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| 王京福：中国亟需“风电革命” |
| 时间：2013/9/16 |
中国亟需“风电革命”
——来自风电产业的调研报告
山东中泰新能源集团有限公司设计院调研室 王京福
核心提示 当下，中国风力发电风机制造成本大、发电效率低、故障率高、并网稳定性差等问题日趋凸显；问题的关键在于风电机制造技术，中国现有的水平轴三叶式发电机追根溯源，是以欧洲螺旋桨理论发展起来的，其运行中的“水土不服”问题越来越严重，直接影响到风电产业发展。中国亟需进行一场“风电技术革命”，开发出适宜中国陆地使用的大型垂直轴微风高效新型风电机，使其运行费用等于或低于火力发电，才是风力发电的唯一出路。
风电发展速度举世瞩目
中国风能资源丰富，大力发展风力发电对调整能源结构、保障国家能源安全、应对气候变化、促进经济社会可持续发展具有重要意义。在近些年来，中国风电发展迅速，建起了相对完整的产业链。对此，国际社会评价中国非常了不起。他们认为，培育一个新兴产业如果没有十几年、二十几年功夫是很难发展起来的，但中国在不到十年的时间就取得巨大成绩。
到2012年底，中国（不含港、澳、台）共建设1445个风电场，安装风电机组52827台。2012年，中国陆上风电新增装机容量达1590万千瓦，占全球新增容量三分之一以上，继续保持着全球第一的位置。
目前，风能已经成为中国第三大发电能源，仅次于煤炭和水能。据国家风电信息管理中心2012年度风电产业信息统计，截至2012年底，全国风电并网装机容量为6266万千瓦，比上年增加1482万千瓦，增长率31%，全年风电发电量1008亿千瓦时，比2011年增长41%，风电发电量约占全国总上网电量的2.0%。按照中国火电有关指标折算，2012年的风电发电量相当于节约燃煤3286万吨标准煤、节约用水1.67亿吨，减少排放二氧化碳8434万吨、二氧化硫22.8万吨、烟尘4万吨、氮氧化物24.2万吨，发展风电的节能减排效益显著。
然而，经过几年的高速发展，中国风电行业的一些问题也逐渐显露，亟需严肃思考和重新审视。第一是企业发展速度减慢、效益下滑；第二是技术和质量引发的一系列问题急需解决；第三是并网难，限电弃风也达到了前所未有的规模。这些都是产业发展需要经历的一个阶段，表明中国风电的发展方式需要改变与升华，大力改革风电技术，从重规模到重效益、从重速度到重质量、从重装机到重电量的转变。从这个意义上讲，目前是中国风电的转折点，中国风电开始了从快速发展向稳步发展的过渡。
风电企业的长远、健康发展既取决于市场的大环境，也取决于自身的技术进步。
中国风电发展的特点
其一，中国风电发展的主要区域
根据国家能源局2013年4月8日发布的数据显示，“三北”地区是我国风电建设比较集中的地区，占全国风电并网装机容量的86%。华北地区风电并网装机容量2332万千瓦，占该地区全部电力装机容量的比例为9.8%，发电量占3.6%；东北地区风电并网装机容量1825万千瓦，占该地区全部电力装机容量的15.3%，发电量占6.0%；西北地区风电并网装机容量1232万千瓦，占该地区全部电力装机容量的10.6%，发电量占3.7%。南方电网风电并网装机容量388万千瓦，占该地区全部电力装机容量和发电量比例分别为1.9%和0.7%。
风电并网装机容量最多的五个省（区）是内蒙古1670万千瓦、河北706万千瓦、甘肃634万千瓦、辽宁省471万千瓦、山东省393万千瓦。内蒙古全年风电发电量为211亿千瓦时，占全区总发电量的10%。
其二，风电利用率高的内陆风电发展提速
2011年，全国30个省（市、自治区）实现了风电并网，与2010年相比，新增的省区包括贵州、广西、四川、青海。同时，安徽、天津等省市的装机容量也有较大增长。这可以视作一个信号，即传统意义上风能资源并不丰富的内陆地区风电开发已悄然启动。
过去，内陆地区的一些省份，因风能资源一般，并且多位于山地、丘陵、湖畔等建设条件复杂的区域，开发成本高，未引起开发企业重视。
然而，随着“三北”和东南沿海地区大规模集中开发风电场数量增加，项目开发权的竞争日益激烈，加之不断增加的限电、“弃风”，使其风电场的效益大打折扣；内陆省份风电场的优势则渐渐凸显。首先，内陆地区人口密集，电力负荷大，风电场接网条件好，基本上不会限电；其次，风电机组不断提高的风能转换效率和对各种建设条件的适应性，使得在这些地区建设风电场不仅可行，还可以获得可观的经济效益。
风电发展存在的问题
其一，风电效益下滑
根据众多风电设备上市公司公布的2012年前三季度业绩显示，风电企业三季度业绩全面下滑，华锐风电、明阳风电、维斯塔斯三大风电企业现首亏。
我国风电技术从引进就直接过渡到大规模生产，省略了中间的许多环节，这是一个高效率高速度的发展过程，会出现一系列问题。如：已经出现了高投入、低产出、高风险、低收益的问题，和还没有出现可能会出现的大规模的维修问题。目前，就是因为这些问题，使风电产业成了国家补贴和扶持的产业，高额的电价让人 “敬而远之，望而却步”。
中国的风电技术大多是欧美引进，一台机器从运输到安装使用，全部成本近1000万元人民币左右，而每台机组在酒泉每年的有效发电时间约为2300小时，每台每小时发电1500度电，按照每度电进网价格0.5元算，实现成本收回大概需要十年时间。可按照现在每千瓦时国家补贴0.24元算，预计国家补贴时间为十年，国家为一个机组就要掏3153.6万元，财政将不堪重负。
根据规划，2020年中国将建成哈密、酒泉、蒙西、蒙东、吉林、河北、江苏七个千万千瓦级风电基地，也就是七个“风电三峡”。因此，我们必须依靠风电技术创新，把风电的高额投入成本和运行时的维修费用降下来，并提高产出，才能使风电行业脱离国家补贴，进入良性持久的发展轨道。
其二，风电技术亟需更新
风力发电机起始于欧洲，1913年苏联采用螺旋桨式叶片建造了一台大型风力发电机。这种以螺旋桨式叶片建造的高风速风电机成为现代风电机的鼻祖，1918年丹麦已经拥有风力发电机20台。现代风电机技术与早期技术已有了很大进步，3WM大型风电机已得到大量应用，正在向5WM大型风电机组发展。但以螺旋桨理论发展起来的风电技术存在的问题越来越严重，制造成本大、发电效率低、故障率高、并网稳定性差等问题，随着风电机组的大型化，这些问题越来越突出，并已严重影响到风电产业的发展。所以，我们必须正本清源，大力发展适合中国国情的风电技术，大幅降低风电机成本，大幅提高发电效率，保证并网稳定性，让风电机得到大量普及应用，只有这样才能保证风电产业的健康快速发展。
其三，电网发展滞后
风电并网和消纳问题正逐步成为制约风电开发的重大挑战。随着我国风电装机快速增长，2012年部分地区弃风限电现象严重，全国弃风电量约200亿千瓦时，风电平均利用小时数比2011年有所下降，个别省（区）风电利用小时数下降到1400小时左右，浪费了清洁能源和投资，加剧了环境矛盾。
我国风力资源主要分布在东北、华北和西北即“三北”地区，但电力负荷主要分布在沿海地区，总体上看，风力资源的地理分布与电力负载之间并不匹配。最近两三年来，由于风电开发高度集中于“三北”地区、风电和电网建设不同步、当地负荷水平较低、灵活调节电源少、跨省跨区市场不成熟等原因，风电的并网瓶颈和市场消纳问题开始凸显，“弃风”限电现象比较突出。“三北”地区尽管风能资源丰富，是全国年上网电量最多的地区，但也是限电最严重的地区。2012年全国风电平均利用小时1890小时，比2011年的1920小时减少了30小时。从目前风电运行情况看，蒙东、吉林限电问题最为突出，冬季供暖期限电比例已经超过50%。蒙西、甘肃酒泉、张家口坝上地区电网运行限电比例达20%以上，黑龙江、辽宁风电运行限电比例达到10%以上。
提高风电效益的瓶颈
风力发电度电成本是反映风力发电成本的综合性指标，不仅由折旧（固定资产投资所形成）、运行维护成本和财务费用以及税金等会计成本所决定，还受项目所占用资本金的机会成本大小所影响。
影响风电项目度电成本的关键因素有七个。一是项目投资，主要用于风电设备购置；二是风机安装成本；三是资本金成本，即折现率高低；四是运行维护成本；五是风机使用寿命；六是项目发电量、风资源状况以及电量损失；七是项目前期开发与规划成本。。
目前，我国风电是高价的，风电的高投入、低产出是影响风电提高经济效益的最主要障碍。风电制造商得效益，运营商亏损，风电寿命决定风电效益。维修费用太大占整机造价30%以上是无法维修的根本原因。只有使用寿命在20年以上，运行费用度电成本低于火电的风电机才能在市场占主导地位。
风电的高投入主要由生产安装成本和维护费用成本所造成的，风电的成本远远高于火电和水电的成本。一台双馈水平轴风电机的制造成本包含有，塔架 20%，叶片23%，齿轮箱16%，控制装置12%，电机4%，其它25%。风电机的安装费用占总装机费用的25%。风电机的维护费用一般定为10~20%，但由于变速箱问题、轴承问题、叶片问题等层出不穷，使维修费用居高不下。
风电机运行效率低下，一年共8760小时，而我国风力发电机年有效发电时间不足2000小时，如此低的风能利用率，说明风电机的性能在我国存在很大问题。目前，我国风场应用的风电机多数都是欧州风力发电机技术，欧洲是海洋性气候，属高风速地域，欧州风力发电机技术，是高风速风电机技术；因为欧洲的海洋性气候全年总风速偏高，又时常受台风袭扰，所以设计师们在设计风力机的时候，把风力机设计成，狭窄的三个叶片风力机，它适应于欧洲海洋性气候高风速运行，具备抵御台风的侵袭的能力。而我国风场大部分处于大陆性气候的条件范围之内，处在风速偏低的地域；我们只有一部分的风场，还能够适应欧美风电技术制造的风力发电机，而有相当一大部分的风场不能适应，出现了“水土不服”的现象。
通过以上风电经济效益分析可得，风机运行费用只有或等于低于火力发电，才是风力发电的唯一出路。
风电机技术五大考量
第一，如何实现微风发电的考量
根据国家气候中心的有关研究发现，我国在风能资源相对匮乏的内陆地区，无风的日子减少了，风速在4m/s～8m/s之间的和风日数在逐步增加。风变小了，我们的风电机该怎样变？只有解决好这个问题才能保证我国风电产业快速发展。
问题是，我国现有水平轴三叶式发电机的叶片是按空气动力学原理设计，并采用直升飞机浆叶的结构进行设计，具有很强的高风速特性，而在微风状态下的空气动力性能较弱，就象飞机速度低没有升力一样。根据有关专家对风电机运行数据的分析，当风速小于6m/s时，风能利用系数小，空气动力性能弱，当风速在8m/s左右时，风能利用系数变大，说明叶片的空气动力性能已发挥作用，当风速大于10m/s以上时，叶片的变桨距装置开始动作，随着风速的增高，变桨距在不断减小叶片的空气动力性能，风能利用系数也在不断减小。据此分析得出结论：在低风速时，叶片的空气动力性能作用不大，在高风速时，又限制空气动力性能的作用，也就是说经过精心设计的具有优良空气动力性能的叶片，实际上并没有发挥太大的作用。而且从运行数据还可以看岀，在陆地风速较低（3～8m/s）的情况下，风能利用系数小，风电机的发电效率很低，而这个风速是时间最长，最有开发价值的风速，也就是说我们花高额成本设计制造的风电机叶片，在大部份时间并没有发挥应有的效能，而且造成微风发电性能差。这种性能造成装机容量很大，而发电量少的不利局面，给风电场盈利带来风险。由于发电性能低，风机大部分时间成了摆设。由此建成的风电场普遍存在“装机容量大，发电量低”的现象，不能长时间输出风电就会影响风电的使用，对风能也是一种浪费。所以，现有风电机的发电效率还很低，获取风能的性能是不合格的。
为提高风机微风发电性能，有企业采用加长叶片的方法，也就是降低了风电机的设计风速，以此来提高微风发电性能，这种改进有一定效果，但不很明显。因为现有叶片是以空气动力性能为基础设计的，低风速情况下空气动力性能肯定很弱，又如何来提高风能的输出呢？经过我国风电专家的不断研究，认为提高微风发电性能的主要出路在于改变叶片结构，提高结构动力性能，而大力发展大型垂直轴微风风力发电机的呼声越来越高。
第二，如何实现卸载功能的安全可靠
自然风是不稳定的，因此风电机所发出的电也是不稳定的。不稳定的风电将会对电网产生巨大冲击，导致电网崩溃或设备损坏。最初是采用恒速恒频的并网技术，利用叶片的失速特性保证发电机转速的稳定，满足恒速恒频的并网要求。失速叶片的优点是结构简单，造价低；缺点是启动性能差，发电效率较低。
变转速技术是近几年飞速发展起来的新技术，变转速技术可以让风轮随风速的变化相应改变转速的快慢，保持基本恒定的最佳转速比，这样可以高效的获取阵风的能量。由于叶轮的转速可以随着风速变化，就避免了叶轮转速不可控性对并网稳定性的影响，与恒速恒频技术相比并网的稳定性可以大幅提高。由于叶片仍采用刚性叶片和变浆距角控制技术，因此叶片的高风载和控制系统的滞后性仍然存在，在大风状态下，风速和风向的突变容易使风电机产生冲击电流，仍会影响并网的稳定性。高风载仍然会造成风电机的故障和破坏。所以叶片性能存在的问题是影响并网稳定性的罪魁祸首，而且还造成风电机成本高昂，微风发电性能低，并网稳定性差，故障率高等问题的大量产生。
现有风电机的控制装置主要有偏航装置和变浆矩装置，自然界的风向和风速都是随时随机变化的，我们的调节装置虽然可以根据风向和风速调整，但在速度上始终是滞后的，并不能完全满足风电机平稳发电的需要。比如在自然界中风向呈90°变化是经常发生的，偏航装置和变浆矩装置的响应速度若是1°/秒，90°就需要90秒的调整时间，在这么长的调整过程中，风轮叶片所受的风力角是完全不同的，也就是叶片所受的风力是变化的，必然造成风轮转速的不稳定，从而影响到风电机输出功率的稳定，严重时就会造成风电机解网，造成电网的不稳定。这种调节的滞后性在强风暴的气候条件下，往往会造成严重的后果，在高风速情况下叶片处于顺浆位置，若风向发生90°变化，就会使叶片完全处于大面积受风的状态，使叶片受力突然增大，叶片受到的强大风载就会通过传动轴对变速装置造成巨大的冲击，巨大的风载也会对偏航装置造成冲击，造成变速装置和偏航装置的损坏，叶片也有可能被折损坏。所以控制系统的滞后性将影响控制效果，风电机庞大，控制过程就成了问题发生过程。
第三， 如何制造高质量的风机叶片
大叶片制造技术是大型风电机的关键技术，随着大型风电机组由千瓦级向兆瓦级发展，叶片的长度也越来越长，现在单机功率为1.5～2.5MW的风电机，叶片长度已达50米。研制的单机功率5MW的风电机叶片长度将达到60米以上，叶片重量将达到30吨。这些超长超大的叶片造价和成本很高，仅叶片的成本就占整台机组成本的20%以上，现在我国有一些生产厂家从国外引进了叶片的生产技术，已可以生产1.5MW风电机组叶片，叶片的生产制造工艺非常复杂，要求也很高，设备和模具投资都很大。由于风轮的转速是通过叶片进行调控，叶片在不同风速情况下的变形和切入角都有很严格的要求，所以叶片的设计和制造难度非常高。特别是叶片承受的风载非常大，叶片在强风状态下所受风载可达几百吨以上，这对叶片的强刚性能要求很高，虽然叶片用了大量的高强材料，但任何一点质量缺陷都会造成叶片的损毁。国内某风电大企业由于叶片质量问题，造成多套风电机叶片损毁，带来的损失达上亿元。目前我国大叶片的设计制造技术还是薄弱环节，叶片的设计寿命是二十年，在使用年限会遇到各种恶劣气候，受到冷冻、暴晒、雷电、强风等不利因素考验，如果达不到使用寿命就会带来很大的损失。而且大型叶片高昂的成本和运输困难，也是一项不可忽视的问题。
第四，如何降低高额维护费
进口风电机组在我国安装使用时间并不长，设计使用寿命是二十年，但有些问题已凸显，由于现有风电机叶片在高风速下具有非常强的空气动力性能，几百吨风载产生的冲击力相当大，对变速装置、偏航装置和变桨距装置都有很强的破坏作用，并容易造成风电机强烈的振动，造成机械部件松动故障和疲劳损坏。现在的水平轴风力发电机实际的使用寿命不超过20年。
第五，如何降低对电网的不利影响
我国目前在西北、东北、华北规划了6个千万千瓦风电基地，但这些地区电网很弱，风力发电将面临电网不堪重负的问题。这是一个急迫解决的问题，在欧洲几个风电大国都没有这样大的风电场，这些国家风电场规模都较小，都是分散入网，就地消纳，并且欧洲几个国家的电网是联网的，电网很强，风力发电很容易被消纳，所以在这个问题上我们没有经验可借鉴。风电不像火电、水电稳定，风电占总电网不能大于5%，如超过就会干扰电网质量。为突破并网的瓶颈，我们需要重视风电机的稳定性和安全性。从引进设备和引进技术来看，“水土不服”现象比较严重，有微风发电性能低、低温运行能力差、风沙影响大等问题，最主要的是稳定性和安全性还不能保证。对此，国外风电机主要采用分散入网方式，当处于风速和风向变化很大的强风状态时，风电机不稳定，不能满足并网条件，此时风电机可以随时脱网；风电机稳定后，又可以随时入网，并且电网很强，不会对电网造成太大冲击。而我国的情况却与此相反，采用大规模并网方式，由于风电场的规模非常大，一个千万千瓦级风电场会有500～600台风电机组，如果由于风电机性能不稳定造成对电网的冲击，这样强大的冲击能量是任何电网也无法承受的，危害也很严重，我们必须高度重视。
风电技术创新取得突破
中国风电技术亟需一场革命，从根本上转变思路，扭转国外风电技术在中国水土不服的现状，设计制造适宜我国风电场风资源特点的风电机，以充分利用本土风能资源发展绿色能源。
目前，我国需要开发出陆地使用的微风高效新型风电机，主要是开发大型垂直轴微风风力发电机。这种新型风电机一级风就能启动，二三四级风就能很好发电，五级风就可以达到满负荷，六级风以上随着风速的增大，叶片会逐渐减小风载，发电功率也会逐渐减小，可以完全避免叶片产生高风载，可以保证风电机运行平稳，避免强冲击电流的产生，并附加惯性储能装置，保证风电机具有良好的并网稳定性；基本实现免维护，可以大幅提高发电量2～3倍，并且风电机成本降低60%以上。成本的降低，发电量的增多，即可大大缩短投资的回报时间，也可使风电的价格低于火电和水电的价格；并网将不再是难事，反而会由于风电的价格低，而多利用风电，将使风电的收益大幅提高，更加激发企业开发风电的积极性，使我国风电产业飞跃式发展。
山东中泰新能源集团有限公司的全永磁特大型垂直轴微风发电技术正是基于以上目的而发明。采用中泰新能源的垂直轴微风发电技术的风电机，启动风速为1.5米/秒，发电风速为2米/秒以上，做到“轻风启动，微风发电”，使得在占我国国土面积68%的低风能地区都可采用这种特大型垂直轴风力发电机节能发电。比传统水平轴风力发电机年增加发电时间4000小时。
此外，全永磁特大型垂直轴风力发电机由于结构上大量采用永磁体结构、减少了冗繁的控制系统，具有投资成本低、稳定性能好、承载力大、运行环境要求低等特点，同比现有行业风机，仅单台发电机就可增加发电输出功率45%，降低了产品维护费用，建成后其运营成本可下降50%，度电成本在0.3元以下。
加快风电技术改革创新是保证中国风电行业健康发展的支柱，而大力发展适合中国国情的大型垂直轴微风风力发电机更是具有划时代的意义。
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| 责任编辑：myadmin |
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