110kV-50MVA三相双绕组电力变压器

110kV-50MVA三相双绕组电力变压器

110kV升压站主变压器

招标技术规范书

专用技术规范

2012年3月

1 标准技术参数表

投标人应认真逐项填写技术参数表（见表1）中投标人保证值，不能空格，也不能以“响应”两字代替，不允许改动招标人要求值。如有差异，请填写表12。

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。

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。

序号 名称 表1 技术参数和性能要求响应表 项 目 变压器型式或型号 高压绕组 a. 额定电压（kV） 低压绕组 标准参数值 SFZ11-50000/110 110 38.5 50 50 50 3 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） 1 额定值* b. 额定频率（Hz） c. 额定容量（MVA） d. 相数 高压绕组 低压绕组

序号 名称 项 目 e. 调压方式 f. 调压位置 g. 调压范围 h. 中性点接地方式 i. 主分接的短路阻抗和允许偏差（全容量下） 高压—低压 j. 冷却方式 k. 联结组标号 高压线端 a. 雷电全波冲击电压（kV，峰值） 低压线端 中性点端子 标准参数值 有载 高压中性点 ±8×1.25％ 直接接地或不直接接地 短路阻抗 （％） 10.53 风冷 YNd11 480 75 325 530 85 200 35 140 55 65 78 75 允许偏差 （％） ±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） 短路阻抗 （％） 允许偏差 （％） （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） 2 b. 雷电截波冲击绝缘水平* 电压（kV，峰值） 高压线端 低压线端 高压线端 c. 短时工频耐受电压（kV，方均根值） 低压线端 中性点端子 顶层油 3 温升限值（K） 绕组（平均） 绕组（热点） 油箱、铁心及金属结构件表面 序号 名称 项 目 a. 最大分接 极限分接下短路阻抗和允许偏差（全容量下） 高压—低压 b. 最小分接 高压—低压 主分接 5 绕组电阻（，75℃） a. 高压绕组 最大分接 最小分接 b. 低压绕组 a. 高压绕组 6 电流密度（A/mm2） b. 低压绕组 c. 调压绕组 表1（续） 标准参数值 短路阻抗 （％） 投标人提供 短路阻抗 （％） 投标人提供 允许偏差 （％） ±10 允许偏差 （％） ±10 投标人保证值 短路阻抗 （％） 允许偏差 （％） （投标人填写）（投标人填写） 短路阻抗 （％） 允许偏差 （％） 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） （投标人提供） （投标人提供） （投标人提供） （投标人提供） （投标人提供） （投标人提供） （投标人提供）

序号 7 名称 匝间最大工作场强 （kV/mm） 项 目 设计值 铁心柱磁通密度（额定电压、 额定频率时）（T） 标准参数值 （投标人提供） 投标人保证值 （投标人填写） （投标人提供） （投标人提供） （投标人提供） ≤34.3 （投标人提供） ≤0.3 （投标人提供） ≤184 （投标人提供） （投标人提供） （投标人提供） （投标人提供） （投标人提供） ≤65 ≤65 （投标人提供） （投标人提供） ＜250 （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） 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） 空载电流（％） 额定频率额定电压时空载损耗 额定频率1.1倍额定电压 时空载损耗 a. 100％额定电压时 b. 110％额定电压时 主分接 其中杂散损耗 10 11 负载损耗高压—低压 （kW、75℃） 最大分接 其中杂散损耗 最小分接 其中杂散损耗 12 噪声水平dB（A） 空载状态下 100％负荷状态下 高压绕组 低压绕组 短路2s后绕组平均温度计算值（℃） 可承受的2s出口对称短13 路电流值（kA）（忽略系统阻抗）

表1（续）

序号 名称 在1.5×Um/ 14 项 目 高压绕组 低压绕组 高压绕组 低压绕组 a. 安装尺寸（长×宽×高）（m）

标准参数值 ≤300 （投标人提供） ≤0.5 ≤0.5 （投标人提供） 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） 3kV下局部放电水平（pC） 绕组连同套管的tan（％） 15 质量和尺寸b. 运输尺寸（长×宽×高）（m） （投标人提供，并满足运输要求） 16 （如有限值招c. 重心高度（m） （投标人提供） 标人需填写） d. 安装质量器身质量（t） （投标人提供）

序号 名称 （t） 项 目 上节油箱质量（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 标准参数值 （投标人提供） （投标人提供） （投标人提供） （投标人提供） 15° （投标人提供） （投标人提供） （投标人提供） （投标人提供） （投标人提供） （投标人提供） ≥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 ≥相应绕组额定电流 550/230 125/58 325/147 ≤10 ≤10 tan ≤0.4 ≤0.4 电容量 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） tan 电容量 17 片式散热器 组数 每组质量（t） a. 高压套管 型号规格 b. 低压套管 c. 中性点套管 a. 高压套管 额定电流（A） b. 低压套管 c. 中性点套管 a. 高压套管* 18 套管 绝缘水平（LI/AC）（kV） b. 低压套管* c. 中性点套管 66kV及以上套管在1.5×Um/ a. 高压套管 3kV下局部b. 中性点套管 放电水平（pC） 电容式套管tan（％）及电容量（pF） a. 高压套管 b. 中性点套管 （投标人提供） （投标人填写）（投标人填写） （投标人提供） （投标人填写）（投标人填写） 序号 名称 项 目 套管的弯曲耐受负荷（kN） a. 高压套管 b. 低压套管 18 套管 c. 中性点套管 套管的爬距（等于有效爬距乘以直径系数Kd）（mm） a. 高压套管 b. 低压套管 表1（续） 标准参数值 水平 3 3 2 横向 1.25 1.5 1 ≥3150Kd ≥600Kd ≥1813Kd 垂直 1.5 2 1 投标人保证值 水平 横向 垂直 （投标人（投标人（投标人填写） 填写） 填写） （投标人（投标人（投标人填写） 填写） 填写） （投标人（投标人（投标人填写） 填写） 填写） （投标人填写） （投标人填写） （投标人填写） c. 中性点套管

序号 名称 项 目 套管的干弧距离（应乘以海拔修正系数KH）（mm） a. 高压套管 b. 低压套管 c. 中性点套管 标准参数值 （投标人提供） （投标人提供） （投标人提供） ≤4 （投标人提供） （投标人提供） （投标人提供） 3 10P20 10P20 200～600/5A 30 20 20 2 10P20 600/5A 30 20 （投标人提供） ≥1.2倍相应绕组额定电流 （投标人提供） ≥20万 ≥80万 （投标人提供） 5 0.5 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（投标人（投标人填写） 填写） 填写） （投标人填写） （投标人（投标人（投标人填写） 填写） 填写） （投标人（投标人（投标人填写） 填写） 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） 套管的爬距/干弧距离 a. 高压套管 套管平均直径（mm） b. 低压套管 c. 中性点套管 绕组数 准确级 装设在高压侧 电流比 二次容量（VA） 19 套管式电流互感器 FS或ALF 绕组数 准确级 装设在中性点侧 电流比 二次容量（VA） FS或ALF 型号 额定电流（A） 级电压（kV） 20 分接开关 有载分接开关电气寿命（次） 有载分接开关机械寿命（次） 绝缘水平（LI/AC）（kV）

表1（续）

序号 名称 项 目 功率（kW） 20 分接开关 有载分接开关的 驱动电机 型号 21 压力释放 装置 台数 释放压力（MPa） 22 工频电压升高倍数和持工频电压升高倍数 相数 电压（V）

标准参数值 （投标人提供） （投标人提供） （投标人提供） （投标人提供） 1～2 0.055 空载持续 时间 满载持续 时间 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） 空载持续 时间 满载持续 时间

序号 名称 续时间 项 目 1.05 1.1 1.3 过滤后应达到油的击穿电压（kV） tan（90℃）（％） 含水量（mg/L） 标准参数值 连续 连续 1min ≥45 连续 20min 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） 23 变压器油 提供的新油 （包括所需的 备用油） ≤0.5 ≤20 （投标人填写） （投标人填写） 2 项目需求部分 序号 1 2 3 4 5 6 变压器本体 高压套管 低压套管 中性点套管 高压侧套管式电流互感器 中性点套管式电流互感器 表2 货物需求及供货范围一览表 项目单位要求 名 称 单位 型式、规格 台 支/台 支/台 支/台 组/台 组/台 型式、规格 数量 数量 1 3 3 1 - 型式、规格 数量 投标人响应 内油波7 主油箱储油柜（包括油位计、吸湿器等油保护装置）及气体继电器 纹膨胀套/台 1 密封式储油柜 SHZV-72.5/10193套/台 W SHM-1操作机构，HMK7控制器 套/台 套/台 生产厂家保证 1 2 1 8 有载分接开关（包括储油柜、吸湿器、油位计、气体继电器等）及其操动机构 各部分联管 压力释放装置 9 10 Pt100,带远传功能 BWY-803A XMT-288 11 绕组温度控制器 套/台 1

项目单位要求 序号 名 称 单位 型式、规格 Pt100,带远传功能 12 油温度控制器 套/台 BWY-803A XMT-288 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 散热器 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 用于上述组部件与本体端子箱和端子接线箱的全部应有的连接电缆 其它未列入的组部件 变压器油中溶解气体在线监测装置 组/台 套/台 套/台 套/台 套/台 t/台 套/台 套/台 生产厂家保证 生产厂家保证 生产厂家保证 生产厂家保证 生产厂家保证 满足需求 生产厂家保证 NS801A 1 1 1 2 数量 投标人响应 型式、规格 数量 表3 必备的备品备件、专用工具和仪器仪表供货表

项目单位要求 序号 1 2 3 4 5 名 称 备用油 密封件 有载开关吊具 气体继电器 单位 型号和规格 量/台 套/台 个/台 个/台 同本体油 数量 10% 1套 1 各一个 型号和规格 数量 投标人响应 备 注 2.1 图纸资料提交 需确认的图纸、资料应由卖方提交到表4所列单位。

表4 卖方提交的需经确认的图纸资料及其接收单位

提交图纸、资料名称 认可图、最终图 （附电子文档） 认可图、最终图 说明书 （业主） 接收图纸单位名称、地址、邮编、电话 提交份数 2 8

试验报告 （附电子文档） 2.2 工程概况

2.2.1 项目名称： 2.2.2 项目单位： 2.2.3 工程规模：

本期工程： 主

变

（1×50）MVA 110kV0回 35kV2回

动态无功补偿（-1~+10）MVar 35kV接

1回 35kV消

550kVA 最终规模： 主

变

（2×50）MVA 110kV1回 35kV

压

线

线

成套装置地

弧

线

压

线

线

器路路(SVC) 变圈器路路

4回

动态无功补偿成套装置 7.5+（-1~+10）MVar 35kV2回 35kV2×550kVA

2.2.4 工程地址：

2.2.5 运输方式：铁路、公路

接消

弧

地线

变 圈

2.3 使用条件 表5 使用条件参数表 序号 1 2 3 4 5 6 7 系统短路电流 名 称 额定电压 最高运行电压 系统中性点接地方式 与其他设备连接方式 额定频率 污秽等级 高压侧 低压侧 最高日温度 8 环境温度 最低日温度 最大日温差 9 10 11 12 13 14 15 月平均最高相对湿度， 20℃下（％） 海拔高度 太阳辐射强度 最大覆冰厚度 离地面高10m处，维持10min的平均最大风速（m/s） 耐受地震能力（对应水平加速度， 安全系数不小于1.67） 安装场所（户内/户外） 日相对湿度平均值 ％ 月相对湿度平均值 m W∕cm2 mm m/s m/s2 ≤90 ≤1700 0.11 10 35 2 户外 K ℃ 单位 kV kV Hz kA kA 招标人要求值 110 126 直接接地 （项目单位提供） 50 IV 40 31.5 40 －35 25 ≤95

注 1. 环境最低气温超过25℃的需要进行温度修正。

2. 污秽等级为Ⅳ级的需提供该地区的污秽等级图。 3. 有关海拔、污秽、温度的修正情况见表7。

2.4 可选技术参数表 表6 可选技术参数表 序号 1 项 目 中性点接地方式 标准参数值 直接接地或不直接接地 200～600/1（5） 高压侧 2 套管式电流互感器 中性点侧 二次容量（VA） 电流比 二次容量（VA） 15（30） 600/1（5） 15（30） 1～2 30 600/5 30 2 （投标人填写） （投标人填写） （投标人填写） （投标人填写） 200～600/1（5） 招标人要求值 直接接地或不直接接地 200～600/5 投标人保证值 （投标人填写） （投标人填写） 3 压力释放装置台数 2.5 项目单位技术差异表 项目单位原则上不能改动通用部分条款及专用部分固化的参数，根据工程实际情况，使用条件及相关技术参数如有差异，应逐项在“项目单位技术差异表”中列出。

表7 项目单位技术差异表（项目单位填写）

（本表是对技术规范的补充和修改，如有冲突，应以本表为准） 项 目 …… 项 目 …… 标准参数值 变更条款页码、款号 项目单位要求值 原表达 投标人保证值 变更后表达 序号 1 2 序号 1 2 2.6 报警和跳闸触点表

项目单位应根据实际工程需要，在表8中填写报警和跳闸触点，投标人填写“响应”与否。 表8 报警和跳闸触点 由项目单位填写 序号 触 点 名 称 报警或跳闸 电源电压 （V，DC） 触点容量 （VA） 输出 4～20mA 投标人响应

轻故障报1 主油箱气体继电器 轻故障报警 重故障跳闸 警 重故障跳闸 2 3 4 5 6 7 8 9 主油箱油位计 主油箱压力释放装置 油面温控器 绕组温控器 有载分接开关压力突变继电器（或气体继电器） 有载分接开关切换油室的压力释放装置 有载分接开关的油位计 有载分接开关拒动指示（由驱动机构控制） 报警 报警或跳闸 报警 报警 跳闸 报警 报警或跳闸 报警 报警 跳闸 220V DC 220V DC 220V DC 220V DC 220V DC 660 660 660 660 660 输出 输出 轻故障报警 重故障跳闸 220V DC 2付触头 660 报警 报警 报警 报警 220V DC 220V DC 220V DC 660 660 660 （投标人填写） （投标人填写） 2.7 招标人提出一次、二次及土建接口要求（适用于扩建工程）

1、轨距应同本工程已订购1台主变相同

2、中标厂家应满足主变高压套管B相与低压套管B相中心线之间距离同本工程已订购1台主变相同,本工程一期主变由三变科技生产。

3.外形尺寸在生产前同设计方确认。

2.8 招标人提出的其他资料

2.8.1 套管、储油柜及外形尺寸的推荐布置图。 2.8.2 最大允许的运输外形尺寸图。

2．9 技术要求

2.9.1 额定容量、电压组合、联接组标号及损耗等性能参数详细见总则。 2.9.2冷却方式：

本技术规范要求变压器采用自然冷却（ONAN）。散热器的布置形式为散热器固定在变压器的油箱上。

2.9.3 内绝缘水平：110kV变压器内绝缘水平如表10所示。

表10 110kV变压器内绝缘水平 短时工频额定雷电全波截断雷电冲 冲击耐受电压 击耐受电压 耐受电压kV （方均kV （峰值） kV （峰值） 根值）

高压 200 480 530 低压 35 75 85 高压中140 325 360 性点 工频电压升高时运行持续时间不低于国家标准。 2.9.4 温升限值

如表11所示。温升限值：变压器应在三侧同时满负荷时进行。 对于采用不同负载状况下的冷却方式时，变压器绕组（平均和热点）、顶层油、铁心和油箱等金属部件的温升均应满足要求。温升限值相关参数见：

表11 温升限值 变压器的部温升限值 测定方法 位 线 圈 65K 电阻法 线圈热点 78K 计算法 顶层油面 55K 温度计法 铁心表面 80K 温度计法 油箱及结构温度计或红80K 表面 外测量法 2.9.5效率和损耗：变压器负载损耗、空载损耗和总损耗的允许偏差不应超过GB1094.1的有关规定。并考虑节能的要求。降低损耗应以保证可靠性为基础。

2.9.6阻抗百分数偏差的要求： 本次招标的变压器为新装，在最大分接和最小分接位置时的阻抗，不大于额定分接时阻抗的±10%。

2.9.7绝缘试验：

⑴ 内绝缘试验电压值，见2.9.3条。 ⑵ 套管：套管在干、湿状态下应能耐受规定的试验电压，并附单独试验报告。电容式套管的局部放电量应不大于10pC。

2.9.8局部放电测量：局部放电量（ACLD）高压端子不高于100pC (在最大分接和额定分接测量)。

2.9.9电晕和无线电干扰试验应在1.1 Um/3最高相电压时进行，无线电干扰水平应小于500V；保证在晴天夜间无可见电晕。 2.9.10 声级测量：

测试方法按GB/T1094.10-2000规定的声压法测试。

2.9.11 在故障下的耐受能力：

变压器承受短路电流的动、热稳定能力应符合标准要求。变压器在任一分接位置和任何允许的负载状况下，都应能承受出口三相、相间、两相

接地和单相接地短路持续时间3s的热稳定短路电流冲击，变压器及其附件各部位无损伤，绕组不能有不允许的变形及位移，短路后绕组的平均温度最高不超过250℃，变压器可持续运行。 变压器制造厂至少应满足各侧系统短路电流(三相，有效值)110kV侧：31.5 kA 10kV侧： 31.5 kA

制造厂应提供变压器绕组承受突发短路冲击能力的型式试验或计算报告，并提供变压器的具体结构参数，以便计算校验变压器的抗短路能力。并提供内线圈失稳的安全系数。 2.9.12 过负荷能力：

⑴变压器过负荷能力符合本标准规定。制造厂应提供变压器过负荷能力。任何附属设备的过负荷能力不应小于变压器本体的过负荷能力。 ⑵制造厂同时需提供短时急救过负荷能力的计算报告，控制条件为：在环境温度40℃，起始负荷为80%额定负荷，150%额定负荷连续运行不低于30min，变压器最热点温度不超过140℃。负载损耗取三侧同时满负荷时的损耗。

⑶制造厂应提供详尽的关于变压器允许持续荷载与运行冷却装置数量间关系的资料。包括不同过载情况下的温度时间特性曲线 2.9.13变压器的寿命：

当变压器在规定的工作条件和负荷条件下运行，并按有关规定进行维护后，应有30年或以上的寿命。

2.10 对主要组、部件的要求

2.10.1铁心和线圈：

2.10.1.1铁心和线圈：为了改善铁心性能，采用国产（宝钢、武钢）同一批次的优质、低损耗、晶粒取向冷轧硅钢片，在心柱和铁轭上采用多阶斜搭无孔绑扎接缝，装配时铁芯组件用均匀的压力压紧整个铁心。变压器铁心应不会由于运输和运行的振动而松动，铁心级间迭片应有适当的油道以利冷却。变压器铁心应以先进的加工工艺制造，在结构上充分考虑过励磁和降低损耗，以满足散热，运输要求。

2.10.1.2制造厂应当具有确保变压器动热稳定性能的技术和工艺措施。采取措施保证变压器绕组轴向压紧，包括绕组垫块采用预密化、内外多个线圈均能压紧撑实的工艺和检测措施等。应在绕组整体套装并烘燥后，采用压敏纸等方法检测各绕组圆周和轴向的压紧状况。

2.10.1.3制造厂应当对同一电压等级的绕组采用同一厂家、同一批次的无氧铜导线。绕组制造

应有良好的冷却，使电流和温度沿绕组均匀分布，并使绕组在全波和截波冲击使用时得到最佳的电压分布；线圈制造应当基于对电、热、力场、试验研究成果，选定线圈结构以满足安全运行和变压器散热性能等各项要求，在充分净化环境和特定工艺崐方法制造，线圈不浸漆，恒压干燥。 2.10.1.4制造厂对内线圈绕组应根据短路力校验采用半硬自粘性换位导线以及用硬绝缘筒绕制线圈或半硬铜导线制造，提高导线的抗弯能力，以确保变压器有足够的抗短路强度。但不采用非自粘换位导线。

2.10.1.5制造厂应提供在短路时每一线圈的机械强度试验报告或计算报告。绕组应有足够的换位，以使附加损耗降到最低。

2.10.1.6变压器出厂时应进行绕组变形试验:包括频响试验(相间频响特性应具有良好的一致性)及低电压阻抗试验，以作为变压器的基本数据建档。

2.10.1.7制造厂应确保绕组温升不超过2.9.4条的规定值。

2.10.1.8应消除绕组和引线的电场集中，局部放电应保持在最低限度。

2.10.1.9应采取措施避免油流放电情况。 2.10.1.10投标人应在标书中提供铁芯结构和绕组的布置排列情况。有载调压采用独立调压线圈，做到结构对称、安匝平衡，尽量降低轴向力。 2.10.1.11主变压器运行时铁芯应当满足在8度地震（地面水平加速度0.25g；地面垂直加速度0.125g）时不得产生整体位移要求。

2.10.1.12变压器应能承受运输冲撞加速度3g无任何损坏。

2.10.1.13变压器箱底带底座，不带轮子，水平抗震安装结构，不垫坡度。 2.10.2 油箱：

2.10.2.1 变压器油箱长轴沿油柜方向倾斜1.5%，采用大折边板式平顶框架结构。

2.10.2.2变压器油箱和冷却装置机械强度和密封性要求：油箱本体应承受全真空(残压小于133Pa) 和正压0.1MPa的机械强度试验，油箱不应损伤和永久变形；装在本体上的冷却装置应和油箱一起抽真空。冷却器应进行0.5MPa（散热器0.05MPa）压力试验。

2.10.2.3所有人孔、手孔和套管开孔的联接应使用螺栓，并使用合适的密封垫和法兰，在需要处密封垫应有限位，防止对密封材料过分压缩。应具有主变油面座和二个接地板，油箱底座对角

各一个。

2.10.2.4变压器油箱本体应有一个上箱盖的梯子，梯子有一个可以锁住踏板的防护机构，其位置应便于取气样及观察气体继电器、攀登变压器顶部。距带电部件的距离应满足电气安全距离的要求。

2.10.2.5变压器油箱应装有下述可靠的钢质阀门（标明进出油方向）：

⑴分别从油箱和储油柜排油的排油阀。 ⑵取油样阀：

取样阀的安装应便于操作者从油箱最底部位置能够取出油样及从油箱中部位置取出油样，取样阀的端部应为8mm以上的阴螺纹接头，并配有一个可以取下的阳螺纹塞子。

⑶适于接直径50mm管子下部滤油机接口阀。 ⑷用于抽真空，并适于接50mm管子的位于油箱顶部上部滤油机接口阀。滤油机接口阀和装设于油箱下部排油阀应考虑分别安装在变压器油箱长轴两侧。

⑸便于无需放油就可装卸散热器的隔离阀。 2.10.2.6为防止由于油面以下的内部压力急骤或者缓慢上升而造成的爆炸，油箱应装设两只沿长轴对角分布的可重复动作的机械导向式压力释放装置，装置应能立即动作并释放瞬时的压力升高，当压力超过时能可靠释放，压力降低至正常值后自行恢复到关闭位置。装置应配有机械式动作指示器及防潮密封的报警触头(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），其接点容量不小于66VA(交流220V或l10V)，其直流有感负载时不小于15W，压力释放装置的动作接点应接入信号回路。当根据需要将压力释放阀的动作触点接人跳闸回路时，应有完备的防误动措施:如同一设备上两台压力释放装置的动作触点互相串联。压力释放装置应有良好的防潮防水措施。装置应装在靠近油箱盖边缘的位置上，并且配有排油罩（导向管），可以将油导至离地面500mm高处，并且不应靠近本体端子箱或其它附件。以便压力释放阀万一动作时保护防止油的飞溅。

2.10.2.7根据保护油箱和避免外部穿越性短路电流引起压力释放装置误动的原则，确定计算出合理的动作压力。动作压力并与油箱的机械强度相适应。

2.10.2.8油箱内壁和所有钢联接均应采用喷砂或喷丸除锈工艺，喷漆前油箱外壁的轧钢氧化皮

应彻底清除。

2.10.2.9变压器的铁心应与油箱绝缘。油箱上应设有铁心和夹件接地套管引出引下的接地装置，铁心和夹件接地镀锡铜排必须分别通过耐压10kV级的小瓷套从油箱顶部引出。为了便于检测和处理夹件与铁心间的短路缺陷和运行中监测接地线中是否有环流。应分别采用镀锡铜排通过瓷瓶引至油箱下法兰以上200mm处，安装50A接地隔离刀闸。制造厂提供安装接地引线的绝缘子及绝缘铜排。

2.10.2.10油箱上所有至端子箱的电缆要通过不锈钢电缆槽架集中布置，电缆槽架盖板要求牢靠,有防止风吹脱落的手段及措施。

2.10.2.11放油阀要求使用球阀,自带放油阀弯管.

2.10.3储油柜

2.10.3.1变压器储油柜采用胶囊式 采用内油波纹膨胀密封式储油柜，其容积应保证在周围气温 45 ℃，满负载状态下油不溢出，在- 35 ℃未投入运行时，观察油位计应有油可见。采用金属波纹管储油柜应当避免存在焊缝劣化，特别注意金属波纹管储油柜的导轮若卡涩后突然运动，有可能引起重瓦斯误动现象。

2.10.3.2 变压器本体及有载分接开关的储油柜配磁针式带报警触点的油位计，储油柜的加油阀采用钢质蝶阀。油位指示标志牌的位置与主体油位指针油位计在低压侧。

2.10.3.3变压器吸湿器内装变色硅胶. 要有防止吸湿器装置内的活性氧化铝或硅胶粉末进入变压器的措施，本体及有载分接开关用带有缓流装置的双透明玻璃杯吸湿器。

2.10.3.4 变压器吸湿器、导气盒、调压开关进出油管的引下距离要求在保证检修方便的条件下尽量靠近主体箱沿。

2.10.4 变压器气体继电器：

变压器应装防雨、防震的挡板式结构的

轻、重气体继电器。本体气体继电器两侧安装钢质真空蝶阀，并在一侧装设伸缩节，以便不放油检修气体继电器。气体继电器的安装位置应考虑能在主变不停电情况下进行瓦斯检查放气的安全距离。该继电器至端子箱的电缆应为阻燃防油型。其触点两极分别引出，不得合用一根多芯电缆。气体继电器应装有防雨帽,且放气管引至地面。

2.10.5 套管：

2.10.5.1变压器套管应为棕色釉瓷，110kV套管

应是油浸电容式套管；套管应备有试验用电容抽头。 套管本体应绝对密封，充油套管应是防泄漏，其为密封型或装有取油样阀，并备有指针式油位指示器，能在地面上清晰地看清油位。 2.10.5.2制造厂不得订购有机粘结接缝过多的瓷套管和密集形伞裙的瓷套管，防止瓷套出现裂纹断裂和外绝缘污闪、雨闪故障。

2.10.5.3 套管伞型、干弧距离、爬电距离等的选择应依据有关标准和当地的运行经验。套管的伞裙宜选用不等径大小伞，并满足IEC60815的要求。其两裙伸出之差(P1-P2)不小于15mm，相邻裙间高(S)与大裙伸出长度之比应大于0.9，应具有良好的抗污秽能力和运行性能。套管爬电距离的选取应符合本技术规范的规定，并留有一定裕度。对于直径较大的套管，爬电距离的选取应考虑直径系数。

2.10.5.4制造厂订购的每只套管应有一个平板端子，能够围绕套管导杆旋转。套管在常温(20℃～25℃)和额定电压下，tan不得超过0.4%，从0.5 Um/3 增至1.05Um/3 时介质损耗因数最大允许增值0.1%。同时应测量套管末屏的电容量和介质损耗因数，提供10kV下的测试数据。在Ⅲ级及以上污秽区使用的套管应提供在最高工作相电压下，雨中（雨量2mm/min）和雾中都不闪络的试验报告（盐密不低于0.3mg/cm²）。

2.10.5.5制造厂应提供110kV套管上测试用套管末屏接地线的引出线连接端子。对于现采用螺栓式末屏引出方式的套管，制造厂应有防止螺杆转动的措施(提供说明书)，不应漏、渗油。 2.10.5.6 10kV侧套管采用额定电压为24kV等级的套管。24kV等级的套管相间≥400mm及相对地带电净距离≥300mm；铜排相间≥400mm及相对地带电距离亦应≥300mm。施工时采用镀锡铜排水平引至变压器外缘。制造厂应当在沿镀锡铜排引出方向的变压器大盖焊接（略高于冷却装置顶部）三根以 B相中心对称，相互距离550mm的≥10#的槽钢，长度≥220 mm，每根槽钢上应有2-φ12 mm孔径，以方便于24kV等级的套管进出线方向母线桥的制作和现场安装。

2.10.5.7 40kV及以下电压等级套管上部瓷压碗均改为铜压碗。

2.10.5.8 套管端子的允许组合荷载、安全系数、套管接线端采用的型式和尺寸。相关参数见：表12

表12 套管端子的允许组合荷载

(N) 横 垂 水 向 直 平 高压侧 750 1000 1250 低压侧 1000 1000 1500 ⑴静态安全系数为3.2-3.5，事故状态下安全系数不小于1.67。

⑵端子板应能承受400N·m的扭矩而无变形。 ⑶端子板应采用高导电性优质的青铜或铜合金，且在表面覆盖层厚度不小于0.0127mm的镀银或镀锡。变压器套管端子型式和尺寸应满足经济电流密度的要求和GB5273标准中的有关规定。更大的电流等级需要更大的端子板，安装孔应符合现行IEC标准，安装孔的具体情况应由设计部门提出要求。

⑷制造厂应提供套管组装于变压器上以后的机械强度计算报告

2.10.6 套管型电流互感器

2.10.6.1套管型电流互感器应符合IEC60185、IEC60044-6标的要求，包括修正或补充本。套管型电流互感器配置测量用和保护用两种。设计所提出所有电流互感器相应的额定值，包括额定一次电流、额定二次电流、额定电流比、准确级、额定输出等应标列在变压器铭牌上。 套管型电流互感器动热稳定性必须满足于安装地点系统短路容量，特别是小电流比的电流互感器。 2.10.6.2套管型电流互感器的各级次绕组的匝数，应均匀沿其铁芯分布，从电流互感器引出的每一分接头的引线应经不锈钢金属软导管引到变压器本体端子箱的端子板上，引线应为截面不小于4mm2的铜线。电流互感器引线凡接触热变压器油的应使用阻燃型耐热耐油有屏蔽的软导线。

2.10.6.3制造厂应提供一个变压器组本体端子箱以便联接所有的电流互感器，信号线路和交直流电源。端子箱壳体应为不锈钢，其防护等级为IP55，箱体应密封并便于接线，端子排应为阻燃、防潮型，并应有15％的备用端子，供用户使用。二次出线端子板防潮性能良好并具有防螺杆旋转措施，以防止外部操作造成内部引线扭断。 2.10.6.4电流互感器二次负载接线和信号线路应使用阻燃型耐热耐油有屏蔽的电缆。

2.10.6.5 套管型电流互感器的二次接线盒的容积应当足够大，以避免二次接线完成后二次线对

接线盒的短时工频耐受电压不满足要求。电流互感器的二次接线板应为整体浇注式，并有防转动措施。接线端子直径应当采用不小于8mm的铜合金螺栓。

2.10.6.7套管型电流互感器的二次端子间应有放电间隙。二次绕组之间及对地的短时工频耐受电压3kV（方均根值），二次绕组感应耐受电压为4.5kV（峰值）。 2.10.7 变压器密封垫

2.10.7.1变压器密封垫应采用优质产品，所有联接面应密封良好，并应有对密封垫防氧化老化措施，应不受热绝缘油的影响，在关联设备的使用寿命时间内应保持它们的弹性，且不受气候影响保持油和气的密封性。腈化和软本橡胶垫圈是可行的，但只是腈化垫圈或软木橡胶垫圈则不行。密封圈的边缘应开槽或有金属物堵塞以防止过分压缩垫圈。所有变压器或附件用螺栓的开口都需密封垫。

2.10.7.2变压器盖和侧面的开口（比如接线和检查的开口）需打开多次应用密封垫，应是打开后能再次使用的橡胶型、不粘合的垫圈。 2.10.8 冷却装置：

2.10.8.1采用片式散热器的数量及冷却能力应能够散去总损耗所产生的热量，包括空载损耗和各个绕组在满负荷状态下的负载损耗和杂散损耗。冷却装置由足够数量的工作散热器，应考虑损坏一组，变压器仍能满载正常运行。

2.10.8.2可拆下的散热器应经优质的真空蝶阀固定在变压器油箱上，以便在运行中可以检修或可拆卸散热器时变压器油箱不必放油。片式散热器本体翅片间和管间距离不宜过密。变压器本体与散热器间管道连接应当考虑两者不均匀及力臀作用发生的沉降.发兰密封封面均精加工以防渗透。

2.10.8.3冷却系统循环回路应保证变压器内部无油循环死区，无局部油温过高情况的发生。 2.10.8.4变压器冷却装置设计应考虑防腐。 2.10.9 有载分接开关

2.10.9.1选配上海华明组合式有载调压开关，型号：CMⅢ-500Y/72.5C-10193W 有载调压开关,C级绝缘。有载调压开关操作机构选用智能型SHM-1操作机构。档位显示器随主变到货后安装于微机主变保护屏上。有载调压开关的额定电流应具有不低于变压器的过载能力,•且至少不少

于变压器额定电流的120%。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。开关仅应在运行5～6年之后或动作了5万次之后才需要检查。调压开关的电气寿命不应低于20万次,•机械寿命不应低于100万次,开关操作时不应产生断流现象,•有载调压开关的控制电缆供150米,位置指示器有远动接口。

2.10.9.2制造厂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智能型操作机构控制箱，还应设有独立的保护继电器(附跳闸触点及隔离阀)、吸湿器、轻重瓦斯信号等。制造厂应提供在控制室进行有载调压装置远方操作的专用微机型控制装置，控制装置上设有供远方操作时用的操作开关、档位显示器及可能切换开关等，切换开关应标明三个控制位置(就地、控制室、调度中心)并应进行闭锁，还应提供与计算机连接用的接口。变压器有载调压装置应布置在其控制箱旁，能够站在地面上进行手动操作。

2.10.9.3制造厂应进行有载调压开关的密封试验，并应对装入变压器后的有载调压开关进行密封试验，在变压器空载及短路特性试验中,应对有载调压开关进行操作循环试验。

2.10.9.4有载调压开关布置上要防止进水受潮。 2.10.9.5有载分接开关的上部不得有妨碍开关检修的管道或其它附件。

2.10.9.6有载分接开关操作机构应满足使用地点最低温度要求，能在历年最高温度（高于-45℃）、历年最低温度（低于-35℃）下进行正常操作。

2.10.10 变压器绝缘油：

变压器绝缘油选用克拉玛依45#变压器油，绝缘油应该符合IEC60296和IEC60156规定的所有要求，应是IEC 中IA级规格，绝缘油的闪点(闭口)不低于140℃、凝点不低于-45℃、击穿电压不小于55kV、介质损失角正切(90℃)不大于

0.5%、水份不大于15ppm、含气量不大于1%。变压器出厂时油应足够注入到规定油面。供货时并备有10 %的备用绝缘油。

变压器和套管的绝缘油应使用相同的牌号。 2.10.11 温度计：

2.10.11.1变压器配有油温测量装置，应满足GB6451.4～5-95的要求。变压器应装有两只上层油温温度计。

温度计的探头插座应由不锈钢或铜管制成。选用铂电阻Pt100型。

⑴上层油温温度计，具有报警及跳闸触点。 ⑵绕组温度计，指示绕组温度，具有报警及跳闸触点。

⑶油面温度的变量除在变压器本体上就地显示观测外，变压器尚应具备将该信号转变为4～20mA电信号的功能，测量精确度必须确保±1℃，以便将变量送至主控制室计算机监控装置能够随时准确地监测绕组温度及油温，相关的与计算机通讯的接口装置由制造厂一并成套提供。 2.10.11.2本工程变压器应配置绕组温度计及油温计（及其相应的高压侧套管电流互感器），以便测量油温和绕组温度。产品应该满足国家相应规范。

2.10.12变压器的报警和跳闸保护触点：

变压器应有下列报警和跳闸保护触点，触点容量需予说明。变压器报警和跳闸触点表相关参数见：表2－5所示：

表2－5 报警和跳闸保护触点表 序继电器名称 报警或跳闸触点 电源 号 220V，DC 重瓦斯跳闸 1 主油箱气体继电器 轻瓦斯报警 各2付常开触点 220V，DC 有载分接开关切换2 2付常开开关箱保护继电器 跳闸 触点 3 主油箱油位计 低油位报警 220V，DC 4 有载分接开关 故障报警 220V，DC 5 主油箱压力释放装报警或跳闸 220V，DC 置（二套） 6 油温指示器 油温过高报警 220V，DC 7 冷却装置故障 风扇故障报警 220V，DC 8 冷却装置交流电源正常电源或备用220V，DC 故障 电源故障报警

序继电器名称 报警或跳闸触点 电源 号 9 线圈温度指示装置 温度过高报警 220V，DC 1辅助风机运行 报警 220V，DC 0 制造厂应提供所用继电器的时间常数和触点断流容量。

2.10.13 套管、储油柜、油箱和冷却装置应经运行及设计单位的确认。

2.10.14. 除在变压器箱体下部设置取样阀外,还应在35kV侧的箱体中部(距箱体下边缘中部，应考虑躲过散热器对取样工作的影响)•装设取样阀，取样阀为真空密封取样阀。 2.10.15. 油箱上装有接地螺栓，变压器铁芯可靠接地，要求供方出厂前进行铁芯接地电流的测试。 2.10.16. 上层油温的测试采用数显温控器，实现就地、遥控监测，远方温度表需配调节电阻。

2.10.17. 变压器顶部应设置三个上层油温测试温度计底座，在变压器箱体储油柜端，其中一个为现场测温用。

2.10.15本体端子箱功能要求：

2.10.15.1本体端子箱为户外式，单独装于变压器本体上。应能防避风雨及严寒，尺寸设计合理，其防护等级为IP55，在恶劣天气下打开柜门进行维修时，能够保护柜内设备不受风雨侵袭，本体端子箱的安装高度应便于在变压器本体地面上进行就地操作和维护，壳体应为不小于2mm厚度的不锈钢制成。

2.10.15.2本体端子箱应能接两路电源，互为备用且能自动切换。

2.10.15.5本体端子箱与端子排之间的联接应采用带屏蔽层的阻燃型耐热耐油铜芯电缆。本体端子箱内应有灯和开关以便柜内照明，本体端子箱内应有电源插座（单相，10A，220V，AC）。安装有适当容量的交流220伏的空间板式加热器，温度凝露控制器。不致因其过热而对临近设备产生危害。应装有通风装置，与所供加热器配合而不致使柜内发生水汽凝结。本体端子箱接线原理图，安装图和采用的元器件需经运行及设计单位确认。

2.10.16变压器本体控制、保护、报警信号电缆

2.10.16.1电缆敷设设计

⑴卖方应对其供货范围内的全部设备及电缆编制端子接线图和电缆清册。

⑵电缆清册应按买方认可的格式对每根电缆标明：电缆识别号、电缆两端的起止位置、电缆型号、额定电压、芯线截面、芯线数、备用芯线、估计长度等。

⑶电缆两端应设置与电缆清册上一致的识别编号。

⑷端子图可以与设备接线图画在一起，端子图应对电缆所经过的设备标明：电缆编号、端子排的端子号，每个端子和电缆芯数线回路号、每根电缆标明电缆识别号、电缆型号、芯线总数、备用芯线及电缆走向。

⑸控制电缆屏蔽层的应采用集中式一点接地。

2.10.16.2电缆连接

供货范围内每根电缆的连接材料由卖方提供，包括：

⑴不能直接连接的每根芯线的线鼻子 ⑵电缆识别标志、控制和识别电缆芯识别塑料套

⑶连接到设备端子上的连接件 ⑷电缆不允许有中间接头，电缆需要转换时必须经过端子排或接线柱。

⑸供货范围内设备间连接电缆的接地线应为铜质，且由卖方供货。 2.10.16.3主变端子箱

采用不锈钢材料，厚度为2毫米。

端子箱内部接线图厂家应与设计方联系确认。

端子采用菲尼克斯端子。

⑶安装接线端子的导轨长度应有10%的裕度。 ⑷所有外部接线端子包括备用端子均应为线夹式，导体采用铜或铜合金。端子间及端子对地应能承受交流2000V（有效值）1min耐压。端子排应为阻燃、防潮型并具有防螺杆旋转措施，以防止外部操作造成内部引线扭断。汇流排采用铜排并套有热缩绝缘管。

3 投标人提供信息

序号 1 2 3 4 5 6 7 型号规格 数量 表9 销售运行业绩表 用户单位 用户联系人 用户联系人电话 投运时间 备注 表10 推荐的备品备件、专用工具和仪器仪表供货表（投标人填写）

序号 1 2 3 4 5 6 名 称 型号和规格 单位 数量 序号 1 2 名 称 硅钢片 换位导线 扁铜线 绝缘纸板 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 绝缘成型件 变压器油 密封件 钢材 有载分接开关 高压套管 低压套管 中性点套管 套管式电流互感器 散热器 表11 主要部件材料表 型号、规格、厂家、原产地 备注 招标人要求 投标人响应 序号 名 称 表11（续） 型号、规格、厂家、原产地 备注

招标人要求 13 14 15 16 17 18 19 20 21 真空蝶阀 储油柜 气体继电器 油位计 吸湿器 油面温控器 绕组温控器 压力释放阀 其他需要说明的材料和组部件 投标人响应 3.1 投标人技术偏差表

投标人提供的产品技术规范应完全满足本技术规范中规定。若有偏差投标人应如实、认真地在技术偏差表（表12）中填写偏差值，否则视为与本技术规范中规定的要求一致。若无技术偏差则应在技术偏差表中填写“无偏差”。 表12 投标人技术偏差表 序号 1 2 3 项 目 对应条款编号 技术招标文件要求 差 异 备 注 3.2 投标人应提供的其他资料 3.2.1 用户运行证明。

3.2.2 同类产品鉴定证书及鉴定产品的型式试验报告。 表13 投标人提供的鉴定证书表 序号 鉴定产品型号名称 组织鉴定单位 依据标准 鉴定时间 序号 表14 投标人提供的试验检测报告表 产品型号名称 试验报告类别和内容 依据标准 试验时间 试验单位 3.2.3 本投标产品预设方案和有关说明。 1） 主变压器铁心、绕组和箱体的结构，包括绕组的排列位置和型式；

2） 投标人应提供提高抗短路能力的措施和计算报告，并提供同类产品的突发短路型式试验报告；

3） 提供设备有关抗地震措施的论述；

4） 降低杂散损耗，防止局部过热的技术措施；

5） 预防渗漏的技术措施；

6） 绕组引线与套管连接结构的说明； 7） 储油柜的油气隔离系统说明； 8） 其他需要提供的资料和说明。

4运输及其它事项

4.1 变压器的结构应在经过正常的铁路、公路及水路运输后内部结构相互位置不变、紧固件不松动。变压器的组件、部件（如套管、散热器、阀门和储油柜等）的结构及布置位置应不妨碍吊装、运输及运输中紧固定位。

4.2 变压器不带油运输，但须充以干燥的气体，并明确标志所充气体种类。运输前应进行密封试验，以确保在充以20kPa-30kPa压力的气体时密封良好。变压器主体在运输中及到达现场后，油箱内的气体压力应保持正压，并有压力表进行监视。运输过程中应加装碰撞计数仪。， 4.3 运输时应保护变压器的所有组件、部件（如储油柜、套管、阀门及散热器等）不破坏和不受潮。

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

4.5 设备到现场就位后生产厂家应提供吊芯试验，否则应出具免吊芯试验函。

4.6 在设备启运时，供方应以最快捷的方式通知需方以下内容： 1）设备名称；

2）件数、件号、重量； 3）合同号； 4）货运单号； 5）达到地点；

6）设备发出日期。 4．7交货地点： 4．8交货时间：