2023年6月19日，水电总院受福建省发改委委托，会同国网经研院在福州组织召开了福建长乐外海210万千瓦海上风电组网送出方案评审会。这是全国首次在规划实施阶段组织海上风电组网和送出方案论证。通过对交流、直流多个方案开展送电方式、电压等级、技术成熟度、技术经济性、电网稳定性、送电可靠性、用地用海、路由路径等多个方面的全面论证比选，确定了柔性直流输电为最优推荐输电方案。
本文对我国海上风电发展情况初步总结，并对未来我国海上组网和送出技术进行展望。
海上风电已进入
高质量发展新阶段
海上风电发展规模全球领先
截至2022年底，我国海上风电并网装机容量3046万千瓦，约占全部并网风电规模的8.3%，已并网项目基本位于近海海域。目前，我国海上风电并网装机规模已连续两年位居全球首位，超过第2～5名国家并网海上风电规模总和。2022年，我国海上风电发电量约680亿千瓦时，新增并网规模约500万千瓦，其中山东、广东两省新增并网规模超过百万千瓦。截至2022年底，我国已有9省具有海上风电并网项目，其中广东、山东、辽宁、江苏、浙江、福建6省海上风电并网装机规模均超过百万千瓦。
我国沿海各省（区、市）海上风电
并网装机容量
（至2022年12月，数据来源：国家可再生能源信息管理平台）
全国海上风电逐年新增投产
与累积并网容量
（至2022年12月，数据来源：国家可再生能源信息管理平台）
海上风能资源储量非常富集
我国大部分海域风速在7.2~10.0m/s之间，粤东、闽南、闽北海域资源最优，风电小时数可达4000~4500小时，渤海湾、北黄海、粤西、海南等区域次之，风电小时数也可达3000~3500小时。目前已并网约3000万千瓦海上风电均位于近海海域，剩余技术可开发量已较少。专属经济区及领海外其他海域的深远海海域理论可开发量很大。其中近中期具备经济开发价值的场址主要位于离岸150公里内，开发后可为沿海省份贡献1万亿千瓦时以上绿色电量，相当于50条特高压直流通道输送的新能源电量。
全国100米高度平均风速分布图
（来源：国家气候中心）
海上风电消纳空间充足广阔
2022年沿海各省用电量合计达到4.38万亿千瓦时，占全国总用电量的50.7%。长期以来，沿海负荷中心能源消费量大，但煤、水等一次能源匮乏，依靠“西电东送”大战略支撑经济社会发展，也是“三北”地区新能源开发外送的首选地区。2022年沿海省份本地新能源发电量仅占用电量的9.9%，较全国平均水平低3.8个百分点。就近开发本省临近海域海上风电，对于加快推进本地能源安全和绿色转型、加大技术创新带动产业投资、节约长距离特高压输电土地占用等，都具有非常重要的意义。
海上新能源发输电产业链完备
海上风电机组研发世界先进。今年6月底，全球首台16兆瓦海上风电机组在福建海上风电场吊装成功。海缆制造能力全球领先。我国海缆交付量从2014年的158km增长至2020年的2904km，年均复合增速62%，已具备交流500kV、直流±500kV批量制造能力。多家公司进入海上升压站赛道，产能充足。传统机械制造商如振华重工、中集来福士、太重集团、特变电工等，中国电建、中海油、中石化等能源企业，部分设计院等均具备设计、制造能力。施工安装和海缆敷设能力充足。起重能力超过4000吨的船只超过10艘，最大达到12000吨，海缆敷设船只超过30艘。
先进输电技术支撑
海上风电迈入深远海时代
近海海上风电一般采用220kV常规交流送出
交流输电方式是海上风电场并网的常规方式，其结构简单、造价较低，是目前输电方式中最成熟的一种技术。但交流海缆输电功率有限，220kV交流单回三芯海缆送电功率30万千瓦左右，提高电压对送电功率提升作用不明显，500kV仅提升至50万千瓦，且充电无功显著影响输电距离，电压越高、输电距离越短，还需要单独在输电中段设置海上高抗平台（220kV极限送电距离100公里左右、500kV极限送电距离70公里左右）。典型交流输电方式拓扑结构如图所示。
三芯交流海缆导体截面与载流量、外径、重量的关系
中距离海上输电可采用低频交流输电方式
交流输电线路单位公里充电无功功率与电容参数、电压的平方和频率呈正比，由于海缆的电容远远大于架空线路电容，交流海缆输电容量、输电电压、输电距离相比陆上架空线路都有较大差距。采用低频输电技术，将频率由工频50Hz降低至20Hz左右，也可大幅减小充电无功，提高输电功率和输电距离。在一定的应用条件下，低频输电的经济技术性指标优于常规交流和柔性直流两种方式，较工频常规交流输电方案节省投资约15%。目前分频输电系统仍处于示范阶段，2023年浙江杭州220kV低频线路工程投运，但海上输电应用仍有待突破。
海缆长度超过70公里后
柔性直流输电已具备成本优势
《“十四五”可再生能源发展规划》提出，优化近海海上风电布局，开展深远海海上风电规划。受生态环境保护、交通航道占用等因素影响，近海风电资源日趋紧张，远海具备更广阔的海域资源和更庞大的风能储量，开发潜力更大。根据自然资源主管部门的相关意见，对海上风电规划布局场址的离岸距离与水深均提出了更高的要求。预计“十四五”中后期开始，近海场址资源趋紧，远海场址将迎来规模化发展。
深远海风电和柔性直流送出是全球各国未来发展的普遍趋势。英国、丹麦、德国等海上风电发展强国加快推进以深远海区域为重点的大型海上风电基地化建设，规模化、集约化、向深水远岸布局开发已成为海上风电重要发展趋势。目前全球海上风电项目最大规模达到680万千瓦，最远送出距离超过200公里，水深最深达到100米。欧洲新建海上风电均位于远海海域，采用柔性直流技术送电。今年年初，德国、荷兰完成了14个海上风电柔性直流送出工程招标合同，每个工程输送风电200万千瓦、采用±525kV柔性直流输电，合同总金额达300亿欧元。
柔性直流输电方式是基于电压源换流器（Voltage Source Converter，VSC）技术和全控型功率器件的一种新型直流输电技术，其核心为采用工作在500-2000 Hz的全控型功率器件，通过脉冲宽度调制技术控制输出电压和无功功率，可单独用于新能源送出，不需要常规电源为其提供支撑。目前，世界上已有多个在建或建成的柔性直流输电技术项目。典型柔性直流输电方式拓扑结构如图所示。
海上风电柔性直流送出方式
我国柔性直流海上风电送出技术 已实现突破即将大规模推广
从2010年我国第一个海上风电场—上海东海大桥海上风电场通过35kV送出，到2015年亚洲第一座海上升压站—江苏响水交流220kV海上升压站投入运行，再到2021年亚洲首个±400kV、110万千瓦海上风电柔性直流送出工程并网，水电总院始终如一，坚持服务国家、服务行业、服务工程，组织开展海上风电场和海上送出工程技术专题论证。截至目前，开展了全国近80%的海上风电项目技术审查，为全国海上风电高质量发展提供了有力技术支撑。
随着我国海上风电向深远海发展，柔性直流技术即将迎来规模化应用。从技术成熟度看，柔性直流大规模应用条件已经具备。陆上多个柔直工程已建成投运；海上江苏如东±400kV海上风电柔性直流送出工程已建成投运一年半，运行良好；广东青州±500kV海上风电柔性直流送出工程正在建设。从成本造价看，海缆长度超过70公里后，柔性直流具有显著经济性优势。对于200万千瓦海上风电项目，采用交流220kV海缆送出需要3—4个海上升压站、6—7回海缆，采用±500kV则只需要1个海上升压换流站、2回海缆，虽然换流站成本远高于交流升压站，但合并海缆投资后已具成本优势。从节约用地用海看，柔性直流大幅减小海缆用海、登陆岸线和陆上集控中心用地。沿海地区特别是发达城市土地和岸线资源宝贵，可谓“寸土寸金”，开发海上风电必须考虑用海用地需求，坚持集约节约。从对电力系统支撑作用看，柔性直流对于支撑电网运行、减小谐波污染作用显著。柔性直流作为电压源型输电技术，可替代火电支撑电网电压、解决短路电流超标、减小交流系统背景谐波和新能源谐波，对于沿海负荷中心电力系统安全稳定运行和绿色低碳转型具有重要意义。
未来，水电总院将持续做好海上风电发展规划、行业政策研究和技术标准制定，竭诚为政府、行业、企业提供海上风电本体、海上组网送出、消纳利用、融合发展等方面的技术、政策、信息支撑和服务，汇聚行业各方力量，搭建事业发展平台，携手行业同仁共同推动我国海上风电产业持续健康高质量发展。
