海上风力发电机组的电气基础设施以及运输、安装和维护系统的可靠性及其冗余部件组装和海上安装的成本较高将电能输送到陆地的距离较远在大型的海上风电场，电气基础设施不仅包括陆上风电场所需要的电缆铺设和电网连接，还由于它是一个独立和复杂的系统有一些特殊的技术要求和特点10.4.4电气基础设施包括海上风电场内部的电气系统海上变电站连接陆地电网的海底电缆陆上输电线路JDR Cables目前的海上风电场项目内部电气系统一般为一个中压三项系统，电压等级为1035KV。连接电缆为3芯，带光纤信号导体，称为XLPE电缆，排列成一个图盘形状。目前的塑料（非金属）护套电缆的成本比一般陆地电缆要高20%40%铺设成本一般要高50%80%36kV海底电缆的成本（包括铺设费用)约为120 -460欧元m，高压电缆(110150kV)的成本（包括铺设费用)约为550-650欧元/m。使用专门的电缆铺设船，在海底喷射出Im深的水沟，将电缆放入、铺设。三芯海底电缆5海缆施工质量管理要点（1）海底电缆应按规定的电缆路由进行敷设。电缆敷设施工时应严格按照设计要求控制敷设偏差，一般情况偏差小于水深的50%，电缆转角施工时偏差应不得大于该处海水水深。（2）敷设余量应随水深、海底坡度等参数的变化而变化，电缆需沿海底地形走势紧贴海床敷设，不得存在悬空的现象；（3）实时监控海缆敷设施工中敷设速度与敷设张力，保持船舶行进速度与敷设速度一致，确保海缆受到的敷设拉力在设计要求范围内；（4）海缆敷设时，应保持海缆入水角度为3060O，确保海缆内部结构不受损坏；（5）海缆敷设船应配备GPS系统，实时记录海缆敷设路径，为将来对海缆的检查、保养、维修提供便利；（6）海缆接入环网柜T套管电缆头制作时应严格按照T套管厂家工艺标准。海缆铺设船示意图6电缆的铺设7JDR Cables电能的传输方式大致可以分为3种:高压交流输电(HVAC)、高压直流输电(HVDC)和电压源换流器高压直流输电(VSC-HVDC)HVAC应用较早并已积累了丰富的经验，电缆和电子器件等的成本也相对较低，在很多小型的近海风场得到广泛应用离岸较远的大型海上风场一般采用HVDC输电HVDC输电不受容性电流的影响，电压损耗低，可调节有功和无功功率的输出，保持电网稳定，传输时不会产生谐振，且不会在电网中产生短路电流VSC-HVDC使用脉宽调制的方法产生正弦电压，控制灵活，可任意进行有功和无功控制，允许双向能量传输，故障时解耦，风场不必和电网保持同步，并可采用多端并网方式，在海上风场的发展极具优势随着距离的增加，HVDC输电的优势越明显数据表明，离岸越远直流输电的优越性越显现在距离较近的海岸，交流输电的总成本高于直流输电，但是当海岸距陆地超过90km时，直流输电的优势可得到充分体现海上变电站在距离较远、功率较高的情况下，电能必须以高压传送到陆地上，如超过IOOMW且离岸超过15km这种情况下建立海上变电站通常是必要的，在变电站内，风力发电机的输出电缆被连接到一个中心点上，电力以高压来传输。海上平台上的主要电气设备:主变及冷却系统;高压气体绝缘开关；中压开关；无功补偿;辅助变压器及中性点接地设备;SCADA；柴油机组及低压供电系统等。9/4/2024海上变电站的设计指导原则一般装2台主变并以隔火墙隔离;主变容量需根据风场容量优化;开关设备所在区域通风良好;隔层空间设计充分考虑海底电缆安装的需要。紧急备用电源完全独立，在事故情况下可接近，可控制，可靠;柴油机或加热器远离危险区域，适当隔离;紧急备用电源不受水灾，火灾或主系统事故的影响，维持其完整性;持续电源及电池系统应该与紧急备用电源隔离，不受影响。10海上升压站立面图11新闻链接中国首座海上变电站2015年9月26日11点58分，随着3500T浮吊船“宇航3000号”主钩顺利松钩，中国首座海上变电站中广核如东150兆瓦海上风电项目110千伏海上升压站吊装完成。中广核风电人填补了华夏浩瀚大洋之上无高压变电站的空白。中广核如东150兆瓦海上风电项目110千伏海上升压站平台总重约1280吨，采用整体式布置，包括上部结构和下部结构。下部结构采用单桩型式。上部结构包括过渡段和上部组块，布置了电气、消防、暖通和给排水设备。单桩基础和上部组块过渡段分别于6月和9月完成施工。后续，中广核将在确保安全和质量的前提下推进海上风电项目建设，实现年内中国首个真正意义上的海上风电项目并网发电。与陆地电网连接输电并网系统架构海上风电场规模不断扩大且逐渐远离陆地，使输电并网面临巨大挑战海上风场的离岸集电网络构成及电能传输方式都是目前研究的重要课题海上风场的集电系统包括风机和变电站2部分风机一般分为多组，每组采用星型或串型方式连接，如图3所示串型连接方式中每个风机都有独立的变压器，多台风机连接型成串型或叉型支路连至变电站星型连接的风机先与临近的装有变压器的集电平台相连，再集中连接至变电站星型连接的风机不需要安装单独的升压变压器，成本低，但稳定性差，且要建多重集电平台，施工不便，目前海上风机只采用串型连接考虑到海底电缆铺设和风机连接，原则上将变电站的位置定于海上风场的几何中心，但建设陆上变电站更容易，成本更低，目前海上和陆上变电站平台都有使用风场密集区并网还应考虑风场间的连接风场间主要有径向网络和离岸型网络2种形式径向网络中每个风场直接与陆上的主电网相连;离岸型网络是临近的风场先相互连接形成网络，再通过主线与陆上主电网连接研究表明，离岸型的连接方式更经济、更稳定，是未来发展的趋势。13电压等级的选择对于风机之间的互联电网,2540kV(33kVinUK)是主流，取决于配套的变压器，开关设备的性能与造价；对于外送电缆,130150kV(132kVinUK)被广泛选择，既有成本因素，也有技术因素，比如风场规模，XLPE海底电缆技术现状，海上变电站设计容量以及离岸距离等。14海上安装和运输对风力发电机的运输和组装提出了特殊的要求，所产生的问题和需要的成本与陆地风力发电机组的截然不同。海上风电工程建设要求“无大风、无海浪、无淋雨”的条件，而我国东南沿海受海洋性气候和大陆性气候交替影响，频繁遭遇台风、暴雨、潮汐、巨浪等极端天气，一年的有效施工天数约为150天，致使海上风电场的施工工期延长，运行维护难度加大。10.4.5海上风力机的运输、安装和维护海上风力发电机的运输对于安装海上风力机首先就是大宗部件的运输。如4MW、5MW的风力机，塔筒和叶片的长度都超过了50m，在陆地长途运输时，困难可想而知。此外还有基础问题，如果采用多桩式基础，问题尤其突出。出于经济原因的考虑，部件的预制和组装都在陆地进行，这就省却了在海上组装的成本和不可测因素，如因为天气原因无法及时装配，将产生大部件储存的问题。16海上风力发电机的安装离岸风力发电机的安装相对于岸上安装难度更高，可通过千斤顶驳船或浮吊船完成。它们之中的选择取决于水的深度，以及起吊机的能力和驳船的载重量。起吊机应具备提升风力发电机主要部件（如塔架、机舱、叶轮等）的能力，其吊钩提升高度应大于机舱的尺寸，确保塔架和风力发电机装配的安装。现有的浮吊船大多不是特意为海上风力发电场的风力发电机组安装而设计制造的。对于大型海上风力发电场，当风力发电机组超过50台时，可以通过使用安装驳船来控制建设周期（即控制成本），以确保完成建设任务。目前，安装过程一般分成两个部分。首先基础的安装，然后是风力发电机组在基础上的安装。通常风力发电机组先在陆上装配完整，如先安装好塔架、机舱和桨叶各部分，再将其运输到海上安装在支撑基础上。另外一种是把塔架先安装在基础上，然后运输机舱、风轮到现场进行安装；如在丹麦Middelgrunden海上风力发电场的建设过程中,首先是塔架部分的预安装并运送至革础所在处，控制面板、配电盘和变压器在运输和升降过程中被置于塔架的底部。所有的安装工作受限于天气条件，不可避免地会遇到天气不理想或不能开工时段。将风力机运输到风大浪急的海面，即使在浪高略超过Im时，停泊维修船都十分困难，其结果是为了很小的故障而不得不等待很长的时间（这些故障在陆地上只需几小时就可解决）。在天气相对平静的夏季，风速和海浪高度基本处于安全限内，选择此时安排风力发电机安装工作可以缩短工程周期。17海上风机安装18海上风机安装船介绍起重船起重船通常具备自航能力，船上配备起重机，可以运输和安装风车和基础。自升式起重平台自升式平台配备了起重吊机和48个桩腿，在到达现场之后桩腿插入海底支撑并固定驳船，通过液压升降装置可以调整驳船完全或部分露出水面，形成不受波浪影响的稳定平台。自航自升式风机安装船兼具自升式平台和浮式船舶的优点，专门为风机安装而设计与建造的自航自升式安装船。桩腿固定型风车安装船桩腿固定型风车安装船是自航自升式风车安装船与起重船之间的一种折中方案。其通常由常规船舶改建而成，尺度小于专门建造的安装船，桩腿为改建中安装。在作业工程中船体依然依靠自身浮力漂浮在水中，桩腿只起到稳定船体的作用。离岸动力定位及半潜式安装船目前主要用于海上石油开发。动力定位安装船可以在除浅水区域外的任何水深条件下作业，安装效率高，但易受天气因素制约。19海上风机安装船20海上风电场维护的困难风电场海域有其特殊性，通达困难，作业时间短运维作业受潮汐影响明显，既有台风等恶劣工况，还存在较多的大风，团雾、雷雨天气，又有大幅浅滩，潮间带各潮汐影响明显，通达困难，交通设备选择困难，海上维护作业有效时间短，安全风险大。21海上风电场维护现有的海上风力机组运行与维护（O&M）主要包括定期维护（检察、清洁等）、停机维护（某种程度的故障检修，如手动重启或更换主要部件）和状态监测3种维护方案。定期维护需对机组及其零部件进行周期性的检查，比如风机联接件之间的螺栓力矩检查（包括电气连接），各传动部件之间的润滑和各项功能测试等。其优点为：停机几率较小，维护可有计划地执行，且配件的补给比较方便。采用定期维护方案，若设备已处于疲劳和磨损状态，但需到周期时才能进行更换。也存在使用寿命还未用尽，或经过维修后还可继续使用的设备，却被更换的现象，造成不必要的浪费。此外，载重机和维修人员费用占的比例较大。路程较远，配件、部件及工作人员的输送费用也非常高，频繁地往返风电场需要巨额资金。此外，受天气影响较大，定期维护不适用于海上风电。当系统设备发生重大故障导致停机或一些小型的机械或电气元件有故障（比如电流短路或者开关跳闸等）导致风电场停机时，需要配备专门船只、船员和技术人员赴现场进行停机检修。如果是齿轮箱等大部件发生故障，还需要动用大型浮吊进行更换，单次吊装费用高达200多万元，且造成长时间停机，发电量损失很大。停机检修缺点为：发生大故障的风险较大，停机检修所需时间长；不能按计划进行维修；配件供给比较复杂，需要很长的供应时间。此外，受天气影响，运行人员对风电机组及时维修的可能性较低，停机加长，发电损失巨大。因而，对于近海风电场而言，停机维修方案是不可行的。状态监测是对风电机组主要设备进行实时监测，对各种设备反馈的信号进行实时分析，若发现故障信号，则及时处理。因此，保障设备在限定的疲劳和磨损范围内工作，一旦达到极限就会被更换。状态检测的优点为：部件能最大限度的被利用，停机概率较低，检修方案可计划执行，部件供给比较方便。此外，状态监测可发现极端外部条件下，如因结冰或者海浪导致的风机塔筒振动等，从而可触发风电机组产生控制保护，避免产生重大损坏。缺点为对部件的剩余使用寿命要有可靠的信息；对状态检修的软硬件要求较高。目前的状态监测已经从过去的纠错性维护向预测性维护方向发展。22系统监测受天气和海洋环境的影响，海上风场的维护与陆地相比难度更大为合理有效维护风场设备，减少停机时间，降低维护成本，采用合理方案对风力机组进行监测十分必要监测系统包括状态监测和故障诊断2部分，通过对设备运行过程中所表现出的各种外部征兆及信息，提取反映状态的正确信息并进行分析和识别其内部故障由于风力发电设备结构及工作过程复杂，对其进行深入分析和深层故障诊断，不仅要依靠一定的理论和方法，而且更重要的是必须了解、熟悉具体设备的结构与运行机理，并融入维护人员的经验和技巧此外状态监测系统应具有完善的监测标准，能够界定正常工作状态和警戒范围，这些标准需要根据大量的故障数据制定风力发电在线监测系统的主要任务是信号拾取、信号处理和诊断决策信号拾取主要由主轴传感器、齿轮箱传感器和定子传感器等来采集振动、温度、电流、电压等各种设备的基本运行状况，此外利用输出能量和转速作为状态监测信号，可减少成本，使用范围更广泛信号处理是将各传感器所采集到的信号经过信号处理转换成数字信号，通过网络传输到监控室由于海上风电场的通讯设施一般相对较差，因此网络传输可以使用CDMA，GSM等无线传输方式，从而省去了铺设光缆等工程和设备诊断决策就是计算机将传送的信号数据进行多种分析与计算，再根据这些结果最终给出风力发电机的运行状况分析表常用的分析方法有时域分析、频谱分析、时频分析等，而专家系统、神经网络、模糊控制等技术常用作决策方案安装状态监测系统会带来风场的额外投资，但若47%的矫正性维护变为预防性维护，状态监测系统的成本就可以补偿正常情况下通过在线监测系统对风场进行预防性维护，可使维护费用减少23%，因此状态监测已成为风机维护系统的重要组成部分，在海上风场中应用越来越普遍。23海上风电场的维修针对维修人员进入风力发电机的技术方案有很多，如使用潜水设备，维修人员可以穿着潜水服进入水底的塔架。还有一种方式是通过直升机进入，这要求每台风力发电机至少要配备一个平台，适合人员和设备的投放，如果是大型的风力发电机，的确可以安排大型的直升机降落平台。但是，如果海面风大浪急直升机的能力也会大受限制。一个来自FabficomOilandGas和AMECPLC公司的工程设备OAS能够在2.5m（最高海浪为4.6m）这个重要的海浪高度中运行。24海上风力机维护难点风电场处于特殊海洋工况，防腐问题突出海上风机基础采用钢结构，盐雾腐蚀、海洋附着生物等海洋因素对基础、设备防腐要求较高，防腐工作专业性强，工作量大。而潮间带海域工况特殊，风机钢结构基础主要处于潮差区与浪溅区，且有大量海洋附着生物，防腐困难。2527本小组对此课件拥有最终解释权28