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1、中广核太阳能光修站黠油浸式变压器一、电站主变压器的作用及意义主变压器是光伏电站中最重要的电气设备，是光伏电站与电网电气联接 的核心部件。由于主变容量较大，故多采用油浸式。在光伏电站正常发电过 程中，它将光伏电站逆变器所发交流电升压后送入电网；在电站停发或热备 状态下，为逆变器并网提供有效介质途径，在未设置备用电源情况下，是全 站电源的重要保障，。此外，主变压器是电网调度设备，主变的状态直接关系到全站乃至电网 的安全运行，因此保障主变压器安全、稳定、可靠运行是光伏电站运维的一 项重要任务。二、油浸式变压器的结构及技术参数公司大多投产及新建电站的油浸式主变压器多为天威保变及特变电工生产, 具体结构
2、可参考如下结构图。以哈密电站一期为例，主变主要技术参数如下表所示。序号名称参数一变压器基本技术参数1型式及型号SZ11-20000/1102额定容量(MVA)(绕组温升65K)20/203最咼工作电压(kV) 高压/低压126/11.54额定电压(kV) 高压/低压110/10.55额定电流(A)高压/低压104.98 /1154.736额定电压比(kV)121 8X1.25%/10.57短路阻抗(%)10.5%8联结组标号Yn、 d119额定频率(Hz)5010绝缘耐热等级A11额定绝缘水平高压侧雷电冲击耐受电压峰值 (kV)480短时工频耐受电压有效值 (kV)200低压侧雷电冲击耐受电压
3、峰值 (kV)75短时工频耐受电压有效值 (kV)35中性点雷电冲击耐受电压峰值 (kV)325短时工频耐受电压有效值 (kV)14012损耗空载损耗(kW)19.5负载损耗(kW)88.4附件损耗(kW)一13效率(%)99.614局部放电量(pC)10015噪音水平(dB)6516无线电干扰电压(口V)500二变压器套管1额定绝缘水平序号名称参数高压 侧雷电冲击耐受电压峰值 (kV)480短时工频耐受电压有效值 (kV)200低压 侧雷电冲击耐受电压峰值 (kV)75短时工频耐受电压有效值 (kV)35中性 占 八、雷电冲击耐受电压峰值 (kV)325短时工频耐受电压有效值 (kV)140
4、2套管外绝缘爬距高压(mm)3906低压(mm)357中性点(mm)22483套管端子允许荷载(高压/低压/)横向拉力(N)1500/1500垂直拉力(N)1500/2000水平拉力(N)3000/30004中性点套管端子允许何载(横向/垂 直/水平)拉力(N)2000/1500/15005套管式电流互感器高压 侧电流比(A)准确级额定输出(VA)中性 占 八、电流比(A)100200/5准确级10P30/10P30额定输出(VA)306冷却器工作组数备用组数风扇电机功率(kW)、电压(kV)、数 量三其它技术要求1轨距(mm)(纵向X横向)序号名称参数2运输重（T）3上节油箱重（T）4油重（
5、T）5总重（T）6变压器外形尺寸（mm ）长、宽、高7变压器运输尺寸（mm ）长、宽、高三、油浸式变压器投运前的运维1、试验前的检查油浸式变压器在运行前均必须通过各项相关试验，试验必须为有资质的试验 人员负责，且厂家人员必须在现场。现场运维人员可配合相关试验人员，但不作 为试验人员，在试验过程运维人员有知晓权。检查项目如下： 检查分接开关位置，无励磁分接开关的分接位置三相是否一致。带有载分接 开关的，检查电动机构与开关刻度盘及远方指示数据是否一致。变压器外部空间绝缘距离，应不小于下表规定系统标称电压/kV设备最高电压Um/kV额定雷电冲击 耐受电压/kV最小空气间隙/mm10127512535
6、40.52003406672.5325630110126480880132145按国标要求标准按国标要求注：表中数据为海拔高不大于 1000m 数据。当海拔高度超过 1000m 而小于2500m 时，每超过 100m 按表中数据增加 1%计算。检查储油柜油面高度有无假油位、是否与环境温度相符合。如果储油柜油面 低于正常油面，可以从储油柜下的注油管加油，加油时，应先把注油管的活门上 的放气塞打开，等放气塞流油后再进行加油。检查接地系统是否可靠正确。检查铁心接地，应保证一点接地，不能形成回路。检查油箱是否可靠接地。 投入运行的组件阀门（事故放油阀、真空注油阀除外），是否呈开启位置。气体继电器，升高
7、座等装置应再次排气。 温控器的检测，按使用说明书将温度控制限值整定到用户需求值。 对二次线路的检测，将高、低油温节点短路，或将过负荷电流继电器节点短 路，通电后风机正常运转。检查油位表、压力释放阀、气体继电器、温控器等各报警、跳闸回路是否畅 通。2、带电前的检查 为避免交叉作业，主变送电前的检查工作主体为现场工程人员负责。但为保 障现场运维人员技能水平，现场运维人员应熟悉各项检查工作。检查项目如下： 变压器档位分接开关应在无激磁状态下连续调换分接档位，以消除油膜对接 触电阻的影响，然后将档位对准，此时开关动静触头间的接触直流电阻小于500 口Q。各分接开关要处于同一档位，且与线路电压相符合。1
8、10kV 油浸变压器套管中法兰引出的小瓷套，在变压器运行时，应可靠接地。 检查变压器带电侧中性点是否已可靠接地（冲击时应直接接地）。 检查各保护装置，断路器整定值和动作灵敏度是否良好。检查继电器保护，如气体继电器、温控器、压力释放阀及套管式电流互感器 测量回路、保护回路与控制回路接线是否正确，必要时进行短路联动试验。检查套管式电流互感器二次侧不带负荷的是否已短接，不允许开路运行。 检查储油柜吸湿器是否畅通。重复检查接地系统是否接地可靠。 检查对保护装置整定值，系统电压不稳定时，应适当调整保护系统整定值， 以便有效的保护变压器。在上述检查及试验项目符合要求时 ,方可进行空载试验和空载冲击合闸试
9、验。四、油浸式变压器并网运行的运维 变压器并网运行的操作原则上由现场运维人员负责，在并网运行内的一周时 间内，运维人员应加强对变压器的巡检力度，发现任何问题应立即与现场工程人 员沟通、联系，保证设备的可靠、稳定运行。1、油浸式变压器的投运 空载试运行，变压器应由电源侧接入电压后，作电压冲击合闸。 变压器空载冲击合闸，应注意下列事项： 空载冲击合闸前，变压器应静放 24h 以上，装配放气塞的升高座和套管要定 时放气。空载冲击合闸前，过流保护动作时限应整定为零，气体继电器信号回路暂接 入分闸回路上。电源三相开关不同步时差应小于10ms，合闸应有避雷器保护，变压器中性点 应可靠接地（应直接接地）。空
10、载冲击合闸电压不能超过变压器的档位指示电压的 5，合闸次数最多应 为5次，第一次受电后持续时间应不小于lOmin,每次合闸间隔时间应不小于 5min。试验结束后，应将气体继电器信号接点接报警回路，分闸接点接分闸回路， 并调整过流保护限值。2、带负载试运行：空载试运行24h无异常后，可转入带负载运行，应逐步分级地从25%、50%、 75%到 100%增加负载。在带一定负载连续试运行24h后，变压器主体及附件均正常，变压器便转入 正常运行。注：在巡检过程中，现场运维人员必须使用温度测试仪或热成像仪，对变压 器本体及接线端子等附件进行有针对性的检查；变压器运行中声音是均匀的电流 声音，如发现声音异常
11、，明显增大、或者存在局部放电响声，应该立即找出原因、 采取措施，必要时可采取降低负荷或停运变压器等手段。五、油浸式变压器正常运行中的维护 第一节 检修周期1、大修周期： 在投入运行后的10年大修一次。 运行中的变压器发现异常状态或经试验判明有内部故障时应提前大修。 当承受出口短路后，应考虑提前大修。事故泄油池 5 年清理一次2、小修周期（应安排在每年春秋检，或线路停运时）电站油浸式主变应每年进行一次小修。3、附属装置的检修周期 保护装置和测温装置的校验，每年一次。 冷却风扇电机分解检修，每年一次。自动装置及控制回路的校验、检查、清扫，每年一次。4、有载分接开关的检修周期取样时发现油质低于标准时
12、应更换油或过滤。即使油耐压超过 30KV 以上， 每年应更换新油一次。新投入运行的有载分接开关在切换 5000 次后或虽未达到 5000 次但运行满 1 年后，应将切换部分吊出检查。当操作满50000 次后应对切换开关进行检修；分接开关工作五年后，即未满 50000 次也应进行检修。5、电容套管应根据电气试验及密封材料老化情况确定。第二节 检修项目1、大修项目： 检修前制订大修方案以及器材准备工作。吊芯、吊罩检查器身。对绕组（线圈）、引线的检修，有载（无载）分接开关的检修。 对铁芯、穿芯螺钉、轭架、压钉及接地片等的检修。油箱及附件检修，包括：套管、储油柜（含胶囊、隔膜）、压力释放阀、呼 吸器等
13、。装复变压器、各部密封胶垫的更换和试漏。瓦斯继电器、保护装置、测温装置及操作控制箱的检查和试验。 冷却器：风扇电机、油流继电器、阀门、管道、净油器等附属设备的检修。 进行必要的绝缘干燥处理。变压器油的处理或换油（110KV及以上电压等级者真空注油） 清扫外壳，进行除锈喷油漆。大修后的试验和试运行。2、小修项目检查并消除已发现的缺陷。 检查并拧紧套管引出线的接头螺栓。 放出储油柜集污器中的油泥，检查油位计，必要时对套管、变压器本体和有 载开关加油。检查各部密封胶垫，处理渗漏油。 冷却器、储油柜、呼吸器、压力释放阀的检修。 套管密封、顶部连接帽密封垫的检查更换、瓷套的检查、清扫。 各种保护装置、测
14、量装置及操作控制箱的检修、试验。 各部油阀和油堵的检查处理。有载分接开关的检修和操作试验。 检查接地系统、检测高压套管的屏蔽线。 油箱及附件的清扫、检修，必要时进行补漆。 按规定要求进行测量和试验。有载分接开关在变压器大修时的检查和测试项目。 测量触头接触电阻。 测量限流电阻值。 检查分接开关动作顺序。 传动装置和控制装置的检查。 绝缘油试验。第三节 检修工艺的基本要求1、检修前准备工作 大修前应先了解变压器的运行状况，主要内容有： 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。变压器上次大修的技术资料和技术档案。 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）。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。查明漏油部位（并作出标记）及外部缺陷，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）。 编制大修工程技术、组织措施计划，主要内容有：人员组织及分工。核实检修项目及制定施工进度。特殊项目的施工方案，确保施工安全、质量的技术措施，现场的防火措施。主要施工工具和设备明细表，主要材料明
