1、迈向深水远岸的海上风电关键技术展望与思考在全球能源绿色低碳转型的背景下，海上风电是最具发展潜力和开发前景的可再生能源之一，也是沿海各国争先攀登的技术制高点。到2023年底，我国海上风电累计并网容量已达到3728万kW。目前，我国已并网海上风电项目主要位于近海海域，暂无深远海海上风电项目建成。随着各行各业用海需求和限制因素增多，近海海域空间资源趋紧，海上风电向深水远岸布局是必然趋势。开发深远海海上风电对我国加快建设新型能源体系、充足保障绿色电力供应、高质量发展海洋经济意义重大：深远海海域风能资源更丰富、更优质，近海大部分区域100nl高度年平均风速超过7ms,深远海海域大多在7.512ms;深远
2、海海上风电能够为我国沿海负荷中心的经济社会发展提供充足绿色电能；深远海海上风电是产业和科技进步的强大引擎；深远海海上风电是海洋产业融合的重要依托和海洋经济发展的新生动能。目前已有部分关于适用于深远海的海上风电技术研究。针对大型风电场尾流模拟精度与计算效率问题薛飞飞等创新采用格子玻尔兹曼方法开展研究并进行模型参数寻优；许昌等分析对比了以改进的Park模型和LWF模型为代表的半经验尾流模型，对上网电量、上网电量偏差率等的评估性能。针对深远海难以应用固定式基础的问题，李帅等对15MW级漂浮式海上风电基础在风、浪、流复合载荷中的动力特性开展研究，并开展漂浮式基础优化设计等一系列研究。针对深远海海上风电
3、场远距离、大容量电能送出的问题，蔡希鹏等提出了面向千万kW级深远海海上风电基地的海陆一体柔性直流输变电方案；张勇等提出了采用直流GIS设备优化对称双极海上换流站紧凑型设计，平衡大规模海上风电场送电的可靠性和经济性。针对海上风电与其他产业综合开发利用的问题，曹宏字等探究了海上风电为海洋油气平台提供绿色电能替代、共享运维设备、容量配置与组网方案等关键技术；高人杰等开展试验研究了海上风电机组与海洋能装置共享基础、联合发电的可行性。整体来看，由于海上风电向深远海海域布局的时间较短，目前对于深远海海上风电关键技术的研究仍不足，且多局限于某项技术分支,尚缺乏对于深远海海上风电关键技术系统性的分析，对于行业
4、现状水平及技术短板、关键技术指标、重点发展方向及其发展预期仍有待明确和综合研究。为此，本文首先对深远海海上风电开发面临的挑战进行讨论，随后针对开发挑战，从规划布局、基础结构、输变电工程、融合开发等4个主要方面，围绕深远海海上风电集群规划布局、漂浮式海上风电机组基础、高电压大容量海上柔性直流输变电、海上能源岛等深远海关键技术，探究其技术现状水平和发展展望，为推动深远海海上风电高质量发展提供参考。1、深远海海上风电开发挑战目前，行业标准将近海和远海风电场以场区离海缆路由登陆点所在岸线的最近距离区分，以65km为划分标准；浅海和深海风电场以场区的理论最低潮位以下水深区分，以50m为划分标准。技术层面
5、的划分主要考虑海上输电系统与海上风电基础的选型，标准提出65km海缆长度是论证采用交流输电、柔性直流输电方案经济性的分界点，而50m以上水深条件是选择漂浮式基础和固定式基础的分界点。需要说明的是，随着技术的迭代进步，不同技术对深远海和近浅海的适用性也在变化，不同方案的比选也难以确定统一的标准，如，目前世界各国采用柔性直流输变电的海上风电场离岸几乎均超过70km,全球固定桩基式海上风电场最深机位达58.7m,经评估漂浮式海上风电在水深大于70m的海域具备更好的应用优势。深远海海域环境复杂、工况恶劣。与近海相比，深远海水深和浪高更大，存在强涌浪、内波等极端条件,缺乏长期风资源、海洋水文测站及数据;
6、地质勘测难度更大，多不良地质；距离岸线更远，对风机基础和升压、换流站基础设计提出更高要求，并将显著增加输电成本，影响电能质量；窗口期更短,增大施工运维的风险和难度。2022年我国近海风电场、深远海固定式风电场的造价范围分别约在100Oo12000、1200015000元kW,深远海海上风电技术的发展进步仍任重道远,亟需破解深水远岸环境带来的技术和成本困局，做到资源摸得清、电源建得成、输电送得出、业态能融合。(1)项目规划方面。深远海海上风电场建设条件复杂，勘测难度大，基础资料少，且场群空间跨度大、机型大、场间尾流影响复杂，建立对深远海海域的风资源、水文、地质等建设条件的全面评估体系、准确计算风
7、电机组间流场分布与耦合是海上风电场进行规划与设计的前提。(2)基础结构方面。传统的单桩式基础最常应用在水深低于30m、没有特殊地质条件的工程中；在水深3050m范围内，导管架式基础应用较为广泛。深远海海域水深大，部分区域海床表层还有深厚淤泥,传统固定式基础的方案将导致基础尺寸过大，带来成本陡增、运输困难、安装不便的问题，有必要对漂浮式海上风电基础开展研究。(3)输变电工程方面。传统交流输电受到海缆充电无功影响，输电距离存在限制，若要增加送出距离，需在海缆两端及中间加装高抗站,但将导致电压稳定性降低。同时，传统交流输电输送容量有限，受集肤效应作用，即使提高电压也难以大幅提升输电容量，且电压越高,
8、输电距离越短。深远海海上风电离岸远，集中连片布局项目容量大,因此，对于深远海海上风电有必要采用新的海上输电技术路线，重点研究柔性直流输变电等远距离、大容量输变电技术。(4)融合开发方面。深远海海域建设成本高，空间资源宝贵，开展“深远海海上风电+”的新技术新业态研究，将深远海海上风电与深海养殖、海水淡化、制氢、海洋能、运维中心等产业融合发展,能够借助产业优势互补，有力提高能源资源综合开发效益，推动海域立体使用，是促进深远海海上风电高质量发展的必由路径。然而，目前深远海海上风电产业融合的一体化设计建造、结构和电力耦合、共营模式等还比较困难，海上能源岛等模式成本高昂，技术不成熟。2、深远海海上风电集
9、群规划布局技术2.1技术现状深远海海上风电集群规划布局首先要对深远海海域建设条件进行精确评估，确定适宜开发的场址范围。随着我国近海海上风电项目前期工作的开展，近海各海域整体性的风能资源、海洋水文与地形地质条件已基本探明，由测风塔、激光雷达、气象站、海洋站、周年水文站、全潮水文站、地勘样本、再分析资料等组成的观测评估体系基本建成。海上风电场基础要素评估内容和方法见表1。然而,由于深远海海域水深大、离岸远、环境复杂，布设观测站和传感器并实现可靠数据测量、存储、传输的难度高、成本大，目前对深远海海域风能资源、海洋水文与地形地质还缺乏观测资料，加之深远海区域大气演变复杂、地质环境多样、水动力条件多变，
10、采用数值模拟等替代手段还难以准确描述，因此对深远海海域环境条件还难以做到精确评估。1海上风电场基础要Hi*估内容和方法一励要素主要内容样估r同能资源逐K）分钟周斗Kt始招风救据，包括风速、风向.风功率密尺.空气密度等测风塔、激光萧达.多年统计资料中尺度气鼓模型等/小时周年定点除始效据包拈水位.波浪、海滋等水文传出器、数值模拟.试验第海洋水文逐小时两卷全潮中,小潮，水文测的,包括水位，海流、泥沙多年统计资料钻孔：丸口孤程、水）、地及分层.描述、标图击散.取样类中、位置和长度等地的地防龄力岐探孔3孔11岛程、位置、水深，堆尖阻力、侧壁摩擦力、孔源水IR力、探头如斜等室内试收，包括卜常规、固结压缩,
11、快愕幼龄三轴.循环脏剪、共振柱等拈探.讷探.触探.加纳.试验等海底ItBlooTa5000蓍不同比例尺的水深图利岛程图海上风电场基于风资源、水文、地质条件等优选确定场址后，影响海上风电场发电量的主要因素为机位布置方式以及相应的机组间尾流效应。采用Navier-Stokes方程求解海上风电场间尾流流场精度高，但计算复杂，使用不便，目前大多采用半经验尾流模型，具备模型结构简单、计算精度较高且计算速度快等优势。半经验尾流模型包括Park模型、Park-Gaussian模型以及改进的Frandsen模型等，并引入几何叠加模型、线性叠加模型、平方和叠加模型和能量守恒叠加模型等计算不同机组尾流影响叠加的效
12、果。然而上述模型对于流场实际复杂的演变过程进行了简化，不同程度忽略了湍流、涡旋、大气物理性质等影响，越来越难以满足深远海海上风电集群对于发电量评估精确度的要求。止匕外，目前我国海上风电场微观选址及发电量计算主要使用丹麦WAsP、挪威WindSin1、法围HieteodvnWT等软件，国内也有部分风电整机企业自主开发了相应分析软件，但未得到广泛验证,且底层基础架构依赖国外，国外软件仍占据主导地位。2.2技术发展展望在深远海风能资源、水文要素与地形地质精确评估方面，应在深远海海域建立以激光雷达、水文测站、地质探测、卫星遥感、海洋平台观测等为主体、覆盖空-天-海-底-岸的多维多源立体观测网络，充分利
13、用多普勒激光雷达遥感、卫星扫测、浮标观测等获取大气风能资源数据，通过探测浮标、船基观测、台站观测、遥感技术等观测场区海洋水文条件，运用声学探测、海底钻孔、多波束测量等探测手段评估海底地质条件和特殊地质问题。聚焦深远海观测技术难度高、成本投入大的难题，探索利用中尺度模型、机器学习等先进技术,开展海上风能资源、水文要素与地形地质高精度数值模拟,实现对海上测站的补充和替代。在深远海海上风电集群流场高精度模拟方面，针对传统半经验尾流模型和尾流叠加模型精度有限的问题,引入更全面的影响因素，如大气热稳定性、湍流强度、科里奥利力、中尺度天气特性等对尾流进行评估。考虑环境流场对尾流恢复、尾流叠加等的影响，分析
14、多尾流之间叠加的方法，与实际观测结果开展比较并修正模型，确定适用于深远海海上风电集群的尾流评估技术，探索平衡模型计算保真度和计算便捷性的综合型流场评估方法。进一步，通过准确评估深远海风能资源、水文要素与地形地质，精确计算场间尾流影响，从而合理规划布局深远海海上风电场，科学优化机位布点，提升场群发电量和收益，提高工程安全性，降低开发成本。3、漂浮式海上风电机组基础技术1.1 技术现状我国漂浮式海上风电技术与国外基本同步，处于单机或多机小批量示范阶段，截至2023年，全球漂浮式海上风电机组累计投运容量超过了21万kW,累计投运数量约40台，其中，我国有4台漂浮式海上风电机组、共计约2.3万kW容量
15、在运。全球目前唯一投运的预商业漂浮式海上风电场是挪威HywindTampen风电场，距离挪威西海岸约140km,水深260300m,总装机容量8.8万kW,有11台漂浮式海上风电机组，单位投资约3.65万元/kW。我国首个商业化漂浮式海上风电项目一一海南万宁100万kW漂浮式海上风电场正处于建设中O漂浮式基础是漂浮式海上风电最核心的技术，成本占比超过30%o我国漂浮式海上风电项目基本参数见表2。从表2可以看出，目前我国漂浮式海上风电项目整体工作水深和离岸距离有限,海油观澜号和万宁商业化漂浮式海上风电场虽然工作水深超过100m,但输电距离较短，其中海油观澜号通过5km长动态海缆接入海上油田群电网
16、供电;漂浮式基础承载的风机容量较小，均采用半潜式基础，这与半潜式基础建造安装方便、适宜水深范围广、技术成熟度高的特点密不可分；经过技术升级，浮式基础单位用钢量不新下降，但仍处于较高水平；漂浮式海上风电项目投资造价高仍是制约其大规模商业化的主要因素，大约是固定式海上风电的2倍以上。表2我国漂浮式海上风电项目主要卷钻项目投运年份水i%m离岸即寓km单机容院/MW够砒膨式崎他年位用钠小八MWl单位投资/万XkW1三缺4领号202130JO55半潜式I023591内装扶搐号2022651562半潜式M5563海油和懒号2023120136725552487闺能共享号202335144半潜式万宁漂浮式风
17、电场在建1002216-18约2I3. 2技术发展展望应围绕深远海风资源规模化开发对漂浮式基础高承载能力、低成本、高可靠性的需求，重点开展一体化设计，半潜式、张力腿式等多种漂浮式基础应用，漂浮式基础动静态载荷平衡、智能监测与稳定性控制，漂浮式基础运输安装及测试验证等研究，促进漂浮式基础规模化降本增效。未来，漂浮式海上风电机组基础应聚焦单机容量、工作水深、离岸距离、抗台风抗浪能力、单位兆瓦用钢量等关键技术指标的提升。(1)单机容量、工作水深、离岸距离方面。随着万宁商业化漂浮式海上风电场建设和大容量风电机组技术进步，漂浮式基础承载的风电机组单机容量将进一步上升，达到1520MW的等级。漂浮式基础工
18、作水深和离岸距离也将提升，结合目前开展勘察设计等前期工作的项目统计,规模化和商业化漂浮式海上风电场工作水深和离岸距离将突破“双百”。(2)抗台风抗浪能力方面。三峡引领号是全球首台抗台风型海上漂浮式风电机组，最高可抗17级台风，我国其他漂浮式风电机组设计抗台风能力基本也在同一水平，抗波浪能力通常按照50年一遇有义波高设计，不小于IOmo漂浮式基础在风-浪-流等载荷下其最大倾斜角和重力加速度等标准主要取决于上部风电机组的承受能力，不宜过大，否则将影响运行安全、降低风力发电效率。2023年国家重点研发计划可再生能源技术重点专项申报指南中提出，漂浮式基础运行工况下倾角应不大于5度，自存工况下倾角应不大
19、于10度，根据项目经验和设计计算，这一标准可能造成设计制造端的压力过大，发电工况和极端工况10度和15度标准更为合适,能够为风电机组和漂浮式基础提供较大的稳性空间以降低工程量,整体最大合加速度分别不宜大于0.3倍和0.6倍重力加速度。(3)单位兆瓦用钢量方面。漂浮式基础单位兆瓦用钢量是业内广泛关注的指标，直接决定项目成本，2022年和2023年国家重点研发计划可再生能源技术重点专项针对半潜式纯钢基础分别提出了不大于500tMW和300tMW的指标，目前半潜式漂浮式基础用钢量在下降，但基于技术发展水平，300tMW是较为困难的目标，当前设计能够达到350tMW左右，其中采用混凝土-钢混合基础是进
20、一步降低基础成本的有效路径，而对于张力腿式浮体结构，用钢量做到300tMW以下甚至更低也是大有可能的，但国内目前除半潜式基础外尚无其他类型漂浮式基础应用。值得一提的是，单位兆瓦用钢量未充分考虑场区海洋环境要求，在海洋工程行业更常使用排水量与用钢量的比值来衡量设计，这是因为排水量间接纳入了海洋环境条件的考虑，体现了对浮体稳性的要求，再除以用钢量后，更能客观体现钢结构设计的精细程度。4、高电压大容量海上柔性直流输变电技术3.1 技术现状目前我国所有已开发的海上风电项目均位于近海海域，离岸较近,单体规模较小,约在20万40万kW左右,大多通过交流HOkV或220kV升压站和海缆送出到陆上电网，当送出
21、距离和容量进一步提高后，交流输变电方式难以满足要求，需采用柔性直流输变电方式。柔性直流输变电送出距离远，基本可满足未来一定时期内所有海上风电场位置的要求，送出容量大且输电线路数量更少，符合未来深远海海上风电场基地化开发和节约路由廊道用海的需求。柔性直流输变电已在欧洲国家海上风电项目广泛应用，我国已建成项目仅有江苏如东400kV海上风电柔性直流输变电工程，已安全投运2年多。全球范围内已建成代表性的海上风电柔性直流输变电项目见表3o表3全球代表性海上风电柔性直流修变电工程序写国家iIX;我机容量/jkw送出“j*kv1瑞典Gotland25S02攥威VallhallI5O3BordI1504Bor
22、WmI1505BorWn23006el,9BorWn33207IIeIWinI2508HelWin2320702928912512513085859SvIWmI86432016010DOlWInl8032075Il中国如东海上风电场IIO士40099海堤9（隔堆）常规交流输变电与柔性直流输变电技术经济指标对比见表4。从表4可以看出，柔性直流输变电技术更适宜深远海海上风电，但相比于国外，我国已建成项目少，运行经验不足；柔性直流输变电技术层面已具备推广条件,但成本高成为大规模应用的主要制约因素。其中，柔性直流电缆单位km造价和海上换流站造价高，采用柔性直流技术的海上送出工程在项目总投资中的占比将从
23、交流方式的7%左右提升到13%15%左右。除了成本问题，目前还需进一步研发更高电压等级柔性直流输变电技术，提高输送容量，满足百万千瓦级甚至千万千瓦级深远海海上风电集群的开发需求。4常规交濠,变电与柔性直流物变电技术经济指标对比特征指标常规交流输变电柔性r流输变电用距离10-70km70km以匕电床等级/单回输电220kV/30hkW/50kmEoOkV/IIO7)kW6(X)km容/输电距离5OOkV5ObkW30km士500kV/200万kW/600km电境成本单回220kV线路打400hTtAm单ll400kV找路约I5h11m单回50OkV战路制I300万兀km单何+500kV线路约20
24、0万兀/km建设要求建设海1：升压站，海维光电无功较大.送出除海上升IK站外.需增设海上换流站，或建距离较远时还需要增设海上岛抗平台造海上升压换流体站升压站/换流站造价220kV.60hkW容唯的3亿元EOOkV、IIOkW容量约18亿兀技术成熟度高,制造,安装、运维经验多,已广泛使用中等己具品推广条件,但己建工程少4. 2技术发展展望应基于海上风电场离岸越来越远的趋势，用绕远距离大规模输变电技术复杂、成本高昂、安全风险突出的问题，突破高电压、大容量、经济型海上柔性直流输变电关键技术，重点开展高电乐输电能力、轻量化海上换流站设计建造、安全运维等方面研究，聚焦电压等级、输送容量、换流站单位重量、
25、运维可靠性、器件性能等关键技术指标的提升。(1)输变电能力方面。山东深远海海域已有海上风电项目开展柔性直流输变电设计，拟采用32OkV电压等级，最大传输容量可达100万kW；已建的江苏如东40OkV海上柔性直流输变电工程最大传输容量可达150万kWo目前我国50OkV等级柔性直流海缆已研制成功，输电能力可达200万kW,该电压等级柔性直流输变电方案已在浙江和广东深远海海域海上风电项目设计中被采用。同样，欧洲建设中的德国balwinlbalwin2和荷兰IJmuidenVer海上风电项目均采用2000MW500kV柔性直流送出。在未来深远海海上风电场单体规模普遍接近和超过200万kW的趋势下，5
26、0OkV及更高电压等级柔性直流输变电技术将被广泛应用。(2)海上换流站轻量化方面。海上换流站造价占海上风电项目造价近10%,上部组块质量大不仅会导致总成本升高，也导致下部基础结构尺寸和质量较大，增加了运输、施工的难度和风险，海上换流站的轻量化技术已成为柔性直流输变电的核心技术。国外已投运海上换流站上部组块单位兆瓦质量平均在16tMW左右，欧洲在建的新一代紧凑集成型海上换流站可降低到10tMW,而国内目前已建成项目这一指标为20.7tMW,设计中的项目方案可降低到14tMW,相比国外最新一代轻量化技术还有较大差距。未来应基于国内设备生产制造水平，通过直流成套设计参数优化、高功率密度换流阀设计、平
27、台结构设计优化、新型IGCT型换流阀、混合阀方案等途径，逐步推进海上换流站单位兆瓦质量降低，目前换流阀器件电压等级可提高至不低于4.5kV或电流等级不低于2kA以降低器件数量和换流阀质量，广东已有在建的50OkV海上换流站单位兆瓦质量降到13.5tMW,近期内低于12tMW是设计中较切实可行的目标。(3)安全运维方面。深远海海上风电场输电距离长、工作环境复杂、项目规模大，海上输电工程的可靠性受到更高考验，一旦发生故障维护不便，并且将造成更大安全风险和损失。江苏如东40OkV海上柔性直流输变电工程要求强迫停运次数不大于5次a,系统损耗小于2%o未来应根据实际需求，重点对年计划检修停运和强迫故障停
28、运的时间或次数提出指标，并建议采用过电压水平综合抑制技术抑制直流极线操作过电压水平至2.2p.u以内，降低送受端换流站及直流海缆总体损耗和站用电电量。5、海上能源岛技术4.1 技术现状海上能源岛概念起源于对海上可再生能源综合开发利用的需求，相关研究主要在欧洲推进，欧洲早期开发能源岛的目的是构建以海上风电为主的多元化海洋能源利用系统,实现对多个海上风电场集中开发、统一汇集，统筹送出。随着技术进步和需求提升，海上能源岛在承担海上风电场电力汇集送出之余，逐渐集成了海上光伏、海洋能等多种能源品种，氢(氨、甲醇)、新型储能等多种能源形式，海洋牧场、海水淡化、人员生活等多种负荷，船舶加氢、海上养殖等多种功
29、能。建设海上能源岛，能够多维立体开发海上能源资源，提高海域利用率和收益，构筑深远海能源资源供给-转换-使用枢纽，为深远海域人员生产生活、远洋航行、海防活动等提供支撑保障，成为提升深远海海洋经济产业、维护深远海海洋主权权益的重要依托。截至目前，与海上能源岛具体架构、关键技术、开发模式相关的发展路线仍缺乏研究，相关研究成果不足，全球范围内并无建成项目，关键问题在于深远海成岛技术、氢（氨、甲醇）制储运加用技术、综合能源系统功率调节技术等不成熟，开发成本居高不下，国外对海上能源岛研究的国家主要有丹麦和比利时。丹麦是全球首个提出用海上能源岛模式解决深远海海上风电、海洋能消纳问题的国家，计划分别在北海构筑
30、的人工岛以及波罗的海的博恩霍尔姆岛上建立海上能源岛，汇集周边海域风电场输出的电能,并将这些电能传输至丹麦以及其他相邻国家的电网中；比利时计划在北海海域建设一处海上能源岛，将其命名为伊丽莎白公主岛，计划通过电缆与比利时陆地连接，并联通该岛与英国、丹麦间输电线路，实现多国间的电力融通。我国对于海上能源岛还处于政策研究、技术论证阶段，2023年，江苏盐城东台规划建设“风光氢储”绿色能源协同融合的海上综合智慧能源岛示范项目，建造包括升压变电、氢能制储加、运维母港、人员生活等功能的人工岛。表5为目前国内外海上能源岛具体方案。从表5可以看出，海上能源岛定位于为海上能源资源转换利用与海上生产生活提供综合性集
31、成服务平台，离岸距离通常较远以充分发挥能源岛功能优势。成岛技术是开发海上能源岛的主要难点，人工成岛方式灵活，但成本高、途径少、面积有限，天然岛屿建设条件好，但往往面临生态、旅游等因素限制。在功能设计方面，大规模电力汇集与集中送出是海上能源岛的重要功能，也是项目经济性的重要保障，国外能源岛配套电源多为海上风电，汇集规模在300万kW以上，国内则包括海上风电和海上光伏，电源规模约170万kW；随着氢能行业发展壮大，海上能源岛逐渐将氢（氨、甲醇）作为长时储能、消纳利用、船舶加绿氧服务的关键能量载体，布置了氟能制造、储存、运输、加注设施；江苏东台能源岛专门规划了运维功能区域，旨在打造远海风电场和船舶运
32、行维护的海上母港；目前海上能源岛案例中尚未集成海洋养殖和海水淡化等功能。5国内外海上帔源岛方案对比特征指标北海能源岛丹麦波罗的海能漱岛比利时伊圈为白公主岛中国江苏东台能源鸟高芹的高距*日日4卒岛海岸80km距离丹麦最近内炉距离约200km即离臾斯坦情45km以外成,方式人.岛水卜混凝卜精搭建天然的博恩布尔婢时13由充满沙子的混凝上沉箱构母人I.骷使用肺珞围堰法推建而枳120OOOm?S88km*SOOOOm248717m2到2033年接入海UA电源娥模电容策300万k到2040年接入海I风电容敏达到IO万kW海上风电320万kW*上风电350万kW海上风电140JjkW,海上光伏31万kW电源
33、与能源岛融寓Wkm蔻曲内.容陆增施后30km以外为SOkm苑区内计划建成时何2030年2030年2030年就地消纳方式与规模制我.IO万kW制氧一制氧.储辄.匏能发电，船帕加我电力力枢功能SL纸外送至丹麦出坡外送,200万卜亚送往德国120万kW送往丹麦也集外送至比利时，英国和丹更）1M外送至江苏垢推中心功能一可依托Fl然岛屿建设.停机坪、运推仓库、叫头M常洋养殖功能可依托自然岛屿建议一海水淡化功能可依托自然岛均建设5. 2技术发展展望未来，应推进基于深远海海上风电的海上能源岛创新发展，依托自然岛屿或人工岛屿，探索推进建设具有海上能源资源综合开发、转换、储运、使用枢纽特征的海上能源岛。针对海域
34、融合开发、远距离输电、消纳调峰、深远海运维等问题，突破海上能源岛规划设计、多能耦合、制氢储能、成岛方式等关键技术实现风、光、波、流、氢、储综合开发与转换利用。（1）研究海上能源岛总体规划和典型架构，以沉箱、围堰、透水构筑物结构等为方案基础，探索技术先进、经济可行、运行可靠的人工成岛技术路线，为海上能源岛向更深远海域推进筑牢技术根基，充分发挥其在大规模深远海资源开发、远距离汇集送出、深远海人员活动保障方面的优势。（2）建设以海上风电为主，集合太阳能、海洋能、（氨、甲醇）、储能等的多能互补综合电源系统，建设海洋牧场、海水淡化、氢（氨、甲醇）制储运加用等生产生活设施，推动海上能源岛就地消纳与外送消纳
35、并举，促进电、氯（氨、甲醇）、冷、热等多种能量形式转化利用，探索氯（氨、甲醇）等储能方式在海岛绿色电力消纳、电网调峰等场景应用，建造运维基地、港口码头等设施满足深远海船舶等通航、驻停、补给和检修需求,打造集成能源电力枢纽、氯（氨、甲醇）制储运加用、海上运维母港、人员生产生活、海洋养殖、海水淡化等综合功能的深远海一体化岛基设施。（3）围绕海上能源岛多能流耦合协同与集成优化，解决多重不确定性风、光、海洋能、储全能流交互建模，探索多源气象信息驱动资源预测以及功率平衡灵活调节等方案,揭示多能流耦合互补特性,提出深远海场景中智能集成优化方法。6、结语本文针对深远海海上风电开发面临的风高浪大、深水远岸、成
36、本偏高等挑战，从整体规划、基础结构、输变电系统、融合开发等全方位系统梳理了涉及的关键技术，包括深远海海上风电集群规划布局、漂浮式海上风电机组基础、高电压大容量海上柔性直流输变电、海上能源岛等，分析了技术现状水平、未来发展趋势、重要指标展望等，得出以下结论：(1)深远海海上风电集群规划布局技术是项目开发的基础和前提。目前我国近海风能资源-海洋水文海底地质观测评估体系已基本建立,但深远海观测网络少、勘测不便，海上风电场间流场分析多采用半经验尾流模型，且相关计算软件和底层架构依赖国外，难以满足大型深远海海上风电集群的要求。未来，应建立深远海多维多源立体观测网络，运用实地测量、高精度数值模拟、高保真试
37、验等综合手段评估场区建设条件，并考虑大气热稳定性、湍流强度、科里奥利力、中尺度天气特性等对尾流的影响，提高模型精度和计算效率。(2)漂浮式海上风电机组基础是深远海水深条件下的必然选择。我国技术水平与国外基本同步，但目前示范项目整体工作水深和离岸距离有限，风电机组容量较小，单位用钢量和投资造价较高。未来，漂浮式风电项目单机容量、工作水深、离岸距离将不断提高，并且应关注抗台风风级、抗波浪浪高、最大倾角、最大重力加速度等抵抗极端环境条件的能力，降低基础单位兆瓦用钢量，降低成本，如采用混凝土-钢混合基础等技术。除基础单位兆瓦用钢量外，考虑纳入海洋环境客观条件影响，采用排水量与用钢量的比值来评价基础设计
38、3)高电压大容量海上柔性直流输变电是深远海远距离、大规模输电的关键途径。相比于国外，我国仅有1个已建成项目，并且成本较高，未来应提升海上柔性直流输变电电压等级和送电容量。目前我国在研海上换流站相比于欧洲在建新一代紧凑集成型海上换流站10tMW的质量标准还有较大差距，通过直流成套设计参数优化、高功率密度换流阀设计、平台结构设计优化、新型IGCT型换流阀等途径，逐步推进海上换流站单位兆瓦质量降低。止匕外，应关注年计划检修停运和强迫故障停运的时间或次数、直流极线操作过电压抑制、总体输电损耗等运维指标。(4)海上能源岛是促进以深远海海上风电为主的能源资源综合开发利用、构筑深远海人类活动保障依托的重要路径。目前，国内外对于海上能源岛均处于研究阶段，对于其成岛方式、总体架构、功能设计等尚需要深入研究。未来，应重点探索海上能源岛总体规划和典型架构，提高人工成岛技术对自然岛屿的替代能力，丰富电源结构、能流形式、消纳场景和功能集成,建设海上能源资源综合开发、转换、储运、使用的能源枢纽，推动多能流耦合协同与集成优化。
