海上风电场运行与维护成本探讨

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1、海上风电场运行与维护成本探讨目前，很多风电产业观察员都认为：将海上风能打造成一项富有竞争力的能源，可能还 需时日。风力发电机购买与安装成本正面临通货膨胀压力，伴随电网连接问题和风电场运行 与维护（0&M）成本的不确定性，为海上风电场的发展前景注入了隐忧。现有的海上风力机组0&M主要包括定期维护（检察、清洁等）、故障维修（某种程度的 故障检修，如手动重启或更换主要部件）和备件管理三部分。在海上风电场开发早期的项目 成本计划中，应该将电场的0&M成本纳入其中的重要组成。关于风电机组的维护，在一个规模适中的岸上风电场通常拥有自己的运行与维护中心， 对风电机组实施维护非常便利。据GARRAD HASS

2、AN风能咨询公司统计，通常机组的长期可利 用率可达97左右。每年每台机组的平均运行和维护成本约为3万欧元。但对于海上风电 场，尤其到达深水地区的机组进行维护工作就非常不易，运行风险也非常大。海上风电场的 可进入性差，特别是吊装船不够用,还缺乏训练有素的专业人员，缺乏现成的0&M基础设施。 相应的，机组的可利用率也低，电场的0&M成本高于预期，相当于岸上风电场修缮费用的两 倍多。另一个难以控制成本的方面就是机组的可靠性。现有的海上风电机组已经发生过多次故 障，齿轮箱被公认为风电机组故障的主要源头，其次是发电机。这些机组大部分是基于岸上 机组的设计制造，仅根据海上的气候环境稍做修改，因此未必是最适

3、用于海洋环境的风力发 电机组型式。Garrad Hassan风能咨询公司的专家Colin Morgan则称，这部分不是运行、 维护预算成本中最主要的一部分，而是风电机组中各类零部件产生的小问题导致经常需要维 修人员去现场进行维护保养所累计的维护成本。机组的初始保质期过后，像齿轮箱这样的大 型零部件不会经常出故障，但那些小型的机械或电气元件则不断的有小毛小病产生。因为电 流开路或者开关跳闸等导致电场停工的小问题，都需要配备船只、船员、技术人员，对陆上 的维护人员而言都是麻烦事。包括0&M成本及其重要的影响对每度电价，需要尤其关注可达性、机组的可靠性、零部 件所涉及的供应链情况。（一）可及性海上风

4、电场的可及性，即进入海上风电场的方式，目前而言较为棘手，没人可以确定适 用于该产业的标准化解决方案，保证在经济上可以接受的天气状况下，将技术人员运抵现场， 登上塔架，安全到达机舱，并且处在一个合适的工作环境中。英国风能协会的Gordon Edge 表示，他们已经成功地应对了海上风电场的建造与安装，接下来的挑战则是确保电场能够在 原地安全、高效地运行。图片出处：Beatrice project, Scotland (© REpower)所提出的进入方案有很多，从小艇、梯子到临时桥梁、相匹配的船只或尖端的可控平台 系统。Garrad Hassan近来热衷于小艇、梯子的方案，但是对船只、梯

5、子以及他们之间的附 加装置是有特定要求。Colin Morgen认为：“小型工作船和梯子应用于浪高1.3米之内的环境中切实可行， 但在天气良好时期则限制了技术人员进入。部分系统承诺能够在2.5米这样一个重要的海浪 高度中工作就已经是一个巨大的进步，进入现场的时间将缩短为原来的80%，但是那样的成 本过高，因此我们认为中等的解决方案经济性更佳。”据称，一个来自 Fabricom Oil and Gas 和 AMEC PLC 公司的工程设备(Operation Access System，简称OAS)，可避免船只航行于波涛汹涌的海中，以及定期往返的直升机所面临的 危险性。OAS是一个坚固的自旋转，

6、可伸缩的桥/平台，可通过液压传动从维修船舶延伸至 风电机组桩基位置。采用了一项先进的拖动补偿特点确保了桥/平台不断调整其角度和延伸 情况，便于船舶移动；具备一个高精度DGPS定位参考与激光、绷紧金属线辅助的动态定位 系统，确保了平台在使用过程中稳固地处于正确的位置上。这些安全特性确保了平台连接与 通道的安全畅通。OAS适合于2.5米(最高海浪为4.6米)这个重要的海浪高度中运行。为了攀上60 多米高的塔架进入机舱，完善机组设备与零件，目前已经动用到了大型起 吊设备或提升机，这些设备还将在一些塔架安装建设中得到延用。但此方案成本高昂，每台 风力机的安装工程都需要一个起重机或提升机。将石油天然气产

7、业的技术应用于海上风电产 业的Aberdeen公司认为，至少对于单桩固定式机组而言，这是一个较好的解决方案。图片出处：reFOCUS May/June 2007上图所示的Oreada可再生能源咨询公司研发的Orangutang提升装置。技术人员们搭乘 一个安装于塔架底部，采用两组液压操控摩擦式夹钳的升降机罐笼，像猴子爬树一样沿着机 组的塔架升降。 Oreada 预测他们的提升装置将会降低风力机维护期间对起重设备的需求， 因此总体上提升风电场的经济性。针对将机组备件从岸上仓库运输至海上风电场，市场上有多种小船和施工船。小船制造 商们趋于提供多船体设计，以替代较为传统的单船体设计，因为这种设计就像

8、工作平台那样 更快，更宽敞，更稳定。其中的一个运输船的典型即是“Offshore Provider”，为北威尔 士 Conway海上风电建设运输而建的一种15米高的坚固的铝制双体船。据称，这种船满足了英国健康与安全执行局、劳氏船级社、挪威船级社以及英国海事海 岸警卫局的审查需求，可应用于风电场的后勤支持，包括将人员运送至电场现场。较大型的 船只将应用于更深更远的海域，类似小水线面船（small water plane area twin hull简 称SWATH）这样的船体形式，无论在船舶静止或处于海中航行的状态，都可确保较小的移动 幅度。但是，直接借用现有海洋石油工业的单体船，则在经济性方面

9、具有一定的优势。为了应对每年偶尔发生的齿轮箱、发电机或完整机舱的更换，必需一艘起重船。但这样 的船只对于仅以0&M为目标的工作而言成本过于高昂，因此，难点主要在于是否能够确保： 当机组发生故障时，天气刚好不坏，而且所需的起重机驳船又能借到。机组停运期间就相当 于发电收入的减少，不能及时获得相应服务将会导致成本上扬。（二）供应链海上风力发电机组的供应链，与飞机维护、修理和检修（MR0）那样的产业供应链相比， 成熟度相去甚远，零部件和相关材料未必能确保准时送货。风电场的运营商们试图在岸上库 存足够的零部件以备替换之需，目前这在研究相应的管理方案，拟最终实现机组原始设备制 造商们（OEMs）按照定价

10、合约提供所有的支持方案，使预算成本更合理化。就像Douglas-Wes twood公司的能源分析人员Adam West wood所指出的，目前三年内欧 洲的电力项目（一些推动海上风能发展的地区）集中于海上风电能的供应链建设。其目的在 于弥合各地区间的差距，促进未来的相互合作。尽管这个由欧洲区域发展基金出资的项目主 要关注于风电场建设，但一个健康的供应链将使整个O&M受惠。（三）可靠性机组维护共分为两种类型：定期检修和故障检修。定期检修是根据事先安排进行的，而 故障检修则具有不可预见性，只有发生故障了才进行，因此通常成本比较高昂。为了尽可能 的减少故障检修，可以制定周密的定期检修计划，并谨慎实施

11、；再通过环境监测来确定机组 出现的早期问题，以便及时采取行动进行补救。同样重要的是，在研发和工程周期中的每个阶段都力求确保机组的可靠性。 Garrad Hassan的Colin Morgan称：“让技术人员们远离频繁的小修小补对控制成本而言是件大事。”用于海上风电场的多兆瓦级机组，其静态或动态的负载将是现有机组成比例的放大。在 这些大型的机组中实现较高的可靠性对设计人员而言是相当大的挑战，这也是来自0&M方面 的目标。那些风力机零部件必须忍受持续运行的长期工作，在大风天气中或者机组刚开始启 动时扭矩的快速变化，以及周围环境中盐雾对机组的侵蚀。所有这些因素都会导致平均连续可用小时数（MTBF）和

12、疲劳寿命的缩短。这样的情况还 会由于静态或动态的驱动偏差发生进一步的恶化。这较大型的设备中，这种情况更容易发生。 因此，定期维护应该包括一年一次的设备校正检验。（四）成本模型荷兰的Delft技术大学和ECN Wind Energy以500MW的DOWEC （荷兰海上风能转换器） 为参考案例，已经独立针对海上风电场成本的建模。该模型考虑了定期检修和故障检修，揭 示了根据风力机的尺寸和可靠性，选择抵达电场的和维护电场的方法，确定离岸距离，水深， 风电场规模，风/浪等气候条件等相关因素。早期的模型建议：海上风电场的0&M成本将占 据每度电价的 25%至30%，而陆上的仅占据10%至 15%。尽管目前

13、牵涉到一些不确定性，使得 建模这种科学被艺术化，一旦可行性分析用于确定不确定性的边界，一些工具未必奏效。在2006年的欧洲风能大会上，来自ECN风能的报告阐明，正在开发中的0&M成本估算 系统可以帮助估计和控制海上风电场运营商的0&M成本,用于帮助确定意外故障发生频率的 基础趋势分析将会越来越强大。面对电场运营商不情愿谈论机组运行故障的状况，研究小组利用ECN在Wieringermaer 的风力机测试机构（5台Nordex的N80型风力机以及一些来自其它制造商供应的小型机祖） 的机会，获取详细数据，设定初始估计系统模型的基准线。就像EWEC的代表所提到的，“海 上风电场的0&M成本具有不确定性

14、，并且具有极大的扩散性。但是，一旦风力机保质期满， 或者风电场被出售，对0&M成本有所了解将对制定合适的0&M战略起到重要促进作用”。评估系统里面承载了所有可能的信息源一SCADA系统数据，控制与情况监测数据，维 护报告，负载测量以及气象测量。像Nordex的N80型那样的风力机也已考虑到了 90%的重 要零部件，对其中每项内容，如失效模型，失效速度，修理材料费，备用件、时间、人力、 船舶及起重设备成本，都有所涉及。GARRAD HASSAN公司开发的0&M优化分析工具02M，可以预计海上风电场的可利用率， 优化0&M策略，改进人们对运行风险的理解。输入环境条件，项目描述（如：风电场数目、 风

15、机数目、储存和服务地点等），运行和维护资源（如：人员、轮班系统、船只能力、备件 库存等），机组可靠性；由0 2M进行波量合成，运行仿真模拟；最终输出电场可利用率，发 电量和损失的发电量，成本、资源及备件的使用，电厂运行周期等。（五）专用离岸风力机展望一些风能业内人士预计，最终用于海上风电场的风力机形式将会不同于目前的机型。目 前的主流机型“丹麦三叶上风型叶轮”得到陆上风电场的接受，是由于其在视觉上得到 认可，并通过缓慢转动的叶轮将噪声最小化。现今的状态是以量取胜。但是，它并非唯一的 选择。据称两叶下风型叶轮型式也具有一定的优势，因为离岸风力机更需要较快速转动的叶 轮，减轻齿轮箱的负荷，才能发挥更高的工作效率。设备简化有可能成为离案风机的主要目标，来自BWEA的Gordon Edge补充到，“我们 依然在等待真正的离岸风力机，它应该是功率更为强大，5至7兆瓦级的，与现今的主流型 式有所不同。它的结构形式将更为简洁，庞大，并可以独立地长时间运行。目前我们仅处于 这种技术的初级阶段”。Colin Morgan也同意这样的观点，并表示，“目前的制造商们趋 于采用陆上风力机所派生的机组，应用于海上风电场建设。但我们需要的是不同于目前的机 型。此外，机组的可靠性与0&M成本的最小化是最为首要的”。