金风1500kw机组电机电网部分原理介绍

1、前 言金风1500KW机组电机电网部分原理介绍目 录第一章 金风1500KW系列风力发电机组永磁发电机简介3一 概述及发电机主要参数3二 结构组成介绍4三 电机永磁特性说明5四 出厂测试5第二章 金风1500KW系列风力发电机组电气及并网特性7一 金风1.5MW风机系统参数71 系统参数72 系统故障保护参数83 风机短路电流94 风机升压变压器基本电气参数95 金风1.5MW风机风电场并网设计电气考虑重点106 风电场通讯硬件标准11二 金风1.5MW风机并网运行特性111 并网特性有功功率控制112 并网特性无功功率控制123 并网特性启动过程12三 金风1500KW风力发电机组美式专用箱

2、式变电站技术要求171 一般要求172 主要技术参数要求173 结构及其它技术要求19四 箱式变电站同变流器相连的电缆的技术要求221 一般要求222 主要技术要求22第一章 金风1500KW系列风力发电机组永磁发电机简介一 概述及发电机主要参数1500KW发电机为外转子式永磁同步风力发电机，励磁方式为永磁体励磁，额定功率为1580KW、额定转速16.6转（87机型），17.3转（77、82机型）19转（70机型）、极数88极、6相、额定电压690V，防护等级为IP23，发电机重量43.6吨。定子绕组材料全部采用F级以上等级的绝缘材料，温升按照B级考核。定子绕组使用高性能聚酯亚胺绝缘树脂真空浸

3、渍，优良的浸漆环境充分的保证了定子绕组绝缘性能。独特的散热方式使发电机的温升只有60K。采用一套独特的自冷却结构将气流通过导风套引入定子铁芯外部，当随着风速的增加，发电机功率也增大，同时产生的热量也在增加，恰好符合发电机大功率下的冷却设计。在发电机的定子、转子上设计制造有两个方便维护人员穿越的舱门和相应的人孔。并配有双重的机械、电气安全保障措施。由于采用这种永磁体外转子结构，与同功率电励磁风力发电机相比，金风77/1500风力发电机组的电机的尺寸和外径相对较小。发电机转子被叶轮直接驱动，当传统结构中的齿轮箱部件取消后，润滑油泄漏、噪音、齿轮箱过载和损坏的问题因而消失了，同时也会降低用户的运行和

4、维护成本。图显示了两种结构的对比。图中两种结构的气隙直径相同，功率输出相同。金风77/1500风力机外转子直径仅仅比定子直径大了100多毫米，而电励磁电机结构高出气隙直径很多。电机直径减小后重量减轻，易于公路运输。发电机主要部件如图一所示图一 1500KW发电机剖面图1）定子支架 2）铁芯 3）转子支架 4）闸体 5） 绕组线圈 6）磁极二 结构组成介绍2.1 定子发电机定子主要由定子支架、铁芯、绕组线圈及绝缘系统等部分组成，其主要生产流程如图二所示：图二 定子生产主要工序流程其中定子铁芯共有576槽，由0.5mm厚的硅钢片逐片叠成，铁芯总高度740mm；绕组线圈为预成型式，由扁铜线绕制涨型而

5、成，匝间包有绝缘；绝缘系统均采用F级以至更高等级，B级考核2.2 转子发电机转子主要由转子支架和磁极组成，起着建立旋转磁场的作用。为改善转子强度，外圆一侧有加强环，在主轴非传动端侧面设有连接法兰。采用外转子结构，电机热损耗的主要部分从叠片定子铁芯传导到散热齿，然后被外部的冷却气流带走，有利于磁钢的磁性能稳定。转子采用斜级，各磁极相对于轴向均有一定角度倾斜，加之分数槽设计，可有效减少发电机齿槽效应的影响。三 电机永磁特性说明a) 按照发电机出口侧三相短路电流（8倍额定电流），计算短路电流产生的冲击退磁磁场强度，按照2.5倍冲击退磁磁场强度，选择永磁体的额定矫顽力值，依据额定矫顽力值，选择永磁体材

6、料。b) 金风公司选择的1500KW发电机永磁体，工作点在退磁曲线的拐点之上，是拐点值的3-4倍。同时我们选用的是具有较高的矫顽力值的磁钢材料，具有较高的抗去磁能力，不会造成永磁体的不可逆退磁。c) 金风公司在设计发电机时，充分考虑到了特殊工况时产生的反向磁场对磁体的退磁作用，设计上通过计算，选取的永磁磁钢各项性能参数，能保证在过载、短路、雷击时永磁体工作点在拐点之上，永磁磁钢不会产生永久退磁现象。四 出厂测试发电机出厂测试作为发电机出厂前的最后一道检验手段，目的是检查发电机装配质量以及是否存在缺陷，具体检查项目如下：4.1 发电机绝缘电阻测量检测发电机绕组对地的绝缘和绕组间绝缘，防止在装配过

7、程中绕组绝缘受到损坏后，运行时发生事故和人身受到伤害。测量绝缘电阻时应同时量取测量环境温度、湿度。测量绕组绝缘电阻时，需分别测量各套绕组对机壳以及绕组相互间的绝缘电阻，这时不参加试验的其他绕组和埋置检温元件等均应与铁心或机壳做电气连接，机壳应接地。绝缘电阻测量完毕后，每个回路应对接地的机壳做做电气连接使其放电。试验完成后需对测试部件进行放电确保人身安全。测试仪器：摇表或者数字绝缘电阻表。4.2 绕组直流电阻测量测量时发电机的转子应保持静止不动，且电机附近无大的振动源工作（如行车，电/气动扳手等），以避免测量偏差。测量时注意：电机每相为3根引出线，先逐根测量该相电阻值，以确认引线是否虚焊，每次读

8、数与三次平均读取数据的平均值之差在平均值的±0.5%范围内，取其平均值作为电阻的实际测量值。测量室内温度和湿度。直流电阻不平衡度为相电阻的最大值与最小值之差和最小值的比值：直流电阻不平衡度应不大于2%。测试仪器：双臂电桥或者数字微欧计。4.3 工频交流耐压试验本试验只对装配完成、各部件处于正常工作状态下的新电机进行。试验应在制造厂内进行。试验应在电机静止状态下进行。试验时分为三段，分别在两套绕组对地以及两套绕组之间进行。耐压试验的试验电压波形应尽可能接近正弦波。在整个耐压试验过程中，不参加试验的其他绕组和埋置检温元件等均应与铁心或机壳做电气连接，机壳应接地，要作好必要的安全措施，被测

9、电机周围有专人监护。测试仪器：工频耐压机。4.4 匝间试验首先确认发电机套装工作全部完成。试验应在制造厂内、在发电机静止状态下进行。要分别检测两套绕组的匝间绝缘状况。测试仪器：匝间仪。4.5 空载试验空载试验是为检测发电机在额定转速情况下轴承、转子同定子等的部件运转情况，同时可以进行电压和波型以及空载特性的测定。空载试验时，应在工作转速范围内均匀采集910个点的数值，采集分析空载电压波形并得到空载时的转速-电压曲线。测试仪器：拖动变频器，功率分析仪或同功能仪器4.6 噪声测试 检查发电机空载转动时的噪声值，同时可以检查装配质量。 测试仪器：声级计第二章 金风1500KW系列风力发电机组电气及并

10、网特性一 金风1.5MW风机系统参数1 系统参数金风1.5MW风机采用无增速齿箱的叶轮直接驱动发电机技术，采用多极对的永磁同步发电机组。风机的全部功率通过全功率的1.5MW变频器并网，主拓扑结构如下图1所示。由于风机通过变频器并网，因此风机的并网电气特性独立于发电机，而由变频器电气特性决定。图1 金风1.5MW宽频调速永磁直趋风机主拓扑图风机系统的并网电气参数如下表1所示表1. 风机并网电气参数参数数值单位相数3额定电压690V额定功率1500KW视在功率 1579kVA控制系统消耗功率20KW额定电流1320A短路电流 (可控)1600A频率50Hz功率因数默认值1感性0.95 - 容性0.

11、95可调2 系统故障保护参数在系统发生故障时，出于对电网稳定和风机自身电气设备的保护，风机将根据故障持续时间判读是否从系统中切出运行。具体的保证值、延迟时间如下表2所示表2 系统故障保护参数参数数值单位延迟时间（s）低电压保护0.9p.u.1高电压保护1.1p.u.1三相功率不平衡30KW300低频率保护47Hz0.1高频率保护50.4Hz0.1注：系统保护参数可以根据各地电网公司要求进行适当修改，但不建议将保护参数调节过大。如果风机并网点出现上述表格中的系统故障并且持续时间超多设定值，风机将退出运行。举例说明，当风机机端电压高于额度参考电压1.1倍（690×1.1=760V）持续时

12、间超过1s，风机将退出运行。3 风机短路电流在风机并网运行过程中发生并网点短路，根据并网点电压跌落情况可以将风机的短路电流分为以下三种情况： 当系统电压跌落至额定电压的15%以下时，即相电压低于60V时，风机在20ms内从电网切除。 当系统电压跌落范围在27% 90%之间时，风机向系统提供恒定的1600A短路电流，时间为1s。1s以后，如果系统故障解除、系统电压恢复，风机将继续并网运行；如果电网电压未在该时间内恢复到正常水平，风机将退出运行。 当系统电压跌至额度电压的15% 27%之间时，风机向系统提供恒定的1600A短路电流，风机提供短路电流时间与系统机端电压的对应关系满足德国E.on Gr

13、id Code标准，具体值参考下图2所示，红线以上的阴影部表示风机并网运行。举例说明，当风机并网点电压为额定电压的15%时，风机提供1600A短路电流，时间为750ms。如果在该时间内系统故障解除、系统电压恢复，风机将继续并网运行；如果电网电压未在750ms内恢复到正常水平，风机将退出运行。图2 风机提供短路电流时间与机端电压的关系4 风机升压变压器基本电气参数金风1.5MW风机一般采用“一机一变”的形式并入风电场内的集电线路中，风机与变压器之间只有690V的动力电缆连接和接地系统电缆连接。风机不需要变压器提供电源，风机与变压器没有通讯连接。变压器的基本电气参数如下表3所示。（详见附件）表3.

14、 变压器基本电气参数参数数值单位容量1600kVA二次侧电压690V正序阻抗6%连接方式Dyn11类型S115 金风1.5MW风机风电场并网设计电气考虑重点由于我国风资源分布特点，导致国内很多风电场的并网点都处在电网末端或电网调节能力相对较弱的地区，系统电能质量相对不好。为保证风电场建成后运行稳定，并且能够满足国家电网公司相关的风电场并网标准，请设计院在前期设计时，重点考察并确认风电场接入点线路上的电压波动问题及三相电压不平衡问题，合理的选择风电场的集中无功补偿设备。第一，应该保证后期运行的风电场场内风机机端电压的波动范围在-10%10%之间，满足最新国标GB/T12325要求；第二，同时相间

15、电压不平衡度满足最新国标GB/T15543要求，三相电压不平衡度正常时应该小于2%，短时不超过4%，取实测95%的概率值日累计超标不超过72min，且每30min中超标不超过5min。如果接入点传输线路不满足以上标准，请设计院在风电场集中无功补偿设计时考虑使用分相控制的集中无功补偿SVC设备！举例说明：以某地区计划接入50MW风电场为例，采用金风1.5MW机型。首先考虑风电场集中无功补偿设备容量，主要根据风电场满发条件下与系统无功交换为0为条件，由于金风1.5MW风机功率因数为1，风电场主要无功消耗电气元件为风机升压变压器和风电场的主变压器，所以设备容量为50000×18%=9000

16、kVar。如果接入点系统很强，那么设备容量可以适当选低，如8000kVar。反之，接入点系统相对较弱，那么设备容量可以增加，如选择10000kVar等。设备的响应动作时间可以规定为小于等于100ms。当接入点地区存在不平衡负载（如电气化铁路、采矿厂、冶炼厂等）或地区电网较弱时，可以要求设备能够具备分相补偿调节的能力。由于风电场建设、运行环境恶劣，可以要求设备的免维护特性和低损耗特性，如自然风冷，空载条件下切除功能等。根据相关参考标准，建议在850kVA容量以上的设备上不采用跌落保险的保护方式，因此建议金风1500KW机组的箱变高压侧至集电线路连接处，避免采用跌落保险设计，而采用可靠性更高的保护

17、设计。如果采用跌落保险，请业主和设计院一定注意保险丝厂家选择，绝对禁止保险丝的随意采购，导致劣质保险丝易烧损，使风机调试运行过程中紧急停机保护！风电场场内的集电线路如果采用电缆方式连接，请设计院前期设计时考虑电缆充电电容问题，在集中无功补偿设备上考虑采用一定的感性补偿，以补偿风电场无风条件下的电缆容性无功。金风公司引进德国DigSILENT软件并开发出风机风电场的数学模型，可以实现风电场并网的稳态分析和系统暂态分析计算，可以辅助业主和设计院进行风电场设计校核和分析计算。6 风电场通讯硬件标准为保证风电场后期运行时风电场监控系统的可靠运行，请设计院和业主严格按照金风兆瓦风电场通讯系统建设技术要求

18、进行通讯硬件标准进行设计。二 金风1.5MW风机并网运行特性金风1.5MW 风机属于变桨宽带调速同步风力发电机，采用永磁同步电机、无增速齿箱设计，额定输出1.5MW。由于采用了特殊的系统设计，具有以下优势： 采用永磁同步发电机，结构简单紧凑、效率高、免维护； 无齿箱设计，风机可靠性高、效率高； 全功率变频器，实现功率的柔性控制，风机变速范围达到50% (10rpm20rpm)，风资源利用率更高。1 并网特性有功功率控制金风1.5MW机组可以通过变桨系统实现风机的最大输出功率控制和风机有功功率输出上升变化率的控制。机组的有功功率控制支持就地端的在线控制。配合金风的能量控制平台后，可以实现中控系统

19、对风电场的在线远程控制。以控制风机最大输出功率为例，风机可以通过控制叶片的桨距角来控制风机吸收的风能，进一步控制风机的出力，控制范围从0 1500KW。该功能的主要意义在于控制风电场的整体出力，特别是在大风天气条件下通过控制风电场的输出，配合电力系统调度进行风电场电力生产，保证电网的安全稳定运行。以控制风机功率输出变化率为例，风机通过控制变桨速度来控制风机功率的上升变化率，能够使风机不因为风速的急剧上升而导致整个风电场的功率急剧上升，该功能的重要意义在于减小风电场启动过程和运行过程中对电网系统的冲击，使风电场能在系统中平稳运行。风电场在建设前期，风机可以按照电网公司的要求设置风电场的有功上升变

20、化速率、风电场启动过程中的功率上升变化率、系统故障恢复后风电场有功输出恢复的速率等等。2 并网特性无功功率控制金风1.5MW机组的通过全功率变流器并网，无功调节方式上类似于STATCOM，响应时间小于10ms。控制方式如下： 金风1500KW机组出厂默认方式为功率因数1：机组正常发电时，机端（即690V出口处）无功功率为0，机组始终保持功率因数为1，控制误差小于30kVar。 金风1500KW机组具备机端电压控制模式：机组自身有-500500kVar的无功调节能力，该无功主要用于系统出现电压波动时，进行无功调节以达到控制和稳定机端电压目的。如设定机端电压的控制目标为690V，当系统电压偏离设定

21、目标一定值后，风机自动发出或吸收一定的无功来调节电压，使电压偏离减小。注意：设计院在进行风电场前期设计时，如果考虑使金风1.5MW风机发出或吸收无功功率，需要业主安装金风风电场能量综合管理系统，同时建议风机长期运行状态下的无功控制范围不大于+150kVar。因为机组不适合长期工作在大容量无功发出或吸收状态，否则会增加机组变流器的负荷，增加后期风机的维护。一般情况可以考虑使风机补偿掉风机升压变和线路的无功损耗，而作为整体风电场的调压功能和风电场主变无功损耗应该由风电场的集中无功补偿来完成。如果设计院在考虑使用风机的机端电压控制模式，应该首先进行严格的系统仿真计算，给出电压偏差的合理值、风机无功补

22、偿的梯度变化和响应时间，以防止可能引起的系统不稳定甚至振荡等严重后果！3 并网特性启动过程金风1.5MW风机通过换流器的同步并网技术和变浆系统控制功率的方式能够实现风机并网过程的最小冲击。当电网系统及风机系统正常并且风速大于等于风机的启动风速时，风机将启动：首先风机的变桨系统控制叶片角度由停机时的顺桨状态调节至一定的角度，使叶轮可以吸收少量的风能并慢慢驱动发电机转动，当发电机转速到达8.5转/分钟左右时，发电机速度将不再增加，此时叶片吸收的风能刚好克服风机的机械摩擦阻力使叶轮维持该转速；然后风机将启动换流器来跟踪电网电压幅值、电流幅值、电网频率及相序，在完全同步后闭合发电机接触器，风机完成并网

23、，此时风机的输出功率接近于零，因此对电网冲击也非常小；当电气上完成并网后，风机变桨系统控制叶片角度使吸收的风能渐渐增大，风机的输出功率也将随之提高。金风1.5MW风机并网冲击情况请参考德国WINDTEST公司的为金风1.5MW风机做的测试认证。下面举例说明金风1.5MW风机的并网具体数据，试验及数据采集由金风公司电控室工作人员在达坂城风电场金风70/1.5MW风机上进行。共进行5次并网试验，每次试验采集的数据包括：就地风速、风机主空开前端电压、风机输出电流、风机有功功率及风机叶轮转速，采样间隔为20ms，统计数据采用Microsoft office Excel处理。a) 就地风速情况，见下图3

24、。其中横坐标代表采样点的时间，单位为ms，采样开始点记为0；纵坐标代表风速，单位为m/s,下列数据表明风机并网前后就地风速大约在8m/s 10m/s之间变化：图3 并网过程中的风速变化情况b) 并网过程的电压变化，见下图4。其中横坐标代表采样点的时间，单位为ms，采样开始点记为0；纵坐标代表风机并网过程主开关上的电压变化，单位为V，其中并网时刻发生在16460ms，数据表明，当风机并网后，机端电压稳定无暂态过程，冲击非常小：图4 并网过程中的电压变化情况c) 并网后的风机输出有功功率变化情况，见下图5。其中横坐标代表采样点的时间，单位为ms，采样开始点记为0；纵坐标代表风机输出功率变化，单位为

25、KW，其中并网时刻发生在16460ms。从结果上看，风机在完成并网后，输出的有功功率逐渐增大：图5 并网后的风机有功功率输出变化情况d) 并网过程叶轮转速变化情况，见下图6。其中横坐标代表采样点的时间，单位为ms，采样开始点记为0；纵坐标代表风机叶轮转速，单位为rpm，其中并网时刻发生在16460ms。风机在叶轮到达8.5rpm左右时并网，此时风机有功功率非常低，接近于零。当风机并网以后，变桨系统变化叶片角度使叶轮转速增加，风能转化成电能：图6 风机并网过程中的叶轮转速变化e) 并网过程风机输出电流变化，见下图7。其中横坐标代表采样点的时间，单位为ms，采样开始点记为0；纵坐标代表风机输出电流

26、，单位为A，其中并网时刻发生在16460ms，并网瞬间电流有效值大约为140A左右：图7 风机并网过程中风机输出电流变化情况从上面数据可以说明：金风1.5MW风机并网过程对系统电压冲击影响非常小，接近于零，并网瞬间输出电流为140A左右；风机并网后输出功率将从0开始逐渐增加。4 并网特性网侧谐波金风1.5MW风机并网点谐波标准满足国标GB/T 1454993、IEC 61400-21 (Power quality requirements for network connected wind turbines)。 德国Windtest KWK对金风 77/1.5MW 风机进行全面的认证测试，具

27、体结果如下表5所示（请参照金风公司相关金风1.5MW风机测试报告）：表5 金风1.5MW风机的谐波电流含量下表6为国标GB/T 1454993中关于谐波电流含量的具体标准要求：表6 国标GB/T 1454993中电流谐波规定标准电压kV基准短路容量MVA标谐 波 次 数 及 谐 波 电 流 允 许 值，A2345678910111213141516171819200.381078623962264419211628132411129.7188.6167.810100262013208.5156.46.85.19.34.37.93.74.13.26.02.85.42.63525015127.71

28、25.18.83.84.13.15.62.64.72.22.51.93.61.73.21.5110750129.66.09.64.06.83.03.22.44.32.03.71.71.91.52.81.32.51.2因为风机系统电压690V属于低压系统，因此参照国标中的0.38kV标准规定，假设风机并网点的短路容量为9MVA，那么系统允许的电流谐波标准及金风1.5MW风机的具体谐波含量如表7所示：表7 690V系统9MW短路容量系统条件下允许的电流谐波从以上的对比结果看，金风1.5MW机组的谐波含量满足国标要求。5 并网特性闪变系数金风1.5MW机组运行时的闪变系数如下表8所示，三 金风150

29、0KW风力发电机组美式专用箱式变电站技术要求1 一般要求1.1 所有设备及其备品备件，除规定的技术参数和要求外，其余均遵循最新版本的国家标准（GB）、电力行业标准（DL）和国际单位制（SI）。如果供方有自己的标准或规范，提供标准代号及其有关内容，并经需方同意后方可采用，但原则上采用更高要求的标准。如果供方选用规定以外的标准时，则提交这种替换标准供审查和分析，仅在供方已证明替换标准相当或优于规定的标准，并从需方处获得书面的认可才能使用。提交供审查的标准应为中文版本或英文版本。1.2 箱变的设计、制造必须充分考虑风机的安装环境、运行特点 (如风的不可控性、随机性，有时瞬时变化可达10m/s以上，随

30、风速变化风机输出功率波动幅度也大)。箱变使用寿命大于20年。1.3 运行环境条件环境温度：-35+40日最大温差：25相对湿度95%海拔高度2000m使用地点：户外地震强度：8度污秽等级：级2 主要技术参数要求2.1 型号：ZS11-1600/0.69（0.62）/10(35)（注）。1.2.2 额定电压：0.62kV或0.69kV（低压）/10或35kV（高压）；箱变低压侧额定电压有两种等级，分别是620V和690V。卖方确定或选择低压侧额定电压时必须经过需方的书面核实和确认。2.3 容量：1600kVA 。 2.4 联结组别：Dyn （即高压侧三角形联结，低压侧星形联结并中性点接地）。2.

31、5 额定频率：50Hz 。 2.6 短路阻抗：Ud6%8%（箱变低压侧额定电压为620V时）或按照国家标准GB/T 6451-1999规定，同时满足短路阻抗不得低于6%的要求（箱变低压侧额定电压为690V时）。2.7 空载电流:应符合GB/T 6451-1999规定。 2.8 空载损耗:应符合GB/T 6451-1999规定。 2.9 负载损耗:应符合GB/T 6451-1999规定。 2.10 变压器工频耐压：35kV。 2.11 冲击耐压：75kV。2.12 温升限制：绕组温升 65K，顶层油面温升 55K，同时满足GB 1094.2-1996(变压器温升限值)、GB/T 11022-19

32、99(高压电器设备温升限值)和GB 7251.1-1997（低压电器设备温升限值）规定。2.13 运行噪音：距箱变本体1m处，噪音不超过50dB。2.14 调压方式：无励磁分接开关，分接范围±2×2.5%。2.15 绝缘水平:变压器绝缘水平应符合表1规定；高压电气元件绝缘水平应符合表2规定；低压电气元件绝缘水平应符合表3规定：表1 变压器绝缘水平额定电压(kV)（方均根植）设备最高电压(kV)（方均根植）额定雷电冲击耐受电压峰值(kV)额定短时工频耐受电压(kV)（1min）（方均根植）全波截波1012758535表2 高压电气元件绝缘水平额定电压(kV)（方均根植）设备最

33、高电压(kV)（方均根植）额定雷电冲击耐受电压峰值(kV)（峰值）额定短时工频耐受电压(kV)（1min）（方均根植）10127542注：对具有隔离断口的产品，其绝缘水平按GB/T 11022-1999表3 低压电气元件绝缘水平额定电压(V)60<Ui300 (V)300<Ui660 (V)660<Ui800 (V)800<Ui1000 (V)额定短时工频耐受电压（1min）（方均根植）20002500300035002.16 防护等级IP54。2.17 冷却方式：ONAN（户外自然冷却，同时要满足组合式变压器相关国家标准的规定）。2.18 防雷性能要符合相应国家标准,

34、需要在高压侧安装避雷器。2.19 变压器油选用优质矿物油，箱变内配45#变压器油，其介电强度、粘度、着火点及杂质含量必须符合相应国家标准，尤其是要适应使用当地最低气温标准（有必要则要有低温加热装置）。2.20 产品总的质量水平达到该产品相应的国家、行业标准的规定。2.21 箱变的底座基础由箱变供货厂家提供设计方案。2.22 产品选用的材料、基本电气元器件应满足相应国标技术要求。3 结构及其它技术要求3.1 箱体3.1.1 油箱的密封部位应可靠耐久，应无渗漏油现象。3.1.2 高、低压室门均向外开，门上应有把手、锁。门的开启角度应不小于90°，并设有定位装置。结构上应采取联锁，保证只有

35、当低压室的门打开后，才能打开高压室的门。3.1.3 箱体的焊接和组装应牢固，焊缝应光洁均匀，无焊穿、裂纹、溅渣、气孔等现象。3.1.4 箱体应进行防锈处理，并应保证喷漆颜色均匀，附着力强，漆膜不得有裂纹、流痕、针孔、斑点、气泡和附着物。3.1.5 高低压室之间应采用金属隔板隔开，高压舱在左，低压舱在右。3.1.6 箱体应有起吊装置，起吊时应保证整个变压器在垂直方向受力均衡。3.1.7 变压器油箱的机械强度应满足在正常起吊和运输状态下无损伤和不允许的永久变形。3.1.8 设备均不能有外露可拆卸的螺钉、螺栓、铰链或其它结构件，不能留任何缺口，以防棍棒或线材等物体或老鼠等动物进入其内部，触及带电部位

36、。1.3.1.9 用于固定的部件（或孔）应置于高低压室内底部边缘。变压器安装固定后，只有在高低压室内方可进行拆卸。3.1.10 金风1500KW风机箱变结构型式推荐为“品”字型结构，变压器与高低压设备相互紧密连为一体，其中变压器散热面外露在空气中；同时，箱变结构要合理设计，在满足电气接线及质量要求的条件下，尽可能减少设备体积。3.1.11 金风1500KW风机箱变箱体要全封闭；高压套管、分接开关、压力释放阀、放油阀等均安装在高压舱内本体端板上，位置合理、便于观察和操作。3.1.12箱体设计采用防雨、防沙结构，以免高、低压舱内进水受潮和损坏；箱体颜色为军绿色，在一定强度的紫外线照射下保证不褪色和

37、不脱落。3.2 变压器部分3.2.1 变压器采用全封闭结构，变压器本体为自然风冷式，两个侧面及背面装散热器片，变压器与高、低压舱连接处应密封良好。3.2.2变压器器身结构：a) 变压器绕组采用铜导线。b) 铁芯选用优质硅钢片。c) 线圈按轴向位置在顶部和底部夹紧，以防止在短路情况下产生偏移。d) 每层绝缘纸涂有热固粘合剂，在炉内固化处理过程中，把绕组和中间绝缘层粘结合成一个坚固的整体。e) 变压器铁芯用支架支撑和卡牢保持不动，使铁芯的机械应力达到最小程度。f) 低压母线的连接牢固可靠。g) 高压和低压引出线都留有缓冲部位，使由于短路或运输时振动引起的应力减到最小程度，避免损坏。h) 箱体内部组

38、件通过部件的顶部四角处的螺栓牢固地与本体组装在一起。i) 每台完工的变压器均放置在干燥炉内干、整形、然后放入油箱内，进入注油室内抽真空，并向箱体内注入高度清洁、干燥和脱氧的绝缘油。3.3 低压室技术要求3.3.1 低压舱外门内侧焊接螺栓M8（镀锌件）。3.3.2 低压舱配置出线电缆支架，进出线按孔径配置应有对应的护线套。3.3.3 按照美式箱变标准设计原则，低压舱内需要配齐低压电器元件：万能式断路器（或框架式断路器，具体要满足设备总体性能要求和现场使用条件）、汇流母线、油温表、油位表、分接开关等。其中断路器采用手动操作方式，绝缘水平、开断关合性能满足产品使用条件的要求。各种安装梁（板）为镀锌件

39、。低压室内电器元件的安装布局应合理，便于维修及更换，低压舱保证接地系统的可靠性。为满足低压室内电器元件正常工作时所需要的温度条件，安装温度、凝露控制器，可调节。3.4 高压室技术要求3.4.1 高压舱配置出线电缆支架，进出线按孔径配置应有对应的护线套。3.4.2 高压室按照美式箱变的标准设计要求装设负荷开关操作装置，二级熔断器操作装置、变压器高压带电显示装置、氧化锌避雷器、高压接线端子、放油阀等；负荷开关技术参数应与变压器相匹配，操作方式为手动操作方式，绝缘水平、开断关合性能满足产品使用条件的要求。二级熔断器要满足过流（短路电流）保护、过载保护和速断保护相配合要求。避雷器推荐选择氧化锌避雷器并且其参数能与变压器相匹配，选型符合GB 11032-2000要求；高压插拔端子应选用国产优质产品。3.4.3 10kV户外部分：若有经济上的考虑，则10kV高压侧部分标准设计方式可调整。金风1500KW风机箱变10kV户外部分可简化并由户外跌落式熔断器和避雷器构，但箱变总价格要相应调整(不配负荷开关不影响箱变现场使用性能时)，对应产品应符合相关标准和金风15