董輝，葛維春，張詩鉭，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

面對目前全球環境污染與氣候不斷升高的困境，我國提出了力爭于2030年前實現“碳達峰”，努力爭取2060年前實現“碳中和”的戰略目標[1-3]。大力發展風電等清潔能源是實現“雙碳”目標的重要途徑，截至2021年上半年，我國陸上風電裝機容量達到2.81億kW[4-5]。近年來，海上風電開發成為風能領域進步的制高點[6-7]。

中國近海風力資源豐富，大陸海岸線長，海上風速不低于6 m/s的時間約為4 000 h[8]，具備很大的開發價值。2021年海上風電累計裝機容量達到1 113.4萬kW，并且主要分布于東南沿海及附近島嶼。文獻[9]介紹了江蘇如東H4海上風電場，其建設規模達400 MW，配置一座220 kV的海上升壓站，電能經兩回路海纜送至陸地；文獻[10]介紹了三峽新能源集團建設的陽西沙扒海上風電工程，該工程分為5期，1期裝機容量為300 MW，2、3、4、5期總裝機容量達1.4 GW，配置2座220 kV升壓站。可見，海上風電建設規模和裝機容量大，周圍沒有電力負荷中心[11]，因此電能的長距離輸送是研究的主要方向。

目前主流的風電輸送方式為高壓交流輸電(high voltage alternating current，HVAC)、電網換相型高壓直流輸電(line commutated converter based high voltage direct current，LCC-HVDC)和柔性直流輸電(voltage source converter based high voltage direct current，VSC-HVDC)，與陸上風電輸送的不同在于采用海底電纜，而非架空電線。文獻[12]介紹了高壓交流輸電方式和柔性直流輸電方式存在的問題，對比了不同輸電方案的技術性與經濟性，研究表明，各類輸電方式選取主要取決于輸電距離，近海風電場常采用高壓交流輸電，深遠海風電場則采用柔性直流輸電；文獻[13]介紹了適用于海上風電的3種風電輸送策略，總結了風電輸送的拓撲結構、特點、研究現狀和研究成果，分析結果表明，柔性直流輸電可靠性和技術性更具優勢，但實際輸電工程則需要考慮建設費用與實際規模，柔性直流輸電更適用于遠海、大規模的風電場；文獻[14]介紹了應用于深遠海風電場的分頻輸電方式，并且以400 MW海上風電場為例進行經濟性分析，結果表明，分頻輸電方式可以提高電纜載流量，同時顯著降低電纜中的充電電流，提升經濟性。目前應用的海上風電傳輸方式無法適用于所有的輸電場景，因此海上風電場需要根據自身離岸距離、輸送容量制定合理且經濟的輸送方式。

相比于利用電能形態傳輸，煤、天然氣等化學能源載體的穩定性好，更加便于遠距離傳輸，并且利用化學載體再發電可有效提高海上風電的利用率。文獻[15]提出了一種海上大規模風電非并網多元化應用系統，將風能直接應用于海水、淡水等高載能產業，直接輸送產品上岸，該系統不僅解決風電應用難題，而且大幅節省了風電場投資成本[16]；文獻[17]提出了一種海上風電場耦合制氫系統，并且對該系統的成本進行分析，最后以上海東海風電場為例進行驗證，結果表明，該項目經濟效益明顯，短期內可收回成本；文獻[18]論述了風能轉氫能可避免輸電能力不足導致的發電量下降，同時利用管道運輸至陸地，投資成本可進一步降低；文獻[19]提出了利用風電等清潔能源就地制氫，并將氫氣與天然氣摻雜生成混氫天然氣，通過天然氣網絡進行長距離傳輸，為實現“雙碳”目標提供了一種系統性的新思路。

針對海上風電輸送困難的問題，提出了一種利用氫能代替風電進行遠海電能輸送的策略，即通過電解制氫設備就地將風電轉化為氫能，并利用輸氫管道輸送至陸地。介紹傳統輸電方式與輸氫方式的技術路線和應用現狀，并以300 MW海上風電場為例進行分析，對比輸電方式與輸氫方式在經濟性與技術性方面的差異，驗證海上風電制氫并進行管道輸送的可行性。針對海上風電電解制氫，分析目前在實際應用中的困難與挑戰，并對其應用前景進行了展望。

1 傳統海上風電輸送方式

不同能源在自然界都是可利用的，但從能源性質角度看，風能不像化石燃料一樣可以運輸，這使得風能等清潔能源通常以電能作為他們的能量載體。傳統遠距離傳輸電能的方式包括高壓交流輸電方式、基于晶閘管的高壓直流輸電方式、基于電壓源換流器技術的柔性直流輸電方式[20]。

高壓交流輸電方式是海上風電場并網的常規方式，其結構簡單，造價低，是目前輸電方式中最成熟的一種技術[21]。典型高壓交流輸電方式拓撲結構如圖1(a)所示，目前輸電工程中的最大輸送容量可達200 MW/150 kV與350 MW/245 kV[22]。

高壓直流輸電方式采用無關斷能力的低頻晶閘管構成的電流型換流器，并采用電網換相換流技術[23]。此方式因技術成熟、功耗小而被廣泛研究，但是由于連接弱網時易引發換相失敗，并可能加重系統諧波污染，限制了其應用與發展。典型高壓直流輸電方式拓撲結構如圖1(b)所示，其中濾波裝置用來吸收換流站設備產生的諧波，并向換流站提供無功功率。

圖1 海上風電送出方式拓撲結構Fig.1 Topology diagram of offshore wind power delivery method

柔性直流輸電方式是基于電壓源換流器(voltage source converter，VSC)技術和全控型功率器件的一種新型直流輸電技術，其核心為工作在500~2 000 Hz的全控型功率器件，通過脈沖寬度調制(pulse width modulation，PWM)技術，輸出電壓可根據系統需要自動調節[24]。目前，世界上已有多個在建或建成的柔性直流輸電技術項目。典型柔性直流輸電方式拓撲結構如圖1(c)所示[25]，該方式可控性強、對環境影響小，是國外大型遠海輸電的主要并網技術。

2 海上風電制氫輸送方式

電能的存儲和運輸相比于化石燃料都更為困難，一個重要的方向是將這些不可控制的能源轉化為一種像化石燃料一樣易于存儲的化學能量載體，即“Power to X”[26-27]。氫氣是一種良好的化學能量載體，經過燃燒或反應后產生H2O，無CO2與其他污染物排放，是一種綠色無污染的清潔能源[28]。海上風電可通過水電解制氫設備轉化為氫能，經過很短的輸電線路將電能輸送至電解槽平臺，在電解槽中將處理后的海水電解后產生氫氣[29]。海上風電耦合制氫具有以下優勢：緩解棄風困境，降低制氫成本，提高風電的電能質量和減小大規模風電并網對系統的沖擊。

2.1 電解制氫原理

傳統電解水設備包含電解槽、氫側系統、氧側系統、補給水系統、堿液系統，純水設備和氫氣、氧氣的存儲設備，以及相關的顯示儀表和控制系統。

電解槽是電解制氫的關鍵裝置，其結構如圖2所示[30]。電解制氫的基本原理是對2個電極施加外壓，電流通過液體形成通路，電能的注入打破H2O內部平衡，發生裂解，氫原子與氧原子進行重組，最終產出H2和O2[31]。電解制氫的全過程可用以下反應方程表示：

圖2 電解制氫原理圖Fig.2 Schematic diagram of electrolytic hydrogen production

電解產生的H2、O2連同部分溶液進入氫氣、氧氣分離器，分離出的溶液經過冷卻、過濾掉固體雜質后重新返回電解槽，并隨時補充一定量的電解質；分離出的氫氣經過冷卻器冷卻降溫后，再經過捕滴器去除夾帶的水分，最后輸送至存儲設備。

2.2 氫能運輸方式

目前，主要海上運輸氫氣的技術包括高壓氣態氫運輸、低溫液態氫運輸和經過輸氫管道運輸[32]。如圖3所示，海上風電經集電裝置匯入海上電解槽平臺，電解水產生氫氣后進行液態或氣態存儲，最后經輪船或管道輸送至陸地[18]。

圖3 海上輸氫技術路線圖Fig.3 Roadmap for offshore hydrogen delivery technology

1）高壓氣態輸氫技術

高壓氣態輸氫技術是將氫氣壓縮至70 MPa左右存入儲氫罐中，由海上交通工具運輸至陸地。此方式是現在發展最成熟、應用最多的儲氫輸氫技術，其操作難度小、能耗少、成本低，匹配氫能發展現狀。但是此種方式的缺點是單位體積容量低，儲氫量少，即使使用鈦瓶，氫氣重量僅占總重的5%左右。另外，高壓氣態輸氫技術的安全性較差，需要保證儲氫罐的密閉性。

2）低溫液態輸氫技術

低溫液態輸氫技術是將氫氣深冷到-253.0℃，存儲在特制的高真空絕熱容器中，由海上交通工具運輸到使用地區。在常溫、常壓下，此方式的氫能密度為氣態氫氣的近千倍，體積容量比高壓氣態輸氫方式高好幾倍，但該方式存儲溫度與自然溫度相差巨大，需要配備極好的絕熱儲氫罐進行隔熱，同時在運輸過程中容易發生熱泄漏、自然揮發、耗能大等問題。低溫液態輸氫方式在國外應用較多，在國內僅在航天領域應用。

3）管道輸氫

輸氫管道是氫氣進行大規模、長距離輸送的理想選擇。氫氣長距離管道輸氫已有80多年的歷史，截至目前全球范圍內氫氣管道總里程超4 600 km。美國、歐盟等發達國家對長距離管道建設與輸氫的技術已較為成熟，其中美國管道輸氫規模最大，總里程超2 700 km，最大運行電壓達10.3 MPa。我國對于管道輸氫工程的建設較為滯后，現有氫氣輸送管道總里程僅為400 km，而且主要分布在長江三角洲與環渤海灣等地區。隨著能源改革的進行，日益增長的氫能需求將有效推動我國氫氣管網的建設。

目前輸氫管道有2種方案：一種是直接建設新管道，大多采用低強度鋼材，輸送壓力有限，并且一次性投資大、審批困難和技術成熟度低，因此在短時間內很難形成與風電電量相當的輸送規模；另一種是將氫氣摻混在天然氣中，利用現有成型的輸氣管道和網絡進行輸送，可作為氫能發展的過渡手段，提高管道輸氫的經濟性，但輸氣管道內的氫氣會作用于鋼材內部，導致鋼材出現“氫脆”現象，威脅管道安全。目前研究表明，CO具有占據氫氣在內表面的吸附位的特性，加入少量便可起到抑制氫脆的作用。綜上，目前可將天然氣管網作為氫氣大規模輸送的預備管道，進而在完善天然氣管網時統籌兼顧輸氫管道，為以后氫能運輸與發展提供技術保障。

3 各類能源輸送方式差異

對電能輸送方式及氫氣輸送方式的各項性能指標進行對比，包括各類能源輸送方式的分類、主要設備、運輸通路成本、維護情況、海上平臺規模、最大傳輸容量、典型輸送距離等[32-35]，如表1所示。

表1 各類輸送方式性能指標對比Tab.1 Comparison of performance indicators of various conveying methods

3.1 輸送方式

電能相比于其他能源具備運輸安全、轉換便利的優勢。傳統風能輸送方式為將風能轉化成電能形式，通過輸電線路進行傳輸。但是隨著“Power-to-X”的發展，將風能轉化為氫氣等低碳氣體，進而將燃料進行傳輸成為一種新的傳輸方式。

3.2 主要設備及成本

高壓交流輸電系統主要由海上升壓站、無功補償設備等部件組成；高壓直流系統與柔性直流輸電大致相同，主要由海上升壓站、換流站等部件組成，區別在于換流站內的電力電子設備不同，高壓直流輸電方式使用晶閘管整流，電流中會產生諧波，需要安裝濾波裝置。氫氣輸送方式都需要安裝電解水設備，將風電轉化為氫能，其中高壓氣態輸氫方式需要利用高壓泵或氫氣壓縮機為氫氣加壓；低溫液態輸氫方式需要安裝氫氣液化機；管道輸氫方式則需要在管道處安裝高壓泵為氫氣增壓。

現對某300 MW海上風電場電能轉換的必要設備成本進行比較分析，即除去輸送部分的費用后電力設備的投資成本[35-37]，如表2所示。電壓等級均取150 kV，電解水制氫裝置參考蘇州競立公司生產的電制氫設備。

表2 電力設備投資成本Tab.2 Investment cost of electric equipments萬元/MW

高壓交流輸電方式中僅對電能進行升壓處理，頻率一直處于工頻可直接接入同電壓等級的陸上電網，因此變電站投資較少，相較于直流輸電方式少了約3/4。由于交流電能在輸送過程中會存在無功損耗，造成電壓下降，因此需要額外增加無功補償裝置，增加了設備的投資成本。在短距離電能傳輸中，無功補償裝置投資占比較小。隨著離岸距離增大，無功補償裝置成本大幅度增大，甚至會超過直流輸電方式。

高壓直流輸電方式中需要將交流電轉化為直流電，此方式下需要安裝變流器、電容器等設備。同時，高壓直流輸電利用晶閘管進行整流，晶閘管閥會在電路中產生諧波，需要大量濾波器進行平抑，增加了初始投資。柔性直流輸電方式利用絕緣柵雙極型晶體管器件(insulated gate bipolar transistor，IGBT)進行整流，主要設備投資比高壓直流輸電方式多，但無需安裝濾波器等附加設備，此方式使用自換相方式，避免了換相失敗、功率無法送出的狀況。

在輸氫方式中，電解水裝置的投資成本占主要部分，略高于高壓交流輸電方式而遠低于2種直流輸電方式。附加設備的投資成本占比較小，3種輸氫方式成本基本相同。

3.3 運輸通路及成本

電能輸送通路主要分為交流海底電纜與直流海底電纜，氫氣輸送通路主要分為輪船與輸氫管道。以下對相同容量下各類能源輸送距離與費用進行分析。

在輸送功率相同、可靠性一致的情況下，高壓交流輸電方式變電站投資明顯低于2種直流輸電方式，而隨著輸送距離的增加，高壓交流輸電方式投資成本大幅度上升。各類能源的運輸費用變化[32-38]如圖4所示，海上交、直流輸電方式之間存在等價距離，當輸送距離超過等價距離時，高壓交流輸電方式相對不經濟。2種直流輸電線路方式中換流站的投資成本偏高，但是由于線路投資成本較小，長距離功率輸送更具經濟性。另外，在直流輸送方式下，每回線路可減少1根海底電纜，安裝難度與安裝費用都低于交流電纜。此外，部分電能輸送工程還使用架空線路，但是其進行電能傳輸時需架設桿塔，桿塔成本高，施工難度大，同時線路暴露在空氣中，易遭受雷擊和污染的影響。

圖4 各類能源的運輸費用變化圖Fig.4 Graph of the change in transportation costs for each type of energy

氫氣輸送方式單次容量大、運輸容易，運輸成本比輸電方式低。高壓氣態輸氫方式的百千米氫氣輸送成本為2.02元/kg，此方式需要密閉性良好的儲氫罐，靈活性高且成本低于液態輸送，但是由于氣態氫的密度降低，因此在相同重量下所占體積大，需要大容量的輪船運輸，一定程度上增加了運輸成本；低溫液態輸氫方式的百千米氫氣輸送成本為12.25元/kg，此方式的儲氫罐需要保溫操作，這使得其運輸成本相對較高，但是其單次輸送氫氣量超過高壓氣態輸送的11倍，運輸成本隨運輸距離增加而基本保持穩定。管道輸氫方式中管道成本較小，在大體量、長距離氫氣運輸中經濟性更高，目前其百千米運輸成本為0.3元/kg。部分研究者[39]提出，借助成熟的海底輸氣管道運輸天然氣與氫氣的混合物也是一種降低管道初期建設成本的方案。

3.4 海上平臺規模

高壓交流輸電方式結構簡單、變電設備少，海上平臺規模最小，平臺建設費用偏低；高壓直流輸電方式需要安裝濾波裝置，增大了海上平臺的施工量與復雜度，占地面積最大，建設費用偏高；柔性直流輸電方式的配套裝置結構緊湊、模塊化，相比于高壓直流輸電系統的海上平臺面積較小，并且不需要濾波裝置，建設海上平臺費用相對較低。

3種輸氫方式僅需為電解制氫裝置建設海上平臺，建設的海上平臺面積小、費用低。在工程應用前期，利用海上風電機組平臺或海上石油平臺進行電解制氫，可以減少前期海上平臺的建設費用。

3.5 輸送容量及輸送距離

海上風電跨海輸電線路一般為電纜，電纜中三相線路排列緊密，相對架空線路而言線路的電抗降低、電容增加，若使用傳統的高壓交流并網，線路中將流過較大的容性電流，導致線損增加并堵塞線路容量。由于上述原因，高壓交流輸電方式的傳輸距離一般為離岸100 km以內，輸送容量一般小于800 MW。常規高壓直流輸電方式可以有效地避免容性電流的影響，滿足大容量、遠距離的電能傳輸，傳輸距離一般為離岸100 km以上，輸送容量一般為1 200 MW。柔性直流輸電方式受換電站技術限制，輸送容量小于常規高壓直流輸電方式，一般適用于300~1 000 MW的遠海風電場。圖5為各類輸電方式與容量、距離關系[22]。

圖5 輸電方式與容量、距離關系Fig.5 Graph of transmission mode versus capacity and distance

氫氣輸送方式的傳輸容量主要受電解水裝置容量的影響，同時因為氫氣的化學性質較為穩定，可適應較遠距離的能源傳輸。高壓氣態輸氫方式下氫能密度小，限制了氫氣的傳輸容量，常規輪船傳輸容量為460 kg/次。低溫液態輸氫方式下氫能密度大，可實現大容量傳輸，輪船傳輸容量為170 t/次。管道輸氫方式的輸送容量與海底管道的材料、直徑相關，一般為11 t/h。在鋪設海底管道時要考慮海底地貌情況與輸送壓力，目前設計的輸氫管道大多為40 km，但是隨著氫能輸送方式不斷應用于海上風電傳輸，海底輸氫管道將實現深遠海能源傳輸。

3.6 工程應用情況

高壓交流輸電方式技術成熟，適合近海風電場的電能傳輸，目前應用于中國大部分海上風電場。高壓直流輸電方式因為換流站成本較高，并且存在諧波污染，目前沒有建成的輸電示范工程。柔性直流輸電方式技術性高，不僅免受無功影響，而且不產生諧波污染，成為目前較先進的傳輸技術，主要應用于歐洲的遠海風電場。

高壓氣態輸氫方式適用于小容量、短時間的運輸，目前沒有建成的示范工程。低溫液態輸氫方式適合遠距離傳輸，目前在航天領域應用較多。管道輸氫方式適用于大容量、長時間、點對點的氫能傳輸，且與中國西電東送、西氣東輸工程類似，都屬于國家重大能源戰略，未來將撐起中國能源的骨干體系。管道輸氫方式建設成本較低，是現有化工氫的主要運輸方式，輸氫量在50 000 m3/h以上，經濟性良好。目前美國有超1 400 km的輸氫管道，歐洲配備有大約1 500 km的低壓輸氫管道。表3列舉了國內典型的大型氣體輸送管道工程，最長的輸氫管道為巴陵石化氫氣長輸管道，全長43 km，具有輸送5萬t氫氣的容量[40-41]。

表3 大型氣體輸送管道概況Tab.3 Overview of large gas transmission pipelines

4 海上風電制氫應用前景與挑戰

海上風電資源可以與制氫產業進行結合，將豐富的風能轉化為穩定的氫能，拓寬海上風電應用與發展的途徑。在現存技術下，海上風電耦合制氫具有以下優勢：實現海上風電就地消納，降低電能的輸送成本，減少大規模風電并網對系統的影響；增加氫能資源儲量，減少煤、石油、天然氣等碳基能源的使用，實現能源清潔化發展；增加氫能發電容量，提高電力系統中清潔性靈活調節資源，保證電網安全穩定運行。同時，海上制氫模式也需要一套完整的技術標準和示范工程，然后對制氫設備的運行策略等方向進行研究并形成產業化。

4.1 促進海上風電消納

海上風電呈現隨機性與不確定性，輸出功率在額定功率范圍內隨機變化，并且部分機組受海水波動影響，不確定性更加嚴重，如果直接接入電網會造成電壓和頻率失穩，不利于電網的安全穩定運行。在西部風電場常采用風火打捆特高壓外送方案，但是海上平臺缺少可利用的火電機組，并且未來火電比例不斷下降，該方案不適合應用于海上風電機組輸送電能。

海上風電制氫產業中，電解水設備可通過改變自身的運行狀態適應海上風電的隨機性與波動性。將海上風電與制氫產業結合，風電機組輸出功率全額輸送至制氫點，將風能轉化為氫能輸送至陸地，此方案一方面可降低長距離輸送線路的成本，減少工程初期投資；另一方面可以減少調峰資源的需求量，降低海上風電并網的不穩定性，提高利用小時數。

4.2 實現氫能清潔化發展

現階段能源主體是以傳統碳基為基礎的化石能源，其燃燒后會產生大量CO2，加劇氣候變暖危機。相比于碳基能源，氫能燃燒只產生水，是一種高密度、清潔的二次能源載體，可以一次性獲得并長期存儲，被認為是一種可以同時解決能源危機與環境危機的最佳資源。2019年，《中國氫能源及燃料電池產業白皮書》指出，到2050年，氫能在能源終端的占比達10%，成為終端能源消費主體之一[4]。

目前，全球主要制氫技術為化石燃料制氫(灰氫)，由于制取灰氫排放大量CO2，因此需要新的制氫方案進行替代；另一種方法是將傳統制氫方式與碳捕獲技術結合(藍氫)來減少CO2排放。如果利用海上豐富的風力資源與水資源制取氫氣(綠氫)，將會避免溫室氣體排放，實現能源的清潔發展，并且減少生產氫氣過程的能耗成本，提高氫能產業的經濟性。

4.3 提高系統靈活調節能力

氫能在電力系統中主要應用于燃料電池，以氫為燃料，通過氧化還原反應完成氫?電能源轉換。氫燃料電池具有效率高、無噪聲、零碳排放等優點，一般為容量小于30 MW的發電機組。氫燃料電池的啟動速度快，功率調節范圍寬，可以為電網提供調頻、削峰填谷等服務。氫燃料電池發電站可實現模塊化發展，能適應多種環境并可持續運行，還可以作為孤島電網的發電機組提供電能，保證孤島電網穩定運行。另外，氫氣可與天然氣進行摻雜，作為燃氣機組的燃料，在保證電力輸出與調節能力的前提下降低碳基燃料的消耗。

4.4 海上風電制氫技術挑戰

我國海上風電能為制氫提供廣泛的電力來源，但是海洋氫能發展仍處于探索階段，缺乏國家級海上綠氫開發平臺和示范工程的建設。同時需要對管道輸氫過程制定技術標準，目前我國運行的輸氫管道基本按照輸油氣管道的規范和標準進行管理，但是氫氣的化學特性不同于天然氣，執行其他氣體的標準易出現安全事故，所以大力發展海洋氫能必須構建一套針對管道輸氫的規范體系，保證輸氫過程的安全性。

在海洋氫能發展中，還需考慮海上風電波動對于制氫設備的影響，頻繁的風電波動會影響設備的運行狀態，增加設備的維護成本，影響氫氣的純度，帶來安全風險。因此，針對制氫過程中電力波動的問題，需要對海上風電制氫系統的運行策略和優化進行研究，降低維護成本、提高產品質量。

5 結論

1）目前海上輸電工程采用電能輸送方式，建設海底電纜將能源輸送至大陸。不同的示范工程需要對不同方案進行評估并選擇合理的方案，一般的策略為近海風電場采用高壓交流輸電方式，遠海風電場采用柔性直流輸電方式。

2）管道輸氫方式適用于近、遠海風電場，采取該方式輸送能源可以減少對輸電線路的投資成本，并且可以利用現存的天然氣管道進行輸送，進一步縮短工程投資回報期。通過管道運輸可以避免線路的容量限制，提高海上風電的裝機容量。

3）提供了一種新的制氫思路，一方面能夠消納大規模風電容量，緩解清潔能源并網帶來的不穩定性，另一方面增加了“綠氫”比例，提升氫基能源在工業能源中的比例，降低了CO2的排放，實現能源清潔化發展。

海上風電制氫能夠改善遠距離輸電與風電消納的困境，并能促進“綠氫”的發展，實現低碳生產。未來還需要建立海上制氫示范平臺，制定制氫輸氫相關標準，實現產業化發展。