沿?？砷_發島嶼供電方式研究

湯 易，藏玉清，鐘 磊，高 挺，羅紀平，姜 念，王澤民

（1.國網浙江省電力有限公司臺州供電公司，浙江 臺州 318000；2.天地電研（北京）科技有限公司，北京 102206）

0 引言

由于四面環海，地理位置比較偏僻，島嶼供電往往面臨著最大負荷有限、輸送距離較遠、島嶼面積狹窄、鋪設海纜價格昂貴、氣候環境惡劣等問題，這是島嶼供電與陸地上供電的主要區別。目前，國外負荷較大的島嶼新能源發電裝機占比較高，負荷較小的島嶼主供電源仍然是柴油發電機組，新能源發電裝機占比較小[1]。國內近海島嶼一般采用聯網型供電，配置少量的新能源發電機組；遠離大陸的島嶼采用獨立型微電網供電，同時配置較大比例的新能源發電機組以及較大容量的儲能裝置。國內如擔桿島、東澳島、南麂島等島嶼已開展了配電網建設工作，但對島嶼供電需求、供電可靠性、經濟合理性等尚未開展系統化、科學化、普適性的研究。

1 總體研究思路

以《浙江省重要海島開發利用與保護規劃》中對島嶼功能的分類為基礎，開展島嶼配電網建設研究，構建差異化建設方案，具體流程如圖1 所示。第一步，開展島嶼負荷預測研究，分析不同島嶼的用電特點以及不同預測方法的特點，從而得出不同島嶼適合的負荷預測方法。第二步，開展島嶼上配電網組網模式（包括聯網型組網模式和離網型組網模式）研究，分析聯網型不同接線模式的特點，離網型風光柴儲的配置規模與比例，得出不同島嶼適合的組網模式。第三步，開展島嶼供電方式研究，對聯網型和離網型配電網的建設成本、運維成本、供電質量、供電可靠性進行分析論證，得出不同島嶼適合的供電方式。

圖1 島嶼供電方式研究流程

2 負荷預測研究

2.1 負荷特性

根據《浙江省重要海島開發利用與保護規劃》中對島嶼用地性質和產業發展的分類，在臺州現有島嶼中選取相應用電性質島嶼的月負荷曲線和日負荷曲線進行分析。

（1）綜合型負荷：如圖2 所示，年最大負荷一般出現在8 月份，最小負荷出現在2 月份；實測日負荷呈現“三峰三谷”的特性，最高負荷出現在10:00，最小負荷出現在16:00。

（2）工業型負荷：如圖3 所示，年最大負荷一般出現在8 月份，最小負荷出現在2 月份；實測日負荷呈現“兩峰兩谷”的特性，最高負荷出現在9:00，最小負荷出現在16:00。

圖2 綜合型負荷特性曲線

圖3 工業型負荷特性曲線

（3）居住型負荷：如圖4 所示，年最大負荷一般出現在8 月份，最小負荷出現在5 月份；實測日負荷呈現“兩峰兩谷”的特性，最高負荷出現在20:00，最小負荷出現在16:00。

圖4 居住型負荷特性曲線

（4）旅游型負荷：如圖5 所示，年最大負荷一般出現在10 月份，最小負荷出現在12 月份；實測日負荷曲線較為平緩，最高負荷出現在12:00和22:00。

圖5 旅游型負荷特性曲線

結合現狀數據，分析得到各類島嶼的用地性質和負荷特性如表1 所示。

表1 各類島嶼負荷特性

2.2 預測方法

近中期負荷預測：對于近中期地塊開發較多，負荷跳躍式增長的島嶼適合采用大用戶加自然增長率法。對于已經有一定開發規模，近中期報裝用戶不多，負荷平穩增長，且有歷史年用電負荷數據的島嶼適合采用年均增長率法。

遠景年負荷預測：建筑負荷密度法適用于有控制性詳細規劃區域的飽和負荷預測。占地負荷密度法適用于預測僅有鄉鎮總體規劃區域的飽和負荷。人均用電負荷法適用于負荷與人口的多少有直接關聯區域的飽和負荷預測。

各類島嶼不同時期適合的預測方案和推薦的負荷密度、人均負荷等見表2。

3 組網模式研究

3.1 聯網型組網模式

島嶼與陸地聯網供電時，可分為35 kV 及以上聯網供電和10（20）kV 聯網供電。當島嶼上有35 kV 及以上變電站時，島嶼上的配電網建設與陸地上的基本一致，根據島嶼用電性質、負荷密度、供電可靠性要求選擇相應的組網模式，參照《配電網規劃設計技術導則》。各類島嶼聯網推薦組網模式如表3 所示。

表2 各類島嶼推薦負荷預測方法

表3 各類島嶼聯網推薦組網模式

3.2 離網型組網模式

離網型電網（獨立型微電網）的常見電源有風力發電、光伏發電、備用的柴油發電機組和起調節作用的蓄電池組，常稱為“風光柴儲”微電網[2-3]。根據島嶼資源情況，有些微電網也增加波浪能發電、抽水蓄能系統、海水淡化系統、制冰機、電動汽車充換電站等電源和可控負荷[4]。

根據臺州地區日光照強度、風能資源和現有電廠出力情況得到臺州地區的日出力曲線如圖6—10 所示。

圖6 臺州地區光伏、風力日出力曲線

圖7 綜合型島嶼日負荷曲線與風光互補日出力曲線

圖8 工業型島嶼日負荷曲線與風光互補日出力曲線

圖9 居住型島嶼日負荷曲線與風光互補日出力曲線

圖10 旅游型島嶼日負荷曲線與風光互補日出力曲線

（1）綜合型島嶼：建設獨立微電網時，風力發電機組容量為最大負荷的0.9 倍，光伏發電容量為最大負荷的1.1 倍為宜。在此風光比配置下，19:00～21:00 系統的供電能力不足，需要配置滿足0.2 倍最大負荷運行2 h 的鋰電池組，同時需要配置容量為最大負荷0.1 倍的柴油發電機組作為重要負荷的備用電源。

（2）工業型島嶼：建設獨立微電網時，風力發電機組容量為最大負荷的0.6 倍，光伏發電容量為最大負荷的1.3 倍為宜。

（3）居住型島嶼：建設獨立微電網時，風力發電機組容量為最大負荷的1.2 倍，光伏發電容量為最大負荷的0.6 倍為宜。在此風光比配置下，19:00～22:00 系統的供電能力不足，需要配置滿足0.2 倍最大負荷運行2 h 的鋰電池組。

（4）旅游型島嶼：建設獨立微電網時，風力發電機組容量為最大負荷的1.2 倍，光伏發電容量為最大負荷下的0.9 倍為宜。在此風光比配置下，16:00～21:00 系統的供電能力不足，需要配置滿足0.2 倍最大負荷運行2 h 的鋰電池組，同時需要配置容量為最大負荷0.1 倍的柴油發電機組作為重要負荷的備用電源。

根據各種類型島嶼的用電負荷特性，以滿足用電需求為前提，采用擬合法得到各類島嶼微電網的風光柴儲配置方式，如表4 所示。

表4 各類島嶼離網推薦組網模式

4 供電方式研究

4.1 電網建設成本

4.1.1 距離因素

距離的遠近，對聯網型海島供電的影響主要體現在海纜鋪設的長度上，距離越遠投資越高，且呈線性關系；對離網型海島供電的影響主要體現在物資運輸的費用上，距離越遠運輸費用越高，但增長幅度不大[5]。根據臺州市歷史海纜投資情況統計，海纜導線截面和海域條件對綜合投資都有一定影響，中壓海纜每公里投資基本在200 萬元上下波動，高壓海纜每公里投資基本在300 萬元上下波動。

式中：T1為海纜建設成本；L 為海纜長度。

4.1.2 負荷因素

負荷的大小，對離網型海島供電的影響主要體現在微電網電源的建設規模上[6]，對聯網型海島供電的影響主要體現在配電網建設的規模上。海島上配電網建設投資沿用大陸上總結出的“單位投資增供負荷”來估算，考慮到海島負荷一般不大，海島配電網建設標準更高，也會影響單位投資，因此選擇0.5 W/元作為海島的配電網建設投資估算依據。

式中：T2為島嶼上配電網建設成本。

根據臺州地區風光柴儲的建設成本，結合島嶼離網型風光柴儲的配置比例（表4），得到微電網投資成本計算公式：

式中：T3為微電網建設成本。

表5 給出了獨立微電網投資估算。

4.2 電網運維成本

4.2.1 維護檢修

離網型電網的維護費用主要是各種設備的維護檢修費用。聯網型電網的維護費用主要體現在海纜的維護費用上，包含正常使用過程中的運行維護費用和出現故障時的應急維修費用，海纜建好后出現故障的概率很低，本文忽略不計。

柴油發電機：根據行業標準，柴油發電機每年的電機設備維護費用按機組購置金額的6%計算。

風力發電機：按照現有故障率推測，風力發電機每年的電機設備維護費用按機組購置金額的2%計算。

表5 獨立微電網投資估算

太陽能電池板：目前大多數太陽能電池板和蓄電池是免維護的，只需日常人工除塵。

式中：T4為微電網維護檢修費用；t 為設備全壽命周期。

4.2.2 運行成本

微電網的運行成本主要是柴油發電成本，它高于普通發電成本，另外風力發電和光伏發電都沒有直接的運行成本。柴油發電機的耗油量大約在0.25 L/kWh，考慮到海島運輸費用，按每升柴油8.5 元計算，柴油發電機發電成本約為0.25×8.5=2.1 元/kWh。則全年微電網運行成本T5為：

式中：h 為海島最大負荷利用小時數；η 為柴油機組發電量占全島用電量的比例。

聯網型供電的運行成本主要是大電網的發電成本，而大電網的電源主要為火電廠，聯網型供電的運行成本計算也就等效成火電廠的發電成本。根據臺州地區統計數據，火力發電成本約為0.2 元/kWh。

式中：T6為聯網型發電成本。

4.3 電能質量影響

海纜單位長度充電電容遠遠大于同電壓等級的架空線路，島嶼采用長距離海纜聯網供電時，充電電流將嚴重降低線路的輸送能力，同時過大的充電功率亦將造成無功倒送和電纜末端電壓升高，需要在線路上并聯電抗器通過感性無功補償來解決。

電纜單位長度等值電路如圖11 所示。由于海纜的電抗X 遠小于電阻R，電導G 遠小于電納B，計算時一般忽略，則長度為l 的海纜阻抗Z和導納Y 的計算公式為：

圖11 電纜單位長度等值電路

海纜線路的充電電流和充電功率為：

海纜線路的電壓降和線路末端電壓為：

可以看出，海纜線路末端電壓與線路長度的平方、電容電流、線路電阻成正比。

式（11）—（12）中，通常r 取值為0.04 Ω/km；10 kV 海纜c 取值為0.6 μF/km，35 kV 海纜c 取值為0.4 μF/km，110 kV 海纜c 取值為0.25 μF/km。表6 給出了空載情況下海纜相關參數。

由此可以計算得到：

（1）10 kV 海纜長度達到9 km 時，末端電壓為11.7 kV。而常用10 kV 海纜最高工作電壓Um為12 kV，則10 kV 海纜的供電半徑是9 km，在首末兩端加裝并聯電抗器（容量為海纜產生的充電無功功率的一半）的情況下，供電半徑提高至12 km。

（2）35 kV 海纜長度達到11 km 時，末端電壓為40.9 kV。而常用35 kV 海纜最高工作電壓Um為40.5 kV，則35 kV 海纜的供電半徑是11 km。在首末兩端加裝并聯電抗器（容量為海纜產生的充電無功功率的一半）的情況下，供電半徑提高至15 km。

（3）110 kV 海纜長度達到14 km 時，末端電壓為127.6 kV。而常用110 kV 海纜最高工作電壓Um為126 kV，則110 kV 海纜的供電半徑是14 km。在首末兩端加裝并聯電抗器（容量為海纜產生的充電無功功率的一半）的情況下，供電半徑提高至20 km。

4.4 可靠性的影響

對于軍事型、港口物流型供電可靠性要求較高的海島，可以采用聯網型供電方式，同時也可以在海島上建設部分柴油機組作為備用電源。對于旅游型、漁業型供電可靠性要求一般的海島，根據島嶼資源可采用離網型供電方式。

5 結論

聯網型供電投資估算公式：

離網型供電投資估算公式：

聯網型供電和離網型供電投資成本對比如表7 所示?？砷_發島推薦供電方式見表8。

（1）當島嶼飽和負荷大于8 MW 時，推薦35（110）kV 及以上聯網供電模式。

（2）當島嶼飽和負荷在3～8 MW，距離大陸電源在12 km 以內時，推薦采用10（20）kV 聯網供電。

表6 空載情況下海纜相關參數

表7 聯網型供電與離網型供電投資成本對比

表8 可開發島嶼推薦供電方式

（3）當島嶼飽和負荷在3～8 MW，距離大陸電源在12 km 以外時，需進行方案比選，選擇35（110）kV 及以上聯網供電或微電網供電。

（4）當島嶼負荷小于3 MW，距離大陸電源在12 km 以外時，優先選擇微電網供電。

（5）當島嶼負荷小于3 MW，距離大陸電源在12 km 以內時，需進行方案比選，選擇10（20）kV 聯網或微電網供電。

（6）島嶼采用聯網供電時，需根據島嶼可靠性要求和資源情況，合理建設新能源發電或柴油發電機組，提高島嶼的供電可靠性。