南方电网500kV三相自耦现场组装交流电力变压器技术规范样本.doc

中国南方电网有限责任企业企业标准
Q/CSG

500kV三相自耦现场组装交流电力变压器技术规范
–10–14实施
–10–14公布

中国南方电网有限责任企业 发 布

Q/CSG 123001.2-
1　

目 次
前 言 II
1 范围 1
2 规范性引用文件 1
3 术语和定义 2
4 使用条件 3
4.1 正常使用条件 3
4.2 特殊使用条件 3
5 技术要求 5
5.1 技术参数 5
5.2 设计和结构要求 9
6 试验 22
6.1 试验分类 23
6.2 型式试验 23
6.3 特殊试验 23
6.4 例行试验 23
6.5 交接试验 27
7 产品对环境影响 29
8 备品备件及专用工具 29
9 文件 30
10 监造、包装、运输、安装 31
10.1 监造 31
10.2 包装 31
10.3 运输 32
10.4 安装指导 33
11 运行维护 33
12 附则 33
附录A 变压器附件推荐厂家 34
附录B LCC相关资料要求 35
附录C 技术参数表 40

前 言

为规范500kV三相自耦现场组装交流电力变压器技术标准和要求，指导南方电网企业所属变电站（发电厂）变压器设备招标、采购、改造和运行管理工作，依据国家和行业相关标准、规程和规范，特制订本规范。
本规范由中国南方电网企业生产技术部提出、归口管理和负责解释。
本规范起草单位：云南电网企业。
本规范关键起草人： 王耀龙，吴琼，周海，魏杰，姜虹云，黄星，赵现平，陈宇民。
本规范关键审查人员: 皇甫学真，陈建福,黄志伟，郑易谷，欧阳旭东, 陈杰华。
本规范由中国南方电网企业标准化委员会同意。
本规范自公布之日起实施。
实施中问题和意见，请立即反馈至中国南方电网企业生产技术部。

500kV三相自耦现场组装交流电力变压器技术规范
1 范围
本规范适适用于中国南方电网企业所属变电站新建、扩建及改造工程，安装在户内或户外并运行在频率为50Hz、500kV电压等级三相自耦现场组装交流电力变压器。
本规范要求了500kV电压等级三相自耦现场组装交流电力变压器功效设计、结构、性能、安装和试验等方面技术要求。
本技术规范提出是最低程度技术要求。凡本技术规范未要求，但在相关设备国家标准、行业标准或IEC标准中有要求规范条文，应按上述标准条文中最高技术要求实施。
接入南方电网用户设备其配置、选型可参考本规范要求实施。
2 规范性引用文件
下列文件中条款经过本规范引用而成为本规范条款。通常注明日期引用文件，其随即全部修改单（不包含勘误内容）或修订版均不适适用于本规范。然而，激励依据本规范达成协议各方研究是否可使用这些文件最新版本。通常不注明日期引用文件，其最新版本适适用于本规范。关键引用标准以下：
GB 311.1-1997 高压输变电设备绝缘配合
GB/T 311.2- 绝缘配合 第2部分：高压输变电设备绝缘配合使用导则
GB/T 321- 优先数和优先数系
GB 1094.1-1996 电力变压器 第 1 部分：总则
GB 1094.2-1996 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：承受短路能力
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 2536-1990 变压器油
GB/T 2900.15-1997 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：应用导则
GB/T 13499- 电力变压器应用导则
GB/T 16434-1996 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 16847-1997 保护用电流互感器暂态特征技术要求
GB/T 16927.1－1997 高压试验技术第一部分通常试验要求
GB/T 16927.2－1997 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- 电力变压器选择导则
JB/T 3837- 变压器类产品型号编制方法
JB/T 5347-1999 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器
JB/T 8450- 变压器用绕组温控器
JB/T 9647-1999 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 572 电力变压器运行规范
DL/T 586- 电力设备监造技术导则
DL/T 620-1997 交流电气装置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
变电设备状态监测和带电测试配置标准

3 术语和定义
GB 1094.1、GB/T 2900.15中术语和定义适适用于本规范。
4 使用条件
4.1 正常使用条件
1）海拔高度：≤1000m；
2）环境温度
年最高气温： +40℃；
最热月平均温度： +30℃；
最高年平均温度：+20℃；
年最低气温：-25℃；（户外）
3）太阳辐射强度：0.1W/cm2
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 ；
共振、正弦拍波试验法，激振5次，每次连续时间5个周波，各次间隔2s，并考虑其端部连接导线振动和导线张力影响。安全系数大于1.67。设备本体水平加速度应计及设备支架动力放大系数1.2。
5）湿度
日相对湿度平均值95%；
月相对湿度平均值90%；
6）污秽等级
对于III级以下污秽等级地域统一按III级防污选择设备爬电比距。III级及以上污秽等级地域统一按IV级防污选择设备爬电比距。
7）风速
35m/s（离地面高10m处，连续10min1平均最大风速）。
8）覆冰厚度： 20mm
4.2 特殊使用条件
凡不满足4.1条正常使用条件之外特殊条件，如环境温度、海拔、污秽等级等应在订货时说明。特殊使用条件按以下要求。
1）湿热型环境条件
年最高气温： +45℃；
最热月平均温度：+40℃；
年最低气温：-10℃（户外）；
空气相对湿度≥95%时最高温度：25℃；
有凝露、有结冰和结霜。
2)地震烈度
地震烈度9度地域：
地面水平加速度4m/s2
地面垂直加速度2m/s2
3）海拔高度和外绝缘
海拔高度高于1000m时，按下列要求确定：
a.海拔在1000-m范围，设备外绝缘水平按m海拔修正；
b.海拔在-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环境，经专题研究后确定。
对于海拔高于1000m，但不超出4000m处设备外绝缘，海拔每升高100m，外绝缘强度约降低1%，在海拔不高于1000m地点试验时，其试验电压应按本要求额定耐受电压乘以海拔校正因数Ka 。

式中：H – 设备安装地点海拔高度，m。
4）温升
a.环境温度和温升
当环境温度高于正常使用环境条件时，则对变压器温升限值应按超出部分数值降低并应修约到最靠近温度整数值。
b.海拔高度和温升
安装场所海拔高于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，温升限值应作对应增加值进行修正。因海拔而作温升修正值，均应修约到最靠近温度整数值。
5）直流偏磁
变压器运行工况存在大于10A直流偏磁。
6）污秽等级
严重污秽地域，达成III级污秽时，考虑到未来调整爬距困难，可按IV级选择设备爬电比距。

表1 爬电比距
污秽等级
相对地之间最小标称爬电比距（mm/kV)
III
25
Ⅳ
31
5 技术要求
5.1 技术参数
5.1.1 基础参数
1）★额定电压
从下列数值中选择：
500kV，525kV，535kV，550kV。
2）★容量
从下列数值中选择：
750MVA，1000MVA，1500MVA。
3）容量组合
从下列数值中选择：
1500/1500/450MVA；
1000/1000/300(240)MVA；
750/750/240MVA。
4）★型式
从下列型式中选择：
三相、现场组装、自耦、无载调压；
三相、现场组装、自耦、有载调压。
5）★绝缘方法
油浸纸绝缘
6）★冷却方法
从下列方法中选择：
750MVA：ONAN/ONAF；
1000MVA、1500MVA：ONAN/ONAF/OFAF(ODAF)。
7）★调压方法
从下列方法中选择：
中压侧线端无载调压 ；
中压侧线端有载调压。
8）★调压范围（可选）：
从下列数值中选择：
±2×2.5%（无载）、±4×2.5%（无载）、±8×1.25%（有载）。
9）阻抗电压（%）：
新建工程采取经典值，从下列数值中选择：
1500MVA:
U12=24%，U23=30%，U13=60%（经典值）
1000MVA:
U12=14%，U23=40%，U13=55%（经典值）
U12=24%，U23=30%，U13=60%（经典值）
750MVA:
U12=14%，U23=40%，U13=55%（经典值）
U12=17%，U23=36%，U13=55%（经典值）
U12=12%，U23=28%，U13=43%（经典值）
许可偏差：主分接±5%，其它分接±7.5%；并应提交额定抽头位置零序阻抗。
改、扩建工程应按运行要求专门考虑和其并列运行变压器阻抗电压值相一致。
10）★接线组别
YNa0d11
11）局部放电许可值
1.5Um/电压下高压端小于100pC、中压端小于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。
13）振动水平
油箱壁振动限值为小于100μm(峰一峰值)。
14）温升
表2 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
≤55K
≤65K
≤78K
≤70K
≤80K
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500μV。
16）抗直流偏磁能力
变压器应能耐受大于10A直流偏磁。在长时间最大直流偏磁(假如存在)作用下，变压器铁芯和绕组温升、振动等不超出本技术规范要求值，变压器油色谱分析结果正常。噪声声压级增加值≤5dB。卖方须提供耐受直流偏磁能力电流值、可连续时间及运行要求等。
17）套管安装角度
套管轴线和铅垂线夹角不超出30度，500kV侧套管应采取垂直安装方法。
18)中性点接地方法
可从下列方法中选择：
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，除干燥剂外最少六年内免维护。
5.1.2 ★电压
表3 电压
变压器容量
位置
额定电压
最高运行电压
1500MVA
电力变压器
高压
500kV，525kV，535kV，550kV
550kV
中压
220kV，230kV，242kV
252kV
低压
63kV
72.5kV
750MVA、1000MVA
电力变压器
高压
500kV，525kV，535kV，550kV
550kV
中压
220kV，230kV，242kV
252kV
低压
34.5kV，35kV，36kV,37kV
40.5kV
5.1.3 ★绝缘水平
1) 线圈
表4 线圈绝缘水平
项目
线端交流耐压
(有效值)
操作冲击耐压
相-地(峰值)
雷电全波冲击
(1.2/50μs) (峰值)
雷电截波冲击
(峰值)
高压绕组
680kV
1175kV
1550kV
1675kV
中压绕组
395kV
750kV
950kV
1050kV
中性点
140kV
-
325kV
360kV
低压绕组（35kV）
85kV
-
200kV
220kV
低压绕组（63kV）
140kV
-
325kV)
360kV
2) 套管
表5 套管绝缘水平
项目
线端交流耐压
(有效值)
操作冲击耐压
(峰值)
雷电全波冲击
(1.2/50μs) (峰值)
雷电截波冲击
(峰值)
高压侧套管
750kV
1175kV
1675kV
-
中压侧套管
505kV
850kV
1050kV
-
中性点套管
155kV
-
325kV
-
低压绕组（35kV）
95kV
-
200kV
-
低压套管（63kV）
155kV
-
325kV
-

5.1.4 损耗要求
标准上，选择变压器损耗不得大于下表数值。
表6 损耗
总容量
750MVA
1000 MVA
1500 MVA
类别
空载
负载(高-中)
空载
负载(高-中)
空载
负载(高-中)
三相
≤245kW
≤960kW
≤275W
≤1300kW
(考虑中)
(考虑中)
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7 过激磁能力
工频电压
升高倍数
相－相
1.05
1.10
1.25
1.50
1.58
相－地
1.05
1.10
1.25
1.90
2.0
最大连续时间
连续
80%负荷连续
20s
1s
0.1s
应提供多种励磁状态下谐波分量曲线。
5.1.6 过负荷能力
变压器负载能力应符合GB/T 1094.7《油浸式电力变压器负载导则》要求，卖方应提供该变压器负载能力计算所需热特征参数。
变压器满载运行时，当全部冷却风扇退出运行后，最少许可连续运行30min；当油面温度不超出75℃时，变压器许可继续运行1h，同时线圈最热点温度不得超出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出140℃。
应提供冷却装置不一样运行方法下，变压器负荷能力。
5.1.7 套管电流互感器配置
1) 每台变压器应提供下述套管电流互感器：
表8 高压侧套管电流互感器
位置
额定变比
正确级
次级容量
数量
外侧
1500～3000/1A
5P20
20VA
4只
内侧
1500～3000/1A
0.5S Fs≤5
20VA
1只
表9 中压侧套管电流互感器
位置
1500MVA 额定变比
1000MVA、750MVA 额定变比
正确级
次级容量
数量
外侧
2500～5000/1A
1500～3000/1A
5P20
20VA
3只
内侧
2500～5000/1A
1500～3000/1A
0.5S Fs≤5
20VA
1只
表10 低压侧套管电流互感器
位置
额定变比
正确级
次级容量
数量
外侧
2500～5000/1A
5P20
20VA
3只
内侧
2500～5000/1A
0.5S Fs≤5
20VA
1只
表11 公共绕组中性点套管电流互感器
位置
额定变比
正确级
次级容量
数量
外侧
1500～3000/1A
5P20
20VA
3只
内侧
1500～3000/1A
0.5S Fs≤5
20VA
1只
线圈温度指示器不包含在上述CT内，由供货方确定，次级容量亦由供货方确定。
2) 套管电流互感器二次引出线芯柱必需是环氧一体浇注成形,导电杆直径大于8mm,并应有防转动方法。
3)对于套管式电流互感器可能每一个变比，其对应电流误差及相位差要满足以下要求：
a. 测量正确级均要求做到0.5S,精度要求满足计量检定规程JJG1021最新版要求。
b. 保护正确级均要求做到5P20，精度要求满足GB1208要求。
5.2 设计和结构要求
5.2.1 铁芯
a.应选择同一批次优质、低损耗冷轧晶粒取向硅钢片，★硅钢片厚度小于0.27mm，整个铁芯采取绑扎结构，在芯柱和铁轭上采取多阶斜搭接缝，铁芯装配时应用均匀压力压紧整个铁芯，铁芯组件均衡严紧，不应因为运输和运行中振动而松动。铁芯级间迭片应有合适油道以利于冷却。
b.为便于检验铁芯、夹件接地故障，应将铁芯和夹件接地引线分别经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，可在套管端部采取软导线连接至接地铜排。接地引线采取铜质材料，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.同一电压等级绕组采取同一厂家、同一批次导线绕制。
★b.公共绕组、低压绕组应采取（无氧）半硬导线或自粘性换位铜导线绕制。所采取半硬导线拉伸屈服强度σ0.2大于150N/mm2。
c.绕组和引线应绑扎得足够牢靠，组成一个钢体，以预防因为运输、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，并使绕组在承受全波和截波冲击试验时得到最好电压分布。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部署排列情况，不宜采取内置电抗器。
f.抗短路能力
制造厂应提供抗短路能力计算书，确保变压器绕组和铁芯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，连续时间为2秒钟，变压器各部件不应有损伤，绕组和铁芯不应有不许可变形和位移。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损耗所产生热量。
1)冷却方法
750MVA宜采取以下冷却方法：
60％及以下负载自然冷却（ONAN），60％以上负载自然油循环风冷（ONAF）。
1000MVA、1500MVA宜采取以下方法：
60％及以下负载自然冷却（ONAN），60％至80%负载自然油循环风冷（ONAF），80％以上负载强油循环风冷（OFAF、ODAF）。
当有两组冷却器时,每组同时有一只风扇停止运行, 变压器仍能保持满载长久运行。
冷却方法为ONAN/ONAF/OFAF（ODAF）变压器在冷却器不一样停运组数下运行情况由卖方提供。
对于含有多个冷却方法变压器，应依据负荷和油温，制订安全和合理冷却系统控制策略，并在控制回路中给予实现。
2）冷却器部署
无自然冷却能力冷却器部署形式有两种：一个为冷却器固定在变压器油箱上；另一个为冷却器集中固定在支架上，经过导油管和油箱连接。含有自然冷却能力散热器通常固定在变压器油箱上。
3) 风扇电机和油泵
冷却器应采取低速、大直径、低噪音风扇，风扇电动机为三相感应式、直接开启、防溅型配置，电动机轴承应采取密封结构。
油泵电机为三相感应式，电机转速小于1000转/分，且不能因油泵扬程过大造成气体继电器误动作，潜油泵轴承应采取E级或D级标准。
5.2.4 变压器套管
变压器为套管架空出线时，变压器套管应选择瓷质。套管伞形、伞宽、伞距、弧闪距离，应符合GB 4109 《高压套管技术条件》要求，外绝缘须根据所处海拔高度及污秽等级进行对应修正。当套管瓷套分段烧制时，宜采取瓷釉釉接方法。
绝缘瓷件应有足够机械强度和电气强度，颜色为棕色。
1) 套管应有良好抗污秽能力和运行特征, 其有效爬电距离应考虑伞裙直径影响。
a.两裙伸出之差（P2-P1)≥20 mm；
b.相邻裙间高(S)和裙伸出长度(P2)之比应大于0.9；
c.相邻裙间高(S) ≥70 mm；
d.500kV高压套管干弧距离大于4.7m。
高压、中压、低压及中性点套管分别根据550kV、252kV、72.5kV(40.5kV)及72.5kV(40.5kV)计算。
2）各侧套管引出线端接线板许可荷载不应低于下面数值, 且安全系数应大于2.5。
表12 套管许可负荷
位置
水平方向
垂直方向
横 向
高 压
3500N
N
2500N
中 压
3500N
N
2500N
低 压
3000N
1500N
N
中性点
3000N
1500N
N
上表数值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400力矩而不变形。
3) 低压套管之间净距离：Um为72.5kV时不少于650mm； 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(3s)
中压侧 50kA(3s)
低压侧 40kA(4s)
5）套管介质损耗因数（tanδ）: tanδ（20℃）≤0.4%，而且电压从0.5Um/升高到1.05Um/时其tanδ增值（△tanδ）≤0.1%。
6）套管局部放电量:在1.50 Um/电压下测得局部放电量应小于10PC。
7) 卖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)和雾中全部不闪络试验汇报(盐密不低于0.3mg/cm2)。
9）套管末屏接地须可靠牢靠，并应方便试验；含有安装在线（带电）监测装置接口，并带有防开路保护方法。
10）其它应符合GB 4109《高压套管技术要求》。
变压器为GIS出线时，油气套管尺寸应考虑和GIS对接。
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套独立油面温度测量装置，就地指示仪表应集中装设便于观察，卖方应配套提供安装于在主控制室油温显示装置。
油面温度测点应为2个，放于油箱长轴两端。
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输出电量和监控系统相连，其带电接点宜为插拔式结构。油面测温装置正确度等级优于1.5级，绕组温度计正确度等级优于2.0级，油面测温装置和绕组测温装置内置（4—20）mA模拟输出模块可在不停电下进行更换。
油温测量装置报警和跳闸接点应含有防雨防潮方法，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一侧套管，比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
分接开关额定经过电流应大于变压器额定容量下分接绕组中最大分接电流值，此额定电流是指连续负载下。若变压器在不一样工作条件(比如不一样冷却方法)下标称容量值不一样时，则应取其最大值作为额定容量，所以，分接开关额定经过电流也是以此为基准。
1）有载分接开关
a.有载分接开关应采取智能式操作机构，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动作统计器和分接位置指示器应为封闭式PCB（印刷电路板）设备，同时提供BCD编码（二进制编码十进制代码）和一对一空端子输出形式。操动回路应按RCD（计算机接口）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和变压器本体油相隔离密封容器内切换开关，及在其下部选择开关等组成。切换开关需要定时检验，检验时应易于拆卸而不损坏变压器油密封。为了预防切换开关严重损坏，有载分接开关选择开关应含有机械限位装置。
c.有载分接开关切换开关采取油中灭弧型。
d.开关仅应在运行5～6年以后或动作了6万次以后才需要检验。切换开关触头电寿命不应低于20万次动作，其机械寿命大于80万次动作无损伤。
e.当切换开关为油中灭弧时，应装设在线滤油装置。分接开关在线滤油装置应含有过滤杂质和水分功效（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，含有多个控制方法和延时、闭锁功效。应含有滤芯失效报警停机功效。在滤芯进油侧装设油压力表监视油回路工作情况。装置应含有充、补油及排气阀门。控制箱箱体采取合金材料或不锈钢，全部电气元件采取进口或合资厂产品，提供航空插头及端子排两种接线方法，端子宜采取凤凰端子或相同质量端子。
f.应提供有载调压装置型式试验汇报。每个有载调压装置应配置一个用于驱动电机及其附件防风雨驱动控制箱，还应设有独立储油柜、保护继电器(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部署在其驱动控制箱旁，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能够同时调压跟踪装置。
h.分接开关油箱应能经受油压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和机械限位装置。电气限位装置接点应接入控制线路和电动机线路中。宜安装预防三相电动机旋转方向错误保护装置。结合运行情况，安装过电流闭锁装置。电动机构应装有预防逐层控制线路发生故障时出现“越级”（跑档）操作装置。
2）无励磁分接开关
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。无励磁分接开关应能在不吊芯(盖)情况下方便地进行维护和检修，还应带有外部操动机构用于手动操作。无励磁分接开关分接头引线和连线布线设计应能承受暂态过电压。装置应含有安全闭锁功效，以预防带电误操作和分接头未合在正确位置时投运。
另外，装置应含有位置接口(远方和就地)，方便操作运行人员能在现场和控制室看到分接头位置指示。
5.2.7 油箱
1)变压器油箱应采取高强度钢板焊接而成。油箱内部应采取磁屏蔽方法，以减小杂散损耗。磁屏蔽固定和绝缘良好，避免因接触不良引发过热或放电。各类电屏蔽应导电良好和接地可靠。变压器油箱应在合适位置设置起吊耳环，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地端子。
2）油箱顶部应带有斜坡，方便泄水和将气体积聚通向气体继电器。油箱顶部全部开孔均应有凸起法兰盘。凡可产生窝气之处全部应在其最高点设置放气塞，并连接至公用管道以将气体聚集通向气体继电器。高、中压套管升高座应增设一根集气管连接至油箱和气体继电器间连管上。
3)应在变压器两侧各设置一个人孔。全部些人孔、手孔及套管孔接合处均应采取螺栓连接，并有适宜法兰和密封垫。必需之处应配置挡圈，以预防密封垫被挤出或过量压缩。
人孔或手孔尺寸应能使人员接触到套管低端、绕组上部和端头，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爬梯。爬梯位置应便于检验气体继电器，并保持人和带电部分安全距离。
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排油阀；
b.上、中、下三个部位取油样阀，下部取样阀位置不应高于箱底10cm；
油阀位置应确保能采集到循环中变压器油。
c.用于抽真空，并适于接50mm管子在油箱顶上部滤油机接口阀；
d.便于无需放油就可装卸冷却器隔离阀；
e.油箱下部应装有足够大事故放油阀，宜采取球阀或闸阀；
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；压力释放阀和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阀门，并应考虑避免死油区影响；
6)变压器用橡胶密封件应选择以丁腈橡胶为主体材料密封件，确保不渗漏油。变压器油箱大盖密封圈宜采取“8”字形断面胶条。全部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)变压器油箱应采取全密封式；
8）对于采取螺栓连接,上、下节油箱不少于两处短接连接片。
5.2.8 变压器底座
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和基础预埋钢板直接焊接将其固定在混凝土基础上装置，地脚螺栓或焊接点应足以耐受设备重量惯性作用力，和因为地震力产生位移。地震地域应加装防震装置。
制造厂应将螺栓及固定方法提交运行单位认可。
5.2.9 储油柜
储油柜能够采取胶囊式储油柜。
1）变压器主油箱其内部应有起油气隔离作用不渗透油及空气合成橡胶气囊，使油和空气相隔离。并配有吸湿器。
2）储油柜应配有盘形油位计。当油位高于或低于要求值时，油位监测装置全部应瞬时动作报警。
3）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。
4）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全部故障, 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13 保护装置报警和跳闸接点
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
重瓦斯跳闸2对
DC.110V/2A
DC.220V/1A
2
油枕油位计
低报警1对
DC.110V/2A
DC.220V/1A
3
主油箱压力释放装置
报警1对
跳闸1对
DC.110V/2A
DC.220V/1A
4
油温指示器
报警1对
跳闸1对
DC.110V/2A
DC.220V/1A
5
风机故障
报警2对
DC.110V/2A
DC.220V/1A
6
冷却器全停
报警1对
DC.110V/2A
DC.220V/1A
7
交流电源故障及切换
报警1对
跳闸1对
DC.110V/2A
DC.220V/1A
8
绕组温度指示装置
报警1对
跳闸1对
DC.110V/2A
DC.220V/1A
9
（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.110V/2A
DC.220V/1A
10
（若有）有载分接开关油位计
报警1对
DC.110V/2A
DC.220V/1A
11
（若有）有载分接开关压力释放装置
报警1对
跳闸1对
DC.110V/2A
DC.220V/1A
12
速动油压继电器
报警1对
跳闸1对
DC.110V/2A
DC.220V/1A
13
油流继电器
报警2对
DC.110V/2A
DC.220V/1A
注：供货方应提供绕组温度转换曲线图表，如用其它测温装置，应提供使用说明书和出厂检测汇报。供货方应提供继电器时间常数、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。
1）应采取采取浮筒挡板式结构，有放气孔、流速动作值可调试整定、抗震性能好。
2）应含有轻瓦斯发信、重瓦斯跳闸功效，一对接点用于轻瓦斯发信、两对接点用于重瓦斯跳闸。气体继电器安装位置应有2％坡度，采取利于二次接线头防水安装方法（下倾式），并在安装使用说明书中明确指出。
3）气体继电器应加装不锈钢防雨装置，且不妨碍运行观察。
4）为便于检修，应在气体继电器安装管道两侧设置阀门。
5）当油泵同时开启和同时停止操作时, 瓦斯继电器和突发压力继电器不应误动作。
5.2.10.2 压力释放阀
1）变压器应装设压力释放阀，压力释放装置可反复动作。
2）变压器上油箱应设有两个压力释放装置, 每套装置应配有机械式动作指示器及防潮密封报警接点(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)。
3）压力释放装置设置在油箱顶盖上边缘部位，并应设有排油管引至地面周围以引导向下排放油气，并使油远离控制箱等。当变压器经过穿越性短路电流时，压力释放装置应不动作。压力释放阀应采取利于二次接线头防水安装方法（下倾式）。
4）压力释放装置应有良好防潮、防水方法，外壳防护等级IP55。
5.2.10.3 速动油压继电器
当内部压力上升速度大于2kPa/s时，继电器对应不一样压力上升速度应有不一样保护动作时间；动作时间应满足JB/10430要求。继电器整体应能承受100kPa正压力油压试验，历时1h无渗漏；应能承受小于13.3Pa真空度，连续10min，结构件不得有永久变形和损伤。外壳防护等级IP55。
5.2.10.4 (若有)油流继电器
当油泵投入运行而油流停止时, 油流监测装置应动作发出报警信号。油流继电器两侧应装设蝶阀
5.2.10.5 总控制柜
变压器应设总控制柜。该总控制柜应含有下列功效:
1) 总控制柜电源由双电源供给, 再从总控制柜分路馈电给变压器冷却器控制箱、需要电源调压机构箱和用户外加二次设备所需电源。该柜应装设备用电源自动投入装置, 当工作电源发生故障, 备用电源将自动投入运行。用户应可任意选择一组电源作为工作电源, 另一组电源则自动处于热备用状态。当工作或备用电源消失时和电源自动切换时, 均应发出报警信号。卖方还应在总控制柜双电源切换后电源回路中配置三个220V、20A和两个220V、2A交流小型断路器供用户使用。
2）总控制柜用于汇接变压器套管CT, 瓦斯、温度、冷却器控制箱及调压机构电源、控制、闭锁、信号回路电缆,是变压器和外部联络总接口柜。
3) 总控制柜和冷却器控制箱采取不锈钢外壳，厚度不少于2mm, 接逢处采取亚弧焊处理，防护等级IP55。
5.2.10.6 控制柜和控制箱布线
1）电缆及配线
a.设备本体至总控制柜（箱）全部电缆、柜内设备至端子排配线均由供方提供并完成接线。电缆及配线长度应足量, 全部电缆、配线不应有中间接头。
b.电缆应采取耐油、阻燃、铠装、屏蔽铜芯电缆,交直流回路不得共用同一条电缆,必需分开。
c.卖方应提供全部连接电缆电缆清册，内容包含电缆编号、芯号、规格型号、起