变电站主变压器的选型要领-k8凯发

    　　500kv三相共体变压器的铁心通常采用三相五柱式，每相的全部绕组只能布置在同一个铁心柱上。而500kv单相变压器一般采用单柱双框式铁心，绕组布置较三相共体变压器灵活，既可以将全部绕组 布置在铁心主柱上，也可以将部分绕组(例如调压 绕组)布置在其中一个旁柱上 ，不同的布置方式可以得到不同组合的短路阻抗值，能够满足不同的运 行要求。 对于将所有绕组全部布置在主柱上的单相变 压器来说，其结构与三相共体变压器相比没有什么 区别，绕组和绝缘结构基本一致。由于单相变压器 组的3台重量之和大于同容量三相共体的重量(铁 心硅钢片、绝缘油和钢材等材料的消耗量大)，所以 单相变压器组的价格要高于三相共体变压器，高出10%—15% 。
    　　进入21世纪以来，随着国内高电压大容量变压器制造水平的提高，500kv变压器的运行故障率大大降低，设备可用率有了显著提高。鉴于此，目前 基建工程新上的 500kv单相变压器组一般都不设 备用相。对于没有备用相的单相变压器组，从运行 可靠性方面来看，与三相共体变压器没有区别。因 为单相变压器组中若有一台发生故障，整组变压器 则不得不退出运行，与三相共体变压器发生故障一 样，同样无法运行。 由于三相共体变压器附属设备少，所以现场维 护量、检修量也少，运行成本相对较低。再加上造价低、少占地和损耗小等优点，因此在运输条件许可 的前提下，建议尽量采用三相共体变压器。 目前 ，500kv变电站三相共体变压器的应用数 量所以较少且容量无一例外均为75omva，主要是受到运输方面的限制。750mva无励磁调压三相共体自耦变压器 ，最大运输质量在 500t左右，目前的运力条件难以承运。
    　　2.3 普通变压器与自耦变压器
    　　我国的 500kv变电站主变压器均为三绕组变 压器 ，其高压和中压侧分别接于 500kv系统和 220kv系统 ;低压绕组为 35kv或 66kv电压等级 (个别早期产品除外)，每组变压器的低压侧自成系 统，接带无功补偿设备和站用变压器。 变压器型式有普通与自耦之分。自耦变压器的 绕组容量(又称电磁容量或结构容量)与额定(传 输)容量以称为自耦变压器的效益系数(效益系数 k=l—1/k ，式中 为自耦变压器的变比)。由于自耦 变压器的绕组容量只是同容量普通变压器的 k倍 (对于 500kv/220kv自耦变压器，k等于 0.56)，所以 与同容量的变通变压器相比，自耦变压器的体积和 重量都要小。正是由于自耦变压器具有体积小、重 量轻、造价低的优点，500kv自耦变压器在系统中得到了广泛应用。
    　　众所周知，我国的 500kv电网为有效接地系 统，500kv变压器高压绕组的中性点在运行中必须 直接接地或经低阻抗接地。对于自耦变压器来说，高 压绕组的中性点同时也是中压绕组的中性点。随着 越来越多的自耦变压器不断投入运行，结果造成 220kv系统中性点直接接地的变压器比例变大，致 使 220kv系统单相接地短路电流值不断增大，个别 地方单相接地电流值超过了三相短路电流值。 为有效降低 220kv系统单相接地短路电流，可 以在某些 500kv变电站有选择地安装部分普通型 三绕组变压器(使220kv绕组中性点不接地运行)。 为节省投资、减少占地和降低运行成本，建议一 般情况下尽量采用自耦变压器。
    　　2.4 有载调压与无励磁调压
    　　为满足系统对电压质量的要求，常需对系统电 压进行调整。调整系统电压，应将各级电网视为一个 整体，统筹规划 、制订电压调整原则和调整方式。 变压器调压是实现电网电压调整的一种重要手 段，分有载调压与无励磁调压两种方式。变压器采用 有载调压方式，优点是显而易见的，即电压调整方 便、灵活，调整范围大，在变压器正常运行中就可实 现电压调整。但相同电压等级的有载调压变压器与 无励磁调压变压器相比，结构复杂，价格昂贵，维护 检修量大，故障率较高。以500kv/75omva自耦变 压器为例，采用有载调压或无励磁调压，前者的造价 要比后者高出2o%左右。 现场往往存在这样一种情况：即便是有载高压 变压器，却极少在运行中带电调分接。若需调整电 压，就将变压器停下来或利用变压器停电机会，在不 带电的情况下调整分接位置。在现场不“敢”带电调 分接，一是怕出问题，担心在调整过程中有载分接开 关可能发生故障;二是目前 500kv变电站主变压器 调分接的机会并不多，有限的几次利用变压器停电 的机会就调了，没必要“冒险”带电调分接。 从降低造价、简化结构、提高变压器运行可靠性 方面考虑，建议采用无励磁调压方式。尤其对于 500kv三相共体变压器，更不宜采用有载调压方式。
    　　2.5 首端调压与末端调压
    　　在东北电网已投运的 500kv变电站主变压器 中，普通三绕组变压器对 5o0kv绕组侧调压 ，采用 的是中性点端即末端有载调压方式;自耦变压器在 220kv绕组侧调压，采用的是首端有载调压或无励 磁调压方式。这里要提出的问题是自耦变压器在 220kv绕组侧调压能否采用末端调压方式?提出这个问题，是因为在 220kv绕组首端调压，分接开关 的对地绝缘水平为 220kv电压等级;而在末端调 压，分接开关的对地绝缘水平只有 66kv电压等级。 采用首端调压，分接开关价格高暂且不提，分接开关 的各分接联线的绝缘也不易处理，结构相对也要复 杂。 但采用末端调压，在不同的分接位置，变压器 二、三次侧的电压都要变化。这一点不如首端调压， 采用首端调压在不同的分接位置，只有二次侧电压 发生变化。如此一来会影响变电站内站用电的电压 质量，这可通过采用带有载分接开关的站用变压器 得到解决。 究竟采用 220kv首端还是500kv末端调压，可 根据各电网的运行经验作出选择。
    　　2.6 冷却方式的选择
    　　变压器冷却方式的选择涉及变压器结构、造价、 运行维护成本和运行可靠性等诸多问题，需要认真 权衡。 在国内已运行的500kv变电站主变压器中，采 用的冷却方式有 odaf和 onaf、onan/onaf等 几种形式。odaf是用油泵强迫油循环风吹冷却器， 当油泵停运，负载运行时间受到限制。onaf、onan/ onaf在绕组中无油流导向，冷却依温差自然循环， 采用的多为片式散热器。其中onan/onaf为分阶 段冷却，当变压器负载率达到某一设定值时，启动风 扇电机 ，冷却方式由自然冷却(onan)过渡到风扇 吹风冷却(onaf)。 采用 odaf冷却方式的变压器，由于其绕组结 构的特殊性，器身结构尺寸紧凑，与采用 onan/ onaf冷却方式相比，具有体积小、原材料消耗量 小、重量轻等优点，因此造价也要低些。早期投运的 500kv变电站主变压器，几乎全部采用这种冷却方 式。但早期采用 odaf冷却方式的变压器，在运行 方面也暴露出一些问题。
    　　例如，由于在设计时考虑不 周，造成个别变压器的绝缘油在绕组中的流速过快， 油流冲刷绝缘纸板产生带电现象，这对变压器的安 全运行构成了威胁;潜油泵和风扇质量欠佳、易损 坏，现场维修量大;个别潜油泵甚至出现叶轮磨损、 扫膛问题，致使金属粉末随油流进入器身中，轻者造 成污染，重者引发绝缘故障，等等。 采用 onan/onaf冷却方式的变压器，虽然造 价相对高些，但冷却系统运行稳定、可靠，维护、检修 量较小。由于没有潜油泵，冷却系统的电能消耗小， 运行成本较低。进入 2l世纪以来，采用 onan/ onaf冷却方式的 500kv变电站主变压器在系统中得到了广泛应用。 早期产品之所以采用 odaf冷却方式，还有一 个原因是早期产品性能指标较差，空载损耗和负载 损耗较大，若采用 onan/onaf冷却方式，所需片式 散热器的数量太多，现场较难布置。 在现阶段，根据 目前 500kv变电站的变压器所 达到的技术水平，从节能降耗角度出发，建议优先选 用onan/onaf型式的500kv变电站主变压器。
    　　2.7 三次侧容量及电压的选择
    　　由于我国的 500kv和 220kv电网均为有效接 地系统，所以500kv变电站主变压器的一、二绕组 均为有中性点引出的星型接线。为了消除三次谐波 分量的不良影响，需要有一个结成角型接线的第三 绕组。它除了为三次谐波分量提出流通路径外，还可以接带无功补偿设备和站用变压器。
    　　2.7.1 容量的选择
    　　500kv变电站主变压器三次侧绕组的容量不单 单取决于其三次侧所带无功补偿设备的容量，而且 还受变压器抗短路能力方面因素的制约。当变压器 三次侧 出 口或母线发生 短路故 障时 ，500kv和 220kv系统均通过三次绕组向短路点提供具有穿越 性质的短路电流。流经三次绕组的短路电流值与变 压器的短路阻抗和系统阻抗以及系统容量直接相 关。变压器所能承受的短路电流值与绕组额定电流 值之比，表征为该变压器的抗短路能力。 为保证变压器能够安全运行，变压器所能承受 的短路电流值应低于短路故障发生时的实际电流 值。从该角度出发，变压器三次绕组的额定电流值不 能太小，即对三次侧绕组的额定容量要有所限制。在 已运行的500kv变电站主变压器中，三次侧绕组的 额定容量一般为变压器额定容量的 1/4-1/3。实际运 行经验表明，三次侧绕组额定容量取 1/3变压器额 定容量较为适宜。
    　　2.7.2 电压的选取
    　　前面曾提到，500kv变电站主变压器三次侧电 压为 35kv或 66kv等级(个别早期产品除外)。 在东北电网中的 500kv变电站主变压器三次 侧电压绝大多数为66kva等级。如此选取存在一个 问题，即站用变压器选择较难。站用变压器的容量一 般为630kva或 800kva，最大不超过 l 000kva。即 使是 l 000kva，66kv站用变压器高压绕组的额定 电流也不到 9a，如此小的电流使绕组绕制困难，突 发短路试验较难通过，变压器制造厂因此而不愿承 做。 在已运行的 500kv变电站主变压器中，三次侧额定电压有66kv和 63kv两种。通常情况下变压器 三次侧均接有无功补偿装置。当接入的是并联电容 器组时，由于容升原因，变压器三次侧的输出电压将 高于其空载电压，即高于三次侧的额定电压。目前， 国内 66kv等级 的并联 电容器组 由额定 电压 为 19kv的电容器组合而成，每相为两级串联。电容器 组的额定杆电压为 2x19kv=38kv，线间电压侧为 66kv。为避免电容器承受过高的电压，变压器三次 侧额定电压以取 63kv为宜。 除了东北电网，国内其他电网的 500kv变电站 主变压器三次侧电压大多为 35kv等级。三次侧电 压为 35kv，与 66kv相比，虽然站用变压器的制造 情况会稍好些，但由于变压器三次侧额定电流变大 了，使得变压器主三次断路器和隔离开关的选择难 度加大，甚至必须依赖进口;另外各个分支回路可能 还需加装限流电抗器。 500kv变电站主变压器三次侧电压选择 35kv 还是 63kv，其中各有利弊，在具体选择时各电网可 根据运行经验做出取舍。
    　　2.8 对损耗值的要求
    　　变压器自身的损耗包括空载损耗和负载损耗两 部分。从降低运行成本角度出发，总是希望空载损耗 和负载损耗越低越好。但从另一方面来看，对损耗值 的要求不能太高，因为损耗值与变压器的制造成本 直接相关。 通常 500kv变电站主变压器需要不问断的运 行且负载率不是很高(60%左右)，因此选择较低的 空载损耗值是可取的，原因在于运行时较为经济。 变压器的负载损耗主要包括绕组直流电阻损耗 和附加损耗两大部分，其中前者占主要成分。对于高 电压大容量变压器而言，虽然前者仍占主要成分，但 后者已占有相当比例。为有效降低大型变压器的负 载损耗值，从上世纪七、八十年开始，国内外各变压 器制造厂在降低附加损耗方面做了大量研究工作， 采取了一系列卓有成效的技术措施，使大型变压器 的附加损耗值降到了较低数值。目前，在现有基础上 若要进一步降低附加损耗值，在变压器制造技术水 平没有大的突破之前，将是非常有限的。所以要想得 到较小的负载损耗值，必须设法降低直流电阻损耗。 在当前所能得到的材质(主要是硅钢片和铜导线)条 件下，为减小直流电阻损耗 ，势必要加大导线截面， 从而使铜材消耗量增加，变压器造价随之增加。如果 对高阻抗变压器也要求较低的负载损耗值，由于结 构上的原因其附加损耗原本就高，所以需要进一步 降低绕组直流电阻损耗，代价将会更大。 要求较低损耗值的初衷主要是为了降低变压器 的运行成本，但结果却造成变压器制造成本增加，如 果后者大于前者，如此要求显然是得不偿失。
    　　2.9 尺寸与质量
    　　在确定变压器技术条件时，通常要对变压器运 输尺寸和运输质量作出限制。对变压器运输尺寸和 运输质量设限，目的在于要满足现有运输条件，使制 造出来的变压器能够顺利运到变电站。这里想要强 调的是不能以方便现场安装、布置和摆放为理由，对 变压器的外形尺寸任意设限;不能以现场的起吊、检 修条件为理由，对变压器的器身质量设限。因为设限 都是希望尺寸小、质量轻，而变压器外形尺寸和器身 质量与其绝缘裕度和温升等参数密切相关，如果过 分强调减小变压器外形尺寸和器身质量，其代价可 能就是使变压器绝缘裕度变小、温升变高，牺牲的是 变压器的运行可靠性。
    　　2.10 扩建第二组变压器需考虑的问题
    　　在变电站扩建第二组变压器，首先需要考虑与 第一组变压器并列运行的问题。两台及多台变压器 并列运行，须满足三个条件。第一，各变压器的连接 组必须相同;第二，各变压器的变化差值 ak不大于 l t ， i 1%( =j^ ×100%);第三，各变压器高一中绕 v i 11 组之间的短路阻抗标幺值以相同为最佳，如果有差 别应不大于 10%。其中第一个条件必须满足，否则 变压器将根本无法并列运行;第二个条件须严格满 足，否则的话并列的变压器绕组之间存在环流，轻者 会造成变压器负载损耗增加、温升升高，重者将会影 响变压器的使用寿命;第三个条件应尽量满足，否则 将会影响并列变压器之间的实际容量分配，变压器 的总体容量将得不到充分利用。 当前扩建第二组变压器时存在一个较突出问 题 ，那就是随着系统规模不断扩大 ，500kv变 电 220kv母线短路电流水平与当初建设第一组变压器 时相比有较大增长。设计部门从限制母线短路电流 水平角度出发，希望扩建的第二组变压器采用高阻 抗，如最近几个工程的500kv自耦变压器高一中绕 组之间的短路阻抗要达到 16%甚至 18%。在东北电 网，早期投运的500kv自耦变压器高一中绕组之间 的短路阻抗大多在 12%～14%之间，现第二组变压器 的高一中绕组之间阻抗电压选为 16%，上述第三个 条件则得不到满足。这样做的后果可以举例来说明，假设第一组变压器容量为 750mva，高一中绕组之 间短 路 阻抗 为 12%，第二组变压器容量为1 000mva，高一中绕组之间短路阻抗为 16%，现要示二者并列运行，它们所带的负荷比为 1：1，如果以 变压器不过载为限制条件，它们所带的最大负荷是1500mva(各带 750mva)。
    　　由此可见 1 ooomva的 第二组变压器只相当于 750mva变压器，投资效益 得不到充分发挥。 绕组之间短路阻抗的大小，主要取决于绕组之 间漏磁空道和铁心柱截面的尺寸。由于绝缘方面的 要求，绕组之间需要保持一定的绝缘距离。如果该 距离与阻抗电压要求的漏磁空道相当，那么这样设 计的变压器则是合理的。 众所周知，自耦变压器的公共绕组为高压和中 压绕组所公用。从结构上看，高一中绕组之间相邻， 所以在铁心柱截面为额定值时，高一中绕组之间阻 抗电压要达到 16%以上有一定难度。这不等于说不 能做，比如说可以人为的加大高一中绕组之间的距 离或减少铁心柱截面。由此带来的后果是变压器的 体积和质量变大 ，原材料(主要是钢 、铜材和绝缘 油)消耗量增加，变压器造价随之升高。另外，与低 阻抗变压器相比，高阻抗变压器的漏磁通要大一 些，附加损耗随漏磁通增大而增加。也就是说高阻 抗变压器的负载损耗值相对较大，投运后的运行成 本将会偏高。
    　　实际上，当500kv变电站 220kv母线发生短路 故障时，除了 220kv系统直接提供短路电流外 ， 500kv系统通过变压器向短路点提供具有穿越性质 的短路电流，而前者占的比重大于后者。所以限制500kv变电站 220kv母线的短路电流水平，选择高 阻抗变压器并不是唯一之举。较有效的解决办法是 打开500kv和220kv系统间的电磁环网，使 220kv 系统分片运行。 如果变电站第一组主变为单相变压器且配有备 用变压器，扩建第二组主变时还存在如何充分利用 备用变压器的问题。在第二组主变容量与第一组主 变相同的前提下，为充分发挥备用变压器的作用，使 其也能为第二组主变做备用，第二组主变结构型式、 技术参数和性能指标的选择应尽量与第一组主变一 致。但实际情况却不是这样，由于系统不断在发展扩 大，为满足不同时期系统的需求，每次工程新上的变 压器技术参数和性能指标都不尽相同。由此形成的 局面是备用变压器只能为特定(同期工程)的单相变 压器组做备用。
3、文章结束语
    　　以上从安全、经济角度发出，笔者结合电网实际运行经验，从10个方面对 500kva变电站主变压器的选型原则阐述了意见，旨在沟通设计基建安装和生产制造各部门关系共同把好变压器的选型关，科学、合理地选择变压器结构型式 、技术参数和性能指标，从而简化变压器结构，降低造价，减少投运后的维护和检修工作量，降低运行成本，提高运行可靠性，在电网中发挥出其应有的作用。
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