前言风力发电是新能源发电中技术最成熟、最具规模开发条件的发电方式之一。
由于海上风电具备资源条件稳定、距离负荷中心较近等优势，近年来成为世界各国风电发展的重要方向。
2015年上半年欧洲新增海上风电装机容量达2.34GW，同比增长200%。
截至2015年6月30日，欧洲共有3072台海上风电机组并网发电，总装机容量达10.4GW，占全球海上风电装机容量的91%。
从2010年4月第一座海上风电场，上海东海大桥项目一期工程并网发电开始，到2014年底，我国已建成的海上风电项目装机容量共计657.88MW。
为了促进我国海上风电的发展，落实风电发展规划，国家能源局印发了《全国海上风电开发建设方案(2014—2016)》，今明两年将有44个，共计1053万千瓦的海上风电项目开始建设。
相对于陆上风电而言，我国海上风电的研究工作明显滞后，海上风电并网的影响、功率预测、远程集群控制等还处于研发初级阶段，相关技术标准和规程规范等还在制定中。
随着海上风电的大规模开发，亟需对海上风电开发设计、并网运行等方面的相关技术进行深入研究。
本文主要介绍海上风电输电与并网方面的若干关键技术，从海上风电的电力传输、集变电设计以及运行控制等方面入手，涵盖海上风电高压交流/直流输电技术、集变电系统优化设计、功率预测、远程集群控制等内容，并对海上风电未来的技术发展趋势进行了展望。
一、海上风电输电技术海上风电输电技术理论上可采用高压交流输电技术、高压直流输电技术以及其他输电技术，不同的输电技术适用于不同的工程情况。
（一）高压交流输电技术根据相关研究显示，风电场额定容量在400MW以内，离岸距离在70km之内可考虑采用高压交流输电传输方式，但HVAC对于长距离、大容量输电存在以下问题传输相同有功功率，交流输电线路的工程造价和功率损耗比直流输电线路增长的快。
海底电缆的电容效应会产生大量的无功功率，降低了电缆的有效负荷能力，并抬升了电网电压，且难以在海底输电电缆中间进行无功补偿。
采用交流传输方式后，海上风电场和陆上电网任何一方的故障都会直接影响到另一方，对系统的安全运行不利。
海上风电场采用交流输电技术需要考虑海上风电并网的电能质量问题，主要包括电压波动与闪变、谐波、电压三相不平衡、频率偏差、电压偏差等。
此外，由于电网和风电场之间的影响是相互的，当电网电压发生跌落或骤升时，也会对海上风电场的安全运行造成影响，这就要求海上风电场必须具备故障穿越能力。
（1）电能质量问题及其治理技术对于海底电缆的充电功率引起的电压升高以及过电压等问题，常采用高抗等无功补偿装置对电缆进行一端补偿、两端补偿或采用改变风电场功率因数三种方法解决。
在海上风电场正常运行及故障过程中，运行环境和风电机组的特性会引起一定的电能质量问题。
风力发电机组本身配备的变流器会产生不同次序的谐波，传统的治理方法是安装LC滤波器，但只能滤除指定次序的谐波，且补偿特性受电网阻抗和运行状态的影响，易和系统发生并联谐振。
有源滤波器相较于无源滤波器是一种主动性的补偿装置，具有较好的动态性能并能降低有功损耗，根据接入电网的方式不同，APF可分为串联型、并联型和串-并联型3大类，但有源滤波器造价较高且容量较小，在实际工程中常采用无源滤波器。
此外，由于海上风电输出功率的波动，会对风电场并网点电压质量造成影响，常采用SVC、STATCOM等动态无功补偿设备维持电压稳定。
（2）海上风电的无功补偿技术与电压分布特性目前，海上风电场通常采用二级升压方式，即风力发电机输出电压690V，经箱变升压至35kV后，分别通过35kV海底电缆汇流至110或220kV升压站，最终通过110或220kV线路接入电网。
图1所示为海上风电场典型布局图。
图1 海上风电场接入系统拓扑结构由于海上变电站与岸上变电站通常有数十公里的距离，而长距离交流海缆带来的充电无功问题不容忽视。
为合理配置海上风电场的无功补偿，需要对风电场的无功特性进行分析。
在海上风电场无功特性分布方面，国内的研究较多，分析也较为全面，但在无功补偿方面，由于缺乏相应的标准，同时国内目前实际投运的海上风电场也都处在摸索阶段，处理方式不尽相同。
为便于实现电压控制和调度管理，海上风电场的并网点应设在陆上开关站出线侧。
海缆产生的充电功率应通过装设并联电抗器基本予以补偿。
《规定》同时要求，海上风电场要充分利用风电机组的无功容量及其调节能力；当风电机组的无功容量不能满足系统电压调节需要时，应在风电场集中加装适当容量的无功补偿装置，必要时加装动态无功补偿装置。
（二）高压直流输电技术当海上风电的离岸距离超过70km甚至更远，采用高压交流输电将不能满足大容量、远距离海上风电输送的需求。
高压直流输电具有输送距离远、运行调控灵活等优点，适用于输电距离更远的海上风电的并网，成为未来海上风电输送的研究热点。
HVDC输电技术主要分为基于晶闸管电网换相器的LCC-HVDC技术和基于电压源换流器的VSC-HVDC技术。
与LCC-HVDC技术相比，VSC-HVDC技术不存在换相失败问题，可为无源系统供电，独立调节有功功率和无功功率，谐波水平低，适合构成多端直流输电系统。
目前世界上采用直流输电的海上风电场均采用VSC-HVDC技术。
提出了采用混合直流输电技术，即海上变电站采用VSC，岸上变电站采用LCC技术，该技术不但可以保留柔性直流输电技术的绝大部分优势，而且可以优化工程造价，对于海上电网的并网具有很大优势。
大规模远距离海上风电场群由于受到环境因素的限制，分布较为分散。
另外，陆上功率受端由于受负荷中心地理位置的影响，也多分布在不同的区域。
因此，采用多端直流输电技术相对于传统的两端直流输电技术具有明显的技术及经济优势。
MTDC输电系统有多种接线方式，目前已运行的多端直流输电工程均采用并联接线方式。
其中，并联接线方式又可分为放射式和环网式，如图2所示。
图2 多端直流输电并联接线方式针对MTDC输电系统，上海交通大学结合国家863计划课题对传统的直流电压控制方法的优缺点进行了分析，提出了一种新型的基于协调直流电压控制的有功功率动态分配控制策略，如图3所示。
该控制策略可以在风功率突变的情况下保持直流电压的稳定，同时可以按照最优潮流或者其他功率分配原则控制潮流流动。
图3 基于协调直流电压控制的有功功率分配原理图多端直流输电技术的发展不仅对于海上风电并网具有重要意义，同时也是对于未来电网发展模式影响最大的先进/前瞻性技术之一。
除此之外，在拓扑结构、运行方式、潮流计算、故障保护和包括高压直流断路器在内的关键设备研制等方面仍需进一步的研究。
二、海上风电集电与变电设计技术海上风电场集电与变电系统是海上风电场电气系统的重要组成部分，其电气设备繁多、连接方式各异，存在很大的优化空间。
（一）海上风电集电系统设计技术由于海上风电场运行条件十分恶劣，集电系统一旦发生故障，其维护、检修工作难度更大，耗时更长。
因此，海上风电场集电系统的优化设计关系着整个海上风电场的安全与经济运行，成为工程技术人员关注的焦点之一。
集电系统的优化设计主要包括集电系统的拓扑优化、设备选型等方面，目前相关研究成果较多，但还需结合工程实际来检验和改进。
海上风电场集电系统任务是将各风电机组输出的电能通过中压海底电缆汇集到海上变电站的汇流母线。
海上交流风电场常用的集电系统拓扑结构有如下几种：放射形结构、星形结构、单边环形、双边环形及复合环形。
近年来有不少学者从设计、优化及评估等方面对集电系统的拓扑结构进行了初步研究，并提出了集电网络优化模型。
此外还有基于最小生成树算法的优化方法以及基于模糊C均值聚类的优化方法等。
相关优化算法以集电系统拓扑结构的经济性或可靠性为优化目标，得出满足相关条件的优化结果。
（二）海上风电变电系统设计技术自2000年发展海上风电以来，国外陆续有二十余座海上升压站(换流站)投入运行，已建成的海上升压平台主要集中在丹麦、英国、德国等欧洲地区。
我国首座220kV海上升压站于2015年5月在青岛开工建设，10月16日在江苏响水海上风电场完成海上吊装，如图4所示。
在实际工程中，设计人员一般会根据风电场位置、装机规模、离岸距离、接入系统方案、海洋环境、地形地质条件、海底管线(缆线)、场内外交通情况，综合考虑设计、施工、运维、投资、建设用海等因素对海上升压变电站选址进行优化。
对于只有一个海上升压站的风电场来说，升压站的位置通常倾向于位于风电场中心或者风电场靠近并网点侧的某个位置。
在海上升压站内部建设过程中，合理的电气主接线方案和设备选型对提升变电站的可靠性，减少施工运维工作量及降低工程总造价具有重要作用，二者也是海上变电站优化设计的主要内容。
其中，电气主接线的设计应综合考虑风电场总体规模、线路变压器连接元件总数、接入系统要求、设备特点等因素，并同时满足供电可靠、运行灵活、操作检修方便、投资节约和便于扩建等要求。
图4 江苏响水海上风电场升压站在我国，海上升压站高压侧电压等级一般采用220kV，电气接线方案推荐采用扩大单元接线方案或单母线接线方案；低压侧电压等级为35kV，可采用双绕组变压器接线或双分裂变压器接线。
同时，在低压侧应采用小电阻接地方式，防止故障引发大面积脱网。
此外，海上升压站内电气设备的选择与布置对升压站的安全稳定运行也十分重要。
电气设备主要包括：主变压器、无功补偿装置、高压侧和低压侧配电装置设备和二次系统设备等。
海上升压站布置的典型设计是采用钢结构的三层建筑形式，电缆层兼辅助设备安装场地放置在底层甲板；一层放置主变、高低压配电装置及无功补偿装置等。
二层设计为二次设备室、交流配电室、无功补偿装置室及蓄电池室等；顶层根据实际需求，有选择地布置直升机平台。
其典型设计方案如图5所示。
图5 海上变电站典型设计海上风电场集变电系统作为海上风电场电气系统的重要组成部分，其优化设计关系着整个海上风电场的安全与经济运行，需要重点研究安全可靠、经济合理的海上风电场集电系统拓扑结构优化设计技术和适用于大型海上风电场的海上变电站主要设备选型和电气系统主接线方案集成设计技术。
三、海上风电功率预测技术（一）区域海气耦合模式研究相关研究显示，海上不受地形和植被、建筑物等地貌特征的影响，湍流强度较小，风电机组尾流影响距离长、范围广；同时海上存在台风、海浪、盐雾、浮冰等机组运行的不利因素。
这些特点使得海上风电功率预测适用的数值天气预报模式也不同于陆上。
海上环境十分复杂，海洋和大气之间会相互影响，它们的相互作用是通过海-气界面的热力过程和动力过程等物理过程来实现的。
基于海洋-海浪-大气模式耦合的区域数值模式，不但可以改善低层风场以及水汽输送的模拟能力，而且可以通过海-气界面的热力和动力等物理过程来实现台风天气的预报。
海上风电功率预测的研究相较于陆上风电起步较晚，预报和预测结果精度较低，还不能满足实际工程的需要。
（二）台风预测技术基于海气耦合模式，结合卫星资料同化和快速循环更新技术，针对2014年17号台风北冕的过境路径，课题组设计了一组模式试验，包括控制试验、单次同化及循化同化试验，如图6所示。
预报试验结果表明，控制试验48h预报路径偏差为121km，单次同化及循环同化48h路径预报偏差分别为97和85km。
受海上常规观测资料不足的限制，循环同化卫星遥感资料是实现台风路径准确预报的有效方法。
风电功率预测方法在应用到海上风电场时，需要结合海上风电的特点做出相应的改进，以提高预测结果的准确度。
其中，物理模型预测法的建立及改进需要设计人员对选址海域风速分布和该海域风能特点有充分的了解，而基于统计观点的外推模型法、组合预测法以及概率性预测法不需要为了设计合适的预测算法而对海上的状况有准确的了解。
事实上，这些方法可用给定的气象条件进行训练，以便对风电场功率输出进行预测，避免中间的物理建模步骤。
图6台风北冕路径预报试验提高风电功率预测精度是增强风电并网安全与稳定性最有效的手段之一，除了提高气象预报的精度与时空分辨率外，提高预测模型及参数的自适应能力，采用概率区间技术应对不确定性是可能的突破口。
总结随着我国未来海上风电规模的不断增加，海上风电并网运行的相关问题也将逐步凸显出来，而这也必将成为行业关注的热点和研究关注的重点。
未来的研究将会更多集中在以下几个方面：海上风电场交流并网特性的深入研究。
随着风电场离岸距离的增加，并网线路的长度越来越长，由此导致的过电压和无功配置方面的问题将更加突出，需要关注引入高抗之后，高抗与线路电容之间的谐振及其抑制问题。
柔性/多端直流输电技术的进一步完善以及交直流混联系统的运行控制技术研究。
目前，针对柔性直流技术的研究已较多，并已有实际的工程应用，但是运行的可靠性和灵活性尚需进一步提高，需在相关的控制策略研发及设备研制等方面开展工作。
海上风电场集电系统、变电系统和送出系统的优化设计技术。
海上风电场与陆上风电场的显著区别之一即是地理环境的特殊性，技术经济可行性以及运行可靠性的提升都离不开设计环节的集成和优化。
