彭 穗，余 浩，許 亮，湯蘭西，王雅婷，陳俊杰，蘇辛一

(1.廣東電網(wǎng)有限責(zé)任公司電網(wǎng)規(guī)劃研究中心，廣東 廣州 510030；2.廣東電網(wǎng)有限責(zé)任公司，廣東 廣州 510030；3.電力規(guī)劃設(shè)計總院，北京 100120)

0 引言

我國海上風(fēng)能資源豐富，5～25 m水深、50 m高度海上風(fēng)電開發(fā)潛力具備2億kW的開發(fā)潛力，5～50 m水深、70m高度具備5億kW的開發(fā)潛力，另外近岸潮間帶、深遠(yuǎn)海也具備較為豐富的風(fēng)能資源。截至2020年底，我國海上風(fēng)電裝機899萬kW，同比增長51.6%，發(fā)展速度較快。我國海上風(fēng)電資源主要集中在東部沿海地區(qū)，海上風(fēng)電的開發(fā)，對于推動我國綠色轉(zhuǎn)型發(fā)展、保障東部負(fù)荷中心能源電力供應(yīng)具有重要意義。

然而，由于施工及運行環(huán)境惡劣，海上風(fēng)電建設(shè)、并網(wǎng)、電能輸送，以及運行維護(hù)的技術(shù)難度和投資成本均較陸上風(fēng)電高，制約著海上風(fēng)電的大規(guī)模發(fā)展[1-3]。近兩年我國海上風(fēng)電新增裝機基本都是近海風(fēng)電項目，隨著技術(shù)進(jìn)步、成本下降，海上風(fēng)電將向規(guī)?；?、深遠(yuǎn)海化趨勢發(fā)展。因此，安全可靠又較為經(jīng)濟的輸電方案是確保海上風(fēng)電送出和高效利用的關(guān)鍵之一，如何實現(xiàn)大容量海上風(fēng)電的遠(yuǎn)距離輸送是一個極具現(xiàn)實意義而又十分迫切的課題。

目前，海上風(fēng)電的領(lǐng)先技術(shù)大部分在歐洲，而國際上尚無海上風(fēng)電設(shè)計的專用方法和標(biāo)準(zhǔn)[4]。因此，本文充分借鑒現(xiàn)有海上風(fēng)電項目的實際經(jīng)驗，重點分析交流輸電方式和柔性直流輸電方式等海上風(fēng)電主要輸電方式存在的問題，對不同輸電方案的技術(shù)性和經(jīng)濟性進(jìn)行對比研究，通過相關(guān)論證對海上風(fēng)電輸電方式的選取提出建議。

1 海上主要輸電方式及存在問題分析

1.1 交流輸電方式及存在問題

交流輸電方式多適用于海上風(fēng)電小規(guī)模、近距離輸送。交流輸電方式具備技術(shù)方案成熟度高、近海輸送成本較低、結(jié)構(gòu)簡單、可靠性高、工程運行經(jīng)驗豐富等優(yōu)點。交流輸電方式的缺點主要包括：長距離輸送電纜的電容效應(yīng)明顯；無功電壓補償控制難度大；過電壓問題更突出；海上風(fēng)電場與陸上電網(wǎng)之間的交互影響大，無法實現(xiàn)故障隔離[5]?；诮涣麟娎|的海上風(fēng)電結(jié)構(gòu)如圖1所示，主要包括海上風(fēng)電場、集電系統(tǒng)、無功補償裝置、海上升壓站、海底交流電纜等。

圖1 交流海纜海上輸電系統(tǒng)示意圖

目前國內(nèi)已并網(wǎng)的海上風(fēng)電項目離岸距離較近，均采用交流海纜送出方式。國內(nèi)交流海纜電壓等級主要包括35 kV、110 kV、220 kV。其中，35 kV、110 kV交流海纜受輸送容量限制，海底走廊占用和輸電損耗較大。國內(nèi)目前主流的交流海纜電壓等級為220 kV，一般采用單回三芯結(jié)構(gòu)，輸電能力18～35萬kW。220 kV更大截面海纜(超過2 500 mm2)以及500 kV海纜輸電能力可達(dá)到40萬kW以上，但受絕緣要求以及制造、敷設(shè)技術(shù)等影響，需采用單芯結(jié)構(gòu)，單回需鋪設(shè)3～4根(考慮備用相時需4根)，占用海底走廊資源較大。交流海纜輸送容量如表1所示。

表1 不同電壓等級、不同截面交流海纜輸送容量

1.2 柔性直流輸電方式及存在問題

柔性直流輸電方式多適用于海上風(fēng)電大規(guī)模、遠(yuǎn)距離輸送。柔直輸送方式的優(yōu)點主要包括：長距離輸送容量更大，輸電線路數(shù)量更少，海域資源占用較少；匯集輸送具有靈活、可擴展性；體積小，便于施工和擴建；有功無功解耦，電壓控制更為簡單；潮流反轉(zhuǎn)方便快捷；可提高現(xiàn)有系統(tǒng)的輸電能力；事后可快速恢復(fù)供電和黑啟動；可向無源電網(wǎng)供電。柔直輸電方式的缺點主要包括：造價較高；技術(shù)尚不成熟，可靠性和穩(wěn)定性有待提高；工程運行經(jīng)驗較少[6-7]。目前歐洲部分國家的海上風(fēng)電項目離岸距離較遠(yuǎn)，采用柔直海纜進(jìn)行輸送。

柔性直流輸電技術(shù)應(yīng)用于海上風(fēng)電有多種拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)，應(yīng)用于海上風(fēng)電場海上輸電系統(tǒng)中的較為成熟的換流器通常采用兩電平和三電平技術(shù)或者模塊化多電平技術(shù)。典型的2端口柔性直流輸電結(jié)構(gòu)如圖2所示，柔性直流輸電系統(tǒng)設(shè)備包括海底直流電纜、換流器、橋臂電抗器、聯(lián)接變壓器、直流電抗器、直流耗能裝置和啟動電阻等。

圖2 柔性直流海上輸電系統(tǒng)示意圖

目前國外海上風(fēng)電柔性直流輸電應(yīng)用主要在德國北海地區(qū)，德國已投運及在建海上風(fēng)電工程共9個，其中已投運7個，調(diào)試及在建工程2個，主要工程如表2所示。受海上柔直平臺吊裝施工及海纜制造能力等方面的限制，世界上最大容量海上柔性直流平臺電壓等級為±320 kV，容量約90萬kW。

表2 德國海上風(fēng)電柔直送出工程

另外，國外在海上風(fēng)電柔直電網(wǎng)方面也有相關(guān)布局。如圖3所示，美國正計劃建設(shè)大西洋風(fēng)力傳輸(Atlantic Wind Connection，AWC)工程，橫跨新澤西、特拉華、馬里蘭和弗吉尼亞四大州計劃建設(shè)柔直電網(wǎng)，電壓等級±320 kV，用于消納700萬kW的區(qū)域內(nèi)海上風(fēng)電，可有效提高風(fēng)電消納靈活性，增強電網(wǎng)抗故障能力，緩解電網(wǎng)阻塞情況。

圖3 美國AWC工程接入方案示意圖

當(dāng)前限制海上柔性直流規(guī)模的因素主要有兩點：

一是海上柔性直流平臺吊裝重量。百萬千瓦級海上柔性直流輸電平臺的尺寸(約100×100米級)、重量(2.5～3.0萬t)均遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于普通海上交流升壓站平臺(40×40米級，3千噸級)。目前世界最大起重船的靜態(tài)起重能力為2萬噸級，僅兩艘，均在歐洲施工；國內(nèi)最大的起重船(振華重工)“振華30號”，最大起重能力僅為1.2萬t，海上吊裝及施工技術(shù)成為海上柔性直流輸電規(guī)模的主要瓶頸。若考慮多平臺組裝為大容量柔直匯集平臺或多個基礎(chǔ)平臺連接組成，需分塊吊裝或采用其它施工方法，設(shè)計、建造、連接、調(diào)試復(fù)雜程度極大增加且尚無實例。未來隨著施工技術(shù)進(jìn)步，可突破平臺重量和尺寸限制，并采用更高電壓等級，從而實現(xiàn)海上更大容量柔性直流平臺的安裝和運行。

二是直流海纜輸送容量，目前直流海纜電壓等級最高為±320 kV，雙極最大輸送容量為130萬kW；將直流海纜的電壓等級從±320 kV提升±525 kV或者更高電壓等級理論上可行，但直流海纜的制造工藝與交流海纜存在區(qū)別，生產(chǎn)制造上還存在大量需改進(jìn)的技術(shù)環(huán)節(jié)，當(dāng)前尚無制造及工程經(jīng)驗。

未來隨著施工技術(shù)進(jìn)步，可突破平臺重量和尺寸限制，并采用更高電壓等級，從而實現(xiàn)海上更大容量柔性直流平臺的安裝和運行。

1.3 交流輸電建設(shè)無功補償中繼站方式

海底電纜交流輸電的存在過電壓及充電功率較高的問題，且隨著電壓等級的提升而更加突出。當(dāng)海纜線路達(dá)到一定長度需裝設(shè)高抗以抑制過電壓，具體長度需結(jié)合實際系統(tǒng)情況進(jìn)行論證。參考一般工程經(jīng)驗，當(dāng)輸電距離達(dá)到40 km時需在海纜一端裝設(shè)高抗，當(dāng)超過40 km但小于80 km時需在兩端裝設(shè)高抗，如超過80 km需要在海纜中間建設(shè)中繼站安裝高抗。

英國HornseaOne海上風(fēng)電場距岸120 km，采用高壓交流海纜輸電，并在離岸約60 km處建設(shè)一座無功補償中繼站，用于抵消海纜的充電功率。該中繼站為世界首座無功補償中繼站，已于2018年6月建成。未來隨著不斷深入的生產(chǎn)實踐，高壓交流海纜加中繼站的方式有望成為深遠(yuǎn)海域海上風(fēng)電送出的具有競爭力的技術(shù)路線。

1.4 混合直流輸電方式及存在問題

從直流輸電技術(shù)的發(fā)展技術(shù)路線來看，直流輸電的分布格局將會出現(xiàn)傳統(tǒng)直流(LCC HVDC)與柔性直流(VSC HVDC)共存的局面。目前已有將兩種技術(shù)相聯(lián)的研究，形成混合直流輸電系統(tǒng)(hybrid HVDC)的拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)。這種不同于以往的混合直流輸電技術(shù)提供了一種可以利用傳統(tǒng)直流和柔性直流技術(shù)各自的優(yōu)點、改進(jìn)其不足的新研究方向。混合直流輸電技術(shù)以其獨特的技術(shù)特點，在特定條件下可以表現(xiàn)出比傳統(tǒng)直流和柔性直流技術(shù)更優(yōu)越的技術(shù)性能，比柔性直流低廉的造價和更廣泛的應(yīng)用場景。進(jìn)一步通過結(jié)合VSC和LCC兩種換流器的優(yōu)點，構(gòu)成混合兩端甚至多端直流輸電系統(tǒng)(hybrid multi-terminal HVDC，HMTDC)， 可 實現(xiàn)系統(tǒng)向弱交流系統(tǒng)供電，同時也可成為連接海上風(fēng)電場的備選方案，實現(xiàn)海上風(fēng)電場的功率輸送[8-9]。

迄今為止，有關(guān)于混合直流的研究成果還比較少，且主要集中于混合直流輸電系統(tǒng)的拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)設(shè)計、穩(wěn)態(tài)控制特性、主控制器設(shè)計以及電磁暫態(tài)仿真建模的研究。

作為一種新興的高壓直流輸電技術(shù)，混合直流輸電還未得到廣泛應(yīng)用，但是在當(dāng)今傳統(tǒng)直流和柔性直流共同發(fā)展，不斷在各自所擅長的領(lǐng)域中開拓創(chuàng)新的情況下，LCC和VSC必將在某些特定情景下構(gòu)成混合直流輸電系統(tǒng)，成為海上風(fēng)電輸送的一種備選方案?？傮w來說，利用VSC控制上的靈活性和快速性來改善傳統(tǒng)直流及其受端系統(tǒng)的穩(wěn)定性；利用LCC的低損耗、低造價來降低柔性直流的系統(tǒng)損耗和工程造價是混合直流輸電系統(tǒng)的主要特點。但混合直流輸電技術(shù)還存在許多缺點和不足，很多方面的研究仍處于空白階段。

2 海上輸電方式選取對比研究

2.1 國外海上輸電方式選取經(jīng)驗

如圖4所示，從國外已并網(wǎng)和在建海上風(fēng)電的經(jīng)驗來看，輸電距離在70 km以內(nèi)全部采用交流輸電方式，100 km以上的遠(yuǎn)距離輸電采用柔直輸電方式，輸電距離在70～100 km時綜合考慮經(jīng)濟性和可靠性指標(biāo)進(jìn)行交直流方案比選分析。

圖4 國外海上風(fēng)電并網(wǎng)距離與并網(wǎng)方式示意圖

2.2 不同輸電方式的技術(shù)經(jīng)濟性比較

重點比較交流和柔直輸電方式，結(jié)合通道能力、造價、實際工程經(jīng)驗等因素，分別給出不同風(fēng)電場容量建議選取的交流、柔直輸電方案?？紤]500 kV交流輸送方案經(jīng)濟代價較高，本文主要對220 kV交流和柔直輸送方案進(jìn)行對比分析。對于交流輸電方案，輸送距離80 km及以上考慮新建無功補償中繼站。

另外，考慮220 kV采用單芯電纜時，1根電纜代表1相，需至少要用3根電纜，因此造價比同等容量的三芯電纜高很多。為保證經(jīng)濟性，研究中考慮采用三芯交流海底電纜。研究考慮滿足輸送容量需求的條件下電纜回數(shù)和造價成本盡量低，給出不同風(fēng)電場容量下選取的交流輸電方案。另外，參考國外已有的海上柔直輸電工程，給出不同風(fēng)電場容量下建議選取的柔直輸電方案。不同風(fēng)電場容量下的交直流輸送方案如表3所示。

表3 不同風(fēng)電場容量下的交直流輸送方案

參考目前已投運及在建工程的相關(guān)建設(shè)投資，交流輸電方式下不同風(fēng)電輸送容量的各部分造價表如表4所示。其中，陸上集控站和基礎(chǔ)平臺造價在400 MW～1 000 MW的容量范圍內(nèi)不考慮變化。海上升壓變的造價主要與裝機容量相關(guān)。無功補償部分折算為每km的單位造價(包括電抗器和SVG)，主要與電纜的回數(shù)以及參數(shù)相關(guān)。表中的電纜單位造價考慮了具體方案的電纜回數(shù)。

表4 不同風(fēng)電場容量下的交流輸送方案下各部分的造價表

直流輸電方式下，結(jié)合國外已投運柔直工程的造價，不同風(fēng)電輸送容量下各部分的造價表如表5所示。從表中可以看出，在400 MW容量下，送端海上換流站的單位造價最高。直流電纜的單位造價基本隨輸送容量的增大而升高，受到行業(yè)技術(shù)研發(fā)和制造能力的限制，當(dāng)風(fēng)電場容量從800 MW增加到1 000 MW時，直流電纜單位長度造價從1 150萬元/km上升到2 120萬元/km。同時，送端換流站的單位造價包括了海上平臺部分，海上換流站考慮了5%的容量裕度。

表5 不同風(fēng)電場容量下的直流輸送方案下的造價表

研究考慮按照工程造價經(jīng)濟，對于交流和柔直輸電方案進(jìn)行比選。基于上述不同風(fēng)電場容量選取的交直流配置方案，參考目前已投運及在建工程的相關(guān)建設(shè)投資，計算得到不同輸送容量、不同輸送距離對應(yīng)的交直流輸電工程造價，如表6所示。

表6 不同輸送容量和輸送距離下交直流方案的工程造價 億元

不同容量下的交直流輸送方式工程造價隨距離變化的曲線如圖5所示。對比分析，可得出結(jié)論：對于容量400 MW及以上的海上風(fēng)電匯集外送，交直流輸電方案對應(yīng)的造價曲線交叉點對應(yīng)的輸送距離為60～70 km左右。當(dāng)輸電距離在70 km以內(nèi)時，建議采用交流輸電方案；當(dāng)輸電距離超過70 km，應(yīng)結(jié)合實際情況論證采用柔性直流輸電方案。

圖5 不同輸電距離下交流和柔直方案造價

2.3 不同輸電方式的海域資源占用比較

如圖6所示，不同輸電模式下的海域占用情況不同，以同樣輸送100萬kW海上風(fēng)電為例，若采用220 kV海纜輸送需要3～4回，截面采用單回三芯結(jié)構(gòu)3×1 000 mm2，即3～4根海纜；若采用500 kV海纜輸送需要1回，由于采用單芯結(jié)構(gòu)，需3～4根海纜(考慮備用相時需4根)。按照4根海纜考慮，對應(yīng)的海纜保護(hù)區(qū)250～1 150 m，用海寬度170 m(水深25 m)。若采用柔性直流輸電，則需1回±320 kV柔直(2根海纜)，截面2 000 mm2，對應(yīng)的海纜保護(hù)區(qū)150～1 050 m，用海寬度70 m。

圖6 不同輸電方式的海域資源占用情況對比

由此可見，在輸送相同的大容量規(guī)模海上風(fēng)電情況下，柔性直流輸電在海域資源占用上較為節(jié)省，交流500 kV和220 kV相當(dāng)。同時考慮海纜及升壓站投資以及當(dāng)前制造、施工等技術(shù)，暫不考慮海上交流500 kV輸電。

3 海上輸電推薦方式

3.1 淺水區(qū)海上風(fēng)電輸電方式

淺水區(qū)海上風(fēng)電的離岸距離一般在60 km以內(nèi)，采用交流海纜進(jìn)行輸電?？紤]海上風(fēng)電不同的裝機規(guī)模，推薦方式如下：

1)對于裝機規(guī)模小于10萬kW的小型近海淺水區(qū)風(fēng)電場，推薦采用35 kV交流海纜直接送出登陸。

2)對于裝機規(guī)模大于10萬kW的淺水區(qū)海上風(fēng)電，推薦建設(shè)交流升壓站，可利用海上平臺或風(fēng)電場附近的島嶼建設(shè)升壓站，風(fēng)電場升壓后通過110 kV或220 kV海纜送出登陸。

3.2 深水區(qū)海上風(fēng)電輸電方式

深水區(qū)海上風(fēng)電的離岸距離一般超過60 km，大多采用柔直海纜進(jìn)行輸電?？紤]海上風(fēng)電不同的裝機規(guī)模，推薦方式如下：

1)對于裝機規(guī)模50～100萬kW的深水區(qū)海上風(fēng)電項目，推薦建設(shè)海上柔直換流站，通過單回柔直海纜送出登陸，柔直海纜電壓等級選取±200 kV～±320 kV。

2)對于裝機規(guī)模大于100萬kW的深水區(qū)海上風(fēng)電場群，推薦兩種方式。一種方式是采用大容量柔直輸送方式，利用附近島嶼(無人島等)建設(shè)大容量柔直換流站，風(fēng)電場群在海上匯集后通過大容量柔直通道送出登陸；另一種方式是采用多端柔直輸送方式，分別建設(shè)多個海上柔直換流站，風(fēng)電場群通過柔直海纜匯集送出。柔直海纜電壓等級選取±320 kV～±800 kV。

對比大容量柔直和多端柔直輸送方式，如圖7所示。按照《海上風(fēng)電開發(fā)建設(shè)管理辦法》(國能新能〔2016〕394號)的規(guī)定，單個海上風(fēng)電場外緣邊線包絡(luò)海域面積原則上每10萬kW控制在16 km2?？紤]匯集的每個風(fēng)電場平均規(guī)模約40萬kW，占用海域面積為64 km2。對于大容量風(fēng)電場群來說，采用大容量柔直輸電通道外送時，最遠(yuǎn)端的風(fēng)電場距離換流站的距離可能超出交流海纜經(jīng)濟輸送距離，易出現(xiàn)過電壓等電壓控制問題，此時可考慮采取多端柔直輸電方式，提高運行靈活性和可擴展性[10]。

圖7 大容量柔直和多端柔直輸送方案示意圖

以廣東粵東深水區(qū)風(fēng)電場群為例，按照規(guī)劃2035年前開發(fā)粵東深水場址一230萬kW、粵東深水場址二1 085萬kW，2035年后進(jìn)一步開發(fā)粵東深水場址二剩余的335萬kW、粵東深水場址三750萬kW，粵東深水場址四540萬kW、粵東深水場址五660萬kW以及粵東深水場址六1 400萬kW。為節(jié)省海廊資源，加強風(fēng)場間互補特性、減少功率波動對電網(wǎng)的沖擊，若技術(shù)成熟，可建設(shè)多端柔性直流輸電系統(tǒng)。考慮建設(shè)時序及布局，粵東深水場址一、場址二、場址三打捆考慮，粵東深水場址四、場址五、場址六打捆考慮，分別在海上新建多個換流站，通過多端柔直海纜，送至沿海的陸上換流站。

4 結(jié)論

海上風(fēng)電送出工程的輸電方式主要包括交流和柔性直流兩種。同時考慮交流輸電存在過電壓及充電功率較高的問題，通常當(dāng)交流輸電距離達(dá)到40 km時需在海纜一端裝設(shè)高抗，當(dāng)超過40 km但小于80 km時需在兩端裝設(shè)高抗，如超過80 km需要在海纜中間建設(shè)中繼站安裝高抗。目前國內(nèi)已并網(wǎng)的海上風(fēng)電離岸距離較近，均采用交流海纜送出方式，隨著海上風(fēng)電開發(fā)向遠(yuǎn)海延伸，長距離交流海纜存在電壓控制難、輸送容量小且損耗大等問題，通過綜合技術(shù)經(jīng)濟性比較并借鑒國外經(jīng)驗，推薦對于輸電距離在70 km以內(nèi)的風(fēng)電項目(多為淺水區(qū)風(fēng)電)，采用交流海纜輸送；對于輸電距離超出70 km的風(fēng)電場(多為深水區(qū)風(fēng)電)，結(jié)合實際情況論證采用柔性直流技術(shù)輸電的方案。