海上升压站主变压器的选择研究

来源: 发布时间:2019-07-29 09:12:32

  摘要:主变压器作为海上升压站的心脏,具有极其重要的地位。主变压器出现各种故障后,既可能造成风电场发电效益损失,也会引发短路造成财产和人员损失,因此变压器的安全运行是非常重要的。本文以具体的400MW海上风电场为例从环境及安装、容量、台数、绕组、相数、调压与冷却方式等方面针对如何合理选择主变压器进行分析,并针对绕组数量的不确定性进行了低压侧双分裂绕组以及双绕组变压器的短路电流校验。推荐400MW海上风电场海上升压站安装2台容量为240/120-120 MVA,220/35-35kV的三相、铜绕组、自然油循环自冷却型、油浸式、低损耗、低压侧双分裂、有载调压升压式电力变压器。

  关键词:海上升压站;变压器;双分裂绕组;短路电流计算

  0 引言

  根据我国《可再生能源发展“十三五”规划》,截至2020年,我国海上风电开工建设目标规模10GW,确保并网5GW。“十三五”以来,国内海上风电开发规模越来越大,逐渐向更深更远的海域进军,由于35kV线路损耗、电压降、传输容量和海域使用面积增大等问题,传统的设置陆上升压变电站结合35kV海缆集电线路的方案经济技术上已不可行。在海上设置一座海上升压站汇集35kV集电线路后通过220kV海缆送出已成为主流建设方案。主变压器作为海上升压站的心脏,具有极其重要的地位。主变压器出现各种故障后,既可能造成风电场发电效益损失,也会引发短路造成财产和人员损失,因此变压器的安全运行是非常重要的。目前海上风电场主流开发规模已由早期的100MW、200MW发展到现在的400MW容量。

  截止到2013年,全球海上风电的总容量已经达到7045.9MW[1]。虽然海上风电发展迅速,并且拥有着环境友好,占地面积小的优势;造假昂贵以及较低的可靠性仍然限制了海上风电在全球范围内的普及。因此海上风场的建设研究主要集中于合理布局以及设备的可靠性方面。

  为了提高海上风电的可靠性,提供有效的海上升压站主变电站选择方案。本文以具体的400MW海上风电场为例从环境及安装、容量、台数、绕组、相数、调压与冷却方式等方面针对如何合理选择主变压器进行分析,并针对绕组数量的不确定性进行了低压侧双分裂绕组以及双绕组变压器的短路电流校验。

  1海上升压站主变选择分析

  1.1 环境及安装因素

  海上升压站电气设备位于海洋环境,污秽等级高,湿度最大可达90%以上,因此海上电气设备需合理选择防腐方案、电气距离、设备材质、绝缘方法等。

  电气设备在运输过程及海上升压站运行过程中,均有风浪、潮流等外部环境影响,因此设备应具有抗倾斜、抗振动、抗震的能力,并在本体适当位置设置固定用元件以便适航固定[2]。

  目前海上升压站基本上采用整体吊装法,如图1所示。但整体重量越大,可供使用的吊装船只数量越少,越不利于施工招标。同时海上升压站的平台尺寸重量、建造成本也和电气主设备大小息息相关。因此电气设备在满足安全运行和维护检修基本要求基础上,还应考虑紧凑化和模块化布置设计[3]。

  海上升压站离岸基较远,设备故障后恢复时间较长,因此应选用可靠性高的电气设备以减少停电损失。

  图1海上变电站实景

  1.2 容量及台数

  主变压器的容量和台数选择既要满足风电场的正常发电需要,又要降低变压器损耗减少不必要的电量浪费[4]。

  从经济角度看,在同样的负载条件下,单台大容量变压器比用数台小容量变压器要经济。但海上风电有其特殊性,海上升压站离岸基较远,设备故障后恢复时间较长。当仅选用一台主变时,主变故障或者检修将造成长时间的停电损失。因此推荐海上升压站主变台数为2台[5]。

  图2主变压器实物图

  主变压器的实物图如图2所示。变压器的损耗分为空载损耗和负载损耗。空载损耗即为铁损,此为变压器的固定损耗,随变压器的额定容量增大而增大。负载损耗即为铜损,此为变压器的变化损耗,随变压器的负载增大而增大。海上风电场出力日变化和月变化较明显,有很强的周期性,风力发电机组满载出力概率较低。同样从经济角度上看,相同变压器台数情况下,变压器容量越小越经济。结合文献[6]的要求,单台主变压器可送出风电场容量60%以上的容量,因此400MW海上风电场可选用2台容量为240MVA的主变压器。

  1.3 绕组数量选择

  海上风场目前风电机组变压器出口电压均为35kV,因此主变压器仅设置两侧电压,主变压器可以选用240MVA的低压侧双分裂绕组变压器或者双绕组变压器。从经济上双绕组变压器明显更优,但是后文仍需结合短路电流校验来确定绕组数量。

  1.4相数选择

  变压器可以选择采用三相变压器,也可选择3个单相变压器组成的单相变压器组。

  220kV变压器若不受运输条件的限制,应选用三相变压器。

  海上升压站一般在码头建造之后即出海安装,不存在运输问题。同时如若选择采用单相变压器,则其总体所需空间偏大,会增加海上升压站建设成本。

  故400MW海上风电场推荐采用三相变压器。

  1.5调压与冷却方式

  主变压器采用有载调压方式,并通过调整主变压器分接头来调整风电场内电压,确保本场内风电机组正常运行。

  主变压器采用的冷却方式一般有四种:自然风冷却、强迫油循环风冷、强迫油循环水冷却、强迫或导向油循环冷却。

  自然风冷却方式的优点为受外部条件制约少,运行可靠。缺点为散热器体积较大。

  强迫油循环冷却方式的优点为散热效果好,可减少变压器本体和散热器体积,节约设备制造材料。缺点为需要新增设置一套冷却系统,受电源质量和冷却系统本身质量影响较大。

  结合海上升压站的高可靠性要求,推荐400MW海上风电场主变压器冷却方式为自然风冷却方式。

  1.6其他要求

  结合海上升压站的环境及安装因素,主变压器还应满足下列要求:

  变压器应具有高度的短路、绝缘、附件可靠性。应能抵抗突发短路事故而不造成线圈损坏,绝缘结构可靠,局放水平低。

  变压器应具有高度的耐腐蚀性。设备的外壳、连接部件、裸露金属部分、与大气长时间直接接触等部分进行防腐蚀特殊处理,部分材质应选用316不锈钢。要求对瓦斯继电器、有载调压电动机构及其传动系统、压力释放阀、油位计外壳、中性点设备支架底座及其它重要电气设备加强防腐措施。变压器油箱、储油柜等主体钢结构件及外壳、导油管等部件连接处应达到C5-M 防腐等级

  变压器应具有免维护性,冷却设计合理可靠,变压器预期寿命至少应超过30 年,正常运行时达到25 年免维护。

  2短路电流校验计算参数

  按照当前的海上风电场距离岸基至少10km的开发政策,假定本海上风场海上升压站距陆上集控中心为15km。假定海上升压站220kV侧为线路变压器组接线,35kV侧为单母线分段接线。

  本工程取陆上220kV集控中心220kV母线的三相短路电流为50kA来计算。取基准容量为100MVA,取短路点平均工作电压Uj=230kV、37kV、0.72kV。

  海上升压站至陆上集控中心220kV海缆线路长度约为15km,海缆阻抗按0.2Ω/km考虑。主变分别按照低压侧双分裂绕组变压器和双绕组变压器进行设计。短路计算时将风机的次暂态短路电流暂按风机额定电流的1.5倍计[7]。5MW风机配套35kV干式变压器额定容量为5700kVA,阻抗电压按8%考虑[8]。分裂绕组变压器参数按照全穿越14%,半穿越26%,Kf=3.2考虑,双绕组变压器阻抗电压按14%考虑。

  系统及各元件参数标幺值计算如下,具体参数值如表1所示:

  1、系统阻抗:

  (1)

  2、单回220海缆阻抗:

  (2)

  3、低压侧双分裂绕组变压器阻抗:

  (3)

  (4)

  4、双绕组变压器阻抗:

  (5)

  5、单台风机配套35kV干式变压器阻抗:

  (6)

  6、单台风机阻抗:

  (7)

  表1 400MW海上风电场系统及元件参数表

  system and component

  序号参数名实际值/Ω标幺值

  1系统阻抗2.6560.005

  2海缆阻抗3.00.0057

  3双分裂变压器阻抗6.172/

  1.2780.0117/

  0.0933

  4双绕组变压器阻抗0.80.0583

  5风机配套变压器阻抗19.2141.4035

  6风机阻抗0.06913.3333

  3 方案对比

  3.1 采用双分裂绕组变压器

  安装2台容量为240/120-120 MVA,电压为220/35-35kV的低压侧双分裂绕组变压器,220kV侧为线路变压器组接线,35kV侧为单母线4分段接线。

  正常运行工况下,即35kV分段断路器分列,两台主变低压侧每个分裂绕组所在母线各带20台5MW风机运行时的短路电流计算电气等值阻抗见图3(a),短路电流计算成果见表2。

  (a) 正常运行工况 (b) 极端运行工况

  图3双分裂绕组变压器短路电流计算电气等值阻抗图

  表2双分裂绕组变压器短路电流计算成果

  序号运行工况短路点编号短路点名称平均电压(kV)短路电流周期分量起始值I″(kA)

  1正常运行d1海上变电站220kV侧23024.17

  2d2海上变电站35kV母线3715.68

  3d3风机出口0.69kV母线0.7259.34

  1极端运行d1海上变电站220kV侧23024.49

  2d2海上变电站35kV母线3717.84

  3d3风机出口0.69kV母线0.7259.78

  (a) 正常运行工况 (b) 极端运行工况

  图4双绕组变压器短路电流计算电气等值阻抗图

  表3双绕组变压器短路电流计算成果

  序号运行工况短路点编号短路点名称平均电压(kV)短路电流周期分量起始值I″(kA)

  1正常运行d1海上变电站220kV侧23024.1

  2d2海上变电站35kV母线3726.86

  3d3风机出口0.69kV母线0.7260.84

  1极端运行d1海上变电站220kV侧23024.5

  2d2海上变电站35kV母线3731.08

  3d3风机出口0.69kV母线0.7261.17

  极端运行工况下,即1台主变退出运行时,35kV分段断路器并列,另一台主变每个低压侧分裂绕组所在母线各带40台5MW风机运行时的短路电流计算电气等值阻抗见图3(b),短路电流计算成果见表2。

  由短路电流计算结果可知,当主变为低压侧双分裂绕组变压器时,正常运行工况和极端运行工况下35kV母线发生故障的短路电流分别为15.68kA和17.84kA,均小于20kA。

  3.2 采用双绕组变压器

  安装2台容量为240 MVA的220/35kV的双绕组变压器,220kV侧为线路变压器组接线,35kV侧为单母线分段接线。

  正常运行工况下,即35kV分段断路器分列,两台主变低压侧绕组所在母线各带40台5MW风机运行时的短路电流计算电气等值阻抗见图4(a),短路电流计算成果见表3。

  极端运行工况下,即1台主变退出运行时,35kV分段断路器并列,另一台主变低压侧绕组所在母线带80台5MW风机运行时的短路电流计算电气等值阻抗见图4(b),短路电流计算成果见表3。

  由短路电流计算结果可知,当主变为双绕组变压器时,正常运行工况和极端运行工况下35kV母线短路电流分别为26.86kA和31.08kA,最近一台风机距离海上升压站较近,经计算风机配套升压变35kV侧短路电流大于20kA,不满足目前市场上风机厂家的风机配套35kV环网柜额定短时耐受电流水平20kA要求,

  故400MW海上风电场推荐采用2台容量为240/120-120 MVA的220/35-35kV的低压侧双分裂绕组变压器。

  但当风电场容量减小,或者海缆长度变长时,仍需进行短路电流计算校验,当能满足风机配套35kV环网柜额定短时耐受电流水平20kA要求时,仍宜优先选用双绕组变压器。

  4 结论

  本文以具体的400MW海上风电场为例,提供结合实际的海上升压站主变选择方案,推荐400MW海上风电场海上升压站安装2台容量为240/120-120 MVA,220/35-35kV的三相、铜绕组、自然油循环自冷却型、油浸式、低损耗、低压侧双分裂、有载调压升压式电力变压器。

  海上升压站主变选择不能简单地从经济性的角度考虑,还应充分考虑海上升压站环境及安装因素及升压站相关联的风机设备制造能力水平。

  随着海上风电的进一步发展和设备可靠性的进一步提高,陆上的其他传统限流措施在海上升压站也将会得到应用,届时主变压器如何合理选择还需要继续研究探讨。

  参考文献:

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  [3] 孙军, 姜益民, 李洪秀, 等.GB/T 17468-2008, 电力变压器选用导则.中国电力出版社,2008.

  [4]水利电力部西北电力设计院编.电力工程电气设计手册 电气一次部分[M].中国电力出版社. 1989.

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  [6]易跃春, 谢宏文, 于庆贵, 等. NB/T31115-2017, 风电场工程110kV~220kV海上升压变电站设计规范. 中国电力出版社, 2017.

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  [8] 章忠国, 刘爽, 刘燕等. GB/T 10228-2015, 干式电力变压器技术参数和要求. 中国标准出版社, 2015.

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