深远海域海上风电技术是行业发展的新形势，是我国风电赶超国际前沿的契机，是未来海上风电发展的一片蓝海，上一篇文章中介绍了深远海风力发电发展现状、深远海与近海风电装备的区别，这一篇文章将从深远海风力发电技术难题及施工难题两个维度进行分析，为我国深远海风力发电技术的发展提供指导价值。

技术难题

1、大容量风机技术

风电机组是海上风电的核心，深远海域海上风电场所采用的风电机组一般考虑符合大容量、高可靠性等性能要求，同时需能够满足国产化自主可控要求。

目前我国已形成4至5兆瓦海上风机批量制造能力，6兆瓦级风机研制能力基本普及，7兆瓦及以上风机产品研制和发布数量增多；首批7兆瓦风机在福建沿海投入商业运行，首台8兆瓦风机下线，10兆瓦大容量风机正在研发；叶轮直径大达到180米等级。欧洲市场目前7至8兆瓦等级风机逐步投入规模化商业运行；三菱维斯塔斯10兆瓦风机正式推向市场；通用电气12兆瓦风机预计今年安装样机，叶轮直径达到220米等级。

我国大型化海上风机的研发和批量制造能力与国际先进水平还存在差距，设备长期运行可靠性还需要进一步验证。同时大型风机从产品研发、样机示范到批量制造需要一个迭代完善的过程，欧洲的发展经验同样值得借鉴。发展海上风电应借鉴大水电设备发展模式，通过前期开展国外4～5MW级大容量先进海上机组样机示范项目，掌握并提升大容量机组控制一体化、荷载优化、整体耦合、基础经济安全等关键技术和制造水平；同时扶持并参与8～10MW级海上风电机组的技术引进、消化吸收、开发与示范，在扶持国内风电机组制造业的同时，不断提高风电机组的可靠性，引领我国大容量海上风电机组跨越式应用和发展。

2、远距离输电技术

海上风电并网的典型技术路线包括常规交流送出、低频交流送出和柔性直流送出等。

常规交流送出技术具有结构简单、成本较低、无需电能变换、工程经验丰富等特点，从技术、经验以及成本的角度来看，一般对于离岸不超过70千米、容量50万千瓦左右的近海风电场，交流输电具有一定的优势。但在大容量远海风电并网的应用场景下，交流电缆电容效应会大大增加无功损耗，降低电缆的有效负荷能力。若采用常规交流送出方式则需在海底电缆中途增设中端补偿站，通过并联电抗器补偿，这会带来运维检修困难、整体经济性降低等问题。

低频交流送出技术可通过降低频率提高交流电缆的有效传输功率，但该技术尚面临大容量交流变频器研制、电气设备低频匹配性设计、变压器低频磁饱和抑制等难题，仍处于理论研究阶段。

与常规交流送出、低频交流送出技术相比，柔性直流送出技术采用直流电缆输电，避免了交流电缆充电功率造成的输送距离受限问题，同时具备有效隔离陆上交流电网与海上风电场的相互影响、可为海上风电场提供稳定的并网电压、系统运行方式调控灵活等技术优势，是远海风电可靠并网的技术方案，也是目前具有工程实践经验的大规模远海风电并网方案。但是与传统的陆上柔性直流输电工程不同，远海风电经柔性直流送出工程海上平台空间布局紧张、环境恶劣、运行维护工况复杂，对柔性直流换流站轻型化、紧凑化及防污性、可靠性的要求更高。并且，深远海域风电场离岸距离远，海上输变电系统设计非常关键。海上升压变电站是风电场的枢纽节点工程，既有变电站的工程特征，又具有海上构筑物的工程特征。深远海风电场海上升压站的机械结构设计将与近海风电场存在较大差异。常规海上升压站结构设计考虑载荷为自重、风载荷、波浪作用、潮流力和地震作用等几方面。但由于深远海风速较大，海洋水流情况复杂，海上升压站水平载荷远比近海时大，因此其机械结构设计时应重点考虑水平载荷，保障平台安全运行。另外，深远海风电场海上升压站是否安排人员常驻以节省设备维修时间、提高工作效率，需要根据投资成本、运维费用等因素综合考虑，并在海上升压站设计上体现。

要实现远海风电经柔性直流送出，亟须解决风电场的组网方式、风电机组电力的直流变换与控制、直流升压变换与海上直流升压站的控制、岸上换流站的并网控制、直流风场的故障隔离与保护等技术难关。

3、漂浮式基础技术

漂浮式结构成为在深远海域海上风电场基础结构型式的，与固定式风力机不同，漂浮式风力机浮式基础在海洋环境载荷作用下有一定的六自由度运动，在运行过程中可能存在倾斜、位移等问题。风力机位于距海面近百米的高空，漂浮式基础的微幅运动即可造成风力机的剧烈运动，不仅需要一定的加固、密封等优化措施，对风力机叶片、传动系统、控制系统等部件的设计都提出了很高的要求，以适应更加复杂的海上环境。

施工难题

目前，浮式风机的平台基础制造还是以钢质材料为主。但近些年，已有部分设计提出以预应力混凝土作为浮式基础平台的主材料。整个平台的制造过程可在船厂等陆上基地进行，标准化的流水线作业和大规模生产可大幅度降低制造成本。浮式平台基础重量大多在2000t以上，混凝土材料可达10000t以上。相比于固定式风机，浮式风机在浅水区域并不具有经济优势，但其平台重量对水深变化不敏感，因此在深远海域逐渐凸显其成本优势。

半潜型和张力腿型浮式风机能够在港口码头完成基础平台、塔筒和风机的组装工作，而不必像固定式风机那样在海上通过大型浮吊等设备进行复杂的海上安装作业。半潜型浮式风机对运输工具要求较低，通常简单的拖船即能将其运输到预定机位点进行海上锚定。运输的过程常采用湿拖的方式，并且为浅吃水状态，因此拖航过程需要预先进行稳性校核以防倾覆，并对拖航时的海况有窗口期要求。对于立柱型浮式风机，由于吃水较深，拖航过程需要特别考虑航道水深。对于张力腿型浮式风机，由于不具有自稳性，因此多用干拖方式，对运输船只稳性要求较高，海上施工安装也较为复杂。

对于桩基，桩基应该适应多种条件地质，深海平台桩基设计方法与浅海相应结构的设计方法基本相同。通常情况下，打入桩的造价会随着水深的增加会大幅提高，这是桩基在在深远海漂浮式风电应用中所存在的主要问题之一。此外，不同于深海石油平台，海上风电机组结构柔度大，自振周期长，桩基的刚度计算必须考虑循环荷载作用下刚度折减效应。同时海上风电机组常采用大直径桩基，大尺寸桩基的侧向刚度问题也必须考虑进来。

技术成熟度来看，目前桩基设计技术已经比较成熟，国内外都有关于桩基设计的相应规范，在深水油气平台中应用也较广泛。桩基作为常见的水工基础型式，在国内拥有丰富的施工经验，一般以钢管桩为主，钢管桩的突出优点是制作方便、重量轻、施工速度快、以及在循环荷载下具有较强的抗疲劳特性，并且对于钢结构的防腐蚀技术也已经较为成熟。但是海上打桩施工通常需设置临时施工平台和打设钢套筒，施工时间较长，施工受限因素较多。

从项目运行期来看，深远海风电项目离岸距离远，风、浪、潮、涌海况更加复杂，相比近海风电，更难以接近，使得风电场日常维护和故障消缺难度更大，面临更加严峻的运营风险。

结语

从目前开发趋势来看，未来几年海上风电场的离岸距离将增加到50km以上，因此现有的机组基础型式及安装技术势必不能满足新的环境要求。中国具备开发建设远海风电的良好条件，随着中国个远海风电柔直并网工程建设，远海风电产业勘测设计水平和施工建设能力日趋成熟，装备能力提升显著，远海风电将展现更加良好的发展势头。

但必须引起重视的是，深远海域海上风电与近海风电相比，面临的风险将会更大，不确定性也将更多。在深远海风电工程前期研究中，要充分识别工程的各种风险和不确定性，通过科研攻关解决技术和工程风险，这样才能确保后续技术研发和攻关的顺利，保证后续项目的建设和运营的安全性，终推动我国海上风电产业的技术升级。

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