劉景暉，萬振東，李飛科

(中國電力工程顧問集團華東電力設計院有限公司，上海 200001)

0 引言

隨著我國綠色能源發(fā)展戰(zhàn)略的實施，清潔能源建設迎來了發(fā)展的春天。風力發(fā)電是可再生能源發(fā)電技術中最成熟、最具大規(guī)模開發(fā)和最有商業(yè)化發(fā)展前景的發(fā)電方式。與陸上風電相比，海上風電的風能資源豐富、機組運行穩(wěn)定、單機容量較大、能量產(chǎn)出大、年利用小時數(shù)更高等，同時由于機組距海岸較遠，具有視覺影響小、環(huán)境負面影響小、不占用陸地寶貴的土地等資源優(yōu)勢。加快發(fā)展海上風電是我國應對能源革命，堅持綠色低碳及非化石能源規(guī)?；l(fā)展的重要舉措。

隨著海上風電場的規(guī)?；_發(fā)和布局逐步從近海走向遠海，以及傳統(tǒng)交流輸電海纜輸電技術應用逐漸遇到瓶頸。新型柔性直流輸電技術邁向實用化為海上風電的輸電方式提供了新的選擇[1-4]。因此研究分散布局的大規(guī)模海上風電場集群最優(yōu)輸電方式，在規(guī)劃設計階段合理選擇先進適用、安全可靠、經(jīng)濟合理的輸電技術成為了當前研究的熱點問題[5-7]。

本文以江蘇670萬kW海上風電場群為例，對交流/直流兩種輸電方式進行了詳細的成本構成分析及計算，并對不同距離和容量下的輸電方式做出經(jīng)濟性比較。最后通過計算得到了海上風電場群采用交流/直流輸電方式的等價距離，研究結果可為輸電規(guī)劃以及工程設計提供參考。

1 海上風電場輸電方式

風電場可使用的聯(lián)網(wǎng)方式主要有交流輸電和直流輸電兩類。目前風電場并網(wǎng)輸電普遍采用交流輸電加靜止無功補償器形式；對于較長距離輸電和離岸較遠的海上風電場，考慮以直流輸電作為接入方式[8-10]。

1.1 高壓交流電纜輸電

高壓交流(high voltage alternative current，HVAC)電纜輸電的系統(tǒng)結構見圖1。風力機由風能驅動發(fā)電機轉動發(fā)出電能，在機艙或基座內通過變壓器將電壓抬升，然后經(jīng)集電系統(tǒng)和海上升壓站將電壓二次抬升，再將電能通過高壓海底電纜，輸送至陸上變電站。高壓交流輸電方式采用的典型設備有交流海底電纜、無功補償設備和海上升壓站。

1.2 柔性直流輸電

柔性直流輸電(voltage source converter based high voltage direct current，VSC-HVDC)通過設計控制系統(tǒng)對構成電壓源換流器(voltage source converter，VSC)的絕緣柵雙極型晶體管(insulated gate bipolar transistor，IGBT)進行控制，改變輸出電壓的幅值和相位，進而控制有功與無功，最終實現(xiàn)功率平穩(wěn)輸送。柔性直流輸電技術的出現(xiàn)，解決了很多之前輸電技術的瓶頸問題，尤其適用于海上風電場的遠距離電能輸送。隨著可關斷型電力電子器件的發(fā)展，直流輸電中的換流站由兩電平或三電平拓撲結構發(fā)展到模塊化多電平換流器拓撲結構(modular multilevel converter，MMC)的高壓柔性直流輸電。目前MMC換流器的容量己達100萬kW等級，單個MMC換流器的最大直流電壓達500 kV，單端換流器的損耗率己降至0.8%以下。目前，國內已擁有柔性直流輸電自主研發(fā)和設備生產(chǎn)能力，但尚未有已投運的海上風電項目采用柔性直流輸電方式。

VSC-HVDC技術應用于海上風電場的典型拓撲結構見圖2，其中風機發(fā)出的電能經(jīng)過集電系統(tǒng)與升壓站二次抬升以后進行匯集，然后接入海上柔直換流站。海上換流站將交流電轉變?yōu)橹绷饕院?，再通過高壓直流海底電纜將電能輸送至陸上換流站，最后陸上換流站將直流重新轉變?yōu)榻涣饕院蠼尤虢涣麟娋W(wǎng)。

2 海上風電場交直流輸電方式技術分析

2.1 輸電能力

高壓交流輸電的交流電纜具有的較大分布電容，會在輸電系統(tǒng)中產(chǎn)生相當大的電容充電電流，不僅需要裝設大量無功補償裝置，而且限制了傳輸距離，大大降低了交流電纜傳輸有功功率的能力。以下對220 kV電壓等級的幾種不同截面交流海纜在不同距離下可傳輸?shù)挠泄β蔬M行研究，結果見圖3。

根據(jù)相關研究成果，在海上風電場離岸較遠(例如超過50 km時)，交流電纜輸電由于很大的電容充電效應會嚴重影響有功功率的傳輸，需要配置高抗補償海纜的容性電流。因此，高壓交流海底電纜輸送方式不適合于大規(guī)模、長距離的海上風電送出。

柔性直流輸電不存在電容充電電流的問題，輸送能力基本不受線路長度的限制，在遠距離大容量海上風電場輸送場景上，采用柔性直流海底電纜輸電基本上是最優(yōu)方案之一。

2.2 無功補償需求

高壓交流輸電方式為了補償交流送出線路海纜的容性電流以及限制工頻過電壓，一般需要配置高壓并聯(lián)電抗器。另外，對于處于電網(wǎng)末端且系統(tǒng)阻抗較大的海上風電場，則風電場的無功補償裝置除滿足無功平衡需要外，還需對風力的頻繁變化做出快速響應，因此采用高壓交流輸電方式的海上風電場宜配置靜止無功補償器(static var compensator，SVC)或靜止同步補償器(static synchronous compensator，STATCOM)等動態(tài)無功補償裝置。

柔性直流輸電不存在容性無功電流問題，因此不需要配置高抗補償送出線路的充電功率。另外，電壓源換流器(voltage sourced converte，VSC)不需要交流側提供無功功率，而且能夠起到STATCOM的作用。這表明，如果VSC換流閥的容量允許，可利用其無功支撐功能補償風電場的無功需求。

關于柔性直流輸電是否可以完全適應不同容量的海上風電場的無功需求以及是否還需要增加配置其他的動態(tài)無功補償設備，還需進一步研究，本文暫按柔性直流輸電方式也配置動態(tài)無功補償來考慮。

2.3 交流電網(wǎng)與風電場互相影響

海上風電場一般處于電網(wǎng)末端，采用高壓交流輸電方式通過海纜就近接入登陸點附近的交流電網(wǎng)。由于高壓交流電纜輸電方式要求風電場同步于其接入的陸上交流系統(tǒng)，隨著海上風電場離岸距離的增加和裝機容量的增大，交流并網(wǎng)方式的可靠性和經(jīng)濟性會降低，在遠距離大容量海上風電場并網(wǎng)中的應用會受到限制。若交流輸電方式接入的地區(qū)電網(wǎng)架構較弱，沒有本地電源動態(tài)支撐電壓，區(qū)域電網(wǎng)的電壓水平受風電功率大幅波動的影響而直接降低對用戶的供電質量。另一方面，風電出力的日變化曲線與負荷曲線相反，且風電場功率變化幅度受來風影響，尤其出現(xiàn)爬坡時，遠遠超出負荷的正常波動范圍，對電力系統(tǒng)內調峰調頻機組的調節(jié)速度和容量都會提出更高的要求。

柔性直流輸電方式采用的VSC，能夠獨立控制有功、無功功率，起到STATCOM的作用，即動態(tài)補償交流母線的無功功率，穩(wěn)定交流母線電壓。故障時柔性直流輸電系統(tǒng)既可向故障區(qū)域提供有功功率的緊急支援，又可提供無功功率的緊急支援，從而提高系統(tǒng)電壓和功角穩(wěn)定性。

3 海上風電場交直流輸電方式經(jīng)濟性分析

3.1 輸電系統(tǒng)的成本構成

輸電系統(tǒng)的全壽命周期總成本主要包括：設備投資成本、損耗費用、運行維護費用。

1)設備投資成本

輸電系統(tǒng)的設備投資成本主要是基本建設中用于設備、工具、器具購置的投資，是總費用的重要組成部分。采用交流或柔性直流送出方式所需要的主變設備有一定差異。

若采用高壓交流輸電方式，主要設備包括：升壓站、交流海纜、高抗、動態(tài)無功補償設備；若采用柔性直流輸電方式，主要設備包括：換流站、直流海纜、動態(tài)無功補償。

2)維護成本

直流海纜輸電系統(tǒng)年維護成本在總投資成本占比按0.5%，交流海纜輸電系統(tǒng)年維護成本在總投資成本占比按1.2%。

根據(jù)相關工程研究報告，陸上柔直換流站年維護成本占總投資成本百分比按1.6%。海上柔直換流平臺維護成本暫無明確數(shù)據(jù)，考慮在陸上柔直換流站基礎上適當提高，暫按2%考慮。

3)損耗費用

±320 kV柔直換流站損耗率按1.3%，220 kV交流變電站損耗率按0.5%考慮；輸電線路損耗根據(jù)額定電流、線路電阻以及利用小時數(shù)計算求得。

損耗費用計算方案：求得年維護成本和年損耗費用后，均需折算為現(xiàn)值納入輸電系統(tǒng)總成本。

3.2 交流與柔性直流送出方式的等價距離研究

當輸電距離逐漸增加，交流輸電相比直流輸電的設備投資成本以及總成本增長更快。當距離達到一定值時，兩種方式的設備投資成本或建設總成本相等，該距離就稱為交直流輸電的等價距離。

根據(jù)江蘇6 700 MW海上風電場的容量以及分布特點，下面以3座海上風電場(300 MW/300 MW/400 MW)組成的1000 MW風電場集群為例，進行交直流輸電方式的比較。

1)設備總投資

根據(jù)單個風電場的容量(大于300 MW)，目前單回三芯交流海纜的熱穩(wěn)輸送能力在200～260 MW左右(功率因數(shù)按1考慮)，需要2回3×500 mm2截面海纜才能夠滿足單個風電場的送出需求。

為補償交流海纜的容性電流，高抗配置暫按照60%補償度進行研究。3×500 mm2交流海纜的單位公里電容值為0.126 μF/km，所需高抗的容量按照海纜長度進行估算，剩余無功補償容量按照動態(tài)無功設備STATCOM考慮。

3個風電場分別按220 kV交流方式送出的方案建設規(guī)模見表1。

表1 交流方案建設規(guī)模

柔直打捆送出方案中，風電場至柔直匯流站的交流電纜長度統(tǒng)一按5 km考慮，由于暫不明確柔性直流輸電是否可以完全適應不同容量的海上風電場的無功需求，投資比較時，柔性直流輸電方式也暫按配置相同容量的動態(tài)無功補償來考慮。采用一回±320 kV柔性直流打捆方式送出的方案建設規(guī)模見表2。

表2 柔性直流方案建設規(guī)模

根據(jù)投資估算比較，風電場離岸距離約75.1 km時，100萬kW級風電場群采用交流及柔性直流送出方式的設備總投資基本相當，設備投資約34.16億元。

表3 交流方案設備總投資 單位：萬元

表4 柔性直流方案設備總投資 單位：萬元

2)全壽命周期成本

考慮全壽命周期的成本時，進一步將運行維護費用以及損耗費用均納入投資總成本考慮，最后將年費用折算為現(xiàn)值。

根據(jù)以上原則，進行全壽命周期的經(jīng)濟性比較，得到風電場離岸距離約62.6 km時，1 000 MW級風電場群采用交流及柔性直流送出方式的輸電系統(tǒng)的總成本基本相當，約為45.36億元左右。

表5 交流方案全壽命周期成本 單位：萬元

表6 柔性直流方案全壽命周期成本 單位：萬元

4 結論

1) HVAC輸電的技術成熟、適合近海風能傳輸，但是交流電纜的電容充電電流會制約輸電距離及功率，另外交流輸電也增加風電場與系統(tǒng)交互影響。隨著海上風電場的規(guī)?；_發(fā)以及布局逐步從近海走向遠海，傳統(tǒng)交流輸電海纜輸電技術應用逐漸遇到瓶頸。

2) VSC-HVDC輸電技術的特點：直流線路不存在電容充電電流的問題，線路的輸送距離基本上不受限制，有利于提高現(xiàn)有系統(tǒng)的輸電能力；可快速獨立地控制有功和無功功率，有利于提高風電電能質量等。

3)根據(jù)HVAC與VSC-HVDC輸電技術特點，對HVAC與VSC-HVDC兩種輸電方式進行了詳細的成本構成分析及計算，并對不同距離和容量下的輸電方式做出經(jīng)濟性比較。

4)根據(jù)現(xiàn)有各風電場研究成果，若僅考慮設備投資成本，百萬千瓦風電場群交直流輸電方案的等價距離約75.1 km (即超過75.1 km時直流方案更經(jīng)濟，低于83 km時交流方案更經(jīng)濟)。若進一步考慮輸電系統(tǒng)全生命周期的總成本，風電場交直流輸電方案的等價距離約63 km。

5)交直流輸電方式的等價距離是動態(tài)變化的，隨著技術的逐漸進步與柔直設備造價降低，從趨勢上看未來交直流輸電的等價距離將逐漸縮短。