浙江海上風電初探及展望

盧史杰，郝 捷，張 睿

（1.鄞州供電局，浙江 寧波 315000；2.天津市電力公司高壓供電公司，天津 300381；3.東北電力大學，吉林 吉林132012）

0 引言

2010年3 月，我國第一座大型海上風電項目——東海風電場成功完成了首臺風電機組的安裝，標志著我國海上風電已進入工程實施階段。

目前，我國正在大力發展陸上風電場，針對陸上風電場開展的風機設計、功率調節、風電并網等研究為風電發展提供了技術支撐[1]。但陸上風電場需占用大量土地資源，這對于經濟發展迅速、寸土寸金的浙江省來說，將面臨許多阻力。相比之下，浙江省海上風能資源潛力巨大，發展海上風電可行性較高。

本文從浙江省實際地理結構、氣候特征及電網框架出發，分析了發展海上風電的優勢、阻力及前景，提出了可能遇到的技術難點，探討了適應浙江實際狀況的海上風電關鍵技術；同時，為保證浙江近海風電的健康發展及電網接納風電后的安全穩定運行，對浙江海上風電場的設計提出了部分設計原則，具有較強的實際意義。

1 浙江發展海上風電的優勢、阻力及前景

1.1 浙江發展海上風電的優勢

浙江省東鄰東海，具備開發海上風電的條件并具有獨特的優勢，主要包括以下幾個方面：

（1）海上風能豐富。浙江省內全年季風顯著，在杭州灣海域、舟山東部海域、寧波象山海域、臺州海域和溫州海域均具有豐富的海上風能資源，具備建設大型海上風電場的條件。

（2）減少陸地土地資源的使用。隨著浙江經濟持續快速發展，陸地高壓線路走廊和變電所所址的選擇越來越困難，局部地區由于政策處理的原因延緩了輸變電工程的建設進度，影響了電網供電。投資建設海上風電可解決這一問題。

（3）沿海區域恰為浙江省用電負荷中心，可有效避免陸上風電遠距離傳輸問題，利于風電并網。由于陸上風電占地面積較大，現有的陸上風電只能選址在較偏遠地區，離用電負荷中心較遠。而浙江海上風能天然選址即為沿海重負荷區，發展海上風能不僅可解決沿海地區電力不足的困擾，還避免了遠距離輸電線路的建設，減少項目一次性投資成本、線路的長期維護成本及供電損耗。

1.2 浙江開發海上風電的阻力

浙江省受海洋水文環境和海洋天氣系統的影響顯著。春季為冬季風向夏季風轉換的交替季節，南北氣流交會頻繁，沿海和近海常出現大風。夏季盛行東南風，西北太平洋上的副熱帶高壓活動對浙江天氣有重要影響，高溫、暴雨、大暴雨出現概率增加，臺風、雷暴、龍卷風多發。秋季，夏季風逐步向冬季風過渡,氣旋活動頻繁,同樣易發生臺風、暴雨等自然災害。此外，浙江還是酸雨和霧霾高發區域。

而海上風電場建在離海岸有一定距離的區域，周圍基本無屏障，直接面對臺風的襲擊，所承受的風力和破壞遠大于陸地。超強臺風對海上風電的安全將構成更大的威脅，臺風引起的海浪對風機底座和海底電纜造成的沖刷將影響其穩定性，長期的沖刷將會削弱風機的固定基礎。同時，大浪和飛沫會卷起鹽分顆粒，對風機電路和元器件造成腐蝕。

由強烈的大氣擾動和氣壓驟變所導致的風暴潮是海上風電的又一大威脅。若趕上高潮階段，海域水位暴漲，產生的強風浪不僅使風機艙受到侵襲，還會使葉片受到沖擊。風暴潮引起的增水、漫灘，對岸邊設施也有極大的影響。

此外，雷電襲擊會造成風機元器件受電擊而損壞；高溫時海水蒸發加劇，使風機儀器設備老化、腐蝕；酸雨、霧霾則對風機的外殼、葉片和輸變電設備造成腐蝕。

上述自然災害對浙江發展海上風電有一定的影響，在風電場規劃選址、內部設備的制造及風電場的安裝、建設及維護等方面均需予以考慮。

1.3 浙江海上風電的現狀及前景

2010年9 月，浙江省首座海上測風塔在象山建成并投入使用。若測試結果表明符合海上風電要求，象山將建成浙江省內首個大型海上風電場，其總裝機容量將達150 MW，年發電量達3.75億kWh，可保障寧波30萬戶居民的生活用電。與相同裝機容量的火電廠相比，象山海上風電每年可節約標準煤12.375萬t，減排二氧化碳31.5萬t，節水108萬t。此外，岱山200 MW海上風電場也在積極籌備中。圖1為浙江海上風電規劃的裝機規模示意。

圖1 浙江海上風電規劃裝機容量

2 海上風電的關鍵技術及開發難點

海上風電場主要分為潮間帶和中/深海域風電場。雖然海上風能具有良好的發展前景，且世界各地已建設了眾多海上風電站，但海上風電建設的諸多環節仍存在亟待解決的難題。

據了解，國內陸上風力發電工程平均造價為8 000元/kW，其中風力發電設備造價約5 000元/kW，而海上風電的造價約為2萬元/kW。除了投資成本較高外，海上風電在技術層面上也存在大量未突破的難題[2]。

2.1 風力機組的設計與制造

由于海上風電設備的體積龐大，需要建造設計優良的基座，以解決大型風力渦輪機的受力問題。風機的冷卻進氣通道要在設計上考慮防止變壓器暴露在含鹽分空氣中的措施。目前我國大多數兆瓦級風力渦輪發電機還處于研發或原型設計階段，許多零部件制造商與服務提供商也不能完全滿足該行業的需求。我國的風電場開發商在海上風電場領域也缺乏實際應用經驗。

2.2 海上變電站

海上風電場通常以33～36 kV電壓運行，在輸往陸地之前是否建立海上變電站以提高其輸電電壓等級主要取決于風電場的規模、到岸距離和公共連接點（PCC）的電壓等級。由于海上變電站造價成本高昂，尤其是支撐結構和安裝費用大大超過電氣設備的費用，所以應盡量避免建設海上變電站。一般情況下，認為100 MW以上并且離海岸超過15 km，特別是以高于36 kV電壓等級并網時才需要建設海上變電站。

海上變電站的主要電氣設備通常包括35 kV變壓器、高壓開關設備、備用電源和無功補償裝置等。由于海上風電場的特殊性，海上風力發電場對電氣設備的小型化和防污染性能要求很高。海上變電站通常采用平板車式結構，電氣設備一般采用模塊式，先在岸上裝好，然后用大型安裝工具安裝。

2.3 海上風電的并網電壓等級

近海風電場電氣接線和接入系統方式與陸上風電場基本相同。每個風力發電機組通過電纜與相鄰的機組連接，經1個或多個中壓集控開關組件及電纜單元匯集。

目前海上風電的輸送主要包括交流輸電及高壓直流輸電兩種方式[3]，輸電載體均為電纜。

圖2為輸電電纜與電壓、容量和距離的關系。對于近距離、小規模的風電場，如容量100 MW以內、距離10 km以內的風電場，一般不在海上建立變電站，只需要通過1個35 kV集電回路、1條電力電纜直接接入岸上變電站即可，即圖3所示模式。

圖2 距離、容量與入網電壓關系

圖3 單集電回路輸電系統

對于中等規模和距離的風電場，如規模在100～500 MW，距離10～100 km的風電場，一般要在海上建立變電站，采用110 kV或220 kV高壓交流輸電送到岸上變電站，以盡可能減少風電場內部風力發電機互連所產生的損耗。圖4為典型海上風電通過高壓交流輸電接入岸上變電站的系統示意。

圖4 高壓交流輸電系統

對于數百兆瓦、距離大于100 km的項目一般采用直流輸電技術[4]。這是因為大規模長距離的海上交流輸電將增大輸電的成本及維護費用，輸電電纜內部的屏蔽層和電線之間的電容效應，也將使通過導體和電纜屏蔽層的電流大大增加，從而造成線路有功及無功損耗的增加。

2.4 岸上變電站

岸上變電站相對來說比較常規，已有相對標準化的設計。如果已經有海上變壓器，則岸上變電站可能只是一個開關站，通過岸上變電站轉為陸地電纜或架空線送入電網。

2.5 海底電纜的鋪設

海底電纜[5]一般采用三芯電纜設計。因為海上風電場面積較大，需要長距離輸電。而三芯電纜來自三相的充電電流是短路的，所以在外部的金屬層沒有反向電流引起的損耗，同樣設計的鎧裝海底電纜的外金屬件損耗也很低。

在鋪設海底電纜時，風電場內部電纜以及送出電纜均由敷設船放入海底，使用高壓噴水沖擊海床，將電纜埋入海床下1 m深處。如果海底表面為堅硬巖石，可在電纜上鋪設石塊或砂礫層，以降低捕魚工具、錨以及海水沖刷對海底電纜造成破壞的風險。

需要注意的是：海底電纜從深水到淺水、再到潮間帶和陸地應制定詳細的計劃，選擇登陸點時要將氣候和海洋情況考慮在內，選擇軟土且容易施工的地方，避開海防工程、礁石或其他障礙物，定向鉆孔。

3 浙江海上風電的主要設計原則

目前風電接入電網的相關問題集中在接入后對系統潮流、無功電壓以及電網運行穩定的影響[6]。有些海上風電場接入電網后出現了電壓問題和風電機組自動解列等運行方面的問題。因此，為保證浙江海上風電的健康發展和電網接納風電后的安全與穩定運行，有必要對海上風電場的設計及運行進行一定約束，明確浙江省近海風電場建設的設計原則，主要包括以下內容：

（1）做好充分的防臺風措施。完善工程體系、防風體系、監測體系及預警體系，提高構筑物防御標準及電力、通信等基礎設施的抗風能力，提高預報精度，對臺風的結構特征和活動規律加深認識。

應根據海域海浪的氣候狀況合理確定風機機艙和葉片的安裝高度，避免海浪卷夾鹽分造成的腐蝕。選擇合適的天氣進行風機運送、吊裝以及海底電纜的鋪設和機電維護工作。

（2）需安裝有功、無功控制系統，能夠接受并自動執行調度部門遠方發送的有功出力控制信號，確保風電場最大輸出功率、并網點電壓及功率變化率不超過電網調度部門的給定值。

最大功率變化率可參考表1。

表1 風電場最大功率變化率 MW

（3）在任何運行方式下，應保證其無功功率有一定的調節容量，配置的容性無功補償裝置能夠補償風電場滿發時送出線路上的無功損耗，配置的感性無功補償裝置能夠補償風電場空載時送出線路上的充電無功功率，保證風電場額定功率運行時功率因數均合理。

（4）能夠在其容量范圍內控制風電場并網點電壓在額定電壓的-3%～+7%；當海上風電場并網點的電壓偏差在-10%～+10%時，風電場內的風電機組應能正常運行。

（5）風電機組應具有并網點電壓跌至20%額定電壓時仍能保持并網運行625 ms的低電壓穿越能力，風電場并網點電壓在發生跌落后3 s內能夠恢復到額定電壓的90%時，風電場內的風電機組應保持并網運行。

（6）對故障期間沒有切出電網的風電場，其有功功率在故障切除后快速恢復，以至少10%額定功率每秒的變化率恢復至故障前的值。

4 結語

浙江省地處東部沿海地區，經濟發達、能源緊缺，開發海上風電對緩解沿海地區用電緊張局面、有效應對氣候變化具有重要的作用。海上風電開發是一項系統工程，需要通過示范項目不斷積累技術和經驗，同時也必須重視提高海上風機設備的自主研發能力,以促進我國風電事業的可持續發展。

[1]陳炳森，胡華麗.我國風電發展概況及展望[J].電網技術，2008，32（2）:272-275.

[2]LEMMING J K，MORTHORST P E.Offshore wind power experiences,potential and key issues for deployment[C].IEA Workshop on Offshore Wind Power；Experiences，Potentials&KeyIssuesforDeployment，Berlin，Germany，2007.

[3]BREUERW，CHRISTLN.大容量陸地和海上風電場的電網接入方案[J].中國電力，2007，40（3）:74-78.

[4]姚偉，程時杰，文勁宇.直流輸電技術在海上風電場并網中的應用[J].中國電力，2007，10（10）:70-74.

[5]王建東，李國杰.考慮電纜故障時海上風電場電氣系統開關配置方案的經濟性比較與分析[J].電網技術，2010，34（2）:125-128.

[6]胡東，施剛，蔡旭，等.風電接入對海上油田平臺電網穩定性的影響[J].電網技術，2009，33（9）:78-83.