徐 政

（浙江大學電氣工程學院，浙江省杭州市 310027）

0 引言

中國海上風能資源豐富且緊鄰負荷中心，開發(fā)海上風電可以實現(xiàn)就近消納，是實現(xiàn)“雙碳目標”的重要舉措之一。目前，已得到成功應用的海上風電并網(wǎng)技術包括常規(guī)工頻交流輸電技術和柔性直流輸電技術，其中常規(guī)工頻交流輸電技術受到輸電距離的制約，而柔性直流輸電技術則受到投資成本和運維成本高的限制。

宏觀上看，海上風電送出存在多種可能技術，并可以從3 個技術維度進行劃分：第1 個技術維度描述海上風電機組是否具有獨立構網(wǎng)能力，分別為跟網(wǎng)型（grid-following）風機和構網(wǎng)型（grid-forming）風機2 種類型；第2 個技術維度描述海上風電機組輸出電壓和電流的頻率特征，分別為直流、低頻、工頻和中頻4 種類型；第3 個技術維度描述海上高壓主輸電通道采用的輸電方式，分別為直流、低頻交流和工頻交流3 種方式。

根據(jù)上述3 個技術維度劃分，可以組合出多種海上風電送出方案，而從經(jīng)濟性、可靠性和技術成熟度進行考察，存在8 種具有明顯特點的代表性方案。本文將分別對這8 種海上風電送出方案的技術特點、關鍵問題和技術成熟度進行評述，并提出推薦的技術開發(fā)方向。

1 海上風電送出的典型方案及其特點

1.1 工頻跟網(wǎng)型風機海上風電交流送出方案

工頻跟網(wǎng)型風機海上風電交流送出方案的典型接線如圖1 所示。圖中：PCC 表示公共連接點。

圖1 工頻跟網(wǎng)型風機海上風電交流送出方案(方案1)示意圖Fig.1 Schematic diagram of AC transmission scheme for power-frequency grid-following offshore wind farms (scheme 1)

這種送出方案是目前得到廣泛應用的海上風電送出方案。其基本特點包括：

1）海上風電機組采用跟網(wǎng)型控制［1-2］，基于鎖相環(huán)（phase-locked loop，PLL）跟蹤風機出口交流母線電壓的相位角和頻率［3-5］，技術成熟且抗擾動能力強［6］。

2）由陸上交流電網(wǎng)為跟網(wǎng)型風機提供支撐電源，支撐強度通常用短路比來表示，定義為風電場交流母線的三相短路容量與風電場的容量之比［7-9］。由于海上風電場廣泛使用直驅(qū)風電機組，其與交流電網(wǎng)的連接依靠其網(wǎng)側(cè)換流器實現(xiàn)。因此，網(wǎng)側(cè)換流器與交流電網(wǎng)的相互作用就代表了風電機組與交流電網(wǎng)的相互作用。根據(jù)跟網(wǎng)型電壓源換流器（voltage source converter，VSC）接入交流電網(wǎng)的強度要求［10］，短路比必須大于1.4 才能穩(wěn)定運行，而IEEE 穩(wěn)定性定義工作組認為短路比小于1.5～2.0會引起PLL 工作的不穩(wěn)定［11］，從而導致跟網(wǎng)型風電場運行的不穩(wěn)定。另外，陸上交流電網(wǎng)也是海上風電場的功率平衡節(jié)點，即海上風電場發(fā)出的功率大小不受限制，可以完全依靠陸上電網(wǎng)進行平衡。

3）輸電距離受海纜電容效應（表現(xiàn)為過電壓效應和沿海纜方向的電流分布不均衡）影響。海上沒有中間平臺對海纜進行并聯(lián)補償時，輸電距離一般 在80 km 之內(nèi)［12］。

1.2 低頻跟網(wǎng)型風機海上風電交流送出方案

低頻跟網(wǎng)型風機海上風電交流送出方案的典型接線如圖2 所示。這種送出方案所基于的技術目前正在開發(fā)中［13］。

圖2 低頻跟網(wǎng)型風機海上風電交流送出方案(方案2)示意圖Fig.2 Schematic diagram of AC transmission scheme for low-frequency grid-following offshore wind farms (scheme 2)

與工頻跟網(wǎng)型風機海上風電交流送出方案不同，這種技術方案采用低頻交流輸電，其目的是降低海纜的電容效應。因為電容效應決定于電容電納的大小，而電容電納與運行頻率成正比，故運行頻率降低時電容效應也相應降低。這樣，采用低頻輸電后，海纜的輸電距離就可以得到擴展。例如，當運行頻率降低到20 Hz 時，海纜電容電流大幅度減小，交流海纜輸送距離可達200 km 左右［14］，從而可以應用于遠海風電的送出。

低頻交流輸電除上述擴展輸電距離的主要優(yōu)勢外，因其頻率降低，導體的趨膚效應下降，載流密度提高，還可以提升海底交流電纜的載流能力［15-18］。當然，采用低頻交流輸電也存在一些缺陷。最主要的是變壓器的體積和重量上升，因為頻率下降意味著電磁感應效應降低，對于同樣容量和電壓等級的變壓器，鐵芯截面積必須加大。初步估計，當運行頻率降低到16.66 Hz 時，對應相同的容量和電壓等級，低頻變壓器的體積和重量是工頻變壓器的1.75 倍左右［18-19］。

低頻跟網(wǎng)型風機海上風電交流送出方案的關鍵設備是連接海上低頻交流系統(tǒng)和陸上工頻交流系統(tǒng)的接口裝置，該接口裝置一般被稱為變頻器。對該變頻器的技術要求如下：為海上低頻側(cè)交流電網(wǎng)提供幅值恒定和頻率恒定的支撐電壓，使得海上風電機組能夠按照跟網(wǎng)模式運行。能夠滿足上述技術要求的變頻器拓撲并不多，目前，被廣泛接受的變頻器拓撲是模塊化多電平矩陣變換器（modular multilevel matrix converter，M3C）［20-21］。

M3C 的拓撲結構如圖3 所示，其原理分析比較復雜［22-24］，但其功能完全等價于2 個背靠背連接的模塊化多電平換流器（modular multilevel converter，MMC）。因此，下面就按照2 個背靠背連接的MMC（MMC1 和MMC2）來說明其控制原則。

圖3 M3C 的拓撲結構及其功能等價Fig.3 Topology and functional equivalence of M3C

陸上交流電網(wǎng)是有源電網(wǎng)，也是海上風電場送出系統(tǒng)的功率平衡節(jié)點。因此，連接到陸上電網(wǎng)的MMC2 作為整個系統(tǒng)的功率平衡換流器使用，其表現(xiàn)形式就是該換流器的控制目標設定為保持其直流側(cè)的電壓恒定。對應到M3C 變頻器，其陸上工頻側(cè)的控制策略就是保持M3C 中9 個橋臂所有子模塊電容電壓的平均值為恒定值。

海上交流電網(wǎng)是低頻運行的風電場電網(wǎng)。由于風電機組是跟網(wǎng)型的，連接海上交流電網(wǎng)的MMC1必須為海上交流電網(wǎng)提供支撐電源。因此，MMC1必須采用定交流電壓幅值和頻率的控制方式。在這種控制方式下，MMC1 的2 個控制自由度已用盡，即沒有多余的控制自由度來控制進入MMC1 的海上風電場功率，故海上風電場進入MMC1 的功率是由MMC2 來實現(xiàn)平衡的。當陸上交流電網(wǎng)發(fā)生故障導致MMC2 交流母線電壓跌落時，MMC2 可能失去平衡海上風電場進入功率的能力，導致直流系統(tǒng)內(nèi)部功率盈余而發(fā)生過電壓問題，這種情況下只能在MMC1 交流母線處安裝消能裝置，以減小進入MMC1 的海上風電場功率。對應到M3C 變頻器，其海上低頻側(cè)的控制策略就是控制其交流母線的電壓幅值和頻率恒定，并需要在低頻側(cè)交流母線上安裝消能裝置。

M3C 是本輸送方案的關鍵設備，研發(fā)高電壓、大容量的M3C 是其關鍵技術。由于國內(nèi)已有研制高電壓、大容量MMC 的成熟經(jīng)驗，而M3C 可以看作是MMC 的擴展，故借鑒已經(jīng)成熟的MMC 制造技術，研制成功大容量M3C 是可期望的。

1.3 工頻跟網(wǎng)型風機海上風電直流送出方案

工頻跟網(wǎng)型風機海上風電直流送出方案的典型接線如圖4所示。這種送出方案是目前國內(nèi)外已投運的海上風電直流送出工程所普遍采用的技術方案［10］。

圖4 工頻跟網(wǎng)型風機海上風電直流送出方案(方案3)示意圖Fig.4 Schematic diagram of HVDC transmission scheme for power-frequency grid-following offshore wind farms (scheme 3)

海上風電采用直流送出的根本優(yōu)勢是輸送距離遠和輸送容量大。如前所述，受海纜電容效應影響，工頻交流輸送方案的輸電距離一般在80 km 之內(nèi)［12］，更遠距離的送出工程通常只有2 種技術可以選擇，即直流輸電技術和低頻交流輸電技術。而就技術成熟度而言，直流輸電技術比低頻交流輸電技術更成熟。

工頻跟網(wǎng)型風機海上風電直流送出方案的技術特點為［10，25］：

1）海上換流站MMC1 必須采用構網(wǎng)型控制。海上風電機組是跟網(wǎng)型的，因此，直流輸電海上換流站MMC1 必須為海上交流電網(wǎng)提供支撐電源。這樣，MMC1 本身必須采用構網(wǎng)型控制，最常用的方式就是采用定換流站交流母線電壓幅值和頻率控制，即采用定V/f控制。值得指出的是，對于跟網(wǎng)型的海上風電機組，海上風電直流送出方案不可能采用基于電網(wǎng)換相換流器（line commutated converter，LCC）的常規(guī)直流輸電技術，因為LCC 本身必須有源換相［26］，即LCC 本身必須有支撐電源才能工作，故其無法為海上風電機組提供支撐電源。

2）海上換流站MMC1 是海上交流電網(wǎng)的功率平衡站。從功率平衡的角度看，MMC1 是海上交流電網(wǎng)的功率平衡站，其作用等價于交流電網(wǎng)潮流計算中的平衡母線。如果用潮流計算的概念來描述跟網(wǎng)型海上風電場電網(wǎng)的穩(wěn)態(tài)行為，那么每臺風電機組出口可以用一個PQ節(jié)點或者PV節(jié)點來描述，即每臺風電機組都是按照定有功功率和定無功功率（或者定交流電壓）運行的；而MMC1 的交流母線是海上風電場電網(wǎng)的平衡母線，即其電壓幅值為設定值，其電壓相角為海上交流電網(wǎng)的參考相角。這樣，無論海上風電機組的有功和無功功率如何變化，最終都由MMC1 換流站來平衡。

3）陸上換流站MMC2 是高壓直流輸電通道的功率平衡站。仍從功率平衡的角度看，陸上換流站MMC2 是整個高壓直流輸電系統(tǒng)的功率平衡站，其表現(xiàn)形式為MMC2 控制直流系統(tǒng)的電壓為恒定值；當直流電壓保持恒定時，就意味著MMC2 將通過MMC1 進入直流系統(tǒng)的有功功率全部送入了受端交流電網(wǎng)。但當受端交流電網(wǎng)發(fā)生故障時，MMC2有可能無法完成作為整個直流系統(tǒng)功率平衡站的功能。因為MMC2 的輸出功率與MMC2 交流母線電壓成正比，當受端交流電網(wǎng)故障時，MMC2 交流母線電壓跌落，從而降低了MMC2 的功率輸出能力。此時，直流系統(tǒng)內(nèi)部的盈余功率必須通過額外的消能裝置來消耗掉，否則會引起直流系統(tǒng)過電壓，威脅到設備安全。

4）本方案存在的主要不足是海上平臺體積和重量大，如何降低海上平臺和換流站的體積和重量是當前研發(fā)的主要方向。

1.4 中頻跟網(wǎng)型風機海上風電直流送出方案

中頻跟網(wǎng)型風機海上風電直流送出方案的典型接線如圖5 所示［27］。這種送出方案與圖4 的工頻跟網(wǎng)型風機海上風電直流送出方案相比，僅僅是海上風電場變成了中頻電網(wǎng)，其余部分完全相同。

圖5 中頻跟網(wǎng)型風機海上風電直流送出方案(方案4)示意圖Fig.5 Schematic diagram of HVDC transmission scheme for medium-frequency grid-following offshore wind farms (scheme 4)

中頻跟網(wǎng)型風機海上風電直流送出方案的技術特點為［27］：

1）海上交流電網(wǎng)是中頻交流電網(wǎng)。海上風電機組是跟網(wǎng)型的，因此，直流輸電海上換流站MMC1必須為海上交流電網(wǎng)提供中頻的支撐電源，即MMC1 采用定V/f控制，只是這里的頻率f是中頻頻率，如150 Hz［28］。

2）海上平臺和換流站可以做得更小。由于海上換流站MMC1 接入海上中頻交流電網(wǎng)，MMC1 的橋臂子模塊電容值C可以大幅下降，從而可以降低子模塊的體積和重量，最終降低海上平臺的體積和重量，節(jié)省海上平臺和換流站的投資成本。其理論依據(jù)是［10］：子模塊中的電容電壓波動率ε與MMC 的等容量放電時間常數(shù)H成正比，與交流系統(tǒng)角頻率ω成反比，即ε=1/（Hω）。而H與子模塊電容值C成正比，這樣，對于同樣的ε，如果ω上升到原來數(shù)值的3 倍，那么H就下降到原來數(shù)值的1/3，也就是子模塊電容值C下降到原來數(shù)值的1/3。

3）風機和海上交流電網(wǎng)變壓器可以做得更小。由于交流變壓器是根據(jù)電磁感應原理工作的，感應電動勢E=4.44fnΦ=4.44fnSB，其中，E為感應電動勢的有效值，f為交流電頻率，n為繞組匝數(shù)，Φ為磁通幅值，S為鐵芯截面積，B為磁感應強度最大值。在感應電動勢E相同的條件下，如果保持B和N不變，那么fS就是定值。意味著f上升3 倍，S就下降到原來的1/3。因此，海上風電機組采用中頻后，變壓器的鐵芯截面積可以下降，從而減小了變壓器的體積和重量。

4）海纜的載流量下降和損耗上升。中頻海底電纜與工頻海底電纜相比，頻率升高，金屬導體的趨膚效應增強，導體的載流量會有所下降，損耗會有所上升。根據(jù)初步的評估，在保持工頻海纜結構不變的條件下，以中頻頻率取150 Hz 為例，中頻電阻比工頻電阻上升50%左右，中頻載流量比工頻載流量下降10%左右［28］。如果就中頻頻率對海纜進行針對性設計，載流量下降和損耗上升問題還可以得到一些改善。應當指出的是，本方案總體上屬于高壓直流送出方案，中頻頻率僅應用于海上集電系統(tǒng)，通常集電系統(tǒng)的集電距離小于30 km，目前趨勢性的做法是采用66 kV 交流電纜直接將風機連接到海上直流換流站，省去海上升壓平臺。目前，海底交流電纜在220 kV 及以下，都是采用三芯電纜。對于三芯電纜，電纜護套內(nèi)三相電流之和等于零，故正常情況下護套中的環(huán)流接近于零，這與采用單芯電纜時完全不同。因此，在中頻海纜載流量分析中，海纜護套環(huán)流不構成限制因素，用三芯海纜可以使護套環(huán)流接近于零。

5）技術成熟度。本方案與工頻跟網(wǎng)型風機海上風電直流送出方案相比，差別僅僅是海上集電系統(tǒng)為中頻電網(wǎng)，其他方面并沒有變化。盡管目前還沒有基于這種方案的實際工程，但可以認為這種方案在技術上是成熟的，完全可以應用于實際工程。

1.5 低頻構網(wǎng)型風機海上風電交流送出方案

所謂構網(wǎng)型風機，其外部特性表現(xiàn)為電壓源特性，既可以接入有源電網(wǎng)，也可以接入無源電網(wǎng)。當接入無源電網(wǎng)時，構網(wǎng)型風機就是無源電網(wǎng)的支撐電源。如果將海上風電機組構造成低頻的構網(wǎng)型風機，那么海上風電可以采用低頻交流的方式送到陸上，但陸上的變頻器可以采用更簡單的形式，如采用二極管整流單 元（diode rectifier unit，DRU）加MMC 的 形 式。

低頻構網(wǎng)型風機海上風電交流送出方案的典型接線如圖6 所示［29］。

圖6 低頻構網(wǎng)型風機海上風電交流送出方案(方案5) 示意圖Fig.6 Schematic diagram of AC transmission scheme for low-frequency grid-forming offshore wind farms (scheme 5)

這種方案的關鍵技術問題是如何設計風機控制器。對風機控制器的要求如下：1）控制風機端口的電壓幅值和頻率為設定值；2）所有接入海上交流電網(wǎng)的風機能夠保持同步運行。對于主流的全功率換流器型海上風電機組，上述對風機控制器的要求是通過風機的2 個背靠背換流器的協(xié)調(diào)控制來實現(xiàn)的，如圖7 所示［29］。圖中：PWM 表示脈寬調(diào)制；udcwt為機側(cè)換流器與網(wǎng)側(cè)換流器之間的直流電容器的電壓；udcwt，ref為udcwt的 參 考 值；usabc和isabc分 別 為 發(fā) 電 機機端的三相電壓和電流；ωm為發(fā)電機轉(zhuǎn)子的機械轉(zhuǎn)速；θm為發(fā)電機轉(zhuǎn)子的位置角；usdq和isdq分別為發(fā)電機機端電壓和電流的d軸和q軸分量；isdq，ref為isdq的參考值；umdq，ref和umabc，ref分別為機側(cè)換流器在dq坐標系和abc 坐標系中的交流側(cè)電壓參考值；ugabc和igabc分別為網(wǎng)側(cè)換流器交流側(cè)的三相電壓和電流；ω0為給定的風電場電網(wǎng)角頻率；θ為與ω0對應的相位角；ugdq和igdq分別為網(wǎng)側(cè)換流器交流側(cè)電壓和電流的d軸 和q軸 分 量；ugdq，ref為ugdq的 參 考 值；ucdq，ref和ucabc，ref分別為網(wǎng)側(cè)換流器在dq坐標系和abc 坐標系中的交流側(cè)電壓參考值；p和q為網(wǎng)側(cè)換流器輸出到風電場交流電網(wǎng)的實際有功功率和無功功率；pwt，ref和qwt，ref分別為p和q的參考值。

圖7 海上風電機組的構網(wǎng)型控制策略Fig.7 Grid-forming control strategy of offshore wind turbines

圖7 中，機側(cè)換流器和網(wǎng)側(cè)換流器的控制策略與跟網(wǎng)型風機完全不同。機側(cè)換流器在跟網(wǎng)型風機中采用的是最大功率點跟蹤（maximum power point tracking，MPPT）控制策略，而在構網(wǎng)型風機中則采用保持直流側(cè)電容電壓恒定的控制策略；網(wǎng)側(cè)換流器在跟網(wǎng)型風機中采用的是保持直流側(cè)電容電壓恒定的控制策略，而在構網(wǎng)型風機中則采用保持網(wǎng)側(cè)換流器交流母線電壓幅值和頻率為設定值的控制策略。

網(wǎng)側(cè)換流器的控制器通常由3 層組成［29］。最外層的控制器根據(jù)有功功率設定值和無功功率設定值確定網(wǎng)側(cè)換流器交流母線電壓的幅值和頻率。如何設計該最外層控制器是構網(wǎng)型風機最核心的技術問題。2015 年，西班牙學者［30］已經(jīng)發(fā)現(xiàn)有功-電壓模值（P-V）、無功-電壓頻率（Q-f）的控制方案是可行的，但沒有說明這種方案可行的原因。文獻［31］基于靈敏度分析證明了Q-f下垂控制滿足控制器設計的基本原則，具有運行域全局適應性。而根據(jù)風電機組最大功率點跟蹤和功率平衡的要求，有功功率設定值就取風機的最大功率；無功功率設定值可以取某個固定的值，如取零。網(wǎng)側(cè)換流器的內(nèi)2 層控制器與常規(guī)的定電壓幅值和頻率控制沒有差別［10］，即為常規(guī)的定V/f控制，此處不再贅述。

低頻構網(wǎng)型風機海上風電交流送出方案的主要技術特點為：

1）具有低頻輸電系統(tǒng)的優(yōu)勢，可以將交流海纜輸電距離擴展到200 km 左右［14］。

2）陸上變頻站可以采用DRU 加MMC 結構。由于海上風電機組為構網(wǎng)型電源，可以直接帶DRU運行，這樣，陸上變頻站可以采用DRU 加MMC 的背靠背結構，如圖6 所示，成本比M3C 大幅下降。

3）技術成熟度。本方案的技術關鍵是構網(wǎng)型風電機組，而且海上所有風電機組能夠同步運行。與技術成熟的工頻跟網(wǎng)型風機相比，需要改變的主要是風機的網(wǎng)側(cè)換流器，主電路要適應低頻的需要，控制器要適應構網(wǎng)的要求。在規(guī)?；蜆藴驶瘧弥埃枰M行多方面的研發(fā)和實際工程試驗。此外，由于陸上變頻站采用了DRU，海上風電場的啟動不能依靠DRU 來實現(xiàn)，故還需要研究合適的海上風電場啟動方案。

1.6 中頻構網(wǎng)型風機海上風電直流送出方案

中頻構網(wǎng)型風機海上風電直流送出方案的典型接線如圖8 所示［30-32］。這種方案的關鍵技術問題與低頻構網(wǎng)型風機海上風電交流送出方案相同，仍是海上風電機組的控制器設計和同步運行問題，此處不再贅述。

圖8 中頻構網(wǎng)型風機海上風電直流送出方案(方案6)示意圖Fig.8 Schematic diagram of HVDC transmission scheme for medium-frequency grid-forming offshore wind farms(scheme 6)

中頻構網(wǎng)型風機海上風電直流送出方案的主要技術特點為［30-32］：

1）海上換流站采用DRU 后，與采用MMC 作為海上換流站的遠海風電直流送出方案相比，提高了系統(tǒng)的可靠性和經(jīng)濟性。在可靠性方面，采用DRU后，由于二極管沒有觸發(fā)電路，可以看作是與電阻、電感、電容相同的無源元件，很容易采用封閉結構安裝。這對于海上環(huán)境是特別有利的，其可靠性比通常帶觸發(fā)控制電路的MMC 高得多，并且可以實現(xiàn)長年免維護。在經(jīng)濟性方面，DRU 與MMC 相比，在成本、體積和重量方面優(yōu)勢更加明顯，且不在一個數(shù)量級上。這樣，在采用直流輸電的海上風電送出方案中，中頻構網(wǎng)型風機海上風電直流送出方案優(yōu)勢明顯。因此，筆者認為這種方案是遠海風電送出的優(yōu)選方案，與其他方案相比，該方案更為簡單、經(jīng)濟、可靠。

2）海上風電機組和集電系統(tǒng)的額定運行頻率采用中頻（100～400 Hz），可以大幅降低DRU 換流變壓器和DRU 交流濾波器的體積和重量，進一步提高系統(tǒng)的經(jīng)濟性。

3）海上風電場集電系統(tǒng)采用中頻后，會縮短海底電纜的輸電距離，但海上風電場集電系統(tǒng)范圍較小，海纜輸電距離縮短并不構成限制因素［28］。此外，關于中頻海纜的載流量下降和損耗上升問題，1.4 節(jié)已有描述，此處不再贅述。

4）技術成熟度。本方案目前在理論上已經(jīng)成熟［30-32］，但仍缺乏實際工程經(jīng)驗，需要建設試驗工程對技術進行驗證。與技術成熟的工頻跟網(wǎng)型風機相比，需要改變的主要是風機的網(wǎng)側(cè)換流器，主電路要適應中頻的需要，控制器要適應構網(wǎng)的要求。此外，由于海上換流站采用了DRU，海上風電場的啟動不能依靠DRU 來實現(xiàn)，還需要研究合適的海上風電場啟動方案。

1.7 直流端口型風機并聯(lián)后經(jīng)直流變壓器升壓的海上風電直流送出方案

海上風電機組大多采用全功率換流器型風電機組，如圖7 所示?？梢钥闯?，風機定子發(fā)出的交流電首先通過機側(cè)換流器轉(zhuǎn)換為直流電，再通過網(wǎng)側(cè)換流器轉(zhuǎn)換為交流電接入海上交流電網(wǎng)，然后經(jīng)升壓后通過高壓輸電系統(tǒng)輸送到陸上電網(wǎng)。當海上輸電主通道采用高壓直流輸電方式時，交-直-交變換的環(huán)節(jié)較多，對此提出了海上風電全直流集電網(wǎng)和輸電系統(tǒng)的方案［33-36］，以減少交-直-交變換環(huán)節(jié)并提高輸電效率。采用全直流集電網(wǎng)和輸電系統(tǒng)方案時，對應的風電機組必須被構造成直流端口型風機。構造直流端口型風機的2 條典型技術途徑如圖9所示。

圖9 中，技術途徑（a）采用DC/DC 隔離型直流變壓器將低壓直流（2 kV 左右）提升到中壓直流（50 kV 左右）；技術途徑（b）采用交-交變頻器將低頻交流變換為高頻交流。如果將單臺風機接入常規(guī)交流集電網(wǎng)的交流端口型風機作為比較的基準，則在集電系統(tǒng)這個層面，直流端口型風機與交流端口型風機的成本是可以進行對比的。對于技術途徑（a），DC/DC 隔離型直流變壓器與DC/AC 低壓VSC 加一臺工頻變壓器相比，在成本上不存在明顯優(yōu)勢。對于技術途徑（b），AC/AC 變頻器加一臺高頻變壓器與DC/AC 低壓VSC 加一臺工頻變壓器相比，在成本上也不存在明顯優(yōu)勢。這樣，接入直流集電網(wǎng)的直流端口型風機與接入交流集電網(wǎng)的交流端口型風機相比，在成本上并不存在明顯優(yōu)勢。

圖9 直流端口型風機的2 條實現(xiàn)途徑Fig.9 Two ways to realize DC-port wind turbines

當直流端口型風機并聯(lián)后經(jīng)直流變壓器升壓通過高壓直流輸電系統(tǒng)送出時，其結構如圖10所示［33-34］。

圖10 直流端口型風機并聯(lián)后經(jīng)直流變壓器升壓的直流送出方案(方案7)示意圖Fig.10 Schematic diagram of HVDC transmission scheme with step-up DC transformer for DC-port wind turbines connected in parallel (scheme 7)

如果將常規(guī)工頻跟網(wǎng)型風機海上風電直流送出方案作為比較的基準，那么圖10 中的DC/DC 直流變壓器及其海上平臺就要與圖4 中的海上換流站MMC1 及其海上平臺進行對比。按照目前的技術水平評估，圖10 中的DC/DC 直流變壓器與圖4 中的MMC1 相比，在成本上并不存在明顯優(yōu)勢。

這樣，綜合考察直流集電網(wǎng)和高壓直流輸電系統(tǒng)，直流端口型風機并聯(lián)后經(jīng)直流變壓器升壓的海上風電直流送出方案的優(yōu)勢并不明顯。

1.8 直流端口型風機相互串聯(lián)升壓的海上風電直流送出方案

為了降低全直流集電網(wǎng)和輸電系統(tǒng)方案的設備成本，本方案采用直流端口型風機串聯(lián)升壓，以去掉圖10 中昂貴的大容量DC/DC 直流變壓器，其基本結構如圖11 所示［35-36］。

圖11 直流端口型風機相互串聯(lián)升壓的海上風電直流送出方案(方案8)示意圖Fig.11 Schematic diagram of HVDC transmission scheme for DC-port wind turbines connected in series(scheme 8)

圖11 中，為簡化分析，假設負極海纜為地電位，正極海纜為500 kV。這樣，與正極海纜相連的那臺直流端口型風機的正負極對地電位都在500 kV 量級。假定該直流端口型風機是按照圖9 中的途徑（b）實現(xiàn)的，顯然途徑（b）中高頻變壓器的網(wǎng)側(cè)繞組將會有500 kV 量級的直流偏置電壓，而該變壓器的機側(cè)繞組接近地電位，這意味著該高頻變壓器的原副邊繞組間需要承受500 kV 量級的直流電壓，這對于單臺風機容量的變壓器來說，成本不成比例，經(jīng)濟性是其制約因素。

綜上所述，盡管本方案在高壓直流送出系統(tǒng)中省去了直流升壓變壓器，但每臺風機的成本可能會大幅增加，其經(jīng)濟優(yōu)勢并不明顯。

2 各種典型方案的特點匯總

為了更直觀地展示各種海上風電送出方案的特性，表1 對第1 章所討論的8 種典型方案的技術特點進行了匯總。表1 中對比的維度包括風機的構網(wǎng)能力、風機輸出端口的頻率、海上平臺及其設備的成本和復雜度、主干輸電通道采用的輸電方式、陸上接入裝置的成本和復雜度等。理論上，設備的復雜度與其可靠性和運維成本緊密相關，復雜度越高，則運維成本越高、可靠性越低。表1 還特別給出了每種方案的技術成熟度信息，可以作為技術研發(fā)和工程方案選擇的參考。

表1 各種方案的技術特點匯總Table 1 Summary of technical characteristics of each scheme

3 結語

本文從風電機組、集電系統(tǒng)、送出通道3 個技術維度探討海上風電送出技術。對有代表性的8 種技術方案在經(jīng)濟性、可靠性和技術成熟度方面進行了比較，主要結論如下：

1）目前，海上風電送出的成熟技術是基于工頻跟網(wǎng)型風機的交流送出方案和基于工頻跟網(wǎng)型風機的直流送出方案。

2）跟網(wǎng)型風機比構網(wǎng)型風機的技術成熟度更高，因此，基于M3C 變頻器的低頻跟網(wǎng)型風機交流送出方案和基于中頻跟網(wǎng)型風機的直流送出方案是研發(fā)難度相對較低的未工程化應用技術，應加快其工程化應用研發(fā)。

3）基于低頻構網(wǎng)型風機的海上風電交流送出方案可以采用DRU+MMC 作為變頻器，在經(jīng)濟上存在優(yōu)勢，但技術上還不夠成熟，需要進一步研發(fā)。

4）采用DRU 作為海上換流器的中頻構網(wǎng)型風機直流送出方案是海上風電送出的優(yōu)選方案。與采用MMC 作為海上換流站的遠海風電直流送出方案相比，經(jīng)濟性和可靠性更為優(yōu)越，應加速這種技術的研發(fā)。

5）基于直流端口型風機的并聯(lián)型和串聯(lián)型2 種海上風電全直流組網(wǎng)與送出方案，與既有技術相比優(yōu)勢不明顯。