【精彩论文】大规模海上风电柔性直流输电技术应用现状和展望

大规模海上风电柔性直流输电技术应用现状和展望

刘卫东¹, 李奇南^2,3, 王轩^2,3, 张帆^2,3, 李兰芳^2,4, 燕翚^2,3

（1. 鲁能新能源（集团）有限公司，北京 100020; 2. 南瑞集团（国网电力科学研究院）有限公司，江苏 南京 211106; 3. 北京市直流输配电工程技术研究中心（中电普瑞电力工程有限公司），北京 102200; 4. 中电普瑞科技有限公司，北京 102200）

摘要：海上风电具有风力资源稳定性强、年利用小时数高等特点，随着海上风电机组大型化、投资规模扩大以及建设成本下降，基于柔性直流输电技术的大规模海上风电送出已成为海上风电发展和研究的热点方向。结合国内外典型海上风电柔性直流输电工程，对换流阀、联接变压器、耗能装置、高压直流断路器、海底直流电缆关键电气设备应用现状等进行分析和总结，介绍控制系统构、硬件组成和控制算法研究现状。考虑到海上平台所处的盐雾腐蚀环境，介绍了联接变压器、换流阀的防腐设计和海水冷却系统设计。分析、总结了大规模海上风电的并网技术方案的研究现状，对海上换流站、海上风电场的发展趋势进行展望。

引文信息

刘卫东, 李奇南, 王轩, 等. 大规模海上风电柔性直流输电技术应用现状和展望[J]. 中国电力, 2020, 53(7): 55-71.

LIU Weidong, LI Qinan, WANG Xuan, et al. Application status and prospect of vsc-hvdc technology for large-scale offshore wind farms[J]. Electric Power, 2020, 53(7): 55-71.

引言

国际可再生能源署于2019年10月发布了《风电的未来：开发、投资、技术、并网以及社会经济效益》报告^[1]，报告指出海上风电市场将呈现如下特点^[2]：（1）机组容量不断增加。目前已投运的海上机组最大容量约为9.5 MW，预计在2020—2030年海上风电机组单机容量将达到15~20 MW。（2）投资规模持续增加。到2030年海上风电全球平均年投资将由2018年的1 358亿元增加到4 270亿元，年投资增加3倍。（3）成本不断下降。海上风电项目的平均安装成本将从2018年的30 471元/kW下降到2030年的11 900~22 400元/kW。到2030年，海上风电的平均平准化度电成本（LCOE, levelized cost of electricity）将从2018年的0.91元/（kW·h）降至0.35~0.63元/（kW·h），和传统化石燃料成本相当。海上风电市场的健康发展以及相关技术的持续进步，促使世界各国竞相大规模开发海上风电。如何充分利用海上风电固有的风力资源稳定性强、距离负荷中心近、年利用小时数高等优势，向陆上电网高效输送可再生能源电力，已成为当前的一个研究热点。为此，需要对海上风电场集电方式^[3]、远距离输电方式^[4]、组网拓扑^[5]、并网运行^[6]、故障穿越^[7]等关键技术进行研究。对于单个400 MW风电场，最近的研究结果表明：交流输电技术适用于离岸距离＜70 km的近海风电场并网，分频输电、低频输电的技术经济区间为75~300 km，柔性直流输电方式受海上换流平台造价的影响，当输电距离大于300 km时具有技术经济性^[8-9]。而对于大规模海上风电场群，如1.4 GW风电场群，研究结果表明：当离岸距离＜73 km时，适宜选用交流输电方式，超过该距离后，柔性直流输电方式技术经济性开始显现^[10]。柔性直流输电作为一种新型的直流输电系统，能够独立调控有功、无功功率，可为风电场提供同步交流电源，具有较强的故障穿越能力，可以作为大规模、远距离海上风电场接入陆上电网的方式 ^[11]。

本文针对海上风电柔性直流输电（下简称海风柔直）技术，结合国内外典型海风柔直送出工程，分析海风柔直技术应用现状，对柔直输电系统中关键电气设备的技术路线、拓扑结构、功能、型式、防腐/冷却系统设计等进行总结和分析。此外，综述各种并网技术方案的特点及适用场景，并对海上换流站、海上全直流风电场的发展趋势进行展望。

1  国内外海上风电柔直输电工程

1.1  国内海上风电柔直送出工程

2019年7月，国内启动多个海上风电柔性直流输电项目^[12]，包括：如东海上风电柔性直流输电示范项目（中国首个海上风电柔性直流送出项目）、射阳海上风电场柔性直流输电项目等。本节对如东、射阳海风柔直输电项目进行简要介绍。

1.1.1  如东海上风电柔性直流输电示范项目

该示范项目^[13]位于江苏省南通市如东县，分别在海上和陆上各建设1座换流站，其中海上换流站离岸直线距离约70 km。海上、陆上换流站之间通过99 km海缆及9 km陆缆连接。柔直输电系统采用对称单极接线，直流电压等级±400 kV、输送容量为1 100 MW。拟定的送出方案如图1所示。

图1  如东海上风电柔直输电项目送出方案

Fig.1  General scheme of Rudong offshore wind farm VSC-HVDC project

海上风电场群H6、H8和H10位于如东县东部黄沙洋海域，其中H6、H10风电场装机容量均为400 MW，H8风电场通过远期扩建，装机容量将达到300 MW。在每个风电场内各设置1座220 kV海上升压站，风电机组通过场内35 kV集电系统与其接入。3座海上升压站共同接入海上柔直换流站。海上换流站位于H6和H10场区之间海域的中部位置，站址水深约17 m。海上风电场群输出的电力依次通过海上升压站、海上换流站、直流电缆、陆上换流站，并入500 kV陆上交流电网。

1.1.2  射阳海上风电柔性直流输电示范项目

该工程将江苏射阳海上南区H3（300 MW）、H4（300 MW）、H5（400 MW）3个风电场电能汇集后，通过柔性直流输电系统送至陆上，接入江苏电网。H3—H5海上风电场位于射阳港水域港界西南侧，规划装机总容量为1 000 MW，采用±250 kV电压等级柔性直流方案^[14]送出。该工程建设范围包含新建1座海上换流站、1座陆上换流站和1回直流海缆。每个海上风电场分别建设1座220 kV海上升压站，计划于2021年底前并网发电。拟定的送出方案如图2所示。

图2  射阳海上风电柔直输电项目送出方案

Fig.2  General scheme of Sheyang offshore wind farm VSC-HVDC project

海上换流站位于出H5场区西侧位置，离岸直线距离约65 km，通过6回220 kV交流海缆分别与3个风场220 kV海上升压站相连。陆上换流站位于射阳河入海口南侧，接入500 kV射阳变电站。海上、陆上换流站之间通过单回直流海缆（采用2根单芯直流海缆）连接，直流海缆单根长约86 km。

1.2  国外海上风电柔直送出工程

国外海上风电柔直送出工程在德国北海较为集中。北海海域建有4个海上风电场集群，分别是BorWin、DolWin、HelWin、SylWin。目前德国已投运多个海上远距离柔性直流输电项目，这些项目的直流电压等级以±320 kV为主。国外已经投运和正在建设的海风柔直输电工程如表1所示。

表1  国外在建、已运行的海上风电柔直输电工程

Table 1  VSC-HVDC based offshore wind farms project

DolWin1是世界上第一个电压等级达到320 kV的海上风电柔直输电工程项目，而DolWin2是目前世界上已投运的输送功率最大（916 MW）的海风柔直送出工程。DolWin5是世界上第一个无海上升压站的海风柔直送出工程，66 kV风场直接接入海上换流站，详见4.1节介绍。

2  海上风电柔性直流输电系统关键电气设备

本节着重对换流阀、联接变压器、耗能装置、高压直流断路器、海底直流电缆关键电气设备应用现状等进行分析和总结，介绍控制系统构、硬件组成和控制算法研究现状。针对海上平台所处的盐雾腐蚀环境，介绍联接变压器、换流阀的防腐设计和冷却系统设计。2.1  换流阀2.1.1  换流阀组成

柔性直流输电系统中的换流阀采用电压源型换流器，经历了二电平、三电平以及模块化多电平拓扑（modular multilevel converter，MMC）结构。

目前，换流阀广泛采用模块化多电平换流器，由6个桥臂组成，每个桥臂包含若干串联的子模块。

正常运行时通过控制功率开关器件实现电流、电压在交流和直流侧的变换，进而调控换流阀与交流系统、直流系统间传输的功率。当直流侧发生短路故障后，将保护晶闸管触发导通，由于晶闸管导通电阻低于绝缘栅双极型晶体管（IGBT）反并联二极管，大部分故障电流通过晶闸管流通，降低了换流阀闭锁后二极管的电流应力，起到保护二极管的作用。

目前，能够生产高压柔直输电工程用换流阀的国外公司有ABB、西门子、GE（Alstom），国内公司有普瑞工程、许继电气、南瑞继保、中国西电、荣信汇科。

2.1.2  功率器件

高压大功率开关器件是换流阀子模块的核心部件。3 300 V/1 500 A焊接式IGBT功率器件曾在中国大部分柔直工程中广泛使用。键合线用于连接焊接功率器件内部芯片和外部电路，是整个功率器件的薄弱环节^[15]，制约了功率器件耐压/电流等级、使用寿命的提高。随着柔直系统直流电压、输送功率逐步提高，IGBT器件封装形式逐渐由焊接式向压接式过渡。压接式IGBT无键合线，具有热阻低、无内部引线电感、短路直通失效模式、易于串联^[16]等特点，更适合于高压大功率柔性直流输系统应用。

目前，商用压接IGBT已达到4 500 V/3 000 A等级，如StakPak 5SNA 3000K452300（ABB公司）、T2960BB45E（Westcode公司）。Infineon公司已经开发出具有低导通压降的4 500 V/3 000 A压接IGBT（P3000Z45X168），待上市。2017年，中车时代电气研制成功具有完全自主知识产权的4 500 V/3 600 A大功率压接IGBT^[17]。

为进一步改善IGBT及其反并联二极管在硬开关条件下的性能，ABB研制了双模绝缘栅晶体管（bi-mode insulated gate transistor，BIGT）^[18]。BIGT是一种先进的逆导IGBT器件，将IGBT、二极管集成在单个芯片，电流密度高达62.5 A/cm²。此外，通过改进载流子寿命控制^[19]，降低了二极管反向恢复损耗。目前，ABB公司已研制出5 200 V/3 000 A等级BIGT（5SJA 3000L520300）。

BIGT较好地解决了逆导IGBT器件存在的电压回跳问题，除适合作为MMC子模块功率器件外，还可应用于高压全固态/混合式直流断路器。目前，BIGT已在ABB公司承建的多个柔性直流输电工程中得以应用。可以预期，BIGT将在海上/陆上柔性直流输电、灵活交流输电、智能电网等领域中得到更为广泛的应用。

2.1.3  子模块拓扑

子模块拓扑主要有MMC^[20]和级联两电平^[21]（cascaded two level，CTL）两类。

MMC每相有上、下2个桥臂，每个桥臂含有多个串联的子模块，通过投入和切除子模块改变桥臂电压。MMC子模块无须功率器件串联，大幅降低了换流阀的制造难度。

ABB公司提出的CTL拓扑，其结构、工作原理与MMC类似，主要区别在于子模块IGBT阀的构成。CTL中子模块IGBT阀由8个压接IGBT串联组成，而MMC子模块IGBT阀由单个IGBT（焊接、压接均可）器件构成。对于均由半桥子模块组成的CTL与MMC，二者详细对比见表2。

表2  由半桥子模块组成的CTL与MMC比较

Table 2  Comparison of half-bridge sub-module based MMC and CTL

同CTL结构相比，MMC具有输出电平数多、阶跃电压低、无须安装交流滤波器，易于制造等优势，逐渐成为柔直技术的主流拓扑。

2.1.4  换流阀型式

海上换流站长期受海浪、大风等影响，目前国外已投运的海风柔直输电工程多采用抗振性能较好的悬挂式换流阀^[22]。目前，中国已投运、在建的柔直工程中均采用支撑式换流阀，尚无悬挂式柔直换流阀设计方案。除开发悬挂式柔直换流阀外，另一种可行的技术路线是对现有的支撑式柔直换流阀增加抗振设计，使其能够通过抗振校验以满足海上换流站抗振要求。

2.1.5  轻型化换流阀

随着直流电压等级、输送功率的逐渐增加，基于MMC的柔直换流阀所需的子模块数量也相应增多。此外，每个子模块均配置了大容量电容以降低电容电压波动。这两个因素致使整个换流阀体积、重量增大，进而增加了海上换流站平台的空间、承重以及造价，也增加了换流阀悬挂设计的难度。因此，柔直换流阀的轻型化研究已成为大规模海风柔直系统中的一项关键技术。当前，轻型化研究主要集中在通过控制策略如环流抑制^[23]、环流注入^[24]、三倍频谐波注入^[25]等减小子模块电容值，进而达到减小换流阀体积、质量的目的。

2.2  联接变压器

由于海上、陆上换流站对联接变的占地面积、质量、备用容量、造价等指标的要求不同，海上、陆上换流站联接变的配置方案亦有所区别。

2.2.1  海上换流站联接变

（1）型式。对于海上联接变型式选取，考虑海上换流站占地面积、承重等苛刻限制因素，联接变宜采用三相一体变压器。为提高输电可靠性，需采用“1+1”热备用，即两台三相变压器并联运行^[26]，互为热备用。变压器可采用三绕组，由第三绕组提供站用电；也可采用双绕组，单独设置站用变压器。对于三相变压器，铁芯型式为芯式，通常采用三相三铁芯柱。（2）绕组联接方式。考虑到海上升压站交流出口电压一般为国内220 kV、国外155 kV，该电压等级要求联接变压器网侧直接接地，故网侧采用中性点引出的Y绕组。为阻断系统故障时零序分量，阀侧绕组联接方式可采用Δ绕组。（3）额定容量。正常运行时，2台联接变各输送50%额定功率。当一台联接变故障退出运行时，剩余一台联接变须能连续运行且输送100%额定功率。为实现这一特殊要求，国外许多海风柔直工程如DolWin1^[27]、DolWin3^[28]、HelWin1和BorWin2^[29]等，将单台联接变额定容量设计为输电系统70%额定视在功率，即单台联接变具备约1.4倍连续过载运行能力。（4）短路电抗。变压器短路电抗影响系统无功运行范围、短路电流变化率等，通常为12%~18%。具体数值需经系统研究、计算后确定。

2.2.2  陆上换流站联接变

（1）型式。对于陆上联接变型式选取，考虑到陆上换流站占地面积、承重等限制因素没有海上换流站苛刻，同时为减少备用容量及造价，陆上联接变可采用单相变压器。正常运行时投入3台单相变压器，另配置1台单相变压器作为冷备用，即“3+1”配置方案。对于每台单相联接变压器，宜采用双绕组，铁芯可采用芯式，单相二铁芯柱。（2）绕组联接方式。考虑到陆上电网电压等级较高（国内一般为220 kV/500 kV，国外为400 kV），该电压等级要求联接变压器网侧直接接地，故网侧采用中性点引出的Y绕组。阀侧绕组联接方式可采用Δ绕组或Y0绕组。（3）额定容量。正常运行时，3台单相变压器同时接入系统共同输送100%额定功率。考虑系统无功功率输送要求，每台变压器（含备用变压器）额定容量可设计为输电系统40%~50%额定功率。（4）接地方式。目前，基于MMC的海上风电柔直系统均采用对称单极接线（“伪双极”），直流侧并没有接地点。为降低直流线路绝缘要求，需使直流线路呈现出正负对称的电压，需在MMC交流侧，即在联接变阀侧设置接地点。海风柔直输电系统通常只在陆上换流站联接变阀侧设置接地点^[30]。接地方式与联接变阀侧绕组联接方式相关，当阀侧绕组为Δ接时，可在阀侧交流母线设置星形电抗器构造中性点，再通过接地电阻接地；当阀侧绕组为Y0接时，通过接地电阻接地。

2.3  耗能装置

当受端交流电网发生故障时，直流线路送端和受端将出现不平衡功率，导致直流侧电压升高。为抑制过高的直流侧电压，一种有效措施是采用直流耗能装置，将故障时直流系统两端的不平衡功率通过耗能电阻吸收。直流耗能装置配置在受端（陆上站），跨接在正负极直流母线之间。直流耗能装置有3种基本技术路线^[31]，如图3所示。

图3  3种典型的直流耗能装置

Fig.3  3 classical DC energy-dissipating devices

2.3.1  集中式耗能装置

功率器件/模块和耗能电阻均集中布置，简称集中式耗能装置，如图3 a）所示。IGBT/IGCT（集成门极换流晶闸管）阀每桥臂由多个IGBT/IGCT直接串联构成，各IGBT/IGCT可独立控制，运行期间故障IGBT/IGCT可以被高速旁路开关隔离或可靠短路/旁路。R_diss为集中式耗能电阻，电阻值可按照最严重工况，即吸收系统额定功率时进行计算。研制集中式耗能装置需攻克串联功率开关器件静态、动态均压这一技术难点。目前，只有ABB公司具有成熟的解决方案。此外，集中式耗能装置工作在脉冲控制方式时，电压、电流变化率，功率波动均较大。

2.3.2  分散式耗能装置

图3 b)为分散式耗能装置，其功率器件/模块和耗能电阻均分散布置于各个子模块，也称为模块化耗能装置。若干可独立控制的子模块通过串联连接构成分散式耗能装置的一个桥臂。子模块由耗能电阻Rdiss、功率器件、二极管、电容组成。发生故障的子模块可由高速旁路开关切除。当子模块中的功率器件导通时，耗能电阻投入并吸收有功功率。通过动态调节耗能电阻投入数量，可平滑吸收不平衡功率^[32]。但是，分散式耗能装置中子模块耗能电阻需要采用水冷散热，整个耗能装置体积较为庞大。

2.3.3  混合式耗能装置

图3 c)为混合式耗能装置，即功率器件/模块分散布置于子模块，而耗能电阻集中布置。其中，子模块可采用半桥、全桥类型，耗能电阻可采用空冷散热。与集中式方案相比，该电路的电压、电流变化率可控制在较低范围内，但耗能支路瞬时功率仍有一定波动。

2.4  高压直流断路器

高压直流断路器可清除直流故障、将恢复正常的直流线路重新投入系统，避免直流故障蔓延而导致换流站停运，是构建直流电网的核心设备。高压直流断路器可分为机械式、全固态与混合式3种类型。其中，混合式直流断路器采用快速机械开关承载负荷电流，采用固态电力电子器件分断故障电流，兼具有机械式断路器通态损耗低和全固态式断路器分断时间短的优点^[33]，是当前高压直流断路器的主要研究及发展方向。本节着重介绍国内外混合式高压直流断路器的应用、研究现状。

2.4.1  高压直流断路器应用现状

国外，ABB公司于2011年研制成功基于IGBT直接串联技术的世界首台混合式直流断路器样机^[34]，随后开发了基于逆导器件BIGT的混合式直流断路器^[35]，将开断电流提升1倍。ALSTOM公司于2014年研制成功采用晶闸管的混合式直流断路器^[36]。

国内，各研究机构在ABB提出的混合式直流断路器拓扑基础上，通过优化设计主开关支路、转移支路等措施，研制出能够达到甚至在某些性能指标（如分断电流能力、额定电压）方面超过国外水平的混合式直流断路器。2014年国网智能电网研究院（现为全球能源互联网研究院，简称联研院）提出了一种基于全桥模块级联的混合式直流断路器拓扑^[37]，主支路及转移支路均配置有全桥模块。基于该拓扑的混合式直流断路器已成功应用于舟山五端柔性直流输电工程^[38]。随后，联研院又提出了采用二极管桥式换流模块代替转移支路中全桥模块的改进型拓扑，可将转移支路的IGBT数量减少1/2。南瑞继保电气有限公司提出一种整流型混合式高压直流断路器拓扑^[39]，该拓扑也可将转移支路中IGBT数量减少1/2。样机技术指标可满足张北可再生能源±500 kV直流电网示范工程需要。2017年，西电电力系统有限公司（简称西电电力系统）研制的基于二极管全桥整流组件级联的低损耗500 kV高压直流断路器样机^[40]通过了型式试验。

国内外各研究机构研制的混合式高压直流断路器主要参数详见表3。

表3  混合式高压直流断路器主要参数Table 3  Main parameter of Hybrid DC breaker

2.4.2  高压直流断路器研究现状

（1）新拓扑。如转移支路由双向晶闸管和全桥子模块级联构成的混合式直流断路器^[41]、安装在母线侧和线路侧的组合式高压直流断路器^[42]、应用于多端直流输电场景的多端口直流断路器^[43]等。（2）复合功能。可通过超导限流器^[44]、普通限流电抗器串并联切换^[45]等技术路线实现的具有限流功能的直流断路器；具有潮流控制功能的直流断路器^[46]等。目前，高压直流断路器已应用于陆上柔直示范工程，但成本高、可靠性有待提升，限制了其应用范围。随着技术持续进步、功率器件成本逐渐降低，高压直流断路器有望在直流电网，特别是海上风电柔直并网系统中推广应用。

2.5  控制系统

柔性直流控制系统用于实现系统正常、故障运行时的控制功能，本节对控制系统架构、硬件组成、控制算法进行归纳总结。

2.5.1  控制系统架构

基于MMC的柔性直流输电系统，控制系统采用多层级架构，一般可分为系统级、换流器级、阀级和子模块级等控制层^[47]。（1）系统级控制。系统级控制处于整个控制系统顶层，主要实现系统运行方式、控制模式、顺序控制、系统启停、稳定控制，交、直流场设备控制，设定有功、无功、直流电压、交流电压参考值等功能。（2）换流器级控制。根据上级系统发送的功率、电压指令值，实现有功、无功控制和调节，生成调制波。其中，有功类控制器包括有功功率、直流电压、频率控制；无功类控制器包括无功功率、交流电压控制。此外，还包括锁相控制、电流内环控制、有载调压等。（3）阀级控制。阀基控制器（valve base controller，VBC）实现开关调制、子模块电容电压平衡控制、环流控制等功能，同时实现阀臂保护、监测，与站控系统和换流阀的通信。（4）子模块级控制。子模块级控制实现每个子模块的触发控制、旁路控制、过压控制、电容电压控制及状态信息检测。

2.5.2  控制系统硬件

本节介绍2种典型的高性能、高可靠性直流输电控制保护系统。（1）ABB公司开发的MACH3^[48]系统。该系统由主机单元、DSP单元、系统冗余切换单元、测量单元、I/O单元等硬件设备，以及图形化软件开发环境HiDraw studio组成，支持EtherCAT、eTDM、CAN/CAN-OPEN等通信协议。其中，主机单元采用Intel i7高性能64位多核CPU，用于实现功率控制、直流电压控制，极保护和联接变压器保护等功能。DSP单元采用TI 8核1 GHz DSP，浮点运算速度高达160 Gflops，用于实现换流阀桥臂电流、电压控制以及直流线路保护等功能，控制周期10 ~100 μs。此外，MACH3系统中主机单元、所有电路板卡均为无风扇设计^[49]，自然散热，确保控制保护系统的长期稳定运行。光纤布线几乎消除了所有控制和保护铜线，提高了换流站的可靠性和安全性。（2）西门子开发的WIN-TDC + PLUSCONTROL系统^[50]。WIN-TDC是一种基于实时操作系统的模块化控制保护系统，支持多处理器同步运行，由一个或多个机架组成。单个机架内的处理器单元、I/O单元、通讯单元等通过高性能64位背板总线连接，通过全局数据存储器（global data memory，GDM）网络可实现多个机架互联。主处理器^[51]采用Intel 64位CPU，主频2 GHz；通信处理器为32位，主频450 MHz。为满足柔性直流输电系统所需的快速控制要求，WIN-TDC辅以专用的PLUSCONTROL系统，实现快速电流控制和功率模块管理。

2.5.2  控制算法研究

目前，关于海上风电通过柔直送出的控制研究热点主要集中于如下几个方面。（1）海上风电场群通过多端柔直系统并网控制策略研究。如换流站间的协调控制^[52]、对风电波动引起的不平衡功率进行经济/优化分配^[53]、换流站故障退出运行时直流功率再分配策略^[54]等。（2）并网稳定性研究。如系统小干扰稳定性^[55]、暂态行为分析^[56]、阻抗建模^[57]、有源阻尼控制^[58]、次同步振荡^[59]、中频振荡^[60]等。（3）故障穿越研究。如通过增设风场侧换流站与风电机组间协调控制^[61]以提高风场侧出口故障穿越能力，采用柔性泄能电阻控制^[62]、直流chopper与网侧换流站控制策略相结合的低电压穿越综合控制策略^[63]等改善陆上换流站交流侧故障穿越能力。
（4）向陆上电网提供频率支撑。如通过永磁同步发电机减载运行实现一次调频^[64]、改变柔直系统直流电压实现惯性调频^[65]，以及同时采用这2种方式的综合调频^[66]。此外，文献[67]研究了受端换流站采用虚拟同步电机（virtual synchronous generator，VSG）参与陆上交流电网调频。文献[68]研究了调频控制对功角稳定性的影响等。

2.6  海底直流电缆应用现状

国内外生产直流电缆的厂家^[69]主要有意大利普睿司曼（Prysmian）、丹麦NKT公司（2017年收购瑞士ABB电缆业务）、韩国LS电缆、日本住友电工欧洲子公司J-power（简称JPS），以及国内的中天科技、江苏亨通、宁波东方等公司。用于直流输电的海底直流电缆主要有挤包式绝缘电缆和绕包式绝缘电缆2种^[70]。

2.6.1  挤包绝缘电缆

挤包绝缘电缆以其生产通过三层共挤出方式而命名，目前主流采用交联聚乙烯（cross linked polyethylene, XLPE）作为绝缘材料，具有较高的允许工作温度、适宜大功率输送等特点，在高压直流输电工程中得到广泛应用。目前，NKT已研制出±525 kV^[71]直流XLPE绝缘海底电缆，单回输送容量最高可达2 600 MW，但目前尚未在工程项目中得以应用。JPS为连接比利时和英国的Nemo Link项目提供±400 kV直流XLPE绝缘海底电缆^[72]，全长130 km。Nemo Link工程于2019年1月建成投产，是目前采用XLPE绝缘直流海缆的最高电压等级柔直海底输电工程。近年来,中国高压直流交联聚乙烯绝缘海底电缆生产研制能力取得了长足进步，±160 kV、±200 kV、±320 kV直流XLPE绝缘电缆先后投入运行^[73]。2017年，江苏中天科技宣布±525 kV直流交联聚乙烯绝缘电缆研制成功^[74]，待投入市场。中天科技将为江苏如东海风柔直示范工程项目提供±400 kV直流XLPE电缆。但是，当前中国XLPE绝缘电缆使用北欧化工的超净绝缘基料，仍依靠进口，电缆最高运行温度限于70 ℃^[75]，而国外JPS生产的直流XLPE电缆最高连续运行温度可达到90 ℃。

2.6.2  绕包绝缘电缆

在高压直流输电系统中应用较多的绕包绝缘电缆是粘性浸渍纸（mass-impregnated paper, MI）绝缘电缆。传统的MI绝缘电缆采用浸渍牛皮纸绝缘，但电缆运行温度不高，约为50 ℃，输送容量有限。JPS采用聚丙烯层压纸（polypropylene laminated paper, PPLP）开发成功MI-PPLP绝缘电缆，使电缆运行温度提升到85 ℃左右^[76]，输送容量得到进一步提高。NKT为挪威和德国之间的直流互联项目NordLink提供2×154 km、±525 kV电压等级的MI-PPLP绝缘海底直流电缆^[77]。该项目传输功率1 400 MW，已于2015年开工建设，预计2020年交付使用。Prysmian将为英国和丹麦之间第一条高压直流互联系统Viking Link提供总长1 250 km、电压等级为±525 kV的单芯、MI-PPLP绝缘海底直流电缆^[78]。该项目传输功率1 400 MW，计划于2023年年底投入使用。在已开工建设的采用MI绝缘直流海缆的柔直互联工程中，最高电压等级达到525 kV。目前，中国海缆厂家均无MI绝缘电缆产品，缺乏设备生产及制造经验^[79]。与直流XLPE绝缘电缆相比，即便是改进型MI-PPLP绝缘电缆仍存在功率密度不高、安装复杂等问题。随着直流XLPE绝缘电缆由于空间及界面电荷积聚、温度梯度效应等因素^[80]引起的绝缘老化和破坏这一关键问题的逐步解决，XLPE直流电缆将成为未来柔性直流输电系统中直流电缆市场的主流产品。

2.7  海上平台电气设备挑战

海上换流站平台处于高湿度、高盐雾环境，海洋大气区需考虑海上换流站内电气设备的防腐设计。此外，为减小盐雾腐蚀，通常将电气设备布置在海上换流站各个封闭的空间（各工作室）内，使设备的散热、冷却问题更加严峻，特别是散热量较大的联接变压器、换流阀。本节介绍海上换流站内关键电气设备的防腐设计、冷却系统设计。

2.7.1  防腐蚀设计

由于海上换流站内各类电气设备在电气特性、结构、功能等方面存在差异，所采取的防腐蚀设计、措施亦有所不同。文献[81]通过对换流阀功率模块进行罩壳密封防护，以及对关键零部件采用喷涂、电镀表面处理工艺两个方面开展防腐设计。对于联接变压器，可采用不锈钢材料、重防腐涂料，增加漆膜厚度等防腐措施^[82]。此外，对设备所在的封闭空间内部空气进行盐雾过滤也是一项有效的防腐措施。

2.7.2  冷却系统设计

海上电气设备通常采用海水冷却的方法，采用闭式循环水冷系统作为海上换流站联接变压器、换流阀的冷却系统^[83]。该系统使用淡水作为循环冷却介质，换热器置于海水中，利用海水对冷却水进一步降温，与海水热交换后返回平台。闭式循环水冷系统无须设置海水过滤器等复杂的海上处理环境，维护成本低，冷却能力强。

3  并网方案
结合当前海上风电发展呈现出的集群化、规模化特点，综合考虑规划情况以及技术发展预期，海上风电经由柔直输电并网的总体技术路线为“近期两端/多馈入直流输电、远期多端直流输电、未来多电压等级直流电网输电”^[84]。

3.1  并网方案现状

国内外现有并网方案为风场侧通过交流集电系统接入海上换流站，整流后由直流输电系统送至陆上电网。

3.1.1  两端直流（点对点）输电并网

该方案以单个风电场或风电场群为单位集中并网，经“点对点”柔性直流输电系统将风电场功率输送至陆上电网，如图4所示。

图4  “点对点”输电并网拓扑

Fig.4  “Point-to point” transmission topology

目前，国内外在建、已投运的海上风电柔直送出工程均采用“点对点”方式，适用于风场总装机容量1 000 MW左右场合。

3.1.2  多馈入直流输电并网

对于更大规模海上风电场群（如2 000 MW及以上），由于海上风场总额定功率超过单个现有柔直系统的额定容量（320 kV/1 000 MW），可将风电场群划分成若干独立区域，各区域内的风电场只通过本组的柔直输电系统实现并网运行，如图5所示。

图5  多馈入输电并网拓扑

Fig.5  Multi-infeed transmission topology

多馈入直流并网方案适用于大规模海上风电场、陆上功率受点单一集中的场合，具有可分阶段开发、建设直流输电系统、输电可靠性高等优点。

3.1.3  多端直流输电并网

大规模远海风电场群、陆上受端电网多分布在不同区域，针对这种应用场景，可将风电场群、各陆上电网通过换流装置连接于公共直流母线，形成多端柔直输电并网拓扑，如图6所示。

图6  多端直流输电并网拓扑

Fig.6  Multi-terminal transmission topology

采用多端柔直输电并网方案，能优化功率潮流、改善系统稳定性，具有多种运行方式，更具技术、经济优势^[85]。

3.2  未来并网方案—多电压等级直流电网传输

具有网格结构、可提供冗余运行的直流输电网^[86]是实现大规模远海风场集群并网的理想解决方案。直流电网需采用高压大功率直流变换器、直流断路器以解决多电压等级变换、直流侧故障隔离两大关键问题^[87]。然而，高压大功率直流变换器目前仍在理论研究、样机试制阶段，尚未应用到直流电网中。额定电压535 kV、分断电流25 kA/3 ms的直流断路器已应用于中国张北柔直电网示范工程中，尚需长期工程运行验证。综上，现有技术水平尚不具备构建大容量多电压等级直流电网的条件。

4  发展趋势

4.1  紧凑型模块化海上换流站

为降低海上风电项目度电成本，风机单机容量不断提升（如GE Haliade-X 12 MW直驱机组、西门子歌美飒SG 10.0-193 DD 10 MW机组、三菱Vestas V164-10 MW机组、东方风电10 MW机组等），风电场集电系统电压等级也随之升高（国外既有工程已提升至66 kV，如丹麦Nissum Brodning Vind 风电场、英国East Anglia I等风电场等）。采用66 kV集电系统可以降低损耗、减少海上升压站数量，甚至可取消（与海上换流站一体化设计），在深远海大型海上风电项目中已呈现出一定的技术优势。因此，随着海上风电场66 kV集电系统的逐渐普及，海上换流站的设计也相应发生变化，如正在建设中的DolWin5、规划中的BorWin5^[88]工程。

以DolWin5工程为例，ABB推出了用于海上风电送出的紧凑型模块化海上换流站（平台）^[89]，可与风电机组交流66 kV电缆直接连接，无需海上升压站。将换流站按照电气设备功能划分为各类模块化单元，如换流器单元、联接变压器单元、交流设备单元、直流正极/负极单元等，通过模块化设计，能够减少总成本和交付时间。该设计方案与已投运的DolWin2项目设计方案相比，换流站重量降低超过50%，面积由80 m×100 m减小到40 m×60 m，其他参数详如表4所示。

表4  66 kV海上换流站参数

Table 4  Parameter of 66 kV offshore converter station

紧凑型模块化海上换流站可减小海上平台面积，降低投资、运行成本，将成为海上换流站的主流设计方案。

4.2  海上全直流风电场

海上风电场通常采用直驱/半直驱风电机组^[90]，机组全功率变流器多采用AC-DC-AC两级电能变换，如果风电场采用图3~5所示的并网拓扑结构，则发电机所发出的电能需经过四级电能变化才能输送到陆上电网，传输效率较低。为提高传输效率，可采用辐射形拓扑、串联升压拓扑构建全直流海上风电场^[91]。

图7所示为两级升压、集中升压、机端升压3种辐射形拓扑。

图7  3种辐射型全直流海上风电场

Fig.7  3 types of offshore all-DC wind farm

图7a）为两级升压方案，每台风机输出电压经各自AC/DC变换为直流电压，经由DC/DC变换器将直流电压提升后并入中压直流母线，此为第一级升压。通过在中压直流母线上设置大功率DC/DC变换器，获得高压直流电压，此为第二级升压。风电场功率经由高压直流线路传输至陆上换流站。图7b）为集中升压方案，每台风机输出电压经AC/DC变换后并入低压直流母线，然后通过单级DC/DC变换器获得高压直流电压，进而实现高压大功率传输。图7c）为机端升压方案，风机输出电压经AC/DC变换后通过各自DC/DC变换器升压至高压，再经由高压直流线路输出功率。

串联升压拓扑如图8所示，发电单元包括机组和整流装置，其直流输出端通过串联连接产成高压以传输功率。

图8  串联升压型海上直流风电场

Fig.8  offshore DC wind farm with series connection

该方案无需海上换流站，系统结构简洁，降低了成本。但是，处于最高位的发电单元需耐受直流线路对地电压，增加了风机绝缘设计难度。文献[92]介绍了一种具有高频变压器的风力发电单元以解决绝缘问题，但增加了投资。除辐射形拓扑、串联升压拓扑外，文献[93]提出了一种直流混联矩阵拓扑结构，但该拓扑结构、控制较为复杂。

目前，直流风场的组网方式、构成全直流风场的关键设备（直流风电机组、高压大功率DC/DC变流器、直流断路器）、直流风场的控制保护等关键技术问题^[94]尚处于研究阶段，国内外还没有建成采用直流汇聚与传输并网的海上全直流风电场。

5  结论

本文结合国内外典型海上风电柔性直流输电工程，对柔直输电系统中关键电气设备的技术路线、拓扑结构、功能、型式、防腐/冷却系统设计、应用现状等进行了总结和分析。综述了现有、未来的并网技术方案，并对海上换流站、海上风电场的发展趋势进行展望。主要结论如下。（1）在大规模海上风电柔性直流送出领域，中国当前处于理论研究向应用示范过渡阶段，缺乏实际建设运行经验。（2）在建海风柔直输电工程直流电压等级、额定功率达到400 kV/1 100 MW。随XLPE绝缘直流电缆技术不断进步，500 kV直流电压等级的海风柔直工程有望付诸实践。（3）基于66 kV海上风电场、无海上升压站的柔直输电方案在国外已有工程应用。该方案有望在国内得到推广应用。（4）海上风电柔直送出工程多采用“点对点”方式。随着高压直流断路器、高压大功率DC/DC变换器等关键技术的突破，大规模海上风电有望通过多电压等级直流电网实现传输。（责任编辑　许晓艳）

作者介绍

刘卫东(1967—)，男，高级工程师，从事新能源发电与并网技术研究，E-mail: [e-mail];

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李奇南(1981—)，男，通信作者，博士，从事柔性交、直流输电及新能源并网研究，E-mail: [e-mail];

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王轩(1978—)，男，硕士，高级工程师（教授级），从事电力系统和电力电子技术研究，E-mail: [e-mail].

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编辑：杨彪

审核：方彤

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