光伏电站变压器技术协议书概要.docx

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光伏电站变压器技术协议书概要

1.3工程条件

1.3.1使用环境

光伏电场变电站地处华北山地地带，沙尘较大，箱变中所有部件应能在低温及多风沙环境下运行。

1.3.2系统概况1.系统电压：

35kV`2.额定电压：

40.5kV3.系统额定频率：

50Hz4.系统中性点接地方式：

35kV系统为不接地或经电阻系统；0.315kV系统为不接地；0.4kV系统为直接接地系统。

1.3.3系统短路电流计算（厂家需满足本短路电流计算值）

变电站接入系统220kV侧三相短路电流按50kA计算：

计算得本站各级电压母线短路电流最大值为：

220kV母线:

I"＝50kAich＝125kA

35kV母线及35kV箱变高压侧:

I"＝31.5kAich＝80kA0.315kV逆变器出口:

I"＝50kAich＝110kA

1.4技术标准

供货人所提供的箱式变电坫的设计、制造、试验、包装、运输、安装除应满足本规范规定的要求外，尚须遵照最新的国家、行业标准和IEC标准：

IEC466交流金属封闭开关设备和控制设备DL/T537高压/低压预装箱式变电站选用导则GBl7467高压/低压预装式变电站GB7251低压成套开关设备和控制设备GB4208外壳防护等级（1P代码

DL404户内交流高压开关柜订货技术条件GBl0941～GBl0945电力变压器

GB/T6451三相油浸式电力变压器技术参数和要求GB6450干式电力变压罪

GB39063～35kV交流金属封闭开关垃备GB3309高压开关设备常温下的机械试验GB16926交流高压负荷开关一熔断器组合电器DL/T5222导体和电器选择设计技术规定GB772高压绝缘子瓷件技术条件DL/T5352高压配电装置设计技术规程GB/T15166交流高压熔断器

GB38043～63kV交流高压负荷丌关GB1497低压电器基本标准

GB9466低压成套开关设备基本试验方法SD318高压开关柜闭锁装置技术条件

DL/T621交流电气装置的接地JB/DQ2080高压开关设备防雨试验方法GB7328变压罪和电抗器的声级测量GBl208电流互感器

GB50150电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB50171电气装置工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范

GB2706交流高压电器动热稳定试驰方法GB1102l电气绝缘的耐热性评定和分级GB396935kV及以下变压器瓷套

GB5273变压器，高压电器和套管的接线端子GB/T6451三相油浸式电力变压器技术参数和要求DL478静态继电保护及安全自动装置通用技术条件GB/T50062-2008电力装置的继电保护和自动装置设计规范

以上并未列举所有标准，以上标准按最新版本执行。

国家标准（GB、电力行业标准（DL、企业标准、国际电工委员会（1EC标准以及国际单位制（S1标准是对设备的最低要求。

对国家有关安全、环境等强制性标准，必须满足其要求。

1.5额定参数

1.电压

高压侧额定电压：

37kV低压侧额定电压：

0.315kV

2.额定频率：

50Hz3.额定电流

高压侧：

19.5A/21.9A低压侧：

1150A/1375A

4.额定热稳定电流及耐受时间：

高压侧：

31.5kA，4s低压侧：

50kA，4s

5.额定动稳定电流值：

高压侧：

80kA低压侧：

125kA

6.接地方式：

高压侧电阻接地；箱式变压器低压侧不接地。

7.额定绝缘水平：

高压开关设备额定绝缘水平应满足DL404《户内交流高压开关柜订货技术条件》的规定。

电器的外绝缘试验电压应遵照《DL/T5222导体和电器选择设汁技术规定》,完全满足安装地的海拔高度需加强设备绝缘水平的要求。

（以下所列试验电压数据均未考虑海拔高度系数,制造商对产品设计时务需计入高压侧：

工频耐压：

对地及相间：

95kV隔离端口间：

118kV冲击峰值耐压：

对地及相间：

185kV隔离端口间：

215kV

低压侧：

工频耐压：

5000V

8.爬电比距：

3.1cm/kV9.相数：

三相10.柜体防护等级：

高、低压设备均要求装入单独的金属封闭柜内，箱式变电站整体外壳防护等级不低于IP55。

1.6技术要求

1.6.1基本技术要求

1.箱式变电站选用产品，其所有配套组件的技术条件均需满足本地区各种自然气象条件作用下（含海拔高度）对产品技术的要求。

2.箱式变电站采用紧凑型箱变型式，分为高压单元、低压单元以及变压器三个部分。

除变压器散热片和器身敞露在箱体外部，其余所有带电间隔均应设置在独立的隔室内。

高压单元还应设置独立的二次仪表室。

3.光伏电场所处区域温度低、温差大、多风沙，箱式变电站应经过严格设计及试验验证，具备合理的防护结构、防尘结构以及耐低温性能，以满足恶劣环境

条件下正常安全运行要求。

4.箱式变电站进出线皆为电缆。

进出线均位于箱变底部。

箱变高压侧接线端子需考虑1回～4回电缆（YJXLHV22-26/35-3*300的进出线，箱变低压侧各进线为多根并联低压电缆[4*3（YJXHLV-1kV-1×400mm2]变压器低压侧各相线的接线端子截面应设计其每相能连接4根截面为1X400mm2的电缆，并留有一定裕度。

5.箱体内设防凝露装置，以避免内部元件发生凝露，设加热元件，保证设备在低温环境下运行。

6.箱式变电站的高、低压开关动作、保护信号、温度保护等信号除应提供给箱变内部测控回路、保护信号应能集中引出，提供给相连接的箱变监控单元。

7.箱式变电站应能承受因内部故障电弧而引起的冲击力，以防止电气设备和人员造成伤害。

8.外壳防护等级

（1箱式变电站箱体外壳防护等级IP54。

（2高压单元外壳防护等级IP4X。

（3低压单元外壳防护等级1P4X。

9.照明、凝露加热

（1箱变外照明、箱变内照明电源采用交流220V。

（2凝露加热电源采用交流220V。

10.母排

变压器室内所有用于导电的母排均应采用铜质母排。

1.6.2结构要求

1.紧凑型箱式变电站应经过严格设计及试验验证，保证箱变在该地区的正常安全运行，型式试验通过后，合同生效。

2.在产品设计中须考虑光伏电场温度低、温差大的特点，确保产品耐低温性能及适应高海拔地区，电器元件、绝缘材料及其它辅助材料应选用耐低温的产品。

3.箱变应考虑变压器负荷高时，光伏电场风大的特点，充分利用自然通风散热，还应考虑光伏电场环境的特点，设计合理的防护等级和防尘结构，防止雨、雪、灰尘等进入箱体内。

4.紧凑型箱式变电站除变压器散热片和器身可敞露在箱体外部，其余所有带

电间隔均应封闭在隔室内，应保证在周围气温温度下运行时，所有的电器设备的温度不超过其最大允许温度，并能正常运行。

散热器片应设有安全防护网栅，且网栅固定牢固，以防止野外动物损坏散热器片，并在网栅和箱变四周均固定“高压危险”警示牌。

5.箱体外壳应有足够的机械强度和刚度，在起吊、运输、安装和地震时不应变形或损坏，运行发生短路所引起的电动力作用下也不应损坏。

箱体骨架采用型钢焊接，并经防腐处理。

箱体外壳采用优质钢板并经防腐处理，外壳油漆应喷涂均匀，抗暴晒、抗腐蚀、抗风沙，并有牢固的附着力。

箱变应力求外型美观，色彩与环境协调，箱变颜色由采购方确定。

6.箱体内外表面干整、光洁，无锈蚀、涂层脱落和磕碰损伤现象，涂料层牢固均匀，无明显色差反光。

内不应有型钢突出，外不见铆接、焊接等情况。

7.箱式变压器总高度不大于3米，结构分为高压单元、低压单元以及变压器三个部分。

按照“品”字或其他紧凑型结构排列。

各室间用隔板隔离成独立的间隔；并在箱变内设有下人孔，方便安装及维护。

8.箱体基座和所有外露金属件均应进行防腐、防锈处理，并喷涂耐久的防护层。

9.箱体的内壁和隔板可用金属或非金属材料，其色彩应与内部设备颜色协调，金属构件应进行防锈处理和喷涂防护层。

内壁和隔板如采用金属材料，也应进行防锈处理和喷涂防护层。

10.箱体底座上应设有电缆孔，进出箱体的高低压电缆及光缆应有防护和固定措施。

11.箱体顶盖的倾斜度不应小于30，并应装设防雨的密封盖板和防雨檐。

箱体的顶盖为双层结构以防止热辐射。

12.箱变门应采用内铰链，箱体上所有的门应向外开，开启角度应大于90度，并设有定位装置。

门锁采用翻盖锁或优质把手锁，门锁应具有足够的机械强度，且锁孔可遮盖。

门应有密封措施。

13.箱体应有可靠的密封性能，所有门、窗、电缆进出孔及通风口等都应采取防尘、防雨雪渗漏、防小动物进入等密封措施，以保证雨、雪、灰尘等不会进入箱变内部。

箱变所有门内部均应安装密封条。

14.应具备机械联锁，满足五防要求。

所有闭锁装置应满足《高压开关柜闭锁装置技术条件》SD318的技术要求。

15.箱式变的箱体及内部元器件应能承受直接雷冲击而不损坏，并设专用接地体，该接地导体上应设有与接地网相连的固定连接端子，其数量不少于两个，并应有明显的接地标志。

接地端子为直径不小于12mm的铜质螺栓。

箱式变的金属骨架、高、低压配电装置及变压器部分的金属支架均应有符合技术条件的接地端子，并与专用接地导体可靠地连接在一起。

箱式变高、低压配电装置及变压器部分的专用接地导体应相互联接，否则应通过专用的端子可靠地连接在一起，箱式变的所有高、低压设备的非带电金属裸露部分均应可靠接地，门及在正常运行条件下可抽出部分应保证在打开或隔离位置时仍可靠接地。

16.箱变铭牌标志符合标准规定，标志内容清晰耐久，安装位置明显可见。

17.箱体内必须装设自动控制驱潮装置，以尽量避免内部元件发生凝露。

18.箱变内有足够照明设施以满足运行和检修的需要。

19.箱体内设有智能温控器，温控器能自动的启动控制加热器的启动，保证箱体内配电段备和控制没备的安全运行。

20、箱变内所有空气开关必须均设置永久标识，以区别各自用途，避免运行误操作。

1.6.3元件详细技术要求

所有的元件应符合各自相应的标准，以合资产品或同级国内外产品的名优产品为主，其中：

一一变压器，应符合GB1094；

一一高压开关设备和控制设备，应符合GB3906和IEC466；

一一低压开关设备和控制设备，应符合GB/T14048系列标准和GB7251.1变压器高压部分电气元件配置及参数选择要求能够可靠地保证容量为1250kVA/1400kVA，短路电压比为6.5％的35kV油浸变压器，开关分合操作不因截流等现象而产生过电压。

1.变压器

（1技术标准

变压器应符合GBl094．1～l094．5《电力变压器》和GB6451．1《三相油浸式电力变压器技术参数和要求》及本技术条件要求。

（2变压器型式

三相、铜芯双绕组、油浸、自冷、无励磁调压、低损耗电力变压器。

（3技术参数及性能要求

1.型号：

S11-M-1250/35；S11-M-1400/35

2.额定容量：

1250kVA/630-630kVA；1400kVA/750-750kVA

3.额定电压：

高压37kV

低压0.315kV

4.最高电压：

高压绕组40.5kV

5.高压分接范围：

±2×2.5％

6.相数：

三相

7.频率：

50Hz

8.阻抗电压：

Uk=6.5％

9.连接组标号：

D,y11-y11

10.绝缘水平：

（下列数据未考虑安装地海拔高度影响，供货商设计时需加入）

11.冷却方式：

ONAN

12.噪音水平：

≤50dB（距外壳0.3m处

13.爬电比距：

3.1cm/kV

14.变压器油：

克拉玛依45＃油

15.空载损耗：

1.76kW/1.94kW

16.负载损耗：

14.67kW/16.11kW

17.空载电流：

≤0.8%

18.变压器承受短路能力：

按现行国家及行业标准执行，并提供承受短路能力的校核计算保证书。

19.本体局部放电量允许值：

≤100pC

20.变压器装设油温高保护、压力释放阀及油位计等自动化元件，分别输出报警信号和事故跳低压侧开关信号。

21.变压器温度信号以4～20mA模拟量引出，以便上传。

（4结构要求

变压器应采用弹性散热器，采用密闭油箱，取消油枕；变压器高低压侧母排与变压器套管连接应采用铜质软导体连接，所有温度油位指示装置应安装在便于运行人员检查的位置。

（5试验

1应按照有关规范及标准进行型式试验。

2变压器应按有关标准进行出厂试验和现场试验。

2.高压单元

箱变内高压单元主要电气元件有：

油浸式负荷开关、高压熔断器、带电显示器、三相组合式过电压保护器。

高压侧应设置电磁锁，高压侧带电应闭锁。

（1油浸式二工位负荷开关

1）额定电压：

40.5kV

2）额定电流：

630A

3）短时耐受电流：

20kA/2s

4）额定峰值耐受电流：

50kA

5）负荷开关的辅助接点为2常开，2常闭

（2变压器保护全范围熔断器（XRNT-40.5）

1）额定电压：

40.5kV

2）额定电流：

40A

3）短时耐受电流：

31.5kA/2s

4）熔断器熔断信号接点常开常闭带中间点

（3高压侧过电压保护器

1）型号：

TBP-B-42/310

2）额定电压：

51kV

3）持续运行电压：

42kV

4）直流参考电压（1mA）：

≥73kV

5）标称放电电流：

5kA（峰值）

6）标称放电电流残压：

≤134kV（峰值）

7）2ms方波电流耐受值：

≥400A（峰值）

当系统出现雷电过电压及操作过电压时，过电压保护装置能够吸收由其产生的过电压而不损坏，该装置须提供状态信号，输入箱变测控装置。

（4带电显示器

要求带电显示器具有闭锁功能。

3.低压单元

箱变内低压单元主要电气元件有：

断路器、辅助变压器、浪涌保护器、熔断器、电压表、电流互感器。

（1低温型抽屉式低压断路器[提供低温试验报告]

1型号:

RMW1-2000/3-1600-bse4；RMW1-2000/3-2000-bse4

2额定电压：

400V

3额定电流：

1600/2000A

4额定极限短路分断能力（有效值）：

65kA

5额定运行短路分断能力（有效值）：

55kA

6额定短路耐受电流（有效值：

55kA

7保护配置要求：

长延时+短延时+瞬时+接地故障等

（2）辅助变压器

1型号：

SG-10/0.315（干式变压器）

2额定容量：

10kVA

3额定电压：

高压：

315V

低压：

400V

4高压分接范围：

±2×2.5％

5链接组别：

Y，Yn0

6阻抗电压：

4%7绝缘等级：

F级

8绝缘水平：

按1kV电压等级考虑

工频耐压（1min）：

5kV（有效值）9）变压器承受短路能力：

按现行国家及行业标准执行，并提供承受短路能力的校核计算保证书。

10）局部放电量：

＜3pC

11）辅助变压器低压侧应配置若干个额定电流为10A～63A的微型断路器供箱变及逆变器单元使用（详见1.6.4接线图）。

供方应负责箱变内部照明、通风、加热等设计（所需的微型断路器由供方另行配置）且应在箱变各分室内配置4个16A的模数化插座（两孔、三孔、四孔圆形、四孔扁形各一）供检修用。

（3）0.315kV侧光伏浪涌吸收器

1）最高持续运行电压：

380V2）标称放电电流（8/20μs）：

40kA3）最大放电电流（8/20μs）：

80kA4）电压保护水平：

2.5kV

（4）低压熔断器（两组，分别用于辅助变压器、浪涌吸收器回路）：

1）额定电压：

500V2）辅助变压器回路额定电流：

160A

3浪涌吸收器回路额定电流：

按浪涌吸收器要求,＞32A4熔丝额定电流：

配合相应回路5额定短路开断电流50kA（5）低压侧电流互感器

1）额定电压：

0.315kV；满足系统短路动热稳定要求2）额定变比：

5P20/0.2，1500~2000/1A。

3）二次容量：

15/10VA（1500/1A时不小与10VA）（6低压供用电方式

其中有1台1400kVA和61台1250kVA箱式变压器配置的发电单元的工作电源分别由各自的就地升压变压器低压侧引接，采用邻近的两个发电单元采用双

电源切换装置实现互为备用（详见1.6.4接线图）。

4.箱变测控装置技术要求

低压开关柜内应装设适应现场低温环境的电站智能监控单元及相应的光纤连接设备、人机界面以及相应的管理配置软件系统。

该智能终端能完成实时显示、告警、控制、测量和故障记录功能。

1型号：

HFNA2；

2硬件要求：

显示模块、电源模块、CPU模块、I/O模块和通讯模块必须满足

宽温-40℃～+80℃条件下正常工作的要求，便于更换升级；

3电源要求：

电压：

AC/DC220V±20%；频率：

50Hz,允许偏差-6%至+2%；

设备运行环境：

-40℃～+80℃；

4实时显示：

高低压测电流、电压，功率因数、有功电度、无功电度、开关位

置、接地道闸位置、箱变的温度、油位和压力阀等开关量状态、箱变门状态；5输入/输入（IO要求:

a直流输入：

3路热电阻或4-20mA；

b交流输入：

3组（最多9路电流，最多9路电压）；c开关量：

40路DI，至少4路DO。

6电气量保护：

三段式过流保护、接地保护、过电压保护、低电压保护;7控制：

运行人员能够在本地或远程控制低压侧的断路器；

8电能质量监测：

谐波含量、电压总谐波畸变率、电流总谐波畸变率、三相不

平衡度、电网频率；

9通讯：

双光口，支持环网通讯；至少采用2路以太网接口和8个及以上的独立

RS485串口接入其它智能设备；通讯规约支持MODBUS、IEC61850、IEC60870-103/104通讯协议以及标准。

并具有光电转换、交换数据能将现场信号上传至升压站控制系统，并接受控制信号，实现遥控、遥测、遥信等功能；

10故障和事件记录：

故障点前后各10个波形，可记录25次最近发生的故障信息

和操作信息；

11分析功能：

能够预测变压器的在线和离线热行为，计算变压器寿命，并随着

运行时间，通过自动学习矫正，提高计算的准确度；分析和预测变压器的负载曲线；对故障数据进行分析和存储；

12安装在箱式变压器控制柜内，控制柜应有防干扰措施。

5.交流不停电电源装置（UPS

本工程4台1400kVA和6台1250kVA箱式变压器各设置1台满足1小时放电，容量

至少为1kVA的静止型交流不停电电源装置（采用工业级UPS）。

UPS通信（其接口满足与箱式变压器测控保护装置衔接内容：

••••

UPS运行状态指示UPS输出电压（模拟量UPS输出电流（模拟量UPS输出频率（模拟量

1.6.4箱变接线

箱变接线与配置要求详见CAD版图纸：

1.6.5箱变布置方案

方案一：

1400kVA箱变3台；1250kVA箱变36台。

详见CAD版图纸：

方案二：

1400kVA箱变2台；1250kVA箱变31台。

详见CAD版图纸：

1.7备品备件及专用工器具

1.7.1概述

1.供货方应按规定提供备品备件及专用工器具。

所有备品备件及专用工器具应是新的，备品备件应能与原设备上使用部件互换，材料和质量应完全相同。

备品备件应另外单独装箱，并与设备一起发货。

箱内包装应能防止备品备件贮存时损坏，箱上应有明显标志，以便识别箱内所装部件。

2.技术规范中所列的备品备件和专用工器具清单是标准的和采购方要求的备品备件和专用工器具。

供货方应按合同规定提供备品备件和专用工器具。

供货

方应按技术规范附件2填报备品备件和专用工器具的价格，该价格包括在设备总价中，并进入评标价。

3.供货方推荐的备品备件及专用工器具

除了随设备提供的备品备件外，供货方还应推荐在10年运行期内认为需要的备品备件及专用工器具，供货方应按技术规范填报推荐的备品备件及专用工器具的价格，该价格不包括在供方总价中。

采购方可根据需要选择购买部分或全部推荐的备品备件及专用工器具。

1.7.2规定的备品备件

下列备品备件为采购方要求的备品备件，供货方可推荐认为重要的必要的其它易损部件的备品备件，按单价分项列出，供采购方选择，不包括在总价内。

采购方要求的备品备件的价格包括在总价中。

1.7.3规定的专用工器具

供货方应提供工具和仪器，但并不仅限于这些。

供货方如认为必要，还可提供其它的专用工具和仪器，按单价分项列出，供采购方选择，不包括在总价内。

标准的和采购方要求的专用工具和仪器，其价格包括在总价中。

供货方应提供各种设备安装、拆卸、运行、维护、调整所必需的专用工具和仪器，并且应表明各种工具仪器的功能及用途。

1.8试验与验收

型式试验及出厂试验按照DL/T537《高压/低压预装箱式变电站选用导则》规定执行。

单项设备根据有关标准验收完毕后，需进行联动试验验收，联动试验完成并通过验收后，由采购方根据合同有关条款签发验收证书。

从验收证书签发之日起，

进入箱式变电站的产质量保期，质保期时间为设备验收后一年。

1.8.1型式试验

型式试验项目包括：

a.一般检查；b.绝缘试验；c.温升试验；d.机械试验；e.主回路电阻测量；f.动热稳定试验；g.关合和开断能力试验；h.防护等级检查；i.防雨试验；j.噪音测量；k.内部电弧试验；l.外壳机械强度试验；

1.8.2功能试验

功能试验除验证箱式变应满足其投运的各种条件外，同时还应验证其能安全地进行操作和维护。

试验项目包括：

a.开关设备的操作；b.箱式变门的开启：

c.绝缘屏障的设置；d.变压器油面的检查；e.指示组件和设备的检查；f.接地装置的设置；

g.电缆试验和熔断器的更换；

h.如果在不同单元之间有闭锁装置，也应进行相应功能试验。

1.8.3绝缘试验

a.一般气候条件下的绝缘试验：

高压回路、低压回路和变压器，在正常环境条件下应进行工频和冲击耐压试验，试验方法按GB3906、GB9466、GB6450、

GBl094的规定进行。

b.凝露和污秽条件下的绝缘试验：

高压配电装置，包括开关柜、计量柜和配电间隔，均应进行凝露和污秽条件下的绝缘试验。

试验条件和试验方法按照DL/T539中的规定进行。

1.8.4温升试验

试品在规定的安装和使用条件下，关闭箱体上所有的门，按实际安装要求封闭进出线部位；按规定的冷却方式满容量连续运行状态下．进行变压器整体温升试验。

试验电流：

试验时通过试品的电流应为变压器达到额定总损耗时的电流值。

油浸变压器顶层油温的测量方法及允许限度分别见GB1094中的有关规定。

其它部分的温升，如内部电子元、器件的温升，也应满足各自相应标准的要求。

低压设备温升的试验方法及允许限值见GB9466中的有关规定。

电子元器件的温升也应满足各自相应标准要求。

满足以下两条，则认为该试品已通过温升试验。

a.箱式变外壳内的变压器各部分的温升不超过不带箱式变外壳的变压器的各部分的允许温升。

b.联接母线及其端子和高、低压开关各部分的温升不超过相应标准的规定。

1.8.5机械试验

箱式变中高、低压配电设备除已定型生产的开关柜按GB3906中7.6.1、

7.6.2条及GB9466中第10条的要求进行试验外，凡新设计的高、低压配电柜或开关间隔，均应按GB3906或GB9466中的规定进行完整的机械试验。

1.8.6动、