请教3MW风电叶片的极限载荷和疲劳载荷大概有多大？

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请教3MW风电叶片的极限载荷（挥舞方向弯矩）和疲劳载荷（10的7次方，挥舞方向弯矩）大概有多大？

[ 本帖最后由 ymcgh 于 2009-2-24 14:42 编辑 ]

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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。
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0 \  w! N! A: \8 {: ]) d! A    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。

+ @/ U: a8 }, U0 Y( G; Z* y( B    2、优化选型因素分析
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    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。

" Y* v; ~8 w! v7 y& m- d    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。
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2 P, E. y' Y; M9 J5 \    b）兆瓦级风机维修成本高

    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。

# N( I1 M4 E  @8 X    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。
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$ q' Z/ m& t+ _& [3 F* p. I    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
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    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。

9 B& N( s6 k/ l, q* i    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。

) f$ e" y5 X( H. m( S6 V, r    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
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* m7 `! e" ]9 H2 j( a7 W8 y9 V, W    式中：F———风机容量系数；

* d; I% z$ M; j3 B5 a' l$ e+ q    Q———单位投资；

/ w$ K0 s. P5 e    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。
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$ e4 Z3 U% V5 D4 T* v; Y0 k: m9 T    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。
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    2．3财务预测结果

( D* e+ ]% x) y& ]! a; O    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。
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8 r( l6 R2 ^( b; R 2．3．1案例
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0 G$ G) q% N' G; @    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。
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    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％。
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    2．3．2敏感性分析
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' s4 F# o6 G4 l" h' ^' G+ A( z- k    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。

& m  ~5 t& i+ S) f    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：
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    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；
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4 H8 V- n5 [. z& `0 C2 [    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；
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    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；
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    d）加快审批程序，缩短建设周期。
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1 b: T" H9 j8 @% x. F8 O+ p( }5 Q    4结束语
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    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。
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    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。