2 GW 海上风电对称单极与对称双极柔直送出方案技术经济性对比

马向辉，张梓铭，吴冇，夏泠风，廖修谱，陈晨，许斌，胡超

（1. 中国南方电网有限责任公司超高压输电公司电力科研院， 广州 510663；2. 中国电力工程顾问集团中南电力设计院有限公司， 武汉 430000）

0 引言

与陆地风电相比，海上风电具有不占用土地、风速高、湍流强度小、年利用小时数高等优点，已成为全球清洁能源的发展方向。近年来，海上风电迎来了爆炸式发展，仅2021 年，全球新增海上风电装机达到21.1 GW，其中中国新增装机16.9 GW，占比达80%［1］，连续第四年位列全球海上风电新增装机首位。截至2021 年，我国海上风电总装机规模已达到全球海上风电近一半的比例，位居世界第一。

目前，全球多个可再生能源发展大国相继提出了海上风电发展规划，英国提出了2030 年前海上风电装机容量达到40 GW 的宏伟目标，荷兰制定了2030 年22.2 GW 风电装机容量的发展规划，德国海上风电装机容量到2030 年将达到20 GW，法国、丹麦、比利时等国家都明确了海上风电产业发展方案。国家能源局印发的《“十四五”可再生能源发展规划》提出［2］，积极推动近海海上风电规模化、深远海海上风电示范化发展。到2025 年广东和江苏两省海上风电建设规模将达到千万千瓦以上，全国海上风电装机规模预计达到60 GW。可以看出，海上风电将在全球范围内持续保持高速增长的态势。

海上风电总体呈现“由小及大、由近及远、由浅入深”的发展趋势。早期海上风电离岸距离近，风机数量少，采用35 kV 集电海缆直接登陆的方式。随着离岸距离的增加以及风场装机规模提高至百兆瓦级，设置海上升压站并通过110 kV 或220 kV 海缆送出的方案凭借其优秀的技术经济性，成为海上风电送出的首选方案。2010年，世界首个海上风电经柔性直流送出工程——德国北海BorWin1工程投运，为大规模远海风电的集中送出提供了新的解决方案。至今，全球已有10 座海上换流站投运，直流输送电压等级为±150 kV～±400 kV，输送容量为400 MW～1 200 MW。柔性直流输电凭借其损耗低、输电距离远、故障隔离、可提供无功支撑能力等优势，已成为千兆瓦级远海海上风电送出的优选方案［3-6］。

根据直流接线方式的不同，柔性直流输电系统可分为对称单极和对称双极两种。对称单极系统设备少，接线简单，海上平台尺寸、重量相对较小，且无需金属回线海缆，工程建设投资和难度较低。目前国内外已投运的海上风电柔性直流输电工程均采用对称单极接线方式［7］。

然而，对称单极系统在可靠性方面存在一定劣势，任意换流器或海缆发生故障都会导致直流系统全部停运，直到故障消除前将损失全部海上风电的发电量。而对称双极系统则可以在单极故障的情况下通过非故障极继续持续送出电能，降低故障损失［8］。随着海上风电场规模逐步增大至2 GW，单极故障全停带来损失及对电网造成的冲击不可忽视［9-10］。目前，欧洲海上风电运营商Tennet 已经开始研究应用于海上风电的对称双极柔性直流输电方案。虽然对称双极方案初期投资高，但全寿命周期内故障损失电量少，运行阶段经济性更优［11-13］。然而，目前国内暂无针对对称单极和对称双极方案全寿命周期经济性对比的定量分析研究。

本文针对2 GW 海上风电柔性直流送出对称单极与对称双极金属回线方案进行了全寿命周期经济性综合比选，并提出了2 GW 海上风电柔性直流送出的推荐技术方案。

1 直流系统主要参数

海上风电柔性直流系统输送容量的主要限制因素是柔直换流阀和直流海缆［14］。

柔直换流阀的输送能力主要受桥臂电流均方根有效值和IGBT（insulated gate bipolar transistor）额定电流控制。直流系统极线电流Id、阀交流侧电流Iac和阀桥臂电流均方根值Irms如式（1）—（3）所示。

式中：SN为直流系统输送功率；Udc为直流极线电压；ST为柔直变压器额定容量；Uav为柔直变压器阀侧额定电压；I2ac为二倍频电流分量，一般取Iac的0.3倍。

目前广泛用于大容量柔直换流阀的IGBT 型号多为压接型4.5 kV/2 kA 和4.5 kV/3 kA 两种，考虑故障工况下IGBT 的过流关断能力，一般桥臂额定电流不超过器件电流的70%。结合式（1）—（3）可知，当直流电压等级为±400 kV 时需采用4.5 kV/3 kA IGBT 器件，当直流电压等级为±500 kV 时可采用4.5 kV/3 kA IGBT器件。

目前国内已投运的陆上柔性直流工程换流阀主要参数以及采用的IGBT 器件如表1 所示。通过ZTD 和NTD 工程参数可知，当极线电压提升至±400 kV时采用3 kA器件可以输送2 GW。

表1 国内柔直工程主要参数表Tab. 1 Main paramerters of Chinese VSC-HVDC projects

另一方面，与陆上直流工程多采用架空线不同，海上柔直工程通过直流海缆送出，其载流量与海缆截面及场址所在地的水文气象条件有关。目前直流海缆最大截面为2 500 mm2，在广东海域登陆段最大载流量约为2 100 A。根据式（1）计算可知，2 GW直流送出的直流电压等级应不低于476 kV。

考虑到海风柔直工程输送功率的主要限制因素为海缆载流量，通常在满足电气主设备及海缆过电压耐受水平的情况下应适当抬高直流额定电压，降低主回路电流。目前，欧洲Tennet 公司正在开展±525 kV/2 GW 输电方案研究，±525 kV 有望成为下一阶段海风柔直工程的标准电压等级。根据成套设计绝缘配合的研究结论，直流电压抬升至±525 kV时系统过电压水平不超过直流设备和海缆的耐受水平。因此，本文海上风电柔直送出系统的直流电压选择为±525 kV。直流系统主要参数如表2所示。

表2 2GW柔直系统主要参数Tab. 2 Main parameters of 2GW VSC-HVDC

2 对称单极与对称双极输电方案

2.1 对称单极方案

±525 kV/2 GW 对称单极系统海上换流站电气主接线如图1所示［15-16］。

图1 对称单极电气主接线图Fig. 1 Electric main wiring of symmetrical monopole system

VSC（voltage source converter）换流器采用半桥模块化多电平换流器，换流器由三相组成，每相分为上下两个桥臂，通过柔直变压器接于交流66 kV母线［17］。换流器每个桥臂由多个子模块串联构成，并有一定的冗余度，每个子模块可以独立控制。柔性直流换流器子模块由IGBT、直流电容、晶闸管和旁路开关等组成，运行期间故障模块可以被高速旁路开关隔离。

对称单极方案海上换流站设置1 组换流器，单换流器容量为2 GW，直流额定电压为±525 kV，采用4 500 V/2 000 A压接型器件。

为缩减海上换流站平台尺寸，在柔直换流单元的交流侧配置3 台容量相同的三相三绕组变压器，低压侧双分裂，采用YNd11接线。联接变压器的网侧套管接成YN 接线与交流系统直接相连，阀侧套管形成三角形接线接入换流单元的交流侧。

3 台联接变压器阀侧各设置一台550 kV 交流断路器，接入交流汇流母线后，通过2回500 kV 高压电缆与柔直换流器交流侧连接。桥臂电抗器设置在换流单元桥臂直流侧，全站共6台桥臂电抗器。

直流系统采用对称单极接线，双极额定输送功率为2 GW，直流电压为±525 kV，极线直流电流为1 905 A。柔性直流换流单元直流正、负极母线上均装设有直流电压测量装置、直流电流测量装置及过电压保护设备等。海上站无启动回路、直流限流电抗器和耗能装置。交流侧66 kV 交流配电装置采用单母线接线，共设置6 段母线。对称单极方案主要设备参数如表3所示。

表3 对称单极方案主要电气设备参数Tab.3 Parameters of main electrical devices in symmetrical monopole system

根据柔性直流输电的特点，确定换流站内避雷器的配置方案，分析可能存在的故障工况，在PSCAD 中建立仿真模型进行过电压仿真计算研究，对称单极直流系统过电压水平及空气净距取值如表4所示。

表4 对称单极系统过电压水平及空气净距Tab.4 Over-voltage level and air clearance of symmetrical monopole system

换流站直流空气净距取决于避雷器参数选择及其在换流站的配置，海上换流站站址海拔高度均低于1 000 m，不需要进行海拔修正。

2.2 对称双极方案

±525 kV/2 GW 对称双极系统海上换流站电气主接线如图2所示。

图2 对称双极电气主接线图Fig. 2 Electric main wiring of symmetrical bipole system

对称双极方案柔直换流阀拓扑与对称单极方案相同。海上侧共设置2 组换流器，单换流器容量为1 GW，直流额定电压为±525 kV，采用4.5 kV/2 kA压接型器件。

在每个柔直换流单元的交流侧配置2 台容量相同的三相双绕组变压器，采用Yd11接线，全站共4台。柔直变压器的网侧套管接成Y 接线与交流系统直接相连，阀侧套管形成三角形接线接入换流阀交流侧。

每极2 台柔直变压器阀侧各设置一组550 kV 隔离开关、接地开关、避雷器，接入交流汇流母线后，通过2回单芯500 kV 高压直流电缆与柔直换流阀交流侧连接。由于对称双极方案柔直变阀侧存在直流偏置，无法采用交流GIS 设备，而目前国内尚无成熟的±525 kV 直流GIS 设备，因此考虑采用敞开式设备。

桥臂电抗器设置在换流单元桥臂直流侧，每极6台桥臂电抗器，全站共12台桥臂电抗器。

直流系统采用对称双极接线，柔性直流换流单元极1、极2 极母线和中性母线上均装设有直流电压测量装置、直流电流测量装置及过电压保护设备等。两极中性线通过套管连接，并设置隔离开关和钳位接地点，通过直流海缆终端与金属回线海缆连接。对称双极方案主要设备参数如表5 所示。对称双极直流系统过电压水平及空气净距取值如表6所示。

表5 对称单极方案主要设备参数Tab.5 Parameters of main electrical devices in symmetrical bipole system

表6 对称双极直流系统过电压水平及空气净距Tab.6 Over-voltage level and air clearance of symmetrical bipole DC system

3 平台设计及建设投资

3.1 对称单极平台设计

本节以目前国内在建的2 GW 海上直流工程QZ工程为背景开展平台设计及工程造价分析。

海上换流站全站共1 个换流单元，包含1 套±525 kV/2 GW 柔直换流阀，换流阀由3相上桥臂和3 相下桥臂组成，每相桥臂由3 个阀塔串联构成。考虑到交流侧为电缆接线，换相方便，而直流场敞开式设备，换相复杂。因此，推荐换流阀桥臂相序采用“ABCCBA”相序布置［18］。同相换流阀交错布置，并通过高压电缆在交流侧进行调整相序；换流阀直流侧与桥臂电抗器相序对应，且由于同极换流阀相邻布置，桥臂电抗器汇流后不需进行“+”极和“-”极换序，桥臂电抗器直流出线汇流简单［19-20］。

阀厅布置于平台的下层，由于短轴跨距较大，不增加结构转换层时，需在阀厅中间设置一排结构柱。阀厅两侧布置水工、暖通、消防等辅助设备间。平台上层主要布置电缆夹层、直流场、柔直变、GIS 和站用电相关设备。综合各配电装置区域，±525 kV/2 GW 对称单极方案平台上部组块总体尺寸为80 m（长）×69 m（宽）×40.5 m（高，净空），平台上层局部区域采用凸字形设计。对称单极平台断面图如图3所示。

图3 对称单极平台断面图Fig. 3 Section of symmetrical monopole platform

海上换流站主体结构分为上部组块和下部结构两部分。上部组块采用整体安装和浮托法施工，导管架预留浮托法船舶进出的无干涉区域。

上部组块共分上、下两层，组块由立柱、甲板、梁和斜撑组成。上部组块梁采用H 型钢，立柱采用钢管，甲板采用厚钢板，在立柱、撑杆与主梁交点处管节点用钢材DH36-Z35加强。

上部组块主体钢结构结构重量约为13 050 t，其中设备重量约为7 270 t，舾装重量约为1 280 t，上部组块总重量约为21 600 t。导管架重量约为10 520 t，桩基础约为5 240 t 。对称单极海上换流站主体结构如图4所示。

图4 对称单极平台主体结构图Fig. 4 Main structure diagram of symmetrical monopole platform

3.2 对称双极平台设计

对称双极海上换流站全站共2 个换流单元，每个换流单元包含1套±525 kV/1 GW 柔直换流阀，换流阀组由3 相上桥臂和3 相下桥臂组成，每相桥臂由2 个阀塔串联构成。与对称单极方案相同，采用交流侧换相。

阀厅布置于平台的下层，由于短轴缩短，可以考虑不设置阀厅中部的结构柱以降低宽度方向尺寸。阀厅两侧布置水工、暖通、消防等辅助设备间。

平台上层主要布置电缆夹层、直流场、柔直变室、阀侧设备室和站用电相关设备。柔直变阀侧采用敞开式设备，目前变压器电缆出线套筒尚无具有承受直流偏置能力的成熟产品［21-22］。因此，柔直变网侧采用电缆出线或与GIS 母线直连，阀侧采用敞开式套管接线。每台柔直变阀侧设置1 组单接地隔离开关、1组避雷器，汇流后设置1组CT、1组PT，并通过直流电缆接入阀厅。

综合各配电装置区域，±525 kV/2 GW 对称双极方案平台上部组块总体尺寸为120 m（长）×91 m（宽）×45.5 m（高，净空），平台上层局部区域可采用凸字形设计。对称双极平台断面图如图5所示。

图5 对称双极平台断面图Fig. 5 Section of symmetrical bipole platform

对称双极方案上部组块梁采用H 型钢，立柱采用钢管，甲板采用厚钢板，在立柱、撑杆与主梁交点处管节点用钢材DH36-Z35加强。

上部组块主体钢结构重量约为18 430 t，其中设备重量约为8 930 t、舾装重量约为1 940 t、上部组块总重量约为29 300 t、导管架重量约为7 320 t、桩基础约为8 180 t。对称双极海上换流站主体结构如图6所示。

图6 对称双极平台主体结构图Fig. 6 Main structure diagram of symmetrical bipole platform

3.3 海缆设计

本文以广东海域水文气象参数为例，结合附近已建、在建海底电缆工程经验开展设计，本工程直流海底电缆敷设的环境参数如表7所示。

表7 海缆设计环境参数Tab.7 Environmental parameters for submarine cable design

目前国内外使用的高压直流海底电缆主要有3种：充油电缆（oil filled cable，OF）、交联聚乙烯绝缘电缆（cross-linked polyethylene cable，XLPE）和粘性浸渍纸绝缘电缆（mass impregnated cable，MI）。

交联聚乙烯绝缘高压直流电缆结构具有轻便、弯曲半径小、电气性能优良、耐热性能好、允许运行温度高、载流量大、安装方便、附件制作简单、无漏油风险、可靠性较高、造价较低等优点，推荐采用。对称单极全线采用导体截面为1×2 500 mm2的单芯±525 kV 直流海底电缆。对称双极全线采用导体截面为1×2 500 mm2的单芯±525 kV 直流海底电缆，金属回线海缆载流量应满足单极运行直流额定电流要求，截面与极线海缆一致，但其绝缘水平较低。选择一根截面为1×2 500 mm2的66 kV 单芯回流线。

3.4 工程建设投资估算

±525 kV/2 GW 对称单极及对称双极方案总静态投资如表8 所示。可以看出，由于对称双极方案海上换流站电气设备多、尺寸重量大，且多一回金属回线海缆，其初期工程建设总投资大幅高于对称单极方案。

表8 建设投资对比Tab.8 Comparison of construction investment亿元

4 全寿命周期收益分析

对于对称单极系统，单台柔直变压器故障将导致系统输送容量33%的损失，换流阀及直流系统其他设备发生故障均将导致直流系统停运，系统将损失全额容量。而对于对称双极系统，海上站单台柔直变压器故障将导致系统输送容量25%的损失，单极设备故障将导致系统容量50%的损失，大部分的设备故障将会导致单极停运而不会造成双极系统整体跳闸，非故障极仍能继续维持系统50%的功率传输能力。各类设备故障停运概率、检修所需时间及损失的能量见表9，直流系统计划检修停运时间见表10。

表9 各类故障概率及能量损失Tab.9 Probabilities of various types of faults and energy losses

表10 计划检修停运要求Tab.10 Shutdown requirements for planned maintenance

结合各设备故障概率、停运范围及检修时间，可以根据式（4）计算出全寿命周期系统可用率，根据式（5）计算等效年利用小时数。

式中：i为海上换流站电气主设备类型；f(i)为第i类设备故障概率；t（i）为检修时间；Ni为第i类设备的数量；k为故障损失的功率比例；Pav为直流输电系统可用率；teq为不记及送出系统故障影响下的风电场年利用小时数；Teq为记及送出系统故障后的风电场年利用小时数。

由于目前海上风电已经采用竞价上网模式，近期海上风电项目的上网电价基本已达到平价上网的水平。因此，风电上网电价按火电标杆电价，取0.453 元/kWh，运行寿命取30 a，根据式（4）—（5）可得，对称双极系统的高可靠性所带来的的额外发电收益约16.42亿元。

综合考虑建设投资和全寿命周期内发电盈利，±525 kV/2 GW 海上风电经对称单极系统和对称双极系统的经济性对比如表11 所示。可以看出，虽然对称双极系统降低了运行期间的故障损失，但其高昂的初期建设成本导致总体经济性略逊于对称单极方案。

表11 全寿命周期投资对比Tab.11 Comparison of life cycle investment亿元

考虑到海缆价格以及海上风电上网电价对方案经济性影响较大，可能会影响经济比较的结论。一方面，海缆价格受原材料价格涨跌影响较大，尤其是金属铜，在国际铜价超过8 万元/t 时，海缆单价普遍上涨10%。预计远期直流海缆价格中的研发费用部分将有所降低，原材料成本仍具有一定的波动性。当海缆费用降低时对称双极方案初期投资的劣势会进一步缩小，但是随着海上风电上网电价的不断下降，其全寿命周期发电量的优势也在进一步缩小。针对不同海缆成本和上网电价边界条件，对两种方案的经济性进行了分析，如表12所示。

表12 不同边界条件下的经济性对比Tab.12 Economical comparison under different boundary conditions亿元

表12 中海上风电上网电价考虑低于、等于、高压平价上网电价3 种工况，海缆费用降低系数基准值为前文算例中采用的厂家报价1 200 万元/km（含敷设费），表中数据为各种工况下对称单极投资与对称双极投资之差。可以看出，当海上风电平价上网时海缆费用需降低近50%，对称双极方案经济性才具有优势。

5 结论

本文针对±525 kV/2 GW 海上风电柔直对称双极与对称单极送出系统，统筹考虑工程设计与成套设计各环节，从系统主接线、运行方式、一次设备、系统可靠性、电气布置、平台设计等全过程开展方案设计和技术经济比较，得到以下结论。

1）对称双极系统相较于对称单极系统，由于需要3 根直流海缆，且海上换流站一次设备更多，海上换流平台的尺寸及质量较大，其初期投资远高于对称单极方案。

2）对称双极系统输电可靠性更高，虽然其设备更多，单体设备故障概率更大，但是单个设备故障工况下系统还能持续输送一半功率。在海上风电全寿命周期内可以实现更多的发电盈利。

3）本文以0.453元/kWh 电价及30 a运行寿命为输入参数，综合考虑初期建设投资和全寿命周期发电盈利，对称单极经济性仍然略优于对称双极方案。同时对不同海缆价格及上网电价情况下的经济比较进行了灵敏性分析，当海上风电平价上网时海缆费用需降低近50%，才能实现对称双极方案经济性更优。

4）考虑到对称单极和对称双极投资差异并不大，随着未来直流GIS 等新型设备的应用，对称双极海上换流站的投资有进一步降低的空间，经济性对比的结论可能会发生变化，这将是后续研究的重点方向之一。