启动备用变压器.doc

陕西华电榆横煤电有限责任公司一期2X600MW级机组工程

起动备用变压器技术协议

陕西华电榆横煤电有限责任公司
西北电力设计院
西北电力工程建设监理公司
特变电工沈阳变压器集团有限公司
2008年3月

1

目 录
第一部分 技术协议 1
1 总则 1
2 设备运行环境条件 1
3 设计条件 1
4 技术要求 4
5 质量保证、试验、监造及验收 16
6 包装、运输、装卸 19
第二部分 供货范围 21
1 一般要求 21
2 供货范围 21
3 包装和运输 25
第三部分 技术资料及交付进度 26
1 一般要求 26
2 资料提交的基本要求 27
第四部分 交货进度 31
第五部分 设备监造(检验)和性能验收试验 32
1 概述 32
2 工厂检验 32
3 设备监造 32
4 性能验收试验 34
第六部分 技术服务和设计联络 36
1 供方现场技术服务 36
2 培训 38
3 设计联络 38
第七部分 分包与外购 39
第八部分 大（部）件情况 40

2

陕西华电榆横煤电有限责任公司一期2X600MW级机组工程 启动备用变压器技术协议
第一部分 技术协议
1 总则
1.1 本技术协议适用于陕西华电榆横煤电有限责任公司一期2X600MW级机组工程的起动/备用变压器，为本工程组所配备的起动/备用变压器部分。本技术协议包括起动/备用变压器本体及附属设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。
1.2 在本技术协议中所提及的要求和供货范围都是最基本的要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分地阐述有关标准和规范的条文，供方应保证提供符合本技术协议和工业标准的功能齐全的优质产品。
1.3 在签订合同之后，需方有权提出因规范标准和规程发生变化而产生的一些补充要求，具体项目由买、卖双方共同商定。
1.4 供方须执行本技术协议所列标准。本技术协议中未提及的内容均满足或优于本技术协议所列的国家标准、国际标准、国家电力行业所采用的有关标准，有矛盾时，按较高标准执行。
1.5 如果供方没有以书面形式对本协议的条文提出异议，则意味着供方提供的设备完全符合本协议的要求。如有异议，不管是多么微小，都应在投标书中以“对协议的意见和同协议的差异”为标题的专门章节中加以详细描述。
1.6 变压器使用寿命不少于30年。
2 设备运行环境条件
2.1 设备安装地点： 户外。
2.2 电厂主厂房海拔高度： 1128.2m
2.3 气象条件
2.3.1 室外历年日极端最高/最低气温 39/-32.7℃
年平均相对湿度 56％
2.3.2 当地大气压力： 896.9 hPa
2.3.3 地震动峰值加速度 a<0.05g
2.3.4 室内最高/最低温度 40/0℃
2.3.5 污秽等级_III_级，泄露比距为2.5cm/kV（最高工作线电压）
因起备变布置在空冷平台下，污秽等级按IV级考虑。泄露比距为3.1cm/kV（最高工作线电压）
2.3.6 最大积雪深度: 16cm
2.3.7 平均降水量 365.4mm
2.3.8 最大风速 20.7m/s
2.3.10 室外历年最热月平均温度 23.4℃
2.3.11 地震烈度 6度
2.4 工程地址：榆林市横山县白界乡马扎梁村西南约2km处
3 设计条件
3.1 应遵循的主要现行标准
GB1094-2003 《电力变压器》
　　GB/T6451-1999 《三相油浸式电力变压器技术参数和要求》
　　GB311.1-1997 《高压输变电设备的绝缘配合》
　　GB/T16434-1996《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/T15164-1994 《油浸式电力变压器负载导则》
　　GB763 《交流高压电器在长期工作时的发热》
　　GB2900-2005 《电工名词术语》
　　GB5273-1985 《变压器、高压电器和套管的接线端子》
　　GB2536-1990 《变压器油》
　　GB7328 《变压器和电抗器的声级测定》
　　GB7449-1987 《电力变压器和电抗器的雷电冲击试验和操作冲击试验导则》
　　GB156-2003 《标准电压》
　　GB191-2000 《包装贮运标志》
　　GB50229-2006 《火力发电厂与变电所设计防火规范》
　　GB5027-1993 《电力设备典型消防规程》
　　GB4109 -1999 《交流电压高于1000V的套管通用技术条件》
GB10237 《电力变压器绝缘水平和绝缘试验外绝缘的空气间隙》
GB/T17468-1998 《电力变压器的选用导则》
GB/T4109-1999 《高压套管技术条件》
GB/T7354-2003 《局部放电测量》
GB11604-1989 《高压电气设备无线电干扰测试方法》
GB/T16927 《高压试验技术》
GB/T5582-1993 《高压电力设备外绝缘污秽等级》
GB50150 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》
DL/T 596-199 《电力设备预防性试验规程》
DL/T 572-95《电力变压器运行规程》
DL/T722-2000《变压器油中溶解气体分析和判断导则》
DL/573-95 《电力变压器检修导则》
GB7957-1998《电力用油检验方法》
GB/T17623-1998《绝缘油中溶解气体组份含量的气相色谱测定法》
IEC60599-1999《运行中矿物油浸电气设备溶解气体和游离气体分析的解释导则》
GB190－1990 《危险货物包装标志》
GB5099-1994 《钢质无缝钢瓶》
DL/T5136-2001《火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程》
《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》
合同设备包括供方向其它厂商购买的所有附件和设备，这些附件和设备应符合相应的标准规范或法规的最新版本或其修正本的要求。
3.2 工程条件
3.2.1 安装地点：户外
3.2.2 设备的主要参数
型式：户外、三相、分裂铜绕组、有载调压变压器
冷却方式：油浸风冷
额定频率：50Hz。
额定容量：70MVA (绕组温升65K时)
额定电压：高压侧：110kV
低压侧：10.5kV
绕组额定变比： __115±8×1.25%/10.5-10.5__kV
短路阻抗：18％（在额定电压和频率下温度为75℃, 以高压绕组额定容量为基准的半穿越短路阻抗）在各分接情况下短路阻抗误差不超过±5％。
分裂系数：3.5（±5％）
分裂结构：轴向分裂
极性：负极性
接地方式：高压侧：经隔离开关接地
低压侧：经60欧姆电阻接地

联接组标号：YN,yn0,yn0+d11
带三角型辅助绕组、辅助绕组的容量应不小于变压器容量的三分之一。
端子连接方式：高压侧：架空导线
　 低压侧：10kV共箱封闭母线
变压器相序：面对变压器高压侧，从左到右高压侧为：A、B、C。
4 技术要求
4.1.1 绕组绝缘耐热等级：A级
4.1.2 绕组绝缘水平：(见表1)

短时工频
(有效值，kV)
雷电冲击全波
(峰值，kV)
雷电冲击截波
(峰值, kV)
操作冲击
(峰值,kV)
高压
200
480
530

高压中性点
95
250
250

低压
55
125
140

低压中性点
55
125
140

4.1.3 变压器绕组匝间工作场强不大于2kV/mm。
在额定频率下，规定变压器能在负载105％的额定电压下连续运行，空载能在110％的额定电压下连续运行。
4.1.4 损耗和效率(在额定电压和频率下，温度为75℃时)：
4.1.4.1 损耗
负载损耗：≤245kW；
空载损耗：≤45 kW；
总损耗： ≤290 kW(不包括附件损耗)。
4.1.4.2 效率：≥99.5％；（在额定电压、频率、容量；功率因数为1时）
效率=(1-损耗/容量)×100%，其中损耗=负载损耗(75℃)＋空载损耗。
额定频率、110％额定电压下的空载损耗：65kW。
温升限值(周围环境温度40℃)
绕组平均温升：65K(用电阻法测量)；
顶层油温升：55K(用温度传感器测量)；
铁芯、绕组外部的电气连接线或油箱中的结构件不超过80K。
4.1.5 过载能力
变压器允许短时间过载能力应满足相关标准要求(正常寿命，过载前已带满负荷、环境温度40℃)。
4.1.6 承受短路能力
变压器应能承受外部短路高压侧40kA(有效值)、低压侧40kA、时间为3s，变压器应无损伤。并应能承受外部短路高压侧100kA(峰值)、低压侧100kA(峰值)的冲击，绕组及铁芯等不应有不允许的变形和位移。短路后线圈温度不高于250℃，保证该变压器可继续运行。
供方应提供变压器抗短路能力的计算报告。
4.1.7 工频电压升高时的运行持续时间
额定电压的短时工频电压升高倍数的持续时间应符合相关标准。
4.1.8 变压器的端子上应能承受1.4倍的额定电压历时5s。
4.2 技术性能要求
4.2.1 局部放电水平

1.5Um/√3时的局放水平：高压绕组≤100pC；低压绕组≤100pC；高压套管≤10pC。
变压器的局部放电测量方法按GB1094.3进行。
4.2.2 无线电干扰
　　 在1.1倍最高相电压时的无线电干扰电压不大于500μV，并在晴天夜晚无可见电晕。
4.2.3 噪声水平
　　 100％冷却方式下满载运行，距变压器本体2m处，噪声不大于75dB(声压级)。
4.2.4 所有相同设计、相同额定值的变压器的电气性能应完全相同，具有互换性。
4.2.5 变压器的结构应有利于顺利地运输到目的地，需现场安装的附件，安装好后将能立即进入持续工作状态。供方承诺提供的变压器在运输撞击不超过3g的情况下可以不经吊罩检查，安装后即能投入运行。
4.2.6 变压器及其附件的设计和组装应使振动最小，并且能承受三相短路电动力的作用。
4.2.7 变压器铁芯和较大金属结构零件均应通过油箱可靠接地，变压器的铁芯应通过套管从油箱上部引出可靠接地，接地处应有明显接地符号“┻”或“接地”字样。
4.2.8 变压器套管
变压器套管应采用防污型，不得采用密裙结构。变压器高压侧套管采用充油瓷套管，高压套管应留有取样阀。
4.2.8.1 套管绝缘水平(见表2)
表2 变压器套管额定绝缘水平 (kV)

装设位置
1分钟工频耐受电压
(有效值，kV)
雷电冲击全波
(峰值，kV)
操作冲击(峰值,kV)
高压
200
550
-
高压中性点
95
250
-
低压
55
125
-
低压中性点
55
125
-
4.2.8.2 套管爬电距离：（按泄漏比距按3.1cm/kV，以最高工作电压计算）
高压3900mm, 低压1250 mm, 低压中性点_1250mm
4.2.8.3 套管颜色：褐色
4.2.8.4 套管端子的允许荷载不小于表3值
表3 变压器套管端子受力 (N)
套管位置

横 向
纵 向
垂直拉力
高 压 侧
1000
1500
1000
中 性 点
1000
750
750
静态安全系数不小于2.5，事故状态下安全系数不小于1.67。变压器套管端子型式和尺寸应满足GB5273标准中的有关规定。
4.2.8.5 套管式电流互感器的配置及规范如表4。
表4 变压器套管式电流互感器的配置及规范
装设位置
电流比(A)
准确级
额定输出(VA)
组 数
高 压 侧
500/1A
5P20
100
1
500/1A
5P20
100
1
500/1A
0.2S
50
1
高压中性点
100~300/5A
5P20/5P20
50
1

4.2.9 有载分接开关
4.2.9.1 制造厂: 进口（德国MR）
4.2.9.2 型式: MIII500Y/123C-10193W
4.2.9.3 驱动电机额定功率: 0.75
4.2.9.4 带在线滤油装置
4.2.9.5 有载分接开关应符合IEC60214规定。
4.2.9.6 有载分接开关参数
额定特性： 额定通过电流500A
工作级电压110kV
额定级电压126kV
分接位置数 17
绝缘水平：应满足GB10230《有载分接开关》的有关规定，见下表
变压器有载分接开关额定绝缘水平 (kV)
最高工作电压
雷电冲击耐受电压(峰值)
操作冲击耐受电压
(峰值)
短时工频耐受电压
(有效值)
全 波
截 波
126
550
530

200
4.2.9.7 性能要求
有载分接开关应有单独的油室，其油室应为密封的，并配备压力保护装置等。
有载分接开关应装有挡板式气体继电器，其触点容量不小于DC110V 5A。
有载分接开关按GB10230《有载分接开关》的有关规定，应进行以下型式试验：
——触头温升试验
——切换试验
——短路电流试验
——机械试验
——绝缘试验
——压力及真空试验
有载分接开关的电动机构应满足GB10230《有载分接开关》的有关规定。
有载分接开关的机械寿命不少于 80万次。
有载分接开关可根据设定自动调压，其控制可远方/就地操作，就地设置远方/就地切换开关。有载分接开关控制箱内予留远方控制接口,同时留有计算机控制接口，并通过BCD码编码器对调压开关分接位置在计算机上进行显示。
调压开关的油箱与本体油箱不得相互串漏，并应设单独的呼吸装置和瓦斯保护装置。
4.2.10 散热器和控制箱
4.2.10.1 变压器投入或退出运行时，风机均可通过控制开关投入与停止运行。
4.2.10.2 控制箱采用两回路独立电源供电，两路电源可任意选一路工作或备用。当一路电源故障时，另一路电源能自动投入。此两路电源的自动切换装置和切换功能应在控制箱内完成，由供方成套供货。控制箱电源由需方提供。
4.2.10.3 当散热器系统在运行中发生故障时，应能发出事故信号，并提供接口，当工作或辅助冷却器故障时，备用冷却器应能自动投入运行。
4.2.10.4 当全部风扇退出运行后，变压器自冷容量应不小于47MVA。
4.2.10.5 变压器散热器风扇分为2组，每组散热器风扇可分别投入或退出。应按负载情况自动或手动投入或切除每组散热器风扇。
4.2.10.6 冷却系统控制箱应随变压器成套供货，控制箱应为户外式，采用不锈钢制作，防护等级不低于IP54。风扇电机防护等级不低于IP55，通风总控制箱内的二次元件及接线端子，具有防止潮湿及腐蚀的措施。二次电缆选用阻燃耐油电缆。端子排为阻燃防潮型菲尼克斯端子，并能接4mm2的电缆，两路电源进线的电力电缆采用相互独立的大电流接线柱。备用20%端子。
4.2.10.7 冷却系统电动机的电源电压采用交流380/220V，控制电源电压为：DC110V。
4.2.10.8 冷却系统的电动机应有过载、短路及断相运行的保护装置。在正常维护下，冷却器风扇电机的无故障工作时间保证不少于2年。
4.2.10.9 配备可拆卸的散热器。管道和散热器的间隙应能够进行油漆和维修工作，散热器能够承受主油箱同样的压力和真空。
4.2.10.10 供方应提供在不同环境温度下，投入不同数量的散热器时，变压器允许满负载运行时间及持续运行的负载系数。
4.2.10.11实现冷却器全停报警、全停限时跳闸。
供方按下列方式提供具体数据：
投入风扇数
满负荷运行时间（min）
持续运行的负荷数
10℃
20℃
30℃
40℃
10℃
20℃
30℃
40℃
3
120
60
30
15
0.7
0.65
0.6
0.5
4
140
70
35
20
0.75
0.7
0.65
0.5
5
180
90
45
30
0.85
0.8
0.75
0.6
6
200
110
60
45
0.9
0.9
0.8
0.7
7
240
110
60
45
0.9
0.9
0.8
0.7
8
连续
连续
180
90
1
0.98
0.95
0.9
9
连续
连续
连续
连续
1.07
1.05
1.02
1
散热器台数 9+1台。
4.2.10.11 供方应提供冷却装置的电源总功率：2.5kW,其中风扇吸收功率：0.4kW。
4.2.10.12 控制柜内应有门控的照明设施，并应有适当容量的交流220V的加热器，该加热器由可调温度湿度控制器控制，以防止柜内发生水气凝结。控制柜内应有电源插座(单相，10A，220V，AC)。
4.2.11　油箱及储油柜
4.2.11.1 变压器油箱结构：桶式，油箱的机械强度应承受住真空压力67Pa和正压98kPa的机械强度试验，油箱不得损伤和出现不允许的永久变形。整台变压器能承受储油柜的油面上施加50kPa的静压力，持续24h，无渗漏及损伤。
4.2.11.2 油箱下部应设置供千斤顶顶起变压器的装置和水平牵引装置。
4.2.11.3 油箱上部应设滤油阀，下部装有足够大的事故放油阀，事故放油阀外安装透明的有机玻璃堵板且事故放油阀的高度不能低于设备的底部。取样阀设置一、二次门各一个且采用针型阀。。
4.2.11.4 变压器应装有防震型挡板式气体继电器（气体继电器应有防雨水措施），其连接采用波纹管，其触点容量不小于DC110V 10A。为使气体易于汇集在气体继电器内，要求升高座的联管、变压器与储油柜的联管和水平面有约1.5°的升高坡度。变压器不得有存气现象。
4.2.11.5 变压器应装有波纹膨胀储油柜，其容积应保证在最高环境温度允许过载状态下油不溢出，在最低环境温度未投入运行时观察油位计应有油位指示。储油柜应有注油、放油、放气和排污装置及带有油封的吸湿器。
4.2.11.6 变压器及金属附件外表面应进行防腐处理变压器颜色：需方提供。变压器安装完毕后，供方提供足量油漆，需方现场重新喷一遍漆。
4.2.11.7油箱上应装有梯子，梯子的位置应便于在变压器运行中从气体继电器中采集气样，梯子下部有一个可以锁住踏板的挡板。
4.2.12　其它附件的技术要求
4.2.12.1 变压器应配备绕组测温和油温测量装置。绕组测温应能反映绕组的平均温升，油温测量应不少于两个监测点。上述温度变量除在变压器本体上可观测外，还应能将绕组温度信号以4~20mA模拟量送出，油温以双支Pt100送出。变压器本体上的测温装置的端子箱或就地仪表间的电缆应采用耐油、阻燃、屏蔽电缆。气体继电器至端子箱电缆应将其触点两极分别引出，不得合用一根多芯电缆。变压器的端子箱和风冷控制箱内的端子排应为阻燃、防潮型型菲尼克斯端子，并应有20％的备用端子，供用户使用。
4.2.12.2 变压器低压侧与共箱母线或封闭母线相连接的法兰及变压器低压套管的相间距离等应向封闭母线厂提出详细资料，并密切配合，套管接触面采用镀银。
4.2.12.3 变压器绝缘油选用符合GB2536－90中要求的45号变压器油（克拉玛依油），运行中变压器油质量应满足GB7595－87中要求。供方应提供过滤合格的新油，其击穿电压≥35kV，tgδ(90℃)≤0.5%，含水量<10ppm且不应含有PCB成份，油量除供应铭牌数量外，再加10%的裕量。供方应提供变压器油的具体数据。
4.2.12.4 变压器的所有外购件必须经过鉴定并有产品合格证，符合相应标准要求。
4.2.13 变压器的控制保护基本要求（不仅限于此）
4.2.13.1 变压器应具有下列报警和跳闸接点：
序号
接点名称
报警或跳闸
电源电压
V (DC)
接点容量
A
1
主油箱气体继电器

轻故障报警重故障跳闸
110V
1A
2
有载分接开关气体继电器
轻故障报警重故障跳闸
110V
1A
3
主油箱油位计
报警
110V
1A
4
有载分接开关的油位计
报警
110V
1A
5
主油箱压力释放装置
报警/跳闸
110V
1A
6
有载分接开关的压力释放装置
报警
110V
1A
7
油温测量装置
报警
110V
1A
8
风扇故障(由通风控制柜)
报警
110V
1A
9
有载分接开关拒动指示
(由有载开关驱动机构控制板)
报警
110V
1A
10
散热器交流电源故障
报警
110V
1A
11
绕组测温装置
报警
110V
1A
4.2.13.2 压力突变继电器：为了检测内部故障，每台变压器应配备压力突变继电器。
4.2.13.3 变压器的高绕组B相都应供有一个绕组温度模拟器，温度模拟器应对中心相的负荷作出反映。每个模拟器应和相关联的设备一起供货，它包括电流互感器、温度检测器、必要的接线和毛细管、刻度盘式（指针式）温度指示器（在150℃的满刻度内，精度应在百分之二以内）。应配备电阻温度检测器和/或热电偶供远距离温度显示和冷却控制。电阻温度检测器和/或热电偶的引线应引出到端子板，供需方进行端子连接。
4.2.13.4 应按下列要求提供热点温度触点：
启动第一组散热器风扇的一副触点。
如果需要两级冷却时，启动第二组散热器风扇的一副触点。
如果正常启动控制失败时，启动两组散热器的一副风扇备用触点。
一副报警触点。
4.2.13.5 变压器控制箱内面板上应安装一个或多个手动动力选择开关从而允许每个散热器组使用在“运行”、“备用”、“停用”状态。
4.2.13.6 提供连接到散热器控制箱的报警触点，用于就地和远方显示：控制顺序、故障、每个散热器组的电源故障以及散热器控制箱的直流电源丢失故障。
4.2.13.7 每一组风扇配有一只共同的带短路保护的断路器（这是附加在各个电机的过载保护上的）和一只共同的磁力接触器。每只接触器有两副备用付触点，可在现场调节常开或常闭。
4.2.13.9 每只接触器线圈回路有一只单独的热磁断路器，至线圈引出线的电路应引到控制柜内单独的一套端子排上。
4.2.13.10 所有的压力释放装置都提供连接到散热器控制箱的报警触点。
4.2.13.11 变压器二次引线端子箱位置、电源箱位置、接地端子位置及其它布置的特殊要求在设计联络会中明确。
4.2.14 铭牌
有符合国标的铭牌，铭牌用耐腐蚀材料制成，字样、符号应清晰耐久，铭牌在设备正常运行时其安装位置应明显可见。金属铭牌至少应包括下列内容：
设备名称
制造厂名称
制造厂产品编号
设备型号
KKS编码（KKS编码由需方提供）
重量
制造日期
另设一个油位随油温变化曲线标示牌
4.2.15 变压器的负载能力
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，供方应提供该变压器负载能力计算所需的热特性参数。
4.2.16 变压器的寿命
变压器在规定的使用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。
4.2.17 变压器的消防
　供方提供的产品(包含散热器风扇电机、控制箱及端子箱等)应满足水喷雾灭火的要求。
4.2.18 变压器油在线监测系统
变压器油在线监测系统采用GEMO150型，全套设备均应成套，包括传感器、电伴热、主机、主机与适配器之间的联系电缆、主机防护箱体。主机防护箱与需方变压器端子箱安装在一起。
主机防护箱采用不锈钢材质，箱内配有加热器及温控器，根据设定温度或凝露点自动起停加热器。主机防护箱应有防进水、防雨淋措施。主机防护箱防护等级为IP54。
变压器油在线监测系统应在线监测变压器油中H2、CO、C2H2、C2H4等4种气体及微水。为变压器故障提供早期预警并具有智能诊断功能。
变压器智能在线监测系统设备配有通讯口，可接入ECS系统（光纤连接），在ECS操作员站可安装软件，实现远方监测分析。

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4.3 变压器规范表

序号
名 称
技术数据
一
变压器基本技术参数

1
型式及型号
SFFZ-70000/110
2
额定容量(MVA)（绕组温升 65K）
70
3
最高工作电压(kV) 高压/低压
126
4
额定电压(kV) 高压/低压
115±8×1.25%/10.5
5
额定电流(A) 高压/低压
351.43/2474.4
6
额定电压比(kV)
115±8×1.25%/10.5-10.5
7
短路阻抗(%)
18%
8
联结组标号
YN yn0-yn0+d11
9
额定频率(Hz)
50
10
绝缘耐热等级
A
11
额定绝缘水平

高压侧
雷电冲击耐受电压峰值(kV)
480/530
短时工频耐受电压有效值(kV)
200
低压侧
雷电冲击耐受电压峰值(kV)
125/140
短时工频耐受电压有效值(kV)
55
12
损耗
空载损耗(kW)
≤45
负载损耗(kW)
≤245
辅机损耗(kW)

13
效率(%)
99.5
14
局部放电量(pC)
≤100
15
无线电干扰电压(μV)
≤500
16
噪音水平(dB)(声压级)：

自然冷却

100%强迫风冷
75
17
每相对地电容（pF）

高压线圈对地及相邻线圈电容
按实测值

低压线圈对地及相邻线圈电容
按实测值
18
温升限值（K）：

顶层油
55

高压绕组
65

低压绕组
65
19
阻抗电压（%）及偏差（%）

A、主分接
18

B、最大分接

C、最小分接

20
绕组电阻（Ω，75℃）

A、高压绕组

主分接
约0.311847742

最大分接

最小分接

B、低压绕组
约0.0034655
21
空载电流（%）

A、100%额定电压时
0.3

B、110%额定电压时
1.5
22
铁芯柱磁通密度（T）（额定电压、额定频率时）
1.683
23
可承受的2秒系统对称短路电流(kA)

高压绕组
3.6

低压绕组
20

短路后绕组平均温升计算值：℃
＜250
二
变压器套管

1
额定绝缘水平

高压侧
雷电冲击耐受电压峰值(kV)
550
短时工频耐受电压有效值(kV)
200
低压侧
雷电冲击耐受电压峰值(kV)
125
短时工频耐受电压有效值(kV)
55
高压侧中性点
雷电冲击耐受电压峰值(kV)
250
短时工频耐受电压有效值(kV)
95
2
套管外绝缘爬距

高压(mm)
3900
高压中性点(mm)
1250
低压(mm)
1250
3
套管端子允许荷载（高压/低压）

纵向(N)
1500/750
横向(N)
1000/1000
垂直拉力(N)
1000/750
4
套管式电流互感器

高压侧
电流比(A)
500/1A, 500/1A, 500/1A
准确级
5P20, 5P20,0.2S
额定输出(VA)
100/100/50
中性点侧
电流比(A)
100-300/5A
准确级
5P20/5P20
额定输出(VA)
50
三
变压器附件

1
散热器型式
PC520
2
散热器数量
9+1
3
工作组数
9
4
备用组数
1
5
每组散热器冷却容量：(kW)
0.25
6
散热器风扇数量
9+1
7
气体继电器型式
QJ12-80A
8
风机型式
DBF
9
风扇电机容量(kW)、电压（kV）
0.25 0.38/022
10
总的风扇功率(kW)
2.5
11
压力释放装置规范及台数
2
12
压力释放装置释放压力
0.055
三
有载分接开关

制造厂：
德国MR

型号：
MIII500Y/123C-10193W

额定电流：
500

分接级数：
17

短路耐受性能
8kA

可承受的最高连续运行电压（对地）(kV)
123kV

短时工频耐受电压有效值(kV)
230kV

雷电冲击全波实验电压（峰值）
550kV

无需检修的操作次数和运行时间

电气寿命
20万次

机械寿命
80万次
四
其它技术要求

1
轨距（mm） （纵向×横向）
1435×2000
2
运输重（T）
92.76
3
上节油箱重（T）
12
4
油重（T）
30
5
总重（T）
108
6
变压器外形尺寸（mm）长、宽、高
7600×5500×7000
7
变压器运输尺寸（mm）长、宽、高
6500×2840×3900

5 质量保证、试验、监造及验收
5.1 设计制造标准
同本卷3.1条（但不限于此）。
5.2 质量保证
5.2.1 供方应满足本协议所提的技术要求。
5.2.2 供方应向需方保证所供设备是技术先进、成熟可靠的全新产品，在设计、材料选择和工艺上均无任何缺陷和差错，技术文件及图纸的内容必须正确、完整，图画清晰，能充分满足安装、启、停及正常运行和维护的要求。
5.2.3 供方应具备有效方法，控制所有外协、外购件的质量和服务，使其符合本技术协议的要求。
5.2.4 需方有权派代表到供方工厂和分包及外购件工厂检查制造过程，检查按合同交付的货物质量，检验按合同交付的元件、组件及使用材料是否符合标准及其它合同上规定的要求，并参加合同规定由供方进行的一些元件试验和整个装配件的试验。供方应提供给需方代表技术文件及图纸，试验及检验所必需的仪器工具、办公用具。
5.2.5 在设备开始生产前，供方应提供一份生产程序和制作加工进度表，进度表中应包括检查与试验的项目，以便需方决定哪些部分拟进行现场检查。需方应向供方明确拟对哪些项目进行现场检查，并事先通知供方，以便供方安排。
5.2.6 如在安装和试运期间发现零部件的缺陷、损坏情况，在证实设备储存、安装、维护和运行都符合要求时，供方应尽快免费更换。
5.3 试验
5.3.1 出厂试验要求
供方在变压器出厂前应进行工厂检验，以检查其是否符合技术规范要求，至少要包括下列试验：
5.3.1.1 型式试验
绝缘型式试验(GB1094.3)
温升试验(GB1094.2)
5.3.1.2 出厂试验(例行试验)
绕组电阻测量GB1094.1)
短路阻抗和负载损耗测量(GB1094.1)
空载电流和空载损耗测量(GB1094.1)
绕组对地绝缘电阻和绝缘系统电容的介质损耗因数(tgδ)的测量(GB6451)
绝缘例行试验(GB1094.3)
电压比测量和联结组标号检定(GB1094.1)
绝缘油试验(GB1094.1)
有载分接开关试验(GB1094.1)
绕组变形试验
零序阻抗测量试验
工厂检验程序应经需方认可后方可进行。
供方应提供材料证明书和工厂试验数据，以证实符合技术协议和合同的要求。对于一些重要的检查和试验项目，需方有权派代表参加，供方应在试验前规定的时间内通知需方。
5.3.2 现场试验要求
测量绕组连同套管的直流电阻
检查所有分接头的变压比
检查变压器的三相接线组别和极性
测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数
测量绕组连同套管的介质损耗因数
测量绕组连同套管的直流泄漏电流
绕组连同套管的交流耐压试验
绕组连同套管的局部放电试验
测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯接地线引出套管对外壳的绝缘电阻
非纯瓷套管的试验
绝缘油试验
额定电压下的冲击合闸试验
检查相位
测量噪音
有载调压切换装置的检查和试验
绕组变形试验
5.3.3 特殊试验
绝缘特殊试验(GB1094.3)
绕组对地和绕组间的电容测定
暂态电压传输特性测定
三相变压器零序阻抗测量(GB1094.1)
短路承受能力验证(GB1094.5)(提供短路验证计算报告)
声级测定(GB7328)
空载电流谐波测量(GB1094.1)
风扇电机的吸取功率测量
5.4 性能保证
5.4.1 供方应自费承担工厂试验所需设备及人工费用，并自费更换在试验中损坏的设备和材料。
5.4.2 本技术协议涉及的设备，如由其他厂家配套的应由供方统一协调，确定合理尺寸和技术参数，以满足整体的要求。
5.4.3 质保期：：从合同设备初步验收证书签发之日起一年或由于需方原因导致合同设备未能如期进行初步验收时,为自供方发运的合同设备最后一批货物到货之日起36个月(二者时间以先到为准)，制造中每拆装一次上扼铁，质保期延长1年。因试验中发生绝缘击穿，每处的质保期增加2年。
5.4.4 制造厂保证变压器到现场后，运行前能承受额定电压下5次冲击合闸。
5.4.5 对配套设备的要求
5.4.5.1 变压器所有附件清洁干净，并在厂内预组装一次。
5.4.5.2 变压器所有外购附件，由供方选择采用优质产品，并附有相应的产品合格证，外购件厂家事先通知需方，并取得需方同意。
5.4.5.3 变压器所有附件与本体的连接，由供方负责。
5.4.5.4 变压器运到现场后，在正常运输条件下，不经吊罩检查便能可靠运行，并在正常运行条件下，6年内可不吊罩检查。
6 包装、运输、装卸
6.1 包装
6.1.1 变压器的包装应符合相关标准的规定，并应采取防雨、防潮、防锈、防震等措施，以免在运输过程中由于振动和碰撞引起轴承等部件的损坏。
6.1.2 所有开口、法兰、接头应采取保护措施，以防止在运输和储存期间遭受腐蚀、损伤及进入杂物。
6.1.3 需要现场连