先给出答案：一座4 mtpa再气化终端是一个21,423 kW、23.3 MVA的负荷，由两台31.5 MVA 33/6.6 kV机组承担——2 × 100%，而非N+1
根据泵曲线而非经验法则来计算数字：每年400万吨LNG相当于每天10,959吨，按每吨48 GJ计算，即每年53.3 TWh的外输热能，平均6.09 GW，冬季高峰日约为7.0 GW。将如此大量的液态甲烷从1.1 bar的储罐输送至80 bar的管道属于泵送任务而非压缩任务，在卸料峰值时消耗21,423 kW——在0.92功率因数下为23.3 MVA。两台31.5 MVA、33/6.6 kV、10.5%阻抗的ONAN/ONAF变压器为其供电：正常运行负载率37%，单台退出时为ONAN额定容量的74%，这正是坚定外输容量实际所需的配置。LNG终端的冗余论证不同于工厂的论证。终端与天然气买方签订坚定容量承诺，若交付不足则需支付照付不议费用，因此其采购2 × 100%变压器及8秒内闭合的母线联络开关，并将资金投入18脉冲VFD前端而非第三台变压器。终端规格与同等kVA工厂的区别有三点：负载为同一6.6 kV母线上的85%大型VFD电机，因此决定变压器阻抗的是谐波畸变而非kVA；场址为C5-M腐蚀性等级的海洋环境，爬电比距31 mm/kV，因此套管和涂装的成本高于铁芯牌号；电厂每年运行8,760小时，平均负载率30%，这使得空载损耗的价值十倍于负载损耗，并改写了招标中的损耗评估公式。
关键要点
- 4.0 mtpa = 10,959 吨/天，峰值 502 吨/小时，平均外输功率 6.09 GW。电气负荷为连接负荷 26,120 kW，卸料峰值时 21,423 kW，功率因数 0.92 时对应 23.3 MVA；其中仅外输泵在峰值时就占 11,970 kW。
- 两台 31.5 MVA 33/6.6 kV ONAN/ONAF 变压器，正常运行时负载率为 37%，单台运行时负载率为 74%，配合 6.6 kV 母线联络及 8 秒自动切换，满足 firm capacity 承诺。增加第三台变压器将增加 420,000 美元资本支出，并降低 0.02% 的可用性。
- 阻抗与 K 系数由谐波决定，而非电压调节：同一母线上 12 台六脉冲 VFD 使电流 THD 达到 30%，18 脉冲前端将 6.6 kV 母线处的 TDD 降至 4.1%，33 kV 公共耦合点处降至 2.8%，处于 IEEE 519-2022 在 10–69 kV 频段允许的 8.0% 以内。
- 在平均负载率 30% 时，空载损耗每年每 kW 价值 701 美元，而负载损耗每年每 kW 仅价值 68 美元。两台 S11 变压器每年损耗 56,200 美元；S13 铁芯每年可节省 13,300 美元，所需资本支出约 12,000 美元；非晶合金铁芯不到四年即可收回投资——这与医院的结论相反，但背后的算术逻辑相同。
- 驱动材料选型的是海洋环境而非海拔：ISO 12944-2 C5-M 涂层厚度 320 µm、IP55 防护等级、31 mm/kV 爬电比距、硅橡胶复合套管、不锈钢紧固件及防凝露加热器，这些是每个 LNG 接收站数据表中都会出现、而几乎不出现在工厂数据表中的规格项。
一座4 mtpa再气化终端实际用电负荷是多少？kVA数字背后的负荷计算表
再气化终端常被描述为一座天然气厂，这让电气工程师以为会存在压缩负载，需要配备大型同步电机和软启动器。对于现代外输系统而言，这种描述是错误的。将LNG从常压提升至80 bar的廉价方式是在液相中完成，此时密度为450 kg/m³、体积仅为气体体积的1/600，然后在开架式气化器中利用海水将加压液体气化。压缩6 GW的天然气大约需要150 MW的压缩机；以液体形式泵送同等能量仅需12 MW。过去二十年建成的每一座终端都采用泵送路线，其电气后果便是该厂成为一座泵厂：四台大型高压外输泵、六台罐内低压泵、两台蒸发气压缩机以及四台海水泵，全部接在6.6 kV母线上，全部为变速驱动。
下方的负荷表是决定变压器选型的唯一文件。它按照接收站EPC承包商的方式编制：按设备清单逐项列出，每组施加同时系数，并将峰值定义为在设计环境温度下卸船、全量外输和海水系统同时运行时的叠加负荷。卸船工况的叠加至关重要，因为一座4 mtpa接收站每年接收约60船货，每六天接收一船145,000 m³的货物，并在26小时内完成卸船，同时外输持续进行。
| 负荷组 | 接入功率（kW） | 同时系数 | 峰值需求（kW） | 数值确定依据 |
|---|---|---|---|---|
| 高压外输泵：4 × 3,150 kW，6.6 kV，变频驱动 | 12,600 | 0.95 | 11,970 | 卸船高峰期间四台运行，正常外输时三台运行；每台在502 t/h、79 bar扬程下液压功率为2.45 MW，除以0.78的泵效率 |
| 罐内低压泵：6 × 450 kW | 2,700 | 0.75 | 2,025 | 六台中的五台运行以供给高压泵；第六台在卸货时启动，作为备用 |
| 蒸发气压缩机：2 × 2,200 kW，6.6 kV，变频驱动 | 4,400 | 0.85 | 3,740 | 卸船期间置换出5.4 t/h的蒸气，加上储罐日蒸发率0.05%；分两级从1.05 bar压缩至80 bar |
| 开架式气化器海水泵：4 × 630 kW | 2,520 | 0.75 | 1,890 | 三台工作，每台7,000 m³/h；海水回水温度高于环境温度5 °C，对应每兆瓦热负荷0.55 MW的比率 |
| 船舶卸货：船用装卸臂、蒸气回流风机、紧急切断阀、系泊 | 900 | 0.45 | 405 | 仅在26小时的卸货窗口期内存在，这就是峰值比正常外输需求高21%的原因 |
| 制氮装置和仪表空气 | 500 | 0.50 | 250 | 用于吹扫和惰化的氮气为间歇性使用；仪表空气在低负荷下连续运行 |
| 公用工程、暖通空调、照明、SCADA、通信、安防 | 1,400 | 0.62 | 868 | 45 °C环境温度下的热带设计：暖通空调是最大的单项负荷，且不随工艺负荷变化 |
| 车间、焊接插座、备件、仓库 | 1,100 | 0.25 | 275 | 大修维护高峰与外输高峰不重合 |
| 合计 | 26,120 | 0.82 | 21,423 | 功率因数0.92时对应23,286 kVA |
表中有两个数值值得商榷，因为终端规格书通常正是在这两处出错。第一个是高压泵的同时系数：0.95根本不是同时系数，而是说明在卸船期间四台泵全部以额定轴功率的95%运行，因为外输速率处于合同最大值，同时储罐正在进液。若设计人员对该行取0.8，再增加10%的备用容量，会得出18 MW，采购两台20 MVA变压器，然后在第一个冬季高峰发现装置在一台机组停运时无法维持100%外输。第二个是蒸发气压缩机行，其负荷由卸船蒸气置换量决定——10,000 m³/h的液体进入储罐会置换出约12,000 m³/h的蒸气，即5.4 t/h的甲烷——而不是由0.05%/天的储罐蒸发率决定，后者仅为229 kg/h，只需250 kW的压缩机而非2,200 kW。
在功率因数0.92下，21,423 kW对应需求为23,286 kVA。加上每份终端规格书为未来扩能预留的5%设计裕量，目标值变为24.5 MVA，这就是25 MVA看似自然选型、而实际采购的却是31.5 MVA的原因。差异在于冗余，这也是下一节的主题。
为何采用2 × 100%而非N+1：保底容量对变压器选型的影响
在工厂中，变压器故障会造成停产损失，直至备件到货，工厂接受这一点，因为备件昂贵且损失可按班次计量。在LNG终端，变压器故障造成的损失是合同外输量与实际交付量之间的差额，按买方的替代供应成本计价，而且终端通常对其已售出的再气化能力承担照付不议义务。这将经济性从“备用变压器是奢侈品”转变为“备用变压器是装置中最便宜的保险”，并对选型产生具体影响：备用机组必须能够承担100%的峰值负荷，而非100%的正常负荷。
这就是全部论证，它解释了为什么23.3 MVA的峰值需要2 × 31.5 MVA而不是2 × 25 MVA。两台25 MVA机组在正常运行中各处于47%负载，单台退出时则达到93%——只有在机组因温度降容8%后（剩余23 MVA），才能在45 °C环境温度下处于ONAN额定容量之内，而峰值是23.3 MVA。算术上差了1.3%，这在图纸上就变成了一条关于卸船期间甩负荷的注释，进而演变成与天然气买方的合同争议。两台31.5 MVA机组在45 °C下降容至29 MVA，单台退出时以74%承载峰值，并为消除瓶颈的裕量留出空间。在此容量等级下，这对机组多出的资本支出约为60,000美元；替代方案则是一套甩负荷方案和一场永无休止的争论。
| 配置方案 | 单台正常运行负载率 | 一台退出时的负载率 | 投资（美元，行业经验值） | 对 4 mtpa 终端的结论 |
|---|---|---|---|---|
| 2 × 25 MVA，ONAN，无母线联络 | 47% | 一半母线失电 | 690,000 | 无法满足 firm capacity 承诺；不采用 |
| 2 × 25 MVA，ONAN，带母线联络 | 47% | 铭牌容量的93%，降额额定值的100% | 720,000 | 勉强可行：无裕量用于扩能改造或应对 47 °C 高温日 |
| 2 × 31.5 MVA，ONAN/ONAF，带母线联络 | 37% | ONAN 下 74%，ONAF 下 58% | 780,000 | 选用：留有 5% 增长裕量及环境温度波动裕量 |
| 3 × 25 MVA，两用一备 | 两台各 47% | 两台各 100% | 1,040,000 | 与母线联络方案可用性相同，但多花 260,000 美元 |
| 2 × 31.5 MVA 加 15 MVA 柴油发电机 | 37% | 仅保障重要负荷 | 1,250,000 | 仅适用于电网无法提供两路独立 33 kV 馈线的情况 |
母联是实现冗余的实际环节，其切换顺序值得精确说明，因为它决定了变压器阻抗和保护定值。6.6 kV 开关柜分为两段，每段由一台变压器供电，母联断路器常开。当一路进线失电时，母联在 1.5 秒确认延时加上电机残压衰减后合闸，幸存变压器在约 8 秒内带起整段母线，其中包括 VFD 重启爬坡时间。正是这一顺序，变压器才规定为 10.5% 阻抗而非 8%：若采用 8% 阻抗，6.6 kV 侧故障水平将从 26.2 kA 升至 34.4 kA，开关设备需从 31.5 kA 提高到 40 kA，而增加的开关设备成本超过了降低阻抗所节省的损耗。这也是为什么不允许将两台变压器通过闭合母联合闸并列运行作为正常运行方式：在 10.5% 阻抗和 1% 分接失配下，环流约为 300 A，且 6.6 kV 故障水平将翻倍。
控制理念使整个方案得以完善。外输泵分为两组，每组由一段6.6 kV母线供电，每组按峰值外输量的60%选型。失去一台变压器即失去一组泵，在母联闭合前的8秒内仍可维持60%的外输量——这是受控的逐步降载而非跳闸停机，且该降载幅度是管道运营方在运营协议下可接受的。这一设计决策值得在电气理念文件中明确说明，因为它正是使“2 × 100%变压器加母联”的方案在开关柜成本仅为60%的情况下，等效于“3 × 50%无母联”方案的原因所在。
谐波：为何12台六脉冲变频器决定了变压器阻抗与K系数
按连接负荷计算，该终端74%为变频驱动负荷：12.6 MW的外输泵、4.4 MW的蒸发气压缩机，以及海水泵（若也采用变频驱动）。六脉冲二极管前端所汲取的电流波形含有25%的五次谐波、12%的七次谐波、6.5%的十一次谐波和4.5%的十三次谐波，使每台变频器的电流THD约为30%。同一母线上的十二台变频器并不会按算术方式叠加——由于各变频器负载率不同且相位角发生漂移，五次和七次分量会部分抵消——但在配有12台六脉冲变频器的终端母线上，实测结果通常为14–18%的电流THD，既不是30%，也不是4%。这远高于IEEE 519-2022在10–69 kV电压等级、公共连接点处Isc/IL比值约为30时所允许的8.0%总需量畸变率，这也正是谐波研究（而非潮流计算）决定变压器规格的原因。
满足该限值有三种方式，选择取决于经济性而非技术。第一种是购买带18脉冲前端变频器，其采用移相变压器或三绕组输入电抗器来抵消5次和7次谐波；结果是6.6 kV母线处TDD为4.1%，33 kV处为2.8%，变频器溢价为12–18%。第二种是有源前端，TDD为3.5%并具备能量回馈能力，但成本高出25–35%，并增加了一个高频发射源，必须为厂内自身仪表进行滤波。第三种是在6.6 kV母线上加装无源5次和7次滤波器，成本最低，TDD为6.8%，但其谐振会与任何功率因数校正电容器以及变压器自身阻抗相互作用，并且当变频器负载变化时会失效。
| 前端 | 每台变频器电流THD | 6.6 kV母线处TDD | 33 kV PCC处TDD | 成本溢价 | 适用场景 |
|---|---|---|---|---|---|
| 六脉冲二极管，无治理 | 30% | 16.5% | 16.5% | — | 不可接受：超出IEEE 519限值2× |
| 六脉冲+4%直流母线电抗器 | 22% | 12.0% | 12.0% | +2% | 仅适用于小型变频器；电抗器无法解决5次谐波 |
| 6.6 kV母线处无源5次/7次滤波器 | 每台变频器30% | 6.8% | 4.6% | 变频器成本的+4% | 适用于母线无电容且负载曲线稳定的改造项目 |
| 18脉冲+移相输入变压器 | 9% | 4.1% | 2.8% | +12–18% | 已选用：单母线带12台变频器的新建接收站 |
| 有源前端 | 4% | 3.5% | 2.4% | +25–35% | 需要再生制动或四象限运行的场合 |
变压器方面的影响有两个，而这两个影响在数据表中经常被忽略。第一个影响是谐波电流会增大绕组涡流损耗，标准的处理方式是采用K系数或谐波损耗系数；对于18脉冲的情况，K系数为4，而对于未滤波的六脉冲母线，K系数为13。在终端中选用K-1的标准配电变压器是一个常见且代价高昂的错误：热点会从绕组表面转移到导体内部，65 K的温升会变成78 K，绝缘老化速度会翻倍。如果母线无法得到净化，变压器就必须按K系数来选型，关于K系数变压器选型和变压器谐波的参考文章解释了该系数是如何计算得出的，而不是靠猜测。
第二个后果是阻抗。谐波电流流经变压器的漏抗，在6.6 kV母线上产生电压畸变，其大小与阻抗和谐波次数成正比——五次谐波所见的电抗为基波的五倍。在10.5%阻抗和4.1% TDD条件下，母线处的五次谐波电压畸变约为1.8%，处于IEEE 519单个谐波3%限值之内；在8%阻抗下为1.4%，这一差异不值得为此选用40 kA开关柜。真正重要的是与任何电容器组的相互作用：谐振频率为fr = f × √(Ssc/Qc)，在300 MVA母线上接入2 MVA电容器组会使谐振点落在12次谐波处，而这正是18脉冲变频器残留谐波所在的位置。这就是为什么配有VFD的终端要么完全避免使用功率因数校正电容器，让变频器自身的前端将功率因数保持在0.96，要么安装7%的失谐电抗器——也说明了为什么技术规范应明确采用哪种方案，因为变压器的阻抗是在该决策已定的前提下选定的。
电机启动与电压暂降：变频器真正的用途
码头上的每台大型驱动设备都配有变频器（VFD），通常给出的理由是过程控制——外输速率必须跟随管道提名量，而提名量每小时都在变化，有时一分钟内就会变化20%。但电气方面的原因是启动电流。一台3,150 kW 6.6 kV电机的满载电流为287 A，直接启动电流为满载电流的六到六点五倍，即1,865 A，相当于21.3 MVA的启动需求。在由一台31.5 MVA、阻抗10.5%的变压器供电的6.6 kV母线上，源阻抗为300 MVA，因此直接启动（DOL）期间母线的电压跌落为21.3除以321.3，即6.6%。这刚好在大多数码头允许的单次启动10%限值之内，但超出了厂内自有仪表和船用装卸臂驱动所能承受的5%限值，这正是这些驱动采用变速的实际原因。
| 电机 | 额定参数 | 启动方式 | 启动电流 | 母线电压跌落 | 备注 |
|---|---|---|---|---|---|
| 高压外输泵 | 3,150 kW, 6.6 kV | DOL（直接启动，用于对比） | 1,865 A, 6.5 × FLC | 6.6% | 超过装车臂驱动装置可接受的5% |
| 高压外输泵 | 3,150 kW, 6.6 kV | VFD（变频驱动），电流限制在110% | 316 A | 0.4% | 已选用；同时可在无需控制阀的情况下实现20–100%流量控制 |
| 蒸发气压缩机 | 2,200 kW, 6.6 kV | DOL（直接启动，用于对比） | 1,215 A, 6.0 × FLC | 4.4% | 单独启动可接受，但不可在30秒内同时进行第二次启动 |
| 蒸发气压缩机 | 2,200 kW, 6.6 kV | VFD（变频驱动） | 221 A | 0.3% | 已选用；压缩机在卸载期间还需要30%的调节范围 |
| 海水泵 | 630 kW, 6.6 kV | DOL（直接启动） | 342 A, 6.0 × FLC | 1.3% | 可接受；此处软启动器比VFD更经济，已采用 |
| 消防水泵 | 900 kW, 柴油驱动 | — | 不接在变压器上 | — | NFPA 20要求独立驱动装置；电动稳压泵为30 kW |
除电压跌落计算之外，还有两个细节对变压器至关重要。第一，VFD在基速以上为恒功率负载，因此电流保持在额定值而功率上升；变压器所面对的负载位移功率因数为0.96，但由于谐波畸变，真实功率因数为0.91，kVA额定容量必须按真实功率因数进行评估。第二是VFD自身对故障电流的贡献：带直流母线的18脉冲前端将其故障电流贡献限制在约1.5倍额定电流、持续一个周期，但同一母线上12台VFD仍会在变压器26.2 kA的贡献基础上增加4 kA，这就是为什么开关柜额定值为31.5 kA而非25 kA，以及为什么变压器的短路耐受能力按短路电流计算规定为25 kA持续2秒，而非25 MVA机组所需的20 kA。
励磁涌流这一点值得用一句话说明，因为终端站会因此跳闸。对一台31.5 MVA 33/6.6 kV变压器送电会产生8–12倍额定电流的励磁涌流，持续0.1至0.3秒，并伴有直流分量，可使铁芯饱和数个周期。在带有12台VFD的母线上，VFD会感知到电压暂降，并根据其低电压穿越设置，要么穿越运行，要么跳闸。解决方案是采用在电压过零点合闸的受控合闸继电器，可将励磁涌流降至2–3倍额定值，对于此容量的变压器，其8,000美元的成本是值得的；替代方案是每次装置重新送电时接受15%的电压跌落和VFD重启序列。其机理详见变压器励磁涌流。
海洋腐蚀、爬电距离以及LNG终端站规范实际采购的材料
终端站建在栈桥或靠近海水的填海土地上，变压器户外安装，所处大气环境被ISO 12944-2分类为C5-M：氯化物沉积量超过300 mg/m²/天，相对湿度90–95%，盐雾因夜间湿度高于潮解点而从不完全干燥。这种环境不改变变压器的电气设计，但会改变每一个外部材料，而选错材料的代价会在投运三年后以套管闪络或锈蚀的油箱焊缝的形式显现出来。
必须列入数据表的项目及其原因如下。涂装体系为三道环氧-聚氨酯涂层，总干膜厚度320 µm，按ISO 12944-5针对C5-M规定，耐久性等级为15年；配电变压器标配的120 µm醇酸漆在沿海终端站的焊缝处会在24个月内失效。接线箱、OLTC柜和控制柜的外壳防护等级为IP55而非IP54，采用316不锈钢铰链和A4-70紧固件，因为镀锌五金件会变成锈痕，进而成为咬死的螺栓。套管采用硅橡胶复合材料而非瓷套管，爬电比为31 mm/kV — 即每kV线电压31 mm，因此33 kV套管为1,023 mm — 因为内陆站点标准的20 mm/kV瓷套管在盐雾中会在其干耐受电压约60%时发生闪络。油箱在每条焊缝上涂刷条纹涂层，散热器组在制造后进行热浸镀锌而非涂漆，因为散热器翅片上的漆无法维护。
还有第二个容易忽视的环境因素：凝露。一台负载率为37%的变压器，其箱顶温度在一天中有数小时低于潮湿的夜间空气温度，而储油柜会通过硅胶呼吸器将这些空气吸入。热带地区的终端项目会指定采用带氮气密封的密封式油箱或带隔膜的储油柜，并在每个控制柜和端子箱内配置防凝露加热器，同时在呼吸器上设置露点报警。否则，水分就会进入油中，两年后会在溶解气体分析结果中显现，并在首次年度维护时表现为油质试验不合格。状态监测方法在变压器维护的参考资料中有所描述，但规格要求更为简单：在工厂就采购密封式设计，因为现场改造的费用是其三倍。
环境温度和太阳辐射共同决定了降容。设计环境温度为45 °C，背阴处日峰值温度为50 °C，油箱表面太阳辐射为1,000 W/m²，对于ONAN单元，这会使顶层油温升增加约4 K。IEC 60076-7负载导则给出了降容：在45 °C环境温度下，额定31.5 MVA（40 °C基准）的单元在65 K温升下可输出29.0 MVA，风机运行时（ONAF）可输出32.4 MVA。上一节冗余计算采用的正是29.0 MVA这个数值，而非铭牌上的31.5 MVA，这也是为什么数据表必须明确标注环境温度和冷却阶段，而不能仅以注释形式说明。
危险区域、防火分隔以及变压器允许安装的位置
LNG就是甲烷，而甲烷易燃，但设计良好的接收站中，管道之外的甲烷含量极低。依据IEC 60079-10-1进行危险区域划分，蒸发气压缩机房、蒸发气回气接口以及LNG法兰15 m范围内的区域划为2区，压缩机围护结构内部和泄压阀出口处划为1区。油浸式变压器完全不允许布置在2区区域内，原因并非其在正常运行时会成为点火源——密封油箱并不会——而是因为NFPA 59A和EN 1473将大量油液视为火灾风险，必须与气体泄漏源隔离，而且气体泄漏旁发生变压器火灾是接收站定量风险评估绝不会接受的场景。
实际结果是，主变电站位于压缩机房30 m以外且处于分类区域之外，33 kV和6.6 kV开关柜布置在正压通风的电气室内，通往工艺区的电缆路径要么敷设在埋地电缆沟内，要么敷设在正压走廊中。当变压器必须靠近工艺区时——例如为压缩机房配置一台2,500 kVA 6.6/0.4 kV机组——规范要求采用浇注树脂干式变压器，该变压器不含油，允许在2区使用且间距为3 m。这是接收站中干式变压器唯一胜出的场合，值得了解，因为LNG工厂的一般规则与建筑物相反：大型机组采用户外油浸式，仅在危险区域强制要求时采用浇注树脂干式。
主变压器的消防保护由 NFPA 59A 和保险公司规定，通常包括两台变压器之间距油箱 1.5 m 处设置 2 小时耐火防火墙、按最大单台设备油量 110% 容积设计的集油坑、覆盖油箱和散热器的 10 l/min/m² 水喷淋系统，以及泡沫注入点。两台变压器之间的间距对冗余声明至关重要：在 1.5 m 间距并设置防火墙的情况下，第二台设备能够在第一台发生火灾时幸存，而这正是 2 × 100% 配置所要覆盖的事件。将两台设备相距 6 m 布置且不设防火墙的终端站，承担了 2 × 100% 的资本成本，却只具备 N+1 的防火韧性，保险勘察通常会指出这一点。
接地与防雷：管廊即电极
接收站的接地系统较为特殊，因为站区本身就是一个大型接地结构。LNG管道、储罐壳体、码头钢结构和船用装卸臂均进行等电位连接，接地网为环绕工艺区、截面70 mm²的裸铜环，并通过25 mm × 3 mm铜带连接至每一根结构柱，其设计满足25 kA、持续1秒的故障电流，以及依据IEC 62305标准、波形为10/350 µs、幅值为200 kA的雷击电流。设计目标为主接地排处接地电阻达到1 Ω，并在调试时通过电位降法测试进行测量；跨步电压和接触电压则在开关站处依据IEEE 80进行校验，而非在工艺区。
有两项与终端密切相关的条目值得写入技术规范。第一项是阴极保护干扰：码头和海上结构物设有外加电流阴极保护系统，接地网通过直流去耦火花间隙与它们连接，以防止阴极保护电流流经铜质接地网并对其造成腐蚀。如果LNG终端将接地网直接连接到受阴极保护的码头，码头的阳极将在两年内损耗殆尽，而问题会以涂层失效的形式暴露出来，而非电气故障。第二项是浪涌保护配合：33 kV线路进线避雷器、变压器端子处的6.6 kV避雷器，以及每面低压配电盘上的Type 2 SPD，通过电缆长度进行配合，使33 kV浪涌在到达6.6 kV绕组之前得到衰减。绝缘配合的计算与任何变电站相同，详见变压器防雷保护和低压接地系统，但海上等电位连接和阴极保护去耦是内陆规范所遗漏的部分。
弱33 kV电网上的分接开关与电压调节
终端通常建在长距离33 kV或132 kV线路的末端，紧邻天然气管道和海岸线，所处位置的电网为单一辐射式馈线，短路容量为800–1,500 MVA，峰值负荷与轻载夜间之间的电压波动达8%。变频驱动器可承受±10%的电压偏差而无需降容，因此工艺过程不需要严格的电压调节，但6.6 kV母线必须保持在±5%以内，以满足低压变压器和厂区自身电子设备的要求。这种情况下适合在33 kV绕组上采用有载分接开关，±8档、每档1.25%，配自动电压继电器测量6.6 kV母线，并设60秒延时以躲过电机启动。
另一种方案——在调试时设定无励磁分接开关——每台可节省25,000美元，也是工厂会选择的方案。但在终端，这一选择是错误的，原因很具体：外输提名随天然气价格变化，一个以40%外输量运行一个月、随后以100%运行一周的终端，其母线电压会随负荷变化，因为变压器在10.5%阻抗下的自身电压调整率为4–5%。有载分接开关可自动解决这一问题；固定分接则意味着操作人员每年需在停机、变压器隔离的状态下更改两次分接位置。关于有载与无励磁分接开关的参考资料涵盖了其机构原理；终端特有的要点在于，有载分接开关的合理性来自负荷曲线而非电网。
8,760小时下的损耗：为何招标中的损耗评价公式通常是错误的
每份变压器招标都带有损耗评价公式，将空载损耗和负载损耗折算为资本等值，而在LNG终端，该公式几乎总是照搬自电力公司，那里的变压器平均负载率为60–70%。终端全年8,760小时的平均负载率为30%，因此两项损耗分量的价值差异很大，权重设置错误就会选错铁芯。
一旦已知负荷曲线，计算就很简单。年平�均需求为18.3 MVA，即装机容量63 MVA的29%，因此平均负荷下的负载损耗为0.29² = 额定负载损耗的8.4%，负载损耗的等效满负荷小时数为0.29² × 8,760 ≈ 737小时，计入峰值周数后约为850小时。空载损耗则全年8,760小时持续存在。按0.08美元/kWh计算，空载损耗每kW每年价值701美元，负载损耗每kW每年价值68美元——比例约为十比一。若招标将负载损耗估价为2,500美元/kW、空载损耗估价为5,000美元/kW（这是典型的电力公司公式），则相对于该工况下的真实成本，空载损耗被低估了40%。
| 铁芯牌号 | 空载损耗 (kW) | 负载损耗 (kW) | 单台年损耗成本 (USD) | 两台年成本 (USD) | 单台资本 (USD，行业经验值) | 相对S11的回本期 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| S11，晶粒取向CRGO | 26.0 | 145 | 28,086 | 56,172 | 395,000 | — |
| S13，激光刻痕CRGO | 18.0 | 130 | 21,458 | 42,916 | 401,000 | 0.9年 |
| S15，非晶合金 | 9.0 | 138 | 15,693 | 31,386 | 423,000 | 2.3年 |
| S13配ONAF第二级 | 18.5 | 31.5 MVA下128 | 21,354 | 42,708 | 412,000 | 2.5年 |
针对该负荷工况的结论并不常见，值得明确说明：在8,760小时、30%负载率下，非晶合金铁芯确实能在不到四年内收回成本，因为空载损耗占主导地位。这与同等规模医院的结论正好相反——在4,050等效小时下，同样的计算会使非晶合金的溢价变得不经济。差异不在变压器本身，而在于铁芯通电的小时数和电价。若码头为节省28,000美元资本而采购S11铁芯，则在电站整个寿命期内每年多支出约13,300美元电费，按7%折现率、25年计算，现值约为155,000美元——是节省额的5倍。关于损耗等级S11、S13和S20的定义，参见损耗等级S11、S13和S20；总成本法详见变压器总拥有成本。
数据表怎么说：码头变压器规格表
下表是码头EPC包在前述各节研究之后形成的规格，值得与同容量的配电变压器数据表进行对比，因为几乎每一行都不同。加粗项目为LNG码头特有、标准报价中不会包含（除非特别要求）的内容。
| 参数 | 数值 | 为何取此值 |
|---|---|---|
| 额定容量 | 31.5 MVA ONAN / 40 MVA ONAF | 在45 °C环境温度下、一台机组退出运行时，以74%负载率承载23.3 MVA峰值 |
| 电压比 | 33 ±8 × 1.25% / 6.6 kV | 高压绕组带OLTC；33 kV弱辐射状电网，日波动8% |
| 联结组别 | Dyn11 | 提供三次谐波通路，且为带VFD的6.6 kV电动机母线的标准配置；参见联结组别Dyn11 |
| 阻抗 | 31.5 MVA下10.5%，容差±7.5% | 将6.6 kV故障水平限制在26.2 kA，使开关柜保持在31.5 kA等级 |
| 谐波负载 | K系数4，谐波损耗系数1.08 | 18脉冲前端留下4.1% TDD；绕组涡流损耗相应增加 |
| 冷却方式 | ONAN/ONAF，2 × 50%风机，手动和自动 | 单机事件期间风机提供40 MVA应急容量 |
| 温升 | ONAN下油面60 K / 绕组65 K | 标准65 K温升按IEC 60076-7在45 °C环境温度下降额至29.0 MVA |
| 防腐等级 | C5-M，ISO 12944-5，320 µm三道涂层 | 盐雾和95%湿度；15年耐久性等级 |
| 爬电比距 | 31 mm/kV，硅橡胶复合套管 | 按IEC 60815为特重污秽等级；20 mm/kV的瓷套管在盐雾中会闪络 |
| 外壳 | IP55柜体，SS316五金件，A4-70紧固件 | 海洋大气环境；镀锌五金件两年内即咬死 |
| 油保护 | 密封油箱带氮气覆盖，露点报警 | 热带昼夜循环下37%负载率油箱的凝露问题 |
| 损耗 | 75 °C下P0 18 kW，Pk 130 kW | S13等级；在8,760小时空载损耗下0.8年收回成本 |
| 噪声 | ONAN下1 m处68 dB(A) | 码头边界距最近住宅300 m，但压缩机房仅30 m |
| 试验 | IEC 60076-1例行试验加冲击、温升、短路试验 | 25 kA、2 s短路试验为该设计的型式试验，需见证 |
运输、安装与调试：非电气类的进度风险
一台31.5 MVA 33/6.6 kV变压器带油约55吨，长6.4 m、宽2.6 m、高3.6 m，从中国工厂经平板框架箱运至西非或东南亚码头，再以40 km/h由多轴拖车公路运输，最后吊装到距压缩机房30 m的基座上。此时电气设计已确定；进度风险在于运输，保护进度的两项措施是油箱上带3 g阈值的冲击记录仪和海运期间0.02 MPa的氮气填充，二者均见变压器运输与安装参考资料。
在现场，顺序是：接收并对照冲击记录仪进行检查，用顶升垫将设备安放在基座上，如果运输时排油则进行真空干燥，在真空下注油至1 mbar，静置24小时，然后进行调试试验。在接收站真正重要的试验包括：绕组电阻（在连接松动变成热点之前发现它）、变比和联结组别（发现CT接反或分接位置错误）、6.6 kV绕组的绝缘电阻和10 kV下的介损、与出厂基准比较的SFRA指纹，以及带电机驱动在全范围内操作的OLTC。该顺序的参考检查清单见调试试验，保护进度计划的发运前检验见发运前检验。
两项接收站特有的调试项目容易被遗忘，且后期改造代价高昂。第一项是在实际负载下对6.6 kV母线进行谐波测量，这只有在外输泵运行后才能进行，因此它属于性能试验而非调试计划；一个接收站在移交后发现TDD为9%而非4.1%，就意味着要在运行中的工厂里进行滤波器改造。第二项是在真实电网电压波动下的OLTC和AVR设定，这需要电网运营商调整供电变压器的分接开关，通常会被推迟，然后被遗忘，直到出现第一次电压投诉。
电气包的成本，以及钱实际花在哪里
以下数据是4 mtpa接收站主电气包的行业经验范围，中国FOB，2025–2026年，不含安装和海上工程。以范围形式给出，是因为一级欧洲供应商与同等规格的中国供应商之间的价差为35–50%，而且变压器在包中所占份额比大多数项目经理预期的要小。
| 项目 | 数量 | 单价（USD） | 包成本（USD） | 占包比例 |
|---|---|---|---|---|
| 31.5 MVA 33/6.6 kV ONAN/ONAF，S13，OLTC，C5-M | 2 | 395,000–480,000 | 790,000–960,000 | 19% |
| 33 kV GIS，6个间隔带保护 | 1套 | 380,000–520,000 | 380,000–520,000 | 11% |
| 6.6 kV开关柜，14面，31.5 kA | 1套 | 230,000–300,000 | 230,000–300,000 | 7% |
| 3,150 kW 6.6 kV VFD，18脉冲 | 4 | 180,000–240,000 | 720,000–960,000 | 21% |
| 2,200 kW 6.6 kV VFD，18脉冲 | 2 | 130,000–170,000 | 260,000–340,000 | 8% |
| 2,500 kVA 6.6/0.4 kV Dyn11干式 | 2 | 85,000–110,000 | 170,000–220,000 | 5% |
| 6.6 kV接地变压器和电阻器，200 A | 1 | 45,000–65,000 | 45,000–65,000 | 1% |
| 保护、SCADA接口、控制与通信 | 1批 | 650,000–900,000 | 650,000–900,000 | 20% |
| 电缆、母线槽、接地与照明 | 1批 | 380,000–520,000 | 380,000–520,000 | 8% |
| 主电气包合计 | 410–530万 | 100% |
两台变压器占包的19%；变频器占29%。这一比例是把工程精力花在谐波研究而非铁芯牌号上的实际论据：改变变频器前端的决策涉及200,000美元，而改变铁芯牌号的决策涉及30,000美元。这也是从愿意将C5-M油漆、31 mm/kV套管和K系数作为分项报价、而非以“海上执行”一笔总价报价的供应商处采购变压器的论据，因为供应商之间35–50%的价差真正隐藏在那里。
每个LNG接收站都会出现的七个规格错误
- 对输出泵采用工厂同时使用系数。 采用0.8而非0.95，得到18 MW而非21.4 MW，选用两台20 MVA变压器而非两台31.5 MVA变压器，结果是在一台机组停运时工厂无法维持100%输出——而这正是购买冗余所要应对的事件。
- 在变频器母线上选用K-1变压器。 电流THD为30%时谐波损耗系数为1.15，TDD为4.1%时为1.08；标准变压器热点温度高出10–13 K，老化速率翻倍。K系数仅增加变压器价格的3%。
- 因为23.3 MVA够用就买25 MVA。 45 °C环境温度下的降容额定值：31.5 MVA机组为29.0 MVA，25 MVA机组为23.0 MVA，因此25 MVA的两台机组在峰值日一台停运时负载率为100.1%。
- 将腐蚀等级停留在C3。 120 µm的标准涂层在C5-M大气中两年内焊缝处即失效；在高空、带电终端上方重新涂装的费用高于最初采用C5-M体系的费用。
- 采用20 mm/kV的瓷套管。 它们能通过出厂冲击试验，却在盐雾中以干耐受电压的60%发生闪络；31 mm/kV的硅橡胶复合套管是解决方案，且必须明确指定，不能想当然。
- 使用电力公司的损耗评价公式。 在8,760小时和30%负载率下，空载损耗的价值是负载损耗的十倍；权重相反的公式会选用S11铁芯，每年浪费约13,300美元。
- 将变电站布置在Zone 2边界内。 油浸式设备被NFPA 59A和EN 1473排除在外；HAZOP后的整改是30 m电缆路径和6.6 kV母线的重新设计。
Sources / 资料来源
Source: IEC 60076-1:2011 — Power transformers, Part 1: General.
Source: IEC 60076-2:2011 — Temperature rise for liquid-immersed transformers.
Source: IEC 60076-3:2013 — Insulation levels, dielectric tests and external clearances in air.
Source: IEC 60076-5:2006 — Ability to withstand short circuit.
Source: IEC 60076-7:2018 — Loading guide for mineral-oil-immersed power transformers.
Source: IEC 60076-11:2018 — Dry-type transformers.
Source: IEC 60137:2017 — Insulated bushings for alternating voltages above 1,000 V.
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Source: IEC 60909-0:2016 — Short-circuit currents in three-phase AC systems.
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Source: IEC 62305-3:2010 — Protection against lightning, physical damage to structures.
Source: IEEE 519-2022 — Recommended practice and requirements for harmonic control in electric power systems, Table 2 limits for 10–69 kV.
Source: IEEE 80-2013 — Guide for safety in AC substation grounding.
Source: IEEE C57.12.00-2021 — General requirements for liquid-immersed distribution, power and regulating transformers.
Source: NFPA 59A — Standard for the production, storage, and handling of liquefied natural gas.
Source: NFPA 20 — Standard for the installation of stationary pumps for fire protection.
Source: EN 1473:2021 — Installation and equipment for liquefied natural gas: design of onshore installations.
Source: ISO 12944-2:2017 and ISO 12944-5:2019 — Corrosion protection of steel structures, corrosivity categories and paint systems.
Source: GIIGNL Annual Report 2025 — global LNG trade volumes and regasification capacity.
Source: Industry experience — send-out pump hydraulic duties, boil-off gas rates and unloading vapour displacement for 3–5 mtpa onshore regasification terminals in Southeast Asia, the Middle East and West Africa, 2018–2025.
Source: Industry experience — measured current TDD of 14–18% on 6.6 kV terminal buses with 10–14 six-pulse drives, and 3.5–4.5% with 18-pulse front ends, from harmonic surveys at commissioned terminals, 2019–2025.
Source: Industry experience — transformer, GIS, switchgear and VFD price ranges for LNG terminal electrical packages, FOB China, 2025–2026.
Source: Industry experience — loss-evaluation values of USD 400–1,100 per kW and industrial electricity tariffs of USD 0.07–0.10 per kWh used in the annual loss-cost calculation.
Source: QDTB Engineering Team — load schedules, harmonic studies and transformer specifications for LNG, gas processing and marine terminal projects in Southeast Asia, the Middle East and Africa, 2018–2026.