目前，我国风电开发利用形成以风能资源丰富的“三北”地区为主，中东部和南方地区分散式风电推进快速，海上风电开始起步的态势。在市场需求变化和竞争加剧的推动下，我国风电机组技术升级速度加快。在陆上、海上、低风速等风电机组领域，我国风电机组技术水平、装备制造和供应能力取得了快速发展。

1）大功率风电机组技术水平持续提升，新安装机组平均功率进一步增加

近年来，我国风电市场中风电机组单机容量持续增大，国内主流机型已经从2005年的750～800千瓦升级到2013年的1.5～2.5兆瓦，2013年我国在多兆瓦级风电机组研制方面没有突出表现。但新安装的风电机组平均功率继续增加，2013年达到1720千瓦，比上一年的1646千瓦增加74千瓦，如图1-1-8所示。

图1-1-8　中国风电机组历年平均功率走势图

平均功率增加较快的主要原因是单机功率1兆瓦及以下的风电机组数量减少，合计仅有198台；1.5兆瓦机组不仅是主流机型，也成为最基本的机型，2013年1.5兆瓦机型新增装机5466台；除此以外，其余3692台机组单机功率均大于1.5兆瓦，其中以2兆瓦机型居多，安装2542台，2.5兆瓦机型次之，安装469台。大容量风电机组占比大幅提升，1.5兆瓦机组市场份额达到51%，2兆瓦机组市场份额达到32%，2.5兆瓦及以上机组市场份额达到13.8%。

图1-1-9　我国不同功率风电机组新增装机容量占比

另外，大容量风电机组的发展进一步加快，3兆瓦以上大容量海上风电机组纷纷下线。3兆瓦以上机组不同机型整机企业分布见图1-1-10，3兆瓦以上机型历年装机统计见表1-1-6。

图1-1-10　截至2013年3兆瓦以上不同风电机组整机企业分布图

表1-1-6　3兆瓦以上风电机组历年装机统计表

续表

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2）适应低风速、高海拔风电开发的风电机组不断增加

在“三北”地区弃风限电的大背景下，我国大型风电基地建设速度放缓，而并网条件较好的低风速地区风电开发成为热点。低风速区域大多位于我国中南和西南地区，新建风电场大多位于山地丘陵地带，选址困难大，风电场规模小，自然地理条件复杂，对风电机组提出了更高要求。许多风电设备制造企业根据市场需要开始研制“低风速型”“高海拔型”风电机组，使得年平均风速低于6米/秒的地区具备较好的经济可开发潜力。

低风速地区风电开发进程加快，推动了低风速、高海拔风电机组的研发和推广风电机组风轮直径设计越来越大，不断通过加大叶轮直径，来增加扫风面积。近年来，低风速、高海拔风电技术基本成熟，低风速型风电机组陆续推出，最为明显的特征是风轮叶片更长、塔架更高，捕获的风能资源更多。以1.5兆瓦风电机组为例，2013年以来新增机组中，60%以上为风轮直径86米及以上的风电机组，有的机组甚至采用了直径93米以上的风轮。但是，由于低风速区复杂的外部环境条件，如复杂的地形区域、湍流尺度和低空急流，对不断加大的叶轮直径形成了挑战。如频率特征的改变问题、变桨系统的问题和塔架净空的问题，这些对风电机组的可靠设计和有效的控制策略提出了更高的要求。

低风速风电推广应用的关键技术包括：确定合理的装机容量及对应的风轮直径，优化叶片翼型以提高低风速环境下的风能利用率，采用轻质叶片材料以降低风电机组启动风速，选择合适转速和极对数的发电机以降低体积和重量，采用增速装置以匹配发电机的高效运行，采用有效的控制策略使风电系统最大限度地获取风能，配以有效的保护使系统安全运行等。其中的关键是叶片尺寸的不断加大，随着大叶片机组的研发成功，使得Ⅳ类或更低风能区的风电开发成为可能，风电成本的降低也使得低风速风电场具备盈利能力，从而有力推动了南方广大地区低风速风电场的开发。以1.5兆瓦的风电机组为例，以前是70型（指风电机组风轮直径为70米），后来逐渐增大到77型、82型、86型，直到现在的93型，5.6米/秒的风速地区都能获得开发。之后，随着低风速型风电机组的技术研发，5.1米/秒、5.2米/秒的风速地区都能获得开发。风电机组风轮直径增大后，能在更低的风速下运行，相应的风电利用小时数就能达到更高，风电投资效益更好。

不同风轮直径1.5兆瓦和2.0兆瓦风电机组历年市场份额见图1-1-11和图1-1-12。

图1-1-11　不同风轮直径1.5MW风电机组历年市场份额

图1-1-12　不同风轮直径2MW风电机组历年市场份额

目前，风轮直径为83米及以上的1.5兆瓦风电机组市场份额增加最快，2013年新增风电机组市场份额达到49%，同比增长超过14个百分点。风轮直径82米的机组市场份额进一步下降，由45%降至31%。以2兆瓦风电机组为例，风轮直径增大的趋势愈发明显，93米以上的机型已占据2兆瓦风电机组新增市场的84%，83～91米的机型市场份额由去年的25%降至14%。2014年5月18日，国电联合动力研发制造的2兆瓦双馈系列全球最大叶轮直径的UP2000-115风电机组并网发电，实现了超低风速领域的又一次价值突破。风轮直径115米机型的叶轮扫风面积为10468平方米，是全球2兆瓦风电机组中扫风面积最大的产品。

各风电设备制造厂家都非常重视低风速风电机组的研发，低风速风电机组的研发和投产加快了我国风电产业战略调整的步伐，使得占中国风资源60%以上的低风速区域得到有效开发。以安徽省为例，由于风资源条件限制，最初该省没有风电发展规划；低风速风电机组的发展，将安徽风电开发规划从零增加到150万千瓦。为配合我国低风速地区风能资源的开发，风电机组制造企业近年来纷纷研制低风速型风电机组，使得低风速地区同样具备了风电开发价值。如金风科技研制的GW115/2000超低风速直驱永磁机组可以使年平均风速为5.2米/秒的超低风速区域具备开发价值，而5米/秒的平均风速对应的风功率密度在200瓦/平方米以内。由于低风速型风电机组的推出，使得我国风能可开发区域大幅增加，技术可开发储量也高出现有的评估数据。总体上，我国风能资源技术开发量满足国家大规模开发风电的需要。

3）变桨变速功率调节技术得到广泛应用

由于变桨距功率调节方式具有载荷控制平稳、安全和高效等优点，在大型风电机组上得到了广泛应用。2013年以来，我国安装的风电机组全部采用了变桨变速恒频技术。2兆瓦以上的风电机组大多采用了三个独立的电控调桨机构，通过三组变速电机和减速箱对桨叶进行闭环控制。结合变桨距技术的应用及电力电子技术的发展，大多数风电机组制造厂商采用了变速恒频技术。变桨变速恒频技术的广泛应用，使得风电机组在风能转换效率上有了进一步的完善和提高。

4）直驱型风电机组逐年增多，但双馈机型仍占主导地位

近年来，直流驱动型风电机组增多，其无齿轮箱的直驱方式可以有效减少齿轮箱问题可能造成的机组故障，可提高系统运行的可靠性和寿命，减少风电场维护成本，因而逐步得到了市场的青睐。在新增装机及累计装机占比中，直驱型风电机组近几年有明显的增长趋势（如图1-1-13、1-1-14）。金风科技是直驱型风电机组的代表性生产企业，2011、2012和2013年连续三年成为我国风电市场第一大整机供应商。

直驱式传动结构和齿轮箱传动结构在我国都获得成功发展。2013年共有8家整机企业供应了3052台无齿轮箱直驱式风电机组，生产企业有金风、湘电、久和能源、银河风电等；共有23家整机企业供应了6304台带有齿轮箱的风电机组（个别企业两者都有生产），生产企业有明阳风电、联合动力、远景、上海电气、华锐、海装、东汽、运达、维斯塔斯、歌美飒等。

图1-1-13　中国直驱型风电机组历年新增装机占比

图1-1-14　中国直驱型风电机组历年累计装机占比

中国直驱型风电机组装机始于2005年，2005—2008年是发展初期，装机增速较快，但每年的新增装机容量与其他机型相比并不明显。2008—2010年是该机型装机的快速发展时期，新增装机容量增长很快，增速明显比全部机型新增装机要快。2011年中国风电新增装机同比下降，但在此期间，尽管增速明显放缓，直驱型风电机组仍然保持了增长。2012年该机型新增装机量同比下降明显，2013年则又提升明显。因此，2011—2013年直驱型风电机组新增装机出现了一个较为明显的“V”型波动期，如图1-1-15所示。

图1-1-15　中国直驱型风电机组历年新增装机容量趋势

直驱型风电机组制造企业数量也在不断增长，2005年仅金风1家，到2013年有装机的累计共14家。截至2013年底，装机容量累计达到100兆瓦以上的仅五家，分别为金风、湘电、航天万源、久和能源、山东瑞其能，银河风电接近100兆瓦。其中，金风和湘电占整个直驱型风电机组装机的95%（图1-1-16）。(www.daowen.com)

直驱永磁同步风力发电机（DDPMG）具有效率高、运行可靠、噪声低、维护量小等突出优点。随着电力电子技术和永磁材料制造技术的发展，占成本比例相对较高的开关器件和永磁体，在其性能不断提高的同时，成本也不断下降，使得直驱永磁同步风力发电系统从众多变速恒频风力发电系统中脱颖而出，具有广阔的发展前景。

图1-1-16　截至2013年底国内直驱型风电机组制造商市场份额

直驱永磁风力发电机技术是第三代风力发电技术，是当前世界风电领域大力推崇的新技术。和第一、第二代风力发电技术相比，直驱永磁发电技术取消了噪音大、易出故障的齿轮增速箱，消除了可能的漏油、早期磨损等隐患，提高了可靠性和效率。同时，直驱永磁风力发电机采用全功率变流器，并网后对电网的冲击小，而且具有低电压穿越能力强等优点，市场占有率逐年上升。目前，直驱永磁风力发电机装机约占中国风电装机总量的20%左右。

直驱永磁风力发电机在适应海上风电机组高要求方面（承受更强风载荷，还要承受海浪负荷；抵抗海洋环境盐雾腐蚀；机组维修要求应降低到最低程度等）有更明显的优势，且更适合低风速地区风资源的开发。

从市场占有率来看，双馈异步风电机组仍占有市场主导地位。2013年我国新增风电机组中，双馈异步风电机组占66.7%（图1-1-17），累计装机占72%（图1-1-18）。包括外资企业的丹麦Vestas（维斯塔斯）公司、西班牙Gamesa（歌美飒）公司、美国GE风能公司和内资的华锐风电、东方电气、联合动力和明阳风电等企业均是双馈异步风电机组主要生产企业。低风速情况下，双馈型风电机组在低风速段的发电优势较直驱风电机组明显，并且随着齿轮箱技术的不断发展，齿轮箱效率的提高也使得双馈机组的效率进一步提升。

图1-1-17　中国双馈型风电机组历年新增装机占比

图1-1-18　中国双馈型风电机组历年累计装机占比

2010年起，双馈风电机组机型的装机容量增速放缓，2010年出现装机峰值后下行，2013年又出现反弹，近四年的跌涨态势也符合整个中国风电发展的趋势（图1-1-19）。

2005年至2013年，从双馈型风电机组累计装机排名前十的整机制造企业装机趋势（图1-1-20）看，明阳、上海电气、远景、重庆海装的双馈型风电机组装机容量呈现逐年增长趋势。2013年双馈机型新增装机容量超过1000兆瓦的企业有四家：联合动力、明阳、远景、上海电气。

图1-1-19　中国双馈型风电机组历年新增装机趋势

图1-1-20　双馈型风电机组累计装机前十的制造企业装机趋势图

5）适应恶劣环境的风电机组性能日益提高

我国北方地区具有沙尘暴、低温、冰雪和雷暴等恶劣气候特点，东南沿海地区具有台风、盐雾等气候特点，西南地区具有高海拔等地理特点，恶劣的自然环境对风电机组的安装、运营和维护造成极大影响，包括吊装和安装困难增加、运行和维护工作量增加，严重时还导致风电机组的损坏。因此，在风电机组的设计和运维时，必须具有一定的防范措施，以提高风电机组抵抗恶劣气候环境的能力，减少损失。因此，市场对适应恶劣自然环境的风电机组的性能要求越来越高，要求能够做到防沙、防雷、抗低温、抗覆冰、抗台风和抗盐雾，确保风电机组在恶劣气候条件下能够可靠运行。

6）提升海上风电技术水平成为重要方向

海上风电在国际上已经开始规模化发展，2013年，全球海上风电新增装机容量1647兆瓦，较上一年增长了27.18%，累计装机达到7062兆瓦。近年来海上风电机组发展非常迅速，特别是欧洲。根据欧洲风能协会的统计，作为海上风电发展的领导者，2013年欧洲海上风电场新并网装机容量1567兆瓦，较2012年增长34%，累计装机容量达到6562兆瓦，占到全球的93%。

我国风电装机容量做到世界第一后，遭遇到并网消纳困难的瓶颈，得益于东部沿海地区较大的能源需求和完善的电网结构，海上风电逐渐成为我国风电发展的新趋势，有望未来5年内实现规模化发展。

随着海上风电开发逐渐提到日程，提升海上风电技术水平成为重要发展方向。2014年5月28日，远景能源自主研发设计的4兆瓦136米叶轮直径海上智能风电机组批量下线，这是迄今全球所有出产的海上风电机组中，单位千瓦扫风面积最大的一款机型。龙源研发的海上风电无过渡段单桩基础，考虑将钢管桩过渡段和灌浆环节取消，沉桩完毕后直接进行风机安装，可以大幅度提高海上风电开发效率，同时降低了安全风险。

目前海上风电发展前景良好，但开发难度远大于陆上风电——海上风力发电技术落后陆上风力发电近10年，成本也要高2～3倍。海上风电和陆上风电的差别很大，比如在考虑项目安全、成本和进度的同时，也要考虑物流和电缆铺设等方面的挑战。同时，海上风电技术门槛较高，在电网配套方面，接纳大容量风电的技术还没有突破，与常规电源的利益分摊矛盾尚未解决。因此，目前进行大规模产业化开发还有一定困难。

与陆上风电发展相似，技术从一开始就是制约海上风电发展的因素之一。首先，海上风电场建设前期工作非常复杂，需要在海上竖立70米甚至100米的测风塔，并对海底地形及其运动、工程地质等基本情况进行实地观测。更关键的是，海上风电机组的单机容量更大，对风电机组防腐蚀等要求更为严格，任何瑕疵都将造成机组的停转。其次，海上风电还要面临台风的考验。2006年，台风“桑美”登陆时，台风中心正面袭击苍南风电场，导致28台风电机组倒了20台，对风电场几乎造成毁灭性打击；2014年7月，41年来华南最强台风“威马逊”登陆广东，广东徐闻勇气风电场遭遇重创，33台天威1.5兆瓦、叶轮直径77米的风电机组有18台遭到重创，其中15台倒塔，3台机组严重受损。与之形成鲜明对比的是，同样遭受台风侵袭的安装有明阳风电、金风科技和海装风电厂家风电机组的风电场却安然无恙。

输电问题同样是制约海上风电发展的关键因素之一。相关专家称，三相交流输电线路是连接小型近海风电场和电网经济有效的方法，而轻型高压直流技术则可能成为远海风电场的最佳选择。2009年，ABB帮助德国意昂集团（E.ON）建成世界上规模最大的海上风电场，就采用了高压直流（HVDC）输电技术连接这个离北海海岸130千米的“遥远”风电场。通过轻型高压直流技术，人们能够对电力进行全方位控制，避免风电场间歇性的不稳定供电扰乱电网。

海上风电的大发展仍然面临着包括成本、可靠性和并网等诸多问题的挑战，但科研人员已经为之勾勒了一幅未来技术蓝图，技术研发具有降低海上风电成本的巨大潜力，可以应用大量的技术手段来降低海上风电成本和确保海上风电的稳定性。这方面的工作包括优化风电机组和底座结构来降低安装难度和成本，应用新的材料在确保稳定性的同时降低海上风电机组底座的重量等，以及测试使用飘浮式的风电机组和底座，使之在利用深海更强风能的同时，避免深海安装的种种困难。海上风电行业要避免单兵作战，应该与能源行业的海上钻井平台技术相结合，甚至有人提出将一些风电机组安装在废弃的钻井平台上，从而能更好地利用已有的技术。

7）风电机组采用更高、更有效的新型塔架将提高电力生产能力

风电机组建造成本、运输费和安装成本不断上升，机组塔架80米的局限性又限制了大型风电机组的潜力，开发人员正试图研发更高、更有效的新型塔架。风电机组采用更高的塔架将有效地提高电力生产能力，如目前2～3兆瓦的风电机组采用80米高的塔架，可以比采用60米塔架的机组具有更大的电力生产能力。另一方面，更高的塔架还可使大型风电机组进入市场。同时，高塔架使得风电机组叶片处于较平稳的气流中，可以降低风电机组的疲劳和磨损。

建造更高塔架意味着相关成本增加，制造商需仔细考虑开发新型塔架的投资成本是否合理，相关的投资和增加的成本需要在风电机组运行的前5～8年内收回。

美国常规的100米风电机组塔架成本较高，在许多情况下，成本几乎是80米塔架的一倍，且还不包括高昂的塔架组件运输成本，因此仅仅增加塔架柱体和焊接钢管的高度未必是最具成本效益的方法。目前，风电机组制造商也继续评估测试新的替代塔架，预计未来几年内将成为开发商的购买选择之一。

NorthStar公司设计了一种模块化塔架，这种可在现场安装的塔架能有效解决交通运输限制的问题。该设计通过增加塔架板体来增加塔架直径和高度，由此也可以采用更薄的塔架材料，提高钢材使用率，从而降低成本和重量。新型塔架安装的法兰与常规塔架使用相同的标准，在塔架顶部和底部的法兰可以采用常规的接口与风电机组和基础连接。塔架底部增加的直径使得地基建设面积宽度更大，同时整个地基不必挖得很深，减少了传统塔架地基中昂贵的埋地封环。

模块化的塔架需要在竖立起来之前进行装配，采用桥梁和高层建筑建造中经常使用的摩擦式连接方法进行塔架现场安装。塔架板体结构及采用摩擦式插销连接方法，使得装配焊接工艺过程只需传统塔架安装的10%～15%。除了可以进一步降低制造时间和成本，采用摩擦式连接的另一个好处是安装拧紧过程不是通过力矩实现，拧紧工具不必进行校准，可以减少安装过程中发生错误的风险。在外观上，Northstar的塔架仍然是圆筒状，与目前使用的管状塔架类似，仅仅是外侧多了模块连接的刻度。

综上所述，尽管我国风电机组和关键零部件技术已经取得了突破性进展，但核心技术、产品质量和可靠性等方面仍有待提高。目前亟待解决的技术瓶颈主要包括：一是风电机组总体设计技术与国外相比仍存在差距，缺少自主知识产权的风电机组设计工具软件系统；二是风电设备质量一致性差、产品可靠性低等问题突出，造成风电场可利用率不高；三是适应不同运行环境的系列化先进风电机组的针对性设计不足；四是关键零部件自主创新能力较弱，制造过程中的智能化加工和质量控制水平相对落后。