抽水蓄能电站工程 220kV 330kV 500kV三相双绕组油浸式水冷电力变压器采购范本 通用技术规范.docx

国家电网公司集中规模招标采购国网新源控股XX基建工程（抽水蓄能电站工程220kV/330kV/500kV三相双绕组油浸式水冷电力变压器采购）招标文件（技术规范通用局部）卖方向买方提供需认可的资料和图纸（但不限于此）续表1序号名称递交时间 （天）7大件运输尺寸、重量和运输方案458变压器与GIS、离相封闭母线相关的套管端头的初步布置图459变压器与GIS和离相封闭母线连接详图4510设备传递到基础的所有作用力的大小和方向资料4511所有主要部件的初步材料规范4512作为设计、材料供应、制造和试验依据的标准4513所有附件的选型说明（如套管、冷却器、油泵电动机、气体继电器、压力释放装置、速 动油压继电器、油位计、油温计、绕组温度计、油流计、水流计、液压计、漏水信号器、 无励磁分接开关、套管电流互感器、PLC电源转换器、各种电动手动阀等）4514铭牌图4515绝缘油的牌号、数量，冷却器的油压及油流量、冷却器的水压、空载流量、额定流量等 参数4516变压器的本体端子箱及冷却器控制柜的原理接线图和柜体布置图4517主变控制系统描述和I/O定义表4518高压套管、中性点套管、低压套管外形图4519套管电流互感器特性和参数，励磁曲线、二次阻抗、暂态误差、磁通密度、铁心截面和 中心长度4520冷却器油流、水流系统图、冷却器水流计算报告、冷却器水流计、液压计整定计算报告4521绕组连接图4522变压器应对VFTO、操作过电压，谐振过电压的绝缘强度计算分析说明书4523变压器谐振频率分析计算书和变压器绕组频率响应特性曲线4524电缆清册及电缆走向布置图、安装图12025所提供的专用工具的详细说明12026变压器控制柜、冷却系统控制的屏内设备布置图、端子图12027变压器总装图12028变压器耐受直流偏磁能力的最终报告12029变压器承受短路能力的计算书、提高变压器抗短路能力的措施和提高线圈纵、横向稳定 性的措施12030变压器结构抗震稳定性计算分析报告12031变压器三场计算书（包括电场、磁场、温度场的计算）120一6一卖方向买方提供需认可的资料和图纸（但不限于此）续表1序号名称递交时间 （天）32线圈绝缘设计和内部场强分布计算报告12033变压器受各种过电压冲击时的饼间、匝间场强分布计算与仿真（应计及变压器线圈、油 气套管、高压电缆的共同作用）12034过激磁曲线12035结合抽蓄的典型工况及冷却水温特点，提交铁芯及线圈的受力形变计算书12036事故排油装置结构图、布置图和二次原理图、端子图12037储油柜排油详细方案12038变压器及主要附属设备三维数字模型12039卖方设备KKS编码图150买方在收到需认可图纸2周后，将一套确认的或签有买方校定标记的图纸和技术资料（买方负 责人签字）返还给卖方。买方有权对供货设备的卖方图纸和技术资料提出修改意见。凡买方认为需 要修改且经卖方认可的，不得对买方增加费用。在未经买方对图纸和技术资料做最后认可前，卖方 任何采购或加工所造成的材料损失应由卖方单独承当。1.1.1.2 卖方在收到买方确认图纸和技术资料（包括认可方修正意见）后，经修改应于1周内向有 关单位提供最终版的正式图纸和一套供复制用的底图及正式的CAD文件电子版，正式图纸应加盖工 厂公章或签字。变压器应按照经确认的最终图纸进行制造。1.1.1.3 完工后的产品应与最后确认的图纸及生产过程中经买方认可的设计修改通知单等相一致。 买方对图纸的认可并不减轻卖方对其图纸的完整性和正确性的责任。设备在现场安装时，如卖方技 术人员进一步修改图纸，卖方应对图纸重新收编成册，正式递交买方，并保证安装后的设备与图纸 完全相符。1.1.1.4 图纸的格式：所有图纸均应有标题栏、全部符号和部件标志、文字均用中文书写，并使用 国际单位制（SI）。卖方应免费提供给买方24份全部最终版的图纸（含可编辑电子版）和技术资料。其中图纸应包 括总装配图及安装时设备位置的精确布置图，并且应保证买方可按最终版的图纸资料对所供设备进 行维护，并在运行中便于进行更换零部件等工作。1.1.1.5 卖方应提供合同范围内主要设备反映各部位结构的电子版三维模型（模型文件格式应能用 microstation及revit软件编辑）。三维模型的精度、编码、属性、交付时间等在设计联络会上确定。1.1.2 资料和图纸1.1.2.1 需随设备提供的安装使用说明书和图纸见表2。-7-1.1.2.2 产品说明书还应包括以下各项：a）关于结构、连接及铁心、绕组型式等的概述和简图。b）变压器有关部件及附件的图纸和安装维护说明，例如套管、冷却器、套管式电流互感器、 调压开关，以及所有保护装置和测量装置等。c）变压器励磁特性曲线。d）变压器（冷却装置运行台数、油温、负荷）负载能力（包括正常周期、长时和短期过负荷 能力）的说明或试验报告。e）变压器承受短路能力的计算书和本厂做过的最大容量变压器承受短路能力试验报告。f）变压器用的特殊工具和仪器的清单、专用说明书、样本和手册等。g）特殊需要的说明。h）各部位密封垫的规格图表。卖方向买方提供的资料和图纸序号内 容序号内 容(1)买卖双方协商确定的图纸、资料和说明(9)变压器主要部件及配件图表(2)有关设计图纸、资料1)外形尺寸图（包括吊装图及顶启图）(3)运输、保管、现场安装调试用图纸、资料2)冷却系统图（冷却系统自动装置、冷却器图）1)变压器的安装使用说明书3)梯子及储油柜安装图2)吸湿器使用说明书4)控制电缆安装图3)净油器（如有）使用说明书5)套管及接线端子零件图4)套管及其电流互感器保管、安装、使用说明书6)套管与变压器引线装配图5)气体继电器使用说明书7)二次保护、测温、信号、动力电源的端子布置图6)绝缘油使用说明书8)压力释放装置结构及安装图7)冷却系统安装和使用说明书9)电流互感器安装图8)分接开关安装和使用说明书10)变压器铭牌（包括三相成组连接的铭牌）9)变压器检测装置及控制柜等说明书11)电流互感器铭牌图10)其他仪表的使用说明书12)变压器安装基础图11)变压器结构、绕组排列及连接的说明13)变压器外部二次线及电源线布置图12)温度计使用说明书14)分接开关切换装置及控制局部电气接线图、控制盘 的正视图（如有）13)压力释放装置安装和使用说明书15)变压器接地线路图及端子位置图-8-卖方向买方提供的资料和图纸续表2序号内 容序号内 容14)滤油机、抽真空机组使用说明书（如有）；16)变压器本体运输图15)其他附件的安装使用说明书17)展开图及接线图16)投入不同数量冷却器时长期负载情况及允许时间 说明书18)变压器器身示意图17)高海拔修正说明（如有）19)上节油箱起吊图18)储油柜安装使用说明书20)注有尺寸的套管升高座的横断面图19)速动油压继电器安装使用说明书21)所有供应的附件外形尺寸图20)电缆清册22)分接开关的装配图(4)运行、检修、维护手册、资料23)分接开关、变压器冷却装置和变压器组成组控制等 使用的控制柜装配图(5)主要设计数据24)铁心接地套管布置图、中性点接地套管引线支撑详 图(6)设计、制造所依据的主要标准25)拆卸图(7)备品备件图纸、清单26)变压器与GIS和离相封闭母线连接详图(8)变压器所用主要材料、部件、配件清单(10)对于其他未列入合同技术清单但却是工程所必需 的文件和资料及图纸，如涉及继电保护、控制操作 及与其他设备配合需要相关文件和技术数据等对变压器局部图纸的要求：a）变压器主要部件及配件图表详见表2中序号（9）。b）外形尺寸图：图纸应标明全部所需要的附件数量、目录号、额定值和型号等技术数据，运 输尺寸和质量、装配总质量和油量，还应标示出变压器在运输准备就绪后的变压器重心，储油柜的 位置、尺寸、带电部位与邻近接地体的空气净距。图纸应标明所有部件和附件的尺寸、位置，以及 拆卸高压时所需要的空间高度，上节油箱起吊高度，起顶、拖耳位置，各阀门法兰尺寸及位置。图 纸应标明变压器底座和基础螺栓尺寸、位置。c）套管及其接线端子图：应包括套管型号、套管内结构解剖详图、接线端子详图、固定法兰 及伞型详图，套管顶部安全承力、顶部破坏作用力及爬电距离和干弧距离均应给出。d）铭牌图：应符合国家相关标准。e）变压器器身示意图：绕组位置排列及其与套管、分接开关的连接，包括引线连接装配的说明。f）上节油箱起吊图：标明起吊重量、起吊高度和吊索、吊点布置方式。g）注有尺寸的套管升高座的横断面图：应显示出法兰、电流互感器座等。h）所有供应的附件外形尺寸图：包括套管、气体继电器、压力释放装置、盘式温度计和绕组温度计、电流互感器及升高座、带有油泵电机的冷却器等。i）分接开关的装配图。j）分接开关、变压器冷却装置和变压器组成组控制等使用的控制柜装配图。k）展开图及接线图：包括计量、保护、控制、报警、照明及动力等所需的交流和直流回路的 线路原理图。冷却装置的原理接线图应包括，当一个电源发生故障时，能自动向备用电源切换的原 理说明。原理接线图应标示变压器控制柜和所有变压器附件的端子，如电流互感器、报警装置、电 机等，以及这些设备在变压器上的布线和用户电缆连接的接线板的标志。位于控制柜内的设备，应 以接近其实际位置的方式表示在连接线路图上。位于控制柜外面的器件，例如电流互感器，其在图 上的位置，应能简明标示其向接线端子的引出连线；接线板上的端子间至少应留出一定的空隙，以 备买方在向接线板上增加电缆连接时用。1）变压器安装、运行、维修和有关设施设计所需的其他图纸和资料。m）套管式电流互感器的二次电阻、拐点处的磁通密度、铁心截面和铁心平均长度等所有技术 数据，套管式电流互感器的励磁曲线图等。n）铁心接地套管布置图、中性点接地套管引线支撑详图：包括支柱绝缘子、支持钢结构排列、 接地导体及钢结构详图。0）拆卸图：包括套管的拆卸方法，以及铁心吊环位置、铁心和绕组拆卸方法。p）变压器与GIS和离相封闭母线连接详图：包括套管吊装图、套管连接部位的详细布置图。1.1.3 试验报告（见表3）1.1.3.1 变压器全部试验报告，包括例行、型式和特殊试验报告。需提供的试验报告。1.1.3.2 主要部件（包括套管、冷却器、分接开关、套管式电流互感器、气体继电器、压力释放器、 速动油压继电器、各种温度计等）例行和型式试验报告。1.1.3.3 主要材料，如硅钢片、绝缘油、各类导线、绝缘纸板等的检验报告。卖方向买方提供的试验报告表3序号内 容序号内 容(1)主要材料部件试验8)电流互感器例行和型式试验报告1)变压器油试验报告9)冷却器例行试验和型式试验报告2)无励磁分接开关例行和型式试验报告10)硅钢片检验报告3)套管例行试验、型式试验报告和油色谱分析报告11)导线试验报告4)油泵电机例行试验和型式试验报告12)其他部件和配件的例行和型式试验报告5)各种继电器例行试验和型式试验报告(2)变压器例行试验报告6)温度计例行试验和型式试验报告(3)变压器型式试验和特殊试验报告（含短路承受能力 试验报告或第三方出具的抗短路能力校核报告）及 抗震计算报告7)压力释放装置例行试验和型式试验报告-10-4.5 标准和规范按有关标准、规范或准那么规定的合同设备，包括卖方向其他厂商购买的所有组部件和设备， 都应符合这些标准、规范或准那么的要求。4.5.1 所有螺栓、双头螺栓、螺纹、管螺纹、螺栓头和螺帽均应遵照ISO及SI公制标准。4.5.2 当标准、规范之间存在差异时，应按要求高的指标执行。4.5.3 卖方应采用KKS设备编码系统，供货范围内的所有系统、设备、器件、电缆都要按照买方 选定的设备编码系统进行编码。4.6 投标时应提供的技术数据和信息投标人应按技术规范专用局部表1 （技术参数特性表）列举的工程逐项提供技术数据，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局部。4.6.1 产品性能参数、特点和其他需要提供的信息。4.7 安装、调试、试运行和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和安装使用说明书的规定，在卖 方技术人员指导下进行。卖方人员的技术指导具体按本局部的4.3执行。4.7.1 完成合同设备安装后，买方和卖方应检查和确认安装工作，并签署安装工作完成证明书，共 两份，双方各执一份。4.7.2 合同设备试运行和验收，根据本局部规定的标准、规程、规范进行。4.7.3 验收时间为安装、调试完成后并随机组完成15天考核试运行。在此期间，所有的合同设备都 应到达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。4.7.4 如果在安装、调试、试运行及质保期内，设备发生异常，买卖双方应共同分析原因、分清责 任，并按合同相关规定执行。4.7.5 每台主变压器注油前应由买方、卖方及安装承包商等各方认可的第三方检测机构对绝缘油油 品进行检测，检测合格方可注入变压器。为便于现场变压器滤油，卖方应随第一台变压器带1只不小 于15m3的空油罐。现场所有设备滤油结束后，储油罐由卖方回收处理。4.8 备品备件和专用工具4.8.1 投标人应提供安装时必需的备品备件和专用工具，价款应包括在投标总价中。4.8.2 招标人提出运行维修时必需的备品备件和专用工具，见技术规范专用局部表3；4.8.3 投标人推荐的备品备件和专用工具，见技术规范专用局部表7。4.8.4 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和 相同的规格、材质、制造工艺。4.8.5 投标人应对产品实行终生保修，根据需要及时提供技术规范专用局部表3所列备品备件以外的 部件和材料，以便维修更换。-11-5结构和其他要求5.1 布置要求5.1.1 变压器本体、套管、储油柜和冷却器等布置应符合买方的要求。5.1.2 变压器低压侧和中性点侧套管与其他设备端子相连均应采用软连接，以防止产生过高应力。变 压器出线与GIS、封闭母线的连接应保证安装时接合准确、方便。为此，买卖双方图纸尺寸必须严密配 合，且均应留有调节裕度。与GIS连接应考虑过电压对变压器的影响以及现场做局放试验的便利；与 封闭母线连接处还应考虑排水措施。5.2 铁心和绕组5.2.1 铁心应采用优质、低损耗的晶粒取向冷轧硅钢片，铁心磁密应0L7T。5.2.2 全部绕组均应采用半硬铜自粘性换位导线，屈服强度RP0.2>180N/mm2o股线间应有合理的 换位，使附加损耗降至最低。绕组应有良好的冲击电压波分布，变压器内部不宜采用加装非线性电 阻方式限制过电压。许用场强应严格控制，采用热改性绝缘纸(GB/T 1094.7)作为匝间绝缘，确保 绕组内不发生局部放电和绝缘击穿。应对绕组漏磁通进行控制，防止在绕组、引线、油箱壁和其他 金属构件中产生局部过热。低压线圈中部数段应采用纸包线，提高绝缘能力。5.2.3 变压器自粘性换位导线线圈弯楔形垫块应固定，提高其机械稳定性，防止在运行中移位 和脱落；线圈静电板等部位引出的等电位线应采用多股软铜线，长度合适，并注意焊接质量，防止 断裂。5.2.4 变压器纵绝缘设计裕度(设计值与内控许用值之比)应不低于130%。5.2.5 线圈压紧过程中，各线圈的预紧力，应和卖方工艺文件一致，工艺文件耍求值应和抗短路强 度计算结果匹配，卖方应在线圈压紧状态对换位导线股间绝缘进行检测，并用压敏纸检测各挡位的 压力是否均匀。5.2.6 变压器线圈上的垫块、撑条等应采用高密度纸板制成，并进行倒角处理。垫块应采用机加工 工艺，不得采用冲模。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，绕组应采用恒定压力值干燥处理方式，器身具有足够的抗短路能力。能够承 受各种运行方式下发生出口短路时所产生的短路电流冲击，而无不允许的机械变形和电气能力损伤, 线圈热点温度不超过250,短路电流持续时间2s。5.2.7 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，并使油路通畅， 防止绕组和铁心产生局部过热。5.2.8 变压器运输中当冲撞加速度不大于3g时，应无任何松动、位移和损坏。5.2.9 变压器中性点直流电流耐受能力应不小于18Ao铁心采用绑扎方式加固，变压器内部可增设 防震垫等减震措施。5.2.10 与油接触的绝缘材料、胶、漆等与油应有良好的相容性。5.2.11 变压器的机械强度设计，应结合抽水蓄能电站运行工况特点，对铁心、线圈及其固定件等关 键设备，进行抗疲劳冲击设计和仿真计算。-12-5.2.12 变压器低压端部及其他受力较大部位应采用绑扎等方式进行加固，压钉或压块数量应适当增 加，上铁胡与压板之间应填充高密度宽板或撑块。5.2.13 变压器厂在进行线圈的绝缘设计时，需考虑高压套管以外的系统影响（VFTO、操作过电压、 谐振过电压等）。5.2.14 变压器应具有甩负荷能力，并符合GB 1094.1的规定。5.3 储油柜5.3.1 储油柜应满足JB/T 6484的要求。储油柜中的油应与大气隔离，其中的油量可由胶囊或金属 波纹的膨胀或收缩来调节。储油柜应在最低设计温度时不缺油，在最高设计温度时有储油空间，储 油柜应能显示与油温对应的油位，且在到达最低油位和最高油位后输出报警信号。5.3.2 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 继电器管路的两侧加蝶阀。5.3.3 选用胶囊式储油柜时，油位计应选用双浮子油位计，且应在储油柜最高处设置气体继电器（空 气），用于胶囊破损自动报警；选用内油式金属波纹密封式储油柜时，宜具有漏油保护，波纹伸缩时 对变压器油产生的附加压力应不影响变压器压力释放阀和气体继电器参数设定。油位计应与绝缘油 隔离，以方便检修维护。5.3.4 胶囊密封式储油柜的气室应通过带有透明油封和内装硅胶的吸湿器与大气相通。金属波纹密 封式储油柜与大气接触的内壁应有防沙、防尘和防锈措施。内油式金属波纹储油柜的波纹芯体采用 不锈钢材料，为全密封结构，变压器油与外界空气完全隔绝。储油柜的油位指示窗应有醒目油面线 标志或示值刻度并便于运行时观察。5.3.5 储油柜应设有油位计（带高、低油位时供报警的密封接点）、变压器连接口、注排油口、排气 口（塞）、排污口（塞）、吊攀和检查孔。注排油口和排气口应有连管引到地面操作高度并加装阀门 和密封盖板。储油柜作为油箱的一局部，应满足油箱密封试验要求。5.3.6 储油柜应单独进行试漏。吸湿器（如有）和储油柜之间不应装设阀门。变压器吸湿器的吸湿 剂重量一般不低于变压器储油柜油重的千分之一。5.3.7 储油柜排油应兼顾正常排放与事故排放的要求，并提供储油柜排油详细方案；事故排油装置内 所有一次、二次、阀门、管道等设施及线缆应满足防火要求。5.4 油箱5.4.1 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。5.4.2 变压器底座与基础的固定方法应经买方认可。5.4.3 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造成 渗漏。5.4.4 油箱上应设有温度计座、温度计固定支架、接地板、吊攀和千斤顶支撑座等。5.4.5 油箱上应装有带安全防护的梯子，梯子下部有一个可锁住踏板的挡板，梯子位置应便于对气体继电器的检查。-13-5.4.6 油箱应装有以下阀门：a）进油阀和排油阀（在变压器上部和下部应成对角线布置）；b）油样阀（在变压器油箱上部、中部和下部装有统一口径的取样阀，取样阀的结构和位置应 便于密封取样）与油箱本体之间应加装球阀；c）变压器本体上的蝶阀应采用钢板阀，并带有开关指示；d）抽真空阀；e）滤油阀（位于变压器油箱后部和上部，要求斜对角线布置）；D事故排油阀门及管路： 排油口位于变压器下部，在排油管和主变本体连接处设置一只手动球阀（常开），另在排油 管的中间管段设置一只电动球阀（配置操作手柄轮），该电动球阀布置在主变室外，位置在设计联络 会确定；排油管路走向需满足上述布置等相应要求。该电动球阀可通过远程控制操作，也可在变压 器室外现地通过手柄轮手动操作，并做好防止电动球阀误动的措施； 事故排油总时间不超过60分钟，排油系统电动球阀连续工作时间不低于90分钟，关键连接 件应使用耐火设计结构。5.4.7 变压器应装带报警或跳闸触点的压力释放装置，安装在油箱危险区域，每个危险区域各1个, 每台变压器至少3个，其中高压AB、BC两相之间各装1个，低压侧安装1个。压力释放装置不能 带升高座安装，其结构上应能保证快速释放压力。压力释放装置应安装导向管，管口末端距地面距 离宜为300mm,导向管管径不小于150mm。5.4.8 气体继电器重瓦斯触点不应因为气体的积累而误动，具有引至地面的取气盒，便于采集气样。 为了提高重、轻瓦斯的灵敏度，应采用多管并联结构，管道应有2%3%的坡度。气体继电器应采 用双浮子气体继电器。5.4.9 变压器油箱应能承受真空残压13.3Pa和正压0.1 MPa的机械强度试验，不得有损伤和不允许 的永久变形。如压力释放阀动作压力为0.055MPa,变压器油箱应能承受O.IMPa的机械强度试验压 力；如压力释放阀动作压力为0.07MPa,变压器油箱应能承受0.12MPa的机械强度试验压力。如选 用金属波纹储油柜，油箱耐压应相应提高0.02MPa。5.4.10 变压器整体（包括所有充油附件）应能承受13.3Pa的真空度。5.4.11 密封要求。整台变压器（包括冷却装置）应能承受在储油柜的油面上施加的0.03MPa0.05MPa 静压力，持续24小时，应无渗漏及损伤。变压器本体油箱的箱沿假设是焊接密封，那么应采用可重复焊 接法兰（重复次数不少于3次），并设有合适的垫圈及挡圈等以防止密封垫被挤出或过量压缩和焊渣 溅入油箱内部05.4.12 提供油中溶解气体在线监测、局部放电在线监测的管道接口，接口管路和阀门由卖方提供。5.4.13 低压出线侧的电屏蔽（如有）应采用焊接结构。5.4.14 与GIS联接的油箱盖面在规定的真空和压力密封试验下，其变形量应不大于5mm。5.5 冷却装置-14-5.5.1 型式和生产厂家一般由投标人提供。并满足如下要求：a）变压器采用双重铜管的水冷却器，严格排除空气渗入绝缘油及绝缘油与冷却水互渗的可能性 并应能自动排除杂物，其清洗周期在3年以上。冷却器及附件布置应考虑设置起吊和搬运设施，便 于安装和检修。采用紧靠变压器器身或分开的布置方式，由卖方推荐，并经买方批准。b）水冷却器负载和空载分为两路水源，冷却系统应能够分成负载和空载两种工况运行，两种工 况的运行通过卖方提供的电动阀门自动切换操作；c）水冷却器应装设充、排管道和阀门，并采取措施保证在变压器和其它水冷却器不退出运行的 条件下可将任一套水冷却器撤除检修。d）水冷却器应采用耐腐蚀材料，水冷却器端部应可靠密封无渗漏。冷却器铜管采用紫铜或其他 同等材料。水冷却器的供排水管路、附件、阀门为全不锈钢材质，不锈钢牌号为06cH9NilO或等同。e）油泵的轴承应采用E级或D级，并采用有铭牌、有级别的推力轴承。油泵电动机定子应承受 AC2000V耐压Imin,所有油泵电动机应由起动器起动，并配置过负荷、短路和断相保护。f）冷却器上下端盖采用型圈密封。5.5.2 冷却系统的电动阀门、油泵电机应为三相、380V,应有三相检测的过载、短路和断相保护。 油泵应能承受最高运行油温（95）、不小于1.5倍设计压力、6h的渗漏试验而无渗漏。5.5.3 冷却装置应采用低转速的油泵（不大于1500r/min）,靠近油泵的管路上应装设油流继电器， 运行中油泵发生故障时应报警。5.5.4 冷却装置进出油管应装有蝶阀。冷却器与本体、气体继电器与储油柜之间连接的波纹管，两 端口同心偏差不应大于10mm。5.5.5 变压器的冷却装置应按负载和温度情况，自动逐台或分段投切相应数量的冷却器，且该装置 可在变压器旁就地手动操作和远程控制操作。冷却器应按等寿命时间管理目标实现自动切换，确保 每台冷却器累计运行时间基本相同。在冷却系统不同运行工况下，变压器的负载能力和允许运行时间如下（环境温度，冷却水温度 见专用技术规范）：a）每台变压器的水冷却器应数量充足并考虑充足的备用容量，其中1台水冷却器作热备用。每组 水冷却器均可按运行要求用于工作或备用，且满足温升限值的要求。当工作冷却器出现故障时，备 用冷却器自动投入运行。b）当备用冷却器未投入运行而工作冷却器退出一组运行时，变压器应在100%负载下允许运行 lh, 85%负载时允许连续运行。5.5.6 冷却系统应配置两个相互独立的电源，并具备自动切换功能；冷却系统电源应有三相电压监 测，任一相故障失电时，应保证自动切换至备用电源供电。5.5.7 当投入备用电源、备用冷却装置，切除冷却装置和损坏的油泵、电动阀时，均应发出信号。5.5.8 当满载运行时，全部冷却电源消失后，允许继续运行时间至少30min。如果顶层油温未到75, 允许继续运行，但不能超过60min。冷却器全停时应有瞬时告警和延时跳闸信号。-15-5.5.9 油泵正常运行时，冷却回油路不应出现负压。5.5.10 变压器的负载能力应符合GB/T 1094.7的要求，卖方应提供短时过负载能力的计算报告。控 制条件为冷却水进水口温度（详见专用技术条款），起始负载为100%额定容量，L1倍额定容量应允 许连续运行、1.5倍额定容量允许运行时间不低于30min,变压器的热点温度不超过140C。5.5.11 冷却装置宜优先配置智能控制系统，控制系统应设有完善的自检功能。卖方应提供所有基本 软件、应用软件及调试维护用终端设备。5.5.12 仪表管道及管件应为不锈钢、黄铜或紫铜管制成。在压力表计、压力变送器处和在表计管 连接到主设备处应提供仪表阀。温度计的软管应有铠装防护。5.6 套管变压器高压侧采用油/SF6胶浸纸干式套管与SF6气体绝缘封闭母线相连；低压侧采用油/空 气充油套管与离相封闭母线相连；高压中性点采用油/空气干式套管引出，低压套管不应采用电容式 套管。变压器高压套管应垂直安装，并便于与GIS相连。高压套管应有测量和试验用端子，其结构 应便于试验接线和运行监视。测量和试验抽头套管都应能承受的试验电压为50Hz, 2kV, Imino高 压套管侧应带变压器局放试验用套筒。低压套管应便于与离相封闭母线相连，优先采用垂直式。5.6.1 套管不应渗漏，高压油/SF6套管法兰与SF6管道母线法兰的连接应采用可靠的密封系统，并 满足在0.607MPa （6个大气压）下无渗漏。5.6.4 低压和中性点套管伞裙应采用大小伞，伞裙的伸出长度、伞间距等应符合IEC 60815的规定。5.6.5 套管应能承受变压器出口短路电流冲击下的振动。5.6.6 高压套管两端应设置接线端子。中部为双法兰结构，一个法兰与变压器油箱连接，另一个法 兰与GIS管道外壳相连。5.6.7 高压套管应留有放气通道，通过法兰引出，并连接到气体继电器。5.6.8 套管的试验和其他的性能要求应符合GB/T4109的规定。5.6.9 新型套管在首批次生产系列中应至少有一支通过全部型式试验，并提供第三方权威机构的型 式试验报告。5.6.10 套管接线端子应满足载流量和机械强度的要求。电容式套管末屏接地方式不应选用弹簧压接 式接地结构。5.6.11 低压套管的载流量选择应考虑离相封闭母线封闭外壳内和变压器油箱内侧均是高温工作条 件，投标人应保证低压套管载流量满足运行温升要求（65K）,并留有适当裕度。5.6.12 低压套管引出方式应按买方要求布置，并与发电机离相封闭母线对接。5.7 套管式电流互感器电流互感器的二次端子应采用整体浇注面板引出。二次引线应经金属屏蔽管道引到变压器本 体端子箱的端子板上，引线应采用截面不小于4mm2的耐油、耐热的软线。二次引线束可采用不锈 钢金属槽盒防护。5.7.1 套管式电流互感器应符合GB/T20840.2的规定。5.7.2 绕组测温电流互感器应设于高压侧B相套管。5.7.3 电流互感器的变比、准确级次、容量等应标列在变压器铭牌上。5.7.4 卖方应提供电流互感器的以下资料：励磁曲线、拐点电压（定义为电压增加10%,引起励磁 电流增加50%处的电压值）、拐点处的磁通密度、在75时的绕组电阻值、绕组匝数、铁心截面积、 铁心尺寸。5.8 无励磁分接开关无励磁分接开关应符合GB/T 10230.K GB/T 10230.2和JB/T 3837的规定。5.8.1 无励磁分接开关应能在不吊油箱的情况下方便地进行维护、检修和整体更换，触头系统应具 有操作与定位手感，开关本体应具备足够的强度、刚度。5.8.2 应带有外部的操动机构用于手动操作。外部操动机构应带有安全闭锁与位置触点功能，以防 止带电误操作和分接头未合在正确的位置时投运，操作运行人员可在现场和控制室看到开关分接头 位置。5.8.3 开关动触头应有足够多的接触点，确保每个接触点分配的载流量不大于80A,以保证开关有 充足的载流裕度。触头系统还应具有操作与定位手感、动触头换挡到位声响。5.8.4 无励磁分接开关的分接头的引线和连线的布线设计应能承受暂态过电压，且应防止由于引线 通过短路电流时产生的电动力使开关受力移动。5.8.5 选择开关装置本体应有机械限位。5.9 绝缘油变压器用矿物绝缘油应是符合GB/T 2536和DL/T 1094规定的环烷基、低含硫量、添加抗氧 化剂的新油。新矿物绝缘油应由厂家提供新油腐蚀性硫、结构簇、糠醛及油中颗粒度报告。同时还 应提供T501等检测报告。5.9.1 提供的新矿物绝缘油除包括变压器运行用油外，还应包括安装消耗用油和所需的备用油。提 供的新油应包括10%的备用油。备用油的存储方式和使用要求在设计联络会上商定。5.10 温度测量装置变压器应按GB/T 6451的要求配备油温测量装置，在变压器油箱油温较高点上（不少于两 个监测点），分别安装一套变压器油温测量装置。视需要也可配备绕组温度计。温度指示在变压器本 体上便于观测，温度变量能够远传至控制室。5.10.1 指针温度计测量误差应不大于L5%FS （表计附近温度-25C65C）。所有油温测量装置之 间的温度示值之间偏差应不超过5Ko指针温度计开关接点动作误差应不大于2%FS,指针温度计示值刻度和温度控制开关设定刻 度的最小分度值均应不大于2。5.10.2 温度计座应固定在油箱顶部，传感器温包应至少深入油液面以下120mm。5.10.3 所有与油箱接触的非电量保护装置和电气元件应能耐受80o变压器控制柜和端子箱-17-5.10.4 变压器二次接线端子箱、控制柜布置要求、接地端子位置及其他布置的特殊要求需在设计联 络会前向买方提出。5.10.5 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。5.10.6 控制柜和端子箱应设计合理，满足DL/T 1424的要求。控制柜和端子箱应设计合理，箱体 应采用不锈钢，公称厚度不应小于2mm,防护等级应不低于IP45,箱体应设置可使箱内空气流通的 迷宫式通风口，并具有防腐、防雨、防风、防潮、防尘和防小动物进入的性能。控制柜为地面式布 置，端子箱的安装高度应便于在地面上进行就地操作和维护。5.10.7 控制柜和端子箱应有足够的接线端子以便连接控制、保护、报警信号和电流互感器二次引线 等的内部引线连接，并应留有15%的备用端子，接线端子采用铜质端子。交、直流端子排应分区布 置，控制跳闸的接线端子之间及与其他端子间均应留有一个空端子，或采用其他隔离措施，以免因 短接而引起误跳闸。电流互感器的二次引接端子应采用专用电流端子。端子排应有编号予以标识。 要求所有的电缆及接头应有防水措施，电缆布置应由下往上接入，交、直流回路不得共用一根电缆, 交、直流回路电缆应分开绑扎。5.10.8 控制柜和端子箱内应有可开闭的照明设施（AC220V, 50Hz）,照明灯宜采用LED类型，并 应有适当容量的带温湿度控制器（AC 220V、50Hz）的除湿装置，以防止柜内发生水汽凝结。控制 柜和端子箱内设电源插座（单相，AC220V, 10A）o控制柜和端子箱内应设有截面不小于100mm2的接地铜排，该接地铜排应与箱体绝缘，并配 有两个接地端子。5.11 涂漆和防锈变压器油箱、储油柜、冷却装置及连管等的外外表均应涂漆，其颜色应依照买方的要求。变 压器油箱、储油柜、冷却装置及联管等的外外表均应进行除油、除盐分、除锈等处理，外表处理完 成后应及时涂漆，其颜色应依照买方的要求。油箱外部螺栓等金属件应采用热镀锌等防锈措施。变 压器油箱、储油柜、冷却装置及联管等壳体的防腐涂层应满足腐蚀环境要求，其涂层厚度不应小于 120pm,附着力不应小于5MPao5.11.1 变压器油箱内外表、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。所有需要涂漆的外表在涂漆前应进行彻底的外表处理（如采用喷砂处理或喷丸处理）。 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、 防潮和附着性能，漆层厚度不小于0.04mm,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和两道面漆，面漆厚度不小于0.085mm,表层面漆应有足够弹性以耐受温度变 化，耐剥落且不褪色、粉化。5.12.4 变压器出厂时，外外表应油漆一新，并供给买方适当数量的原用漆，用于安装时现场补漆。 出现划痕或污染，卖方应重新进行整体喷漆。5.13 变压器的寿命变压器在规定的工作条件和负载条件下运行，并按使用说明书进行安装和维护，预期寿命不-18-应少于40年。5.13.1 主要主部件的运行寿命（在运行寿命内除预试外无正常检修内容）要求:a）分接开关：机械寿命：2万次；b）电容套管：30年及以上；c）套管互感器：30年及以上；d）冷却器：30年及以上；e）储油柜：30年及以上；f） 吸湿器：30年及以上；g）密封件及隔膜胶囊：30年及以上；h）压力释放阀及气体继电器：30年及以上；i）各类阀门的关合次数：在油温1。5下100次以上无渗漏；j）端子