水电站主变压器选型方法及思路

摘　要：重点介绍了溪洛渡水电站主变压器的运输条件、性能参数、布置安装、中性点接地方式和水冷却器的选择，经过对国内外主要变压器厂收资的分析，推荐了溪洛渡水电站主变压器的型式。
　　关键词：主变压器；参数；选型；单相变压器；组合式三相变压器；现场组装三相变压器；技术分析；经济分析；溪洛渡水电站
前言
　　由于我国社会经济的迅速发展，华东、华中和沿海地区都出现用电紧张的情况，对电力系统供电数量和质量的要求越来越高。由于这些地区能源匮乏和对环境保护的要求，急需从外地大量输入高质量的电能，而西南地区的川、滇等省水电资源蕴藏丰富，可供开发的水电资源占全国的70％以上。建设大型或超大型水电站，为华东、华中和沿海地区提供高质量廉价的水电，不但能实现全国电力资源优化配置和实现“西电东送”，还能发挥拦沙、防洪、改善下游航运条件等综合效益。现以金沙江上拟建的巨型水电站———溪洛渡水电站为例分析水电站主变压器的选择。
2　溪洛渡水电站简介
　　溪洛渡水电站是金沙江下游上的一座巨型水电站，地处四川省雷波县和云南省永善县境内，上接白鹤滩电站尾水，下与向家坝水库相接。电站供电华东、华中，兼顾川、滇两省用电需要，是金沙江“西电东送”距离负荷中心zui近的骨干电源之一，也是金沙江上zui大的一座水电站。电站装机18台，单机容量700 MW，总装机容量达12 600 MW，单机zui大容量855 MVA。年平均发电量571.2亿kW·h，年利用小时数4 530h，水库总库容126.7亿m3，调节库容64．6亿m3，具有不*季调节性能，保证出力3 395 MW。
　　电站地处高山峡谷，河床狭窄。根据枢纽布置和地形条件，电站设左、右两个地下厂房，各布置9 台机组。主厂房、主变压器室和尾水调压室相互平行，呈三洞式布置。发电机引出回路选用全联式离相封闭母线与主变低压端子相连，主变压器的500kV出线采用超高压挤包绝缘电缆通过垂直竖井引至地面开关站。
3　运输条件
　　超大型水电站机电设备重大件包括：水轮机转轮、主变压器、桥机主梁、主轴、转子中心体、转子支架扇形体、上机架中心体和下机架中心体、定子机座以及水轮机顶盖、座环等，而主变压器是运输的一个重要环节。超大型水电站一般地处偏僻的高山峡谷区，地形条件复杂，交通运输设施和条件恶劣，因此机电设备重大件运输方案是电站设计初期重要的研究课题之一。主变压器一般可通过水运运至电站附近码头，上岸后经电站公路运抵工地；或者通过铁路和铁路运至电站附近车站（运输尺寸应控制在二级超限内）后，再通过电站公路运至工地。这两种情况均需经过详细周密的经济技术比较后，才能zui终确定电站机电设备重大件的运输方案。溪洛渡水电站主变压器单相运输尺寸约5．0m×4．0m×4．0m，运输重量约178t，共54相，运输任务繁重，经专题研究后提出先通过铁路运至电站附近车站，再通过电站公路运至电站工地。
4　主变压器主要参数和中性点接地方式
4．1　额定值
　　随着发电设备的设计和制造技术的发展，发电机组单机容量越来越大，已建二滩水电站单机容量为550 MW，在建三峡、龙滩和小湾水电站单机容量均为700 MW，拟建的溪洛渡水电站单机容量也为700 MW，并且发电设备的单机容量还有增大的趋势。考虑到许多电站的发电机均有设置zui大容量的要求，因此需要有相应的大型变压器设计和制造技术相匹配。根据溪洛渡水电站的具体条件，选择的主变压器的主要技术参数如下：
　　额定容量：855 MVA；额定电压：高压525kV，低压20kV；接线组别：YN，d11；阻抗电压：15％～17％；绝缘水平4．2　中性点接地方式
　　根据水电站升压变压器中性点接地方式及其实践经验，在电力系统中运行变压器的中性点接地方式，将直接影响电力系统的内部过电压水平、电气设备的绝缘强度、系统的稳定、继电保护、开关遮断容量、对通信线路干扰、变压器中性点过电压保护方式、变压器中性点绝缘水平以及变压器制造等。因此，变压器中性点的接地方式应根据诸方面的影响因素进行综合的技术经济分析和比较后加以确定。
　　现阶段我国超高压电压等级为500kV，对500kV变压器中性点接地方式有两种不同观点：一种沿用220kV系统所采用的部分变压器中性点接地的方式，这样可采用简单可靠的零序电流继电保护，断路器遮断容量不受单相短路电流的限制，同时单相接地对通信线路的干扰也较小；另一种为500kV变压器全部采用中性点直接接地，变压器中性点绝缘水平zui低，便于变压器制造，变压器中性点不会失地，也不会产生不接地的孤立系统。但两者均不能有效地解决单相短路电流在变压器中性点产生的过电压问题，都存在明显的局限性。
　　为了限制单相短路电流，宜采用变压器中性点经小电抗器的接地方式，只要小电抗器选择适当就可以起到变压器中性点部分接地的作用。经计算分析，经小电抗器接地的变压器中性点的过电压比不接地变压器中性点的过电压低得多，不会产生危害性很大的谐振过电压和弧光接地过电压，不易产生 失步过电压。500kV变压器中性点经小电抗器接地已投入工程应用，如葛洲坝水电站大江电厂500kV工程、隔河岩水电站和岩滩水电站500kV工程，分别于20世纪80年代末期和90年代初期投运，运行正常，收到了良好的效果。
　　通过以上技术分析可见，超大型水电站500kV主变压器中性点接地方式，一般采用经小电抗器接地方式，且变压器中性点采用避雷器保护，并应根据工程具体情况选用适当的中性点小电抗器。经过论证，溪洛渡水电站的主变压器中性点采用小电抗器的接地方式。
5　主变压器型式
　　根据溪洛渡水电站的具体条件，主变压器型式考虑了四种可能的方案，即三相、单相、组合式三相和现场组装三相变压器。
5．1　三相变压器
　　三相变压器在设计制造及运行管理上具有一定的优点，但运输重量巨大，超过了铁路和公路的运输极限，且运输费用昂贵。溪洛渡水电站主变压器若采用三相变压器方案，运输重量将达到480t，无论是铁路运输或公路运输均不能实现，故不宜采用。
5．2　单相变压器组方案
　　单相变压器组方案由三台普通单相变压器组合成三相变压器，具有设计制造经验成熟、运输重量及运输尺寸小、占用安装布置场地大和安装时间短的特点。
5．3　组合三相变压器方案
　　经研究分析，由三台特殊单相变压器组合的三相变压器方案设计及制造经验成熟，应用较广。特殊单相变压器的结构与普通单相变压器基本相同，一种组合方式是三台单相变压器分别装在各自的下节油箱中，在运到安装地点前用副箱盖各自密封，到达使用现场后换上共用箱盖使三台单相变压器连成一体，形成三相变压器；另一种组合方式采用单独的油箱，仅用引线管道将三台连成一体，此种变压器相当于将三台独立的单相变压器的油路连接在一起。目前国内已基本不采用*种方式（共用箱盖），而采用第二种组合方式。这种方式运输重量小、运输尺寸小、布置安装占地面积小、安装时间较短。
5．4　现场组装三相变压器方案
　　现场组装三相变压器又称解体运输变压器，这种变压器在外形上看与普通三相变压器相同，但由于受运输条件的限制，变压器的内部结构做成可拆卸的若干部分，运输时各部分分别运输，在现场再组装成整体。
　　zui早的解体运输变压器是将铁芯、线圈分成若干部分运输，到现场后组装。近年来，解体变压器采用了新技术，将铁芯、线圈、油箱分成各自保持着基本结构的运输单元，进行解体运输。解体后再组装的范围被限制在zui小程度。
　　这种方式运输重量小、运输尺寸大（油箱）、布置占地面积小、设备本体成本zui低。但安装时间长，对安装场地、设备和环境条件、安装工艺要求严格。
6　技术分析
6．1　现场组装三相变压器
6．1．1　空调间及净化间的设置
　　根据国内外各变压器生产厂的有关技术资料，现场组装三相变压器须在一定面积的空调间和净化室内进行，并且要求降尘量小于0.20mg／m3和室内温度低于20℃。组装一台像溪洛渡水电站这样的三相变压器工期约为107天，并需增加油箱的起吊高度。现场组装后的变压器需安装就位，由于组装后变压器重量重（如溪洛渡水电站组装三相变压器重约480t），运输尺寸大（如溪洛渡组装三相变压器约为10.2m×3.1m×4.5m），对于主变压器布置在地下洞室内的超大型水电站，很难满足组装后三相变压器运输要求，且空调室和净化室必须设置在主变压器洞室内，增加了主变洞室的地下开挖量和土建工程量。由于水电站土建施工和设备安装工期较紧，导致主变组装和土建之间的施工干扰大，空调室和净化室很难满足降尘量小于0.20mg／m3要求。
6．1．2　组装质量和工期制约因素
　　现场组装变压器的组装质量和工期受到许多不确定因素的制约，如：
　　（1）现场设备、工具和材料配置，设备本身的质量，组装、调试及时间的不确定性；
　　（2）现场指挥管理系统和技术人员组织管理能力及经验、事故处理能力的不确定性；
　　（3）设备或工艺出现缺陷时，快速处理能力的不确定性；
　　（4）变压器在现场组装后需进行短路阻抗和负载损耗测量等例行试验，还应进行绕组对地和绕组间的电容测定、暂态电压传输特性测定、三相变压器零序阻抗测量和空载电流等特殊试验（这些试验对单相变压器或组合变压器来说，是在工厂内完成的），这样既增加了现场的试验项目和试验设备，又增加了现场组装工期的不确定性。
6．1．3　工程应用经验
　　据近年来的统计资料显示，即使是在工厂内组装完成的500kV级大型变压器，无论是国产的还是进口的，在运行中都出现过一些问题，而现场的组装条件与工厂相比有很大的差距，使得变压器的整体质量更难保证。现场组装三相变压器目前国内仅在220kV变压器中应用过。虽然500kV现场组装三相变压器在理论上是可行的，但在实际安装中还没有经验，可能会遇到一些预想不到的问题而延误工期，甚至影响整个工程进度。
　　综上所述，现场组装500kV三相变压器方案，因缺乏设计、制造及现场安装的经验，无法保证变压器的质量和安装进度，对溪洛渡水电站来说，技术风险极大，将直接影响到电站的可靠运行和效益发挥。为保证工程的质量、工期和运行的安全可靠，在溪洛渡水电站不推荐采用现场组装三相变压器。
6．2　单相与组合三相变压器的详细技术比较
6．2．1　可靠性
　　单相变压器组由三台单相变压器组成，一般采用三台变压器分别布置在单独房间内，油路*分开，可排除三相短路的可能性，提高电站运行的可靠性，但是仍然存在着相间短路的可能性。
　　组合三相变压器具有共用油系统，三相靠在一起布置，引出线连接、油箱和油路部分在现场装配形成，其性能受变压器设计和制作工艺、施工组织和管理、安装人员的技术水平和工作态度、安装设备和工器具配备，以及现场安装条件等诸多因素的影响，存在变压器共用油系统部分渗漏的可能性。组合三相变压器中一相漏油时，可导致变压器组的油位降低，使完好相受故障相牵连。由于组合三相变压器的低压和中性点引线布置在共同的油道内，不能排除发生三相短路的可能性。但是随着变压器设计、制造和安装技术的不断发展，组合三相变压器采用单独的油箱，仅用引线管道将三相连成一体，相当于将三台独立的单相变压器的油路连接起来，并尽可能减少现场安装的工作量，并随着施工手段和安装工艺的不断改进，只要加强现场的施工管理和监督，*可以保证其运行的可靠性。此外，组合三相变压器在现场组装后相当于一台三相变压器，共用一套油保护及冷却系统，减少了冷却器和中低压套管、油枕等的总数量，有利于设备布置和降低造价。
　　目前，在国内的许多水电站中，都已经使用了组合三相变压器（电压达到220kV级，容量达到180 MVA），制造和运行都积累了丰富的经验。国外如日本，在地理偏僻的水电站也大量采用组合三相变压器（包括500kV级）。
　　综上所述，组合三相变压器在可靠性方面较单相变压器略低，但完满足电站安全运行要求。
6．2．2　安装
　　单相变压器组的安装较三相组合式变压器的简单方便，但是三台单相变压器分开布置，增加了变压器低压侧封闭母线三角形连接的难度和工作量。
　　三相组合式变压器安装难度在于将三台单相变压器油路连接起来形成统一的油系统。这不但需要制造厂在设计和制造中充分考虑到组合三相变压器在高地震地区长期运行的安全性，也要求安装单位对该问题有足够的重视，保证安装质量。同时组合三相变压器的低压侧三角形连接在器身内部完成，使离相封闭母线布置相对简单，但是在安装时变压器绕组暴露在空气中的时间较单相变压器略长。
6．2．3　布置
　　单相变压器组由三台单相变压器组成，一般采用三相分开布置（国外有将三台单相变压器布置在一个变压器室的实例）。按我国电力设备典型消防规程（DL5027－93）要求，油量超过2 500kg及以上的变压器必须分开布置，距离小于10m（500kV）时应以防火隔墙分隔。超大型水电站单相变压器的油量远远超过规程的要求，必须分开布置安装，故占地面积大（如溪洛渡水电站单相变压器布置尺寸约34m×11m×14m）。
　　组合三相变压器能简化布置、节省占地面积。
该变压器由引线连接管道或共同的上节油箱将三个单相变压器组成一体，在布置上与三相变压器相近（如溪洛渡水电站单台组合三相变压器布置尺寸约为20m×11m×14m）。
　　 单相变压器组与组合三相变压器相比，缺点有：
　　 （1）占地面积大；
　　（2）与发电机出口母线的连接复杂，母线布置困难，且增加母线长度、运行费用和能耗；
　　（3）需增加地下洞室尺寸来布置厂用电设备，增加了土建的工程量；
　　（4）厂用电设备不易合理地布置在供电负荷附近，增大了供电回路损耗、压降且难免电缆交叉布置等问题。
　　因此，在变压器布置方面上，组合三相变压器比单相变压器组在技术和经济上均更为合理。
6．2．4　备用相
　　超大型水电站采用单相变压器组或组合三相变压器，为了保证电站运行的可靠性，当变压器台数较多时需设置备用相，以提高电站运行可靠性，减少停电损失。单相变压器组的备用相更换较组合三相变压器方便，只需要将高、低压侧连接处拆开取出故障 相，将备用相安装就位重新连接好高低压侧，并作相应试验即可。而组合三相变压器更换备用相除需上述工作外，还必须排出部分组合三相变压器的变压器油，拆下共用油系统的所有管路，移出故障相，然后将备用相安装就位，连接好油路，并且还要对新的变压器重作必要的试验后才能再次投入运行，更换故障相的时间较长。
6．2．5　冷却方式
　　在水电站设计中，对于布置在地下厂房内的主变压器，一般采用水冷却方式，因为对于水电站来说取水相对容易，水冷却器效率高、噪音低，与风冷方式相比，可改善地下厂房的通风散热条件，提高变压器效率和运行可靠性。但我国主要的大江大河一般含砂量较大，部分流域存在浮石、杂草和水生物等杂质，易使冷却器管路发生堵塞，降低冷却效率，甚至导致冷却器故障，所以选择水冷却器时也应根据各电站现场具体情况采用不同型号的冷却器。
　　目前排砂型以及双重管密封结构的水冷器已研制开发成功，并已在二滩、龚嘴、刘家峡、太平驿、万安、东风电站应用，运行情况良好。以前生产的水冷却器进水口承受的压力仅为0．07 MPa，新型水冷却器进出水承受压力可达1．0 MPa。采用双重管密封结构的水冷器，在发生管道渗漏时，设于夹层中监测渗漏的传感器将发出信号，可及时发现问题，避免冷却水从胀口部位渗入油中。
　　根据超大型水电站实际情况和国内外水冷却器的研制、生产和运行情况综合考虑，主变压器水冷却器宜采用双重管、排砂型的产品。
7　变压器结构
　　目前世界上生产两种不同结构形式的变压器： 一种为芯式变压器结构；另一种为壳式变压器结构。绝大多数的制造厂生产芯式变压器，只有少数制造厂生产壳式变压器。一般壳式变压器多为大容量变压器。两种变压器的主要结构及特点如下：
7．1　铁芯
　　芯式变压器的铁芯为立式框架结构，绕组围绕芯柱成立式圆筒布置。芯柱用不同宽度的硅钢片叠装成圆形，上、下磁轭用同样宽度的硅钢片叠装成矩形，并用夹件紧固，铁芯与绕组被固定在油箱中。
　　壳式变压器具有两平行磁路，铁芯围绕绕组成水平布置。铁芯由同样宽度的硅钢片组成，并在下层箱体的凸缘上进行搭接叠装。上箱体落在铁芯绕组装配件上，并与下箱体焊接，铁芯被固定。铁芯四周靠箱体侧板可靠的压紧，而未采用压紧螺栓，不会因不均匀压紧而使变压器特性变坏。
7．2　绕组
　　芯式变压器绕组用纸包扁铜线或多根并联换位导线绕制而成。绕组结构有连续圆筒式，连续饼式和纠结式。不同电压绕组分内外层布置，如双绕组变压器有高低布置和高低高布置。
　　壳式变压器绕组用纸包矩形（几乎为正方形）铜导线或多根并联换位导线绕制而成。数根导体包在一起作为一个线圈元件，并有连续绝缘纸层，层外涂有黏接剂，以便成形线圈每层牢固黏在一起。绕制结构多为纠结式，不同电压绕组成垂直平行布置，低压绕组紧靠磁轭布置，高低压部分绕组组成一组，一般变压器绕组由二组、四组或六组组成。
7．3　特点
　　壳式变压器绕组*被绝缘材料覆盖，绕组成垂直布置，在绕组和铁芯之间嵌入木楔，以防错位，所有各面都被铁芯和油箱紧紧夹住，机械力分布在较大的区域内，机械强度高，可放倒运输。铁芯的整个周边被箱体侧板压紧，因此噪音水平较低。
　　上述两种结构型式都适用于超大型水电站的主变压器。
8　经济分析
　　变压器的经济分析应考虑变压器的本体造价、运输费用、土建工程费用、安装调试费用和运行费等综合费用，以及国内外主要变压器厂对变压器本体造价的报价不一等因素。国内工程的主变压器经济比较见表2。
　　根据已收集的国内外主要变压器厂所提供的资料，并参考其他已建和在建工程的比较结果，对主变压器采用单相变压器、组合三相变压器方案进行经济比较，各部分费用的相对比较见表3。
9　综合比较和结论
9．1　综合比较
　　单相变压器组：虽然该方案设计、制造、运行经验成熟，可靠性高，设置备用相后，故障时更换较方便，停电时间短，单相运输重量能满足水运或铁路运输的要求，但投资zui贵，且布置比较拥挤。
组合三相变压器：投资比单相变压器省，设置备用相后，故障相更换时间较单相变压器长，具有一定的设计制造经验，可靠性较高，运行维护方便；运输重量在60t以下，能满足水运或铁路运输的要求；随着变压器制造和安装水平的提高，通过制造厂的现场技术指导和配合，可适当提高变压器的可靠性和缩短安装工期；组合三相变压器布置简便，为大型地下厂房的布置节约了开挖量和土建工程量；组合三相变压器有利于发电机母线的布置、缩短母线长度、节约母线投资、节省运行费用和降低能耗。
9．2　结论
　　受溪洛渡水电站运输条件的限制，不宜采用整体三相变压器方案；为了保证变压器整体安装质量和工期，不推荐采用现场组装三相变压器方案；组合三相变压器和单相变压器组均能满足溪洛渡水电站安全可靠运行的要求，但组合三相变压器投资较省，可大大缩小变压器的占地面积，这对采用地下厂房布置的水电站来说尤为重要；采用组合三相变压器有利于大电流离相封闭母线的布置连接，具有缩短母线长度、减低母线投资和电能损耗等优越性。
　　综合考虑溪洛渡水电站的具体情况，推荐组合三相变压器为其主变压器型式