国家电网公司集中规模招标采购
330kV变电站工程 330kV油浸式电力变压器
通用技术规范
（编号：1001008-0330-00）
国家电网公司 二〇一二年
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本规范对应的专用技术规范目录
序号 1 2 名 称 330kV三相自耦电力变压器(240mva) 330kV三相自耦电力变压器(360mva) 编 号 1001008033001 1001008033002 - 1 - 1
目 录
1 总则 ....................................................................................................................................... 1
1.1 一般规定 ...................................................................................................................... 1 1.2 投标人应提供的资质文件 .............................................................................................. 1 1.3 工作范围和进度要求 ..................................................................................................... 1 1.4 对设计图纸、说明书和试验报告的要求 ......................................................................... 2 1.5 标准和规范 ................................................................................................................... 5 1.6 1.7 1.8 1.9 2.1 2.2 2.3 2.4
投标时必须提供的技术数据和信息 ................................................................................ 7 备品备件 ...................................................................................................................... 7 专用工具和仪器仪表 ..................................................................................................... 7 安装、调试、试运行和验收 .......................................................................................... 7 布置要求 ...................................................................................................................... 7 铁心和绕组 ................................................................................................................... 8 储油柜 .......................................................................................................................... 8 油箱 ............................................................................................................................. 8
2 结构和其他要求...................................................................................................................... 7
2.5 冷却装置 ...................................................................................................................... 9 2.6 套管 ............................................................................................................................. 9 2.7 套管式电流互感器 ........................................................................................................ 9 2.8 有载分接开关 ............................................................................................................. 10 2.9 变压器油 .................................................................................................................... 10 2.10 温度测量装置............................................................................................................ 10 2.11 变压器二次回路连接 ................................................................................................. 10 2.12 变压器的报警和跳闸保护触点 ................................................................................... 10 2.13 表面处理和外观 ........................................................................................................ 10 2.14 变压器的寿命............................................................................................................ 11 2.15 铭牌.......................................................................................................................... 11 2.16 电气一次接口 ............................................................................................................. 11 2.17 电气二次接口 ............................................................................................................. 12 2.18 土建接口 .................................................................................................................... 14 3 试验 ..................................................................................................................................... 22
3.1 例行试验 .................................................................................................................... 22 3.2 型式试验 .................................................................................................................... 24 3.3 现场试验 .................................................................................................................... 24 4 设计联络、监造和检验、技术服务........................................................................................ 26
4.1 设计联络会 ................................................................................................................. 26
4.2 在卖方工厂的检验和监造 ............................................................................................ 26 4.3 技术服务 .................................................................................................................... 27
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1 总则
1.1 一般规定
1.1.1 投标人应具备招标公告所要求的资质，具体资质要求详见招标文件的商务部分。 1.1.2 投标人须仔细阅读包括本技术规范（技术规范通用和专用部分）在内的招标文件阐述的全部条款。投标人提供的变压器本体及其附件应符合招标文件所规定的要求，投标人亦可以推荐符合本招标文件要求的类似定型产品，但必须提供详细的技术偏差。如有必要，也可以在技术投标文件中以“对规范书的意见和同规范书的差异”为标题的专门章节加以详细描述。
1.1.3 本招标文件技术规范提出了对变压器本体及其附件的技术参数、性能、结构、试验等方面的技术要求。有关变压器的包装、标志、运输和保管的要求见商务部分的规定；有关变压器运输外形限制尺寸的要求见技术规范专用部分2.8项目单位对变压器运输尺寸的要求。
1.1.4 本招标文件技术规范提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节做出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，投标人应提供符合本招标文件技术规范引用标准的最新版本标准和本招标文件技术规范要求的全新产品，如果所引用的标准之间不一致或本招标文件技术规范的要求如与投标人所执行的标准不一致时，按要求较高的指标执行。
1.1.5 如果投标人没有以书面形式对本招标文件技术规范的条文提出差异，则表示投标人提供的设备完全符合本招标文件技术规范的要求。如有与本招标文件技术规范要求不一致的地方，必须逐项在“技术差异表”中列出。
1.1.6 本招标文件技术规范将作为订货合同的附件，与合同具有同等的法律效力。本招标文件技术规范未尽事宜，由合同签约双方在合同谈判时协商确定。
1.1.7 本招标文件技术规范中涉及有关商务方面的内容，如与招标文件的商务部分有矛盾时，以商务部分为准。
1.1.8 本招标文件技术规范中通用部分各条款如与技术规范专用部分有冲突，以专用部分为准。
1.2 投标人应提供的资质文件
投标人在投标文件中应提供下列合格的资质文件，否则视为非响应性投标。
1.2.1 同类设备的销售记录填写格式见技术规范专用部分表9，并提供相应的最终用户的使用情况证明。
1.2.2 由权威机构颁发的ISO 9000系列的认证证书或等同的质量保证体系认证证书。 1.2.3 履行合同所需的生产技术和生产能力的证明文件。
1.2.4 有能力履行合同设备维护保养、修理及其他服务义务的文件。 1.2.5 由有资质的第三方见证的同类设备的型式试验报告。
1.2.6 所提供的组部件如需向第三方外购时，投标人应详细说明并就其质量做出承诺。 1.3 工作范围和进度要求
1.3.1 本招标文件仅适用于技术规范专用部分货物需求一览表（表2、表3、表10）中所列的设备。其中，包括变压器本体及其附件的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求，以及供货和现场技术服务。
1.3.2 技术协议签订时，应确定卖方向买方提交生产进度计划的时限。卖方应在买方要求的时限内向买方提交详尽的生产进度计划。
1.3.3 如生产进度有延误，卖方应及时将延误的原因、产生的影响及准备采取的补救措施等向买方加以解释，并尽可能保证交货的进度。否则应及时向买方通报，以便买方能采取必要的应对延迟交货的措施。
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1.4 对设计图纸、说明书和试验报告的要求
1.4.1 需经买方认可的图纸。
1.4.1.1 所有需经买方确认的图纸和说明文件，均应由卖方在技术协议签订后的4周内提交给买方进行审定认可。买方审定时有权提出修改意见。
表1 需认可的图纸
需经买方认可的图纸资料 变压器外形图（包括套管吊装尺寸） 变压器的重心图 进线电缆布置位置 冷却装置和分接开关控制接线图 变压器基础图 运输尺寸和运输质量、变压器装配注油后的总质量 见技术规范专用部分表4 接收单位 份数 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（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担。
1.4.1.2 卖方在收到买方确认图纸（包括认可方修正意见）后，经修改应于2周内向专用部分表4所列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，正式图纸必须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。
1.4.1.3 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。
1.4.1.4 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）。
1.4.2 需随设备提供的图纸
卖方应免费随设备提供给买方下述最终版的图纸，原则上一式不少于6份。
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表2 需随设备提供的图纸
内 容 1. 买卖双方协商确定的图纸、资料和说明 2. 有关设计图纸、资料 3.运输、保管、现场安装调试用图纸、资料 4 变压器主要部件及配件图表： 1） 外形尺寸图（包括吊装图及顶启图） 2）冷却系统图（冷却系统自动装置、冷却器图） 3）梯子及储油柜安装图 4）控制电缆安装图 5）套管及接线端子零件图 6）套管与变压器引线装配图 7）与GIS直接连接的变压器，应提供连接部件的外形尺寸及内部结构图 8）二次保护、测温、信号、动力电源的端子布置图 9）压力释放装置结构及安装图 10）电流互感器安装图 11）变压器铭牌图（包括三相成组连接的铭牌） 12）电流互感器铭牌图 13）变压器安装基础图 14）变压器外部二次线及电源线布置图 15）分接开关切换装置及控制部分电气接线图、控制盘的正视图 16）变压器接地线路图及端子位置图 17）变压器本体运输图 18）展开图及接线图 19）变压器器身示意图 20）上节油箱起吊图 21）注有尺寸的套管升高座的横断面图 22）所有供应的附件外形尺寸图 23）分接开关和变压器温度控制器的装配图 24）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 25）铁心接地套管布置图、中性点接地套管引线支撑详图 26）拆卸图 5.对于其他未列入合同技术清单但却是工程所必须的文件和资料及图纸，如设计继电保护、控制操作及与其他设备配合需要相关文件和技术数据等。 对上表中部分图纸的要求如下： 1） 外形尺寸图（包括吊装图及顶启图）
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，它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，以及拆卸高压和中压套管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。
2）套管及接线端子零件图
图纸应包括套管型号、套管内结构解剖详图、接线端子详图、固定法兰及伞型详图、套管末屏结构示意图，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。
3）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
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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、风扇电机等，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上的引出连线，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。 4）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。
5）上节油箱起吊图：应标明起吊重量、起吊高度和吊索、吊点布置方式。 6）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。
7）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、油面温控器和绕组温控器、电流互感器及升高座、带有油泵及风扇电机的冷却器等。
8）铁心接地套管布置图、中性点接地套管引线支撑详图：应包括支柱绝缘子、支持钢结构排列、接地导体及钢结构详图。
9）拆卸图：套管的拆卸方法，铁心吊环位置、铁心和绕组拆卸方法等。 1.4.3 需随设备提供的资料
卖方应免费随设备提供给买方下述资料，原则上不少于10份。
表3 需随设备提供的资料
内 容 1说明书 1）变压器的安装使用说明书； 2）吸湿器使用说明书； 3）净油器（如有）使用说明书； 4）套管及其电流互感器保管、安装、使用说明书； 5）气体继电器使用说明书； 6）绝缘油使用说明书； 7）冷却系统安装和使用说明书； 8）分接开关安装和使用说明书； 9）变压器检测装置及控制柜等说明书； 10）其他仪表的使用说明书； 11）变压器结构、绕组排列及连接的说明； 12）温控器使用说明书； 13）压力释放装置安装和使用说明书； 13）其他附件的安装使用说明书； 14）投入不同数量冷却器时长期负载情况说明书； 15）高海拔修正说明（如果需要）； 16）特殊需要的说明； 2. 设备运行维护资料。 1）变压器运行、检修手册。 2）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（散热器）、套管式电流互感器、分接开关，以及所有保护装置和测量装置等。 3）具有详细图纸的有载分接开关维护说明。 4）变压器励磁特性曲线。 5）套管式电流互感器的相关资料 包括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- 4 - 4
管式电流互感器的励磁曲线图等。 6）对强油冷却的变压器（冷却装置运行台数、油温、负荷）负载能力（包括正常周期、长时和短期急救负载能力）的说明或试验报告。 7）相同类型、相近容量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。 8）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。 9）各部位密封垫的规格图表。 10）为了对所供设备进行维修所需要的相关图纸和资料。 3. 主要设计数据。 4. 设计、制造所依据的主要标准。 5. 备品备件图纸、清单。 6. 变压器所用主要材料、部件、配件清单。 1.4.4 需提供的试验报告。
卖方应免费随设备提供给买方下列试验报告，原则上一式不少于6份。
表4 卖方向买方提供的试验报告
内 容 1. 变压器例行试验报告。 2. 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） 3. 组部件试验报告 1）变压器油试验报告； 2）分接开关例行和型式试验报告； 3）套管例行试验、型式试验报告和油色谱分析报告； 4）风扇电机例行试验和型式试验报告； 5）油泵电机（如果有）例行试验和型式试验报告； 6）各种继电器例行试验和型式试验报告； 7）温控器例行试验和型式试验报告； 8）压力释放装置例行试验和型式试验报告； 9）套管式电流互感器例行和型式试验报告； 10）冷却器（散热器）例行试验和型式试验报告； 11）其他组部件的例行和型式试验报告。 4主要材料检验报告； 1）硅钢片检验报告； 2）导线试验报告； 3）绝缘纸板等的检验报告。
1.5 标准和规范 1.5.1 按有关标准、规范或准则规定的合同设备，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、规范或准则的要求。
1.5.2 表5所列标准中的条款通过本招标文件的引用而成为本招标文件的条款。凡经修订的标准，其最新版本适用于本招标文件。
表5 卖方提供的设备和附件需要满足的主要标准
标准号 标 准 名 称 - 5 - 5
GB 1094.1 GB 1094.2 GB 1094.3 GB 1094.4 GB 1094.5 GB/T 1094.10 GB 311.1 GB 1208 GB 2536 GB 5273 GB 2900.15 GB 10230.1 GB 10230.2 GB 16847 GB 50150 GB/T 4109 GB/T 4585 GB/T 5582 GB/T 7252 GB/T 7295 GB/T 7354 GB/T 13499 GB 13027 GB/T 15164 GB/T 6451 GB 16434 GB 16927.1 GB 16927.2 GB 13499 GB/T 17468 GB 148 DL/T 572 DL/T 596 DL 911 DL 1093 DL 1094 JB/T 3837 Q/GDW 152 电力变压器 第1部分 总则 电力变压器 第2部分 温升 电力变压器 第3部分 绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙 电力变压器 第4部分 电力变压器和电抗器雷电冲击和操作冲击试验导则 电力变压器 第5部分 承受短路的能力 电力变压器 第10部分 声级测定 高压输变电设备的绝缘配合 电流互感器 变压器油 变压器、高压电器和套管的接线端子 电工术语 变压器、互感器、调压器和电抗器 分接开关 第1部分 性能要求和试验方法 分接开关 第2部分：应用导则 保护用电流互感器暂态特性技术要求 电气装置安装工程电气设备交接试验标准 交流电压高于1000V的绝缘套管 交流系统用高压绝缘子的人工污秽试验 高压电力设备外绝缘污秽等级 变压器油中溶解气体分析与判断导则 运行中变压器油质量标准 局部放电测量 电力变压器应用导则 油纸电容式变压器套管形式和尺寸 油浸式电力变压器负载导则 油浸式电力变压器技术参数和要求 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 高压试验技术 第一部分：一般试验要求 高压试验技术 第二部分：测量系统 电力变压器应用导则 电力变压器选用导则 电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范 电力变压器运行规程 电力设备预防性试验规程 电力变压器绕组变形的频率响应分析法 电力变压器绕组变形的电抗法检测判断导则 电力变压器用绝缘油选用指南 变压器类产品型号编制方法 电力系统污区分级与外绝缘选择标准 - 6 - 6
Q/GDW 2010 油浸式变压器测温装置现场校准规范 下列为所参照的IEC标准，但不仅限于此： IEC60815.1—2008 IEC60815.2—2008 污秽条件下用高压绝缘子的选择和尺寸 第一部分：定义、信息和通用原理 污秽条件下用高压绝缘子的选择和尺寸 第二部分：交流系统用陶瓷和玻璃绝缘子 1.5.3 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。
1.5.4 当标准、规范之间存在差异时，应按要求高的指标执行。 1.6 投标时必须提供的技术数据和信息
1.6.1 投标人应按技术规范专用部分表1（标准技术参数表）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。
1.6.2 产品性能参数、特点和其他需要提供的信息。 1.7 备品备件
1.7.1 投标人应提供安装时必需的备品备件，价款应包括在投标总价中。 1.7.2 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。 1.7.3 投标人推荐的备品备件，见技术规范专用部分表10。
1.7.4 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。
1.7.5 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，同时标注“备品备件”，以区别于本体安装用零部件。
1.7.6 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部分表3所列备品备件以外的部件和材料，以便维修更换。 1.8 专用工具和仪器仪表
1.8.1 投标人应提供安装时必需的专用工具和仪器仪表，价款应包括在投标总价中。 1.8.2 招标人提出运行维修时必需的专用工具和仪器仪表。
1.8.3 投标人应推荐可能使用的专用工具和仪器仪表，列在技术规范专用部分表10中。 1.8.4 所有专用工具和仪器仪表应是全新的、可靠的，且须附完整、详细的使用说明资料。
1.8.5 专用工具和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、试运行和验收 1.9.1 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4.3条执行。
1.9.2 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。
1.9.3 合同设备试运行和验收，根据本招标文件规定的标准、规程、规范进行。 1.9.4 验收时间为安装、调试完成后并稳定试运行72h（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。
1.9.5 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。
2 结构和其他要求
2.1 布置要求
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2.1.1 变压器本体、套管、储油柜和冷却器（散热器）等布置应符合买方的要求。 2.1.2 变压器出线与GIS或封闭母线的连接应保证安装时接合准确和方便。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连接应考虑瞬态过电压对变压器的影响以及现场做局放试验的便利。与封母连接还应考虑排水和阻断环流。
2.2 铁心和绕组
2.2.1 铁心应采用优质、低耗的晶粒取向冷轧硅钢片，用先进方法叠装和紧固，使变压器铁心不致因运输和运行中的振动而松动。
2.2.2 全部绕组均应采用铜导线，优先采用半硬铜导线。股线间应有合理的换位，使附加损耗降至最低，连续换位导线应采用自黏性换位导线。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和绝缘击穿。应对绕组漏磁通进行控制，避免在绕组、引线、油箱壁和其他金属构件中产生局部过热。
2.2.3 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。
2.2.4 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，避免绕组和铁心产生局部过热。
2.2.5 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。 2.2.6 对受直流偏磁影响的变压器，应考虑直流偏磁作用下产生振动而导致结构件的松动。在变压器330kV绕组中性点接地回路中存在4A直流偏磁电流下，变压器铁心不应存在局部过热现象，油中气体分析正常，油箱壁振动最大值≤100m（峰—峰值），噪声声压级增加值≤5dB。
2.2.7 与油相接触的绝缘材料、胶、漆等与油应有良好的相容性。
2.3 储油柜
2.3.1 储油柜中的油应与大气隔离，其中的油量可由胶囊或金属膨胀器的膨胀或收缩来调节。储油柜的气室通过带有透明油封和内装环保变色硅胶的吸湿器与大气相通。 2.3.2 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、吊攀和人孔。
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。
2.4.2 变压器应能在其主轴线和短轴线方向在平面上滑动或在管子上滚动，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。
2.4.4 油箱上应设有温度计座、接地板、吊攀和千斤顶支撑座等。
2.4.5 油箱上应装有梯子，梯子下部有一个可以锁住踏板的挡板，梯子位置应便于对气体继电器的检查。
2.4.6 油箱应装有下列阀门：
1）进油阀和排油阀（在变压器上部和下部应成对角线布置）； 2）油样阀（取样阀的结构和位置应便于密封取样）。
2.4.7 变压器应装带报警或跳闸触点的压力释放装置，每台变压器至少2个，直接安装在油箱两端。
2.4.8 气体继电器重瓦斯触点不应因为气体的积累而误动，并具有引至地面的取气管，
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便于采集气样。
2.4.9 变压器油箱的机械强度。应承受真空残压13.3Pa和正压0.1MPa的机械强度试验，不得有损伤和不允许的永久变形。
2.4.10 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0.03MPa 静压力，持续24h，应无渗漏及损伤。
2.4.11 根据用户要求应提供油色谱在线监测和充氮灭火装置的管道接口。 2.5 冷却装置
2.5.1 型式和生产厂家一般由投标人提供。 2.5.2 应保证冷却器（散热器）内腔的清洁度。
2.5.3 风扇、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。 2.5.4 冷却装置应采用低噪声的风扇和低转速的油泵（油泵转速应不大于1500r/min，推荐选用不大于1000r/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。
2.5.5 冷却装置进出油管应装有蝶阀。对壁挂式散热器组下部应视情况装设支撑架。 2.5.6 当切除故障冷却装置时，备用冷却装置应自动投入运行。
2.5.7 当全部冷却装置（包括备用）投入运行时，变压器不得发生油流放电（对ODAF冷却方式）。
2.5.8 对于非自然冷却的变压器，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20min。当油面温度未达到75℃时，允许上升到75℃，但切除冷却器时最长时间不得超过1h。
2.5.9 卖方应提供不同环境温度下、投入不同数量的冷却器时，变压器允许满负荷运行时间及持续运行的负荷系数，见技术专用部分3.1.4。
2.5.10 变压器的负载能力应符合GB/T 15164《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，控制条件为环境温度40℃，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140℃。
2.6 套管 2.6.1 66kV及以上电压等级应采用电容型套管，并应有试验用端子，其接地结构应可靠且便于试验接线。
2.6.2 套管应不渗漏，对油浸式套管并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连接线，端子板应能承受400N·m的力矩而不发生变形。
2.6.4 伞裙应采用大小伞，伞裙的伸出长度、伞间距等应符合IEC 60815之规定。套管的爬距与干弧距离之比应小于4。
2.6.5 套管的试验和其他的性能要求应符合GB/T 4109规定。 2.6.6 制造厂家应对油纸电容型套管末屏接地方式做充分说明，并保证便于检修试验（包括提供专用工具），以及在运行中不会出现末屏开路的故障。
2.7 套管式电流互感器
2.7.1 电流互感器的二次端子应采用整体浇注面板引出。电流互感器的二次引线应经金属屏蔽管道引到变压器控制柜的端子板上，引线应采用截面不小于4mm的耐油、耐热的软线。二次引线束可采用金属槽盒防护。
2.7.2 套管式电流互感器应符合GB 1208、GB 16847现行标准的规定。 2.7.3 测量绕组模拟温度的电流互感器应设于高压侧套管。
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2.8 有载分接开关
2.8.1 有载分接开关应是高速转换电阻式。 2.8.2 分接开关应布置在旁轭的外侧。
2.8.3 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。
2.8.4 有载分接开关切换油室的油应能在带电情况下进行滤油处理。有载分接开关切换油室应有单独的储油柜、呼吸器、压力释放装置和保护用继电器等（气体继电器或压力突变继电器）。
2.8.5 有载分接开关的驱动电机及其附件应装于耐候性好的控制柜内。
2.8.6 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和分接位置指示器。控制电路应有计算机接口。
2.8.7 有载分接开关切换开关油室应能经受0.05MPa压力的油压试验，历时24h无渗漏。
2.8.8 有载分接开关运行7年或操作10万次后才需要检查。
2.8.9 有载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。
2.8.10 有载分接开关应符合GB 10230规定。 2.9 变压器油
2.9.1 变压器油应是符合GB 2536和DL/T1094规定的环烷基、低含硫量、添加抗氧化剂的新油。
2.9.2 提供的新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。 2.10 温度测量装置
变压器应配备油温测量装置，油温测量应不少于两个监测点。视需要也可配备绕组模拟温度测量装置。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。
2.11 变压器二次回路连接 2.11.1 变压器二次接线端子箱、控制柜布置及电缆敷设要求、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卖方提出。
2.11.2 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。
2.11.3 控制柜和端子接线箱应设计合理，采用不锈钢材料（1Cr18Ni9Ti），室外放置其防护等级为IP54，控制柜为地面式布置。
2.11.4 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。
2.11.5 控制柜和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，以防止柜内发生水汽凝结。控制柜和端子接线箱内设电源插座（单相，10A，220V，AC）。
2.11.6 变压器二次回路配线应采取防锈、防老化等相应保护措施。 2.12 变压器的报警和跳闸保护触点
变压器的报警和跳闸保护触点见技术规范专用部分表8。 2.13 表面处理和外观
2.13.1 变压器油箱、储油柜、冷却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。变压器油箱内表面、铁心上下夹件等均应涂以浅色漆。
2.13.2 所有需要涂漆的表面在涂漆前应进行彻底的表面处理（如采用喷砂处理或喷丸处理）。
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2.13.3 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。
2.13.4所有外表面至少要涂一道底漆和二道面漆，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。
2.13.5 变压器出厂时，外表面应油漆一新，并供给买方适当数量的原用漆，用于安装时现场补漆。
2.14 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，预期寿命应不少于30年。
2.15 铭牌
铭牌应包括以下内容：
1）变压器种类（名称、型号、产品代号）； 2）标准代号；
3）制造厂名（包括国名）； 4）出厂序号；
5）制造年月； 6）相数；
7）额定容量（MVA）（应给出每个绕组的额定容量）； 8）额定频率（Hz）；
9）各绕组额定电压（kV）和分接范围；
10）各绕组额定电流（A）（还应注明额定条件下公共绕组中电流值）； 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（应标明相当于100%额定容量时的短路阻抗实测值）；
13）绝缘水平；
14）冷却方式（如果有几种冷却方式，还应以百分数表示相应的冷却容量）； 15）总质量（t）； 16）绝缘油质量（t）（注明牌号、厂名、油基）； 17）运输质量（t）； 18）器身吊质量（t）；
19）上节油箱质量（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（用单独标牌给出其主要技术数据）； 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（准确计算后）。 2.16 电气一次接口 2.16.1套管布置
高压中性点套管应放在330kV高压套管侧。 330kV变压器平面布置示例图参见图2。 2.16.2引接线形式
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变压器每个套管应有一个可变化方向的平板式接线端子，端子板具体尺寸要求如图1所示，以便于接线安装。套管端子板应能承受引线张力和重力引起的力矩而不发生变形。330kV变压器进出线断面示例图参见图3。
a b c
图1 套管接线端子板尺寸图
a尺寸适用于额定电流3150~4000A ,b尺寸适用于额定电流2000~2500A,
c尺寸适用于额定电流630~1600A
2.16.3接地 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螺栓连接接地，接地处应有明显的接地符号或“接地”字样。
变压器中性点直接接地时，应采用两根接地引下线引至接地网的不同方向。 2.16.4外观颜色
瓷套颜色一般采用棕色。
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。
2.17 电气二次接口
2.17.1变压器的有载分接开关应有档位显示器及远传装置，配置一个常开触点盘（一一对应接点）及一个无源BCD码接口。有载分接开关具有远方操作、急停和闭锁等功能，满足就地及远方控制操作要求。配置分接头切换次数的动作记录器。330kV变压器有载调压机构箱安装接口图见图2-4。
2.17.2变压器油温测量装置应满足GB/T6451的要求。在变压器油箱顶部两端，分别安装一套油温测量装置。绕组测温装置能反映绕组的平均温升。上述温度变量除在变压器本体上可观测外，还应输出（4～20mA）模拟量信号 。
2.17.3主变过流闭锁有载调压功能由主变本体实现。
2.17.4变压器的本体保护变压器的本体保护用于跳闸和报警，变压器应有下列本体跳闸和报警保护，其中主油箱压力释放装置应为两套。本体保护内容见表6。
表6 变压器报警和跳闸触点参数表
序号 触 点 名 称 电源触点报警输出 电压 容量 或跳闸 4～20mA （V，DC）（ VA） 轻故障报警 重故障跳闸 1 主油箱气体继电器 220 15 - 12 - 12
2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 压力突变继电器 主油箱油位计 主油箱压力释放装置 油温指示器 油流继电器信号（由冷却器控制柜） 散热器交流电源故障 绕组温度指示器 有载分接开关压力突变继电器 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） 跳闸 报警 报警或跳闸 报警 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 有 有 冷却器故障（由冷却器控制柜） 报警 报警 报警 报警 跳闸 报警 报警 报警 2.17.5变压器的冷却装置 2.17.5.1变压器的冷却装置应按负载和油温情况，自动逐台投切相应数量的风扇，该装置在变压器旁就地手动操作，也可在控制室中遥控。
2.17.5.2冷却装置应有互为备用和互相切换的供电电源。当工作冷却装置电源发生故障或电压降低时，自动投入备用电源，并应设有闭锁、手动切换等功能。
2.17.5.3当投入备用电源、备用风扇，切除风扇、均应发出信号。当冷却器全停时应有瞬时告警和跳闸信号。
2.17.5.4变压器过负荷及油温启动风冷功能由变压器本体实现， 2.17.5.5 330kV变压器强油风冷却器控制箱安装接口图参见图5。 2.17.6 变压器端子箱
2.17.6.1 端子箱的要求
供方应供给包括变压器所需的全部机械和电气控制部件在内的端子箱及与其相连所需的部件，需方将在端子箱里连接控制电缆，由端子箱到本体各设备所需的电缆由供方提供，所提供的电缆应为阻燃、耐油、耐温的屏蔽电缆，且电缆线芯不超过24芯。
2.17.6.2 端子箱的结构
端子箱应能防晒、防雨、防潮，并有足够的空间。运行湿度80%及以上地区，应增加升高座。可拆装的盖板的开口装配在端子箱的底部，以使所要求的电缆或空气管道能够进入柜内。
2.17.6.3 端子及连接
端子箱应有足够的端子用于变压器本体内部布线及其端头连接，并应提供20%的备用端子，所有用于外部连接的端子，包括备用端子在内全部采用压接型端子。端子排组应有端子排编号予以标识。要求所有的电缆及接头应有防进水措施，电缆布置应由下往上接入。
交、直流端子排应分区布置，交流回路、直流回路电缆应分开绑扎。电缆号头按双重编号。交、直流回路不得共用一根电缆。交流回路电缆接线号头使用黄色标识。
2.17.6.4 连接电缆
在变压器器身上敷设的所有电缆布线，均应通过电缆保护管或槽盒（不锈钢材料1Cr18Ni9Ti）引接到端子箱。该电缆线必须选用阻燃、耐油，耐温的屏蔽电缆，且该电缆应足够长，在元件与元件，元件与端子箱及端子箱之间的电缆不允许有电缆接头。该部分电缆
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由卖方配套提供,并提供电缆清册。电缆清册应开列供方提供的全部电缆，电缆清册中应标明电缆编号、电缆起点、电缆终点、电缆型号、电缆芯数、电缆截面、电缆备用芯数及电缆长度。
2.17.6.5 330kV变压器端子箱二次接口图参见图6、图7。
2.18 土建接口
各制造厂同容量变压器外形差异较大，考虑基础通用要求，变压器以油坑中心对称布置，变压器油箱采用钢筋混凝土条形基础，冷却或散热器不考虑专用独立基础；基础平整度应不大于5mm，倾斜度应不大于0.1grads。
330kV变压器基础布置图参见图8。
基础上预埋钢板，变压器底座固定在基础的预埋钢板上；变压器固定建议采用就位后直接焊接或加附件焊接。
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图2 330kV变压器平面布置示例图
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图3 330kV变压器进出线断面示例图
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图4 330kV变压器有载调压机构箱安装接口图
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X1 01号冷却器分控箱X6 控制电源DC220进线来向编号端子号去向来向编号端子号去向1+KM12MB1至#1冷却器油泵电机2+KM334-KM45MF1至#1冷却器01号风扇电5-KM6机X7 主变油温负荷及三侧信号7号去向8MF11至#1冷却器02号风扇电来向编号端子1419机210311#1冷却器油流继电器488112K01至常闭接点543X2 02号冷却器分控箱645来向编号端子号去向74718至#2冷却器油泵电机8832MB2910331010945MF2至#2冷却器01号风扇电X8 全停跳闸回路6机来向编号端子号去向10172Y018MF21至#2冷却器02号风扇电39机4Y03105031112K02至#2冷却器油流继电器X9 远方信号常闭接点来向编号端子号去向X3 03号冷却器分控箱1来向编号端子号去向2132MB3至#3冷却器油泵电机435465MF3至#3冷却器01号风扇电76机878MF31至#3冷却器02号风扇电X10 备用端子9机来向编号端子号去向11021112K03至#3冷却器油流继电器3常闭接点4X4 04号冷却器分控箱5备来向编号端子号去向6用172MB4至#4冷却器油泵电机8394105MF4至#4冷却器01号风扇电6机78MF41至#4冷却器02号风扇电9机1011至#4冷却器油流继电器12K04常闭接点图5 330kV变压器强油风冷却器控制箱安装接口图- 18 -
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图6 330kV变压器本体端子箱二次接口图
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图7 330kV变压器落地端子箱二次接口图
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图8 330kV主变压器基础布置图
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3 试验
根据本技术规范、最新版的国标（GB）和IEC有关标准及其补充说明进行变压器试验，试验应出具详细记载测试数据的正式试验报告，并有买方代表或第三方人员在场监试或见证，并提供变压器及其附件相应的型式试验报告和例行试验报告，同时执行下列要求。
3.1 例行试验
3.1.1 绕组电阻测量
测量所有绕组的直流电阻，对于带分接的绕组，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 （Rmax–Rmin）/ Rave＜2%（1%）
3.1.2 电压比测量和联结组标号检定
应在所有绕组对间及所有分接位置进行电压比测量。电压比允许偏差应符合GB 1094.1中表1规定。应检定变压器的联结组标号。
3.1.3 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，在主分接和最大、最小分接位置测量。短路阻抗的允许偏差不能超过合同规定值，并进行低电压、小电流下的短路阻抗测量。
2）负载损耗测量。负载损耗应在各绕组对间，在主分接和最大、最小分接位置上，按GB 1094.1的方法进行测量。所用互感器的误差和试验接线的电阻损耗（包括线损和表损）必须予以校正。
短路阻抗和负载损耗应换算到参考温度75℃时的值。
3.1.4 空载损耗和空载电流测量
在10%～115%的额定电压下进行空载损耗和空载电流测量，并绘制出励磁曲线。 空载损耗和空载电流值应按照GB 1094.1中的方法进行测量，并予以校正。 提供380V电压下的空载电流和空载损耗。 3.1.5 长时间空载试验
在绝缘强度试验后，应对变压器施加1.1倍额定电压至少运行12h，然后进行与初次测量条件相同下的100%和110%额定电压的空载损耗和空载电流测量。测量结果应与初次值基本相同。
3.1.6 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。RR吸收比60不小于1.3或极化指数600不小于1.5。当极化指数或吸收比达不到规定值
1560时，而绝缘电阻绝对值比较高（例如＞10000M），应根据绕组介质损耗因数等数据综合判断。
RR3.1.7 绕组连同套管的的介质损耗因数（tan）和电容量测量 应在油温10℃～40℃之间测量。
试验报告中应有试验设备的详细说明，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tan 不超过0.5%（20℃），同时提供电容量实测值。 3.1.8 铁心和夹件绝缘电阻测量
用2500V的兆欧表测量铁心和夹件绝缘电阻，其值不小于1000M。运输包装前，还应通过铁心和夹件接地端子检测铁心和夹件绝缘电阻。
3.1.9 感应耐压试验和局部放电测量
1）短时感应耐压试验（ACSD）：按照技术规范专用部分表1的要求值规定的电压进行，同时应进行局部放电测量。
2）长时感应电压试验（ACLD）：长时感应试验允许的局部放电量应符合技术规范专用部分表1的规定。
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3）局部放电量的测量方法和试验加压程序，按GB 1094.3规定。 4）测试报告中应有每5min记录一次的测量结果。 3.1.10 雷电全波冲击试验
应按GB 1094.3、GB/T 1094.4规定进行。 3.1.11 操作冲击试验
高压绕组（330kV）线端操作冲击试验按GB 1094.3、GB/T 1094.4规定进行。 3.1.12 外施交流耐压试验
对低压绕组和高、中压绕组的中性点进行外施交流耐压试验，试验电压值招标文件技术规范专用部分表1的规定，持续时间1min。
3.1.13 套管试验
套管试验应符合GB/T 4109规定，应提供套管型式试验（包括热短时电流耐受试验）和例行试验（包括油色谱、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tan 和电容量。 套管的末屏端子应进行1min、2kV的工频耐受电压试验。
3.1.14 套管式电流互感器试验
套管式电流互感器试验应为装在升高座内的成品试验。试验方法和要求按GB 1208进行。
1）电流比测量。 2）极性检查。
3）直流电阻测量，应测量电流互感器的每个绕组电阻，并换算到75℃时的值。 4）绝缘试验，所有电流互感器应进行绕组间及其对地的绝缘电阻和1min、3kV工频耐受电压试验。
5）匝间耐压试验。
6）励磁特性曲线测量，每台电流互感器应测量励磁特性曲线。同一台变压器的多个同规格参数的套管式电流互感器绕组其励磁特性不应相差5%以上（比较同一电压下的电流测量值）。
7）误差试验，电流互感器应逐个测量每个二次绕组的误差。
如装在升高座内的成品已在互感器厂进行了上述项目的试验，只需提供试验报告并在变压器厂内进行1）~ 4）项的复测。
3.1.15 冷却器（散热器）的密封试验
1）冷却器应加不低于0.5MPa的压力进行密封试验，持续10h，应无渗漏。 2）散热器应随同变压器本体一起进行密封试验。
3.1.16 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0.03MPa静压力进行密封试验，持续时间12h，应无渗漏和损伤。
3.1.17 绝缘油试验
按GB 2536有关规定进行物理、化学、电气性能等试验，提供试验报告。 3.1.18 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）绝缘试验后。
3）长时间空载试验后。
4）温升试验或长时过电流试验开始前；
温升试验或长时过电流试验中，每隔4h取样；
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温升试验或长时过电流试验完成后。
5）工厂试验全部完成后。
产品合格证书中应包括油中溶解气体色谱分析结果。 3.1.19 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、温度计的校准和二次回路的工频耐受电压试验等。
3.1.20 长时过电流试验（做过温升试验的变压器可不进行）
在1.1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，应无异常变化。 3.1.21 油流静电试验（对ODAF冷却方式的变压器） 应符合GB6451的规定
3.1.22 开动全部油泵（包括备用油泵）时的局部放电测量。 应符合GB6451的规定。 3.1.23变压器绕组频响特性测量 按DL/T911的规定进行。
3.1.24 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、过渡电阻测量等。
3.2 型式试验 3.2.1 温升试验
1）应根据GB 1094.2规定进行温升试验。温升限值应满足本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，油中可燃性气体含量（总烃、CO）无明显变化，且不应出现乙炔。
3.2.2 雷电截波冲击试验
按GB 1094.3和GB/T 1094.4规定进行。 3.2.3 中性点雷电全波冲击试验
按GB 1094.3和GB/T 1094.4规定进行。 3.2.4 声级测定
声级测量按GB/T 1094.10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。
3.2.6 套管式电流互感器的暂态特性试验
在相同的TPY型铁心中选择1台有代表性的进行试验，提供暂态特性试验曲线。 3.2.7 无线电干扰电压测量
测量出线端子上的无线电干扰电压，并观察在晴天的夜间有无可见电晕。 3.2.8 空载电流谐波测量
其幅值表示为基波分量的百分数。
3.2.9 风扇电机和油泵电机所吸取功率的测量 3.2.10 零序阻抗测量（对三相变压器） 3.3 现场试验
根据GB 50150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
变压器三相绕组电阻的不平衡率：相间＜2%，线间＜1%。在相同的温度下，其结果与出厂例行试验所测值相比，偏差不应大于±2%。
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3.3.2 检查所有分接头的电压比
电压比的允许偏差应与出厂例行试验值一致。
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、吸收比或极化指数的测量
应用5000V的兆欧表测量。绕组绝缘电阻值一般不低于出厂例行试验值的70%（测试条件相近），吸收比（R60/R15）不小于1.3或极化指数（R600/R60）不小于1.5。当极化指数或吸收比达不到规定值时，而绝缘电阻绝对值比较高（例如＞10000M），应根据绕组介质损耗因数等数据综合判断。
3.3.5 测量铁心和夹件对地绝缘电阻
用2500V的兆欧表测量，绝缘电阻值不应小于500M。
3.3.6 测量绕组连同套管的直流泄漏电流
按绕组额定电压等级施加直流试验电压，读取1min时的泄漏电流值。
3.3.7 测量绕组连同套管的tan 和电容量
实测tan 值一般不大于出厂例行试验值的130%（测试条件相近）。电容量与出厂例行试验值相比不应有明显差异。 3.3.8 声级测量
声级测量按GB 1094.10规定进行，试验结果满足技术规范相应要求。 3.3.9 绝缘油试验
变压器油应符合GB/T 7595标准规定和本招标文件的要求。 3.3.10 低电压下的空载电流测量
在380V电压下，测量空载电流，其实测值与出厂例行试验测量值不能有明显差异，必要时可在更高电压下测量空载电流和空载损耗。
3.3.11 密封试验
变压器安装完后，在储油柜油面以上施加0.03MPa压力，至少持续12h，不应有渗漏。 3.3.12 套管试验 测量电容型套管的tan 及电容量、实测值应和出厂例行试验测量结果无明显差异。还应测量套管末屏对地绝缘电阻。
3.3.13 套管型电流互感器试验
测量直流电阻、绝缘电阻、电流比，校验励磁特性和极性。 3.3.14 分接开关的操作循环试验 按GB 10230的要求进行。
3.3.15 绕组连同套管的局部放电测量
测量方法和试验程序应符合GB 1094.3的规定。局部放电水平应在标准规定的范围之内，并与出厂例行试验值比较。
3.3.16 外施交流耐压试验 低压绕组和高、中压绕组的中性点连同套管分别进行外施交流耐压试验，试验电压为出厂例行试验短时工频耐受试验电压值的80%。
3.3.17 相位检查
检查变压器的相位必须与电网相位一致。 3.3.18 辅助装置的检查
根据产品使用说明书，对冷却装置、分接开关、温度计、气体继电器、油流继电器、压力释放装置、油位指示器等进行检查。
3.3.19 变压器绕组频响特性测量和电抗测量 按DL/T911和DL/ T 1093进行。
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3.3.20 冲击合闸试验
在额定电压下在高压侧进行5次空载冲击合闸试验。
4 设计联络、监造和检验、技术服务
4.1 设计联络会
4.1.1 为协调设计及其他方面的接口工作，根据需要，买方与卖方应召开设计联络会。卖方应制定详细的设计联络会日程。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或说明。卖方应负责合同设备的设计和协调工作，承担全部技术责任并做好与买方的设计联络工作，并且由此发生的费用由卖方承担。
4.1.2 联络会主题
1）决定最终布置尺寸，包括外形、套管引出方向、冷却器（散热器）布置和其他附属设备的布置；
2）复核变压器的主要性能和参数，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，运输尺寸和重量，以及工程设计的各种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）卖方应介绍拟选主要外购材料及部件的性能、结构，如矽钢片、套管、冷却器等。 10）其他要求讨论的项目。
其中，第一次设计联络会主要是审查变压器设计方案，确定设计、制造和试验进度，以及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和相关图纸，特别是各种接口布置尺寸，审查交货计划和现场试验大纲等。
设计联络会的地点为制造厂所在地。日期、会期、买方参加会议人数在买卖双方签订技术协议时确定。
4.1.3 除上述规定的联络会议外，若遇重要事宜需双方进行研究和讨论，经各方同意可另召开联络会议解决。
4.1.4 每次会议均应签署会议纪要，包括讨论的事项和结论，该纪要作为合同的组成部分。与合同具有同等效力。
4.2 在卖方工厂的检验和监造
4.2.1 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和监造。买方应将为此目的而派遣的代表人员名单以书面形式通知卖方。
4.2.2 卖方应积极的配合买方的监造工作，并指定1名代表负责监造联系工作，及时向监造人员提供监造工作相关资料（包括但不限于此）：
1）重要的原材料的物理、化学特性和型号及必要的工厂检验报告；
2）重要外协零部件和附件的验收试验报告及重要零部件和附件的全部出厂例行试验报告；
3）设备出厂试验方案、试验报告、半成品试验报告； 4）型式试验报告；
5）产品改进和完善的技术报告；
6）与分包方的技术协议和分包合同副本； 7）设备的生产进度表；
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8）设备制造过程中出现的质量问题的备忘录；
9）设备制造过程中出现有关设备质量和进度变更的文件。 4.2.3 设备的监造范围、监造方式、监造内容等监造具体内容由买方及其派遣的监造人员根据国家电网公司统一下发的设备监造大纲最终确定。
4.2.4 监造人员有权到生产合同设备的车间和部门了解生产信息，并提出监造中发现的问题（如有）。
4.2.5 卖方应在开始进行工厂试验前2周，通知买方及监造人员其试验方案（包括日程安排）。根据这个试验方案，买方有权确定对合同设备的哪些试验项目和阶段进行见证，并将在接到卖方关于安装、试验和检验的日程安排通知后1周内通知卖方。然后买方将派出技术人员前往卖方和（或）其制造商生产现场，以观察和了解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。
4.2.6 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和（或）其分包商工厂的通知后，或买方未按时派遣人员参加的情况下，自行组织检验。
4.2.7 监造人员将不签署任何质量证明文件，买方人员参加工厂检验既不能解除卖方按合同应承担的责任，也不替代到货后买方的检验。
4.2.8 买方有合同货物运到买方目的地以后进行检验、试验和拒收（如果必要时）的权利，卖方不得因该货物在原产地发运以前已经由买方或其代表进行过监造和检验并已通过作为理由而进行限制。
4.2.9 买方人员参加工厂试验，包括会签任何试验结果，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。
4.3 技术服务 4.3.1 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和试验工程师，对合同设备的安装、调试和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，此时，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，包括服务内容、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和时间表，作为卖方指导安装的依据，并列出安装承包商应提供的人员和工具的类型及数量。
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以及到达和离开工地的日期。
4.3.2 任务和责任
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和工作问题。双方的工地代表未经双方授权无权变更和修改合同。
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、调试和验收试验。
3）卖方技术人员应对买方人员详细地解释技术文件、图纸、运行和维护手册、设备特性、分析方法和有关的注意事项等，以及解答和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和维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和材料的损坏，卖方应负责修复、更换和（或）补充，其费用由卖方承担，该费用中还包括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。
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6）卖方代表应尊重买方工地代表，充分理解买方对安装、调试工作提出的技术和质量方面的意见和建议，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试验工作拖期，买方有权要求卖方的安装监督人员或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试验拖期，买方根据需要有权要求卖方的安装监督人员或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，包括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括在评（议）标价中，并增列入合同。
附录：专用采购标准固化部分
1. 1001008-0330-01_330kV三相自耦电力变压器(240mva)
名称 1项目货物技术参数特性表 1.1*额定值 1.1.1型式或型号 1.1.2额定电压（kV） 1.1.2.1高压绕组 1.1.2.3低压绕组 1.1.3额定频率（Hz） 1.1.4额定容量（MVA） 1.1.4.1高压绕组 1.1.4.2中压绕组 1.1.4.3低压绕组 1.1.5相数 1.1.6调压方式 1.1.7调压位置 1.1.8调压范围（高压侧） 1.1.9中性点接地方式 1.1.10主分接的短路阻抗和允许偏差（全容量下） 1.1.10.1高压—中压 1.1.10.1.1短路阻抗（%） 1.1.10.1.2允许偏差（%） 1.1.10.2高压—低压 1.1.10.2.1短路阻抗（%） 1.1.10.2.2允许偏差（%） 1.1.10.3中压—低压 1.1.10.3.2允许偏差（%） 1.1.11冷却方式 1.1.12联接组标号 1.2*绝缘水平 1.2.1a.雷电全波冲击电压（kV，峰值） 1.2.1.1高压端子 1.2.1.2中压端子 1.2.1.3低压端子 - 28 -
标准值 OSFPSZ—240000/330 345 35 50 240 240 80 三相 有载 串联线圈末端调压 ±8×1.25％ 直接接地 10.5 -5~5 24 -10~10 -7.5~7.5 ONAF或ODAF YNa0d11 1175 480 200 28
名称 1.2.1.4中性点端子 1.2.2b.雷电截波冲击电压（kV，峰值） 1.2.2.1高压端子 1.2.2.2中压端子 1.2.2.3低压端子 1.2.3c.操作冲击电压（kV，峰值） 1.2.3.1高压端子（对地） 1.2.4d.短时工频耐受电压（kV，方均根值） 1.2.4.1高压端子 1.2.4.2中压端子 1.2.4.3低压端子 1.2.4.4中性点端子 1.3温升限值（K） 1.3.1*顶层油（≤） 1.3.2*绕组（平均）（≤） 1.3.3绕组（热点）（≤） 1.3.4油箱、铁心及金属结构件表面（≤） 1.4极限分接下短路阻抗和允许偏差（全容量下） 1.4.1a.最大分接 1.4.1.2高压-中压.允许偏差 1.4.1.4高压-低压.允许偏差 1.4.2b.最小分接 1.4.2.2高压-中压.允许偏差 1.4.2.4高压-低压.允许偏差 1.5铁心参数 1.6空载损耗（kW） 1.6.1额定频率额定电压时（≤） 1.7空载电流（%） 1.8负载损耗（额定容量、75℃、不含辅机损耗）（kW） 1.8.1a.高压-中压 1.8.1.1主分接（≤） 1.9噪声水平dB（A） 1.9.1风冷却设备退出运行（≤0.3m） 1.9.2风冷却设备投入运行（≤2m） 1.10变压器负载能力 1.10.1强油冷却的变压器，满载运行时，全部冷却装置停止运行后允许运行时间（min） 1.10.2采用片式散热器冷却的变压器，油泵停运时的持续运行能力/风扇和油泵全停时的持续运行能力（ ％额定容量 / ％额定容量） 1.11在1.5*Um/√3kV下局部放电水平（pC） 1.11.1高压绕组（≤） 1.11.2中压绕组（≤） 1.12绕组连同套管的tanδ（%） 1.12.1高压绕组（≤） 1.12.2中压绕组（≤） - 29 -
标准值 185 1300 530 220 950 510 200 85 85 50 65 78 75 ±10% ±10% ±10% ±10% 95 490 70 70 20 80/60 100 100 0.5 0.5 29
名称 1.12.3低压绕组（≤） 1.13无线电干扰水平.在1.1×Um/√3kV下无线电干扰水平（≤uV） 1.14油流速度。绕组中最高油流速度（≤m/s） 1.15质量和尺寸 1.15.3d.安装质量 1.16套管 1.16.1型号规格 1.16.2额定电流（A） 1.16.2.1a.高压套管 1.16.2.2b.中压套管 1.16.2.3c.低压套管 1.16.2.4d.中性点套管 1.16.3绝缘水平（LI/SI/AC）（kV） 1.16.3.1*a.高压套管 1.16.3.2*b.中压套管 1.16.3.3c.低压套管 1.16.3.4d.中性点套管 1.16.4在1.5*Um/√3kV下局部放电水平（PC） 1.16.4.1a.高压套管（≤） 1.16.4.2b.中压套管（≤） 1.16.4.3c.低压套管（≤） 1.16.4.4d.中性点套管（≤） 1.16.5套管的弯曲耐受负荷 1.16.5.1a.高压套管 1.16.5.1.1水平 1.16.5.1.2横向 1.16.5.1.3垂直 1.16.5.2b.中压套管 1.16.5.2.1水平 1.16.5.2.2横向 1.16.5.2.3垂直 1.16.5.3c.低压套管 1.16.5.3.1水平 1.16.5.3.2横向 1.16.5.3.3垂直 1.16.5.4d.中性点套管 1.16.5.4.1水平 1.16.5.4.2横向 1.16.5.4.3垂直 1.16.6套管的爬距（等于标准爬距乘以直径系数Kd）（mm） 1.16.6.1*高压套管爬距 1.16.6.2*中压套管爬距 1.16.6.3低压套管爬距 1.16.6.4中性点套管爬距 1.16.7套管的干弧距离（应乘以海拔修正系数Kh）（mm） - 30 -
标准值 0.5 500 0.5 ＞1.2倍高压额定电流 ＞1.2倍中压额定电流 ＞1.2倍低压额定电流 ＞相应公共绕组额定电流 1175/950/570 550/-/230 200/-/95 200/-/95 10 10 10 10 2 1.5 1 1.5 1.25 1 1 1.25 1 1 1.25 1 ≥9075*Kd ≥3150*Kd ≥1256*Kd ≥1256*Kd 30
名称 1.16.8实际爬距/干弧距离 1.16.8.1a.高压套管（≤） 1.16.8.2b.中压套管（≤） 1.16.8.3c.低压套管（≤） 1.16.8.4d.中性点套管（≤） 1.16.9套管的平均直径（mm） 1.17套管式电流互感器 1.17.1装设在高压侧 1.17.1.1绕组数 1.17.1.2准确级 1.17.1.3电流比 1.17.1.4二次容量（VA） 1.17.1.5Fs或ALF 1.17.2装设在中压侧 1.17.2.1绕组数 1.17.2.2准确级 1.17.2.3电流比 1.17.2.4二次容量（VA） 1.17.2.5Fs或ALF 1.17.3装设在中性点侧 1.17.3.2准确级 1.17.3.4二次容量（VA） 1.17.3.5Fs或ALF 1.17.4TPY级电流互感器（如选用）在给定条件下的暂态误差（≤） 1.18分接开关 1.18.2额定电流（A） 1.19压力释放装置 1.20工频电压升高倍数和持续时间 1.20.11.05倍工频电压升高倍数（相-地） 1.20.1.1空载持续时间 1.20.1.2满载持续时间 1.20.21.1倍工频电压升高倍数（相-地） 1.20.2.1空载持续时间 1.20.2.2满载持续时间 1.20.31.3倍工频电压升高倍数（相-地） 1.20.3.1空载持续时间 1.21变压器油 1.21.1提供的新油（包括所需的备用油） 1.21.1.1过滤后应达到油的击穿电压（≥kV） 1.21.1.2tanδ（90℃）（≤%） 1.21.1.3含水量（≤mg/l） 1.21.1.4含气量,%（≤V/V） 1.22辅助电源 1.23报警和跳闸触点参数 1.23.1主油箱气体继电器触点容量（VA） - 31 -
标准值 4 4 4 4 3×3 5P20/5P20/0.5 1250/1A 30/30/30 20/20/Fs≤5 3×3 5P20/5P20/0.5 2000/1A 30/30/30 20/20/Fs≤5 5P20/5P20/5P30/5P30 30/30/30/30 20/20/30/30 0.1 ＞1.2倍高压绕组额定电流 连续 连续 连续 连续 1min 50 0.5 10 1 66 31
名称 1.23.2主油箱压力突变继电器触点容量（VA） 1.23.3主油箱油位计触点容量（VA） 1.23.4主油箱压力释放装置触点容量（VA） 1.23.5油面温控器 1.23.5.1触点容量（VA） 1.23.5.2输出 1.23.6绕组温控器触点容量（VA） 1.23.7冷却器故障（由冷却器控制柜）触点容量（VA） 1.23.8油流继电器信号（由冷却器控制柜）触点容量（VA） 1.23.9冷却器交流电源故障触点容量（VA） 2项目货物组件材料配置表 3使用环境条件表 3.7系统短路电流 3.8环境温度 3.8.3最大日温差（K） 3.9湿度（%） 3.14耐地震能力 标准值 50 50 50 50 4―20mA 50 4-20mA 50 50 25 2. 1001008-0330-02_330kV三相自耦电力变压器(360mva)
名称 1项目货物技术参数特性表 1.1*额定值 1.1.1型式或型号 1.1.2额定电压（kV） 1.1.2.1高压绕组 1.1.2.2中压绕组 1.1.2.3低压绕组 1.1.3额定频率（Hz） 1.1.4额定容量（MVA） 1.1.4.1高压绕组 1.1.4.2中压绕组 1.1.4.3低压绕组 1.1.5相数 1.1.6调压方式 1.1.7调压位置 1.1.8调压范围（高压侧） 1.1.9中性点接地方式 1.1.10主分接的短路阻抗和允许偏差（全容量下） 1.1.10.1高压—中压 1.1.10.1.1短路阻抗（%） 1.1.10.1.2允许偏差（%） 1.1.10.2高压—低压 1.1.10.2.1短路阻抗（%） 1.1.10.2.2允许偏差（%） 1.1.10.3中压—低压 - 32 -
标准值 OSFPSZ—360000/330 345 121 35 50 360 360 120 三相 有载 串联线圈末端调压 ±8×1.25％ 直接接地 10.5 -5~5 24 -10~10 32
名称 1.1.10.3.1短路阻抗（%） 1.1.10.3.2允许偏差（%） 1.1.11冷却方式 1.1.12联接组标号 1.2*绝缘水平 1.2.1a.雷电全波冲击电压（kV，峰值） 1.2.1.1高压端子 1.2.1.2中压端子 1.2.1.3低压端子 1.2.1.4中性点端子 1.2.2b.雷电截波冲击电压（kV，峰值） 1.2.2.1高压端子 1.2.2.2中压端子 1.2.2.3低压端子 1.2.3c.操作冲击电压（kV，峰值） 1.2.3.1高压端子（对地） 1.2.4d.短时工频耐受电压（kV，方均根值） 1.2.4.1高压端子 1.2.4.2中压端子 1.2.4.3低压端子 1.2.4.4中性点端子 1.3温升限值（K） 1.3.1*顶层油（≤） 1.3.2*绕组（平均）（≤） 1.3.3绕组（热点）（≤） 1.3.4油箱、铁心及金属结构件表面（≤） 1.4极限分接下短路阻抗和允许偏差（全容量下） 1.4.1a.最大分接 1.4.1.2高压-中压允许偏差(%) 1.4.1.4高压-低压允许偏差(%) 1.4.2b.最小分接 1.4.2.2高压-中压允许偏差(%) 1.4.2.4高压-低压允许偏差(%) 1.5铁心参数 1.6空载损耗（kW） 1.6.1额定频率额定电压时（≤） 1.7空载电流（%） 1.8负载损耗（额定容量、75℃、不含辅机损耗）（kW） 1.8.1a.高压-中压 1.8.1.1主分接（≤） 1.9噪声水平dB（A） 1.9.1自然冷却（≤0.3m） 1.9.2100%强迫风冷（≤2m） 1.10变压器负载能力 1.10.1强油冷却的变压器，满载运行时，全部冷却装置停止运行后允许运行时间（min） - 33 -
标准值 13 -7.5~7.5 OFAF或ODAF YNa0d11 1175 480 200 185 1300 530 220 950 510 200 85 85 50 65 78 75 ±10 ±10 ±10 ±10 110 750 70 70 20 33
名称 1.10.2采用片式散热器冷却的变压器，油泵停运时的持续运行能力/风扇和油泵全停时的持续运行能力（ ％额定容量 / ％额定容量） 1.11在1.5*Um/√3kV下局部放电水平（pC） 1.11.1高压绕组（≤） 1.11.2中压绕组（≤） 1.12绕组连同套管的tanδ（%） 1.12.1高压绕组（≤） 1.12.2中压绕组（≤） 1.12.3低压绕组（≤） 1.13无线电干扰水平.在1.1×Um/√3kV下无线电干扰水平（≤uV） 1.14油流速度。绕组中最高油流速度（≤m/s） 1.15质量和尺寸 1.15.3d.安装质量 1.16套管 1.16.1型号规格 1.16.2额定电流（A） 1.16.2.1a.高压套管 1.16.2.2b.中压套管 1.16.2.3c.低压套管 1.16.2.4d.中性点套管 1.16.3绝缘水平（LI/SI/AC）（kV） 1.16.3.1*a.高压套管 1.16.3.2*b.中压套管 1.16.4在1.5*Um/√3kV下局部放电水平（PC） 1.16.4.1a.高压套管（≤） 1.16.4.2b.中压套管（≤） 1.16.4.3c.低压套管（≤） 1.16.4.4d.中性点套管（≤） 1.16.5套管的弯曲耐受负荷 1.16.5.1a.高压套管 1.16.5.1.1水平 1.16.5.1.2横向 1.16.5.1.3垂直 1.16.5.2b.中压套管 1.16.5.2.1水平 1.16.5.2.2横向 1.16.5.2.3垂直 1.16.5.3c.低压套管 1.16.5.3.1水平 1.16.5.3.2横向 1.16.5.3.3垂直 1.16.5.4d.中性点套管 1.16.5.4.1水平 1.16.5.4.2横向 - 34 -
标准值 80/60 100 100 0.5 0.5 0.5 500 0.5 ＞1.2倍高压侧额定电流 ＞1.2倍中压侧额定电流 ＞1.2倍低压侧额定电流 ＞公共绕组额定电流 1175/950/570 550/-/230 10 10 10 10 2 1.5 1 1.5 1.25 1 1 1.25 1 1 1.25 34
名称 1.16.5.4.3垂直 1.16.6套管的爬距（等于标准爬距乘以直径系数Kd）（mm） 1.16.6.1*a.高压套管爬距 1.16.6.2*b.中压套管爬距 1.16.6.3c.低压套管爬距 1.16.6.4d.中性点套管爬距 1.16.7套管的干弧距离（应乘以海拔修正系数Kh）（mm） 1.16.8实际爬距/干弧距离 1.16.8.1a.高压套管（≤） 1.16.8.2b.中压套管（≤） 1.16.8.3c.低压套管（≤） 1.16.8.4d.中性点套管（≤） 1.16.9套管的平均直径（mm） 1.17套管式电流互感器 1.17.1装设在高压侧 1.17.1.1绕组数 1.17.1.2准确级 1.17.1.3电流比 1.17.1.4二次容量（VA） 1.17.1.5Fs或ALF（≤） 1.17.2装设在中压侧 1.17.2.1绕组数 1.17.2.2准确级 1.17.2.3电流比 1.17.2.4二次容量（VA） 1.17.2.5Fs或ALF（≤） 1.17.3装设在中性点侧 1.17.3.2准确级 1.17.3.4二次容量（VA） 1.17.3.5Fs或ALF 1.17.4TPY级电流互感器（如选用）在给定条件下的暂态误差（≤） 1.18分接开关 1.18.2额定电流（A） 1.19压力释放装置 1.20工频电压升高倍数和持续时间 1.20.11.05倍工频电压升高倍数 1.20.1.1空载持续时间（s） 1.20.1.2满载持续时间 1.20.21.1倍工频电压升高倍数 1.20.2.1空载持续时间 1.20.2.2满载持续时间 1.20.31.3倍工频电压升高倍数 1.20.3.1空载持续时间（min） - 35 -
标准值 1 ≥9075*Kd ≥3150*Kd ≥1256*Kd ≥1256*Kd 4 4 4 4 3×3 5P20/5P20/0.5 1250/1A 30/30/30 20/20/5 3×3 5P20/5P20/0.5 1250/1A 30/30/30 20/20/5 5P20/5P20/5P30/5P30 30/30/30/30 20/20/30/30 0.1 ＞1.2倍相应绕组线端额定电流 连续 连续 连续 20min 1 35
名称 1.21变压器油 1.21.1提供的新油（包括所需的备用油） 1.21.1.1过滤后应达到油的击穿电压（≥kV） 1.21.1.2tanδ（90℃）（≤%） 1.21.1.3含水量（≤mg/l） 1.21.1.4含气量,%（≤V/V） 1.22辅助电源 1.23报警和跳闸触点参数 1.23.1主油箱气体继电器触点容量（VA） 1.23.2主油箱压力突变继电器触点容量（VA） 1.23.3主油箱油位计触点容量（VA） 1.23.4主油箱压力释放装置触点容量（VA） 1.23.5油面温控器 1.23.5.1触点容量（VA） 1.23.5.2输出 1.23.6绕组温控器 1.23.6.1绕组温控器触点容量（VA） 1.23.7冷却器故障（由冷却器控制柜）触点容量（VA） 1.23.8油流继电器信号（由冷却器控制柜）触点容量（VA） 1.23.9冷却器交流电源故障触点容量（VA） 2项目货物组件材料配置表 3使用环境条件表 3.7系统短路电流 3.8环境温度 3.9湿度（%） 3.14耐地震能力
标准值 50 0.5 10 1 66 50 50 50 50 4~20mA 50 50 50 50 - 36 - 36
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