黃曉堯，謝 瑞，裘 鵬，倪曉軍

（1.國網(wǎng)浙江省電力有限公司，杭州 310007；2.中國電建集團華東勘測設計研究院有限公司，杭州 311122；3.國網(wǎng)浙江省電力有限公司電力科學研究院，杭州 310014）

0 引言

海上風電是近年來受到國內(nèi)外廣泛關注的一種新能源形式，在我國新型電力系統(tǒng)構(gòu)建中扮演著重要角色。從全球范圍來看，海上風電場開發(fā)呈現(xiàn)出深遠?；厔?，其規(guī)模也在不斷擴大［1-2］。針對不同工程需求選擇合適的輸電方式是提升海上風電系統(tǒng)經(jīng)濟性的關鍵。

目前已建海上風電工程均采用工頻交流輸電系統(tǒng)或者柔性直流輸電系統(tǒng)接入陸上主網(wǎng)。文獻［3］給出一種海底交直流電纜輸電系統(tǒng)經(jīng)濟性比較方法，為海上風電輸電方式選擇提供依據(jù)。工頻交流方案無需裝設換流站，場站投資小，但交流海纜輸電能力受充電電流嚴重限制［4］，線路投資隨輸電距離提升而顯著增大；直流海纜輸電能力理論上不受距離限制，因而一般認為柔性直流方案更適用于遠距離、大規(guī)模海上風電并網(wǎng)場景。目前，已對采用上述兩種常規(guī)方案的海上風電送出系統(tǒng)經(jīng)濟性評估方法［5-7］進行了深入研究，并將其應用于工程設計與建設中［8］。

受限于交流海纜充電電流、載流量、線路壓降等因素，工頻交流送出方案的合理輸電距離大約為80 km［9］。如果海上風電場的離岸距離超過80 km，那么可選的輸電方案主要有兩種：一種是直流輸電方案，另一種是低頻交流輸電方案。低頻交流輸電通過降低線路運行頻率減小電纜容性效應，從而提升交流輸電距離，且無需設置海上換流站，不存在空間電荷積累效應，理論上最大可以實現(xiàn)200 km 以上遠海風電場并網(wǎng)，是一種極具競爭力的海上風電送出方案［10］。文獻［9，11］基于經(jīng)濟性分析論證了低頻交流輸電方案在中遠距離海上風電送出場景下的適用性。交交換流器是低頻交流輸電系統(tǒng)的核心設備，文獻［12］展示了分別采用相控式交交變頻器和背靠背電壓源型換流器的海上風電低頻輸電工程的投資費用差異；文獻［13］對基于模塊化多電平矩陣式換流器的低頻輸電系統(tǒng)投資費用進行了初步估算。

可以看到，經(jīng)濟性是選取輸電方式的重要參考依據(jù)。因此，本文針對關鍵設備投資成本和系統(tǒng)運維費用展開分析，對柔性直流方案和低頻交流方案的經(jīng)濟性進行詳細比較，明確典型場景下這兩種送出方案的經(jīng)濟性優(yōu)劣。

1 系統(tǒng)拓撲結(jié)構(gòu)

兩種海上風電送出方案的拓撲結(jié)構(gòu)見圖1。

圖1 兩種海上風電輸電方案系統(tǒng)拓撲結(jié)構(gòu)示意圖

其中，柔性低頻輸電系統(tǒng)采用電力電子裝置實現(xiàn)工/低頻系統(tǒng)間的頻率解耦，由海上風電場的風機換流器輸出低頻交流功率，通過中壓交流集電系統(tǒng)匯集至海上升壓站升壓后由長距離交流電纜送至陸上換流站，陸上換流站作為交交變頻器將低頻交流電變換至工頻與陸上交流系統(tǒng)主網(wǎng)相連，向主網(wǎng)送出有功功率。

1.1 風機

基于部分功率變流器的雙饋異步風機和基于全功率變流器的永磁同步風機是當前商業(yè)化應用最廣的兩類海上風電機組。其中，雙饋異步風機的定子繞組經(jīng)風機升壓變接入交流電網(wǎng)，當系統(tǒng)額定頻率發(fā)生變化時，需要針對發(fā)電機本體設計做出適應性修改，包括轉(zhuǎn)動慣量、極對數(shù)和線圈匝數(shù)等。永磁同步風機的發(fā)電機部分則通過全功率變流器與交流系統(tǒng)實現(xiàn)電氣隔離，因此可以較為容易地應用于低頻輸電方案。

而從設備經(jīng)濟性角度來看，雙饋異步風機采用部分功率換流器，因此在同等容量條件下造價略低于全功率變流器型風力發(fā)電機。然而需要注意的是，由于齒輪箱的存在將顯著增高系統(tǒng)故障率，導致雙饋異步風機的維護費用較高。表1給出了兩種1 500 kW 風力發(fā)電機組的成本估算對比（2017 年）。可見在綜合考慮投資成本和維護費用之后，全功率換流器型風力發(fā)電機組的經(jīng)濟性要優(yōu)于雙饋異步風力發(fā)電機組。

表1 直驅(qū)式風機和雙饋式風機成本對比

綜上，從經(jīng)濟性角度看，在海上風電系統(tǒng)中應該采用基于全功率變流器的永磁同步風機。

1.2 變壓器

變壓器基本原理方程如式（1）所示：

可以發(fā)現(xiàn)，變壓器勵磁電動勢E與系統(tǒng)運行頻率f、線圈匝數(shù)N、鐵心磁通密度B及其截面積A成正比。因此，在不改變交流系統(tǒng)電壓等級和鐵心材料的情況下，隨著運行頻率的降低，變壓器體積和重量將明顯增大，相應的投資成本也將增大。

對于低頻變壓器而言，隨著頻率的下降、鐵心繞組規(guī)模的增大造成變壓器損耗上升，變壓器整體效率隨之降低，且頻率越低，變壓器效率降低的程度越明顯，如圖2所示。

圖2 變壓器效率隨頻率變化曲線（繞組電密3.6 A/mm2）

1.3 斷路器

當發(fā)生短路故障后，低頻交流控制保護系統(tǒng)面臨由較長燃弧時間導致的短路電流開斷困難問題。斷路器短路電流開斷能力is（fc）隨頻率變化的關系可表示為［14］：

在低頻范圍內(nèi)，斷路器開斷能力隨頻率的下降而減弱。考慮到周期性系統(tǒng)電流過零點的存在，低頻斷路器的工作原理與工頻斷路器相似，其設計和制造難度要小于直流斷路器。目前，單相式SF6低頻斷路器已在德國和瑞士的16.7 Hz 鐵路牽引系統(tǒng)中得到商業(yè)應用［15］，在不考慮研發(fā)成本的前提下，可以初步認為低頻交流斷路器和工頻交流斷路器的投資成本近似相等。

1.4 交流海纜

低頻輸電對交流海纜的影響主要體現(xiàn)在載流量和充電電流兩方面。根據(jù)IEC 60287的標準公式進行計算可知，電纜載流量Iamp會隨著運行頻率的下降而增大。充電電流Ic與運行頻率間的關系可表示為：

式中：Cg和Uac分別為電纜對地電容和運行電壓。

電纜利用率ρ是評價線路輸電能力的重要指標［16］，其定義為：

可以看到，降低輸電頻率不僅可以提升線路載流量，還可以釋放部分原本被充電電流占據(jù)的電纜容量，顯著提升電纜利用率。

交流海纜的線路損耗PlossAC可以由式（5）得到：

式中：P為風電場傳輸功率；U為交流海纜交流電壓；cosφ為功率因數(shù)；R為交流海纜單位長度電阻，可以通過查表插值得到所選頻率下的電阻數(shù)值；L為交流海纜的長度。

而直流方案下直流海纜的損耗PlossDC可由式（6）計算得到：

計算出海纜的損耗之后，可以用海纜的功率損耗乘以風電場年利用小時數(shù)計算出海纜的年損耗。

1.5 交交換流器

根據(jù)是否具有直流環(huán)節(jié)，交交換流器拓撲可分為AC/DC/AC 和AC/AC 兩類，前者以基于模塊化多電平換流器的背靠背型換流器為代表，后者主要包括基于晶閘管的相控式交交換流器和基于全控型器件的M3C（模塊化多電平矩陣式換流器）、六角形模塊化多電平交交換流器［17］。相控式交交換流器在運行期間會產(chǎn)生交流側(cè)低次諧波和間諧波，電能質(zhì)量較差。在上述3種模塊化多電平換流器拓撲中，M3C 在低頻運行條件下體現(xiàn)出明顯的技術經(jīng)濟性優(yōu)勢，在當前技術條件下最具工程化應用潛力。圖3 給出了M3C 的拓撲結(jié)構(gòu)示意圖。

圖3 M3C拓撲結(jié)構(gòu)示意圖

M3C可以看作是模塊化多電平換流器的擴展，即可以看作是在模塊化多電平換流器的上、下各3個橋臂結(jié)構(gòu)基礎上又增加了中間3個橋臂；進而使模塊化多電平換流器從上橋臂公共母線到下橋臂公共母線之間輸出直流電壓變成了M3C 的從上橋臂公共母線、中間橋臂公共母線和下橋臂公共母線輸出三相交流電壓，從而達到交交變換的效果。M3C 采用三相九橋臂結(jié)構(gòu)，每個橋臂由N個全橋子模塊和1 個橋臂電抗器串聯(lián)構(gòu)成［18］。2021 年，采用M3C交交換流器的國網(wǎng)杭州公司220 kV中埠—亭山柔性低頻輸電示范項目正式啟動［19］，將為遠海風電采用M3C低頻送出方案積累工程經(jīng)驗。

2 經(jīng)濟性評估準則

海上風電送出項目初始投資大、運營成本高，需要綜合考慮初始投資成本與建成之后的運維費用來對工程整體作出較為準確的評估［7］。因此，本文所采用的經(jīng)濟性評估模型將同時考慮投資費用與運維費用，全部折算到現(xiàn)值進行不同并網(wǎng)方案的比較。其中，運維費用可以分為損耗費用、檢修費用和維護費用。同時，在以下分析中，還將比較海上風電交流集電系統(tǒng)選取不同電壓等級對投資費用的影響。

其中，年金a折算為現(xiàn)值p的公式為：

式中：i為折現(xiàn)率；n為折現(xiàn)年限。以下選取折現(xiàn)年限n為25年，折現(xiàn)率按現(xiàn)行貸款利率4.9%計。

將低頻交流、柔性直流兩種送出方案的經(jīng)濟性進行對比，考慮到工頻交流方案經(jīng)濟性距離約為80 km，本文分析的典型場景離岸距離應大于80 km，取100 km，風電場容量參考國內(nèi)外已投運工程，確定為1 000 MW。柔性直流方案中直流電壓采用±320 kV，低頻交流方案中交流電壓采用220 kV，風電送出接線方式采用點對點傳輸，柔直方案中不使用直流斷路器。低頻方案運行頻率的選取對低頻交流電纜載流量的影響主要在于有功功率的輸送能力，不同運行頻率下的最佳高抗補償方式和最小回路數(shù)不盡相同。針對該典型場景，經(jīng)過前期計算，最終確定運行頻率為20 Hz。

3 兩種方案投資成本分析

3.1 集電系統(tǒng)電壓等級

海上風電交流集電方式有兩種：35 kV交流集電和66 kV交流集電。目前，35 kV交流集電方案是海上風電的常規(guī)方案。但是，隨著海上風電單機容量和規(guī)模的不斷增大，35 kV交流集電方案的局限性在生產(chǎn)中表現(xiàn)得愈發(fā)明顯：可互聯(lián)的風機數(shù)量越來越少、35 kV海纜越來越長、單位成本不斷增加等［20-21］。

目前海上風電場通用35 kV電纜的最大截面積為400 mm2。以該電纜為例，考慮其熱極限及通流限制，通常允許傳輸?shù)挠泄β始s為27 MW，不會超過30 MW。該海纜最多可以連接5 臺6 MW風電機組。如果單臺風電機組容量增大到7 MW，則最多可以連接4臺風電機組。因此，在未來使用大容量風電機組的海上風電場中，35 kV集電系統(tǒng)海纜長度增加，導致電纜投資和相應工程費用增加，施工難度也會增加，大大降低海上風電場的經(jīng)濟性。而對于66 kV海纜，當海纜導體截面積與35 kV 海纜相同時，66 kV 海纜最多可以連接風機的數(shù)量為35 kV 海纜的2 倍。一根400 mm2截面積的66 kV海纜最多可以連接9臺6 MW風電機組或8 臺7 MW 風電機組。應用于同樣規(guī)模海上風電場，66 kV集電系統(tǒng)海纜數(shù)目減少，電纜投資成本和相應的電纜敷設工程費用下降，大大提高了項目經(jīng)濟性。同時，海纜在輸送同樣功率時，較高的電壓意味著較低的電流，同時也意味著較低的輸送損耗。

隨著海上風電向遠海、深海發(fā)展，在輸電功率和輸電距離逐步增大以及風機機組單機容量越來越大的情況下，66 kV交流集電方案具有廣闊的發(fā)展前景，且已在歐洲風電市場得到初步應用。下面對典型場景進行經(jīng)濟性評估時也將同時對比兩種電壓等級的經(jīng)濟性。

3.2 兩種方案工程投資

現(xiàn)基于典型場景對兩種集電電壓等級下兩種送出方案的投資費用進行對比分析。柔直方案需要同時設置海上和陸上換流站，采用直流海纜送出；低頻方案可以省去海上換流站，需設置海上升壓站和陸上變頻站，采用交流海纜送出。而海上風電集電系統(tǒng)電壓等級的不同也會帶來工程投資費用的差別。同時，由于傳統(tǒng)風機輸出交流頻率為50 Hz，采用低頻方案后需要考慮相應的改造費用，主要包括風機升壓變和廠用電變頻器。

當風機采用35 kV匯集時，柔性直流方案、低頻交流方案均需建設3個海上升壓站，分別為300 MW、300 MW 和400 MW。柔直方案采用2 回1 800 mm2直流海纜送出；低頻方案采用3 回800 mm2交流海纜送出。當風機采用66 kV匯集時，低頻交流方案需建設2個500 MW的海上升壓站；柔性直流方案無需另外建設海上升壓站。柔直方案采用2 回1 800 mm2直流海纜送出；低頻方案采用2回1 000 mm2交流海纜送出。

表2給出了兩種集電系統(tǒng)電壓等級下兩種方案的工程投資費用比較。

表2 海上風電送出兩種方案工程投資比較

基于此，給出典型場景下，柔性直流、低頻交流輸電方案的工程投資對比見圖4。

圖4 中遠距離海上風電送出典型場景兩種方案工程投資對比

綜上分析，在該典型場景下，低頻輸電方案在投資費用上更具備經(jīng)濟優(yōu)勢，低頻輸電的投資費用工程造價始終低于柔直方案。而根據(jù)集電電壓等級不同造成的升壓站數(shù)量的不同，低頻交流方案較柔性直流方案減少工程投資約1.0～1.5 億元。同時，對比兩種電壓等級匯集方案，66 kV匯集能夠明顯降低送出方案的工程投資費用，提升風機匯集電壓等級，從而減少海上升壓站或送出海纜的數(shù)量，能夠提升輸電經(jīng)濟性。因此，在海上風電送出方案中應該選擇66 kV匯集。以下分析均選取66 kV匯集方案。

4 兩種方案運維費用比較

海上風電送出系統(tǒng)的損耗及維護費用對海上風電的運營成本和全壽命周期成本也會有較大影響，需要在經(jīng)濟性評估中予以考慮。本章主要從損耗、檢修、維護3個方面對比柔直方案與低頻方案的運維費用。

4.1 損耗費用

柔直送出系統(tǒng)損耗主要存在于海上換流站、陸上換流站與直流海纜，根據(jù)工程經(jīng)驗，選取海上換流站損耗占比為1.14%，陸上換流站為1.17%。低頻送出系統(tǒng)損耗主要存在于海上升壓站、陸上變頻站與交流海纜，選取海上升壓站損耗占比為0.45%，陸上變頻站為1.46%。而交直流海纜的損耗由式（5）和式（6）進行計算，設典型場景下峰負荷損失小時數(shù)為1 250 h，上網(wǎng)電價按照0.453 元/kWh 考慮。計算分析兩種送出方案下系統(tǒng)運行損耗費用，結(jié)果如表3所示。

表3 系統(tǒng)運行損耗費用計算

4.2 檢修費用

該部分費用由年度檢修而少發(fā)的電量造成，典型場景下系統(tǒng)檢修主要考慮換流站、變頻站與海上升壓站。柔直方案下海上換流站平均檢修時長取720 h，陸上換流站取360 h。低頻方案下海上升壓站平均檢修時長取480 h，陸上變頻站取360 h。同時由于計劃檢修一般安排在風電場出力較低時，還需乘上一定的系數(shù)，本文取0.365 3。計算分析兩種送出方案下系統(tǒng)檢修費用，結(jié)果如表4所示。

表4 檢修費用計算

4.3 維護費用

典型場景下系統(tǒng)維護主要考慮換流站、變頻站與海上升壓站。柔直方案海上換流站年維護率取建設成本的2%，陸上換流站取1%。低頻方案海上升壓站與陸上變頻站年維護率均取建設成本的1%。對應方案投資建設成本已在表2 中給出。計算分析兩種送出方案下系統(tǒng)年維護費用，結(jié)果如表5所示。

表5 年維護費用計算

4.4 總運維費用

根據(jù)以上柔直送出系統(tǒng)和低頻送出系統(tǒng)的系統(tǒng)運行損耗、檢修停電費用和年維護費用，對兩種送出方案總運維費用進行合計，并將年費用折算到投資年的現(xiàn)值進行最終比較，結(jié)果如表6所示。

表6 運維費用統(tǒng)計

綜上分析，雖然柔直送出方案在系統(tǒng)運行損耗略低于低頻送出方案0.057億元，但低頻送出方案在檢修費用和維護費用方面要遠遠低于柔直送出方案，折算現(xiàn)值上低頻方案較柔直方案能夠節(jié)省10億元左右。因此，從系統(tǒng)整體運維費用考慮，低頻送出方案比柔直系統(tǒng)更具經(jīng)濟性。

5 兩種方案整體費用比較

綜合以上兩章對適用于遠海風電送出典型場景的柔性直流送出方案和低頻交流送出方案投資費用和運維費用的評估，對兩種方案的整體費用進行比較。在所提典型場景下，柔性直流、低頻交流輸電方案的整體工程費用對比見圖5。從圖5中可以看出，無論是投資費用還是運行維護費用，低頻交流送出方案在典型場景下都更具經(jīng)濟性。在投資費用相近的情況下，低頻方案的運行維護費用能夠節(jié)省近10 億元。最后，為了更直觀地對比兩種送出方案的經(jīng)濟性，選定柔直送出方案為基準，將整體費用折算為百分比進行比較，具體結(jié)果如表7所示，從中可知，低頻方案整體費用只需柔直方案的84.39%。

表7 兩種方案費用百分比對比 %

圖5 中遠距離海上風電送出典型場景兩種方案整體費用對比

6 結(jié)語

本文針對中遠距離海上風電并網(wǎng)方式選擇問題，通過選取1 000 MW 和1 00 km 海上風電典型場景，考慮全生命周期費用折算到現(xiàn)值，對柔性直流、低頻交流兩種并網(wǎng)方式的經(jīng)濟性進行了比較。同時，還對比了35 kV和66 kV兩種電壓等級匯集方案的經(jīng)濟性。

研究表明，66 kV匯集方案通過提升風機匯集電壓等級，從而減少海上升壓站或送出海纜的數(shù)量，能夠提升輸電經(jīng)濟性。在典型場景下，根據(jù)集電電壓等級不同，低頻交流方案較柔性直流方案減少工程投資約1.0～1.5億元。進一步考慮運維費用后，盡管低頻交流方案系統(tǒng)運行損耗較高，但檢修、維護費用較柔性直流方案節(jié)省10億元左右，低頻輸電方案在深遠?；瘓鼍跋赂呒夹g經(jīng)濟性。