油浸式配电变压器大修技术规范
35kV油浸式电力变压器技术规范书(站用变)
35kV油浸式电力变压器技术规范书项目名称： 35kV江口变电站改造工程2013 年 7 月1.总则1.1本规范书适用于35kV油浸式10型及11型电力变压器，它提出设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。
1.2需方在本规范书中提出了最低限度的技术要求，并未规定所有的技术要求和适用的标准，未对一切技术细则作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，供方应提供一套满足本规范书和现行有关标准要求的高质量产品及其相应服务。
1.3供方须执行现行国家标准和行业标准。
应遵循的主要现行标准如下。
下列标准所包含的条文，通过在本技术规范中引用而构成为本技术规范的条文。
本技术规范出版时，所示版本均为有效。
所有标准都会被修订，供需双方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。
有矛盾时，按现行的技术要求较高的标准执行。
GB 1094.1-1996 电力变压器第1部分总则GB 1094.2-1996 电力变压器第2部分温升GB 1094.3-2003 电力变压器第3部分绝缘水平和绝缘试验GB 1094.5-2008 电力变压器第5部分承受短路的能力GB 1094.7-2008 电力变压器第7部分油浸式电力变压器负载导则GB 1094.10-2003 电力变压器第10部分声级测定GB 2536-1990 变压器油GB 311.1-1997 高压输变电设备的绝缘配合GB/T 16927.1～2-1997 高电压试验技术GB/T 6451-2008 三相油浸式电力变压器技术参数和要求GB/T 4109-1999 高压套管技术条件GB 7354-2003 局部放电测量GB 50150-2006 电气装置安装工程电气设备交接试验标准DL/T 620-1997 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合DL/T 596-1996 电力设备预防性试验规程DL/T 572-1995 电力变压器运行规程JB/T 10088-2004 6～500kV级变压器声级Q/CSG11624-2008中国南方电网公司企业标准《配电变压器能效标准及技术经济评价导则》1.4供方应获得ISO9001（GB/T 19001）资格认证书或具备等同质量认证证书，必须已经生产过三台以上或高于本招标书技术规范的设备，并在相同或更恶劣的运行条件下持续运行三年以上的成功经验。
变压器大修工艺及技术质量要求
3、检查器身时，应由专人进行，穿着专用的检修工作服和鞋，并戴清洁手套，寒冷天气还应戴口罩，照明应采用低压行灯。
4、进行器身检查所使用的工具应由专人保管并应编号登记，防止遗留在油箱内或器身上；进入变压器油箱内检修时，需考虑通风，防止工作人员窒息
4.检查钟罩(或油箱)法兰结合面是否平整，发现沟痕，应补焊磨平法兰结合面清洁平整
5.检查器身定位钉防止定位钉造成铁芯多点接地；定位钉无影响可不退出
6.检查磁(电)屏蔽装置，有无松动放电现象，固定是否牢固磁(电)屏蔽装置固定牢固无放电痕迹，可靠接地
7.检查钟罩(或油箱)的密封胶垫，接头是否良好，接头处是否放在油箱法兰的直线部位胶垫接头粘合牢固，并放置在油箱法兰直线部位的两螺栓的中间，搭接面平放，搭接面长度不少于胶垫宽度的2～3倍，胶垫压缩量为其厚度的1/3左右(胶棒压缩量为1/2左右)
(4)接头表面应平整、清洁、光滑无毛刺，并不得有其它杂质
(5)引线长短适宜，不应有扭曲现象
(6)引线绝缘的厚度，应符合规定
2.检查绕组至分接开关的引线，其长度、绝缘包扎的厚度、引线接头的焊接(或连接)、引线对各部位的绝缘距离、引线的固定情况是否符合要求
3.检查绝缘支架有无松动和损坏、位移，检查引线在绝缘支架内的固定情况
变压器大修检查项目、技术要求及处理记录
序号
检查项目
技术工艺、质量要求
处理情况
工作人
检修人
1
器身检修
1、保持器身的清洁；如在露天进行时，应选在无尘土飞扬及其它污染的晴天进行；器身暴露在空气中的时间应不超过如下规定：空气相对湿度≤65%为16h；空气相对湿度≤75%为12h；器身暴露时间是从变压器放油时起至开始抽真空或注油时为止；如暴露时间需超过上述规定，宜接入干燥空气装置进行施工。
最新110KV油浸式变压器检修规程要点
主变压器检修工艺规程目录1 设备范围和设备技术规范1.1电厂主变简介1.2 变压器的有关技术参数2 检修周期及检修项目2.1变压器检修周期2.2变压器检修标准项目3 检修前的准备工作4 检修工艺及质量标准4.1 器身的检修4.2变压器油箱，小车，电磁屏蔽及设备接地装置的检修4.3 变压器套管检修4.4无载分接开关的检修4.5油枕、油表、防爆装置、呼吸器、虹吸器、吸湿器的检修4.6 绝缘油处理4.7 排油和注油的一般规定4.8 整体密封试验4.9变压器的喷漆4.10 测温装置检验4.11 变压器检修结束质量检验及验收4.12变压器试验项目5 变压器投运前交接验收5.1 试运行前检查项目5.2 变压器的试运行附录1：变压器大修总结报告1 设备范围和设备技术规范1.1电厂1号、2号主变压器为正泰公司所生产，其容量为25000kVA，型号：S10－25000/1211.2 变压器的技术参数1.2.1 1、2号主变压器技术参数1.2.4变压器结构组成变压器主要由以下部件组成:1)变压器油箱、散热器；2)变压器器身（铁芯、线圈、绝缘引线、支架等）、台车、油枕；3)高、低压套管及中性点套管；4)分接头转换开关；5)压力释放阀、呼吸器、吸湿器、瓦斯继电器等。
2 检修周期及检修项目2.1变压器计划检修应按表4－1规定检修周期检修。
表4－1：变压器检修周期及工期注*:第一次大修周期为５年，检修周期引自《电力变压器检修导则DL/T 573—95》2.1.1 运行中的变压器，当发现异常状况或经试验判明有内部故障时，应提前进行大修；2.1.2 运行正常的变压器经综合诊断分析良好，主管生产领导批准，可适当延长大修周期；2.1.3 在电力系统中运行的主变器当承受出口短路后，经综合诊断分析，可考虑提前进行大修；2.1.4 附属装置的检修周期2.1.4.1 保护装置和测温装置的校验，应根据有关规程的规定进行。
2.1.4.2吸湿器中的吸附剂视失效程度随时更换。
油浸电力变压器现场大修作业指导书
1概述 (1)2检修前的准备工作 (2)3变压器整体检修程序 (10)4变压器主体（器身和油箱）和零部件检修 (19)5变压器的绝缘强度的恢复与改善 (29)6变压器的验收试验和试运行 (32)1概述1.1本指导书适用于》110kV电压等级电力变压器的现场大修1.2指导书所指大修是指预防性检修（计划检修）或结合消缺（诊断检修）的全面检修即对不需要拆散器身所能进行检查和修理的部分，进行恢复变压器原有质量水平的检修不包括正常维修、事故抢修。
也不包括需要改变结构的改进性检修。
改进性检修必须取得制造厂认同。
1.3本指导书参照了以下标准：1. DL/T573-95 《电力变压器检修导则》2. DL/T574-95 《有载分接开关运行维修导则》3. GBJ148-90 《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》4. GB7595 《运行中变压器油质量标准》5. GB7252-2000 《变压器油中溶解气体分析和判断导则》6. GB1094.1 《电力变压器，总则》7. GB1094.2 《电力变压器，温升》8. GB1094.3 《电力变压器，绝缘水平和绝缘试验》9. GB10237 《外绝缘空气间隙》10 . GB1094.5 《电力变压器承受短路的能力》11 . GB/T15146 《油浸式电力变压器负载导则》12 . GB1208-87 《电流互感器》13 . GB16847 《保护用电流互感器暂态特性要求》14 . GB7328 《变压器和电抗声级测定》1.4 大修的项目分主体（器身和油箱）和零部件检修两大部分。
本指导书的内容分以下6个部分：1.概述2.检修前的准备工作3.变压器整体检修程序4.变压器的主体和零部件检修5.变压器的绝缘强度的恢复与改善6.变压器的验收试验和试运行2 检修前的准备工作2.1组织准备2.1.1大型电力变压器的检修，应当有制造厂的有经验人员参加。
2.1.2使用单位应组织足够的人力参加检修工作。
油浸式kV电力变压器大修计划方案
油浸式kV电力变压器大修计划方案油浸式kV电力变压器是电力系统中常见的重要设备，它能够将电力从高压传递到低压，同时能够保证能量的安全传输。
然而，由于长期使用和环境因素等原因，电力变压器会逐渐出现老化、故障等问题，影响其正常运行和使用寿命。
因此，我们需要制定一份油浸式kV电力变压器大修计划方案，对其进行及时、全面的修理和更新，确保设备的长期、可靠运行。
一、技术准备在进行油浸式kV电力变压器大修计划方案时，我们需要做好一系列技术准备。
首先，要对电力变压器进行详细的检查和测试，发现设备存在的问题。
同时，需要准备相应的维修设备、工具和相关技术人员，确保能够准确、及时的进行维修。
此外，需要了解设备的使用情况、参数和情况，对技术处理做出决策，确保方案的实施效果。
二、维修方案制定在确定了油浸式kV电力变压器需要进行大修后，需要制定一份详细的维修方案。
该方案需要涵盖设备需要进行的所有工作，包括具体的维修内容、米数预测、技术处理等。
方案中需要列出每一个细节、细节做到可操作性。
三、维修实施在维修方案制定后，需要按照方案的要求对设备进行实施。
具体来说，维修人员需要在拆卸前对设备的表面进行彻底清洁，确保能够准确、清晰的检查出问题所在。
接下来，需要对设备进行拆卸，将设备分解成各个零部件，对每一个零部件进行研究、修理或更换。
同时，技术处理人员需要根据设备情况对其冷却装置、保护装置、绝缘及检测等进行详细、全面的检查和测试，确保设备能够正常、长期运行。
四、设备测试在维修实施完成后，需要对设备进行详细的测试和试运行。
测试需要进行，在测试时，需要对设备进行负荷测试、电性能测试、机械特性测试等，确保设备能够正常、长久的运行。
五、方案评估在设备测试完成后，需要对维修方案所取得的效果进行评估。
评估主要考虑工厂全部维修过程，从设备故障诊断到设备测试北庆的过程确定所花费的时间和工程。
评估还包括设备的维修质量、维修成本和维修周期等问题。
评估结果将把设备维修过程中发现的问题以及解决方案用于下次设备维修的方案制定中。
油浸式变压器(电抗器)检修规范
附件2110（66）kV～500kV油浸式变压器(电抗器)检修规范国家电网公司二○○五年三月目录第一章总则 (1)第二章引用标准 (1)第三章检查与处理 (2)第四章检修基本要求 (25)第五章检修前的准备 (28)第六章大修内容及质量要求 (29)第七章小修内容及质量要求 (43)第八章变压器本体检修关键工序质量控制 (44)第九章试验项目及要求 (48)第十章检修报告的编写 (49)第十一章检修后运行 (49)附录 A 使用工具和设备一览表 (51)附录 B 绝缘距离参考表 (55)附录 C变压器装配中所用的电动扳手和扭力扳手 (61)附录 D 变压器引线允许电流参考表 (62)附录 E变压器检修总结报告 (66)编制说明 (84)第一章总则第一条为了保证电网安全可靠运行，提高油浸式变压器（电抗器）的检修质量，使检修工作制度化、规范化，特制定本规范。
第二条本规范是依据国家、行业有关标准、规程和规范，并结合近年来国家电网公司输变电设备评估分析、生产运行分析以及现场运行和检修经验而制定的。
第三条本规范规定了油浸式变压器（电抗器）检查与处理、检修基本要求、检修前的准备、大修内容及质量要求、小修内容及质量要求、变压器本体检修关键工序质量控制、试验项目及要求、检修报告的编写以及检修后运行等内容。
第四条本规范适用于国家电网公司系统的110（66）kV 500 kV油浸式变压器（电抗器）的检修工作。
35kV油浸式变压器（电抗器）可参照执行。
第二章引用标准第五条以下列出了本规范应用的标准、规程和导则，但不限于此。
GB1094.1-1996 电力变压器第1部分总则GB1094.2-1996 电力变压器第2部分温升GB1094.3-2003 电力变压器第3部分绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙GB1094.5-1985 电力变压器第5部分承受短路的能力GB/T1094.10-2003 电力变压器第10部分：声级测定GB/T6451-1999 三相油浸式电力变压器技术参数和要求GB/T7252-2001 变压器油中溶解气体分析和判断导则GBJ148-1990 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GB2536-1990 变压器油GB50150-1991 电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB 261-1983 石油产品闪点测定法GB 264-1983 石油产品酸值测定法GB/T 507-1986 绝缘油介电强度测定法GB 5654-1985 液体绝缘材料工频相对介电常数、介质损耗因数和体积电阻率的测量GB/T 7599-1987 运行中变压器油、汽轮机油酸测定法（BTB法）GB 7600-1987 运行中变压器油水分含量测定法（库仑法）GB 7601-1987 运行中变压器油水分含量测定法（气相色谱法）DL/T 421-1991 绝缘油体积电阻率测定法DL/T 423-1991 绝缘油中含气量测定真空压差法DL/T 429.9-1991 电力系统油质试验方法绝缘油介电强度测定法DL/T 450-1991 绝缘油中含气量的测定方法（二氧化碳洗脱法）DL/T572-1995 电力变压器运行规程DL/T573-1995 电力变压器检修导则DL/T574-1995 有载分接开关运行维修导则JB/T8751-1998 500kV油浸式并联电抗器技术参数和要求DL/T596-1996 电力设备预防性试验规程国家电网公司《变电站管理规范》国家电网公司《110（66）kV～500kV变压器（电抗器）技术标准》国家电网公司《110（66）kV～500kV变压器（电抗器）运行规范》国家电网公司《110（66）kV～500kV变压器（电抗器）技术监督规定》国家电网公司《预防110（66）kV～500kV变压器（电抗器）事故措施》第三章检查与处理变压器检查周期取决于变压器在供电系统中所处的重要性和运行环境、安装现场的环境和气候、以及历年运行和预防性试验等情况。
油浸式变压器检修规范
一、范围本规程规定了陡河发电厂内油浸变压器进行检修的周期、标准项目检修项目、大修的施工步骤及工艺质量标准，本规程适用于陡河发电厂全部油浸变压器，本规程并附录了一些检修维护的相关知识，供陡河发电厂变压器检修工作中使用，也可做变压器运行、检查人员参考。
本规程详细制定了我厂变压器大修项目的检修工艺标准，小修项目的工艺标准参照大修执行。
二、引用标准1. 《电气检修工艺规程》陡河发电厂一九九八年修订。
2.《机组小修项目管理标准》Q/CDT-IDHTP 2070208-20063.《机组大修项目管理标准》Q/CDT-IDHTP 2070208-20064.《电力设备交接和预防性试验规程》Q/CDT 107 001－20055.《电力变压器检修导则》DL/T 573－956.《关于印发“变压器类设备管理规定”的通知》（电安生〔1996〕589号）7.《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施细则》华北电集生〔2002〕8.《电力设备典型消防规程》（DL 5027－1993）9.《发电厂及电力系统反事故技术措施汇编》（电气部分）10.《火力发电厂与变电所设计防火规范》（GB 50229－1996）11.《电业安全工作规程》（热力和机械部分）（电气部分）12.《交流电气装置的接地》（DL/T 621－1997）13.《变压器使用说明书》14.《有载分接开关运行维护导则》DL/T 574－9515.《运行中变压器油质量标准》GB/T 7595-2000第一章检修周期及检修项目第一节检修周期一、大修周期：1、新安装的变压器安装前均应吊罩（芯）进行内部检查；全封闭式按照厂家规定，但应通过人孔进行内部检查。
2、主变压器安装运行五年应吊罩（芯）进行大修，以后每隔十年大修一次;主厂用变压器安装运行五年应吊罩（芯）进行大修，以后每隔十年大修一次。
3、根据历年试验数据的色谱分析无明显变化时可根据状态检修条例由厂总工或厂专业会议确定吊罩大修检查的期限。
（完整版）10kV油浸式变压器技术规范
（完整版）10kV油浸式变压器技术规范10kV油浸式变压器技术规范⽬录1规范性引⽤⽂件 (1)2结构及其他要求 (2)3标准技术参数 (5)4使⽤环境条件表 (7)5试验 (8)10kV油浸式变压器技术规范1规范性引⽤⽂件下列⽂件对于本⽂件的应⽤是必不可少的。
凡是注⽇期的引⽤⽂件，仅注⽇期的版本适⽤于本⽂件。
凡是不注⽇期的引⽤⽂件，其最新版本适⽤于本⽂件。
GB 311.1绝缘配合第1部分：定义、原则和规则GB 1094.1电⼒变压器第1部分：总则GB 1094.2电⼒变压器第2部分：液浸式变压器的温升GB 1094.3电⼒变压器第3部分：绝缘⽔平、绝缘试验和外绝缘空⽓间隙GB/T 1094.4电⼒变压器第4部分：电⼒变压器和电抗器的雷电冲击和操作冲击试验导则GB 1094.5电⼒变压器第5部分：承受短路的能⼒GB/T 1094.7电⼒变压器第7部分：油浸式电⼒变压器负载导则GB/T 1094.10电⼒变压器第10部分：声级测定GB 2536电⼯流体变压器和开关⽤的未使⽤过的矿物绝缘油GB/T 2900.15电⼯术语变压器、互感器、调压器和电抗器GB/T 4109交流电压⾼于1000V的绝缘套管GB 4208外壳防护等级（IP代码）GB/T 5273变压器、⾼压电器和套管的接线端⼦GB/T 6451油浸式电⼒变压器技术参数和要求GB/T 7252变压器油中溶解⽓体分析和判断导则GB/T 7354局部放电测量GB/T 7595运⾏中变压器油质量GB/T 8287.1标称电压⾼于1000V系统⽤户内和户外⽀柱绝缘⼦第1部分：瓷或玻璃绝缘⼦的试验GB/T 8287.2标称电压⾼于1000V系统⽤户内和户外⽀柱绝缘⼦第2部分：尺⼨与特性GB/T 11022⾼压开关设备和控制设备标准的共⽤技术要求GB 11604⾼压电器设备⽆线电⼲扰测试⽅法GB/T 13499电⼒变压器应⽤导则GB/T 16927.1⾼电压试验技术第1部分：⼀般定义及试验要求GB/T 16927.2⾼电压试验技术第2部分：测量系统GB/T 17468电⼒变压器选⽤导则GB 20052三相配电变压器能效限定值及能效等级GB/T 25438 三相油浸式⽴体卷铁⼼配电变压器技术参数和要求GB/T 25446 油浸式⾮晶合⾦铁芯配电变压器技术参数和要求GB/T 26218.1污秽条件下使⽤的⾼压绝缘⼦的选择和尺⼨确定第1部分：定义、信息和⼀般原则GB/T 26218.2污秽条件下使⽤的⾼压绝缘⼦的选择和尺⼨确定第2部分：交流系统⽤瓷和玻璃绝缘⼦GB 50150电⽓装置安装⼯程电⽓设备交接试验标准DL/T 572电⼒变压器运⾏规程DL/T 593⾼压开关设备和控制设备标准的共⽤技术要求DL/T 596电⼒设备预防性试验规程DL/T 984油浸式变压器绝缘⽼化判断导则DL 5027电⼒设备典型消防规程JB/T 3837变压器类产品型号编制⽅法JB/T 10088 6kV～500kV电⼒变压器声级JB10317 单相油浸式配电变压器技术参数和要求JB/T 10428变压器⽤多功能保护装置Q/GDW 1771 10kV⾮晶合⾦铁芯配电变压器技术条件Q/GDW 1772 10kV⾮晶合⾦铁芯配电变压器试验导则IEC 60296变压器和开关⽤新绝缘油规范Specification for unused mineral insulating oils for transformers and switchgear IEC 60156绝缘油介电强度测定法Insulating oils Determination of the dielectric strength2结构及其他要求2.1 10kV变压器技术参数变压器空载损耗及负载损耗不得有正偏差。
油浸式电力变压器维护检修规程
油浸式电力变压器维护检修规程油浸式电力变压器维护检修规程检修周期（一）小修一年（二）中修（即吊芯检查）1、五—十年2、经过长途运输或停用一年以上及新购置入厂的变压器。
（一）大修（恢复性修理）按绝缘老化程度决定。
检修项目（一）小修项目1、清理外壳、散热器、油枕、防爆筒、油位计进出套管等外部的积尘的油垢。
2、检查清理并紧固进出线圈螺丝及其他外部螺丝。
3、检查及清理冷却设备的外壳灰尘。
4、检查油位计、油阀及其它接头。
5、检查防爆筒薄膜。
6、检查呼吸器，更换干燥剂。
7、检查油位，必要时加油。
8、检查外壳接地线及中性点装置。
9、检查清理瓦斯继电器（必要时进行）10、测理分接头固定位置直流电阻，如变更分接头位置时，必须进行测量。
11、测量绝缘油电阻值和吸收比。
12、变压器油取样进行筒化试验和耐压试验。
13、检查其它附件。
14、检查并消除已经发现的缺陷和一般性防腐。
（二）中修项目1、测量绝缘电阻吸收比。
2、放油。
3、拆卸大盖螺丝及其附件。
4、吊出器身。
5、对外壳进行防腐。
6、检查线圈。
7、检查铁芯。
8、检查外壳及附件。
9、必要时进行干燥。
10、换油。
11、本体的装配。
12、瓦斯继电器和温度计校验。
13、按“电气设备交接与预防性试验规程”项目进行各项试验。
（三）大修项目（恢复性修理）1、重绕一次或二次线圈。
2、分解铁芯硅钢片，重新涂漆。
3、更换绝缘筒及其他部件。
4、完成全部中修项目。
变压器质量标准（一）油位：带油枕的变压器放置顶盖与外壳密封垫水平位置以下，无油枕变压器放至瓷套管引出线以下。
（二）拆装工作1、变压器吊芯应尽可能在室内进行，如果不得已在室外露天吊芯时，应先搭好蓬子。
2、对大型变压器，如果周围空气温度低于或接近于在铁芯上部铁轭外所测得的温度，则变压器可揭盖进行检查，如果周围空气温度高于器身的温度，则在吊器身以前，采取措施将变压器温度提高到与空气温度相同。
3、对大型变压器，吊芯应干燥天气进行，器身露空时间超过以下规定：干燥天气（空气相对温度不大于65%）16小时。
矿用油浸式三相电力变压器检修技术要求
矿用油浸式三相电力变压器检修技术要求一、外壳1.外壳无变形、无锈蚀、无渗油，油箱的机械强度应能承受50KPa,持续5min 内压力不发生永久变形或渗漏。
散热管无堵塞，管壁厚度不小于1.2mm，焊缝无开裂。
2.油箱盖上的呼吸塞应畅通，防滴防溅盖转动灵活，无锈污。
3.变压器铁芯应通过油箱可靠的接地，在电缆盒内外各装有直径为12mm的接地螺栓，并有明显接地标志。
4.油箱上的油标，应标有油温-20℃、＋20℃和+40℃三个油面标志。
5.在油箱低压侧上部或盖上应装设温度计座，当油位计为玻璃制品时，外部必须有保护罩，当油位计损坏时，变压器的油面须高于裸露带电部分10mm以上，温度计座内应保持清洁无油污及杂物。
6.油箱的下部放油塞要保持清洁无油污，护圈完整，不渗油。
7.油箱下部拖撬上的牵引孔、滚轮装置，都必须完整齐全、无变形、无开焊。
8.外壳上的起吊装置，不得有歪扭变形或开焊。
9.所有紧固件螺栓、螺母需设有防松装置，且螺栓不小于M6。
10.修理中使用的密封胶垫符合技术要求，胶垫的压缩量不超过原厚度的1/3，螺钉不能过紧，避免永久变形。
二、铁芯及线圈铁芯及线圈的质量标准参见本规范6.2.1.1及6.2.1.2的规定。
1.线圈的连接必须符合出厂技术条件的规定。
2.高压线圈的分接范围和分接电压为±5％。
三、套管及接线1.高、低压套管的排列，应符合下列要求：（1）高压套管排列顺序如下并有三相标志牌：B⊙A⊙ C⊙图1（2）低压套管排列顺序如下并有三相标志牌：x⊙ z⊙ y⊙c⊙ b⊙ a⊙图22.绝缘套管不得有灼痕、裂纹，接线柱螺纹不滑扣、无氧化，密封良好，不渗油。
3.电缆引入装置（1）箱壳内部应有足够大的空间，保证电缆护套引入长度不小于8mm 。
（2）电缆引入装置应能防止电缆扭转、拔脱和损伤。
（3）电缆引入装置应考虑引入不同直径的铠装和软电缆的可能性。
（4）满足防护等级IP44的要求。
四、试验1.在额定负荷下变压器各部温升，应不超过表104的规定。
35kV油浸式电力变压器技术规范书(站用变)
35kV油浸式电力变压器技术规范书项目名称： 35kV江口变电站改造工程2013 年 7 月1.总则1.1本规范书适用于35kV油浸式10型及11型电力变压器，它提出设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。
1.2需方在本规范书中提出了最低限度的技术要求，并未规定所有的技术要求和适用的标准，未对一切技术细则作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，供方应提供一套满足本规范书和现行有关标准要求的高质量产品及其相应服务。
1.3供方须执行现行国家标准和行业标准。
应遵循的主要现行标准如下。
下列标准所包含的条文，通过在本技术规范中引用而构成为本技术规范的条文。
本技术规范出版时，所示版本均为有效。
所有标准都会被修订，供需双方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。
有矛盾时，按现行的技术要求较高的标准执行。
GB 1094.1-1996 电力变压器第1部分总则GB 1094.2-1996 电力变压器第2部分温升GB 1094.3-2003 电力变压器第3部分绝缘水平和绝缘试验GB 1094.5-2008 电力变压器第5部分承受短路的能力GB 1094.7-2008 电力变压器第7部分油浸式电力变压器负载导则GB 1094.10-2003 电力变压器第10部分声级测定GB 2536-1990 变压器油GB 311.1-1997 高压输变电设备的绝缘配合GB/T 16927.1～2-1997 高电压试验技术GB/T 6451-2008 三相油浸式电力变压器技术参数和要求GB/T 4109-1999 高压套管技术条件GB 7354-2003 局部放电测量GB 50150-2006 电气装置安装工程电气设备交接试验标准DL/T 620-1997 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合DL/T 596-1996 电力设备预防性试验规程DL/T 572-1995 电力变压器运行规程JB/T 10088-2004 6～500kV级变压器声级Q/CSG11624-2008中国南方电网公司企业标准《配电变压器能效标准及技术经济评价导则》1.4供方应获得ISO9001（GB/T 19001）资格认证书或具备等同质量认证证书，必须已经生产过三台以上或高于本招标书技术规范的设备，并在相同或更恶劣的运行条件下持续运行三年以上的成功经验。
011油浸式变压器设备维修保养作业标准
油浸式变压器使用维修保养作业标准文件号：ZTGHABIII-008-011 1 目的为规范油浸式变压器的使用管理与维修维护保养操作，有效防止和杜绝因人为原因导致的各类故障、事故的发生，确保油浸式变压器的正常运行，特制定本作业指导书。
2 范围适用于本公司所属项目的油浸式变压器的使用管理及维修、维护保养。
3 术语定义维保工作是指有证的操作人员为维持油浸式变压器正常运转而做的日常保养工作。
4 职责1.专职电气人员负责所辖范围内油浸式变压器的日常管理和维修保养工作。
2.项目机电管理部门负责对本项目所属油浸式变压器的管理工作进行检查督导。
3.公司机电管理部门负责对公司所属油浸式变压器的管理工作进行检查监督。
5 作业流程图6 作业标准按照《油浸式变压器设备完好性标准》（文件号）对油浸式变压器关键部件进行检查。
6.1准备工作6.1.1凡参加检修的人员应熟悉变压器的工作原理及其结构，应了解变压器的运行情况及检修原因，并熟悉掌握本次大修的工作任务及其职责，联系好焊工、起重工、架子工、化学油处理人员，做好各工种的配合工作；6.1.2变压器大修前列出工具清单，工具交由专人保管，准备好大修用的各种盖板，支撑构架或垫块，校验起重吊具、钢绳；检修现场配备足够的消防人员及器具，应使用二氧化碳或四氯化碳灭火器，严禁使用干粉及水灭火；安装好检修现场的临时电源，装设照明灯具；6.1.3进入检修现场人员应着干净无附属物的工作服，不得携带金属小器械（硬币、打火机、钥匙）等进入现场；6.1.4停电办理工作票，将变压器退出运行，拆除变压器外部连线及各附件，做好变压器吊罩（芯）前的一切准备工作；6.2工作过程6.2.1变压器的起吊6.2.1.1变压器的起吊只能使用油箱上部或下部的专用吊攀，器身的起吊可使用箱盖吊杆或夹件上的吊攀；6.2.1.2当变压器箱已经打开，不允许再将油箱连油带器身一并吊起，以防箱沿变形；6.2.1.3起吊时钢丝绳夹角一般不大于60度，当吊钩高度受到限制，钢丝绳间的夹角超过60度时，则应使用专用吊杆起吊。
油浸式变压器(电抗器)检修规范
附件2油浸式变压器(电抗器)检修规范国家电网公司二○○五年三月目录第一章总则 (1)第二章引用标准 (1)第三章检查与处理 (2)第四章检修基本要求 (25)第五章检修前的准备 (28)第六章大修内容及质量要求 (29)第七章小修内容及质量要求 (43)第八章变压器本体检修关键工序质量控制 (44)第九章试验项目及要求 (48)第十章检修报告的编写 (49)第十一章检修后运行 (49)附录 A 使用工具和设备一览表 (51)附录 B 绝缘距离参考表 (55)附录 C变压器装配中所用的电动扳手和扭力扳手 (61)附录 D 变压器引线允许电流参考表 (62)附录 E变压器检修总结报告 (66)编制说明 (84)第一章总则第一条为了保证电网安全可靠运行，提高油浸式变压器（电抗器）的检修质量，使检修工作制度化、规范化，特制定本规范。
第二条本规范是依据国家、行业有关标准、规程和规范，并结合近年来国家电网公司输变电设备评估分析、生产运行分析以及现场运行和检修经验而制定的。
第三条本规范规定了油浸式变压器（电抗器）检查与处理、检修基本要求、检修前的准备、大修内容及质量要求、小修内容及质量要求、变压器本体检修关键工序质量控制、试验项目及要求、检修报告的编写以及检修后运行等内容。
第四条本规范适用于国家电网公司系统的110（66）kV 500 kV油浸式变压器（电抗器）的检修工作。
35kV油浸式变压器（电抗器）可参照执行。
第二章引用标准第五条以下列出了本规范应用的标准、规程和导则，但不限于此。
GB1094.1-1996 电力变压器第1部分总则GB1094.2-1996 电力变压器第2部分温升GB1094.3-2003 电力变压器第3部分绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙GB1094.5-1985 电力变压器第5部分承受短路的能力GB/T1094.10-2003 电力变压器第10部分：声级测定GB/T6451-1999 三相油浸式电力变压器技术参数和要求GB/T7252-2001 变压器油中溶解气体分析和判断导则GBJ148-1990 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GB2536-1990 变压器油GB50150-1991 电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB 261-1983 石油产品闪点测定法GB 264-1983 石油产品酸值测定法GB/T 507-1986 绝缘油介电强度测定法GB 5654-1985 液体绝缘材料工频相对介电常数、介质损耗因数和体积电阻率的测量GB/T 7599-1987 运行中变压器油、汽轮机油酸测定法（BTB法）GB 7600-1987 运行中变压器油水分含量测定法（库仑法）GB 7601-1987 运行中变压器油水分含量测定法（气相色谱法）DL/T 421-1991 绝缘油体积电阻率测定法DL/T 423-1991 绝缘油中含气量测定真空压差法DL/T 429.9-1991 电力系统油质试验方法绝缘油介电强度测定法DL/T 450-1991 绝缘油中含气量的测定方法（二氧化碳洗脱法）DL/T572-1995 电力变压器运行规程DL/T573-1995 电力变压器检修导则DL/T574-1995 有载分接开关运行维修导则JB/T8751-1998 500kV油浸式并联电抗器技术参数和要求DL/T596-1996 电力设备预防性试验规程国家电网公司《变电站管理规范》国家电网公司《110（66）kV～500kV变压器（电抗器）技术标准》国家电网公司《110（66）kV～500kV变压器（电抗器）运行规范》国家电网公司《110（66）kV～500kV变压器（电抗器）技术监督规定》国家电网公司《预防110（66）kV～500kV变压器（电抗器）事故措施》第三章检查与处理变压器检查周期取决于变压器在供电系统中所处的重要性和运行环境、安装现场的环境和气候、以及历年运行和预防性试验等情况。
(精编)变压器检修工艺规程变压器的大修项目及要求
(精编)变压器检修工艺规程变压器的大修项目及要求变压器检修工艺规程变压器的大修项目及要求13.1.1变压器的大修周期1)变压器一般在投入运行后5年内和以后每间隔10年大修再一次。
2)箱沿焊接的全密封变压器或制造厂另有规定者，若经过试验与检查并结合运行情况，判定有内部故障或本体严重渗漏时，才进行大修。
3)在电力系统中运行的主变压器当承受出口短路后，经综合诊断分析，可考虑提前大修。
4)运行中的变压器，当发现异常状况或经试验判明有内部故障时，应提前进行大修；运行正常的变压器经综合诊断分析良好，经总工程师批准，可适当延长大修周期。
3.1.2变压器的大修项目3.1.2.1变压器的大修项目有：1)吊开钟罩或吊出器身检修；2)线圈、引线及磁（电）屏蔽装置的检修；3)铁芯、铁芯紧固件（穿心螺杆、夹件、拉带、绑带等）、压钉、连接片及接地片的检修；4)油箱及附件的检修，包括套管、吸湿器等；5)冷却器、油泵、水泵、风扇、阀门及管道等附属设备的检修；6)安全保护装置的检修；7)油保护装置的检修；8)测温装置的校验,瓦斯继电器的校验；9)操作控制箱的检修和试验；10)无励磁分接开关和有载分接开关的检修；11)全部密封胶垫的更换和组件试漏；12)必要时对器身绝缘进行干燥处理；13)变压器油处理或换油；14)清扫油箱并进行喷涂油漆；15)大修后的试验和试运行；16)可结合变压器大修一起进行的技术改造项目，如油箱机械强度的加强，器身内部接地装置改为外引接地，安全气道改为压力释放阀，高速油泵改为低速油泵，油位计的改进，储油柜加装密封装置，气体继电器加装波纹管接头。
3.1.3变压器大修前的准备工作1)查阅历年大小修报告及绝缘预防性试验报告（包括油的化验和色谱分析报告），了解绝缘状况。
2)查阅运行档案了解缺陷、异常情况，了解事故和出口短路次数，变压器的负荷。
3)根据变压器状态，编制大修技术、组织措施，并确定检修项目和检修方案。
4)变压器大修应安排在检修间内进行。
油浸式电力变压器检修规程
油浸式电力变压器检修规程1 主题内容及适用范围1.1 本章规定了尼尔基发电厂油浸式220kV电力变压器检修维护标准。
1.2 本章适用于尼尔基发电厂油浸式电力变压器的检修工作。
1.3 本标准根据企业特点制定，如果与上级文件、行标、国标相冲突时，按照上位标准执行。
2 引用标准及技术资料《发电企业设备检修导则》（DL/T838—2003）《电力变压器检修导则》（DL/T 573—95）《电力变压器安装使用说明书》厂家技术资料3 油浸式电力变压器技术规范、检修周期及项目3.1尼尔基发电厂油浸式电力变压器技术规范（参数）（见表1）3.2 检修周期（见表2）3.2.1 A级检修周期3.2.1.1 一般在投入运行后的5年内（依据运行和试验情况）和以后每间隔10年（根据运行和试验情况）检修1次。
3.2.1.2 经过试验与检查并结合运行情况，判定有内部故障或本体严重渗漏油时，才进行A级检修。
3.2.1.3 在电力系统中运行的主变压器当承受出口短路后，经综合诊断分析，可考虑提前A级检修。
3.2.1.4 运行正常的变压器经综合诊断分析良好，总工程师批准，可适当延长A级检修周期。
3.2.2 C级检修周期3.2.2.1 一般每年1次；3.2.2.2 安装在2～3级污秽地区的变压器，其C极检修周期应在现场规程中予以规定。
3.2.3 附属装置的检修周期3.2.3.1 保护装置和测温装置的校验，应根据有关规程的规定进行。
3.2.3.2 变压器油泵(以下简称油泵)的解体检修：随本体检修进行。
3.2.3.3 变压器风扇(以下简称风扇)的解体检修，可根据实际情况进行状态检修。
3.2.3.4 自动装置及控制回路的检验，一般每年进行1次。
3.2.3.5 套管的检修随本体进行，套管的更换应根据试验结果确定。
3.3 检修项目3.3.1 A级检修项目3.3.1.1 吊开钟罩检修器身，或吊出器身检修；3.3.1.2 绕组、引线及磁(电)屏蔽装置的检修；3.3.1.3 铁芯、铁芯紧固件(穿心螺杆、夹件、拉带、绑带等)、压钉、压板及接地片的检修；3.3.1.4 油箱及附件的检修，包括套管、吸湿器等；3.3.1.5 冷却器、油泵、风扇、阀门及管道等附属设备的检修；3.3.1.6 安全保护装置的检修；3.3.1.7 油保护装置的检修；3.3.1.8 测温装置的校验；3.3.1.9 操作控制箱的检修和试验；3.3.1.10 无励磁分接开关的检修；3.3.1.11 全部密封胶垫的更换和组件试漏；3.3.1.12 必要时对器身绝缘进行干燥处理；3.3.1.13 变压器油的处理或换油；3.3.1.14 清扫油箱并进行喷涂油漆；3.3.1.15 检修的试验和试运行。
油浸式电力变压器(含消弧线圈)检修质量标准管理规定
油浸式电力变压器（含消弧线圈）检修质量标准1、检修周期和项目：（1）检修周期(见表1)表1 检修周期注：①变压器冷却装置的检修周期为：水冷器每1～2年检修1次；风冷却器随本体大修或有必要时进行；风扇、油泵、水泵及其电动机每年检修1次；操作控制箱的检修结合主变大小修时进行。
②60kV及以上电压等级的高压套管的检修周期，应根据电气试验及密封材料老化情况自行规定。
③新投入的有载调压变压器的分接开关，在达到制造厂规定的操作次数后，应将分接开关取出检修，以后可按设备运行情况自行检修。
（2）检修项目(a)小修项目➢检查并拧紧套管引出线的接头；➢放出储油柜中的污泥，检查油位计；➢净油器及放油阀的检查；➢冷却器、储油柜、安全气道及其保护膜的检查；➢套管密封、顶部连接帽密封衬垫的检查，瓷绝缘的检查、清扫；➢检查各种保护装置、测量装置及操作控制箱，并进行试验；➢检查有载或无载分接开关；➢充油套管及本体补充变压器油；➢检查接地装置；➢油箱及附件检查防腐；➢检查并消除已发现而就地能消除的缺陷；➢进行规定的测量和试验。
(b)大修项目(见表2)表2 大修项目2、检修质量标准（1）吊芯要求(a)吊芯工作不应在雨雪天气或相对湿度大于75%的条件下进行，事先做好铁芯的防潮、防尘措施。
(b)吊芯时周围空气温度不宜低于0℃，变压器器身温度（即上铁轭测得温度）不宜低于周围空气温度，当器身温度低于周围空气温度时，宜将变压器加热，使其器身温度高于周围环境温度10℃左右，方可吊芯。
(c)为防止受潮，应尽量缩短铁芯在空气中暴露的时间。
从放油开始时算起，至注油开始为止，铁芯与空气接触时间不应超过下列规定：➢空气相对湿度不大于65％时为16h；➢空气相对湿度不大于75％时为12h。
（2）铁芯检修(a)铁芯表面清洁、无油垢、无锈蚀，铁芯紧密整齐，无过热变色等现象。
(b)铁芯接地良好，且只有一点接地。
(c)所有穿芯螺栓应紧固，用1000V或2500V兆欧表测量穿芯螺栓与铁芯以及轭铁夹件之间的绝缘电阻(应拆开接地片)，其值不得低于最初测得的绝缘电阻值的50％或其值不小(d)穿心螺栓应做交流1000V或直流2500V的耐压试验lmin，无闪络、击穿现象。
油浸式电力变压器检修工艺规程
油浸式电力变压器检修工艺规程1油浸式电力变压器检修周期和项目1.1 检修周期1.1.1大修周期1.1.1.1一般在投入运行后的5年内和以后每间隔10年大修一次。
1.1.1.2箱沿焊接的全密变压器或制造厂另有规定的，若经过试验与检查并结合运行情况，判定有内部故障或本体严重渗漏油时，才进行大修。
1.1.1.3当运行中的变压器承受出口短路后，经综合诊断分析，可考虑提前大修。
1.1.1.4运行中的变压器，当发现异常状况或经试验判明有内部故障时，应提前进行大修;运行正常的变压器经综合诊断分析良好，总工程师批准，可适当延长大修周期。
1.1.2小修周期考虑变压器工作环境，小修周期为每年1次。
1.1.3附属装置的检修周期1.1.3.1保护装置和测温装置的校验应根据有关规程的规定进行。
1.1.3.2变压器油泵由于属于2级泵，应2年进行一次解体大修。
1.1.3.3变压器冷却风扇应2年进行一次解体大修。
1.1.3.4净油器中吸附剂的更换，应根据油质化验结果而定;吸湿器中的吸附剂视失效程度随时更换。
1.1.3.5自动装置及控制回路的检修随变压器小修每年进行1次。
1.1.3.6套管的检修随变压器大修进行。
套管的更换应根据试验结果确定。
1.2 检修项目1.2.1大修项目1.2.1.1吊开变压器钟罩检修器身（吊出器身检修）。
1.2.1.2变压器绕组、引线及磁（电）屏蔽装置的检修。
1.2.1.3变压器铁芯、铁芯紧固件（穿心螺杆、夹件、拉带、绑带等）、压钉、压板、及接地片的检修。
1.2.1.4变压器油箱及附件的检修，包括套管、吸湿器等。
1.2.1.5变压器冷却器、油泵、风扇、阀门及管道等附属设备的检修。
1.2.1.6安全保护装置的检修。
1.2.1.7油保护装置的检修。
1.2.1.8测温装置的检验。
1.2.1.9操作控制箱的检修和试验。
1.2.1.10无励磁分接开关或和有载分接开关的检修。
1.2.1.11全部密封胶垫的更换和密封试验。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
油浸式配电变压器大修技术规范油浸式配电变压器大修技术规范书编制：审核：批准：年月日目录一技术条件 (2)1适用范围 (2)2采用标准 (2)3主要技术参数 (3)4主要修理范围 (3)5 结构要求 (3)6 变压器修理后的技术参数要求67变压器修理后的试验要求78 工艺要求 (8)9 材料8二项目管理及责任 (8)1项目管理 (8)2修理方责任范围 (10)三质量保证 (10)1质量程序文件 (10)2质量体系 (10)3控制检查程序 (10)4 文件控制 (10)5采购 (10)6 内部质量审核 (11)7 质量证书 (11)8 质量保证期 (11)一技术条件1 适用范围本规范适用于10kV油浸式配电变压器的重大修理；2 采用标准10kV油浸式配电变压器的修理应基于以下标准GB 1094.1 电力变压器第1部分总则GB 1094.2 电力变压器第2部分温升GB 1094.3 电力变压器第3部分：绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙GB/T 1094.4 电力变压器第4部分：电力变压器和电抗器的雷电冲击和操作冲击试验导则GB 1094.5 电力变压器第5部分：承受短路的能力GB/T 1094.7 电力变压器第7部分：油浸式电力变压器负载导则GB/T 1094.10 电力变压器第10部分：声级测定GB 2536 变压器油GB 5273 变压器、高压电器和套管的接线端子JB/T 10319 变压器用波纹油箱JB/T 8637 无励磁分接开关GB/T 4109 交流电压高于1000V的绝缘套管GB/T 5582 高压电力设备外绝缘污秽等级GB 50150 电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB 311 高压输变电设备的绝缘配合与高电压试验技术GB/T 13499 电力变压器应用导则DL/T 586 电力设备用户监造导则GB/T 6451 三相油浸式电力变压器技术参数和要求GB 20052 三相配电变压器能效限定值及节能评价值DL/T 596 电力设备预防性试验规程DL/T 572 电力变压器运行规程DL/T 573 电力变压器检修导则DL/T 984 浸式变压器绝缘老化判断导则DL 5027 电力设备典型消防规程若采用其它被承认的但没有列在上面的相关国内、国际标准时将明确提出并提供相应标准并被业主批准后方可采用。
3主要技术参数原边额定电压：10kV原边最高电压：11.5kV次边额定电压：0.4kV电源额定频率：50HZ相数：三相分接范围： 10 5%连接组别： D,yn114 主要修理范围4.1变压器铁心4.2 变压器高、低压线圈4.3 变压器油箱4.4 变压器油的更换或者处理4.5 变压器密封件、分接开关、套管等附件5 结构要求5.1 铁心S11-M型系列的配电变压器应选用优质的全新硅钢片，性能不低于30ZH120，表面无锈蚀、无毛刺，整个铁心组件均衡严紧，不应由于运输和运行中的振动而松动。
5.2 绕组（1）高、低压绕组应采用99.99%优质无氧电解铜导线，层间绝缘采用菱格上胶绝缘纸。
高压线圈与高压套管、分接开关采用冷压接头和铜软绞线软连接，低压线圈之间的连接采用磷铜焊接，确保连接的可靠性。
（2）绕组应能承受短路、过载和过电压而不发生局部过热，绕组和引线应绑扎得足够牢固，组成一个整体，防止由于运输、振动和运行中短路时，产生相对位移。
应消除绕组中的电场集中现象。
5.3 油箱（1）变压器油箱结构型式：波纹油箱。
（2）变压器油箱及储油柜（若有）应进行强度(正压)试验，历经5min应无损伤、无渗漏及不得出现不允许的永久变形，其试验压力如下：315kVA及以下者为25kPa压力；400kVA及以上者应承受20kPa压力。
（3）变压器须进行密封试验，历经12h应无渗漏和损伤，其试验压力如下：315kVA及以下应承受25kPa压力；400kVA及以上应承受20kPa压力；其剩余压力不得小于规定值的70%。
（4）箱底焊有支架，其焊接位置应符合图1的规定。
注：C尺寸可按变压器大小选择为200mm、300mm、400mm、550mm、660mm、820mm、1070mm。
图1箱底支架焊接位置（长轴方向）（5）变压器应在油箱下部壁上装有密封取油样阀。
（6）变压器铁心和较大金属结构件应通过油箱可靠接地。
接地处应有明显的接地符号或“接地”字样。
（7）波纹油箱应符合JB/T 10319的规定。
（8）无励磁分接开关应有定位，其开孔直径为37+1mm或43+1mm 。
5.4 套管（1）套管的类型：纯瓷套管（2）套管的额定电压：应与变压器的额定电压相适应（3）套管的额定电流：应与变压器的最大负载能力相一致（4）套管的试验电压：套管在干、湿条件下应能承受表表2规定的试验电压。
表2 套管在干、湿条件下应能承受试验电压注：雷电截波冲击耐受电压试验仅在有要求时进行。
（5）套管接线端子连接处，在空气中对空气的温升不大于55K，在油中对油的温升不大于15K；（6）套管的安装位置和相互位置距离应便于接线，而且其带电部分之空气间隙，应能满足GB 1094.3的要求。
5.5 变压器油变压器油应是透明、无悬浮物和机械杂质的25号变压器新油，除抗氧化剂外，不得加任何添加剂。
（1）击穿电压:≥35kV（2）介质损耗因数tanδ（90℃）：≤1.0%。
5.6 其它配件（1）密封件箱体密封件及各配件密封件更换后密封点无渗漏，密封件材质为优质丁腈橡胶。
（2）导电杆导电杆螺纹直径：高压≥M12，低压200KVA及以下≥M12，315KVA及以上≥M20，材质为紫铜。
（3）分接开关采用盘式或条形分接开关，电压等级：10KV，电流等级：315KVA及以下≥63A，400KVA 及以上≥125A，直流电阻、电压比、联结组别试验合格，分接档操作灵敏，密封良好。
（4）压力释放阀压力释放阀开启压力35KPa，闭合压力19 KPa，油管口径25mm，动作灵敏，密封良好。
5.7 油漆和防锈要求变压器油箱内外及附件除有色金属和镀锌铁件外，所有金属件均应除锈喷漆，油漆具有自防污能力，并采取措施防止运输和吊装中漆层剥落与变质。
6 变压器修理后的技术参数要求表1表27 变压器修理后的试验变压器应按照GB1094.1～5、10、11等有关国家标准和行业标准规定的项目、方法进行试验，并提供试验结果报告，且各项试验结果应符合本标准的相关要求。
7.1出厂试验7.1.1绕组直流电阻测量；7.1.2电压比测量和联结组标号检定；7.1.3短路阻抗和负载损耗测量；7.1.4空载电流和空载损耗测量；7.1.5绝缘电阻测量；7.1.6绝缘例行试验（GB 1094.3），包括外施耐压和感应耐压试验；7.1.7密封试验；7.1.8绝缘油试验；7.2到货抽检试验7.2.1绕组直流电阻测量7.2.2电压比测量和联结组标号检定7.2.3短路阻抗和负载损耗测量7.2.4空载电流和空载损耗测量7.2.5绝缘电阻测量7.2.6绝缘例行试验（GB 1094.3），包括外施耐压和感应耐压试验7.2.7密封试验7.2.8绝缘油试验7.2.9声级测定7.2.10雷电冲击试验7.2.11温升试验7.3现场交接试验按 GB 50150《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》和Q/CSG 11624《配电变压器能效标准及技术经济评价导则》有关规定，并进行空载试验。
8工艺要求8.1用途相同的设备，其所有的元器件和零部件必须具有互换性。
8.2生产备品备件的材料和生产原设备的材料必须相同，备品备件可使用于所有相同的设备。
8.3公差必须适合所有可更新的设备，机械公差应标在图中。
这些图纸应纳入设备的操作维护手册。
8.4工艺加工的风格和方式，在生产过程中要保持一致。
9材料9.1材料应是符合有关国家标准新生产的优等产品，并应选用使用寿命长和在规定工作条件下维修最少的材料。
9.2所有材料必须具有低烟低卤特性，如需要请提供所采用材料的试验报告。
9. 3更换的配件必须是全新的。
二项目管理及责任1.项目管理1.1修理方的项目管理机构1.1.1修理方完成本项目的供货合同需配备专门的项目管理机构和人员负责与甲方的联络，以便于项目的管理。
1.1.2修理方的项目管理机构应配备项目负责人和相应的专业技术人员，这些人员负责本合同项目下设备的质量保证、试验、检验、验收、现场服务、培训、技术文件等方面的工作，对项目直接负责。
1.1.3修理方所配备的项目人员应对合同设备有相当的经验，人员资历应交业主审查确认，当工程业主认为供货所配人员不合格时，有权提出更换。
1.2项目计划和进度控制1.2.1根据业主的总工期策划提出设备各项计划建议报业主审批。
1.2.2修理方应有明确的人员负责本合同项下设备和服务的进度管理与甲方配合。
1.2.3业主有权对修理方的进度进行检查、监督和全过程控制。
1.3质量控制1.3.1修理方建立严格的质量保证体系，按ISO9001系列的要求实施，并接受业主的监督、检查。
1.3.2业主对修理方的质量进行全过程控制至少包括如下内容：●质量保证标准和内容●质量体系的审核●产品设计的控制●协调接口●文件和资料的控制●生产过程控制●检验和测试的控制●质量记录和控制1.3.3业主拥有对设备使用的材料和元器件的检验权，对不符合检验标准和合同要求的材料、元器件，不符合检验标准和质量标准的成品和设备业主有权采取口头警告、书面警告、正式通知停产返工或重新生产直至延迟或拒绝阶段付款申请等措施。
设备的生产需经业主的签字确认后方能进行。
1.3.4修理方应按照业主的要求及时提供各种质量报告供审查，以便进行产品质量的追溯。
1.3.5接受业主的质量保证体系审核和产品质量的监督。
1.4图纸文件管理1.4.1按照项目管理的要求制定的各项规定和管理程序编制图纸文件，并接受业主的监督严格执行。
1.4.2接受业主的审查，并按照最终审批的图纸文件执行。
1.5试验管理1.5.1修理方应接受项目管理机构对试验建议的审查按审批方案进行试验，并对试验结果负责。
1.5.2项目管理机构对试验结果进行评估。
1.5.3项目管理机构对修理方各阶段试验过程进行全过程管理。
2 修理方责任范围2.1签定合同后，修理方应按合同技术规格书的要求，负责合同设备产品的试验、技术分析、2.2修理方应服从项目管理机构接口管理工作，有责任参加项目管理机构组织的接口协调会议，并按要求完成与其他系统硬件接口设计。
2.3按照技术规格书和业主提供的技术资料。
2.4修理方必需按项目管理机构规定的格式进行图纸、文件的绘制和编写。
2.5修理方提供的所有设计图纸、文件，必须首先提交给项目管理机构审核确认后，报业主批准。
2.6在项目管理机构的组织下，修理方有责任进行现场设备的安装、调试督导。
2.7在项目管理机构的组织下，在合同设备的单体试验和系统调试直至现场验收期间提供技术支持。