柔性直流输电技术在海上风电中的应用研究

高根男,张兰红,陈小海

(1.盐城工学院电气工程学院，江苏 盐城 224051;2.江苏金风科技有限公司，江苏 盐城 224100)

0 引言

可再生能源的开发与利用是当今全球研究热点[1-4]。我国海上风资源丰富，具有较大的开发价值，所以发展海上风电已成为必然趋势。从2010年到2020年，全球海上风电装机容量年均增长速度接近30%。到2020年底，全球已投运的海上风电累计装机容量达到35.2 GW。其中，2020年新增装机容量为 6.07 GW，连续保持高增长态势[5]。

然而，海上风电的发展并不是一帆风顺的。随着输电容量、离岸距离的不断增加，以及面临着复杂多变的运行环境，海上风电的技术问题日益严峻。这些问题包括输电方式的选择和并网方案等[6]。

现有风电场接入陆上电网的方式主要有高压交流输电(high voltage alternating current ，HVAC)和高压直流输电(high voltage direct current，HVDC)。柔性直流输电(voltage source converter HVDC，VSC-HVDC)是以电压源换流器为核心的新型输电方式，逐渐在海上风电并网中受到青睐。

作为一种新型的直流输电技术，VSC-HVDC可以独立地调控有功功率和无功功率，为海上风电场群供电。由于VSC-HVDC技术穿越故障能力较强，可以作为深远海、大规模海上风电场群输电和并网的方式[7]。

1 国内外发展现状分析

1.1 国外柔性直流海上风电项目

国外海上风电柔性直流输电工程主要集中在德国北海海域，计划建设4个海上风电场群，分别为Borkum 1、Borkum 2、Helgoland和Sylt。其中，Borkum 2最早开始建造。德国北海4个风电场群规划如图1所示。

图1 德国北海四个风电场群规划示意图

国外已投运、在建的海上风电柔直工程如表1所示。

表1 国外已投运、在建的海上风电柔直工程

目前，德国已有多个投入运行和在建的大规模海上风电柔性直流输电工程。这些工程的电压等级大多为320 kV。表1中：DolWin1是电压等级达到320 kV的海风柔直输电工程；DolWin5是计划不通过海上升压站，66 kV风电场直接接入海上换流站的海风柔直输电工程。

1.2 国内柔性直流海上风电项目

中国海上风电柔性直流输电的发展相较国外起步较晚。2019年7月，国内开始多个海上风电柔性直流输电项目的建设，包括江苏如东项目(亚洲首个海上风电柔性直流输电项目)、江苏射阳项目等。

2021年11月7日15时8分，三峡能源江苏如东H6、H10海上风电项目(简称如东项目)的2座海上升压站倒送电成功。这标志着如东项目柔直输电工程的送电工作全部完成。该工程为采用柔性直流输电的海上风电项目，位于如东东部黄沙洋海域，离岸直线距离50 km，水深9～22 m。规划总装机容量为1 100 MW，共安装225台4 MW、40台5 MW风机(H6、H10风电场各100台4 MW风机，H8风电场 25台4 MW、40台5 MW风机)，并配套建设3座220 kV海上升压站、1座海上换流站与陆上换流站(换流器、换流变压设备，换流电抗设备等)。全场投运后，所有风机产生的电能在收集之后通过海上升压站升压，并由2回路220 kV交流海缆输送至海上换流站。海上换流站汇集电能后，再转换为直流电，由1回路400 kV直流电缆输送至陆上换流站，最终逆变为交流电接入江苏电网。如东项目换流站位置如图2所示。

图2 如东项目换流站位置示意图

如东项目是电压等级为400 kV的柔性直流输电海上风电项目，直流海缆输电距离超100 km，是目前国内电压等级较高、输送距离较长的柔性直流输电海缆。项目年底全容量并网后，预计年上网电量可达24亿千瓦时。与同等规模的火力发电厂相比，该项目每年可节约燃煤74万吨、减排二氧化碳183万吨，对江苏省加快新旧动能转换，助力“双碳”目标实现具有重要意义。

2 海上风电柔直输电工程的关键技术

海上风电场通过柔性直流输电接入电网如图3所示[8]。风机所发电能收集后通过海上升压站升压，经由交流海缆输送至海上换流站。汇集电能后，电能转变为直流电，通过直流电缆送至陆上换流站，最终逆变为交流电后接入陆上电网。

图3 海上风电场通过柔性直流输电接入电网示意图

2.1 风机容量及离岸距离的技术发展

2.1.1 装机容量

欧洲海上风电的发展起步较早，是世界较大的海上风电市场，以英国、德国、丹麦等国家为代表[9]。

文献[8]～文献[9]分别介绍了这3个主要欧洲风电市场近些年海上装机容量技术的发展，以及各国在未来海上风电发展中的装机容量规划。

欧洲海上风电单机容量变化如图4所示。

图4 欧洲海上风电单机容量变化

单个风机机组的功率大小是海上风电技术发展的关键性问题[10]。图4给出了自2013 年以来，欧洲海上风电新增装机的平均单机功率的发展趋势。2014年之后，单机容量年均增长率约为16% 。2020年，欧洲海上风电机组的平均单机容量已达到8 MW以上。这是海上风电发展的一个里程碑，标志着在世界范围内，海上风电机组已经逐渐向大型化转变[11-12]。

目前，中国的海上风电技术也已进入大型化、规模化与商业化阶段，并实现由小规模向大规模转变。文献[12]中提到，风电平价上网政策落地之前(2017年)，中国单机容量为 4 MW 的海上风电机组累计装机容量为1.53 GW，占海上装机容量的55%；5 MW机组累计装机容量为2.00 GW。2017年之后，4～8 MW海上风电机组已逐步实现大规模商业化运行，直驱式和半直驱式永磁风电机组这2种不同的技术路线在 8～10 MW海上风电机组均有批量应用或者试验运行[13]。

2.1.2 离岸距离

离岸距离和风电机组安装水深是海上风电技术发展的又一关键问题。通常认为，离岸距离大于50 km或水深50 m以上的为深远海风电场[14]。 欧洲海上风电场平均水深与离岸距离如图5所示。自2011年起，欧洲风电开始向更远、更深的海域拓展。

图5 欧洲海上风电场平均水深与离岸距离

中国目前已投运和计划在建的风电场平均离岸距离在50 km左右，装机项目平均水深在25 m 以内。中国未来在25～50 m 水深的深远海域中具有较大的发展潜力，但因技术问题目前的工程大多还是在水深20 m左右的近海海域。

2.2 海底集电系统的关键技术

海底集电系统是连接前端风电机群和后端输电系统的重要部分，其设计的优化和可靠是海上风电场正常运行的重要保证。

文献[15]～文献[17]介绍了现有的2种集电方式，即交流集电系统和直流集电系统的结构，并分别分析了各种结构的优缺点。交、直流集电系统拓扑结构分别如图6、图7所示。

图6 交流集电系统拓扑结构

图7 直流集电系统拓扑结构

交流集电系统已经形成了成熟的理论体系。其拓扑结构主要有链形、环形和星形[16]。

与交流集电系统相比，直流集电系统的功率损耗更小，使风电场功率和换流器电压的扩展更加容易，无需进行无功补偿，且海上工作平台体积更小。直流集电系统主要结构分为串联型、并联型和串并联型[17]。

当前，主要的海上风电工程均采用交流集电系统，而直流集电系统尚未在实际工程中应用。未来，直流集电方式也将成为不错的选择。

2.3 海上换流站的相关技术

海上换流站是风电场收集电能经升压站升压后集中换流的平台。该平台存在建设成本高、运输困难等问题，尚需解决。

针对现有的集中换流技术方式存的问题，文献[18]提出1种新型海上风电中频汇集和分布式串联直流输电系统，将集中式模块化多电平换流器(modular multilevel converter，MMC)拆分为多个小型MMC安装于升压站中，无需要再建集中式换流平台，大幅缩减了现有集中换流的成本。文献[19]提出1种多电压等级混合级联型直流送出系统，从技术性、经济性2个方面解决了现有输电系统的灵活性低、可行性差等问题。文献[20]提出1种混合型换流器拓扑，将送端MMC换流器替换为二级管整流器与辅助换流器混合的新型混合型换流器。

现有实际工程中，大多采用海上换流站进行集中换流。国内外学者提出了多种改进措施。虽然尚未在实际工程中有所实践，但这些改措施对解决海上换流平台现存的问题(如：降低建设成本、向小规模化发展、减小运输难度等)具有很强的理论指导意义。

2.4 输电方式的选择技术

输电方式和并网方案的选择关系到系统的运行效率[21]。文献[22]、文献[23]通过分析HVAC、传统HVDC、VSC-HVDC等方式的优缺点，对多种方案的技术性和经济性进行对比研究，并给出了建议。

综合考虑技术、经济型、可靠性等指标，本文建议采用以下海上风电场输电送出方案。

当输送容量小于400 MW、离岸距离小于50 km时，采用HVAC输电。当输送容量大于400 MW、离岸距离大于50 km时，采用VSC-HVDC。当输送容量大于400 MW、离岸距离小于50 km，以及输送容量小于400 MW、离岸距离大于50 km时，根据实际情况计算分析，选取最优的输电方案。

对于更大规模的远海风电场，随着输送容量和传输距离的增加，VSC-HVDC海缆线路成本低、损耗费用少的优势逐渐凸显，成为远海风电送出的主要选择。三峡能源股份有限公司、中广核风力发电有限公司共同建造的江苏如东海上风电项目即采取该方案。

2.5 换流器的选择技术

电压源换流器(voltage source converter,VSC)是柔性直流输电系统的核心部分。在桥臂中使用新型的可控硅电力电子器件(insulated gate bipolar transistor,IGBT)代替了传统的晶闸管。通过控制桥臂中各个开关元件的导通与关断来实现交、直流电间的相互变换[24]。目前，VSC有多种类型的拓扑结构，如三相两电平结构、二极管钳位式三电平结构、模块化多电平结构。文献[25]指出3种换流器的优缺点。其中，模块化多电平换流器因具有高度的模块化、能够输出高质量的多电平电压、开关器件的开关频率低以及具有公共的直流侧等优点，提升了VSC-HVDC系统的运行特性。这使得模块化多电平换流器在VSC-HVDC领域得到了广泛应用。3种换流器优缺点比较如表2所示。

表2 3种换流器的优缺点比较

2.6 海上风电并网对电网的影响

随着海上风电的不断发展，其并网时对陆上电网的影响也成为了不可忽视的问题[26]。

文献[27]、文献[28]通过对VSC-HVDC系统有无调频控制的情况分析发现，有调频控制的风电系统可以有效地增加系统运行稳定性。与陆上风电场接入电网相同，采用VSC-HVDC方式的海上风电场也同样面临着谐波谐振问题。文献[29]通过建立风电场内部各元件的谐波阻抗模型，得出海上风电场内部的谐振频率点主要受无源元件参数影响，可采用在谐振频率的主要激励母线处加装滤波器的方式对风电场内的谐振频率点进行抑制。文献[30]提出，在海上风电场规划设计阶段合理选择接入点和设备参数可有效预防谐波谐振放大，建议采用长距离交流海缆接入的海上风电场应采用双回路独立海缆。

目前，以上这些基于VSC-HVDC用于解决并网影响的技术措施均停留在理论分析阶段，能否在实际工程中应用实现还有待进一步深入研究。

3 结论

我国提出“30/60计划”(即2030年前实现碳达峰，2060年前实现碳中和)后，可再生能源的开发与利用成为国内重点关注的问题。发展海上风电已经是大势所趋，并且未来海上风电必定朝着深远海、大规模的方向发展。VSC-HVDC由于具有传统HVAC、HVDC不具有的独特优势，未来必将成为海上风电的主要输电方式。将VSC-HVDC运用到海上风电中是非常重要的举措，将为我国海上风电事业的发展提供可靠的途径。