风电场箱式变压器运行规程.docx
- 文档编号:25726953
- 上传时间:2023-06-11
- 格式:DOCX
- 页数:15
- 大小:22.89KB
风电场箱式变压器运行规程.docx
《风电场箱式变压器运行规程.docx》由会员分享,可在线阅读,更多相关《风电场箱式变压器运行规程.docx(15页珍藏版)》请在冰豆网上搜索。
风电场箱式变压器运行规程
风电场箱式变压器运行规程
1适用范围
本规程适用于*公司坝头风电场风力发电机组专用组合箱式变压器正常运行维护和事故处理。
2引用标准
国家电网公司电力安全工作规程(变电部分)
国家电网公司电力安全工作规程(线路部分)
DLT572——1995电力变压器运行规程
DLT596——1996电力设备预防性试验规程
相关设备技术参数说明及使用手册
3相关参数
3.1组合式变压器
3.1.1(一期中山明阳)组合式变压器
型号
SB11-Z-1600/35
产品代号
1.592
标准代号
JB/T10217-2000
额定容量
1600kVA
额定频率
50Hz
额定电压
高压38500V
额定电流
高压24.0A
低压690V
低压1338.8A
联结组标号
Dyn11
相数
3
绝缘水平
LI200AC85/AC5
海拔高度
1640m
冷却方式
ONAN
开关位置
分接电压(V)
短路阻抗
﹪(75℃)
1
40425
器身重
2.57t
2
39463
绝缘油重
2.45t
3
38500
总重量
7.5t
4
37538
5
36575
3.1.2(二期顺特)组合式变压器
型号
ZGSB11-H.F-1600/38.5
产品代号
M110039-01HM
标准代号
JB/T10217Q/SJ11901
额定容量
1600kVA
额定频率
50Hz
额定电压
高压38500V
额定电流
高压24.0A
低压690V/620V
低压1339/1490A
联结组标号
Dyn11
相数
3
绝缘水平
LI/AC200/85kVLI/AC/5kV
海拔高度
1000m
冷却方式
ONAN
开关位置
分接电压(V)
短路阻抗
6.32﹪/6.40﹪
1
40425
器身重
2220kg/2190kg
2
39463
绝缘油重
1475kg
3
38500
总重量
6400kg/6370kg
4
37540
防护等级
IP54全封闭
5
36575
3.2负荷开关技术参数
序号
名称
单位
BYFI-40.5/315-12.5
BYFI-40.5/630-20
1
额定电压
kV
40.5
2
1min工频耐受电压
对地、相间
kV
95
隔离断口
110
3
雷电冲击耐受电压
对地、相间
kV
200
隔离断口
215
4
额定电流
A
315
630
5
额定短路耐受电流/2s
kA
12.5
20
6
额定峰值耐受电流
kA
31.5
50
7
主回路电阻
μΩ
≤150
≤80
8
操作力矩
N.m
≤40
9
机械寿命
次
2000
3.3(一期中山明阳)YSF6-□/□型系列压力释放阀技术参数
喷油有效口径(mm)
开启压力(kPa)
开启压力偏差(kPa)
关闭压力(kPa)
密封压力(kPa)
φ25
φ50
15
±5
8
9
25
13.5
15
35
19
21
55
29.5
33
3.4(一期中山明阳)三相组合式过电保护器技术参数
三相组合式过电压保护器
序号
名称
单位
保证值
1
额定电压
kV
51
2
持续运行电压
kV
40.8
3
标称放电电流
kA
5(峰值)
4
陡波冲击电流下残压(不大于)
kV
5
雷电冲击电流下残压(不大于)
kV
≤134(峰值)
6
造作冲击电流下残压(不小于)
kV
≤114(峰值)
7
直流参考电压(1mA)
kV
≥73
8
2ms方波冲击电流
A
≥400(峰值)
3.5(一期中山明阳)熔断器技术参数
序号
名称
单位
保证值
1
型号
XRNT-(STR20)-40.5/31.5
2
额定电压
kV
40.5
3
最高运行电压
kV
40.5
4
熔体额定电流
A
40
5
额定短路开断电流
kA
31.5
6
额定频率
Hz
50
7
雷电全波冲击耐受电压(峰值,1.2/50μs)
相间及相对地
kV
熔断器导电部分对地:
190熔芯取走后导电部分之间:
220
8
1min工频耐压(有效值)
相间及相对地
kV
95(对地)/110(断口)
3.6(一期中山明阳)低压断路器技术参数
序号
名称
单位
保证值
1
型号
KFW2-1600/31600A
2
额定电压
V
690
3
额定电流
A
1600
4
额定开断电流
kV
40
5
脱开时间
s
12~18ms
3.7(二期顺特)三相四线电子式多功能电能表相关参数
3.7.1规格型号
型号
类别
参比电压(Un)
额定电流(In)
准确度等级
有功
无功
DTSD
三相四线
3x57.7/100V
3x1.5(6)A
0.5级
2级
3x1.5(6)A
3x5(20)A
3x10(40)A
3x15(60)A
3x20(80)A
3.7.2电气参数
正常工作电压
0.9Un~1.1Un
极限工作电压
0.8Un~1.15Un
电压线路功耗
≤2W和5VA
电流线路功耗
≤1VA
数据备份电池
3.6V≥1200mAh
3.7.3工作参数
时钟准确度(日误差)
≤0.5s(23℃)
电池容量
≥1200mAh
停电后数据保存时间
≥10年(用新电池)
费率数
4
时段数
10
计数范围
(0~999999.99)kWh,(0~999999.99)kvarh
显示
液晶,背光可选
3.7.4气候条件
正常工作温度
—10℃~+45℃
极限工作温度
—30℃~+55℃
储存和运输温度
—30℃~+70℃
储存和工作湿度
≤85%
3.8(二期顺特)过电流脱扣器相关参数
3.8.1过电流脱扣器的电流整定值
长延时
短延时
瞬时
接地故障
Ir1
Ir2
误差
Ir3
误差
Ir4
误差
(0.4—1.0)In
(最小160A)
(0.4—15)In
±10﹪
1.0In~
50KA/75KA/100KA
±15﹪
(0.2—0.8)In(最大1200A,最小160A)
±10﹪
3.8.2长延时过电流保护反时限动作特性为I2TL=(1.5r1)2tL,其(1.05~2.0)Ir1的动作时间如下表,反时限误差为±15﹪
I
动作时间
1.05Ir1
﹥2h不动
1.3Ir1
﹤1h动作
1.5Ir1
15s
30s
60s
120s
240s
480s
2.0Ir1
﹤9s
﹤18s
﹤37s
﹤74s
﹤148s
﹤300s
注:
①1.5Ir1的时间由用户整定,2.0Ir1的时间按I2TL=(1.5r1)2tL计算。
②式中tL—长延时1.5Ir1时整定时间
In—长延时时整定电流
TL长延时动作时间
3.8.3短延时过电流保护动作特性
控制单元短延时特性
短延时时间ts
0.1
0.2
0.3
0.4
可返回时间s
0.06
0.14
0.23
0.35
4运行前检查
4.1核对变压器铭牌数据、开关分接位置和变压器接线是否和电网匹配。
4.2检查箱变外观是否良好,是否有渗漏油现象,高、低压开关室门锁是否完好,有无锈蚀、磕碰和破损现象;检查低压开关室内的元件二次接线是否松动。
4.3检查变压器油的高度确保变压器油在适当的位置,油位指针在“H”和“L”之间为正常。
4.4接地检查:
变压器高压室的专用接地端接到基础内设置的永久接地点上。
4.5低压配电柜检查:
检查柜体静电粉末喷涂层有无脱落,柜内是否干燥、清洁;电气元件的操作机构是否灵活,无卡滞或操作力过大现象;主要电器的通断是否可靠、准确,辅助接点的通断是否可靠准确;母线连接是否良好,其绝缘支撑件、安装件及附件是否牢固可靠;其余各电气部件是否连接可靠,紧固件是否牢固。
4.6上述检查完毕后,箱变须按GB50150-1990《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》进行安装前试验。
通过上述交接试验即可投入运行。
5运行规定
5.1投入运行
5.1.1箱变投入运行前,必须先操作压力释放阀将油箱内部可能存在的压力释放掉。
5.1.2压力释放阀的操作应在压力表处于正压的情况下进行,否则会使油箱呈负压而吸入潮气。
5.1.3在运行过程中,切换负荷开关必须由持有高压操作证书的电工使用专用操作杆按《高压操作规定》进行操作。
5.1.4当有异常情况发生时,可通过检查油位、温度、取油样等进行判断。
5.2箱变允许运行方式
5.2.1额定运行
5.2.1.1在规定的冷却条件下,可按铭牌规范运行。
5.2.1.2箱变运行中的允许温度应按油面温度来检查,油面温升值应不超过标准中规定的数值。
5.2.1.3箱变的输入电压可以比额定值较高,但一般不超过额定值的5‰。
5.2.2(一期中山明阳)过负荷运行5.2.2.1箱变可以在正常过负荷和事故过负荷的情况下运行,正常过负荷可以经常使用,其允许值根据变压器的负荷曲线,冷却介质的温度以及过负荷前变压器所带的负荷来确定,事故过负荷只允许在事故情况下(例如:
运行中的若干台变压器中有一台损坏,又无备用变压器可以按事故过负荷运行)使用。
5.2.2.2变压器事故过负荷的允许值可参考下表。
事故过负荷对额定负荷之比
1.3
1.45
1.6
1.75
2.0
过负荷允许持续时间单位(分)
120
60
30
15
7.5
5.2.2.3在负荷率未知等情况下过负荷倍数和持续时间由下表确定。
过负荷倍数
过负荷前顶层油温升℃为下列数值时的允许过负荷持续时间(时-分)
18
24
30
36
42
48
54
1.0
连续运行
1.05
5-50
5-25
4-50
4-00
3-00
1-30
-
1.10
3-50
3-25
2-50
2-10
1-25
0-10
-
1.15
2-50
2-25
1-50
1-20
0-35
-
-
1.20
2-05
1-40
1-15
0-45
-
-
-
1.25
1-35
1-15
0-50
0-25
-
-
-
1.30
1-10
0-50
0-30
-
-
-
-
1.35
0-55
0-35
0-15
-
-
-
-
1.40
0-40
0-25
-
-
-
-
-
1.45
0-25
0-10
-
-
-
-
-
1.50
0-15
-
-
-
-
-
-
5.3负荷开关的操作
5.3.1负荷开关为三相联动开关,具有快速弹簧操作机构。
5.3.2负荷开关通常用于开断空载电流,必要情况下可开断正常负荷电流,尽可能降低负荷开关操作电流。
有利于延长负荷开关操作寿命和延迟变压器油的老化。
负荷开关不可开断短路电流。
5.3.3负荷开关能在正常回路条件下开断、关合负荷电流,但不能用来切换故障电流,开断电流不能超过开关的额定值。
5.3.4负荷开关其带电操作的寿命不低于:
100﹪额定电流20次;50﹪额定电流30次;25﹪额定电流100次。
5.3.5在进行负荷开关操作时先断开负载,使之在空载情况下切换,以防止变压器油变劣。
5.3.6负荷开关操作必须用专用的绝缘操作杆按开关的分、合指示位置进行操作,以确保人身安全。
5.3.7在操作过程中,如出现滞碍现象时,应停止操作,检查解决后,方可重新操作。
6.注意事项
6.1根据有关高压操作规程规定,使用必要的防护性用具,以确保安全。
6.2操作前应了解线路的运行状况和分接开关的位置,负荷开关是否已处于与变压器断开的位置。
6.3操作者站在最佳操作位置,用绝缘操作杆操作负荷开关,进行投运操作。
6.4当不能确定运行状态时,将其当成带电设备处理,以确保安全。
6.5变压器如果在环境温度低于-20度时投运,合上负荷开关后,建议空载运行24小时进行预热,再进行下一步操作。
6.6由于分接开关为无励磁分接开关,只能在断电的情况下进行操作,否则将会损坏设备并可能造成人身伤害事故的发生,只有在确认已断电时,方可进行调压操作。
7.箱变的巡视
7.1箱体外部巡视
7.1.1注意外壳是否受外力的撞击而发生形变、掉漆生锈以及绝缘油渗漏的现象。
7.1.2目测外壳和框架各非电气部件的连接螺栓是否可靠。
7.2箱体内部巡视
7.2.1接地体:
检查接地体是否可靠连接。
7.2.2油位表:
检查油位表所指油位状态是否正常。
7.2.3断路器:
检查各引线接点有无发热或熔化;检查分合闸线圈有无焦味;高峰负荷时应检查各连接部位是否发热变色。
7.2.4隔离开关:
检查动静触头是否因接触不良引起过热发红或局部放电现象;隔离开关各支柱绝缘子应无放电闪烁。
7.2.5互感器:
检查运行中的互感器发出“嗡嗡”响声是否正常,有无放电声和异常声响;满负荷运行有无异常气味。
7.2.6绝缘子:
检查绝缘子瓷质部位是否有闪烙痕迹。
7.2.7母线:
检查母线连接处颜色是否正常。
8.箱变的检修
在检修变压器之前必须断电,严禁在带电的箱体上进行维修。
8.1外壳检修:
请勿打开箱盖,否则可能导致油品受污或者附件受损。
8.2补充变压器油:
当变压器油位过低时,应适时补充变压器油。
充入的变压器油牌号和油基要求与原牌号和油基一致。
建议与公司联系确认。
添加变压器油之前,需对变压器油作检验,检验合格后方可添加到邮箱中。
8.3更换避雷器:
当例行检验时发现避雷器不能满足运行要求时,需对其进行更换,否则将导致事故的发生。
避雷器的型号须和更换前一致。
8.4高压套管和绝缘子的清洁:
应保证高压室内高压套管和绝缘子的清洁,注意检查和进行清洁前确保箱变高低压侧断电。
8.5低压部件检修:
在产品进行设备检修时须进行刀闸操作,保证高压侧负荷开关断开和风机停电,并且挂警示牌、设遮拦和挂好接地线。
8.6低压柜的检修:
一般主要对下述设备进行检查
8.6.1断路器:
检查各连接头接触是否良好,无发热松动;检查分合闸指示与断路器实际状态是否相对应;检查操作机构是否清洁无腐蚀,无杂物卡阻;检查端子盒内二次线端子是否受潮,有否锈蚀现象。
8.6.2刀熔开关:
检查本体是否完好,三相触头在合闸时同期到位,无错位或不同期到位现象;检查动静触头间接触是否良好;检查操作机构是否清洁无腐蚀,无机械损伤;检查熔断件是否完好无损。
8.6.3隔离开关:
检查本体是否完好,三相触头在合闸时同期到位,无错位或不同期到位现象;检查动静触头间接触是否良好;检查操作机构是否清洁无腐蚀,无机械损伤;检查熔断件是否完好无损。
8.6.4互感器:
检查一、二次回路接线是否牢固,各接头是否松动;检查二次侧接地是否牢固且接触良好。
8.6.5绝缘子:
检查绝缘子应保持清洁,无脏污,瓷质部分应无破损和裂纹现象。
8.6.6母线:
检查母线与母线或母线与电器端子的螺栓搭接面是否松动、过热或接触不良现象;若母线套热缩套管,应检查收缩管是否出现普遍开裂及折皱现象。
8.7更换高压熔断器:
高压熔断器一但动作,应三相同时更换。
9.箱变的维护和保养
9.1套管
套管应保持干净,定期将绝缘子擦干净,仔细检查套管有无碎裂,如果有必须及时更换。
9.2端子
检查接线端子紧固程度,如发现松弛,必须用扳手缓慢地紧固以保持接触良好。
9.3高低压开关室
定期检查箱变高、低压开关室内部的所有操作部件。
检查所有的表计和附件,是否能正常工作。
应及时修理或更换被损坏或有故障的部件。
9.4变压器油
正常运行条件下,不需要作油样试验。
如发现潮气侵入现象(如绝缘子破碎等)则必须从放油阀处取油样进行测试。
9.5放油和注油
若油位指示低于警示油位线,应对箱变进行注油。
注油前必须先操作压力释放阀,释放油箱内可能存在的压力,打开高压室内的注油塞子,注入相同牌号的变压器油,注油完毕后,将注油塞旋紧。
放油和取油样只需打开放油阀。
在注油和放油过程中,应特别小心,避免夹带气泡。
箱变在注油后至再送电之前的时间间隔应超过24小时,以保证油中的气泡逸出并在送电前排出油箱外。
9.6箱变漏油处理
9.6.1断开箱变低压侧开关;
9.6.2断开箱变负荷开关;
9.6.3断开箱变高压侧进线隔离刀闸;
9.6.4在箱变高压侧挂短路接地线一组;
9.6.5用油泵在高压室内注油口处抽油,直到漏油点油位以下;
9.6.6对漏油部位进行处理;
9.6.7处理完毕后,检查漏点处确无漏油现象;
9.6.8在注油口处注入同型号的变压器油,直到油位表指示正常;
9.6.9工作完毕后,检查工器具无遗漏在箱变内;
9.6.10箱变静止24小时后,在放气口处进行放气,确保油箱内无气体;
9.6.11检查压力表和油位表在正常范围内;
9.6.12将箱变恢复正常运行。
- 配套讲稿:
如PPT文件的首页显示word图标,表示该PPT已包含配套word讲稿。双击word图标可打开word文档。
- 特殊限制:
部分文档作品中含有的国旗、国徽等图片,仅作为作品整体效果示例展示,禁止商用。设计者仅对作品中独创性部分享有著作权。
- 关 键 词:
- 电场 箱式 变压器 运行 规程