我国远海风电送出输电技术及典型方案

程改红，李文津，徐一星，陈凌云，刘 超

（1.中国电力工程顾问集团 中南电力设计院有限公司，湖北 武汉 430071；2.中国能源建设集团 浙江省电力设计院有限公司，浙江 杭州 310012）

0 引言

在构建以新能源为主体的新型电力系统背景下，海上风电在我国具有良好的发展前景。根据世界海上风电论坛（World forum offshore wind）发布的数据，在2022年全球新增投运42个海上风电场，中国有29个[1]。截至2022年底，全球海上风电累计装机容量5.761×1010W，其中中国为2.556×1010W，占比高达44%。

随着对海上风电资源重视程度的不断提升，我国海上风电开发逐渐呈现远海化、规模化的发展趋势；与此同时，海上风电送出的输电成本及投资占比相应上升[2]。另一方面，海上风电中央财政补贴于2021年后全部取消，海上风电的建设成本压力上升。输电方式和输电方案的选择对海上平台建设与工程成本影响巨大。海上风电送出输电方式的合理选择对实现深远海风电经济高效送出具有重要意义。

文献[3]分析了我国海上风电并网送出面临的挑战，提出了并网送出相关对策建议。文献[4-6]对海上风电交流送出的无功配置方案进行了研究。文献[7]对海上风电经交流海缆汇集送出系统的暂态电压特性做了建模分析。文献[8,9]对海上风电送出柔性直流输电系统的关键设备、技术路线、拓扑结构、应用现状和前景等进行了总结和分析。文献[10]对我国第一个海上风电柔性直流送出工程——江苏如东工程的系统设计方案进行了全面研究。文献[11]提出了一种用于海上风电送出的多电压等级混合级联直流送出系统拓扑结构。文献[12]提出了一种用于海上风电送出的由二极管不控整流与模块化多电平换流器组成的混合直流电网控制策略。文献[13]针对跟网型海上风电中频汇集柔性直流送出系统的最优频率选择进行了研究。文献[14-16]对分频输电在海上风电送出应用中的关键设备及技术经济性进行了对比分析。文献[17,18]对用于低频海上风电送出的模块化多电平矩阵变换器的解耦控制策略进行了研究。文献[19]提出了用于评估海上风电分频送出系统可靠性的模型。

文献[20,21]分析了分频输电技术在海上风电送出的特点及应用前景，并与交流输电技术、直流输电技术进行了对比。文献[22]从风电机组、集电系统和送出通道3个技术维度对跟网型风机、构网型风机送出的交流和直流输电技术发展方向进行了评述。文献[23]结合基于构网型风机和二极管整流单元的海上风电低频交流送出方案和直流送出方案，提出了风机网侧换流器的构网型控制策略。文献[24,25]对海上风电并网的技术标准制订情况进行了分析。

当前，国内外海上风电送出方式主要以交流输电和柔性直流输电方式为主，构网型风机并网输电技术以及混合直流输电等新技术尚在理论研究阶段。

结合目前主流海上风机特性以及关键设备技术能力等，本文重点对不同远海风电送出场景下可行的典型输电技术方案进行研究，以期为未来远海风电送出方式的优化选择提供实用性参考。

1 海上风电工频交流输电技术现状

1.1 总体拓扑及技术特点

海上风电工频交流输电技术拓扑结构如图1所示。图中，每台风机发出的电压幅值和频率变化的交流电经过换流器后转换为恒压恒频的工频交流电，再经过升压汇集后通过交流海底电缆输送至陆上电网。

图1 海上风电送出工频交流输电技术拓扑结构Fig.1 Topology of power frequency AC transmission technology for offshore wind power

海上风电工频交流输电技术的主要特点有：

1）海上风机采用跟网型控制，由陆上交流电网为风机提供支撑电源。

2）海上风电场的发出功率通过陆上交流电网进行平衡。

3）与架空线相比，海底电缆由于绝缘层的存在故电容值相对较大，其单位长度电容值在0.1～0.2 μF/km左右。随着电缆截面积增加，电容值呈现略微上升的趋势；电缆线路的电压水平越高，则充电电流越大。初步测算，不考虑对电缆进行无功补偿时，500 kV电缆的临界输电距离约50 km（按海缆截面单芯1 400 mm2测算），220 kV电缆的临界输电距离在70 km左右（按海缆截面三芯500 mm2测算）。因此，工频交流输电系统的结构相对简单、工程造价低；但是考虑交流电缆充电电流的影响，系统一般需要装设无功补偿设备。

4）海上风电场一般处于电网末端，经海缆就近接入登陆点附近的交流电网。风电场与电网同步运行，所以会存在因故障无法隔离而相互影响的问题。海上风电出力因受来风情况影响而频繁变化，且变化幅度可能较大。这可能导致交流海缆的功率和电压波动频繁，从而对相连地区电网的安全运行造成影响。同时，风机对交流并网处电压波动较为敏感，电网故障也对风机的安全稳定运行有一定影响。

1.2 技术应用现状

目前海上风电工频交流输电技术最为成熟，且在国内外海上风电送出的场景中应用最为广泛。

迄今为止，采取交流输电方式送出离岸距离最远的海上风电项目是2020年投运的英国霍恩西1号（Hornsea 1）海上风电场，其风电送出方式如图2所示。该项目装机规模1.218×109W；离岸距离约120 km；送出系统采用3座海上升压站加上1座海上无功补偿站的配置方案。无功补偿站建在离岸约60 km处。海上风电场发出电能经场内汇集后，接入3座海上升压站的低压侧，升压后经3回220 kV交流海缆送出。该项目海缆总长度约467 km。

图2 霍恩西1号海上风电场交流送出示意图Fig.2 AC transmission schematic of Hornsea 1 offshore wind power

2022年，英国霍恩西2号海上风电场投运，装机规模1.32×109W。该项目是迄今采取交流输电方式送出的装机规模最大的海上风电项目。该风电场离岸距离89 km，通过全球最大的海上交流升压站和海上无功补偿站、390 km海底外送电缆、40 km陆缆送出。

我国海上风电开发以近海为主，交流输电方式应用得最为广泛。

目前国内已投运且交流送出距离最远的项目为三峡新能源江苏大丰H8-2#海上风电场。该风电场建设规模3.0×108W，通过1回220 kV交流海底电缆送至陆上集控中心，海缆长度约88 km。该项目送出方式如图3所示。项目采用了海缆中间增加海上高抗站以及岸基集控中心侧增加线路高抗的无功补偿方式。

图3 江苏大丰H8-2#海上风电交流送出示意图Fig.3 AC transmission schematic of H8-2# offshore wind power in Dafeng of Jiangsu Province

目前国内已明确海上风电交流送出工程最大规模是1.00×109W，为粤电阳江青洲一期、二期海上风电场。两个风电场通过3回500 kV交流海底电缆送至陆上集控中心，单回海缆长度约57 km。该工程也是全球首个500 kV电压等级的海上风电交流送出工程。

2 海上风电柔性直流输电技术现状

2.1 总体拓扑及技术特点

海上风电柔性直流输电技术示意图如图4所示。每台风机发出电压幅值和频率变化的交流电经过换流器后转换为恒压恒频的工频交流电，再经过升压汇集至海上换流站，最后通过直流海底电缆输送至陆上换流站。

图4 海上风电送出柔性直流输电技术拓扑结构Fig.4 Topology of VSC-HVDC transmission technology for offshore wind power

海上风电柔性直流输电技术的主要特点有：

1）海上风机采用跟网型控制，由采取柔性直流输电技术的海上换流站为风机提供支撑电源。

2）海上换流站侧通常采用定交流母线电压和频率控制，不能对风机侧输入的功率进行控制。

3）陆上换流站是直流输电系统的功率平衡站，以直流电压控制为主。当陆上交流电网发生故障时，陆上换流站将因交流母线电压跌落导致有功功率送出能力下降。此时，直流系统内部的盈余功率必须通过耗能装置消耗掉，否则海上风电场短时的持续送出功率会引起直流系统过电压，威胁到设备安全。

4）海上换流站平台体积和重量较大。电压等级越高、容量越大，海上换流站平台体积和重量也相应越大，安装运输难度亦相应增加。

2.2 技术应用现状

目前，已投运的海上风电柔直工程主要分布在德国和中国，见表1所列。

表1 已投运海上风电送出柔直工程Tab.1 VSC-HVDC transmission projects in service for offshore wind power

近年德国已投运海上风电柔直工程的直流电压以±320 kV为主，最大输送容量9.16×108W，最远离岸距离在160 km左右。

江苏如东工程是我国首个远海风电柔直送出工程，也是目前世界上电压等级最高、输送容量最大的海上风电送出工程，担负如东县东部黄沙洋海域H6、H8及H10这3个风电场的电力送出。

目前我国在建的广东阳江青洲五、青洲七海上风电场送出工程，将采用±500 kV柔直输电技术送出，其输送容量为2.00×109W，直流海缆长度约92 km，预计于2024年底建成投运。届时，该工程将成为世界上直流电压等级最高、输送容量最大的海上风电柔直输电工程。

英国在建的Sofia海上风电柔直送出工程直流电压为±320 kV，输送容量为1.40×109W，海缆长度约为220 km，是当前在建的离岸距离最远的海上风电场[26]。

3 海上风电低频交流输电技术现状

3.1 总体拓扑及技术特点

低频输电技术（Low frequency alternating current，LFAC）也被称作分频输电技术（Fractional frequency transmission system，FFTS），是通过交交变频装置将50 Hz工频电力降低为非工频进行输电的技术。

低频跟网型风机海上风电交流输电送出技术的拓扑结构如图5所示。每台风机所发出的电压幅值和频率变化的交流电经过换流器后转换为恒压恒频的低频交流电，再经过升压汇集后通过交流海底电缆输送至陆上变频站，在变频站转换为工频后与陆地电网相连。

图5 海上风电送出低频交流输电技术拓扑结构Fig.5 Topology of low frequency AC transmission technology for offshore wind power

与工频跟网型风机海上风电的交流、直流输电技术相比，低频跟网型风机海上风电交流输电技术的主要特点有：

1）与工频交流输电技术相比，低频交流输电技术通过降低输电频率（20 Hz或更低），使海缆电容电流大幅降低，从而提高电缆的有效负荷能力、较大幅度增加输电距离。

2）与直流输电技术相比，低频跟网型风机海上风电交流输电不需要建设海上换流站，仅需建设陆上交交变频站。

3）陆上变频站的交交变频器是其关键技术设备，其在实现低频/工频变换的同时，需要为海上低频侧交流电网提供电压和频率恒定的支撑，使得海上风电机组能够按照跟网模式运行。

目前主流的变频器拓扑是模块化多电平矩阵变换器（Modular multilevel matrix converter，M3C），其结构如图6所示。M3C包含了9个换流桥臂，每个桥臂均采用H桥（全桥）功率模组级联形式，单个桥臂与全桥型模块化多电平换流器相同。由于单个M3C变换器有9个桥臂，桥臂同时流过工频和低频电流，控制复杂度要高于柔直模块化多电平换流器。

图6 M3C拓扑结构Fig.6 Topology of M3C

5）由于变压器的匝数和铁心截面积与频率成反比，所以低频输电技术的低频侧变压器的体积和造价较工频输电技术有较大幅度增加，其中体积增加约70%[12]。

6）对于低频跟网型风机而言，直驱风机可通过修改控制策略，由机端全功率换流器实现任意低频输出，所以这种改造相对简单。对于双馈式风机，则需要通过降低齿轮箱变速比实现低频输出，所以改造涉及齿轮箱机械结构。

3.2 技术应用现状

2022年6月，我国首个低频交流输电示范工程——台州35 kV低频交流输电示范工程在浙江省台州市投运，也是世界首个运行在20 Hz电网频率下的发输变电工程。该工程接线方案如图7所示。该示范工程将大陈岛上#1、#2共2台20 Hz低频风机经过大陈低频母线和新建的35 kV海缆接入盐场换频站。盐场换频站容量11 MW，海缆长度26.3 km，在技术上实现了“低频风机–低频站–海缆–换频站”并网模式，构建了陆地–海岛–风电互联系统。

图7 台州柔性低频输电并网方案接线示意图Fig.7 Schematic of Taizhou flexible low frequency AC transmission project

2023年6月30日，我国首个220 kV柔性低频输电工程在浙江杭州投运。通过对亭山—中埠220 kV线路开展20 Hz低频输电改造，在线路两侧分别建设容量均为300 MW换频站，该工程实现了2个变电站所在的富阳供区和萧山供区低频互联，进一步提升了联络线输电能力。该工程是当前我国电压等级最高、输送容量最大的柔性低频输电工程。

4 我国远海风电发展场景分析及典型输电方案

4.1 远海风电发展场景分析

现阶段，我国远海海上风电基地规划的海上风电场址最远离岸距离约在185 km左右。

《联合国海洋法公约》第五十六条规定，沿海国在专属经济区内拥有：以勘探和开发、养护与管理海床上覆水域和海床及其底土的自然资源（不论为生物或非生物资源）为目的的主权权利，以及关于在该区内从事经济性开发和勘探，如利用海水、海流和风力生产等其他活动的主权权利。因此，在海上风电开发方面，远海风电开发的最远离岸距离不超出专属经济区范围。

当前英国、德国等欧洲国家已投运的海上风电主要布局在专属经济区。从长远看，我国远海风电资源将在专属经济区范围得到进一步释放。根据《中华人民共和国专属经济区和大陆架法》中关于海域范围的划分，远海风电的最大离岸距离理论上可达400 km左右。

根据我国深远海海上风电规划初步成果，深远海总体规划初步布局将分为项目、集群、基地3个层次：单体项目规模原则不小于1.00 GW，由单体项目组成106kW级的海上风电集群，由海上风电集群组成107kW级海上风电基地。规划总体布局将围绕山东半岛、长三角、闽南、粤东、北部湾5个107kW级海上风电基地，总容量约290 GW。

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结合我国深远海海上风电规划的规模化、集约化指导思想，从节约海缆路由资源等角度考虑，单个远海风电送出工程的海上风电规模不宜低于1.00 GW。结合当前各类输电技术的最大输送容量限制因素，建议研究场景中单个远海风电送出工程的海上风电规模按海上风电集群层次考虑，即：最大输电规模在106kW级，且按照不低于1.00 GW的项目层规模递增。

考虑到输电距离达到一定时不同类型输电技术的优劣已较明显，本文研究考虑远海风电的最远离岸距离在300 km左右。结合海上风电输电规模和离岸距离的分析，本文重点研究场景如图8所示。

图8 远海风电送出输电技术研究场景Fig.8 Research scenarios of long-distance offshore wind power transmission technology

4.2 远海风电不同场景典型输电方案

4.2.1 输电方案影响因素

不同远海风电发展场景下可采用的输电方案主要受技术可行性和经济性的影响。

对于工频交流输电技术，输电规模较大时，受海缆载流能力限制，必要时需要采取更高电压等级通过多回路交流海缆将电能送出。同时，与架空线相比，海底电缆由于绝缘层的存在而使电容值相对较大，电缆需要承载较大的充电电流。随着电压水平的提升和输电距离的加大，电缆需要承载大量的充电电流，在输送相同有功电流的情况下载流量需求大幅提升，因此需通过加装感性无功补偿装置对电缆的充电无功予以补偿，这将影响到海上平台的设计和工程总投资。

对于低频交流输电技术，因受单回海缆载流能力限制，当输电规模较大时，电能需要采取更高电压等级和多回交流海缆送出；同时，高压大容量交交变频器涉及大量子模块级联或并联，这使控制复杂度大幅上升。

对于直流输电技术，单回直流系统最大输电规模主要受海缆载流能力的限制。目前已有设备厂商初步具备生产导线截面3 500 mm2海缆的能力，其对应的单回直流系统最大输电规模达到约3 GW。

4.2.2 不同场景典型输电方案

针对远海风电送出不同场景，通过对3类不同输电技术的关键设备以及海上升压站、海上换流站、交交变频站、海缆、无功配置方案等环节的设计和投资估算，开展技术经济比较，提出不同送出场景下可采用的典型输电方案，结果见表2、表3和表4所列。

表2 不同远海风电送出场景下工频交流输电方案Tab.2 Power frequency AC transmission schemes for long-distance offshore wind power under different scenarios

表3 不同远海风电送出场景下低频交流输电方案Tab.3 Low frequency AC transmission schemes for long-distance offshore wind power transmission under different scenarios

表4 不同远海风电送出场景下柔性直流输电方案Tab.4 VSC-HVDC transmission schemes for long-distance offshore wind power transmission under different scenarios

海上风电送出输电方案的选择与输电规模、输电距离、送出电压等级、海缆沿线载流量以及海上升压站、海上换流站、海缆制造水平及载流能力等环节的技术经济性密切相关。

以输电规模1 GW、离岸输电距离70 km的场景为例。该场景的工频交流输电技术方案可考虑220 kV、330 kV、500 kV这3个电压等级。结合不同电压等级方案的海缆沿线载流量分布测算结果以及当前交流海缆的制造水平和载流能力，220 kV电压等级需要通过4回交流海缆送出，330 kV电压等级需要通过3回交流海缆送出，500 kV电压等级需要通过2回交流海缆送出，并需要加装无功补偿装置对交流海缆的充电无功予以补偿。具体方案如下。

方案1：采用4回220 kV电压等级的海缆送出。为补偿交流海缆的充电无功功率，每回海缆在海上升压站侧配置1组高抗、陆上集控站侧配置1组动态无功补偿。

方案2：采用3回330 kV电压等级的海缆送出。为补偿交流海缆的充电无功功率，每回海缆在海上升压站侧配置1组高抗、陆上集控站配置1组动态无功补偿。

方案3：采用2回500 kV电压等级的海缆送出。为补偿交流海缆的充电无功功率，每回海缆在海上升压站侧配置1组高抗、陆上集控站配置1组高抗，同时设置中间高抗平台，每回海缆在中间平台配置1组高抗。

3个电压等级输电方案示意图及其单回海缆沿线载流量分布测算情况见图9所示。

图9 1 000 MW/70 km海上风电送出场景工频交流输电方案拟定Fig.9 Schematic drawing of power frequency AC transmission schemes for 1 000 MW/70 km offshore wind power transmission scenario

基于图9中3个不同电压等级输电方案的海上升压站、陆上集控站、海上高抗站等工程设计方案，经向厂家询价，对3个方案包括海上升压站、陆上集控站、海缆、海上高抗站的总体投资进行估算。根据投资估算结果，以330 kV电压等级输电方案的总投资最低，500 kV电压等级方案居中，220 kV电压等级方案总投资最高。220 kV电压等级输电方案的海缆回路数最多，占用较多的海底电缆走廊资源，经济性最差。500 kV电压等级输电方案的海缆回路数最少，但充电无功补偿需求大，需要建设中间海上高抗站。综合上述因素，该场景推荐采用技术经济相对最优的330 kV电压等级输电方案。

若采取工频交流输电技术，当远海风电送出输电规模在1 GW时，可通过3回330 kV交流海缆送出；当输电规模达2 GW时，需通过5回330 kV交流海缆送出。送电距离在150 km及以上时，需考虑采用载流量相对较大的单芯海缆，海缆路由占用较多。对于3 GW及以上输电规模，若采取工频交流输电技术，将需要7回及以上交流海缆，则海缆路由占用海域资源过多且需补偿的高抗容量巨大，基本不可行。因此，对于远海风电送出输电规模在3 GW及以上时，现阶段暂不推荐采用工频交流输电技术。

若采取低频交流输电技术，当远海风电送出输电规模在1 GW时，可通过2回330 kV交流海缆送出；当输电规模达2 GW时，需通过3回500 kV交流海缆送出。输电距离越远，对交流海缆载流能力的要求更高。对于3 GW及以上输电规模，若采取低频交流输电技术，则因交流海缆回路数增加导致占用过多海域资源，且大容量交交变频器的实现仍有待落实。因此，对于远海风电送出输电规模在3 GW及以上时，现阶段暂不推荐采用低频交流输电技术。

结合IGBT（Insulated gate bipolar transistor）开关器件和直流海缆通流能力，若采取柔性直流输电技术，当远海风电送出输电规模在1 GW及以下时，可通过1回±250 kV柔直系统送出；输电规模在2～3 GW时，需通过1回±500 kV柔直系统送出，其中3 GW输电规模需采取最大截面3 500 mm2的直流海缆；输电规模在4～5 GW时，需通过2回柔直系统送出。

5 结论

工频交流、柔性直流输电技术目前已广泛应用于海上风电送出工程。低频交流输电技术以可降低海缆并联电容效应、无需配置海上换流平台等优势在远海风电送出中亦显应用潜力。

本文在分析3类输电技术的特点和应用现状的基础上，结合我国海上风电相关规划思路分析了未来远海风电送出的输电规模、离岸距离等多个研究场景。从3类输电技术的关键设备制造能力、工程设计及实施能力、技术经济性等角度出发，研究提出了各送出场景下可行的不同类型海上风电输电技术及其典型技术方案，对未来国内远海风电送出输电方式及输电方案的进一步优选提供了实用性参考。

本次研究提出的直流输电方案仅针对不同离岸距离的海上风电送出场景。对于海上风电上岸后直接送往负荷中心的情况，可考虑相应增加陆上电缆或架空线路。由于不定因素较多，建议实际工程中结合当地电网建设情况对该类情况开展具体分析研究。