馬洪濤

(中國華電工程(集團(tuán))有限公司，北京 100160)

1 印尼巴厘島燃煤電廠項目概況

印尼巴厘島3×142 MW燃煤電廠項目由中國華電工程(集團(tuán))有限公司和印尼巴厘通用能源公司共同投資建設(shè)，一期建設(shè)3臺142 MW燃煤火力發(fā)電機(jī)組，由中國華電工程(集團(tuán))有限公司控股運(yùn)行30年。

因印尼電力系統(tǒng)的技術(shù)要求與我國現(xiàn)行電力技術(shù)要求存在許多差異，在該項目執(zhí)行伊始，即著手研究印尼電網(wǎng)公司在購電協(xié)議(PPA)中提出的各項技術(shù)要求，發(fā)現(xiàn)了主變壓器額定電壓與變比要求存在諸多矛盾。由于此類關(guān)鍵的數(shù)據(jù)我國沒有現(xiàn)成的經(jīng)驗(yàn)數(shù)據(jù)可供參照，若堅持按照合同要求來執(zhí)行，可能會影響到項目的長期運(yùn)行以及未來的合理收益。通過技術(shù)研究論證并與當(dāng)事方積極溝通，最終對PPA中的變壓器技術(shù)參數(shù)進(jìn)行了修改。

2 PPA中對主變壓器的技術(shù)要求

2.1 PPA中C6.3款對主變壓器的技術(shù)要求

在PPA中的C6.3款對主變壓器的技術(shù)要求見表1。

表1 C6.3款對主變壓器的技術(shù)要求

2.2 PPA中C9.18款對主變壓器的技術(shù)要求

在PPA中的C9.18款對主變壓器的技術(shù)要求見表2。

表2 C9.18款對主變壓器的技術(shù)要求

2.3 電網(wǎng)系統(tǒng)電壓極限的技術(shù)要求

(1)賣方提供的150 kV主變壓器應(yīng)配備手動控制的無載調(diào)壓開關(guān)，當(dāng)印尼國家電力公司150 kV電網(wǎng)系統(tǒng)電壓為135～165 kV時，適用于機(jī)組的連續(xù)運(yùn)行，并應(yīng)受到機(jī)組的無功功率潮流水平的限制。

(2)當(dāng)主變壓器高壓側(cè)的印尼國家電力公司150 kV電網(wǎng)系統(tǒng)電壓，低于135 kV或高于165 kV時，均立即跳閘。

2.4 對機(jī)組無功功率出力的要求

(1)遲相功率因數(shù)0.85(發(fā)電機(jī)出口處測量)。

(2)進(jìn)相功率因數(shù)0.95(發(fā)電機(jī)出口處測量)。

3 主變壓器額定電壓和變比計算

由上述要求可知，在PPA中對于主變壓器的額定電壓和變比要求存在矛盾，對項目實(shí)施造成了一定困難，投資方為此進(jìn)行了計算研究。

3.1 確定調(diào)壓方式

電力系統(tǒng)的調(diào)壓主要有逆調(diào)壓、順調(diào)壓和恒調(diào)壓3種方式。

(1)逆調(diào)壓。即最大負(fù)荷時升高電壓、最小負(fù)荷時降低電壓的調(diào)壓方式。在通常情況下，需要裝設(shè)有載調(diào)壓變壓器或者同步調(diào)相機(jī)等調(diào)壓設(shè)備方能達(dá)到逆調(diào)壓的要求。

(2)順調(diào)壓。即在最大負(fù)荷時允許中樞點(diǎn)電壓低一些，但不得低于電力線路額定電壓的102.5%；當(dāng)最小負(fù)荷時允許中樞點(diǎn)電壓高一些，但不得高于電力線路額定電壓的107.5%。通常情況下，可通過選擇變壓器不同的分接頭位置達(dá)到順調(diào)壓的要求。

(3)恒調(diào)壓。即在任何負(fù)荷下，中樞點(diǎn)電壓保持為大約恒定的數(shù)值，一般比電力線路額定電壓高2%～5%。通常情況下，需要通過選擇變壓器分接頭和裝設(shè)電力電容器方能達(dá)到恒調(diào)壓的要求。

根據(jù)巴厘島電網(wǎng)的現(xiàn)狀，結(jié)合印尼巴厘島燃煤電廠項目在巴厘島電網(wǎng)中的地位以及電廠無功儲備容量等具體情況，同時考慮到該項目的主變壓器已經(jīng)明確選用無載調(diào)壓方式。因此，確定該項目采用順調(diào)壓方式，并按此開展計算研究。

3.2 主變壓器額定電壓和變比的可能組合

根據(jù)PPA技術(shù)要求和發(fā)電機(jī)、變壓器的基本技術(shù)參數(shù)，主變壓器的額定電壓和變比按照以下6種可能的組合數(shù)據(jù)進(jìn)行計算。

(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 主變壓器低壓側(cè)母線的電壓變化范圍要求

考慮到滿足發(fā)電機(jī)組的調(diào)壓要求，主變壓器低壓側(cè)母線的電壓變化不超過13.80(15.75)的±5% kV。

3.4 主變壓器額定電壓和變比選擇的計算原理

(1)計算電網(wǎng)最大、最小負(fù)荷時變壓器的電壓損耗。

最大負(fù)荷時變壓器的電壓損耗計算公式

ΔVTmax=(PxRT+QxXT)/Vs，

(1)

最小負(fù)荷時變壓器的電壓損耗計算公式

ΔVTmin=(PsRT+QsXT)/Vx，

(2)

式中：Vs為最大負(fù)荷時對應(yīng)的系統(tǒng)電壓，kV；Vx為最小負(fù)荷時對應(yīng)的系統(tǒng)電壓，kV；Px為發(fā)電機(jī)輸出的有功功率，MW；Qx為發(fā)電機(jī)輸出的無功功率，MV·A；Ps為發(fā)電機(jī)輸出的有功功率，MW；Qs為發(fā)電機(jī)輸出的無功功率MV·A；RT，XT分別為變壓器的電阻和電抗值，Ω。

(2)計算電網(wǎng)最大、最小負(fù)荷下所要求的分接頭電壓。

最大負(fù)荷下所要求的分接頭電壓計算公式

VTmax=(Vs+ΔVTmax)Ugn/Ugmin，

(3)

最小負(fù)荷下所要求的分接頭電壓計算公式

VTmin=(Vx+ΔVTmin)Ugn/Ugmax，

(4)

式中：Ugmin為最大負(fù)荷下變壓器低壓側(cè)的電壓，即發(fā)電機(jī)最低運(yùn)行電壓；Ugmax為最小負(fù)荷下變壓器低壓側(cè)的電壓，即發(fā)電機(jī)最高運(yùn)行電壓；Ugn為發(fā)電機(jī)的額定運(yùn)行電壓；ΔVTmax為最大負(fù)荷時變壓器的電壓損耗；ΔVTmin為最小負(fù)荷時變壓器的電壓損耗。

(3)通過上述最大、最小負(fù)荷下所要求的分接頭電壓計算平均值。

VTav=(VTmax+VTmin)/2 。

(5)

(4)根據(jù)變壓器分接頭電壓的計算值選擇主變壓器分接頭的實(shí)際值(VTsj)。

(5)校驗(yàn)主變壓器低壓母線的實(shí)際電壓范圍是否滿足發(fā)電機(jī)調(diào)壓要求。

最大負(fù)荷時

VTlmax=(Vs+ΔVTmax)Ugn/VTsj，

(6)

最小負(fù)荷時

VTlmin=(VX+ΔVTmin)Ugn/VTsj，

(7)

式中：VTlmax為最大負(fù)荷時主變壓器低壓側(cè)母線電壓，kV；VTlmin為最小負(fù)荷時主變壓器低壓側(cè)母線電壓，kV。

3.5 主變壓器額定電壓和變比的計算邊界條件和計算結(jié)果

3.5.1 近期運(yùn)行

巴厘島當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)較為薄弱，在正常運(yùn)行電壓波動范圍較大的情況下，受如下條件限制：

(1)電廠高壓母線電壓波動范圍按照150 kV至165 kV考慮。

(2)最大負(fù)荷時，電廠出力按照142+j88.0 MV·A(遲相功率因數(shù)0.85)考慮。

(3)最小負(fù)荷時，電廠出力按照70-j68.7 MV·A(進(jìn)相功率因數(shù)0.9)考慮。

主變壓器額定電壓和變比的計算結(jié)果見表3。

表3 近期運(yùn)行的主變壓器額定電壓和變比的計算結(jié)果

3.5.2 遠(yuǎn)景運(yùn)行

巴厘島當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)建設(shè)加強(qiáng)，在正常運(yùn)行電壓波動范圍較小的情況下，受如下條件限制。

(1)電廠高壓母線電壓波動范圍按照150.0 kV至157.5 kV考慮。

(2)最大負(fù)荷時，電廠出力按照142+j88 MV·A(遲相功率因數(shù)0.85)考慮。

(3)最小負(fù)荷時，電廠出力按照63+j21 MV·A(遲相功率因數(shù)0.95)考慮。

主變壓器額定電壓和變比的計算結(jié)果見表4。

表4 遠(yuǎn)景運(yùn)行的主變壓器額定電壓和變比的計算結(jié)果

4 主變壓器額定電壓和變比選擇分析

(1)在近期和遠(yuǎn)期運(yùn)行時，主變壓器分接頭最優(yōu)值分別是159.918和161.423 kV，這就意味著主變壓器的實(shí)際運(yùn)行電壓處于160 kV電壓水平。

(2)當(dāng)主變壓器額定電壓和變比擬選擇165 kV/13.80 kV或者165 kV/15.75 kV時，主變壓器分接頭實(shí)際值為160.875 kV，即主變壓器需要在第一負(fù)分接頭位置長期運(yùn)行。結(jié)合巴厘島電網(wǎng)的限制條件，主變壓器的負(fù)調(diào)壓范圍較小而且正調(diào)節(jié)范圍利用率不高。

(3)當(dāng)主變壓器額定電壓和變比擬選擇160 kV/13.80 kV或者160 kV/15.75 kV時，主變壓器分接頭實(shí)際值為160 kV，主變壓器可以在主分接頭位置長期運(yùn)行，主變壓器的調(diào)壓范圍也可以得到較充分的利用。

(4)當(dāng)主變壓器額定電壓和變比擬選擇150 kV/13.80 kV或者150 kV/15.75 kV時，主變壓器分接頭實(shí)際值為157.5 kV，主變壓器需要在最大正分接頭位置長期運(yùn)行(即使使用最大正分接頭仍然不能與主變壓器分接頭最優(yōu)值相匹配)。

(5)在各種電壓和變比組合情況下，發(fā)電機(jī)的調(diào)壓范圍應(yīng)滿足主變壓器低壓側(cè)電壓變化的要求。

綜上所述，在考慮了近期和遠(yuǎn)景的電網(wǎng)電壓水平和高峰、低谷負(fù)荷以及發(fā)電廠出力、主設(shè)備基本技術(shù)參數(shù)等邊界條件的前提下，通過對多種變壓器額定電壓和變比組合的計算研究，明確了主變壓器的合理運(yùn)行電壓水平為160 kV，并進(jìn)一步明確了主變壓器的額定電壓和變比應(yīng)采用160(1±5%) kV/13.80 kV 或者160(1±5%) kV/15.75 kV。這樣，不僅能夠使機(jī)組在滿足前述考慮的電網(wǎng)運(yùn)行電壓范圍下的近期及遠(yuǎn)期運(yùn)行需要，而且發(fā)電機(jī)端電壓也能夠控制在可能的允許調(diào)整的范圍內(nèi)。

5 結(jié)論

按照上述計算結(jié)果和分析意見，在經(jīng)過與印尼國家電力公司進(jìn)行的技術(shù)溝通后，最終對PPA中變壓器的技術(shù)參數(shù)要求進(jìn)行了修改。

需要引起重視的是：中國企業(yè)在執(zhí)行國家“走出去”戰(zhàn)略，在投資、建設(shè)國外項目時，會遇到項目所在國可能沒有完善的技術(shù)體系支撐等情況，作為投資方或者建設(shè)方都需要認(rèn)真核實(shí)外方的技術(shù)要求。對外方技術(shù)要求中存在疑問之處，特別是遇到在我國的技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)體系要求之外的情況時(如印尼巴厘島燃煤電廠項目的接入系統(tǒng)電壓等級為150kV，且當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)日電壓波動范圍較大)，不能簡單地按照執(zhí)行合同的原則進(jìn)行處理，需要認(rèn)真研究分析，對發(fā)現(xiàn)的問題及時論證、溝通并合理修改。只有這樣，才能保證國家“走出去”戰(zhàn)略的成功實(shí)施，保證國家和企業(yè)的投資收益，同時也樹立起國家和企業(yè)的技術(shù)聲譽(yù)。

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