【精彩论文】多场景海上风电场关键设备技术经济性分析
多场景海上风电场关键设备技术经济性分析
唐巍, 郭雨桐, 闫姝, 郭小江, 史绍平
(中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司)
引文信息
唐巍, 郭雨桐, 闫姝, 等. 多场景海上风电场关键设备技术经济性分析[J]. 中国电力, 2021, 54(7): 178-184, 216.
TANG Wei, GUO Yutong, YAN Shu, et al. Techno-economic analysis of key equipment for offshore wind farms with multiple scenarios[J]. Electric Power, 2021, 54(7): 178-184, 216.
引言
近年来,中国海上风电快速发展,装机容量近5年复合增长率达到60.5%[1]。2019年中国海上风电新增装机容量达1 980 MW[2],居世界第一位。江苏、浙江、福建、广东等东部沿海省份都规划了千万千瓦级的海上风电场[3]。
随着近海风电开发趋于饱和,海上风电将逐渐进入深远海区域。业界普遍认为,水深>50 m可称为深海,离岸距离>50 km可称为远海[4]。中国海岸线长达1.8万km,各地沿海地质条件差异很大,不同海域相同离岸距离处水深各不相同。江苏沿海是大陆架延伸区,海床平缓,离岸近100 km处水深仍不足50 m,是典型的远海浅水海域。福建沿海是台湾海峡,海床快速下降,离岸30~50 km处,水深已超过50 m,是典型的近海深水海域。与海上风电走向深远海同步发生的,是海上风电并网电价的快速下降,最终实现平价上网的过程[5]。海上风电项目的基建投资占全生命周期成本的70%以上[6],投资变化对项目收益影响很大[7]。虽然近年来海上风电基建投资成本已由2010年上海东海大桥项目的2.3万元/kW下降了30%,但短期内仍无法满足平价上网要求[8]。海上风电项目基建投资中,设备购置、建筑工程、安装工程费用占总投资的比例超过90%[9]。风电机组、塔筒、风电机组基础结构、电缆、升压站等关键设备的购置、安装费用是海上风电项目基建投资的主体,也是控制海上风电项目建设成本的关键。安装费用受地域、环境等多种因素影响,各地差异较大,而关键设备造价较为稳定,能够直接反映技术对于项目投资的影响。本文以江苏沿海典型海上风电场关键设备投资为基准,分析远海浅水、近海深水、深远海多场景条件下,风电机组、塔筒、基础结构、海缆、升压站等部分投资的变化情况,探讨改变风场规模或机组单机功率、采用不同基础结构或输电技术等对于海上风电场投资成本的影响。
1 海上风电项目投资组成
中国海上风电项目的单位投资在各海域略有不同。江苏、浙江海域为1.4万~1.7万元/kW,福建、广东海域为1.7万~2万元/kW[10]。其中,设备及安装工程费用为9 000~12 000 元/kW,占比约66%;建筑工程费用为3 500~5 500元/kW,占比约24%;施工辅助工程费用为150~250元/kW,占比约1%;其他费用为800~1 200元/kW,占比约6%;预备费为300~500元/kW,占比约3%[8]。地质条件复杂、基础结构成本及安装施工费用较高是福建、广东地区项目投资成本较高的主要原因,其基础结构及施工费用占总投资的比例比江苏、浙江地区项目高5%~10%。为便于对比计算,本文以目前中国海上风电装机量最大、数据最多的江苏地区海上风电项目投资成本作为基准。
目前,江苏单个海上风电场装机容量多为300 MW,已开始普遍安装额定功率5 MW的风电机组。现有的江苏海上风电场集中在离岸距离40 m、水深20 m附近的区域,风电机组采用单桩基础,场内集电采用35 kV交流电缆,登陆送出采用220 kV交流输电方式,需要建设一个海上升压站。根据以上边界条件,结合工程实际,一个江苏海域海上风电场关键设备(不含安装费用)的单位投资组成如图1所示。关键设备总成本约为11 362元/kW,占比最高的部分是风电机组,达到52.81%。其次是基础结构和登陆送出海缆,分别为24.37%和9.39%。3项设备投资之和占所有关键设备投资的86.57%。
近年来,海上风电机组向大型化发展,风轮直径和额定功率都大幅提升。欧洲最大商用机型的风轮直径有164 m,额定功率9.5 MW。GE正在测试12 MW机型,风轮直径达到220 m。国内在建风场中最大风电机组的额定功率为8 MW级,多个主机厂家公布了10 MW风电机组的设计方案。目前5 MW风电机组的价格大约为6 000元/kW[11]。6 MW以上等级的风电机组在国内没有批量应用,单位造价将较高。假设风电机组额定功率为5 MW、6 MW、7 MW、8 MW时的造价分别为6 000元/kW、6 600元/kW、7 300元/kW、8 000元/kW,当300 MW风场安装5~8 MW风电机组时,海上风电场关键设备单位投资组成如表1所示。可以看出,由于风电机组成本占海上风场关键设备总成本比例较大,关键设备单位千瓦投资随风电机组单机功率提高而提高,采用8 MW风电机组时,超过了1.3万元/kW。因为风电机组变大,塔筒和基础结构的直径、长度均相应提高,所以塔筒造价略有提高,基础结构造价则由1 382元/kW提高至2 042元/kW,提高了48%。风电机组单机功率变大,风电机组数量减少,场内集电电缆长度减少,场内集电电缆成本降低。但由于离岸距离不变,登陆送出海缆成本没有变化。需要指出的是,风电机组单机功率提高,风电机组安装总时间缩短,安装成本将有所下降。
表1 近海300 MW风电场安装不同功率等级风电机组的关键设备投资组成
Table 1 Cost composition of key equipment for a 300 MW offshore wind farm with different wind turbines
不仅风电机组,海上风电场装机容量呈现逐渐增大趋势。世界上最大的在役海上风电场英国Hornsea One风场装机容量已超过1.2 GW。当风场装机容量从300 MW提高至600 MW、1 GW时,海上风电场关键设备投资组成如表2所示。商用220 kV交流海缆的最大送出容量约为400 MW,海上风电场装机容量达到600 MW时将需要采用双回路送出,1 GW时将不得不采用更高电压等级的海缆[12]。但是,由于风场规模增大,登陆送出海缆的单位千瓦造价将有所下降。送出电量的提高将增大主变压器等升压站内设备的体积和成本,海上升压站造价将略有提升。当风电机组不变时,单纯扩大风场规模,关键设备单位千瓦投资变化不大。
表2 近海风电场不同风场规模时的关键设备投资组成
Table 2 Cost composition of key equipment of offshore wind farm with different capacities
2 远海浅水海上风电场关键设备投资
江苏海域海床平缓,水深变化不大,适合率先发展远海风电场。已有少量海上风电场离岸距离已经突破50 km,未来将继续向远海推进。当海上风电场离岸距离为80 km,水深20 m时,不同风电机组单机额定功率、不同风场规模的关键设备投资组成如表3所示。风电场离岸距离达到80 km后,登陆送出海缆在关键设备投资的占比由离岸40 km时的9.39%提高至13.00%~17.00%,关键设备投资也相应提高至12 096~14 241元/kW。提高风场装机容量有利于降低关键设备投资,但降幅有限。
表3 远海浅水风电场的关键设备投资组成Table 3 Cost composition of key equipment for offshore wind farms with long offshore distance and shallow water depth
表4 远海风电场采用柔性直流输电技术后的关键设备投资组成Table 4 Cost composition of key equipment for offshore wind farms with long offshore distance by flexible DC transmission
表5 远海风电场采用柔性直流送出和场内高电压集电后的关键设备投资组成Table 5 Cost composition of key equipment for wind farms with long offshore distances by high voltage power collection and flexible DC transmission system
3 近海深水海上风电场关键设备投资
水深对于海上风电项目建设成本的影响主要体现在基础结构造价及安装施工费用上。假设风电机组点位间距、海床地质条件和电气设备不变,关键设备投资与基础结构钢材用量直接相关。
单桩形式是目前国内外海上风电机组应用最多的基础结构形式,但随水深变大成本提高较多。导管架形式虽然国内应用不多,但因较适合水深较大的项目,正逐渐被人们重视。漂浮式风电机组适合水深较大海域,由于省去了大尺寸固定结构,基础结构成本将大幅降低。但漂浮式风电机组技术尚不完全成熟,成本变化仍然较大[24],故本文不对漂浮式风电机组进行比较。
5~8 MW风电机组采用单桩和导管架基础形式,单台风电机组基础的用钢量随水深变化如图2所示。采用单桩基础的单台风电机组用钢量随风电机组大小变化很大,而导管架基础则变化很小。20 m水深时,5~8 MW风电机组采用单桩基础的单台风电机组基础用钢量小于采用导管架基础的用钢量。但当水深增加至40 m时,8 MW风电机组采用导管架基础用钢量较小。水深60 m时,6 MW风电机组采用2种基础结构形式的用钢量接近,而7 MW和8 MW风电机组应该采用导管架基础。这是因为,风电机组变大,单桩基础的钢管桩直径相应变大,从5 MW风电机组的7 m直径提高至8 MW风电机组的8.5 m直径,桩长也因埋深和水深同时增加而大幅提高[25];而导管架为多腿结构,钢管桩只有2.5 m左右,且当水深增大时桩腿埋深和直径变化不大,仅是上部桁架结构体积有所增大[26]。80 m水深时,单桩基础的埋入深度甚至可能超过90 m,总长度超过170 m,这样长的单桩基础目前还没有理论和工程经验。
图2 单台风电机组基础结构用钢量
Fig.2 Steel amount used for single wind turbine foundation
采用单桩基础和导管架基础,不同水深时的风场关键设备投资如图3所示。在水深20 m时,5~8 MW风电机组采用单桩基础的风场关键设备投资全部低于采用导管架基础。水深40 m时,8 MW风电机组采用导管架基础的风场关键设备投资低于采用单桩基础。水深60 m时,7 MW和8 MW风电机组采用导管架基础的风场关键设备投资低于采用单桩基础。这进一步表明,更深的水域、更大的风电机组采用导管架作为风电机组基础结构形式可以有效降低设备投资造价。深水海域使用的单桩基础结构的制造、施工难度很大,导管架基础结构在深水风电基础结构成本上的优势将更为明显。
图3 不同水深时关键设备投资
Fig.3 Cost of key equipment for a offshore wind farm in different water depth
4 深远海风电场的关键设备投资
海上风电开发最终将走向深远海。一个采用5 MW风电机组的300 MW海上风电场在不同水深(浅水20 m、深水80 m)和不同离岸距离(近海40 km、远海80 km)环境下的关键设备投资组成如图4所示。可以看出,登陆送出海缆成本随着离岸距离提高而提高,基础结构成本随水深提高而提高,但基础结构提高幅度大于登陆送出海缆。因此,近海深水海上风电场的关键设备投资成本大于远海浅水海上风电场。
图4 不同环境下300 MW海上风电场关键设备投资组成
Fig.4 Cost composition of key equipment for a 300 MW offshore wind farm with different circumstances
表6为采用现有技术和新技术后深远海风电场的关键设备投资组成,可以看出,当水深80 m、离岸距离80 km时,采用目前近海区域的基础结构形式、输电技术,关键设备投资将达到1.5万~1.7万元/kW。如果采用导管架基础结构、柔性直流输电、场内高电压等级输电等技术手段,关键设备投资将在1.5万元/kW附近,且受风电机组单机功率和风场规模的影响更小。对于未来将广泛应用的8 MW等级风电机组,采用新的基础结构、输电技术后,关键设备投资将下降2 200元/kW,降幅12.7%。
表6 采用现有技术和新技术后深远海风电场的关键设备投资组成
Table 6 Cost composition of key equipment for a wind farm in deep and open sea using conventional technology and advanced technology
5 结论
(1)对于现阶段开发的近海风电场,由于风电机组单位千瓦造价随功率提高而提高,单纯提高风电机组单机功率将提高风场关键设备投资,扩大风场装机容量对关键设备投资影响不大。(2)在远海浅水风电场,采用柔性直流和场内高电压输电技术,可以将关键设备总投资降低1 000元/kW。(3)导管架更适合水深较大的海上风电场,特别适合7 MW及以上等级的大型风电机组,单个基础结构造价将低于单桩基础。(4)对于未来将采用8 MW等级风电机组的深远海风电场,采用先进的基础结构和输电技术,关键设备投资将比采用现有技术下降2 200元/kW,大幅降低深远海风电场开发投资成本。(责任编辑 许晓艳)
作者介绍
唐巍(1986—),博士,高级工程师,从事海上风电技术经济性、高效风力发电技术研究,E-mail:w_tang@qny.chng.com.cn;
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郭雨桐(1991—),硕士,工程师,从事海上风电技术经济性研究,E-mail:yt_guo@qny.chng.com.cn;
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闫姝(1985—),博士,高级工程师,从事海上风电技术研究,E-mail:s_yan@qny.chng.com.cn;
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郭小江(1977—),博士,教授级高工,从事海上风电技术研究,E-mail:xj_guo@qny.chng.com.cn;
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史绍平(1968—),博士,教授级高工,从事海上风电技术研究,E-mail:sp_shi@qny.chng.com.cn.
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审核:方彤
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