湯 易，藏玉清，鐘 磊，高 挺，羅紀(jì)平，姜 念，王澤民

（1.國網(wǎng)浙江省電力有限公司臺州供電公司，浙江 臺州 318000；2.天地電研（北京）科技有限公司，北京 102206）

0 引言

由于四面環(huán)海，地理位置比較偏僻，島嶼供電往往面臨著最大負(fù)荷有限、輸送距離較遠(yuǎn)、島嶼面積狹窄、鋪設(shè)海纜價格昂貴、氣候環(huán)境惡劣等問題，這是島嶼供電與陸地上供電的主要區(qū)別。目前，國外負(fù)荷較大的島嶼新能源發(fā)電裝機(jī)占比較高，負(fù)荷較小的島嶼主供電源仍然是柴油發(fā)電機(jī)組，新能源發(fā)電裝機(jī)占比較小[1]。國內(nèi)近海島嶼一般采用聯(lián)網(wǎng)型供電，配置少量的新能源發(fā)電機(jī)組；遠(yuǎn)離大陸的島嶼采用獨(dú)立型微電網(wǎng)供電，同時配置較大比例的新能源發(fā)電機(jī)組以及較大容量的儲能裝置。國內(nèi)如擔(dān)桿島、東澳島、南麂島等島嶼已開展了配電網(wǎng)建設(shè)工作，但對島嶼供電需求、供電可靠性、經(jīng)濟(jì)合理性等尚未開展系統(tǒng)化、科學(xué)化、普適性的研究。

1 總體研究思路

以《浙江省重要海島開發(fā)利用與保護(hù)規(guī)劃》中對島嶼功能的分類為基礎(chǔ)，開展島嶼配電網(wǎng)建設(shè)研究，構(gòu)建差異化建設(shè)方案，具體流程如圖1 所示。第一步，開展島嶼負(fù)荷預(yù)測研究，分析不同島嶼的用電特點(diǎn)以及不同預(yù)測方法的特點(diǎn)，從而得出不同島嶼適合的負(fù)荷預(yù)測方法。第二步，開展島嶼上配電網(wǎng)組網(wǎng)模式（包括聯(lián)網(wǎng)型組網(wǎng)模式和離網(wǎng)型組網(wǎng)模式）研究，分析聯(lián)網(wǎng)型不同接線模式的特點(diǎn)，離網(wǎng)型風(fēng)光柴儲的配置規(guī)模與比例，得出不同島嶼適合的組網(wǎng)模式。第三步，開展島嶼供電方式研究，對聯(lián)網(wǎng)型和離網(wǎng)型配電網(wǎng)的建設(shè)成本、運(yùn)維成本、供電質(zhì)量、供電可靠性進(jìn)行分析論證，得出不同島嶼適合的供電方式。

圖1 島嶼供電方式研究流程

2 負(fù)荷預(yù)測研究

2.1 負(fù)荷特性

根據(jù)《浙江省重要海島開發(fā)利用與保護(hù)規(guī)劃》中對島嶼用地性質(zhì)和產(chǎn)業(yè)發(fā)展的分類，在臺州現(xiàn)有島嶼中選取相應(yīng)用電性質(zhì)島嶼的月負(fù)荷曲線和日負(fù)荷曲線進(jìn)行分析。

（1）綜合型負(fù)荷：如圖2 所示，年最大負(fù)荷一般出現(xiàn)在8 月份，最小負(fù)荷出現(xiàn)在2 月份；實測日負(fù)荷呈現(xiàn)“三峰三谷”的特性，最高負(fù)荷出現(xiàn)在10:00，最小負(fù)荷出現(xiàn)在16:00。

（2）工業(yè)型負(fù)荷：如圖3 所示，年最大負(fù)荷一般出現(xiàn)在8 月份，最小負(fù)荷出現(xiàn)在2 月份；實測日負(fù)荷呈現(xiàn)“兩峰兩谷”的特性，最高負(fù)荷出現(xiàn)在9:00，最小負(fù)荷出現(xiàn)在16:00。

圖2 綜合型負(fù)荷特性曲線

圖3 工業(yè)型負(fù)荷特性曲線

（3）居住型負(fù)荷：如圖4 所示，年最大負(fù)荷一般出現(xiàn)在8 月份，最小負(fù)荷出現(xiàn)在5 月份；實測日負(fù)荷呈現(xiàn)“兩峰兩谷”的特性，最高負(fù)荷出現(xiàn)在20:00，最小負(fù)荷出現(xiàn)在16:00。

圖4 居住型負(fù)荷特性曲線

（4）旅游型負(fù)荷：如圖5 所示，年最大負(fù)荷一般出現(xiàn)在10 月份，最小負(fù)荷出現(xiàn)在12 月份；實測日負(fù)荷曲線較為平緩，最高負(fù)荷出現(xiàn)在12:00和22:00。

圖5 旅游型負(fù)荷特性曲線

結(jié)合現(xiàn)狀數(shù)據(jù)，分析得到各類島嶼的用地性質(zhì)和負(fù)荷特性如表1 所示。

表1 各類島嶼負(fù)荷特性

2.2 預(yù)測方法

近中期負(fù)荷預(yù)測：對于近中期地塊開發(fā)較多，負(fù)荷跳躍式增長的島嶼適合采用大用戶加自然增長率法。對于已經(jīng)有一定開發(fā)規(guī)模，近中期報裝用戶不多，負(fù)荷平穩(wěn)增長，且有歷史年用電負(fù)荷數(shù)據(jù)的島嶼適合采用年均增長率法。

遠(yuǎn)景年負(fù)荷預(yù)測：建筑負(fù)荷密度法適用于有控制性詳細(xì)規(guī)劃區(qū)域的飽和負(fù)荷預(yù)測。占地負(fù)荷密度法適用于預(yù)測僅有鄉(xiāng)鎮(zhèn)總體規(guī)劃區(qū)域的飽和負(fù)荷。人均用電負(fù)荷法適用于負(fù)荷與人口的多少有直接關(guān)聯(lián)區(qū)域的飽和負(fù)荷預(yù)測。

各類島嶼不同時期適合的預(yù)測方案和推薦的負(fù)荷密度、人均負(fù)荷等見表2。

3 組網(wǎng)模式研究

3.1 聯(lián)網(wǎng)型組網(wǎng)模式

島嶼與陸地聯(lián)網(wǎng)供電時，可分為35 kV 及以上聯(lián)網(wǎng)供電和10（20）kV 聯(lián)網(wǎng)供電。當(dāng)島嶼上有35 kV 及以上變電站時，島嶼上的配電網(wǎng)建設(shè)與陸地上的基本一致，根據(jù)島嶼用電性質(zhì)、負(fù)荷密度、供電可靠性要求選擇相應(yīng)的組網(wǎng)模式，參照《配電網(wǎng)規(guī)劃設(shè)計技術(shù)導(dǎo)則》。各類島嶼聯(lián)網(wǎng)推薦組網(wǎng)模式如表3 所示。

表2 各類島嶼推薦負(fù)荷預(yù)測方法

表3 各類島嶼聯(lián)網(wǎng)推薦組網(wǎng)模式

3.2 離網(wǎng)型組網(wǎng)模式

離網(wǎng)型電網(wǎng)（獨(dú)立型微電網(wǎng)）的常見電源有風(fēng)力發(fā)電、光伏發(fā)電、備用的柴油發(fā)電機(jī)組和起調(diào)節(jié)作用的蓄電池組，常稱為“風(fēng)光柴儲”微電網(wǎng)[2-3]。根據(jù)島嶼資源情況，有些微電網(wǎng)也增加波浪能發(fā)電、抽水蓄能系統(tǒng)、海水淡化系統(tǒng)、制冰機(jī)、電動汽車充換電站等電源和可控負(fù)荷[4]。

根據(jù)臺州地區(qū)日光照強(qiáng)度、風(fēng)能資源和現(xiàn)有電廠出力情況得到臺州地區(qū)的日出力曲線如圖6—10 所示。

圖6 臺州地區(qū)光伏、風(fēng)力日出力曲線

圖7 綜合型島嶼日負(fù)荷曲線與風(fēng)光互補(bǔ)日出力曲線

圖8 工業(yè)型島嶼日負(fù)荷曲線與風(fēng)光互補(bǔ)日出力曲線

圖9 居住型島嶼日負(fù)荷曲線與風(fēng)光互補(bǔ)日出力曲線

圖10 旅游型島嶼日負(fù)荷曲線與風(fēng)光互補(bǔ)日出力曲線

（1）綜合型島嶼：建設(shè)獨(dú)立微電網(wǎng)時，風(fēng)力發(fā)電機(jī)組容量為最大負(fù)荷的0.9 倍，光伏發(fā)電容量為最大負(fù)荷的1.1 倍為宜。在此風(fēng)光比配置下，19:00～21:00 系統(tǒng)的供電能力不足，需要配置滿足0.2 倍最大負(fù)荷運(yùn)行2 h 的鋰電池組，同時需要配置容量為最大負(fù)荷0.1 倍的柴油發(fā)電機(jī)組作為重要負(fù)荷的備用電源。

（2）工業(yè)型島嶼：建設(shè)獨(dú)立微電網(wǎng)時，風(fēng)力發(fā)電機(jī)組容量為最大負(fù)荷的0.6 倍，光伏發(fā)電容量為最大負(fù)荷的1.3 倍為宜。

（3）居住型島嶼：建設(shè)獨(dú)立微電網(wǎng)時，風(fēng)力發(fā)電機(jī)組容量為最大負(fù)荷的1.2 倍，光伏發(fā)電容量為最大負(fù)荷的0.6 倍為宜。在此風(fēng)光比配置下，19:00～22:00 系統(tǒng)的供電能力不足，需要配置滿足0.2 倍最大負(fù)荷運(yùn)行2 h 的鋰電池組。

（4）旅游型島嶼：建設(shè)獨(dú)立微電網(wǎng)時，風(fēng)力發(fā)電機(jī)組容量為最大負(fù)荷的1.2 倍，光伏發(fā)電容量為最大負(fù)荷下的0.9 倍為宜。在此風(fēng)光比配置下，16:00～21:00 系統(tǒng)的供電能力不足，需要配置滿足0.2 倍最大負(fù)荷運(yùn)行2 h 的鋰電池組，同時需要配置容量為最大負(fù)荷0.1 倍的柴油發(fā)電機(jī)組作為重要負(fù)荷的備用電源。

根據(jù)各種類型島嶼的用電負(fù)荷特性，以滿足用電需求為前提，采用擬合法得到各類島嶼微電網(wǎng)的風(fēng)光柴儲配置方式，如表4 所示。

表4 各類島嶼離網(wǎng)推薦組網(wǎng)模式

4 供電方式研究

4.1 電網(wǎng)建設(shè)成本

4.1.1 距離因素

距離的遠(yuǎn)近，對聯(lián)網(wǎng)型海島供電的影響主要體現(xiàn)在海纜鋪設(shè)的長度上，距離越遠(yuǎn)投資越高，且呈線性關(guān)系；對離網(wǎng)型海島供電的影響主要體現(xiàn)在物資運(yùn)輸?shù)馁M(fèi)用上，距離越遠(yuǎn)運(yùn)輸費(fèi)用越高，但增長幅度不大[5]。根據(jù)臺州市歷史海纜投資情況統(tǒng)計，海纜導(dǎo)線截面和海域條件對綜合投資都有一定影響，中壓海纜每公里投資基本在200 萬元上下波動，高壓海纜每公里投資基本在300 萬元上下波動。

式中：T1為海纜建設(shè)成本；L 為海纜長度。

4.1.2 負(fù)荷因素

負(fù)荷的大小，對離網(wǎng)型海島供電的影響主要體現(xiàn)在微電網(wǎng)電源的建設(shè)規(guī)模上[6]，對聯(lián)網(wǎng)型海島供電的影響主要體現(xiàn)在配電網(wǎng)建設(shè)的規(guī)模上。海島上配電網(wǎng)建設(shè)投資沿用大陸上總結(jié)出的“單位投資增供負(fù)荷”來估算，考慮到海島負(fù)荷一般不大，海島配電網(wǎng)建設(shè)標(biāo)準(zhǔn)更高，也會影響單位投資，因此選擇0.5 W/元作為海島的配電網(wǎng)建設(shè)投資估算依據(jù)。

式中：T2為島嶼上配電網(wǎng)建設(shè)成本。

根據(jù)臺州地區(qū)風(fēng)光柴儲的建設(shè)成本，結(jié)合島嶼離網(wǎng)型風(fēng)光柴儲的配置比例（表4），得到微電網(wǎng)投資成本計算公式：

式中：T3為微電網(wǎng)建設(shè)成本。

表5 給出了獨(dú)立微電網(wǎng)投資估算。

4.2 電網(wǎng)運(yùn)維成本

4.2.1 維護(hù)檢修

離網(wǎng)型電網(wǎng)的維護(hù)費(fèi)用主要是各種設(shè)備的維護(hù)檢修費(fèi)用。聯(lián)網(wǎng)型電網(wǎng)的維護(hù)費(fèi)用主要體現(xiàn)在海纜的維護(hù)費(fèi)用上，包含正常使用過程中的運(yùn)行維護(hù)費(fèi)用和出現(xiàn)故障時的應(yīng)急維修費(fèi)用，海纜建好后出現(xiàn)故障的概率很低，本文忽略不計。

柴油發(fā)電機(jī)：根據(jù)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，柴油發(fā)電機(jī)每年的電機(jī)設(shè)備維護(hù)費(fèi)用按機(jī)組購置金額的6%計算。

風(fēng)力發(fā)電機(jī)：按照現(xiàn)有故障率推測，風(fēng)力發(fā)電機(jī)每年的電機(jī)設(shè)備維護(hù)費(fèi)用按機(jī)組購置金額的2%計算。

表5 獨(dú)立微電網(wǎng)投資估算

太陽能電池板：目前大多數(shù)太陽能電池板和蓄電池是免維護(hù)的，只需日常人工除塵。

式中：T4為微電網(wǎng)維護(hù)檢修費(fèi)用；t 為設(shè)備全壽命周期。

4.2.2 運(yùn)行成本

微電網(wǎng)的運(yùn)行成本主要是柴油發(fā)電成本，它高于普通發(fā)電成本，另外風(fēng)力發(fā)電和光伏發(fā)電都沒有直接的運(yùn)行成本。柴油發(fā)電機(jī)的耗油量大約在0.25 L/kWh，考慮到海島運(yùn)輸費(fèi)用，按每升柴油8.5 元計算，柴油發(fā)電機(jī)發(fā)電成本約為0.25×8.5=2.1 元/kWh。則全年微電網(wǎng)運(yùn)行成本T5為：

式中：h 為海島最大負(fù)荷利用小時數(shù)；η 為柴油機(jī)組發(fā)電量占全島用電量的比例。

聯(lián)網(wǎng)型供電的運(yùn)行成本主要是大電網(wǎng)的發(fā)電成本，而大電網(wǎng)的電源主要為火電廠，聯(lián)網(wǎng)型供電的運(yùn)行成本計算也就等效成火電廠的發(fā)電成本。根據(jù)臺州地區(qū)統(tǒng)計數(shù)據(jù)，火力發(fā)電成本約為0.2 元/kWh。

式中：T6為聯(lián)網(wǎng)型發(fā)電成本。

4.3 電能質(zhì)量影響

海纜單位長度充電電容遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于同電壓等級的架空線路，島嶼采用長距離海纜聯(lián)網(wǎng)供電時，充電電流將嚴(yán)重降低線路的輸送能力，同時過大的充電功率亦將造成無功倒送和電纜末端電壓升高，需要在線路上并聯(lián)電抗器通過感性無功補(bǔ)償來解決。

電纜單位長度等值電路如圖11 所示。由于海纜的電抗X 遠(yuǎn)小于電阻R，電導(dǎo)G 遠(yuǎn)小于電納B，計算時一般忽略，則長度為l 的海纜阻抗Z和導(dǎo)納Y 的計算公式為：

圖11 電纜單位長度等值電路

海纜線路的充電電流和充電功率為：

海纜線路的電壓降和線路末端電壓為：

可以看出，海纜線路末端電壓與線路長度的平方、電容電流、線路電阻成正比。

式（11）—（12）中，通常r 取值為0.04 Ω/km；10 kV 海纜c 取值為0.6 μF/km，35 kV 海纜c 取值為0.4 μF/km，110 kV 海纜c 取值為0.25 μF/km。表6 給出了空載情況下海纜相關(guān)參數(shù)。

由此可以計算得到：

（1）10 kV 海纜長度達(dá)到9 km 時，末端電壓為11.7 kV。而常用10 kV 海纜最高工作電壓Um為12 kV，則10 kV 海纜的供電半徑是9 km，在首末兩端加裝并聯(lián)電抗器（容量為海纜產(chǎn)生的充電無功功率的一半）的情況下，供電半徑提高至12 km。

（2）35 kV 海纜長度達(dá)到11 km 時，末端電壓為40.9 kV。而常用35 kV 海纜最高工作電壓Um為40.5 kV，則35 kV 海纜的供電半徑是11 km。在首末兩端加裝并聯(lián)電抗器（容量為海纜產(chǎn)生的充電無功功率的一半）的情況下，供電半徑提高至15 km。

（3）110 kV 海纜長度達(dá)到14 km 時，末端電壓為127.6 kV。而常用110 kV 海纜最高工作電壓Um為126 kV，則110 kV 海纜的供電半徑是14 km。在首末兩端加裝并聯(lián)電抗器（容量為海纜產(chǎn)生的充電無功功率的一半）的情況下，供電半徑提高至20 km。

4.4 可靠性的影響

對于軍事型、港口物流型供電可靠性要求較高的海島，可以采用聯(lián)網(wǎng)型供電方式，同時也可以在海島上建設(shè)部分柴油機(jī)組作為備用電源。對于旅游型、漁業(yè)型供電可靠性要求一般的海島，根據(jù)島嶼資源可采用離網(wǎng)型供電方式。

5 結(jié)論

聯(lián)網(wǎng)型供電投資估算公式：

離網(wǎng)型供電投資估算公式：

聯(lián)網(wǎng)型供電和離網(wǎng)型供電投資成本對比如表7 所示?？砷_發(fā)島推薦供電方式見表8。

（1）當(dāng)島嶼飽和負(fù)荷大于8 MW 時，推薦35（110）kV 及以上聯(lián)網(wǎng)供電模式。

（2）當(dāng)島嶼飽和負(fù)荷在3～8 MW，距離大陸電源在12 km 以內(nèi)時，推薦采用10（20）kV 聯(lián)網(wǎng)供電。

表6 空載情況下海纜相關(guān)參數(shù)

表7 聯(lián)網(wǎng)型供電與離網(wǎng)型供電投資成本對比

表8 可開發(fā)島嶼推薦供電方式

（3）當(dāng)島嶼飽和負(fù)荷在3～8 MW，距離大陸電源在12 km 以外時，需進(jìn)行方案比選，選擇35（110）kV 及以上聯(lián)網(wǎng)供電或微電網(wǎng)供電。

（4）當(dāng)島嶼負(fù)荷小于3 MW，距離大陸電源在12 km 以外時，優(yōu)先選擇微電網(wǎng)供電。

（5）當(dāng)島嶼負(fù)荷小于3 MW，距離大陸電源在12 km 以內(nèi)時，需進(jìn)行方案比選，選擇10（20）kV 聯(lián)網(wǎng)或微電網(wǎng)供電。

（6）島嶼采用聯(lián)網(wǎng)供電時，需根據(jù)島嶼可靠性要求和資源情況，合理建設(shè)新能源發(fā)電或柴油發(fā)電機(jī)組，提高島嶼的供電可靠性。