热电联产企业主变调压方式选择

江苏中圣清洁能源有限公司 张南建

通过改变变压器分接头位置，是电网内重要的电压调节手段之一，分为有载调压和无载调压两种方式。有载调压就是调整变压器分接开关抽头时，无须将变压器从电网中切除即可带负载调节电压，所采用的分接开关称为有载分接开关(OLTC)，其最大的特点是在线调节、结构复杂；而无载调压就是切换分接开关抽头必须将变压器从电网中切除，即不带电切换调压，也称为无励磁调压，所采用的分接开关称为无励磁分接开关(OCTC)，其特点是调节前必须停电、结构简单可靠。但是有载调压除了结构复杂、造价高以外，还有一个缺点就是在线调节过程中容易产生电弧，造成有载调压机构发热甚至导致瓦斯保护误动跳闸。

热电联产企业主变压器到底采用有载调压还是无载调压，实际上业内也没有统一。为保守起见，大部分的企业都设计采用有载调压，实际上这是不符合GB50049-2011《小型火力发电厂设计规范》要求的。该规范17.1.6明确规定主变压器宜采用无励磁调压型变压器。根据条文说明，在装机容量较大（100MW 及以上）且当地电业部门又要求承担调频调相任务时才可采用有载调压，但需经过调相调压计算论证。本文以中圣科营汕头热电有限公司项目工程为例，经技术分析论证主变压器是否一定要采用有载调压。

1 项目概况

中圣科营汕头热电有限公司位于汕头市潮南区纺织印染环保综合处理中心园区内。根据以热定电、热电气联产、节约能源、保护环境、因地制宜的原则，规划5炉4机，分两期建设。其中一期为3×150t/h 高温超高压循环流化床锅炉+2台CB20MW 抽汽背压式汽轮发电机组；二期为2×260t/h 高温超高压循环流化床锅炉+2台CB30MW 抽汽背压式汽轮发电机组，以及相应的配套设施，总装机容量为100MW。本项目建成后，即关闭淘汰现有供热区域内的各企业自备的分散小锅炉、燃煤导热油炉、分散空压机，对潮南区打造碧水蓝天具有十分重大的意义。

一期配套发电机为25WM，通过110kV、31.5 MVA 主变压器接入110kV 母线，并通过两条0.6km 长联络线接入110kV 双山变电站与系统联网。双山变电站通过两条小于6km 长110kV 线路接入220kV 主网田心变电站。电厂主给水采用母管制，电气110kV 系统采用单母线分段接线。发电机出口电压为10kV，采用发电机电压母线、单母线分段接线，并带电厂厂用电及拟带工业园区直供电。未设置高压厂用备用变压器，三炉两机厂用电互为备用，由另一台机组提供事故停机电源，系统倒送电提供启动电源。电气主接线简图如图1。

图1 电气主接线简图

2 基础技术参数与计算依据

2.1 基础技术参数

发电机技术参数：额定容量25MW(29.4MVA)，额定电压10.5kV，额定电流1617A，功率因数0.85，次暂态电抗X"d13.72%，额定频率50Hz，额定转速3000转/分；主变压器技术参数：型号SFZ11-31500/110，额定容量31.5MVA，额定电压121±2×2.5%/10.5kV、无载调压，连接组别Ynd11，短路阻抗10.5%，空载损耗25kW，负载损耗130kW；计算分析依据：《电力工程电气设计手册一次部分》、《火力发电厂厂用电设计技术规程》DL/T5153-2014、《电力系统电压和无功电力技术导则》SD325-89、《小型火力发电厂设计规范》GB/50049-2011、《电能质量 供电电压偏差》GB/T12325-2008、《汕头初设汇总》文字及图纸部分。

2.2 主要计算公式

U1e：变压器高压侧额定电压，取121kV；U2e：变压器低压侧额定电压，取10.5kV；Ui：变压器低压侧母线基准电压，取10kV；n：变压器分接开关位置，取-1档；110kV 母线最高电压121kV；110kV 母线最低电压110kV；单机带单炉厂用电最大负荷5668kW（高压辅机容量按拟技术规范书）；单机带两炉厂用电最大负荷9491kW。

3 各种运行方式下10kV 母线电压调整与无功平衡计算

3.1 系统倒送电方式下10kV 母线电压调整计算

汽轮机、发电机组不投入运行，10kV 系统通过主变倒送电供电。按照110kV 母线最低电压、10kV 母线最大负荷及110kV 母线最高电压、10kV母线最低负荷计算10kV 母线电压情况，只要这两种极端情况10kV 母线电压符合要求，就不会影响锅炉的安全稳定运行。

3.1.1 110kV 母线最低电压、10kV 母线最大负荷计算10kV 母线最低电压

3.1.2 110kV 母线最高电压、10kV 母线最小负荷计算10kV 母线最高电压（最小负荷按0计算，即母线空载电压）

Um.max=U0-SZφ=1.077-0×0.073=1.077，略大于《火力发电厂厂用电设计技术规程》DL/T5153-2014要求的最低负荷下最高电压Um.max ≤1.05（标幺值）的要求。但基本符合《电能质量供电电压偏差》GB/T12325-2008规定的10kV 母线电压±7%的要求。

3.1.3 发电机并入系统后无功平衡计算（按照cosφ=0.85计算）

满发时发电机输出无功Q=0.62P=0.62×25=15.5MVar；满负荷时主变压器所需无功（ 计算时忽略空载励磁无功）；电动机所需无功：带单炉运行时Q=0.62P=0.62×5.668≈3.51MVar， 带双炉运行时Q=0.62P=0.62×9.491≈5.88MVar；电厂可送出无功：带单炉运行时Qs=15.5-3.3-3.51=8.69MVar，带双炉运行时Qs=15.5-3.3-5.88=6.32MVar。因发电机自动励磁调节系统能根据系统电压自动调节无功输出，所以此方式下完全能通过励磁调节，满足电压要求。

3.1.4 发电机带直供电方式下无功平衡计算（按照cosφ=0.85计算）

单机单炉运行，可带直供电：Pz=25-5.668≈19.3MW，所需无功Qz=0.62×19.3≈12MVar，无功缺额为Qc=12-8.69=3.31MVar；单机双炉运行，可带直供电：Pz=25-9.491=15.51MW，所需无功Qz=0.62×15.51=9.62MVar，无功缺额为Qc=9.62-6.32=3.3MVar。

4 结语

本文以实际工程为例，经过严苛的技术计算和论证，证明了在热电联产企业中主变压器采用无载调压是完全可行的。本文章对同类型企业主变压器的选型，具有一定的参考意义。

选用无载调压主变压器，在正常的电源电压偏移和厂用负荷波动的情况下，厂用电各级母线电压的偏移满足规范要求和电气设备安全运行要求。无有载调压变压器比同容量有载调压变压器价格低10～20%。以上述工程为例，选用无载调压变压器可以降低造价上百万元，从节约投资角度考虑具有现实意义。

对于考虑直供电的项目应按照无功就地平衡的原则。在进行直供电用户供配电设计时，需要在用户侧安装无功电容补偿装置补偿无功不足部分，而且一般要求功率因数按照0.9考虑。进行无功平衡计算未考虑采用倒送电带直供电方式。因为倒送电方式直供电对电厂毫无经济性可言。至于以热定电，供热少、发电量小的方式下短时带直供电可以采用少发有功、多发无功，只要发电机不过流就能满足电压要求。