风电220kV汇集站变压器运行
变压器运行
2.1主变规范
型号SFSZ10-210000/220
额定电压及
分接范围
230×(1±8×1.25%)/121/37 KV 额定电流527.15/1002.01/3276.85 A 额定容量210/710/210
使用条件户外
额定频率50 Hz 相数 3 相连结组标号YNynOd11
冷却方式ONAN/ONAF(70%/100%)
海拔高度1500 m
负载损耗230kv与121kv 在210MVA时536.21kw 121kv与37kv 在210MVA时440.35kw 230kv与37kv 在210MVA时616.89kw
空载损耗125.68 kw 空载电流0.19%
短路阻抗（210MVA 时）
1分接主分接17分接230kv与121kv 13.94% 13.36% 13.34% 230kv与37kv 24.89% 24.38% 24.44% 121kv与37kv 8.82%
上节油箱重14.63 t 器身吊重124.27 t 总油重50.22 t 运输重（充
氮）
150.41 t 总重234.56 t 制造年月2013年10月
油号DB-45
生产厂家克拉玛依炼油厂
油基环烷基
2.2作用及组成
本站主变为升压变压器。变压器的主要组成包括：铁芯、绕组、油枕、油箱、呼吸器、防暴管（压力释放器）、散热器、温度计、净油器、气体继电器、绝缘套管等。
2.3运行维护
2.3.1变压器本体运行维护
（1）变压器操作注意事项：
a在投运变压器前，值班人员应仔细检查，确认变压器及其保护装置在良好状态，具备带电运行条件（即本体正常、外部条件齐备、试验结果合格、保护和测量装置有效等）。注意外部有无异物，临时接地线是否已拆除，分接开关位置是否正确，各阀门开闭是否正确。
b新装或大修后的变压器投入前应进行空载冲击合闸试验，新变压器冲击合闸5次；大修后的变压器冲击合闸3次，并经空载运行24小时，油样试验正常。
c变压器的停送电操作应遵守：送电时电源侧至负荷侧，停电时从负荷侧至电源侧原
则。
d投运和停运变压器时，在操作前变压器220kV、110kV中性点必须接地。
(2)变压器的运行注意事项：
a变压器在额定使用条件下，全年可按额定容量运行。
b变压器三相负荷不平衡时，应监视最大电流相的负荷。
c变压器运行时，重瓦斯保护应投入，在运行中进行滤油、补油或更换硅胶时，应退出重瓦斯保护，工作完毕空气排尽后，方可将重瓦斯投入。油位计指示的油面有异常升高或油路系统有异常现象时，为了查明原因，需打开各放气、放油塞子、阀门进行其它工作时，须退出重瓦斯保护，以防误动。
d新装、大修、事故抢修或换油后的变压器，在施加电压前静止时间不应少于48h。
2.3.2变压器冷却器运行维护:
（1）新装、大修、事故检修或更换油后的变压器，在施加电压前静止时间
不应小于48h。若不能满足上述规定，须经本单位总工程师批准。装有储油柜的变压器，带电前应排尽套管升高座、散热器等上部的残留空气。同时应启动全部冷却器，将油循环一定时间，并排出残存空气。
(2) 事故抢修所装上的套管，投运后的3个月内，应取油样做一次色谱试验。
（3）定期切换冷却器的独立电源，检查其自动装置的可靠性。
（4）变压器中的油因低温凝滞时，应不投冷却器空载运行，同时监测顶层油温，逐步增加负载，直至投入相应数量冷却器，转入正常运行。
（5）正常运行情况下，采用自然风冷冷却装置的投切应采用自动控制。控制的方式可以按照本体顶层油温或是变压器负荷电流设定，也可以采用两种方式同时控制，但是启动冷却装置时两个条件应该是“或”而停止时应符合“与”的逻辑关系。
（6）冷却器维护注意事项：
b冷却装置控制及保护系统，根据控制箱电路图及接线图检查总控制箱与分控制箱的线路连接是否正确可靠，检查分控制箱中热继电器的热元件电流整定值是否合适（整定值应稍大于电动机的工作电流），热继电器是否已调整至手动复位位置，如不符应进行调整，以免运行时发生过载，断相而烧毁电机。
c变压器运行中，当冷却系统（指风扇、电源等）发生故障，冷却器全部停止工作时，允许在额定负荷下运行20分钟。20分钟后上层油温尚未达到85 ℃时，则允许上升到85℃，但切除全部冷却器后，变压器的最长运行时间在任何情况下，不得超过1小时。
2.3.3 气体继电器运行维护:
(1)继电器应通过气塞反复排出变压器本体内的气体。
(2)运行时应确保跳闸和信号回路的绝缘性能良好。
(3)气体继电器应结合变压器停电进行二次回路电气绝缘试验及轻瓦斯动作准备度校验。在变压器检修时或有条件时应拆下继电器进行动作特性校验，并做好相应记录。
(4)继电器应具备防震、防雨和防潮功能。
(5)变压器在运行时，继电器应根据不同的运行、检修方式（如进行油处理时）及时调整继电器的保护方式，并尽快恢复原状。
(6)当气体继电器发信或动作跳闸时，应进行相应电气试验，并取样进行必要的分析，综合判断变压器故障性质，决定是否投运。气体继电器取气样或排气
工作由运维人员负责。
2.3.4套管运行维护
(1)运行中应密切注意套管油位的变化，如果发现油位过高或过低，应及时查明原因和处理。检查套管油位正常。
(2)套管渗漏油时，应及时处理，防止内部受潮而损坏。
(3)套管引线接头应定期开展测温工作。
2.3.5温度计运行维护
(1)变压器必须定期检查、记录变压器油温及曾经到过的最高温度值。应按照顶层油温值来控制冷却装置的投切，温度过高发信。
(2)确保现场温度计指示的温度、监控系统的温度指示基本保持一致，误差不超过5℃。
(3)定期检查温度计本体无破损等异常现象。
2.3.6压力释放器运行维护
(1)当变压器内部产生异常压力时，释放器自动释放，油箱压力正常后，释放器的阀盖应自动的封闭；
(2)释放器动作，阀盖同时将指示杆顶起，须用手动压复位。
(3)变压器的压力释放器接点作用于信号。
(4)定期检查压力释放阀的阀芯、阀盖是否有渗漏油等异常现象。
2.3.7储油柜运行维护
(1)运行中应加强储油柜油位的监视，特别是温度或负荷异常变化时。巡视时应记录油位、温度、负荷等数据。
(2)加强对储油柜油位计及连接的呼吸器的运行监视，出现假油位或负压时，立即汇报专业部门到现场进行核实处理。
2.4巡视项目
2.4.1变压器巡视周期应按新疆华电苦水风电有限责任公司有关规定执行。
2.4.2运行中的变压器，严格监视其运行参数，掌握变压器的运行状况，发现问题及时汇报并采取相应的措施，使变压器在正常情况下可靠的运行。在巡视检查中，值班人员应按检查项目和内容，认真检查并做好记录。
2.4.3变压器巡视项目和检查要求：
(1)变压器的油温、油位应正常，油位应与油温相对应。
(2)变压器各部位无渗油、漏油。
(3)套管油位应正常，套管外部无破损裂纹、无严重油污、无放电痕迹及其他异常现象。检查瓷套、应清洁、无破损、裂纹和打火放电现象。
(4)变压器本体声响均匀、正常。
(5)各冷却器手感温度应相近，油流继电器工作正常。冷却器组数应按规定启用，分布合理，无其他金属碰撞声，无漏油现象，无颤动现象。并重点检查如下项目：
a冷却器连接管是否有渗漏油。
b冷却器检查及试验工作以及辅助、备用冷却器运转和信号是否正常。是否按月切换冷却器，是否每季进行一次电源切换并做好记录。
(6)吸湿器完好，吸附剂干燥。检查吸湿器，油封应正常，呼吸应畅通，硅胶潮解变色部分不应超过总量2/3；运行中如发现上部吸附剂发生变色，应注意检查吸湿器上部密封是否受潮；
(7)变压器各侧引线接头应接触良好，无断股散股现象，接头无发热现象。
(8)压力释放阀、安全气道及防暴膜应完好无损；压力释放阀无喷油痕迹；
(9)气体继电器内应无气体。
(10)各控制箱和二次端子箱、机构箱门应关严，无受潮，电缆孔洞封堵完好，温控装置工作正常。冷却控制的各组工作状态符合运行要求。
(11)各类指示、灯光、信号应正确。
(12)检查变压器各部件的接地应完好，检查变压器铁芯接地线和外壳接地线应良好。
(13)用红外测温仪检查运行中套管引出线联板的发热情况及本体油位、储油柜、套管等其它部位。
(14)事故储油坑保持储油坑的排油管道畅通，以便事故发生时能迅速排油。
(15)检查灭火装置状态应正常，消防设施应完善。
2.4.4变压器的特殊巡视项目和要求：
(1)在下列情况下应对变压器进行特殊巡视：
a大风、雾天、冰雪、冰雹及雷雨后的巡视。
b设备变动后的巡视。
c设备新投入运行后的巡视。
d设备经过大修、改造或长期停运后重新投入运行后的巡视。
e异常情况下的巡视。主要是指过负荷或负荷剧增、超温、设备发热、系统冲击、跳闸、有接地故障情况等，应加强巡视。必要时应派专人监视。
f设备缺陷近期有发展时、法定休假日、上级通知有重要供电任务时，应加强监视。
(2)新投入或经过大修的变压器的巡视要求：
a变压器声音应正常，如发现响声特大，不均匀或有放电声，应认为内部有
故障；
b油位变化应正常，应随温度的增加略有上升，如发现假油面应及时查明原因；
c用手触及每一组冷却器，温度应正常；
d油温变化应正常，变压器带负荷后，油温应缓慢上升；
e应对新投运变压器进行红外测温。
(3)变压器异常天气时的巡视项目和要求：
a气温剧变时，检查储油柜油位和瓷套管油位是否有明显变化，各侧连接引线是否有断股或接头处发红现象。各密封处有无渗漏油现象；
b雷雨、冰雹后，检查引线摆动情况及有无断股，设备上有无其他杂物，瓷套管有无放电痕迹及破裂现象；
c浓雾、雨、下雪时，瓷套管有无沿变面闪络和放电，各接头在小雨中和下雪后不应有水蒸气上升或立即融化现象，否则表示该接头运行温度比较高，应用红外线测温仪进一步检查其实际情况。并着重检查如下方面：
①雷雨天气（检查应在雷雨过后）有无放电闪络现象，避雷器放电记录仪动作情况。
②大雾天气检查套管有无打火放电现象，重点监视污秽瓷质部分。
③下雪天气应根据积雪融化情况检查接头发热部位。检查引线积雪情况，为防止套管过度受力引起套管破裂和渗漏油现象，应及时处理引线过多的积雪和冰柱。
d高温天气应检查油温、油位、油色和冷却器运行是否正常。必要时，可启动备用冷却器。
(4)变压器异常情况下的巡视项目和要求：
在变压器运行中发现不正常现象时，应设法尽快消除，并报告上级部门和做好记录。
a系统发生外部短路故障后，或发生中性点不接地系统发生单相接地时，应加强监视变压器的状况。
b运行中变压器冷却系统发生故障，切除全部冷却器时，应迅速汇报有关人员，尽快查明原因。在许可时间内采取措施恢复冷却器正常运行。当“冷却器故障”发信时，应到现场查明原因尽快处理，处理不了，投备用冷却器，并汇报调度等候处理。
c变压器顶层油温异常升高，超过制造厂规定或大于75℃时，应按以下步骤检查处理：
①检查变压器的负载和冷却装置的温度，并与同一负载和冷却介质温度下正
常的温度核对。
②核对温度测量装置。
③检查变压器冷却装置。
d若温度升高的原因是由于冷却系统的故障，且在运行中无法修理者，应将变压器停运修理；若不能立即停运修理，则应将变压器的负载调整至规程规定的允许运行温度下的相应容量。在正常负载和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升，且经检查证明温度指示正确，则认为变压器已发生内部的故障，应立即将变压器停运。
①变压器在额定电流方式下运行，若油温持续上升应立即向有关调度部门汇报，一般顶层油温不应超过制造厂规定值。
②当变压器油位计指示的油面有异常升高，经查不是假油位所致时，应放油，使油位降至与当时温度相对应的高度，以免溢油。
③变压器中的油因低温凝滞时，应不投冷却器空载运行，同时监视顶层油温，逐步增加负载，直至投入相应数量冷却器，转入正常运行。
e.当发现变压器的油温较当时油温所应有的油位显著降低时，应立即查明原因，并采取必要的措施。
f.变压器渗油应根据不同部位来判断：
①压力释放阀有喷油痕迹。应检查压力释放阀是否正确动作，观察变压器储油柜油位有否过高，有无穿越性故障，呼吸是否畅通。
②检查储油柜系统安装有无不当情况造成喷油、出现假油面或使保护装置误动作。
g.气体继电器中有气体，应密切观察气体的增量来判断变压器产生气体的原因，必要时取瓦斯气体和变压器本体油进行色谱分析，综合判断。同时应检查：
h.变压器发生短路故障或穿越性故障时，应检查变压器有无喷油，油色是否变黑，油温是否正常，电气连接部分有无发热、熔断，瓷质外绝缘有无破裂，接地引下线等有无烧断及绕组是否变形。
i.当母线电压超过变压器运行档电压较长时间，应加强监视变压器的温度。还应检测变压器本体各部的温度，防止变压器局部过热。
(5)带缺陷设备的巡视项目和要求：
a对于变压器铁芯多点接地而接地电流较大且色谱异常时，应安排检修处理。在缺陷消除前，应加强监视；
b对其他缺陷的变压器应缩短巡视时间，若发现有明显变化时按照“缺陷及异常管理和处理”要求进行；
c近期缺陷发展时应加强巡视或派人监视。
(6)变压器过载时的巡视项目和要求：
a变压器负荷超过允许的正常负荷时，值班人员应及时汇报调度。
b变压器过负荷运行时，应检查并记录负荷电流，检查油温和油位的变化，检查变压器声音是否正常、接头是否发热、冷却装置投入量是否足够、运行是否正常、压力释放器是否动作过。
2.5异常处理
2.5.1运行中变压器异常处理:
(1)严重漏油，使油面迅速下降，禁止退出重瓦斯保护，应迅速采取防漏措施。
(2)油位过高或过低，油位与相应温度不符或油色不正常时，应查明原因并正确放油、加油、换油。
(3)油温较平时高，且上升较快，应检查负荷情况，冷却系统运行是否正常，温度表指示是否正确，若瓦斯继电器内有气体应加强监视并取气试验。
(4)声音不正常时，一方面汇报调度，一方面应加强监视，防止意外。
(5)套管破损放电，接头发热、变色，应汇报调度，专业人员应尽快处理。
(6)有可燃气体时，应速做色谱分析，根据分析结果采取相应措施，不得拖延。
若上述异常继续发展，应向调度申请，将负荷调至另一台变压器运行，将其停电做好安全措施，并通知检修人员。
2.5.2变压器有下列情况时应立即停运：
(1)内部音响很大且不均匀，并伴有爆裂、电击声。
(2)变压器油温超过85度以上（或冷却器全停时间超过规定）。
(3)负荷及冷却器正常时，温度不正常，上升很快。
(4)变压器严重漏油，油面急剧下降不能处理，油枕或释压器大量喷油。
(5)压力释放器动作发信号。
(6)套管有严重裂纹、破损和放电。
(7)变压器油颜色变化严重，油内出现炭化时。
(8)冒烟或着火。
(9)当发生危及变压器安全的故障时，变压器的有关保护装置拒动。
(10)变压器附近的设备着火、爆炸或发生其他情况，对变压器构成严重威胁。
2.5.3变压器出现温度高信号时处理
(1)值班人员首先检查主变实际温度是否过高，测温装置是否正常，主变是否过负荷等，判断信号回路的动作是否正确，若信号不正确，查明原因，汇报调
度。
(2)检查冷却系统运行是否正常，如不正常时，设法恢复正常，自己不能处理时，汇报调度。如因过负荷引起，则按过负荷规定处理。对于油浸变压器检查变压器的负载和冷却介质的温度，并与在同一负载和冷却介质温度下正常的温度核对。
(3)在正常负荷和冷却条件下，变压器的温度不正常并不断上升，且经检查证明温度计指示正确，则可判断为变压器内部故障，应立即将变压器停运。
(4)变压器在各种超额定电流方式下运行，若上层油温超过85℃时，应立即减负荷。
(5)变压器油位因温度上升有可能高出油位指示极限，经查明不是假油位所致使，则报缺陷,有关部门来放油，使油位降至与当时油温相对应的高度，以免溢油。若经以上检查都属正常，则可判断为变压器内部故障，应加强监视，内部有无异常声音等，必要时汇报调度停电处理。
2.5.4变压器冷却装置异常处理
(1)工作电源故障，备用电源自动投入后，应到现场立即将备用电源切至工作位置，并停止故障回路电源，然后查询故障点，尽快使其恢复正常。
(2)备用冷却器自动投入后，应立即将其由备用改为工作方式，并对停运冷却器进行故障查找，尽快恢复冷却器备用方式。
(3)备用冷却器投入后又发生故障，应将该冷却器停用，根据情况手投辅助冷却器于工作位置保证冷却器组数按规定投入。
(4)辅助冷却器投入后，应重点监视负荷及温度情况，当因负荷过大引起主变温度上升时，应考虑投入备用冷却器，无效时可汇报调度减负荷。
2.5.5变压器过负荷时处理
主变的负载状态分为：正常周期性负载,长期急救周期性负载,短期急救负载。
(1)变压器过负荷时，应迅速检查全部冷却系统。
(2)检查电流表指示，查明过负荷程度和原因。
(3)检查变压器油温、温升是否正常。
(4)检查过负荷信号是否正常，如不正常，汇报调度。
(5)变压器存在较大缺陷时（如冷却系统不正常，严重漏油，有局部过热现象，色谱分析异常等）或绝缘有弱点时，不准过负荷运行。
(6)正常周期性负载运行方式下运行，允许周期性地超额定电流运行。
(7)长期急救周期性负载方式下运行，将不同程度上缩短变压器的寿命，应尽量减少出现这种运行方式的机会，尽量缩短超额定电流运行的时间，降低超额
定电流的倍数。
(8)短期急救负载方式下运行，绕组热点温度可能大到危险程度，只允许在事故情况下（例如 a.运行中的若干变压器中有一台损坏，无备用变压器，则其余变压器允许急救负载方式运行；b.系统故障，部分负荷转移到某台或几台变压器上）使用，由于该方式下对变压器寿命危害较大，应投入包括备用在内的全部冷却器，尽量压缩负荷，减少时间，一般不超过0.5小时。长期急救负载方式和短期急救负载方式运行后，值班员应将负载电流的大小和过载运行的详细情况记入变压器技术档案中。
0.5小时短期急救负载允许的负载系数K2（冷却方式为ONAN的中型变压器）
急救负载前的负载系数K2 环境温度℃
40 30 20 10 0 -10 -20 -25
0.7 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 0.8 1.76 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80
0.9 1.72 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80
1.0 1.64 1.75 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80
K1=急救负载前的负载/变压器额定负载 K2=0.5小时短期急救负载/变压器额
定负载
变压器有载调压分接开关故障的处理
2.5.6.调压操作时变压器输出电压不变化的故障现象及处理方法：
a、调压指示灯亮，分接开关挡位指示也不变化。属电动机空转，而造成机构未动作。
处理：检查连接套，将连接套或插销装好即可继续操作。
b、调压指示灯不亮，分接开关挡位指示也不变化。属无操作电源或控制回路不通。
处理：先检查调压操作电源空开是否跳闸或接触不良。若有问题，更换处理后可继续调压操作若接触器不动作，属于回路不通，应汇报调度或部门领导，由专业人员检查处理。
c、调压指示灯亮，分接开关挡位指示已变化。变压器输出电压不变化，属过死点机构（快速机构）问题，选择开关已动作，但是切换开关未动作。此时应切记，不可再次按下调压按扭。否则，选择开关拉弧会烧坏。
处理：应迅速手动用手炳操作，将机构先恢复到原来的挡位上。汇报调度和上级领导，按调度命令执行。同时应仔细倾听，调压装置内部有无异音。若无异常，应由专业人员取油样，作色谱分析。
2.5.7 一次调压操作连续多挡位调压出现这种情况，分接开关可能会一直跳到“终点”位置，操作机构实现机构闭锁限位。原因多属于接触器保持，接点打不开。不论机构是否调压到“终点”位置，应迅速地按有载调压电动机构箱门上的紧急跳闸按钮（时间应选在刚好一个挡位调整的动作完成时，不使变压器输出电压过高或过低）。通知检修人员，处理接触器不返回的缺陷。同时，应仔细倾听调压装置内部有无异音。
2.6验收项目
变压器在试运行前,应进行全面验收检查,确认其符合运行条件时,方可投入运行.检查项目如下:
2.6.1 本体、冷却装置及所有附件应无缺陷,且无渗油。
2.6.2 油漆应完整,相色标志正确。
2.6.3 变压器顶盖上应无遗留杂物。
2.6.4 消防设施安全。
2.6.5 储油柜、冷却装置等均应打开,且指示正确。
2.6.6 接地引下线及其与主接地网的连接应可靠;变压器铁芯和夹件的接地引出套管,套管的接地小套管及电压抽取装置不用时其抽出端子均应接地，备用电流互感器二次端子应短路接地;套管顶部结构的接触及密封应良好。
2.6.7 储油柜和充油套管的油位应正常。
2.6.8分接头的位置应符合运行要求,有载调压切换装置的远方操作和就地操作应动作可靠,指示位置正确.
2.6.9 变压器的相位及绕组的接线组别应符合并列运行要求。
2.6.10 测温装置指示应正确,整定值符合要求。
2.6.11冷却装置实验运行应正常,备用，辅助冷却器按规定投入，试验正常，信号正常电源按规定投入和切换，信号正确。.
2.6.12 变压器的全部电气试验应合格,保护装备整定值符合规定;操作及联动实验正确。
2.6.13 检查变压器及冷却装备所有焊缝和连接面,不应有渗漏油现象。
2.6.14气体继电器内应充满油，且密封良好。
2.6.15气体继电器电缆封堵良好。
2.6.16气体继电器观察窗的档板应处于打开位置。
2.8.17气体继电器应具备防潮和防进水功能。
2.6.18压力释放阀安装方向正确，密封良好。
2.6.19压力释放阀应具备防潮和防进水功能。
2.6.20净油器阀门打开，硅胶完好。
2.6.22 竣工验收时,应移交下列资料和文件：
（1）电气试验报告。
（2）绝缘油化验报告,油气分析报告及微水量分析报告。
（3）调整试验记录(含安装技术记录,器身检查记录,干燥记录等)。
（4）变压器结构改进及改造的有关图纸资料等。
（5）变更设计部分的实际施工图及证明文件。
（6）制造厂提供的产品说明书,试验记录,合格证件及安装图纸等技术文件。
2.7充氮灭火装置
本站1号主变配置此装置，型号为BPZM型电力变压器充氮灭火装置。
2.7.1充氮灭火装置工作原理
当变压器发生火灾时, 装置如处于自动运行状态（既控制单元面板上的转换开关处于自动位置），则在接收到重瓦斯动作信号及温感火灾探测器动作信号和断路器跳闸三个后装置立即启动；装置如处于手动运行状态（既控制单元上面板的转换开关处于手动位置），则在观察到火灾时，按控制单元面板上的手动启动按钮后装置立即启动。装置启动后，首先快速排油阀打开使变压器油箱顶部部分热油通过排油管排出，释放压力，防止二次燃爆；同时断流阀关闭切断油枕至油箱的补油回路，防止火上浇油；排油数秒后，充氮阀打开使氮气从油箱底部注入搅拌，强制热冷油的混合，进行热交换，使油温降至闪点以下，同时充分稀释空气中的含氧量，达到迅速灭火的目的。之后连续充氮10min以上，使变压器充分冷却，防止复燃。
2.7.2 主要部件的安装位置及作用
2.7.2.1 断流阀：安装在气体继电器与油枕之间的水平管道上，可在变压器油箱破裂溢油或发生火灾排油时自动切断补油通道。
2.7.2.2温感火灾探测器：安装在变压器油箱顶部易着火部位，距离变压器顶盖面约170mm处，着火时发出火灾报警信号。
2.7.2.3 灭火柜：安装在变压器附近，是排油充氮的执行部件。
2.7.2.4电气控制箱：提供工作状态信号指示、报警信号输出及启动控制。
灭火柜总体布置图
2.7.3 启动和恢复
2.7.
3.1启动:
a. 当“自动/断开/手动”三位选择开关置于“自动”状态时，变压器发生火灾，则装置将在接受到探测器报警信号及重瓦斯报警信号后自动执行灭火动作；
b. 当选择开关置于“手动”状态时，变压器发生火灾，则需运维人员确认火灾发生后，只需打开控制箱面板上的防护罩按下“手动启动”按钮，本装置将立即执行灭火动作。
2.7.
3.2恢复：当装置因火灾原因发生排油充氮灭火动作后，需按以下步骤进行恢复：
a. 更换单向节流阀的隔离密封垫；
b. 恢复断流阀到正常工作位置；
c. 更换损坏的探测器；
d. 氮气瓶重新充入高纯氮气
2.7.4排油注氮智能防护系统控制柜面板指示灯和按钮开关功能说明
2.7.4.1电源指示灯：控制柜电源正常，电源指示灯亮。
2.7.4.2重瓦斯报警指示灯：变压器重瓦斯继电器动作，重瓦斯指示灯亮。
2.7.4.3断路器跳闸指示灯：高、中、低三侧断路器跳闸，断路器跳闸指示灯亮2.7.4.4变压器超压指示灯：变压器油箱压力超过消防柜内压力控制器设定值，油箱超压指示灯。
2.7.4.5火警1、火警2指示灯：变压器顶部火灾探测器，分两路布置，即火警1、火警2，变压器内部温度达到135度和外部温度达到100度，对应火警指示灯亮。
2.7.4.6 消防柜门开指示灯：消防柜门打开时，消防柜门开指示灯亮，并发出报警音。
2.7.4.7授权检修指示灯和授权检修按钮：按授权检修按钮，授权检修指示灯亮，此时打开消防柜门，消防柜门开指示灯亮，但不发出报警音。
2.7.4.8现场锁定指示灯：插入排油阀锁定销或关闭检修阀，现场锁定指示灯亮。
2.7.4.9排油阀开启指示灯：当发生火灾，系统打开排油阀，延时开启注氮阀，注氮阀开启指示灯亮
2.7.4.10注氮阀开启指示灯：当发生火灾，系统打开排油阀，延时开启注氮阀，注氮阀开启指示灯亮。
2.7.4.11断流阀动作指示灯：当发生火灾，系统打开排油阀，断流阀动作，断流阀动作指示灯亮
2.7.4.12氮瓶欠压指示灯：钢瓶氮气压力低于8MPa,氮瓶欠压指示灯亮，并发出报警音，此时需将氮气瓶重新充气。
2.7.4.13漏油报警指示灯：排油阀漏油，漏油报警指示灯亮，并发出报警音。此时需对排油阀进行检修。
2.7.4.14消音指示灯和手动消音按钮：当系统发出报警音，如需关闭报警音，按手动消音按钮，报警停止，消音指示灯亮。
2.7.4.15手动、自动指示灯：锁控开关处于自动、手动位置，自动、手动指示灯亮
2.7.4.16系统自检按钮：按系统自检按钮，所有指示灯亮、并发出报警音，检查所有指示灯和报警器是否正常。
2.7.4.17紧急启动按钮：变压器出现紧急险情，并且高、中、低三侧断路器全部跳闸，同时按二个紧急启动按钮，系统手动防爆防火灭火。
2.7.5充氮灭火装置的巡视周期及日常维护见表2:
表2 充氮灭火装置的巡视周期及日常维护表
各部件检查
检查日期
备注每周每月每年
检查气瓶压力√
控制箱试灯√
2.7.5.1 注意事项
a.如本装置退出运行，除切断电源外，必须将排油及充氮重锤机械锁定并关闭氮瓶瓶阀！
b.在变压器运行期间，必须避免从底部大流量取油样；应控制其流量<40L/min，防止断流阀关闭。断流阀一旦关闭，只能人工操作解除!
c.为了保证安全，在正式投入运行前不要打开氮瓶瓶阀。
d.在最终解除排油及充氮重锤的机械锁定前，应仔细检查排油及充氮重锤的支承机构处在可靠闭锁状态。
e.运行中出现报警信号时必须首先确认报警类别，然后把运行方式转换开关切换到“断开”位置后切断电源，消除报警因素后按投运步骤重新投入运行！
f.将运行方式转换开关先切换到“断开”位置后再切换至“手动”或“自动”位置，可消除本装置的“瓦斯动作”自保持信号。
2.7.6可能故障及排除方法见表3
表3 可能故障及排除方法
可能故障可能原因排除方法
氮气压力下降过快1.软管接头处松动
检查拧紧2.电接点压力表、减压器上安全阀接头处
松动
单向节流阀或充氮阀底部滴油1.单向阀体螺纹联接处松动拧紧螺纹
2.隔离密封垫薄膜破裂更换隔离密封垫
【断流阀关】灯亮1.提取化验油样时流量>40L/min
2.从油枕向油箱补油时
人工将断流阀打开，需要大流量
取(补)油时应将手柄置于手动打
开位置。
【氮压低】氮瓶未打开致使瓶压力低于的下限设定值将氮瓶瓶阀完全打开2.7.7排油注氮智能防护系统检修步骤
2.7.7.1开始检修前
a．将控制柜“锁控开关”置于“停止”位置。
b．关闭“电源开关”
c．打开消防柜门。
d．关闭“加热器开关”。
e．插入排油阀“锁定销”
f．关闭“检修阀”至“检修”位置
g．开始排油注氮智能防护系统检修工作
2.7.7.2检修完成后
a．打开检修阀至运行位置
b．将消防柜排油阀的锁定销拔出
c．打开加热器开关
d．关消防柜门，并上锁
e．打开电源开关
f．将控制柜锁定开关置于检修前位置。
2.7.8巡视项目：
（1）运行方式切换把手在手动位置。
（2）系统投入、油阀关、防爆防火、氮阀关指示灯绿灯亮，如加热器投入则加热器红灯亮。
（3）正常运行时，其他指示灯均灭。
（4）排油阀无渗漏，氮气阀无漏气。
（5）排油重锤、充氮重锤位置正确，闭锁销在锁上位置。
（6）氮气瓶压力在10-15Mpa之间，充氮管压力0.8-1.0Mpa之间。
2.7.9运行注意事项：
（1）每次巡视主变压器时，应检查氮气瓶压力正常。
（2）冬季巡视时应检查加热器完好，控制功能正常。
（3）定期测试各指示灯正常。
风机箱式变压器的运行
风机箱式变压器的运行 目录 一风机箱式变压器的作用及结构 二风机箱式变压器的工作原理 三风机箱式变压器的操作说明 一风机箱式变压器的作用及结构 风机箱式变压器的作用就是将风机发出的690V电能经过升压变为10kV或35kV，通过埋地电缆或架空线输送到风电场升压站。近年来我国大力提倡发展环保型能源，风能就是其中一种。风力发电设备市场高速发展，风电配套的组合式变压器需求量也日益增大，电压也由10 kV向35 kV发展。 1 风电专用变压器的技术要求 综合风电系统的特点，可以总结出风电专用变压器的技术要求： 一、变压器空载时间长。风力发电一般具有明显的季节性，变压器的年负载率平均只有30%左右。因此，要求变压器的空载损耗应尽量低； 二、过载时间少。由于变压器容量一般都比风力发电机容量大，而由于风机采用微机技术，实现了风机自诊断功能，安全保护措施非常完善，在风机过载时会自动采取限速措施或停止运行，基本上不会造成变压器过载运行。因此变压器的寿命比普通配电变压器应长； 三、运行环境恶劣。在我国，风力资源丰富的地区一般集中在沿海、东北、西北地区，变压器运行在野外。因此就要考虑设备的耐候性问题。在沿海地区的设备就应考虑防盐雾、霉菌、湿热；在东北、西北地区就要考虑低温严寒、风沙等的影响。 四、组合式变压器高压侧必须配置避雷器，以便与风机的过电压保护装置组成过电压吸收回路。在变压器的绝缘设计上应充分考虑避雷器
残压对变压器的影响。 另外，风电用组合式变压器的箱体基本上按照标准组合式变压器的结构型式制造，除需具有足够的机械强度，外形力求美观等外，还应具有抗暴晒，不易导热，抗风化腐蚀及抗机械冲击等特点。箱体需采用片式散热器，外加防护罩的结构。此外，外壳油漆需喷涂均匀，防护等级高，抗暴晒，抗腐蚀，抗风沙，并有牢固的附着力；组合式变压器内部电气设备的装设位置也应易于观察、操作及安全地更换；高压配电装置小室应保证可靠安全，以防误操作。 2 风电35 kV组合式变压器结构方案 35 kV组合式变压器一般存在以下几种结构方案： 1) “品”字形。即高压室、低压室和变压器室呈“品”字形布列，如图1所示。 2)“目”字形。即高压室、低压室和变压器室呈“目”字形布列，如图
风电220kV汇集站变压器运行
变压器运行 2.1主变规范 型号SFSZ10-210000/220 额定电压及 分接范围 230×(1±8×1.25%)/121/37 KV 额定电流527.15/1002.01/3276.85 A 额定容量210/710/210 使用条件户外 额定频率50 Hz 相数 3 相连结组标号YNynOd11 冷却方式ONAN/ONAF(70%/100%) 海拔高度1500 m 负载损耗230kv与121kv 在210MVA时536.21kw 121kv与37kv 在210MVA时440.35kw 230kv与37kv 在210MVA时616.89kw 空载损耗125.68 kw 空载电流0.19% 短路阻抗（210MVA 时） 1分接主分接17分接230kv与121kv 13.94% 13.36% 13.34% 230kv与37kv 24.89% 24.38% 24.44% 121kv与37kv 8.82% 上节油箱重14.63 t 器身吊重124.27 t 总油重50.22 t 运输重（充 氮） 150.41 t 总重234.56 t 制造年月2013年10月
油号DB-45 生产厂家克拉玛依炼油厂 油基环烷基 2.2作用及组成 本站主变为升压变压器。变压器的主要组成包括：铁芯、绕组、油枕、油箱、呼吸器、防暴管（压力释放器）、散热器、温度计、净油器、气体继电器、绝缘套管等。 2.3运行维护 2.3.1变压器本体运行维护 （1）变压器操作注意事项： a在投运变压器前，值班人员应仔细检查，确认变压器及其保护装置在良好状态，具备带电运行条件（即本体正常、外部条件齐备、试验结果合格、保护和测量装置有效等）。注意外部有无异物，临时接地线是否已拆除，分接开关位置是否正确，各阀门开闭是否正确。 b新装或大修后的变压器投入前应进行空载冲击合闸试验，新变压器冲击合闸5次；大修后的变压器冲击合闸3次，并经空载运行24小时，油样试验正常。 c变压器的停送电操作应遵守：送电时电源侧至负荷侧，停电时从负荷侧至电源侧原 则。 d投运和停运变压器时，在操作前变压器220kV、110kV中性点必须接地。 (2)变压器的运行注意事项： a变压器在额定使用条件下，全年可按额定容量运行。 b变压器三相负荷不平衡时，应监视最大电流相的负荷。 c变压器运行时，重瓦斯保护应投入，在运行中进行滤油、补油或更换硅胶时，应退出重瓦斯保护，工作完毕空气排尽后，方可将重瓦斯投入。油位计指示的油面有异常升高或油路系统有异常现象时，为了查明原因，需打开各放气、放油塞子、阀门进行其它工作时，须退出重瓦斯保护，以防误动。 d新装、大修、事故抢修或换油后的变压器，在施加电压前静止时间不应少于48h。 2.3.2变压器冷却器运行维护: （1）新装、大修、事故检修或更换油后的变压器，在施加电压前静止时间
风力发电用组合式变压器
目录 一、概述 (1) 二、型号含义 (1) 三、执行标准 (1) 四、使用环境 (1) 五、主要技术参数 (1) 六、结构特点 (2) 七、安装维护 (2) 八、定货须知 (3) 九、组合式变压器典型电气方案 (4)
一、概述 在全球能源紧张、注重环境保护的今天，提高能源利用率和发展可再生能源已成为可持续发展能源的两个重要方面。而风能受到人们越来越多的关注，已成为最具大规模开发应用前景的“绿色能源”之一，然而风力发电作为一种清洁的能源生产方式，在我国得到了迅猛的发展。为了应对同其它发电方式的竞争，风力发电企业开始注重投资成本和运行成本。而我国具有十分丰富的可开发风电资源，随着近期政府各项相关的扶植政策的逐步到位，中国的风电市场必将蓬勃的发展起来。ZGS11-Z.F-1600/10.5组合式变压器，正是针对风力发电的特殊性要求，而为用户提供的合理的解决方案。适用于额定电压为10kV、额定频率为50Hz的三相交流系统、容量在1600kV A及以下的风电等场所使用。该产品既适用于环网供电，也适用于放射式终端供电。 二、型号含义 Z G S11-Z.F-1600/10.5组合式变压器 高压侧额定电压：kV 变压器额定容量：k VA F：风电专用 Z：终端型 设计序号 S：三相 G：共箱式 Z：组合 三、执行标准 GB/11022-1999 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求 GB/4208-1993 外壳防护等级（IP代码） GB/T16927.1-1997 高电压试验技术第一部分：一般试验要求 GB/14048.2-2008 低压开关设备和控制设备第2部分：断路器 GB/16926-2009 交流高压负荷开关-熔断器组合电器 GB/T16927.1-1997 高电压试验技术第一部分：一般试验要求 GB/T16935.1-2008 低压系统内设备的绝缘配合第1部分：原理、要求和试验 GB/T17467-1998 高压/低压预装式变电站 GB/3804-2004 3.6kV～40.5kV高压交流负荷开关 GB/3906-2006 3.6kV～40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备 GB/7251.1-2005 低压成套开关设备和控制设备第1部分：型式试验和部分型式试验成套设备 DL/T 537-2002 高压/低压预装箱式变电站选用导则
风电场主变压器的选择
风电场设备选型-主变压器的选择 风电场开发过程中，升压变电站的大型设备-主变压器的选型与特点汇总如下。 1、容量的确定： 1)考虑风电场的远景规划及分期开发规模，综合确定主变压器的安装台数和容量。 2)结合风力发电机组的出力特性，风力发电机组不会过负荷运行;且考虑风力发电机组的同时率，风力发电机组全部处于满发状态的概率较低，因此主变压器的容量可选择与风电场的装机总容量相等，不考虑功率因数对变压器容量的放大。 2、型式的确定： 1)调压方式： 根据变压器分接头的切换方式，变压器的调压方式有两种：无励磁调压和有载调压。针对风电场主变压器特性：风力发电机组发电，充当升压变;当风力发电机组不发电，从电网取电，充当降压变。因此主变压器宜选择有载调压变压器。 2)电压及变比： 主变高压侧电压的确定：由于电源至用电设备间存在线路电压降，对于变压器一次侧是受电端，对于风电场相当于降压变，其额定电压应等于用电设备的额定电压;而变压器的二次侧相当于电源，对于风电场相当于升压变，其额定电压应比电力网额定电压高5%。因此
风电场主变压器可以以平均电压为主分接头，例如，110kV系统可选用115±8×1.25%。 主变低压侧电压的确定：考虑风电场集电线路损耗及实际运行经验，集电线路电压一般选取35kV。因提高集电线路的运行电压水平，对减少集电线路损耗很重要，风电场主变压器低压侧电压应取较高电压水平，一般不低于平均电压36.75kV。 综上，对于110kV系统主变压器变比可选为115±8×1.25%/36.75kV。 3)接线方式： 在我国，110kV及以上电压等级中，变压器三相绕组都采用Yn接线方式。对于风电场主变压器接线型式应按标准接线型式选用Ynd11。 4)冷却方式： 变压器的冷却方式有：自然风冷、强迫空气冷却、强迫油循环水冷却、强迫油循环导向冷却、水内冷变压器及充气式变压器。针对风电场人员少，维护能力较弱，应首选自冷变压器、强迫空气冷却次之。
风电变压器试验作业指导书
1编制依据 1.1《风电一期工程电气专业施工组织设计》 1.2《电气专业施工组织设计》 1.3 1.4《电力建设安全工作规程》(火力发电厂部分) 1.5《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 1.6《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》 1.7《火电施工质量检验及评定标准》 1.8《工程建设标准强制性条文》(电力工程部分) 2任务概况 2.1工作任务及内容 本作业指导书适用风电一期工程变压器交接试验，主要检测变压器经运输及现场 安装后的绝缘强度、变比、直流电阻以及正常运行能力。 2.2工作特点 试验项目多、试验电压高、危险性高、试验仪器为精密贵重仪器，必须由专业持 证人员严格按照试验规范进行操作。 3施工准备及条件 3.1附件试验在组装前进行并合格,油浸式变压器本体试验必须在本体注油12小时后进行。 3.2厂家的技术资料和文件齐全。 3.3作业指导书编写完毕，且已经审核批准允许使用。 3.4工具准备齐全，试验设备齐全,并经检验合格,在有效期内使用，试验人员齐全到位。 3.5施工场地清理干净，被试品擦拭干净，无灰尘及油渍。 3.6试验现场试验用电源，应可靠、稳定。 3.7各试验设备接地端必须可靠接入地网。 3.8试验设备摆放得当，保证被试品、操作人员与被试验设备的高压安全距离，安全措施到位。 4施工工具及方法
4.1施工工具及试验设备 4.2劳动力组织 试验人员4人监护人1人 4.3试验工序及试验方法 4.3.1工作流程 接线→做安全措施→外观检查，核对铭牌→短接被试侧，非试侧短接接地→测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯接地线引出套管对外壳的绝缘电阻→绝缘油试验→测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数→测量绕组连同套管的直流电阻→检查所有分接头的变压比和检查变压器的三相接线组别→测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tgδ→测量绕组连同套管的直流泄漏电流→绕组连同套管的交流耐压试验→恢复及记录整理 4.3.2试验项目及试验方法 4.3.2.1检查变压器本体应擦拭干净，核对铭牌应与设计要求一致,油位符合要求,试验侧于非试验侧明显断开并符合安全要求(20-35kV不小于600mm,60-110不小于
风电场变压器选型计算
题目:风电场变压器选型计算 目录 一、前言2 二、课程设计的要求 2 三、电气主接线设计原则 3 四、小组整体主接线 4 五、课程设计的内容 4 5.1集电线路的结构 5 5.2集电线路的接线方式7 5.3电缆敷设方式 7 5.4电气主接线方式8 5.5主变低压侧的设计10 六、课程设计小结12 七、参考文献12
一、前言 本学期在石阳春老师的带领下我们学习了《风电场电气系统》课程，主要讲述风电场电气部分的系统构成和主要设备，包括与风电场电气相关的各主要内容。主要内容为风电场电气系统的基本构成、主接线设计，风电场主要电气一次设备的结构、原理、型式参数及电气一次设备的选取，风电场电气二次系统、风电场的防雷和接地，风电场中的电力电子技术应用等。课程设计是对学生所学课程内容掌握情况的一次自我验证，有着极其重要的意义。通过课程设计能提高学生对所学知识的综合应用能力，能全面检查并掌握所学内容。通过本课程的课程设计，使学生巩固风电场电气工程的基础理论知识和基本计算方法，了解电力工业的内在关系和电气系统设计原理，熟悉电力行业规范和标准，具备应用理论知识分析和解决实际问题的能力和工程意识，为将来从事工程设计、设备安装、系统调试、维护保养等工作打下良好的基础。 二、课程设计的要求： (1)掌握风电场电气主接线设计的基本要求。 (2)掌握发电厂电气主接线的几种常用接线方式并能分析各接线方式的特点。 (3)熟悉各种电气主接线方案的经济性能比较方法。 (4)掌握几种主要电气设备的选型计算方法。 (5)掌握配电装置布置的基本要求，并能画出简单的配电装置布置图。 三、电气主接线设计原则 1、可靠性,供电可靠性是电力生产的基本要求: （1）任一断路器检修时，尽量不会影响其所在回路供电； （2）断路器或母线故障及母线检修时，尽量减少停运回路数和停运时间，并保证对一级负荷及全部二级负荷或大部分二级负荷的供电； （3）尽量减小发电厂、变电所全部停电的可能性。 2 、灵活性,发电厂主接线应该满足在调度、检修及扩建时的灵活性: （1）调度时，应可以灵活地投入和切除发电机、变压器和线路，灵活调配电源和负荷，满足系统在事故、检修以及特殊运行方式下的系统调度要求； （2）检修时，可以方便地停运断路器、母线及其继电保护设备，进行安全检修不至影响电力系统的运行和对用户的供电； （3）扩建时，可以容易地从初期接线过渡到最终接线。
风力发电升压变压器额定容量选用原则的改进
风力发电升压变压器额定容量选用原则的改进 风力发电升压变压器额定容量选用原则的改进 .Tfp902 { display:none; } 胡建新1 谢军2 尤坚3 (1广州市番禺明珠电器有限责任公司广州511400 2 广东粤电湛江风力发电有限公司湛江524043 3广东粤电湛江风力发电有限公司湛江524043) 摘要：本文通过对风力发电机与常规火力或水力发电机输出功率特性的对比，分析了风力发电机机端升压变压器容量选择与现有设计规范的差别。另外根据热老化理论对某风电场升压变压器容量的选择进行了计算，计算结果表明了在选择变压器容量时具有非常可观的成本控制潜力。 关键词：风力发电机，升压变压器，额定容量，平均负
载，周期性负载，热点温度，相对热老化率，相对寿命损失 0 前言 随着风力发电在世界范围和国内的迅猛发展，风电技术日渐成熟，但目前风电投资成本偏高，风电电价尚缺乏竞争力，因此对投入成本进行充分挖潜是当务之急。除尽快实现主要设备国产化外，从设计环节控制成本也是必须考虑的。对风力发电机机端升压变压器而言，选择可靠实用的保护功能和合理经济的额定容量是应当首先考虑的。本文着重就风电升压变压器容量选用原则的改进进行探讨，并给出相关计算实例。 1 变压器额定容量选择的理论依据 变压器的额定容量是指输入到变压器的视在功率值(包括变压器本身吸收的有功功率和无功功率)，并且通常按照GB321中的R10系列取值。额定容量对应在规定的环境温度下，在规定的使用年限内能连续输出的最大视在功率。 电力变压器的额定寿命一般取20年，是指外部冷却空气为20℃，以某种温度等级的绝缘材料发生热老化而损坏来确定的。对符合GB1094设计的油浸式电力变压器，在热点温度为98℃下，相对热老化率为1，此热点温度与“在环境温度为20℃时和热点温升78K下连续运行”
风力发电用组合式变压器技术参数
风力发电用组合式变压器技术参数 一、概述 ZGS-Z.F-□/35风力发电用组合式变压器是为满足日益增长的风力发电的供电要求，在公司生产10KV组合式变 压器基础上，消化吸收国内外的技术结合国内需求自行开发的系列产品。该产品是将变压器，负荷开关，高压熔管安装在变压器的箱体内，利用变压器的绝缘油作为整个产品的绝缘介质和散热介质。具有体积小、重量轻、安装方便等优点。 二、引用标准 JB/T 10217-2000 组合式变压器 GB1094-1996 电力变压器 GB/T6451-1999 三相油浸式电力变压器技术参数和要求 JB/Z102-71 高压电器使用于高海拔地区的技术要求 GB11022-9 高压开关设备通用技术要求 GB3804-90 3—63KV高压负荷开关 DL/T537-2002 高压/低压预装式箱式变电站选用导则 GB311.1-1997 高压输变电设备的绝缘配合 GB7354-2003 局部放电测量 GB/T14048.1-1993 低压开关设备通用技术条件 GB7251.1-1997 低压成套开关设备和控制设备。 三、正常使用环境条件 a、海拔不超过2000 m b、环境温度范围: -40℃～+40℃ c、最大日温差：30℃； d、户外风速不超过：35m/s； e、相对湿度：在25℃时,日平均值不大于95%，月平均值不大于90%； f、安装环境；安装环境应无明显污秽、无爆炸性、腐蚀性气体及安装场所无经常性的剧烈振动冲击。 g、 电流电压的波形:近似于正弦波。 超出以上正常使用环境条件，用户可与本公司协商确定，按相关标准作定额调整。 四、型号含义
五、产品用途 ZGS-Z.F-□/35系列组合式变压器用于50HZ，35/0.69的风力发电系统,变压器的额定容量为800~2500KVA,专用于风力发电场供配电。 六、产品主要特点 a、全密封,安全可靠,产品采用新型S9（S11）/35KV系列技术,结构合理,可靠性高. b、体积小,结构紧凑,体积为普通预装式变电站的1/3,减少占地面积 c、有较强的过载能力 d、箱体经两道喷漆处理,具有良好的防腐能力,能有效防止风沙的侵蚀. 七、产品的结构特点 a、产品分变压器室,避雷器和进线室,高压操作室和低压室四部分. b、变压器性能符合S9（S11）型变压器. c、高压侧采用终端型负荷开关加熔断器保护,熔断器为一体式保护熔断器. d、负荷开关和熔断器安装在变压器室,利用变压器的绝缘油作为绝缘介质和散热介质,因此整体的结构紧凑,散热性能好. e、高压侧的进线出线采用高压电缆插头或硅橡胶复合套管. f、高压室内可操作的元件有:负荷开关、变压器分接开关和保护熔断器.箱体装有:油面温度计、油位计、压力释放阀、放油阀、油样活门、出线端子等. 八、产品的技术参数 a、负荷开关采用油浸式终端型二位置负荷开关，它以变压器油为绝缘和灭弧介质，弹簧储能、三相连动,能准确快速地开断或关合额定负荷电流.
变压器的选择
变压器选型计算（主变、厂变、集电变、启动/备用变等） 风电场电气主接线（方案B） 电气设备选型计算（2班4组) 目录 1.前言 (2) 2.变压器选择原则 (3) 3.变压器选型计算 (3) （1）主变压器 (3) （2）集电变压器 (5) （3）场用变压器 (5) （4）启/备变压器 (6)
4.心得体会 (8) 5.参考资料 (9)
一.前言 本学期在石阳春老师的带领下我们学习了《风电场电气系统》课程，主要讲述风电场电气部分的系统构成和主要设备，包括与风电场电气相关的各主要内容。主要内容为风电场电气系统的基本构成、主接线设计，风电场主要电气一次设备的结构、原理、型式参数及电气一次设备的选取，风电场电气二次系统、风电场的防雷和接地，风电场中的电力电子技术应用等。课程设计是对学生所学课程内容掌握情况的一次自我验证，有着极其重要的意义。通过课程设计能提高学生对所学知识的综合应用能力，能全面检查并掌握所学内容。通过本课程的课程设计，使学生巩固风电场电气工程的基础理论知识和基本计算方法，了解电力工业的内在关系和电气系统设计原理，熟悉电力行业规范和标准，具备应用理论知识分析和解决实际问题的能力和工程意识，为将来从事工程设计、设备安装、系统调试、维护保养等工作打下良好的基础。本次课程设计2班4组的主要任务是完成方案电气设备选型计算，并与2班1组配合，对所设计的方案进行经济性分析计算；完成方案A的电气设备选型。我在小组中负变压器的选型和相关计算。
二.变压器选择原则 风电场中的变压器包括主变压器、集电变压器和场用变压器。 风电场各种变压器容量的确定方法如下： （1）集电变压器 集电变压器的选择，可以按照常规电厂中单元接线的机端变压器的选择方法进行。即：按发电机额定容量扣除本机组的自用负荷后，留10%的裕度确定 （2）升压站的主变压器 对于升压站中的主变压器，则参照常规发电厂有发电机电压母线的主变压器进行选择： ①主变容量的选择应满足风电场对于能量输送的要求，即主变压器应能够将低压母线上的最大剩余功率全部输送入电力系统。 ②有两台或多台主变并列运行时，当其中容量最大的一台因故退出运行时，其余主变在允许的正常过负荷范围内，应能输送母线最大剩余功率。 （3）场用变压器 风电场场用变压器的选择，容量按估算的风电场内部负荷并留一定的裕度确定。 变压器的台数与电压等级、接线形式、传输容量、与系统的联系紧密程度等因素有密切关系： ①与系统有强联系的大型、特大型风电场，在一种电压等级下，升压站中的主变应不少于2台。 ②与系统联系较弱的中、小型风电场和低压侧电压为6-10kV的变电所，可只装1台主变压器。 三.变压器选型计算 1.主变压器 1）风电场全场总装机容量为： Pn=69×1.5MW=103.5MW 2）主变压器台数的选择： 本方案采用单母线分段设计，应有两台主变压器同时工作，考虑变压器检修，应设一台备用变压器，所以风电场中应装设三台主变压器。 3）主变压器容量的选择： =Pn/0.8=129375 kVA 总容量 Sn 总 每台容量 Sn=0.5×Sn =64687.5 kVA 总