迈向深水远岸的海上风电关键技术展望与思考.docx

迈向深水远岸的海上风电关键技术展望与思考在全球能源绿色低碳转型的背景下，海上风电是最具发展潜力和开发前景的可再生能源之一，也是沿海各国争先攀登的技术制高点。到2023年底，我国海上风电累计并网容量已达到3728万kW。目前，我国已并网海上风电项目主要位于近海海域，暂无深远海海上风电项目建成。随着各行各业用海需求和限制因素增多，近海海域空间资源趋紧，海上风电向深水远岸布局是必然趋势。开发深远海海上风电对我国加快建设新型能源体系、充足保障绿色电力供应、高质量发展海洋经济意义重大：深远海海域风能资源更丰富、更优质，近海大部分区域100nl高度年平均风速超过7ms,深远海海域大多在7.512ms;深远海海上风电能够为我国沿海负荷中心的经济社会发展提供充足绿色电能；深远海海上风电是产业和科技进步的强大引擎；深远海海上风电是海洋产业融合的重要依托和海洋经济发展的新生动能。目前已有部分关于适用于深远海的海上风电技术研究。针对大型风电场尾流模拟精度与计算效率问题薛飞飞等创新采用格子玻尔兹曼方法开展研究并进行模型参数寻优；许昌等分析对比了以改进的Park模型和LWF模型为代表的半经验尾流模型，对上网电量、上网电量偏差率等的评估性能。针对深远海难以应用固定式基础的问题，李帅等对15MW级漂浮式海上风电基础在风、浪、流复合载荷中的动力特性开展研究，并开展漂浮式基础优化设计等一系列研究。针对深远海海上风电场远距离、大容量电能送出的问题，蔡希鹏等提出了面向千万kW级深远海海上风电基地的海陆一体柔性直流输变电方案；张勇等提出了采用直流GIS设备优化对称双极海上换流站紧凑型设计，平衡大规模海上风电场送电的可靠性和经济性。针对海上风电与其他产业综合开发利用的问题，曹宏字等探究了海上风电为海洋油气平台提供绿色电能替代、共享运维设备、容量配置与组网方案等关键技术；高人杰等开展试验研究了海上风电机组与海洋能装置共享基础、联合发电的可行性。整体来看，由于海上风电向深远海海域布局的时间较短，目前对于深远海海上风电关键技术的研究仍不足，且多局限于某项技术分支,尚缺乏对于深远海海上风电关键技术系统性的分析，对于行业现状水平及技术短板、关键技术指标、重点发展方向及其发展预期仍有待明确和综合研究。为此，本文首先对深远海海上风电开发面临的挑战进行讨论，随后针对开发挑战，从规划布局、基础结构、输变电工程、融合开发等4个主要方面，围绕深远海海上风电集群规划布局、漂浮式海上风电机组基础、高电压大容量海上柔性直流输变电、海上能源岛等深远海关键技术，探究其技术现状水平和发展展望，为推动深远海海上风电高质量发展提供参考。1、深远海海上风电开发挑战目前，行业标准将近海和远海风电场以场区离海缆路由登陆点所在岸线的最近距离区分，以65km为划分标准；浅海和深海风电场以场区的理论最低潮位以下水深区分，以50m为划分标准。技术层面的划分主要考虑海上输电系统与海上风电基础的选型，标准提出65km海缆长度是论证采用交流输电、柔性直流输电方案经济性的分界点，而50m以上水深条件是选择漂浮式基础和固定式基础的分界点。需要说明的是，随着技术的迭代进步，不同技术对深远海和近浅海的适用性也在变化，不同方案的比选也难以确定统一的标准，如，目前世界各国采用柔性直流输变电的海上风电场离岸几乎均超过70km,全球固定桩基式海上风电场最深机位达58.7m,经评估漂浮式海上风电在水深大于70m的海域具备更好的应用优势。深远海海域环境复杂、工况恶劣。与近海相比，深远海水深和浪高更大，存在强涌浪、内波等极端条件,缺乏长期风资源、海洋水文测站及数据;地质勘测难度更大，多不良地质；距离岸线更远，对风机基础和升压、换流站基础设计提出更高要求，并将显著增加输电成本，影响电能质量；窗口期更短,增大施工运维的风险和难度。2022年我国近海风电场、深远海固定式风电场的造价范围分别约在100Oo12000、1200015000元kW,深远海海上风电技术的发展进步仍任重道远,亟需破解深水远岸环境带来的技术和成本困局，做到资源摸得清、电源建得成、输电送得出、业态能融合。(1)项目规划方面。深远海海上风电场建设条件复杂，勘测难度大，基础资料少，且场群空间跨度大、机型大、场间尾流影响复杂，建立对深远海海域的风资源、水文、地质等建设条件的全面评估体系、准确计算风电机组间流场分布与耦合是海上风电场进行规划与设计的前提。(2)基础结构方面。传统的单桩式基础最常应用在水深低于30m、没有特殊地质条件的工程中；在水深3050m范围内，导管架式基础应用较为广泛。深远海海域水深大，部分区域海床表层还有深厚淤泥,传统固定式基础的方案将导致基础尺寸过大，带来成本陡增、运输困难、安装不便的问题，有必要对漂浮式海上风电基础开展研究。(3)输变电工程方面。传统交流输电受到海缆充电无功影响，输电距离存在限制，若要增加送出距离，需在海缆两端及中间加装高抗站,但将导致电压稳定性降低。同时，传统交流输电输送容量有限，受集肤效应作用，即使提高电压也难以大幅提升输电容量，且电压越高,输电距离越短。深远海海上风电离岸远，集中连片布局项目容量大,因此，对于深远海海上风电有必要采用新的海上输电技术路线，重点研究柔性直流输变电等远距离、大容量输变电技术。(4)融合开发方面。深远海海域建设成本高，空间资源宝贵，开展“深远海海上风电+”的新技术新业态研究，将深远海海上风电与深海养殖、海水淡化、制氢、海洋能、运维中心等产业融合发展,能够借助产业优势互补，有力提高能源资源综合开发效益，推动海域立体使用，是促进深远海海上风电高质量发展的必由路径。然而，目前深远海海上风电产业融合的一体化设计建造、结构和电力耦合、共营模式等还比较困难，海上能源岛等模式成本高昂，技术不成熟。2、深远海海上风电集群规划布局技术2.1技术现状深远海海上风电集群规划布局首先要对深远海海域建设条件进行精确评估，确定适宜开发的场址范围。随着我国近海海上风电项目前期工作的开展，近海各海域整体性的风能资源、海洋水文与地形地质条件已基本探明，由测风塔、激光雷达、气象站、海洋站、周年水文站、全潮水文站、地勘样本、再分析资料等组成的观测评估体系基本建成。海上风电场基础要素评估内容和方法见表1。然而,由于深远海海域水深大、离岸远、环境复杂，布设观测站和传感器并实现可靠数据测量、存储、传输的难度高、成本大，目前对深远海海域风能资源、海洋水文与地形地质还缺乏观测资料，加之深远海区域大气演变复杂、地质环境多样、水动力条件多变，采用数值模拟等替代手段还难以准确描述，因此对深远海海域环境条件还难以做到精确评估。«1海上风电场基础要Hi*估内容和方法一励要素主要内容样估r»同能资源逐K）分钟周斗Kt始招风救据，包括风速、风向.风功率密尺.空气密度等测风塔、激光萧达.多年统计资料中尺度气鼓模型等/小时周年定点除始效据包拈水位.波浪、海滋等水文传出器、数值模拟.试验第海洋水文逐小时两卷全潮中,小潮，水文测的,包括水位，海流、泥沙多年统计资料钻孔：丸口孤程、水）、地及分层.描述、标图击散.取样类中、位置和长度等地的地防龄力岐探孔3孔11岛程、位置、水深，堆尖阻力、侧壁摩擦力、孔源水IR力、探头如斜等室内试收，包括卜常规、固结压缩,快愕»幼龄三轴.循环脏剪、共振柱等拈探.讷探.触探.加纳.试验等海底ItBlooTa5000蓍不同比例尺的水深图利岛程图海上风电场基于风资源、水文、地质条件等优选确定场址后，影响海上风电场发电量的主要因素为机位布置方式以及相应的机组间尾流效应。采用Navier-Stokes方程求解海上风电场间尾流流场精度高，但计算复杂，使用不便，目前大多采用半经验尾流模型，具备模型结构简单、计算精度较高且计算速度快等优势。半经验尾流模型包括Park模型、Park-Gaussian模型以及改进的Frandsen模型等，并引入几何叠加模型、线性叠加模型、平方和叠加模型和能量守恒叠加模型等计算不同机组尾流影响叠加的效果。然而上述模型对于流场实际复杂的演变过程进行了简化，不同程度忽略了湍流、涡旋、大气物理性质等影响，越来越难以满足深远海海上风电集群对于发电量评估精确度的要求。止匕外，目前我国海上风电场微观选址及发电量计算主要使用丹麦WAsP、挪威WindSin1、法围HieteodvnWT等软件，国内也有部分风电整机企业自主开发了相应分析软件，但未得到广泛验证,且底层基础架构依赖国外，国外软件仍占据主导地位。2.2技术发展展望在深远海风能资源、水文要素与地形地质精确评估方面，应在深远海海域建立以激光雷达、水文测站、地质探测、卫星遥感、海洋平台观测等为主体、覆盖空-天-海-底-岸的多维多源立体观测网络，充分利用多普勒激光雷达遥感、卫星扫测、浮标观测等获取大气风能资源数据，通过探测浮标、船基观测、台站观测、遥感技术等观测场区海洋水文条件，运用声学探测、海底钻孔、多波束测量等探测手段评估海底地质条件和特殊地质问题。聚焦深远海观测技术难度高、成本投入大的难题，探索利用中尺度模型、机器学习等先进技术,开展海上风能资源、水文要素与地形地质高精度数值模拟,实现对海上测站的补充和替代。在深远海海上风电集群流场高精度模拟方面，针对传统半经验尾流模型和尾流叠加模型精度有限的问题,引入更全面的影响因素，如大气热稳定性、湍流强度、科里奥利力、中尺度天气特性等对尾流进行评估。考虑环境流场对尾流恢复、尾流叠加等的影响，分析多尾流之间叠加的方法，与实际观测结果开展比较并修正模型，确定适用于深远海海上风电集群的尾流评估技术，探索平衡模型计算保真度和计算便捷性的综合型流场评估方法。进一步，通过准确评估深远海风能资源、水文要素与地形地质，精确计算场间尾流影响，从而合理规划布局深远海海上风电场，科学优化机位布点，提升场群发电量和收益，提高工程安全性，降低开发成本。3、漂浮式海上风电机组基础技术1.1 技术现状我国漂浮式海上风电技术与国外基本同步，处于单机或多机小批量示范阶段，截至2023年，全球漂浮式海上风电机组累计投运容量超过了21万kW,累计投运数量约40台，其中，我国有4台漂浮式海上风电机组、共计约2.3万kW容量在运。全球目前唯一投运的预商业漂浮式海上风电场是挪威HywindTampen风电场，距离挪威西海岸约140km,水深260300m,总装机容量8.8万kW,有11台漂浮式海上风电机组，单位投资约3.65万元/kW。我国首个商业化漂浮式海上风电项目一一海南万宁100万kW漂浮式海上风电场正处于建设中O漂浮式基础是漂浮式海上风电最核心的技术，成本占比超过30%o我国漂浮式海上风电项目基本参数见表2。从表2可以看出，目前我国漂浮式海上风电项目整体工作水深和离岸距离有限,海油观澜号和万宁商业化漂浮式海上风电场虽然工作水深超过100m,但输电距离较短，其中海油观澜号通过5km长动态海缆接入海上油田群电网供电;漂浮式基础承载的风机容量较小，均采用半潜式基础，这与半潜式基础建造安装方便、适宜水深范围广、技术成熟度高的特点密不可分；经过技术升级，浮式基础单位用钢量不新下降，但仍处于较高水平；漂浮式海上风电项目投资造价高仍是制约其大规模商业化的主要因素，大约是固定式海上风电的2倍以上。表2我国漂浮式海上风电项目主要卷钻项目投运年份水i%m离岸即寓km单机容院/MW够砒膨式崎他年位用钠小八MWl单位投资/万XkW1三缺4领号202130JO55半潜式I023591内装扶搐号2022651562半潜式M5563海油和懒号2023120136725552487闺能共享号202335144半潜式万宁漂浮式风