海上風電外送及電能輸送技術綜述

朱家寧，張詩鉭，葛維春，劉闖，楚帥

（1.東北電力大學電氣工程學院，吉林省 吉林市 132012；2.國網遼寧省電力有限公司，遼寧省 沈陽市 110006；3.沈陽工業大學電氣工程學院，遼寧省 沈陽市 110870）

0 引言

為保護生態環境、降低碳排放量，我國提出了“雙碳”戰略目標。大力發展清潔能源是加快實現該目標的重要途徑之一[1-8]。我國具有豐富的海上風能資源，并且海上風電具有風機單機容量大、年發電利用時間長、不占用陸地面積等優勢，這使得海上風電得到迅速發展[9-12]。截至2021 年9月，我國海上風電累計裝機容量為1319萬kW，新增裝機容量為382萬kW，發展較為迅速。根據現有實際運行的工程累積經驗可知，風電場的建設成本隨著水深的增加而增大，同時，技術的復雜性也在逐漸增加，因此，近些年我國的海上風電開發項目主要在近海區域。但隨著科技的多領域結合和需求負荷的飛速增長，未來的發展重心將向開發大容量和遠距離的海上風電轉移，因此解決其電能輸送問題是當前的一個重要任務[13]。

目前，已有研究者對現有輸電方式進行了各種性能和經濟性的對比。文獻[14-15]結合目前典型的海上風電柔性直流輸電工程，從組成結構與應用現狀等方面對柔性直流輸電系統中的關鍵電氣設備進行了分析和總結，并對海上換流站、海上風電場的發展趨勢進行了展望。隨著海上風機的大型化發展、風場區域的不斷擴大以及柔性直流輸電技術的進步，采用直流匯集與直流輸電方式的全直流海上風電場成為海上風電未來的發展趨勢。文獻[16]總結分析了現有工程和理論研究中涉及的大規模海上風電直流送出拓撲，并提出了一種多電壓等級混合級聯直流送出系統，該系統可改善現有方案運行靈活性低的問題。為了提高電力系統抵抗故障能力，文獻[17]研究了基于多電平變換器的柔性直流輸電技術，建立了多端多電平直流輸電系統在旋轉坐標系下的數學模型與拓撲結構，并對各換流站的控制方法進行了優化設計，仿真結果表明：多余的電力除正常向負荷供電外，可通過多端多級柔性直流輸電系統送入電網，當因風電場發電量不足或系統故障而導致運行停止時，可實現功率反轉，從而提高了電力系統抗故障的能力。文獻[18]選取35、66 kV這2種交流集電方案，以及串聯升壓、并聯輻射這2種直流集電方案，在典型的海上風電條件下，比較了遠海風電大容量機組不同集電方案的技術經濟性。文獻[19]對海上風電送出方式(包括交流、直流、制氫技術)進行概述，并以江蘇如東海上風電站為例進行成本分析。為了對海上風電系統進行優化，文獻[20]根據海上風電系統的拓撲結構，總結了其優化規劃算法與模型，闡述了海上風電場的位置選擇、集電系統結構和電能輸送系統并網接入方式，為海上風電規劃發展方向提供思路與建議。海上風電場向遠海和大容量化發展是必然趨勢，文獻[21]闡述了國內外海上風電機組容量、類型及變流器等關鍵技術的發展現狀，并分析了大容量三相和多相化海上風電機組，及其遇到的問題和關鍵技術，給出了未來多相化海上風電機組的拓撲結構設計和控制策略優化方法。

以上文獻主要對直流輸電技術與交流輸電技術的研究現狀進行分析，結果表明，應用柔性直流技術可提高電能質量，增強電網運行的穩定性，直流系統的可靠性高于交流系統。此外，解決風電場的組網方式、風電機組電力的直流變換與控制等方面的問題，可以在工程上促進海上全直流輸電的發展。

針對海上風電架空線路輸送技術的研究，文獻[22]通過計算分析了220 kV 架空線輸電、220 kV 海纜輸電、220 kV 架空-海纜混合輸電、±200 kV 架空線輸電、±200 kV 海纜輸電和±200 kV 架空-海纜混合輸電6 種不同輸電方式下的投資成本，結果表明，220 kV 的架空線路投資成本最低。與架空線路相比，海纜線路存在明顯的電容效應，限制了傳輸容量和輸送長度[23]。通過海上風電給電池充電，并將電池運輸至就近海岸，為風電送出提供了一條新路徑。由于船運具有運輸能力強、運費經濟等優勢，常作為運輸電池的主要途徑。為保證運輸過程的安全可靠，文獻[24]提出了海上運輸電池要求，鋰離子電池在海運的過程中必須外部提供堅實的支撐，且必須在完全封閉的包裹內，以防止電池發生短路。文獻[25]分析了海上電池運輸的包裝要求，鋰離子單獨運輸需依據包裝條款SP188，每包裝件毛重不超過30 kg，并使用堅固外包裝。

然而，相比于陸上風電，由于海底地理環境復雜，導致施工困難、工作條件惡劣，海上風電建設、電能輸送并網、運行維護的時間周期和相應成本均大幅度增加，限制了深遠海海上風電的大規模發展。近幾年我國海上風電新增裝機數據主要來自近海風電建設項目，隨著技術完善、成本下降，海上風電將向大規模、深遠海發展。因此，安全可靠又較為經濟的輸電方式可有效保障整個系統經濟效益，同時提高海上風電輸送電能的利用效率，有助于實現海上風電電能最大化利用。

本文從海上風電電能輸送方式的角度出發，介紹了交/直流輸電系統、架空線路以及輪船運輸電池的工作原理。圍繞投資成本、運行損耗、安全程度、傳輸容量等指標，對比了現有電能傳輸方式和借助電池輸送電能方式的差異。針對各種傳輸方式的特點進行優劣勢分析，并提出未來需要重點研究的方向。

1 海上風電場的電能輸送

1.1 海上風電場概述

風電在我國按照地理位置可分為海上風力發電與陸上風力發電，其中海上風電場根據水位深度可分為潮間帶風電場、近海風電場和深海風電場3 類。潮間帶風電場是指在海水漲潮至高潮線到退潮至最低潮位以下平均值在5 m 水深內的海域進行開發建設的風電場；近海風電場是指在海水退潮到最低潮位以下平均值5～50 m水深內的海域進行開發建設的風電場；深海風電場是指在海水退潮到最低潮位以下平均值大于50 m水深的海域進行開發建設的風電場。深海風電場是將來開發建設的重心，因此，經濟性和環境友好性等方面是海上風電場及其輸電系統選擇合適輸電方式比較重要的考量因素。海上風電場規模大、成本高，所在位置環境復雜、穩定性差，運維難度大、周期長，必須高度重視并網輸送方案的可靠性。輸電方式的選擇在于考慮不同風電場之間的傳輸容量和距離。目前，海上風電場可選擇的輸電系統主要為高壓直流(high voltage direct current，HVDC)輸電、高壓交流(high voltage alternating current，HVAC)輸電等方式。

1.2 高壓交流輸電系統

在近海風電場采取的輸電方式主要是高壓交流輸電。高壓交流輸電系統主要由風電場交流線路、海上升壓站與無功補償設備組成。在輸電線路的始端，風電機組產生的交流電經換流變壓器升壓到35 kV 后，電能不需轉換，通過電纜匯至110 kV/220 kV的海上升壓站后，再經線路連接至陸上升壓站，最終通過220 kV線路實現并網。海上風電經交流輸電系統送出拓撲圖如圖1所示。

圖1 海上風電經交流輸電系統送出拓撲圖Fig.1 Topology of offshore wind power transmission through AC system

交流輸電系統有以下缺點：1）由于交流電纜的電容效應會增大無功損耗，因此需增設無功補償設備，另外，由于遠距離大容量的風電場通常采用多回路電纜來滿足需求的傳輸容量，因此會增加經濟成本；2）通過交流電纜來連接海上和陸地的風電場，一旦發生故障會影響整個系統，系統的穩定性無法得到保障[13,26]。因此，該系統可靠性高，但是由于存在充電功率、電纜充電電容較大以及無功補償控制等問題，常應用在小規模潮間帶風電場以及近海風電場。

1.3 高壓直流輸電系統

1.3.1 高壓直流輸電系統結構

高壓直流輸電是在輸電線路的始端，風電機組輸出的交流電經升壓變壓器，再由集電系統至海上換流站轉換為直流，最后通過直流線路傳輸到路上換流站轉換為符合的交流電并進行并網。海上風電機組的多相化將有效促進全直流型海上風電場的應用與發展，可降低損耗、增大傳輸容量、節約材料，為風電場內部無功電壓提供解決方案，在未來大規模海上風電場電流匯集及遠距離輸電并網方面起到重要作用。圖2 為海上風電經直流輸電系統送出拓撲圖。目前大多在遠距離、大容量類型的海上風電中應用直流輸電技術，高壓交流輸電系統通常分為基于電網換相換流器的傳統高壓直流輸電系統(line commutated converter HVDC，LCC-HVDC)、基于電壓源換流器的柔性直流輸電系統(voltage source converter-based HVDC，VSC-HVDC)[27]。

圖2 海上風電經直流輸電系統送出拓撲圖Fig.2 Topology of offshore wind power transmission through DC system

1.3.2 傳統高壓直流輸電

傳統高壓直流輸電系統主要包括交流濾波器、直流濾波器、換流變壓器、直流線路和電容器組件等設備，此技術起步較早、較成熟。在該系統中，風電場內機組發出的交流電壓經升壓為35 kV后，由35 kV 海纜匯流至送端換流站，經轉化的直流電通過直流線路接入電網側的受端換流站，逆變成交流電，最終以220 kV 交流電并入電網。傳統高壓直流輸電系統比較適合傳輸大功率的風電場，由于我國地理能源與需求負荷分布不均勻，因此需要建設適合遠距離且大規模的直流輸電通道。但由于直流輸電存在諧波污染和成本較高等缺陷，因此該技術目前尚未在深海領域大規模應用。

采用傳統高壓直流輸電技術具有以下優點：1）單個變流器具有更大容量，降低了成本；2）具有事故過后快速恢復供電的能力；3）可靠性高，已擁有幾十年的實際操作運行經驗；4）可將更大規模、遠海的海上風電場進行連接。海上、陸上換流站及直流輸電電纜的輸送結構，可有效應對風電場大范圍頻率波動，避免傳輸距離的約束，并降低傳輸損耗。

但采用傳統高壓直流輸電技術仍有以下不足：1）增加了無功補償設備和濾波器的成本；2）諧波污染電網，連接交流電網易發生換相失??；3）不能單獨控制有功和無功功率，且不能接入無源系統；4）平臺占用面積較大[13]。

1.3.3 柔性直流輸電

柔性直流輸電系統主要包括換流站、直流線路及輔助動力系統等部分，其是在傳統直流輸電系統的基礎上引入了可關斷電子器件的一種新型可換流的直流輸電技術，能夠對電壓提供穩定的支撐，還具有可控性強等優點，是在大規模且遠距離海上風電場中輸電并網方式的首要選擇，在大力發展遠海風電場的當下已逐步變為海上并網的核心技術。

使用柔性直流輸電技術并入電網有以下優點：1）系統不易發生換相失敗，能實現潮流反轉[28]；2）可增強系統的穩定性，不需要交流系統補充無功功率；3）可單獨控制有功和無功功率，對系統進行無功補償，提高電能質量[29]；4）全控型器件的開關頻率極高，僅需少量高次濾波器就可以完成過濾，可避免低次諧波對電網的污染；5）系統具備黑啟動能力；6）可接入無源電網供電[30]。當輸電系統因出現故障而停止運行時，導致控制直流電壓不穩定，此時可利用柔性直流輸電系統來維持功率平衡，提高電壓的穩定性。

然而，應用柔性直流輸電技術仍有以下不足：1）直流輸電需進行多次交直流變換，而換流器成本較高；2）海上風電場不能直接對陸上交流系統頻率變化做出響應、進行主動頻率支撐[30]；3）實際運行工程較少，技術不成熟?，F有的應用，例如，江蘇如東柔直工程采用了±400 kV直流電纜，共分為2 極，每極包括99 km 海纜和9 km 陸纜，這是目前國內電壓等級最高、輸送距離最長的柔性直流輸電電纜。

1.4 架空線路輸電

架空線路在高壓輸電系統中的線路選擇上具有重要地位，其跨越距離長，滿足輸送大容量的條件，不存在電壓等級和輸送容量的限制等問題。目前有研究將架空線路與無人機、人工智能技術相結合，為發現故障和排除隱患提供了更有利的條件，并且縮短了建設和維護周期。架空線路導線型號繁多，多與直流線路、交流線路聯合使用，隨著技術的進步和對導線材質、絕緣設備的不斷深入研究，架空線路尤其在海島新能源并網及為海島孤立負荷提供電能等海上項目中展現出明顯優勢。目前國內實際運行的海上項目中，深圳大鏟島前灣LNG電廠采用220 kV線路輸出電能，經海段架設同塔雙回線路，長度約10.5 km；福建莆田LNG電廠通過500 kV輸電線路送出，采用同塔雙回大跨越線路，海上線路長約3.15 km[22]。

1.5 運輸電池

運輸電池是一種海上風電輸送的新方法，利用風電直接給儲能電池充電，并用輪船運輸電池到換電站，與電纜相比，其不存在鋪設困難、傳輸距離的限制等問題，能夠有效地解決海上風電運輸至陸地困難的問題，避免了跨海域傳輸維護成本高、設備建設困難等難題。電池儲能可以接入電網提升電能質量，同時可以為城市中電動汽車提供能源。一般選擇鋰電池為儲能電池，鋰電池具有使用壽命長、充放電效率高等優點，且鋰離子電池的充放電效率可達70%～90%[31-32]。運輸電池的原理如圖3 所示。船舶是海上運輸電池的主要載體，船舶的運行路線靈活性強，船身內部容量較大，因此運載能力較強，而且其不需要考慮傳輸容量，可以通過增加單次船運數目來滿足需求。隨著對能源需求量的增大和技術的快速發展，將會開拓更多的航線，其運輸量會呈倍數增長，更加有利于此方式的后續開展，并且增加了依靠船舶運輸電池方式的可行性。

圖3 運輸電池原理圖Fig.3 Transport battery schematic diagram

2 海上風電輸送方式對比

2.1 各類電能輸送方式指標對比

2.1.1 對比項

本文對傳統輸送海上風電電能的方式(高壓直流輸電、高壓交流輸電和架空線路輸電)與借助電池儲存電能再通過輪船運輸輸送電能的方式進行對比，結果如表1 所示，對比項包括投資成本、運行費用、維護成本、損耗費用、應用情況、安全程度和傳輸容量。

表1 各類電能輸送方式的指標對比Tab.1 Comparison of indexes of various electric energy transmission modes

2.1.2 投資成本

運輸電池的投資成本主要考慮輪船的租賃或建造費用和電池的造價，船舶的成本由變動成本和固定成本2 部分組成，其中，變動成本包括人工成本、折舊費、修理費等；固定成本包括燃油費用和港口使費[39]。相比于需要平臺建設的電纜，運輸電池的輸電成本更低，具有明顯的優勢。高壓直流輸電系統設備投資成本包括換流站成本、電纜線路成本、電纜線路敷設安裝成本；高壓交流輸電系統設備投資成本包括變電站成本、電纜線路成本、電纜敷設安裝成本、無功補償成本。交流和直流輸電方式的投資費用會隨著輸電距離的增加而提高，其中當輸電長度增加到一個臨界值時，2 種輸電方式的費用相同。各輸電方式的輸送距離與成本的關系如圖4所示。

從圖4 可以看出，在輸送相等功率、電壓等級相同的條件下，交流輸電系統的變電站投資成本低于直流輸電系統的換流站投資成本，采用交流輸電比直流輸電更經濟；隨著輸電距離增加到等價距離，2 種輸電方式的投資成本相同，當輸電距離超過臨界值時，采用直流輸電較為經濟。雖然交、直流輸電系統的容量和電壓等級不同會影響等價距離的數值，但通常交流線路與直流線路的等價距離在50～80 km范圍內，交流架空線路與直流架空線路的等價距離在500～800 km 范圍內。隨著電力電子技術快速發展，裝置成本不斷降低，交、直流輸電可進一步縮短等價距離。運輸電池的成本費用遠低于其他3種輸電方式。

圖4 各輸電方式的輸送距離和成本關系示意圖Fig.4 Schematic diagram of relationship between transmission distance and cost of each transmission mode

2.1.3 運行費用及維護成本

運輸電池的運行費用主要是輪船的燃料費用和人工費用，近距離運輸成本較低，比較有優勢。架空線路的損耗主要是在電阻上。當輸送同等容量時，直流輸電系統損耗只達到交流輸電系統損耗的2/3。交流海纜的損耗構成較復雜，需要考慮絕緣損耗、纜線線芯的交流電阻損耗、金屬套和鎧裝層的損耗，而直流海纜損耗相較于交流海纜損耗構成更單一。因此，全交流海底電纜線路的年運行費用最高[22]。

架空線路由于本身絕緣部位的材料等問題，在雷雨天氣易遭受雷擊，從而損壞絕緣線路；鳥類在高速飛行時架空線路易遭受撞擊而造成短路。因此架空線路的穩定性較差，維護成本占比較高；但由于架空線路的投資成本遠低于電纜線路，所以架空線路的總維護成本相對較低。交、直流海底電纜輸電系統年維護成本分別占總投資成本的1.2%、0.5%，由于交流輸電系統與直流輸電系統在投資成本上存在等價距離，在等價距離兩側2種輸電方式的投資成本關系不同，交流輸電系統與直流輸電系統的維護成本也與輸送距離有關。運輸電池的維護成本主要在于輪船的維護，包括人工修理費用，運行維護成本系數為0.05 元/(kW?h)，相較于其他運輸方式費用較低[41]。以裝機容量為300 MW、離岸距離為50 km 的海上風電場為例，4種輸送方式的年維護成本對比如圖5所示。

圖5 各輸電系統年維護成本Fig.5 Annual maintenance cost of each transmission system

2.1.4 損耗費用

輸送電池的損耗費用包括輪船和電池的損耗，電池受溫度和濕度的影響較大，使用壽命會減少，但總體來說此方式損耗費用還是低于其他方式。直流輸電的年損耗費用主要由直流線路損耗成本和換流站損耗成本組成，輸電距離每增加25 km，線路的損耗費用約增加4萬元[38]。

交流海纜輸電系統損耗主要分為變電站損耗和交流電纜線路損耗2 部分。變電站損耗率為0.8%，對于交流線路造成的損耗，本文只考慮導體損耗、護套和鎧裝層損耗。輸電距離每增加25 km，護套的損耗約增加4 MW，鎧裝層的損耗約增加2 MW，交流線路的損耗費用隨著輸電距離每增加25 km，費用約增加3萬元[38]。因此，交流系統電纜線路損耗成本比直流系統電纜線路損耗成本會更高。

當風電場容量未超過200 MW 時，高壓交流輸電在輸電距離300 km范圍內的損耗均較低，而柔性直流輸電在遠距離輸電中更能體現出其經濟性；當風電場容量高于200 MW 時，高壓交流輸電與柔性直流輸電的有功損耗臨界距離隨著風電場容量增加而縮短，大容量柔性直流輸電相比于高壓交流輸電具有短距離輸電損耗少的明顯優勢[42]。

2.1.5 應用情況

高壓交流輸電系統具備結構簡單、起步較早、成本低廉、穩定性高等優點，但當輸送距離大于100 km時，交流輸電系統的穩定性會降低，海底交流電纜受充電電流的影響程度會隨電容增大而更嚴重，傳輸容量受限，輸電損耗增加。因此，高壓交流輸電比較適合處于傳輸距離不超過100 km近海區域以及小規模的風電場，同時系統中配置的無功補償裝置應能跟隨系統需求的變化而進行改變。直流輸電需要裝設許多無功補償和濾波裝置，成本較高，因此在實際案例中大多適用于規模較大且離岸距離較遠的大型風電場[30]。1985 年投運的加拿大納爾遜河多端直流項目額定電壓可達±500 kV，在特高壓直流輸電中可以達到傳輸有功功率幾千兆瓦以上。海上架空線路前期在水深大于50 km 的深海風電場的桿塔本體設計和施工是一個難題，風速較高，需裝設的桿塔尺寸大、樁基深、施工難度高、建設周期長，因此，海上架空線路適用于各種類型風電場，通常與交流或直流輸電方式組合應用。通過輪船運輸電池的方式輸送電能目前還只是提出的一種新的可能性，未有應用實例。

2.1.6 安全程度

電池的安全程度較高，但輪船行駛受海上環境因素影響較大，因此輪船運輸電池的方式受未知因素干擾較多，總體上安全程度較低。與海纜線路相比，直接暴露在空氣中的架空線路容易受雷擊和因大氣污染積污而發生短暫性故障，根據現有的實施方案，可通過加強絕緣裝置實現線路抗雷擊和防污能力的提升。對海纜線路的安全造成威脅的因素(如船只拋錨的外部機械損傷)多數為不可修復性故障，維護頻率較高。因為目前沒有合適的直流斷路器可以抑制直流側的故障電流，而從拓撲結構上來看，柔性直流輸電不能完全通過絕緣柵雙極型晶體管(insulated gate bipolar transistor，IGBT)器件來阻斷故障電流，直流側無法自動清除故障[43]，所以一旦在直流側發生短路故障，必須切斷交流斷路器，關閉整個直流系統。但總體來看，相比于傳統直流輸電系統，柔性直流輸電系統具有較高的容錯性和可靠性。

2.1.7 傳輸容量

高壓交流輸電作為最早開始發展的輸電方式，其技術較為成熟，但對海底電纜的絕緣要求較為嚴格，交流電纜存在的電容效應會導致大量無功損耗，且傳輸距離越遠，傳輸容量越低，因此需要根據傳輸距離和容量來增設無功補償裝置。舟山工程分別在定海、岱山、衢山、洋山和泗礁新建了5個±200 kV柔性直流換流站，各換流站容量分別為400、300、100、100、100 MW[44]。目前柔性直流輸電工程的輸送容量普遍不高，柔性直流輸電目前設計最高輸送有功功率為1 000 MW，現階段處于從理論到實際的過渡階段。不同容量的海上風電場所采用的柔性直流輸電系統對應不同的電壓等級，容量與電壓等級的對應關系一般是：容量100～300 MW，電壓等級±80 kV；容量300～500 MW，電壓等級±150 kV；容量500～1 100 MW，電壓等級±320 kV[45]。架空線路不受輸送容量和傳輸距離的限制，同時其建設成本較低、充電功率較小。

鋰電池的傳輸容量在0～80 MW，文獻[46]中的算例場景中，風電場的總額定裝機容量為100 MW，電池儲能系統的額定容量為63 MW·h；文獻[47]中與風電場配合運行的電池儲能容量為100 MW/80 MW·h，存儲電量下限為16 MW·h。電池傳輸容量受外在因素干擾較大。有研究[48]表明：鋰電池的容量和壽命隨溫度的變化會產生較大的改變，溫度變化會導致電池的內阻和電壓發生改變；溫度每升高1 ℃，電池壽命約減少60 d，溫度過低對電池性能的影響更大，導致電池內阻增大，容量減小約8%。但運輸電池相較于其他輸送方式更靈活，電池數量可隨著需求的變化而改變，因此在這方面運輸電池更具有優勢。

2.2 各類電能輸送方式經濟性分析

以某離岸距離200 km、總裝機容量為400 MW的深遠海風電場為例，對高壓交流輸電、高壓直流輸電、架空線路輸電與運輸電池4 種電能輸送方式進行經濟性分析。交流輸電系統采用35 kV 交流匯集海纜，220 kV 輸電海纜采用截面積為1 600 mm2的工頻海纜；直流輸電系統采用35 kV 交流匯集海纜，直流輸電電壓為±200 kV，輸電海纜采用截面積為1 000 mm2的XLPE絕緣直海纜；架空線路輸電系統采用220 kV 架空線路；船舶運輸電池按每天運輸1趟計算，配備1艘船舶來進行運輸，載質量為153 t。各類電能輸送方式經濟性參數[23,33-34]如表2所示。

表2 各類電能輸送方式經濟性參數Tab.2 Economic parameters of each transmission mode

海上風電經電池存儲通過海運方式運輸至陸地，由于電池存放在集裝箱中，船舶運輸電池損耗忽略不計。但船舶存在燃油費用，船舶耗油量約54.53 L/km，柴油價格按7元/L計算。各線路輸電系統的成本主要集中在固定資產成本上，維護成本較小，運行成本可忽略不計，因此本算例只對總投資成本進行分析，忽略維護成本和運行成本。

根據以上數據可以計算出各輸電方式的總投資成本，如圖6 所示。可以看出：交流輸電系統的投資成本最高，通過船舶運輸電池的投資成本最小。在交流輸電系統中，交流電纜投資成本較高，由于該電能輸送距離大于交、直流線路的等價距離，交流線路的投資成本高于直流輸電系統。直流輸電系統中直流輸電電纜投資成本較低，而其換流站建設成本高昂，在總成本中占比較高，降低了直流輸電系統的經濟性。架空線路的成本遠低于海纜線路，但受桿塔建設困難、物理環境等外在因素的影響，不適用于深遠海風電場的輸電系統。運輸電池無需敷設線路，減少了海上平臺建設費用與線路投資成本，并節省了海上空間資源，具有良好的發展前景。

圖6 各輸送方式總投資成本Fig.6 Total investment cost of each transportation mode

3 海上風電輸送方式的優劣勢分析

高壓交流輸電技術的運行經驗豐富，但容易被海底交流電纜充電電容所影響，從而限制了其傳輸容量，因此不適用于輸送遠距離、大容量的電能。高壓直流輸電系統的線路安裝費用隨著電壓等級的升高而增加，需對材料進行深入研究并通過增加單座的容量來減少成本的損耗。此外，傳統高壓直流輸電技術需加強大規模能源通過弱電網的送出能力，研究更完善的直流輸電設備來提高系統的靈活性，并加強整個系統的抗干擾能力。柔性直流輸電技術需對換流器進行優化控制，提升電網接納新能源的能力，并提高系統的經濟性和可靠性[49]，對于直流風電場的控制策略、直流斷路器、系統的故障保護以及多相化機組的新型拓撲，還需更進一步的研究[50-51]。架空線路成本低廉，不受傳輸容量的限制，但在暴雨、大風天氣，線路的桿塔容易倒塌、傾斜，電線極易被扯斷，從而造成斷路或短路；此外，在雷雨天氣易遭受雷擊，架空線路的安全運行受環境因素影響較大。

船舶運輸電池具有以下優勢[52]：

1）運費低廉。船舶航道是自然組成的，船舶交通量大，港口設備一般由政府建設。由于所用的船舶經久耐用、節省燃料，因此單位能源運輸成本相對較低。

2）投資成本低。由于海底環境復雜，相比于在陸地，電纜建設施工難度呈幾何性地增加。然而，通過船舶運輸無需敷設管道，不僅降低了作業難度，而且減少了前期投入成本。

3）增加運輸能源的種類。有些能源受到可運輸方式的限制，最優選擇通常是借由輪船運輸，因此，除了運輸電池，輪船還能同時運輸其他不易運輸的能源，以此降低成本。

盡管運輸電池較其他輸電方式具有諸多優勢，但是輪船作為海上運輸工具不可避免地存在一些缺陷，如航運所遭受的自然氣候及其季節性的影響較大。綜上可知，4 種輸電方式各有利弊，海上風電送出不能僅依賴某種方式，應結合多種方式共同完成。

4 結論

海上風電可緩解沿海地區高用電負荷需求，風電發展戰略、并網系統的逐漸演變等因素加快了風電機組的大型化發展，推進了電能生產和輸送容量快速增長。通過對比分析海上風電主要輸電方式性能指標及其經濟性，得到如下結論：

1）高壓交流輸電技術相對成熟，但易受輸送距離與傳輸容量限制；柔性直流輸電技術的組網方式加強了陸上各區域的交流電網和海上風電場的并網功率潮流控制，可完成大容量傳輸的目標，是實現未來海上大容量風電場匯集及遠距離輸電并網的重要支柱；架空線路適合和其他輸電方式聯合使用；輪船運輸電池具有方式靈活、成本價格低、運費低廉等優勢，在海上風電電能運輸方面具有良好的發展前景。

2）輪船運輸電池方式可有效降低海上風電投資成本并提高海上風電利用效率，有利于海上風電的開發與利用，并提升新能源消納能力。此外，電能通過電池儲存便于安放，可以在負荷需求時靈活地使用電能，降低供電成本與配電損耗，有利于提高電網的靈活調節能力與安全運行保障水平。

3）輪船運輸電池方式可有助于航運行業的發展。船舶運輸時間靈活，不受固定軌道限制，可通過和線路輸電互補使用，為海上風電傳輸電能提供新的思路，有利于航運的大規模、綠色和低碳發展，并促進航運行業的技術創新和生產制造。