风能发电的原理

风电行业自动化产品的市场应用状况

控制器、SCADA、伺服、变频器、传感器等自动化产品都在该行业有比较广泛的应用。接下来我们将逐一分析这些产品在该行业的应用状况。控制器应用状况

　　PLC，在风电行业中被广泛应用，用于监控和测量风速，经常应用在液压系统控制，发电机，偏航以及变桨。PLC主要供应厂商是西门子和ABB公司。

　　另外，风电行业中专用控制器也有相当的市场空间。比如，液压控制器，用于控制浆距或角度等。比如，研华UNO-2160应用在风力发电系统中，可以用来检测发电机的状态，以及与现场PLC设备和现场总线设备进行通讯。

　　SCADA应用状况

　　在风电行业中，SCADA系统主要是做环境监测与控制，风机的运行环境要在SCADA系统内完成，以避免外界的条件影响，比如，温度变化等，另外，还有发电机和分布式I/O的监控。SCADA系统里，现场总线和以太网也被应用其中，起到通信的作用。

　　艾默生过程管理的SCADA系统，已经被应用在风电行业。国外的赛风公司的SCADA系统也应用较多，另外还有Mita。

　　另外，国内最大的风电系统集成商，金风科技也开发了自己的SCADA系统。

　　变频器应用状况

　　变频器被广泛应用在风电行业的传动系统中，主要的两个应用点是：连接发电机；应用于双馈电机，起同向、同频、同压的作用。

　　目前该市场使用的比较多的变频器品牌有：ABB、VACON等。由于该领域技术门槛较高，这些国外品牌在这一关键部件市场占据了垄断的地位。

　　中国北车集团永济电机厂凭借铁路机车领域的变频技术，研发了1.5兆瓦风电变频器。实现了本土变频器厂商在该领域的突破。

　　其他自动化产品应用状况

　　风电中的编码器可用于对风力发电系统的桨叶和转子转角，发电机速度位置，平台转角等信号测量和反馈。通常一个风电系统中配备5个编码器，每个编码器的价格从几千到几万不等。传感器主要应用于偏航，发电机主轴以及变桨。另外，温度传感器也有应用，特别是在液压站处。变桨系统使用3台伺服电机，该领域主要品牌包括：LUST、KEB和SSB。

（中国流体机械网 佚名）

风力发电机叶片材料的技术发展路线

据国际咨询公司UtiliPoint总裁Bob Bellemare称：对于风力发电机而言，碳纤维是即将来临的潮流。一般较小型的叶片(如22m长)选用量大价廉的E-玻纤增强塑料，树脂基体以不饱和聚酯为主，也可选用乙烯酯或环氧树脂，而较大型的叶片(如42m以上)一般采用CFRP或CF与GF的混杂复合材料，树脂基体以环氧为主。GE风能的叶片工程的全球经理Ramesh Gopalakrishnan说，设计师们在寻找轻质高强度材料的过程中，选择了碳纤维应用于叶片设计中。因此，玻璃纤维和碳纤维是目前叶片制造中最为重要的两种材料。　

   叶片是风力发电机中最基础和最关键的部件，其良好的设计、可靠的质量和优越的性能是保证机组正常稳定运行的决定因素。恶劣的环境和长期不停地运转，对叶片的要求有：比重轻且具有最佳的疲劳强度和机械性能，能经受暴风等极端恶劣条件和随机负荷的考验；叶片的弹性、旋转时的惯性及其振动频率特性曲线都正常，传递给整个发电系统的负荷稳定性好；耐腐蚀、紫外线照射和雷击的性能好；发电成本较低，维护费用最低。

   为满足上述要求，提高机组的经济性，叶片的尺寸增大可以改善风力发电的经济性，降低成本。叶片长度从1980年的4.5m发展到今天的61.5m，容量从当初的55kW发展到今天的5MW。1970年的风力机叶片主要有钢材、铝材或木材制成，今天选择的材料以E-玻纤增强塑料(GFRP)居多，目前已开始采用碳纤维复合材料(CFRP)，叶片材料的开发顺应了叶片大型化和轻量化的方向发展。

   木制叶片及布蒙皮叶片

   近代的微、小型风力发电机也有采用木制叶片的，但木制叶片不易做成扭曲型。大、中型风力发电机很少用木制叶片，采用木制叶片的也是用强度很好的整体木方做叶片纵梁来承担叶片在工作时所必须承担的力和弯矩。

钢梁玻璃纤维蒙皮叶片

   叶片在近代采用钢管或D型型钢做纵梁，钢板做肋梁，内填泡沫塑料外覆玻璃钢蒙皮的结构形式，一般在大型风力发电机上使用。叶片纵梁的钢管及D型型钢从叶根至叶尖的截面应逐渐变小，以满足扭曲叶片的要求并减轻叶片重量，即做成等强度梁。
   铝合金等弦长挤压成型叶片

   用铝合金挤压成型的等弦长叶片易于制造，可连续生产，又可按设计要求的扭曲进行扭曲加工，叶根与轮毂连接的轴及法兰可通过焊接或螺栓连接来实现。铝合金叶片重量轻、易于加工，但不能做到从叶根至叶尖渐缩的叶片，因为目前世界各国尚未解决这种挤压工艺。

   玻璃钢叶片

   所谓玻璃钢(glass fiber reinforced plastic，简称GFRP)就是环氧树脂、不饱和树脂等塑料渗入长度不同的玻璃纤维或碳纤维而做成的增强塑料。增强塑料强度高、重量轻、耐老化，表面可再缠玻璃纤维及涂环氧树脂，其它部分填充泡沫塑料。玻璃纤维的质量还可以通过表面改性、上浆和涂覆加以改进。LM玻璃纤维公司现致力于开发长达54m的全玻纤叶片，其单位kWh成本较低。

玻璃钢复合叶片

   上世纪末，世界工业发达国家的大、中型风力发电机产品的叶片，基本上采用型钢纵梁、夹层玻璃钢肋梁及叶根与轮毂连接用金属结构的复合材料做叶片。风力发电转子叶片用的材料根据叶片长度不同而选用不同的复合材料，目前最普遍采用的是玻璃纤维增强聚酯树脂、玻璃纤维增强环氧树脂和碳纤维增强环氧树脂。美国的研究表明，采用射电频率等离子体沉积去涂覆E-玻纤，其耐拉伸疲劳就可以达到碳纤维的水平，而且经这种处理后可以降低能实际上导致损害的纤维间微振磨损。LM玻璃纤维公司进一步开发以玻璃钢为主，在横梁和叶片端部只少量选用碳纤维的61m大型叶片，以发展5MW的风力机。

   碳纤维复合叶片

   随着发电单机功率的增大，要求叶片长度不断增加，其在风力发电上的应用也将会不断扩大。对叶片来讲，刚度也是一个十分重要的指标。研究表明，碳纤维(carbon fiber，简称CF)复合材料叶片刚度是玻璃钢复合叶片的两至三倍。虽然碳纤维复合材料的性能大大优于玻璃纤维复合材料，但价格昂贵，影响了它在风力发电上的大范围应用。因此，全球各大复合材料公司正在从原材料、工艺技术、质量控制等各方面深入研究，以求降低成本。

   昨天，我们用的是木制或金属材料；今天，我们用的是玻璃钢；明天，我们用的是碳纤维；那么明天的明天，我们用的会不会是纳米材料？

（世界风力发电网 佚名）

风力发电产业呈现四大趋势 不断向大型化发展
风力发电是一种主要的风能利用形式，中国风力发电已经开展了多年，随着中国能源环境的变化和风力发电产业的成熟，未来几年中国风力发电将呈现新的趋势。
　　风力发电成本将大幅降低
　　风力发电相对于太阳能、生物质等可再生能源技术更为成熟、成本更低、对环境破坏更小。在过去20多年里，风力发电技术不断取得突破，规模经济性日益明显。
　　根据美国国家可再生能源实验室NREL的统计，从1980年至2005年期间，风力发电的成本下降超过90%，下降速度快于其他几种可再生能源形式。根据丹麦RIS国家研究实验室对安装在丹麦的风力发电机组所进行的评估,从1981～2002年间，风力发电成本由15.8欧分/kWh下降到4.04欧分/kWh，预计2010年度电成本下降至3欧分/kWh，2020年降低至2.34欧分/kWh。
　　随着风力发电技术的改进，风力发电机组将越来越便宜和高效。增大风力发电机组的单机容量就减少了基础设施的投入费用，而且同样的装机容量需要更少数目的机组，这也节约了成本。随着融资成本的降低和开发商的经验丰富，项目开发的成本也相应得到降低。风力发电机组可靠性的改进也减少了运行维护的平均成本。
　　总体上，风力发电成本将得到大幅降低。
　　技术装备国产化比例必然提高
　　实现风力发电技术装备国产化的目的是提高我国风力发电装备的制造能力和技术水平，降低风力发电成本，提高市场竞争能力，为推动我国风力发电技术大规模商业化发展奠定基础。加大风力发电机组的国产化力度，一方面可为风力发电场建设采用国产设备提供优质廉价的选择；另一方面，也可迫使国外同类企业在参与我国市场竞争时大幅度降低产品价格。风力发电技术装备国产化的指导思想是以市场为导向，以工程为依托，在引进消化吸收国际先进技术的基础上，进行创新提高，开发具有自主知识产权的风力发电设备。
　　实现风力发电机组国产化70%，预计可降低风力发电机组成本15%，在不改变其它条件的前提下，可使风力发电成本降至0.375元/kWh。如全部实现风力发电机组国产化，预计可降低风力发电机组成本30%，在不改变其它条件的前提下，可使风力发电成本降至0.332元/kWh。为此，国家必须加大科研开发投资力度，在目前条件下以风力发电场建设投资1.5-3%的比例支持我国的风力发电技术科研开发和国产化是适宜的。其重要意义不仅仅在于降低风力发电成本，还将推动我国风力发电机组产业的形成，利用我们的优势走向国际市场。
　　海上风力发电悄然兴起并将成为重要能源形式
　　海上有丰富的风能资源和广阔平坦的区域，使得近海风力发电技术成为近来研究和应用的热点。多兆瓦级风力发电机组在近海风力发电场的商业化运行是国内外风能利用的新趋势。
　　国际上，到2003年末，围绕欧洲海岸线，海上风力发电总装机600MW，集中在丹麦、瑞典、荷兰和英国。目前最大的海上风力发电场是位于丹麦南海岸的Nysted风力发电场，容量为165.6MW，由72台Bonus2.3MW海上风力发电机组组成，于2003年12月开始发电。预计到2010年，欧洲海上风力发电的装机容量将达到10000MW。海上风速大且稳定，利用小时数可达到3000小时以上。同容量装机，海上比陆上成本增加60%，电量增加50%以上。随着风力发电的发展，陆地上的风机总数已经趋于饱和，海上风力发电场将成为未来发展的重点。海上发电是近年来国际风力发电产业发展的新领域，是“方向中的方向”。
　　中国海上风能资源储量远大于陆地风能，储量10m高度可利用的风能资源超过7亿kW，而且距离电力负荷中心很近。目前上海已开始海上风力发电项目的建设，到2010年，上海的风力发电总装机容量将达到200-300兆瓦。为达到这一目标，中国第一座长距离跨海大桥东海大桥两侧将建成中国内地首个海上风力发电场。
　　随着海上风力发电场技术的发展成熟，经济上可行，将来必然会成为重要的可持续能源。
　　风力发电机组不断向大型化发展
　　随着现代风力发电技术发展的日趋成熟，风力发电机组正不断向大型化发展。2002年前后，国际风力发电市场上主流机型已经达到1500千瓦以上。目前，欧洲已批量安装3600千瓦风力发电机组，美国已研制成功7000千瓦风力发电机组，而英国正在研制巨型风力发电机组。目前风力发电机组的规模一直在不断增大，国际上主流的风力发电机组已达到2-3MW。2004年MW级风机已经成为商业化机组的主流，1.0MW以上的兆瓦级风机占到新增装机容量的74.9%，比2003年略有上升，是2000年的两倍。
　　大体上大型风力发电机组有两种发展模式。陆地风力发电，其方向是低风速发电技术，主要机型是2—5MW的大型风力发电机组，这种模式关键是向电网输电。近海风力发电，主要用于比较浅的近海海域，安装5MW以上的大型风力发电机，布置大规模的风力发电场，这种模式的主要制约因素是风力发电场的规划和建设成本，但是近海风力发电的优势是明显的，即不占用土地，海上风力资源较好。 （中研网 佚名）

我国风力发电能源技术的展望(图表解析)

一、现状

2001年以来，全球每年风电装机容量增长速度为20%～30%，仅2007年就增加了20 GW的风电装机容量，约合310亿美元。2007年，全球风电装机容量达到94GW，且主要为陆上风电，图1为1983～2007年全球风电装机容量。风电装机容量的增加有3/4主要来自参加IEA风能合作协议的20个IEA国家。



图1 1983～2007年全球风电装机容量

总之，全球共有40个国家使用风力发电，有13个国家的风电装机容量超过了1000MW，图2为各国风电装机容量占有率情况。全球风力发电量前十位国家见表1。



图2 各国风电装机容量占有率




表1 全球风力发电量前十位国家
欧洲是全球风电装机容量最多的国家，达到57GW，如图3所示。北美和亚洲风电发展速度也比较快。据报道，美国2007年新增风电装机容量5244MW，是2006年的2倍还要多。印度是全球第四大风电市场，2007年新增风电装机容量1730MW。中国2007年新增风电装机容量3449MW。



图3 全球风力发电地区分布情况






二、展望

预计到2050年，全球风电装机容量在ACT系列情景下会达到1360GW，在BLUE系列情景下达到2010 GW，图4为不同情景下全球风电装机容量。在ACT系列情景下，2030年，全球风力发电每年增加2712TWh，2050年每年增加3607TWh。在BLUE系列情景下，2030年，全球风力发电每年增加2663TWh，2050年每年增加5174TWh，全球风力发电占总发电量的12%。在基准情景下，全球风力发电占总发电量的2%，每年能够减少2.14Gt的CO2排放。届时，在BLUE系列情景下需要4MW以上风力发电机700000台，在基准情景下需要146000台。在OECD国家和中国、印度等新兴国家，风力发电增长也比较显著。在BLUE系列情景下，中国风力发电居世界第一，图5为2050年BLUE系列情景下不同地区风力发电占有率。



图4 不同情景下全球风电装机容量




图5 2050年BLUE系列情景下不同地区风力发电占有率








表1 全球风力发电量前十位国家
欧洲是全球风电装机容量最多的国家，达到57GW，如图3所示。北美和亚洲风电发展速度也比较快。据报道，美国2007年新增风电装机容量5244MW，是2006年的2倍还要多。印度是全球第四大风电市场，2007年新增风电装机容量1730MW。中国2007年新增风电装机容量3449MW。




图3 全球风力发电地区分布情况

三、技术发展

目前，风力发电技术已经发展得很成熟。图6为1980～2010年全球风力发电机单机装机容量变化情况。现在最大的风力发电机是5～6MW，叶片直径126米。从以往来看，风力发电机单机装机容量基本每5年翻一倍，但是由于交通问题和安装限制，预计这一增长速度会有所减缓。



图6 1980～2010年全球风力发电机单机装机容量变化情况

　　四、费用
2006年，海上风力发电装机费用为1224～1707美元/kW。图7为2003～2006年部分IEA国家陆上风电平均装机费用。2004年以来，风力发电机价格增长了20%，占整个项目费用的75%。2006年，风力发电设备运行和维护费用占整个项目费用的2%～3.5%，约13～24美元/MWh。

海上风电装机费用主要取决于海水深度和离岸距离。英国海上风电费用为2226～2969美元/kW。相对来讲，海上风电装机费用要高于陆上风电装机费用20%左右。

　　五、市场

20世纪80年代，世界主要风力发电市场为北欧的丹麦和美国的加利福尼亚州。到90年代，德国成为世界最大的风力发电国家，风电装机容量 22GW。据统计，截至2006年，德国风力发电为本国提供了70000个就业机会，并为德国增加了70.6亿美元的GDP。90年代，美国风电装机容量为16GW，位居世界第二，领导着全球风电市场。西班牙风电装机容量增长也比较快，位居世界第三，是全球第二大风力发电机制造商。印度和中国风电市场发展也比较迅猛，风电装机容量分别位居世界第四和第五。2007年，全球风电市场营业额达到310亿美元，共创造了10万个就业机会。

全球90%的风力发电机制造能力聚集在6个主要国家，并且欧洲、印度、中国和美国的风力发电机制造能力还在不断增加。2006年，四家主要的风力发电机制造厂都在美国投资建厂，包括印度的Suzlon。中国有40家风力发电机制造厂，其中Goldwind已位居世界前十位，见表2全球前十位风力发电机制造商。



表2 各国装机费用对比






全球前十位风力发电机制造商

目前，对风力发电技术的需求成为风力发电发展的瓶颈，以至于从2004年以来风电价格已经上涨20%。各国风电政策的不确定性，缺乏刺激措施等影响了风电投资规模；此外，铜、铁等原材料价格的上涨使风电成本上升，也影响了风电的发展；

六、环境因素

风电不排放CO2且不需要水源，属于清洁能源。但是风能有其固有的弊端，如视觉效果、噪音以及对鸟类和野生动物生存环境的破坏。① 风力发电厂往往由于视觉问题而遭到一些人反对，但是现在已经有许多设计工具来帮助开发人员，使这种视觉的影响降到最低。② 风力发电产生两类噪音--发动机噪音和叶片噪音。目前利用工程技术可以降低发动机噪音，并且这些技术已经比较成熟；此外，细致的设计、选址和操作也能有效降低叶片噪音。③ 目前，已经有大量研究人员对风力发电对鸟类迁徙或其他野生动物生存环境的影响进行研究，研究人员发现，只要科学选址，这些问题还是能够避免的。

海上风力发电会给环境带来更多的负面影响。1999～2006年，丹麦对其建造的两座大型的风力发电厂进行了建设前、中、后期的监测。监测数据表明，只要选址恰当，海上风电不会给海洋环境带来很大的负面影响（丹麦能源署，2005年）。（摘编自IEA《ENERGY TECHNOLOGY PERSPECTIVES》）

本期关键词：电能质量

电能质量是指通过公用电网供给用户端的交流电能的品质。理想状态的公用电网应以恒定的频率、正弦波形和标准电压对用户供电。同时，在三相交流系统中，各相电压和电流的幅值应大小相等、相位对称且互差120度。但由于系统中的发电机、变压器和线路等设备非线性或不对称，负荷性质多变，加之调控手段不完善及运行操作、外来干扰和各种故障等原因，这种理想的状态并不存在，因此产生了电网运行、电力设备和供用电环节中的各种问题，也就产生了电能质量的概念。围绕电能质量的含义，从不同角度理解通常包括：电压质量、电流质量、供电质量和用电质量。

20世纪90年代以来，国际电工委员会（IEC）陆续颁布了IEC 61000系列电磁兼容（EMC）标准文件，对电能质量做出了明确要求。国内相关标准归口"全国电压电流等级和频率标准化技术委员会"。现行标准有《电能质量公用电网谐波 》（GB/T 14549-1993）、《电能质量三相电压允许不平衡度》（GB/T 15543-1995）、《电能质量电力系统频率允许偏差》（GB/T 15945-1995）、《电能质量电压波动和闪变》（GB 12326-2000）、《电能质量暂时过电压和瞬态过电压》（GB/T 18481-2001）、《电能质量供电电压允许偏差》（GB/T 12325-2003）、《电能质量监测设备通用要求》（GB/T 19862-2005）等。


（国家发改委重大技术装备协调办公室 佚名）

建设成本高核心技术缺 海南风电开发瓶颈待破
7月6日，在东方市八所镇月亮湾一带，18台高耸的风机的转子(叶片)以每分钟27转的转速转动。这个总投资达1亿多元的中国和德国财政合作项目，是目前海南惟一建成投产发电的风力发电厂。
　　沉寂了十多年，海南风电建设今天终于发力。但风电开发热的背后亦存有隐忧，制约风电快速发展的瓶颈亟待打破。

　　海南龙源风力发电有限公司副总经理胡睿分析说，海南风电建设从试验阶段到步入规模开发阶段，期间之所以经历十几年，主要受风电造价高、国家产业机制不完善、行业配套政策没跟上等主要因素的影响，但目前此种状况已得到很大改善。

　　他说，国家已出台一系列政策扶持包括风电在内的可再生能源的发展，比如《可再生能源法》规定，电网须无条件收购可再生能源发出的电能(含风电)，去年国家发改委还发布通知，规定中国可再生能源发电费用实施分摊制度，按照风电造价分摊机制，全国每一个火电厂每发一度电都要提1厘钱给国家发改委，作为扶持清洁能源发展的基金。

　　胡睿认为，十几年来，尽管风电成本一降再降，但较之火电，风电成本相对较高，这是阻碍风电快速发展的主要因素，“目前每千瓦火电造价为五六千元，这一数字大大低于风电造价。”我国风电价格平均上网电价每度0.5―0.6元，火电约0.3元。

　　“除却风电建设成本高外，风电人才及技术缺乏也是制约风电发展的重要因素。”海南东方风电公司厂长助理赵永炬说，目前国外许多风电厂家纷纷抢摊中国建立合资厂，在国内组装设备，由于风机制造的核心技术基本都掌握在譬如丹麦Vestas公司等外资手中，许多贵重的核心设备仍需从国外进口。这无形当中也增加了风电成本。

　　“国内风电开发风起云涌，但目前只有金风科技、东方汽轮机等少数国内厂商有实力提供规模设备，绝大部分厂商仍处于替外资‘打工’的地位，组装的风机设备质量参差不齐。”胡睿说。

　　但从长远看，随着政策支持力度的加大和瓶颈得到打破，我国风电建设的前景依旧令人振奋。

　　就海南而言，随着华能、中海油、龙源集团(国电集团的全资企业)等知名企业的进驻和扎根，这些企业借助自身在资本、技术、人才、管理等方面的优势，积极开发利用海南的风能资源。目前我省已初步确定13个区域作为候选风电场，其中4处风电场位于海南东部沿海，9处位于西部、西北部沿海。今年开建的5个项目即位列其中。

　　业内人士认为，油价持续高企，或将催生海南风电开发的黄金时代。

（人民网 佚名）

风电并网依然是世界性难题 专家提出"直供"理论

发展风能，可解电能之需；并不了网，风电因送不出又可能“消化不良”。7月5日－6日，全国20多位院士、专家在南京举行的国家重点基础研究发展计划（“973计划”）项目工作会上，就解决上述问题，提出了大规模非并网风电的多条路径。

   全球风电“爆发式发展”

   “现在，风电呈现爆发式发展，比预期的要快”。中国风能协会副理事长施鹏飞介绍，不久前，千万千瓦风电基地在甘肃完成规划，江苏的千万千瓦风电基地也已提上日程。到目前为止，已有3个百万千瓦基地获得审批，接着又要做内蒙的千万千瓦基地。

   去年年底，全国风电总装机达605万千瓦，今年还有400万千瓦等待安装。根据中国可再生能源工业协会预测，到2015年，全国风电总装机要超过5000万千瓦。与此同时，国外风电也大干快上。在美国，风能装机容量仅次于天然气，连续三年领先世界；欧盟将风能当作新能源领头羊，风电占了新发电装机的四成。到今年4月底，世界风能总发电装机达到10000万千瓦。

   长期从事能源动力学研究的中国工程院院士、中国动力工程学会副理事长倪维斗说，原油价格持续上升，煤炭、天然气等资源的相对紧张，都使得发展风电产业的现实必要性和战略意义更加凸显。

   并网“硬约束”依然是世界性难题

   由于风电和煤电的种种属性差异，风电的并网至今仍是世界性难题。并不了网，风能转化成的电能就很难真正成为社会生产和人民生活需要的能源。施鹏飞表示，我国的风电已有很大规模，电网制约的矛盾也更加突出。比如，甘肃的千万千瓦基地，按现有电力负荷，当地肯定无法消化。江苏电网很强，但一旦千万千瓦风电规模形成，也会有很多问题。此外，爆发式发展还可能带来质量控制问题，北京一个风电场，火车开过，三相电流就出了问题，这是大家想不到的。倪维斗也表示，现在的千万千瓦风电场，即便研制出了风机，当地电网、输送电设施等都是问题。而要加强电网网架，又将使风电成本进一步提高。

   中国工程院院士杨裕生说，就算能并网，风电发展仍有制约。比如，我国北方地区建了不少风场，但普遍白天风小、晚上风大，而要在晚上本已负重运行的电网再加风电，很不现实。

   风电“直供”大有用武之地

   风电并网难如何化解？省宏观经济研究院院长、“973”大规模非并网风电项目首席科学家顾为东提出了非并网风电理论，将风电直接供给电解铝、氯碱等高耗能行业，就地发挥作用。

   该理论得到国内外业界高度重视，国家科技部将此项目列为国家重点基础研究发展计划，由南京航空航天大学、清华大学、中国科学院、东北大学、解放军防化研究院、江苏省宏观经济研究院组成研究团队，主攻非并网风电系统海水淡化等高能耗行业的应用。目前，包括风电对电解槽的影响，海水淡化新技术过程机理，新型风轮、电机研制等8个课题组攻关进展顺利，申请专利19项，其中1项国际发明专利。

   专家们研究风电“直供”的领域正不断拓宽。在倪维斗看来，我国不少煤化工企业在利用煤炭做酒精、二甲醚等，但生产一吨甲醇要排放2－3吨二氧化碳、消耗10－12吨水。如果采用非并网风电电解，将水变成氢和氧，用氧气帮助气化，最终就能使一份煤变成两份甲醇，并且减少了二氧化碳排放。现在的关键是锁定技术路线。

   将风电用于动力电池充电，是杨裕生探索的课题。他说，用非并网风电给电动车充电，不仅使风电有了新出路，还可以大量节约汽柴油。“快速发展的电动车，可消化上亿千瓦风电”。 （邵生余）

中国风能及风电发展未来展望

简介：　　一、风能资源　　　　1.1 风能储量　　　　我国幅员辽阔，海岸线长，风能资源比较丰富。根据全国900 多个气象站陆地上离地10m 高度资料进行估算，全国平均风功率密度为100W/m2，风能资源总储量约32.26 亿kW，可开发和利用的陆地上风能储量有2.53 亿kW
一、风能资源
　　
　　1.1 风能储量
　　
　　我国幅员辽阔，海岸线长，风能资源比较丰富。根据全国900 多个气象站陆地上离地10m 高度资料进行估算，全国平均风功率密度为100W/m2，风能资源总储量约32.26 亿kW，可开发和利用的陆地上风能储量有2.53 亿kW，近海可开发和利用的风能储量有7.5 亿kW，共计约10 亿kW。如果陆上风电年上网电量按等效满负荷2000 小时计，每年可提供5000 亿千瓦时电量，海上风电年上网电量按等效满负荷2500 小时计，每年可提供1.8 万亿千瓦时电量，合计2.3 万亿千瓦时电量。
　　
　　1.2 风能资源分布
　　
　　我国面积广大，地形条件复杂，风能资源状况及分布特点随地形、地理位置不同而有所不同。风能资源丰富的地区主要分布在东南沿海及附近岛屿以及北部地区。另外，内陆也有个别风能丰富点，海上风能资源也非常丰富。
　　
　　北部（东北、华北、西北）地区风能丰富带。北部（东北、华北、西北）地区风能丰富带包括东北三省、河北、内蒙古、甘肃、青海、西藏和新疆等省/自治区近200km 宽的地带。三北地区风能资源丰富，风电场地形平坦，交通方便，没有破坏性风速，是我国连成一片的最大风能资源区，有利于大规模的开发风电场，但是当地电网容量较小，限制了风电的规模，而且距离负荷中心远，需要长距离输电。
　　
　　沿海及其岛屿地区风能丰富带。沿海及其岛屿地区包括山东、江苏、上海、浙江、福建、广东、广西和海南等省/市沿海近10km 宽的地带，冬春季的冷空气、夏秋的台风，都能影响到沿海及其岛屿，加上台湾海峡狭管效应的影响，东南沿海及其岛屿是我国风能最佳丰富区。沿海地区经济发达，沿海及其岛屿地区风能资源丰富，风电场接入系统方便，与水电具有较好的季节互补性。然而沿海岸的土地大部份已开发成水产养殖场或建成防护林带，可以安装风电机组的土地面积有限。
　　
　　内陆风能丰富点。在内陆一些地区由于湖泊和特殊地形的影响，形成一些风能丰富点，如鄱阳湖附近地区和湖北的九宫山和利川等地区。
　　
　　海上风能丰富区。我国海上风能资源丰富，东部沿海水深2m 到15m 的海域面积辽阔，按照与陆上风能资源同样的方法估测，10m 高度可利用的风能资源约是陆上的3 倍，即7 亿多kW，而且距离电力负荷中心很近。随着海上风电场技术的发展成熟，经济上可行，将来必然会成为重要的可持续能源。
　　
　　二、风电的发展
　　
　　2.1 建设规模不断扩大，风电场管理逐步规范
　　
　　1986 年建设山东荣成第一个示范风电场至今，经过近20 多年的努力，风电场装机规模不断扩大截止2004 年底，全国建成43 个风电场，安装风电机组1292台，装机规模达到76.4 万kW，居世界第10 位，亚洲第3 位（位于印度和日本之后）。另外，有关部门组织编制有关风电前期、建设和运行规程，风电场管理逐步走向规范化。
　　
　　2.2 专业队伍和设备制造水平提高，具备大规模发展风电的条件经过多年的实践，培养了一批专业的风电设计、开发建设和运行管理队伍，大型风电机组的制造技术我国已基本掌握，主要零部件国内都能自己制造。其中，600kW 及以下机组已有一定数量的整机厂，初步形成了整机试制和小批量生产。
　　
　　截止2004 年底，本地化风电机组所占市场份额已经达到18%，设备制造水平不断提高，目前，我国已经具备了设计和制造750kW 定桨距定转速机型的能力,相当于国际上二十世纪90 年代中期的水平。与国外联合设计的1200 千瓦和独立设计的1000 千瓦变桨距变转速型样机于2005 年安装，进行试验运行。
　　
　　2.3 风力发电成本逐步降低
　　
　　随着风电产业的形成和规模发展，通过引进技术，加速风电机组本地化进程以及加强风电场建设和运行管理，我国风电场建设和运行的成本逐步降低，初始投资从1994 年的约12000 元/kW 降低到目前的约9000 元/kW。同时风电的上网电价也从超过1.0 元/kW?h 降低到约0.6 元/kW?h。
　　
　　2.4 2003 年国务院电价改革方案规定风电暂不参与市场竞争，电量由电网
　　
　　企业按政府定价或招标价格优先购买。国家发展改革委从2003 年开始推行风电特许权开发方式，通过招投标确定风电开发商和上网电价，并与电网公司签订规范的购电协议，保证风电电量全部上网，风电电价高出常规电源部分在全省范围内分摊，有利于吸引国内外各类投资者开发风电。
　　
　　2.5 2005 年2 月28 日通过的《中华人民共和国可再生能源法》中规定了“可再生能源发电项目的上网电价，由国务院价格主管部门根据不同类型可再生能源发电的特点和不同地区的情况，按照有利于促进可再生能源开发利用和经济合理的原则确定”，“电网企业为收购可再生能源电量而支付的合理的接网费用以及其他合理的相关费用，可以计入电网企业输电成本，并从销售电价中回收。”和“电网企业依照本法第十九条 规定确定的上网电价收购可再生能源电量所发生的费用，高于按照常规能源发电平均上网电价计算所发生费用之间的差额，附加在销售电价中分摊”，将风电特许权项目中的特殊之处已经用法律条文作为通用的规定，今后风电的发展应纳入法制的框架。
三、存在问题
　　
　　3.1 资源
　　
　　需要进行第二轮风能资源普查，在现有气象台站的观测数据的基础上，按照近年来国际通用的规范进行资源总量评估，进而采用数值模拟技术编制高分辨率的风能资源分布图，评估风能资源技术可开发量。更重要的是应该利用GIS（地理信息系统）技术将电网、道路、场址可利用土地，环境影响、当地社会经济发展规划等因素综合考虑，进行经济可开发储量评估。

　　3.2 风电设备生产本地化
　　
　　现有制造水平远落后于市场对技术的需求，国内定型风电机组的功率均为兆瓦级以下，最大750 千瓦，而市场需要以兆瓦级为主流。国内风电机组制造企业面临着技术路线从定桨定速提升到变桨变速，单机功率从百千瓦级提升到兆瓦级的双重压力，技术路线跨度较大关。
　　
　　自主研发力量严重不足，由于国家和企业投入的资金较少，缺乏基础研究积累和人才，我国在风力发电机组的研发能力上还有待提高，总体来说还处于跟踪和引进国外的先进技术阶段。目前国内引进的许可证，有的是国外淘汰技术，有的图纸虽然先进，但受限于国内配套厂的技术、工艺、材料等原因，导致国产化的零部件质量、性能需要一定时间才能达到国际水平。购买生产许可证技术的国内厂商要支付昂贵的技术使用费，其机组性能价格比的优势在初期不明显。
　　
　　在研发风电机组过程中注重于产品本身，而对研发过程中需要配套的工作重视不够。由于试验和测试手段的不完备，有些零部件在实验室要做的工作必须总装后到风电场现场才能做。风电机组的测试和认证体系尚未建立。
　　
　　风电机组配套零部件的研发和产业化水平较低，这样增加了整机开发的难度和速度。特别是对于变桨变速型风机，国内相关零部件研发、制造方面处于起步阶段，如变桨距系统，低速永磁同步发电机，双馈式发电机、变速型齿轮箱，交直交变流器及电控系统，都需要进行科技攻关和研发。
　　
　　3.3 成本和上网电价比较高
　　
　　基本条件设定：根据目前国内风电场平均水平，设定基本条件为：风电场装机容量5 万千瓦，年上网电量为等效满负荷2000 小时，单位千瓦造价8000－10000元，折旧年限12.5 年，其他成本条件按经验选取。
　　
　　财务条件：工程总投资分别取4 亿元（8000 元/千瓦）、4.5 亿元（9000 元/千瓦）和5 亿元（10000 元/千瓦），流动资金150 万元。项目资本金占20％，其余采用国内商业银行贷款，贷款期15 年，年利率6.12％。增值税税率为8.5％，所得税税率为33％，资本金财务内部收益率10％。
　　
　　风电成本和上网电价水平测算：按以上条件及现行的风电场上网电价制度，以资本金财务内部收益率为10％为标准，当风电场年上网电量为等效满负荷2000 小时，单位千瓦造价8000～
　　
　　10000 元时，风电平均成本分别为0.373～0.461 元/千瓦时，较为合理的上网电价范围是0.566～0.703 元/千瓦时（含增值税）。成本在投产初期较高，主要是受还本付息的影响。当贷款还清后，平均度电成本降至很低。
　　
　　风电场造价对上网电价有明显的影响，当造价增加时，同等收益率下的上网电价大致按相同比率增加。
　　
　　我国幅员辽阔，各地风电场资源条件差别很大，甚至同一风电场址内资源分布也有较大差别。为了分析由风能资源引起的发电量变化对成本和平均上网电价影响，分别计算年等效满负荷小时数为1400、1600、1800、2200、2400、2600、2800、3000 的情况下发电成本见表1，上网电价见表2。
　　  



　　如果全国风电的平均水平是每千瓦投资9000 元，以及资源状况按年上网电量为等效满负荷2000 小时计算，则风电的上网电价约每千瓦时0.63 元，比于全国火电平均上网电价每千瓦时0.31 元高一倍。
3.4 电网制约
　　
　　风电场接入电网后，在向电网提供清洁能源的同时，也会给电网的运行带来一些负面影响。随着风电场装机容量的增加，以及风电装机在某个地区电网中所占比例的增加，这些负面影响就可能成为风电并网的制约因素。
　　
　　风力发电会降低电网负荷预测精度，从而影响电网的调度和运行方式；影响电网的频率控制；影响电网的电压调整；影响电网的潮流分布；影响电网的电能质量；影响电网的故障水平和稳定性等。
　　
　　由于风力发电固有的间歇性和波动性，电网的可靠性可能降低，电网的运行成本也可能增加。为了克服风电给电网带来的电能质量和可靠性等问题，还会使电网公司增加必要的研究费用和设备投资。在大力发展风电的过程中，必须研究和解决风电并网可能带来的其他影响。

　　四、政策建议
　　
　　1. 加强风电前期工作。建立风电正常的前期工作经费渠道，每年安排一定的经费用于风电场风能资源测量、评估以及预可研设计等前期工作，满足年度开计划对风电场项目的需要。
　　
　　2. 制定“可再生能源法”的实施细则，规定可操作的政府合理定价，按照每个项目的资源等条件，以及投资者的合理回报确定上网电价。同时也要规定可操作的全国分摊风电与火电价差的具体办法。
　　
　　3. 加速风电机组本地化进程, 通过技贸结合等方式，本着引进、消化、吸收和自主开发相结合的原则，逐步掌握兆瓦级大型风电机组的制造技术。引进国外智力开发具有自主知识产权的机组，开拓国际市场。
　　
　　4. 建立风电制造业的国家级产品检测中心、质量保证控制体系以及认证制度，不断提高产品质量，降低成本，完善服务。
　　
　　5. 制定适应风电发展的电网建设规划，研究风电对电网影响的解决措施。
　　
　　五、“十一五”和2020 年风电规划
　　
　　我国电源结构70%是燃煤火电，而且负荷增长迅速，环境影响特别是减排二氧化碳的压力越来越大，风能是清洁的可再生能源，我国资源丰富，能够大规模开发，风电成本逐年下降，前景广阔。风电装机容量规划目标为2005 年100 万千瓦，2010 年400～500 万千瓦，2020 年2000～3000 万千瓦。
　　
　　2004 年到2005 年，“十五计划”后半段重点建设江苏如东和广东惠来两个特许权风电场示范项目，取得建设大规模风电场的经验，2005 年底风力发电总体目标达100 万千瓦。
　　
　　2006 年到2010 年。“十一五规划”期间全国新增风电装机容量约300 万千瓦，平均每年新增60~80 万千瓦，2010 年底累计装机约400～500 万千瓦。提供这样的市场空间主要目的是培育国内的风电设备制造能力，国家发展改革委于2005 年7 月下发文件，要求所有风电项目采用的机组本地化率达到70%，否则不予核准。此后又下发文件支持国内风电设备制造企业与电源建设企业合作，提供50 万千瓦规模的风电市场保障，加快制造业发展。
　　
　　目前国家规划的主要项目有广东省沿海和近海示范项目31 万千瓦；福建省沿海及岛屿22 万千瓦；上海市12 万千瓦；江苏省45 万千瓦；山东省21 万千瓦；吉林省33 万千瓦；内蒙古50 万千瓦；河北省32 万千瓦；甘肃省26 万千瓦；宁夏19 万千瓦；新疆22 万千瓦等。目前各省的地方政府和开发商均要求增加本省的风电规划容量。
　　
　　2020 年规划目标是2000～3000 万千瓦，风电在电源结构中将有一定的比例，届时约占全国总发电装机10 亿千瓦容量的2～3%，总电量的1～1.5%。
　　
　　2020 年以后随着化石燃料资源减少，成本增加，风电则具备市场竞争能力，会发展得更快。2030 年以后水能资源大部分也将开发完，近海风电市场进入大规模开发时期。

风能开发中的几个关键科学问题

风能开发的重要性已无可争辩，进行大规模风能开发必须首先解决一系列关键科学问题。

国家气候中心副主任、中国气象局风能太阳能资源评估中心主任罗勇研究员和中国科学院大气物理所研究所研究员胡非在接受《科学时报》采访时，不约而同地强调了这一观点。

那么，风能资源开发究竟面临哪些与大气科学有关的关键性科学问题呢？

建立风能资源精细化评估模型

“就像开发矿产资源要先找矿一样，开发风能资源就必须先找风，但是风能和矿产资源又不同，不是有了风就一定能开发出风能。”胡非说，必须建立一套有效的科学方法进行风能资源的详查。这些科学方法包括改进和发展国际上已有的风能资源评估理论和方法、建立适合于中国气候和地形特点的风能资源精细化评估模型。

从大气科学的角度来讲，风力发电主要利用的是近地层中风的动能资源（风力发电机轮毂高度一般不超过120米），因此，必须详细了解在中国风机高度范围内（120米以下）的风能资源总储量是多少，哪里是中国风能资源的宏观丰富区。

罗勇则向记者介绍，以往的中国风能资源评估主要采用的是气象台站10米高度上的常规测风资料和少量测风塔资料，受气象台站空间分布密度、测风塔资料序列较短以及尚未建立适应中国季风气候特征和地形特点的精细化评估理论和方法等因素的限制，尚不能准确地给出风机高度上的风能资源总储量以及精细化（水平分辨率达1公里，垂直分辨率达10米；下同）的地区分布特征。因此，要实现中国风能资源的大规模可持续开发利用，必须首先详细了解中国风机高度上的风能资源的具体分布区域。

罗勇进一步强调，要在风能资源宏观丰富区内科学指导风电场的微观选址，还需建立适合于中国季风气候特征和地形特点的风电场微观选址模型，才能实现风能资源的精细化评估，其结果才能更好地应用于风电场的设计和建设。

为了进行风能资源的精细化评估，同时也可为风电场的动力学设计和风电量预报提供技术支撑，还需要有风电场和风机尺度的微小尺度数值模式。

“总之，我们的目的是要真正实现多尺度的风场模拟和预报，这也是我们要攻克的关键技术难题之一。”胡非说。

极端气候对风能开发的影响

“2003年13号台风‘杜鹃’、2006年1号台风‘珍珠’和8号台风‘桑美’分别造成了广东汕尾红海湾风电场、南澳风电场和浙江苍南鹤顶山风电场的风机严重损毁。”谈到极端天气气候对风能资源开发的影响时，罗勇说，以前，在设计风电场的时候，对极端天气气候的影响讨论不多，例如东南沿海的台风究竟有多强，会对风电场造成多大的影响。现在这些问题却成为风能资源开发必须首先解决的关键问题，尤其要考虑极端天气或气象灾害的影响，如强沙尘暴、强风、强台风、覆冰、雷击等。

胡非同样指出，如何根据极端气候环境条件指导风电场建设的宏观布局和重点地区，如何科学评估不同地区风电场建设的气候风险（主要是因极端气候环境条件对风电场造成破坏的几率）是目前风能开发中的重要科学问题。例如，热带气旋、龙卷风、爆发性温带气旋、低温、风暴潮、海冰等恶劣气候环境会严重影响风电场的安全运营，其中热带气旋的影响最甚。

胡非举例说，目前，对大气边界层中风机高度范围内的热带气旋风特性仍缺乏深入的了解，不能为沿岸和近海风电场设计提供可靠的空气动力学参数，风电场规划和建设缺乏气候风险分析依据。

“在全球气候变化的大背景下，只有在科学认识中国风能资源的过去变化事实及其成因，并对未来可能的变化趋势作出较为准确的预测的基础上，才能实现中国风能资源的大规模可持续开发利用，为风电场的宏观布局和微观选址提供科学依据。如，中国的风能资源过去是如何变化的？未来演变趋势如何？能否可持续地利用？”胡非说。

风能资源监测和预报系统

由于风能的广泛利用，越来越多的风电企业需要准确的预报服务。风电企业对风能短期预报的需求是：需要发电量的预报而不是风速的预报；提前一天发布36～48小时内的逐时预报；给出预报可信度；提前几天的中期预报对规划和管理维护十分重要。

“现在的天气和气候模式基本上都还不能对风电场尺度的风速分布作出精细的预报。”胡非说，要大规模建设风力发电场必须提高已建风电场的风电量短期预报水平。

罗勇也指出，由于电网电力调度的需要，风电上网需要估计其可发电量。在这方面，中国现有的风电场主要是根据天气预报结合当地的气候条件开展了一些风电预报工作。2006年6月，中国气象局成立风能太阳能资源评估中心。该中心已开始做一些风电量预报方面的工作。“我们正在和两个风电场合作作一些风电量预报系统的建设和开发。”

“不过这些还远远不够，目前亟须建立专门服务于风电场风电上网调配的风能资源监测、预报系统。”罗勇指出。

风力发电设备选型与电价关系的分析

1 风力发电的发展状况

   随着化石能源的日益稀缺，全球环境的恶化，开发可再生清洁能源成为各国的能源目标，世界各国鼓励发展风力发电。中国有丰富的风能资源，可开发利用的风能资源总量为253GW，但由于风力发电本身建设投资过高的原因，造成上网电价高，影响投资者和办电部门的积极性。现在，世界上建设风力发电的单位造价大约为1000美元／kW，而我国较大容量风机设备主要靠进口，而风力发电场建设的60％～70％投资又在风机设备上。中国近年风力发电单位造价约为人民币8000～9000元／kW，这个费用为燃煤火力发电单位造价的2～2．5倍。

   风力发电设备选型的好坏不仅影响建设造价，还影响投产后的发电量和运营成本，最终影响上网电价。因此，在风力发电场设计和建设中，风力发电机组（以下简称风机）的选型就显得很重要。

   2 优化选型因素分析

   2．1性能价格比原则

   风机“性能价格比最优”，永远是项目设备选择决策的重要原则。

   2．1．1风力发电机单机容量大小的影响

   从单机容量为0．25MW到2．5MW的各种机型中，单位千瓦造价随单机容量的变化呈U型趋势，目前600kW风机的单位千瓦造价正处在U型曲线的最低点。随着单机容量的增加或减少，单位千瓦的造价都会有一定程度上的增加。如600kW以上大，风轮直径、塔架的高度、设备的重量都会增加。风轮直径和塔架高度的增加会引起风机疲劳载荷和极限载荷的增加，要有专门加强型的设计，在风机的控制方式上也要作相应的调整，从而引起单位千瓦造价上升。据了解，目前的1．3MW风力发电机还不十分成熟，某风场在选择了1．3MW风机后，仅调试就用了长达4个多月的时间，投运后发电量和设备可利用率情况并不理想，故障较多。

   2．1．2选择机型需考虑的相关因素a）考虑运输与吊装的条件和成本

   1．3MW风机需使用3MN标称负荷的吊车，叶片长度达29m，运输成本相当高，相关资料见表1所示。由于运输转变半径要求较大，对项目现场的道路宽度、周围的障碍物均有较高要求。起吊重量越大的吊车本身移动时对桥梁道路要求也越高，租金较贵。    

   一旦发生部件损坏，需要较强的专业安装队伍及吊装设备，更换部件、联系吊车，会造成较长的停电时间。单机容量越大，机组停电所造成的影响也越大。

   c）目前情况下选择兆瓦机风机所需要的运行维护人员的技术条件及装备相应也高，有一定的难度。

   d）目前国内尚未形成兆瓦级主流机型，选择兆瓦机风机所需要的零部件供应难度也较大，将来备品备件问题很难解决。

   2．1．3某风场1．3MW机组综合分析a）运行

   塔架大量油迹，机组漏油严重，机组在大风时由于电机、齿轮箱温度过高，频繁停机，机组可利用率不高，经济效益不理想。

   b）安装

   从项目一开始安装至并网发电历经数月，问题较多，机组安装完全依靠外方，国内还没有此经验的运行维护和安装人员。

   c）运输

   叶片长度近30m，叶片依靠两辆平板车抬着运到现场，难度很大。

   2．1．4背景差异

   欧洲土地面积有限，政府有明确的政策支持，鼓励单机容量大的风机项目。国外风力发电市场的趋势是发展海上风力发电场，因此鼓励大型风机的研制。欧洲工业制造基础、风力发电技术服务基础和资金环境能够支持大型风机的长期稳定运行。运输、吊装能力能够支持大型风力发电机组的市场动作。欧洲的制造商都十分清楚兆瓦级风机的性能价格比是不如600kW级风力发电机的。600kW以上的机型并不会由于单机容量的增加而引起单位千瓦造价的降低，但是由于它不同的背景情况，大型风机仍然发展的很快，所以在不同情况、不同时间，要注意背景的差异是必要的。


   2．2发电成本因素

   单位发电成本C是建设投资成本C1与运行维修费用C2之和，即

   式中：F―――风机容量系数；

   Q―――单位投资；

   t―――投资回收时间；

   r―――贷款年利率；

   m―――年运行维修费与风场投资比。

   风力发电机的工作受到自然条件制约，不可能实现全运转，即容量系数始终小于1。所以在选型过程中力求在同样风资源情况下，发电最多的机型为最佳。风力发电的一次能源费用可视为零，因此得出结论，发电成本就是建场投资（含维护费用）与发电量之比。节省建场投资又多发电，无疑是降低上网电价的有利手段之一。与火力和核电发电相比，风力发电有以下特点：第一，风机的输出受风力发电场的风速分布影响；第二，风力发电虽然运行费用较低、建设工期短，但建风场的一次性投资大，明显表现出风力发电项目需要相对较长的资本回收期，风险较大。因此，在风机选型时，可按发电成本最小原则作为指标，因为它考虑了风力发电的投入和效益。同时，在某些特殊情况下，如果风力发电间的相差不大，则风力机选型时发电成本最小原则就可转化为容量系数最大原则。综上所述，业主在投资发展风力发电项目时，考虑风力发电场的设计，对风力机的选型就有非常重要的意义，以上这些因素影响整个项目投资效益，运行成本和运行风险，因为风力机设备同时决定了建场投资和发电量。良好的风力机选型就是要在这两者之间选择一个最佳配合，这也是风机与风力发电场的优化匹配。

   2．3财务预测结果

   针对国内各风力发电场资源状况不同，可选择的风机性能、工程造价及经营成本也不同。按我国风力发电发展的现状统计数据，电价一直是制约中国风力发电发展的最关键因素。要鼓励风力发电发展，应保证风力发电项目投资的合理利润，依据国家现行规范，风力发电项目利润水平的主要标准：投资利润率、财务内部收益率、财务净现值。
2．3．1案例

   现以装机容量为24MW的风力发电项目为例，分析风电电价与项目可性性之间的关系，其经济指标见表2。    

  该风力发电场装机容量24MW；设备年利用小时2400h；建设期1a；生产期20a；单位造价0．8万元／kW；总投资19200万元（其中：资本金30％；贷款70％，年利率7％）；年运行管理费用140万元；增值税率8．5％；城建税率7％；教育附加费3％。

   2．3．2敏感性分析

   当电价为0．57元／kWh以上时，在±5％时不会出现内部收益率小于10％和净现值小于0的情况。

   如果电价过于偏低，在±5％时内部收益率小于10％及净现值小于0，项目抗风险能力差。

   3综合与展望关系到投资者的切身利益，关系到风力发电是否顺利发展的大问题。风力发电电价问题，不是电价高低问题，而是合理电价与具有竞争力的风力发电生存电价的问题。为了提高风力发电的竞争力，促进风力发电的发展，还需要争取一定的宽松环境，因此建议：


   a）政府出台支持风力发电政策，并确保政策的完整性与连续性；

   b）风机设备走国产化，降低设备价格和售后服务，减少风场运营成本；

   c）抓好前期工作，准确掌握风能资源，为工程的顺利开展创造可靠基础；

   d）加快审批程序，缩短建设周期。

   4 结束语

   风力发电是一个新兴有前途的产业，对常规能源而言，它的竞争力仍处于十分不利的地位。因此，需要人们对它的认识与接收，也需要国家的政策支持与保护。充分利用风力资源，按照产业化、商业化发展的一般规律，加大建设规模，开展规模经营，进一步降低成本，才能不断提高在电力市场上的竞争力，使其真正成为电力生产中的一支重要力量，在保护环境、优化结构、实施可持续发展战略方面发挥作用。

   目前，我国电力总装机容量已超过300GW，按装机容量和耗电量约3％同步速度增长和上述1％的指标进行测算，至2006年底，全国电力总装机容量将达到350GW，其风力发电装机应为3．5GW，即全国风力发电5年之内要发展到目前的8．75倍以上，将有3．1GW的风力发电场投入建设和运行，风力发电前景乐观。

   参考文献

   ［1］SALAMEHZM，SafariI．Optimumwindmill―sitematching．IEEETransactionsonEnergyConversion，1992，12（4）：669―675．

   ［2］王锡凡，电力工程基础［M］．西安：西安交通大学出版社，1998．

   ［3］叶杭冶，风能利用可望成为我国21世纪的新兴产业［J］．能源工程，1999（4）：18―19．

关键词：风力发电；优化选型；电价；成本    

什么是风力发电

风力发电的尝试，早在本世纪初就已经开始了。三十年代，丹麦、瑞典、苏联和美国应用航空工业的旋翼技术，成功地研制了一些小型风力发电装置。这种小型风力发电机，广泛在多风的海岛和偏僻的乡村使用，它所获得的电力成本比小型内燃机的发电成本低得多。不过，当时的发电量较低，大都在5千瓦以下。

怎样利用风力来发电呢?

我们把风的动能转变成机械能，再把机械能转化为电能，这就是风力发电。风力发电所需要的装置，称作风力发电机组。这种风力发电机组，大体上可分风轮(包括尾舵)、发电机和铁塔三部分。（大型风力发电站基本上没有尾舵，一般只有小型（包括家用型）才会拥有尾舵）

风轮是把风的动能转变为机械能的重要部件，它由两只(或更多只)螺旋桨形的叶轮组成。当风吹向浆叶时，桨叶上产生气动力驱动风轮转动。桨叶的材料要求强度高、重量轻，目前多用玻璃钢或其它复合材料(如碳纤维)来制造。（现在还有一些垂直风轮，s型旋转叶片等，其作用也与常规螺旋桨型叶片相同）
铁塔是支承风轮、尾舵和发电机的构架。它一般修建得比较高，为的是获得较大的和较均匀的风力，又要有足够的强度。铁塔高度视地面障碍物对风速影响的情况，以及风轮的直径大小而定，一般在6-20米范围内。

发电机的作用，是把由风轮得到的恒定转速，通过升速传递给发电机构均匀运转，因而把机械能转变为电能。
目前，据了解，国外已生产出15，40，45，100，225千瓦的风力发电机了。1978年1月，美国在新墨西哥州的克莱顿镇建成的200千瓦风力发电机，其叶片直径为38米，发电量足够60户居民用电。而1978年初夏，在丹麦日德兰半岛西海岸投入运行的风力发电装置，其发电量则达2000千瓦，风车高57米，所发电量的75%送入电网，其余供给附近的一所学校用。
多大的风力才可以发电呢?

一般说来，3级风就有利用的价值。但从经济合理的角度出发，风速大于每秒4米才适宜于发电。据测定，一台55千瓦的风力发电机组，当风速每秒为9.5米时，机组的输出功率为55千瓦；当风速每秒8米时，功率为38千瓦；风速每秒为6米时，只有16千瓦；而风速为每秒5米时，仅为9.5千瓦。可见风力愈大，经济效益也愈大。

在我国，现在已有不少成功的中、小型风力发电装置在运转。

我国的风力资源极为丰富，绝大多数地区的平均风速都在每秒3米以上，特别是东北、西北、西南高原和沿海岛屿，平均风速更大；有的地方，一年三分之一以上的时间都是大风天。在这些地区，发展风力发电是很有前途的。
风力发电行业我国自主知识产权产品的介绍：
在西军电、西交大、上复旦、上同济等高校一批专家的配合下，上海模斯电子设备有限公司在不到一年的时间里，就成功研制出了世界上第一台新型(H型)垂直轴风力发电机，并装机试验成功，获得了基础数据和实际经验。（这也成为了全球首台新型垂直轴风力发电机诞生日）在后续的一年里，MUCE对产品进行无数次改进和测试，2002年底产品通过了各项测试，并达到了各项设计要求。（百度百科 佚名）