HVAC电缆输电结构^[4,5]如图1所示，风力机由风能驱动发电机转动，发出电能，在机舱或基座内通过变压器将电压抬升，然后经集电系统和海上升压站将电压二次抬升，再将电能通过高压海底电缆，输送至陆上变电站。典型设备有交流海底电缆、无功补偿设备和海上升压站。

图  1  基于高压交流电缆的海上风电结构

Figure 1.  Offshore wind power structure based on HVAC cable transmission

HVAC输电方式主要应用于近海风电场。由于电缆线路的分布电容远大于架空线路，在交流输电系统中产生很大的电容电流会显著降低电缆输送有功的能力^[6]，因此影响HVAC传输距离最关键的因素是电缆电容的充电电流。国外学者对电压等级为380kV的交流海底电缆在不同频率和距离下可传输的有功功率进行了研究，结果如图2所示。

图  2  电缆可传输有功功率与距离和频率关系

Figure 2.  Relationship between active power transmitted by cable　and distance along with frequency

海上风电场一般处于电网末端，经海缆就近接入负荷中心的配电网。由于有时接入的电网架构较弱，没有本地电源动态支撑电压，区域电网的电压水平受风电功率大幅波动的影响而直接降低对用户的供电质量。另一方面，风电出力的日变化曲线与负荷曲线相反，且风电场功率变化幅度受来风影响，尤其出现爬坡时，远远超出负荷的正常波动范围，对调峰调频机组的调节速度和容量都有了更高的要求^[7]。HVAC电缆输电方式要求风电场同步于其接入的陆上交流系统。随着海上风电场离岸距离的增加和装机容量的增大，交流并网方式的可靠性和经济性会降低，在远距离大容量海上风电场并网中的应用会受到限制。

风能输送距离越大，交流电缆的载流量越小，因此，对于较大容量的风能输送，需使用多回路电缆输送，而HVAC输电主要的成本在于交流电缆。VSC-HVDC直流电缆相比于交流电缆较为便宜，但是需要为其搭建大的直流平台且需海上组装换流器，前期的成本较高，但随着输电距离的增加，VSC-HVDC更为经济。文献[8]以离岸距离20 km，容量为200 MW的近海风电场为例，对交直流输电投资成本进行对比分析，结果如表1所示。可以看出，对于近海风能传输，HVAC输电方式成本相对较低。

HVAC输电方式发展较早，具有较为成熟的技术水平和成本优势，早期近海风电场基本采用交流输电方式。随着开发商正越来越多地从近海向更深的水域建设海上风电场。如图3所示，2009年以后的海上风电运营项目及正在建设的项目安装在离岸10英里或20英里以上的水域。2012年新增的商业化规模项目，平均水深约23 m，离岸距离约为39英里^[9]。欧洲目前在建的几个海上风电项目，水深和离岸距离逐步增加，如德国Global Tech公司的海上风电场项目水深40 m，离岸70多英里。

图  3  1990—2015年海上风电项目平均离岸距离(单位：英里)

Figure 3.  Average offshore distance of offshore wind power project in 1990—2015 (unit: miles)

我国东南部沿海地区经济发达，电网容量大^[10]。此区域的海上风电项目均为近海海上风电，因此交流电缆输电方式在我国应用潜力较大，已投产的上海东海大桥风电项目、江苏如东风电场项目均采用交流电缆输电方式。在近海风电尚未完全开发利用、柔性直流输电工程仍处于起步阶段的情况下，交流输电会成为我国海上风电并网的主要输电方式。

随着可关断电力电子器件的发展，直流输电中的换流站由两电平/三电平拓扑结构的电压源型输电方式发展到模块化多电平换流器拓扑结构(MMC)^[11]的高压柔性直流输电。目前MMC换流器的容量己达1 GW等级，单个MMC换流器的最大直流电压达500 kV，单端换流器的损耗率己降至0.8%以下。MMC技术推进了柔性直流输电技术的迅速发展。目前，国内已拥有柔性直流输电自主研发和设备生产能力，但尚无海上风电项目采用柔性直流输电方式。

柔性直流输电技术应用于海上风电有多种拓扑结构^[12,13,14]，目前，已应用于海上风电场并网VSC-HVDC系统中的换流器，中、小容量的多采用两电平或三电平，大容量(一般大于100 MW)采用模块化多电平技术^[15]。典型的2端口VSC-HVDC结构如图4所示。适用于规模较小的风场，属于集中型并网结构，是目前海上风电场普遍采用的应用方案。柔性直流输电由于采用可自整流的IGBT电子元件而对交流系统强度没有要求，且体积只占传统换流器站的一半。柔性直流输电系统典型设备有海底直流电缆、换流器、桥臂电抗器、联接变压器、直流电抗器和启动电阻^[16]。

图  4  典型的2端口VSC-HVDC结构

Figure 4.  Typical 2-port VSC-HVDC structure

直流输电线路相比于交流线路来说要少用一根导线，这使线路造价较低、损耗较小，而且占用的输电走廊也比较窄(当采用单芯电缆时)；输送容量大、使用寿命长，并且输送距离基本上不受限制并且可以方便地进行分期建设和增容扩建。直流输电使海上风电场与并网交流系统异步联网，可抑制故障同步传播。

柔性直流输电系统的主要优点与其采用全控型电力电子器件和高频PWM调制技术这两个基本特征有关。除了与常规直流输电所共有的优点之外，柔性直流输电系统还有自身的特殊优点：(1)有功和无功快速独立地控制；(2)潮流反转方便快捷；(3)提高现有系统的输电能力；(4)事故后快速恢复供电和黑启动；(5)可向无源电网供电。

在设计和施工方面设计灵活，大部分设备安装在户内且施工工期短。

(1)国内柔性直流系统损耗大，国外柔性直流换流站的损耗相当于传统直流换流站的水平；和交流电缆输电比，由于直流电缆损耗低，整个系统的损耗比交流输电低；(2)现有采用的半桥换流器技术不能有效控制直流侧故障，但是对于海上电缆发生暂时性故障的概率较低；(3)国内柔性直流输电技术系统稳定性有待提高，而在国外，柔性直流技术系统的稳定性和可靠性已经得到了工程的验证。

欧洲正在规划建设大量的海上风电场，仅英国就规划了45 GW的海上风电，其中的60%为远海风电场。面对容量如此巨大的海上风电，发展高压大容量多端直流技术势在必行。欧洲于2008年提出了超级电网(Super Grid)计划，将主要基于电压源型高压直流输电技术建成连接欧洲、北非及中东的直流输电网络。计划到2025年，英国国家电网公司将建设柔性直流工程近50个，德国北海地区的柔性直流工程也将超过20个，单个工程均在500 MW以上^[17]。与欧洲相比，尤其是海上风电的柔性直流输电应用于方面，我国还处于起步阶段。不过随着相关技术的不断发展以及我国远海风能开发需求的不断增加，海上风电柔性直流并网技术定会迅速发展。

GIL设备是一种采用SF₆或SF₆/N₂混合气体绝缘、外壳与导体同轴布置的高电压、大电流电能传输设备，源于SF₆绝缘的金属封闭母线^[18]。1972年，美国Public Service Enterprise Group(PSEG)公司首次应用GIL技术在新泽西州中架设了世界上第1条GIL线路^[19]。1975年在欧洲，德国Schuchsee的Wehr抽水蓄能电站运用GIL技术连接电站内部的发电机与洞顶架空线。1972年在日本，古河电气工业株式会社与东京电力公司开始进行GIL设备的研发工作，于1979年第1条GIL线路投运^[20]。

据相关统计，截止到2013年6月，全球范围内敷设的电压等级为80～1 200 kV GIL累计长度已经大于750 km，如表2所示。不过，目前GIL在海上风电中尚无应用。

GIL外壳体接地，内导体加高电压并承担通流，之间充入SF₆或者其他绝缘气体介质，是一种金属封闭的刚性结构。在运行时，外界环境对GIL基本没有电磁影响，不存在污闪、冰闪和雷击等问题^[21]。

由于导体和壳体处于同轴环境下，电场均匀性较好。据国家电力监管委员会电力可靠性管理中心发布的13类输变电设施的主要可靠性指标^[22]，GIS的运行可靠性指标均高于电力电缆和架空线路。作为GIS的衍生产品，GIL只需具备基本的通流、绝缘和动热稳定等电气性能，没有GIS中断路器、隔离接地等开关设备，因此其可靠性优于GIS，更优于电力电缆和架空线路。

GIL在长距离、大容量电能传输时较输电电缆、架空线路等具有越来越明显的优势^[23,24,25]。

(1)载流能力强，可允许大容量传输。550 kV的产品，具备2 500 A/4 000 A/5 000 A甚至6 300 A等不同的载流能力，单回线路能够传输3 GW的容量；(2)电容小、适合远距离输电。GIL的电容值非常小，电阻和功率损耗均大大降低，长距离输电不需要无功补偿，GIL与电力电缆和架空线路相比，传输损耗小。另外，GIL设备不受限于敷设条件，可用于高落差、大跨度地区的长距离、大容量输电。

GIL符合现代外观审美要求，能更好地融入周围环境和景观。架空线路不适合甚至被禁止在负荷中心和人员密集的地方使用，经过经济和技术综合指标比较，GIL极有可能成为一个现实可行的解决方案。另外，GIL的电磁辐射较低，具有很好的屏蔽电流的效果，英国有相关公共场所敷设的GIL项目，Hams Hall项目，经电磁场模拟计算(基于550 kV，4 000 A的电流)，壳体位置的磁感应强度低于欧盟规定限值的一半，磁感应强度在壳体1 m处迅速降至10 μT，不到架空线路在1 m处产生磁场的1/4，低于距地1 m地下敷设的XLPE电缆在地表产生磁场的1/10。

GIL的缺点是综合造价高，施工设计技术要求高，工程的周期较长。传统的GIL制造成本远远高于相同长度架空线路的16～20倍，导致其使用受限，因此保证其经济和投资的合理性是目前研究的关键内容之一。Siemens公司对GIL的研究将以降低以往GIL制造成本的50%为目标。

随着科技的进步，GIL产品本身的特点与时俱进，不断满足新的需求^[26,27,28]。(1)设备小型化，降低投资成本，例如共箱式小型化GIL设备；(2)环保高效，提出新型的环保气体CF₃I作为GIL设备的绝缘介质；(3)更广泛的走廊共享，GIL与周边环境可以友好相处，未来高速公路、交通隧道、大型桥梁、天然气管道等都可作为GIL的敷设地^[29]；(4)直流GIL的应用将为超、特高压直流输电提供一个全新的技术实施方案，具有重要的社会效益和经济效益；(5)超、特高压GIL的应用。

混合直流输电方式利用传统直流和柔性直流技术各自的优点、改进其不足，拥有优于传统和柔性直流技术的技术性能和比柔性直流低廉的造价以及更为广泛的应用前景^[30]。混合直流技术要求陆上一侧的交流电网较强，典型的两端混合直流输电系统如图5所示。

图  5  混合直流两端输电系统

Figure 5.  Hybrid DC transmission system at both ends

由于LCC换流站是基于晶闸管换流阀所构建，因此相比于VSC换流站具有较大的输送容量。典型的基于晶闸管换流阀的6脉波三相全波桥式整流等效电路如图6所示。

图  6  基于晶闸管的换流器等效电路

Figure 6.  Equivalent circuit of electrode-based converter

混合两端直流输电系统改进了传统和柔性直流的不足并保留其优点，成为一种经济有效的方案。混合直流系统可以解决换相失败，向无源网络供电等传统直流中遗留的问题，其成本和损耗处于传统和柔性直流输电之间，主要缺点是VSC的输送功率能力目前未能达到传统直流的水平，而其输送功率极限由VSC侧决定，但是随着制造技术的不断进步，有望解决这一问题。另外，由于LCC换流站实现潮流反转需要改变电压极性导致混合直流系统不易实现潮流反转。

混合直流输电系统综合了VSC控制上的灵活性和快速性及LCC的低损耗、低造价，改善了传统直流及其受端系统的稳定性并且降低了系统损耗和工程造价。随着传统直流和柔性直流的不断发展，LCC和VSC构成混合直流输电系统是当今输电方式创新发展的新趋势，成为海上风电输送的一种备选方案。但是，作为一种新兴的高压直流输电技术，混合直流输电还未得到应用，很多方面的研究仍处于空白阶段。

海上风电场输电系统的投资成本主要包括三部分，初始设备投资成本、维护成本和损耗费用^[31]。不同输电方式成本构成的具体计算方法如表3所示。其中，初始设备投资成本中的变电站(换流站)及无功功率补偿成本均按照对应容量乘以单位成本计算得出，电缆线路单位成本及敷设成本均按照线路长度乘以单位计算得出，维护成本按照对应比例乘以初始设备投资成本计算得出，损耗费用按照比例及线路阻抗计算出损耗功率后按照0.85元/kWh计算费用。

在输送容量一定的条件下，对不同离岸距离风电场在不同输电方式下进行经济性比较。假设系统输送功率为300 MW，电网要求的功率因数为0.95(滞后)～0.95(超前)^[37,38]，年满发小时数为2 500 h，输电线路电压等级为220 kV，电网频率50 Hz。输电距离为25、50和75 km时不同输电方式的经济性可由表3计算可得。

根据前述内容，不同方式的各部分经济成本构成如图7所示。

图  7  不同输电方式经济成本构成比较

Figure 7.  Comparison of economic costs of different transmission methods

如图7所示，对于GIL及交流输电系统来说，线路成本占到了总成本很大比例，特别是GIL输电方式下的电缆费用十分高昂。对于柔性直流及混合直流输电系统来说，换流站费用占到了总成本很大比例，且换流站成本和损耗费用都远高于变电站，GIL线路成本最高，其次是交流输电系统电缆，直流电缆成本最低。

根据前述结论，可得出不同离岸距离300 MW风电场的总成本如表4及图8所示。

图  8  不同离岸距离风电场总成本比较

Figure 8.  Comparison of total cost of wind farms in different offshore distance

GIL输电交流输电方式经济成本远远超过直流输电及交流输电方式，在输送距离为25 km的近海输电时，GIL交流输电经济成本为交直流输电方式的2倍以上，随着输电距离的增加，GIL交流输电经济成本迅速增加，达到交直流输电方式的4倍以上，因此GIL作为海上风电输送方式成本巨大。另一方面由于混合直流输电方式技术尚不成熟，虽然具有一定经济优势，但是现阶段尚不具备技术可行性。

结合对初始设备投资成本、维护成本、损耗成本的计算，得到不同输送容量风电场在不同离岸距离下各输电方式的经济成本比较，如表5所示。

根据上表可得300 MW、600 MW及900 MW风电场的总成本如图9所示。

图  9  不同容量不同输送距离的风电场总成本

Figure 9.  Total cost of wind farms with different capacities for different transport distances

如图9所示，随着输送容量的增加，各种输电方式的经济成本也随之增大。同时GIL输电交流输电方式由于其大容量传输的优势，在900 MW近海风电场传输时经济成本甚至可低于柔性直流输电方式，混合直流输电方式具有一定经济优势但技术可行性较低。考虑到经济性及技术可行性两方面因素，对于不同距离及输送容量的海上风电场，应在交流输电及柔性直流输电两种方式中根据实际情况进行选择。进一步在不同距离及输送容量条件下对AC/DC两种方式进行具体比较，如图10所示。

图  10  不同输送距离不同容量AC/DC方式下的经济成本比较

Figure 10.  Comparison of economic costs in AC/DC mode with different capacity

如图10所示，随着输送容量的增加，两种不同输送方式的经济成本相应增加，但前述研究结论基本保持不变。即在输送距离为25 km的近海输电时，直流输电成本约为交流输电成本的2倍，随着输电距离的增大，交流输电方式成本快速增加，直流输电方式成本增速较小，当输电距离达到约52 km时，两种输电方式成本相等，当输电距离超过52 km后，柔性直流输电方式的经济成本将低于交流输电方式。

本文对高压交流输电、柔性直流输电、GIL输电以及混合(直流)输电四种方式的技术特点、应用现状及发展趋势进行了调研，并对四种方式的经济成本进行了比较，得出以下结论：

1)高压交流输电方式技术成熟，但由于电缆线路的分布电容远大于架空线路，在交流输电系统中产生很大的电容电流会显著降低电缆输送有功的能力，因此交流输电的传输距离受到限制，适用于近海风能传输。同时由经济性分析可知，交流输电的电缆费用占总成本比例较大。

2)柔性直流输电方式换流站费用占总成本比例很大，在近海风能传输时其成本高于交流输电方式。但随着传输距离的增加，柔性直流输电海缆线路成本低、损耗费用少的优势逐渐增加。因此柔性直流输电适用于远海风能传输。

3)GIL输电方式具有损耗小、容量大等特点，但是GIL输电方式经济成本远高于其余三种输电方式，且随着输电距离的增加，其经济成本增加速度最快。虽然在近海大容量风电场应用时相比于柔性直流具有一定经济优势，但是仍然不如交流输电方式经济。

4)混合(直流)输电相比于柔性直流及GIL输电具有一定经济优势，但是目前尚不具备技术可行性，且在近海输电时经济性仍然不如交流输电方式。

因此，现阶段海上风电场输电方式中交流和柔性直流输电方式较成熟。基于本文相关数据，通过计算比较可知，在输电距离低于约52 km时，交流输电具有经济优势，等于约52 km时，柔性直流输电与交流输电两种方式成本相等，超过52 km后，直流输电方式的经济成本将低于交流输电方式，输电容量大小对输电方式的选择不会有太大影响。

需要说明的是，受限于市场变化及不同工程实际考虑情况，在各部分成本价格变化时该结论的具体数值会出现偏差，但各种输电成本的变化趋势基本差距不大。因此在不同输送容量下，近海风电输送方式仍然建议采用交流输电，远海风电输送方式建议采用柔性直流输电。