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海上风电钢制基础的防腐质量控制分析
与陆上风电场相比，海上风电场具有风能资源储量大、开发效率高、环境污染小、不占用耕地等优点。然而海上风电运行环境十分复杂：高温、高湿、高盐雾和长日照等众多影响因素对海上风电设备的腐蚀防护提出了严峻挑战。防腐蚀设计已成为海上风电场设计的重要环节之一。
目前海上风电钢制基础的防腐系统，虽可参考海洋石油平台、船舶、跨海大桥以及海底管线等的防腐经验，但海上风电钢制基础在运行要求及防腐处理上区别也很大，直接借鉴上述设施的防腐方案无法满足海上风电基础防腐质量要求。
海上风电基础的腐蚀环境特点
海上风电基础因各部位所处海洋环境可划分为五个区域：大气区、飞溅区、潮差区、全浸区和海泥区，图1是钢桩在美国KURE BEACH(基尔海滨)中暴露5年后的腐蚀示意图。
一、海洋大气腐蚀
海洋大气具有湿度大、盐分多、干湿循环效应强等特点，钢结构表面形成无数的原电池，从而引起钢结构的电化学腐蚀。
二、飞溅区的腐蚀
飞溅区是指平均高潮线以上海浪飞溅所能湿润的区段。在此区域钢结构表面的腐蚀不但海洋大气中腐蚀因素的影响，还要受到海浪的有力冲击，此外，该区域氧的去极化作用很强。由图1可以看出，飞溅区是五个区域中腐蚀最严重的部位。
三、潮差区的腐蚀
在潮差区的钢结构表面长期与饱和空气的海水相接触。潮流会加剧钢铁的腐蚀。在冬季有浮冰的海域，潮差区的钢制基础还会受浮冰的撞击。
由图1可见，钢桩在潮差带出现腐蚀最低值。
四、全浸区的腐蚀
单桩和导管架的中下部位全浸于海水中，遭受腐蚀影
响因素较多，其中溶解氧的存在对该区域腐蚀影响较大。
五、海泥区腐蚀
钢制基础在海泥区部分的腐蚀，该区域主要受沉积物的物理性质、化学性质、生物性质和细菌的影响。
防腐系统设计
针对使用海洋腐蚀环境的不同应选择不同的防腐方案。
根据ISO 12944-2要求，海上风电基础钢结构表面属于C5-M或Im2腐蚀环境类别。其中钢管桩外表面、防撞构件、电缆管表面及外平台以下区域的螺栓螺母为Im2环境，其余均为C5-M环境。涂料的类型主要是富锌涂料、环氧漆和聚氨酯涂料，它们具有较高的品质和耐久性。
目前，国内在建海上风电场主要位于潮间带和浅海区，如何有效防范电化学和生物腐蚀，是需要着重解决的问题。应选取海工重防腐涂层加牺牲阳极的阴极保护系统的联合防腐方案，或是海工重防腐涂层结合外加电流的阴极保护系统。
一、预防结构设计缺陷
防腐系统是一个复杂的系统工程，需要多个专业协同设计才能满足飞溅区最好的防腐效果。
首先，结构设计应该考虑到易于进行表面处理、油漆涂装、涂层检测和防腐维修。因此应在设计过程的早期就咨询腐蚀防护专家。
其次，就涂层系统而言，应根据基桩实际所处的实际环境，在实验室中精确的模拟现场情况，以便更好的评估油漆系统服务寿命，避免后期因修补造成的损失。
二、海工重防腐涂层系统设计
(一)大气区的防腐设计
海上风电基础的钢桩顶端内表面、爬梯、栏杆、桩内平台、外平台等处在海洋大气腐蚀区，钢桩顶端内表面可选用改性环氧封闭漆加改性环氧耐磨漆的防腐涂层系统，爬梯、栏杆、外平台等选用热浸镀锌外加环氧封闭漆及聚氨酯面漆覆盖的防护涂层。
(二)飞溅区和潮差区的防腐设计
顶端钢桩的外表面、防撞构件、电缆管的表面和外平台以下区域的螺栓、螺母位于飞溅区/潮差区，钢制基础处在该区的部位是防腐的重点区域。一旦在这个区域发生严重的局部腐蚀破坏，会使整座钢结构设施大大降低承载力，缩短使用寿命，影响安全生产，甚至导致设施提前报废。
针对该区钢构件腐蚀加剧的特点，钢桩外表面可采用环氧富锌底漆作为底涂层，环氧玻璃鳞片涂料为中间涂层，最外加脂肪族聚氨酯面漆，干膜厚度在750μm 左右。防撞构件、电缆管的表面，可采用热浸镀锌，再用环氧封闭漆、环氧玻璃鳞片、脂肪族聚氨酯面漆依次覆盖的方案，干膜厚度在650μm左右。
借鉴海上石油平台在此区域的防腐经验，还可在增加钢结构壁厚或附加10mm-13mm厚防腐蚀钢板来缓冲浪溅腐蚀。
(三)防腐涂层系统的推荐方案
根据实验室涂层测试，海上挂片试验，借鉴国内海上风电基础的防腐方案，对于处在潮间带等近海区域海上风电钢制基础，推荐的防腐涂层体系如表1所示。
三、涂层系统的质量检验
涂装完成后应按《漆膜厚度测定方法》(GB/ T13452.2)规定的办法测定涂层干膜厚度，干膜厚度应大于或等于设计厚度值者应占监测点总数的90%以上，其余测点的干膜厚度也不应低于90%的设计厚度值。电火花检漏按NACE SP0188执行;针孔数不应超过检验点总数的20%。
防腐涂料性能应按《船舶漆 耐盐水性的测定 盐水和热盐水浸泡法》(GB/T10834)、《色漆和清漆拉开法附着力试验》(GB/T5210)等进行检验，涂料性能要求应符合表2的规定。
四、阴极保护系统
处在海水区、海泥区的钢制基础，可选用阴极保护方法作为防腐方案，该方案为电化学防腐。
(一)牺牲阳极的阴极保护
采用阴极保护的钢结构必须确保每一设计单元或整体具有良好的通电连续性，连接点面积应大于连接用钢筋或电缆的截面积，连接电阻不应大于0.01Ω，以保证总保护电流。总保护电流可按如下公式计算：
式中， I—总保护电流(A);
In—被保护钢结构各分部位的保护电流(A);
If—其他附加保护电流(A);
in—被保护钢结构各分部位的初期保护电流密度(A/m2);
sn—被保护钢结构各分部位的保护面积(m2)
(二)外加电流的阴极保护系统
外加电流阴极保护系统工程包括：钢桩电性连接、阳极(参比电极)安装、负极连接施工、电缆敷设、变压整流器安装调试、系统试运行等工序。
外加电流阴极保护系统使防腐工作从过去的粗放型管理一跃成为可视化、数字化、远程化、专业化的先进管理模式。
施工与维护中的质量控制
一、涂层系统施工
(一)涂料质量控制
通过对国外海上风电风电防腐失效案例进行统计分析发现：油漆的质量问题是造成海上防腐涂层系统的过早失效的主要原因之一。正因此，在选择油漆供应商时应要求其具有海上工程使用10年以上的良好业绩，采用的防腐涂层配套体系必须在海上工程有实际使用业绩。此外，油漆采购方还应加强油漆质量管理控制，严格落实油漆进厂复验。
(二)施工环境的要求
防腐涂层施工对环境针对性要求很高，因此必须严格控制涂层施工环境。海上风电基础的防腐施工环境应满足下列要求：
(1)表面处理和防腐涂层施工应在通风和照明良好的室内进行;
(2)常温型防腐涂层施工环境温度范围为5℃-40℃;当环境温度低于-5℃时严禁进行防腐涂层施工;
(3)当风速大于6.7m/s，严禁进行防腐涂层施工;
(4)当钢材底层表面未干、被污染或表面温度大于45℃时，严禁进行防腐涂层施工。
(三)表面处理
据统计，高达75%的早期涂料缺陷是完全或部分由表面处理不充分或不正确而引起的。可见，表面处理是影响涂层寿命的第一要素。
处在飞溅区及全浸区的钢桩表面处理等级要求达到Sa2.5级，平均粗糙度要达到50μm-80μm，符合《涂装前钢材表面腐蚀等级和防腐等级》(GB8923)要求;第一道涂层为热镀锌时，钢材表面除锈等级要达到Sa3级，平均粗糙度要达到50μm-100μm。表面粗糙度除满足涂层系统的技术要求外，还应根据ISO8502-6和8502-9进行可溶性盐检验，控制表面盐度在25μg/m2以下。进行表面处理或防腐涂层施工时，钢结构表面温度应至少高于露点3℃以上，空气相对湿度要低于80%。不能喷砂的部位，应按照SSPC-SP 11使用动力工具处理至裸钢。
(四)油漆涂层施工
喷涂底漆应在喷砂除锈后4h内进行，防止因久置引起表面生锈或污物附着，进而影响底漆质量。为了避免漏点和薄点，通常至少需要2道以上的涂层系统。
中间漆和面漆就是在底漆的基础上刷涂2道或2道以上的厚膜型环氧耐磨漆或环氧玻璃鳞片涂料，外加1道聚氨酯面漆，以提高涂料在特殊腐蚀环境的防腐性能。
二、热浸镀锌
防撞构件、电缆管、爬梯、围栏、平台等内附件完成后宜整体进行热浸镀锌，当不具备整体热浸镀锌条件时，可按部件热浸镀锌后再进行焊接，焊后应对节点处的遭损伤的热浸镀锌层进行表面处理。通过国内外海上使用经验来看，热浸镀锌层暴露在飞溅区和全浸区时会作为阳极牺牲自己，很快破坏或失效，因此在这些区域不宜独立使用热浸镀锌，应在镀锌处理后预涂环氧封闭漆，最终用防腐涂层来覆盖。
三、阴极保护系统的安装
牺牲阳极一般采用铝合金系列材料，牺牲阳极安装需严格按照施工图进行，竣工后，投入正常使用前，检测其保护电位并满足设计要求。
四、设计及使用维护中需注意的问题
(一)机械损伤的防治
海上风电钢制基础在运输及吊装过程中，由于使用支撑、钢丝绳等与钢制基础表面接触易引起的涂层磨损。此外，渔民海上养殖及捕鱼作业中易发生对风机基础的碰撞而造成的涂层损伤，再就是潮差区冬季浮冰的冲撞造成涂层的破坏。
针对机械损伤问题的控制措施：(1)在防腐系统设计中应将机械损伤预防考虑进去，比如选取玻璃鳞片防腐涂层系统设计厚度应至少在0.5mm以上，钢制基础周围加防撞设施;(2)应制定专门的运输及吊装方案，最大可能地减低人为破坏，比如运输支撑与钢制基础之间加垫子，在吊装钢丝绳与钢制基础之间加橡胶垫。(3)当发现机械损伤时及时修补，防止腐蚀加剧。
(二)治理海洋生物附着
海洋环境中的苔藓虫、石灰虫等海生物附着对于飞防腐涂层系统的腐蚀破坏现象很明显。因此，防腐系统设计与维护中需采取控制措施，控制措施主要有：(1)设计防腐系统是应将如何海生物附着考虑在内，如在涂层系统中使用辣椒素，防止藻类、贝类、软体动物等海生物的附着;(2)定期对附着在钢制基础上的海生物进行清除。
结语
本文是在对数十个海上风电钢桩追踪研究后，对防腐系统从设计、检验到使用维护整个过程进行总结分析，归纳出保证防腐系统使用寿命的方法。海上风电钢桩基础防腐应以前期设计为主，采取海工重防腐涂层加阴极保护系统的联合防腐方案，并在施工与维护中加强控制。
(作者单位：崔立川、苏萌、姚亮：中能电力科技开发有限公司;吴云青：国电联合动力技术有限公司)
作者：崔立川 吴云青 苏萌 姚亮
摘 要:针对北车风电发展战略及发展现状;分析了国内外现有大功率海上风电机组的情况;分析了海上风力发电机组的技术难点、设计要求;提出了北车风电海上风力发电机组概念设计的途径和方法,并对几种海上风电机组概念进行了分析;对北车风电海上风电机组的设计提供思路和建议。
关键词:海上风电风机概念设计研究北车风电
1 引言
隨着世界性能源危机的加剧和全球环境日趋污染,世界各国家都更加重视清洁的新能源和可再生能源的研究、开发和利用。因此,开发风能资源已经成为国内外的共识。我国有延绵1.8万km的大陆海岸线和1.4万km的岛屿海岸线,海洋国土面积达300万平方公里,发展海上风能的空间巨大,且海上风能资源总量达7.5亿kw,开发海上风能资源的潜力巨大。此外,海上风能对于从广东到山东的东部沿海地区人口密集省份尤其具有意义。这些省份拥有大量海上风能资源。同时,这些省份的城市也是中国制造业企业集中之地。通过在电力需求量最大的沿海地区附近发展海上风电场,可以避免建设一系列远距离输电线路,风电并网难、送出难的瓶颈在海上风电领域几乎不存在。
我国的陆上风电场开发建设已经具有一定的规模,但海上风电技术产业仍处于起步阶段。2010年上海东海大桥海上风电示范项目的成功并网,才使我国有了第一个100MW的海上风电装机。随后我国第一期海上风电特许权招标的开展,推动我国海上风电进入了规模化开发及商业化运作的阶段。从2010年国家能源局的规划及各部委颁布的一系列政策及示范风场、特许权招标等工作的开展来看,海上风电已经成为我国风电产业发展的新领域。
北车风电有限公司是北车股份有限公司投资30亿元打造的国内一流的大型风电装备制造企业,专业从事风力发电设备及主要部件的研发、制造及销售,风力发电装备工程的设计、建设和技术服务。北车风电依托中国北车集团技术、人才、资金优势,在立足自主研发的基础上广泛与国际知名风机研究机构进行合作,成功开发研制了1.5MW双馈与高速永磁两种机型,并计划于2011年底完成2.0MW和3.0MW两个系列风电整机的研发试制工作。2011年上半年,针对我国海上风电规划和海上风电装备制造现状,北车风电决定开展大功率海上风电机组的研发。
2 国内外海上风电机组情况
由于海上风电机组的基础需承受海上的强风载荷、海水腐蚀和波浪冲击等,海上风电机组的基础远比陆上的结构复杂、技术难度高、建设成本高;加之海上风机安装工程施工难度远高于陆上,施工成本高;因此风机的功率越高,专项投资就越低。为了应对这一需求,国外各大风机制造厂商竞相开发大功率的海上风电机组。其中最具代表性的是德国REPOWER公司的5M机型和法国AREVA公司的MULTIBRID M5000机型。这两种机型已在德国Alpha-Ventus海上风电场并网发电。这是现在商业化运行于海上的最大容量的机组。截止目前为止,GE推出了GE-4.0MW机型,机组额定功率4.0MW,风轮直径110m;GAMESA公司推出了G128-4.5MW机型,额定功率4.5MW,风轮直径128米;ENERCON公司推出了E126机组,该机组额定功率6MW,最大可升级至7.5MW;REPOWER也将他们的5M机组升级到了6MW级别,风轮直径126m;Windtec推出WT5000FC机型,额定功率5MW,风轮直径有127m和140m两种。值得一提的是,Windtec公司和Clipper Windpower公司都提出了他们的10MW风机设计方案。由此可见,5MW机型已经成为国际海上风电机组的主流机型。国际各大厂商也竞相推出了此功率段的机型,并继续致力于更大容量机组的研发中。
国内现在拥有风电机组海装并网经验的仅有华锐和金风两家;另外上海电气与湘电风能的3.6MW、5.0MW机组也于2010年下线。华锐风电是目前我国第一,世界第三的风电装备企业。我国的第一个海上示范风电场就采用了华锐SL3000机型。该机型采用双馈技术,额定功率3MW,提供90米、100米、105米、113米四种规格的风轮直径以适应不同风况的使用要求。应该说华锐风电是国内唯一一家有海上风电工程经验的企业。但由于机组刚刚并网发电,技术的可靠性还需要进一步的验证。据悉华锐风电已经投入5MW海上风电机组的研发,并预计于2011完成样机的试制。金风科技早在2007年11月就利用渤海绥中SZ36-1油田中闲置系泊平台作为海上风机基础,安装了一台1. 5MW风机,所发电能在海上并入柴油机发电系统,为海上风电的开发进行了探索。今年金风科技推出了2.5MW海上风机。该机型采用直驱技术。直驱技术由于省去了齿轮箱和滑环系统,省去了风机两个较大的故障隐患点,降低了风机的故障率和运维成本,被认为是海上风电的发展方向之一。金风科技也已经开始了对6MW功率等级风电机组的研发工作。2010年7月1日,上海电气3.6MW海上风机样机成功下线,标志着上海电气正式进入海上风电领域。在随后的我国第一期海上风电特许权招标中,上海电气与华锐、金风一起中标,这将推动上海电气海上风电的发展。湘电风能通过买入荷兰风机制造商Darwind资产,直接获得了5MW直驱风机的技术。其5MW样机发电机已于2010年10月份下线。该机组采用永磁直驱技术,风轮直径115m,是我国现有国产机组中单机容量最大的风机。
表中,列出了国内外各主要海上风电机组制造商机型的主要参数及设计概念。
由此可见,现阶段国际海上风电机组功率等级一般在5MW左右,最大的已经达到7MW以上。机组类型主要有齿轮配高速发电机结构、直驱结构和混合传动结构三种。截至目前,量产的大功率海上风电机组全部采用3叶片上风向水平轴设计,传动链结构较陆上风电没有太大的差别。在欧洲,部分风机研究设计机构也开始就海上风电特点展开了一些突破性的风机概念设计,如采用两叶片结构,下风向,桁架式塔筒结构等,但目前尚无成熟的应用案例。
3 海上风电机组技术难点
由于海上环境气候多变,海浪潮汐情况复杂,海上风电机组运行环境恶劣。而且由于机组都位于海上,维修人员只能通过工作艇或直升飞机到达指定地点进行设备维修或更换,所以维护的成本很高。因此对海上风电机组运行的可靠性提出了很高的要求;而设备的可靠性和可利用率需要在机组设计中予以保证。据统计，海上风电场运行中设备故障主要以机组叶片损坏、电缆疲劳损坏、齿轮箱损坏和变压器故障等问题最为常见;这就要求在海上风电机组的设计中避免上述故障的发生，优化结构，合理配置冗余系统;并对主要部件进行有效监控、故障预判和故障诊断。这就对海上机组设计及监控水平提出了更高要求。
3.1 适用于海上风电的大功率风机结构
风机结构的设计是有效分担风机载荷，是实现风机可靠运行的基础。同时，风机结构的设计要兼顾风机的运输、安装的便利性和风机的可维护性。由于海上风机与陆上风机工作的风况有很大差异，且海上风机安装及维护费用远高于陆上风机，故此风机的结构相比陆上风机有较大的不同。有资料表明，未来海上风机的技术发展的趋势是：更大容量、新型结构和新材料。
风机结构设计包括风轮结构设计、机械支撑结构设计、塔架结构设计、各系统布局设计等方面。由于海上风电机组运行环境复杂、恶劣，且大型风电机组风轮直径巨大，如何对风轮结构进行优化设计使其能够在机组生命周期内有效承受强风载荷、疲劳载荷和风轮不平衡载荷;如何优化塔筒结构和机械支撑结构设计使其在满足海上风机载荷要求的情况下尽量减轻整机重量;如何合理设计风机传动链和各系统布局以提高风机可靠性和可维护性是海上大功率风机结构设计的重点。
3.2 抗台风、抗地震、抗海浪设计
受地球自转及大气环流的影响,在太平洋西岸及大西洋西岸是台风及飓风生成和活动的地方。台风与飓风极具破坏力,其极限风速能达到90m/s甚至更大,这对沿海风电场危害极大。2006年,台风“桑美”登陆时,台风中心正面袭击苍南风电场,导致28台风机倒了20台,对风电场几乎造成毁灭性打击。
因此,增强海上风机的抗台风能力是一个重要课题。另外,我国处于亚欧大陆与非洲大陆板块结合部,地质活动较剧烈,地震時常发生。而海浪和洋流的活动会使风机承受额外的冲击、震动及疲劳载荷。这些主要体现在桨叶、塔架和基础的设计上。第一要采用柔性桨叶设计,当台风来袭时,桨叶变形,使其受力大大减小,保护机组不受损坏。第二要考虑刚性塔架设计,增加塔架壁厚,避免塔架局部发生缺陷而引发结构失稳,导致折断。第三要考虑整机基础及整机的震动模态,避免引起共振。第四要考虑塔筒及基础的疲劳特性,防止疲劳引起的破坏。另外,我国北部冬季的浮冰也将是海上风机基础设计的难点,如何设计合理的基础结构,抵抗浮冰碰撞,避免浮冰的堆积和侵蚀需要进行大量的研究、借鉴和试验工作。
3.3 防腐蚀设计
在海上大气的高湿度、高盐雾的腐蚀环境下,保护风机在整个设计寿命中不受到腐蚀的破坏是很重要的。防腐保护系统的任何一点瑕疵都可能会影响风机的可利用率。由于风机安置于海上,维护困难且安置于强腐蚀的大气环境中,如何搭建机械结构件和电气系统的防腐系统,处理好防护与冷却散热之间的关系需要深入的研究、借鉴和试验工作。
我国东南沿海地区气候湿润,空气湿度大,沿海风场电气设备受盐雾腐蚀严重,因此对电气设备的可靠性要求比较高。一般不采用内陆风场常用的干式机组变压器,必须采用箱式机组变压器提高防潮能力。主开关一般采用气体绝缘开关,使元件全部密封不受环境干扰。
3.4 风机控制系统和监控
海上风电机组在控制原理上与陆地风力机相似,但由于海上风机现场操作与维护上的不便,因此对控制系统的安全可靠、远程监控、远程维护等性能提出了更高的要求。在设计上需要大量采用冗余技术。比如控制器,传感器、执行机构、通信线路等,都采用多重备用方案。对机组的每个设备都配备传感器,远程监控系统通过通信线路(光缆或无线通信)不间断监测机组和设备的状态;并进行在线诊断,指导控制器预先动作,避免故障发生,从而提高机组可靠性。基于冗余设置的高可靠性监控系统配置和配套软件的开发是海上风机的核心技术之一。
3.5 电网接入
近海风电场电气接线和接入系统方式与陆地风电场基本相同。每个风力发电机组需用电缆与相邻的机组连接,经1个或多个中压集控开关组件及电缆单元汇集,并进一步升压送至更高电压的电网。当风电场容量大于100MW时,一般采用36kV以上的高压系统,以尽可能减少风电场内部风力发电机间互连所产生的损耗。
海底电缆一般采用三芯电缆设计,因为海上风场面积较大,需要长距离输电。而三芯电缆来自三相的充电电流是短路的,所以在外部的金属层没有反向电流引起的损耗,同样设计的铠装海底电缆的外金属件损耗也很低。
在海底电缆铺装时,风电场内部以及送出电缆均由敷设船放入海底,使用高压喷水冲击海床,然后使电缆埋入海床下1 m深处。如果海底表面为坚硬岩石,可在电缆上铺设石头或砂砾层。这样,可以减少捕鱼工具、锚以及海水冲刷对海底电缆造成破坏的风险。随着近海风电场规模的不断扩大,场址距离陆地的主电网越来越远。轻型高压直流输电(VSC-HVDC)技术,以其在成本、维护、输电质量等方面的优越性,越来越受到风力发电输电系统尤其是海上输电的青睐。
4 风机概念设计
4.1 目标环境定义
风电机组的高效运行离不开精准的设计,而设计在很大程度上源于对目标地域的风能、环境等资源的深刻了解。陆上风电场资源由风速、盛行风向、风功率密度、气温(包括极端温度)、湿度、风沙以及其他地理环境构成;海上风电场则还要考虑波浪、潮流、水位、海底附着物等因素,这些都是风机载荷计算、材料选择等方面的重要参考内容。因此,在海上风电机组概念设计前期准确有效的对目标环境进行分析定义十分重要。
2010年,上海、江苏、浙江、山东和福建五省市已经提交了海上风电规划,至“十二五”末时,上海、江苏、浙江、山东和福建的海上风电装机分别是70万kw、460万kw、150万kw、300万kw和40万kw。北车风电以山东省海上风电规划为主,结合其他省市海上风电规划资源及海洋水文资料对北车风电海上风机的目标环境进行了定义。
4.2 风机主要技术参数确定
风机主要技术参数的确定是风机概念设计的第一步,也是风机设计的前提条件。合理的确定风机主要技术参数关系到风机的设计、制造、运行维护整个运行周期甚至整个产品周期的可用性。风机主要技术参数主要包括额定功率、风况等级、风轮直径、整机质量、整机尺寸等。在设计时要充分考虑目标环境、生产制造限制、运输限制、供应商情况、市场情况等各方面的需求和限制,取得平衡,最终确定合理的设计数据。
4.3 安装及运行维护策略设定
安装及运行维护策略定义了怎样吊装,采用何种类型的安装船,如何组织场内物料的运输,如何组织风机的运行维护等。在策略定义的过程中还要考虑目标风电场的容量、离岸或港口的距离、海洋气候及水文条件等。安装及运行维护策略的定义将在很大程度上影响风机总体布置方案及各部件和系统的布置方案。
海上风电机组安装方式主要有2种:海上分体安装和海上整体安装。
海上分体安装是采用与陆上相似的方法进行,整个机组分为四个部分运输并安装:下部塔筒、上部塔筒、机舱+轮毂+2片叶片、叶片。其中风机机舱、轮毂及两个叶片是吊装环节最重要的一部分。风机分体吊装需预先在规划风电场场址附近陆上基地完成前期的拼装作业。分体安装是目前最为常见的海上风机安装方式。为保证分体安装时的稳定性,国外的风机安装船舶和安装平台均装备了自升支腿系统。
海上整体安装是选择码头作为拼装场地,在码头完成风电机组的组装和调试;然后将风机整体调运至风机安装点;由起重船将风机整体吊装到风机平台上。由于起重船将风机整体吊装到风机平台上时采用锚泊定位,为避免风机塔筒与风机平台发生严重碰撞和确保风机塔筒与平台对中的准确度,需要特殊设置软着陆系统和风机整体平移对中系统。该安装方法应用在英国的Beatrice风场和国内中海油渤海风场及东海大桥海上风电示范项目。
北车风电风机设计考虑灵活的安装及维护方案,适应海上整体安装及分体安装的需要,对海上大型吊装船施工和海上小型吊装施工均作出相应的安装及维护方案。设定合理的维护周期,合理设计风机系统冗余配置和远程监控系统,增加风机故障远程诊断功能。
4.4 风电机组结构
风电机组概念设计的最终落脚于风电机组的结构设计。在这个设计阶段定义了风电机组的总体模型并形成初步的三维模型;是风机进行初步设计、控制策略设计和载荷仿真的基础。
风机概念设计阶段的结构设计主要集中于风机总体结构设计,包括风机气动布局方案、风机传动链结构方案、整机总体布局方案、整机总体结构方案、各部件和各系统配置方案、塔架预设计。此阶段的结果是应给出风力发电机组整机三面图,整机总体布置图,重心定位图,整机重量和重心计算报告,性能计算报告,初步的外载荷计算报告,整机结构承力初步分析报告,各部件和系统的初步技术要求,部件理论图,系统原理图,新工艺、新材料等协作要求等,以及其他有关经济性和使用性能等文件。
北车风电定义了多种理论概念上的风电机组结构,包含有各种气动布局、传动链结构和系统配置方案。这些概念表示风机各主要部件的主要位置和布置。所有这些风机结构概念将根据目标环境、限制条件、供应商情况、可靠性、技术风险、防护等级、成本分析等方面进行评估,最终确定最适合的风机总体结构设计。
5 几种风电机组设计概念分析
5.1 气动布局概念
气动布局的概念设计主要集中于风轮叶片数的设计与风轮上风向与下风向结构的选择。目前国内外大功率风力发电机组气动布局设计大多为传统的3叶片、上风向设计,该设计成熟可靠,有很多成功的设计经验、较为成熟的设计模型和成熟有效的仿真计算手段,技术风险较小,有很强的可实施性。但是由于海上风电施工特点,2叶片风机在海上风场运输及安装上有3叶片风机无法替代的优势,而且由于风轮实度的降低,可以设计较高的风轮转速,这可以有效的降低传动链上齿轮箱的增速比或减小直驱发电机级数;同时避免了2叶片风机视觉效果差的缺点。
根据美国波音公司的研究结论:2叶片风轮的动态载荷比3叶片风轮的动态载荷大得多;3叶片使风力发电机组运行平稳,基本上消除了的周期载荷,输出稳定的转矩。与3叶片风轮相比,2叶片风轮噪声大、运转不平稳、成本高。风轮的气动效率大约降低2%～3%左右。同时,2叶片风轮的轮毂通常比较复杂,为了限制风轮旋转过程中的载荷波动,轮毂具有跷跷板的特性(即采用柔性轮毂)。因此,2叶片风轮轮毂设计较为困难,有较大的技术风险。
统计表明,减小齿轮箱的传动比有助于提高齿轮箱的可靠性,降低齿轮箱的故障率。而对于低速发电机,增大发电机转速,减少发电机磁极数可以减小发电机径向尺寸。因此,提高风电机组风轮转速成为一个好的选择。但是风轮转速的提高会导致风机运行噪声的增强,这是一个矛盾。由于海上风电远离居民区,可以放大噪声限制,因此可以设计较高的叶尖速比以提高风轮转速。但是随着叶尖速度的增加,风轮实度随着叶尖速度的平方递减。例如一个按120m/s叶尖速度优化设计的叶片宽度仅为按60m/s叶尖速度设计的叶片宽度的1/4。这就造成了叶片会更加柔软,将很难运用于塔架上风向的风轮设计。下风向风轮则更加适合。但是由于塔影效应的影响,下风向风轮对风机的疲劳载荷提出更高的要求,而且国内风电制造企业没有下风向风机的设计经验,会导致较大的技术风险。
5.2 传动链布局概念
齿轮箱配高速发电机。齿轮箱配高速发电机是传统的风机设计概念,REPOWER-5M/6M、Wintec-WT5000fc机型即采用此种传动链布局方案。这种方案技术风险低,传动链布局清晰,发电机设计制造较简单,结构紧凑。但是由于高速齿轮箱的故障率较高,对齿轮箱设计制造有较高的要求,且整机运行维护工作量较大。(如图1)
直驱风机。直驱结构的风机省去了风机传动链的齿轮箱,避免了齿轮箱故障引起的风机故障,被认为是海上风机发展的方向之一。但是由于低速发电机磁极数的增加,造成发电机径向尺寸巨大,设计和制造困难。同时,机组重量较大,对于机组结构设计提出更高的要求。GE-4.0-110、ENERCON-E126、Darwind-DD115机型为此类型传动链布局概念。(如图2)
混合传动。混合传动是将齿轮箱配高速发电机概念与直驱概念进行了综合,平衡了两种方案的优缺点。该方案采用单级齿轮箱和中速发电机,既避免了齿轮箱高速部分故障率较高的缺陷,又解决了直驱风机发电机尺寸巨大的问题,被认为是海上风电发展的一个方向。但是由于中速齿轮箱和发电机综合成本较高,该方案的机组成本较高。AREVA-MULTIBRID M5000、Gamesa-G128-4.5、VESTAS-V164-7.0机型采用此布局方案。(如图3)
多发电机系统。多发电机系统是一种较新的海上大功率風电机组的传动链设计概念。该方案采用单输入、多输出轴的齿轮箱,后部配套多组发电机及变流器系统。该方案能够实现风机发电机及变流器部分的冗余设计,当一组发电机或变流器出现故障时风机仍可限功率运行,提高了风机的可利用率,对于维护困难的海上风电机组有很大的价值。但是,由于多输出轴齿箱的负载平衡问题难以解决,多输出轴齿轮箱设计制造困难,故障率较高。兼之该布局方案的成本较高,因此目前国内外尚无批量的该方案的应用案例。(如图4)
6 结语
风电机组概念设计是风电机组设计的第一步,将确定风机全局性重大问题的解决方案,必须精心和慎重地进行,要尽可能充分利用已有的经验,以求总体设计阶段中的重大决策建立在可靠的理论分析和试验基础上,避免以后出现不应有的重大反复。北车风电在充分吸收世界先进海上风机技术的基础上,充分调研、分析我国海上风电资源,有针对性的开展了海上风电机组的设计研究工作,以开发出适合我国国情的大功率海上风电机组,促进我国海上风电事业快速、健康发展。
参考文献
[1] 肖运启,贾淑娟.我国海上风电发展现状与技术分析[J].华北电力,2010,38(2).
[2] 熊礼俭.风力发电新技术与发电工程设计、运行、维护及标准规范实用手册[M].中国科技文化出版社,2005.
[3] 中南勘探设计研究院、山东电力工程咨询院、山东省气候中心.山东省千万千瓦级风电基地规划报告.
作者：冯文泉 赵磊 巩源泉 张海华
截至2017年，非化石能源消费在中国总能源消费中的比重已达14%。根据国务院印发的《打赢蓝天保卫战三年行动计划》，非化石能源消费的占比要在2030年上升至20%。作为重要的非化石清洁能源，风电行业，尤其是海上风电，前景广阔。数据显示，2016年和2017年的中国海上风电新增装机容量同比增长分别达到64%和97%，保持高速发展势头。然而，在迎接增长的同时，行业也面临新的挑战。
12月4日，材料制造商科思创、涂料生产商PPG以及中材科技风电叶片股份有限公司(以下简称中材叶片)和新疆金风科技股份有限公司(以下简称金风科技)，以“绿色供应链，引领海上风电新趋势”为主题，在2018中国国际涂料展期间向业界分享了风电产业链如何抓住机遇，携手应对挑战。
风电发展趋势走高，需要与环境更好融合
“2017年我国风电发展非常快，规模稳居世界第一。”中国科学院广州能源研究所教授蔡国田提到，尤其是我国海上风电增长非常快，2017年海上风电比上一年增长了97%。2018年1～7月份，风电装机增长也显示出非常快的势头。
作为可再生资源，风能的利用一直受到广东重视。广东海岸线长、海域面积大，沿海风速也比较大，热带气旋影响频繁，发电条件较好，海上风电资源丰富。资源的天然禀赋加上行业发展的大势所趋，广东在今年发布了海上风电发展规划修编，这个修编的发布在社会上引起了很大的反响。
按照规划，广东海上风电布局的基本原则，一是集约节约用海，还要避开重要敏感的生态脆弱区，另外要实现规模化的发展，要找一些并网化条件比较好的地方。目前的布局主要是两大块，为近海浅水区、近海深水区，规划风电场23个，总装机规模将近7000万千瓦。
近海浅水区主要是在粤东海域、珠三角海域、粤西海域，近海深水区主要是在粤东海域和粤西海域范围之内，在2017～2020年主要是先开展近海浅水区;到2021～2030年逐渐开发近海深水区。电网配套也是结合风力出电的特性以及区域电力的形式制定供电方案。
“要实现如此大规模的风电发展规划，首先要推动风电产业的整体发展。”蔡国田表示，首先就是要推动风电技术的发展，要鼓励引导企业的研发投入，鼓励企业参与国家相关的标准制定，还要促进装备制造业发展，要形成高端装备制造业产业群，支持相关骨干风电制造企业做强做大，全面提升海上风电制造业水平。另外还要建立完善的服务体系，要构建产业联盟、打造服务平台。
“海上风电也必须要跟环境相融合。”蔡国田特别强调，广东海上风电规划要跟国家还有广东省的一些相关规划进行衔接，要明确环境影响范围以及符合环境保护的要求。风电发电可以产生较好的经济效益和能源效益，可以很大程度上减少碳排放。为了实现规划的建设目标，广东省也制定了一系列政策加强统筹协调，落实扶持政策，创新协调方式还有实时评估。
风机面临严苛条件，呼唤优质涂料出现
“今年新树立的一个风机，整个叶轮直径154米，发电功率是6.7兆瓦，目前是亚洲最大海上持续风机。”金风科技风电产业集团产品交付中心熊伟提到，该风机单只叶片的重量达到24吨，从海上风电的发展以及应用趋势来看，对整个叶片及整个风机本体提出了更高的要求，这些要求很多跟涂层或者涂料有关系。
海上风电面临严苛的工作环境，叶片表面乃至风机整体都面临着强雨蚀、高盐度、高温高湿、强烈紫外线照射等的挑战，这就要求在海上的叶片更长防护性能的涂料体系，尤其是前缘防护这块要求非常高。如何保证在这种环境下风机还能够无故障运转5年、10年甚至20年更长的时间，这对整个产业链特别是相关的配套企业来说是一个很大的挑战。
中材叶片市场总监汪鹏还提到，海上叶片长大概是80米左右，它的夜间速度在100米每秒，这个速度实际上相当于360公里每小时。海上叶片风电的发电小时数全年是3000～4000个小时，风机基本上每天保持10个小时的高速运转。“叶片主要材料是玻璃钢复合材料，这个材料有比较好的冲击韧性还有防腐性能，但是在耐候性方面是非常差的，尤其在海上叶片是要求25年的使用寿命，这个时候对叶片涂料的要求是非常高的。”
此前，风电叶片行业主要使用溶剂型材料，这两年在环保政策影响和要求下逐步向水性涂料转变。水性涂料VOCs含量低，工厂的使用环境非常友好，防护性能与传统油性涂料相比也是基本相当。不过，水性涂料在风能叶片上的使用才刚开始，也有一些改进的方向。尤其是水性涂料相关应用的标准包括使用的规范需要进一步完善，另外水性涂料对存储和施工环境包括温湿度的要求会有更高的要求。
有鉴于此，聚合物生产商的科思创研发出VOC排放低于60克每升的环保高性能涂装技术。科思创涂料、粘合剂及特殊化学品业务部技术应用开发亚太区副总裁李金旗表示，运用这个新型的涂装技术可以实现VOCs排放大幅度降低，而且涂装更容易，“我们可以实现更高膜厚的一次性涂装，实现在不同温度、湿度不同环境之下的涂装，同时干燥更加快，这样可以保障生产效率的提升。这个技术还能够延长维护的周期，保证上下游合作伙伴的利益。”
打造绿色供应链，助推风电行业可持续发展
绿色供应链，贯穿于企业从产品设计到原材料采购、生产、运输、储存、销售、使用和报废处理的全过程，可以使产品生产对环境的影响降到最小，并提高资源利用效率。
作为风电行业的上下游企业，基于共同的可持续发展理念，金风科技、中材叶片、PPG和科思创强强联合，在2018中国国际涂料展期间将“绿色供应链”从愿景落到实处，未来将从供应链各环节出发提升标准，并加速技术合作与创新，让绿色能源更环保、更长久、更高效。
汪鹏提出：“我们将进一步加大对环境友好、性能优异、施工便捷的高性能水性涂装的投入，同时在风电叶片设计及涂层技术，尝试更新型技术方案，实现叶片在运行过程中更长的免维护周期，进一步提升风电，特别是海上风电的可靠性和发电效率。”
4家企业也将各展所长，通力合作，加速推动创新技术商用化。其中，金风科技作为风机制造商和绿色供应链的牵头企业，不仅严格把控产品质量和成本，还将搭建风电大数据平台，提供高负荷和海量数据的处理能力，加速产品迭代创新速度。
科思创从上世纪80年代就开始研发水性技术，通过十多年的努力，在中国市场研发和推广水性技术和高固含Pasquick?技术，并成功应用到不同涂料下游行业，为产业涂装升级贡献力量。其最新的水性二代技术，使得膜厚更高、干燥更快、性能更佳，加强了风机在多变恶劣海上環境的工作性能，非常适合抵御海上风场高腐蚀的挑战。
科思创还与PPG在叶片涂装项目中紧密合作，提供满足环保、高效和更长重涂周期等趋势的创新风电涂料解决方案。PPG专业汽车漆及可再生能源涂料大中华区总经理杨予广介绍道：“‘三分涂料，七分施工’，这句话形象地说明了产业上下游合作的必要性，我们正在加速风电行业特种保护漆的创新，并与中材叶片配合提速新概念涂料技术的商用化。”
“科思创不断致力于可持续发展和创新，通过彼此携手，我们将进一步深化和推进合作，实现创新型环保涂料技术的商业化，为风能产业追寻新的发展机遇。”科思创涂料、粘合剂及特殊化学品业务部亚太区高级副总裁钟小斌表示，金风科技、中材叶片、PPG和科思创将进一步深化和推进在绿色供应链的合作，以涂料技术创新出发，不断探索行业可持续发展的新风向。
作者：郑秀亮
海上风电阶段经验总结---2011海上风电国际论坛 2012年03月07日 星期三 22:08 转载自 yiherainbow 最终编辑 yiherainbow
距离中国“海上风电第一单”开标，已经过去了大半年，问题正在陆续显现。
2011年6月15日，在上海国际海上风电及风电产业链大会上，负责中国海上风电项目规划审批的中国水电水利规划设计总院副总工程师易跃春表示，第一批海上风电特许权招标项目招标后，不确定因素比较多，建设速度比较慢，水文探测刚刚做完，空管、航道、雷达的协调还未完成。
中国最大的风电运营商龙源电力集团股份有限公司(下称龙源电力)是首批海上风电中标者之一。该公司总经理谢长军表示，政策法规上的不完善、风机产品质量不稳定，使得中国的海上风电建设无法复制陆上风电的奇迹。“龙源做陆上风电还是很生龙活虎的，做海上风电现在有点晕船。”
“海上风电第一单”推进慢
中国首批海上风电招标项目共有四个，建设地点都在江苏，总规模为100万千瓦。
2010年9月10日，由五大电力集团主导的竞标结果公布后，中标价格之低出人意料。其中，大唐新能源股份有限公司的滨海近海30万千瓦项目的中标电价为每千瓦时0.7370元;中国电力投资有限公司联合体的射阳近海30万千瓦项目为每千瓦时0.7047元;山东鲁能集团的东台潮间带20万千瓦项目为每千瓦时0.6235元;龙源电力的大丰潮间带20万千瓦项目为每千瓦时0.6396元。
海上风电开发难度远大于陆上风电，其发电技术落后陆上风力发电十年左右，成本也要高两至三倍。在此之前，中国第一个海上风电示范项目——上海东海大桥10万千瓦海上风电场项目，税后上网电价为每千瓦时0.978元。
低价中标，意味着企业很难有丰厚回报。谢长军表示，龙源电力在江苏如东3万千瓦潮间带试验风电场的可行性研究预算造价为每千瓦装机接近2万元，通过不断改进和完善施工方案，造价可控制在每千瓦装机1.5万元以下，年运行2600-2700小时，按照每千瓦时0.6396元的中标电价，股本回报率约为12%。随着建设规模的扩大和各种新型装备的投入，还能进一步降低海上风电的施工成本。但是，他奉劝想进入这个行业的企业，“想赚大钱的话不要做海上风电，没钱更不要做”。
政府的前期工作不到位，也无端增加了企业的成本。中标企业在项目筹备过程中，首先需要根据江苏省海上风电规划预选地点，做资源调查评估，但是做完评估提交开发申请时，才知道项目所在地与港口、自然保护区或渔业区冲突，数百万甚至千余万元的前期投资打了水漂。谢长军抱怨说，政府应该把前期工作做好，第一批招标后，江苏改变了海上规划，导致龙源电力前期的许多工作都白做了。“我们前期勘探也花了不少钱，这个钱地方政府也不给赔。”
此外，他表示，海上风电推进速度比较慢的原因之一是施工经验不足，更重要的是没有合适的风机。
在江苏如东3万千瓦试验风场，龙源电力测试了八个厂家的16台风机。一年多运行下来，表现最好的风机来自远景能源，可用率达98%，许多大厂家的表现反而不如江苏这家名不见经传的公司。例如，华锐风电投入了两台3000千瓦的海上风机，运行一年多，就有一台换了电机。
业内人士指出，华锐风电之所以在陆地上取得远超同行的业绩，原因之一是依靠远超同行的售后服务来弥补产品质量上的缺陷，不像许多厂家卖了设备后撒手不管。在海上风电机组的测试中，华锐派出70多人的维修队伍天天守在那里，但海上风电的维修不像陆上那么容易。
“陆上风电那种靠优质服务来弥补可靠性不足的方法，已经不能套用到海上风电场。”上海电气风电设备有限公司前总经理范肖洪说，与陆上风电相比，海上风电需要极高的稳定性，一旦大部件出问题，需要几个月时间才能修复，这还是在滩涂上的试验，如果在海上装机更加困难。
大唐新能源公司副总经理孟令宾深有同感。他说，风机的可靠性、设计方案和控制策略都需要认证，海上对可靠性的要求和陆地上不同，海上风速大的时候，风机一旦损坏，甚至连靠近都没法靠近，“不仅不能有大故障，小故障也不能有”。
浙江运达风电股份有限公司总工程师叶杭冶也认为，“首先考虑可靠性和质量，其次才是成本。”他提道，福建曾经出现某家企业海上风场的风机被台风“鲶鱼”吹坏的事情。
谢长军说，从表面上看，中国的风机厂家掌握了不少核心技术，风机可用率已经接近维斯塔斯、GE等国际巨头，但是需要调试很长时间，难以和国际巨头竞争。丹麦维斯塔斯公司中国区总裁徐侃则表示，维斯塔斯承担的第一座风电场合恩角风场也有过很多教训，当时很多设备需要更换，甚至要到岸上更换。如今，该公司一个项目仅用102天就可安装100多台风机。
谢长军认为，中国厂家应该先把陆上风机的问题解决了，再来研究海上风机。孟令宾还提醒说，正在突飞猛进研发大容量海上风机的厂家，仍需回头解决陆上风机的遗留问题，“我们过去注重销售，忽略了现有4000多万千瓦陆上风电设备的升级”。
不能再搞“大跃进”
经过几年来井喷式的增长，中国风电装机总量在2010年成为世界第一。中国可再生能源学会风能专业委员会副理事长施鹏飞说，中国风电产业需要从数量型增长转变到质量改进，从风电大国转变为风电强国，这一过程中，海上风电的重要性凸显。
目前，中国建成的海上风电装机容量为14.25万千瓦，与2010年国际海上风电总装机350万千瓦相比，少得可怜。根据中国的可再生能源规划，计划2015年海上风电装机容量达到500万千瓦，2020年达到3000万千瓦。这意味着，未来数年内海上风电在中国将会迅猛发展。但不少人士对此持谨慎态度。
中国气象局风能资源详查的初步结果显示，中国5-50米水深、70米高度风电可装机容量约为5亿千瓦。“茫茫大海，看似到处可建海上风电场”，易跃春说，实际上，海上风电要考虑的因素很多。空中因素涉及台风、空中航道、军事雷达，水面上要考虑海浪、潮位和航道，水下要考虑海底冲刷和侵蚀，海底管线等。此外，还需考虑海洋功能的总体区划等。综合这些因素之后，真正可建风电的海域是有限的。
谢长军认为，欧洲大力发展海上风电，一个重要原因是陆上基本没有地方了，但中国陆上风电的空间还很大。对于江苏沿海来说，风场靠近负荷中心，台风也比较少，比较适合海上风电建设，但是对于浙江、福建、广东来说，千万要小心。
“陆地上的井喷式发展，是不适合海上的。所以我提醒同行们，发展海上的时候要慎重再慎重，不能‘大跃进’”，他透露，龙源电力要到2016年才会开始大规模的海上风电建设。
施鹏飞也对财新《新世纪》表示，中国海上风电发展肯定不会像陆上风电那么快，目前还需在不同海域测试，真正大规模的开发“十三五”期间才会开始。
在配套政策法规方面，中国也没有完全准备好。谢长军说，海上风电是新兴产业，以往的海洋功能区划中未能考虑，在没有海洋规划的前提下搞开发，很可能是竹篮打水一场空。而《海上风电开发建设管理暂行办法》于2010年1月颁布之后，国家能源局和国家海洋局联合制定的实施细则尚未出台——所幸的是，据易跃春透露，出台时间应该很快了。
6月16日，在上海举行的此次会议上，绿色和平组织和中国资源综合利用协会可再生能源专业委员会联合发布的《中国风电发展报告2011》还指出，2010年风电装机容量4478万千瓦的中国，风电发电量仅为500亿千瓦时，装机容量4027万千瓦的美国则达到了946亿千瓦时，几乎是中国的两倍。国家发改委能源研究所副所长李俊峰对财新《新世纪》记者表示，这一方面是因为中国风电上网后需要经过合格审查，签订商业运营合同后，才计入运行容量。但另一方面，必须承认中国风机设备完好率不足，美国的年平均利用小时数是2500，中国是2000出头。
前述报告还指出，中国风电领导全球尚需时日，风电产业的“大跃进”将使中国风电的“旧患新伤”更早地浮出水面。
海上与陆地风电首次质监不同之处
4 质量监督检查的内容和要求
4.1 对工程建设各责任主体质量行为的监督检查
4.1.1 对建设单位质量行为的监督检查 海上风电：
A、新增4.1.1.1 内容：工程建设核准文件(不限于建设项目规划，可研审查结论，项目核准批文，当地海事部门颁发的海上风电工程船舶水上、水下施工作业许可证，通过工程通航安全评估审查、环境批复意见、接入电力系统审查意见)
B、新增4.1.1.2内容：按基本建设程序规定，满足开工条件的要求。建设单位应完成施工图送审、消防设计送审和劳动安全卫生预评价等相关手续。
C、新增4.1.1.5内容：施工组织总设计和已开工项目的专业施工组织设计编制完成并已审批。
D、缺少陆地风电4.1.1.8内容：确认并发布“质量验收及评定项目划分表”。 4.1.2对勘察设计单位质量行为的监督检查 4.1.3对监理单位质量行为的监督检查
A、新增4.1.3.8内容：对大型海上作业施工机械的报验材料进行审查。 B、减少陆地风电4.1.3.10内容：按照《强制性条文》、国家或行业验收标准，对隐蔽工程、完工的项目及时验收并签证规范。
C、新增4.1.3.12对附近海岸上建立的基准点和施工控制网复测完毕。 D、减少陆地风电4.1.3.13内容：建筑方格网、风机基础控制桩等重要测量成果复测准确。
E、减少陆地风电4.1.3.14内容：对已处理完的预监检中提出的待整改问题，检查、验收完毕。
4.1.4对施工单位质量行为的监督检查 A、新增4.1.4.3 内容： 3)海上工作人员上岗作业前经培训取得上岗作业资格证。
B、新增4.1.4.3 内容：4)现场设置的各类工程试验室(或合同检测单位)资质证书与试验项目相符，试验员持证上岗。
C、减少陆地风电4.1.4.3
(3)内容：计量管理制度健全，计量管理人员持证上岗;计量器具、仪器、仪表均经过检定并在有效期内，计量管理台账齐全。
D、减少陆地风电4.1.4.3
(4)内容：规范执行见证取样送检制度。
E、新增4.1.4.8内容：计量管理制度健全，计量器具、仪器、仪表均经过检定并在有效期内，计量管理台账齐全。
F、新增4.1.4.9内容：质量验收、技术记录制度健全，执行认真。 4.1.5对工程检测单位质量行为的监督检查
4.2 对技术文件和资料的监督检查
A、海上风电与陆地风电检查内容一致，海上风电没有具体划分各个责任主体。
4.3 对施工现场和工程实体质量的监督检查
A、新增4.3.2内容：消防设施、工业卫生设施和环保设施已按施工组织总设计配备和布设完成。
B、减少陆地风电4.3.3 内容：已完工或在建的建(构)筑物结构的外观质量及其施工环境条件符合要求，必要时，进行实体质量检测。具体可按总站2005年颁布的《变电站土建工程质量监督检查典型大纲》执行。
C、新增4.3.4内容：混凝土及灌浆料的搅拌设备状况和工作环境符合规定要求。使用预拌(商品)混凝土时，已建立其质量和资料管理制度;钢结构的制作设备状况和工作环境符合规定要求。
D、海上风电4.3.5内容:现场预制件场地、组装场地的工作条件和力能配置(水电气)符合规定要求。
陆地风电4.3.6内容:现场预制件场地的工作条件和机具设备及其管理制度符合规定的要求。
E、新增4.3.9内容：海岸上建立的基准点和施工控制网维护良好。 F、减少陆地风电内容：4.3.10——4.3.18。
5 质量监督检查的步骤和方法
5.1检查步骤
5.1.3正式监检
A、陆地风电内容：工程质监站或建设单位负责接收监检的组织工作，其他各责任主体必须全程认真配合检查。
海上风电内容：建设单位负责接收监检的组织工作，其他各责任主体必须全程认真配合检查。
B、5.2.3.3内容：桩基(地基处理)施工单位除汇报上述内容外，还应汇报验收结果。
6 检查评价
A、海上风电6.4内容：对检查结论满足本《大纲》要求者，出具质量监督检查报告，主送本阶段工程质量监督检查的相关受检单位，抄送电力建设工程质量监督总站。
陆地风电6.0.5内容：中心站收到整改回复单位进行核查，当满足本《大纲》要求者，可颁发本阶段工程《质量监督检查证书》或出具质量监督检查报告，主送本阶段工程质量监督检查的相关受检单位和其主管部门，抄送电力建设工程质量监督总站和地方政府委托监督工作的主管部门。
一、海上风电规划
海上风电规划所做的工作主要包括海上风电场选址、收集资料、实地勘察、海上风电场规划报告编制，以及用海预审、环境影响评价和电网接入等专题报告的编制。
1海上风电场选址
海上风电场选址工作步骤如下：
(1)了解国家海上风电发展规划，确定开发意向，初步选择开发海域。
(2)向当地能源主管部门申请开展海上风电场选址工作。
(3)当地政府能源主管部门同意后，开展海上风电场选址资料收集工作。
(4)当地政府相关部门、专业机构等有关人员对风场进行实地勘察，初步了解项目情况。
(5)由专业机构编制海上风电场选址报告，对海上风电场项目的开发提出建议。
2海上风电场选址需收集的资料
海上风电场选址需收集的资料详见如下：
(图一)海上风电场选址需收集的资料
3实地勘察
1、区域海上风能资源
(1)收集、分析当地气象数据，向当地气象专家咨询。
(2)观察邻近海岸植被倾伏情况。 (3)向当地渔业居民了解海上风力情况。
(4)现场多时段人工测风。
2、接入变电站
对拟接入的变电站进行考察，研究其主变压器容量、间隔设置、送出线路容量、当地最大负荷等。
3、渔业资源
向渔业主管部门了解渔业资源情况。海上风电场应避开近海人工养殖区域和捕捞作业区域。
4、海上交通
现场勘察海上风电场场址附近是否有航道、锚地、禁航区等，应避开船只航行或出入海港路经。
5、军事、文物、其他保护区
了解场址区域是否存在军事设施、文物古迹、自然保护区域或旅游景区等。
4海上风电场规划报告编制 海上风电规划由国家能源主管部门统一管理和部署，由沿海各省级能源主管部门组织具有国家规定资质的设计咨询单位，按照规范要求编制本省所管理海域内的海上风电发展规划，再由国家能源主管部门组织海上风电技术归口管理部门，在沿海各省区域海上风电发展规划的基础上，编制出全国海上风电发展规划。
5其他专题
各省级海洋行政主管部门对海上风电规划提出用海初审意见和环境影响评价初步意见后，由国家海洋行政主管部门组织沿海各省级海洋主管部门，根据全国和沿海各省区域海洋功能区划、海洋经济发展规划，对海上风电规划用海和环境影响评价进行初步审查。
与此同时，国家能源主管部门还要组织沿海各省级能源主管部门和电网企业编制海上风电工程配套电网工程规划，落实电网接入方案和市场消纳方案。
二、申请项目开发权
国家能源主管部门负责海上风电场项目开发权的授予。项目开发单位在各省级能源主管部门的组织下，积极开展海上测风、地质勘查、项目开发申请报告编制等前期工作。
1海上测风 项目开发单位按照海上风电规划，委托专业机构选择测风点、安装测风设备并开始收集测风数据。在测风期间，项目开发单位应完成海洋水文观测与评价、风电场海图测量、工程地质勘察及项目开发申请报告编制，完成建设用海报告编制及初步审查、海洋影响初步评价报告编制及审查。
2项目开发申请报告
项目开发单位编制海上风电项目开发方案及项目开发申请报告，并报请省级能源主管部门组织审查。
国家能源主管部门根据省级能源主管部门的海上风电项目开发申请，组织技术审查并论证工程建设条件后，确定是否同意开发。
3招投标
国家对海上风电场项目优先以招标方式确定开发投资企业，招标由国家能源主管部门组织。项目前期工作单位在协助省级能源主管部门完成项目开发申请报告上报后，应积极参加国家能源主管部门组织的项目招标。
4项目授予
项目中标后，项目单位与招标人签订项目特许权协议。此协议的签订即表明中标单位已取得该海上风电项目开发权。 对于开展了海上风电项目前期工作而最终未中标的项目开发单位，可按照省级能源主管部门核定的前期工作费用标准，接受中标企业给予的经济补偿。
三、申请项目核准
项目开发单位取得开发权后，应按海上风电工程前期工作的要求落实工程方案和建设条件，编写项目申请报告，办理项目核准所需的支持性文件，与招标单位签订项目特许权协议，并与当地省级电网企业签订并网和购售电协议。项目所在地省级能源主管部门对项目申请报告初审后，上报国家能源主管部门核准。
1可行性研究报告
项目可行性研究报告应委托具备甲级资质的设计单位编制。编制完成后，报请省级能源主管部门进行评审。省级能源主管部门根据评审结论，出具项目可行性研究报告审查意见。
可行性研究报告编制完成后，应及时开展项目申请报告的编制工作，并将取得的核准所需支持性文件作为项目申请报告的附件。
2支持性文件
项目单位在上报项目申请报告时，应附有下列支持性文件：
1、项目列入全国或地方规划的依据文件;
2、项目开发授权文件或项目特许权协议;
3、项目可行性研究报告及技术审查意见;
4、项目用海预审文件;
5、环境影响评价报告批复文件;
6、项目接入电网的承诺文件;
7、通航安全审查批复意见;
8、安全预评价备案函;
9、金融机构同意给予项目贷款融资等承诺文件;
10、根据有关法律法规应提交的其他文件。
3申请项目核准
海上风电项目必须经过核准并取得海域使用权后，方可开工建设。项目核准后两年内未开工建设的，国家能源主管部门收回项目开发权，国家海洋行政主管部门收回海域使用权。 说了这么多，想来大家也觉得抽象，最后的简图更加直观的描述了海上风电工程前期工作的相关流程。
(图二)海上风电前期工作流程简图
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我国海上风电产业发展建议总结
内容提示：通过财政补贴鼓励海上风力发电，以逐步实现海上风力发电的商业化运营是国际上的通用做法。中国应在充分借鉴国际深水海域海上风电财政补贴政策经验的基础上，密切结合我国国情，逐步探索深水远岸海上风电财政补贴政策体系。
海上风电有其鲜明的特点，其建设是一项庞大的系统工程，相对陆上风电要复杂得多，但在相关的设备制造、工程施工、管理、运营等方面，海上风电可以借鉴我国陆上风电开发的成功经验和世界风电强国的发展经验。基于上述对我国海上风电发展现状、规划、项目进展、管理政策的总结和分析，提出以下建议。
(1) 建立高效的海上风电相关部门协调管理机制。海上风电开发涉及海洋、气象、军事、交通等领域，海上风电规划牵涉航运、自然保护区、渔业生产、军事等多方面，风电审批的主管部门应包括能源局、海洋局、环保、军队等，多个管理部门之间的沟通需要继续加强。海上风电规划需与海洋管理部门、地方规划部门、军事部门，就海域使用面积、使用功能、环境及保护区等方面及时沟通，做出调整。由于各部门遵循的规则和执法方式不尽相同，建议建立高效的协调管理机制，统一认识，形成合力推动海上风电开发。
各地方政府已对海域做出规划，有生态农业、养殖、旅游以及沿海城镇经济等考虑。地方规划和省级海洋规划也可能发生冲突，此时地方规划需服从省级规划，并进行相应调整。
(2) 探索深水海域海上风电财政补贴政策体系。
通过财政补贴鼓励海上风力发电，以逐步实现海上风力发电的商业化运营是国际上的通用做法。中国应在充分借鉴国际深水海域海上风电财政补贴政策经验的基础上，密切结合我国国情，逐步探索深水远岸海上风电财政补贴政策体系。例如德国推行的阶梯式海上风电定价政策中体现了对深水海域的补贴力度大于近海区域：海上风电基础上网电价为15 欧分/(kWh)，补贴年限12 年;为了支持离岸更远以及深海风电项目，支持年限从12 年起，12 海里以外每增加1 海里(约1.852 km)，年限增加0.5 个月，水深20 m以外每加深1 m，年限增加1.7 个月。
(3) 加快海上风电相关技术和设备的系统研发，包括机组、安装施工、运维、并网技术的开发和设备研制以及技术标准制订等，促进海上风电产业整体快速发展。我国海上风电的发展已经受到了越来越多的重视，国家能源局提出的“五个转变”中要求我国风电产业从以陆上风电为主向陆上和海上风电全面发展转变。一方面将海上风电相关设备的技术研发和设备制造列入优先发展的对象，同时加快推进海上风电的标准建设。新颁布的18 项风电标准中大部分是关于海上风电的技术标准，并且未来更多的关于海上风电场建设、运营维护及并网方面的标准制定工作也提上日程。
5 结语在海上风电发展大规模建设的初期，由于规划、建设、运营等方面缺乏经验，并且技术、政策等尚不够完善，出现一些技术管理的制约因素是正常的现象，这也是先进事物从出现到发展成熟的规律。
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随着海上风电开发技术水平的提高和管理体制、政策法规的不断理顺，加上我国政府大力开发海上风电的决心和对其的大力支持，海上风电开发建设必将进入快车道。基于此，我国海上风电发展应以“五个转变”为契机，借鉴陆上发展的成功经验和教训，加快推动海上风电发展：一方面，加强海上风电规划、审批的统一性，实现有序发展，并且与电网规划协调配套发展;另一方面，不断提高海上风电相关设备如海上风电机组、海底电缆、施工平台等关键设备的制造水平，紧密结合我国海域特点以及具体国情，总结积累各类海上风电安装、运营、维护、管理经验，在不断提高海上风电发展质量的同时，控制海上风电发展成本，推动海上风电规模化、快速化发展。
第一条 为做好海上风电开发建设工作，促进海上风电健康有序发展，根据《海上风电开发建设管理暂行办法》及有关法律法规，制定本实施细则。
第二条 本细则适用于海上风电项目前期、项目核准、工程建设与运行管理等海上风电开发建设管理工作。
第三条 海上风电前期工作包括海上风电规划、项目预可行性研究和项目可行性研究阶段的风能资源测量评估、海洋水文地质勘查、建设条件论证和开发方案等工作。
第四条 省级海上风电规划由省级能源主管部门组织技术单位编制，在征求省级海洋主管部门意见的基础上，上报国家能源主管部门审批。国家能源主管部门组织技术归口管理部门进行审查，征求国家海洋主管部门意见后，由国家能源主管部门批复。
第五条 海上风电规划应与全国可再生能源发展规划相一致，符合海洋功能区划、海岛保护规划以及海洋环境保护规划。要坚持节约和集约用海原则，编制环境评价篇章，避免对国防安全、海上交通安全等的影响。
海上风电场原则上应在离岸距离不少于10公里、滩涂宽度超过10公里时海域水深不得少于10米的海域布局。在各种海洋自然保护区、海洋特别保护区、重要渔业水域、典型海洋生态系统、河口、海湾、自然历史遗迹保护区等敏感海域，不得规划布局海上风电场。
第六条 省级能源主管部门根据国家能源主管部门批复的省级海上风电规划，提出分阶段拟建项目前期工作方案，明确前期工作承担单位，在征求省级海洋主管部门意见后，报国家能源主管部门批复。国家能源主管部门征得国家海洋主管部门意见后批复实施。前期工作承担单位要按照国家有关保密要求，做好海上风电观测相关信息保密管理。
规模较大的海上风电基地项目、新技术试验示范项目可优先开展前期工作。省级能源主管部门可委托国家甲级勘察设计单位统一开展海上风电前期工作，提高工作效率和成果质量。
第七条 设立海上测风塔应满足海上风电开发建设需要以及航海、航空警示要求。在设立测风塔前，项目前期工作承担单位应依据海域管理有关规定，向县级海洋主管部门提出测风塔用海申请并取得海域使用权证书，编制测风塔环评报告表并报有审批权的地方海洋主管部门审批。编制测风塔通航安全评估报告，并取得工程管辖区海事主管部门的批复意见。施工企业应具备海洋工程施工资质，进驻施工现场前应到工程管辖区海事主管部门办理施工手续。
第八条 海洋水文测评应委托有相应资质的单位进行。海图测量和地勘应委托有相应资质的单位承担，编制海图测量和地勘工作方案，并报县级海洋主管部门备案;海图测量和地勘前，应到工程管辖区海事主管部门办理有关手续。
第九条 项目前期工作按照预可行性研究阶段和可行性研究阶段递进进行，分别形成预可行性研究报告和可行性研究报告。可行性研究报告应通过技术归口单位审查。
第十条 预可行性研究主要包括海上风电场风能资源及海洋水文测量和初步评估、工程地质初步评价、工程规模与场址范围拟定、工程投资估算和初步经济评价等工作，初步研究风电场建设的可行性，编制项目预可行性研究报告。
第十一条 为促进风电技术进步和有效市场竞争，对完成预可行性研究阶段工作的项目，国家能源主管部门可根据需要选择项目进行特许权招标，确定项目开发投资企业及关键设备。国家能源主管部门在进行特许权项目招标前，应当就有关风电项目用海位置及范围征求国家海洋主管部门意见。
对已开展预可行性研究工作而最终未中标的企业，由中标企业按省级能源主管部门核定的前期工作费用标准，给予项目前期工作承担单位经济补偿。
第十二条 可行性研究阶段主要开展海上风电场风能资源和海洋水文评估、工程地质评价、风电机组选型与布置、电气与消防设计、土建工程设计、海域使用设计、施工组织设计、工程管理设计、劳动安全与工业卫生设计、环境保护设计、设计概算及经济评价等工作，确定风电场的建设方案，编制可行性研究报告，作为项目核准的基础。
第十三条 项目可行性研究阶段，项目单位向国家海洋主管部门提出海域使用申请，国家海洋主管部门按照《海上风电开发建设管理暂行办法》等有关规定进行受理、审查和审核，并出具用海预审意见。
第十四条 项目可行性研究阶段，项目单位委托有资质的单位开展海上风电环境影响评价，编制海上风电项目建设环境影响报告书，国家海洋主管部门审查通过后出具环境影响评价核准意见。
第十五条 项目可行性研究阶段，项目单位按照《铺设海底电缆管道管理规定》及有关规定，办理海底电缆路由调查、勘测的审批手续。
第十六条 项目可行性研究阶段，项目单位委托有资质的单位开展通航安全评估论证，编制项目通航安全评估论证报告，工程管辖区海事主管部门审查通过后出具通航安全审查批复意见。
第十七条 项目可行性研究完成后，项目单位委托有资质的单位开展安全预评价设计，编制安全预评价报告，取得国家安全生产监督管理部门的备案函。电力接入系统专题设计取得国家级电网公司的审批意见，根据有关法律法规要求取得其它相应支持性文件。
第十八条 项目相关专题完成并取得相应职能部门出具的支持性文件，项目可行性研究报告通过技术归口单位审查，项目开发企业编制项目核准申请报告，省级能源主管部门初审后，报国家能源主管部门核准。申请报告应包括设计方案、用海预审、环境影响评价、接入系统、通航安全、安全预评价等专题及相应支持性文件。
第十九条 获得国家能源主管部门核准的海上风电项目，项目开发企业应及时将项目核准文件提交国家海洋主管部门。国家海洋主管部门依法审核并办理海域使用权报批手续。
开发企业按照《铺设海底电缆管道管理规定》及相关规定，办理电缆铺设施工许可审批手续等。
项目单位取得海域使用权后方可开工建设。项目核准后两年内未开工建设的，国家能源主管部门收回项目开发权，国家海洋主管部门收回项目的海域使用权。项目开工以第一台风电机组基础施工为标志。
第二十条 项目单位要加强环境保护和安全卫生设施设计，落实环境保护和安全卫生设施措施;做好与省级电网公司接入电网配套设施建设的衔接工作，并与电网企业签订并网调度协议和购售电合同;按照电力调度和国家信息管理要求，落实信息化建设方案;海上风电项目单位接受海洋主管部门的监督检查。
第二十一条 本实施细则由国家能源局和国家海洋局负责解释，自发布之日起施行。
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〖目 录〗
第一章 海上风力发电概述
第一节 海上风力发电发展概况
第二节 海上风力发电简介
第三节 世界风力发电概况
第二章 世界近海风电场发展综述
第一节 欧洲近海风电场概况
第二节 北美海上风电现状和展望
第三节 风力发电机结构分类
第四节 风力发电机叶片材料的技术发展路线
第五节 海上风电场建设问题及研究
第三章 世界各国海上风力发电现状分析
第一节 丹麦海上风力发电分析
第二节 英国海上风力发电分析
第三节 美国海上风力发电分析
第四节 德国海上风力发电
第五节 世界海上风电场分析
第四章 我国风力发电行业分析
第一节 我国的风能资源
第二节 我国风电产业发展现状
一、全国电力工业统计分析
二、我国风电产业发展现状
三、我国风电产业发展前景
四、我国风电装机容量
五、风电装机迅速提高
第三节 风电产业市场发展动态分析
第四节 我国风力发电产业面临的问题
一、目前我国风能发电布局误区
二、风力发电产业的发展问题
三、我国风力发电设备产业化难题
四、风力发电面临全行业亏损窘境
五、未来风电市场的巨大硬伤
第五节 风电产业发展建议
一、风电产业发展建议
二、中国风力发电清洁发展机制项目开发建议
第五章 我国风电政策现状
第一节 我国风电政策分析
一、电力工业发展的基本思路
二、我国可再生能源政策
三、风力发电借政策谋壮大
四、风电发展相关政策待跟进
五、我国将努力形成海上风电技术
第二节 我国风电政策动态
一、我国拟颁布兆瓦级风电机标准
二、国家发改委确定可再生能源发电价格
三、风电特许权政策分析
四、国家将修订风力发电装机目标
第六章 我国海上风电行业动态
第一节 中国海上风电场发展概况
第二节 青岛海上风电场
第三节 广东南澳海上风力发电厂
第四节 上海海上风电场
第五节 浙江省海上风电项目
第六节 江苏省海上风电项目
第七节 海南省海上风电项目
第七章 国内电力设备行业现状分析
第一节 国内行业发展概况
一、电力设备行业整体发展情况
二、电力设备行业景气期来临
三、电力设备制造行业发展趋势
第二节 发电设备市场发展分析
一、发电设备制造业市场状况
二、发电设备市场容量或超预期
三、全国发电设备供应情况
四、发电设备市场发展趋势
第三节 各种输变电设备市场格局
一、变压器
二、电抗器
三、互感器
四、组合电器
五、断路器
六、隔离开关
第四节 我国风电设备制造业现状
一、风力发电产业概述
二、全球风电设备制造业发展现状
三、我国风力发电设备业现状
四、中国风电设备制造企业发展环境
五、中国先进水平兆瓦级风力发电机投运
第五节 我国风电设备制造业投资潜力
一、风电设备发展潜力
二、海上风电场适用机型调查研究
三、我国风电设备制造企业的优势
第八章 风电设备行业主要厂商分析
第一节 国际风力发电机生产厂商分析(排名不分先后)
一、丹麦Vestas公司
二、西班牙Gamesa公司
三、德国Enercon公司
四、GEWind公司
五、西门子
六、印度Suzlon公司
第二节 国内风力发电机生产厂商综述
一、国内整机厂商介绍
二、国外厂商在华设厂
三、国产风力发电设备零部件厂商
第三节 风电设备未来的市场容量与竞争格局
第四节 主要风电设备上市公司分析(排名不分先后)
一、湘潭电机股份有限公司
二、华仪电气股份有限公司
三、保定天威保变电气股份有限公司
四、卧龙电气集团股份有限公司
五、国电南瑞科技股份有限公司
六、特变电工股份有限公司
第九章 海上风电行业前景与投资
第一节 风电技术的发展趋势
一、中国风力发电产业发展趋势
二、世界风电设备发展趋势
第二节 我国风电行业投资前景分析
一、我国风电行业前景分析
二、风电发展困局有望突破
三、国内风电设备受到资金关注
四、我国大型风机发展路线确定
第三节 海上风电行业投资成本分析
一、海上风机设计基础
二、海上风电场设计的关键技术
三、海上风电场的运行与维护经验
四、风电场运行与维护费用分析
五、降低海上风电场成本分析
第四节 海上风电行业投资风险
一、海上风力发电场对于环境的影响
二、海上风电投资风险
三、风电行业投资风险
第五节 印度风电崛起及借鉴
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