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。表

1技术参数和性能要求响应表序号名称项目标准参数值投标人保证值（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）变压器型式或型号SFZ11-50000/110高压绕组低压绕组110a.

额定电压（kV）38.5b.

额定频率（Hz）50高压绕组低压绕组50c.

额定容量（MVA）50d.

相数3有载e.

调压方式f.

调压位置g.

调压范围1额定值*高压中性点±8×1.25％h.

中性点接地方式直接接地或不直接接地i.

主分接的短路阻抗和允许偏差（全容量下）短路阻抗（％）允许偏差（％）短路阻抗（％）允许偏差（％）（投标人填写）（投标人填写）高压—低压10.53±5j.

冷却方式k.

联结组标号高压线端风冷YNd1148075

32553085

20035

14055（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）a.

雷电全波冲击电低压线端压（kV，峰值）中性点端子高压线端b.

雷电截波冲击电2绝缘水平*压（kV，峰值）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绕组（平均）绕组（热点）65温升限值（K）378油箱、铁心及金属结构件表面75表

1（续）序号名称项目标准参数值投标人保证值短路阻抗（％）允许偏差（％）短路阻抗（％）允许偏差（％）a.

最大分接极限分接下短路阻抗和允许偏差（全容量下）（投标人填写）（投标人填写）高压—低压b.

最小分接高压—低压投标人提供±104短路阻抗（％）允许偏差（％）短路阻抗（％）允许偏差（％）（投标人填写）（投标人填写）投标人提供±10主分接最大分接最小分接（投标人提供）（投标人填写）绕组电阻（

，75℃）a.

高压绕组（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）5b.

低压绕组a.

高压绕组b.

低压绕组c.

调压绕组电流密度（A/mm2）67匝间最大工作场强设计值（投标人提供）（投标人提供）（投标人填写）（投标人填写）（kV/mm）铁心柱磁通密度（额定电压、额定频率时）（T）8铁心参数硅钢片比损耗（W/kg）铁心计算总质量（t）（投标人提供）（投标人提供）≤34.3（投标人填写）（投标人填写）（投标人填写）额定频率额定电压时空载损耗空载损耗9额定频率

1.1倍额定电压时空载损耗（kW）（投标人提供）（投标人填写）a.100％额定电压时b.110％额定电压时主分接≤0.3（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）空载电流（％）10（投标人提供）≤184其中杂散损耗（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负载损耗（kW、75℃）最大分接高压—低压其中杂散损耗11最小分接其中杂散损耗空载状态下噪声水平dB（A）1213100％负荷状态下高压绕组≤65可承受的

2s出口对称短路电流值（kA）（忽略系统阻抗）（投标人提供）（投标人提供）低压绕组短路

2s后绕组平均温度计算值（℃）＜250（投标人填写）表

1（续）序号名称项目高压绕组标准参数值投标人保证值在

1.5×Um/3

kV下局部放电水平（pC）≤300（投标人填写）14低压绕组（投标人提供）（投标人填写）（投标人填写）绕组连同套管的

tan

（％）高压绕组低压绕组≤0.5≤0.515（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）a.

安装尺寸（长×宽×高）（m）（投标人提供）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）器身质量（t）（投标人提供）（投标人提供）质量和尺寸（如有限值招标人需填写）上节油箱质量（t）（投标人提供）（投标人提供）（投标人填写）（投标人填写）d.

安装质量（t）16油质量（t）（不含备用）总质量（t）（投标人提供）（投标人提供）（投标人填写）（投标人填写）e.

运输质量（t）f.

变压器运输时允许的最大倾斜度15°（投标人填写）型号组数（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（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）17片式散热器每组质量（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b.

低压套管c.

中性点套管a.

高压套管*b.

低压套管*c.

中性点套管a.

高压套管额定电流（A）18套管绝缘水平（LI/AC）（kV）125/58325/14766kV及以上套管在

1.5×Um/≤103

kV下局部放电水平（pC）b.

中性点套管≤10（投标人填写）序号名称项目标准参数值电容量投标人保证值电容式套管

tan

（％）及电容量（pF）tan

≤0.4≤0.4tan

电容量（投标人填写）（投标人填写）a.

高压套管（投标人提供）（投标人提供）（投标人填写）（投标人填写）b.

中性点套管表

1（续）序号名称项目标准参数值横向投标人保证值横向

垂直套管的弯曲耐受负荷（kN）水平垂直水平（投标人

（投标人

（投标人填写）

填写）

填写）a.

高压套管b.

低压套管c.

中性点套管31.251.511.5（投标人

（投标人

（投标人填写）

填写）

填写）3221（投标人

（投标人

（投标人填写）

填写）

填写）套管的爬距（等于有效爬距乘以直径系a.

高压套管b.

低压套管≥3150Kd≥600Kd（投标人填写）（投标人填写）18套管数

K

）（mm）dc.

中性点套管≥1813Kd（投标人填写）套管的干弧距离（应乘以海拔修正系数a.

高压套管b.

低压套管c.

中性点套管（投标人提供）（投标人提供）（投标人提供）≤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）K

）（mm）H套管的爬距/干弧距离a.

高压套管b.

低压套管c.

中性点套管绕组数（投标人提供）（投标人提供）（投标人提供）3套管平均直径（mm）（投标人

（投标人

（投标人填写）

填写）

填写）准确级电流比10P2010P20200～600/5A300.5（投标人填写）装设在高压侧二次容量（VA）（投标人

（投标人

（投标人填写）

填写）

填写）套管式电流互感器（投标人

（投标人

（投标人填写）

填写）

填写）19FS

或

ALF绕组数202025（投标人填写）（投标人填写）（投标人填写）准确级10P200.5装设在中性点侧电流比600/5A30（投标人填写）二次容量（VA）（投标人填写）（投标人填写）序号名称项目型号标准参数值投标人保证值（投标人填写）（投标人填写）FS

或

ALF20

5（投标人提供）（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）≥1.2倍相应绕组额定电流（投标人提供）≥20万20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）≥80万（投标人提供）表

1（续）序号名称项目标准参数值（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）功率（kW）有载分接开关的相数20分接开关驱动电机电压（V）型号台数压力释放装置2122释放压力（MPa）0.055空载持续时间满载持续时间空载持续时间满载持续时间工频电压升高倍数（投标人填写）（投标人填写）1.051.1连续连续1min连续工频电压升高倍数和持续时间（投标人填写）（投标人填写）20min（投标人填写）（投标人填写）1.3过滤后应达到油的击穿电压≥45（投标人填写）（kV）提供的新油（包括所需的备用油）23变压器油tan

（90℃）（％）≤0.5≤20（投标人填写）（投标人填写）含水量（mg/L）2项目需求部分表

2货物需求及供货范围一览表项目单位要求单位型式、规格投标人响应序号名称数量数量型式、规格数量12变压器本体高压套管台型式、规格支/台1项目单位要求型式、规格投标人响应型式、规格序号名称单位数量数量3456低压套管中性点套管支/台支/台组/台组/台331-高压侧套管式电流互感器中性点套管式电流互感器内

油

波

纹

膨

胀密封式储油柜主油箱储油柜（包括油位计、吸湿器等油保护装置）及气体继电器78套/台套/台11SHZV-72.5/10193WSHM-1操作机构，HMK7控制器有载分接开关（包括储油柜、吸湿器、油位计、气体继电器等）及其操动机构9各部分联管套/台套/台12生产厂家保证10压力释放装置Pt100,带远传功能1112绕组温度控制器油温度控制器套/台套/台BWY-803A288Pt100,带远传功能XMT-1BWY-803A288XMT-213141516171819散热器组/台套/台套/台套/台套/台t/台生产厂家保证生产厂家保证变压器端子接线箱各种阀门11铁心、夹件接地引下线及套管密封垫生产厂家保证生产厂家保证生产厂家保证变压器油铭牌、标识牌和警示牌套/台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2021满足需求其它未列入的组部件生产厂家保证22

变压器油中溶解气体在线监测装置套/台NS801A1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型号和规格

数量同本体油

10%1套投标人响应型号和规格序号名称单位备注数量12备用油量/台套/台密封件3有载开关吊具气体继电器个/台个/台145各一个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、资料名称接收图纸单位名称、地址、邮编、电话提交份数认可图、最终图（附电子文档）2认可图、最终图说明书试验报告（业主）8（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：主变压器（1×50）MVA0回110kV线路35kV线路2回动态无功补偿成套装置(SVC)35kV接地变（-1~+10）MVar1回35kV消弧线圈最终规模：550kVA主变压器（2×50）MVA110kV线路1回4回35kV线路动态无功补偿成套装置35kV接地变7.5+（-1~+10）MVar2回35kV消弧线圈2×550kVA2.2.4工程地址：2.2.5运输方式：铁路、公路2.3使用条件表

5使

用

条

件

参

数

表序号名称单位kV招标人要求值123额定电压110126最高运行电压kV系统中性点接地方式直接接地456与其他设备连接方式额定频率（项目单位提供）Hz50IV污秽等级高压侧低压侧kAkA40789系统短路电流环境温度31.540最高日温度最低日温度℃K－3525最大日温差日相对湿度平均值月相对湿度平均值≤95≤90≤17000.1110月平均最高相对湿度，20℃下（％）％101112海拔高度mW∕cmmm太阳辐射强度最大覆冰厚度2离地面高

10m处，维持

10min的平均最大风速（m/s）13m/s35耐受地震能力（对应水平加速度，安全系数不小于

1.67）1415m/s22安装场所（户内/户外）户外注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

表序号项目标准参数值直接接地或不直接接地招标人要求值投标人保证值1中性点接地方式直接接地或不直接接地（投标人填写）200～600/1200～600/1（5）200～600/5（投标人填写）（5）高压侧二次容量（VA）15（30）600/1（5）15（30）1～230600/530（投标人填写）（投标人填写）（投标人填写）（投标人填写）套管式电流互感器23电流比中性点侧二次容量（VA）压力释放装置台数22.5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）序号项目标准参数值项目单位要求值投标人保证值12……序号项目变更条款页码、款号原表达变更后表达12……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投标人响应电源电压（V，DC）触点容量（VA）输出4～20mA轻故障报警轻故障报警重故障跳闸轻故障报警重故障跳闸220VDC2付触头1主油箱气体继电器660重故障跳闸23主油箱油位计报警报警220VDC220VDC660660报警或跳闸主油箱压力释放装置报警或跳闸45油面温控器绕组温控器报警报警报警报警220VDC220VDC660660输出输出有载分接开关压力突变继电器（或气体继电器）6跳闸跳闸220VDC660660有载分接开关切换油室的压力释放装置789报警报警报警报警220VDC660（投标人填写）有载分接开关的油位计220VDC220VDC有载分接开关拒动指示（由驱动机构控制）（投标人填写）6602.7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

10110kV变压器内绝缘水平短时工频耐受电压

额定雷电全波冲击耐受电压

截断雷电冲击耐受电压kV

（方均根值）

kV

（峰值）kV

（峰值）高压200354807553085低压高压中性点140325360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65K温升限值变压器的部位测定方法电阻法线圈线圈热点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表面80K温度计或红外测量法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：⑴⑵内绝缘试验电压值，见

2.9.3条。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≥220mm，每根槽钢上应有

2-φ12mm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。2.10.5.740kV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

向750垂

直10001000水

平12501500高压侧低压侧1000⑴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报警或跳闸触点重瓦斯跳闸序号

继电器名称电源220V，DC各

2付常开触点220V，DC2付常开触点220V，DC220V，DC220V，DC220V，DC220V，DC220V，DC220V，DC220V，DC1

主油箱气体继电器轻瓦斯报警2

有载分接开关切换开关箱保护继电器

跳闸3

主油箱油位计低油位报警4

有载分接开关故障报警5

主油箱压力释放装置（二套）6

油温指示器报警或跳闸油温过高报警风扇故障报警正常电源或备用电源故障报警温度过高报警报警7

冷却装置故障8

冷却装置交流电源故障9

线圈温度指示装置10

辅助风机运行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，