海上风电高压直流集成经济型方案与性能比较

随着海上风电场容量的增加和选址向深远海进一步延伸，高压直流(HVDC)技术成为远距离电力传输的关键。本文介绍三种海上高压直流输电方案，包括两种完全基于模块化多电平变流器（MMC）的柔性直流输电方案，以及一种基于二极管整流的海上风电集成方案，然后详细说明可用的功率半导体器件、子模块设计及系统概念。通过从不同方面对比系统性能，展示每种方案的优劣。结果有助于设计高效及高性价比的海上风电直流送出系统。

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基于4.5kV压接式器件的VSC-HVDC方案

VSC-HVDC采用全控型电力电子器件，可独立控制有功功率和无功功率，更适用于弱电网和岛屿运行。其中，模块化多电平变换器（MMC）拓扑结构因其优异的谐波特性、低损耗水平和良好的设计扩展性，已成为现有VSC-HVDC项目的首选解决方案。英飞凌4.5kV压接式IGBT（PPI）和续流二极管已在柔直工程中得到广泛应用，它具有以下优点：双侧冷却方式可提高功率输出、失效后长期短路的模式，全封闭陶瓷外壳可大大增强其防爆性能，这些都非常有利于柔直工程的安全可靠运行。

图1. P2000DL45X168及其内部芯片组

以两电平半桥子模块为例，根据MMC电路的工作原理，它在任何时刻都可被视为电压源来构建桥臂电压或被旁路。当系统发生直流故障时，T2反并联的保护晶闸管可旁路故障电流，有时也采用压接式二极管代替，以简化控制电路并降低导通损耗。如图2所示，该解决方案中每个子模块只需要三个压接器件和四个散热器。然而，随着海上风电项目容量和直流电压水平的提高，基于4.5kV压接式器件的方案需要更多的级联子模块。鉴于海上平台建设对占地和重量十分敏感，该方案的经济可行性和可维护性是其最大挑战。

图 2. 基于P2000和保护晶闸管的子模块设计

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基于6.5kV IGBT模块的VSC-HVDC方案

在VSC-HVDC中实现更高功率密度的最有效、最直接的方法之一是采用击穿电压更高的功率器件，例如将器件电压等级从4.5kV提高到6.5kV，从而将子模块直流电压提高到约3.2kV。这可以大大减少串联的子模块数量，从而减小MMC换流站的占地面积、成本和损耗。英飞凌最新6.5kV IGBT模块 FZ1000R65KE4，通过模块并联，非常适合于构建±500kV/2GW的VSC-HVDC系统。与上一代产品FZ750R65KE3相比，采用了沟槽栅场截止IGBT4的高压芯片技术进一步降低了集电极-发射极饱和电压。此外，通过优化DCB和芯片布局，FZ1000R65KE4的电流输出能力提高了33%。最高工作结温也从125°C提高到135°C。IHV A（190mm*140mm）封装可满足10.4kV AC/60s的增强绝缘要求，CTI值大于600。AlSiC基板和AlN衬底的应用提供了更强的PC循环和TC循环能力，满足超高可靠性应用的要求。

如图四所示，焊接式IGBT模块通过单侧底板冷却，考虑到发生故障时的防爆性能，上下模块面对面安装在散热器之间。除了散热器外，IGBT模块必须完全安装在防护罩中，以防止等离子飞溅。需要额外的保护晶闸管Tp，因为IGBT模块的内部二极管抗浪涌电流容量相对较小。英飞凌晶闸管C3100N65T122具有低导通压降、高I2t和可靠性高等特点，专为高压直流输电中的6.5kV IHV模块而设计。

图3. 保护晶闸管C3100N65T122及采用IGBT4技术的FZ1000R65KE4

图4. 子模块设计概念

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基于压接式整流二极管的DRU-HVDC方案

为提高中远海风电送出的经济性和可靠性，业界提出了基于二极管整流单元（DRU）的HVDC方案，相比于柔性直流送出，分布式的海上DRU加陆上VSC-HVDC方案避免了集中式的海上升压站和大型的MMC海上换流站，可以显著降低海上平台体积，承重要求及建设成本。二极管仅有导通损耗，换流阀的损耗相较于MMC方案也会更小。但由于DRU的不可控性，无法像VSC-HVDC那样构建海上电网，因此构网任务需要由海上风电机组自主实现，同时由于DRU-HVDC的单向潮流特性，岸上电网无法为海上风电场反送启动能量，这同样对海上电网的运行提出了更高的要求。

为减小交流侧谐波电流和直流侧谐波电压，DRU通常采用如下图所示的12脉动整流器拓扑，由两个6脉动整流器直流侧串联交流侧并联组合而成，海上整流器又由多个分布式DRU直流侧串联交流侧并联构成。Infineon D3300H90X152，其重复反向峰值电压可达9000V，壳温70℃下通态平均电流为3300A，并兼具通态压降小，高抗浪涌电流能力以及高I2t等特点，十分适合于构建大容量海上DRU-HVDC送出系统。

图5. 二极管整流单元和英飞凌软整流二极管D3300H90X152

解决方案详细对比

本节将以±500kV/2GW海上风电送出系统为例，详细对比三种方案不同层面的性能表现。后续内容请持续关注PCIM Asia2025。

参考资料

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