浙江海上风电初探及展望

卢史杰，郝 捷，张 睿

（1.鄞州供电局，浙江 宁波 315000；2.天津市电力公司高压供电公司，天津 300381；3.东北电力大学，吉林 吉林132012）

0 引言

2010年3 月，我国第一座大型海上风电项目——东海风电场成功完成了首台风电机组的安装，标志着我国海上风电已进入工程实施阶段。

目前，我国正在大力发展陆上风电场，针对陆上风电场开展的风机设计、功率调节、风电并网等研究为风电发展提供了技术支撑[1]。但陆上风电场需占用大量土地资源，这对于经济发展迅速、寸土寸金的浙江省来说，将面临许多阻力。相比之下，浙江省海上风能资源潜力巨大，发展海上风电可行性较高。

本文从浙江省实际地理结构、气候特征及电网框架出发，分析了发展海上风电的优势、阻力及前景，提出了可能遇到的技术难点，探讨了适应浙江实际状况的海上风电关键技术；同时，为保证浙江近海风电的健康发展及电网接纳风电后的安全稳定运行，对浙江海上风电场的设计提出了部分设计原则，具有较强的实际意义。

1 浙江发展海上风电的优势、阻力及前景

1.1 浙江发展海上风电的优势

浙江省东邻东海，具备开发海上风电的条件并具有独特的优势，主要包括以下几个方面：

（1）海上风能丰富。浙江省内全年季风显著，在杭州湾海域、舟山东部海域、宁波象山海域、台州海域和温州海域均具有丰富的海上风能资源，具备建设大型海上风电场的条件。

（2）减少陆地土地资源的使用。随着浙江经济持续快速发展，陆地高压线路走廊和变电所所址的选择越来越困难，局部地区由于政策处理的原因延缓了输变电工程的建设进度，影响了电网供电。投资建设海上风电可解决这一问题。

（3）沿海区域恰为浙江省用电负荷中心，可有效避免陆上风电远距离传输问题，利于风电并网。由于陆上风电占地面积较大，现有的陆上风电只能选址在较偏远地区，离用电负荷中心较远。而浙江海上风能天然选址即为沿海重负荷区，发展海上风能不仅可解决沿海地区电力不足的困扰，还避免了远距离输电线路的建设，减少项目一次性投资成本、线路的长期维护成本及供电损耗。

1.2 浙江开发海上风电的阻力

浙江省受海洋水文环境和海洋天气系统的影响显著。春季为冬季风向夏季风转换的交替季节，南北气流交会频繁，沿海和近海常出现大风。夏季盛行东南风，西北太平洋上的副热带高压活动对浙江天气有重要影响，高温、暴雨、大暴雨出现概率增加，台风、雷暴、龙卷风多发。秋季，夏季风逐步向冬季风过渡,气旋活动频繁,同样易发生台风、暴雨等自然灾害。此外，浙江还是酸雨和雾霾高发区域。

而海上风电场建在离海岸有一定距离的区域，周围基本无屏障，直接面对台风的袭击，所承受的风力和破坏远大于陆地。超强台风对海上风电的安全将构成更大的威胁，台风引起的海浪对风机底座和海底电缆造成的冲刷将影响其稳定性，长期的冲刷将会削弱风机的固定基础。同时，大浪和飞沫会卷起盐分颗粒，对风机电路和元器件造成腐蚀。

由强烈的大气扰动和气压骤变所导致的风暴潮是海上风电的又一大威胁。若赶上高潮阶段，海域水位暴涨，产生的强风浪不仅使风机舱受到侵袭，还会使叶片受到冲击。风暴潮引起的增水、漫滩，对岸边设施也有极大的影响。

此外，雷电袭击会造成风机元器件受电击而损坏；高温时海水蒸发加剧，使风机仪器设备老化、腐蚀；酸雨、雾霾则对风机的外壳、叶片和输变电设备造成腐蚀。

上述自然灾害对浙江发展海上风电有一定的影响，在风电场规划选址、内部设备的制造及风电场的安装、建设及维护等方面均需予以考虑。

1.3 浙江海上风电的现状及前景

2010年9 月，浙江省首座海上测风塔在象山建成并投入使用。若测试结果表明符合海上风电要求，象山将建成浙江省内首个大型海上风电场，其总装机容量将达150 MW，年发电量达3.75亿kWh，可保障宁波30万户居民的生活用电。与相同装机容量的火电厂相比，象山海上风电每年可节约标准煤12.375万t，减排二氧化碳31.5万t，节水108万t。此外，岱山200 MW海上风电场也在积极筹备中。图1为浙江海上风电规划的装机规模示意。

图1 浙江海上风电规划装机容量

2 海上风电的关键技术及开发难点

海上风电场主要分为潮间带和中/深海域风电场。虽然海上风能具有良好的发展前景，且世界各地已建设了众多海上风电站，但海上风电建设的诸多环节仍存在亟待解决的难题。

据了解，国内陆上风力发电工程平均造价为8 000元/kW，其中风力发电设备造价约5 000元/kW，而海上风电的造价约为2万元/kW。除了投资成本较高外，海上风电在技术层面上也存在大量未突破的难题[2]。

2.1 风力机组的设计与制造

由于海上风电设备的体积庞大，需要建造设计优良的基座，以解决大型风力涡轮机的受力问题。风机的冷却进气通道要在设计上考虑防止变压器暴露在含盐分空气中的措施。目前我国大多数兆瓦级风力涡轮发电机还处于研发或原型设计阶段，许多零部件制造商与服务提供商也不能完全满足该行业的需求。我国的风电场开发商在海上风电场领域也缺乏实际应用经验。

2.2 海上变电站

海上风电场通常以33～36 kV电压运行，在输往陆地之前是否建立海上变电站以提高其输电电压等级主要取决于风电场的规模、到岸距离和公共连接点（PCC）的电压等级。由于海上变电站造价成本高昂，尤其是支撑结构和安装费用大大超过电气设备的费用，所以应尽量避免建设海上变电站。一般情况下，认为100 MW以上并且离海岸超过15 km，特别是以高于36 kV电压等级并网时才需要建设海上变电站。

海上变电站的主要电气设备通常包括35 kV变压器、高压开关设备、备用电源和无功补偿装置等。由于海上风电场的特殊性，海上风力发电场对电气设备的小型化和防污染性能要求很高。海上变电站通常采用平板车式结构，电气设备一般采用模块式，先在岸上装好，然后用大型安装工具安装。

2.3 海上风电的并网电压等级

近海风电场电气接线和接入系统方式与陆上风电场基本相同。每个风力发电机组通过电缆与相邻的机组连接，经1个或多个中压集控开关组件及电缆单元汇集。

目前海上风电的输送主要包括交流输电及高压直流输电两种方式[3]，输电载体均为电缆。

图2为输电电缆与电压、容量和距离的关系。对于近距离、小规模的风电场，如容量100 MW以内、距离10 km以内的风电场，一般不在海上建立变电站，只需要通过1个35 kV集电回路、1条电力电缆直接接入岸上变电站即可，即图3所示模式。

图2 距离、容量与入网电压关系

图3 单集电回路输电系统

对于中等规模和距离的风电场，如规模在100～500 MW，距离10～100 km的风电场，一般要在海上建立变电站，采用110 kV或220 kV高压交流输电送到岸上变电站，以尽可能减少风电场内部风力发电机互连所产生的损耗。图4为典型海上风电通过高压交流输电接入岸上变电站的系统示意。

图4 高压交流输电系统

对于数百兆瓦、距离大于100 km的项目一般采用直流输电技术[4]。这是因为大规模长距离的海上交流输电将增大输电的成本及维护费用，输电电缆内部的屏蔽层和电线之间的电容效应，也将使通过导体和电缆屏蔽层的电流大大增加，从而造成线路有功及无功损耗的增加。

2.4 岸上变电站

岸上变电站相对来说比较常规，已有相对标准化的设计。如果已经有海上变压器，则岸上变电站可能只是一个开关站，通过岸上变电站转为陆地电缆或架空线送入电网。

2.5 海底电缆的铺设

海底电缆[5]一般采用三芯电缆设计。因为海上风电场面积较大，需要长距离输电。而三芯电缆来自三相的充电电流是短路的，所以在外部的金属层没有反向电流引起的损耗，同样设计的铠装海底电缆的外金属件损耗也很低。

在铺设海底电缆时，风电场内部电缆以及送出电缆均由敷设船放入海底，使用高压喷水冲击海床，将电缆埋入海床下1 m深处。如果海底表面为坚硬岩石，可在电缆上铺设石块或砂砾层，以降低捕鱼工具、锚以及海水冲刷对海底电缆造成破坏的风险。

需要注意的是：海底电缆从深水到浅水、再到潮间带和陆地应制定详细的计划，选择登陆点时要将气候和海洋情况考虑在内，选择软土且容易施工的地方，避开海防工程、礁石或其他障碍物，定向钻孔。

3 浙江海上风电的主要设计原则

目前风电接入电网的相关问题集中在接入后对系统潮流、无功电压以及电网运行稳定的影响[6]。有些海上风电场接入电网后出现了电压问题和风电机组自动解列等运行方面的问题。因此，为保证浙江海上风电的健康发展和电网接纳风电后的安全与稳定运行，有必要对海上风电场的设计及运行进行一定约束，明确浙江省近海风电场建设的设计原则，主要包括以下内容：

（1）做好充分的防台风措施。完善工程体系、防风体系、监测体系及预警体系，提高构筑物防御标准及电力、通信等基础设施的抗风能力，提高预报精度，对台风的结构特征和活动规律加深认识。

应根据海域海浪的气候状况合理确定风机机舱和叶片的安装高度，避免海浪卷夹盐分造成的腐蚀。选择合适的天气进行风机运送、吊装以及海底电缆的铺设和机电维护工作。

（2）需安装有功、无功控制系统，能够接受并自动执行调度部门远方发送的有功出力控制信号，确保风电场最大输出功率、并网点电压及功率变化率不超过电网调度部门的给定值。

最大功率变化率可参考表1。

表1 风电场最大功率变化率 MW

（3）在任何运行方式下，应保证其无功功率有一定的调节容量，配置的容性无功补偿装置能够补偿风电场满发时送出线路上的无功损耗，配置的感性无功补偿装置能够补偿风电场空载时送出线路上的充电无功功率，保证风电场额定功率运行时功率因数均合理。

（4）能够在其容量范围内控制风电场并网点电压在额定电压的-3%～+7%；当海上风电场并网点的电压偏差在-10%～+10%时，风电场内的风电机组应能正常运行。

（5）风电机组应具有并网点电压跌至20%额定电压时仍能保持并网运行625 ms的低电压穿越能力，风电场并网点电压在发生跌落后3 s内能够恢复到额定电压的90%时，风电场内的风电机组应保持并网运行。

（6）对故障期间没有切出电网的风电场，其有功功率在故障切除后快速恢复，以至少10%额定功率每秒的变化率恢复至故障前的值。

4 结语

浙江省地处东部沿海地区，经济发达、能源紧缺，开发海上风电对缓解沿海地区用电紧张局面、有效应对气候变化具有重要的作用。海上风电开发是一项系统工程，需要通过示范项目不断积累技术和经验，同时也必须重视提高海上风机设备的自主研发能力,以促进我国风电事业的可持续发展。

[1]陈炳森，胡华丽.我国风电发展概况及展望[J].电网技术，2008，32（2）:272-275.

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[3]BREUERW，CHRISTLN.大容量陆地和海上风电场的电网接入方案[J].中国电力，2007，40（3）:74-78.

[4]姚伟，程时杰，文劲宇.直流输电技术在海上风电场并网中的应用[J].中国电力，2007，10（10）:70-74.

[5]王建东，李国杰.考虑电缆故障时海上风电场电气系统开关配置方案的经济性比较与分析[J].电网技术，2010，34（2）:125-128.

[6]胡东，施刚，蔡旭，等.风电接入对海上油田平台电网稳定性的影响[J].电网技术，2009，33（9）:78-83.