风力发电大型化的进展及展望

风力发电大型化的进展及展望

1风力发电表现随着世界各国环境保护意识的增强，可支配能源发电迅速发展，尤其是风发电。近年来风电设备大型化趋势强劲,蓄电技术、与热电联产组合方式、智能电网等,特别是政府的可再生能源电力收购政策促进了风电产业的发展,其中德国的风电收购政策值得我国借鉴。2风机用量、供电份额、风力发电系统投资成本将下降在欧洲一些风电先行国家的推动下,近年风电技术发展很快,风电机组大型化取得长足进展,单机容量从亚兆瓦级迅速提升到兆瓦级(1MW、3MW、5MW),研制中的10MW级风电机组即将问世,机组安装高度达到200m以上。机组大型化伴随着材料和制造工艺及安装技术的改进,从而提高了经济性和竞争力。风电机组规模的历史演变见表1。风电机组的费用约占陆地风电场投资的75%,约占近海风电场投资的50%。上世纪80年代陆地风电单位容量总投资2600~4300美元/kW,现已降至1400~1900美元/kW。目前风力发电机大型化已发展到每台3000kW的水平,作为标准的可再生能源,相对于1000kW光伏发电的占地面积,风力发电场可以建设4.5×104kW。据2011年5月PETROTECH报道,从上世纪90年代后半期欧洲风电机组急速大型化。大型化研究水平达7~10MW,海上风电机组3.6~6MW(叶轮直径107~126m),陆上商用机2~3MW(叶轮直径80~112m)。据2010年10月世界风能协会(GWEC)和绿色和平组织(Greenpeace)的预测报告分析,虽然各国情况不同,但风电机组大型化是全球趋势,今后数十年还将延续,预测各种机型使用寿命在20年左右。风机性能和建场地址将左右风电场的设备利用率,目前的设备利用率在25%左右,随着风机技术的改进和风电场场址的改善,设备利用率将稳步提高,预计2015年平均设备利用率将提高至28%。通常海上的设备利用率比陆地高。1MW风电场按25%的设备利用率计,年发电量2190MW·h,GWEC以此为基础,就风力发电量和供电份额进行了预测。基准方案(按现行政策)预计2020年风力发电1×1012kW·h,比2009年1.585×108kW装机容量发电3500×108kW·h大体增加了2倍,可供应世界电力需求的4.5%~4.8%;2030年风力发电量将增加至1.4×1012kW·h,供电份额增长至4.9%~5.6%。中增长方案(支持可再生能源政策)预计2020年风力发电量2×1012kW·h,供电份额增长至8.9%~9.5%;2030年发电4.3×1012kW·h,供电份额增长至15%~17.5%。高增长方案(大力支持风力发电政策)则确立风电的主力电源地位,2020年风力发电2.6×1012kW·h,供电份额达11.5%~12.3%;2030年风力发电量5.4×1012kW·h,供电份额大幅上升至18.8%~21.8%。随着风力发电开发的迅速扩大,过去20年风电机组投资成本大幅下降。GWEC预测,随着风电开发技术进步和规模效益,投资成本将稳步下降,按高增长方案表现尤为显著。2009年投资成本为1350欧元/kW,基准方案预计2020年投资成本降至1240欧元/kW,2030年降至1216欧元/kW。而高增长方案预测投资成本将会进一步急速下降,2030年降至1093欧元/kW。2009年全球风力发电设备投资额518亿欧元,按基准方案2015年大体减半至266亿欧元,而后逐步增加,2030年后回升到目前水平;中增长方案预测全球投资额由2010年的535亿欧元增至2015年的791亿欧元、2020年的1065亿欧元和2030年的1660亿欧元;高增长方案预测由2010年的575亿欧元增加至2015年的1091亿欧元、2030年的2020亿欧元。风电开发也创造了就业机会。考虑到各国情况,GWEC按2010年风力发电每兆瓦装机容量创造14人/a就业计算(其中除设备制造、元件供应、风电场的开发、安装、运输等直接雇用外,还包括间接雇用),随着生产工艺最佳化,到2020年每兆瓦雇用人数降至13人/a,2025年降至12人/a。同时风电场的运转、维修预计每兆瓦创造就业0.33人/a。GWEC称,2009年风力发电部门雇用超过60万人,按基准方案2010年减少至46.3万人,而后上升至2020年的52.4万人,2030年达到80.9万人;中增长方案预测2015年超过100万人,2020年达到130万人,2030年为260万人;高增长方案将进一步增加,预计2015年达到创纪录的140万人,2020年达到200万人,2030年超过300万人。风力发电扩大当然对二氧化碳减排贡献更大,按GWEC的预测,基准方案2010年时减排二氧化碳2.43×108t,2015~2020年每年减排5×108t,2030年减排8.43×108t。国际能源署(IEA)预计,2030年发电部门的二氧化碳排放量为187×108t,按照GWEC基准方案减排量太少;按照GWEC的中增长方案,到2020年风力发电年减排二氧化碳12×108t,2030年减排26×108t;高增长方案2020年风力发电年减排二氧化碳16×108t,2030年减排33×108t。3美国:蓄电技术待考以风力发电、太阳能发电为代表的可再生能源发电具有间歇性特征,发电量少时需调整火力发电等其他发电设备出力,输电线路可接受可再生能源的发电量。但是,当可再生能源发电量多时,即使调整系统中其他发电厂出力也难以全部接纳输出。可用蓄电装置储存可再生能源的发电量,在必要时提供电力。为此,蓄电技术成为大量引入可再生能源的有效手段,受到前所未有的关注,美国、欧盟、日本等都设专项经费支持蓄电技术的研究开发。据美国蓄电协会资料,目前正在研究的具有代表性的蓄电技术见表2。迄今为止,美国能源部(DOE)能源技术革新的3个重点领域是:提高核反应堆效率的模拟试验、利用太阳能由二氧化碳和水制造燃料、提高现有和新建大楼的能源效率;新增的3个重点领域是:稀土和重要原料处理、智能电网(smartgrid)和输电关联技术、蓄电池和储能关联技术。今后扩大可再生能源引入量,必须配备蓄电设备和输电线路。DOE的预算支持适宜地方开发的抽水蓄能电站、支持开发采用压缩空气的大规模蓄电技术,并敷设引入海上风电的输电线路和研究输电线路的现代化,有关输电、蓄电的部门预算额度全都增加。与2010年相比,2011年可再生能源输电和调频的预算增加0.234亿美元,达到0.608亿美元;智能电网的预算增加0.135亿美元,达到0.45亿美元;蓄能增加0.434亿美元,达到0.57亿美元。可见,今后美国引入可再生能源的关键是输电和蓄电技术。2011年8月上旬DOE宣布,受理有关太阳能电池生产的补助金申请,支持太阳能电池生产削减成本的技术开发,计划两年内支付5000万美元。美国政府不仅支付太阳能电池等涉及可再生能源的各种补助金,值得注意的是关于蓄电的补助金。规模最大的蓄电技术是抽水蓄能电站,世界抽水蓄能发电装机容量2700×104kW,但建设受场地限制。2011年4月美国内务部和DOE宣布,支持包括抽水蓄能电站在内的发电技术研究开发的补助金为0.266亿美元。蓄电池也是支持扩大可再生能源的主要领域。美国电力大企业Duke能源公司引进15.3×104kW风电及3.6×104kW大型蓄电池,DOE支付补助金0.22亿美元。美国蓄电协会称,DOE支出的蓄电技术研究补助金达1.58亿美元。压缩空气蓄电方法也是大规模蓄电的有力技术,SustainX公司制造了4000kW验证设备,DOE支付了0.0539亿美元的补助金。蓄电技术还受到美国地方政府的支持,飞轮蓄能技术是美国引进的另一种蓄电方法,宾夕法尼亚州BaconPower公司建设2×104kW设备,2011年8月得到州政府500万美元的补助金。该项目总投资5300万美元,州政府及DOE共支付了2400万美元补助金。加利福尼亚州政府宣布,支持当地两家研究开发飞轮蓄能和蓄电池的企业,支付补助金85万美元,这两家公司还分别得到联邦政府数百万美元的补助金。我国已掌握抽水蓄能电站综合监控和安全检测等核心运行控制技术,以及相关设备的设计、开发、制造、运行管理技术,满足了大型抽水蓄能电站建设、运营和维护的需要,为电网削峰填谷、调频调相、事故备用、蓄洪补枯等提供了重要保障。我国还成功研制了储能电池,建成了具有国际领先水平的电网储能电池特性试验系统等。目前在储能领域各国都处于产业应用的初级阶段[7~9],储能技术的开发远远落后于风能和太阳能的发展,各国都急于发展该技术。我国存在的问题是技术成熟度低、示范应用经验少,在研究和应用上总体与国外有一定差距,尽管个别项目上我国拥有领先技术,但多数储能技术与国际先进水平尚有一定距离,在产业链上的差距更大。截至2010年底全球电力储能总装机125.52GW,约占世界电力装机总量的3.0%。2010年我国电网发电装机容量962GW,预计2015年将达到1430GW,2020年达到1640GW。截至2010年,我国电力储能装机容量约16.345GW,仅占全国电力装机总量的约1.7%。储能已成为可再生能源和智能电网大规模发展的主要瓶颈,大规模储能技术已被列入我国“十二五”能源规划,出台相应的法规和政策,促进储能产业发展。4煤气化联合循环发电igcc随着风电大规模快速发展,风电入网面临调峰能力不足的问题,需要建设燃煤燃气电厂,优化电源结构,合理配置调峰电源,解决大规模发展带来的系统调峰问题。2008年我国燃煤发电量占总发电量的78.9%,世界为40.9%(美国49.1%、日本26.8%、德国46.1%、印度48.6%)。我国燃煤发电效率平均为33%,超超临界燃煤发电(USC)实用化效率41%。整体煤气化联合循环发电(IGCC)效率达到46%,进一步有可能达到51%。由此可见,我国已不适宜再建设一般意义上的燃煤电厂,而IGCC是比较好的选择。但是,最好的选择是风电与热电联产组合。2011年5月国际能源机构(IEA)公布报告,提出与热电联产组合的方式可大幅扩大可再生能源的利用。4.1热电联产是构建低碳社会的重要资最近,IEA在《热电联产与可再生能源:低碳能源未来解决方式》(Co-generationandRenewables:Solutionforalow-carbonenergyfuture)报告中指出,在能源与气候变化的讨论中,对热供应的评价过低,明确了热电联产与可再生能源组合对构建低碳社会具有巨大潜力。热电联产是指使用相同燃料同时供给电和热,燃料可使用煤炭、天然气、核能以及生物质能、太阳能、地热等可再生能源。热电联产不是新技术,不过是原有技术的组合。IEA的报告着眼于热电联产与可再生能源组合,相互补充,可再生能源输出功率不稳定的缺点,可望用热电联产方式弥补。热电联产、可再生能源分别单独利用也是低碳能源,两者组合使用,可供给低碳热和低碳电,使它们作为低碳能源的作用进一步提高。IEA称,如果按照现有趋势继续发展下去,2050年世界二氧化碳排放量将达到570×108t,大约比2010年增加1倍。相反,如果按照可持续发展方式减少排放,可以减至2010年的1/2。从不可持续的方式转变为可持续的方式,提高能源效率、可再生能源的贡献巨大。热电联产是提高能源效率的有效手段,预计二氧化碳排放量可削减58%。4.2世界和oecd的热需求IEA称,投入发电的能源2/3被损耗,其中热转换损失占63%,厂区内利用与输配电损失仅占约5.4%。看来关键问题是如何减少转换损失,最新型的火力发电的效率也仅为45%。然而热电联产装置投入燃料的75%~80%可转换为有用能,最高效的装置可达90%。热电联产在供电的同时供热,整体效率提高,即使是使用化石燃料,也会随着效率的提高,单位能源的二氧化碳排放量减少。若燃料采用可再生能源,热电联产的低碳效果将进一步提高。现在,用于发电的可再生能源有风力、太阳能、水力、潮汐、生物质能等,作为热源利用的可再生能源有地热、太阳能、生物质能等。过去仅关心用于发电的可再生能源,据IEA的数据,除水力外,2009年IEA加盟国家可再生能源发电量占总发电量的4.5%。可再生能源所占份额比之2002年增长了一倍,有可能大幅扩大可再生能源利用的手段是热电联产。按照IEA的资料,世界终端能源消费中热力占47%、运输占27%,电力不过占17%;OECD国家中热力占37%、运输占32%、电力占21%。OECD的热几乎都是化石燃料生产的,其中天然气占50.5%,石油占25.2%,地热和太阳能仅占0.6%。终端能源消费中热力所占份额比电力大。IEA资料显示,世界、OECD都是产业部门所占份额大,分别为44%和43%,住宅、商业、公共服务部门合计约占50%。热与电的差别在于不能长距离高效输送,因此有必要就近建设装置。同时,对热的温度、规模的要求范围也较宽,住宅充其量要求数十摄氏度,产业用工艺热超过400℃。可用于供应商业用热的可再生能源包括:可燃性可再生能源、太阳能、地热,且均可用于供应低温热。热需求涉及特性和相当大的利用幅度,对热电联产的需求很大。过去的热电联产系统,很多情况下电力比热利用优先,相应也认为电力是附加值高的能源。但IEA的报告指出,考虑到对热的需求比电力大的现状,过去对热的价值评价明显过低。4.3英国能源持续失衡模型的计算方法电力储存难,电力公司供电要瞬时配合对应需求。若电力需求少时可以储存、需求大时可以输出,就没有必要建设满足瞬间高峰需求的发电装机容量。风电、太阳能发电具有随机性、多变性的特点,如果占电源构成比率大,将引发电力供应不稳,成为阻碍其大规模引入的主要原因。过去10年,IEA成员国大幅扩大除水电以外的可再生能源的利用,但2009年也仅占总发电量的不到5%。IEA分析,鉴于在适当条件下热电联产与可再生能源发电组合可取得电力供需平衡,由此可能扩大可再生能源的利用。英国主要电力供应商EDF能源公司认为,由于风力发电装机容量增长,造成负荷变化波动,效率低下,从而必须更多依赖二氧化碳排放量高的开式循环气(opencyclegas)。IEA认为,作为燃气火力发电厂降低二氧化碳排放量的方法,利用发电后剩余热的热电联产是有效手段,问题是如何稳妥地向用户供热。有人指出储存热比储存电力简单,但储存高温热或长期储存,以现在的技术存在困难。IEA指出,100℃以下的低温热可用于供暖,欧洲32国产业用热30%是100℃以下。热电联产与蓄热装置组合,是扩大可再生能源利用的有益选择。热电联产、蓄热与可再生能源发电组合的可行性调查已经开始实施。欧盟提供资金的DESIRE项目于2005年6月至2007年5月实施,在风力发电大量供应电力的场合采用热电联产装置,减少发电量,弥补热的需求。IEA注意到东京瓦斯和大阪瓦斯两家公司2010年5月发布的有关项目的验证试验,该项目试验结果表明,光伏发电与热电联产组合,预计可减排二氧化碳30%以上,光伏发电与热电联产相互补充,可削减引入光伏发电所必须的蓄电装机容量,从而促进光伏发电的引入。5智能电网,提质提效由于风电的随机性和间歇性,并网会影响系统安全,建设智能电网是解决风电大规模接入和输送问题的根本途径。智能电网是2000年左右由美国和欧洲开始引进的概念,按照欧美的定义,大致是改善电力供应系统并使之现代化,将接入输、配电网的所有运转设备用信息通讯控制手段自动最佳化。接入输、配电网的所有运转设备是指大规模集中型发电设备、小规模分散型发电设备、大规模电力用户以及楼宇能源控制系统、能源储存设备、消费者使用的家电和电力汽车等。电力供应商运行的电力系统与消费者之间采用具有双向通讯功能的称为“智能仪”(smartmeter)的监控系统联结,对消费者的电力消耗进行实时计量,数据经通讯传送给电力供应商。接收数据的电力供应商返馈信号,控制个别电力消费等。智能电网是使从发电到消费整个系统效率最大化的技术,被广泛采用后,将使输出功率不稳定、过去不能积极接入的光伏、风电等可再生能源电力更多接入电力系统成为可能,电力系统的整体利用效率将大大提高,进而有利于抑制发电厂化石燃料的消耗。美国跨州、欧洲跨国输送电力,中国等发展中国家输电系统超越电力供应商的供电区域进行管理,因此可大量引入可再生能源电力。为避免因引入可再生能源损害电力供应的稳定性,各国都认识到必须发展智能电网技术,能源政策基本上都引入了此项技术措施。智能电网是对过去建立的发电、输电、配电系统以及消费结构实施革命性改造,由于各国电力系统发展状况不同,实施过程中的着力点也各不相同。美国输配电系统老化加重,发电能力不足,因此首先就个别电力需求、特别是峰时需求优先开发设置抑制系统。欧洲为了应对全球气候变暖和提高能源自给率,大量引入风电、太阳能光伏发电,优先弹性控制联系整个欧洲的高压输电系统。同时,欧盟要求各国2023年前设置完成智能电网,实施电力消费“可视化”及个别需求管理。智能电网是美国奥巴马政府绿色新政的政策重点,2009年公布的《2009美国复苏与再投资法案》(ARRA)分配给智能电网关联项目的补助金、融资等有100亿美元。其中设备投资补助金约34亿美元,投入100个智能电网关联项目,内容包括支持电力公司引进智能变压器、输电网传感器以及家庭引进智能仪表1800万个、家庭用显示器和负载控制器等,可创造数万个就业岗位。验证(demonstration)项目的补助金涉及美国内32个项目共6.2亿美元,项目整体总投资(包括民间投资)16亿美元以上。2011年4月欧盟发表关于智能电网的公告,明确了区内各国分别建设、欧盟进行协调的方针,预计欧盟可整体减少二氧化碳排放量9%,家庭电力消费量减少10%左右。欧盟预计今后10年实施300个智能电网项目,总投资55亿欧元。目前已从过去单纯设置智能仪表正式进入普及阶段,预计随后欧美智能电网开发的竞争将正式展开。美国民间企业也积极参与智能电网的开发。提出“智能”(smart)概念的IBM在支持智能电网关联项目的同时,提供各种系统设计和应用。通用电气公司(GE)开发智能仪表、控制管理软件、监控传感系统等3种产品,取得了高水平的实际效果。2009年公布了“能源零消费家庭项目”智能电网产品,GE与Googol公司建立合作关系,共同开发软件。此外,还进行高温岩体地热发电(EGS)开发、插电式(plug-in)汽车实用化开发。Googol还进入了“功率计”(powermeter)系统市场,提供Web应用形式,与智能仪表相联,使电力消费可视化。我国已经完成了多个大型风电基地输电规划的技术经济论证,取得了风电监控及并网控制等关键技术的研究成果,自主研发了风电功率预测系统并投入运行,构建了涵盖风电机组控制、风电场综合监控、并网和运行调度等较为完整的风电控制系统体系,同时还建立了风电接入电网仿真分析平台和检测机构,开展了风电对电网的影响与对策研究,制定了相关标准。我国除了在储能技术上取得较大成就以外,还在电网输配电技术方面取得了特高压交流示范工程、特高压直流示范工程试验运行成果,建立了较为完整的特高压标准体系;在信息通信技术方面,我国已经建成三纵四横的主干网络,形成了以光纤通信为主,微波、载波等多种通信方式并存的通信网络格局;在用电技术等方面也取得了一定技术成果。然而我国仍面临许多问题,需要政府在重大科技项目立项、电网项目核准、电价、资金政策和标准制定上给予支持,尽快启动智能电网框架设计,建立完善的标准体系。另外,政府应根据电力市场的垄断状况,制定出适合我国智能电网发展的投资及控股制度。6建立电力收购机制目前,我国可再生能源发展尚存在很多问题,尤其是还没有形成适合我国国情的可再生能源电力收购机制。德国之所以能在世界上取得普及可再生能源最为突出的成绩,使得可再生能源发电飞速发展,其原因就在于德国的固定价格收购制度。6.1新能源发电电价机制我国虽然颁布了《可再生能源法》,制度建设也比较全面,但是政策措施和制度建设不配套,尚未完全适应新能源产业发展的要求。鉴于成本相对较高以及产品自身特点,目前还缺乏社会对新能源的广泛认同和完善的市场环境,存在电网应该如何接纳新能源电力的问题。我国至今还没有形成合理的新能源发电定价机制。《可再生能源法》第19条对新能源电价的规定是:新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新能源发电特点和不同地区的情况,按照有利于促进新能源开发利用和经济合理的原则确定,并根据新能源开发利用技术的发展适时调整。实际上,几年执行下来,什么是“有利于促进新能源开发利用和经济合理的原则”是一个模糊不清的概念,即“有利于”和“经济合理”在价格制定过程中无法科学地解释,至今没有形成适合我国国情和资源状况的新能源发电定价机制。据最新报道,截至2010年底,我国风电吊装容量为4473×104kW,但累计建设容量到2011年上半年才达到4151×104kW,而最终投入运营的容量截至2011年10月仅为3913×104kW。这意味着,已装机风电机组长时间不能正常发挥效益的已接近1300×104kW。据中电联的数据,2010~2011年,风电上网电量从494×108kW·h增加到583×108kW·h,仅增加了89×108kW·h,未并网率高达26%。6.2德国政策调整背景为了迅速普及风力发电和太阳能光伏发电,要求可再生能源发电获得的收益,必须能够保证风车、太阳能电池板等设施费用在短期内收回。1991年德国颁布《电力入网法》,强制要求公用电力公司收购可再生能源电力,促进了风电产业的发展。1998年后德国电力行业销售电价整体下降,为了缓解发电企业和输配电企业面临的压力,2000年4月德国出台《可再生能源法》(EEG),核心政策调整为可再生能源强制入网,固定电价优先收购,同时建立了可再生能源电力成本全网分摊制度。由此促使可再生能源飞速发展,2010年德国终端电力消费中可再生能源比重提高到17%(其中风电占6%)。6.2.1光伏发电发电投资风险德国EEG制度的要点是:①输电、配电企业有义务按法定固定价格收购可再生能源电力;②收购期限设定为20年,风力发电或光伏发电运转年限按20年计算,从开始发电起20年的售电收入按固定价格计算,投资风险为零;③可再生能源电力收购费用追加在电费中,消费者负担一部分分摊金;④输电、配电企业有义务将可再生能源电力比火力发电优先接入电力系统,从而促进可再生能源发电稳定发展。同时,EEG还规定输电、配电企业有义务迅速扩充输电线路、设备等,避免发生可再生能源电力被推迟收购的情况。6.2.2售电收入比率普及可再生能源电力的关键问题是决定利润水平的收购价格和期限。以光伏发电为例,装置设施费用约10年收回,而且即使考虑发电设备的贷款利息,也能获得一定的收益。例如2004年光伏发电收购价格,即使受银行融资影响,设定标准也为年收益6%,当时长期贷款年利率为4%。德国太阳能产业联盟称,从超过长期贷款利息的6%判断光伏发电产业得以生存发展。此后,光伏发电售电收入相对于初期设施费用的比率上升,2006~2010年平均每年为10%,基本按10年进行计算。日照强度高的德国南部地区或者大规模光伏发电项目的售电收入比率更高,有的甚至达到15%。德国的经验表明,年售电收入比率在10%左右(回收年限约10年),光伏发电产