石 明，童 帆，魏務卿，鄒家勇

(上?？睖y設計研究院有限公司，上海 200335)

0 引言

海上風電相對于陸上風電具有不占用土地資源的同時還有更為豐富的風力資源，且更靠近沿海負荷中心易于消納，逐步成為風力發(fā)電的重要發(fā)展方向。2021年中國非化石能源裝機占比首次超過煤電，其中風電總裝機容量3.3億kW(含陸上3.0億kW，海上2 639萬kW)[1]。

海上風力發(fā)電輸電技術主要分為高壓交流與高壓直流技術。歐洲海上風電對離岸距離較遠的項目采用高壓直流輸電居多，其中在建的英國某海上風電場直流換流站離岸距離長達220 km。目前國內海上風電開發(fā)主要以近海為主，其離岸距離較遠的江蘇大豐300 MW項目離岸距離超80 km，采用了中間設置無功補償站的高壓交流輸電技術。規(guī)劃容量達到1 100 MW的三峽能源江蘇如東海上風電項目群輸電距離達到90 km以上，項目采用了柔性直流輸電技術,該柔直項目同時也是目前已建成投運的國內最大、亞洲首座海上高壓直流換流站。伴隨著近海風力資源的不斷開發(fā)，海上風力發(fā)電將向深遠海進軍，同時我國海域遼闊、情況復雜，海上風電高壓交流與高壓直流輸電技術將會形成有效互補，共同推動海上風電的發(fā)展。

1 海上風力發(fā)電輸電技術面臨的挑戰(zhàn)

海上風電場生命周期目前都按25 a以上設計，在全壽命周期內項目的電氣部分主要成本包括：風電機組及風機換流器、集電系統(tǒng)平臺、海纜與運行損耗[2]。由于匯集海纜回路數及布置成本問題，一般采用中壓集電系統(tǒng)匯集的方式通過高壓交流/直流輸電集中送出。采用不同的輸電技術對集電系統(tǒng)、海纜與運行損耗等成本影響較大，因此在海上風力發(fā)電項目制定方案的過程中，選擇合適的輸電技術直接影響項目整體收益。

對于目前我國海上風電發(fā)展而言，隨著國家補貼政策的取消，對后期海上風電項目的建設成本提出了更高要求，因此制約海上風電項目平價化建設的主要難題在于如何降低建設與維護成本。

2 海上風電交流輸電技術發(fā)展趨勢

交流輸電是最早應用在海上風電項目輸電技術方案，具有成熟可靠、設備造價較低的成本優(yōu)勢。采用交流輸電技術方案時，輸送海纜存在較大的容性無功充電電流，特別在遠距離情況下無功損耗較大，將降低海纜的有功輸送容量；此時需要對海纜兩端或中間設置高抗站進行感性無功補償提升海纜輸送容量，這樣會增加技術難度和建設成本。為了降低交流輸電過程中的損耗與增加無功補償設備的額外成本，提升傳輸距離，近年來提出了海上風電柔性低頻交流輸電方案[3]。

柔性低頻交流輸電方案相比常規(guī)交流輸電頻率由50 Hz降低至20 Hz或50 Hz的1/3甚至更低，在低頻工作條件可顯著降低同等交流電壓方案下的海纜充電功率，減少無功補償與損耗成本。同時，柔性低頻交流輸電方案可沿用常規(guī)交流輸電工頻電網中的控保及斷路器設備設計制造思路，降低技術風險。

海上風電柔性低頻交流輸電方案中陸上站由傳統(tǒng)交流變電站改為變頻站。由于陸上站所連接的海纜側電壓頻率為16.7 Hz，電網側仍然采用50 Hz工頻交流電，因此陸上變頻站必須采用交—交變頻器電力電子設備完成電壓與頻率的同時轉換。如圖1所示。

圖1 海上風電低頻輸電系統(tǒng)圖

交流變頻器是柔性低頻交流輸電技術中重要的環(huán)節(jié)，是實現風電場低頻電與工頻電網并網的陸上變頻器終端[4]。模塊化多電平矩陣變換器(modular multilevel matrix converter，M3C)采用模塊化結構不含中間直流環(huán)節(jié),結構緊湊、可實現能量雙向流動等優(yōu)點，因在高壓大容量的交—交電能變換場景中性能優(yōu)異，成為柔性低頻交流輸電中陸上變頻站設計方案，在未來柔性低頻交流輸電項目中M3C變頻器將發(fā)揮重要的作用。如圖2所示。

由于常規(guī)風機變流器到集電系統(tǒng)海上升壓站電壓頻率為50 Hz，無法與海上升壓站低頻變壓器匹配使用，為進一步降低輸電過程中的損耗成本完善海上風電柔性低頻交流輸電方案。目前市場上已研制出與低頻風電機組配套的低頻變壓器設備。低頻風電機組相比較常規(guī)風機僅對網側換流器控制參數與濾波電感進行調整，整體成本有增加但增加不大。低頻變壓器避免低頻鐵磁飽和，體積與重量相比工頻交流變壓器而言更大，會增加海上升壓站體積和建設成本，且目前低頻電氣設備市場應用較少仍需定制，因此成本較高。隨著未來低頻交流應用場景的普及與低頻交流設備的量產，低頻交流輸電技術方案在降低系統(tǒng)運行損耗的同時建設成本也會降低，在未來將推動近中海域的百萬千瓦的海上風電項目發(fā)展。

3 海上風電直流輸電技術發(fā)展趨勢

高壓直流輸電技術最大優(yōu)勢在于線路運行損耗低，對于海上風電項目長期運行下能帶來更高的收益。柔性直流技術作為高壓直流輸電具有成熟的應用案例，具有調節(jié)無功功率、事故后快速供電及黑啟動的能力，在高壓大容量輸電場合一般采用模塊化多電平換流器(modular multilevel converter，MMC)，其中換流閥廳造價高、占地大，且鋼結構整體占比高，造成海上換流平臺的建設成本相比高壓交流方案要高，因此目前僅適合大功率遠距離輸送條件下應用。為更好的推動海上風電項目向中遠海進發(fā)，目前海上風電高壓直流輸電技術主要針對輕型化開展相關研究。

3.1 柔性高壓直流換流閥輕型化

換流閥約占高壓直流換流站全站設備造價的55%，因此對換流閥的輕量化研究是高壓直流輸電技術輕型化的重要研究方向之一。MMC換流閥采用多個子模塊級聯，通過疊加的方式組成橋臂得到較高的直流電壓。一般子模塊由絕緣柵雙極型晶體管(insulated gate bipdar transistor，IGBT)全橋或半橋功率模塊結構組成，由于IGBT耐壓與連續(xù)工作電流較低，子模塊額定工作電壓一般在2 000～2 500 V左右,額定電流低于1 500 A，如圖3所示。因此在高電壓大容量傳輸條件下橋臂需要的子模塊數量較多，造成由換流閥組成的閥廳占地較大，不利于海上換流站的建造與項目成本控制。

圖3 基于IGBT的全、半橋功率模塊拓撲圖

針對換流閥的輕型化提出采用耐壓更高的大電流集成門極換流晶閘管(integrated gatecommuteced thyristor，IGCT)，與IGBT相比較，目前國產IGCT功率模塊額定工作電壓可達到4 000 V，連續(xù)工作電流達到2 000 A，如圖4所示。

圖4 基于IGCT功率模塊半橋拓撲圖

在相同的設計額定電壓下，子模塊數量降低37.5%～50%，輸送容量增加33%。雖然由IGCT組成的功率模塊需要增加吸收回路[5]，單個閥體較IGBT體積稍大，整體相比IGBT方案仍能減少海上換流站占地面積與重量。

3.2 高壓直流換流站輕型化

1)不控整流單元技術方案

對于海上風電而言，在正常的工作狀態(tài)下有功潮流方向是從風機輸出有功匯集到海上平臺通過海上換流站送至陸上站所連交流系統(tǒng)，考慮到MMC柔性直流方案采用的子模塊數量較多，且均為全控器件，控制系統(tǒng)復雜成本高。有學者提出海上換流站采用不控整流單元，固定有功潮流方向。不影響風電場對外輸送功率的同時降低項目造價，通過二極管組成閥組單元能大幅度降低海上換流站成本，完成對高壓直流換流站的輕型化改進。有研究表明，在相同容量下海上換流站采用不控整流單元的平臺結構體積減少了80%，重量減少了67%，建設成本約為MMC換流站的30%[6]。系統(tǒng)圖如圖5所示。

圖5 基于不控整流高壓直流送出系統(tǒng)圖

該方案通過多組不控整流單元直流輸出串聯達到高壓直流輸出的目的，但由于潮流方向固定，海上風電場可看做孤島，海上交流系統(tǒng)電壓需要風電場提供。直驅風機因不需要外部勵磁，可通過全功率換流器網側控制器運行在構網模式下提供穩(wěn)定的風電場交流電壓。但由于構網型直驅風機研究與應用目前仍未成熟，在該拓撲下仍需要海上換流站提供輔助電源用以建立風電場交流電壓。

2)集中式全直流組網技術

由于交流電壓的周期變化，采用MMC輸電技術的單極每相交流電需要上下兩個橋臂用來保證同一時刻上下橋臂導通的子模塊總數為恒定值，在換流站采用單極結構下共包含6個橋臂，整體結構占地較大。為進一步減少高壓直流輸電方案海上平臺成本，目前也有提出采用全直流組網技術方案用來減少海上平臺體積與重量。

在一般情況下，選用柔直送出的海上換流站方案仍采用中壓交流匯集的方式，但損耗較大，且風機側包含機艙變壓器影響風機體積與重量。針對高壓直流輸電技術中匯集損耗以及平臺重量與體積問題，提出了采用直流匯集直流送出的全直流方案，增加了海上風電送出效率同時采用DC/DC變換器替代工頻變壓器減少海上平臺與風機的重量與體積[7]，如圖6所示。

圖6 全直流系統(tǒng)組成圖

由于中壓匯集改為直流方式，無需工頻變壓器，減少了風機體積的同時也不用考慮無功問題。其中DC/DC變換器是該方案的關鍵設備，全直流系統(tǒng)共包含兩個DC/DC變換器，其中之一為中壓DC/DC變換器負責風機升壓送出至海上換流站，另一個為高壓DC/DC變換器負責將風電機組匯集后采用高壓直流送出。

中壓DC/DC變換器考慮選擇輸入并聯輸出并聯(input-parallel output-parallel，IPOP)結構，該結構是目前DC/DC變換器研究中最多的一類結構，可滿足不同的電壓和功率需求，適用于中壓大功率場合。且輸入與輸出均采用模塊并聯結構，因此在一定的模塊冗余下具有較高的可靠性。有學者研究表示采用該拓撲結構中壓DC/DC變換器可降低50%以上的體積，如圖7所示。

圖7 中壓DC/DC變換器結構圖與系統(tǒng)組成圖

高壓DC/DC變換器近年來有學者提出采用混合型隔離變壓器拓撲，如圖8所示。

圖8 高壓DC/DC變換器結構圖與系統(tǒng)組成圖

在該類型拓撲中，中壓側采用晶閘管閥組+3個有源橋臂(半橋子模塊級聯)，相比MMC而言有源橋臂數量減少。變壓器則采用中低頻200 Hz方案，比工頻變壓器降低了鐵芯需求，體積與重量大幅度減少。高壓側則采用二極管閥組，該結構簡單且不采用全控器件成本較低。采用此拓撲的變換器結構適用于高壓大功率場合，結構緊湊，成本較常規(guī)MMC柔直換流站而言更低，適用于海上風電直流匯集與送出方案中。

3.3 海上風電場系統(tǒng)新型拓撲輕型化

由于海上平臺投資成本較高，因此有學者提出不含海上平臺的分布式直流組網技術，通過風電機組直流輸出口串聯達到直流升壓目的，如圖9所示。由于該技術方案不含海上平臺升壓設備因此投資成本降低。

圖9 分布式全直流組網系統(tǒng)連線圖

但在該系統(tǒng)拓撲下風機間采用海纜串聯，各風機之間的耦合較強，給工程調試等帶來額外工作量，同時也給風機帶來絕緣方面的考驗，因此僅適合小容量場合。

4 技術趨勢與展望

隨著我國近海風力資源的開發(fā)，海上風電場離岸距離不斷增加，采用交流輸電技術項目離岸距離已達到100 km；同時我國海上風電單機容量不斷增大，由以往6.45 MW逐步向13 MW以上發(fā)展；風力資源轉換效率也在增加，因此海上風電場規(guī)劃容量逐步上升，已并網的交直流輸電海上風電場容量均達到百萬千瓦甚至二百萬千瓦的水平。從已有的海上風電項目來看，海上風電能夠有效支撐沿海當地經濟帶負荷中心的需求，可以減輕外來高壓電力輸送通道的壓力。

隨著海上風電逐步向深遠海發(fā)展，采用直流輸電平臺更具有優(yōu)勢。與此同時氫能制儲技術與產業(yè)不斷完善，給海上風電項目提供了更豐富的功能方案，如海上風電制氫儲氫方案解決海上風電棄風問題，利用海上風電豐富水資源與棄風電能水解制氫并儲存，在風力較弱時利用氫能輔助發(fā)電，提高經濟轉換效率。制氫過程采用直流電，采用直流方案可減少制氫裝置體積與重量，減少建設成本，因此采用高壓直流輸電海上平臺更有優(yōu)勢。伴隨高壓直流輸電與全直流組網技術的發(fā)展，海上風電逐步向深遠海開發(fā)，直流輸電與對應組網技術將成為海上風力發(fā)電的主流。

5 結論

隨著海上風電交直流輸電技術發(fā)展，新的技術應用方案對項目投資成本、風能利用率、系統(tǒng)運行損耗、棄風率等均有改善。

交流輸電技術作為最早應用在海上風電的技術方案，海上升壓平臺及相關設備具有成熟可靠、成本較低的優(yōu)勢，但受限海纜載流量限制，在大容量送出條件下需要更高電壓送出，在距離較遠情況下會造成運行損耗較高且需要額外的高抗站進行感性無功補償降低海纜無功充電功率來減少對輸送容量的影響，在遠距離條件下該情況更為突出。近年來低頻輸電技術的提出延長了交流輸電的有效輸送距離，但無法根本改變交流電下的海纜對地電容產生的充電電流，且由于單回交流海纜輸送容量的限制，交流輸電方案僅適用于百萬千瓦容量以內的海上風電項目。在采用低頻交流輸電技術方案的情況下輸電距離達到200 km以上,但單回的海纜輸送容量也一般在500 MW以內。

不同于交流輸電技術在海上風電應用的局限性，海上風電直流輸電方案更多在大容量與遠距離送出場合有較大優(yōu)勢，但也存在功率半導體模塊成本過高及體積過大等劣勢。在近距離小容量場合可采用無海上匯集平臺的分布式全直流組網的系統(tǒng)集成方案，尤其適合無供電區(qū)域的海島供電，并可組建海島微電網。對于遠距離大容量海上風電送出項目則可以選擇集中式全直流組網技術，能夠最大幅度降低系統(tǒng)運行損耗，提升經濟效益。且隨著后續(xù)構網型風機研制與技術應用成熟，采用直流輸電技術方案的海上平臺與風機體積重量將大幅度減少，造價會進一步降低。同時制儲氫與直流技術的結合應用，給海上風電項目將帶來更高的收益。