我國遠海風電送出輸電技術及典型方案

程改紅，李文津，徐一星，陳凌云，劉 超

（1.中國電力工程顧問集團 中南電力設計院有限公司，湖北 武漢 430071；2.中國能源建設集團 浙江省電力設計院有限公司，浙江 杭州 310012）

0 引言

在構建以新能源為主體的新型電力系統背景下，海上風電在我國具有良好的發展前景。根據世界海上風電論壇（World forum offshore wind）發布的數據，在2022年全球新增投運42個海上風電場，中國有29個[1]。截至2022年底，全球海上風電累計裝機容量5.761×1010W，其中中國為2.556×1010W，占比高達44%。

隨著對海上風電資源重視程度的不斷提升，我國海上風電開發逐漸呈現遠海化、規模化的發展趨勢；與此同時，海上風電送出的輸電成本及投資占比相應上升[2]。另一方面，海上風電中央財政補貼于2021年后全部取消，海上風電的建設成本壓力上升。輸電方式和輸電方案的選擇對海上平臺建設與工程成本影響巨大。海上風電送出輸電方式的合理選擇對實現深遠海風電經濟高效送出具有重要意義。

文獻[3]分析了我國海上風電并網送出面臨的挑戰，提出了并網送出相關對策建議。文獻[4-6]對海上風電交流送出的無功配置方案進行了研究。文獻[7]對海上風電經交流海纜匯集送出系統的暫態電壓特性做了建模分析。文獻[8,9]對海上風電送出柔性直流輸電系統的關鍵設備、技術路線、拓撲結構、應用現狀和前景等進行了總結和分析。文獻[10]對我國第一個海上風電柔性直流送出工程——江蘇如東工程的系統設計方案進行了全面研究。文獻[11]提出了一種用于海上風電送出的多電壓等級混合級聯直流送出系統拓撲結構。文獻[12]提出了一種用于海上風電送出的由二極管不控整流與模塊化多電平換流器組成的混合直流電網控制策略。文獻[13]針對跟網型海上風電中頻匯集柔性直流送出系統的最優頻率選擇進行了研究。文獻[14-16]對分頻輸電在海上風電送出應用中的關鍵設備及技術經濟性進行了對比分析。文獻[17,18]對用于低頻海上風電送出的模塊化多電平矩陣變換器的解耦控制策略進行了研究。文獻[19]提出了用于評估海上風電分頻送出系統可靠性的模型。

文獻[20,21]分析了分頻輸電技術在海上風電送出的特點及應用前景，并與交流輸電技術、直流輸電技術進行了對比。文獻[22]從風電機組、集電系統和送出通道3個技術維度對跟網型風機、構網型風機送出的交流和直流輸電技術發展方向進行了評述。文獻[23]結合基于構網型風機和二極管整流單元的海上風電低頻交流送出方案和直流送出方案，提出了風機網側換流器的構網型控制策略。文獻[24,25]對海上風電并網的技術標準制訂情況進行了分析。

當前，國內外海上風電送出方式主要以交流輸電和柔性直流輸電方式為主，構網型風機并網輸電技術以及混合直流輸電等新技術尚在理論研究階段。

結合目前主流海上風機特性以及關鍵設備技術能力等，本文重點對不同遠海風電送出場景下可行的典型輸電技術方案進行研究，以期為未來遠海風電送出方式的優化選擇提供實用性參考。

1 海上風電工頻交流輸電技術現狀

1.1 總體拓撲及技術特點

海上風電工頻交流輸電技術拓撲結構如圖1所示。圖中，每臺風機發出的電壓幅值和頻率變化的交流電經過換流器后轉換為恒壓恒頻的工頻交流電，再經過升壓匯集后通過交流海底電纜輸送至陸上電網。

圖1 海上風電送出工頻交流輸電技術拓撲結構Fig.1 Topology of power frequency AC transmission technology for offshore wind power

海上風電工頻交流輸電技術的主要特點有：

1）海上風機采用跟網型控制，由陸上交流電網為風機提供支撐電源。

2）海上風電場的發出功率通過陸上交流電網進行平衡。

3）與架空線相比，海底電纜由于絕緣層的存在故電容值相對較大，其單位長度電容值在0.1～0.2 μF/km左右。隨著電纜截面積增加，電容值呈現略微上升的趨勢；電纜線路的電壓水平越高，則充電電流越大。初步測算，不考慮對電纜進行無功補償時，500 kV電纜的臨界輸電距離約50 km（按海纜截面單芯1 400 mm2測算），220 kV電纜的臨界輸電距離在70 km左右（按海纜截面三芯500 mm2測算）。因此，工頻交流輸電系統的結構相對簡單、工程造價低；但是考慮交流電纜充電電流的影響，系統一般需要裝設無功補償設備。

4）海上風電場一般處于電網末端，經海纜就近接入登陸點附近的交流電網。風電場與電網同步運行，所以會存在因故障無法隔離而相互影響的問題。海上風電出力因受來風情況影響而頻繁變化，且變化幅度可能較大。這可能導致交流海纜的功率和電壓波動頻繁，從而對相連地區電網的安全運行造成影響。同時，風機對交流并網處電壓波動較為敏感，電網故障也對風機的安全穩定運行有一定影響。

1.2 技術應用現狀

目前海上風電工頻交流輸電技術最為成熟，且在國內外海上風電送出的場景中應用最為廣泛。

迄今為止，采取交流輸電方式送出離岸距離最遠的海上風電項目是2020年投運的英國霍恩西1號（Hornsea 1）海上風電場，其風電送出方式如圖2所示。該項目裝機規模1.218×109W；離岸距離約120 km；送出系統采用3座海上升壓站加上1座海上無功補償站的配置方案。無功補償站建在離岸約60 km處。海上風電場發出電能經場內匯集后，接入3座海上升壓站的低壓側，升壓后經3回220 kV交流海纜送出。該項目海纜總長度約467 km。

圖2 霍恩西1號海上風電場交流送出示意圖Fig.2 AC transmission schematic of Hornsea 1 offshore wind power

2022年，英國霍恩西2號海上風電場投運，裝機規模1.32×109W。該項目是迄今采取交流輸電方式送出的裝機規模最大的海上風電項目。該風電場離岸距離89 km，通過全球最大的海上交流升壓站和海上無功補償站、390 km海底外送電纜、40 km陸纜送出。

我國海上風電開發以近海為主，交流輸電方式應用得最為廣泛。

目前國內已投運且交流送出距離最遠的項目為三峽新能源江蘇大豐H8-2#海上風電場。該風電場建設規模3.0×108W，通過1回220 kV交流海底電纜送至陸上集控中心，海纜長度約88 km。該項目送出方式如圖3所示。項目采用了海纜中間增加海上高抗站以及岸基集控中心側增加線路高抗的無功補償方式。

圖3 江蘇大豐H8-2#海上風電交流送出示意圖Fig.3 AC transmission schematic of H8-2# offshore wind power in Dafeng of Jiangsu Province

目前國內已明確海上風電交流送出工程最大規模是1.00×109W，為粵電陽江青洲一期、二期海上風電場。兩個風電場通過3回500 kV交流海底電纜送至陸上集控中心，單回海纜長度約57 km。該工程也是全球首個500 kV電壓等級的海上風電交流送出工程。

2 海上風電柔性直流輸電技術現狀

2.1 總體拓撲及技術特點

海上風電柔性直流輸電技術示意圖如圖4所示。每臺風機發出電壓幅值和頻率變化的交流電經過換流器后轉換為恒壓恒頻的工頻交流電，再經過升壓匯集至海上換流站，最后通過直流海底電纜輸送至陸上換流站。

圖4 海上風電送出柔性直流輸電技術拓撲結構Fig.4 Topology of VSC-HVDC transmission technology for offshore wind power

海上風電柔性直流輸電技術的主要特點有：

1）海上風機采用跟網型控制，由采取柔性直流輸電技術的海上換流站為風機提供支撐電源。

2）海上換流站側通常采用定交流母線電壓和頻率控制，不能對風機側輸入的功率進行控制。

3）陸上換流站是直流輸電系統的功率平衡站，以直流電壓控制為主。當陸上交流電網發生故障時，陸上換流站將因交流母線電壓跌落導致有功功率送出能力下降。此時，直流系統內部的盈余功率必須通過耗能裝置消耗掉，否則海上風電場短時的持續送出功率會引起直流系統過電壓，威脅到設備安全。

4）海上換流站平臺體積和重量較大。電壓等級越高、容量越大，海上換流站平臺體積和重量也相應越大，安裝運輸難度亦相應增加。

2.2 技術應用現狀

目前，已投運的海上風電柔直工程主要分布在德國和中國，見表1所列。

表1 已投運海上風電送出柔直工程Tab.1 VSC-HVDC transmission projects in service for offshore wind power

近年德國已投運海上風電柔直工程的直流電壓以±320 kV為主，最大輸送容量9.16×108W，最遠離岸距離在160 km左右。

江蘇如東工程是我國首個遠海風電柔直送出工程，也是目前世界上電壓等級最高、輸送容量最大的海上風電送出工程，擔負如東縣東部黃沙洋海域H6、H8及H10這3個風電場的電力送出。

目前我國在建的廣東陽江青洲五、青洲七海上風電場送出工程，將采用±500 kV柔直輸電技術送出，其輸送容量為2.00×109W，直流海纜長度約92 km，預計于2024年底建成投運。屆時，該工程將成為世界上直流電壓等級最高、輸送容量最大的海上風電柔直輸電工程。

英國在建的Sofia海上風電柔直送出工程直流電壓為±320 kV，輸送容量為1.40×109W，海纜長度約為220 km，是當前在建的離岸距離最遠的海上風電場[26]。

3 海上風電低頻交流輸電技術現狀

3.1 總體拓撲及技術特點

低頻輸電技術（Low frequency alternating current，LFAC）也被稱作分頻輸電技術（Fractional frequency transmission system，FFTS），是通過交交變頻裝置將50 Hz工頻電力降低為非工頻進行輸電的技術。

低頻跟網型風機海上風電交流輸電送出技術的拓撲結構如圖5所示。每臺風機所發出的電壓幅值和頻率變化的交流電經過換流器后轉換為恒壓恒頻的低頻交流電，再經過升壓匯集后通過交流海底電纜輸送至陸上變頻站，在變頻站轉換為工頻后與陸地電網相連。

圖5 海上風電送出低頻交流輸電技術拓撲結構Fig.5 Topology of low frequency AC transmission technology for offshore wind power

與工頻跟網型風機海上風電的交流、直流輸電技術相比，低頻跟網型風機海上風電交流輸電技術的主要特點有：

1）與工頻交流輸電技術相比，低頻交流輸電技術通過降低輸電頻率（20 Hz或更低），使海纜電容電流大幅降低，從而提高電纜的有效負荷能力、較大幅度增加輸電距離。

2）與直流輸電技術相比，低頻跟網型風機海上風電交流輸電不需要建設海上換流站，僅需建設陸上交交變頻站。

3）陸上變頻站的交交變頻器是其關鍵技術設備，其在實現低頻/工頻變換的同時，需要為海上低頻側交流電網提供電壓和頻率恒定的支撐，使得海上風電機組能夠按照跟網模式運行。

目前主流的變頻器拓撲是模塊化多電平矩陣變換器（Modular multilevel matrix converter，M3C），其結構如圖6所示。M3C包含了9個換流橋臂，每個橋臂均采用H橋（全橋）功率模組級聯形式，單個橋臂與全橋型模塊化多電平換流器相同。由于單個M3C變換器有9個橋臂，橋臂同時流過工頻和低頻電流，控制復雜度要高于柔直模塊化多電平換流器。

圖6 M3C拓撲結構Fig.6 Topology of M3C

5）由于變壓器的匝數和鐵心截面積與頻率成反比，所以低頻輸電技術的低頻側變壓器的體積和造價較工頻輸電技術有較大幅度增加，其中體積增加約70%[12]。

6）對于低頻跟網型風機而言，直驅風機可通過修改控制策略，由機端全功率換流器實現任意低頻輸出，所以這種改造相對簡單。對于雙饋式風機，則需要通過降低齒輪箱變速比實現低頻輸出，所以改造涉及齒輪箱機械結構。

3.2 技術應用現狀

2022年6月，我國首個低頻交流輸電示范工程——臺州35 kV低頻交流輸電示范工程在浙江省臺州市投運，也是世界首個運行在20 Hz電網頻率下的發輸變電工程。該工程接線方案如圖7所示。該示范工程將大陳島上#1、#2共2臺20 Hz低頻風機經過大陳低頻母線和新建的35 kV海纜接入鹽場換頻站。鹽場換頻站容量11 MW，海纜長度26.3 km，在技術上實現了“低頻風機–低頻站–海纜–換頻站”并網模式，構建了陸地–海島–風電互聯系統。

圖7 臺州柔性低頻輸電并網方案接線示意圖Fig.7 Schematic of Taizhou flexible low frequency AC transmission project

2023年6月30日，我國首個220 kV柔性低頻輸電工程在浙江杭州投運。通過對亭山—中埠220 kV線路開展20 Hz低頻輸電改造，在線路兩側分別建設容量均為300 MW換頻站，該工程實現了2個變電站所在的富陽供區和蕭山供區低頻互聯，進一步提升了聯絡線輸電能力。該工程是當前我國電壓等級最高、輸送容量最大的柔性低頻輸電工程。

4 我國遠海風電發展場景分析及典型輸電方案

4.1 遠海風電發展場景分析

現階段，我國遠海海上風電基地規劃的海上風電場址最遠離岸距離約在185 km左右。

《聯合國海洋法公約》第五十六條規定，沿海國在專屬經濟區內擁有：以勘探和開發、養護與管理海床上覆水域和海床及其底土的自然資源（不論為生物或非生物資源）為目的的主權權利，以及關于在該區內從事經濟性開發和勘探，如利用海水、海流和風力生產等其他活動的主權權利。因此，在海上風電開發方面，遠海風電開發的最遠離岸距離不超出專屬經濟區范圍。

當前英國、德國等歐洲國家已投運的海上風電主要布局在專屬經濟區。從長遠看，我國遠海風電資源將在專屬經濟區范圍得到進一步釋放。根據《中華人民共和國專屬經濟區和大陸架法》中關于海域范圍的劃分，遠海風電的最大離岸距離理論上可達400 km左右。

根據我國深遠海海上風電規劃初步成果，深遠海總體規劃初步布局將分為項目、集群、基地3個層次：單體項目規模原則不小于1.00 GW，由單體項目組成106kW級的海上風電集群，由海上風電集群組成107kW級海上風電基地。規劃總體布局將圍繞山東半島、長三角、閩南、粵東、北部灣5個107kW級海上風電基地，總容量約290 GW。

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結合我國深遠海海上風電規劃的規模化、集約化指導思想，從節約海纜路由資源等角度考慮，單個遠海風電送出工程的海上風電規模不宜低于1.00 GW。結合當前各類輸電技術的最大輸送容量限制因素，建議研究場景中單個遠海風電送出工程的海上風電規模按海上風電集群層次考慮，即：最大輸電規模在106kW級，且按照不低于1.00 GW的項目層規模遞增。

考慮到輸電距離達到一定時不同類型輸電技術的優劣已較明顯，本文研究考慮遠海風電的最遠離岸距離在300 km左右。結合海上風電輸電規模和離岸距離的分析，本文重點研究場景如圖8所示。

圖8 遠海風電送出輸電技術研究場景Fig.8 Research scenarios of long-distance offshore wind power transmission technology

4.2 遠海風電不同場景典型輸電方案

4.2.1 輸電方案影響因素

不同遠海風電發展場景下可采用的輸電方案主要受技術可行性和經濟性的影響。

對于工頻交流輸電技術，輸電規模較大時，受海纜載流能力限制，必要時需要采取更高電壓等級通過多回路交流海纜將電能送出。同時，與架空線相比，海底電纜由于絕緣層的存在而使電容值相對較大，電纜需要承載較大的充電電流。隨著電壓水平的提升和輸電距離的加大，電纜需要承載大量的充電電流，在輸送相同有功電流的情況下載流量需求大幅提升，因此需通過加裝感性無功補償裝置對電纜的充電無功予以補償，這將影響到海上平臺的設計和工程總投資。

對于低頻交流輸電技術，因受單回海纜載流能力限制，當輸電規模較大時，電能需要采取更高電壓等級和多回交流海纜送出；同時，高壓大容量交交變頻器涉及大量子模塊級聯或并聯，這使控制復雜度大幅上升。

對于直流輸電技術，單回直流系統最大輸電規模主要受海纜載流能力的限制。目前已有設備廠商初步具備生產導線截面3 500 mm2海纜的能力，其對應的單回直流系統最大輸電規模達到約3 GW。

4.2.2 不同場景典型輸電方案

針對遠海風電送出不同場景，通過對3類不同輸電技術的關鍵設備以及海上升壓站、海上換流站、交交變頻站、海纜、無功配置方案等環節的設計和投資估算，開展技術經濟比較，提出不同送出場景下可采用的典型輸電方案，結果見表2、表3和表4所列。

表2 不同遠海風電送出場景下工頻交流輸電方案Tab.2 Power frequency AC transmission schemes for long-distance offshore wind power under different scenarios

表3 不同遠海風電送出場景下低頻交流輸電方案Tab.3 Low frequency AC transmission schemes for long-distance offshore wind power transmission under different scenarios

表4 不同遠海風電送出場景下柔性直流輸電方案Tab.4 VSC-HVDC transmission schemes for long-distance offshore wind power transmission under different scenarios

海上風電送出輸電方案的選擇與輸電規模、輸電距離、送出電壓等級、海纜沿線載流量以及海上升壓站、海上換流站、海纜制造水平及載流能力等環節的技術經濟性密切相關。

以輸電規模1 GW、離岸輸電距離70 km的場景為例。該場景的工頻交流輸電技術方案可考慮220 kV、330 kV、500 kV這3個電壓等級。結合不同電壓等級方案的海纜沿線載流量分布測算結果以及當前交流海纜的制造水平和載流能力，220 kV電壓等級需要通過4回交流海纜送出，330 kV電壓等級需要通過3回交流海纜送出，500 kV電壓等級需要通過2回交流海纜送出，并需要加裝無功補償裝置對交流海纜的充電無功予以補償。具體方案如下。

方案1：采用4回220 kV電壓等級的海纜送出。為補償交流海纜的充電無功功率，每回海纜在海上升壓站側配置1組高抗、陸上集控站側配置1組動態無功補償。

方案2：采用3回330 kV電壓等級的海纜送出。為補償交流海纜的充電無功功率，每回海纜在海上升壓站側配置1組高抗、陸上集控站配置1組動態無功補償。

方案3：采用2回500 kV電壓等級的海纜送出。為補償交流海纜的充電無功功率，每回海纜在海上升壓站側配置1組高抗、陸上集控站配置1組高抗，同時設置中間高抗平臺，每回海纜在中間平臺配置1組高抗。

3個電壓等級輸電方案示意圖及其單回海纜沿線載流量分布測算情況見圖9所示。

圖9 1 000 MW/70 km海上風電送出場景工頻交流輸電方案擬定Fig.9 Schematic drawing of power frequency AC transmission schemes for 1 000 MW/70 km offshore wind power transmission scenario

基于圖9中3個不同電壓等級輸電方案的海上升壓站、陸上集控站、海上高抗站等工程設計方案，經向廠家詢價，對3個方案包括海上升壓站、陸上集控站、海纜、海上高抗站的總體投資進行估算。根據投資估算結果，以330 kV電壓等級輸電方案的總投資最低，500 kV電壓等級方案居中，220 kV電壓等級方案總投資最高。220 kV電壓等級輸電方案的海纜回路數最多，占用較多的海底電纜走廊資源，經濟性最差。500 kV電壓等級輸電方案的海纜回路數最少，但充電無功補償需求大，需要建設中間海上高抗站。綜合上述因素，該場景推薦采用技術經濟相對最優的330 kV電壓等級輸電方案。

若采取工頻交流輸電技術，當遠海風電送出輸電規模在1 GW時，可通過3回330 kV交流海纜送出；當輸電規模達2 GW時，需通過5回330 kV交流海纜送出。送電距離在150 km及以上時，需考慮采用載流量相對較大的單芯海纜，海纜路由占用較多。對于3 GW及以上輸電規模，若采取工頻交流輸電技術，將需要7回及以上交流海纜，則海纜路由占用海域資源過多且需補償的高抗容量巨大，基本不可行。因此，對于遠海風電送出輸電規模在3 GW及以上時，現階段暫不推薦采用工頻交流輸電技術。

若采取低頻交流輸電技術，當遠海風電送出輸電規模在1 GW時，可通過2回330 kV交流海纜送出；當輸電規模達2 GW時，需通過3回500 kV交流海纜送出。輸電距離越遠，對交流海纜載流能力的要求更高。對于3 GW及以上輸電規模，若采取低頻交流輸電技術，則因交流海纜回路數增加導致占用過多海域資源，且大容量交交變頻器的實現仍有待落實。因此，對于遠海風電送出輸電規模在3 GW及以上時，現階段暫不推薦采用低頻交流輸電技術。

結合IGBT（Insulated gate bipolar transistor）開關器件和直流海纜通流能力，若采取柔性直流輸電技術，當遠海風電送出輸電規模在1 GW及以下時，可通過1回±250 kV柔直系統送出；輸電規模在2～3 GW時，需通過1回±500 kV柔直系統送出，其中3 GW輸電規模需采取最大截面3 500 mm2的直流海纜；輸電規模在4～5 GW時，需通過2回柔直系統送出。

5 結論

工頻交流、柔性直流輸電技術目前已廣泛應用于海上風電送出工程。低頻交流輸電技術以可降低海纜并聯電容效應、無需配置海上換流平臺等優勢在遠海風電送出中亦顯應用潛力。

本文在分析3類輸電技術的特點和應用現狀的基礎上，結合我國海上風電相關規劃思路分析了未來遠海風電送出的輸電規模、離岸距離等多個研究場景。從3類輸電技術的關鍵設備制造能力、工程設計及實施能力、技術經濟性等角度出發，研究提出了各送出場景下可行的不同類型海上風電輸電技術及其典型技術方案，對未來國內遠海風電送出輸電方式及輸電方案的進一步優選提供了實用性參考。

本次研究提出的直流輸電方案僅針對不同離岸距離的海上風電送出場景。對于海上風電上岸后直接送往負荷中心的情況，可考慮相應增加陸上電纜或架空線路。由于不定因素較多，建議實際工程中結合當地電網建設情況對該類情況開展具體分析研究。