[科普中国]-交流海上变电站设计

背景

近年来，随着海上风电的迅速发展，海上风电功率大容量、远距离的传输需求越来越迫切。海上交流升压变电站(简称海上变电站)作为海上风电场与陆上电网之间的连接枢纽，承担着以最佳效率进行电压变换与能量传输的任务，逐渐成为海上风电开发中的重要环节。

近年来，欧洲海上电网计划(Offshore Grid)与美国亚特兰大风电互联计划(Atlantic Wind Connection)的相继提出，更使海上变电站技术成为海上风电向更大规模、更深、远海域发展的关键技术之一。

自 2002 年，Horns Rev I 海上风电场建成全球首个海上变电站以来，目前欧洲地区已拥有超过100 座的海上变电站。这些海上变电站大多是由不同的设计公司根据风电场的具体情况定制而成，采用不同的设计方法与标准，并且较少公开其设计与运行的相关资料。一项由美国安全与财政执法局(BSEE)、海洋能源管理局(BOEM)共同资助的研究项目显示，应用在海上变电站中的相关标准约有230 多个，其中仅DNV-OS-J201 标准是完全针对海上变电站制定的，它的内容主要与平台结构有关，其余均为其他相关行业标准的引用。

目前，海上变电站中关于结构设计、电气系统、消防、直升机平台等方面的研究仍然存在很多空白。在运行数据方面，除了2007 年Nysted 海上变电站主变压器(简称主变)故障的少量信息之外，还没有其他公开的相关故障数据。行业标准与运行数据的缺乏使得海上变电站设计中的许多问题与方法都处于研究与探索阶段，相关技术的应用效果也需要等待时间的检验。

国内外许多专家和学者从不同角度对海上变电站设计中的各项技术与运行效果开展了大量的调查与研究工作，而且随着相关经验的积累与总结，海上变电站设计中也逐渐出现了一些新的技术和方法。1

差异分析海上变电站主要承担大规模海上风电场电能汇集、升压与输出的任务。从主要功能上看，它与陆上变电站是一致的。海上变电站设计过程中也参考和使用了大量陆上变电站设计的方法与标准。

但是，海上变电站并不是陆上变电站与海上石油/天然气平台的简单拼接。一方面，海上变电站位于海洋恶劣环境之中，设计时必须考虑海上环境对施工、运行与维护的影响；另一方面，海上变电站主要服务于将海上风电功率接入陆上电网，在当前电网具有充足功率备用的条件下，海上变电站停运主要影响风电场的发电效益，对电网与负荷的影响较小，造成的国民经济损失与社会影响也远远小于相同电压等级与容量的陆上枢纽变电站。因此，海上变电站在设计过程中考虑的因素与传统陆上变电站存在较大的差异。1

1、侧重点的差异

海上变电站与陆上变电站设计中最大的差异表现为两者的侧重点是不同的。陆上变电站作为电力系统发、输、配的重要环节，主要是为了满足电力用户持续、安全、可靠供电的需要，在变电站设计中对其运行可靠性有较高要求，而且通过长期的运行实践，变电站形成标准化与典型性设计，其建设与运行维护成本较为稳定。而海上变电站目前主要是服务于海上风电功率接入电网，强调的是在风电场有电能传输需求时能够可靠地进行能量传输，实现风电功率充分并网。

同时，海上作业难度大、危险系数高，变电站的建设、运行与维护难度、成本均远远高于陆上变电站。根据统计，相同容量条件下，海上变电站投资成本约为陆上屋内变电站的2~4 倍；相同条件下，海上变电站的故障维护时间几乎为陆上的10 倍左右。概括来说，与陆上变电站相比，海上变电站具有投资成本高、建设与维护困难，且停电影响较小的特点。

因此，海上变电站设计对成本变化更敏感。在可靠性方面，海上变电站设计在满足电网并网要求与安全性的基础上，考虑可靠性更多是从降低变电站维护成本及设备停运造成的发电损失的角度出发的；且当设计方案的评估结果显示高可靠性的设计成本支出高于收益时，这种设计方案很有可能不被采用。可以说，传统的陆上变电站设计更侧重其运行可靠性及对电网的影响，而海上变电站设计则更侧重安全性与全寿命周期内的经济性。这就导致海上变电站设计时采用的一些方法(如设备选型、结构设计等)与陆上变电站存在较大的差异，一些陆上站设计中通常不予考虑的设计方案在海上变电站中将成为可能。1

2、变电站重量与体积的约束

陆上变电站即使是室内变电站，也较少对变电站的重量与体积有明确的要求。但是，在海上变电站的设计中，变电站的重量与体积是必须考虑的2个重要参数，也是2 项重要约束。

海上变电站上层结构重量、体积与其基础结构的设计、变电站施工方式相互影响、相互约束。

在施工方面，新一代封闭式海上变电站多数采用整体安装的方式，因此，海上变电站上层结构的重量还将受限于施工船只的吊装能力。

根据江苏新能海装科技有限公司的调研数据，荷兰重吊船“Svanen”号的起吊能力为8700t，国内华天龙号的起重重量为4000t；但是这些特殊设计的起重船只，不仅使用费用高，在全国乃至全球范围内的数量都是非常有限的。大部分海上施工船只的吊装能力约为1000t。图1 对当前运行中的几个海上变电站的重量、容质比以及风电场的装机容量进行了总结。从图1 可以看出，海上变电站重量大致随其容量增加而增大，变电站的容质比约为150~300kVA/t。

由于海上变电站对重量与空间都有限制，这就对变电站的设备选型与布置提出了更高的要求。

3、运维的特殊需求

海上变电站与海上风机相似，具有可及性、维护可操作性差的特点。因此，与陆上变电站相比，海上变电站通常还需要额外结合海上运维的相关

需求进行设计。具体叙述如下：

1）安全性。

海上环境恶劣，风、浪、雨雾等天气会给变电站的施工、运行及维护带来困难，因此，海上变电站的设计需要考虑海上维护人员的安全问题以及变电站在极端、恶劣海况下的安全性问题。国际大电网组织CIGRE 在指出：海上变电站设计时首先要思考的问题是，变电站设计仅需要保障海上运维人员的安全，还是需要在灾害性故障下仍能保证设备与平台的完整性？高安全性的设计同时也意味着更高的投资成本。

此外，2007 年Nysted 海上变电站的主变故障表明，海上变电站在运行过程中可能有大型设备更换的需求，多层设计的海上变电站中，其大型设备通常位于底层或中间层，这些设备的安全拆卸与更换通道在设计时也需予以考虑。

2）监控系统。

海上变电站多数采用无人值守远方监控的运行方式，海上变电站就地检测与操作难度大。据DNV 数据，海上变电站通常采用每3 个月一次的定期检修，检修频率明显低于陆上变电站。因此，与陆上变电站相比，海上变电站需要更全面、可靠、智能的监控系统。智能变电站技术已经积累了丰富的经验与成果，海上变电站设计中将需要考虑设置更充分、全面的监控系统，增设主要设备与可能影响变电站安全运行的相关设备的状态监控，而且还需要结合监控与保护系统的经济与可靠性进行双重甚至多重化配置。

3）满足海上风机的运维需要。

海上变电站较陆上控制中心更接近海上风机，距离上的优势及海上变电站更大设计空间的充分利用，将有助于提高海上风机的运维效率、降低维护成本。因此，海上变电站设计中可能要结合海上风机的相关运维需求，进行维护工具、备件存储及运维人员休憩等功能设计。这在远海风电场的变电站设计中将尤为重要。

电气系统设计关键技术研究1、 变电站容量的选择

海上变电站的容量是决定变电站成本的关键因素，是海上变电站设计中的首要问题。英国最大的海上风电开发商The Crown Estate 与DNV GL 一致认为适当减少变电站容量是当前降低海上变电站度电成本的一种有效方法。

传统陆上变电站设计中，变电站容量通常是在考虑一定负荷率的基础上，根据计算负荷进行确定的，需保证在计算负荷条件下变压器可长期可靠运行，即变电站容量选择在计算负荷的基础上考虑了一定的容载比。以220kV 站为例，其容载比约为1.6~1.9。2

海上变电站容量选择的方法主要有以下 2 种。

1）按一定的容载比计算。

与陆上变电站相似，变电站容量在考虑一定容量裕度的基础上根据接入的风电场额定容量(通常默认功率因素为1)确定。但是，海上变电站的容载比选择并没有相关的标准与典型数据，各海上变电站的选择差异较大。图2 罗列了部分已投运的海上风电场容量及其海上变电站容载比数据。从图2 可以看出， 各变电站间的容载比差异较大， 在1.07~2.61 之间，但大部分容载比约在1~1.5 之间，容量裕度低于陆上变电站。

2）“N+”设计。

风电具有较大的波动性，根据统计数据，典型海上风电场全年中的满发时间约占10%，输出功率低于20%装机容量的情况占50%以上，风电场的年平均输出功率约为装机容量的33%。可以看出，根据风电场装机容量进行变电站容量选择将导致主变长期处于低载荷状态。

为了充分利用海上风电场的功率输出特性，海上变电站及高压海底电缆在容量选择时，采用适量低于风电场装机容量的方法，被称为“N+‘少量’”方法[9]。对“N+‘少量’”方法的可行性进行研究，认为可以从以下两方面进行综合评估：

①变压器通常具有20~40 年寿命，其短时过负荷对寿命的损伤是否能够满足海上风电场20~25 年寿命的要求；

②风电场满发状态下，是否可以考虑停运部分机组以降低风电场的输出功率。DNVGL对英国某540MW 海上风电场采用500MW 传输容量的海上变电站与高压输电海缆进行风电场度电成本(levelized cost of energy，LCOE)计算，结果表明“N+”设计的输电系统可实现海上风电场LCOE 下降1.3%。

2、主变形式的选择

主变压器是海上变电站中的关键电气设备。其数量与形式不仅决定海上变电站上层结构的体积与重量，还影响整个海上输电系统的电气特性、可靠性与经济性，是海上变电站设计时需要考虑的主要问题之一。

（1）三相变压器/单相变压器

三相变压器在海上变电站中应用最普遍，数量通常为1~3 个。从目前建成的海上变电站来看，通常风电场容量较大(一般大于150MW)时，变电站内需装设2 台变压器以满足“N−1”的要求。2007 年，Nysted 海上变电站由于唯一的主变压器故障导致变电站长达 4 个半月的故障停运，风电场损失巨大。事故的经验总结认为：主变N−1 设计是非常必要的。

由 4 台单相变压器构成的变压器组同样可以在满足“N−1”的基础上完成相应的电能传输任务。

（2）双绕组变压器/分裂变压器

双绕组变压器与分裂变压器在海上变电站中均有广泛应用。如Nysted、Ormonde、Robin Rigg、等采用的是双绕组变压器；London Array、GreaterGabbard、Thanet 等则采用的是分裂变压器。常用的双绕组变压器与分裂变压器的接线示意图如图所示。

双绕组变压器设计简单、价格低。而分裂变压器具有更好的电气特性，具体体现在：

1）与双绕组变压器相比，相同容量、短路阻抗条件下，分裂变压器的等值阻抗大一倍，有助于降低风电场输电系统的短路电流水平，尤其是考虑变压器N−1 运行的情况；

2）分裂绕组变压器有助于提高风电场输电系统的整体低电压穿越能力，能够在风机出口、箱变、输电线路前段发生短路的情况下，维持高压侧较高的电压水平；

3）采用分裂变压器有助于提高变电站主接线的可靠性。如图所示的连接方式，分裂绕组的2 个分支可以独立运行、互为备用。

3、是否考虑分接头调压

变压器分接头调压是电力系统无功调节的主要手段之一。海上变电站采用有载调压变压器，有助于节省海上无功补偿设备容量，但存在以下问题：

1）变压器分接头部分频繁操作容易发生故障，对于维护困难的海上变电站来说，是非常不利的。有人提出采用真空分接头有载调压变压器的方式，该变压器能有效降低分接头故障率，同时延长变压器日常维护间隔；但该方法不能彻底解决分接头故障的隐忧。

2）风电场并网运行时，电网对其无功调节响应速度有一定的要求。如国家电网公司Q GDW 1878-2013 规定，风电场调压时无功补偿装置的响应时间应不大于2s。而变压器分接头调压显然不能满足这一要求，仍然需装设其他类型的无功补偿设备。因此，海上变电站是否采用带分接头调压的变压器需要进行综合计算与评估。

4、油绝缘变压器/气体绝缘变压器

电力变压器是海上变电站已知的主要薄弱点之一，这主要是由于大型变压器的油绝缘方式与钢结构有关。油浸式变压器不仅是海上变电站的消防重点，其钢外壳也是变电站中的防腐重点。

气体绝缘变压器(gas insulated transformer，GIT)使用不燃的、防灾性与安全性都很好的SF6 气体作为绝缘介质。

海上变电站采用GIT 具有以下优势：

1）能降低变电站室内的消防要求，去除相应的消防装置；

2）GIT 无需油枕从而降低变电站高度；

3）GIT 能与气体绝缘电抗器、GIS 安装在一个空间内，有利于变电站安装。但CIGRE 的工作组认为GIT 的应用缺乏长期运行经验与测试，会产生什么问题难以预料，风险较高。

5、无功补偿

海上变电站设计时需要特别考虑无功补偿与电压控制问题，这主要是由于海上风电场中大量使用中压、高压海底电缆。为了满足风电场的并网要求、优化风电场内部电气设备运行条件，海上变电站的无功补偿需充分优化无功补偿形式、容量与安装地点。

已有许多文献对风电场的无功补偿进行研究。这里主要讨论海上变电站中的无功补偿地点。

首先，变电站低压侧补偿设备具有体积小、绝缘要求低、价格低的优势，是一种非常经济、有效的无功补偿与电压调节方法。但是，海上变电站的无功补偿还与滤波装置相互影响。无功补偿装置是风电场与并网点谐波的重要来源之一，同时，滤波装置也是额外的无功电源。因此，海上风电场无功补偿分析还需要结合输电系统的谐波水平分析。当谐波分析结果显示海上变电站高压侧高频谐波水平越限时，则需要在变电站高压侧进行无功补偿。

其次，陆上变电站侧进行集中无功补偿可以显著降低海上输电系统的投资与运维成本。但是，高压海底电缆的输送容量与输送距离与其两侧(即陆上变电站侧与海上变电站侧)的无功补偿配置密切相关，这可能会成为影响远海风电场(离岸距离大于50km)能否采用交流输电方式的关键因素。3

运行与维护相关设计研究1、柴油发电机

海上变电站配置柴油发电机的目的是为了保证变电站站用电的可靠性。当变电站从主系统脱离时，柴油发电机可以为变电站的自动化、照明、安全等设备提供备用电源。由于海上变电站离岸距离远、可及性差，为了保证变电站的安全，柴油发电机在海上变电站设计中通常是必不可少的。但是，海上变电站耐火等级低、火灾损失大，除主变之外，柴油发电机与柴油罐是变电站消防设计中的重点。

目前设计中常用的方法是采用空间隔离的方式，将柴油机及油罐放置于变电站底层，与其它电气设备相隔离。但是，柴油发电机的配置显著提高了变电站的消防难度与成本。目前已有一些产品提出采用多个海上站互联，降低海上变电站的失电概率的方式，取消柴油发电机。

2、海上直升机平台

直升飞机是海上风电场运维中一种常见的交通工具。在海上平台设计中，荷兰海上石油/天然气平台相关设计规范规定海上平台必须设置直升机平台。对此，海上变电站设计中目前并未有相关的要求。从统计数据可以看出，当海上风电场容量≥300MW 或离岸距离≥50km 时，其海上变电站平台多数配置了海上直升机平台。常用的海上变电站直升机平台主要有直升机坪(heli deck)与直升机悬停平台(heli-hoist)两种，建设成本差异较大。

海上变电站设置直升机平台的主要目的之一是为了能够通过运维人员的快速运输，实现减少海上设备维护时间，降低风电场停电损失的目的。然而，根据DNV GL 调研，海上变电站每年约进行10~30 天的日常维护。在变电站具有充足的冗余设计条件下，大多数变电站故障能够通过日常维护完成修复而不引起停电。而且，直升飞机虽然能够缩短海上的运输时间，但是直升机的载重能力有限，不能携带备件，可协助完成的故障修复类型有限。Nysted 海上变电站故障也充分表明，专业维修人员、吊装工具、备件等维护资源对海上变电站故障修复的延迟远远不是直升机对运维人员快速调配所能解决的。

根据荷兰海上风电场的统计数据，海上直升机坪设计将额外需要1~2 百万的成本支出，但实际因维护使用次数较少，使用效率较低。

直升机在海上变电站运维中最大的作用将主要体现在事故条件下对运维人员的紧急援救，因此直升机平台设计还需要考虑相配套的人员救援通道的设计。综上，海上变电站是否设置直升机坪或直升机悬停平台，需要综合变电站的位置、成本及人员安全需求等因素进行评估。1

3、海上住宿平台

海上住宿平台通常与变电站比邻而建，主要是为了减少运维人员的海上运输时间与费用，提高风电场的运维效率。目前已有3 个海上变电站设置了海上住宿平台，其中Horns Rev II 是全球首个拥有海上住宿平台的海上变电站，离岸距离约为32km。最初设置海上住宿平台主要目的是为了解决风电场投运初期风机超乎预期的高故障率问题。当机组性能稳定、故障率下降之后，该住宿平台的使用频率已明显降低。

另外2 座海上变电站分别是德国Dan Tysk 海上风电场与Global Tech 1 海上风电场，其离岸距离分别为70km 与100km。目前还没有相关运行数据表明海上住宿平台的必要性，但是可知海上住宿平台更适用于远海风电场。1

新技术研究随着海上风电的规模化发展，为了满足海上风电场电能经济、可靠传输的需要，海上变电站设计研究中逐渐提出了一些新的技术与想法。

1、更高电压等级的中压系统

海上风电场集电系统设计中，30~35kV 的电压等级被广泛应用，也曾被认为是最经济的集电系统电压等级。但是，随着海上风电场中机组数量的增加、装机容量的扩大，35kV 海缆在风电场中的应用逐渐呈现一些技术问题：

1）海缆的载荷能力有限，400mm2 截面的海缆最多只能承载5~6 台5MW的机组，对于更大容量海上风机，承载数量将更少；

2）海上风电场内部可能出现海缆拥挤的问题，严重影响海缆的敷设与维护；

3）海上变电站可能出现低压仓位数量过多，导致变电站海缆接头过多施工困难、基础结构受力分析困难、保护配置复杂等问题。

为了解决这些问题，更高电压等级的中压系统被建议在海上风电场中使用。ABB 的相关研究人员提出在海上风电场中采用更高电压等级(72kV)的中压系统。DNV GL 对荷兰Borssele海上风电场(1400MW)采用66kV 中压系统的可行性进行论证，结果显示与35kV 系统相比，采用66kV 系统能够显著改善海缆拥挤问题，降低电气系统成本(达15%，参见表1)，且技术可行。

2、轻型海上变电站

为了满足海上风电规模不断增加的需求，海上变电站的容量与重量同时表现出日趋增大的趋势，一座480MVA 的海上变电站上部结构重量约为2250t。日趋增大的重量和体积为变电站的海上施工造成巨大的阻碍。考虑到大多数海上风机施工船的吊装能力约为1000t，提出了一种与海上风机施工的吊装需求相当，能够采用吊装能力约为1000t 的吊装设备，变电站上部结构能够单次完成吊装的一种新的海上变电站设计形式，即轻型海上变电站(lightweight offshore substation)。其核心的设计思想是海上变电站模块化设计，因此也称为海上变压器模块(offshore transformer module，OTM)。常规单个OTM 的设计容量为320MVA，重量约为660t。最大设计容量预计可满足350MW 海上风电场的电能传输需求。OTM 主要有以下优点：

1）质量轻，对施工吊装设备要求低、易实现。

2）单层设计。设备平铺在一个水平平台中，设备维护与更换便捷；

3）可与风机集成使用。集成使用时，与风机共用一个基础结构，无需另外建设海上变电站；

4）模块化设计。可以根据需要配置无功补偿装置，有助于实现大容量海上变电站的分期建设。考虑到海上风电场建设通常分期建设与投运，OTM的设计不仅有助于实现风电场内的机组根据建设期分批并网，而且多个轻型变电站的互联可构成更大容量海上变电站，为海上变电站的扩建提供了一种可能性。

3、海上hub

近年来，欧洲地区海上风电场开发呈现规模化、集中化、深远海化等特点，为了满足海域中风电场群接入电网甚至接入不同地区(国家)电网的需要， 欧洲多个国家相继提出了海上电网计划(Offshore Grid)。概括来说，海上电网即是海上输电网，通过建设海上交流变电站或直流站的形式为海域中一个或多个海上风电场提供接入系统的海上并网点，并逐渐在海上升压站之间、海上站与陆上电网之间形成互联的电网。

由于海上变电站将连接多个风电场或电网，在此也被称为“海上hub”。海上电网的建设实际上是为一个或多个海上风电场提供便捷的并网条件，实现海上风电跨区(跨国)送电，获得更大的风电收益，达到推动海上风电发展的目的。最典型的就是欧洲北部英国、挪威、德国等海上风电场的跨境互联以及美国的阿特兰大计划，如图所示。

海上电网的发展使得海上hub 不仅需要满足海上风电场的并网需求，可能还担负着多个海上变电站、多个地区陆上电网互联的任务。海上hub 在设计时需要兼顾两者的需求，且满足相应的电网运行标准，这将对海上变电站设计提出新的要求。1