海上風力發電及送出技術與就地制氫的發展概述

王秀麗，趙勃揚，鄭伊俊，寧聯輝，楊 勇

（1.西安交通大學 電氣工程學院，西安 710049 2.國網甘肅省電力公司電力科學研究院，蘭州 730050）

0 引言

為實現“碳達峰、碳中和”目標，發展非煤炭的新能源將成為電力能源側推進減少碳排放的重要手段。海上風電風能穩定、不占用陸地面積，適宜大規模開發；且其靠近電力負荷中心，便于電網就地消納，避免了風電的長距離運輸[1]，因此海上風電的開發利用在近年來受到國內外學者的廣泛關注[2-4]。

我國海上風能資源豐富，據評測在5～50 m 水深、70 m 高度可裝機容量約為5 億kW，50 m 水深以上的深海區域可裝機容量約為13 億kW[5]，發展海上風電具有現實意義。世界上第一座海上風電場坐落于丹麥的Vindeby，擁有11 臺風電機組，于1991 年并網、2017 年拆除，其離岸距離為1.5～3 km，目前幾乎所有的海上風電場離岸距離均大于這個距離。從2010 年開始，全球海上風電發展呈現大規模化、遠深海化趨勢[6-7]。如英國Hornsea One 風電場為目前全球最大的海上風電場，其裝機容量為1 218 MW，離岸距離為120 km。

據GWEC（全球風能理事會）統計[8-9]，2020年全球風電新增裝機容量為93 GW，海上風電新增裝機容量為6.07 GW，其中中國新增裝機容量為3.06 GW，占全球新增裝機容量的50%。據估計，在2030 年風電年裝機容量將達到280 GW，為2020 年的3 倍。隨著大型風機造價和運維成本的降低，風電的平準化度電成本也將大大降低，其中陸上風電降低為2018 年的75%，海上風電降低為2018 年的45%。

近年來，多個國家依據各自能源轉型路線上調海上風電發展目標，同時又有新的國家進入海上風電領域，海上風電裝機比重將逐步提高。美國在2021 年3 月宣布將建設30 GW 海上風電項目，而此前美國只有42 MW 海上風電運行。丹麥2019 年電源總裝機容量為15 167 MW，其中風電總裝機容量為6 103 MW（海上風電裝機容量為1 701 MW），當年風電電量占總電量47.2%；規劃在2030 年前新建海上風電2.4 GW，一期計劃新建800～1 000 MW 風電場“Thor”。法國受漁業、民航和國家安全限制，截至2020 年有16.6 GW 陸上風電和2 MW 海上風電，預計在2023 年將新增海上風電裝機容量976 MW，2028 年海上風電裝機容量將達8.75 GW。

1 海上風電發電前沿技術

近海風電資源開發加快，風電向深遠海發展成為必然。為實現更高效率風能捕獲與利用，風電機組單機容量增加，漂浮式風機商業化應用以及風電/儲能新技術成為海上風電發電重點關注的技術領域。

1.1 新一代海上風機

海上風機容量呈現大型化發展趨勢，圖1 和圖2 分別展示了國外、國內海上風機技術路線及其單機容量，直驅風機和半直驅式風機發展迅速。根據伍德麥肯茲研究[10]，在海上風電中，SGRE（西門子歌美颯）占據24.3%的市場份額，且其直驅風機在海上風電占據主導地位，東方風電、明陽科技等中國公司占比分別超過20%和10%。2020 年5 月西門子歌美颯推出SG 14-222 DD 的直驅風機，其額定功率為14 MW，葉輪直徑為222 m。通用電氣在2021 年公布為位于英國的海上風電場項目Dogger Bank 第三期提供升級的Haliade-X 14 MW 的直驅風機，葉片長107 m。三峽集團長樂海上風電場使用了30 臺東方風電制造的10 MW 風機；由明陽科技制造的MySE8.3-180 為半直驅風機，其葉輪直徑為178 m。

圖1 國外海上風機技術路線及單機容量趨勢

圖2 國內海上風機技術路線及單機容量趨勢

輕型化是新一代風力發電機的重要特征。風力發電機一般布置于風機塔頂部，風機容量不斷上升導致采用傳統稀土永磁體的發電機重量不斷增大，不利于風機成本控制與安裝運輸，亟待采取新型技術路線。美國國家可再生能源實驗室對15 MW 永磁發電機進行重新設計，利用3D 打印技術，并使用硅鐵合金/軟磁復合材料、燒結磁體/聚合物粘結磁體復合材料分別作為轉子鐵心與永磁體，實現發電機減重15.1 t[11]。美國超導公司利用高溫超導材料替代永磁體，將發電機的體積與重量減少50%，但成本由于采用高溫超導材料而提高；通用電氣則采用低溫超導體作為定子繞組，最高可實現風機減重50%、成本減少10%，但這一方案的難點在于繞組的溫度控制[12]。另外，傳動系統優化也可以進一步實現風機輕型化。

雖然新一代海上風機單機成本變高，但其提供的發電量增加，風場風機數量減少，風機基礎施工、陣列電纜安裝等成本將降低。隨著風機技術進一步創新以及監管運維技術的提升，總體而言，海上風電平準化度電成本將大幅度降低。

1.2 漂浮式海上風電技術

深遠海風電將在未來海上風電中占據重要地位，相較于近海區域，深遠海風電資源更為豐富，但工況更為復雜，對風機基礎、海纜等多個技術方面提出更高的要求[13]。固定式風機在深海區不具備經濟性，深遠海風能資源將主要由漂浮式風機開發利用[14]。2009 年挪威率先開展2.3 MW漂浮式風電機組驗證，美國、日本也緊隨其后。截至目前，多個漂浮式海上風機項目已經制成兆瓦級全尺寸樣機，并成功實施海試和并網發電，代表著當前漂浮式海上風力機的最高水平。在挪威2.3 MW 漂浮式風電機組驗證后，日本、蘇格蘭分別投建漂浮式風電驗證與示范工程。截至2020 年底，歐洲共有62 MW 漂浮式風電裝機容量，占全球漂浮式風電裝機容量的83%。借由海上石油平臺經驗，預計到2030 年漂浮式風機全區裝機容量達到6.2 GW，并將快速發展[8]。我國漂浮式海上風機起步較晚，2021 年7 月13 日組裝完成首個漂浮式海上風電平臺并裝載全球首個抗臺風漂浮式風機，單機容量為5.5 MW，為我國大規模開發深遠海風能資源奠定基礎。

隨著對漂浮式海上風機研究的加深，出現多種新形式漂浮式風機，根據靜穩性原理可分為[15]：

1）張力腿式。可在陸上組裝，但是錨泊載荷很大，海上裝配技術要求較高導致成本極高。可采用多線錨泊系統提升穩定度。

2）立柱式。安裝水深至少80 m，裝配施工需要特種裝備才可完成。

3）半潛式。可在陸上組裝，使用現有施工船只拖至施工現場安裝。截至2020 年底，在全球15 個漂浮式風電工程中，共有10 個工程使用半潛式風機，占比67%。

由于漂浮式風機系統結構以及海上環境的特殊性，漂浮式風機相比陸上風機或淺海固定式風機會承受更加復雜的環境載荷。與傳統固定式風機一樣，風輪和塔筒受到作用在葉片上的氣動力載荷，此外，機組的漂浮式基礎還會受到波浪和海流作用的水動力載荷，以及系泊系統受支撐平臺上的系泊載荷[16]。漂浮式海上風機的運動可分為3 個平動自由度和3 個轉動自由度的基礎運動，分別為：平動的縱蕩、垂蕩和橫蕩，轉動的橫搖、縱搖和艏搖，其轉動特性如圖3 所示。總體來看，漂浮式風機組系統呈現多自由度、非線性、強耦合的特點。

圖3 漂浮式海上風機轉動

1.3 海上風電制氫技術

作為清潔能源，氫能具有能量密度高、易存儲、轉化效率高、零碳排放等優點，已被廣泛認為是最有發展潛力的能源之一[17-19]。風電耦合制氫具有以下優勢：能夠有效充分利用風電、緩解棄風問題，進而有效降低制氫成本[20-21]；利用電解裝置的快速響應特性平滑風電出力的波動性、提高風電的電能質量和供電可靠性，進而減小大規模風電對電網的沖擊[22]；利用可再生的風能制氫，減少溫室氣體和有害氣體排放[23]。

海上風電制氫系統由海上風電場、電解槽、制氫裝置和儲氫裝置組成，可以根據電解槽所處位置分為海上電解槽系統和陸上電解槽系統[24]。對于海上電解槽系統，海上風機產生的電力經過很短的輸電線路將電能傳輸至電解槽平臺，淡化后的海水在電解槽電解出氫氣后壓縮至管道或者經輪船輸送到陸上。其工作原理如圖4 所示。對于陸上電解系統，電能通過傳統電纜輸送至陸上，然后在陸上選擇將電力出售給電網或用于制氫。陸上電解系統最大的優勢在于其靈活性強，當電網電價低或者限電時，能將電能定向儲存為氫能，當電網電價高時，直接售出所有電量。

圖4 海上電解槽系統制氫

Crivellari 等人給出了海上風電制氫系統的具體技術路線，如圖5 所示[25]。除陸上電解槽系統是將電能直接傳輸至陸上外，海上電解槽系統需要將在海上產生的氫氣通過管道輸送，共有4 種方案：在天然氣中摻少量氫氣，將混合氣體用天然氣管道輸送；新建一條專用輸氫管道；將氫氣和外購的二氧化碳合成的天然氣用原有天然氣管道輸送；利用二氧化碳和氫氣合成甲醇并用輪船運送至陸上使用。其中，在天然氣中摻少量氫氣被認為是沒有危險的，含氫量低于20%濃度的混合氣體與純天然氣的爆炸嚴重程度相差不大[26]，不同國家對于天然氣管道含氫量上限差異很大，如在英國含氫量限制在0.1%以內，而在荷蘭允許在12%以內[27]。

圖5 海上風電制氫系統技術路線

以英國、荷蘭與丹麥為代表的歐洲國家已經率先開展海上風電制氫應用示范工程。英國在建的Dolphyn 項目預計在北海開發一個4 GW 容量的風電場，采用10 MW 漂浮式風機，并在每臺風機上配備制氫子單元，氫氣通過中壓管道輸送至陸上能量處理站，其中部分氫氣將根據需求用于發電，實現能源供給。據估計，Dolphyn 項目將在21 世紀20 年代末期到30 年代早期完成一期100～300 MW 商用風電制氫，30 年代中期實現4 GW 風電制氫。位于荷蘭的NortH2 項目預計在2030 年建成3～4 GW 海上風電工程用于制氫，在2040 年達到10 GW 規模并產氫80 萬t，相當于減少700 萬t 二氧化碳排放。丹麥政府實行能源島計劃，預計在北海和波羅的海開發2 座能源島，可用于匯聚深遠海風電，起到能源路由器的作用；除為丹麥提供能源外，電能經由能源島還將輸送至其他國家或地區，英國、德國、荷蘭等國都將從中受益；其一期將在北海和波羅的海提供3 GW 和2 GW 風電，未來位于北海離岸80 km的能源島將擴大規模至10 GW 并配備制氫裝備以提高風電利用率。

2 海上風電送出關鍵技術

2.1 集電系統設計

集電系統是連接風電機組和放置升壓換流設備的海上平臺之間的中壓電氣網絡。當前集電系統分為交流集電系統和直流集電系統[28]。交流集電系統拓撲結構主要有鏈形、星形、單邊環形、雙邊環形和復合環形等，直流集電系統拓撲結構主要有并聯形、串聯形、并聯串行和MI（矩陣互聯）形[29-30]。已有研究以集電系統拓撲結構的經濟性和可靠性為目標，從優化角度出發，利用改進遺傳算法[31]和改進模糊聚類算法[32]對集電系統展開優化設計。文獻[33]提出了一種用于海上風電場電纜布局拓撲全局優化的框架，比較了不同規模海上風電場環形和鏈形集電系統并綜合考慮網損、可靠性和投資，結果表明大型海上風電場環形系統更具優勢。

除集電系統拓撲外，斷路器配置方案也是集電系統優化的重要方向。斷路器配置方案可分為傳統配置、完全配置和部分配置3 種方案，其成本、可靠性和斷路器數量對比如表1 所示[7]。一般來說，斷路器數量越多，其成本越高、可靠性越高。對于大型深遠海風電場，需要采用完全配置方案；對于中小型風電場，傳統配置或者部分配置即可滿足要求[34]。文獻[35]以環形拓撲結構為例，在部分開關配置的可靠性模型下，利用NSGA-Ⅱ算法實現可靠性及成本的Pareto 最優，并設計出最優開關配置方案。文獻[36]根據鏈形拓撲的特點證明了遠離母線側無需裝配開關進而減少變量個數，提升了4.7%的綜合效益，并評估最終方案的可靠性。

表1 斷路器配置方案對比

由于海上運行環境惡劣，風電設備受鹽霧、臺風、海浪等因素影響，故障率高且維修時間長、成本高，故障損失更嚴重[37]，因此集電系統可靠性不容忽視。完成預期發電量的幾率或相關某一變量均可作為可靠性指標，可大致分為概率指標和頻率指標，具體到集電系統，常用的指標有平均故障率、平均停電時間、平均停電持續時間、平均停電頻率、平均修復時間、電量不足期望值等。文獻[38]提出基于保護區和等值風機模型的風電場集電系統可靠性建模與評估方法，能有效減少系統故障狀態數，得到系統停運表與概率、頻率指標。海上集電系統常使用蒙特卡洛模擬法進行可靠性評估，抽樣次數越多，得到的結果就越精確。文獻[39]面向環形集電系統給出集電系統分區、優化、評估一體化方案，在可靠性評估上采用序貫蒙特卡洛模擬法，綜合考量經濟性和可靠性并得出最優方案。

常規海上風電場單臺風機通過就地升壓變將電壓升至35 kV 匯集再輸送至岸上[28]，但隨著深遠海風的推進和海上風電單機容量逐漸增大，35 kV海纜的通流能力將制約集電系統，66 kV 海上風電集電系統將成為發展趨勢[40]。文獻[41-43]對35 kV 和66 kV 集電系統進行了系統性對比分析，結果表明：相較于35 kV 集電系統，66 kV 集電系統有效減少了集電電纜長度，減少了低壓側開關等電氣設備投入[41]；66 kV 集電系統取消海上升壓站，極大地降低投資和運維成本[42-43]；66 kV集電系統電壓等級更高，因而有功損耗和無功損耗均更低[41-42]。

海上風電中壓直流匯集拓撲利用風機串大容量直流升壓變換器代替若干機頭直交變換，若干簇風電機組分別經中壓直流匯集后接入直流升壓變壓器。

2.2 工頻交流并網方式改進

海上風電場通過常規高壓交流并網的工程經驗豐富，但是受到交流電纜充電電流影響，傳輸距離和傳輸容量受到限制，一般適用于離岸小于70 km、容量小于400 MW 的近海風場[44-45]。隨著海纜長度增加，對地及相間電容逐漸增大，使得線路傳輸有功功率的容量迅速減少。一般在海纜兩側增設無功補償裝置能在一定程度上延長海纜輸送距離，但對于更遠距離的傳輸，在傳輸路徑中增設海上無功補償站是一種有效手段[46]。如圖6 所示，以英國的Hornsea Project One 海上風電場為例，該風電場裝機容量1 218 MW，采用三回220 kV 線路送出，單回線路總長度142 km，建設3 座220 kV 海上升壓站和1 座海上無功補償站。

圖6 英國Hornsea Project One 海上風電場輸電

通過高壓交流電纜輸電時，空載線路的電容效應和不對稱接地故障引起的工頻過電壓不容忽視。通常采用高抗等無功補償裝置對電纜進行一端補償或兩端補償，從抑制電容效應來看，兩端同補的補償容量大，效果也更佳[47]。也有學者對比了不同規模、不同傳輸距離海上風電場采用兩端補償和陸上單端補償2 種方案時輸出海纜導體損耗，結果表明：在風電場低出力水平及長距離傳輸時，兩端補償損耗更低[48]。文獻[49]提出一種基于工頻過電壓保護的無功配置方案，案例中在海上升壓站裝設固定高抗，在陸上裝設動態補償裝置。文獻[50]考慮空載、突然甩負荷以及單相接地故障產生的工頻過電壓3 種工況，研究并聯電抗器及SVG（靜止無功發生器）的選取與校核方案。海上風機本身也具有無功容量和調節能力，應充分發揮風電機組的無功控制能力。如圖7 所示，通過調整網側變流器與機側變流器控制結構，使網側變流器由直流電壓控制和定無功控制，轉化為對直流電壓控制并增加電壓控制環路。該控制環路可以利用機組無功控制能力，參與電網電壓的調節[51]。當電網電壓波動時，使直驅風機受控、向電網輸送或吸收一定的無功功率。

圖7 改進的網側變流器控制

海上風電場工頻交流送出系統故障穿越方面，短路故障暫態過程可以分為4 個階段：電壓跌落階段、低電壓持續階段、電壓恢復階段、電壓恢復正常。通過優化海上風電機組硬件保護電路和控制策略，可改善電網故障下機組暫態應力特性，提升對電網的支撐作用。海上風電場的故障特性，由風電機組故障的電氣特性和動態無功補償的暫態響應特性共同決定。因此，改善動態無功補償裝置的控制策略，提升補償裝置快速響應能力，可以為電網電壓迅速提供無功支撐，增強風電場故障穿越能力。

2.3 新型并網送出方式

工頻交流送出方式的最大缺陷是無功功率導致的過電壓問題以及遠距離下電纜可用載流量急劇降低的問題。為了避免無功功率的不良影響，海上風電可采用HVDC（高壓直流）送出方式或FFTS（分頻輸電）送出方法提升并網性能[52]。

基于LCC（電網換相換流器）的HVDC 和基于VSC（自換相的電壓源換流器）的HVDC 是HVDC的2 種基本拓撲結構，兩者結構如圖8 和圖9 所示。文獻[45，52-54]詳細探討了LCC-HVDC 和VSC-HVDC的優缺點，相比于LCC-HVDC，VSC-HVDC 技術具有諧波成分少、不存在換相失敗問題、可為無源系統供電、能夠有效隔離系統故障等優勢，因此目前世界上大多數海上直流輸電采用的VSC-HVDC 技術，其建設成本高、換流站損耗大等問題也催生更多新技術的發展。MMC（模塊化多電平換流器）技術通過多個子模塊的疊加，容易實現較高的直流電壓，進一步降低VSC-HVDC 開關損耗和諧波含量，提高故障穿越能力[55]，使其更適合海上風電送出。德國深遠海VSC-HVDC 送出走在世界前列，目前已經建成包括BorWin 1-3，DolWin 1-3 等9 座海上高壓直流換流站，容量從400～900 MW，目前DolWin5和DorWin6 2 座900 MW 海上直流換流站訂單已被ABB 和西門子接入，預計分別將在2024 年和2023 年投產。總裝機容量3.6 GW 的Dogger Bank也是英國首個采用高壓直流方式將海上風機所發電能傳輸回陸地的項目。

圖8 LCC-HVDC 結構

圖9 VSC-HVDC 結構

海上混合直流輸電是將LCC-HVDC 和VSCHVDC 兩者結合的技術，即海上變電站采用VSC技術，岸上變電站采用LCC 技術，該技術不但可以保留柔性直流輸電技術的絕大部分優勢，而且可以優化工程造價，對于海上電網的并網具有很大優勢[56]。為了節省海上換流站的投資（減輕重量，降低運維成本，提升可靠性），有學者提出將直流海上換流站改為VSC-DR（二極管整流站），如圖10 所示[57]。VSC-DR 最大的優勢是海上換流站建造成本大幅降低，但由于其啟動策略復雜，需要配置額外的輔助VSC 電壓源或改造風機；另外，二極管整流還會帶來諧波問題。

圖10 DR-VSC 結構

FFTS（分頻輸電）由王錫凡院士于1994 年首次提出[58]，其主要思想是在不提高電壓等級的前提下，通過降低輸電頻率來降低電抗、縮短電氣距離，提高輸送功率并減少輸電回數和出線走廊[52]。海上風電的FFTS 并網結構如圖11 所示，海上風機直接輸出低頻電能，經匯流、升壓、輸送至陸地后升至工頻并網。FFTS 不需要建造海上換流站，大幅降低了一次建設成本和維護成本。另外，電纜充電功率減小可顯著延長電能輸送距離，使其具有媲美HVDC 的輸電半徑。近年來，國內外學者在海上分頻輸電的穩定性分析[59]、經濟性分析[60]、控制策略[61-63]和模擬計算[64]等方面做了大量研究，驗證了海上分頻系統的可行性和優越性。雖然尚未有海上風電工程案例使用FFTS技術，但隨著國內外研究的深入，相信FFTS 將會成為深遠海風電送出的重要技術手段。

圖11 FFTS 結構

3 結論與展望

海上風能資源豐富，海上風電將為減少碳排放做出重要貢獻。本文在分析海上風電發展基礎上，介紹了3 種海上風電發電技術和風電送出關鍵技術，得到以下結論：

1）為實現雙碳目標，海上風電平準化度電成本將不斷下降，裝機容量將繼續保持大幅度增長；此外，深海遠風電也是海上風電一大趨勢。

2）新型風電機組、漂浮式風機以及海上風電制氫是風電發展與能源轉型的前沿技術。海上風機朝著大尺寸、大容量方向發展，我國海上風機容量與世界先進水平仍有不小差距，但隨著國內海上風電開發進程加快，正在快速追趕中。考慮深海區環境的特殊性，漂浮式海上風電技術在深遠海風電開發中起關鍵作用，世界各國尤其是歐洲國家對其研究較為深入；漂浮式風機由于其結構特殊性，所受載荷復雜性遠遠高于傳統海上風機，整體呈現多自由度、非線性、強耦合的特點。海上風電制氫在制氫成本和環境友好性等方面具有優勢，有多種技術路線，歐洲國家已有很多海上風電制氫項目并在規劃更大規模海上風電制氫工程。

3）深度挖掘新型并網送出方式潛力，進一步提升海上風電利用效率與經濟效益。集電系統拓撲優化和斷路器配置方案是集電系統研究重點，隨著海上風機單機容量增大，35 kV 集電系統正在逐漸向66 kV 集電系統趨勢發展。工頻交流系統由于電纜的充電電流和電容效應限制了輸電距離，且過電壓問題嚴重，針對無功配置的研究顯得格外重要；應充分利用風電機組本身無功控制，為系統提供電壓支撐，增強故障穿越能力。在避免無功影響和遠距離海上輸電上，HVDC 和FFTS 優勢明顯；VSC-HVDC，LCC-VSC，VSCDR 等新型直流輸電結構各有千秋，在工程實際中需要綜合考量；FFTS 兼顧HVAC 和HVDC 兩者優勢，既能遠距離輸電，又無需海上換流站，經濟性好，應針對海上分頻輸電的集電系統匯流、一次設備、二次設備和FFTS 控制策略等進行深入研究，以便于FFTS 技術落地海上風電。