在“碳中和”的大背景下，未来海上风电正逐步走向远距离、深海化和大型化，现有的柔性直流输电在深远海环境下面临海上换流器平台体积大、成本高和安装不便等挑战。而不控整流DR-HVDC送出方案具有体积小、损耗低和功率密度高等优势，是极具潜力的未来轻量化海上风电送出方案。但由于DR-HVDC不具备自启动能力，需要采用海上平台装设储能、系统增加交流联络线路或送端并联VSC等方式实现海上交流系统电压建立，不同DR-HVDC方案的经济性评估目前仍为空白。

（1）建立了适用于多类型DR-HVDC直流送出系统拓扑的全寿命周期成本分析LCCA模型；

（2）结合DR-HVDC送出系统拓扑的特点，分析离岸距离、装机容量、上网电价以及有效工作时长等关键因素对海上风电直流送出系统全寿命周期成本的影响。

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。本文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，DR-HVDC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。

DR-HVDC系统拓扑在海上风电场交流侧不具备无源运行能力，且存在无法调控交直流电压和电流谐波等问题，故本文研究的三种DR-HVDC系统拓扑分别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。

以离岸距离为140 km、装机容量为900 MW的典型送出场景为例，计算得到了各方案的经济评估数据，如图2所示。在建设成本方面，并联HVAC方案的电缆成本远高于其他方案。在运营成本方面，海上DR并联VSC方案运行损耗成本和维护成本低于其他送出方案。

结合海上风电直流送出系统特点，探究各方案全寿命周期成本与离岸距离、装机容量、上网电价和有效工作时长四个关键因素的关系。由图3可以看出，海上DR并联VSC方案在离岸距离、上网电价和有效工作等方面的经济性优势显著，在未来海上风电低成本送出中具有广阔的应用前景。

研究团队