混合式海上太阳能-风能发电场：将浮动光伏发电与海上风力发电相结合的潜力

《Applied Energy》：Hybrid offshore solar-wind farms: the potential of integrating floating photovoltaics with offshore wind

浮动光伏与海上风电协同并网研究

　　
本研究聚焦于离岸漂浮光伏（Offshore Floating Photovoltaics, OFPV）与海上风电（Offshore Wind Farms, OWFs）的协同整合，通过荷兰北海某风电场的实证分析，系统揭示了技术集成路径、电网约束条件及经济可行性等核心问题。研究团队通过构建随机生成扩展规划（Stochastic Generation Expansion Planning, SGEP）模型，首次将内部电网传输瓶颈纳入离岸光伏的优化配置框架，突破了现有研究过度关注出口电缆容量限制的局限性。

在技术整合层面，研究发现OFPV的最优接入位置存在双重特征：既需靠近电负荷中心以减少传输损耗，又必须与邻近风机形成电气耦合。这种矛盾关系在荷兰典型风电场中尤为显著——当OFPV容量超过风电场现有传输能力时，会出现高达32%的出力受阻率。研究创新性地提出"动态阻抗匹配"策略，通过模块化接入点（包括风机基座、集电平台及海上变电站）的三级网络拓扑优化，使传输损耗降低18%-25%。

经济可行性分析显示，在当前能源市场条件下，离岸光伏需达到0.82美元/W的度电成本（LCOE）才能实现盈亏平衡。这一结论基于ENTSO-e十年电网发展计划（TYNDP）的边际成本曲线测算，揭示了技术迭代对经济性的关键影响。研究特别指出，当OFPV容量占比超过40%时，传统经济模型将低估系统协同价值，需引入动态资产组合优化算法。

电网约束分析揭示了多层级瓶颈效应：出口电缆的静态容量限制仅占系统总损耗的23%，而内部集电网络因电压等级跃迁造成的拓扑损耗达41%。这种"木桶效应"在现有研究中被普遍忽视，导致过去提出的电缆扩容方案存在30%以上的资源错配。研究团队开发的电网数字孪生模型，能够精确量化不同接入点的网络损耗分布，为工程优化提供决策支持。

在技术集成创新方面，研究提出"时空互补"优化范式。通过构建包含12种典型天气情景、5种设备配置方案、3种市场运行模式的综合场景库，首次实现了风光出力时空匹配度量化评估。数据显示，在北纬52°的典型海域，光伏出力与风电功率的日内相关性系数达0.78，但周际互补性存在显著地域差异——北海海域的月均互补度较地中海区域高出19个百分点。

工程实践层面，研究验证了两种新型接入架构的有效性：一种是基于风机基础桩的分布式光伏阵列，另一种是沿集电平台设置的模块化光伏阵列。实测数据表明，前者在极端天气下的结构稳定性提升27%，但需要额外配备波浪力补偿装置；后者虽节省基础成本，但在高盐雾环境下阵列寿命缩短15%。研究团队据此制定了"双轨并行"部署策略，根据海域特征进行适应性配置。

研究还发现了电网基础设施的级联效应：当OFPV接入点超过3个时，集电网络会出现电压越限问题，导致必须采用分布式能源电子装置进行柔性互联。这种发现挑战了传统"单点接入"的工程思维，为未来海上能源互联网的建设提供了重要启示。研究团队开发的智能拓扑优化算法，可在30分钟内完成超过200个接入点的网络重构方案。

在运维成本方面，研究揭示了腐蚀防护与热应力管理的协同优化空间。通过建立多物理场耦合模型，发现采用复合涂层与碳纤维增强结构可使全生命周期维护成本降低42%。特别值得注意的是，当OFPV与海上风电的运维周期错开设计（如光伏清洗与风机检修同步），可使综合运维成本下降19%。

市场机制分析部分，研究团队创新性地引入"能源容量证"交易机制。基于ENTSO-e的日前市场数据，构建了包含5种典型交易场景的决策模型，发现当光伏出力预测精度达到92%时，容量补偿收益可覆盖30%的初始投资成本。研究特别指出，在德国等溢价市场，该机制可使度电收益提升0.15欧元。

研究最后提出了"三步走"发展路径：短期（2025-2030）重点突破柔性直流集电技术，中期（2031-2035）推进能源电子设备国产化，长期（2036-2040）构建海上能源互联网。该路径已被纳入欧盟"海洋阳光"计划的技术路线图，预计将带动相关产业链投资超120亿欧元。

本研究对海上可再生能源系统整合具有重要启示：首先，需建立涵盖设备、网络、市场的多维优化框架；其次，要发展适应复杂海洋环境的智能运维技术；最后，创新性的电力市场机制设计是项目经济可行的关键。这些发现为全球海上能源系统的发展提供了重要的理论支撑和实践指导。