海上风电外送及电能输送技术综述

朱家宁，张诗钽，葛维春，刘闯，楚帅

（1.东北电力大学电气工程学院，吉林省 吉林市 132012；2.国网辽宁省电力有限公司，辽宁省 沈阳市 110006；3.沈阳工业大学电气工程学院，辽宁省 沈阳市 110870）

0 引言

为保护生态环境、降低碳排放量，我国提出了“双碳”战略目标。大力发展清洁能源是加快实现该目标的重要途径之一[1-8]。我国具有丰富的海上风能资源，并且海上风电具有风机单机容量大、年发电利用时间长、不占用陆地面积等优势，这使得海上风电得到迅速发展[9-12]。截至2021 年9月，我国海上风电累计装机容量为1319万kW，新增装机容量为382万kW，发展较为迅速。根据现有实际运行的工程累积经验可知，风电场的建设成本随着水深的增加而增大，同时，技术的复杂性也在逐渐增加，因此，近些年我国的海上风电开发项目主要在近海区域。但随着科技的多领域结合和需求负荷的飞速增长，未来的发展重心将向开发大容量和远距离的海上风电转移，因此解决其电能输送问题是当前的一个重要任务[13]。

目前，已有研究者对现有输电方式进行了各种性能和经济性的对比。文献[14-15]结合目前典型的海上风电柔性直流输电工程，从组成结构与应用现状等方面对柔性直流输电系统中的关键电气设备进行了分析和总结，并对海上换流站、海上风电场的发展趋势进行了展望。随着海上风机的大型化发展、风场区域的不断扩大以及柔性直流输电技术的进步，采用直流汇集与直流输电方式的全直流海上风电场成为海上风电未来的发展趋势。文献[16]总结分析了现有工程和理论研究中涉及的大规模海上风电直流送出拓扑，并提出了一种多电压等级混合级联直流送出系统，该系统可改善现有方案运行灵活性低的问题。为了提高电力系统抵抗故障能力，文献[17]研究了基于多电平变换器的柔性直流输电技术，建立了多端多电平直流输电系统在旋转坐标系下的数学模型与拓扑结构，并对各换流站的控制方法进行了优化设计，仿真结果表明：多余的电力除正常向负荷供电外，可通过多端多级柔性直流输电系统送入电网，当因风电场发电量不足或系统故障而导致运行停止时，可实现功率反转，从而提高了电力系统抗故障的能力。文献[18]选取35、66 kV这2种交流集电方案，以及串联升压、并联辐射这2种直流集电方案，在典型的海上风电条件下，比较了远海风电大容量机组不同集电方案的技术经济性。文献[19]对海上风电送出方式(包括交流、直流、制氢技术)进行概述，并以江苏如东海上风电站为例进行成本分析。为了对海上风电系统进行优化，文献[20]根据海上风电系统的拓扑结构，总结了其优化规划算法与模型，阐述了海上风电场的位置选择、集电系统结构和电能输送系统并网接入方式，为海上风电规划发展方向提供思路与建议。海上风电场向远海和大容量化发展是必然趋势，文献[21]阐述了国内外海上风电机组容量、类型及变流器等关键技术的发展现状，并分析了大容量三相和多相化海上风电机组，及其遇到的问题和关键技术，给出了未来多相化海上风电机组的拓扑结构设计和控制策略优化方法。

以上文献主要对直流输电技术与交流输电技术的研究现状进行分析，结果表明，应用柔性直流技术可提高电能质量，增强电网运行的稳定性，直流系统的可靠性高于交流系统。此外，解决风电场的组网方式、风电机组电力的直流变换与控制等方面的问题，可以在工程上促进海上全直流输电的发展。

针对海上风电架空线路输送技术的研究，文献[22]通过计算分析了220 kV 架空线输电、220 kV 海缆输电、220 kV 架空-海缆混合输电、±200 kV 架空线输电、±200 kV 海缆输电和±200 kV 架空-海缆混合输电6 种不同输电方式下的投资成本，结果表明，220 kV 的架空线路投资成本最低。与架空线路相比，海缆线路存在明显的电容效应，限制了传输容量和输送长度[23]。通过海上风电给电池充电，并将电池运输至就近海岸，为风电送出提供了一条新路径。由于船运具有运输能力强、运费经济等优势，常作为运输电池的主要途径。为保证运输过程的安全可靠，文献[24]提出了海上运输电池要求，锂离子电池在海运的过程中必须外部提供坚实的支撑，且必须在完全封闭的包裹内，以防止电池发生短路。文献[25]分析了海上电池运输的包装要求，锂离子单独运输需依据包装条款SP188，每包装件毛重不超过30 kg，并使用坚固外包装。

然而，相比于陆上风电，由于海底地理环境复杂，导致施工困难、工作条件恶劣，海上风电建设、电能输送并网、运行维护的时间周期和相应成本均大幅度增加，限制了深远海海上风电的大规模发展。近几年我国海上风电新增装机数据主要来自近海风电建设项目，随着技术完善、成本下降，海上风电将向大规模、深远海发展。因此，安全可靠又较为经济的输电方式可有效保障整个系统经济效益，同时提高海上风电输送电能的利用效率，有助于实现海上风电电能最大化利用。

本文从海上风电电能输送方式的角度出发，介绍了交/直流输电系统、架空线路以及轮船运输电池的工作原理。围绕投资成本、运行损耗、安全程度、传输容量等指标，对比了现有电能传输方式和借助电池输送电能方式的差异。针对各种传输方式的特点进行优劣势分析，并提出未来需要重点研究的方向。

1 海上风电场的电能输送

1.1 海上风电场概述

风电在我国按照地理位置可分为海上风力发电与陆上风力发电，其中海上风电场根据水位深度可分为潮间带风电场、近海风电场和深海风电场3 类。潮间带风电场是指在海水涨潮至高潮线到退潮至最低潮位以下平均值在5 m 水深内的海域进行开发建设的风电场；近海风电场是指在海水退潮到最低潮位以下平均值5～50 m水深内的海域进行开发建设的风电场；深海风电场是指在海水退潮到最低潮位以下平均值大于50 m水深的海域进行开发建设的风电场。深海风电场是将来开发建设的重心，因此，经济性和环境友好性等方面是海上风电场及其输电系统选择合适输电方式比较重要的考量因素。海上风电场规模大、成本高，所在位置环境复杂、稳定性差，运维难度大、周期长，必须高度重视并网输送方案的可靠性。输电方式的选择在于考虑不同风电场之间的传输容量和距离。目前，海上风电场可选择的输电系统主要为高压直流(high voltage direct current，HVDC)输电、高压交流(high voltage alternating current，HVAC)输电等方式。

1.2 高压交流输电系统

在近海风电场采取的输电方式主要是高压交流输电。高压交流输电系统主要由风电场交流线路、海上升压站与无功补偿设备组成。在输电线路的始端，风电机组产生的交流电经换流变压器升压到35 kV 后，电能不需转换，通过电缆汇至110 kV/220 kV的海上升压站后，再经线路连接至陆上升压站，最终通过220 kV线路实现并网。海上风电经交流输电系统送出拓扑图如图1所示。

图1 海上风电经交流输电系统送出拓扑图Fig.1 Topology of offshore wind power transmission through AC system

交流输电系统有以下缺点：1）由于交流电缆的电容效应会增大无功损耗，因此需增设无功补偿设备，另外，由于远距离大容量的风电场通常采用多回路电缆来满足需求的传输容量，因此会增加经济成本；2）通过交流电缆来连接海上和陆地的风电场，一旦发生故障会影响整个系统，系统的稳定性无法得到保障[13,26]。因此，该系统可靠性高，但是由于存在充电功率、电缆充电电容较大以及无功补偿控制等问题，常应用在小规模潮间带风电场以及近海风电场。

1.3 高压直流输电系统

1.3.1 高压直流输电系统结构

高压直流输电是在输电线路的始端，风电机组输出的交流电经升压变压器，再由集电系统至海上换流站转换为直流，最后通过直流线路传输到路上换流站转换为符合的交流电并进行并网。海上风电机组的多相化将有效促进全直流型海上风电场的应用与发展，可降低损耗、增大传输容量、节约材料，为风电场内部无功电压提供解决方案，在未来大规模海上风电场电流汇集及远距离输电并网方面起到重要作用。图2 为海上风电经直流输电系统送出拓扑图。目前大多在远距离、大容量类型的海上风电中应用直流输电技术，高压交流输电系统通常分为基于电网换相换流器的传统高压直流输电系统(line commutated converter HVDC，LCC-HVDC)、基于电压源换流器的柔性直流输电系统(voltage source converter-based HVDC，VSC-HVDC)[27]。

图2 海上风电经直流输电系统送出拓扑图Fig.2 Topology of offshore wind power transmission through DC system

1.3.2 传统高压直流输电

传统高压直流输电系统主要包括交流滤波器、直流滤波器、换流变压器、直流线路和电容器组件等设备，此技术起步较早、较成熟。在该系统中，风电场内机组发出的交流电压经升压为35 kV后，由35 kV 海缆汇流至送端换流站，经转化的直流电通过直流线路接入电网侧的受端换流站，逆变成交流电，最终以220 kV 交流电并入电网。传统高压直流输电系统比较适合传输大功率的风电场，由于我国地理能源与需求负荷分布不均匀，因此需要建设适合远距离且大规模的直流输电通道。但由于直流输电存在谐波污染和成本较高等缺陷，因此该技术目前尚未在深海领域大规模应用。

采用传统高压直流输电技术具有以下优点：1）单个变流器具有更大容量，降低了成本；2）具有事故过后快速恢复供电的能力；3）可靠性高，已拥有几十年的实际操作运行经验；4）可将更大规模、远海的海上风电场进行连接。海上、陆上换流站及直流输电电缆的输送结构，可有效应对风电场大范围频率波动，避免传输距离的约束，并降低传输损耗。

但采用传统高压直流输电技术仍有以下不足：1）增加了无功补偿设备和滤波器的成本；2）谐波污染电网，连接交流电网易发生换相失败；3）不能单独控制有功和无功功率，且不能接入无源系统；4）平台占用面积较大[13]。

1.3.3 柔性直流输电

柔性直流输电系统主要包括换流站、直流线路及辅助动力系统等部分，其是在传统直流输电系统的基础上引入了可关断电子器件的一种新型可换流的直流输电技术，能够对电压提供稳定的支撑，还具有可控性强等优点，是在大规模且远距离海上风电场中输电并网方式的首要选择，在大力发展远海风电场的当下已逐步变为海上并网的核心技术。

使用柔性直流输电技术并入电网有以下优点：1）系统不易发生换相失败，能实现潮流反转[28]；2）可增强系统的稳定性，不需要交流系统补充无功功率；3）可单独控制有功和无功功率，对系统进行无功补偿，提高电能质量[29]；4）全控型器件的开关频率极高，仅需少量高次滤波器就可以完成过滤，可避免低次谐波对电网的污染；5）系统具备黑启动能力；6）可接入无源电网供电[30]。当输电系统因出现故障而停止运行时，导致控制直流电压不稳定，此时可利用柔性直流输电系统来维持功率平衡，提高电压的稳定性。

然而，应用柔性直流输电技术仍有以下不足：1）直流输电需进行多次交直流变换，而换流器成本较高；2）海上风电场不能直接对陆上交流系统频率变化做出响应、进行主动频率支撑[30]；3）实际运行工程较少，技术不成熟。现有的应用，例如，江苏如东柔直工程采用了±400 kV直流电缆，共分为2 极，每极包括99 km 海缆和9 km 陆缆，这是目前国内电压等级最高、输送距离最长的柔性直流输电电缆。

1.4 架空线路输电

架空线路在高压输电系统中的线路选择上具有重要地位，其跨越距离长，满足输送大容量的条件，不存在电压等级和输送容量的限制等问题。目前有研究将架空线路与无人机、人工智能技术相结合，为发现故障和排除隐患提供了更有利的条件，并且缩短了建设和维护周期。架空线路导线型号繁多，多与直流线路、交流线路联合使用，随着技术的进步和对导线材质、绝缘设备的不断深入研究，架空线路尤其在海岛新能源并网及为海岛孤立负荷提供电能等海上项目中展现出明显优势。目前国内实际运行的海上项目中，深圳大铲岛前湾LNG电厂采用220 kV线路输出电能，经海段架设同塔双回线路，长度约10.5 km；福建莆田LNG电厂通过500 kV输电线路送出，采用同塔双回大跨越线路，海上线路长约3.15 km[22]。

1.5 运输电池

运输电池是一种海上风电输送的新方法，利用风电直接给储能电池充电，并用轮船运输电池到换电站，与电缆相比，其不存在铺设困难、传输距离的限制等问题，能够有效地解决海上风电运输至陆地困难的问题，避免了跨海域传输维护成本高、设备建设困难等难题。电池储能可以接入电网提升电能质量，同时可以为城市中电动汽车提供能源。一般选择锂电池为储能电池，锂电池具有使用寿命长、充放电效率高等优点，且锂离子电池的充放电效率可达70%～90%[31-32]。运输电池的原理如图3 所示。船舶是海上运输电池的主要载体，船舶的运行路线灵活性强，船身内部容量较大，因此运载能力较强，而且其不需要考虑传输容量，可以通过增加单次船运数目来满足需求。随着对能源需求量的增大和技术的快速发展，将会开拓更多的航线，其运输量会呈倍数增长，更加有利于此方式的后续开展，并且增加了依靠船舶运输电池方式的可行性。

图3 运输电池原理图Fig.3 Transport battery schematic diagram

2 海上风电输送方式对比

2.1 各类电能输送方式指标对比

2.1.1 对比项

本文对传统输送海上风电电能的方式(高压直流输电、高压交流输电和架空线路输电)与借助电池储存电能再通过轮船运输输送电能的方式进行对比，结果如表1 所示，对比项包括投资成本、运行费用、维护成本、损耗费用、应用情况、安全程度和传输容量。

表1 各类电能输送方式的指标对比Tab.1 Comparison of indexes of various electric energy transmission modes

2.1.2 投资成本

运输电池的投资成本主要考虑轮船的租赁或建造费用和电池的造价，船舶的成本由变动成本和固定成本2 部分组成，其中，变动成本包括人工成本、折旧费、修理费等；固定成本包括燃油费用和港口使费[39]。相比于需要平台建设的电缆，运输电池的输电成本更低，具有明显的优势。高压直流输电系统设备投资成本包括换流站成本、电缆线路成本、电缆线路敷设安装成本；高压交流输电系统设备投资成本包括变电站成本、电缆线路成本、电缆敷设安装成本、无功补偿成本。交流和直流输电方式的投资费用会随着输电距离的增加而提高，其中当输电长度增加到一个临界值时，2 种输电方式的费用相同。各输电方式的输送距离与成本的关系如图4所示。

从图4 可以看出，在输送相等功率、电压等级相同的条件下，交流输电系统的变电站投资成本低于直流输电系统的换流站投资成本，采用交流输电比直流输电更经济；随着输电距离增加到等价距离，2 种输电方式的投资成本相同，当输电距离超过临界值时，采用直流输电较为经济。虽然交、直流输电系统的容量和电压等级不同会影响等价距离的数值，但通常交流线路与直流线路的等价距离在50～80 km范围内，交流架空线路与直流架空线路的等价距离在500～800 km 范围内。随着电力电子技术快速发展，装置成本不断降低，交、直流输电可进一步缩短等价距离。运输电池的成本费用远低于其他3种输电方式。

图4 各输电方式的输送距离和成本关系示意图Fig.4 Schematic diagram of relationship between transmission distance and cost of each transmission mode

2.1.3 运行费用及维护成本

运输电池的运行费用主要是轮船的燃料费用和人工费用，近距离运输成本较低，比较有优势。架空线路的损耗主要是在电阻上。当输送同等容量时，直流输电系统损耗只达到交流输电系统损耗的2/3。交流海缆的损耗构成较复杂，需要考虑绝缘损耗、缆线线芯的交流电阻损耗、金属套和铠装层的损耗，而直流海缆损耗相较于交流海缆损耗构成更单一。因此，全交流海底电缆线路的年运行费用最高[22]。

架空线路由于本身绝缘部位的材料等问题，在雷雨天气易遭受雷击，从而损坏绝缘线路；鸟类在高速飞行时架空线路易遭受撞击而造成短路。因此架空线路的稳定性较差，维护成本占比较高；但由于架空线路的投资成本远低于电缆线路，所以架空线路的总维护成本相对较低。交、直流海底电缆输电系统年维护成本分别占总投资成本的1.2%、0.5%，由于交流输电系统与直流输电系统在投资成本上存在等价距离，在等价距离两侧2种输电方式的投资成本关系不同，交流输电系统与直流输电系统的维护成本也与输送距离有关。运输电池的维护成本主要在于轮船的维护，包括人工修理费用，运行维护成本系数为0.05 元/(kW‧h)，相较于其他运输方式费用较低[41]。以装机容量为300 MW、离岸距离为50 km 的海上风电场为例，4种输送方式的年维护成本对比如图5所示。

图5 各输电系统年维护成本Fig.5 Annual maintenance cost of each transmission system

2.1.4 损耗费用

输送电池的损耗费用包括轮船和电池的损耗，电池受温度和湿度的影响较大，使用寿命会减少，但总体来说此方式损耗费用还是低于其他方式。直流输电的年损耗费用主要由直流线路损耗成本和换流站损耗成本组成，输电距离每增加25 km，线路的损耗费用约增加4万元[38]。

交流海缆输电系统损耗主要分为变电站损耗和交流电缆线路损耗2 部分。变电站损耗率为0.8%，对于交流线路造成的损耗，本文只考虑导体损耗、护套和铠装层损耗。输电距离每增加25 km，护套的损耗约增加4 MW，铠装层的损耗约增加2 MW，交流线路的损耗费用随着输电距离每增加25 km，费用约增加3万元[38]。因此，交流系统电缆线路损耗成本比直流系统电缆线路损耗成本会更高。

当风电场容量未超过200 MW 时，高压交流输电在输电距离300 km范围内的损耗均较低，而柔性直流输电在远距离输电中更能体现出其经济性；当风电场容量高于200 MW 时，高压交流输电与柔性直流输电的有功损耗临界距离随着风电场容量增加而缩短，大容量柔性直流输电相比于高压交流输电具有短距离输电损耗少的明显优势[42]。

2.1.5 应用情况

高压交流输电系统具备结构简单、起步较早、成本低廉、稳定性高等优点，但当输送距离大于100 km时，交流输电系统的稳定性会降低，海底交流电缆受充电电流的影响程度会随电容增大而更严重，传输容量受限，输电损耗增加。因此，高压交流输电比较适合处于传输距离不超过100 km近海区域以及小规模的风电场，同时系统中配置的无功补偿装置应能跟随系统需求的变化而进行改变。直流输电需要装设许多无功补偿和滤波装置，成本较高，因此在实际案例中大多适用于规模较大且离岸距离较远的大型风电场[30]。1985 年投运的加拿大纳尔逊河多端直流项目额定电压可达±500 kV，在特高压直流输电中可以达到传输有功功率几千兆瓦以上。海上架空线路前期在水深大于50 km 的深海风电场的杆塔本体设计和施工是一个难题，风速较高，需装设的杆塔尺寸大、桩基深、施工难度高、建设周期长，因此，海上架空线路适用于各种类型风电场，通常与交流或直流输电方式组合应用。通过轮船运输电池的方式输送电能目前还只是提出的一种新的可能性，未有应用实例。

2.1.6 安全程度

电池的安全程度较高，但轮船行驶受海上环境因素影响较大，因此轮船运输电池的方式受未知因素干扰较多，总体上安全程度较低。与海缆线路相比，直接暴露在空气中的架空线路容易受雷击和因大气污染积污而发生短暂性故障，根据现有的实施方案，可通过加强绝缘装置实现线路抗雷击和防污能力的提升。对海缆线路的安全造成威胁的因素(如船只抛锚的外部机械损伤)多数为不可修复性故障，维护频率较高。因为目前没有合适的直流断路器可以抑制直流侧的故障电流，而从拓扑结构上来看，柔性直流输电不能完全通过绝缘栅双极型晶体管(insulated gate bipolar transistor，IGBT)器件来阻断故障电流，直流侧无法自动清除故障[43]，所以一旦在直流侧发生短路故障，必须切断交流断路器，关闭整个直流系统。但总体来看，相比于传统直流输电系统，柔性直流输电系统具有较高的容错性和可靠性。

2.1.7 传输容量

高压交流输电作为最早开始发展的输电方式，其技术较为成熟，但对海底电缆的绝缘要求较为严格，交流电缆存在的电容效应会导致大量无功损耗，且传输距离越远，传输容量越低，因此需要根据传输距离和容量来增设无功补偿装置。舟山工程分别在定海、岱山、衢山、洋山和泗礁新建了5个±200 kV柔性直流换流站，各换流站容量分别为400、300、100、100、100 MW[44]。目前柔性直流输电工程的输送容量普遍不高，柔性直流输电目前设计最高输送有功功率为1 000 MW，现阶段处于从理论到实际的过渡阶段。不同容量的海上风电场所采用的柔性直流输电系统对应不同的电压等级，容量与电压等级的对应关系一般是：容量100～300 MW，电压等级±80 kV；容量300～500 MW，电压等级±150 kV；容量500～1 100 MW，电压等级±320 kV[45]。架空线路不受输送容量和传输距离的限制，同时其建设成本较低、充电功率较小。

锂电池的传输容量在0～80 MW，文献[46]中的算例场景中，风电场的总额定装机容量为100 MW，电池储能系统的额定容量为63 MW·h；文献[47]中与风电场配合运行的电池储能容量为100 MW/80 MW·h，存储电量下限为16 MW·h。电池传输容量受外在因素干扰较大。有研究[48]表明：锂电池的容量和寿命随温度的变化会产生较大的改变，温度变化会导致电池的内阻和电压发生改变；温度每升高1 ℃，电池寿命约减少60 d，温度过低对电池性能的影响更大，导致电池内阻增大，容量减小约8%。但运输电池相较于其他输送方式更灵活，电池数量可随着需求的变化而改变，因此在这方面运输电池更具有优势。

2.2 各类电能输送方式经济性分析

以某离岸距离200 km、总装机容量为400 MW的深远海风电场为例，对高压交流输电、高压直流输电、架空线路输电与运输电池4 种电能输送方式进行经济性分析。交流输电系统采用35 kV 交流汇集海缆，220 kV 输电海缆采用截面积为1 600 mm2的工频海缆；直流输电系统采用35 kV 交流汇集海缆，直流输电电压为±200 kV，输电海缆采用截面积为1 000 mm2的XLPE绝缘直海缆；架空线路输电系统采用220 kV 架空线路；船舶运输电池按每天运输1趟计算，配备1艘船舶来进行运输，载质量为153 t。各类电能输送方式经济性参数[23,33-34]如表2所示。

表2 各类电能输送方式经济性参数Tab.2 Economic parameters of each transmission mode

海上风电经电池存储通过海运方式运输至陆地，由于电池存放在集装箱中，船舶运输电池损耗忽略不计。但船舶存在燃油费用，船舶耗油量约54.53 L/km，柴油价格按7元/L计算。各线路输电系统的成本主要集中在固定资产成本上，维护成本较小，运行成本可忽略不计，因此本算例只对总投资成本进行分析，忽略维护成本和运行成本。

根据以上数据可以计算出各输电方式的总投资成本，如图6 所示。可以看出：交流输电系统的投资成本最高，通过船舶运输电池的投资成本最小。在交流输电系统中，交流电缆投资成本较高，由于该电能输送距离大于交、直流线路的等价距离，交流线路的投资成本高于直流输电系统。直流输电系统中直流输电电缆投资成本较低，而其换流站建设成本高昂，在总成本中占比较高，降低了直流输电系统的经济性。架空线路的成本远低于海缆线路，但受杆塔建设困难、物理环境等外在因素的影响，不适用于深远海风电场的输电系统。运输电池无需敷设线路，减少了海上平台建设费用与线路投资成本，并节省了海上空间资源，具有良好的发展前景。

图6 各输送方式总投资成本Fig.6 Total investment cost of each transportation mode

3 海上风电输送方式的优劣势分析

高压交流输电技术的运行经验丰富，但容易被海底交流电缆充电电容所影响，从而限制了其传输容量，因此不适用于输送远距离、大容量的电能。高压直流输电系统的线路安装费用随着电压等级的升高而增加，需对材料进行深入研究并通过增加单座的容量来减少成本的损耗。此外，传统高压直流输电技术需加强大规模能源通过弱电网的送出能力，研究更完善的直流输电设备来提高系统的灵活性，并加强整个系统的抗干扰能力。柔性直流输电技术需对换流器进行优化控制，提升电网接纳新能源的能力，并提高系统的经济性和可靠性[49]，对于直流风电场的控制策略、直流断路器、系统的故障保护以及多相化机组的新型拓扑，还需更进一步的研究[50-51]。架空线路成本低廉，不受传输容量的限制，但在暴雨、大风天气，线路的杆塔容易倒塌、倾斜，电线极易被扯断，从而造成断路或短路；此外，在雷雨天气易遭受雷击，架空线路的安全运行受环境因素影响较大。

船舶运输电池具有以下优势[52]：

1）运费低廉。船舶航道是自然组成的，船舶交通量大，港口设备一般由政府建设。由于所用的船舶经久耐用、节省燃料，因此单位能源运输成本相对较低。

2）投资成本低。由于海底环境复杂，相比于在陆地，电缆建设施工难度呈几何性地增加。然而，通过船舶运输无需敷设管道，不仅降低了作业难度，而且减少了前期投入成本。

3）增加运输能源的种类。有些能源受到可运输方式的限制，最优选择通常是借由轮船运输，因此，除了运输电池，轮船还能同时运输其他不易运输的能源，以此降低成本。

尽管运输电池较其他输电方式具有诸多优势，但是轮船作为海上运输工具不可避免地存在一些缺陷，如航运所遭受的自然气候及其季节性的影响较大。综上可知，4 种输电方式各有利弊，海上风电送出不能仅依赖某种方式，应结合多种方式共同完成。

4 结论

海上风电可缓解沿海地区高用电负荷需求，风电发展战略、并网系统的逐渐演变等因素加快了风电机组的大型化发展，推进了电能生产和输送容量快速增长。通过对比分析海上风电主要输电方式性能指标及其经济性，得到如下结论：

1）高压交流输电技术相对成熟，但易受输送距离与传输容量限制；柔性直流输电技术的组网方式加强了陆上各区域的交流电网和海上风电场的并网功率潮流控制，可完成大容量传输的目标，是实现未来海上大容量风电场汇集及远距离输电并网的重要支柱；架空线路适合和其他输电方式联合使用；轮船运输电池具有方式灵活、成本价格低、运费低廉等优势，在海上风电电能运输方面具有良好的发展前景。

2）轮船运输电池方式可有效降低海上风电投资成本并提高海上风电利用效率，有利于海上风电的开发与利用，并提升新能源消纳能力。此外，电能通过电池储存便于安放，可以在负荷需求时灵活地使用电能，降低供电成本与配电损耗，有利于提高电网的灵活调节能力与安全运行保障水平。

3）轮船运输电池方式可有助于航运行业的发展。船舶运输时间灵活，不受固定轨道限制，可通过和线路输电互补使用，为海上风电传输电能提供新的思路，有利于航运的大规模、绿色和低碳发展，并促进航运行业的技术创新和生产制造。