目前高电压等级海缆绝缘材料主要由北欧化工与陶氏化学供应，国产化替代空间较大。
1.1、海缆产品形态
海缆产品一般可分为单芯海缆（直流、交流）、三芯海缆（交流），目前交流海缆普遍应用技术难度更高的三芯形式。单芯海缆，优点：外径小，单位重量轻，电缆的敷设及检修难度小，同时，因为单位重量、弯曲半径较小等因素，在相同的制造条件下单芯海缆 的制造长度可以较长； 缺点：占用较大的海域面积， 敷设费用较高； 三芯海缆，优点：具有平衡的负载，在铠装层中没有感应的循环电流，敷设费用也低；缺点：外径较大，单位重量大，电缆的敷设及检修难度相对较大；
铜单线绞合导体：单丝在绞线机上逐层绞合。导体通过模 具或辊轮装置紧压，既可以逐层紧压，也可绞合后紧压。 导体屏蔽：由挤包的半导电材料组成，消除导体表面的电 场集中，防止绝缘层与导体之间产生间隙而引起局部放电， 主要为过氧化物交联型聚乙烯。绝缘层：电缆的绝缘为内外电势表面极高的电势差提供了 有效屏障，一般使用交联聚乙烯，通过交联工艺将低密度 聚乙烯的长分子链形成三维网状，从而将热塑性的聚乙烯 转变成热固性的交联聚乙烯。 绝缘屏蔽：由挤包的半导电材料组成，挤包在每个缆芯绝 缘层上，起到均匀电场作用，以及防止绝缘层与金属屏蔽 之间产生间隙而引起局部放电。
1.2、海缆生产工艺-工艺流程
从生产工艺角度看，主要包括导体制作（单丝拉制+导体绞合），绝缘及屏蔽层挤制，金属屏蔽+塑料护套挤制，铠装， 防腐层+外披层制作等； 针对导体层：需控制导体单丝之间的紧压程度，消除导体毛刺引起的局部电畸变，同时改善因导体压紧程度不高使内屏蔽或绝缘材料 嵌入导体单丝缝隙产生质量缺陷而影响产品性能； 针对绝缘层：除材料（配方）选择外，还需要对材料加工温度和生产速度、材料杂质（气体）抑制及去除、交联或辐照时间等方面进 行控制，避免在绝缘层和护层产生缺陷；
高压XLPE电缆的绝缘生产工艺主要有两种：VCV(立式)交联生产工艺与CCV(悬链式)交联生产；目前国内高压海缆生产的 核心装置为VCV设备，产线主要依赖从德国Troester、芬兰 Maillefer等厂商进口，目前交付周期在一年半到两年，极大 制约海缆产能扩张进度；
1.3、海缆生产主要原料
导体：从材料种类来看，一般分为铜与铝两种： 铝芯海缆：部分海外海缆厂商生产，原材料成本更低，但加工难度更大，需承担更高的使用风险与维修费用； 铜芯海缆：国内主流海缆导体选择，一般外购铜杆进行绞合生产，但具备铜杆生产能力的企业可直接采购电解铜 作为原料生产铜杆，然后进行绞制；
绝缘材料：主要采用交联聚乙烯（XLPE）作为绝缘材料，针对高压级超高压电缆，仍为实现国产化： 生产工艺：XLPE以低密度聚乙烯树脂为主要原料，加入抗氧剂、过氧化物交联剂，经混炼、塑化、造粒而制成电缆料， 其品类较多， 包括化学交联、砫院交联、辐照交联、紫外光交联等。
不同电压等级应用情况： 中低压（35kV及以下）：XLPE绝缘料已全部实现国产化。具备35kV交联聚乙烯电缆料批量供货能力的国内厂家 主要有：浙江万马高分子、青岛汉缆、上海化工厂、河南万博塑料有限公司等； 110kV高压：国内在高压电缆制造初期（包括早期的35kV级交联聚乙烯电缆料）全部采用进口材料，特别是在 国内市场占比较高。通过自主研发和引进关键工艺设备并与上游石化企业合作，国内企业已掌握高压电缆绝缘材 料的生产能力与技术，但北欧化工和美国陶氏化学（其前身为美国联碳公司）仍占据较大份额。
2.1、海缆分类
集电缆：也称为阵列海缆，主要是连接风力发电机回路，将电力送出至海上升压站；目前主流电压等级为35kv，随着 单机型容量的扩大，66kv渗透率在快速提升。送出缆：也称为主海缆，主要是连接陆上变电站与海上升压站，实现电量的送出。目前主流电压等级为220kv，随着风 电场规模扩张，500kv应用比例在快速提升。海上风电场包括潮间带和潮下带滩涂风电场、近海风 电场和深海风电场。海上风电的并网由两部分组成： （1）海上风电机组通过 35 或 66KV 的海底电缆连 接到海上变电站；（2）海上变电站通过 110- 500KV 的海底光电复合缆与陆上变电站相连，再由 陆上变电站将电力输送到电网公司。
集电缆：按照电压等级不同分为35kv以及66kv，又根据截面积不同（单回路送出最大容量不同），主要有240mm2、 400mm2两个面积尺寸。 送出缆：从传输类型来看，分成交流与柔性直流两种路线，目前以交流为主，交流送出缆按照电压等级不同分为220kv、 330kv、500kv，同时截面积也会因传输容量的不同而有差异。在具体尺寸结构方面，以110、220kv三芯海缆为例，在相同导体截面积下，不同电压等级的海缆产品在绝缘层厚度以及 绝缘层材料性能要求方面会有差异，带来成本结构的不同，一般更大电压等级的海缆会有更厚的绝缘层，相应的产品外径 以及单位长度重量也会更大，对于敷设难度的要求也会提升。
2.2、海缆选型与敷设-集电缆
主要原则：海缆在输送同样功率时，较高的电压意味着较低的电流，同时也意味着较低的输送损耗。主要有35、66kv n 66kv集电缆优势：同等截面下的66kV集电海缆输送容量是35kV的1.8倍以上，可降低总回路数及电缆长度； 单位与总电能损耗更少，电压压降更小，同样要求5%压降条件下，单回长度可以延伸的更长； 选型原则：根据对海缆允许电压降、载流量以及短路热稳定的要求，针对电压等级和截面积对海缆进行选型。随着单 机型容量提升，应用66kv比例在快速提升。简单案例：300MW电站，43台7MW风机，35kv单回路4台7MW风机，66kv单回路8台7MW风机。
典型案例：288MW风场，使用36台8MW风机，风机设计间距约为1.5km，单一回路距升压站最近约为2.5-3km；35kv：单回路3台8MW风机，240截面积海缆长度54km，400截面积长度69km n66kv：单回路6台8MW风机，240截面积海缆长度54km，400截面积长度26km 为何不通过增加截面积提升单回路的风机数：一是增加截面积之后最大传输容量非线性增长（对传输电流大小有限 制），二是导线重量增加对敷设船的要求，同时相关费用也会提升。
2.3、海缆选型与敷设-送出缆-交流
分类：送出方案主要有交流送出与直流送出，一般送出缆长度为离岸距离的1.2倍，回路数由电压等级确定。交流送出：采用三芯海缆，是目前应用最广的送出方式：主要原则：海缆在输送同样功率时，较高的电压意味着较低的电流，较低的输送损耗。交流送出缆有220、 330、500kv等级，目前主流为220kv，单回路输电能力在180~350MW；500kv集电缆优势：1GW海风项目需220kV海缆至少采用4回路，三芯500kV海缆采用2回路即可，高压阵 列海缆及送出海缆在容量、成本等方面较中低压海缆优势显著，随着单一风电场容量的提升，送出缆电压等 级也逐步提升。直流送出：目前主要应用±500kV直流线路送出，青州五、七项目将采用2根500千伏直流电缆实现送出：
交流送出路线输电系统：需配置无功补偿装置，海上升压站成本相对较低，适用于小规模、近距离输送。优点：技术方案成熟度高、近海输送成本较低、结构简单、可靠性高、工程运行经验丰富；缺点：长距离输送电缆的电容效应明显、无功电压补偿控制难度大、过电压问题更突出、海上风电场与陆上电网之间的交互影响 大，无法实现故障隔离。柔直送出路线输电系统：无需配置无功补偿装置，海上换流站成本相对较高，适用于大规模、远距离输送。优点：长距离输送容量更大，海域资源占用较少，便于施工；汇集输送具有灵活、可扩展性；有功无功解耦，电压控制更为简单； 可快速恢复供电和黑启动；可向无源电网供电；缺点：造价较高；技术尚不成熟，可靠性和稳定性有待提高；工程运行经验较少。
2.3、海缆选型与敷设-送出缆-直流
海外应用：国际上首次将XLPE绝缘直流电缆投入商用时间为1999年，为ABB在哥特兰岛建设的±80kV直流电缆线路， 从国外已并网和在建海上风电的经验来看，输电距离在70km以内全部采用交流输电方式，100km以上的远距离输电 采用柔直方式，输电距离在70～100 km 时综合考虑经济性和可靠性指标进行交直流方案比选分析；优势：高压直流电缆系统控制更为灵活，同时相较传统的交流输电表现出大容量、低损耗的经济优势，随着输电距离 和输电容量增加，经济优势越明显；
柔直输电对国内海风开发的意义：目前我国可开发海洋风能总资源为7.5亿kW，其中60%以上的离岸距离超过 50 km。 如果采用高压交流海缆作为主回路，除了会增加制造和敷设成本外，还会造成明显的电能损耗。柔性直流海缆在成本 和降损方面具有明显优势，从长远意义考虑，今后离岸距离较远的海洋风电建设会更倾向于柔性直流输电；
