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大力发展绿色低碳能源尤其是发展海上风电，是推动实现碳达峰、碳中和目标的重要举措[1]。我国海上风电资源丰富[2]，在推动能源绿色转型发展中居于重要地位。“十四五”期间，国家大力发展海上风电等可再生新能源，持续推动电源结构绿色转型，加快构建以新能源为主体的新型电力系统。以广东省为例，预计到2025年，海上风电投产规模将达15 GW[3]，到2030年，广东建成投产海上风电装机容量将达到30 GW[4]，远景规模
66 GW。大部分深远海风场规划容量超过1 GW，呈现连片开发趋势，离岸距离为80～120 km。如此大规模的海上风电装机容量首先面临的就是电力送出问题。目前主流的近海风电送出采用高压交流方式[5-6]。随着近海风电的开发逐渐趋于饱和，海上风电的发展势必走向更深更远的海域[7-8]。柔性直流输电具有无直流电缆充电功率限制、可提供稳定的风电并网电压、可减少海上风电与受端电网的相互影响等优势，是目前国际公认的大规模海上风电送出的最佳技术手段[9-10]。
目前已投运的国内外海上风电柔性直流项目，包括欧洲在建的DolWin5、DolWin6、Sofia、Borwin5和Borwin6项目，送出海缆均为点对点向陆上送电[11]，存在局限性。随着离岸距离和传输容量的增加，当多个风电场规划同期送出时，可以根据各个风电场的离岸距离和位置关系，对风电场进行合并或分割，灵活采取交流、直流和交直流混合的方式。为实现整体方案最优，需要对潜在的各种送出方式开展技术比较和全生命周期投资比较，通过优选方法获得最优送出方案。
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交流送出技术适用于小容量近海风电送出，如图1所示，从海上风场接收电能，在海上升压站汇集升压后，通过交流送出海缆送至陆上集控中心，然后接入陆地电网。
Figure 1. AC transmission technology for offshore wind power
目前，交流送出技术的电压等级包括220 kV、330 kV和500 kV。
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柔性直流送出技术适用于大容量远海风电送出，如图2所示，从海上风场接收电能，在海上换流站汇集整流后，通过直流送出海缆送至陆上换流站，逆变为交流后接入陆地电网[12]。
Figure 2. Flexible DC transmission technology for offshore wind power
目前，柔性直流送出技术的电压等级包括±250 kV、±320 kV、±400 kV和±500 kV。
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交直流混合送出技术适用于大容量多风场风电送出，如图3所示，对多个风电场进行合并或分割，部分通过交流送出，部分整流后通过直流送出，在陆上分别进行升压和逆变，最后汇流后接入陆地电网。
Figure 3. Hybrid AC and DC transmission technology for offshore wind power
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海上风电送出的技术性因素包括技术成熟度、技术创新性、运行可靠性、无功补偿配置、对电网影响、用海面积等[13]。
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交流送出技术在陆上有成熟的设备系列和运行经验，其中220 kV电压等级在海上风电交流送出领域已经有大量的应用，500 kV电压等级也在阳江青洲一、二海上风电项目中首次应用[14]。
柔性直流送出技术同样在陆上有成熟的设备系列和运行经验，其中±320 kV电压等级在国外海上风电直流送出领域有大量的应用。我国在2021年建成了江苏如东海上风电柔性直流输电工程[15]，电压等级为±400 kV，容量为1.1 GW，打破了国外技术垄断。在建的阳江青洲五、七海上风电柔性直流输电工程[16]再上新台阶，电压等级为±500 kV，总容量为2 GW，是世界上容量最大的对称单极柔性直流系统，预计2026年底并网。
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相对交流送出技术，柔性直流送出技术能够较好地适应海上风电场连片开发送出的技术发展趋势，节约海洋资源，在大规模集中开发的应用场景中具有较高的技术创新性。
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目前业内对于送出系统运行可靠性的讨论多是面向陆上大电网互联项目，主要讨论系统内部的可靠性分析及提升措施，理论上可通过加强冗余措施，例如换流阀桥臂增加冗余器件、关键电气设备增加备用数量或者提高参数裕度等，将可靠性提高至98.5%以上[17]。但针对海上风电送出的特殊情况，不管是交流送出技术，还是直流送出技术，除了要考虑系统内部故障之外，更多的是考虑海缆故障带来的影响，同时需要结合海上风电出力特性从停运损失费用计算的角度进行整体运行可靠性评估。
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交流送出技术，由于海缆充电功率的存在，需要配置无功补偿设备，同时对接入系统存在无功需求。柔性直流送出技术，由于其自身的技术优势，可提供无功功率和电压支撑，无需配置无功补偿设备。
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风电场系统惯量低，调频能力差，频率越限风险大。海上风电采用交流送出方式时，风电场和并网交流电网的相互影响使得电压和频率稳定性问题越来越突出。
柔性直流送出技术通过直流方式并网，能够最大限度隔离风电场和并网交流电网故障时的相互影响，同时采用的全控型器件可以独立控制换流器的无功功率，为风电场及陆上交流电网提供动态无功支撑，电网友好度高。
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在输送相同容量情况下，柔性直流送出的海缆数量比交流送出的海缆数量少，符合“节约用海、集约用海”的用海审批原则，工程报批手续相对容易。
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对称单极是目前1～2 GW风电场采用柔性直流送出时广泛采用的方案。当风电场容量进一步增大时，对称双极高可靠性的技术优势使其成为更大容量风电场的推荐送出方案。目前，国外已有对称双极输电项目在前期规划中，国内尚无应用案例。
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目前近海多采用35 kV小容量风机，远海多采用66 kV大容量风机。近海风电送出还是以图1中的交流送出技术为主。远海目前正在推广应用8 MW及以上大容量66 kV风机，更高的功率密度、更少的风机和集电线路使得直接接入海上换流站具备可行性，可以省去风电场和海上换流站之间的多座升压站，大大降低风电送岀工程整体造价[18]。
以上给出了海上风电不同技术路线进行技术比选时的主要指标。具体工程应根据系统条件、输送容量和离岸距离，通过技术比选确定推荐方案。
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传统海上风电采用的经济评价方法仅考虑初期投资，系统性和科学性不足。在当前取消电价补贴、平价上网的大背景下，全生命周期经济性的考量显得尤为重要。全生命周期的经济分析，除了初期投资，还应考虑设备使用年限内的损耗、维护、停运损失和海域租赁等运行过程中产生的费用[19]。
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根据海缆样本查到海缆损耗容量，然后用损耗容量×年损耗小时数×并网电价就可得到海缆损耗费用。
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设备损耗主要包括变压器损耗和换流阀损耗。根据设备容量×损耗率得到损耗容量，然后用损耗容量×年损耗小时数×并网电价就可得到设备损耗费用。
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设备维护费用与初期投资有关，可根据已投运工程统计数据取平均系数得到。
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通过海缆和站的用海面积计算海域租赁费用。海缆的用海面积为海缆路由长度×用海宽度。海缆用海和站用海单公顷费用执行具体项目所在地标准。
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系统停运情况包括海缆故障停运、设备故障停运和计划检修停运，对称单极直流系统和对称双极直流系统的停运损失计算方法不同，下面分别介绍。
1）对称单极系统
用于计算海缆故障停运损失和设备故障停运损失的基于实际小时数的年平均功率通过等效满发小时数换算得到。
针对计划检修停运情况，计划检修可以安排在风场发出功率最小的时间段，年平均功率取该时间段的统计值。
（1）海缆故障停运
海缆故障停运的损失费用计算公式如下：
$$ {M_1} = \left( {{n_1} \times L/100 + {n_2} \times r/100 + {n_3} \times L/100} \right) \times {P_1} \times {T_1} \times k $$ (1) 式中：
M1——海缆故障停运损失费用（元）；
n1 ——回路故障次数（100/km），取0.03（参考国际大电网委员会CIGRE统计数据）；
n2 ——终端故障次数（100/个），取0.007（参考国际大电网委员会CIGRE统计数据）；
n3 ——外部故障或未知次数（100/km），取
0.0705 （参考国际大电网委员会CIGRE统计数据）；T1 ——海缆故障维修时长（h）；
L ——海缆长度（km）；
r ——海缆终端数量（个）；
P1——年平均功率（kW）；
k ——电价（元/kWh）。
（2）设备故障停运
根据统计，直流设备的可用率在98.5%左右，除去1%的计划检修外，有0.5%的故障率，以此为输入进行设备故障停运损失容量费用计算[20]。
设备故障停运的损失费用计算如下：
定义设备故障停运损失费用为M2，故障维修时长为T2，年平均功率为P2，电价为k，则设备故障停运的损失容量产生的费用为：
$$ {M_2} = {P_2} \times {T_2} \times k $$ (2) 式中：
M2 ——设备故障停运损失费用（元）；
P2 ——年平均功率（kW）；
T2 ——故障维修时长（h），取44 h（全年小时数的0.5%）；
k ——电价（元/kWh）。
（3）设备计划检修停运
换流站设备检修期间也会造成系统停运。计划检修停运的损失费用计算如下：
定义计划检修停运损失费用为M3，计划检修时长为T3，年平均功率为P3，电价为k，则计划检修期间损失容量产生的费用为：
$$ {M_3} = {P_3} \times {T_3} \times k $$ (3) 式中：
M3 ——计划检修停运损失费用（元）；
P3 ——年平均功率（kW）；
T3 ——计划检修时长（h）；
对称单极系统的停运损失费用为上述费用之和。
2）对称双极系统
对称双极方案的直流系统停运损失计算方法与对称单极有所不同，原因是当海缆故障停运或设备计划检修停运时，直流系统可以切换至单极金属回线大地运行方式，仍具备一半额定容量的送出能力，因此当风场出力在一半额定容量以下时是没有损失的，只有当风场出力超过一半额定容量，多出的容量才会损失。
下面针对海缆故障停运、设备故障停运和计划检修停运分别计算直流系统停运损失。
（1）海缆故障停运
针对海缆故障停运情况，等效的应仅统计风场出力超过一半容量的数据进行加权计算损失容量。
海缆故障停运的损失费用计算公式同式（1）。
（2）设备故障停运
设备故障停运的概率同对称单极系统。
设备故障停运的损失费用计算公式同式（2）。
（3）设备计划检修停运
针对计划检修停运情况，计划检修可以安排在风场发出功率最小的时间段，若该功率小于一半额定容量，则不存在损失。
对称双极系统的停运损失费用为上述费用之和。
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全生命周期费用是综合考虑初期投资和设备使用年限内运行过程中产生的费用后，通过计算得到的年费用，计算公式如下：
$$ C=Z\left[\frac{r_0\left(1+r_0\right)^n}{\left(1+r_0\right)^n-1}\right]+u $$ 式中：
C ——设计方案年费用（元）；
Z ——工程总投资（元）；
u ——工程年运行费，分为损耗、维护、停运损失和海域租用（元）；
r0 ——电力工业投资回收率；
n ——工业经济使用年限（a）。
全生命周期费用最少的方案为经济上最优的方案。
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文章以3个
1 GW海上风电场集中送出作为案例，给出一种选择最优送出方式的方法。第一步，获取3个风电场各自的送出海缆长度。
在不分割风电场的方案里，受单根±500 kV直流海缆最大输送容量（一般为
2.3 GW）限制，无法输送全部3个1 GW风电场的容量，需要挑选离岸最近的风电场独立送出。第二步，通过海缆长度比较确定离岸最近的风电场，假定是风电场1。对风电场1进行220 kV、330 kV、500 kV、±250 kV、±320 kV、±400 kV和±500 kV共计7种送出方式的技术经济比选，得到其最优送出方案，假定为交流220 kV送出。
第三步，进行各种集中送出方式的技术经济比选，包括以下方案。
方案1：风电场2和风电场3采用±500 kV对称单极直流集中送出，风电场1独立送出，如图4所示。
Figure 4. Scheme 1 of centralized transmission from wind farms
方案2：风电场2和风电场3采用±500 kV对称双极直流送出，风电场1独立送出。在方案1的基础上，风电场2和风电场3改用±500 kV对称双极直流集中送出，如图5所示。
Figure 5. Scheme 2 of centralized transmission from wind farms
方案3：3个风电场分割为
1.75 GW和1.25 GW2个单元，单元1（1.75 GW）采用±400 kV对称单极直流送出，单元2（1.25 GW）采用±320 kV对称单极直流送出，如图6所示。
Figure 6. Scheme 3 of centralized transmission from wind farms
受单根±400 kV直流海缆最大输送容量（一般为
1.75 GW）限制，可以将3个风电场打散后，分割为1.75 GW和1.25 GW 2个单元，单元1的1.75 GW采用±400 kV对称单极直流送出，单元2 的1.25 GW采用±320 kV对称单极直流送出。方案4：3个风电场分割为
2.3 GW和0.7 GW2个单元，单元1（2.3 GW）采用±500 kV对称单极直流送出，单元2（0.7 GW）采用交流220 kV送出，如图7所示。
Figure 7. Scheme 4 of centralized transmission from wind farms
本方案考虑将±500 kV直流海缆送出能力用满，将3个风电场打散后分割为
2.3 GW和0.7 GW2个单元，单元1的2.3 GW采用±500 kV对称单极直流送出，单元2 的0.7 GW采用交流220 kV送出。方案5：3个风电场分割为2个
1.5 GW单元，每个单元都采用±400 kV对称单极直流送出，如图8所示。
Figure 8. Scheme 5 of centralized transmission from wind farms
方案6：3个风电场分割为2个
1.5 GW单元，每个单元都采用500 kV交流送出，如图9所示。
Figure 9. Scheme 6 of centralized transmission from wind farms
第四步，针对提出的6种集中送出方案，根据前文所述的技术分析和全生命周期经济评价方法进行技术经济比选，根据比选结果确定最优的送出方案。
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我国海上风电目前正由小规模示范应用走向大规模连片集中开发。传统海上风电送出研究对象为单一风电场点对点向陆上送电，存在局限性，且采用的经济评价方法仅考虑初期投资，系统性和科学性不足。
针对当前海上风电连片开发的多风场应用场景，文章基于技术性和全生命周期经济性评价，提出一种优选方法，利用该方法得到的最优方案可以提升系统可靠性，最大限度发挥资产价值，实现项目全生命周期内安全、效能和成本的综合最优，对于未来深远海多片区大容量海上风电集中送出的应用场景，具有很高的指导价值。
文章提出的海上风电多风场集中送出方式优选方法带来的有益效果如下：
1）提出了一种区别于传统单一风电场点对点送电，多个风电场根据各自的离岸距离，通过交流、直流和交直流混合的方式集中送出最优方案的选择方法，能够获得整体最优的技术性和经济性。
2）基于当前最新的交直流技术特点和直流海缆输送能力，给出了所有具备可行性的集中送出方案，涵盖了目前交流送出和直流送出的全部主流技术方案。
3）给出的应用案例是3个1 GW海上风电场，但是给出的优选方法适用于3个以上海上风电场集体送出，深度契合未来深远海多片区大容量海上风电送出的市场需求。
Optimization Method for Centralized Transmission of Offshore Wind Power from Multiple Wind Farms
doi: 10.16516/j.ceec.2023-230
- Received Date: 2023-08-16
- Rev Recd Date: 2023-10-07
- Available Online: 2025-01-24
- Publish Date: 2025-01-24
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Key words:
- offshore wind power /
- centralized delivery from multiple wind farms /
- flexible DC /
- life cycle /
- symmetrical monopole /
- symmetrical bipolar
Abstract:
| Citation: | LIU Sheng. Optimization method for centralized transmission of offshore wind power from multiple wind farms [J]. Southern energy construction, 2025, 12(1): 100-108 doi: 10.16516/j.ceec.2023-230
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