4.5.1技术参数响应表、技术偏差表及相关技术资料。 4.5.2投标产品的特性参数和特点。 4.5.3与其他设备配合所需的相关技术文件和信息。 4.6安装、调试、性能试验、试运行和验收 1.6.1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

4.6.1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， 下进行。

过滤器标准Q/GDW 13004. 1 20

4.6.2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。 4.6.3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、 仅方各执一份。 4.6.4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 正明书（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。 4.6.5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。

GB/T 1094.4、GB/T 1094.5、 GB/T1094.7、GB/T1094.10、GB2536、GB/T2900.15、GB/T4109、GB/T5273、GB/T6451、GB/T7354、 GB/T10228、GB/T10230、GB/T11604、GB/T13499、GB/T16927.1、GB/T16927.2、GB/T25446、GB/T 6218.1、GB/T26218.2、GB50150、DL/T264、DL/T596、DL/T722、JB/T3837、JB/T10088、JB/T56009 中所列标准的最新版本的要求，但不限于上述所列标准

该类设备技术标准应满足国家电网有限公司标准化成果中相关条款要求。下列文件中相应的条款规 定均适用于本文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。包括： a）《国家电网有限公司十八项电网重大反事故措施（2018修订版）》； b）《国家电网有限公司输变电工程通用设备35～750kV变电站分册（2018年版）》； c）《国家电网有限公司输变电工程通用设计》。

5.1.1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。 5.1.2变压器组件应选用全国变压器组件整顿通过的合格产品。 5.1.3线圈制造应满足两部完善化措施的要求，高压引线、焊头应进行屏蔽处理，引线焊接应采用 银铜焊。

.4电磁线应采用无氧销

5.1.5铁心采用高性能优质冷轧硅钢片，铁心和较大金属结构件均应通过油箱可靠接地。 5.1.6变压器外壳应作防锈、防腐处理。外壳及油漆应保证质量，满足3年免维护要求。变压器油漆 在运输和安装过程中如有损伤，厂家应负责现场重新喷漆。 5.1.7保证变压器无渗漏。 5.1.8对于400、630、800kVA的干式站用变压器，如需带外壳，外壳应为铝合金壳体，并带风机及 温控系统

5.2.1铁心应采用优质、低耗的晶粒取向冷轧硅钢片，用先进方法叠装和紧固，使变压器 运输和运行中的振动而松动。

运输和运行中的振动而松动。 5.2.2全部绕组均应采用铜导线或铜箔，铜导线优先采用半硬铜导线。 5.2.3线圈绕制、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。

5.3.2储油柜中的油应与大气隔离，其中的油量可由胶囊的膨胀或收缩来调节。 5.3.3储油柜应有注油、放油和排污装置。储油柜上均应装有带有油封的吸湿器 5.3.4储油柜一端应装有油位计。

5.4.1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。 5.4.2在油箱的下部壁上应装有油样阀门，并有足够大的放油阀，400kVA及以上的变压器油箱底部应 有排油装置。 5.4.3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。

5.5.1型式和生产厂家一般由投标人提供

5.5.1型式和生产厂家一般由投标人提供。 5.5.2变压器的负载能力应符合GB/T1094.7的要求，卖方应提供短时急救过负载能力的计算报告。 5.5.3干式站用变压器冷却系统可手动和自动启动冷却系统，启动方式通过转换开关实现。自动方式 可按绕组温度和变压器负荷自动启动或切除冷却系统，合理选择返回值和启动值以避免风扇频繁动作。 当冷却器系统在运行中发生故障时，应能发出事故信号并提供上传信号接口。冷却系统控制箱应随变压 器成套供货，控制箱应为户外式，配数显智能温控仪一台，可输出高温报警及超高温跳闸信号，以及温

5. 6. 1 套管应不渗漏。

的试验和其他的性能要求应符合GB/T4109规定

5.7.1有载分接开关选用S型。

0.7.1有载分 5.7.2有载分接开关的切换装置应装于与变压器主油箱分隔且不渗漏的油室里。其中的切换开关芯子 可单独吊出检修。 5.7.3有载分接开关切换油室应有单独的储油柜、吸湿器、压力释放装置和保护用继电器等。 5.7.4有载分接开关的驱动电机及其附件应装于耐候性好的控制箱内。 5.7.5有载分接开关应能远距离操作，也可在变压器旁就地手动操作。应具备累计切换次数的动作记 录器和分接位置指示器。控制电路应有计算机接口。 5.7.6有载分接开关切换开关油室应能经受0.05MPa压力的油压试验，历时24h无渗漏。 5.7.7有载分接开关应能在不吊油箱的情况下方便地进行维护和检修。 5.7.8分接开关应符合GB/T10230规定

变压器用绝缘油应是符合GB2536规定的新油

变压器应配备油温测量装置。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。

5. 10 涂漆和防锈

5.10.1变压器油箱、储油柜、冷却装置及连管等的外表面均应涂漆，其颜色应依照买方的要求。 5.10.2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）。 5.10.3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。 5.10.4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。 5.10.5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。

5. 11 变压器的寿命

a）电容套管：30年及以上； b） 套管互感器：30年及以上； c） 散热器：30年及以上； d） 储油柜：30年及以上； 吸湿器：30年及以上； f） 密封件及隔膜胶囊：30年及以上； g）压力释放阀及气体继电器：30年及以上； h） 各类阀门的关合次数：在油温105℃下100次以上无渗漏； i 端子箱：30年及以上； 温度计、油位计等测量仪表：15年及以上。

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； ? 额定容量（MVA)）; g) 额定频率（Hz)； h) 额定电压（kV）和分接范围； i) 额定电流（A）： j) 联结组别标号（并给出绕组联结示意图，应与实际排列位置相符）； 以百分数表示的短路阻抗实测值； 1) 绝缘水平； m）冷却方式; n） 总重（t） 0） 绝缘油重（t）（注明牌号、厂名、油基）； 运输重（t); 9) 器身吊重（t）; 负载损耗（实测值）（kW）； S) 空载损耗（实测值）（kW）； t) 空载电流（实测值）（%）。

变压器铁心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 接地处应有明显的接地符号或“接地”字样

3.3瓷套颜色应采用棕色； 3.4变压器油箱、储油柜、冷却装置及连管等的外表面颜色建议为海灰B05。各相套管带电端部应 用显相别色标。 3.5安装示意图 各容量及各类型35kV站用变压器的电气安装示意图如图1～图4所示

5.13.5安装示意图

：容量为400、315kVA油浸式35kV站用变压器

客量为100、50kVA油浸式35kV站用变压器电气

图4容量为800、630、400、315kVA王式35kV站用变压器电气接口图

5. 14 电气二次接口

35kV站用变压器，根据一次设备的 油浸式、干式对外端子排接口 进行分类统一，形成了2个接口。站用变本体端子箱端子排布置如图5和图6所示。

图5油浸式站用变本体端子排图

图6王式站用变本体端子排图

根据站用变容量的大小以及结构类型进行分类统一，对于油浸式站用变，统一了油池的最小尺寸 距、埋件尺寸：对于于式站用变，统一了埋件的尺寸及间距。具体接口示意图如图7～图10所示

Q/GDW 13004. 1 20

图7容量为1600、1250、800、630kVA油浸式35kV站用变压器土建接口图

图8容量为400、315kVA油浸式35kV站用变压器土建接口图

9容量为100、50kVA油浸式35kV站用变压器

量为800、630、400、315kVA于式35kV站用变

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根据本部分、最新版的国标（GB）、 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，

6. 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 平衡率：相间应小于2%，三相变压器线间应小于1%，即

6.1.2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/T1094.1中表 应检定变压器的联结组标号

6.1.3短路阻抗及负载损耗测量

6.1.3.1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。 6.1.3.2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/T1094.1 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。 6.1.3.3短路阻抗和负载损耗应换算到参考温度75℃时的值。

6.1.4空载损耗和空载电流测量

6.1.4.1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 6.1.4.2空载损耗和空载电流值应按照GB/T1094.1中的方法进行测量，并予以校正。 6.1.4.3提供380V电压下的空载电流和空载损耗

5.1.4.1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。

6.1.5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。吸收比 R 绕组介质损耗因数等数据综合判断，

6.1.6.1应在油温10℃~40℃之间测量

6. 1. 7铁心和夹件绝缘电阳测量

500V绝缘电阻表测量铁心和夹件绝缘电阻，其值不小于500MQ。运输包装前，还应通过铁心 地端子检测铁心和夹件绝缘电阻

1. 8感应耐压试验（I

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 6.1.10干式变压器应开展局部放电测量试验 按GB/T1094.3和GB/T1094.11规定进行

6.1.11雷电全波冲击试验

按GB/T1094.3和GB/T1094.4规定进行

6. 1.12套管试验

套管试验应符合GB/T4109规定，应提供套管型式试验和例行试验的试验报告。 6.1.13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

6. 1. 14 变压器密封试验

,1. 14 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 损伤。

6. 1. 15 绝缘油试验

按GB2536有关规定进行物理、化学、电气性能等试验，提供试验报告。 6.1.16绝缘油中溶解气体分析 产品合格证书中应包括油中溶解气体色谱分析结果。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

6. 1.17其他部件的检查试验

6.1.18变压器绕组频响特性测量和低电压下的短路阻抗测量

.1.19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。 型式试验

6. 2. 1温升试验

5.2.1.1油浸式变压器应根据GB/T1094.2规定进行温开试验。温开限值应满足专用部分表1规定。 司型号、同容量变压器中任选一台做温升试验 5.2.1.2油浸式变压器温升试验前、后均应取油样进行色谱分析，其结果需符合相关规定。 6.2.1.3干式变压器应根据GB/T1094.11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

6.2. 2雷电截波冲击试验

式变压器按GB/T1094.3和GB/T1094.4规定进行 中性点雷电全波冲击试验

安GB/T1094.3和GB/T1094.4规定进行。

6. 2. 4 声级测定

6.2.5油箱机械强度试

6.2.6空载电流谐波测量

6.2.7零序阻抗测量

对于干式变压器，还需进行燃烧等级试验、环境等级试验、气候等级试验（允许进行抽检 6.3现场试验 根据GB50150进行变压器现场试验

根据GB50150进行变压器现场试验

6.4.1短路承受能力

6.4.1.1试验方法和判别标准应符合GB/T1094.5要求。 6.4.1.2短路承受能力的设计验证应满足的要求。 6.4.1.3短路承受能力的理论评估应符合GB/T1094.5的规定进行 6.4.1.4用户可选择合同变压器的短路承受能力试验验证。

污水处理厂标准规范范本6.4.1.1试验方法和判别标准应符合GB/T1094.5要求。

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、 名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； 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。

7.2.1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、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、 诸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； 设备发出日期。

8技术服务、工厂检验和监造

8.1.1.1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。 8.1.1.2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。 3.1.2任务和责任 3.1.2.1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。 3.1.2.2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， 8.1.2.3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。 3.1.2.4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。 3.1.3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 共应商试验的真实性，卖方应配合买方做好抽查测试，费用由买方承担。 3.2.2若有合同设备经检验和抽检不符合本部分的要求园林设计图纸、效果图，买方可拒收，并不承担费用