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来源丨《能源政策研究》 前言 我国风电行业开发重点“东南飞”的趋向已经愈发明显。 根据水电水利规划设计总院研究预计，中东部山区和海上将成为“十三五”中后期风电开发主战场，风电建设将上演“上山下海”。中东部地区低风速风电利用小时数有望突破2000小时，海上风电新增开发建设规模有望超过1000万千瓦。 中国早期的风电开发主要集中在“三北”地区，因为这些地区风资源优质且丰富，可以确保风电项目实现良好经济效益。然而，从需求端来说，虽然南方和东南沿海地区风资源、地形等条件复杂多变，但这些地区经济较发达，用电负荷要高于“三北”地区，因而给风电提供了更广阔的发展空间。 根据《风电发展“十三五”规划》，到2020年底，风电年发电量要确保达到4200亿千瓦时，约占全国总发电量的6%。据了解，2016年丹麦风电消纳比例（各电源发电量占全社会用电量的比例）就已经达到39%，爱尔兰为27%，美国为8%。可见，我国在风电领域还有很大的市场空间，南方及中东部地区和海上成为新蓝海。 相关专家指出，随着海上电价政策的明确，建设成本的持续优化以及配套产业的日渐成熟，我国海上风电在“十三五”期间迎来加速发展期。我国东南沿海地区的各省（市）已积极规划长期海上风电发展目标，目前确定的规划总容量超过56GW。 技术创新的加速是南方低风速地区风电开发的重要驱动力。在物联网、大数据、云计算等技术的推动下，风电机组向大型化、智能化和高可靠性方向发展，为南方低风速资源开发提供了高效的解决方案，为我国风电开发重心转移提供了有力支撑。 比如，在南方复杂山地风电场，可以通过无人机和人工智能图象识别等领先技术，在风电场前期规划过程中快速形成道路设计方案、识别风险点等，以减少工期、降低成本，给出最佳解决方案，显著提升项目经济性。 本文将对低风速区域风电开发前期要点做一个简单的分析。 一、背景 目前看，低风速风电尚未有明确的定义，行业普遍认为低风速风电是指风电机组轮毂中心高度上年平均风速在5.3m/s-6.5m/s之间，年利用小时数在2000h以下的风电，其一年内风速介于3-7m/s的频率较高。能源局发布的《低风速风力发电机组选型导则》中指出低风速风力发电机组适用于标准空气密度轮毂高度处代表年平均风速不高于6.5m/s、风功率不高于320W/m2风能资源条件下的风力发电机组。 从风电发展看，2014年以前，我国陆上风电规模化装机区域主要为三北地区，年平均风速通常大于7m/s，机组多为1.5MW，叶轮直径约77m；2014年——2015年，装机主要为较低风速风场，年平均风速为6.5m/s左右，2MW成为市场主流，叶轮直径达到121m；2016年——2017年，风电开发向中东部地区转移，开发区域的年平均风速不少已低至5m/s。随着我国能源结构及供给侧改革进程加快，传统风资源优势区域遇到电力消纳能力不足等问题，陆上风电规模化装机区域转移至中东部和南部，风场以低风速为主。《风电发展“十三五”规划》提出推动低风速风电技术进步，因地制宜推进常规风电、低风速风电开发建设，预计“十三五”期间，我国低速风电装机市场空间高达7000万千瓦。 二、低风速区域风电特点 1、风资源相对较差影响项目整体收益水平一方面，低风速风电主要集中在我国中东部和南方地区，多属于III类资源区，资源相对较差，平均风速介于5.3m/s——6.5m/s之间，综合考虑风机价格以及其他成本，低风速风电项目收益偏低。另一方面，我国风电补贴将分类型、分领域、分区域逐步退出，在2020年到2022年基本上实现风电不依赖补贴发展。在本身效率较低和补贴不断减少的情况下，评估的精度对项目投资收益影响较大。 2.风向及风速的波动大增加项目评估分析难度 低风速风电项目场址内陆形、地貌、气象条件较复杂，风速风向受气候影响明显，受地形影响较大，例如，夏秋季节风相对较小但也可能由于强烈的太阳辐射，局部受热不均导致短时雷暴大风出现；局部区域不同地形形态接受辐射不同、增热和冷却不同，会形成方向迥异的坡风和山谷风，导致风向变化较大。风向及风速的变化影响前期风资源评估准确性，从而影响项目整个前期工作。 3.地理条件复杂导致项目土建工程投资比重高 我国中东部和南部地区民居、交通、线路、地质、环保等信息相对更复杂，地形起伏大，多丘陵、水系和山区，风机安装平台和场内道路设计较复杂，施工整体条件差、代价高，土建工程投资在总投资中的比重较高。 4.多恶劣极端气象条件挑战风机安全可靠性 相对于“三北”地区，中东部和南方地区气象条件更加复杂，灾害性天气较多，极端气象天气多发，例如，夏季台风强雷暴天气、雨季山体滑坡和泥石流灾害、冬季积冰等。各种极端的气象和天气条件要求风机适应性强，具有更高的可靠性。 三、低风速区域风电项目开展要点 目前我国低风速区域风电发展面临突出问题集中在技术和经济性两个方面，保障技术可靠性是基础，提高经济可行性是关键。受风电技术创新驱动，机组确保安全稳定运行，低风速区域市场空间将逐步加大。受风资源较差、土建工程作业条件复杂、极端气象天气多发等因素影响，低风速风电“出身决定一切”，需加强低风速风电前期规划、优化设计等工作，提高收益水平。 1.抢占低风速区域风电开发相关资源是关键 重新认识低风速风电开发资源。前期工作人员需改变传统风电资源认识，低风速风电一般以分散式开发方式，其开发资源为影响风电的所有外界因素，不仅包括风资源，还包括接入点、土地、环保以及林业等。 风电机组技术的进步正在突破低风速资源风电开发的下限，企业应高瞻远瞩，迅速抢占战略制高点，抢占现有的低风速区域风电资源，加大资源储备，为今后发展奠定良好的基础。 随着风电向中东部和南部转移，地形地貌复杂，测风难度大，工作条件异常艰苦，应调整发展理念，推动低风速区域风电项目抢占。 2.通过精细化评估提高项目前期精准性 出身决定一切，项目投产即基本决定项目收益，后期管理对项目效益提升影响相对较小，同时低风速风电项目建设成本高、资源相对较差，项目盈利水平较差，项目前期工作对风场效益影响巨大。 低风速风电项目外部环境差异较大，项目方案不可复制，只有对单个风电场风能资源和发电量情况进行准确地评估才能确保项目达到预期的收益。具体来看，目前低风速风电场前期工作基本参照风电场相关技术规定执行。与常规风电场相比，低风速风电场在风能资源评估、发电量估算、投资分析等方面需要更加精细化的技术评估，应增加测风点，延长测风时间，并对测风数据进行修正，提高风资源评估准确度；综合考虑风电机组可利用率、功率曲线保证率、尾流、气候、叶片污染、软件误差等，提高发电量估算准确度。 3.通过智能化手段降低项目度电成本 风资源相对较差是影响低风速风电收益的主要因素，其次低风速风电还受到电价逐年下降、建设成本日益高企等因素影响，降低度电成本是现阶段低风速风电首要任务。 智能化通过智能风机、智能化开发、智能化设计建设管理和智能化运维等方式，提高风电效率，降低度电成本，根据2017年风能大会某参展风电整机企业提供风电智能化优化设计数据显示：（1）通过道路平台智能化设计，道路和平台造价从228元/kW降低到179元/kW；（2）通过线路路径和杆塔排布智能化设计，单千瓦造价由387元/kW降低到286元/kW；塔筒基础定制化和智能化设计，通过定制化风况分析，载荷优化，实现塔筒基础定制化，单位千瓦风电场成本降低120.5元/KW。 4.通过优化设计提升项目安全、可靠和收益水平 （1）优化低风速风机选型。低风速风机普遍采用加长叶片、增大风轮直径的办法增加发电效率，同时也导致机组受力增大、强度降低、机组成本增加，在风机选型时，综合考虑风能转换效率、成本等因素，合理选型。 （2）合理确定风场规模。在进行风电场规模考量时不应为凑容量而增加机位，计算人员应与熟悉项目的项目公司代表、项目计经人员紧密结合，通过反复测算发电小时数、总投资额、度电成本的变化，在保证内部回报率的前提下，得出最优的风电场装机和布置规模方案。 （3）合理选择塔筒技术路线。一方面，大风机、长叶片必须匹配承载力更好的风机塔筒；另一方面，为获取更大风速和更高发电功率必须匹配更高塔筒。目前主流塔筒主要有全钢柔性塔筒、砼钢混合塔筒以及全混凝土三种技术路线，100米以上塔筒更多采用全钢柔性和砼钢混合塔筒。 （4）微观选址提高机组排列布置精度。低风速风电场微观选址和机组排列布置的精度，在宏观上决定了低风速风电的利用效率。应精心考虑障碍物和地表粗糙度的影响、合理布置机组并优化电器设备布置、减小场内电能传输损耗。并考虑尾流影响，不拘泥于目前国内风场布置标准，因地制宜，以效益为导向综合考虑。 （5）优化控制系统控制策略。低风速风电切入风速低、湍流强度大、阵风影响大，应尽可能降低风电机组切入风速、解决高湍流和阵风对风轮捕获效率的影响，创新构建机组模型，优化系统控制算法，获得最大功率捕获优化控制策略。 5.加强项目优化评审的规范性 （1）规范低风速风电审查流程及机制，降低单个项目评审成本。 （2）建立低风速风电项目分类分级标准，先易后难逐步展开。 （3）明确责任，充分发挥项目业主、咨询单位、设计单位等在前期工作中的作用。 （4）审查过程应提升专业人员的技术水平，把握低风速风电的技术特点，客观反映审查中遇到问题，积极和业主方沟通，以负责任的态度做好前期审查工作。 |
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