基于热点温度仿真的光伏电站变压器容量优化

聂黎，王禹

基于热点温度仿真的光伏电站变压器容量优化

聂黎1，王禹2

（1.京能建设集团有限公司，北京 102300；2.国能龙源电力技术工程有限公司，北京 100142）

集中式光伏电站设计中，大部分主变压器容量偏大。利用光伏系统小时发电量和环境温度等数据，通过对变压器每小时的热点温度及其相对热老化率的计算，精确仿真出变压器的寿命损失过程。通过适当减小变压器容量，增加其峰值过载倍数，加快其老化速度，在不影响其设计使用寿命的前提下获得变压器的经济容量。仿真发现，由于变压器空载时间远长于其满载时间，空载（或轻载）时的低老化率足以弥补其短时过载时的高速老化，适当过载并不会对变压器绝缘寿命造成实质影响。热点温度过高带来的变压器过早损坏风险上升为主变压器容量优化过程中的重点控制因素，是变压器容量优化的限制条件。

光伏电站；变压器；热点温度；相对热老化率；绝缘寿命

在光伏电站建设相关设计标准[1-2]中，仅规定变压器容量可按光伏发电站的最大连续输出容量进行选取，并未明确变压器容量的选择计算方法。光伏电站的输出容量并非像火力发电机组一样连续可控，其输出容量随着光伏阵列采光面接收的辐照量变化而变化。主变压器只有在日照条件好的季节（夏、秋）午间时段工作在额定容量上下，其余时间都工作在额定容量以下，多数时间处于空载运行状态。

调查近年几个集中式光伏电站的主变压器容量配置，如表1所示，发现大部分设计案例中主变压器都存在1.1倍左右的最大过载。

按照1.1倍左右的最大过载能力来选择变压器已经体现了利用变压器过载能力的意图，但各类设计文件及标准规范中[2]并没有论述或者验证这样的过载是否会增加变压器运行风险或者影响变压器寿命。另一方面，还需确认1.1倍过载倍数是否已充分利用了变压器的过载能力，在保证光伏电站设计寿命25年的基础上，是否还能进一步提高设计过载倍数，从而选择更小容量的变压器。

本文以地面集中式光伏发电工程实际为背景，提出了变压器容量优化的精确仿真方法。此方法不仅可以为主变压器容量的选择提供设计依据，且可作为主变压器容量优化的通用手段，避免资源浪费。

1 光伏发电特性

光伏发电的一大特点是日发电量不均匀，以表1中项目A为例，选取4个典型日（春分、夏至、秋分、冬至）分别进行仿真，得到图1。

表1 主变压器容量配置案例

图1 典型日主变压器负载系数24 h变化图

从图1可知光伏发电的以下特点：

（1）光伏发电有着周期性运行特性，其周期持续时间为24 h。

（2）只有在日照条件好的午间，变压器负载系数才会短时（1～2 h）超过1.0，其他时段变压器均欠载运行。

（3）夏至日午间时段的发电量不及春分日、秋分日、冬至日。这是由于夏天环境温度高，光伏组件本身温度升高导致开路电压下降幅度超过电流升高的幅度，造成输出功率下降。

统计汇总项目A主变压器全年每日最大负载系数，如图2所示。可知，主变压器有208天的最大负载系数在0.9以下，仅56天的午间时段存在短时超负荷（负载系数＞1.0）运行。

图2 每日最大负载系数－年度曲线

2 变压器负载特性

变压器额定容量是指变压器在正常条件下，能连续输送的容量，此时其温升不超过规定的温升限值。

根据文献[4]，空气冷却油浸变压器的正常使用条件主要包括：

（1）海拔≤1000 m；

（2）冷却设备入口处的冷却空气温度：任何时刻≤40℃，最热月平均≤30℃，年平均≤20℃。

对于绝缘系统温度为105℃的固体绝缘，且绝缘液体为矿物油或燃点不大于300℃的合成液体的变压器，其规定的温升限值为：

（1）顶层绝缘液体≤60 K；

（2）绕组平均（电阻法测量）：①ON（Oil Nature，油自然对流冷却）及OF（Oil Forced，强迫油循环冷却）方式≤65 K，②OD（Oil Directed，强迫导向油循环冷却）方式≤70 K；

（3）绕组热点≤78 K。

变压器正常预期寿命值通常是以设计的环境温度和额定运行条件下的连续工况为基础。油浸式电力变压器的一般设计寿命为30年，在正常工况条件下，其使用寿命由变压器绝缘老化程度决定。绝缘老化（或劣化）是温度、含水量、含氧量和时间共同作用的结果。借助现今变压器油保护系统的先进性能，水分和氧气对绝缘劣化的影响可以做到最小化，这使得绝缘材料温度成为关键控制因素。当温度超过某一定值后，绝缘材料会很快老化损坏。变压器的寿命在一定意义上可以说就是绝缘材料的寿命。由于大部分装置中都存在温度分布不均匀的特点，温度最高的部分通常会发生最严重的绝缘劣化，因此老化研究通常考虑由最高温度（热点）产生的老化效应。

热老化是一个累积的过程，只要相对热老化率大于1的各周期中的老化值能被相对热老化率小于1的老化值所补偿，那么，这种周期性负载可以认为与正常环境温度下施加额定负载等效。这一原理可用于长时间的周期性负载运行中。

根据文献[4]，有：

如果适当减小主变压器的容量，也就是增加其负载系数，并保证由此带来的加速老化可由其他低载和空载时段的低相对老化率所补偿，那么依然可确保变压器预期寿命满足要求。

负载超过铭牌额定容量会导致绝缘承受高于其额定值定义的基础温度。当热点温度超过140℃时，可能产生气泡，从而使变压器的绝缘强度下降。为控制较高运行温度带来的风险，变压器相关标准[1-4]中定义了四种不同的超额定值负载方案，其中也包括各方案对热点温度的限制，如表2所示。

表2 超铭牌额定值负载时温度限值

计划的正常周期性负载适用于特定的负载循环，变压器热点温度在周期内可短时达到120℃，热点120℃的运行时长应根据绝缘寿命损失确定。这种类型的负载的特点是定期、频繁发生。

长期急救负载是由于系统中其他设备长时间退出运行，引起变压器长时间（可能持续几个月）过载运行。在变压器寿命期内，此类运行状态可能发生2～3次。

短期急救负载是由于系统中发生事故，导致变压器需要承受暂态的严重过载。其运行风险高于长期急救负载，在变压器寿命期内，此类运行状态应控制在1～2次。

3 仿真及结果分析

根据文献[4]，变压器热点温度为环境温度、油箱顶层油温升、变压器热点温度与油箱顶层油温之间的温差，三者之和。

首先计算油箱顶层油温，如式（2）所示。

然后计算热点温度与油箱顶层油温之间的温度梯度（温差），为：

当温度梯度增加时，采用式（4）；当温度梯度减小时，采用式（5）。

最终，变压器热点温度为：

计算出热点温度后，可利用式（1）计算出热点温度对应的相对老化率。

进而有：

或

式中：为一定时期内的寿命损失；V为第个时间间隔内的相对老化率，按式（1）计算；t为第个时间间隔的时间；为所考虑期间内每个时间间隔的序数；为所考虑期间内的时间间隔的总数。

连续变量采用式（7），离散变量采用式（8）。

利用光资源分析中每一小时的环境温度、发电量，计算出每一小时变压器热点温度及其对应的寿命损失，随后将每一小时的寿命损失进行累加，即可得到一整年的变压器绝缘寿命损失。

以表1项目A采用ONAN（Oil Nature Air Nature，油浸自冷）方式变压器为例，通过编制计算程序仿真可知，全年顶层油温最高值为77.8℃，绕组热点温度最高值为102.5℃，距离变压器的温升限值（顶层油温105℃，绕组热点120℃）还有很大差距，此时变压器每年寿命损失仅为0.019年（非热改性绝缘纸）。

可见，从绝缘寿命角度而言，表1项目A选取的变压器容量过于保守，还可选择更小容量的变压器。通过计算程序仿真试算，当项目A选择40 MVA（此时变压器最大过载倍数1.22）变压器时，全年顶层油温最高值为85.5℃，绕组热点温度最高值为116.2℃，变压器每年寿命损失为0.064年（非热改性绝缘纸），仿真结果如图3、图4所示。可知，1.22过载方案的变压器绝缘寿命依然存在较大设计裕量。

4 不确定性分析

主变压器的热点温度仿真存在以下不确定影响因素。

（1）气象数据的准确性。气象数据中，辐照量直接影响光伏系统的发电量，从而影响变压器的负载系数和温升。环境温度是变压器运行温升的基础，直接影响变压器热点温度的高低。大部分情况下，由于没有项目站址的实测气象数据，光资源分析中采用的气象数据为多年（一般10年）计算合成数据。实际每年每日的辐照量和环境温度必然和软件仿真所采用的典型数据存在偏差。根据相关调查研究，通常采用的Meteonorm典型气象年数据与实测年总辐照量的偏差在5%以内，而独立月份的辐照量偏差较大，最高可达40%。

（2）光伏发电仿真软件的准确性。其直接导致仿真计算出的发电量和实际运行发电量之间存在偏差，进而影响变压器负载系数和温升的准确性。某光资源软件官方通过7个实证电站试验表明，在有完整、准确的气象实测数据的情况下，软件的仿真结果与实际运行结果相比，全年发电量平均偏差在2%～3%。

图3 40 MVA容量变压器热点温度最高一天的温度变化曲线

图4 40 MVA变压器每日最高温度－年度曲线

针对气象数据和软件的不确定性，根据相关研究结论[7]，假设光伏系统年发电量的分布遵循统计规律，即高斯正态分布，可在光伏发电仿真软件中设定不同的置信区间。例如：P50表示有50%概率获得不小于其对应的发电量，P90表示有90%概率获得不小于其对应的发电量。以项目A为例，正常光资源分析报告中默认年发电量为P50，76.972 MWh，年发电量不小于82.18 MWh的概率为4%，年发电量不小于83.916 MWh的概率为1%。

P50～P90统计估计值基于年度值，将P90或P1定义为小时值或日值（甚至月累计值）没有意义。在晴朗且空气洁净的天气条件下，系统的发电量完全相同，造成P1和P50发电量差异的原因是年度恶劣天气条件的分布和频率不同。换言之，P1发电量之所以高是由于其考虑的年度晴朗且空气洁净的天数较多，而非晴朗且空气洁净时小时发电量较高。

因此，年发电量的正偏差并不会显著影响变压器的最高热点温度。此类偏差很难利用数学模型仿真或推算其发生概率，但可以通过以下方法分析和规避其危险：

（1）光伏组件功率衰减特性导致光伏系统发电量会越来越小，主变压器绕组热点温度超过120℃的概率也会越来越低。

（2）绕组热点温度短时超过并不意味着一定会发生变压器运行危险。对于周期性负载，IEEE[3]允许绕组热点温度处于120～130℃，IEC[4]和GB[1]选取120℃作为限值，偏于保守。

（3）假如存在某些极端气象条件使变压器超过典型气象条件的运行状态，因变压器寿命期间允许存在这种偶尔发生的运行状态，于是可将这种运行状态视为长期急救负载或短期急救负载状态（表2）。

（4）如今变压器制造技术日趋成熟，大型变压器一般都配备了热点温度传感器，可以通过光伏发电自动控制系统实现变压器热点温度的闭环控制。当极端气象条件发生时，结合发电（光）功率预测系统数据，如果变压器热点温度达到（或将要达到）限值，可限制光伏并网逆变器输出功率，从而控制变压器过载系数使其热点温度不再上升[11]。

综合以上分析可知，项目A如果按照峰值过载系数1.22选取变压器容量，理论上不会造成运行风险和限电损失。如果追求更高的经济效益，允许偶尔的限制发电损失，也可采用更高的过载系数。

5 结论

通过特定项目的仿真计算，得出以下结论：

（1）由于集中式光伏发电系统主变压器空载时间长，即使按照1.3倍过载系数选择变压器容量，也不会导致变压器绝缘寿命损失超过其长期额定负载的绝缘寿命损失。在主变压器容量优化过程中应更多地关注由于热点温度过高带来的变压器过早损坏风险。

（2）大部分集中式光伏发电系统主变压器容量选择偏保守，按照多个项目仿真的结论，ONAN变压器按1.2倍过载系数选择主变压器容量依然能保证安全运行。

（3）光资源分析软件可提供精确到每小时的发电量和环境温度，这为精确仿真变压器运行状态提供了基础条件，因此光伏发电设计中宜精确仿真以选择最优、最经济的变压器容量，避免浪费。

（4）对于气象条件的不确定性，变压器短时温度过高的运行风险可通过光伏电站自动化系统进行控制。

在某些情况下，变压器容量的确定并非单纯地按照技术要求，而可能有意选择略小的变压器容量，略微加快其使用寿命损耗，同时更快地收回投资。设计时建议进行仿真计算，在经济、技术和风险之间寻求一个最佳的平衡点。

[1]中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局，中国国家标准化管理委员会. 电力变压器第7部分：油浸式电力变压器负载导则：GB/T1094. 7-2008[S]. 北京：中国标准出版社，2008.

[2]国家能源局. 光伏发电工程电气设计规范：NB/T10128-2019[S]. 北京：中国电力出版社，2019.

[3]IEEE Power & Energy Society. IEEE Guide for Loading Mineral-Oil-Immersed Transformers and Step-Voltage Regulators，IEEE Std C57. 91-2011[S]. IEEE：2012.

[4]International Electrotechnical Commission. Power transformers - Part 7：Loading guide for mineral-oil-immersed power transformers，IEC 60076-7 Edition 2. 0 2018-01[S]. IEC：2018.

[5]王小杨，黄平祖，陈荣荣. 基于PVsyst与Meteonorm的太阳能资源评估结果分析[J]. 建筑电气，2017（7）：36-40.

[6]蒋鸿飞. 基于PVsyst模拟仿真的光伏电站发电性能验证方法[J]. 科技视界，2019（20）：22-23.

[7]Pierre Ineichen. Global irradiation: average and typical year, and year to year annual variability[M]. University of Geneva Kassel, 2011.

[8]白维，李苏丹，李政，等. 光伏电站变压器寿命损失评估研究[J]. 变压器，2021，58（2）：52-56.

[9]张剑峰. 光伏电站光功率预测系统设计研究[J]. 市场周刊·理论版，2020（65）：186-187.

[10]马玉龙，王永庆，朱超，等. 大型油浸式变压器内部及热点的数值计算与温度研究[J]. 工业加热，2020，49（2）：50-55.

[11]甘景福，贺鹏康，李永刚. 基于数据挖掘算法的变压器热点温度时序预测方法[J]. 河北工业科技，2020，37（6）：394-400.

Optimization of Transformer Capacity in Photovoltaic Power Station by Hot Spot Temperature Simulation

NIE Li1，WANG Yu2

(1.Beijing Jingneng Construction Group Co., Ltd., Beijing 102300, China; 2.SP Long Yuan Power Technology & Engineering Co., Ltd., Beijing 100142, China)

In the design of centralized photovoltaic (PV) power station, most of the main transformers have oversized capacity. According to the characteristics of PV power generation system, using hourly data of generated power and ambient temperature, the life loss of the transformer can be obtained by the accurate simulation of hourly hot spot temperature and relative thermal aging rate. By appropriately reducing transformer capacity, increasing overload rate and accelerating aging speed in peak time, transformer economic capacity can be obtained without affecting its prospective service life. The simulation finds that since no-load time is much longer than full load running time, the low aging rate of no-load (or light load) will be enough to compensate the high-speed aging during short time overload, and appropriate overload during peak time will not impact transformer insulation life substantially. However, the risk of premature failure of transformer caused by high hot spot temperature becomes the key limiting factor in the optimization of transformer capacity.

photovoltaic power station；transformer；hot spot temperature；relative thermal aging rate；insulation life

TK514

A

10.3969/j.issn.1006-0316.2022.09.007

1006-0316 (2022) 09-0042-07

2021-12-15

聂黎（1984－），男，江西九江人，高级工程师，主要研究方向为新能源电力系统分析、运行与控制技术，E-mail：amnieli@163.com。