1 风电发展概述
21世纪初，欧洲和北美洲是全球风电发展最快的地区，近年来亚洲风电快速崛起，逐渐成为风电的主要市场。2013年，世界风电装机容量为3.2亿千瓦，约占发电总装机容量的5.6%；风电发电量约为6400亿千瓦.时，约占总发电量的2.9%。2000-2013年，世界风电总装机容量和发电量均增长17倍，年均增长25%。目前，全球已有103个国家和地区在开发和利用风电，特别是欧美国家风电已经占到较高比例——风电已成为丹麦和西班牙的最大电源，风电占用量比重分别达34%、21%。
随着风力发电快速、成熟的发展,很多国家已经将目光移向海上风力发电。海上风电凭借其天然优势得以迅速发展。现如今，大型风电场正从陆地向海上发展。相比陆上风电场，近海发电有：
1) 海上风速较陆上大且稳定，一般陆上风电场设备的平均利用小时数为 2000 h，
在最好的情况下也不超过 2600 h，而在海上，设备的平均利用小时数则可达 3000 h 以上，风能与风速的三次方成正比，当风速增加 10%时，风能将会增加 33%；
2) 节约土地资源，减少噪声及对公众视觉的冲击；
3) 湍流强度低，海平面摩擦力小，作用在风电机组上的疲劳载荷小，可延长设
备的使用寿命，基础也可重复利用，设计寿命可达 50 多年；
4) 风切度小，不需要很高的塔架，可以降低风电机组的成本。 总之，海上风
能利用更加充分,其能量收益比沿海风资源丰富地区陆地风机高出 20% ～40%。
同时，开发海上风电场也有一些缺点，包括：
1) 由于海上环境恶劣，建造和安装成本高，近海风电投资成本比是陆地的一倍
(达 2 万元/k W),其中,风机(含塔架)占 58% ,基础占 20% ,电气系统占 16%,项目管理占 4% ,其他占 2%。 2) 电网接入集成成本高；
3) 对机组的运行及维护相对比较困难，直接导致机组可利用率下降，影响发电
量。
2 VSC-HVDC在风电并网中的应用
风能是一种清洁、高效、且具有大规模开发潜力的优质可再生能源之一，因此，风力发电技术在世界范围内得到了普遍的关注与飞速的发展。但是由于风能稳定系数较低，大范围变化如暂时性的风向和风速变化均时常发生，造成输出的电压或者电流也随其频繁波动，而风力发电场输出电能和连接风力发电场的该输电系统的相应控制方法、技术和相对适用的系统特性还有待研究研发。而且规模化的风电场多处在远离负荷中心的偏远地区或海上（海岛），风电无法就地消纳，且当地的交流系统强度较弱。目前主要有三种输电方式，交流输电、传统HVDC输电、VSC-HVDC输电。
2.1 HVAC
交流输电线路是互联小型近海风电场和交流电网经济有效的方法。目前，交流并网技术已被大多数风电场所使用，但是现有交流并网方案普遍存在如下技术瓶颈：首先，采用交流并网技术的前提条件是：风电场和所连接的交流系统的频率必须严格保持同步，同时风机对并网处交流母线电压波动较为敏感，现有运行经验表明，交流系统电压波动是造成风机退网的主要因素之一；其次，在交流系统发生故障的情况下，为保证风电场的稳定运行，往往需要在风场侧加装无功补偿装置来提高风电场故障穿越能力，这样势必会加大了风电场的总体投资；最后，对于采用交流并网的海上风电场来说，当电缆长度超过一定数值后，需要很大的感性无功补偿装置，尤其是对于距离岸边较远的风电场来说，在线路中间进行无功补偿几乎没有可能，交流输电由于较高的充电功率不太适宜于长距离的海上风电并网。
2.2 LCC-HVDC
高压直流输电技术非常适合远距离风场并网，用于风电并网的直流输电技术具有以下优势：风场和受端电网之间由直流线路解耦，因此可隔离交流电网故障传播；直流输电不受电缆充电电流的限制，因此没有传送距离的限制；直流电缆的功率损耗比等价的交流电缆工程小。
技术发展成熟，适用于高输送功率水平的情况。目前国内向家坝上海±800快V特高压直流输电工程是世界上建成的电压等级最高、输送距离最远、容量最大的直流输电工程，额定输送功率容量为6400MW。当技术用于风电并网并使用海底电缆时，在±500kV电压水平下的最大输送功率可以达1200MW.在电缆并联情况下，还可以达到更高的功率水平。的可靠性经过四十多年的运行经验已经得到证明，该技术的功率损耗比的损耗小。换流器正常运行时需交流电网提供换相电流，保证换相的可靠性，所连交流系统必须具有足够的容量，即必须有足够的短路比（否则容易发生换相失败。为了使整流器和逆变器正常运行，换流站交流电网的短路容量至少为直流系统额定容量的3倍。对于海上风电场，在没有本地交流电网的情况下，可以外加STATCOM或者柴油发电机来提供必需的短路容量。
LCC换流器的控制只能通过改变变流器的触发相位角来实现，控制量仅有一个自由度，因此换流器无法独立控制系统的有功和无功功率。换流器在换流时需要消耗大量的无功功率，其数值约为输送直流功率的40%~60%，因此每个换流站均需装设大量的无功补偿装置及滤波设备，而且在甩负荷时会出现无功过剩，可能导致过电压。
虽然常规基于晶间管的高压直流输电技术对于海上风电并网也是可行的，但需大量的无功补偿装置，且交流滤波器占用的空间甚至超过了换流器设备的空间。此外其他附加设备，如直、交流幵关站以及直流平波电抗器装置都需要较大的空间，这些都将大大增加海上平台的体积和在极端环境下施工的复杂程度。迄今为止，LCC-HVDC工程的换流站均是建立在陆地上的。
2.3 VSC-HVDC
用于风电并网时具有以下优点：
采用的是可关断器件，不需借助外部电压源，因此应用在海上风电并网时，不需外接换相设备；控制灵活，可以独立控制有功和无功功率，因此当负荷变化时，不需要投切滤波器和无功补偿设备；可以起到静止无功补偿器（的作用，为交流电网提供动态无功功率。
除上述特点外，VSC较之LCC具有紧凑化、模块化设计，易于移动、安装、调试和维护、易于扩展和实现多端直流输电等优点，在连接海上风电场时非常有优势，且其输电不受距离限制，因此也是国外大型远距离海上风电场并网的唯一选择。采用VSC进行风电并网时，受端系统交流故障期间，其换流站可以提供额定短路电流，且交流母线电压的下降不会引起换相失败，受端系统故障不会传递到海上风电场。输电系统可对风电功率进行快速、灵活的控制，还可以动态补偿风电场系统无功功率，稳定并网母线电压，改善交流系统的暂态稳定性和并网点附近电网的电能质量。
由于风力发电受到风速等因素的影响，输出功率具有波动性和间歇性。而采用多端直流输电系统连接风电场，既能灵活连接处于不同地理位置的风电组群，又可以利用多端的优势实现功率协调互补，平稳供电重要负荷。
2.4 并网技术比较
对于风电并网方式的选择，需要综合考虑各种风电并网方式的特点。交流输电并网方式具有结构简单、成本低等优点，存在的主要问题是输电距离、输电容
量以及电压等级都有一定的限制，因此仅适合近距离、小容量的海上风电场并网。LCC-HVDC技术对所连交流系统的强度有一定的要求，容易发生换相失败，这对于风电场来说大大降低了其安全稳定运行的能力。其次，在交流电网较弱或者没有交流系统情况下，LCC-HVDC需要附加同步调相机或STATCOM来保证晶间管换流器正常换相在传输同样容量的功率情况下，需安装大量的无功补偿装置，LCC-HVDC要比交流和VSC-HVDC方案占用更多的空间（两倍以上），因此不适合在海上风电场使用。VSC-HVDC较之具有紧凑化、模块化设计，易于移动、调试和维护，易于扩展实现多端直流输电；可以动态补偿交流母线的无功功率，为风电场提供良好的动态无功支撑；能够提供电压支撑作用，可改善风电场在交流系统故障情况下的低电压穿越能力；它的黑启动能力也使得这项技术非常适合于海上风电场并网。不足之处在于功率损耗大、输电容量有限。
一般风电场额定容量在 180 MW 以内，离岸距离在 120 km 之内，采用交流并网比较合适；当额定容量在 350MW 以内时，直流最高电压等级达到 150k V，采用基于 VSC 技术的 HVDC 输电系统并网比较合适；更大容量的风电场则需要采用基于 LCC 技术的传统 HVDC 输电技术。
风力发电与直流输电
