程改紅，李文津，徐一星，陳凌云，劉 超

（1.中國電力工程顧問集團(tuán) 中南電力設(shè)計(jì)院有限公司，湖北 武漢 430071；2.中國能源建設(shè)集團(tuán) 浙江省電力設(shè)計(jì)院有限公司，浙江 杭州 310012）

0 引言

在構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)背景下，海上風(fēng)電在我國具有良好的發(fā)展前景。根據(jù)世界海上風(fēng)電論壇（World forum offshore wind）發(fā)布的數(shù)據(jù)，在2022年全球新增投運(yùn)42個(gè)海上風(fēng)電場，中國有29個(gè)[1]。截至2022年底，全球海上風(fēng)電累計(jì)裝機(jī)容量5.761×1010W，其中中國為2.556×1010W，占比高達(dá)44%。

隨著對海上風(fēng)電資源重視程度的不斷提升，我國海上風(fēng)電開發(fā)逐漸呈現(xiàn)遠(yuǎn)海化、規(guī)模化的發(fā)展趨勢；與此同時(shí)，海上風(fēng)電送出的輸電成本及投資占比相應(yīng)上升[2]。另一方面，海上風(fēng)電中央財(cái)政補(bǔ)貼于2021年后全部取消，海上風(fēng)電的建設(shè)成本壓力上升。輸電方式和輸電方案的選擇對海上平臺(tái)建設(shè)與工程成本影響巨大。海上風(fēng)電送出輸電方式的合理選擇對實(shí)現(xiàn)深遠(yuǎn)海風(fēng)電經(jīng)濟(jì)高效送出具有重要意義。

文獻(xiàn)[3]分析了我國海上風(fēng)電并網(wǎng)送出面臨的挑戰(zhàn)，提出了并網(wǎng)送出相關(guān)對策建議。文獻(xiàn)[4-6]對海上風(fēng)電交流送出的無功配置方案進(jìn)行了研究。文獻(xiàn)[7]對海上風(fēng)電經(jīng)交流海纜匯集送出系統(tǒng)的暫態(tài)電壓特性做了建模分析。文獻(xiàn)[8,9]對海上風(fēng)電送出柔性直流輸電系統(tǒng)的關(guān)鍵設(shè)備、技術(shù)路線、拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)、應(yīng)用現(xiàn)狀和前景等進(jìn)行了總結(jié)和分析。文獻(xiàn)[10]對我國第一個(gè)海上風(fēng)電柔性直流送出工程——江蘇如東工程的系統(tǒng)設(shè)計(jì)方案進(jìn)行了全面研究。文獻(xiàn)[11]提出了一種用于海上風(fēng)電送出的多電壓等級混合級聯(lián)直流送出系統(tǒng)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)。文獻(xiàn)[12]提出了一種用于海上風(fēng)電送出的由二極管不控整流與模塊化多電平換流器組成的混合直流電網(wǎng)控制策略。文獻(xiàn)[13]針對跟網(wǎng)型海上風(fēng)電中頻匯集柔性直流送出系統(tǒng)的最優(yōu)頻率選擇進(jìn)行了研究。文獻(xiàn)[14-16]對分頻輸電在海上風(fēng)電送出應(yīng)用中的關(guān)鍵設(shè)備及技術(shù)經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行了對比分析。文獻(xiàn)[17,18]對用于低頻海上風(fēng)電送出的模塊化多電平矩陣變換器的解耦控制策略進(jìn)行了研究。文獻(xiàn)[19]提出了用于評估海上風(fēng)電分頻送出系統(tǒng)可靠性的模型。

文獻(xiàn)[20,21]分析了分頻輸電技術(shù)在海上風(fēng)電送出的特點(diǎn)及應(yīng)用前景，并與交流輸電技術(shù)、直流輸電技術(shù)進(jìn)行了對比。文獻(xiàn)[22]從風(fēng)電機(jī)組、集電系統(tǒng)和送出通道3個(gè)技術(shù)維度對跟網(wǎng)型風(fēng)機(jī)、構(gòu)網(wǎng)型風(fēng)機(jī)送出的交流和直流輸電技術(shù)發(fā)展方向進(jìn)行了評述。文獻(xiàn)[23]結(jié)合基于構(gòu)網(wǎng)型風(fēng)機(jī)和二極管整流單元的海上風(fēng)電低頻交流送出方案和直流送出方案，提出了風(fēng)機(jī)網(wǎng)側(cè)換流器的構(gòu)網(wǎng)型控制策略。文獻(xiàn)[24,25]對海上風(fēng)電并網(wǎng)的技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)制訂情況進(jìn)行了分析。

當(dāng)前，國內(nèi)外海上風(fēng)電送出方式主要以交流輸電和柔性直流輸電方式為主，構(gòu)網(wǎng)型風(fēng)機(jī)并網(wǎng)輸電技術(shù)以及混合直流輸電等新技術(shù)尚在理論研究階段。

結(jié)合目前主流海上風(fēng)機(jī)特性以及關(guān)鍵設(shè)備技術(shù)能力等，本文重點(diǎn)對不同遠(yuǎn)海風(fēng)電送出場景下可行的典型輸電技術(shù)方案進(jìn)行研究，以期為未來遠(yuǎn)海風(fēng)電送出方式的優(yōu)化選擇提供實(shí)用性參考。

1 海上風(fēng)電工頻交流輸電技術(shù)現(xiàn)狀

1.1 總體拓?fù)浼凹夹g(shù)特點(diǎn)

海上風(fēng)電工頻交流輸電技術(shù)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)如圖1所示。圖中，每臺(tái)風(fēng)機(jī)發(fā)出的電壓幅值和頻率變化的交流電經(jīng)過換流器后轉(zhuǎn)換為恒壓恒頻的工頻交流電，再經(jīng)過升壓匯集后通過交流海底電纜輸送至陸上電網(wǎng)。

圖1 海上風(fēng)電送出工頻交流輸電技術(shù)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)Fig.1 Topology of power frequency AC transmission technology for offshore wind power

海上風(fēng)電工頻交流輸電技術(shù)的主要特點(diǎn)有：

1）海上風(fēng)機(jī)采用跟網(wǎng)型控制，由陸上交流電網(wǎng)為風(fēng)機(jī)提供支撐電源。

2）海上風(fēng)電場的發(fā)出功率通過陸上交流電網(wǎng)進(jìn)行平衡。

3）與架空線相比，海底電纜由于絕緣層的存在故電容值相對較大，其單位長度電容值在0.1～0.2 μF/km左右。隨著電纜截面積增加，電容值呈現(xiàn)略微上升的趨勢；電纜線路的電壓水平越高，則充電電流越大。初步測算，不考慮對電纜進(jìn)行無功補(bǔ)償時(shí)，500 kV電纜的臨界輸電距離約50 km（按海纜截面單芯1 400 mm2測算），220 kV電纜的臨界輸電距離在70 km左右（按海纜截面三芯500 mm2測算）。因此，工頻交流輸電系統(tǒng)的結(jié)構(gòu)相對簡單、工程造價(jià)低；但是考慮交流電纜充電電流的影響，系統(tǒng)一般需要裝設(shè)無功補(bǔ)償設(shè)備。

4）海上風(fēng)電場一般處于電網(wǎng)末端，經(jīng)海纜就近接入登陸點(diǎn)附近的交流電網(wǎng)。風(fēng)電場與電網(wǎng)同步運(yùn)行，所以會(huì)存在因故障無法隔離而相互影響的問題。海上風(fēng)電出力因受來風(fēng)情況影響而頻繁變化，且變化幅度可能較大。這可能導(dǎo)致交流海纜的功率和電壓波動(dòng)頻繁，從而對相連地區(qū)電網(wǎng)的安全運(yùn)行造成影響。同時(shí)，風(fēng)機(jī)對交流并網(wǎng)處電壓波動(dòng)較為敏感，電網(wǎng)故障也對風(fēng)機(jī)的安全穩(wěn)定運(yùn)行有一定影響。

1.2 技術(shù)應(yīng)用現(xiàn)狀

目前海上風(fēng)電工頻交流輸電技術(shù)最為成熟，且在國內(nèi)外海上風(fēng)電送出的場景中應(yīng)用最為廣泛。

迄今為止，采取交流輸電方式送出離岸距離最遠(yuǎn)的海上風(fēng)電項(xiàng)目是2020年投運(yùn)的英國霍恩西1號（Hornsea 1）海上風(fēng)電場，其風(fēng)電送出方式如圖2所示。該項(xiàng)目裝機(jī)規(guī)模1.218×109W；離岸距離約120 km；送出系統(tǒng)采用3座海上升壓站加上1座海上無功補(bǔ)償站的配置方案。無功補(bǔ)償站建在離岸約60 km處。海上風(fēng)電場發(fā)出電能經(jīng)場內(nèi)匯集后，接入3座海上升壓站的低壓側(cè)，升壓后經(jīng)3回220 kV交流海纜送出。該項(xiàng)目海纜總長度約467 km。

圖2 霍恩西1號海上風(fēng)電場交流送出示意圖Fig.2 AC transmission schematic of Hornsea 1 offshore wind power

2022年，英國霍恩西2號海上風(fēng)電場投運(yùn)，裝機(jī)規(guī)模1.32×109W。該項(xiàng)目是迄今采取交流輸電方式送出的裝機(jī)規(guī)模最大的海上風(fēng)電項(xiàng)目。該風(fēng)電場離岸距離89 km，通過全球最大的海上交流升壓站和海上無功補(bǔ)償站、390 km海底外送電纜、40 km陸纜送出。

我國海上風(fēng)電開發(fā)以近海為主，交流輸電方式應(yīng)用得最為廣泛。

目前國內(nèi)已投運(yùn)且交流送出距離最遠(yuǎn)的項(xiàng)目為三峽新能源江蘇大豐H8-2#海上風(fēng)電場。該風(fēng)電場建設(shè)規(guī)模3.0×108W，通過1回220 kV交流海底電纜送至陸上集控中心，海纜長度約88 km。該項(xiàng)目送出方式如圖3所示。項(xiàng)目采用了海纜中間增加海上高抗站以及岸基集控中心側(cè)增加線路高抗的無功補(bǔ)償方式。

圖3 江蘇大豐H8-2#海上風(fēng)電交流送出示意圖Fig.3 AC transmission schematic of H8-2# offshore wind power in Dafeng of Jiangsu Province

目前國內(nèi)已明確海上風(fēng)電交流送出工程最大規(guī)模是1.00×109W，為粵電陽江青洲一期、二期海上風(fēng)電場。兩個(gè)風(fēng)電場通過3回500 kV交流海底電纜送至陸上集控中心，單回海纜長度約57 km。該工程也是全球首個(gè)500 kV電壓等級的海上風(fēng)電交流送出工程。

2 海上風(fēng)電柔性直流輸電技術(shù)現(xiàn)狀

2.1 總體拓?fù)浼凹夹g(shù)特點(diǎn)

海上風(fēng)電柔性直流輸電技術(shù)示意圖如圖4所示。每臺(tái)風(fēng)機(jī)發(fā)出電壓幅值和頻率變化的交流電經(jīng)過換流器后轉(zhuǎn)換為恒壓恒頻的工頻交流電，再經(jīng)過升壓匯集至海上換流站，最后通過直流海底電纜輸送至陸上換流站。

圖4 海上風(fēng)電送出柔性直流輸電技術(shù)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)Fig.4 Topology of VSC-HVDC transmission technology for offshore wind power

海上風(fēng)電柔性直流輸電技術(shù)的主要特點(diǎn)有：

1）海上風(fēng)機(jī)采用跟網(wǎng)型控制，由采取柔性直流輸電技術(shù)的海上換流站為風(fēng)機(jī)提供支撐電源。

2）海上換流站側(cè)通常采用定交流母線電壓和頻率控制，不能對風(fēng)機(jī)側(cè)輸入的功率進(jìn)行控制。

3）陸上換流站是直流輸電系統(tǒng)的功率平衡站，以直流電壓控制為主。當(dāng)陸上交流電網(wǎng)發(fā)生故障時(shí)，陸上換流站將因交流母線電壓跌落導(dǎo)致有功功率送出能力下降。此時(shí)，直流系統(tǒng)內(nèi)部的盈余功率必須通過耗能裝置消耗掉，否則海上風(fēng)電場短時(shí)的持續(xù)送出功率會(huì)引起直流系統(tǒng)過電壓，威脅到設(shè)備安全。

4）海上換流站平臺(tái)體積和重量較大。電壓等級越高、容量越大，海上換流站平臺(tái)體積和重量也相應(yīng)越大，安裝運(yùn)輸難度亦相應(yīng)增加。

2.2 技術(shù)應(yīng)用現(xiàn)狀

目前，已投運(yùn)的海上風(fēng)電柔直工程主要分布在德國和中國，見表1所列。

表1 已投運(yùn)海上風(fēng)電送出柔直工程Tab.1 VSC-HVDC transmission projects in service for offshore wind power

近年德國已投運(yùn)海上風(fēng)電柔直工程的直流電壓以±320 kV為主，最大輸送容量9.16×108W，最遠(yuǎn)離岸距離在160 km左右。

江蘇如東工程是我國首個(gè)遠(yuǎn)海風(fēng)電柔直送出工程，也是目前世界上電壓等級最高、輸送容量最大的海上風(fēng)電送出工程，擔(dān)負(fù)如東縣東部黃沙洋海域H6、H8及H10這3個(gè)風(fēng)電場的電力送出。

目前我國在建的廣東陽江青洲五、青洲七海上風(fēng)電場送出工程，將采用±500 kV柔直輸電技術(shù)送出，其輸送容量為2.00×109W，直流海纜長度約92 km，預(yù)計(jì)于2024年底建成投運(yùn)。屆時(shí)，該工程將成為世界上直流電壓等級最高、輸送容量最大的海上風(fēng)電柔直輸電工程。

英國在建的Sofia海上風(fēng)電柔直送出工程直流電壓為±320 kV，輸送容量為1.40×109W，海纜長度約為220 km，是當(dāng)前在建的離岸距離最遠(yuǎn)的海上風(fēng)電場[26]。

3 海上風(fēng)電低頻交流輸電技術(shù)現(xiàn)狀

3.1 總體拓?fù)浼凹夹g(shù)特點(diǎn)

低頻輸電技術(shù)（Low frequency alternating current，LFAC）也被稱作分頻輸電技術(shù)（Fractional frequency transmission system，F(xiàn)FTS），是通過交交變頻裝置將50 Hz工頻電力降低為非工頻進(jìn)行輸電的技術(shù)。

低頻跟網(wǎng)型風(fēng)機(jī)海上風(fēng)電交流輸電送出技術(shù)的拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)如圖5所示。每臺(tái)風(fēng)機(jī)所發(fā)出的電壓幅值和頻率變化的交流電經(jīng)過換流器后轉(zhuǎn)換為恒壓恒頻的低頻交流電，再經(jīng)過升壓匯集后通過交流海底電纜輸送至陸上變頻站，在變頻站轉(zhuǎn)換為工頻后與陸地電網(wǎng)相連。

圖5 海上風(fēng)電送出低頻交流輸電技術(shù)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)Fig.5 Topology of low frequency AC transmission technology for offshore wind power

與工頻跟網(wǎng)型風(fēng)機(jī)海上風(fēng)電的交流、直流輸電技術(shù)相比，低頻跟網(wǎng)型風(fēng)機(jī)海上風(fēng)電交流輸電技術(shù)的主要特點(diǎn)有：

1）與工頻交流輸電技術(shù)相比，低頻交流輸電技術(shù)通過降低輸電頻率（20 Hz或更低），使海纜電容電流大幅降低，從而提高電纜的有效負(fù)荷能力、較大幅度增加輸電距離。

2）與直流輸電技術(shù)相比，低頻跟網(wǎng)型風(fēng)機(jī)海上風(fēng)電交流輸電不需要建設(shè)海上換流站，僅需建設(shè)陸上交交變頻站。

3）陸上變頻站的交交變頻器是其關(guān)鍵技術(shù)設(shè)備，其在實(shí)現(xiàn)低頻/工頻變換的同時(shí)，需要為海上低頻側(cè)交流電網(wǎng)提供電壓和頻率恒定的支撐，使得海上風(fēng)電機(jī)組能夠按照跟網(wǎng)模式運(yùn)行。

目前主流的變頻器拓?fù)涫悄K化多電平矩陣變換器（Modular multilevel matrix converter，M3C），其結(jié)構(gòu)如圖6所示。M3C包含了9個(gè)換流橋臂，每個(gè)橋臂均采用H橋（全橋）功率模組級聯(lián)形式，單個(gè)橋臂與全橋型模塊化多電平換流器相同。由于單個(gè)M3C變換器有9個(gè)橋臂，橋臂同時(shí)流過工頻和低頻電流，控制復(fù)雜度要高于柔直模塊化多電平換流器。

圖6 M3C拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)Fig.6 Topology of M3C

5）由于變壓器的匝數(shù)和鐵心截面積與頻率成反比，所以低頻輸電技術(shù)的低頻側(cè)變壓器的體積和造價(jià)較工頻輸電技術(shù)有較大幅度增加，其中體積增加約70%[12]。

6）對于低頻跟網(wǎng)型風(fēng)機(jī)而言，直驅(qū)風(fēng)機(jī)可通過修改控制策略，由機(jī)端全功率換流器實(shí)現(xiàn)任意低頻輸出，所以這種改造相對簡單。對于雙饋式風(fēng)機(jī)，則需要通過降低齒輪箱變速比實(shí)現(xiàn)低頻輸出，所以改造涉及齒輪箱機(jī)械結(jié)構(gòu)。

3.2 技術(shù)應(yīng)用現(xiàn)狀

2022年6月，我國首個(gè)低頻交流輸電示范工程——臺(tái)州35 kV低頻交流輸電示范工程在浙江省臺(tái)州市投運(yùn)，也是世界首個(gè)運(yùn)行在20 Hz電網(wǎng)頻率下的發(fā)輸變電工程。該工程接線方案如圖7所示。該示范工程將大陳島上#1、#2共2臺(tái)20 Hz低頻風(fēng)機(jī)經(jīng)過大陳低頻母線和新建的35 kV海纜接入鹽場換頻站。鹽場換頻站容量11 MW，海纜長度26.3 km，在技術(shù)上實(shí)現(xiàn)了“低頻風(fēng)機(jī)–低頻站–海纜–換頻站”并網(wǎng)模式，構(gòu)建了陸地–海島–風(fēng)電互聯(lián)系統(tǒng)。

圖7 臺(tái)州柔性低頻輸電并網(wǎng)方案接線示意圖Fig.7 Schematic of Taizhou flexible low frequency AC transmission project

2023年6月30日，我國首個(gè)220 kV柔性低頻輸電工程在浙江杭州投運(yùn)。通過對亭山—中埠220 kV線路開展20 Hz低頻輸電改造，在線路兩側(cè)分別建設(shè)容量均為300 MW換頻站，該工程實(shí)現(xiàn)了2個(gè)變電站所在的富陽供區(qū)和蕭山供區(qū)低頻互聯(lián)，進(jìn)一步提升了聯(lián)絡(luò)線輸電能力。該工程是當(dāng)前我國電壓等級最高、輸送容量最大的柔性低頻輸電工程。

4 我國遠(yuǎn)海風(fēng)電發(fā)展場景分析及典型輸電方案

4.1 遠(yuǎn)海風(fēng)電發(fā)展場景分析

現(xiàn)階段，我國遠(yuǎn)海海上風(fēng)電基地規(guī)劃的海上風(fēng)電場址最遠(yuǎn)離岸距離約在185 km左右。

《聯(lián)合國海洋法公約》第五十六條規(guī)定，沿海國在專屬經(jīng)濟(jì)區(qū)內(nèi)擁有：以勘探和開發(fā)、養(yǎng)護(hù)與管理海床上覆水域和海床及其底土的自然資源（不論為生物或非生物資源）為目的的主權(quán)權(quán)利，以及關(guān)于在該區(qū)內(nèi)從事經(jīng)濟(jì)性開發(fā)和勘探，如利用海水、海流和風(fēng)力生產(chǎn)等其他活動(dòng)的主權(quán)權(quán)利。因此，在海上風(fēng)電開發(fā)方面，遠(yuǎn)海風(fēng)電開發(fā)的最遠(yuǎn)離岸距離不超出專屬經(jīng)濟(jì)區(qū)范圍。

當(dāng)前英國、德國等歐洲國家已投運(yùn)的海上風(fēng)電主要布局在專屬經(jīng)濟(jì)區(qū)。從長遠(yuǎn)看，我國遠(yuǎn)海風(fēng)電資源將在專屬經(jīng)濟(jì)區(qū)范圍得到進(jìn)一步釋放。根據(jù)《中華人民共和國專屬經(jīng)濟(jì)區(qū)和大陸架法》中關(guān)于海域范圍的劃分，遠(yuǎn)海風(fēng)電的最大離岸距離理論上可達(dá)400 km左右。

根據(jù)我國深遠(yuǎn)海海上風(fēng)電規(guī)劃初步成果，深遠(yuǎn)?？傮w規(guī)劃初步布局將分為項(xiàng)目、集群、基地3個(gè)層次：單體項(xiàng)目規(guī)模原則不小于1.00 GW，由單體項(xiàng)目組成106kW級的海上風(fēng)電集群，由海上風(fēng)電集群組成107kW級海上風(fēng)電基地。規(guī)劃總體布局將圍繞山東半島、長三角、閩南、粵東、北部灣5個(gè)107kW級海上風(fēng)電基地，總?cè)萘考s290 GW。

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結(jié)合我國深遠(yuǎn)海海上風(fēng)電規(guī)劃的規(guī)?；⒓s化指導(dǎo)思想，從節(jié)約海纜路由資源等角度考慮，單個(gè)遠(yuǎn)海風(fēng)電送出工程的海上風(fēng)電規(guī)模不宜低于1.00 GW。結(jié)合當(dāng)前各類輸電技術(shù)的最大輸送容量限制因素，建議研究場景中單個(gè)遠(yuǎn)海風(fēng)電送出工程的海上風(fēng)電規(guī)模按海上風(fēng)電集群層次考慮，即：最大輸電規(guī)模在106kW級，且按照不低于1.00 GW的項(xiàng)目層規(guī)模遞增。

考慮到輸電距離達(dá)到一定時(shí)不同類型輸電技術(shù)的優(yōu)劣已較明顯，本文研究考慮遠(yuǎn)海風(fēng)電的最遠(yuǎn)離岸距離在300 km左右。結(jié)合海上風(fēng)電輸電規(guī)模和離岸距離的分析，本文重點(diǎn)研究場景如圖8所示。

圖8 遠(yuǎn)海風(fēng)電送出輸電技術(shù)研究場景Fig.8 Research scenarios of long-distance offshore wind power transmission technology

4.2 遠(yuǎn)海風(fēng)電不同場景典型輸電方案

4.2.1 輸電方案影響因素

不同遠(yuǎn)海風(fēng)電發(fā)展場景下可采用的輸電方案主要受技術(shù)可行性和經(jīng)濟(jì)性的影響。

對于工頻交流輸電技術(shù)，輸電規(guī)模較大時(shí)，受海纜載流能力限制，必要時(shí)需要采取更高電壓等級通過多回路交流海纜將電能送出。同時(shí)，與架空線相比，海底電纜由于絕緣層的存在而使電容值相對較大，電纜需要承載較大的充電電流。隨著電壓水平的提升和輸電距離的加大，電纜需要承載大量的充電電流，在輸送相同有功電流的情況下載流量需求大幅提升，因此需通過加裝感性無功補(bǔ)償裝置對電纜的充電無功予以補(bǔ)償，這將影響到海上平臺(tái)的設(shè)計(jì)和工程總投資。

對于低頻交流輸電技術(shù)，因受單回海纜載流能力限制，當(dāng)輸電規(guī)模較大時(shí)，電能需要采取更高電壓等級和多回交流海纜送出；同時(shí)，高壓大容量交交變頻器涉及大量子模塊級聯(lián)或并聯(lián)，這使控制復(fù)雜度大幅上升。

對于直流輸電技術(shù)，單回直流系統(tǒng)最大輸電規(guī)模主要受海纜載流能力的限制。目前已有設(shè)備廠商初步具備生產(chǎn)導(dǎo)線截面3 500 mm2海纜的能力，其對應(yīng)的單回直流系統(tǒng)最大輸電規(guī)模達(dá)到約3 GW。

4.2.2 不同場景典型輸電方案

針對遠(yuǎn)海風(fēng)電送出不同場景，通過對3類不同輸電技術(shù)的關(guān)鍵設(shè)備以及海上升壓站、海上換流站、交交變頻站、海纜、無功配置方案等環(huán)節(jié)的設(shè)計(jì)和投資估算，開展技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較，提出不同送出場景下可采用的典型輸電方案，結(jié)果見表2、表3和表4所列。

表2 不同遠(yuǎn)海風(fēng)電送出場景下工頻交流輸電方案Tab.2 Power frequency AC transmission schemes for long-distance offshore wind power under different scenarios

表3 不同遠(yuǎn)海風(fēng)電送出場景下低頻交流輸電方案Tab.3 Low frequency AC transmission schemes for long-distance offshore wind power transmission under different scenarios

表4 不同遠(yuǎn)海風(fēng)電送出場景下柔性直流輸電方案Tab.4 VSC-HVDC transmission schemes for long-distance offshore wind power transmission under different scenarios

海上風(fēng)電送出輸電方案的選擇與輸電規(guī)模、輸電距離、送出電壓等級、海纜沿線載流量以及海上升壓站、海上換流站、海纜制造水平及載流能力等環(huán)節(jié)的技術(shù)經(jīng)濟(jì)性密切相關(guān)。

以輸電規(guī)模1 GW、離岸輸電距離70 km的場景為例。該場景的工頻交流輸電技術(shù)方案可考慮220 kV、330 kV、500 kV這3個(gè)電壓等級。結(jié)合不同電壓等級方案的海纜沿線載流量分布測算結(jié)果以及當(dāng)前交流海纜的制造水平和載流能力，220 kV電壓等級需要通過4回交流海纜送出，330 kV電壓等級需要通過3回交流海纜送出，500 kV電壓等級需要通過2回交流海纜送出，并需要加裝無功補(bǔ)償裝置對交流海纜的充電無功予以補(bǔ)償。具體方案如下。

方案1：采用4回220 kV電壓等級的海纜送出。為補(bǔ)償交流海纜的充電無功功率，每回海纜在海上升壓站側(cè)配置1組高抗、陸上集控站側(cè)配置1組動(dòng)態(tài)無功補(bǔ)償。

方案2：采用3回330 kV電壓等級的海纜送出。為補(bǔ)償交流海纜的充電無功功率，每回海纜在海上升壓站側(cè)配置1組高抗、陸上集控站配置1組動(dòng)態(tài)無功補(bǔ)償。

方案3：采用2回500 kV電壓等級的海纜送出。為補(bǔ)償交流海纜的充電無功功率，每回海纜在海上升壓站側(cè)配置1組高抗、陸上集控站配置1組高抗，同時(shí)設(shè)置中間高抗平臺(tái)，每回海纜在中間平臺(tái)配置1組高抗。

3個(gè)電壓等級輸電方案示意圖及其單回海纜沿線載流量分布測算情況見圖9所示。

圖9 1 000 MW/70 km海上風(fēng)電送出場景工頻交流輸電方案擬定Fig.9 Schematic drawing of power frequency AC transmission schemes for 1 000 MW/70 km offshore wind power transmission scenario

基于圖9中3個(gè)不同電壓等級輸電方案的海上升壓站、陸上集控站、海上高抗站等工程設(shè)計(jì)方案，經(jīng)向廠家詢價(jià)，對3個(gè)方案包括海上升壓站、陸上集控站、海纜、海上高抗站的總體投資進(jìn)行估算。根據(jù)投資估算結(jié)果，以330 kV電壓等級輸電方案的總投資最低，500 kV電壓等級方案居中，220 kV電壓等級方案總投資最高。220 kV電壓等級輸電方案的海纜回路數(shù)最多，占用較多的海底電纜走廊資源，經(jīng)濟(jì)性最差。500 kV電壓等級輸電方案的海纜回路數(shù)最少，但充電無功補(bǔ)償需求大，需要建設(shè)中間海上高抗站。綜合上述因素，該場景推薦采用技術(shù)經(jīng)濟(jì)相對最優(yōu)的330 kV電壓等級輸電方案。

若采取工頻交流輸電技術(shù)，當(dāng)遠(yuǎn)海風(fēng)電送出輸電規(guī)模在1 GW時(shí)，可通過3回330 kV交流海纜送出；當(dāng)輸電規(guī)模達(dá)2 GW時(shí)，需通過5回330 kV交流海纜送出。送電距離在150 km及以上時(shí)，需考慮采用載流量相對較大的單芯海纜，海纜路由占用較多。對于3 GW及以上輸電規(guī)模，若采取工頻交流輸電技術(shù)，將需要7回及以上交流海纜，則海纜路由占用海域資源過多且需補(bǔ)償?shù)母呖谷萘烤薮?，基本不可行。因此，對于遠(yuǎn)海風(fēng)電送出輸電規(guī)模在3 GW及以上時(shí)，現(xiàn)階段暫不推薦采用工頻交流輸電技術(shù)。

若采取低頻交流輸電技術(shù)，當(dāng)遠(yuǎn)海風(fēng)電送出輸電規(guī)模在1 GW時(shí)，可通過2回330 kV交流海纜送出；當(dāng)輸電規(guī)模達(dá)2 GW時(shí)，需通過3回500 kV交流海纜送出。輸電距離越遠(yuǎn)，對交流海纜載流能力的要求更高。對于3 GW及以上輸電規(guī)模，若采取低頻交流輸電技術(shù)，則因交流海纜回路數(shù)增加導(dǎo)致占用過多海域資源，且大容量交交變頻器的實(shí)現(xiàn)仍有待落實(shí)。因此，對于遠(yuǎn)海風(fēng)電送出輸電規(guī)模在3 GW及以上時(shí)，現(xiàn)階段暫不推薦采用低頻交流輸電技術(shù)。

結(jié)合IGBT（Insulated gate bipolar transistor）開關(guān)器件和直流海纜通流能力，若采取柔性直流輸電技術(shù)，當(dāng)遠(yuǎn)海風(fēng)電送出輸電規(guī)模在1 GW及以下時(shí)，可通過1回±250 kV柔直系統(tǒng)送出；輸電規(guī)模在2～3 GW時(shí)，需通過1回±500 kV柔直系統(tǒng)送出，其中3 GW輸電規(guī)模需采取最大截面3 500 mm2的直流海纜；輸電規(guī)模在4～5 GW時(shí)，需通過2回柔直系統(tǒng)送出。

5 結(jié)論

工頻交流、柔性直流輸電技術(shù)目前已廣泛應(yīng)用于海上風(fēng)電送出工程。低頻交流輸電技術(shù)以可降低海纜并聯(lián)電容效應(yīng)、無需配置海上換流平臺(tái)等優(yōu)勢在遠(yuǎn)海風(fēng)電送出中亦顯應(yīng)用潛力。

本文在分析3類輸電技術(shù)的特點(diǎn)和應(yīng)用現(xiàn)狀的基礎(chǔ)上，結(jié)合我國海上風(fēng)電相關(guān)規(guī)劃思路分析了未來遠(yuǎn)海風(fēng)電送出的輸電規(guī)模、離岸距離等多個(gè)研究場景。從3類輸電技術(shù)的關(guān)鍵設(shè)備制造能力、工程設(shè)計(jì)及實(shí)施能力、技術(shù)經(jīng)濟(jì)性等角度出發(fā)，研究提出了各送出場景下可行的不同類型海上風(fēng)電輸電技術(shù)及其典型技術(shù)方案，對未來國內(nèi)遠(yuǎn)海風(fēng)電送出輸電方式及輸電方案的進(jìn)一步優(yōu)選提供了實(shí)用性參考。

本次研究提出的直流輸電方案僅針對不同離岸距離的海上風(fēng)電送出場景。對于海上風(fēng)電上岸后直接送往負(fù)荷中心的情況，可考慮相應(yīng)增加陸上電纜或架空線路。由于不定因素較多，建議實(shí)際工程中結(jié)合當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)建設(shè)情況對該類情況開展具體分析研究。