談談500KV變電站主變壓器的選型要領
1、文章引言
變壓器是變電站最重要的電氣設備之一，它的安全可靠運行關系到變電站乃至電網(wǎng)的安全穩(wěn)定。 為保證變壓器能夠安全可靠運行，需要抓好選型、設 計、制造、安裝、運行維護以及檢修各個環(huán)節(jié)。其中最 為關鍵的是要抓好源頭，把好設計選型關。 選擇變壓器的結構型式、技術參數(shù)和性能指標， 大體上應遵循以下兩方面原則：一是要滿足安裝地 所在電力系統(tǒng)方面的需求;二是要考慮變壓器制造 方面的可行性。滿足第一方面的要求這是不言而喻 的，但不能不顧及第二方面的限制而過分強調第一 方面，二者之間要統(tǒng)籌兼顧。如果一味強調系統(tǒng)方面 的要求，提出的技術參數(shù)和性能指標過高或過于苛 刻，就可能使變壓器結構復雜、制造難度增大，其后 果輕者是無謂地增加制造成本，造成不必要的投資 浪費;重者是將導致變壓器可靠性降低，難以保證安 全運行，給電網(wǎng)安全留下隱患。 由于結構的原因，變壓器技術參數(shù)和性能指標 之間互相關聯(lián)，有些是不能同時兼顧的。例如，空載 損耗和負載損耗，不能要求兩者都小，若空載損耗值 取值較低，負載損耗則要相對較大，反之亦然。還有 高阻抗變壓器，相對低阻抗變壓器而言負載損耗總 要高一些。而對于三繞組變壓器，不能對高—中、 高—低和中—低繞組之間的短路阻抗全部做出規(guī)定，最多只能規(guī)定其中的兩個。這是因為當規(guī)定了任 意兩個短路阻抗值之后，余下的那個短路阻抗值就 隨之確定下來了。在規(guī)定變壓器技術參數(shù)和性能指 標時要充分注意上述因素。
2 、500kV變電站主變壓器選型原則
2.1 容量的選擇
在國內已運行的50OkV變電站主變壓器中。整組容量有750MVA、800MVA、1000MVA和 1200MVA 四種規(guī)格。變壓器容量的選擇應考慮電網(wǎng)發(fā)展遠景 和變電站的最終規(guī)模?？偟膩碚f，選擇大容量變壓器比選擇多臺小容量變壓器要相對經(jīng)濟一些。例如，一個變電站的最終規(guī)模為 3組 750MVA變壓器，選擇 3組 750MVA變壓器不如選擇1組1000MVA變壓器和1組1200MVA變壓器經(jīng)濟。這是因為除購買 變壓器的總投資能夠得到節(jié)省外，由于減少了一組變壓器，在占地面積減少的同時，安裝 、維護費用也 隨之減少。更為重要的是，與變壓器配套的一、二次設備、斷路器、隔離開關、互感器、避雷器、控制設備以及保護設備等也將相應減少，變電站建設成本將因此得到有效降低。
2.2 三相共體變壓器與單相變壓器組
變壓器是變電站最重要的電氣設備之一，它的安全可靠運行關系到變電站乃至電網(wǎng)的安全穩(wěn)定。 為保證變壓器能夠安全可靠運行，需要抓好選型、設 計、制造、安裝、運行維護以及檢修各個環(huán)節(jié)。其中最 為關鍵的是要抓好源頭，把好設計選型關。 選擇變壓器的結構型式、技術參數(shù)和性能指標， 大體上應遵循以下兩方面原則：一是要滿足安裝地 所在電力系統(tǒng)方面的需求;二是要考慮變壓器制造 方面的可行性。滿足第一方面的要求這是不言而喻 的，但不能不顧及第二方面的限制而過分強調第一 方面，二者之間要統(tǒng)籌兼顧。如果一味強調系統(tǒng)方面 的要求，提出的技術參數(shù)和性能指標過高或過于苛 刻，就可能使變壓器結構復雜、制造難度增大，其后 果輕者是無謂地增加制造成本，造成不必要的投資 浪費;重者是將導致變壓器可靠性降低，難以保證安 全運行，給電網(wǎng)安全留下隱患。 由于結構的原因，變壓器技術參數(shù)和性能指標 之間互相關聯(lián)，有些是不能同時兼顧的。例如，空載 損耗和負載損耗，不能要求兩者都小，若空載損耗值 取值較低，負載損耗則要相對較大，反之亦然。還有 高阻抗變壓器，相對低阻抗變壓器而言負載損耗總 要高一些。而對于三繞組變壓器，不能對高—中、 高—低和中—低繞組之間的短路阻抗全部做出規(guī)定，最多只能規(guī)定其中的兩個。這是因為當規(guī)定了任 意兩個短路阻抗值之后，余下的那個短路阻抗值就 隨之確定下來了。在規(guī)定變壓器技術參數(shù)和性能指 標時要充分注意上述因素。
2 、500kV變電站主變壓器選型原則
2.1 容量的選擇
在國內已運行的50OkV變電站主變壓器中。整組容量有750MVA、800MVA、1000MVA和 1200MVA 四種規(guī)格。變壓器容量的選擇應考慮電網(wǎng)發(fā)展遠景 和變電站的最終規(guī)模?？偟膩碚f，選擇大容量變壓器比選擇多臺小容量變壓器要相對經(jīng)濟一些。例如，一個變電站的最終規(guī)模為 3組 750MVA變壓器，選擇 3組 750MVA變壓器不如選擇1組1000MVA變壓器和1組1200MVA變壓器經(jīng)濟。這是因為除購買 變壓器的總投資能夠得到節(jié)省外，由于減少了一組變壓器，在占地面積減少的同時，安裝 、維護費用也 隨之減少。更為重要的是，與變壓器配套的一、二次設備、斷路器、隔離開關、互感器、避雷器、控制設備以及保護設備等也將相應減少，變電站建設成本將因此得到有效降低。
2.2 三相共體變壓器與單相變壓器組
500kV三相共體變壓器的鐵心通常采用三相五柱式，每相的全部繞組只能布置在同一個鐵心柱上。而500kV單相變壓器一般采用單柱雙框式鐵心，繞組布置較三相共體變壓器靈活，既可以將全部繞組 布置在鐵心主柱上，也可以將部分繞組(例如調壓 繞組)布置在其中一個旁柱上 ，不同的布置方式可以得到不同組合的短路阻抗值，能夠滿足不同的運 行要求。 對于將所有繞組全部布置在主柱上的單相變 壓器來說，其結構與三相共體變壓器相比沒有什么 區(qū)別，繞組和絕緣結構基本一致。由于單相變壓器 組的3臺重量之和大于同容量三相共體的重量(鐵 心硅鋼片、絕緣油和鋼材等材料的消耗量大)，所以 單相變壓器組的價格要高于三相共體變壓器，高出10%—15% 。
進入21世紀以來，隨著國內高電壓大容量變壓器制造水平的提高，500kV變壓器的運行故障率大大降低，設備可用率有了顯著提高。鑒于此，目前 基建工程新上的 500kV單相變壓器組一般都不設 備用相。對于沒有備用相的單相變壓器組，從運行 可靠性方面來看，與三相共體變壓器沒有區(qū)別。因 為單相變壓器組中若有一臺發(fā)生故障，整組變壓器 則不得不退出運行，與三相共體變壓器發(fā)生故障一 樣，同樣無法運行。 由于三相共體變壓器附屬設備少，所以現(xiàn)場維 護量、檢修量也少，運行成本相對較低。再加上造價低、少占地和損耗小等優(yōu)點，因此在運輸條件許可 的前提下，建議盡量采用三相共體變壓器。 目前 ，500kV變電站三相共體變壓器的應用數(shù) 量所以較少且容量無一例外均為75OMVA，主要是受到運輸方面的限制。750MVA無勵磁調壓三相共體自耦變壓器 ，最大運輸質量在 500T左右，目前的運力條件難以承運。
2.3 普通變壓器與自耦變壓器
我國的 500kV變電站主變壓器均為三繞組變 壓器 ，其高壓和中壓側分別接于 500kV系統(tǒng)和 220kV系統(tǒng) ;低壓繞組為 35kV或 66kV電壓等級 (個別早期產(chǎn)品除外)，每組變壓器的低壓側自成系 統(tǒng)，接帶無功補償設備和站用變壓器。 變壓器型式有普通與自耦之分。自耦變壓器的 繞組容量(又稱電磁容量或結構容量)與額定(傳 輸)容量以稱為自耦變壓器的效益系數(shù)(效益系數(shù) k=l—1/K ，式中 為自耦變壓器的變比)。由于自耦 變壓器的繞組容量只是同容量普通變壓器的 k倍 (對于 500kV/220kV自耦變壓器，k等于 0.56)，所以 與同容量的變通變壓器相比，自耦變壓器的體積和 重量都要小。正是由于自耦變壓器具有體積小、重 量輕、造價低的優(yōu)點，500kV自耦變壓器在系統(tǒng)中得到了廣泛應用。
眾所周知，我國的 500kV電網(wǎng)為有效接地系 統(tǒng)，500kV變壓器高壓繞組的中性點在運行中必須 直接接地或經(jīng)低阻抗接地。對于自耦變壓器來說，高 壓繞組的中性點同時也是中壓繞組的中性點。隨著 越來越多的自耦變壓器不斷投入運行，結果造成 220kV系統(tǒng)中性點直接接地的變壓器比例變大，致 使 220kV系統(tǒng)單相接地短路電流值不斷增大，個別 地方單相接地電流值超過了三相短路電流值。 為有效降低 220kV系統(tǒng)單相接地短路電流，可 以在某些 500kV變電站有選擇地安裝部分普通型 三繞組變壓器(使220kV繞組中性點不接地運行)。 為節(jié)省投資、減少占地和降低運行成本，建議一 般情況下盡量采用自耦變壓器。
2.4 有載調壓與無勵磁調壓
為滿足系統(tǒng)對電壓質量的要求，常需對系統(tǒng)電 壓進行調整。調整系統(tǒng)電壓，應將各級電網(wǎng)視為一個 整體，統(tǒng)籌規(guī)劃 、制訂電壓調整原則和調整方式。 變壓器調壓是實現(xiàn)電網(wǎng)電壓調整的一種重要手 段，分有載調壓與無勵磁調壓兩種方式。變壓器采用 有載調壓方式，優(yōu)點是顯而易見的，即電壓調整方 便、靈活，調整范圍大，在變壓器正常運行中就可實 現(xiàn)電壓調整。但相同電壓等級的有載調壓變壓器與 無勵磁調壓變壓器相比，結構復雜，價格昂貴，維護 檢修量大，故障率較高。以500kV/75OMVA自耦變 壓器為例，采用有載調壓或無勵磁調壓，前者的造價 要比后者高出2O%左右。 現(xiàn)場往往存在這樣一種情況：即便是有載高壓 變壓器，卻極少在運行中帶電調分接。若需調整電 壓，就將變壓器停下來或利用變壓器停電機會，在不 帶電的情況下調整分接位置。在現(xiàn)場不“敢”帶電調 分接，一是怕出問題，擔心在調整過程中有載分接開 關可能發(fā)生故障;二是目前 500kV變電站主變壓器 調分接的機會并不多，有限的幾次利用變壓器停電 的機會就調了，沒必要“冒險”帶電調分接。 從降低造價、簡化結構、提高變壓器運行可靠性 方面考慮，建議采用無勵磁調壓方式。尤其對于 500kV三相共體變壓器，更不宜采用有載調壓方式。
2.5 首端調壓與末端調壓
在東北電網(wǎng)已投運的 500kV變電站主變壓器 中，普通三繞組變壓器對 5O0kV繞組側調壓 ，采用 的是中性點端即末端有載調壓方式;自耦變壓器在 220kV繞組側調壓，采用的是首端有載調壓或無勵 磁調壓方式。這里要提出的問題是自耦變壓器在 220kV繞組側調壓能否采用末端調壓方式?提出這個問題，是因為在 220kV繞組首端調壓，分接開關 的對地絕緣水平為 220kV電壓等級;而在末端調 壓，分接開關的對地絕緣水平只有 66kV電壓等級。 采用首端調壓，分接開關價格高暫且不提，分接開關 的各分接聯(lián)線的絕緣也不易處理，結構相對也要復 雜。 但采用末端調壓，在不同的分接位置，變壓器 二、三次側的電壓都要變化。這一點不如首端調壓， 采用首端調壓在不同的分接位置，只有二次側電壓 發(fā)生變化。如此一來會影響變電站內站用電的電壓 質量，這可通過采用帶有載分接開關的站用變壓器 得到解決。 究竟采用 220kV首端還是500kV末端調壓，可 根據(jù)各電網(wǎng)的運行經(jīng)驗作出選擇。
2.6 冷卻方式的選擇
變壓器冷卻方式的選擇涉及變壓器結構、造價、 運行維護成本和運行可靠性等諸多問題，需要認真 權衡。 在國內已運行的500kV變電站主變壓器中，采 用的冷卻方式有 ODAF和 ONAF、ONAN/ONAF等 幾種形式。ODAF是用油泵強迫油循環(huán)風吹冷卻器， 當油泵停運，負載運行時間受到限制。ONAF、ONAN/ ONAF在繞組中無油流導向，冷卻依溫差自然循環(huán)， 采用的多為片式散熱器。其中ONAN/ONAF為分階 段冷卻，當變壓器負載率達到某一設定值時，啟動風 扇電機 ，冷卻方式由自然冷卻(ONAN)過渡到風扇 吹風冷卻(ONAF)。 采用 ODAF冷卻方式的變壓器，由于其繞組結 構的特殊性，器身結構尺寸緊湊，與采用 ONAN/ ONAF冷卻方式相比，具有體積小、原材料消耗量 小、重量輕等優(yōu)點，因此造價也要低些。早期投運的 500kV變電站主變壓器，幾乎全部采用這種冷卻方 式。但早期采用 ODAF冷卻方式的變壓器，在運行 方面也暴露出一些問題。
例如，由于在設計時考慮不 周，造成個別變壓器的絕緣油在繞組中的流速過快， 油流沖刷絕緣紙板產(chǎn)生帶電現(xiàn)象，這對變壓器的安 全運行構成了威脅;潛油泵和風扇質量欠佳、易損 壞，現(xiàn)場維修量大;個別潛油泵甚至出現(xiàn)葉輪磨損、 掃膛問題，致使金屬粉末隨油流進入器身中，輕者造 成污染，重者引發(fā)絕緣故障，等等。 采用 ONAN/ONAF冷卻方式的變壓器，雖然造 價相對高些，但冷卻系統(tǒng)運行穩(wěn)定、可靠，維護、檢修 量較小。由于沒有潛油泵，冷卻系統(tǒng)的電能消耗小， 運行成本較低。進入 2l世紀以來，采用 ONAN/ ONAF冷卻方式的 500kV變電站主變壓器在系統(tǒng)中得到了廣泛應用。 早期產(chǎn)品之所以采用 ODAF冷卻方式，還有一 個原因是早期產(chǎn)品性能指標較差，空載損耗和負載 損耗較大，若采用 ONAN/ONAF冷卻方式，所需片式 散熱器的數(shù)量太多，現(xiàn)場較難布置。 在現(xiàn)階段，根據(jù) 目前 500kV變電站的變壓器所 達到的技術水平，從節(jié)能降耗角度出發(fā)，建議優(yōu)先選 用ONAN/ONAF型式的500kV變電站主變壓器。
2.7 三次側容量及電壓的選擇
由于我國的 500kV和 220kV電網(wǎng)均為有效接 地系統(tǒng)，所以500kV變電站主變壓器的一、二繞組 均為有中性點引出的星型接線。為了消除三次諧波 分量的不良影響，需要有一個結成角型接線的第三 繞組。它除了為三次諧波分量提出流通路徑外，還可以接帶無功補償設備和站用變壓器。
2.7.1 容量的選擇
500kV變電站主變壓器三次側繞組的容量不單 單取決于其三次側所帶無功補償設備的容量，而且 還受變壓器抗短路能力方面因素的制約。當變壓器 三次側 出 口或母線發(fā)生 短路故 障時 ，500kV和 220kV系統(tǒng)均通過三次繞組向短路點提供具有穿越 性質的短路電流。流經(jīng)三次繞組的短路電流值與變 壓器的短路阻抗和系統(tǒng)阻抗以及系統(tǒng)容量直接相 關。變壓器所能承受的短路電流值與繞組額定電流 值之比，表征為該變壓器的抗短路能力。 為保證變壓器能夠安全運行，變壓器所能承受 的短路電流值應低于短路故障發(fā)生時的實際電流 值。從該角度出發(fā)，變壓器三次繞組的額定電流值不 能太小，即對三次側繞組的額定容量要有所限制。在 已運行的500kV變電站主變壓器中，三次側繞組的 額定容量一般為變壓器額定容量的 1/4-1/3。實際運 行經(jīng)驗表明，三次側繞組額定容量取 1/3變壓器額 定容量較為適宜。
2.7.2 電壓的選取
前面曾提到，500kV變電站主變壓器三次側電 壓為 35kV或 66kV等級(個別早期產(chǎn)品除外)。 在東北電網(wǎng)中的 500kV變電站主變壓器三次 側電壓絕大多數(shù)為66kVA等級。如此選取存在一個 問題，即站用變壓器選擇較難。站用變壓器的容量一 般為630kVA或 800kVA，最大不超過 l 000kVA。即 使是 l 000kVA，66kV站用變壓器高壓繞組的額定 電流也不到 9A，如此小的電流使繞組繞制困難，突 發(fā)短路試驗較難通過，變壓器制造廠因此而不愿承 做。 在已運行的 500kV變電站主變壓器中，三次側額定電壓有66kV和 63kV兩種。通常情況下變壓器 三次側均接有無功補償裝置。當接入的是并聯(lián)電容 器組時，由于容升原因，變壓器三次側的輸出電壓將 高于其空載電壓，即高于三次側的額定電壓。目前， 國內 66kV等級 的并聯(lián) 電容器組 由額定 電壓 為 19kV的電容器組合而成，每相為兩級串聯(lián)。電容器 組的額定桿電壓為 2x19kV=38kV，線間電壓側為 66kV。為避免電容器承受過高的電壓，變壓器三次 側額定電壓以取 63kV為宜。 除了東北電網(wǎng)，國內其他電網(wǎng)的 500kV變電站 主變壓器三次側電壓大多為 35kV等級。三次側電 壓為 35kV，與 66kV相比，雖然站用變壓器的制造 情況會稍好些，但由于變壓器三次側額定電流變大 了，使得變壓器主三次斷路器和隔離開關的選擇難 度加大，甚至必須依賴進口;另外各個分支回路可能 還需加裝限流電抗器。 500kV變電站主變壓器三次側電壓選擇 35kV 還是 63kV，其中各有利弊，在具體選擇時各電網(wǎng)可 根據(jù)運行經(jīng)驗做出取舍。
2.8 對損耗值的要求
變壓器自身的損耗包括空載損耗和負載損耗兩 部分。從降低運行成本角度出發(fā)，總是希望空載損耗 和負載損耗越低越好。但從另一方面來看，對損耗值 的要求不能太高，因為損耗值與變壓器的制造成本 直接相關。 通常 500kV變電站主變壓器需要不問斷的運 行且負載率不是很高(60%左右)，因此選擇較低的 空載損耗值是可取的，原因在于運行時較為經(jīng)濟。 變壓器的負載損耗主要包括繞組直流電阻損耗 和附加損耗兩大部分，其中前者占主要成分。對于高 電壓大容量變壓器而言，雖然前者仍占主要成分，但 后者已占有相當比例。為有效降低大型變壓器的負 載損耗值，從上世紀七、八十年開始，國內外各變壓 器制造廠在降低附加損耗方面做了大量研究工作， 采取了一系列卓有成效的技術措施，使大型變壓器 的附加損耗值降到了較低數(shù)值。目前，在現(xiàn)有基礎上 若要進一步降低附加損耗值，在變壓器制造技術水 平?jīng)]有大的突破之前，將是非常有限的。所以要想得 到較小的負載損耗值，必須設法降低直流電阻損耗。 在當前所能得到的材質(主要是硅鋼片和銅導線)條 件下，為減小直流電阻損耗 ，勢必要加大導線截面， 從而使銅材消耗量增加，變壓器造價隨之增加。如果 對高阻抗變壓器也要求較低的負載損耗值，由于結 構上的原因其附加損耗原本就高，所以需要進一步 降低繞組直流電阻損耗，代價將會更大。 要求較低損耗值的初衷主要是為了降低變壓器 的運行成本，但結果卻造成變壓器制造成本增加，如 果后者大于前者，如此要求顯然是得不償失。
2.9 尺寸與質量
在確定變壓器技術條件時，通常要對變壓器運 輸尺寸和運輸質量作出限制。對變壓器運輸尺寸和 運輸質量設限，目的在于要滿足現(xiàn)有運輸條件，使制 造出來的變壓器能夠順利運到變電站。這里想要強 調的是不能以方便現(xiàn)場安裝、布置和擺放為理由，對 變壓器的外形尺寸任意設限;不能以現(xiàn)場的起吊、檢 修條件為理由，對變壓器的器身質量設限。因為設限 都是希望尺寸小、質量輕，而變壓器外形尺寸和器身 質量與其絕緣裕度和溫升等參數(shù)密切相關，如果過 分強調減小變壓器外形尺寸和器身質量，其代價可 能就是使變壓器絕緣裕度變小、溫升變高，犧牲的是 變壓器的運行可靠性。
2.10 擴建第二組變壓器需考慮的問題
在變電站擴建第二組變壓器，首先需要考慮與 第一組變壓器并列運行的問題。兩臺及多臺變壓器 并列運行，須滿足三個條件。第一，各變壓器的連接 組必須相同;第二，各變壓器的變化差值 Ak不大于 l T ， I 1%( =J^ ×100%);第三，各變壓器高一中繞 V I 11 組之間的短路阻抗標幺值以相同為最佳，如果有差 別應不大于 10%。其中第一個條件必須滿足，否則 變壓器將根本無法并列運行;第二個條件須嚴格滿 足，否則的話并列的變壓器繞組之間存在環(huán)流，輕者 會造成變壓器負載損耗增加、溫升升高，重者將會影 響變壓器的使用壽命;第三個條件應盡量滿足，否則 將會影響并列變壓器之間的實際容量分配，變壓器 的總體容量將得不到充分利用。 當前擴建第二組變壓器時存在一個較突出問 題 ，那就是隨著系統(tǒng)規(guī)模不斷擴大 ，500kV變 電 220kV母線短路電流水平與當初建設第一組變壓器 時相比有較大增長。設計部門從限制母線短路電流 水平角度出發(fā)，希望擴建的第二組變壓器采用高阻 抗，如最近幾個工程的500kV自耦變壓器高一中繞 組之間的短路阻抗要達到 16%甚至 18%。在東北電 網(wǎng)，早期投運的500kV自耦變壓器高一中繞組之間 的短路阻抗大多在 12%～14%之間，現(xiàn)第二組變壓器 的高一中繞組之間阻抗電壓選為 16%，上述第三個 條件則得不到滿足。這樣做的后果可以舉例來說明，假設第一組變壓器容量為 750MVA，高一中繞組之 間短 路 阻抗 為 12%，第二組變壓器容量為1 000MVA，高一中繞組之間短路阻抗為 16%，現(xiàn)要示二者并列運行，它們所帶的負荷比為 1：1，如果以 變壓器不過載為限制條件，它們所帶的最大負荷是1500MVA(各帶 750MVA)。
由此可見 1 OOOMVA的 第二組變壓器只相當于 750MVA變壓器，投資效益 得不到充分發(fā)揮。 繞組之間短路阻抗的大小，主要取決于繞組之 間漏磁空道和鐵心柱截面的尺寸。由于絕緣方面的 要求，繞組之間需要保持一定的絕緣距離。如果該 距離與阻抗電壓要求的漏磁空道相當，那么這樣設 計的變壓器則是合理的。 眾所周知，自耦變壓器的公共繞組為高壓和中 壓繞組所公用。從結構上看，高一中繞組之間相鄰， 所以在鐵心柱截面為額定值時，高一中繞組之間阻 抗電壓要達到 16%以上有一定難度。這不等于說不 能做，比如說可以人為的加大高一中繞組之間的距 離或減少鐵心柱截面。由此帶來的后果是變壓器的 體積和質量變大 ，原材料(主要是鋼 、銅材和絕緣 油)消耗量增加，變壓器造價隨之升高。另外，與低 阻抗變壓器相比，高阻抗變壓器的漏磁通要大一 些，附加損耗隨漏磁通增大而增加。也就是說高阻 抗變壓器的負載損耗值相對較大，投運后的運行成 本將會偏高。
實際上，當500kV變電站 220kV母線發(fā)生短路 故障時，除了 220kV系統(tǒng)直接提供短路電流外 ， 500kV系統(tǒng)通過變壓器向短路點提供具有穿越性質 的短路電流，而前者占的比重大于后者。所以限制500kV變電站 220kV母線的短路電流水平，選擇高 阻抗變壓器并不是唯一之舉。較有效的解決辦法是 打開500kV和220kV系統(tǒng)間的電磁環(huán)網(wǎng)，使 220kV 系統(tǒng)分片運行。 如果變電站第一組主變?yōu)閱蜗嘧儔浩髑遗溆袀?用變壓器，擴建第二組主變時還存在如何充分利用 備用變壓器的問題。在第二組主變容量與第一組主 變相同的前提下，為充分發(fā)揮備用變壓器的作用，使 其也能為第二組主變做備用，第二組主變結構型式、 技術參數(shù)和性能指標的選擇應盡量與第一組主變一 致。但實際情況卻不是這樣，由于系統(tǒng)不斷在發(fā)展擴 大，為滿足不同時期系統(tǒng)的需求，每次工程新上的變 壓器技術參數(shù)和性能指標都不盡相同。由此形成的 局面是備用變壓器只能為特定(同期工程)的單相變 壓器組做備用。
3、文章結束語
以上從安全、經(jīng)濟角度發(fā)出，筆者結合電網(wǎng)實際運行經(jīng)驗，從10個方面對 500kVA變電站主變壓器的選型原則闡述了意見，旨在溝通設計基建安裝和生產(chǎn)制造各部門關系共同把好變壓器的選型關，科學、合理地選擇變壓器結構型式 、技術參數(shù)和性能指標，從而簡化變壓器結構，降低造價，減少投運后的維護和檢修工作量，降低運行成本，提高運行可靠性，在電網(wǎng)中發(fā)揮出其應有的作用。
信息整理：yzmpos.com
進入21世紀以來，隨著國內高電壓大容量變壓器制造水平的提高，500kV變壓器的運行故障率大大降低，設備可用率有了顯著提高。鑒于此，目前 基建工程新上的 500kV單相變壓器組一般都不設 備用相。對于沒有備用相的單相變壓器組，從運行 可靠性方面來看，與三相共體變壓器沒有區(qū)別。因 為單相變壓器組中若有一臺發(fā)生故障，整組變壓器 則不得不退出運行，與三相共體變壓器發(fā)生故障一 樣，同樣無法運行。 由于三相共體變壓器附屬設備少，所以現(xiàn)場維 護量、檢修量也少，運行成本相對較低。再加上造價低、少占地和損耗小等優(yōu)點，因此在運輸條件許可 的前提下，建議盡量采用三相共體變壓器。 目前 ，500kV變電站三相共體變壓器的應用數(shù) 量所以較少且容量無一例外均為75OMVA，主要是受到運輸方面的限制。750MVA無勵磁調壓三相共體自耦變壓器 ，最大運輸質量在 500T左右，目前的運力條件難以承運。
2.3 普通變壓器與自耦變壓器
我國的 500kV變電站主變壓器均為三繞組變 壓器 ，其高壓和中壓側分別接于 500kV系統(tǒng)和 220kV系統(tǒng) ;低壓繞組為 35kV或 66kV電壓等級 (個別早期產(chǎn)品除外)，每組變壓器的低壓側自成系 統(tǒng)，接帶無功補償設備和站用變壓器。 變壓器型式有普通與自耦之分。自耦變壓器的 繞組容量(又稱電磁容量或結構容量)與額定(傳 輸)容量以稱為自耦變壓器的效益系數(shù)(效益系數(shù) k=l—1/K ，式中 為自耦變壓器的變比)。由于自耦 變壓器的繞組容量只是同容量普通變壓器的 k倍 (對于 500kV/220kV自耦變壓器，k等于 0.56)，所以 與同容量的變通變壓器相比，自耦變壓器的體積和 重量都要小。正是由于自耦變壓器具有體積小、重 量輕、造價低的優(yōu)點，500kV自耦變壓器在系統(tǒng)中得到了廣泛應用。
眾所周知，我國的 500kV電網(wǎng)為有效接地系 統(tǒng)，500kV變壓器高壓繞組的中性點在運行中必須 直接接地或經(jīng)低阻抗接地。對于自耦變壓器來說，高 壓繞組的中性點同時也是中壓繞組的中性點。隨著 越來越多的自耦變壓器不斷投入運行，結果造成 220kV系統(tǒng)中性點直接接地的變壓器比例變大，致 使 220kV系統(tǒng)單相接地短路電流值不斷增大，個別 地方單相接地電流值超過了三相短路電流值。 為有效降低 220kV系統(tǒng)單相接地短路電流，可 以在某些 500kV變電站有選擇地安裝部分普通型 三繞組變壓器(使220kV繞組中性點不接地運行)。 為節(jié)省投資、減少占地和降低運行成本，建議一 般情況下盡量采用自耦變壓器。
2.4 有載調壓與無勵磁調壓
為滿足系統(tǒng)對電壓質量的要求，常需對系統(tǒng)電 壓進行調整。調整系統(tǒng)電壓，應將各級電網(wǎng)視為一個 整體，統(tǒng)籌規(guī)劃 、制訂電壓調整原則和調整方式。 變壓器調壓是實現(xiàn)電網(wǎng)電壓調整的一種重要手 段，分有載調壓與無勵磁調壓兩種方式。變壓器采用 有載調壓方式，優(yōu)點是顯而易見的，即電壓調整方 便、靈活，調整范圍大，在變壓器正常運行中就可實 現(xiàn)電壓調整。但相同電壓等級的有載調壓變壓器與 無勵磁調壓變壓器相比，結構復雜，價格昂貴，維護 檢修量大，故障率較高。以500kV/75OMVA自耦變 壓器為例，采用有載調壓或無勵磁調壓，前者的造價 要比后者高出2O%左右。 現(xiàn)場往往存在這樣一種情況：即便是有載高壓 變壓器，卻極少在運行中帶電調分接。若需調整電 壓，就將變壓器停下來或利用變壓器停電機會，在不 帶電的情況下調整分接位置。在現(xiàn)場不“敢”帶電調 分接，一是怕出問題，擔心在調整過程中有載分接開 關可能發(fā)生故障;二是目前 500kV變電站主變壓器 調分接的機會并不多，有限的幾次利用變壓器停電 的機會就調了，沒必要“冒險”帶電調分接。 從降低造價、簡化結構、提高變壓器運行可靠性 方面考慮，建議采用無勵磁調壓方式。尤其對于 500kV三相共體變壓器，更不宜采用有載調壓方式。
2.5 首端調壓與末端調壓
在東北電網(wǎng)已投運的 500kV變電站主變壓器 中，普通三繞組變壓器對 5O0kV繞組側調壓 ，采用 的是中性點端即末端有載調壓方式;自耦變壓器在 220kV繞組側調壓，采用的是首端有載調壓或無勵 磁調壓方式。這里要提出的問題是自耦變壓器在 220kV繞組側調壓能否采用末端調壓方式?提出這個問題，是因為在 220kV繞組首端調壓，分接開關 的對地絕緣水平為 220kV電壓等級;而在末端調 壓，分接開關的對地絕緣水平只有 66kV電壓等級。 采用首端調壓，分接開關價格高暫且不提，分接開關 的各分接聯(lián)線的絕緣也不易處理，結構相對也要復 雜。 但采用末端調壓，在不同的分接位置，變壓器 二、三次側的電壓都要變化。這一點不如首端調壓， 采用首端調壓在不同的分接位置，只有二次側電壓 發(fā)生變化。如此一來會影響變電站內站用電的電壓 質量，這可通過采用帶有載分接開關的站用變壓器 得到解決。 究竟采用 220kV首端還是500kV末端調壓，可 根據(jù)各電網(wǎng)的運行經(jīng)驗作出選擇。
2.6 冷卻方式的選擇
變壓器冷卻方式的選擇涉及變壓器結構、造價、 運行維護成本和運行可靠性等諸多問題，需要認真 權衡。 在國內已運行的500kV變電站主變壓器中，采 用的冷卻方式有 ODAF和 ONAF、ONAN/ONAF等 幾種形式。ODAF是用油泵強迫油循環(huán)風吹冷卻器， 當油泵停運，負載運行時間受到限制。ONAF、ONAN/ ONAF在繞組中無油流導向，冷卻依溫差自然循環(huán)， 采用的多為片式散熱器。其中ONAN/ONAF為分階 段冷卻，當變壓器負載率達到某一設定值時，啟動風 扇電機 ，冷卻方式由自然冷卻(ONAN)過渡到風扇 吹風冷卻(ONAF)。 采用 ODAF冷卻方式的變壓器，由于其繞組結 構的特殊性，器身結構尺寸緊湊，與采用 ONAN/ ONAF冷卻方式相比，具有體積小、原材料消耗量 小、重量輕等優(yōu)點，因此造價也要低些。早期投運的 500kV變電站主變壓器，幾乎全部采用這種冷卻方 式。但早期采用 ODAF冷卻方式的變壓器，在運行 方面也暴露出一些問題。
例如，由于在設計時考慮不 周，造成個別變壓器的絕緣油在繞組中的流速過快， 油流沖刷絕緣紙板產(chǎn)生帶電現(xiàn)象，這對變壓器的安 全運行構成了威脅;潛油泵和風扇質量欠佳、易損 壞，現(xiàn)場維修量大;個別潛油泵甚至出現(xiàn)葉輪磨損、 掃膛問題，致使金屬粉末隨油流進入器身中，輕者造 成污染，重者引發(fā)絕緣故障，等等。 采用 ONAN/ONAF冷卻方式的變壓器，雖然造 價相對高些，但冷卻系統(tǒng)運行穩(wěn)定、可靠，維護、檢修 量較小。由于沒有潛油泵，冷卻系統(tǒng)的電能消耗小， 運行成本較低。進入 2l世紀以來，采用 ONAN/ ONAF冷卻方式的 500kV變電站主變壓器在系統(tǒng)中得到了廣泛應用。 早期產(chǎn)品之所以采用 ODAF冷卻方式，還有一 個原因是早期產(chǎn)品性能指標較差，空載損耗和負載 損耗較大，若采用 ONAN/ONAF冷卻方式，所需片式 散熱器的數(shù)量太多，現(xiàn)場較難布置。 在現(xiàn)階段，根據(jù) 目前 500kV變電站的變壓器所 達到的技術水平，從節(jié)能降耗角度出發(fā)，建議優(yōu)先選 用ONAN/ONAF型式的500kV變電站主變壓器。
2.7 三次側容量及電壓的選擇
由于我國的 500kV和 220kV電網(wǎng)均為有效接 地系統(tǒng)，所以500kV變電站主變壓器的一、二繞組 均為有中性點引出的星型接線。為了消除三次諧波 分量的不良影響，需要有一個結成角型接線的第三 繞組。它除了為三次諧波分量提出流通路徑外，還可以接帶無功補償設備和站用變壓器。
2.7.1 容量的選擇
500kV變電站主變壓器三次側繞組的容量不單 單取決于其三次側所帶無功補償設備的容量，而且 還受變壓器抗短路能力方面因素的制約。當變壓器 三次側 出 口或母線發(fā)生 短路故 障時 ，500kV和 220kV系統(tǒng)均通過三次繞組向短路點提供具有穿越 性質的短路電流。流經(jīng)三次繞組的短路電流值與變 壓器的短路阻抗和系統(tǒng)阻抗以及系統(tǒng)容量直接相 關。變壓器所能承受的短路電流值與繞組額定電流 值之比，表征為該變壓器的抗短路能力。 為保證變壓器能夠安全運行，變壓器所能承受 的短路電流值應低于短路故障發(fā)生時的實際電流 值。從該角度出發(fā)，變壓器三次繞組的額定電流值不 能太小，即對三次側繞組的額定容量要有所限制。在 已運行的500kV變電站主變壓器中，三次側繞組的 額定容量一般為變壓器額定容量的 1/4-1/3。實際運 行經(jīng)驗表明，三次側繞組額定容量取 1/3變壓器額 定容量較為適宜。
2.7.2 電壓的選取
前面曾提到，500kV變電站主變壓器三次側電 壓為 35kV或 66kV等級(個別早期產(chǎn)品除外)。 在東北電網(wǎng)中的 500kV變電站主變壓器三次 側電壓絕大多數(shù)為66kVA等級。如此選取存在一個 問題，即站用變壓器選擇較難。站用變壓器的容量一 般為630kVA或 800kVA，最大不超過 l 000kVA。即 使是 l 000kVA，66kV站用變壓器高壓繞組的額定 電流也不到 9A，如此小的電流使繞組繞制困難，突 發(fā)短路試驗較難通過，變壓器制造廠因此而不愿承 做。 在已運行的 500kV變電站主變壓器中，三次側額定電壓有66kV和 63kV兩種。通常情況下變壓器 三次側均接有無功補償裝置。當接入的是并聯(lián)電容 器組時，由于容升原因，變壓器三次側的輸出電壓將 高于其空載電壓，即高于三次側的額定電壓。目前， 國內 66kV等級 的并聯(lián) 電容器組 由額定 電壓 為 19kV的電容器組合而成，每相為兩級串聯(lián)。電容器 組的額定桿電壓為 2x19kV=38kV，線間電壓側為 66kV。為避免電容器承受過高的電壓，變壓器三次 側額定電壓以取 63kV為宜。 除了東北電網(wǎng)，國內其他電網(wǎng)的 500kV變電站 主變壓器三次側電壓大多為 35kV等級。三次側電 壓為 35kV，與 66kV相比，雖然站用變壓器的制造 情況會稍好些，但由于變壓器三次側額定電流變大 了，使得變壓器主三次斷路器和隔離開關的選擇難 度加大，甚至必須依賴進口;另外各個分支回路可能 還需加裝限流電抗器。 500kV變電站主變壓器三次側電壓選擇 35kV 還是 63kV，其中各有利弊，在具體選擇時各電網(wǎng)可 根據(jù)運行經(jīng)驗做出取舍。
2.8 對損耗值的要求
變壓器自身的損耗包括空載損耗和負載損耗兩 部分。從降低運行成本角度出發(fā)，總是希望空載損耗 和負載損耗越低越好。但從另一方面來看，對損耗值 的要求不能太高，因為損耗值與變壓器的制造成本 直接相關。 通常 500kV變電站主變壓器需要不問斷的運 行且負載率不是很高(60%左右)，因此選擇較低的 空載損耗值是可取的，原因在于運行時較為經(jīng)濟。 變壓器的負載損耗主要包括繞組直流電阻損耗 和附加損耗兩大部分，其中前者占主要成分。對于高 電壓大容量變壓器而言，雖然前者仍占主要成分，但 后者已占有相當比例。為有效降低大型變壓器的負 載損耗值，從上世紀七、八十年開始，國內外各變壓 器制造廠在降低附加損耗方面做了大量研究工作， 采取了一系列卓有成效的技術措施，使大型變壓器 的附加損耗值降到了較低數(shù)值。目前，在現(xiàn)有基礎上 若要進一步降低附加損耗值，在變壓器制造技術水 平?jīng)]有大的突破之前，將是非常有限的。所以要想得 到較小的負載損耗值，必須設法降低直流電阻損耗。 在當前所能得到的材質(主要是硅鋼片和銅導線)條 件下，為減小直流電阻損耗 ，勢必要加大導線截面， 從而使銅材消耗量增加，變壓器造價隨之增加。如果 對高阻抗變壓器也要求較低的負載損耗值，由于結 構上的原因其附加損耗原本就高，所以需要進一步 降低繞組直流電阻損耗，代價將會更大。 要求較低損耗值的初衷主要是為了降低變壓器 的運行成本，但結果卻造成變壓器制造成本增加，如 果后者大于前者，如此要求顯然是得不償失。
2.9 尺寸與質量
在確定變壓器技術條件時，通常要對變壓器運 輸尺寸和運輸質量作出限制。對變壓器運輸尺寸和 運輸質量設限，目的在于要滿足現(xiàn)有運輸條件，使制 造出來的變壓器能夠順利運到變電站。這里想要強 調的是不能以方便現(xiàn)場安裝、布置和擺放為理由，對 變壓器的外形尺寸任意設限;不能以現(xiàn)場的起吊、檢 修條件為理由，對變壓器的器身質量設限。因為設限 都是希望尺寸小、質量輕，而變壓器外形尺寸和器身 質量與其絕緣裕度和溫升等參數(shù)密切相關，如果過 分強調減小變壓器外形尺寸和器身質量，其代價可 能就是使變壓器絕緣裕度變小、溫升變高，犧牲的是 變壓器的運行可靠性。
2.10 擴建第二組變壓器需考慮的問題
在變電站擴建第二組變壓器，首先需要考慮與 第一組變壓器并列運行的問題。兩臺及多臺變壓器 并列運行，須滿足三個條件。第一，各變壓器的連接 組必須相同;第二，各變壓器的變化差值 Ak不大于 l T ， I 1%( =J^ ×100%);第三，各變壓器高一中繞 V I 11 組之間的短路阻抗標幺值以相同為最佳，如果有差 別應不大于 10%。其中第一個條件必須滿足，否則 變壓器將根本無法并列運行;第二個條件須嚴格滿 足，否則的話并列的變壓器繞組之間存在環(huán)流，輕者 會造成變壓器負載損耗增加、溫升升高，重者將會影 響變壓器的使用壽命;第三個條件應盡量滿足，否則 將會影響并列變壓器之間的實際容量分配，變壓器 的總體容量將得不到充分利用。 當前擴建第二組變壓器時存在一個較突出問 題 ，那就是隨著系統(tǒng)規(guī)模不斷擴大 ，500kV變 電 220kV母線短路電流水平與當初建設第一組變壓器 時相比有較大增長。設計部門從限制母線短路電流 水平角度出發(fā)，希望擴建的第二組變壓器采用高阻 抗，如最近幾個工程的500kV自耦變壓器高一中繞 組之間的短路阻抗要達到 16%甚至 18%。在東北電 網(wǎng)，早期投運的500kV自耦變壓器高一中繞組之間 的短路阻抗大多在 12%～14%之間，現(xiàn)第二組變壓器 的高一中繞組之間阻抗電壓選為 16%，上述第三個 條件則得不到滿足。這樣做的后果可以舉例來說明，假設第一組變壓器容量為 750MVA，高一中繞組之 間短 路 阻抗 為 12%，第二組變壓器容量為1 000MVA，高一中繞組之間短路阻抗為 16%，現(xiàn)要示二者并列運行，它們所帶的負荷比為 1：1，如果以 變壓器不過載為限制條件，它們所帶的最大負荷是1500MVA(各帶 750MVA)。
由此可見 1 OOOMVA的 第二組變壓器只相當于 750MVA變壓器，投資效益 得不到充分發(fā)揮。 繞組之間短路阻抗的大小，主要取決于繞組之 間漏磁空道和鐵心柱截面的尺寸。由于絕緣方面的 要求，繞組之間需要保持一定的絕緣距離。如果該 距離與阻抗電壓要求的漏磁空道相當，那么這樣設 計的變壓器則是合理的。 眾所周知，自耦變壓器的公共繞組為高壓和中 壓繞組所公用。從結構上看，高一中繞組之間相鄰， 所以在鐵心柱截面為額定值時，高一中繞組之間阻 抗電壓要達到 16%以上有一定難度。這不等于說不 能做，比如說可以人為的加大高一中繞組之間的距 離或減少鐵心柱截面。由此帶來的后果是變壓器的 體積和質量變大 ，原材料(主要是鋼 、銅材和絕緣 油)消耗量增加，變壓器造價隨之升高。另外，與低 阻抗變壓器相比，高阻抗變壓器的漏磁通要大一 些，附加損耗隨漏磁通增大而增加。也就是說高阻 抗變壓器的負載損耗值相對較大，投運后的運行成 本將會偏高。
實際上，當500kV變電站 220kV母線發(fā)生短路 故障時，除了 220kV系統(tǒng)直接提供短路電流外 ， 500kV系統(tǒng)通過變壓器向短路點提供具有穿越性質 的短路電流，而前者占的比重大于后者。所以限制500kV變電站 220kV母線的短路電流水平，選擇高 阻抗變壓器并不是唯一之舉。較有效的解決辦法是 打開500kV和220kV系統(tǒng)間的電磁環(huán)網(wǎng)，使 220kV 系統(tǒng)分片運行。 如果變電站第一組主變?yōu)閱蜗嘧儔浩髑遗溆袀?用變壓器，擴建第二組主變時還存在如何充分利用 備用變壓器的問題。在第二組主變容量與第一組主 變相同的前提下，為充分發(fā)揮備用變壓器的作用，使 其也能為第二組主變做備用，第二組主變結構型式、 技術參數(shù)和性能指標的選擇應盡量與第一組主變一 致。但實際情況卻不是這樣，由于系統(tǒng)不斷在發(fā)展擴 大，為滿足不同時期系統(tǒng)的需求，每次工程新上的變 壓器技術參數(shù)和性能指標都不盡相同。由此形成的 局面是備用變壓器只能為特定(同期工程)的單相變 壓器組做備用。
3、文章結束語
以上從安全、經(jīng)濟角度發(fā)出，筆者結合電網(wǎng)實際運行經(jīng)驗，從10個方面對 500kVA變電站主變壓器的選型原則闡述了意見，旨在溝通設計基建安裝和生產(chǎn)制造各部門關系共同把好變壓器的選型關，科學、合理地選擇變壓器結構型式 、技術參數(shù)和性能指標，從而簡化變壓器結構，降低造價，減少投運后的維護和檢修工作量，降低運行成本，提高運行可靠性，在電網(wǎng)中發(fā)揮出其應有的作用。
信息整理：yzmpos.com
設為首頁 | 加入收藏 | 聯(lián)系我們 揚州拓普電氣科技有限公司版權所有 Copyright © 2010-2021
蘇ICP備10068214號-2 
蘇公網(wǎng)安備32102302010144號 技術支持：平邑在線