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1、中国南方电网有限责任公司500kV 750MVA三相自耦现场组装交流电力变压器标准技术标书500kV 750MVA三相自耦现场组装交流电力变压器 标准技术标书编号： 0101103052201202 中国南方电网有限责任公司2012年02月 目 录1总则12工作范围12.1 工程概况12.2 范围和界限22.3 服务范围23 应遵循的主要标准34使用条件44.1 正常使用条件54.2特殊使用条件65 技术要求75.1技术参数75.2设计与结构要求105.3专业接口要求226试验306.1试验分类306.2型式试验306.3特殊试验306.4例行试验316.5交接试验347产品对环境的影响368
2、企业VI标识368.2VI标识368.3标识地点379技术文件要求389.1一般要求389.2 投标方在投标阶段应提交的变压器资料及说明389.3 其他文件资料399.4设计联络4010监造、包装、运输、安装及质量保证4110.1监造4110.2包装4110.3运输4210.4安装指导4310.5质量保证4311设备技术参数和性能要求响应表4312备品备件及专用工具5012.1必备的备品备件、专用工具和仪器仪表5012.2推荐的备品备件、专用工具和仪器仪表5113主要元器件来源5114LCC数据文件5315技术差异表5316投标方需说明的其他问题53中国南方电网有限责任公司500kV 750M
3、VA三相自耦现场组装交流电力变压器标准技术标书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)公司电网建设工程项目采购的500kV电压等级的750MVA三相自耦无载调压（有载调压）（项目单位填写）现场组装交流电力变压器， 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)
4、。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
5、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
6、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）序号名 称内 容1工程名称2工程建设单位3工程规模4工程地址2.2 范围和界限(1) 本标书适应于所供500kV电压等级的750MVA三相自耦无载调压（有载调压）（项目单位填写）现场组装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
7、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500kV 750MVA三相自耦无载调压（有载调压）（项目单位填写）现场组装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500kV 750MVA三相自耦无载调压（有载调压）（项目单位填写）现场组装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
8、格一览表序号名 称单位项目要求投标方保证型式、规格数量型式、规格数量每台三相变压器的供货范围包括：a. 变压器本体(包括底架、附件、连接端子/板、基础螺栓、各种紧固件、全部管道及阀门等)b. 冷却装置控制箱及调压开关控制箱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. 油枕（如油枕不安装在变压器身上时，应成套提供油枕支架，并提供安装图）g. 本体端子箱、公用端子箱h. 备品备件及专用工具等详见表12.1和表12.2。i. 投标方
9、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
10、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
11、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：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
12、：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 6451 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
13、导则GB/T 13499 电力变压器应用导则GB/T 16434 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 8315 变压器用强迫油循环风冷却
14、装置JB/T 8450 变压器用绕组温控器JB/T 9647 气体继电器JB/T 10430 变压器用速动油压继电器DL/T 363 超、特高压电力变压器（电抗器）设备监造技术导则 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Q/CSG 1 0011 220-500kV变电站电气技术导则中国南方电网有限责任公司- 500kV三相自耦现场组装交流电力变压器技术规范4使用条件本招标技术文件采购的500kV 750MVA三相自耦无载调压（有载调压）（项目单位填写）现场组装交流电力变压器，其安装地点的实际外部
15、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 称单位数值备注（须说明本工程适用的是正常使用条件或是特殊使用条件）1环境温度最高日温度最低日温度最大日温差2海拔m3太阳辐射强度W/cm24污秽等级5覆冰厚度mm6风速m/s7相对湿度最大日相对湿度%最大月平均相对湿度8耐受地震能力（指水平加速度，安全系数不小于1.67。水平加速度应计及设备支架的动力放大系数1.2）g9系统标称电压：kV/10系统最高电压kV/11系统额
16、定频率Hz/12系统中性点接地方式：/13安装点母线短路电流：kA/14直流控制电压V/15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；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/s2 地面垂直加速度1.5m/s2 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 污秽等级对于III级及以下污秽等级的地区统一按III级防污选取设备的爬电比距。III级严重污秽地区及以上污秽等级的地区统
17、一按IV级防污选取设备的爬电比距。4.1.7 风速35m/s（离地面高10m处，持续10min的100年平均最大风速）。 4.1.8 覆冰厚度： 20mm4.2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
18、 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/s24.2.3 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。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
19、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 污秽等级沿海严重污秽地区，达到III级污秽时，考虑到未来调整爬距困难，可按IV级考虑。设备爬电比距详见表4.2。 表4.2 爬电比距污秽等级相对地之间最小标称爬电比距（mm/kV)III25315 技
20、术要求5.1 技术参数5.1.1 基本参数1）额定电压:500kV，525kV，535kV，550kV （项目单位填写） 2）容量:750MVA3）容量组合:750/750/240MVA（项目单位填写）4）型式:三相、现场组装、自耦、无载调压（有载调压） （项目单位填写）5）绝缘方式：油浸纸绝缘6）冷却方式:ONAN/ONAF7）调压方式:中压侧线端无载调压 （中压侧线端有载调压）（项目单位填写）8）调压范围（可选）：22.5%（无载）、42.5%（无载）、81.25%（有载）（项目单位填写）9）阻抗电压（%）：新建工程采用典型值，（由项目单位从下列数值中选取）： U12=14%，U23=40
21、%，U13=55%（典型值）U12=17%，U23=36%，U13=55%（典型值）U12=12%，U23=28%，U13=43%（典型值）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。10）接线组别 ： YNa0d1111）局部放电允许值： 1.5Um/电压下高压端不大于100pC、中压端不大于100pC。12）噪声水平当冷却装置、风扇、油泵全部投入运行时，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、油泵不投入运行时，距变压器基准声发射面0.3m处，声压级不应大于75dB
22、。13）振动水平：油箱壁的振动限值为不大于100m(峰一峰值)。14）温升表5.1 温升限值位置顶层油温升绕组平均温升线圈最热点温升箱体最热点温升铁芯温升温升限值55K65K78K70K80K投标方应提供线圈最热点位置及最热点温升数据。15）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500V。16）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。 17）套管安装角度 套管轴线与铅垂线夹角不超
23、过30度。 18)中性点接地方式可从下列方式中选取：直接接地；经小电抗接地；经电容隔直装置接地。 19）寿命：不少于30年，除干燥剂外至少六年内免维护5.1.2 电压表5.2 电压变压器容量位置额定电压最高运行电压750MVA电力变压器高压500kV，525kV，535 kV，550kV550kV中压220kV，230kV，242kV252kV低压34.5kV，35kV，36kV,37kV40.5kV5.1.3 绝缘水平1) 线圈 变压器线圈绝缘水平详见表 11。2) 套管海拔高度不超过1000m时，变压器套管内外绝缘水平如表5.3所示；海拔高度高于1000m时，变压器套管外绝缘按4.2.3条
24、修正并确定标准参考大气压条件下的电弧距离，投标方应证明套管电弧距离满足要求，变压器套管外绝缘修正数据详见表 11第22“套管”中相关条款。5.1.4 损耗要求变压器空负载损耗要求详见表 11。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5.4 过激磁能力工频电压升高倍数相相1.051.101.251.501.58相地1.051.101.251.902.0最大持续时间连续80%负荷连续20s1s0.1s投标方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
25、能力计算所需的热特性参数。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。投标方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) 每台变压器应配置的套管电流互感器参数及要求见表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
26、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，硅钢片厚度不大于0.27mm，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
27、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.公共绕组、低压绕组应采用（无氧）半硬导线或自粘性换位铜导线绕制。所采用的半硬导线的拉伸屈服强度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，
28、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，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。1)冷却方式7
29、50MVA宜采用以下冷却方式：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/OFAF（ODAF）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。2）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，通过导油管与油箱连接。具有自然冷却能力的散热器通常固定在变压器的油箱上。3)
30、 风扇电机和油泵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。油泵电机为三相感应式，电机转速不大于1000转/分，且不能因油泵扬程过大导致气体继电器误动作，潜油泵轴承应采用E级或D级标准。 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。当套管瓷套分段烧制时，宜采用瓷釉釉接方式。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.
31、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；d.500kV高压套管干弧距离不小于4.7m。高压、中压、低压及中性点套管分别按照550kV、252kV、40.5kV及40.5kV计算。 2）各侧套管引出线端接线板的允许荷载详见表11，载荷不包套管本身重量和所受风压。接线板应是平板型，并能承受400N-m的力矩而不变形, 且安全系数应大于2.5。3) 低压套管之间的净距离：Um为40.5kV时不少于400mm；安装地高于1000m时，按安装地海拔高度进行修正。 4) 各侧套管满足短时耐受电流 高压侧 63kA(3
32、s)中压侧 50kA(3s)低压侧 40kA(4s)5）套管的介质损耗因数（tan）: tan（20）0.4%，并且电压从0.5Um/升高到1.05Um/时其tan增值（tan）0.1%。6）套管的局部放电量:在1.50 Um/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） 在III级及以上污秽区使用的500kV和220kV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)。9）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
33、路的保护措施；10）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套独立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优于1.5级，绕组温度计的准确度等级优于2.0级，油面测温装置和绕组测温装置的内置（420）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
34、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 分接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。1）有载分接开关（项目单位选择）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
35、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。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采用油中灭弧型。 d.开关仅应在运行56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
36、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，端子应采用优质端子。端子宜采用凤凰端子或相同质量的端子。f.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，还应设有独立的储油柜、保护
37、继电器(附跳闸触点及隔离阀)、吸湿器和油位计等。g.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。h.分接开关的油箱应能经受油压0.lMPa压力及真空试验，历时24h无渗漏。i.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。2）无励磁分接开关（项目单位选择）无励磁分接开关应能在停电情况下方便地进行分接位置切换。
38、无励磁分接开关应能在不吊芯(盖)的情况下方便地进行维护和检修，还应带有外部的操动机构用于手动操作。无励磁分接开关的分接头引线和连线的布线设计应能承受暂态过电压。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，装置应具有位置接口(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。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
39、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)应在变压器两侧各设置一个人孔。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。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
40、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
41、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。 a)变压器主油箱其内部应有起油气
42、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。并配有吸湿器。b)储油柜应配有盘形油位计。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、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。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5.5 保护装置的报警和跳闸接点序号接点名称状态量及接点数电源电压及接点容量（可选）1主油箱气体继电器轻瓦斯报警1对
43、重瓦斯跳闸2对DC.110V/2ADC.220V/1A2油枕油位计低报警1对DC.110V/2ADC.220V/1A3主油箱压力释放装置报警1对跳闸1对DC.110V/2ADC.220V/1A4油温指示器报警1对跳闸1对DC.110V/2ADC.220V/1A5风机故障 报警2对DC.110V/2ADC.220V/1A6冷却装置全停报警1对DC.110V/2ADC.220V/1A7交流电源故障及切换报警1对跳闸1对DC.110V/2ADC.220V/1A8绕组温度指示装置报警1对跳闸1对DC.110V/2ADC.220V/1A9（若有）有载分接开关气体继电器轻瓦斯报警1对重瓦斯跳闸2对DC.1
44、10V/2ADC.220V/1A10（若有）有载分接开关的油位计报警1对DC.110V/2ADC.220V/1A11（若有）有载分接开关的压力释放装置报警1对跳闸1对DC.110V/2ADC.220V/1A12速动油压继电器 报警1对跳闸1对DC.110V/2ADC.220V/1A13油流继电器报警2对DC.110V/2ADC.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。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。
