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的安全穩定。 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節。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，二者之間要統籌兼顧。如果一味強調系統方面 的要求，提出的技術參數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，給電網安全留下隱患。 由于結構的原因，變壓器技術參數和性能指標 之間互相關聯，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定，最多只能規定其中的兩個。這是因為當規定了任 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。在規定變壓器技術參數和性能指 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 四種規格。變壓器容量的選擇應考慮電網發展遠景 和變電站的最終規模。總的來說，選擇大容量變壓器比選擇多臺小容量變壓器要相對經濟一些。例如，一個變電站的最終規模為 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變壓器經濟。這是因為除購買 變壓器的總投資能夠得到節省外，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的安全穩定。 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節。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，二者之間要統籌兼顧。如果一味強調系統方面 的要求，提出的技術參數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，給電網安全留下隱患。 由于結構的原因，變壓器技術參數和性能指標 之間互相關聯，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定，最多只能規定其中的兩個。這是因為當規定了任 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。在規定變壓器技術參數和性能指 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 四種規格。變壓器容量的選擇應考慮電網發展遠景 和變電站的最終規模。總的來說，選擇大容量變壓器比選擇多臺小容量變壓器要相對經濟一些。例如，一個變電站的最終規模為 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變壓器經濟。這是因為除購買 變壓器的總投資能夠得到節省外，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別。因 為單相變壓器組中若有一臺發生故障，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 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系統和 220kV系統 ;低壓繞組為 35kV或 66kV電壓等級 (個別早期產品除外)，每組變壓器的低壓側自成系 統，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(效益系數 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、造價低的優點，500kV自耦變壓器在系統中得到了廣泛應用。
眾所周知，我國的 500kV電網為有效接地系 統，500kV變壓器高壓繞組的中性點在運行中必須 直接接地或經低阻抗接地。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系統中性點直接接地的變壓器比例變大，致 使 220kV系統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
為滿足系統對電壓質量的要求，常需對系統電 壓進行調整。調整系統電壓，應將各級電網視為一個 整體，統籌規劃 、制訂電壓調整原則和調整方式。 變壓器調壓是實現電網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 根據各電網的運行經驗作出選擇。
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， 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生帶電現象，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，現場維修量大;個別潛油泵甚至出現葉輪磨損、 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，但冷卻系統運行穩定、可靠，維護、檢修 量較小。由于沒有潛油泵，冷卻系統的電能消耗小， 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中得到了廣泛應用。 早期產品之所以采用 ODAF冷卻方式，還有一 個原因是早期產品性能指標較差，空載損耗和負載 損耗較大，若采用 ONAN/ONAF冷卻方式，所需片式 散熱器的數量太多，現場較難布置。 在現階段，根據 目前 500kV變電站的變壓器所 達到的技術水平，從節能降耗角度出發，建議優先選 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電網均為有效接 地系統，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 口或母線發生 短路故 障時 ，500kV和 220kV系統均通過三次繞組向短路點提供具有穿越 性質的短路電流。流經三次繞組的短路電流值與變 壓器的短路阻抗和系統阻抗以及系統容量直接相 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生時的實際電流 值。從該角度出發，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(個別早期產品除外)。 在東北電網中的 500kV變電站主變壓器三次 側電壓絕大多數為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 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。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，國內其他電網的 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可 根據運行經驗做出取舍。
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，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值。目前，在現有基礎上 若要進一步降低附加損耗值，在變壓器制造技術水 平沒有大的突破之前，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 ，那就是隨著系統規模不斷擴大 ，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，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，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母線發生短路 故障時，除了 220kV系統直接提供短路電流外 ， 500kV系統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系統間的電磁環網，使 220kV 系統分片運行。 如果變電站第一組主變為單相變壓器且配有備 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，由于系統不斷在發展擴 大，為滿足不同時期系統的需求，每次工程新上的變 壓器技術參數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、經濟角度發出，筆者結合電網實際運行經驗，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，在電網中發揮出其應有的作用。
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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別。因 為單相變壓器組中若有一臺發生故障，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 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系統和 220kV系統 ;低壓繞組為 35kV或 66kV電壓等級 (個別早期產品除外)，每組變壓器的低壓側自成系 統，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(效益系數 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、造價低的優點，500kV自耦變壓器在系統中得到了廣泛應用。
眾所周知，我國的 500kV電網為有效接地系 統，500kV變壓器高壓繞組的中性點在運行中必須 直接接地或經低阻抗接地。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系統中性點直接接地的變壓器比例變大，致 使 220kV系統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
為滿足系統對電壓質量的要求，常需對系統電 壓進行調整。調整系統電壓，應將各級電網視為一個 整體，統籌規劃 、制訂電壓調整原則和調整方式。 變壓器調壓是實現電網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 根據各電網的運行經驗作出選擇。
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， 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生帶電現象，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，現場維修量大;個別潛油泵甚至出現葉輪磨損、 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，但冷卻系統運行穩定、可靠，維護、檢修 量較小。由于沒有潛油泵，冷卻系統的電能消耗小， 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中得到了廣泛應用。 早期產品之所以采用 ODAF冷卻方式，還有一 個原因是早期產品性能指標較差，空載損耗和負載 損耗較大，若采用 ONAN/ONAF冷卻方式，所需片式 散熱器的數量太多，現場較難布置。 在現階段，根據 目前 500kV變電站的變壓器所 達到的技術水平，從節能降耗角度出發，建議優先選 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電網均為有效接 地系統，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 口或母線發生 短路故 障時 ，500kV和 220kV系統均通過三次繞組向短路點提供具有穿越 性質的短路電流。流經三次繞組的短路電流值與變 壓器的短路阻抗和系統阻抗以及系統容量直接相 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生時的實際電流 值。從該角度出發，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(個別早期產品除外)。 在東北電網中的 500kV變電站主變壓器三次 側電壓絕大多數為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 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。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，國內其他電網的 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可 根據運行經驗做出取舍。
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，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值。目前，在現有基礎上 若要進一步降低附加損耗值，在變壓器制造技術水 平沒有大的突破之前，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 ，那就是隨著系統規模不斷擴大 ，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，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，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母線發生短路 故障時，除了 220kV系統直接提供短路電流外 ， 500kV系統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系統間的電磁環網，使 220kV 系統分片運行。 如果變電站第一組主變為單相變壓器且配有備 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，由于系統不斷在發展擴 大，為滿足不同時期系統的需求，每次工程新上的變 壓器技術參數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、經濟角度發出，筆者結合電網實際運行經驗，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，在電網中發揮出其應有的作用。
信息整理：www.qdartschool.com
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