南方电网设备标准技术标书110kV4063MVA三相双绕组电力变压器Word文档格式.docx

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供货范围及设备技术规格一览表。

投标方应如实填写“投标方保证”栏。

表2.2供货范围及设备技术规格一览表

单位

项目要求

投标方保证

型式、规格

数量

每台变压器的供货范围包括:

a.变压器本体（包括底架、附件、基础螺栓）

b.冷却装置控制箱及调压开关控制箱

c.套管及套管式电流互感器

d.变压器绝缘油（环烷基油），油量应有5%的裕度，投标方应负责提供用于存放备用油的油罐。

e.本体及连接到端子箱和控制箱之间的足量耐油、阻燃、屏蔽铠装电缆（连接电缆不能有中间接头）

f.如油枕不安装在变压器身上时，应成套提供油枕支架，并提供安装图

g.本体端子箱

h.备品备件及专用工具等详见表12.1和表12.2。

i.投标方应在安装完成后免费进行一次喷漆

（3）工厂试验由投标方在生产厂家内完成,但应有招标方代表参加,参加工厂验收的人数及天数等规定详见标书商务部分。

（4）现场安装和试验在投标方的技术指导下由招标方完成,投标方协助招标方按标准检查安装质量,处理调试投运过程中出现的问题,并提供备品、备件，做好销售服务工作.投标方应选派有经验的技术人员,对安装和运行人员免费培训。

安装督导的工作范围及人数和天数等规定详见标书商务部分。

（5）投标方应协助招标方解决设备运行中出现的问题。

（6）设计联络会议的地点及招标方参加人员的人数和天数等规定详见标书商务部分。

（7）设备安装、调试和性能试验合格后方可投运。

设备投运并稳定运行后，投标方和招标方（业主）双方应根据相关法律、法规和公司管理制度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。

（8）如果安装、调试、性能试验、试运行及质保期内技术指标一项或多项不能满足合同技术部分要求，买卖双方共同分析原因，分清责任，如属制造方面的原因，或涉及索赔部分，按商务部分有关条款执行。

3应遵循的主要标准

除本标书特殊规定外,投标方所提供的设备均按规定的标准和规程的最新版本进行设计、制造、试验和安装。

如果这些标准内容有矛盾时,应按最高标准的条款执行或按双方商定的标准执行。

如果投标方选用本标书规定以外的标准时,则需提交这种替换标准供审查和分析。

仅在投标方已证明替换标准相当或优于标书规定的标准,并从招标方处获得书面的认可才能使用。

提交供审查的标准应为中文或英文版本。

主要引用标准如下：

GB311.1高压输变电设备的绝缘配合

GB/T311.2绝缘配合第2部分：

高压输变电设备的绝缘配合使用导则

GB/T321优先数和优先数系

GB1094.1电力变压器第1部分：

总则

GB1094.2电力变压器第2部分：

温升

GB1094.3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/T1094.4电力变压器第4部分：

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

GB1094.5电力变压器第5部分：

承受短路的能力

GB/T1094.7电力变压器第7部分：

油浸式电力变压器负载导则

GB/T1094.10电力变压器第10部分：

声级测定

GB1208电流互感器

GB/T1231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/T2536变压器油

GB/T2900.15电工术语变压器、互感器、调压器和电抗器

GB/T4109交流电压高于1000V绝缘套管

GB/T6451油浸式电力变压器技术参数和要求

GB/T7595运行中变压器油质量

GB10230.1分接开关第1部分：

性能要求和试验方法

GB/T10230.2分接开关第2部分：

应用导则

GB/T13499电力变压器应用导则

GB/T16434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

GB16847保护用电流互感器暂态特性技术要求

GB/T16927.1高压试验技术第一部分一般试验要求

GB/T16927.2高压试验技术第二部分测量系统

GB/T17742中国地震烈度表

GB/T17468电力变压器选用导则

GB24790电力变压器能效限定值及能效等级

JB/T3837变压器类产品型号编制方法

JB/T5347变压器用片式散热器

JB/T6302变压器用油面温控器

JB/T7065变压器用压力释放阀

JB/T7631变压器用电子温控器

JB/T8450变压器用绕组温控器

JB/T9647气体继电器

DL/T586电力设备监造技术导则

DL/T620交流电气装置的过电压保护和绝缘配合

Q/CSG10001变电站安健环设施标准

4使用条件

本设备招标书技术文件要采购的110kV/40～63MVA带稳定绕组的有载调压三相一体交流电力变压器，其安装地点的实际外部条件见表4.1:

设备外部条件一览表。

投标方应对所提供的设备绝缘水平、温升等相关性能参数在工程实际外部条件下进行校验、核对，使所供设备满足实际外部条件要求及全工况运行要求。

表4.1设备外部条件一览表（项目单位填写）

数值

备注（须说明本工程适用的是正常使用条件或是特殊使用条件）

环境温度

最高日温度

℃

40

最低日温度

-20

最大日温差

海拔

m

1500

太阳辐射强度

W/cm2

0.1

4

污秽等级

IV

5

覆冰厚度

mm

10

6

风速

m/s

25

7

相对湿度

最大日相对湿度

%

95

最大月平均相对湿度

90

8

耐受地震能力（指水平加速度，安全系数不小于1.67。

水平加速度应计及设备支架的动力放大系数1.2）

g

9

系统标称电压：

kV

110

/

系统最高电压

126

11

系统额定频率

Hz

50

12

系统中性点接地方式：

直接接地

13

安装点母线短路电流：

kA

11.6

14

直流控制电压

V

220

15

设备运输条件

整体运输

4.1正常使用条件

4.1.1海拔高度：

≤1000m；

4.1.2环境温度

最高温度：

+40℃；

最热月平均温度：

+30℃；

最高年平均温度：

+20℃；

最低气温：

-25℃；

（户外）

4.1.3太阳辐射强度：

0.1W/cm2

4.1.4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

4.1.5湿度

日相对湿度平均值95%

月相对湿度平均值90%

4.1.6风速

35m/s（离地面高10m处，持续10min的100年平均最大风速）。

4.1.7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的特殊条件，如环境温度、海拔、污秽等级等条件项目单位应在表4.1中明确，且应在招标书的相应技术条款及表11中对有关技术参数及要求加以修正、说明，并在提交需求计划及招标书时向物资部门特别明确。

特殊使用条件按如下规定。

4.2.1湿热型环境条件

+45℃；

最高平均温度：

+40℃；

最低平均温度：

-10℃；

空气相对湿度≥95%时的最高温度：

25℃

有凝露、有结冰和结霜、有有害生物。

4.2.2地震烈度

地震烈度9度地区：

地面水平加速度4m/s2

地面垂直加速度2m/s2

4.2.3海拔高度与外绝缘

海拔高度高于1000m时，按下列要求确定：

a.海拔在1000-2000m范围，设备外绝缘水平按2000m海拔修正；

b.海拔在2000-2500m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的环境，经专题研究后确定。

4.2.4温升

a.环境温度与温升

当环境温度高于正常使用环境条件时，则对变压器的温升限值应按超过部分的数值减少并应修约到最接近温度的整数值。

b.海拔高度与温升

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，温升限值应作相应的增加值进行修正。

因海拔而作的温升修正值，均应修约到最接近的温度的整数值。

4.2.5直流偏磁

变压器运行工况存在不小于10A的直流偏磁。

4.2.6污秽等级

严重污秽地区，达到III级污秽时，考虑到未来调整爬距困难，可按IV级选取设备爬电比距。

设备爬电比距详见表4.2。

表4.2爬电比距

相对地之间最小标称爬电比距（mm/kV）

110kV及以上

110kV以下

III

31

Ⅳ

5技术要求

5.1技术参数

5.1.1基本参数

1）★额定电压：

110kV、115kV、121kV（项目单位选取，详见表11）

2）★容量：

（项目单位选取，详见表11）

50/50MVA

3）★型式：

有载调压

4）★绝缘方式：

油浸纸绝缘

5）★冷却方式：

从下列方式中选取：

ONANF（项目单位选取，详见表11）

6）★调压方式：

线端有载调压、中性点有载调压（项目单位选取）

7）★调压范围：

±

8×

1.25%（有载），±

×

1.25%（有载）（项目单位选取，详见表11）

8）阻抗电压（%）：

新建工程采用典型值，从下列数值中选取：

10.5%，12%，或16～18%（典型值）

允许偏差：

主分接±

5%，其他分接±

7.5%；

并应提交额定抽头位置的零序阻抗。

改、扩建工程应按运行要求专门考虑与其并列运行的变压器阻抗电压值相一致。

9）★联结组别：

YNd11

10）局部放电允许值：

1.5Um/

电压下高压端不大于100pC、中压端不大于100pC。

11）噪声水平

当冷却装置、风扇全部投入运行时，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。

12）振动水平：

油箱壁的振动限值为不大于100μm（峰一峰值）。

13）温升

表5.1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

投标方应提供线圈最热点位置及最热点温升数据，当海拔超过1000m时应进行修正。

通过实测,若发现变压器顶层油温升、绕组平均温升及铁芯温升超过表5.1所规定的数值,则按下述规则罚款:

如其中任一项比保证值高出0～1K之间,罚金为合同总价的1％;

如其中任一项比保证值高出1～2K之间,罚金为合同总价的2％。

如其中任一项比保证值高出2K,则该变压器拒收。

当实际温升比保证值小时,投标方不应另收附加费用。

14）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。

15）抗直流偏磁能力

变压器应能耐受不小于10A的直流偏磁。

在长时间最大直流偏磁（如果存在）作用下，变压器铁芯和绕组温升、振动等不超过本技术规范的规定值，变压器油色谱分析结果正常。

噪声声压级增加值≤5dB。

16）套管安装角度

套管轴线与铅垂线夹角不超过30度。

17）中性点接地方式

可从下列方式中选取：

直接接地；

经间隙接地；

经电容隔直装置接地。

18）寿命：

不少于30年，除干燥剂外至少六年内免维护

5.1.2★电压（项目单位选取，详见表11）

表5.2线电压

变压器容量

额定电压

最高运行电压

40～63MVA

电力变压器

高压

110kV、115kV、121kV

126kV

低压

10.5kV、11kV

12kV

5.1.3★绝缘水平

1）线圈

变压器线圈绝缘水平详见表11。

2）套管

变压器套管内外绝缘水平及详见表11要求；

招标方已根据不同海拔高度对变压器套管外绝缘进行修正并确定标准参考大气压条件下的电弧距离，投标方应证明套管内外绝缘水平及电弧距离满足要求。

5.1.4损耗要求

变压器空负载损耗要求详见表11。

通过实测,如果发现变压器的空载损耗和负载损耗超过第表11第10项和第12项所规定的数值,则按下述规则罚款:

罚款款项取决于实际损耗值与保证值之差。

当:

实际损耗值—保证值

保证值

在0～3.0％之间,以保证值为基准,每增加1kW空载损耗罚款人民币7万元,每增加1kW负载损耗罚款人民币3.5万元。

保证值

在3.0～6.0％之间,以保证值为基准,每增加1kW空载损耗罚款人民币14万元,每增加1kW负载损耗罚款人民币7万元。

当:

第

（1）和

（2）项其中一项的实际损耗值—保证值

大于6.0％时,该变压器拒收。

当实际损耗值比保证值小时,投标方不应另收附加费用。

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5.3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

1.90

2.0

最大持续时间

连续

80%负荷连续

20s

1s

0.1s

应提供各种励磁状态下的谐波分量曲线。

5.1.6过负荷能力

变压器的负载能力应符合GB/T1094.7《油浸式电力变压器负载导则》的要求，投标方应提供该变压器负载能力计算所需的热特性参数。

变压器满载运行时，当全部冷却风扇退出运行后，至少允许持续运行30min；

当油面温度不超过75℃时，变压器允许继续运行1h，同时线圈最热点温度不得超过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过140℃。

应提供冷却装置不同运行方式下，变压器的负荷能力。

5.1.7套管电流互感器配置

1）每台变压器套管电流互感器配置详见表11。

线圈温度指示器不包括在套管电流互感器内，由投标方确定，次级容量亦由投标方确定。

2）套管电流互感器二次引出线芯柱必须是环氧一体浇注成形,导电杆直径不小于8mm,并应有防转动措施。

3）对于套管式电流互感器可能的每一种变比，其相应的电流误差及相位差要满足以下要求：

a.测量准确级均要求做到0.5S,精度要求满足计量检定规程JJG1021最新版要求。

b.保护准确级均要求做到5P20，精度要求满足GB1208的要求。

5.2设计与结构要求

5.2.1铁芯

a.应选用同一批次的优质、低损耗的冷轧晶粒取向硅钢片，整个铁芯采用绑扎结构，在芯柱和铁轭上采用多阶斜搭接缝，铁芯装配时应用均匀的压力压紧整个铁芯，铁芯组件均衡严紧，不应由于运输和运行中的振动而松动。

铁芯级间迭片应有适当的油道以利于冷却。

b.为便于检查铁芯、夹件接地故障，应将铁芯与夹件接地引线分别通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，可在套管端部采用软导线连接至接地铜排。

接地引线采用铜质材料，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.同一电压等级的绕组采用同一厂家、同一批次的导线绕制。

b.★中、低压绕组应采用（无氧）半硬导线或自粘型换位铜导线绕制。

所采用的半硬导线的拉伸屈服强度σ0.2不小于150N/mm2。

c.绕组和引线应绑扎得足够牢固，组成一个钢体，以防止由于运输、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佳的电压分布。

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的布置排列情况，不宜采用内置电抗器。

f.抗短路能力

制造厂应提供抗短路能力计算书，保证变压器绕组和铁芯的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，持续时间为2秒钟，变压器各部件不应有损伤，绕组和铁芯不应有不允许的变形和位移。

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的冲击力。

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的损耗所产生的热量。

a.冷却方式

63MVA以内：

户外安装时：

100％及以下负载自然冷却（ONAN）

户内安装时：

100％及以下负载自然冷却（ONAN），可在片散下方额外增加4-6组冷却风扇，按上层油温及负载自动启停；

63MVA：

100％及以下负载自然冷却（ONAN）；

或60％及以下负载自然冷却（ONAN），60％以上负载自然油循环风冷（ONAF）。

当有两组冷却装置时,每组同时有一只风扇停止运行,变压器仍能保持满载长期运行。

冷却方式为ONAN/ONAF变压器在冷却装置不同停运组数下的运行情况由投标方提供。

对于具有多种冷却方式的变压器，应根据负荷和油温，制定安全和合理的冷却系统的控制策略，并在控制回路中予以实现。

b.冷却装置布置

无自然冷却能力冷却装置的布置形式有两种：

一种为冷却装置固定在变压器的油箱上：

另一种为冷却装置集中固定在支架上，通过导油管与油箱连接。

具有自然冷却能力的散热器通常固定在变压器的油箱上。

散热器不得与防火墙垂直。

c.风扇电机

冷却装置应采用低速、大直径、低噪音风扇，风扇电动机为三相感应式、直接启动、防溅型配置，电动机轴承应采用密封结构。

5.2.4变压器套管

套管应选择瓷质。

套管的伞形、伞宽、伞距、弧闪距离，应符合GB4109《高压套管技术条件》的要求，外绝缘须按照所处海拔高度及污秽等级进行相应修正。

绝缘瓷件应有足够的机械强度和电气强度。

颜色为棕色。

1）套管应有良好的抗污秽能力和运行特性,其有效爬电距离应考虑伞裙直径的影响。

a.两裙伸出之差（P2-P1）≥20mm；

b.相邻裙间高（S）与裙伸出长度（P2）之比应大于0.9；

c.相邻裙间高（S）≥70mm；

高压、低压及中性点套管分别按照126kV、17kV及72.5kV计算。

2）各侧套管引出线端接线板的允许荷载不应低于表11第18-（8）要求,且安全系数应大于2.5。

3）中（低）压套管之间的净距离：

35kV不少于400mm；

10kV不少于130mm，并按安装地点进行海拔修正。

4）各侧套管满足短时（2S）短路耐受能力不低于表11第18-（3）要求。

5）套管的介质损耗因数（tanδ）:

tanδ（20℃）≤0.4%，并且电压从0.5Um/

升高到1.05Um/

时其tanδ增值（△tanδ）≤0.1%。

6）套管的局部放电量:

在1.50Um/

电压下测得的局部放电量应不大于10PC。

7）投标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）套管末屏接地须可靠牢固，并应方便试验；

具备安