现有风电技术的高难度和高风险性

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　　现有风电技术的高难度和高风险性
　　内容简介
　　现有大型风电设备叶片非常巨大，由于工作环境较恶劣，大风状态叶片会产生强风载，风电机受力非常复杂，冲击破坏和振动破坏对风电机都是致命的。风电机的高故障率和高额维护成本对风电企业和风电场经营者都带来高风险。还有发电效率低和并网稳定性差对风电场经营也带来风险。
　　关键词
　　风电技术 并网难 效率低 叶片高风载 高故障率
　　国外风电技术发展已近百年，但生产大型风电设备有实力的公司仅有屈指可数的几家，丹麦20年前有20多家制造商，最后只剩一家半了，一家是维斯塔斯，半家是西门子。国外有几十年生产经验，很有实力的公司，都在风电机产品上出现过这样那样的问题。世界最大的风力发电机组制造商NEG Micon就是因为齿轮箱问题，他为所生产的风力发电机组都换了一次齿轮箱，这家世界最大的风力发电机制造商破产了。这都是由于大型风电设备生产技术的高难度和高风险性造成的，有人将其比喻为航天技术也不为过，由于风电设备工作环境较恶劣，不确定因素很多。还有沿海风电机在台风中损毁，也给风电场的运营带来很大的风险。这些问题必须引起我们的高度重视，我们应加强风电自主技术的研发，总结现有风电技术中存在的问题，找出造成风电技术高风险的根本原因，并在生产研发中给以解决。只有解决了高风险性，使风电机成本得到大幅降低，使高昂的维护费用降下来，才能使大型风电设备得到推广普及，才能使众多风电设备生产企业产能得到释放，才能使我国的风电产业得到健康快速发展。
　　一、叶片风载特性造成的高风险
　　现有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。不是风直接吹动叶片，而是靠风吹过叶片上下表面不同的风速差产生推力，在微风状态下，如同飞机的机翼，空气动力性能肯定是很弱的，就像飞机速度低没有升力一样。我们对运行数据进行分析，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，风能利用系数不断减小，也就是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。根据以上分析就可以得出这样的结论：在低风速时，叶片的空气动力性能作用不大，在高风速时，我们又限制空气动力性能的作用，从运行数据可以看出，当风速大于10m/s时变桨距装置就开始减小叶片的空气动力性能，一般风电机的设计风速是13m/s，也就是说叶片是通过变桨距装置限制过载，但是我们知道控制系统始终是滞后的，并不能及时限制过载，这样就造成在高风速状态下过载随时都可能发生，造成风电机不稳定，造成并网稳定性差。并网稳定性差对风电产业影响非常大，使风电沦落为“垃圾电源”，大规模风电机并网至今仍是世界难题，我国“陆地三峡”建设还处于初级阶段，就已出现并网难题。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。微风发电性能差，造成“装机容量很大，而发电量少”的不利局面，给风电场的盈利带来风险。还有并网稳定性差直接影响风电场风电的输出，造成“风小发不出电，风大又并不了网”的尴尬局面，对风电场的效益造成非常不利的影响。
　　而在高风速状态下，随着风速增大，叶片的空气动力性能会越来越强，我们以1.5MW风电机为例进行说明，设计风速为13m/s，产生的能量为1.5MW，可转换为152958kgf·m/s，其能量核算在叶片上的风载可达152吨。若12级台风的平均风速为34m/s，而风的能量与风速的关系是三次方的关系，那么在台风状态下叶片产生的风载将达千吨以上，这个数值是相当惊人的。我们知道风电机的控制系统有卸载功能，但任何控制系统都存在滞后性，不可能及时完全卸载，这样大的风载形成的冲击力是任何机械装置都无法承受的，我们设计制造的变速装置很大，强度也非常高，但仍不能避免这种冲击力对变速装置的损坏。而叶片的高风载是造成变速箱问题、主轴问题、轴承问题、叶片问题层出不穷的主要原因，造成巨额的维护费用。叶片的高风载也是造成沿海风电机不稳定、安全性无法保障的最根本原因。也是造成沿海风电机被台风损毁的主要原因。
　　叶片的高风载特性对风能利用作用不大，反而造成风电机的破坏，并影响并网的稳定性，这一点对风电产业来说是一个致命的问题。世界最大的风力发电机组制造商NEG Micon就是因为齿轮箱问题，他为所生产的风力发电机组都换了一次齿轮箱，这家世界最大的风力发电机制造商倒闭了。欧洲有多个风电场的风电机，由于质量问题而全面召回。使风电产业成了高投入，低产出，高风险，低收益的产业，也是风电产业几十年发展滞缓的主要原因。叶片的高风载必须改变，否则风电技术的高风险就无法改变，风电产业也难以快速发展。
　　二、控制系统滞后性造成的高风险
　　现在的风电机组可谓全电子化控制，原理非常先进，既有远程电子控制，又有设备自控调节装置，越精密，越复杂的东西，越容易出问题，这就是辨证法则。风电设备一般都处在较恶劣的环境中，内陆地区有沙尘暴、冰雹、严寒，沿海地区有台风、暴雨、雷击、酸雨。沙尘、冰雹、酸雨、雷击都是电子设备的致命杀手，沙尘暴和台风对风电设备的机械装置有非常强的破坏作用。
　　现在对风电机的结构和控制系统进行分析，现有风电机的控制装置主要有偏航装置和变浆矩装置，我们知道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，造成偏航装置的损坏，叶片也有可能被折损坏。

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　　三、叶片质量带来的高风险
　　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50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以上的风电机组叶片，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。国内某风电巨头由于叶片质量问题，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的气候条件，有冷冻、暴晒、雷电、强风等不利因素的考验，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。
　　四、高额维护费用带来的风险
　　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，但有些问题已突出地表现出来，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。
　　根据本人搜集的资料进行整理，主要存在以下质量问题。我们知道叶片所受的风载很大，会通过传动轴对变速箱造成冲击，变速装置中内部齿轮由于热处理不好或由于过载很容易被打坏，往往上一级齿轮的损坏，也会造成下一级齿轮的损坏。风电机组的重量很大，叶片的风载又很大，风轮在轴向还有一个向上的仰角，这都使得偏航装置在强风的作用下有很大的冲击载荷和超额负载，在动力装置中偏航电机经常因为过载或者轴头齿轮损坏而引起偏航故障;在驱动装置部分由于偏航系统大齿轮是由弧形齿条构成，在两个齿连接处，如果连接不紧凑，在连接处的齿尖也很容易被打掉;还有驱动装置部分密封不是很严，很容易落进沙尘，造成齿轮加速磨损;还由于在某地区风向变化不是很大，偏航装置在某一位置频繁运动就会造成齿条某位置的过度磨损。风电机的振动很大，在长期使用中会造成受力部件的疲劳破坏，如轮毂裂纹、主轴裂纹、叶片开裂等，也会引起动力装置系统和传动装置系统的振动，会引起齿条和齿轮固定螺栓的松动，也会造成动力装置和传动装置齿轮的非正常磨损和故障。齿轮箱里充满了润滑油，油的渗漏也是不容忽视的问题。还有各液压装置经过长时间的运转，其油性都已变化，若不及时换油，也会造成液压系统问题。由于变桨距装置是叶片的纵轴方向调节转角，某一部位调节运转频繁，必然造成某一部位齿轮和轴承的快速磨损，造成叶片变浆距装置无法正常运转。还有动力系统出问题的概率也较高，变桨距装置的电子控制要求反应要快，要灵敏，以满足风速变化的功率调节，这种性能在狂风和台风的长时间作用下，又是一个最大的缺点，也是最容易出故障的时候，狂风和台风的风向和风速变化很快，必然造成变桨装置不间断的起动调整，长时间的运转，必然会造成电机温度升高，严重的就会造成电机烧损。变桨距装置运转频率很高，风机的设计寿命是20年，但从使用和磨损情况看，很难保证使用寿命。还有风电机的密封问题也是不容忽视的，酸雾、酸雨的渗入，会对机械部件产生锈蚀，还会使润滑脂酸化变质，还会使电子控制系统出现故障。电子控制系统也较复杂，很容易受到电磁和雷电干扰。
　　以上都是传动装置和控制装置偏最容易出现的问题，而解决这些问题都需要很高的维修成本，仅换油一项就是笔不小的开支，换零配件费用就更高，因为每个零配件的自身重量都很重，需要较强的专业安装维修队伍及吊装设备，外部高度很高，内部空间很狭小，维修难度可想而知。高额的维护费用是一个无底洞，对风电产业的发展非常不利。而且还会产生配件短缺的危险，造成严重损失。
　　五、大规模并网，给电网带来的高风险
　　我国风能资源丰富的地区主要分布在“三北”(西北、东北、华北)地区和东南沿海。目前在“三北”规划了6个千万千瓦风电基地，但这些地方又是电网最弱的地区，因此我国风力发电将面临着电网不堪重负的问题。这对我们来说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，比如在德国风电场的规模一般都在5万千瓦，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，风电时有时无，并不是很稳定，风电占总电网不能大于5%，如果超过5%，就会干扰电网质量。并网的瓶颈对风电产业影响很大，如果并网的问题得不到解决，我们建设“陆地三峡”风电基地的目标就不能实现，为了解决电网薄弱的问题，国家电力部门已进行地区网和国家电力主网的联网规划和建设工作，并加大输出电路的容量，同时进行智能电网的研究和建设工作，并把风电量预测作为大型风电场的重要研发项目。
　　这些问题的解决将为并网创造有利的外部条件，我们还要对内部因素加以重视，风电机的稳定性和安全性更应得到高度重视，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，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5000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。
　　风能发电是一种绿色新能源，是发展最快的朝阳产业，我国风电产业经过几年的快速发展，已进入一个关键发展时期。现在我们已基本掌握风电技术，经验也不断丰富，问题也都已出现。我们现在应该静下心来，分析问题、研究问题、解决问题，寻找“突破口”。