海上风电送出主要方案及其关键技术问题

徐 政

（浙江大学电气工程学院，浙江省杭州市 310027）

0 引言

中国海上风能资源丰富且紧邻负荷中心，开发海上风电可以实现就近消纳，是实现“双碳目标”的重要举措之一。目前，已得到成功应用的海上风电并网技术包括常规工频交流输电技术和柔性直流输电技术，其中常规工频交流输电技术受到输电距离的制约，而柔性直流输电技术则受到投资成本和运维成本高的限制。

宏观上看，海上风电送出存在多种可能技术，并可以从3 个技术维度进行划分：第1 个技术维度描述海上风电机组是否具有独立构网能力，分别为跟网型（grid-following）风机和构网型（grid-forming）风机2 种类型；第2 个技术维度描述海上风电机组输出电压和电流的频率特征，分别为直流、低频、工频和中频4 种类型；第3 个技术维度描述海上高压主输电通道采用的输电方式，分别为直流、低频交流和工频交流3 种方式。

根据上述3 个技术维度划分，可以组合出多种海上风电送出方案，而从经济性、可靠性和技术成熟度进行考察，存在8 种具有明显特点的代表性方案。本文将分别对这8 种海上风电送出方案的技术特点、关键问题和技术成熟度进行评述，并提出推荐的技术开发方向。

1 海上风电送出的典型方案及其特点

1.1 工频跟网型风机海上风电交流送出方案

工频跟网型风机海上风电交流送出方案的典型接线如图1 所示。图中：PCC 表示公共连接点。

图1 工频跟网型风机海上风电交流送出方案(方案1)示意图Fig.1 Schematic diagram of AC transmission scheme for power-frequency grid-following offshore wind farms (scheme 1)

这种送出方案是目前得到广泛应用的海上风电送出方案。其基本特点包括：

1）海上风电机组采用跟网型控制［1-2］，基于锁相环（phase-locked loop，PLL）跟踪风机出口交流母线电压的相位角和频率［3-5］，技术成熟且抗扰动能力强［6］。

2）由陆上交流电网为跟网型风机提供支撑电源，支撑强度通常用短路比来表示，定义为风电场交流母线的三相短路容量与风电场的容量之比［7-9］。由于海上风电场广泛使用直驱风电机组，其与交流电网的连接依靠其网侧换流器实现。因此，网侧换流器与交流电网的相互作用就代表了风电机组与交流电网的相互作用。根据跟网型电压源换流器（voltage source converter，VSC）接入交流电网的强度要求［10］，短路比必须大于1.4 才能稳定运行，而IEEE 稳定性定义工作组认为短路比小于1.5～2.0会引起PLL 工作的不稳定［11］，从而导致跟网型风电场运行的不稳定。另外，陆上交流电网也是海上风电场的功率平衡节点，即海上风电场发出的功率大小不受限制，可以完全依靠陆上电网进行平衡。

3）输电距离受海缆电容效应（表现为过电压效应和沿海缆方向的电流分布不均衡）影响。海上没有中间平台对海缆进行并联补偿时，输电距离一般 在80 km 之内［12］。

1.2 低频跟网型风机海上风电交流送出方案

低频跟网型风机海上风电交流送出方案的典型接线如图2 所示。这种送出方案所基于的技术目前正在开发中［13］。

图2 低频跟网型风机海上风电交流送出方案(方案2)示意图Fig.2 Schematic diagram of AC transmission scheme for low-frequency grid-following offshore wind farms (scheme 2)

与工频跟网型风机海上风电交流送出方案不同，这种技术方案采用低频交流输电，其目的是降低海缆的电容效应。因为电容效应决定于电容电纳的大小，而电容电纳与运行频率成正比，故运行频率降低时电容效应也相应降低。这样，采用低频输电后，海缆的输电距离就可以得到扩展。例如，当运行频率降低到20 Hz 时，海缆电容电流大幅度减小，交流海缆输送距离可达200 km 左右［14］，从而可以应用于远海风电的送出。

低频交流输电除上述扩展输电距离的主要优势外，因其频率降低，导体的趋肤效应下降，载流密度提高，还可以提升海底交流电缆的载流能力［15-18］。当然，采用低频交流输电也存在一些缺陷。最主要的是变压器的体积和重量上升，因为频率下降意味着电磁感应效应降低，对于同样容量和电压等级的变压器，铁芯截面积必须加大。初步估计，当运行频率降低到16.66 Hz 时，对应相同的容量和电压等级，低频变压器的体积和重量是工频变压器的1.75 倍左右［18-19］。

低频跟网型风机海上风电交流送出方案的关键设备是连接海上低频交流系统和陆上工频交流系统的接口装置，该接口装置一般被称为变频器。对该变频器的技术要求如下：为海上低频侧交流电网提供幅值恒定和频率恒定的支撑电压，使得海上风电机组能够按照跟网模式运行。能够满足上述技术要求的变频器拓扑并不多，目前，被广泛接受的变频器拓扑是模块化多电平矩阵变换器（modular multilevel matrix converter，M3C）［20-21］。

M3C 的拓扑结构如图3 所示，其原理分析比较复杂［22-24］，但其功能完全等价于2 个背靠背连接的模块化多电平换流器（modular multilevel converter，MMC）。因此，下面就按照2 个背靠背连接的MMC（MMC1 和MMC2）来说明其控制原则。

图3 M3C 的拓扑结构及其功能等价Fig.3 Topology and functional equivalence of M3C

陆上交流电网是有源电网，也是海上风电场送出系统的功率平衡节点。因此，连接到陆上电网的MMC2 作为整个系统的功率平衡换流器使用，其表现形式就是该换流器的控制目标设定为保持其直流侧的电压恒定。对应到M3C 变频器，其陆上工频侧的控制策略就是保持M3C 中9 个桥臂所有子模块电容电压的平均值为恒定值。

海上交流电网是低频运行的风电场电网。由于风电机组是跟网型的，连接海上交流电网的MMC1必须为海上交流电网提供支撑电源。因此，MMC1必须采用定交流电压幅值和频率的控制方式。在这种控制方式下，MMC1 的2 个控制自由度已用尽，即没有多余的控制自由度来控制进入MMC1 的海上风电场功率，故海上风电场进入MMC1 的功率是由MMC2 来实现平衡的。当陆上交流电网发生故障导致MMC2 交流母线电压跌落时，MMC2 可能失去平衡海上风电场进入功率的能力，导致直流系统内部功率盈余而发生过电压问题，这种情况下只能在MMC1 交流母线处安装消能装置，以减小进入MMC1 的海上风电场功率。对应到M3C 变频器，其海上低频侧的控制策略就是控制其交流母线的电压幅值和频率恒定，并需要在低频侧交流母线上安装消能装置。

M3C 是本输送方案的关键设备，研发高电压、大容量的M3C 是其关键技术。由于国内已有研制高电压、大容量MMC 的成熟经验，而M3C 可以看作是MMC 的扩展，故借鉴已经成熟的MMC 制造技术，研制成功大容量M3C 是可期望的。

1.3 工频跟网型风机海上风电直流送出方案

工频跟网型风机海上风电直流送出方案的典型接线如图4所示。这种送出方案是目前国内外已投运的海上风电直流送出工程所普遍采用的技术方案［10］。

图4 工频跟网型风机海上风电直流送出方案(方案3)示意图Fig.4 Schematic diagram of HVDC transmission scheme for power-frequency grid-following offshore wind farms (scheme 3)

海上风电采用直流送出的根本优势是输送距离远和输送容量大。如前所述，受海缆电容效应影响，工频交流输送方案的输电距离一般在80 km 之内［12］，更远距离的送出工程通常只有2 种技术可以选择，即直流输电技术和低频交流输电技术。而就技术成熟度而言，直流输电技术比低频交流输电技术更成熟。

工频跟网型风机海上风电直流送出方案的技术特点为［10，25］：

1）海上换流站MMC1 必须采用构网型控制。海上风电机组是跟网型的，因此，直流输电海上换流站MMC1 必须为海上交流电网提供支撑电源。这样，MMC1 本身必须采用构网型控制，最常用的方式就是采用定换流站交流母线电压幅值和频率控制，即采用定V/f控制。值得指出的是，对于跟网型的海上风电机组，海上风电直流送出方案不可能采用基于电网换相换流器（line commutated converter，LCC）的常规直流输电技术，因为LCC 本身必须有源换相［26］，即LCC 本身必须有支撑电源才能工作，故其无法为海上风电机组提供支撑电源。

2）海上换流站MMC1 是海上交流电网的功率平衡站。从功率平衡的角度看，MMC1 是海上交流电网的功率平衡站，其作用等价于交流电网潮流计算中的平衡母线。如果用潮流计算的概念来描述跟网型海上风电场电网的稳态行为，那么每台风电机组出口可以用一个PQ节点或者PV节点来描述，即每台风电机组都是按照定有功功率和定无功功率（或者定交流电压）运行的；而MMC1 的交流母线是海上风电场电网的平衡母线，即其电压幅值为设定值，其电压相角为海上交流电网的参考相角。这样，无论海上风电机组的有功和无功功率如何变化，最终都由MMC1 换流站来平衡。

3）陆上换流站MMC2 是高压直流输电通道的功率平衡站。仍从功率平衡的角度看，陆上换流站MMC2 是整个高压直流输电系统的功率平衡站，其表现形式为MMC2 控制直流系统的电压为恒定值；当直流电压保持恒定时，就意味着MMC2 将通过MMC1 进入直流系统的有功功率全部送入了受端交流电网。但当受端交流电网发生故障时，MMC2有可能无法完成作为整个直流系统功率平衡站的功能。因为MMC2 的输出功率与MMC2 交流母线电压成正比，当受端交流电网故障时，MMC2 交流母线电压跌落，从而降低了MMC2 的功率输出能力。此时，直流系统内部的盈余功率必须通过额外的消能装置来消耗掉，否则会引起直流系统过电压，威胁到设备安全。

4）本方案存在的主要不足是海上平台体积和重量大，如何降低海上平台和换流站的体积和重量是当前研发的主要方向。

1.4 中频跟网型风机海上风电直流送出方案

中频跟网型风机海上风电直流送出方案的典型接线如图5 所示［27］。这种送出方案与图4 的工频跟网型风机海上风电直流送出方案相比，仅仅是海上风电场变成了中频电网，其余部分完全相同。

图5 中频跟网型风机海上风电直流送出方案(方案4)示意图Fig.5 Schematic diagram of HVDC transmission scheme for medium-frequency grid-following offshore wind farms (scheme 4)

中频跟网型风机海上风电直流送出方案的技术特点为［27］：

1）海上交流电网是中频交流电网。海上风电机组是跟网型的，因此，直流输电海上换流站MMC1必须为海上交流电网提供中频的支撑电源，即MMC1 采用定V/f控制，只是这里的频率f是中频频率，如150 Hz［28］。

2）海上平台和换流站可以做得更小。由于海上换流站MMC1 接入海上中频交流电网，MMC1 的桥臂子模块电容值C可以大幅下降，从而可以降低子模块的体积和重量，最终降低海上平台的体积和重量，节省海上平台和换流站的投资成本。其理论依据是［10］：子模块中的电容电压波动率ε与MMC 的等容量放电时间常数H成正比，与交流系统角频率ω成反比，即ε=1/（Hω）。而H与子模块电容值C成正比，这样，对于同样的ε，如果ω上升到原来数值的3 倍，那么H就下降到原来数值的1/3，也就是子模块电容值C下降到原来数值的1/3。

3）风机和海上交流电网变压器可以做得更小。由于交流变压器是根据电磁感应原理工作的，感应电动势E=4.44fnΦ=4.44fnSB，其中，E为感应电动势的有效值，f为交流电频率，n为绕组匝数，Φ为磁通幅值，S为铁芯截面积，B为磁感应强度最大值。在感应电动势E相同的条件下，如果保持B和N不变，那么fS就是定值。意味着f上升3 倍，S就下降到原来的1/3。因此，海上风电机组采用中频后，变压器的铁芯截面积可以下降，从而减小了变压器的体积和重量。

4）海缆的载流量下降和损耗上升。中频海底电缆与工频海底电缆相比，频率升高，金属导体的趋肤效应增强，导体的载流量会有所下降，损耗会有所上升。根据初步的评估，在保持工频海缆结构不变的条件下，以中频频率取150 Hz 为例，中频电阻比工频电阻上升50%左右，中频载流量比工频载流量下降10%左右［28］。如果就中频频率对海缆进行针对性设计，载流量下降和损耗上升问题还可以得到一些改善。应当指出的是，本方案总体上属于高压直流送出方案，中频频率仅应用于海上集电系统，通常集电系统的集电距离小于30 km，目前趋势性的做法是采用66 kV 交流电缆直接将风机连接到海上直流换流站，省去海上升压平台。目前，海底交流电缆在220 kV 及以下，都是采用三芯电缆。对于三芯电缆，电缆护套内三相电流之和等于零，故正常情况下护套中的环流接近于零，这与采用单芯电缆时完全不同。因此，在中频海缆载流量分析中，海缆护套环流不构成限制因素，用三芯海缆可以使护套环流接近于零。

5）技术成熟度。本方案与工频跟网型风机海上风电直流送出方案相比，差别仅仅是海上集电系统为中频电网，其他方面并没有变化。尽管目前还没有基于这种方案的实际工程，但可以认为这种方案在技术上是成熟的，完全可以应用于实际工程。

1.5 低频构网型风机海上风电交流送出方案

所谓构网型风机，其外部特性表现为电压源特性，既可以接入有源电网，也可以接入无源电网。当接入无源电网时，构网型风机就是无源电网的支撑电源。如果将海上风电机组构造成低频的构网型风机，那么海上风电可以采用低频交流的方式送到陆上，但陆上的变频器可以采用更简单的形式，如采用二极管整流单 元（diode rectifier unit，DRU）加MMC 的 形 式。

低频构网型风机海上风电交流送出方案的典型接线如图6 所示［29］。

图6 低频构网型风机海上风电交流送出方案(方案5) 示意图Fig.6 Schematic diagram of AC transmission scheme for low-frequency grid-forming offshore wind farms (scheme 5)

这种方案的关键技术问题是如何设计风机控制器。对风机控制器的要求如下：1）控制风机端口的电压幅值和频率为设定值；2）所有接入海上交流电网的风机能够保持同步运行。对于主流的全功率换流器型海上风电机组，上述对风机控制器的要求是通过风机的2 个背靠背换流器的协调控制来实现的，如图7 所示［29］。图中：PWM 表示脉宽调制；udcwt为机侧换流器与网侧换流器之间的直流电容器的电压；udcwt，ref为udcwt的 参 考 值；usabc和isabc分 别 为 发 电 机机端的三相电压和电流；ωm为发电机转子的机械转速；θm为发电机转子的位置角；usdq和isdq分别为发电机机端电压和电流的d轴和q轴分量；isdq，ref为isdq的参考值；umdq，ref和umabc，ref分别为机侧换流器在dq坐标系和abc 坐标系中的交流侧电压参考值；ugabc和igabc分别为网侧换流器交流侧的三相电压和电流；ω0为给定的风电场电网角频率；θ为与ω0对应的相位角；ugdq和igdq分别为网侧换流器交流侧电压和电流的d轴 和q轴 分 量；ugdq，ref为ugdq的 参 考 值；ucdq，ref和ucabc，ref分别为网侧换流器在dq坐标系和abc 坐标系中的交流侧电压参考值；p和q为网侧换流器输出到风电场交流电网的实际有功功率和无功功率；pwt，ref和qwt，ref分别为p和q的参考值。

图7 海上风电机组的构网型控制策略Fig.7 Grid-forming control strategy of offshore wind turbines

图7 中，机侧换流器和网侧换流器的控制策略与跟网型风机完全不同。机侧换流器在跟网型风机中采用的是最大功率点跟踪（maximum power point tracking，MPPT）控制策略，而在构网型风机中则采用保持直流侧电容电压恒定的控制策略；网侧换流器在跟网型风机中采用的是保持直流侧电容电压恒定的控制策略，而在构网型风机中则采用保持网侧换流器交流母线电压幅值和频率为设定值的控制策略。

网侧换流器的控制器通常由3 层组成［29］。最外层的控制器根据有功功率设定值和无功功率设定值确定网侧换流器交流母线电压的幅值和频率。如何设计该最外层控制器是构网型风机最核心的技术问题。2015 年，西班牙学者［30］已经发现有功-电压模值（P-V）、无功-电压频率（Q-f）的控制方案是可行的，但没有说明这种方案可行的原因。文献［31］基于灵敏度分析证明了Q-f下垂控制满足控制器设计的基本原则，具有运行域全局适应性。而根据风电机组最大功率点跟踪和功率平衡的要求，有功功率设定值就取风机的最大功率；无功功率设定值可以取某个固定的值，如取零。网侧换流器的内2 层控制器与常规的定电压幅值和频率控制没有差别［10］，即为常规的定V/f控制，此处不再赘述。

低频构网型风机海上风电交流送出方案的主要技术特点为：

1）具有低频输电系统的优势，可以将交流海缆输电距离扩展到200 km 左右［14］。

2）陆上变频站可以采用DRU 加MMC 结构。由于海上风电机组为构网型电源，可以直接带DRU运行，这样，陆上变频站可以采用DRU 加MMC 的背靠背结构，如图6 所示，成本比M3C 大幅下降。

3）技术成熟度。本方案的技术关键是构网型风电机组，而且海上所有风电机组能够同步运行。与技术成熟的工频跟网型风机相比，需要改变的主要是风机的网侧换流器，主电路要适应低频的需要，控制器要适应构网的要求。在规模化和标准化应用之前，需要进行多方面的研发和实际工程试验。此外，由于陆上变频站采用了DRU，海上风电场的启动不能依靠DRU 来实现，故还需要研究合适的海上风电场启动方案。

1.6 中频构网型风机海上风电直流送出方案

中频构网型风机海上风电直流送出方案的典型接线如图8 所示［30-32］。这种方案的关键技术问题与低频构网型风机海上风电交流送出方案相同，仍是海上风电机组的控制器设计和同步运行问题，此处不再赘述。

图8 中频构网型风机海上风电直流送出方案(方案6)示意图Fig.8 Schematic diagram of HVDC transmission scheme for medium-frequency grid-forming offshore wind farms(scheme 6)

中频构网型风机海上风电直流送出方案的主要技术特点为［30-32］：

1）海上换流站采用DRU 后，与采用MMC 作为海上换流站的远海风电直流送出方案相比，提高了系统的可靠性和经济性。在可靠性方面，采用DRU后，由于二极管没有触发电路，可以看作是与电阻、电感、电容相同的无源元件，很容易采用封闭结构安装。这对于海上环境是特别有利的，其可靠性比通常带触发控制电路的MMC 高得多，并且可以实现长年免维护。在经济性方面，DRU 与MMC 相比，在成本、体积和重量方面优势更加明显，且不在一个数量级上。这样，在采用直流输电的海上风电送出方案中，中频构网型风机海上风电直流送出方案优势明显。因此，笔者认为这种方案是远海风电送出的优选方案，与其他方案相比，该方案更为简单、经济、可靠。

2）海上风电机组和集电系统的额定运行频率采用中频（100～400 Hz），可以大幅降低DRU 换流变压器和DRU 交流滤波器的体积和重量，进一步提高系统的经济性。

3）海上风电场集电系统采用中频后，会缩短海底电缆的输电距离，但海上风电场集电系统范围较小，海缆输电距离缩短并不构成限制因素［28］。此外，关于中频海缆的载流量下降和损耗上升问题，1.4 节已有描述，此处不再赘述。

4）技术成熟度。本方案目前在理论上已经成熟［30-32］，但仍缺乏实际工程经验，需要建设试验工程对技术进行验证。与技术成熟的工频跟网型风机相比，需要改变的主要是风机的网侧换流器，主电路要适应中频的需要，控制器要适应构网的要求。此外，由于海上换流站采用了DRU，海上风电场的启动不能依靠DRU 来实现，还需要研究合适的海上风电场启动方案。

1.7 直流端口型风机并联后经直流变压器升压的海上风电直流送出方案

海上风电机组大多采用全功率换流器型风电机组，如图7 所示。可以看出，风机定子发出的交流电首先通过机侧换流器转换为直流电，再通过网侧换流器转换为交流电接入海上交流电网，然后经升压后通过高压输电系统输送到陆上电网。当海上输电主通道采用高压直流输电方式时，交-直-交变换的环节较多，对此提出了海上风电全直流集电网和输电系统的方案［33-36］，以减少交-直-交变换环节并提高输电效率。采用全直流集电网和输电系统方案时，对应的风电机组必须被构造成直流端口型风机。构造直流端口型风机的2 条典型技术途径如图9所示。

图9 中，技术途径（a）采用DC/DC 隔离型直流变压器将低压直流（2 kV 左右）提升到中压直流（50 kV 左右）；技术途径（b）采用交-交变频器将低频交流变换为高频交流。如果将单台风机接入常规交流集电网的交流端口型风机作为比较的基准，则在集电系统这个层面，直流端口型风机与交流端口型风机的成本是可以进行对比的。对于技术途径（a），DC/DC 隔离型直流变压器与DC/AC 低压VSC 加一台工频变压器相比，在成本上不存在明显优势。对于技术途径（b），AC/AC 变频器加一台高频变压器与DC/AC 低压VSC 加一台工频变压器相比，在成本上也不存在明显优势。这样，接入直流集电网的直流端口型风机与接入交流集电网的交流端口型风机相比，在成本上并不存在明显优势。

图9 直流端口型风机的2 条实现途径Fig.9 Two ways to realize DC-port wind turbines

当直流端口型风机并联后经直流变压器升压通过高压直流输电系统送出时，其结构如图10所示［33-34］。

图10 直流端口型风机并联后经直流变压器升压的直流送出方案(方案7)示意图Fig.10 Schematic diagram of HVDC transmission scheme with step-up DC transformer for DC-port wind turbines connected in parallel (scheme 7)

如果将常规工频跟网型风机海上风电直流送出方案作为比较的基准，那么图10 中的DC/DC 直流变压器及其海上平台就要与图4 中的海上换流站MMC1 及其海上平台进行对比。按照目前的技术水平评估，图10 中的DC/DC 直流变压器与图4 中的MMC1 相比，在成本上并不存在明显优势。

这样，综合考察直流集电网和高压直流输电系统，直流端口型风机并联后经直流变压器升压的海上风电直流送出方案的优势并不明显。

1.8 直流端口型风机相互串联升压的海上风电直流送出方案

为了降低全直流集电网和输电系统方案的设备成本，本方案采用直流端口型风机串联升压，以去掉图10 中昂贵的大容量DC/DC 直流变压器，其基本结构如图11 所示［35-36］。

图11 直流端口型风机相互串联升压的海上风电直流送出方案(方案8)示意图Fig.11 Schematic diagram of HVDC transmission scheme for DC-port wind turbines connected in series(scheme 8)

图11 中，为简化分析，假设负极海缆为地电位，正极海缆为500 kV。这样，与正极海缆相连的那台直流端口型风机的正负极对地电位都在500 kV 量级。假定该直流端口型风机是按照图9 中的途径（b）实现的，显然途径（b）中高频变压器的网侧绕组将会有500 kV 量级的直流偏置电压，而该变压器的机侧绕组接近地电位，这意味着该高频变压器的原副边绕组间需要承受500 kV 量级的直流电压，这对于单台风机容量的变压器来说，成本不成比例，经济性是其制约因素。

综上所述，尽管本方案在高压直流送出系统中省去了直流升压变压器，但每台风机的成本可能会大幅增加，其经济优势并不明显。

2 各种典型方案的特点汇总

为了更直观地展示各种海上风电送出方案的特性，表1 对第1 章所讨论的8 种典型方案的技术特点进行了汇总。表1 中对比的维度包括风机的构网能力、风机输出端口的频率、海上平台及其设备的成本和复杂度、主干输电通道采用的输电方式、陆上接入装置的成本和复杂度等。理论上，设备的复杂度与其可靠性和运维成本紧密相关，复杂度越高，则运维成本越高、可靠性越低。表1 还特别给出了每种方案的技术成熟度信息，可以作为技术研发和工程方案选择的参考。

表1 各种方案的技术特点汇总Table 1 Summary of technical characteristics of each scheme

3 结语

本文从风电机组、集电系统、送出通道3 个技术维度探讨海上风电送出技术。对有代表性的8 种技术方案在经济性、可靠性和技术成熟度方面进行了比较，主要结论如下：

1）目前，海上风电送出的成熟技术是基于工频跟网型风机的交流送出方案和基于工频跟网型风机的直流送出方案。

2）跟网型风机比构网型风机的技术成熟度更高，因此，基于M3C 变频器的低频跟网型风机交流送出方案和基于中频跟网型风机的直流送出方案是研发难度相对较低的未工程化应用技术，应加快其工程化应用研发。

3）基于低频构网型风机的海上风电交流送出方案可以采用DRU+MMC 作为变频器，在经济上存在优势，但技术上还不够成熟，需要进一步研发。

4）采用DRU 作为海上换流器的中频构网型风机直流送出方案是海上风电送出的优选方案。与采用MMC 作为海上换流站的远海风电直流送出方案相比，经济性和可靠性更为优越，应加速这种技术的研发。

5）基于直流端口型风机的并联型和串联型2 种海上风电全直流组网与送出方案，与既有技术相比优势不明显。