海上风电技术起航──记一次深入的英国海上风电考察

　　挑战和问题不足为惧，随之产生的深远影响更加需要谨慎对待，即资源的浪费和昂贵的成本。根据欧盟数据显示，海上风电场成本约为280万～ 340 万欧元／兆瓦，基础部分成本费用昂贵，主要因水深、机组、施工材料、安装船只而异。运维成本比陆地高出5 倍以上，成本因素主要包括运营策略、离岸距离、可进入性以及吊装船只等。如果海上风电项目的整体规划缺乏良好的风电技术及其与海洋工程技术的结合，以及丰富的海上风电实际经验，未来的运维成本很可能成为天文数字，并造成机组表现不佳甚至停机。
　　在单机功率快速增大的同时，海洋工程的设计也在不断创新，10 兆瓦海上机组已进入样机调试阶段，英国资深海洋工程公司也积极设计极深海建设方案和世界首创的Wave Hub 波浪中心（海底电缆连接英国国家电网的海底电“插座”）。设计规范和标准一直紧追技术的创新和发展，但也极具挑战性。2010 年，欧洲一些海上风电场的单桩式机组塔筒与地基部分的连接件出现了过度承载所带来的问题，值得注意的是以上设计均符合标准要求，设计标准需要紧跟海上风电技术的发展，而当前标准下的单桩连接件问题会进一步促进设计规范的调整化。另外，悬浮式深海架构设计和尚未有任何国际案例及标准的滩涂地带技术仍处于概念阶段。
　　二、宏观规划与微观实践
　　如何规划海上风电场的可开发区域是业界的关注点之一，成功开发一个可行、可持续发展的海上风电项目，合理规划不可或缺，通过各种约束性考虑来筛选理想的海上风电场区域至关重要。
　　在中国，政府在海域的宏观规划中起到关键作用，合理利用各个海域功能，将技术性约束、经济性约束、环境约束、硬性约束都综合考虑在内，评审各种因素的权重，从而达到最可行的开发目的。
　　落实到海上风电场具体设计和建模，需要明确了解海上和陆上风电场的区别，将海上资源与场址特殊性考虑在内，并制订最佳的开发方案，其中需要注意以下几个方面：
　　风能资源测量：陆上和海上的风况特征一般不同，不建议将沿岸测风数据应用到海上风电场。相比陆上的数据测量，在海上严峻环境条件下进行测量的难度更大。高质量的传感器和观测仪器可以减少建模过程中的不确定性。数据筛选、数据校准、塔影效应均需详尽处理，大型海洋工程结构通常会产生较大的塔影影响扇区，另外在不同大气稳定度条件下，风能功率的不确定因素差异可达25%。
　　海上尾流效应：由于海上风电场具有较低的环境湍流，所以相对于陆上风电场来说可以允许较大的尾流损耗发生，模型中的尾流衰减常数需要进行适当的调整，以适应海上风电场较大的尾流损耗。尾流的规模依赖于轮毂高度和叶轮直径，尾流的扩张与风速、风向、湍流强度、大气稳定度及尾流影响点有关 。至今，尾流效应未能完全避免，但是通过测风激光雷达，将机组尾流效应可视化，是近年突破性的发展。
　　发电量缺失：并没有固定程式或数值来计算缺失，需要按照场址特征来计算，包括通过传输中的效率、变电站可利用率、电网表现、机组可利用率、可进入性损耗、功率曲线密度、功率曲线性能表现、叶片污染、老化和偏离设计点、风速年际变化率、电网控制损耗等。
　　风电场表现监测：表现监测就是将风电场资产价值最大化，监测单机和所有机组在当前和未来的表现。平均值数据并不能详细说明电力缺失的原因和发生部位，常规的数据分析可以找出哪些地方导致不佳表现，瞄准问题制订有效的运维策略，从而避免灾难性的故障发生。
　　国际上行业积累的经验告诉我们，海上建模技术需要与运营数据结合验证；对机组进行实时监控以及表现趋势分析可以真正降低海上风电运营的风险与成本；从设计阶段开始，整个设计过程需要展开多方面咨询和沟通，技术问题要从顾问方获得支持，否则各种未详细考虑的因素不但会大大影响开发阶段进度，而且会产生大量的额外支出。