海上风电投资成本高、风险大，为提高其经济性，海上风电机组向超大容量化快速发展。全功率变换风电机组成为海上机组的主流，该机组要求变流器的容量与机组容量相匹配，同时对其运行效率、可靠性和可用度提出了更高的要求。采用两电平或三电平变换器并联组成的变流器是海上风电变流器的主流结构，对并联变流系统的优化运行、容错和重构控制可有效提升其效率和可用度，对风电变流器控制的改进也可以使机组主动参与电网频率响应。针对海上风电变流器运行效率和可用度提升技术、风电高比例并网和平价上网的技术需求，综合评述其研究现状和技术趋势。

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海上风能资源丰富且开发潜力巨大，海上风电开发对于应对全球气候变化问题具有重大意义。重点介绍了欧洲国家海上风电的发展现状和海上风电及输送关键技术。给出了欧洲主要的海上风电场装机容量和相关政策，并指出随着开发区域不断向深海拓展，有效降低成本至关重要。在海上风电及送出关键技术方面，介绍了大功率风力发电机、海底电缆、机组基础结构技术，以及海上风电直流汇集系统和不控整流送出方案。最后给出建议，对于海上风电场规划及并网方式选择，需要在考虑并网导则和具体技术基础上确定最终方案。

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海上风电的运维成本占项目总成本的20%以上，控制运维成本的能力已经成为决定风电场运营效益的关键。探索高效、可行的运维管理技术，是大规模开发海上风电急需研究的课题。针对海上风电场维护管理技术中3个重要研究领域，即海上风电场维护策略、运维路径优化和维护调度决策的研究现状进行了系统综述。针对目前存在的维护策略相对单一、路径优化求解困难以及维护调度决策模型过于理想等问题，提出了未来海上风电维护管理技术的研究趋势：机组不同部件将采用不同维护策略以最小化综合运维成本；海上风电维护模式将朝着运维基地服务风场集群的方向发展；海上风电调度决策模型将采用更加精细化建模方法来满足海上风电的实际需求；结合人工智能、物联网和大数据技术的智能化运维管理技术将成为必然趋势。

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海上风电由于具有风能稳定、密度大等优点，在世界范围内已逐渐发展成为风力发电的重要形式。在深远海域，风能资源更丰富，风湍流强度与海面粗糙度较近海更小，因此深远海风电发展将成为未来海上风电发展的主要趋势。首先，阐述了海上风电深远海化发展趋势，总结了3种海上风电的并网方式及相应的拓扑结构、主要运行特点。其次，考虑深远海风电的特殊性，重点分析了集电系统可靠性评估与设计、海上升压站设计与换流站设计等3方面的发展趋势。最后，对亟待开展的研究方向、需求进行说明，为深远海风电发展提出建议。

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海上风电是可再生能源的重要形式和组成部分，通过基于电压源换流器的高压直流输电（VSC-HVDC）技术进行风电的远距离接入，使远离海岸的区域建设风电场成为可能，另外该技术也具备更大规模风场的接入能力。目前世界范围已有多个应用VSC-HVDC输电系统将海上风电场接入到陆上主电网的工程规划。然而，大规模风电会对系统的稳定性带来诸多挑战，尤其需要确保在故障工况下风电场及主电网的稳定性，VSC-HVDC以其优良的灵活性成为应对此类挑战的不二选择。本文对不同风电接入方式下系统的故障穿越方案进行了总结，对VSC-HVDC系统的故障穿越性能进行了研究，分析了故障下系统盈余能量对直流电压的影响，并提出了应用直流侧可控耗能电阻（DC Chopper）来维持系统中的能量平衡的方案。本方案使系统在故障清除后具备迅速重启的能力，为电网的可靠运行提供了理论支撑。

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35kV交流汇集是目前海上风电场集电系统的通用集电方案。随着对海上风场单位成本降低的追求和技术的发展，海上风机单机容量越来越大。然而，由于35kV海底电缆热极限和通流能力的限制，单机容量的增大使得单根海缆上可连接的风机数目随之减少。随着海上风电场规模的扩大和单机容量的增加，如果仍采用35kV交流集电方案，海底电缆的数目势必增加，电缆投资及相应工程费用和难度也将增大。据此，提出了66kV交流集电方案，并基于一组典型案例，对35kV和66kV海上风电交流集电方案进行了技术经济性比对。进一步结合未来海上风电的发展趋势讨论了66kV海上风电集电方案的适用性。

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准确评估风电场发电量水平对项目开发至关重要。针对海岸线附近的近海风电场，结合已建项目的测风塔数据和风电机组运行资料，得出WAsP计算模型主要参数取值。近海地区的风资源及发电量呈现一定的衰减规律，通过不同粗糙度和尾流衰减系数的设置，验证各方案模型电量与实际电量的拟合水平。结果表明，风电场的粗糙度取值要结合地形地貌、海洋水文条件等因素，海岸线附近近海风电场的粗糙度取值略高于软件推荐值，粗糙度水平为0～0.005 m；Park模型尾流衰减系数越小，发电量越小，不同的尾流衰减系数对发电量计算结果影响高达4.9%，采用0.04更接近实测值。

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海上风能资源的有效测量及合理评估是项目开发的基础。目前，海上风能资源测量及评估方面的研究及规范较少，且其测量环境与陆地差异较大，导致测量和评估有一定难度。适宜的测量高度以及合理的支臂朝向设置是获得有效测量数据的关键。海上测风塔测量环境应与风电场相似，需结合地形具体分析岛礁测风塔的测量高度。为便于塔影效应分析，建议在海上测风塔垂直主导风向的支臂安装两套风速仪。塔影分析与50年一遇最大风速计算是海上风能资源评估的重要问题。考虑到塔体结构差异，海上测风塔塔影效应分析方法与陆地测风塔有所不同。由于海上测风塔与气象站距离较远、观测环境不同，计算50年一遇最大风速宜采用大风过程相关法。

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针对张北柔直电网示范工程设备参数，建立了由换流阀、风机和交流耗能装置等设备组成的张北四端柔性直流电网仿真模型。开展了张北柔直电网孤岛方式下换流站稳态和闭锁故障时的仿真研究。针对换流站闭锁时的功率盈余和系统失稳问题，仿真了柔直电网孤岛运行方式下，换流阀闭锁时耗能装置投切对柔直系统的影响。结果表明，配合投切交流耗能装置可以有效平衡孤岛方式下送端换流站闭锁故障时的风功率盈余，极大缓解因闭锁造成的换流站极电压过充和系统失稳问题。

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模块化多电平换流器是柔性直流输电技术中的重要组成部分，柔性直流电网中直流过电压对整个系统的危害很大，因此对换流器闭锁退出运行后出现过电压进行仿真和机理分析。分析了换流器中子模块的6种工作状态和MMC的等效模型，根据换流站类型分为送端和受端换流站两种情况，基于PSCAD/EMTDC平台仿真换流器因故障闭锁后直流电压的变化情况，并根据等效电路分析换流站端口直流电压的动态发展过程和机理。由仿真结果发现，PSCAD/EMTDC仿真软件具有一定的缺陷，不能真实地反映断路器的断开，会产生虚拟过电压，并进一步分析了换流站闭锁后电压的变化趋势和产生原因。

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特高压直流穿墙套管作为换流站中连接阀厅和直流场的唯一通道，是承载系统全电压、全电流的核心设备。作为换流站的核心设备，其安全稳定运行关系到整个系统的可靠性。中国某1100kV直流穿墙套管采用V型结构，由户内和户外两个空心复合绝缘子通过穿墙而过的气体绝缘管道连接而成，气体绝缘管道内部垂直安装两个支柱绝缘子。根据气固绝缘系统的非线性电导模型，考虑了气体内部载流子的产生、复合、迁移及扩散的物理过程，计算了1100kV穿墙套管内部气体绝缘管道的支柱绝缘子在直流电压下的电场分布，并比较了线性电导模型与非线性电导模型之间的差异。同时，计算了电热耦合条件下的绝缘子暂态电场分布。研究结果可为气固绝缘系统电场计算提供模型选用依据，对绝缘结构设计具有参考意义。

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1000kV电网和特高压直流需要依靠500kV电网进行有效的承接和分散。以1000kV和500kV母线的短路电流限制为约束条件，分别针对特高压主变独立和互联供电分区的情况，分析特高压主变分区供电能力。首先分析1000kV/500kV典型分区结构所具备的供电能力，然后根据分区供电能力判断可能形成的500kV/220kV分区数目，所有500kV/220kV分区供电能力之和即是1000kV/500kV/220kV3层结构的整体供电能力，1个分区的供电能力范围约为21000～35000 MW。考虑直流接入500kV电网时，可以在原有分区的供电能力上直接叠加直流输入功率需要的500kV/220kV分区供电能力。针对京津唐规划电网饱和负荷水平进行了深入分析，给出2020年京津唐规划电网目标网架的饱和供电能力范围约为110000～120500 MW。

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