基于全生命周期的海上风电输电方式经济技术分析方法

摘要

本发明涉及基于全生命周期的海上风电输电方式经济技术分析方法，属于风电汇集系统经济优化技术领域，包括如下步骤：对比分析不同汇集输送方案的技术经济性；结合直流风机汇集拓扑、全直流组网输电和混合HVDC输电系统等新技术，提出考虑远景技术发展的三种典型汇集输送方案；考虑海底电缆的技术局限性、海上平台建设的难度和无功补偿能力，建立交、直流并网下汇集输送系统的全生命周期经济模型，并进行技术性和经济性分析；分别给出了近景年和远景年的海上风电场汇集输送方案成本和推荐方案。对汇集输送系统的技术和经济性分析，结合新技术对风电汇集输送结构进行配置和优化，实现经济效益最大化。

说明书

技术领域

本发明属于风电汇集系统经济优化技术领域，具体涉及基于全生命周期的海上风电输电方式经济技术分析方法。

背景技术

随着电力资源需求的不断扩大，以及全球生态环境的逐渐恶化，世界各国正进一步扩大绿色能源在发电中的比重。海上风电作为可再生绿色能源之一，因其资源丰富、规模大等特点在各种新能源发电方式中脱颖而出。仅2020年，全球风电总装机容量仍达到96GW。现阶段，风力发电系统采用了许多创新技术和优化配置方案，风电和高压输电技术正逐渐向千兆瓦级深海大规模风电场迁移。然而，功率传输技术受限、建设投资成本高等因素为系统规划带来了新的挑战。

海上风电场集电系统拓扑和输电系统的规划思路可以借鉴陆上风电系统的规划，但还需要考虑海上风电的发电效率和传输限制，结合海上风电场的特点计算其经济成本，为海上风电场工程建设提供重要参考。目前大规模海上风电汇集输送系统电力传输方案规划多从汇集系统和输电系统分开考虑，忽略了汇集系统输电方式和交流海缆传输限制对输电系统经济性的影响，缺乏面向大规模海上风电场汇集输送方案经济性最优的通用输电方式分析。

因此，现阶段需设计基于全生命周期的海上风电输电方式经济技术分析方法，来解决以上问题。

发明内容

本发明目的在于提供基于全生命周期的海上风电输电方式经济技术分析方法，用于解决上述现有技术中存在的技术问题，对汇集输送系统的技术和经济性分析，结合新技术对风电汇集输送结构进行配置和优化，实现经济效益最大化成为大规模海上风电场规划和设计的研究重点，具有重要工程意义。

为实现上述目的，本发明的技术方案是：

基于全生命周期的海上风电输电方式经济技术分析方法，包括以下步骤：

步骤一，对比分析不同拓扑组网方式和典型输电方式的技术特性和系统参数，对比分析不同规模及传输距离海上风电输送特性；

步骤二，结合直流风机汇集拓扑、全直流组网输电和混合HVDC输电系统，提出基于当前技术水平的近景年汇集输送方案和考虑远景技术发展的远景年汇集输送方案；

步骤三，考虑海底电缆的技术局限性、海上平台建设的难度和无功补偿能力，建立交、直流并网下汇集输送系统的全生命周期经济模型，并进行技术性和经济性分析；

步骤四，针对不同规模和传输距离的海上风电场，分别给出近景年和远景年的海上风电场汇集输送方案成本和推荐方案。

进一步的，步骤一中，对比分析交、直流拓扑组网方式和HVAC、FFTS、HVDC三种典型输电方式的技术特性和系统参数。

进一步的，步骤三中，全生命周期经济模型结合风电场内部风机成本、变电站、换流站成本、电缆成本、维护成本建立。

进一步的，步骤四中，根据分析结果，得到适应不同规模和位置的输电系统方案；再以给定300MW的系统容量下，不同距离对3种系统方案经济性和技术性的影响，得出各输电方式在该容量下的经济距离区间；并计算不同系统容量和不同距离下的3种系统方案的成本情况，分析各系统方案的选型区间，以寻找适应不同规模和位置的系统的普适经济性选型参考。

计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储有一个或多个计算机程序，所述一个或多个计算机程序被一个或多个处理器执行时实现如上述的海上风电经济输电方式比选方法。

不同规模及传输距离的海上风电经济输电方式比选系统，应用于如上述的海上风电经济输电方式比选方法。

与现有技术相比，本发明所具有的有益效果为：

本方案其中一个有益效果在于，考虑风电场内部风机成本、变电站、换流站成本、电缆成本、维护成本、维护成本数据，建立风电场汇集输送系统的全生命周期经济模型，得到大规模海上风电场汇集输送方案成本。根据各系统方案的选型区间，得到适应不同规模和位置的输电系统方案，再以给定300MW的系统容量下，不同距离对3种系统方案经济性和技术性的影响。

附图说明

图1为本发明的一种适用于不同规模不同传输距离的海上风电经济输电方式比选方法的流程图；

图2为本发明的海上风电系统的集电方式交流拓扑结构；

图3为本发明的海上风电系统的集电方式直流拓扑结构；

图4为本发明的汇集输送系统并入交流电网设计；

图5为本发明的300MW风电场交流并网下3种系统方案的成本距离曲线对比；

图6为本发明的1400MW风电场交流并网下3种系统方案的成本距离曲线对比；

图7为本发明的50km风电场交流并网下3种系统方案的成本传输容量曲线对比；

图8为本发明的150km风电场交流并网下3种系统方案的成本传输容量曲线对比；

图9为本发明的交流并网方案参考。

具体实施方式

为了使本发明的目的，技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅用以解释本发明，并不用于限定本发明，即所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。通常在此处附图中描述和示出的本发明实施例的组件可以以各种不同的配置来布置和设计。

因此，以下对在附图中提供的本发明的实施例的详细描述并非旨在限制要求保护的本发明的范围，而是仅仅表示本发明的选定实施例。基于本发明的实施例，本领域技术人员在没有做出创造性劳动的前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。需要说明的是，术语“第一”和“第二”等之类的关系术语仅仅用来将一个实体或者操作与另一个实体或操作区分开来，而不一定要求或者暗示这些实体或操作之间存在任何这种实际的关系或者顺序。

而且，术语“包括”，“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程，方法，物品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程，方法，物品或者设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下，由语句“包括一个……”限定的要素，并不排除在包括所述要素的过程，方法，物品或者设备中还存在另外的相同要素。

一种适用于不同规模不同传输距离的海上风电经济输电方式比选方法，包括如下步骤：

步骤一，对比分析不同拓扑组网方式和典型输电方式的技术特性和系统参数，对比分析不同规模及传输距离海上风电输送特性；

步骤二，结合直流风机汇集拓扑、全直流组网输电和混合HVDC输电系统，提出基于当前技术水平的近景年汇集输送方案和考虑远景技术发展的远景年汇集输送方案；

步骤三，考虑海底电缆的技术局限性、海上平台建设的难度和无功补偿能力，建立交、直流并网下汇集输送系统的全生命周期经济模型，并进行技术性和经济性分析；

步骤四，针对不同规模和传输距离的海上风电场，分别给出近景年和远景年的海上风电场汇集输送方案成本和推荐方案。

进一步的，所述的大规模海上风电场输电系统包括HVAC、FFTS、HVDC。

进一步的，所述的汇集输送方案是基于风电场不同输电方式下不同导线的传输极限和容量极限得到的；所述海缆和相关电气设备的选型是基于导体的载流量上限得到的。

进一步的，所述的风电场汇集输送系统的全生命周期经济模型，结合风电场内部风机成本、变电站、换流站成本、电缆成本、维护成本建立。

进一步的，所述的海上风电场汇集输送方案成本和推荐方案是计算不同系统容量和不同距离下的3种系统方案的成本情况，分析各系统方案的选型区间，得到适应不同规模和位置的输电系统方案；再以给定300MW的系统容量下，不同距离对3种系统方案经济性和技术性的影响，得出各输电方式在该容量下的经济距离区间。并计算不同系统容量和不同距离下的3种系统方案的成本情况，分析各系统方案的选型区间，以寻找适应不同规模和位置的系统的普适经济性选型参考。

一种适用于不同规模不同传输距离的海上风电经济输电方式比选方法，包括：大规模海上风电场汇集输送方案成本和推荐方案；其中大规模海上风电场汇集输送方案成本包括风电场内部风机成本、变电站、换流站成本、电缆成本、维护成本建立；所述大规模海上风电场汇集输送推荐方案包括分析各系统方案的选型区间，得到适应不同规模和位置的输电系统方案，再以给定300MW的系统容量下，不同距离对3种系统方案经济性和技术性的影响。

具体的，一种适用于不同规模不同传输距离的海上风电经济输电方式比选方法，包括以下步骤：

S1，针对不同规模和不同地理位置的风电场,对比分析不同拓扑组网方式和典型输电方式的技术特性和系统参数，对比分析不同规模及传输距离海上风电输送特性；

S2，结合直流风机汇集拓扑、全直流组网输电和混合HVDC输电系统，提出基于当前技术水平的近景年汇集输送方案和考虑远景技术发展的远景年汇集输送方案；

S3，考虑海底电缆的技术局限性、海上平台建设的难度和无功补偿能力，确定系统中输电方式和电缆的选型区间,建立交、直流并网下汇集输送系统的全生命周期经济模型，并进行技术性和经济性分析；

S4，针对不同规模和传输距离的海上风电场，计算不同系统容量和不同距离下的3种系统方案的成本情况，分析各系统方案的选型区间，得到适应不同规模和位置的近景年和远景年的海上风电场汇集输送方案成本和推荐方案。

海上风电场的汇集输送系统针对不同规模和不同地理位置的风电场有着不同的集电结构和输送方式。对于近海小规模的风电系统，其风机间和风电场到陆上的传输系统往往通过简单连接同时实现汇集和输送功能。而对于远海大规模风电系统，则需要分别设计前级集电系统和后级输送系统，并进行分层规划和联合优化，以实现系统层面的传输效率和经济性最优。

海上风电场功率汇集系统，简称集电系统，能够将海上风电机组发出的电能通过一定的拓扑结构送至汇流母线，进行集中升压，再进行传输送到陆上电网。集电系统是对海上风电进行汇集和传输的关键环节，包含大量的电气设备，在海上风电开发成本中占有很大比例。由于风机间具有尾流效应，海上风机的布局往往在横、纵向跨度较大，且风机的位置往往与风场的空间特性有关，因此针对不同规模和不同地理位置的风电场系统，总体的设计要求和对应的系统方案区别较大。海上风电系统的集电方式分为交流拓扑结构和直流拓扑结构，不同的集电方式会直接影响风电场的整体成本和后级传输系统的输电能效。

常见的交流拓扑结构为放射形和环形结构，其结构示意图如图2示。放射形结构不具有备用线路，拓扑结构相对简单，经济性较好，但可靠性查。环形结构则在放射形连接的基础上增加了冗余备用电缆，将辐射形状拓扑连成环形网络。工程上常使用链型放射形结构来降低建设投资成本；在有较高的可靠性需求时，使用复合环型结构来提高系统的可靠性。

直流型集电系统采用直流风机，其拓扑结构有串联型、并联型、串-并联型、并-串联型，后两种方式统称为串并联型，其结构示意图如图3所示。其中，串联型的电压等级较高，风电场的内网电压即为风电机组两端总电压，能够直接经汇流接入输电系统而无需升压。除了传统的串并联型结构，矩阵互联(matrix interconnected，MI)结构和辐射型结构作为一种阶段性理论研究成果，其可靠性和经济性有待进一步分析。尽管目前对于直流拓扑结构仍处于研究阶段，暂没有实际工程采用直流风机和直流拓扑结构作为集电方式，但是随着海上风电场规模的扩大、风能资源的利用的不断深入、柔性直流输电技术的发展和风电利用率的提升，基于直流风机、直流集电系统和高压直流输电系统的全直流海上风电场已成为未来发展的趋势之一。

结合交、直流拓扑组网方式和高压交流(High Voltage Altenating Current，HVAC)、分频输电(Fractional Frequency Transmission System，FFTS)、高压直流(HighVoltage Direct Current，HVDC)三种典型输电方式，考虑到现有工程技术和未来远海大规模海上风电发展趋势，本发明提出从风机出口到陆上电网的三种系统输电思路，如表1所示。方案一的交流组网传输方式相对成熟，目前在工程上已有较多实践，例如英国的NorthHoyle和荷兰的Gemini海上风电场。但这种组网和传输技术具有一定的技术局限，一般适用于规模较小的近海风电场；远海大规模风电场多采用方案三。这两种系统方案的技术性和经济性都得到了实际工程的实施验证和评估。但是针对深远海大规模海上风电系统，这两种方案的输送距离都有一定的局限性。方案二从传输方式上进行改造，使用分频传输替代工频传输，提高系统传输距离上限，具有较好的经济性和可靠性，但仍然存在传输距离上限。

表1系统方案

方案一的集电系统采用先初级升压再汇集的思路。风机出口处电压在0.69kV左右，初级升压后接入35kV内网，再汇入交流母线。图4给出了并入陆上交流电网的三种系统方案。方案一整体采用可靠性较高的交流集电结构和相对成熟的HVAC输电方式，其设计方案如图4(a)所示。方案二在方案一输电方案的基础上采用FFTS增加传输距离，FFTS模式下需要进行的电路和设备改造如图4(b)所示。方案三采用HVDC的传输方式，其设计方案如图4(c)所示。

海底电缆的电容效应会造成充电电流和充电功率的累积，约束线路的输送容量。海上风电系统输电方式的技术限制主要体现在由电容效应引起的传输容量和传输距离限制。其中，传输容量限制可以用电缆的热极限约束来表征，并通过计算导体的载流量上限来进行海缆和相关电气设备的选型。交、直流导体的允许连续载流量可以通过IEC60287标准进行计算。

其中，I为导体载流量，θ

通过极限载流量的计算可以确定系统在该传输方式下的容量传输极限。另外，交流输电系统也存在着距离传输极限。传输距离增加，线缆充电功率随之增加，可用有效传输容量随之降低，故不同型号的海缆在不同容量的系统下的传输距离上限是一定的，可由线路的分布参数模型计算得出，其计算方法如式所示。

其中，

直流输电系统理论上没有距离传输限制，因此更加适用于深远海输送系统。但是由于在实际运行过程中会发生绝缘老化等问题，造成电缆的承载能力下降，因此直流输电系统能够传输的功率和距离也是有限的。

表2电缆参数及技术极限值

大规模海上风力发电系统的经济性指标主要包括集电输送系统的静态投资成本和动态维护、损耗成本，具体成本主要与传输距离和系统容量有关。

静态投资成本主要包括终端的风机和变电站、换流站等基础结构的购置安装成本，以及电力传输系统中电缆购置和铺设成本。

风机购置成本C

C

其中，C

大规模海上风电系统的变电站、换流站主要集中建设在海上平台，对于交流系统，海上平台的主要成本由海上汇集站、换流站和岸上变电站、换流站的建设构成。建设成本主要包括升压平台和变电站、换流站的基础建造成本和变压器、换流器成本。

采用HVAC传输方式的风电场，其海上汇集站的成本C

C

其中，S为风电场的额定容量；B

对于采用HVDC传输方式的风电场，其离岸换流站成本C

C

其中，S为风电场的额定容量；B

综合考虑到如今换流器种类繁多，这里认为FFTS输电系统的换流器和CSC-HVDC的成本相符，其岸上换流站的成本C

C

电缆成本指电缆的购置、运输和铺设安装的费用，系统的容量越大，电缆的载流量需求就越大，甚至要用到两回或者多回线路来进行传输。对于交流系统，传输距离受所需要补偿的无功极限值的限制，具有传输距离上限。因此，不同规模的交、直流系统应用的电缆型号不同、数量不同，其电缆成本差异较大。电缆成本的计算方式如式所示。

C

其中，n

静态总投资成本主要包括风机、变电站、换流站和线缆等各基础结构的购置安装费用，其计算方法如式所示。

C

其中，C

动态成本主要指风电系统正式投入运行之后的维护成本和损耗。为了更好的反应风电系统实际的运行情况，本发明引入了全生命周期成本的概念，即在整个建设初期和投入使用年限的时间范围内，计算整个风电场的维护、损耗、替代和折旧等成本。本发明主要考虑风机系统投入使用20年内的维护成本和损耗成本，并采用等年值法将一次性投资成本折算为总计划运行年限内的动态成本。

维护成本主要指风电场运营期间，需要对设备和电缆等基础结构进行维护和检修的人力费用和物料费用。由于交流系统和直流系统的基础结构和海上平台组成不同，选取的线缆也不同，因此其维护费用也不同。为简化计算，定义系统的维护率m(％)来表示和计算维护费用。

C

其中，系统总静态投资总成本为C

损耗成本是由于汇集站、变电站、换流站的效率损耗而导致的售电收益的减少。输电系统中的损耗成本也称为运行成本，即在运行过程中由于变压器、换流器和电缆线路损耗导致的少发出的该部分电能造成的经济损失以及在停电检修期间未发电的损失。定义系统的传输损耗率λ来反映系统的损耗情况，传输损耗率也是衡量电力系统经济性的重要指标之一。不同设备的传输损耗率也是不同的，系统各结构的损耗成本为：

C

其中，T

C

C

其中，F定义为风电场的功率因数；θ

其中，r

电缆损耗也是输电系统中不可忽视的损耗环节，电缆的HVAC线路可由下式计算得到：

同理，HVDC输电系统的海上和岸上换流站设备和直流海缆也存在效率损耗，因此其损耗成本可以表示为：

C

C

然而，对于FFTS输电系统的损耗成本，认为离岸变电站的损耗成本为HVAC离岸变电站的损耗成本的

C

不同输电方式下不同选型输电电缆的输电电阻r

表3典型220kV交流和±220kV直流海缆输电电阻

动态成本主要指风机系统正式投入运行之后的维护成本和损耗，其计算方法如式所示。

C

海上风电场汇集输送系统总成本需要计及全生命周期内的静态、动态成本，并采用等年值法将一次性投资成本折算为总计划运行年限内的动态成本。那么考虑系统全生命周期的总成本计算方法如下所示。

其中，i为贴现率，n

本发明从电能输送的角度，考虑风电场与陆上交流电网、直流电网的两种并网方式，针对表1提出的三种海上风电场汇集输送系统方案，展开经济性计算。并结合目前工程实际和技术限制，比较这三种输电方式的技术经济性，确定系统中输电方式和电缆的选型区间。本发明首先计算不同系统容量和不同距离下的3种系统方案的成本情况，分析各系统方案的选型区间，得到适应不同规模和位置的输电系统方案；再以给定300MW的系统容量下，不同距离对3种系统方案经济性和技术性的影响，得出各输电方式在该容量下的经济距离区间。并计算不同系统容量和不同距离下的3种系统方案的成本情况，分析各系统方案的选型区间，以寻找适应不同规模和位置的系统的普适经济性选型参考。

由于目前基于全直流的大规模海上风电输电方案仍在理论研究阶段，属于远景规划中可参考的输电方案。因此，本发明首先基于当前技术水平，针对方案一、二、三，分别提出了并入交流电网的输电优选方案，计算在不同系统容量和传输距离区间的技术经济性，给出了一个具有普适性的海上风电输电方案优选图。取风电场上网电价450元/MWh，全年发电小时数2000小时，贴现率i取6％，运行年限n

总投资成本的计算方法为先确定各方案的系统结构和设备选型，计算其总静态成本，再将此成本折算成等年值成本。各个方案的风机选型见表1，工频下交流风机成本为1200万元/MW。各个方案的工频输电的电压等级、横截面积、充电电容、额定电流、价格等信息由表4所示，由此可得出3种方案的风机、电缆的选型和价格参考如表5所示。

表4电缆参数和技术限制

由于现有技术限制，目前还不存在直流风机的实际应用，因此无法对直流风机风电场进行准确的经济性分析，因此只考虑安装交流风机的风电场并网方式经济性研究。对于变电站和换流站的建设成本，结合成本计算经验公式可得出3种系统方案，即交流风机和HVAC传输方式、交流风机和FFTS传输方式以及交流风机和HVDC传输方式下的变电站、换流站和变频站成本、无功补偿成本和电缆成本。对于300MW和1400MW容量下传输距离80km时的成本概算如表5所示。

表5 300MW和1400MW容量下传输距离80km时的静态成本分析

为了验证经济性分析模型的正确性和可靠性，以下分别选择国内某风电场项目概算和国外某参考案例进行成本的对比分析，分析内容主要包括电缆成本、终端成本、无功补偿成本。首先，如表6所示，选取国内300MW、83km交流并网的海上风电应用实例进行静态成本的概算并分析误差原因。

表6 300MW和1400MW容量下传输距离80km时的成本分析

对比发现，本发明模型计算结果与工程实际概算基本相符。风电厂工程单项成本相差约3.2％；升压站和变电站工程相差3.4％，电缆工程部分仅相差0.2％；均在误差范围5％之内，初步验证了本发明计算模型的有效性。总成本方面，总共相差约6.6亿元，其误差原因归结为三类。一是本发明计算模型未纳入辅助施工成本及其他管理成本，这些成本在工程实例中总计约3亿元；二是本发明计算模型中的经验公式系数取值，受设备运营情况、地理位置、天气等诸多因素的影响；三是因为本发明计算模型较为模糊，并没有计入十分细致的成本项目，仅进行了笼统的概算，因此出现较小误差范围内的误差属于正常情况。综上所述，对于300MW、83km的小容量风电场来说，初步验证了本发明计算模型的有效性。

海上风电系统中各结构的损耗率如表7所示。计算可得系统各结构的损耗成本。考虑风电场全年发电小时数2000小时。系统的维护费率取系统中表中各设备的平均值(1.4％)。300MW和1400MW海上风电场的动态成本，即维护成本和损耗成本如表8所示。

表7系统各结构传输损耗率

表8 300MW和1400MW容量下传输距离80km时的动态成本分析

得到系统的动态成本后，可以综合计算系统对于1400MW风电场传输距离为80km时包括静态成本和动态成本的总成本。为了验证计算模型的普遍适用性，下表计算了1400MW大容量风电场80km时的各方案的总成本。计算结果中没有包括风电场的建设成本和集控中心等与参考案例无关的项目。由于没由FFTS技术的实际应用，因此选择文献的所有计算结果，均为理论推导得出。

表8 300MW和1400MW容量下传输距离80km时的动态成本分析

对比发现，方案一和方案二误差均在5％以内，并且HVAC系统计算结果几乎相同，说明本发明模型计算结果在计算HVAC和HVDC系统时，模型更可靠；但是在计算方案三FFTS技术时计算模型出现了较大的误差，两种计算结果相差3.7亿元左右。这是因为对于FFTS技术而言，尚没有可靠的应用实例和可用于参考的数据，所有计算方法均是基于现有HVAC和HVDC输电系统的参考数据搭建的；另一个重要原因是参考案例在进行FFTS技术选型时，选择的线缆为400kV线缆不具有经济最优性，因此本发明模型计算结果略低于参考案例。综上所述，模型尽管在计算方案三总成本时，由于客观原因误差较大，但本发明提出的经济性计算模型在计算方案一和方案二时准确性较好。

为了更加清晰地得到不同容量不同距离的风电场的成本和优选方案，图4、图5依次绘制了定容量、变距离和定距离、变容量三种方案下的风电场成本及它们的优选方案。分别选取300MW的小容量风电场和1400MW的大容量风电场的成本距离曲线进行对比。

对于300MW的较小容量风电场离岸距离120km以内，HVAC传输的方式具有较大的经济优势。但超过120km之后，由于HVAC存在传输距离限制，因此方案二和方案三在远距离输电时表现出了较好的经济优势。因此，在考虑近景规划的情况下，对于300MW的风电场在120km以内使用方案一，在120km～180km以内使用方案三，在超过180km的范围内使用方案二符合现有的技术经济性。同时可以发现，此时方案三，即FFTS传输方式，在较大范围内(120km～180km)存在经济优势。

对于1400MW的风电场离岸距离约60km以内，可以选择方案一作为首选方案。超过60km的部分可以选择方案二或方案三作为传输方式。然而相较于300MW的风电场，对于1200MW较大容量的风电场在HVAC传输上的经济优势会被缩小，并且传输距离优势减少了约60km；反而对于方案二，HVDC传输方式在130km以后具有较大的经济优势。

另一方面，为了比较相同传输距离下风电场容量对于经济性的影响，计算了传输距离分别为50km和150km时，300MW～1200MW风电场的总投资成本变化，如图6和图7所示。

分析可知，当传输距离仅为50km时，无论风电场容量如何变化，方案一均具有较好的经济型，这是因为传输距离较小时，影响HVAC传输方式的电缆成本和无功补偿容量都很小。相反，当需要传输距离大于150km的远海输电时，HVDC传输方式在海缆成本上远低于HVAC，并且HVDC不需要安装无功补偿设备等设备，大大减少了投资成本。除此之外，受制于目前的技术限制，FFTS技术仅在中小容量远距离的风电场中具有一定的经济优势。综上所述，当风电场离岸较近时，只需采用方案一；当需要深远海输电时，HVDC具有绝对优势。

方案一的交流组网，HVAC的传输方式相对成熟，目前在工程上已有较多实践，例如英国的North Hoyle海上风电场和荷兰的Gemini海上风电场等。但这种组网和传输技术具有一定的技术局限，往往被采用于规模较小的近海风电场。对于远海大规模风电场，采用交流组网，HVDC的方式，也就是方案二的系统方案比较多。这两种系统方案的技术性和经济性都得到了实际工程的验证和实地评估，针对深远海大规模海上风电系统，这两种方案都有一定的局限性。方案二从传输方式上进行改造，使用分频传输而不是工频传输来提高系统的距离限制上限，具有较好的距离经济性和可靠性，但仍然存在传输距离上限。针对工程当前技术水平，即方案一、二、三，考虑远景规划，即本发明所提出的三种系统方案，计算在不同系统容量和传输距离区间的技术经济表现，给出了一个普适性参考。

系统容量为0～2000MW，传输距离为0～300km范围内，综合各项成本给出方案参考如图8所示，对于小于300MW的小容量风电场而言，在近海50km区域内首先采取方案一交流组网和HVAC传输的方案，方案二优先采用范围则为距离在170km及以上。方案三的选择从图中的分布较为不均匀，这种不均匀的分布是由于计算程序中，不同容量风电场电缆选型不同造成的。虽然理论计算结果存在一定范围内的误差。但大致可以看出中小容量风电场的传输距离位于80-170km之间时，可以考虑采用FFTS技术，大容量风电场的优势传输范围为50-120km左右；并且随着风电场容量的增加方案三的优势范围会随着风电场容量的增加而减少。总体来看，不考虑风电场容量大小，小于50km的近海和大于170km的远海分别采用方案一和方案二。对于其他情况，需要结合风电场具体的容量大小和距离远近对传输方案进行考虑，符合工程应用的基本情况，因此图8在实际应用具有一定的参考价值。

以上是本发明的较佳实施例，凡依本发明技术方案所作的改变，所产生的功能作用未超出本发明技术方案的范围时，均属于本发明的保护范围。