第11期高崇,等:1000MVA主变压器高阻抗电压参数的选择45

根据与变压器厂家沟通的结果,当变压器阻抗参数UZ1-2选取18%时,实际取值范围为18%~19%,因制造上的问题,可能会存在2%左右的偏差。因此,不同主变压器负载率需无功功率补偿容量的计算结果见表2。

表2 不同负载率下的无功功率补偿容量计算结果

需补偿无功功

负载率75%90%95%100%107%

UZ

1-2

主要用于无功功率补偿,若无功功率补偿容量较180Mvar进一步提高,第三绕组容量宜考虑提高至300MVA。

b)受低压电容器专用母线总断路器额定电流开断能力的限制,当无功功率补偿容量大于184Mvar时,将超过目前断路器4kA的额定电流的制造水平,可考虑将第三绕组电压等级提高至63kV,或采用第三绕组断路器双臂等特殊接线形式。

c)若考虑240Mvar的容性无功功率补偿容

需并联电容器容量/Mvar

UZ

1-2

率容量/Mvar=

UZ

1-2

==UZ

1-2

=UZ

1-2

=

14%81 6117 5130 9145166 8

18%104 1149 9167185212 8

19%112 5162180 5200242

14%81 6117 5130 9145166 8

18%~19%

121175195216261

量,可考虑4!60Mvar和3!80Mvar2种配置方

案(由电容器投切引起的母线电压波动均可满足要求)。从简化接线、节省投资、节约变电站占地的角度考虑,宜采用3!80Mvar的方案。

6 1000MVA高阻抗主变压器的建设模式比较

6 1 1000MVA高阻抗主变压器的建设模式

基于上述分析,提出以下3种主变压器建设模式:

a)模式1。UZ1-2取18%,变压器第三绕组容量为240MVA,变压器第三绕组额定电压为34 5kV,容性无功功率补偿配置考虑为3!60Mvar,低压电容器组采用南网标准推荐的接线方式。

b)模式2。UZ1-2取18%,变压器第三绕组容量为300MVA,变压器第三绕组额定电压为63kV,容性无功功率补偿配置考虑为3!80Mvar,低压电容器组采用南网标准推荐的接线方式。c)模式3。UZ1-2取18%,变压器第三绕组容量为300MVA,变压器第三绕组额定电压为34 5kV,容性无功功率补偿配置考虑为3!80Mvar,低压电容器组采用双断路器进线,总断路器后35kV整段单母线运行。6 2 技术、经济性比较

a)技术方面。模式1的无功功率补偿度略低,只能满足主变压器负载率在91%以下的补偿要求。模式2、模式3的无功功率补偿度较高,可满足主变压器负载率100%的要求,并略有盈余,而且提高了第三绕组容量;模式2需提高电容器、电抗器及隔离开关等设备的电压等级,增加了投资;模式3改变了低压电容器组的接线形式,增加设备和占地,提高了接线和保护装置的复杂性。

b)经济性方面。对常规阻抗方案及高阻抗方从表2的计算结果可见,UZ1-2取14%时,配置180Mvar的并联电容器组可满足负载率100%的补偿需要,并留有一定裕度;采用UZ1-2为18%的高阻抗变压器,若满足负载率100%的补偿需要,至少需要配置216Mvar的并联电容器组;若配置180Mvar并联电容器组,考虑变压器制造偏差,可满足变压器91%及以下负载率的无功功率补偿,不考虑变压器制造偏差,可满足变压器95%及以下负载率的无功补偿;若配置240Mvar并联电容器组,可满足负载率100%的补偿需要,还留有一定裕度。

5 1000MVA变压器第三绕组容量、额定电压及低压电容器组分组容量、接线方式配置方案分析

南网相关标准规定:容量为1000MVA的变压器UZ1-2取14%,第三绕组容量为240MVA,第三绕组额定电压为34 5kV,容性无功功率补偿按3!60Mvar配置;低压电容器组采用设置电容器专用母线的接线方式,低压侧短路UZ1-2电流水平按40kA控制。

主变压器的UZ1-2取18%时,若相应地增加容性无功功率补偿容量,还将导致如下问题: