把握核心技術方向，突破海上風電困局

文 | 張海亞

把握核心技術方向，突破海上風電困局

文 | 張海亞

行業現狀

一、引言

4月6日，央視題為“甘肅千億風電基地停擺”的新聞報道播出后，將棄風限電問題推向了全社會討論的高潮。4月22日，國家能源局再次下發通知，要求到2020年，國內所有火電企業所承擔的非水可再生能源發電量配額需占火電發電量的15%以上。基于風電和光伏的可利用小數相對火電較低，因此，未來4年內，風電和光伏的裝機容量要達到現有火電總裝機容量的30%甚至更多。

關于上述兩點的討論和解讀有很多，這里就不贅述了。需要指出的是，從密集的文件下發頻率及指標的大幅提高中，可以感受到各大發電集團受到的壓力。而棄風限電是規劃、政策、利益分配和技術相互影響的系統性問題，短時間尚無有效解決措施。

二、大力開發海上風電已成為共識

那么，在國家政策強力推進和大規模棄風限電夾縫中生存的各大發電集團該何去何從呢？可選的路只有兩條，開發陸上低風速資源和海上風電。

對現階段陸上風電場開發項目而言，盈虧平衡點大約為風電機組年利用小時數2000小時。但面對平均風速已低至5米/秒的廣大南方山區風電場而言，即使風輪直徑達到120米的2MW機型，也只能勉強達到這個標準。而風電場建設還要受到地形、運輸、征地、林業的諸多限制。一邊是發電效益受限，一邊是投資風險增大，短時間來看，陸地低風速風電場無法快速大規模建設，不能完全滿足各大發電集團期望的大規模建成投運的目標。

相比較而言，海上風電資源豐富，平均風速7米/秒以上，風向穩定，靠近負荷中心，而且單體項目動輒二三百兆瓦起，相當于多個陸上項目同時建設，從發電收益和建設規模都滿足各大發電集團的需求。因此，現階段大力開發海上風電已成為各大發電集團的共識。

三、海上風電現狀

2008 年，我國第一個海上風電場“上海東海大橋100MW 海上風電示范項目”開工建設，2010年建成并網發電。根據中國可再生能源學會風能專業委員會（CWEA）的數據，截至2015 年底，我國海上風電全年新增裝機容量360.5MW，累計裝機容量為1014.68MW，這與“十二五”規劃中設定的海上風電建設目標5000MW相差甚遠。但2015 年底已核準待建的海上風電項目達44個，裝機容量達10.53GW，這些項目都將于未來幾年內并網發電。

2015年，上海電氣提供的西門子機組裝機容量最大，占當年海上風電總裝機容量的83.2%。截至2015年底，在所有吊裝的海上風電機組中，單機容量為4MW的機組最多，累計裝機容量達到352MW，占海上裝機容量的34.69%。

海上風電制約因素簡析

從歷年數據可以看出，我國海上風電發展緩慢。從2008年到2015年，7年的時間里，不但遠遠沒有達成國家“十二五”規劃的5000MW裝機目標，甚至沒有一款能夠同西門子3.6/4MW機型直接競爭的主機產品。這同陸上風電裝機量連續翻番、機組設備3年進入價格戰、5年外資品牌基本撤出國內市場競爭、新技術新產品層出不窮的局面形成了鮮明對比。

是什么原因導致了目前尷尬的局面？

一、資源開發企業自身發展的源動力不足

2005年到2015年是我國風電行業飛速發展的十年，裝機量連續翻番，全球前十的整機廠商有近乎一半被國內企業占據，支撐這一現狀的99%數據來源于國內陸上風電。在這種大環境下，海上風電相比較而言沒有成熟可借鑒經驗，項目投資巨大，建設周期長，電價不明確，導致開發海上風電的難度數倍于陸上風電項目，企業自身發展海上風電的源動力不足。

可以說，目前國內建設海上風電更像是“政治任務”，風險大、成本高、缺乏經驗都是開發商必須面對的“攔路虎”，最明顯的表現是，尚未有成規模的民營資本投入到海上風電的開發中。近年來，國家的各項政策也逐漸趨向于強力推進各大央企調結構，履行社會責任。隨著巴黎氣候大會的落幕以及新常態經濟形勢的發展，國家層面對各大發電集團的要求將持續保持高壓態勢，這一趨勢在“十三五”期間不會發生改變。

二、海工市場不成熟

根據國家能源局規劃的10.53GW海上風電總量，剔除建成和在建項目的裝機容量，其余8767MW的裝機規模預計將在2016年—2020年實施。由于整體開發進度相對滯后，按2016年1000MW，2017年—2020年每年2000MW—2500MW風資源開發量測算，2017年以后全國范圍內至少需要8—12艘海上風電安裝船。

一邊是市場的強烈需求，一邊是停滯不前的海工投資，原因何在？

在解決了技術原理性問題之后，經濟性將是技術能否推廣的決定因素。在國內歷年已完成建設的項目中，實現了規模化施工的企業主要有中交三航局、龍源振華以及南通海洋水建三家單位。準備進入并已經實際投入的企業有華爾辰、華電重工以及中船海裝等企業。

相比較國外成熟的商業模式，國內海上風電安裝市場尚未成熟，各個企業認為資本投入的風險較大。在上述國內企業中，除中交三航局為傳統海工施工安裝企業以外，其余均為新成立的海上風電施工安裝服務企業，且均同資源開發企業存在一定捆綁關系。

造成這一現狀的主要原因除了投資者對市場環境存在一定擔憂以外，還有一個原因是：國內外海上風電行業整體進展相差并不大，習慣了引進—消化—吸收的國內企業在沒有成熟經驗可借鑒的前提下，無法邁出從中國制造到中國創造的腳步。

三、沒有適宜的海上風電機組產品

雖然海上風電機組占整個項目成本的不到45%，但不論是發電收益還是海工成本，都是緊密圍繞整機展開的，應該說，風電機組設備才是海上風電場考慮的核心。

筆者并不贊同行業內 “我國海上風電起步較晚”的說法，7年的發展時間，陸上風電已經經過了幾輪洗牌，而海上風電尚未實現規模化發展。除了政策、配套、模式等等問題以外，核心問題還在于沒有合適的海上風電機組產品。

1. 風輪直徑和額定功率的關系

對于機組總體設計而言，第一步就是風輪直徑和額定功率的匹配。在目前葉片氣動性能、整機性能相差不大的情況下，風輪直徑越大，從風中吸收的能量也就越大，發電量也就越高。

為了直觀地反映兩者之間的關系，行業給出了一項術語——單位千瓦掃風面積，其計算公式為：單位千瓦掃風面積=（3.14×風輪直徑2/4）/額定功率。比如151—5MW的單位千瓦掃風面積=（3.14×151×151/4）/5000=3.58（單位為“m2”，以下略）。

同時，為了直觀地考核機組的出力，反映投資回報效益，行業內還有另外一項術語——等效利用小時數，其計算公式為：等效利用小時數=單位機組全年發電量/單位機組額定功率。比如假設151—5MW的全年發電量為1482.5萬千瓦時，其等效滿發小時數=14825000/5000=2857。

表2 國內海上風電施工安裝服務企業

從以上不難看出，風輪直徑越大，發電量越多；額定功率越小，等效滿發小時數越高，投資回報效益越好。

2. 151—5MW 的匹配原則

2010年1月，重慶海裝正式啟動5MW級海上風電機組的研制。立項之初，結合科技部“十二五”指南，參考國際成功開發經驗，初步確定擬開發機型為127—5MW，其單位千瓦掃風面積為2.53。

項目組在隨后半年的概念設計中發現，歐洲海上風電基本上是一類風區，127—5MW并不適應我國長江口以北的三類風區。同期重慶海裝在龍源江蘇如東潮間帶試驗風電場安裝的2臺93—2MW，工程靜態投資約1.63萬元/千瓦，上網電價為0.778元，投資回報率略高于10%。因此，針對長江口以北的海上風電市場，必須要推出一款不低于93—2MW單位千瓦掃風面積3.39的機型。

開發機組首先是尋找葉片。127機型對應的葉片要想滿足上述要求，那么機組的額定功率不能高于3.97MW，這與科技部“十三五”支持5MW以上大型海上風電機組研制的目標相沖突。因此，項目組通過篩選查找，選定了當時正在開發的全球最長葉片——LM 73.5。由此倒推，主機額定功率不能高于5.61MW。

項目組參考國內外機型型譜，5MW及以上均為整數，因此，概念設計階段將額定功率確定為：通過標準化、模塊化的設計，在同一平臺研制127—5MW和H15—5MW兩款機型，分別適配我國長江口以南IA風區和長江口以北IIIB+風區。

到目前為止，國內實現樣機安裝的5MW及以上海上風電機組共7家單位的9臺機組（見表3）。

從上表可以看出，盡管H151—5MW的單位千瓦掃風面積達到3.58，但也僅相當于陸上96—2MW機型，相比較陸上H120—2MW機型的5.65指標，尚有較大提升空間。

3. 額定功率為何不升級到6MW以上

歐洲風電從陸上開始發展，受地理條件和資本市場等條件的限制，歐洲陸上風電的開發主要采用分散模式，極少有像中國和美國那樣大片集中開發的風電場。其技術進步的外在需求為：在不改變機組主要結構的前提下，挖掘機組自身潛力。因此，提升額定輸出功率是最可行的方法。

中國市場自2006年以來，陸上風電快速發展，裝機量連續翻番。受市場競爭的影響，機組銷售價格自2008年初開始持續下滑。在國內以單位千瓦報價為投標主要打分權重的情況下，在不改變風輪的前提下提升風機額定輸出功率，額定風速以上發電量的增加不足以抵消業主增加的成本。

2009之前，國內市場主力軍基本是引進的國外成熟機型，整機結構匹配比較成熟，優化空間不大。此外，受當時技術水平的限制，增大風輪直徑勢必導致傳動結構的改變，等于重新開發一款新的機組。這種觀念甚至直接影響到了市場需求，在2009年的部分特許權招標文件中，就要求投標機型不能低于2.5MW。

然而，2010年，重慶海裝通過技術進步，掌握了系列變參數變槳核心控制技術。同年底，在不改變任何機組結構的情況下，僅通過優化控制策略，就研制推出了102機型。該機型相當于在不改變成本的情況下，理論發電量提升15%。一經推出，迅速獲得大量訂單。

隨后，重慶海裝根據競爭對手的追趕速度，陸續推出111和120機型。目前，120—2MW機型的單位千瓦掃風面積達到5.65。

通過市場檢驗證明，重慶海裝這種保持額定輸出功率不變，增大風輪直徑的技術改進方式，引領了行業進步的方向。2015年，重慶海裝進入行業第五，全球第十，其中H111—2MW機型進入年度十大成交量機型名單。

根據陸上風電的發展經驗，通過理論計算和實踐證明，在不改變風輪直徑的情況下，一味提升額定輸出功率，不會增加產品的等效利用小時數，業主是不會接受這種做法的。

表3 國內海上大功率風電機組信息一覽

4. 高速永磁、高速雙饋、直驅的區別

高速永磁和高速雙饋的區別可參閱發表于2013年6月《風能》雜志上的文章《雙饋風電機組與高速永磁風電機組對比分析》。

上述兩種技術路線區別在于電氣傳動不同，他們同直驅相比在于機械傳動不同，可參閱發表于2010年9月《電氣制造》雜志上的文章《“直驅VS雙饋”：風機主流技術大比拼》。

需要指出的是，目前全球范圍內尚未有大型直驅機組下海的成熟案例，除了本身巨大的結構趨向薄壁件，容易因變形而導致的磁隙問題以外，內外轉子間的防腐是一個比較難解決的問題。

小結

在不少業內人士看來，國內廠商在陸上機組技術的開發上已經沒有問題。廠商已經走完了引進、消化、國產化、研究創新的過程，一些低風速機組的技術甚至領先于世界。而對于海上風電而言，大的技術路線不存在誰好誰壞，更多的還是細節問題，而這些問題需要大量的“試錯”才能得到根本解決。按某業內資深人士的說法，“西門子被證明出來是最好的，是因為企業積累了20年的經驗，有無數次的試錯的機會，積累了無數的失敗經驗。”

從國家能源結構和能源安全的角度來看，大力發展海上風電是一條單行道，沒有退路。海上風電機組技術需要“有錢、有技術、耐得住寂寞”的大型整機制造企業來不斷投入和推進，以此來為中國的海上風電提供可靠的保障和支撐。

整機制造企業除了需要投入巨資研制樣機并示范運行以外，可能還需要通過資源和資本等各種手段，開展風電場項目級示范，推動行業進步。后續，各企業還需在持續提升等效利用小時數、大幅提高平均無故障時間、關重系統可靠性驗證、全工況全功率仿真模擬試驗、浮動式海上風電以及環境試驗風電場等多方面開展研究工作，打造真正擁有自主核心的、可持續發展的中國裝備，這是突破海上風電困境的唯一途徑。

（作者單位：中船重工（重慶）海裝設備有限公司）