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根据 DNV 预测,到 2050 年将会有 33%的发电量来自风能:其中 20%来自陆上风电,11%来自固定式基础海上风电,2%来自浮式基础海上风电。中国连续第五年成为全球最大的海上风电国家,2022年新增并网装机容量约5.1GW,较上年下降了逾70%,但仍然占全球新增装机总量的一半以上。截至2022年底,我国海上风电累计装机已超3000万千瓦,连续两年位居全球首位,占比达一半左右。
: E9 ^) M4 K. v3 s# ? 海上风电发展的大趋势主要是“大型化”和“深水化”。“大型化”的目的是降低海上风电的“度电”成本,增强电价的市场竞争力。在离岸 50km 以上、水深大于 50m的深远海区域,海上风速更大、更稳定,风能产量更高,而且可以大大避免近岸环境噪声和视觉污染,以及航运、渔业等用海冲突。海上风机的体型越来越大,发电机功率也从过去的 0.5 MW发展到今天的 5MW、7MW、8MW,未来甚至可能达到 20MW 。 & }0 Z% I; P# _' u3 q7 y
 - j# i3 b. I" K# F$ Z; N& j
通常情况下,风机的使用寿命长达 20 年以上, 而整机供应商提供的质保期通常在 5 年左右。5年后,风机建设单位需要自建风机运维团队或委托第三方团队。由于我国海上风机大部分是最近几年新建的,因此,海上风电运维市场蓝海特征显现。与陆上风电相比,海上风电运维难度系数、成本投入等都较高,据行业专业人士介绍,一次海上风电机组的齿轮箱更换,其成本应该在400-500万元。
' p. J9 p' l0 u! [6 ^ 下图展示了海上风电的结构简图,从图里可以看出海上风电的两个主要风险类型,一个是海缆的运维风险,一个是海上构筑物的风险。 7 U$ }$ [- h8 \& {1 z
+ J* _. X8 `0 [# m( z; E9 F0 q 以海上风电风车自身为例,其风险监测从上到下分别为叶片、塔架、下部结构和基础。海洋勘察主要涉及水面以下的下部和基础监测。 ) F$ C; `# T# y& Z0 s4 v
下图是导管架安装和受台风影响而倾斜的照片。
6 k, r# Z" |/ d* w" x2 J) p 海上风机基础大部分是固定式的,大直径单桩基础在0m~40m水深应用范围最广,导管架基础主要用于40m~100m水深。 7 X9 }' \9 X9 H5 z/ t Y. h
基础的主要风险就是冲刷,基础冲刷将减小桩基础的入土深度,降低桩基础的承载力;基础冲刷使桩的悬臂长度增加,从而使风机水平变形加大,同时增加桩基础的倾覆弯矩;基础冲刷使风机机组结构的自振频率降低,使基础疲劳应力幅值增大、应力循环次数增加,影响机组的疲劳寿命。 ' G* r7 @2 D. V7 x
海缆的主要风险是海底冲刷和抛锚、拖网等人为破坏。
6 o: N$ k/ @; M- L+ E! O 基础和海缆探测主要设备有多波束、侧扫声呐、三维声纳、水下机器人、管线仪、三维剖面仪、磁力仪、电磁感应管线仪、合成孔径声呐。 ' r4 X3 b$ i# N
多波束和侧扫声纳:
0 V$ l9 g+ s& Q. X* V! F 管线仪、三维剖面仪、磁力仪和海缆仪:
7 d9 R: A8 J3 m4 U: ] 三维声纳、水下机器人、合成孔径声纳: 9 b6 A; c" Q$ I7 ~7 C3 `0 c0 H5 ]
参考文献 * p6 w- @$ e! S6 N) U, u9 H( a
风电运维的勘察技术探讨 8 u$ `% `5 l. L+ s$ D' m7 X
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2023海上风电回顾与展望
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6 N6 T( _; v# y2 e6 r  + i. y5 e( y( P3 r
1、 2021年年终总结及文章索引 5 ^# C8 s j o) @( i( K
2、 2022年年终总结及文章索引
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6 g" i) j. K8 B8 d# | 4、一些海洋数据的分享及地磁tiff的提取 2 P6 E8 ]* K2 N! U6 f) G
5、坐标转换软件OpenCoord介绍及下载
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