深远海域海上风电工程风险和不确定因素研究

文 | 俞晓峰，王倩，李子林，苏伊雯

近来，深远海域海上风电技术的研究和开发成为了当今海上风电发展的新趋势，其作为风电技术的制高点，正在成为海上风电产业众多参与方追捧的热点。英国、丹麦、德国等海上风电技术领先国家已纷纷将海上风电的研究方向投向深远海领域。

在我国，由于近海海域日益紧张，同时，深远海域风电场的建设和运行对于海洋、渔业、军事、海事通航以及城市居民等利益相关方的不利影响相对更小，更适合海上风电场的规模化开发建设。

深远海海域风功率密度更大，平均风速更高，相比近海有更加广阔的开发空间和价值。与此同时，深远海域一般水深超过40米，离岸距离超过70～80km远，工程面临的环境更恶劣、技术难度更大，比如超远距离风电输送、漂浮式风电基础设计、漂浮式风电机组的研制以及远海工程的实施等深海风电工程实施环节均面临较大的风险和不确定性。

工程风险和不确定研究是工程实施的前提，本文结合《上海市深远海域海上风电示范工程前期研究》情况和初步成果，着重对工程风险和不确定因素进行研究和分析。

深远海风电研究现状

一、国际形势

从国际形势来看，海上风电是风电技术产业的制高点。当前，近海风电的技术已经相对成熟，国内外众多机构已经将海上风电的研究瞄准深远海域。调研信息显示，英国、丹麦、德国、葡萄牙、挪威、日本及美国，均已在研究深远海风电开发利用技术，且部分样机试验项目已经取得成功（如图1）。英国、葡萄牙等国家的深远海海上风电将在2018年左右进入商业化开发阶段。

图1 葡萄牙电力半潜式样机

二、 国内形势

在国内，深远海风电尚属技术空白阶段。2016年4月，国家发展改革委、国家能源局联合发布《能源技术革命创新行动计划（2016-2030年）》，其中明确要求风电技术发展将“深海风能”提上日程。2016年12月，国家海洋局发布《海洋可再生能源发展“十三五”规划》，明确提出要研发深海漂浮式风电机组，掌握远距离深水大型海上风电场设计、建设及运维等关键技术。

目前，我国已经有公司在参与境外的深远海域海上风电的研究，并积极参与国际合作。比如三峡集团与葡萄牙电力开展深远海项目合作研究；中广核欧洲能源公司与法国合作方Eolf i公司组成的联合体，于2016年8月成功中标大西洋法属布列塔尼地区的Groix深远海海上风电项目（24MW）。

三、 国内研究已经启动

2016年3月，上海市紧盯国际前沿，瞄准国内空白，在国内率先启动深远海域海上风电重大示范工程前期研究，定位“创新引领，高端示范”的研究目标，集中上海市及国内海上风电产业优势资源成立科研联合体，部署深远海域海上风电重大示范工程研究工作。

科研联合体通过优势互补、分工协作，针对海上风电场选址研究，漂浮式海上风电机组基础设计关键技术研究，深远海域漂浮式基础施工技术与装备关键技术研究，深远海风电场接入系统关键技术研究，深远海海上风电机组设计、开发和运维相关技术研究五方面重大难题展开科研课题攻关，2017年4月，前期研究成果已经通过水电水利规划设计总院组织的评审和验收。总体研究选定的海域区域（包括电力输送登陆）如图2所示。

本文着重阐述深远海海上风电开发存在的潜在风险和不确定因素，并进行研究分析。

图2 深远海风电研究布置图

深远海风电工程的风险性及防范研究

一、自然风险及防范

深远海域相比近海拥有更好的风能资源，同时与近海海域相比工况更复杂，海水及盐雾腐蚀、雷击、台风等不利自然条件影响更大，远海深水区域在台风等极端天气条件下将产生更复杂的风、浪、潮、涌工况，这对于身处远海的漂浮式基础以及风电机组是巨大的考验和风险。

防范措施：在常规防盐雾、防雷等措施的基础上，为了规避极端自然条件造成的风险，需充分考虑风电机组漂浮式基础的可靠性，强调漂浮式风力发电机组一体化设计的安全冗余度。并在相关拟真实验室内进行极端天气数模试验，将实验数据及成果反映到最终的科研及设计成果中，保证漂浮式风力发电机组拥有较高的自我生存能力。总之，我们可以通过对海上风、浪、潮、涌的实地勘测，借助台风、地震影响评估从技术上尽量规避面临的自然风险。

二、技术风险及防范

(一) 技术标准缺失是最大技术风险

漂浮式风电机组研制和漂浮式基础工程设计的规范和标准缺失，是深海风能研究和开发面临的最大风险。近海风电场开发技术日益成熟，但是在深远海领域尚属新的课题。深远海区域风电，从传统的固定式基础转变为漂浮式基础，技术发生了根本性变化。在如何研制适应深远海工况的风电机组，如何解决深远海区域风电场的工程设计以及如何考虑海上升压站的设计等核心技术层面，缺乏成熟的案例、技术标准甚至设计软件。

（二）总体防范措施

制定合理的项目开发路径，确定合理的技术路线，建立科学的设计模型是项目发展的关键。根据本次研究目标场址40～50m左右的水深条件，本文初步选定TLP张力腿式的基础型式，基于此开展漂浮式海上风电机组的设计，通过优化控制策略和载荷设计，然后再反馈优化基础设计。

举例来说，从科研团队目前做物模仿真前期了解的情况来看，全球有30多种软件可以对漂浮式风电的基础或风电机组进行计算，但是还没有一个成熟而且经过多案例验证的软件能同时完成漂浮式风电机组和基础的迭代计算，更没有形成技术标准和规范。所以，这是我们目前所面临的最大风险和挑战。当然我们也有信心，通过物模仿真和不断深化设计来攻克这个难关，最终促成国内对这些规范和标准的编制和研究。

关于技术风险，我们正在向科技部和上海市科学技术委员会申请科研课题，继续通过产、学、研联合攻关，突破关键技术难题，同时拟通过仿真实验和样机工程来验证，确保在应用推广前将技术风险降低到最低限度，确保工程安全实施。

（三）基于TLP技术的海上风电机组基础的风险识别及防范

本次研究的目标场址水深约40～50m左右。我们主要选取了漂浮式基础型式中的TLP张力腿型式基础开展研究攻关。风电机组基础初步研究的成果如图3所示（左图为3.6MW风电机组基础模型，右图为6MW风电机组基础模型）。

如图3所示，张力腿式漂浮基础的关键是张力腿要保证始终处于受张紧力状态，否则一根张力腿松弛或者张力腿断裂，将会导致风电机组整体倾覆。对此，可通过增加张力腿应力的实时监测，采取在风电机组周围设置防撞结构等措施以保证张力腿结构处于张紧安全状态。

漂浮式风电机组塔筒底部极限载荷和疲劳损伤增大较多，塔筒结构与基础结构连接设计不合理，有可能导致塔筒底部破坏，风电机组倒塌。因此，需要根据风电机组载荷计算结果逐次校核塔筒结构强度及基础与塔筒连接结构强度，保证在各个工况安全可靠。

张力腿型浮式风电机组自身存在差频与和频等高频振动，随机的风载荷和波浪载荷频率与风电机组存在共振可能性，数值上难以进行模拟和分析。因此，必须对张力腿型浮式风电机组进行仿真模型试验，如果条件允许要进行样机测试，从而得到较为准确的风电机组振动特性。

图3 风电机组张力腿式基础模型

三、工程风险

（一）项目建设风险

从建设期来看，建设的难点是漂浮式风电研制、漂浮式基础施工、远距离电力传输。同时，这也是后续深远海风电场建设所将面临的主要风险。另外，场址离岸距离远，场址周边船只通航压力大，渔民公海作业，管理难度大，这都将对远海施工造成较大的风险和隐患。

（二）防范措施

继续深入研究，尽快开展场址区域风、浪、潮、涌等资源数据的收集，开展台风影响、地震灾害有关专题研究；优化现有设计模型，优化风电机组设计选型，全面深化设计；同时和海事部门、海洋部门及时配合，做好建设施工期有关危险因素的防范，坚决将建设期的风险控制在可控范围。

四、项目运维风险及防范

从项目运行期来看，深远海风电项目离岸距离远，风、浪、潮、涌海况更加复杂，相比近海风电，更难以接近，使得风电场日常维护和故障消缺难度更大，面临更加严峻的运营风险。

防范措施：优化风电场的控制策略研究，提高海上风电机组远程控制能力；增加风电机组的冗余设计，提高海上风电机组的发电能力；加强风电场的运维方式研究，通过在附近海岛建立海上风电场固定运维基地，或者建立便于深远海海上风电场的运维船舶，考虑建造直升飞机着陆点，提高风电场的运维便利性，缩短深远海域海上风电场快速运维响应时间。另外，制定深远海域海上风电场运维风险管理标准和规范，全面防范风险。

五、环境风险及防范

深远海风电工程不可避免会导致一定的环境风险。如海洋生态风险，包括：风电场风电机组基础的建设和海底电缆的敷设，会对海床的结构形态造成一定程度的影响；开发建设过程中的工程溢油等现象，会对海洋生态环境造成一定范围内的破坏。也存在一定的海洋资源破坏风险。为保障风电场的安全运行，风电机组周围和电缆两侧的一定海域范围内会严禁捕捞作业，限制养殖区面积，因此，会造成渔业生产海域面积减小，渔业产值会受到一定损失。

防范措施：引入海上公站，实现整体规模的远距离输送，减小单根电缆的输入规模；实现装机容量的大型化，减少风电机组单位容量对海洋生态资源的影响；漂浮式风电机组基础结构的柔性连接，相对减少了由固定式支撑基础直接对海床及深海环境造成的不确定影响，也能从整体上减缓海洋工程溢油对海洋环境的破坏。

深远海域海上风电项目开发的不确定性及应对措施

一、管理不确定性

（一）海洋功能区划协调不确定性

深远海域海上风电场选址，从近海推进到公海规划能否落地；国家与地方省区市海洋功能区划协调存在不确定性。

应对措施：海洋功能区划确认是项目落地开发的重中之重。应通过与各个利益相关方协调沟通，进行专项论证研究和专题讨论；协调国家和地方海洋主管部门，落实相应区域关于海上风电场建设的功能区划。

（二）项目核准及建设程序不确定性

场址选择后，因为涉及国家和地方的用海用地管理，尤其可能涉及海洋经济专属区的用海管理，工程建设核准以及建设程序是否需要到国家级政府办理有关手续，仍存在一定的不确定性。

应对措施：关于深远海域海上风电场的规划和管理风险防范，需要与政府及各利益相关方沟通协调解决。要做好及时有效的沟通，协调海上风电场建设与整体海洋功能区划的关系，提高管理沟通的效率，共同推进后续开发进程，协调解决在后续建设审批环节中所出现的不确定因素。

二、 电网接入不确定性

深远海风电有别于近海风电，其电网接入系统将是制约项目开发和建设的主要不确定因素。主要表现在三个方面：第一个是远距离输送电的技术本身存在风险；第二个是接入系统能否与海上风电场同步配套的不确定性；第三个是有无海上公共升压站对于海上风电场建设整体技术经济性影响的不确定性。

应对措施：首先，应在交流和直流两种输电方式中选择符合项目本身的、经济可行的方案。其次，开展深远海海上风电并网技术调查和研究，开展海上公用变电站的专项研究，这将为并网接入提供有力的技术支撑。

三、政策及财务不确定性

深远海风电与近海风电相比由于离岸距离远，电力送出距离长，技术难度大，导致深远海风电场的造价将高于近海风电场，整体投资造价高，势必直接导致未来的生产成本和财务成本偏高，给未来的项目运营盈利带来不确定风险。

其次，电价政策尚未出台，未来的收益水平尚不明确，项目的盈利性存在不确定风险。国家和地方政府对于深远海域海上风电开发有无专项补贴政策，都将影响项目的财务评价水平。而这些都将是项目实施所面临的不确定因素。

应对措施：优化设计方案、施工工艺，合理控制造价；希望政府引导和出台合理的深远海风电场电价及财政扶持政策，支持和推动深远海风电的发展；考虑到远距离电力接入成本高，建议对100万千瓦级的海上风电场进行一次规划，分期建设，通过规模效应摊薄投资成本；开展项目金融创新，积极引入绿色债券，降低项目融资成本，降低后续运营的财务成本。

展望

深远海域海上风电技术是行业发展的新形势，是我国风电赶超国际前沿的契机，是未来海上风电发展的一片蓝海，深远海风电开发势必大有可为。但必须引起重视的是，近海风电开发风险大于陆上风电，不确定性因素多于后者。而深远海域海上风电与近海风电相比，面临的风险将会更大，不确定性也将更多。

预计我国的深远海风电示范工程将在2020年左右启动。我们在深远海风电工程前期研究中，要充分识别工程的各种风险和不确定性，通过科研攻关解决技术和工程风险，通过管理协调解决管理风险和不确定因素。只有充分研究风险才能规避风险，通过不确定因素分析逐一排除不确定性，才能确保后续技术研发和攻关的顺利，也才能确保后续项目的建设和运营的安全性，并最终推动我国海上风电产业的技术升级。

摄影：刘富卿