我国风力发电开发与管理研究.docx
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我国风力发电开发与管理研究
第二章世界风力发电现状
2.1全球风力发电综述
尽管全球风力发电发展历史不长，但在过去20多年的时间内，已在风机设计和制造、装机容量和法律政策等方面取得了长足的进步，风力发电在很多国家都得到了快速发展。
首先，风机设计和制造技术发展日新月异。
20世纪80年代初，全球已开发成功55千瓦风机；到了1985年则开发出110千瓦风机；进入90年代，出现了250千瓦风机；90年代中期又有600千瓦风机，现在兆瓦级风机已广泛分布在全球的大多数风场。
目前商业化运行风机单机容量已达到2500千瓦[9]。
丹麦是全球风电设备制造最主要国家之一，其风机制造商销售的风机单机平均容量2000年为861千瓦，2001年已经达到944kW[10]。
随着世界风电向海上风场建设方向发展，风机制造厂商目前正在加大力量积极研发2MW至5MW的更大型风机。
其次，风电装机容量发展规模突飞猛进。
从1990年以来，世界上风电装机容量年递增在26%以上。
1995年以来，更是以年均超过30%的速度递增，从1995年的480万千瓦增加到2002年的3100万千瓦，增长了5.5倍（见表2-1），是世界上增长最快的能源。
表2-1全球风机装机容量[11]
年度
销售容量（MW）
总装机容量（MW）
增长速度（%）
1995
1290
4778
27
1996
1292
6070
26
1997
1556
7636
33
1998
2597
10153
37
1999
3922
13932
32
2000
4495
18449
32
2001
5941
24390
28
2002
6868
31128
31
资料来源：
欧洲风能协会、美国风能协会等相关资料
从国家和地区来看，出于改善环境、减排二氧化碳等目的，德国、丹麦、西班牙等欧洲国家及美国都制定和实施了各种激励风电发展的政策措施，因而风电装机容量增长迅速。
2002年，新增风电装机的93%来自于欧洲和美国。
鉴于风电装机容量迅速增长的趋势，欧洲风能协会于2002年将欧洲风能计划2010年的发展目标从4000万千瓦修正到了6000万千瓦。
在丹麦，尽管2001年是弱风年，但全国风力发电仍达到43亿千瓦时，相当于其全国电力消耗总量的13%左右。
2002年，丹麦风电约占全国电力消费总量的18%-19%。
从2002年开始，丹麦还将新建5个装机容量为15-16万千瓦的风电场。
丹麦风机制造业2001年又一次改写了历史记录，所有风机制造企业共销售了345万千瓦的风机，比上年增长了60%。
这一容量相当于全球核电所有新增销售容量170万千瓦的2倍。
在过去5年中，丹麦风机制造业取得了年均增长率高达37%的惊人业绩。
目前美国和德国是丹麦风机制造业最大的两个市场，超过60%的丹麦风电机组是销往这两个国家的。
在美国，过去5年内，风电年均增长24.5%02002年新增风电装机41万千瓦，累计装机达到470万千瓦。
2003年预计将新增装机110-140万千瓦，到年底累计装机将达到600万千瓦左右。
美国政府更长远目标是将风电从目前占全国电力供应量1%的份额提高到2020年不低于6%的份额[12]。
即使作为发展中国家的印度，出于缓解电力供应紧张局面的目的，也在积极推动风电的发展。
印度政府在如年代初就专门成立了非常规能源部，同时制定了强有力的激励政策。
2002年，印度全国29个风电场新增装机近20万千瓦，累计装机达到约170万千瓦[13]。
因此，从近年来全球风电产业的发展趋势来看，风电已经逐渐凸现成为21世纪最具发展潜力的能源品种。
随着石油危机的爆发以及全球可持续发展、气候变化、温室气体减排等能源安全、能源环境问题的日趋突出，全球日益关注新能源和可再生能源的发展。
越来越多的人逐步意识到，人类正在逐步实现能源结构的第三次演化，21世纪越来越可能成为新能源和可再生能源主导的时代，而风能正成为最有可能承担起历史重任的这样一种替代能源。
2.2德国风力发电综述
作为世界上风电装机最多和发展最快的国家，德国2002年新增装机320万千瓦，累计超过1200万千瓦，已提前达到其2010年风电发展目标[13]。
图2-1和图2-2分别为1991年至2003年每年和总的装机台数和装机容量图。
2.2.1德国风力发电发展状况
德国在出台了《可再生能源法》以后，风力发电得到了迅猛发展，除了陆上风场在大规模开发以外，海上风场也己经开始开发。
图2-1德国风力发电装机容量图[14]
图2，-2，德国风力发电已安装机组数量[[14]
2002年，德国可再生能源（主要是风电和生物质能）占全国电力供应量已达8%。
2003年，德国所拥有的风力发电设备年度发电量突破了200亿千瓦时，从而超过了水电。
德国政府规划今后20年内风电装机每年不少于100万千瓦，到2050年风电占总发电量的比例将达到5%。
目前德国正在北海水深20米处建设一座总功率为100万千瓦的大型风电场，计划2004年底建成；单机功率为5000kW的机组预计2005年将投入商业化运行。
2.2.2德国风力发电发展趋势
德国风力发电行业的发展呈现以下趋势：
首先，德国风电产业高速增长趋势十分明显。
从图2-1和图2-2我们可以看出该趋势。
其次，风机向大型化兆瓦级发展。
1989年，德国风机的单台平均标称功率仅为145千瓦，而2002年已经达到1400千瓦，增大了约10倍[15]。
早期风机的叶片直径只有15米，现在叶片直径已经达到100米，甚至更大。
2002年，德国所安装的风机中由70%为兆瓦级风机，其中2兆瓦或以上的风机280台，占同期安装风机总标称功率的18%[16]。
可以预料，在未来几年内，2-3兆瓦的风机将是主打产品。
再有，德国风场的选址由风力资源丰富的沿海地区，逐步向内陆和近海转移。
2002年，65%的风电产自内陆平原区，只有8%是产自沿海地区。
还有，风电的投资主体由早期的以农场主为主的个体私人向专门以经营风电为目的的企业协会和经营者联合会转移。
这是由购买市场上销售的大型风机需要大额资金和德国政府正在推行的大规模风电生产计划的现实决定的。
最后，德国政府对风力发电实施鼓励政策，正是政府的资助对风力发电市场的发展和风力发电技术进步起到了决定性作用，使风电能够蓬勃发展。
具体资助政策[17]包括：
一是风电上网，法律规定电网公司必须允许风电上网，并统一收购风电。
二是资金补贴，政府为每台风力发电机组提供一定的资金补贴。
它刺激了风电发展和风机制造企业改进技术，只有机组卖给用户并且并网发电后，制造商才能得到政府的资助。
此外，某些州还提供额外补贴，数额在风机价格的20%
至45%。
三是提高上网电价，电网公司支付的风电上网电价不低于最终售电价格的90%。
四是发电补贴，从1991年开始，对风电提供一定的补贴。
五是融资，德国银行（DAB）为风电提供融资。
2.3风力发电技术
大型风力发电机的设计向优良的发电质量、减少材料利用率、减少噪音、降低成本、提高效率的方向发展。
经过20多年的不断发展，风力发电机组的技术形式逐步形成了目前最为常见的水平轴、三叶片、上风向和管式塔的统一形式。
进入21世纪，随着现代电力电子技术的不断发展，新材料的涌现和不断完善，世界风力发电技术又向前迈进了一大步。
2.3.1限制功率输出方式
一般来说，在12-16m/s的风速区，大型风力发电机的功率输出可达到额定值。
超过此风速区，必须降低叶轮的能量捕获，使功率输出保持在额定容量附近，同时减少叶片承受负荷和整个风机受到的冲击，保证风机不受损害。
当前普遍采用的限制功率输出方式有以下几种[18]。
（1）失速调节方式
失速调节方式依赖于叶片独特的翼型结构，一般用于恒速运行的风力发电机中。
在大风时，流过叶片背风面的气流产生紊流，降低叶片气动效率，影响能量捕获，产生失速。
LMGlassber叶片制造公司首先在失速型叶片上获得突破，成为目前最大的一家风力发电机叶片生产厂家。
由于失速是一个非常复杂的气动过程，对于不稳定的风况，很难精确地计算出失速效果，所以很少用在MW级以上的大型风力发电机的控制上，但有些制造商凭借在小型和中型风力发电机上的一些设计经验，可以很可靠地计算出失速效果。
所以直到今天，一些MW级风力发电机制造商仍然沿用失速调节方式。
（2）变距调节方式
变距调节方式是通过改变叶片迎风面与纵向旋转轴的夹角，从而影响叶片的升力和阻力，限制大风时风机输出功率的增加，保持输出功率恒定。
变距调节的风力发电机在阵风时，塔筒、叶片、基础受到的冲击较之失速调节型风力发电机要小得多，可减少材料使用率，降低整机重量。
由于变距调节型风机在低风速时，可使桨叶保持良好的攻角，比失速调节型风机有更好的能量输出，因此比较适合于平均风速较低的地区安装。
变距调节的另外一个优点是，当风速达到一定值时，失速型风机必须停机，而变距型风机可以逐步变化到一个桨叶无负载的全翼展模式位置，避免停机，增加风机发电量。
变距调节的缺点是对阵风反应要求灵敏。
失速调节型风机由于风的振动引起的功率脉动比较小，而变距调节型风机则比较大，尤其对于采用变距方式的恒速风力发电机，这种情况更明显，这样就要求风机的变距系统对阵风的响应速度要足够快，才可以减轻此现象。
（3）主动失速/混合失速调节
这种调节方式是前两种功率调节方式的组合。
在低风速时，采用变距调节，可达到更高的气动效率；当风机达到额定功率后，风机按照变距调节时风机调节桨距相反的方向改变桨距，这种调节将引起叶片攻角的变化，从而导致更深层次的失速，可使功率输出更加平滑。
2.3.2变速运行
变速运行即风机叶轮跟随风速的变化改变其旋转速度，保持基本恒定的最佳叶尖速比，风能利用系数CP最大。
相对于恒速运行而言，变速运行有如下优点。
（1）系统效率高。
变速运行风机以最佳叶尖速比、最大功率点运行，提高了风力机的运行效率，与恒速恒频风电系统相比，年发电量一般可提高20%以上。
恒速运行风机的年运行小时数小于变速运行风机的年运行小时数，输出功率上限也低于变速运行方式。
（2）能吸收阵风能量，把能量存储在机械惯性中，减少阵风冲击对风机带来的疲劳损坏，减少机械应力和转矩脉动，延长风机寿命。
当风速下降时，高速运转的风轮的能量便释放出来变为电能送给电网。
（3）可使变桨距调节简单化。
变速运行放宽对桨距控制响应速度的要求，在低风速时，桨距角固定，高风速时，调节桨距角限制最大输出功率。
（4）减少运行噪声。
可进行动态功率和转矩脉动补偿。
2.3.3发电机
风电系统中的发电机向高可靠性，低维护量，减少组件，降低成本，效率高，集成度高的方向发展，主要有以下3种形式。
（1）异步发电机
以恒速运行，采取失速调节或主动失速调节的风力发电机，主要采用异步感应电机，发电机直接联入电网，容量大时，也可通过晶闸管控制的软投入法接入电网。
在同步速附近合闸并网，冲击电流较大，另外需要电容无功补偿。
变速运行时，变频器在定子侧，容量与发电机容量相当，大约为发电机容量的125%。
这种机型比较普遍，各大风力发电机制造商如VestasBonus，Fuhrlander，NEGMicon，Nordex都有此类产品。
（2）双馈发电机
双馈发电机一般用于变速运行的风力发电机中，可配合桨叶变距调节。
最大的优点是可实现能量双向流动，同时又具有同步机的优点。
根据风速的变化和发电机转速的变化，调整转子电流频率的变化，实现变速恒频控制，这种控制方案是在转子电路中实现。
流过转子电路的功率是由交流励磁发电机的转速运行范围所决定的转差功率，仅为定子额定功率的一小部分。
变频器的容量减小，可实现有功、无功功率的灵活控制。
（3）同步发电机
在与电网合闸前，为避免电流冲击和转轴受到突然的扭矩，同步发电机需要满足一定的并联条件，端电压、频率与电网相同。
合闸瞬间，风力发电机与电网的回路电势为零，相序与电网相序相同。
传统的风力发电机一般都采用同步发电机，可进行有功功率和无功功率调节，而在大型并网风力发电机中，同步发电机应用并不广泛，主要原因是价格贵，与电网连接特性“硬”。
2.3.4当前形势和新的发展趋势
基于变速运行、变距调节的直驱同步发电机或双馈异步发电机己成为现在大多数风机制造商开发研究的新技术，取消增速机构，采用风力机对发电机的直接驱动方式和发电机的无刷化是两个值得注意的发展趋势。
直接驱动是通过增加发电机的制造成本获取系统效率和运行可靠性的提高，从风电系统总体效益上考虑是可取的。
齿轮传动不仅降低了风电转换效率和产生噪声，是造成系统机械故障的主要原因，而且为减少机械磨损还需要润滑清洗等定期维护。
Enercon，Lagewey，Jeumont，Mtoores公司都在发展这门技术。
发电机的无刷化可提高系统的运行可靠性和实现免维护，因此一直是电机的发展趋势。
电励磁的同步电机和绕线转子感应电机皆需要通过滑环和电刷实现对转子绕组电流的控制。
滑环与电刷之间流过较大的电流而其相对运动靠滑动接触，除了机械磨损之外，还有电腐蚀，特别对于长期运行在具有潮湿、盐雾等气候条件下的电机，滑环电刷的磨损就更为严重，不仅需要定期维护，而且是容易产生故障的部位。
综合无刷化和直接驱动这两方面的要求，在变速恒频风电系统中最具应用前景的是两种电机：
永磁电机和无刷双馈电机。
有些公司正在研制一种中间产品，采用变速变距、单级齿轮箱，这样既避免了基于双馈发电机的高齿轮传输比（1500-180rpm）高转速发电机设计，同时，单级齿轮箱使永磁同步发电机低转速运行，电机可以设计得小而轻。
目前，风力发电机的设计越来越注重发电侧能量转换效率的提高，采用永磁发电机或提高发电机输出电压，减少传输线损都是有效的方法，例如，Lagerwey/ABB的2MW风机输出电压达到3000-4000V，Windformer/ABB的3MW风机输出电压达到25kV[19]。
2.4海上风力发电
2.4.1海上风力发电历史
人们普遍感觉到海面上的风比陆地上大，能否利用海上风能资源发电受到关注。
从20世纪70年代后期到整个80年代，许多欧洲国家对海上风电的可行性都进行过探讨。
海上风电的发展大致可以分为以下几个时期：
1977-1988年，国家级海上风能资源潜力和相关技术的研究，论证建设海上风电场的可能性；1990-1998年，欧洲范围内海上风能资源潜力的评估，一些拥有中型风机的近海风电场相继建成；1999-2005年，大型海上风电示范工程的建设和大型海上风力发电机组的技术开发；2005年以后为大型海上风电场的规模化发展时期。
海上风电最初的研究是在一些海港建立试验性的风电场，如在比利时西部的Zeebrugge港·丹麦的Ebeltoft港和英格兰的Blyth港。
这些风电场是由中型风电机机组组成，运行于海洋环境，但都是建在堤坝或已经存在的基础结构上。
1990年在瑞典Nogersund安装了世界上第一台海上风电机组，容量220kW，位于离岸350m，水深6m处，轮毅高度37.5m，1998年已停运。
1991年在丹麦波罗的海洛兰岛（Lolland）西北沿海Vindeby附近，由Elkraft公司建成世界上第一座海上风电场，该风场由11台450千瓦的风电机组组成，标志着风电真正“下海”。
1995年又建成由10台Vestas500千瓦风电机组的海上风电场，这些海上风电场的建成运行提供了很多在建造、安装、成本和能源生产等方面有价值的信息和经验。
1996年荷兰在海堤内的须德海淡水中建立了风电场，瑞典于1997年建设了由5台600千瓦风电机组的海上风电场。
2001年丹麦的两个部门Elsam和Eltra在北海日德兰半岛（Jutland）开始建设HornsRev海上风电场，安装80台由Vestas公司提供的海上风电机组，单机容量2兆瓦，总装机容量160兆瓦，2002年12月所有风力机安装完毕投入试运行。
HornsRev海上风电场离岸14-20公里，水深范围6.5-13.5米，风电场占用面积约20平方公里。
该风电场将成为世界上第一座真正的大型海上风电场，预计每年的发电量约为6亿千瓦时。
同期Sams海上风电场的10台风电机组也安装完毕投入试运行，2003年5月Frederik-shavn风电场4台风电机组安装完成，在一种特殊的桶形基础结构（bucketfoundation）上安装了一台Vestas的3兆瓦样机，另外3台安装在传统的基础结构上。
除上述几个国家外，还有德国、爱尔兰和比利时也开始实施示范性商业海上风电场计划。
已建成的海上风电场的信息如表2-2所示。
2.4.2海上风力发电的优势
首先是海上风能资源比陆上大。
不但风速高，比平原沿岸高20%，发电量可增加70%，海上很少有静风期，能更有效地利用风电机组的发电容量。
海水表面粗糙度低，海平面摩擦力小，因而风切变，即风速随高度的变化小，不需要很高的塔架，可降低风电机组成本。
另外海上风的湍流强度低，海面与其上面的空气温度差比陆地表面与其上面的空气温差小，又没有复杂地形对气流的影响，作用在风电机组上的疲劳载荷减少，可延长使用寿命。
一般估计在陆上设计寿命20年的风电机组在海上可达25-30年。
其次是欧洲国家沿海风能资源丰富地区的人口较稠密，安装风电机组的土地面积有限，且单机容量越来越大，高达70m的庞然大物对自然景观的影响受到关注，甚至出现了反对安装风电机组的团体，使项目审批遇到困难。
第三个原因是在20世纪末，兆瓦级风电机组达到商品化，可为海上风电场提供所需要的大型机组，开始研制专门用于海上的3-5兆瓦机组，表明技术上是可行的。
另外，由于海上面积辽阔，项目规模可做大，一般在100兆瓦以上，距离海岸较远不影响景观，吸引了电力公司参加开发。
在距离海岸30km和水深40m的范围内，总的来说欧洲海上风能储量比目前欧盟的用电量还大。
表2-2海上风电场发展情况[20]
风场地址
国家
风电机组数量
风机型号
总装机容量/MW
时间
Nogersund
瑞典
1
WindWorld25/220
0.22
1990-1998
Vindeby（Lolland）
丹麦
11
Bonus35/450
4.95
1991
Lely（Ijsselmeer）
荷兰
4
NedWind40/500
2
1994
TunKnob（Jutland）
丹麦
10
VestasV39/500
5
1995
Dronten（Ijsselmeer）
荷兰
28
Nordtank43/600
16.8
1996
Bockstigen（Gotland）
瑞典
5
WindWorld37/550
2.75
1998
Blyth（Northumberland）
英国
2
VestasV66/2000
4
2000
Utgrnnden（Oland）
瑞典
7
EnronWind70/1500
10.5
2000
Middelgrunden,Copenhagen
丹麦
20
Bonus76/2000
40
2001
YttreStengrund（Kalinar,Oland）
瑞典
5
NEG-Micon72/2000
10
2001
HornsRev（Esbjerg,Jutland）
丹麦
80
VestasV80/2000
160
2002
Sams,Kattegat
丹麦
10
Bonus2.3MW
23
2002
Frederikshavn
丹麦
1
Vestas
9.6
2003
1
V90-3MW
1
VestasV902-2MW
1
NordexN90
Nysted（Lolland）
丹麦
72
Bonus2.3MW
165.6
2003
ArkolowBand（Irish）
爱尔兰
7
GE3.6MW
25.2
2003
NorthHovle,Wales
英国
30
Vestas
60
2003
2.4.3海上风电机组特点
开发海上风电场对风电机组技术的挑战是既要承受更强的风载荷，还要承受海浪带来的负荷，能抵抗海洋环境的盐雾腐蚀。
由于交通和吊装条件的限制，机组的维修要求应降低到最小程度，需要自备吊装主要部件的起重设备。
与陆上机组最大的区别是基础结构。
目前示范海上风电场采用的是标准的陆上风电机组，仅作了些小修改。
海浪和寒冷地区的浮冰是决定海上风电机基础强度和重量的重要因素，采用单机容量大的机组会经济得多，因为基础的成本不随单机容量成正比增加。
单机容量加大可减少风电场内的机组数量，联网系统和运行维护成本小。
高压变压器放入塔架内部，有利于防止腐蚀，且对设备有保温作用，防止冷启动。
有的设计采用高压发电机，不经变压器直接向陆地输电。
叶片转速增加10%，使风机的有效性增加5%-6%。
在陆地上叶片转速的增加受噪音标准的限制，在海上则不然。
现有海上风电工程中所安装的风电机组基本上是由陆上风电机组改装而来。
早期的海上风电场使用的是中小型风电机组，单机容量为220-600千瓦。
近期的大型海上风电示范工程主要采用兆瓦级风电机组，兆瓦级风电机组在尺寸、功率和风的捕获能力等方面都有很大的增加。
已投入商业运行的大型海上风电机组容量为1.5-2.5兆瓦，叶片直径范围为65-80米，最大的叶尖速度可达80米每秒。
正在研制单机容量更大的样机，风电机组单机容量有可能达到SMW，甚至10MW，风轮设计直径范围约为80-120米。
海上风电机组的叶片材料今后的趋势倾向于采用碳纤维复合材料，变速设计和采用直接驱动式发电机技术也是两个重要的发展方向。
表2-3给出一些生产商已推出的最大海上风电机组的技术参数信息：
表2-3海上风电机组的技术参数[21]
生产商
风机型号
额定功率KW
叶轮直径
叶轮转速/rpm
叶片数
功率调节
Vestas
V80-2MW
2000
80
9-19
3
变桨距调节
Bonus
Bonus2MW/76
2000
76
11/17
3
失速变桨距调节
Nordex
N80/2500KW
2500
80
11-20
3
变桨距调节
NEG-Micon
NM72/2000
2000
72
12/18
3
主动失速调节
GEWindEnergy
GE3.6Offshore
3600
100
8.5-15.3
3
变桨距调节
Enercon
E-112/4.5MW
4500
114
8-13
3
变桨距调节
2.4.4海上风力发电的前景
海上风电场的发电成本与经济规模有关，包括海上风电机的单机容量和每个风电场机组的台数。
铺设150兆瓦海上风电场用的海底电缆与100兆瓦的差不多，机组的大规模生产和采用钢结构基础可降低成本。
目前海上风电场的最佳规模为120-150兆瓦。
在海上风电场的总投资中，风电机组占51%、基础16%、电气接入系统19%、其它14%。
丹麦电力公司对海上风电场发电成本的研究表明，用IEA（国际能源局）标准方法，目前的技术水平和20年设计寿命，估测的发电成本是0.36丹麦克朗每千瓦时（0.05美元或人民币0.42元）。
如果寿命按25年计，还可减少9%。
欧洲一些国家都为海上风电场的发展进行了规划。
从长远看，丹麦政府规划到2030年风电要占全国总装机容量的一半，即5.50GW到6.0GW，其中4.0GW将建在海上。
荷兰的目标[22]是到2020年风电装机2.75GW，其中1.25GW安装在近海大陆架区域
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