0 引言

良好的电能质量是电力企业正常生产运行的基础^[1]，而电压水平是衡量电能质量的主要指标，电压偏高或偏低均会给系统和设备带来不利影响，严重时还会导致系统崩溃，造成重大的经济损失，因此采取合适的调压手段对电力系统安全稳定运行具有重要意义。电力系统电压控制方式主要有发电机控制调压、利用无功功率补偿设备调压、利用串联电容器控制调压、通过变压器变比调压，其中通过变压器变比调压方式操作简单、效果明显，在电力系统中被广泛应用。本文对电源接入变压器后的母线电压及损耗情况进行理论分析，采用PSASP潮流计算软件对某风电场接入变压器的各母线电压及损耗进行计算，找出最优方案，为类似的电源接入变压器提供参考。

1 变压器调压特性

为了说明变压器分接头调整对变压器电压的影响，首先分析变压器的基本调压特性。

调节变压器变比即调节变压器的分接头，从而改变无功功率的分布。图 1为2个电压等级的网络通过变压器连接而成的等值网络图，图 2为变压器以阻抗表示的Π型等值网络图^[1]。图中各参数均为标幺值。设Z₁、Z₂为变压器两侧的等值对地阻抗，则：

当k＞1时，Z₁≤0为容性，Z₂≥0为感性；当k＜1时，Z₁≥0为感性，Z₂≤0为容性。Z₁和Z₂的数值符号总相反，相当于在变压器的一侧放置并联电容器，另一侧放置并联电抗器，前者向系统送出感性无功，后者从系统吸收感性无功。改变变压器变比k，实质上就是改变Z₁和Z₂的数值符号与大小，从而影响变压器两侧系统无功潮流分布和变压器两侧电压^[2]。

2 分接头调节对变压器损耗的影响

调节变压器分接头实际上是调节绕组的匝数，例如变压器高压侧分接头从额定电压档调至最高(低)档，即绕组匝数增加(减少)，其他参数基本不变，则变压器一次绕组电阻增加(减小)，通过变压器一次绕组的额定电流相应减少(增加)^[3-4]。

以三侧绕组额定电压为(110±8×1.25%)kV/ (38.5±2×2.5%)kV/10.5 kV的变压器为例，未调节分接头时：

(1)

式中 P_C—变压器铜损；

P_C1—一次绕组的电阻损耗；

P_C2—二次绕组的电阻损耗；

I₁、I₂—一、二次绕组的额定电流；

r₁、r₂—一、二次绕组的电阻。

若高压侧分接头调节至最高档，则变压器铜损为：

(2)

由(1)-(2)得：

(3)

可见调高分接头档位，可以减小变压器的铜损；调低分接头档位，会增加变压器的铜损。变压器损耗为铜损与铁损之和，在变压器带负荷运行时，铁损相对较小且变化不大，因此调节分接头档位会直接影响变压器的损耗。

3 电源接入变压器的电压分析 3.1 电源接入中压侧

电源经线路接入变压器中压侧，升压后通过线路与主网连接，此时各母线电压情况如图 3所示。

为了防止主网等效点A电压过小，此处电压取标幺值1(所有电压均为标幺值)，经过线路a后变压器高压侧母线电压为1.1。同样以三侧绕组额定电压为(110±8×1.25%)kV/ (38.5±2×2.5%)kV/10.5 kV的变压器为例，在不调节变压器分接头时，变压器非标准变比为1:1.1:1.05，中压侧母线电压为高压侧母线电压的1.1倍，即1.210，低压侧母线电压为1.155。再经线路b后电源母线电压升高10%，达到1.310，远远超过了GB 12325—1990《电能质量供电电压允许偏差》中规定的母线电压的标准范围(35 kV、110 kV、220 kV母线电压偏差不超过额定电压的-3%~7%，10 kV母线电压偏差不超过额定电压的0~7%)^[5]，如图 3中m线所示。

为了进一步降低电源母线电压，调节变压器高压侧分接头至最高档位，变压器非标准变比为1.1: 1.1:1.05，高压侧母线电压不变，中压侧母线电压为1.1，电源母线电压为1.210，低压侧母线电压为1.050，如图 3中n线所示，电压仍不能满足要求。

为了继续降低变压器中压侧母线电压，只能调节中压侧分接头。在中压侧分接头调至最低档位时，变压器非标准变比为1.1:1.045:1.05，中压侧母线电压由1.1继续降为1.052，电源母线电压为1.152，中压侧母线电压及电源母线电压虽有所降低，但电源母线电压偏差仍较大，如图 3中k线所示。同时，降低变压器中压侧分接头档位，还会导致变压器损耗增加。

3.2 电源接入低压侧

当电源接入变压器低压侧时，各母线电压情况如图 4所示。

同样设主网等效点A电压为1，经线路a后变压器高压侧母线电压为1.1。不调节分接头时，变压器非标准变比为1:1.1:1.05，此时中压侧母线电压为1.21，低压侧母线电压为1.05，电源母线电压升高10%，达到1.15，如图 3中m线。为了降低中压侧母线电压和电源电压，将变压器高压侧分接头调至最高，此时变压器非标准变比为1.1:1.1:1.05，高压侧母线电压不变，中压侧母线电压降为1.1，低压侧母线电压为0.96，经过线路b后电源母线电压升至1.06，如图 4中n线，各母线电压均满足要求。

通过对电源接入变压器中压侧和低压侧的各母线电压进行对比分析可以看出，电源接入变压器中压侧时，各母线电压越靠近电源越高，远超出电网电压的合格范围^[5-6]，将分接头调整至最优档位，母线电压仍偏高；而电源接入变压器低压侧时，母线电压过高的情况得到明显缓解。

4 算例分析

采用PSASP潮流计算软件对某地区电网中某风电场接入变压器中压侧的情况(2台变压器并列运行)进行分析。2016年该风电场升压后经线路c接入110 kV变电站A变压器中压侧，后经线路d送至110 kV变电站B与主网相连^[7]，其网络结构及线路、变压器阻抗参数如图 5所示。

4.1 4种方案的电压分析

该风电场总装机容量为30 MW，风电场满发时，变压器中、低压侧负荷均为(3+j1)MVA。由于变电站B与主网相连，因此可等效为主网，并设为平衡节点，根据电网实际情况，电压标幺值取1.03。风电场接入变电站A变电器中压侧时，在不调节变压器分接头、分接头调至最高档、高压侧调至最高档同时中压侧调至最低档和电源接入低压侧4种方案对应的电压情况见表 1所示。

由表 1可见，方案4中各母线电压水平最符合要求；其次是方案3，但风电场母线电压为1.068，仍偏高，且分接头调节能力已接近极限。

4.2 最优和次优方案的网损分析

通过计算得到方案3和方案4的线损和变压器损耗，见表 2所示。

由表 2可见，当风电场由接变电站A变压器中压侧变为接变压器接低压侧时，线路c电压由35 kV降低为10 kV，线损增加84.1 kWh；方案4中变电站A高压侧母线电压有所降低，导致线路d线损也增加88.6 kWh。同时方案4较方案3的变压器损耗也有所增加，但总损耗仅增加217.1 kWh。

综合考虑2种方案的母线电压及损耗情况，虽然风电场接入变压器中压侧的方案3总损耗较方案4少217.1 kWh，但分接头调节能力已经接近极限。方案4相对于方案3有更良好的电压水平且仍具有足够的分接头调节能力，成为风电场电源接入变压器的最优方案^[8-11]。

单台变压器运行情况下分析结果相同。

5 结语

本文对电源接入变压器的各母线电压及损耗情况进行分析，通过对比电源接入变压器中压侧和电源接入低压侧2种情况，证实电源接入低压侧时电源母线电压降低明显，且总损耗不会明显增加，说明电源接入变压器低压侧方案优于接入中压侧方案。该方案对于输电线路较长、容性无功较大导致电压水平明显偏高的地区电网有一定的借鉴意义。