海上風電場輸電方式研究

彭 穗，余 浩，許 亮，湯蘭西，王雅婷，陳俊杰，蘇辛一

(1.廣東電網有限責任公司電網規劃研究中心，廣東 廣州 510030；2.廣東電網有限責任公司，廣東 廣州 510030；3.電力規劃設計總院，北京 100120)

0 引言

我國海上風能資源豐富，5～25 m水深、50 m高度海上風電開發潛力具備2億kW的開發潛力，5～50 m水深、70m高度具備5億kW的開發潛力，另外近岸潮間帶、深遠海也具備較為豐富的風能資源。截至2020年底，我國海上風電裝機899萬kW，同比增長51.6%，發展速度較快。我國海上風電資源主要集中在東部沿海地區，海上風電的開發，對于推動我國綠色轉型發展、保障東部負荷中心能源電力供應具有重要意義。

然而，由于施工及運行環境惡劣，海上風電建設、并網、電能輸送，以及運行維護的技術難度和投資成本均較陸上風電高，制約著海上風電的大規模發展[1-3]。近兩年我國海上風電新增裝機基本都是近海風電項目，隨著技術進步、成本下降，海上風電將向規模化、深遠海化趨勢發展。因此，安全可靠又較為經濟的輸電方案是確保海上風電送出和高效利用的關鍵之一，如何實現大容量海上風電的遠距離輸送是一個極具現實意義而又十分迫切的課題。

目前，海上風電的領先技術大部分在歐洲，而國際上尚無海上風電設計的專用方法和標準[4]。因此，本文充分借鑒現有海上風電項目的實際經驗，重點分析交流輸電方式和柔性直流輸電方式等海上風電主要輸電方式存在的問題，對不同輸電方案的技術性和經濟性進行對比研究，通過相關論證對海上風電輸電方式的選取提出建議。

1 海上主要輸電方式及存在問題分析

1.1 交流輸電方式及存在問題

交流輸電方式多適用于海上風電小規模、近距離輸送。交流輸電方式具備技術方案成熟度高、近海輸送成本較低、結構簡單、可靠性高、工程運行經驗豐富等優點。交流輸電方式的缺點主要包括：長距離輸送電纜的電容效應明顯；無功電壓補償控制難度大；過電壓問題更突出；海上風電場與陸上電網之間的交互影響大，無法實現故障隔離[5]。基于交流電纜的海上風電結構如圖1所示，主要包括海上風電場、集電系統、無功補償裝置、海上升壓站、海底交流電纜等。

圖1 交流海纜海上輸電系統示意圖

目前國內已并網的海上風電項目離岸距離較近，均采用交流海纜送出方式。國內交流海纜電壓等級主要包括35 kV、110 kV、220 kV。其中，35 kV、110 kV交流海纜受輸送容量限制，海底走廊占用和輸電損耗較大。國內目前主流的交流海纜電壓等級為220 kV，一般采用單回三芯結構，輸電能力18～35萬kW。220 kV更大截面海纜(超過2 500 mm2)以及500 kV海纜輸電能力可達到40萬kW以上，但受絕緣要求以及制造、敷設技術等影響，需采用單芯結構，單回需鋪設3～4根(考慮備用相時需4根)，占用海底走廊資源較大。交流海纜輸送容量如表1所示。

表1 不同電壓等級、不同截面交流海纜輸送容量

1.2 柔性直流輸電方式及存在問題

柔性直流輸電方式多適用于海上風電大規模、遠距離輸送。柔直輸送方式的優點主要包括：長距離輸送容量更大，輸電線路數量更少，海域資源占用較少；匯集輸送具有靈活、可擴展性；體積小，便于施工和擴建；有功無功解耦，電壓控制更為簡單；潮流反轉方便快捷；可提高現有系統的輸電能力；事后可快速恢復供電和黑啟動；可向無源電網供電。柔直輸電方式的缺點主要包括：造價較高；技術尚不成熟，可靠性和穩定性有待提高；工程運行經驗較少[6-7]。目前歐洲部分國家的海上風電項目離岸距離較遠，采用柔直海纜進行輸送。

柔性直流輸電技術應用于海上風電有多種拓撲結構，應用于海上風電場海上輸電系統中的較為成熟的換流器通常采用兩電平和三電平技術或者模塊化多電平技術。典型的2端口柔性直流輸電結構如圖2所示，柔性直流輸電系統設備包括海底直流電纜、換流器、橋臂電抗器、聯接變壓器、直流電抗器、直流耗能裝置和啟動電阻等。

圖2 柔性直流海上輸電系統示意圖

目前國外海上風電柔性直流輸電應用主要在德國北海地區，德國已投運及在建海上風電工程共9個，其中已投運7個，調試及在建工程2個，主要工程如表2所示。受海上柔直平臺吊裝施工及海纜制造能力等方面的限制，世界上最大容量海上柔性直流平臺電壓等級為±320 kV，容量約90萬kW。

表2 德國海上風電柔直送出工程

另外，國外在海上風電柔直電網方面也有相關布局。如圖3所示，美國正計劃建設大西洋風力傳輸(Atlantic Wind Connection，AWC)工程，橫跨新澤西、特拉華、馬里蘭和弗吉尼亞四大州計劃建設柔直電網，電壓等級±320 kV，用于消納700萬kW的區域內海上風電，可有效提高風電消納靈活性，增強電網抗故障能力，緩解電網阻塞情況。

圖3 美國AWC工程接入方案示意圖

當前限制海上柔性直流規模的因素主要有兩點：

一是海上柔性直流平臺吊裝重量。百萬千瓦級海上柔性直流輸電平臺的尺寸(約100×100米級)、重量(2.5～3.0萬t)均遠遠大于普通海上交流升壓站平臺(40×40米級，3千噸級)。目前世界最大起重船的靜態起重能力為2萬噸級，僅兩艘，均在歐洲施工；國內最大的起重船(振華重工)“振華30號”，最大起重能力僅為1.2萬t，海上吊裝及施工技術成為海上柔性直流輸電規模的主要瓶頸。若考慮多平臺組裝為大容量柔直匯集平臺或多個基礎平臺連接組成，需分塊吊裝或采用其它施工方法，設計、建造、連接、調試復雜程度極大增加且尚無實例。未來隨著施工技術進步，可突破平臺重量和尺寸限制，并采用更高電壓等級，從而實現海上更大容量柔性直流平臺的安裝和運行。

二是直流海纜輸送容量，目前直流海纜電壓等級最高為±320 kV，雙極最大輸送容量為130萬kW；將直流海纜的電壓等級從±320 kV提升±525 kV或者更高電壓等級理論上可行，但直流海纜的制造工藝與交流海纜存在區別，生產制造上還存在大量需改進的技術環節，當前尚無制造及工程經驗。

未來隨著施工技術進步，可突破平臺重量和尺寸限制，并采用更高電壓等級，從而實現海上更大容量柔性直流平臺的安裝和運行。

1.3 交流輸電建設無功補償中繼站方式

海底電纜交流輸電的存在過電壓及充電功率較高的問題，且隨著電壓等級的提升而更加突出。當海纜線路達到一定長度需裝設高抗以抑制過電壓，具體長度需結合實際系統情況進行論證。參考一般工程經驗，當輸電距離達到40 km時需在海纜一端裝設高抗，當超過40 km但小于80 km時需在兩端裝設高抗，如超過80 km需要在海纜中間建設中繼站安裝高抗。

英國HornseaOne海上風電場距岸120 km，采用高壓交流海纜輸電，并在離岸約60 km處建設一座無功補償中繼站，用于抵消海纜的充電功率。該中繼站為世界首座無功補償中繼站，已于2018年6月建成。未來隨著不斷深入的生產實踐，高壓交流海纜加中繼站的方式有望成為深遠海域海上風電送出的具有競爭力的技術路線。

1.4 混合直流輸電方式及存在問題

從直流輸電技術的發展技術路線來看，直流輸電的分布格局將會出現傳統直流(LCC HVDC)與柔性直流(VSC HVDC)共存的局面。目前已有將兩種技術相聯的研究，形成混合直流輸電系統(hybrid HVDC)的拓撲結構。這種不同于以往的混合直流輸電技術提供了一種可以利用傳統直流和柔性直流技術各自的優點、改進其不足的新研究方向。混合直流輸電技術以其獨特的技術特點，在特定條件下可以表現出比傳統直流和柔性直流技術更優越的技術性能，比柔性直流低廉的造價和更廣泛的應用場景。進一步通過結合VSC和LCC兩種換流器的優點，構成混合兩端甚至多端直流輸電系統(hybrid multi-terminal HVDC，HMTDC)， 可 實現系統向弱交流系統供電，同時也可成為連接海上風電場的備選方案，實現海上風電場的功率輸送[8-9]。

迄今為止，有關于混合直流的研究成果還比較少，且主要集中于混合直流輸電系統的拓撲結構設計、穩態控制特性、主控制器設計以及電磁暫態仿真建模的研究。

作為一種新興的高壓直流輸電技術，混合直流輸電還未得到廣泛應用，但是在當今傳統直流和柔性直流共同發展，不斷在各自所擅長的領域中開拓創新的情況下，LCC和VSC必將在某些特定情景下構成混合直流輸電系統，成為海上風電輸送的一種備選方案。總體來說，利用VSC控制上的靈活性和快速性來改善傳統直流及其受端系統的穩定性；利用LCC的低損耗、低造價來降低柔性直流的系統損耗和工程造價是混合直流輸電系統的主要特點。但混合直流輸電技術還存在許多缺點和不足，很多方面的研究仍處于空白階段。

2 海上輸電方式選取對比研究

2.1 國外海上輸電方式選取經驗

如圖4所示，從國外已并網和在建海上風電的經驗來看，輸電距離在70 km以內全部采用交流輸電方式，100 km以上的遠距離輸電采用柔直輸電方式，輸電距離在70～100 km時綜合考慮經濟性和可靠性指標進行交直流方案比選分析。

圖4 國外海上風電并網距離與并網方式示意圖

2.2 不同輸電方式的技術經濟性比較

重點比較交流和柔直輸電方式，結合通道能力、造價、實際工程經驗等因素，分別給出不同風電場容量建議選取的交流、柔直輸電方案。考慮500 kV交流輸送方案經濟代價較高，本文主要對220 kV交流和柔直輸送方案進行對比分析。對于交流輸電方案，輸送距離80 km及以上考慮新建無功補償中繼站。

另外，考慮220 kV采用單芯電纜時，1根電纜代表1相，需至少要用3根電纜，因此造價比同等容量的三芯電纜高很多。為保證經濟性，研究中考慮采用三芯交流海底電纜。研究考慮滿足輸送容量需求的條件下電纜回數和造價成本盡量低，給出不同風電場容量下選取的交流輸電方案。另外，參考國外已有的海上柔直輸電工程，給出不同風電場容量下建議選取的柔直輸電方案。不同風電場容量下的交直流輸送方案如表3所示。

表3 不同風電場容量下的交直流輸送方案

參考目前已投運及在建工程的相關建設投資，交流輸電方式下不同風電輸送容量的各部分造價表如表4所示。其中，陸上集控站和基礎平臺造價在400 MW～1 000 MW的容量范圍內不考慮變化。海上升壓變的造價主要與裝機容量相關。無功補償部分折算為每km的單位造價(包括電抗器和SVG)，主要與電纜的回數以及參數相關。表中的電纜單位造價考慮了具體方案的電纜回數。

表4 不同風電場容量下的交流輸送方案下各部分的造價表

直流輸電方式下，結合國外已投運柔直工程的造價，不同風電輸送容量下各部分的造價表如表5所示。從表中可以看出，在400 MW容量下，送端海上換流站的單位造價最高。直流電纜的單位造價基本隨輸送容量的增大而升高，受到行業技術研發和制造能力的限制，當風電場容量從800 MW增加到1 000 MW時，直流電纜單位長度造價從1 150萬元/km上升到2 120萬元/km。同時，送端換流站的單位造價包括了海上平臺部分，海上換流站考慮了5%的容量裕度。

表5 不同風電場容量下的直流輸送方案下的造價表

研究考慮按照工程造價經濟，對于交流和柔直輸電方案進行比選。基于上述不同風電場容量選取的交直流配置方案，參考目前已投運及在建工程的相關建設投資，計算得到不同輸送容量、不同輸送距離對應的交直流輸電工程造價，如表6所示。

表6 不同輸送容量和輸送距離下交直流方案的工程造價 億元

不同容量下的交直流輸送方式工程造價隨距離變化的曲線如圖5所示。對比分析，可得出結論：對于容量400 MW及以上的海上風電匯集外送，交直流輸電方案對應的造價曲線交叉點對應的輸送距離為60～70 km左右。當輸電距離在70 km以內時，建議采用交流輸電方案；當輸電距離超過70 km，應結合實際情況論證采用柔性直流輸電方案。

圖5 不同輸電距離下交流和柔直方案造價

2.3 不同輸電方式的海域資源占用比較

如圖6所示，不同輸電模式下的海域占用情況不同，以同樣輸送100萬kW海上風電為例，若采用220 kV海纜輸送需要3～4回，截面采用單回三芯結構3×1 000 mm2，即3～4根海纜；若采用500 kV海纜輸送需要1回，由于采用單芯結構，需3～4根海纜(考慮備用相時需4根)。按照4根海纜考慮，對應的海纜保護區250～1 150 m，用海寬度170 m(水深25 m)。若采用柔性直流輸電，則需1回±320 kV柔直(2根海纜)，截面2 000 mm2，對應的海纜保護區150～1 050 m，用海寬度70 m。

圖6 不同輸電方式的海域資源占用情況對比

由此可見，在輸送相同的大容量規模海上風電情況下，柔性直流輸電在海域資源占用上較為節省，交流500 kV和220 kV相當。同時考慮海纜及升壓站投資以及當前制造、施工等技術，暫不考慮海上交流500 kV輸電。

3 海上輸電推薦方式

3.1 淺水區海上風電輸電方式

淺水區海上風電的離岸距離一般在60 km以內，采用交流海纜進行輸電。考慮海上風電不同的裝機規模，推薦方式如下：

1)對于裝機規模小于10萬kW的小型近海淺水區風電場，推薦采用35 kV交流海纜直接送出登陸。

2)對于裝機規模大于10萬kW的淺水區海上風電，推薦建設交流升壓站，可利用海上平臺或風電場附近的島嶼建設升壓站，風電場升壓后通過110 kV或220 kV海纜送出登陸。

3.2 深水區海上風電輸電方式

深水區海上風電的離岸距離一般超過60 km，大多采用柔直海纜進行輸電。考慮海上風電不同的裝機規模，推薦方式如下：

1)對于裝機規模50～100萬kW的深水區海上風電項目，推薦建設海上柔直換流站，通過單回柔直海纜送出登陸，柔直海纜電壓等級選取±200 kV～±320 kV。

2)對于裝機規模大于100萬kW的深水區海上風電場群，推薦兩種方式。一種方式是采用大容量柔直輸送方式，利用附近島嶼(無人島等)建設大容量柔直換流站，風電場群在海上匯集后通過大容量柔直通道送出登陸；另一種方式是采用多端柔直輸送方式，分別建設多個海上柔直換流站，風電場群通過柔直海纜匯集送出。柔直海纜電壓等級選取±320 kV～±800 kV。

對比大容量柔直和多端柔直輸送方式，如圖7所示。按照《海上風電開發建設管理辦法》(國能新能〔2016〕394號)的規定，單個海上風電場外緣邊線包絡海域面積原則上每10萬kW控制在16 km2。考慮匯集的每個風電場平均規模約40萬kW，占用海域面積為64 km2。對于大容量風電場群來說，采用大容量柔直輸電通道外送時，最遠端的風電場距離換流站的距離可能超出交流海纜經濟輸送距離，易出現過電壓等電壓控制問題，此時可考慮采取多端柔直輸電方式，提高運行靈活性和可擴展性[10]。

圖7 大容量柔直和多端柔直輸送方案示意圖

以廣東粵東深水區風電場群為例，按照規劃2035年前開發粵東深水場址一230萬kW、粵東深水場址二1 085萬kW，2035年后進一步開發粵東深水場址二剩余的335萬kW、粵東深水場址三750萬kW，粵東深水場址四540萬kW、粵東深水場址五660萬kW以及粵東深水場址六1 400萬kW。為節省海廊資源，加強風場間互補特性、減少功率波動對電網的沖擊，若技術成熟，可建設多端柔性直流輸電系統。考慮建設時序及布局，粵東深水場址一、場址二、場址三打捆考慮，粵東深水場址四、場址五、場址六打捆考慮，分別在海上新建多個換流站，通過多端柔直海纜，送至沿海的陸上換流站。

4 結論

海上風電送出工程的輸電方式主要包括交流和柔性直流兩種。同時考慮交流輸電存在過電壓及充電功率較高的問題，通常當交流輸電距離達到40 km時需在海纜一端裝設高抗，當超過40 km但小于80 km時需在兩端裝設高抗，如超過80 km需要在海纜中間建設中繼站安裝高抗。目前國內已并網的海上風電離岸距離較近，均采用交流海纜送出方式，隨著海上風電開發向遠海延伸，長距離交流海纜存在電壓控制難、輸送容量小且損耗大等問題，通過綜合技術經濟性比較并借鑒國外經驗，推薦對于輸電距離在70 km以內的風電項目(多為淺水區風電)，采用交流海纜輸送；對于輸電距離超出70 km的風電場(多為深水區風電)，結合實際情況論證采用柔性直流技術輸電的方案。