风电现状范文

风电现状范文（精选12篇）

风电现状 第1篇

我国风电产业的发展从最早的高速发展期, 渐渐度过了寒冬期, 现已逐步进入有序平稳发展的时期。风电的发展是山西省转型跨越发展的重要组成部分, 在“山西省风、光电产业发展研讨会”上, 通过参会方各抒己见, 提出在风电领域的宝贵经验和合理化建议, 提出问题并讨论解决问题, 共同携手为山西省风电事业的进一步发展壮大出谋划策, 做出自己的贡献。

太重作为山西省本土风机制造企业也在不断蓄力发展。在省委、省政府的关心支持下, 太重风电已经跻身风机制造主流厂家。太重已推向市场的成熟机型有双馈型1.5 MW、2.0 MW风力发电机组, 半直驱永磁型3.0 MW风力发电机组, 均已得到业内人士的认可, 并可根据不同的风资源情况选用适合的风力发电机组。已经研发、制造完成的半直驱永磁型5.0 MW风电机组将于今年9月底并网发电。总结太重这几年风电事业的发展, 有以下一些经验:大力开发低风速风机, 满足市场需求;优化风机各项技术性能, 保证设备的安全高效运行。此外, 本文还初步总结了太重风电场工程建设的经验, 并对山西省风电事业的发展提出了自己的意见和建议。

能源是国民经济发展的基础, 中国作为能源生产大国, 同时也是能源消耗大国, 随着国民经济的快速发展和人民生活水平的不断提高, 对能源的需求也越来越高。中国“富煤、少气、缺油”的资源条件决定了其能源结构以煤炭为主的格局, 但却给环境带来了极大压力, 发展新能源迫在眉睫。鉴于此, 我国提出了调整能源结构的发展战略。“十二五”规划指出, 到2015年, 将减少CO2年排放量4108t以上, 同时大力发展以风能、太阳能、核能和生物质能为代表的可再生能源。

1 我国风电发展现状

可以说我国风电用了5 a多时间走过了发达国家15 a的发展历程。据中国电力企业联合会最新发布的统计数据显示:2012年底我国风电并网总装机6 083104k W, 跃居世界第一;风电发电量1 004108k Wh, 首超核电, 成为继火电和水电后我国第三大主力电源。

我国“三北”地区 (西北、东北、华北) 有着丰富的风力资源, 但经过5 a时间的快速发展, 也开始面临着越来越严重的就地消纳能力有限、电网送出能力与发电量无法平衡等问题, “弃风”现象开始凸显, 风机产能过剩、产业链资金压力加剧等系列问题相继出现, 风电发展的脚步开始放缓。

经过近2 a的持续低迷, 十八大再次将新能源的发展提上议事日程, 国家能源局《中国“十二五”可再生能源发展规划和风电发展规划》提出:到2015年, 中国风电并网装机将达到1108k W以上, 2020年达到2108k W (目前并网装机4107k W) 。山西省目前已装机215104k W, “十二五”末计划完成装机1 200107k W, 将成为全国“千万千瓦级”风电基地。

2 太重风电

2.1 发展历程

太重集团积极响应国家政策, 按照省委、省政府转型跨越发展的战略部署, 不断加强创新驱动发展新动力, 以创新引领发展, 不断进入新领域, 研发新产品。作为山西省唯一一家风力发电机组整机装备及核心部件研发、设计与制造的企业, 从2003年起太重进入风电设备制造领域, 在省委、省政府和广大用户及兄弟单位的大力支持下, 经过短短5 a的发展, 已经跻身风机制造主流厂家, 具备年产1 000 MW风力发电机组的制造能力。太重生产的系列风力发电设备具备完全自主知识产权, 获得了中国船级社风力发电整机及其关键零部件的设计认证及型式认证。已推向市场的成熟机型有双馈型1.5 MW、2.0 MW风力发电机组, 半直驱永磁型3.0 MW风力发电机组, 均已得到业内人士的认可, 并可根据不同的风资源情况制造适合各种风况的风力发电机组。已经研发、制造完成的半直驱永磁型5.0 MW风电机组将于今年9月底并网发电。

作为山西省转型综改试验先行先试大型企业之一, 太重一贯秉承“把真诚献给社会、以信义广交朋友”的理念, 凭借几十年机械装备制造的经验和优势, 以优质的产品和服务满足用户需求, 提供风电整机和主要零部件从设计制造、安装到运营的一条龙式服务。目前, 太重风电已与众多用户朋友们建立了互惠、互利的合作共赢关系, 在建风电场总容量319MW, 待建风电场总容量300 MW, 已签订单为用户供风力发电机组共计450台套, 并且可以总承包模式为用户提供交钥匙工程。

2.2 发展规划

2.2.1 大力开发低风速风机满足市场需求

我国低风速风能资源较为丰富, 分布区域广阔。开发利用此类风能资源成为目前我国风电发展的重点方向之一, 也是我国实现2020年节能减排目标及可再生能源发展目标的重要补充力量。加之较好的风资源已开发殆尽, 低风速风资源的开发已是大势所趋。对风机制造商来说, 低风速风机的发展势在必行。

太重也在不断适应市场环境, 大力研发低风速风机, 进一步将自己的风机系列多样化、完善化, 最大限度地满足市场需求。

2.2.2 优化风机各项技术性能保证设备的安全高效运行

虽然我国已成为风电装机容量世界第一的风电大国, 风电装备制造业发展迅速, 产业体系已逐步形成。然而, 与之相伴的是风电装备制造领域的突出矛盾和问题也逐渐显现, 如设备技术水平低下, 缩短风机使用寿命, 恶性竞争, 产能过剩, 导致风电场开发与运行效率低, 风资源浪费, 并造成风电装机容量与电网接纳能力不相匹配等。

太重始终着力于风电机组的不断优化, 对现有传动链进行反复科学的计算, 在保证并提高风机性能的前提下, 最大限度地减轻风机、塔筒的重量。充分收集已运行风机的性能回馈, 有针对性地采取优化措施, 达到风机整体性能的最优化, 从而提高整个风电场的运行效率, 实现风电场最佳投资收益。

3 风电场工程建设的经验总结

在已承接的风电项目工程建设管理期间, 太重不断探索、总结, 积累了一定的风电场建设经验。

项目管理是对项目具体建设施工进行计划、组织和控制的全过程的管理, 是一项十分复杂的工作。现如今风电项目工程建设管理更加面向市场和竞争, 注重人的因素, 注重客户, 注重柔性管理。

太重在风电场建设施工管理上制定了四个主要目标:安全、质量、成本、进度, 即以低成本、短工期完成高质量的工程项目。

a) 安全。制定详细、操作性强的安全技术措施:为了保证风机吊装工作能在一个安全的工作环境中进行, 总承包项目部对施工单位下发了详细的安全技术措施, 并且监督实施情况, 最终落实到参与施工的每一个人。同时施工单位在每次吊装工作前要对参与施工的人员进行班前安全交底, 做到安全工作人人心中有数;b) 质量。工程的质量管理贯穿于全方位、全过程和全员之中。全方位即工程的每一部分, 每一个子项目、子活动, 每一处具体的工程, 都要保证质量, 从而确保工程的整体质量;全过程即从项目工程实施的整个过程, 都要保证质量;全员即参加项目建设的每一个人, 从项目经理到施工人员, 都要对本岗位的工作质量负责, 责任到人;c) 成本。风场建设成本包括实施该项目所有的直接成本和间接成本的总和。项目经理的工作就是通过合理组织项目的施工, 控制各项费用支出, 使之不要超出项目预算。控制项目各个时期的费用, 包括施工准备、组织施工、交工验收等, 同时不能单独追求建设成本的最低而忽视了工程质量;d) 进度。项目的完工期限一旦确定下来, 项目经理的任务就是以此为目标, 通过控制各项活动的进度, 确保整个工程按期完成。按程序、分阶段实施是风电工程项目管理的特点。任何风电工程项目的实施都有客观的阶段性和科学的程序, 在项目施工中, 要严格按照科学程序办事, 实现分阶段目标, 最终实现总体目标。

4 对山西风电发展的建议

4.1 修编风电发展规划

绘制高精度的包含电网、地质、环境等信息的风能资源图谱, 并建立相应的风能资源数据库。结合开发商已有资料, 以及山西省风电场规模较小和分散的特点, 及时调整山西省风电工程发展规划, 指导风电快速有序发展。

4.2 积极落实国家风电政策

发展风电, 电网先行, 这也是国外发展风电的成功经验。山西省电网布局比较合理, 要加大风电纳入电网规划的力度, 开展与风电特性相适应的风电接入电网技术研究和试验, 较好地解决风电接入系统的问题。

4.3 制定合理的风电上网电价

制定合理的上网电价是解决和调节风电发展速度较为有效的手段。研究、制定并公布山西省不同时期风电上网电价, 可以有效发挥电价的杠杆作用, 刺激风电的发展。电监部门应将国家核定的各区域风电上网电价及时落实到位, 确保山西省风电走入快速良性发展的轨道。

4.4 加快风电人才培养

制约我国风电发展的一个重要因素是缺乏风电技术人才。因此, 必须加快风电人才培养, 健全风电产业服务体系。在更多有条件的大学设立风电专业, 积极引导山西省工科院校开设风电专业, 培养专业人才。

(责任编辑:赵春梅)

摘要：总结了太重这几年风电事业的发展经验:大力开发低风速风机, 满足市场需求;优化风机各项技术性能, 保证设备的安全高效运行。初步总结了太重风电场工程建设的经验, 并对山西省风电事业的发展提出了自己的意见和建议。

风电现状 第2篇

华润电力风能（威海）有限公司

孙乐场 相凯

【摘 要】企业管理优化，强化技术监督管理的创新已经成为实现对技术监督工作质量和管理能力精益化最有效的手段。本文对技术监督管理工作进行了简要概述，在风电企业技术监督管理工作现状的基础上，提出了一些在设备技术监督管理方面的创新和实践的重要举措，并得出了一些见解和建议。

【关键词】技术监督管理 创新 举措 1.引言

要进一步突破风电行业的运营瓶颈，那么提升风电行业的技术监督管理水平，则是最有效和最实际的手段之一。从对风电机组的选型、安装调试、运行检修的全过程进行技术监督，加强设备运行分析。而这些技术监督管理工作的顺利开展和实践需要加强企业对管理创新和技术创新的重视，这样才能从根本上突破运营瓶颈，迎来进一步的提升。

2.技术监督工作概述及技术监督项目设置

在电力规划、设计、建设及发电、供电、用电全过程中，以安全和质量为中心，依据国家、行业有关标准、规程，采用有效的测试和管理手段，对电力设备的健康水平及安全、质量、经济运行有关的重要参数、性能、指标进行监测与控制，以确保其安全、优质、经济运行。目前风电企业已编制、发布技术监督管理标准、涉及监督多为：绝缘监督、电测监督、继保监督、电能质量监督、基础沉降监督、传动链监督、油品监督、高强螺栓监督、金属、化学、监控自动化、风力机等。3.风电企业技术监督管理工作现状 3.1技术监督体系的管理

目前风电运营系统技术监督体系多数实行三级管理即总部运营部、分公司运营部、风电场。每一个层级管理体系都着手于交接、检修、检测、技改开展工作。3.2技术监督的范围

对风机基础沉降、风机传动链、风机油品、绝缘、电气电测、电气继电保护、电气电能质量、高强度螺栓、金属、化学、监控自动化、风力机等方面的重要指标进行监督、检查及评价。

3.3对风电企业技术监督管理工作的现状进行一下简单阐述： 3.3.1电测技术监督管理现状

风电场电测专业基础台账和周检计划的制定具有自我监督和强化安全生产管理的作用，能提高电测专业的管理水平，是电测技术监督最基础的工作。但在基建期间风电场电气设备及对仪器仪表的台账管理工作未设专人管理或当时管理人员有工作调动，导致风电场缺少相应的专业台账。目前多数风电场电气设备和仪器仪表的信息不全，周期计划制定信息不全，周期计划制定不方便查询和更新、周期计划不能按时执行，周期计划没有完全覆盖在整个风电场。

人员配备方面：多数风电场缺少专业的电测员工，也缺少对员工在电测技术方面的系统培训，因此需要定期强化员工在电测技术方面的培训工作。3.3.2电能质量技术监督管理现状

电能质量技术监督的目的是使电能质量符合有关规定的标准，保证电网安全稳定、优质经济、可靠运行。

风电场对电能质量的影响表现在：电压偏差、电压变动、闪变和谐波。根据上级部门的要求及相应的规程规定，风电场在每年的预防性试验当中都会做好与电能质量指标及设备有关的运行试验，并做好相应台账管理工作；利用计划性检修或停电维修机会，对与电能质量有关的设备进行检修及试验，确保设备完好； 当运行人员发现与电能质量有关的设备异常及缺陷时，都做好了做详细记录，并能够及时消除。

3.3.3继电保护技术监督管理管理现状

电力系统继电保护及安全自动装置技术监督（简称继电保护技术监督）工作是提高继电保护及安全自动装置的运行可靠性、保证电网安全稳定运行的重要手段。

风电场在继电保护技术监督管理工作方面存在的问题依然是继电保护有关的二次图纸、技术资料的保存不完整、修改、绘制工作不及时，导致在日常处理继电保护问题时出现反复操作。

在定值计算和校验工作上我们还是缺乏相应的专业人员。3.3.4绝缘技术监督管理现状

风电场在绝缘技术监督管理工作上分为两部分：

风机部分：

风机绝缘技术监督工作是通过对风机绝缘及防雷接地系统检测和分析，提出反措方案并实施，提前排查风机绝缘和防雷保护失效的故障隐患，避免风机因绝缘和防雷接地维护不当发生重大故障，提高风机可利用率和设备安全运行的可靠性，延长设备的使用寿命。

在风机方面风电场每年都会定期对发电机绝缘、变流器绝缘、接地碳刷使用量上进行测量与记录，并联系第三方对风机防雷接地系统进行测试并记录，已确保风机安全运行，并将测试结果归档。

电气部分：

电气绝缘技术监督工作是高电压技术监督的重要组成部分，是防止电气设备绝缘的非正常老化和损坏，保证电力系统安全、经济发供电的重要工作。

在每的预防性试验当中我们都会将电气绝缘监督的主要设备纳入试验当中，并做好相关的技术资料归档工作。

但在预防性试验中每个厂家的技术标准不统一，造成风电场在数据统计和管理工作中存在一定的误差，因此在选择第三方的时候应充分考虑厂家的提供的测试仪器及相应的工作经验。

3.3.5基础沉降技术监督管理现状

风机基础沉降技术监督的目的是通过对基础沉降观测数据进行分析，了解风机基础沉降的稳定性情况，避免风机因基础沉降观测不及时或者数据不真实影响基础沉降稳定性观测，无法及时准确制定应对措施，导致重大事故发生。

目前风电场的基础沉降技术监督都是由第三方来测量，风电场会按照基础沉降观测的标准来要求第三方来开展工作，并能够将数据填入相应的表格进行技术归档。

目前好多风电场的观测点和基准点有不同成度的损坏，因此风电场应定期对观测点和基准点进行巡视和修复，并做好相应记录。3.3.6传动链技术监督管理现状

风机传动链技术监督的目的是通过对发电机对中、振动检测、温度监测、设备异响监测及叶片动平衡检测，提出反措方案并实施，提前排查传动链部件的故障隐患，避免传动链部件因传动链维护不及时发生重大故障，提高风机可利用率和设备安全运行的可靠性，延长设备的使用寿命。

目前风电企业的传动链检测交由第三方负责，风电场会按照公司制定的传动链技术监督的规程、标准、制度、技术措施来要求第三方，并将技术资料归档。目前风电场已经能自主完成发电机对中及齿轮箱内窥镜检测工作。在以后的工作开展中风电场会掌握更多的传动链检测技术。

3.3.7油品（化学）技术监督管理现状

风机油品技术监督的目的是通过对油品性能指标、使用量等进行分析，提出反措方案并实施，提前排查相关部件的故障隐患，避免部件因油品维护不当发生重大故障，提高风机可利用率和设备安全运行的可靠性，延长设备的使用寿命。

风电场现在能够按照公司规章制度进行定期取样，并将油样邮寄至总部油品化验中心。但在油品取样时员工未能按照流程规范自己的操作步骤，导致同一台机组的油样出现不同的化验结果。因此各个风电场对此有必要进行一下简单的培训工作。

3.3.8高强螺栓（金属）技术监督管理现状

高强度螺栓检测包括钢结构力学性能检测（拉伸、弯曲、冲击、硬度）、钢结构紧固件力学性能检测（抗滑移系数、轴力）、钢结构金相检测分析（显微组织分析、显微硬度测试）、钢结构化学成分分析、钢结构无损检测、钢结构应力测试和监控、涂料检测等成套检测技术。

风电场高强度螺栓主要应用在风机和集电线塔架上，这些螺栓在安装前都做了相应的抽样检测报告并已归档。在风电机组定期维护工作中我们都能够按照定检标准对风机螺栓进行力矩抽检，目前尚未发现有螺栓断裂现象。再者风电场缺少相应的高强螺栓安装手册，对新螺栓的安装还是按照普通螺栓安装标准进行安装，这样对螺栓可能会造成一定程度的损坏。目前部分风电场塔筒螺栓出现了一定程度的盐蚀现象，厂家只做了简单的防盐蚀措施，效果还有待进一步确认。

4.风电企业技术监督管理工作创新 4.1突破瓶颈、转变理念。

 故障检修提升为预防性检修；掌握设备、材料和介质状况的变化趋势，判断其安全程度，从而采取预防措施，防患于未然；确保风电场安全稳定的运行。

 促进设备管理、技术管理规范化、风电场设备技术升级，产生协同。 以风电企业（A/B级）运营部为点，推进风电企业技术监督工作开展。 推进风电企业技术监督网络建设、制度建设、技术监督队伍的建设、监督信息管理；推进风电企业细化技术监督的范围内容、技术标准；推进风电企业初步形成有组织、有负责、有实施、有验收、有考核的闭环技术监督管理机制。

 结合调研情况，对技术管理标准进行修编。

 修订已有标准不完善、不合理的条款，编制新的技术监督管理标准。 加强设备交接验收、机组出质保验收的管理工作。4.2细化监督人员的管理

 其

一、对监督人员的管理：风电企业运营部应配备合适的技术监督人员；  其

二、对监督设备的管理：风电企业监督人员应掌控下属风电场设备状态；  其

三、对监督数据的管理：监督应有记录，检测数据应被累计，并进行分类、计算、比较、总结。

5.风电企业技术监督管理的创新实践的举措 5.1专业团队一体化运作，提高保障与支撑能力

专业团队一体化运作即风电企业专责与风电场专责（兼职）一体化协同工作机制。各专业主导本专业的技术监督工作，细化、分解、下达本专业技术监督各项工作任务，全过程指导、督促、检查、评价本专业各项工作任务落实情况。各风电场专责之间加强工作间的沟通与交流，及时掌握各专业技术监督工作动态。5.2深化管控，提升设备综合监督能力

一是要严格执行技术监督工作计划，提高技术监督的针对性和有效性，建立健全技术监督人员定期开展工作和加强技术培训工作的长效机制，加强技术监督成员的闭环管理工作，切实提高技术监督的时效性。

二要求把技术监督作为一项重点工作来抓，落实技术监督专责的责任，提高技术监督成员的责任心，做好重点项目技术监督资料的汇总工作，确保有据可查。

三是要求各专业上报、月度工作计划，具体到责任人、完成时间。对于未按时上报或上报数据误的责任人进行相应的绩效考核。5.3持续全过程技术监督，确保监督不留死角

在风电场设计阶段和设备采购验收阶段，都需要各专业技术监督人员参与规划设计并按照设备采购合同严格验收各种设备。

在施工阶段各专业技术监督人员要加强对设备安装调试和验收阶段的技术监督，隐蔽工程必须提前进行跟班验收并收集相关资料。

在运维检修阶段，注重加强检修全过程管理，严格遵守“应修必修、修必修好、质量第一”的检修原则，提高运维人员对机组运行可靠性管理工作的重视，变被动工作为主动努力，从根本上提高设备的可靠性。5.4细化指标，提升技术监督管理

各专业加强技术监督基础管理，细化日常工作的开展，对台帐数据准确性、缺陷消除率、设备反措执行情况等应给予日常督察整改，风电企业将结合技术监督检查、不定期下现场督查以检查结果作为评比考核参考。对各风电场设备试验报告录入及时性、报告准确性、异常报告分析正确性和及时性进行检查和考核，特别是对试验缺项、漏项的要加大考核力度。5.5加强现场监管力度，实现人员设备可控

一是加强检修现场监管力度，风电企业加强管理人员管控现场力度，各专业技术监督人员加强下现场督查、督导，提升设备检修、定期维护质量，确保人员设备可控。

二是加强现场风机故障的总结和分析。对设备故障的分析与处理定期开展培训工作，从整体上提高班组人员的故障分析能力。5.6健全工作考评机制，提升技术监督工作质量

结合公司精益管理生产年活动要求，完善技术监督考核办法，建立协同考核机制，各专业工作情况直接与各专责考评挂钩，每季度就工作完成情况进行通报考核；定期开展指标考评，以“小指标”管理，促工作质量整体提升。6.总结

我国海上风电机组发展现状及趋势 第3篇

海上风机不同于陆上风机，它是在现有陆地风机基础上针对海上风资源环境进行适应性“海洋化”发展起来的。为了承受海上的强风载荷、海水腐蚀和波浪冲击等，海上风电机组的基础远比陆上的结构复杂，技术难度大、建设成本高。

海上风电机组基础由塔架和海底地基组成，按结构类型划分，目前在实践中已经应用的有单桩结构、重力结构和多桩结构，还有处于研发阶段的悬浮式结构。各种结构的优缺点有互补性，基础选型要综合考虑各项因素的影响，主要是水深、土壤和海床条件、环境载荷、建设方法、安装和成本几个方面。目前，世界上的海上风机多数采用重力混凝土和单桩钢结构基础设计方案。其中，应用最为广泛的单桩钢结构是通过钻孔将直径3～5m的钢管植入海床下15～30m深的位置。这种基础的优点是不要求修建海底地基，而且制造相对简单，但是安装相对困难且海水较深时柔性大。重力式一般为钢或混凝土结构，依靠基础的重力抵抗倾覆力矩。海床的清理准备工作对该结构很重要，由于对海浪的冲刷较敏感，只适用于水深较浅、不适合钻孔的场址，运输安装也比较困难，对环境的影响较大。多桩式基础结构曾用于试验机组，目前处于试运行阶段，还没有应用于商业化风电场。一般为三脚架结构，主要采用小直径管状钢结构，通过填塞或成型连接，适合较深的水域。缺点是船只难以接近，并增加了结冰的可能性。沉箱结构是靠重力将钢箱结构插入海床，抽出箱内海水以产生压力，以用于海上平台安装的锚泊固定，目前处于可行性研究阶段。漂浮式结构的好处是可选择的概念较多，成本与海底固定的方式接近，在建设和安装步骤上有较大的弹性，且容易移动或拆卸，并且在挪威取得成功，但目前还处于试验阶段。在海上风电设备安装上，被广泛应用的方案是起重式和锚泊系统，根据海水深度、起吊机的能力和驳船的载重量的不同，具体技术方案的选择有所不同。

截至2010年底，全球共有12个国家建立了海上风电场，其中10个位于欧洲，海上风电新增装机容量约1060MW，同比增长53%。累计总装机容量约3160MW，同比增长35%，占世界总装机容量的1.6%。欧洲的海上风电在全球一枝独秀，占世界海上风电总装机容量的90%左右。2010年欧洲新安装了308个海上风机，新增装机容量 883MW，累计总装机容量为2964MW。其中英国，丹麦分别占据欧洲海上风电市场的45%和29%。

2010年是中国海上风电的起步年，约占全球的5%。按照国家发改委能源研究所等机构的研究，中国近海10米水深以内的海域风能资源约1亿千瓦，20米水深以内的海域风能资源约3亿千瓦，30米水深以内的海域风能资源约4.9亿千瓦。我国海上风电资源丰富，开发和利用的潜力巨大。目前我国的开发，还处在刚刚起步阶段。

目前，江苏、上海、山东、浙江、福建和广东以及辽宁都在进行海上风电发展的规划或发展设想，规划比较完整的有江苏省、山东省、上海和广东等，但是由于缺乏海上风能资源评估分析的支持，这些规划还是处于估算的阶段，具体规划如下表：

资料来源：全球风能理事会（GWEC）、中国机械工业联合会·机经网

随着各个地方政府海上风电的出台，国内众多企业纷纷争夺海上风电这块巨型的蛋糕。这些企业有：华锐、金风、上海电气、湘电、明阳、中船重工、联合动力等。

作为风电整机企业的领头羊，华锐风电是第一个获得我国海上风电示范项目——上海东海大桥项目的企业。2009年3月20日，由华锐风电科技有限公司自主研发的我国第一台海上风电机组在上海东海大桥海上风电场，完成整体吊装。共34台3MW的风电机组，总装机容量为10.2万KW，年上网电量2.5851亿kW.h。整个工程在2010年6月8日完成34台机组的安装和调试，2010年7月6日，全部风电机组完成并网发电，成为我国海上风电的里程碑。此风电场项目总投入为30亿元，可以满足上海约20万户普通家庭一年的用电量。

金风科技，联合动力、上海电气、明阳和湘电都在不同的地区进行了海上风电项目的实验。作为我国第二大风电整机企业的金风科技已于2007年在渤海湾中海油的钻井平台试水了海上风机的所有工序。2009年11月18日金风科技投资30亿元在江苏大丰经济开发区建设海上风电产业基地项目，并计划将其建设成为国内最大、世界领先的海上风电装备制造基地。2010年生产2.5MW直驱永磁风电机组18台，共45MW，3MW一台。

联合动力3MW的海上风电机组已于2010年10月份下线，并于2011年9月成功召开了6MW海上风机双馈异步风力发电机技术评审会，专家对联合动力6MW海上风机双馈异步风力发电机的设计方案报告给予了认可；湘电的5MW 永磁直驱海上风力发电组于2010年10月成功下线，成为国内自主研发的技术领先、容量最大的永磁直驱风力发电机。华仪电气和德国艾罗迪能源系统有限公司联合研发的3MW高速永磁风力发电机组首台样机已于2011年7月25日再上海临港成功下线。中船重工（重庆）海装风电充分依托集团公司在海洋工程领域的基础研究和试验基地等优势，整合风电整机和配套设备的研发实力，形成全产业链。现已组织实施了2MW近海潮间带批量装机工程，正致力于研发近海5MW风电机组，国家科技部授牌成立了“海上风力发电工程技术研发中心”。

发展海上风电将是大势所趋。但我国海上风电发展面临的严峻问题是：高成本，低电价。虽然海上风电资源丰富，但是作为海洋永久构筑物工程，海上风电场的建设要求比海上石油平台建设要求还要高。因为海上风机底座要求更加坚固，从而使得桩基工程投入更大，且需要铺设海底电缆来传输电能，加之建设、维护工作均需要专业船只和设备作业。因此，相对于约4.5亿元至5亿元的一个陆地风电场的建设成本，海上风电场的建设成本至少是陆地风电场的两三倍。海上风电合理的电价水平应该比陆上高50%到70%，合理电价应该是0.9元甚至1元以上。但在海上风电的竞标价中，中标价直逼陆上风电电价。高成本低电价的直接后果是企业亏损导致整个海上风电产业链的危机。

如不及时遏制这种不符合常理的低价竞标苗头，将有可能使海上风电机组制造商遭遇下游压价的影响，导致生产积极性和技术创新受挫。

中国风电产业现状与发展 第4篇

关键词：风电,标准,装机,预测

0 引 言

随着经济的发展,能源生产和消费的矛盾、能源与环境的矛盾越来越大,能源形势越来越严峻。面对环境污染和即将到来的能源危机,全世界认识到必须采取开源节流的战略[1,2,3,4]。风能作为一种清洁的可再生能源,越来越受到世界各国的重视。其蕴藏量巨大,全球风能资源总量约为2.74109 MW,其中可利用的风能为2107 MW。中国风能储量很大、分布面广,开发利用潜力巨大。

“十五”期间,中国的并网风电得到迅速发展。2006年,中国风电累计装机容量已经达到2.6103 MW,成为继欧洲、美国和印度之后发展风力发电的主要市场之一。2007年以来,中国风电产业规模延续暴发式增长态势,2008年中国新增风电装机容量达到7 190.2 MW,装机容量增长率达到108.4%,累计装机容量跃过1.3104 MW大关,达到13 242.2 MW。随着技术进步和环保事业的发展,风能发电在商业上将完全可以与燃煤发电竞争。

本研究对风电发展的基本现状进行综述,并阐述存在的问题及未来发展趋势。

1 基本现状

以下笔者将从国家标准规范以及风电装备技术和风电装机论述中国风电产业发展的现状。

1.1 风电工程标准规范

随着相关标准规范的陆续颁布,配合政府各种管理办法政策的出台和引导,以及近年来风电产业发展,我国已逐渐形成了一套较完整的风电管理标准体系以及完整的风电工程实施办法,如表1所示。

1.2 我国风电装备现状

风机设备主要由底座、塔筒、机舱、轮毂、叶片、箱式变压器及电气等部分组成。各种机型设备的重量不同,塔筒的高度不同,一般是随风力高度分布情况而确定[5]。目前,风力发电逐渐向大功率机组发展,要求风力发电机组可靠、寿命周期长,因此对零部件的精度、功能要求高[6,7]。

(1) 发电机组。

风电用发电机组的原理和结构与火电等其它发电机基本一样,从制造角度上看没有太大难度,能制造火电发电机组的企业,一般都能满足制造风电用发电机组的要求。但是,由于风电采用变频联调和空空冷却等设备,以及要求20年以上工作寿命,故需要更高的稳定性和可靠性以及其他特殊的要求。

(2) 齿轮变速箱。

风机的变速箱主要由箱体、行星轮系和变速机构等组成。其中变速箱内行星轮系和变速机构加工量大、难度高。涉及的齿轮加工机床中,大规格数控齿轮机床普遍要求高效、重载、重切、刚性好的特点(主要依靠进口,中小型使用国产)。

(3) 叶片。

风机的叶片大多采用环氧玻璃纤维或碳纤维等复合材料制作。叶片设计主要采用全三维气动仿真和结构有限元仿真,使用真空灌注工艺进行叶片生产。机械加工较少,部分需要冲切成型。

(4) 塔筒。

风电塔筒一般采用普通钢板材料,辊压卷曲焊接而成。其直径约ϕ3 m~ϕ5 m,高约80 m~100 m,内部设有升降机构。加工制造主要需要大型卷板机和焊接设备,大型切割设备等。

1.3 风电装机统计

截至目前,我国风电累计装机容量前三甲的省份为内蒙古、辽宁和河北,这与当地丰富的风能资源紧密联系的,而总装机列入前三位的企业为金风(600 kW、750 kW)、华锐(1.5 MW)以及东汽(1.5 MW)。国内单机机型主要有600 kW、750 kW、850 kW、1.5 MW以及少量的2.0 MW、2.5 MW、3 MW和5 MW,台数所占比例前三的为850 kW(29%)、750 kW(28%)以及1.5 MW(18%)[8],如图1所示。

2 主要问题

为实现我国2020年国民生产总值翻两番的目标,能源供应至少要翻一番,能源供应需求量将超过4109t标准煤,发电装机将达到1.2106MW,或者更多,因而必须调整能源结构,大规模开发可再生能源资源。但是,当前我国风电发展仍存在制约因素,主要有以下几点[9]:

2.1 风电设备质量问题

今后2~5年是考验中国风电装备质量的关键时期。大批兆瓦级新型风电机组产品匆忙投入规模化生产运行,质量和运行可靠性问题突出,技术问题和经济风险增加。当前暴露的质量问题如表2所示。

2.2 技术创新和人才匮乏

目前核心技术水平和自主创新能力仍然比较低下的问题,制约了我国风电产业自主化发展。风力发电机组是一种技术密集型产品,涉及的学科广泛。我国商业化风电机组机型基本上都是在技术引进和消化吸收的基础上,通过企业外部采购零部件整装实现批量化生产,二次创新局限在材料的选用和工艺局部改进。

真正掌握装备制造、风能资源评价、风电场管理、检测认证等风电发展领域核心技术的人才并不多,尤其是装备系统设计、集成技术和关键零部件研发和设计技术人才短缺,需要建立长期的人才培养和人才引进战略机制,从政府、企业、科研单位等多个方面出发,共同努力,携手培育人才队伍,才能为风电的长期稳定发展打好基础。

2.3产业链上下游不协调,行业缺乏总体发展战略、深度协作和资源整合

目前,我国风电设备制造业投资和产能结构很不平衡,众多企业一拥而上进入风电制造业并集中于整机研制,而齿轮箱零部件研制配套的研发投入和产能则明显不足,而且电控系统和轴承等关键零部件还依赖进口。随着近两年来全球风电设备零部件供应日益紧张,很多整机制造企业受制于国际市场。

虽然国内也有零部件制造,但是由于公共技术产业服务体系尚未建立,缺乏对风电技术和产业的系统性、战略性的发展路径研究及行业协作和资源整合,风电整机产品缺乏型谱化、标准化和清晰的技术路线,加大了零部件制造企业市场风险和投资疑虑,机型繁杂也增加了零部件企业的研发成本以及整体市场的服务成本。

2.4 上网电价

与大多数国家相比,中国的风电上网电价仍然偏低,比国外平均水平低0.1~0.2元/(kWh)。国内存在同地不同价的问题,且差别较大,故适时出台同网同质同价的风电政策、并适当提高电价,体现风电低碳、无污染的真实价值,对于鼓励风电稳定持续发展十分必要。

2.5 电网

我国的风能资源主要分布在远离负荷中心的“三北”地区和海上,这些地区恰恰都是电网的薄弱环节,没有经验可供借鉴。如何使得电网的建设和延伸适应风电快速发展的要求,以及如何适应大规模、远距离的风电输送问题,将是摆在中国风电发展面前的最大难题。

3 预 测

据专家估计,风电将在2020年之后超过核电成为第三大主力发电电源;2050年可能超过水电,成为第二大主力发电电源。因此,未来风力发电可能成为我国的主要战略能源之一。多方预测的我国风电发展目标如表3所示[10,11,12,13,14,15]。

4 结束语

风电产业经过近数十年的摸索和发展,政策法规、技术标准、准备技术都已慢慢趋于成熟化,与此同时在政府的能源政策以及市场需求因素的影响下,风电产业在近几年成爆涨的态势迅速地蔓延,但是也集中暴露出当前产业急需解决的问题,诸如电价成本高、电网并网、新材料新技术创新和应用少等导致风电成本居高不下以及各地无序发展造成的局部产能过剩。

随着国家能源政策升华,能源格局的变化,气候变化的推动,风电装备技术的完整产业链的形成和发展,以及政策的有效引导都给予了国内风电产业无穷的希望和发展机遇。

风电人看风电行业的一些感受 第5篇

从事风电行业有几年了，经历了风电行业的快速发展时期。在这快速发展的过程中，太多的资本及大型企业被“忽悠”进了这个行业，包括零部件及整机的生产，造成这个行业设备的严重产能过剩。而这个行业的风电场开发又是需要大量资本驱动的，国家财政政策的紧缩，同时伴随着电网公司对风电电能的“歧视”——“弃风”严重、所谓的“五项电网测试要求”，进一步对这个行业雪上加霜！“十二五”计划第二批核准项目的严重缩水进一步让人感到寒意。

大家看到了曾经风电行业的辉煌，但是这个辉煌却如流星般闪过。大家忘记了风电的风险，风电其实是一个风险很高的行业，首先依赖风，没有风，风电机组只是摆设，但是现在风场项目有多少经过几年的测风？其次是风电设备的稳定可靠性，机组售价基本无法让设备方有足够的盈利空间，长期以往，如何让设备方拥有资金去优化机组，提高可靠性？

风电产业：风电服务市场潜力巨大 第6篇

行业的低谷在2013年下半年开始好转，以金风科技为代表的风电企业出现业绩拐点。业内专家表示，经历两年的行业洗牌，过剩低效产能被有效挤出；2013年，在政策的推动下，中国风电新增装机容量增长态势良好。2014年，在政策利好之下，中国风电有望进一步回暖，风电服务市场有望逐步取代风机制造业务，孕育新的行业巨头。

行业继续回归理性

2006年以来，我国风电装机容量以近90%的年均增速急速扩张，并在2012年跃升成为全球第一风电大国。大干快上的发展模式，使得风机质量无法有效保证，脱网事故频发。与此同时，设备制造产能过剩、资源被跑马圈地、弃风限电现象严重、并网问题待解，欧美“双反”打击……也随之而来，风电企业盈利能力大幅下降，甚至陷入亏损。

经历两年多痛苦的整合，当前行业已回归理性。国家风电信息管理中心的统计数据显示，2012年，中国风电整机企业已经由此前的80余家减少到30多家有经营业绩，一些市场在市场中知名度低，缺乏规模和技术优势的风机企业已经悄然离场。

当前，嗅到行业复苏商机的东方电气、银星能源等企业纷纷加码风电市场，让人担心是否会重蹈此前覆辙。

但业内人士表示，行业在市场机制的作用下回归理性，尽管一些企业退出了市场，但是竞争依然十分激烈，国家也出台了一系列政策提高行业准入门槛，2014年行业整合还将持续，行业企业有望继续减少，保证行业供需达到动态平衡。

政策有望持续给力

中国风能协会15日发布的数据显示，2013年中国风电新增装机容量1610万千瓦，比上年增长24%，高于此前市场预期的1500万千瓦。国家能源局发布的数据则显示，2013年全国并网风电7548万千瓦，同比增长24.5%。与此同时，平均利用小时数更有显著提高，2013年风电设备平均利用小时数为2080，同比增幅达10.1%。2013年前三季度，“弃风”率下降到8.79%，其中三季度为7.26%，国家一系列扶持政策的成效明显。

对此，很多业内专家表示，这些数据综合表明，此次回暖不会是短暂现象，经过企业进行实质性调整和国家政策突破以往的若干瓶颈，中国的风电行业开始重新步入良性发展轨道。

今年年初，全国能源工作会议确定全年风电新增装机达到18GW，较2013年完成量16.1GW增长11.8%。与此同时，一直酝酿中迟迟未能出台的《可再生能源配额管理办法》，也有望在近期出台。办法将对发电企业、电网公司和各省中的可再生能源比例提出明确配额，如果该政策明确，无疑将促使更多风电项目的建设。

根据《可再生能源“十二五”规划》，到2015年，中国将建成海上风电5GW，形成海上风电产业链，到2020年中国海上风电将达到30GW。而此前三年，海上风电项目一直处于停滞状态，直到去年才正式重启。目前，国内已经核准可以开工建设和核准可以开展前期工作的海上风电项目已经超过4GW，但空间依然巨大，停滞三年的堆积的量能在短期内释放，将为海上风电带来大量订单，为风电行业带来新的增量。风机整机龙头企业金风科技继2013年出货量大增后，2014年将继续受益于新增装机容量的扩容。

风电服务市场空间巨大

经过行业的洗牌，当前，不论是我国的风电产能还是风机质量都得到了极大的改善。2013年12月，国际风电测试机构MEASNET宣布了中国电科院成为国际风电权威检测组织MEASNET的正式成员单位，标志着中国电科院的风电检测能力得到了世界顶级风电检测联盟的认可。然而，此前疯狂扩张过程中造就的问题依然亟待解决。

过去十年，中国风电“疯狂”发展，迅速成为世界第一。但正如前面所述，由于发展太快，行业内企业质量参差不齐，以至于一些风机在运行过程中问题频发。自2012年开始，陆续有风机告别五年质保期，业主对风电服务的需求骤然增加。

业内资深专家徐超（化名）在接受记者采访时表示，十年的快速发展成就了华锐风电、金风科技等风机制造业巨头，也遗留了诸多的历史问题，但历史问题中蕴含着巨大的机遇，未来风电市场的重心将由产业链的前端逐步向后端转移，风电服务市场规模在千亿以上，将呈现几何式的增长。

据记者了解，当前国内仅有金风科技（002202）旗下天源科创风电技术公司、龙源电力（00916 HK）旗下的北京中能联创风电技术公司、中国风电（00182 HK）旗下的协和运维风电技术公司等为数不多的成体系风能服务公司。其中金风科技是当前中国风电整机制造龙头，同时又兼具向风电服务市场拓展的唯一A股上市风电企业，为2014年风电行业投资首选标的。

大型风电并网的现状与分析 第7篇

目前, 风力发电的快速发展, 一方面, 缓解了来自能源需求和环境保护的压力, 对优化能源结构, 实现二氧化碳减排起到了积极的作用;另一方面, 由于风电出力具有随机性和波动性, 大量的风电接入电网会使电网面临一系列的挑战, 在风电传输过程中会对电力系统的稳定运行产生一定的影响, 降低电力质量。所以说, 这种不良影响会随着风电渗透率的增大而逐渐扩大。针对这一情况, 分析了风电接入系统后对电网带来的影响, 并结合分析结果提出了目前风电并网技术需要解决的问题, 为建设风力发电机组大规模接入系统提供了参考和理论依据。

1 风力发电的发展

自1973年第一次石油危机以来, 在常规能源告急和全球生态环境恶化的双重压力下, 风能作为新能源的一部分, 已经取得了长足的发展。2004年起, 风力发电更成为了所有新式能源中最便宜的能源之一。2001年, 风力能源的成本已经降到20世纪六七十年代的1/5, 而且随着大瓦数发电机的使用, 下降趋势还会持续。到2008年, 全世界的风能发电约有9.4×108 k W, 供应的电力也已超过了全世界用量的1%.

风力发电自20世纪80年代开始, 受到了欧美各国重视, 至今全球风力发电量以每年30%的惊人速度快速增长。图1为截至2012年, 全球各国风力发电装机的容量。从图中可以看出, 全球的装机容量一直保持较快的增长。

2005年, 我国颁布了《可再生能源法》。在往后的4年时间里, 全国风电装机容量由126 k W增长到了1.221×107 k W, 以每年一番的速度发展, 远远高于世界风电平均发展速度。2009年, 我国当年的新增装机容量位列世界第一, 累计世界第二。截至2012年底, 我国风电累计核准容量1.067 0×108 k W, 并网6.266×107 k W, 在建4.404×107 k W。2012年, 上网电量为1.008×1010 k W·h, 全国风电累计装机量占全球市场的23%, 位列世界第一。图2为我国历年风电装机容量。

2 大型风电并网对电网的影响

2.1 增大调峰、调频难度

风电的随机性强、间歇性明显、波动幅度大、波动频率无规律性, 大大增加了调峰、调频的难度。

风电反调峰特性增加了电网调峰的难度。风电接入后, 电网一年间峰谷差变大的时间延长了, 同时, 由于调峰容量不足, 我国绝大部分地区的电网都出现过低负荷时段弃风的情况。

风电的间歇性、随机性增加了电网调频的负担。风电出力波动频繁, 在短时间内可能会出现较多波动, 这大大增加了电网调频的压力和常规电源调整的频次。

2.2 电网运行控制有困难

据统计, 受风电的影响, 蒙西电网锡盟灰腾梁风电基地沿线变电站220 k V母线电压全年维持在额定电压的1.1倍;新疆电网达风变110 k V系统电压长期在113 k V以下。为了支撑110 k V系统的电压, 达风变220 k V母线电压不得不全年维持在238 k V以上, 运行电压调整十分困难, 也对输变电设备安全造成了威胁。风电场运行过度依赖系统无功补偿, 限制了电网运行的灵活性。

2.3 局部电网接入能力不足

风电场大多处于电网末梢, 大规模接入后, 风电大发期大量上网, 电网输送潮流加大, 重载运行线路增多, 热稳定问题逐渐突出。

2.4风机抗扰动能力差

当系统发生小扰动时, 风电机组退出运行, 使电网承受第二次冲击, 导致事故扩大, 增加了电网遭受冲击的频次。

2.5 增加电网稳定风险

风电的间歇性、随机性增加了电网稳定运行的潜在风险, 具体包括以下三点: (1) 风电引发的潮流多变, 增加了有稳定限制的送电断面的运行控制难度; (2) 风电发电成分增加, 导致在相同的负荷水平下, 系统的惯量下降, 影响电网动态的稳定; (3) 在系统发生故障后, 风电机组可能无法重新建立机端电压, 失去了稳定性, 从而破坏了地区电网电压的稳定性。

3 风电并网技术问题

面对风电接入电网所带来的种种不利影响, 要降低这些影响带来的后果, 实现风电的大规模并网, 要有效解决这一系列亟待解决的技术问题。

3.1 风电场联网方式和输电规划

电场联网方式包括接入电网的联网点电压、联网点位置、联网风电规模、交流/直流联网等。根据目前国外和国内的研究成果, 这与接入电网的规模、旋转备用、储能系统配置等有一定的联系。这是一个可再生能源与电网规划的问题, 目前, 这一方面主要是依靠仿真软件实现。风电场联网方式如图3所示。

输电规划问题主要是指大规模风电的长距离、弱连接的远距离输电、海上风电并网和电力市场的风电跨区交易问题。

3.2 风电场联网对电网的友好支持

风电场属于不稳定能源, 受风力、风机控制系统的影响很大, 特别是在高峰负荷时期, 风电场可能出力很小, 而非高峰负荷时期, 风电场可能出力很大。因此, 必须提供足够的手段保障电网的安全、稳定运行, 否则, 风电场联网后将严重影响电网的安全。同时, 电网也会对大规模风电场的运行性能指标, 比如爬坡速率、下降速率、功率波动和无功支撑能力等提出要求。

3.3 风电场调度

由于风电场一般分布在偏远地区, 呈现多个风电场集中分布的特点, 每个风电场都类似于一个小型的发电厂, 可以将其模拟成一台台的等值机, 这些等值机对电网的影响因机组本身性能的差别而不同。为了实现这些分散风电场的接入, 欧洲提出了建立区域风电场调度中心的要求, 而我国目前只是对单个的风电场建立运行监控。随着风电场布点的增多和发电容量的提高, 类似火力发电的监控中心, 我国很有可能会建立独立的风电运行监控中心。风电场运行监控中心与电网调度中心的协调和职责划分也是未来需要明确的主要问题。

3.4 低电压穿越 (LVRT)

当风力发电机并网点电压跌落时, 风机能够保持低电压穿越并网, 甚至可以向电网提供一定的无功功率, 以支持电网恢复, 直到电网恢复正常。“穿越”这个低电压的时间就是风机的低电压穿越。低压穿越原理如图4所示。

随着风电场规模的扩大, 当电网发生故障时, 以1型和2型风机为主的风电场需要提供集中或分散的动态无功补偿装置, 避免此类风机脱离电网而停机;3类和4类风机的设计和运行参数设置要满足WECC LVRT标准的要求。国际上最新的WECC LVRT标准已经于2009-04-28讨论表决通过了。

在此基础上, 各国的低压穿越标准也有所不同, 我国对风电场低电压穿越的要求是: (1) 当风电场内的风电机组在并网点电压跌至20%额定电压时, 能够保持并网运行625 ms的低电压穿越能力; (2) 当风电场并网点电压在跌落后3 s内能够恢复到额定电压的90%时, 风电场内的风电机组保持并网运行, 接近AWEA (American Wind Energy Association) 的标准。各国低压穿越标准如图5所示。

3.5 风机技术对无功控制调节的影响

风机技术的发展也为无功控制调节带来了新问题。安装传统异步发电机和带有可变转子阻抗的线绕式转子异步发电机的风电场, 需要配置与发电功率相当的集中动态无功补偿或分散无功补偿装置。对于安装双馈异步发电机和全功率逆变连接/直驱型风机的风电场, 由于其具备了LVRT性能的要求, 所以, 当电网发生故障时, 要求参与电网的无功功率补偿可以维持系统电压。根据不同的风电场、风机类型和风机群组合进行无功分配和协调控制, 是风电场运行中的重点和难点。

3.6 风电场及电网储能

要想平衡发电和用电之间的偏差, 就要平衡功率。对平衡功率的需求是随着风电场容量的增加而同步增长的。根据不同国家制定的规则, 风电场业主、电网企业将负责提供平衡功率, 一旦输电系统调度员与业主、电网企业签约, 它将成为整个电网的一部分, 由所有消费者承担。

加州ISO建议由第三方提供储能设备, 政府也为此制订了相应的优惠政策。因为一般的储能设备除了飞轮储能 (80%~90%) 外, 多数最多只能达到75%的能源转换效率。因此, 如果要让风电场业主或电网业主增加储能设备, 必须要制订相应的补偿和优惠政策。

3.7 发电计划占电网规模的比例和影响

电网的系统频率和AGC调频与风电场的出力密切相关, 因此, 准确预测每天的风电场出力并实时进行经济调度, 是风电场监控中心和电网调度中心的重要工作之一。随着风电场规模的扩大, 欧洲、美国等国同样面临风电场调度和发电计划编制的问题。因此, 要与气象预报系统紧密联系, 即使是大规模的风电场, 每天风力发电预测的误差也可达到7%~9%.电网侧如

原则上讲, 电网有多大的备用容量就可以接入多大规模的风电场。为了提高电网容纳可再生能源的比例, 并保持电网的安全、稳定运行, 一方面, 电网需要增加抽水蓄能电站, 快速启动燃气电站的建设;另一方面, 风电场要装备本地储能设备, 增加机组的控制能力, 满足在各种运行状态下对电网安全、稳定运行的要求。因此, 此问题应由电网侧、风电场侧和与风力发电有关的利益方共同解决。

3.8 风电电能质量

风力发电接入系统的电能质量也要达到系统的要求, 具体考核内容包括电压偏差、电压变动、谐波和闪变等。

3.9 并网标准适应性

目前, 各国并没有一个完全一致的并网标准, 因此, 各个电网需要根据通用导则和本身的电网接入条件, 确定可再生能源联网的具体细则。这需要通过大量的、各种规模的风电场接入仿真研究工作来确定, 所以, 必须要借助仿真系统来实现。

3.1 0 海上轻型直流输电并网

随着风机技术和风力发电技术的发展, 海上风力发电技术也在发展迅速。欧洲的海上风力发电装机容量在2015年将达到2.5×107 k W, 预计2020年将达到4.3×107 k W, 2030年要达到1.17×108 k W。而我国近海和三峡水上大型风电场也将大量投产。

由此可见, 海上风电场联网是一个值得重点考虑的问题。欧洲计划采用网格式的HVDC联网工程将未来欧洲海上风电并网, 而我国的海上风电联网问题也是电网规划中一项重要研究内容。

4 结束语

随着风力发电机组大量接入系统, 为电网建设带来了一系列的挑战。文中具体分析了风电机组接入系统后为电网带来的影响, 主要包括风电接入系统增大了电网调峰、调频的难度;大规模风电场接入电网, 电网运行控制遇到了很大的困难;局部电网接入能力不足;风机抗扰动能力差, 影响电网的运行安全;增加了电网稳定运行的风险。

为了降低这些问题的影响力, 还有一系列技术问题亟待解决, 主要包括风电场联网的方式和输电规划、风电场联网对电网的友好支持、风电场调度、低电压穿越、无功控制调节、风电场及电网储能、风电场发电计划、风能占电网规模的比例及影响和风电电能质量等多方面的技术问题。

风电并网技术现状及发展趋势 第8篇

进入21世纪以来,为保证国家能源安全并应对气候变化,世界各主要经济体纷纷调整能源战略,提出了宏大的可再生能源发展目标。美国把发展可再生能源提升到国家安全的高度,根据美国能源部的规划[1],到2030年,美国风电装机将达到300 GW,将满足美国20%的电力需求。欧洲风能技术平台TPWind也提出了发展目标[2],到2030年,风能将成为欧洲的主要替代能源,累计装机容量将达到300 GW,欧洲电力消费的25%将由风电提供。

风力发电具有间歇性和波动性,大规模风电并网引起的电力系统安全稳定、调峰、调频等问题是我国和世界各国面临的主要难题。分析风电并网存在的主要技术问题,研究提高风电并网性能和电力系统风电消纳技术,对于促进我国风电的快速发展、实现我国能源战略调整、转变电力发展方式和加快可再生能源实现从补充能源到替代能源的转变,均具有重大的战略意义。

1 我国风电发展整体概况

近10年来,世界风电发展迅猛,我国风电发展尤为突出。自20世纪90年代以来,我国风电并网容量年均22%的速度增长,在各种发电方式中风电增长速度居于首位[3]。从2002-2012年,我国风电装机累计增长118倍,年均增长超过60%。截止到2012年12月,我国并网风电容量达到62.4 GW,居世界第一位。2005-2012年中国风电并网容量如图1所示。

截至2013年5月底,我国风电并网容量超过62 GW,占总装机容量的6.9%。华北、东北、西北、华东和华中并网容量分别为24 GW、19.2 GW、12.6 GW、4.7 GW和0.88 GW,分别占其总装机容量的11.85%、19.01%、10.64%、2.15%和0.43%。其中,“三北”地区的风电并网容量占总并网容量的90.91%。风电并网容量超过百万千瓦的省级电网有13个,如图2所示。占总装机容量比例超过20%的电网有3个,依次为蒙西、甘肃和蒙东。目前,有12个省级电网中风电成为第二大装机电源,分别为天津、冀北、蒙西、山东、山西、蒙东、辽宁、吉林、黑龙江、宁夏、江苏和上海。风电已经成为我国主力电源[4]。

2012年,我国风电年发电量1 004亿k W·h,同比增长37%,风电消纳电量及占比逐年升高。

同时,由于受到调峰、网架、电压等因素制约,2012年全国风电利用率明显下降。国家电网公司经营区域内2012年风电累计利用小时数为1 869 h,相比2011年的1 928 h减少59 h。

2 风电并网主要技术问题

风电作为发展规模最大的可再生能源,其并网技术作为风能利用的核心技术,是世界风电大国共同面临的难点问题。中国的大规模风电开发及接入电网,在世界范围内尚属首次,如何推动电力系统技术进步以适应大规模、远距离风电输送的需求,是中国风电发展面临的最大难题。

2.1 风电并网加大电力系统调峰难度

电力系统是一个实时平衡的系统,发、输、配、用同时完成,发电与用电要做到瞬时平衡。在风电未接入前,调度机构通过调节可控的火电、水电等来实时平衡可精确预测的负荷。而风力发电受风速、风向、气压等影响,具有随机性、间歇性,大规模风电接入后,将对电力系统调峰造成影响[5]。同时,我国调峰性能好的油、气电源比重较小,水电中径流式电站占较大比例,核电基本不参与调峰,电力系统调峰主要依靠煤电。由于受煤电启停不灵活和最小技术出力的限制,系统调峰手段十分有限。

欧美风电大国灵活调节电源容量均大于风电容量,如西班牙电源结构中燃油燃气及抽水蓄能等灵活调节电源所占比例为34.3%,约为风电的1.7倍。2010年11月9日3:35,西班牙主网风电出力占负荷比例的瞬时值达到54%,当时系统负荷为23.08 GW,风电装机19.81 GW,出力12.34 GW,其他新能源(含太阳能、地热、生物质能等)装机13.8 GW,出力4.09 GW。为满足新能源发电消纳需求,其他常规电源最大限度停运或降出力运行,灵活电源发挥了尤其重要的作用。其中水电(含抽水蓄能)装机16.65 GW,出力-2.02 GW(抽水蓄能工作在抽水状态);燃油/燃气机组装机2.86 GW,出力为0;燃气联合循环机组装机25.22 GW,出力1.44 GW,满足了风电等新能源消纳的需要。

而我国风电集中的“三北”地区以煤电为主,大规模风电接入后,调峰能力严重不足。当风电出力较大,火电机组达到最小技术出力后,就会出现弃风现象。波动性风电与调节欠灵活的火电增加了电力系统平衡难度,如何协调风电消纳与电网安全运行是风电优化调度的难点问题。图3显示了西班牙和吉林1天系统运行情况。

2.2 国外的风电功率预测方法不能满足我国需要

电网调度部门需要准确预知未来一段时间风电功率的变化情况,才能在满足电力系统安全稳定运行约束下,根据预测结果预留风电运行空间,合理安排其他机组开机方式与发电计划。精确的风电功率预测是电网安全稳定经济运行和最大化接纳风电的基础。

我国风电发展的特点与国外相比:(1)历史数据少。国外风电场投运较早,一般拥有数年甚至十数年的出力数据;而我国风电场大多是近两年新建,且由于限电等原因,数据数量与质量均较差。(2)气候类型多。欧洲主要以温带大陆性气候和温带海洋性气候为主,而中国则受温带季风气候、温带大陆性气候、亚热带季风气候、高原气候和高山气候等交替影响。(3)地形复杂。欧美风电开发多在平原、丘陵;而我国地形复杂多样,风电场选址通常处于山岭、河谷、山口、高原、滩涂等。

由于我国风电发展快,历史数据少,气候类型多,国外已有预测方法均无法满足我国的需要,如图4所示。亟需研究适合我国的普适性预测方法。

2.3 风电接入对电网稳定性影响显著

由于我国风能资源丰富地区距离负荷中心较远,大规模风力发电无法就地消纳,需要通过输电网远距离输送到负荷中心。大量风电功率远距离输送往往会造成系统电压大幅变化,局部电网的电压稳定性受到影响、稳定裕度降低。此外,当风电在电网中占有较大比重时,若大量风电在系统发生故障时采取被动式保护从电网切除,则会增加整个系统的恢复难度,甚至可能加剧故障,引起系统频率问题,最终导致系统崩溃解列,此时必须要求风电场具有低电压穿越能力,以维护风电场及电网的安全稳定运行[7]。

据国家电力监管委员会统计,仅2011年,我国发生规模超过100 MW的风电机组脱网事故达193次,超过500 MW的大型事故12次。其中2011年2月24日,甘肃酒泉某风电场由于场内35 k V电缆单相短路故障引起该地区598台风电机组脱网,损失风电出力840 MW,系统频率从故障前的50.03 Hz降低至49.85 Hz,事故过程如图5所示。风电机组脱网事故给电网安全稳定运行和可靠供电带来很大风险,同样也使风电场业主遭受电量损失。

2.4 风电机组电网适应性不佳导致事故频发

大规模风电并网给系统安全稳定运行带来明显影响,同时大量运行实践也反映出我国部分风电机组电网适应性不佳。2007年以来我国发生多次风机大规模脱网事故,除前文提到的低电压穿越问题外,尚有因谐波电压、三相电压不平衡、电网适应性等引起的风机脱网,如图6所示。

由于风电机组耐受谐波和三相不平衡电压能力较差而导致风电机组无法正常运行的事件在我国西北、华北等多地发生。如2008年,赤峰赛罕坝风电场由于风电机组产生谐波,造成风电场总出力超过90 MW后场内风电机组频繁跳闸停机。2008年,紧邻陇海铁路的大唐三门峡风电场,受重载电力机车经过时引起的电网三相电压不平衡度增加,当三相电压不平衡度超过1%,场内风电机组全部退出运行。风电机组的电网适应性差,影响了包含风电自身在内的整个电力系统的安全稳定运行。

3 风电并网技术研究与应用

中国电力科学研究院是我国最早开展风电并网技术研究的单位之一,拥有国家风电技术与检测研究中心和国家能源大型风电并网系统研发(实验)中心,针对我国风电并网稳定运行和有效消纳面临的巨大挑战,依托国家科技支撑计划《风电场接入电力系统关键技术研究》等多项国家级科研项目,围绕保证风电“并得上、发得出、能消纳”开展风电并网技术攻关。风电的稳定运行需要精确的并网仿真分析和完备的试验检测手段,而风电的有效消纳需要对风电功率进行准确预测,并依此为基础优化电网调度运行,实现风电优先消纳。为此,重点开展了并网仿真、功率预测、优化调度、试验检测4项核心技术研究,并取得了一系列具有自主知识产权的科研成果。

3.1 风电并网仿真

风电并网仿真是通过建立风电仿真模型和模拟风电运行过程,分析风电与电网的相互影响,是风电发展中需要首先突破的基础问题。我国风电机组型号多且特性差异大,建立普适性的通用模型十分困难;大规模时空不确定性风电集中接入末端电网,原有仿真手段无法满足风电并网研究的需要。

过去,大多数风力发电机动态模型都是由风机制造商与软件供应商开发,作为风机制造商的专有模型。直接将风机制造商编写的模型并入大型互联电力系统网络模型将带来诸多挑战:

(1)风电机组厂商开发的电磁暂态模型难以用于大规模电力系统仿真。

(2)电力系统仿真软件供应商开发的机电暂态模型并网特性的精确度不够,没有经过模型验证。

(3)风电场开发商提供的黑匣子模型难以深入了解模型特性和进行维护。

为解决上述问题,提出了风电机组通用化建模方法,建立通用化模型结构和子模块模型库,通过关键参数实测与辨识,实现各种型号风电机组特性准确模拟。针对国内众多型号机组,基于实测参数建立了超过150个机型的仿真模型,仿真和实测的误差稳态小于7%,暂态误差小于20%,在模型数量和精度方面均居世界领先水平。图7为模型仿真曲线和实测曲线对比。

中国电力科学研究院建立了包含风电机组通用化模型和时序生产模拟方法的一体化风电并网仿真平台,实现了时空不确定性风电与电网之间相互影响的全过程分析,满足我国大规模风电并网仿真需要。

风电并网仿真平台已应用于13个省(区)、7个千万千瓦级风电基地的接纳能力研究;研究保障了251个风电场的接入和安全稳定运行。

3.2 风电功率预测

风电功率预测是通过建立数学模型预测未来时段风电功率的大小,提前预知其波动规律,减小风电的不确定性,是保证风电消纳的必备前提。

风电功率预测可根据预测的时间尺度分为超短期预测、短期预测和中长期预测。超短期预测一般可认为是不超过4 h的预测。短期预测一般可认为是0~72 h的预测,以数值天气预报数据作为输入,主要用于电力系统的功率平衡、经济调度、以及电力市场交易等。短期预测是目前应用最为广泛的预测技术,预测方法主要包含统计方法、物理方法、物理统计相结合的混合方法[8]。

经过几年的技术攻关与工程实践,我国掌握了风电功率预测算法研究、系统开发、现场安装、调试等技术环节;开发出的风电功率预测模型包括基于人工神经网络、支持向量机等统计方法的模型,基于线性化、计算流体力学的物理模型,以及多种预测方法联合应用的混合预测模型。解决了无历史数据、地形复杂风电场的功率预测难题,并显著提高了少历史数据风电场功率预测的普适性和预测结果的准确性。

2008年11月,我国首套具有自主知识产权的风电功率预测系统研发成功,并于吉林省电力调度中心正式投入运行。该系统适用于平原、丘陵、山地等地形,以及高原山地、温带海洋性/大陆性、亚热带季风等多种气候类型的风电功率预测,目前已经在全国16个省级电网调度中心投入运行,覆盖的总装机容量超过5 000万k W,占2012年底全国风电并网容量的82%。该系统对复杂地形风电场的预测精度明显优于国外,在历史数据少的条件下,对平原地形风电场的预测精度与国外相当。图8显示了装机容量为930 MW的某地风电功率预测曲线和实际功率曲线对比。

3.3 风电优化调度

风电优化调度是在满足电力系统安全稳定运行约束下,根据风电预测结果预留风电运行空间,实现不弃风,是风电并网消纳的关键环节。

通过多年的研究,中国电科院提出了时序递进的风电运行不确定区间调度方法,研发了我国首套风电优化调度计划系统,在周、日前和日内三个时间尺度逐级降低预测不确定性带来的运行风险,解决了不确定性风电的安全消纳难题。

调度计划系统中风电发电计划模块是实现风电科学、有序利用的核心功能。制定风电场发电计划,首先进行全网对于新能源电力最大接纳能力的优化评估,以实现风电的优先调度。在基本确定电网运行方式的基础上,依据全网各节点的负荷的预测信息,各常规电源有功调节能力和电网有功潮流约束,以及全网发电机组/输电线路/变压器设备的检修计划、机组供热计划、输电断面传输功率限制等各类影响制约系统接纳风电电力的安全边界条件,优化算出每个节点能够接纳风电的最大电力及全网能够接纳风电的最大电力。

为实现风电的最大消纳,风电调度计划系统从周、日前和日内三个时间尺度逐级降低预测不确定性带来的运行风险。周优化目标为火电经济性和弃风小,考虑约束包括一周风电功率预测、负荷预测、电网安全、电源调峰;在周优化的基础上,采用精确度更高的日前和日内风电功率预测结果,考虑当前电网运行情况,进行时序递进的优化电网运行方式,增加风电消纳空间。优化算法的特点是考虑了风电的不确定区间,根据预测不确定性,保证了风电在不确定范围内波动时,系统备用能满足要求[9],如图9所示。

3.4 风电试验检测

风电试验检测是提高风电机组并网性能的研发平台,是促进风电机组制造业技术进步、保证风电稳定运行、保障电网安全的重要支撑。风电并网检测分为风电机组并网型式试验和风电场并网检测。风电机组并网型式试验包括风电机组低电压穿越能力检测、风电机组电能质量检测、风电机组有功/无功调节能力检测、风电机组电网适应性检测、风电机组电气模型验证五项内容。风电场并网检测包括风电场风电机组低电压穿越能力验证检测、风电场电能质量检测、风电场有功/无功控制能力检测、风电场并网性能评价4项内容。

我国风电机组型号众多,检测需求爆发式增长,必须建设功能完善、灵活高效的试验检测平台。为了解决各种电网扰动在线精确模拟、试验机位重复利用和试验设备共享等难题,中国电力科学研究院提出了基于阀控技术的电压跌落发生方法,实现了风电机组低电压穿越测试不停机软切换,解决了低电压穿越特性高效试验检测问题;提出了基于高低频独立运行、电压源串联全功率变流技术的电网适应性试验方法,解决了宽频带、对电网无干扰的在线式高精度谐波电压发生难题,自主研制世界首套35 k V/6 MVA电网运行模拟装置;提出了基于风电机组通用基础和灵活切换集电系统的风电试验基地设计方案,在世界上首次实现了风电试验机位的重复利用和核心试验设备的共享,建成了高效、灵活的风电试验检测平台,满足了短期爆发式增长的风电机组试验检测需求。

与国外相比,我国研制的试验装置试验周期短、试验曲线可控、效率高,国外现有装置不具备电网适应性测试功能。建成了国家能源大型风电并网系统研发(实验)中心张北风电试验基地,是世界上规模最大(30个试验机位)唯一具备检测风电机组全部整机性能(7类82个参数)的风电试验基地。

风电试验检测平台已经为43家风电机组制造商的217个型号的风电机组提供了技术研发与试验检测服务,覆盖国内所有产量超过50台的机型。

4 风力发电未来发展趋势

4.1 风力发电未来发展总体趋势

(1)新能源发电大规模集中开发模式向集中开发和分散利用并举转变。根据风能资源分布情况,我国规划了8个千万千瓦级风电基地。为了更加多元化发展,国家能源局2011年下发了《国家能源局关于分散式接入风电开发的通知》,2013年2月,国家电网公司发布《关于做好分布式电源并网服务工作的意见》,鼓励分散式风电的发展,未来将形成集中式与分散式开发并举的风电发展模式。

(2)陆上风电向海上风电发展。海上风电具有资源丰富、风速稳定、发电量大、湍流小、机组运行稳定、环境影响小等优点,我国预计2020年海上风电装机容量将达3 000万k W。

(3)风电单机成本不断降低,但电力系统整体运行成本不断增加。风力发电作为一种新兴技术,技术的不断进步必将带来成本的不断降低。但为接纳新能源发电,电力系统需要建设更多的灵活调节电源作为备用电源,建立更坚强智能的输电网络、增加更多的电力系统备用容量。整个电力系统运行成本与只有常规电源的相比,将大幅提高。

4.2 风电并网技术发展趋势

(1)在风电并网技术方面,未来电力系统的技术水平和资源配置能力将需要从管理模式、技术手段等方面做出调整才能够适应大规模新能源集中接入、远距离输送、大范围消纳,分布式接入就地消纳的需要,实现新能源的综合高效利用以及大规模新能源接入后电力系统的安全经济运行。

(2)未来的风电并网新技术将朝在线化、实用化、可视化方面发展,实现仿真分析技术向在线、实时分析等功能转变,并与预警、控制功能相结合进行在线应用;实现风力发电全周期的监测,实现对风力发电全过程的分析和评估;实现风电功率预测系统的高精度和高可靠运行;掌握基于预测的多能源系统高效运行与能量优化技术,提高风电电力在交通、供暖、工业用电等方面的应用水平。

5 结语

大规模风电并网给现有电力系统的运行控制带来一系列挑战。为了保证电力系统的供电可靠性和安全稳定性,在风电并网规模不断增加的条件下,整个电力系统需在并网仿真、功率预测、优化调度和试验检测等多种技术方面取得突破,解决风电并网带来的问题;同时,建设统一的坚强智能电网和根据风电发展规模制(修)定风电入网标准,对保证大规模风电接入后整个电力系统运行的安全稳定性和运行清洁性具有重要意义。

摘要：风力发电已经成为我国三大重要电源之一。大规模风电并网给电力系统规划和运行带来了极大挑战,需要针对大规模风电并网开展系统研究。介绍了我国风电发展整体概况,阐述了风电并网对电力系统运行的影响,并介绍了风电并网仿真、功率预测、优化调度和试验检测技术的研究与应用,最后展望了风力发电和风电并网技术未来发展趋势。

关键词：风力发电,仿真分析,功率预测,优化调度,试验检测,发展趋势

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风电检测认证体系现状评价和研究 第9篇

关键词：风电,检测,认证,建议

引言

随着全球范围内应对气候变化和节能减排压力的增加, 我国对新能源项目实施了鼓励政策并出台《可再生能源法》, 这使得以风电为主的新兴能源发电得到了飞速发展。2011年中国 (不包括台湾地区) 新增安装风电装机容量17.6GW, 风电累计总装机容量62.4GW, 稳居世界第一位。据《风力发电科技发展“十二五”专项规划》, 在“十二五”期间规划风电新增装机70GW以上。未来5年, 中国风力发电科技将逐步实现从量到质的转变, 完善和发展风力发电科技的实力, 实现从风电大国向风电强国的转变。

风电行业的高速发展需要完备的风电检测认证体系, 风电检测体系对风电行业健康有序发展的重要性在文献中已有论述, 已成为行业共识。那么, 应对这种高速、大容量的发展趋势, 我国风电检测认证体系都准备好了吗?国家能源局新能源司副司长史立山在国务院新闻发布会上曾指出, 我国风电行业现存问题之一就是缺乏一套完善的检测认证体系。所以, 目前加强检测认证能力的建设, 是真正提高风电设备质量, 保证产业健康发展的重要措施之一。

1 检测认证机构概况

1.1 国外主要检测认证机构

在近几年风电行业的迅猛发展中, 政府机构、行业中越来越多的专业人士认识到, 按照统一的技术标准、规范管理从风电场设计、建设到机组测试检验再到整机、项目工程验收、项目运营的全过程, 对风电行业健康有序发展起着至关重要的作用。

风电检测认证体系在欧洲风电行业比较发达的国家 (尤其是丹麦和德国) , 已经有30多年的历史。目前, 国内风电检测认证市场中国外检测认证机构占据主要地位, 主要国外风电检测、认证机构、知名实验室及其业务重点见表1。

1.2 国内检验、认证能力概况

在“十一五”期间, 我国建立了一批风能领域相关的国家重点实验室和国家工程技术研究中心, 并参考国际惯例初步建立了风电标准、检测和认证体系, 为我国风电发展提供了技术支撑和保障。

1.2.1 国内检测认证中心和重点实验室

国家能源研发中心 (重点实验室) 情况详见国家能源局国家能源研发中心 (重点实验室) 工作巡礼 (五) 、 (十) ～ (十二) 、 (二十三) 、 (二十五) 。

1.2.2 国家风电质检中心

目前, 通过国家质量监督检验检疫总局批准的国家风电设备质量监督检验中心 (实验室) 有3个, 分别是国家风电设备质量监督检验中心 (甘肃) 、 (江苏) 和 (湖南) 。

1.3 国内外检测认证机构能力综合分析

结合表1和表2、国内外各检测认证机构主页公布检验、认证能力资料以及IEC WTGS-01和GB/Z25458规定的认证、检验内容, 国内外检测认证机构检测认证能力对比如图1所示。

2 风电检测认证标准概况

2.1 国际风电标准概况

根据IEC网站公布标准及文献, 国际上通用的风电检测认证标准除了IEC 61400系列标准外, 还有IEC WTGS-01标准及德国劳氏船级社发布的认证指南。这些标准、规范和指南构成的体系覆盖了风电设计认证、型式认证、项目认证和部件认证的全过程, 在欧美很好地支持和规范了风电行业的发展。

资料来源:GL group、Intertek Group、TÜV Rheinland Group、DNV、RisøDTU、NREL、DEWI-OCC官方主页。

资料来源:CGC、CCS、VTI、EPRI、东北电力科学院有限公司、大学 (公司) 官方主页。

2.2 我国风电标准概况

“十一五”期间, 我国建立了一批风能领域相关的国家重点实验室和国家工程技术研究中心, 并参考国际惯例初步建立了风电标准、检测和认证体系, 为我国风电发展提供了技术支撑和保障。截至2011年底, 国家能源局组织能源行业风电标准化技术委员会各工作组, 初步形成了《能源行业风电标准体系项目表》。

2.3 形成风电检测认证标准体系

根据国家标准化管理委员会公布的标准制定计划表及其他所需标准, 初步形成风电检测认证标准体系如图2所示。

2.4 国际国内风电检测认证标准对比

通过对IEC WTGS-01和GB/Z 25458对比阅读发现, 国内外对风电行业的认证检测要求大同小异, 但体系的完备性有较大差异。结合图1、图2、表1、表2可作出我国风电检测认证标准体系与国际对比示意图 (如图3所示) 。

3 检测认证能力与体系现状分析

“十一五”期间, 我国风电产业发展引人瞩目, 已成为新能源的领跑者。我国在风能资源评估、风电机组整机及零部件设计制造、检测认证、风电场开发及运营、风电场并网等方面都具备了一定的基础, 初步形成了完整的风电产业链。在海上风电开发领域, 初步解决了海上运输、安装和施工等关键技术, 开始积累海上风电场运营经验。在人才培养上, 初步形成了一定规模的风电专业人才队伍, 风电学科建设也已经起步。但是, 我国风电检测认证机构能力、检测认证标准体系与发达国家还有较大差距。

3.1 检测认证机构能力

“十一五”期间, 我国建立了一批风能领域相关的国家重点实验室和国家工程技术研究中心。从图1对比可以看出:

(1) 国内检测认证机构在检验认证能力上与国外机构区别较大, 一方面我国检测机构和认证机构基本上分为两类机构, 仅有少数机构既有检测能力又具备认证能力, 而国外机构基本是合并在一起的;另一方面我国检测和认证机构的能力范围与行业发展不符, 认证机构认证能力不全面, 检验机构建设更滞后, 现在只有部分机组型式试验和电网接入试验具备全部能力, 与当前风电行业的发展需求差距巨大。

(2) 6个重点实验室均为能源局授牌, 依托单位中有5家是企业 (仅有一家为研究机构具备一定的中立性特点) , 即使该企业所属重点实验室在以后具备相应认证、检测资质, 但是其缺乏中立性的特点也会阻碍其更好地为行业和企业服务。另外, 行业重点实验室 (研发中心) 放在企业, 当其能为企业带来利益 (同时企业效益很好) 时, 会促进企业对其进行投资建设;当不能为企业带来利益时, 将可能成为企业的负担。故这种作法如没有配套合适的监督机制, 将会为整个行业带来较大风险。

(3) 筹建中的国家质检中心建设进度太慢, 与飞速发展的技术和行业现状不匹配, 这种建设进度可能会造成已建成的实验能力已经不满足新出台标准和落后于新技术的不利局面, 新建3个质检中心预计建设检测能力重叠部分较多, 但没有全面覆盖GB/Z 25458标准中规定的设计、型式、项目、部件认证中所需的检验能力。

3.2 检测认证标准体系方面

由图3可知, 我国风电检测认证标准体系已经初具规模, 但还存在以下问题。

(1) 标准很不完备。设计评估部分零部件标准缺失, 部分只有行业标准, 缺乏统一的国家标准, 缺乏型式认证中风电分布式发展方向的内容、风电专用基础设计标准、海上风电的基础设计评价体系;项目认证中缺乏特型风机设计型谱、特型配套设备标准, 电网相容性标准不全面, 风电机组的日常、定期监督检验标准不完善。

(2) 检测认证机构分工不明确。缺乏权威机构从分工、完善服务产业链、立体式服务方面为风电行业顺利发展保驾护航。从2005年起国家认监委审批了一批国内认证、检测机构可进行风电机组及其零部件的认证和检测, 但市场定位不明确, 相关主管机构也缺乏对该行业的管理和引导。

(3) 检测认证技术方面研究不够。对风电项目辅助技术研究不够, 比如:对项目投资政策性分析、项目运行经济性分析、电场运营过程分析、事故分析、可靠性分析、新技术等高端技术方面的研究还非常薄弱。

4 结论和建议

4.1 检测认证能力建设

(1) 目前, 我国风电行业正如中国风能协会理事长贺德馨所说“我国正在从风电大国向风电强国转变;由中国制造向中国创造转变;从国内单一市场向国内国际两个市场转变”。科技部门应该持续加大对风电行业的投入, 尤其是应在行业主管部门引导下全面、立体地建立健全国家级风电技术中心和重点实验室的检测认证能力。

(2) 质检部门应一方面加强对风电设备检测技术的研究和投入, 尽快提升国检中心的能力, 另一方面, 应考虑召集行业专家探讨更好地管理风电这么一个庞大、特殊行业的办法。另外, 各地质检机构应充分发挥作用, 将分布于全国31个省、地区的风电机组都纳入到监管视线内。

(3) 各级部门和政府应加大支持研究机构、大学风电实验室、工程中心、技术中心的力度, 鼓励这些技术部门对风电涉及的基础理论、原理、测试技术、材料技术等方面的研究;严格风电科技项目的验收;对理论研究项目, 严格考核其应用前景目标;扩大对产业化项目的支持范围, 并对知识产权和产业化前景提出更严格的要求。

(4) 加强风电科技人才的使用和培养。虽然新能源人才短缺的原因是多方面的, 但主要原因还在于我国的研发体系制度。当前我国基础学科的建设有两种不利于长期人才培养的模式:一种是采取高度依托个体专家的学术带头人制度, 而没有着眼于长期稳定研究团队的建设, 使得人员的变动对基础前沿研究的影响很大, 研究成果也没有稳定团队的承继, 例如:在可再生能源领域, 我国还没有长期支持和投入的国家级风能、太阳能或生物质能研究实验室, 因而也无法从战略角度把握这类领域的前瞻性技术。二是国家对研发的支持方式仍主要是一次性投入, 许多国家工程中心和研发中心都没有长期的、连续性的投入, 导致这些机构无法为国家基础性研究提供公共服务。所以要增加对风电科技人员的投入, 灵活人员使用机制, 充分利用企业和高校教育资源, 制定鼓励高校资源参与具有产业化前景研究项目的长效机制。

4.2 检测认证标准体系建设

(1) 组织相关各方尽快完善风电行业标准体系, 规范行业发展, 根据标准界定各相关方各自的责任和范围, 规范行业秩序。

(2) 加快认证中心建设。力求重点建设能够实现全面覆盖。

(3) 建立风电设备部件更换和各类风电事故的定期报告制度, 对设备质量问题进行监管;第三方技术机构应抓住风电行业大力发展的机遇, 加强自身建设和发展, 并与保险公司开展合作, 为风电保险的发展提供支撑。

进入2011年, 虽然关于风电调控的政策频繁推出, 我国东北、西北等地也多次出现因风机制造、施工质量问题、并网不利引起的各类事故。但是, 这并没有影响风电成为我国可再生能源发展重要一环的战略地位。风电产业的健康快速发展对于我国可再生能源产业发展和能源结构的调整意义重大。因此, 有必要借鉴相关国际经验, 结合我国实际情况, 建立适用的国家标准, 健全检测和强制性认证及机构认证的系列科学评价体系, 建设一批国际一流、国内领先且分布合理的国家风电设备质量监督检验中心, 同时从国家层面上形成长效政策和相关机制, 更好地培育和保护风电市场, 这样才能更好地保障风电产业健康、快速、可持续发展。

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现代大型风电机组现状与发展趋势 第10篇

大量不可再生能源的消耗,以及随之而来的气候变暖、生态破坏和大气污染等一系列环境问题,使世界能源和环境问题日趋严峻,因而对于可再生能源的开发和利用变得尤为急切。风能是使用最为广泛和发展最快的可再生能源之一,亦是近期内最具有大规模开发利用前景的可再生资源。根据世界风能协会(WWEA)产业报告数据[1],2011年全世界新增风电装机容量4200万千瓦,风电装机总量达到23900万千瓦,较2010年增长了21.4%。2011年我国风电装机量新增1800万千瓦,装机总容量超过6200万千瓦,继2010年后继续保持全球第一。由此可见,风能已从一种可有可无的补充能源,转变为解决世界能源问题不可或缺的重要能源。风电机组运行环境恶劣,机组部件难免出现破坏性事故[2]。随着全球风能快速发展,风电机组运行数量不断增加,各类风电机组事故也不断出现。风电机组一些故障甚至事故产生的原因无法得到合理的解释,给风电场风电机组和电网安全可靠运行留下了极大的隐患,对风电技术的健康发展带来了不良影响,迫切要求对风电技术理论进行深入研究。

1 风力发电产业概况

现代风电产业的发展始于1973年石油危机,美国、西欧等发达国家为寻求替代化石燃料的能源,研制了现代风力发电机组,并于20世纪80年代开始建立示范风电场,成为电网新电源。根据WWEA产业报告数据[1],截至2010年底,全世界风电机组年发电量已超过英国的电力需求,约占全球电量总需求的2.5%,这一数字在2011年底增加至3%。在一些国家和地区,风电已成为最大的电力来源之一,如丹麦、葡萄牙、西班牙和德国,2010年风电在其整个电力供应中所占比例分别为21%、18%、16%和9%。由于中国和印度风电的快速发展,2010年亚洲风电产业增长率已超过欧洲,成为世界风电发展的焦点。相关数据表明,中国2010年市场增长率为73.3%,2011年为40.2%;印度是亚洲另一风电快速发展的国家,装机总量为全球第五,市场增长率2010年为10.7%,2011年增加至20.9%。预计到2015年,全球装机总量达6亿千瓦;到2020年,全球装机总量达150 000万千瓦。

我国风能资源丰富,在东南沿海、山东半岛、辽东半岛以及海上岛屿、内蒙古、甘肃北部、黑龙江南部和吉林东部都有极佳的风能区域;全国可开发和利用的陆地上风能储量约有2.5亿千瓦,近海可开发和利用的风能储量约有7.5亿千瓦,共计约10亿千瓦。我国在20世纪80年代开始风电项目的探索和示范工作,1986年第一个风电场在山东省荣城市建成后,风电场建设在全国各地陆续展开,装机容量逐年增加,不过发展比较缓慢,到2002年底,我国的风电装机容量仅为45万千瓦。随着国家在产业政策上的鼓励、扶持(如风力发电特许制度)和科研上的大力投入,近年来风电技术得到高速发展,风电装机年增长率超过了70%,装机总量在2009年超过德国成为世界第二,2010年开始超过美国成为世界第一。在建设风场的同时,国内风电制造企业通过引进、消化吸收国外先进技术,开始自行研制开发大型风力发电机组,加速大型风力发电机组国产化,取得了显著的成绩,用几年的时间走完了欧美发达国家将近30年的路程。根据中国风能协会的数据,到2010年底,我国已累计安装风电机组34 485台,装机总容量达4473.3万千瓦,2011年装机总容量超过6200万千瓦。为了进一步促进风电等可再生能源发展,我国政府颁布了一系列政策法规,如2005年颁布的《中华人民共和国可再生能源法》,2006年颁布的《可再生能源发电有关管理规定》、《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》,2010年颁布的《中华人民共和国可再生能源法修正案》等,这对于推动我国风能产业的进一步规范化发展,具有里程碑式的意义。表1列出了中国近十年来风电装机量(数据来源:CWEA和WWEA)。

2 现代大型风电机组发展趋势

2.1 水平轴式风电机组为主流

按风轮轴方向不同,风电机组包括水平轴式风电机组和垂直轴式风电机组。水平轴式风电机组风能转换效率高、传动轴距短、经济性好,是目前国内外研制最多、技术最成熟、使用最为广泛的一种风电机组(包括上风向与下风向两种),在整个风电市场中占到95%以上。垂直轴式风电机组可分为两个主要类型:一类是利用气动阻力做功的阻力型风电机组,如萨渥纽斯型和涡轮型;另一类是利用翼型升力做功的升力型风电机组,如达里厄型[3]。与水平轴式风电机组相比,垂直轴式风电机组可以接收任何方向的来风,无需迎风装置,因此系统整体结构简洁,便于维护,成本较低。但由于在空气动力学以及结构构造力学等方面的技术积累不足,与水平轴式风电机组相比,大型垂直轴式风电机组的研发滞后许多[4]。因此,在未来相当长一段时间内,水平轴式风电机组仍将是主流。

2.2 多种大容量机型并存

在20世纪90年代,国际上风电机组主流为600千瓦级;2001年以后,基本上以兆瓦级以上风电机组为主流。2004年,德国Repower公司生产了5兆瓦风电机组,2008年世界上运行的风电机组单机容量最大为6兆瓦(风轮直径达到127m)。目前,8~10兆瓦风电机组的设计和制造也已经开始。我国风电机组主流机型在2005年为600~1000千瓦,2008年为750~1500千瓦,2009年为850~2000千瓦,2010国内单机容量为2兆瓦的机组也开始批量生产和安装,2.5兆瓦、3兆瓦等机型也在个别风场开始安装。2011年5月,中国首台6兆瓦风电机组在江苏盐城正式出产。虽然风电机组单机容量不断扩大,甚至向10兆瓦及以上级别巨型风电机组发展,但2~3兆瓦及以下单机容量的机组技术成熟,必将长期存在,也就是说,多种大容量机型长期并存,以满足市场的多样化需求。

2.3 变桨距风电机组替代定桨距风电机组

与定桨距风电机组相比,变桨距风电机组叶片安装角可以根据风速的变化而改变,气流攻角在风速变化时可以保持在一定的合理范围,在相同的额定功率点,额定风速比定桨距风电机组要低,在额定功率点有更高的功率系数。事实上,在现代风电机组研制初期,设计人员就认识到通过改变桨距角来调整空气动力转矩的重要性,将风电机组设计成全桨叶变距型,但由于技术积累不够,灾难性事故时有发生,限制了变桨距风电机组的商业化运行[5]。经过多年的发展,变桨距技术已较为成熟,在多种机型中得到应用。2009年以后,世界上新安装的风电机组中有95%以上采用了变桨距方式。

2.4 变速运行取代恒速运行

在风电机组与电网并网时,要求风电机组输出电频率与电网频率一致,即保持频率恒定。风力发电机保持转速不变得到恒频电能,称为恒速恒频运行;风电机组转速随风速变化,通过其他控制方式来得到恒频电能,称为变速恒频运行。变速运行风电机组可以通过调节发电机转速跟随风速变化,使叶尖速比保持在最佳值,从而最大限度利用风能,提高运行效率。现有的失速型恒速运行风电机组一般采用双绕组结构(4极/6极)的异步发电机双速运行。在高风速段,发电机运行在较高转速上,4极(大容量)电机工作;在低风速段,发电机运行较低转速上,6极(小容量)电机工作。双速运行的优点是控制简单,可靠性好;缺点是由于转速基本恒定,风电机组经常工作在风能利用系数较低的点上,风能得不到充分利用,即使通过变桨距系统改变桨叶的攻角以调整输出功率,也只能使异步发电机在两个风速下具有较佳的输出系数,无法有效地利用不同风速时的风能。变速风电机组一般采用双馈异步发电机或多极同步发电机。双馈电机的转子侧通过小容量能量双向流动功率变换器连接到电网;多极同步发电机的定子侧通过全功率变换器连接到电网。在新增风电机组中,绝大多数都采用了变速运行方式,可以预计变速运行全面代替恒速运行将成为趋势。

2.5 异步双馈、直驱和半直驱多种形式并存

风力发电机组按结构形式可以分为异步电机双馈式机组、永磁同步电机直接驱动式机组以及半直驱型(中传动比齿轮箱)机组。双馈风电机组风轮将风能转变为机械转动的能量,经过齿轮箱增速驱动异步发电机,应用励磁变流器励磁而将发电机的定子电能输入电网,在这种机型里,保证齿轮箱可靠性至关重要[6]。直驱式风电机组采用多极永磁发电机直接连接风轮,可以避免增速箱的不利影响,但发电机体积和重量庞大。半直驱式风电机组多采用增速比适当的(双馈型机组的1/10左右)一级齿轮传动,配以类似直驱式风电机组的多级永磁同步发电机,发电机体积比直驱形式的有了较大的缩小,质量明显减轻[7]。近年来,在新增风电机组中,双馈风电机组虽然占据主导地位,直驱式风电机组得到快速发展,半直驱式风电机组开始出现。

2.6 陆上风电机组向海上风电机组发展

在目前的各类风电机组中,以陆上风电机组为主,但陆上风力资源远没有海上风力资源丰富,国际上的风电机组技术不断向海上专用风电机组发展[8,9,10,11]。海上风力发电的方式分为两种,即在深海的浮体式和在浅海的座底式。海上大型浮体式风电机组最早由Massachusetts大学的Heronemus教授于1972年提出[12],但由于其开发难度远远大于陆地风电机组,直至20世纪90年代才有一些国家开始尝试[13],现仍处于探索阶段;座底式海上风力发电已在部分地区推向实用化。位于英国肯特海滩附近的Thanet风电场是目前世界上最大的海上风电场,耗资7.5亿多英镑,拥有100台涡轮电机,产生的巨额电力足以满足20万户家庭的需要[14]。上海东海大桥10万千瓦海上风电场是我国第一个海上风电示范项目。该项目位于东海大桥东侧的上海市海域,总装机容量102兆瓦,于2010年完成安装。随着海上风电技术的提高和开发成本的下降,以及各国政策的积极支持,未来海上风电将向更大规模发展。

3 理论研究现状与存在的问题

3.1 风轮气动分析

大型风电机组在运转过程中,气动机理十分复杂,一些物理现象至今尚未弄清。有关大型风电机组气动分析理论与方法的研究一直是风电技术领域的热点问题之一。目前对风电机组气动特性的分析主要是基于二维空气动力学[15],即假定在给定风电机组叶片径向位置处的气流是二维(2D)的;虽然三维(3D)空气动力学能够更加真实反映风电机组气动特性,但由于理论和技术上的复杂性尚难以用于工程实际中。在风电机组气动计算方法方面,主要有基于叶素动量理论(blade element momentum,BEM)模型[16]、基于动态入流理论(generalized dynamic wake,GDW)模型[17]以及基于计算流体力学(computational fluid dynamics,CFD)方法[18]等。BEM理论模型是在实际工程中应用最为广泛的一种方法,但是作为一种近似的计算方法,在使用中需要进行一定的修正;与BEM理论模型相比,GDW模型一个显著的优点是允许风轮上更宽的气流压力分布,但在低风速、大气弹偏移和大叶轮锥角等条件下,可能出现较大偏差甚至不稳定现象[19];更先进的风电机组气动分析CFD模型中,研究对象被划分为计算网格,对每一个网格都进行纳维斯托克斯方程(Navier-Stokes equation)组离散化,产生的规模巨大非线性耦合方程组必须数值求解,需要花费巨大的计算时间[15]。因此,在未来的许多年里以BEM模型为主进行大型风电机组气动分析仍是学术界和工程界的主流。

在运用叶素动量理论时必须充分考虑到非定常条件下叶素动量理论的修正,特别是复杂的动态失速现象。这主要是由于风轮偏航、塔架及湍流,以及大型风电机组受风切变等因素影响,叶片上任一点经历的风速处在不断变化中,从而导致攻角的时变。攻角的时变会导致翼型升力系数、阻力系数及力矩系数等气动参数异于静态值,这种改变不会在气动载荷中立即显示出来,而是有一个时间延迟。Theodorsen理论可对附着流动条件下的时间延迟进行计算[20],而在边界层分离时,需用动态失速理论进行分析。动态失速是指在非定常流场条件下的翼型失速行为,其典型特征是流场分离的延迟。动态失速现象十分复杂,早期的研究主要集中于直升机技术领域,随着风电技术的发展,动态失速研究逐步扩展到风电技术领域。过去几十年内,研究人员一直通过实验[21,22,23]、数值仿真[24,25,26,27,28]等手段开展研究。Carr[29]、Beddoes[30]对动态失速过程进行了描述,主要包括四种状态:流场分离延迟、涡流、全失速和重新附着流。然而,到目前为止,对动态失速的机理并没有完全掌握,也没有一种通用的动态失速模型,即使采用CFD理论进行计算,也无法得到精确的结果[28,31],因而,采用半经验模型成为工程实际应用的主要方式。

此外,应用叶素动量理论时,假设桨盘上的诱导速度分布是均匀的,而实际上风电机组尾涡诱导的速度是不均匀的,即使来流是均匀定常流,流经风轮叶片的气流仍然是不均匀的非定常流,为了研究由尾涡产生的不均匀流,各国学者发展了多种尾流模型,如平衡尾流模型、冻结尾流模型以及动态入流模型等[32]。

通过上述分析不难看出,目前气动分析中采用的理论往往是近似理论或经验修正模型,如半经验动态失速模型中部分方程来自经验构建,缺乏理论支撑,对于不同翼型不能直接移置。在不过分增加计算量的条件下,寻求和发展更可靠的气动计算理论与方法将是今后继续努力的目标。

3.2 载荷计算与分析

风电机组在运行过程中,外部环境复杂多变,承受的载荷十分复杂,其来源主要有空气动力载荷、重力载荷、惯性载荷和运行载荷。当风电机组运行在海上风场时,海水波浪形成的载荷对风电机组也有显著影响。按照载荷性质又可分为静态载荷、稳态载荷、周期载荷、瞬载、脉动载荷、随机载荷等。确定风电机组承受的多源载荷是进行风电机组零部件强度分析、结构应力特性分析、寿命设计时的重要依据。目前,国际上有不少规范、标准对风电机组载荷进行了规定,包括国际电工委员会制定的IEC 61400-1标准、德国船级社制定的GL标准、丹麦的DS 472标准以及中国船级社制定的《风力发电机组规范》[32]等。IEC 61400-1标准定义了四个不同的风电机组等级,以适应不同地区的风力情况。GL标准采用了与IEC61400-1一样的风电机组分类方法,但加入了轮毂高度处的湍流强度;DS472标准是基于四种地形等级下不同极限风速的设计标准,载荷选择的观念与IEC 61400-1和GL标准类似,只是载荷情况的数量较少[33]。

在风电机组载荷分析方面,由于现有气动分析理论的不确定性,相关研究主要集中在空气动力载荷的分析中,目前主要依据叶素动量理论进行计算,如在BLADED、AERODYN等软件中都采用了此方法。而随着陆上风电机组向海上风电机组发展,一些研究者进行了线性和非线性,规则与不规则波浪及波浪载荷建模研究,如Sarpkaya等[34]通过线性边界条件下速度势拉普拉斯方程求解来进行线性波建模;Longuet-Higgins[35]通过在非线性边界条件下采用摄动方法求解拉普拉斯方程进行了深水时非线性波建模;Sharma等[36,37]和Agarwal等[38]基于LonguetHiggins研究基础采用近似方法建立了有限水深时波浪模型,采用Morison方程建立了波浪载荷模型;Henderson等[39]对海上风电机组波浪模型设计、波浪载荷模型选择等进行了分析;Gravesen等[40]进行了风、波和海冰同时存在时风电机组载荷模型分析;Seide等[41]进行了风波联合作用下的风电机组支撑结构载荷模型研究、动力响应数值分析。

在载荷分析方法方面,通常采用数值仿真和试验测量两种途径。在数值仿真方面,Jonkman等[42]借助多种仿真软件联合的方式构建了海上大型风电机组耦合模型,并进行载荷、系统动力学响应特性分析,进而识别系统潜在载荷及发现系统存在的不稳定性;Moriarty等[43]和Buhl等[44]通过采用平均风速和湍流度联合分布的方式借助FAST_AD代码得到载荷数据,并建立了长期载荷概率模型和极端载荷参数化模型;在现场测试方面,Agarwal等[45]基于海上风电机组塔架载荷(弯矩)现场长期测试数据,利用波高阈值法获得了载荷长期分布模式;Peeringa等[46]通过对风速和载荷的测量,进行了风电机组塔架载荷实测值与计算值的比较分析,并建立了极端载荷统计模型。对于新型风电机组而言,一般没有现场载荷实测数据,因此多基于载荷计算相关理论运用仿真分析手段得到载荷数据,通过概率统计获得风电机组生命周期内载荷分布[47]。

尽管如此,风电机组实际运行过程中的载荷特性并未完全厘清,如变桨距风电机组在变桨距过程中变桨距载荷的变化规律,电网负载变化和风载变化的联合作用,台风、冰灾和海啸等计算条件下的载荷。今后,通过理论分析、数值仿真和现场试验等多种途径进一步推进风电机组载荷计算与分析研究十分必要。

3.3 风电机组动力学与控制

现代大型风电机组是由叶片、轮毂、传动系统、发电机、机舱、塔架等构件组成的复杂多体系统。即使在直驱式风电机组中,传动系统得到简化,风电机组的结构动力特性仍十分复杂。如果风电机组部件(如叶片)在外部载荷作用下发生弯曲和扭转变形,这些变形会改变叶片的气动载荷。气动载荷和机械振动是相互作用(气动弹性问题)的。如果这种相互作用是相互减弱的,则风电机组运动稳定,否则出现颤振、发散。特别是现代风电机组不断大型化,柔性叶片和柔性塔架广泛使用,使得结构动力学问题更加复杂。在风电机组结构动力学研究中,主要的振动体是叶片和塔架,机舱刚性较好,主要是以质量惯性参与振动[48]。对于变桨距风电机组而言,变桨距执行机构特性对叶片的动力学特性也有显著影响。

在风电机组动力学建模方面,已有一些学者采用不同的建模方法从不同的角度出发进行了研究。如Paluch等[49]建立了树状拓扑结构风电机组柔性多体动力学模型,并进行了载荷预测计算机辅助设计方法研究;Lee等[50]采用刚柔混合多体动力学建模的方法构建了风电机组动力学模型,进行了风电机组动态稳定性分析;李德源等[51]运用现代柔性多体动力学方法,研究了水平轴风力机柔性叶片空间旋转运动与其弹性变形间的相互耦合关系及其所导致的动力学效应,导出了旋转叶片的有限元动力学方程及其数值求解方法,对大型风力机叶片在机械和气动载荷作用下的弯曲变形进行了动态模拟,此外,将圆筒形塔架用空间梁单元建模,求解塔架在环境载荷作用下的位移、速度、加速度以及动力响应等;Geyler等[52]在进行风电机组载荷缩减控制时,将风电机组叶片和塔架简化为弹性铰模型,以方便建立系统控制模型;刘雄等[53]把叶片简化成悬臂梁,利用二结点梁单元进行离散化建模,运用Newmark法和模态叠加法原理对风电机组叶片的动态响应进行计算;陆萍等[54]将有限元技术与模态分析理论相结合,在有限元软件的基础上研制了用于风力机塔架结构的动态分析程序系统。

在风电机组振动控制方面,Skaare等[55]阐述了风电机组控制策略对风电机组振动、疲劳寿命有明显影响;Larsen等[56]认为塔架运动与风电机组气动特性及变桨距控制耦合可能导致负阻尼出现,从而形成很大的瞬时载荷,导致塔架振动失稳,提出一种通过极点配置的控制方法来确保塔架振动的稳定性;Lackner等[57,58]对风电机组结构主动和被动控制进行了对比研究,以塔架底部疲劳载荷缩减为目标,设计了鲁棒多变量控制器,研究结果表明主动结构控制能够更有效缩减塔架前后弯曲疲劳载荷;此外,Lackner等[59]还对通过统一变桨距和独立变桨距来缩减大型风电机组载荷进行了对比分析;Namik等[60,61]探讨了塔架振动的状态空间控制技术,以及独立变桨距控制技术在减小海上大型风电机组漂浮平台波动率方面的应用。

但是,已有理论和方法并不能完全揭示风电机组运行过程中的动力学现象。风电机组一些故障甚至事故产生的原因无法得到合理的解释,给风电场风电机组和电网安全可靠运行留下了极大的隐患,对风电技术的健康发展带来了不良影响。

3.4 能量流传递与调控

风电机组作为一种复杂机电系统,存在着物质流、能量流和信息流的传递和变换[62],主要特征和功能可以从物质流、能量流和信息流中体现出来。气流通过风电机组风轮可以看成是风电机组与外部环境之间的物质流;在风电机组内部主要存在能量流和信息流。图1给出了风电机组物质流、能量流、信息流示意图,图中能量流界面(1)和(2)处为机械能的流动,界面(3)和(4)处为电能流动,并且这种能量流动是双向的;除了主能量的流动外,在各子系统内还存在机械摩擦、电力电子器件开关等导致的能量损失。在信息流界面(1)处,采集的风速、风向等气流信息流向信息处理系统;在信息流界面(2)处,与风轮相关的信息包括:风轮转速、叶片节距角和变桨速率等;在信息流界面(3)处,与传动与支撑系统相关的信息包括:扭矩、振动及扭转等信息;在信息流界面(4)处,与发电机相关的信息包括:电压、电流、功率和转子转速等信息;在信息流界面(5)处,与变流器相关的信息有:电压、电流、功率及开关频率等信息;在信息流界面(6)处,与电网相关的信息包括:电网电压、电流和电频率等信息。

风电机组从风中吸收能量,然后在风电机组内部转换、分解、存储并最终传递至电网,从而构成了系统的混合能量流,能量流的动态变化与风电机组多物理过程演变密切相关,根据风电机组运行状态和目标,信息流通过控制和调整系统能量流状态实现系统期望的状态和目标。在复杂服役环境下实现风电机组多能域的能量高效转化、传递与控制研究是风电机组的核心研究内容之一。从图1可以看出,风电机组的能量流系统可以划分为多个界面或子系统,目前针对风电机组能量流系统建模基本上采取按界面(子系统)划分的方式,如图1中划分为气流、风轮、传动系统、发电机、变流器、电网等子系统。

对于气流(风)模型的研究,不少研究者已经取得重大进展,如Anderson等[63]在研究中采用了由基本风、阵风、斜坡分量和背景噪声四种分量组成的来风模型;Veers等[64]提供的方法能产生包含功率谱密度函数和相关函数的三维风场;Welfonder等[65]将来风速序列看作是白噪声序列通过整形滤波器的输出,建立了风速模型;李东东等[66]建立了满足一定功率谱密度特性的自回归滑动平均风速模型。

对于风轮的建模研究,主要是利用空气动力学理论进行气动建模。本文选取直驱式风电机组为例进行进一步分析,在直驱式风电机组中,风轮与发电机转子直接相连,所以传动系统的建模得到极大的简化,因此大型直驱式风电机组能量流建模与动态特性分析的研究,目前主要集中在电气系统(发电机、变流器和电网等)建模和控制方面。在这一研究领域,Hansen等[67]建立了多级永磁同步大型风电机组电气和控制模型,描述了全功率变频控制能量策略;Strachan等[68]建立了2兆瓦离岸型直驱式风电机组风能转换和储能系统动态模型;Tan等[69]分析了无机械传感器条件下,风电机组最大风能追踪鲁棒控制技术;金一丁等[70]根据风力机运行特性及最大风能跟踪原理,基于PSCAD/EMTDC设计了一套由永磁式同步电机与AC-DC-AC脉宽调制(PWM)变流器组成的风电机组软件平台;尹明等[71]建立了包括风轮模型、传动系统模型和发电机模型的整机数学模型,提出了桨距角和发电机转速的控制策略;赵仁德等[72]提出了基于最佳电磁转矩给定的最大功率追踪方案和一种发电机的转子初始位置检测方法;Morren等[73]研究了风电机组各部分控制方法,提出了结合桨距角控制提高低电压穿越能力的必要性;杨晓萍等[74]建立了背靠背双PWM变流器并网的永磁同步风力发电系统仿真模型,提出按电网电压跌落幅度减小发电机输出功率的低电压穿越控制策略。随着各种新型风电机组结构的出现,有关大型风电机组控制策略的研究报道还在不断涌现。

风能的吸收、转换和传递控制是风电机组需要解决的根本问题,随着风电机组的不断大型化,面临的困难随之增加。今后,从能量流、信息流协同的角度出发,进一步完善对吸收风能的转换、传递控制技术,是实现风电机组高效、低耗和可靠运行的重要途径。

3.5 变桨距系统研究

在风电机组中,通过对桨距角的主动控制(变桨距)可以克服定桨距/被动失速调节的许多缺点。变桨距直驱式风电机组中的一个重要组成部分是变桨距执行机构,通过变桨距技术改变叶片桨距角,可以有效改变风电机组气动特性,与定桨距风电机组相比,起动与制动性能更好,风能利用系数更高,在额定功率以上输出功率也更加平稳。变桨距执行机构有液压执行机构和电动执行机构两种:液压变桨距系统主要由动力源液压泵站、控制模块、蓄能器与执行机构油缸等组成;电动变桨距系统主要由驱动电机、减速箱、控制模块、蓄电池与执行机构减速器等组成。电动变桨距执行机构结构紧凑、控制灵活、动作可靠,不存在液压执行机构中的非线性、漏油、卡塞等现象,已逐渐占据市场优势地位。

在变桨距方式上包括统一变桨距和独立变桨距两种。同步改变所有桨叶节距角的方式称为统一变桨,国内外学者对定桨距和统一变桨距已进行了深入的研究。采用统一变桨时,风轮扫掠面内的来流风速一般假定为均匀分布,但真实的来流风速存在切变现象,并受塔架、上升流等影响,因而即使在来流风速稳定的前提下,叶片在旋转过程中,一周内不同位置承受的载荷也是不同的。而且,随着现代风电机组的大型化,风轮直径不断增大(5兆瓦风电机组的叶轮直径可达130m),受风切变,塔架、上升流等影响更大。叶片在旋转过程中,一周内不同位置承受的载荷差异十分明显,造成齿轮箱及塔架等部件载荷波动,对风电机组(尤其是叶片)寿命产生了严重影响,显然对桨叶进行单独控制更为合理。大型风电机组每个桨叶采用独立节距角控制已经成为大型风电机组发展的期望目标。对桨叶进行单独控制,每个桨叶有自己独立驱动执行机构和节距角的变化规律,风电机组既能满足功率输出性能指标,还能有效缩减叶片、齿轮箱、塔架等部件的波动载荷,从而延长风电机组生命周期。此外,多个变桨距执行机构可以被认为是独立的刹车系统[75],甚至还能取代原有的大型刹车系统。对独立变桨距理论的研究开始于20世纪90年代。一些学者已在独立变桨距领域进行了大量的研究工作。Bossanyi等[76,77]由测量的叶根应力信息,提出了基于线性二次型高斯(LQG)控制器的桨叶节距角控制方法;Geyler等[52,78]基于风电机组简化线性模型,采用H∞控制理论,设计了独立变桨距系统控制器;Selvam等[79]基于叶根应力测量值,采用风电机组线性化简化模型,设计了独立变桨控制器,该控制器由一个反馈型LQG控制器和一个前馈型扰动注入控制器组成;Larsen等[80]提出了一种基于来流风速测量的风电机组独立变桨距控制算法;郭洪澈等[81]对基于永磁同步电机的独立桨叶预见控制技术进行了研究;由于风电机组是一个多维高阶的复杂非线性系统,在实际运行过程中得到其准确状态方程比较困难,以风电机组状态方程为基础进行独立变桨距控制,给控制器精确设计带来较大难度。林勇刚等[82]设计了基于加速度权系数分配的变桨距模糊控制方案,简化了控制器设计难度。这些成果对风电机组独立变桨距系统的进一步深入研究起到了极大的推动作用。

然而,目前针对变桨距系统的研究与应用主要局限于风能捕获方面。虽然对通过变桨距控制实现疲劳载荷控制、系统振动控制也有研究,但是尚没有普遍的工程应用,相关的控制途径、策略和实施方式仍需要大量的研究工作。

4 结束语

风能是使用最为广泛和发展最快的可再生能源之一,是近期内最具有大规模开发利用前景的可再生资源。本文对风力发电产业现状进行了梳理、归纳和分析,总结了风电机组未来发展趋势:水平轴式风电机组为主流;多种大容量机型并存;变桨距风电机组替代定桨距风电机组;变速运行取代恒速运行;异步双馈、直驱(半直驱)多种形式并存等。对风电机组风轮气动分析、载荷计算与分析、动力学与控制、能量流传递与调控和变桨距系统等的研究现状和面临的问题进行了分析。

由于现代大型风电机组是涉及空气动力学、机械学、电机学、控制理论等多学科的复杂非线性系统,包含多物理场和多物理过程,因此今后对风电机组进一步深入研究过程中,应充分运用多学科知识,以系统科学的思想方法开展研究。

海上风电初扬帆 第11篇

受广东省发改委委托，由广东省电力设计研究院负责编制的《广东省海上风电场工程规划报告》已顺利通过国家能源局组织的专家评审。按照规划，广东省近海海上风电装机容量可达千万千瓦，年发电量可达290亿度。

今年6月，在国家能源局召开的“海上风电工作座谈会”上传出下半年将启动第二批海上风电特许权项目的招标准备工作。据了解，此次招标预计于2012年上半年完成，总建设规模约150万千瓦到200万千瓦。新一轮的“海上争夺”即将再次展开。

虽然中国在海上风电领域已经有了一年多的经验，但时至今日，在一些风电场开发商眼中，涉足海上风电场，还需三思而行。中国风电集团有限公司项目开发部总经理张卫奇告诉《中国新闻周刊》，建设海上风电场目前还存在很多不成熟因素，“成本太高，国家之所以进行招标也是希望能够将成本降低，以推动国内海上风电的更好发展。”

海上风电：不简单的“搬迁”

“建造海上风电场绝对不是将陆上风机简单地搬到海上”，比利时风电开发商C-power NV首席执行官马腾斯·菲利普这样介绍海上风电。

早在2008年，中国海洋石油总公司便购买了一套金风科技股份有限公司（以下简称“金风科技”）生产的1.5兆瓦永磁直驱风力发电机组，在渤海湾树立了一套海上风电机组，并称其为海上风力发电站。

该风力发电站位于离岸70公里的渤海绥中36-1油田。风电机组被安装在油田30米水深的一个导管架上。铺设了一条5公里长的海底电缆至绥中36-1油田的中心平台，使得这个海上风力发电站所发的电用于海上石油平台。

“机组在进行良好维护的情况下，可利用率达到90%以上应该是没有问题的。今年上半年，机组的可利用率一度稳定在95%以上。事实上，目前出现的都是一些小问题。”中国海洋石油工程股份有限公司新能源开发项目部总经理郝军告诉《中国新闻周刊》，他所在的部门负责了该风力发电机组的海上安装施工等相关工作。建立中国第一个深海海上风电机组，对于他们而言是一个难得的经验。

在郝军看来，该风电机组的施工和管理完全是按照一个油田的规格配备的。因为原有船只在工程造价上虽然减少了装运船只方面的造价，但是在机组的维护上估计投入不少。

据金风科技介绍，该机组可看做是中国海上风电建设的起步，基于此机组的安装运行经验，对于设备制造和海上风电工程来说，将是一笔不小的经验财富。

在上海海上风电及风电产业链大会暨博览会上，西门子、维斯塔斯、瑞能等国际风电巨头设计的海上风电机组，都在设计中加入了方便风机维修人员到达机组并可以在上面食宿的设计，有的还设置了供飞机停靠的平台。

“由于海上和陆上差异很大，维护海上风电机受到许多限制。”西门子风电海上风电业务亚太区总经理奥雷·海曼森说，由于风电机组立于海上，环境复杂，很多时候维修船只将人员送至风机非常困难。将维修人员送至风机再接回，无法在短时间内完成，所以需要在机组上设计专门的区域以便于维修人员食宿。

上海东海风力发电有限公司副总经理张开华表示，“在我们看来，能够做陆上风电，就不做海上风电。能够做近海风电，就不做远海风电。因为海上风电不仅仅是对风电机组设计的考验，对风电场的施工、设备等都是有特殊要求的。”

2010年7月，上海东海大桥100兆瓦海上风电示范项目正式投入运行。该项目被称为亚洲第一座海上风电场，其运营商便是上海东海风力发电有限公司。日前，该项目的二期工程——东海大桥海上风电场二期(扩建)工程已经招标完毕，由上海电气中标并提供3.6MW风电机组。

示范项目着眼于“不亏损”

作为第一个海上风电场，东海大桥100兆瓦海上风电示范项目于2006年经上海市发改委组织进行项目的招标，2008年5月经国家发改委核准开始施工准备工作。

该风电场位于上海海域，其最北端距离岸线近6公里，最南端距岸线13公里，平均水深10米左右。招标上网电价为每度电0.98元人民币。

“目前陆上风电的平均造价在单位千瓦6000元〜8000元，而海上风电场是它的1.5〜2.5倍，这样的造价无疑带动了电价成本的增高。”早在2010年上海市发改委副主任周亚曾这样评述海上风电的电价问题。

而对于首个示范项目的成本问题，张开华表示，实际运营与四年前所做的项目概算有一定的差别，但是作为中国的第一个示范项目，东海大桥项目最大的目标就是“不亏损”。他同时还透露，在海上风电场的建设中只要主设备和塔筒的成本是可控的，整个工程的成本便是可控的。

马腾斯·菲利普则建议开发商更多地关注每度电的发电成本和整个生命周期的投入回报比。“中国目前所做的示范未能大批量推广，我们需要做到标准化，只有做到风机质量、合同、保险等的标准化，其成本才会下降。但重要的是在其整个生命周期中，有多少风机能够屹立不倒。买一个风机可能需要400万欧元，但是其中平台、服务等也都是成本。风险是永远存在的，要确保每花一分钱都用在刀刃上。”

奥雷·海曼森认为，项目的资本性支出很大程度上取决于天气和海洋状况、水深以及距离岸边的距离。“要降低成本最大的收益就需要尽快实现发电。”

目前，国内风机生产商的海上风机生产能力已经得到了提升。华锐风电已于2011年7月生产出了5兆瓦的海上风机。金风科技在如东近海与响水潮间带的2台2.5兆瓦直驱永磁机组，分别于2010年8月与2011年2月并网运行，可利用率均达到95%以上。

国内其他风机制造厂商也着力于海上机组的生产。2009年12月12日，国电联合动力技术有限公司生产的潮间带试验风电机组在江苏如东海上风电场吊装完成；2009年11月，金风科技与江苏省大丰市政府联合建立金风科技大丰海上风电产业基地。

在众多风机厂商纷纷家摩拳擦掌的同时，“大功率”也成为海上机组的一大特点。“海上风电大型化是一个趋势。”张开华这样评价。据悉，当前作为世界范围内海上风电“执牛耳者”，欧洲普遍采用3.0兆瓦和5.0兆瓦的海上风机。

云南省风电负荷预测系统现状评估 第12篇

风能作为目前新能源开发中技术成熟, 具有大规模开发前景的能源, 目前在云南省范围内进行了大规模的开发和利用;针对风电场大规模接入电网的情况, 风电负荷预测系统将对电网运行方式提供强有力的理论依据。

1 风功率预测系统

风电场功率预测是指以风电场的历史功率、历史风速、地形地貌、数值天气预报、风电机组运行状态等数据建立风电场输出功率的预测模型, 以风速、功率或数值天气预报数据作为模型的输入, 结合风电场机组的设备状态及运行工况, 得到风电场未来的输出功率, 预测时间尺度包括短期预测和超短期预测。

2 风功率预测对云南省的重要意义

云南省每日最高负荷大约为1 400 MW, 目前风电接入200 MW, 由于负荷中水电比重相对较大, 水电具有较强的调频能力, 所以目前对于在线路容量允许的情况下风电采用全额消纳的方式, 但随着十三五规划中风电的大力发展, 风电在电网中的比重将继续增大[1], 由于风能的随机性、间歇性特点, 风电对电力系统的安全稳定运行将带来更大的挑战。

风功率预测系统对风电场出力变化趋势进行预测, 对风电场的运行情况进行监视, 通过对风电出力的预测可以为电力调度部门优化运行方式提供数据支持, 从而提高电网供电质量、保证电网安全[2]。

3 电场侧风功率预测系统情况

2010年前投运风电场于2011年开始陆续配置风功率预测系统, 2011年以后投运风电场在投运过程中就开始配置风功率预测系统。

下面从以下4个方面对目前云南省风电负荷预测系统的现状进行分析。

3.1 数据采集系统

数字采集系统是风电负荷预测系统基础的数据来源, 也为负荷预测计算提供实际数据支持, 并与调度端进行通讯, 上送风电场运行情况及预测数据。现阶段云南风功率预测数字采集系统基本情况如下:

1) 风电场测风塔采集量均包括三个不同层高的风速和风向;但发现存在风电场目前并未安装测风塔, 测风塔数据均是电脑自动生成, 并非实时风速。

2) 风功率预测系统通过通讯终端接收风场气象信息和风场实际运行情况, 并向调度端输出风功率预测信息;但各风场均有不同程度的采集信号缺少现场温度、湿度、风向级空气密度等气象数据采集不全的情况。

3) 目前风电厂预测数据存储均是按15 min存储一次的方式进行存储, 期间的风场实发功率及风速数据都为15 min转化的平均数据。

4) 部分风电厂存在实际功率、实际风速缺失的情况, 缺失的情况下数据显示为空缺, 未对缺测和异常数据进行处理, 将对预测数据准确性造成影响。

3.2 统计、报表功能

统计和报表功能是通过对风功率预测系统中气象数据、预测数据、实际运行数据进行归纳总结再生成数据展示功能, 包括表格展示、图表展示、报表打印输出。现阶段云南风功率预测系统统计及报表功能情况如下:

1) 各风电场风功率预测系统中对于短期及超短期功率预测都可以通过历史趋势进行查询。

2) 各风电负荷预测系统中误差统计均是采用日统计、月统计的方式完成;误差指标包括均方根误差、平均误差、相关性系数、最大预测误差存在统计数据不完善的情况。

3) 各风功率预测系统只包括风速及风向统计功能, 并支持自动生成报表;未包括发电量、风电有效发电时间、最大出力及其发生时间等, 也未向电力调度机构上送以上统计数据。

3.3 预测功能

预测功能是通过天气预报、现场实际气象数据及历史数据对风电场未来功率进行预测的方法。目前预测功能情况如下:

1) 目前这些风功率预测系统均包含预测次日零时起3天的风电输出功率的短期预测、预测未来0-4h的风电输出功率的超短期预报, 且时间分辨率都为15min。

2) 各风功率预测系统短期预测启动时间都是由后台设定, 无法通过界面按钮进行手动测试, 超短期预测都是按照15min执行一次, 预测该时刻之后4h的输出功率。

3) 风场均存在开机容量缺失的情况, 由于缺少实际的开机容量将导致误差统计计算不准。

4) 各风电场风功率预测系统中对于限电时段都没有从预测系统中填写限电时段, 导致限电时段预测数据与实际负荷偏差很大。

5) 对负荷预测曲线在预测系统中存在数据缺失或错误是无法进行修正。

6) 各风场都具有完备的误差统计功能。

3.4 风场预测情况统计分析

根据《风电功率预测系统功能规范》中要求单个风电场非限电时段的短期预测月均方根误差应小于20%, 超短期预测第4 h预测月均方根误差应小于15%;[3]误差计算方法如下:

均方根误差 (RMSE)

平均绝对误差 (MAE)

相关性系数 (r)

最大预测误差

式中:

通过收集的预测数据根据公式 (1) 至公式 (4) 对风电场的预测误差进行计算, 计算结果如图1~4所示:

通过对上述3个风电场预测数据的收集及误差计算的结果可以看出, 目前风电场的短期、超短期预测均方根误差均有不同程度的不满足要求的情况, 预测精度相对偏低;短期预测平均绝对误差在10%~25%之间, 超短期预测平均绝对误差在5%~25%之间。

4 风电负荷预测系统存在的问题

云南省由于近几年才开始大力发展风电项目, 导致目前对风功率预测系统的管理及研究存在明显的不足, 由于风电的大规模接入, 风功率预测系统已经成为大家关注的焦点, 但云南省范围内风功率预测系统存在着以下几个主要问题:

1) 目前我省风电功率预测系统依赖于地区天气预报数据, 但地区天气预报对风电场局部气象预测存在明显偏差的情况, 导致预测精度偏低。

2) 风电场历史数据不完备、气象数据缺失等情况也导致负荷预测精度较低。

3) 风电场发电计划上报基本是采用参考前一日实际负荷情况来进行上报, 并未直接使用预测数据作为计划发电数据上报;这样导致上报的计划数据与预测数据及次日实际功率情况存在较大偏差, 风功率预测系统也未起到应有效果。

4) 风功率预测系统在各风电场中无人管理无人维护, 预测系统未对风电场运行, 风功率预测的数据、误差统计等也没有进行归档和收集。

5 结束语

本文介绍了针对目前云南省风功率预测系统的闲置及存在的问题, 对下一步规范和提高风功率预测系统提出以下建议:

1) 提高风电场风功率预测系统的基础资料管理, 完善风功率预测系统的数据统计及采集, 并向电力调度中心及时上报;这样一方面可以提高预测精度, 同时对风电场的运行维护及检修计划安排提供便利。

2) 完善风功率预测系统的考核管理制度, 提出相应的风功率预测系统的各项技术指标以规范风功率预测系统, 提升预测水平, 保证电网安全。

3) 进一步对风功率预测系统的算法与技术进行深入研究, 对气象预报数据进行长期统计收集, 针对我省以山地为主的特点优化预测算法, 提高预测精度。

4) 开展风电场技术监督。在技术监督的过程中规范风功率预测系统, 并在监督过程中收集各项气象数据及预测数据, 为进一步深化风功率预测研究工作提供数据支持。

参考文献

[1]邢婷, 郑有飞, 朱勇, 等.云南风能资源及其开发利用研究进展[J].气象与环境科学, 2013, 36 (4) :55-61.

[2]范高锋, 裴哲义, 辛耀中.风电功率预测的发展现状与展望[J].中国电力, 2011, 44 (6) :38-41.