海上风电机组要点总结

海上风电机组要点总结（共4篇）

1.海上风电机组要点总结 篇一

中电投东北新能源发展有限公司风电机组检修维护工作总结

中电投东北新能源发展有限公司隶属于中国电力投资集团公司，成立于2008年1月，在集团公司和东北公司的正确领导下，经过三年多的发展，目前有北票北塔子、大连驼山、赤峰亿合公和煤窑山四个风电厂投产发电，装机台数229台，运行容量29.74万千瓦，资产总额20.8亿元。我公司在风电厂运行维护等方面的一些经验和体会汇报如下：

一、夯实安全生产基础 积极推行标准化作业 由于风电行业规模发展时间较短，各项标准相对不够完善，而且风电厂存在地理位置偏僻、机组分散、运行环境恶劣等不利因素，使风电机组检修维护作业存在很多困难。为此，我们也在积极探索和实践适用于风电厂的检修维护模式和管理方法。首先，我们从建章立制做起，编制并修订了符合风电厂特点的21项安全管理制度和27项生产管理制度，制定了风电厂防雷、防汛、防暴风雪等安全生产应急预案和反事故措施。其次，做好风电厂安全生产基础管理工作。认真贯彻落实安全生产管理的各项要求，完善安全生产监督体系和保障体系。同时，参照中电投东北公司下发的《火电机组检修标准化管理办法》，严格执行风电厂检修项目计划，提前做好检修的各项准备工作，认真执行检修文件包制度，严格执行风机半年检和全年检的项目清单，为提高风机设备维护、健康水平奠定基础。

二、加强风机运行指标分析和维护消缺管理 通过对发电量、可利用率、平均风速等统计指标的统计分析，并把风机频发的故障作为分析的重点，逐步积累风机运行维护经验。其中，发电量的多少是衡量经济效益的主要指标，影响发电量的因素主要包括风资源情况、机组性能情况、电网情况等多种因素，风资源情况是最主要因素，但是一经选址，一个风场的风资源状况就将在一定时期内保持稳定，这就使得机组性能、机组可利用率、风电场运行维护水平成了决定一个风电场出力的主要因素。

1.各风厂年利用小时指标 2010年，北塔子风电厂利用小时为2409小时，亿合公风电厂利用小时为2432小时，驼山风电厂利用小时为2434小时，煤窑山风电厂利用小时为497小时。

2.发电量指标分析(以北塔子风电厂为例)

2009年11-2010年10月份月度发电量统计图表由上图可以看出北塔子风电厂2009年11月和12月以及2010年1月份的发电量较多，都接近或者超过1200万度，原因之一是风厂每年的11、12月份以及来年的1月份是秋、冬季大风期，风力比较大，每月大风天数相比较其它几个月份也要多，所以发电量自然较多。原因之二是11、12月天气比较冷，空气密度大，风速一定的情况下发电量较多。原因三是11，12月以及10年1月基本没有定检定修任务耽误发电量，所以发电量较多。由发电量统计图我们还可以看出，2010年2月份的发电量相对来说较少，原因是辽西的2月份已经进入深冬，气温虽然很低，但是风力较小，大风天气也较少，等到3月份的时候气温上升，开始换季，这个时候风力才重新上去了。从4月份开始各月份的发电量开始减少，原因是项目现场大风期已过，而且5月下旬开始变桨柜支架改造和全年检修影响了部分发电量。

7、8月份则降到最低，夏天枯风季节，风机的发电量较少。

3.可利用率指标分析机组的可利用率是反映机组日常运行情况和维护工作完成情况的最基本的体现，它的高低基本不受风电厂外部气候环境条件影响，在客观上反映机组的真实运行情况。2010年风机可利用率指标为：北塔子风电厂：机组可利用率计划完成97%，实际完成值为97.45%，比计划值高0.45%。亿合公风电厂：机组可利用率计划完成97%，实际完成值为93.67%，比计划值低3.33%，主要原因为风机定检和变桨系统改造影响。驼山风电厂：机组可利用率计划完成97%，实际完成值为94.76%，比计划值低2.24%，主要原因为年初机组调试、消缺影响。下面我们以北塔子风厂2009年11月-2010年10月机组的可利用

率情况进行分析。

由图可以看出,全年可利用率都较高,都超过了96%，这与现场维护人员处理故障及时、备件按时到货是分不开的，但是仍然有几个月份可利用率偏低，原因分析如下： 8月可利用率偏低,主要原因在于:一方面2月份机组连续发生了几起螺栓断裂事故，因为取断裂螺栓是一个比较耗时的工作，所以影响了风机的可利用率;另一方面3月份可利用率低的主要原因是：3月13日3号集电线路的通讯交换机损坏，因为故障发生在晚上加上现场人员缺乏处理通讯故障的经验，导致延误了故障处理的时间，造成可利用率较低。5、6、7三个月份的可利用率较低的原因是：一方面这三个月份项目现场在进行全年检修和变桨柜支架改造，工作时间比较长影响了机组的可利用率;另一方面夏季雷雨天气比较多，影响了风机故障的及时处理。

三、通过备件消耗分析 强化备品管理 1.大型零部件更换分析(以大连驼山风电厂为例)大连驼山风电厂大型零部件更换统计表

比例图:

大型零部件更换分析：根据更换的大部件及结果来看,变桨电机和伺服驱动器、滑环更换较多。其他大部件更换较少。

(1)变桨电机更换数量较多，共10台，此故障主要是LM叶片胶粒较多，LUST变桨系统内的4K5继电器由于胶粒卡住继电器，致变桨电机一直处于刹车状态运转，最终导致其坏掉。

(2)滑环更换频率较高,对机组的影响比较大，机组主要是报41号子站总线故障，导致变桨通讯不通，怀疑滑环质量存在一定问题，因此更换频率较高，这样一来对机组的可利用率造成了一定的影响。

(3)伺服驱动器更换较多，主要原因是LUST变桨系统的散热效果不够好，伺服驱动器常常因为其散热风扇坏掉导致其报过温故障，其原因有二,一方面是胶粒卡死风扇，另一方面伺服驱动器的本身存在一定问题。这样一来致机组频频报此故障。备品备件分析

大连驼山风电厂备品备件消耗统计表

3.做好下一阶段备件消耗量预测根据以往备件消耗情况和机组的健康状况做备件的预测，大部件的预测可以根据每台机组的运行情况分别预测后汇总统计。消耗量预测信息表

四、几种典型故障的处理(金风1500型直驱机组)

1.变流器超温问题的处理：将Switch变流器网侧额定线电压调至707V左右，网侧线电压在700V以下，进一步降低并网电流，降低变流器升温;将所有Switch变流器网侧逆变单元(1U1)的开关调制频率从3.6HZ降至3.0HZ;检查水冷系统的户外散热器是否存在堵塞现象，如发现需及时进行清理，同时将户外散热器使用的旧式密封性防盗房更换为钢丝网防盗装置;检查运行机组水冷压力，缺水状态机组及时补水，避免因流量不足造成过温。

2.液压油位低故障：故障分析：液压油位过低;油位计的常开辅助触点故障;信号贿赂的接线故障。处理措施及结果:

(1)液压油位过低：此情况下应认真检查各个液压油路,和轮毂内的叶尖油管,液压缸和四通接头等部位,找出漏油点,进行有效处理,并重新加注液压油。

(2)油位计的常开辅助触点故障：油位计的辅助触点接触不实,可更换液压油位计三.信号贿赂的接线故障;信号回路接线松动或者脱落,导致24V反馈信号丢失,此情况下,可以通过测量回路各个接点的电压情况来找断电情况。

3.PLC死机、PLC通讯故障、FTP无法登陆现象的处理措施：检查1.5MW机组的防火墙是否启用，信任IP地址是否设置;当出现FTP无法访问、PLC死机及PLC通讯故障时，按照说明进行操作;在PLC中添加A***ogger工具软件。当出现FTP无法登陆和PLC死机、通讯故障时第一时间拷贝记录文件。

4.超级电容故障：故障分析：

(1)超级电容本身坏掉;(2)超级电容快容坏掉;(3)三相电力测量模块坏掉;(4)直流充电器及其回路坏掉。处理措施及结果：(1)用万用表电容柜上面四组超级电容电压，发现超级电容电压正常，超级电容没有问题。(2)检测KL3403-0010端子的电压发现电压正常，确定目前电压检测没有问题。(3)用万用表检测直流充电电源的输入于输出，AC500没有问题。(4)采用制表法对故障B文件进行绘图会发现如下图所示的状态，很容易看出来电压有明显的跌落。可以判断三相电力测量模块出现问题，更换此模块后机组恢复正常运转。超级电容故障分析图

5.变桨位置比较故障：故障分析：(1)冗余旋转编码器齿轮打滑，未连接紧固;(2)冗余旋转编码器内部电路损坏，线路接触不实。处理措施及结果：(1)检查冗余旋转编码器的齿轮，检查是否松动打滑;(2)打开旋转编码器检查接线，检查是否有松动现象;(3)通过电脑利用表格对故障的位置进行绘图发现数据有跳变，若有则更换冗余旋转编码器后，机组恢复正常运转。

五、积极探索风电厂技术监督工作思路 在技术监督方面，我们健全了各项技术管理规章制度，建立了技术监督网络，并按技术监督规程的要求编制技术监督工作计划，积极与电科院进行沟通，积极探讨适用于风电厂技术监督工作的管理模式，各风厂已经定期开展了主变绝缘油色谱分析等日常监督工作，有效保证设备安全稳定运行。

六、存在的主要问题与解决措施近期，国内风电企业因主机质量问题引起的事故时有发生，甚至发生风机起火、倒塌事故。比较国外风电机组的运行经验，兆瓦级以上机组发生故障比例最高的时期是安装后第二年和第三年，质保期结束后的运行维护工作将面临严峻考验。

七、优化设计，选用成熟新技术，有效降低风电造价 今年我公司在北票二期项目中，经过反复论证和调研，确定采用梁板式预应力锚栓基础和反向平衡法兰技术，此项技术已在其它集团风电项目中成熟应用，虽对基础施工的施工工艺将更加严格，但通过与传统基础的技术经济比较，每基基础可节约投资6万元左右，仅此一项就可降低造价200万元。同时，为降低征地成本，集电主干线路采用同塔双回设计，由原来传统的每条线路11台风机，改为16台加17台双线设计，即有效减少了集电线路与风场道路的交叉冲突，又有效降低了征地和材料成本。

2.海上风电机组要点总结 篇二

随着陆地风电场不断开辟,剩余陆地风资源日益减少,风电场向海上扩展成为必然。同时,海上风电场具有风力资源大,风湍流强度和海面粗糙度更小等优点。目前,各国海上风电场以近海风电场为主,深海风电场由于采用复杂的漂浮式结构还处于探索阶段,仅有少量样机出现。相比于陆上风电机组,海上风电机组服役环境更加恶劣,除了风载荷以外,还要承受复杂的波浪载荷,而且两者之间是相关的。长期以来,有关风波载荷分析一直是各学者研究的热点问题,Moriarty等[1]、Buhl等[2]采用平均风速和湍流度联合分布的方式,借助FAST_AD代码得到载荷数据,建立了极端风载荷参数化模型;Karimirad等[3]基于Simo/Riflex代码(采用的波浪载荷Panel模型考虑的是一阶波浪载荷,并通过延迟函数计及表面记忆效应)进行了波浪力计算;Henderson等[4]基于线性波理论对随机波浪载荷进行计算,采用非线性波理论对极端波浪载荷进行了分析;Peer-inga等[5]基于Morison方程进行了波浪载荷计算,并开展了室内测试与分析;徐建源等[6]针对桩式近海风电机组,利用叶素-动量理论建立了风载荷模型,根据Morison方程建立了风电机组波浪载荷模型,用以研究结构动力响应;陈小波等[7]基于Morison方程和流函数理论计算了近海风电机组非线性波浪载荷,并与线性波浪载荷进行了对比分析;Seidel等[8]借助商业化软件Reflex和ASAS(NL)对海上单桩基础风电机组的风波载荷进行了初步分析。虽然各国学者从不同角度开展了海上风电机组载荷的研究工作,但相关研究还有待深入。主要问题包括:①风载荷与波浪载荷往往独立计算与分析,没有考虑到风波载荷的相关性;②针对海上漂浮式风电机组的系统研究还没有形成;③载荷计算时,对风电机组运行工况考虑不够;④多采用同一公式计算不同结构参数时的波浪载荷,没有考虑结构尺寸、波浪参数变化时公式的适用性等问题。因此,笔者以2MW海上漂浮式风电机组支撑结构为研究对象,考虑风波载荷的相关性,分析不同运行工况,不同结构参数以及不同风速、水深等环境参数条件下风波载荷特性。

1 漂浮式风电机组结构

目前,大型海上漂浮式风电机组支撑结构的主要形式有三浮体结构、Spar结构和张力腿结构,如图1所示。图1a所示为三浮体结构,该结构通过连接杆把3个直立浮桶连接起来,利用其大平面的重力扶正力矩使整个平台稳定,优点是结构简单、经济性较好,缺点主要是泊系统的复杂性。图1b所示为Spar结构,它利用浮力罐底部的配重实现平台稳定,优点是结构简单,缺点是其较多的自由度和大的位移量需要更重的压载物作配重。图1c所示为张力腿结构,浮桶受到的水平方向波浪载荷要比垂直方向的大,通过张力腿的张力实现平台的稳定,优点是稳定性好,缺点是需要产生远大于结构自重的浮力,张力腿一直处于绷紧状态,设计较为复杂。在上述几种结构中,三浮体式结构简单,后期安装、维护方便,故主要针对该结构进行载荷分析。

2 线性波基本理论

对波浪描述的有效方法主要有线性波理论和非线性波理论(Stokes非线性波理论、椭圆余弦浅水非线性波理论等)。非线性波能更好地反映波浪的波动特性,但是计算过程复杂。在工程计算中,线性波理论方法简单、计算效率高,而被广泛应用。

图2所示为一种简化的线性波波面,图中,d为水深;L为波长,L=2π/k;k为波数;H为波高;T为周期定义,T=2π/ω;ω 为波的角频率。线性波用余弦形式表示为

式中,A为幅值;t为时间。

根据波浪理论,二维线性波运动的基本方程和边界条件为

式中,Φ 为速度势;uz为z方向上流体的速度分量;g为重力加速度。

水质点运动时,x方向速度为[9]

式中,γ为波浪的传播方向与x轴的夹角。

水质点运动时,x方向加速度为

3 风波载荷计算模型

3.1 风波关系模型

太阳对地球表面的空气不均匀加热形成风,在风的作用下,海水离开原来的平衡位置,发生向上、向下、向前和向后方向运动,形成波浪。 可以将波浪视为平稳的随机过程,用波谱来描述其组成,常见的波谱有Neumann谱、Bretschneider(布氏)谱、Mitsuyasu(光易)谱、P-M谱[10]。这些波谱模型基于实测统计,通过半经验、半理论分析得出。P -M谱是海洋工程中运用最广的波谱,其表达式为

式中,Sηη为谱函数;Hs为有效波高;T0为跨零周期;v19.5为海平面上19.5m处的风速[11]。

由式(6)可以看出,波浪的高度和周期均受到风速大小的影响,两者具有密切的相关性。

3.2 风载荷模型

3.2.1 正常发电工况

风轮旋转过程中,承受的风载荷采用叶素-动量理论(blade element momentum theory,BEM)进行计算。根据BEM理论[12?14],作用在叶素上气动力dFR可分解为轴向力分量dFN和切向力分量dFQ:

式中,v0为轴向风速;c为半径r处的叶片弦长;ωrt为风轮角频率;φ为来流角度;Cl、Cd为分别为升力系数和阻力系数;ρa为空气密度;aa为轴向诱导速度系数;a′a为切向诱导速度系数。

风轮的气动载荷如图3所示,其中,α为攻角,β为桨距角,dFL为升力,dFD为阻力。

作用在轮毂处的水平推力矩为

式中,R为叶片长度;Ft为叶片推力;h0为轮毂中心距地面高度;θw为风轮方位角;v为风轮中心高度h0处的来流风速;λ为风速廓线指数。

3.2.2 停止发电工况

风电机组停止发电时,作用在风轮固态面积上的平均压力为

式中,CDD为阻力系数,CDD=1.1Pa·s2/m2。

作用在轮毂处的水平风力为[15]

式中,S0为风轮固态面积(叶片在旋转平面上的投影面积之和),m2;Df为叶片的直径,m。

3.3 波浪载荷模型

3.3.1 小尺寸构件

海洋工程中,D/L≤0.2(D为浮桶直径)的构件称为小尺寸构件,波浪对结构物的作用主要为黏滞效应和附加质量效应,波浪载荷的计算可以采用Morison方程。Morison方程是一种带有经验性的半理论公式,它包含拖曳力和惯性力,其基本思想就是把波浪力分成同速度的平方成正比的阻力项、同加速度成正比的惯性力项。

作用在支撑结构上的水平方向上的波浪载荷为[16,17]

式中,CD为拖曳力系数;ρh为海水的密度;A为垂直于波浪传播方向的单位柱体高度的投影面积;CM为质量系数;usx为水平方向上塔架的速度;usx/t为水平方向上塔架的加速度。

在图4中,把塔架看作静态的,可根据式(11)计算某一段柱体(d0~ d1)上的水平波浪力:

显然,式(12)求得的值与参数θ有关系,结合式(11),可以分别得到水平拖曳力和水平惯性力的最大值:

事实上,式(13)、式(14)成立时,位相角θ 取值不同。

3.3.2 大尺寸构件

在海洋工程中,D/L>0.2的构件称为大尺度构件。此时,波浪同结构物之间将会有明显的反射效应和绕射效应,而黏滞效应是相对较小,可以忽略不计。

根据海洋工程波浪力学基本理论,图5中波动场沿x轴正向传播的入射势ΦI和绕射势 ΦD为[18]

式中,Jm(krz)为变量krz的m阶第一类Bessel函数;Hm(krz)为第一类Hankel函数,Hm(krz)= Jm(krz)+iYm(krz);Ym(krz)为变量krz的m阶第二类Bessel函数;Bm为待定系数;a为浮桶的半径。

波动场总速度势可写为

将式(16)代入伯努利方程,得到波动场中的压力:

将压力p沿圆柱周线积分,可得任一到高度z处顺向波的波浪力[18]:

式中,α为位相滞后角。

不考虑相滞后角,有A(ka)=0.25πCM(ka)2成立,将其代入式(18),并从z=d0到z=d1积分,有

在sinωt=1时,式(22)可改写为

3.4 风波载荷的联合作用

海上漂浮式风电机组在运行过程中,同时受到风载荷和波浪载荷,严重影响其运行稳定性。一般在浮桶底部设有系泊线以稳定风电机组,结合动态水位调节设施(浮桶内)确保风电机组处于稳定非倾斜状态。 外部载荷作用下,风电机组三浮桶支撑结构运动模态分别为平动的纵荡、垂荡、横荡和旋转的首摇、纵摇、横摇,如图6所示。图6中,选定固定在物体平均位置上的右手坐标系xyz,原点在未受扰动的自由液面上,x轴正方向为波浪的传播方向,y轴与波浪传播方向垂直,z轴垂直向上穿过物体的重心。三浮桶六自由度的运动方程为

式中,mjk为惯性矢量阵;ujk为附加质量;λjk为附加阻尼系数;cjk为恢复力系数;FEX为外部力载荷;xk、xk·、¨xk分别为位移、速度和加速度。

在进行载荷分析时,忽略在风波载荷作用下的运动,两种典型的受力情况如图7所示。 图7中,G1、G2、G3分别为浮桶1、2、3的重力,Ff1、Ff2、Ff3分别为浮桶1、2、3所受的浮力。

图7a所示为风载荷与波浪载荷方向相同的情况,风载荷和波浪载荷产生的浮桶1底部力矩Mz可以由风推力力矩和波浪力矩表示为

式中,Mf为风推力力矩;MH1为作用在浮桶1 上波浪力矩;Ht为塔架高度;ht为浮桶高度;d0为浮桶离海底的距离。

图7b所示为风载荷与波浪载荷方向相反的情况,风载荷和波浪载荷产生的浮桶1底部力矩Mz可以由风推力力矩和波浪力矩表示为

4 计算结果及分析

根据上述分析,得到风波载荷联合计算流程,如图8所示。计算用风电机组功率为2MW,风轮直径为88m,塔架高度为77.5m,底端直径为4.4m,壁厚为0.06m。在进行风波载荷计算时,载荷大小不仅与外部环境参数有关系,还与风电机组运行状态有关。在来流风速低于风电机组设定额定风速时,风电机组的桨距角不变,通过调整风轮转速(最佳叶尖速比)来获得最大的风能利用系数。在风速高于额定风速时,风轮转速保持不变,通过改变桨距角来控制风轮的能量捕获。

图9给出了计算用风电机组风轮运行特性曲线。从图9可以看出,当风速小于10.5m/s时,桨距角保持0°不变,风轮的转速随着风速的增加而增加,最大值为1.99rad/s;当风速大于10.5m/s,桨距角随着风速的增大而增大,风轮转速保持1.99rad/s不变。

结合强度和气动的综合考虑,风力机叶片一般包含多种翼型,本文在不同叶片展向长度上分别采用三种不同翼型,如图10a所示,三种翼型所对应的气动参数如图10b~10d所示。

图11a所示为正常发电和停止发电两种情况下风载荷的计算结果。在额定风速以下时,风轮上产生的推力随着风速的增加而增加,在额定风速10.5m/s时达到最大推力为279kN。在额定风速以上时,随着风速的增加,风电机组变桨距、桨距角增大,风轮上产生的推力减小,切出风速25m/s时产生的风轮推力为63kN。在风电机组停止发电时,设叶片不再旋转且处于顺桨状态,此时叶素-动量理论已经不在适用,按式(10)计算得到,25m/s时的风轮推力为48kN,43m/s时的风轮推力为146kN。图11b、11c分别给出了单个叶片和整个风轮作用在轮毂上的推力,其中横坐标为风轮方位角,计算条件为v=10.5m/s,ωrt=1.99rad/s,β=0°,h0=90m,λ=0.2。从图11b可以看出,作用在轮毂上的单个叶片推力呈近似正弦曲线变化,这是由于风切变和风轮方位角变化的影响,其变化幅度为18.2kN。3个叶片上的推力合成为风轮推力后,同样呈近似正弦曲线变化(图11c),但变化频率增加3倍,其变化幅度为450N。不难看出,3个叶片推力合成后,其变化幅度明显减小。

图12所示为风速与D/L的关系。图12a为浮桶直径D一定,水深d1=20m,30m,40m时,风速与D/L关系曲线图。D/L决定了波浪力适用的计算模型。从图12可以看出,水深的变化对D/L的影响比较小,风速对D/L的影响比较明显,总体趋势是随风速的增加,D/L逐渐减小。当风速小于10m/s时,D/L>0.2,波浪力模型应选择大尺寸构件模型;当风速大于10m/s时,D/L <0.2,波浪力模型应选择小尺寸构件模型。图12b为水深d1一定,浮桶直径D=8.12m,10.12m,12.12m时,风速与D/L关系曲线图。除了风速的变化对D/L有显著影响以外,浮桶直径D的变化对D/L有直接影响。 浮桶直径为8.12m时,D/L=0.2的风速临界点约为10m/s;浮桶直径为10.12m时,D/L=0.2的风速临界点约为11m/s;浮桶直径为12.12m时,D/L=0.2的风速临界点约为12m/s。

图13分别给出了浮桶直径不变和水深不变时波浪载荷波形。图13a给出了浮桶直径不变,水深d1=20m,30m,40m时,风速与波浪载荷关系二维曲线;图13b为对应的三维关系曲线图。从图13a可以看出,随着风速的增大,波浪力逐渐递增,但低风速时,风速的增大对波浪力影响较小,一定风速(临界点)以后,随着风速的增大,波浪力迅速上升。不同水深对应的风速临界点值不同,水深为20m、30m、40m时,临界点分别为5m/s、10m/s、12m/s。水越深,波浪力越小,因为随着水深d1的增大,函数1/coshd1减小。风速为43m/s,水深为20m、30m、40m时,波浪载荷分别为5.33MN、4.03MN、3.22MN(浮桶直径8.12m)。图13c给出了水深不变,浮桶直径分别为8.12m、10.12m、12.12m时,风速与波浪载荷关系二维曲线。图13d为对应的三维关系曲线图。可以看出,浮桶直径的变化对风速临界点的影响不大,风速临界点均在5 m/s左右(水深20m)。随着风速的增加,不同的浮桶直径对波浪载荷上升的斜率影响很大,风速为43m/s,浮桶直径分别为8.12m、10.12m、12.12m时,对应的波浪载荷分别为12.5 MN、8.5 MN、5.33MN。

图14给出了不同风速条件下的波浪载荷波形,可以得到水深、浮桶直径与波浪力之间的关系。从图14可以看出,在不同风速条件下得到的曲面形状类似,随着水深d1的增大,波浪力逐渐减小;随着浮桶直径D的增大,波浪力逐渐增大;风速越大,变化的速率就越大;随着风速的增大,波浪力增大;各曲面最大值均出现在水深d1取最小值,浮桶直径D取最大值的时候,分别为4.92MN· m、8.77 MN· m、12.0 MN· m、14.8MN·m。

图15a为考虑风波联合作用,作用在浮桶1底部的力矩(风载荷与波浪载荷方向相同)。从图中可以看出,不同的工况下计算得到的力矩变化趋势明显不同。在风速小于4m/s时,风电机组处于启动状态,力矩接近于0;风速在4~10.5m/s时,风电机组处于最大风能跟踪的运行状态,力矩随着风速的增加而快速上升,在10.5m/s时,力矩约为28MN·m,这一阶段浮桶直径的变化对力矩的影响很小,因为此时风载荷产生的力矩比波浪载荷产生的力矩要大,所以浮桶直径变化对力矩产生的影响不明显;风速在10.5~25m/s时,风电机组处于变桨距限制风能捕获的状态,力矩有一个随风速增大而下降的过程,然后随着风速的增大而逐渐上升,浮桶直径变化对总力矩产生的影响逐渐显现。风速为25m/s时,力矩出现突变,这是因为风速在25m/s以下时,风载荷基于叶素-动量理论计算得到(风电机组正常运行);风速在25m/s以上时,风载荷按停机顺桨状态估算公式得到;力矩随着风速的增大而增大,浮桶直径变化对力矩产生的影响较大,这一阶段风载荷相对波浪载荷对力矩的影响要小得多。风速为43 m/s,浮桶直径为8.12 m、10.12 m、12.12m时,对应的漂浮平台底端力矩分别为46.66MN·m、66.81 MN·m和91.49 MN·m。

图15b所示为考虑风波联合作用,作用在浮桶1底部的力矩(风载荷与波浪载荷方向相反)。从图15b可以看出,不同工况下计算得到的力矩变化趋势明显不同。风速小于4m/s时,风电机组处于启动状态,力矩接近于0。风速在0~20m/s时,风产生的推力矩大于波浪载荷力矩,浮桶直径变化对总力矩产生的影响逐渐显现。在风速大于20m/s后,波浪载荷力矩大于风的推力矩,随着风速的增大而增大,风速在43m/s,浮桶直径为8.12m,10.12m,12.12m时,对应的漂浮平台底端力矩分别为18.92 MN·m、39.09MN·m、63.76MN·m。

5 结论

(1)以海上大型漂浮式风电机组的三浮桶式支撑结构为研究对象,考虑风波联合作用,分别建立了风载荷和波浪载荷模型以及风波联合载荷模型,依据浮桶直径与波长的比值确定波浪力适用的计算模型,得到了不同工况、不同环境参数和结构参数条件下的载荷结果。

(2)随着风速的增大,波浪力逐渐递增,但低风时,风速的增大对波浪力影响较小;在达到风速临界点以后,随着风速的增大波浪力迅速上升。不同水深对应的风速临界点不同,浮桶直径的变化对风速临界点的影响不大。

(3)不同的工况下计算得到的浮桶底部总力矩变化趋势明显不同,风电机组处于启动状态时,力矩接近于0;处于最大风能跟踪运行状态时,力矩随着风速的增大而快速上升;处于变桨距限制风能捕获状态时,力矩有一个随风速增大而下降的过程,然后随着风速的增大而逐渐上升;停机顺桨后,力矩随着风速的增大而增大。

摘要：以海上大型漂浮式风电机组三浮桶式支撑结构为对象,考虑风波联合作用,借助叶素-动量理论和线性波理论,联合风载荷和波浪载荷模型构建了风波联合载荷模型。计算过程中,考虑了风电机组不同的运行工况,依据浮桶直径与波长的比值来确定波浪载荷适用的计算模型(Morison理论与绕射理论);得到了不同工况、不同环境参数和结构参数条件下的载荷结果,分析了风波载荷的变化特征。

3.海上风电机组要点总结 篇三

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。

4.海上风电机组要点总结 篇四

张毅强

福建大唐国际风电开发有限公司

摘要:通过对六鳌海上风电场初步分析，探讨在福建沿海开发海上风电的技术可行性，以及在开发过程中需要关注的一些问题，为开发海上风能利用研究者提供一个参考。

关键字:海上风电;六鳌;探索;制约因素;可行

Abstract:Through preliminary analysis of the construction conditions of Liu-ao offshore wind farm, the technical feasibility on development 1前言

风能因其可再生、无污染等特点，是新能源中具有极大发展潜力的一个领域。福建省地处我国东南沿海，属于全国风能最丰富的地区之一。虽然省内水力资源较为丰富，但其他常规能源资源相对贫乏，石油、天然气尚未发现，属南方缺能省份之一。大规模开发福建省丰富的风能资源，有利于减少对省外一次能源输入的依赖，满足能源与环境协调发展的要求，实现能源资源的合理开发利用和优化配置。发展海上风电场的优势和趋势

风流过粗糙的地表或障碍物时风速和风向都会发生改变，与陆地相比海面的粗糙度要小的多，通常情况下离岸10公里的风速比沿岸风速高25%；海上风切变指数较小，风速随高度变化较小，可以降低风机塔架的高度减少建设投资；海上风湍流强度较小，风向比较稳定，风机塔架的疲劳荷载较小，可以延长风机的使用年限；建

offshore wind farm along the coast of Fujian, as well as some issues needed to be concerned in the development procedure are discussed, which provide a reference to the development of offshore wind energy.Keywords:offshorewindpower;Liu-ao;discussion;constraints;feasibility

设海上风电场的噪声污染及自然景观影响较小，且一般情况下不会影响受保护的野生动植物和候鸟；海上风电场不受征地问题的制约，在其他条件允许的情况下可以建设大型的风力发电场，从而降低风电场的单位投资。

欧洲风能协会08年初预测，今后15年海上风电将成为风电发展的重要方向，预计到2010年和2020年，欧洲海上风电总装机容量将分别达到1000万千瓦和7000万千瓦。根据我国国家风电规划，到“十一五”期末，全国风电总装机容量将达到500万千瓦；但是地方规划要远超过国家规划，依据电力行业投资的规律，规划的落实可能以地方规划为主。因此，“十一五”期间，风电的发展实际进度可能将远超过国家规划。在以后的几年内，行业的发展速度也将是超速的，海上风力发电也必将迎来第一个快速发展的阶段。

福建陆域面积绝大部分属于山地或丘陵，该

部分区域风能资源一般，且可供建设风电场的区域有限。沿海岸线区域属于风能资源丰富或较丰富区，但是从省内已经建成和正在建设中的陆上风电场实际来看，大多数风场区域人口密集，工厂、码头、乡村、城镇非常集中，在该部分区域建设风电场存在严重的用地矛盾、噪声污染等一系列问题。全省沿海风电开发普遍存在有风无场现象，规模超10万千瓦装机的单个风场已很少。随着近几年风力发电的大力发展，福建省内优良的陆上风电场场址也将在未来的5--8年左右时间内开发完毕，福建风电开发方向即将向海上转移，即建设大规模的海上风电场。

特殊地理环境形成的狭管效应，使福建沿海成为我国风能最丰富的地区之一。六鳌半岛位于福建省漳州市漳浦县东南部，向海

中伸入约20km。半岛东面濒临台湾海峡，沿 岸是连绵数十公里平坦沙滩，除防护林外，四周无任何阻挡。六鳌半岛特殊地理位置和地形结构，成为福建沿海中较好的一个风能资源丰富区。经测量，六鳌海滩以10—15%的坡度向海底延伸，潮间带约有300米宽，海滩表面有覆盖大量石英硅砂，根据陆上地质勘测资料推论，海滩石英砂覆盖层厚度约10—20米。3 六鳌海上风电项目场址概况

福建省地处我国东南沿海，由于台湾海峡其

图3-1六鳌海上风电场规划场址 六鳌海上风电的优势

与国内其他在建和正在选址的海上风电场相比，在六鳌建设海上风电场，主要有以下六点

优势：

4.1 海上风资源情况良好

为开发建设六鳌海上风电场需要，2007年

4月大唐漳州风力发电有限责任公司在六鳌海上风电场场址范围内投资设立了1座80m测风塔进行风速观测。测风传感器和数据记录仪采用美国NRG公司的产品，在不同的高度分5层测风，并采用双系统备份。从已经测得的数据来看，该海上风电场场址的70米高处年平均风速为8.01米，平均风功率密度为501W/m2。场址区域每年10 月至翌年3 月为盛风期，主风向明显，全年主导风向为NNE－E，盛行风向稳定。初步估算六鳌海上风电场年等效负荷小时数将超过三千小时，与同期沿岸陆上风场风资源相比，海上风速高约12.8％，预计发电量将高约43.5％，从风资源角度来看，六鳌海上风电场具有一定的开发价值。

4.2 海底地基条件好

从已经获得的六鳌半岛陆上地质勘测资料推论，六鳌海滩石英砂覆盖层厚度约10—20米，与国内正在开工建设的上海东海大桥海上风电场相比，沙质地基大大降低了海上风电机组的基础施工的难度和投资，且沙质地基比较稳定，为风电场投产后的稳定运行提供了保障。从国外已经运行的海上风电场来看，运行良好的风电场基本都是沙质地基。4.3 海底地形条件好

根据海底测量资料，该区域地形地势较为平坦，没有大的凸兀起伏，没有大的沟壑，地形变化不大，这将为风机基础建造和海底电缆铺设提供良好的海底环境。4.4 风场可利用场址面积大

六鳌海上风电场场址区域海床非常平整，仅

大澳湾区域水深10～30米区域可利用面积约90km2，离岸最远距离12km，可建设约800MW规模的海上风电。若场址往古雷半岛方向延伸，场址可利用面积将扩大3--4倍，整个风场可利用面积超过300km2，终期规模可能突破3000MW装机。

4.5 陆上配套条件较好

在该海上风场区域对应的六鳌半岛陆上在08年底已建成风场10.16万千瓦，陆上的交通条件已能满足大型设备运输要求，交通条件好；附近15公里范围内有已建成的110KV变电站二座，目前220KV和500KV变电站也正在规划中，配套送出系统完善；在六鳌半岛10公里范围内分布5000吨华福石英砂码头、一帆重工船业码头、虎头山渔业码头，这些码头可为海上风场施工提供良好辅助作用。

4.6 与海域的其他使用功能不冲突

六鳌海上风电场场址与主要航道及码头建设不存在冲突；场址区域主要存在紫菜养殖，紫菜属季节性经济植物，且在工程施工期结束后，风机之间相距约400—600米，也将不存在冲突。因此没有海域其他功能造成颠覆性制约因素妨碍六鳌海上风电场的建设。六鳌海上风电场建设及运行中可能遇到的问题及其对策

目前，生产海上风电机组设备的主要厂家全部在国外，而且世界上已经建成具有规模的海上风电场也主要集中在欧洲。鉴于我国对海上风电建设经验的匮乏，六鳌海上风电在建设过程中可能会遇到下列问题：

5.1 风机基础的设计与施工

从世界其它国家海上风电的开发经验来看,很多风电场运行过程中出现的问题都与风电机组的基础有关，风机基础的设计与施工将关系到海上风电场投产后的稳定运行。目前，在海上风电中可供选择的基础主要有重力型基础、单桩基础、三角架基础、导管架基础、浮体结构基础等几种型式。国外应用最广泛也是最成熟的基础型式为单桩基础，上海东海大桥风电场筹备阶段选择的也是单桩基础，但在实际建设中因海底淤泥层过厚，最后使用了群桩基础。

六鳌海上风电场场址因地质为持力良好的沙质地基，且沙层的厚度相对不大，初步方案可采用国外成熟使用的单桩基础。单桩基础一般由直径在4米-5米之间的钢管焊接而成，用震动锤或液压锤贯入海床，或者是在海床上钻孔的方式埋入海床。近几年，我国从国外进口了部分液压打桩锤，最大打桩能量可达800kNm。液压打桩锤具有打桩过程中损失能量少打桩效率高的优点，并且可以悬打，即可以省去打桩架，直接由吊机悬住打桩锤进行打桩作业。液压打桩锤完全能够满足六鳌海上风电风机单桩基础的施工要求，目前能够进行该项施工的国内海上施工单位已较普遍，如广州打捞局、中港一航局等。5.2 风电设备的吊装

海上风电场施工方案另一个难点在于风机安装, 风机的海上拼装需要保证塔筒与风机基础法兰之间、各级塔筒之间、塔筒与机舱之间、叶片与轮毂之间的准确对位。传统的起重船仅仅依靠锚缆系统对船体定位固定，海上的波浪、潮

流极大的影响这种对位的准确性。特别是当安装高空部位时，船体轻微的晃动会引起巨大的偏差，稍有闪失将造成不可挽回的恶劣后果，依靠传统的起重船进行海上风机分体安装是可行性不大的。

目前国外对大容量机型吊装方案采用两种吊装方式。一种安装方式为分体安装,即在陆上完成风机机舱、叶片组装，运至安装位置后，进行分件安装。另一种为整体吊装方式，即在陆域岸线码头将风机机舱、叶片和塔架安装完成后,整体吊装至海上风电场安装位置，与风机基础安装成为一体。

整体吊装方式在海上风电场的吊装中应用得比较少，只在英国的Beatrice风场采用过。海上整体吊装需要在陆上寻找一个靠近码头且有足够承载力和工作面的陆上拼装场地, 这对风电场周围的建设条件提出了较高要求。

国外专门的风机分体安装船有“海能号”、“海力号”、“跳爆竹号”和“五月花决意号”。这些专用船只是由集装箱船改造而成的自升式驳船，船体两侧装备液压自升支腿系统。当安装船到达安装地点后，先抛锚稳住船身，再通过液压系统放下支腿至海床面，使船身高于海平面，依靠液压支腿承受整个船身和所载设备的荷载，风机的吊装采用与陆上类似的方法进行。

图5-1海上风电场专用吊装船

根据六鳌周边地理环境结合国外成功的施工经验，六鳌海上风电场吊装方案采用海上分体安装的方法较可行。5.3 台风影响

减少人员的不必要外出，确保运行维护人员人身的安全，而且可以在风机塔筒内储备一定量的食物和饮用水，为运行维护人员提供紧急避险场所。

5.4场内集电线路方案与施工 建设海上风电场台风问题是不可回避的，福建沿海为我国台风多发地带。从近30年的台风统计来看，平均每年有5个台风影响六鳌附近，这都将极大地影响六鳌海上风电的建设和运行。为了应对这一问题，主要有以下几点考虑：

首先，在风机设备选择上，考虑选择可抗台风的I类风机设备。由于海上风电环境的特殊性，在涉及抗台风性的同时还要考虑设备的抗潮湿、防盐雾腐蚀等性能，因此需要选择设备冗余度较高、技术先进的风机，以提高风机运行的可靠性，尽可能减少设备的维护频率，降低台风期间维护的机率。

其次，在工程建设施工阶段，合理安排工期，尽量避开台风季节进行吊装施工，可以在风速较小的3月至6月之间安排集中吊装。尽可能将台风对工程建设影响降到最低。

最后，在风电场运行期间，台风期间应尽量

海上风场中风机之间的集电线路施工是另

一个难题。海缆的价格与其通电能力成几何倍数关系，为节省造价同时降低施工难度，拟采用采用一机一变的方式将风机出口电压升压至35kV，再通过海底电缆采用星形连接，将若干个风机形成一组，升压后接入海上的升压站，集中升压到110KV后接入陆上电网。由于六鳌海上风场区域水深小于50米，且海底表面为沙质，可采用直埋方式。在海底电缆施工时,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,使电缆埋入海床下1 m深处。我国现能生产海底电力电缆的厂家有沈阳电缆厂、上海电缆厂等，国内可铺设海缆的施工公司也有，如中国海底电缆建设有限公司。5.5环境影响

六鳌海上风电场建设与漳州市海洋功能区

划是相容的。风电场区域未发现有受保护的水生动、植物和候鸟。铺设海底输电电缆和风机基础施工将导致海底泥沙再悬浮引起水体浑浊，对海洋生态系统带来一定的影响，但这些影响都是暂时的。风机基础建成后会造成基础周围局部潮流改变，并可能会引起小范围的泥沙淤积，对区域海域地形地貌造成一定改变，但相对整个风场区域这种局部改变很微小，对海域整体影响不大。工程建设和运行存在的主要环境问题是对渔业生产及水产养殖的不利影响，可通过经济补偿等措施予以减轻。因此，从环境影响的角度评价，不存在制约本工程建设的环境因素。5.6风机设备国产化问题

虽然国内陆上风电场兆瓦级风电机组已达到批量生产阶段,国内也有很多风机制造厂和科研机构在研发海上风机，但是目前国内仅华锐风电科技有限公司为上海东海大桥海上风电场制造过3MW的风机，目前该风机仅完成制造，没有海上实际运行经历。如果使用国外的风力发电机组，其一,风机设备难以满足国家发展改革要求本地化率大于70 %的要求;其二,采用国外进口设备高昂的价格造成工程造价偏高。国产海上风电机组的缺乏是影响我国海上风电场发展的一个重要因素。

2007年中国大唐集团公司与湖南湘电风能有限公司在福建漳浦合资成立湘电风能（福建）有限公司，从事风电设备制造。该风机制造厂距六鳌海上风电区域海上直线距离仅20公里左右，陆上交通也仅约35公里。预计该公司2009年底形成年产300台风力发电机组的能力，2010

年底形成年产风力发电机组500台的能力。2009年上半年启动3MW海上风力发电机组研制，并于2010年批量生产。湘电海上风机的国产化、本地化为六鳌海上风电建设提供良好的设备供应环境。5.7上网电价

海上风电风机机组设备成本高、施工难度大造成工程成本高、运行维护成本高，是导致海上风电上网电价较高的主要因素。目前根据国际上已建成海上风电的经验，海上风电开发成本约为陆上风电场成本的2—3倍，由此带来了较高的海上风电上网电价严重制约了我国海上风电的发展。

根据六鳌海上风电实际情况，风机按国产设备考虑，包括扩建陆上码头，六鳌海上风电场（按20万装机规模）投资估算约488000万元，单位投资约24400元/千瓦。风电场年利用小时数按3300小时计，考虑各种折减系数，平均年上网发电量约60000万kWh；本项目计算期取27年，其中建设期30个月，生产期25年；资本金（自筹）约占项目总投资的20%，其余部分向国内商业银行贷款，贷款年利率按5.94%计，还贷期为20年（含2年宽限期）；按满足资本金基准收益率8%测算，初步测算上网电价约为1.08元/kWh。

我国陆上风电在最近几年得到了国家政策的大力支持,使得陆上风电在最近几年得以高速发展。海上风电要远比陆上风电的风险大,技术难度更高,这就需要更为稳妥地来发展,需要政府有具体的、可操作的政策来保障和推动。根据国家发展改革委《可再生能源发电价格和费用分

摊管理试行办法》的规定，可再生能源发电价格高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的差额部分，在全国省级及以上电网销售电量中分摊。六鳌海上风电场可以作为国内海上风电的示范项目，一元多的上网电价还是可以接受的。

现场踏勘福建省沿海的连江、崇武、古雷等多个海上风电场址，从风资源、地质条件、风场规模以及外围条件综合来看，六鳌海上风电场场址区域非常适宜建设大规模的海上风电场，在施工方面虽然有一些难题，但是目前已有有效的方法进行解决，可以作为福建省海上风电场开发的一个6 结论

海上风电的开发为福建省等东南沿海省份开发近海风能资源提供了美好的远景规划。通过