海上风电场输电系统选择

上海绿色环保能源有限公司 ■ 张开华 张智伟

上海电力设计院有限公司 ■ 王婧倩* 叶军

0 引言

风能是业界公认的技术最成熟的绿色能源，近年来全球风力发电迅猛发展。虽然德国、丹麦、挪威等国家的陆上风电开发已趋饱和；但海上风电具有巨大的开发潜力，并以能效高、干扰少、不占用土地资源等优势成为各主要经济体发展的重点。尽管目前海上风电存在开发技术难度大、投资成本偏高、机制政策尚待完善、并网技术不成熟等问题，但其在欧洲仍然取得了令人瞩目的成果[1]。

我国海上风资源储量丰富，具有良好的开发条件和优势，并已迈出坚实的步伐。《风电发展“十三五”规划》提出，2020年海上风电装机容量要达到2.1亿kW[2]，这标志着我国海上风电技术发展方向更加明确，开发步伐进一步加快。

然而，发展海上风电并非一帆风顺，随着发电量的增加，并网面临的技术问题也日益严峻，一是电能的输送，二是风电场动态稳定性对电网的影响[3-5]，已成为影响海上风电发展的主要障碍。由于运行环境恶劣，海上风电建设、并网、电能输送，以及运行维护的技术难度和投资成本均较陆上风电高。因此，安全可靠的输电方案是确保风电送出和系统稳定的关键。

目前，海上风电的领先技术大部分在欧洲，而国际上尚无海上风电设计的专用方法和标准，因此，如何实现海上风电场的电能传输成为一个重要而迫切的研究课题。海上风电场输电方案包括并网方式与输电线路形式的选择，不同方案的技术指标和经济效益不尽相同。针对以上问题，本文将分别介绍海上风电的3种并网方式和3种输电线路类型的优点和适用范围，并对不同输电方案的技术性、经济性进行分析研究。

1 海上风电场分类

海上风电场可分为潮间带风电场、近海风电场和深海风电场。潮间带风电场是指在沿海多年平均大潮高潮线以下至理论最低潮水位5 m水深内的海域开发的风电场；近海风电场是指在理论最低潮水位以下5～50 m水深的海域开发的风电场；深海风电场是指在大于理论最低潮水位以下50 m水深的海域开发的风电场。

根据国内外工程经验，水越深，风电场的建设成本越高，技术越复杂，因此，近期我国海上风电的主要目标是开发近海风能资源[3]。随着技术的成熟与政策机制的完善，大容量、远距离的海上风电将是未来的发展趋势，其电能输送问题也是现今亟待解决的一个重要课题。

2 并网方式选择

海上风电的并网方式主要有3种，分别为：高压交流输电(HVAC)、常规高压直流输电(LCC-HVDC)和柔性直流输电(VSC-HVDC)[4,6-7]。

2.1 高压交流输电(HVAC)

目前，HVAC是国内主要采用的并网方式，主要由风电场集电线路、海上升压站、交流线路、陆上升压站(或开关站)，以及相应的无功补偿设备组成。

此方式下，电能无需转换为直流或其他频率，风电机组输出电压经升压至35 kV后，分别通过35 kV海缆汇流至110 kV或220 kV海上升压站，经110 kV或220 kV线路接入陆上升压站或集控中心，最终以220 kV线路并网。

该系统结构简单、成本较低，但是受充电功率的制约，适用于小规模潮间带风电场和近海风电场。

2.2 常规高压直流输电(LCC-HVDC)

LCC-HVDC即基于电网换相换流器的直流输电系统，主要由交、直流滤波器，换流变压器，直流线路，以及辅助动力系统等组成。

此方式下，风电场内风电机组输出电压经升压至35 kV后，分别通过35 kV海缆汇流至海上换流站，经直流线路接入陆上换流站，最终仍以220 kV线路并网。

LCC-HVDC系统技术发展成熟，适用于大功率的传输，多用于陆上长距离输电和大长度海缆工程。由于会加重谐波污染，该系统尚未在海上风电领域应用[5]。

2.3 柔性直流输电(VSC-HVDC)

VSC-HVDC即基于电压源换流器的高压直流输电系统，是一种新型直流输电技术，具有可控性强、环境影响小、适合中小容量电力远距离输送等优点，是国外大型远距离海上风电场并网的唯一选择，已逐渐成为海上并网的主流技术。

该系统主要由换流变压器、柔性直流线路及辅助动力系统等组成[8]。

2.4 并网方式对比

风电并网方式的选择，需综合考虑不同方式的优势与不足。

HVAC结构简单、成本低，但输电距离、输电容量及电压等级都有一定的限制，目前并网工程中的最大输送容量为200MW/150kV和350MW/245kV。

LCC-HVDC易换相失败，会降低风电场的稳定性；同时需要安装大量的无功补偿装置，占用空间大，不适合在海上风电场中使用。

VSC-HVDC结构紧凑、占地小、模块化、施工便利、控制灵活、环境影响小、不受输送距离制约等，但其不足之处在于功率损耗大、输电容量有限、成本较高，适用于离岸中大型海上风电场的并网[6,9]。

因此，国内外相关研究表明，HVAC是潮间带、近海风电场经济有效的并网方法；而柔性直流输电技术则为远海风电并网的最佳选择。不同并网方式的适用范围如图1所示，输送容量在200MW以内、离岸距离小于80 km时，采用HVAC比较合适；输送容量在200～400MW的风电场，需根据离岸距离选择并网方式；400～600MW的远海风电场，采用VSC-HVDC较为合适；更大容量的风电场则需要采用LCC-HVDC[6,9]。

3 输电线路的形式选择

图1 不同并网方式输电容量与距离的关系

与常规线路类似，海上风电场输电线路可采用架空线路、海底电缆(以下简称“海缆”) 线路及架空-海缆混合线路。不同线路形式的运行维护和故障类型也不尽相同，并会由此影响输电的可靠性。

3.1 海上架空线路

架空线路以投资小、建设周期快、施工简便、易发现故障和隐患、维护和检修方便等特点，在高压输电系统中得到了广泛应用。随着技术力量的提高，架空线路以其独有的优势逐渐在海岛清洁能源并网、向海岛孤立负荷供电等跨海工程中占有一席之地。

架空线路导线种类多样，不受电压等级和输送容量的制约，但是杆塔施工难度较大。目前国内已投运的跨海工程中，深圳大铲岛前湾LNG电厂220 kV送出线路，跨海段采用同塔双回架设，长约10.5 km，杆塔桩基深约40 m；福建莆田LNG电厂500 kV送出线路，采用同塔双回大跨越线路，海上线路长约3.15 km，跨越塔高128.5 m。

3.2 海缆线路

海缆的使用已超过百年，早期用于向孤立的近海设备供电，如灯塔、医疗船等；随后，向近海海岛供电成为海缆工程的主要应用；为了获得更好的稳定性和能源利用，20世纪60年代出现了独立电网的连接[10]；随着海上风电的兴起，海缆的应用又成为热点。近年来，国内海缆制造业迅速发展，在技术研发、施工能力等方面均有较大提高，尤其是110 kV及以下电压等级交联海底(光电复合)电缆逐步取代了国外品牌，并成功研制了220 kV海底光电复合电缆[12]。

海缆按绝缘类型可分为交联聚乙烯绝缘海缆、充油绝缘海缆和油纸绝缘海缆。由于交联聚乙烯绝缘海缆具备电气性能好、机械强度高、安装敷设和运行维护方便、环保等特点，在海上风电领域得到了广泛应用。但是在交流并网方式下，海缆充电电流较大，限制了传输距离和输送容量。图2为传输距离与输送容量二者间的关系曲线图。

交流海缆按芯数可分为单芯海缆和三芯海缆。在交流并网方式下，可采用3根单芯海缆，其敷缆、抢修相对方便，载流量较大，但海域使用面积大；也可采用1根三芯海缆，其海域使用面积小，但敷缆、抢修时间较长，载流量较小。由于220 kV三芯海缆外径大、重量重、制造和施工水平要求高，因此，对于220 kV线路，推荐采用单芯海缆。110 kV线路宜从海缆路由、输送容量、制造水平、施工技术、运行维护等方面，在单芯海缆和三芯海缆之间做出选择。

直流海缆按芯数可分为单芯、两芯和同轴海缆。扁形两芯海缆易于弯曲，但只能朝一个方向弯曲，使制造安装较为不便。同轴海缆附件难以制作，仅在2002年苏格兰和安尔兰之间的Molye互联工程中采用[10]。因此，直流并网时推荐采用2根单芯海缆。

图2 交流海缆输送距离与输送容量曲线图

目前，国内具备生产能力的交流交联海缆最高电压等级为220 kV，在舟山-秀山-岱山输电线路工程中应用，是国内唯一量产并使用的220 kV海缆。受直流交联绝缘材料耐受电压的限制，国内直流交联海缆的最高电压等级为±200 kV[12]，如国网±200 kV舟山多端柔性直流输电示范工程。国外海上风电并网工程的最高电压为±320 kV[14]，如德国Dolwin 1海上风电并网工程。

3.3 海上架空-海缆混合线路

架空-海缆混合线路形式将架空线和海缆进行组合，优劣互补，可解决因地形条件影响不便于全线架设导线或受客观原因制约不利于全线敷设海缆等问题，但会受输送容量和输电距离的制约。

3.4 不同线路形式对比

相比海缆线路，架空线路造价较低、设计灵活、充电功率小、不受输送容量和输电距离的制约；但因线路直接暴露在大气中，易受雷击和污染的影响而发生暂时性故障，根据现有运行经验，可通过加强绝缘配置来提高线路的耐雷水平和防污性能。该输电形式的实施难点在于杆塔本体设计和施工，深海风电水深较深，一般大于50 m，且风速较高，导致杆塔尺寸大、桩基深、施工难、周期长，因此，海上架空线路多用于潮间带风电送出、近海风电送出及深海风电近岸侧。

海缆线路面临的威胁主要来自外部的机械损伤，具体表现为船只抛锚伤害，且多为永久性故障，修复时间较长。其施工难度受厂家生产能力和海域地形条件的影响较大。海缆线路实施难点在于海缆选型和安装敷设。海缆选型与并网方式、输送容量、电压等级、过电压水平、热稳定性能及敷设条件有关。我国潮间带海域广阔，但水深较浅，不利于海缆的施工。以我国东南沿海省市为例，在海缆施工时，潮间带涨潮时平均水深只有1.5 m左右，不满足敷设船的吃水深度要求，一天中高水位持续时间只有2～3 h，且大部分潮间带因其淤泥质滩面的土质较软易沉，增加了施工难度和施工周期[11-12]。因此，对于潮间带风电和近海风电送出线路，可结合工程地质条件，选择架空线路或架空-海缆混合线路；深海风电多采用海缆线路。

国外学者对不同输送容量、电压等级下的线路选择进行了研究统计[13-14]，如图3所示。

图3 不同电压等级和输送容量下的线路选择

4 经济性分析

工程投资包括建设成本和运行费用。建设成本包括变电站(换流站)部分和输电线路部分。

直流并网方式下，每回线路可少1根海缆(或架空线)，但换流站费用较高，因此，建设费用高于交流并网方式。从运行费用考虑，相同输送容量下，直流输电系统的损耗仅为交流系统的2/3。因此，当海缆输电距离达到某个值，交、直流方式的工程投资相同。相关研究表明，该临界距离在80 km左右[5,8]。相同输电线路形式下，交、直流系统的投资比较如图4所示。

交流海缆的损耗由线芯的交流电阻损耗、绝缘损耗、金属套和铠装的损耗组成，而直流海缆损耗比较单一。架空线路主要考虑电阻损耗，因此，全交流海缆线路的年运行费用最高。

根据上述分析，以输送容量为200MW、输送距离为50 km的某海上风电工程为例，计算分析不同输电方案下的工程投资。方案1为220 kV架空线输电方案；方案2为220 kV海缆输电方案；方案3为220 kV架空-海缆混合输电方案(架空、海缆各占50%)；方案4为±200 kV架空线输电方案；方案5为±200 kV海缆输电方案；方案6为±200 kV架空-海缆混合输电方案(架空、海缆各占50%)。 6种方案的投资费用差价如表1、表2所示。

图4 交、直流输电方式投资成本比较

由表1、表2中的数据可知，因换流站和海缆价格高于变电站和架空线路，临界输送距离内的±200 kV海缆输电方案的建设成本最高，但±200 kV架空-海缆混合输电方案的运行费用较低。因海中杆塔施工费用较高，架空线输电方案和架空-海缆混合输电方案总费用相当。

表1 6种方案建设成本差额(单位：万元)

表2 6种方案年运行费用差额(单位：万元)

综上所述，6种方案中，220 kV架空线输电方案工程投资最低，其次为220 kV架空-海缆混合输电方案。

5 结论

为使海上风电的建设更为经济合理，本文对海上风电场输电方案进行了分析比较。输送容量在200MW以内的潮间带风电场和离岸距离80 km内的近海风电场宜采取HVAC；输送容量在200～400MW的近海风电场，需根据离岸距离选择并网方式；输送容量在400～600MW的远距离近海和深海风电场，采用VSC-HVDC较合适；更大容量的风电场则需要采用LCC-HVDC。海上架空线路适用于潮间带、近海风电送出及深海风电近岸侧，因海中杆塔施工费用较高，架空线输电方案和架空-海缆混合输电方案总费用相当。总体来说，临界输送距离内，220 kV架空-海缆混合输电方案的工程投资较低，仅次于220 kV架空线输电方案；临界输送距离外，直流架空-海缆混合输电方案的工程投资较低。

鉴于我国海上风电并网采用VSC-HVDC的基础研究不多，更缺乏工程经验，因此，在应用时还需结合工程实际情况作深入的研究探讨。