福建省海上風電陸上輸電通道關鍵問題研究

陳明福 陳愷 詹銀 林建營 代妍妍 周宸

（中國電建集團福建省電力勘測設計院有限公司 福建福州 350001）

0 引言

福建省海上風電資源豐富，根據《福建省海上風電場工程規劃報告》［1-3］等規劃，近海尚有20 多個風電場址，總裝機容量超過1 800 萬kW；深海、遠海海上風電規劃裝機總容量約超過7 000 萬kW，資源和市場十分巨大。福建省海上風電開發呈現規模化、集群化、遠海化的發展趨勢。風電海纜路由遵循集約利用海域和海岸線資源的原則，海上組網普遍采用大規模匯集的方案，在海上和陸上分別建設集控站，最終通過陸上高壓輸電線路接入電力系統。本文將陸上集控站及其配套輸電線路，統稱“陸上輸電通道”。

福建省海上風電陸上輸電通道在前期階段，面臨以下問題：①海上風電規劃階段無法落實輸電通道可行性；②輸電通道規劃方案在設計階段無法完全執行；③陸上集控站沒有統一的設計方案；④沒有統一的標準對輸電線路建設難度進行評價和排序。本文針對以上問題開展研究，引導海上風電開發與配套陸上輸電通道的協調發展，促進福建省海上風電合理開發。

1 福建海上風電發展規劃

截至2022 年底，福建省已建成投產風電場總裝機約742 萬kW，其中海上風電321 萬kW。根據福建省近海海上風電等規劃［1-2］，具備較好開發條件的近海風電廠址主要分布于福州、漳州、莆田、寧德，場區分布和規模如表1 所示。

表1 福建省近海海上風電場址規劃

同時，位于福建省漳州市東側的閩南海上風電基地［3］，規劃裝機容量約2 000 萬kW，覆蓋面積約4 255 km2；基地水深較淺（10～42 m），建設條件良好，年平均風速估計9.0～9.5 m/s，年利用小時數在3 700 h 以上，具備大規模集中連片開發的條件。

2 海上風電陸上輸電通道面臨的關鍵問題

2.1 輸電通道在海上風電規劃階段無法完全落實可行性

由于海上風電規劃處于較為前期的階段，盡管已開展多項前期研究［4-7］，但是由于具體海上風電項目沒有取得核準或接入系統評審意見等支持性文件，輸電通道無法按照可研深度開展站址或路徑的協議征詢，只能參考相同或相鄰區域已建或在建的輸變電工程判斷初步方案，無法進一步完全落實該輸電通道的可行性。

2.2 輸電通道規劃方案在設計階段無法完全執行

由于海上風電規劃階段擬定需要匯集的風電規模大，加上配建儲能等需求，陸上集控站建設規模和占地面積較大。其中，部分陸上集控站在規劃階段所設想的沿岸站址，在可研階段的實際征地條件無法滿足要求；由于匯集的各風電項目業主可能不同，因進度或想法不一致等，部分集控站采用多家共建方式的難度大，導致規劃方案無法實施；部分地區沒有預留足夠的陸上輸電線路走廊，同樣導致規劃方案無法實施。

2.3 陸上集控站沒有統一的設計方案

目前，國內的陸上集控站通常由海上風電業主投資建設，集控站的設計和建設取決于風電業主的開發需求。這種模式的問題在于集控站沒有統一的設計方案，缺乏標準化的進出線規模、無功設備規模、儲能規模和設備選型；難以滿足同一片區內多座海上風電在陸上規模化、整體化、系統化匯集和外送的需求，增大了陸上征地、建設、運維和投資等方面的難度。

2.4 陸上輸電線路沒有統一的評價體系

大規模風電匯集外送，對陸上輸電線路的電壓等級、回路數、送受距離等提出較高要求。但是海上風電開發所在沿海地區，通常經濟發達、人口稠密、建筑密集，陸上輸電線路的建設受到多種要素影響（例如自然環境、沿線設施、國土規劃等），每種要素影響大小和所占權重存在差異，綜合表現為輸電線路不同的建設難度。由于沒有統一標準對輸電線路的建設難度進行綜合的定量和定性評價，無法同時對多個輸電通道工程建設難度進行綜合評價和排序，無法對海上風電的規劃開發時序提出合理反饋。

3 規劃階段應對措施建議

3.1 開展陸上輸電通道相關規劃專題研究

海上風電規劃階段，在風電消納和送出方案研究的基礎上，建議相關部門開展與陸上輸電通道相關的專題，研究適用于沿海地區（尤其是福建）的陸上集控站典型設計和建設方案、陸上集控站初步可行性方案、輸電線路初步路徑方案等內容。內容應統籌考慮海纜登陸方向、陸上集控站落點與輸電線路路徑，確保相互銜接；需要取得政府大力支持，征求和回應各方意見，確保方案合理合規合法，提高專題成果的可實施性；充分征求電力公司意見，提高專題成果與電網規劃和建設的銜接性。

3.2 采取一系列措施促進規劃成果落到實地

（1）建議組織權威機構或者專家組，對海上風電相關規劃成果進行評審，并將評審意見印發至相關部門和單位，提高規劃成果的準確性、權威性和通用性。

（2）建議將規劃成果體現和落實到電力發展規劃、電力設施布局規劃或區域性總體規劃等工作中，確保不同規劃之間協調一致，提前為陸上輸電通道預留合理的站址和走廊資源，促進規劃成果在后續階段落到實地。

（3）規劃成果推薦輸電通道采用共建方式的海上風電項目，在競爭性配置階段，建議相關部門對共建方式提出明確要求，對選址選線工作進行相應的指導、協調和支持，提高規劃成果的落實程度。

（4）對于建設難度或代價較大的部分輸電通道，需要建設單位盡早反饋，組織相關部門或單位共同協商，研究解決措施；對于難度過大甚至無法實施的項目，由主管部門統籌對海上風電規劃、輸電通道專題等的相應內容進行優化和調整，促進規劃成果的適應性。

4 陸上集控站典型設計方案研究

根據福建省海上風電發展規劃，福建省近期規劃的海上風電項目涉及13 座陸上集控站，主要可歸納為以下4 類：①交流升壓站；②交流匯流站；③柔直集控站；④交直流混合集控站。以下提出適用于福建省的陸上集控站的典型設計方案和建設規范。

4.1 總原則

（1）陸上集控站規模根據風電場規模、通過系統論證確定，包括風電場采用直流或者交流或者交直流混合接入、輸電額定功率、額定電壓、直流接線、交流接線及出線規模。

（2）分期建設的風電場，陸上集控站應預留聯絡接口，包括共建項目之間的接口。

（3）根據《福建省發展和改革委員會關于鼓勵可再生能源發電項目配建儲能提高電網消納能力的通知》［8］、《福建省2023 年海上風電市場化競爭配置公告（第一批）》［9］等要求以及海上平臺建設難度，考慮優先在陸上集控站側就近配建新型儲能，集控站內同步設計和建設，規模按10%、時長不少于2 h。

4.2 站址選擇

（1）站址選擇應符合《220～750 kV 變電站設計技術規程》［10-12］等規定，還應結合海上風電陸上集控站的特點，根據電力系統規劃、海洋水文天氣和環境保護等的要求，通過技術經濟比較和經濟效益分析確定。

（2）站址選擇應考慮所匯集的多個風電場升壓站的位置、交流海纜路由以及直流海纜路由情況，以便于電力的匯集和送出。

（3）站址選擇宜靠近送出海纜的登陸點。

（4）站址選擇應符合海洋功能區劃、海島保護規劃、海洋生態紅線以及海洋環境保護規劃的要求，并應與其他用海規劃相協調。

（5）站址選擇應避開海洋生態環境敏感區。當不能避開時，應進行專題論證。

（6）站址選擇應避開軍事用海區，且應符合國防安全的要求。

（7）站址選擇應綜合考慮進出線方向，并與附近海域已有或規劃海底電纜、管線相協調，避免海底電纜、管線相交。

4.3 站區布置和電氣部分要求

（1）站區總平面及豎向布置應符合現行標準的有關規定。

（2）站區宜按最終規模統籌規劃。站區內設備的布置應緊湊合理、方便操作，并應設置檢修場地及放置備品備件、檢修工具的場所，以及相應的消防及運輸通道和起吊空間。

（3）集控站的電氣設備性能應滿足集控站各種運行方式的要求。

（4）電氣設備布置應結合接線方式、設備形式及集控站總體布置綜合確定。

（5）直流開關場、交流開關場宜采用戶內布置，儲能場宜集中布置。

（6）直流開關場宜按極對稱布置，布置方式應便于設備的巡視、操作、搬運、檢修和試驗。

4.4 陸上集控站典型設計方案

根據福建省海上風電發展規劃和地域特點，選取220 kV 交流匯流站、柔直集控站開展典型設計方案方案設計，匯集海上風電規模分別考慮1 200、1 600 MW，具體如表2 所示，目標是統一建設標準、形成標準化設計文件，提高海上風電建設速度，推動福建省海上風電發展。

表2 陸上集控站典型技術方案

5 陸上輸電線路星級評價體系研究

5.1 總體情況

根據福建省海上風電發展規劃，福建省近期規劃的海上風電項目涉及22 項陸上輸電線路工程，總長度接近1 000 km，包括：1 000 kV 線路1 項、500 kV 線路6 項、220 kV 線路14 項。由于輸電線路規模很大、建設難度存在差異，電力公司無法同時開工建設，需要統籌考慮各輸電線路所受影響因素，對建設難度進行定量計算和定性評價，最終對輸電線路做出星級評價。

5.2 線路星級評價體系的構建

本文采用層次分析法（analytic hierarchy process，AHP）法中的分層思想對星級評價體系進行構建。星級評價體系將推薦路徑方案的可行性作為目標層，將推薦線路方案存在的問題作為技術要素準則層，并針對這些技術要素進行深入分析，根據《重要輸電通道風險評估導則》［13］等規程規范的要求，細化出各個要素對實際線路工程的影響大小作為自準則層，最終確定對應線路工程外部影響因素的復雜程度。

5.3 線路星級評價體系的應用

（1）技術要素。根據現場踏勘與收資，結合以往工程經驗，選取20 個對路徑方案的影響因素作為星級排序的技術要素。確認了星級評估的技術要素后，需要對每個技術要素按嚴重程度與處理的復雜程度進行打分，滿分為5 分，嚴重或復雜取4～5 分，一般取2～3 分，不嚴重、不復雜取0～1 分，每個項目評分值按0.25 的差值填寫，即每個要素打分為Ai=n×0.25（i=1，2，3…20；n=0，1，2，3…20）。

（2）權重。技術要素對推薦路徑方案影響大小從輕到重分為多個等級，等級以數字為單位，初始值為0.25，以0.25/級遞增，最高值取1.5，數字越高，代表技術要素對路徑方案的影響越大。

各技術要素、分值和權重如表3 所示。

表3 星級評價體系技術要素及其權重的代號和分值

按照各項線路工程的技術要素情況，得出該線路工程綜合得分：C=∑Ai×Bi（i=1、2、……、20）。

（3）星級評價：根據線路工程建設的綜合得分C 進行星級評價，標準如表4 所示，可見：線路工程的綜合得分越高，星級個數越少，說明該線路的外部影響因素越復雜，工程應往后延或接入重新再規劃；反之，綜合得分越少，星級個數越多，項目越為優選和推薦。

表4 星級排序體系評級標準

5.4 案例分析

選取福州地區某個海上風電送出配套的集控站～公用變220 kV 線路為例，進行綜合評分和星級評價，如表5 所示，可見：該線路工程的綜合評分為53.25 分，相應的星級評價為★★★★★，屬于推薦優先建設的輸電線路。

表5 集控站～公用變220 kV 線路星級評價

5.5 線路星級評價總結

福建省近期規劃的海上風電項目涉及22 條線路工程，經過星級評價體系評估：★★★★★線路6 條、★★★★線路5 條、★★★線路10 條、★★線路1 條。建議首選星級評價越高的線路優先開展前期和建設工作。

6 結論及建議

（1）分析海上風電陸上輸電通道面臨的關鍵問題，包括：海上風電規劃階段無法落實輸電通道可行性；輸電通道規劃方案在設計階段無法完全執行；陸上集控站沒有統一的設計方案；陸上輸電線路沒有統一的評價體系。

（2）建議在海上風電規劃階段，開展陸上輸電通道相關規劃專題研究，并采取一系列措施促進規劃成果落到實地。

（3）將福建省海上風電陸上集控站歸納為4 類：交流升壓站、交流匯流站、柔直集控站、交直流混合集控站；提出陸上集控站典型設計方案，目標是統一建設標準、形成標準化設計文件，提高海上風電建設速度，推動海上風電發展。

（4）提出輸電線路星級評價體系，并對福建省近期海上風電規劃所涉及22 項線路工程進行星級評估：★★★★★線路6 條、★★★★線路5 條、★★★線路10 條、★★線路1 條。建議首選星級評價越高的線路優先開展前期和建設工作。