本文研究对象为某生态旅游岛，距离大陆约60 km。随着旅游业的发展，岛内用电需求不断加大。目前岛上用电主要依靠燃气自备电厂供应，电厂通过升压变压器接入岛内10 kV电网。

“十三五”期间岛内负荷增长较快，预测至2020年岛内最大负荷为45 MW。根据岛内控制性详细规划中给出的用地规划图，参考其它发展程度相近的海岛典型用地负荷密度指标，预测至2025年和远景2030年岛内最大负荷分别约95 MW和145 MW。为满足“十三五”期间负荷快速发展需求，已规划新增47.5 MW的气电装机规模。本文将基于2020年的规划情况，以远景2030年作为水平年，进行供电方案研究。

大、中型海岛以旅游业作为支柱产业，对环保要求较高，煤炭运输成本高、污染排放大，因此不考虑发展煤电。为充分利用周边的油气资源，降低发电成本，综合运输成本及环保要求等因素，在自建电源方案中，推荐天然气电厂作为本地的主力电源。

天然气分布式能源站可实现能源梯级利用，具有效率高、污染少等优点，可满足岛内用电、冷、热水等需求^[8]。目前气电三联供系统中主要应用的发电机包括燃气轮机、燃气内燃机和微燃机等^[9,10]。根据天然气电厂占地面积、经济性、调峰能力等因素，本文以技术成熟、应用广泛的6B、LM2 500和J920三种容量不同的机型^[6]为例，对岛内建设天然气电厂方案进行分析比较。参考国内已投产的项目情况，上述各类机组单机容量和平均造价如表1所示。

通过海底电缆与内陆联网是解决海岛供电的措施之一。孤岛的电力系统具有规模容量小、电网较为薄弱、电压波动大的特点。通过海底电缆联网，由内陆主网向海岛供电，有助于解决孤岛电能质量和系统稳定性，而且具有占地面积小、基本实现零排放和主网电价成本低等优点。

与内陆联网主要包括交流输电和柔性直流输电两种方式。由于海岛与内陆距离约60 km，采用海底交流电缆联网输电方案的主要问题包括：

1)交流电缆的传输功率损耗较大，远距离输电的造价和运维成本较高。

2)由于电缆的电容效应，交流情况下无功充电功率大，将影响交流电缆的有功功率的输送极限和送电距离。

3)长距离海缆联网线路故障率相对较高，在交流海缆联网形式下，发生单相短路或三相短路等故障时，容易引发岛内机组功角失稳和电压失稳等问题，严重影响电力系统稳定性和供电可靠性。

因此，从技术可行性和投资经济性角度考虑，本文研究中暂不考虑采用交流联网方式。

与传统大型直流输电技术截然不同，柔性直流输电技术是一种新型的直流输电技术，在保持传统直流可长距离输电、可地下或水下敷设等特点的基础上，让高压直流输电的经济功率降低至几十兆瓦，并可向低短路容量甚至无源负荷的局部电网供电，有占地面积小、对环境友好、可控性强、不需要配置大容量滤波器和无功补偿设备等优点，适合中小容量、远距离输送的供电方式。柔性直流联网可实现无源换流，相对于交流联网而言，具有控制方式灵活、稳态运行时不需要交流系统提供无功、交流系统故障时能够提供紧急有功支援和动态无功支撑，可大大提高联网系统的功角稳定和电压稳定。

参考目前已投运的柔性直流工程项目，一般可考虑的直流联网电压等级包括±80 kV和±160 kV。根据厂家提供的资料，截面为240～630 mm²的±80 kV海缆参考载流量为586～898 A，每回海缆输送容量为94～144 MVA。

本岛光照资源条件一般，且岛内土地资源主要围绕旅游和居住而建设开发，电力工程建设用地较为紧张，不适宜大规模发展传统集中式光伏。受土地及限高等影响，岛内风电机组选址较困难，不适宜大规模发展风电。因此，本文中暂不对发展风、光等可再生能源进行讨论。

本文供电方案拟定及推荐方案考虑的原则主要包括：

1)以远景2030年作为水平年，基于岛内电厂协议供电约8 MW和“十三五”内新增47.5 MW的规划气电，进行建设本地气电和柔直联网的供电方案研究。

2)拟定的供电方案必须满足海岛电力负荷需求，并留有一定备用，备用容量按岛内最大一台机组单机容量或柔直单极输送容量考虑。

3)首先筛选出发展本地电源和与内陆联网中的技术和经济性最优的方案，综合供电可靠性、投资经济性和上网电价等方面综合比较得到远景的推荐方案。

4)从提高气电机组利用小时数角度出发，优先安排小容量气电机组投运。

5)岛内天然气电厂用气价格按3元/m³考虑，内陆电网对岛内的输电价按0.6元/kWh考虑，柔直联网工程上网电价成本按“0.6＋附加电价”计算。

针对远景新增负荷需求，若考虑全部采用建设本地天然气发电满足负荷需求，则由上述介绍的3种不同天然气发电中机组类型组合较多。以下主要从投资经济性的角度出发，筛选出最优的组合方案作为远景本地天然气建设方案代表。在满足远景最大负荷需求145 MW及单台机组备用容量情况下，从投资费用F最低出发，建立整数规划模型如下：

式中：假设6B型燃气轮机、LM2 500型天然气内燃机和J920型天然气内燃机计划建设台数分别为x、y和z，x、y、z均为非负整数；单台机组造价分别为A、B和C(万元/台)；单机容量分别为I、J和K(MW)；岛内电厂供电能力和“十三五”内新增气电容量之和为L(MW)；远景最大负荷为P(MW)；岛内备用容量为R(MW)。

经求解式(1)可得，建设1台J920机组、3台6B型机组方案，总装机容量为135.5 MW，总投资最低。

为满足岛内中远期约110 MW的新增负荷，在纯柔直联网方案中总输送容量可按120 MW考虑。从海缆检修和运行可靠性角度出发，联网柔直海缆需考虑3根线路敷设，其中预留1根海缆作为检修备用，海缆截面按300 mm²选取。对于柔直联网方案中的造价主要分为联网海底电缆投资和换流站投资，其海底电缆线路造价主要受线路根数、长度、电压等级和导线截面等方面影响。由于纯柔直方案中敷设3根海缆，对总体投资有所增加。

根据2.1小节机组的造价分析，在建设天然气发电方面，平均造价约为0.068亿元/MW。因此，岛内建设天然气电厂投资F(亿元)与建设容量S(MW)的近似关系为：

在混合供电方案中，推荐采用电压等级较低，容量较小的柔直方案。参考海缆厂家相关资料，60 km的80 kV电压等级柔直海底电缆总投资约3.8亿元。根据±80 kV电压等级柔直工程经验，考虑换流站造价与容量成正比，单边换流站一般造价约为95万元/MW，双边换流站造价约为190万元/MW，即0.019亿元。综合考虑，采用柔直联网工程投资F(亿元)与建设容量H(MW)的近似关系为：

联合求解式(2)和式(3)，当建设容量在77.55 MW以下时，建设天然气发电投资低于柔直联网，建设容量在77.55 MW以上时，建设柔直联网投资低于天然气发电。根据上述分析，从投资经济性的角度出发，建议柔直建设规模不低于80 MW。

根据N1运行要求，即在岛内任一电源供应设备发生故障或检修情况下仍能满足最高负荷需求，因此，在考虑建设容量时需计入最大一台机组容量或单极容量。若采用柔直联网方式，需考虑本地机组电源作为柔直单极闭锁的备用；另一方面，岛内中远期电力需求发展有较大不确定性，在混合供电方案中若选较大的柔直联网规模，容易导致柔直设备利用率低，而且降低了本地气电利用小时数，投资回报率相对较低。综合考虑，在混合供电方案中不推荐采用过大的柔直联网容量，因此在以下供电方案研究中按柔直总输送容量80 MW规模考虑。

在满足远景新增110 MW负荷需求及单台机组或柔直单极的备用容量情况下，从投资费用F最低的角度出发，建立考虑1回80 MW容量的柔直和天然气供电方案的整数规划模型如下：

式中：设柔直联网输送容量为W(80 MW)。

经求解式(4)可以得出，推荐采用建设2台LM2 500机组、1台J920机组方案，总装机容量为55.5 MW，总投资最低。

结合负荷增长情况，至2025年负荷为95 MW，考虑岛内最大一台单机容量或直流单极容量的备用容量后，总需求为135 MW(备用柔直单极40 MW)、137 MW(备用单台气电42 MW)、155 MW(备用柔直单极60 MW)；至远景2030年负荷为145 MW，考虑备用容量后，总需求分别为185 MW(备用柔直单极40 MW)、187 MW(备用单台气电42 MW)和205 MW(备用柔直单极60 MW)。根据上述需求分析，拟定方案及投产时序如下：

方案1(纯天然气发电方案)：计划于“十四五”期间投产1台9.5 MW的J920机组和2台42 MW的6B型机组，至2025年总供电容量为149 MW；于“十五五”期间投产1台42 MW的6B型机组，至2030年总供电容量为191 MW。

方案2(纯柔直联网方案)：计划于“十四五”期间投产1回±80 kV的120 MW容量柔直联网工程，敷设3根海缆，其中预留1根海缆作为检修备用，至2025年总供电容量为175.5 MW。

方案3(混合供电方案)：计划于“十四五”期间投产1台9.5MW的J920机组和2台23 MW的LM2 500机组，至2025年总供电容量为111 MW；于“十五五”初期投产1回±80 kV的80 MW容量柔直联网工程，至2030年总供电容量为191 MW。

上述方案1、方案2和方案3新增容量分别为135.5 MW、120 MW和135.5 MW。按岛内最大一台单机或单极柔直输送容量考虑电源备用，各方案电源N-1情况下供电能力对比如表2所示。

由结果可知，在供电可靠性方面，方案2在单极故障或电缆线路故障时需考虑停电检修，调用备用相海缆，可靠性较差，其它方案可完全满足N-1情况下远景最大负荷需求。

根据国家发改委及建设部发改投资〔2006〕1 325号文件(2006-07-03)颁发的《建设项目经济评价方法与参数(第三版)》、国家能源局2009年发布的《输变电工程经济评价导则》，采用电力规划设计总院“输变电工程经济评价软件”对各方案的岛内落地电价进行测算，运行年限按25年，内部收益率按8%考虑。各方案总投资、电源单位容量投资和落地电价明细如表3所示。

在总投资方面，由于方案1和方案3分步实施，后续投产项目统一按7%贴现率折算到2021年。方案1总投资为6.836 3亿元，单位容量投资为358万元/MW，但天然气气价等发电成本较高，导致综合电价约1.3元/kWh较高；方案2柔直联网一次建成，总投资约8亿元，单位容量投资为456万元/MW，综合电价约1.1元/kWh；方案3总投资为6.927 2亿元，单位容量投资为363万元/MW较高，由于内陆主网上网成本电价相对较低，方案3的上网电价较低。先考虑投产本地气电，后建设柔直联网，提高了气电机组发电量，充分降低了气电电价，因此电价最低，约为1元/kWh。

方案1仅发展本地气电，单位发电容量投资较低，但岛内电网仅能采用孤网运行方式，可靠性和灵活性比柔直联网较差，且受气电电价影响大，上网电价较高。方案2通过1回120 MW容量柔直联网线路与主网联系，单位容量投资最高，且在单极故障或单回线路故障时需停电检修，可靠性较差。方案3采用联网和燃气电厂综合供电，系统稳定性好，运行灵活性更优，对远景负荷发展的适应性最好，且电价最低。从可靠性和电价成本等角度出发，且为适应未来负荷发展的不确定性，推荐方案3，即在“十四五”期间优先考虑投产1台9.5 MW的J920机组和2台23 MW的LM2 500机组，再考虑“十五五”初期建设1回±80 kV的80 MW容量柔直联网工程。

本文分析了大、中型海岛发展本地电源和与内陆联网的供电方案特点，结合已投产的工程经验和造价，以国内某大、中型海岛作为案例，通过技术可行性、投资经济性和电价等方面对发展本地气电和与内陆联网等供电方案进行比较分析。研究成果表明：为满足海岛电力需求，兼顾远景负荷增长的不确定性，在技术条件可行的情况下，推荐采用发展本地气电和柔直联网混合供电方案，考虑小容量的气电机组优先投产，根据负荷发展规模适时建设柔直联网工程。