光伏电站变压器运行维护规程

光伏电站变压器运行维护规程第一节：变压器的运行方式变压器技术参数：变压器参数（无主变，仅指逆变器后的就地升压变）序号名称参数参数一变压器单元1型式及型号ZGS11-M-1000/35ZGS11-M-500/352额定容量(kVA)（按投标设备类型）1000kVA500kVA3额定电压(kV)高压35kV35kV低压0.27kV0.27kV4最高工作电压(kV)高压40.5kV40.5kV低压0.66kV0.66kV5额定电流(A)高压157.5低压1069-106910696工频耐压(1min)(kV)（有效值）高压8585低压3.83.87雷电冲击电压(kV)（全波峰值）高压200200低压7.57.58额定电压比(kV)38.5/0.2738.5/0.279短路阻抗(%)Y/d11-d11Y/d1110联结组标号U=6.5%(允许偏差：不大于+-7.5%)U=6.5%(允许偏差：不大于+-7.5%)11额定频率(Hz)50Hz50Hz12绕组材料Cu(铜)Cu(铜)13铁芯材料冷轧优质并采取有效措施避免涡流损失冷轧优质并采取有效措施避免涡流损失14绝缘耐热等级AA15爬电比3.1cm/kV3.1cm/kV16变压器油25＃25＃17损耗空载损耗﹤1.57kW﹤0.9kW负载损耗﹤13.9kW﹤8.2kW空载电流﹤0.7%﹤0.7%18高压侧负荷开关BYFI-40.5/630-F1BYFI-40.5/630-F119高压侧熔断器STR20G-40.5/31.5ASTR20G-40.5/20A二高压单元（35kV）1额定频率50Hz50Hz2额定电压35kV35kV3最高运行电压40.5kV40.5kV4工频耐压对地、相间及普通断口95kV（有效值）110kV（有效值）95kV（有效值）110kV（有效值）5雷电冲击耐压对地、相间及普通断口200kV（峰值）215kV（峰值）200kV（峰值）215kV（峰值）6额定电流630A630A7额定短时耐受电流（2s）31.5kA(2秒)31.5kA(2秒)8额定峰值耐受电流≥50kA≥50kA9最小公称爬电比距(mm/kV)纯瓷质绝缘材料14mm14mm有机绝缘材料16mm16mm10最高运行电压下局放量≯100≯100三低压单元（0.27kV）1额定工作电压0.27kV0.27kV2额定绝缘电压1kV1kV3额定脉冲耐受电压12kV12kV4额定工作频率50Hz50Hz5额定短时耐受电流80kA80kA6额定峰值耐受电流165kA165kA1.变压器的接通电源在变压器入网络以前，检查所有的保护装置：如气体保护装置、过载保护装置、差动保护以及其它装置的动作。同时也检查油开关或空气开关接通和切2.

在正常运行时的维护2.1

对变压器线圈绝缘的检查2.1.1变压器安装或检修后或长期停用后投入运行前，均记入变压器设备卡片内。测量绝缘电阻应使用电压1000～2500V兆欧表。在变压器使用期间所测得的绝缘电阻值与变压器在安装或大修干燥后投入运行前测得的数值对比，是判定变压器运行中绝缘状态的主要依据。绝缘电阻的测量应尽可能在相同的温度，用电压相同的摇表进行。2.1.2如变压器的绝缘电阻剧烈降低至初次值的50%或更低时，则应测量变压器的tgδ，电容比和R60’’/R15’并取油样试验(包括测量油的介电系数和tgδ)。2.2.1安装在发电厂和经常有值班人员的变电所内的变压器，应根据控制盘上的仪表，监视变压器的运行，并每lh时抄表1次。如变压器的表计不在控制室，则可酌量减少抄表次数，但每班至少记录2次。安装在变压器上的温度计，于巡视变压器时记录。对于配电变压器应在最大负荷期间测量其三相的负荷。如发现不平衡时，应重新分配。2.2.2电力变压器应定期进行外部检查。安装在发电厂和经常有人值班的变电所内的变压器，每昼夜至少检查—次。根据现场具体情况(尘土、结冰等情况)应增加检查次数，并订入现场规程内。在气候激变时(冷、热)应对变压器油面进行额外的检查。变压器气体继电器发出警报信号时亦应进行外部检查。2.2.3变压器外部检查—“般项目如下：2.2.3(1)检查变压器储油柜内的油色，油面的高度和有无漏油；2.2.3(2)检查变压器套管是否清洁，有无破损裂纹、放电痕迹及其他现象；2.2.3(3)检查变压器嗡嗡声的性质，音响是否加大，有无新的音响发生等；2.2.3(4)检查冷却装置的运行是否正常；2.2.3(5)检查电缆和母线有无异常情况；2.2.3(6)检查变压器的油温；2.2.3(7)检查安全气道隔膜是否完整。2.3

变压器的合闸、拉闸和变换分接头2.3.1值班人员在合变压器的开关前，须仔细检查变压器，以确保变压器是在完好状态，估算输出侧的负载大小，通常采用空载或小负载合闸，然后投入其余负载。2.3.2所有备用中的变压器均应随时可投入运行，长期停用的备用变压器应定期充电。2.3.3变压器合闸和拉闸的操作程序应在现场规程中加以规定，必须遵守下列各项：变压器的充电应当在装有保护装置的电源侧进行，若变压器损坏时可由保护装置将其切断；最好使用刀开关进行投入和切断。2.3.4新安装或更换线圈大修后的变压器与发电机作单元联接者，投入运行时，应由零起升压充电，其他变压器可冲击合闸充电。2.3.5如变压器的分接开关不可能在带负荷状态下调整电压，则在变换其分接以前，应使用所有开关和隔离开关把变压器与电网断开，变换分接头时，须注意分接的正确性。变换分接头以后，必须用欧姆表或测量用电桥检查回路的完整性和三相电阻的均一性。有载调压变压器，则应编制专用的规程，以便值班人员根据专用规程进行工作。变压器分接开关变换的情形，应记入值班操作记录薄内。变压器分接的位置应有专门的记录，以便能随时查找。2.4

变压器并列运行的条件2.4.1联结组标号相同；2.4.2电压相同，电压比相等；2.4.3阻抗抗电压相等，额定容量相近。阻抗电压略有差异的变压器并列运行时，适当提高阻抗电压大的变压器的二次电压．使任何一台都不会过负荷的情况下，可以并列运行。2.4.4有载调压变压器除上述条件外，还必须加装并联控制器。10.

变压器的不正常运行和事故处理3.运行中的不正常现象3.1值班人员在变压器运行中发现有任何不正常现象时(如储油柜内油面高度不够、发热不正常、音响不正常等)应采取措施将其消除，并报告有关技术负责人，其情况应记入值班操作记录薄和设备缺陷记录薄内。3.2若发现异常现象非停用变压器不能消除且有威胁整体安全的可能时，应立即停下修理，若有备用变压器时，应尽可能先将备用变压器加入运行。变压器有下列情形之—者应立即停下修理，并换用备用变压器；(1)变压器内部音响很大，很不均匀，有爆裂声、冒烟；(2)在正常冷却条件下，变压器温度不正常，并不断上升；(3)储油柜喷油或压力释放阀喷油，气体继电器报警或动作；(4)漏油或缺相至使油面降落低于油位指示计的限度；(5)油色变化过甚，油内出现碳质等；(6)套管有严重的破损、放电和发热等现象。3.3不允许的过负荷，不正常的温升和油面；3.4变压器过负荷超过允许值时，值班人员应按现场规程的规定调整变压器的负荷。3.5变压器油温的升高超过许可限度时，值班人员应判断原因，采取办法使其降低，此时必须进行下列工作：(1)检查变压器的负荷和冷却正常时应有的油温；(2)核对温度表；(3)检查变压器人工冷却装置或变压器室的通风况。着温度升高的原因是由于冷却系统的故障并需停电修理者，应立即将变压器停下修理。若不停电可修理时(如风扇故障)，则值班人员需按现场规程的规定，暂时调整变压器的负荷至相当于变压器在人工冷却装置停用时的容量。若发现油温较平时同样负荷和冷却温度下高出10℃以上，或变压器负荷不变，油温不断上升，而检查结果证明冷却器和变压器室通风良好且温度计正常，则认为变压器已发生内部故障，且变压器的保护装置团故不起作用。在这种情况下应立即将变压器停下检修。3.6在严寒冬季，如变压器中的油已凝固时，允许变压器投入运行接带负荷，但必须注意上层油温和油循环情况。3.7发现变压器的油面较当时油温应有的油位显著降低时，应立即加油。如因漏油的措施，并立即加油。3.8油位因温度上升而逐渐升高时，若最高油温时的油位可能高出油位指示计，则应放油，使油位降至适当的高度以免溢油。4.气体继电器保护装置动作时的处理。4.1气体继电装置的信号动作时，值班人员应查明气体继电器信号动作的原因，是否因空气侵入变压器内，或因油位降低或是二次回路的放电。如检查变压器外部不能查出不正常运行的征象，则须鉴定继电器内积聚的气体的性质，如气体是无色无臭而不可燃的，则认为气体继电器保护装置的信号是因油内剩余空气浮出而动作的，值班人员应放出气体继电器内积聚的空气。变压器仍可继续运行。如气体是可燃的，则表明变压器内部有故障而产生气体，必须停