摘要：目前大型光伏电站集电线路电压等级通常为35 kV，但随着国内大型光伏基地项目持续推进，光伏电站容量不断增大，以35 kV作为集电线路将逐渐成为制约光伏发电技术的瓶颈，有必要对大型光伏电站集电线路采用66 kV电压等级的可行性进行探讨。若集电线路选用35 kV电压等级，集电线路回路多，主变压器台数和升压站设备也要增加；若集电线路选用66 kV电压等级，则可以有效减少集电线路回路和主变压器台数，节省集电线路电缆，简化电气主接线。据此，以某400 MW大型地面光伏电站为例，分别对35kV和66 kV电压等级集电线路进行技术经济性比较，并对66 kV高压电缆及相关电气设备调研，提出随着66 kV光伏升压变压器和66 kV高压电缆制造技术的不断成熟和应用，容量在400MW以上的大型光伏电站集电线路电压等级可以考虑采用66 kV。但综合考虑目前技术经济因素，仍推荐采用35 kV电压等级。
关键词：大型光伏电站,集电线路,35 kV,66 kV
0引言
据《中国光伏产业发展路线图（2023~2024年）》[1]的数据显示，2023年国内光伏新增装机216.88 GW，同比增加148.1%。其中，随着国内大部分大基地项目在2023年开工建设，大型集中式光伏电站新增装机120.59 GW，同比增长232.2%。为在2030年实现碳达峰，届时中国非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，为达到此目标，“十四五”期间我国年均新增光伏装机预计将达到70~90 GW，并呈逐年增长的趋势。
在大型光伏发电系统中，光伏阵列发出的电能经逆变升压后，通过集电线路汇集至升压站。根据《光伏发电站设计规范》GB50797—2012[2]规定，光伏发电站安装容量大于30 MW时，集电线路宜选用35 kV电压等级。而在新版《光伏发电站设计规范（征求意见稿）》中，大型光伏发电站集电线路宜采用35 kV或66 kV电压等级。
目前，国内大型光伏电站一般采用多级汇流、分散逆变、集中并网的方式，汇集到升压站的集电线路电压通常为35 kV，66 kV集电线路应用相对较少，且多为海上风电项目。但随着国内大型光伏基地项目持续推进，光伏电站容量不断增大，以35 kV作为集电线路电压等级将逐渐成为制约光伏发电技术的瓶颈，35 kV集电线路在输送容量、距离上受限，且由于光伏基地项目占地广，集电线路电压的选择直接影响到系统平衡部件（Balance of System，BOS）成本和整体收益。因此，针对大型光伏电站集电线路电压选择值得探讨与研究。
1国内外66 kV集电线路应用研究情况
不同于国内大型新能源场站使用的35 kV集电线路方案，66 kV集电线路方案在国外风电场领域已得到广泛应用，如丹麦Thyboron海域Nissum Bredning海上风电场，英国Blyth海上风电场。目前，国内66 kV集电系统仅在浙江华电台州玉环一期300 MW海上风电场项目采用，尚未在光伏电站项目中应用，无相应建设和运行经验，整体来看处于技术储备阶段。文献[3-7]对66 kV集电线路在海上风电的应用与发展做出了研究，其中文献[3]指出有海上升压站的海上风电场，采用66 kV集电方案比35 kV集电方案的系统更具经济性，主要电气设备及电缆和度电成本都较低。传输相同功率，采用66 kV集电方案的系统比采用35 kV集电方案的系统有功损耗低。文献[4]对66 kV交流集电方案的设备进行了调研并结合海上风电的发展趋势讨论了66 kV交流集电方案的发展前景。文献[5]指出当时虽然目前国内海上风电领域暂无66 kV集电海缆投运的实际案例，但随着海上风电开发容量的不断增加，中国海上风电的集电系统势必会像英国、德国一样，向着更高电压等级的方向迈进。文献[6]以长乐外海风电场C区项目500 MW风电场为例，探讨集电线路采用66 kV电压等级的可行性。文献[7]提出在海上风电项目应用66 kV集电系统，可以减少连接风机回路数，从而降低海上升压站接线的复杂程度，甚至可以减少海上升压站数量或取消海上升压站；同时，还可以减少集电海缆用量，极大地降低线路损耗，进一步提高系统的安全性和可靠性。
一方面66 kV在技术性能上优于35 kV，在相同截面下可以输送更多的电能且阻抗值更小，产生的损耗也更少；另一方面66 kV在欧洲电力系统中是常用的电压等级。在大型光伏电站中，若集电线路选用35 kV电压等级，集电线路回路多，主变压器台数和升压站设备也要增加；若集电线路选用66 kV电压等级，则可以有效减少集电线路回路和主变压器台数，节省集电线路电缆，简化电气主接线。据此，本文以某400 MW大型地面光伏电站为例，结合66 kV高压电缆及相关电气设备调研情况，分别对35 kV和66 kV电压等级集电线路进行技术经济性比较，探讨在大型光伏电站集电线路电压选择66 kV电压等级可行性。
2电缆及电气设备选型
2.1电缆应用及比较
为降低光伏电站BOS成本，光伏工程集电线路电缆多选用铝芯或铝合金电缆。国内仅有GB 50217—2018[8]给出了相关电缆的设计标准，目前还没有专门针对66 kV电力电缆的标准，主要参照IEC 60840《额定电压30 kV（Um=36 kV）以上至150 kV（170 kV）挤包绝缘电力电缆及其附件试验方法及要求》执行。从目前供货情况看，应用业绩较少，但各生产企业如东方电缆、青岛汉缆均有产品，技术成熟可靠。35 kV和66 kV铝芯电力电缆主要技术参数如表1所示。
从表1可以看出，相同截面下，66 kV集电线路电缆载流量更大，最大传输容量约为相同截面的35 kV电缆的2.5倍左右。
2.2电气设备选型
国内光伏工程35 kV集电线路应用较多，方案较为成熟[9-14]。在光伏方阵用地不受影响的情况下，光伏升压变压器容量多选择为3 150 kVA及以上的华式或美式箱式变压器（简称箱变），每回集电线路串联6~7台光伏升压变压器。对于66 kV集电线路，每回集电线路串联12
13台光伏升压变压器。在制造上，国内主要生产35 kV及以下电压等级的箱变，基本未生产66 kV箱变，但在技术上不存在难题。而66 kV箱变在国外已有应用案例[15]，如ABB在美国某光伏电站采用过66kV箱变，其参数为7 250（9 000）kVA，69 kV/0.66 kV-0.66 kV。经咨询，ABB、西门子等在国内也具备生产能力，同容量66 kV升压变压器与35 kV升压变压器每台价差可按25万元计列[6]。
升压站内35 kV开关柜采用真空断路器柜或SF6充气柜，66 kV配电装置采用常规GIS配电装置，所有元件均为三相共筒结构，SF6气体绝缘。其他设备如接地变压器、站用变压器、SVG等仅是电压变化，国内厂家均可生产配套，不存在技术问题。
3工程案例分析
3.1工程概况
以某400 MW光伏电站为例，分别采用35 kV和66 kV电缆集电线路开展方案设计。
项目直流侧规划装机容量484 MW，交流侧400 MW，容配比为1.21。组件选用峰值功率为540 W的单晶硅高效半片电池组件，共设计标称容量为3 300 kW的光伏方阵121个，每个光伏方阵配置1台容量为3 300 kW箱式逆变升压一体化装置。
光伏场区规划新建一座330 kV升压站，1回出线。
3.2光伏发电系统方案设计
方案1：集电线路电压采用35 kV电压等级，每7～8个方阵的光伏升压变压器高压侧采用首尾串接的方式并入一回集电线路，全站共20回。光伏升压变压器35 kV侧设断路器用于分断和保护，单个方阵与线路的分合不影响线路上其他方阵的正常运行。站内35 kV短路水平按31.5 kA选择，35 kV电缆选用最小热稳定截面3×70 mm2铝芯电缆。综合考虑本工程集电线路方案及光伏方阵布置情况，集电线路主线电缆选型如下：汇集容量小于2个方阵及以下时，电缆选用ZC-YJLY23-26/35-3×70 mm2；汇集方阵数量由3～7个方阵时，对应电缆型号为：3×95、3×150、3×240、3×300 mm2、3×400 mm2。
方案2：集电线路电压采用66kV电压等级，每12~13个方阵的光伏升压变压器高压侧采用首尾串接的方式并入一回集电线路，全站共10回。光伏升压变压器66 kV侧设断路器分断和保护，单个方阵与线路的分合不影响线路上其他方阵的正常运行。站内66 kV短路水平按25 kA选择。咨询电缆厂家，综合考虑运输及施工便利性，内陆工程66 kV电力电缆多采用单芯电缆，最小截面为185 mm2，因此集电线路主线电缆选型为ZC-YJLLW03-50/66-1×185 mm2～1×240 mm2。
对于相同的光伏布置情况，两个方案的集电线路工程量比较如表2所示。
由表2可以看出，采用方案1时，35 kV三芯电缆工程量为74.8 km；而方案2中66 kV单芯电缆工程量为157.2 km（折合成三芯电缆约52.4 km）。可见采用66 kV集电线路可有效减少电缆敷设路径长度约30%，也相应减少直埋电缆的土石方开挖与回填量。
就集电线路投资而言，方案2投资高于方案1，这是由于66 kV系统在国内应用相对较少，厂家多数参考110 kV电缆进行报价，造成66 kV电力电缆单价偏高。
3.3电气技术方案比较
方案1：目前已建、在建的大型光伏电站集电线路电压等级均采用35 kV，配套的主变压器（简称主变）、箱变、电缆、开关柜等都成熟可靠，由于存在主变35 kV侧开关柜额定电流和开断电流无法满足要求等技术问题，因此采用2台主变。330 kV电气主接线采用单母线接线，330 kV配电装置采用户外GIS，35 kV侧采用扩大单元接线，35 kV开关柜采用SF6充气柜，共20回35 kV集电线路接入35 kV母线段，共4段35 kV母线，每段接1回±25 Mvar SVG动态无功补偿装置。35 kV集电线路方案电气主接线示意图详见图1。
方案2：在技术上具备可实施性，可解决大型光伏电站集电线路采用35 kV电压等级所产生的短路电流大以及现有35 kV开关柜额定电流不满足要求等技术问题，因此可选用1台主变。330 kV电气主接线采用线-变组接线方式，330 kV配电装置采用户外GIS，66 kV侧采用扩大单元接线，66 kV配电装置采用户内GIS，共10回66 kV集电线路接入66 kV母线段，共2段66 kV母线，每段接1回±50 Mvar SVG动态无功补偿装置。66 kV集电线路方案电气主接线如图2所示。
3.4经济性比较
采用35 kV与66 kV电压等级集电线路方案的经济性比较如表3所示。
根据表3可以看出，方案2采用66 kV集电线路电压等级时，相比传统35 kV集电线路的方案1，工程造价高出约0.36亿元人民币，折合成单位造价约高出74元/kW。可以看出，方案2中成本过高的是66 kV光伏升压变压器和66 kV集电线路的电缆，其主要原因是目前国内应用业绩相对较少，生产厂家少。
因此，综合考虑目前技术经济因素[16-20]，该工程集电线路仍推荐采用35 kV电压等级。
4结束语
本文分别对35 kV与66 kV电压等级集电线路在大型光伏电站应用中的技术优势与经济性进行了对比分析。通过对某400 MW地面光伏案例工程的研究，在电气方案设计时，采用66 kV电压等级集电线路相对于35 kV而言，因为电压等级的提高，主变低压侧母线额定容量得以增大，同时短路电流有效降低，集电线路回路和主变压器数量减少，节省集电线路电缆，简化电气主接线。但目前国内66 kV集电系统尚未在国内光伏电站项目中应用，无相应建设和运行经验，并且66 kV电气设备以及高压电缆生产厂家均相对较少，因而造成采用66 kV集电线路电压等级的建设成本较高。随着66 kV光伏升压变压器和66 kV高压电缆制造技术的不断成熟和应用，容量在400 MW以上的大型光伏电站集电线路电压等级可以考虑采用66 kV。但综合考虑目前技术经济因素，仍推荐采用35 kV电压等级。
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