东海大桥100MW海上风电场电气系统的设计

张 哲

（上海勘测设计研究院，上海 200434）

海上风电场内部电气系统设计的科学性和合理性，关系到整个风电场建成后运行的稳定性、经济性和可靠性。海上风电场的风电机组按一定规律排布形成若干独立的组，通过优化风电场的集电线路分组布局，可在确保风电场安全运行的前提下，使得设备投资和运行成本最小。海上风电场需要铺设长距离的海底电缆输送系统，电能输送的经济性和可靠性以及电缆维护运行的方便性，也是海上风电场内部电气系统设计的主要目标。本文将结合东海大桥海上风电场建设的实践，介绍风电场的电网接入方式、场内集电线路设计、海底电缆选择、海缆敷设方式以及海缆的运行监测系统等。

1 电网接入方式选择

海上风电输电系统的建设成本取决于系统的容量、输电的方式和距离以及其他一些因素。风电场接入电网可以采用交流输送方式，也可以采用直流输送方式，应当根据风电场的建设规模与离岸距离等具体情况，通过经济性和技术性的综合比较后确定。高压直流（HVDC）传输并网方式不受传输距离限制，但换流站的投资成本较高，比较适合于较远距离大型海上风电场并网［1］。交流传输并网方式虽然传输距离和传输容量受限制，但是结构简单、成本低，比较适合中小容量、近距离的海上风电场并网。东海大桥100MW海上风电示范项目在东海大桥以东1km外海域，布置5排共34台单机容量为3MW的离岸型风力发电机组，场址海域最北端风机距南汇嘴岸线约8km，最南端风机距岸线约13km。根据风电场装机规模及离岸距离，采用交流电缆的输电方式接入电网较为合适。

按照大型风电场的设计经验，场内集电线路电压等级一般采用35kV，风电机组的发电输出，采用一机一变的方式先升压至35kV后再接入升压变电站。升压变电站可以建在陆上，也可以建在海上。采用海上升压平台虽然电能损耗较小，海缆占据的海域使用面积也较小，但是在设计、施工、运行及维护方面可以借鉴的经验较少，建设的技术风险较大，而且电气设备投资多、升压平台的基础费用高、施工时间长，高电压大截面等级的海缆投资费用较高，特别是设备的运行环境恶劣、防腐要求高，电气设备的运行及维护比较困难。而陆上升压变电站可以常规布置，虽然陆上升压变电站的中压海缆回数较多、电能损耗较大，还要占据较大的海域，但是设计、施工、运行的技术成熟，特别是设备户内布置受环境的影响较小，运行及维护比较方便，而且采用常规设备投资低。与海上升压平台较高的投资相比，东海大桥海上风电场的场内升压变电站建在引桥东侧的海堤内，电能损耗引起的成本增加并不多，经济上更为合理。

2 场内集电线路设计

根据国外海上风电场的建设经验，海上风电场的建设成本主要包括风电机组及其基础投资，以及由中高压海底电缆构成的场内集电线路等项目的投资。因此场内集电线路的合理布局，对于降低风电场建设成本非常重要。目前，海上风电场内部集电线路布局方式分为链形、环形和星形等形式［2］。其中链形布局结构简单，投资成本较低；环形布局与链形布局相比需要较高的投资成本，但能够实现一定程度的冗余，可靠性较高。海底电缆一旦发生故障就会导致一部分风机不能正常发电，一方面增加了故障维修费用，另一方面风电场在故障维修期间还会损失发电收入。因此，集电线路布局方案的可靠性，对风电场的经济性有较大影响，必须综合考虑。在对不同布局方案的经济性进行比较时，除了考虑集电线路初期一次性投资成本外，还应考虑集电线路可靠性的影响。链形布局投资小，故障机会成本大；环形布局投资大，故障机会成本小，必须用投资成本和故障机会成本相加得到的总成本，作为衡量不同布局方式的经济指标［3］。

为了优化场内集电线路布局，东海大桥海上风电场方案的设计，按照链形和环形方式分别拟定了普通链形连接、相临回路风机首端联络、环形连接共3种方案进行了比较。比较结果表明，环形布局或相临回路风机首端联络方案虽然能够实现一定程度的冗余，提高集电线路的可靠性，增加发电效益，但增加了线路和开关的投资。由于目前海底电缆的制造和施工成本较高，增加的发电效益无法弥补海缆增加的投资，因此，东海大桥海上风电场的场内集电线路采用普通链形连接方案。对场内34台风机采用分4组和分5组组合的两种方案比较后发现，将34台风机箱变分为4组，按每组8台或9台风机箱变组合成一个联合单元后分别接入风电场110kV升压变电站，相应的集电线路回路输送容量为24MW或27MW的方案比较合理，经济性最优。联合单元内风机之间以及联合单元首端风机到陆上110kV升压变电站之间，采用35kV光电复合电缆线路连接。场内4回主海缆回路通过顶管穿越芦潮港海堤连接到陆上110kV变电站。

3 海缆选型及敷设

3.1 海缆选型

35kV交联聚乙烯海底电缆为铜导体三心交联聚乙烯绝缘分相铅护套粗钢丝铠装海底光电复合电缆，采用水下直埋方式敷设。海底电缆包含电力电缆和光纤通信电缆两部分，3根电缆的缆心和2根16心的光纤通信电缆采用行星式机械组合成缆，铠装的垫层为聚丙烯绳及纺织带；垫层外采用具有防腐功能的镀锌钢丝作为铠装层，采用2层聚丙烯绳作为外护套，护套涂覆沥青。

海缆截面按实际需要的载流量确定，并按照电压降和短路容量进行校核。风机之间以及从风机到陆上变电站的海缆有多种敷设方式，虽然大部分海缆埋设在海底，温度较低，土壤的热阻系数小，埋设的海缆载流量较大，但由于在风机塔筒底部属空气中敷设，过堤及过堤后至变电站部分属穿管敷设，过堤之前属浅滩埋地敷设，实际载流量应按海缆在上述各种情况下的最小值来确定。

3.2 海缆敷埋设方案

海缆路由的选择应能保障海底电缆能够顺利敷设，并且使敷设后的海缆有足够长的使用寿命。如果路由选择不恰当，不仅会造成敷设困难，还会对电缆的运行安全带来影响。施工前应先对初步选择的数条路由进行勘察，然后对调查结果进行比较，最后确定敷设路由。调查的内容主要包括登陆点、水底地形、水底地质、水底障碍物、水文气象和其它一些项目。东海大桥海上风电场的海底电缆敷设路由分为4条登陆主干路由和5条分支路由，各组内风机通过分支路由连接，然后与对应的主干路由相接，平行向北至南汇嘴东海大桥东侧海岸登陆。海缆集电线路的路径通道、敷设方式及海缆登陆方案，是根据海洋勘测部门提供的海底光电复合电缆路由勘测报告所推荐的路由以及海缆敷设要求确定的。海底电缆由芦潮港敷设至风电场海域，横跨东海大桥1000t以及500t航道，路由水深约10m，海缆登陆段滩涂区域达到约1km范围。

在场址区域内，海缆沿风机之间的连线埋设；每台风机的进出海缆通过风机基础施工时埋设的“J”形管进入塔筒底部；每个风机组至陆地升压变电站的海缆，沿东海大桥东侧1km平行大桥埋设，海缆之间的敷设间距为50m左右；海缆敷设在跨越已有线缆处时，采用在线缆上部跨越并回填保护的方法；海缆进入南汇嘴浅滩处，采用人工挖填电缆沟；此后海缆间距逐步缩小，至海堤处缩短为4m左右，采用非开挖穿管方式穿越海塘大堤；出堤后进入升压变电站内的电缆转换井，由电缆转换井进入升压变电站的半地下电缆层。

海底电缆大部分事故属于船锚和渔具的作用造成，船舶投锚及其走锚，是造成水下电缆机械性外伤的主要因素之一，因此，机械性外伤的防范是海底电缆敷设的重要环节。风电场场址海域内船只较多，海缆路径需经过东海大桥的1000t和500t通航孔，而且海床为柔软的沉积淤泥层，根据锚重与投入淤泥层深度的关系，电缆埋深一般在2.0～2.5m之间，考虑航道清淤及冲刷的影响，穿越通航孔处的电缆埋深给予了适当加大。

海缆登陆后，采用非开挖定向钻和明挖直埋工法埋设保护管穿越芦潮港区域海塘大堤至110kV陆上升压变电站，保护管间距为4m，埋管最深处距离地面约16.5m。根据该处的敷设条件与环境地温，按IEC 60287标准计算，穿堤顶管如果采用塑料管材，该方案的主回路海缆实际载流量稍有不足。为了改善此处海缆的敷设环境，穿堤顶管改为钢管并在管内充水，经核算新方案的海缆实际载流量满足要求。

由于海水冲刷，风机基础处的海缆如果敷设不当，经过一段时间后可能被悬空，因此J形海缆保护管敷设前必须弄清钢管桩附近的海水冲刷情况，并根据实际海床面的高程调整J形管水平段的埋设深度。此外，在风机间海缆敷设至路径末端风机J形管水平段前约60m处，可以根据现场情况按Ω形敷设，尽可能远离冲刷区，并预留合适的敷设裕量。

3.3 施工方案

东海大桥海上风电场的海缆埋设施工采用专业的施工船机设备和水力机械埋设机，通过“拖曳式海底管线埋设机综合监控与导航系统”全面监控和导航海底线缆埋设机水下埋缆及其它拖曳式潜水器作业过程，并进行数据管理。该系统分为水上和水下两个部分：水下部分有超短基线定位系统、若干辅助监控传感器和信息集中处理箱；水上部分有DGPS，若干辅助监控传感器和水面计算机系统。水面计算机系统用来收集水下和水上部分采集的信息，经过软件处理后，可以直观反映水下埋设机的姿态及敷缆长度。敷埋海缆时主要依据计算机系统反映的画面和数据来控制埋设机、船以及路由轨迹画面、水泵泵压、埋设机雪橇是否触地、拖体（埋设机）纵横倾、埋深、海缆在埋设机出口端的受力、海缆在布缆机两端口的受力、牵引埋设机钢缆受力、水深及敷缆长度等参数，确保施工质量。

3.4 海缆监测系统

风电场配置了一套海缆温度探测系统，用于监测海缆的运行温度和输送容量。探测系统主要由多模光缆、监控系统屏及中控室的监控终端组成，利用海底光电复合缆中的多模光纤作为探测温度传感器，通过探测回波信号中拉曼散射强度获得沿光长度上的温度分布，监控主机对获得数据进行处理，可以获得电缆的运行负荷。系统可将各段海缆设置为不同的报警防区，一旦某个防区内某处的最大温度或温升速率超标立即报警，使运行人员能及时维护。

4 结语

东海大桥100MW海上风电场于2008年9月正式开工建设，2009年3月首台风机吊装成功，同年9月首批3台风机并网运行；2010年2月34台风机吊装完成，同年6月8日全部风机并网发电。该项目为我国在海上风电场建设上实现了突破，起到了项目示范作用。目前风电场运行正常，取得了良好的经济和社会效益。

［1］姚 伟，程时杰，文劲宇.直流输电在海上风电场并网中的应用［J］.中国电力，2007，40（10）：70－74.

［2］靳 静，艾 芊，奚玲玲，张 欣.海上风电场内部电气接线系统的研究［J］.华东电力，2007，35（10）：20－23.

［3］王建东，李国杰.海上风电场内部电气系统布局经济性对比［J］.电力系统自动化，2009，33（11）：99－103.