國外漂浮式風電現狀對我國發展深遠海域風電的啟示

中交第三航務工程局有限公司 ■ 時蓓玲

0 引言

全球80%的海上風能資源位于水深超過60 m的海域，這對固定式支撐結構的風電機組是巨大挑戰，而發展漂浮式海上風電具有巨大的潛力，因為深遠海域范圍更廣，風能資源更豐富，風速更穩定。在國外正在開發的30多個漂浮式風電機組概念設計中，已有5個1 MW以上的項目得到了試驗驗證。挪威、葡萄牙、英國及日本等國家都投入了大量資金用于研發和試驗，美國也即將在太平洋西海岸建設漂浮式風電機組陣列。2017年10月18日，全球首座漂浮式風電場Hywind在蘇格蘭東海岸正式投產運行，該風電場離岸距離為25 km，總裝機容量為30 MW。截至2018年1月底，該風電場已正常運行3個月，不僅通過了最大風速34.7 m/s、浪高8.2 m的北海大風季的惡劣自然條件的考驗，而且發電能力也超過預期，3個月的平均容量系數達到65%。

海上漂浮式風電機組的概念最初由 William E.Heronemus教授于1972年提出，經過數十年的發展，其已從概念設計初步進入商業化階段，并呈現加速發展的態勢。從這些漂浮式風電項目中獲得的經驗可為我國發展漂浮式海上風電提供很好的借鑒。

1 我國發展漂浮式海上風電的可行性

海上風電場建設的可行性取決于以下幾方面因素：自然條件、技術能力、風電場建設的經濟性。

1.1 自然條件

對海上風電場的建設來說，自然條件主要有風資源條件、水深條件和地質條件。其中，對于風資源條件，深遠海域的風力不必贅述，本文僅討論水深條件和地質條件。

1)水深條件。水深是決定海上風電機組基礎形式選擇的首要因素。當水深超過50 m后，固定式基礎的建設無論從技術層面還是從經濟性考慮，都面臨極大挑戰。隨著裝機容量的增加及淺近海域資源的減少，風電場必須從近岸向更深遠的水域開發。

挪威船級社(DNV)標準根據水深條件推薦了海上風電機組基礎的選擇：重力式基礎適用于0～10 m水域，單樁基礎適用于0～30 m水深，三腳架/導管架適用于20 m以上水深區域，筒式基礎適用于0～25 m水深區域，漂浮式基礎適用于50 m以上水深區域。

根據歐洲風能協會(EWEA)的研究，歐盟2020年的海上風電目標是40000 MW，2030年達到150 GW，這一階段的目標主要是依靠50 m以內水深區域使用傳統固定式支撐結構來實現。然而要實現2050年460 GW的目標，就必須通過開發深水區域并利用漂浮式技術來實現。即便是2030年的目標，也需要更大比例地開發漂浮式風電，當然前提是漂浮式風電的開發具有成本優勢。

以英國為例，適合固定式基礎的海域位于英國東海岸，水深一般在50 m以內，而在蘇格蘭的東部、北部和西部有大量的深水區域。事實上，蘇格蘭已建的基于固定式基礎的風電場的水深已經超過了40 m。而在全歐洲，海上風電場的規模、水深和離岸距離都在呈現不斷增加的趨勢。2017年并網風電機組的平均水深為29.2 m，最深已突破60 m；平均離岸距離為43.5 km，最遠已突破100 km。在蘇格蘭169 GW的潛在風能裝機容量中，有123 GW位于水深超過60 m的區域。根據2013年EWEA的研究，歐洲有超過一半的北方海域水深在50～220 m之間，適合于漂浮式風電的部署，僅在北海，漂浮式風電機組潛在的發電量就可以滿足4倍的歐盟電力需求。

我國大陸架綿長，可供開發風電的海域水深大都在100 m以內，與歐洲、日本存在較大差異。我國目前已并網的海上風電場水深大都在30 m以內。然而經過10年來近岸海上風電場的開發，風電場離岸距離和水深不斷增加，隨著水深的增加，固定式支撐結構的造價和建設難度將急劇增加，固定式基礎將不再適用，必須采用漂浮式基礎來適應更大的水深環境。

2)地質條件。固定式支撐結構將風電機組塔架固定于海床，由于不同地質條件的差異，支撐結構的選型不僅取決于水深條件，在很大程度上也取決于海床的地質條件。與歐洲相比，我國近海風電場海域地質條件差異性較大，渤海灣、長江口三角洲、珠江三角洲存在深厚軟粘土地基，強度低、壓縮性大，樁基礎往往需要非常大的打入深度，自升平臺式安裝船的樁腿插拔也存在特殊難度；而福建、浙江、廣東部分海域巖基埋置深度淺、巖石強度高，部分地區花崗巖、凝灰巖軸心抗壓強度達到140 MPa以上，給風電機組基礎的施工帶來了極大困難。

而漂浮式基礎適用于各種地質條件，其水下錨固基礎可根據地質條件的不同分別選用樁錨、重力錨等；而且錨固基礎的作用主要是為風電機組平臺提供錨固作用，無需作為結構動力特性的制約因素，無論是設計選型還是施工難度，都比固定式支撐結構的基礎大幅降低。此外，因漂浮式風電機組平臺擺脫了地質條件的束縛，可為其標準化設計與施工創造條件，這對規模化開發具有重要意義。

1.2 技術能力

我國海上風電經過10年的研發和大規模開發建設，技術能力獲得了長足的進步，在固定式支撐結構風電領域積累了豐富的經驗，自主研發能力不斷增強，形成了全產業鏈的風力機制造、基礎設計與施工能力，并形成了初步的標準體系。根據歐洲的經驗發展漂浮式風電，不僅需要固定式支撐結構海上風電的技術積累，還要從海上油氣，特別是漂浮式油氣平臺中借鑒相關技術；同時，良好的港口或船塢設施也是漂浮式風電機組整機出運的必備條件。

以Hywind漂浮式風電場為例，其風電機組安裝有賴于英國良好的港口條件，使其能夠在港內完成整體拼裝，而后整體運輸至現場安裝就位，這在最大程度上降低了安裝風險和安裝費用。

近年來，我國在海上油氣開采領域也獲得了長足的發展，突破了一系列技術瓶頸，建成了首批漂浮式平臺，形成了一些關鍵設備的制造能力。而在港口和船塢設施方面，更是擁有世界領先的條件。在設計能力方面，我國已經具備單樁、導管架、重力式、筒式等主流支撐結構的設計能力，并創新開發了多樁承臺式基礎結構；同時對一體化設計技術的研發也成為當前的熱點，而一體化設計正是漂浮式風電機組平臺設計的關鍵。在施工安裝領域，我國已掌握了整體安裝、分體安裝等成套施工技術，建造了一大批安裝設備，形成了規模化的生產能力。

1.3 經濟性

根據2013年EWEA和 2012年DNV-GL的研究報告，當水深大于50 m時，漂浮式風電在成本方面的優勢可呈指數級增長，主要原因在于漂浮式風電機組獲得了更高的風速、更穩定的風能資源。

如圖1所示，與任何一項新技術的發展過程一樣，漂浮式海上風電在研發和試驗初期階段的造價必然是較高的，現有的歐洲漂浮式海上風電造價是固定式海上風電的3倍以上。然而一旦突破技術瓶頸，進入商業化階段，實現規模化發電，漂浮式海上風電的造價可進入大幅降低階段。

圖1 建設成本隨技術優化在時間上的演進

2015年，蘇格蘭一家研究機構Carbon Trust推測了漂浮式海上風電進入準商業化及商業化階段后成本的降低情況，如圖2所示。

圖2 漂浮式風電的基本建設費用預測

從建設成本的組成看，主機占了相當大的部分，這與固定式風電機組的情況相同；而水下系泊與錨固系統會產生額外的成本，此外，還需要一個漂浮式升壓站及動態電纜；樣機階段的專用設備建造也會帶來額外的成本。但是一旦進入規模化建設，對于大部分漂浮式風電機組來說，可以考慮在岸上組裝整機，并利用濕拖方式運至現場安裝，施工過程可免用昂貴的大型起重船和自升船，并可大幅增加安裝作業的窗口期，從而顯著降低整個風電場的建設成本。

另一項有望節約漂浮式風電成本的環節是運維。對于日常的小型維護，固定式和漂浮式海上風電的成本無較大差別，都需要運維船和專業人員來進行。但對于大型維護(例如更換齒輪箱)而言，根據GL Garrad Hassan 2012年的研究，與固定式風電相比，漂浮式海上風電可節約35%～50%的費用。因為固定式風電的大型維護需要昂貴的自升船，而漂浮式海上風電僅需將平臺與錨固系統暫時脫開并拖回基地修理，船機費用可大幅減少；當然，實際費用還應該與離岸距離有關。另外值得注意的是，歐洲的一些研究表明，固定式風電機組的拆除成本很可能會超出通常的預期。

進入商業化階段后，幾種主要的漂浮式結構的風電建設費用對比如圖3所示。

建設費用的降低最主要是由于主機費用的降低，其他可降低費用的部分還包括平臺、安裝、平衡系統、錨固系統的優化等，具體分布詳見圖4。

圖3 各結構類型漂浮式風電商業化階段建設費用預測

圖4 漂浮式風電降低成本的來源分布圖

總體而言，漂浮式海上風電降低成本的路徑可以從以下幾方面獲得：技術進步、規模化帶來的市場效應、標準化生產、供應鏈改進及發電產出的增加。這種成本降低的過程已在過去的海洋油氣行業中得到證明，歐洲北海石油采用漂浮式平臺后的降本效應就是典型的例證(如圖5所示)。漂浮式海上風電的成本降低之路將會與之相同，并有望隨著近岸資源的枯竭而顯現出更明顯的降本效果。

根據2012年Crown Estate、2014年 Prognos-Fitchner及其他一些研究機構的報告，在未來5～10年，固定式和漂浮式海上風電的成本都會下降，其中固定式風電成本的下降幅度將達到20%～40%，而漂浮式風電成本的下降幅度則會更大。

圖5 北海石油采用漂浮式平臺后的降本效應

2 我國發展漂浮式海上風電面臨的挑戰

盡管發展漂浮式海上風電具有良好的前景和可行性，但根據我國實際情況，我國發展漂浮式海上風電仍面臨一系列挑戰，主要包括自然條件的局限和設計難度、施工技術、材料技術及輸出問題4方面。

2.1 自然條件的局限和設計難度

漂浮式平臺大都需要比較大的吃水來實現所需的運動性能，而我國大陸架平緩，因而立柱式結構很難滿足水深要求；對于張力腿式和半潛式平臺而言，設計階段要滿足運動性能的要求也存在一定難度。特別是漂浮式平臺的體積和重量大，荷載和動力響應更加復雜，設計過程需要將漂浮式平臺和上部風電機組進行整體耦合分析，這需要風電機組廠家和設計開展更加緊密的合作，采用更先進的設計理論，以滿足設計要求。

2.2 施工技術的挑戰

漂浮式風電機組的齒輪箱及發電機等長期承受較大的慣性力，對發電設備的性能要求較高。作為開發漂浮式海上風電的初始階段，宜采用穩定性更好的張力腿式浮體結構，因為從運動性能來看，張力腿式結構是所有結構類型中穩定性最好、對風力機和外輸電纜也最友好的一種結構形式。然而，該結構在所有浮體結構形式中也是安裝難度最大的，對于我國僅發展了10年的海上安裝能力而言，是一項嚴峻的挑戰。但安裝技術是降低漂浮式海上風電建設成本的重要選項，在降低造價的潛在因素中，其重要性僅次于浮體平臺的尺寸。對于整體拼裝環節，我國已有的基礎設施條件基本滿足拼裝和出運需求，施工過程最大的難度體現在如何充分利用現有的船機設備，研究形成漂浮式海上風電機組的現場安裝技術，主要是在整個拖運、張力腿張拉等安裝過程中保持整機的穩定。

2.3 材料技術

錨泊系統是漂浮式海上風電機組平臺的重要組成部分，從其承受的荷載及材料本身性能要求來看，張力腿平臺對錨泊系統材料的要求最高。它不僅要承受非常大的拔拉力，還要面對疲勞、海水腐蝕等考驗。

組成張力腿的筋腱從材料上可分為鋼管筋腱和柔性筋腱兩大類。其中，鋼管筋腱的技術和產品主要來自海上油氣行業，價格昂貴，而國內尚未形成工業化生產的產品，需要進行自主研發并進行試制和測試。柔性材料方面，以PelarStar試驗風電機組使用的聚酯纜為代表，尚未得到過真正的工業化應用。由于其具有蠕變特性，因此作為張力腱長期服役的性能尚需進一步驗證。根據PelarStar試驗風電機組的測算，張力腿系統的費用占總造價的15%，占比較大。由此可知，筋腱材料的研發不僅是我國開發漂浮式海上風電的關鍵因素，也是降低其建設成本的重要選項。

2.4 輸電問題

我國已建成的海上風電場大都采用連接簡單、成本較低的高壓交流電向陸上供電，最遠距離已達到45 km。由于我國大陸架平緩，漂浮式海上風電場的輸電距離必定更遠，受輸送距離的限制，必須采用直流輸電，特別是需要采用可自動調整電壓、頻率、功率的柔性高壓直流輸電技術。在這方面，我國可充分吸收歐洲的經驗，例如，德國距岸130 km的BorWin1海上風電場，先通過海上升壓站將電壓升至155 kV，再通過海上換流站轉換為150 kV直流電輸往大陸。此類做法已在我國有所嘗試，可為今后發展深遠海域漂浮式風電奠定基礎。

3 小結

根據對現有條件的分析，對于水深超過40～50 m的海域，發展漂浮式海上風電具有廣闊的發展前景。經過必要的技術研發過程后，漂浮式海上風電有望獲得理想的建設成本、發電成本及運維成本。深遠海域漂浮式風電是海上風電規模化發展的趨勢和方向，也是目前國際上海上風電場開發建設的熱點。在深遠海域建造風電場，既可以充分利用更為豐富的風能資源，也可以不占據岸線和航道資源，減少或避免對沿海工業生產和居民生活產生的不利影響，具有巨大的開發優勢。

國家發展改革委員會、工業和信息化部及國家能源局日前聯合發布了《中國制造2025——能源裝備實施方案》，明確將漂浮式海上風電技術作為一項未來的研發重點。

同時，我們也必須清醒地看到，我國的漂浮式海上風電技術與歐洲、日本等國家相比仍存在較大差距，我國自然條件的差異性也決定了開發漂浮式海上風電不能照搬國外的技術和經驗，應根據我國的實際情況清醒地面對各項困難和挑戰。

我國海上風電經過10年的發展，已經形成了全球第3的生產規模，培養了一支高水平的產業隊伍，具備了較強的研發能力。目前，國內已有多項漂浮式海上風電的科研項目正在政府的支持和企業的推動下深入開展。在已有基礎上，依靠強大的自主研發能力和在近海風電場積累的經驗和生產能力，我國的漂浮式海上風電開發必將進入快車道，加速實現轉型發展。