大规模海上风电场集群交直流输电方式的等价距离研究

刘景晖，万振东，李飞科

(中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司，上海 200001)

0 引言

随着我国绿色能源发展战略的实施，清洁能源建设迎来了发展的春天。风力发电是可再生能源发电技术中最成熟、最具大规模开发和最有商业化发展前景的发电方式。与陆上风电相比，海上风电的风能资源丰富、机组运行稳定、单机容量较大、能量产出大、年利用小时数更高等，同时由于机组距海岸较远，具有视觉影响小、环境负面影响小、不占用陆地宝贵的土地等资源优势。加快发展海上风电是我国应对能源革命，坚持绿色低碳及非化石能源规模化发展的重要举措。

随着海上风电场的规模化开发和布局逐步从近海走向远海，以及传统交流输电海缆输电技术应用逐渐遇到瓶颈。新型柔性直流输电技术迈向实用化为海上风电的输电方式提供了新的选择[1-4]。因此研究分散布局的大规模海上风电场集群最优输电方式，在规划设计阶段合理选择先进适用、安全可靠、经济合理的输电技术成为了当前研究的热点问题[5-7]。

本文以江苏670万kW海上风电场群为例，对交流/直流两种输电方式进行了详细的成本构成分析及计算，并对不同距离和容量下的输电方式做出经济性比较。最后通过计算得到了海上风电场群采用交流/直流输电方式的等价距离，研究结果可为输电规划以及工程设计提供参考。

1 海上风电场输电方式

风电场可使用的联网方式主要有交流输电和直流输电两类。目前风电场并网输电普遍采用交流输电加静止无功补偿器形式；对于较长距离输电和离岸较远的海上风电场，考虑以直流输电作为接入方式[8-10]。

1.1 高压交流电缆输电

高压交流(high voltage alternative current，HVAC)电缆输电的系统结构见图1。风力机由风能驱动发电机转动发出电能，在机舱或基座内通过变压器将电压抬升，然后经集电系统和海上升压站将电压二次抬升，再将电能通过高压海底电缆，输送至陆上变电站。高压交流输电方式采用的典型设备有交流海底电缆、无功补偿设备和海上升压站。

1.2 柔性直流输电

柔性直流输电(voltage source converter based high voltage direct current，VSC-HVDC)通过设计控制系统对构成电压源换流器(voltage source converter，VSC)的绝缘栅双极型晶体管(insulated gate bipolar transistor，IGBT)进行控制，改变输出电压的幅值和相位，进而控制有功与无功，最终实现功率平稳输送。柔性直流输电技术的出现，解决了很多之前输电技术的瓶颈问题，尤其适用于海上风电场的远距离电能输送。随着可关断型电力电子器件的发展，直流输电中的换流站由两电平或三电平拓扑结构发展到模块化多电平换流器拓扑结构(modular multilevel converter，MMC)的高压柔性直流输电。目前MMC换流器的容量己达100万kW等级，单个MMC换流器的最大直流电压达500 kV，单端换流器的损耗率己降至0.8%以下。目前，国内已拥有柔性直流输电自主研发和设备生产能力，但尚未有已投运的海上风电项目采用柔性直流输电方式。

VSC-HVDC技术应用于海上风电场的典型拓扑结构见图2，其中风机发出的电能经过集电系统与升压站二次抬升以后进行汇集，然后接入海上柔直换流站。海上换流站将交流电转变为直流以后，再通过高压直流海底电缆将电能输送至陆上换流站，最后陆上换流站将直流重新转变为交流以后接入交流电网。

2 海上风电场交直流输电方式技术分析

2.1 输电能力

高压交流输电的交流电缆具有的较大分布电容，会在输电系统中产生相当大的电容充电电流，不仅需要装设大量无功补偿装置，而且限制了传输距离，大大降低了交流电缆传输有功功率的能力。以下对220 kV电压等级的几种不同截面交流海缆在不同距离下可传输的有功功率进行研究，结果见图3。

根据相关研究成果，在海上风电场离岸较远(例如超过50 km时)，交流电缆输电由于很大的电容充电效应会严重影响有功功率的传输，需要配置高抗补偿海缆的容性电流。因此，高压交流海底电缆输送方式不适合于大规模、长距离的海上风电送出。

柔性直流输电不存在电容充电电流的问题，输送能力基本不受线路长度的限制，在远距离大容量海上风电场输送场景上，采用柔性直流海底电缆输电基本上是最优方案之一。

2.2 无功补偿需求

高压交流输电方式为了补偿交流送出线路海缆的容性电流以及限制工频过电压，一般需要配置高压并联电抗器。另外，对于处于电网末端且系统阻抗较大的海上风电场，则风电场的无功补偿装置除满足无功平衡需要外，还需对风力的频繁变化做出快速响应，因此采用高压交流输电方式的海上风电场宜配置静止无功补偿器(static var compensator，SVC)或静止同步补偿器(static synchronous compensator，STATCOM)等动态无功补偿装置。

柔性直流输电不存在容性无功电流问题，因此不需要配置高抗补偿送出线路的充电功率。另外，电压源换流器(voltage sourced converte，VSC)不需要交流侧提供无功功率，而且能够起到STATCOM的作用。这表明，如果VSC换流阀的容量允许，可利用其无功支撑功能补偿风电场的无功需求。

关于柔性直流输电是否可以完全适应不同容量的海上风电场的无功需求以及是否还需要增加配置其他的动态无功补偿设备，还需进一步研究，本文暂按柔性直流输电方式也配置动态无功补偿来考虑。

2.3 交流电网与风电场互相影响

海上风电场一般处于电网末端，采用高压交流输电方式通过海缆就近接入登陆点附近的交流电网。由于高压交流电缆输电方式要求风电场同步于其接入的陆上交流系统，随着海上风电场离岸距离的增加和装机容量的增大，交流并网方式的可靠性和经济性会降低，在远距离大容量海上风电场并网中的应用会受到限制。若交流输电方式接入的地区电网架构较弱，没有本地电源动态支撑电压，区域电网的电压水平受风电功率大幅波动的影响而直接降低对用户的供电质量。另一方面，风电出力的日变化曲线与负荷曲线相反，且风电场功率变化幅度受来风影响，尤其出现爬坡时，远远超出负荷的正常波动范围，对电力系统内调峰调频机组的调节速度和容量都会提出更高的要求。

柔性直流输电方式采用的VSC，能够独立控制有功、无功功率，起到STATCOM的作用，即动态补偿交流母线的无功功率，稳定交流母线电压。故障时柔性直流输电系统既可向故障区域提供有功功率的紧急支援，又可提供无功功率的紧急支援，从而提高系统电压和功角稳定性。

3 海上风电场交直流输电方式经济性分析

3.1 输电系统的成本构成

输电系统的全寿命周期总成本主要包括：设备投资成本、损耗费用、运行维护费用。

1)设备投资成本

输电系统的设备投资成本主要是基本建设中用于设备、工具、器具购置的投资，是总费用的重要组成部分。采用交流或柔性直流送出方式所需要的主变设备有一定差异。

若采用高压交流输电方式，主要设备包括：升压站、交流海缆、高抗、动态无功补偿设备；若采用柔性直流输电方式，主要设备包括：换流站、直流海缆、动态无功补偿。

2)维护成本

直流海缆输电系统年维护成本在总投资成本占比按0.5%，交流海缆输电系统年维护成本在总投资成本占比按1.2%。

根据相关工程研究报告，陆上柔直换流站年维护成本占总投资成本百分比按1.6%。海上柔直换流平台维护成本暂无明确数据，考虑在陆上柔直换流站基础上适当提高，暂按2%考虑。

3)损耗费用

±320 kV柔直换流站损耗率按1.3%，220 kV交流变电站损耗率按0.5%考虑；输电线路损耗根据额定电流、线路电阻以及利用小时数计算求得。

损耗费用计算方案：求得年维护成本和年损耗费用后，均需折算为现值纳入输电系统总成本。

3.2 交流与柔性直流送出方式的等价距离研究

当输电距离逐渐增加，交流输电相比直流输电的设备投资成本以及总成本增长更快。当距离达到一定值时，两种方式的设备投资成本或建设总成本相等，该距离就称为交直流输电的等价距离。

根据江苏6 700 MW海上风电场的容量以及分布特点，下面以3座海上风电场(300 MW/300 MW/400 MW)组成的1000 MW风电场集群为例，进行交直流输电方式的比较。

1)设备总投资

根据单个风电场的容量(大于300 MW)，目前单回三芯交流海缆的热稳输送能力在200～260 MW左右(功率因数按1考虑)，需要2回3×500 mm2截面海缆才能够满足单个风电场的送出需求。

为补偿交流海缆的容性电流，高抗配置暂按照60%补偿度进行研究。3×500 mm2交流海缆的单位公里电容值为0.126 μF/km，所需高抗的容量按照海缆长度进行估算，剩余无功补偿容量按照动态无功设备STATCOM考虑。

3个风电场分别按220 kV交流方式送出的方案建设规模见表1。

表1 交流方案建设规模

柔直打捆送出方案中，风电场至柔直汇流站的交流电缆长度统一按5 km考虑，由于暂不明确柔性直流输电是否可以完全适应不同容量的海上风电场的无功需求，投资比较时，柔性直流输电方式也暂按配置相同容量的动态无功补偿来考虑。采用一回±320 kV柔性直流打捆方式送出的方案建设规模见表2。

表2 柔性直流方案建设规模

根据投资估算比较，风电场离岸距离约75.1 km时，100万kW级风电场群采用交流及柔性直流送出方式的设备总投资基本相当，设备投资约34.16亿元。

表3 交流方案设备总投资 单位：万元

表4 柔性直流方案设备总投资 单位：万元

2)全寿命周期成本

考虑全寿命周期的成本时，进一步将运行维护费用以及损耗费用均纳入投资总成本考虑，最后将年费用折算为现值。

根据以上原则，进行全寿命周期的经济性比较，得到风电场离岸距离约62.6 km时，1 000 MW级风电场群采用交流及柔性直流送出方式的输电系统的总成本基本相当，约为45.36亿元左右。

表5 交流方案全寿命周期成本 单位：万元

表6 柔性直流方案全寿命周期成本 单位：万元

4 结论

1) HVAC输电的技术成熟、适合近海风能传输，但是交流电缆的电容充电电流会制约输电距离及功率，另外交流输电也增加风电场与系统交互影响。随着海上风电场的规模化开发以及布局逐步从近海走向远海，传统交流输电海缆输电技术应用逐渐遇到瓶颈。

2) VSC-HVDC输电技术的特点：直流线路不存在电容充电电流的问题，线路的输送距离基本上不受限制，有利于提高现有系统的输电能力；可快速独立地控制有功和无功功率，有利于提高风电电能质量等。

3)根据HVAC与VSC-HVDC输电技术特点，对HVAC与VSC-HVDC两种输电方式进行了详细的成本构成分析及计算，并对不同距离和容量下的输电方式做出经济性比较。

4)根据现有各风电场研究成果，若仅考虑设备投资成本，百万千瓦风电场群交直流输电方案的等价距离约75.1 km (即超过75.1 km时直流方案更经济，低于83 km时交流方案更经济)。若进一步考虑输电系统全生命周期的总成本，风电场交直流输电方案的等价距离约63 km。

5)交直流输电方式的等价距离是动态变化的，随着技术的逐渐进步与柔直设备造价降低，从趋势上看未来交直流输电的等价距离将逐渐缩短。