【聚焦海上风电】龙源电力成功吊装世界首个分体式海上升压站

　　6月27日，世界首座分体式220kV海上升压站在龙源江苏大丰20万千瓦海上风电项目场区成功吊装。

　　该项目位于江苏省盐城市大丰区外侧东沙沙洲北部海域，场区东西长约16公里，其西侧边线离海岸线公里，海上升压站设计安装距项目登陆点直线公里。受海洋地质影响，海上升压站无陆上升压站那样逐层建设、逐个安装。目前，国内外海上风电项目普遍采用整体式吊装建设方案，即海上升压站上部组块作为一个整体模块，在岸上制作完成后运输到指定，通过大型起重船安装。但该项目海上升压站重量超过2500吨，且设计安装水深不足，超大型海上起重船只无法进入该区域施工。通过探索，龙源电力创造性地采取“模块化设计、分体式安装”的施工方案，将该项目海上升压站按功能设计成5个模块，分批运输至升压站设计安装，并实施分体式安装，仅花费4天时间，就成功完成世界首个分体式海上升压站吊装工作。龙源电力将加紧该项目海上升压站的调试工作，为项目早日投产、发电做好准备。

　　海上升压站作为海上风电的心脏，其以综合性、复杂性而著称。而分体式海上升压站，作为全新的风电工程领域，对于海上吊装来说将会是一个极具风险性的挑战。

　　龙源江苏大丰(H12)200MW海上风电项目位于大丰区外侧东沙沙洲北部海域，风电场区域为近海~潮间带地形，场址被中部较深的潮沟通道划分为两个场区，其中东部主要为近海海域，西部为潮间带海域。本工程海上升压站距登陆点直线km。由于现场水深过浅，不能满足海上平台整体运输、吊装的要求，因此海上升压站考虑采用模块式布置。特殊的海域地质，催生世界之最：离岸最远，吊重最轻，水深最浅，模块单元最多。没错，这里就是大丰海上风场，北纬33°18.200′，东经121°03.230′，在这里将会诞生世界首座分体式海上升压站。

　　220KV海上升压站结构共有三部分组成：八桩基础、导管架和五大上部模块。海上升压站采用两个的四桩导管架基础，GIS模块和主变模块共用一个导管架基础，35KV模块和辅助模块共用一个导管架基础。

　　要完成如此小“创举”，大题小做的会是谁呢?就算是港珠澳大桥岛隧项目，完成世界最长的海底隧道关键性工程，最终接头吊装的大国重器---“振华30”看到这样的难题都会望而却步。针对潮间带的特性及大丰海域特殊的海况，为此次施工任务的顺利实施，当然离不开海上风电人的摇篮 “800T全回转潮间带坐滩船”，深耕海上风电事业的小巨人---“龙源振华1号”。早在前期，龙源振华大丰项目部就积极准备并付诸实际。在有限的时间里披星戴月常态化，把施工海域的相关情况及机位的实际泥面标高做了详细的实地勘查，掌握了施工现场滩涂变化情况，潮汐精确到厘米级别，并根据其特点制定出有针对性的进出场方案及吊装方案。在2017年5月16日，潮水退却，滩涂若隐若现，经过连续8小时的露滩作业，“龙源振华1号”将单个重量达380T的导管架两兄弟稳稳的安装在8根基础桩的牛腿上。每个牛腿的水下对接精度只有2cm不到。至此成功完成了分体导管架吊装任务。如果说升压站导管架是里程碑，那升压站上部组块就是收官之战。2017年6月24日中午上部组块运输船成功进点升压站，满载三大模块顺利靠泊等待已久的“龙源振华1号”吊装船。在800T起重大臂回转至第一大模块(开关柜模块)正下方的那一刻，升压站五大模块吊装任务如火如荼的展开。解绑小组全副武装，在开关柜四角同时点燃割炬，就像开场的焰火。这是一个好的开端，起吊的那一刻在场的所有人都为之感到骄傲。三个月的努力得到了肯定的答复。时间节点分配的很紧凑，白天移船定位，夜里吊装模块，潮水不等人，容不得半点疏忽。和潮汛相伴这么多年，经历过艰辛，尝尽了苦头，同时也得到过，尝到过甜头。这就是潮间带，想要在这块滩涂上利用风能，就得分秒必争，追逐月亮的脚步。6月27日下午4点，巨大的双吊梁卸扣稳稳挂上GIS模块。该模块高达22.85米，相当于8层楼高，重达580吨，超过16架空载的波音737客机总重。GIS也是五大模块之最。下午4点30分，对讲机中传来起吊命令，GIS模块缓缓抬升脱离底座胎架。在空中轻轻回转出顺滑的吊重弧线点半，GIS稳稳当当的贴合4个牛腿，龙源大丰海上升压站五大模块顺利吊装完成。为后续的发电并网奠定的的基础。作为海上风电的难点也是亮点，从升压站设计之初到大建造、分段海运与全回转吊装，在最佳的潮汛期完成了节点，推进项目稳步前行。离不开各参与单位的相互协同配合、全力攻坚。

　　在接下来的一个月里，经过特殊训练的调试突击队开始进行升压站五大模块集成调试工作;久经海场的龙源振华团队和他们的旗舰“龙源振华1号”也将起锚前往下一站，那里有新的在等待着他去完成。

　　MySE5.5-158海上抗台风型超大叶片模具在南通海门成功下线日，在集团领导及CTO大力支持下，在叶片产业公司全力支持下，经过叶片技术室模具部65人(含天津支援)两个半月不分昼夜的奋战，MySE5.5-158海上抗台风型超大叶片模具终于在南通海门成功下线叶片模具采用明阳自主开发的电加热技术，结合模具尺寸超大、重量超重等实际情况，该模具在整体结构和使用上技术上进行多项革新。叶片阳模首次采用轴向和弦向混合分瓣式制作，解决运输新下超高、超宽等问题，降低运输成本;在叶片阴模设计上采用分段设计，同样便于超大型叶片模具的运输，降低运输成本。

　　梁帽模具采用可拆卸的活动挡边，为后续更大型的叶片设计及优化提供空间方案。

　　电加热技术上采用自主开发升级的加热控制系统，在温控方面更加稳定和便捷：增加加热历史数据库，操作便捷;增加加热报警功能，可根据工艺要求设置报警;增加模具高温功能，进一步模具有可能的高温损坏;增加防静电隔离，冬季低温操作更加稳定。

　　这是迄今为止，明阳自主开发的最大叶片模具，标志着明阳跻身极少数具备75m以上超大模具研制能力的模具制造商之列!

　　会上，华东院详细介绍了关于《三峡新能源江苏大丰30万千瓦海上风电项目接入系统设计报告》的具体方案，随后各参会专家就本方案接入方式、系统二次、通信设置等进行深入讨论并形成了评审意见，基本同意设计院对该项目的接入系统设计。

　　江苏大丰30万千瓦海上风电项目是三峡新能源继响水近海风电项目后开工建设的第二个海上风电项目，项目离岸距离远、机组容量大、建设难度高，自筹备以来受到了各级单位的关心和支持，此次评审会的顺利通过更是为本项目的下一步建设工作奠定了基础。

　　江苏大丰30万千瓦海上风电项目有什么特色?大丰海上风电项目是我国离岸距离最远的海上风电项目，计划应用8米以上大直径单桩基础，规模化安装国内大功率海上型风电机组，敷设国内最长的50公里三芯220千伏海缆，为中国海上风电开发远海化、关键技术国产化、施工作业体系化等方面起到重大推动作用。

　　中国海上风电发展的道并不平坦，从一开始的一穷二白(政策、关键设备研发制造、配套产业都缺乏)，到逐渐出现样机(2007年)、试验性项目(江苏如东潮间带32.5MW项目，涉及8个厂家，9种机型，单机功率1.5MW-3MW)、示范性项目(东海大桥一期、龙源如东潮间带示范项目等)，再到2016年建成真正意义上的“双十”项目(中广核如东近海风场，离岸距离超过10km，水深超过10m)，可谓一波三折。未来，海上风电发展仍分为两个阵营，一个阵营是典型的实用主义，认为海上风电是“水中白象”，昂贵而无用，另一个阵营则是以三峡集团为首的积极拥簇派，在失去先机的前提下仍大力开发海上风电资源，积极与各地方签署合作开发协议，并希望领头建立起海上风电产业集群。当然，在各项目已遍地开花，“十三五”规划明确大力发展海上风电的今天，拥簇派看起来胜算更高。

　　海上风电发展的核心驱动力在于：第一，风资源更优质(即使平均风速不高的地区，风资源较陆上而言也更稳定);第二，接近用电负荷，无消纳问题;第三，风电行业整体技术进步使得海上风电有潜力成为经济性更好的用电选择(欧洲市场已出现与陆上风电甚至煤电平价的海上风电项目)。这几个核心因素是相互联系的，优质的风资源是项目收益率的基础，接近用电负荷(消费端)使得电力的商品属性凸显，而技术可达性则是这一切能够实现的保障，也是想法能够落地的根本。

　　抛开政策性支撑不说，海上风电发展的障碍显而易见，用一个字表述：贵!风机设备本身、基础、海缆、前期施工成本、后期运维成本，无论是投资还是运营成本都是陆上风电的两倍多。

　　原因也很简单，我们在陆地上熟练操作的东西，要通过船只运到海上实现安装运行，需要专业安装船、敷缆船、运维船等，在市场没有大到可以覆盖这些船只研发和制造费用的前提下，这些专业船只容易供不应求，所以带来高昂的租赁费。而项目预期和市场发展足够强烈时，则可能会出现大批船只的盲目投资，出现供过于求，资源浪费。与此同时，海上的和气候又对设备以及施工经验带来严苛的要求，所以不仅可预见的固定投资高，海上项目风险高也带来了项目后期运维费用的不确定性，导致整个项目的收益率都存在较大变数。

　　越是产业下游，其集中度越高，别忘了海上风电很“贵”，不是任何企业都可以一拍脑袋进入的，这个行业自带“高贵性”壁垒。有趣的是，今天海上风电的赢家和陆上风电的赢家，重合度不如我们想象的那么高，但不管从开发商还是从整机商角度看，最核心的原因是这个行业的“高贵基因”，一是因为争议性太大，大企业内部很容易出现观点对立的两派，往往最后不了了之;二是计划实施起来不那么容易，导致贻误时机;三是已经在陆上市场获得成功的公司往往更愿意在自己熟悉的领域继续保持江湖地位，而非开疆拓土，开辟新的市场。从建设区域来看，传统优势区域江苏的新增装机比例正在降低(“十三五”期间仍占绝对优势)，浙江、福建、广东沿海都加速了海上风电的开发建设进程。江苏独特的潮间带资源已逐渐开发殆尽，取而代之的是近海风场的开发，江苏海域作为第一步“试验田”的作用已经完成，行业在往开发难度更大的区域转移。这就带来了一系列连锁反应，基础类型变化、施工方式改变、机型的选择等，所以，过去的经验是有益的，但并非不可或缺，因为战场正在发生变化。

　　最近，莆海湾海上风场机组采购招标中，上海电气SWT6.0-154中标，中标价为9550元/kW，而其他制造商的机型在报价均低于8000元/kW的情况下都未中标。这一消息可谓振奋。在行业吃够了低价中标苦头的今天，这代表了一个非低价中标的新起点。

　　但这一结果并非出乎意料，一方面，福建地区海上风电项目施工难度大，基础及建设费用高，所以单机功率更大的机组在经济性上更有优势;另一方面，价格在整个海上风电招标过程中的权重低于陆上风电，经济标、技术标和商务标都很重要，在这种评标方式下，压低价格给总分带来的提升是有限的。国内大功率海上机组的运行经验有限，而作为一个施工期投资巨大的海上项目而言，降低项目风险，投资安全，是更明智的选择。

　　无论早期的东海大桥项目、江苏地区的海上风电产业园建设，还是南方海上风电联合开发体，直至福建的海上风电产业集群。“联合体合作模式”在海上风电市场都更受青睐，这样的联合体须集聚风资源开发、资金、关键技术、配套服务这几方面的核心资源，这样各企业在其中更容易定位，各司其职。

　　从2007年第一台1.5MW的海上风机试验项目开始，截至2016年底，中国海上风电的累计装机量超过1.5GW，而“十三五”规划中给海上风电制定的目标是到2020年实现不低于5GW累计并网，不低于10GW开工规模。各沿海省市也出台了各自的2020年规划容量，累计并网量规划目标分别为江苏3GW，浙江0.9GW，福建、广东、上海均为0.3GW，还有天津、、海南等地0.1GW或0.2GW。距离2020年底还有三年半时间，这意味着每年新增并网量1GW左右，每年新增开工项目2-3GW。海上风电项目前期工作耗时需两年左右。个人判断，开发建设会以《全国海上风电开发建设方案(2014-2016)》中的项目优先。所以，想要在海上风电市场分一杯羹的公司，各自算算投入产出比，还是比较清晰的。（来源：中国能源报）

　　欧洲的近海风力发电行业不再需要补贴就能维持和盈利了。2013年，近海风电的成本为€160/MWh，行业估计到2020年成本能降至€100/MWh。但风电行业提前3到4年实现了这一目标。现在，近海风力发电的成本比燃煤火电、屋顶太阳能电池板和核能便宜或相当。丹麦和荷兰的类似项目承诺，发电成本还能降到低于€75/MWh。投标一个项目的承包商还估计发电成本能达到€62/MWh。发电成本下降被认为是竞争和创新等因素促成的。

　　声明：本文由入驻搜狐号的作者撰写，除搜狐账号外，观点仅代表作者本人，不代表搜狐立场。