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南网科研院 蔡希鹏，邹常跃，彭发喜，等：超大规模海上风电海陆一体直流输电技术探讨
研究背景
海上风电的大规模开发是支撑“双碳”战略目标实现的重要举措之一。以江苏如东工程、广东阳江青洲五七工程为例，当前我国深远海海上风电送出工程经直流海缆登陆后均就近接入交流电网，再通过交流架空线输送到负荷中心，存在陆上输电走廊占用大、登陆点需要建设大量陆上换流站、不断加强交流网架导致短路电流超标难以控制等不足，难以支撑我国超大规模海上风电资源大规模集中开发的需求。
研究内容
本文提出超大规模海上风电海陆一体协同直流输电技术设想，即“海上风电经多端柔性直流及海缆直接登陆+陆上直流开关站汇集+直流架空线直送负荷中心”技术方案。该技术方案原理如图1所示，核心技术路线包括以下三个部分：
图1 超大规模海上风电直流汇集送出系统示意图（以6000MW送出为例）
1）对于超大规模海上风电场，按照每2000MW容量对应建设一个柔性直流海上换流站，超大规模输电容量需建设多个海上换流站。
2）全部海上换流站分别经一回直流海缆，接入到登陆点附近的终端转换站转换成直流架空线，各回直流架空线再统一接入附近的陆上开关汇集站。
3）按照汇集6000~10000MW风电考虑，陆上开关汇集站通过1~2回直流架空线直送负荷中心。根据电网运行需要，在受端负荷中心建设1~2个大容量的柔性直流换流站。
需要说明的是，终端转换站根据每回直流海缆登陆的具体需求，就近配置。终端转换站正负极可配置直流断路器DCCB实现直流海缆故障隔离，同时配置直流耗能装置实现直流架空线故障和负荷中心受端交流故障时吸收盈余功率，实现交直流故障的穿越。陆上开关汇集站各回出线均配置有直流快速隔离开关HSS，在发生换流站或直流线路故障时与直流断路器和受端换流阀协同实现故障区域的隔离。受端换流阀需采用全半桥混合MMC拓扑或其他具备直流故障清除能力的MMC拓扑。此外，若配置直流断路器实现直流海缆故障的隔离，海上送端换流阀采用半桥MMC拓扑；若不配置直流断路器，海上送端换流阀采用全半桥混合MMC拓扑或其他具备直流故障清除能力的MMC拓扑。
以10000MW海上风电，海上和陆上输电距离各100km为例，从海上变电部分、陆上变电部分、陆上线路等三个部分的初期投资综合成本对比说明所提技术方案的经济性优势。由表1对比结果可知，本文所提方案（方案4）比其他三种方案经济性更高，成本分别降低18%（70.5亿元）、22%（92亿元）和6%（22亿元）。
表1 超大规模海上风电送出4种技术方案初期投资对比
方案优势与创新性
1）陆地土地资源占用少。无需在海上风电场附近沿海城市建设大量陆上换流站，仅需建设少量直流开关站，同时只需在负荷中心建设1~2个大容量受端换流站，所需陆地土地资源大幅减少。
2）陆上输电走廊占用小。单回±500kV直流架空线输送能力可达到千瓦千瓦级，与交流架空线百万千瓦级别的输送能力相比，走廊占用最高可减少70%，显著提高了国土空间资源利用效率。
3）提升受端电网安全稳定运行水平。负荷中心的受端换流站可参与电网构建，柔性直流在交流故障情况下可以灵活控制输出电流，能够有效解决负荷中心短路电流超标问题；同时柔性直流具备无功支撑能力，有利于提升负荷中心电网的电压稳定性。
4）经济优势明显。相比沿海建设大量2000MW陆上换流站，负荷中心单个换流站容量可达3000~5000MW，陆上换流站成本显著降低；陆上直流架空线输电成本显著低于直流陆缆，也低于同容量的交流架空线。
5）运行方式灵活。与传统的两端直流输电系统相比，多端直流输电系统可实现多电源供电和多落点受电，运行方式更为灵活。
后续研究方向或讨论话题
后续将结合广东省粤东粤西超大规模海上风电基地开发需求，针对直流故障清除、多送多受协调控制保护、超大规模电力电子电网宽频振荡等方面开展进一步研究分析，探索海陆一体协同输电技术方案的工程应用。
参 文 格 式
蔡希鹏，邹常跃，彭发喜，等.超大规模海上风电海陆一体直流输电技术探讨[J/OL].电网技术:1-7[2024-02-26].https://doi.org/10.13335/j.1000-3673.pst.2024.0005.
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