时间常数，高压侧为 点为 ms； ；  Rb——额定电阻负荷  直流分量偏移 100%；  操作循环： ms。 c) 套管式电流互感器应符合 GB 1208、GB 16847 现行标准的规定。 d) 绕组测温电流互感器应设于高压侧套管。 1.2.8. 分接开关 a) 有载分接开关：  有载分接开关应是高速转换电阻式。  分接开关应布置在旁轭的外侧。 ；合闸或重合闸之后保持暂态准确度最小时间为 ms，中压、低压、中性

　　 有载分接开关的切换装置应装于与变压器主油箱分隔且不渗漏的油室 里。其中的切换开关芯子可单独吊出检修。  有载分接开关切换油室的油应能在带电情况下进行滤油处理。有载分接 开关切换油室应有单独的储油柜、呼吸器、压力释放装置和保护用继电 器等（气体继电器或压力突变继电器） 。  有载分接开关的驱动电机及其附件应装于耐候性好的控制柜内。  有载分接开关应能远距离操作，也可在变压器旁就地手动操作。应具备 累计切换次数的动作记录器和分接位置指示器。控制电路应有计算机接 口。  有载分接开关切换开关油室应能经受 0.05MPa 压力的油压试验， 历时 24h 无渗漏。  有载分接开关运行 7 年或操作 10 万次后才需要检查。  有载分接开关的分接头的引线和连线的布线设计应能承受暂态过电压。 且应防止由于引线通过短路电流时产生的电动力使开关受力移动。 b) 无励磁分接开关：  无励磁分接开关应能在不吊油箱的情况下方便地进行维护和检修。  应带有外部的操动机构用于手动操作。该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，该装置还应 具有位置接点 （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。  无励磁分接开关的分接头的引线和连线的布线设计应能承受暂态过电 压。且应防止由于引线通过短路电流时产生的电动力使开关受力移动。 c) 分接开关应符合 GB 10230、JB/T 8637 规定。

　　1.2.9. 变压器油 a) 变压器油应是符合 GB 2536 规定的环烷基、低含硫量、添加抗氧化剂的 新油。 b) 提供的新油应包括 10%的备用油。 1.2.10. 温度测量装置

　　变压器应配备绕组模拟温度测量装置和油温测量装置。油温测量应不少于两 个监测点。上述温度变量除在变压器本体上可观测外，尚应能将该信号送出。 1.2.11. 变压器二次回路连接 a) 变压器二次接线端子箱、控制柜布置及电缆敷设要求、接地端子位置及 其他布置的特殊要求需在由变压器生产厂家提出，由用户决定。

　　b) 变压器本体上的测温装置的端子箱或就地仪表间的电缆应采用耐油、阻 燃、 屏蔽电缆。 气体继电器至端子箱电缆应将每个触点的引线单独引出， 不得合用一根多芯电缆。 c) 变压器的端子箱和冷却装置控制柜内的端子排应为阻燃、防潮型，并应 有 15%的备用端子，供用户使用。 d) 控制柜和端子接线箱应设计合理，采用不锈钢材料，有可靠的防潮、防 水措施，室外放置其防护等级为 IP55。控制柜为地面式布置。 e) 控制柜和端子箱应有足够的接线端子以便连接控制、保护、报警信号和 电流互感器二次引线等的内部引线%的备用端子，接 线端子采用铜质端子。所有外部接线端子包括备用端子均应为线夹式。 控制跳闸的接线端子之间及与其他端子间均应留有一个空端子，或采用 其他隔离措施，以免因短接而引起误跳闸。 f) 控制柜和端子接线箱内应有可开闭的照明设施，并应有适当容量的交流 220V 的加热器，以防止柜内发生水汽凝结。控制柜和端子接线箱内设电 源插座（单相，10A，220V，AC） 。 g) 变压器二次引出线应采取防锈、防老化等相应保护措施。 1.2.12. 1.2.13. 变压器的报警和跳闸保护触点 涂漆和防锈

　　变压器的报警和跳闸保护触点见技术专用部分。 a) 变压器油箱、储油柜、冷却装置及连管等的外表面均应涂漆，其颜色 应依照用户的要求。 b) 变压器油箱内表面、铁心上下夹件等均应涂以浅色漆，并与变压器油有 良好的相容性，用漆由生产厂家决定。 c) 所有需要涂漆的表面在涂漆前应进行彻底的表面处理（如采用喷砂处理 或喷丸处理） 。 d) 喷砂（喷丸）处理后 8h 内，且未生锈之前，应涂一层金属底漆。底漆应 具有良好的防腐、防潮和附着性能，漆层厚度不小于 0.04mm，表层面 漆与底漆相容，具有良好的耐久性能。 e) 所有外表面至少要涂一道底漆和两道面漆，面漆厚度不小于 0.085mm， 表层面漆应有足够弹性以耐受温度变化，耐剥落且不褪色、粉化。 f) 变压器出厂时，外表面应油漆一新，并供给用户适当数量的原用漆，用 于安装时现场补漆。 1.2.14. 变压器的寿命

　　变压器在规定的工作条件和负载条件下运行，并按使用说明书进行安装和维 护，预期寿命应不少于 30 年。 1.2.15. 铭牌 铭牌应包括以下内容： 1）变压器种类（名称、型号、产品代号） ； 2）标准代号； 3）制造厂名（包括国名） ； 4）出厂序号； 5）制造年月； 6）相数； 7）额定容量（MVA） （对多绕组变压器，应给出每个绕组的额定容量） ； 8）额定频率（Hz） ； 9）各绕组额定电压（kV）和分接范围； 10）各绕组额定电流（A） （对自耦变压器还应注明额定条件下公共绕组中电 流值） ； 11）联结组标号（并给出绕组连接示意图，应与实际排列位置相符） ； 12）以百分数表示的短路阻抗实测值（对多绕组变压器应标明相当于 100% 额定容量时的短路阻抗实测值） ； 13）绝缘水平； 14）冷却方式（如果有几种冷却方式，还应以百分数表示相应的冷却容量） ； 15）总重（t） ； 16）绝缘油重（t） （注明牌号、厂名、油基） ； 17）运输重（t） ； 18）器身吊重（t） ； 19）上节油箱重（t） （对钟罩式变压器） ； 20）负载损耗（实测值） （kW） ； 21）空载损耗（实测值） （kW） ； 22）空载电流（实测值） （%） ； 23）套管式电流互感器（用单独标牌给出其主要技术数据） ； 24）绝缘耐热等级（A 级可不给出） ； 25）温升（当不是标准规定值时） ； 26）温度与储油柜油位关系曲线. 试验 根据本技术规范、最新版的国标（GB）和 IEC 有关标准及其补充说明进行变

　　压器试验， 试验应出具详细记载测试数据的正式试验报告，并有用户代表或第三 方人员在场监试或见证， 并提供变压器及其附件相应的型式试验报告和例行试验 报告，同时执行下列要求。 1.3.1. 例行试验 a) 绕组电阻测量 测量所有绕组的直流电阻，对于带分接的绕组，应测量每一分接位置的直流 电阻。变压器绕组电阻不平衡率：相间应小于 2%，三相变压器线%。 即 （Rmax–Rmin）/Rave＜2%（1%） b) 电压比测量和联结组标号检定 应在所有绕组对间及所有分接位置进行电压比测量。电压比允许偏差应符合 GB 1094.1 中表 1 规定。应检定变压器的联结组标号。 c) 短路阻抗及负载损耗测量 短路阻抗的允许偏差不能超过合同规定值，并在主分接位置进行低电流 （例如 5A）下的短路阻抗测量。  负载损耗测量。负载损耗应在各绕组对间，在主分接和最大、最小分接 位置上，按 GB 1094.1 的方法进行测量。所用互感器的误差和试验接线 的电阻损耗（包括线损和表损）必须予以校正。  短路阻抗和负载损耗应换算到参考温度（75℃）时的值。 d) 空载损耗和空载电流测量 在 10%～115%的额定电压下进行空载损耗和空载电流测量， 并绘制出励磁 曲线。 空载损耗和空载电流值应按照 GB 1094.1 中的方法进行测量，并予以校正。 提供 380V 电压下的空载电流和空载损耗。 e) 长时间空载试验 在绝缘强度试验后，应对变压器施加 1.1 倍额定电压至少运行 12h，然后进 行与初次测量条件相同下的 100%和 110%额定电压的空载损耗和空载电流测量。 测量结果应与初次值基本相同。 f) 绕组连同套管的绝缘电阻测量 每一绕组对地及其余绕组之间的绝缘电阻都要进行测量， 测量时使用 5000V 兆欧表。吸收比 

　　收比达不到规定值时，而绝缘电阻绝对值比较高（例如＞10000M） ，应根据绕

　　组介质损耗因数等数据综合判断。 g) 绕组连同套管的的介质损耗因数（tan）和电容量测量 应在油温 10℃～40℃之间测量。 试验报告中应有试验设备的详细说明，并有试验电压为 10kV 时的测量结果。 每一绕组对地及绕组之间的 tan 不超过 0.5%（20℃） 。同时提供电容量实测 值。 h) 铁心和夹件绝缘电阻测量 用 2500V 的兆欧表测量铁心和夹件绝缘电阻，其值不小于 500M。运输包 装前，还应通过铁心和夹件接地端子检测铁心和夹件绝缘电阻。 i) 感应耐压试验和局部放电测量  短时感应耐压试验（ACSD） ：按照技术规范专用部分表 6 的要求值规 定的电压进行，同时应进行局部放电测量。  长时感应电压试验（ACLD） ：长时感应试验允许的局部放电量应符合 技术规范专用部分表 6 的规定。  局部放电视在放电量的测定方法和试验加压程序，按 GB 1094.3 规 定。  测试报告中应有每 5min 记录一次的测量结果。 j) 雷电全波冲击试验 应按 GB 1094.3、GB/T 1094.4 规定进行。 k) 操作冲击试验 220kV 中压绕组线端操作冲击试验可用短时感应耐压试验（ACSD）代替。 l) 外施交流耐压试验 对低压绕组和高、中压绕组的中性点进行外施交流耐压试验，试验电压值技 术规范专用部分表 6 的规定，持续时间 1min。 m) 套管试验 套管试验应符合 GB/T 4109 及 GB 2376 规定，应提供套管型式试验和例行试 验（包括油色谱、微量水）的试验报告。 套管安装到变压器上后，还应测量 10kV 电压下套管的 tan 和电容量。 套管的末屏端子应进行 1min、2kV 的工频耐受电压试验。 n) 套管式电流互感器试验 套管式电流互感器试验应为装在升高座内的成品试验。试验方法和要求按 GB 1208 进行。  电流比测量。  极性检查。  直流电阻测量，应测量电流互感器的每个绕组电阻，并换算到 75℃

　　时的值。  绝缘试验，所有电流互感器应进行绕组间及其对地的绝缘电阻和 1min、3kV 工频耐受电压试验。  匝间耐压试验。  励磁特性曲线测量，每台电流互感器应测量励磁特性曲线。同一台 变压器的多个同规格参数的套管式电流互感器绕组其励磁特性不应 相差 5%以上（比较同一电压下的电流测量值） 。  误差试验，电流互感器应逐个测量每个二次绕组的误差。 o) 冷却器（散热器）的密封试验  冷却器应加不低于 0.5MPa 的压力进行密封试验，持续 10h，应无渗 漏。  散热器应随同变压器本体一起进行密封试验。 p) 变压器密封试验 整台变压器应能承受储油柜的油面上施加 0.03MPa 静压力进行密封试验， 持 续时间 24h，应无渗漏和损伤。 q) 绝缘油试验 按 GB 2536 有关规定进行物理、化学、电气性能等试验，提供试验报告。 r) 绝缘油中溶解气体分析  试验开始前。  长时间空载试验后。  温升试验或长时过电流试验开始前； 温升试验或长时过电流试验中，每隔 4h 取样； 温升试验或长时过电流试验完成后。  工厂试验全部完成后。 产品合格证书中应包括油中溶解气体色谱分析结果。 s) 其他部件的检查试验 压力释放装置的释放压力试验、气体继电器的整定值的校验、温度计的校准 和二次回路的工频耐受电压试验等。 t) 长时过电流试验（做过温升试验的变压器可不进行） 在 1.1 倍额定电流下，持续运行 4h，试验前后取样进行油中气体分析，应无 异常变化。 u) 油流静电试验和开动全部油泵（包括备用油泵）时的局部放电测量试验 应符合 GB/T 16274 规定。 v) 变压器绕组频响特性测量

　　w) 分接开关试验  有载分接开关应做操作循环试验、切换时间测量、过渡电阻测量等。  无励磁分接开关应做操作试验检查、接触电阻测量等。 1.3.2. 型式试验 a) 温升试验  应根据 GB 1094.2 规定进行温升试验。 温升限值应满足技术规范专用 部分表 6 规定。同型号、同容量变压器中任选一台做温升试验。  温升试验前、 后均应取油样进行色谱分析， 油中可燃烧气体含量 （总 烃、CO）无明显变化，且不应出现乙炔。 b) 雷电截波冲击试验 按 GB 1094.3 和 GB/T 1094.4 规定进行。 c) 中性点雷电全波冲击试验 按 GB 1094.3 和 GB/T 1094.4 规定进行。 d) 声级测定 声级测量按 GB/T 1094.10、JB/T 10088 规定进行。 e) 油箱机械强度试验 应提供符合本招标文件规定的变压器油箱机械强度试验报告。该报告的被试 油箱结构应与合同产品的油箱结构相同。 f) 套管式电流互感器的暂态特性试验 在相同的 TPY 型铁心中选择 1 台有代表性的进行试验，提供暂态特性试验曲 线。 g) 无线电干扰电压测量 测量出线端子上的无线电干扰电压，并观察在晴天的夜间有无可见电晕。 h) 空载电流谐波测量 其幅值表示为基波分量的百分数。 i) 风扇电机和油泵电机所吸取功率的测量 j) 零序阻抗测量（对三相变压器） 1.3.3. 现场试验 根据 GB 50150 进行变压器现场试验，并同时执行下列要求： a) 测量绕组连同套管的直流电阻 变压器三相绕组电阻的不平衡率：相间＜2%，线%。在相同的温度下， 其结果与出厂例行试验所测值相比，偏差不应大于±2%。 b) 检查所有分接头的电压比

　　电压比的允许偏差应与出厂例行试验值一致。 c) 检查变压器的联结组标号应与设计要求、铭牌及标记相符 d) 绕组连同套管的绝缘电阻测量、吸收比或极化指数的测量 应用 5000V 的兆欧表测量。绕组绝缘电阻值一般不低于出厂例行试验值的 70%（测试条件相近） ，吸收比（R60/R15）不小于 1.3 或极化指数（R600/R60）不 小于 1.5。当极化指数或吸收比达不到规定值时，而绝缘电阻绝对值比较高（例 如＞10000M） ，应根据绕组介质损耗因数等数据综合判断。 e) 测量铁心和夹件对地绝缘电阻 用 2500V 的兆欧表测量，绝缘电阻值不应小于 1000M。 f) 测量绕组连同套管的直流泄漏电流 按绕组额定电压等级施加直流试验电压，读取 1min 时的泄漏电流值。 g) 测量绕组连同套管的 tan 和电容量 实测 tan 值一般不大于出厂例行试验值的 130%（测试条件相近） 。电容量 与出厂例行试验值相比不应有明显差异。 h) 声级测量 在额定电压、额定频率及技术规范专用部分相应要求的情况下测量。 i) j) 绝缘油试验 低电压下的空载电流测量 变压器油应符合 GB/T 7595 标准规定和本招标文件的要求。 在 380V 电压下，测量空载电流，其实测值与出厂例行试验测量值不能有明 显差异，必要时可在更高电压下测量空载电流和空载损耗。 k) 密封试验 变压器安装完后，在储油柜油面以上施加 0.03MPa 压力，至少持续 24h，不 应有渗漏。 l) 套管试验 测量电容型套管的 tan及电容量、 实测值应和出厂例行试验测量结果无明显 差异。还应测量套管末屏对地绝缘电阻。 m) 套管型电流互感器试验 测量直流电阻、绝缘电阻、电流比，校验励磁特性和极性。 n) 有载分接开关的操作循环试验 按 GB 1094.1 的要求进行。 o) 绕组连同套管的局部放电测量 测量方法和试验程序应符合 GB 1094.3 的规定。局部放电水平应在标准规定 的范围之内，并与出厂例行试验值比较。 p) 外施交流耐压试验

　　低压绕组和高、中压绕组的中性点连同套管分别进行外施交流耐压试验，试 验电压为出厂例行试验短时工频耐受试验电压值的 80%。 q) 相位检查 检查变压器的相位必须与电网相位一致。 r) 辅助装置的检查 根据产品使用说明书，对冷却系统、有载（无励磁）分接开关、温度计、气 体继电器、油流继电器、压力释放装置、油位指示器等进行检查。 s) t) 变压器绕组（频响法或阻抗法）测量 冲击合闸试验

　　智能组件及其附件需要满足的主要标准详见表 3。 表 3 智能组件及其附件需要满足的主要标准 标准号

　　《电工电子产品基本环境试验规程，试验 A：低温试验方法》 《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》 《静电放电抗扰性试验》 《辐射（射频）电磁场抗扰性试验》 《快速瞬变电脉冲群抗扰性试验》 《浪涌（冲击）抗扰性试验》 《射频场感应的传导骚扰抗扰性试验》 《工频磁场抗扰性试验》 《220kV-500kV 电力系统故障动态记录装置检测要求》 《静态继电保护及安全自动装置通用技术条件》 《电力系统微机继电保护技术导则》 《变电站通信网络和系统》 《数字式保护测控装置通用技术条件》

　　2.1. 智能化对主体的要求 2.1.1. 智能组件柜布置要求 智能组件各 IED 安装在智能组件柜中，智能组件柜的布置应符合以下要求： a) 对于三相一体变压器，智能组件柜安装在变压器附近； b) 对于三相分体变压器，智能组件柜安装在 B 相变压器附近。 2.1.2. 铁心和绕组 如采用光纤测温传感器测量绕组热点温度，绕组内预埋光纤传感器数量应根 据用户要求而定，预埋位置由理论计算而确定。光纤测温传感器的布置不能影响 绕组的电气绝缘性能。 2.1.3. 储油柜 储油柜应装有油位计。油位计若带有模拟信号输出（4～20mA） ，输出信号应 传送至变压器本体端子箱，再由端子箱传送至变压器智能组件相关 IED 进行测 量。 2.1.4. 油箱 油中气体监测系统进、 出油管路预留法兰的布置应满足第 3.3.4.2.3 条各项 要求。 若采用内置式特高频天线方法监测局部放电，如箱体需要开孔，应注意箱体 的开孔位置，开孔不能影响箱体的密封和机械强度。 气体继电器具有引至地面的取气管，便于采集气样。轻瓦斯输出信号（无源 接点或 4～20mA） ，应传送至变压器本体端子箱，再由端子箱传送至变压器智能 组件相关 IED；重瓦斯（采用无源接点）触点不应因为气体的积累而误动，应传 送至变压器本体端子箱，再由端子箱传送至变压器继电保护装置。 2.1.5. 冷却装置 冷却装置的智能控制由智能组件冷却装置 IED 实现， 冷却装置 IED 应根据对 变压器负载和温度的实时监测情况，自动逐台或分段投切相应数量的油泵和风 扇，且冷却装置可在变压器旁就地手动操作，也可在控制室中通过智能组件遥控 操作。 2.1.6. 套管 传统式电流互感器安装于套管油中金属部分；若采用电子式电流互感器，互 感器可安装在变压器套管油中金属部分， 或安装在套管外瓷件下端和试验抽头之 间的位置（不能影响套管末屏出线） ，合并单元（MU）安装于智能组件柜中。 2.1.7. 分接开关 2.1.7.1. 有载分接开关

　　变压器有载分接开关装置的控制由智能组件有载开关 IED 实现， 有载分接开 关本地控制器应能接收智能组件有载开关 IED 发出的控制指令进行动作， 并能返 回位置、状态信息。 2.1.7.2. 无励磁分接开关 变压器无励磁分接开关应能向智能组件中的相关 IED 返回位置信息。 2.1.8. 温度测量装置 变压器应配备油温测量装置和绕组模拟温度测量装置或者绕组光纤温度测 量装置。 温度信号（Pt100 或 4～20mA）应传送至变压器本体端子箱，再由端子箱传 送至变压器智能组件柜测量功能组。 2.1.9. 变压器二次回路连接 变压器端子箱可以将接入的模拟信号 （温度信号、 轻瓦斯信号、 油位信号等） 上传至智能组件相关 IED，由智能组件进行数字化。

　　3.1. 智能组件柜技术要求 3.1.1. 结构和其它要求 a) 结构要求 柜体材质可采用冷轧钢板或不锈钢板， 需进行严格的表面处理和防腐蚀措施， 需有足够的机械强度，并应预留扩展和维护足够的空间。 b) 其它要求 柜体的电磁兼容性需满足 GB/T 18663.3（IEC61587） 。根据智能组件柜运行 环境及柜内各 IED 对环境的要求，配置必要的温、湿度控制装置等。 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 3.1.2.1. 交流电源（图 1） AC220V/50Hz±15%，两路工作电源引自 UPS 电源屏，采用一主一备方式，电 源容量按 1.2 倍所有智能组件同期使用的最大功率考虑。柜内设置 220V 交流母 线％备用接线端子，方便日后组件扩展使用。 每台智能电子装置的交流进线侧需单独配置微型断路器，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。 智能组件柜内需提供 AC380V 电源，容量满足柜内加热、除湿或制冷装置的工 作电源需要。柜内设配置 AC220V 交流插座 2 只，便于设备调试使用。

　　DC220V/110V±10%，两路工作电源引自直流电源屏，电源容量按 1.2 倍所有 智能组件同期使用的最大功率考虑。柜内设置 220V 直流母线％备用 接线端子，方便日后组件扩展使用。 每台智能电子装置的直流进线侧需单独配置微型断路器，其脱扣电流须考虑 与直流电源屏的上级断路器极差配合可靠性。 智能组件柜内需提供 AC380V 电源，容量满足柜内加热、除湿或制冷装置的工 作电源需要。柜内配置 AC220V 交流插座 2 只，便于设备调试使用。 3.1.3. 运行环境要求 智能组件柜运行环境要求见表 4： 表 4 智能组件柜运行环境要求 序号

　　3.1.4. 标识要求 每个 IED 都有铭牌，铭牌应与图纸相符。 需在柜门内侧提供智能组件柜各 IED 的网络拓扑图、相关的电气接线图。 应提供柜内各 IED 的质量证明文件、产品说明及主要参数，进口的 IED 还应 提供中文使用说明书。 所有铜母线连接处做搪锡处理，部分均喷黑漆，贴色标。

　　柜内的配线须按设计图纸相序分色。 柜内的电源母线， 应有颜色分相标志。 颜 色标识要求见表 5。 表 5 智能组件柜内配线（C 相） N（零线） PE（保护地）

　　3.1.5. 维修安全 柜体金属部分（包括 IED 的安装板、支架和箱体等）均良好接地。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。 柜内的 PE 线不得串接，与活动部件连接的 PE 线必须采用铜质涮锡软编织线 穿透明塑料管，同一接地端子最多只能压接一根 PE 线，PE 线截面应符合设计规 范要求。 3.2. 智能组件主要功能概述 测量 IED：对设备运行所需基本参量实现就地数字化测量。基本参量包括变 压器油温、油位、气体聚集量等，基于 IEC61850 标准分别接入站控层网络和过 程层网络。 控制 IED：包括冷却装置 IED 和有载分接开关 IED，分别对变压器冷却系统、 有载调压系统实现基于网络的控制。可以从过程层网络上取得相关数据，通过分 析、判断，并进行智能控制，也可由站控层直接控制。 监测功能组：一般包括油气及微水监测 IED、局放监测 IED 等。监测功能组 设一个主 IED，承担全部监测结果的综合分析，并与相关系统进行信息互动。监 测功能组所属各监测 IED 采用 IEC61850 协议与主 IED 通信，各监测 IED 的评价 结果通过过程层网络采用 REPORT 服务传输至主 IED，监测数据文件通过文件传 输至主 IED，主 IED 汇总并综合分析，采用同样服务接入站控层网络，其中监测 数据文件仅在召唤时传送。 合并单元：采集本间隔各类 CT、PT 信号，并将其传至过程层网络或/和继电 保护装置。 系统测控装置（如需要） ：接收本间隔合并单元采样值，并将处理结果传送 至站控层网络。 计量装置（如集成） ：从过程层网络上接收所需电压、电流信号，对电能量

　　进行计算，将结果传送至站控层网络。 非电量保护装置（如集成） ：根据非电量信号完成对主变的保护。非电量信 号包括气体继电器状态（轻瓦斯、重瓦斯） ；压力释放器状态动作跳闸；突发压 力继电器动作跳闸等。采用直采直跳方式，通过电缆直接接入主变各侧断路器控 制器，并上传动作信息至站控层网络。 电量保护装置（如集成）：根据电流、电压等电量信号完成对主变的保护。 采 用 GOOSE 服 务 实 现 与 开 关 设 备 控 制 器 及 其 他 IED 设 备 的 信 息 交 互 ， 采 用 IEC61850-9-2接收来自合并单元的采样值信息，实现保护功能，与站控层网络 的信息交互采用IEC61850-8-1。 3.3. 智能组件各功能组技术要求 3.3.1. 测量 IED 3.3.1.1. 测量参量 表 6 测量参量表 序号

　　出厂试验，比对 出厂试验，比对 出厂试验，比对 出厂试验，比对 出厂试验，比对 出厂试验，比对

　　a) 油位测量：采用油位计，主体储油柜和有载分接开关储油柜各安装一个， 用于测量油位变化，提供上限、下限开关量信号，根据需要可提供 4～ 20mA 信号对油位进行连续监测，测量不确定度应不大于 1cm； b) 轻瓦斯及重瓦斯：采用气体继电器，安装于储油柜与变压器本体的连接 管道上，用于对变压器产生的少量气体（轻瓦斯）的监测，提供轻瓦斯 报警、重瓦斯跳闸信号，根据需要可提供 4～20mA 信号对气体聚集量进 行连续监测，测量不确定度应不大于 10ml； c) 油温度测量：采用温度计，顶层油面温度计 2 个，安装于油箱顶部对角 线位置，如需要可测量底层油温度，传感器的安装位置及数量由变压器 制造商确定，温度参量除在变压器本体上通过表计直接显示外，应将温

　　度信号送至测量 IED。测量不确定度应不大于 1℃。 d) 绕组热点温度测量：采用光纤直接测量或传统模拟温度计测量，若需采 用光纤测量热点温度，要求光纤传感器不能影响绕组内部的电气绝缘性 能，光纤测温点数量和位置由制造商和用户协商确定，应将温度信号送 至测量 IED。测量不确定度应不大于 1℃。 e) 铁心接地电流：采用 1 个工频穿心式 CT，安装于铁心接地线上，不确定 度不大于 1.5%。应将信号送至测量 IED。 3.3.1.3. 通讯技术要求

　　测量 IED 接入过程层网络，需要向站控层传输的数据可由测量 IED 直接接 入站控层网络,或由测量 IED 通过过程层网络采用 GOOSE 方式发送至系统测控装 置，由系统测控装置发送至站控层网络。 3.3.2. 冷却装置控制 IED 冷却装置控制 IED（简称冷控 IED）从过程层网络获取相关信息（油面温度、 绕组温度、负荷电流等） ，评估绕组的热点温度，通过就地控制器控制冷却装置， 并将冷却装置的运行状态信息返回至控制 IED。 冷却装置的就地控制器从冷控 IED 接收并响应控制指令，并返回相关状态 量，详见表 7。 表 7 控制指令和返回状态量（开关量） 信号类型

　　冷却系统启动 投入一组冷却装置 控制指令 切除一组冷却装置 冷却装置全部投入 冷却装置全部切除 冷却系统退出运行 冷却系统启动成功或失败 一组冷却装置投入成功 一组冷却装置切除成功 返回状态量 油泵状态（正常、故障） 各组冷却装置状态（工作、故障、停止） 冷却装置电源状态（正常、故障、断相、停电） 冷却装置状态（自动、手动） 油流状态

　　零差错 零差错 零差错 零差错 零差错 零差错 零差错 零差错 零差错 零差错 零差错 零差错 零差错 零差错

　　通讯技术要求： 冷控 IED 接入过程层网络， 需要向站控层传输的数据可由冷控 IED 直接接入 站控层网络,或由冷控 IED 通过过程层网络采用 GOOSE 方式发送至系统测控装置， 由系统测控装置发送至站控层网络。 3.3.3. 有载分接开关控制 IED （简称 OLTC IED） 从站控层网络获取数据信息（电流、电压有效值） ，根据设定的调压控制方 式，自动向有载调压开关控制器发出调节指令，从有载分接开关就地控制器获 取档位、操作次数、OLTC 异常状态（如电源故障、拒动）等信息，并将信息发 送至站控层网络。 有载开关就地控制器从 OLTC IED 接受的指令和返回的状态，详见表 8。 表 8 控制指令和返回状态量 信号类型 描述

　　有载分接开关启动准备，开关量 上调一档，开关量 控制指令 下调一档，开关量 紧急停止，亿博电竞 亿博官网开关量 开关退出运行，开关量 有载开关当前位置，开关量或模拟量 最高档位，开关量 返回状态量 最低档位，开关量 操作机构拒动，开关量 操作机构电源故障，开关量 重瓦斯动作（紧急信号），开关量

　　零差错 零差错 零差错 零差错 零差错 零差错 零差错 零差错 零差错 零差错 零差错

　　通讯技术要求： OLTC IED 接入过程层网络和站控层网络，获取控制信息，并返回状态信息。 3.3.4. 监测功能组 监测功能组设一个主 IED，并由以下全部或部分监测 IED 组成。 a) 局放监测 IED； b) 油中气体在线监测 IED c) 声学指纹监测 IED

　　d) 侵入波监测 IED 主 IED 承担全部监测结果的综合分析，并与相关系统进行信息互动。监测功 能组所属各监测 IED 采用 IEC61850 协议与主 IED 通信，各监测 IED 的评价结果 通过过程层网络采用 REPORT 服务传输至主 IED，监测数据文件通过文件传输至 主 IED，主 IED 汇总并综合分析，采用同样服务接入站控层网络，其中监测数据 文件仅在召唤时传送。 原理框图见图 3：

　　a) 工作环境要求 传感器应能在-25℃～70℃，日最大温差 25K 的环境下长期稳定工作；局 放监测 IED 应能在-25℃～70℃的范围内长期稳定工作。 传感器能 100%的环境湿度下（无冷凝）长期稳定工作；局放监测 IED 的工 作环境湿度要求为 5%～90%。 传感器和局放监测 IED 应满足水平加速度 0.30g、垂直加速度 0.15g 的抗 震要求。 传感器内置时应不影响变压器的绝缘和密封性能，并与变压器油相容。 b) 传感器的安装要求 特高频监测方法：内置传感器由变压器生产商在制造时在变压器本体适当 位置开孔植入，与一次设备一体化设计，在出厂时同变压器一起完成出厂试验。 外置传感器安装在变压器本体外的适当位置，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。 脉冲电流法：在高、中压套管末屏、中性点接地线、铁芯接地线上或夹件 接地线上按需要接高频电流传感器，可根据监测诊断的需要适当增加辅助传感 器。对新造变压器，脉冲电流传感器应由设备制造商进行一体化设计。传感器

　　不应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) 技术指标及要求 技术指标见表 9。 表 9 技术指标和要求 序号

　　d) 评估分析要求 局放监测 IED 对各测量点的局部放电信号进行采样，每次采样长度大于５ ０个工频周期，最短监测周期不大于 1 小时，监测周期可调。 局放监测 IED 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。局放监测 IED 应具备自评估功能，最 少每隔 6 小时以如下报文格式“唯一性标识、故障部位、故障模式（内部放电 类型） 、风险程度（用百分数表示） ”通过过程层网络向主 IED 报告一次自评估 结果，评估风险每增大 2%增加报文一次。 局放监测 IED 中能保存一年以上的特征信息和 24 小时的实时数据， 采用掉 电非易失存储技术，在必要时，可通过站控层网路由主 IED 调用历史监测信息。 3.3.4.2. 油中气体在线监测 IED

　　测量方法：电化学法、色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。 3.3.4.2.1. 油色谱法监测 IED 采用半导体气体检测器检测 H2、CO、CH4、C2H4、C2H2、C2H6 采用 CO2 传感器检测 CO2 采用微水传感器检测 H2O a) 技术指标 油色谱法监测 IED 的技术指标详见表 10。

　　b) 技术要求 油色谱监测 IED 应能检测 H2、CO、CH4、C2H4、C2H2、C2H6，另可扩展 CO2、H2O 的检测。 应实现变压器油中溶解气体含量的连续监测和记录，具有数据采集、分析 处理、故障诊断的功能。 所采用的油气分离方式不得存在将外部气体带入变压器本体的风险，不消 耗、不污染变压器油，不得破坏变压器的密封。 油色谱监测 IED 具有故障自检及自启动功能、支持远程维护。 油色谱监测 IED 的最小监测周期应不大于 1 小时，监测周期可调，可通过 现场和远程按需设定监测周期。 油色谱监测 IED 应能保存一年以上的监测数据， 采用掉电非易失存储技术， 在必要时，可通过站控层网路由主 IED 调用历史监测信息。亿博电竞 亿博官网 3.3.4.2.2. 电化学法油气监测 IED 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。 a) 技术指标 电化学法油气监测 IED 技术指标详见表 11。 表 11 电化学法油气监测 IED 技术指标 特征气体

　　b) 技术要求 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。

　　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。 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。 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。 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。 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） 。 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。 3.3.4.2.3. 安装要求 a) 油气监测 IED 进出油管路应与变压器预留的法兰对接。 b) 油气监测 IED 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。 3.3.4.2.4. 评估分析要求 a) 油气监测 IED 根据所测组分浓度分析判断变压器的运行状况。 b) 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） ，通过过程层网络向主 IED 报告一次自评估结果。 c) 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， 并通过过程层网络向主 IED 随时报告 自评估结果。 3.4. 智能组件的通信要求 3.4.1. 一般性要求 智能组件包括过程层网络通信和站控层网络通信， 遵循IEC61850通信协议。 智能组件内所有IED都应接入过程层网络， 同时需要与站控层网络有信息交 互需要的IED，还应接入站控层网络，如监测功能组的主IED、非电量保护装置 IED（如集成）等。 根据实际情况，组件内可以有不同的交换机配置方案，应采用优先级设置、 流量控制、VLAN划分等技术优化过程层网络通信，可靠、经济地满足智能组件 过程层及站控层的网络通信要求。 网络通信应满足以下技术要求：

　　a) GOOSE信息处理时延应满足站内各种情况下最大不超过4ms。 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100Mbit/s。 d) 智能组件对外通信接口应采用光纤接口。宜采用ST接口。 e) 快 速 以 太 网 接 口 支 持 100Mbit/s 或 1000Mbit/s, 端 口 模 块 可 选 择 （SC/ST/LC）类型端口模块。 图4为智能组件网络通信示意图。

　　控制参量测量IED 冷却装置控制IED OLTC IED 监测功能组 主IED 局放监测IED DGA IED 非电量保护装置 合并单元 主变各侧 开关控制器

　　图4 智能组件网络通信示意图 3.4.2. 测量IED 对设备运行所需基本参量如变压器油温、油位实现就地测量并采用IEC 61850协议分别接入站控层网络和过程层网络。 3.4.3. 冷却装置控制IED 采用GOOSE服务接入过程层网络并获取相关判据信息 （油面温度、 绕组温度、 负荷电流等），就地控制冷却装置并接收返回状态信息，可直接采用IEC 61850 的MMS服务与站控层交互或采用GOOSE服务通过测控装置转接。

　　3.4.4. 有载分接开关控制IED 采用IEC 61850协议接入站控层网络获取数据信息（电流、电压有效值）， 实现就地有载分接开关控制，并就地获取相应档位、操作次数、OLTC异常状态 （如电源故障、拒动）等信息，并向站控层发布相应信息。 3.4.5. 监测功能组 监测功能组所属各监测IED采用IEC61850协议与主IED通信， 各监测IED的评 价结果通过过程层网络采用REPORT服务传输至主IED， 监测数据文件通过文件传 输至主IED，主IED汇总并综合分析，采用同样服务接入站控层网络，其中监测 数据文件仅在召唤时传送。 3.4.6. 合并单元 属于智能组件的扩展功能。合并单元接收、合并本间隔的电流和/或电压采 样值，并遵循IEC61850-9-2协议发布至过程层网络。 3.4.7. 系统测控装置（如集成） 属于智能组件的扩展功能。采用GOOSE服务实现与开关设备控制器及其他 IED设备的信息交互，采用IEC61850-9-2接收来自合并单元的采样值信息，实现 测控功能，系统测控装置与站控层网络通信采用IEC61850-8-1。 3.4.8. 非电量保护装置（如集成） 属于智能组件的扩展功能。采用电缆方式直接采集主变非电量信号，采用 电缆连接方式直接联系各侧开关控制器，实现非电量保护功能，与站控层网络 采用IEC61850-8-1。 3.4.9. 电量保护装置（如集成） 属于智能组件的扩展功能。采用GOOSE服务实现与开关设备控制器及其他 IED设备的信息交互，采用IEC61850-9-2接收来自合并单元的采样值信息，实现 保护功能，与站控层网络的信息交互采用IEC61850-8-1。 3.4.10. 计量装置（如集成）

　　属于智能组件的扩展功能。采用IEC61850-9-2接收来自合并单元的测量/ 计量值信息。与站控层网络的信息交互宜采用IEC61850-8-1。 3.5. 智能组件的试验 3.5.1. 型式试验： 1）变压器的所有出厂试验应在安装内置传感器之后进行。 2）智能组件各功能组的智能电子装置需提供相关的型式试验报告， 型式试验 项目参附录 A。

　　3.5.2. 出厂试验 a) 监测功能组的功能试验  监测功能组的测量功能数据准确性测试， 需要测试的参量见测量参量表 3-2，监测功能组分析结果测试，验证功能组分析结果的准确度和可靠 性。  利用标准局放仪对监测功能组进行比对检测， 以确定其最小可测放电量 和监测量程。 b) 与智能组件的整体调试，主要检验各功能组之间的信息互动和协调工作情 况。 3.5.3. 交接试验与现场调试 a) 各功能模块的功能调试，实现对各基本参量的测量主要如下：  通过现场调试将功能和指标满足整个系统的要求。  交接试验中将监测功能按照要求进行验证。 b) 外系统与监测功能组的联调，主要检验信息互动和协调工作情况。

　　3.6. 运行维护 3.6.1. 合并单元（如有） 合并单元接收同一间隔电子式互感器的采样值数据，并且遵循 IEC61850-9-2协议将采样值信息发布至过程层网络。 3.6.2. 系统测控装置（如有） 使用GOOSE服务获取相关状态量信息、向开关设备控制器发布控制指令，接 收合并单元发布的IEC61850-9-2采样值信息。系统测控装置与站控层网络通信 采用IEC61850-8-1。 3.6.3. 继电保护装置（如有） 使用GOOSE服务获得本间隔或其它间隔的状态量信息， 向开关设备控制器发 布控制命令，接收合并单元发布的IEC61850-9-2采样值信息。继电保护装置与 站控层网络的通信采用IEC61850-8-1。 3.6.4. 计量功能组（如有） 接收合并单元发布的IEC61850-9-2采样值信息，同时通过IEC61850-8-1与 站控层网络通信。

　　GB/T 2423.1-2001（idt IEC 60068-2-1：1990）试验Ad 低温试验 低温-25℃， 装置处于通电状态， 达到试验温度后再稳定2小时后在试 验箱内测试，测量精度在允许范围以内，动作值变差不超过±5%，时 间变差不大于10ms GB/T 2423.2-2001（idt IEC 60068-2-2：1974）试验Bd 高温试验 高温55℃， 装置处于通电状态， 达到试验温度后再稳定2小时后在试 验箱内测试，测量精度在允许范围以内，动作值变差不超过±5%，时 间变差不大于10ms GB/T 2423.4-1993（eqv IEC 60068-2-30：1980）试验Db 交变湿热试验 高温55℃，低温25℃，相对湿度95%，试验周期24h周期(12h12h)的 两个循环后，介质强度试验值为规定电压值的75%、历时1min，允许 漏电流10mA，绝缘电阻大于1.5M

　　用500V兆欧表下述端口之间绝缘电阻不小于100 MΩ ：所有端口对地之 间、电源及开入开出回路对交流电压电流回路之间、电源及开入回路 对开出回路之间 GB/T 14598.3-2006 (IDT IEC 60255-5:2000)

　　在下述端口之间加2kV交流或2.8kV直流1分钟，泄漏电流小于10mA：所 有端口对地之间、电源及开入开出回路对交流电压电流回路之间、电 源及开入回路对开出回路之间，无击穿和闪络 GB/T 14598.3-2006 (IDT IEC 60255-5:2000)

　　在下述端口之间加前沿时间为1.2 µs±30%、至半峰时间为50 µ s±20% 的短时冲击电压5kV：所有端口对地之间、电源及开入开出回路对交流 电压电流回路之间、电源及开入回路对开出回路之间，无击穿和闪络