海上风电工程（共7篇）
海上风电工程 篇1
0 引言
适应海上作业设计的大型起重设备是海上风电作业平台的关键设备, 相对于陆上风机的安装, 海上风机安装施工难度更高, 海上风电起重设备要求具有大额定起重量、大起升高度、大工作半径和适应海上恶劣环境的特点。
700 t海上风电工程起重是安装于“华电一号”的主起升设备, 由南通润邦重机设计、建造, 2013年交付用户并投入使用。
1 主要技术参数
1.1 额定起重量
本起重机配置有主副两大钩及小钩, 主钩最大额定起重量达到700 t, 副钩最大额定起重量为300 t, 小钩额定起重量为5 t。主钩主要考虑满足5 MW以下风电发电设备的起吊、安装及维护, 以及作为海上风电基础打桩作业时的起吊。副钩的起升速度大于主钩, 用于起吊小件或速度较高工况。小钩主要用于人员及小件、工具起吊。
起重机入级中国船级社, 按中国船级社最新《船舶与海上设施起重设备规范》要求设计, 按浪高、风速等不同海洋作业工况要求, 吊钩在不同工作半径有不同的最大起重量, 负载曲线如图1所示。
1.2 工作幅度
起重机主钩的最大回转工作半径达到66 m, 副钩的最大回转工作半径为73.5 m, 小钩最大回转工作半径为72 m。由于海上作业工况复杂, 按浪高、风速等不同作业工况, 主副钩在不同的起重量时有不同的工作半径。
主钩的工作半径介于22.5~66 m间, 副钩的工作半径介于25~73.5 m间, 满足了起吊作业时的安全距离和起吊平台外工件的距离要求。
1.3 起吊高度
为满足起吊风电设备的大高度需要, 主钩的起吊高度达到甲板上120 m, 甲板下14 m的能力;副钩和小钩的起吊高度也达到甲板上126 m, 甲板下14 m的能力。
1.4 起重机各机构的工作级别
起重机各机构的工作级别在设计时参考了GB3811《起重机设计规范》最新版的要求, 结合用户实际使用工况确定, 具体级别内容见表1。
700 t海洋风电工程起重机的主要技术参数见表2。
2 主要结构介绍
2.1 底座
底座为一外形天圆地方的结构件, 是起重机和风电平台 (船) 甲板的连接部分, 承受着所有起重机传递过来的力矩、转矩、垂直力和径向力等载荷, 在本设备中, 底座承受的最大力矩达到了28 000 t·m。为减轻设备自重对平台 (船) 的负荷, 底座的主要材料采用了牌号DH40高强度船板。
2.2 桅杆
桅杆为一圆锥柱体, 主要由高强度船板板材纵向轧制焊接而成, 与底座焊接在甲板上, 是设备的主要受力构件, 变幅滑轮组与主起升滑轮组安装于桅杆上部。桅杆下部为一圆筒体, 桅杆的主要材料也采用了高强度船板, 以尽量减轻自重。桅杆的高度达到了55 m。
2.3 回转平台
回转平台外形为板梁结构, 动力泵组、机房、回转机构、主辅起升机构、变幅机构、吊臂及司机操纵室等均布置在回转平台上。回转平台长7.65 m, 宽7.45 m。
2.4 吊臂
吊臂总长达到了120多m, 由主臂和副臂组成, 主臂长110 m, 主副臂通过焊接连接。吊臂分为多节, 方便平台安装时起吊, 吊臂根部最宽达到7 m。吊臂的外形为桁架式结构, 为降低自重, 增加安全性能, 使用超高强度钢管材料Q460-D焊接而成, 整体挡风面积小, 承载能力强, 适于海上工作环境。吊臂头部安装有主副钩钢丝绳滑轮组。吊臂的弦杆及斜拉筋均采用高强度钢管设计、制作, 整体外形美观。
3 主要机构介绍
3.1 主钩起升机构
主钩起升机构由双液压卷筒、支架、行星减速齿轮箱和液压马达组成。卷筒采用了螺旋槽方式, 确保钢丝绳排列整齐, 不乱绳, 提高了钢丝绳寿命;增加了绕绳层数, 实际达到了9层;增大了容绳量, 容绳量达到了3000 m。主钩起升机构的钢丝绳直径48 mm, 单绳拉力达到500 k N。
起升机构的减速箱采用内藏式行星减速箱, 减少了占用空间, 减轻了自重。起升机构的制动是常闭式制动器, 通过弹簧制动器进行, 制动器设有摩擦片磨损补偿装置。在失压情况下, 制动器可马上接 (咬) 合, 以实现安全制动。
3.2 变幅机构
变幅机构与主钩起升机构一样, 由双液压卷筒、支架、行星减速齿轮箱和液压马达组成。卷筒也采用了螺旋槽方式, 以提高钢丝绳寿命和容绳量;变幅机构卷筒绕绳达到了7层, 容绳量达到了2800 m, 变幅机构的钢丝绳直径48 mm。
变幅机构的减速箱也采用内藏式行星减速箱, 制动是常闭式制动器, 通过弹簧制动器进行, 制动器设有摩擦片磨损补偿装置。在失压情况下, 制动器可马上接 (咬) 合, 以实现安全制动。变幅机构设有逆向棘轮棘爪安全装置, 保证吊臂不会因为失压掉落。
3.3 回转机构
回转机构主要由2套转盘支承装置、6套回转齿轮箱、液压马达等组成。大转盘支承采用3排外齿圆柱滚柱支承, 滚道中径为7.4 m。每个回转齿轮箱是一个带圆盘制动器的行星齿轮减速器, 由恒定排量液压马达驱动, 小齿轮输出 (带动整机回转) 。小齿轮与回转轴承轮齿间隙的调整可通过装置的偏心安装法兰来进行。
回转制动通过圆盘制动器进行, 制动器为弹簧常闭湿式摩擦片刹车型式, 在系统失压情况下, 摩擦片可以马上接合, 保证安全可靠制动。制动器摩擦片磨损后, 通过间隙调整机构可以很方便地进行间隙补偿。
4 动力及液压系统
起重机动力安放在起重机转台机房内, 由4套电机250 k W作为原动力, 每2台电机各带1套油泵组成2套泵组为各机构提供动力。2套泵组正常时一起作用, 也可互为备用, 即当1套泵组发生故障停机时, 另1套泵组也可单独提供动力, 保证作业不至中断。
起重机主钩起升、副钩起升、小钩起升、旋转、变幅机构均采用了液压驱动, 2套泵组提供的液压动力, 分别驱动各系统的液压马达。系统采用当今世界较为先进的、成熟的液压负载敏感控制技术, 灵活、高效、节能, 使各速度得到平稳控制。
5 结语
700 t海上风电工程起重机型式新颖、结构紧凑、布局合理, 主要执行元件如减速箱、电气元件、液压系统等主要设备采用国外先进设备, 性能优良、质量可靠。特别是主要结构件采用高强度及超高强度材料, 降低了自重, 减小了外形尺寸, 增强了整机安全系数。回转采用了双转盘支承方式, 为国内首创, 可以大幅度减小装备外形尺寸, 降低占用平台 (船) 空间, 具有技术创新性工作。
摘要：介绍了一种700t海上风电安装工程起重机的技术参数、性能, 以及主要结构和机构的组成。
关键词：近海,风电安装,起重机
海上风电工程 篇2
风力发电是一种绿色能源, 得到了政府的大力支持, 近几年来在我国也取得了迅速的发展, 在我国西北及沿海的部分地区, 都建成了大规模的风电工程, 海上风电因为其得天独厚的优势, 在近几年来也得到了迅猛的发展。
海上风电工程的结构又与陆上风电工程有所不同, 海水的电阻率相对于一般的土壤电阻率来说很低, 海上风电工程中的电缆线也比较长, 故海上变电站的过电压及防雷有其自身特点。但是, 针对海上变电站雷电过电压的研究较少, 主要集中在海上风电机组的防雷保护。本此研究结合工程实例, 通过预仿真计算, 可以为以后海上风电场系统的一些防雷问题提供一定的参考作用。
2 海上变电站的侵入波过电压
雷电沿架空线路入侵海上变电站的雷电侵入波有两种: (1) 反击侵入波; (2) 绕击侵入波[2]。
海上变电站的反击侵入形式有两种: (1) 雷击架空线路杆塔或是紧靠塔顶处的避雷线; (2) 雷击避雷线档距中央。
一般来说雷击避雷线档距中央这种情况的反击发生的概率较小, 只有10%左右。故本文只考率第一种情况的反击过电压。雷击架空线路杆塔塔顶或紧靠杆塔塔顶处的避雷线时, 很大一部分雷电流会通过杆塔流入大地, 还有一部分雷电流通过避雷线流入相邻杆塔上, 会在杆塔上产生很大的电压降[1]。
3 海上变电站雷电侵入波过电压仿真计算
3.1 某站接线图
研究选取某35k V/110k V海上变电站, 采用35k V海底光电复合电缆将风电机组并联起来接到110k V的海上升压站进行升压, 电能通过110k V的高压三芯海缆送到位于陆上的集控中心, 最后由110k V的架空线路接入220k V的变电站, 198MW的海上风电场。
110k V海上升压站站内35k V母线采用单母分段接线, 母线上有两台变压器, 该变电站有两条进线, 每条进线上均带有线路避雷器。
3.2 计算模型和参数
3.2.1 雷电流模型
用简练的数学表达式来描述典型的雷电流波形, 有助于定量分析, 以便于进行许多相关的计算。Stekolnikov (1941) 以及Bruce和Golde (1941) 同时提出了双指数表达式:
式中:η为波形系数;Im为雷电流幅值;T1和T2分别为波头时间常数和波尾时间常数。在ATP中直接输入波头时间、波尾时间和雷电压峰值。
雷电流波形各国测得的数据基本一致。波头长度大多在1~5μs的范围内, 平均2~2.5μs。我国在防雷保护设计分析中建议采用2.6μs的波头长度。雷电流的波长, 实测表明在20~100μs范围内, 平均约为50μs。根据以上分析, 在防雷保护计算中, 雷电流的波形选择为2.6/50μs[4]。
3.2.2 输电线路模型
(1) 架空线模型
本文中的线路模型线采用五线J.Marti频率特性架空线模型, 包括三条导线和两条地线的模型。此种架空线的模型直接计算了地线和导线之间的耦合系数, 那么在仿真计算过程中 (尤指绝缘子串闪络过程) 就不必再考虑被击避雷线和已闪络导线对未闪络导线的耦合电压[3]。
本文中变电站的进线段的线路参数如下:
(1) 110k V级侧架空导线型号LGJ-240/50, 导线计算直径22.40mm, 20℃直流电阻0.1198Ω/km。
(2) 避雷线型号GJ-50, 计算直径为9mm, 电阻为3.7Ω/km。
(3) 110k V侧杆塔上绝缘子串型号XWP-70, 1×8片, 爬距8×400mm, 单片绝缘子50%冲击闪络电压为130k V, 绝缘子串50%冲击闪络电压为700k V。
(4) 土壤电阻率取100Ω·m。
(2) 电缆模型
海底电缆采用500mm2三芯交联聚乙烯光电复合电缆, 线路全长19km, 敷设在海床下, 深度为5m。从经济性考虑, 海缆外皮设计时未严格防水, 因此可近似认为三芯电海缆采用多点接地方式。
本文仿真计算中EMTP/ATP电缆参数设置示意图见图1。
3.2.3 杆塔模型
本文的计算时, 采用根据杆塔结构尺寸得到的波阻抗模型。我国规程推荐的铁塔阻抗为150Ω, 电感为0.5μH/m, 杆塔的波速为300m/μs。多年的实测经验表明, 测量的阻抗和波速度一般比推荐的值要小。本次研究中110k V线路杆塔取的是酒杯型直线塔型塔, 为了简便计算, 杆塔的波阻抗均按照DL T620-1997中的规定取值为150Ω。杆塔波速取0.7倍光速, 2.1×108m/s。
3.2.4 变压器等电气设备的模型
由于雷电波的高频特性, 变电站设备如变压器, 断路器, 电流互感器, 隔离开关等, 在高频电压波作用下, 对外呈现明显的电容效应, 因此均可近似采用等值入口电容进行等效。主要电气设备入口电容取值见表1。
3.2.5 绝缘子串闪络模型
在本文的仿真计算中, 对于绝缘子串的闪络过程的模拟可以利用ATP中的压控开关模型来模拟, 将压控开关模型并联接在绝缘子串的两端, 当作用在绝缘子串上的电压不能使绝缘子串发生闪络时, 压控开关处于断开状态, 反之, 当作用在绝缘子串两端的电压大于其闪络电压时, 压控开关就会闭合, 使绝缘子串处于短路状态。
本文中绝缘子串50%冲击闪络电压取700k V。
3.2.6 避雷器模型
本次研究选用氧化锌避雷器, 氧化锌避雷器的阀片以氧化锌 (Zn O) 为主要材料, 其阀片具有极好的伏安特性。氧化锌避雷器的电气特性, EMTP/ATP中避雷器模型生成的非线性伏安特性曲线如图2所示。
3.2.7 仿真模型
根据以上分析, 在ATP软件中建立雷电侵入波仿真模型如图3所示。
4 计算结果与数值分析
4.1 反击侵入波过电压计算
4.1.1 计算条件
(1) 雷电流幅值
雷电流幅值分别选取100k A、150k A、200k A, 波形2.6/50μs, 采用正极性雷电流。雷电流幅值超过100k A的概率为7.30%, 超过150k A的概率为1.98%, 超过200k A的概率为0.54%。
(2) 雷击点
雷击点选在110k V侧架空线近区#1号杆塔、#2号杆塔, 和远区#6号杆塔塔顶。
(3) 运行方式
本文计算中考虑单线单变运行方式, 这种运行方式下站内设备上的过电压是最严重的。因为此种运行方式下, 投入运行的设备线路都较少、总的电容也少。
4.1.2 计算结果
计算中, 变压器侧不带避雷器, 仅GIS的入口端装设一组避雷器。
(1) 雷电流幅值为100k A时, 单线单变运行方式下雷击#1号杆塔, #2号杆塔, #6号杆塔的计算结果如表2所示。
(2) 雷电流幅值为150k A时, 单线单变运行方式下雷击#1号杆塔, #2号杆塔, #6号杆塔的计算结果如表3所示。
(3) 雷电流幅值为200k A时, 单线单变运行方式下雷击#1号杆塔, #2号杆塔, #6号杆塔的计算结果如表4所示。
4.2 绕击侵入波过电压计算
4.2.1 计算条件
(1) 雷电流幅值
在分析计算绕击侵入波侵入海上变电站的过电压时, 需要知道最大绕击电流Im该值是根据电气几何模型求得的。
因为地面倾斜角未知, 在进行计算绕击侵入波过电压时, 取14k A为绕击电流幅值, 雷电通道的波阻抗取为800Ω。
(2) 雷击点
雷击点选在110k V侧进线段#1号杆塔, #2号杆塔, #6号杆塔塔顶。
4.2.2 计算结果
海上变电站的绕击侵入波过电压计算结果如表5所示。
4.3 绝缘配合裕度计算
表6中的绝缘配合计算方法为:绝缘配合裕度1= (绝缘水平-Umax) /Umax×100%;绝缘配合裕度2= (保证耐压-U-max) /Umax×100%。
4.4 海底电缆长度对设备过电压的影响
为了研究海底电缆长度对站内各主要电气设备过电压的影响, 在仿真模型中改变海底电缆的长度, 分别比较当海底电缆长度为19km, 10km, 5km, 3km、1km时, 站内各主要设备上的过电压值。图4是单线单变运行方式下, 雷击#1杆塔时, 改变海缆长度, 站内各主要设备的过电压值。
从图4可以看出当电缆从1km增加到19km时, 变压器上的电压从385.53k V降为290.04k V, 降幅为24.77%, 可见电缆的长度对过设备电压的发展影响很大, 各设备上过电压的幅值大小均随着电缆的长度增加而下降。
5 仿真计算小结
依据某海上变电站设计要求, 对该海上变电站的反击侵入波过电压、绕击侵入波过电压进行了仿真计算, 得出的结论如下:
(1) 被雷击的杆塔距离变电站越近的雷电侵入波过电压更大, 雷击#1号杆塔塔顶时, 站内各电气设备的过电压值最大。
(2) 随着雷电流幅值的增大, 各设备上的过电压会逐渐增大, 雷电流幅值为200k A时, 各设备上的过电压情况最为严重。
(3) 最大绕击电流较反击电流来说要小很多, 绕击对于设备的绝缘危害并不大。
(4) 依据反击侵入波过电压计算出的设备最大雷电过电压值, 计算了相应的绝缘配合裕度。验证了在海上变电站的GIS入口侧安装一组避雷器即可有效保护电站。
(5) 设备上的雷电过电压幅值与电缆长度有关, 过电压的大小随着电缆长度的增加明显下降。
参考文献
[1]陈维贤.电网过电压教程[M].北京:中国电力出版社, 1996.
[2]关根志.高电压工程基础[M].北京:中国电力出版社, 2003.
[3]Alternative transient program (ATP) Rule Hook[M], K.U.Leuvcn EMTP Centre, 1987.
海上风电场测量 篇3
随着陆地化石能源不可逆转地逐渐枯竭, 采用新的可再生能源来逐步取代化石能源已成为世界各国的广泛共识。风能因其资源丰富、清洁、无污染以及开发技术成熟等优势成为新能源开发的重点。我国海洋风能资源储量丰富, 开发和利用这一可再生能源, 对解决我国沿海地区的能源短缺, 促进经济可持续发展, 带动旅游、环保等产业发展, 维护我国海洋权益等均具有重要意义。建设海上风力发电场即为开发和利用海上风能的主要手段。
查明拟建海上风电场区海底的地形、地貌, 为风电场设计、建设、运营和管理等提供基础地理信息是实施海上风电开发工程重要的基础工作。由于海上测量有别于陆地测量, 具有动态性和隐蔽性, 因此总结与研究测量控制点布设、海上导航、定位及水深 (高程) 测量的技术方法以及所使用的仪器设备, 以满足海上风电场工程勘测需要, 是“海上风电勘测测量技术研究”的任务。
随着测绘技术的发展, 采用实时动态差分全球定位系统 (GPS-RTK) 技术和测深技术, 组成GPS-RTK和测深仪联合作业系统来测绘地形图已经成为可能。
2 测区概况
某近海风电场范围沿海岸线方向长约20km, 南北宽2.0km~3.7km。该海区属不规则半日潮区, 潮汐形态系数0.86。海水最高潮位3.78m, 最低潮位-1.30m, 平均高潮位1.61m, 平均低潮位0.60m, 平均海平面1.11m, 平均潮差1.00m, 最大潮差3.27m。
3 控制测量
采用GPS网, 布设成三角形网或导线网形式, 构成有检核条件的图形。相邻点平均距离3km~5km。联测2个及2个以上已知控制点, 控制点宜分布在控制网的两端和中部。
高程控制网以附合路线或结点网形式布设, 网点由GPS点、水准起算点等组成, 采用四等电磁波测距三角高程测量。
4 地形测量
4.1 测绘原理
GPS-RTK技术是卫星导航定位技术与数据通讯技术相结合的载波相位实时动态定位技术, 能够实时地提供测站点在指定坐标系中的三维定位结果。单基准站GPS-RTK技术在测量工程实践中应用广泛, 适宜于风电场测量的导航、定位要求。其测量系统的基本设备配置为两台以上的双频GPS接收机, 数据传输设备 (数据通讯链) , 实时动态测量的软件系统。其作业过程是:在基准站上安置一台GPS接收机, 对所有可见GPS卫星进行连续的跟踪观测, 同时将观测数据 (载波相位观测值和基准站坐标等) 利用无线电传输设备实时地传送给流动站。在流动站上利用GPS接收机在对GPS卫星信号进行接收观测的同时, 也通过无线电接收设备接收基准站传输过来的观测数据, 然后根据相对定位原理, 实时地计算并显示流动站的三维坐标及精度。
GPS-RTK的优点是在瞬间得到测点的三维坐标, 其精度可达厘米级, 设备和操作较简单。然而在作业距离过远时, 精度会大幅下降甚至无法工作。因此一般单基站GPS-RTK的作业半径不宜超过15公里。
用单波束测深仪测深技术成熟、应用最为广泛。通常把GPS-RTK、测深仪、姿态仪、与海洋导航、测量软件等结合在一起组成测量系统。GPS-RTK负责导航与测点定位, 测深仪采集水深。利用RTK测得的GPS天线精确的三维坐标 (X, Y, H) , 其中X、Y确定定位点的平面位置, RTK高程结合由测深仪同步测得的水深经姿态改正后换算出同一平面位置上的海底高程, 从而获得水下地形数据。GPS-RTK测深原理如图1所示。
图1中H为GPS天线处高程 (由GPS-RTK实时测得) , h为GPS天线至测深仪换能器底部高差, Z为测深仪实测水深, 则海底高程H0=H-h-Z。GPS-RTK可以消除波浪、潮位等的影响, 是一种理想的水下地形测量方法。
4.2 测量实施
本次测量采用GPS-RTK配测深仪的无验潮水深测量方式。测量工作包括:
(1) 仪器测试:GPS-RTK、测深仪稳定性试验。水深测量前在测区附近的控制点上对GPS-RTK设备检验与比对。对测深仪在测区平静水域进行现场比对, 求取测深仪的总改正数。 (2) 测线布设:主测深线垂直于等深线的总方向, 测线间隔为图上20mm, 测点间隔为图上15mm;检查线与主测深线垂直, 均与分布, 检查线总长不小于主测深线总长的5%。 (3) 海上测量:将计划的测深线传入测深仪随机导航软件中。测深仪换能器固定在距船头1/3~1/2船长处, 入水深度0.30~0.80m。船上RTK接收天线与测深仪换能器安装在同一垂线上并固连在船体一侧。检查测深仪、GPS等各设备的连接。测量船沿规划的测深线匀速行驶, 且船速与测定动吃水时的船速一致。数据采集软件同时记录原始测深数据、测船姿态数据和水深改正数据。两个作业组分区作业, 两区重合测线两条。同一作业组前后两次作业重复测量至少一条测线。
4.3 精度评估
利用主检测量法进行水深测量准确度评估。经统计, 检查线与主测深线相交处, 以及重复测深断面, 图上1mm范围内水深点的水深较差见表1。
根据表1的统计分析, 本工程采用GPS-RTK配测深仪测量方法所获得的海底地形测量成果满足风电场所要求的精度指标, 也符合相关规范要求。
5 结语
海上风电场测量利用GPS-RTK配测深仪进行, 无须验潮数据, 可减少工作量, 减少浪涌等引起的误差。通过GPS天线高程来推算水下高程的, 天线与探头的相对位置固定, 经姿态改正后, 无论船体怎样上下波动都不会改变处理后的水下高程。数据处理方便、快捷。由于所有的数据都采集到一个文件中, 并且存在计算机中, 减少获取和编辑潮位数据的时间, 即时能进行后处理, 编辑水下地形图或断面图。
摘要：以某风电场地形图测量为例, 说明使用GPS-RTK联合测深仪实施近海地形图测量的可行性和可靠性。介绍了海上风电场地形测绘过程, 对测图精度进行了探讨。
关键词：海上,风电场,测量
参考文献
[1]中南勘测设计研究院.国家高技术研究863计划海上风电场建设关键技术研究项目之课题——海上风电场地质勘查, 2013.
[2]蔡连举.水上工程测量[J].科技创新导报, 2009 (28) .
全国最大规模海上风电场投产 篇4
全国规模最大的海上风电场———龙源江苏如东150MW海上 (潮间带) 示范风电场11月23日全部投产发电, 这是国内首个海上风电场示范项目。
示范风电场建成后, 年上网电量约3.75亿千瓦时, 可利用小时数超过2500小时, 电价为0.778元/千瓦时, 经济效益可观;与常规火电相比, 每年可节约标煤约11万吨, 减少二氧化碳排放24.7万吨, 社会效益、环保效益显著;同时为国产海上风电机组走向成熟提供了试验平台, 为国家海上风电规模化开发建设积累了宝贵的经验。
海上风电工程 篇5
就海上风电而言,其具有如下特点:资源丰富、发电利用小时数较高、无需消耗水资源、不占用土地资源、可大规模开发利用等等。近年来,欧美等一些发达国家或地区将大量的风电开发项目向海上转移,海上风电 的发展前 景一片光 明。截至目前,我国风电的发电量已经超出核电,成为第三大电源,在未来一段时期内,风电可能会成为能源结构调整的重要保障。虽然目前陆上风电的开发已步入成熟期,但海上风电的开发空间仍然十分广阔。鉴于此,本文将就海上风电的出力特性及其消纳问题展开探讨。
1海上风电的特点及其出力特性
1.1海上风电的特点
相较于陆上风电场而言,海上风电具有如下优势:
(1)资源优良。受海洋气候的影响,海上的风力资源具有风切变低、风速高等特点,同时,海上风的湍流强度 低,年利用小时数高,这就在一定程度上提高了电能的生产效率,并且相对比较平稳的风速对风电机组的影响较小,从而进一步延长了机组的使用寿命。
(2)对环境的影响极小。由于海上风电在建设过程中不需要占用土地资源,加之不存在噪声、电磁波干扰等问题,因此其对城市环境的影响非常小,极具开发潜力。
1.2海上风电的出力特性
大体上可将海上风电的出力特性归纳为以下2个方面:
(1)波动性。海上风电出力具有波动性,其机理如下:风能本身具有随机性的特点,具体体现为风速受海洋气候等多种自然因素的不可抗力影响,同时,风能还具有分散性的特点,其功率密度相对较低,且多分布于广阔的空间范围内。正是风能所具有的这些特点,使得海上风电的出力波动变化幅度较大,并且波动频率也没有 规律性。相关 研究结果 表明,在极端前 提下,海上风电的出力将会在0~100%这一区间范围内变化。这种波动性会导致海上风电连续数日大出力和连续数日小出力的情况出现。
(2)随机性。海上风电出力具有较强的随机性特点,且间歇性十分明显。仅就同一个海上风电场而言,其相邻数日内的日平均发电量有可能均相同,但是在每日的各个时段当中,风电的出力却会存在显著的差异。
2海上风电消纳面临的主要问题
通过对一些发达国家或地区的风电消纳途径进 行分析可知,对风电出力的波动性进行控制及增加电力储能设备,是风电大规模消纳最为有效的途径。然而,由于我国对风电消纳的研究起步较晚,目前海上风电消纳方面仍存在很多不足 之处,从而造成了海上风电并网难度大、传输受阻等问题,同时当前能够高效存储电能的设备也尚显不足,这就严重制约了海上风电的有效消纳。大体上可将海上风电消纳面临的问题归 纳为以下几个方面:
2.1相关政策不完善
现阶段,虽然国家针对风电的电力配 额建立了 相关制度,但从总体情况上看,制度并不健全,其中仍有许多方面亟 待完善,例如风电跨省、跨区消纳机制还不完善等等。
2.2消纳市场较为局限
就我国风电的整体分布情况来看,主要集中在东北、华北、西北以及沿海地区,风电的高比例并网使其出力大幅度 增加,这在一定程度上增大了电网的调频、调峰压力。同 时,有些风电场所在的区域内电力需求较小,尤其是海上风电场,其与负荷中心(东北、华北、西北以及沿海地区)的距离较远,消纳市场非常有限。
2.3预测技术的先进性不够
相关研究结果表明,海上的风力变化 具有一定 的规律性,当获悉某个时期的风力强度时,便可通过概率计算的方法对风电出力进行预测,这样就能够有效降低风力发电的不确 定性,从而使电网所面临的不确定性因素大幅度减少。但是,由于我国对于风电预测技术方面的研究力度不足,从而导致了预测技术的先进性不够,因此就无法对风力强度进行合理预测。
2.4对于风电出力波动性的控制能力较弱
由上文分析可知,海上风电出力具有 波动性变 化的特征,该特性使风电并网对电网功率的平衡影响较大,所以对海上风电并网的要求也相对较高。对于风电波动性的控制,除了利用其他类型的电源与风电进行联合调度之外,也可对多余的电能进行存储。然而,由于我国 的灵活电 源所占比 例较低,约为5.6%,加之缺少电能存储设备,致使当前无法有效对风电波动进行控制。
3解决海上风电消纳问题的几点建议
针对目前我国海上风电消纳所面临的问题,笔者在归纳和总结现状的基础上提出了以下几点建议:
(1)逐步完善与风电消纳相关的政策。国家有关部门应当加快施行风电配额机制,并对各个地区主要风电场的年均发电量进行统计和预测,以此为据对风电基地的消纳市场进行统筹规划,定比、定量地对风电进行消纳。
(2)大力发展分散式风电,增强海上风电场所在区域的整体负荷水平。由于我国目前风力发电以集中规模化为主,而分散式的风电相对较少,从而进一步增强了风电并入电网的困难程度。故此建议国家考虑发展分散式的风电,借此来形成集中与分散相平衡的风电格局。此外,可在海上风电区域范围内建设一些工业园区,扩大风电的消纳市场,借此来提高风电在 当地的消纳水平。
(3)加大对风电预测技术的研发力度。针对目前国内风电预测技术不够先进的现状,应当积极投入大量的人财物力,加强对风电预测技术的研究,开发相应的风电预测模型及系 统,从而提高预测精度,控制风电波动。
3结语
总而言之,海上风电具有陆上风电无法 比拟的优 势,它的开发利用潜力极大。在对海上风电项目进行开发利用的 过程中,除了要了解风电的出力特性之外,还应当充分考虑到风 电的消纳问题,只有这样,才能确保海上风电项目经济效益最 大的目标得以实现。在未来一段时期内,应重点加强对海上风电相关技术方面的研究,这对于促进我国风电事业的发展意义重大。
摘要：首先阐述了海上风电的特点及其出力特性,在此基础上对海上风电的消纳问题及解决途径进行了论述,以期对我国风电事业的发展起到一定的推动作用。
海上风电工程 篇6
近年来全世界风电发展迅猛,其中陆上风电和海上风电发展速度并不平衡。相对于陆上风电而言,全球范围内海上风电的发展速度较为缓和。自2008年以来,世界海上风电进入快速发展期,2008与2009年连续2年海上风电新增容量超过了500 MW,2010年海上风电新增容量更是达到了1 400 MW。截至2010年底,全球海上风电累计装机容量为3 500 MW[1]。目前,中国的海上风电装机容量达到142.5 MW,占国内风电装机总容量的比例不到1%[1]。国内已建和在建的海上风电项目有上海东海大桥100 MW项目、江苏大丰潮间带300 MW示范项目以及去年江苏首轮1 000 MW海上风电招标项目。虽然国内目前已建和在建项目只占世界海上风电总容量的4%左右[1],但中国正处于海上风电加速发展阶段,根据沿海省份编制的规划,海上风电的装机容量预计将在2020年达到30 GW[2]。
相对陆上风电而言,海上风电的研究工作明显滞后。国外对海上风电展开了一些研究:文献[3]从预测的角度分析了海上风速梯度、垂直风速变化以及尾流效应对风电出力的影响;文献[4]分析了风电场规模、风速、风向等对海上风电出力波动性的影响;文献[5]分析了海上风电以及波浪能发电的出力特性以及互补性。目前,国内对海上风电出力特性与消纳的研究尚未见文献报道,亟须开展海上风电的相关研究工作。以广东电网为例,该省正在进行大规模海上风电的规划,必须超前研究其消纳问题,而海上风电出力特性分析是研究其消纳问题的一项基础性工作。
本文的核心是研究海上风电的出力特性,并探讨海上风电消纳的难点。针对目前海上测风数据不足、海上风电实际出力的历史数据积累不足的实际困难,研究基于实际数据分析与运行模拟相结合的方式开展。首先根据近岸风电场发电出力历史数据,分析了近岸风电出力的随机特性与波动特性;然后利用风电场运行模拟技术,根据分析得到的风电出力随机特性以及实际测风数据,对规划海上风电场进行运行模拟,得到各风电场出力的时间序列。通过对海上风电场出力的统计分析、风电场出力分布特征指数的计算以及对风速相关性多场景的对比,详细分析了未来海上风电场的出力特性。进一步,将海上风电与陆上风电出力特性进行比较,探讨了海上风电的消纳难点,为进一步研究其消纳方法提供了参考。
1 研究框架
1.1 整体思路
本文采用实际数据分析与数据模拟分析相结合的方法。实际数据分析是根据风电场历史出力信息,统计分析风电出力的随机性与波动性,提取风电场出力分布的特征参数,并结合沿海各地区气象站的测风数据,进行风电场出力的运行模拟,进一步分析研究海上风电场的出力特性,并探讨海上风电消纳的难点。本文整体研究框架如图 1所示。
1.2 研究方法
文中采用多风电场运行模拟模型产生规划海上风电场时序出力[6],其过程如下:根据风电场测风塔参考高度的实测风速数据,推算出预装风电机组轮毂高度的风速数据,统计分析风速的分布特征以及各风电场之间风速的相关性,生成符合风速统计特征与相关性的一系列风速时间序列,之后再结合风电场风电机组的出力特性曲线与可靠性模型,生成各风电场风电机组出力的时间序列。
其中,风速的随机分布特性采用双参数Weibull分布来拟合,其分布函数与概率密度函数分别如式(1)、式(2)所示:
式中:x∈[0,+∞);c和k分别为Weibull分布的尺度参数和形状参数。
风速的波动性由风速序列的自相关函数来表征[6],其定义为一个序列预期滞后n期的序列的自相关系数。研究发现,风速序列的自相关函数是由负指数控制下的单调衰减函数,如式(3)所示:
ρn=e-θ nθ>0,n=1,2,… (3)
式中:θ为风速自相关函数的衰减系数,其大小与风速序列变化的剧烈程度有关,风速变化越剧烈,其自相关函数衰减越快,θ越大。
1.3 描述风电场出力分布规律的新指标
比较2个风电场出力的分布往往使用风电场出力分布函数,然而风电场出力分布函数包含的信息量较多,难以直观比较风电场出力的分布特性。本文提出了风电场出力分布特征指数这一新指标,用来描述风电场出力的分布规律,同时衡量风电场出力的均衡情况。
风电场出力分布特征指数用β表示,其含义是风电场标幺出力大于β的概率为β。其计算方法如图2所示。将风电场的出力持续曲线的横纵坐标标幺化,横坐标的基值为风电场的装机容量,纵坐标的基值为出力的时段总数,标幺化后横纵坐标区间均为[0,1],该出力持续曲线中横纵坐标值相等的点就代表了风电场出力分布特征指数β。根据所述的计算方法,图2中风电场出力分布特征指数为0.33。
用数学表达式来描述该指标的计算方法如式(4)和式(5)所示:
式中:N为风电场出力的时段总数;Xi为状态变量;Pi为时段i的风电场出力;PC为风电场装机容量。
风电场出力分布特征指数能够评价风电出力的均衡情况,以图2中β=0.33为例,表示出力不小于装机容量的33%的时段总数占总时段数的比例为33%,即该风电场出力大于装机容量的33%的概率为33%。这种针对风电场出力概率分布特点的特征指数,实质上反映了风电场出力分布的偏度信息:β值越大,代表该风电场的出力水平越高;β值越接近0.5,表示该风电场的出力越均衡。
2 近岸风电场出力特性分析
2.1 风电场出力概率密度与持续曲线
洋前风电场位于广东省湛江市徐闻县新寮镇东部,沿海岸规划布置。图3为统计得到的洋前风电场出力概率密度与出力持续曲线。可见:当出力在装机容量的0～80%范围内时,概率密度随出力的增大呈递减趋势;当出力在装机容量的80%以上时,概率密度随出力的增大反而呈微弱的增大趋势。
作为对比,本文对甘肃河西4个风电场2010年的出力数据进行了统计分析。表1所示为对甘肃河西4个风电场的出力概率密度与出力持续曲线进行的统计分析。可以看出:近岸风电场出力占装机容量80%以上的出力概率明显高于陆上风电场;近岸风电场出力占装机容量35%以下的出力概率明显低于陆上风电场。
表1中统计了甘肃陆上风电场与广东近岸风电场的出力分布特征指数。其中,陆上风电场的出力分布特征指数在0.288～0.311之间,中位值为0.294,近岸风电场的出力分布特征指数为0.315,稍高于陆上风电场。总体上,陆上与近岸风电场的出力分布特征指数在0.3左右。
2.2 风电场出力的波动性分析
近岸风电场出力波动性也与陆上风电有所不同,表2所示为统计得出的不同置信度下小时级出力变化占装机容量的比例。在95%置信度下,陆上风电出力变化占装机容量的比例在19%～24%,而近岸风电场的这一数值为10%;在99%的置信度下,陆上风电的出力变化占装机容量的比例都在34%以上,而近岸风电场的这一数值为17.4%。总体来说,甘肃陆上风电场的小时级出力变化幅度约为近岸洋前风电场的2倍。
另外,按式(3)拟合得到了甘肃4个风电场以及洋前风电场风电出力自相关函数的衰减系数,如表3所示。洋前风电场的衰减系数明显小于陆上风电场,说明其出力波动性较小。
3 海上风电运行模拟的边界条件
3.1 海上风电中长期规划
以广东海上风电为例,在广东省千万千瓦级风电基地规划中,到2015年,风电装机容量达到3 779 MW,其中海上风电装机容量达到550 MW;2020年风电装机容量将达到11 561 MW,其中海上风电装机容量将达到4 080 MW。
广东中长期海上风电规划中,海上风电场在地理布局上自东向西可以分为五大片区:汕头片区、汕尾片区、珠三角片区、阳江片区和湛江片区。该分区方式可覆盖中国南海近岸全线,基于此分区方式得到的各片区2020年海上风电装机容量分别为:汕头片区350 MW、汕尾片区1 340 MW、珠三角片区960 MW、阳江片区800 MW、湛江片区630 MW。
以VESTAS的V112-3.0 MW Offshore型海上风电机组[7]的参数作为典型值,其切入风速、额定风速、切出风速分别为3 m/s,12 m/s,25 m/s,风机轮毂高度为112 m,额定运行功率为3 MW,尾流效应系数取0.95。
3.2 风速随机特性
广东各风电场规划报告中提供了相应地区的气象数据,从中选取各个片区的代表性气象站,统计各片区的风速随机分布特征。由于风机轮毂高度的典型值为112 m,与各气象站的观察高度不完全一致,故利用式(6)对参考高度平均风速进行折算,得到轮毂高度平均风速:
式中:vh为轮毂高度平均风速;vh0为参考高度平均风速;h和h0分别为轮毂高度和参考高度;α为风切变指数,与气温、地表粗糙程度、大气层稳定性等因素有关[8],取0.1～0.4不等[9],在海洋地区该数值较小,本文取0.15,文献[10]中台湾西部的澎湖列岛由实测风速统计得到的风切变指数即为此值。
得到各片区轮毂高度处的平均风速后,结合各片区气象站的参考高度的风速分布,可以得出各片区的Weibull分布及其参数c和k,如表4所示。
另外,本文中设定风电机组可利用率为0.95;风速的波动性由风速自相关函数衰减系数来表征,本文用风电场出力序列的自相关函数衰减系数来估计风速的自相关函数衰减系数,虽然风电出力与风速之间呈非线性关系,但风速与风电出力的自相关函数衰减系数大致相同。本文将海上风电场的风速自相关函数衰减系数取为0.03。
3.3 风电场间风速相关性
风电场间风速相关性主要与风电场地理距离有关:相距较近的风电场由于受到同一天气状况的影响,其风速将会表现出较强的相关性;相距较远的风电场,其遇到同一天气状况的概率较小,因此其风速相关性较弱。国外对于风电场之间的风速相关性已经有所研究,文献[11]对北欧四国的风电场群进行了风速相关性研究,结果表明,风速的相关系数与风电场之间的地理距离存在式(7)所示的负指数关系:
式中:C为风电场风速相关系数;d为两风电场之间的地理距离;M为相关系数随距离的衰减因子。
分别设置4种场景:基础场景,M为0,即各风电场风速不相关;弱相关,M为100;中相关,M为300;强相关,M为500,文献[11]中在对北欧风电场的相关性进行计算时即采用M=500。根据广东各海上风电片区的地理位置,可计算得到各风速相关性场景下的风速相关系数矩阵,以中相关性场景为例,计算结果如表5所示。
4 海上风电模拟出力特性分析
4.1 风电场时序出力特性
各风速相关性场景下得到的各片区风电出力概率分布相似,以基础场景下汕头片区海上风电模拟出力的概率分布为例,如图4所示。可以看出,当出力达到装机容量的85%后,概率密度显著抬升,这使得各片区的出力持续曲线在该出力区间显得更为上凸。文献[12]在对荷兰海上风电场进行统计分析时得到了类似的分布。
不同风速相关性场景下各片区海上风电场模拟出力的分布特性相似。以风速中相关性场景为例,如表6所示,其结果与表 1相比,海上风电场的高出力概率明显高于陆上和近岸风电场,海上风电场达到装机容量80%以上的出力概率约为陆上风电场的4～9 倍。而海上风电场的风电出力分布特征指数在0.293～0.364之间,中位值为0.321,也高于陆上风电场。
4.2 多场景下海上风电模拟出力
表7为不同风速相关性场景下广东海上风电场总模拟出力与甘肃河西4个风电场总出力的分布特性统计结果。陆上风电总出力大于80%装机容量的概率只有0.003%,稍低于海上风电场;而陆上风电场总出力小于35%装机容量的概率比海上风电场高出0.19～0.24。因此,可知海上风电场占装机容量35%～80%之间的总出力概率将比陆上风电场高0.2左右。从表7可知,海上风电场总出力的分布特征指数比陆上风电场大0.078～0.096,进一步说明海上风电场的整体出力水平较高。
4.3 容量因子分析
容量因子指风电场年平均出力占风电场装机容量的比例。通过容量因子可推算风电场的年利用小时数。其计算方法如式(8)所示:
式中:f为风电场容量因子;T为时间长度;PR为风电机组额定输出功率;ETA为T时间段内风电机组实际发电量。
根据海上风电场模拟出力结果,各风速相关性场景下海上风电场的容量因子在0.26～0.33之间,比陆上及近岸风电场稍高:2010年洋前风电场的容量因子为0.25;2010年甘肃河西各风电场的容量因子在0.14～0.23之间。由此可知,海上风电场的容量因子高于陆上风电场。若海上风电场容量因子比陆上风电场高0.03,则利用小时数将高出200 h。
5 海上风电消纳特点分析
通过上述对海上风电出力特性的分析,可总结出海上风电消纳不同于陆上风电消纳的几个特点。
1)对于单一海上风电场,当出力达到装机容量的85%后,其出力概率密度曲线会显著抬升;对于区域内多个海上风电场,总出力占总装机容量35%～80%之间的概率较高。而由于风电机组可能出现反调峰特性[13],因此海上风电出现强烈反调峰的程度和概率将强于陆上风电,对于系统负荷峰谷差较大的地区,海上风电的接入将加大系统的调峰难度以及局部电网潮流的多样性。另外,海上风电出力的季特性为冬季比夏季高[14,15],而系统负荷的季特性一般为夏季高、冬季低,因此冬季的海上风电消纳难度将高于夏季。
2)由于海面风速相对于陆地更为平稳,海上风速的自相关函数衰减系数小于陆上风速,海上风电出力的波动性要低于陆上风电,因此海上风电的接入对系统调频的影响以及系统调频能力的要求要低于陆上风电。
3)在地理分布和电网规划上,陆上风电场开发相对集中,而海上风电场则是沿海岸线分布、分区开发,各海上风电场可就近接入陆上电网,沿海岸带状分散的海上风电场降低了对输电通道的要求,降低了消纳难度。
4)海上多风电场整体出力分布特性以及波动特性在较大程度上取决于各风电场风速相关性的大小。而各海上风电场风速相关性取决于海上风电场的地理位置以及该地区的气候特性。对风速相关性的分析需要同步的海上风速时序数据。目前,国内海上风电这方面的资料还十分匮乏,需要在下一步工作中重视对海上风速第一手资料的收集。
6 结语
基于对海上风电出力特性研究较少的现状,本文将海上风电与陆上风电进行了对比研究。利用风电出力模拟技术生成了广东2020年海上风电场出力时间序列。提出了风电场出力分布特征指数的评价指标,能够描述风电场出力分布的均衡情况。最后探讨了海上风电消纳不同于陆上风电消纳的特点:海上风电出现强烈反调峰的程度和概率将强于陆上风电;夏低冬高的季节特性加大了冬季海上风电的消纳难度;海上风电对于系统调频能力需求较低。
海上风电场电能传输技术研究 篇7
对于大规模的海上风电场,风电场内部的电气系统关系到整个风电场的稳定性、经济性和可靠性,将海上风电机组按一定规律排布,形成若干独立的组,通过对风电场分组及其内部集电线路布局的最优化,能达到在风电场发电量最大化的同时使设备投资和运行成本最小化的目的。
1 海上风电场输电技术及并网方式
海上风电场接入电网主要有交流输送和直流输送两种基本方式,其中直流输送方式又分为两类:一类是传统的基于晶闸管相控换流器PCC(Phase Control Converter)的直流输电技术;另一类是近年来发展起来的基于电压源变频器VSC(Voltage Source Converter)的轻型直流输电技术。
1.1 高压交流(HVAC)输电并网方式
当海上风电场的规模相对较小且风电场离海岸线距离相对较近时,一般采用交流电缆的输电方式接入电网,其主要设备包括:交流高压海底电缆、风机侧变压器、升压主变压器、高低压开关设备、动态无功补偿装置等。目前,风电场的场内集电线路一般采用35 k V电压等级,风机采用一机一变的方式升压至35 k V,多台风机组组合成一个联合单元后送入升压变电站;根据风电场的规模大小以及离岸距离的远近,升压变电站可建设在陆地或海上。海上升压站通过更高电压等级的交流电力电缆接入岸上电力传输系统。采用交流输电网的特点主要是电力传输系统结构相对简单,技术比较成熟,可靠性较高,成本较低,但长距离交流电缆存在充电电流的问题,使得传输容量与传输距离受到限制。
1.2 高压直流(HVDC)输电并网方式
随着海上风电场装机规模不断加大和风电场离岸距离的增加,基于传统交流输电的并网方式受传输容量与传输距离的限制,已无法满足风电场的并网需求,而在此情况下,高压直流输电并网系统在技术上和经济上具备了可行性。虽然直流输电线路两端换流站建造费用较高,但由于输电距离较长,直流电缆成本比交流电缆低,综合考虑所增加的成本并不突出,因此有必要采用直流输电技术连接海上风电场和陆上电网。与交流输电不同,直流输电不存在无功过剩与频率稳定问题,同时还具有潮流控制灵活、能限制故障电流、输电损耗小以及单位长度输电线传输电功率大等优点,因此直流输电方式特别适用于连接大型海上或远距离风电场并网。目前国内外所研究的高压直流(HVDC)输电并网方式主要有两种,即基于PCC技术的传统HVDC传输方式和基于VSC技术的轻型HVDC传输方式。
1.2.1 基于PCC的常规HVDC并网方式
基于PCC技术的海上风电场HVDC传输系统包括:换流变压器、基于晶闸管阀的换流器、直流和交流滤波器、平波电抗器、电容器组和静止无功发生器(STATCOM)、直流电抗和回传通道、辅助设备及控制和保护系统等。
采用基于PCC的常规HVDC输电具有以下特点:
(1)海上风电场的频率可以大范围变化,由于采用HVDC传输方式,不存在和陆上电网同步问题,电网的每个联络终端都可以依照自己的控制策略运行,具有很大独立性;(2)传输距离不受限制,交流电缆的充电电流是一个影响电力传输的重要问题,而直流电缆的充电电流则基本上可以忽略;(3)直流传输系统可以隔离两地网络的故障,在有些时候直流传输线还能够参与故障后的系统恢复;(4)可以设定和控制直流传输系统的潮流;(5)传输线路损耗低,能够优化电缆和换流站损耗,整个系统的运行损耗将低于相同容量的交流传输系统;(6)单根电缆的传输容量高,在同样的方式下,一对HVDC电缆的传输容量是相同规格的三相交流线路的1.7倍。
基于PCC技术的HVDC传输方式的主要缺点是换流站的晶闸管阀需要吸收大量无功并在电缆中产生谐波,因此需安装大量的滤波装置。尽管采用传统的PCC技术的HVDC输电线路已经有很多陆上工程实际应用经验,但目前海上风电场容量不是太大,还没有采用该方式的海上风电场并网工程实践。
1.2.2 基于VSC的轻型HVDC并网方式
基于VSC的轻型HVDC输电方式无需在线换流,且有功、无功控制灵活,是目前国外最为关注的海上风电场并网技术。它采用新型全控器件构成换流器,如门极可关断晶闸管(GTO)和绝缘栅双极晶体管(IGBT),并结合脉宽调制技术(PWM),实现有功和无功的独立控制,解决了基于PCC的传统HVDC输电需要吸收大量无功功率和换向失败等问题。基于VSC技术的海上传输系统的主要构成部分有:VSC换流站的断路器、系统侧的谐波滤波器、连接变压器、换流站侧谐波滤波器、VSC单元、VSC直流电容、直流谐波滤波器、直流电抗器、直流电缆或架空传输线及辅助功率设备。
基于VSC技术的HVDC输电特别适用于风电场与交流主网的接入系统。这种技术极其灵活,非常便于扩展,且能够独立地控制发电机的无功功率和输出的有功功率。即使在发电和负荷变化极快的情况下,也能给交流电网增加很大的稳定裕度,还可以消除湍流风引起的电压闪变,并根据风速情况调节风力发电机的转速,控制风力发电机的母线频率,可实现风能的最大捕获,提高风力发电机的使用效率。
目前国外采用VSC型HVDC技术进行海上风电传输的代表性工程有丹麦的Tjaereborg风场与瑞典的Gotland风场,直流电压分别为±9 k V和±80 k V,传输功率及传输距离分别为8 MW、4 km和65 MW、70 km。
1.3 其它并网方式
混合HVDC方式结合了VSC轻型HVDC与传统晶闸管HVDC的特点。该方式在风电场端采用VSC换流站,无需在线换流且控制灵活,而电网侧的晶闸管换流站通过逆变将风电场电功率传输到电网。这种方式虽然一定程度上降低了输电系统的成本,且不存在风电场换流站在线换流的问题,但系统的容量仍然受到由全控电力电子功率器件构成的VSC换流站的限制。
1.4 海上风电场并网方式选择
选择何种方式进行海上风电场的并网,需要考虑各种风电并网方式的特点,并结合风电场的建设规模与离岸距离,根据经济性和技术性的综合比较后确定。根据相关文献及国外工程经验[1,2]对交流输电、传统HVDC、VSC型HVDC、混合HVDC等输电方式的成本分析比较可得出以下结论:输电系统成本受系统容量、输电距离以及技术方式的影响。总的来讲,交流传输并网方式结构简单,成本低,但传输距离和容量受限,适合小容量、近距离的海上风电场并网;传统HVDC传输并网方式不受传输距离限制,但换流站成本较高,适用于特大型海上风电场;VSC型HVDC的并网方式非常适合于海上风电场的并网连接,但受到大功率IGBT发展水平的限制,最大传输容量有限,且换流站成本较高,比较适合于中大型海上风场并网。参考国内外相关文献和研究成果,交流输电HVAC、传统常规HVDC、VSC型HVDC并网方式的经济选择参考范围如图1所示。
一般风电场额定容量在180 MW以内,离岸距离在120 km之内,采用交流并网比较合适;额定容量在350 MW以内,采用基于VSC技术的HVDC输电并网比较合适;更大容量的风电场则需要采用基于PCC技术的传统HVDC输电技术。表1对高压交流和高压直流的不同并网方式的输电特性进行了分析比较。
2 海上风电场内部集电线路布局优化
2.1 海上风电场内部集电线路布局方式
根据国内外海上风电场研究和建设经验的分析[3],海上风电场建设成本构成中除海底基建外,中高压海底电缆、海上变电站和输电通道等项目也是导致投资成本大大增加的重要因素,因此,对海上风电场内部集电线路布局优化设计有其必要性。目前,海上风电场内部集电线路布局方式主要分为放射形、环形和星形3种基本形式,其中需重点关注的是放射形布局和环形布局。放射形布局是大多数风电场普遍采用的内部链接方法,其特点是结构简单,投资成本较低。环形布局相比放射形布局需要较高的投资成本,但能够实现一定程度的冗余,可靠性较高。环形布局可具体分为单边环形、双边环形以及由二者结合衍生出的复合环形等不同形式。
1)放射形布局。将若干风力发电机连接在同一中压海底电缆线路上输送到中压汇流母线,海底电缆的额定功率须大于所连接风机组的最大功率。该布局的优点是操作简单、投资成本较低;缺点是可靠性不高。如果电缆的某处发生故障,那么整条电缆都将被迫切除,与其相连的所有风机都将停运。
2)单边环形布局。在放射形布局的基础上,通过一条冗余的电缆将回路末端的风机连回到汇流母线上。如果电缆某处发生故障,可以通过加装在电缆上的开关设备切除,保证风机正常运行。该布局的优点是可提高内部电气系统的可靠性;缺点是操作比较复杂,投资成本较高。
3)双边环形布局。在放射形布局的基础上经一条冗余的电缆将两相邻回路末端的风机相连。因回路内部电缆连接的风机数量加倍,故电缆额定功率也需要加倍。该布局的优缺点与单边环形布局基本相同。
4)复合环形布局。将单边环形与双边环形进行结合,将相邻几回路末端的风机互连,然后经一条冗余的电缆将末端的风机连回到汇流母线上。该布局相比单边环形可以减少冗余电缆的数量,相比双边环形可以降低回路内部电缆的额定容量。
上述几种海上风电场集电线路布局方案各有特点:放射形布局投资小,可靠性低;环形布局投资大,可靠性高。因此,集电线路布局方案需要将投资和可靠性综合考虑,对不同方案经济性进行比较。
2.2 海上风电场内部集电线路布局方案经济比较
除了考虑风电场内部集电线路初期一次性投资成本外,可靠性对布局方案的经济性也有较大影响。可靠性的影响不是体现在成本的支出(不考虑修复成本),而是体现在收入的减少,也就是说,海底电缆发生故障造成一部分风机不能正常发电,就相当于风电场在故障维修期间损失了相应的应得收入,即故障机会成本。放射形布局投资小,故障机会成本大;环形布局投资大,故障机会成本小。投资成本和故障机会成本相加得到的总成本才是用来比较不同布局经济性能的指标。
根据国外海上风电场建设经验以及相关文献分析,在考虑海缆成本、海缆敷设成本、开关设备成本等相关性因素的影响下,不同布局方案的经济性理论比较如下:
(1)在典型参数下,传统的放射形布局投资成本远低于环形布局,有明显的成本优势;在环形布局中,复合环形和多边环形成本较低,双边环形成本远高于其他布局。
(2)在典型参数下,放射形布局虽然由于包含故障机会成本而使总成本增加,但是其总成本仍然低于环形布局。
(3)在各投资成本要素的变动范围内,放射形布局都比环形布局经济,并且随着电缆成本、电缆敷设成本和开关设备成本的增加,放射形布局投资成本低的优势更加明显。
在现阶段的海上风电场建设中,对于风电场内部的各种集电线路布局方案,一般来说,放射形为主的布局仍是综合考虑后最经济的选择。
3 结语
大型风电场正在从陆地向海上发展,尽管建设成本较高,但是由于多方面因素的影响,海上风电已引起世界各国重视。目前国内海上风电场仍处于发展起步阶段,已建或计划的海上风电场由于容量较小或离岸距离较近,仍采用传统交流输电方式;随着海上风电场装机规模不断加大和风电场离岸距离的增加,轻型高压直流输电作为一项新型的输电技术在海上风电系统传输方面具有优越性,也更加经济。由于目前对于轻型高压直流输电技术用于海上风电场并网的基础研究不多,更缺乏工程实践,还需要进一步地深入研究和探讨。
参考文献
[1]Barberis Negra N,Todorovic J,Ackermann T.Loss Evaluation of HVAC and HVDC Transmission Solutions for Large Offshore Wind Farms[C]//Ackermann T.Proceedings of Fifth International Workshop on Large-Scale Integration of Wind Power and Transmission Networks for Offshore Wind Farms.Glasgow,Scotland,April7-8,2005.
[2]鲍洁秋,孟垂懿.VSC-HVDC系统在海上风电传输中的应用[J].沈阳工程学院学报:自然科学版,2011,7(1):5-8.