海上风电场的开发和运营成本远高于陆上风电，其中，运维成本占全生命周期总成本的25%以上，是陆上风电的2倍以上，风电场安全可靠运行是提质增效的重要保障。集电系统是海上风电场关键组成部分，不同拓扑结构的集电系统的性能特点、复杂程度各异，搭建及运维成本差距明显，相关组成部分构成系统安全可靠运行的影响因素。
并网元器件可靠性现状
1风电机组原件
故障停运与保护停运是海上风电设备停运的主要原因，通常海上风电元件可靠性主要以故障率和故障修复时间进行表示，其决定了海上风电场的年平均可利用率。由于海洋环境条件恶劣、海上风电场可及性差，海上风电设备的故障率和故障修复时间不同于陆上，通过对相关故障数据进行统计与分析，可为海上风电运行可靠性评估、确定导致故障关键元件，以及风机运维和设计优化等提供支撑及建议。
海上风电机组可靠性数据可通过数据统计和基于模型的可靠性分析获取，前者通过数据的收集获得，后者根据机组元件的故障率以及元件结构之间的关联性通过理论计算得到。
有研究指出海上风电机组在运行的第三年平均故障率为10次/(台?年)，远高于陆上风机0.4~3次/(台?年)的故障率，其中80%为非严重故障，17.5%为严重故障，2.5%需要大范围的部件更换。如图1所示，最容易发生故障的部件为变桨液压系统、其他元件系统(电梯、密封、舱门等)及发电机；轮毂、叶片和齿轮箱需要更长的故障维修时间，但由于轮毂、叶片较低的故障率，其对风机整体可用率影响不大。
图1 海上风电机组元件故障率及元件更换时间统计
通过对欧洲海上风电机组关键元件的故障率和故障修复时间两方面进行统计，概率分布如图2所示，结果显示：风机变桨系统和发电机是故障率最高的部件，其他部件故障率相差不多；在故障修复时间方面，齿轮箱和发电机是修复时间较长的部件，风电机组各元件的故障频率与其停运时间呈现独立分布。齿轮箱修复与更换时间可能需要花费360h左右，占海上风机平均故障停运时间的近50%，齿轮箱故障是海上风电机组长时间停运的主要原因之一。
图2 海上风电机组关键元件故障率
图3 海上风电机组关键元件故障修复时间
海上风机元件故障率与海上风速具有较强的关联关系，海上风电的发电机和变流器比陆上风电更容易失效。海上风速、气温均对变流器的可靠性产生较大影响，海上风电变流器的故障率显著高于风能转换系统中的其他元件，是整个风能转换系统中最为薄弱的环节。同时，元件故障的维修受海上天气影响，导致维修可及性较差，维修时间增加。由于统计的周期、地点及风电场容量不同，不同机构统计的海上风电元件故障率和故障时间也不同，获取的元件可靠性数据差异和不确定性也较大。根据相关统计，叶片、电气、偏航系统是故障率不确定性最大的3个部件，结构部分、偏航和机械制动系统是故障修复时间不确定最大的3个部件。
我国海上风电运行工况条件较欧洲更加复杂，比如南方有台风，北方冬季会出现海面浮冰，要求海上风电元件具有更高的可靠性。根据2011年统计数据，我国东海大桥海上风电场风电机组平均停机次数为55 次/(台?年)，其中风电机组故障主要来自于变桨/轮毂故障、断路器故障以及变流器故障，长时间停运主要来自于轴承、齿轮箱以及发电机故障。
2集电线路海缆
海上风电场集电线路主要由海缆、海缆终端头、海缆连接头、风机环网柜组成。集电系统的故障率及不可用率相对其他环节虽然很低，但其对可靠性的影响却很大，海缆的维修时间在600至数千小时之间，海缆故障将造成严重的发电量损失。
海缆故障原因一般分为内部原因和外部原因，内部原因有绝缘材料老化、过负荷等。海缆与陆上电缆除了外层结构和材料不同，其对内部故障影响较大的内部绝缘层和导体区别不大，欧洲海上风电集电线路系统电压等级普遍采用66kV，根据统计，高压交流电缆(60kV)回路故障次数为0.03次/(年?100km)，终端故障次数为0.007次/(年?100个)，中间接头故障次数为0.005次/(年?100个)；直流电缆由于空间电荷累积，易造成绝缘老化，故障率高于交流电缆，其寿命及可靠性将受到影响。外部原因主要包括坠落物、紧急落锚或拖拽、渔业活动等，这些因素具有随机性和不确定性。由于缺乏针对海上风电的事故统计数据，一般可参考其他相关行业的统计数据，如根据海上油气工业的相关统计进行计算，海上吊运物品作业中发生与物品坠落并损伤海缆的相关严重事故率为3.15%。其他原因还包括终端安装不当、接头未处理好等海缆附件故障。中国渤海湾油气平台群海底电缆的历史故障数据，如图4所示，电缆故障86%发生在电缆主体，14%发生在接头，51%是由于渔业活动或锚损伤导致。
图4 海底电缆故障原因统计
3输电系统
海上风电输电系统故障风险是整个海上风电场风险评估中不可回避的问题，如果这部分产生故障可能会造成海上风电场停运。导致输电海缆失效的原因与集电线路类似，主要为内部故障和外部故障(捕鱼、锚拖拽等)。根据相关统计，截止到2018年欧洲在运海上风电交流输电系统平均故障率为0.003次/(km?年)，其各风电场统计结果如图5。
图5 欧洲海上高压及中压交流输电线路故障率统计
并网可靠性提升技术建议
通过分析海上风电可靠性评估面临的相关问题，对提升海上风电并网可靠性主要建议如下：
1、海上风电机组运行可靠性提升
海上风电机组元件可靠性受盐雾、台风、海浪等海洋恶劣环境影响，改善其运行环境，优化机组选型与控制策略，减小疲劳载荷，可以提高其运行寿命。在海上风电机组故障运维检修方面，可以通过加强海上风机状态监测与健康诊断、优化海上风机运维策略、提高运维效率来降低风机元件的故障率。此外，还需要关注海上天气对风电机组运维的影响。
2、输电海缆运行可靠性提升
一方面可通过设置保护区域、禁止抛锚区，降低渔业、抛锚等活动造成的外部侵害故障发生率；另一方面可通过安装海缆监测告警系统等实现故障的快速诊断、定位，迅速开展修复工作，从而减少故障修复时间，提升系统可靠性。其中对于内部电气故障，可采用温度信号进行监测；而对于外力故障，可根据电缆两端的应变信号进行监测。与此同时，可以基于神经网络等人工智能算法建立故障诊断模型，通过监测信号实现海缆故障的快速分辨与定位。
3、海上变电站运行可靠性提升
海上变电站与海上风电机组相似，可及性、维护可操作性较差，因此智能状态监控及故障诊断系统对于变电站的运维和可靠性提升尤为重要。基于数字孪生、人工智能等方法的变电站故障诊断可直接根据保护开关的信息判定故障位置，减少故障修复时间。对于（VSC-HVDC）连接的海上风电场，IGBT模块的可靠性对换流站的运行可靠性至关重要，提高模块质量、拓扑可靠性以及采用冷/热备用策略都有助于提高换流站的可靠性。此外，为提升变电站的可靠性，降低故障修复时间，相关元件需要双重或者备用配置，但此方法将大幅提升工程成本，需综合考虑。
结语
海上风电是海上风能资源丰富国家和地区实现能源转型的关键路径之一。随着我国海上风电向规模化发展，风电场安全可靠运行是需要业界高度关注的核心问题之一。本文对海上风电场集电系统可靠性影响进行梳理，探讨海上风电并网可靠性提升努力方向及措施，希望为海上风电开发、运营提供参考和借鉴。
