远海风电两种送出方案的经济性评估

黄晓尧，谢 瑞，裘 鹏，倪晓军

（1.国网浙江省电力有限公司，杭州 310007；2.中国电建集团华东勘测设计研究院有限公司，杭州 311122；3.国网浙江省电力有限公司电力科学研究院，杭州 310014）

0 引言

海上风电是近年来受到国内外广泛关注的一种新能源形式，在我国新型电力系统构建中扮演着重要角色。从全球范围来看，海上风电场开发呈现出深远海化趋势，其规模也在不断扩大［1-2］。针对不同工程需求选择合适的输电方式是提升海上风电系统经济性的关键。

目前已建海上风电工程均采用工频交流输电系统或者柔性直流输电系统接入陆上主网。文献［3］给出一种海底交直流电缆输电系统经济性比较方法，为海上风电输电方式选择提供依据。工频交流方案无需装设换流站，场站投资小，但交流海缆输电能力受充电电流严重限制［4］，线路投资随输电距离提升而显著增大；直流海缆输电能力理论上不受距离限制，因而一般认为柔性直流方案更适用于远距离、大规模海上风电并网场景。目前，已对采用上述两种常规方案的海上风电送出系统经济性评估方法［5-7］进行了深入研究，并将其应用于工程设计与建设中［8］。

受限于交流海缆充电电流、载流量、线路压降等因素，工频交流送出方案的合理输电距离大约为80 km［9］。如果海上风电场的离岸距离超过80 km，那么可选的输电方案主要有两种：一种是直流输电方案，另一种是低频交流输电方案。低频交流输电通过降低线路运行频率减小电缆容性效应，从而提升交流输电距离，且无需设置海上换流站，不存在空间电荷积累效应，理论上最大可以实现200 km 以上远海风电场并网，是一种极具竞争力的海上风电送出方案［10］。文献［9，11］基于经济性分析论证了低频交流输电方案在中远距离海上风电送出场景下的适用性。交交换流器是低频交流输电系统的核心设备，文献［12］展示了分别采用相控式交交变频器和背靠背电压源型换流器的海上风电低频输电工程的投资费用差异；文献［13］对基于模块化多电平矩阵式换流器的低频输电系统投资费用进行了初步估算。

可以看到，经济性是选取输电方式的重要参考依据。因此，本文针对关键设备投资成本和系统运维费用展开分析，对柔性直流方案和低频交流方案的经济性进行详细比较，明确典型场景下这两种送出方案的经济性优劣。

1 系统拓扑结构

两种海上风电送出方案的拓扑结构见图1。

图1 两种海上风电输电方案系统拓扑结构示意图

其中，柔性低频输电系统采用电力电子装置实现工/低频系统间的频率解耦，由海上风电场的风机换流器输出低频交流功率，通过中压交流集电系统汇集至海上升压站升压后由长距离交流电缆送至陆上换流站，陆上换流站作为交交变频器将低频交流电变换至工频与陆上交流系统主网相连，向主网送出有功功率。

1.1 风机

基于部分功率变流器的双馈异步风机和基于全功率变流器的永磁同步风机是当前商业化应用最广的两类海上风电机组。其中，双馈异步风机的定子绕组经风机升压变接入交流电网，当系统额定频率发生变化时，需要针对发电机本体设计做出适应性修改，包括转动惯量、极对数和线圈匝数等。永磁同步风机的发电机部分则通过全功率变流器与交流系统实现电气隔离，因此可以较为容易地应用于低频输电方案。

而从设备经济性角度来看，双馈异步风机采用部分功率换流器，因此在同等容量条件下造价略低于全功率变流器型风力发电机。然而需要注意的是，由于齿轮箱的存在将显著增高系统故障率，导致双馈异步风机的维护费用较高。表1给出了两种1 500 kW 风力发电机组的成本估算对比（2017 年）。可见在综合考虑投资成本和维护费用之后，全功率换流器型风力发电机组的经济性要优于双馈异步风力发电机组。

表1 直驱式风机和双馈式风机成本对比

综上，从经济性角度看，在海上风电系统中应该采用基于全功率变流器的永磁同步风机。

1.2 变压器

变压器基本原理方程如式（1）所示：

可以发现，变压器励磁电动势E与系统运行频率f、线圈匝数N、铁心磁通密度B及其截面积A成正比。因此，在不改变交流系统电压等级和铁心材料的情况下，随着运行频率的降低，变压器体积和重量将明显增大，相应的投资成本也将增大。

对于低频变压器而言，随着频率的下降、铁心绕组规模的增大造成变压器损耗上升，变压器整体效率随之降低，且频率越低，变压器效率降低的程度越明显，如图2所示。

图2 变压器效率随频率变化曲线（绕组电密3.6 A/mm2）

1.3 断路器

当发生短路故障后，低频交流控制保护系统面临由较长燃弧时间导致的短路电流开断困难问题。断路器短路电流开断能力is（fc）随频率变化的关系可表示为［14］：

在低频范围内，断路器开断能力随频率的下降而减弱。考虑到周期性系统电流过零点的存在，低频断路器的工作原理与工频断路器相似，其设计和制造难度要小于直流断路器。目前，单相式SF6低频断路器已在德国和瑞士的16.7 Hz 铁路牵引系统中得到商业应用［15］，在不考虑研发成本的前提下，可以初步认为低频交流断路器和工频交流断路器的投资成本近似相等。

1.4 交流海缆

低频输电对交流海缆的影响主要体现在载流量和充电电流两方面。根据IEC 60287的标准公式进行计算可知，电缆载流量Iamp会随着运行频率的下降而增大。充电电流Ic与运行频率间的关系可表示为：

式中：Cg和Uac分别为电缆对地电容和运行电压。

电缆利用率ρ是评价线路输电能力的重要指标［16］，其定义为：

可以看到，降低输电频率不仅可以提升线路载流量，还可以释放部分原本被充电电流占据的电缆容量，显著提升电缆利用率。

交流海缆的线路损耗PlossAC可以由式（5）得到：

式中：P为风电场传输功率；U为交流海缆交流电压；cosφ为功率因数；R为交流海缆单位长度电阻，可以通过查表插值得到所选频率下的电阻数值；L为交流海缆的长度。

而直流方案下直流海缆的损耗PlossDC可由式（6）计算得到：

计算出海缆的损耗之后，可以用海缆的功率损耗乘以风电场年利用小时数计算出海缆的年损耗。

1.5 交交换流器

根据是否具有直流环节，交交换流器拓扑可分为AC/DC/AC 和AC/AC 两类，前者以基于模块化多电平换流器的背靠背型换流器为代表，后者主要包括基于晶闸管的相控式交交换流器和基于全控型器件的M3C（模块化多电平矩阵式换流器）、六角形模块化多电平交交换流器［17］。相控式交交换流器在运行期间会产生交流侧低次谐波和间谐波，电能质量较差。在上述3种模块化多电平换流器拓扑中，M3C 在低频运行条件下体现出明显的技术经济性优势，在当前技术条件下最具工程化应用潜力。图3 给出了M3C 的拓扑结构示意图。

图3 M3C拓扑结构示意图

M3C可以看作是模块化多电平换流器的扩展，即可以看作是在模块化多电平换流器的上、下各3个桥臂结构基础上又增加了中间3个桥臂；进而使模块化多电平换流器从上桥臂公共母线到下桥臂公共母线之间输出直流电压变成了M3C 的从上桥臂公共母线、中间桥臂公共母线和下桥臂公共母线输出三相交流电压，从而达到交交变换的效果。M3C 采用三相九桥臂结构，每个桥臂由N个全桥子模块和1 个桥臂电抗器串联构成［18］。2021 年，采用M3C交交换流器的国网杭州公司220 kV中埠—亭山柔性低频输电示范项目正式启动［19］，将为远海风电采用M3C低频送出方案积累工程经验。

2 经济性评估准则

海上风电送出项目初始投资大、运营成本高，需要综合考虑初始投资成本与建成之后的运维费用来对工程整体作出较为准确的评估［7］。因此，本文所采用的经济性评估模型将同时考虑投资费用与运维费用，全部折算到现值进行不同并网方案的比较。其中，运维费用可以分为损耗费用、检修费用和维护费用。同时，在以下分析中，还将比较海上风电交流集电系统选取不同电压等级对投资费用的影响。

其中，年金a折算为现值p的公式为：

式中：i为折现率；n为折现年限。以下选取折现年限n为25年，折现率按现行贷款利率4.9%计。

将低频交流、柔性直流两种送出方案的经济性进行对比，考虑到工频交流方案经济性距离约为80 km，本文分析的典型场景离岸距离应大于80 km，取100 km，风电场容量参考国内外已投运工程，确定为1 000 MW。柔性直流方案中直流电压采用±320 kV，低频交流方案中交流电压采用220 kV，风电送出接线方式采用点对点传输，柔直方案中不使用直流断路器。低频方案运行频率的选取对低频交流电缆载流量的影响主要在于有功功率的输送能力，不同运行频率下的最佳高抗补偿方式和最小回路数不尽相同。针对该典型场景，经过前期计算，最终确定运行频率为20 Hz。

3 两种方案投资成本分析

3.1 集电系统电压等级

海上风电交流集电方式有两种：35 kV交流集电和66 kV交流集电。目前，35 kV交流集电方案是海上风电的常规方案。但是，随着海上风电单机容量和规模的不断增大，35 kV交流集电方案的局限性在生产中表现得愈发明显：可互联的风机数量越来越少、35 kV海缆越来越长、单位成本不断增加等［20-21］。

目前海上风电场通用35 kV电缆的最大截面积为400 mm2。以该电缆为例，考虑其热极限及通流限制，通常允许传输的有功功率约为27 MW，不会超过30 MW。该海缆最多可以连接5 台6 MW风电机组。如果单台风电机组容量增大到7 MW，则最多可以连接4台风电机组。因此，在未来使用大容量风电机组的海上风电场中，35 kV集电系统海缆长度增加，导致电缆投资和相应工程费用增加，施工难度也会增加，大大降低海上风电场的经济性。而对于66 kV海缆，当海缆导体截面积与35 kV 海缆相同时，66 kV 海缆最多可以连接风机的数量为35 kV 海缆的2 倍。一根400 mm2截面积的66 kV海缆最多可以连接9台6 MW风电机组或8 台7 MW 风电机组。应用于同样规模海上风电场，66 kV集电系统海缆数目减少，电缆投资成本和相应的电缆敷设工程费用下降，大大提高了项目经济性。同时，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。

随着海上风电向远海、深海发展，在输电功率和输电距离逐步增大以及风机机组单机容量越来越大的情况下，66 kV交流集电方案具有广阔的发展前景，且已在欧洲风电市场得到初步应用。下面对典型场景进行经济性评估时也将同时对比两种电压等级的经济性。

3.2 两种方案工程投资

现基于典型场景对两种集电电压等级下两种送出方案的投资费用进行对比分析。柔直方案需要同时设置海上和陆上换流站，采用直流海缆送出；低频方案可以省去海上换流站，需设置海上升压站和陆上变频站，采用交流海缆送出。而海上风电集电系统电压等级的不同也会带来工程投资费用的差别。同时，由于传统风机输出交流频率为50 Hz，采用低频方案后需要考虑相应的改造费用，主要包括风机升压变和厂用电变频器。

当风机采用35 kV汇集时，柔性直流方案、低频交流方案均需建设3个海上升压站，分别为300 MW、300 MW 和400 MW。柔直方案采用2 回1 800 mm2直流海缆送出；低频方案采用3 回800 mm2交流海缆送出。当风机采用66 kV汇集时，低频交流方案需建设2个500 MW的海上升压站；柔性直流方案无需另外建设海上升压站。柔直方案采用2 回1 800 mm2直流海缆送出；低频方案采用2回1 000 mm2交流海缆送出。

表2给出了两种集电系统电压等级下两种方案的工程投资费用比较。

表2 海上风电送出两种方案工程投资比较

基于此，给出典型场景下，柔性直流、低频交流输电方案的工程投资对比见图4。

图4 中远距离海上风电送出典型场景两种方案工程投资对比

综上分析，在该典型场景下，低频输电方案在投资费用上更具备经济优势，低频输电的投资费用工程造价始终低于柔直方案。而根据集电电压等级不同造成的升压站数量的不同，低频交流方案较柔性直流方案减少工程投资约1.0～1.5 亿元。同时，对比两种电压等级汇集方案，66 kV汇集能够明显降低送出方案的工程投资费用，提升风机汇集电压等级，从而减少海上升压站或送出海缆的数量，能够提升输电经济性。因此，在海上风电送出方案中应该选择66 kV汇集。以下分析均选取66 kV汇集方案。

4 两种方案运维费用比较

海上风电送出系统的损耗及维护费用对海上风电的运营成本和全寿命周期成本也会有较大影响，需要在经济性评估中予以考虑。本章主要从损耗、检修、维护3个方面对比柔直方案与低频方案的运维费用。

4.1 损耗费用

柔直送出系统损耗主要存在于海上换流站、陆上换流站与直流海缆，根据工程经验，选取海上换流站损耗占比为1.14%，陆上换流站为1.17%。低频送出系统损耗主要存在于海上升压站、陆上变频站与交流海缆，选取海上升压站损耗占比为0.45%，陆上变频站为1.46%。而交直流海缆的损耗由式（5）和式（6）进行计算，设典型场景下峰负荷损失小时数为1 250 h，上网电价按照0.453 元/kWh 考虑。计算分析两种送出方案下系统运行损耗费用，结果如表3所示。

表3 系统运行损耗费用计算

4.2 检修费用

该部分费用由年度检修而少发的电量造成，典型场景下系统检修主要考虑换流站、变频站与海上升压站。柔直方案下海上换流站平均检修时长取720 h，陆上换流站取360 h。低频方案下海上升压站平均检修时长取480 h，陆上变频站取360 h。同时由于计划检修一般安排在风电场出力较低时，还需乘上一定的系数，本文取0.365 3。计算分析两种送出方案下系统检修费用，结果如表4所示。

表4 检修费用计算

4.3 维护费用

典型场景下系统维护主要考虑换流站、变频站与海上升压站。柔直方案海上换流站年维护率取建设成本的2%，陆上换流站取1%。低频方案海上升压站与陆上变频站年维护率均取建设成本的1%。对应方案投资建设成本已在表2 中给出。计算分析两种送出方案下系统年维护费用，结果如表5所示。

表5 年维护费用计算

4.4 总运维费用

根据以上柔直送出系统和低频送出系统的系统运行损耗、检修停电费用和年维护费用，对两种送出方案总运维费用进行合计，并将年费用折算到投资年的现值进行最终比较，结果如表6所示。

表6 运维费用统计

综上分析，虽然柔直送出方案在系统运行损耗略低于低频送出方案0.057亿元，但低频送出方案在检修费用和维护费用方面要远远低于柔直送出方案，折算现值上低频方案较柔直方案能够节省10亿元左右。因此，从系统整体运维费用考虑，低频送出方案比柔直系统更具经济性。

5 两种方案整体费用比较

综合以上两章对适用于远海风电送出典型场景的柔性直流送出方案和低频交流送出方案投资费用和运维费用的评估，对两种方案的整体费用进行比较。在所提典型场景下，柔性直流、低频交流输电方案的整体工程费用对比见图5。从图5中可以看出，无论是投资费用还是运行维护费用，低频交流送出方案在典型场景下都更具经济性。在投资费用相近的情况下，低频方案的运行维护费用能够节省近10 亿元。最后，为了更直观地对比两种送出方案的经济性，选定柔直送出方案为基准，将整体费用折算为百分比进行比较，具体结果如表7所示，从中可知，低频方案整体费用只需柔直方案的84.39%。

表7 两种方案费用百分比对比 %

图5 中远距离海上风电送出典型场景两种方案整体费用对比

6 结语

本文针对中远距离海上风电并网方式选择问题，通过选取1 000 MW 和1 00 km 海上风电典型场景，考虑全生命周期费用折算到现值，对柔性直流、低频交流两种并网方式的经济性进行了比较。同时，还对比了35 kV和66 kV两种电压等级汇集方案的经济性。

研究表明，66 kV汇集方案通过提升风机汇集电压等级，从而减少海上升压站或送出海缆的数量，能够提升输电经济性。在典型场景下，根据集电电压等级不同，低频交流方案较柔性直流方案减少工程投资约1.0～1.5亿元。进一步考虑运维费用后，尽管低频交流方案系统运行损耗较高，但检修、维护费用较柔性直流方案节省10亿元左右，低频输电方案在深远海化场景下更具技术经济性。