1、风电场工程35kV组合式变压器技术协议业 主 单 位：招 标 人： 招标代理机构：工程设计单位：2016年7月目 录1 总则12使用条件23 技术参数和要求54 试验215 供货范围236 乙方应提供的资料和参数277 技术资料和图纸交付进度298运输安装和专用工具仪表319 技术服务与设计联络32附表一、分包商/外购部件情况341 总则1.1 本设备技术协议文件适用于科技集团有限公司（以下为甲方）在风电场工程项目采购的35kV组合式变压器（华式箱变），它提出了该设备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 本设备技术协议文件提出的是最低限度的技术要求。凡本技术2、协议文件中未规定，但在相关设备的行业标准、国家标准或IEC标准中有规定的规范条文，乙方应按相应标准的条文进行设备设计、制造、试验和安装。对国家有关安全、环保等强制性标准，必须满足其要求。1.3 乙方提供的的主设备、附近、备品备件、外部油漆等材质满足本工程所处地理位置、环境条件的要求，如：高海拔、高寒、风沙影响等。1.4 本技术协议文件经甲、乙双方确认后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。1.5 协议中的全部设备、配套器件、电器元件等必须为湿热型产品。1.6 除本标书特殊规定外，乙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，3、应按技术要求最高的条款执行或按双方商定的标准执行。如果乙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。仅在乙方已证明替换标准相当或优于标书规定的标准，并从甲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版本。主要引用标准如下：GB/T 1094.16-2013 电力变压器 第16部分:风力发电用变压器GB 311.1-2012 绝缘配合 第1部分：定义、原则和规则GB/T 11022-2011 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求GB 1094.1-2013 电力变压器 第1部分：总则 GB 1094.2-2013 电力变压器 第2部分：液浸式变压器的温升 GB 14、094.3-2003 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 GB 1094.4-2005 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 1094.5-2008 电力变压器 第5部分：承受短路的能力 GB/T 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/T 1094.10-2003电力变压器 第10部分：声级测定 GB 4208-2008 外壳防护等级（IP代码） GB/T 17467-2010 高压/低压预装式变电站DL/T 1267-2013 组合式变压器使用技术条件GB 3906-2006 3.6kV40.5k5、V交流金属封闭开关设备和控制设备 GB 3804-2004 340.5kV交流高压负荷开关GB/ T 6451-2015 油浸式电力变压器技术参数和要求GB/T 15166.2-2008 高压交流熔断器 第2部分：限流熔断器GB 15166.6-2008 高压交流熔断器 第6部分：用于变压器回路的高压熔断器的熔断件选用导则GB 14048.1-2012 低压开关设备和控制设备 第1部分：总则 所有螺栓、双头螺栓、螺纹、管螺纹、螺栓夹及螺母均应遵守国际标准化组织（ISO）和国际单位制（SI）的标准。1.7 本技术协议文件未尽事宜，由甲、乙双方协商确定。1.8 乙方应获得ISO9000（GB/T 6、19000）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。提供的产品应有符合国家或行业规定的鉴定文件或等同有效的证明文件。对于新产品，必须经过挂网试运行，并通过产品鉴定。1.9 乙方对供货范围内的所有产品负有全责，包括对外采购的产品。分包与外购部件推荐不少于三家，对外采购的主要产品制造商应征得甲方的认可。1.10 乙方须执行本技术协议所列标准、现行国家标准和行业标准等，有差异时，按较高标准执行。1.11 合同签订后7天内按本技术协议的要求，乙方把设备外形及地基基础设计提供给甲方；15天内按本技术协议的要求7、，乙方提出合同设计、制造、检验/试验、装配、安装、调试、试运、运行和维护等标准清单给甲方确认。2使用条件2.1 环境条件2.1.1 本条的目的在于强调设备遵照的环境条件的要求，因为这会影响设备的寿命、结构和运行可靠性。2.1.2 下列环境条件适用按合同提供的所有设备和结构，特别是对于控制和仪表及电气设备的设计和选择尤其重要。2.1.3 乙方保证提供的所有材料、设备、精加工件、装置和系统在运输、卸货、搬运、储存、安装和运行中能经得起环境的条件，并且没有损坏和失灵，能长期满容量连续运行。序号名 称单位数值备注1环境温度最高日温度38.6最低日温度-1.92海拔m1000以下3太阳辐射强度W/cm28、0.1W/cm24污秽等级d级（III级）5覆冰厚度mm无6平均年雷暴日数天80.17风速m/s36.3m/s8年平均相对湿度%79%有凝露、有结冰和结霜9耐受地震烈度g710系统额定频率Hz50/注意：本工程所处环境湿度很大，组合式变压器应充分考虑该特殊环境。2.2运输条件博白风电场位于广西玉林市博白县松旺镇、东平镇交界马子嶂一带山脉，场址距离博白县城约74km，距离玉林市约134km，距离南宁市约274km。本风电场对外交通便利，博白县已有高速网络通达，对外交通路线可考虑由玉林市博白县松旺镇草塘风电场场址。风电场距博白县城约74km，其中县城至松旺镇（约58km）及松旺镇草塘（约8km）分9、别为S21玉铁高速路和S216省道，道路满足工程对外运输要求。2.3 海拔高度与外绝缘 本风电场海拔在150700m范围。本风电场电气设备安装点海拔高度未超过1000m，根据GB/T11022 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求，设备外绝缘按标准参考大气条件下的绝缘水平。设备统一爬电比距USCD 43.3mm/kV（对应爬电比距SCD为25mm/kV）设计。各电压等级电压设备布置安全距离按大于或等于规程最小空气间隙进行设计。表2.3-1 电气设备的耐受电压值 单位：kV系统标称设备最高电压设备类别额定雷电冲击耐受电压（峰值）额定短时（1min）工频耐受电压（有效值）相对地相间3540.510、箱式变压器20020085断路器等电器185185950.691低压电器元件202032.4 海拔高度与温升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。本工程海拔高度11、为150700m， 无修正温度。表2.4-1 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55K60K73K70K80K高压开关设备和控制设备各种部件、材料和绝缘介质的温度和温升极限应按高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求（GB/T 11022-2011）的4.5.2条要求执行。3 技术参数和要求3.1组合式变压器接线原理【本工程组合式变压器(箱变)内部接线原理详见下图】：3.2组合式变压器的结构布置（目字型）低压柜本体变压器高压柜3.3技术参数组合式变压器技术参数除应满足国家和行业相关标准外，还应满足以下技术要求。表3.1 技术参数表组合变本体技术参数项12、 目单位技术参数要求额定电压高压主回路kV36.75低压主回路0.69热稳定电流高压主回路kA31.5低压主回路50（1s）动稳定电流高压主回路kA63低压主回路kA1251min工频耐压高压开关回路kV95（开关）、85（变压器）低压主回路kV2.5辅助回路kV2温升限值变压器K见2.4节高压电器设备K见2.4节低压电器设备K200雷电冲击耐压kV185熔断器短路开断电流kA31.5噪声水平（声压级）dB50防护等级-IP55变压器技术参数型号-S11 型及以上油浸式变压器，全密封式变压器容量（最大）kVA2750额定电压HVkV36.75LVkV0.69损耗及允许偏差W按表3.2表3.3要13、求短路阻抗%6.5连接组标号单位Dyn11分接范围kV22.5%冷却方式-自然通风方式冷却高压开关参数项 目单位技术参数要求三工位负荷开关额定电流A630额定频率Hz50额定电压kV40.5额定短时耐受电流（3s）kA31.5额定峰值耐受电流kA80额定短路关合电流kA801min工频耐压kV95雷电冲击耐压kV185机械寿命次2000组合变结构使用场所-户外高压部分进线方式-电缆，共4根接线方案-终端型低压部分出线回路数-8无功补偿-无3.3.2 油浸式变压器参数【表3.2 S11型三相油浸式电力变压器技术参数表】序号项 目技 术 参 数 要 求1电压比36.75/ 0.69 kV2高压相数14、三相3低压相数三相四线4额定容量 kVA27505高压分接范围 %22.56额定频率 Hz507空载损耗 W25458负载损耗 W249509空载电流 %0.4510短路阻抗 %6.5表3.3损耗偏差序 号项 目允许偏差备 注1空载损耗-5%2负载损耗-5%3总损耗-5%4空载电流-10%5短路阻抗10%6额定分接电压比0.5%7直流电阻不平衡率线1%无中性点引出时8相2%有中性点引出时注：1.其它具体要求按GB1094执行。3.4设计与结构要求本工程选用全封闭华式组合式变压器。组合式变压器应具有成套性强、安装维护方便、设备布置紧凑、占地少的特点。组合式变压器的壳体应由非燃性金属材料制成，并能15、防腐蚀、防雨、防尘、通风。高、低压室内还应配备用于照明、驱潮的设备。组合式变压器采用三位一体全封闭组合（底部封堵，门框加密封条等）。箱体的高压室和低压室必须密封处理，以确保箱体的防尘、防潮、防凝露。组合变应设计成能够安全而方便地进行正常的操作、检查和维护。组合变的外观设计应美观并尽量与周边环境相适应，具有良好的视觉效果。组合变的整体防护等级不低于IP55，其中油箱为IP68，高压室门打开后IP3X (厂家应说明箱变外壳防护等级达到IP55的措施)外壳3.4.1.1组合式变压器外壳的材料采用可采用304不锈钢板（厚度不小于2.0mm），且不可燃。外壳应有足够的机械强度，在起吊、运输和安装时不应变16、形或损伤。3.4.1.2组合变外壳的金属材料应经过防腐处理和喷涂防护层，表面覆盖层为静电喷涂而成，涂层部分不应小于150m并应均匀一致。表面覆盖涂层应有牢固的附着力，保证喷漆颜色均匀、附着力强，漆膜不得有裂纹、流痕、针孔、斑点、气泡和附着物。箱壳颜色至少15年不褪色。3.4.1.3外壳颜色应与周围环境相协调，箱壳表面应有明显的反光警示标。反光警示标志颜色至少3年不褪色。【注：外壳颜色待设计联络会由甲方确定】。3.4.2箱体3.4.2.1箱体骨架采用装配式和焊接式。箱体焊接和组装应牢固，并应进行防锈处理。3.4.2.2组合变的门均向外开，门开启角度应大于120，并设定位装置。门应有密封措施，并装17、有把手、暗闩和能防雨、防堵、防锈的锁；铰链应采用内铰链。箱门应有装设外挂锁。3.4.2.3箱体应设足够的自然通风口和隔热措施，箱内应避免凝露产生，以保证在4.1环境条件下运行时，所有电器设备不超过其最大允许温度。3.4.3 变压器变压器采用全封闭结构。变压器本体为自冷式，两个侧面及背面装散热器片，变压器与高、低压舱连接处应密封良好。1）变压器绕组采用优质电磁铜导体。变压器的高压绕组导体材质为无氧铜，低压绕组采用箔式线圈。2）铁芯选用优质低损耗的晶粒取向冷轧硅钢片，硅钢片的损耗不超过1.1W/kg。乙方提供硅钢片的厚度。3）线圈按轴向位置在顶部和底部夹紧，以防止在短路情况下产生偏移。4）每层绝缘18、纸涂有热固粘合剂，在炉内固化处理过程中，把绕组和中间绝缘层粘结合成一个坚固的整体。5）变压器铁芯必须采用圆形铁芯截面（即：不得采用椭圆形铁心或矩形铁芯）。铁芯使用支架支撑和卡牢保持不动，使铁芯的机械应力达到最小程度。6）低压母线的连接应牢固可靠。7）高压和低压引出线留有缓冲部位，使由于短路或运输振动引起的应力减到最小程度，避免损坏。8）箱体内部组件通过部件的顶部四角处的螺栓牢固地与本体组装在一起。9）应使用耐油和抗老化的胶垫，需更换时应能提供所有规格的备用垫。10）变压器配电柜内高、低压断路器元件采用国产优质器件并应满足长期工作的要求，低压元件应有适当的备品。11）变压器配有温度控制器、压力释19、放阀、油位计, 其中温度控制器可输出报警信号，压力释放阀必须带事故跳闸接点,瓦斯继电器必须带有轻瓦斯报警和重瓦斯跳闸接点，油位计要带最高油位和最低油位的报警接点，以上信号均引至低压侧内的接线端子排上。12）每台完工的变压器均放置在干燥炉内干、整形，然后放入油箱内，进入注油室抽真空，并向箱体内注入高度清洁、干燥和脱氧的绝缘合格的油。3.4.3.1 变压器性能要求1）过负荷能力变压器事故过负荷能力应满足GB/T 1094.7-2008电力变压器第七部分：油浸式电力变压器负载导则和DL/T 572-2010电力变压器运行规程的要求。组合式变压器在特殊情况下允许短时超过额定电流值的过载运行，在正常使用20、环境条件下，允许短时过载能力应满足下表的要求：短时过载能力过电流(%)允许运行时间(min)12024013012014560160451752020010说明：本表按相应国标执行。2）工频电压升高时运行持续时间额定频率下，额定电压的短时工频电压升高倍数的持续时间应符合下表的要求，见下表：工频电压升高倍数工频电压升高倍数相-相1.051.101.251.501.58相-地1.051.101.251.902.00持续时间连续连续20s1s0.1s说明：本表按相应国标执行。3）承受短路的能力变压器应能承受低压侧外部短路。并应能承受外部短路冲击，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21、高于250，保证该变压器可继续运行。动稳定能力能承受端部三相对称短路动稳定电流，变压器各部位无损伤，明显位移和变形及放电痕迹。系统提供的35kV侧三相短路电流按31.5kA计。4）变压器总损耗及温升限值损耗值应满足表3.2要求。温升限值应满足2.4节要求。5）允许误差变压器参数误差不应超过GB1094.1-2013电力变压器的规定。6）绝缘水平变压器绝缘水平应满足2.3节要求。7）局部放电在1.5倍最高相电压下测试的局部放电量应小于100PC,测试方法按IEC标准。8）变压器油变压器油为国产克拉玛依25号油，应符合GB2536-90变压器油标准规定；含气量分析应按照GB7252-2001变压器22、油中溶解气体分析和判断导则规定执行，出厂试验前后两次分析结果，不应有明显差异，油中不含乙炔，其他各组份也应很低。油介质损失角在油温90时应小于0.45%。乙方在验收时提供油质检验报告及油品色谱分析。（杜绝使用再生油）9）变压器外壳及散热器强度及密封应符合GB/T 6451-2008油浸式电力变压器技术参数和要求的要求,并应提出报告。10）变压器运输过程中底座要求水平放置。11）变压器采用ONAN冷却方式。12）变压器应设有压力释放装置,并提供出厂试验报告。13）应有玻璃温度计、信号温度计和远距离测温元件,并提供出厂试验报告。14）抗震要求:8度15）运输变压器的内部构件应在经过正常铁路、公路、23、水路运输后，相互位置不变，紧固件不松动、不损坏、不受潮。变压器应符合GB/T 6451-2008油浸式电力变压器技术参数和要求的有关要求。16）噪音水平变压器投入运行时，在距离设备0.3m处测量，噪音水平不应大于55dB。测量方法按国标GB/T 1094.10-2003电力变压器第10部分：声级测定的规定进行。17）压力释放器动作灵活可靠，不渗漏油，并将接点引线引出。18）铁芯接地：铁芯绝缘良好，采用小套管接地引出在壳体上部，并用合成绝缘子支撑引至变压器下部可靠接地。19）变压器在规定的使用条件和负载条件下运行, 并按使用说明书进行安装和维护，使用寿命不少于30年。变压器如出现内部故障，厂家应24、免费更换。3.4.3.2 油箱油箱需加装防护罩。箱体门和通风口应设防尘、防小动物进入和防渗、漏雨水措施。箱体的内壁和隔板可用金属或非金属材料，其色彩应与内部电器设备颜色协调，金属构件亦应进行防锈处理和喷涂防护层。油箱应承受住表中规定的真空度和正压力的机械强度试验，不得有损伤和不允许的永久变形。优先采用无压全密封结构（油与空气必须可靠隔绝）。油箱真空度和正压力值油箱型式容量范围kVA真空度kPa正压力kPa一般结构4000及以上50604000以下50充有气体的密封式100油箱应能承受施加50kPa压力的密封试验，试验时间为24h，不得有渗漏和损伤。油箱的机械强度应满足在正常起吊和运输状态下无损25、伤与不允许的永久变形。油箱应装有压力保护释放装置、油位计、油温计，油温计应能指示当前油温和最高油温。油箱应装设注油和放油阀。3.4.4高压配电装置箱式变压器高压侧采用电缆连接普通电缆附件压接方式，35kV侧电力电缆为YJLV22-26/35-3953240mm2。35kV按4回电缆进线设计，详见组合式变压器接线原理图。高压室应有可固定电缆的设施。出线侧配带电显示仪，并控制高压室内门上的电磁锁，以确保高压室在带电时内门无法打开。高压负荷开关可以送出2副状态节点。 真空式高压负荷开关技术参数应与变压器相匹配，变压器空载情况下，真空式高压负荷开关可以进行分合操作，操作方式为手操三工位，绝缘水平、开断26、关合性能符合产品使用条件的要求。高压母线额定电流不低于630A。高压配电装置应选用35kV 真空负荷开关，其技术条件（包括柜面板、操作手柄标志配置要求）应满足DL/T 404、SD 318、GB 3906标准。负荷开关为三工位开关，电气寿命达到E3级。柜内带电部分及负荷开关气箱（含电缆终端安装后）防护等级应达到IP67。3.4.4.3箱体采用不小于2mm不锈钢板制造。 高压开关柜具有可靠的五防功能，所用闭锁装置应满足SD 318的技术要求。高压母线应采用铜母排，连线应有相别标记。使用导线连接部位应用线夹固定，三相导线应各自单独固定。高压室门的内侧应标出主回路的线路图，同时应注明操作程序和注意事27、项；高压配电间隔的门面上应标出主回路图；开关状态位置应有中文标识；接地开关需设置防误操作的外挂锁；信号灯及仪表应装设在易于观察和方便、安全地更换的地方；电缆接线套管的高度应满足安装、试验、检修的要求。3.4.5低压配电装置低压母线额定工作电流为3150A。低压侧采用紫铜母线排并列安装，满足8根并联敷设的ZR-YJV22-0.6/1KV,3240+1120mm2低压电力电缆和2根控制电缆（ZRC-KVVP22-0.45/0.75 142.5 mm2），1根计算机电缆（ZRC-DJYPVP22-1 822.5 mm2）以及组合式变压器监控通信光缆接至组合式变压器。3.4.5.1 低压柜含控制电源变28、压器、低压智能断路器、电压、电流测量装置、UPS、接线端子排、光纤测控装置及其他保护装置。3.4.5.2 低压舱配置出线电缆支架，进出线按孔径配置应有对应的护线套。3.4.5.3 按照华式组合式变压器标准设计原则，低压舱内需要配齐低压电器元件：框架式断路器、汇流母线、油温表、油位表、分接开关等。其中断路器采用电动和手动操作方式，绝缘水平、开断关合性能满足产品使用条件的要求。各种安装梁（板）为热镀锌件。低压室内电器元件的安装布局应合理，便于维修及更换，低压舱保证接地系统的可靠性。为满足低压室内电器元件正常工作时所需要的温度条件，安装自动温度、凝露控制器进行调节，对组合式变压器进行自动加热和除湿，29、防止凝露的产生。3.4.5.4低压配电装置所选用的电器产品，其技术性能应满足有关的国家标准，并且是通过国家3C认证的定型产品。3.4.5.5低压配电装置的位置设置应便于电器元件的安装、试验、操作、检修。3.4.5.6低压配电装置的连线均应有明显的相别标记。低压主开关应选择能可靠开、断安装地点系统短路电流。低压间隔应进行金属铠装，不得有可能触摸带电部分，但要考虑更换开关和检修的便利。3.4.5.7 低压智能断路器的选择型式：抽出式额定电压 690 V额定电流： 3200A 极数 3 额定短时耐受电流及时间： 50kA，1s 断路器可实现速断、过流、单相接地等保护功能，并有远传接点。断路器可上传分30、合状态应有信号。断路器脱扣线圈预留3个控制接点。脱扣器为智能电子式。3.4.5.8 柜内配置相关辅助设备如照明、防凝露装置等，配置一台小型配电箱，2只3P/16A、2只2P/10A、2只3P/6A微型断路器及2个插座，并预留扩展空间。组合式变压器低压侧母线上应提供690V，连接至塔筒内总容量为10kVA的风电机组自用电源。低压柜中至少设置2个单相插座（额定电流10A），其中一个单相插座供UPS专用,另一个插座作为备用，插座的电源为单相220V。UPS不间断电源安置在低压柜内，额定功率为1kVA/120MIN。3.4.5.9 配置10kVA，0.69/0.4kV辅助变压器一台，高压侧采用刀熔开31、关。控制电源变压器形式：干式变压器。技术参数及性能要求型号： SG10-10/0.69额定容量： 10kVA额定电压：高压 0.69KV（与本体变压器的低压额定电压一致）低压 0.4kV相数：三相频率： 50Hz连接组标号： Yyn03.4.5.10 低压侧0.69kV配氧化锌避雷器1组。技术参数及性能要求:型号：YH1.5W0.8/3.9避雷器额定电压（kV）0.8额定频率（Hz）50持续运行电压（kV）0.69标称放电电流（8/20s）（kA）1.51mA直流参考电压（不小于，kV）1.6雷电冲击电流（8/20s）下残压（峰值，不大于，kV）3.92ms方波电流（A）600适用海拔200032、米相对湿度不小于95%。应考虑密封性能措施，应能保证在高潮湿环境下正常熄弧3.4.5.11 低压柜柜底要设有人孔，以便于电缆安装和维修。人孔要有相应的防潮措施。3.4.6接地3.4.6.1组合变的接地系统应符合GB/T 50065-2011的要求。3.4.6.2组合变中主接地点应有明显的接地标志，箱体中应有不少于两个与接地系统相连。3.4.6.3组合变的高、低压配电装置和变压器专用接地导体应相互联接，否则应通过专用的端子可靠地连接在一起。组合变高、低压间隔所有的非带电金属部分（包括门、隔版等）均应可靠接地，门和在正常运行条件下可抽出部分的接地，应保证在打开或处于隔离位置时，仍可靠接地。3.4.33、7内部故障3.4.7.1由缺陷、异常使用条件、元件内部故障或误操作造成的故障引发的内部电弧，在组合变中应采取措施进行防护，为人员提供最高等级的切实可行的保护。3.4.7.2应采取措施防止油从组合变中漏出并将火灾的危险降至最小。3.4.8标示牌警告用和带有制造厂使用说明的一类标牌，以及按地方标准和法规需要设置的标牌，应该耐用和清晰易读。3.4.9防凝露措施本风电场湿度大，厂家应特别应充分考虑该环境特点，组合变的内部各隔室应装设驱潮装置，以防止因凝露而影响组合变各元件的绝缘性能和对金属材料的腐蚀。监测量每台箱变配置箱式变电站测控装置和相应的光纤连接设备，推荐采用北京华孚聚能、中科瑞德、博锐电气等品34、牌产品。箱式变电站测控装置用于控制箱变高低压开关，并采集箱式变内负荷开关位置信号，变压器绕组温度信号、变压器油温信号、压力释放阀动作信号、箱变室的温度信号（420mA模拟量信号）、690V低压断路器位置信号、分接开关位置、门位置等需远传的信号，DI不少于22路，DO不少于6路；采集690V电压量、变压器温度等热电阻输入、变压器低压侧三相电流及三相电压、频率、功率因数、有功功率、无功功率、有功电度、无功电度等所有电量。箱变测控装置内置环网交换机，根据风电机组组网情况，形成N个独立环网，并与风电机组监控采用同缆不同芯方式共用光纤传输介质，光纤接口采用单模接口，便于现场安装，具有通用的几种通讯规约，35、方便与升压站综自系统接入。为了满足风电场的环网需求，在升压站继电保护室内设置光纤环网交换机、工业以太网交换机、箱变测控交换机柜及附件等。自愈式光纤环网交换机的两组光纤接口分别和风场箱变内安装的箱变测控装置连接，以形成环形连接，并通过工业以太网交换机将多台环网交换机光口转换的电口数据汇集，统一与升压站内监控系统通讯。自愈式光纤以太网交换机的配置数量根据风场箱变测控装置所组成的光纤环网数量而定， 本次I期工程配置3台，安装在箱变测控交换机柜内。箱式变电站监控装置输入输出信号如下表：序号名称信号类型备注1箱变油温信号420mA2箱变低压侧相电压Ua690V交流采样3箱变低压侧相电压Ub690V交流采36、样4箱变低压侧相电压Uc690V交流采样5箱变低压侧A相电流5A交流采样6箱变低压侧B相电流5A交流采样7箱变低压侧C相电流5A交流采样8高压侧熔断器熔断信号DI9低压断路器合位DI10低压断路器分位DI11低压断路器故障DI12低压断路器远方合闸DO13低压断路器远方分闸DO14油温超高跳闸DO15重瓦斯跳闸DO16压力释放跳闸DO17箱变门开启信号DI18箱变故障信号DI19箱变油温超温报警信号DI20箱变油温超温跳闸信号DI21箱变油位信号DI22压力释放动作信号DI23低压断路器故障跳闸信号DI24变压器重瓦斯、轻瓦斯信号DI箱变监控系统供货范围如下：类别序号名称规格单位数量备注站控层37、设备1箱变测控交换机柜8006002260面12光纤环网交换机每台光纤环网交换机，SC单模光口2组、环网自愈时间20ms以内，4个电口，工作电源AC220V。按照每个光纤组网1台配置，安装于交换机柜内。台3工业以太网交换机D-LINK，24电口，安装于交换机柜内。台1网络附件包括光纤终端盒、尾纤、网线等项1现地层设备1箱变智能监控装置台202光纤终端盒配尾纤4条套203.4.11铭牌组合变的铭牌内容应符合GB/T 10217要求，铭牌应耐用清晰、易识别；正常运行时，应能辨识出各功能单元的铭牌。3.4.12其他要求高压熔断器二级熔断器采用全范围熔断器，额定电流为本体变压器额定电流的1.51.7倍38、，应满足过电流（短路电流）保护、过载保护和速断保护相配合要求。35kV过电压保护器参数能与变压器相匹配，选型符合国标要求；高压端子应选用国内优质产品。组合式变压器内所有裸露导体均加装热缩绝缘护套。3.4.12.3应注明主要零配件（负荷开关、开关操作手柄、全屏蔽可触摸式电缆插接头、防尘绝缘帽、带电指示器、故障指示器、避雷器、电流互感器等）的生产厂家、型号等，零配件应符合有关的国家或行业标准。3.4.12.4所有主要零配件均应有铭牌，并安装在容易看到的位置。3.4.12.5变压器油选用国产克拉玛依25号油（不允许采用再生油），其特性及参数必须满足GB 2536-2011的要求。 厂家在设计时风力发39、电用变压器还应考虑以下几点要求（GB1094.16-2013）：a) 厂家在变压器设计时应考虑谐波电流的损耗，以避免绕组和液体的温升超出限值。应考虑由谐波电流引起的增容要求。温升试验应在GB1094.16的B.2定义的谐波损耗下进行。其试验结果应满足变压器绝缘材料的绝缘耐热等级对变压器温升保证值的要求；b) 在规定的设备最高电压下，变压器应能在满负荷且电压与频率之比超过GB1094.1规定的额定电压与额定频率之比的“过励磁”情况下连续运行而无损坏；c) 应考虑变压器每一侧的重复性瞬变过电压和欠电压；d) 其余要求详见GB1094.16-2013。4 试验组合式变压器应按照DL1267-201340、等有关国家标准和行业标准规定的项目、方法进行试验，并且各项试验结果应符合相关标准的要求。主要试验项目如下：4.1例行试验每台产品出厂前均应完成例行试验。例行试验项目应包括：检查性试验；低压电器元件的通电操作试验；机械操作试验；油箱密封试验；工频耐压试验；感应耐压试验；回路电阻的测量试验；4.2型式试验温升试验；雷电冲击试验；机械寿命试验；油箱机械强度试验；防护等级试验；4.3特殊试验声级测定；三相变压器零序阻抗测量；空载电流谐波测量；承受短路能力试验；额定短时和峰值耐受能力试验；防雨试验。4.4现场试验4.4.1 元器件资料审查；4.4.2 高低压室检查性试验；4.4.3 绕组绝缘电阻测量；441、.4.4 直流电阻不平衡率测量；4.4.5 电压比测量和联结组标号的测定；4.4.6 机械操作试验；4.4.7 工频耐压试验。5 供货范围5.1一般要求5.1.1 乙方保证提供设备为全新的、先进的、成熟的、完整的和安全可靠的，且设备的技术经济性能符合第3章节的要求。乙方应提供详细供货清单，清单中依此说明型号、数量、产地、生产厂家等内容。乙方应提供所有安装和检修所需专用工具和装置性材料等，并提供详细供货清单。提供运行所需备品备件(包括仪表和控制设备)，并在投标书中给出具体清单。5.1.5设备面漆颜色由甲方确认。5.1.6 乙方所提供的组件或附件如需向第三方外购时，乙方应对质量向甲方负责， 并提供42、相应出厂和验收证明。51.7乙方应承诺：确保其申明的供货范围是在不使买方另行采购其他任何部件的前提下能够运转的独立集成系统。但在执行合同过程中如发现有任何漏项和短缺，在发货清单中并未列入而且确实是卖方供货范围中应该有的，或是满足合同附件对合同设备的性能保证值要求所必须的，均应由乙方自费负责按买方要求时间将所缺的设备、技术资料、专用工具、备品备件等补齐。5.2主设备表5.2 主设备供货表风力发电场专用预装35kV华式组合式变压器设备名称规格和型号数量生产厂家备注风电场专用35kV组合式变压器2750/35(型号厂家投标时提供)20本体变压器部分（主要设备，单台）序号名称规格和型号单位数量生产厂家43、备注1变压器本体S11-2750/35，36.7522.5/0.69台12变压器油25#油Kg3温度控制器四件套14-20mA4压力释放阀15油位计16吸湿器17高压套管40.5kV支38 瓦斯继电器个2高压部分（主要设备，单台）1氧化锌避雷器HY5WS-51/134套1三相2真空式负荷开关40.5kV,630A,31.5KA台13全范围熔断保护器40.5kV,63A,31.5kA套1三相4带电显示器连电磁锁只15高压传感器只16高压柜体套17低压部分（主要设备，单台）1低压智能断路器KFW2-3200/3/3200台12低压氧化锌避雷器YH1.5W0.8/3.9只33控制电源变压器10kVA44、，690V/400V，Yyn0台14电流表只15电压表只16电流互感器3000/5A只37电压互感器690/3/100/3只38微型断路器只10配电及插座回路用9箱变智能监控装置套110光纤终端盒配尾纤4条套111温湿度控制器只112铝合金加热器套113低压柜柜体套1箱变监控系统1光纤环网交换机每台光纤环网交换机，SC单模光口2组、环网自愈时间20ms以内，4个电口，工作电源AC220V。按照每个光纤组网1台配置，安装于交换机柜内。台32工业以太网交换机D-LINK，24电口，安装于交换机柜内。台13网络附件包括光纤终端盒、尾纤、网线等项14箱变测控交换机柜2260800600(高宽深mm)面45、1安装于升压站继保室其他1门钥匙套12操作杆套15.3必备的备品备件、专用工具和仪器仪表乙方应向甲方提供必备的备品备件、专用工具和仪器仪表清单见表5.3，要求提供的备品备件、专用工具和仪器仪表应是新品，与设备同型号、同工艺。表5.3 必备的备品备件、专用工具和仪器仪表清单 序号名称规格和型号单位数量产地生产厂家备注1高压熔断器（芯）只3随主设备2电流表只33低压氧化锌避雷器只34高压避雷器只35各种指示灯，按钮个各106电流互感器个37电压互感器个38低压熔芯个105.4推荐的备品备件、专用工具和仪器仪表乙方向甲方推荐另购的备品备件、专用工具和仪器仪表见表5.4。表5.4 推荐的备品备件、专用46、工具和仪器仪表清单序号名称型号及规格单位数量用 途备 注6 乙方在投标时应提供的资料和参数6.1 提供与投标产品一致而且有效的产品型式试验报告（检测报告)、鉴定证书、型号使用证书等。6.2 按“附表一 分包商/外购部件情况表” 填写相关情况。6.3设备技术参数和性能要求表乙方应认真逐项填写所供设备技术参数和性能要求表（见表6.1），并应保证其所提供的用于本工程的设备的特性与性能值至少满足（不低于）“乙方保证值”栏的要求。注：1. 打“*”的项目，如不能满足要求，将被视为实质性不符合技术协议要求。2. 空载和负载损耗单项超过要求值15%或总损耗超过10%，将被视为实质性不符合技术协议要求。表6.47、1 技术参数和性能要求表序号名 称标准参数值乙方保证值1型式或型号S11 2额定电压高压36.75kV低压690V3接线组别Dyn114冷却方式ONAN5阻抗百分数6.5 % 6额定容量2750kVA7空载电流见表3-28损耗空载损耗见表3-2负载损耗见表3-29绝缘水平雷 电 冲 击 耐 受 电 压（1.2/50S）全波200kV截波220kV一分钟工频耐受电压85kV11调压范围22.5%12变压器的外形尺寸（长宽高）mmm投标人填写13运输运输尺寸（长宽高）mmm投标人填写重心高度(m)投标人填写运输重量（t）投标人填写运输时允许最大坡度满足运输要求14高压真空负荷开关额定电压(kV)448、0.5额定电流(A)630额定电流(A)63015高压插入式全范围保护熔断器额定电压(kV)40.5短路开断电流KA31.5溶体电流A6316低压智能框架断路器（湿热型）额定电压V690额定电流A3200额定短时耐受能力1s（kA）50操作手动和电动7 技术资料和图纸交付进度7.1一般要求资料的组织结构清晰、逻辑性强。资料内容要正确、准确、一致、清晰完整，满足工程要求。乙方资料的提交及时充分，满足工程进度要求。在签订协议后，5天内提供满足提供工程设计的基础资料（含电子文件），满足设计院的基础设计；乙方在收到设计院反馈意见后5个工作日内应提供以上文件的最终设计文件。在签订合同后7天内给出全部技术49、资料、提供详细基础图及其它配合设计资料和交付进度清单，并经甲方确认。对于其它没有列入合同技术资料清单，却是工程所必需的文件和资料，一经发现，乙方也应及时免费提供。完工后的产品应与最后确认的图纸一致。甲方对图纸的认可并不减轻乙方关于其图纸的正确性的责任。设备在现场安装时，如乙方技术人员进一步修改图纸，乙方应对图纸重新收编成册，正式递交甲方，并保证安装后的设备与图纸完全相符。甲方对工厂图纸只作概要的审查，对任何性质的错误和疏忽，图纸或说明中的偏差，或由此偏差而可能产生的与其它产品的矛盾，均仍由供方负责。乙方提供的文件不符合本合同文件的要求，甲方有权要求乙方进行设计修改，凡甲方认为需要修改且经乙方认50、可的，不得对甲方增加费用。7.2 须经认可的图纸宜在合同签订后7天内由乙方向设计单位及甲方各提交2份。凡甲方认为需要修改且经乙方认可的，不得对甲方增加费用。在未经甲方对图纸作最后认可前任何采购或加工的材料损失应由乙方单独承担。7.3 乙方在收到认可的图纸（包括认可中修正意见）后，应于三周内向有关单位提供正式图纸，正式图纸必须加盖工厂公章并附加CAD软盘或光盘。7.4 在签订合同后30天内，乙方应向甲方提供下列技术文件4份： (1)安装基础图：包括动静载荷分布及数值，接地点位置，进出线口位置，预埋基础位置要求等。 (2)组合式变压器一次接线图，包括一次设备型号技术参数等。 (3)设计所需的相关资51、料。 (4)柜内二次接线图。7.5乙方应随组合式变压器提供的资料至少在装运组合式变压器前半个月，乙方应向甲方提供以下全套资料一式4份。另外，随同组合式变压器装运还应提供2份。设备投入运行前提供电子版全套资料1份。制造厂应保证所提供设备的技术性能、特点等与之相一致。7.5.1 7.4条规定的技术资料。7.5.2 产品合格证书，包括组合式变压器合格证书、主要组部件合格证书。7.5.3 产品试验报告，包括组合式变压器出厂、型式和特殊试验报告、主要组部件试验报告。7.5.4 组合式变压器使用说明书。7.5.5 其他仪表的使用说明书。7.5.6 运行、检修手册及其有关资料。7.5.7 经国家权威部门出具52、的箱体外壳材料检测报告。7.5.8 备品备件等清单。 7.6 完工后的产品应与最后认可的图纸一致，甲方的认可不存在减轻乙方关于其图纸的正确性的责任。7.7 图纸的格式：所有图纸均应有标题栏，全部符号和部件标志，并应使用国际单位。 乙方免费提供给甲方全部最后版的图纸资料及说明书，其图纸应包括总装配图，安装时设备位置的精确布置图，并且应保证甲方可按最后版的图纸资料对所供设备进行维护，运行和更换零部件等工作。7.8 所有技术资料及图纸语言标注应为中文，并注明是风电场工程。7.9 乙方提供的设备及附件规格、重量或接线有变化时，应及时书面通知甲方。7.10 当需要时，乙方应向甲方提供的有关特殊工具和仪器53、的说明书，产品样本和手册等。8运输安装和专用工具仪表8.1 运输 设备单独运输的零部件应有标志，便于用户安装装配。 整体产品或分别运输的部件，都要适合于运输及装卸的要求。 制造厂应提供按全部解体检修用的备品备件和装用机具，随同产品发运。8.1.4 随同运输的产品应附有装箱清单，产品所需提供的技术资料应完整无缺。 8.2 安装制造厂在安装和启动时应安排技术人员提供现场安装指导服务，提出技术建议。设备在现场搬运、吊装就位和安装时，应按照GB 26164.1电业安全工作规程 第1部分：热力和机械的要求进行。8.3专用工具和仪表8.3.1 制造厂应提供甲方所需的专用工具和仪表。8.3.2 制造厂根据产54、品需要，推荐所需的专用工具和仪表，给甲方参考。8.3.3 所有工具和仪表应是新式和完好的，并有完整的资料。8.4 交货进度交货日期根据甲方施工进度定第一批交货时间为2016年XX月XX日，XX台变压器。第二批为XX年XX月XX日，XX台变压器。第三批为XX年XX月XX日,XX台变压器。根据商务合同条件付款并提供书面发货函或商务合同为准。交货地点 设备交货地点为设备安装现场，乙方应保证现场能连续安装，不得因供不及时原因而中断。 甲方根据实际工程进度，在以上范围内对交货进度或者供货数量可进行调整，乙方无条件接受，但甲方至少提前10天书面通知。专用工具随第一批交付，备品备件和消耗品视工程进度双方协商55、确定具体交货时间。8.5 质保期：验收合格后12个月。9 技术服务与设计联络9.1 一般要求乙方现场服务人员的目的是使所供设备安全、正常投运。乙方要派合格的现场服务人员并按现场服务计划表（见下表）派遣现场服务人员。如果此人月数不能满足工程需要，乙方要追加人月数，但甲方无须为此支付任何额外费用。乙方提供的现场服务计划表序号技术服务内容计划人天数派出人员构成备 注职 称人 数设备安装就位直至设备安装结束工程师1设备调试直至设备调试结束工程师1设备运行设备运行48小时工程师19.1.2 乙方现场服务人员应具有下列资格：遵守法纪，遵守现场的各项规章和制度；有较强的责任感和事业心，按时到位；了解合同设备56、的设计，熟悉其结构，有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；身体健康，适应现场工作的条件。9.1.3 乙方现场服务人员的职责9.1.3.1 乙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、设备质量问题的处理、指导安装和调试、参加试运和性能验收试验。乙方提供的安装、调试监督的工序表序号工序名称工序主要内容备 注产品装卸完成产品吊装落地产品安装产品就位及指导安装调试配合产品性能验收及调试9.1.3.2 乙方现场服务人员应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，乙方现场人员要在甲方规定的时间内处理解决。如乙方委托甲方进行处理，乙方现场服务人员要出委托书并57、承担相应的经济责任。9.1.3.3 乙方对其现场服务人员的一切行为负全部责任。9.1.3.4 乙方现场服务人员的正常来去和更换应事先与甲方协商。9.2 合同签订后，乙方应指定负责本工程的项目经理，负责协调乙方在工程中的各项工作，如设计图纸、工程进度、设备制造、包装运输、现场安装、调试验收等。9.3 为使合同设备能正常安装、调试、运行、维护及检修，乙方有责任提供相应的技术培训。培训内容应与工程进度相一致。9.4 乙方应提交一份技术培训计划，培训计划应是全面的培训的时间、人数、地点等具体内容由甲方和乙方双方商定。9.5 双方可根据工程需要召开工程联络协调会议或其他形式解决设计和制造中的问题。9.658、 第一次联络会议在乙方所属地召开。工程文件的交接要有记录，联络协调会议应有会议纪要，会议纪要由主办方负责，讨论的项目和结论用中文书写，经双方复核签字后发给与会者。工程监理将参加会议。根据第一次工程联络协调会的情况决定是否召开第二次工程联络协调会。9.7 工程联络协调会的费用由举办方负责，但参与人员的交通、食宿费自理。 9.8 乙方必须在签订合同后15天之内以书面形式提供组合式变压器制造进度表。按照DL/T586-1995电力设备用户监造导则的要求，甲方可随时进厂监造，乙方应为监造人员提供工作便利。9.9 组合式变压器进行出厂试验前，必须提前5天及以上书面通知甲方，甲方在收到通知后3天内答复乙方是否派人参加。9.10 组合式变压器在现场安装完毕后，由乙方负责对组合式变压器进行重新喷漆处理（甲方要求时）。附表一、分包商/外购部件情况外购件乙方应提供三家以上厂家供甲方选择，并以最高价计入报价，最终厂家选择由甲方确认；乙方要按下列表格填写分包情况，并报各分包商的简要资质和业绩情况。序号设备名称型 号数 量分包商名称产 地备 注