区域供热与热电联产变压器：如何为热网变电站选型，为何泵类负载和夏季最低负荷决定额定容量，以及热电联产升压变压器有何不同

先给出答案：区域供热换热站变压器的选型取决于其水泵和夏季负荷，而非其热输出

区域供热（DH）变压器几乎从不直接承载热量——它承载的是输送热量的水泵、阀门执行器、控制系统、通风和照明设备。这就是为什么一个10 MW换热站通常只需要160–250 kVA的变压器，而同一热网后端的一台25–50 MW热电联产（CHP）发电机则需要40–75 MVA的升压变压器。换热站变压器容量应按所连接的水泵及辅助负载、功率因数0.85–0.90并预留20–25%裕量来确定，然后校核夏季最低负荷工况：当供暖停止、仅生活热水运行时，平均负载率可能降至额定容量的15%以下，空载损耗将占变压器年损耗电量的70–85%。CHP升压变压器容量应按发电机额定功率因数下的MVA来确定，然后再加上使其区别于风电或光伏升压变压器的两项职责——以热定电的负荷跟随运行且每日启停，以及足够宽的调压范围，以便在电出力随热需求波动时维持母线电压。确定这四个数值（水泵负载、夏季最低负荷、MVA、调压范围）后，其余规格参数便可由此推导得出。

关键要点

• 两类变压器，两条选型规则：网络变电站变压器按泵和辅助设备的 kW 选型（通常为 100–1,250 kVA，10 或 20/0.4 kV），而 CHP 升压变压器按发电机在其额定功率因数下的 MVA 选型（25–50 MW 机组对应 110 kV 下的 40–75 MVA）。
• 决定电力负荷的是流量而非热量：对于 60–80 °C 的水，流量（m³/h）≈ 0.88 × Q（kW）/ ΔT（K），而在固定管网中泵轴功率随流量的三次方增长 — 因此将 ΔT 从 20 K 提高到 40 K，可将泵送能耗降至原值的大约八分之一。
• 低温（第四代）热网和大型热泵使变压器进入谐波领域：由变频器驱动的泵以及采用 6 脉波前端的压缩机驱动，其电流 THD 达 30–45%，这属于变压器发热问题，而不仅仅是 EMC 问题。
• 室内和地下室安装位置促使选型转向符合 IEC 60076-11 的浇注树脂干式变压器 — 但此时机房必须每 10 K 允许温升排出约 1,000 m³/h 的空气，以对应每 10 kW 的变压器损耗。
• 成本相对于损耗是次要的：在 1,500–2,500 等效满载小时下，1,000 kVA 机组的空载损耗全年运行 8,760 小时，而负载损耗运行时间要少得多，因此在供热变电站中，低 P0 等级（S15/S20 或非晶合金）的投资回收速度比在持续满载的工业厂区中更快。

变压器在区域供热系统中处于什么位置？四种职责，四种规格

区域供热系统本质上是一套包裹在液压系统之外的电气系统：热能在热源厂或CHP机组中产生，以加压热水的形式通过符合EN 13941设计规范的预保温管道输送，再经由换热站将热量传递至各建筑自身的二次侧回路。变压器在该链条的四个不同环节中出现，而将其视为单一通用物资，正是造成过度支出与规格不足的最常见根源。

前两者是传统意义上的电力变压器。后两者则是具有特殊负载形态的配电变压器：其电负载很小且变化剧烈，负载大小由水力设计而非建筑面积决定。这就是为什么当热出力以MW为单位标注时，换热站变压器在纸面上看起来容量偏大，也是为什么直接由MW换算kVA是大多数区域供热招标中的第一个错误。

对于换热站，电力负荷主要来自两台循环泵（一用一备）、一台补水泵、电动调节阀、热量表和控制柜，以及机房通风和照明。如果设计遵循我们变压器选型与预算公式中的五步逻辑，但起始负荷取值错误，那么后续每一步都会出错，因此值得先完成水力计算。

如何通过五个步骤为热网换热站变压器选型？

顺序是固定的：热负荷换算为流量，流量换算为泵功率，泵功率换算为连接负荷，连接负荷换算为kVA，kVA换算为标准容量并校验夏季最小负荷。

第1步——设计热负荷与温差。取换热站的设计热负荷Q（kW），包括生活热水，以及设计一次侧温差ΔT。对于60–80 °C的水，体积流量为m³/h ≈ 0.88 × Q / ΔT。因此，一座10 MW换热站在90/55 °C管网（ΔT = 35 K）上循环流量约为250 m³/h；同样负荷在70/40 °C二次侧回路（ΔT = 30 K）上循环流量约为290 m³/h。

第2步——泵扬程与轴功率。工作泵必须克服换热站自身压降（通常为50–150 kPa）加上其在管网压差中的份额，在延伸管网中该压差为600–1,200 kPa。轴功率为P（kW）= 流量（m³/s）× Δp（kPa）/ 效率，选型良好的机组泵和电机效率约为0.70–0.80。以250 m³/h、800 kPa、0.75效率为例，轴功率为74 kW。

第3步——加上辅助负荷。补水泵2–5 kW，阀门执行机构1–3 kW，控制与仪表3–10 kW，通风与照明3–8 kW，再加上任何集水坑泵、定压装置或伴热。只有在方案允许两台泵同时运行时才计入备用泵电机（通常不允许）——但变压器仍必须承受工作/备用切换而不误跳闸。

第4步——需用系数与功率因数。对连接负荷取0.7–0.85的需用系数（泵很少全年按设计工况运行），再除以运行功率因数。带直流母线的变频驱动泵的位移功率因数为0.95–0.98；直接启动电机为0.80–0.87。这一差异足以影响一个变压器容量等级。

第5步——向上取整并校验。选择下一个标准容量，使用我们短路电流计算指南中的方法校验低压短路电流与开关柜额定值，并在冻结规格前检查夏季最小负荷率和噪声限值。

在实际中，两项合理性校验决定选择125 kVA还是160 kVA。第一，最大电机：一台75 kW直接启动泵在1–3秒内汲取6–7.5倍额定电流，由此产生的电压暂降必须保持在配电运营商约定的限值内——参见励磁涌流与启动电压暂降。第二，未来接入：大多数区域供热换热站后期会在机房内增加小型热泵、增压泵或电动汽车充电桩，而25%的裕量比再上一台变压器更经济。

为什么对运行成本而言，夏季最小负荷比冬季峰值更重要？

在以供热为主的管网中，变压器负荷跟随热负荷，而热负荷跟随天气变化。一座在最冷周以变压器额定容量60–75%运行的换热站，在8月可能仅以8–15%运行，此时只剩生活热水和输配损失。由于空载损耗在全部8,760小时内恒定不变，而负载损耗随负载率的平方下降，年损耗电量主要由轻载月份决定。

以一台 1,000 kVA 的变压器为例，其空载损耗 P₀ = 1.5 kW，75 °C 时的负载损耗 P_k = 11 kW。在年平均负载率为 15% 的情况下，负载损耗电量为 11 kW × 0.15² × 8,760 h ≈ 2,170 kWh，而空载损耗电量为 13,140 kWh —— 占总损耗的 86%。即使在平均负载率为 40% 时，空载损耗与负载损耗的比例也约为 64/36，空载损耗仍占主导。这颠覆了通常的工业采购逻辑：在工厂中，负载损耗等级（S11 与 S13 与 S20）主导投资回收，而在换热站中，空载损耗等级起主导作用。

其商业结论很直接：对于集中供热（DH）换热站，应在所选技术中选择空载损耗最低的等级，如果价格差异要求如此，可以接受略差的负载损耗指标。比较方法详见S11 与 S13 与 S20 损耗等级对比，全生命周期视角详见变压器总拥有成本。

此外还存在一种容量选型过大的代价，它表现为电压效应而非损耗效应。带有固定分接头的轻载变压器会使低压母线电压高于额定值，因为其在 15% 负载率下的电压调整率仅为 1–2%；如果电网的 10 kV 母线本身在夏季处于 +5%，则 400 V 侧可能达到 410–415 V，将水泵电机和电子设备推向其电压上限。为冬季设定的无励磁分接开关在夏季可能偏差一个档位 —— 参见电压调整和有载调压与无励磁调压对比。

真实热网负荷曲线在一年中是什么样子？

集中供热负荷通常用持续时间曲线来描述：即一年中负荷等于或超过某一给定值的小时数。对于北欧或中国北方城市，该曲线顶部陡峭、底部绵长 —— 峰值可能仅持续 50–200 小时，而 40–50% 的年供热量是在低于峰值负荷 40% 的情况下输送的。

这对电气设计产生三个后果。第一，按 100 小时峰值进行变压器选型对于热容量是正确的，但对于能效是错误的，这就是上述空载损耗论点重要的原因。第二，水泵选型应基于持续时间曲线，而非设计点：仅针对设计流量优化的水泵在一年中的大部分时间将远离其最佳效率点运行，而电子控制（变速）水泵组比任何变压器升级都能节省更多能量。第三，换热站的电气设计必须能够承受冬季的每日循环和夏季的长期闲置而不出现潮湿问题 —— 一台在数月内处于 10% 负载率的变压器无法自行干燥。

对于生物质、垃圾发电和工业热电联产（CHP）电厂，电气侧的情况则相反：汽轮机每年在 6,000–8,000 小时内高负荷运行，变压器更接近基荷工况。因此，同一热网中既包含重载的发电机升压变压器（GSU），也包含数十台轻载的换热站变压器，对两者采用单一的采购规范是一种两头都不讨好的折中方案。

提高热网温差能减少多少电负荷？

温差是热网电气设计中最有力且最经济的杠杆，因为它降低了流量，而流量正是水泵及其变压器选型的依据。对于固定的热负荷，流量与 ΔT 成反比：ΔT 加倍，流量减半。

这些数据是在泵扬程保持恒定的前提下得出的，属于保守情形。在实际管网中，扬程由管道摩擦决定，并大致随流量的平方上升，因此泵功率随流量的立方下降：流量减半会使轴功率降至约八分之一，而非二分之一。这正是“第四代区域供热”主张降低供水温度这一论点的物理依据——不过降低温度通常也会减小ΔT，因此必须针对每个管网将这两种效应放在一起评估。

对变压器而言，其影响虽是间接的，却真实存在：流量越小，意味着泵电机越小、启动电流越小、低压配电柜也越小，这些因素综合起来可使变电站容量从250 kVA降至160 kVA。如果在订购变压器时网络设计尚未确定，那么在确定额定容量之前，值得对这两种情况都进行计算。

热网变电站何时应使用干式变压器而非油浸式变压器？

大多数区域供热（DH）换热站位于地下室、住宅楼附属的设备机房或人行道下方的地下井室中——在这些场所，矿物油变压器会带来火灾荷载、需设置挡油设施，并引发保险方面的讨论。符合 IEC 60076-11 的浇注树脂干式变压器不含液体，可将火灾荷载降低至树脂和绝缘系统的水平，是大多数欧洲和亚洲市场中室内建筑变电站的默认选择。其取舍是真实存在的，值得明确说明。

选择通常由建筑规范而非工程偏好决定：如果变电站位于住宅或商业建筑内部，干式变压器往往是唯一能够避免设置防火隔间的选项。如果变电站是独立舱室且具备户外通道，密封式油浸变压器成本更低、在大容量下效率更高且更易保持干燥——密封油箱完全取消了呼吸器和油受潮路径。密封系统的比较见密封式与储油柜式对比，液体替代方案见矿物油、酯油与硅油指南。

室内干式变压器对设备机房有哪些要求？

干式变压器将自身损耗转化为室内空气热量，因此房间是热设计的一部分。一台1,000 kVA浇注树脂变压器，空载损耗1.5 kW、负载损耗11 kW，在典型区域供热负荷下散热量约为8–10 kW；若要将这些热量通过10 K温升排出，约需3,000 m³/h的通风量，若温升为15 K则约需2,000 m³/h。通风能力不足会悄无声息地使变压器降容运行：绕组温度升高，绝缘加速老化，设备往往在一年中最热的几周触发报警阈值，而非在投运调试阶段。

有三项细节值得写入技术规范。应规定预期冷却等级下的绕组温升（自然冷却的F级机组通常为平均温升ΔT 100 K；强制冷却可提升25–40%的容量）。应单独规定变压器的IP防护等级和外壳类型，因为浇注树脂铁芯本体为IP00，只有外壳才能提供IP31或IP54防护。对于位于地下的配电室，应规定配备湿度控制器的防凝露加热器：浇注树脂表面具有吸湿性，而潮湿配电室中冷态、停运的变压器正是局部放电的起始点。

当变压器安装在住宅建筑内时，适用哪些噪声限值？

噪声往往是决定两份其他方面相当的报价之间取舍的约束条件。住宅区建筑设备的环境限值通常为：白天立面处45–55 dB(A)，夜间40–45 dB(A)，在最近住户处测量；一台1,000 kVA干式变压器在1 m处为58–63 dB(A)，若不采取衰减措施则无法满足该要求。同等容量的油浸式机组通常低3–5 dB(A)，因为油箱壁和油液会吸收并衰减铁芯振动。

上述数值为制造商数据在额定电压和空载条件下的典型范围，按IEC 60076-10测量；保证值必须是合同中载明的经型式试验的声功率级或声压级，而非样本近似值。降噪措施遵循物理规律：采用弹性支座以隔断结构传声路径，母线和电缆采用柔性连接，设置具有额定插入损失隔声罩，以及增大距离——距离每增加一倍，自由场声压约降低6 dB(A)，而在设备房内降幅更接近3–5 dB(A)。工程细节参见变压器噪声水平。

热电联产升压变压器与风电或光伏GSU有何不同？

硬件看起来相似——低压侧为10–15 kV、高压侧为110–220 kV的发电机变压器——但运行工况不同。可再生能源GSU所连接的逆变器通常以单位功率因数运行，输出由资源条件驱动；而CHP GSU所连接的同步发电机，其输出由热负荷需求决定，这一差异会传导至五项规范条目。

以热定电运行意味着电力输出是副产品。在抽凝式机组中，随着抽汽量增加，电力输出下降：寒冷早晨机组可能产生30 MW热量和12 MW电力，而温和午后则产生5 MW热量和28 MW电力。因此，GSU必须按最大电力工况确定额定容量，并针对每日而非季节性变化的负荷曲线进行规定。

启停次数高。市政热网中以热定电的CHP机组在整个采暖季可能每天启停一至两次，在隆冬则连续运行——每年200–400次启停并不罕见。热循环在IEC 60076-7和负荷率与过载能力下属于负荷导则问题，同时对分接开关和套管也是机械问题。

分接范围比可再生能源GSU更宽。由于在机组无功输出和电网电压波动时须维持高压母线电压，CHP GSU通常需要±8 × 1.25%或±10 × 1.5%的有载调压，而接入刚性母线的光伏机组则为±8 × 1.25%或固定变比。分接开关通常置于高压中性点端，该处绝缘成本最低。

甩负荷是设计过电压工况。满负荷时发电机断路器断开，使GSU通过快速崩溃的电压承载厂用电负荷，在励磁控制响应之前高压母线电压可上升15–30%。持续1.10 pu、持续一分钟1.25 pu的过磁通能力，以及高压避雷器和过励磁限制器，均应纳入技术规范。

厂用电由GSU供电，而非电网。 机组厂用电——给水泵、风机、控制设备——通常从GSU低压侧或单独设置的机组辅助变压器引接，因此当发电机停机但电厂仍在运行时，GSU必须承担厂用电负荷。在具备黑启动能力的电厂中，正是这一工况（而非发电机额定容量）往往决定了低压绕组的持续电流。

什么是热电比，为什么它决定了CHP变压器容量？

热电比（P/H）是单位有用热量对应的电输出，它决定了在给定热负荷下需要多大的发电机MVA作为支撑。背压式汽轮机热电比最低，因为全部蒸汽都排向热网；抽凝式机组可在供热与发电之间调节；燃气发动机和燃气轮机则处于另一端。

上述比值来自市政和工业CHP实践的典型运行值，并非产品目录常数；实际数值应取自设计工况下的汽轮机热平衡。实用原则是获取三种工况下的热平衡——设计热负荷、设计电负荷和最小稳定负荷——并按三者中最大的发电机MVA来确定GSU容量，然后为电压和冷却裕度增加5–10%。仅按铭牌电气容量选型的GSU，在电厂夏季使用的纯凝工况下将容量不足，此时热需求消失而电价最高。

CHP升压变压器应如何按以热定电运行进行规范？

一份制造商无需解读即可制造的规范包含八项内容：电压比和联结组别（60 MVA以上默认YNd11；较小容量采用Dyn11）、规定冷却方式下的额定MVA、带公差范围的阻抗、分接范围及分接开关类型、过励磁能力、短路耐受能力、声级以及试验清单。

对于110–220 kV、25–75 MVA的GSU，阻抗通常为10–14%。较低阻抗可改善电压调节和无功能力，但会提高高压侧故障水平和高压断路器成本；较高阻抗可降低故障应力，但会增加负载下的电压降和无功消耗。该数值应来自电网研究，而非工厂偏好的标准——并且必须注明标准公差（主分接位置为标称值的±7.5%，电网规范允许时为±10%）。

冷却方式与容量分级相对应：基本容量采用ONAN，强制容量采用ONAF，仅当现场无法布置散热器面积或噪声限值要求降低风机转速时才采用OFAF或ODWF。一台75 MVA、ONAN/ONAF为67/75 MVA的变压器，在所有风机失效时仍能为电厂提供67 MVA的持续容量——对于必须在寒潮期间持续运行的以热定电机组而言，这是有用的冗余。冷却方式、风道及风机损耗惩罚详见变压器冷却方式与温升。

最后，规定状态监测配置：每相两个Pt100绕组传感器，加上顶部油温和底部油温传感器；储油柜式变压器配置Buchholz继电器和压力释放装置；油位指示器；以及DGA取样点。出厂时和投运时各做一次基线DGA，为后续结果的判断提供参照——解读方法见溶解气体分析，送电检查见交接试验。

大型热泵或电锅炉站点有哪些不同？

大型电驱动热泵目前是北方区域供热管网中增长最快的负荷，因为它们能以3–4的性能系数（COP）将廉价或富余电力转化为热量。因此，一台10 MW的热泵会消耗2.5–3.3 MW的电力，这与传统换热站中的水泵完全不在一个数量级上，并使变压器的角色从辅助供电转变为主工艺供电。

由此产生三大主要影响。压缩机由变频器驱动，因此变压器所承受的谐波频谱来自6脉冲前端（电流THD为35–45%）或12脉冲/有源前端配置（5–12%）。变频器随热需求启停，因此变压器处于循环运行状态而非基载运行。此外，热泵的用电负荷具有季节性与电网相反的特征：在寒冷天气下运行最为繁重，而此时电网也正处于高峰，这恰好在本已满负荷出力的CHP机组基础上进一步抬高了变电站的最大需量。

容量选择遵循与电机负载相同的逻辑，但需计入压缩机的使用系数：一台COP为3.2的10 MW热泵约需3.1 MW轴功率，通过变频器在0.90–0.95功率因数下取用3.3–3.5 MVA，因此通常选用6.6 kV或10 kV、容量为4–5 MVA的变压器，并内置谐波损耗裕量。电锅炉则更简单且容量更大：一台20 MW电极锅炉在单位功率因数下取用20 MW，通常通过专用25 MVA变压器以10–33 kV供电，由电极锅炉自身的步进控制实现负荷管理。

适用哪些谐波限值，以及如何为VFD泵指定变压器？

在区域供热（DH）变电站中，谐波之所以重要，原因有二：变压器的发热程度会高于 RMS 电流所反映的水平；同时，配电网运营商在并网点设有合同限值。这些限值通常取自 IEEE 519 在 PCC 处的规定（69 kV 以下电压 THD 为 5%、单次谐波为 3%，电流限值按短路比进行折算），或取自适用于小型装置的 IEC 61000-3-12，以及适用于变频器自身发射等级的 IEC 61800-3。

对于变压器本身，关键问题在于谐波频谱会造成多少额外损耗和发热。K系数或factor-K额定值（由UL 1561及针对干式设备的IEC 60076-11定义）表示变压器在不超出额定温升的情况下承载非正弦负载的能力；K-4、K-9和K-13是常见的等级。在实际应用中，若某DH（区域供热）变电站配有一台或两台6脉冲VFD水泵，且电流THD达到35–40%，则需选用K-9或更高等级，或将变压器降额至其铭牌容量的约85%使用。其物理机制详见变压器谐波。

有一些比K-rated变压器更经济的解决方案，应优先评估：指定采用有源前端或带移相变压器的12脉冲驱动器，加装无源滤波器或进线电抗器，或使用多台脉冲错开的小功率驱动器代替一台大功率驱动器。如果已从驱动器供应商处获知谐波频谱，应要求提供谐波损耗计算而非K系数标签——工厂正是需要该计算来保证温升。

如何保护埋地或潮湿变电站室内的变压器？

破坏大多数DH变电站变压器的，是环境而非负载。地下配电室潮湿、通风不良，偶尔还会被水淹；沿海电网还会带来氯化物；而一台在10%负载下空载运行八个月的变压器，其温度始终不足以驱散绝缘中的水分。

四项措施可覆盖大部分风险。指定密封式油浸变压器（无呼吸器的全密封油箱，或带隔膜式储油柜的储油柜结构），使油品始终不与外界空气接触。为干式变压器指定防凝露加热器和湿度控制器，并采用IP54防护等级外壳，电缆从下方引入并配密封格兰头。明确指定防腐等级——沿海及地下电缆室按ISO 12944选用C4或C5，并注明涂层体系和干膜厚度。此外，指定带报警功能的集水坑排水泵，并在油箱上标注洪水水位线，以便在电缆盒被淹没之前发现电缆室进水。

保护整定遵循与任何配电变压器相同的原则——高压侧过流与接地故障保护、低压侧温度跳闸——但区域供热（DH）场景增加了两个特殊要求：变压器必须能够承受水泵切换和电机再加速过程而不因励磁涌流跳闸；温度跳闸应从绕组传感器而非顶层油温传感器取信号，因为轻载机组的油温保持较低，而变频器供电负载的绕组可能运行温度较高。设备选型详见变压器保护装置。

发货前应要求哪些试验和文件？

每台机组的例行试验：所有分接位置的绕组电阻、电压比与联结组别、空载损耗与空载电流、75 °C 参考温度下的负载损耗与阻抗、外施耐压与感应耐压、绝缘电阻，以及相应电压等级以上机组的局部放电测量。对于符合 IEC 60076-11 的干式变压器，局部放电测量为例行试验，其限值应在合同中明确。

型式试验（若该设计尚未取得认证）：声明冷却等级下的温升试验、雷电冲击试验和短路承受能力试验。对于热电联产（CHP）发电机升压变压器（GSU），短路型式试验值得坚持要求，因为发电机馈电的故障水平由电机的超瞬态电抗决定，不受电网限制。在运行工况需要时进行的特殊试验：按 IEC 60076-10 的声级测量、谐波损耗测量、作为运输基线的频率响应分析（FRA），以及按 IEC 60137 对套管进行的介质损耗因数与电容测量。

文件资料与试验同样重要：例行试验证书、型式试验报告、含重量与吊点的总装图、符合 IEC 60076-1 的铭牌数据、分接开关操作说明、油浸式机组的油试验证书，以及工厂的负载计算书。将铭牌与订单进行核对是最后一道防线——铭牌字段及其含义详见变压器铭牌。

区域供热变压器价格是多少？

以下为中国制造 2026 年 FOB 参考价格区间，基于 QDTB 项目经验。价格假设采用标准损耗等级、铜绕组、Dyn11、无励磁调压，不含运费、关税、开关柜及安装费用。价格随铜材和取向硅钢波动，因此应将其视为预算用的数量级参考，而非报价。

为进行同等条件比较，应计入预期寿命期内的损耗成本。全生命周期成本中的方法通常会使区域供热变电站的选型提高一个损耗等级；配电变压器每 kVA 价格结构详见配电变压器价格构成。如需对整个变电站进行初步估算，可使用电力系统计算器，将热负荷或电负荷推算至变压器容量及参考预算。

区域供热变电站中最常见的五个选型错误是什么？

1. 按热功率选配变压器容量。一座 10 MW 的换热站不需要 10 MVA 的变压器；其水泵和辅机只需 100–250 kVA。按 MW 折算 kVA 会将需求高估四十倍。

2. 忽视夏季最低负荷。变压器按冬季峰值选型，却在八个月内以 8–15% 的负载率运行。结果是产生本可避免的空载损耗费用，且母线电压整个夏季都高于额定值。

3. 默认选用干式变压器而不核查安装房间条件。 浇注树脂解决了火灾负荷问题，却带来了通风问题。没有百叶窗面积、也没有机械排风的地下室房间会使设备在无声中降容；通风计算应与变压器额定容量列入同一份文件。

4. 仅将变频器谐波视为电磁兼容问题。谐波电流会使变压器、其中性线及电缆发热。在标准变压器上，一台6脉波泵组在40% THD下运行，本质上是一个温升问题，其后果往往在两年后的夏季以烦人的跳闸形式显现。

5. 仅凭铭牌额定值选型CHP升压变压器（GSU）。热平衡、启动次数和分接范围决定实际工况。对于以供热为主的机组，配置±2 × 2.5%分接范围的GSU会在第一个冬季就用尽分接档位，并被迫在机组非设计电压下运行。

常见问题

标准油浸式配电变压器可以安装在地下室吗？

通常需要设置防火隔间、挡油池，并取得当地消防部门的批准，否则不允许安装。大多数建筑规范将几百kVA以上的矿物油变压器视为火灾荷载，必须与逃生通道和住宅分隔开，这也是浇注树脂干式变压器在室内区域供热（DH）变电站中占主导地位的原因。如果该房间是专用的、防火分隔且具有室外通道的隔室，则在许多司法管辖区，密封式油浸变压器是可接受的，而且更便宜、更安静。

热网变电站选用10 kV还是20 kV？

在相同功率下，20 kV 可将电流减半，从而使电缆损耗减半，并使长距离网络上的电压降大致减半；同时也会提高变压器的绝缘水平和开关柜成本。对于变电站距一次侧电站超过 3–5 km，或拥有大量小型变电站的网络，20 kV 通常是更优的全生命周期选择；对于采用 10 kV 的紧凑型市中心网络，继续采用 10 kV 则简单直接。变压器本身并非决定性成本 — 电缆和开关柜才是。

与以电定热的热电联产相比，以热定热的热电联产是否需要更大容量的变压器？

在相同热输出下，以热定电的机组通常需要更小的变压器，因为其设计电输出较低。当电厂被设定为在夏季纯凝模式下外送电力时，变压器容量会增大，而正是这种工况决定了发电机最大MVA，进而决定升压变（GSU）额定容量。应按机组在任何模式下所能产生的最高MVA来选定GSU，而非按采暖季平均值。

DH变电站变压器应有多少备用容量？

通常预留高于计算需求20–25%的裕量，并且应由明确的未来负载作为依据—例如热力站内新增的第三台水泵、增压泵、小型热泵或电动汽车充电桩。若备用容量超过约40%，过大容量机组带来的空载损耗将超过增设一台变压器的成本，而且夏季电压升高也会成为问题。

在换热站中，非晶合金铁芯变压器是否值得采用？

在区域供热（DH）变电站典型的低平均负载率下，空载损耗在年损耗电量中占主导地位，因此这种情况比工厂中更为常见。与非晶合金铁芯相比，非晶合金铁芯可将空载损耗降低60–75%；对于一台1,000 kVA、平均负载率为15%的变压器，每年可减少8,000–10,000 kWh的损耗。其溢价为变压器价格的15–25%，在高电价市场中，投资回收期通常为3–6年。比较方法见非晶合金变压器。

资料来源

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来源：IEC 60076-2 — 电力变压器 第2部分：液浸式变压器的温升。
来源：IEC 60076-3 — 电力变压器 第3部分：绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙。
来源：IEC 60076-5 — 电力变压器 第5部分：承受短路的能力。
来源：IEC 60076-7 — 电力变压器 第7部分：矿物油浸式电力变压器的负载导则。
来源：IEC 60076-10 — 电力变压器 第10部分：声级的测定。
来源：IEC 60076-11 — 电力变压器 第11部分：干式变压器。
来源：IEC 60076-18 — 电力变压器 第18部分：频率响应的测量。
来源：IEC 60214-1 — 分接开关 第1部分：性能要求和试验方法。
来源：IEC 60137 — 交流电压高于1 000 V的绝缘套管。
来源：IEC 60034-1 — 旋转电机 第1部分：额定值和性能。
来源：IEC 61800-3 — 可调速电力驱动系统 第3部分：EMC要求。
来源：IEC 61000-3-12 — 接入公共低压系统的设备产生的谐波电流限值。
来源：IEEE 519-2022 — 电力系统谐波控制的推荐实施规程和要求。
来源：IEEE C57.91 — 矿物油浸式变压器和步进电压调节器负载导则。
来源：IEEE C57.116 — 直接连接发电机的变压器导则。
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来源：GB 20052-2020 — 电力变压器能效限定值及能效等级。
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来源：Euroheat & Power — 区域供热市场份额国别统计。
来源：QDTB工程经验 — 换热站水泵及辅助负载表、热电联产热电比、典型声压范围、干式变压器通风实践及指示性FOB价格区间。标注为典型或指示性的数值来自区域供热和热电联产项目的范围，并非已发布的标准。