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南方电网设备标准技术标书-110kV-40~63MVA三相三绕组电力变压器

来源：爱go旅游网

A三相三绕组 110kV 40~63MV 交流电力变压器

标准技术标书

编号：2011060520101302

中国南方电网有限责任公司 2011年06月

中国南方电网有限责任公司110kV 40~63 M VA三相三绕组交流电力变压器标准技术标书

1 2

总则 ................................................................................................................................ 1 工作范围 ......................................................................................................................... 1 2.1 工程概况 .................................................................................................................. 1 2.2 范围和界限 ............................................................................................................. 2 2.3 服务范围................................................................................................................. 2 3 应遵循的主要标准............................................................................................................... 3 4使用条件.............................................................................................................................. 5

4.1 正常使用条件 ............................................................................................................ 5

4.2特殊使用条件 ............................................................................................................ 6 5 技术要求 ........................................................................................................................... 7

5.1 技术参数 ............................................................................................................... 7 5.2 设计与结构要求 .................................................................................................. 10

5.3 6

专业接口要求 ...................................................................................................... 22

试验 .............................................................................................................................. 27 6.1 试验分类 ............................................................................................................. 27 6.2 型式试验 ............................................................................................................. 27 6.3 特殊试验 ............................................................................................................. 27 6.4 6.5 7 8

例行试验 ............................................................................................................. 28 交接试验 ............................................................................................................. 31

产品对环境的影响 ......................................................................................................... 33 企业VI标识 .................................................................................................................. 33 8.1 VI标识 ............................................................................................................... 33 8.2 标识地点 ............................................................................................................. 34 技术文件要求 ................................................................................................................ 35 9.1 一般要求 ............................................................................................................. 35 9.2 投标方在投标阶段应提交的变压器资料及说明 ......................................................... 35 9.3 其他文件资料 .......................................................................................................... 36 9.4设计联络 .................................................................................................................. 38

监造、包装、运输、安装及质量保证 ...................................................................... 38 10.1 监造 ................................................................................................................ 38 10.2 10.3 10.4 10.5

包装 ................................................................................................................ 38 运输 ................................................................................................................ 39 安装指导 ......................................................................................................... 40 质量保证 ......................................................................................................... 40

11设备技术参数和性能要求响应表 ....................................................................................... 40 12备品备件及专用工具 ........................................................................................................ 48

12.1必备的备品备件、专用工具和仪器仪表 ................................................................... 48

12.2推荐的备品备件、专用工具和仪器仪表 ................................................................... 48 13主要元器件来源 ............................................................................................................... 48 14 15 16

LCC数据文件 .......................................................................................................... 50 技术差异表 ............................................................................................................. 50 投标方需说明的其他问题........................................................................................ 51

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1 总则

1.1 本招标技术文件适用于中国南方电网公司 (项目单位填写)电网建设工程项目采购的110kV电压等级的40～63MVA有载调压三相三绕组交流电力变压器，它提出了该设备本体及附属设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。

1.2 本设备招标技术文件提出的是最低限度的技术要求。凡本招标技术文件中未规定，但在相关设备的行业标准、国家标准或IEC标准中有规定的规范条文，投标方应按相应标准的条文进行设备设计、制造、试验和安装。对国家有关安全、环保等强制性标准，必须满足其要求(如压力容器、高电压设备等)。

1.3 如果投标方没有以书面形式对本招标技术文件的条文提出异议，则意味着投标方提供的设备完全符合本招标技术文件的要求。如有异议，不管是多么微小，都应在报价书中以“对招标技术文件的意见和同招标技术文件的差异”为标题的专门章节中加以详细描述。 1.4 本招标技术文件所使用的标准如遇与投标方所执行的标准不一致时，按较高标准执行。 1.5 本招标技术文件经买、卖双方确认后作为订货合同的技术附件，与合同正文具有同等的法律效力。

1.6 本招标技术文件未尽事宜，由买、卖双方协商确定。

1.7 投标方在应标招标技术文件中应如实反映应标产品与本招标技术文件的技术差异。如果投标方没有提出技术差异，而在执行合同的过程中，招标方发现投标方提供的产品与其应标招标技术文件的条文存在差异，招标方有权利要求退货，并将对下一年度的评标工作有不同程度的影响。 1.8 投标方应在应标技术部分按本招标技术文件的要求如实详细的填写应标设备的标准配置表，并在应标商务部分按此标准配置进行报价，如发现二者有矛盾之处，将对评标工作有不同程度的影响。

1.9 投标方应充分理解本招标技术文件并按本招标技术文件的具体条款、格式要求填写应标的技术文件，如发现应标的技术文件条款、格式不符合本招标技术文件的要求，则认为应标不严肃，在评标时将有不同程度的扣分。

1.10 标注“★”的条款为关键条款，作为评标时打分的重点参考。

2 工作范围

2.1 工程概况

本标书采购的设备适用的工程概况见表2.1：工程概况一览表。

表2.1 工程概况一览表（项目单位填写）

序号 1 工程名称名称第 1 页共 51 页

内容中国南方电网有限责任公司110kV 40~63 M VA三相三绕组交流电力变压器标准技术标书

2 3 工程建设单位工程地址 2.2 范围和界限 (1) 本标书适应于所供110kV电压等级的40～63MVA有载调压三相三绕组交流电力变压器及其附属设备的设计, 制造, 装配, 工厂试验, 交付, 现场安装和试验的指导、监督以及试运行工作。 (2) 运输

运输条件：（项目单位填写）

(3) 现场安装和试验在投标方的技术指导和监督下由招标方完成。

(4）本标书未说明, 但又与设计、制造、装配、试验、运输、包装、保管、安装和运行维护有关的技术要求,按条款3所规定的有关标准执行。 2.3 服务范围

（1）投标方应按本标书的要求提供（项目单位填写）台全新的、合格的110kV、40～63MVA带稳定绕组的有载调压三相一体交流电力变压器及其附属设备、备品备件、专用工具和仪器。投标方所提供的组件或附件如需向第三方外购时, 投标方应对质量向招标方负责, 并提供相应出厂和验收证明。（2）供货范围一览表

投标方提供的110kV 40～63MVA有载调压三相三绕组交流电力变压器的具体规格、数量见表2.2: 供货范围及设备技术规格一览表。投标方应如实填写“投标方保证”栏。

表2.2供货范围及设备技术规格一览表

序号项目要求名称单位型式、规格数量投标方保证型式、规格数量每台变压器的供货范围包括: a. 变压器本体(包括底架、附件、基础螺栓) b. 冷却装置控制箱及调压开关控制箱

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c. 套管及套管式电流互感器

d. 变压器绝缘油(环烷基油)，油量应有5%的裕度，投标方应负责提供用于存放备用油的油罐。

e. 本体及连接到端子箱和控制箱之间的足量耐油、阻燃、屏蔽铠装电缆(连接电缆不能有中间接头) f. 本体端子箱

g. 备品备件及专用工具等详见表12.1和表12.2。 h. 投标方应在安装完成后免费进行一次喷漆

(3) 工厂试验由投标方在生产厂家内完成, 但应有招标方代表参加, 参加工厂验收的人数及天数等规定详见标书商务部分。

(4) 现场安装和试验在投标方的技术指导下由招标方完成, 投标方协助招标方按标准检查安装质量, 处理调试投运过程中出现的问题, 并提供备品、备件，做好销售服务工作.投标方应选派有经验的技术人员, 对安装和运行人员免费培训。安装督导的工作范围及人数和天数等规定详见标书商务部分。

（5）投标方应协助招标方解决设备运行中出现的问题。

（6）设计联络会议的地点及招标方参加人员的人数和天数等规定详见标书商务部分。（7）设备安装、调试和性能试验合格后方可投运。设备投运并稳定运行后，投标方和招标方（业主）双方应根据相关法律、法规和公司管理制度签署合同设备的验收证明书。该证明书共两份，双方各执一份。

（8）如果安装、调试、性能试验、试运行及质保期内技术指标一项或多项不能满足合同技术部分要求，买卖双方共同分析原因，分清责任，如属制造方面的原因，或涉及索赔部分，按商务部分有关条款执行。

3 应遵循的主要标准

除本标书特殊规定外, 投标方所提供的设备均按规定的标准和规程的最新版本进行设计、制造、试验和安装。如果这些标准内容有矛盾时, 应按最高标准的条款执行或按双方商定的标准执行。如果投标方选用本标书规定以外的标准时, 则需提交这种替换标准供审查和分析。仅在投标方已证明替换标准相当或优于标书规定的标准, 并从招标方处获得书面的认可才能使用。提交供审查的标准应为中文或英文版本。主要引用标准如下：

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GB 311.1 高压输变电设备的绝缘配合

GB/T 311.2 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 优先数和优先数系

GB 1094.1 电力变压器第 1 部分：总则 GB 1094.2 电力变压器第 2 部分：温升

GB 1094.3 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 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 电力变压器第 5 部分：承受短路的能力

GB/T 1094.7 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 电力变压器第 10 部分：声级测定 GB 1208 电流互感器

GB/T 1231 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/T 2536 变压器油

GB/T 2900.15 电工术语变压器、互感器、调压器和电抗器 GB/T 4109- 交流电压高于1000V绝缘套管 GB/T 51 油浸式电力变压器技术参数和要求 GB/T 7595 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 电力变压器应用导则

GB/T 134 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 保护用电流互感器暂态特性技术要求 GB/T 16927.1 高压试验技术第一部分一般试验要求 GB/T 16927.2 高压试验技术第二部分测量系统 GB/T 17742 中国地震烈度表 GB/T 17468 电力变压器选用导则

GB 24790 电力变压器能效限定值及能效等级 JB/T 3837 变压器类产品型号编制方法 JB/T 5347 变压器用片式散热器 JB/T 6302 变压器用油面温控器 JB/T 7065 变压器用压力释放阀 JB/T 7631 变压器用电子温控器 JB/T 8450 变压器用绕组温控器

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JB/T 97 气体继电器

DL/T 586 电力设备监造技术导则

DL/T 620 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合 Q/CSG 1 0001 变电站安健环设施标准 4使用条件

本设备招标书技术文件要采购的110kV/40～63MVA有载调压三相一体交流电力变压器，其安装地点的实际外部条件见表4.1: 设备外部条件一览表。投标方应对所提供的设备绝缘水平、温升等相关性能参数在工程实际外部条件下进行校验、核对，使所供设备满足实际外部条件要求及全工况运行要求。

表4.1 设备外部条件一览表（项目单位填写）

序号名称最高日温度 1 2 3 4 5 6 7 环境温度海拔太阳辐射强度污秽等级覆冰厚度风速相对湿度最大日相对湿度最大月平均相对湿度 mm m/s % 最低日温度最大日温差 m W/cm2 单位 ℃ g kV kV Hz kA V 数值备注（须说明本工程适用的是正常使用条件或是特殊使用条件）耐受地震能力（指水平加速度，安8 9 10 11 12 13 14 15 全系数不小于1.67。水平加速度应计及设备支架的动力放大系数1.2）系统标称电压：系统最高电压系统额定频率系统中性点接地方式：安装点母线短路电流：直流控制电压设备运输条件 4.1 正常使用条件 4.1.1 海拔高度：≤1000m；

4.1.2环境温度

最高温度： +40℃；最热月平均温度： +30℃；

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最高年平均温度：+20℃；最低气温：-25℃；（户外） 4.1.3太阳辐射强度：0.1W/cm2 4.1.4耐地震能力

地震烈度8度:

地面水平加速度3m/s 地面垂直加速度1.5m/s 4.1.5湿度

日相对湿度平均值95% 月相对湿度平均值90% 4.1.6 风速

35m/s（离地面高10m处，持续10min的100年平均最大风速）。 4.1.7 覆冰厚度： 20mm

4.2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、污秽等级等条件项目单位应在表4.1中明确，且应在招标书的相应技术条款及表11 中对有关技术参数及要求加以修正、说明，并在提交需求计划及招标书时向物资部门特别明确。

特殊使用条件按如下规定。 4.2.1 湿热型环境条件

最高温度： +45℃；最高平均温度：+40℃；最低平均温度：-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、有有害生物。

4.2.2 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/s2

4.2.3 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。

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4.2.4 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。 4.2.5 直流偏磁

变压器运行工况存在不小于10A的直流偏磁。 4.2.6 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。设备爬电比距详见表4.2。

表4.2 爬电比距

污秽等级 III Ⅳ 相对地之间最小标称爬电比距（mm/kV) 110kV及以上 25 31 110kV以下 31 31 5 技术要求

5.1 技术参数 5.1.1 基本参数

1）★额定电压

110kV、115kV、121kV (项目单位选取，详见表11)

2）★容量：40/40/40MVA

50/50/50MVA 63/63/63MVA；

3）★型式：有载调压 4）★绝缘方式：油浸纸绝缘

5）★冷却方式：从下列方式中选取：ONAN或ONAN/ONAF(项目单位选取，详见表11) 6）★调压方式：线端有载调压、中性点有载调压(项目单位选取，详见表11)

7）★调压范围：±8×1.25%（有载），±6×1.25%（有载）(项目单位选取，详见表11) 8）阻抗电压（%）：新建工程采用典型值： U12=10.5%，U23=6.5%，U13=17.5%（典型值）

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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。 9）★联结组别：YNyn0d11

10）局部放电允许值： 1.5Um/3电压下高压端不大于100pC、中压端不大于100pC。 11）噪声水平

当冷却装置、风扇全部投入运行时，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。

12）振动水平：油箱壁的振动限值为不大于100μm(峰一峰值)。 13）温升

表5.1 温升限值

位置温升限值顶层油温升 ≤55K 绕组平均温升 ≤65K 线圈最热点温升 ≤78K 箱体最热点温升 ≤70K 铁芯温升 ≤80K 投标方应提供线圈最热点位置及最热点温升数据，海拔高于1000m时应进行修正。通过实测, 若发现变压器顶层油温升、绕组平均温升及铁芯温升超过表5.1所规定的数值, 则按下述规则罚款:

如其中任一项比保证值高出0～1K之间, 罚金为合同总价的1％; 如其中任一项比保证值高出1～2K之间, 罚金为合同总价的2％。如其中任一项比保证值高出2K, 则该变压器拒收。当实际温升比保证值小时, 投标方不应另收附加费用。 14）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500μV。

15）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。 16）套管安装角度

套管轴线与铅垂线夹角不超过30度。 17)中性点接地方式

可从下列方式中选取：直接接地；

经间隙接地；

经电容隔直装置接地。

18）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(项目单位选取，详见表11)

表5.2 线电压

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中国南方电网有限责任公司110kV 40~63 M VA三相三绕组交流电力变压器标准技术标书变压器容量位置高压电力变压器中压低压额定电压 110kV、115kV、121kV 37kV、38.5kV 10.5kV、11kV 最高运行电压 126kV 40.5kV 12kV 5.1.3 ★绝缘水平 1)

线圈

变压器线圈绝缘水平详见表11。 2)

套管

变压器套管内外绝缘水平及详见表11 要求；招标方已根据不同海拔高度对变压器套管外绝缘进行修正并确定标准参考大气压条件下的电弧距离，投标方应证明套管内外绝缘水平及电弧距离满足要求。 5.1.4 损耗要求

变压器空负载损耗要求详见表11。

通过实测, 如果发现变压器的空载损耗和负载损耗超过第表11第10项和第12项所规定的数值, 则按下述规则罚款:

罚款款项取决于实际损耗值与保证值之差。

当: 实际损耗值—保证值

保证值

在0～3.0％之间, 以保证值为基准, 每增加1kW空载损耗罚款人民币7万元, 每增加1kW负载损耗罚款人民币3.5万元。

当: 实际损耗值—保证值

保证值

在3.0～6.0％之间, 以保证值为基准, 每增加1kW空载损耗罚款人民币14万元,每增加1kW负载损耗罚款人民币7万元。

当: 第(1)和(2)项其中一项的实际损耗值—保证值

保证值大于6.0％时, 该变压器拒收。

当实际损耗值比保证值小时, 投标方不应另收附加费用。 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5.3 过激磁能力

工频电压升高倍数相－相相－地 1.05 1.05 连续 1.10 1.10 80%负荷连续 1.25 1.25 20s 1.50 1.90 1s 1.58 2.0 0.1s 最大持续时间应提供各种励磁状态下的谐波分量曲线。 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，投标方应提供该变压器负载能力计算所需的热特性参数。

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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) 每台变压器套管电流互感器配置详见表11。线圈温度指示器不包括在套管电流互感器内，由投标方确定，次级容量亦由投标方确定。

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、低损耗的冷轧晶粒取向硅钢片，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.中、低压绕组应采用（无氧）半硬导线或自粘型换位铜导线绕制。所采用的半硬

导线的拉伸屈服强度σ

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，

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绕组和铁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。 a.冷却方式 63MVA以内：

户外安装时：100％及以下负载自然冷却（ONAN）

户内安装时：100％及以下负载自然冷却（ONAN），可在片散下方额外增加4-6组冷却风扇，按上层油温及负载自动启停；

63MVA：100％及以下负载自然冷却（ONAN）；或60％及以下负载自然冷却（ONAN），60％以上负载自然油循环风冷（ONAF）。

当有两组冷却装置时,每组同时有一只风扇停止运行, 变压器仍能保持满载长期运行。冷却方式为ONAN/ONAF变压器在冷却装置不同停运组数下的运行情况由投标方提供。

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。

b.冷却装置布置

无自然冷却能力冷却装置的布置形式有两种：一种为冷却装置固定在变压器的油箱上：另一种为冷却装置集中固定在支架上，通过导与油箱连接。具有自然冷却能力的散热器通常固定在变压器的油箱上。散热器不得与防火墙垂直。

c. 风扇电机

冷却装置应采用低速、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。 5.2.4 变压器套管

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。

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；

高压、中压、低压及中性点套管分别按照126kV、40.5kV、17.5kV及72.5kV计算。 2）各侧套管引出线端接线板的允许荷载不应低于表11第18-（8）要求, 且安全系数应大于2.5。

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3) 中（低）压套管之间的净距离：35kV不少于400mm；10kV不少于130mm，并按安装地点进行海拔修正。

4) 各侧套管满足短时（2S）短路耐受能力不低于表11第18-（3）要求。

5）套管的介质损耗因数（tanδ）: tanδ（20℃）≤0.4%，并且电压从0.5Um/3升高到1.05Um/3时其tanδ增值（△tanδ）≤0.1%。

6）套管的局部放电量:在1.50 Um/3电压下测得的局部放电量应不大于10PC。 7) 投标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）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；

9）其他应符合GB 4109《高压套管技术要求》。 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套的油面温度测量装置，就地指示仪表应集中装设便于观察，投标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应不低于1.5级，绕组温度计的准确度等级应不低于2.0级，油面测温装置和绕组测温装置的内置（4-20）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 有载调压开关

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。

a.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。

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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可选用油中灭弧型或真空型。

d.开关仅应在运行5～6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.如切换开关采用真空型，真空泡应为技术先进、成熟、稳定的进口优质产品（真空泡免维护周期不小于30万次），且应装设气体继电器并配置轻瓦斯报警接点。

g.应提供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。

h.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。

i.分接开关的油箱应能经受油压0.l MPa压力及真空试验，历时24h无渗漏。 j.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时出现“越级”（跑档）操作的装置。 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) 变压器应设置一个人孔。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，以满足更换套管或电流互感器时无需移去上节油箱。

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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装置的隔离阀。

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或金属波纹式储油柜。

a)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。储油柜应配有吸湿器。

b)储油柜应配有盘形油位计或拉带式油位计。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。

c)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。

d)储油柜应配有起吊耳及人孔及爬梯。 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。

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★ 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5.4 保护装置的报警和跳闸接点

序号接点名称 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 电源电压及接点容量（可选） DC.110V/2A 主油箱气体继电器 DC.220V/1A DC.110V/2A 油枕油位计低报警1对 DC.220V/1A 报警1对 DC.110V/2A 主油箱压力释放装置跳闸1对 DC.220V/1A 报警1对 DC.110V/2A 油温指示器跳闸1对 DC.220V/1A DC.110V/2A 风机故障报警2对 DC.220V/1A DC.110V/2A 冷却装置全停报警1对 DC.220V/1A 报警1对 DC.110V/2A 交流电源故障及切换跳闸1对 DC.220V/1A 报警1对 DC.110V/2A 绕组温度指示装置跳闸1对 DC.220V/1A 轻瓦斯报警1对 DC.110V/2A 有载分接开关气体继电器重瓦斯跳闸2对 DC.220V/1A DC.110V/2A 有载分接开关的油位计报警1对 DC.220V/1A 报警1对 DC.110V/2A 有载分接开关的压力释放装置跳闸1对 DC.220V/1A 注：投标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。状态量及接点数轻瓦斯报警1对重瓦斯跳闸2对投标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。

a.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。 b.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。

c.气体继电器应加装不锈钢防雨装置，且不妨碍运行观察。 d.为便于检修，应在气体继电器安装管道两侧设置阀门。 5.2.10.2压力释放阀

a. 变压器应装设压力释放阀，压力释放装置可重复动作。

b.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)。

c.压力释放装置设置在油箱顶盖上的边沿部位，并应设有排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）。

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d.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本体接线箱

变压器应设一个本体接线箱。该本体接线箱应具有下列功能:

1) 本体端子箱用于汇接变压器的套管CT, 瓦斯、温度、闭锁、信号回路的电缆。 2) 本体接线箱和冷却装置控制箱采用不锈钢外壳，厚度不少于2mm, 接逢处采用亚弧焊处理，防护等级IP55。 5.2.10.4控制柜和控制箱的布线

1）电缆及配线

a. 设备本体至控制柜（箱）、接线箱的所有电缆、柜内设备至端子排的配线均由投标方提供并完成接线。电缆及配线长度应足量, 所有电缆、配线不应有中间接头。

b. 电缆应采用耐油、阻燃、铠装、屏蔽的铜芯电缆,交直流回路不得共用同一条电缆,必须分开。

c. 投标方应提供所有连接电缆的电缆清册，内容包括电缆编号、芯号、规格型号、起止地点和长度。控制电缆绝缘水平为0.45/0.75kV等级，电力电缆绝缘水平为1kV等级。

d. 控制柜和控制箱等的配线, 除专门的仪表外，应为2.5mm2的1000V热塑性绝缘铜绞线。所有的电流互感器的二次回路引线至少应为4.0mm2。

e. 控制柜和控制箱中的导线应有足以承受引入电缆施加的拉力及压力,并应能耐受80℃高温。

2) 编号

控制柜（箱）中低压导线的两端应有套以着色的绝缘护套的压接式端子连接片, 并提供端子编号环。端子编号应编写在布线图里，所有二次回路原理图中都必须标注端子号。

3) 端子及端子排

a. 用于外部连接的端子包括备用端子在内都采用额定值为1000V、10A的压接型端子。 b. 所有供招标方联接外部电缆用的端子排和接线板，与相邻的端子排和接线板最小净距应不小于140毫米。

c. 端子型号的选择应与回路性质相匹配， CT的二次回路应提供标准的OT（一种接线方式方法，O型线端子）试验端子, 便于断开或短接装置的输入与输出回路。端子排间应有足够的绝缘。汇控上CT回路的端子排采用试验端子，应能满足运行状态下不断电流回路串入或拆除测试仪表的要求。

d. 端子排应根据功能分段排列，各回路之间、电源回路与其它端子之间要设置隔离端子 ,直流电源端子“+”“-”端子间以及经常带电的正电源与跳合闸回路之间应设空端子。端子排应为阻燃、防潮型。

e. 端子排应留有总端子数20%的空端子，以供设计时作转接或过渡用。一个端子只允许接入一根导线。

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f. 交流动力电源接线端子应能满足25mm2电缆的接入。 4) 照明及除潮

所有控制柜和控制箱均应提供内部照明灯(AC220V、25W、50Hz)和门开关,还应提供带开关的可手动/自动切换的防潮加热器(AC220V、50Hz)和温湿度控制器,以及250V、20A、二极插销座。加热器的布置和防护应使其产生的热量不危及邻近设备。

5) 接地

控制柜内应配置截面不小于100mm接地铜排用于二次回路的接地。 5.2.10.5控制电缆颜色的规定

电动机或其它设备的出线端应有连接引入电缆的压接端子接线片。三相AC引出线电缆的颜色规定如下: A相………………………黄； B相………………………绿； C相………………………红；中性点 …………………淡蓝色

DC电源颜色规定: 正极是褐色, 负极是蓝色。 5.2.10.6冷却系统的控制、保护和监测

1)变压器应单独装设一个冷却控制箱。箱体采用不锈钢材料制成，内设温、湿度自动控制装置。控制箱内的电气设备应为湿热带型(TH型)产品。

2) 冷却装置的动力电源电压应为三相交流380V，控制电源电压应为AC220V。每台冷却风扇的电动机应有的馈电回路。

冷却风扇的每台电动机带一个电气操作接触器和控制装置, 由手动或由高压、公共绕组温度(和油温)检测装置的接点和按负荷来启动控制装置, 使电动机运转和停止；电动机应有过载、短路和断相保护，电机电源接线应有专用端子。

3) 当冷却装置故障、自动控制装置故障、冷却装置退出运行时, 保护装置应能检测出并发出报警信号。当冷却系统电源消失时, 应及时发出信号, 并按主变冷却方式要求, 在必要时经一定时限自动切除变压器。

4)风冷控制装置可采用现场修改设定值的PLC可编程逻辑控制器。

5) 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。

投标方可以建议更好的冷却控制保护和监测方式, 但需经招标方审查认。 5.2.11 变压器油

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1) ★选用由环烷基原油提炼的# 25变压器油。应是符合国标GB/T 2536、GB/T 7595的规定的全新油，不含腐蚀性硫。绝缘油应是除抗氧化剂外，不得含有任何添加剂。与油相接触的绝缘材料、胶、漆等与油应有良好的相容性。应满足以下要求：

a.凝点: -25℃

b.闪点(闭口)不低于: 140℃ c.击穿电压不少于: 60kV (2.5mm) d.介质损耗因数(90℃)不大于: 0.4% e.水份: ≤10mg/L f.含气量：≤1％

2) 随变压器供应备用油量应满足安装需要，油量及储存方式由买卖双方协商确定。 3) 应提供绝缘油的其他特性数据, 包括抗氧化稳定性试验结果。

4）绝缘油的质保期为3年，质保期内如出现因油原因的劣化，变压器厂应负责免费更换绝缘油。

5）绝缘油防老化措施

变压器采用密封结构,以防止变压器油与空气直接接触。并装有带硅胶干燥剂的呼吸器。无人值班的大型变压器可采用免维护的吸湿器。 5.2.12 对材料及工艺的要求

设备、部件制造中所用的材料应该是新的、优质的、无缺陷的和无损伤的。其种类、成份、物理性能应按照最佳的工程实践, 并适合相应的设备、部件的用途。材料应符合本条件书所列的类型、技术规范和等级或与之等效。本条件书未列入的材料, 其合格情况, 适用情况及投标方所确定的允许设计应力, 应由招标方审查后才可使用。材料的详细规范,包括等级、牌号、类别均应在投标方提供审查的详图中表示出来。经招标方允许使用的代用材料, 投标方应给出所有代用材料的详细说明、所符合的标准和规范、和设备零部件的所在部位。

所有零部件应符合规定尺寸并遵照核准图纸加工并具有互换性。所有结合面、基准面和金属部件应精加工。所有铸件在有螺帽处要经加工整平。图纸上要标明规定加工等级的代号。所有螺栓、螺帽和管件螺纹应符合“国际标准化组织”关于这方面的最新标准, 并完全符合国际计量规格的规定, 投标方不得任意降低标准。材料试验应在制造厂的车间或招标方同意的地方进行。试验必须按照美国材料试验协会(ASTM)标准或其他经招标方同意的标准进行。各项试验的结果应按材料试验技术条件中所规定的格式提出。 5.2.12.1组装要求

设备发运前应在车间内进行组装, 并由投标方按照标准和招标方提出的要求进行试验。对所有拆卸部件应作出适当的配合标记和设定位销以保证在工地组装无误。 5.2.12.2铸件要求

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铸件要符合模型、外形工整、质量均匀、形态一致, 并经X光探伤证明无气孔砂眼、夹渣、缩孔、裂纹和其他缺陷, 并应依其用途充分处理干净。

铸件上的重大缺陷未经招标方同意, 不得进行修理、填堵和施焊。在铸件关键部位出现过量的杂质或合金分凝即应予报废, 在变换截面的地方应配置构造上容许的最大限度的加强筋。

5.2.12.3焊接要求

焊接要遵照美国焊接学会 (AWS)或其他国家使用的并得到公认的专业标准采用一种焊接工作程序, 所有焊工和焊机操作员按照所用标准应是完全合格的。

对于焊缝内的缺陷要凿除至完好金属部分, 并应对该范围进行磁力线或超声波检查。以保证在补焊前缺陷已被全部清除。对油箱全部焊缝应进行X光探伤, 并向招标方提交探伤报告文件。

采用焊接的金属板应按尺寸准确切割并卷压到规定的曲率, 其端部应具有相同的曲率, 不允许敲打以修整端部曲率。焊接坡口的尺寸和形状应能达到完全熔透。为适应不同焊接条件,各种坡口应具有相适应的形式。邻近焊接边缘的板面应彻底清除所有锈垢、油脂, 直到露出金属光泽。 5.2.12.4管道要求

1) 投标方应供给全部管道、法兰盘和螺栓、螺帽、垫圈、密封垫等联接件,以及用于给排油、气和润滑油的阀门。

2) 所有阀门应设计成使振动和气隙最小。

用在供压力油主管上的阀门应为铸钢阀门, 提升阀芯柱为楔形或锥形。其余的阀门至少为钢阀门, 提升阀芯用青铜封焊的或相当的类型。

关于每个阀门的型式和结构的详细说明, 应在合同生效后, 在供认可的图纸或文件上予以说明并解释。

5.2.12.5油漆与防锈的要求

1) 按本条件书提供的任何设备, 除有色金属、电镀钢件、抛光或机械加工的表面以外, 所有的金属外露部分, 均应作表面的除锈处理。

2) 除锈处理后应即喷涂一层防锈底漆。

3) 所使用的底漆和光漆的材料与型号, 可根据制造厂的标准。光漆应与底漆协调。并具备优良的的耐用性。

4) 除不适于喷漆的管道内表面, 所有的内表面至少应涂刷一层底漆和一层亮光漆或磁漆。

5) 所有的外表面至少应喷涂一层底漆及二层瓷漆, 底漆与光漆生成干燥漆膜的厚度最小为0.125mm, 光瓷漆至少为50％, 并且有足够的弹性。油漆应持久耐用, 能适应户外多种

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因素的影响, 如抗御热带强烈阳光辐射及承受夏天骤雨所引起的急剧温度变化, 抗剥落, 并保持颜色新颖。

所有外表面的光漆应为B03浅灰漆。

6) 投标方应提供油漆的使用、清理过程及涂刷细节, 以便在作业开始前由招标方认可。 7) 油箱的内表面应涂以高光彩的浅色油漆, 该油漆与绝缘油不致发生作用,对绝缘油也应没有影响。

8) 控制柜和控制箱的材质为不锈钢，可不刷漆。 5.2.12.6热镀锌的要求

全部热镀锌应根据ASTM A123、A134和A153的要求进行。大面积的镀锌损伤将拒收。

镀锌已经损坏的材料将拒收, 除非损坏面积较小, 且是局部的, 并需采用得到招标方同意的电镀修补涂料修复。镀锌层应满足下列值★:

表5.5 镀锌层要求值

镀层重量(g/m2) 说明型钢和板材型钢和板材螺栓螺母垫圈等厚度平均值 ≥6mm ＜6mm ＞700 ＞610 ＞470 最小值＞600 ＞550 ＞400 均匀性次数 (1min/1次) ＞7 ＞6 ＞5 5.2.12.7设备接线板的要求 1) 所有的设备均应配备平板式接线板, 满足每一设备或自身回路的额定电流。直径φ12以上的采用热镀锌螺栓；直径φ12以下的采用不锈钢或热镀锌螺栓，并提供螺帽及防松垫圈；螺栓长度宜露出螺帽2-3扣。

2) 接线板应设计为防电晕式。

3) 接线板应能承受本条件书中的机械强度要求, 接触面应镀银。 4) 设备的接线板具体细节应在认可的图纸中加以说明。

5) 各侧套管及其接线板横断面和接触面的长期允许电流不应小于额定电流的1.3倍。端子板与连接线的连接部位的接触电阻应尽可能小，温升不应超过DL/T 593 规定的温升极限，并提供该试验下的连接方式。 5.2.12.8设备接地的要求

变压器本体、总控制柜、冷却控制箱和分接开关操作箱均应配备两个50mm×90mm的不锈钢接地端子,并有永久性的金属指示牌以“

”符号标明。接地端子应为螺栓式, 适应于

与扁钢连接。投标方应提供不锈钢螺栓、螺帽、垫圈、防松垫圈等连接件。 5.2.12.9相别标志和相序排列

相别标志应在各侧套管和接线板的适当位置清楚标明。

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变压器相序的排列, 面对设备的高压侧, 自左至右为A、B、C，分别用黄、绿、红，中性点用黑色。 5.2.13 其它要求

1）本体上设置专用的可拆卸式不锈钢或铝合金封闭布线槽，所有变压器本体电缆通过该布线槽接至变压器本体端子箱，同时电缆要求采用阻燃、耐油浸腐蚀的铜芯屏蔽控制电缆。 2）变压器消防装置可选用水喷雾或泡沫灭火方式，也可选用排油注氮方式。 3) 需要检查和更换的设备部件, 必须用螺栓和螺帽加以固定, 不采用内装螺栓。 4)为便于现场作业, 所有的设备都应有标记, 如中心线、标记等,重大件还应有重心标记。

5) 除非本条件书中另有规定, 构成设备的材料应充分核对其特性, 从通常用于同类设备的高质量材料中选取。

6）应将储油柜的注油阀、吸湿器、瓦斯继电器集气装置、有载调压开关的注油阀和排油阀引到离地面1.3~1.5米高度，便于运行中补油、更换吸湿剂、检查瓦斯气体等。 5.2.14 铭牌

每台变压器应装有铭牌, 铭牌以中文表示，采用不锈钢制成, 并安装在明显位置，高度不高于1.8m，以便于查看。铭牌上应表示下述各项:

1) 变压器名称, 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) 额定频率； 8) 额定容量；

9) 各绕组的额定电压； 10）各绕组的额定电流； 11) 联结组标号；

12) 绕组联结示意图，含分接绕组（若有）的示意图； 13) 冷却方式(应以额定百分数表示出相应的冷却容量)； 14) 温升； 15) 绝缘水平； 16) 绝缘油重量； 17) 器身吊重； 18) 运输重；

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19) 总重量；

20) 标出每一绕组的分接电压、分接电流及分接容量；

21) 主分接及极限分接上的短路阻抗值, 及对应的绕组的标志。 22) 负载损耗(实测值)；

23) 空载电流及空载损耗(实测值)； 24) 套管电流互感器的技术数据

25) 负荷与上层油温温升、线圈绕组平均温升的关系曲线

26) 各套管的生产厂家、型号、生产序号、爬电距离、电容量、出厂日期等（套管铭牌）。 27) 本体、有载分接开关绝缘油的生产厂家、牌号、产地和生产日期等。 28）提供油温与油位的关系曲线等。 5.3 专业接口要求 5.3.1 电气一次接口

图中变压器结构外形不做强制规定；，总体外形尺寸参照63MVA变压器绘制，为引导性条款，63MVA变压器外形尺寸允许有少许出入；其余变压器外形不得大于下图，基础尺寸为强制性标准，投标方必须满足。

5.3.2 电气二次接口本条款为非强制性条款

1）有载调压控制箱端子排接口图

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1) 冷却装置控制箱二次接口图

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2) 本体接线箱二次接口图

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5.3.3控制与站用电源

由站用DC110V或DC220V直流系统提供控制电源, 设备控制回路中的交流控制电压是单相AC220V。

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变电站的动力电源是三相四线制, 50Hz、AC400/230V。用电设备的端电压分别是380V和220V, 其电压波动范围是±10％, 相应频率波动范围是±5％。与之联接的所有电气设备和仪器, 应在电压和频率同时按同一方向波动条件下安全运行。

试验

变压器试验应按照本标准和相关标准有关条款进行，并符合下列要求：试验应出具详细记载测试数据的正式试验报告。

运行单位代表有权见证所有试验和要求提供所有试验报告。

制造厂的工厂试验应按现场实际方式预组装后进行，试验时应安装供货套管和附件进行试验。

对于绝缘试验，如果无其它协议规定应按下述给出的顺序进行： ——线端的操作冲击试验（SI）

——线端的雷电全波和截波冲击试验（LI、LIC） ——中性点端子的雷电冲击试验（LI） ——外施耐压试验

——短时感应耐压试验（ACSD）

——长时感应耐压及局部放电试验（ACLD） 6.1 试验分类

试验类型包括型式试验、特殊试验、例行试验、交接试验。

型式试验是在一台有代表性的变压器上所进行的试验，以证明被代表的变压器也符合规定要求。如果变压器在额定值和结构方面完全相同，则认为其中一台可以代表。若一台变压器在额定值或其他特性与其余变压器的差异不大时，对其所做的型式试验也可认为有效，其差异应由制造厂和用户协商确定。制造厂提供的型式试验报告应在有效期内。

特殊试验为除型式试验和例行试验外，由用户和制造厂协商确定的试验。例行试验为每台变压器都要进行的试验。交接试验为变压器安装完毕后进行的现场试验。 6.2 型式试验

型式试验包括：

1）温升试验（按GB1094.2规定执行）

2）线端雷电截波冲击试验（按GB 1094.3 的规定执行） 3）中性点雷电全波冲击试验（按GB 1094.3 的规定执行） 4）套管电流互感器暂态特性试验（按GB 16847 的规定执行） 6.3 特殊试验

特殊试验包括：

1）长时感应耐压试验ACLD（按GB 1094.3 的规定执行）

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2）暂态电压传输特性测定

3）短路承受能力试验（按GB 1094.5 的规定执行） 4）三相变压器零序阻抗测量（按GB 1094.1的规定执行） 5）风扇电机所吸取功率的测量 6.4 例行试验

6.4.1 绕组直流电阻测量

测量所有绕组和全部分接位置时的绕组电阻，变压器每一相的绕组电阻之间的差别应小于2%。即：[R(max)-R(min)]/R(avr)<2%。低压绕组为三角形接线时，应提供半成品时每相直流电阻，各相差值应小于平均值的2%，出厂时线间侧得的直流电值差值应小于平均值的1%。

6.4.2 电压比测量、联结组别和极性检定

应在所有线圈和所有分接位置进行电压比测量。变压器的电压比误差在所有分接位置的误差不超过±0.5%。联结组别应正确，变压器的极性应为“减极性”。 6.4.3 短路阻抗及负载损耗测量阻抗的容差不能大于规定值。

负载损耗测量应在额定电压分接位置上进行。损耗测量值应用校正系数进行校正。校正系数是根据经过校验的仪表准确度而确定。对于测量功率因数极低（0.03或以下）的负载损耗，所有仪用互感器的相角误差应予以校正。所有阻抗和负载损耗值应换算成为参考温度（75℃）时的数值。

6.4.4 空载损耗和空载电流测量（含空载电流的谐波测量）

应分别在50%、60%、70%、80%、90%、100%、105%以及110%的额定电压下进行空载损耗和空载电流测量。

初次空载损耗和空载电流的测量：在所有绝缘试验之前，在额定电压的10%，50%，60%，70%，80%条件下，测量空载损耗和空载电流，然后再从额定电压的90%～115%的范围内，以每5%作为一级电压逐级测量，空载损耗和空载电流应在低压绕组上进行测量。空载损耗和空载电流值应按照有关标准进行测量并予以校正。

所有绝缘试验完成后，在额定电压下的损耗测量值，将以最后一次测定的空载损耗值作为实际测量值。 6.4.5 长时空载试验

施加1.1倍工频额定电压12h同时启动全部运行的散热器。如果12h励磁试验后，额定电压下的励磁损耗超过原始励磁损耗的10%及以上，则变压器不应出厂。 6.4.6 绝缘电阻测量(绕组、铁芯、夹件)

绝缘电阻应在第15s开始测量，从第1min到第10min，每隔1min测一次。在10℃～30℃时吸收比(R60”/R15”)或极化指数(R10，/R1，)不小于1.5。如绝缘电阻起始值比较高时（例

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如大于10000MΩ），吸收比、极化指数较低，应根据介质损耗因数等数据综合判断。使用2500V的绝缘电阻表测量铁芯、夹件绝缘电阻，最小允许绝缘电阻是500M；铁芯与夹件不应在内部连通。检查以下各项：

1）总装配前（即铁芯和线圈装配前）检查每台铁芯和铁芯部件的绝缘电阻。 2）运输之前，通过铁芯接地端子最后测量铁芯绝缘电阻。 6.4.7 绕组介质损耗因数与电容量测量

当顶部油温在10℃至40℃之间时，才能做介质损耗因数测量；试验报告中应有温度介质损耗因数修正曲线。试验应在10kV下进行，试验报告中应有试验设备的详细说明。每一绕组对地及绕组之间的介质损耗因数在20℃时不超过0.5%。同时，还应测量绕组对地及绕组间的电容量。 6.4.8 套管试验

所有套管应按有关标准进行试验，并提供出厂试验和型式试验的试验报告。要测量电容式套管的绝缘电阻，套管本体及末屏对地的电容量及介质损耗因数。试验报告中应提供温度介质损耗因数修正曲线，全部套管安装到变压器上后，要在10kV的电压下测量介质损耗因数值和电容量。在1.5倍最高相电压下，局部放电水平不能超过10pC。应提供套管油的试验数据，电容式套管应经受24h（0.2MPa）的压力试验而不出现漏油。套管供试验用的抽头承受至少1min、2000V交流的工频电压试验。根据有关标准对电容式套管的油进行物理、化学、电气、色谱分析及微水含量试验，应根据技术要求进行套管的工频耐压试验。 6.4.9 套管电流互感器试验

a) 变比试验：电流互感器装到变压器上后，以变压器的额定电流逐台试验电流互感器全部接头时的变比，记录实测的一次和二次电流。

b) 饱和曲线试验：电流互感器装入变压器油箱之前应测定每台电流互感器的饱和曲线。电流互感器装入变压器以后，测定每台电流互感器在饱和拐点附近的三个检查点。

c) 各检查点与原始试验值相比的偏差不应大于10%。

d) 电阻测量：用电桥法测量每个电流互感器的电阻，所测得的电阻值应修正到75℃时的数值。

e) 绝缘试验：所有电流互感器及其相连的连线应在50Hz，2000V交流作用下承受1min的绝缘试验。

f) 应提供所有套管型电流互感器的试验结果，包括饱和曲线。对所有的电流互感器，制造厂应提供按系列编号识别的安装位置记录。 6.4.10 感应耐压试验和局部放电测量

测量方法和试验程序按GB 1094.3规定。短时感应电压试验（ACSD）允许的最高放电量，高压绕组不大于100pC。 6.4.11 雷电全波冲击试验

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全波冲击试验应在变压器高压、中压出线端子所有端子上进行。全部冲击试验中应同时记录电流和电压示波图，并提供试验报告。 6.4.12 外施交流耐压试验

对低压线圈和中性点进行工频耐压试验，试验电压按5.1.3的规定。 6.4.13 无线电干扰电压测量

电晕和无线电干扰试验应在1.1×Um 下进行，无线电干扰电压应小于500μV，保证在晴天和夜晚无可见电晕。 6.4.14 声级测量

当冷却装置、风扇全部投入运行时，距变压器基准声发射面2m处声压级不应大于70dB；且当冷却装置、风扇不投入运行时，距变压器基准声发射面0.3m处，声压级不应大于70dB。

安装地点为城区的，声压级不应大于60dB。 6.4.15 有载分接开关试验与检查

应提供型式试验报告及每台有载分接开关的出厂试验报告。分接开关在变压器上组装完毕后，制造厂必须在100%额定辅助电源电压下进行下列试验[下述d.条款可结合负载损耗测定进行]。

a．变压器不带电，八个完整的操作循环。

b.变压器不带电，在85%额定辅助电源电压下，一个完整的操作循环。 c.变压器空载加励磁，在额定电压和频率下，一个完整的操作循环。

d.在一个绕组短路情况下，电流尽可能地接近变压器的额定电流时，在额定分接头两侧﹢2及-2档上进行十次切换操作。

e.应进行动作程序试验和测量循环电流的电阻。

f.装入变压器前和装入变压器并固定在油箱顶部后，进行切换开关油箱密封试验(油压0.l MPa，12h无渗漏)。 6.4.16 绕组变形测试

应提供单相低压短路阻抗数据、频率响应法数据（含电子文档）。 6.4.17 变压器油试验

绝缘油试验包括物理、化学、电气性能试验，并提供出厂试验报告。击穿电压应不低于60kV。测量油的介质损耗因数，介质损耗因数应小于0.4%（90℃时），水分含量应小于15mg/l。变压器油注入变压器油箱后，在完成全部规定的工厂例行试验项目后，要进行油中的微水分析和色谱分析，乙炔含量应为0，分析结果应提供给运行单位。有载分接切换开关油箱中的油也应进行简化试验和微水量试验，油耐压不低于60kV，水分含量应小于15mg/l。 6.4.18 油中溶解气体分析

按下列顺序取油样进行气体色谱分析：

a. 试验开始前

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b. 冲击试验后 c. 长时间空载试验后 d. 温升试验开始前和完成后 e. 工厂试验完成后

采样和分析工作应由制造厂进行。分析结果应包括在试验报告中。产品合格证书中应包括油中溶解气体色谱分析结果。 6.4.19 压力释放阀试验

压力释放装置应校验其动作油压，数值应在规范值内。报警及跳闸电路应能承受2000V，50Hz，1min的绝缘试验。 6.4.20 油箱机械强度试验

变压器油箱应经受油压力试验，在油箱的顶部的油压力为98kPa，时间为24h，并经受残压小于133Pa的真空试验，试验过程中，油箱不应出现泄漏或永久性变形。 6.4.21 冷却装置的密封试验和检查

应经120kPa油压或气压试验，持续时间20min，应无渗漏和无永久性变形；应能承受真空度不大于133Pa，持续时间为10min的真空强度试验，不得有永久变形和损伤。 6.4.22 变压器整体密封试验

变压器油箱及储油柜应能承受在最高油面上施加30kPa静压力的油密封试验，其试验时间为24h，不得有渗漏和损伤。变压器整体(包括所有充油附件)应能承受残压小于133Pa的真空试验，而无变形与泄漏。 6.4.23 其他部件的检查试验

气体继电器的整定值的校验、温度计的校准和信号电路的工频耐受电压试验等应进行检查试验。 6.5 交接试验

6.5.1 测量绕组连同套管的直流电阻

变压器三相绕组电阻相间不平衡率应小于2%，线间小于1%。在相同的温度下，其结果与工厂试验所测值相比，偏差不应超过±2%。 6.5.2 检查所有分接头的电压比

应在所有线圈和所有分接位置进行电压比测量，电压比时的偏差应不超过±0.5%。 6.5.3 极性检查

检查单相变压器的引出线极性应与设计要求、铭牌及标记相符。 6.5.4 绕组连同套管的绝缘电阻测量，吸收比或极化指数的测量

绕组绝缘电阻值应不低于出厂值的70%(测试条件相近)，吸收比(R60/R15)应不小于1.3或极化指数(R600/R60)不小于1.5。 6.5.5 铁芯、夹件绝缘电阻测量

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用2500伏的兆欧表测量，持续时间为1min，应无闪络或击穿现象。铁芯、夹件间最小允许绝缘电阻为500M。

6.5.6 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。 6.5.7 测量绕组连同套管的tanδ及电容量

现场实测得与工厂测量值不能有显著差异。 6.5.8 声级测量

在额定电压、额定频率及所有冷却风扇开启情况下测量。 6.5.9 绝缘油试验

变压器油应符合GB 2536、GB/T7596和规范的要求，在现场取油样进行击穿电压、tanδ、含水量等的测量及油中气体色谱分析。 6.5.10 空载损耗与空载电流测试（抽检）

在额定电压的100%电压下，测量空载损耗和空载电流，现场实测值与工厂测量值不能有显著差异。 6.5.11 套管试验

测量电容型套管的tanδ及电容量、末屏对地tanδ及电容量，实测值应和工厂测量结果相近，tanδ应小于0.4%(20℃)。还应测量套管对地绝缘电阻。 6.5.12 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。 6.5.13 感应耐压与局部放电测量（抽检）

测量方法和试验程序按GB1094.3规定。局部放电水平：高压绕组应不大于100pC。 6.5.14 外施工频耐受电压试验

低压绕组和高、中压绕组的中性点连同套管进行工频耐受电压试验，试验电压为出厂工频耐受试验电压的80%。 6.5.15 绕组变形测试

进行单相低压短路阻抗测试、频率响应法测试（含电子文档）；与出厂值比应无明显差异。

6.5.16 密封试验

变压器装配完后，应能承受133Pa的真空度，而无泄漏；在储油柜油面以上施加0.03Mpa压力，至少持续12h，不应有渗漏。 6.5.17 冷却设备的运行试验

冷却设备持续工作24h，应无渗漏油和吸入空气。 6.5.18 控制和辅助设备检查

控制和辅助设备电路接线检查及工频耐压试验或绝缘电阻测量。

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6.5.19 分接开关试验与检查

按GB 50150的相关要求进行。 6.5.20 相位检查

检查变压器的相位必须与电网相位一致。 6.5.21 冲击合闸试验

在额定电压下进行5次冲击合闸试验，应无异常现象。 6.5.22 铁芯接地电流测试

变压器运行后，铁芯接地电流应小于100mA。

7 产品对环境的影响

1）坚持以资源节约型和环境友好型的原则，同时应考虑降低投资成本和提高运行经济性。 2）应对噪声、工频电场和磁场、高频电磁波、通信干扰等方面采取必要的防治措施，

并满足国家相关标准的要求。

3）推广采用高可靠性、小型化和节能型设备。 4）优先选用损耗低的产品。 8

企业VI标识

8.1 VI标识

a）设备外立面上应有统一的南方电网公司企业VI标识，并符合《中国南方电网视觉识别系统管理手册》的要求。

b）标识的内容构成：中国南方电网标志、“中国南方电网”中英文名称。 c）颜色：标识采用企业标准色 C100 M69 Y0 K38，背景采用白色。

d）材质选用厚度为3mm的拉丝不锈钢板，工艺为表面文字蚀刻、烤漆入色。 e）企业标识安装在设备外立面正面醒目位置。

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8.2

标识地点

标识地点：与厂家名称标识相邻。

图例：

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如上图所示，厂家名称与南网标示并排安装于油箱正面。两者标识牌大小相当。南网标识牌材质与厂家名称标识牌材质保持一致。南网标识牌的图案、色泽、造型按南方电网公司视觉识别系统管理手册2006修订版中要求，按所需比例修正。

9 9.1

技术文件要求一般要求

9.1.1 投标方提供的图纸、资料、文件应使用国家法定单位制即国际单位制，语言为中文。 9.1.2资料的组织结构清晰、逻辑性强。资料内容耍正确、准确、一致、清晰、完整，满足工程要求。

9.1.3 投标方资料的提交及时充分，满足工程进度要求。在合同谈判日或收到中标通知书后（以先到为准）天内（项目单位填写）给出全部最终技术资料，经招标方确认后不能更改。

9.1.4 对于其它没有列入合同技术资料清单，却是工程所必需的文件和资料，一经发现，投标方也应及时免费提供。如项目工程为多台设备构成，后续设备有改进时，投标方应及时免费提供新的技术资料。

9.1.5“工厂图纸”包括制造、装配、安装和布置图, 接线图, 控制图, 材料和设备的清单或表格, 标准图, 设计计算书, 说明书, 样本, 小册子, 特性图表、试验报告, 铁芯和绕组的照片以及涉及到与材料、设备和管道系统设计有关的图纸和说明等。

9.1.6投标方应将“工厂图纸”提交给招标方审查认可。未经审查认可, 不得进行备料和工厂生产。

9.2 投标方在投标阶段应提交的变压器资料及说明

1) 变压器的一般说明, 包括初步的外形图、基础图、布置图等。

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2) 变压器详细说明：:

a) 变压器铁芯、线圈及油箱结构。

b) 调压开关的结构。

c) 密封垫圈所使用的材料。 d) 冷却装置截止阀。 e) 温度装置。 f) 油位装置。

g) 弹性联结。

h) 油枕中的油和空气之间隔离的措施描述。

3) 详细说明变压器的所有元件, 譬如套管、调压开关, 线圈温度指示器等, 是否满足IEC的推荐允许短时间过负荷的要求。若不能满足IEC要求，投标方应说明所提供变压器元件短时间过负荷能力。

4) 提供变压器激磁电压－时间曲线。

5）提供变压器线圈最热点分布位置及温升-时间曲线。 6) 提供抗短路能力计算书及计算中引用的资料、曲线。 7）变压器热特性参数及变压器负载能力计算书。

8) 关键技术、制造工艺和生产控制。

9) 说明投标方生产的任一台变压器是否曾在短路电流情况下运行时出现过故障, 故障的原因及保证类似故障不发生所采取的方法措施。

10) 厂家在投标文件中须阐述其主要技术特点： a) 提高抗短路能力措施 b) 降低局放措施 c) 降低损耗措施 d) 降低噪音措施 e) 防渗漏措施

f) 实现高阻抗变压器方法 g) 磁屏蔽方法

h) 电屏蔽方法 9.3 其他文件资料

投标方应承诺在签订合同内（项目单位填写）提供以下所列（但不限于下列资料、图纸、文件，投标方应承诺提供招标方提出的所有所需资料、图纸、文件供工程设计、安装、运维使用）的图纸、资料、文件纸质版6套，电子版光盘2套（含AutoCAD图）。 9.3.1技术数据表及相关技术资料。

9.3.2 同型产品通过型式试验的最新说明文件，包括生产过的最大容量变压器的最大抗突发短路能力的计算和试验报告

9.3.3 具有类似设备安装地点名称、投运时间、运行情况的记录。 9.3.4 设备适用的标准说明。

9.3.5 提供图纸计划及生产制造、交货进度计划。 9.3.6 图纸和技术文件。 9.3.6.1 认可图 9.3.6.2 最终图。

9.3.6.3 安装、运行、维护说明书及试验报告。

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9.3.6.4 需要提供的变压器图纸

（1）全套设备(包括冷却系统)的初步布置、装配图，示出主要部件的结构、主要尺寸和位置及基本要求，应表明全部所需组、部件的数量、额定值及型号。（2）对土建工程的指导图及所需详细图纸资料。（2）套管图。（3）铭牌图。（4）基础图。

（5）变压器器身示意图。（6）铁芯接地布置图。（7）上节油箱起吊图。（8）全部组、部件的图纸。（9）展开图及接线图。（10）电缆清单

（11）套管型电流互感器的励磁曲线图。（12）变压器保护告警及跳闸信号的安排。

（13）变压器和组、部件安装、运行、维护所需图纸资料。

此外，其他资料有管路阀门示意图。储油柜应有抽真空管道，注油、放油、放气和排污装置及带有油封的吸湿器。变压器及储油柜的所有连管，包括抽真空管道，注油、放油、放气和排污装置及带有油封的吸湿器连管应有中文名称或用途说明。 9.3.6.5 说明书（1）概述。

（2）铁芯、绕组、引线布置等不同侧面的彩色照片。（3）安装、维护与检查说明。（4）分接开关的详图和维护须知。（5）所有其他组、部件的说明。（6）其他说明资料。（7）密封胶圈的规格尺寸

（8）维护、检修手册。应含维护和检修的周期及方法，易损耗品的规格尺寸等。 9.3.6.6试验报告应包括以下内容

（1）变压器试验报告，包括型式、例行、特殊试验报告。（2）套管例行和型式试验报告。

（3）套管型电流互感器例行和型式试验报告。（4）分接开关例行和型式试验报告。（5）其他组、部件的试验报告。

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（6）计算报告（包括抗短路能力计算书、变压器负载能力计算书）。（7）提供抗短路能力及提高局放水平所采取的措施 9.4设计联络

1）投标方应在技术协议签订后的天内（项目单位填写）向招标方提供正式版的用于设计、设备监造和检验、现场安装和调试以及运行维护方面的图纸、说明书和有关技术资料，同时向招标方设计代表提供拷贝磁盘2份（图纸为AutoCAD R2000版、文字资料为Word97版）。

2）投标方应按设计需要随时开展设计联络工作，提供设计所需的相关资料，以保证招标方工期要求。

3）投标方提供的图纸必须经招标方代表确认。

10 监造、包装、运输、安装及质量保证

10.1 监造

1）投标方必须在签订合同后10天之内以书面形式提供所供设备的制造进度表。按照DL/T586-1995《电力设备用户监造导则》的要求，招标方可随时进厂监造。监造和检验人员有权了解生产过程、查询质量记录和参加各种试验。

2）监造范围包括设备的设计、加工、制造、储运、材料采购、组装和试验等重要过程，关键部件的质量控制，进行见证、检验和审核。

3）运行单位的工厂监造和检验工作，不减少投标方对产品的质量责任，监造和检验人员不签署任何质量证明。

4）投标方应在出厂前提前至少5个工作日书面通知招标方进行出厂试验监督。 10.2 包装

1. 投标方应根据双方商定好的标准和招标方的实际运输条件，将变压器本体和所有零部件包装好，并将全套安装使用说明书，产品合格证明书、出厂试验记录、产品外形尺寸图、运输尺寸图、产品拆卸件一览表、装箱单、铭牌图或铭牌标志图及备件一览表等包装好，防止受潮。从投标方发货至招标方收到期间，设备和资料应完好无损。包装箱应连续编号，不能有重号。

2. 设备、零部件、材料启运前投标方应按下述内容在箱面上写不褪色的醒目标志： a. b. c. d. e.

合同号；

装船(海运)标志；目的港(海运)或站名称；收货人及代码；设备名称和项目号；

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f. g. h. i.

箱号；毛重与净重；外形尺寸；

在设备的包装箱外面应标上“重心”、“起吊点”、“小心搬运”、“正面向上”、“防止

受潮”、“勿倒”、“勿倾斜”、“防火”等字样。

3. 投标方提供的技术文件的包装内外表面上应有如下中文标志： a. b. c. d. e.

合同号；收货人；目的地；毛重；箱号。

4. 买卖双方应在合同中明确规定变压器在运输时是充油、充气，以及对检测仪表和检测数据变化范围的要求。变压器及其部件的保管期应在合同中明确规定。 5. 在设备启运后一周内，投标方应以最快捷的方式通知招标方以下内容： a. b. c. d. e. f.

设备名称；

件数、件号、重量；合同号；货运单号；达到港(站)；设备发出日期。

6. 所有部件的装运方式均应便于卸货、操作和现场就位，标有千斤顶支架位置的起吊图和安装图，应与装运文件一起提供。

7. 任何在装运中可能丢失的成品应用箱式包装或捆成一束，并标志以清晰的记号以便识别。 8. 运输、贮存直到安装时应保护变压器所有组、部件不得损坏、不得进水和受潮。 10.3 运输

a.制造厂应充分考虑运输条件及路、桥运输重量，并应编制运输方案、确定最大单件的尺寸及运输单重。

b.制造厂负责将设备安全地运到运行单位指定地点，并负责设备卸车落地。制造厂应做到使设备在任何运输过程中不受损坏。制造厂应考虑到设备在船运和陆运运输中，可能受到的最大加速度所产生的冲击力而不松动、不损坏、不变形。

笨重件应装在滑板上或板条箱内，在运输中容易松散丢失的物件都应装箱并捆扎牢固，瓷套管应牢固固定在木箱内，以防相对移动。

c.所有组、部件在装运时必须做到便于卸货、搬运和现场安装。为了能正确搬运和安装，在必要处应提供吊钩或起吊设施，并提供吊索布置图。

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d.装运前应在变压器上安装具有计时功能的三维冲击记录仪，以检验设备在运输途中是否受到过严重的冲击。变压器运输过程中在X.Y.Z三个方向应能安全地承受30m/s加速度的冲击力,并在X.Y.Z 三个方向各装两个带时间座标的冲击记录仪(连续记录)。到达目的港(车站)时，应检查纪录，到达现场再检查一次。冲击记录仪的资料归招标方所有。

公路运输时, 应允许有15度的倾角。

e.变压器、散热器、储油柜及套管升高座充0.3kg/cm干燥空气(露点在-50℃及以下)的运输，全部阀门均应密封并有效地锁住，以防运输途中被拆动，每台变压器应附有可随时补充的干燥气体罐，保持变压器内为正压力，到达现场后在一个月内油箱内的气压应保持正压,并应设有压力表进行监视。

如果套管升高座（CT安装在内）不随主油箱运输而单独运输时，套管升高座应注满合格的绝缘油。

f.备品备件、专用工具和仪表应随变压器同时装运，但必须单独包装，并明显标记，以便与提供的其它设备相区别。 10.4 安装指导

制造厂在安装和启动时应安排技术人员提供现场安装指导服务，提出技术建议，并有对运行人员提供相关培训的义务。

10.5 质量保证

1）全部设备必须是全新的, 持久耐用的,应满足作为一个完整产品所能满足的全部要求。投标方应保证设备在规定的使用条件下运行、并按使用说明书进行安装和维护、预期寿命应不少于30年。

2）投标方应对其整组设备在到货后提供不少于三年的“三包”质量保证。之后如发生产品损坏，投标方应及时为本组装置提供维修部件，并按最近的投标价提供。

3）订购的新型产品除应满足本标准外, 投标方还应提供该产品的鉴定证书。

4）投标方应保证制造过程中的所有工艺、材料试验等(包括投标方的外购件在内)均应符合本标准的规定。若招标方根据运行经验指定投标方提供某种外购零部件, 投标方应积极配合。

5）附属及配套设备必须满足有关行业标准的要求, 并提供试验报告和产品合格证。 6）投标方应有遵守本标准中各条款和工作项目的ISO9000-GB/T19000质量保证体系, 该质量保证体系已经通过国家认证并在正常运转。

11设备技术参数和性能要求响应表

投标方应认真逐项填写所供设备技术参数和性能要求响应表（见表11）中“投标方保证值”栏，不能空格，也不能以“响应”两字代替，不允许改动本表内 “投标方保证值”栏之外的数值。如有差异，请填写表15：技术差异表。

注：1. 打“*”的项目，如不能满足要求，将被视为实质性不符合招标文件要求。

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2. 空载和负载损耗单项超过要求值15%或总损耗超过10%，将被视为实质性不符合招标文件要求。

表11 技术参数和性能要求响应表序号名称项目变压器型式或型号高压绕组 a. 额定电压（kV）中压绕组低压绕组 b. 额定频率（Hz）高压绕组 c. 额定容量（MVA）中压绕组低压绕组 d. 相数高压 e. 调压方式中压无载高压中性点 1 额定值* f. 调压位置高压线端 ±8×1.25％高压 g. 调压范围中压 10±6标准参数值 / 110、115、121 37，38.5 10.5，11 项目单位填写项目单位填写项目单位填写 50 40 40 40 50 50 50 63 项目单位填写 63 项目单位填写 63 项目单位填写 3 有载项目单位填写投标人保证值投标人填写投标人在表4中填写投标人在表4中填写投标人在表4中填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写项目单位填写投标人填写项目单位填写 ×1.25% 项目单位填写投标人填写 ±2×2.5% 直接接地投标人填写高压中性经保护间隙接地点 h. 中性点接地方式经电容隔直流装置接地项目单位填写投标人填写中压中性不接地或经消弧项目单位填写点线圈接地 i. 主分接的短路阻抗和允许偏差（全容量下）高压—中压高压—低压短路阻抗（％）允许偏差（％）短路阻抗（％）允许偏差（％） 10.5 17 ±5 ±5 投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写第 41 页共 51 页

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序号名称项目中压—低压 6.5 标准参数值 ±5 投标人保证值投标人填写投标人填写 ONAN j. 冷却方式 ONAN/ONAF k. 联结组标号高压线端 a. 雷电全波冲击电压（kV，峰值）中压线端低压线端高压中性点端子中压中性点端子 b. 雷电截波冲绝缘水平* 击电压（kV，峰值）高压线端中压线端低压线端高压线端 c. 短时工频耐受电压（kV，方均根值）中压线端低压线端高压中性点端子中压中性点端子 YNyn0d11 480 200 75 325 200 530 220 85 200 85 35 140 85 ONAN 55 52.5 50 65 62.5 60 78 75.5 73 75 72.5 70 短路阻抗（％） ONAN/ ONAF 55 项目单51 位填写 47 65 61 57 78 74 70 75 71 67 允许偏差（％） ±5 ±5 短路阻抗（％）投标人填写投标人填写允许偏差（％）投标人填写投标人填写项目单位填写投标人填写项目单位填写投标人填写项目单位填写投标人填写投标人填写项目要求投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写项目单位填写投标人填写 2 / 顶层油海拔（m） ≤1000 1000～2000 2000～3000 ≤1000 / 3 温升限值（K）绕组（平均） 1000～2000 2000～3000 ≤1000 绕组（热点） 1000～2000 2000～3000 ≤1000 油箱、铁心及金1000～2000 属结构件表面 2000～3000 4 极限分接下短路阻抗和允许偏差（全容量下） a. 最大分接高压—中压高压—低压 / / 第 42 页共 51 页

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序号名称项目中压—低压 b. 最小分接高压—中压高压—低压主分接 a. 高压绕组最大分接最小分接 b. 中压绕组 c. 低压绕组 a. 高压绕组标准参数值投标人保证值 ±5 投标人填写短路阻抗（％）投标人填写投标人填写投标人填写允许偏差（％）投标人填写投标人填写 / 短路阻抗（％） / / / / / / / / / / / / 允许偏差（％） ±7.5 ±7.5 投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写 5 绕组电阻（，75℃） 6 电流密度（A/mm2） b. 中压绕组 c. 低压绕组 d. 调压绕组 7 匝间最大工作场强（kV/mm）设计值铁心柱磁通密度（额定电压、额定频率时）（T） / / / 40MVA ≤35 投标人填写投标人填写投标人填写 8 铁心参数硅钢片比损耗（W/kg）铁心计算总质量（t） 9 空载损耗（kW）额定频率额定电压时空载损耗 50MVA ≤42 项目单位填写 63MVA ≤50 投标人填写额定频率1.1倍额定电压时空载损耗 10 空载电流（％） a. 100％额定电压时 b. 110％额定电压时 40MVA ≤175 主分接 / ≤0.4 投标人填写投标人填写投标人填写 50MVA ≤210 项目单位填写 63MVA ≤251 投标人填写其中杂散损耗高压—低压 11 负载损耗（kW、75℃）最大分接其中杂散损耗最小分接其中杂散损耗主分接高压—中压其中杂散损耗 / / / / / / / 投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写第 43 页共 51 页

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序号名称项目最大分接其中杂散损耗最小分接其中杂散损耗主分接中压—低压其中杂散损耗标准参数值 / / / / / / ≤65 ≤65 / / / ＜250 ≤300 / / ≤0.5 ≤0.5 ≤0.5 / 投标人保证值投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写 12 噪声水平dB（A）空载状态下 100％负荷状态下高压绕组中压绕组低压绕组短路2s后绕组平均温度计算值（℃）高压绕组中压绕组低压绕组高压绕组中压绕组低压绕组 a. 安装尺寸（长×宽×高）（m）可承受的2s出口对称短13 路电流值（kA）（忽略系统阻抗）在1.5×Um/ 14 kV下局部放电水平（pC） 315 绕组连同套管的tan（％） b. 运输尺寸（长×宽×高）（m）（投标人提供，并满足运输要求） c. 重心高度（m）质量和尺寸（如有限值16 招标人需填写）器身质量（t）上节油箱质量（t） d. 安装质量（t）油质量（t）（不含备用）总质量（t） e. 运输质量（t） f. 变压器运输时允许的最大倾斜度型号 17 片式散热器组数每组质量（t） a. 高压套管 b. 中压套管 18 套管（1）型号规格 c. 低压套管 d. 高压中性点套管 e. 中压中性点套管（2）额定电流a. 高压套管 / / / / / / 15° / / / / / / / / ≥1.2倍相应绕组线端额定电流第 44 页共 51 页

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序号名称（A）项目 b. 中压套管 c. 低压套管标准参数值 ≥1.2倍相应绕组线端额定电流 ≥1.2倍相应绕组线端额定电流投标人保证值投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写外绝缘水平应答值 d. 高压中性点套管 ≥相应绕组额定电流 e. 中压中性点套管 ≥相应绕组额定电流 a. 高压套管（3）2S短路耐b. 中压套管受能力 c. 低压套管 a. 高压套管* 最大短路视在容量 9000MVA 最大短路视在容量 1500MVA 最大短路视在容量 500MVA 550 / 255 项目单位填写项目单位填写项目单位填写项目单位填写项目单位填写 b. 中压套管* 200 / 95 （4）内绝缘水平（LI/AC）c. 低压套管* 95 / 42 （kV） d. 高压中性点套管 325/155 e. 中压中性点套管海拔（m） ≤1000 a. 高1000～2000 压套管* 2000～2500 2500～3000 ≤1000 （5）外绝缘水b.中1000～2000 平（LI/AC）压套管* 2000～2500 （kV） 2500～3000 ≤1000 200 / 95 外绝缘水平要求值 550 / 255 622 / 290 665 / 310 705 /330 200 / 95 225 / 107 240 / 115 255 / 125 95 / 42 108 / 48 115 / 50 121 / 325/155 370 / 175 390 / 187 415 / 198 200 / 95 225 / 107 240 / 115 255 / 125 项目单位填写项目单位填写项目单位填写项目单位填写项目单位填写投标人填写投标人填写说明：表中数据为海c. 低1000～2000 压套拔1000m实验管* 2000～2500 值，适用＞2500～3000 1000m海拔要≤1000 求，其中短时d.压工频耐压为干中性1000～2000 点套2000～2500 试耐压。管 2500～3000 ≤1000 e. 中压中1000～2000 性点2000～2500 套管 2500～3000 投标人填写投标人填写投标人填写第 45 页共 51 页

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序号名称项目（6）66kV及以a. 高压套管上套管在1.5×Um/ 3kV下局部b. 高压中性点套放电水平（pC）管（7）电容式套管tan（％）及电容量（pF） a. 高压套管 b. 中压套管 c. 高压中性点套管 d. 中压中性点套管套管 a. 高压套管（8）弯曲耐受负荷（kN） b. 中压套管 c. 低压套管 d. 高压中性点套管 e. 中压中性点套管 tan ≤0.4 ≤0.4 ≤0.4 ≤0.4 水平 ≥2 ≥2 ≥3 ≥1.5 ≥2 标准参数值 ≤10 投标人保证值投标人填写 ≤10 电容量 / / / / 横向 ≥0.7 ≥0.7 ≥0.5 ≥0.7 ≥0.7 垂直 ≥0.5 ≥0.5 ≥0.5 ≥0.5 ≥0.5 投标人填写 tan 投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写水平电容量投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写垂直横向投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写说明：表数值数据不包套管本身重量和所受风压。接线板应为平板型，并能承受400N-m的力矩而不变形。 a. 高压套管 b. 中压套管（9）套管的爬距（等于有效c. 低压套爬距乘以直径管系数Kd）（mm） d. 高压中性点套管 e. 中压中性点套管 a. 高压套管（10）套管的干b. 中压套管弧距离（应乘c. 低压套管以海拔修正系数KH）（mm） d. 高压中性点套管 e. 中压中性点套管（11）套管的爬距/干弧距离 a. 高压套管 b. 中压套管（12）套管平均c. 低压套管直径（mm） d. 高压中性点套管 e. 中压中性点套管 Ⅲ Ⅳ Ⅲ Ⅳ Ⅲ Ⅳ Ⅲ Ⅳ Ⅲ Ⅳ ≥3150Kd ≥3969Kd ≥1256Kd ≥1256Kd ≥3Kd ≥3Kd ≥1813Kd ≥2248Kd ≥1256Kd ≥1256Kd / / / / / ≤4 / / / / / 投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写项目单位填写投标人填写项目单位填写投标人填写项目单位填写投标人填写项目单位填写投标人填写项目单位填写投标人填写第 46 页共 51 页

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序号名称项目绕组数 5P20 准确级装设在高压侧电流比二次容量（VA） FS或ALF 20 10P20 标准参数值 3 5P20 10P20 0.5S 投标人保证值投标人填写投标人填投标人填投标人填写写写项目单位填写项目单位填写 200～600/1（5）A 20（40） 20 2 5P20 准确级 10P20 项目单位填写 0.5S 投标人填写投标人填写 5 投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写 19 套管式电流互感器绕组数装设在中性点侧 200～600/1A 电流比 200～600/5A 20 二次容量（VA） 40 FS或ALF 型号 20 真空/油浸 5 项目单位填写投标人填写投标人填写项目单位填写投标人填写项目单位填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写空载持续时间满载持续时间投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写投标人填写额定电流（A）级电压（kV）有载分接开关电气寿命（次） 20 分接开关机械寿有载分接开关命（次）绝缘水平（LI/AC）（kV）功率（kW）有载分接开关的驱动电机相数电压（V）型号 21 压力释放装置台数释放压力（MPa）工频电压升高倍数 22 工频电压升高倍数和持续时间 1.05 1.1 1.3 23 变压器油提供的新油（包括所需的过滤后应达到油的击穿电压（kV） ≥1.2倍相应绕组额定电流 / ≥20万 ≥80万 / / / / / 1～2 0.055 空载持续时间连续连续 1min ≥45 满载持续时间连续 20min 投标人填写第 47 页共 51 页

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序号名称项目备用油） tan（90℃）（％）含水量（mg/L）标准参数值 ≤0.5 ≤20 投标人保证值投标人填写投标人填写投标人填写 24 储油柜型号胶囊式波纹式项目单位填写 12备品备件及专用工具

12.1必备的备品备件、专用工具和仪器仪表

投标方应向招标方提供必备的备品备件、专用工具和仪器仪表清单见表12.1, 要求提供的备品备件、专用工具和仪器仪表应是新品, 与设备同型号、同工艺。

表12.1

必备的备品备件、专用工具和仪器仪表清单（项目单位填写）

序号名称型号及规格单位数量使用处备注 12.2推荐的备品备件、专用工具和仪器仪表投标方向招标方推荐另购的备品备件、专用工具和仪器仪表见表12.2。

表12.2 推荐的备品备件、专用工具和仪器仪表清单（投标方填写）

序号名称型号及规格单数量用途位备注 13主要元器件来源

表13 主要元器件来源一览表（投标方填写）项目单位要求序号名称单位型式、规格 1 2 3 4 5 变压器本体高压套管中压套管低压套管中性点套管台支/台支/台支/台支/台数量型式、规格数量投标方响应第 48 页共 51 页

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项目单位要求序号名称单位型式、规格 6 7 8 9 高压侧套管式电流互感器中压侧套管式电流互感器低压侧套管式电流互感器中性点套管式电流互感器主油箱储油柜（包括油位计、吸10 湿器、胶囊等油保护装置）及气体继电器分接开关及其操动机构各部分联管压力释放装置油面温控器绕组温控器（如有）冷却装置及控制柜 16 a. 散热器（风扇） b. 控制柜 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 变压器端子接线箱各种阀门铁心、夹件接地引下线及套管密封垫变压器油铭牌、标识牌和警示牌用于上述组部件与控制柜和端子接线箱的全部应有的连接电缆硅钢片换位导线扁铜线绝缘纸板绝缘成型件绝缘纸密封件钢材无励磁励磁套/台套/台套/台个/台台/台台/台 —— 组/台台/台套/台套/台套/台套/台吨/台套/台 — 足量套/台绕组数/台绕组数/台绕组数/台绕组数/台数量投标方响应型式、规格数量 — 11 12 13 14 15 第 49 页共 51 页

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项目单位要求序号名称单位型式、规格 31 32 33 34 35 36 37 38 气体继电器压力突发继电器（如有）油位计吸湿器变压器智能风冷控制系统变压器温度计控制柜其他未列入的组部件数量投标方响应型式、规格数量 14 LCC数据文件

根据设备全生命周期成本（LCC）管理要求，投标方应如实填写表14 ：设备投资成本费用表。同时投标方还应提供专用工具、备品备件、在线监测装置的详细清单。

表14 设备投资成本费用表（投标方填写）

序号设备型号数量单价专用工具费备品备件费在线监测现场服装置费务费投标方运输费合计 15 技术差异表

投标方应将所供设备与本招标书技术文件有差异之处，无论优于或劣于本招标书要求，均汇集成此表。

表15 技术差异表（投标方填写）

序号 1 2 3 4 条目招标文件简要内容条目投标文件简要内容第 50 页共 51 页

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5 6 投标方：盖章：

16 投标方需说明的其他问题

如有需说明的其他问题，投标方应通过书面形式提交，并加盖公章。

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