风力发电机基础理论与设计

风力发电机基础理论与设计

2.2风力机的分类

国内外风力机的结构形式繁多，从不同的角 度有多种分类方法。

①按风轮轴与地面的相对位置，分为水平轴式风力机和垂直轴(立轴)式风力机。 ②按叶片工作原理，分为升力型风力机和阻力型风力机 。

③按风力机的用途分类，有风力发电机、风力提水机、风力铡草机、风力脱谷机等。 ④按风轮叶片的叶尖线速度与吹来的风速之比的大小来分，有高速风力机(比值大3)和低速风力机(比值小3)；也有把该比值 2～5者称为中速风力机 。

⑤按风力机容量大小分类：国际上通常将风力机组分为小型(100 kW 以下)、中型(100~1000kW)和大型(1 000 kW 以上)3种；我国则分成微型(1 kW2.1 以下)、小型(1～10 kW)、中型(10~100 kW)和大型(100 kW 以上)4种；也有的将 l 000kW 以上的风机称为巨型风力机。

⑥按风轮相对于塔架的位置 ，分为上风式(前置式)风力机和下风式(后置式)风力机 。 ⑦按风轮的叶片数量，分单叶片、双叶片、三叶片、四叶片及多叶片式风力机。 现在各国应用较多的是水平轴、升力型和少叶式的风力发电机(多数为 2—3个叶片) 风力机翼型的概念

2.3 翼型的几何参数及气动特性

2.3.1翼型的几何参数

翼型定义：叶片展向长度趋于无穷小时叫翼型。 常见的翼型形状有如图所示几种：

对称翼型

双凸翼型

S型翼型

平凸翼型

下图为一任意形状的翼，其几何尺寸和参数如下：

1．弦长(即翼弦)b

翼型最前点(前缘)与最后点(后缘)的连钱称翼弦，它的长度称弦长用b表示。

当前、后缘厚度不为0时，翼弦定义为前缘中点与后缘中点的连线。 2．厚度(指最大厚度)c

是上、下翼面在垂直于翼弦方向的距离，其中最大者称最大厚度，用c表示。

3．相对厚度c

c最大厚度c与弦长b的比值，用c?表示。

b4．最大厚度位置c?

指最大厚度线到前线点的弦向距离记作c?。 5．最大厚度相对位置c?

指最大厚度位置c?与弦长b的比值，用c??c?表示。 b6．弯度f

翼型厚度中点的连线称中弧线，它与翼弦之间的最大距离称弯度，用f表示。 7．相对弯度f

最大弯度f与弦长b的比值。 8．攻角（迎角）i

? 来流速度V与弦线间的夹角。 9．零升力角?0

弦线与零升力线间的夹角。 10．升力角?

来流速度方向与零升力线间的夹角。i????0 此处?0是负值，?和

i是正值。

11．前后缘半径、后缘角

翼型前缘点的内切圆半径称为翼剖面前缘半径，以r?表示，亚音速翼型前缘是圆

的，超音速翼型前缘是尖的，以前缘点上下翼面切线的夹角?1表示。

翼型前缘半径与前缘角

翼型后缘点b的内切圆半径称为翼型后缘半径，以rt表示，若后缘为尖的，则以后缘点上下翼面的切线夹角?t表示，称为后缘角。见下图

2.3.2作用在运动翼型上的力

假定翼型处于静止状态，而空气以相同的速度从反方向吹来。作用在翼型上的气动力不改变其大小。气动力只取决于相对速度和攻角的大小。为了便于研究，先研究静止的叶片置于均匀来流速度V中，此时，作用在叶片翼型表面上的空气压力是不均匀的，上表面压力减少，下表面压力增加。翼型压力变化图如下

根据伯努力定理，与远离翼型的未受干扰气流相比，叶片翼型上方的气流速度高，而下方则低。因而上表面压力小于下表面压力，上下表面压差的合力在翼型剖面上形成了升力、阻力、力矩等气动力。

翼型周围的气流可以看作是下面两类气流的合成：一类是一当处于均匀气流中，在零升力条件下流过翼型的气流；另一类是围绕翼型的环流，从下表面流回到上表面。翼型的升力是由后者产生的。

作用在翼型上的力

1212F??CSV?v?scr R为总气动力：r22式中 ?——空气密度；

S——叶片面积，它等于叶片长与翼弦的乘积； Cr——总的气动系数。

?该力可以分解为两个分力：一个是平行于气流速度V的分力Fd，称为阻力；?一个是垂直于气流速度V的分力Fl，称为升力。

1?ClSV2 21D为阻力：Fd??CdSV2

2R2?L2?D2

压力中心：是指气动合力的作用点,它是空气动力合力作用线和弦线的交点,作用在压力中心上的力只有升力和阻力。

L为升力：Fl?2 Cr2?Cl2?Cd

升力特性：

翼型升力特性曲线：

从中可以看出，

翼型阻力特性曲线

升力系数的变化由直线和曲线两部分组成。开始直线上升到最大值Clmax，对应于攻角iM，称为失速点，超过失速点后，升力系数下降，阻力系数增加。在负攻角时，Cl也呈曲线形，Cl通过最低点Clmin。阻力系数曲线的则不同，它的最小值对应已确定的攻角值。

升力系数与阻力系数随攻角的变化曲线图

CY和CX与攻角间的关系

当攻角?值在一定范围内变化时，升力随攻角的增加而变大，阻力也在变化； 当攻角?值增加到某一临界值时，升力达到最大值(即CY?CYmax)；当?值再增大时，升力突然开始下降，同时阻力也急剧增加，这种现象称为“失速”。产生失速的根本原因，是气体的比较有规则的流线与翼型后上部的轮廓分离，并在分离区形成涡流，使翼型上下压差变小。

若设M为F相对于前缘的气动俯仰力矩，则可求得俯仰力矩系数CM：

1?CMSlV2 2式中 l——翼型弦长 因此，作用在翼型断面上的空气动力可表示为升力、阻力和俯仰力矩三部分。对于攻角的各个值总存在某一特殊的点C，空气动力F对该点的力矩为零，称为压力中心。于是作用在翼型断面上的空气动力可表示为作用在压力中心处上的升力和阻力。压力中心点与前缘的相对距离有以下比值决定：

M?CP?ACCM ?ABCl通常CP?25%~30%。

2.4 贝茨理论和叶素理论

风能利用系数Cp

风力机从自然风能中吸取能量的大小程度用风能利用系用Cp表示

Cp?P1?SV32

2.4.1贝茨理论（参考教材p25-27）

我们知道，无论采用何种风轮，都不可能将风能全部转化为机械，那么到底能获得最大的能量是多少？德国科学家贝茨于1926年建立著名的风轮转化理论，即贝茨理论，通过这个理论，我们可以求得风轮获得的能量极限值。本节对这一理论进行介绍。

160.593， CP,Betz?27贝茨理论的损失

贝茨极限功率系数是在理想条件下的风力机才能得到，而实际风力机根本不可能满足这个理想条件。它仅考虑了轴向流速的损失，然而除此之外还存在许多其它的损失，主要包括以下几个方面：翼型损失；叶尖周围的气流存在着压力分布（低端呈正压，高端呈负压）所导致的损失，以及叶尖损失等；由下游的旋转速度所产生的漩涡损失，也称尾流损失。

2.4.2叶素理论

一、风轮的空气动力学几何定义

（1）风轮轴：风轮旋转运动的轴线；

（2）旋转平面：垂直于风轮轴的平面，叶片在该平面内旋转； （3）风轮直径：风轮扫掠面的直径；

（4）叶片轴：叶片纵向轴，绕此轴可以改变叶片相对于旋转平面的安装角； （5）在半径r处的叶片截面：叶片与直径为r并以轮轴为轴线的圆柱相交的截面；

（6）安装角或桨距角：在半径r处翼型的弦线与旋转平面的夹角?。 二、叶素理论

设风轮叶片在半径r处的一个基本单元，即叶素，其长度为dr，弦长为l及安装角?。则叶素在旋转平面内具有一圆周速度U?2?rN，N为风轮转速。如

?V果把看作是通过风轮的轴向风速，气流相对于叶片的速度为W（如图）见小型风力机设计69页，则

?????? V?U?W W?V?U

?而攻角为i?I??。其中I——W与风轮旋转平面的夹角，称为倾角。

?因此叶素受到相对于相对速度W的气流作用，并进而受到一气动力dR作

?dRdRdR可分解为一个升力l和一个阻力d，用。分别与相对速度W垂直或平行（如图）并对应于某一攻角。

可以把气动力dR的作用看成风队风轮的轴向推立及对风轮轴的扭矩。设dF是dR在风轮轴上的分力，而dM为dR在旋转平面上的分力对风轮轴的力矩。

I?dRdsIin dF?dRlcos n?dRd dM?r(dRlsiI将上式代入以下关系式：

dRl?11?ClW2dSdRd??CdW2dS22 和

cIos

W2?V2?U2?V2??2r2dS，?r?VctgI dP??dM

于是就可以得到：

1?V2S(1?ctg2I)(ClcosI?CdsinI)2 1dM??V2rS(1?ctg2I)(ClsinI?CdcosI)2 1dP??V2dSctgI(1?ctg2I)(ClsinI?CdcosI)2 dF?2.5翼型介绍(NACA翼型)

由于普通航空翼型的空气动力学性能在21世纪上半叶已经得到充分的研

究，所以传统风力机叶片翼型一般沿用航空一星。最常用的且最具代表性的传统风力机翼型为NACA翼型，所以本文以此翼型族作为重点介绍。NANA翼型是二十世纪三十年代末四十年代初由美国国家宇航局(NASA）前身国家航空咨询委员会（NACA）提出的。NACA翼型由厚度和中弧线叠加而成。

叶片通常有翼型系列组成，在尖部使用薄翼型以满足高升阻比的要求，而在叶根则采用相同翼型较厚的形式，以满足结构强度要求。典型的运行工况下的雷诺数范围是5×105~2×106。NACA44XX系列和NACA230XX系列，由于具有最大升力系数及最低的阻力系数，因而成为最流行采用的翼型。

翼型气动特性对风轮的动力输出至关重要，要实现最佳的翼型特性，提高在大攻角、地雷诺数下的数值计算精度是重要手段。但注意的是优化翼型及风轮最佳形状以满足最佳的设计要求，而不是选择一个截面最佳的翼型气动特性，已达到最可靠的动力输出，才是风轮一行优化设计的关键问题。

本节主要介绍NACA 翼型的计算。 NACA零弯度翼型的厚度分布如下

tyt??(0.29690x?0.1260x?0.35160x2?0.28430x3?0.10150x4)

0.20可以求出NACA所有翼型的最大厚度位置xc?30%。若取不同t时，可算出不同厚度翼型上下型面座标值。其前缘半径是

rc?1.1019t2 式中rc?rc/c

2.5.1 NACA四位数翼型

NACA四位数翼型分为对称翼和有弯度翼型两种，对称翼型（零弯度翼型）即为基本厚度分布，有弯度翼型由中弧线与基本厚度分布迭加而成，中弧线为两段抛物线组成，在中弧线最高点两者相切。也即当x?xf时前后段抛物线的值相等且达最大值，同时抛物线的斜率相等。NACA四位数翼型的中弧线方程为 ：

yf?f(2xfx?x2) 2x式中 f——中弧线最高点的纵座标（即最大弯度）； xf——最大弯度

的弦向位置。

有弯度翼型的上下翼面座标(xu,yu)和(xL,yL)可写成

xu?x?ytsin?yu?yf?ytcos?

xL?x?ytsin?yL?yf?ytcos?

式中 ?——中弧线在弦向位置x处的切线斜率，见图（规范396）。 前缘半径的圆心位于通过前缘点的斜率等于0.005弦线处中弧线斜率的线段上，圆心距前缘点距离等于前缘半径。

因此，对于NACA四位数翼型只要给定了f、xf和厚度t，就可以由上述公式算出完整的翼

面数据。

NACA四位数翼型的表达形式为：NACAXXXX 第一位数字：弯度占翼弦的百分数；

第二位数字：最大弯度位置占翼弦的十分数； 第三位和第四位数字：厚度占翼弦的百分数。

例如NACA4415，其最大相对弯度是4%，最大弯度在弦长的40%处，最大相对厚度为15%。

2.5.2 NACA五位数翼型

从实验中发现，中弧线最大弯度相对位置离开弦线中点，无论是前移还是后移，对提高翼型最大升力系数是有好处的。但是往后移时会产生很大的俯仰力矩，故不能采纳；而要往前多移一点的话，原来四位数翼型中弧线形状要修改，这就产生了五位数字翼型。五位数字翼型中弧线在最大弯度点以前是一立方抛物线\在最大弯度点处曲率降为零，一直到后缘为止，也即后半段是一直线，其中弧线方程如下：

Kyf?[x3?3mx2?m2(3?m)x] 0?x?m

61yf?Km2(1?x) m?x?1.0

6式中m和K随xf的变化而变化，见下表

表m、K和xf的关系 中弧线代号 210 220 230 240 250 xf m 0.5080 0.1260 0.2025 0.2900 0.3910 K 361.4 51.64 15.957 6.643 3.230 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25 NACA五位数翼型的表达式为：NACAXXXXX

第一位数字：该数乘3/2除10为翼型设计升力系数；

第二位和第三位数字：该数除2为最大弯度位置占翼弦的百分数； 第四位和第五位数字：厚度占翼弦的百分数。

3?0.30；最大弯度相对位置为例如NACA23012其设计升力系数为2?2015%，最大相对厚度为12%。

2.6风力机的工作原理

风力机的基本功能是利用风轮接收风能，并将其转换成机械能，再由风轮轴将它输送出去。风力机的工作原理：空气流经风轮叶片产生升力或阻力，推动叶片转动，将风能转化为机械能。

尽管风力机的类型很多，但是普遍应用的是水平轴和垂直轴两大类。国内外普遍应用的风力机以水平轴升力型居多。下面重点介绍水平轴升力型和垂直轴阻力型风力机的基本工作原理。

升力型风力机的工作原理

下图所示是水平轴风力机的机头部分。风轮主要由两个螺旋桨式的叶片组成。风从左方吹来．叶片产生的升力Fy和阻力Fx。阻力是风对风轮的正面压力，由风力机的塔架承受；升力是推动风轮旋转的动力。

风力转换成叶片的升力与阻力

现代风力发电机的叶片都制成螺旋桨式的，其原因如下所述。

风以V的速度吹向风轮旋转平面，风轮以?角速度旋转。风相对翼型的风速为

假如相对风速Vr与翼型的弦的夹角仅是最佳攻角值，此时的升力系数CYmax为(?约为12～14°)，这是我们所希望的。然而，由于叶片各截面的旋转半径r不同。因此，各截面的相对风速Vr也不同．甚至在某些截面上升力系数为负值。

所以，要把叶片制成沿叶片长度方向呈扭曲的螺旋状。让整个叶片由根部到尖部各截面翼型的弦与对应处的相对风速 大致相同，并应使其在最佳攻角值附近。使风力尽可能多的转换成叶片的升力。此升力由叶柄传给风轮轴，再由风轮轴将机械能输送出去。

升力型Darrieus（达里厄）式风力机工作原理 Darrieus式风力机属于垂直轴风力机，与所有垂直轴风力机相比，它的风能利用系数最高。

工作原理：

D－叶轮的空气动力学原理类似于于其它的升力型叶轮，但是因为其叶片的圆弧形运动轨迹，使得其运行看来要复杂些，实际上却并非如此复杂。我们以前提到的，翼片产生的升力是与吹近其前缘点的气流方向垂直的。在D－叶轮中，在叶片的圆周轨迹的各点上，这一相对气流的方向从几乎是直接冲向叶片的前缘变化成几乎与前缘相垂直。于是，在翼片做圆周运动时，它所产生的升力一直在变化着。

气动力分析：图是风轮在转动时，垂直于转轴的一个剖面上!叶片处于相对风速及其所引起气动力的分析。图a中叶片弦线与旋转圆周切线夹角?称为叶片安装角Va是风速Vt是叶片圆周速度,W相对于叶片的气流速度。三者的关系式为

，W与弦线夹角为有效攻角a

如果知道了Va和Vt便可求出W和?a,随后也就可确定叶片所受气动力。假定流过风轮的风速的速率和方向为固定的，对叶片在不同方位的速度三角形的研究表明：除了当叶素圾型的对称平面平行或近似平行于风的方向外，在其他所在方位的力都产生一个驱动风轮旋转的力矩。

图b是分析在风轮旋转一周中，叶片在各个位置上的速度三角形。当气流流过有攻角的翼型时，将产生垂直于W的升力和平行于W的阻力,其合力为F,在图b中表明所有位置上叶片都能产生驱动风轮的正转矩。由于风轮旋转使叶片获得较大的切问速度Vt所以叶片感受到的有效攻角很小，气流不会失速，叶片可获得气动力。当然，在一周转动中攻角是不断变化的，所以每个叶片所引起的转矩是波

动的。

但是，如果风轮是静止的，这时相对风速W与来流风速Va一致,叶片的攻角很大, 有些位置甚至大于失速攻角，使得起动转矩非常低。这就是F叶轮不能自行起动。而必须附加外部起动装置的原因。

阻力型风力机的工作原理

1）杯式风速计是最简单的阻力型风力机

垂直轴式S型叶片风轮

2）上图所示为垂直轴阻力型风力机的风轮，它主要由3个曲面叶片组成。 当风吹向风轮，叶片产生阻力，驱动风轮作逆时针方向旋转(顶视)。凹下的叶片驱动风轮旋转，凸起的叶片阻碍风轮的转动，每个叶片产生的阻力值Fd可按下式计算：

式中：?——空气密度；

V——风速：

u——叶片线速度．在半径方向线速度的平均数：

Av一叶片的最大投影面积(宽度×高度)；

对于由2个曲面叶片组成的风轮，凹下的叶片的Cd值Cd——叶片阻力系数，

可取为1.0；凸起的叶片的Cd值为0.12～0.25。

在计算Fd时，式中的“±”号的选取：对风凹下的叶片(右面)取“-” ；对风凸起的叶片(左面)取“+”。

这种垂直轴阻力型风力机。凹下的叶片产生的阻力大于凸起叶片产生的阻力．风轮自然是按逆时针方向旋转。当然。若把吹向风轮左面的风挡住，使凸起的叶片不被风吹。更有助于风轮的转动。

2.7风力机特性

风力机的特性曲线主要表现为三个随着风速变化而变化的性能指标---功率、力矩和推力。功率决定了风轮所捕获的能量的大小，力矩决定了齿轮箱的尺寸和与风轮驱动相匹配的发电机类型，推力对塔架的结构设计有很大影响。

常用叶尖速比的函数来表示功率系数、力矩系数和推力系数

第三章 风力发电机组结构

3．1风力机发电机组概述：

风力机发电机从结构上可以分为两类：水平轴风力机和垂直轴风力机。水平轴风力发电机的叶片安装在水平轴上，叶片接受风能转动去驱动发电机；垂直轴风力机发电机组的风轮轴是垂直布置的，。

整机是建立在钢结构底座上，该结构应具有很大的强韧度，底部由坚固法兰组成，风电机组所有的主要部件都链接于其上。

发电机固定位置与机舱轴线偏离，以使得风电机组在满载运行时，整机质心与塔架和基础中心相一致。

偏航机构直接安装在机舱底部，机舱通过偏航轴承与偏航机构连接，并安装在塔架上，真个机舱底部对叶轮转子到塔架造成的动力负载和疲劳负荷有很强的吸收作用。

机舱座上覆盖有机舱罩，材料是玻璃钢，具有轻质高强的特点，有效地密封，以防止外界侵蚀，如雨、潮湿、盐雾、风沙等。

机舱上安装有散热器，用于齿轮箱和发电机的冷却，同时，在机舱内还安装有加热器，使得机组在冬季寒冷的环境下，机舱内保持在10°C以上

有齿轮箱的风力发电机组

1－叶片 2－轮毂 3－机舱 4－叶轮轴与主轴连接 5－主轴 6－齿轮箱 7－刹车系统 8－联轴器 9－发电机 10－散热器

11－冷却风扇 12－风速仪和风向标 13－控制系统 14－液压系统 15－偏航驱动 16－偏航轴承 17－机舱盖 18－塔架 19－变桨距

第四章 风力机的控制技术

风力发电机组由多个部分组成，而控制系统贯穿到每个部分，相当于风电系统的神经。因此控制系统的好坏直接关系到风力发电机组的工作状态、发电量的多少以及设备的安全。 目前风力发电亟待研究解决的的两个问题：发电效率和发电质量都和风电控制系统密切相关。对此国内外学者进行了大量的研究，取得了一定进展，随着现代控制技术和电力电子技术的发展，为风电控制系统的研究提供了技术基础。

控制系统组成主要包括各种传感器、变距系统、运行主控制器、功率输出单元、无功补偿单元、并网控制单元、安全保护单元、通讯接口电路、监控单元。

具体控制内容有：信号的数据采集、处理，变桨控制、转速控制、自动最大功率点跟踪控制、功率因数控制、偏航控制、自动解缆、并网和解列控制、停机制动控制、安全保护系统、就地监控、远程监控。

常规的控制功能

①在运行的风速范围内，确保系统的稳定运行； ②低风速时，跟踪最佳叶尖速比，获取最大风能； ③高风速时，限制风能的捕获，保持风力发电机组 的输出功率为额定值； ④减小阵风引起的转矩波动峰值，减小风轮的机械 应力和输出功率的波动，避免共振； ⑤减小功率传动链的暂态响应； ⑥控制器简单，控制代价小，对一些输入信号进行 限幅； ⑦调节机组的功率，确保机组输出电压和频率的稳 定。

根据桨叶的控制分类

1 定桨距失速调节

简单可靠，由风速变化引起的输出功率的控制只通过桨叶的被动失速调节实现，没有功率反馈系统和变桨距机构，使控制系统大为简化，整机结构简单、部件小、造价低。

2 变桨距调节

变桨距调节是指通过变桨距机构改变安装在轮毂上的叶片桨距角的大小，使风轮叶片的桨距角随风速的变化而变化，一般用于变速运行的风力发电机，主要目的是改善机组的起动性能和功率特性。变桨距风力机的整个叶片可以绕叶片中心轴旋转，使叶片的攻角在一定范围（0～90o）变化。

3主动失速调节

风速低于额定风速时，控制系统根据风速分几级控制，控制精度低于变桨距控制；当风速超过额定风速后，变桨系统通过增加叶片攻角，使叶片“失速”，限制风轮吸收功率增加。这一点与定桨风机的失速调节类似，称为“主动失速”。

变速恒频风力发电机组的调节与控制

变速恒频是指发电机的转速随风速变化，通过适当的控制得到输出频率恒定的电能。 特点：

1.可大范围的调节转速，使功率系数保持在最佳值，从而最大限度地吸收风能，系统效率高

2.能吸收和存贮阵风能量，减少阵风冲击对风力发电机产生的疲劳损坏、机械应力和转 矩脉动，延长机组寿命，减少噪声

3.可以控制有功功率和无功功率，电能质量高。

调节与控制过程

1

起动时通过调节桨距控制发电机的转速，使发电机转速在同步转速附近，寻找最佳时机并网 2

并网后，在额定风速以下，通过调节发电机的电磁制动转矩使发电机转子的转速跟随风速的变化，保持最佳叶尖速比，确保风能的最大捕获，表现为跟踪控制问题 3

在额定风速以上，采用发电机转子变速和桨叶节距双重调节，利用风轮转速的变化，存贮或释放部分能量，限制风力机获取能量，提高传动系统的柔性，使风力发电机保持在额定值下发电，保证发电机输出功率的更加平稳。

6.4风能政策

6.4.1风能政策工具分类

风能政策工具大体可分为直接和间接政策工具。直接工具作用于风能领域，间接工具主要是为风能发展去除障碍，并促进形成风力资源发展框架。

直接政策工具主要是通过直接影响风力资源部门和市场来促进风能的发展，大体可以分为经济激励政策和非经济激励政策。经济激励政策向市场参与者提供经济激励来加强其在风能市场的作用。非经济激励政策则是通过和主要利益相关者签订协议或通过行为规范来影响市场。协议或行为规范中会应用惩罚来保证政策实施效果。

另一种分类方法是按照工具在价值链中作用的阶段来划分。从政府对风能发电的政策上来看，价值链可以被简单地分为研发、投资、电力生产和电力消费四个阶段。

6.4.2主要风能政策简介

（1）长期保护性电价

长期保护性电价（feed-in tariffs）是以价格为基础的一项政策，该政策明确说明为风电支付的价格，是一种促进风电生产的机制。长期保护性电价提供给风电开发商的是得到担保的电力销售价格，以及电力公司的购电合同，以保障他们在项目周期内的收入。如长期固定回购价提前设置了一定条件下电力生产的回购价；竞价体系下，管理机构决定由风能生产的电量，并且请项目开发者投标决定自己生产的电量，中标的开发者得到一定期限内的电价承诺。对风力发电站的标准化并网要求是长期保护性电价中常规而重要的组成内容。价格水平和期限可以

发生变化，但是一般执行中都保证价格水平和销售合同期限具有足够的吸引力，以保证风能的发展。

（2）配额制

长期保护性电价和配额制都是政府为培育风能市场而制定的强制性政策。但是不同于长期保护性电价的是，配额制是以数量为基础的政策，该政策规定在指定日期之前，市场必须生产、销售、分销目标数量的可再生能源（大部分为风能）。配额制还规定了可再生能源达标的责任人，并明确对未达标企业的惩罚措施。就目前实施的情形看，配额制倾向于对价格不做规定而由市场来决定。为使市场得到最优配置，配额通常是可在公司间交易的。可交易绿色证书就是这个系统中不可缺少的部分。

配额制中，政府会要求所有电力公司或零售供应商购买一定数量的可再生能源电力。对配额制而言，允许有许多设计差别，这一政策也可以与其他政策，例如特许权招标、英国的非化石燃料公约（NFFO）或公共效益基金结合实施。

（3）公共效益基金 在美国和国际上，公共效益基金已被广泛地用来支持风能的发展。随着配额制、并网电价、税收激励政策的采用，近年来，用公共效益基金资助的项目对于风能迅速发展起到了至关重要的作用。

公共效益基金就是用来获得公共效益、包括鼓励风能发展的基金。风能公共效益基金项目可以以多种方式进行筹资。在美国，一个通常的做法是在电价上加上小额附加费来筹集基金。在其他情况下，基金可以通过所得税或其他特殊的筹集方式来建立。不管是何种来源，基金必须是基于公平和非歧视的基础上来筹集。确保那些从风能产品中受益的人们支付其份额。

公共效益基金的优点包括：1不管是什么样的电力部门结构，公共效益基金都可被采用；2公共效益基金可以以一种公平而非歧视的方式收集；3公共效益基金可在基金的使用上提供最大的灵活性；4此政策的成本可预先得知。最主要的不足之处就是要找到一个适当的政治上可行的筹资手段。

一旦基金被筹集上来，该基金必须被用到风能企业和机构以鼓励项目的开发。可以采用多种多样的做法来分配风能基金。通常的做法包括：竞标和建立标准首期折扣。在过去，一种常用的方法是给可再生资源项目拨款。现在，用产出为主的支持（例如发电量）来鼓励风能项目的有效运作是常用的做法。 （4）特许权招标

这里把特许权招标定义为采用政府监管的竞争性程序，通过与风能发电厂商签订的长期电力购买协议来实现计划目标。每一轮竞标必须事先制定好评判标准。例如在西班牙，风能项目的竞争不仅在成本方面，而且包括对技术质量、社会经济影响，以及地理和环境方面的考虑。在每一轮竞标中，成本最有效率的项目会得到补贴。这种机制会选择成本最低的项目。为了维持可再生能源供应的多样性，不同技术的可再生能源的出价并不相同。也就是说，风能项目只和风能项目竞争，而不会和生物质能源项目竞争。

特许权招标是长期保护性电价和配额制的变化形式，两者的主要区别是，电价和合格的项目是通过竞标程序来选择的。像并网法规一样，招标政策保证在确定期间内，以指定价格从合格的风能发电站购买电力。而两种政策的区别是电价的制定方式不同，以及哪些风力发电厂商具有参与资格。长期保护性电价制定电价并保证按照该价格从任何一家合格电力公司购买风电，而招标政策采用竞争性投标来选择价格最具优势的项目，然后这些项目获得了签订电力采购协议的资格。通过招标程序，风电开发商提交新建风力发电设施的建议书并表明其接受的电力价格。然后选择电价最低的风电项目，并作出购买这些项目所有发电量的保证。同长期保护性电价一样，获得保证的电力购买协议有助于降低投资者的风险并有助于项目获得融资；所获得的电量可能取决于投标电价（例如投标电价越低，采购量就越大）。而这一策略也可以与强制性数量要求和可接受的投标上限电价结合使用。

6.4.3各国风能政策实践

风力发电作为一种可再生能源和替代能源技术受到了世界各国的重视，对其发展提供了大量的经济扶持，使得风力发电技术经历了研究与开发和试点示范，发展到今天的商业化应用阶段，逐步成为发电能源资源的组成部分之一。风力发电技术的快速发展是与各国政府的积极支持和努力相一致的。国外政府，特别是发达国家政府对风力发电的扶持政策大体上经历了三个阶段。

1.科学研究阶段

2.试点示范及工业化生产和工业化应用阶段。 3.商业化应用阶段

美国、德国、丹麦、荷兰、英国、印度风力发电经济激励政策共性分析： 尽管各国扶持政策的方式和内容有所不同，但基本政策框架是相似的。即为风力电提供法律基础和经济优惠政策，用法律手段要求电力公司必须收购风力发电发出的电量，同时又用投资、税收和价格等优惠政策鼓励企业发展风力发电。也就是通常所说的“胡萝卜加大棒“政策。世界各国对风力发电的支持政策大体上可以归纳为以下几点：

（1）明确发展的目的

世界各国发展风力发电的目的有所不同，总起来看有以下几点：

减少对化石燃料或核能的依赖；

减少温室气体和其他有害污染物的排放； 以最小成本满足能源需求；

支持国内工业发展，增加就业机会； 鼓励国内投资和独立发电商的发展；

吸引国外投资者向电力部门投资等。 制定具体的长远发展目标：如西欧和美国都对可再生能源的利用提出了具体的目标；并且是长远之计，并非心血来潮，使得产业界树立长期发展的思想，从

而实现逐步商业化的目的。

（2）制定强制收购和政策优惠

具体的经济激励措施有：税收政策，包括投资抵税，减免所得税等；直接补贴不同发电量；补贴装机等。

6.5风力发电现状与前景展望 （1）我国风电发展现状

中国风电市场高速发展。在2009年连续五年实现了新增风电装机和累计风电装机双双超过100%的增长。2009年，全球新增风电装机37466 MW，累计风电装机157899 MW，中国（不含台湾省）新增装机13803.2 MW，年同比增长124%；占全球新增装机总量的34.7%，排名世界第一。同时累计装机总量达到25805.3 MW，年同比增长114%，仅次于美国位列世界第二。

风场建设突飞猛进。截止到2009年12月31日，中国（不含台湾省）风电累计装机超过1000 MW的省份超过9个，超过2000 MW的省份有4个，分别为内蒙古、河北、辽宁和吉林。其中，内蒙古2009年当年新增装机5545 MW，累计装机9196.2 MW，实现了150%的大幅度增长。

（2）全球风电发展现状

在可再生能源中，风电是发展速度最快的。风力发电始于25年前，目前已经发展成为一个成熟的产业。在过去的20年里，风力发电成本降低了50％，已经接近常规能源的成本。风电机组的功率、效率和可靠性也有了很大的提高在过去的10年里，全球风电的年平均增长率一直保持在29％左右。

欧洲风能协会和全球风能协会发布的数据显示，2009年全球风能发电装机容量达到3.75万兆瓦，相当于23台EPR核电机组发电量，2009年全球风能发电增长31%。

世界风能市场装机资金达450亿欧元，提供50万就业岗位。风能这种清洁能源每年可以减少2.04亿吨的二氧化碳排放量。一些国家的风电已经能够挑战传统能源。丹麦风电为全国提供了20％的电力，德国北部为35％；对于欧洲第5大国西班牙来说，目前风电为全国提供了15％的电力

2009年美国风能发电增长了39%。奥巴马政府刺激经济计划以及对绿色经济的大量补贴，刺激了美国风能发电的发展。

2009年欧洲风能发电增长了23%，大约130亿欧元投入风能发电建设，其中15亿欧元用于海上风能发电建设。风能发电新装机容量连续两年超过天然气和太阳能发电装机容量。截至2009年底，欧盟4.8%的电力供应来自风能发电。从现在到2010年底，北海沿岸国家将协商出资300亿欧元建立海上风能网计划。

（3）风电投资和成本持续下降

世界风能理事会研究认为，风力发电成本下降，60%依赖于规模化发展，40%依赖于技术进步。根据欧洲风能协会的计算，陆上风电的投资成本在800～1150

欧元/kW，发电成本在4～7欧分/kWh；海上风电的投资成本在1250～1800欧元/kW，发电成本在7.1～9.6欧分/kWh，依据资源条件不同而变化。 （4）政府支持仍然是风电发展的主要动力

德国和西班牙等欧洲国家采用的长期保护性电价政策，为风电和其他可再生能源开发商提供担保的上网电价，并要求电力公司与风力发电开发商签署长期购电合同；英美等国主要采取可再生能源配额制政策，规定在总电力供应量中可再生能源应达到一个目标数量，从而为风电建立稳定的需求市场等，同时规定达标责任人；风电价格由市场决定，该政策与政府的发展规划结合，形成一个持续性的政策机制；另外，建立公共效益基金，支持风力发电的发展，该基金是风能和其他可再生能源发展的一种融资机制，通常采用电费加价的方式来筹集，此政策被许多国家采用；此外，美国有些州还采取生产税减免，减少风电开发的成本；荷兰采取绿电交易的方式，从不同的角度引导和支持风电的发展。

（5）海上风电

与陆上风电相比，海上风电起步较晚，主要是在产业发展和政治意愿的推动下开展起来的。海上风电以陆上风电技术为基础，同时还需要海上石油和天然气开采、海上后勤服务、传输系统和电力基础设施建设等部门的参与。

虽然长期来看，海上风电的发展前景很好，但是海上风电开发在技术研发、人力资源、配套服务(如安装船)等方面面临着诸多挑战，此外还要考虑海上风电对当地环境的影响、风电场占用的海域面积以及与电网的协调性等问题。 据欧洲风能协会(2007年)估算，到2020年，欧洲海上风电装机容量将达到20-40GW。然而，由于受到一些因素的限制，到2020年究竟可以实现多少装机容量还要取决于消除这些障碍的程度。产业目标、研发投入、政治意愿和电网建设等都是影响海上风电开发的因素。

可以确定的是，为了最大限度地开发海上风电，产业和政府必须共同努力。政府部门的角色是提供稳定、可预见的市场环境，增强业界进行技术创新和投资的信心。

对业界来说，所面临的挑战就是要创造一个可持续的海上风电产业。陆上风能已成为一个全球性的产业，但是海上风电开发却还只是一些欧洲国家市场，数量有限。海上风电机组还未实现批量化生产，零部件也是专门配套的，与陆上风机的零部件不同，因此成本降不下来。

风电在过去的25年里取得了长足的进步，尽管如此，风电要想充分发挥潜力以满足不断扩大的电力需求还有很长的路要走。现在，风电的成本已经可以与新建的传统发电厂相竞争，但是仍然需要通过技术研发和市场拓展等途径进一步降低成本。

风电发展情景分析表明在未来30年内，风电将在为全球提供清洁电力方面作出重要贡献，并且在能源供应体系中占有越来越重要的地位。

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