由于风电具有随机性和间歇性的特点，随着风电装机容量的猛增，越来越多的问题正逐渐显现，主要有：1）大规模不可控低品质风电并网对电网安全性带来的挑战；2）大规模风电场的聚集给当地电网输送带来的极大压力，造成大量弃风现象；3）大量并网风电给电网调度中心造成越来越大的困难，而且造成电网平衡成本逐渐增大。
为解决这些问题，积极探索能源转换方式，将风能转化为氢能源加以利用成为发展可再生能源新的思路。氢能是公认的清洁能源载体，具有能量密度大、转化效率高、无污染和零碳排放等特点，被看作最具应用前景的能源之一。风电制氢具有的优势主要有：
一是充分利用弃风电力，解决风电大发或电网容量有限时产生的弃风问题，同时有效降低制氢成本；
二是利用电解制氢装置的快速响应特性或结合燃料电池、氢燃气轮机发电提高风电供电质量和可靠性，增加风电的渗透率；
三是利用可再生能源制取绿氢，减少温室气体的排放。根据系统与电网的连接情况，可分成并网状态和离网状态下的风电制氢。
1风电制氢基本原理
风电制氢的基本思路是将风力所发电量超出电网接纳能力的部分采用非并网风电模式直接用于电解水制氢，产生的氢气经过储存运输，应用于氢燃料电池汽车等。风电制氢技术系统配置如图1所示。整套系统包括风力发电机组、控制/转换系统、制氢系统、储氢/氧系统、燃料电池发电系统和输送系统等。其中，控制/转化单元是整套系统最重要的部分。控制/转化单元根据收集的实时信息对上网功率、制氢功率及燃料电池发电功率进行决策，是保证系统安全可靠稳定运行的基础。
图1风电制氢技术示意图
2风电制氢技术特性
首先，风力发电机具有高适应性。风力发电机不仅可以通过变流装置将电能输送到电网，而且还可以将弃风能源在氢电解池供电当中进行应用，因此对风力发电机适应性也提出了十分严格的要求，需要确保其对于风波动具有较强的抵抗能力。
其次，电解池具有高适应性、高效性、安全性以及环保性。风电制氢电解池可以将风能有效转换成电能，而且在电解制氢过程当中需要充分确保能源转换过程的高效性。与此同时，制氢公路波动会直接影响到氢气纯度以及制氢装置的使用寿命，因此对电解池也提出较为严格的要求。通过对电解池的催化剂以及电极等材料进行优化，可以使电解成本得到降低，同时还可以使制氢效率得到提高。而通过对隔离膜进行优化，则可以使其性能得到提高。在将工艺参数合理调节后，可以使电解池抗功率波动性得到有效提高，使系统运行安全性得到提升。
最后，风电制氢控制系统具有较高的安全性、高效性以及灵活性。对于风电制氢集成控制系统而言，其具体包括燃料电池、储氢以及制氢等相关控制系统，而通过控制系统运行可以灵活分配制氢功率。通过对制氢电压进行控制，可以确保制氢系统维持在高效范围内，并经过一系列控制，使制氢、用氢以及储氢等系统的安全运行得到保证。
并网状态下风电耦合制氢又可以分为以下3个模式：一是利用弃风电力制氢，电解制氢装置为电网“削峰”；二是进一步结合燃料电池发电，为电网“填谷”；三是电网辅助的风电制氢系统，保证氢气供应的稳定性和可靠性。
离网条件下风电耦合制氢主要有2种模式：一是由风电、电解制氢、储氢和燃料电池等模块组成微网系统，为用户提供电冷热等服务；二是非并网风电制氢，适用于风电发展受限或电网建设成本高的地区。
总体上看，离网条件下的风电耦合制氢技术尚处于初步发展阶段，系统在技术集成和商业模式上还需深入探索。
3国内外研究现状
总体上说，国内外研究重点是并网型风电制氢技术在不同应用场景下的可行性和经济性分析，例如弃风电力制氢、结合燃料电池发电等。研究表明并网型风电制氢可充分利用弃风电力，明显降低制氢成本。可将弃风率从35.8%降至7.5%。并网型风电制氢另一大优势是利用电解制氢系统的灵活性提高风电并网友好性。在用电低谷时段，制氢储能；在用电高峰时段，可利用燃料电池或燃氢燃气轮机发电提高风电出力。
并网型风电制氢另外一个重要研究方向是整套系统的配置优化和调控策略仿真。不稳定的风电电源给制氢装置的配置和运行优化带来较大的挑战。以碱性电解制氢为例，风电功率的随机变化导致碱性电解水装置输入功率频繁变动，造成石棉隔膜压力和碱液浓度等的变化，影响电解水效率和电解装置的寿命和运行安全性。通过智能仿真技术分析电压、电流、温度、压力、膜电极材料电化学特性等对制氢装置运行的影响，以及配置碱性电解水制氢装置和超级电容器后的启停控制策略，可以大大节省制氢成本，增强电解槽使用寿命；并对电价、风电可用性和氢气需求的智能预测来优化电解制氢的运行策略，同样可以降低制氢成本。
离网型风电耦合制氢技术的工程示范从年就开始陆续出现。制氢装置在不稳定电源下运行是可行的，但在低负荷下的制氢效率和氢气品质却无法保证。Ulleberg等人在挪威Utsira岛开展了世界上第一套离网型风电耦合制氢的工程示范，整套系统包括风电系统(kW)，电解制氢(10m3/h)，高压储氢(m3/h，20MPa)，氢气发动机(55kW)和PEM燃料电池(10kW)，系统流程如图2所示。4年多的实际运行数据表明整套系统的效率可达53%，而且这种供能方案可以满足一个社区的用能需求。
图2Utsira风电耦合制氢工程示范流程图
风电制氢系统另一大特色是可以在居民区实现热电联供。当风速较大时，风电用于供电，多余电力通过PEM电解装置制氢，然后加压储存下来。当风速较低时，利用燃料电池发电，弥补风力发电的不足。燃料电池发电产生的热量可用于提供热水。当风速为9m/s时，整套系统能效可达39.5%。而当风速为3m/s时，整套系统能效和效率分别为19.3%和18.3%。
在实际设计应用过程中，风电耦合制氢系统是否与外部电网连接需要着重考虑。一方面，并网状态下的风电制氢成本明显低于离网条件下的成本。另一方面，风电制氢系统与电网连接产生了配电网建设相关费用，提高了系统的投资建设成本，这需要全生命周期内的平准化分析才能做出合理的选择。
近十几年来，国外陆续建成了二十多个风电耦合制氢示范项目，如表1所示，积累了丰富的系统设计和实际运行经验，也得到了很多失败的教训。总体上，欧洲风电制氢项目最新研究方向有以下3个：一是发挥氢在微网系统中的储能优势，在提升可再生能源系统利用效率的同时，优化间歇性再生能源电力的发电品质，以保证电网的安全性和稳定性。例如INGRID项目拟建设包含39MW·h的固态储氢、电解制氢-燃料电池和1.2MW氢燃机的氢储能系统，为MW的光伏、风电和生物质发电系统进行功率平滑调节。氢储能系统的最大储氢量可达kg。二是以德国为首的国家开展的“PowertoGas”项目，通过多余电能制氢的方式提高可再生能源的规模和比例。三是大力开展海上风电制氢项目，例如荷兰的NortH2项目，计划到年在北海建成3-4GW的海上风电工程并完全用于电解制氢，并计划在年达成10GW海上风电装机容量和年产80万t绿色氢气的目标。英国Dolphyn项目计划采用漂浮式风机平台和制氢的方案，在北海开发一个4GW的浮式风电场，采用10MW机型，在每台风机上都安装一个制氢子单元，最后通过管道外送。
相比之下，我国开展风电制氢示范项目起步较晚，年，李克强总理考察德国氢能混合发电项目，指示国内相关部门组织实施氢能利用示范项目。
河北沽源风电制氢综合利用示范项目是国内首个风电制氢工业应用项目，总投资20.3亿元。该项目由河北建投新能源有限公司投资，与德国McPhy、Encon等公司进行技术合作，引进德国风电制氢先进技术及设备，在沽源县建设兆瓦容量风电场、10兆瓦电解水制氢系统以及氢气综合利用系统三部分。项目生产的氢气用于工业生产，降低工业制氢产业中煤炭、天然气等能源消耗量;另外，在氢能源动力汽车产业具备发展条件时，用于建设配套加氢站网络，支持河北清洁能源动力汽车发展。
从技术层面，我国风电耦合制氢关键技术研发和设计运行经验与国外尚存在较大差距，该技术的发展方向主要有以下3点：
1）整套风电制氢系统的优化设计。系统的优化设计包括3个方面：一是各子系统设备的容量选型，二是辅助设备的优化选择，三是系统的模块化设计。
2）风电制氢系统运行策略的制定和优化。风电制氢系统的运行涉及到风电出力、并网功率、电解制氢功率、储运氢能力和燃料电池发电功率等的协调控制，控制策略的制定与电网指令、用氢需求和设备参数等密切相关。控制策略的优劣可直接影响到系统效率、可靠性、鲁棒性和设备寿命等。
3）风电制氢系统全寿命周期技术经济性评价。结合风电制氢系统工程示范和实际运行经验，并根据我国相关政策(碳减排和交易政策、氢能发展规划等)的制定实施进度，建立符合实际情况的风电制氢经济性评价模型，探讨风电制氢系统在不同技术路线和氢气应用场景下的全寿命周期平准化成本和收益，最终获得符合我国发展国情并切实可行的氢能发展商业模式。
4发展面临的技术问题
风电制氢的发展将会带动风电装备、氢气制备、储氢、运营和氢气应用等各行各业的发展。首先，在发电过程中，将会利用到大量的风力发电机、齿轮箱、叶片、电控系统以及塔基、塔架、轴承等基础设施，应运而生的便是相关机械制造及电机行业的发展，有助于对风力发电机等项目的研究和制造业的升级改造。电解水制氢技术因性能可靠、高效而具有很好的应用前景。氢能利用主要包括氢的廉价制取、安全高效储运和规模应用。这也有助于我国对电解水制氢技术和储氢技术的研究，促进相关装备制造产业的发展。风电制氢对我国的燃料电池的发展也将有很大的推动作用，燃料电池具有很高的发电效率并避免了严重的环境污染。近年来我国燃料电池已经取得了飞速的发展，相关的技术已经逐步成熟，不同型号的燃料电池客车及小型车已经有广泛的示范运行。
风电制氢技术与传统的电解水制氢技术的区别在于风电制氢的电能具有间歇性和宽功率波动性，给风力发电和电解制氢技术带来巨大挑战。当前风电直接制氢技术发展尚不成熟，在风电制氢技术的各个环节中依然存在很多问题亟待解决。
4.1离/并网风力发电机技术
离/并网风电制氢中的风力发电机既要为外电网提供电源，又要为制氢电解池供电；还要适应电网的不稳定，同时控制系统还需调节风电上网与制氢电量比例。高适应性的风力发电机的创新与发展对风电制氢技术十分关键。目前应用最为广泛的风力发电机组为双馈式和永磁直驱式风力发电机组。对永磁直驱同步发电机和双馈异步发电机的结构、原理、工作特性及其对风电制氢的适应性研究仍然需要深入。同时针对用于风电制氢的新型开关磁阻式以及双凸极结构的发电机也处于研发试验阶段。
4.1.1双馈异步感应风力发电机与永磁同步直驱式风力发电机
双馈异步风力发电机与直驱式永磁发电机在调速范围和能量传递方面无太大差别。双馈异步感应风力发电机的无功调节范围较大，电能质量较高，但其控制方式较为复杂。直驱式永磁发电机主要通过增加磁极对数从而降低电机的额定转速，减少了增速齿轮箱部件，其性能可靠性远远高于双馈式。永磁直驱同步风力发电机不需要无功补偿装置，虽然风能利用率相对较高，但造价高、损耗较大。上述两种发电机在风电机组应用广泛，但仍然存在针对风电制氢的应用适应能力不足的问题。因此，在现有发电机基础上专门设计面向风电制氢应用的高经济性和高适应性的风力发电机尤为迫切。
4.1.2开关磁阻式发电机
开关磁阻发电机在风力发电系统中的应用是20世纪90年代以后才提出来的。开关磁阻电机研究起步较晚，目前正处于理论实验研究阶段，大功率配套装置不齐全是当前遇到的难题。开关磁阻发电机定子、转子均为凸极结构，具有自励能力，在自励模式下，只需小容量的直流起励电源，就可以自动建立电压，且可直接使用直流电能。若与制氢、燃料电池储能构成互补系统，更可以体现分时励磁和发电的优势。风能充足时，一方面开关磁阻发电机从燃料电池获得励磁，另一方面又给负载供电，同时能够给电解池供电制取氢，将剩余的电能转换成氢能储存起来。当风力不足时，制氢储能将释放出来，供负载使用。该发电机高效、适应性强、成本低，对风电制氢来说较为合适。对于非并网风电制氢而言，其风力发电机将更加侧重于结构简单、维护方便、捕获风能能力强、高可靠性和低成本的发展方向。
4.1.3双凸极发电机
双凸极直流发电机定转子外形与开关磁阻发电机相似，为双凸极结构，是一种较为适合非并网风电制氢系统的发电机，其结构简单、成本低。秦海鸿等提出了一种双凸极发电机，并对该发电机基础理论运行原理及结构等进行详细理论及机理阐述。若实现在直驱发电系统的广泛应用还需要对理论及其运行机理进行更加深入的研究。目前该发电机的发展尚处于理论基础研究和探索验证阶段。
4.2宽功率波动高效电解制氢系统
4.2.1电解制氢的方法
电解制氢技术目前较为成熟，其关键技术就是电解槽。目前电解槽主要可分为碱性电解制氢、固体氧化物电解制氢、质子交换膜电解制氢。
（1）碱性电解制氢：碱性电解制氢是目前最简单、最成熟的制氢方式之一。碱性水电解装置大多有双极性压滤式结构，可靠性高、能在常温常压下运行，但存在渗碱污染环境及制氢效率不高问题。提高电解的效率，消除渗碱问题一直是该制氢方式的关键技术。
（2）质子交换电解制氢：聚合物电解质膜（PolymerElectrolyteMembrane,PEM）电解槽主要也是由两电极和聚合物薄膜组成，质子交换膜通常与电极催化剂成一体化结构。PEM电解槽不需电解液，只需纯水，比碱性电解槽安全、可靠。该制氢方式效率可达到90%以上，但是因其电极多用贵重金属铂，价格昂贵，难以大规模应用。
（3）固体氧化物制氢：固体氧化物制氢技术可节能20%~30%，并且不需要贵重金属做电极。这大大降低了制氢的成本。发展提高制氢效率的低成本材料是该制氢方法的关键技术。在制氢时提高制氢安全性依然是该技术发展的关键。三种电解槽的优缺点对比见表2。
4.2.2制氢装置在风电宽功率波动条件下的适应性问题
风电制氢系统的功率输出波动范围非常大，制氢功率的波动会对制氢装置产生一定影响，影响主要有两个方面：一是大幅波动对装备寿命的影响；二是对产品气体纯度的影响。制氢系统中阴极和阳极之间具有透水隔气功能的薄膜布，防止氢气和氧气混合，但是仍有少量氢气与氧气渗入隔膜，所以电解装置中装有氢氧浓度分析仪，用来监测和保护，防止爆炸。同时经实验研究，在宽功率波动中，制氢低功率会导致产生的气体不纯，需要调整其他工艺参数保证制氢低功率下的安全运行，将电解液循环量与系统功率同比调节，能够大大提高气体纯度。所以针对制氢装置在风功率波动条件下的适应性问题，改善电解槽结构，采用调节工艺参数的方法来提高制氢纯度是保证系统安全性运行的关键技术问题，如采用电解液循环量与系统功率同比调节的方法实现制氢系统安全运行。同时，与风电宽功率波动配套的风力发电机，合适的控制策略以及具有稳定电压输出能力的电力电子器件等都将是解决风电制氢宽功率波动问题的关键技术。
4.2.3无机离子膜水电制氢技术
无机离子膜水电解制氢设备从根本上解决了上一代电解制氢设备由于采用原始的石棉膜片所产生的一系列问题。具有如下优点：①先进的无机碱性离子膜。膜厚仅0.2mm，且具有离子渗透性强，氢、氧气体分离度高，阴阳两电极的电阻值小的特点，因此膜电压很低，又因电极的极间距几乎为零，因此在增加电解电流密度时不会增加槽电压，发热量小，电解效率高，能耗大大降低。②无机碱性离子膜不易破裂，在碱性溶液中不会发生溶解，其运行安全性比传统电解槽高。③电解液全自然循环设计，不再采用循环泵，不仅节约了泵类所消耗的能耗，也免除了大量繁琐的维修及维护工作。
4.2.4水电解制氢系统的节电技术
水电解制氢的关键是降低电解过程中的能耗，提高能源转换效率。水电解制氢系统包括电解槽制氢和氢气净化两个系统，电解槽水电解过程中，在电解液中加入添加剂，或低电流密度运行，可以降低氢气生产单位电耗，节省用电。针对电解液的材料进行改进和针对氢净化系统的控制技术进行改进，均可减小耗电，提高制氢效率。目前商用电解槽法，能耗水平约为4.5～5.5kW·h/m3H2(标准)，能效在72%～82%。
目前，宽功率波动高效电解制氢系统亟需解决关键技术为电解槽结构的优化、电能输入功率波动对电解槽性能影响、控制系统优化问题。当前，国内外相关机构已开展了对水电解制氢装置宽功率波动适应性的相关研究，中船七一八研究所的宁楠等针对KZDQ-20/3.2水电解制氢装置在改变工作温度、电解液循环量的基础上做了实验。数据表明，在20%～%负荷下的宽功率波动条件下运行水电解制氢系统，氧气中氢的含量稳定在1.04%～1.10%之间，能够满足水电解系统的安全运行。目前中国船舶重工集团已针对风电系统研发出全自动的柜体式风电制氢装置，氢产量可达1.5N·m3/h，产品氢气纯度可达99.5%。宽功率电解池不但提高了风力发电系统效率，而且有助于电解制氢系统的安全运行。因此，在宽功率波动下，高效电解制氢设备的开发至关重要。现有的一些主要制氢厂家的制氢设备参数见表3。
4.3风电制氢的集成控制及安全
风电制氢作为一种新兴产业，因其自身发展和生产性质特点，未形成固定形式，其运行管理包含氢气制备、传输和应用环节中的安全服务工作，保证氢气质量标准，降低各种损耗，提高经济效益，确保运行安全和人身安全。风电制氢-燃料电池系统由风力发电系统、电解制氢系统、压缩储氢系统、燃料电池系统及相关协调控制单元组成。风力发电系统及电解制氢系统通过判断弃风量大小来确定是否开始制备氢气；根据风电并网的容量和质量及本地负荷的实际需求和储氢系统的运行情况等协调控制，决定了燃料电池系统与其他系统之间的工序协作。在风电制氢产业链中，包括氢气制备在内，氢能传输、应用以及加氢站各个环节都对消防、安全和管理提出了极高要求，包括氢气的升压、储存和加注技术及其系统，除满足耐压特性外，对流速和流量信息有精确要求，同时还需满足计量收费的要求。
4.3.1电解制氢系统的控制
电解制氢系统控制主要包括输出电压控制、压力控制、液位控制、电解槽温度控制、电解槽循环量的控制、氢氧纯度的控制等。输入端经变压器和整流柜整定出供电解槽使用的直流电，需要整流柜控制输出电压，保证制氢系统的运行功率在0~%可调。电解制氢设备设定可正常运行的工作压力，确保设备起动后，压力可以在50%~%额定工作压力范围内可调。氢气和氧气可通过电解液液位控制实现隔离，避免发生爆炸。电解槽温度控制是确保隔膜无损坏的关键。电解液在系统内不断循环以带出设备产生的气体和热量，有效避免电解槽干烧现象。电解制氢设备中需加入氢氧浓度分析测试系统实现氢气纯度的监测和控制，若氢气纯度达不到要求时控制电解系统停止运行，防止爆炸，保证制氢安全。
4.3.2储氢系统的控制策略
现有氢能传输方式主要为高压储氢、液氢和固态储运，有关氢气大规模输运管道的研究还在进行中。压缩储氢系统的控制策略主要包括充氢过程和供氢过程控制策略。压缩储氢系统包括缓冲瓶的压力传感器、高压储氢瓶的高压压力传感器、温度传感器和供储系统中的氢气泄露传感器等。供氢过程的控制主要通过给高压储氢装置发送信号完成供气过程，高压储氢装置通过减压器进行氢气的释放，在减压器设有低压压力传感器，可监测减压器是否故障，保证储氢供气系统安全运行。
4.3.3燃料电池和直流微网系统的控制策略
燃料电池发电系统主要包括辅助系统、散热系统、主机系统等，燃料电池在收到系统的开关机命令后，辅助系统启动并自检，自检成功后反馈燃料电池系统的最大输出能力和最大加载能力，控制系统通过对变流器目标功率的控制，控制燃料电池系统的输出功率。风电制氢与微网部分的基本控制框架如图3所示。
图3风电制氢基本控制框架图
针对风电制氢中主要应用直流的特点，开展相应的直流微网研究是目前的研究重点之一。直流微网由分布式发电单元、储能装置及负荷按照一定拓扑结构组成的网络。风电产生的电能可通过简单的变流技术之后通过制氢的方式并入直流微网，通过储氢系统和燃料电池完成电能的存储转换；电能再经升压变流之后，在需要的时候为用户负载或电网提供电能。微电网控制灵活、能源利用率高，适合风电制氢中电解负载对风能变化灵活调整和组合的特点，在解决宽功率范围风能波动、高适应性能量转换、离/并网切换、负荷供电可靠性上有着极大的优势。风电制氢技术中引入直流微网为分布式能源开发和多能耦合储输系统应用和研究提供了新的方向。在满足本地用户对电能质量和安全要求的同时，大大减小了对电力系统或分布式能源的影响。风电并网与离网的协同运行，既可使风能利用率提高，又可以减小对电网的冲击，同时灵活地为用户负载以及电网完成电能输送，是一种灵活、可靠、环保的技术方案。
4.4适应风电制氢的大容量电力电子装置
随着风电机组容量的不断发展，相关的电力电子技术也在不断的探究和完善，很多技术都在不断地探索中，如充分利用电能的全功率变流技术、关于逆变器的调制策略、改善电能质量的网侧滤波器技术和低电压穿越技术等。
但是目前针对风电制氢的电力电子装置研究较少，国内外只有少数学者展开了研究，由于风电制氢需要考虑风能的宽功率波动性对制氢效率以及制氢设备寿命的影响，而合适的电力电子器件可以在承受宽功率风电输入的前提下，为制氢装置提供较为稳定的电压输入，所以研究适合用于风电制氢的大容量、宽功率波动的电力电子器件也尤为重要。在制氢输入端的DC-DC变流器对风电制氢的影响很大，研究具有宽功率输入承受能力以及稳定电压输出能力的DC-DC变流器将会大大提高制氢效率，是风电制氢的关键技术所在。
目前国内外针对风电制氢的电力电子装置研究较少，周杰等对热电领域的六种DC-DC变换器的优缺点进行了详细分析，这为风电制氢的变流器结构提供了参考。徐琪等针对适用于风电制氢的Cuk变换器进行了数学建模，并对电解槽的负载特性进行了仿真分析，最后基于DSP搭建了Cuk变换器的实验装置，使用可编程直流电源模拟风电输出，并采用改变电路占空比的方法保证输出电压稳定，使其满足了电解槽负载的需求，为风电制氢的电力电子器件研究提供了参考。
总体来讲，适应风电制氢的大容量电力电子装置的研究仍处于起步阶段，研究具有宽功率输入承受能力、稳定电压输出能力的DC-DC变流器具有重大意义，适应大功率风电制氢的变流器拓扑结构、更稳定的控制系统等都将是未来研究的重要方向。
5海上风电制氢前沿技术
近年来，多个国家依据各自能源转型路线上调海上风电发展目标，同时又有新的国家进入海上风电领域，海上风电装机比重将逐步提高。美国在年3月宣布将建设30GW海上风电项目，而此前美国只有42MW海上风电运行。丹麦年电源总装机容量为MW，其中风电总装机容量为MW（海上风电装机容量为MW），当年风电电量占总电量47.2%；规划在年前新建海上风电2.4GW，一期计划新建~MW风电场“Thor”。法国受渔业、民航和国家安全限制，截至年有16.6GW陆上风电和2MW海上风电，预计在年将新增海上风电装机容量MW，年海上风电装机容量将达8.75GW。表4列举了近5年国内外海上风电示范项目。
5.1海上风电发电前沿技术
5.1.1新一代海上风机
海上风机容量呈现大型化发展趋势。根据伍德麦肯兹研究，在海上风电中，SGRE（西门子歌美飒）占据24.3%的市场份额，且其直驱风机在海上风电占据主导地位，东方风电、明阳科技等中国公司占比分别超过20%和10%。年5月西门子歌美飒推出SG14-DD的直驱风机，其额定功率为14MW，叶轮直径为m。通用电气在年公布为位于英国的海上风电场项目DoggerBank第三期提供升级的Haliade-X14MW的直驱风机，叶片长m。三峡集团长乐海上风电场使用了30台东方风电制造的10MW风机；由明阳科技制造的MySE8.3-为半直驱风机，其叶轮直径为m。
轻型化是新一代风力发电机的重要特征。风力发电机一般布置于风机塔顶部，风机容量不断上升导致采用传统稀土永磁体的发电机重量不断增大，不利于风机成本控制与安装运输，亟待采取新型技术路线。美国国家可再生能源实验室对15MW永磁发电机进行重新设计，利用3D打印技术，并使用硅铁合金/软磁复合材料、烧结磁体/聚合物粘结磁体复合材料分别作为转子铁心与永磁体，实现发电机减重15.1t。美国超导公司利用高温超导材料替代永磁体，将发电机的体积与重量减少50%，但成本由于采用高温超导材料而提高；通用电气则采用低温超导体作为定子绕组，最高可实现风机减重50%、成本减少10%，但这一方案的难点在于绕组的温度控制。另外，传动系统优化也可以进一步实现风机轻型化。
虽然新一代海上风机单机成本变高，但其提供的发电量增加，风场风机数量减少，风机基础施工、阵列电缆安装等成本将降低。随着风机技术进一步创新以及监管运维技术的提升，总体而言，海上风电平准化度电成本将大幅度降低。
5.1.2漂浮式海上风电技术
深远海风电将在未来海上风电中占据重要地位，相较于近海区域，深远海风电资源更为丰富，但工况更为复杂，对风机基础、海缆等多个技术方面提出更高的要求。固定式风机在深海区不具备经济性，深远海风能资源将主要由漂浮式风机开发利用。9年挪威率先开展2.3MW漂浮式风电机组验证，美国、日本也紧随其后。
截至目前，多个漂浮式海上风机项目已经制成兆瓦级全尺寸样机，并成功实施海试和并网发电，代表着当前漂浮式海上风力机的最高水平。在挪威2.3MW漂浮式风电机组验证后，日本、苏格兰分别投建漂浮式风电验证与示范工程。截至年底，欧洲共有62MW漂浮式风电装机容量，占全球漂浮式风电装机容量的83%。借由海上石油平台经验，预计到年漂浮式风机全区装机容量达到6.2GW，并将快速发展。我国漂浮式海上风机起步较晚，年7月13日组装完成首个漂浮式海上风电平台并装载全球首个抗台风漂浮式风机，单机容量为5.5MW，为我国大规模开发深远海风能资源奠定基础。
随着对漂浮式海上风机研究的加深，出现多种新形式漂浮式风机，根据静稳性原理可分为：
1）张力腿式。可在陆上组装，但是锚泊载荷很大，海上装配技术要求较高导致成本极高。可采用多线锚泊系统提升稳定度。
2）立柱式。安装水深至少80m，装配施工需要特种装备才可完成。
3）半潜式。可在陆上组装，使用现有施工船只拖至施工现场安装。截至年底，在全球15个漂浮式风电工程中，共有10个工程使用半潜式风机，占比67%。
由于漂浮式风机系统结构以及海上环境的特殊性，漂浮式风机相比陆上风机或浅海固定式风机会承受更加复杂的环境载荷。与传统固定式风机一样，风轮和塔筒受到作用在叶片上的气动力载荷，此外，机组的漂浮式基础还会受到波浪和海流作用的水动力载荷，以及系泊系统受支撑平台上的系泊载荷。漂浮式海上风机的运动可分为3个平动自由度和3个转动自由度的基础运动，分别为：平动的纵荡、垂荡和横荡，转动的横摇、纵摇和艏摇。总体来看，漂浮式风机组系统呈现多自由度、非线性、强耦合的特点。
5.2海上风电制氢技术
海上风电制氢系统由海上风电场、电解槽、制氢装置和储氢装置组成，可以根据电解槽所处位置分为海上电解槽系统和陆上电解槽系统。对于海上电解槽系统，海上风机产生的电力经过很短的输电线路将电能传输至电解槽平台，淡化后的海水在电解槽电解出氢气后压缩至管道或者经轮船输送到陆上。其工作原理如图4所示。对于陆上电解系统，电能通过传统电缆输送至陆上，然后在陆上选择将电力出售给电网或用于制氢。
图4海上电解槽系统制氢
海上风电制氢优势比较明显：一是风电直接用于制氢，不用新建海上输电系统，不受电网公司的牵制；二是海上风电可以就近在油气平台或油气管道附近建设，降低输电损耗，也可降低项目投资成本；三是采用海水淡化提供制氢所需的水源，原料丰富；四是对环境友好，真正实现零排放。然而，海上风电制氢尚处于前期探讨阶段，大规模制氢储氢技术和整套系统的商业模式还需进行深入研究，欧洲国家开展比较早。
Crivellari等人提出了具体的海上风电耦合制氢技术路线图，如图5所示。除了通过海底电缆把电输送到岸边电网，还有四条可行的海上风电制氢技术路线：一是氢气混合天然气，利用现有天然气管道输送；二是新建高压氢气输送管道，将纯氢输送到岸边满足工业和交通行业用氢需求；三是通过外购或捕集空气中二氧化碳，将氢气和二氧化碳转化成合成天然气，并利用现有天然气管道输送；四是将氢气和二氧化碳转化成甲醇并采用轮船运输到岸边，满足交通行业的需求。其中，氢气混入天然气管道输送是解决氢气长距离大规模输送的重要手段。研究表明，在天然气中掺混20%的氢气，天然气汽车和加气设施改动小，发动机热效率可提高15%，经济性提高8%，污染物排放降低60%~80%。截至年，全球各国已有37个天然气掺氢的示范项目，但天然气掺氢在安全性及对应的检测和管理体系上仍需进一步完善。
图5海上风电耦合制氢技术路线图
以英国、荷兰与丹麦为代表的欧洲国家已经率先开展海上风电制氢应用示范工程。英国在建的Dolphyn项目预计在北海开发一个4GW容量的风电场，采用10MW漂浮式风机，并在每台风机上配备制氢子单元，氢气通过中压管道输送至陆上能量处理站，其中部分氢气将根据需求用于发电，实现能源供给。据估计，Dolphyn项目将在21世纪20年代末期到30年代早期完成一期~MW商用风电制氢，30年代中期实现4GW风电制氢。位于荷兰的NortH2项目预计在年建成3~4GW海上风电工程用于制氢，在年达到10GW规模并产氢80万t，相当于减少万t二氧化碳排放。丹麦政府实行能源岛计划，预计在北海和波罗的海开发2座能源岛，可用于汇聚深远海风电，起到能源路由器的作用；除为丹麦提供能源外，电能经由能源岛还将输送至其他国家或地区，英国、德国、荷兰等国都将从中受益；其一期将在北海和波罗的海提供3GW和2GW风电，未来位于北海离岸80km的能源岛将扩大规模至10GW并配备制氢装备以提高风电利用率。
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