風力發電場主變壓器選擇及優化設計

高立剛，田莉莎

( 中國電建集團西北勘測設計研究院有限公司，陜西 西安 710065)

0 引言

隨著陸上風電“平價時代”的到來，如何降低風電場投資成本、提高風電場發電量和整體收益率，成為風電項目投資領域關注的焦點。影響風點項目投資收益的因素較多，主設備選型、設備集成方案、設計方案、安裝工藝及棄風限電等都會對投資收益產生影響。

本文通過比較分析風電場主變壓器的選型，從系統設計方案、變壓器特性、出力曲線等方面綜合分析，提出有利于降低投資、提高收益率的風電場變壓器選擇及優化設計方案。

1 陸上風電項目投資面臨的形勢

截至2020 年底，中國可再生能源發電總裝機9.34 億kW，同比增長17.5%，占電力總裝機42.5%,其中風電裝機容量為2.81 億kW，占電力總裝機的12.8%。至2020 年底，中國可再生能源年發電量22 154 億kWh，風電發電量為4 665 億kWh，占全部發電量的6.10%，根據國家能源局發布的《2021 年風電、光伏發電開發建設有關事項的通知》，2021 年，全國風電、光伏發電量占全社會用電量的比重達到11%左右，后續逐年提高，確保2025 年非化石能源消費占一次能源消費的比重達到20%左右。陸上風電全面實現平價上網[1]。如何降低初始投資、提高風電場發電量和整體收益率越來越受到關注。

2 風場區主要設備

陸上風電場主要設備有風力發電機(含塔筒)、就地升壓箱變、主變壓器等，隨著風力發電機單機容量的增加，就地升壓箱變容量也相應增大，目前主流的風力發電機容量為3.0 MW，根據GB 51096—2015《風力發電場設計規范》規定，機組變壓器的容量應按照風力發電機的額定視在功率選取[2]，對應就地升壓箱變容量選擇為3.15 MVA 的無勵磁調壓變壓器。

3 升壓站主要設備選擇

3.1 主變壓器容量

根據GB 51096—2015《風力發電場設計規范》的規定：匯集站(或升壓站)的主變壓器容量宜按照風電場有效容量選擇、采用有載調壓變壓器[2]。所謂有效容量指的是根據風電出力概率分布綜合考慮系統調峰和送出工程，使系統達到技術經濟最優的風電最大出力[3]。

3.1.1 主變壓器常規設計方案

目前陸上風電場實際設計過程中，主變壓器往往根據風電場總的裝機容量和GB/T 6451—2015《油浸式電力變壓器技術參數和要求》所列標準容量來選擇。

以200 MW 風電場為例，常規設計方案如下。

1)若此項目為單體新建工程，配套110 kV升壓站，一般可以選擇兩臺100 MVA 主變壓器采用單母線接線方式。

2)若為風電基地項目，采用合建330 kV 的匯集站的形式，主變容量一般按照240 MVA 設計，如圖1、圖2 所示。

圖1 110 kV主接線方案

圖2 330 kV主接線方案

3.1.2 主變壓器負荷特性

根據油浸式變壓器相關規范要求，110 kV及以上主變有一定的過載能力，如表1 所示[4]。

表1 大型油浸式電力變壓器負載超過銘牌額定值時的電流和溫度限制

如表2 所示為某變壓器廠家提供的110 kV及以上主變過載能力一覽表。

表2 某變壓器廠家110 kV及以上主變過載能力一覽表

由表1 和表2 可知，油浸式變壓器有一定的過載能力，其過載倍數與變壓器的運行環境及發電機組的出力特性等有關。

一般情況下，過載運行會使導體發熱、繞組和絕緣油溫度升高、降低絕緣強度和繞組機械強度，縮短變壓器使用壽命。根據DL/T 572—2010《電力變壓器運行規程》規定，電力變壓器負載狀態分為3 類[5]，分別為正常周期性負載、長期急救周期性負載和短期急救負載。

從風電場運行經驗和出力特性可知，風電場達到額定出力的情況較少，風電場主變壓器大多數時間都低于額定電流運行。在風電場周期性負載中，某一小段時間在環境溫度較高或者超過額定電流下運行可以由其他時間環境溫度較低或低于額定電流所補償。且風電場運行年限為20 a，小于主變壓器的要求使用年限(30 a)，因此風電場配套升壓站主變壓器可考慮降容配置。

3.1.3 項目實例

為確定主變壓器降容系數，以酒泉地區某200 MW 風電基地項目為例，對風電場實測出力數據進行分析。

該項目采用三家合建330 kV 匯集站的形式，每個風電場以8 回35 kV 集電線路接入合建的330 kV 匯集站，對應每個風電場設置1 臺330 kV、240 MVA 的主變，330 kV 匯集站共設3 臺240 MVA 主變壓器，330 kV 側采用3/2 接線，35 kV 側采用三段單母線接線。

根據2019 年1 ～12 月及典型月的實測出力情況，該風電場出力曲線如圖3、圖4 所示，其中縱坐標為風電場出力功率，單位為MW，橫坐標為時間。圖3 為風電場年出力曲線，統計出每天最大出力情況。圖4 為典型月(3 月份)出力曲線，以15 min 為一個單位進行統計。如表3 所示為不同出力情況下最大持續時間表。

圖3 風電場年出力曲線

圖4 風電場年典型月出力曲線

表3 典型月出力統計

由圖3、圖4 和表3 可知，該風電場裝機容量為200 MW，而主變壓器工作額定容量的80%以下的時間占比達到94.08%。

主變壓器若選擇降容10%～20%(即選擇容量為180 MVA ～160 MVA 的主變壓器、不考慮功率因數)則完全滿足風電場出力要求，且無需棄風、棄電。

經調研，變壓器制造廠商生產GB/T 6451—2015《油浸式電力變壓器技術參數和要求》所列標準容量以外容量并無技術難度，且容量與價格成正比(如變壓器按降容20%設計，設備投資約減小20%)。以本項目主變為例，目前330 kV、240 MVA 油浸式變壓器市場價格約為700 萬元，則主變按降容20%設計，可節約投資140 余萬元。

如表4 所示， 假設變壓器容量為120 MVA(降容40%)時的月出力持續時間統計。

根據DL/T 572—2010《電力變壓器運行規程》規定，須對變壓器負載狀態進行分類、結合熱點溫度和頂層油溫等對過載情況進行分析。當過載1.5 倍按短期急救負載考慮，假設此時熱點溫度≤160℃、頂層油溫≤115℃，則風電場過載時間不應大于0.5 h，而表4 中過載1.5 倍時最大持續運行時間為4.25 h，遠大于規范要求，須棄風棄電以滿足變壓器安全運行要求。

表4 出力月持續時間(變壓器容量按120 MVA選擇)

上述分析可知，風電場配套升壓站主變壓器有一定降容空間，具體降容比應依據裝機容量，并應考慮風電場出力特性、變壓器過載能力及壽命等，通過技術經濟比較后確定。

3.2 主變數量確定

主變數量分配應考慮主變的運輸情況，分期建設情況，并結合經濟技術比較情況進行。

一般情況下，單臺主變容量越大，主變數量越少、主變以及與其連接的35 kV 設備一次性投資越少。但設備運行的靈活性相應降低。若風電場分期開發，開發周期較長，可能造成前期一次性投資較大，且前期變壓器容量選擇較大會造成空載損耗也較大。

因此對于200 MW 及以下的單體新建項目，無擴建需求時，宜采用單臺或兩臺主變，采用線變組或單母線的主接線方案。對于單體為200 MW 及以下風電基地項目、合建匯集站的方式時，考慮每個對應的風電場設置單臺主變，匯集站主變高壓側宜采用雙母線或者3/2 接線方案。

3.3 主變冷卻方式確定

從主變制造能力而言，目前市面上大部分廠家240 MVA 及以下的電力變壓器可采用自然油循環自冷方式，480 MVA 及以下電力變壓器可采用自然油循環風冷方式。根據GB/T 17468—2019《電力變壓器選用導則》規范要求：在滿足溫升限值的情況下，180 MVA 及以下產品采用自然油循環自冷方式，240 MVA 及以下產品采用自然油循環風冷方式[6]。

由于風電場年利用小時數較低，一般在1 600 h ～2 400 h 之間。主變的冷卻方式可按規范執行：180 MVA 及以下變壓器冷卻方式宜采用自然油循環自冷方式，240 MVA 及以下變壓器冷卻方式宜采用自然油循環風冷方式。

3.4 變壓器繞組形式選擇

風電升壓站主變壓器一般采用雙繞組變壓器或帶平衡繞組的三繞組主變壓器2 種形式。主變繞組2 種方案的低壓側均需滿足以下要求。

1)抑制高次諧波，改善感應電動勢波形，使相電壓更接近正弦波；

2)提高變壓器帶不平衡負載能力，以穩定電壓中性點，并使變壓器得到充分利用；

3)降低變壓器的零序電抗。

其不同在于雙繞組變壓器本身無法引出中性點，需借助接地變壓器制造人為中性點并接地，增加1 面35 kV 開關柜和接地變成套裝置，而帶平衡繞組的三繞組變壓器只需增加一臺中性點接地裝置(電阻器、消弧線圈)。

圖5 雙繞組變壓器及帶平衡繞組的三繞組變壓器接線示意圖

就經濟性而言，330 kV、240 MVA 雙繞組變壓器目前市場價約700 萬元，而該規格帶平衡繞組的三繞組變壓器相比雙繞組變壓器投資成本高約100 萬元。

采用雙繞組變壓器方案，需配置1 面35 kV開關柜和1 套35 kV 接地變和接地電阻成套裝置。目前35 kV 開關柜市場價為15 萬元/面(空氣柜、充氣柜價格差異不大)，35 kV 接地變和接地電阻成套裝置目前市場價為20 萬元/套。

由表5 比較可知，330 kV、240 MVA 主變壓器采用帶平衡繞組的三繞組變壓器比雙繞組變壓器方案總投資成本高約77 萬元。

表5 相同容量、不同繞組類型的主變壓器及配套中性點設備投資估算萬元

因此在風電場設計中，升壓站主變的繞組形式主要依據其經濟性選擇。220 kV 變壓器采用兩種繞組的方案總價格相差不大，而隨著電壓等級升高，采用雙繞組變壓器的經濟性更好。此外，無論是采用帶平衡繞組的三繞組變壓器還是雙繞組變壓器，都需嚴格按照接入系統要求，遵循風電場當地電網運行習慣(如甘肅風電項目傾向于采用帶平衡繞組的三繞組變壓器，青海、新疆等地區傾向于采用雙繞組變壓器)。

4 結論

本文通過比較分析風電場主變壓器的選型，從變壓器容量、出力曲線比較、系統設計方案等方面綜合分析，提出有利于降低投資、提高收益率的風電場變壓器選擇及優化設計方案。

1)風電場配套升壓站主變壓器有降容空間，一般可降容10%～20%左右，具體降容比應依據裝機容量，并應考慮機組出力特性、變壓器過載能力及壽命，通過技術經濟比較后確定。

2)風電場配套升壓站變壓器數量應根據裝機容量及是否分期建設確定。若無擴建需求，在開關設備選型滿足要求的前提下，選擇單臺大容量主變，通過減少主變及相應開關設備數量來減少設備初始投資。若風電場分期建設，根據分期容量，通過技術經濟比較后確定主變數量。

3)根據風電場運行的特點，風電場升壓站變壓器冷卻方式宜按相關規范進行設計。在滿足溫升限值的情況下，180 MVA 及以下變壓器冷卻方式宜采用自然油循環自冷方式，240 MVA 及以下變壓器冷卻方式宜采用自然油循環風冷方式。

選擇變壓器繞組形式時須按照接入系統方案要求，若無相關要求，主要依據經濟性來選擇，110 kV 主變壓器宜采用雙繞組變壓器；220 kV主變壓器雙繞組或帶平衡繞組的三繞組形式差異不大，采用兩種方式均可；330 kV 及以上的主變壓器宜采用雙繞組變壓器作為風電場升壓站的主變壓器。