100100500660066kV油浸式三相双绕组站用电力变压器技术规范通用.docx

油浸式三相双绕组站用电力变压器技术规范通用国家电网公司物资采购标准（交流变压器卷66kV变压器册）66kV油浸式电力变压器通用技术规范（编号：1001005-0066-00）国家电网公司二OO九年十二月标准号标准名称则GB 1094. 5电力变压器第5部分承受短路的能力GB 1208电流互感器GB 2536变压器油GB 2900. 15电工术语变压器互感器调压器电抗器GB 50150电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB 5273变压器、高压电器与套管的接线端子GB 10230有载分接开关GB 11604身压电气设备无线电干扰测试方法GB 16847保护用电流互感器暂态特性技术要求GB/T 1094.10电力变压器第10部分声级测定GB/T 4109高压套管技术条件GB/T 4584交流系统用高压绝缘子的人工污秽试验GB/T 5582局压电力设备外绝缘污秽等级GB/T 6451三相油浸式电力变压器技术参数与要求GB/T 7252变压器油中溶解气体分析与推断导则GB/T 7295运行中变压器油质量标准GB/T 7354局部放电测量GB/T 8287. 1高压支柱瓷绝缘子技术条件GB/T 8287.2局压支柱瓷绝缘子尺寸与特性GB/T 13499电力变压器应用导则GB/T 15164油浸式电力变压器负载导则GB/T 16434高压架空线路与发电厂、变电所环境污区分级及外绝缘选择标准GB/T 16927. 1高压试验技术：第一部分：通常试验要求GB/T 16927.2高压试验技术：第二部分：测量系统GB/T 17468电力变压器选用导则DL/T 572电力变压器运行规程DL/T 596电力设备预防性试验规程JB/T 3837变压器类产品型号编制方法JB/T 100886kV-500kV级电力变压器声级下列为所参照的IEC标准，但不仅限于此。IEC 60296变压器与断路器用新绝缘油规范IEC 60815污秽条件下绝缘子选用导则所有螺栓、双头螺栓、螺纹、管螺纹、螺栓头与螺帽均应遵照ISO及SI公制标准。1.1.3 当标准、规范之间存在差异时，应按要求高的指标执行。1.6 投标时务必提供的技术数据与信息投标人应按技术规范专用部分表1 （技术参数响应表）列举的项目逐项提供技术数据, 所提供的技术数据应为保证数据，这些数据将作为合同的一部分。如与招标人在表1中所要 求的技术数据有差异，还应写入技术规范专用部分表12 （技术偏差表）中。1.6.1 产品性能参数、特点与其他需要提供的信息。1.7 备品备件投标人应提供安装时必需的备品备件，价款应包含在投标总价中。1.7.1 招标人提出运行维修时必需的备品备件，见技术规范专用部分表3。1.7.2 投标人推荐的备品备件，见技术规范专用部分表10。1.7.3 所有备品备件应为全新产品，与已经安装设备的相应部件能够互换，具有相同的技术 规范与相同的规格、材质、制造工艺。1.7.4 所有备品备件应采取防尘、防潮、防止损坏等措施，并应与主设备一并发运，同时应 标注“备品备件”，以区别于本体。1.7.5 投标人应对产品实行终生保修，根据需要在15日内提供技术规范专用部分表3所列 备品备件以外的部件与材料，以便维修更换。1.8 专用工具与仪器仪表投标人应提供安装时必需的专用工具与仪器仪表，价款应包含在投标总价中。1.8.1 招标人提出运行维修时必需的专用工具与仪器仪表，列在技术规范专用部分表10中。1.8.2 投标人应推荐可能使用的专用工具与仪器仪表，列在技术规范专用部分表10中。1.8.3 所有专用工具与仪器仪表应是全新的、先进的，且须附完整、全面的使用说明资料。 专用工具与仪器仪表应装于专用的包装箱内，注明“专用工具”、“仪器”、“仪表”, 并标明“防潮”、“防尘”、“易碎”、“向上”、“勿倒置”等字样，同主设备一并发运。 1.9安装、调试、试运行与验收合同设备的安装、调试，将由买方根据卖方提供的技术文件与安装使用说明书的规定, 在卖方技术人员指导下进行。1.9.1 完成合同设备安装后，买方与卖方应检查与确认安装工作，并签署安装工作完成证明 书，共两份，双方各执一份。1.9.2 合同设备试运行与验收，根据本招标文件规定的标准、规程、规范进行。1.9.3 验收时间为安装、调试与试运行完成后并稳固运行72h后（最好能通过大负荷运行考 核）。在此期间，所有的合同设备都应达到各项运行性能指标要求。买卖双方可签署合同设 备的验收证明书，（最好能通过大负荷运行考核）。在此期间，所有的合同设备都应达到各 项运行性能指标要求。买卖双方可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。1.9.4 假如在安装、调试、试运行及质保期内，设备发生特殊，买卖双方应共同分析原因、 分清责任，并按合同有关规定执行。2结构与其他要求布置要求2.1.1 变压器本体、套管、储油柜与散热器等布置均应符合买方的要求。2.1.2 变压器高、低压侧套管与其它设备端子相连均应使用软连接，以防止过高应力的产生。2.1.3 铁心、夹件的接地引下线应分别引出至油箱下部接地。2.2 铁心与绕组为了改善铁心性能，应使用优质低耗、晶粒取向冷轧硅钢片，并在心柱与铁规上使 用多阶斜搭接缝，装配时用均匀的压力压紧整个铁心，变压器铁心应不可能由于运输与运行 的振动而松动。2.2.1 全部绕组均应使用铜导线，优先使用半硬铜导线。股线间应有合理的换位，使附加 损耗降至最低，连续换位导线应使用自黏性换位导线。绕组应有良好的冲击电压波分布，变 压器内部不应使用加装非线性电阻方式限制过电压；许用场强应严格操纵，使用耐热、高密 度、灰分低的绝缘纸作为匝间绝缘，确保绕组内不发生局部放电与绝缘击穿。应对绕组漏磁 通进行操纵，避免在绕组、引线、油箱壁与其他金属构件中产生局部过热。2.2.2 绕组绕制、套装、压紧应有严格的紧固工艺措施，引线应有足够的支撑，使器身形 成紧固的整体，具有足够的抗短路能力。2.2.3 器身内部应有较均匀的油流分布，铁心级间迭片也应留有适当的冷却油道，并保证 油路通畅，避免绕组与铁心产生局部过热。2 . 2. 5变压器在运输中应装三维冲撞记录仪，变压器运输中当冲撞加速度不大于3g时，器 身应无任何松动、位移与损坏。3 .2.6对受直流偏磁影响的变压器，应考虑其产生的振动所导致的结构件松动与特殊噪声 等问题。2.3 储油柜.3.1储油柜中的油应与大气隔离，其中的油量可由隔膜的膨胀或者收缩来调节。储油柜 中的气室通过吸湿器与大气相通。隔膜储油柜使用双密封结构。1 . 3. 2套管升高座等处积集气体应通过带坡度的集气总管引向气体继电器，再引至储油柜。 在气体继电器水平管路的两侧加蝶阀。2 .3.3储油柜应装有油位计（带高、低油位时供报警的密封接点）、放气塞、排气管、排污 管、进油管、吊攀与人孔。3 . 3. 4有载调压开关储油柜的悬挂务必低于变压器本体储油柜，防止有载开关灭弧室中的油 向本体渗漏。2.4 油箱2. 4.1变压器油箱的顶部不应形成积水，油箱内部不应有窝气死角。变压器应能在其主轴线与短轴线方向的平面上滑动或者在管子上滚动，油箱上应有 用于双向拖动的拖耳。变压器底座与基础的固定方法，应经买方认可。2. 4.3所有法兰的密封面应平整，密封垫应有合适的限位，防止密封垫过度承压、以致龟 裂老化后造成渗漏。油箱上应设有温度计座、接地板、吊攀与千斤顶支撑座等。2. 4. 5油箱上应装有梯子，梯子下部有一个能够锁住踏板的挡板，梯子位置应便于对气体 继电器的检查。变压器油箱应装有下列阀门：1）进油阀与排油阀（在变压器上部与下部应成对角线布置）；2）油样阀（取样阀的结构与位置应便于密封取样）。2. 4. 7变压器应装带报警或者跳闸触点的压力释放装置，每台变压器至少12个。2.4.8 气体继电器的安装位置及其结构应能观察到分解出气体的数量与颜色，重瓦斯触点不应由于 气体的积存而误动，并应具有引至地面的取气管，便于取气体。积聚在气体继电器内的气体 数量达到250300mL或者油速在整定范围内时，应分别接通相应的接点。2. 4.8变压器油箱的机械强度变压器油箱应承受住GB/T6451中规定的真空度与正压力的机械强度试验，不得有损伤 与不同意的永久变形。2. 4. 9密封要求整台变压器（包含散热器）应能承受在储油柜的油面上施加的0.03MPa静压力，持续 24h,应无渗漏及损伤。2.5散热装置2. 5.1型式与生产厂家通常由投标人提供。散热器应经蝶阀固定在变压器油箱上或者使用独立落地支撑，以便在安装或者拆掉散 热器时变压器油箱不必放油。2. 5.3变压器的负载能力应符合GB/T15164油浸式电力变压器负载导则的要求，卖方应 提供短时急救过负载能力的计算报告,操纵条件为环境温度40C,起始负载为80%额定容量, 150%额定容量连续运行不低于30min,变压器的热点温度不超过140C。2.6套管1 66kV电压等级应使用电容型套管。套管上部压碗应为铜压碗，并有放气结构。2.6.2 套管应不渗漏。油浸电容式套管应有易于从地面检查油位的油位指示器。2.6.3 每个套管应有一个可变化方向的平板式接线端子，以便于安装与电网的联接线，端 子板应能承受400N-m的力矩而不发生变形。2.6.4 6.4伞裙应使用大小伞，伞裙的宽度、伞间距等应符合IEC60815之规定，其两伞裙伸出 之差不小于15mm,相邻裙间高与大裙伸出长度之比应大于0. 9,当群管外径大于300niin时， 其总爬电距离应增加10虬瓷套颜色根据买方要求。2. 6. 6套管的试验与其他的性能要求应符合GB/T4109规定。2.7分接开关2. 7.1有载分接开关2. 有载分接开关应是高速转换电阻式油浸或者真空开关。1. 7. 1.2有载分接开关的切换装置应装于与变压器主油箱分隔且不渗漏的油室里。其中的 切换开关芯子可单独吊出检修。2. 有载分接开关切换油室应有单独的储油柜、吸湿器、压力释放装置与保护用继电 器等。从分接开关至分接开关位置远方显示器（数显式）的电缆与开关成套供给。2. 有载分接开关的驱动电机及其附件应装于耐候性好的操纵箱内。2.7. 1.5有载分接开关应能远距离操作，也可在变压器旁就地手动操作。应具备累计切换 次数的动作记录器与分接位置指示器。操纵电路应有计算机接口。调压开关的操作传动机构, 具有2对BCD码接点，且同时具一对一档位传送功能。有载调压开关的操作电源电压为50Hz, AC380/220Vo7.1. 6有载分接开关切换开关油室应能经受50kPa压力的油压试验，历时24h无渗漏。2.7. 1.7有载分接开关运行7年或者操作10万次后才需要检查，其机械寿命不小于80万 次动作。2. 7.1. 8有载分接开关应能在不吊油箱的情况下方便地进行保护与检修。2. 7.2有载分接开关应符合GB10230规定。2.8 变压器油变压器油应是符合GB2536规定的环烷基、低含硫量、添加抗氧化剂的新油。2.8.1 提供的新油，应包含10%的备用油。2.9 温度测量装置变压器应配备油温测量装置。油温测量应很多于两个监测点。上述温度变量除在变压器 本体上可观测外，还应能将该信号送出。2.10 变压器二次回路连接2. 10. 1变压器二次接线端子箱布置及电缆敷设要求、接地端子位置及其它布置的特殊要求 需在设计联络会前向买方提出。2.10. 2变压器本体上的测温装置的端子箱或者就地仪表间的电缆应使用耐油、阻燃、屏蔽 电缆。气体继电器至端子箱电缆应将每个触点的引线单独引出，不得合用一根多芯电缆。变压器的端子箱内的端子排应为阻燃、防潮型，并应有15%的备用端子，供用户使 用。端子接线箱应设计合理，使用不锈钢材料，有可靠的防潮、防水措施，室外放置其 防护等级为IP55。操纵柜为地面式布置，端子接线箱的安装高度应便于在地面上进行就地 操作与保护。2.10. 5端子箱应有足够的接线端子以便连接操纵、保护、报警信号与电流互感器二次引线 等的内部引线连接，接线端子使用铜质端子。所有外部接线端子包含备用端子均应为线夹式。 操纵跳闸的接线端子之间及与其它端子间均应留有一个空端子，或者使用其他隔离措施，以 免因短接而引起误跳闸。端子接线箱内应有可开闭的照明设施，并应有适当容量的交流220V的加热器，以 防止柜内发生水气凝聚。操纵柜与端子接线箱内设电源插座（单相，变压器二次引出线束使用金属槽盒（不锈钢布线槽）防护。2.11 变压器的报警与跳闸保护接点变压器应有技术规范专用部分表8所列报警与跳闸保护接点。2.12 涂漆与防锈12. 1变压器油箱、储油柜、散热装置及连管等的外表面均应涂漆，其颜色应依照买方的 要求。1.1.1 变压器油箱内表面、铁心上下夹件等均应涂以浅色漆，并与变压器油有良好的相容 性，用漆由卖方决定。所有需要涂漆的表面在涂漆前应进行完全的表面处理（如使用喷砂处 理或者喷丸处理）。1.1.2 12.3喷砂（喷丸）处理后8h内，且未生锈之前，应涂一层金属底漆。底漆应具有良好 的防腐、防潮与附着性能，漆层厚度不小于0.04mni,表层面漆与底漆相容，具有良好的耐 久性能。所有外表面至少要涂一道底漆与二道面漆，面漆厚度不小于0. 085niiii,表层面漆应有足 够弹性以耐受温度变化，耐剥落且不褪色、不粉化。1.1.3 变压器出厂时，外表面应油漆一新，并供给适当数量的原用漆，用于安装现场补漆 或者整体油漆。1.1.4 油箱外部螺栓等金属件应使用热镀锌等防锈措施。2.13变压器的寿命变压器在规定的工作条件与负载条件下运行，并按使用说明书进行安装与保护，预期寿 命应很多于30年。2.14铭牌铭牌应包含下列内容：1）变压器种类（名称、型号、产品代号）；2）标准代号；3）制造厂名；4）出厂序号；5）制造年月；6）相数；7）额定容量（kVA）；8）额定频率（Hz）；9）各绕组额定电压（kV）与分接范围；10）各绕组额定电流（A）；11）联结组标号（并给出绕组连接示意图，应与实际排列位置相符）；12）以百分数表示的短路阻抗实测值；13）绝缘水平；14）冷却方式；15）总重（t）；16）绝缘油重（t）（注明牌号、厂名、油基）；17）运输重（t）；18）器身吊重（t）；19）上节油箱重（对钟罩式变压器）（t）；20）负载损耗（实测值）（kW）；21）空载损耗（实测值）（kW）；22）空载电流（实测值）（%）；23）套管式电流互感器（用单独标牌给出其要紧技术数据）；24）绝缘耐热等级（A级可不给出）；25）温升（当不是标准规定值时）；26）温度与储油柜油位关系曲线。2.15电气一次接口2. 15. 1套管间距应为高海拔修正后的空气净距。变压器每个套管应有一个可变化方向的平板式接线端子，以便于接线安装。套管端 子板应有能承受引线张力与重力引起的力矩而不发生变形。变压器高压侧引线通常使用软导 线连接，也有直接与GIS设备用SF6母管连接，也有用电缆连接。低压侧通常使用硬母线连 接，与变压器连接时应有伸缩金具。2. 15.2. 1常规套管出线a）66kV套管相间距离不宜小于1000mm,低压侧套管相间距离为400mm。b）变压器每个套管应有一个可变化方向的平板式接线端子，以便于接线安装。套管端子 板应能承受引线张力与重力引起的力矩而不发生变形。变压器高压侧引线端子与其它设备连 接应使用软过渡，以防止高应力损坏设备。c）高、低压套管接线端子板满足国家电网公司输变电工程通用设备（2009年版）中 5. 5节对设备一次接线端子板的统一规定。2. 15. 3.2油气套管对接66kV侧变压器出线与GIS相连使用三相共箱的油气套管连接，变压器制造厂在制造66kV 油气套管时应与GIS制造厂在结构与尺寸上相互配合，双方按照IEC61639额定电压72. 5kV 及以上气体绝缘金属封闭开关设备与电力变压器之间的直接连接执行，不设套管式电流互 感器。电缆连接变压器66kV侧使用三相分箱式,与GIS相连使用电缆连接，变压器制造厂应与电缆头制 造厂相互配合。电缆终端的技术要求按照IEC859标准执行。变压器与电缆头的安装尺寸及 分工按IEC60859执行，变压器侧安装附油箱，附油箱上端安装法兰，以便连接试验套管， 变压器现场工频耐压试验时务必与电缆头断开，断开及安装试验套管的工作由变压器厂家完 成。试验套管由变压器厂家提供，待试验完成后归还厂家。1.1.3 3高、低压及中性点套管接线端子板满足国家电网公司输变电工程通用设备（2009 年版）中5. 5节对设备一次接线端子板的统一规定。1.1.4 4变压器铁心、夹件的接地引下线应与油箱绝缘，从装在油箱上的套管引出后一并在 油箱下部与油箱连接接地，接地处应有明显的接地符号或者“接地”字样。1.1.5 5变压器油箱、储油柜、冷却装置及连管等的外表面颜色建议为海灰B05。各相套管 带电端部应涂明显相别色标。变压器消防装置外表面颜色使用红色。2.16 电气二次接口a）变压器器身本体设置端子箱，端子箱使用不锈钢材料，防护等级不低于IP55。变压 器与端子箱连接的操纵电缆由变压器厂家提供，使用阻燃、耐热、耐油、屏蔽电缆。所有二 次线中间无接头，直接进入端子箱。端子箱内的端子应按继电保护的要求，交、直流回路与 信号端子按规定分开。具体按火力发电厂、变电所二次接线设计技术规定DL/T5136-2001 要求。b）变压器的有载分接开关应有档位显示器及远传装置，配置二个常开触点盘（一一对应 接点），一个BCD码接口。有载分接开关具有远方操作、急停与闭锁等功能，满足就地及远 方操纵操作要求，远方与就地之间应能切换。配置分接头切换次数的动作记录器。2.17 土建接口a）油箱上应有吊攀，其下部应设置千斤顶座。变压器应能在其主轴线与短轴线方向在平 面上滑动或者在管子上滚动，油箱上应有用于双向拖动的拖耳。变压器制造时应考虑保证气 体继电器能有1%1.5%的坡度。b）变压器使用钢筋混凝土基础，基础表面平整度应W5nmb基础上预埋钢板，变压器底 座宜使用焊接固定在基础的预埋钢板上。图1 站用变压器基础图（66/0. 4kV）；图2 有载分接开关的二次接线端子排接口图；3试验根据本技术规范、最新版的国标（GB）、行标（DL）与IEC有关标准及其补充说明进行 变压器试验，并应出具全面记载测试数据的正式试验报告，试验应有买方代表或者第三方人 员在场监试或者见证，还应提供变压器及其附件相应的型式试验报告与例行试验报告，同时 执行下列要求。3.1 例行试验绕组电阻测量测量所有绕组的直流电阻，关于带分接的绕组，应测量每一分接位置的直流电阻。变压 器绕组电阻不平衡率：相间应小于2%,三相变压器线间应小于1%。即：R （max） - R （min） / R （avr） <2% （1%）电压比测量与联结组标号检定应在所有绕组对间及所有分接位置进行电压比测量。电压比同意偏差应符合GB1094. 1 中表1规定。应检定变压器的联结组标号。3.1.1 短路阻抗及负载损耗测量1）短路阻抗测量应在各绕组对间，在主分接与最大、最小分接位置测量。短路阻抗的同意偏差不能超过 合同规定值。并在主分接位置进行低电流（比如5A）下的短路阻抗测量。2）负载损耗测量负载损耗应在各绕组对间，在主分接与最大、最小分接位置上，按GB1094. 1的方法进 行测量。所用互感器的误差与试验接线的电阻损耗（包含线损与表损）务必予以校正。短路阻抗与负载损耗应换算到参考温度75c时的值。3.1.2 1.4空载损耗与空载电流测量从10%至115%的额定电压下进行空载损耗与空载电流测量，并绘制出励磁曲线。空载损耗与空载电流值应按照GB1094.1中的方法进行测量，并予以校正。提供380V电压下的空载电流与空载损耗。3.1.3 绕组连同套管的绝缘电阻测量每一绕组对地及其余绕组之间的绝缘电阻都要进行测量，测量时使用5000V兆欧表。汲 取比（瞿）不小于1.3。K15绕组连同套管的介质损耗因数（tanb）与电容测量应在油温10至40之间测量。试验报告中应有试验设备的全面说明，并有试验电压为10kV时的测量结果。每一绕组对地及绕组之间的tan3不超过0.5% （20） o同时提供电容量实测值。3.1.4 铁心与夹件绝缘电阻测量用2500V的兆欧表测量铁心与夹件绝缘电阻，其值不小于500MQ。运输包装前，还应通 过铁心与夹件接地端子检测铁心与夹件绝缘电阻。3.1.5 1. 8短时感应耐压试验（ACSD）1）按照技术规范专用部分表5的规定电压值进行，同时应进行局部放电测量。2）局部放电视在放电量的测定方法与试验加压程序，按GB1094.3规定。3）测试报告中应有起始与熄灭电压值，并记录局部放电量测量结果。3.1.6 外施交流耐压试验对低压绕组进行外施交流耐压试验，试验电压值按技术规范专用部分表5的规定，持续 时间Imino3. 1. 10套管试验套管试验应符合GB/T4109规定，应提供套管型式试验与例行试验（包含油色谱、微量 水）的试验报告。套管安装到变压器上后，还应测量10kV电压下套管的tanb与电容量。套管的末屏端子应进行Imin、2kV的工频耐受电压试验。3. 1. 11散热器的密封试验散热器应随同变压器本体一起进行密封试验。3. 1. 12变压器密封试验整台变压器应能承受储油柜的油面上施加30kPa静压力进行密封试验，持续时间24h, 应无渗漏与损伤。3. 1. 13绝缘油试验按GB2536有关规定进行物理、化学、电气性能等试验，提供试验报告。绝缘油中溶解气体分析按下列顺序取油样进行气体色谱分析：1）试验开始前；2）温升试验或者长时过电流试验开始前，温升试验或者长时过电流试验中，每隔4h取样，温升试验或者长时过电流试验完成后；3）工厂试验全部完成后。产品合格证书中应包含油中溶解气体色谱分析结果。3. 1. 15其他部件的检查试验压力释放装置的释放压力试验、气体继电器的整定值的校验、温度计的校准与二次回路 的工频耐受电压试验等。1.1.16 长时过电流试验（做过温升试验的变压器可不进行）在11倍额定电流下，持续运行4h,试验前、后取样进行油中气体分析，应无特殊变 化。1.1.17 变压器绕组频响特性测量与低电压下的阻抗电压测量。1.1.18 分接开关试验有载分接开关应做操作循环试验、切换时间测量、切换波形测量、过渡电阻测量等。2 .2型式试验. 2. 1温升试验1）应根据GB1094.2规定进行温升试验。温升限值应满足技术规范专用部分表1规定。 同型号、同容量变压器中任选一台做温升试验。2）温升试验前、后均应取油样进行色谱分析，油中气体绝对产气率（nil®不应超过下 列规定：总煌120, C0720,不得出现C2H2。3. 2.2雷电全波、截波冲击试验按 GB1094. 3 与 GB/T1094. 4 规定进行。3. 2. 3中性点雷电全波冲击试验按 GB1094. 3 与 GB/T1094. 4 规定进行。声级测定声级测量按GB/T1094. 10与JB/T10088规定进行。3. 2.5油箱机械强度试验应提供符合本招标文件规定的变压器油箱机械强度试验报告。该报告的被试油箱结构应与合同产品的油箱结构相同。空载电流谐波测量其幅值表示为基波分量的百分数。3. 2. 7零序阻抗测量3.3现场试验根据GB50150进行变压器现场试验，并同时执行下列要求：3. 3.1测量绕组连同套管的直流电阻。3. 3.2检查所有分接头的电压比。3. 3.3检查变压器的联结组标号应与设计要求、铭牌及标记相符。3. 3.4绕组连同套管的绝缘电阻测量、汲取比的测量。3. 3.5测量铁心与夹件对地绝缘电阻。3. 3.6测量绕组连同套管的直流泄漏电流。3. 3.7测量绕组连同套管的tanb与电容量。3. 3.8声级测量。3. 3.9绝缘油试验。3. 3.10低电压下的空载电流测量。3. 3. 11密封试验。3. 3. 12套管试验。3. 3.13有载分接开关的操作循环试验。3. 3. 14外施交流耐压试验。3. 3. 15相位检查。3. 3. 16辅助装置的检查。3. 3.17变压器绕组频响特性测量与低电流下的阻抗电压测量。3. 3. 18冲击合闸试验。4包装与运输4.1 包装4.1.1 供方务必根据国家标准与需方的实际运输条件,将变压器本体与所有零部件使用适 合于铁路、公路或者水路远途运输的包装箱进行包装好,并将全套安装使用说明书、产品合 格证明书、产品外形尺寸图、运输尺寸图、产品拆卸件一览表、装箱单、铭牌图或者铭牌标 志图与备品备件一览表等应包装好，防止受潮。4.1.2 变压器拆除的组件应单独包装，并在拆除一览表内填写拆除组件名称与件数，以作 为现场验收的根据。变压器本体在拆卸处应用临时盖板（钢板）密封,并在变压器油箱上应 标上“运输重心”、“起吊点”等字样。4.1.3 3电容型套管应包装在一个木箱内，并用垫有毛毡或者橡胶等防震材料的半环形木板, 用螺栓将套管法兰固定在箱内木支架上。包装箱上应标上“向上”、“防震”与“小心搬运” 等字样。4.1.4 储油柜应单独包装，同时所有安装孔应密封。包装箱上应标上“向上”、“起吊点”、 “小心搬运”等字样。4.1.5 气体继电器、吸潮器、温度计、油位计、压力释放阀等用防震材料包装，并应标上 “向上”、“易碎”等字样。4.1.6 变压器的大件与重件需在运输文件中附上尺寸图与重量，并提供起吊图纸与说明， 包装箱上应有起吊标志。4.1.7 所需的备品备件及专用工具与仪器仪表应装在箱内，在箱上注明专用工具、“仪器 仪表。以与本体相区别；并标明防尘、防潮、防止损坏、易碎、向上、勿倒立本规范对应的专用技术规范目录序号名称编号166kV/1250kVA :.相双绕组有载调压电力变压器266kV/1600kVA三相双绕组有载调压电力变压器366kV/2500kVA三相双绕组有载调压电力变压器466kV/800kVA三相双绕组有载调压电力变压器566kV/1000kVA三相双绕组有载调压电力变压器666kV/800kVA三相双绕组无励磁调压电力变压器766kV/1000kVA三相双绕组无励磁调压电力变压器866kV/400kVA三相双绕组无励磁调压电力变压器966kV/630kVA三相双绕组无励磁电力变压器等字样，同主设备一并发运。4.1.8 包装箱应连续编号，不能有重号。包装箱面上供方应按下述内容写上不褪色的醒目 标签：1）合同号；2）目的地名称；3）收货人及代号；4）设备名称与项目号；5）箱号；6）毛重与净重；7）外形尺寸；8）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。4.1 . 9从厂方发货至需方收到期间，设备应完好无损。凡因包装不良所造成一切缺失应由厂方 自负。4.2 运输4. 2.1变压器的结构应在通过正常的铁路、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、阀门与储油柜等）的结构及布置位置 应不妨碍吊装、运输及运输中紧固定位。变压器通常为带油运输，如受运输条件限制时;可不带油运输，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 坏与不受潮。4. 2.4成套拆卸的组件与零件（如气体继电器、套管、温度计及紧固件等）的包装应保证 通过运输、储存直至安装前不损伤与不受潮。4. 2.5成套拆卸的大组件（如散热器、储油柜等）运输时可不装箱，但应保证不受损伤， 在整个运输与储存过程中不得进水与受潮。在设备启运时，供方应以最快捷的方式通知需方下列内容：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。5技术服务、设计联络、工厂检验与监造5.1技术服务5. 1. 1概述1）卖方应指定一名工地代表，配合买方及安装承包商之间的工作。卖方应指派合格的 有经验的安装监督人员与试验工程师，对合同设备的安装、调试与现场试验等进行技术指导。 卖方指导人员应对所有安装工作的正确性负责，除非安装承包商的工作未按照卖方指导人员 的意见执行，如今，卖方指导人员应立即以书面形式将此情况通知买方。2）卖方在设备安装前及时向买方提供技术服务计划，包含服务内容、日程、工作人员、 天数等。买、卖双方据此共同确认一份详尽的安装工序与时间表，作为卖方指导安装的根据, 并列出安装承包商应提供的人员与工具的类型及数量。3）买卖双方应该根据工地施工的实际工作进展，通过协商决定卖方技术人员的专业、 人员数量、在工地服务的持续时间与到达与离开工地的日期。任务与责任1）卖方指定的工地代表，应在合同范围内全面与买方工地代表充分合作与协商，以解 决合同有关的技术与工作问题。双方的工地代表，未经双方授权，无权变更与修改合同。2）卖方技术人员代表卖方，完成合同规定有关设备的技术服务，指导、监督设备的安 装、调试与验收试验。3）卖方技术人员应对买方人员全面地解释技术文件、图纸、运行与保护手册、设备特 性、分析方法与有关的注意事项等，与解答与解决买方在合同范围内提出的技术问题。4）卖方技术人员有义务协助买方在现场对运行与保护的人员进行必要的培训。5）卖方技术人员的技术指导应是正确的，如因错误指导而引起设备与材料的损坏，卖 方应负责修复、更换与（或者）补充，其费用由卖方承担，该费用中还包含进行修补期间所 发生的服务费。买方的有关技术人员应尊重卖方技术人员的技术指导。6）卖方代表应尊重买方工地代表，充分懂得买方对安装、调试工作提出的技术与质量 方面的意见与建议，使设备的安装、调试达到双方都满意的质量。如因卖方原因造成安装或 者试验工作拖期，买方有权要求卖方的安装监督人员或者试验工程师继续留在工地服务，且 费用由卖方自理。如因买方原因造成安装或者试验拖期，买方根据需要有权要求卖方的安装 监督人员或者试验工程师继续留在工地服务，并承担有关费用。7）卖方应将技术服务费用，包含由工厂至现场的往返差旅费进行分项报价。提供现场 服务的费用将包含在议（评）标价中，并增列入合同。5.2设计联络会5. 2.1为协调设计及其它方面的接口工作，根据需要，买方与卖方应召开设计联络会。卖方 应制定全面的设计联络会日程。签约后的15天内，卖方应向买方建议设计联络会方案，在设 计联络会上买方有权对合同设备提出进一步改进意见，卖方应高度重视这些意见并作出改进。 卖方应负责合同设备的设计与协调工作，承担全部技术责任并做好与买方的设计联络工作， 同时由此发生的费用由卖方承担。5. 2.2联络会主题1）决定最终布置尺寸，包含外形、套管引出方向、散热器布置与其它附属设备的布置;2）复核变压器的要紧性能与参数，并进行确认；3）检查总进度、质量保证程序及质控措施；4）决定土建要求，运输尺寸与重量，与工程设计的各类接口的技术资料要求；5）讨论交货程序；6）解决遗留问题；7）讨论工厂试验及检验监造问题；8）讨论运输、交接、安装、调试及现场试验；9）其它要求讨论的项目。其中，第一次设计联络会要紧是审查变压器设计方案，确定设计、制造与试验进度，与 工厂监造的关键点等。第二次设计联络会内容为确定技术资料与有关图纸，特别是各类接口 布置尺寸，审查交货计划与现场试验大纲等。地点：承担设计与要紧部件生产任务的制造厂所在地日期：大约在合同生效后第一天会期：一天买方参加会议人数：人卖方参加会议人数：自行决定5. 2.3除上述规定的联络会议外，若遇重要事宜需双方进行研究与讨论，经各方同意可另 召开联络会议解决。5. 2.4每次会议均应签署会议纪要，包含讨论的事项与结论，该纪要作为合同的构成部分。 与合同具有同等效力。5.3在卖方工厂的检验与监造5. 3.1买方有权派遣其检验人员到卖方及其分包商的车间场所，对合同设备的加工制造进 行检验与监造。买方将为此目的而派遣的代表的身份以书面形式通知卖方。5. 3.2如有合同设备经检验与试验不符合技术规范的要求，买方能够拒收，卖方应更换被 拒收的货物，或者进行必要的改造使之符合技术规范的要求，买方不承担上述的费用。5. 3.3买方对货物运到买方目的地以后有进行检验、试验与拒收（假如必要时）的权利， 不得因该货物在原产地发运往常已经由买方或者其代表进行过监造与检验并已通过作为理 由而受到限制。买方人员参加工厂试验，包含会签任何试验结果，既不免除卖方按合同规定 应负的责任，也不能代替合同设备到达目的地后买方对其进行的检验。5. 3.4卖方应在开始进行工厂试验前2个月，通知买方其日程安排。根据这个日程安排， 买方将确定对合同设备的那些试验项目与阶段要进行见证，并将在接到卖方关于安装、试验 与检验的日程安排通知后30天内通知卖方。然后买方将派出技术人员前往卖方与（或者） 其分包商生产现场，以观察与熟悉该合同设备工厂试验的情况及其运输包装的情况。若发现 任一货物的质量不符合合同规定的标准，或者包装不满足要求，买方代表有权发表意见，卖 方应认真考虑其意见，并采取必要措施以确保待运合同设备的质量，见证检验程序由双方代 表共同协商决定。5. 3.5若买方不派代表参加上述试验，卖方应在接到买方关于不派员到卖方与（或者）其 分包商工厂的通知后，或者买方未按时派遣人员参加的情况下，自行组织检验。5. 3.6监造范围：1）铁心的装配；2）绕组的绕制；3）绕组及引线的装配：绕组的绝缘结构、绝缘材料、整个绕组的松紧度、引线的走向 及排列，变压器的最后组装制造过程中的试验；4）油箱的制造过程、焊接的质量、油箱机械强度与密封试验、散热器及其他附件的质量;5）绝缘的干燥处理与真空注油；6）在厂内的最后总装配、试验、及试验后的二次吊盖检查等；7）对重要的外协、外购件的质量与数量的检查。必要时买方人员有权到零部件分供方 进行监督与检验；8）合同设备的包装质量的检查；9）开关装配与调试。开关结构、操作、检验与维修等。5. 3.7卖方应向监造者提供下列资料：1）重要的原材料的物理、化学特性与型号及必要的工厂检验报告；2）重要外协零部件与附件的验收试验报告及重要零部