我国海岸线全长18 000多km，拥有丰富的海上风能资源。但我国海上风力资源开发较欧美国家相比起步较晚，导致我国海上风电应用时间较晚;不过通过多年的研究和探索，经历了海上风电开发起步时期后迎来了海上风电开发快速发展时期。目前，海上风电已成为我国能源战略的重要产业，也是我国实现能源结构优化过程的重要工具。2010年，作为我国首个海上风电场的图1所示东海大桥风电场，在上海开工建设，随后我国海上风电项目逐年增长，之后我国海上风电装机规模逐渐达到世界先进水平。
图1 东海大桥海上风电场俯瞰
全球风能协会(global wind energy council，GWEC)发布的《全球风能报告2022》的数据显示：2021年全球新增风电容量为93.6 GW，仅比2020年的记录低1.8%;总装机容量达到837 GW，比2020年增长12.4%;同时，2021年海上风电并网量达到21.1 GW，是2020年的3倍，创下海上风电并网总容量57.2 GW的新记录。其中，我国海上风力发电的贡献十分突出，2021年我国连续第4年保持海上风电装机量首位，年新增装机容量近17 GW，累计海上风电装机容量达到27.7 GW，与欧洲近30年发展水平相当。
虽然部分受到政策变化的影响，即从2022年1月1日起，政府终止对海上风电的补贴，且2019年之前批准的项目必须在2021年底之前完全并网，才能享受0.85元/(kW·h)的电价，进而出现海上风电机组抢装潮;但整体来看，我国海上风力发电在向电网平价时代过渡期间虽会面临激烈的竞争，在“十四五”规划和“碳达峰、碳中和”的目标下发展前景依然向好。另外，海上风电技术随着应用的成熟逐步呈现出如下特点：首先，机组容量大型化，单机容量进一步提高至16 MW，叶轮直径250 m以上;其次，场区建设深远化，在水深大于50 m、场区中心离岸距离大于70 km的深远海，依据更加充裕的风能建设深远海风电。同时，随着海上风电项目的增多，相关配套产业也得到巨大发展，例如，我国是世界上最大的风力发电机制造中心，占全球风力发电机机舱和关键部件(包括变速箱、发电机和叶片)产量的60%～65%，企业间竞争压力导致售价降低且积极研发更大功率的风力发电机，推动技术的进步，利好风力发电市场。海上风电安装船、风力机组检修船等，及海缆、输电装置等相关配套设施也取得极大发展。
2 海上风电的应用现状
海上风电资源虽然极为丰富，但相应的建设成本和建设难度也会有很大的提高。伴随着海上风电的迅速发展，海上风力发电机组建设问题也在相关领域突破的基础上得到不断解决，更为安全、高效的海上风电机组也在逐步走向成熟;随着海上风电发电容量的进一步增大，深远海风力发电更加成熟，在风电传输与利用方式上也出现了新的技术和方式。
2.1 海上风电场的建设
由于海上环境特殊，海上风电机组与陆上风电机组有极大不同，而且，海上风电机组所处海洋环境远比陆地环境恶劣，因此对海上风电机组的技术有着更高的要求。目前，国内外采用的风电机组根据其基础结构是否接触海底分为固定式和漂浮式两种，固定式机组根据其基础不同又分为重力式、单桩基础和套管式等，漂浮式则根据浮体不同分为半潜型、立柱型和张力腿(拉杆)型;固定式机组稳定性高、应用早，技术较为成熟，成本较低且安装难度小，已在近岸浅海得到广泛应用。但随着海上风电发展逐渐深远海化，固定式风电机组已无法满足应用要求，新型漂浮式海上风电机组得到了极大发展。
2.2 海上风电的电能送出方式
目前，海上风电的送出还是以电力输送方式为主，随着电力输送技术的发展，结合海上风电的特点，用于输送海上风电的技术主要有高压交流输电、高压直流输电、分频输电(fractional frequency transmission system，FFTS)和船运电池输电技术等，不同输电技术依据其性能特点，与风电场的电力特性进行匹配选择，以追求输电性能与价格的平衡。
2.2.1 高压交流输电技术
高压交流输电技术凭借其结构简单、成本低廉、技术成熟等优点已被广泛用在近海海上风力发电的电力传输工程中。该技术拓扑结构如图2所示，其主要原理为：首先将各风电机组输出的电压幅值、频率波动的交流电经过换流器转换为恒压的工频交流电，经过海上升压变压器升压后汇入海底电缆，传输至陆地并入电网。受到电缆线路电容充电的影响，此种输电方式无功损耗较大，电缆有效负荷率低，因此只能短距离、小容量传输电能，一般还需要增加无功补偿器，且直接与电网相连也会增加电网与电厂的安全风险。
图2 海上风电高压交流输电技术拓扑图
2.2.2 高压直流输电技术
高压直流输电技术主要有两种拓扑：一种是基于线换相换流器(line commutated converter，LCC)的传统高压直流输电(LCC-high voltage direct current，LCC-HVDC)，其拓扑结构如图3所示;另一种是基于自换相电压源换流器(voltage source converter，VSC)的柔性直流高压输电(VSC-high voltage direct current，VSC-HVDC)，其拓扑结构如图4所示。二者主要工作原理类似，即将风电机组输出的交流电能经过海上换流器转换为直流后，经过海底直流电缆传输至陆上，再经陆上换流站将电能转换为工频交流电后并入电网。LCC-HVDC具有单变流器容量大、成本低、可靠性高、技术成熟等优势，但也存在易产生谐波、需要无功补偿、易受交流系统干扰导致换相失败等问题，导致无法更大范围应用。随着电力电子技术的发展，更多成熟的电力电子器件及技术也进入大功率输电领域;VSC-HVDC具有不易发生换相失败、稳定性强、可对有功无功功率单独控制等优势，且具备黑启动能力、可接入无源网络供电等优势，在克服早期采用两电平、三电平换流器而产生谐波含量高、损耗大等问题之后，采用模块化多电平换流器技术使得性能得到极大提升。目前，国内外已有大批运用VSC-HVDC技术的输电项目示范工程，其应用技术有望得以大幅度提高;但其成本高、开关频率高导致变流器功耗大、系统整体成熟度低等问题也不可忽视。随着技术的不断迭代，直流输电线两端其一为LCC，另一端为VSC的混合直流输电技术和采用3个及以上换流站组成的多端直流输电(multi-terminal direct current，MTDC)技术有望进一步提升高压直流输电的性能。
图3 海上风电传统高压直流输电技术拓扑图
图4 海上风电柔性高压直流输电技术拓扑图
2.2.3 FFTS技术
FFTS技术由王锡凡院士提出，旨在通过降低交流电频率减小输电电缆电容效应导致的充电电流的影响，其拓扑结构如图5所示。研究表明，如果只考虑交流海底电缆电容充电电流的影响，在50、16、15、10、5和1 Hz频率下，有功最大传输距离分别为140、437、465、630、1 280和14 945 km，因此该方法可极大减小工频交流输电的无功影响，延长交流电能输送里程和电缆使用寿命，也可相应减少风电机组齿轮箱增速比，简化结构的同时降低成本;但也需考虑降频之后带来的相应变压器体积、重量变大的问题及全场风力发电机运行的效率问题。
图5 海上风电FFTS技术拓扑图
2.2.4 船运电池输电技术
随着海上风电场逐渐向深远海化发展，输电线路建设成本大幅提高。近年来，电力储能技术取得快速发展，特别是锂电池技术的成熟和相关产业的发展，采用船运电池进行深远海电力输送成为可能。与传统输电线路输送相比，船运电池输电技术无电缆铺设问题，不受输电距离的限制，具有灵活性强、建设投资成本低等优点;目前来看，输送容量偏小、损耗费用偏高等是限制其发展的主要因素，但其仍为深远海风电输电方式的研究提供了新的思路。
2.3 海上风电制氢技术
随着海上风电场的规模逐渐增大，特别是深远海风电的发展，海上风电容量相应增大;面对日益增大的风电容量，除了逐步提高输电技术以求更加高效的陆上电网消纳外，也可尝试发展海上风电电解海水制氢就地消纳技术。该技术既可改善海上风电输电的劣势，也顺应当前能源结构“绿色化”的发展潮流。
2.3.1 海上风电制氢原理及现状
近年来，随着能源与环境问题的突出，清洁能源的利用备受关注，其中，氢能的有效利用被认为是清洁能源发展的重要组成部分。然而目前，工业中氢气的制取大部分还是通过化石燃料加工，即为“灰氢”，约占77.3%;来自工业副产的“蓝氢”约占21.2%，真正清洁的可再生能源制取的“绿氢”仅有1.5%。大力发展清洁能源制氢、提高绿氢比例亟需一种“破局之术”。远海风电场具有大量风电资源和得天独厚的水资源，深远海风力发电电解海水制氢有望成为绿氢的重要来源。
海上风电制氢系统可根据其电解系统的位置不同，分为陆上电解水制氢和海上电解水制氢;海上电解水制氢又根据电解系统与风电机组位置，分为集中式电解水制氢和分布式电解水制氢。其中，陆上电解水制氢依据前述海上风电输电系统，将电能传输至陆上，再完成电解工作，对于近岸浅海风电较为友好，具有灵活性高等特点，但不符合新型风电深远海化的趋势。海上电解水制氢中的集中式电解水制氢是将分布的海上风电机组电能汇聚到图6所示海上制氢平台后进行电解，之后由能源管道输送至陆上储存应用;分布式电解水制氢则不对各机组电能进行汇聚，而是依据风电机组塔底平台上的电解制氢设备模块就地电解制取氢气，之后经过小流量管道将氢气汇聚至大容量管道后输送到陆地，其目的主要是采用损耗较小的能源管道输送替代损耗较大的电力输送，以提高能量利用率，但目前分布式电解制氢模块技术还需进一步发展。
图6 海上制氢平台效果图
根据电解水的来源不同可将海上风电制氢系统分为海水直接电解制氢和海水间接电解制氢两种。海水直接电解制氢是将海水经过简单处理后直接引入电解槽中进行电解，其面临的主要问题是海水中蕴含的大量阳离子(Na+、Mg2+、Ca2+等)、细菌、微生物和小颗粒等杂质在电解反应过程中会吸附在电极和催化剂上，导致昂贵的催化剂中毒、失去活性，引起电解速率下降等问题。海水间接制氢是指在海水进行电解之前，除了要进行简单的处理外，还要经过淡化过程去除其中的离子，成为淡水后再进行电解。间接电解海水制氢相比于直接电解海水，能很大程度上保护电解池中的催化剂，提升电解速率和效率，且可应用陆地上相对成熟的淡水电解经验，虽然淡化海水有成本，根据柯善超等人的研究，理想情况下采用反渗透方式淡化海水所需要的能量仅占海水分解总能量的0.02%，占海水电解能量的0.7%，且电耗占反渗透淡化海水成本的50%～75%，占产水成本的40%～60%。目前，海水淡化的成本已可控制在4～4.5元/t，随着海上风电成本的进一步降低，其经济性将会更加乐观。另外，根据郑澳辉等人的研究，运用压缩空气储能驱动反渗透海水淡化系统有望将淡水生产成本再降低4.4%。
2.3.2 氢储运技术
储氢技术可分为物理储氢、化学储氢和多孔材料吸附储氢3大类，其中海上风电制氢的储存主要运用物理储氢技术，物理储氢技术又可分为高压气态、低温液态和低温高压储氢3种。高压气态储氢运用较多，但其储氢密度较低，储存容器的选择有常见的人造复合材料压力容器和含水层、盐穴等天然结构利用两种。盐穴储氢具有低成本、高性能特性，多个国家已开展相关应用研究。低温液态储氢是将氢气进行低温处理至-253 ℃，将其液化储存，其储存密度为70 kg/m3，国外已将该技术进行商业化应用(其中，韩国林德氢气液化装置如图7所示)，但国内在核心技术和装备方面还有较大发展空间。低温高压储氢技术则兼顾上述两技术的特点，在提高存储密度和降低能耗方面有一定前景，但截至目前还尚未应用。
图7 韩国林德氢气液化装置
3 海上风电的发展前景和展望
海上风电资源储量十分丰富，但目前得以利用的仅为少数，且还存在缺少规划、分布不合理等问题。伴随着我国能源低碳化趋势的发展，海上资源的利用将是未来的发展重点。短期来看，虽然英国、德国、丹麦等欧洲国家比我国有更加成熟的发电及应用技术，但是我国特殊的沿海高用电负荷的地理特征决定我国未来风电能量需求远大于上述国家，即我国海上风能资源的利用总量将十分庞大，海上风电具有巨大的应用前景。根据图8所示的GWEC数据，我国2021年新增海上风电装机量占据世界总新增装机量的80%，未来随着技术的进一步成熟，我国大陆地区特别是沿海城市地区巨大的用电需求将有望由海上风电供给;同时，伴随着海上风电制氢技术的成熟与应用，海上风电的优势将更加明显。自改革开放以来，我国科学技术的发展突飞猛进，加之近几年风电热潮的积极孵化作用，我国在风电领域已经出现成熟的技术应用，各地政府也在积极鼓励与引导，简化程序，助力项目落地。江苏、广东、浙江、上海、海南、山东等省市也出台相关政策，以推动海上风电进一步发展。例如，《浙江省能源发展“十四五”规划》中提出，在“十四五”期间大力发展生态友好型非水可再生能源，实施“风光倍增”工程，着力打造百万kW级海上风电基地，预计到2025年全省海上风电装机容量新增455万kW以上，力争达到500万kW，并在宁波、温州、舟山、台州等海域建造百万kW级的海上风电基地3个;《上海市能源发展“十四五”规划》也指出大力发展可再生能源，发展方式向集中式与分布式发展并重转变，推进奉贤、南汇和金山3大海域作为近海风电的示范，积极探索深远海域的风电开发，力图新增180万kW风力规模;海南省则坚持以项目为核心，积极招商促进项目落地，引进明阳、申能、上海电气、大唐、东方电气、中电建等多家海上风电企业共同发展，有望在2023年下半年下线第一台风电整机并实现出口，据《海南省风电装备产业发展规划(2022—2025年)》，海南将争取到2025年基本形成风电装备产业集群，实现产业链550亿元产值。
图8 2021年新增海上风电装机容量分布
海上风电的发展在规模上取得进展的同时更应注重其发展的科学性与合理性，以实现以最小代价、最高效率应用海上风电资源的目的。据此，海上风电的进一步发展应根据不同风电工程项目的特点，大致分为近海风力发电项目和深远海风力发电项目两条主线;未来，随着储能技术的大力发展，海上风电可结合水下压缩空气储能等技术，基于不同技术路线，继续开发海上风电的应用潜力，完善配套技术、构建多技术结合的综合系统，在满足多元应用需求的基础上实现更加高效、更加灵活的消纳。
3.1 近海风力发电项目
近海风电项目是目前建成投产海上风电项目的主要形式。根据第2节分析，近海风电场的电能应输送至陆上电网进行消纳，这与目前建设应用情况基本相符。未来，随着更大容量机组的投入应用，依托换流技术、直流输电技术等技术的迭代和发展，将采用更加先进的直流输电或其他更为新型的输电技术，以进一步降低建设成本、减少电能损耗，近海风力发电有望成为可再生能源的重要来源。
3.2 深远海风力发电项目
深远海风电具有更大的资源储量，但受其建设和运行成本制约还未大量应用，另外能源高输送成本和低效率也是制约其发展的重要原因。深远海风力发电未来的发展除了要着眼于提升技术、降低建设成本外，还应结合未来能源发展趋势。由于现有海上风电输电系统应用于更加深远海海域风场存在诸多问题，本文认为深远海风电能源宜采用就地转化的方法，其中一条思路就是利用深远海风电的大容量优势和海水取用便利的优势，加之目前相对成熟的电解水技术优势，就地低成本淡化海水，就地高效电解海水制氢，直接将能量密度更高的氢能源通过船运方式输入陆上，随着氢燃料电池技术的发展，亦可使用氢气为能量来源的运输用船，真正实现无碳化“绿氢”生产。未来，随着分布式海上风电制氢技术的进一步成熟，可采用低温液化储氢的方式将氢气降温液化储存，届时液氢20.268 K的低温特性一方面为超导风力发电机的应用提供了基础，超导风力发电机又凭借其体积小、重量轻、效率高、功率密度大等特性进一步增大容量，提高发电效率和氢气产量;另一方面也为采取更加高效的超导能源管道从而实现输电和输氢同时进行，以提供更大容量的风电传输提供了条件。长远来看，该技术更加适用于我国未来氢产业发展的布局，我国水资源丰富，海上风电制氢技术可在不利用陆地宝贵淡水资源的条件下实现氢气的大量制备，这将有利于氢燃料电池的普及和发展，推动氢能源替代传统燃煤进程以及燃油工业进程，这是诸如光伏发电、水力发电等可再生发电技术不具备的。
4 结论
海上风电储量丰富，具有极大的发展前景。本文介绍了国内外海上风电的发展状况，针对海上风电场风电机组的建设方式和电能送出方式进行分析，总结包括高压交流输电技术、高压直流输电技术、FFTS技术和船运电池输电技术的优缺点及使用条件，介绍了海上风电制氢技术的原理和发展状况，对海水直接电解制氢和间接电解制氢方式进行比较，分别介绍了集中式电解制氢和分布式电解制氢的区别，介绍了氢气的储存和输送技术，对海上风电的发展前景做出展望，得到以下结论：
(1)近海风电场的电能宜通过电能输送线路直接并入陆上电网消纳，且电能输送线路应使用柔性直流输电等性能较好的输电技术。借助其距离陆地较近的特点，可充分发挥输电线路的优势;输电线路直接与陆上电网相连，传统高压交流输电直接接入电网会提高电网安全风险，柔性直流输电技术则没有上述问题;海上风能并入电网消纳，亦能提高电网中新能源的比例，符合当前清洁能源发展趋势。
(2)海上风电的发展趋势为场区深远海化和机组大型化。目前，几乎全部拥有海上风电开发经验的国家和地区都在积极探索开发深远海上风电资源，在深远海风力发电领域提前布局，相关企业在积极研发单机容量更大的发电机组，近年来也出现一批典型示范项目。
(3)未来海上风电和氢能的发展紧密相连。无论是从经济性上还是从长远能源发展的角度来看，海上风电电解海水制氢都是极具竞争力的“绿氢”生产方式，伴随着未来氢能源逐渐大范围取代化石能源，海上风电制氢技术将会得到巨大的发展和应用。
