本文以广东某海上风电项目作为研究基础，项目概况如下：

项目总装机规模600 MW，分南北两个场址建设，北区规模300 MW，南区规模300 MW。场址最近端距离陆岸20 km，最远端距离陆岸35 km，本项目同步建设海上升压站、高压送出海底电缆、陆上升压站(风机及海上升压站布置如图1所示)。北区风场海上升压站至陆上集控中心路由长度28.7 km，南区风场海上升压站至陆上集控中心路由长度38.6 km，南北升压站间路由长度9.9 km。

图  1  风场布置图

Figure 1.  Wind farm layout

根据载流量要求^[6,7]，单个风场送出额定电流为787 A，本文选择单回3×1 000 mm²以及双回3×500 mm²海底电缆进行载流量计算^[7,8]，并进行方案对比，根据厂家提供的资料，电缆载流量如表1所示：

从表1可以看出，单回3×1 000 mm²海缆在滩涂段载流量略低于额定值，需采取一定的特殊措施。两回3×500 mm²海缆在各段均满足载流量要求。

根据项目风能资源分析报告，测风塔测风数据统计分析^[9]以及测风塔在风机轮毂高度处各风速区间的风速、风能频率统计成果如图2、图3所示。

图  2  测风塔风速和风能频率

Figure 2.  Anemometer tower frequency of speed and energy source

图  3  轮毂高度各月平均风速、风功率密度分布

Figure 3.  Average speed and power concentration on hub height

从图2可见，轮毂高度风速中频率最大风速约8 m/s，最大风能频率相应的风速为10 m/s。从频率分布可见，81.0%集中在4～11 m/s区间，区间相应风功率密度占总风能的60.8%。可见，风场风速主要集中在中低风速带，且风速风能分布比较集中。

从图3可见，轮毂高度年平均风速约为7.70 m/s，平均风功率密度约为400 W/m²。年内分布不均，功率密度变化较大。在年内10月至翌年4月风速相对较大，其中10月平均风速最大为9.54 m/s，平均风功率密度735 W/m²；5～9月风速相对较小，其中9月风速最小，仅为5.24 m/s，平均风功率密度为128 W/m²。

本工程初步选用某风机厂5.5 MW级风机，风机风速与输出功率的关系如图4所示。

图  4  风速与输出功率曲线

Figure 4.  Wind speed and output curve

由以上分析结合图4功率曲线可见，风机年平均出力为2.16 MW，最大风速月份的平均出力为4.4 MW，轮毂高度风速中最大风速的出力为2.64 MW。可见风场满发的概率很低，风场常年发电功率为55 MW～242 MW，最大风速月份满发比例仅有15%，同时满发时间也是间断性的，而表1海缆载流量计算是基于风场以300 MW功率长时间满发且环境因素均按最严格的工况来计算，实际运行风速达到10m/s以上时，伴随的是大风、下雨或台风等天气，此时环境温度以及土壤的热阻等均有较大的降低，海缆载流量将会大大增加。综上比较可得出，基于项目实际风能资源情况，单回3×1 000 mm²以及双回3×500 mm²海缆均可满足项目要求。

根据海缆选型分析，结合国内外工程实例，目前常用的送出方案主要有以下两种：

常用方案一：设2座220 kV海上升压站＋1座陆上集控中心，2座海上升压站各通过2回3× 500 mm²海缆送出至陆上集控中心，如图5所示。

图  5  常用方案一

Figure 5.  Common scheme 1

常用方案二：设2座220 kV海上升压站＋1座陆上集控中心，2座海上升压站各通过1回3× 1 000 mm²海缆单独送出至陆上集控中心，如图6所示。

图  6  常用方案二

Figure 6.  Common scheme 2

常用方案一由于南北风场均采用双回3× 500 mm²海缆送出，因此当1回电缆故障时，可以通过另1回电缆送出适当地容量，约225 MW，最大限度地保证了风场电能的送出，可靠性高。该方案的缺点是4回海缆需要占用了大量的用海面积且路由规划复杂，不符合国家集约用海的政策。

常用方案二由于南北风场均采用单回3× 1 000 mm²海缆送出，风场间无电的联系，因此任何1回海缆故障将导致风场停电，电能无法继续送出，升压站需启动应急电源，可靠性一般。

根据本文2.2节常用送出方案存在的不足，本文基于节约用海以及降低工程总造价的原则，同时保证发电可靠性^[9,10]，提出以下两个优化方案：

优化方案一：设2座220 kV海上升压站＋1座陆上集控中心，南部升压站通过1回3×1 000 mm²海缆接至北部升压站GIS，汇流后再通过2回3×1 000 mm²海缆一并送出至陆上集控中心，如图7所示。

图  7  优化方案一

Figure 7.  Optimization scheme 1

优化方案二：设2座220 kV海上升压站＋1座陆上集控中心，2座海上升压站各通过1回3× 1 000 mm²海缆单独送出至陆上集控中心，2座升压站通过1回3×1 000 mm²海缆进行连接，如图8所示。

图  8  优化方案二

Figure 8.  Optimization scheme 2

优化方案一最大的优点是2座升压站联合送出，因此任何1回海缆故障的情况下，仍可保证另1回正常运行，最大限度地保证了风场电能的送出，同时不会影响升压站的正常运行，可靠性高。

优化方案二主要基于常用方案二在可靠性方面存在的不足进行的改进，该方案在风场正常运行时各自单独送出，联络开关打开，任何1回海缆故障的情况下，联络开关闭合，故障回路的风场通过联络电缆由另1座升压站送出，最大限度地保证了风场电能的送出，同时不会影响升压站的正常运行，可靠性高。

以上两种优化方案均由2回海缆送出，与常用方案一相比节约了一半的用海，体现了国家集约用海的方针^[11]，另外，基于本工程实际情况，由于南区风场距登陆点更远，优化方案二较优化方案一的送出海缆要长约9.9 km，造价更高。本项目推荐采用优化方案一作为联合送出的方案。如果两个风场属于不同业主，则可推荐采用优化方案2。

本节主要对优化方案一以及常用方案一从海缆设备本体费用、施工费、以及海上、陆上主要设备的差异进行可比投资比较，如表2所示，常用方案二由于可靠性较低，优化方案二造价较优化方案一高，因此不作具体比较。

分析表2可知：由于常用方案一每座升压站均采用双回3×500 mm²海缆送出，因此海缆的初始投资以及施工费均较高，同时相应的GIS间隔及并联电抗器数量也更多，总体的可比投资与优化方案一比要高2.35亿元，如进一步考虑征海费用等，则差额将更大，因此，从经济角度考虑，优化方案一明显优于常用方案一。

根据国际大电网会议统计，目前国外供货的最大截面海缆为丹麦的Anholt海上风电项目，采用的是3×1 600 mm²的铝芯海底电缆，路由长度24.5 km。经调研，目前国内主要的几家海缆生产厂均已通过3×1 000 mm²及以上规格海缆的型式试验，均具备生产3×500 mm²以及3×1 000 mm²两种规格海缆的能力，生产试验设备均可满足实际工程要求。

对于本项目的海缆重量，经调研海缆生产厂，两种型号的海缆参数及重量如表3所示：

由表3可见，海缆单回重量为3 845.8 t及4 350 t，至少需选择施工能力在4 000 t级以上且具有电动转盘的的海缆施工船舶。目前国内已建成或在建的多个海上风电场，已培养了一批具有海上风电海缆专业施工经验及资质的施工队伍，这些施工企业均配置了电缆敷设船机设备，地转盘承载均在5 000 t级以上，完全满足项目的需求，同时由于单回3×1 000 mm²海缆长度小于3×500 mm²，因此在船只选择及敷设方面更具优势。

本文主要通过对两个容量均为300 MW的海上风电场送出的方案进行了分析比较，最终得出结论如下：

1)3×1 000 mm²海缆可满足单个容量为300 MW的海上风电场电能送出。

2)两个容量均为300 MW的海上风电场联合送出，采用双回3×1 000 mm²海缆，升压站间采用1回3×1 000 mm²进行连接的方案从可靠性、经济性以及海缆供货与敷设等方面均有较大的优势，可大大节省项目投资，同时，该方案也节约了海缆用海面积，体现了集约用海，因此，可作为典型方案进行推广，为后续同类型项目设计提供参考。