利用远海风能是海上风电未来发展的重要趋势，德国、英国等海上风电大国都已布局深远海域风电项目。
欧洲、美国及日本远海风电可开发资源储量丰富，并且占海上总可开发资源的比例均超过60%。
从风资源分布上来看，根据国家气候中心研究结果显示，我国海域5~50米水深、70米高度海上风能储量约5亿千瓦，而50米水深以上的深水区域风能储量约为13亿千瓦，占比超过60%，远高于浅水区域。（按照国际通用惯例以及实际工程经验，一般认为水深大于50米为深海风电，场区中心离岸距离大于70千米为远海风电）。
全球远海风电储量
与近海风电场相比，深远海风电场的送出通道与并网方式面临更严苛的要求。大容量海上风电远距离送出是深远海风电开发利用的关键环节。
目前主要有三种输电技术可以实现海上风电并网：高压交流（high voltage alternating current, HVAC）送出、高压直流（high voltage direct current, HVDC）送出以及分频输电（fractional frequency transmission system,FFTS）送出技术。
HVAC的海上风电送出
基于高压交流输电技术（HVAC）的海上风电送出方案仍然是目前并网的主要方式。
海上风机输出工频电能经海上升压站汇集升压后，由工频交流电缆送出并最终接入陆地电网。
海上风电HVAC并网方式
工频高压交流送出方式结构相对简单、技术成熟、工程经验丰富，但由于电缆充电电流和充电功率的限制，传输距离有限，且电压等级越高，充电电流越大，一般只适用于离岸小于70 km、容量小于400MW的近海风电场送出。
在电缆两端进行无功补偿是延长电缆输送距离的有效手段之一，但技术上由于电缆载流量的约束，无功补偿容量有限。若想进一步延长输送距离，需要换用截面积更大的电缆或在海上增设无功补偿站进行中端补偿。
目前世界上采用HVAC并网且离岸最远的海上风电场是位于英国北海地区的Hornsea ProjectOne。
英国离岸120km的Hornsea Project One
该风电场装机容量1218MW，离岸距离达到120公里，占地407平方公里，配备174台西门子风力涡轮机，每台额定功率为7MW。
通过在海上增设无功补偿站进行中端补偿延长电缆输电距离。采用三回220 kV线路送出，单回线路总长度142km，配置3座220 kV海上升压站和1座海上无功补偿站。
英国Hornsea Project one并网方式
整个工程已于2020年1月全部投产，这是当时世界上最大的海上风电场，也是第一个容量超过1GW的风电场。
国内采用HVAC并网且离岸最远的海上风电场是位于位于江苏省盐城市大丰区海域的三峡能源江苏大丰H8-2#300兆瓦海上风电场。
场址中心离岸距离72千米，海上配置一座海上升压站及一座海上高抗站，电能输送采用220千伏交流海底电缆接入岸基集控中心后将电压升压至500千伏并入电网。高压交流输电电缆长度达到86.6千米，截面外径达263毫米，成为国内目前采用交流输送距离最远、海底电缆截面最大的在建风电场。
江苏大丰H8-2#300兆瓦海上高抗平台
这是国内首次采用海上高抗站解决海上风电长距离电力输送问题，该工程已于2021年12月全容量并网发电。
VSC-HVDC海上风电送出
基于高压直流输电技术（HVDC）的海上风电送出是超大容量、远距离海风并网的重要方案。
与高压交流送出系统相比，风电场出口接入海上整流站，经过直流电缆送入陆上逆变站，并入工频电网。直流电缆流通的电压稳定，流过电流为直流，电缆不存在容性无功。可以满足大容量、远距离海上风电的输送需求。
海上风电HVDC并网方式
基于全控型功率半导体开关的VSC-HVDC不存在换相失败问题，并且可以独立调节有功功率和无功功率。近年来发展迅速的模块化多电平换流器（modular multilevel converter, MMC）通过换流模块叠加，进一步降低谐波水平，更适合于海上风电送出。
ABB与西门子采用这种技术在德国北海地区开展了大量工程应用，目前已投运9个海上风电HVDC工程，最高直流输电电压为±320kV，最大输电容量为900兆瓦，其中SylWin1工程所连接的直流电缆超过200公里。
德国北海的VSC-HVDC海上风电送出方案
国内采用VSC-HVDC海上风电送出方案的工程实践是三峡如东海上风电柔直并网工程。
该工程直流输电电压等级达到±400kV，将如东三峡H6、H10、中广核H8三大海上风电场共1100MW电能并入江苏电网。
三峡如东海上风电柔直并网工程
这成为目前世界容量最大、电压等级最高、体积最大的海上换流站成功并网，这是亚洲地区首次将柔性直流输电技术运用于海上风电项目。
国内也在积极推动更高直流电压等级的海上VSC-HVDC并网工程，在阳江青洲五、青洲七海上风电场共计2000MW电能计划采用±500kV直流连接到陆上换流站，并入陆上交流电网。
相同的输电容量下，直流输电电压越高线路损耗越小，直流输电距离越远。虽然青洲七项目离岸距离85公里，但事实上±500kV VSC-HVDC可以支撑更长距离的远海风电并网。
FFTS海上风电送出
分频输电（fractional frequency transmission system，FFTS）的系统频率介于直流0Hz与工频50Hz之间，是一种低频输电方式，最早由西安交通大学王锡凡院士于1994年针对远距离水电开发提出的一种新型输电方式。
海上风电FFTS并网方式
如果海上风机直接输出50/3 Hz的低频交流电，经海上升压站汇流升压后由分频电缆输送至陆地变频站，再由变频站将电能频率转换后汇入工频电网。
不难看出，这种输电方式是针对HVAC和HVDC两种海上风电送出方式的缺点，通过降低频率提升电缆载流量的同时，减小了电缆中的充电电流，提高了电缆的有效负荷能力，大大延长了电能传输距离。
不需要建设海上换流站，使得建设和维护成本都大幅降低，且具有交流电网易于海上组网的优势。
低频输电系统中关键的设备之一是陆上变频器。低频输电系统中，变频装置能够将风电发出的低频电变成工频电进行并网，也可将工频电变为低频电进行传输为应对输电线路电压等级以及输送容量的提高。
M3C模块化多电平矩阵变频器
其中交交型矩阵变换器因无中间直流环节、结构紧凑，便于模块化、可实现能量双向流动、控制自由度大、动态响应快以及输出电压和，输入电流的低次谐波含量较小等一系列优点，成为中高压电能变换装置的首选。
交交型矩阵变换器中，由于级联Ｈ桥型Ｍ３Ｃ的高度模块化以及高度可扩展性等优势，非常适用于高压大容量电能变换领域，因此Ｍ３Ｃ成为低频输电应用研究热点。
浙江台州低频输电接入电网
日前全世界第一个低频输电实现风电并网的工程实践落地浙江台州，台州柔性低频输电示范工程首创海岛低频互联技术，并结合了风机低频接入技术，构建陆地－海岛－风电互联系统，验证低频风机经海缆低频直联送出技术的可行性。
三种输电技术方案对比如下：
三种海风并网方案技术对比
从不同输电距离来看，三种海上风电并网方案各有不同。
VSC-HVDC方案中，因为两侧换流站投资成本高，初始一次性投资最高，适合更远的输电距离，输电距离大于150公里以上更优。
HVAC初始一次性投资成本最低，输电距离越短越占优势，适合离岸输电距离小于70公里的场合，海上无需配置高抗补偿平台。
深海输电方式对比
FFTS/LFAC介于HVAC和VSC-HVDC方案之间。
在开发深远海风电可以结合输电距离等实际情况选择最优并网输电方案。
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