成果報告書詳細
管理番号20120000000940
タイトル平成23年度成果報告書 風力等自然エネルギー技術研究開発 洋上風力発電等技術研究開発 洋上ウィンドファーム・フィージビリティスタディ(FS)岩手県洋野町沖
公開日2012/8/18
報告書年度2011 - 2011
委託先名エコ・パワー株式会社、東光電気工事株式会社、イー・アンド・イーソリューションズ株式会社
プロジェクト番号P07015
部署名新エネルギー部
和文要約件名:平成23年度 風力等自然エネルギー技術研究開発 洋上風力発電等技術研究開発洋上ウィンドファーム・フィージビリティスタディ(FS)  岩手県洋野町沖 
 本調査は岩手県洋野町沖合を候補海域として、設計条件の設定や環境影響評価のための「海域調査」、「全体設計」、これらを踏まえた「事業性の評価」および事業化に向けた「今後の課題」をまとめ、着床式洋上ウィンドファームの実現可能性を検討した。(1)海域調査:法的規制や社会的制約条件を調査した結果、社会的制約条件の面からは事業化の可能性があると判断された。「気象調査」においては、風況シミュレーションにより、候補海域での風車のハブ高さ(海面上68m)における年平均風速は6.0m/sから6.6m/sの範囲にあることが認められた。さらに、風況シミュレーション結果を基に全体設計で必要となる設計緒元の決定の根拠となる極値風速を設定した。「海象調査」「海底地形・海底土質調査」では、候補海域における波浪、海潮流、海底地形、海底地層等に関する既往文献・資料に基づき全体設計で必要となる設計諸元決定のための資料を得た。「環境調査」では、既往文献・資料およびアンケート、ヒアリングを基に環境の現況を把握した。(2)全体設計:風力発電設備の仕様を決定するとともに、本候補海域の15mから35mの水深の場所に設備容量2MWの風車を41基配置する計画とし、支持構造、風力発電設備および送電設備等の概略設計を行った。基礎としては候補海域の水深、地盤特性、経済性および工期等を考慮して水深によりモノパイル式とジャケット式を採用することとした。風車の運搬・施工は、SEP2隻を1グループとし、2グループの施工により工期短縮を図った計画とした。海底ケーブルは底質が主に岩盤であることから埋設はせず防護管による敷設とした。また、集電設備はコストの面から洋上でなく陸上2か所に昇圧変電所を配置することとした。運転監視および保守点検については、運転監視方法を提示し、保守点検項目のリストアップを行った。環境影響評価については、海洋動植物、鳥類、漁業生物、景観、電波障害等について既存資料に基づく概査を行った結果、本洋上ウィンドファームの工事および施設供用が周辺環境へ与える影響は軽微であると評価された。(3)事業性評価:ウェイクロスや波浪等の風車稼働条件を考慮して算出された年間売電量は、本調査の計画規模2MWの風車41基設置のケースでは稼働状況が良好な場合で約165GWhであり、設備利用率は24%であった。事業費は476億円と見込まれ、キャシュフローによるP-IRRは、利用可能率91%の場合に売電単価39.5円/kWhで8%となり採算性が見込める結果となった。また、風車規模を3.5MWと大規模化した場合には、利用可能量が91%で年間の売電量は約289GWh、81%でも年間の売電量は約257GWhとなり、利用可能率が88%で売電単価31.3円/kWh、91%で30.3円/kWhにおいてIRRは8%に達し、事業規模の拡大によって事業性が向上すると判断された。(4)今後の展望と課題:本ウィンドファームの事業を推進するに当たり、今後解決すべき課題と今後なすべき主な事項として、以下の事項が挙げられた。・海上風の実測の必要性・買取制度の条件に合わせた採算性の見直し・漁業者をはじめとした地元との合意形成・設備費・工事費の低減の検討・建設機器の現状改善・環境調査の実施。
英文要約Title:FY2011 Research and Development of Technology for Renewable Energy such as Wind Energy, Off-shore wind farm technology research and Development.Off-shore Wind Farm Feasibility Study (FS) at off-shore of Hirono-cho, Iwate Prefecture
This study considered the feasibility of the bottom-mounted offshore wind farm at off-shore of the Hirono-cho, Iwate Prefecture. The results are as follows: (1) Basic study: Concerning the legal status and the social constraints, it was concluded that the Project would be feasible as far as social factors are concerned. Since there was no wind flow information of the proposed site, wind flow simulation was conducted and reached the result that the annual average wind velocity of 6.0 to 6.6 m/s at the height of the hub (68m above sea level). Also, from the result of the simulation, extreme wind velocity was set as the basis of the design specification. Concerning the sea wave, periodic current, sea bed terrain, and sea bed geological stratum, existing references were studied, and then obtained design specification. (2) Basic Design: Based on the above survey results, forty-one 2MW class wind turbines were arranged in the sea depth ranging from 15 to 35m. For the supporting frame, monopile type and jacket type structure will be applied, according to the depth of the seabed, considering the depth, geology, cost and construction time. To shorten the construction time, two groups consisting of 2 Self Elevation Platforms for each group was considered. For the cables, it was decided that the cables shall be laid with guard pipe. For the power collector, it was planned that 2 booster transformer stations will be arranged on the land. For the operation and maintenance, we presented methods for monitoring, and listed up the maintenance items. The impact to the surrounding environment such as marine fauna and flora, birds, fishery biology, landscape and radio disturbance was predicted to be small. (3) Project feasibility: The annual electrical generation capacity, considering the wake-loss and wave conditions, was at net basis approx. 165GWh, and the capacity factor was 24%, for the case of constructing forty-one 2MW class turbines. The project cost was estimated to be 47.6 billion yen, and the PIRR (Project internal rate of return), on the condition of availability being 91% and unit power cost being 39.5yen/kWh, was 8%, meaning that the project was profitable. Moreover, if the turbine was enlarged to 3.5MW, at availability of 91% the power generation would be approx. 289GWh, and at 81% would be 257GWh. The P-IRR reached 8% when availability was 91% and power cost 30.3yen/kWh, or availability being 88% and power cost 31.3yen/kWh. Thus, the expansion of the project scale would improve the profitability. (4) Issues: As a result of the survey, the future issues and future practices that should be done for the promotion of this wind-farm project shall be, “Measurement of on-sea wind”, “re-examination of profitability according to the FIT system”, “Agreement with the local society including the fishermen”, “improvement of the construction machine” and “implementation of environmental survey”.
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