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中国海上风电运维困境何解

2019年04月19日 11:13来源:未知手机版

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能源杂志 2019-04-18 [ 大 ] [ 中 ] [ 小 ] 打印 2018年,我国海上风电新增装机约180万千瓦,同比增长50%,累计装机达到460万千瓦,装机少于英国、德国,位列全球第三。目前还有多个海上风电项目在开工建设,到2020年建设及建成项目超过800万千瓦。《风电发展“十三五”规划》中“开发建设1000万千瓦、建成500万千瓦”的目标可以较好地实现。
目前,我国海上风电开发正处于由近海到远海、由浅水到深水、由起步到规模化开发的关键阶段,海上运维能力已得到大幅提升。随着海上风电数量的增加,同时在“竞价上网”的背景下,海上运维仍遇到不少困难。
现状与困难
国内海上风电项目运行周期大多为25年,运维的主要模式为:前5年由整机厂商提供质保服务,出保后20年风场开发商会请新的服务商提供运维服务,运维服务商包括整机厂商、专业运维公司、开发商工程团队等。
海上风电整体运行维护成本较高,是陆上风电的2倍以上,这一方面是海上风电特殊环境影响(如高盐雾高湿度对设备的影响,天气因素对维修窗口期的影响),另一方面也受到机组可靠性尚未充分验证、运维团队专业性还需提升、远程故障诊断和预警能力还不健全等因素影响。
从运行业绩来看,国内部分海上机组还没有经过充分的验证。由于项目经验较少,海上风电机组在产品设计和制造阶段对全生命周期成本、特殊海洋环境条件(如涂层和防腐)的适应性设计等方面因素考虑不足,同时海上风机样机也缺少长时间运行的验证,在风场投入运行后故障较多,增加了运维成本。
当前海上项目施工及运维,缺乏有效的、具备可操作性的规范。开发商、施工单位、设计院、整机厂商等都按照各自的理解进行项目施工运维,造成接口不清晰、行为不一致,给项目的后续运维增加了难度。同时,海上运维人员缺乏有效的技能培训和海上标准文件指导,导致其专业素质和管理能力欠缺,机组维修周期过长造成发电量损失,影响项目发电收益。
此外,大部件更换成本巨大。无论是在海上风电相对成熟的欧洲,还是快速发展的中国,因为大部件供应链可靠性低,甚至整机设计的缺陷,导致大部件需要在海上进行更换。除了大部件本身的成本外,还要考虑大型吊装船施工手续及费用、海上运输费用、养殖户补偿,以及天气窗口因素等,甚至长时间停机造成的发电量损失等,都增加了海上风电的运营成本。
当前,海上风机的维护模式仍以定期维护和故障检修的“被动式运维”为主。虽然开发商、整机厂商以及部分关键部件生产商都逐步开始建立故障诊断和远程预警能力,但受限于海上风机运行数据积累、经验知识库的匮乏等原因,当前体系和水平尚不足以支撑海上运维成本的大幅降低。
管理经验及应对措施
基于以上的现实困境,可以从以下方面来提升海上风电的运维能力,从而降低海上风电项目运维成本。
1、选用经过实践验证的海上机组
很多新推出的海上产品,在并网前两年不会有问题,但随后在很多细节上,比如涂层、防腐、大部件可靠性等问题上逐渐暴露;经过长期运行验证过的海上机组才能具有高可靠性。
2、整机厂商应建立全面的质量管理体系
需建立供应链质量管理体系、运维质量管理体系以及整机设计、生产、制造等质量管理体系。在风场发现的问题,要通过成熟可靠的管理体系,进行彻底的根本原因分析,从源头和设计上进行解决,并实现产品的快速迭代更新。
3、设立运维作业标准
通过总结海上运维实践经验,建立一整套行业统一的海上运维作业标准和规范,对海上项目施工及运维作业的安全(如出海作业人员资质、培训要求,海上人员交通船的资质准入、硬件配置、出海条件等)、技术(如验收规范、海上防腐、电气防护)、质量要求进行统一规定。
4、系统培训运维团队
建设具备成熟的海上EHS规范以及运维技能培训的海上风电培训中心,为海上开发商、整机厂商及零部件供应商、安装公司、监理、第三方运维公司等所有海上运维人员提供培训,带动中国整个海上风电运维能力的提升和改进。同时,在每一个海上项目实施前,开发商、监理、安装公司全体作业人员应接受至少3轮的安装、调试、运维的作业技术交底及技能、安全培训。

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