海上風電場66 kV集電系統研究

王 宇，許衛東，張盼盼

（山東電力工程咨詢院有限公司，山東 濟南 250100）

0 引言

海上風電場所處海洋環境惡劣，并且受海洋氣象、通航條件等影響，場址可達性差，為提高項目經濟性、降低運維成本，海上風電不斷朝規模化、大型化方向發展［1-2］。隨著海上風電機組單機容量不斷增大，35 kV海底電纜可連接的風電機組越來越少，場內35 kV集電海纜長度顯著增加，集電海纜制造、施工成本也隨之增加，海纜敷設工期延長，海纜損傷風險加大，更大規模的海上風電場則會造成35 kV 側短路電流超標或開關柜額定電流不滿足要求等問題［3-10］。

歐洲最早提出66 kV 作為海上風電集電系統電壓等級的替代方案，并已在英國、丹麥的海上風電場實施，體現出一定優勢。與35 kV 集電系統相比，66 kV 集電海纜工程量將顯著減少，電纜投資和鋪設工程費用也隨之降低，但在設備投資方面，66 kV 海底電纜、海上升壓站主變壓器、風機內升壓變壓器、66 kV 配電裝置等單價相比35 kV 設備增加較多，須進行技術經濟比選。

1 海上風電場66 kV集電系統設備選擇

1.1 海上風電場66 kV集電系統組成

海上風電場66 kV 集電系統與常規35 kV 集電系統方案類似，包含風力發電機組、66 kV 升壓變壓器、66 kV 海底電纜、66 kV 配電裝置、66 kV/220 kV主變壓器等［11］，如圖1所示。

圖1 典型海上風電集電系統

1.2 66 kV集電系統設備選擇

1.2.1 風機塔筒內電氣設備

1）66 kV油浸式變壓器。

多家供應商已能夠提供風機內配置66 kV 升壓變壓器的解決方案，并在Blyth Offshore Demonstra?tor、Nissum Bredning Vind 等海上風電項目有成功應用經驗［12-13］。

2）66 kV開關設備。

某廠家為海上風電開發的66 kV 高壓開關型號為PASSM00，已應用于華電玉環1 號海上風電場項目。可安裝在塔筒內部的66 kV緊湊型氣體絕緣配電裝置（Gas Insulated Substation，GIS）采用潔凈空氣絕緣技術和真空斷路器滅弧技術，不會出現溫室氣體排放和泄漏。

1.2.2 海上升壓站內電氣設備

海上升壓平臺內的主變壓器、氣體絕緣配電裝置等66 kV電氣設備技術上相對比較成熟，多家電氣設備供應商均可提供完整的配套方案。當海上風電場規模相同情況下，66 kV 集電系統中升壓站內的低壓側開關設備數目減少約50%，有利于節省海上升壓站內空間，并且可避免集電海纜登平臺處過于擁堵［14］。

1.2.3 66 kV海底電纜

2019 年11 月，上海國纜檢測中心牽頭編制的TICW 10.1—2019《額定電壓66 kV（Um=72.5 kV）交聯聚乙烯絕緣大長度交流海底電纜及附件》已發布實施，可為66 kV海纜生產提供技術支撐。

綜上所述，國內海上風電場66 kV集電系統電氣設備均有替代產品，具備可實施性。

2 研究案例系統設計

2.1 研究案例設計邊界條件

1）海上風電匯集方案。

選取35 kV和66 kV兩種海上風電匯集方案。

2）海上風電機組單機容量。

選取6 MW、8 MW 和10 MW 3 種容量的風電機組進行比選分析，3種機型的葉輪直徑分別為154 m、175 m和185 m。

3）海上風電場規模。

選取比較的海上風電場規模分別為600 MW 和900 MW。

2.2 構建研究案例

根據前文所述，采用66 kV集電系統技術上具備可行性。而在經濟性方面，當風場容量大于一定規模或風電機組單機容量大于一定規格時，采用66 kV集電系統的風電場投資成本將與上述條件呈現逆相關趨勢。從風電場規模和風電機組單體容量兩個維度，構建12個模型案例進行對比分析，并繪制各案例海上風場內集電海纜典型布置圖并匯總如表1和表2所示。

表1 海上風場內35 kV 集電海纜典型布置圖匯總

表2 海上風場內66 kV 集電海纜典型布置圖匯總

假定所有案例場址平均水深為26 m，風機平臺高度為14 m，并根據表1和表2列舉案例輸入條件分別計算各案例場內集電海纜長度，可得表3。

表3 各案例場內集電海纜長度匯總

3 海上風電集電系統方案技術性研究

3.1 集電海纜有功功率損耗對比分析

海上風電場運行時，電能通過輸電線路傳輸而產生能量損耗，在所有風電機組滿發條件下，各案例場內集電海纜有功功率損耗統計如表4所示。

表4 各案例場內集電海纜有功功率損耗匯總

根據以上分析，在場址規模、風機單機容量相同的條件下，將場內35 kV集電海纜電壓升高到66 kV，有功功率損耗減少40%～46%，但隨著風機單機容量從6 MW 提高到8 MW 或10 MW，集電海纜有功功率損耗變化不明顯。

3.2 集電海纜敷設工期對比分析

集電海纜采用專業敷設船配備牽引式高壓水射水埋設機或開溝犁進行敷埋施工。根據調研，專業敷纜船海纜敷設速度約400 m/h，結合表3 統計海纜長度，在氣象條件理想情況下，可得出各案例海底電纜敷設工期如表5所示。

表5 各案例場內集電海纜敷設工期匯總

根據以上分析，在場址規模、風機單機容量相同的條件下，將場內35 kV集電海纜電壓升高到66 kV，理論施工周期減少30%～40%。在場址規模相同的條件下，采用35 kV電壓等級，風機單機容量從6 MW提高到8 MW或10 MW，集電海纜敷設工期變化不明顯；采用66 kV電壓等級，風機單機容量提升至8 MW以上時，集電海纜敷設工期約下降10%～17%。

3.3 集電海纜受外部損傷概率對比分析

海纜故障風險在海上風電場風險評估中不可回避。雖然以往運行經驗得到的結論是海纜幾乎沒有自發的電氣故障，但海纜附件故障（如終端安裝不當、接頭未處理好等）或外力因素（錨害、暴力施工等）造成的損傷則是不可忽略的潛在威脅。

根據國際大電網會議文件TB379—2009《高壓直埋電纜和海底電纜運行數據統計》和歐洲海上油氣工業對油氣平臺高空墜落物對海纜損傷的相關統計進行計算，得到海底電纜故障率如表6所示。

表6 各案例場內集電海纜故障率估算

根據以上分析，在場址規模、風機單機容量相同的條件下，將場內35 kV集電海纜電壓升高到66 kV，故障率減少38.5%～43.2%。在場址規模相同的條件下，采用35 kV 電壓等級，風機單機容量從6 MW 提高到8 MW 或10 MW，集電海纜故障率變化不明顯；而采用66 kV 電壓等級，風機單機容量提升至8 MW以上時，集電海纜故障率約下降3.4%～5.9%。

通過上述分析可知，采用66 kV集電系統在技術方面體現出一定的優勢，在設定場址規模、風機單機容量相同的條件下，將海上風電場集電系統電壓等級由35 kV升高至66 kV，集電海纜有功損耗、敷設工期和故障率都顯著降低；在設定場址規模相同的條件下，集電系統采用35 kV 電壓等級，集電海纜有功損耗、敷設工期和故障率基本不會隨著風機容量升高而變化，但當集電系統采用66 kV電壓等級且風機單機容量提升至8 MW以上時，集電海纜敷設工期和故障率分別有一定幅度下降，集電海纜有功損耗基本相當。

4 海上風電集電方案經濟性研究

分別針對上文設計12 個案例的集電海纜及主要電氣設備的投資建設成本進行計算，并計及集電海纜運行損耗成本、集電海纜涉及征海費用，用來分析比較35 kV和66 kV集電系統的經濟性。

4.1 集電海纜投資建設成本

目前國內海上風電場尚無應用66 kV 集電海纜的先例，因此其價格較高，隨著將來更多的應用和生產制造經驗的積累，預計66 kV海纜價格會有較明顯回落。參照歐洲海上風電項目相關經驗，66 kV 集電海纜相較35 kV集電海纜單價上浮比例約為15%，此結論在參考文獻［13］中得到了印證。將表3 統計場內集電海纜長度代入得到各案例場內集電海纜投資建設成本（含敷設施工費用）如表7所示。

表7 各案例場內集電海纜投資建設成本匯總

根據以上分析，在場址規模、風機單機容量相同的條件下，將場內35 kV集電海纜電壓升高到66 kV，海纜投資成本減少17%～31%，在場址規模相同的條件下，采用35 kV電壓等級，風機單機容量從6 MW提高到8 MW或10 MW，集電海纜投資建設成本變化不明顯；而采用66 kV 電壓等級，風機單機容量提升至8 MW 以上時，集電海纜投資成本約下降13%～17%。

4.2 集電系統電氣設備投資成本

為了計算投資成本，根據系統拓撲設計每個系統內主要電氣設備的數量。海上升壓站內的升壓變壓器的低壓側所連接的開關設備與連接的集電海纜根數相關，因此66 kV集電系統中升壓站內的中壓開關設備數目比35 kV 方案顯著減少［15］。按上述原則統計各案例集電系統除海纜外的電氣設備，并分別與ABB、SIEMENS等供貨商咨詢設備單價，得到集電系統電氣設備投資成本匯總如表8所示。

表8 各案例集電系統電氣設備投資成本匯總

雖然66 kV 集電海纜投資成本低于35 kV 方案，但由于66 kV配電裝置和風機升壓變造價水平較高，推升其總價（含集電海纜和電氣設備兩部分）升高。

4.3 集電海纜運行損耗費用

風電場風機滿發時，假定各案例等效年利用小時數均為2 700 h，根據《電力系統設計手冊》對損耗小時數的折算，可知各案例集電海纜損耗小時數均為1 150 h，由此可得各案例運行損耗費用如表9所示。

表9 各案例集電海纜運行損耗費用匯總

4.4 集電海纜海域使用金費用

根據《海上風電開發建設管理辦法》第二十條的規定：“海上風電機組用海面積為所有風電機組塔架占用海域面積之和，單個風電機組塔架用海面積一般按塔架中心點至基礎外緣線點再向外擴50 m 為半徑的圓形區域計算；海底電纜用海面積按電纜外緣向兩側各外擴10 m 寬為界計算”。按上述要求所得各案例征海費用如表10所示。

表10 各案例集電海纜海域使用金費用匯總

綜上，可得到各案例費用總計分布，如圖2所示。在場址規模、風機單機容量相同的條件下，當風機單機容量大于8 MW 時，66 kV 集電系統總費用比35 kV 方案約節省3.0%～6.4%。在場址規模相同的條件下，采用35 kV電壓等級，風機單機容量從6 MW提高到8 MW 或10 MW，集電系統總費用變化不規律；而采用66 kV電壓等級，隨著風機單機容量升高，集電系統總費用呈逐漸下降趨勢。

圖2 各案例費用總計分布

5 結語

結合不同邊界條件設計12 個案例，將集電海纜技術參數、設備單價等輸入條件帶入案例分析，對35 kV集電系統與66 kV集電系統的技術經濟性進行了全面的對比和研究。

相對常規35 kV 集電系統，采用66 kV 集電方案后場內集電海纜長度減小30%～40%，總資本支出減少17%～31%，雖然單位長度海底電纜的成本增加，但通過總電纜長度的減少得到補償。

在場址規模相同條件下，66 kV 集電海纜的敷設工期和有功損耗遠低于35 kV 方案。因66 kV 集電海纜總長度和回路數相對35 kV 方案大幅減少，所以66 kV 方案海底電纜故障率更低，在技術上體現出明顯的優勢。

在本文設定的案例中，當風機單機容量大于8 MW 時，采用66 kV 集電系統總費用比35 kV 方案約節省3.0%～6.4%，則66 kV 集電系統體現出更優的經濟性。

隨著海上風電機組單機容量不斷增長，以35 kV作為場內集電系統的電壓等級將逐漸成為制約海上風電發展的瓶頸。在海上風電項目應用66 kV集電系統，可以減少連接風機回路數，從而降低海上升壓站接線的復雜程度，甚至可以減少海上升壓站數量或取消海上升壓站；同時，還可以減少集電海纜用量，極大地降低線路損耗，進一步提高系統的安全性和可靠性。