晋江燃气电厂工程
220kV主变压器技术协议书
福建晋江天然气发电有限公司
福建省电力勘测设计院 特变电工衡阳变压器有限公司
二OO七年五月
目 录
货物需求表 .................................................................................................................... 1 1 总则 .......................................................................................................................... 2 2 技术要求 .................................................................................................................. 2 3 供货范围 ................................................................................................................ 18 4 技术文件 ................................................................................................................ 19 5 买方工作 ................................................................................................................ 21 6 工作安排 ................................................................................................................ 21 7 备品备件及专用工具 ............................................................................................ 26 8 质量保证、试验、监造 ........................................................................................ 27 9 包装、运输和储存 ................................................................................................ 39 10.技术服务、培训和设计联络 ................................................................................. 39 附录A主要部件材料表 .............................................................................................. 43 附件B过负荷能力曲线图 .......................................................................................... 45
货物需求表
设备 名称 数 量 (台) 交货地点 主要技术参数 交货期 户外，油浸三相双线圈无载调压电力变压器 冷却方式:ODAF 容量：480MVA 电压比：242(+1～-3)*2.5％/19kV 接线组别：YN，d11 变压器 阻抗电压：Ud=18%； 220kV母线短路电流水平：50kA 19kV侧短路电流水平：160kA CT二次额定电流：5A 噪音水平：满载运行，距变压器本体2米处，噪音不大于75dB(启动风机)。 第一台:2008 年 1月 1日现场指第二台:2008定地点4 年 4月 1日，车板交第三台:2008货 年 10月 1 日，第四 台:2009年 2月 1日
1 总则
1.1 本设备技术协议书适用于晋江燃气电厂工程的主变压器，它提出了该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 本设备技术协议书提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，卖方应提供符合工业标准和本规范书的优质产品。 1.3 N/A
1.4 本设备技术协议书所使用的标准如遇与卖方所执行的标准不一致时，按较高标准执行。
1.5 本设备技术协议书作为订货合同的技术附件，与合同正文具有同等的法律效力。 1.6 本设备技术协议书未尽事宜，由买、卖双方协商后由买方确定。 2 技术要求
2.1 应遵循的主要现行标准
合同中所有设备、附件及备品备件、除满足本规范中规定的技术参数和要求外，还应遵照最新版本的国家标准（GB）、国标制（SI）、国际标准组织（ISO）、电力行业标准（DL）等，上述标准是对设备的最低要求等。当各标准间有矛盾时，按照较高指标执行。如果卖方有自己的标准或规范，须经买方同意后方可采用，但不能低于（GB）的有关规定，特别是这些规定或规程中与（GB）有互相矛盾的地方，需先征得买方同意后，才能制造。
以下为设备设计、制造及试验所应遵循的主要标准及规范，但不仅限于此： GB1094.1-1996 GB1094.2-1996 GB1094.3-2003 隙
GB/T1094.4-2004 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
GB1094.5-2003
电力变压器 第5部分 承受短路的能力 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
GB1094.10-2003 电力变压器 第10部分 声级测定 GB 2536-1990
变压器油
GB 7354-2003 GB 10230-1988 GB 1208-1997 GB 16847-1997
局部放电测量 有载分接开关 电流互感器
保护用电流互感器暂态特性技术要求
GB/T2900.15-1997 电工术语 变压器 互感器 调压器 电抗器 GB50150-1991 GB311.1-1997 GB7449-1987 GBll604-1989
电气装置安装工程电气设备交接试验标准 高压输变电设备的绝缘配合
电力变压器和电抗器的雷电冲击波和操作冲击波试验导则 高压电气设备无线电干扰测试方法
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/T8287.1-1998 高压支柱瓷绝缘子 技术条件 GB/T8287.2-1999 高压支柱瓷绝缘子 尺寸与特性 GB/T16927.l-1997 高压试验技术第一部分：一般试验要求 GB/T16927.2-1997 高压试验技术第二部分：测量系统 GB/T6451-1999
三相油浸式电力变压器技术参数和要求
GB/T13499-2002 电力变压器应用导则 GB/T17468-1998 电力变压器选用导则 GB/T15164-1994 油浸式电力变压器负载导则 GB/T4109-1999 GB/T7252-2001 GB/T7595-2000 GB 10237-88 GB/T 5582-93
高压套管技术条件
变压器油中溶解气体分析和判断导则 运行中变压器油质量标准
电力变压器 绝缘水平和绝缘试验 外绝缘的空气间隙 高压电力设备外绝缘污秽等级
JB/T8637-1997 无励磁分接开关 DL/T596－1996 DL/T572-95
电力设备预防性试验规程 电力变压器运行规程
IEC60815 污秽条件下绝缘子选用导则 《国家电网公司十八项电网重大反事故措施（试行）》
国家电网生技[2005]400号
福建省电力有限公司电气设备交接预防性试验规程实施细则（试行）
闽电生[2005]139号
《福建电网电力变压器制造质量监造大纲》
福建省电力有限公司《电气设备配套的机构箱（端子箱）订货技术规范（试行）》 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。当标准、规范之间出现明显的矛盾时，卖方应将其提交买方，以便在开始生产前制定解决方案。
2.2 环境条件 2.2.1 周围空气温度
最高温度： 40 ℃ 最低温度： 0.1 ℃ 多年全年平均温度: 21 ℃ 多年最热月均温: 28.2 ℃ 最大日温差： 25 K
日照强度： 0.1 W/cm2(风速0.5m/s) 2.2.2 海拔高度： <1000 m
2.2.3 最大风速（离地面10m处，10分钟的50年一遇最大的平均值）： 38 m/s 日平均值： 95 % 月平均值： 90 % 2.2.5 地震烈度 8 度
水平加速度 0.25 g 垂直加速度 0.125 g
设备能承受在施加五周正弦波的0.25g水平加速度于支持结构最低部分时所发生的动态地震应力，并且安全系数大于1.67。 2.2.6 污秽等级 IV 级 2.2.7 雨量：年最大2000mm
日最大240mm
2.3 工程条件 2.3.1 系统概况
1、系统额定电压： 220 kV 2、系统最高电压： 252 kV 3、系统额定频率：50Hz
4、系统中性点接地方式： 直接接地 2.3.2 安装地点： 屋外 2.3.3 其它要求
正常运行条件下，变压器满负载运行寿命不低于30年。 2.4 变压器基本技术参数（性能保证）
2.4.1 型式： 三 相，双线圈铜绕组无载调压油浸式变压器。 2.4.2 型号：SFP10-480000/220。 2.4.3 冷却方式：ODAF。 2.4.4 额定频率：50Hz。
2.4.5 额定容量： 480 MVA(绕组温升65K时)。 2.4.6 额定电压：高压侧： 242(+1~-3)×2.5% kV 低压侧： 19 kV 2.4.7 额定电压比： 242(+1~-3)×2.5% /19 kV 2.4.8 短路阻抗 18 %(短路阻抗误差不超过±7.5%) 2.4.9 极性：负极性。
2.4.10 联接组标号： YN，d-11 2.4.11 端子连接方式：
高压侧： 220 kV架空线
低压侧： 19 kV离相封闭母线。 高压侧中性点：钢母线。
2.4.12 套管相间距离：低压： 1500 mm
高压： 2650 mm
2.4.13 变压器相序：面对变压器高压侧从左到右，高压侧为 A、B、C ，低压侧为a、b、c。
2.4.14 绕组绝缘耐热等级：A级 2.4.15 绕组绝缘水平：(见表2.1)
表2.1 变压器额定绝缘水平 (kV)
项目 绕组 高压 低压 中性点 雷电冲击耐受电压(峰值) 全 波 950 125 400 截 波 1050 140 操作冲击耐受电压(峰值) 750 短时工频耐受电压(有效值) 395 55 200 2.4.16 变压器绕组匝间工作场强不大于2kV/mm。
2.4.17 在额定频率下，规定变压器在高于105%的额定电压下运行，但不得超过110%的额定电压。
2.4.18 变压器和发电机直接连接必须满足发电机甩负荷的工作条件，在变压器与发电机相连的端子上应能承受1.4倍的额定电压历时5s。
2.4.19 损耗和效率(在额定电压和频率下，温度为75℃时)(卖方填写，买方确认)
1、损耗
负载损耗： 920 kW 空载损耗： 155 kW 附加损耗： 151 kW
（上述负载损耗、附加损耗应在额定电压、额定容量、额定频率、额定分接头位置下测得）
上述各种损耗的误差应分别小于等于0%。当发现变压器的损耗比上值大时，将扣减合同价，减少的金额取决于保证值与实际测量值的偏差数，具体见商务条款。
2、在额定电压、额定频率、额定容量和功率因数为1,并换算到75℃时的效率不低于99.78 %。
2.4.20 温升限值(周围环境温度40℃)
1、绕组平均温升：65K(用电阻法测量) 2、顶层油温升：55K(用温度传感器测量)
3、绕组最热点温升：78K(用红外测温装置测量的平均温升)
4、铁芯、绕组外的电气连接线及油箱内的结构件温升：78K(用红外测温装置测量的平均温升) 2.4.21 过载能力
变压器的过负荷能力符合标准规定。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，其中最热点温度不超过
140℃。
变压器允许小于1.3倍额定电流的偶发性过载。任何附属设备的过载能力不小于变压器的过载能力。
卖方提供以下条件下的连续负荷能力（计算到150％）曲线，线圈最热点的温度不超过140℃。
环境温度：20℃、起始负荷：100%额定容量 环境温度：20℃、起始负荷：80%额定容量 环境温度：20℃、起始负荷：60%额定容量 环境温度：20℃、起始负荷：40%额定容量 环境温度：30℃、起始负荷：100%额定容量 环境温度：30℃、起始负荷：80%额定容量 环境温度：30℃、起始负荷：60%额定容量 环境温度：30℃、起始负荷：40%额定容量 环境温度：35℃、起始负荷：100%额定容量 环境温度：35℃、起始负荷：80%额定容量 环境温度：35℃、起始负荷：60%额定容量 环境温度：35℃、起始负荷：40%额定容量 环境温度：40℃、起始负荷：100%额定容量 环境温度：40℃、起始负荷：80%额定容量 环境温度：40℃、起始负荷：60%额定容量 环境温度：40℃、起始负荷：40%额定容量 过负荷能力详见附件B。 2.4.22 承受短路能力
变压器应能承受外部短路如下(有效值)，时间为 3 s，变压器应无损伤。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。
1).当变压器低压套管侧三相短路时,220kV侧母线(任何分接头位置)为无穷大电源供给的短路电流。短路电流共计约160kA(其中系统侧提供约66kA) 。
2).当变压器高压套管侧三相短路时，短路电流共计约50kA。
卖方应在投标文件中提供同类型最大容量产品做过突发短路试验变压器的试验报告和抗短路能力动态计算报告。卖方在第一次设计联络会前，应提供所供应变压器的抗短路能力计算报告，如果买方有理由认为卖方的短路能力设计需要做出修改的，
卖方应予以无条件修改，且变压器价格不变。 2.4.23 工频电压升高时的运行持续时间
电压220kV级电力变压器对于额定电压的短时工频电压升高倍数的持续时间应符合表2.3的要求。
表2.3 工频电压升高时的运行持续时间 工频电压 升高倍数 2.4.24 过激磁能力：变压器允许的过激磁倍数及时间如下
表2.4 允许的过激磁倍数及时间 运行条件 过激磁倍数 允许运行时间 并提供0.7—1.3倍额定电压下的磁化曲线，提供各种过励磁状态下的谐波分量曲线，在额定电压和额定频率下，励磁电流不大于额定电流的0.12％（误差+10％）。 2.5 技术性能要求（性能保证） 2.5.1 局部放电水平
在1.5倍最高相电压下，局部放电量≤90pC； 在1.3倍最高相电压下，局部放电量≤100pC。 在1.5倍最高相电压下，套管局部放电量≤10pC； 变压器的局部放电测量方法按GB1094.3进行。 2.5.2 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。
2.5.3 噪声水平
100%强迫风冷冷却方式下满载运行，距变压器本体2m处，离地高1/3处，噪声不大于75dB。当冷却系统停止运行时，距离变压器0.3米处的噪音水平不大于70dB。 2.5.4 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，且可以并列运行。
2.5.5 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
1.05 1.1 满 载 1.20 1.4 5s 1.1 空 载 1.2 1.3 1.4 相―相 相―地 1.1(空载) 1.1(空载) 连续 1.05 1.05 连续 1.10 1.10 20min 1.25 1.25 20s 1.50 1.90 1s 1.58 2.00 0.1s 持 续 时 间 连续 20min 3min 连续 30min 5min 1min 能立即进入持续工作状态。
2.5.6 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。
2.5.7 绕组材料的要求：全部绕组均采用铜导线，电流密度不宜大于2.7A/mm2。低压绕组采用半硬自粘性换位导线，半硬导线是指拉伸屈服强度σ0.2大于120N/mm2，经过硬化处理的导线。具体选用导线的σ0.2值，与耐受突发短路时的机械力相符，并留有一定的安全裕度。卖方提供在短路时每一线圈的机械强度计算报告。绕组有足够的换位，以使附加损耗降到最低。绕组有良好的冷却，使温度沿绕组均匀分布。在全波和截波冲击电压下，沿绕组有最佳的电压分布。在线圈下面水平排列的裸露引线，加包绝缘，以防止金属异物碰触引起短路。
2.5.8 变压器的铁心与油箱绝缘，并通过引出装置（铁心和夹件）与接地网联接，卖方提供安装接地引线的绝缘子及绝缘铜排。铁心接地铜排在下部以上200mm处，接地处有明显的接地符号或“接地”字样。引下接地线是截面符合要求的铜质材料。变压器的接地端子是表面镀银的铜接地板，数量为两个对角布置，其中一个接地端子焊接在油箱靠近基础处，接地端子是螺栓固定型，适用于扁钢带。
铁芯接地与夹件接地分别引出接地。 装配铁芯多点接地在线监测仪。
2.5.9 变压器套管
1、套管绝缘水平(见表2.5)，各侧套管耐受电压较变压器各侧线圈耐受电压高一个等级。
表2.5 变压器套管额定绝缘水平 (kV) 项目 雷电冲击耐受电压 操作冲击耐受电压 短时工频耐受电压 绕组 (峰值) (峰值) (有效值) 高压 低压 中性点 2、套管爬电比距：
1、220kV侧、中性点侧的套管、瓷瓶爬电比距大于31mm/kV (以最高运行线电压计算)，19kV侧的套管、瓷瓶爬电比距大于35mm/kV (以最高运行线电压计算)。
注：1）、平均直径在300～500mm时，考虑耐污特性下降系数，即爬电比距乘1.1系数。
1050 150 550 460 70 230 2）、平均直径大于500mm时，乘1.2系数。 3、套管颜色 棕色
4、套管端子的允许荷载不小于表2.6值：
表2.6 变压器套管端子受力 (N) 套管位置 高压侧 低压侧 高压中性点 水平 2500 3000 1500 横向 1500 1500 1000 垂直 2000 2000 1000 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。
5、套管能传导过负荷电流，套管的额定电压和额定电流如下：
额定电压 额定电流
6、套管式电流互感器的配置及规范如表2.7
表2.7 变压器套管式电流互感器的配置及规范 装设位置 高 压 侧 电流比(A) 2000/5 2000/5 2000/5 高压中性点 1200/5 1200/5 准确级 5P25 5P25 0.5 5P25 5P25 额定输出(VA) 50 50 50 50 50 组 数 三只 三只 三只 一只 一只 高 压 220kV 2000A 低 压 20kV 20000A 高压中性点 110kV 1600A 7、高压中性点套管选用110kV级套管。 2.5.10 无励磁分接开关
额定通过电流： 2000 A
额定调压范围： 242(+1~-3)×2.5%
性能要求：分接开关长期载流的触头，在1.2倍额定电流下，对变压器油的稳定温升不超过20K。
分接开关的机械寿命不少于 10 万次。
分接开关长期载流的触头，应能承受持续 3 s 50 kA短路电流有效值和130kA短路冲击电流峰值而分接开关触头不熔焊、烧伤、无机械变形。 2.5.11 变压器控制保护和监测要求 2.5.11.1 变压器本体控制保护和监测要求
变压器本体保护和监测装置应能检测变压器内部的所有故障，并应在最短时间内隔离设备，并发出报警信号。
（1） 保护装置
变压器本体应装设重瓦斯和轻瓦斯继电器，还应装设突发压力继电器。 当油泵启动和停止操作时，瓦斯继电器和突发压力继电器不应误动作。 卖方应提供足够数量的保护报警和跳闸接点供用户使用（具体数量由买方决定，费用已含在合同总价内），继电器接点容量不应小于DC110V、1A。
联接瓦斯继电器油管与水平面应有2%的坡度，变压器外壳靠近瓦斯继电器处应有攀登爬梯。
本体继电器均应采用户外防水型，顶部还应加装防雨罩。 （2） 监测装置
应随变压器提供油温监测、绕组温度监测、油位监测和油流监测装置。油温监测装置应为压力式及电阻型，压力式用于现场温度指示，电阻型用于控制室温度指示。卖方配套提供带电接点的油温指示器（压力式）和进DCS的信号；还提供相应的变送器，将油温度（电阻型）转换成4～20mA的电量（需提供2路）。；
绕组温度监测装置为热模拟方法间接测量变压器绕组温度，卖方应提供带电接点的绕组温度指示器和进DCS的信号；还应提供相应的变送器，将绕组温度转换成4～20mA的电量（需提供2路）。所有的测温装置应说明其准确等级。
油位监测装置用于监视油枕内的油位，当油位下降到规定值以下时，应瞬时动作报警。
当油泵投入运行而油流停止时，油流监测装置应动作。 上述装置卖方应提供足够的报警接点给用户使用。
➢ 卖方还应为每台变压器成套提供一套变压器智能在线监测系统（美国doble
－IDD），其中包括：套管在线检测、油中故障气体在线检测和油中微水在线检测功能。变压器智能在线监测系统IDD设备需配备专家系统，通过专家系
统的分析，应能够提供可靠、有效、明确的结果和建议采取的措施。IDD主机可通过硬接线接入控制系统的报警输出接点，还需配备通讯口。
IDD变压器智能套管在线监测系统：
a) IDD应包括末屏适配器、主机、主机与适配器之间的联系电缆、主机防
护箱体。主机防护箱应安装于买方变压器箱体上。
b) 主机防护箱应采用316不锈钢材质。主机防护箱应有防进水、防雨淋措
施(必要时应加装防雨罩)。主机防护箱防护系统等级为IP56。
c) 末屏适配器安装后应满足距变压器本体各裸露点的带电距离要求，并不
影响变压器出线。变压器厂应协调IDD末屏适配器与IDD主机间的联系电缆敷设，并同时协调其他控制电缆敷设，变压器厂资料中应包含该部分电缆敷设路径及要求。
d) 每台主变IDD的套管监测范围为变压器高压侧套管。
IDD变压器智能型油中故障气体在线监测系统：
IDD应能够连续在线检测绝缘油中故障气体，包括氢气、一氧化碳、乙炔、乙烯。IDD应能收集和记录数据，并可经过4～20mA信号上传。
IDD变压器智能型油中微水在线监测系统：
IDD应能够连续在线检测油中水份含量，应能够收集和记录数据，并可经过4～20mA信号上传。
IDD装有通讯接口，通讯规约待定。能提供必要的模拟量和开关量输出，以便接入DCS系统。模拟量为4～20mA的输出，开关量为无源干接点，并具备远方信号确认和复归功能。 （3） 压力释放装置
变压器应装有带报警接点的压力释放装置，每台变压器至少2个，直接安装在油箱两端。
2.5.11.2 变压器控制柜
卖方应随变压器配套供应一面控制柜，控制部分采用PLC可编程控制器控制，通过RS485接口接入监控系统（控制柜内的元器件采用施耐德产品），该控制柜应具有下列功能：
（1） 控制柜采用双电源供电，柜内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。两回电源不允许长期并列运行。备用电源的自
动投入装置还具有自动判断和检测功能，即当因为负载发生短路、过载等故障而引起工作电源跳闸时，具有闭锁备用电源自动投入的功能，防止备用电源也投入到故障线路或负载上。用户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的热备用状态。当工作或备用电源消失时以及电源自动切换时，均发出报警信号。
（2） 控制柜具有进线开关后所有短路、过载等所需的各种保护功能且保护具有足够的灵敏度。
（3） 控制柜用于控制变压器的冷却系统，以及汇接变压器的套管CT、瓦斯、温度、冷却器等的电缆，是变压器与外部联系的总接口柜。
（4） 每台冷却油泵和冷却风扇的电动机有独立的馈电回路。电机（含潜油泵）轴承采用SKF系列产品。
（5） 每个冷却器配有足够数量和足够容量的油泵和风扇。
冷却油泵和冷却风扇的电动机为三相感应式，电源由冷却器控制箱提供。每台电动机带一个断路器、电气操作接触器、保护继电器和控制装置，由手动及由高压绕组温度（和油温）检测装置的接点来自动启动控制装置，使电动机运转和停止。
（6） 每台电动机均具有良好的保护装置，这些保护装置能避免电动机在短路、过载、非全相的状态下运行，且保护具有足够的灵敏度。
（7） 当冷却装置故障、自动控制装置故障、冷却器退出运行时，保护装置能检测出并发出报警信号。当冷却系统电源消失时，及时发出信号，并按主变冷却方式要求，在必要时经一定时限自动切除变压器。
（8） 当工作冷却器故障时，备用冷却器自动投入。
投标者可以建议更好的冷却控制保护和监测方式，但需经买方审查认可。 （9） 冷却系统电动机的电源电压采用交流 380 V，控制电源电压采用交流 220 V。
（10） 变压器冷却系统按负载情况自动或手动投入或切除相应数量的冷却器。 （11） 冷却器风扇要求免维护，寿命不低于30年，保用20年。
（12） 冷却器不宜设在油箱靠低压套管侧，若设在此侧需提供冷却器与防火墙的距离。
（13） 强油风冷变压器，当冷却系统发生故障切除全部冷却器时，在额定负载下允许运行20min。当油面温度尚未达到75℃时，允许上升到75℃，但切除冷却器后的最长运行时间不得超过1小时。
2.5.11.3 控制柜的外壳材料为316不锈钢，防护等级为IP56，其布线应满足下列要求：
（1） 控制柜等的配线，除专门仪表外，一般为2.5平方毫米的1000V热固性绝缘铜绞线。
（2） 电缆采用耐油、阻燃的铜芯屏蔽电缆。
（3） 所有的电流互感器的二次回路引线至少应为4平方毫米，该二次回路中性点在设备侧不接地，引至控制柜后通过端子排接地（可拆）。
（4） 控制柜中的导线应有足以承受引入电缆施加的压力的挠性，并应能耐受70℃高温。
（5） 控制柜中导线的两端应有套以着色的绝缘护套的压接式端子连接片，并提供端子编号环，端子编号应编写在布线图里。
（6） 内部连线集中至带盖的端子排，并应有端子编号。
（7） 为便于检查接地故障，在每一个控制柜应配一个刀闸用以隔离直流电路。 （8） 端子排采用菲尼克斯端子。端子排应为在端子与端子之间设有600V绝缘隔离层的模块式结构。为方便与出线电缆连接，每个端子应有标记片，应配备带有绝缘压按式端接头。端子排应装有20％附加端子作为备用。在一个端子上不应接有两根以上的引接线。
（9） 应特别注意端子联结件的紧固部分的螺栓与螺母可能由于振动或发热而引起松动。
（10） 所有控制柜均应提供内部照明灯（AC220V、25W、50Hz）和门开关，还应提供带开关的防潮加热（AC220V、50Hz）和温、湿度继电器，以及带开关的AC250V、16A单相二、三极插座。
（11） 控制柜内部的交直流回路端子不应布置在同一节端子排上，即交、直流回路的端子排应独立成节。 2.5.11.4 电缆接线端子
卖方应根据下面要求，为电缆引线提供压接型或其它高度可靠的接线耳。 压接型线耳的数量 安装端子数量的150% 压接型端子尺寸 合同签定后确定
电机或其它设备的出线端应有连接引入电缆的压接端子接线片。 2.5.11.5 颜色的规定
三相AC引出线电缆的颜色规定如下：
A相…………………..黄; B相…………………..绿; C相…………………..红; 中性线……………….淡蓝。
DC电源颜色规定：正极是褐色，负极是蓝色。 2.5.11.6 变压器的报警和跳闸保护接点（均需两付）
变压器至少具有下表所列报警和跳闸接点： 序号 接点名称 报警或跳闸 轻故障报警重故障跳闸 报警 跳闸 报警、跳闸 报警 报警 报警 报警、跳闸 电源电压 V (DC) 110 110 110 110 110 110 110 110 接点容量 A 1 1 1 1 1 1 1 1 1 主油箱气体继电器 2 主油箱油位计 3 主油箱压力释放装置 4 油温测量装置 5 冷却器故障(由冷却器控制柜) 6 油流继电器故障(由冷却器控制柜) 7 冷却器交流电源故障 8 绕组测温装置 2.5.12 油箱及储油柜
1、变压器油箱的结构型式为 桶 式，油箱的机械强度应承受住真空压力133Pa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。
箱壁厚度为10mm钢板，经下列试验应无渗漏，不变形。 抽真空： 1mmHg
超 压：承受两倍油枕的油面油压24小时。
冷却器：能与变压器一起抽真空及超压。抽真空在现场进行。 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。 3、油箱上部应设滤油阀，下部装有足够大的事故放油阀。 4、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、人孔、手孔及套管孔的所有接合处均应用螺栓栓紧，应具有合适的密封垫和法兰，必要之处应配置密封垫挡圈，以防止密封垫挤出和过渡压缩。
6、应当设置温度计用的插孔及设在油箱底座两对角的两块接地极。
7、应设置一个或多个人孔或手孔，其尺寸应能使人员接触到套管的低端，线圈的端部和上部，以便更换套管和电流互感器时不需移动油箱顶盖。
8、油箱上应设有温度计座、接地板、吊耳和千斤顶支架等。
9、油箱上应装有梯子，梯子下部有一个可以锁住踏板的挡板，梯子位置应便于从变压器气体继电器中采集气样，距带电部分的净距不得小于以下值：
低压侧：0.4m 高压侧中性点：0.65m 高压侧：3.8m
变压器油箱应装有下列阀门: a. 分别从油箱和储油箱中排污阀;
b. 油样阀(取样阀的结构和位置应便于取样); 油箱的最低部； 靠爬梯附近的油箱中部； 储油箱；
取油样阀应具有一个10mm的内孔，配上一个可取下的塞栓，并符合密封取样要求。
c. 适合于φ50mm或φ80mm管子的下部滤油机接口阀；
d. 适合于抽真空，并用于φ50mm或φ80mm管子的位于油箱顶部的上部滤油机接口阀；
e. 便于装卸冷却器而无需从油箱中放油的隔离阀；
f. 储油柜至气体继电器之间加装1只金属波纹管和蝶阀。以满足在不放油的情况下更换气体继电器。
10、变压器应装有气体继电器。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。
11、变压器储油柜采用金属波纹膨胀器，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。油位指示带一个低限报警接点，该接点安装在储油装置上，储油装置应有带有油封的吸湿器。
12、变压器及金属外表面应进行防腐处理。变压器颜色（由买方下一阶段确
定）： 。要求提供一定数量的补漆。 2.5.13 其它附件的技术要求
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，尚应能将该信号送出。
2、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。
3、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。 4、变压器的控制柜内的端子排应为阻燃、防潮型，并应有20%的备用端子，供用户使用。
5、与封闭母线连接的升高座，由变压器厂成套供货，变压器厂应向封闭母线厂提供详细资料，并密切配合。 接触面的电流密度不大于0.1 A/mm2。
为排出封闭母线中可能积水，19kV出线套管应在每相套筒底部都设置各自单独的泄水设施，并带有放水阀，出线套管与水平面垂直布置。
6、变压器不带小车：轨距纵向为：3×2000㎜横向为：1435㎜
7、变压器绝缘油选用克拉玛依# 25及以上抗氧化环烷基绝缘油，指标应满足以下要求：
闪点(闭口)不低于： 140 ℃ 击穿电压不小于： 65 kV
介质损耗因数(90℃)不大于： 0.5 %
含水量≤ 10 ppm，含气量≤0.1%，且不应含有PCB成份。
为变压器提供的油量，每台除应足以注满整台变压器（包括首次安装损耗）外，每台再加上10%的裕量。
8、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。 2.5.14 变压器的消防
变压器厂提供的产品(包含冷却器风扇电机、潜油泵、控制柜等)应满足水喷雾和充氮灭火的要求（注：卖方提供充氮灭火装置接口，不提供充氮灭火装置）。 2.5.15 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。 2.6 对设备的要求
卖方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。
本规范书涉及的设备，如由其他厂家配套的由卖方统一协调，确定合理尺寸和技术参数，以满足整体的要求。
产品总装后，因试验不合格，线圈每拆装一次，合同保证期延长一年，并将拆装原因和处理情况列入出厂文件。
在试验中发生绝缘击穿，对修理部位的合同保证延长二年。
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。 变压器无渗漏。 2.7 对配套设备的要求
变压器所有附件应清洁干净，并在厂内预组装一次。
变压器所有外购附件，应由卖方选择采用优质产品，并附有相应的产品合格证，外购件厂家应事先通知买方，并取得买方同意。
变压器所有附件与本体的连接，应由卖方负责。
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，10年内可不吊芯检查。 3 供货范围
3.1单台变压器的供货范围如下，但不限于此： 一台完整变压器所必需的所有附件 a) 变压器本体(包括底架及附件) b) 冷却器及其控制柜 c) 套管式电流互感器
d) 变压器低压套管升高座及与封闭母线相连接的法兰 e) 变压器绝缘油，油量应有10%的裕度
f) 本体及连接到控制柜之间的耐油、阻燃、屏蔽电缆 g) 变压器智能在线监测系统（含终端及上位机）
h) 如油枕不安装在变压器器身上时，应成套提供油枕支架，并提供安装图 i) 控制柜
j) 备品备件及专用工具等。
3.2 4台主变共提供一台滤油机，厂家：ABB，型号：VH080。分项报价。
4 技术文件
4. 1 投标时卖方应提供的文件
1、变压器外形图，安装基础图，变压器铭牌参数(包括与封闭母线连接法兰图)、基础荷载图(含地震荷载)。
2、变压器总重、油重、运输重及冷却器重量。 3、冷却器布置、安装图 4、设备规范表
5、供货清单 (各附件材质、规格、数量应分别列出) 序号 名称 规格和型号 单位 数量 产地 1 3 3 1 1 4 2 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 生产厂家 1 变压器本体 2 高压套管 3 低压套管 SFP10-480000/220 台 BRDLW-252/2000 HETA-24/20000 只 只 只 台 台 只 只 套 台 只 套 套 套 套 只 套 台份 套 湖南 特变电工衡变公司 辽宁 抚顺传奇 辽宁 抚顺传奇 辽宁 抚顺传奇 德国 MR 河北 保定多田或华丰 美国 Qualitrol 德国 MESSKO 辽宁 沈阳天工或等同 湖南 衡阳思博 德国 EMB 湖南 特变电工衡变公司 辽宁 特变电工康嘉 湖南 特变电工衡变公司 瑞典 AKM 美国 Qualitrol 德国 MESSKO 新疆 克拉玛依 美国 DOBLE 4 高压中性点套管 BRDLW-126/1600 5 无励磁分接开关 6 冷却器 7 压力释放器 8 油面温控器 DUIII2000-170D-06050ME YF-315 208-60F MT-STW160F2/TT 9 波纹管式储油柜 波纹柜：BG型 10 控制柜 11 气体继电器 12 密封件 13 套管CT 14 蝶阀 15 油位计 PLC编程控制 BF80/10 与变压器配套 LR（B） DN80、DN150 AKM67 16 突发压力继电器 900-009-33 17 绕组温控器 18 变压器油 19 在线监测装置 MT-ST160F/TT 25# IDD（含套管、油色谱、及微水监测） 20 铁芯多点接地监测仪 配套 套 1 广东 广州科立 6、ISO9000质量认证书 4. 2 中标通知书发出后15天以内向设计院提供以下技术文件(未含装箱文件)。计算机出图应提供光盘(绘图软件CAD2004)。
1、变压器外形图、安装基础图、变压器铭牌参数(包括与封闭母线连接法兰图)、
基础荷载图(含地震荷载)。
2、变压器总重、油重、运输重及冷却器重量。 3、冷却器布置、安装图
4、控制箱二次接线图及外形尺寸和安装图。本体端子箱接线图。 5、测温元件接线图及测量电阻值(温度——阻值曲线)。 6、每相对地电容。 7、变压器安装说明书 4. 3 对卖方所提资料的要求
1、卖方所提供的图纸如有修改，卖方在新版中明确标示并相应提供文字说明。 2、卖方如有修改相应部分的图纸应在技术协议书签定后一个月之内修改完。 3、卖方应提供适用于本工程实际情况的，为本工程专用的技术资料，所有资料上应标明“晋江燃气电厂工程专用”字样。
4、卖方提供的技术资料深度应满足买方进行阶段设计的要求。这些资料应准确，不能任意修改。
5、卖方所提交的技术资料内容至少应包括本附件中所要求的。如买方在工程设计中需要本附件以外的资料，卖方应及时无偿地提供。
6、卖方提交给买方的每一批资料都应附有图纸清单，每张资料都应注明版次，当提交新版资料时应注明修改处并说明修改原因。
7、卖方应在规定的时间内提供资料和图纸共12份，其中提供设计院4份，业主8份，同时提供给设计院和业主电子版文件各一份。
8、工作配合和资料交换所用的语言为中文。
4. 4 设备供货时提供下列资料：设备的开箱资料除了4.2.2条所述图纸资料外，还应包括安装、运行、维护、修理说明书，部件清单，工厂试验报告，产品合格证等。 4.5 进口设备、材料需提供下列相关文件
A、 相关合同 B、 进口货物报关单 C、 入境货物检验检疫证明
D、 出入境检验检疫局的检验报告单 E、 外方质量证明文件
5 买方工作
5.1 买方应向卖方提供有特殊要求的设备技术文件。
5.2 设备安装过程中，买方为卖方的现场派员提供工作和生活便利条件。 5.3 设备制造过程中，买方派员到卖方进行监造和检验，卖方应积极配合。 6 工作安排
6.1 根据工程需要可以召开设计联络会或采用其它形式解决设计制造中的问题，卖方自费派人参加。
6.2 文件交接要有记录、设计联络会应有会议纪要。
6.3 卖方提供的设备及附件规格、重量或接线等有变化时，应及时书面通知买方。 6.4 卖方应填写设备规范表，其格式和内容见表6.1。 表6.1 变压器规范表 序号及名称 项 目 买方要求值 变压器型式或型号 卖方提供 a．额定电压（kV） —— 高压绕组 242 低压绕组 19 平衡绕组 —— b. 额定频率（Hz） 50 c．额定容量（MVA） 480 d. 相数 3 e．调压方式 无载 1、额定值 f．调压位置 高压侧中性点 g．调压范围 (+1~-3)×2.5% h．中性点接地方式 直接接地 i．主分接的短路阻抗和允许偏短路阻抗 允许偏差 差 （%） （%） （全容量下） 高压——低压 18 ±7.5% ONAN/ONAF/ 冷却方式 OFAF(ODAF) j．冷却 输出容量 60%/80%/100% 卖方保证值 SFP10-480000/220 —— 242 19 —— 50 480 3 无励磁调压 高压侧中性点 (+1~-3)×2.5% 直接接地 短路阻抗 （%） 18 允许偏差 （%） ±7.5% ODAF 100% 序号及名称 项 目 k．联接组标号： a．雷电全波冲击电压（kV，峰值） 高压线端 低压线端 高压中性点端子 b．雷电截波冲击电压（kV，峰值） 高压线端 2、绝缘水平 低压线端 c．操作冲击电压（kV，峰值） 高压线端（对地） d．短时工频耐受电压（kV，方均根值） 高压线端 低压线端 平衡绕组端子 高压中性点端子 顶层油 高压绕组（平均） 3、温升限值低压绕组（平均） （K） 绕组最热点 油箱、铁心及金属结构件表面 a．最大分接： 4、极限分接下短路阻抗高压——低压 和允许偏差（全容量b．最小分接 下） 高压——低压 a．高压绕组 主分接 5、绕组电阻最大分接 （Ω，75℃） 最小分接 b．低压绕组 c. 平衡绕组 a.高压绕组 6、电流密度b.低压绕组 （A/mm2） c.调压绕组 d.平衡绕组 匝绝缘厚度 a.高压绕组 (mm) b.低压绕组 买方要求值 YNd11 —— 950 125 400 —— 1050 140 —— 750 —— 395 55 —— 200 55K 65K 65K 78K 78K 短路阻抗 允许偏差 （%） （%） 卖方 卖方 提供 提供 短路阻抗 允许偏差 （%） （%） 卖方 卖方 提供 提供 —— 卖方提供 卖方提供 卖方提供 卖方提供 —— 卖方提供 卖方提供 卖方提供 —— 卖方提供 卖方提供 卖方保证值 YNd11 —— 950 125 400 —— 1050 140 —— 750 —— 395 55 —— 200 55 65 65 78 78 短路阻抗 允许偏差 （%） （%） 18 短路阻抗 （%） 18 ±7.5% 允许偏差 （%） ±7.5% —— 0.09302 0.09895 0.08709 0.00063 —— 2.7 2.6 / —— 1.95 0.75 序号及名称 项 目 c.调压绕组 d.平衡绕组 买方要求值 卖方提供 —— 卖方提供 卖方提供 ≤200 卖方提供 卖方提供 ≤995 约200 卖方提供 卖方提供 卖方提供 卖方提供 距变压器0.3m处，合成噪音不应大于70dB(A)（声压级） 距变压器2米处，合成噪音不应大于75dB(A) （声压级） 卖方提供 卖方提供 <250 卖方保证值 1.95 —— 2 ＜1.7 ≤155 232 0.12 0.38 ≤920 151 ≤910 151 ≤932 151 70 匝间工作场 强(kV/mm) 铁心柱磁通密度（额定电压、7、磁密（T） 额定频率时） 额定频率额定电压时空载损耗 8、空载损耗额定频率1.1倍额定电压时空（kW） 载损耗 a．100%额定电压时 9、空载电流（%） b．110%额定电压时 主分接 10、负载载其中杂散损耗 损耗（额定最大分接 容量、75℃、其中杂散损耗 不含辅机损最小分接 耗）（kW） 其中杂散损耗 自然冷却 11、噪声水平dB（A） 100%强迫风冷 12、可承受的2秒对称短路电流（kA）(忽略系统阻抗) 高压绕组 低压绕组 短路后绕组平均温度计算值（℃） 满载运行时,全部冷却装置停止运行后允许运行时间(min) 一组冷却器退出运行，变压器13、变压器允许长期运行的负载（％） 负载能力 二组冷却器退出运行，变压器允许长期运行的负载（％） 三组冷却器退出运行，变压器允许长期运行的负载（％） 14、在1.5× 高压绕组 75 6.362 46.780 <250 20 20 100 85 60 ﹤90 30 ﹤90 序号及名称 Um/3 kV项 目 买方要求值 —— ﹤0.5 ﹤0.5 ﹤500 卖方提供 卖方提供 卖方提供 卖方提供 卖方提供 卖方提供 卖方提供 卖方提供 卖方提供 15° 卖方提供 卖方提供 卖方提供 卖方提供 卖方提供 卖方提供 卖方提供 卖方提供 卖方提供 卖方提供 20min —— 卖方提供 卖方提供 卖方提供 —— 1800 卖方保证值 —— ﹤0.5 ﹤0.5 ﹤500 12.5×6.5×9.4 10×3.8×4.3 1.7 350.32 215 25 64.35 350.32 261 15° 4 1 315 YF-315 5 2.2 3台/组 4.5 1台/组 3 20min —— BRDLW-252/2000-4 HETA-24/20000-4 BRDLW-126/1600-4 2000 20000 1600 低压绕组 下局部放电水平（pC） 15、绕组连高压 同套管的tanδ（%） 低压 16 在1.1×Um/3 kV下无线电干扰水平（μV） a．安装尺寸（m）（长×宽×高） b．运输尺寸（m）（长×宽×高） 重心高度（m） c．安装质量（t） 17、质量和器身质量（t） 尺寸（如有上节油箱质量（t） 限值买方需油质量（t）（含备用） 填写） 总质量（t） d．运输质量（t） e．变压器运输时允许的最大倾斜度： 工作组数 备用组数 每组冷却容量（kW） 型式： 数量 18、散热器每组重量（t） 或冷却器 风扇数量 总的风扇功率（kW） 潜油泵数量 总的油泵功率（kW） 全部风扇退出运行后，主变满载运行所允许的时间： 型号规格 a.高压套管 19．套管 b.低压套管 c高压中性点套管 额定电流（A） a.高压套管 b.低压套管 c高压中性点套管 18000 1250 序号及名称 项 目 绝缘水平（LI∕LIC/AC）（kV）： a.高压套管 b.低压套管 c.高压中性点套管 66kV及以上套管在1.5×Um/3 kV下局部放电水买方要求值 —— 1050/460 150/70 550/230 卖方保证值 —— 1050/460 150/70 550/230 —— ≤10 ≤10 tanδ ≤0.4 ≤0.4 水平 2.5 3 1.5 电容量 提供实测值 提供实测值 横向 垂直 1.5 2 1.5 1 —— 8594 1008 3906 —— 2142 250 1152 —— 400 750 300 每相3只 3 0.5 50 Fs≤5 5P25 5P25 2000/5A 50 50 ALFALF≥≥25 25 2只 1 2 1 —— ≤10 ≤10 电容量 卖方提供 卖方提供 横向 垂直 1.5 2 1.5 2 平（pC）： a.高压套管 b.高压中性点套管 电容式套管tanδ（%）及电容量tanδ （pF） a.高压套管 ≤0.4 b.高压中性点套管 ≤0.4 套管的弯曲耐受负荷（kN） 水平 a.高压套管 2.5 b.低压套管 3 1.5 1 1 c.中性点套管 套管的爬距(等于有效爬距乘以—— 直径系数K) （mm） a.高压套管 7812×K c.低压套管 840×K d.高压中性点套管 3906×K 套管的干弧距离（mm） —— a.高压套管 ≥2100 b.低压套管 ≥250 c.高压中性点套管 ≥760 套管平均直径K：（mm） —— a.高压套管 卖方提供 b.低压套管 卖方提供 c.高压中性点套管 卖方提供 装设在高压侧： 每相3只 绕组数 准确级 电流比 20、套管式电流互感器 二次容量（VA） Fs或ALF 装设在高压中性点侧： 绕组数 0.5 3 5P25 2000/5A 50/50/50 Fs≤5 2只 1 5P25 序号及名称 准确级 电流比 项 目 买方要求值 5P25 1200/5A 50 ALF≥25 卖方提供 2000 ≥10万 550/230 卖方提供 2 卖方提供 空载持续满载持续时间 时间 连续 连续 连续 20min 20s 20s 1s 0.1s 空载持续满载持续时间 时间 连续 连续 20min 20s 1s 0.1s 50 卖方保证值 5P25 1200/5A ALF≥25 二次容量（VA） Fs或ALF 型号 21、分接开额定电流（A） 关 机械寿命（次） 绝缘水平（LI∕AC）（kV） 型号 22、压力释台数 放装置 释放压力（MPa） 相——地 1.05 1.1 1.25 1.9 23、工频过2.0 电压倍数 相——相 1.05 1.1 1.25 1.5 1.58 7 备品备件及专用工具 7.1 备品备件
DUIII2000-170D-06050ME 2000 ≥10万 550/230 208-60F 2 0.07 空载持续 满载持续 时间 时间 连续 连续 连续 20min 20s 20s 1s 0.1s 空载持续 满载持续 时间 时间 连续 连续 20min 20s 1s 0.1s 卖方应向买方提供必要的备品备件，备品备件应是新品，与设备同型号、同工艺。备品备件清单见表7.1（卖方需自行填补备品备件项目，并将表格填写完整）。
表7.1 单台变压器备品备件清单
序号 1 2 3 名 称 油位计 气体继电器 拆卸部位密封件 型号及规范 AKM67（胶囊柜）/YZF（波纹柜） BF80 与变压器配套 单位 只 只 套 数量 1 1 1 使 用 处 储油柜 本体 本体拆卸部位 备 注 国产 进口 4 5 6 7 真空蝶阀 油面温度表 DN80、DN150 MT-STW160F2/TT 只 只 只 只 各1 1 1 1 管道法兰连接处 本体 冷却器 冷却器 采用进口技术制造的钢板蝶阀，保证不泄漏 德国进口 合资 合资 冷却风机（含电机） DBF 油泵 BP 7.2 专用工具
卖方应向买方提供专用工具及仪器见表7.2。 表7.2 专用工具及仪器 序号 1 8 质量保证、试验、监造 8.1 质量保证
8.1.1 本章节用于合同执行期间对卖方所提供的设备（包括对分包外购设备）进行检验、监造和性能验收试验，确保卖方所提供的设备符合以上章节规定的要求。 8.1.2 应在本合同生效后1个月内，向买方提供与本合同设备有关的监造、检验、性能验收试验标准，并提供质量见证点清单。
8.1.3 买方对产品的一切检验、验收并不能推卸卖方对质量问题应负的责任，如产品质量不能满足规范规定，卖方负全责。
8.1.4 订购的新型产品除应满足本规范书外，卖方还应提供该产品的鉴定证书。 8.1.5 卖方应保证制造过程中的所有工艺、材料试验等(包括卖方的外购件在内)均应符合本规范书的规定。若买方根据运行经验指定卖方提供某种外购零部件，卖方需满足。
8.1.6 附属及配套设备必须满足本规范书的有关规定的厂标和行业标准的要求，并提供试验报告和产品合格证。
8.1.7 卖方应有遵守本规范书中各条款和工作项目的ISO900 GB/T1900 质量保证体系，该质量保证体系已经通过国家认证和正常运转。 8.2 试验 8.2.1 总则
变压器根据GB1094.1～2－96、GB1094.3～5－2003《电力变压器》标准和有关
名 称 无 型号及规范 单位 数量 用 途 备 注 补充条款进行试验，包括下列要求的试验项目。
试验都出具详细记载测试数据的正式试验报告，试验中要有买方代表在场监督，附属设备的型式试验除外。
试验在相关的组、部件组装完毕后进行。
对于绝缘试验，如果无其它协议规定按下述给出的顺序进行：
线端的操作冲击试验（SI）（如果需要）。 线端的雷电全波和截波冲击试验（LI、LIC）。 中性点端子的雷电冲击试验（LI）。 外施耐压试验。
短时感应耐压试验（ACSD）。 长时感应电压试验（ACLD）。
8.2.2 工厂出厂试验
8.2.2.1 变比试验及结线组别校对
变比试验在所有的线圈及所有的分接头位置上进行，变压器线圈的变比精确到±0.5％（所有分接头），绕组接线组别符合规定。 8.2.2.2 阻抗测量和负载损耗测量 8.2.2.2.1 阻抗测量
阻抗测量在变压器的额定电压抽头上进行，阻抗允许差不大于2.4条的规定值。 8.2.2.2.2 负载损耗测量
负载损耗测量，在所有变压器的额定电压分接头位置上进行。
负载损耗测量基于仪表的保证精确度使用校正系数进行校正，校正系数是根据经过校验的仪表准确度而确定。对于在非常低的功率因数（COSΦ＝0.003和更低）下的损失测量，必须校正所有的仪用互感器相角误差，记录变压器的平均油温。所有阻抗和负载损耗值换算成为参考温度（75℃）时的数值。 8.2.2.3 空载损耗及空载电流的测量
8.2.2.3.1 初次空载损耗和空载电流的测量：在所有绝缘试验之前，在额定电压的10%，20%,50%，60%，70%，80%条件下，测量空载损耗和空载电流，然后再从额定电压的90%～115%的范围内，以每5%作为一级电压逐级测量，空载损耗和空载电流应在低压绕组上进行测量。空载损耗和空载电流值按照有关标准进行测量并予以校正。
8.2.2.3.2 一小时激磁测量
1h的过励磁试验：所有绝缘试验完成后，在与空载损耗试验相同条件下，变压器应承受1h110%额定电压下的过励磁试验，完成持续1h试验时，记录下110%和100%额定电压下的损耗测量值。最后一次测定的空载损耗值将作为实际测量值。如果在额定电压下的空载损耗超过初次空载损耗4%但未超过10%的，则应在110%额定电压下进行12h的励磁试验。如果12h励磁试验后在额定电压下的励磁损耗超过上一次试验时额定电压下的励磁损耗，则变压器不应出厂。如果额定电压下的励磁损耗超过原始励磁损耗的10%及以上，变压器不应出厂。
8.2.2.3.3 低电压空载电流和损耗试验。对测出的空载电流应作谐波分析 8.2.2.4 过电流试验：
对于进行温升试验的变压器，对低压绕组补充进行1.1倍额定电流，持续4h的过电流试验。试验前后油色谱分析应无异常变化。
提供变压器本体各面的温度分布图。 8.2.2.5 绝缘电阻测量
应对每个线圈的对地，线圈对线圈的绝缘电阻值进行量，试验电压应不低于DC2500V，从第一分钟到第十分钟，以一分钟为一阶段，在每一阶段15秒钟测量绝缘电阻值，在10℃～30℃范围内，在10℃～30℃时吸收比(R60”/R15”)或极化指数(R10’/R1’)不小于1.5。绝缘电阻值应大于5000兆欧。如绝缘电阻起始值比较高时（例如大于10000MΩ），吸收比、极化指数较低，应根据介质损耗因数等数据综合判断。
8.2.2.6 线圈介质损失角及电容的测量
介损试验仅在顶部油温为10℃～40℃之间时进行，介质角对于温度的校正曲线应提供在试验报告里，试验应在10kV下进行，试验设备的详细情况应包括在试验报告里。在20℃时每个线圈对地，和线圈对线圈的介质损失角应不超过0.5％，在同一时间里，还应测量绕组对地及绕组间的电容量。 8.2.2.7 线圈电阻测量
测量所有绕组和全部分接位置时的绕组电阻，变压器每一相的绕组电阻之间的差别应小于2%。即：[R(max)-R(min)]/R(avr)<2%。低压绕组为三角形接线时，应提供半成品时每相直流电阻，各相差值应小于平均值的2%，出厂时线间侧得的直流电值差值应小于平均值的1%。若超出此范围应提供详细说明。
8.2.2.8 铁芯和夹铁绝缘试验
8.2.2.8.1 应用2500V兆欧表测量铁芯绝缘电阻，可接受的最小电阻值（合格值）是500兆欧，应进行以下的检查；
8.2.2.8.2 铁芯和线圈结构最终装配前，每个铁芯和/或铁芯段的绝缘。
8.2.2.8.3 变压器组装完毕，在油箱未抽真空和未注油情况下，测量铁芯的绝缘电阻。 8.2.2.8.4 所有的铁芯螺栓应绝缘（如果使用的话）
8.2.2.8.5 总体试验后发运以前，通过铁心接地端子最后测量铁心绝缘电阻。 8.2.2.9 变压器绕组变形试验（频响法和低电压短路阻抗法）报告。 8.2.2.10 绕组半成品的直流电阻实测值及零序阻抗出厂实测值。 8.2.2.11 感应耐压及局部放电试验
8.2.2.11.1 感应耐压试验应根据国家相关标准的要求进行。
(1)短时感应耐压试验（ACSD）：按照规定的电压进行，同时应进行局部放电测量。对于三相变压器，要求两种试验，即：
带有局部放电测量的相对地试验；
带有局部放电测量的中性点接地的相间试验；
⑵ 长时感应电压试验（ACLD）：长时感应电压试验（ACLD）允许的最高放电量，高压绕组应不大于90pC。
8.2.2.11.2 局部放电测量应在冲击试验以后，在高压线圈上进行。
8.2.2.11.3 优先选用的局部放电强度的测度是按照国家相关标准的要求进行，视在放电量Q值，全部测量的校准，及测量仪表的特性，应按照国家相关标准的规定。 8.2.2.11.4 所有试验结果应出报告。 8.2.2.12 冲击试验
(1)雷电冲击试验：全波冲击试验应在变压器所有端子上进行（中性点端子和出线端子），截波冲击试验只在变压器的出线端子上进行。截波试验过程中，截波试验电路的布置应使冲击波图中反极性的过冲数量予以限制，即不得小于截波冲击幅值的10%也不得大于30%，并记录接地电流。如果被试绕组接有氧化锌避雷器，还应分别增加升压和降压试验 过程中的70％、80％和90％电压的试验，以便根据升压和降压过程同一电压下电流波形的比较，判断试验是否合格。全部冲击试验中应同时记录电流和电压示波图。并提供试验报告。
(2)操作冲击试验：操作冲击试验应在高压绕组的线端进行。如果规定了ACSD
试验，则不要求操作冲击试验。
(3)被试验的变压器线圈应直接联结到冲击发生器上，在回路到变压器套管或截断间隙上没有任何串联电感。
(4)应采取一切必需手段，保证不记录寄生（虚假）放电。
(5)使用的分压装置应有足够的精度和响应时间，不允许用球隙测量冲击电压，在分压装置上使用的乘法（倍增）器和示波器应精确匹配以使减幅波和全波的波形图可以重叠比较，对于所施加的全部冲击试验电流和电压示波图应同时记录，在载波试验期间，截断全部冲击试验电流和电压示波图应同时记录。 8.2.2.13 工频耐压试验
工频耐压试验对高、中、低压线圈和中性点都要进行。 8.2.2.14 极性试验
变压器的极性应是“减极性”。 8.2.2.15 套管试验
所有套管应按有关标准进行试验，并提供出厂试验和型式试验的试验报告。要测量电容式套管的绝缘电阻，电容量及介质损耗因数，试验电压为10kV和1.1倍最高相电压时的介质损耗因数，测量值应不超过0.4%(20℃)。二者差不应超过0.1%。试验报告中应提供温度介质损耗因数修正曲线，全部套管安装到变压器上后，要在10kV的电压下测量介质损耗因数值和电容量。在1.5倍最高相压下，局部放电水平不能超过10pC。应提供套管油的试验数据，电容式套管应经受24h（0.2MPa）的压力试验而不出现漏油。套管供试验用的抽头承受至少1min、2000V交流的工频电压试验。高压和中压套管应分别承受连续水平拖拉力2000N试验，安全系数应不小于2.5倍。根据有关标准对电容式套管的油进行物理、化学、电气、色谱分析及微水含量试验，应根据技术要求进行套管的工频耐压试验。 8.2.2.16 套管电流互感器试验
8.2.2.16.1变比试验：电流互感器装到变压器上后，以变压器的额定电流逐台试验电流互感器全部接头时的变比，记录实测的一次和二次电流。
8.2.2.16.2 饱和曲线试验：电流互感器装入变压器油箱之前应测定每台电流互感器的饱和曲线。电流互感器装入变压器以后，测定每台电流互感器在饱和拐点附近的三个检查点。
各检查点与原始试验值相比的偏差不应大于10%。
8.2.2.16.3 电阻测量：用电桥法测量每个电流互感器的电阻，所测得的电阻值应修正到75℃时的数值。
8.2.2.16.4 绝缘试验：所有电流互感器及其相连的连线应在50Hz，2000V交流作用下承受1min的绝缘试验。
8.2.2.16.5 暂态特性曲线按技术要求测试。
8.2.2.16.6 应提供所有套管电流互感器试验报告，包括饱和曲线和每个绕阻每个抽头10%误差曲线。
8.2.2.16.7 对所有的电流互感器，制造厂应提供按系列编号识别的安装位置记录。 8.2.2.17 压力释放装置及油位计的检验试验
压力释放器和油位计组装完成以后，装到变压器上以前进行试验。报警电路承受2000V，50Hz，1min的绝缘试验。 8.2.2.18 油箱的压力及真空试验
变压器的油箱应经受油压力试验，在油箱的顶部的油压力为0.1MPa，时间为24小时并经受133Pa的真空试验，试验过程中油箱不应出现泄漏或无永久变形。 8.2.2.19散热器的压力试验（不适用）
散热器需经受120kpa，为时20分钟的压力试验而不泄漏。 8.2.2.20 瓦斯型气体继电器及突发压力（SP）继电器的试验。
8.2.2.20.1 所有的绝缘试验完成以后，气体继电器及SP继电器应进行试验，为获审批，卖方应对买方提供试验方法。
8.2.2.20.2 信号及跳闸回路，需经AC2000V，50Hz，一分钟的绝缘试验。 8.2.2.21 温度计试验
应进行温度计的校准试验，报警电路应承受2500V，50Hz，1min绝缘试验。 8.2.2.22 油试验
包括物理、化学、电气性能试验，应根据IEC出版物156和296规定进行试验，并提供本体、有载开关和套管油的出厂试验报告及协议。
用2.5mm的球隙进行击穿电压强度试验，击穿电压应不低于50kV。测量油的介质损耗因数，介质损耗因数应小于0.5%（90℃时），水分含量应小于15mg/l。变压器油注入变压器油箱后，在完成全部规定的工厂例行试验项目后，要进行油中的微水分析和色谱分析，乙炔含量应为0，分析结果应提供给运行单位。有载分接切换开关油箱中的油也应进行简化试验和微水量试验，油耐压大于40kV/2.5mm，水分含量应小
于15mg/l。
8.2.2.23 噪音水平测量
变压器噪音水平试验，应在本合同变压器中进行。
噪音水平的测量应根据IEC出版物551（1976）的要求及方法进行，并不得超过本协议书要求值。
8.2.2.24 油中气体分析试验
按下列要求取油样进行气体色谱分析： （1） 试验开始时。 （2） 冲击试验以后。
（3） 1h铁心励磁试验后的24h。 （4） 温升试验前（含过电流试验）。 （5） 温升试验后。
（6） 工厂例行试验全部完成后(若温升试验是最后的工厂例行试验，则不需要进行这次取样)。采样和分析工作应由制造厂进行。分析结果应包括在试验报告中。
（7）套管的色谱试验。
8.2.2. 25 气体积聚试验和压力释放器试验
完成全部试验后，对气体探测系统进行以下试验：
(1) 往变压器油箱内打入500ml的干燥空气，打入空气的位置要尽可能远离箱盖上气体探测系统的主要集气点。
(2) 若15min后，气体探测器中积聚气体总量应为250ml，气体探测系统合格。报警及跳闸电路应能承受2000V，50Hz，1min的绝缘试验。压力释放装置应校验其动作油压，数值应在协议值内。 8.2.2.26 储油柜压力试验
储油柜应进行98kPa、24小时的压力试验，应无渗漏油及永久变形。 8.2.2.27 整体油密封试验
变压器组装好后，在油枕顶部施加72小时50kPa的压力，变压器不许有渗漏。 8.2.2.28 长时间空载试验
施加工频额定电压24h或1.1倍电压12h同时启动全部运行的冷却装置。 8.2.2.29 小电流下的分相绕组短路阻抗测试。必要时，进行频响试验。 8.2.2.30 变压器绕组变形试验
变压器出厂时应进行绕组变形试验：包括频响试验与阻抗法两种方法（相间频响特性应具有良好的一致性），作为变压器的基本数据建档。并随变压器的出厂试验报告一块提交买方。 8.2.3 工厂型式试验 8.2.3.1温升试验
8.2.3.1.1 温升限值应满足2.4.20条款的要求。
8.2.3.1.2 规格完全相同的变压器只要求第一台变压器进行温升试验，但如果第一台变压器的温升超过了第2.4.20条款规定的温升限值时，则以后所有其它变压器都应进行温升试验。如果任何一台变压器的总损耗超过了第一台温升试验的变压器总损耗时，则此台变压器仍需作温升试验（除计算结果能够证明此台变压器绕组的温升仍然不超过规定值的情况）。
8.2.3.1.3计算变压器在三侧同时满负荷时的温升符合保证性能的要求。
8.2.3.2无线电干扰电压测量：电晕和无线电干扰试验应在1.1×252/3kV(方均根值)下进行，无线电干扰电压应小于500uV，保证在晴天和夜晚无可见电晕。 8.2. 4 现场试验
变压器在现场组装以后，下列试验由买方进行，卖方技术人员在场参加进现场试验。
8.2. 4.1 下述试验应根据工厂要求进行
绕组电阻测量：变压器每一相绕组电阻之间的差别应小于平均值的2%（三角形接线为线间测得1%）。在相同的温度下，其试验值与工厂试验所测得的数值相比较不应有显著的差别。
变比试验：在所有分接电压时的变比误差应小于＋0.5%或大于－0.5%。 极性试验：极性应是减极性，与铭牌上的标志一致。
绝缘电阻、介质损耗因数测量：20℃时吸收比(R60”/R15”)或极化指数(R10’/R1’)不小于1.5。20℃时，绕组介质损耗因数不超过0.5%。
局部放电测量：在1.5倍最高相电压下进行不低于30min（如30min局部放电无异常，可不延长至1h）的局部放电测量，高压绕组的局部放电水平不能超过90pC。 8.2. 4.2 绝缘油试验
供给的每桶油将由买方在注油前试验，试验应包括物理及化学特性。
对于最终的每台变压器中的油均应满足在2.5mm球型油间隙之间，耐受的交流
电压应不低于65kV，含水量应小于15mg/l，含气量应小于0.5％。 8.2. 4.3 无负荷损失及无负荷电流的测量
在不小于额定电压50%的电压下，测量空载损耗和空载电流，工厂例行试验和现场试验测得值不应有显著差异，在低压侧进行此项试验测量。 8.2. 4.4 油压试验
变压器组装以后，在油枕顶部应进行为时12小时，50kpa的压力试验，不允许泄漏。
8.2. 4.5 温升试验
在变压器运行时进行温升试验。只测量油面及油箱的温度，额定容量下的温度限值应与工厂试验值相同。 8.2. 4.6 套管试验
测量电容套管的绝缘电阻，介质损耗因数及电容量，其测量值应和工厂例行试验的测量结果相近，20℃时，介质损耗因数小于0.4%。 8.2. 4.7 套管CT试验
套管型电流互感器试验：测量直流电阻，绝缘电阻，变比及饱和曲线和极性。测量值应与工厂测量结果相近。 8.2. 4.8 感应耐压和局部放电试验
高压线圈的出线端应经受250Hz，耐压试验值为85％出厂试验电压，时间24秒，并且在与出厂局部放电相同电压下、在高压线圈上同时测量，局部放电水平应分别不超过90PC。
8.2. 4.9 散热器运行试验（不适用）
在连续运行24小时后，散热器不出现任何漏油，或空气渗入到绝缘油里。 8.2. 4.10 控制装置的运行试验
控制装置的运行试验应正常。 8.2. 4.11 组、部件电路的绝缘试验
风扇的电机，有载分接开关的电机传动，跳闸电路，报警电路进行2000V，交流1min工频耐压试验。
8.2. 4.12 额定电压下空载电流的谐波量测量 8.2. 4.13 铁心绝缘电阻测量
用2500V的绝缘电阻表测量铁心绝缘电阻，其值大于500MΩ。
8.2. 4.14 声级测量
在空载和所有冷却装置通电情况下测量。 8.2. 4.15 低压绕组和中性点外施耐压试验
低压绕组的外施工频耐压试验电压为工厂试验值的80％，试验时间1min。 8.2. 4.16 空载涌流试验
进行5次投切循环的空载涌流试验，每两次循环时间的间隔至少5min。 8.2. 4.17 绝缘油中溶解气体色谱分析
在现场试验前后进行绝缘油色谱分析。 8.2. 4.18 主要组、部件的检查
应根据温度计、测量元件、气体继电器、压力释放装置、油位指示器等生产厂家的技术条件要求进行检查。 8.2. 4.19 联结组标号检定
8.2. 4.22 小电流下的分相绕组短路阻抗测试或频响试验 8.3 监造
8.3.1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和监造。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。 8.3.2如有合同设备经检验和试验不符合技术协议的要求,买方可以拒收,卖方应更换被拒收的货物,或进行必要的改造使之符合技术协议的要求,买方不承担上述的费用。 8.3.3买方对货物运到买方所在地以后进行检验、试验和拒收(如果必要时)的权利，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受到限制。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现场后买方对其进行的检验。 8.3.4 卖方应在开始进行工厂试验前15天，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和阶段要进行现场验证，并将在接到卖方关于安装、试验和检验的日程安排通知后10天内通知卖方。然后买方将派出技术人员前往卖方和(或)其分包商生产现场，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，现场验证检验程序由双方代表共同协商决定。
8.3.5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。 8.3.6 监造范围： 8.3.6.1铁心的装配。 8.3.6.2绕组的绕制。 8.3.6.3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。
8.3.6.4油箱的制造过程、焊接的质量、对油箱强度和密封试验、冷却器及其他附件的质量。
8.3.6.5开关的装配和调试。
开关结构、试运行、开关的检验和检修方法等。 8.3.6.6绝缘的干燥处理和真空注油。
8.3.6.7在厂内的最后总装配、试验、及试验后的检查等。
8.3.6.8对重要的外协、外购件的质量和数量的检查。必要时买方人员有权到零部件分包厂进行监督和检验。
8.3.6.9合同设备的包装质量的检查。 8.3.7卖方应向监造者提供下列资料：
8.37.1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及材质单； 8.3.7.2重要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试验报告； 8.3.7.3设备出厂试验报告、半成品试验报告；
型式试验报告；
产品改进和完善的技术报告；
与分包者的技术协议和分包合同副本；
合同设备的铁心组装图、引线布置图、装配图及其他技术文件； 设备的生产进度表；
设备制造过程中出现的质量问题的备忘录。
8.3.8 监造者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)。 监造内容见下表：
序零部件或 号 工 序 监 造 内 容 1、硒钢片、铜线、绝缘纸板、钢材、监造方式 文件见证 现场见证 1 原材料进出厂 绝缘油等化学、物理、电气性能分析及* 检验报告 潜油泵、风机 * * * * * * * * * * * * * * * * * * * 2 附件的合格证套管、温控器、瓦斯继电器 或验收报告 压力释放器 风冷却器或片式散热器 线圈垫块、内外撑条应上下对齐 各线圈套装实 3 器身装配 引线焊接包扎良好，低压套管下引线焊接检查 引线支架、铁芯是否牢固 各部分绝缘距离 4 油箱的制造 干燥处理过程及处理结果（真空度、时5 干燥 间、记录） 器身干燥后的整理及紧固 对油箱绝缘距离 6 总装配 箱内是否有异物 器身干燥后的整理及紧固 7 抽真空及真空抽真空的时间、真空度 油 维持真空时间 中间试验 型式试验或油流带电试验（根据技术协8 试验 议书要求） 出厂试验，按GB1094.1～1094.5-85、GB/T16274-1996，或IEC标准，每台都 做试验 * 序零部件或 号 工 序 监 造 内 容 整体密封油渗漏试验 在1.1倍额定电压下开动全部油泵空载试验（根据技术协议书要求） 6、发运前厂内二次吊芯检查、清除异监造方式 文件见证 现场见证 * * 物、紧固件松动情况，检查靠近夹件绝 缘的硅钢片是否有“上窜”现象 7、 变压器试验前后的油中气体及含水 量分析结果 在制造和试验9 过程中所出现的问题及处理结果 9 包装、运输和储存
* * * 9.1 变压器制造完成并通过试验后应及时包装，否则应得到切实的保护。其包装应符合铁路、公路和海运部门的有关规定。
9.2 包装箱上应有明显的包装储运图示标志，并应标明买方的订货号和发货号。 9.3 变压器在运输过程中，内部结构相互位置不变，紧固件不松动，在运输中应装冲撞记录仪，并要求能承受3g的运输水平加速度。
9.4 如变压器不带油运输时，必须充以干燥的氮气，运输前应进行密封试验，以确保在充以20～30kPa压力时密封良好。变压器本体到达现场后油箱内的压力应保持正压，并有压力表进行监视。不满足要求时，应做到及时补充氮气。
9.5 运输时变压器的所有组件、部件，如套管、储油柜、冷却器及备品备件、专用工具等不丢失、不损坏、不受潮和不腐蚀。 9.6 随产品提供的技术资料应完整无缺。
10.技术服务、培训和设计联络
10.1 卖方现场技术服务
10.1.1 为保证所供设备的正确安装、启动、安全运行和性能指标，以及相互的工作联系，卖方要派若干合格的现场服务人员到现场服务。如果该人日数不能满足今后实际工程需要，卖方免费追加人日数。
服 务 人 员 计 划 表
序号 1 2 3 4 5 6 7 8 技术服务内容 跟踪运输 货物开箱检查、清点 指导安装、就位 指导产品调试 人员培训 交接试验、初步验收 最终验收 回访 计划人日数 10 4 20 8 4 4 4 根据需要 派出人员构成 职 称 技术员 工程师 高级工程师 高级工程师 高级工程师 高级工程师 高级工程师 高级工程师 人 数 2 1 2 1 2 2 2 2 备 注 卖方现场技术服务人员所发生的一切费用包括工资、差旅费、住宿、办公及通讯联络等均由卖方承担。 10.1.2 卖方现场服务人员的条件：
10.1.2.1 遵纪守法，遵守现场的各项规章和制度，熟悉并掌握现场和电厂有关安全方面的规章制度。
10.1.2.2 工作责任心强，身体健康，适应现场工作条件。
10.1.2.3 了解合同设备的设计，熟悉其结构，有三年以上相同或相近机组的现场工作经验，能够正确地进行现场指导。
10.1.2.4 买方有权要求更换不称职的卖方现场技术服务人员，卖方及时更换。 10.1.2.5 国外技术人员到现场的语言交流翻译由卖方配备，外国专家在现场期间的管理由卖方负责。
10.1.2.6卖方须按下表提供现场服务人员的情况，由买方确认。
现场服务人员情况表
姓名 政治 面貌 蒋建武 党员 干部 性别 学校和专业 男 湖南大学 电气系 年龄 职务 47 用户服务部副部长 民族 职称 汉 高级工程师 该同志从事过多年的变压器装配和试验工作，尤其在变压器试验的工作期间有突出的成绩，1989年开始从事用户服务工作，进入服务部后做了大量的用户服务工作，积累了丰富的服务经验，现全面主持公司的服务工作。在乌克兰扎波罗热变压器股份公司参加过变压器的线圈制造、总装配及调试培训和学习，参加了湖南凤滩电厂的SSP-240000/220、广东双会电厂工作 简历 SFS-180000/220、内蒙海渤湾电厂SFP10-400000/220、福建永安火电厂SFSZ10-120000/220、大唐湘潭电厂DFP-240000/500、广东湛江吴川SFSZ10-180000/220等变压器的用户服务工作；主持了湖南岗市变ODFS-167000kVA /500kV、广东东莞玖龙纸业 SFP-240000/110、SFPZ9-100000/110、SFPZ9-75000/110变压器、长沙电业局SFSZ9-31500/110、广电集团深圳供电分公司植物园变SZ10-50000/110内蒙京达有限责任公司SFP10-400000/500,SFFZ-40000/220,SFF-40000/20等项目的指导安装、调试工作。 姓名 政治 面貌 罗小平 党员 干部 性别 学校和专业 男 湖南大学 机械系 年龄 职务 43 用户服务部主管 民族 职称 汉 工程师 该同志从事多年的变压器装配和试验工作，在工作期间取得了优异的成绩，1992年进入公司服务部工作，参加过大量用户服务工作，具有丰富的服务经验，现为卖方服务部骨干力量。在乌克兰扎波罗热变压器股份公司参加过变压器的线圈制造、总装配及调试培训和学习，近期参加了湖南凤滩电厂的工作 简历 SSP-240000/220、广东双会电厂SFPS-180000/220、内蒙海渤湾电厂SFP10-400000/220、重庆市玉皇冠变电站SFPSZ10-120000/220、贵州桐梓SFSZ10-150000/220、福建永安火电厂SFSZ10-120000/220、内蒙上都电厂DFP-240000/500、广东恒运电厂SFFZ10-CY-40000/220、广东湛江吴川SFSZ10-180000/220、湖南岗市变ODFS-167000kVA /500kV、内蒙京达电厂SFP10-400000/500 SFFZ-40000/220,SFF-40000/20等项目等变压器的用户服务工作。
10.1.3 卖方现场服务人员的职责
10.1.3.1 卖方现场服务人员的任务主要包括设备催交、货物的开箱检验及买卖双方的日常技术联络。在设备开始安装后的任务为指导安装和调试工作，监督工程质量及调试质量，并符合工厂设计要求，处理设备缺陷及设计变更等，后期要参加试运行和
性能考核试验。
10.1.3.2 在安装和调试前，卖方技术服务人员向买方进行设计意图和安装程序及安装要点的技术交底和解释，必要时进行示范操作。对重要工作项目实行每个工序的检查指导和监督，实行工序签证制度，否则，买方不能进行下一道工序。经卖方签证的工序如因卖方技术服务人员的指导错误而发生的问题，由卖方负全部责任。卖方对重要工作项目的认定，填写下表： 序号 工作项目名称 1 2 就位 安装 工序主要内容 变压器主体就位 备注 卖方免费指导 温控、储油柜、联管等附件安装及分别通电调卖方免费指导 试等 3 4 试验 投运 配合交接试验项目 变压器交接试验通过后整机送电、试运行 卖方免费指导 卖方免费指导 10.1.3.3 卖方现场服务人员有权全权处理现场出现的一切技术和商务问题。如现场发生质量问题或有重大设计变更，卖方现场人员要在买方规定的时间内予以解决。如卖方委托买方进行处理，要出具委托书并承担相应的经济责任。 10.1.3.4 卖方现场服务人员的正常来去和更换事先与买方协商。 10.1.3.5 卖方对其现场服务人员的一切行为负全部责任。 10.1.4 买方的义务
买方要配合卖方现场服务人员的工作，并在生活、交通和通讯上提供方便，费
用卖方自理。
10.2 培训
10.2.1 为使合同设备能正常安装、调试、运行、维护及检修，卖方有责任提供相应的技术培训。培训内容与工程进度相一致。
10.2.2 培训计划和内容如下，费用含在合同总价中。
培训教师构成 职称 高级 工程师 高级 工程师 高级 工程师 人数 1 1 1 序号 1 2 3 培训内容 计划人月数 地点 现场 备注 现场安装程序、调试使由买方自定 用及注意事项 变压器现场验收投运、由买方自定 维护及注意事项 变压器组部件性能介绍由买方自定 及安装使用方法 现场 现场 10.2.3 每次培训的时间、人数、地点等具体内容在合同执行时由买方确定。
卖方为买方培训人员提供设备、场地、资料等培训条件，并提供食宿和交通方便。
10.3 设计联络
10.3.1有关设计联络的计划和内容计划表如下，费用含在合同系统内。
设计联络计划表
序号 次数 内容 时间 地点 人数 1）决定最终布置尺寸，包括外形、套管引出方向、冷却器布置和其它附属设备的布置； 买方在买方在下需方人2）复核变压器的主要性能和参数，并进行确1 第一次 下一阶一阶段确数自行认； 段确定 定 确定 3）检查总进度、质量保证程序及质控措施。 及其它要求讨论的问题。 1）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； 2）讨论交货程序； 买方在下买方在下需方人2 第二次 3）解决遗留问题； 一阶段确一阶段确数自行4）讨论工厂试验及检验问题； 定 定 确定 5）讨论运输、交接、安装、调试及现场试验； 6）其它要求讨论的项目。 10.3.2 每次设计联络的具体时间、人数、地点等具体内容在合同执行时由买方确定。
附录A主要部件材料表
序号 1 2 3 名 称 硅钢片 换位导线 扁铜线 绝缘纸板 绝缘成型件 变压器油 型号、规格、 27ZH100 T4 T4 25号及以上抗氧化环烷基厂家及原产地 新日铁或川畸 上海杨行 上海杨行 泰州魏德曼 泰州魏德曼 备注 4 绝缘油，闪点不低于140℃克拉玛依，25# 或等同 5 6 7 8 9 密封件 钢材 无励磁分接开关 高压套管 N/A Q235 DUIII2000-170D-06050ME BRDLW-252/2000 -- HETA-24/20000 BRDLW-126/1600 LR(B) YF-315 进口或合资 进口或合资 进口 采用进口技术制造的钢板蝶阀，保证不渗漏 BF80/10 MT-STW160F2/TT MT-ST160F/TT 208-60F 900-009-33 内部元器件为施耐德产品，采用PLC编程 美国Doble公司 原料进口，卖方加工 武钢 德国MR 抚顺传奇 -- 抚顺传奇 抚顺传奇 特变电工康嘉 保定多田、华丰 长春诺森、山东威海克莱特 北京富特 日本兵田 特变电工衡变公司 沈阳天工或等同 德国EMB 国产（波纹柜） 3kg,湖南衡阳圣达 德国MESSKO 德国MESSKO 美国Qualitrol 美国Qualitrol 衡阳思博 美国Doble公司 广东科立 / 合资 合资 合资 10 低压套管 11 中性点套管 12 套管电流互感器 *13 散热器(冷却器) *14 风扇 15 油泵 16 油流继电器 17 真空蝶阀 *18 金属波纹管储油柜 19 气体继电器 20 油位计 21 吸湿器 22 油温度计 23 绕组温度计 24 压力释放阀 25 压力突发继电器 26 控制柜 27 28 29 变压器在线监测装置 主变铁芯多点接地在线监测仪 其他需要说明的材料和附件 注：有“*”标识的，最终厂家在一联会上确认。
附件B过负荷能力曲线图
买方
单位：福建晋江天然气发电有限公司 代表: 时间:2007-5-8 电话: 传真:1 E-mail: 卖方
单位：特变电工衡阳变压器有限公司 代表:
时间: 2007-5-8 电话: 传真:
E-mail:xsfujian@tbea-hb.com.cn 设计单位
单位：福建省电力勘测设计院 代表: 时间:2007-5-8 电话:2；87024519 传真:5；87024722 E-mail：;
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