1、油浸式变压器检修维护手册 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平安运行，因此保障主变压器平安、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，具体结构可参考如下结构图。以
2、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根本技术参数1型式及型号SZ11-20220/1102额定容量(MVA)(绕组温升65K)20/203最高工作电压（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 81.25%/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峰值(kV)75短时工频耐受电压
3、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)-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(V)500二变压器套管1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)1402套管外绝缘爬距高压(mm)3906低压(mm)357中性点(mm)22483
4、套管端子允许荷载(高压/低压/)横向拉力(N)1500/1500垂直拉力(N)1500/2022水平拉力(N)3000/30004中性点套管端子允许荷载(横向/垂直/水平) 拉力(N)2022/1500/15005套管式电流互感器高压侧电流比(A)准确级额定输出(VA)中性点电流比(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）（纵向横向）2运输重（T）3上节油箱重（T）4油重（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
5、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。检查工程如下：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/mm1012751253540.52023406672.5325630110126480880132145按国标要求标准按国标要求注：表中数据为
6、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翻开，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
7、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、带电前的检查为防止交叉作业，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。检查工程如下：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。各分接开关要处于同一档位，且与线路电压相符合。110kV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
8、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。在上述检查及试验工程符合要求时,方可进行空载试验和空载冲击合闸试验。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那么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、
9、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，应注意以下事项：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10min,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
10、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，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
11、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次后或虽未到达5000次但运行满1年后，应将切换局部吊出检查。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5
12、0000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。第二节检修工程1、大修工程：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。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。进行必要的绝缘枯燥处理。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、小修工程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。
