海上风电场66 kV集电系统研究

王 宇，许卫东，张盼盼

（山东电力工程咨询院有限公司，山东 济南 250100）

0 引言

海上风电场所处海洋环境恶劣，并且受海洋气象、通航条件等影响，场址可达性差，为提高项目经济性、降低运维成本，海上风电不断朝规模化、大型化方向发展［1-2］。随着海上风电机组单机容量不断增大，35 kV海底电缆可连接的风电机组越来越少，场内35 kV集电海缆长度显著增加，集电海缆制造、施工成本也随之增加，海缆敷设工期延长，海缆损伤风险加大，更大规模的海上风电场则会造成35 kV 侧短路电流超标或开关柜额定电流不满足要求等问题［3-10］。

欧洲最早提出66 kV 作为海上风电集电系统电压等级的替代方案，并已在英国、丹麦的海上风电场实施，体现出一定优势。与35 kV 集电系统相比，66 kV 集电海缆工程量将显著减少，电缆投资和铺设工程费用也随之降低，但在设备投资方面，66 kV 海底电缆、海上升压站主变压器、风机内升压变压器、66 kV 配电装置等单价相比35 kV 设备增加较多，须进行技术经济比选。

1 海上风电场66 kV集电系统设备选择

1.1 海上风电场66 kV集电系统组成

海上风电场66 kV 集电系统与常规35 kV 集电系统方案类似，包含风力发电机组、66 kV 升压变压器、66 kV 海底电缆、66 kV 配电装置、66 kV/220 kV主变压器等［11］，如图1所示。

图1 典型海上风电集电系统

1.2 66 kV集电系统设备选择

1.2.1 风机塔筒内电气设备

1）66 kV油浸式变压器。

多家供应商已能够提供风机内配置66 kV 升压变压器的解决方案，并在Blyth Offshore Demonstra⁃tor、Nissum Bredning Vind 等海上风电项目有成功应用经验［12-13］。

2）66 kV开关设备。

某厂家为海上风电开发的66 kV 高压开关型号为PASSM00，已应用于华电玉环1 号海上风电场项目。可安装在塔筒内部的66 kV紧凑型气体绝缘配电装置（Gas Insulated Substation，GIS）采用洁净空气绝缘技术和真空断路器灭弧技术，不会出现温室气体排放和泄漏。

1.2.2 海上升压站内电气设备

海上升压平台内的主变压器、气体绝缘配电装置等66 kV电气设备技术上相对比较成熟，多家电气设备供应商均可提供完整的配套方案。当海上风电场规模相同情况下，66 kV 集电系统中升压站内的低压侧开关设备数目减少约50%，有利于节省海上升压站内空间，并且可避免集电海缆登平台处过于拥堵［14］。

1.2.3 66 kV海底电缆

2019 年11 月，上海国缆检测中心牵头编制的TICW 10.1—2019《额定电压66 kV（Um=72.5 kV）交联聚乙烯绝缘大长度交流海底电缆及附件》已发布实施，可为66 kV海缆生产提供技术支撑。

综上所述，国内海上风电场66 kV集电系统电气设备均有替代产品，具备可实施性。

2 研究案例系统设计

2.1 研究案例设计边界条件

1）海上风电汇集方案。

选取35 kV和66 kV两种海上风电汇集方案。

2）海上风电机组单机容量。

选取6 MW、8 MW 和10 MW 3 种容量的风电机组进行比选分析，3种机型的叶轮直径分别为154 m、175 m和185 m。

3）海上风电场规模。

选取比较的海上风电场规模分别为600 MW 和900 MW。

2.2 构建研究案例

根据前文所述，采用66 kV集电系统技术上具备可行性。而在经济性方面，当风场容量大于一定规模或风电机组单机容量大于一定规格时，采用66 kV集电系统的风电场投资成本将与上述条件呈现逆相关趋势。从风电场规模和风电机组单体容量两个维度，构建12个模型案例进行对比分析，并绘制各案例海上风场内集电海缆典型布置图并汇总如表1和表2所示。

表1 海上风场内35 kV 集电海缆典型布置图汇总

表2 海上风场内66 kV 集电海缆典型布置图汇总

假定所有案例场址平均水深为26 m，风机平台高度为14 m，并根据表1和表2列举案例输入条件分别计算各案例场内集电海缆长度，可得表3。

表3 各案例场内集电海缆长度汇总

3 海上风电集电系统方案技术性研究

3.1 集电海缆有功功率损耗对比分析

海上风电场运行时，电能通过输电线路传输而产生能量损耗，在所有风电机组满发条件下，各案例场内集电海缆有功功率损耗统计如表4所示。

表4 各案例场内集电海缆有功功率损耗汇总

根据以上分析，在场址规模、风机单机容量相同的条件下，将场内35 kV集电海缆电压升高到66 kV，有功功率损耗减少40%～46%，但随着风机单机容量从6 MW 提高到8 MW 或10 MW，集电海缆有功功率损耗变化不明显。

3.2 集电海缆敷设工期对比分析

集电海缆采用专业敷设船配备牵引式高压水射水埋设机或开沟犁进行敷埋施工。根据调研，专业敷缆船海缆敷设速度约400 m/h，结合表3 统计海缆长度，在气象条件理想情况下，可得出各案例海底电缆敷设工期如表5所示。

表5 各案例场内集电海缆敷设工期汇总

根据以上分析，在场址规模、风机单机容量相同的条件下，将场内35 kV集电海缆电压升高到66 kV，理论施工周期减少30%～40%。在场址规模相同的条件下，采用35 kV电压等级，风机单机容量从6 MW提高到8 MW或10 MW，集电海缆敷设工期变化不明显；采用66 kV电压等级，风机单机容量提升至8 MW以上时，集电海缆敷设工期约下降10%～17%。

3.3 集电海缆受外部损伤概率对比分析

海缆故障风险在海上风电场风险评估中不可回避。虽然以往运行经验得到的结论是海缆几乎没有自发的电气故障，但海缆附件故障（如终端安装不当、接头未处理好等）或外力因素（锚害、暴力施工等）造成的损伤则是不可忽略的潜在威胁。

根据国际大电网会议文件TB379—2009《高压直埋电缆和海底电缆运行数据统计》和欧洲海上油气工业对油气平台高空坠落物对海缆损伤的相关统计进行计算，得到海底电缆故障率如表6所示。

表6 各案例场内集电海缆故障率估算

根据以上分析，在场址规模、风机单机容量相同的条件下，将场内35 kV集电海缆电压升高到66 kV，故障率减少38.5%～43.2%。在场址规模相同的条件下，采用35 kV 电压等级，风机单机容量从6 MW 提高到8 MW 或10 MW，集电海缆故障率变化不明显；而采用66 kV 电压等级，风机单机容量提升至8 MW以上时，集电海缆故障率约下降3.4%～5.9%。

通过上述分析可知，采用66 kV集电系统在技术方面体现出一定的优势，在设定场址规模、风机单机容量相同的条件下，将海上风电场集电系统电压等级由35 kV升高至66 kV，集电海缆有功损耗、敷设工期和故障率都显著降低；在设定场址规模相同的条件下，集电系统采用35 kV 电压等级，集电海缆有功损耗、敷设工期和故障率基本不会随着风机容量升高而变化，但当集电系统采用66 kV电压等级且风机单机容量提升至8 MW以上时，集电海缆敷设工期和故障率分别有一定幅度下降，集电海缆有功损耗基本相当。

4 海上风电集电方案经济性研究

分别针对上文设计12 个案例的集电海缆及主要电气设备的投资建设成本进行计算，并计及集电海缆运行损耗成本、集电海缆涉及征海费用，用来分析比较35 kV和66 kV集电系统的经济性。

4.1 集电海缆投资建设成本

目前国内海上风电场尚无应用66 kV 集电海缆的先例，因此其价格较高，随着将来更多的应用和生产制造经验的积累，预计66 kV海缆价格会有较明显回落。参照欧洲海上风电项目相关经验，66 kV 集电海缆相较35 kV集电海缆单价上浮比例约为15%，此结论在参考文献［13］中得到了印证。将表3 统计场内集电海缆长度代入得到各案例场内集电海缆投资建设成本（含敷设施工费用）如表7所示。

表7 各案例场内集电海缆投资建设成本汇总

根据以上分析，在场址规模、风机单机容量相同的条件下，将场内35 kV集电海缆电压升高到66 kV，海缆投资成本减少17%～31%，在场址规模相同的条件下，采用35 kV电压等级，风机单机容量从6 MW提高到8 MW或10 MW，集电海缆投资建设成本变化不明显；而采用66 kV 电压等级，风机单机容量提升至8 MW 以上时，集电海缆投资成本约下降13%～17%。

4.2 集电系统电气设备投资成本

为了计算投资成本，根据系统拓扑设计每个系统内主要电气设备的数量。海上升压站内的升压变压器的低压侧所连接的开关设备与连接的集电海缆根数相关，因此66 kV集电系统中升压站内的中压开关设备数目比35 kV 方案显著减少［15］。按上述原则统计各案例集电系统除海缆外的电气设备，并分别与ABB、SIEMENS等供货商咨询设备单价，得到集电系统电气设备投资成本汇总如表8所示。

表8 各案例集电系统电气设备投资成本汇总

虽然66 kV 集电海缆投资成本低于35 kV 方案，但由于66 kV配电装置和风机升压变造价水平较高，推升其总价（含集电海缆和电气设备两部分）升高。

4.3 集电海缆运行损耗费用

风电场风机满发时，假定各案例等效年利用小时数均为2 700 h，根据《电力系统设计手册》对损耗小时数的折算，可知各案例集电海缆损耗小时数均为1 150 h，由此可得各案例运行损耗费用如表9所示。

表9 各案例集电海缆运行损耗费用汇总

4.4 集电海缆海域使用金费用

根据《海上风电开发建设管理办法》第二十条的规定：“海上风电机组用海面积为所有风电机组塔架占用海域面积之和，单个风电机组塔架用海面积一般按塔架中心点至基础外缘线点再向外扩50 m 为半径的圆形区域计算；海底电缆用海面积按电缆外缘向两侧各外扩10 m 宽为界计算”。按上述要求所得各案例征海费用如表10所示。

表10 各案例集电海缆海域使用金费用汇总

综上，可得到各案例费用总计分布，如图2所示。在场址规模、风机单机容量相同的条件下，当风机单机容量大于8 MW 时，66 kV 集电系统总费用比35 kV 方案约节省3.0%～6.4%。在场址规模相同的条件下，采用35 kV电压等级，风机单机容量从6 MW提高到8 MW 或10 MW，集电系统总费用变化不规律；而采用66 kV电压等级，随着风机单机容量升高，集电系统总费用呈逐渐下降趋势。

图2 各案例费用总计分布

5 结语

结合不同边界条件设计12 个案例，将集电海缆技术参数、设备单价等输入条件带入案例分析，对35 kV集电系统与66 kV集电系统的技术经济性进行了全面的对比和研究。

相对常规35 kV 集电系统，采用66 kV 集电方案后场内集电海缆长度减小30%～40%，总资本支出减少17%～31%，虽然单位长度海底电缆的成本增加，但通过总电缆长度的减少得到补偿。

在场址规模相同条件下，66 kV 集电海缆的敷设工期和有功损耗远低于35 kV 方案。因66 kV 集电海缆总长度和回路数相对35 kV 方案大幅减少，所以66 kV 方案海底电缆故障率更低，在技术上体现出明显的优势。

在本文设定的案例中，当风机单机容量大于8 MW 时，采用66 kV 集电系统总费用比35 kV 方案约节省3.0%～6.4%，则66 kV 集电系统体现出更优的经济性。

随着海上风电机组单机容量不断增长，以35 kV作为场内集电系统的电压等级将逐渐成为制约海上风电发展的瓶颈。在海上风电项目应用66 kV集电系统，可以减少连接风机回路数，从而降低海上升压站接线的复杂程度，甚至可以减少海上升压站数量或取消海上升压站；同时，还可以减少集电海缆用量，极大地降低线路损耗，进一步提高系统的安全性和可靠性。