天津长芦海晶集团有限公司

基本信息

·计划需求部门/分公司 一分公司

·备注

·结算货币

·发布时间 2024-06-05 15:15:08

·合同期限 0个月

·报价截止时间 响应截止时间 2024-06-11 17:00:00

·预计授标时间 2024-06-21 15:00:00

·联系方式 公开 报价后可见 授标后可见

·联系人 井鑫

·联系电话 022-66681092

·公告

·招标文件

·天津长芦海晶集团有限公司对第一分公司2023-01-15-制盐中心35kV变电站增容改造工程项目进行内部招标，欢迎符合相应资格条件的投标人前来投标。

· ·本次项目的概况

1、项目名称：2023-01-15-制盐中心35kV变电站增容改造工程

2、招标内容：我公司现有35kV专用变电站一座，电压等级 35/10kV，主变容量 2×3.15MVA，采用油浸式无载调压变压器，35kV 单电源供电，单母线接线。主要施工内容包括：两台3150kVA变压器拆除，两台4000kVA变压器安装、远程控制柜、电容补偿柜等配电设备及配件更换调试、附件清扫、附件安装、滤油注油等（详见技术要求及国家电网高压供电答复方案）。

3、项目地点：天津长芦海晶集团第一分公司；

4、供货期要求：自报供货期；

5、报价有效期：截止报价之日起至少三个月内有效。

6、付款结算：银行承兑；合同签订后支付20%预付款，施工完成并验收合格后，支付77%进度款，留3%质保金（质保期一年）；

7、拦标价格为178万元。

二、投标人资格要求

1、投标人须具备独立法人资格，具备有效的营业执照；

2、投标人须是天津长芦海晶集团有限公司合格供应商；

3、投标人营业执照经营范围具备输变电工程专业承包三级及以上资质。

4、本项目不接受联合体投标。

三、投标报名方式及要求

1、凡有意参加投标，且具备投标人资格要求的投标人须先在渤化易采上报价并上传电子版投标文件。

2、投标人须将“二、投标人资格要求”中要求的资质证件以及法人资格证明书、法定代表人授权委托书、安全环保领导组织、管理机构设置文件、安全环保规章制度等安全环保基本条件前置审核所需资料等复印件加盖公章后，在投标报名截止时间内，电子版发送至邮箱jjyxbgc@bcig.cn。招标人将对投标人进行资格预审。

3、投标人渤化易采上完成报价、招标人收到资格预审文件，视为报名成功。

四、公告发布与投标报名截止时间

1、招标公告发布时间：2024年6月5日至2024年6月11日。

2、本招标项目的报名截止时间为：2024年6月11日17时00分（北京时间），报名截止时间后不再接受报名。

五、投标文件递交地点及截止时间。

1、投标人网上投标的同时，报送纸质投标文件。投标价格以纸质版为准。纸质版投标文件报送时间和地址另行通知。

2、投标文件正本一份，副本一份，每份投标文件上要明确注明“正本”或“副本”字样（投标文件不退还）。正本（含供电子版（U盘））和副本投标文件分别装入袋内密封，并在密封处加盖有效印章或授权委托人签字。

六、评标方法：合理低价(质量、价格、等性价比）。

七、联系方式

1、项目单位：天津长芦海晶集团有限公司第一分公司

联系人：井鑫 联系电话：66681092

天津长芦海晶集团有限公司

2024年6月5日

附件一、变压器技术要求

1 范围

规定了35kV变压器招标的总则、技术参数和性能要求、试验、包装、运输、交货及工厂检验和监造的一般要求。

适用于35kV变压器招标。

2 术语和定义

下列术语和定义适用于本文件。

3 对变压器、设计图纸、说明书和试验报告的要求

3.1 变压器要求

在不改动原变压器室结构的情况下购置变压器（现2*3.15MVA图1）增容至2*4MVA

S11-3150/35 图1

3.1 图纸及图纸的认可和交付。

3.1.1 图纸和 CAD 文件电子版，图纸应加盖生产厂家公章和签字。变压器应按照经确认的最终图纸进行制造。

3.1.2 图纸的格式及要求：

a) 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 SI 国际单位制。

b) 要求：卖方应免费提供给买方全部最终版的图纸、资料及说明书。其中图纸应包括总装配图及安装时设备位置的精确布置图，并且应保证买方可按最终版的图纸资料对所供设备进行维护，以便运行中进行更换零部件等工作。

3.1.3 变压器所需图纸：

a) 变压器主要部件及配件图表详见表 1 中序号（9）。

b) 外形尺寸图：本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，详细标明运输尺寸和重量，装配总重量和油量；还应表示出变压器在运输准备就绪后的变压器重心、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。

c) 图纸应标明变压器底座和基础螺栓尺寸。

d) 套管及其接线端子图： 图纸应包括套管型号、套管内结构解剖详图、接线端子详图、固定法兰及伞形详图，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。

e) 铭牌图：应符合国家相关标准。铭牌应包括：所有额定值，绕组连接图，分接位置表， 每个分接参数的数据（包括电压和相应的电流），各绕组正序阻抗， 箱盖示意图标明所有套管位置和标号，声级，耐地震强度，电流互感器标称变比，连接和准确级次，冷却方式投入要求等。要 求在变压器器身上装设标有变压器生产厂家的不锈钢标志牌（300mm×500mm）。

f) 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。

g) 上节油箱或器身起吊图：标明起吊重量、起吊高度和吊索、吊点布置方式。

h) 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。

i) 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、盘式温度计和绕组温度计、电流互感器及升高座、带有风扇电机的冷却器（散热器）等。

j) 变压器温度控制器的装配图。

k) 分接开关的控制原理图和装配图。

l) 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回路的线路原理图。

1) 原理接线图应表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。

2) 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。

m) 变压器安装、运行、维修和有关设施设计所需的其他图纸和资料。

n) 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，套管式电流互感器的励磁曲线图等。

o) 铁心接地套管布置图、中性点接地套管引线支撑详图：包括支柱绝缘子、支持钢结构排列、接地导体及钢结构详图。

3.2 产品说明书（见表 1）

3.2.1 安装使用说明书。

3.2.2 产品说明书。

产品说明书应包括下列各项：

a) 关于结构、连接及铁心、绕组型式等的概述和简图。

b) 变压器有关部件及附件的图纸和安装维护说明，例如： 套管、散热器、套管式电流

互感器、调压开关，以及所有保护装置和测量装置等。

c) 具有详细图纸的有载分接开关维护说明。

d) 变压器励磁特性曲线。

e) 提供相同类型、相近容量变压器承受短路能力试验报告。

f) 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。

g) 特殊需要的说明。

表1 卖方向买方提供的资料和图纸

序号	内 容	序号	内 容
（1）	买卖双方协商确定的图纸、资料和说明	（6）	设计、制造所依据的主要标准
（2）	有关设计图纸、资料	（7）	备品备件图纸、清单
（3）	运输、保管、现场安装调试用图纸、资料	（8）	变压器所用主要材料、部件、配件清单

表 1 （续）

序号	内 容	序号	内 容
1）	变压器的安装使用说明书	（9）	变压器主要部件及配件图表
2）	吸湿器使用说明书	1）	外形尺寸图（包括吊装图及顶启图）
3）	净油器（如有）使用说明书	2）	梯子及储油柜安装图
4）	套管及其电流互感器保管、安装、使用说明书	3）	控制电缆安装图
5）	气体继电器使用说明书	4）	套管及接线端子零件图
6）	绝缘油使用说明书	5）	套管与变压器引线装配图
7）	分接开关安装和使用说明书	6）	二次保护、测温、信号、动力电源端子布置图
8）	变压器检测装置及控制柜等说明书	7）	压力释放装置结构及安装图
9）	其他仪表的使用说明书	8）	变压器铭牌（包括三相成组连接的铭牌）
10）	变压器结构、绕组排列及连接的说明	9）	变压器安装基础图
11）	温度计使用说明书	10）	变压器外部二次线及电源线布置图
12）	压力释放装置安装、使用说明书	11）	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
13）	其他附件的安装使用说明书	12）	变压器接地线路图及端子位置图
14）	高海拔修正说明（如果需要）	13）	变压器本体运输图
（4）	运行、检修手册、资料	（10）	对于其他未列入合同技术清单但却是工程所 应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
（5）	主要设计数据

3.3 试验报告（见表 2）

3.3.1 变压器全部试验报告，包括例行、型式和特殊试验报告。

3.3.2 主要部件（包括套管、散热器、分接开关、气体继电器、压力释放器、各种温度计等） 例行 和型式试验报告。

3.3.3 主要材料，如硅钢片、油、各类导线、绝缘纸板等的检验报告。

表2 卖方向买方提供的试验、测试报告

序号	内 容	序号	内 容
（1）	零部件试验	7）	散热器例行试验和型式试验报告
1）	变压器油试验报告	8）	硅钢片检验报告
2）	有载分接开关例行和型式试验报告	9）	导线试验报告
3）	套管例行试验、型式试验报告和油色谱分析报告	10）	其他零部件的例行和型式试验报告
4）	各种继电器例行试验和型式试验报告	（2）	变压器例行试验报告
5）	温度计例行试验和型式试验报告	（3）	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）
6）	压力释放装置例行试验和型式试验报告

3.4 投标人应提交的技术参数和信息

3.4.1 技术参数响应表、技术偏差表及相关技术资料。

3.4.2 投标产品的特性参数和特点。

3.4.3 与其他设备配合所需的相关技术文件和信息。

3.5 安装、调试、性能试验、试运行和验收

3.5.1 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说明书的规定在卖方技术人员指导下进行。

3.5.2 合同设备的性能试验、试运行和验收根据本部分规定的标准、规程规范进行。

3.5.3 完成合同设备安装后，买方和卖方应检查和确认安装工作，并签署安装工作证明书，共两份、双方各执一份。

3.5.4 设备安装、调试和性能试验合格后方可投入试运行。试运行后买卖双方应签署合同设备的验收证明书（试运行时间在合同谈判中商定）。该证明书共两份， 双方各执一份。

3.5.5 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。

3.6 满足的标准

装置应满足GB/T 311.1、GB/T 1094.1、GB/T 1094.2、GB/T 1094.3、GB/T 1094.4、GB/T 1094.5、GB/T 1094.7、GB/T 1094.10、GB/T 1094.11、GB 2536、GB/T 2900.95、GB/T 4109、GB/T 4585、GB/T 5273、 GB/T 6451、GB/T 7595、GB/T 10230.1、GB/T 10230.2、GB/T 13499、GB/T 16927.1、GB/T 16927.2、 GB/T 17468、GB/T 25446、GB/T 26218.1、GB/T 26218.2、GB 50148、GB 50150、DL/T 264、DL/T 572、 DL/T 596、DL/T 722、DL/T 911、DL/T 1093、DL/T 1094、DL/T 1386、DL/T 1388、DL/T 1424、DL/T 1538、 DL/T 1539、DL/T 1811、JB/T 501、JB/T 3837、JB/T 10088、Q/GDW 1152.1、Q/GDW 111306、IEC 60296、 IEC 60815.1、IEC 60815.2中所列标准的最新版本的要求，但不限于上述所列标准。

4 结构及其他要求

4.1 布置要求

变压器本体、套管、储油柜和散热器等布置均应符合买方的要求。

4.2 铁心和绕组

4.2.1 为了改善铁心性能，应使用优质低耗、晶粒取向冷轧硅钢片，并在心柱和铁轭上采用多阶斜搭接缝，装配时用均匀的压力压紧整个铁心，变压器铁心应不会由于运输和运行的振动而松动。

4.2.2 全部绕组均应采用铜导线，优先采用半硬铜导线。绕组应有良好的冲击电压波分布，变压器内部不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，采用热改性的绝缘纸作为匝间绝缘。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。

4.2.3 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。

4.2.4 器身内部应有较均匀的油流分布，铁心级间叠片也应留有适当的冷却油道，并保证油路通畅，避免绕组和铁心产生局部过热。

4.2.5 容量大于等于 31 500kVA 的变压器在运输中应装三维冲撞记录仪，变压器运输中当冲撞加速度不大于 3g 时， 器身应无任何松动、位移和损坏。

4.3 储油柜

4.3.1 储油柜应满足 JB/T 6484 的要求。储油柜中的油应与大气隔离，其中的油量可由胶囊或金属波纹的膨胀或收缩来调节。储油柜应在最低设计温度时不缺油， 在最高设计温度时有储油空间， 储油柜应能显示与油温对应的油位，且在达到最低油位和最高油位后输出报警信号。胶囊密封式储油柜的气室应通过带有透明油封和内装硅胶的吸湿器与大气相通。金属波纹密封式储油柜与大气接触的内壁应有防沙、防尘和防锈措施。

4.3.2 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。在气体继电器管路的两侧加蝶阀。

4.3.3 根据运行实践情况，当选用金属波纹密封式储油柜时，宜选用具有漏油保护的金属波纹（内油）密封式储油柜或金属波纹（外油立式） 密封式储油柜，波纹伸缩时对变压器油产生的附加压力应不影响变压器压力释放阀和气体继电器参数设定。油位计应与绝缘油隔离，以方便检修维护。

4.3.4 储油柜应设有油位计（带高、低油位时供报警的密封接点）、变压器连接口、注排油口、排气口（塞）、排污口（塞） 、吊攀和检查孔， 排污口阀门应引下。注排油口和排气口应有连管引到地面操作高度并加装阀门和密封盖板。储油柜作为油箱的一部分， 应满足油箱密封试验要求。户外布置变压器的气体继电器、油流速动继电器、温度计、油位表应加装防雨罩，并加强与其相连的二次电缆结合部的防雨措施， 二次电缆应采取防止雨水顺电缆倒灌的措施（如反水弯）。

4.3.5 储油柜应进行单独试漏。储油柜的最低油位应高于套管最顶端高度。

4.3.6 有载分接开关储油柜容积应有足够裕度满足检修取油样要求。

4.4 油箱

4.4.1 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。

4.4.2 变压器应能在其主轴线和短轴线方向的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。

4.4.3 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。

4.4.4 油箱上应设有温度计座、接地板、吊攀和千斤顶支撑座等。

4.4.5 变压器油箱应装有下列阀门：

a) 进油阀和排油阀（在变压器上部和下部应成对角线布置） ；

b) 油样阀（取样阀的结构和位置应便于密封取样）。

4.4.6 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 1～2 个。压力释放装置应安装导向管，管口末端距地面距离宜为 300mm，管径不小于压力释放装置出口直径。

4.4.7 气体继电器的安装位置及其结构应能观察到分解出气体的数量和颜色，而且应便于取气体，气体继电器应加装防雨罩。积聚在气体继电器内的气体数量达到 250～300mL 或油速在整定范围内时，应分别接通相应的触点。通向气体继电器的管道应有 1.5%的坡度。

4.4.8 变压器油箱的机械强度：变压器油箱应承受住真空度 50kPa 和正压 60kPa 的机械强度试验，不得有损伤和不允许的永久变形。

4.4.9 密封要求

整台变压器（包括散热器）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。

4.5 冷却装置

4.5.1 型式和生产厂家一般由投标人提供。

4.5.2 散热器应经蝶阀固定在变压器油箱上或采用独立落地支撑，以便在安装或拆掉冷却器时变压器油箱不必放油。每个散热器蝶阀的位置都应方便人员打开或，阀门开、合位置有明显指示。

4.5.3 变压器的负载能力应符合 GB/T 1094.7 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℃。

4.5.4 冷却器与本体、气体继电器与储油柜之间连接的波纹管，两端口同心偏差不应大于 10mm。

4.5.5 变压器冷却系统应配置两个相互独立的电源， 并具备自动切换功能；冷却系统电源应有三相电压监测，任一相故障失电时，应保证自动切换至备用电源供电。

4.6 套管

4.6.1 35kV 及 10kV 套管采用带法兰的纯瓷套管，套管上部压碗应为铜压碗，并有放气结构。

4.6.2 套管应不渗漏。

4.6.3 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。

4.6.4 伞裙应采用大小伞，伞裙的宽度、伞间距等应符合 IEC 60815 的规定，其两伞裙伸出之差

（P1P2）不小于15mm，相邻裙间高（S）与大裙伸出长度之比应大于 0.9，当裙管外径大于 300mm 时， 其总爬电距离应增加 10%。

4.6.5 套管的试验和其他的性能要求应符合 GB/T 4109 的规定、耐受短路能力。

4.6.6 新型或有特殊运行要求的套管， 在首批次生产系列中应至少有一支通过全部型式试验， 并提供第三方权威机构的型式试验报告。套管若为免维护型，厂家应提供或责成套管厂家提供书面的质量保证承诺书。

4.7 绝缘油

4.7.1 所选用的矿物绝缘油应是符合 GB 2536 和 DL/T 1094 规定的新油， 矿物绝缘油应由生产厂家提供新油无腐蚀性硫、结构簇、糠醛及油中颗粒度报告。

4.7.2 当对变压器的环保和防火安全性要求较高时，宜采用满足 DL/T 1811 要求的天然酯绝缘油。

4.7.3 提供的新绝缘油，应包括 10%的备用油，单独封装。

4.8 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。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。

4.9 变压器二次回路连接

4.9.1 变压器二次接线端子箱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供货前向买方提出。

4.9.2 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。

4.9.3 室外放置的端子箱防护等级为 IP55，采用材质为 Mn 含量不大于 2%的奥氏体不锈钢或铝合金且厚度不小于 2mm。若控制柜为地面式布置，运行湿度 80%及以上地区，应增加升高座。端子接线箱的安装高度应便于在地面上进行就地操作和维护。

4.9.4 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。

4.9.5 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）。

4.9.6 变压器二次引出线束采用金属槽盒（不锈钢布线槽）防护。

4.10 涂漆和防锈

4.10.1 变压器油箱、储油柜、冷却装置及联管等的外表面均应进行除油、除盐分、除锈等处理，表面处理完成后应及时涂漆，其颜色应依照买方的要求。

4.10.2 变压器油箱内表面、铁心上下夹件等均应涂以浅色漆，并与变压器油有良好的相容性， 用漆由卖方决定。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） 。

4.10.3 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。 所有外表面至少要涂一道底漆和两道面漆， 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、不粉化。

4.10.4 变压器出厂时，外表面应油漆一新，并供给适当数量的原用漆，用于安装现场补漆或整体油漆。

4.10.5 油箱外部螺栓等金属件应采用热镀锌等防锈措施。

4.11 变压器的寿命

4.11.1 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 40 年。

4.11.2 主要主部件的运行寿命（在运行寿命内除预试外无正常检修内容） 要求：

a) 有载分接开关：电气寿命 20 万次，机械寿命 80 万次；无励磁分接开关： 2 万次；

b) 电容套管：30 年及以上；

c) 套管互感器：30年及以上

d) 散热器：30 年及以上；

e) 储油柜：30 年及以上；

f) 吸湿器：30 年及以上；

g) 金属波纹： 30 年及以上；

h) 压力释放阀及气体继电器：30 年及以上；

i) 各类阀门的关合次数：在油温105℃下100次以上无渗漏；

j) 端子箱：30 年及以上；

k) 温度计、油位计等测量仪表： 15 年及以上。

4.12 铭牌

铭牌应包括以下内容：

a) 变压器种类（名称、型号、产品代号）；

b) 标准代号；

c) 制造厂名；

d) 出厂序号；

e) 制造年月；

f) 相数；

g) 额定容量（kVA）；

h) 额定频率（Hz）；

i) 各绕组额定电压（kV）和分接范围；

j) 各绕组额定电流（A）；

k) 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）；

l) 以百分数表示的短路阻抗实测值（额定及极限分接）；

m) 绝缘水平；

n) 冷却方式；

o) 总质量（t）；

p) 绝缘油质量（t）（注明牌号、厂名、油基）；

q) 运输质量（t）；

r) 器身吊重（t）；

s) 上节油箱质量（对钟罩式变压器）（t）；

t) 负载损耗（实测值） （kW）；

u) 空载损耗（实测值）（kW）；

v) 空载电流（实测值） （%）；

w) 绝缘耐热等级（A级可不给出）；

x) 温升（当不是标准规定值时）；

y) 温度与储油柜油位关系曲线。

4.13 电气一次接口

4.13.1 套管布置

变压器高压侧中性点放在低压侧。

4.13.2 引接线形式

变压器每个套管应有一个可变化方向的平板式接线端子， 以便于接线安装。套管端子板应有能承受 引线张力和重力引起的力矩而不发生变形。变压器高压侧引线一般采用软导线连接， 以防止过高应力的产生； 户内站也有用电缆连接。低压侧一般采用硬母线连接，与主变连接时应有伸缩金具。主变压器35、10kV侧为方便引出主变压器本体应带出线支撑架。

接线端子板应满足回路短路电流及发热要求。端子板材质为铜质， 表面镀银且平滑无划痕， 开孔数量需要保证连接可靠。接线端子板具体尺寸要求如图1所示。

4.13.3 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 连接接地， 接地处应有明显的接地符号或“接地”字样。

（a）尺寸适用于额定电流 2000～3150A （b）尺寸适用于额定电流 800～1200A

图1 套管接线端子板尺寸图

4.13.4 外观颜色

套管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为海灰B05。各相套管带电端部应涂明显相别色标。

4.14 电气二次接口

4.14.1 油温指示控制器

油温指示控制器应满足GB/T 6451的要求。在变压器油箱两个油温较高点上，分别安装一个Pt100铂电阻温度指示控制器。温度指示控制器应具备温度就地显示和远传功能。

4.14.2 变压器的本体保护

变压器的本体保护用于跳闸和报警，本体保护内容见表3。

表3 变压器本体保护表

序号	保 护 名 称	触点内容	电源及触点容量	触点数量	备注
1	主油箱气体继电器	重瓦斯跳闸 轻瓦斯报警	DC220V/110V ≥1A	重瓦斯跳闸 2 对 轻瓦斯报警 1 对
2	主油箱油位计	报警	DC220V/110V ≥1A	高油位报警 1 对 低油位报警 1 对
3	主油箱压力释放装置	报警或跳闸	DC220/110V ≥1A	1 对
4	油温指示控制器 1	报警或跳闸	DC220V/110V ≥1A	报警 1 对 跳闸 1 对

表 3（续）

5	有载分接开关保护继电器	跳闸	DC220V/110V ≥1A	重瓦斯跳闸 1 对
6	有载分接开关油位计	报警	DC220V/110V ≥1A	高油位报警 1 对 低油位报警 1 对
7	有载分接开关压力释放装置	报警或跳闸	DC220/110V ≥1A	1 对	如果有

4.14.3 变压器端子箱

4.14.3.1 端子箱结构。变压器端子箱设计应合理，端子箱应能防晒、防雨、防潮，并有足够的空间；端子箱防护等级应满足IP55，采用 304 不锈钢及以上材料且厚度不小于 2mm。

4.14.3.2 端子箱内部布线：

a) 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。

b) 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。

c) 端子箱宜提供带温湿度控制器（AC220V、50Hz）的除湿装置。

d) 端子箱宜提供照明装置（AC220V、50Hz）， 照明灯宜采用 LED 类型。

4.14.3.3 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）引接到端子箱。该电缆线应选用阻燃、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。该部分电缆由制造厂配套提供， 并提供电缆清册。电缆清册应开列所提供的全部电缆，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。

4.14.3.4 变压器端子箱的端子排接口图见图 3。

4.15 土建接口

4.15.1 油箱

油箱上应有吊攀，其下部应设置千斤顶座。变压器应能在其主轴线和短轴线方向上平面滑动或在管子上滚动，油箱上应有用于双向拖动的拖耳。主变压器外形参见图2所示，高压侧中性点套管布置于低压侧，且主变压器器身中心线与高压侧B相套管应在一条直线上。

4.15.2 基础及埋件

主变压器基础采用条形基础，基础数量统一为两条，基础间距统一为:10MVA及以下容量为1475mm，20MVA及以上容量为2040mm，基础表面预埋钢板，主变压器底座宜采用点焊方式固定在基础的预埋钢板上，参见图4。

主变压器基础周围设置储油池， 油坑长、宽尺寸应比主变外廓尺寸每边大1m。

最大油量： 10MVA及以下主变为5吨。

最大重量： 10MVA及以下主变为20吨。

图2 10MVA 及以下容量 35kV 变压器平断布置图

图3 二次接口端子排图



图4 10MVA及以下容量35kV变压器基础图

5 试验

根据本部分、最新版的国标（GB）、行标（DL）和IEC有关标准及其补充说明进行变压器试验，并应出具详细记载测试数据的正式试验报告。试验应有买方代表在场监试或见证，还应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。

5.1 例行试验

5.1.1 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）/Ravr＜2%（1%）

5.1.2 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/T 1094.1 的规定。应检定变压器的联结组标号。

5.1.3 短路阻抗及负载损耗测量：

a) 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。并在主分接位置进行低电流（例如 5A）下的短路阻抗测量。

b) 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/T 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）应予以校正。

c) 短路阻抗和负载损耗应换算到参考温度 75℃时的值。

5.1.4 空载损耗和空载电流测量：

a) 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。

b) 空载损耗和空载电流值应按照 GB/T 1094.1 中的方法进行测量，并予以校正。

c) 提供 380V 电压下的空载电流和空载损耗。

5.1.5 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绝缘电阻表。吸收不小于1.3。当极吸收比达不到规定值而绝缘电阻绝对值比较高（例如＞5000MΩ)时，应根据绕组介质损耗因数等数据综合判断。

5.1.6 绕组的介质损耗因数（tanδ)和电容测量：

a) 应在油温 10℃~40℃之间测量。

b) 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。

c) 每一绕组对地及绕组之间的 tanδ 不超过 5%（20℃)。同时提供电容量实测值。

5.1.7 铁心和夹件绝缘电阻测量。用 2500V 绝缘电阻表测量铁心和夹件绝缘电阻，其值不小于 500MΩ。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。

5.1.8 感应耐压试验（IVW）。按照专用部分表 1 的规定电压值进行。

5.1.9 外施交流耐压试验。对低压绕组和高压绕组进行外施交流耐压试验，试验电压值按专用部分表1 的规定，持续时间 1min。

5.1.10 雷电全波冲击试验。按 GB/T 1094.3 和 GB/T 1094.4 规定进行。

5.1.11 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和例行试验的试验报告。

5.1.12 散热器的密封试验。散热器应随同变压器本体一起进行密封试验。

5.1.13 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 30kPa 静压力进行密封试验，持续 时间 24h，应无渗漏和损伤。

5.1.14 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。

5.1.15 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：

a) 试验开始前；

b) 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。

5.1.16 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。

5.1.17 变压器绕组频响特性测量和低电压下的短路阻抗测量。

5.1.18 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、切换波形测量、过渡电阻测量等。

5.1.19 出厂试验时应将供货的套管安装在变压器上进行试验；密封性试验应将供货的散热器（冷却器） 安装在变压器上进行试验；主要附件（套管、分接开关、冷却装置、导油管等） 在出厂时均应按实际使 用方式经过整体预装。

5.2 型式试验

5.2.1 温升试验。

a) 应根据 GB/T 2 规定进行温升试验。温升限值应满足专用部分表 1 规定。同型号、同容量变压器中任选一台做温升试验。

b) 温升试验前、后均应取油样进行色谱分析，其结果需符合相关规定。

5.2.2 雷电截波冲击试验。按 GB/T 1094.3 和 GB/T 1094.4 规定进行。

5.2.3 中性点雷电全波冲击试验。按 GB/T 1094.3 和 GB/T 1094.4 规定进行。

5.2.4 声级测定。声级测量按 GB/T 1094.10 和 JB/T 10088 规定进行。

5.2.5 油箱机械强度试验。应提供符合本部分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。

5.2.6 空载电流谐波测量。其幅值表示为基波分量的百分数。

5.2.7 零序阻抗测量。

5.3 特殊试验

气体继电器集气（有效性）试验。出厂试验完成后，在气体继电器对侧底部注入500mL干燥气体，气体继电器内应在半小时内收集到不少于250mL。

5.4 现场试验

根据GB 50150进行变压器现场试验。

5.5 抽检试验

5.5.1 买方有权对所有供货变压器进行随机抽检试验。

5.5.2 抽检试验由买方代表或买方指定的具有国家级检测资质的第三方实施，抽检试验所需试验设备由抽检方自备，试验设备精度应满足要求且抽检试验方案科学严谨，以确保抽检试验的准确性。

5.5.3 抽检项目包括但不限于绝缘电阻、介质损耗、空载损耗、负载损耗（含短路阻抗）、声级、温升、突发短路试验等。

5.5.4 抽检试验通过，则抽检试验相关费用（包括试验费、运费、设备费等）由买方承担；如抽检试验未通过， 则抽检试验相关费用（包括试验费、运费、设备费等） 由卖方承担， 并具有采取进一步措施的权利。

5.5.5 具体抽检要求按照最新的国家电网有限公司变压器抽检规范执行。

7 包装和运输

7.1 包装

7.1.1 卖方应根据国家标准和买方的实际运输条件，应保护变压器的所有组、部件等不得损坏和受潮。全套安装使用说明书、产品合格证明书、产品外形尺寸图、运输尺寸图、产品拆卸件一览表、装箱单、铭牌图或铭牌标志图以及备品备件一览表等应包装好，防止受潮。

7.1.2 变压器拆除的组件应单独包装，并在拆除一览表内填写拆除组件名称和件数，以作为现场验收的依据。变压器本体在拆卸处应用临时盖板（钢板） 密封， 并在变压器油箱上标上“运输重心”、“起吊点”等字样。

7.1.3 变压器套管如需单独运输，套管应包装在一个木箱内，并用垫有毛毡或橡胶等防振材料的半环形木板，用螺栓将套管法兰固定在箱内木支架上。包装箱上应标上“向上”、“防振”和“小心搬运”等字样。

7.1.4 储油柜应单独包装，并且所有安装孔应密封。包装箱上应标上“向上”、“起吊点”、“小心搬运”等字样。

7.1.5 气体继电器、吸潮器、温度计、油位计、压力释放阀等用防振材料包装，并应标上“向上”、“易碎”等字样。

7.1.6 变压器的大件和重件需在运输文件中附上尺寸图和重量， 并提供起吊图纸和说明，包装箱上应有起吊标志。

7.1.7 所需的备品备件及专用工具与仪器仪表应装在箱内，在箱上注明“专用工具”、“仪器仪表”，以与本体相区别；并标明“防尘”、“防潮”、“防止损坏”、“易碎”、“向上”、“勿倒立”等字样，同主设备一并发运。

7.1.8 包装箱应连续编号，不能有重号。包装箱面上卖方应按下述内容写上不褪色的醒目标签：

a) 合同号；

b) 目的地名称；

c) 收货人及代号；

d) 设备名称和项目号；

e) 箱号；

f) 毛重与净重；

g) 外形尺寸；

h) 在设备的包装箱外面应标上“重心”、“起吊点”、“小心搬运”、“正面向上”、“防止受 潮”、“勿倒”、“勿倾斜”、“防火”等字样。

7.1.9 从厂方发货至买方收到期间，设备应完好无损。凡因包装不良所造成一切损失应由厂方自负。

7.2 运输

7.2.1 变压器的结构应在经过正常的铁路、公路及水路运输后内部结构相互位置不变、紧固件不松动。变压器的组件、部件（如套管、散热器、阀门和储油柜等）的结构及布置位置应不妨碍吊装、运输及运输中紧固定位。

7.2.2 变压器通常为带油运输，如受运输条件限制时，可不带油运输，但须充以干燥的气体，并明确标志所充气体种类。运输前应进行密封试验，以确保在充以 20kPa～30kPa 压力的气体时密封良好。变压器主体在运输中及到达现场后，油箱内的气体压力应保持正压，并有压力表进行监视。

7.2.3 运输时应保护变压器的所有组件、部件（如储油柜、套管、阀门及散热器等）不被破坏和受潮。

7.2.4 成套拆卸的组件和零件（如气体继电器、套管、温度计及紧固件等）的包装应保证经过运输、储存直至安装前不损伤和不受潮。

7.2.5 成套拆卸的大组件（如散热器、储油柜等）运输时可不装箱，但应保证不受损伤，在整个运输与储存过程中不得进水和受潮。

7.2.6 在设备启运时，卖方应以最快捷的方式通知买方以下内容：

a)	设备名称；
b)	件数、件号、重量；
c)	合同号；
d)	货运单号；
e)	达到地点；
f)	设备发出日期。

8 技术服务、工厂检验和监造

8.1 技术服务

8.1.1 概述：

a) 卖方应根据买方要求，指定售后服务人员，对安装承包商进行相关业务指导。

b) 卖方应该根据工地施工的实际工作进展，及时提供技术服务。

8.1.2 任务和责任：

a) 卖方指定的售后服务人员，应在合同范围内全面与买方代表充分合作与协商， 以解决合同有关 的技术和工作问题。双方的代表，未经双方授权，无权变更和修改合同。

b) 卖方售后服务人员代表卖方，完成合同规定有关设备的技术服务。

c) 卖方售后服务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。

d) 卖方售后服务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复期间所发生的服务费。买方的有关技术人员应尊重卖方售后服务人员的技术指导。

8.1.3 在本合同有效期内，买卖双方应及时回答对方提出的技术文件范围内有关设计和技术的问题，由任一方提出的所有有关合同设备设计的修正或修改都应由对方参与讨论并同意。

8.2 工厂检验和监造

8.2.1 买方有权对正在制造或制造完毕的产品， 选择一定数量，进行抽查测试，检测产品质量或验证供应商试验的真实性，卖方应配合买方做好抽查测试，费用由买方承担。

8.2.2 若有合同设备经检验和抽检不符合本部分的要求，买方可拒收，并不承担费用。

附件二、安装技术要求

1编制依据

1.1编制依据

GB50252-2023《工业安装工程质量验收统一标准》

GB50147-2010《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》

GB50148-2010《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》

GB50149-2010《电气装置安装工程母线装置施工及验收规范》

GB50150-2016《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》

GB50169-2018《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》

1.2设计图纸和厂家相关资料。

2工程概况

2.1施工地点及名称、范围

本次施工地点为：第一分公司生活服务中心变电站。主要施工内容包括：两台3150kVA变压器拆除，两台4000kVA变压器安装、远程控制柜、电容补偿柜等配电设备及配件更换调试、附件清扫、附件安装、滤油注油。

2.2主要工程量

序号	项 目 名 称	单位	工 程 量
1	油浸电力变压器安装（浸变压器S22-4000/35）	台	2.000
2	油浸电力变压器拆除(容量3150kVA）	台	2.000
3	变压器油过滤	t	3.140
4	变压器保护装置调试35kV	台	2.000
5	变压器绕组变形试验35kV	台	2.000
6	电力变压器分系统调试三相7500kVA以 下	系统	2.000
7	变压器绕组连同套管的长时感应耐压试 验带局部放电测量	台	2.000
8	变压器绕组连同套管的交流耐压试验	台	2.000
9	变电站整体调试	系统	1.000
10	低压封闭式插接母线槽安装(每相电流2000A以内)	m	80.000
11	带形铜母线伸缩接头安装(每相3片)	个	12.000
12	带形铜母线铜过渡板安装	块	12.000
13	基础角钢制作、安装	m	30.000
14	基础槽钢制作、安装	m	11.000
15	防雷接地网系统测试	系统	1.000
16	工地汽车运输(装卸)	t	60.000
17	工地汽车运输(运输)	t·km	600.000
18	母线伸缩节MST-80*8	套	12.0000
19	铜母线TMY-80*8	m	80.0000
20	槽钢[10	m	11.0000
21	角钢	m	30.0000
22	钢板272*272	块	12.0000
23	钢板160*200	块	12.0000
24	电容补偿柜更换及调试	套	1.000
25	远程控制柜更换及调试	套	1.000
26	配电设备及配件更换调试	套	1.000
27	配电柜调试及多功能表更换调试	台	21
28	CDZ-8100智能变配电系统调试	套	1

注：乙方按照甲方上述的变压器及配电材料，以甲方提供的设计文件为依据采购及安装调试等。

2.3工程特点

主变压器为无载调压油浸式变压器，S22-4000/35型变压器，额定容量：4000kVA。

本工程施工项目较多且比较复杂，在施工前应合理安排施工，主变压属重大设备，器身暴露时间≤16小时。起吊工作必须由起重专业熟练职工指挥、操作。在主变安装过程中，调试人员应配合安装顺序，做好相关设备试验。

3 施工准备及条件

3.1设备及材料要求

3.1.1设备到达现场后应符合下列要求。

3.1.1.1油箱及所有附件应齐全，无锈蚀及机械损伤，密封应良好。

3.1.1.2油箱箱盖或钟罩法兰及封板的联接螺栓应齐全，紧固良好，无渗漏；浸入油中运输的附件，其油箱应无渗漏。

3.1.1.3充油套管的油位应正常，无渗油，密封良好，瓷体无损伤。

3.1.1.4变压器到达现场后，应进行器身检查。

3.1.1.5出厂证件及技术资料应齐全。

3.1.1.6变压器型号、铭牌核对和外观检查，按装箱清单清点附件。

3.1.1.7检查箱顶氮气压力表是否保持正压力0.01—0.03MPa。

3.1.1.8按有关规范要求对变压器本体用油及添加油进行验收化验，化验项目严格按规范执行。

3.1.1.9气体继电器、温控器应提前委托当地电力试验部门进行校验。

3.1.3变压器就位安装前建筑工程应当具备下列条件

3.1.3.1混凝土基础及构架达到允许安装的强度，焊接构件的质量符合要求，基础中心线标注清晰。

3.1.3.2预埋件及预留孔符合设计。

3.1.3.3具有足够的施工用场地，道路畅通。

4 劳动力计划、主要施工机械及工器具的配置

4.1劳动力计划

4.1.1总体指挥 1人

4.1.2现场负责人 1人

4.1.3技术负责人 1人

4.1.4起重负责人 1人

4.1.5安全员 1人

4.1.6质量检验 1人

4.1.7工具员 1人

4.1.8厂家现场技术指导人员 1人

4.1.9附件安装人员 5人

4.1.10试验人员 3人

4.1.11油系统作业人员 3人

4.1.12起重作业人员 2人

4.1.13零星流动施工人员 2人

5施工工序及施工方法

5.1施工流程图

施工准备→变压器就位→油品准备及试验→附件清扫及检查、部件试验→ 排氮→器身检查→附件安装→注油→补油→试漏静放 →其他辅助设备安装

5.2施工步骤和操作方法

5.2.1技术、施工准备

5.2.1.1施工图及技术资料齐全。

5.2.1.2土建工程施工完毕，交付安装。

5.2.1.3对施工人员进行详细的技术交底和安全交底。

5.2.1.4工器具准备齐全，起重机械准备齐全，并经试验合格。

5.2.1.5现场施工用电源布设完毕，施工场地清理干净，平整工作结束。

5.2.1.6储油罐车运达现场，摆放稳固，滤油机经试验合格，能正常运行。

5.2.1.7制造厂技术指导人员到达现场，对施工人员进行技术交底和现场指导。

5.2.1.8土建基础施工达到要求强度，基础中心线标注清晰及符合要求并移交安装。

5.2.1.9劳动力组织、分工合理，充足。

5.2.2变压器就位及零部件开箱检查：

5.2.2.1变压器运输到现场后组织卸车，就位到土建已交安装的基础上，附件箱也应卸到施工现场。

5.2.2.2设备开箱清点检查应有安装单位、供货单位、建设单位共同进行，并做好记录。

5.2.2.3按照设备供货清单、技术文件、对设备及其附件、设备的规格、型号、数量进行详细核对。

5.2.2.4变压器出厂资料清点检查。

5.2.2.5按装箱清单清点附件，变压器的零部件应齐全、清洁、完好。

5.2.2.6散热器外观检查及压力试验。

5.2.2.7绝缘部件表面应无裂缝、无剥落或破损，绝缘应良好。

5.2.3变压器油准备：

5.2.3.1油罐车移运到施工现场。

5.2.3.2滤油机及油管运到现场，经检查后接线通电试运。

5.2.4 附件清扫及检查：

5.2.4.1高压A、B、C相升高座检查及互感器试验。

5.2.4.2高压A、B、C相套管检查及试验。

5.2.4.3低压A、B、C相套管检查。

5.2.4.5压力释放阀检查。

5.2.4.6温度计、温度控制器、气体继电器检查及校验。

5.2.4.7冷却装置的清扫和检查。

5.2.4.8安全气道、连通管检查及清洗。

5.2.5安装人员检查完后交由试验人员做电气试验（试验项目有：铁芯对地绝缘测试；套管试验、互感器试验；高压侧档位切换接触电阻等）。

5.2.6温度计安装：

（1）把温度计插孔内的异物清理干净，往孔内注入2/3合格的变压器油。

（2）把温度计感温元件插入安装座内，适当拧紧其螺纹。

（3）把温度计的表头安装在变压器本体的预留座上。

5.2.7 压力释放阀安装

帽盖下锁片应切除，与油箱之间的蝶阀应打开，电接点动作正确，绝缘良好。

5.2.8 气体继电器、波纹管安装

（1）发信节点和跳闸接点动作正常，在安装前进行校验。

（2）沿气体气流方向有1%~1.5%的升高坡度。

（3）按厂家人员（或装配图）指导安装。

（4）注油前油位指示调整。

（5）注油后油位指示调整

5.2.9变压器注油：

打开滤油机注油，同时保持变压器本体内的氮气。注油时一定要把管路内空气放净，采用注油排气法注油。注油要自下而上，注油速度2-3t/h，不能超过4t/h，以防油流带电。油面距箱顶60-80㎜时停止注油。

5.2.8补油

5.2.8.1解除氮气，自下而上逐步打开各连接蝶阀和所有放气塞。

5.2.8.2在储油柜注油阀处联接补油管路，并缓慢注油，直到油位指针相应环境温度的油位高度。

5.2.8.3补油前将皮囊内空气排净并打开放气塞，补油过程中注意监视油位，防止造成假油位现象。

5.2.9 试漏静放

5.2.9.1注油后静置24小时。

6相关专业，施工环境、各种机械设备的具体要求

6.1起重专业应提前准备好起重机械及其特殊吊具。

6.2试验人员准备好相关试验仪器，结合安装施工进度完成相关试验项目。

7质量管理

7.1质量指标及质量检查验收的标准依据

7.1.1变压器就位及零部件开箱检查：

7.1.1.1卸车就位要求：

（1）变压器的安装方向正确，高低压套管出线方位与设计一致，变压器各位置中心线尺寸符合设计要求，变压器横向中心线偏差不大于50mm。

（2）变压器附件在现场的摆放应整齐，附件箱应由专业起重工用汽车吊卸车。

（3）高压套管卸车后应检查并做好电气试验。

（4）用千斤顶顶升大型变压器时，应将千斤顶放置在油箱千斤顶支架部位，升降操作应统一指挥，各点受力均匀，并及时垫好垫块。

7.1.1.2 变压器零部件开箱清点检查：

（1）变压器型号与设计施工图一致，外壳应无机械损伤和渗漏油情况。

（2）变压器各附件的连接法兰等处密封应良好，无渗漏油情况。

（3）变压器本体内氮气压力符合要求，在0.01～0.03MPa之间，否则应补充氮气。

（4）出厂资料中的装配图纸、安装使用书、出厂试验报告、出厂合格证、装箱清单等资料均应齐全完整。

（5）通过检查判断变压器有无受潮的可能，如发现问题应做好记录并即时组织处理。

（6）本体与控制箱联络电缆齐全，规格符合清单。

（7）各连通管、阀门、套管等附件均完好无损，数量正确。

7.1.2油品准备：

7.1.2.1 油罐在施工现场的摆放应整齐平稳，油罐内必须清理干净，无杂物、水份和尘土。

7.1.2.2 油管道必须完好，内部必须清洁无杂物、水份和尘土，滤油机应性能完好，其电气部件的绝缘性能必须良好。

7.1.2.4油样试验合格后的油品应封存完好，防止进入水份和杂物。

7.1.3 各附件型号正确，备品、备件齐全，且清扫检查应符合下列要求：

7.1.3.1高压套管升高座端部密封应良好，无渗漏油迹（应特别检查互感器二次引出线的小套管），互感器电气试验应符合要求。

7.1.3.2高压套管的检查要求：

（1）高压套管无伤痕、裂纹和掉瓷，无渗漏油，表面和内腔应清洁无异物。

（2）套管密封良好，无渗漏油迹。

（3）套管的绝缘部件应无受潮迹象。

（4）套管及电流互感器的电气试验项目应齐全，试验结果符合规范要求。

（5）套管的油位应正常，在温度油面线上，且油样试验必须合格。

7.1.3.3低压套管瓷件应完整无损，表面和内腔应清洁无异物（否则必须擦试干净），法兰接合面平整无损伤，顶部排气孔及螺栓完好。

7.1.3.4储油柜、油位计及吸湿器检查：

（1）储油柜表面油漆完好，整体无损坏，且①储油柜应在生产厂家已做完密封试验和油压试验。②隔膜（或胶囊）应清洁完整、无损坏。③柜体各螺栓完整、齐全，无渗漏和油迹，柜体各引出管路阀门及法兰完好、清洁、无杂物。④储油柜所附呼吸器完好无损坏，呼吸器内的硅胶（或活性氧化铝）应呈蓝色（或白色）。⑤集气室及排气管路完好无损坏，无油迹。

（2）吸湿器表面油漆完好，整体无损坏，无渗漏和油迹，硅胶呈蓝色（或白色）。

7.1.3.5压力释放器所带压力释放阀完好，连接法兰平整完好、清洁。

7.1.3.6温度计、温度控制器、气体继电器完好。①温度计、温度控制器接线端子完好。②气体继电器两端封堵完好，内部无杂物，无渗漏。③温度计、温度控制器应送经专门的计量检验部门检定合格。④气体继电器应按继电保护要求作流速整定、绝缘电阻试验。⑤套管试验、互感器试验结束并合格。

7.1.3.7冷却装置清扫和检查：

（1）散热器、各阀门无变形，无油迹，法兰口运输封堵严密，内部应清洁。

（2）散热器应按厂家要求作压力试验，气密性试验0.5MPa在30分钟内无渗漏（或符合厂家要求）。

（3）各阀门应开启灵活，良好。

7.1.3.8安全气道、连通管应完好无变形，焊缝处应严密，管道内及法兰处应清洁干净。

7.1.4 我方采取外租赁一台10T随车吊进行附件安装，在起重工人员的指挥下，储油柜在油浸式变压器室内狭小的空间内得以起吊，变压器后侧的散热器片先拆下螺栓，通过吊车起吊散热器绕过前面，在后侧安装。其他附件也采用同样方式起吊。

7.1.5器身检查要求：

（1）各运输支撑和器身各部位应无移动现象，无损坏和断裂。

（2）所有螺栓应坚固，有防松措施，绝缘螺栓应无损坏，防松绑扎带完好

（3）绝缘层包缠完好无损伤，绝缘围屏绑扎牢固

（4）铁芯外观无变形，各紧固件紧固无松动，铁芯允许一点接地，铁芯螺栓夹件间绝缘良好无短接。

（5）引线裸露部分无尖角、毛刺，焊接牢固。

（6）分接开关接点引线焊接牢固，接点接触可靠（0.05×10mm的塞尺应塞不进），接点与位置指示器相对位置一致，接点分断手感明显。

（7）器身箱底清洁无杂物。

（8）当空气相对湿度小于75%时，器身在空气中暴露的时间不应超过16小时。

7.1.6附件安装要求：

7.1.6.1各螺栓紧固应均匀，不得有渗漏。

7.1.6.2低压套管安装要求：

（1）各连接法兰面应无杂物和尘土。

（2）引线连接螺栓必须齐全、紧固，力矩值符合下表要求：

螺栓直径（㎜）	紧固力矩（N·m）	螺栓直径（㎜）	紧固力矩（N·m）
8	8.8～10.8	14	51.0～60.8
10	17.7～22.6	16	78.5～98.1
12	31.4～39.2	18	98.0～127.4

（3）安装时，注意所有附件和工具不得掉入油箱内。

7.1.6.3高压套管安装要求：

（1）各连接法兰面应无杂物和尘土，可有少量油迹。

（2）升高座的各垫圈应齐全，放正，各螺栓应紧固均匀，接线端子及电流互感器铭牌应统一朝外。

（3）注意检查接线头部位各密封部件应齐全完好。

（8）高压套管与引出线接口的密封波纹盘结构的安装应严格按制造厂的规定进行，与升高座连接的法兰处密封垫应齐全、放正，各螺栓应均匀紧固，防止安装后渗油。

（9）引线连接牢固，所用螺栓为铜材质，法兰面无渗漏，穿心杆与瓷套压接紧固。

（10）安装时，注意所有附件和工具不得掉入油箱内。

（11）电流互感器备用线圈短接并接地，接地小套管接地连接线可靠。

7.1.6.4储油柜安装，当储油柜到变压器的油管道接口对不上时，可不松开储油柜的吊绳和汽车吊吊钩，只松开支架固定螺栓，调整合适后再紧固各螺栓，松开吊绳和汽车吊吊钩。

7.1.6.5气体继电器顶盖上标志的箭头应指向储油柜方向，气体继电器壳体为生铁铸造，紧固其法兰螺栓时用力要均匀，以免损坏。

7.1.6.6压力释放阀密封法兰面应清洁干净，密封橡胶垫圈必须完好，其接线盒位置应便于以后的二次接线和安装。

7.1.6.7安装前检查并清扫各法兰应清洁无杂物，各管路位置应正确，方向正确无误，各连管和法兰不得受力过大，通管安装坡度符合厂家要求，法兰处连接可靠，无渗漏。

7.1.6.8冷却装置安装要求：

（1）蝶阀不严时，若有渗油应用小油桶接住，对方向要求有特殊规定的蝶阀不得反向转动来。

（2）冷却器支架的组装应符合厂家装配图的要求，各螺栓可在上、下法兰螺栓全部连上后再逐个拧紧。

（3）汽车吊的吊起方式应符合厂家要求。

（4）当冷却器法兰与油箱法兰中心距有较小误差时，可用撬棍、千斤顶来适当调整中心距以便安装，误差较大时只能将一个法兰切割下来重新配焊。

7.1.6.9本体上的插孔座不得渗漏油，温度计表头安装应牢固，感温元件不得与插孔侧壁碰触受力或损坏，温度计毛细管无压扁扭曲。

7.1.6.10接地套管安装及接地线连接

（1）套管压脚安装正确，各螺栓对称紧固，受力均匀，密封垫清洁且密封良好无渗漏。

（2）各接地导体连接面清洁，无漆层、无杂物，各连接螺栓紧固。

7.1.7注油施工

1、注油要求

（1）注油之前，变压器油应经试验合格；

（2）检查清扫油罐、油桶、管路、滤油机、油泵等，应保持清洁干燥，无灰尘杂质和水分；

（3）在给变压器注油时，禁止将尘埃、水份、潮气和其它污物通过油混入变压器中。

2、注油流程

用注油管连接滤油机与油罐、变压器本体下部阀门处，在大气压力下，利用滤油机油泵把合格的变压器油注入油箱。在注油时为了减少空气混入，应从油箱底部放油阀缓慢注油，同时打开所有放气塞，以排出油箱内氮气，直至放气塞出油为止。（35KV油浸式变压器注油流程图见附图）

7.1.8 试漏静放

7.1.9.1排气后，各部位的溢油应即时擦拭干净。

7.1.9.2密封试验检查各部位应无渗漏，否则应分析原因并处理。

7.1.10.3各设备型号正确，外观完好无变形，各紧固件齐全，安装位置正确，焊接牢固可靠，接地线焊接牢固，放电间隙调整符合该电压等级要求，电流互感器完好无渗漏油，各接线端子完好无损坏。

7.1.10.4导线及线夹的压接符合软母线安装要求，导线驰度合适，螺栓齐全紧固。

7.1.11电缆敷设及接线正确、整齐，固定牢靠。

7.2施工质量控制点

7.2.1吊装套管过程中注意防止损坏设备瓷件部位。

7.2.2所有密封用品、附件、备品、备件开箱后必须妥善保管，注意保护其密封性能。

7.2.3安装变压器前仔细测量核对基础标高等建筑施工数据。

7.2.4器身检查完毕后，仔细检查器身内部是否存留工器具等物件。

7.2.5变压器安装位置应确保准确无误，安装前应提前将轴线划出。

7.2.6变压器安装完毕后，应在储油柜上用气压或油压进行整体密封试验，试验持续时间为24小时。

7.3质量控制措施

7.3.1测量仪器、工器具、仪表必须经校验合格后方能使用。

7.3.2施工人员施工前必须经过技术交底，熟悉施工流程及具体操作步骤。

7.3.3所有密封用品必须严格检查是否完好，合格后方可投入使用。

7.3.4严格按厂家设备资料及现场技术指导人员指导施工。

7.3.5安装过程中应对瓷体部位加以适当的保护，防止碰坏瓷体部位。

7.3.6对需四级及以上的验收项目，按要求提前通知监理和建设方，待施工完毕经项目工地三级验收合格后，质量监察部及时整理资料，配合对方验收，对提出的问题和要求，及时整改和反馈。

7.3.7工地负责人和技术负责人对于存在的质量隐患及时纠正改进。监督检查施工班组在施工中严格按照项目部达标投产的质量标准进行施工，对于违反的施工人员及时加以制止并责令其改正。

7.3.8质检人员加强对施工中的关键工序、影响下道工序施工的、被下道工序所掩盖的、隐蔽工程等工序的监控和验收。隐蔽工程的中间验收按要求提前通知监理工程师，验收合格，监理工程师签证后方可继续施工，未经验收签证不得进行下道工序的施工。

7.3.9施工中随时接受甲方、监理工程师的检查、检验，施工人员要为检查、检验提供便利条件，并按甲方、监理工程师的提出的问题进行整改。

7.3.10及时做好各项施工技术记录、隐蔽签证，各项记录要做到完整详实。

7.4强制性条文实施

7.4.2 绝缘油必须按现行的国家标准《电气装置安装工程 电气设备交接试验标准》的规定试验合格后方可注入变压器，不同牌号的绝缘油或同牌号的新油与运行过的油混合使用前，必须做混油试验；

7.4.3 变压器在试运行前，应进行全面检查，确认其符合运行条件时，方可投入运行，检查项目如下：①本体、冷却装置及所有附件应无缺陷，且不渗油；②事故排油设施应完好，消防设施齐全；③接地引下线及其主接地网的连接应满足设计要求，接地应可靠。铁芯和夹件的接地引出套管、套管的接地小套管及电压抽取装置不用时其抽出端子均应接地；备用电流互感器二次端子应短接接地；套管顶部结构的接触及密封应良好；④分接头的位置应符合运行要求；⑤变压器的全部电气试验应合格；保护装置整定值符合规定；操作及联动试验正确。

8安全管理

8.1安全管理控制措施；

8.1施工前对所有施工人员进行认真仔细的安全技术交底工作并形成相应记录。

8.2进入施工现场正确配带安全帽及系好下颌带，施工用电操作者必须持证上岗，培训合格。严禁酒后进入施工现场。

8.3停、送电过程必须按《施工现场临时用电安全技术规范》及有关用电操作规程操作，设监护人，严防触电事故的发生。

8.4对绝缘部分损坏的供电、用电设备坚决不用，使用电器前仔细检查设备的完整及安全可靠性。

8.5严格服从各级安监人员的监督和管理。

8.6不得随意移动、损坏、拆除安全设施。

8.7下班后应清理整顿现场，电源、清理易燃物、锁好工器具箱。

8.8高空作业人员必须正确佩带安全带并作到高挂低用，所有使用工机具必须采用传递或使用绳索吊用，严禁抛接，防止高空坠物事故的发生。严禁精神状态不良人员进行高处作业和起重作业。

8.9搬用材料时应轻拿轻放，佩戴相应的安全劳保设施，防止挤、碰、砸伤事故的发生。

8.10变压器附近进行动火作业必须办理“动火作业票”，或有项目部专业安监人员监护，并作好安全措施方可动火。

8.11 施工现场，大型物件应轻拿轻放，不得扬起尘土。

8.12起重臂下严禁站人，重物的下面及重物移动的前方也不得有工作人员滞留。严禁穿高跟鞋或底部有铁钉的鞋进入施工现场。

8.13 紧急情况的应急准备及响应计划

8.13.1 人身触电事故

如发生触人身电事故时，首先将触电者尽快脱离电源，应立即拉闸，电源开关不在附近时，立即用电工钳切断电源线或用木柄斧等绝缘物切断电源，或用干燥的木板插入触电者身下，以隔断电流。对高压触电者，应立即通知有关部门切断电源，触电者脱离电源后，必须立即采取急救措施，如果仅是昏迷尚未失去直觉，则应使伤员在空气流通的地方静卧休息，如果是肺部暂时停止呼吸，心脏暂时停止跳动，或者是肺部虽有呼吸但呼吸比较困难，应立即采用人工呼吸法和胸外心脏挤压法。

8.13.2物体打击伤害事故

发生物体打击伤害事故，如有人员被物体碰、挤、压伤，必须先搬去挤压物，然后拖出患者，不要慌乱，保持镇定，千万不要强行硬拉，而对人员造成不必要的伤害。挤压人员如有呼吸骤停，应采取人工呼吸法。如有骨折，应给予固定然后搬运，不要乱动或强拉。搬运方法有以下三种：（1）单人徒手搬运法；（2）双人或多人徒手搬运法;(3)担架搬运法，搬运方法得当可以减轻伤员痛苦，避免造成更大的伤害。如有出血，应先给予止血。如有多个伤员，不要忽视沉默的伤员，因为他的伤情可能更为严重，要防止抢救再次损伤，例如移动时损伤神经血管

9.环境管理

9.1环境保护的控制目标、指标

·杜绝发生重大及以上火灾事故；

·降低施工现场噪声 昼间＜70dB 夜间＜55 dB；

·水、电的消耗降低0.5‰；

·固体废弃物实现分类管理、回收率达到100%；

·液体废弃物中和后处理排放达到100%；

9.2环境管理控制措施

9.2.1施焊作业周围若有易燃爆物品，距离应大于10m，否则应清理后再焊。无清理时，应有隔离措施。

9.2.2在每周安全例会时必须对施工人员宣读和讲解有关环境保护的条例和规章制度，要使环境保护的观念深入到每位施工人员的心中。

9.2.3 在施工现场设置的废料垃圾箱应分明种类，标示清除，废料、垃圾分类堆放，并集中交有关部门处理。

9.2.4禁止焚烧油毡、胶皮及其它能产生有毒、有害烟尘和恶臭气体的物质。禁止露天焚烧垃圾、落叶等。

9.2.5施工期间，在施工现场专人洒水湿润场地，防止尘土飞扬。

9.2.6合理安排施工，减少夜间施工量，以降低噪声污染和光污染。

9.2.7施工中已用完的砂轮片、钢丝轮及电磨头，使用后的油漆桶、稀释桶及毛刷、破布应集中回收，分类倒入废料垃圾箱内。

9.2.8水电不用时及时关掉，严禁常流水和常明灯。

10文明施工措施

10.1文明施工的控制目标、指标：施工区域功能合理，安全设施齐全规范 。

10.2文明施工控制措施

10.2.1所有进入施工现场的职工应统一穿着公司发放的工作服、佩带安全帽、上岗证及相应标志。

10.2.2材料、设备摆放合理，各种物资标识清楚、排放有序，并符合安全防火要求。

10.2.3施工场区道路畅通、路面平整。施工人员严禁在道路和通道上堆放杂物和设备。

10.2.4施工力能系统布置合理、安全，场地排水与消防设施完备。

10.2.5施工用机械设备完好、清洁，安全操作规程齐全，操作人员持证上岗，并熟悉机械性能和工作条件。

10.2.6边角余料、用完的砂轮片、切割片、磨头、焊条头等及时回收至废料箱，集中处理。

有油污的破布棉纱使用完后立即集中回收，远离电火焊作业区域。

10.2.7必须坚持“谁干谁清、随干随清、工完料尽场地清”的文明施工原则，始终保持施工现场整洁、有序。

10.2.8文明施工责任区不留死角，安全文明施工设施必须统一规划，并设有明显标记，便于检查监督。

10.2.9现场安全文明施工宣传标语牌应规范。

10.2.10施工现场的危险作业区设安全警戒线和警告标志。

10.2.11施工现场及接地沟内严禁大小便。

10.2.12所有已设置好的安全设施，应定期进行检查、维护。

工程量单：

1.变压器二台 2

附件三、高压供电方案答复单

附件四、设计文件

附件五、投标文件格式要求

___________项目

投 标 文 件

项 目 名 称：（招标项目名称）

投 标 人： （盖公章）

法定代表人或

其授权的代理人： （签字或盖章）

日期： 年 月 日

投标函及售后承诺书

致：

投标人： （盖章）

单位地址：

法定代表人或其授权的代理人：（签字并盖章）

邮政编码：电话： 传真：

开户银行名称：

开户银行账号：

营业执照

报价明细表

法定代表人身份证明书

投标人名称：

单位性质：

地址：

成立时间：年月日

经营期限：

姓名：性别：年龄：职务：

________________系 的法定代表人。

特此证明。

（后附法人身份证复印件）

投标人： （盖公章）

年月日

投标文件授权委托书

本人（姓名）系（投标人名称）的法定代表人，现委托（姓名）为我方代理人。代理人根据授权，以我方名义签署、澄清、说明、补正、递交、撤回、修改 （项目名称）投标文件、签订合同和处理有关事宜，其法律后果由我方承担。

委托期限：。

代理人无转委托权。

（后附被授权人身份证复印件）

投 标 人：（盖单位章）

法定代表人：（签字）

委托代理人：（签字）

年月日

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中国/天津市/市辖区/滨海新区塘沽唐盐南路

变电站增容改造

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2024-08-31 00:00:00

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