1000MW级500kV海上升压站电气主接线方案研究

0引言

为落实“双碳”目标,同时带动经济社会的高质量发展,国家和政府对推动海上风电产业发展作出了政策决策,积极引导产业规划布局。中国海上风电装机规模在这一阶段得到了快速发展^[1]。在国家政策的引导下,我国海上风电正向着集群化、深远海、“三维”海域集约综合利用、环境友好等方向全面发展^[2—3]。

随着海上风电进入平价时代,海上风电工程建设过程中需要更多地考虑降本增效。海上升压站是海上风电场工程的心脏,提出大容量、紧凑型、轻量化、智能化的海上升压站关键设计方案,有助于降低海上风电工程造价及运行成本,在海上风电平价时代有助于提高风电场的市场竞争力^[4]。

对于深远海的海上风电场送出工程,主要有高压交流输电、柔性直流输电和高压低频输电等方案^[5—6]。由于海上换流站造价高昂,柔性直流输电目前仍在发展阶段,国内仅有三峡如东项目一个工程案例投运[7—8]。高压低频输电方案目前仍处于研究示范阶段,造价成本高,技术不成熟,但具有一定的发展前景^[9]。高压交流输电方案最为成熟,建设和运行经验丰富,目前已建和在建的海上风电项目绝大多数均采用此种方案。高压交流输电送出方案可采用220、330、500 kv电压等级。由于我国沿海省份的电网没有330 kv电压等级,海上风电采用330 kv电压送出登陆后必须升压才能接入电网,建设成本较高且调度较为复杂。因此,海上风电场一般优先考虑220 kv或500 kv交流送出方案。由于海缆载流量的限制,单回220 kv三芯海缆的输送容量最大约300 MW,单回500 kv三芯海缆的输送容量最大约600 MW。国内已投运最大装 机容量的海上升压站为1 000 MW^[10]。对于1 000 MW级海上升压站,可采用4回220 kv交流海缆送出或2回500kv交流海缆送出。相对于220kv送出方案,500 kv送出方案少2回送出海缆,大幅减少了用海面积,符合集约节约用海的国家政策,故推荐1 000 MW 海上升压站采用500 kv交流送出方案。本文研究并提出了适用于容量为1 000 MW的500 kv海上升压站的电气主接线方案,并在此基础上提出了1500 MW 海上升压站电气主接线的方案设想。

1 集电线路方案优化

现阶段海上风电场风机的单机容量越来越大,适用于深远海场景。目前已有单机容量16MW的海上风机投运,风机制造厂也在积极研发制造更大单机容量的海上风机,以提高风电场的经济效益。风机并网侧电压等级可采用35 kv或66 kv^[11]。

目前,国内已建海上风力发电场的风机,绝大部分都是采用35 kv电压等级。但是对于大容量海上风电场,35 kv集电线路回路数较多、电缆长度较长,运行损耗较高,海域使用面积大,补偿费用高,采用35 kv集电线路经济性逐步降低。

若采用66 kv风机方案,由于单回集电线路输送容量增加,输电回路电缆数量、用海面积、运行损耗明显减少,符合国家集约用海的原则和要求。但是,风机内升压变压器及环网设备采用66 kV,体积相较于35 kV变大,机舱、塔筒的设计和制造需要进行相应改变,风机相关设备的费用也需相应增加。目前,66 kV海缆的设备制造技术已较为成熟,相关设备也已通过型式认证,国内已有多个海上风电可靠运行的案例,从技术和设备制造方面不存在制约因素。

海上风电进入平价时代后,风电场装机规模和单机容量越来越大,为提高集电线路海缆的输送容量,减少海缆回路数,集约用海,并降低运行损耗和施工成本^[12],已有越来越多的海上风电场项目集电线路采用66 kV电压等级,66 kV海缆及机组配套升压设备价格后续仍然存在一定的下浮空间,且海上升压站内66 kV电气设备已非常成熟。

综合考虑降低工程造价、集约节约用海、减少海缆运行损耗等因素,对于深远海的海上风电场,推荐集电海缆采用66 kV电压等级方案。

2 主变压器选型优化

2.1 主变压器容量优化

对于1000 MW海上升压站,可设置两台500 kV主变压器。对于主变压器容量,若参照相关规范要求[13],单台主变压器的容量需不小于风电场装机容量的60%,主变压器容量选择600 MVA,可减少主变发生故障时的停电损失,但这就会导致主变压器容量的冗余度较高,主变压器的体积和重量偏大。 另外,500kV 送出海缆截面需按照600 MVA容量选择,送出海缆截面选型偏大,送出海缆造价增加。

本文提出将主变压器的容量由600 MVA优化为510 MVA,两台主变压器可满足1 000 MW海上升压站送出容量的需求。该配置方案可降低主变压器的体积和重量,减小海上升压站的尺寸,降低主变压器高压侧的额定电流,减小500 kV送出海缆截面,降低送出海缆设备的造价。

2.2 主变压器绕组型式优化

对于海上升压站主变压器的绕组型式选择,可采用分裂变压器或双绕组变压器。

目前国内已投运海上升压站的主变压器大部分 采用分裂变压器。与双绕组变压器相比,采用分裂变压器主要有以下两个优点:可限制低压侧短路电流,有利于中压配电装置的选型;中压配电装置发生故障时可限制故障范围,减小事故影响和损失。但是分裂变压器存在尺寸及重量较大,占地面积较大,建设成本较高的缺点。

1 000 MW海上升压站主变低压侧电压为66 kV,中压配电装置采用66 kVGIS配电装置,断路器的额定电流可达3150 A,短路开断电流可达40 kA。通过 ETAP软件进行仿真计算,66 kV母线的短路电流水平约为25kA。66 kVGIS配电装置完全满足双绕组主变压器低压侧短路电流水平的要求,设备选型不存在困难。在正常运维检修的情况下,GIS配电装置具有很高的运行可靠性,发生短路故障的概率很低。

因此,对于1 000 MW海上升压站,建议采用双绕组主变压器,可减小主变尺寸和重量,有利于打造轻量化海上升压站。

2.3 主变压器接线组别优化

海上升压站中压母线应采用低电阻接地方式,以满足电气设备保护的要求。因此,主变低压侧采用小电阻接地的方式,海上升压站主变低压侧中性点可设置一面50 Ω、通流750 A/10 s的中性点接地电阻柜。

目前国内海上升压站的主变压器低压侧绕组大都采用三角形接线,不能直接连接中性点接地电阻,需设置专用的接地变压器。66 kV接地变压器体积较大,需设置专用的变压器室,设备占地面积较大。

本文提出主变压器的接线组别采用YNyn0d11,66 kV绕组采用星形接线,高压侧连接500 kVGIS配电装置,低压侧连接66 kVGIS配电装置。主变压器低压侧中性点直接与中性点接地电阻连接,取消接地变压器。66kV接地电阻柜就地布置于主变压器室内,缩短与主变压器之间的连接电缆,取消专用的接地电阻柜配电间,节省占地面积。

3 无功补偿方案优化

对于500 kV交流送出方案,海缆对地电容大且系统电压高,海缆会产生大容量的充电功率,形成工频过电压,进而影响系统安全,并且会降低送出海缆的有功输送容量。海上风电场需通过无功计算确定无功补偿方案,抑制工频过电压。

通过对典型风电场的无功分析可知,一般而言,海上升压站的两回送出海缆需分别配置一台容量约250Mvar的高压电抗器。陆上集控中心每回海缆进线侧需配置一台高压电抗器,35kv母线需设置 SvG。通过采取以上无功补偿方案,可保证并网点的功率因数满足电网要求。

4500 kv配电装置接线优化

一般地,海上升压站500 kv配电装置可采用单母线接线、桥形接线或线变组接线,这几种接线方式在已建海上升压站工程中均有应用。

共有2回主变进线、2回海缆出线及2台高压电抗器需接入500 kv配电装置。单母线接线灵活性最好,但是需要配置5台高压断路器,断路器数量最多,保护配置相对复杂,设备尺寸最大,造价最高。桥形接线灵活性较好,需配置3台高压断路器,设备尺寸及造价次之。线变组接线灵活性相对较低,但是仅需配置2台高压断路器,断路器数量最少,保护配置简单,设备尺寸最小,造价最低。

综合考虑,推荐500 kv配电装置采用线变组接线,电气接线及保护装置大幅简化,降低了设备造价,减小了海上升压站的尺寸。

500 kv配电装置包含两组500 kv线变组间隔,设置高抗分支,进线侧连接500 kv主变压器,出线侧连接500 kv送出海缆,高抗分支连接500 kv高压电抗器。

电气设备连接方式方面,500 kvGIS配电装置与主变压器采用500 kv电缆连接,与高压电抗器采用500 kv电缆连接。与采用气体绝缘母线的刚性连接方式相比,采用高压电缆的柔性连接方式,更加适用于海上平台振动强度高的运行工况,可靠性更高。

566 kv配电装置接线优化

对于母线电流为3150 A的66 kv配电装置,一段母线接入电源容量最大约360 MvA。主变压器容量为510 MvA,低压侧设置一组66 kv单母线分段接线。

对于1 000 MW海上升压站,66 kvGIS配电装置可采用两组单母线分段接线方式,进线侧连接集电海缆风机进线,出线侧连接500 kv主变压器。

一回66 kv集电线路的输送容量为60~70 MW,1 000 MW海上升压站可采用16回集电线路接入。因此,66kvGIS配电装置需设置16回集电海缆进线间隔。

1 000 MW海上升压站电气主接线示意图如图1所示。

6 站用电接线优化

目前国内已建海上升压站的站用电系统常规电源方案为设置两台站用变压器从中压母线取电。但对于采用66 kv中压系统的海上升压站,该方案存在以下两个问题:一是66 kv站用变压器一般为油浸式变压器,需设置专用的站用变压器室和高压细水雾消防系统,土建设施成本较高;二是66 kvGIS配电装置需设置两个66 kv站用变压器间隔,电气设备造价较高且占地面积较大。

本文提出如下站用电系统电源方案:设置两台10 kv站用变压器,站用变电源引自两台主变压器的10 kv平衡绕组,两路电源互为备用。海上升压站中站用电系统接线示意图如图2所示。站用电设备包括

10 kv开关柜、站用变压器、低压开关柜和柴油发电机等。

10 kv开关柜进线侧采用电缆与主变压器平衡绕组端连接,出线侧与10 kv站用变压器并柜布置,采用铜母排连接。10kv站用变压器采用干式变压器,与低压开关柜并柜布置,采用铜母排连接,节省了连接电缆,提高了运行可靠性。

7 1 500 MW海上升压站电气主接线方案设想

对于深远海海上风电项 目,考虑到风电场集群式开发,海上升压站的装机容量会越来越大。对于1 500 MW超大容量的海上升压站,提出如下电气主接线方案设想,电气主接线示意图如图3所示。

1 500 MW海上升压站可设置三台500 kv主变压器,容量采用510 MvA,满足1500 MW海上升压站送出容量的需求。主变压器的接线组别采用YNyn0d11,66 kv绕组采用星形接线。主变压器低压侧中性点直接与中性点接地电阻连接,取消接地变压器。

500 kvGIS配电装置设置三个线变组间隔,进线侧连接500kv主变压器,出线侧连接500kv送出海缆。

66kvGIS配电装置采用三组单母线分段接线方式,进线侧连接集电海缆风机进线,出线侧连接500 kv主变压器。

8结论

本文对深远海大容量海上风电场的典型送出方案进行了阐述,通过技术比较,推荐1 000 MW海上升压站采用500 kv交流送出方案,提出了适用于容量为1 000 MW级的500 kv海上升压站的电气主接线方案。主要结论如下:

1)考虑降低工程造价、集约节约用海、减少海缆运行损耗等因素,对于深远海的海上风电场,推荐集电海缆采用66 kv电压等级方案。

2)海上升压站设置两台主变压器,主变压器的容量由600 MvA优化为510 MvA,采用双绕组主变压器,减小主变尺寸和重量,打造轻量化海上升压站。主变压器的接线组别采用YNyn0d11,66 kv绕组采用星形接线。

3)海上升压站出线采用2回500 kv送出海缆,每回送出海缆配置一台容量约250 Mvar的高压电抗器。

4)海上升压站500 kv配电装置采用线变组接线,简化电气接线及保护配置,减小海上升压站的尺寸。

5)66 kvGIS配电装置采用两组单母线分段接线方式,进线侧连接集电海缆风机进线,出线侧连接500 kv主变压器。

6)设置两台10 kv站用变压器,站用变电源引自两台主变压器的10 kv平衡绕组,两路电源互为备用。

另外,本文还针对1500 MW超大容量海上升压站的电气主接线方案提出了设想。

[参考文献]

[1] 司俊龙,艾琳,邱辰.2023年中国风电发展现状与展望[J].水力发电,2024,50(12):1—4.

[2]吴磊.海上风电技术发展综述[J].机械制造,2024,62(10):1—15.

[3]王立忠,王立林,洪义,等.海上风电技术发展趋势[J].能源工程,2024,44(6):3—12.

[4] 陶仁杰,魏华栋,杨朝晖.预制舱式升压站在海上风电中的应用研究[J].电工技术,2024(5):146—148.

[5]程改红,李文津,徐一星,等.我国远海风电送出输电技术及典型方案[J].电力科学与工程,2024,40(4):44—54.

[6]刘生.海上风电多风场集中送出方式优选方法[J].南方能源建设,2025,12(1):100—108.

[7]章浅诺,张哲任,金砚秋,等.适用于超大规模海上风电并网的直流送出系统[J].电力 自动化设备,2025,45 (1):106—114.

[8]张天龙,陈海焱,姜海博,等.海上风电柔性直流技术研究进展与展望[J].电力勘测设计,2024(5):25—31.

[9]齐磊,李志川,孙兆恒,等.海上风电低频输电并网技术研究现状及展望[J].中国海上油气,2024,36(2):195—204.

[10] 中国能源建设集团有限公司.世界首座500 kv海上交流升压站完成吊装[J].电世界,2023,64(4):59.

《机电信息》2025年第11期第6篇