欧洲是世界上最早提出海上风电的概念及进行工程实践的地区之一。从产业的角度来看，欧洲海上风电场到目前大概有30年的发展历史，欧洲在风机设计制造、风电场设计建造及运维方面积累了很多实践经验。从最早海上风电场Vindeby(丹麦，1991年)装机容量5 MW，11台450 kW风机，离岸距离3 km，发展到目前在建的最大的海上风电场Hornsea 2(英国)装机容量14 GW，165台风机，离岸距离90 km，经历了风电场规模由小到大、离岸距离由近到远的过程。整个发展过程可分为几个阶段，而每个阶段都有不同的工程挑战，由此可以看到风电场设计建造可能遇到的技术问题及工程挑战。

　　1 欧洲海上风电场发展历史回顾

　　1.1　第一阶段：萌芽期(1991—2001年)

　　丹麦风能产业在20世纪70年代的石油危机之后开始兴起。政府扶持海上风电场示范项目的初衷是为促进风能产业的发展及拉动出口增长。在这个时期，世界上大部分政府和企业都不认可海上风电场的发展前景，因而项目主要还是以政府政策拉动、公共企业牵头的形式。这一时期安装的容量很少，业界主要面临的压力一方面是缺乏可靠的产业链，包括风机制造及海上所需各种电气设备，另一方面受限于风机的容量(0.5~1 MW)。风电场的规模较小(项目装机容量大都在20 MW左右)，也因此限制了海上风电场产生的社会影响和经济效益。

　　示范项目显示海上风电场对设备的可靠性、安装及运维的要求比设想要高，但发电量及在线率方面却表现得很好[2]。以Vindeby风电场为例，该风电场发电量满足预期指标，并在最初的5年里在线率超95%。此后开发的Tunø Knob风电场(10台0.5 MW风机，离岸6 km)在发电量以及在线率上超出了设计预期[2]。与陆上风电相比，海上风电投资大，但社会经济效益明显。1 MW装机容量的海上风电投入在 2000年可以给欧盟带来4~5个工作岗位[3]，这也使国家政策向风电产业倾斜。

　　丹麦在海上风电方面是起步最早的几个国家之一，20世纪90年代已经确定规划区域并展开定点数据采集工作，包括海洋风资源、气候、水文及海底地质等，由此了解工程需求并带动风机设计、安装等一系列研究。比如，Vindeby风电场所在海域的雷击次数很多，因此带动风机避雷保护技术的发展。另外，通过海水海风腐蚀认识到离岸设备涂层、润滑、密封对使用寿命的影响。由于风机离岸远，风电场监控系统需要高度自动可靠，并采用主动维护策略。另外，风电场对海洋生态环境的影响，比如噪声对海洋生物(如海鸟或鱼类种群栖息迁移及觅食)的影响，也成为项目可行性评估的重要环境指标。

　　由于这一时期的风电场容量小，其电气设计以及并网部分所占投资比例不大，没有受到重点关注[5]。在这一时期，丹麦风电场(Vindeby、Tunø Knob、Middelgunden)的投资费用分布主要为风机基础(占比为25%以下)和风机(占比为45%~55%)，而电气投资只占总投资的10%~30%(内部投资占比为1%~6%，并网连接投资占比根据电网是否需要改造为10%~25%)。

　　1.2　第二阶段：上升期(2002—2011年)

　　2002年丹麦建设了一个有现代规模的风电场Horns Rev 1.装机容量为160 MW，离岸距离在14~20 km。风电场第1次采用了离岸变电站的电气设计，这也成为后期大型海上风电场的通用设计方案[1]。在这个阶段，政府政策支持、项目融资开发和施工安装以及监管和市场在北海周边几个国家进一步得到完善，海上风电场进入了快速发展期。英国的Crown Estate公司在2000年、2003年和2008年进行了3轮开放式海底租赁，允许开发商在几个划定海域自由投标建设风电场，自行决定风电场大小。通过开放监管及投标的方式，英国很快超过丹麦成为世界上海上风电场最大的市场之一[6]。

　　这一时期海上风电场项目规模已达100 MW以上。业界依然受到供应链薄弱问题的制约，但已有更多的供应商可以选择。这个阶段技术上的主要问题是电缆。电缆安装不善会严重影响其使用寿命且影响其连接设备安全。比如安装时过度弯曲会引起局部疲劳导致局部放电、过热而寿命缩短。丹麦Samsø风电场的岸上变压器与断路器之间的电缆由于距离短，安装时过度弯曲，导致过热最后烧坏3台主变压器中的2台[7]。因此，电缆承重、悬垂、扭矩、弯曲在安装时均需及时和技术人员校核，在保证工期的情况下，尽量确保其在设计范围内。

　　另外，电缆由于其并联接地电容大会引起离岸无功过量及电压升高问题，因此离岸距离长时单纯采用风机无功控制不足以控制整个风电场内部的电压，因此需要在离岸及陆上变电站采用并联电抗进行补偿。由于电缆高电容小电阻的特性，故障后的暂态直流分量衰减缓慢，会使电流长期不过零导致断路器不断开的问题，需要在设计时进行电磁暂态仿真确认[8]。同样原因也会产生瞬态恢复及投电时电压过高的问题。因此，电缆特性对电网的冲击及绝缘配合开始并入标准的设计内容以进行仿真验证。

　　风机控制对系统的影响及电网规约在这段时期开始发展。丹麦多次出现全境风电场在风速超过25 m/s时即时减载到零的情况。针对此问题，风机中设计了功率缓降控制避免功率突降的情况。为此，在极端天气下需要以N−1N-1工况考虑风电场减载情况来确定备用容量。另外，故障时风电场电流对保护系统的影响也开始显现[9]。由于离岸距离长，风机并网点短路容量下降，加上电缆阻抗特性特殊，谐波共振问题开始在某些风电场出现。发生某风电场与附近高压直流线路产生谐波共振的现象之后，谐波稳定成为研究热点[10]。谐振分析及补偿也成为实际设计必须考虑的一环[11-12]。

　　1.3　第三阶段：市场化(2012—2017年)

　　先行的开发商如Dong Energy(沃旭)经过之前项目已积累了很好的设计施工及运维经验。而早期风电场在设备制造及建造上的高冗余度造成成本可达每兆瓦时几百欧元。在技术可行性基本证明后，降低成本、减少政府补贴使之真正走向市场成为主题。英国在这段时期设定了2020年海上风电成本在100 英镑/(MW⋅h)100 英镑/(MW⋅h)的目标[13]。另外，早期海上风电场电能由系统运营商义务高价购买，电厂只需达到预期产能即可，而2013年后，英国引入差异成本(cost for difference)，使得电厂也参与到电力市场中而政府只提供最低价格保证。其他国家比如丹麦、德国及荷兰也引入了类似的政策。

　　这一时期风电场规模已达500 MW以上[14]。海上风电场的经济性和规模成正比。因此，风机的设计容量不断增加，比如更长叶片、更大容量发电机及并网逆变器。从开发商的角度考虑，风机容量的增大也意味着更少的设备及安装与维护需求，从而降低了发电成本。但风电场规模的变大使得并网稳定性成为一个不确定因素。这包括风电场自身运行稳定及并网后系统的稳定。从系统的角度考虑，风电场如果成为主要电源之一，需要在并网处提供一系列辅助服务，比如调频、调压、低压高压穿越及故障电流注入。因此，风电场尤其远海风电场一般采用静止同步补偿器(STATCOM)来满足并网要求。并网对风电场的在线率及经济性影响在这段时间成为一个主要因素。随着风电场在电力系统中所占比重不断增加，再加上老火电厂或核电厂的退出，电网强壮度减弱，风电场对系统稳定和控制上的影响成为一个主要课题。另外，这一时期并网规约也在不断完善，英国National Grid公司、德国Tennet公司以及ENTSO-E联合会在这一方面处于领先地位。[15-17]。

　　1.4　第四阶段：大规模消纳(2018年至今)

　　2018年以后北海和波罗的海周边国家的海上风电场进入大规模开发时期。这段时期欧洲海上风电场的设计、施工、运行各环节已基本模块化和链条化。但整体与其他工业相比，海上风电行业依然不成熟，在很多方面还有很大的优化和提升空间。比如，由于海上的特殊环境，风电场开发对供应商的要求比较高，造成开发商选择范围相对较少，客观上减缓了成本下降的速度。另外，由于风电场离岸距离增加，远距离大型风电场采用直流传输会比目前通行的交流设计更经济，但对风电场风机控制与并网提出了新的挑战，比如，如何与高压直流线路协调控制提供系统辅助服务。另外，直流线路一般仅1条回路，送出系统的任何故障都会造成风电场全面停产，而交流线路则可采用多条回路保证一定冗余度。比如，2018年1 200 MW风电场Hornsea 1送出系统采用3回220 kV交流线路，离岸距离为120 km[14]。

　　大规模开发带来消纳问题。随着风电场规模的扩大、离岸距离的增加、电网短路容量的下降，风电场发出的电能将更难由电网直接全部消纳。2019年8月英国的停电事故也使得风电场对电力系统稳定性的影响更加受到电网关注[18]。德国北部地区海上风电经常由于电网阻塞问题而受到系统限电[19]。海上风电场作为新兴技术，其要求的自动化水平和各环节技术的成熟度(从电厂角度而非风机角度)还有很大的提升空间，其中各个技术环节都可进一步优化提高。

　　这一时期与风机/风电场相关的电气、建设及施工标准也已经基本建立，比如风机/风电场的电气控制、测试、数据采集及建模，包括RMS、EMT及谐波模型。IEC 61400-21及27系列标准的建立对风机/风电场的测试、测量、各模型及验证标准化具有非常重要的意义。从风机制造的角度考虑，下一步工作是对测试和测量环境进一步优化，降低产品开发周期以进一步加快新风机设计及市场化的速度。仿真方面也需要进一步标准化使得业界在电气设计、测试及验证、并网等一系列环节进一步流程化。

　　2 未来海上风电场发展趋势及技术展望

　　随着浅海近海优质风资源区域的开发殆尽，未来的风电场将向远海深海发展。这与技术进步的方向也是相吻合的。比如，从欧洲海上风电的发展历史来看，随着离岸距离的增加，海水深度也在不断增加[44]。从经济性上来说，深海远海的风资源要比近海更加丰富，但是对设备制造与整体设计的可靠性以及运维的要求会更高。目前，虽然风机海底基础的设计已有很多方案及示范工程，但最成熟的商用技术依然是基于单桩的，包括目前最大的Hornsea 1和Hornsea 2风电场。欧洲目前仅有两个适合深海的浮动式风电场示范工程，其中一个是苏格兰地区的Hywind风电场。Hywind浮动式风电场目前已运行多年且无太大可靠性问题。但Hywind风电场离岸距离较近，对远海深海风电场来说，其海况比近海更为恶劣。目前短期的应用是采用近海浮动式或者浮动与固定安装结合的基础形式来进行技术验证。对于深海风电场来说，离岸距离往往更远，现阶段的技术挑战在于研发用于精细模拟深海气候及水文环境的软件及模型，以此改进当前风机的一些设计使其能适用于浮动基础上的运行，设计风机及变电站浮动基础及联合控制以保证结构稳定。另外，浮动式技术的发展也推动风机与波浪能的结合。目前示范的技术是在浮动式风机的水下基础上加装波浪能装置从而实现更高的效率。

　　对于深海远海能源输送而言，目前的技术思路是建设大规模离岸电网。比如，丹麦政府在2021年正式通过议案支持兴建2个离岸能源基地的计划。其中一个是在北海修建一个人工岛，用来连接周围在开发及将要规划的离岸风电场及周边国家。另一个是在波罗的海的Bornholm岛修建另一个能源基地来开发附近海域的风资源并连接瑞典、波兰、德国等附近国家。两个基地长期目标是连接15 GW的海上风资源。离岸电网短路容量较低，其可靠性需要在进一步完善风机及风电场的并网导则的基础上建设多技术联合测试平台加以验证。

　　从并网的角度，对于深海远海风电场来说，如果采用交流传输方式，所需的电压等级需要更高，对电缆绝缘的要求也相应提高。对于深海风电场还需研发适合深海使用的高压电缆及悬浮技术。长距离传输带来的另一个问题是风机/风电场与系统在弱电气连接的情况下的同步稳定性问题。这个问题可以采用离岸直流传输电网来解决。但大型风电场与直流线路连接的连续稳定性，以及直流线路如何配合系统启动风机提供辅助服务，目前都缺乏足够的工程经验及规范。

　　目前有潜力解决大型风电场并网问题的一种方法是采用GFC来控制风机网侧逆变器。这一技术已有很多研究考虑，且工业界也有初步的示范项目。从风机的角度，该技术目前面临的瓶颈是如何将网侧逆变器的控制特性与后端机械及能量转换部分结合起来。GFC控制可以一定程度上模仿传统电机的惯性及电压源特性，但受限于逆变器过流能力。同时，由于直流侧电容器容量很小，无法在动态时提供足够的能量，需要结合后端传动系统包括控制电机及叶片来提供后续能量，尤其是在电网波动大、动态持续较长时间的情况下。但后端传动系统的响应速度远不及前端逆变器控制。而调动后端传动系统对电网进行响应也会影响风机整体包括塔及电机的使用寿命，具体影响仍需要更多的示范项目及运行经验来进行评估和验证。另外，这方面风机的测试标准也需要进一步完善。

　　另一个解决并网问题的方法是增加储能装置。储能可以加在逆变器直流侧，从而解决风机电容器储能不足的问题，但机舱控制及设计的复杂度会增加，成本也会提高并增加了机舱的重量。目前，虽然类似的系统在太阳能逆变器中已有市场化应用，但这一技术还未有制造商采用。从提高风电场并网稳定性上来说，储能也可以加设在并网口并采用构网型控制来提高并网点的稳定性。这方面面临的主要挑战还是储能的经济性和可靠性。另外，结合同步调相机来提高短路容量也是一种可行的方案，但经济性会降低。除与风电场结合，辅助设备还可以同时提供给系统所需辅助服务，如黑启动、调频调压、振荡阻尼、短路容量等，整体经济性会提高。在英国近年开始的Stability Path Finder项目采用了此类方案。

　　在消纳方面，海上风电可与能源转换结合，比如通过电转气或电转热，将电能转为其他易于传输或存储的能源载体。在深海远海的风电场可采用大型电转气设备，将能源转化成氢气后压缩或转化成天然气后通过已有的海底油气网来实现传输。该技术目前已有示范项目。如在North2项目中，海上风电到岸之后连接电解水厂，产出的氢气通过天然气管传输。其他类似项目有英国的H100 Fife和丹麦的H2RES[48]等。另外，欧洲的北海地区由于风电资源丰富，长期计划安装容量达20 TW。各个风电场将由多端直流线路连接，辅以离岸能源基地来增强互联。风机制造商也在积极研发新型风机，如风机加设电转气设备，使得风机输出氢气而非电力。但是，电转气可能长期会受限于其较低的转化率而面临其他技术的挑战。

来源：《欧洲海上风电工程实践回顾及未来技术展望》