印尼巴厘岛燃煤电厂主变压器变比选择

马洪涛

(中国华电工程(集团)有限公司，北京 100160)

1 印尼巴厘岛燃煤电厂项目概况

印尼巴厘岛3×142 MW燃煤电厂项目由中国华电工程(集团)有限公司和印尼巴厘通用能源公司共同投资建设，一期建设3台142 MW燃煤火力发电机组，由中国华电工程(集团)有限公司控股运行30年。

因印尼电力系统的技术要求与我国现行电力技术要求存在许多差异，在该项目执行伊始，即着手研究印尼电网公司在购电协议(PPA)中提出的各项技术要求，发现了主变压器额定电压与变比要求存在诸多矛盾。由于此类关键的数据我国没有现成的经验数据可供参照，若坚持按照合同要求来执行，可能会影响到项目的长期运行以及未来的合理收益。通过技术研究论证并与当事方积极沟通，最终对PPA中的变压器技术参数进行了修改。

2 PPA中对主变压器的技术要求

2.1 PPA中C6.3款对主变压器的技术要求

在PPA中的C6.3款对主变压器的技术要求见表1。

表1 C6.3款对主变压器的技术要求

2.2 PPA中C9.18款对主变压器的技术要求

在PPA中的C9.18款对主变压器的技术要求见表2。

表2 C9.18款对主变压器的技术要求

2.3 电网系统电压极限的技术要求

(1)卖方提供的150 kV主变压器应配备手动控制的无载调压开关，当印尼国家电力公司150 kV电网系统电压为135～165 kV时，适用于机组的连续运行，并应受到机组的无功功率潮流水平的限制。

(2)当主变压器高压侧的印尼国家电力公司150 kV电网系统电压，低于135 kV或高于165 kV时，均立即跳闸。

2.4 对机组无功功率出力的要求

(1)迟相功率因数0.85(发电机出口处测量)。

(2)进相功率因数0.95(发电机出口处测量)。

3 主变压器额定电压和变比计算

由上述要求可知，在PPA中对于主变压器的额定电压和变比要求存在矛盾，对项目实施造成了一定困难，投资方为此进行了计算研究。

3.1 确定调压方式

电力系统的调压主要有逆调压、顺调压和恒调压3种方式。

(1)逆调压。即最大负荷时升高电压、最小负荷时降低电压的调压方式。在通常情况下，需要装设有载调压变压器或者同步调相机等调压设备方能达到逆调压的要求。

(2)顺调压。即在最大负荷时允许中枢点电压低一些，但不得低于电力线路额定电压的102.5%；当最小负荷时允许中枢点电压高一些，但不得高于电力线路额定电压的107.5%。通常情况下，可通过选择变压器不同的分接头位置达到顺调压的要求。

(3)恒调压。即在任何负荷下，中枢点电压保持为大约恒定的数值，一般比电力线路额定电压高2%～5%。通常情况下，需要通过选择变压器分接头和装设电力电容器方能达到恒调压的要求。

根据巴厘岛电网的现状，结合印尼巴厘岛燃煤电厂项目在巴厘岛电网中的地位以及电厂无功储备容量等具体情况，同时考虑到该项目的主变压器已经明确选用无载调压方式。因此，确定该项目采用顺调压方式，并按此开展计算研究。

3.2 主变压器额定电压和变比的可能组合

根据PPA技术要求和发电机、变压器的基本技术参数，主变压器的额定电压和变比按照以下6种可能的组合数据进行计算。

(1)165(1±.5%) kV/13.80 kV；

(2)165(1±.5%) kV/15.75 kV；

(3)160(1±.5%) kV/13.80 kV；

(4)160(1±.5%) kV/15.75 kV；

(5)150(1±.5%) kV/13.80 kV；

(6)150(1±.5%) kV/15.75 kV。

3.3 主变压器低压侧母线的电压变化范围要求

考虑到满足发电机组的调压要求，主变压器低压侧母线的电压变化不超过13.80(15.75)的±5% kV。

3.4 主变压器额定电压和变比选择的计算原理

(1)计算电网最大、最小负荷时变压器的电压损耗。

最大负荷时变压器的电压损耗计算公式

ΔVTmax=(PxRT+QxXT)/Vs，

(1)

最小负荷时变压器的电压损耗计算公式

ΔVTmin=(PsRT+QsXT)/Vx，

(2)

式中：Vs为最大负荷时对应的系统电压，kV；Vx为最小负荷时对应的系统电压，kV；Px为发电机输出的有功功率，MW；Qx为发电机输出的无功功率，MV·A；Ps为发电机输出的有功功率，MW；Qs为发电机输出的无功功率MV·A；RT，XT分别为变压器的电阻和电抗值，Ω。

(2)计算电网最大、最小负荷下所要求的分接头电压。

最大负荷下所要求的分接头电压计算公式

VTmax=(Vs+ΔVTmax)Ugn/Ugmin，

(3)

最小负荷下所要求的分接头电压计算公式

VTmin=(Vx+ΔVTmin)Ugn/Ugmax，

(4)

式中：Ugmin为最大负荷下变压器低压侧的电压，即发电机最低运行电压；Ugmax为最小负荷下变压器低压侧的电压，即发电机最高运行电压；Ugn为发电机的额定运行电压；ΔVTmax为最大负荷时变压器的电压损耗；ΔVTmin为最小负荷时变压器的电压损耗。

(3)通过上述最大、最小负荷下所要求的分接头电压计算平均值。

VTav=(VTmax+VTmin)/2 。

(5)

(4)根据变压器分接头电压的计算值选择主变压器分接头的实际值(VTsj)。

(5)校验主变压器低压母线的实际电压范围是否满足发电机调压要求。

最大负荷时

VTlmax=(Vs+ΔVTmax)Ugn/VTsj，

(6)

最小负荷时

VTlmin=(VX+ΔVTmin)Ugn/VTsj，

(7)

式中：VTlmax为最大负荷时主变压器低压侧母线电压，kV；VTlmin为最小负荷时主变压器低压侧母线电压，kV。

3.5 主变压器额定电压和变比的计算边界条件和计算结果

3.5.1 近期运行

巴厘岛当地电网较为薄弱，在正常运行电压波动范围较大的情况下，受如下条件限制：

(1)电厂高压母线电压波动范围按照150 kV至165 kV考虑。

(2)最大负荷时，电厂出力按照142+j88.0 MV·A(迟相功率因数0.85)考虑。

(3)最小负荷时，电厂出力按照70-j68.7 MV·A(进相功率因数0.9)考虑。

主变压器额定电压和变比的计算结果见表3。

表3 近期运行的主变压器额定电压和变比的计算结果

3.5.2 远景运行

巴厘岛当地电网建设加强，在正常运行电压波动范围较小的情况下，受如下条件限制。

(1)电厂高压母线电压波动范围按照150.0 kV至157.5 kV考虑。

(2)最大负荷时，电厂出力按照142+j88 MV·A(迟相功率因数0.85)考虑。

(3)最小负荷时，电厂出力按照63+j21 MV·A(迟相功率因数0.95)考虑。

主变压器额定电压和变比的计算结果见表4。

表4 远景运行的主变压器额定电压和变比的计算结果

4 主变压器额定电压和变比选择分析

(1)在近期和远期运行时，主变压器分接头最优值分别是159.918和161.423 kV，这就意味着主变压器的实际运行电压处于160 kV电压水平。

(2)当主变压器额定电压和变比拟选择165 kV/13.80 kV或者165 kV/15.75 kV时，主变压器分接头实际值为160.875 kV，即主变压器需要在第一负分接头位置长期运行。结合巴厘岛电网的限制条件，主变压器的负调压范围较小而且正调节范围利用率不高。

(3)当主变压器额定电压和变比拟选择160 kV/13.80 kV或者160 kV/15.75 kV时，主变压器分接头实际值为160 kV，主变压器可以在主分接头位置长期运行，主变压器的调压范围也可以得到较充分的利用。

(4)当主变压器额定电压和变比拟选择150 kV/13.80 kV或者150 kV/15.75 kV时，主变压器分接头实际值为157.5 kV，主变压器需要在最大正分接头位置长期运行(即使使用最大正分接头仍然不能与主变压器分接头最优值相匹配)。

(5)在各种电压和变比组合情况下，发电机的调压范围应满足主变压器低压侧电压变化的要求。

综上所述，在考虑了近期和远景的电网电压水平和高峰、低谷负荷以及发电厂出力、主设备基本技术参数等边界条件的前提下，通过对多种变压器额定电压和变比组合的计算研究，明确了主变压器的合理运行电压水平为160 kV，并进一步明确了主变压器的额定电压和变比应采用160(1±5%) kV/13.80 kV 或者160(1±5%) kV/15.75 kV。这样，不仅能够使机组在满足前述考虑的电网运行电压范围下的近期及远期运行需要，而且发电机端电压也能够控制在可能的允许调整的范围内。

5 结论

按照上述计算结果和分析意见，在经过与印尼国家电力公司进行的技术沟通后，最终对PPA中变压器的技术参数要求进行了修改。

需要引起重视的是：中国企业在执行国家“走出去”战略，在投资、建设国外项目时，会遇到项目所在国可能没有完善的技术体系支撑等情况，作为投资方或者建设方都需要认真核实外方的技术要求。对外方技术要求中存在疑问之处，特别是遇到在我国的技术标准体系要求之外的情况时(如印尼巴厘岛燃煤电厂项目的接入系统电压等级为150kV，且当地电网日电压波动范围较大)，不能简单地按照执行合同的原则进行处理，需要认真研究分析，对发现的问题及时论证、沟通并合理修改。只有这样，才能保证国家“走出去”战略的成功实施，保证国家和企业的投资收益，同时也树立起国家和企业的技术声誉。

参考文献：

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[5]宋广哲，田秀俊.浅谈电厂接入系统设计中主变压器分接头的选择[C]//吉林省电机工程学会2007年论文集.长春:吉林省电机工程学会，2007：492-497.