海上风电大跨越

6月28日14时30分，经过30多个小时不间断的叶片安装，全球首台超大容量16兆瓦海上风电机组在三峡集团福建海上风电场顺利完成吊装任务。这标志着我国海上风电在高端装备制造、深远海海上风电施工能力等全产业链上实现重要突破，达到国际领先水平。

52层楼高的“大风机”

夏季的福建海域风浪较小，是一年中难得的海上施工窗口期。记者从福州长乐海事处海巡码头乘船出发2小时后，一片由风力发电机组成的海上“森林”映入眼帘。

(资料图片)

这里是三峡集团平潭海上风电场，放眼望去，一台巨型风机的个头要比周围其他风机大出不少，格外引人瞩目。它就是全球首台16兆瓦商业化示范应用风电机组，是目前全球范围内已建成的单机容量最大、叶轮直径最大、单位兆瓦重量最轻的风电机组。

16兆瓦海上风电机组采用四桩导管架风机基础，轮毂中心高度152米，相当于52层大楼高；机舱、发电机组合体重达385吨，相当于190台越野车的重量；叶片长123米，单只叶片重54吨，叶轮扫风面积约5万平方米，约为7个标准足球场大。

因为体型巨大，16兆瓦海上风电机组吊装对施工船舶要求很高，项目施工方从广东沿海调来由三峡集团专门投资建造的全球首艘2000吨级第四代海上风电安装平台——“白鹤滩”号。

与普通施工船不同，“白鹤滩”号是目前国内起吊能力最强、作业水深最深、可变载荷最大的自升自航式一体化风电安装平台。当平台装载着风电设备来到目标海域时，“白鹤滩”号可停留在海面上，将四条“大长腿”缓慢插入海底，穿过淤泥直达硬顶层，再通过马达发力将平台升至海面上方，风电设备就可直接在平台上操作和安装，大大降低了风电设备在海上安装的难度。

“工程海域海床表面淤泥类地层厚度大、承载力低，风机机组结构尺寸大、重量重，大型吊装次数达10次以上，适合本海域吊装大容量风机的安装船资源数量有限，‘白鹤滩’号是最适合的。”三峡物资招标公司“白鹤滩”号技术负责人王怀刚说。

下一步，完成吊装的16兆瓦风电机组将进入并网前的调试和试验阶段，预计在7月上旬并网发电。根据该海域多年测风数据计算，仅这一台机组每年可输出超过6600万千瓦时的清洁电能，满足3.6万户三口之家一年的生活用电，节约标煤约2.2万吨，减排二氧化碳约5.4万吨。

值得一提的是，该机组核心关键部件实现了全面国产化。三峡集团党组书记、董事长雷鸣山表示：“该机组建成投产后将成为全球已投产的最大海上风电机组。它的意义不仅体现在单机发电能力的提升上，更是对党的二十大报告中关于‘着力提升产业链供应链韧性和安全水平’‘加快实现高水平科技自立自强’等重大部署的具体践行，在前瞻布局、集智攻关中引领中国海上风电实现由跟跑并跑向领跑的巨大跨越。”

大型化有效降低度电成本

相比陆上风电，我国海上风能资源更丰富，可显著节约土地成本，且更靠近中东部用电负荷中心，便于输电和消纳，有利于产业可持续发展，因而近年来成为沿海各省重点发展的清洁能源类型。

由于海上施工难度更大，海上风电整体造价远高于陆上风电，推动机组大型化成为海上风电降本的重要路径。此次吊装的16兆瓦海上风机，仅用时6年便将机组单机容量增大3倍。业内人士预计，“十五五”期间海上机组单机容量将达到20兆瓦甚至30兆瓦。

“大兆瓦机组可以有效减少同等装机规模的风机数量，节约海域使用面积，是当前海上风电降本增效的重要途径。”三峡集团福建公司总经理曾建平说，16兆瓦海上风电机组的安装落地，将有效降低海上风电项目度电成本、提高项目收益率。

容量加大，研发制造难度也随之加大。在16兆瓦机组开发进程中存在诸多挑战。三峡集团福建公司副总经理刘建平介绍，16兆瓦海上风电机组攻克了超长柔性叶片、大型主轴轴承、超大容量发电机小型化等一系列关键技术难题，机组运行状态监测数字化水平提高，能够针对台风等恶劣天气智能调整运行模式，确保风机安全和高效发电。

为保证大型国产主轴承的热处理符合工艺要求，研发人员冒着高温深入热处理车间跟踪轴承的热处理过程，并建立多种跟踪机制，时刻关注轴承的加工进展，掌握相关检测过程及检测结果；反复校核计算挡边高度，顺利实现轴承装配一次成功，轴承尺寸精度和旋转精度达到P5级较高精度，为主轴承的国产化积累了宝贵经验。

三峡集团福建公司执行董事雷增卷表示，16兆瓦海上风电机组的成功吊装和应用，不仅促进了我国海上风电施工效率提升与用电成本降低，更实现了我国海上风电产业链核心技术突破和海上风电装备制造的产业化、国产化，对进一步促进我国海上风电产业可持续发展具有重要推动作用。

海上风电迎来新拐点

随着近海风资源开发趋近饱和及用海限制，深远海成为海上风电发展的新方向。截至2022年底，我国海上风电累计装机容量超30吉瓦，已招标待建和未招标项目容量超70吉瓦，基本集中在近海海域。全国深远海海上风电规划共布局41个海上风电集群，预计总容量290吉瓦，是近海的3倍。

在远景集团高级副总裁田庆军看来，中国海上风电正迎来新的拐点，无论是单机容量、风轮直径、基础形式、输电模式还是开发规模，都与近海风电不可同日而语，漂浮式和柔性直流送出技术的大规模应用还需要技术进步和经验积累。

田庆军表示，大兆瓦、深远海对海上风机的可靠性要求更加严苛，需要产业链各环节持续发力。整机商要加强基础研究，用技术创新解决成本、性能、质量的“不可能三角”；开发商要充分考虑风电场全生命周期可靠性，给技术创新更多验证时间。

作为海上风电产业的链长企业，三峡集团表示，将针对海上风电迈向深远海规模化发展，聚焦围绕深远海风电友好送出及漂浮式风电关键技术研究、大容量海上风电机组理论与关键技术研究、海上风电资源评估及勘察设计关键技术研究3个方向，研制出面向国家重大需求的核心装备与系统，解决海上风电领域“卡脖子”基础理论和前沿技术问题，全面提升海上风电行业技术升级和创新能力。

经济性也决定了海上风电产业的未来。自2022年起，新增海上风电和光热项目不再纳入中央财政补贴范围，海上风电新增装机规模出现大幅下滑。

客观来看，我国海上风电距离全面平价上网仍有一定差距。目前，我国海上风电造价为每千瓦1.3万元至1.8万元，部分项目甚至高达每千瓦2万元。同时，海上风电运维成本远高于陆上风电。在此条件下，一些海上风电项目尚难实现平价上网。

中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩表示，目前我国海上风电仍需各省提供包括补贴在内的一系列支持措施。他建议，海上风电要保持合理的开发节奏。一方面，任何创新成果在批量化应用之前，都必须进行充分验证，以降低风险。另一方面，海上风电技术正处在快速迭代期，使用现有技术大干快上，不仅成本高、风险大，也无法让风能资源得到最有效利用。“十四五”时期海上风电发展的主基调依然是稳妥，不应盲目追求规模和速度，“十五五”时期及以后才是开始大规模开发建设的高速发展期。（经济日报 记者 王轶辰）