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      全球能源互联网

      第4卷 第5期 2021年09月;页码:476-481
      EN

      海上风电多类型直流送出系统拓扑经济性分析

      Economic Analysis of Multi-type DC System Topologies for Offshore Wind Power Transmission

      李贤育1 ,姚良忠1* ,程帆1 ,毛蓓琳1 ,潘尚智1 ,周月宾2 ,吴越2
      LI Xianyu1 , YAO Liangzhong1* , CHENG Fan1 , MAO Beilin1 , PAN Shangzhi1 , ZHOU Yuebin2 , WU Yue2
      • 1.武汉大学电气与自动化学院,湖北省 武汉市 430072
      • 2.直流输电技术国家重点实验室(南方电网科学研究院),广东省 广州市 510663
      • 1.School of Electrical Engineering and Automation, Wuhan University, Wuhan 430072, Hubei Province, China
      • 2.State Key Laboratory of HVDC, Electric Power Research Institute, China Southern Power Grid, Guangzhou 510663,Guangdong Province, China

      摘 要

      Abstract

      相比于柔性直流输电(VSC-HVDC)送出方案,送端采用不控整流器(diode rectifier,DR)的DR-HVDC方案具有损耗低、体积小和成本低的优点,是未来海上风电送出技术的重要发展方向之一。为了解决黑启动和海上交流电压调控问题,现有的DR-HVDC拓扑主要采用海上平台装设储能、系统增加交流联络线路、送端换流站并联VSC三种方案。以深远海海上风电送出为背景,对上述三种DR-HVDC拓扑方案进行了经济性分析,并与VSC-HVDC方案进行比较。采用了全寿命周期成本分析(life cycle cost analysis, LCCA)方法,建立了上述四种送出方案的经济性分析模型,并对各方案的离岸距离、装机容量、上网电价以及有效工作时长等因素进行单一变量分析。结果表明,相比于VSC-HVDC,DRHVDC送出方案的换流站成本、运行损耗和维护成本均显著降低。同时,随着海上风电容量和输送距离的增加,采用送端并联VSC和送端储能的DR-HVDC方案的经济性优势更加明显。因此,DR-HVDC送出方案在海上风电并网中具有广阔的应用前景。

      Compared with the VSC-HVDC scheme, the DRHVDC diode rectifier at the sending end has the advantages such as lower power loss, smaller converter size, and low cost,which are important for the development of offshore wind power transmission in the future.However, to solve black startup and offshore AC voltage regulation problems, the existing DR-HVDC topologies mainly adopt three schemes,such as installing the energy storage on the offshore platform,adding additional AC connecting links to the onshore system,and paralleling VSC at the sending end.For the background of deep-sea offshore wind power transmission, this paper makes an economic analysis on the three DR-HVDC topology schemes and compares them with VSC-HVDC.The economic analysis models of the above delivery schemes are established through the life cycle cost analysis (LCCA)method.Furthermore, the influences of related factors are analyzed, including offshore distance, installed capacity, on-grid price, and effective working hours.The results show that DR-HVDC can significantly reduce the converter station cost, operation loss cost, and maintenance cost compared with VSC-HVDC.Meanwhile, with the increase of offshore wind power capacity and transmission distance,paralleling VSC or energy storage schemes of DR-HVDC show more edges in the economy.Therefore, DR-HVDC topologies have a broad application prospect for offshore wind power integration.

      0 引言

      随着全球碳中和目标的提出,世界各国正着力加快能源转型,特别是通过大力发展可再生能源技术来破解经济发展和气候变暖矛盾的困局。中国作为绿色能源革命的倡导国之一,在新能源领域发展迅速,风电已成为除火电、水电外的第三大电源[1]。海上风电由于风速高、风资源丰富和不占用陆地面积的特点[2],成为未来大规模新能源基地的重点建设方向。截至2020年底,全球海上风电总装机容量已经超过35 GW,中国位列第二,总装机容量达到8.99 GW[3],且将持续保持高速增长态势。目前,海上风电场的建设呈现由近到远、由浅向深的趋势,2019年,欧洲新增海上风电平均离岸距离已经达到60 km[4]。因此,降低海上风电送出的投资建设成本和运营成本是进一步提升海上风电规模化经济送出容量的关键[5]

      相比高压交流输电(HVAC)技术,基于模块化多电平换流器的柔性直流(VSC-HVDC)送出方案的送出功率受充电功率影响较小[6-7],成为大规模深远海海上风电送出的优选方案[8-9],然而其存在平台建设成本高和运维困难等问题。为了进一步降低海上风电成本,SIEMENS公司提出了送端基于不控整流(diode rectifier, DR)的DR-HVDC方案。在相同容量下,海上换流器DR的平台结构体积减少了80%,重量减少了67%,建设成本约为VSC的30%[10],具备明显的经济优势和广阔的发展前景,是目前的研究热点。然而,DR直流送出系统在海上风电场交流侧不具备无源运行能力,无法实现黑启动,且存在无法调控交直流电压和电流谐波等问题[11-12]。针对上述问题,文献[13]提出利用交流输电线路给风电场提供启动电源;文献[14]提出了基于构网型海上风电的DR-HVDC送端交流母线电压、频率和功率的控制策略;文献[15-16]分别提出了DR与VSC串联和并联的直流送出方案,并通过海上VSC实现了风电场的无功支撑和电流谐波改善。为了进一步论证其技术可行性,国内外学者针对DR直流送出方式的启动[17-18]、控制策略[19-22]和故障穿越[23]等方面展开了深入研究。综上,DR具备体积小、损耗低、功率密度高的优势,在未来大规模深远海海上风电送出场景中具有广阔的发展前景[24]

      在海上风电送出方案的经济性研究方面,目前学者们主要针对HVAC、VSC-HVDC和分频输电(fractional frequency transmission system,FFTS)进行了经济性分析[25-27]。文献[28]采用灵敏度方法分析离岸距离、上网电价和折现率等因素对交直流送出方案全寿命周期成本(life cycle cost,LCC)的影响。文献[29-31]从初始投资成本、维护成本和运行损耗成本等方面对上述三种交直流送出系统进行了经济性评估,给出了柔性直流送出方案更适用于远距离送出的定性结论。然而,目前对DR-HVDC直流送出方式的经济性研究较少,仅有定性结论。因此,系统地对上述多类型DR-HVDC直流送出系统拓扑的经济性进行研究,并与VSC-HVDC进行经济对比分析成为其未来工程应用的必然要求。

      本文以装机容量为900 MW、离岸距离为140 km的大型海上风电基地为背景,对VSC-HVDC和三种DR-HVDC直流送出系统拓扑方案进行了经济性分析,采用全寿命周期成本分析(life cycle cost analysis,LCCA)方法,从整体上权衡了初始投资成本、运行损耗成本和维护成本等多方面成本,建立了经济性分析模型。同时,结合国内外海上风电场实际工程数据,计算出各直流送出方案的LCC。最后,对离岸距离、装机容量、上网电价以及有效工作时长等因素进行单一变量影响分析,以探求最优的海上风电直流送出方案,为深远海海上风电送出系统的投资建设提供参考依据。

      1 直流送出系统的拓扑结构

      本文根据大规模深远海海上风电直流送出系统的特点,考虑了如图1所示的四种直流送出方案,详细参数如附录A表A1所示。

      图1 多类型海上风电直流送出方案拓扑图
      Fig.1 Topologies of multiple types of offshore wind power DC transmission schemes

      方案1:柔性直流VSC-HVDC送出方式;

      方案2:海上DR+陆上VSC+并联HVAC方式,HVAC可实现海上风电的黑启动并提高系统可靠性,HVAC容量为风电装机容量的20%;

      方案3:海上DR+陆上VSC+海上交流母线配备储能方式,储能配置容量为风电装机容量的10%;

      方案4:海上DR并联VSC+陆上VSC方式,海上VSC实现黑启动和交流电压支撑,海上VSC配置容量为风电装机容量的30%[14]

      2 经济性分析模型

      2.1 全寿命周期成本分析(LCCA)模型

      LCCA指的是工程项目以及系统运行寿命期间所产生的总成本[32],包括初始投资成本、运营成本和报废成本等,其组成如图2所示。

      图2 全寿命周期成本分析模型组成
      Fig.2 The composition of LCCA

      考虑到资金具有时间价值,需要将未来的现金流折合到成本现值。忽略不同年份的运营成本差异,现金流折现计算式为[28]

      式中:C1为初始投资成本;C0tCMt为年份t的运行损耗成本和维护成本;nc为输电变电设备年寿命,取值25;r为电力工业投资回收率,取值8%[33]CD为报废成本,约为初始投资成本的3%~5%[34],本文取5%。

      2.2 初始投资成本分析

      四种送出方案中海上风机及其基建的购置和安装费用完全一致,故在本文计算中不纳入风机及基建费用。因此,本文的初始投资成本包括海上换流站、岸上换流站、输电海缆及其他辅助设备等购置及其安装费用。

      式中:C1为初始投资成本;Con为岸上换流站或变电站成本;Coff为海上换流站或变电站成本;Ccable为电缆成本;CQ为无功补偿成本;CB为储能成本。

      2.2.1 变电站或换流站购置及安装费用

      变电站或换流站的投资成本包括基建、设备采购和设备安装等费用。根据文献[35-37]的数据和其他调研数据,各类型换流器及海上工作平台的购置和安装成本为

      式中:a为海上工作平台固定成本;b为海上工作平台和换流器或变压器的可变成本系数;cd分别为岸上换流器或变压器成本的比例系数和指数系数;ST为海上风机额定容量,各类型送出方案成本系数见附录A表A2。

      2.2.2 电缆购置及铺设费用

      四种直流送出方案根据实际容量需求选择合适的电缆型号及电缆购置费用,相关参数见附录A表A3,海底电缆铺设费用按照30万元/km计算[38]

      式中:tc为电缆价格,万元/km;lc为离岸距离,km;n为HVAC回路数。

      2.2.3 辅助设备费用

      1)无功补偿成本。

      无功补偿成本包括海上换流器DR的无功补偿和交流线路的无功补偿。

      式中:CQ为无功补偿总成本;kc1kc2分别为DR和交流电缆无功补偿成本系数;Qc1Qc2分别为DR和交流线路的无功补偿容量,Mvar。

      2)储能设备成本。

      参考风电场储能的招标文件,设定储能系统额定装机容量为风电场额定容量的10%。储能系统成本表达式[39]如下:

      式中:Cie为储能成本;kp为单位储能功率价格,万元/MW;kc为单位储能容量价格,万元/MWh;Erate为储能额定容量;Prate为储能额定功率。具体参数见附录A表A4。

      2.3 运营成本分析

      运营成本包括运行损耗成本和维护成本,前者包括换流站损耗成本和线路损耗成本;后者包括各设备的日常维护、检修停运和故障修复等成本。

      2.3.1 运行损耗成本

      运行损耗成本CL与有效工作时长Top、额定容量ST、上网电价Eop等因素相关,表达式如下:

      式中:Ploss_offPloss_onPloss_cable分别为海上、岸上换流器或变压器和海底电缆的运行损耗功率,MW;Top为有效工作时长,h;Eop为上网电价。

      1)换流器损耗。

      换流器VSC采用的是全控型器件IGBT,根据运行损耗分布特性,分别从开关器件通态损耗、截止损耗、储能器件损耗三个方面进行计算[40]

      式中:N为换流器桥臂的子模块个数;PT_condPD_cond分别为IGBT和反并联二极管的通态损耗;PT_offPD_off分别为IGBT和二极管的截止损耗;PC为变换器中储能元件的损耗。

      参考基于晶闸管的换流器运行损耗分布特性,换流器DR只有通态损耗、截止损耗[10],详细计算见附录A。表1为各类型换流器损耗的计算结果。

      表1 换流器损耗对比
      Table 1 Comparison of converter loss%

      送出类型方案1方案2方案3方案4海上换流器1.430.4170.417 DR0.417 VSC1.43岸上换流器1.431.431.431.43变电站0.040.040.040.04

      2)交流线路损耗[35]

      式中:PAC_loss为交流线路损耗功率;δ为损失负荷系数;ηoff为变压器传输效率;Un为额定交流电压;rc为线路等效电阻,Ω/km。电缆线路参数见附录A表A5。

      3)直流线路功率损耗。

      式中:PDC_loss为直流线路损耗功率,MW;PDC为输送功率,MW;UDC为直流电压,kV;R为直流电缆等效电阻,Ω/km。

      2.3.2 维护成本

      维护成本CM

      式中:Cm为日常维护成本;CE为故障恢复成本;Cdown为检修停运成本。

      1)日常维护成本Cm包括送出方案中各设备的日常维护费用[31]

      式中:ms,i分别为海上换流站、岸上换流站和电缆的年维修费用百分比,取值见表2。

      2)故障恢复成本CE包括修理或更换损坏器件、停电时功率传输的损失等成本。单位容量的故障恢复成本远远高于上网电价,本文将其设置为1.0万元/MWh[41]

      式中:E1为单位容量故障维修成本;fi为相应设备的故障发生概率;TE为故障维修平均时长;ST为传输容量,MW;γ1γ2分别为方案2中HVAC传输容量、方案4中海上换流站MMC容量与海上风电额定容量的比值;TDR为换流站DR故障维修时长;Tcable为电缆故障维修时长,具体参数见表2。

      3)每年在停机检修期间传输能量损失费[30]

      式中:Tdown为维修停运时长;α为出力折扣系数;TDR为换流站DR单独停电检修的天数。设备检修一般选择在低风力月份,设α为0.8。停运检修时间由最长停机时间决定,取值见表2。

      表2 维护成本参数[42-45]
      Table 2 Maintenance cost parameters

      器件类型检修停运Tdown/d维修费用ms/%故障修复时间TE/d年故障概率fi/%海上换流器VSC301.5302 DR241.2241.5岸上换流器VSC201.5301海上变压器150.5300.8岸上变压器70.2300.8海底电缆100.03450.8

      3 经济性比较分析

      3.1 各方案的LCC分析

      本文以离岸距离为140 km、装机容量为900 MW的典型送出场景为例,通过分解计算上述四种直流送出方案的初始投资成本、运营成本和报废成本,得到了各方案的经济评估数据,如图3所示。

      图3 各方案LCC组成图
      Fig.3 Cost composition chart of LCC

      由图3可以看出:①海上换流站VSC建设成本远高于海上换流站DR,故方案1的换流站建设成本比其他方案高约20%。同时方案1的运行损耗和维护成本均高于其他方案。从整体上看,方案1的LCC较其他方案高出1.7亿~7亿元。②由于交流电缆成本远高于其他方案,方案2的初始投资成本略高于方案1,但其运营成本相对较低。③方案3和方案4经济性优势明显,与方案4相比,方案3的换流站建设成本低11.3%,但方案3需要配置辅助设备,如储能设备和无功补偿装置,故两者的初始投资成本差距不大。在运营成本方面,方案4的并联VSC可在DR故障或检修时保持一定传输能力,可靠性增加,从而使维护成本降低。④从整体上看,方案4的LCC最低,其经济性最优,其次为方案3。

      3.2 LCC的影响因素分析

      结合海上风电送出特点,本文考虑离岸距离、装机容量、上网电价和有效工作时长四个关键因素,绘制出单一变量影响因素下的LCC曲线。

      3.2.1 离岸距离

      由图4可以看出,与方案2相比,方案3和4的成本曲线较为平缓,主要原因是方案2的电缆购置成本较高。由于方案2中并联HVAC存在传输极限,需要根据传输距离、电压等级来配置交流电缆型号和无功补偿容量。在离岸距离超过130 km后,方案2相对于柔性直流送出方案不再具有经济优势,而且其LCC呈现折线增长趋势。

      图4 离岸距离对LCC的影响
      Fig.4 Effect of offshore distance on LCC

      3.2.2 装机容量

      由图5可以看出,与方案1相比,方案2—4成本曲线随装机容量的变化较为平缓,主要原因是方案2—4换流器DR的建设和运行损耗成本较低。随着装机容量增加,方案3中储能系统的建设成本急剧上升,抵消了换流站建设成本低的优势,方案3的斜率略大于方案4。当海上风电的装机容量超过750 MW,方案4的LCC低于方案3,为该容量区间内的最优方案。而海上风电的装机容量超过1000 MW时,方案1在四种方案中经济性最差,方案4经济性优势更加显著。

      图5 装机容量对LCC的影响
      Fig.5 Effect of transmission capacity on LCC

      3.2.3 上网电价

      分析各方案成本组成的变化可知,上网电价对LCC的影响主要体现在运营成本方面。如图6所示,随着上网电价的提高,方案1的LCC增长速度高于方案2,说明方案1的运营成本相对较高;方案4的斜率低于方案3,说明方案4的运营成本要低于方案3。究其原因,方案4换流站运行损耗成本高于方案3,但维护成本的停电检修成本和故障恢复成本远低于方案3。

      图6 上网电价对LCC的影响
      Fig.6 Effect of feed-in tariff on LCC

      3.2.4 有效工作时长

      分析各方案成本组成的变化可知,有效工作时长对LCC的影响主要体现在运行损耗方面。由图7可以看出,方案2—4的LCC曲线增长较为平缓,方案1的运行损耗成本远高于DR-HVDC方案。方案4中海上换流站VSC运行损耗成本高于方案2和方案3,方案4的LCC曲线增长略快于方案3。当风机的有效工作时长超过3100 h后,方案1的LCC最高,其次为方案2。

      图7 有效工作时长对LCC的影响
      Fig.7 Effect of effective working hours on LCC

      4 结论

      针对柔性直流送出(VSC-HVDC)和三种DRHVDC直流系统拓扑方案(系统增加交流联络线路、海上交流母线配备储能、在送端换流站并联VSC),本文采用全寿命周期成本分析模型,选取装机容量为900 MW、离岸距离为140 km的海上风电场作为典型场景,建立了上述四种海上风电直流送出系统拓扑方案的经济性分析模型,得到了各方案的LCC及其各类成本组成,并对离岸距离、装机容量、上网电价以及有效工作时长四个关键因素开展了单一变量影响分析。结果表明:相比于VSC-HVDC送出,DR-HVDC拓扑方案的换流器建设和运营成本显著降低。在大容量远距离送出场景下,采用送端换流站并联VSC的DR-HVDC送出方案的LCC最低,经济性最优。本文建立的海上风电多类型直流送出方案经济性分析模型,可为深远海海上风电送出方案的最优投资建设提供参考依据。

      附录A 部分成本计算过程及参数

      A1 换流站VSC损耗计算

      根据换流站的电压等级和传输容量,选定IGBT型号。通过二极管的耐压水平和直流电压等级来确定二极管的个数N

      1)IGBT的导通损耗。

      式中:PT_condPD_cond 分别为流经IGBT和反并联二极管的通态损耗;iCEif分别为流经IGBT和反并联二极管的电流;UCE0Uf0分别为IGBT和反并联二极管的通态压降;rCErf分别为IGBT和反并联二极管的通态电阻。

      2)IGBT的截止损耗。

      式中:PT_offPD_off分别为IGBT和反并联二极管的截止损耗;RT_offRD_off分别为IGBT和二极管的正向截止电阻,由厂商数据手册提供;UCEUD分别为IGBT和反并联二极管的正向截止电压。

      3)电容模块损耗。

      电容模块的运行损耗为

      式中:Iii 次谐波电流的有效值;R(fi)为电容在 i 次谐波电流下的等效串联电阻值,具体参数由VSC换流器厂家提供;nt为第n次谐波。

      A2 换流器DR的损耗计算

      根据换流站的电压等级和传输容量,选定二极管的型号。再考虑二极管的耐压水平和直流电压等级,确定二极管的个数。根据SIEMENS、ABB提供的最新二极管参数,单个二极管的损耗为

      式中:VTO是二极管的门槛电压,V;ITAV是流过二极管的正向平均电流,A;rT为二极管的通态特性斜率电阻,mΩ;Irms为流过二极管的电流有效值,A。

      A3 无功功率补偿成本

      1)理论上,DR的外特性与触发角为0°的LCC相同,故其无功补偿容量QC1可参考LCC的补偿容量,约为风电场额定容量的30%[11]

      2)变压器的无功损耗QC2,约为风电场额定容量的1%。

      3)在海底电缆传输中,对地电容是限制有功功率传输的主要因素,系统需要补偿无功功率。

      式中:QC2为并联补偿电抗容量,Mvar;fn为交流频率;C为海底电缆的π型等值电容,Mvar/km。

      表A1 海上风电直流送出系统参数
      Table A1 Offshore wind farm DC transmission system parameters

      参数类型方案1方案2方案3方案4海上VSC换流站容量/MW900300子模块数/个240107子模块电容/μF15 0006420海上DR换流站容量/MW900900900变压器漏抗/pu0.050.050.05岸上换流站VSC容量/MW900900900900子模块数/个240240240240子模块电容/μF15 00015 00015 00015 000储能容量/MW90辅助器件无功补偿容量/Mvar420300

      表A2 换流站或变电站建设成本系数
      Table A2 Substation construction cost coefficient

      并网类型abcd变电站0.4390.0040.002 30.751 3方案12.1950.009 70.007 21方案20.800.005 30.007 21方案30.800.005 30.007 21 DR0.800.005 3方案4 0.007 21 VSC2.1950.009 7

      表A3 电缆价格及回路数
      Table A3 Cable price and number of circuits

      电缆类型离岸距离lc/km电压Vn/kV半径/mm2传输容量P/MW单回路电缆价格tc/(万元·km-1)0~150132630187.0266.5 150~200132800203.0309.3 200~2501321000217.0334.5直流电缆0~250±32012001791.0365.7交流电缆

      表A4 储能系统经济参数
      Table A4 Economic parameters of energy storage system

      参数磷酸铁锂电池(LFP)全钒液流电池(VRB)超级电容Kp/(元·kW-1)322437201500 Kc/(元·(kWh)-1)108510854100

      表A5 电缆参数
      Table A5 Cable parameters

      电缆类型电压Vn/kV半径/mm2电阻rc/(mΩ·km-1)电容C/(nF·km-1)稳态电流Issn/A 13263026.2209995 13280021.52171080 132100018.22381154直流电缆±320120022.41791交流电缆

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      基金项目

      直流输电技术国家重点实验室开放基金资助(用于深海大规模海上风电集群分布式并网的多类型变换器交直流组网拓扑及控制运行)。

      State Key Laboratory of HVDC (Multi-type AC/DC Converters Networking Topology and Operation Control for Deepsea Large-scale Offshore Wind Power Integration).

      作者简介

      • 李贤育

        李贤育(1996),男,硕士研究生,研究方向为柔性直流输电、新能源发电及并网、海上风电及并网技术,E-mail:1064656568@qq.com。

      • 姚良忠

        姚良忠(1961),男,教授,博士生导师,研究方向为新能源发电与并网、直流电网技术。通信作者,E-mail:yaoliangzhong@whu.edu.cn。

      出版信息

      文章编号:2096-5125 (2021)05-0476-10

      中图分类号:TM614;TM721

      文献标志码:A

      DOI:10.19705/j.cnki.issn2096-5125.2021.05.007

      收稿日期:2021-03-31

      修回日期:2021-08-17

      出版日期:2021-09-25

      引用信息: 李贤育,姚良忠,程帆等.海上风电多类型直流送出系统拓扑经济性分析[J].全球能源互联网,2021,4(5):476-481 .LI Xianyu, YAO Liangzhong, CHENG Fan,et al.Economic Analysis of Multi-type DC System Topologies for Offshore Wind Power Transmission[J].Journal of Global Energy Interconnection,2021,4(5):476-481 (in Chinese).

      (责任编辑 张宇)
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