66kV海上风电交流集电方案技术经济性研究

蔡蓉1,张立波2,程濛1,杨晓波1,任大伟3  

(1.ABB(中国)有限公司,北京市 朝阳区 100016;2.电网安全与节能国家重点实验室(中国电力科学研究院有限公司),北京市 海淀区 100192;3.全球能源互联网集团有限公司,北京市 西城区 100031)

摘要

35kV交流汇集是目前海上风电场集电系统的通用集电方案。随着对海上风场单位成本降低的追求和技术的发展,海上风机单机容量越来越大。然而,由于35kV海底电缆热极限和通流能力的限制,单机容量的增大使得单根海缆上可连接的风机数目随之减少。随着海上风电场规模的扩大和单机容量的增加,如果仍采用35kV交流集电方案,海底电缆的数目势必增加,电缆投资及相应工程费用和难度也将增大。据此,提出了66kV交流集电方案,并基于一组典型案例,对35kV和66kV海上风电交流集电方案进行了技术经济性比对。进一步结合未来海上风电的发展趋势讨论了66kV海上风电集电方案的适用性。

关键词 : 海上风电;66kV集电系统;经济比较

基金项目:全球能源互联网集团有限公司科技项目(GEIC-E(2017)028)。 Science and Technology Project of Global Energy Interconnection Group Co.,Ltd.(GEIC-E(2017) 028).

0 引言

为了解决全球生态环境持续恶化的紧迫问题,世界各国都承诺了减少碳排放的目标。风电、太阳能等清洁能源的使用是实现这些减排目标的有效方案。根据全球风能理事会(Global Wind Energy Council,GWEC)的统计数据[1-2],截至2017年底,中国海上风电装机总容量达2.79 GW,中国海上风电市场正蓄势待发。

相比陆上风电,海上风电机组安装维护的工程费用昂贵,为了降低该费用、提高经济性,单台机组容量不断朝大型化方向发展。图1是2017年中国海上风电机组的单机容量统计数据[3],数据显示,4 MW风电机组的安装容量最多,是海上风电市场主流机型,同时,5 MW和6 MW风电机组也已投入运行。文献[4]数据显示,欧洲和亚太海上风电机组的容量和风轮半径也正在向大型化方向发展,亚太地区下一代风电机组的单机容量将达到10 MW,欧洲地区风电机组单机容量计划向13 MW发展。2018年3月,GE公司宣布将在英国测试目前世界上最大的海上风电机组,风机容量为12 MW[5]。可见,海上风电机组大型化是今后海上风电发展的必然趋势。

图1 2017年中国海上风电机组累计装机容量
Fig.1 Total accumulated China offshore wind power installation capacity in 2017

目前,中国海上风电场普遍采用35kV交流集电方案。由于每根电缆上可以连接的风机数目随着单台风机容量的增大而减少,随着海上风电场规模的扩大和单机容量的增加,如果仍采用35kV交流集电方案,海底电缆的数目势必增加,电缆投资及相应工程费用和难度也将随之增大。解决这个难题的有效方案之一是提高集电系统电压等级以提高单根电缆的传输能力。据此,本文提出66kV海上风电交流集电系统方案,并针对35kV和66kV两种方案,展开技术经济性比较。基于比较结果,结合海上风电技术的发展趋势,对66kV海上风电集电方案的适用性进行讨论。

1 海上风电汇集与送出方案介绍

根据离岸距离可将海上风电场分为近海和远海两类。近海风电场通常采用交流35kV汇集并升压后输送至岸上。这种系统中,通常设有海上升压站。一些研究结果表明[6-7],海上风电场离岸距离小于80 km,采用高压交流输电(如220kV)方案经济性较好。当离岸距离大于80 km,采用高压直流输电方案经济性较好。因此,对于离岸距离超过80 km的海上风电场,主流风电汇集和送出方案是分层、分电压等级、交直流汇集后柔性高压直流送出至岸上,例如,德国的BorWin 2项目[8]。本文研究主要关注于近海风电场的交流集电方案,下文中将仅讨论海上风电的交流汇集及送出方案。

海上风电场的集电系统与陆上风电场类似,通用的风机变流器也与陆上风电一样,并网出口电压为690 V,每台风机都会通过一台升压变压器将机端电压升至35kV,通过35kV电缆汇集多个风机的功率至海上升压站,再通过升压变压器的进一步升压,然后由输电海缆输送功率至岸上。图2给出了典型的海上风电交流集电及输电系统示意图。

图2 典型海上风电交流集电和输电系统示意图
Fig.2 Schematic diagram of a typical offshore wind power AC collection and transmission system

由于海上风电场的安装维护费用非常昂贵,为了提高经济性,海上风机的单台容量随着技术的进步而不断增大。随着单台风电机组容量的增大,同样截面积的单根35kV电缆上可以连接的风电机组台数将越来越少。目前中国海上风电场通用35kV电缆的最大截面为400 mm2。以该电缆为例,考虑其热极限及通流限制,通常允许传输的最大有功功率约为27 MW。一根400 mm2截面的35kV海缆上最多可以连接4台6 MW风电机组。如果单台风电机组容量增大到8 MW,则一根400 mm2截面的35kV电缆上仅可以连接3台风电机组。这样,在未来使用大容量风电机组的海上风电场中,35kV集电系统的海缆长度增加,电缆投资和相应工程费用增加,施工难度增大。可以通过增大电缆截面积来增加单根电缆上所连接的风电机组数目,但是,电缆截面积增大导致重量增加,对运输安装电缆的海上工程船的要求也会提高,电缆的运输敷设等工程费用增加,海上风电场的经济性会下降。

升高海上风电集电系统电压等级以传输更大功率将是解决这个难题的有效方案之一。欧洲最早提出了72kV(也即66kV)海上风电的集电方案[9]。该方案已在英国等地开始实施商业项目[10]。一条与上述35kV电缆同样截面积 (400 mm2)的66kV电缆,通常允许传输的有功功率约为50 MW,一根400 mm2的66kV电缆可以连接8台6 MW风电机组或6台8 MW风电机组。与35kV集电系统相比,应用于同样规模海上风电场,66kV集电系统电缆数目减少,电缆投资和相应的电缆铺设工程费用下降。

2 海上风电交流集电研究案例设计

为了全面对比分析35kV和66kV海上风电交流集电方案的技术经济性,本文研究基于一组典型案例展开。

2.1 研究案例设计

本文仅以近海风电场为研究对象(海上风电汇集送出均采用通用的交流方案),考虑以下3种可能影响海上风电汇集和送出系统技术经济性的可变因素来设计研究案例:

1)海上风电汇集方案

选取35kV和66kV两种海上风电汇集方案。

2)风电机组容量

由于未来海上风电机组大型化是必然的发展趋势,选取6 MW、8 MW和10 MW三种典型容量的风电机组分别组成三个典型海上风电场(总容量为288 MW或300 MW):①48台6 MW风电机组组成的风电场;②36台8 MW风电机组组成的风电场;③30台10 MW风电机组组成的风电场。

3)风电场离岸距离

考虑到风电场离岸距离很近时,35kV和66kV系统可以直接输电上岸,无需设置海上升压站,直接影响海上风电汇集送出系统的技术经济性。因此选取了15 km和40 km两种风电场离岸距离。

上述可变因素进行不同组合,构建了表1中的8个典型研究案例。对每个案例系统进行技术经济性研究,并进一步进行对比分析。对于离岸40 km的海上风电场,风电首先由35kV或66kV系统汇集,再升压由220kV输电系统送出至岸上变电站。详见表1中案例1~6。对于离岸15 km的海上风电场构建了2个研究案例,风电分别由35kV和66kV汇集并直接输送至岸上变电站,不设海上升压站,详见表1中案例7和8。

表1 研究案例关键参数
Table1 Key parameters of studied cases

注:PWTG为单台风电机组额定容量;PWF为一个风场的额定容量。

2.2 研究案例系统设计

海上风电场中的风机排布会受到所在海域的地理条件、海事条件等多种因素的影响[11]。当确定了风场中风机位置后,可以采用辐射状、环状等风电场集电系统拓扑。环状的风电场集电系统可靠性更高,但存在海缆较长、风电机组连接复杂等问题[12]。目前中国海上风电场多采用辐射状风场集电系统。本研究也采用了辐射状海上风场集电系统拓扑。图3和图4给出了一个288 MW海上风电场(由36台8 MW风电机组组成)分别采用35kV和66kV集电方案的系统拓扑图示例。

参考MHI Vestas的V164-8.0 MW 海上风电机组,其风轮半径为164 m[13],考虑风轮扫风的影响,本研究中将相邻风电机组之间的间距设为1.5 km,两列风机之间的间距也设为1.5 km。参考目前通用的中国海缆敷设工程船的能力,在本研究中,每个案例的风场集电系统中的35kV或66kV电缆最大截面积均定为400 mm2。在同一个风电场中,考虑电缆的经济使用和工程施工的便利性,采用了不超过两种截面积的集电系统电缆(35kV或66kV)。图3和图4中也给出了一个风电场中所用主要电缆电压等级、截面积及长度参数示例。

图3 288 MW(36台8 MW风电机组)海上风电场35kV交流集电和输电系统拓扑图
Fig.3 35kV AC power collection and transmission system topology of a 288 MW offshore wind farm (36 WTGs with 8 MW/WTG)

图4 288 MW(36台8 MW风电机组)海上风电场66kV交
流集电和输电系统拓扑图
Fig.4 66kV AC power collection and transmission system topology of a 288 MW offshore wind farm (36 WTGs with 8 MW/WTG)

表2给出表1所列8个研究案例中所用的主要海缆电压等级、截面积及总长度参数。其中,220kV输电海缆均采用了双回路设计,因此长度为风电场离岸距离 (40 km)的2倍。案例7中35kV输电海缆共12根,总长度为风电场离岸距离(15 km)的12倍。案例8中66kV输电海缆共6根,总长度为风电场离岸距离(15 km)的6倍。

3 海上风电交流集电方案技术性研究

对于所研究的8个案例(见表1),根据2.2节所述系统拓扑,分别在PSD-BPA软件中搭建其系统模型用于潮流计算。其中,各系统模型中的主要电缆参数参考文献[14]中的35kV 和220kV海底电缆,以及文献[15]中66kV海底电缆,如表3所列。

为了对比不同运行工况下的有功、无功损耗特性,本研究分别选取以下两种典型运行工况进行潮流计算:

1)风电机组发出额定功率;

2)风电机组发出45%的额定功率。

表4和表5分别给出了上述两种系统运行工况下,每个案例潮流计算所得在岸上连接点(point of connection,POC)处有功和无功总损耗。表4和表5中的无功损耗,正值表示海上风电传输系统从岸上交流系统吸收容性无功;负值表示海上风电传输系统从岸上交流系统吸收感性无功。

表2 研究案例中主要海缆参数与总长度
Table2 Key cable parameters and total length of studied cases

表3 潮流计算模型中主要海缆参数
Table3 Main cable parameters used in the power flow models

表4 所有风电机组发出额定功率时系统在POC处的有功、无功损耗
Table4 The active and reactive power losses at POC of each study case with rated power generation of all WTGs

注:PWTG为单台风电机组额定容量;PWF_R为一个风场实际发出的有功功率。

表5 所有风电机组发出45%的额定功率时系统在POC处的有功、无功损耗
Table5 The active and reactive power losses at POC of each study case with 45% rated power generation of all WTGs

注:PWTG为单台风电机组额定容量;PWF_R为一个风场实际发出的有功功率。

观察表4和5的结果,可得出如下结论:

1)在海上风电传输系统中,传输功率相同时35kV海缆中的电流比66kV海缆大,导致35kV集电系统的有功损耗比66kV集电系统的高26%~43%。

2)在海上风电传输系统中,当风电机组发出额定功率时,35kV集电系统吸收的容性无功比66kV集电系统多。当风电机组发出45%的额定功率时,35kV集电系统吸收的感性无功比66kV集电系统少。

表4中的无功损耗是海上风电集电和输电系统的总无功损耗(容性)与风电传输系统内变压器的无功损耗(感性)的总和。由于35kV电缆比66kV电缆的电容小,当电缆上通过相同功率时,35kV电缆发出的容性无功比66kV电缆的少,可抵消220kV电缆及风电传输系统内变压器的感性无功损耗的部分有限。因此有35kV集电系统的海上风电传输系统需要从岸上系统吸收较多容性无功。

表5结果显示,当风电机组没有发出额定功率时,66kV集电系统的容性无功比35kV集电系统高,风电汇集送出系统在岸上POC处出现了容性无功过剩情况(此工况下,220kV 海缆及变压器的感性无功损耗较额定功率运行工况下小)。当有66kV集电系统的海上风电传输系统在很低功率运行时,为了满足电压不越限的要求,需要适当考虑加装电抗器。

4 海上风电交流集电方案经济性研究

本研究中分别计算了8个案例的主要电气设备及电缆的资本性支出成本(capital expenditure,CAPEX)、年运维成本(operating expense,OPEX)和度电成本(cost of energy,COE),用来分析比较35kV和66kV集电系统的经济性。由于海上风电汇集及送出系统的工程费用及项目管理费用的项目差异很大,无法准确估算,所以本研究中未考虑海上风电场升压平台的投资、建造等工程费用和项目实施管理费用等,仅考虑了主要电气设备及电缆的投资成本。

4.1 主要电气设备及电缆投资成本分析

为了计算CAPEX,对于每个案例,根据系统拓扑设计每个系统内主要电气设备的数量。以案例1和2为例,CAPEX计算中涉及的主要电气设备数目如表6所列。连接风机的开关设备(35kV或66kV)是每个风电机组的必要保护设备组成部分,因此与风电场中风电机组数目相同。海上升压站内的升压变压器(35/220kV 或66/220kV)的低压侧所连接的开关设备与连接的集电电缆根数相关,因此66kV集电系统中升压站内的低压侧开关设备数目比35kV集电系统中少很多,如表6所列案例,66kV和35kV集电系统在升压站中的开关设备数量分别为9台和18台。

表6 288 MW海上风电场(48台6 MW风电机组)的海上风电集电和输电系统主要电气设备数量
Table6 The numbers of each main electrical equipment used in the power collection and transmission system of a 288 MW offshore wind farm (48 WTGs with 6 MW/WTG)

随着技术经验的成熟,中国海上风电场的造价正在逐年降低。目前,中国海上风电场的平均造价为14000~16000元/kW[16],预计未来风电场造价会持续降低。在本研究中,假设海上风电场造价为14000元/kW(35kV集电、220kV输电的海上风电场)。国际可再生能源机构IRENA发表的报告中详细介绍了海上风电场的各项成本组成[17]。基于该报告,结合中国的海上风电场的成本信息[16-19],本文假设一个48台6 MW风电机组组成的288 MW海上风电场的风电汇集及送出系统(35kV集电、220kV输电)的主要电气设备及电缆的投资成本如表7中案例1所列,该成本均为风电场总造价的百分数。

表7 288 MW海上风电场(48台6 MW风电机组)的海上风电集电和输电系统主要电气设备及电缆成本示例
Table7 The example cost of main electrical equipments and cables used in the power collection and transmission system of a 288 MW offshore wind farm (48 WTGs with 6 MW/WTG)

注:风电机组总成本包括风机、风机变流器、低压(690 V)保护设备等。

根据表7所列案例1的各种主要电气设备及电缆的总投资成本、表6所列案例1的各种主要电气设备数目及表2所列案例1的主要电缆长度,分别计算出案例1(35kV集电、220kV输电)中各主要电气设备及电缆的单价。以此为基准价格,进一步计算其他案例的CAPEX。

由于目前中国市场上没有商业化的8 MW和10 MW风电机组的价格信息,本研究中,基于案例1中6 MW风电机组的每kW成本,假设不同容量风电机组的每kW成本不变,计算相应的8 MW和10 MW风电机组单价。目前中国市场上也没有商业化的66kV开关设备(风机和升压站)及海底电缆报价,基于案例1中35kV对应的开关设备及电缆单价,假设由于电压升高带来一定比例的单价增长,来推算66kV开关设备及电缆的单价。例如,假设风机66kV开关设备的单价是相应的35kV开关设备的3倍。

基于海上风电汇集送出系统的主要电气设备及电缆的单价,结合各案例的主要电气设备数目及电缆长度,进一步计算各案例中主要电气设备及电缆的投资成本,例如,得到表7中所列案例2的各项成本,同样为风电场总造价的百分数。

将各案例中主要电气设备及电缆的投资成本相加,即得到该案例的CAPEX。案例1~6的CAPEX如图5所示,以6 MW、8 MW和10 MW风电机组组成的海上风电场,在仅考虑主要电气设备及电缆的情况下,采用66kV集电方案比采用35kV集电方案的系统投资成本分别低0.7%、0.44%和1.18%。对于案例7和8,其主要电气设备及电缆的CAPEX分别为26.45亿元和24.61亿元,案例8的总投资成本比案例7的低。由此可见,在本文研究的案例中,不考虑因设备数量和电缆长度减少带来施工费用的降低,在设备单价增加的假设条件下,海上风电汇集送出系统采用66kV方案较35kV方案仍更具经济性。

图5 288 MW或300 MW有海上升压站的海上风电场主要电气设备及电缆投资成本
Fig.5 CAPEX of main electrical equipments and cables of a 288/300 MW offshore wind farm with offshore substation

4.2 年运维成本分析

海上风电场的运行维护成本由式(1)计算得出:

式中:OPEX是案例系统的年运维成本;CWF_Ploss是风电场输电时系统有功损耗成本;CWTG_OPEX是风电机组运维成本。海上风电场中其他电气设备的运维成本相对较低,在本研究中忽略不计。

风电场输电时系统有功损耗成本为:

式中:P_Ploss是案例系统额定功率运行时的系统有功损耗,见表4;T是一年的小时数,即8760;KWF是海上风电场的容量系数,参考目前中国风电的平均容量系数,本研究假设该系数为0.3;Cw是海上风电上网电价,根据文献[20],本研究使用近海风电项目标杆电价0.85元/kWh。

风电机组运维成本由式(3)计算:

式中:OPEX_unit 是风电机组单位运维成本,参考实际风电项目,本研究假设其为192元/MWh;PWF是海上风电场的额定容量,MW。

基于式(1)~(3),结合潮流计算所得各案例有功损耗,计算案例1~6的年运维成本,如图6所示。

图6 288 MW或300 MW有海上升压站的海上风电场年运维成本
Fig.6 OPEX of a 288/300 MW offshore wind farm with offshore substation

尽管风电场年运维成本大部分由机组运维成本决定,但是66kV集电方案的系统有功损耗较低,所以结果显示,以6 MW、8 MW和10 MW风电机组组成的海上风电场,采用 66kV集电系统的年运维成本比相应采用35kV集电系统的分别低2.7%、2.5%和1.3%。

4.3 考虑电气设备及运维成本的度电成本分析

基于上述计算的主要电气设备及电缆投资成本和系统年运维成本,假设风电场的平均运营寿命为20年,进一步通过式(4)对案例1~6进行度电成本计算:

式中:COE是案例的度电成本,元/kWh;Tyear是风电场的运营寿命,本研究中假设为20 a。

案例1~6的度电成本计算结果如图7所示。图7显示,以6 MW、8 MW和10 MW风电机组组成的海上风电场,采用66kV集电系统的度电成本比相应35kV集电系统分别低1.8%、1.6%和1.1%。

5 讨论

尽管66kV集电系统中的电气设备单价成本比相应的35kV集电系统高,但案例研究结果显示,对于有或无海上升压站的海上风电场(离岸距离40 km或15 km),采用66kV集电方案的系统都比采用35kV集电方案的系统更具经济性。主要有以下原因:

图7 288 MW或300 MW有海上升压站的海上风电场度电成本
Fig.7 COE of a 288/300 MW offshore wind farm with offshore substation

1)66kV集电电缆比相应的35kV集电电缆长度减少。本文研究案例中,66kV集电电缆长度减少30%~35%。与35kV集电电缆相比,集电电缆的成本降低20%~25%。

2)66kV集电系统中的主要电气设备数目减少。由于单根66kV电缆上可连接的风电机组数目较35kV电缆多,对于相同容量的风电场,66kV集电系统的海缆根数减少,因此,与之配套的、连接到海上升压站的开关设备数量相应减少,整个风电场的开关设备的总成本增加有限。

3)从系统损耗来看,采用66kV集电方案的系统比采用35kV集电方案的系统有功损耗低。

未来大容量海上风电机组将成为海上风电发展的必然趋势,从经济性和技术性两个角度来看,66kV海上风电集电方案都具有良好的应用前景。同时,也必须注意到,海上风电场的集电电缆长度与风电场的系统拓扑密切相关。优化设计海上风电场的系统拓扑,减少集电电缆长度,可以更好发挥66kV集电方案的经济性。

6 结论

本文通过4组8个案例,对35kV集电方案与66kV集电方案的技术经济性进行了全面的分析比较,得到如下结论:

1)对于有海上升压站的海上风电场,采用66kV集电方案比35kV集电方案的系统更具经济性,主要电气设备及电缆的CAPEX、OPEX和度电成本都较低。传输相同功率,采用66kV集电方案的系统比采用35kV集电方案的系统有功损耗低。

2)对于离岸距离小于15 km、无海上升压站的海上风电场,采用66kV集电方案的系统主要电气设备及电缆的CAPEX低于35kV集电方案系统,其系统有功损耗也比35kV集电方案系统低。

应对未来大容量海上风电机组的技术趋势,无论从经济性还是技术性的角度,66kV海上风电集电方案都具有良好的应用前景。

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Technical and Economic Research on 66kV Offshore Wind Power AC Collection Solution

CAI Rong1,ZHANG Libo2,CHENG Meng1,YANG Xiaobo1,REN Dawei3
(1.ABB (China) Co.,Ltd.,Chaoyang District,Beijing 100016,China; 2.State Key Laboratory of Power Grid Safety and Energy Conservation (China Electric Power Research Institute),Haidian District,Beijing 100192,China;3.Global Energy Interconnection Group Co.,Ltd.,Xicheng District,Beijing 100031,China)

Abstract: For the offshore wind power collection,35kV AC collection is the most popular power collection system in the current market.To decrease the unit power cost of offshore wind farm and with the technology development,the capacity of single offshore wind turbine generator (WTG) becomes larger and larger.However,the WTGs connected to one submarine cable will decrease with the increase of the capacity of single WTG because of the thermal limitation and the limited current transmission capability of the cable.If 35kV AC collection system is still used for offshore wind power,the number of submarine cables,the corresponding engineering cost and difficulty will increase with the capacity increasing of an offshore wind farm and single WTG.Therefore,66kV offshore wind power AC collection solution is proposed in this paper.Based on a group of typical cases,the technical and economical comparison are made between two solutions (35kV and 66kV).Considering the development trend of future offshore wind power,the suitable application of 66kV offshore wind power collection system is further discussed.


作者简介:

蔡蓉

蔡蓉(1976),女,博士,高级工程师,主要研究方向为集中式及分布式新能源并网及传输、微网、电力电子在电网中的应用和电能质量等,E-mail:rong.cai@cn.abb.com。

张立波(1988),男,博士,工程师,主要研究方向为电力系统规划与安全稳定分析,E-mail:zhanglibo@epri.sgcc.com.cn。

程濛(1989),女,博士,研究方向为智能电网、需求侧响应等,E-mail:meng.cheng@cn.abb.com。

(责任编辑 李锡)


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