时不会变形或损坏；箱体外壳采用不小于2.5mm厚度的冷轧钢板。
（4）箱壳采用金属材料具有抗暴晒、不易导热、抗风化腐蚀及抗机械冲击等特点。箱体金属框架均应有良好的接地，有接地端子，并标有接地符号。
（5）箱体不带操作走廊。箱壳门向外开，开启角度大于90°，并设定位装置。箱式变装有把手、暗闩和能防雨、防堵、防锈的暗锁。
（6）箱变内部应采取除湿、防爆和防凝露措施。站内控制箱应具有照明、检修维护等功能。 （7）箱壳强度能承受≥7个大气压，在运输、安装中不发生变形、不漏油、不渗油。外壳喷涂进口防紫外线防腐蚀涂料，抗暴晒、抗腐蚀，喷涂均匀，保证箱变25年不锈蚀。喷涂颜色由招标方确定。
（8）箱变防护等级：油箱IP68，低压室IP54，高压室IP54，高压室门打开后IP3X。 （9）箱体顶盖为防雨型，箱体顶盖的倾斜度不应小于3°，防止积水。箱门密封防水，设置不易被碰坏、侵害的专用锁（暗锁），配置电力仪表箱专用铜质挂锁（通用钥匙）；箱体外（不含基础）无外露可拆卸的螺栓，基础防水台阶距地面高度不小于15mm。 （10）箱变的基础为下面挖空、表面全封闭平台、预留出线孔结构，预埋10#槽钢，槽钢表面与基础齐平，四边焊为一体，箱变底部与基础槽钢采用现场焊接形式固定，详见箱变基础附图。 2.1.2 接地
箱式变的箱体应设专用接地体,该接地导体上应设有与接地网相连的固定连接端子，其数量不少于两个，并应有明显的接地标志。接地端子为直径不小于16mm的铜质螺栓。
变压器主要接地点应有明显的接地标志。箱式变的金属骨架、高、低配电装置及变压器部分的金属支架均应有符合技术条件的接地端子，并与专用接地导体可靠地连接在一起。箱式变高、低压配电装置及变压器部分的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，箱式变的所有高、低压设备的非带电金属裸露部分均应可靠接地,门及在正常运行条件下可抽出部分应保证在打开或隔离位置时仍可靠接地。
箱变的接地严格按照DL/404-1997的规定执行，二次设备接地应与一次设备接地分开，在继电器小室内设独立的二次接地铜排。
2.1.3 高压室门加装电磁锁和带电显示器，高压侧带电时高压室门不能打开，箱变外门加装机械锁。
2.1.4箱变高低压进出线 (1)高压出线
高压采用电缆出线，在高压室预留位置，电缆进、出线在箱变底部，箱体底部前后开
孔，进线孔位置与B相接线端子对应，以防止电缆交叉；安装2~3套电缆紧固件，以接入2~3根型号为3×120mm2电缆；箱变高压室内应留有足够的空间用于安装多根电缆，接线端子至箱体底部距离不应小于1000mm。
电缆采用前后排列方式，每相接线端子结构为“∏” 型，前后排列，材料为铜排，每相搭接面不小于50×5mm2。接线端子应保证每相能够连接3个电缆头，且同相电缆头之间净距为100mm，不同相电缆头之间的相间距不小于300mm（需根据本项目海拔高度进行修正）。
箱变底部安装3套电缆绝缘紧固件。 (2)低压进线
低压侧为低压断路器＋避雷器＋母线铜排，低压侧母线铜排应考虑能接多根电缆。低压侧出线位于箱变底部，箱变与逆变器交流侧连接的电缆如下：
1600kVA双绕组升压变压器箱变低压侧的主电缆，电缆型号为3×300mm2，每台箱变共接入6根；设计制造时应充分考虑低压电缆及控制电缆进线的安装位置。
箱内接线应牢固可靠、布线整齐美观，便于接线及试验。 2.1.5 箱变内部电气设备
(1)箱体门内侧应附有主回路线路图、控制线路图、操作程序及注意事项。 (2)母线宜采用绝缘母线，并设有安全防护措施。
(3)进出线考虑电缆的安装位置、固定方式和便于进行试验。
(4)箱式变电站内部电气设备的装设位置易于观察、操作及安全地更换。
(5)变压器装设温度计，以监测变压器的上层油温，变压器装设油位指示装置，监测变压器油位状态；变压器装设压力表计和压力释放阀，以监测油箱密封状况和维持油箱正常压力；变压器装设放油阀和取油样装置。
(6)低压侧裸露导体部分加装绝缘护套并加装防护门。
(7)高压电缆进线室门安装电磁锁，当高压侧带电时，室门不能打开。高低压室防护门上下均采用足够强度的防风钩。
(8)高低压室内均设置照明灯，照明开关采用门开关。 2.1.6 油箱材料厚度≥4.0mm，散热片材料厚度≥2mm。 2.1.7 箱式变压器的噪音水平不应大于55dB。 2.1.8 变压器铁芯采用冷轧硅钢片。
2.1.9 油浸式变压器的箱体外侧设有事故放油阀，应便于将变压器油排至附近储油池，且事故放油阀应加装防护装置，需经专用工具才能打开。
2.1.10 变压器应自带吸附干燥装置，箱变高、低压室均有独立的自然通风口、室内设照明
装置、加热装置，且低压开关有低温型式试验报告，可满足户外环境的要求。
2.1.11 箱内附件：应具备油位表、油压表、油温表、压力释放阀、加油阀、事故放油阀、电缆头挂板、箱变测控装置、接地螺栓、吊装钩等。
2.1.12 箱式变电站内所有接线、包括电气一次、二次、接地都由卖方完成。
2.1.13 箱变正常使用寿命应不小于30年，箱式变内所有部件按运行寿命大于30年设计。箱变的大修周期不小于5年。
2.2 35kV箱式变电站内部电气设备主要参数
2.2.1 35kV电力变压器 （1）电力变压器主要参数
1）35kV油浸式三相双绕组无励磁调压变压器/35kV油浸式三相双分裂无励磁调压变压器
额定容量： 1600kVAkVA 额定电压： 37±2×2.5%/0.5kV
额定频率： 50Hz 联接组标号： Y，d11 短路阻抗： 4.5 % 穿越电抗： （厂家提供） 半穿越电抗： （厂家提供） 分裂系数： （厂家提供）
冷却方式： ON/AN
空载损耗： ≤1.69kW(对应1600kVA变压器） 负载损耗： ≤16.6kW(对应1600kVA变压器）
绝缘液体： 45#绝缘油 (应满足环境温度及变压器过载能力的要求)
噪声水平： ≤55dB 中性点接地方式： 中性点不接地 （2）绝缘水平如表2.1所示
表2.1 35kV绝缘水平
额定雷电冲击耐受电压(全波) 额定雷电冲击耐受电压(截波) 额定短时(1min)工频耐受电压(有效值) （3）温升
200kV 220kV 85kV 变压器的温升试验应符合GB1094.2—1996的规定，其正常使用条件下运行时的温升限值不应超过国标规定，并根据设备安装位置的实际海拔高度对设备温升进行修正。变压器应在过负荷1.1倍时可至少运行3小时。
表2.2 35kV变压器温升限制 设备部分 顶层油 绕组（平均） 绕组（热点） 铁芯、邮箱及结构表面 （4）变压器其他技术要求 油温测量：变压器应装配有油温测量装置，测温点配置Pt100电阻，箱变应配置有温度控制器，温度控制器带有最大允许温度指针和报警接点，应输出2对无源独立接点信号（温度超高报警接点1对，温度过高报警接点1对），温度报警信号接点引至箱变测控装置报警用。温度控制器的电源取自低压室箱变辅助电源。
油位监测：安装油位信号计，能现地显示并能发出油位过低信号，提供1对无源接点信号至箱变测控装置。
油箱压力监测及保护：提供一套油箱压力升高的保护装置，保护可选择动作于跳箱变低压侧断路器或发信号。装置提供1对无源接点信号引至箱变测控装置。 2.2.2高压室主要电气设备 （1）高压负荷开关
型式： 油浸式 额定电压： 40.5kV 频率： 50Hz 负荷开关额定电流： 630A 短时耐受电流： 25kA/2s 开断额定电流次数： ≥200次 机械寿命： ≥2000次
操作方式： 手动 ，提供4对（其中2常开，2常闭）辅助触头接点。 （2）高压插入式全范围保护熔断器技术参数 额定电压： 40.5kV
熔断件额定电流： 40A(对应1600kVA变压器）
温升限值 55K 65K 78K 75K 熔管额定电流： 50A 额定最大开断电流： 25kA （3）35kV氧化锌避雷器技术参数
额定电压： 51kV 持续运行电压： 40.8kV 标称放电电流: 5kA
操作冲击电流残压： ≤114kV（峰值） 陡波冲击残压： ≤154kV（峰值） 雷电冲击电流残压： ≤134kV（峰值） 直流1mA参考电压不小于 73kV （4）高压室其他技术要求
·高压室内应设有带电显示器、低压室设有压力释放器、油位计、油注孔、放油阀等。 ·变压器装设压力表计和压力释放阀，以监测油箱密封状况和维持油箱正常压力。 ·变压器装设放油阀和取油样装置。 ·变压器测温电阻采用双分支PT100。
·高压设备的允许温升值应满足GB/T11022的规定。 2.2.3 低压室主要电气设备 （1） 低压断路器：
型式： 框架式断路器 额定电压： 500V 额定电流： 2000A 极限分断能力： ≥65kA 运行分断能力： ≥50kA 脱扣时间： 12ms～25ms 电气寿命： ≥5000次 机械寿命： ≥10000次 安装方式： 抽出式 操作方式： 手动/电动 3）双绕组变压器低压侧支路断路器
型式： 塑壳断路器 额定电压： 500V
箱变、厂用电设备技术规范书
