光伏電站組合式箱變?nèi)粘＞S護方案

1、光伏電站組合式箱變?nèi)粘＞S護方案 1.2變壓器器身與油箱配合緊密，且有固定裝置。高、低壓引線全部采用軟連接，分接引線與無載分接開關(guān)之間采用冷壓焊接并用螺栓緊固，所有連接（包括線圈與后備熔斷器、插入式熔斷器、負荷開關(guān)等）都采用冷壓焊接，緊固部分帶有自鎖防松措施。為全密封免維護產(chǎn)品，結(jié)構(gòu)緊湊，可靠保護人身安全。柜體采用目字形排列，分為高壓側(cè)負荷開關(guān)室（高壓間隔）、變壓器間隔、低壓側(cè)配電室（低壓間隔） 。 1.3本廠變壓器型式采用三相銅芯雙分裂繞組無勵磁調(diào)壓油浸變壓器。其設(shè)備的附屬設(shè)備所帶功能如下所列： 1.3.1 變壓器帶有缺相保護功能，在變壓器缺相運行時跳低壓斷路器。 1.3.2 變壓器帶溫度表（

2、該表由制造廠裝設(shè)在變壓器低壓柜上）。所有溫度表都具有超溫跳閘和超溫報警接點輸出,包含3對無源獨立干接點（接點輸出信號可任意定義），可分別用于遠方和就地，干接點容量為 AC220V、5A。 1.3.3 變壓器的本體信號包含1對無源獨立干接點，可分別用于遠方和就地，干接點容量為AC220V,5A。 1.3.4 變壓器內(nèi)所有對外接口接點均引至端子排上， 并預(yù)留一定數(shù)量端子，接引到端子的接點包括：變壓器超溫報警、超溫跳閘、低壓斷路器信號、箱變火災(zāi)報警信號、高低壓門狀態(tài)信號等。1.3.5 變壓器裝設(shè)一只油面溫度測溫裝置，以監(jiān)測變壓器油面溫度，和溫度表接口采用420mA。 1.3.6 變壓器油位指示采用就

3、地直讀式。 1.3.7 變壓器絕緣油選用#45 變壓器油，滿足下列要求： 凝點：-45 閃電（閉口）不低于：140 擊穿電壓不小于：60kV 介質(zhì)損耗因數(shù)（90）不大于：0.5% 水分：<15ppm 變壓器油密度：0.9kg/l其余參數(shù)按照國標(biāo)執(zhí)行。 1.3.8 變壓器承受短路的能力：變壓器可以承受低壓側(cè)出口三相短路， 高壓側(cè)母線為無窮大電源供給的短路電流。變壓器在各分接頭位置時，可以承受線端突發(fā)短路的動、熱穩(wěn)定電流的沖擊。 1.3.9 事故過負荷能力滿足 GB/T15164油浸式變壓器負載導(dǎo)則和 DL/T572電力變壓器運行規(guī)程的要求。 1.3.10變壓器允許短時間過載能力應(yīng)滿足相關(guān)標(biāo)

4、準(zhǔn)要求(正常壽命，過載前已帶滿負荷、環(huán)境溫度40)。 2 本廠組合箱式變壓器主要設(shè)備功能如下： 2.1高壓側(cè)負荷開關(guān) 二工位油浸式負荷開關(guān)，負荷開關(guān)為二位置結(jié)構(gòu)，以變壓器油為絕緣和滅弧介質(zhì)，彈簧儲能、三相聯(lián)動，高壓側(cè)負荷開關(guān)需上傳位置信號，廠家應(yīng)將信號接至箱變外傳信號端子排上。 2.2插入式熔斷器 2.2.1熔斷器的電流強度是按變壓器突然投入時的勵磁涌流不損傷熔斷器考慮，變壓器的勵磁涌流通過熔斷器產(chǎn)生的熱效應(yīng)可按1020）倍的變壓器滿載電流持續(xù)0.1s計算。 2.2.2 高壓室在線路不停電情況下，通過低壓斷路器切除發(fā)電電源后，可以開斷負荷開關(guān)，再操作變壓器分接開關(guān)。 2.2.3 熔斷器在低壓斷

5、路器前端發(fā)生三相或單相短路時可靠動作,在低壓斷路器下口至逆變器輸出電纜終端范圍內(nèi)發(fā)生三相或單相短路時與箱變低壓側(cè)斷路器及升壓站內(nèi)的35kV真空斷路器正確配合、可靠動作。 2.3 避雷器： 2.3.1 箱變高壓側(cè)設(shè)有避雷器，避雷器為氧化鋅無間隙型。避雷器可靠密封以便和外界的潮氣以及氧氣隔絕。內(nèi)部部件的結(jié)構(gòu)使內(nèi)部電暈減少到最小，并保證減少和復(fù)合絕緣裝置外部污物的導(dǎo)電層發(fā)生電容耦合。 2.3.3 避雷器可以承受在運行中產(chǎn)生的應(yīng)力，并且不會導(dǎo)致?lián)p壞或過熱擊穿。 2.3.4 避雷器裝有放電計數(shù)器。 2.3.5 避雷器可在額定電壓下承受20次動作負載試驗。幅值為避雷器的標(biāo)稱放電電流。 2.4 35kV側(cè)高

6、壓接線端子充分考慮到三芯電纜的出線,電纜接于旁邊電纜分支箱為方便多臺箱變高壓側(cè)出線組合成一回集電線路時的電纜連接。同時避免因單臺變壓器的檢修及定檢工作，而造成一整條光伏進線停電的趨勢從來提高發(fā)電效率。 2.5 帶電指示器：高壓室內(nèi)配帶電指示器，以指示高壓室內(nèi)是否帶電，并控制高壓室內(nèi)門上的電磁鎖，以確保高壓室?guī)щ姇r內(nèi)門無法打開。 2.6 低壓側(cè)元件主斷路器該元件為耐低溫高原型抽出式斷路器，其技術(shù)特性應(yīng)符合GB要求。 （1）額定電壓：270V （2）額定耐受電壓：1000V （3）額定電流：1600A（4）額定短時耐受電流及時間：50kA，1s （5）低壓斷路器可實現(xiàn)速斷、單相接地等保護功能。（6

7、）低壓斷路器分合狀態(tài)應(yīng)有信號上傳。（7）低壓斷路器脫扣線圈預(yù)留3個控制接點。（8）低壓斷路器具有遠方操作功能。（9）最低允許工作溫度40。 低壓斷路器具備就地和遠方控制功能。留有遠方控制接口；設(shè)有就地/遠方轉(zhuǎn)換開關(guān)，開關(guān)能提供就地/遠方位置輸出接點，接點為無源干接點，容量為 AC220V，5A；留有提供給遠方的位置信號、故障告警（通過具有 保護功能的智能電子脫扣器）信號及其他用于反映開關(guān)狀態(tài)的信 號等無源干接點，容量為AC220V，5A；低壓斷路器的全部位置接點均引至二次端子排上，至少4開4閉，容量AC220V，5A。低壓斷路器具備就地防跳功能。以上接點和設(shè)備的內(nèi)容和數(shù)量滿足工程要求，并在端子

8、排留有合閘跳閘指令輸入接口。 注：詳情參見江蘇輝能電氣廠家說明書2HNW2 系列萬能式斷路器（ PT400-H 2M/2H 數(shù)碼管顯示控制器）。 2.7 箱變輔助電源系統(tǒng)： （1）低壓側(cè)配置一臺變比為0.27/0.38kV干式三相變壓器、容量為3kVA；輔助變壓器用于給低壓側(cè)配電箱供電，變壓器電源側(cè)開關(guān)采用分斷能力不小于35KA的塑殼斷路器； （2）低壓側(cè)配置一個小型配電箱，一個內(nèi)置 4只220V 微型斷路器（63 In=6A 2只，63 In=10A 2只），2只插座（1只三相），并預(yù)留擴展空間。箱變檢修、照明、加熱電源由此引出。 2.8 低壓側(cè)每分支設(shè)置電流互感器用來提供二次電流給電流表計

9、和后臺，便于隨時監(jiān)控箱變運行工況。 2.9 箱變低壓側(cè)每分支設(shè)三只電流表和三只電壓表。 2.10 低壓側(cè)加裝浪涌保護器。 2.11 智能監(jiān)控單元：A 每臺箱變的低壓開關(guān)柜內(nèi)設(shè)置一臺箱變智能監(jiān)測裝置，以便采集箱變內(nèi)的各種電氣量參數(shù)和非電氣量參數(shù)，通過RCS-9794裝置上傳后臺以滿足綜合自動化系統(tǒng)的“四遙”功能要求。 2.12 主要功能特點： a.裝置具有遙信開入； b.裝置具有繼電器輸出（標(biāo)配），最多可擴展為6路； c.裝置具有直流量輸入，其中一路熱電阻，另一路可固定為 420mA 輸入，可以采集變壓器油溫及箱變內(nèi)環(huán)境溫度； d.具有交流采樣功能，可測量 I、U、P、Q、F、COS 、有功電度

10、、無功電度等遙測量； e.裝置可直接采集干式變220V單相電壓； f.裝置具有非電量保護功能，包括：變壓器油位、油溫等； g.裝置可以采集熔斷器熔斷、箱變門打開等信號； h.裝置可采集如下開關(guān)狀態(tài)：35kV 負荷開關(guān)位置信號；低壓斷路器位置信號；低壓斷路器位置信號；小空開位置信號； i.遙控功能：對有電操控功能的開關(guān)實現(xiàn)遠程控分和控合。 j. 裝置具有完善的事件報告處理功能和操作記錄功能。 k.裝置具備通信功能，裝置通訊規(guī)約采用標(biāo)準(zhǔn)的 IEC103/104 規(guī)約，可方便地與各廠家的綜自系統(tǒng)接入； l.裝置提供一路 RS485通訊，并可完成規(guī)約轉(zhuǎn)換，具備接入其它智能裝置的條件； m.裝置符合在

11、-40+70的環(huán)境溫度下正常工作的要求，滿足現(xiàn)場的特殊環(huán) 境； 3. 變壓器并列運行的條件 3.1.接線組別相同，相位相同； 3.2.電壓變比相等； 3.3.短路電壓差不大于10%； 3.4.容量比不超過3:1 。4 每15天應(yīng)對變壓器巡視一次，其巡視內(nèi)容如下： 4.1檢查變壓器本體清潔無損壞，現(xiàn)場清潔無雜物。 4.2 檢查變壓器門鎖是否完好，變壓器門是否嚴(yán)密。 4.3檢查變壓器油位是否正常。 4.5檢查無載調(diào)壓分接開關(guān)是否在適當(dāng)位置 4.6 檢查箱式變壓器壓力釋放閥是否完好，并查看壓力表是否完好。 4.7檢查箱式變壓器壓力表中壓力是否在正常范圍內(nèi)，若壓力過高，則需排壓。 4.8 檢查箱式變壓

12、器油溫是否正常，能否與后臺相對應(yīng)。 4.9 檢查箱式變壓器主、輔設(shè)備是否漏油、滲油。 4.10 檢查箱式變壓器測控裝置是否運行正常。4.11 檢查變壓器外殼接地連接是否完整良好。 4.12 檢查箱式變壓器低壓側(cè)母排有無松松發(fā)熱變色現(xiàn)象。 4.13 檢查箱式變壓器低壓側(cè)三個電壓表計位置是否在同一位置以確認三相電壓是否平衡，并旋轉(zhuǎn)切換開關(guān)查看表計是否正常。 4.14 檢查箱式變壓器低壓側(cè)三個電流表計位置是否在同一位置以確認三相電流是否平衡。 4.15 檢查箱式變壓器低壓側(cè)二次回路電源空開是否正常。 4.16 檢查箱式變壓器室內(nèi)有無積水、凝露。 4.17 檢查二次回路保險有無燒毀現(xiàn)象。 4.18 檢

13、查高壓電纜頭有無破損、松動現(xiàn)象。 4.19 檢查高壓套管有無破損油污現(xiàn)象。 4.20 檢查箱式變壓器聲音是否異常。 4.21 檢查煙霧報警器是否正常。 4.22 檢查箱式變壓器避雷器放電計數(shù)器是否正常。 4.23 檢查箱式變壓器高壓側(cè)帶電顯示器是否正常。 4.24 檢查二次回路接線是否松動、掉落現(xiàn)象。 4.25 檢查箱式變壓器低壓側(cè)斷路器智能控制器是否正常，其定值是否正確（長延時動作電流1600A動作時間60s；短延時動作電流4800A動作時間0.1s;速斷動作電流8000A） 4.26 檢查電流互感器是否破裂。 4.27 檢查行程開關(guān)是否正常。 4.28 檢查高壓電纜有無放電現(xiàn)象。 4.29

14、 檢查高壓電纜接地線是否牢固可靠。 4.30 檢查箱式變壓器低壓側(cè)斷路器分、合閘指示燈與實際位置是否一致。 4.31 檢查箱式變壓器低壓斷路器是否正常分合。 4.32檢查箱式變壓器儲能指示是否正常。 4.33 檢查箱式變壓器浪涌保護器是否動作。 5 檢修周期 1）大修周期 a)變壓器安裝運行五年應(yīng)吊芯進行大修，以后每隔十年大修一次。 b)根據(jù)歷年試驗數(shù)據(jù)的色譜分析無顯變化時可根據(jù)狀態(tài)檢修條例由廠總工或廠專業(yè)會議確定吊罩大修檢查的期限。 c)運行中的變壓器發(fā)現(xiàn)異常情況，或預(yù)防性試驗判明內(nèi)部有故障時應(yīng)及時進行大修。 2）小修周期 a)臺式變壓器小修每年1次2次。 b)運行中發(fā)現(xiàn)缺陷時，可計劃外停電

15、檢修。 5.3 檢修項目 1)大修項目 a)拆卸各附件吊芯或吊罩。 b)繞組、引線及絕緣瓷瓶裝置的檢修。 c)散熱片、閥門及管道等附屬設(shè)備的清掃檢修。d)必要時變壓器的干燥處理。 e)全部密封墊的更換和組件試漏。f)絕緣瓷瓶清掃檢查。g)變壓器的油處理。h)進行規(guī)定的測量及預(yù)防性試驗。i)消缺工作。2)小修項目 a)檢查并消除已發(fā)現(xiàn)的缺陷。 b)清掃套管并檢查套管有無破損和放電痕跡，引出線接頭是否有過熱變色現(xiàn)象。 c)檢查油位計，必要時變壓器本體加油。 d)檢查各部密封膠墊，處理滲漏油。 e)檢查冷卻裝置有無滲漏油現(xiàn)象。 f)清除壓力釋放閥閥蓋內(nèi)的灰塵等雜物。 h)油箱及附件的清掃、檢修，必要

16、時進行補漆。 i)按規(guī)定要求進行測量和試驗。 5.4 檢修工藝 1)檢修前準(zhǔn)備 a）了解變壓器在運行中所發(fā)現(xiàn)的缺陷和異常（事故）情況，出口短路的次數(shù)和情況。 b）變壓器上次大修的技術(shù)資料和技術(shù)檔案。 c）了解變壓器的運行狀況（負荷、溫度、有載分接開關(guān)的切次數(shù)和其他附屬裝置的運行情況）。 d）查閱變壓器的原試驗記錄（包括油的簡化分析和色譜），了解變壓器的絕緣狀況。 e）查明漏油部位（并作出標(biāo)記）及外部缺陷。 f）進行大修前的本體和油的分析試驗，確定檢修時的附加項目（如干燥、油處理等）。 5.5質(zhì)量要求 1)器身檢修 a)應(yīng)全面檢查器身的完整性，有無缺陷存在（如過熱、弧痕、松動 、線圈變形、開關(guān)接

17、點變色等）。對異常情況要查找原因并進行檢修處理，同時要作好記錄。 b)器身暴露在空氣中的時間（從開始抽油至開始注油止，放完油的時間越短越好）相對濕度65%16小時，相對濕度75%12小時，當(dāng)器身溫度低于周圍氣溫時，宜將變壓器加熱，一般高出10。 c)器身檢查時，場地周圍應(yīng)清潔，并應(yīng)有防塵措施。 d)檢查工作應(yīng)由專人進行，不得攜帶與工作無關(guān)的物件，應(yīng)著專用工作服和軟底鞋，戴清潔手套（防汗），禁止用手接觸線圈與絕緣物，寒冷天氣應(yīng)戴口罩。 e)油箱底應(yīng)保持潔凈無雜質(zhì)。 4.2.6變壓器大修后的交接驗收 變壓器在大修竣工后，應(yīng)及時清理現(xiàn)場、整理記錄、資料、圖紙、清退材料，進行核算提交竣工、驗收報告，并

18、提請有關(guān)部門組織有關(guān)單位、維修部門、高壓試驗、油樣化驗、繼保、運行、計量等單位進行現(xiàn)場驗收工作。序號項目周期標(biāo)準(zhǔn)要求說明1油中溶解氣體色譜分析1)220kV及以上的所有變壓器在投運后4天.容量120MVA及以上的主變壓器在投運后10天.330kV及以上的電抗器在投運后的30天.2)運行中a)330kV及以上變壓器和電抗器為3個月b)220kV變壓為6個月c)120MVA及以上的發(fā)電廠主變壓器為6個月d)其余8MVA及以上的變壓器為1年e)8MVA以下的油浸式變壓器自行規(guī)定3)大修后4)必要時1)運行設(shè)備的油中H2與烴類氣體含量(體積分數(shù))超過下列任何一項值時應(yīng)引起注意 總烴含量大于150

19、15;10-6H2含量大于150×10-6C2H2含量大于5×10-6(500kV變壓器為1×10-6)2)烴類氣體總和的產(chǎn)氣速率0.25ml/h(開放式)和0.5ml/h(密封式)，或相對產(chǎn)氣速率大于10%/月則認為設(shè)備有異常1)總烴包括CH4、C2H6、 C2H4和C2H2四氣體2)溶解氣體組分含量有增長趨勢時，可結(jié)合產(chǎn)氣速率判斷，必要時縮短周期進行追蹤分析3)總烴含量低的設(shè)備不宜采用相對產(chǎn)氣速率進行判斷4)新投運的變壓器應(yīng)有投運前的測試數(shù)據(jù)5)測試周期中1)項的規(guī)定適用于大修后的變壓器2繞組直流電阻1)13年或自行規(guī)定2)無勵磁調(diào)壓變壓器變換分接位置后3)有

20、載調(diào)壓變壓器的分接開關(guān)檢修后(在所有分接側(cè))4)大修后5)必要時1)1.6MVA以上變壓器，各相繞組電阻相互間的差別不應(yīng)大于三相平均值的2%，無中性點引出的繞組，線間差別不應(yīng)大于三相平均1%2)1.6MVA及以下的變壓器，相間差別一般不大于三相平均值的4%，線間差別一般不大于三相平均值的2% 3)與以前相同部位測得值比較，其變化不應(yīng)大于2%4)電抗器參照執(zhí)行如電阻相間差在出廠時超過規(guī)定，制造廠已說明了這種偏差的原因，按要求中3)項執(zhí)行2)不同溫度下的電阻值按下R2=R1(T+t2)(T+t1) ）式中R1、 R2分別為在溫度t1、 t2時的電阻值.T為計算用常數(shù)附表變壓器試驗項目、周期和要求3

21、繞組絕緣電阻、吸收比或(和)極化指數(shù)1)13年或自行規(guī)定2)大修后3)必要時1)絕緣電阻換算至同一溫度下，與前一次測試結(jié)果相比應(yīng)無明顯變化2)吸收比(1030范圍)不低于1.3或極化指數(shù)不低于1.51)采用2500V或5000V兆歐表2)測量前被試?yán)@組應(yīng)充放電3)測量溫度以頂層油溫為準(zhǔn)，盡量使每次測量溫度相4)盡量在油溫低于50時測量，不同溫度下的絕緣電阻值一般可按下式換A=1.5K/10校正到 20時的絕緣電阻值當(dāng)實測溫度為20以下時R20=Rt/A式中 R20校正到20時的絕緣電阻值(M).Rt 在測量溫度下的絕緣電阻值(M).式中R1、R2分別為溫度t1、t2時的絕緣電阻值 5)吸收比和

22、極化指數(shù)不進行溫度換算0時測量，不同溫度下的絕緣電阻值一般可按下式換算A=1.5K/10校正到 20時的絕緣電阻值可用下述公式計算當(dāng)實測溫度為 20以上時R20=ARt當(dāng)實測溫度為20以下時R20=Rt/A式中 R20校正到20時的絕緣電阻值(M).Rt 在測量溫度下的絕緣電阻值(M).式中R1、R2分別為溫度t1、t2時的絕緣電阻值5)吸收比和極化指數(shù)不進行溫度換算4繞組的tg1)13年或自行規(guī)定2)大修后3)必要時1)20時tg不大于下列數(shù)值330500kV 0.6%66220kV 0.8%35kV及以下 1.5%2)tg值與歷年的數(shù)值比較不應(yīng)有顯著變化(一般不大于30%)3)試驗電壓如下

23、非被試?yán)@組應(yīng)接地或屏蔽2)同一變壓器各繞組tg的要求值相同3)測量溫度以頂層油溫為準(zhǔn)，盡量使每次測量的溫度相近4)盡量在油溫低于50時測量，不同溫度下的tg值一般可按下式換A=1.3K/10（ K為溫度差）校正到20時的介質(zhì)損耗角正切值可用下述公式計算當(dāng)測量溫度在20以上時，tan20= tant/A當(dāng)測量溫度在20以下時:2）tan20=A tan t式中 tan20校正到 20 時的介質(zhì)損耗角正切值.tant-在測量溫度下的介質(zhì)損耗角正切值.式中tg1、 tg2分別為溫度t1、 t2時的tg值繞組電壓10kV及以上10kV繞組電壓10kV以下U 5電容型套管的tg電容值1)13年或自行規(guī)定

24、2)大修后3)必要時套管主絕緣類型tg（ %） 最大值1)用正接法測量2)測量時記錄環(huán)境溫度及變壓器(電抗器)頂層油溫電容式油浸紙0.7（ 500kV套管0.5)膠浸紙0.7膠粘紙1.0(66kV及以下電壓等級管15） 澆鑄樹脂15氣體15有機復(fù)合絕緣0.77交流耐壓試驗1)15年(10kV及以下)2)大修后(66kV及以下)3)更換繞組后4)必要時1)油浸變壓器(電抗器)試驗電壓值按表6(定期試驗按部分更換繞組電壓值)2)干式變壓器全部更換繞組時，按出廠試驗電壓值.部分更換繞組和定期試驗時，按出廠試驗電壓值的0.85倍1)可采用倍頻感應(yīng)或操作波感應(yīng)法2)66kV及以下全絕緣變壓器，現(xiàn)場條件不具備時，可只進行外施工頻耐壓試驗3)電抗器進行外施工頻耐壓試驗8鐵芯(有外引接地線的)絕緣電阻1)13年或自行規(guī)定2)大修后3)必要時1)與以前測試結(jié)果相比無顯著差別2)運行中鐵芯接地電流一般不大于0.1A1)采用2500V兆歐表(對運行年久的變壓器可用1000V兆歐表)2)夾件引出接地的可單獨對夾件進行測量9穿心螺栓、鐵軛夾件、綁扎鋼帶、鐵芯、線圈壓環(huán)及屏蔽等的絕緣電阻1)大修后2)必要時220kV及以上者絕緣電阻一般不低于500M，其它自行規(guī)定1)采用2500V兆歐表(對運行年久的變壓器可用1000V兆歐表)2)連接片不能拆開者可