交流海上變電站設計

交流海上變電站設計是指將電力工程與海洋工程的結合，設計並建設滿足海上風電場電能安全穩定送出的海上變電站。

基本介紹

• 中文名：交流海上變電站設計
• 外文名：Design of AC marine substation
• 涉及專業：電力工程、海洋工程
• 背景：海上風電迅速發電
• 作用：電能匯集、升壓與輸出的任務
• 新技術：輕型變電站、海上hub等

背景

近年來，隨著海上風電的迅速發展，海上風電功率大容量、遠距離的傳輸需求越來越迫切。海上交流升壓變電站(簡稱海上變電站)作為海上風電場與陸上電網之間的連線樞紐，承擔著以最佳效率進行電壓變換與能量傳輸的任務，逐漸成為海上風電開發中的重要環節。

近年來，歐洲海上電網計畫(Offshore Grid)與美國亞特蘭大風電互聯計畫(Atlantic Wind Connection)的相繼提出，更使海上變電站技術成為海上風電向更大規模、更深、遠海域發展的關鍵技術之一。

自 2002 年，Horns Rev I 海上風電場建成全球首個海上變電站以來，目前歐洲地區已擁有超過100 座的海上變電站。這些海上變電站大多是由不同的設計公司根據風電場的具體情況定製而成，採用不同的設計方法與標準，並且較少公開其設計與運行的相關資料。一項由美國安全與財政執法局(BSEE)、海洋能源管理局(BOEM)共同資助的研究項目顯示，套用在海上變電站中的相關標準約有230 多個，其中僅DNV-OS-J201 標準是完全針對海上變電站制定的，它的內容主要與平台結構有關，其餘均為其他相關行業標準的引用。

目前，海上變電站中關於結構設計、電氣系統、消防、直升機平台等方面的研究仍然存在很多空白。在運行數據方面，除了2007 年Nysted 海上變電站主變壓器(簡稱主變)故障的少量信息之外，還沒有其他公開的相關故障數據。行業標準與運行數據的缺乏使得海上變電站設計中的許多問題與方法都處於研究與探索階段，相關技術的套用效果也需要等待時間的檢驗。

國內外許多專家和學者從不同角度對海上變電站設計中的各項技術與運行效果開展了大量的調查與研究工作，而且隨著相關經驗的積累與總結，海上變電站設計中也逐漸出現了一些新的技術和方法。

差異分析

海上變電站主要承擔大規模海上風電場電能匯集、升壓與輸出的任務。從主要功能上看，它與陸上變電站是一致的。海上變電站設計過程中也參考和使用了大量陸上變電站設計的方法與標準。

但是，海上變電站並不是陸上變電站與海上石油/天然氣平台的簡單拼接。一方面，海上變電站位於海洋惡劣環境之中，設計時必須考慮海上環境對施工、運行與維護的影響；另一方面，海上變電站主要服務於將海上風電功率接入陸上電網，在當前電網具有充足功率備用的條件下，海上變電站停運主要影響風電場的發電效益，對電網與負荷的影響較小，造成的國民經濟損失與社會影響也遠遠小於相同電壓等級與容量的陸上樞紐變電站。因此，海上變電站在設計過程中考慮的因素與傳統陸上變電站存在較大的差異。

1、側重點的差異

海上變電站與陸上變電站設計中最大的差異表現為兩者的側重點是不同的。陸上變電站作為電力系統發、輸、配的重要環節，主要是為了滿足電力用戶持續、安全、可靠供電的需要，在變電站設計中對其運行可靠性有較高要求，而且通過長期的運行實踐，變電站形成標準化與典型性設計，其建設與運行維護成本較為穩定。而海上變電站目前主要是服務於海上風電功率接入電網，強調的是在風電場有電能傳輸需求時能夠可靠地進行能量傳輸，實現風電功率充分併網。

同時，海上作業難度大、危險係數高，變電站的建設、運行與維護難度、成本均遠遠高於陸上變電站。根據統計，相同容量條件下，海上變電站投資成本約為陸上屋內變電站的2~4 倍；相同條件下，海上變電站的故障維護時間幾乎為陸上的10 倍左右。概括來說，與陸上變電站相比，海上變電站具有投資成本高、建設與維護困難，且停電影響較小的特點。

因此，海上變電站設計對成本變化更敏感。在可靠性方面，海上變電站設計在滿足電網併網要求與安全性的基礎上，考慮可靠性更多是從降低變電站維護成本及設備停運造成的發電損失的角度出發的；且當設計方案的評估結果顯示高可靠性的設計成本支出高於收益時，這種設計方案很有可能不被採用。可以說，傳統的陸上變電站設計更側重其運行可靠性及對電網的影響，而海上變電站設計則更側重安全性與全壽命周期內的經濟性。這就導致海上變電站設計時採用的一些方法(如設備選型、結構設計等)與陸上變電站存在較大的差異，一些陸上站設計中通常不予考慮的設計方案在海上變電站中將成為可能。

2、變電站重量與體積的約束

陸上變電站即使是室內變電站，也較少對變電站的重量與體積有明確的要求。但是，在海上變電站的設計中，變電站的重量與體積是必須考慮的2個重要參數，也是2 項重要約束。

海上變電站上層結構重量、體積與其基礎結構的設計、變電站施工方式相互影響、相互約束。

在施工方面，新一代封閉式海上變電站多數採用整體安裝的方式，因此，海上變電站上層結構的重量還將受限於施工船隻的吊裝能力。

根據江蘇新能海裝科技有限公司的調研數據，荷蘭重吊船“Svanen”號的起吊能力為8700t，國內華天龍號的起重重量為4000t；但是這些特殊設計的起重船隻，不僅使用費用高，在全國乃至全球範圍內的數量都是非常有限的。大部分海上施工船隻的吊裝能力約為1000t。圖1 對當前運行中的幾個海上變電站的重量、容質比以及風電場的裝機容量進行了總結。從圖1 可以看出，海上變電站重量大致隨其容量增加而增大，變電站的容質比約為150~300kVA/t。

由於海上變電站對重量與空間都有限制，這就對變電站的設備選型與布置提出了更高的要求。

3、運維的特殊需求

海上變電站與海上風機相似，具有可及性、維護可操作性差的特點。因此，與陸上變電站相比，海上變電站通常還需要額外結合海上運維的相關

需求進行設計。具體敘述如下：

1）安全性。

海上環境惡劣，風、浪、雨霧等天氣會給變電站的施工、運行及維護帶來困難，因此，海上變電站的設計需要考慮海上維護人員的安全問題以及變電站在極端、惡劣海況下的安全性問題。國際大電網組織CIGRE 在指出：海上變電站設計時首先要思考的問題是，變電站設計僅需要保障海上運維人員的安全，還是需要在災害性故障下仍能保證設備與平台的完整性？高安全性的設計同時也意味著更高的投資成本。

此外，2007 年Nysted 海上變電站的主變故障表明，海上變電站在運行過程中可能有大型設備更換的需求，多層設計的海上變電站中，其大型設備通常位於底層或中間層，這些設備的安全拆卸與更換通道在設計時也需予以考慮。

2）監控系統。

海上變電站多數採用無人值守遠方監控的運行方式，海上變電站就地檢測與操作難度大。據DNV 數據，海上變電站通常採用每3 個月一次的定期檢修，檢修頻率明顯低於陸上變電站。因此，與陸上變電站相比，海上變電站需要更全面、可靠、智慧型的監控系統。智慧型變電站技術已經積累了豐富的經驗與成果，海上變電站設計中將需要考慮設定更充分、全面的監控系統，增設主要設備與可能影響變電站安全運行的相關設備的狀態監控，而且還需要結合監控與保護系統的經濟與可靠性進行雙重甚至多重化配置。

3）滿足海上風機的運維需要。

海上變電站較陸上控制中心更接近海上風機，距離上的優勢及海上變電站更大設計空間的充分利用，將有助於提高海上風機的運維效率、降低維護成本。因此，海上變電站設計中可能要結合海上風機的相關運維需求，進行維護工具、備件存儲及運維人員休憩等功能設計。這在遠海風電場的變電站設計中將尤為重要。

相關研究

電氣系統設計關鍵技術研究

1、 變電站容量的選擇

海上變電站的容量是決定變電站成本的關鍵因素，是海上變電站設計中的首要問題。英國最大的海上風電開發商The Crown Estate 與DNV GL 一致認為適當減少變電站容量是當前降低海上變電站度電成本的一種有效方法。

傳統陸上變電站設計中，變電站容量通常是在考慮一定負荷率的基礎上，根據計算負荷進行確定的，需保證在計算負荷條件下變壓器可長期可靠運行，即變電站容量選擇在計算負荷的基礎上考慮了一定的容載比。以220kV 站為例，其容載比約為1.6~1.9。

海上變電站容量選擇的方法主要有以下 2 種。

1）按一定的容載比計算。

與陸上變電站相似，變電站容量在考慮一定容量裕度的基礎上根據接入的風電場額定容量(通常默認功率因素為1)確定。但是，海上變電站的容載比選擇並沒有相關的標準與典型數據，各海上變電站的選擇差異較大。圖2 羅列了部分已投運的海上風電場容量及其海上變電站容載比數據。從圖2 可以看出， 各變電站間的容載比差異較大， 在1.07~2.61 之間，但大部分容載比約在1~1.5 之間，容量裕度低於陸上變電站。

2）“N+”設計。

風電具有較大的波動性，根據統計數據，典型海上風電場全年中的滿發時間約占10%，輸出功率低於20%裝機容量的情況占50%以上，風電場的年平均輸出功率約為裝機容量的33%。可以看出，根據風電場裝機容量進行變電站容量選擇將導致主變長期處於低載荷狀態。

為了充分利用海上風電場的功率輸出特性，海上變電站及高壓海底電纜在容量選擇時，採用適量低於風電場裝機容量的方法，被稱為“N+‘少量’”方法[9]。對“N+‘少量’”方法的可行性進行研究，認為可以從以下兩方面進行綜合評估：

①變壓器通常具有20~40 年壽命，其短時過負荷對壽命的損傷是否能夠滿足海上風電場20~25 年壽命的要求；

②風電場滿髮狀態下，是否可以考慮停運部分機組以降低風電場的輸出功率。DNVGL對英國某540MW 海上風電場採用500MW 傳輸容量的海上變電站與高壓輸電海纜進行風電場度電成本(levelized cost of energy，LCOE)計算，結果表明“N+”設計的輸電系統可實現海上風電場LCOE 下降1.3%。

2、主變形式的選擇

主變壓器是海上變電站中的關鍵電氣設備。其數量與形式不僅決定海上變電站上層結構的體積與重量，還影響整個海上輸電系統的電氣特性、可靠性與經濟性，是海上變電站設計時需要考慮的主要問題之一。

（1）三相變壓器/單相變壓器

三相變壓器在海上變電站中套用最普遍，數量通常為1~3 個。從目前建成的海上變電站來看，通常風電場容量較大(一般大於150MW)時，變電站內需裝設2 台變壓器以滿足“N−1”的要求。2007 年，Nysted 海上變電站由於唯一的主變壓器故障導致變電站長達 4 個半月的故障停運，風電場損失巨大。事故的經驗總結認為：主變N−1 設計是非常必要的。

由 4 台單相變壓器構成的變壓器組同樣可以在滿足“N−1”的基礎上完成相應的電能傳輸任務。

（2）雙繞組變壓器/分裂變壓器

雙繞組變壓器與分裂變壓器在海上變電站中均有廣泛套用。如Nysted、Ormonde、Robin Rigg、等採用的是雙繞組變壓器；London Array、GreaterGabbard、Thanet 等則採用的是分裂變壓器。常用的雙繞組變壓器與分裂變壓器的接線示意圖如圖所示。

雙繞組變壓器設計簡單、價格低。而分裂變壓器具有更好的電氣特性，具體體現在：

1）與雙繞組變壓器相比，相同容量、短路阻抗條件下，分裂變壓器的等值阻抗大一倍，有助於降低風電場輸電系統的短路電流水平，尤其是考慮變壓器N−1 運行的情況；

2）分裂繞組變壓器有助於提高風電場輸電系統的整體低電壓穿越能力，能夠在風機出口、箱變、輸電線路前段發生短路的情況下，維持高壓側較高的電壓水平；

3）採用分裂變壓器有助於提高變電站主接線的可靠性。如圖所示的連線方式，分裂繞組的2 個分支可以獨立運行、互為備用。

3、是否考慮分接頭調壓

變壓器分接頭調壓是電力系統無功調節的主要手段之一。海上變電站採用有載調壓變壓器，有助於節省海上無功補償設備容量，但存在以下問題：

1）變壓器分接頭部分頻繁操作容易發生故障，對於維護困難的海上變電站來說，是非常不利的。有人提出採用真空分接頭有載調壓變壓器的方式，該變壓器能有效降低分接頭故障率，同時延長變壓器日常維護間隔；但該方法不能徹底解決分接頭故障的隱憂。

2）風電場併網運行時，電網對其無功調節回響速度有一定的要求。如國家電網公司Q GDW 1878-2013 規定，風電場調壓時無功補償裝置的回響時間應不大於2s。而變壓器分接頭調壓顯然不能滿足這一要求，仍然需裝設其他類型的無功補償設備。因此，海上變電站是否採用帶分接頭調壓的變壓器需要進行綜合計算與評估。

4、油絕緣變壓器/氣體絕緣變壓器

電力變壓器是海上變電站已知的主要薄弱點之一，這主要是由於大型變壓器的油絕緣方式與鋼結構有關。油浸式變壓器不僅是海上變電站的消防重點，其鋼外殼也是變電站中的防腐重點。

氣體絕緣變壓器(gas insulated transformer，GIT)使用不燃的、防災性與安全性都很好的SF6 氣體作為絕緣介質。

海上變電站採用GIT 具有以下優勢：

1）能降低變電站室內的消防要求，去除相應的消防裝置；

2）GIT 無需油枕從而降低變電站高度；

3）GIT 能與氣體絕緣電抗器、GIS 安裝在一個空間內，有利於變電站安裝。但CIGRE 的工作組認為GIT 的套用缺乏長期運行經驗與測試，會產生什麼問題難以預料，風險較高。

5、無功補償

海上變電站設計時需要特別考慮無功補償與電壓控制問題，這主要是由於海上風電場中大量使用中壓、高壓海底電纜。為了滿足風電場的併網要求、最佳化風電場內部電氣設備運行條件，海上變電站的無功補償需充分最佳化無功補償形式、容量與安裝地點。

已有許多文獻對風電場的無功補償進行研究。這裡主要討論海上變電站中的無功補償地點。

首先，變電站低壓側補償設備具有體積小、絕緣要求低、價格低的優勢，是一種非常經濟、有效的無功補償與電壓調節方法。但是，海上變電站的無功補償還與濾波裝置相互影響。無功補償裝置是風電場與併網點諧波的重要來源之一，同時，濾波裝置也是額外的無功電源。因此，海上風電場無功補償分析還需要結合輸電系統的諧波水平分析。當諧波分析結果顯示海上變電站高壓側高頻諧波水平越限時，則需要在變電站高壓側進行無功補償。

其次，陸上變電站側進行集中無功補償可以顯著降低海上輸電系統的投資與運維成本。但是，高壓海底電纜的輸送容量與輸送距離與其兩側(即陸上變電站側與海上變電站側)的無功補償配置密切相關，這可能會成為影響遠海風電場(離岸距離大於50km)能否採用交流輸電方式的關鍵因素。

運行與維護相關設計研究

1、柴油發電機

海上變電站配置柴油發電機的目的是為了保證變電站站用電的可靠性。當變電站從主系統脫離時，柴油發電機可以為變電站的自動化、照明、安全等設備提供備用電源。由於海上變電站離岸距離遠、可及性差，為了保證變電站的安全，柴油發電機在海上變電站設計中通常是必不可少的。但是，海上變電站耐火等級低、火災損失大，除主變之外，柴油發電機與柴油罐是變電站消防設計中的重點。

目前設計中常用的方法是採用空間隔離的方式，將柴油機及油罐放置於變電站底層，與其它電氣設備相隔離。但是，柴油發電機的配置顯著提高了變電站的消防難度與成本。目前已有一些產品提出採用多個海上站互聯，降低海上變電站的失電機率的方式，取消柴油發電機。

2、海上直升機平台

直升飛機是海上風電場運維中一種常見的交通工具。在海上平台設計中，荷蘭海上石油/天然氣平台相關設計規範規定海上平台必須設定直升機平台。對此，海上變電站設計中目前並未有相關的要求。從統計數據可以看出，當海上風電場容量≥300MW 或離岸距離≥50km 時，其海上變電站平台多數配置了海上直升機平台。常用的海上變電站直升機平台主要有直升機坪(heli deck)與直升機懸停平台(heli-hoist)兩種，建設成本差異較大。

海上變電站設定直升機平台的主要目的之一是為了能夠通過運維人員的快速運輸，實現減少海上設備維護時間，降低風電場停電損失的目的。然而，根據DNV GL 調研，海上變電站每年約進行10~30 天的日常維護。在變電站具有充足的冗餘設計條件下，大多數變電站故障能夠通過日常維護完成修復而不引起停電。而且，直升飛機雖然能夠縮短海上的運輸時間，但是直升機的載重能力有限，不能攜帶備件，可協助完成的故障修復類型有限。Nysted 海上變電站故障也充分表明，專業維修人員、吊裝工具、備件等維護資源對海上變電站故障修復的延遲遠遠不是直升機對運維人員快速調配所能解決的。

根據荷蘭海上風電場的統計數據，海上直升機坪設計將額外需要1~2 百萬的成本支出，但實際因維護使用次數較少，使用效率較低。

直升機在海上變電站運維中最大的作用將主要體現在事故條件下對運維人員的緊急援救，因此直升機平台設計還需要考慮相配套的人員救援通道的設計。綜上，海上變電站是否設定直升機坪或直升機懸停平台，需要綜合變電站的位置、成本及人員安全需求等因素進行評估。

3、海上住宿平台

海上住宿平台通常與變電站比鄰而建，主要是為了減少運維人員的海上運輸時間與費用，提高風電場的運維效率。目前已有3 個海上變電站設定了海上住宿平台，其中Horns Rev II 是全球首個擁有海上住宿平台的海上變電站，離岸距離約為32km。最初設定海上住宿平台主要目的是為了解決風電場投運初期風機超乎預期的高故障率問題。當機組性能穩定、故障率下降之後，該住宿平台的使用頻率已明顯降低。

另外2 座海上變電站分別是德國Dan Tysk 海上風電場與Global Tech 1 海上風電場，其離岸距離分別為70km 與100km。目前還沒有相關運行數據表明海上住宿平台的必要性，但是可知海上住宿平台更適用於遠海風電場。

新技術研究

隨著海上風電的規模化發展，為了滿足海上風電場電能經濟、可靠傳輸的需要，海上變電站設計研究中逐漸提出了一些新的技術與想法。

1、更高電壓等級的中壓系統

海上風電場集電系統設計中，30~35kV 的電壓等級被廣泛套用，也曾被認為是最經濟的集電系統電壓等級。但是，隨著海上風電場中機組數量的增加、裝機容量的擴大，35kV 海纜在風電場中的套用逐漸呈現一些技術問題：

1）海纜的載荷能力有限，400mm2 截面的海纜最多只能承載5~6 台5MW的機組，對於更大容量海上風機，承載數量將更少；

2）海上風電場內部可能出現海纜擁擠的問題，嚴重影響海纜的敷設與維護；

3）海上變電站可能出現低壓倉位數量過多，導致變電站海纜接頭過多施工困難、基礎結構受力分析困難、保護配置複雜等問題。

為了解決這些問題，更高電壓等級的中壓系統被建議在海上風電場中使用。ABB 的相關研究人員提出在海上風電場中採用更高電壓等級(72kV)的中壓系統。DNV GL 對荷蘭Borssele海上風電場(1400MW)採用66kV 中壓系統的可行性進行論證，結果顯示與35kV 系統相比，採用66kV 系統能夠顯著改善海纜擁擠問題，降低電氣系統成本(達15%，參見表1)，且技術可行。

2、輕型海上變電站

為了滿足海上風電規模不斷增加的需求，海上變電站的容量與重量同時表現出日趨增大的趨勢，一座480MVA 的海上變電站上部結構重量約為2250t。日趨增大的重量和體積為變電站的海上施工造成巨大的阻礙。考慮到大多數海上風機施工船的吊裝能力約為1000t，提出了一種與海上風機施工的吊裝需求相當，能夠採用吊裝能力約為1000t 的吊裝設備，變電站上部結構能夠單次完成吊裝的一種新的海上變電站設計形式，即輕型海上變電站(lightweight offshore substation)。其核心的設計思想是海上變電站模組化設計，因此也稱為海上變壓器模組(offshore transformer module，OTM)。常規單個OTM 的設計容量為320MVA，重量約為660t。最大設計容量預計可滿足350MW 海上風電場的電能傳輸需求。OTM 主要有以下優點：

1）質量輕，對施工吊裝設備要求低、易實現。

2）單層設計。設備平鋪在一個水平平台中，設備維護與更換便捷；

3）可與風機集成使用。集成使用時，與風機共用一個基礎結構，無需另外建設海上變電站；

4）模組化設計。可以根據需要配置無功補償裝置，有助於實現大容量海上變電站的分期建設。考慮到海上風電場建設通常分期建設與投運，OTM的設計不僅有助於實現風電場內的機組根據建設期分批併網，而且多個輕型變電站的互聯可構成更大容量海上變電站，為海上變電站的擴建提供了一種可能性。

3、海上hub

近年來，歐洲地區海上風電場開發呈現規模化、集中化、深遠海化等特點，為了滿足海域中風電場群接入電網甚至接入不同地區(國家)電網的需要， 歐洲多個國家相繼提出了海上電網計畫(Offshore Grid)。概括來說，海上電網即是海上輸電網，通過建設海上交流變電站或直流站的形式為海域中一個或多個海上風電場提供接入系統的海上併網點，並逐漸在海上升壓站之間、海上站與陸上電網之間形成互聯的電網。

由於海上變電站將連線多個風電場或電網，在此也被稱為“海上hub”。海上電網的建設實際上是為一個或多個海上風電場提供便捷的併網條件，實現海上風電跨區(跨國)送電，獲得更大的風電收益，達到推動海上風電發展的目的。最典型的就是歐洲北部英國、挪威、德國等海上風電場的跨境互聯以及美國的阿特蘭大計畫，如圖所示。

海上電網的發展使得海上hub 不僅需要滿足海上風電場的併網需求，可能還擔負著多個海上變電站、多個地區陸上電網互聯的任務。海上hub 在設計時需要兼顧兩者的需求，且滿足相應的電網運行標準，這將對海上變電站設計提出新的要求。