光伏电站组合式箱变日常维护方案

1、光伏电站组合式箱变日常维护方案 1.2变压器器身与油箱配合紧密，且有固定装置。高、低压引线全部采用软连接，分接引线与无载分接开关之间采用冷压焊接并用螺栓紧固，所有连接（包括线圈与后备熔断器、插入式熔断器、负荷开关等）都采用冷压焊接，紧固部分带有自锁防松措施。为全密封免维护产品，结构紧凑，可靠保护人身安全。柜体采用目字形排列，分为高压侧负荷开关室（高压间隔）、变压器间隔、低压侧配电室（低压间隔） 。 1.3本厂变压器型式采用三相铜芯双分裂绕组无励磁调压油浸变压器。其设备的附属设备所带功能如下所列： 1.3.1 变压器带有缺相保护功能，在变压器缺相运行时跳低压断路器。 1.3.2 变压器带温度表（

2、该表由制造厂装设在变压器低压柜上）。所有温度表都具有超温跳闸和超温报警接点输出,包含3对无源独立干接点（接点输出信号可任意定义），可分别用于远方和就地，干接点容量为 AC220V、5A。 1.3.3 变压器的本体信号包含1对无源独立干接点，可分别用于远方和就地，干接点容量为AC220V,5A。 1.3.4 变压器内所有对外接口接点均引至端子排上， 并预留一定数量端子，接引到端子的接点包括：变压器超温报警、超温跳闸、低压断路器信号、箱变火灾报警信号、高低压门状态信号等。1.3.5 变压器装设一只油面温度测温装置，以监测变压器油面温度，和温度表接口采用420mA。 1.3.6 变压器油位指示采用就

3、地直读式。 1.3.7 变压器绝缘油选用#45 变压器油，满足下列要求： 凝点：-45 闪电（闭口）不低于：140 击穿电压不小于：60kV 介质损耗因数（90）不大于：0.5% 水分：<15ppm 变压器油密度：0.9kg/l其余参数按照国标执行。 1.3.8 变压器承受短路的能力：变压器可以承受低压侧出口三相短路， 高压侧母线为无穷大电源供给的短路电流。变压器在各分接头位置时，可以承受线端突发短路的动、热稳定电流的冲击。 1.3.9 事故过负荷能力满足 GB/T15164油浸式变压器负载导则和 DL/T572电力变压器运行规程的要求。 1.3.10变压器允许短时间过载能力应满足相关标

4、准要求(正常寿命，过载前已带满负荷、环境温度40)。 2 本厂组合箱式变压器主要设备功能如下： 2.1高压侧负荷开关 二工位油浸式负荷开关，负荷开关为二位置结构，以变压器油为绝缘和灭弧介质，弹簧储能、三相联动，高压侧负荷开关需上传位置信号，厂家应将信号接至箱变外传信号端子排上。 2.2插入式熔断器 2.2.1熔断器的电流强度是按变压器突然投入时的励磁涌流不损伤熔断器考虑，变压器的励磁涌流通过熔断器产生的热效应可按1020）倍的变压器满载电流持续0.1s计算。 2.2.2 高压室在线路不停电情况下，通过低压断路器切除发电电源后，可以开断负荷开关，再操作变压器分接开关。 2.2.3 熔断器在低压断

5、路器前端发生三相或单相短路时可靠动作,在低压断路器下口至逆变器输出电缆终端范围内发生三相或单相短路时与箱变低压侧断路器及升压站内的35kV真空断路器正确配合、可靠动作。 2.3 避雷器： 2.3.1 箱变高压侧设有避雷器，避雷器为氧化锌无间隙型。避雷器可靠密封以便和外界的潮气以及氧气隔绝。内部部件的结构使内部电晕减少到最小，并保证减少和复合绝缘装置外部污物的导电层发生电容耦合。 2.3.3 避雷器可以承受在运行中产生的应力，并且不会导致损坏或过热击穿。 2.3.4 避雷器装有放电计数器。 2.3.5 避雷器可在额定电压下承受20次动作负载试验。幅值为避雷器的标称放电电流。 2.4 35kV侧高

6、压接线端子充分考虑到三芯电缆的出线,电缆接于旁边电缆分支箱为方便多台箱变高压侧出线组合成一回集电线路时的电缆连接。同时避免因单台变压器的检修及定检工作，而造成一整条光伏进线停电的趋势从来提高发电效率。 2.5 带电指示器：高压室内配带电指示器，以指示高压室内是否带电，并控制高压室内门上的电磁锁，以确保高压室带电时内门无法打开。 2.6 低压侧元件主断路器该元件为耐低温高原型抽出式断路器，其技术特性应符合GB要求。 （1）额定电压：270V （2）额定耐受电压：1000V （3）额定电流：1600A（4）额定短时耐受电流及时间：50kA，1s （5）低压断路器可实现速断、单相接地等保护功能。（6

7、）低压断路器分合状态应有信号上传。（7）低压断路器脱扣线圈预留3个控制接点。（8）低压断路器具有远方操作功能。（9）最低允许工作温度40。 低压断路器具备就地和远方控制功能。留有远方控制接口；设有就地/远方转换开关，开关能提供就地/远方位置输出接点，接点为无源干接点，容量为 AC220V，5A；留有提供给远方的位置信号、故障告警（通过具有 保护功能的智能电子脱扣器）信号及其他用于反映开关状态的信 号等无源干接点，容量为AC220V，5A；低压断路器的全部位置接点均引至二次端子排上，至少4开4闭，容量AC220V，5A。低压断路器具备就地防跳功能。以上接点和设备的内容和数量满足工程要求，并在端子

8、排留有合闸跳闸指令输入接口。 注：详情参见江苏辉能电气厂家说明书2HNW2 系列万能式断路器（ PT400-H 2M/2H 数码管显示控制器）。 2.7 箱变辅助电源系统： （1）低压侧配置一台变比为0.27/0.38kV干式三相变压器、容量为3kVA；辅助变压器用于给低压侧配电箱供电，变压器电源侧开关采用分断能力不小于35KA的塑壳断路器； （2）低压侧配置一个小型配电箱，一个内置 4只220V 微型断路器（63 In=6A 2只，63 In=10A 2只），2只插座（1只三相），并预留扩展空间。箱变检修、照明、加热电源由此引出。 2.8 低压侧每分支设置电流互感器用来提供二次电流给电流表计

9、和后台，便于随时监控箱变运行工况。 2.9 箱变低压侧每分支设三只电流表和三只电压表。 2.10 低压侧加装浪涌保护器。 2.11 智能监控单元：A 每台箱变的低压开关柜内设置一台箱变智能监测装置，以便采集箱变内的各种电气量参数和非电气量参数，通过RCS-9794装置上传后台以满足综合自动化系统的“四遥”功能要求。 2.12 主要功能特点： a.装置具有遥信开入； b.装置具有继电器输出（标配），最多可扩展为6路； c.装置具有直流量输入，其中一路热电阻，另一路可固定为 420mA 输入，可以采集变压器油温及箱变内环境温度； d.具有交流采样功能，可测量 I、U、P、Q、F、COS 、有功电度

10、、无功电度等遥测量； e.装置可直接采集干式变220V单相电压； f.装置具有非电量保护功能，包括：变压器油位、油温等； g.装置可以采集熔断器熔断、箱变门打开等信号； h.装置可采集如下开关状态：35kV 负荷开关位置信号；低压断路器位置信号；低压断路器位置信号；小空开位置信号； i.遥控功能：对有电操控功能的开关实现远程控分和控合。 j. 装置具有完善的事件报告处理功能和操作记录功能。 k.装置具备通信功能，装置通讯规约采用标准的 IEC103/104 规约，可方便地与各厂家的综自系统接入； l.装置提供一路 RS485通讯，并可完成规约转换，具备接入其它智能装置的条件； m.装置符合在

11、-40+70的环境温度下正常工作的要求，满足现场的特殊环 境； 3. 变压器并列运行的条件 3.1.接线组别相同，相位相同； 3.2.电压变比相等； 3.3.短路电压差不大于10%； 3.4.容量比不超过3:1 。4 每15天应对变压器巡视一次，其巡视内容如下： 4.1检查变压器本体清洁无损坏，现场清洁无杂物。 4.2 检查变压器门锁是否完好，变压器门是否严密。 4.3检查变压器油位是否正常。 4.5检查无载调压分接开关是否在适当位置 4.6 检查箱式变压器压力释放阀是否完好，并查看压力表是否完好。 4.7检查箱式变压器压力表中压力是否在正常范围内，若压力过高，则需排压。 4.8 检查箱式变压

12、器油温是否正常，能否与后台相对应。 4.9 检查箱式变压器主、辅设备是否漏油、渗油。 4.10 检查箱式变压器测控装置是否运行正常。4.11 检查变压器外壳接地连接是否完整良好。 4.12 检查箱式变压器低压侧母排有无松松发热变色现象。 4.13 检查箱式变压器低压侧三个电压表计位置是否在同一位置以确认三相电压是否平衡，并旋转切换开关查看表计是否正常。 4.14 检查箱式变压器低压侧三个电流表计位置是否在同一位置以确认三相电流是否平衡。 4.15 检查箱式变压器低压侧二次回路电源空开是否正常。 4.16 检查箱式变压器室内有无积水、凝露。 4.17 检查二次回路保险有无烧毁现象。 4.18 检

13、查高压电缆头有无破损、松动现象。 4.19 检查高压套管有无破损油污现象。 4.20 检查箱式变压器声音是否异常。 4.21 检查烟雾报警器是否正常。 4.22 检查箱式变压器避雷器放电计数器是否正常。 4.23 检查箱式变压器高压侧带电显示器是否正常。 4.24 检查二次回路接线是否松动、掉落现象。 4.25 检查箱式变压器低压侧断路器智能控制器是否正常，其定值是否正确（长延时动作电流1600A动作时间60s；短延时动作电流4800A动作时间0.1s;速断动作电流8000A） 4.26 检查电流互感器是否破裂。 4.27 检查行程开关是否正常。 4.28 检查高压电缆有无放电现象。 4.29

14、 检查高压电缆接地线是否牢固可靠。 4.30 检查箱式变压器低压侧断路器分、合闸指示灯与实际位置是否一致。 4.31 检查箱式变压器低压断路器是否正常分合。 4.32检查箱式变压器储能指示是否正常。 4.33 检查箱式变压器浪涌保护器是否动作。 5 检修周期 1）大修周期 a)变压器安装运行五年应吊芯进行大修，以后每隔十年大修一次。 b)根据历年试验数据的色谱分析无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。 c)运行中的变压器发现异常情况，或预防性试验判明内部有故障时应及时进行大修。 2）小修周期 a)台式变压器小修每年1次2次。 b)运行中发现缺陷时，可计划外停电

15、检修。 5.3 检修项目 1)大修项目 a)拆卸各附件吊芯或吊罩。 b)绕组、引线及绝缘瓷瓶装置的检修。 c)散热片、阀门及管道等附属设备的清扫检修。d)必要时变压器的干燥处理。 e)全部密封垫的更换和组件试漏。f)绝缘瓷瓶清扫检查。g)变压器的油处理。h)进行规定的测量及预防性试验。i)消缺工作。2)小修项目 a)检查并消除已发现的缺陷。 b)清扫套管并检查套管有无破损和放电痕迹，引出线接头是否有过热变色现象。 c)检查油位计，必要时变压器本体加油。 d)检查各部密封胶垫，处理渗漏油。 e)检查冷却装置有无渗漏油现象。 f)清除压力释放阀阀盖内的灰尘等杂物。 h)油箱及附件的清扫、检修，必要

16、时进行补漆。 i)按规定要求进行测量和试验。 5.4 检修工艺 1)检修前准备 a）了解变压器在运行中所发现的缺陷和异常（事故）情况，出口短路的次数和情况。 b）变压器上次大修的技术资料和技术档案。 c）了解变压器的运行状况（负荷、温度、有载分接开关的切次数和其他附属装置的运行情况）。 d）查阅变压器的原试验记录（包括油的简化分析和色谱），了解变压器的绝缘状况。 e）查明漏油部位（并作出标记）及外部缺陷。 f）进行大修前的本体和油的分析试验，确定检修时的附加项目（如干燥、油处理等）。 5.5质量要求 1)器身检修 a)应全面检查器身的完整性，有无缺陷存在（如过热、弧痕、松动 、线圈变形、开关接

17、点变色等）。对异常情况要查找原因并进行检修处理，同时要作好记录。 b)器身暴露在空气中的时间（从开始抽油至开始注油止，放完油的时间越短越好）相对湿度65%16小时，相对湿度75%12小时，当器身温度低于周围气温时，宜将变压器加热，一般高出10。 c)器身检查时，场地周围应清洁，并应有防尘措施。 d)检查工作应由专人进行，不得携带与工作无关的物件，应着专用工作服和软底鞋，戴清洁手套（防汗），禁止用手接触线圈与绝缘物，寒冷天气应戴口罩。 e)油箱底应保持洁净无杂质。 4.2.6变压器大修后的交接验收 变压器在大修竣工后，应及时清理现场、整理记录、资料、图纸、清退材料，进行核算提交竣工、验收报告，并

18、提请有关部门组织有关单位、维修部门、高压试验、油样化验、继保、运行、计量等单位进行现场验收工作。序号项目周期标准要求说明1油中溶解气体色谱分析1)220kV及以上的所有变压器在投运后4天.容量120MVA及以上的主变压器在投运后10天.330kV及以上的电抗器在投运后的30天.2)运行中a)330kV及以上变压器和电抗器为3个月b)220kV变压为6个月c)120MVA及以上的发电厂主变压器为6个月d)其余8MVA及以上的变压器为1年e)8MVA以下的油浸式变压器自行规定3)大修后4)必要时1)运行设备的油中H2与烃类气体含量(体积分数)超过下列任何一项值时应引起注意 总烃含量大于150

19、15;10-6H2含量大于150×10-6C2H2含量大于5×10-6(500kV变压器为1×10-6)2)烃类气体总和的产气速率0.25ml/h(开放式)和0.5ml/h(密封式)，或相对产气速率大于10%/月则认为设备有异常1)总烃包括CH4、C2H6、 C2H4和C2H2四气体2)溶解气体组分含量有增长趋势时，可结合产气速率判断，必要时缩短周期进行追踪分析3)总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行判断4)新投运的变压器应有投运前的测试数据5)测试周期中1)项的规定适用于大修后的变压器2绕组直流电阻1)13年或自行规定2)无励磁调压变压器变换分接位置后3)有

20、载调压变压器的分接开关检修后(在所有分接侧)4)大修后5)必要时1)1.6MVA以上变压器，各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的2%，无中性点引出的绕组，线间差别不应大于三相平均1%2)1.6MVA及以下的变压器，相间差别一般不大于三相平均值的4%，线间差别一般不大于三相平均值的2% 3)与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2%4)电抗器参照执行如电阻相间差在出厂时超过规定，制造厂已说明了这种偏差的原因，按要求中3)项执行2)不同温度下的电阻值按下R2=R1(T+t2)(T+t1) ）式中R1、 R2分别为在温度t1、 t2时的电阻值.T为计算用常数附表变压器试验项目、周期和要求3

21、绕组绝缘电阻、吸收比或(和)极化指数1)13年或自行规定2)大修后3)必要时1)绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试结果相比应无明显变化2)吸收比(1030范围)不低于1.3或极化指数不低于1.51)采用2500V或5000V兆欧表2)测量前被试绕组应充放电3)测量温度以顶层油温为准，尽量使每次测量温度相4)尽量在油温低于50时测量，不同温度下的绝缘电阻值一般可按下式换A=1.5K/10校正到 20时的绝缘电阻值当实测温度为20以下时R20=Rt/A式中 R20校正到20时的绝缘电阻值(M).Rt 在测量温度下的绝缘电阻值(M).式中R1、R2分别为温度t1、t2时的绝缘电阻值 5)吸收比和

22、极化指数不进行温度换算0时测量，不同温度下的绝缘电阻值一般可按下式换算A=1.5K/10校正到 20时的绝缘电阻值可用下述公式计算当实测温度为 20以上时R20=ARt当实测温度为20以下时R20=Rt/A式中 R20校正到20时的绝缘电阻值(M).Rt 在测量温度下的绝缘电阻值(M).式中R1、R2分别为温度t1、t2时的绝缘电阻值5)吸收比和极化指数不进行温度换算4绕组的tg1)13年或自行规定2)大修后3)必要时1)20时tg不大于下列数值330500kV 0.6%66220kV 0.8%35kV及以下 1.5%2)tg值与历年的数值比较不应有显著变化(一般不大于30%)3)试验电压如下

23、非被试绕组应接地或屏蔽2)同一变压器各绕组tg的要求值相同3)测量温度以顶层油温为准，尽量使每次测量的温度相近4)尽量在油温低于50时测量，不同温度下的tg值一般可按下式换A=1.3K/10（ K为温度差）校正到20时的介质损耗角正切值可用下述公式计算当测量温度在20以上时，tan20= tant/A当测量温度在20以下时:2）tan20=A tan t式中 tan20校正到 20 时的介质损耗角正切值.tant-在测量温度下的介质损耗角正切值.式中tg1、 tg2分别为温度t1、 t2时的tg值绕组电压10kV及以上10kV绕组电压10kV以下U 5电容型套管的tg电容值1)13年或自行规定

24、2)大修后3)必要时套管主绝缘类型tg（ %） 最大值1)用正接法测量2)测量时记录环境温度及变压器(电抗器)顶层油温电容式油浸纸0.7（ 500kV套管0.5)胶浸纸0.7胶粘纸1.0(66kV及以下电压等级管15） 浇铸树脂15气体15有机复合绝缘0.77交流耐压试验1)15年(10kV及以下)2)大修后(66kV及以下)3)更换绕组后4)必要时1)油浸变压器(电抗器)试验电压值按表6(定期试验按部分更换绕组电压值)2)干式变压器全部更换绕组时，按出厂试验电压值.部分更换绕组和定期试验时，按出厂试验电压值的0.85倍1)可采用倍频感应或操作波感应法2)66kV及以下全绝缘变压器，现场条件不具备时，可只进行外施工频耐压试验3)电抗器进行外施工频耐压试验8铁芯(有外引接地线的)绝缘电阻1)13年或自行规定2)大修后3)必要时1)与以前测试结果相比无显著差别2)运行中铁芯接地电流一般不大于0.1A1)采用2500V兆欧表(对运行年久的变压器可用1000V兆欧表)2)夹件引出接地的可单独对夹件进行测量9穿心螺栓、铁轭夹件、绑扎钢带、铁芯、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻1)大修后2)必要时220kV及以上者绝缘电阻一般不低于500M，其它自行规定1)采用2500V兆欧表(对运行年久的变压器可用1000V兆欧表)2)连接片不能拆开者可