标准规范下载简介

Q／GDW 13003.1-2018 35kV变压器采购标准 第1部分：通用技术规范

4.4.3试验报告（见表2)

4.4.3.2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， 4.4.3.3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

DBJ 15-71-2010 城市地下空间检测监测技术标准.pdf4.5投标人应提交的技术参数和信息

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

4.5.1技术参数响应表、技术偏差表及相关技术资料。

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 下进行。 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、 双方各执一份。 1.6.4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。 1.6.5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 S

4.6安装、调试、性能试验、试运行和验收

装置应满足GB/T311.1、GB/T1094.1、 、GB/T1094.2、GB/T1094.3、GB/T1094.4、GB/T1094.5 GB/T1094.7、GB/T1094.10、GB/T1094.11、GB2536、GB/T2900.95、GB/T4109、GB/T4585、GB/T5273 GB/T6451、GB/T7595、GB/T10230.1、GB/T10230.2、GB/T13499、GB/T16927.1、GB/T16927.2、GB/ 17468、GB/T25446、GB/T26218.1、GB/T26218.2、GB50148、GB50150、DL/T264、DL/T572、DL/T 596、DL/T722、DL/T911、DL/T1093、DL/T1094、DL/T1386、DL/T1388、DL/T1424、DL/T1538、 OL/T1539、DL/T1811、JB/T501、JB/T3837、JB/T10088、Q/GDW1152.1、Q/GDW111306、IEC60296 EC60815.1、IEC60815.2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 款要求。下文生中相的条款 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：

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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35750kV变电站分册（2018年版）》。 ）《国家电网有限公司设备抽检规范》 1）《电网设备及材料质量管控重点措施》。 ）《国家电网有限公司输变电工程通用设计》

压器本体、套管、储油柜和散热器等布置均应符

5.2.1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。 5.2.2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。 5.2.3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。 5.2.4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。 5.2.5容量大于等于31500kVA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。

5.3.1储油柜应满足JB/T6484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 文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 5.3.2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。 5.3.3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。 .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莲管引到地面操作高 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 本继电器、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 昔施，二次电缆应采取防止雨水顺电缆倒灌的措施（如反水弯）。 .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。 5.3.6看裁分接开关储油柜容积应看足够裕度满足检修取油样要求

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，

.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， 4.2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 拖耳。变压器底座与基础的固定方法，应经买方认可

5.4. 10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， 漏及损伤。

5.5.1型式和生产厂家一般由投标人提供。 5.5.2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关闭，阀门开、合位置有明显指示。 5.5.3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， 空制条件为坏境温度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℃。 5.5.4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。 5.5.5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。

5.5.1型式和生产厂家一般由投标人提供

5.7.1有载分接开关

5kV有载调压变压器应采用复合式或直空复合式有

5.7.1.2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。 5.7.1.3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。从分 接开关至分接开关位置远方显示器（数显式）的电缆与开关成套供给。 市.7.1.4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。 5.7.1.5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。控制电路应有计算机接口。 有载调压开关的操作电源电压为50Hz，AC380/220V。 5.7.1.6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。 5.7.1.7有载分接开关运行7年或操作10万次后才需要检查，其机械寿命不小于80万次动作。 5.7.1.8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。 5.7.2油灭弧有载分接开关应选用油流速动继电器，不应采用具有气体报警（轻瓦斯）功能的气体继 电器：真空灭弧有载分接开关应选用具有油流速动、气体报警（轻瓦斯）功能的气体继电器。新安装的 真空灭弧有载分接开关，宜选用具有集气盒的气体继电器。 5.7.3分接开关应符合GB10230规定

5.8.1所选用的矿物绝缘油应是符合GB2536和DL/T1094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。 5.8.2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/T1811要求的天然酯绝缘油。 5.8.3提供的新绝缘油，应包括10%的备用油，单独封装。

5. 9 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 创外，尚应能将该信号送出

5.10变压器二次回路连接

5.10.1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。 5.10.2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 5.10.3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。 5.10.4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。 5.10.5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 主水汽凝结。控制柜和端子接线箱内设电源插座（单相，10A，220V，AC）。 5.10.6变压器二次引出线束采用金属槽盒（不锈钢布线槽）防护

5.11.1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。 5.11.2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）。 5.11.3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。

5.11.4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。 5.11.5油箱外部螺栓等金属件应采用热镀锌等防锈措施。 5.12 变压器的寿命 5.12.1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。 5.12.2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； 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； 压力释放阀及气体继电器：30年及以上； ） 各类阀门的关合次数：在油温105℃下100次以上无渗漏； 1 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。

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； 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）； 1 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); 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）；

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； 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； i 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）； 1 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); 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。

变压器高压侧中性点放在低压侧。

5. 14. 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。

（a）尺寸适用于额定电流20003150A

5. 14. 3 接地

）尺寸适用于额定电流8001200A

图1套管接线端子板尺寸图

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

5. 14. 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B 相套管带电端部应涂明显相别色标。

5. 15. 1有载分接开关

器的有载分接开关应有挡位显示器及远传装置，开关挡位信号采用挡位一对一触点或BCD码 载分接开关具有远方操作、急停和闭锁等功能，满足就地及远方控制操作要求。配置分接头切 动作记录器。主变压器过负荷闭锁有载调压功能由主变压器本体实现。 油温指示控制器 指示控制器应满足GB/T6451的要求。在变压器油箱两个油温较高点上，分别安装一个Pt100 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， 变压器的本体保护 器的本体保护用于跳闸和报警，本体保护内容见表3。

变压器的有载分接开关应有挡位显示器及远传装置，开关挡位信号采用挡位一对一触点或BCD码 上传。有载分接开关具有远方操作、急停和闭锁等功能，满足就地及远方控制操作要求。配置分接头切 换次数的动作记录器。主变压器过负荷闭锁有载调压功能由主变压器本体实现。

5.15.2油温指示控制器

油温指示控制器应满足GB/T6451的要求。在变压器油箱两个油温较高点上，分别安装一个Pt100 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。 5.3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。

5.15.3变压器的本体保护

压器的本体保护用于跳闸和报警，本体保护内容

5. 15. 4 变压器端子箱

5.15.4.1端子箱结构。变压器端子箱设计应合理， 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 料月厚度不小王2mm

5.15.4.2端子箱内部布线：

a）端子箱应有 丁，片 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。

5. 15. 4. 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

5.15.4.4变压器端子箱的端子排接口图见图

5. 16. 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～图3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。

5. 16. 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5~图6.

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，20MVA及以上主变为11吨。 最大重量：10MVA及以下主变为20吨，20MVA及以上主变为49吨

图210MVA及以下容量35kV变压器平断布置图

图320MVA及以上容量35kV变压器平断布置图

图4二次接口端子排图

图510MVA及以下容量35kV变压器基础图

及以上容量35kV变压

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根据本部分、最新版的国标（GB）、 和EC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，

1.2电压比测量和联结组标号检定。 对间及所有分接位置进行电压比测量。电压 干偏差应符合GB/T1094.1的规定。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

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 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. 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。 6.1.4 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/T1094.1中的方法进行测量，并予以校正。 提供380V电压下的空载电流和空载损耗。 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 R5 组介质损耗因数等数据综合判断

6.1.6绕组的介质损耗因数（tans）和电容测量：

绕组的介质损耗因数（ta

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tanS不超过0.5%（20℃）。同时提供电容量实测值。 6.1.7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500MQ 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。 6.1.8感应耐压试验（IVW）。按照专用部分表1的规定电压值进行。 6.1.9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 雷电全波冲击试验。按GB/T1094.3和GB/T1094.4规定进行。 6.1.11 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。 6.1.12 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， 6.1.13 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。 6.1.14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， 6.1.15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。 6.1.16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。 6.1.17变压器绕组频响特性测量和低电压下的短路阻抗测量 6.1.18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。 6.1.19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。

6. 2. 1温升试验

a）应根据GB/T1094.2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。 6.2.2雷电截波冲击试验。按GB/T1094.3和GB/T1094.4规定进行。 6.2.3中性点雷电全波冲击试验。按GB/T1094.3和GB/T1094.4规定进行。 6.2.4声级测定。声级测量按GB/T1094.10和JB/T10088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。 6.2.6空载电流谐波测量。其幅值表示为基波分量的百分数。 2.7零序阻抗量

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于燥气体 继电器内应在半小时内收集到不少于250mL。

根据GB50150进行变压器现场试验

6.5.1买方有权对所有供货变压器进行随机抽检试验。 6.5.2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。 6.5.3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。 6.5.4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。 6.5.5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，

.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 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 早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。

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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DB63／ 960-2011 起重机械安全使用管理规范.pdf，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 并发运。

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； 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。 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。

b）件数、件号、重量； c）合同号； d）货运单号：

8技术服务、工厂检验和监造

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。 .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 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。 .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。 .2工厂检验和监造 .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。 .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

GB T41681-2022管道用Y型铸铁过滤器.pdf8. 2工厂检验和监造