海上风电机组总结 第1篇

（1）海上风电机组选型

在选取风机时需要充分考虑海上风力机的运行环境及载荷特点。目前技术路

线主要有高速双馈、半直驱、速双馈机型、直驱4种。它们的区别见表2-1。

增速齿轮箱价格昂贵，而且有很多缺点，例如容易振荡、存在噪声、容易疲劳、要经常维护、采购和维护成本高。直驱结构的风机被认为是海上风机发展的方向之一，它省去了风机传动链的齿轮箱，因此规避了齿轮箱故障引起的风机故障。这几年，因为电力电子技术发展以及永磁材料性能改善，永磁发电机具有以下优势：不需要专门的励磁装置，重量较轻，效率相对较高，可靠性也更加好。

转子上没有励磁绕组，结构简单。随着风力发电机组设计水平的提高，在大型、特别是兆瓦级机组（1000KW以上）的设计中，变速恒频风力发电机组渐渐成为主流，对最佳叶尖速比的跟踪，使任何v下都可以得到最佳功率输出，其采用的就是永磁同步发电机（转速可以在大范围变化）。因此，永磁直驱发电技术成为主流及趋势。我国的南车等企业都研发出多种永磁发电机，具有不同功率等级并使用在低风速的地区。

表2-1 风力机机型比较

海上风电机组总结 第2篇

风力发电机监测系统的开发处于起步阶段，离达到客户的要求还比较远，现在有对风机故障模式和监测方法的研究，指出风力发电机经常发生故障的部件，为监测系统的研发创造了理论上的条件。但是这些工作在工程上的实际应用较少，一般是局限于理论上的分析和对监测方法的介绍；而且基本是以陆上风机为背景，很少涉及海上风电机组；现有的B/S系统着重于理论设计系统，然而最终的界面很少涉及。

针对海上大型风机所处环境的特殊性，对其重要部件易发故障进行分析总结。传统机组监控技术并不可完全移植到海上风机系统中，分析海上大型风电机组重要部件易发故障，对于后期的监测和诊断奠定了基础。

本文先总结了海上风力发电机组环境的特殊性，描述了永磁同步风机的优点、系统结构、工作原理。然后分析总结了针对于大型海上永磁同步风机的故障和严等级，对于之后的状态监测和故障诊断具有重要的意义。

海上风电机组总结 第3篇

“双碳”目标加速了我国海上风电的发展进程，但是我国海上风电发展仍然面临一系列挑战，政策需要进一步完善，经济性、技术先进性等方面仍有很大的提升空间，行业竞争秩序也需要进一步规范。

一是政策仍需进一步完善。2020年1月，财政部、国家发改委等部门发布《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》，提出2022年开始，新增海上风电和光热项目不再纳入中央财政补贴范围。但是部分省份并未及时出台衔接政策，导致海上风电发展缓慢。海上风电是资金、技术密集型的长周期产业，目前我国海上风电发展仍然处在发展初期，资金支持至关重要。

二是经济性仍需进一步提升。成本是影响海上风电规模化发展的主要因素。从单位投资成本看，目前，我国海上风电的投资成本为～万元/千瓦，是陆上风电的两倍多。从运维成本看，海上风电运维成本占度电成本的25%～30%，是陆上风电运维成本的～2倍。从单位度电成本看，目前海上风电度电成本约在元/千瓦时左右，距离平价上网还有一定差距。为此，目前仍需要从设备造价、项目施工、运行维护等方面进一步提升经济性，尽快实现平价上网，为大规模发展打好基础。

三是技术创新需要进一步加快。我国海上风电起步晚，关键技术创新需要加快步伐。从我国风电产业链来看，大部分设备已经逐步实现国产化。但是关键设备仍需进口，例如大兆瓦机型的主轴轴承和变流器等核心部件较高程度依赖进口，而且我国国产的部分轴承在精度保持性、性能稳定性、寿命及可靠性等方面与国外设备仍有较大差距。另外，从技术人才需求方面看，海上风电涉及到多种行业领域，如海洋工程、船舶、电力、风力监测等，对技术人员综合素质要求高；而且海上风电机组处于复杂的海洋环境中，使运维人员的安全防护工作承受巨大的压力。

四是企业竞争需要进一步规范。2019年5月，国家发改委印发《关于完善风电上网电价政策的通知》，提出将海上风电标杆上网电价改为指导价，新核准海上风电项目全部通过竞争方式确定上网电价。随后，各省陆续开展了竞争性配置。但是从近几年的实施效果看，部分企业为了抢占资源，报出了极低的价格，对行业的可持续发展产生不利影响。目前竞争性配置的规则需要进一步完善，企业竞争行为也需要进一步规范。

对我国海上风电发展的启示

“他山之石，可以攻玉”，借鉴国外海上风电发展经验，得出的主要启示如下：

一是充分发挥战略引领作用。完整、准确、全面贯彻新发展理念，贯彻落实能源安全新战略，将海上风电作为实现碳达峰、碳中和的重要实现路径。一方面以碳达峰、碳中和目标为引领，出台海上风电中长期发展战略。我国海上风能资源丰富，对推动东部地区电源结构转型影响深远。为进一步引导市场主体规范、有序发展，应尽快出台海上风电发展战略，对海上风电发展目标、实施路径、技术方案等予以明确，同时出台保障措施，为行业发展树立信心。另一方面以能源安全新战略为根本遵循，统筹好各电源中长期发展之间的关系。海上风电大规模高比例发展，需要妥善处理好电力系统安全性、可靠性及供需平衡之间的关系。统筹火电、储能等灵活性电源发展，结合用户侧负荷管理等措施，从整个电力系统层面进行优化，保障系统稳定运行。

二是更好地发挥政府协调作用。一方面由政府承担起项目前期工作。相比陆上风电，企业在推进海上风电前期工作方面，需要协调的部门较多，程序复杂，而且成本较高。借鉴国外经验，成立由政府牵头的前期工作部门，做好各项资源勘查、规划及审批等工作，为企业决策提供科学依据。另一方面做好产业链之间的协调工作。海上风电产业链较长，涉及环节较多，政府在保证质量监督的前提下，应鼓励在全国层面进行各环节之间的优化，充分发挥市场决定性作用，实现海上风电成本最小化。

三是做好中央补贴取消的承接工作。目前海上风电距离平价上网尚需一段时间，不能简单将补贴一削了之。一方面尽快出台地方补贴及税收优惠政策。从度电补贴、投资补贴、税收优惠、用地（海）费用等方面尽快出台具体支持措施，为海上风电平价上网搭好桥梁。另一方面签订差价合约，保障企业收益。在建立现货市场的地区，可与企业提前签订带负荷曲线的差价合约，保障企业电价收益，同时也可通过负荷曲线激励企业提高功率预测准确性。

四是完善市场机制建设。国外已经将市场机制作为推动海上风电发展的关键措施，欧盟的新能源已经全部参与现货市场。我国应加快建立健全电力市场，充分发挥市场决定性作用。一方面加快电力现货市场建设。充分体现竞争的公平性，将新能源全部纳入现货市场，通过价格信号激励灵活性电源对海上风电进行调节；以现货市场为平台，引导海上风电企业通过应用储能、制氢等方式优化功率输出。另一方面继续健全海上风电招标机制。将招标机制作为未来海上风电市场主体选择的主要方式，分别从技术、成本及时间限制等方面对企业提出要求，加强招标机制规范化管理，推动行业健康可持续发展。

五是反映海上风电的绿色价值。可再生能源与化石能源最大区别在于“绿色”特性，在竞争的环境中，应保证公平的竞争平台。一方面健全可再生能源配额机制，将配额机制作为承接补贴退坡的重要措施。以非水可再生能源为配额产生主体，以售电公司、大用户为可再生能源配额的承担主体，以绿证为重要的考核方式，推动绿证价格由市场形成，为海上风电等“绿色”能源创造收益。考虑到海上风电成本较高，可借鉴国外经验，将海上风电单位电量赋予两倍（或更高）绿证数量。另一方面加大绿色电力交易试点推广。为进一步激励海上风电等清洁能源在更大范围内消纳，应定期组织绿电交易，鼓励用户与企业签订中长期合同，以绿证作为绿电消纳的依据，并通过绿证交易实现余缺调剂。

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海上风电机组总结 第4篇

1.浮式风电

当前，浮式风电正在全球范围内快速拓展商业规模。全球风能理事会预测，到2030年，全球将建成吉瓦浮式风电。中国积极参与浮式风电的研发和实践，福建南日岛4兆瓦示范项目和明阳智能兆瓦Nezzy2双机头机组示范项目即将投入建设，同时，中国电建两个100兆瓦PFS-1项目即将在海南万宁上线，该项目上线后，有望成为世界上最大的海上浮式风电场。未来两年，法国也将成为全球最活跃的浮式风电市场之一，3个85兆瓦的项目即将投入建设，此外，法国政府正在积极推进完成总计2吉瓦的浮式风电租赁合同。英国正在筹备一系列项目，包括96兆瓦的TotalEnergies/Simply Blue Erebus项目、70兆瓦的EdF/TNB Blyth示范项目、100兆瓦的CIP/Hexicon Pentland项目。韩国有14个总装机容量超过7吉瓦的项目通过了电力企业许可（EBL）并签订了协议，其中13个项目位于蔚山，此外，还有吉瓦的项目正在韩国海岸线附近开发建设。美国海洋能源管理局（BOEM）于2022年12月在加利福尼亚州开展了浮式风电建设点拍卖，该州4个地点获得了总计吉瓦的租约。挪威近期开启了在斯塔万格附近的Utsira Nord建设吉瓦浮式风电项目的招标程序，许可证将该项目分为3个500兆瓦的项目，每个项目可以拓展至750兆瓦。

截至目前，英国、挪威、葡萄牙、中国和日本是全球浮式风电装机量最大的5个市场。到2030年底，韩国有可能取代日本进入前5名。在浮式风电开发过程中，各国均加大港口基础设施和相关供应链建设，以满足不断增长的开发建设需求。

2.输电系统和近海能源岛

随着海上风电的加速开发，相关输电系统的挑战也不断增加。在输电和电网管理领域，公共和私人投资需要大幅提升。今年，荷兰国有电网公司（TenneT）宣布授予两个财团11个北海海上风电输电合同，总价值250亿美元。这些输电项目均是为了应对俄乌冲突后荷兰本土的能源安全问题。2022年5月，德国、荷兰、丹麦和比利时的国家元首共同签署了《埃斯比约宣言》，就海上风电开发达成协议，承诺在2030年之前建成65吉瓦海上风力发电设施，到2050年在北海安装1万台风力涡轮机，并加速推动相关输电设施建设。在英国，系统运营商NG-ESO正与监管机构Ofgem及政府合作，推动海上风电转向网状连接，其整体网络设计项目目前处于整个连接协议的第二阶段。

对新的海上风电基地及吉瓦级规模风电场的需求推动了能源岛的发展。北海目前是国际关注焦点。《埃斯比约宣言》承诺就近海能源岛的开发进行合作，丹麦和比利时两国已经达成了第一个双边协议，将在2033年前建设第一个3吉瓦的能源岛并确保并网，并计划在2040年前将该岛的并网能力提升至10吉瓦。《埃斯比约宣言》还承诺在北海建立第二个能源岛，并进一步开展能源岛选址工作。电网运营商TenneT也在研究如何让能源岛的设计支持其轴辐式电网建设理念，让多个海上风电项目连接起来，共同输出电力。长远来看，能源岛的建设为power-to-X战略的实现提供了切实可行的机会，可生产绿氢和其他衍生物，如氨、甲醇等。丹麦能源署（DEA）正在领导第一个能源岛的建设工作，该项目模式是由私人投资者建设岛屿，完工后将的股权卖给丹麦政府，随后，他们从丹麦输电系统运营商ENDK租赁的海上风电输电所用岛上土地中获得租金收入。

3.绿氢制备及其他应用

近两年的能源危机迫使许多国家不得不综合考虑保障能源安全和实现脱碳目标，绿氢生产及使用正成为实现能源转型的重要选项。绿氢在生产过程中不排放二氧化碳，因此非常适合应对其他可再生能源的间歇性挑战。由于成本或者技术的限制，随着海上风电发电量的增长，一部分电量或难以并网，因此将电解槽安装在海上风电场附近生产绿氢是一个可行的提议，特别是对于远离海岸的深水项目。然而，目前利用海上风电发展绿氢依然存在基础设施不足和成本高昂的问题。但随着绿氢使用量持续增长，预计成本将会持续降低。国际能源署和国际可再生能源署预测，相对于灰氢和蓝氢，2030年前是绿氢降低成本的最佳时机。

风能转化成绿氢可以被压缩并储存在罐体系统中，以便在需要时卸载。通过近海制氢平台，液氢可以转化成合成天然气（SNG），再运送至终端用户。绿氢也可以通过现有的基础设施运输到陆地，按体积计算，目前的技术最高可将20%的氢气混合至现有的天然气管道中。海上风电场储存的电能还可以和CCUS项目结合，制造碳中性的液体燃料，或者通过热泵、电锅炉产生热量。

目前，众多国家、地区都在制定绿氢发展规划，欧洲和澳大利亚在绿氢制备方面已居领先地位，项目规模已达吉瓦级。欧盟在2022年设立了欧洲氢银行（EHB），为实现REPowerEU计划拨出了30亿欧元的预算，目标是每年生产1000万吨绿氢。2023年4月，丹麦启动一个power-to-X项目，以支持绿氢生产，丹麦能源署为100~200兆瓦电解装置分配了亿丹麦克朗（亿美元）的总预算。预计到2030年，丹麦的电解槽装机容量将达到吉瓦。在亚洲，日本和韩国都在探索氢能的生产和出口，两国重点关注氢能运输，以帮助建立国际供应链。中国已制定2021—2035年的氢能发展中长期规划，计划到2025年实现绿氢年产能10万~20万吨，除了交通运输领域，还计划在储能、发电和工业等领域使用清洁氢。澳大利亚在2023年5月公布了总值20亿澳元（亿美元）的可再生能源制氢计划，澳大利亚已与韩国、日本达成协议，开始建立国际氢能供应链。

海上风电机组总结 第5篇

我国海上风电累计装机持续增加。2015~2022年，我国海上风电累计装机从162万千瓦增至3250万千瓦。其中由于2021年出现了抢装潮，同比增加178%；2022年由于补贴开始取消，海上风电发展减速，同比增加仅23%。我国海上风电累计装机占世界装机的比重一直在增加，从2015年的增加至2022年的近50%。

我国各省份规模差异显著。截至2021年底，江苏、广东、福建、浙江、辽宁累计装机规模较大，分别为1184万千瓦、650万千瓦、314万千瓦、220万千瓦及105万千瓦。上述五个省份装机规模占全国的94%。

国企是海上风电发展的主力。截至2021年底，三峡集团累计装机容量位居第一，达431万千瓦。华能集团公司位居第二，为383万千瓦。国能投、国电投、中广核分别为358万千瓦、313万千瓦及235万千瓦。

海上风电补贴取消。2020年1月，财政部、国家发改委等部门发布《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》，提出2022年开始，新增海上风电和光热项目不再纳入中央财政补贴范围。同年9月，财政部、国家发改委等部门发布了《关于<关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见>有关事项的补充通知》，规定海上风电全生命周期合理利用小时数为52000小时，合理利用小时内的发电量给予补贴；超过部分的电量不再享受中央财政补贴资金。

开启竞争性配置模式。2021年，国家发改委发布《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》，明确自2021年8月1日起，新核准（备案）海上风电项目、光热发电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定，具备条件的可通过竞争性配置方式形成，上网电价高于当地燃煤发电基准价的，基准价以内的部分由电网企业结算。

我国海上风电距离平价上网仍有一定差距。我国海上风电造价约万元/千瓦，部分项目甚至高达2万元/千瓦。按照发电3500小时/年、造价万元/千瓦、上网电价元/千瓦时计算，项目IRR为0%；造价降至万元/千瓦，项目的IRR为。目前，海上风电实行平价上网为时过早。