海上风电场输电方式研究

彭 穗，余 浩，许 亮，汤兰西，王雅婷，陈俊杰，苏辛一

(1.广东电网有限责任公司电网规划研究中心，广东 广州 510030；2.广东电网有限责任公司，广东 广州 510030；3.电力规划设计总院，北京 100120)

0 引言

我国海上风能资源丰富，5～25 m水深、50 m高度海上风电开发潜力具备2亿kW的开发潜力，5～50 m水深、70m高度具备5亿kW的开发潜力，另外近岸潮间带、深远海也具备较为丰富的风能资源。截至2020年底，我国海上风电装机899万kW，同比增长51.6%，发展速度较快。我国海上风电资源主要集中在东部沿海地区，海上风电的开发，对于推动我国绿色转型发展、保障东部负荷中心能源电力供应具有重要意义。

然而，由于施工及运行环境恶劣，海上风电建设、并网、电能输送，以及运行维护的技术难度和投资成本均较陆上风电高，制约着海上风电的大规模发展[1-3]。近两年我国海上风电新增装机基本都是近海风电项目，随着技术进步、成本下降，海上风电将向规模化、深远海化趋势发展。因此，安全可靠又较为经济的输电方案是确保海上风电送出和高效利用的关键之一，如何实现大容量海上风电的远距离输送是一个极具现实意义而又十分迫切的课题。

目前，海上风电的领先技术大部分在欧洲，而国际上尚无海上风电设计的专用方法和标准[4]。因此，本文充分借鉴现有海上风电项目的实际经验，重点分析交流输电方式和柔性直流输电方式等海上风电主要输电方式存在的问题，对不同输电方案的技术性和经济性进行对比研究，通过相关论证对海上风电输电方式的选取提出建议。

1 海上主要输电方式及存在问题分析

1.1 交流输电方式及存在问题

交流输电方式多适用于海上风电小规模、近距离输送。交流输电方式具备技术方案成熟度高、近海输送成本较低、结构简单、可靠性高、工程运行经验丰富等优点。交流输电方式的缺点主要包括：长距离输送电缆的电容效应明显；无功电压补偿控制难度大；过电压问题更突出；海上风电场与陆上电网之间的交互影响大，无法实现故障隔离[5]。基于交流电缆的海上风电结构如图1所示，主要包括海上风电场、集电系统、无功补偿装置、海上升压站、海底交流电缆等。

图1 交流海缆海上输电系统示意图

目前国内已并网的海上风电项目离岸距离较近，均采用交流海缆送出方式。国内交流海缆电压等级主要包括35 kV、110 kV、220 kV。其中，35 kV、110 kV交流海缆受输送容量限制，海底走廊占用和输电损耗较大。国内目前主流的交流海缆电压等级为220 kV，一般采用单回三芯结构，输电能力18～35万kW。220 kV更大截面海缆(超过2 500 mm2)以及500 kV海缆输电能力可达到40万kW以上，但受绝缘要求以及制造、敷设技术等影响，需采用单芯结构，单回需铺设3～4根(考虑备用相时需4根)，占用海底走廊资源较大。交流海缆输送容量如表1所示。

表1 不同电压等级、不同截面交流海缆输送容量

1.2 柔性直流输电方式及存在问题

柔性直流输电方式多适用于海上风电大规模、远距离输送。柔直输送方式的优点主要包括：长距离输送容量更大，输电线路数量更少，海域资源占用较少；汇集输送具有灵活、可扩展性；体积小，便于施工和扩建；有功无功解耦，电压控制更为简单；潮流反转方便快捷；可提高现有系统的输电能力；事后可快速恢复供电和黑启动；可向无源电网供电。柔直输电方式的缺点主要包括：造价较高；技术尚不成熟，可靠性和稳定性有待提高；工程运行经验较少[6-7]。目前欧洲部分国家的海上风电项目离岸距离较远，采用柔直海缆进行输送。

柔性直流输电技术应用于海上风电有多种拓扑结构，应用于海上风电场海上输电系统中的较为成熟的换流器通常采用两电平和三电平技术或者模块化多电平技术。典型的2端口柔性直流输电结构如图2所示，柔性直流输电系统设备包括海底直流电缆、换流器、桥臂电抗器、联接变压器、直流电抗器、直流耗能装置和启动电阻等。

图2 柔性直流海上输电系统示意图

目前国外海上风电柔性直流输电应用主要在德国北海地区，德国已投运及在建海上风电工程共9个，其中已投运7个，调试及在建工程2个，主要工程如表2所示。受海上柔直平台吊装施工及海缆制造能力等方面的限制，世界上最大容量海上柔性直流平台电压等级为±320 kV，容量约90万kW。

表2 德国海上风电柔直送出工程

另外，国外在海上风电柔直电网方面也有相关布局。如图3所示，美国正计划建设大西洋风力传输(Atlantic Wind Connection，AWC)工程，横跨新泽西、特拉华、马里兰和弗吉尼亚四大州计划建设柔直电网，电压等级±320 kV，用于消纳700万kW的区域内海上风电，可有效提高风电消纳灵活性，增强电网抗故障能力，缓解电网阻塞情况。

图3 美国AWC工程接入方案示意图

当前限制海上柔性直流规模的因素主要有两点：

一是海上柔性直流平台吊装重量。百万千瓦级海上柔性直流输电平台的尺寸(约100×100米级)、重量(2.5～3.0万t)均远远大于普通海上交流升压站平台(40×40米级，3千吨级)。目前世界最大起重船的静态起重能力为2万吨级，仅两艘，均在欧洲施工；国内最大的起重船(振华重工)“振华30号”，最大起重能力仅为1.2万t，海上吊装及施工技术成为海上柔性直流输电规模的主要瓶颈。若考虑多平台组装为大容量柔直汇集平台或多个基础平台连接组成，需分块吊装或采用其它施工方法，设计、建造、连接、调试复杂程度极大增加且尚无实例。未来随着施工技术进步，可突破平台重量和尺寸限制，并采用更高电压等级，从而实现海上更大容量柔性直流平台的安装和运行。

二是直流海缆输送容量，目前直流海缆电压等级最高为±320 kV，双极最大输送容量为130万kW；将直流海缆的电压等级从±320 kV提升±525 kV或者更高电压等级理论上可行，但直流海缆的制造工艺与交流海缆存在区别，生产制造上还存在大量需改进的技术环节，当前尚无制造及工程经验。

未来随着施工技术进步，可突破平台重量和尺寸限制，并采用更高电压等级，从而实现海上更大容量柔性直流平台的安装和运行。

1.3 交流输电建设无功补偿中继站方式

海底电缆交流输电的存在过电压及充电功率较高的问题，且随着电压等级的提升而更加突出。当海缆线路达到一定长度需装设高抗以抑制过电压，具体长度需结合实际系统情况进行论证。参考一般工程经验，当输电距离达到40 km时需在海缆一端装设高抗，当超过40 km但小于80 km时需在两端装设高抗，如超过80 km需要在海缆中间建设中继站安装高抗。

英国HornseaOne海上风电场距岸120 km，采用高压交流海缆输电，并在离岸约60 km处建设一座无功补偿中继站，用于抵消海缆的充电功率。该中继站为世界首座无功补偿中继站，已于2018年6月建成。未来随着不断深入的生产实践，高压交流海缆加中继站的方式有望成为深远海域海上风电送出的具有竞争力的技术路线。

1.4 混合直流输电方式及存在问题

从直流输电技术的发展技术路线来看，直流输电的分布格局将会出现传统直流(LCC HVDC)与柔性直流(VSC HVDC)共存的局面。目前已有将两种技术相联的研究，形成混合直流输电系统(hybrid HVDC)的拓扑结构。这种不同于以往的混合直流输电技术提供了一种可以利用传统直流和柔性直流技术各自的优点、改进其不足的新研究方向。混合直流输电技术以其独特的技术特点，在特定条件下可以表现出比传统直流和柔性直流技术更优越的技术性能，比柔性直流低廉的造价和更广泛的应用场景。进一步通过结合VSC和LCC两种换流器的优点，构成混合两端甚至多端直流输电系统(hybrid multi-terminal HVDC，HMTDC)， 可 实现系统向弱交流系统供电，同时也可成为连接海上风电场的备选方案，实现海上风电场的功率输送[8-9]。

迄今为止，有关于混合直流的研究成果还比较少，且主要集中于混合直流输电系统的拓扑结构设计、稳态控制特性、主控制器设计以及电磁暂态仿真建模的研究。

作为一种新兴的高压直流输电技术，混合直流输电还未得到广泛应用，但是在当今传统直流和柔性直流共同发展，不断在各自所擅长的领域中开拓创新的情况下，LCC和VSC必将在某些特定情景下构成混合直流输电系统，成为海上风电输送的一种备选方案。总体来说，利用VSC控制上的灵活性和快速性来改善传统直流及其受端系统的稳定性；利用LCC的低损耗、低造价来降低柔性直流的系统损耗和工程造价是混合直流输电系统的主要特点。但混合直流输电技术还存在许多缺点和不足，很多方面的研究仍处于空白阶段。

2 海上输电方式选取对比研究

2.1 国外海上输电方式选取经验

如图4所示，从国外已并网和在建海上风电的经验来看，输电距离在70 km以内全部采用交流输电方式，100 km以上的远距离输电采用柔直输电方式，输电距离在70～100 km时综合考虑经济性和可靠性指标进行交直流方案比选分析。

图4 国外海上风电并网距离与并网方式示意图

2.2 不同输电方式的技术经济性比较

重点比较交流和柔直输电方式，结合通道能力、造价、实际工程经验等因素，分别给出不同风电场容量建议选取的交流、柔直输电方案。考虑500 kV交流输送方案经济代价较高，本文主要对220 kV交流和柔直输送方案进行对比分析。对于交流输电方案，输送距离80 km及以上考虑新建无功补偿中继站。

另外，考虑220 kV采用单芯电缆时，1根电缆代表1相，需至少要用3根电缆，因此造价比同等容量的三芯电缆高很多。为保证经济性，研究中考虑采用三芯交流海底电缆。研究考虑满足输送容量需求的条件下电缆回数和造价成本尽量低，给出不同风电场容量下选取的交流输电方案。另外，参考国外已有的海上柔直输电工程，给出不同风电场容量下建议选取的柔直输电方案。不同风电场容量下的交直流输送方案如表3所示。

表3 不同风电场容量下的交直流输送方案

参考目前已投运及在建工程的相关建设投资，交流输电方式下不同风电输送容量的各部分造价表如表4所示。其中，陆上集控站和基础平台造价在400 MW～1 000 MW的容量范围内不考虑变化。海上升压变的造价主要与装机容量相关。无功补偿部分折算为每km的单位造价(包括电抗器和SVG)，主要与电缆的回数以及参数相关。表中的电缆单位造价考虑了具体方案的电缆回数。

表4 不同风电场容量下的交流输送方案下各部分的造价表

直流输电方式下，结合国外已投运柔直工程的造价，不同风电输送容量下各部分的造价表如表5所示。从表中可以看出，在400 MW容量下，送端海上换流站的单位造价最高。直流电缆的单位造价基本随输送容量的增大而升高，受到行业技术研发和制造能力的限制，当风电场容量从800 MW增加到1 000 MW时，直流电缆单位长度造价从1 150万元/km上升到2 120万元/km。同时，送端换流站的单位造价包括了海上平台部分，海上换流站考虑了5%的容量裕度。

表5 不同风电场容量下的直流输送方案下的造价表

研究考虑按照工程造价经济，对于交流和柔直输电方案进行比选。基于上述不同风电场容量选取的交直流配置方案，参考目前已投运及在建工程的相关建设投资，计算得到不同输送容量、不同输送距离对应的交直流输电工程造价，如表6所示。

表6 不同输送容量和输送距离下交直流方案的工程造价 亿元

不同容量下的交直流输送方式工程造价随距离变化的曲线如图5所示。对比分析，可得出结论：对于容量400 MW及以上的海上风电汇集外送，交直流输电方案对应的造价曲线交叉点对应的输送距离为60～70 km左右。当输电距离在70 km以内时，建议采用交流输电方案；当输电距离超过70 km，应结合实际情况论证采用柔性直流输电方案。

图5 不同输电距离下交流和柔直方案造价

2.3 不同输电方式的海域资源占用比较

如图6所示，不同输电模式下的海域占用情况不同，以同样输送100万kW海上风电为例，若采用220 kV海缆输送需要3～4回，截面采用单回三芯结构3×1 000 mm2，即3～4根海缆；若采用500 kV海缆输送需要1回，由于采用单芯结构，需3～4根海缆(考虑备用相时需4根)。按照4根海缆考虑，对应的海缆保护区250～1 150 m，用海宽度170 m(水深25 m)。若采用柔性直流输电，则需1回±320 kV柔直(2根海缆)，截面2 000 mm2，对应的海缆保护区150～1 050 m，用海宽度70 m。

图6 不同输电方式的海域资源占用情况对比

由此可见，在输送相同的大容量规模海上风电情况下，柔性直流输电在海域资源占用上较为节省，交流500 kV和220 kV相当。同时考虑海缆及升压站投资以及当前制造、施工等技术，暂不考虑海上交流500 kV输电。

3 海上输电推荐方式

3.1 浅水区海上风电输电方式

浅水区海上风电的离岸距离一般在60 km以内，采用交流海缆进行输电。考虑海上风电不同的装机规模，推荐方式如下：

1)对于装机规模小于10万kW的小型近海浅水区风电场，推荐采用35 kV交流海缆直接送出登陆。

2)对于装机规模大于10万kW的浅水区海上风电，推荐建设交流升压站，可利用海上平台或风电场附近的岛屿建设升压站，风电场升压后通过110 kV或220 kV海缆送出登陆。

3.2 深水区海上风电输电方式

深水区海上风电的离岸距离一般超过60 km，大多采用柔直海缆进行输电。考虑海上风电不同的装机规模，推荐方式如下：

1)对于装机规模50～100万kW的深水区海上风电项目，推荐建设海上柔直换流站，通过单回柔直海缆送出登陆，柔直海缆电压等级选取±200 kV～±320 kV。

2)对于装机规模大于100万kW的深水区海上风电场群，推荐两种方式。一种方式是采用大容量柔直输送方式，利用附近岛屿(无人岛等)建设大容量柔直换流站，风电场群在海上汇集后通过大容量柔直通道送出登陆；另一种方式是采用多端柔直输送方式，分别建设多个海上柔直换流站，风电场群通过柔直海缆汇集送出。柔直海缆电压等级选取±320 kV～±800 kV。

对比大容量柔直和多端柔直输送方式，如图7所示。按照《海上风电开发建设管理办法》(国能新能〔2016〕394号)的规定，单个海上风电场外缘边线包络海域面积原则上每10万kW控制在16 km2。考虑汇集的每个风电场平均规模约40万kW，占用海域面积为64 km2。对于大容量风电场群来说，采用大容量柔直输电通道外送时，最远端的风电场距离换流站的距离可能超出交流海缆经济输送距离，易出现过电压等电压控制问题，此时可考虑采取多端柔直输电方式，提高运行灵活性和可扩展性[10]。

图7 大容量柔直和多端柔直输送方案示意图

以广东粤东深水区风电场群为例，按照规划2035年前开发粤东深水场址一230万kW、粤东深水场址二1 085万kW，2035年后进一步开发粤东深水场址二剩余的335万kW、粤东深水场址三750万kW，粤东深水场址四540万kW、粤东深水场址五660万kW以及粤东深水场址六1 400万kW。为节省海廊资源，加强风场间互补特性、减少功率波动对电网的冲击，若技术成熟，可建设多端柔性直流输电系统。考虑建设时序及布局，粤东深水场址一、场址二、场址三打捆考虑，粤东深水场址四、场址五、场址六打捆考虑，分别在海上新建多个换流站，通过多端柔直海缆，送至沿海的陆上换流站。

4 结论

海上风电送出工程的输电方式主要包括交流和柔性直流两种。同时考虑交流输电存在过电压及充电功率较高的问题，通常当交流输电距离达到40 km时需在海缆一端装设高抗，当超过40 km但小于80 km时需在两端装设高抗，如超过80 km需要在海缆中间建设中继站安装高抗。目前国内已并网的海上风电离岸距离较近，均采用交流海缆送出方式，随着海上风电开发向远海延伸，长距离交流海缆存在电压控制难、输送容量小且损耗大等问题，通过综合技术经济性比较并借鉴国外经验，推荐对于输电距离在70 km以内的风电项目(多为浅水区风电)，采用交流海缆输送；对于输电距离超出70 km的风电场(多为深水区风电)，结合实际情况论证采用柔性直流技术输电的方案。