徐纪忠，潘国兵，陈 坚，余方吉，刘 力

(1.广东汕头鲁能新能源有限公司，汕头 515041；2.浙江工业大学分布式能源与微网研究所，杭州 310023)

0 引言

海上风能资源是清洁的可再生能源的重要组成部分，在当前温室气体减排及能源短缺的背景下，海上风电是解决能源危机和环境问题的有效方式之一，已成为可再生能源应用领域的重要发展方向。相比于陆上风电，海上风电具有更广阔的发展前景。海上风电的优势在于风速更高、风切变更低、风能资源更丰富且质量更高；稳定的主导方向与较低的湍流强度保证了海上风电机组运行的可靠性，再加上具备提升空间的风电机组单机容量及更小的噪音限制，能有效延长海上风电机组的年平均利用小时数，甚至可达到3000 h以上[1]；此外，广阔的海域为大容量海上风电机组的安装提供了充分的地理条件，有助于其在同等条件下输出更大功率[2]。

中国的海岸线长达1.8×104km，海域面积广阔，可利用海域面积超过3×106km2，具备充足的海上风电资源开发潜力，这也决定了发展海上风电将是中国在未来“3060”目标下的必然方向。自2016年以来，中国海上风电发展迅速且年增长率保持在50%以上[3]。但高速发展的海上风电仍面临着诸多挑战，比如：发电成本高、技术风险多、运维难度大、自耗能高等问题，这些问题制约了海上风电场发电效率的提升。

本文阐述了国内外海上风电的发展现状，对海上风电场存在的自耗能问题进行了概述，以关键节点的主要系统设备为切入点，对主要设备电能损耗产生的原因和特点进行了分析，并对电能损耗评估方法及可行性降耗方法进行了探讨，以减少海上风电场现有设备额外的电能损耗，进一步提高海上风电场的发电效率与经济效益；最后对海上风电的发展趋势进行了分析。

1 海上风电的发展现状及自耗能研究现状

1.1 国内外海上风电的发展现状

随着环境保护与节能减排的形势日益严峻，越来越多的国家将目光转向具有丰富风能资源的海域，欧洲多个国家已建立了多个规模巨大的海上风电场，中国也积极投身其中，且追赶势头强劲[4]。

据世界海上风电论坛(WFO)公布的全球海上风电统计数据显示，截至2020年底，全球海上风电累计装机容量为32.5 GW，较2019年底增长19.5%，其中，欧洲海上风电累计装机容量已超过25.0 GW。2020年全球海上风电新增装机容量超过5.2 GW，新增投运海上风电场15个，分布在中国、德国、英国、葡萄牙、比利时、荷兰和美国；全球累计已投运海上风电场共162个。中国凭借2.1 GW的新增海上风电装机容量引领了2020年全球海上风电的增量市场，累计装机容量追平德国。另据全球风能理事会(GWEC)预计，2021年中国或将超越英国成为全球最大的海上风电装机市场。

与欧洲国家相比，中国海上风电产业的发展起步较晚。近年来，中国在海上风电制造、建设、运维技术水平几个方面均取得了良好的进展，海上风电成本逐年下降、装机规模不断上升，但与欧洲国家相比仍存在一定差距。2010年，中国首个大型海上风电场——上海东海大桥海上风电场一期工程正式并网，而后随着该海上风电场二期工程的落成，其总装机容量累计达204.2 MW。江苏省的海上风电建设及累计装机容量领跑全国，浙江省、山东省、广东省和福建省等沿海地区紧随其后，在海上风电场的开发建设方面均取得一定进展。2020年7月，中国首台自主研发的10 MW海上风电机组在三峡集团福清兴化湾二期海上风电场并网发电成功，创造了亚太地区海上风电机组单机容量新纪录。2021年8月，明阳智慧能源集团股份公司(下文简称为“明阳智能”)宣布推出型号为MySE16.0-242的海上风电机组，是目前已发布的全球最大功率海上风电机组，首台样机预计于2022年下线，将于2024年实现商业化量产。

据国家能源局的统计数据显示：截至2021年6月底，中国海上风电累计装机容量已超11 GW，累计装机容量已超过英国(2020年底英国海上风电的累计装机容量为10.2 GW)；中国海上风电年平均利用小时数约为2500 h，比陆上风电年平均利用小时数高出约500 h[5]。

中国海上风电累计装机容量突破千万千瓦，在“双碳”目标及构建以新能源为主体的新型电力系统的战略下，意味着中国海上风电已步入高速发展阶段，预计“十四五”期间中国海上风电累计装机容量可达 25～30 GW[6]。

1.2 国内外海上风电场自耗能的研究现状

海上风电产业发展以来，因为可观的国家补贴导致该产业对于海上风电场自耗能的重视程度明显不足。随着大功率海上风电机组的研发应用，以及海上风电由近海向深远海发展的发展趋势，海上风电场的自耗能问题得到进一步关注。通过深入分析研究海上风电场的自耗能情况，对海上风电场进行功率优化，有利于提高其发电效率与经济效益。

当前，海上风电的节能降耗技术仍处于起步阶段，相关研究开展较少，提出的节电措施大多还处于试验阶段，尚未形成完善的方法体系。

国外针对海上风电场自耗能方面的研究大多集中在对某一部件状态的研究。文献[7]研究了润滑油种类对海上风电机组齿轮箱的性能及整体传动效率的影响，研究结果表明：通过合理选择润滑油，可以有效降低海上风电机组的总功率损耗。文献[8]从温度变量切入，对海上风电机组齿轮箱的能效状态进行了评估与分析。文献[9]对海上风电机组偏航系统在不同偏航状态下的输出功率进行了仿真，提出了一种改进的基于最大功率捕获(MPC)的偏航失准检测方法，通过检测和标定偏航误差，从而提高水平轴风电机组的发电效率。

2022年，国家补贴将全面退出中国海上风电产业，意味着未来海上风电产业将面临进一步提高风电场的发电效率、降低项目成本的挑战，如何在现有环境下进行节能降耗以提高中国海上风电场的发电效率，将成为该产业相关人员后续的研究重点。

目前，风电场大多利用自动发电控制(AGC)、自动电压控制(AVC)[10]等技术来监测和控制其有功功率和并网点电压，但会产生有功分配和启停不合理的问题，在运行的精度与支撑能力上仍有待提高。

文献[11]通过研究温度与润滑油粘度的关系，证明润滑油粘度与温度呈负相关。风电机组齿轮箱润滑油温度升高使其黏度降低，油墨变薄，进而加剧齿轮箱的机械磨损和能量损耗，因此需要考虑合适的温控策略，以保证风电机组的发电效率。文献[12]针对风电机组的变桨系统，提出了降低桨距角的调整频率，仅在必要时进行调整的方案，以减少风电机组自身的电能损耗。文献[13]研究了直驱永磁同步风电机组，提出与双馈式风电机组相比，直驱永磁同步风电机组的发电效率更高，电能损耗更小，并且可以省去齿轮箱的电能损耗；但该风电机组的制造成本较高，控制更复杂，相应技术仍有待完善。

此外，中国部分风电集团与科研机构合作，在降低风电机组电能损耗方面进行了一些有效尝试，比如：改善风电机组的控制策略，结合风电机组部件的耗电情况和承受温度区间来制定风电机组低温冷启动优化方案等。但目前针对电能损耗的研究大多集中在风电机组单独部件的性能状态或对风电机组整机进行评价和诊断，虽取得了一定的研究进展，但针对风电场系统设备的节能降耗的研究，仍有待形成一套较完整的研究体系。

2 海上风电场关键节点的电能损耗分析

海上风电场在运行过程中会伴随大量电能损耗，年平均电量损失约占其总发电量的3%～5%，且随着投运时间的增加呈逐年增加的趋势。这些额外电能损耗的存在严重制约了海上风电场的发电效率与经济效益。因此，提高海上风电场的发电效率的一个有效途径就是从关键节点的系统设备的电能损耗入手，通过分析电能的损耗去向与损耗程度，采取有针对性的节能措施，以减少系统设备的电能损耗。

海上风电场在运行过程中的电能损耗主要由系统设备的生产用电与工作人员的生活用电2个方面产生。系统设备生产用电的电能损耗来自风电机组、变压器、输电线路、无功补偿装置和辅助生产设施等。而工作人员的生活用电涵盖暖通、给排水、照明、插座系统等基础用电[14]。针对电能损耗可控的关键节点的系统设备，比如风电机组、无功补偿装置等，深入分析该类设备各组成部分的电能损耗情况，可使降耗方法更具针对性。

2.1 风电机组的电能损耗

风电机组的电能损耗是指设备在将风能转化为电能的过程中所产生的电能损耗，可分为发输电损耗与辅助供电系统电能损耗2个部分[15]。发输电损耗即电能在产生、变换和传输过程中的损耗，以发电机组、变频器和塔筒动力电缆等的电能损耗为主。辅助供电系统包括齿轮箱、变桨系统、偏航系统、温控系统、加热器、主控柜等，其电能损耗具有一定优化空间。

1)发电机组的电能损耗取决于轴承或绕组的运行温度，当发电机组轴承的运行温度、绕组的运行温度超过设定温度上限，发电机组会启用降温设备并产生电能损耗[16]。

2)齿轮箱工作时其内部温度波动较大，需要启动润滑冷却系统与加热系统进行温度的维稳，由此会产生电能损耗。

3)变桨系统的电能损耗则取决于风向变化，变桨电机需通过控制叶片角度来控制有效迎风面积，以保证风电机组输出功率，若控制策略设置不合理，容易在风电机组未达到额定功率前由于频繁调整桨距角产生额外的电能损耗。

4)偏航系统在无风或者风速未达到切入风速时，若进行频繁的对风也会增加不必要的电能损耗，在低风速环境下电能损耗将更为明显。

5)由于海上风电机组的各组成设备工作在外部环境下的时间更长，而环境的频繁变化会导致运行温度产生较大波动，由此温控系统工作会使风电机组的各设备产生电能损耗[17]。

风速也会影响海上风电场实际的发电效率，风速的大小会决定风电机组是处于满负荷发电状态还是处于亏电状态。风速大于等于3 m/s时，风电机组会进入发电状态；当风速小于3 m/s时，风电机组一般不会发电，但由于需要吸收无功功率来满足风电系统需求，因此会导致风电机组处于亏电状态；此外，为维持良好的发电状态，风电机组需根据实时环境状态进行多次调整、启停，这也会导致风电机组电能损耗的增加。

2.2 变压器的电能损耗

变压器是海上风电场的基础设备之一，在运行过程中会产生大量电能损耗。目前，海上风电场的发电模式多以“一机一变”为主，变电设备主要包括箱式变压器、升压站内主变压器、站用变压器及接地变压器。箱式变压器的容量大小与风电机组的单机容量有关，升压站内主变压器的容量则是根据海上风电场总装机容量来决定。

变压器的有功损耗主要集中在升压站内主变压器、箱式变压器和站用变压器上。所有风电机组的电力都要接入升压站内主变压器，但在大多数情况下全场风电机组达不到同时满负荷发电的状态，平均输出功率范围一般在额定容量的65%～70%；箱式变压器容量通常以风电机组单机容量和功率因数为主要配置依据，实际损耗小时数一般可由年等效满负荷利用小时数换算得到；站用变压器的容量相对较小，以正常生产负荷与生活负荷等短负荷为主，涵盖照明、通风、采暖、动力、检修等用电负荷，且其负载率随季节变化较大[18]。此外，功率因数、运行温度也会影响变压器损耗，因此在条件允许范围内，变压器应尽可能维持高电压，提高功率因数，降低运行温度，从而降低变压器损耗。

2.3 输电线路的电能损耗

风电机组之间一般采用35 kV海缆连接，海上升压站至登陆的主海缆一般采用110 kV或220 kV。风电场输电线路的电能损耗主要分布在集电线路，比如风电机组到箱式变压器低压侧的电缆、箱式变压器高压侧到升压站汇集线路的电缆、升压站内电缆等。输电线路的电能损耗与其传输电压、功率，电缆导体截面及材质等因素密切相关，在实际海上风电场中，输电线路的电能损耗主要考虑电阻的电能损耗，一部分电能会转化为热能流失，从而降低了风电机组的输出功率。其中，35 kV输电线路的电能损耗占全部输电线路电能损耗的比重较大。

文献[19]建立了总装机容量分别为500 MW和1000 MW的海上风电场模型，对其在不同电压等级和输电距离下输电系统的电能损耗进行了仿真研究，研究结果表明：高压交流输电系统的电能损耗与电压等级、风电场总装机容量和电缆长度有关。文献[20]将风电场输电线路的电能损耗分为中压电缆功率损耗和低压电缆功率损耗，其中，中压电缆线路还需额外考虑其金属层的感应电流的功率损耗。

2.4 无功补偿装置的电能损耗

风电机组发电的随机性与间歇性会导致电网电压不稳，需利用无功补偿装置提高系统的功率因数，使稳态电压保持在规定范围内，提升风电场的发电效率[21]。

目前，海上风电场普遍使用静止无功发生器(SVG)型或磁阀式可控电抗器(MCR)型动态无功补偿装置[14]进行无功补偿。无功补偿装置的电能损耗率通常约为其额定容量的0.8%；其与电容器组配合使用时，还需将电容器的电能损耗考虑在内。

由于应用场景不同，无功补偿装置会存在补偿值小于消耗值的情况，这使海上风电场在使用无功补偿装置前需要进行实际考察，以减少无功补偿装置的电能损耗。无功补偿装置也是耗电设备，因此进行损耗分析时需考虑其在对风电场设备进行无功补偿时消耗的有功功率及电能[22]。通过对系统设备的无功损耗计算和无功补偿装置的容量值补偿与合理安装，可有效降低回路的电能损耗[23]。

2.5 辅助生产设施和生活设施的电能损耗

辅助生产设施的电能损耗主要集中在升压站用电方面，包括开关柜、设备电源等控制、信号、保护设备的用电，用电量取决于升压站的容量大小、电压等级和自动化水平。空气绝缘(AIS)型配电装置和气体绝缘(GIS)型配电装置是目前主流的配电装置，AIS型配电装置的成本低、安装简单；GIS型配电装置的性能优于AIS型配电装置，可靠性高，但其成本高且对管理检修的要求较高。

生活设施的电能损耗是指保障运维人员生活的照明、给排水、暖通、插座等的用电损耗，实际损耗与系统设备的利用效率、运行时间、运行环境和运行方式有关。

3 电能损耗评估及优化方法

3.1 电能损耗的评估

由于中国海上风电场的开发建设较晚，对风电场实际运行数据的挖掘和利用仍处于较低水平，目前尚未形成全面有效的能效指标体系与评估方法。文献[24]将相关性分析法与组合赋权法相结合进行权重分配，通过构建模糊反向传播(BP)神经网络对输电网运营效率进行了综合评价。文献[25]提出了理论发电量完成率的概念，将风电机组运行状态与风能资源状况通过时间序列相结合，排除风电机组和海上风电场的容量因素的影响，充分重视风能资源的时间价值，以提升海上风电场能效评价的准确性。通过建立能效指标体系与评估方法，有助于更好的评价海上风电场的运行性能与发电效率。

3.2 电能损耗优化方法

通过调查发现，过多的电能损耗成为限制当前海上风电场发电效率的主要因素，针对电能损耗优化方法的研究也成为热点研究方向。结合海上风电场的实际运行状况，采用合适的控制策略进行动态控制，有助于提升海上风电场的发电效率。

对于风电机组而言，电能损耗的优化主要在于提升风能利用效率和风电机组发电效率，可以考虑从齿轮箱、偏航系统、变桨系统等方面进行优化。针对齿轮箱，齿轮箱的电能损耗主要与磨损和温控有关，通过优化、改进润滑技术，比如开发在线润滑监测系统来实现对齿轮箱的润滑监测[26]。针对偏航系统，可根据当地不同季节的风向情况，调整风电机组的初始朝向和角度，以便于当风速达到切入风速后，风电机组可快速对准风向，最大限度利用风能；适当提高切入风速，避免在小风天气频繁偏航；当风速足够风电机组达到满负荷发电状态时，可适当放宽风角的限制范围，通过改进控制策略，以避免不必要的设备磨损和耗电。对于变桨系统，采用变速恒频技术，在不影响并网发电的情况下，通过调整发电机的转速达到最佳叶尖速比。此外，一些新技术的应用，比如采用激光雷达为代表的新型传感技术，可有效减少阵风冲击；叶片涡流发生器、叶尖小翼等增强气动技术[27]均可优化风电机组发电效率并提高其发电性能。

对于输电线缆而言，由于其多以集电线路为主，其电能损耗的优化可考虑优化电气工程路线，适当缩短电缆长度以降低无功消耗与电力损耗；提高35 kV集电线路电压，合并低负载率的集电线路[28]，提高输电线路功率因数、集电线路容量比，在小风天提高母线电压，以降低线路损耗，并通过分析电网电压、功率因数的变化情况来设定更合理的无功补偿装置的控制方式[29]。

此外，电能损耗的优化方法还包括选用节能型设备，安装风电机组时恰当选择风电机组的间距以最大程度减少尾流损失。注重海上风电场各系统设备的管理维护，尤其是关键节点，比如：定期对风电机组、辅助生产设施、供配电系统等进行检修保养，保障设备良好的运行状态，降低额外的启停动作，缩短耗电设备的工作时间。建立能源管理体系，组建节能管理结构与网络进行数据采集、数据处理与数据分析，也能对海上风电场的节能降耗起到一定作用。

4 海上风电的发展趋势分析

在“双碳”目标指引下，大容量风电机组的研发、柔性直流输电(VSC-HVDC)方法的应用、风电场由近海浅水区域向深远海区域拓展、集约与融合发展将成为未来海上风电的发展趋势。随着中国海上风电机组单机容量步入11 MW阶段，规模化海上风电场的开发将成为主流，而随着离岸距离和水深的不断增加，深远海区域将成为未来海上风电的发展重地。

4.1 风电机组应用趋向大型化

在补贴退坡及深远海区域开发的发展趋势背景下，大容量风电机组的研发成为海上风电发展的必然，2021年全球风电机组的最大单机容量已突破10 MW，5年内单机容量有望发展到15 MW以上。研发大容量风电机组有利于减少单位千瓦风电基础成本，缩小占海面积，以提升海域集约利用率，能够提升单位海域面积的风能利用效率，优化风电机组布局，降低海上风电场的尾流损失，从而提升海上风电场的整体发电能力。此外，还可以减少海缆的用量，从而降低海缆成本与输电线缆的电能损耗。

但受限于当前的技术条件，风电机组体积与重量的持续增加将会引发风电机组运输难度的质变，也会使海上风电场的发电效率与运维难度面临巨大挑战，对风电机组运行的可靠性提出了更高的要求，这也是风电机组大型化技术亟待解决的一大难题。目前的有效解决途径是采用集成式半直驱技术，以其轻量化的特点来降低风电机组的整机荷载，实现更低的生产成本与运输成本。但该解决途径只能在一定程度上解决该问题，更大型的情况适用性有限。

4.2 柔性直流输电将成主流方式

海上风电的输电方式一般根据海上风电场的总装机容量与离岸距离进行选择，常见的输电方式有高压交流输电(HVAC)、常规直流输电(LCC-HVDC)、VSC-HVDC和分频输电(FFTS)[30]。

1) HVAC的结构简单且成本较低，但其在输电距离及风电机组装机容量方面都存在限制，多用于近海风电场，也是中国近海风电场目前采用最多的输电方式。

2) LCC-HVDC适用大功率传输，但较易由输电线路电压换相失败导致稳定性不足，且需要额外配备无功补偿装置。

3) VSC-HVDC具有高可控性，适合远距离电力输送，随着规模化海上风电场的持续开发，离岸距离、输电容量的增加及电压等级的提高，这一优势将得到更充分地体现，VSC-HVDC也将成为深远海区域海上风电场最有效且主流的输电方式[31]。

4.3 开展深远海风电相关技术研究

深远海风电是助力海上风电可持续发展的重要支撑。出于成本与技术难度的考虑，中国目前的海上风电场建设区域仍以近海浅水区域为主，传统海上风电的风电机组因需要固定在近海海床上，只能应用于水深不超过60 m的海域。但随着近海资源开发规划逐渐趋向饱和，海上风电向深远海区域发展是必然趋势。

深远海区域具有更丰富稳定的风能资源，大概能占到整个海上风能资源的80%，且不会对近岸渔业、养殖业、通航等相关产业造成影响。而要发展深远海风电产业，可突破海域限制且环境更友好的漂浮式海上风电技术被寄予厚望。

但是与近海环境相比，深海环境更加恶劣，对风电机组基础、海底电缆、海上平台集成等技术的要求更为严苛，并且存在技术、工程、运维、环境等诸多方面的风险[32]。中国目前针对漂浮式风电机组的研究还处于起步阶段，主要面临技术、成本与产业链配套成熟度低等困难，并且对耦合分析方法、仿真工具、水池试验技术、规范适应性等漂浮式风电机组基础理论的研究不够深入。

2021年7月13日，中国首个漂浮式海上风电平台，搭载明阳智能自主研发的MySE5.5MW抗台风型漂浮式海上风电机组组成的“三峡引领号”在广东省阳江海域顺利安装，并于同年8月31日完成动态电缆铺设，具备并网条件。这是漂浮式海上风电平台形式在国内海上风电领域的首次应用，意味着拥有完全自主知识产权的中国漂浮式海上风电平台迈开了获取深远海区域风能资源的探索步伐。通过对应用于深远海区域的风电机组的研发、综合型海上风电产业基地的探索及建设、柔性直流输电与漂浮式基础技术的进一步发展，以及海上施工技术与运维能力的提升、建设成本的降低，深远海风电产业也将迎来快速发展。

5 结论

本文阐述了国内外海上风电的发展现状，为提高海上风电场的发电效率与经济效益，以关键节点的系统设备为切入点，调研分析了海上风电场自耗能产生的原因和特点，并探讨了主要系统设备电能损耗的评估及优化方法。通过对当前海上风电场的调研发现：海上风电场运行过程中的各关键节点会不可避免的产生额外电能损耗，年均电能损耗约占风电场总发电量的3%～5%，严重制约了海上风电场的发电效率与经济效益。而随着2022年海上风电国家补贴全面退出及海上风电场运行管理日益精益化，海上风电场运行过程中各关键节点的节能降耗将成为海上风电场提升发电效率及降低成本的关键。

目前的海上风电场大多仅能利用理论发电量与实际发电量进行电能损耗的粗略比较，难以将实际能量损失分配到各个设备或流程中，若无法将电能损耗对应到相应的设备或流程中，就难以通过对具体的设备或流程进行有针对性的分析处理来达到优化海上风电场自耗能，提升其发电效率的目的。目前国内外针对海上风电场自耗能的研究仍较少，但对提升海上风电场经济效益而言，这方面的研究具有重要的现实意义。

在电能损耗分析的基础上，后续可进一步实现电能损耗可视化管理，建立功率级与能量级电能损耗评估方法，从而可以有针对性地对相关设备进行电能损耗优化，提升能量利用率，对于促进节能减排、保证可持续发展、加快中国能源转型进程、助力“双碳”目标的实现具有重要意义。