光伏發電系統內升壓變電站的電氣設計

福建永福電力設計股份有限公司 林 旭

一直以來升壓變電站電氣設計問題多發，如電氣主接線選擇不正確、升壓變壓器選型不合理、無功功率計算不到位，以上諸多問題嚴重影響光伏發電系統供電的穩定性及項目的經濟性，因此加強升壓變電站的電氣設計十分重要。

1 升壓變電站簡介

2020年9月22日習近平總書記在第七十五屆聯合國大會一般性辯論會上表示，我國要實現“2030年碳達峰、2060年碳中和”的目標，可見綠色發展與高效發展將成為我國能源體系建設的未來方向。由此不難看出光伏電站將對我國實現雙碳目標作出重要貢獻，也是接下來新能源發展的重點。因此，作為在光伏發電系統中重要組成部分的升壓變電站，其建設的要求和標準也需要不斷提高和完善。

目前國內光伏發電系統的35kV/110kV 升壓變電站，由于其總體造價相對較低且站址占地面積較小，因此多建設于小于50MW 的光伏電站中，作為電網或工商業園區的新能源電源點，供應當地居民的日常生活或工商業生產用電需求。以往傳統的升壓變電站在建設中普遍存在一些問題，如設備體積大、重量大、電氣設備復雜化等。近年來，隨著設備生產技術水平的日益提升以及我國土地資源緊缺等矛盾的日益凸顯，升壓變電站在電氣設計上需要更加科學化、合理化，更注重選擇輕量化、靈活性高、維護周期長及綜合性能優異的設備。升壓變電站也逐步向著小型化、自動化、集成化的方向不斷發展。

升壓變電站在光伏發電系統中起著關鍵的作用，因此做好升壓變電站電氣設計尤為重要。在進行升壓變電站電氣設計時，前提必須要嚴格依據國家及當地電網標準規范執行。在設計的過程中，主要考慮的原則有：項目合規性的滿足。須征求到各個相關政府部門的同意批復文件后才能進行項目的開發；以滿足光伏陣區發電能力為主，最大限度將太陽能資源充分利用起來；嚴格執行設計過程中遵循安全可靠、技術先進、投資合理、標準統一、運行高效的基本設計原則；保證整體建設具有統一性，設計模塊的合理性、靈活性、可操作性以及時效性。

2 升壓變電站的部分電氣設計

升壓變電站的電氣一次部分設計所包含的內容眾多，本文從電氣主接線選擇、升壓變壓器選型及無功功率計算方面討論。其中在選擇電氣主接線方式時，要結合經濟性、可靠性、靈活性幾點綜合考慮，結合項目實際情況，因地制宜的優選簡單、高效的方式；在選擇升壓變壓器時，主要從變壓器的數量、容量、型式及冷卻方式等多方面來考慮，以此來選擇最佳的主變型式；在計算電站無功容量時，要從電站無功發生源多方面綜合考慮及計算，以保證無功補償設備選型合理、經濟可靠。

2.1 主接線方式的選擇

確定電氣主接線方式是升壓變電站設計的第一步，也是設計環節中最為關鍵的部分。合理選擇電氣主接線方式，有利于提升升壓變電站的應用靈活性、安全穩定性，還能降低運營成本，具有一定的經濟效益和社會效益。如前期電氣主接線方式選擇不當，后期項目在二期擴建時，升壓變電站就需做相應的優化從而對其進行改造。這將會導致升壓變電站的接線方式及總平面布置等相關部分發生較大變動。其產生的工程量巨大且工序繁雜，將影響光伏發電系統的正常運行及投資方的利益。因此，在選擇電氣主接線方式時切勿只考慮單一指標，要顧及項目本期及遠景的整體規劃，以及綜合評估工程整體的可靠性、靈活性和經濟性，選擇與實際工程相適應的最佳電氣主接線方式。

升壓變電站的電氣主接線方式主要有以下幾種方式，即單母線接線、單母線分段接線、外橋接線、內橋接線、變壓器-線路單元接線等，其優缺點如下。單母線接線：投資少、操作簡單、變電站易擴建/可靠性和靈活性相對較差；單母線分段接線：可靠性較高，靈活性較好，經濟較好/所需設備比單母線接線多，造價比單母線接線高；變壓器-線路單元接線：所需設備最少/可靠性和靈活性差；內橋接線：所需斷路器數量比單母線分段接線少/主變的投切過程較為復雜；外橋接線：同內橋優點/線路的投切過程較為復雜。

由此可看出，在選擇電氣主接線方式時，要綜合可靠性、靈活性及經濟性三方面，以此來進行科學合理選擇。如，送出線路只有一回且只需一臺升壓變時，可采用變壓器-線路單元接線；若35kV送出線路少于三回或110kV 送出線路少于二回、但只需一臺升壓變時，可采用單母線接線；若35kV送出線路少于八回或110kV 送出線路少于四回、且需要一臺以上升壓變時，可采用單母線分段接線；35kV 升壓變壓器不需要經常切除或35kV 線路經常遭遇雷擊、經常出現故障情況時，宜采用內橋接線方式；而外橋接線適用于35kV 升壓變壓器需要經常切除或35kV 線路不經常遭遇雷擊的場合。

2.2 升壓變壓器的選擇

升壓變壓器是升壓變電站的“心臟”，是光伏發電系統的關鍵設備。變壓器的選擇關鍵點包含臺數、容量、相數、繞組數量、調壓方式以及冷卻方式等。

變壓器臺數確定。對于較大裝機容量的光伏發電站，其升壓變電站建議采用兩臺以上的變壓器，以保證其供電的高可靠性。而對于部分大中型工業園區并采用“自發自用，余電上網”合作模式的光伏發電站，其升壓變電站的變壓器臺數可結合廠區自身的生產情況以及項目的經濟性，可采用一臺變壓器；容量選擇。由于光伏發電系統中的升壓變壓器主要任務是將光伏組件發出的電能最大限度地升壓上網，故升壓變壓器的容量可按照其所連接的光伏發電單元額定容量進行選取。

型式的確定。在相數選擇上，由于35kV/110 kV 變壓器的尺寸相對較小，大部分城市的鐵路或公路基本都能滿足其運輸，故優先選擇可靠性高的三相變壓器。在繞組數量選擇上，光伏陣區與升壓變電站連接的集電線路只可能存在一種電壓等級，且升壓變電站基本上不需要對兩種升高電壓電網系統連接，故只需選擇雙繞組變壓器。在調壓方式選擇上，一般情況下采用無勵磁調壓方式的變壓器足以，但若連接的電力系統電壓波動較大，就需采用有載調壓變壓器。

冷卻方式的選擇。35kV/110kV 變壓器在選擇冷卻方式時，基本上采用兩種冷卻方式。當變壓器容量較小時，優先采用油浸自冷卻方式(ONAN)。當變壓器容量較大時，根據變壓器常時負載率的情況，可采用油浸風冷卻方式(ONAF)。

2.3 無功功率計算

升壓變電站站內的無功發生源主要有升壓變壓器、電力電纜以及架空導線。

2.3.1 升壓變壓器無功損耗

升壓變壓器的無功損耗包含兩個部分，分別為升壓變繞組無功損耗QT(kVar)和升壓變空載損耗Q0(kVar)。升壓變繞組無功損耗QT=UK(%)Im2/(100IN2)SN，式中Im/N=Sm/N帶入繞組無功損耗公式后，公式轉變為QT=UK(%)Sm2/(100SN)。其中UK(%)為變壓器阻抗電壓百分數，SN為變壓器額定容量(kVA)。光伏發電系統中Sm=ηP/cosφ，其中η 為交直流最大轉換效率，P 為光伏發電單元的光伏組件裝機容量(kWp)，cosφ 為功率因數。變換后升壓變繞組無功損耗為QT=UK(%)(ηP/cosφ)2/(100SN)；升壓變空載損耗Q0=I0(%)/100SN，其中I0(%)為變壓器空載電流百分數。

由以上可得，單個光伏發電單元的升壓變壓器無功損耗QB=QT+Q0=UK(%)(ηP/cosφ)2/(100SN)+I0(%)/100SN。

2.3.2 電力電纜無功損耗

電力電纜在光伏發電系統中有電感和電容的兩種物理性質，其在系統中不僅會產生感性無功功率，也會產生容性無功功率。故電力電纜在計算無功損耗時，要考慮其充電功率QC(kVar)和無功損耗QL(kVar)。

光伏發電系統中，Sm=ηP/cosφ。其中：η為交直流最大轉換效率，P 為光伏發電單元的組件裝機容量(kWp)，cosφ 為功率因數。變換后電力電纜無功損耗為QL=2πfL/1000000(ηP/(U線cosφ))2。

以上可得，每公里電力電纜無功損耗Qcable=QLQC=2πfL/1000000(ηP/(U線cosφ))2-2πfCU2線/1000。

2.3.3 架空導線無功損耗

架空導線物理性質與電力電纜在光伏發電系統中的性質相同。架空導線在系統中不僅會產生感性無功功率，也會產生容性無功功率。故架空導線在計算無功損耗時，也要考慮其充電功率QC(kVar)和無功損耗QL(kVar)。由于架空導線充電功率和無功損耗計算公式與電力電纜計算公式相同。因此，每公里架空導線無功損耗Q架空導線=QLQC=2πfL/1000000(ηP/(U線cosφ))2-2πfCU2線/1000。

綜上，在“碳達峰，碳中和”政策推動下，未來我國光伏發電站建設數量將呈爆發式增長。在升壓變電站整體電氣設計過程中，首先要嚴格遵守國家及地方電網的標準和規范。做到有章可循有據可依，堅決不觸碰設計“紅線”；其次要以能滿足區域光伏陣區發電能力為首要準則，滿足要求后再考慮工程項目的經濟合理性，盡可能降低資金投入、節省資源，以提高項目的收益率，給項目投資方一個滿意的答卷。在確定電氣主接線方式時，要本著靈活、可靠、經濟的原則；在升壓變壓器選型時，要嚴格參照標準規范，根據工程的特點有針對性的選擇變壓器類型；在無功功率計算方面，要著眼于整個光伏電站的無功發生源，保證計算的準確度。