福建省海上风电陆上输电通道关键问题研究

陈明福 陈恺 詹银 林建营 代妍妍 周宸

（中国电建集团福建省电力勘测设计院有限公司 福建福州 350001）

福建省海上风电资源丰富，根据《福建省海上风电场工程规划报告》［1-3］等规划，近海尚有20 多个风电场址，总装机容量超过1 800 万kW；
深海、远海海上风电规划装机总容量约超过7 000 万kW，资源和市场十分巨大。福建省海上风电开发呈现规模化、集群化、远海化的发展趋势。风电海缆路由遵循集约利用海域和海岸线资源的原则，海上组网普遍采用大规模汇集的方案，在海上和陆上分别建设集控站，最终通过陆上高压输电线路接入电力系统。本文将陆上集控站及其配套输电线路，统称“陆上输电通道”。

福建省海上风电陆上输电通道在前期阶段，面临以下问题：①海上风电规划阶段无法落实输电通道可行性；
②输电通道规划方案在设计阶段无法完全执行；
③陆上集控站没有统一的设计方案；
④没有统一的标准对输电线路建设难度进行评价和排序。本文针对以上问题开展研究，引导海上风电开发与配套陆上输电通道的协调发展，促进福建省海上风电合理开发。

截至2022 年底，福建省已建成投产风电场总装机约742 万kW，其中海上风电321 万kW。根据福建省近海海上风电等规划［1-2］，具备较好开发条件的近海风电厂址主要分布于福州、漳州、莆田、宁德，场区分布和规模如表1 所示。

表1 福建省近海海上风电场址规划

同时，位于福建省漳州市东侧的闽南海上风电基地［3］，规划装机容量约2 000 万kW，覆盖面积约4 255 km2；
基地水深较浅（10～42 m），建设条件良好，年平均风速估计9.0～9.5 m/s，年利用小时数在3 700 h 以上，具备大规模集中连片开发的条件。

2.1 输电通道在海上风电规划阶段无法完全落实可行性

由于海上风电规划处于较为前期的阶段，尽管已开展多项前期研究［4-7］，但是由于具体海上风电项目没有取得核准或接入系统评审意见等支持性文件，输电通道无法按照可研深度开展站址或路径的协议征询，只能参考相同或相邻区域已建或在建的输变电工程判断初步方案，无法进一步完全落实该输电通道的可行性。

2.2 输电通道规划方案在设计阶段无法完全执行

由于海上风电规划阶段拟定需要汇集的风电规模大，加上配建储能等需求，陆上集控站建设规模和占地面积较大。其中，部分陆上集控站在规划阶段所设想的沿岸站址，在可研阶段的实际征地条件无法满足要求；
由于汇集的各风电项目业主可能不同，因进度或想法不一致等，部分集控站采用多家共建方式的难度大，导致规划方案无法实施；
部分地区没有预留足够的陆上输电线路走廊，同样导致规划方案无法实施。

2.3 陆上集控站没有统一的设计方案

目前，国内的陆上集控站通常由海上风电业主投资建设，集控站的设计和建设取决于风电业主的开发需求。这种模式的问题在于集控站没有统一的设计方案，缺乏标准化的进出线规模、无功设备规模、储能规模和设备选型；
难以满足同一片区内多座海上风电在陆上规模化、整体化、系统化汇集和外送的需求，增大了陆上征地、建设、运维和投资等方面的难度。

2.4 陆上输电线路没有统一的评价体系

大规模风电汇集外送，对陆上输电线路的电压等级、回路数、送受距离等提出较高要求。但是海上风电开发所在沿海地区，通常经济发达、人口稠密、建筑密集，陆上输电线路的建设受到多种要素影响（例如自然环境、沿线设施、国土规划等），每种要素影响大小和所占权重存在差异，综合表现为输电线路不同的建设难度。由于没有统一标准对输电线路的建设难度进行综合的定量和定性评价，无法同时对多个输电通道工程建设难度进行综合评价和排序，无法对海上风电的规划开发时序提出合理反馈。

3.1 开展陆上输电通道相关规划专题研究

海上风电规划阶段，在风电消纳和送出方案研究的基础上，建议相关部门开展与陆上输电通道相关的专题，研究适用于沿海地区（尤其是福建）的陆上集控站典型设计和建设方案、陆上集控站初步可行性方案、输电线路初步路径方案等内容。内容应统筹考虑海缆登陆方向、陆上集控站落点与输电线路路径，确保相互衔接；
需要取得政府大力支持，征求和回应各方意见，确保方案合理合规合法，提高专题成果的可实施性；
充分征求电力公司意见，提高专题成果与电网规划和建设的衔接性。

3.2 采取一系列措施促进规划成果落到实地

（1）建议组织权威机构或者专家组，对海上风电相关规划成果进行评审，并将评审意见印发至相关部门和单位，提高规划成果的准确性、权威性和通用性。

（2）建议将规划成果体现和落实到电力发展规划、电力设施布局规划或区域性总体规划等工作中，确保不同规划之间协调一致，提前为陆上输电通道预留合理的站址和走廊资源，促进规划成果在后续阶段落到实地。

（3）规划成果推荐输电通道采用共建方式的海上风电项目，在竞争性配置阶段，建议相关部门对共建方式提出明确要求，对选址选线工作进行相应的指导、协调和支持，提高规划成果的落实程度。

（4）对于建设难度或代价较大的部分输电通道，需要建设单位尽早反馈，组织相关部门或单位共同协商，研究解决措施；
对于难度过大甚至无法实施的项目，由主管部门统筹对海上风电规划、输电通道专题等的相应内容进行优化和调整，促进规划成果的适应性。

根据福建省海上风电发展规划，福建省近期规划的海上风电项目涉及13 座陆上集控站，主要可归纳为以下4 类：①交流升压站；
②交流汇流站；
③柔直集控站；
④交直流混合集控站。以下提出适用于福建省的陆上集控站的典型设计方案和建设规范。

4.1 总原则

（1）陆上集控站规模根据风电场规模、通过系统论证确定，包括风电场采用直流或者交流或者交直流混合接入、输电额定功率、额定电压、直流接线、交流接线及出线规模。

（2）分期建设的风电场，陆上集控站应预留联络接口，包括共建项目之间的接口。

（3）根据《福建省发展和改革委员会关于鼓励可再生能源发电项目配建储能提高电网消纳能力的通知》［8］、《福建省2023 年海上风电市场化竞争配置公告（第一批）》［9］等要求以及海上平台建设难度，考虑优先在陆上集控站侧就近配建新型储能，集控站内同步设计和建设，规模按10%、时长不少于2 h。

4.2 站址选择

（1）站址选择应符合《220～750 kV 变电站设计技术规程》［10-12］等规定，还应结合海上风电陆上集控站的特点，根据电力系统规划、海洋水文天气和环境保护等的要求，通过技术经济比较和经济效益分析确定。

（2）站址选择应考虑所汇集的多个风电场升压站的位置、交流海缆路由以及直流海缆路由情况，以便于电力的汇集和送出。

（3）站址选择宜靠近送出海缆的登陆点。

（4）站址选择应符合海洋功能区划、海岛保护规划、海洋生态红线以及海洋环境保护规划的要求，并应与其他用海规划相协调。

（5）站址选择应避开海洋生态环境敏感区。当不能避开时，应进行专题论证。

（6）站址选择应避开军事用海区，且应符合国防安全的要求。

（7）站址选择应综合考虑进出线方向，并与附近海域已有或规划海底电缆、管线相协调，避免海底电缆、管线相交。

4.3 站区布置和电气部分要求

（1）站区总平面及竖向布置应符合现行标准的有关规定。

（2）站区宜按最终规模统筹规划。站区内设备的布置应紧凑合理、方便操作，并应设置检修场地及放置备品备件、检修工具的场所，以及相应的消防及运输通道和起吊空间。

（3）集控站的电气设备性能应满足集控站各种运行方式的要求。

（4）电气设备布置应结合接线方式、设备形式及集控站总体布置综合确定。

（5）直流开关场、交流开关场宜采用户内布置，储能场宜集中布置。

（6）直流开关场宜按极对称布置，布置方式应便于设备的巡视、操作、搬运、检修和试验。

4.4 陆上集控站典型设计方案

根据福建省海上风电发展规划和地域特点，选取220 kV 交流汇流站、柔直集控站开展典型设计方案方案设计，汇集海上风电规模分别考虑1 200、1 600 MW，具体如表2 所示，目标是统一建设标准、形成标准化设计文件，提高海上风电建设速度，推动福建省海上风电发展。

表2 陆上集控站典型技术方案

5.1 总体情况

根据福建省海上风电发展规划，福建省近期规划的海上风电项目涉及22 项陆上输电线路工程，总长度接近1 000 km，包括：1 000 kV 线路1 项、500 kV 线路6 项、220 kV 线路14 项。由于输电线路规模很大、建设难度存在差异，电力公司无法同时开工建设，需要统筹考虑各输电线路所受影响因素，对建设难度进行定量计算和定性评价，最终对输电线路做出星级评价。

5.2 线路星级评价体系的构建

本文采用层次分析法（analytic hierarchy process，AHP）法中的分层思想对星级评价体系进行构建。星级评价体系将推荐路径方案的可行性作为目标层，将推荐线路方案存在的问题作为技术要素准则层，并针对这些技术要素进行深入分析，根据《重要输电通道风险评估导则》［13］等规程规范的要求，细化出各个要素对实际线路工程的影响大小作为自准则层，最终确定对应线路工程外部影响因素的复杂程度。

5.3 线路星级评价体系的应用

（1）技术要素。根据现场踏勘与收资，结合以往工程经验，选取20 个对路径方案的影响因素作为星级排序的技术要素。确认了星级评估的技术要素后，需要对每个技术要素按严重程度与处理的复杂程度进行打分，满分为5 分，严重或复杂取4～5 分，一般取2～3 分，不严重、不复杂取0～1 分，每个项目评分值按0.25 的差值填写，即每个要素打分为Ai=n×0.25（i=1，2，3…20；
n=0，1，2，3…20）。

（2）权重。技术要素对推荐路径方案影响大小从轻到重分为多个等级，等级以数字为单位，初始值为0.25，以0.25/级递增，最高值取1.5，数字越高，代表技术要素对路径方案的影响越大。

各技术要素、分值和权重如表3 所示。

表3 星级评价体系技术要素及其权重的代号和分值

按照各项线路工程的技术要素情况，得出该线路工程综合得分：C=∑Ai×Bi（i=1、2、……、20）。

（3）星级评价：根据线路工程建设的综合得分C 进行星级评价，标准如表4 所示，可见：线路工程的综合得分越高，星级个数越少，说明该线路的外部影响因素越复杂，工程应往后延或接入重新再规划；
反之，综合得分越少，星级个数越多，项目越为优选和推荐。

表4 星级排序体系评级标准

5.4 案例分析

选取福州地区某个海上风电送出配套的集控站～公用变220 kV 线路为例，进行综合评分和星级评价，如表5 所示，可见：该线路工程的综合评分为53.25 分，相应的星级评价为★★★★★，属于推荐优先建设的输电线路。

表5 集控站～公用变220 kV 线路星级评价

5.5 线路星级评价总结

福建省近期规划的海上风电项目涉及22 条线路工程，经过星级评价体系评估：★★★★★线路6 条、★★★★线路5 条、★★★线路10 条、★★线路1 条。建议首选星级评价越高的线路优先开展前期和建设工作。

（1）分析海上风电陆上输电通道面临的关键问题，包括：海上风电规划阶段无法落实输电通道可行性；
输电通道规划方案在设计阶段无法完全执行；
陆上集控站没有统一的设计方案；
陆上输电线路没有统一的评价体系。

（2）建议在海上风电规划阶段，开展陆上输电通道相关规划专题研究，并采取一系列措施促进规划成果落到实地。

（3）将福建省海上风电陆上集控站归纳为4 类：交流升压站、交流汇流站、柔直集控站、交直流混合集控站；
提出陆上集控站典型设计方案，目标是统一建设标准、形成标准化设计文件，提高海上风电建设速度，推动海上风电发展。

（4）提出输电线路星级评价体系，并对福建省近期海上风电规划所涉及22 项线路工程进行星级评估：★★★★★线路6 条、★★★★线路5 条、★★★线路10 条、★★线路1 条。建议首选星级评价越高的线路优先开展前期和建设工作。

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