35kV风电美变说明技术规范.docx
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35kV风电美变说明技术规范
35kV风电美变说明技术规范
.1.1型式及接线图
（1）型式：
35kV终端型箱变
（2）变压器型号：
S11-2750/35
（3）箱变一次接线示意见下图：
2.1.2箱式变电站的总体要求
2.1.2.1箱体：
箱变外壳全封闭（无百叶窗，底部封堵，门框加密封条）。
箱体的高压室和低压室必须密封处理，所采用的密封条必须是长寿命（20年以上）、耐低温、高弹性产品，以确保箱体的防尘、防潮、防凝露。
变压器油箱材料厚度≥6.0mm，散热片材料厚度≥1.5mm，散热器加防护罩材料厚度≥4.0mm。
2.1.2.2高压柜、低压柜及电缆进线柜应分别为独立的全密封结构，柜底设计应考虑能方便人进入箱变基础电缆沟。
高压柜、低压柜主连接线均采用绝缘套密封铜母排，截面应大于连接导线总截面。
2.1.2.3箱体应有足够的机械强度，在运输、安装中不发生变形。
应力求外型美观、色彩与环境协调。
外壳喷涂进口防紫外线面漆，抗暴晒、抗腐蚀，喷涂均匀，并有牢固的附着力。
喷涂颜色由业主确定。
2.1.2.4箱壳采用金属材料应具有抗暴晒、不易导热、抗风化腐蚀及抗机械冲击等特点。
箱体金属框架均应有良好的接地，至少设有2个接地端子，并标有接地符号。
接地端子直径为12mm的铜制螺栓。
箱变的金属骨架、高、低配电装置及变压器部分的金属支架均有符合技术条件的接地端子，并用符合接地规范要求的铜辫子可靠连接在一起。
2.1.2.5箱体不带操作走廊。
箱壳门应向外开，开启角度应大于90°，并设定位装置。
箱式变应装有把手、暗闩和能防雨、防堵、防锈的暗锁。
2.1.2.6箱式变电站的噪音水平不应大于规定的变压器噪音水平。
2.1.2.7箱体顶盖的倾斜度不应小于3°，并装设防雨檐。
箱体顶盖采用双层结构。
2.1.2.8箱式变电站内部电气设备
（1）箱体门内侧应附有主回路线路图、控制线路图、操作程序及注意事项。
（2）母线宜采用绝缘母线，并设有安全防护措施。
（3）进出线应考虑电缆的安装位置和便于进行试验。
（4）箱式变电站内部电气设备的装设位置应易于观察、操作及安全地更换。
（5）变压器应装设温度计，以监测变压器的上层油温，变压器装设油位指示装置，监测变压器油位状态；变压器装设压力表计和压力释放阀，以监测油箱密封状况和维持油箱正常压力；变压器装设放油阀和取油样装置。
箱变应装设普通电流、电压表计。
（6）高压配电装置小室设五防联锁机械装置。
（7）高压电缆进线室门安装电磁锁，当35kV侧带电时，室门不能打开。
高低压室防护门上下均采用滑轨式防风钩。
（8）高低压室内均设置照明灯，照明开关采用门开关。
（9）箱式变电站内部电气设备的装设位置应易于观察、操作及安全地更换。
2.1.2.9柜体防护等级：
紧凑型箱变：
油箱IP68，低压室IP54，高压室IP54，高压室门打开后IP3X。
2.1.2.10变压器铁芯采用冷轧硅钢片。
2.1.2.11箱变外壳采用喷环氧富锌底漆防腐，箱变所有门轴采用不锈钢材料制作，金属材料经防腐处理后表面覆盖层有牢固的附着力，并均匀一致。
箱变底架附件由槽钢焊接而成，整体采用热浸（喷）锌处理，框架及门采用优质热浸（喷）锌钢板，框架钢板厚度不得小于2.5mm，箱体的内外表面经过严格处理，采用先进的静电喷粉工艺进行三次喷粉处理，漆层坚固耐磨防水，耐紫外线照射，保证在正常使用过程中30年不生锈。
2.1.2.12箱变正常使用寿命30年，箱式变内所有部件按运行寿命大于30年设计。
箱变的大修周期为5年。
2.1.2.13柜内二次配线：
采用聚氯乙稀绝缘电线、铜芯，可动部分过渡柔软，并能承受住挠曲而不致疲劳损伤，柜内所有配线两端均有打印的线号。
电流回路线芯不小于2.5mm2，其它回路1.5mm2。
2.1.2.14箱变柜体内应有自动除湿防潮装置，避免内部元件发生凝露。
2.1.2.15箱式变电站内所有设备均根据设备安装位置的实际海拔高度对设备外绝缘及温升进行修正。
2.1.2.16基础设计要能保证地面以上器件更换时无需重新构建整个建筑。
变压器油箱的设计要能满足当地环境变化的需求，避免温度变化出现油位过低或喷油现象。
2.1.2.17箱变的外观应设有“止步，高压危险”的标志，合同设备包括的主要元件和操动机构均有耐久和字迹清晰的铭牌、不可拆卸的铭牌。
2.1.2.18本项目运行环境温度低，生产厂家应提出在设备整体在低温环境下可靠运行的措施。
2.2箱式变电站内主要元件
2.2.135kV变压器
2.2.1.1主要技术参数：
名称：
片式散热器油箱全密封三相双绕组无励磁调压变压器
型号：
S11-2750/35
额定容量：
2750kVA
额定电压：
37±2x2.5%/0.69kV
相数：
3相
频率：
50Hz
调压方式：
高压侧线端设无励磁分接开关
线圈联接组别：
Dyn11
冷却方式：
ONAN
阻抗电压：
6.5%
空载损耗：
≤2.9kW（制造厂应提供实际损耗值）
负载损耗：
≤23kW（制造厂应提供实际损耗值）
硅钢片：
采用进口或国内优质品牌产品，投标时应提供生产厂家如新日铁、韩国浦项或同等质量优质产品厂家。
绝缘液体：
45#绝缘油（应满足环境温度及变压器过载能力的要求）
噪声水平：
按国标规定要求执行。
中性点接地方式：
0.69kV侧中性点直接接地。
变压器油：
考虑后期维护方便采用新疆45#克拉玛依油。
2.2.1.2主要技术要求：
（1）绝缘水平
变压器绕组的额定耐受电压（35kV线端）：
额定雷电冲击耐受电压（峰值1.2/50ms）：
全波：
200kV
截波：
220kV
额定短时（1min）工频耐受电压（有效值）：
85kV
注：
应根据设备安装位置的实际海拔高度（海拔超过1000m时）对设备外绝缘进行修正。
低压侧及中性点绝缘水平不低于相应国家标准。
（2）变压器绕组匝间工作场强不大于1kV/mm。
（3）在额定频率下，在正常条件下，变压器应能在105%的额定电压连续正常运行。
变压器空载时在110%的额定电压下应能连续运行，在变压器的端子上应能承受1.4倍的额定电压历时5s。
2.2.1.3温升
变压器的温升试验应符合GB1094.2—1996规定，其正常使用条件下运行时的温升限值不应超过下表标准规定。
部分温升限值
线圈：
绝缘的耐热等级为A
（用电阻法测量的平均温升）63K
顶层油（用温度计测量的温升）55K
铁芯本体应是使相邻绝缘材料不致损伤的温度
油箱及结构件表面78K
注：
应根据设备安装位置的实际海拔高度及使用环境温度对设备温升进行修正。
2.2.1.4测控及保护元件配置
油位信号计1套
油箱压力保护装置1套
油温信号计及测温电阻套（由卖方填写）
2.2.1.5承受短路能力：
按现行国家标准执行，并提供承受短路能力的校核计算保证书。
2.2.2高压配电室主要电气设备
2.2.2.1高压负荷开关的技术参数
型式：
两位置高压负荷开关（前操作）
额定电压：
40.5kV
额定电流：
630A
短路关合电流：
50kA
操作方式：
手动
机械寿命：
≥2000次
位置接点：
1常开，1常闭
高压室在线路不停电情况下，可分接负荷开关，调整变压器分接头。
高压负荷开关保证在箱变故障或低压侧开关拒动的情况下能可靠的动作。
高压负荷开关应有低温试验报告（-40℃以下），其他技术特性应符合国标要求。
高压负荷开关应能安全可靠切断本工程安装位置2750kVA变压器的额定转移电流，并提供相应型式试验报告；高压负荷开关应满足切合2750kVA空载变压器的要求，并提供相应型式试验报告。
高压负荷开关带有2对辅助接点，并将其接点引到低压配电室的端子排供监控系统用。
2.2.2.2高压熔断器的技术参数
型式35kV高压全范围保护熔断器
额定电压40.5kV
熔丝额定电流75A（注1）
额定短路开断电流25kA
变压器突然投入时的励磁涌流不损伤熔断器，变压器的励磁涌流通过熔断器产生的热效应可按10～12倍的变压器满载电流持续0.1s计算。
注1：
厂家应按照GB/T15166.6最新要求，根据变压器的容量额定值推荐适用的熔断件的电流额定值。
2.2.2.335kV避雷器技术参数
型式：
氧化锌避雷器（附三相放电记录仪及在线监测仪）
额定电压：
51kV
持续运行电压：
40.8kV
标称放电电流：
5kA
陡波冲击电流残压：
≤154kV
雷电冲击电流残压：
≤134kV
操作冲击电流残压：
≤114kV
2ms方波通流容量：
800A
直流1mA参考电压：
≥73kV
2.2.2.4高压配电室主要技术要求
（1）高压配电室内要求设有带电指示器、压力释放器、油温计、油位计、油注孔、放油阀等。
（2）高压侧采用一根ZR-YJLV23-26/35-3×95mm2（导体为铝芯）电缆引出并与35kV架空线路相连。
箱变连接处铜铝过渡措施由卖方提供，由设计方审定。
（3）高压设备的允许温升值满足GB/T11022的规定。
（4）高压配电室的空气间隙应满足国网十八项反措的要求，并满足设备安装位置实际海拔高度对间隙的要求。
（5）高压侧测量装置
安装足够的变压器温度指示控制器，每台控制器需要满足输出三副接点（两副温度超高信号接点，一副温度高信号接点），其中一副温度超高信号接点动作于跳低压侧断路器，另外一副温度超高信号接点及一副温度高信号接点引至低压柜端子排供监控报警用。
安装1块变压器油位表，显示油位低信号，并带一副油位过低信号接点，将此信号接点引至低压柜端子排供监控报警用。
2.2.3低压配电室主要电气设备
2.2.3.1断路器的技术参数
名称：
有智能保护的框架式断路器（耐低温型）
额定电压：
690V
额定电流：
3200A
极限分断能力：
≥50kA
过载保护整定电流：
Ie脱扣时间：
t=45s
短路短延时整定电流：
3Ie脱扣时间：
t=0.1s
短路瞬时保护整定电流：
5Ie
额定冲击耐压：
8kV
低压断路器配置过载长延时及短路瞬时保护等保护功能。
其分合闸位置状态和故障状态应有信号上传，至少提供一副分闸位置状态信号无源接点、一副合闸位置状态信号无源接点、一副故障状态信号无源接点，引至低压柜端子排供监控报警用。
断路器脱扣线圈和合闸线圈应预留供远程控制用的接口，供监控系统控制用。
断路器应有无源加热低温试验报告，其他技术特性应符合国标要求。
断路器智能脱扣器使用的电源形式：
取自箱变交流电源。
断路器应采用上海输配电气、GE、ABB、西门子等合资或不低于同等品牌产品，以最高价计入总价，由买方选定。
2.2.3.20.69kV电涌保护器技术参数
额定工作电压：
690V
雷电防护等级：
A
标称放电电流（8/20）us：
≥100kA
电压保护水平：
￡3kV
温度范围：
－45℃－＋80℃
卖方应采取后备保护措施以确保电涌保护器安全可靠运行。
电涌保护器应采用采用国内优质品牌产品，投标时应提供生产厂家。
2.2.3.3低压配电室设备主要技术要求
（1）低压接线
箱式变电站低压侧电源进线为9根ZR-YJV23-0.6/1-3×240mm2电缆和2根ZR-YJV23-1×240mm2电缆，低压接线采用铜母排，设计应充分考虑11根电缆进线的安装位置，母排布置要求连接可靠安装方便，满足电缆安全可靠接入要求。
（2）低压室内壁两侧设足够厚度的绝缘板。
低压室门锁拉杆材料选用应有足够强度。
二次布线要合理、规范、牢固。
柜内应采用防凝露措施。
（3）低压设备的允许温升值满足GB7251的规定。
（4）低压室应配置供箱变检修、照明、加热、断路器操作、监测装置等箱变辅助用电电源。
柜内采用自动防凝露措施。
（5）低压室在门打开时导电体不能裸露，应加装足够厚度的绝缘防护板。
（6）低压侧测量装置：
低压侧配置2500/1A电流互感器2只（如电流表能直接测量低压侧电流，则可取消）；配置电压互感器（如电压表能直接测量低压侧线电压，则可取消）；配置普通电流表、电压表。
（7）低压侧应配置若干个额定电流为6A～100A的微型断路器供箱变使用。
（8）风机逆变器中脉宽调制电压会传到变压器低压侧，包含有小量的直流成份，而这些变压器次级电压的小量直流成份将导致变压器显著次级电流直流成份，因为只有很小的绕组阻抗来抑制直流成份，而交流滤波器是不能减少直流分量的。
但是从经验上看，稍微减少磁通密度是适用的。
注：
投标商要清楚地注明所用主要元器件及材料的生产厂家、型号
2.2.4风机辅助变压器（箱变检修照明变压器）
名称：
三相双绕组干式无载调压变压器
型号:
SC11-3/0.69
额定容量：
3kVA
额定电压：
高压侧：
0.69kV低压侧：
380/220V
额定频率：
50Hz
调压方式：
无励磁调压
调压范围：
±2×2.5％
联结组别：
D，yn11
中性点接地方式：
为中性点接地系统
2.2.5箱变监测
2.2.5.1箱变保护配置
由于变压器高压侧采用负荷开关，故不单独配置微机型保护装置，其保护功能如下：
1）变压器35kV侧配置熔断器加负荷开关，作为变压器的短路保护。
2）变压器690V侧设置空气断路器，通过电流脱扣器实现风机出口至变压器低压侧的短路保护。
3）变压器配置非电量保护，其中轻瓦斯、温度高、油位异常发报警信号；重瓦斯、温度过高、压力释放动作跳开低压侧断路器。
2.2.5.2箱变监控配置
现地测控装置实时采集对应箱变的开关量、模拟量信息，并将信息送至风机现地测控屏。
测量信息应包括变压器高低压侧负荷开关/断路器位置信号、变压器报警信号、变压器保护动作信号等。
测点上传信息如下表所示。
序号回路名称信号名称上传方式备注
一、箱变遥信信息量
1~335kV出线开关高压负荷开关合位接入无源空接点DI
高压负荷开关分位接入无源空接点DI
控制回路断线接入无源空接点DI
4~935kV/690V变压器油位异常报警接入无源空接点DI
油温超高跳闸接入无源空接点DI
压力释放动作跳闸接入无源空接点DI
轻瓦斯报警接入无源空接点DI
重瓦斯动作跳闸接入无源空接点DI
油温高报警接入无源空接点DI
10-13690V进线开关低压断路器合位接入无源空接点DI
低压断路器分位接入无源空接点DI
低压开关保护动作跳闸接入无源空接点DI
14-15箱变门位置信号（包括高低压室门位置）接入无源空接点DI
16-24DI备用点DI
备注：
箱变监控装置选用国内优质品牌产品，投标时应提供生产厂家。
希请详细填写信息,以便及时配合,谢谢!
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