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专利简介
本发明公开了一种准连续方式的分光波长组合方法,包括以下步骤:S1、测试样品光谱数据和参考化学值;选择波段;S2、设置波长组合点数N的取值范围,设置波长组合间隔G的取值范围;S3、N=Nmin,G=Gmin;S4、设置波长组合起点B从波段内的第一个波长依次变化到最后一个波长;查找所有B、N和G的参数组合,建立模型;S5、判断G
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此专利适用于积分落户、高企申报、中考加分、自主招生申报、获得大学学分。
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一种组合导叶式的海水发电单元
目 录前 言 ...................................................... 4 第一章 专利介绍 ............................................ 5一、概况:1、发明人 2、专利名称 3、技术形式 4、所属行业和应用 5、项目的现状第二章 可变翼海浪波能发电机组可行性分析 .................... 5一、设计构思要点: ........................................... 61、结构必须大型化 2、必须要单机大功率 3、必须自动化运行 4、可实现无故障运行 5、可抗台风 6、执行标准化生产 7、适合集团化批产二、项目的进展: .............................................. 71、可变翼技术考证 2、原理验证 3、20米样机试验 4、大型样机的试制和实验三、举实例分析: ............................................. 101、几何尺寸 2、叶轮导叶分布 3、技术关键 4、被动成角的原理四、机组的结构设计: ......................................... 111、叶轮结构概述 2、机架结构介绍 3、 发电机室结构五、技术安全保障和措施 ..................................... 121、网架结构设计 2、几种稳定性的分析 3、耐腐蚀性分析 4、项目开发的可靠性六、技术优势分析 ............................................ 141、资源优势 2、应用优势 3、大功率优势第三章 试验、试制方案介绍 .................................. 15一、第一步试验: .............................................. 151、模型试验 2、2-5米小样机试验二、第二步试验: ............................................... 161、20米样机 2、海区试验 3、 试验结束和评估 4、 决策三、第三步试验: ............................................... 16四、第四步试验: ............................................... 17五、风险分析 ................................................. 171、试验风险 2、制作的风险 3、成品率、返修率风险第四章 海上发电场建设可行性分析 ............................ 18一、海上发电场建场特点: ....................................... 18二、选型: ..................................................... 181、单叶轮机组 2、两叶轮机组 3、四叶轮机组 4、发电机群 5、海流综合发电和制氢三、海上发电场的几种预选方案: ................................. 191、近海运营 2、固定式发电 3、离岸运营 4、独立发电四、运输、安装和电力输送 ...................................... 201、运输方案 2、安装方式 3、电力输送五、建设海上发电场的技术优势:.................................. 201、市场优势 2、超低速运行优势 3、无障碍运行优势 4、耐腐蚀优势 5、发电场投入产出优势 6、发展优势六、海上发电场风险分析 ....................................... 221、发电场的经营风险 2、灾害风险 3、 叶轮超强度风险 4、导叶强度风险 5、超负荷风险 6、 市场风险七、海上发电场经营风险分析 ................................... 251、安装风险 2、运行风险 3、经营目标第五章 海上发电场成本分析 .................................. 26一、10年发电成本估算 ......................................... 261、机组几何尺寸 2、机组参数设定 3、海浪波能含量确定 4、转换能量计算 5、发、供电功率计算 6、输出的电量计算 7、合计投资估算 8、发电外的运营收入 9、10年发电成本估算二、出售电的价格 ............................................. 291、配套投入运转费 2、未知费用存在 3、营业费用支出三、波能发电技术的优势 ....................................... 291、成本优势 2、政策优势 3、入网优势 4、独立供电 5、波能发电技术又一个闪亮点第六章 技术探讨和展望 ....................................... 31一、0.59元低电价的分析 .................................. 311、直接费用 2、间接费用 3、结论二、待深入研究的问题 ......................................... 331、技术的深入 2、发展大型化 3、建设海发电长城 4、 海上发电和氢能生产(完) 海浪【波能】发电技术可行性报告前 言 海洋中的海浪能是以海浪动能和势能方式存在,是可再生、无污染、切蕴藏量巨大。但海浪能特性是:周期、波长和浪高极其复杂多变而不规则,与环境的风量、风速、流速等变化有直接关系,所以这就是海浪发电最大的难点,尤其是深海海浪【波能】发电更困难,在国内外难以突破。海浪能分“近岸”和“离岸”这两种性质不同的能量形式存在,我国近岸海浪发电技术发展很快,但是对于占绝大比例能量巨大的离岸(深海)波能发电,能成功进入市场【商业化】应用的发电技术在国内外尚属空白。本技术属于离岸的海浪波能发电技术范畴。就是在万变的深海,巨型叶轮机上的近千个小叶片可以根据海浪上下推动,被动地打开一个定角,吸收海浪上下波能,产生同向转矩,推动叶轮机旋转来发电,故称之为【可变翼】技术。本研究报告共分四章加以介绍,分别为【专利介绍】、【项目目标和论证】、【试验和试制】、【海上发电场建设实施】。目前本技术处于可行性研究和设计阶段,只经过模型在水池和海浪中进行了试验,成功证明了本技术的关键——叶轮机“导叶”通过“可变翼”的特性可以在海浪上下水流的作用下产生连续“定向”的水平推力,可以共同趋使叶轮机主轴持续向一个方向旋转。证明了可变翼的原理是可行和可靠的,那么也就证明可以带动发电机发电了。通过下面的研究,该可变翼海浪波能发电机组具有许多制造上、海上发电上的优势,可实现可以和风电、甚至火电媲美的发电技术。经估算:6台机组发电总功率3391.2kW;供电功率2712.964kW;供电量34183万度;成本电价约0.39元/度电;出售电的价格0.59元/度电。 第一章 专利介绍一、 概况:见右图——专利证明和身份证。201120038156.01、 发明人:宋文复,专利权人,非职务发明,68岁,退休。2、 专利名称:一种组合导叶式的海水发电单元。3、 技术形式:通过若干巨型叶轮机直接转换海浪波能,共同带动发电机发电,是一级能量转换技术。4、 所属行业和应用:属于可再生新能源领域,可在任何水深20米以上海域建设海上发电场,本技术分为批量制造“可变翼海浪波能发电机组”和建设“海浪波能发电场”进行发电,这两种产品和应用。4.1 机械产品:属于大型钢结构机械设备制造行业,组装式标准化批量生产大型“可变翼海浪波能发电机组”。4.2 海上发电场:属于离岸的海浪发电技术领域,建设浮式【可变翼海浪波能发电机组】单机或发电群,还可以建立海洋能综合发电或氢能源生产。5、 项目的现状:由于是非职务发明,个人基础条件差,而项目规模大,涉及行业广、资金多,故目前仍处于寻找合作单位和宣传推广阶段。 第二章 可变翼海浪波能发电机组可行性分析专利产品——叶轮式【可变翼海浪波能发电机组】是一种适合于全海域、全天候、无人值守、无障碍运行的大型深海海浪发电机组及发电机群,机组2×N个叶轮在海面下运行,海面上是机架和发电机室。(N=1、2、3......) (见下两图)一、 设计构思要点:深海海浪波能发电必应须要满足的几个先决条件。1、 结构必须大型化:由于离岸海浪波能理论上只是上下波动,没有水平动能,所以对于海浪波能发电来说,只有本体相对海浪不动,才能吸收转化海浪的上下波能。另外,海浪的波高、周期和波长在一年四季变化无常,尤其是台风季节更是极端,所以设计要考虑——覆盖海浪面积越大越稳定,转化海浪能就越多,故机组暂采用60×150(米)机型。2、 必须要单机大功率:世界上海浪波能发电大功率是难以逾越的障碍。2.1 大功率的困境:因为在深海每个海浪时刻变化,而且能量极有限,尽管深海的海浪发电技术方案很多,但都是小功率,应用在紊乱无序的海洋环境中没有实用意义,即使用“集群”方法也是不现实,目前国内外尚无可进入市场的产品,而本技术突破了发电功率大型化的困扰。2.2 技术的突破:为适应多变无序的海浪环境,本技术将叶轮机长长的叶片,设计成一段段的相互独立可以上下转动一定角度的小导叶(叶片),均布在叶轮的圆面积上,这样几千个“可变翼导叶”就可以转换任何种类海浪的上下“波能”,形成一个巨大同向的叶轮机转矩带动发电机发电——这就是关键性的技术突破,实现了大功率。3、 要自动化运行:在万变的海洋环境常年漂浮运行的发电机组,人工操作是不可能的,但本技术设计的整体结构刚性强,漂浮在海面运行,各种环境的参数、仓室密封状况和机械运转数据均由传感器传回到陆地监控,所以就可以无人值守全自动运行。4、 可实现无故障运行:有利条件如下。4.1 前提:实现自动化运行和监控是首要条件。4.2 整体高强度:设计要求浮体、叶轮机和机架刚性一体,网格式的整体结构应保证大跨度叶轮机在台风季节也要可靠运行。4.3 无故障点:海面下设计没有“轴承”,那么就没有了故障隐患了。4.4 执行轮换制:多台机组运行时,实行3-5年轮换制检修,就是每个机组到期后拖回基地进行设备检测、修理实现完好,铲除表面附着的海生物,更换破损的导叶,重新油漆备用。5、 可抗台风:由于机架和叶轮是型材组装的网状钢结构,所以漏风系数极大,60*150(米)刚性一体的机组在设计上完全可以做到抗击台风的风浪。6、 执行标准化生产:设计几种标准机型可适合不同的海况,机组尽管单机大型化,网状结构的叶轮和主机架是由型材铰接而成,完全可以做到分散加工,集中整机装配,专业化、标准化、系列化批量生产。7、 适合集团化批产:由于叶轮和机架几乎都是型材的标准化加工,包括浮体、主轴、传动系统、发电机组、输配电系统都由各专业厂生产,实行集中组装集团化的生产模式,这样有利于继续提高质量,积累经验,不断开发。二、 项目的进展:目前,本专利技术只经过了理论考证和试验,验证了原理成立,20米样机和大型样机的试制实验尚未进行,详述如下:1、 可变翼技术考证:参考历史上的一些实例,完全证实了【可变翼】技术的可行性。1.1 自行船实例:日本先后两人驾驶自制自行船横渡了太平洋,见右图。1.2 自行潜艇实例:目前不少国家已成功地试制了海浪动力潜艇,在两米海浪冲击下,可以达到常规潜艇的水面巡航速度。(见右图)1.3 叶轮式实例:德国人30年代曾试验可变角度的“风扇”实现吸收波能。1.4 可变角度叶轮实例:60年代我国已经在海试中成功实现小尺寸的可变角度叶轮(可变翼)进行海试,成功吸收海浪波能连续运转。见右图。1.5 结论:可变翼技术很早就是一个可行的技术,完全可以运用在海浪的【波能】的转换上,但是由于海浪的无序性,可变翼叶片具有接触海浪面积越大,反而吸收能量越小这个规律,只能小功率转换,所以就限制了其发展应用。注: 本技术利用超大直径的多组叶轮机,覆盖了大面积的海浪,将叶轮机长叶片【分段】后再串联重新组合,无数小叶片(导叶)同时吸收海浪波能,进行大功率波能的转换。破解了上述的“规律”,实现了导叶(叶片)接触海浪面积越大,吸收能量越大——这就是本技术的【技术关键】。2、 原理验证:目前只完成了模型和小样机试验,完全证实了可变翼原理可以转换往复流体的能量。2.1 模型试验:见右上两图,包括本人、爱好者、大学生已经多人次制作了模型,证实了“可变角度的叶轮机叶片(导叶)”在空气中和淡水池中进行模拟海浪往复运动环境,可以产生同一个方向的连续转动,进而证实了原理可行,但无法量化。2.2 小机型试验:见右图——小型机3D图,小型机在有浪的江边试验,也实现连续持续转动,但没有发电机,没有数据。图中与叶轮机同体的副导叶起着反向平衡转矩的作用,故可以独立漂浮运转。3、 20米样机试验:前期虽然模型和小功率试验成功,但是对于大功率的设计没有参考价值,因为叶轮机有和没有所谓的【分段】,在海浪中的工作状态截然相反,性能也不同,所以20米样机试验是必要的一步。虽然20米样机试验覆盖面积较小,波能蕴藏量小,发电也小,效率低。但为了取得实验数据,这是非常必要的实验过程,可以为下一步“大型机”研制取得设计经验和参考数据,而且必须是海试试验机型。目前,由于客观条件有限,故该实验只在构思阶段。经过20米样机试验,就可以预估出成本,就可判断出该技术是否继续进行下一步的试验和试制。如果继续进行下一步,那就要成立“实体”进行大功率的试制试验工作。4、 大型样机的试制和实验:此大型样机60×150米的试验是建立在20米样机试验成功和结果理想的前提下进行,而且大型样机的实验过程耗资巨大,实验过程应至少经过一个台风季节完好运行,最后不断完善和改进定型。三、 举实例分析:下面以两叶轮机组为例进行分析。叶轮机就像两个直径60米的“大吊扇”置于在海面下,机架和发电机室置于海面上,实际应用叶轮个数可为2×N个(N=1、2、3......)见下图。1、 几何尺寸:叶轮直径60米,叶轮机数量两个,主机架中心距150米。2、 叶轮导叶分布:2.1 导叶几何尺寸:导叶暂定1×0.8(米)那么60米直径的叶轮,导叶个数约2千多个。2.2 导叶布局:同心圆射线状环形均布,见右图—导叶局部放大图。2.3 导叶轴架:圈数一般为两圈布局,浮体和导叶之间空置约1/3。2.4 导叶变角:由限位块决定在10—25度之间。 3、 技术关键:本专利关键就是将覆盖大面积海浪的巨型叶轮机长长的叶片分段为若干独立可变角度的小导叶,这样就可以转换更多无序的海浪波能,共同产生一个同向巨大的叶轮机转矩,进而发出大功率的电能,这个原理是毫无疑问的。如果不采用叶片分段技术,即使叶片可以改变角度,那么叶片加长后,会同时受到很多海浪上下的作用而互相抵消,【合力】反而变小,结果是叶片越长合力越小,甚至为零。所以该专利的技术关键有两点:【变角和分段】4、 被动成角的原理:见右图,导叶(叶片)工作图示。从图中可容易看出上下海浪作用在1×0.8米的小导叶上,导叶会被动的形成一个定角,大小由挡块限位。就是因为这个这个“角”的存在,无论上或下运动的海浪在导叶表面都会产生相同的“叶轮机转矩方向”上的水平的分力。那么上千个导叶产生的这个分力就共同推动了叶轮机主轴旋转,进而带动发电机发出较大功率的电能。四、 机组的结构:叶轮机个数是偶数,下面只以2个叶轮和一台发电机组成的机组为例来介绍:1、 叶轮结构概述:如图所示,叶轮巨大,但结构极简单,主要由浮体兼主轴、若干张力圈和上千个可变翼小导叶构成。分述如下:1.1 主轴:图中3,上端是空心的主轴颈配合滑动轴承,下端是浮体。1.2 张力圈:见图中9、10,由空心管构成的几个同心圆。1.3 导叶轴:见图中1,浮体和张力圈之间由(轴类似自行车辐条)张力拉筋固定,有导叶的张力圈之间由“张力”导叶轴固定,导叶轴之间距离均布。1.4 导叶:见图中1,数量很多的导叶安装在导叶轴上,导叶可以在导叶轴上自由旋转一定的角度,角度大小由限位决定。2、 机架结构介绍:见右图,机架的跨度巨大,约150米,左右各从叶轮主轴引出两根水平输出轴,传递叶轮机转矩进入发电机房,机架两端的滑动轴承套与叶轮机主轴配合,中间是主浮体和发电机房。机架是由标准型材组装而成(类似钢制桥梁的骨架结构),强度大、重量轻,可以满足叶轮机、浮体之间连接的抗风浪要求。3、 发电机室结构:见右图,全封闭的发电机室置于机架之中或之上,是构成机架的一部分,内部设置发电机、变速系统、电力系统、和监控系统。五、 技术安全保障和措施1、 网架结构设计:虽然体积庞大,但整体是网架钢结构,只要设计合理,完全可以保障强度,保障在恶略的风浪中机组也可以正常运行。2、 几种稳定性的分析:2.1 漂浮稳定性:主要由三个浮体为主,承担所有负荷和变化。为能保证常年稳定运行,要考虑海生物的附着和浮力非正常损失,我们设计的总浮力是总重量的1.3倍,也就是水上余量接近1/3。2.2 翻转稳定性:四叶轮应比两轮更稳定。两叶轮长轴方向的稳定性应没问题,在短轴方向,虽然浮体直径不大,但是60米直径的两个叶轮在运转情况下是起稳定平衡作用。当波长接近60米的时候,或者恶性天气来临,则根据传感器数据会自动或者人工操控整体的吃水深度,甚至全部没在水中避免在短轴方向的不稳定。 2.3 巨浪中的稳定性:由众多导叶推动叶轮的旋转产生了叶轮的线速度,当风浪加大,增加的线速度大于海浪的上下速度时,外缘的几圈导叶因为无法打开做功“角度”,所以处于自由状态——既不做功,也不会受到海浪的上下作用,被动的“随波逐流”转动的导叶此时只受到海水的摩擦阻力。实际上在大浪环境下外圈导叶首先超速不受力,然后随着海浪继续加大,线速度继续增加,则依次向内圈的导叶不受力。反之导叶线速度减少,则依次由内向外恢复做功,但是不可能全部导叶都超速不作功。因此,在巨浪超速运转中,可以理解为叶轮有效做功直径在变小。反之海浪波速的减小,叶轮有效导叶直径增加——其实这是一个动态平衡。结论:在巨浪中运转的叶轮机不但消耗了大量海浪的势能(高度),覆盖的表面并不“浪滔天”,而且有效做功导叶直径缩小,这就保证了其在大浪中的稳定性加强。2.4 遇到龙卷风时的稳定性:这种极端天气虽然难以预见,但可以分析其受力,由于机组海上部分都是网架结构,垂直旋转向上的“升力”是难以将其粉碎或整体抬升,当然海水是可以抽上天的,所以机组遇到龙卷风时完全可以稳定运转,只不过线速度会“超速”,自由状态的导叶增加,做功导叶直径变小。3、 耐腐蚀性分析:机组将3-5年作为一个轮换检修周期检修3.1 整机表面的锈蚀:钢结构的机架、机房、浮体和叶轮表面只要按一般的船舶要求涂敷涂料防腐即可,三年一次的更换检修也保证了表面的完好。3.2 机组轴承的腐蚀:一般轴承部位是最大的风险点,但是本机组采用大直径的滑动轴承,而且设计在海面之上,若浪高6米,周期6秒时转数约0.3转。虽然会遇到飞溅的浪花,普通的轴封就完全可以排除水汽和海水的浸蚀。3.3 易腐蚀部位:叶轮机水下部分没有轴承和旋转件。但是会有海上漂浮物撞击致涂料剥落的可能。又由于是组装件的应力结构,大量的螺栓结合部较容易腐蚀,故3-5年作为一个轮换检修周期,根本杜绝了腐蚀事故的可能。3.4 导叶轴的腐蚀:偏转件的腐蚀:叶轮机水下部分几千个塑料导叶板在导叶轴橡胶轴套上偏转,没有腐蚀可能。4、 项目开发的可靠性:项目开发要一步步的进行试验,不可以跳跃式进行,提高试制试验的可靠性。4.1 基本原理可靠性:本专利的基本原理是肯定的,勿与质疑。4.2 运转发电可靠性:一切理论推导分析都倾向其运转和发电是可靠的。4.3 20米样机实验:第一步就是20米样机的试验,其实验和测量数据结果,将判定【分段式可变翼技术】是否可行;判断是否与理论【折算】的功率和成本相符;判断是否可被市场接受和是否应该进行下一步的1:1样机的试验和试制,这样一步一个脚印的试验才是真正的【可靠】。4.4 样机和海上试验发电场的试验:同20米样机实验道理一样,不能跳跃试验,一定在发电机组试制成功并定型以后进行。详情在此从略!六、 技术优势分析:通过试验和研究发现,本技术有较多的技术优势。1、 资源优势:本技术是针对【离岸】海浪波能的利用,其海浪波能发电的“成功应用”目前尚属“国内外”的空白。我国海洋面积辽阔,【波浪能】蕴藏量达约1.5亿千瓦,资源优势明显。2、 应用优势:本机组在0.3米以上的浪高即可发电,适于年平均1.2米以上的海区应用。在“离岸”无垠的深水海区,波能占海浪能量的绝大部分,都处于待开发阶段,本技术及时迅速开发应用将有广阔的天地。3、 大功率优势:因为每个海浪【波能】固有能量小、能量有限,受风区个数、远近的影响紊乱无序,能量损失后要靠临近海浪来补充,这就制约了其难以大面积开发和转换。目前经济型大功率的海浪波能发电是世界性难题,本技术则通过结构简单的叶轮机可变翼分段技术突破了这个瓶颈,将大面积紊乱无序、能量有限的海浪上下波能转换为叶轮机巨大的转矩,发出大功率电能。 第三章 试验、试制方案介绍这是一个分步进行实验和投资的过程,是一个即使失败也没有基础投资和善后处理等等留“尾巴”的项目。其实就是一个标准机组的试制过程,目的是要达到该产品可以大批量生产和应用。实验的程序和方法分三步进行:第一步,模型和小样机试验。只是验证原理,没有实际应用的意义。第二步,2叶轮20米样机试验。取得数据为下一步设计和试验积累经验。第三步,2叶轮发电机组样机实验和定型。第四步,建立海上发电场样版。一、 第一步试验:分模型和小功率的原理试验,投资应在1-2万元以内。1、 模型试验:做一个80公分的模型,经费约500元以内。见右图,该模型不需要电机,在空气和淡水中上下运动,验证很多人已经证实了的技术关键——在上下海浪的作用下【导叶】可以吸收波能,产生同向的推力,推动叶轮机转动,同时也对本技术有一个“感性的认知”。2、 2-5米小样机试验:实验经费应该在2-3万元以内。该样机直径2-5米,电机是一个1kw以内的立式直流发电机组。在海中立柱、大型浮体或水深15米以上的码头边(近似深海的波能环境)进行试验,验证是否可以发出电能,但是取得的数据对下一步试验无指导意义。见右图。二、 第二步试验:在第一步的基础上进行20米单体海试样机,为较大功率实用型发电机试验做准备,取得数据为下一步设计和试验积累经验。1、 20米样机:做一个配置1-2个20米直径叶轮发电机组,转速1转/分左右,配置100kw交流发电机及配套设备。投资应在50万元以内。2、 海区试验:锚定在深海或立柱上来验证“较大功率”设计原理的可行和可靠性,验证是否可以发出较大的电能以及较经济的发电成本,同时取得“宝贵”的各种实验数据备用。试验中若锚定,由于直径小在海浪中会随海浪浮动,所以应在左右远一点的位置固定上两条旧船,增加整体的平稳性,实验结果会好一些。3、 试验结束和评估:至此完成了本专利技术的实验阶段,应对总体测试结果进行验收和评估,最后完成项目报告。4、 决策:评估后进行决策——慎重决定是否继续进行第三步实验,还是“停止”,因为较大型发电单元样机的研制投资较大。第三步试验:较大型发电机组的定型试验和试制。在20米海试样机成功基础上取得数据进行设计和试制,做2-4个直径60米叶轮机为一个机组的样机,转速约0.3转/分,功率约600千瓦,因为是定型产品试验和试制,故包括反复整改的实验、试制,经费约需2000万元左右。实验结束撰写可行性研究报告后,应申请“国家资助”的项目立项或联系大型能源企业的资助,形成核心技术+国家认可和立项的支持+电力企业(如海风电企业)运营和经费支持三者形成一个链,再吸收社会投资,迅速地推广。四、 第四步试验:建立海上发电场样板工程的投资数额较大,资金5000万元——20000万元以上。(参考第四章,海上发电场建设可行性分析)五、 风险分析1、 试验风险:本技术分小、中、大样机和试验电场的试验试制和推广过程,是一个分步独立进行实验和投资的过程,即使试制、实验过程失败,具体风险只是“部分”资金的投入损失。是一个没有基础投资和善后处理等等留“尾巴”的项目,直至达到该产品设计要求,方可以大批量生产。2、 制作的风险:分材料、设备和组装三部分,分述如下。2.1 本技术是分散加工,几种装配,80%主要是由协作厂提供制作的碳钢型材的结构件,虽然数量巨大,但工艺简单和加工精度较低,只要加强检验和整体验收,原材料和组装风险小。2.2 由协作厂生产的机电和控制设备等都是通用设备,折旧期为12年,这样只要加强检测和验收,故无风险。3、 成品率、返修率风险:由于整机是浮式超低速运转环境,是在海上组装成一个刚性的整体,由于没有特殊安装工艺,加工和装配精度也不高,那么出厂前只要严格检验就可以实现零废品率。又因为运转时执行了三年更换式的检修,只要替代机组是完好和符合时间要求,那么就能实现在三年内无故障运行,故返修风险小。 第四章 海上发电场建设可行性分析海浪【波能】发电机组结构简单、整机一体、安装容易、不需维护、无高精尖技术支持,但是由于是“技术创新”,国内外没有经验可借鉴,所以“未知”很多,在没有试验经验的情况下,对海上海浪波能发电场建设只能在理论上进行分析和探讨。如下:一、 海上发电场建场特点:为了适应海浪动态甚至是恶略环境施工难的现状,采取发电机组整体拖弋,输电系统现场接插式安装,锚定后即可运转,所以建设周期非常短。二、 选型:根据用途和用电量分单叶轮机、两叶轮式、四叶轮式、集群建站和海洋能综合发电平台等建场模式。1、 单叶轮机组:单叶轮单发电机机组一般固定于海上设施和大型漂浮物周围,譬如钻井平台等。如右图。2、 两叶轮机组:如果用电量少,一般选两叶轮机组,缺点是短轴方向稳定性较差,见右图。3、 四叶轮机组:如果用电量较大,一般选四叶轮,除了发电量大以外,还具有比两叶轮式发电成本低、稳定性强等特点。见右上图。4、 发电机群:这是由6个各自独立的发电机组构成的大型海上发电场,可以供应更多的电力,且综合成本更低。譬如:在海风电的外海布局,毫无疑问成本优势明显。见右图。4.1 安装:在接插平台通过接插式安装,集群建设而成。4.2 直流稳流:微调用蓄电池组。4.3 用电平衡:夜间或台风季节,少量过剩发电量用海水淡化平衡,过多电量用电解氢来解决——氢气储存在浮体内。5、 海流综合发电和制氢:本技术安装在“海流综合发电和制氢”的大型载体上,右图的【5、海浪波能发电机】。这个载体上同时将几种海洋能转化为电能和将电能转为氢能。也就是将浩瀚深海中的海浪、海风能、海上光伏能、海流能、温差能和盐差能转化发电,同时再将电能转化为氢能并储存,生产出可存可用的新能源。深海海风、光伏、海流、温差和盐发电技术基本成熟,但是在深海单个发电技术成本奇高,难以实施。那么和“海流综合发电和制氢”技术联合发电,不但发电量巨大、成本更低廉,而且解决了输电难的困扰。三、 海上发电场的几种预选方案:1、 近海运营:一般海上风电场选址在水深20米以内的海区,往往风能丰富的海区,海浪波能也丰富,故海浪波能发电场首先应选址在“海上风电”附近的深水区选址,可以利用风电电网向陆地供电,并且以此逐渐向深海延伸。这样节省了独立发电昂贵的输配电及电力平衡设备的巨大投入,生产成本将大大低于风电,甚至接近火电。例如:选址在上海东海大桥 100 兆瓦海上风电场以外海域。2、 固定式发电:例如安装在人工大型漂浮物等海上设施上或边缘发电。参考:第四章,海上发电场建设可行性分析,(二、) 选型,(1、)单叶轮机组。3、 离岸运营:在远离大陆的海岛、人造海上城市、石油设施、海上军事要冲等设施周围海区建立大型海上发电场,虽然配套了电力平衡系统,发电成本上升,但是替代了昂贵的“柴油发电”,其经济意义也非常明显。参考:第四章,海上发电场建设可行性分析,(二、) 选型,(3、)发电机群。 4、 独立发电:开发建设海上“自产自销”式的独立发电场是今后主要的离岸的发电模式,很明显向陆地供电不可能,那么独立发电的目的是什么呢?其实就是自发电建立“海上氢能源基地、物资存储加工或供应基地,这将是今后的发展目标,前景广阔。举例:在浩瀚深海的海浪能源进行发电,没有供电用户输变电几乎不可能,所以应用在浮式海洋能综合发电和廉价制氢的技术上是唯一出路。参考:第四章,海上发电场建设可行性分析,(二、) 选型,(5、)海流综合发电和制氢。四、 运输、安装和电力输送1、 运输方案:由于整机出厂,故在存放的停泊港湾处,拖至预选海区锚定即可,甚至可以采用机组在托运过程中借助自身发出的电能转换为拖曳动力。2、 安装方式:单机和集群安装都可以采用接插式安装,非常简洁。3、 电力输送:3.1 海风电电网:利用风电输电系统是最简洁的入网方案,成本最低。3.2 独立电网:如果通过自备海底电缆登入陆地的供电方式,投资会明显的增加,例如海岛供电等。五、 建设海上发电场的技术优势:1、 市场优势:本技术是针对海浪波能的利用,尚属国内外市场的空白。面对世界性能源紧缺的现状,化石能源日益枯竭,尤其在陆上风能发电、光伏发电市场接近饱和的新能源领域里,海洋能是21世纪的又一种新能源,向大海要电、开发【海浪波能】的时代已经到来。2、 超低速运行优势:整机虽然巨大,但刚性一体的结构极简单,叶轮机转速低于1转/分,线速度在1.5米/秒以下,故运转非常可靠。3、 无障碍运行优势:由于整体结构刚性强漂浮在海面运行,在万变的深海环境中,各种环境参数、仓室密封状况和机械运转数据均由传感器传回陆地监控,所以可以全自动无障碍运行,不需要现场人员在场操作的优势极大。4、 耐腐蚀优势:由于水下部分无轴承和润滑点,轴承和轴封均在水面浮体上部和衍梁之间,在海面下的部位做成刚性强的整体,运转可靠耐腐蚀,每3年更换保养的设备完好状况,杜绝了腐蚀可能。5、 发电场投入产出优势:以6台发电机组组成的一个海上发电场为例,在10年的折旧期内:5.1 总投入:10年合计投入约11980万元。5.2 产出:年平均发电功率3391.2kW;供电功率2712.964kW;供应电量39880万度;成本电价约0.36元/度电;出售电的价格0.54元/度电。5.3 电网输电:如果在海上风电附近的深海海区建立一系列的海上波能发电场,接入海上风电输电网,这样就节省了昂贵的输变电和电力平衡系统,成本则可以再降低1/5左右。6、 发展优势:由于劳动密集型生产的模式适合当前国情,海上发电场建设可以滚动发展,而我国适合发电海区极广,故可以短期内迅速推广和发展。6.1 生产优势:发电机组整体虽然巨大,但是网架结构制造简单、刚性强、精度低,而且是单元化、标准化、大批量组装式生产,质量稳定,非常适合我国劳动密集型集团化企业的生产模式。6.2 推广优势:由于刚性机组在海中以低于1转/分超低速运转,故障率极低;拖运至海区、接插式的接线、锚定安装技术简洁,而且海上发电场建设可以采用边发电、边投放的滚动发展模式,这样建设发电场就可以快速推广发展,迅速占领市场。六、 海上发电场风险分析1、 海上发电场的经营风险:唯一的经营风险是成本风险。2、 灾害风险:由于整机是浮式、超低速运行,转速远小于1转/分,小导叶约0.8平方,整机为型材网架式应力结构,受力面小。对于海洋灾害,主要是台风季节的超强度海浪灾害,实际上叶轮骨架和导叶在巨浪中运行特性是【风浪越大受到上下的压力反而变小】,所以风险小。对此分析如下:2.1 受力关系分析:台风灾害季节的巨浪冲击力巨大,是和静态的垂直面积成正比,而对于本技术的叶轮来说,海浪和导叶处于相对“动态”的平衡状态,所以海浪和叶轮之间的受力关系是动态关系——也就是说导叶随着线速度的增加受力减小,反之加大,当叶轮导叶线速度超过海浪的速度时,导叶就不受力和做功了(注意:在同一个叶轮上,每一圈的线速度是不同的)。所以,整体叶轮平面受力不会随着海浪高度、速度的增加而增加,因为海浪加大了以后叶轮转速增加了,那么超速的叶片逐渐增加,所以整体叶轮平面受上下海浪力的范围会越来越小。2.2 不受力分析:清楚了受力关系,也就清楚了叶轮强度风险,台风灾害季节受力关系如下。叶轮处于巨浪的波谷时候,叶轮机部分“导叶”悬空,所以不受力;叶轮部分导叶没在水中时,当叶轮导叶的线速度超过上下海水的速度时,此时导叶成自由状态摆动,也就不会受到海浪的上下压力,也就不受力不做功;此时叶轮巨大面积的上千只小导叶就像在海浪中快速【游动】、自由穿行的【鱼儿】一样,不吸收上下海浪的压力,也就不怕巨浪了。实际上在大风浪里越接近额定转速,受力做功的导叶越少,在巨浪里只有最里面几圈的导叶在受力做功维持着【额定功率】输出。结论:导叶由于超速不受力也就不怕巨浪。3、 叶轮超强度风险:由于直径巨大的叶轮在海水中会同时受到上和下的海浪作用,所以合力几乎为零,但是当大波长时,叶轮平面上每个波长之间的压力差为最大,这时叶轮面在长波时的“翘曲”应力是主要的强度风险。发电机叶轮结构设计成类似“自行车轮”的张力结构——刚性一体的【预应力】结构,强度大。导叶轴就是预应力的张力轴,“张力筋”固定在浮体上下端和叶轮环之间,形成一定的“锥形面”,张力轴几乎全部受到导叶的覆盖。结论:所以只要机械强度设计的【张力】合理,叶轮超强度风险是完全可以保障的,故风险小。4、 导叶强度风险:当叶轮水平线速度很小,发电功率也小时,导叶受力最大。当海浪速度提高,导叶线速度加快,受力则变小,但发电功率提高。当线速度接近海浪的速度时,叶片受力为最小。这就是说风浪越大叶片受力越小,所以说导叶抗拒台风的能力强,风险小。结论:【导叶所处的直径越小,设计的强度应越大】,当然这在设计上是完全可以解决的。5、 超负荷风险:海浪的大小和发电功率成正比,那么巨浪时会不会超转速、超负荷发电呢?答案是:“不会”。5.1 发电机功率:海浪发电机的额定功率和决定于设计参数取决于叶轮的直径、导叶的偏转角度。一台发电机组在运转中海浪的平均速度越大、转速越快,发电功率就大,反之就小。5.2 受力特性:形象地说,就是海浪越大有效做功的叶轮导叶的直径越小,反之越大。海浪越大线速度越快,导叶线速度超“临界值”越多,做功导叶受力加大,而力臂减小,但发电机转速变化不大,转矩还是接近平衡,输出功率也就仍然在设计范围以内。另外,当海浪小于0.3米左右时,形成导叶夹角的“高度”大于海浪的有效高度,导叶也处于“自由”状态,此时就不转了。5.3 额定功率的确定:海浪波的振幅和频率有限,巨浪上下的即时速度也有限。前面已经分析了——大浪中巨大直径叶轮的线速度很容易超过海浪的速度而不受力。因此设计时的【可变翼的参数决定了发电机的额定功率范围】,也就决定了导叶线速度所谓“临界值”,也就是说出厂的发电机的额定功率是设定的,不会因为海浪大,速度快,叶轮会无限制地增加而超速——超负荷发电。5.4 超负荷风险:可以这样解释,当最小内径的几圈导叶线速度也接近超速时,就达到叶轮极限转速和发电机的极限发电功率了,此时绝大部分叶片处于“游动状态”。此时叶轮导叶的摩擦阻力和叶轮的扭矩等是主要的“负荷”——达到【平衡状态】,处于接近【极限负荷】运转。结论:在台风季节只要设计的配套发电系统容量足够大,就不会产生发电或输电的超负荷风险。6、 市场风险:海浪波能发电是“零”碳排放的可再生能源,目前市场是一个“空白”,无市场风险。真正的风险存在于输电方式和单位电价。6.1 并网供电:如果建立在陆地附近、海上大型设施或海洋风电群附近,可以就近接入电网是最理想的选择,这不但节省了约1/4以上的固定资产投入(主要是发电能量平衡设施和对用电的控制、管理费用),而且的有限“海缆”的投入也少,发电成本为最低,这种模式的市场风险极小。6.2 直接为海岛供电:这种模式代替或补充原柴油发电系统,对发电量和用电量变化可用原柴油发电系统调整。对于供大于求的供电——可以用蓄电池微调,海水淡化设施为主调,电解制氢来平衡夜间和大风浪发出的尖峰负荷,这样就可以解决了消费市场和发电量之间的不平衡,虽然“海缆”和发电量平衡设施的投入较大,发电成本较高,但是对于原柴油发电较高的发电成本来比较,也是经济和可以承受的,故风险小。6.3 自供电模式:远离海岛和陆地的海域是真正的海洋能源的“富矿”,因此随着市场的深入和扩大,无“海缆”的“自产自销”的供电模式最为理想。譬如:为浮式海上鱼类加工储运厂、军事或常规物资中转基地以及氢能生产基地(最简单且自动化程度高)等单位的供电,因涉及其他科目技术,所以科技风险较大。七、 海上发电场经营风险分析:1、 安装风险:整体拖运到海区锚定,在不停机状况下,输电电缆接插式安装即可运行,风险极小。2、 运行风险:由于可实现无人值守、每个叶轮机两年一次替换检修,保证设备完好水平,实现10年无障碍运行。由于是各自独立发电,所以即使单机故障也不影响整体发电,经营风险较小。3、 经营目标:如果能够进入国家风电网的海上发电,则简单,风险小。直供式的发电场风险较大,未知因素较多,直供式发电的稳定技术和配套都存在着很大的难度。譬如:电力蓄电池微调技术;夜间和台风季节的电力调节,如:淡水生产、电解氢等配套技术。第五章 海上发电场成本分析本章涉及到技术的核心,就是发电成本,是以6台两叶轮机组组成的海上发电群为例分解说明,这里的数据和结论只能作为参考,而不能作为依据。由于发电的供体有几种,所以组成和配备不同,这里指用这种的方案加以说明,读者可以酌情加减,再加以评判!谢谢!分析结果:6台机组发电总功率3391.2kW;供电功率2712.964kW;供电量34183万度;成本电价约0.39元/度电;出售电的价格0.59元/度电。一、 10年发电成本估算:此估算结果只能供了解本技术时的量化参考!不作为依据。1、 机组几何尺寸:叶轮个数2个;直径60米;总长150米,导叶尺寸0.8×1(米),可变夹角平均±12.5°。2、 机组参数设定:即时参数不能说明问题,故计算参数均为年平均值。2.1 综合转换系数确定:海浪不断从叶轮圆周向内传导能量,导叶转换海浪波能过程会受到各种损失,保守的考虑能量转换系数暂定为0.5。损失包括:* 主要是表面摩擦损失约0.1。* 上下死点时导叶被动角度转换损失约0.1。* 海浪衰竭后小于0.3波高的不能回收的海浪损失约0.2。* 其他损失约0.1。* 合计:约0.5。2.2 发电效率估算:由于叶轮以低于1转/分的超低转速输入发电机,所以包括传动系统、变速系统、发电系统等的综合发电效率系数暂定为0.6。2.5 供电效率:直接接入海上风电输电则忽略不计。直接供电时,短途输变电、频变、储存、蓄能工艺、能量平衡等综合效率损失系数暂定为0.8。3、 海浪波能含量确定:因为从黄海到南海有一条东北—西南走向的大浪带,平均波高在2米以上,周期在4-8s之间,波浪能的密度可达5~8kW/m。为体现有代表性,故意选取波浪能密度的低值5kW/m为本分析的计算值,如果在南海发电就应取高值8kW/m,在英国北海发电,则更高。但在此不予分析。4、 转换能量计算:计算结果一台机组的转换能量为942kW,详述如下。4.1 海浪总能量:叶轮周围海浪总长度(叶轮个数2×2×3.14×30米)×(3、)波浪能的密度5kW/m=2×2×3.14×30米×5kW/米=1884kW4.2 机组转换能量:(4.1)海浪总能量×(2.1)综合转换系数0.5=1884kW×0.5=942kW。5、 发、供电功率计算:一台机组发电功率565.2kW;供电功率452.16kW,计算如下。 5.1 发电功率:(4.2)转换能量942kW×(2.2)发电效率0.6=565.2kW。5.2 供电功率:(5.1)发电功率565.2kW×(2.5)供电效率0.8=452.16kW。 6、 输出的电量计算:每台2个叶轮直径60米的发电机组,6台规模的海上发电场,12年的总供电量≈34183万度。6.1 确定年平均发电时间:如果按12年的折旧计算,3年为一个检修期,那么每台次更换检修时间约为45天。由于是接插式更换,时间已经足够,所以每年平均运转时间按350天保守计算发电量为宜。6.2 12年发电量计算:12年×6台×(5.1)发电功率565.2kW/台×350天/年×24小时/天≈34183万度。7、 12年合计投资估算:合计投资约14600万元。其中:7.1 设备总投入:一台为备用,故有7台机组,固定资产总投入(包括各项的安装费)合计9450万元。其中:* 发电设备投入:共投入7台650kw普用型发电机组及变速系统,单台造价估计约350万元。7台合计约7×350=2450万元。* 7台90米网状主机架及浮体7×400=2800万元。* 14台60米叶轮机及浮体14×300=4200万元。 * 7台合计:2450万元+2800万元+4200万元=9450万元。7.2 配套设施合计投入:不考虑淡化水等配套投入,约3230万元。包括:* 陆上机房100平米建筑及监控设施投入约250万元;* 输电配套主海缆4000米及配件,投入约为1500万元;* 储存、蓄能工艺设备投入约为1300万元;(直接入网就不需要了)* 锚定系统:6套约180万元。* 合计投入约:250+1500+1300+180=3230万元。7.3 维护和运行投入:10年费用合计小于1920万元。其中:* 维护费:无故障运行检修期为3-5年,每台共检修约4次,每次约50万元,12年6台共检修24次。合计:50万元/次×24次=1200万元;* 12年6名监控人的人工费、管理费、杂费等,合计小于720万元。* 合计:1200+720=1920万元。7.4 12年合计投资:(7.1)7台机组固定资产总投入+(7.2)配套设施合计投入+(7.3)10年维护和运行费=9450万元+3230万元+1920万元=14600万元。8、 12年发电外的运营收入:计算约1254.4万元。其中:8.1 副产品淡水和液氢等盈利:因为是直供式发电的配套,是按成本供应,极少盈余,直接入网发电方式就不需要了。计算产值,12年保守估计去除电费以后的运营成本净【增值】部分约240万元。8.2 固定资产残值分析:折旧期为12年后,起码有1台备用机组,以及6台折旧机组的部分耐用资产可用,12台机组90%都是非机加工低附加值的结构件,所以考虑残值约8%(不考虑12年后超期服役的收入),计算:【(7.1)7台机组固定资产总投入+(7.2)配套设施合计投入】×0.08=(9450万元+3230万元)×0.08=12680万元×0.08=1014.4万元。8.3 12年发电外的运营收入合计:240万元+1014.4万元=1254.4万元。9、 10年发电成本估算:每度电成本计算约0.36元/度电。计算如下:净投入-发电外运营收入/12年发电量=(7、)合计投资14600万元-(8、)发电外收入1254.4万元万元/(6、)输出的电量34183万度=(14600-1254.4)万元/34183万度≈0.39元/度。二、 出售电的价格:供给电网或用户供电价格暂定为发电成本的150%,即0.59元/度电。理由有三点:1、 配套投入运转费:由于海浪发电功率极不稳定,需要将不平稳的交流或直流电转化为稳定的直流电或者交流电,那么就需要功率较大的“逆变器、蓄电池组、50HZ调频、升压装置”等配套设备,虽然在(7.2)配套设施中已经投入“储存、蓄能工艺设备”约为3230万元。但这些配套设备运转费用较高。注: 如果直接入网输电,那么昂贵的“配套设备”和维护运转费用就不需要了,就可以节约几千万元的购置和维护费了,电价更低。2、 未知费用存在:在计算每度电成本时,虽然取值尽量“保守”,但是难免可能有一些偏低或遗漏,以及会发生不可预见的未知费用,故要留有余量。3、 营业费用支出:包括税费、宣传费用和准备了充足的提留款等等。三、 波能发电技术的优势:通过分析和计算发现海浪波能发电场的技术由于售电价格低于海风电,应该很容易被市场接受,并具有很多的优势,现介绍如下:1、 成本优势:成本低是海浪波能发电技术的【生死线】,再好的技术不被市场接受是最大的“缺陷”,通过上述计算大家可以看出即使保守的取值,得出的预计成本也具有明显的成本优势,如果此技术应用到南海8kW/m海浪的海区发电,那么成本将可能再降低30%。2、 政策优势:海浪发电是纯绿色可再生新能源,国家会给与政策和资金的支持,在计算时并没考虑“政策补贴”,所以加上补贴以后成本将降低。3、 入网优势:我国已经有了海上风电网,海上风电区也是海浪波能的“富矿”,如果在风区发电后直接进入海上风电网,那么加上政策补贴和节省巨额的稳定供电设备的投入,那么出售电价就会大大低于0.59元/度电,再经过不断优化,甚至可与火电媲美,其环保意义则是火电不可比拟的,意义重大。4、 独立供电:如果对海岛等海上设施供电,补充或替代昂贵的“油电、风电、光电”等供电,海浪波能发电成本优势极大,无可替代。5、 波能发电技术又一个闪亮点:广阔的海浪、海流“带”,那里往往是风能和海流能集中地海区,海浪波能发电技术的又一个闪亮点就是海洋能综合发电技术——就是在一个海上大平台上面安装风能、光能发电,四周进行波能发电,然后平台以下深海进行海流能、温差能、盐差能的联合发电。不但发电量巨大,而且可将大量廉价的海洋能在平台上原地转换为【氢能】。这样既解决了深海电能的输送难题,同时也为大陆提供无限可再生清洁的【氢】能源。注:除海浪波能发电技术尚待开发以外,风能、光能、海流能、温差能、盐差能的发电技术是成功的技术,只是苦于在海上恶略坏境,发电难度大,成本高,难以推广。所以一个大平台就提供了海洋能综合发电的基础,这在技术上非常可行。 第六章 技术探讨和展望一、0.59元低电价的分析:从分析报告的成本计算过程可以看出,尽管取值较保守,但是仍然显示为较低的发电成本,原因是什么呢?下面将“海浪波能发电”、“近岸海浪发电”、“陆上风力发电和海上风力发电”和“火力发电”的各种费用和技术项目统一用列表来对比进行分析:(不包括初期的研制经费) 对比项目 波能发电 近岸发电 风电和海风电 火 电 1 研制经费 标准产品、无 非标准技术、有 标准产品、无 标准产品、无 2 选址论证 海区论证、少 底质和水文、多 地质和气象、较多 地质和水文、多 3 设计费 标准设备、少 非标准技术、有 标准设备、少 标准设备、少 4 基础工程建设费 漂浮运转、无 基础建设费、多 偏远地区费用、高 基础建设费、极高 5 运输安装费 拖运和锚定、少 运输安装费、少 运输安装费、高 运输安装费、高 6 系统设备复杂性 设备、简单 设备、较简单 设备、较简单 设备、极复杂 7 系统运转控制 远距离监控 远距离监控 远距离监控 岗位人控或监控 8 设备复杂性 设备简单 设备较简单 设备简单 各系统设备复杂 9 设备完好 定期更换、完好 定期检修、较好 定期检修、较好 定期检修、较好 10 大修期 三年更换 3年以上 3年以上 3年以上 11 故障率 无 较少 少 较少 12 维修方式 停产维修 停产维修 停产维修 部分停产维修 13 维修费 极少 较多 多 较多 14 维修频率 极少 较多 少 较多 15 维修方式 各分供方负责 各分供方负责 各分供方负责 大部本单位维修 16 生产和管理人员 一人监控 一人监控 一人监控 生产和管理、很多 17 折旧期 12年 12年以上 12年以上 12年以上 18 输电方式 入网或自产自销 入网或自产自销 入网 入网 19 发电期 非全年发电 非全年发电 非全年发电 全年发电 20 输变电增加比例 1.5 不详 不详 高于1.5 21 管理费 少 少 少 高 22 发电规模 组成大型发电网 难 组成大型发电网 可以 23 设备通用性 标准化批量生产 地质不同、难 标准化批量生产 标准化批量生产 24 保险公司介入 介入容易 介入难 介入容易 已经介入 21 建设周期 极短 有基础较短 有基础较短 环节多周期长 22 安装形式 接插式安装锚定 有基础较短 有基础较短 复杂时间长 23 单机发电功率 1000kw级 高于1000MW级 MW级 高于MW级 24 海上生产 所有离岸的深海 部分海岸 20米深近岸海区 不可以 25 环境限制因素 渔场、航线 环保、渔业等 候鸟迁途 环保和人文等 26 资源量 极大 大、但受限 大、受水深限制 接近饱和 27 能源性质 绿色可再生 绿色可再 绿色可再 污染、不可再生 28 政策支持 支持 支持 支持 受限 29 供电市场 海岛、海上设施 海岛和大陆 海岛和大陆 海岛和大陆 30 二级产品 淡水、氢能 淡水、氢能 无 沿海可生产淡水 31 自然灾害 抗台风 抗台风不抗海啸 抗台风 抗台风和海啸 32 发电成本 估算0.39元/度 高于0.39元/度 高于0.39元/度 低于0.39元/度 33 科技水平 独创国内外领先 独创国内领先 国内领先 一般 34 技术发展 综合发电和制氢 降低成本 降低成本 环保和污染结论:1、 直接费用:其中直接费用有5项优势,是影响成本的主要因素。2、 间接费用:其中间接影响成本有15项优势,是影响成本的次要因素。3、 结论:通过第五章,海上发电场成本分析和上述的比较,大家不难看出本海浪波能发电成本0.39元/度,供电价格0.59元/度是正常的,因为直接和间接费用均低。二、 待深入研究的问题1、 技术的深入:目前,该技术只用“模型”在空气中和水池中进行了的模拟试验,虽然证明了本技术的关键——叶轮导叶的【变角原理】是可行和可靠的。也进一步推论了,不管是向上还是向下的海浪是可以推动叶轮机转动的。因为海水的密度是空气的832倍,毫无疑问这个实验说明本技术【可变翼海浪发电机组】完全可以利用海浪的波能来发电。虽然理论上可以推导出本技术功率大型化后有许多技术优势,但是真正付诸现实还需要在试制试验中不断地进行研究和设计改进,面临的困难竟是非常艰巨的——道路是曲折的、前途是光明的!2、 发展大型化:从上述计算可以看出叶轮的直径越大,力臂越长,转矩越大,虽转速更慢,但发电功率、效率更高。所以在理论上100米直径,甚至更大机组的研制将创造更低廉的价格,关键是制造工艺是否可以满足,这些都在等待我们去研究和试验。3、 建设海发电长城:海浪发电如果接入海风电输电网,那么就可以建立从沿海深入深海的“海发电长城”网。这样既节约了配套昂贵的“附属设备”开支,又转换了深海丰富的海浪能源,形成稳定的供电网,和“国网”建立接口将进一步改善海浪发电的供电质量,这是最佳的方案。4、 海上发电和氢能生产:这是另一个技术,在此从略。(完)
行业:电力生产
一种组合导叶式的海水发电单元
目 录前 言 ...................................................... 4 第一章 专利介绍 ............................................ 5一、概况:1、发明人 2、专利名称 3、技术形式 4、所属行业和应用 5、项目的现状第二章 可变翼海浪波能发电机组可行性分析 .................... 5一、设计构思要点: ........................................... 61、结构必须大型化 2、必须要单机大功率 3、必须自动化运行 4、可实现无故障运行 5、可抗台风 6、执行标准化生产 7、适合集团化批产二、项目的进展: .............................................. 71、可变翼技术考证 2、原理验证 3、20米样机试验 4、大型样机的试制和实验三、举实例分析: ............................................. 101、几何尺寸 2、叶轮导叶分布 3、技术关键 4、被动成角的原理四、机组的结构设计: ......................................... 111、叶轮结构概述 2、机架结构介绍 3、 发电机室结构五、技术安全保障和措施 ..................................... 121、网架结构设计 2、几种稳定性的分析 3、耐腐蚀性分析 4、项目开发的可靠性六、技术优势分析 ............................................ 141、资源优势 2、应用优势 3、大功率优势第三章 试验、试制方案介绍 .................................. 15一、第一步试验: .............................................. 151、模型试验 2、2-5米小样机试验二、第二步试验: ............................................... 161、20米样机 2、海区试验 3、 试验结束和评估 4、 决策三、第三步试验: ............................................... 16四、第四步试验: ............................................... 17五、风险分析 ................................................. 171、试验风险 2、制作的风险 3、成品率、返修率风险第四章 海上发电场建设可行性分析 ............................ 18一、海上发电场建场特点: ....................................... 18二、选型: ..................................................... 181、单叶轮机组 2、两叶轮机组 3、四叶轮机组 4、发电机群 5、海流综合发电和制氢三、海上发电场的几种预选方案: ................................. 191、近海运营 2、固定式发电 3、离岸运营 4、独立发电四、运输、安装和电力输送 ...................................... 201、运输方案 2、安装方式 3、电力输送五、建设海上发电场的技术优势:.................................. 201、市场优势 2、超低速运行优势 3、无障碍运行优势 4、耐腐蚀优势 5、发电场投入产出优势 6、发展优势六、海上发电场风险分析 ....................................... 221、发电场的经营风险 2、灾害风险 3、 叶轮超强度风险 4、导叶强度风险 5、超负荷风险 6、 市场风险七、海上发电场经营风险分析 ................................... 251、安装风险 2、运行风险 3、经营目标第五章 海上发电场成本分析 .................................. 26一、10年发电成本估算 ......................................... 261、机组几何尺寸 2、机组参数设定 3、海浪波能含量确定 4、转换能量计算 5、发、供电功率计算 6、输出的电量计算 7、合计投资估算 8、发电外的运营收入 9、10年发电成本估算二、出售电的价格 ............................................. 291、配套投入运转费 2、未知费用存在 3、营业费用支出三、波能发电技术的优势 ....................................... 291、成本优势 2、政策优势 3、入网优势 4、独立供电 5、波能发电技术又一个闪亮点第六章 技术探讨和展望 ....................................... 31一、0.59元低电价的分析 .................................. 311、直接费用 2、间接费用 3、结论二、待深入研究的问题 ......................................... 331、技术的深入 2、发展大型化 3、建设海发电长城 4、 海上发电和氢能生产(完) 海浪【波能】发电技术可行性报告前 言 海洋中的海浪能是以海浪动能和势能方式存在,是可再生、无污染、切蕴藏量巨大。但海浪能特性是:周期、波长和浪高极其复杂多变而不规则,与环境的风量、风速、流速等变化有直接关系,所以这就是海浪发电最大的难点,尤其是深海海浪【波能】发电更困难,在国内外难以突破。海浪能分“近岸”和“离岸”这两种性质不同的能量形式存在,我国近岸海浪发电技术发展很快,但是对于占绝大比例能量巨大的离岸(深海)波能发电,能成功进入市场【商业化】应用的发电技术在国内外尚属空白。本技术属于离岸的海浪波能发电技术范畴。就是在万变的深海,巨型叶轮机上的近千个小叶片可以根据海浪上下推动,被动地打开一个定角,吸收海浪上下波能,产生同向转矩,推动叶轮机旋转来发电,故称之为【可变翼】技术。本研究报告共分四章加以介绍,分别为【专利介绍】、【项目目标和论证】、【试验和试制】、【海上发电场建设实施】。目前本技术处于可行性研究和设计阶段,只经过模型在水池和海浪中进行了试验,成功证明了本技术的关键——叶轮机“导叶”通过“可变翼”的特性可以在海浪上下水流的作用下产生连续“定向”的水平推力,可以共同趋使叶轮机主轴持续向一个方向旋转。证明了可变翼的原理是可行和可靠的,那么也就证明可以带动发电机发电了。通过下面的研究,该可变翼海浪波能发电机组具有许多制造上、海上发电上的优势,可实现可以和风电、甚至火电媲美的发电技术。经估算:6台机组发电总功率3391.2kW;供电功率2712.964kW;供电量34183万度;成本电价约0.39元/度电;出售电的价格0.59元/度电。 第一章 专利介绍一、 概况:见右图——专利证明和身份证。201120038156.01、 发明人:宋文复,专利权人,非职务发明,68岁,退休。2、 专利名称:一种组合导叶式的海水发电单元。3、 技术形式:通过若干巨型叶轮机直接转换海浪波能,共同带动发电机发电,是一级能量转换技术。4、 所属行业和应用:属于可再生新能源领域,可在任何水深20米以上海域建设海上发电场,本技术分为批量制造“可变翼海浪波能发电机组”和建设“海浪波能发电场”进行发电,这两种产品和应用。4.1 机械产品:属于大型钢结构机械设备制造行业,组装式标准化批量生产大型“可变翼海浪波能发电机组”。4.2 海上发电场:属于离岸的海浪发电技术领域,建设浮式【可变翼海浪波能发电机组】单机或发电群,还可以建立海洋能综合发电或氢能源生产。5、 项目的现状:由于是非职务发明,个人基础条件差,而项目规模大,涉及行业广、资金多,故目前仍处于寻找合作单位和宣传推广阶段。 第二章 可变翼海浪波能发电机组可行性分析专利产品——叶轮式【可变翼海浪波能发电机组】是一种适合于全海域、全天候、无人值守、无障碍运行的大型深海海浪发电机组及发电机群,机组2×N个叶轮在海面下运行,海面上是机架和发电机室。(N=1、2、3......) (见下两图)一、 设计构思要点:深海海浪波能发电必应须要满足的几个先决条件。1、 结构必须大型化:由于离岸海浪波能理论上只是上下波动,没有水平动能,所以对于海浪波能发电来说,只有本体相对海浪不动,才能吸收转化海浪的上下波能。另外,海浪的波高、周期和波长在一年四季变化无常,尤其是台风季节更是极端,所以设计要考虑——覆盖海浪面积越大越稳定,转化海浪能就越多,故机组暂采用60×150(米)机型。2、 必须要单机大功率:世界上海浪波能发电大功率是难以逾越的障碍。2.1 大功率的困境:因为在深海每个海浪时刻变化,而且能量极有限,尽管深海的海浪发电技术方案很多,但都是小功率,应用在紊乱无序的海洋环境中没有实用意义,即使用“集群”方法也是不现实,目前国内外尚无可进入市场的产品,而本技术突破了发电功率大型化的困扰。2.2 技术的突破:为适应多变无序的海浪环境,本技术将叶轮机长长的叶片,设计成一段段的相互独立可以上下转动一定角度的小导叶(叶片),均布在叶轮的圆面积上,这样几千个“可变翼导叶”就可以转换任何种类海浪的上下“波能”,形成一个巨大同向的叶轮机转矩带动发电机发电——这就是关键性的技术突破,实现了大功率。3、 要自动化运行:在万变的海洋环境常年漂浮运行的发电机组,人工操作是不可能的,但本技术设计的整体结构刚性强,漂浮在海面运行,各种环境的参数、仓室密封状况和机械运转数据均由传感器传回到陆地监控,所以就可以无人值守全自动运行。4、 可实现无故障运行:有利条件如下。4.1 前提:实现自动化运行和监控是首要条件。4.2 整体高强度:设计要求浮体、叶轮机和机架刚性一体,网格式的整体结构应保证大跨度叶轮机在台风季节也要可靠运行。4.3 无故障点:海面下设计没有“轴承”,那么就没有了故障隐患了。4.4 执行轮换制:多台机组运行时,实行3-5年轮换制检修,就是每个机组到期后拖回基地进行设备检测、修理实现完好,铲除表面附着的海生物,更换破损的导叶,重新油漆备用。5、 可抗台风:由于机架和叶轮是型材组装的网状钢结构,所以漏风系数极大,60*150(米)刚性一体的机组在设计上完全可以做到抗击台风的风浪。6、 执行标准化生产:设计几种标准机型可适合不同的海况,机组尽管单机大型化,网状结构的叶轮和主机架是由型材铰接而成,完全可以做到分散加工,集中整机装配,专业化、标准化、系列化批量生产。7、 适合集团化批产:由于叶轮和机架几乎都是型材的标准化加工,包括浮体、主轴、传动系统、发电机组、输配电系统都由各专业厂生产,实行集中组装集团化的生产模式,这样有利于继续提高质量,积累经验,不断开发。二、 项目的进展:目前,本专利技术只经过了理论考证和试验,验证了原理成立,20米样机和大型样机的试制实验尚未进行,详述如下:1、 可变翼技术考证:参考历史上的一些实例,完全证实了【可变翼】技术的可行性。1.1 自行船实例:日本先后两人驾驶自制自行船横渡了太平洋,见右图。1.2 自行潜艇实例:目前不少国家已成功地试制了海浪动力潜艇,在两米海浪冲击下,可以达到常规潜艇的水面巡航速度。(见右图)1.3 叶轮式实例:德国人30年代曾试验可变角度的“风扇”实现吸收波能。1.4 可变角度叶轮实例:60年代我国已经在海试中成功实现小尺寸的可变角度叶轮(可变翼)进行海试,成功吸收海浪波能连续运转。见右图。1.5 结论:可变翼技术很早就是一个可行的技术,完全可以运用在海浪的【波能】的转换上,但是由于海浪的无序性,可变翼叶片具有接触海浪面积越大,反而吸收能量越小这个规律,只能小功率转换,所以就限制了其发展应用。注: 本技术利用超大直径的多组叶轮机,覆盖了大面积的海浪,将叶轮机长叶片【分段】后再串联重新组合,无数小叶片(导叶)同时吸收海浪波能,进行大功率波能的转换。破解了上述的“规律”,实现了导叶(叶片)接触海浪面积越大,吸收能量越大——这就是本技术的【技术关键】。2、 原理验证:目前只完成了模型和小样机试验,完全证实了可变翼原理可以转换往复流体的能量。2.1 模型试验:见右上两图,包括本人、爱好者、大学生已经多人次制作了模型,证实了“可变角度的叶轮机叶片(导叶)”在空气中和淡水池中进行模拟海浪往复运动环境,可以产生同一个方向的连续转动,进而证实了原理可行,但无法量化。2.2 小机型试验:见右图——小型机3D图,小型机在有浪的江边试验,也实现连续持续转动,但没有发电机,没有数据。图中与叶轮机同体的副导叶起着反向平衡转矩的作用,故可以独立漂浮运转。3、 20米样机试验:前期虽然模型和小功率试验成功,但是对于大功率的设计没有参考价值,因为叶轮机有和没有所谓的【分段】,在海浪中的工作状态截然相反,性能也不同,所以20米样机试验是必要的一步。虽然20米样机试验覆盖面积较小,波能蕴藏量小,发电也小,效率低。但为了取得实验数据,这是非常必要的实验过程,可以为下一步“大型机”研制取得设计经验和参考数据,而且必须是海试试验机型。目前,由于客观条件有限,故该实验只在构思阶段。经过20米样机试验,就可以预估出成本,就可判断出该技术是否继续进行下一步的试验和试制。如果继续进行下一步,那就要成立“实体”进行大功率的试制试验工作。4、 大型样机的试制和实验:此大型样机60×150米的试验是建立在20米样机试验成功和结果理想的前提下进行,而且大型样机的实验过程耗资巨大,实验过程应至少经过一个台风季节完好运行,最后不断完善和改进定型。三、 举实例分析:下面以两叶轮机组为例进行分析。叶轮机就像两个直径60米的“大吊扇”置于在海面下,机架和发电机室置于海面上,实际应用叶轮个数可为2×N个(N=1、2、3......)见下图。1、 几何尺寸:叶轮直径60米,叶轮机数量两个,主机架中心距150米。2、 叶轮导叶分布:2.1 导叶几何尺寸:导叶暂定1×0.8(米)那么60米直径的叶轮,导叶个数约2千多个。2.2 导叶布局:同心圆射线状环形均布,见右图—导叶局部放大图。2.3 导叶轴架:圈数一般为两圈布局,浮体和导叶之间空置约1/3。2.4 导叶变角:由限位块决定在10—25度之间。 3、 技术关键:本专利关键就是将覆盖大面积海浪的巨型叶轮机长长的叶片分段为若干独立可变角度的小导叶,这样就可以转换更多无序的海浪波能,共同产生一个同向巨大的叶轮机转矩,进而发出大功率的电能,这个原理是毫无疑问的。如果不采用叶片分段技术,即使叶片可以改变角度,那么叶片加长后,会同时受到很多海浪上下的作用而互相抵消,【合力】反而变小,结果是叶片越长合力越小,甚至为零。所以该专利的技术关键有两点:【变角和分段】4、 被动成角的原理:见右图,导叶(叶片)工作图示。从图中可容易看出上下海浪作用在1×0.8米的小导叶上,导叶会被动的形成一个定角,大小由挡块限位。就是因为这个这个“角”的存在,无论上或下运动的海浪在导叶表面都会产生相同的“叶轮机转矩方向”上的水平的分力。那么上千个导叶产生的这个分力就共同推动了叶轮机主轴旋转,进而带动发电机发出较大功率的电能。四、 机组的结构:叶轮机个数是偶数,下面只以2个叶轮和一台发电机组成的机组为例来介绍:1、 叶轮结构概述:如图所示,叶轮巨大,但结构极简单,主要由浮体兼主轴、若干张力圈和上千个可变翼小导叶构成。分述如下:1.1 主轴:图中3,上端是空心的主轴颈配合滑动轴承,下端是浮体。1.2 张力圈:见图中9、10,由空心管构成的几个同心圆。1.3 导叶轴:见图中1,浮体和张力圈之间由(轴类似自行车辐条)张力拉筋固定,有导叶的张力圈之间由“张力”导叶轴固定,导叶轴之间距离均布。1.4 导叶:见图中1,数量很多的导叶安装在导叶轴上,导叶可以在导叶轴上自由旋转一定的角度,角度大小由限位决定。2、 机架结构介绍:见右图,机架的跨度巨大,约150米,左右各从叶轮主轴引出两根水平输出轴,传递叶轮机转矩进入发电机房,机架两端的滑动轴承套与叶轮机主轴配合,中间是主浮体和发电机房。机架是由标准型材组装而成(类似钢制桥梁的骨架结构),强度大、重量轻,可以满足叶轮机、浮体之间连接的抗风浪要求。3、 发电机室结构:见右图,全封闭的发电机室置于机架之中或之上,是构成机架的一部分,内部设置发电机、变速系统、电力系统、和监控系统。五、 技术安全保障和措施1、 网架结构设计:虽然体积庞大,但整体是网架钢结构,只要设计合理,完全可以保障强度,保障在恶略的风浪中机组也可以正常运行。2、 几种稳定性的分析:2.1 漂浮稳定性:主要由三个浮体为主,承担所有负荷和变化。为能保证常年稳定运行,要考虑海生物的附着和浮力非正常损失,我们设计的总浮力是总重量的1.3倍,也就是水上余量接近1/3。2.2 翻转稳定性:四叶轮应比两轮更稳定。两叶轮长轴方向的稳定性应没问题,在短轴方向,虽然浮体直径不大,但是60米直径的两个叶轮在运转情况下是起稳定平衡作用。当波长接近60米的时候,或者恶性天气来临,则根据传感器数据会自动或者人工操控整体的吃水深度,甚至全部没在水中避免在短轴方向的不稳定。 2.3 巨浪中的稳定性:由众多导叶推动叶轮的旋转产生了叶轮的线速度,当风浪加大,增加的线速度大于海浪的上下速度时,外缘的几圈导叶因为无法打开做功“角度”,所以处于自由状态——既不做功,也不会受到海浪的上下作用,被动的“随波逐流”转动的导叶此时只受到海水的摩擦阻力。实际上在大浪环境下外圈导叶首先超速不受力,然后随着海浪继续加大,线速度继续增加,则依次向内圈的导叶不受力。反之导叶线速度减少,则依次由内向外恢复做功,但是不可能全部导叶都超速不作功。因此,在巨浪超速运转中,可以理解为叶轮有效做功直径在变小。反之海浪波速的减小,叶轮有效导叶直径增加——其实这是一个动态平衡。结论:在巨浪中运转的叶轮机不但消耗了大量海浪的势能(高度),覆盖的表面并不“浪滔天”,而且有效做功导叶直径缩小,这就保证了其在大浪中的稳定性加强。2.4 遇到龙卷风时的稳定性:这种极端天气虽然难以预见,但可以分析其受力,由于机组海上部分都是网架结构,垂直旋转向上的“升力”是难以将其粉碎或整体抬升,当然海水是可以抽上天的,所以机组遇到龙卷风时完全可以稳定运转,只不过线速度会“超速”,自由状态的导叶增加,做功导叶直径变小。3、 耐腐蚀性分析:机组将3-5年作为一个轮换检修周期检修3.1 整机表面的锈蚀:钢结构的机架、机房、浮体和叶轮表面只要按一般的船舶要求涂敷涂料防腐即可,三年一次的更换检修也保证了表面的完好。3.2 机组轴承的腐蚀:一般轴承部位是最大的风险点,但是本机组采用大直径的滑动轴承,而且设计在海面之上,若浪高6米,周期6秒时转数约0.3转。虽然会遇到飞溅的浪花,普通的轴封就完全可以排除水汽和海水的浸蚀。3.3 易腐蚀部位:叶轮机水下部分没有轴承和旋转件。但是会有海上漂浮物撞击致涂料剥落的可能。又由于是组装件的应力结构,大量的螺栓结合部较容易腐蚀,故3-5年作为一个轮换检修周期,根本杜绝了腐蚀事故的可能。3.4 导叶轴的腐蚀:偏转件的腐蚀:叶轮机水下部分几千个塑料导叶板在导叶轴橡胶轴套上偏转,没有腐蚀可能。4、 项目开发的可靠性:项目开发要一步步的进行试验,不可以跳跃式进行,提高试制试验的可靠性。4.1 基本原理可靠性:本专利的基本原理是肯定的,勿与质疑。4.2 运转发电可靠性:一切理论推导分析都倾向其运转和发电是可靠的。4.3 20米样机实验:第一步就是20米样机的试验,其实验和测量数据结果,将判定【分段式可变翼技术】是否可行;判断是否与理论【折算】的功率和成本相符;判断是否可被市场接受和是否应该进行下一步的1:1样机的试验和试制,这样一步一个脚印的试验才是真正的【可靠】。4.4 样机和海上试验发电场的试验:同20米样机实验道理一样,不能跳跃试验,一定在发电机组试制成功并定型以后进行。详情在此从略!六、 技术优势分析:通过试验和研究发现,本技术有较多的技术优势。1、 资源优势:本技术是针对【离岸】海浪波能的利用,其海浪波能发电的“成功应用”目前尚属“国内外”的空白。我国海洋面积辽阔,【波浪能】蕴藏量达约1.5亿千瓦,资源优势明显。2、 应用优势:本机组在0.3米以上的浪高即可发电,适于年平均1.2米以上的海区应用。在“离岸”无垠的深水海区,波能占海浪能量的绝大部分,都处于待开发阶段,本技术及时迅速开发应用将有广阔的天地。3、 大功率优势:因为每个海浪【波能】固有能量小、能量有限,受风区个数、远近的影响紊乱无序,能量损失后要靠临近海浪来补充,这就制约了其难以大面积开发和转换。目前经济型大功率的海浪波能发电是世界性难题,本技术则通过结构简单的叶轮机可变翼分段技术突破了这个瓶颈,将大面积紊乱无序、能量有限的海浪上下波能转换为叶轮机巨大的转矩,发出大功率电能。 第三章 试验、试制方案介绍这是一个分步进行实验和投资的过程,是一个即使失败也没有基础投资和善后处理等等留“尾巴”的项目。其实就是一个标准机组的试制过程,目的是要达到该产品可以大批量生产和应用。实验的程序和方法分三步进行:第一步,模型和小样机试验。只是验证原理,没有实际应用的意义。第二步,2叶轮20米样机试验。取得数据为下一步设计和试验积累经验。第三步,2叶轮发电机组样机实验和定型。第四步,建立海上发电场样版。一、 第一步试验:分模型和小功率的原理试验,投资应在1-2万元以内。1、 模型试验:做一个80公分的模型,经费约500元以内。见右图,该模型不需要电机,在空气和淡水中上下运动,验证很多人已经证实了的技术关键——在上下海浪的作用下【导叶】可以吸收波能,产生同向的推力,推动叶轮机转动,同时也对本技术有一个“感性的认知”。2、 2-5米小样机试验:实验经费应该在2-3万元以内。该样机直径2-5米,电机是一个1kw以内的立式直流发电机组。在海中立柱、大型浮体或水深15米以上的码头边(近似深海的波能环境)进行试验,验证是否可以发出电能,但是取得的数据对下一步试验无指导意义。见右图。二、 第二步试验:在第一步的基础上进行20米单体海试样机,为较大功率实用型发电机试验做准备,取得数据为下一步设计和试验积累经验。1、 20米样机:做一个配置1-2个20米直径叶轮发电机组,转速1转/分左右,配置100kw交流发电机及配套设备。投资应在50万元以内。2、 海区试验:锚定在深海或立柱上来验证“较大功率”设计原理的可行和可靠性,验证是否可以发出较大的电能以及较经济的发电成本,同时取得“宝贵”的各种实验数据备用。试验中若锚定,由于直径小在海浪中会随海浪浮动,所以应在左右远一点的位置固定上两条旧船,增加整体的平稳性,实验结果会好一些。3、 试验结束和评估:至此完成了本专利技术的实验阶段,应对总体测试结果进行验收和评估,最后完成项目报告。4、 决策:评估后进行决策——慎重决定是否继续进行第三步实验,还是“停止”,因为较大型发电单元样机的研制投资较大。第三步试验:较大型发电机组的定型试验和试制。在20米海试样机成功基础上取得数据进行设计和试制,做2-4个直径60米叶轮机为一个机组的样机,转速约0.3转/分,功率约600千瓦,因为是定型产品试验和试制,故包括反复整改的实验、试制,经费约需2000万元左右。实验结束撰写可行性研究报告后,应申请“国家资助”的项目立项或联系大型能源企业的资助,形成核心技术+国家认可和立项的支持+电力企业(如海风电企业)运营和经费支持三者形成一个链,再吸收社会投资,迅速地推广。四、 第四步试验:建立海上发电场样板工程的投资数额较大,资金5000万元——20000万元以上。(参考第四章,海上发电场建设可行性分析)五、 风险分析1、 试验风险:本技术分小、中、大样机和试验电场的试验试制和推广过程,是一个分步独立进行实验和投资的过程,即使试制、实验过程失败,具体风险只是“部分”资金的投入损失。是一个没有基础投资和善后处理等等留“尾巴”的项目,直至达到该产品设计要求,方可以大批量生产。2、 制作的风险:分材料、设备和组装三部分,分述如下。2.1 本技术是分散加工,几种装配,80%主要是由协作厂提供制作的碳钢型材的结构件,虽然数量巨大,但工艺简单和加工精度较低,只要加强检验和整体验收,原材料和组装风险小。2.2 由协作厂生产的机电和控制设备等都是通用设备,折旧期为12年,这样只要加强检测和验收,故无风险。3、 成品率、返修率风险:由于整机是浮式超低速运转环境,是在海上组装成一个刚性的整体,由于没有特殊安装工艺,加工和装配精度也不高,那么出厂前只要严格检验就可以实现零废品率。又因为运转时执行了三年更换式的检修,只要替代机组是完好和符合时间要求,那么就能实现在三年内无故障运行,故返修风险小。 第四章 海上发电场建设可行性分析海浪【波能】发电机组结构简单、整机一体、安装容易、不需维护、无高精尖技术支持,但是由于是“技术创新”,国内外没有经验可借鉴,所以“未知”很多,在没有试验经验的情况下,对海上海浪波能发电场建设只能在理论上进行分析和探讨。如下:一、 海上发电场建场特点:为了适应海浪动态甚至是恶略环境施工难的现状,采取发电机组整体拖弋,输电系统现场接插式安装,锚定后即可运转,所以建设周期非常短。二、 选型:根据用途和用电量分单叶轮机、两叶轮式、四叶轮式、集群建站和海洋能综合发电平台等建场模式。1、 单叶轮机组:单叶轮单发电机机组一般固定于海上设施和大型漂浮物周围,譬如钻井平台等。如右图。2、 两叶轮机组:如果用电量少,一般选两叶轮机组,缺点是短轴方向稳定性较差,见右图。3、 四叶轮机组:如果用电量较大,一般选四叶轮,除了发电量大以外,还具有比两叶轮式发电成本低、稳定性强等特点。见右上图。4、 发电机群:这是由6个各自独立的发电机组构成的大型海上发电场,可以供应更多的电力,且综合成本更低。譬如:在海风电的外海布局,毫无疑问成本优势明显。见右图。4.1 安装:在接插平台通过接插式安装,集群建设而成。4.2 直流稳流:微调用蓄电池组。4.3 用电平衡:夜间或台风季节,少量过剩发电量用海水淡化平衡,过多电量用电解氢来解决——氢气储存在浮体内。5、 海流综合发电和制氢:本技术安装在“海流综合发电和制氢”的大型载体上,右图的【5、海浪波能发电机】。这个载体上同时将几种海洋能转化为电能和将电能转为氢能。也就是将浩瀚深海中的海浪、海风能、海上光伏能、海流能、温差能和盐差能转化发电,同时再将电能转化为氢能并储存,生产出可存可用的新能源。深海海风、光伏、海流、温差和盐发电技术基本成熟,但是在深海单个发电技术成本奇高,难以实施。那么和“海流综合发电和制氢”技术联合发电,不但发电量巨大、成本更低廉,而且解决了输电难的困扰。三、 海上发电场的几种预选方案:1、 近海运营:一般海上风电场选址在水深20米以内的海区,往往风能丰富的海区,海浪波能也丰富,故海浪波能发电场首先应选址在“海上风电”附近的深水区选址,可以利用风电电网向陆地供电,并且以此逐渐向深海延伸。这样节省了独立发电昂贵的输配电及电力平衡设备的巨大投入,生产成本将大大低于风电,甚至接近火电。例如:选址在上海东海大桥 100 兆瓦海上风电场以外海域。2、 固定式发电:例如安装在人工大型漂浮物等海上设施上或边缘发电。参考:第四章,海上发电场建设可行性分析,(二、) 选型,(1、)单叶轮机组。3、 离岸运营:在远离大陆的海岛、人造海上城市、石油设施、海上军事要冲等设施周围海区建立大型海上发电场,虽然配套了电力平衡系统,发电成本上升,但是替代了昂贵的“柴油发电”,其经济意义也非常明显。参考:第四章,海上发电场建设可行性分析,(二、) 选型,(3、)发电机群。 4、 独立发电:开发建设海上“自产自销”式的独立发电场是今后主要的离岸的发电模式,很明显向陆地供电不可能,那么独立发电的目的是什么呢?其实就是自发电建立“海上氢能源基地、物资存储加工或供应基地,这将是今后的发展目标,前景广阔。举例:在浩瀚深海的海浪能源进行发电,没有供电用户输变电几乎不可能,所以应用在浮式海洋能综合发电和廉价制氢的技术上是唯一出路。参考:第四章,海上发电场建设可行性分析,(二、) 选型,(5、)海流综合发电和制氢。四、 运输、安装和电力输送1、 运输方案:由于整机出厂,故在存放的停泊港湾处,拖至预选海区锚定即可,甚至可以采用机组在托运过程中借助自身发出的电能转换为拖曳动力。2、 安装方式:单机和集群安装都可以采用接插式安装,非常简洁。3、 电力输送:3.1 海风电电网:利用风电输电系统是最简洁的入网方案,成本最低。3.2 独立电网:如果通过自备海底电缆登入陆地的供电方式,投资会明显的增加,例如海岛供电等。五、 建设海上发电场的技术优势:1、 市场优势:本技术是针对海浪波能的利用,尚属国内外市场的空白。面对世界性能源紧缺的现状,化石能源日益枯竭,尤其在陆上风能发电、光伏发电市场接近饱和的新能源领域里,海洋能是21世纪的又一种新能源,向大海要电、开发【海浪波能】的时代已经到来。2、 超低速运行优势:整机虽然巨大,但刚性一体的结构极简单,叶轮机转速低于1转/分,线速度在1.5米/秒以下,故运转非常可靠。3、 无障碍运行优势:由于整体结构刚性强漂浮在海面运行,在万变的深海环境中,各种环境参数、仓室密封状况和机械运转数据均由传感器传回陆地监控,所以可以全自动无障碍运行,不需要现场人员在场操作的优势极大。4、 耐腐蚀优势:由于水下部分无轴承和润滑点,轴承和轴封均在水面浮体上部和衍梁之间,在海面下的部位做成刚性强的整体,运转可靠耐腐蚀,每3年更换保养的设备完好状况,杜绝了腐蚀可能。5、 发电场投入产出优势:以6台发电机组组成的一个海上发电场为例,在10年的折旧期内:5.1 总投入:10年合计投入约11980万元。5.2 产出:年平均发电功率3391.2kW;供电功率2712.964kW;供应电量39880万度;成本电价约0.36元/度电;出售电的价格0.54元/度电。5.3 电网输电:如果在海上风电附近的深海海区建立一系列的海上波能发电场,接入海上风电输电网,这样就节省了昂贵的输变电和电力平衡系统,成本则可以再降低1/5左右。6、 发展优势:由于劳动密集型生产的模式适合当前国情,海上发电场建设可以滚动发展,而我国适合发电海区极广,故可以短期内迅速推广和发展。6.1 生产优势:发电机组整体虽然巨大,但是网架结构制造简单、刚性强、精度低,而且是单元化、标准化、大批量组装式生产,质量稳定,非常适合我国劳动密集型集团化企业的生产模式。6.2 推广优势:由于刚性机组在海中以低于1转/分超低速运转,故障率极低;拖运至海区、接插式的接线、锚定安装技术简洁,而且海上发电场建设可以采用边发电、边投放的滚动发展模式,这样建设发电场就可以快速推广发展,迅速占领市场。六、 海上发电场风险分析1、 海上发电场的经营风险:唯一的经营风险是成本风险。2、 灾害风险:由于整机是浮式、超低速运行,转速远小于1转/分,小导叶约0.8平方,整机为型材网架式应力结构,受力面小。对于海洋灾害,主要是台风季节的超强度海浪灾害,实际上叶轮骨架和导叶在巨浪中运行特性是【风浪越大受到上下的压力反而变小】,所以风险小。对此分析如下:2.1 受力关系分析:台风灾害季节的巨浪冲击力巨大,是和静态的垂直面积成正比,而对于本技术的叶轮来说,海浪和导叶处于相对“动态”的平衡状态,所以海浪和叶轮之间的受力关系是动态关系——也就是说导叶随着线速度的增加受力减小,反之加大,当叶轮导叶线速度超过海浪的速度时,导叶就不受力和做功了(注意:在同一个叶轮上,每一圈的线速度是不同的)。所以,整体叶轮平面受力不会随着海浪高度、速度的增加而增加,因为海浪加大了以后叶轮转速增加了,那么超速的叶片逐渐增加,所以整体叶轮平面受上下海浪力的范围会越来越小。2.2 不受力分析:清楚了受力关系,也就清楚了叶轮强度风险,台风灾害季节受力关系如下。叶轮处于巨浪的波谷时候,叶轮机部分“导叶”悬空,所以不受力;叶轮部分导叶没在水中时,当叶轮导叶的线速度超过上下海水的速度时,此时导叶成自由状态摆动,也就不会受到海浪的上下压力,也就不受力不做功;此时叶轮巨大面积的上千只小导叶就像在海浪中快速【游动】、自由穿行的【鱼儿】一样,不吸收上下海浪的压力,也就不怕巨浪了。实际上在大风浪里越接近额定转速,受力做功的导叶越少,在巨浪里只有最里面几圈的导叶在受力做功维持着【额定功率】输出。结论:导叶由于超速不受力也就不怕巨浪。3、 叶轮超强度风险:由于直径巨大的叶轮在海水中会同时受到上和下的海浪作用,所以合力几乎为零,但是当大波长时,叶轮平面上每个波长之间的压力差为最大,这时叶轮面在长波时的“翘曲”应力是主要的强度风险。发电机叶轮结构设计成类似“自行车轮”的张力结构——刚性一体的【预应力】结构,强度大。导叶轴就是预应力的张力轴,“张力筋”固定在浮体上下端和叶轮环之间,形成一定的“锥形面”,张力轴几乎全部受到导叶的覆盖。结论:所以只要机械强度设计的【张力】合理,叶轮超强度风险是完全可以保障的,故风险小。4、 导叶强度风险:当叶轮水平线速度很小,发电功率也小时,导叶受力最大。当海浪速度提高,导叶线速度加快,受力则变小,但发电功率提高。当线速度接近海浪的速度时,叶片受力为最小。这就是说风浪越大叶片受力越小,所以说导叶抗拒台风的能力强,风险小。结论:【导叶所处的直径越小,设计的强度应越大】,当然这在设计上是完全可以解决的。5、 超负荷风险:海浪的大小和发电功率成正比,那么巨浪时会不会超转速、超负荷发电呢?答案是:“不会”。5.1 发电机功率:海浪发电机的额定功率和决定于设计参数取决于叶轮的直径、导叶的偏转角度。一台发电机组在运转中海浪的平均速度越大、转速越快,发电功率就大,反之就小。5.2 受力特性:形象地说,就是海浪越大有效做功的叶轮导叶的直径越小,反之越大。海浪越大线速度越快,导叶线速度超“临界值”越多,做功导叶受力加大,而力臂减小,但发电机转速变化不大,转矩还是接近平衡,输出功率也就仍然在设计范围以内。另外,当海浪小于0.3米左右时,形成导叶夹角的“高度”大于海浪的有效高度,导叶也处于“自由”状态,此时就不转了。5.3 额定功率的确定:海浪波的振幅和频率有限,巨浪上下的即时速度也有限。前面已经分析了——大浪中巨大直径叶轮的线速度很容易超过海浪的速度而不受力。因此设计时的【可变翼的参数决定了发电机的额定功率范围】,也就决定了导叶线速度所谓“临界值”,也就是说出厂的发电机的额定功率是设定的,不会因为海浪大,速度快,叶轮会无限制地增加而超速——超负荷发电。5.4 超负荷风险:可以这样解释,当最小内径的几圈导叶线速度也接近超速时,就达到叶轮极限转速和发电机的极限发电功率了,此时绝大部分叶片处于“游动状态”。此时叶轮导叶的摩擦阻力和叶轮的扭矩等是主要的“负荷”——达到【平衡状态】,处于接近【极限负荷】运转。结论:在台风季节只要设计的配套发电系统容量足够大,就不会产生发电或输电的超负荷风险。6、 市场风险:海浪波能发电是“零”碳排放的可再生能源,目前市场是一个“空白”,无市场风险。真正的风险存在于输电方式和单位电价。6.1 并网供电:如果建立在陆地附近、海上大型设施或海洋风电群附近,可以就近接入电网是最理想的选择,这不但节省了约1/4以上的固定资产投入(主要是发电能量平衡设施和对用电的控制、管理费用),而且的有限“海缆”的投入也少,发电成本为最低,这种模式的市场风险极小。6.2 直接为海岛供电:这种模式代替或补充原柴油发电系统,对发电量和用电量变化可用原柴油发电系统调整。对于供大于求的供电——可以用蓄电池微调,海水淡化设施为主调,电解制氢来平衡夜间和大风浪发出的尖峰负荷,这样就可以解决了消费市场和发电量之间的不平衡,虽然“海缆”和发电量平衡设施的投入较大,发电成本较高,但是对于原柴油发电较高的发电成本来比较,也是经济和可以承受的,故风险小。6.3 自供电模式:远离海岛和陆地的海域是真正的海洋能源的“富矿”,因此随着市场的深入和扩大,无“海缆”的“自产自销”的供电模式最为理想。譬如:为浮式海上鱼类加工储运厂、军事或常规物资中转基地以及氢能生产基地(最简单且自动化程度高)等单位的供电,因涉及其他科目技术,所以科技风险较大。七、 海上发电场经营风险分析:1、 安装风险:整体拖运到海区锚定,在不停机状况下,输电电缆接插式安装即可运行,风险极小。2、 运行风险:由于可实现无人值守、每个叶轮机两年一次替换检修,保证设备完好水平,实现10年无障碍运行。由于是各自独立发电,所以即使单机故障也不影响整体发电,经营风险较小。3、 经营目标:如果能够进入国家风电网的海上发电,则简单,风险小。直供式的发电场风险较大,未知因素较多,直供式发电的稳定技术和配套都存在着很大的难度。譬如:电力蓄电池微调技术;夜间和台风季节的电力调节,如:淡水生产、电解氢等配套技术。第五章 海上发电场成本分析本章涉及到技术的核心,就是发电成本,是以6台两叶轮机组组成的海上发电群为例分解说明,这里的数据和结论只能作为参考,而不能作为依据。由于发电的供体有几种,所以组成和配备不同,这里指用这种的方案加以说明,读者可以酌情加减,再加以评判!谢谢!分析结果:6台机组发电总功率3391.2kW;供电功率2712.964kW;供电量34183万度;成本电价约0.39元/度电;出售电的价格0.59元/度电。一、 10年发电成本估算:此估算结果只能供了解本技术时的量化参考!不作为依据。1、 机组几何尺寸:叶轮个数2个;直径60米;总长150米,导叶尺寸0.8×1(米),可变夹角平均±12.5°。2、 机组参数设定:即时参数不能说明问题,故计算参数均为年平均值。2.1 综合转换系数确定:海浪不断从叶轮圆周向内传导能量,导叶转换海浪波能过程会受到各种损失,保守的考虑能量转换系数暂定为0.5。损失包括:* 主要是表面摩擦损失约0.1。* 上下死点时导叶被动角度转换损失约0.1。* 海浪衰竭后小于0.3波高的不能回收的海浪损失约0.2。* 其他损失约0.1。* 合计:约0.5。2.2 发电效率估算:由于叶轮以低于1转/分的超低转速输入发电机,所以包括传动系统、变速系统、发电系统等的综合发电效率系数暂定为0.6。2.5 供电效率:直接接入海上风电输电则忽略不计。直接供电时,短途输变电、频变、储存、蓄能工艺、能量平衡等综合效率损失系数暂定为0.8。3、 海浪波能含量确定:因为从黄海到南海有一条东北—西南走向的大浪带,平均波高在2米以上,周期在4-8s之间,波浪能的密度可达5~8kW/m。为体现有代表性,故意选取波浪能密度的低值5kW/m为本分析的计算值,如果在南海发电就应取高值8kW/m,在英国北海发电,则更高。但在此不予分析。4、 转换能量计算:计算结果一台机组的转换能量为942kW,详述如下。4.1 海浪总能量:叶轮周围海浪总长度(叶轮个数2×2×3.14×30米)×(3、)波浪能的密度5kW/m=2×2×3.14×30米×5kW/米=1884kW4.2 机组转换能量:(4.1)海浪总能量×(2.1)综合转换系数0.5=1884kW×0.5=942kW。5、 发、供电功率计算:一台机组发电功率565.2kW;供电功率452.16kW,计算如下。 5.1 发电功率:(4.2)转换能量942kW×(2.2)发电效率0.6=565.2kW。5.2 供电功率:(5.1)发电功率565.2kW×(2.5)供电效率0.8=452.16kW。 6、 输出的电量计算:每台2个叶轮直径60米的发电机组,6台规模的海上发电场,12年的总供电量≈34183万度。6.1 确定年平均发电时间:如果按12年的折旧计算,3年为一个检修期,那么每台次更换检修时间约为45天。由于是接插式更换,时间已经足够,所以每年平均运转时间按350天保守计算发电量为宜。6.2 12年发电量计算:12年×6台×(5.1)发电功率565.2kW/台×350天/年×24小时/天≈34183万度。7、 12年合计投资估算:合计投资约14600万元。其中:7.1 设备总投入:一台为备用,故有7台机组,固定资产总投入(包括各项的安装费)合计9450万元。其中:* 发电设备投入:共投入7台650kw普用型发电机组及变速系统,单台造价估计约350万元。7台合计约7×350=2450万元。* 7台90米网状主机架及浮体7×400=2800万元。* 14台60米叶轮机及浮体14×300=4200万元。 * 7台合计:2450万元+2800万元+4200万元=9450万元。7.2 配套设施合计投入:不考虑淡化水等配套投入,约3230万元。包括:* 陆上机房100平米建筑及监控设施投入约250万元;* 输电配套主海缆4000米及配件,投入约为1500万元;* 储存、蓄能工艺设备投入约为1300万元;(直接入网就不需要了)* 锚定系统:6套约180万元。* 合计投入约:250+1500+1300+180=3230万元。7.3 维护和运行投入:10年费用合计小于1920万元。其中:* 维护费:无故障运行检修期为3-5年,每台共检修约4次,每次约50万元,12年6台共检修24次。合计:50万元/次×24次=1200万元;* 12年6名监控人的人工费、管理费、杂费等,合计小于720万元。* 合计:1200+720=1920万元。7.4 12年合计投资:(7.1)7台机组固定资产总投入+(7.2)配套设施合计投入+(7.3)10年维护和运行费=9450万元+3230万元+1920万元=14600万元。8、 12年发电外的运营收入:计算约1254.4万元。其中:8.1 副产品淡水和液氢等盈利:因为是直供式发电的配套,是按成本供应,极少盈余,直接入网发电方式就不需要了。计算产值,12年保守估计去除电费以后的运营成本净【增值】部分约240万元。8.2 固定资产残值分析:折旧期为12年后,起码有1台备用机组,以及6台折旧机组的部分耐用资产可用,12台机组90%都是非机加工低附加值的结构件,所以考虑残值约8%(不考虑12年后超期服役的收入),计算:【(7.1)7台机组固定资产总投入+(7.2)配套设施合计投入】×0.08=(9450万元+3230万元)×0.08=12680万元×0.08=1014.4万元。8.3 12年发电外的运营收入合计:240万元+1014.4万元=1254.4万元。9、 10年发电成本估算:每度电成本计算约0.36元/度电。计算如下:净投入-发电外运营收入/12年发电量=(7、)合计投资14600万元-(8、)发电外收入1254.4万元万元/(6、)输出的电量34183万度=(14600-1254.4)万元/34183万度≈0.39元/度。二、 出售电的价格:供给电网或用户供电价格暂定为发电成本的150%,即0.59元/度电。理由有三点:1、 配套投入运转费:由于海浪发电功率极不稳定,需要将不平稳的交流或直流电转化为稳定的直流电或者交流电,那么就需要功率较大的“逆变器、蓄电池组、50HZ调频、升压装置”等配套设备,虽然在(7.2)配套设施中已经投入“储存、蓄能工艺设备”约为3230万元。但这些配套设备运转费用较高。注: 如果直接入网输电,那么昂贵的“配套设备”和维护运转费用就不需要了,就可以节约几千万元的购置和维护费了,电价更低。2、 未知费用存在:在计算每度电成本时,虽然取值尽量“保守”,但是难免可能有一些偏低或遗漏,以及会发生不可预见的未知费用,故要留有余量。3、 营业费用支出:包括税费、宣传费用和准备了充足的提留款等等。三、 波能发电技术的优势:通过分析和计算发现海浪波能发电场的技术由于售电价格低于海风电,应该很容易被市场接受,并具有很多的优势,现介绍如下:1、 成本优势:成本低是海浪波能发电技术的【生死线】,再好的技术不被市场接受是最大的“缺陷”,通过上述计算大家可以看出即使保守的取值,得出的预计成本也具有明显的成本优势,如果此技术应用到南海8kW/m海浪的海区发电,那么成本将可能再降低30%。2、 政策优势:海浪发电是纯绿色可再生新能源,国家会给与政策和资金的支持,在计算时并没考虑“政策补贴”,所以加上补贴以后成本将降低。3、 入网优势:我国已经有了海上风电网,海上风电区也是海浪波能的“富矿”,如果在风区发电后直接进入海上风电网,那么加上政策补贴和节省巨额的稳定供电设备的投入,那么出售电价就会大大低于0.59元/度电,再经过不断优化,甚至可与火电媲美,其环保意义则是火电不可比拟的,意义重大。4、 独立供电:如果对海岛等海上设施供电,补充或替代昂贵的“油电、风电、光电”等供电,海浪波能发电成本优势极大,无可替代。5、 波能发电技术又一个闪亮点:广阔的海浪、海流“带”,那里往往是风能和海流能集中地海区,海浪波能发电技术的又一个闪亮点就是海洋能综合发电技术——就是在一个海上大平台上面安装风能、光能发电,四周进行波能发电,然后平台以下深海进行海流能、温差能、盐差能的联合发电。不但发电量巨大,而且可将大量廉价的海洋能在平台上原地转换为【氢能】。这样既解决了深海电能的输送难题,同时也为大陆提供无限可再生清洁的【氢】能源。注:除海浪波能发电技术尚待开发以外,风能、光能、海流能、温差能、盐差能的发电技术是成功的技术,只是苦于在海上恶略坏境,发电难度大,成本高,难以推广。所以一个大平台就提供了海洋能综合发电的基础,这在技术上非常可行。 第六章 技术探讨和展望一、0.59元低电价的分析:从分析报告的成本计算过程可以看出,尽管取值较保守,但是仍然显示为较低的发电成本,原因是什么呢?下面将“海浪波能发电”、“近岸海浪发电”、“陆上风力发电和海上风力发电”和“火力发电”的各种费用和技术项目统一用列表来对比进行分析:(不包括初期的研制经费) 对比项目 波能发电 近岸发电 风电和海风电 火 电 1 研制经费 标准产品、无 非标准技术、有 标准产品、无 标准产品、无 2 选址论证 海区论证、少 底质和水文、多 地质和气象、较多 地质和水文、多 3 设计费 标准设备、少 非标准技术、有 标准设备、少 标准设备、少 4 基础工程建设费 漂浮运转、无 基础建设费、多 偏远地区费用、高 基础建设费、极高 5 运输安装费 拖运和锚定、少 运输安装费、少 运输安装费、高 运输安装费、高 6 系统设备复杂性 设备、简单 设备、较简单 设备、较简单 设备、极复杂 7 系统运转控制 远距离监控 远距离监控 远距离监控 岗位人控或监控 8 设备复杂性 设备简单 设备较简单 设备简单 各系统设备复杂 9 设备完好 定期更换、完好 定期检修、较好 定期检修、较好 定期检修、较好 10 大修期 三年更换 3年以上 3年以上 3年以上 11 故障率 无 较少 少 较少 12 维修方式 停产维修 停产维修 停产维修 部分停产维修 13 维修费 极少 较多 多 较多 14 维修频率 极少 较多 少 较多 15 维修方式 各分供方负责 各分供方负责 各分供方负责 大部本单位维修 16 生产和管理人员 一人监控 一人监控 一人监控 生产和管理、很多 17 折旧期 12年 12年以上 12年以上 12年以上 18 输电方式 入网或自产自销 入网或自产自销 入网 入网 19 发电期 非全年发电 非全年发电 非全年发电 全年发电 20 输变电增加比例 1.5 不详 不详 高于1.5 21 管理费 少 少 少 高 22 发电规模 组成大型发电网 难 组成大型发电网 可以 23 设备通用性 标准化批量生产 地质不同、难 标准化批量生产 标准化批量生产 24 保险公司介入 介入容易 介入难 介入容易 已经介入 21 建设周期 极短 有基础较短 有基础较短 环节多周期长 22 安装形式 接插式安装锚定 有基础较短 有基础较短 复杂时间长 23 单机发电功率 1000kw级 高于1000MW级 MW级 高于MW级 24 海上生产 所有离岸的深海 部分海岸 20米深近岸海区 不可以 25 环境限制因素 渔场、航线 环保、渔业等 候鸟迁途 环保和人文等 26 资源量 极大 大、但受限 大、受水深限制 接近饱和 27 能源性质 绿色可再生 绿色可再 绿色可再 污染、不可再生 28 政策支持 支持 支持 支持 受限 29 供电市场 海岛、海上设施 海岛和大陆 海岛和大陆 海岛和大陆 30 二级产品 淡水、氢能 淡水、氢能 无 沿海可生产淡水 31 自然灾害 抗台风 抗台风不抗海啸 抗台风 抗台风和海啸 32 发电成本 估算0.39元/度 高于0.39元/度 高于0.39元/度 低于0.39元/度 33 科技水平 独创国内外领先 独创国内领先 国内领先 一般 34 技术发展 综合发电和制氢 降低成本 降低成本 环保和污染结论:1、 直接费用:其中直接费用有5项优势,是影响成本的主要因素。2、 间接费用:其中间接影响成本有15项优势,是影响成本的次要因素。3、 结论:通过第五章,海上发电场成本分析和上述的比较,大家不难看出本海浪波能发电成本0.39元/度,供电价格0.59元/度是正常的,因为直接和间接费用均低。二、 待深入研究的问题1、 技术的深入:目前,该技术只用“模型”在空气中和水池中进行了的模拟试验,虽然证明了本技术的关键——叶轮导叶的【变角原理】是可行和可靠的。也进一步推论了,不管是向上还是向下的海浪是可以推动叶轮机转动的。因为海水的密度是空气的832倍,毫无疑问这个实验说明本技术【可变翼海浪发电机组】完全可以利用海浪的波能来发电。虽然理论上可以推导出本技术功率大型化后有许多技术优势,但是真正付诸现实还需要在试制试验中不断地进行研究和设计改进,面临的困难竟是非常艰巨的——道路是曲折的、前途是光明的!2、 发展大型化:从上述计算可以看出叶轮的直径越大,力臂越长,转矩越大,虽转速更慢,但发电功率、效率更高。所以在理论上100米直径,甚至更大机组的研制将创造更低廉的价格,关键是制造工艺是否可以满足,这些都在等待我们去研究和试验。3、 建设海发电长城:海浪发电如果接入海风电输电网,那么就可以建立从沿海深入深海的“海发电长城”网。这样既节约了配套昂贵的“附属设备”开支,又转换了深海丰富的海浪能源,形成稳定的供电网,和“国网”建立接口将进一步改善海浪发电的供电质量,这是最佳的方案。4、 海上发电和氢能生产:这是另一个技术,在此从略。(完)
行业:电力生产
一种组合导叶式的海水发电单元
目 录前 言 ...................................................... 4 第一章 专利介绍 ............................................ 5一、概况:1、发明人 2、专利名称 3、技术形式 4、所属行业和应用 5、项目的现状第二章 可变翼海浪波能发电机组可行性分析 .................... 5一、设计构思要点: ........................................... 61、结构必须大型化 2、必须要单机大功率 3、必须自动化运行 4、可实现无故障运行 5、可抗台风 6、执行标准化生产 7、适合集团化批产二、项目的进展: .............................................. 71、可变翼技术考证 2、原理验证 3、20米样机试验 4、大型样机的试制和实验三、举实例分析: ............................................. 101、几何尺寸 2、叶轮导叶分布 3、技术关键 4、被动成角的原理四、机组的结构设计: ......................................... 111、叶轮结构概述 2、机架结构介绍 3、 发电机室结构五、技术安全保障和措施 ..................................... 121、网架结构设计 2、几种稳定性的分析 3、耐腐蚀性分析 4、项目开发的可靠性六、技术优势分析 ............................................ 141、资源优势 2、应用优势 3、大功率优势第三章 试验、试制方案介绍 .................................. 15一、第一步试验: .............................................. 151、模型试验 2、2-5米小样机试验二、第二步试验: ............................................... 161、20米样机 2、海区试验 3、 试验结束和评估 4、 决策三、第三步试验: ............................................... 16四、第四步试验: ............................................... 17五、风险分析 ................................................. 171、试验风险 2、制作的风险 3、成品率、返修率风险第四章 海上发电场建设可行性分析 ............................ 18一、海上发电场建场特点: ....................................... 18二、选型: ..................................................... 181、单叶轮机组 2、两叶轮机组 3、四叶轮机组 4、发电机群 5、海流综合发电和制氢三、海上发电场的几种预选方案: ................................. 191、近海运营 2、固定式发电 3、离岸运营 4、独立发电四、运输、安装和电力输送 ...................................... 201、运输方案 2、安装方式 3、电力输送五、建设海上发电场的技术优势:.................................. 201、市场优势 2、超低速运行优势 3、无障碍运行优势 4、耐腐蚀优势 5、发电场投入产出优势 6、发展优势六、海上发电场风险分析 ....................................... 221、发电场的经营风险 2、灾害风险 3、 叶轮超强度风险 4、导叶强度风险 5、超负荷风险 6、 市场风险七、海上发电场经营风险分析 ................................... 251、安装风险 2、运行风险 3、经营目标第五章 海上发电场成本分析 .................................. 26一、10年发电成本估算 ......................................... 261、机组几何尺寸 2、机组参数设定 3、海浪波能含量确定 4、转换能量计算 5、发、供电功率计算 6、输出的电量计算 7、合计投资估算 8、发电外的运营收入 9、10年发电成本估算二、出售电的价格 ............................................. 291、配套投入运转费 2、未知费用存在 3、营业费用支出三、波能发电技术的优势 ....................................... 291、成本优势 2、政策优势 3、入网优势 4、独立供电 5、波能发电技术又一个闪亮点第六章 技术探讨和展望 ....................................... 31一、0.59元低电价的分析 .................................. 311、直接费用 2、间接费用 3、结论二、待深入研究的问题 ......................................... 331、技术的深入 2、发展大型化 3、建设海发电长城 4、 海上发电和氢能生产(完) 海浪【波能】发电技术可行性报告前 言 海洋中的海浪能是以海浪动能和势能方式存在,是可再生、无污染、切蕴藏量巨大。但海浪能特性是:周期、波长和浪高极其复杂多变而不规则,与环境的风量、风速、流速等变化有直接关系,所以这就是海浪发电最大的难点,尤其是深海海浪【波能】发电更困难,在国内外难以突破。海浪能分“近岸”和“离岸”这两种性质不同的能量形式存在,我国近岸海浪发电技术发展很快,但是对于占绝大比例能量巨大的离岸(深海)波能发电,能成功进入市场【商业化】应用的发电技术在国内外尚属空白。本技术属于离岸的海浪波能发电技术范畴。就是在万变的深海,巨型叶轮机上的近千个小叶片可以根据海浪上下推动,被动地打开一个定角,吸收海浪上下波能,产生同向转矩,推动叶轮机旋转来发电,故称之为【可变翼】技术。本研究报告共分四章加以介绍,分别为【专利介绍】、【项目目标和论证】、【试验和试制】、【海上发电场建设实施】。目前本技术处于可行性研究和设计阶段,只经过模型在水池和海浪中进行了试验,成功证明了本技术的关键——叶轮机“导叶”通过“可变翼”的特性可以在海浪上下水流的作用下产生连续“定向”的水平推力,可以共同趋使叶轮机主轴持续向一个方向旋转。证明了可变翼的原理是可行和可靠的,那么也就证明可以带动发电机发电了。通过下面的研究,该可变翼海浪波能发电机组具有许多制造上、海上发电上的优势,可实现可以和风电、甚至火电媲美的发电技术。经估算:6台机组发电总功率3391.2kW;供电功率2712.964kW;供电量34183万度;成本电价约0.39元/度电;出售电的价格0.59元/度电。 第一章 专利介绍一、 概况:见右图——专利证明和身份证。201120038156.01、 发明人:宋文复,专利权人,非职务发明,68岁,退休。2、 专利名称:一种组合导叶式的海水发电单元。3、 技术形式:通过若干巨型叶轮机直接转换海浪波能,共同带动发电机发电,是一级能量转换技术。4、 所属行业和应用:属于可再生新能源领域,可在任何水深20米以上海域建设海上发电场,本技术分为批量制造“可变翼海浪波能发电机组”和建设“海浪波能发电场”进行发电,这两种产品和应用。4.1 机械产品:属于大型钢结构机械设备制造行业,组装式标准化批量生产大型“可变翼海浪波能发电机组”。4.2 海上发电场:属于离岸的海浪发电技术领域,建设浮式【可变翼海浪波能发电机组】单机或发电群,还可以建立海洋能综合发电或氢能源生产。5、 项目的现状:由于是非职务发明,个人基础条件差,而项目规模大,涉及行业广、资金多,故目前仍处于寻找合作单位和宣传推广阶段。 第二章 可变翼海浪波能发电机组可行性分析专利产品——叶轮式【可变翼海浪波能发电机组】是一种适合于全海域、全天候、无人值守、无障碍运行的大型深海海浪发电机组及发电机群,机组2×N个叶轮在海面下运行,海面上是机架和发电机室。(N=1、2、3......) (见下两图)一、 设计构思要点:深海海浪波能发电必应须要满足的几个先决条件。1、 结构必须大型化:由于离岸海浪波能理论上只是上下波动,没有水平动能,所以对于海浪波能发电来说,只有本体相对海浪不动,才能吸收转化海浪的上下波能。另外,海浪的波高、周期和波长在一年四季变化无常,尤其是台风季节更是极端,所以设计要考虑——覆盖海浪面积越大越稳定,转化海浪能就越多,故机组暂采用60×150(米)机型。2、 必须要单机大功率:世界上海浪波能发电大功率是难以逾越的障碍。2.1 大功率的困境:因为在深海每个海浪时刻变化,而且能量极有限,尽管深海的海浪发电技术方案很多,但都是小功率,应用在紊乱无序的海洋环境中没有实用意义,即使用“集群”方法也是不现实,目前国内外尚无可进入市场的产品,而本技术突破了发电功率大型化的困扰。2.2 技术的突破:为适应多变无序的海浪环境,本技术将叶轮机长长的叶片,设计成一段段的相互独立可以上下转动一定角度的小导叶(叶片),均布在叶轮的圆面积上,这样几千个“可变翼导叶”就可以转换任何种类海浪的上下“波能”,形成一个巨大同向的叶轮机转矩带动发电机发电——这就是关键性的技术突破,实现了大功率。3、 要自动化运行:在万变的海洋环境常年漂浮运行的发电机组,人工操作是不可能的,但本技术设计的整体结构刚性强,漂浮在海面运行,各种环境的参数、仓室密封状况和机械运转数据均由传感器传回到陆地监控,所以就可以无人值守全自动运行。4、 可实现无故障运行:有利条件如下。4.1 前提:实现自动化运行和监控是首要条件。4.2 整体高强度:设计要求浮体、叶轮机和机架刚性一体,网格式的整体结构应保证大跨度叶轮机在台风季节也要可靠运行。4.3 无故障点:海面下设计没有“轴承”,那么就没有了故障隐患了。4.4 执行轮换制:多台机组运行时,实行3-5年轮换制检修,就是每个机组到期后拖回基地进行设备检测、修理实现完好,铲除表面附着的海生物,更换破损的导叶,重新油漆备用。5、 可抗台风:由于机架和叶轮是型材组装的网状钢结构,所以漏风系数极大,60*150(米)刚性一体的机组在设计上完全可以做到抗击台风的风浪。6、 执行标准化生产:设计几种标准机型可适合不同的海况,机组尽管单机大型化,网状结构的叶轮和主机架是由型材铰接而成,完全可以做到分散加工,集中整机装配,专业化、标准化、系列化批量生产。7、 适合集团化批产:由于叶轮和机架几乎都是型材的标准化加工,包括浮体、主轴、传动系统、发电机组、输配电系统都由各专业厂生产,实行集中组装集团化的生产模式,这样有利于继续提高质量,积累经验,不断开发。二、 项目的进展:目前,本专利技术只经过了理论考证和试验,验证了原理成立,20米样机和大型样机的试制实验尚未进行,详述如下:1、 可变翼技术考证:参考历史上的一些实例,完全证实了【可变翼】技术的可行性。1.1 自行船实例:日本先后两人驾驶自制自行船横渡了太平洋,见右图。1.2 自行潜艇实例:目前不少国家已成功地试制了海浪动力潜艇,在两米海浪冲击下,可以达到常规潜艇的水面巡航速度。(见右图)1.3 叶轮式实例:德国人30年代曾试验可变角度的“风扇”实现吸收波能。1.4 可变角度叶轮实例:60年代我国已经在海试中成功实现小尺寸的可变角度叶轮(可变翼)进行海试,成功吸收海浪波能连续运转。见右图。1.5 结论:可变翼技术很早就是一个可行的技术,完全可以运用在海浪的【波能】的转换上,但是由于海浪的无序性,可变翼叶片具有接触海浪面积越大,反而吸收能量越小这个规律,只能小功率转换,所以就限制了其发展应用。注: 本技术利用超大直径的多组叶轮机,覆盖了大面积的海浪,将叶轮机长叶片【分段】后再串联重新组合,无数小叶片(导叶)同时吸收海浪波能,进行大功率波能的转换。破解了上述的“规律”,实现了导叶(叶片)接触海浪面积越大,吸收能量越大——这就是本技术的【技术关键】。2、 原理验证:目前只完成了模型和小样机试验,完全证实了可变翼原理可以转换往复流体的能量。2.1 模型试验:见右上两图,包括本人、爱好者、大学生已经多人次制作了模型,证实了“可变角度的叶轮机叶片(导叶)”在空气中和淡水池中进行模拟海浪往复运动环境,可以产生同一个方向的连续转动,进而证实了原理可行,但无法量化。2.2 小机型试验:见右图——小型机3D图,小型机在有浪的江边试验,也实现连续持续转动,但没有发电机,没有数据。图中与叶轮机同体的副导叶起着反向平衡转矩的作用,故可以独立漂浮运转。3、 20米样机试验:前期虽然模型和小功率试验成功,但是对于大功率的设计没有参考价值,因为叶轮机有和没有所谓的【分段】,在海浪中的工作状态截然相反,性能也不同,所以20米样机试验是必要的一步。虽然20米样机试验覆盖面积较小,波能蕴藏量小,发电也小,效率低。但为了取得实验数据,这是非常必要的实验过程,可以为下一步“大型机”研制取得设计经验和参考数据,而且必须是海试试验机型。目前,由于客观条件有限,故该实验只在构思阶段。经过20米样机试验,就可以预估出成本,就可判断出该技术是否继续进行下一步的试验和试制。如果继续进行下一步,那就要成立“实体”进行大功率的试制试验工作。4、 大型样机的试制和实验:此大型样机60×150米的试验是建立在20米样机试验成功和结果理想的前提下进行,而且大型样机的实验过程耗资巨大,实验过程应至少经过一个台风季节完好运行,最后不断完善和改进定型。三、 举实例分析:下面以两叶轮机组为例进行分析。叶轮机就像两个直径60米的“大吊扇”置于在海面下,机架和发电机室置于海面上,实际应用叶轮个数可为2×N个(N=1、2、3......)见下图。1、 几何尺寸:叶轮直径60米,叶轮机数量两个,主机架中心距150米。2、 叶轮导叶分布:2.1 导叶几何尺寸:导叶暂定1×0.8(米)那么60米直径的叶轮,导叶个数约2千多个。2.2 导叶布局:同心圆射线状环形均布,见右图—导叶局部放大图。2.3 导叶轴架:圈数一般为两圈布局,浮体和导叶之间空置约1/3。2.4 导叶变角:由限位块决定在10—25度之间。 3、 技术关键:本专利关键就是将覆盖大面积海浪的巨型叶轮机长长的叶片分段为若干独立可变角度的小导叶,这样就可以转换更多无序的海浪波能,共同产生一个同向巨大的叶轮机转矩,进而发出大功率的电能,这个原理是毫无疑问的。如果不采用叶片分段技术,即使叶片可以改变角度,那么叶片加长后,会同时受到很多海浪上下的作用而互相抵消,【合力】反而变小,结果是叶片越长合力越小,甚至为零。所以该专利的技术关键有两点:【变角和分段】4、 被动成角的原理:见右图,导叶(叶片)工作图示。从图中可容易看出上下海浪作用在1×0.8米的小导叶上,导叶会被动的形成一个定角,大小由挡块限位。就是因为这个这个“角”的存在,无论上或下运动的海浪在导叶表面都会产生相同的“叶轮机转矩方向”上的水平的分力。那么上千个导叶产生的这个分力就共同推动了叶轮机主轴旋转,进而带动发电机发出较大功率的电能。四、 机组的结构:叶轮机个数是偶数,下面只以2个叶轮和一台发电机组成的机组为例来介绍:1、 叶轮结构概述:如图所示,叶轮巨大,但结构极简单,主要由浮体兼主轴、若干张力圈和上千个可变翼小导叶构成。分述如下:1.1 主轴:图中3,上端是空心的主轴颈配合滑动轴承,下端是浮体。1.2 张力圈:见图中9、10,由空心管构成的几个同心圆。1.3 导叶轴:见图中1,浮体和张力圈之间由(轴类似自行车辐条)张力拉筋固定,有导叶的张力圈之间由“张力”导叶轴固定,导叶轴之间距离均布。1.4 导叶:见图中1,数量很多的导叶安装在导叶轴上,导叶可以在导叶轴上自由旋转一定的角度,角度大小由限位决定。2、 机架结构介绍:见右图,机架的跨度巨大,约150米,左右各从叶轮主轴引出两根水平输出轴,传递叶轮机转矩进入发电机房,机架两端的滑动轴承套与叶轮机主轴配合,中间是主浮体和发电机房。机架是由标准型材组装而成(类似钢制桥梁的骨架结构),强度大、重量轻,可以满足叶轮机、浮体之间连接的抗风浪要求。3、 发电机室结构:见右图,全封闭的发电机室置于机架之中或之上,是构成机架的一部分,内部设置发电机、变速系统、电力系统、和监控系统。五、 技术安全保障和措施1、 网架结构设计:虽然体积庞大,但整体是网架钢结构,只要设计合理,完全可以保障强度,保障在恶略的风浪中机组也可以正常运行。2、 几种稳定性的分析:2.1 漂浮稳定性:主要由三个浮体为主,承担所有负荷和变化。为能保证常年稳定运行,要考虑海生物的附着和浮力非正常损失,我们设计的总浮力是总重量的1.3倍,也就是水上余量接近1/3。2.2 翻转稳定性:四叶轮应比两轮更稳定。两叶轮长轴方向的稳定性应没问题,在短轴方向,虽然浮体直径不大,但是60米直径的两个叶轮在运转情况下是起稳定平衡作用。当波长接近60米的时候,或者恶性天气来临,则根据传感器数据会自动或者人工操控整体的吃水深度,甚至全部没在水中避免在短轴方向的不稳定。 2.3 巨浪中的稳定性:由众多导叶推动叶轮的旋转产生了叶轮的线速度,当风浪加大,增加的线速度大于海浪的上下速度时,外缘的几圈导叶因为无法打开做功“角度”,所以处于自由状态——既不做功,也不会受到海浪的上下作用,被动的“随波逐流”转动的导叶此时只受到海水的摩擦阻力。实际上在大浪环境下外圈导叶首先超速不受力,然后随着海浪继续加大,线速度继续增加,则依次向内圈的导叶不受力。反之导叶线速度减少,则依次由内向外恢复做功,但是不可能全部导叶都超速不作功。因此,在巨浪超速运转中,可以理解为叶轮有效做功直径在变小。反之海浪波速的减小,叶轮有效导叶直径增加——其实这是一个动态平衡。结论:在巨浪中运转的叶轮机不但消耗了大量海浪的势能(高度),覆盖的表面并不“浪滔天”,而且有效做功导叶直径缩小,这就保证了其在大浪中的稳定性加强。2.4 遇到龙卷风时的稳定性:这种极端天气虽然难以预见,但可以分析其受力,由于机组海上部分都是网架结构,垂直旋转向上的“升力”是难以将其粉碎或整体抬升,当然海水是可以抽上天的,所以机组遇到龙卷风时完全可以稳定运转,只不过线速度会“超速”,自由状态的导叶增加,做功导叶直径变小。3、 耐腐蚀性分析:机组将3-5年作为一个轮换检修周期检修3.1 整机表面的锈蚀:钢结构的机架、机房、浮体和叶轮表面只要按一般的船舶要求涂敷涂料防腐即可,三年一次的更换检修也保证了表面的完好。3.2 机组轴承的腐蚀:一般轴承部位是最大的风险点,但是本机组采用大直径的滑动轴承,而且设计在海面之上,若浪高6米,周期6秒时转数约0.3转。虽然会遇到飞溅的浪花,普通的轴封就完全可以排除水汽和海水的浸蚀。3.3 易腐蚀部位:叶轮机水下部分没有轴承和旋转件。但是会有海上漂浮物撞击致涂料剥落的可能。又由于是组装件的应力结构,大量的螺栓结合部较容易腐蚀,故3-5年作为一个轮换检修周期,根本杜绝了腐蚀事故的可能。3.4 导叶轴的腐蚀:偏转件的腐蚀:叶轮机水下部分几千个塑料导叶板在导叶轴橡胶轴套上偏转,没有腐蚀可能。4、 项目开发的可靠性:项目开发要一步步的进行试验,不可以跳跃式进行,提高试制试验的可靠性。4.1 基本原理可靠性:本专利的基本原理是肯定的,勿与质疑。4.2 运转发电可靠性:一切理论推导分析都倾向其运转和发电是可靠的。4.3 20米样机实验:第一步就是20米样机的试验,其实验和测量数据结果,将判定【分段式可变翼技术】是否可行;判断是否与理论【折算】的功率和成本相符;判断是否可被市场接受和是否应该进行下一步的1:1样机的试验和试制,这样一步一个脚印的试验才是真正的【可靠】。4.4 样机和海上试验发电场的试验:同20米样机实验道理一样,不能跳跃试验,一定在发电机组试制成功并定型以后进行。详情在此从略!六、 技术优势分析:通过试验和研究发现,本技术有较多的技术优势。1、 资源优势:本技术是针对【离岸】海浪波能的利用,其海浪波能发电的“成功应用”目前尚属“国内外”的空白。我国海洋面积辽阔,【波浪能】蕴藏量达约1.5亿千瓦,资源优势明显。2、 应用优势:本机组在0.3米以上的浪高即可发电,适于年平均1.2米以上的海区应用。在“离岸”无垠的深水海区,波能占海浪能量的绝大部分,都处于待开发阶段,本技术及时迅速开发应用将有广阔的天地。3、 大功率优势:因为每个海浪【波能】固有能量小、能量有限,受风区个数、远近的影响紊乱无序,能量损失后要靠临近海浪来补充,这就制约了其难以大面积开发和转换。目前经济型大功率的海浪波能发电是世界性难题,本技术则通过结构简单的叶轮机可变翼分段技术突破了这个瓶颈,将大面积紊乱无序、能量有限的海浪上下波能转换为叶轮机巨大的转矩,发出大功率电能。 第三章 试验、试制方案介绍这是一个分步进行实验和投资的过程,是一个即使失败也没有基础投资和善后处理等等留“尾巴”的项目。其实就是一个标准机组的试制过程,目的是要达到该产品可以大批量生产和应用。实验的程序和方法分三步进行:第一步,模型和小样机试验。只是验证原理,没有实际应用的意义。第二步,2叶轮20米样机试验。取得数据为下一步设计和试验积累经验。第三步,2叶轮发电机组样机实验和定型。第四步,建立海上发电场样版。一、 第一步试验:分模型和小功率的原理试验,投资应在1-2万元以内。1、 模型试验:做一个80公分的模型,经费约500元以内。见右图,该模型不需要电机,在空气和淡水中上下运动,验证很多人已经证实了的技术关键——在上下海浪的作用下【导叶】可以吸收波能,产生同向的推力,推动叶轮机转动,同时也对本技术有一个“感性的认知”。2、 2-5米小样机试验:实验经费应该在2-3万元以内。该样机直径2-5米,电机是一个1kw以内的立式直流发电机组。在海中立柱、大型浮体或水深15米以上的码头边(近似深海的波能环境)进行试验,验证是否可以发出电能,但是取得的数据对下一步试验无指导意义。见右图。二、 第二步试验:在第一步的基础上进行20米单体海试样机,为较大功率实用型发电机试验做准备,取得数据为下一步设计和试验积累经验。1、 20米样机:做一个配置1-2个20米直径叶轮发电机组,转速1转/分左右,配置100kw交流发电机及配套设备。投资应在50万元以内。2、 海区试验:锚定在深海或立柱上来验证“较大功率”设计原理的可行和可靠性,验证是否可以发出较大的电能以及较经济的发电成本,同时取得“宝贵”的各种实验数据备用。试验中若锚定,由于直径小在海浪中会随海浪浮动,所以应在左右远一点的位置固定上两条旧船,增加整体的平稳性,实验结果会好一些。3、 试验结束和评估:至此完成了本专利技术的实验阶段,应对总体测试结果进行验收和评估,最后完成项目报告。4、 决策:评估后进行决策——慎重决定是否继续进行第三步实验,还是“停止”,因为较大型发电单元样机的研制投资较大。第三步试验:较大型发电机组的定型试验和试制。在20米海试样机成功基础上取得数据进行设计和试制,做2-4个直径60米叶轮机为一个机组的样机,转速约0.3转/分,功率约600千瓦,因为是定型产品试验和试制,故包括反复整改的实验、试制,经费约需2000万元左右。实验结束撰写可行性研究报告后,应申请“国家资助”的项目立项或联系大型能源企业的资助,形成核心技术+国家认可和立项的支持+电力企业(如海风电企业)运营和经费支持三者形成一个链,再吸收社会投资,迅速地推广。四、 第四步试验:建立海上发电场样板工程的投资数额较大,资金5000万元——20000万元以上。(参考第四章,海上发电场建设可行性分析)五、 风险分析1、 试验风险:本技术分小、中、大样机和试验电场的试验试制和推广过程,是一个分步独立进行实验和投资的过程,即使试制、实验过程失败,具体风险只是“部分”资金的投入损失。是一个没有基础投资和善后处理等等留“尾巴”的项目,直至达到该产品设计要求,方可以大批量生产。2、 制作的风险:分材料、设备和组装三部分,分述如下。2.1 本技术是分散加工,几种装配,80%主要是由协作厂提供制作的碳钢型材的结构件,虽然数量巨大,但工艺简单和加工精度较低,只要加强检验和整体验收,原材料和组装风险小。2.2 由协作厂生产的机电和控制设备等都是通用设备,折旧期为12年,这样只要加强检测和验收,故无风险。3、 成品率、返修率风险:由于整机是浮式超低速运转环境,是在海上组装成一个刚性的整体,由于没有特殊安装工艺,加工和装配精度也不高,那么出厂前只要严格检验就可以实现零废品率。又因为运转时执行了三年更换式的检修,只要替代机组是完好和符合时间要求,那么就能实现在三年内无故障运行,故返修风险小。 第四章 海上发电场建设可行性分析海浪【波能】发电机组结构简单、整机一体、安装容易、不需维护、无高精尖技术支持,但是由于是“技术创新”,国内外没有经验可借鉴,所以“未知”很多,在没有试验经验的情况下,对海上海浪波能发电场建设只能在理论上进行分析和探讨。如下:一、 海上发电场建场特点:为了适应海浪动态甚至是恶略环境施工难的现状,采取发电机组整体拖弋,输电系统现场接插式安装,锚定后即可运转,所以建设周期非常短。二、 选型:根据用途和用电量分单叶轮机、两叶轮式、四叶轮式、集群建站和海洋能综合发电平台等建场模式。1、 单叶轮机组:单叶轮单发电机机组一般固定于海上设施和大型漂浮物周围,譬如钻井平台等。如右图。2、 两叶轮机组:如果用电量少,一般选两叶轮机组,缺点是短轴方向稳定性较差,见右图。3、 四叶轮机组:如果用电量较大,一般选四叶轮,除了发电量大以外,还具有比两叶轮式发电成本低、稳定性强等特点。见右上图。4、 发电机群:这是由6个各自独立的发电机组构成的大型海上发电场,可以供应更多的电力,且综合成本更低。譬如:在海风电的外海布局,毫无疑问成本优势明显。见右图。4.1 安装:在接插平台通过接插式安装,集群建设而成。4.2 直流稳流:微调用蓄电池组。4.3 用电平衡:夜间或台风季节,少量过剩发电量用海水淡化平衡,过多电量用电解氢来解决——氢气储存在浮体内。5、 海流综合发电和制氢:本技术安装在“海流综合发电和制氢”的大型载体上,右图的【5、海浪波能发电机】。这个载体上同时将几种海洋能转化为电能和将电能转为氢能。也就是将浩瀚深海中的海浪、海风能、海上光伏能、海流能、温差能和盐差能转化发电,同时再将电能转化为氢能并储存,生产出可存可用的新能源。深海海风、光伏、海流、温差和盐发电技术基本成熟,但是在深海单个发电技术成本奇高,难以实施。那么和“海流综合发电和制氢”技术联合发电,不但发电量巨大、成本更低廉,而且解决了输电难的困扰。三、 海上发电场的几种预选方案:1、 近海运营:一般海上风电场选址在水深20米以内的海区,往往风能丰富的海区,海浪波能也丰富,故海浪波能发电场首先应选址在“海上风电”附近的深水区选址,可以利用风电电网向陆地供电,并且以此逐渐向深海延伸。这样节省了独立发电昂贵的输配电及电力平衡设备的巨大投入,生产成本将大大低于风电,甚至接近火电。例如:选址在上海东海大桥 100 兆瓦海上风电场以外海域。2、 固定式发电:例如安装在人工大型漂浮物等海上设施上或边缘发电。参考:第四章,海上发电场建设可行性分析,(二、) 选型,(1、)单叶轮机组。3、 离岸运营:在远离大陆的海岛、人造海上城市、石油设施、海上军事要冲等设施周围海区建立大型海上发电场,虽然配套了电力平衡系统,发电成本上升,但是替代了昂贵的“柴油发电”,其经济意义也非常明显。参考:第四章,海上发电场建设可行性分析,(二、) 选型,(3、)发电机群。 4、 独立发电:开发建设海上“自产自销”式的独立发电场是今后主要的离岸的发电模式,很明显向陆地供电不可能,那么独立发电的目的是什么呢?其实就是自发电建立“海上氢能源基地、物资存储加工或供应基地,这将是今后的发展目标,前景广阔。举例:在浩瀚深海的海浪能源进行发电,没有供电用户输变电几乎不可能,所以应用在浮式海洋能综合发电和廉价制氢的技术上是唯一出路。参考:第四章,海上发电场建设可行性分析,(二、) 选型,(5、)海流综合发电和制氢。四、 运输、安装和电力输送1、 运输方案:由于整机出厂,故在存放的停泊港湾处,拖至预选海区锚定即可,甚至可以采用机组在托运过程中借助自身发出的电能转换为拖曳动力。2、 安装方式:单机和集群安装都可以采用接插式安装,非常简洁。3、 电力输送:3.1 海风电电网:利用风电输电系统是最简洁的入网方案,成本最低。3.2 独立电网:如果通过自备海底电缆登入陆地的供电方式,投资会明显的增加,例如海岛供电等。五、 建设海上发电场的技术优势:1、 市场优势:本技术是针对海浪波能的利用,尚属国内外市场的空白。面对世界性能源紧缺的现状,化石能源日益枯竭,尤其在陆上风能发电、光伏发电市场接近饱和的新能源领域里,海洋能是21世纪的又一种新能源,向大海要电、开发【海浪波能】的时代已经到来。2、 超低速运行优势:整机虽然巨大,但刚性一体的结构极简单,叶轮机转速低于1转/分,线速度在1.5米/秒以下,故运转非常可靠。3、 无障碍运行优势:由于整体结构刚性强漂浮在海面运行,在万变的深海环境中,各种环境参数、仓室密封状况和机械运转数据均由传感器传回陆地监控,所以可以全自动无障碍运行,不需要现场人员在场操作的优势极大。4、 耐腐蚀优势:由于水下部分无轴承和润滑点,轴承和轴封均在水面浮体上部和衍梁之间,在海面下的部位做成刚性强的整体,运转可靠耐腐蚀,每3年更换保养的设备完好状况,杜绝了腐蚀可能。5、 发电场投入产出优势:以6台发电机组组成的一个海上发电场为例,在10年的折旧期内:5.1 总投入:10年合计投入约11980万元。5.2 产出:年平均发电功率3391.2kW;供电功率2712.964kW;供应电量39880万度;成本电价约0.36元/度电;出售电的价格0.54元/度电。5.3 电网输电:如果在海上风电附近的深海海区建立一系列的海上波能发电场,接入海上风电输电网,这样就节省了昂贵的输变电和电力平衡系统,成本则可以再降低1/5左右。6、 发展优势:由于劳动密集型生产的模式适合当前国情,海上发电场建设可以滚动发展,而我国适合发电海区极广,故可以短期内迅速推广和发展。6.1 生产优势:发电机组整体虽然巨大,但是网架结构制造简单、刚性强、精度低,而且是单元化、标准化、大批量组装式生产,质量稳定,非常适合我国劳动密集型集团化企业的生产模式。6.2 推广优势:由于刚性机组在海中以低于1转/分超低速运转,故障率极低;拖运至海区、接插式的接线、锚定安装技术简洁,而且海上发电场建设可以采用边发电、边投放的滚动发展模式,这样建设发电场就可以快速推广发展,迅速占领市场。六、 海上发电场风险分析1、 海上发电场的经营风险:唯一的经营风险是成本风险。2、 灾害风险:由于整机是浮式、超低速运行,转速远小于1转/分,小导叶约0.8平方,整机为型材网架式应力结构,受力面小。对于海洋灾害,主要是台风季节的超强度海浪灾害,实际上叶轮骨架和导叶在巨浪中运行特性是【风浪越大受到上下的压力反而变小】,所以风险小。对此分析如下:2.1 受力关系分析:台风灾害季节的巨浪冲击力巨大,是和静态的垂直面积成正比,而对于本技术的叶轮来说,海浪和导叶处于相对“动态”的平衡状态,所以海浪和叶轮之间的受力关系是动态关系——也就是说导叶随着线速度的增加受力减小,反之加大,当叶轮导叶线速度超过海浪的速度时,导叶就不受力和做功了(注意:在同一个叶轮上,每一圈的线速度是不同的)。所以,整体叶轮平面受力不会随着海浪高度、速度的增加而增加,因为海浪加大了以后叶轮转速增加了,那么超速的叶片逐渐增加,所以整体叶轮平面受上下海浪力的范围会越来越小。2.2 不受力分析:清楚了受力关系,也就清楚了叶轮强度风险,台风灾害季节受力关系如下。叶轮处于巨浪的波谷时候,叶轮机部分“导叶”悬空,所以不受力;叶轮部分导叶没在水中时,当叶轮导叶的线速度超过上下海水的速度时,此时导叶成自由状态摆动,也就不会受到海浪的上下压力,也就不受力不做功;此时叶轮巨大面积的上千只小导叶就像在海浪中快速【游动】、自由穿行的【鱼儿】一样,不吸收上下海浪的压力,也就不怕巨浪了。实际上在大风浪里越接近额定转速,受力做功的导叶越少,在巨浪里只有最里面几圈的导叶在受力做功维持着【额定功率】输出。结论:导叶由于超速不受力也就不怕巨浪。3、 叶轮超强度风险:由于直径巨大的叶轮在海水中会同时受到上和下的海浪作用,所以合力几乎为零,但是当大波长时,叶轮平面上每个波长之间的压力差为最大,这时叶轮面在长波时的“翘曲”应力是主要的强度风险。发电机叶轮结构设计成类似“自行车轮”的张力结构——刚性一体的【预应力】结构,强度大。导叶轴就是预应力的张力轴,“张力筋”固定在浮体上下端和叶轮环之间,形成一定的“锥形面”,张力轴几乎全部受到导叶的覆盖。结论:所以只要机械强度设计的【张力】合理,叶轮超强度风险是完全可以保障的,故风险小。4、 导叶强度风险:当叶轮水平线速度很小,发电功率也小时,导叶受力最大。当海浪速度提高,导叶线速度加快,受力则变小,但发电功率提高。当线速度接近海浪的速度时,叶片受力为最小。这就是说风浪越大叶片受力越小,所以说导叶抗拒台风的能力强,风险小。结论:【导叶所处的直径越小,设计的强度应越大】,当然这在设计上是完全可以解决的。5、 超负荷风险:海浪的大小和发电功率成正比,那么巨浪时会不会超转速、超负荷发电呢?答案是:“不会”。5.1 发电机功率:海浪发电机的额定功率和决定于设计参数取决于叶轮的直径、导叶的偏转角度。一台发电机组在运转中海浪的平均速度越大、转速越快,发电功率就大,反之就小。5.2 受力特性:形象地说,就是海浪越大有效做功的叶轮导叶的直径越小,反之越大。海浪越大线速度越快,导叶线速度超“临界值”越多,做功导叶受力加大,而力臂减小,但发电机转速变化不大,转矩还是接近平衡,输出功率也就仍然在设计范围以内。另外,当海浪小于0.3米左右时,形成导叶夹角的“高度”大于海浪的有效高度,导叶也处于“自由”状态,此时就不转了。5.3 额定功率的确定:海浪波的振幅和频率有限,巨浪上下的即时速度也有限。前面已经分析了——大浪中巨大直径叶轮的线速度很容易超过海浪的速度而不受力。因此设计时的【可变翼的参数决定了发电机的额定功率范围】,也就决定了导叶线速度所谓“临界值”,也就是说出厂的发电机的额定功率是设定的,不会因为海浪大,速度快,叶轮会无限制地增加而超速——超负荷发电。5.4 超负荷风险:可以这样解释,当最小内径的几圈导叶线速度也接近超速时,就达到叶轮极限转速和发电机的极限发电功率了,此时绝大部分叶片处于“游动状态”。此时叶轮导叶的摩擦阻力和叶轮的扭矩等是主要的“负荷”——达到【平衡状态】,处于接近【极限负荷】运转。结论:在台风季节只要设计的配套发电系统容量足够大,就不会产生发电或输电的超负荷风险。6、 市场风险:海浪波能发电是“零”碳排放的可再生能源,目前市场是一个“空白”,无市场风险。真正的风险存在于输电方式和单位电价。6.1 并网供电:如果建立在陆地附近、海上大型设施或海洋风电群附近,可以就近接入电网是最理想的选择,这不但节省了约1/4以上的固定资产投入(主要是发电能量平衡设施和对用电的控制、管理费用),而且的有限“海缆”的投入也少,发电成本为最低,这种模式的市场风险极小。6.2 直接为海岛供电:这种模式代替或补充原柴油发电系统,对发电量和用电量变化可用原柴油发电系统调整。对于供大于求的供电——可以用蓄电池微调,海水淡化设施为主调,电解制氢来平衡夜间和大风浪发出的尖峰负荷,这样就可以解决了消费市场和发电量之间的不平衡,虽然“海缆”和发电量平衡设施的投入较大,发电成本较高,但是对于原柴油发电较高的发电成本来比较,也是经济和可以承受的,故风险小。6.3 自供电模式:远离海岛和陆地的海域是真正的海洋能源的“富矿”,因此随着市场的深入和扩大,无“海缆”的“自产自销”的供电模式最为理想。譬如:为浮式海上鱼类加工储运厂、军事或常规物资中转基地以及氢能生产基地(最简单且自动化程度高)等单位的供电,因涉及其他科目技术,所以科技风险较大。七、 海上发电场经营风险分析:1、 安装风险:整体拖运到海区锚定,在不停机状况下,输电电缆接插式安装即可运行,风险极小。2、 运行风险:由于可实现无人值守、每个叶轮机两年一次替换检修,保证设备完好水平,实现10年无障碍运行。由于是各自独立发电,所以即使单机故障也不影响整体发电,经营风险较小。3、 经营目标:如果能够进入国家风电网的海上发电,则简单,风险小。直供式的发电场风险较大,未知因素较多,直供式发电的稳定技术和配套都存在着很大的难度。譬如:电力蓄电池微调技术;夜间和台风季节的电力调节,如:淡水生产、电解氢等配套技术。第五章 海上发电场成本分析本章涉及到技术的核心,就是发电成本,是以6台两叶轮机组组成的海上发电群为例分解说明,这里的数据和结论只能作为参考,而不能作为依据。由于发电的供体有几种,所以组成和配备不同,这里指用这种的方案加以说明,读者可以酌情加减,再加以评判!谢谢!分析结果:6台机组发电总功率3391.2kW;供电功率2712.964kW;供电量34183万度;成本电价约0.39元/度电;出售电的价格0.59元/度电。一、 10年发电成本估算:此估算结果只能供了解本技术时的量化参考!不作为依据。1、 机组几何尺寸:叶轮个数2个;直径60米;总长150米,导叶尺寸0.8×1(米),可变夹角平均±12.5°。2、 机组参数设定:即时参数不能说明问题,故计算参数均为年平均值。2.1 综合转换系数确定:海浪不断从叶轮圆周向内传导能量,导叶转换海浪波能过程会受到各种损失,保守的考虑能量转换系数暂定为0.5。损失包括:* 主要是表面摩擦损失约0.1。* 上下死点时导叶被动角度转换损失约0.1。* 海浪衰竭后小于0.3波高的不能回收的海浪损失约0.2。* 其他损失约0.1。* 合计:约0.5。2.2 发电效率估算:由于叶轮以低于1转/分的超低转速输入发电机,所以包括传动系统、变速系统、发电系统等的综合发电效率系数暂定为0.6。2.5 供电效率:直接接入海上风电输电则忽略不计。直接供电时,短途输变电、频变、储存、蓄能工艺、能量平衡等综合效率损失系数暂定为0.8。3、 海浪波能含量确定:因为从黄海到南海有一条东北—西南走向的大浪带,平均波高在2米以上,周期在4-8s之间,波浪能的密度可达5~8kW/m。为体现有代表性,故意选取波浪能密度的低值5kW/m为本分析的计算值,如果在南海发电就应取高值8kW/m,在英国北海发电,则更高。但在此不予分析。4、 转换能量计算:计算结果一台机组的转换能量为942kW,详述如下。4.1 海浪总能量:叶轮周围海浪总长度(叶轮个数2×2×3.14×30米)×(3、)波浪能的密度5kW/m=2×2×3.14×30米×5kW/米=1884kW4.2 机组转换能量:(4.1)海浪总能量×(2.1)综合转换系数0.5=1884kW×0.5=942kW。5、 发、供电功率计算:一台机组发电功率565.2kW;供电功率452.16kW,计算如下。 5.1 发电功率:(4.2)转换能量942kW×(2.2)发电效率0.6=565.2kW。5.2 供电功率:(5.1)发电功率565.2kW×(2.5)供电效率0.8=452.16kW。 6、 输出的电量计算:每台2个叶轮直径60米的发电机组,6台规模的海上发电场,12年的总供电量≈34183万度。6.1 确定年平均发电时间:如果按12年的折旧计算,3年为一个检修期,那么每台次更换检修时间约为45天。由于是接插式更换,时间已经足够,所以每年平均运转时间按350天保守计算发电量为宜。6.2 12年发电量计算:12年×6台×(5.1)发电功率565.2kW/台×350天/年×24小时/天≈34183万度。7、 12年合计投资估算:合计投资约14600万元。其中:7.1 设备总投入:一台为备用,故有7台机组,固定资产总投入(包括各项的安装费)合计9450万元。其中:* 发电设备投入:共投入7台650kw普用型发电机组及变速系统,单台造价估计约350万元。7台合计约7×350=2450万元。* 7台90米网状主机架及浮体7×400=2800万元。* 14台60米叶轮机及浮体14×300=4200万元。 * 7台合计:2450万元+2800万元+4200万元=9450万元。7.2 配套设施合计投入:不考虑淡化水等配套投入,约3230万元。包括:* 陆上机房100平米建筑及监控设施投入约250万元;* 输电配套主海缆4000米及配件,投入约为1500万元;* 储存、蓄能工艺设备投入约为1300万元;(直接入网就不需要了)* 锚定系统:6套约180万元。* 合计投入约:250+1500+1300+180=3230万元。7.3 维护和运行投入:10年费用合计小于1920万元。其中:* 维护费:无故障运行检修期为3-5年,每台共检修约4次,每次约50万元,12年6台共检修24次。合计:50万元/次×24次=1200万元;* 12年6名监控人的人工费、管理费、杂费等,合计小于720万元。* 合计:1200+720=1920万元。7.4 12年合计投资:(7.1)7台机组固定资产总投入+(7.2)配套设施合计投入+(7.3)10年维护和运行费=9450万元+3230万元+1920万元=14600万元。8、 12年发电外的运营收入:计算约1254.4万元。其中:8.1 副产品淡水和液氢等盈利:因为是直供式发电的配套,是按成本供应,极少盈余,直接入网发电方式就不需要了。计算产值,12年保守估计去除电费以后的运营成本净【增值】部分约240万元。8.2 固定资产残值分析:折旧期为12年后,起码有1台备用机组,以及6台折旧机组的部分耐用资产可用,12台机组90%都是非机加工低附加值的结构件,所以考虑残值约8%(不考虑12年后超期服役的收入),计算:【(7.1)7台机组固定资产总投入+(7.2)配套设施合计投入】×0.08=(9450万元+3230万元)×0.08=12680万元×0.08=1014.4万元。8.3 12年发电外的运营收入合计:240万元+1014.4万元=1254.4万元。9、 10年发电成本估算:每度电成本计算约0.36元/度电。计算如下:净投入-发电外运营收入/12年发电量=(7、)合计投资14600万元-(8、)发电外收入1254.4万元万元/(6、)输出的电量34183万度=(14600-1254.4)万元/34183万度≈0.39元/度。二、 出售电的价格:供给电网或用户供电价格暂定为发电成本的150%,即0.59元/度电。理由有三点:1、 配套投入运转费:由于海浪发电功率极不稳定,需要将不平稳的交流或直流电转化为稳定的直流电或者交流电,那么就需要功率较大的“逆变器、蓄电池组、50HZ调频、升压装置”等配套设备,虽然在(7.2)配套设施中已经投入“储存、蓄能工艺设备”约为3230万元。但这些配套设备运转费用较高。注: 如果直接入网输电,那么昂贵的“配套设备”和维护运转费用就不需要了,就可以节约几千万元的购置和维护费了,电价更低。2、 未知费用存在:在计算每度电成本时,虽然取值尽量“保守”,但是难免可能有一些偏低或遗漏,以及会发生不可预见的未知费用,故要留有余量。3、 营业费用支出:包括税费、宣传费用和准备了充足的提留款等等。三、 波能发电技术的优势:通过分析和计算发现海浪波能发电场的技术由于售电价格低于海风电,应该很容易被市场接受,并具有很多的优势,现介绍如下:1、 成本优势:成本低是海浪波能发电技术的【生死线】,再好的技术不被市场接受是最大的“缺陷”,通过上述计算大家可以看出即使保守的取值,得出的预计成本也具有明显的成本优势,如果此技术应用到南海8kW/m海浪的海区发电,那么成本将可能再降低30%。2、 政策优势:海浪发电是纯绿色可再生新能源,国家会给与政策和资金的支持,在计算时并没考虑“政策补贴”,所以加上补贴以后成本将降低。3、 入网优势:我国已经有了海上风电网,海上风电区也是海浪波能的“富矿”,如果在风区发电后直接进入海上风电网,那么加上政策补贴和节省巨额的稳定供电设备的投入,那么出售电价就会大大低于0.59元/度电,再经过不断优化,甚至可与火电媲美,其环保意义则是火电不可比拟的,意义重大。4、 独立供电:如果对海岛等海上设施供电,补充或替代昂贵的“油电、风电、光电”等供电,海浪波能发电成本优势极大,无可替代。5、 波能发电技术又一个闪亮点:广阔的海浪、海流“带”,那里往往是风能和海流能集中地海区,海浪波能发电技术的又一个闪亮点就是海洋能综合发电技术——就是在一个海上大平台上面安装风能、光能发电,四周进行波能发电,然后平台以下深海进行海流能、温差能、盐差能的联合发电。不但发电量巨大,而且可将大量廉价的海洋能在平台上原地转换为【氢能】。这样既解决了深海电能的输送难题,同时也为大陆提供无限可再生清洁的【氢】能源。注:除海浪波能发电技术尚待开发以外,风能、光能、海流能、温差能、盐差能的发电技术是成功的技术,只是苦于在海上恶略坏境,发电难度大,成本高,难以推广。所以一个大平台就提供了海洋能综合发电的基础,这在技术上非常可行。 第六章 技术探讨和展望一、0.59元低电价的分析:从分析报告的成本计算过程可以看出,尽管取值较保守,但是仍然显示为较低的发电成本,原因是什么呢?下面将“海浪波能发电”、“近岸海浪发电”、“陆上风力发电和海上风力发电”和“火力发电”的各种费用和技术项目统一用列表来对比进行分析:(不包括初期的研制经费) 对比项目 波能发电 近岸发电 风电和海风电 火 电 1 研制经费 标准产品、无 非标准技术、有 标准产品、无 标准产品、无 2 选址论证 海区论证、少 底质和水文、多 地质和气象、较多 地质和水文、多 3 设计费 标准设备、少 非标准技术、有 标准设备、少 标准设备、少 4 基础工程建设费 漂浮运转、无 基础建设费、多 偏远地区费用、高 基础建设费、极高 5 运输安装费 拖运和锚定、少 运输安装费、少 运输安装费、高 运输安装费、高 6 系统设备复杂性 设备、简单 设备、较简单 设备、较简单 设备、极复杂 7 系统运转控制 远距离监控 远距离监控 远距离监控 岗位人控或监控 8 设备复杂性 设备简单 设备较简单 设备简单 各系统设备复杂 9 设备完好 定期更换、完好 定期检修、较好 定期检修、较好 定期检修、较好 10 大修期 三年更换 3年以上 3年以上 3年以上 11 故障率 无 较少 少 较少 12 维修方式 停产维修 停产维修 停产维修 部分停产维修 13 维修费 极少 较多 多 较多 14 维修频率 极少 较多 少 较多 15 维修方式 各分供方负责 各分供方负责 各分供方负责 大部本单位维修 16 生产和管理人员 一人监控 一人监控 一人监控 生产和管理、很多 17 折旧期 12年 12年以上 12年以上 12年以上 18 输电方式 入网或自产自销 入网或自产自销 入网 入网 19 发电期 非全年发电 非全年发电 非全年发电 全年发电 20 输变电增加比例 1.5 不详 不详 高于1.5 21 管理费 少 少 少 高 22 发电规模 组成大型发电网 难 组成大型发电网 可以 23 设备通用性 标准化批量生产 地质不同、难 标准化批量生产 标准化批量生产 24 保险公司介入 介入容易 介入难 介入容易 已经介入 21 建设周期 极短 有基础较短 有基础较短 环节多周期长 22 安装形式 接插式安装锚定 有基础较短 有基础较短 复杂时间长 23 单机发电功率 1000kw级 高于1000MW级 MW级 高于MW级 24 海上生产 所有离岸的深海 部分海岸 20米深近岸海区 不可以 25 环境限制因素 渔场、航线 环保、渔业等 候鸟迁途 环保和人文等 26 资源量 极大 大、但受限 大、受水深限制 接近饱和 27 能源性质 绿色可再生 绿色可再 绿色可再 污染、不可再生 28 政策支持 支持 支持 支持 受限 29 供电市场 海岛、海上设施 海岛和大陆 海岛和大陆 海岛和大陆 30 二级产品 淡水、氢能 淡水、氢能 无 沿海可生产淡水 31 自然灾害 抗台风 抗台风不抗海啸 抗台风 抗台风和海啸 32 发电成本 估算0.39元/度 高于0.39元/度 高于0.39元/度 低于0.39元/度 33 科技水平 独创国内外领先 独创国内领先 国内领先 一般 34 技术发展 综合发电和制氢 降低成本 降低成本 环保和污染结论:1、 直接费用:其中直接费用有5项优势,是影响成本的主要因素。2、 间接费用:其中间接影响成本有15项优势,是影响成本的次要因素。3、 结论:通过第五章,海上发电场成本分析和上述的比较,大家不难看出本海浪波能发电成本0.39元/度,供电价格0.59元/度是正常的,因为直接和间接费用均低。二、 待深入研究的问题1、 技术的深入:目前,该技术只用“模型”在空气中和水池中进行了的模拟试验,虽然证明了本技术的关键——叶轮导叶的【变角原理】是可行和可靠的。也进一步推论了,不管是向上还是向下的海浪是可以推动叶轮机转动的。因为海水的密度是空气的832倍,毫无疑问这个实验说明本技术【可变翼海浪发电机组】完全可以利用海浪的波能来发电。虽然理论上可以推导出本技术功率大型化后有许多技术优势,但是真正付诸现实还需要在试制试验中不断地进行研究和设计改进,面临的困难竟是非常艰巨的——道路是曲折的、前途是光明的!2、 发展大型化:从上述计算可以看出叶轮的直径越大,力臂越长,转矩越大,虽转速更慢,但发电功率、效率更高。所以在理论上100米直径,甚至更大机组的研制将创造更低廉的价格,关键是制造工艺是否可以满足,这些都在等待我们去研究和试验。3、 建设海发电长城:海浪发电如果接入海风电输电网,那么就可以建立从沿海深入深海的“海发电长城”网。这样既节约了配套昂贵的“附属设备”开支,又转换了深海丰富的海浪能源,形成稳定的供电网,和“国网”建立接口将进一步改善海浪发电的供电质量,这是最佳的方案。4、 海上发电和氢能生产:这是另一个技术,在此从略。(完)
行业:电力生产
一种组合导叶式的海水发电单元
目 录前 言 ...................................................... 4 第一章 专利介绍 ............................................ 5一、概况:1、发明人 2、专利名称 3、技术形式 4、所属行业和应用 5、项目的现状第二章 可变翼海浪波能发电机组可行性分析 .................... 5一、设计构思要点: ........................................... 61、结构必须大型化 2、必须要单机大功率 3、必须自动化运行 4、可实现无故障运行 5、可抗台风 6、执行标准化生产 7、适合集团化批产二、项目的进展: .............................................. 71、可变翼技术考证 2、原理验证 3、20米样机试验 4、大型样机的试制和实验三、举实例分析: ............................................. 101、几何尺寸 2、叶轮导叶分布 3、技术关键 4、被动成角的原理四、机组的结构设计: ......................................... 111、叶轮结构概述 2、机架结构介绍 3、 发电机室结构五、技术安全保障和措施 ..................................... 121、网架结构设计 2、几种稳定性的分析 3、耐腐蚀性分析 4、项目开发的可靠性六、技术优势分析 ............................................ 141、资源优势 2、应用优势 3、大功率优势第三章 试验、试制方案介绍 .................................. 15一、第一步试验: .............................................. 151、模型试验 2、2-5米小样机试验二、第二步试验: ............................................... 161、20米样机 2、海区试验 3、 试验结束和评估 4、 决策三、第三步试验: ............................................... 16四、第四步试验: ............................................... 17五、风险分析 ................................................. 171、试验风险 2、制作的风险 3、成品率、返修率风险第四章 海上发电场建设可行性分析 ............................ 18一、海上发电场建场特点: ....................................... 18二、选型: ..................................................... 181、单叶轮机组 2、两叶轮机组 3、四叶轮机组 4、发电机群 5、海流综合发电和制氢三、海上发电场的几种预选方案: ................................. 191、近海运营 2、固定式发电 3、离岸运营 4、独立发电四、运输、安装和电力输送 ...................................... 201、运输方案 2、安装方式 3、电力输送五、建设海上发电场的技术优势:.................................. 201、市场优势 2、超低速运行优势 3、无障碍运行优势 4、耐腐蚀优势 5、发电场投入产出优势 6、发展优势六、海上发电场风险分析 ....................................... 221、发电场的经营风险 2、灾害风险 3、 叶轮超强度风险 4、导叶强度风险 5、超负荷风险 6、 市场风险七、海上发电场经营风险分析 ................................... 251、安装风险 2、运行风险 3、经营目标第五章 海上发电场成本分析 .................................. 26一、10年发电成本估算 ......................................... 261、机组几何尺寸 2、机组参数设定 3、海浪波能含量确定 4、转换能量计算 5、发、供电功率计算 6、输出的电量计算 7、合计投资估算 8、发电外的运营收入 9、10年发电成本估算二、出售电的价格 ............................................. 291、配套投入运转费 2、未知费用存在 3、营业费用支出三、波能发电技术的优势 ....................................... 291、成本优势 2、政策优势 3、入网优势 4、独立供电 5、波能发电技术又一个闪亮点第六章 技术探讨和展望 ....................................... 31一、0.59元低电价的分析 .................................. 311、直接费用 2、间接费用 3、结论二、待深入研究的问题 ......................................... 331、技术的深入 2、发展大型化 3、建设海发电长城 4、 海上发电和氢能生产(完) 海浪【波能】发电技术可行性报告前 言 海洋中的海浪能是以海浪动能和势能方式存在,是可再生、无污染、切蕴藏量巨大。但海浪能特性是:周期、波长和浪高极其复杂多变而不规则,与环境的风量、风速、流速等变化有直接关系,所以这就是海浪发电最大的难点,尤其是深海海浪【波能】发电更困难,在国内外难以突破。海浪能分“近岸”和“离岸”这两种性质不同的能量形式存在,我国近岸海浪发电技术发展很快,但是对于占绝大比例能量巨大的离岸(深海)波能发电,能成功进入市场【商业化】应用的发电技术在国内外尚属空白。本技术属于离岸的海浪波能发电技术范畴。就是在万变的深海,巨型叶轮机上的近千个小叶片可以根据海浪上下推动,被动地打开一个定角,吸收海浪上下波能,产生同向转矩,推动叶轮机旋转来发电,故称之为【可变翼】技术。本研究报告共分四章加以介绍,分别为【专利介绍】、【项目目标和论证】、【试验和试制】、【海上发电场建设实施】。目前本技术处于可行性研究和设计阶段,只经过模型在水池和海浪中进行了试验,成功证明了本技术的关键——叶轮机“导叶”通过“可变翼”的特性可以在海浪上下水流的作用下产生连续“定向”的水平推力,可以共同趋使叶轮机主轴持续向一个方向旋转。证明了可变翼的原理是可行和可靠的,那么也就证明可以带动发电机发电了。通过下面的研究,该可变翼海浪波能发电机组具有许多制造上、海上发电上的优势,可实现可以和风电、甚至火电媲美的发电技术。经估算:6台机组发电总功率3391.2kW;供电功率2712.964kW;供电量34183万度;成本电价约0.39元/度电;出售电的价格0.59元/度电。 第一章 专利介绍一、 概况:见右图——专利证明和身份证。201120038156.01、 发明人:宋文复,专利权人,非职务发明,68岁,退休。2、 专利名称:一种组合导叶式的海水发电单元。3、 技术形式:通过若干巨型叶轮机直接转换海浪波能,共同带动发电机发电,是一级能量转换技术。4、 所属行业和应用:属于可再生新能源领域,可在任何水深20米以上海域建设海上发电场,本技术分为批量制造“可变翼海浪波能发电机组”和建设“海浪波能发电场”进行发电,这两种产品和应用。4.1 机械产品:属于大型钢结构机械设备制造行业,组装式标准化批量生产大型“可变翼海浪波能发电机组”。4.2 海上发电场:属于离岸的海浪发电技术领域,建设浮式【可变翼海浪波能发电机组】单机或发电群,还可以建立海洋能综合发电或氢能源生产。5、 项目的现状:由于是非职务发明,个人基础条件差,而项目规模大,涉及行业广、资金多,故目前仍处于寻找合作单位和宣传推广阶段。 第二章 可变翼海浪波能发电机组可行性分析专利产品——叶轮式【可变翼海浪波能发电机组】是一种适合于全海域、全天候、无人值守、无障碍运行的大型深海海浪发电机组及发电机群,机组2×N个叶轮在海面下运行,海面上是机架和发电机室。(N=1、2、3......) (见下两图)一、 设计构思要点:深海海浪波能发电必应须要满足的几个先决条件。1、 结构必须大型化:由于离岸海浪波能理论上只是上下波动,没有水平动能,所以对于海浪波能发电来说,只有本体相对海浪不动,才能吸收转化海浪的上下波能。另外,海浪的波高、周期和波长在一年四季变化无常,尤其是台风季节更是极端,所以设计要考虑——覆盖海浪面积越大越稳定,转化海浪能就越多,故机组暂采用60×150(米)机型。2、 必须要单机大功率:世界上海浪波能发电大功率是难以逾越的障碍。2.1 大功率的困境:因为在深海每个海浪时刻变化,而且能量极有限,尽管深海的海浪发电技术方案很多,但都是小功率,应用在紊乱无序的海洋环境中没有实用意义,即使用“集群”方法也是不现实,目前国内外尚无可进入市场的产品,而本技术突破了发电功率大型化的困扰。2.2 技术的突破:为适应多变无序的海浪环境,本技术将叶轮机长长的叶片,设计成一段段的相互独立可以上下转动一定角度的小导叶(叶片),均布在叶轮的圆面积上,这样几千个“可变翼导叶”就可以转换任何种类海浪的上下“波能”,形成一个巨大同向的叶轮机转矩带动发电机发电——这就是关键性的技术突破,实现了大功率。3、 要自动化运行:在万变的海洋环境常年漂浮运行的发电机组,人工操作是不可能的,但本技术设计的整体结构刚性强,漂浮在海面运行,各种环境的参数、仓室密封状况和机械运转数据均由传感器传回到陆地监控,所以就可以无人值守全自动运行。4、 可实现无故障运行:有利条件如下。4.1 前提:实现自动化运行和监控是首要条件。4.2 整体高强度:设计要求浮体、叶轮机和机架刚性一体,网格式的整体结构应保证大跨度叶轮机在台风季节也要可靠运行。4.3 无故障点:海面下设计没有“轴承”,那么就没有了故障隐患了。4.4 执行轮换制:多台机组运行时,实行3-5年轮换制检修,就是每个机组到期后拖回基地进行设备检测、修理实现完好,铲除表面附着的海生物,更换破损的导叶,重新油漆备用。5、 可抗台风:由于机架和叶轮是型材组装的网状钢结构,所以漏风系数极大,60*150(米)刚性一体的机组在设计上完全可以做到抗击台风的风浪。6、 执行标准化生产:设计几种标准机型可适合不同的海况,机组尽管单机大型化,网状结构的叶轮和主机架是由型材铰接而成,完全可以做到分散加工,集中整机装配,专业化、标准化、系列化批量生产。7、 适合集团化批产:由于叶轮和机架几乎都是型材的标准化加工,包括浮体、主轴、传动系统、发电机组、输配电系统都由各专业厂生产,实行集中组装集团化的生产模式,这样有利于继续提高质量,积累经验,不断开发。二、 项目的进展:目前,本专利技术只经过了理论考证和试验,验证了原理成立,20米样机和大型样机的试制实验尚未进行,详述如下:1、 可变翼技术考证:参考历史上的一些实例,完全证实了【可变翼】技术的可行性。1.1 自行船实例:日本先后两人驾驶自制自行船横渡了太平洋,见右图。1.2 自行潜艇实例:目前不少国家已成功地试制了海浪动力潜艇,在两米海浪冲击下,可以达到常规潜艇的水面巡航速度。(见右图)1.3 叶轮式实例:德国人30年代曾试验可变角度的“风扇”实现吸收波能。1.4 可变角度叶轮实例:60年代我国已经在海试中成功实现小尺寸的可变角度叶轮(可变翼)进行海试,成功吸收海浪波能连续运转。见右图。1.5 结论:可变翼技术很早就是一个可行的技术,完全可以运用在海浪的【波能】的转换上,但是由于海浪的无序性,可变翼叶片具有接触海浪面积越大,反而吸收能量越小这个规律,只能小功率转换,所以就限制了其发展应用。注: 本技术利用超大直径的多组叶轮机,覆盖了大面积的海浪,将叶轮机长叶片【分段】后再串联重新组合,无数小叶片(导叶)同时吸收海浪波能,进行大功率波能的转换。破解了上述的“规律”,实现了导叶(叶片)接触海浪面积越大,吸收能量越大——这就是本技术的【技术关键】。2、 原理验证:目前只完成了模型和小样机试验,完全证实了可变翼原理可以转换往复流体的能量。2.1 模型试验:见右上两图,包括本人、爱好者、大学生已经多人次制作了模型,证实了“可变角度的叶轮机叶片(导叶)”在空气中和淡水池中进行模拟海浪往复运动环境,可以产生同一个方向的连续转动,进而证实了原理可行,但无法量化。2.2 小机型试验:见右图——小型机3D图,小型机在有浪的江边试验,也实现连续持续转动,但没有发电机,没有数据。图中与叶轮机同体的副导叶起着反向平衡转矩的作用,故可以独立漂浮运转。3、 20米样机试验:前期虽然模型和小功率试验成功,但是对于大功率的设计没有参考价值,因为叶轮机有和没有所谓的【分段】,在海浪中的工作状态截然相反,性能也不同,所以20米样机试验是必要的一步。虽然20米样机试验覆盖面积较小,波能蕴藏量小,发电也小,效率低。但为了取得实验数据,这是非常必要的实验过程,可以为下一步“大型机”研制取得设计经验和参考数据,而且必须是海试试验机型。目前,由于客观条件有限,故该实验只在构思阶段。经过20米样机试验,就可以预估出成本,就可判断出该技术是否继续进行下一步的试验和试制。如果继续进行下一步,那就要成立“实体”进行大功率的试制试验工作。4、 大型样机的试制和实验:此大型样机60×150米的试验是建立在20米样机试验成功和结果理想的前提下进行,而且大型样机的实验过程耗资巨大,实验过程应至少经过一个台风季节完好运行,最后不断完善和改进定型。三、 举实例分析:下面以两叶轮机组为例进行分析。叶轮机就像两个直径60米的“大吊扇”置于在海面下,机架和发电机室置于海面上,实际应用叶轮个数可为2×N个(N=1、2、3......)见下图。1、 几何尺寸:叶轮直径60米,叶轮机数量两个,主机架中心距150米。2、 叶轮导叶分布:2.1 导叶几何尺寸:导叶暂定1×0.8(米)那么60米直径的叶轮,导叶个数约2千多个。2.2 导叶布局:同心圆射线状环形均布,见右图—导叶局部放大图。2.3 导叶轴架:圈数一般为两圈布局,浮体和导叶之间空置约1/3。2.4 导叶变角:由限位块决定在10—25度之间。 3、 技术关键:本专利关键就是将覆盖大面积海浪的巨型叶轮机长长的叶片分段为若干独立可变角度的小导叶,这样就可以转换更多无序的海浪波能,共同产生一个同向巨大的叶轮机转矩,进而发出大功率的电能,这个原理是毫无疑问的。如果不采用叶片分段技术,即使叶片可以改变角度,那么叶片加长后,会同时受到很多海浪上下的作用而互相抵消,【合力】反而变小,结果是叶片越长合力越小,甚至为零。所以该专利的技术关键有两点:【变角和分段】4、 被动成角的原理:见右图,导叶(叶片)工作图示。从图中可容易看出上下海浪作用在1×0.8米的小导叶上,导叶会被动的形成一个定角,大小由挡块限位。就是因为这个这个“角”的存在,无论上或下运动的海浪在导叶表面都会产生相同的“叶轮机转矩方向”上的水平的分力。那么上千个导叶产生的这个分力就共同推动了叶轮机主轴旋转,进而带动发电机发出较大功率的电能。四、 机组的结构:叶轮机个数是偶数,下面只以2个叶轮和一台发电机组成的机组为例来介绍:1、 叶轮结构概述:如图所示,叶轮巨大,但结构极简单,主要由浮体兼主轴、若干张力圈和上千个可变翼小导叶构成。分述如下:1.1 主轴:图中3,上端是空心的主轴颈配合滑动轴承,下端是浮体。1.2 张力圈:见图中9、10,由空心管构成的几个同心圆。1.3 导叶轴:见图中1,浮体和张力圈之间由(轴类似自行车辐条)张力拉筋固定,有导叶的张力圈之间由“张力”导叶轴固定,导叶轴之间距离均布。1.4 导叶:见图中1,数量很多的导叶安装在导叶轴上,导叶可以在导叶轴上自由旋转一定的角度,角度大小由限位决定。2、 机架结构介绍:见右图,机架的跨度巨大,约150米,左右各从叶轮主轴引出两根水平输出轴,传递叶轮机转矩进入发电机房,机架两端的滑动轴承套与叶轮机主轴配合,中间是主浮体和发电机房。机架是由标准型材组装而成(类似钢制桥梁的骨架结构),强度大、重量轻,可以满足叶轮机、浮体之间连接的抗风浪要求。3、 发电机室结构:见右图,全封闭的发电机室置于机架之中或之上,是构成机架的一部分,内部设置发电机、变速系统、电力系统、和监控系统。五、 技术安全保障和措施1、 网架结构设计:虽然体积庞大,但整体是网架钢结构,只要设计合理,完全可以保障强度,保障在恶略的风浪中机组也可以正常运行。2、 几种稳定性的分析:2.1 漂浮稳定性:主要由三个浮体为主,承担所有负荷和变化。为能保证常年稳定运行,要考虑海生物的附着和浮力非正常损失,我们设计的总浮力是总重量的1.3倍,也就是水上余量接近1/3。2.2 翻转稳定性:四叶轮应比两轮更稳定。两叶轮长轴方向的稳定性应没问题,在短轴方向,虽然浮体直径不大,但是60米直径的两个叶轮在运转情况下是起稳定平衡作用。当波长接近60米的时候,或者恶性天气来临,则根据传感器数据会自动或者人工操控整体的吃水深度,甚至全部没在水中避免在短轴方向的不稳定。 2.3 巨浪中的稳定性:由众多导叶推动叶轮的旋转产生了叶轮的线速度,当风浪加大,增加的线速度大于海浪的上下速度时,外缘的几圈导叶因为无法打开做功“角度”,所以处于自由状态——既不做功,也不会受到海浪的上下作用,被动的“随波逐流”转动的导叶此时只受到海水的摩擦阻力。实际上在大浪环境下外圈导叶首先超速不受力,然后随着海浪继续加大,线速度继续增加,则依次向内圈的导叶不受力。反之导叶线速度减少,则依次由内向外恢复做功,但是不可能全部导叶都超速不作功。因此,在巨浪超速运转中,可以理解为叶轮有效做功直径在变小。反之海浪波速的减小,叶轮有效导叶直径增加——其实这是一个动态平衡。结论:在巨浪中运转的叶轮机不但消耗了大量海浪的势能(高度),覆盖的表面并不“浪滔天”,而且有效做功导叶直径缩小,这就保证了其在大浪中的稳定性加强。2.4 遇到龙卷风时的稳定性:这种极端天气虽然难以预见,但可以分析其受力,由于机组海上部分都是网架结构,垂直旋转向上的“升力”是难以将其粉碎或整体抬升,当然海水是可以抽上天的,所以机组遇到龙卷风时完全可以稳定运转,只不过线速度会“超速”,自由状态的导叶增加,做功导叶直径变小。3、 耐腐蚀性分析:机组将3-5年作为一个轮换检修周期检修3.1 整机表面的锈蚀:钢结构的机架、机房、浮体和叶轮表面只要按一般的船舶要求涂敷涂料防腐即可,三年一次的更换检修也保证了表面的完好。3.2 机组轴承的腐蚀:一般轴承部位是最大的风险点,但是本机组采用大直径的滑动轴承,而且设计在海面之上,若浪高6米,周期6秒时转数约0.3转。虽然会遇到飞溅的浪花,普通的轴封就完全可以排除水汽和海水的浸蚀。3.3 易腐蚀部位:叶轮机水下部分没有轴承和旋转件。但是会有海上漂浮物撞击致涂料剥落的可能。又由于是组装件的应力结构,大量的螺栓结合部较容易腐蚀,故3-5年作为一个轮换检修周期,根本杜绝了腐蚀事故的可能。3.4 导叶轴的腐蚀:偏转件的腐蚀:叶轮机水下部分几千个塑料导叶板在导叶轴橡胶轴套上偏转,没有腐蚀可能。4、 项目开发的可靠性:项目开发要一步步的进行试验,不可以跳跃式进行,提高试制试验的可靠性。4.1 基本原理可靠性:本专利的基本原理是肯定的,勿与质疑。4.2 运转发电可靠性:一切理论推导分析都倾向其运转和发电是可靠的。4.3 20米样机实验:第一步就是20米样机的试验,其实验和测量数据结果,将判定【分段式可变翼技术】是否可行;判断是否与理论【折算】的功率和成本相符;判断是否可被市场接受和是否应该进行下一步的1:1样机的试验和试制,这样一步一个脚印的试验才是真正的【可靠】。4.4 样机和海上试验发电场的试验:同20米样机实验道理一样,不能跳跃试验,一定在发电机组试制成功并定型以后进行。详情在此从略!六、 技术优势分析:通过试验和研究发现,本技术有较多的技术优势。1、 资源优势:本技术是针对【离岸】海浪波能的利用,其海浪波能发电的“成功应用”目前尚属“国内外”的空白。我国海洋面积辽阔,【波浪能】蕴藏量达约1.5亿千瓦,资源优势明显。2、 应用优势:本机组在0.3米以上的浪高即可发电,适于年平均1.2米以上的海区应用。在“离岸”无垠的深水海区,波能占海浪能量的绝大部分,都处于待开发阶段,本技术及时迅速开发应用将有广阔的天地。3、 大功率优势:因为每个海浪【波能】固有能量小、能量有限,受风区个数、远近的影响紊乱无序,能量损失后要靠临近海浪来补充,这就制约了其难以大面积开发和转换。目前经济型大功率的海浪波能发电是世界性难题,本技术则通过结构简单的叶轮机可变翼分段技术突破了这个瓶颈,将大面积紊乱无序、能量有限的海浪上下波能转换为叶轮机巨大的转矩,发出大功率电能。 第三章 试验、试制方案介绍这是一个分步进行实验和投资的过程,是一个即使失败也没有基础投资和善后处理等等留“尾巴”的项目。其实就是一个标准机组的试制过程,目的是要达到该产品可以大批量生产和应用。实验的程序和方法分三步进行:第一步,模型和小样机试验。只是验证原理,没有实际应用的意义。第二步,2叶轮20米样机试验。取得数据为下一步设计和试验积累经验。第三步,2叶轮发电机组样机实验和定型。第四步,建立海上发电场样版。一、 第一步试验:分模型和小功率的原理试验,投资应在1-2万元以内。1、 模型试验:做一个80公分的模型,经费约500元以内。见右图,该模型不需要电机,在空气和淡水中上下运动,验证很多人已经证实了的技术关键——在上下海浪的作用下【导叶】可以吸收波能,产生同向的推力,推动叶轮机转动,同时也对本技术有一个“感性的认知”。2、 2-5米小样机试验:实验经费应该在2-3万元以内。该样机直径2-5米,电机是一个1kw以内的立式直流发电机组。在海中立柱、大型浮体或水深15米以上的码头边(近似深海的波能环境)进行试验,验证是否可以发出电能,但是取得的数据对下一步试验无指导意义。见右图。二、 第二步试验:在第一步的基础上进行20米单体海试样机,为较大功率实用型发电机试验做准备,取得数据为下一步设计和试验积累经验。1、 20米样机:做一个配置1-2个20米直径叶轮发电机组,转速1转/分左右,配置100kw交流发电机及配套设备。投资应在50万元以内。2、 海区试验:锚定在深海或立柱上来验证“较大功率”设计原理的可行和可靠性,验证是否可以发出较大的电能以及较经济的发电成本,同时取得“宝贵”的各种实验数据备用。试验中若锚定,由于直径小在海浪中会随海浪浮动,所以应在左右远一点的位置固定上两条旧船,增加整体的平稳性,实验结果会好一些。3、 试验结束和评估:至此完成了本专利技术的实验阶段,应对总体测试结果进行验收和评估,最后完成项目报告。4、 决策:评估后进行决策——慎重决定是否继续进行第三步实验,还是“停止”,因为较大型发电单元样机的研制投资较大。第三步试验:较大型发电机组的定型试验和试制。在20米海试样机成功基础上取得数据进行设计和试制,做2-4个直径60米叶轮机为一个机组的样机,转速约0.3转/分,功率约600千瓦,因为是定型产品试验和试制,故包括反复整改的实验、试制,经费约需2000万元左右。实验结束撰写可行性研究报告后,应申请“国家资助”的项目立项或联系大型能源企业的资助,形成核心技术+国家认可和立项的支持+电力企业(如海风电企业)运营和经费支持三者形成一个链,再吸收社会投资,迅速地推广。四、 第四步试验:建立海上发电场样板工程的投资数额较大,资金5000万元——20000万元以上。(参考第四章,海上发电场建设可行性分析)五、 风险分析1、 试验风险:本技术分小、中、大样机和试验电场的试验试制和推广过程,是一个分步独立进行实验和投资的过程,即使试制、实验过程失败,具体风险只是“部分”资金的投入损失。是一个没有基础投资和善后处理等等留“尾巴”的项目,直至达到该产品设计要求,方可以大批量生产。2、 制作的风险:分材料、设备和组装三部分,分述如下。2.1 本技术是分散加工,几种装配,80%主要是由协作厂提供制作的碳钢型材的结构件,虽然数量巨大,但工艺简单和加工精度较低,只要加强检验和整体验收,原材料和组装风险小。2.2 由协作厂生产的机电和控制设备等都是通用设备,折旧期为12年,这样只要加强检测和验收,故无风险。3、 成品率、返修率风险:由于整机是浮式超低速运转环境,是在海上组装成一个刚性的整体,由于没有特殊安装工艺,加工和装配精度也不高,那么出厂前只要严格检验就可以实现零废品率。又因为运转时执行了三年更换式的检修,只要替代机组是完好和符合时间要求,那么就能实现在三年内无故障运行,故返修风险小。 第四章 海上发电场建设可行性分析海浪【波能】发电机组结构简单、整机一体、安装容易、不需维护、无高精尖技术支持,但是由于是“技术创新”,国内外没有经验可借鉴,所以“未知”很多,在没有试验经验的情况下,对海上海浪波能发电场建设只能在理论上进行分析和探讨。如下:一、 海上发电场建场特点:为了适应海浪动态甚至是恶略环境施工难的现状,采取发电机组整体拖弋,输电系统现场接插式安装,锚定后即可运转,所以建设周期非常短。二、 选型:根据用途和用电量分单叶轮机、两叶轮式、四叶轮式、集群建站和海洋能综合发电平台等建场模式。1、 单叶轮机组:单叶轮单发电机机组一般固定于海上设施和大型漂浮物周围,譬如钻井平台等。如右图。2、 两叶轮机组:如果用电量少,一般选两叶轮机组,缺点是短轴方向稳定性较差,见右图。3、 四叶轮机组:如果用电量较大,一般选四叶轮,除了发电量大以外,还具有比两叶轮式发电成本低、稳定性强等特点。见右上图。4、 发电机群:这是由6个各自独立的发电机组构成的大型海上发电场,可以供应更多的电力,且综合成本更低。譬如:在海风电的外海布局,毫无疑问成本优势明显。见右图。4.1 安装:在接插平台通过接插式安装,集群建设而成。4.2 直流稳流:微调用蓄电池组。4.3 用电平衡:夜间或台风季节,少量过剩发电量用海水淡化平衡,过多电量用电解氢来解决——氢气储存在浮体内。5、 海流综合发电和制氢:本技术安装在“海流综合发电和制氢”的大型载体上,右图的【5、海浪波能发电机】。这个载体上同时将几种海洋能转化为电能和将电能转为氢能。也就是将浩瀚深海中的海浪、海风能、海上光伏能、海流能、温差能和盐差能转化发电,同时再将电能转化为氢能并储存,生产出可存可用的新能源。深海海风、光伏、海流、温差和盐发电技术基本成熟,但是在深海单个发电技术成本奇高,难以实施。那么和“海流综合发电和制氢”技术联合发电,不但发电量巨大、成本更低廉,而且解决了输电难的困扰。三、 海上发电场的几种预选方案:1、 近海运营:一般海上风电场选址在水深20米以内的海区,往往风能丰富的海区,海浪波能也丰富,故海浪波能发电场首先应选址在“海上风电”附近的深水区选址,可以利用风电电网向陆地供电,并且以此逐渐向深海延伸。这样节省了独立发电昂贵的输配电及电力平衡设备的巨大投入,生产成本将大大低于风电,甚至接近火电。例如:选址在上海东海大桥 100 兆瓦海上风电场以外海域。2、 固定式发电:例如安装在人工大型漂浮物等海上设施上或边缘发电。参考:第四章,海上发电场建设可行性分析,(二、) 选型,(1、)单叶轮机组。3、 离岸运营:在远离大陆的海岛、人造海上城市、石油设施、海上军事要冲等设施周围海区建立大型海上发电场,虽然配套了电力平衡系统,发电成本上升,但是替代了昂贵的“柴油发电”,其经济意义也非常明显。参考:第四章,海上发电场建设可行性分析,(二、) 选型,(3、)发电机群。 4、 独立发电:开发建设海上“自产自销”式的独立发电场是今后主要的离岸的发电模式,很明显向陆地供电不可能,那么独立发电的目的是什么呢?其实就是自发电建立“海上氢能源基地、物资存储加工或供应基地,这将是今后的发展目标,前景广阔。举例:在浩瀚深海的海浪能源进行发电,没有供电用户输变电几乎不可能,所以应用在浮式海洋能综合发电和廉价制氢的技术上是唯一出路。参考:第四章,海上发电场建设可行性分析,(二、) 选型,(5、)海流综合发电和制氢。四、 运输、安装和电力输送1、 运输方案:由于整机出厂,故在存放的停泊港湾处,拖至预选海区锚定即可,甚至可以采用机组在托运过程中借助自身发出的电能转换为拖曳动力。2、 安装方式:单机和集群安装都可以采用接插式安装,非常简洁。3、 电力输送:3.1 海风电电网:利用风电输电系统是最简洁的入网方案,成本最低。3.2 独立电网:如果通过自备海底电缆登入陆地的供电方式,投资会明显的增加,例如海岛供电等。五、 建设海上发电场的技术优势:1、 市场优势:本技术是针对海浪波能的利用,尚属国内外市场的空白。面对世界性能源紧缺的现状,化石能源日益枯竭,尤其在陆上风能发电、光伏发电市场接近饱和的新能源领域里,海洋能是21世纪的又一种新能源,向大海要电、开发【海浪波能】的时代已经到来。2、 超低速运行优势:整机虽然巨大,但刚性一体的结构极简单,叶轮机转速低于1转/分,线速度在1.5米/秒以下,故运转非常可靠。3、 无障碍运行优势:由于整体结构刚性强漂浮在海面运行,在万变的深海环境中,各种环境参数、仓室密封状况和机械运转数据均由传感器传回陆地监控,所以可以全自动无障碍运行,不需要现场人员在场操作的优势极大。4、 耐腐蚀优势:由于水下部分无轴承和润滑点,轴承和轴封均在水面浮体上部和衍梁之间,在海面下的部位做成刚性强的整体,运转可靠耐腐蚀,每3年更换保养的设备完好状况,杜绝了腐蚀可能。5、 发电场投入产出优势:以6台发电机组组成的一个海上发电场为例,在10年的折旧期内:5.1 总投入:10年合计投入约11980万元。5.2 产出:年平均发电功率3391.2kW;供电功率2712.964kW;供应电量39880万度;成本电价约0.36元/度电;出售电的价格0.54元/度电。5.3 电网输电:如果在海上风电附近的深海海区建立一系列的海上波能发电场,接入海上风电输电网,这样就节省了昂贵的输变电和电力平衡系统,成本则可以再降低1/5左右。6、 发展优势:由于劳动密集型生产的模式适合当前国情,海上发电场建设可以滚动发展,而我国适合发电海区极广,故可以短期内迅速推广和发展。6.1 生产优势:发电机组整体虽然巨大,但是网架结构制造简单、刚性强、精度低,而且是单元化、标准化、大批量组装式生产,质量稳定,非常适合我国劳动密集型集团化企业的生产模式。6.2 推广优势:由于刚性机组在海中以低于1转/分超低速运转,故障率极低;拖运至海区、接插式的接线、锚定安装技术简洁,而且海上发电场建设可以采用边发电、边投放的滚动发展模式,这样建设发电场就可以快速推广发展,迅速占领市场。六、 海上发电场风险分析1、 海上发电场的经营风险:唯一的经营风险是成本风险。2、 灾害风险:由于整机是浮式、超低速运行,转速远小于1转/分,小导叶约0.8平方,整机为型材网架式应力结构,受力面小。对于海洋灾害,主要是台风季节的超强度海浪灾害,实际上叶轮骨架和导叶在巨浪中运行特性是【风浪越大受到上下的压力反而变小】,所以风险小。对此分析如下:2.1 受力关系分析:台风灾害季节的巨浪冲击力巨大,是和静态的垂直面积成正比,而对于本技术的叶轮来说,海浪和导叶处于相对“动态”的平衡状态,所以海浪和叶轮之间的受力关系是动态关系——也就是说导叶随着线速度的增加受力减小,反之加大,当叶轮导叶线速度超过海浪的速度时,导叶就不受力和做功了(注意:在同一个叶轮上,每一圈的线速度是不同的)。所以,整体叶轮平面受力不会随着海浪高度、速度的增加而增加,因为海浪加大了以后叶轮转速增加了,那么超速的叶片逐渐增加,所以整体叶轮平面受上下海浪力的范围会越来越小。2.2 不受力分析:清楚了受力关系,也就清楚了叶轮强度风险,台风灾害季节受力关系如下。叶轮处于巨浪的波谷时候,叶轮机部分“导叶”悬空,所以不受力;叶轮部分导叶没在水中时,当叶轮导叶的线速度超过上下海水的速度时,此时导叶成自由状态摆动,也就不会受到海浪的上下压力,也就不受力不做功;此时叶轮巨大面积的上千只小导叶就像在海浪中快速【游动】、自由穿行的【鱼儿】一样,不吸收上下海浪的压力,也就不怕巨浪了。实际上在大风浪里越接近额定转速,受力做功的导叶越少,在巨浪里只有最里面几圈的导叶在受力做功维持着【额定功率】输出。结论:导叶由于超速不受力也就不怕巨浪。3、 叶轮超强度风险:由于直径巨大的叶轮在海水中会同时受到上和下的海浪作用,所以合力几乎为零,但是当大波长时,叶轮平面上每个波长之间的压力差为最大,这时叶轮面在长波时的“翘曲”应力是主要的强度风险。发电机叶轮结构设计成类似“自行车轮”的张力结构——刚性一体的【预应力】结构,强度大。导叶轴就是预应力的张力轴,“张力筋”固定在浮体上下端和叶轮环之间,形成一定的“锥形面”,张力轴几乎全部受到导叶的覆盖。结论:所以只要机械强度设计的【张力】合理,叶轮超强度风险是完全可以保障的,故风险小。4、 导叶强度风险:当叶轮水平线速度很小,发电功率也小时,导叶受力最大。当海浪速度提高,导叶线速度加快,受力则变小,但发电功率提高。当线速度接近海浪的速度时,叶片受力为最小。这就是说风浪越大叶片受力越小,所以说导叶抗拒台风的能力强,风险小。结论:【导叶所处的直径越小,设计的强度应越大】,当然这在设计上是完全可以解决的。5、 超负荷风险:海浪的大小和发电功率成正比,那么巨浪时会不会超转速、超负荷发电呢?答案是:“不会”。5.1 发电机功率:海浪发电机的额定功率和决定于设计参数取决于叶轮的直径、导叶的偏转角度。一台发电机组在运转中海浪的平均速度越大、转速越快,发电功率就大,反之就小。5.2 受力特性:形象地说,就是海浪越大有效做功的叶轮导叶的直径越小,反之越大。海浪越大线速度越快,导叶线速度超“临界值”越多,做功导叶受力加大,而力臂减小,但发电机转速变化不大,转矩还是接近平衡,输出功率也就仍然在设计范围以内。另外,当海浪小于0.3米左右时,形成导叶夹角的“高度”大于海浪的有效高度,导叶也处于“自由”状态,此时就不转了。5.3 额定功率的确定:海浪波的振幅和频率有限,巨浪上下的即时速度也有限。前面已经分析了——大浪中巨大直径叶轮的线速度很容易超过海浪的速度而不受力。因此设计时的【可变翼的参数决定了发电机的额定功率范围】,也就决定了导叶线速度所谓“临界值”,也就是说出厂的发电机的额定功率是设定的,不会因为海浪大,速度快,叶轮会无限制地增加而超速——超负荷发电。5.4 超负荷风险:可以这样解释,当最小内径的几圈导叶线速度也接近超速时,就达到叶轮极限转速和发电机的极限发电功率了,此时绝大部分叶片处于“游动状态”。此时叶轮导叶的摩擦阻力和叶轮的扭矩等是主要的“负荷”——达到【平衡状态】,处于接近【极限负荷】运转。结论:在台风季节只要设计的配套发电系统容量足够大,就不会产生发电或输电的超负荷风险。6、 市场风险:海浪波能发电是“零”碳排放的可再生能源,目前市场是一个“空白”,无市场风险。真正的风险存在于输电方式和单位电价。6.1 并网供电:如果建立在陆地附近、海上大型设施或海洋风电群附近,可以就近接入电网是最理想的选择,这不但节省了约1/4以上的固定资产投入(主要是发电能量平衡设施和对用电的控制、管理费用),而且的有限“海缆”的投入也少,发电成本为最低,这种模式的市场风险极小。6.2 直接为海岛供电:这种模式代替或补充原柴油发电系统,对发电量和用电量变化可用原柴油发电系统调整。对于供大于求的供电——可以用蓄电池微调,海水淡化设施为主调,电解制氢来平衡夜间和大风浪发出的尖峰负荷,这样就可以解决了消费市场和发电量之间的不平衡,虽然“海缆”和发电量平衡设施的投入较大,发电成本较高,但是对于原柴油发电较高的发电成本来比较,也是经济和可以承受的,故风险小。6.3 自供电模式:远离海岛和陆地的海域是真正的海洋能源的“富矿”,因此随着市场的深入和扩大,无“海缆”的“自产自销”的供电模式最为理想。譬如:为浮式海上鱼类加工储运厂、军事或常规物资中转基地以及氢能生产基地(最简单且自动化程度高)等单位的供电,因涉及其他科目技术,所以科技风险较大。七、 海上发电场经营风险分析:1、 安装风险:整体拖运到海区锚定,在不停机状况下,输电电缆接插式安装即可运行,风险极小。2、 运行风险:由于可实现无人值守、每个叶轮机两年一次替换检修,保证设备完好水平,实现10年无障碍运行。由于是各自独立发电,所以即使单机故障也不影响整体发电,经营风险较小。3、 经营目标:如果能够进入国家风电网的海上发电,则简单,风险小。直供式的发电场风险较大,未知因素较多,直供式发电的稳定技术和配套都存在着很大的难度。譬如:电力蓄电池微调技术;夜间和台风季节的电力调节,如:淡水生产、电解氢等配套技术。第五章 海上发电场成本分析本章涉及到技术的核心,就是发电成本,是以6台两叶轮机组组成的海上发电群为例分解说明,这里的数据和结论只能作为参考,而不能作为依据。由于发电的供体有几种,所以组成和配备不同,这里指用这种的方案加以说明,读者可以酌情加减,再加以评判!谢谢!分析结果:6台机组发电总功率3391.2kW;供电功率2712.964kW;供电量34183万度;成本电价约0.39元/度电;出售电的价格0.59元/度电。一、 10年发电成本估算:此估算结果只能供了解本技术时的量化参考!不作为依据。1、 机组几何尺寸:叶轮个数2个;直径60米;总长150米,导叶尺寸0.8×1(米),可变夹角平均±12.5°。2、 机组参数设定:即时参数不能说明问题,故计算参数均为年平均值。2.1 综合转换系数确定:海浪不断从叶轮圆周向内传导能量,导叶转换海浪波能过程会受到各种损失,保守的考虑能量转换系数暂定为0.5。损失包括:* 主要是表面摩擦损失约0.1。* 上下死点时导叶被动角度转换损失约0.1。* 海浪衰竭后小于0.3波高的不能回收的海浪损失约0.2。* 其他损失约0.1。* 合计:约0.5。2.2 发电效率估算:由于叶轮以低于1转/分的超低转速输入发电机,所以包括传动系统、变速系统、发电系统等的综合发电效率系数暂定为0.6。2.5 供电效率:直接接入海上风电输电则忽略不计。直接供电时,短途输变电、频变、储存、蓄能工艺、能量平衡等综合效率损失系数暂定为0.8。3、 海浪波能含量确定:因为从黄海到南海有一条东北—西南走向的大浪带,平均波高在2米以上,周期在4-8s之间,波浪能的密度可达5~8kW/m。为体现有代表性,故意选取波浪能密度的低值5kW/m为本分析的计算值,如果在南海发电就应取高值8kW/m,在英国北海发电,则更高。但在此不予分析。4、 转换能量计算:计算结果一台机组的转换能量为942kW,详述如下。4.1 海浪总能量:叶轮周围海浪总长度(叶轮个数2×2×3.14×30米)×(3、)波浪能的密度5kW/m=2×2×3.14×30米×5kW/米=1884kW4.2 机组转换能量:(4.1)海浪总能量×(2.1)综合转换系数0.5=1884kW×0.5=942kW。5、 发、供电功率计算:一台机组发电功率565.2kW;供电功率452.16kW,计算如下。 5.1 发电功率:(4.2)转换能量942kW×(2.2)发电效率0.6=565.2kW。5.2 供电功率:(5.1)发电功率565.2kW×(2.5)供电效率0.8=452.16kW。 6、 输出的电量计算:每台2个叶轮直径60米的发电机组,6台规模的海上发电场,12年的总供电量≈34183万度。6.1 确定年平均发电时间:如果按12年的折旧计算,3年为一个检修期,那么每台次更换检修时间约为45天。由于是接插式更换,时间已经足够,所以每年平均运转时间按350天保守计算发电量为宜。6.2 12年发电量计算:12年×6台×(5.1)发电功率565.2kW/台×350天/年×24小时/天≈34183万度。7、 12年合计投资估算:合计投资约14600万元。其中:7.1 设备总投入:一台为备用,故有7台机组,固定资产总投入(包括各项的安装费)合计9450万元。其中:* 发电设备投入:共投入7台650kw普用型发电机组及变速系统,单台造价估计约350万元。7台合计约7×350=2450万元。* 7台90米网状主机架及浮体7×400=2800万元。* 14台60米叶轮机及浮体14×300=4200万元。 * 7台合计:2450万元+2800万元+4200万元=9450万元。7.2 配套设施合计投入:不考虑淡化水等配套投入,约3230万元。包括:* 陆上机房100平米建筑及监控设施投入约250万元;* 输电配套主海缆4000米及配件,投入约为1500万元;* 储存、蓄能工艺设备投入约为1300万元;(直接入网就不需要了)* 锚定系统:6套约180万元。* 合计投入约:250+1500+1300+180=3230万元。7.3 维护和运行投入:10年费用合计小于1920万元。其中:* 维护费:无故障运行检修期为3-5年,每台共检修约4次,每次约50万元,12年6台共检修24次。合计:50万元/次×24次=1200万元;* 12年6名监控人的人工费、管理费、杂费等,合计小于720万元。* 合计:1200+720=1920万元。7.4 12年合计投资:(7.1)7台机组固定资产总投入+(7.2)配套设施合计投入+(7.3)10年维护和运行费=9450万元+3230万元+1920万元=14600万元。8、 12年发电外的运营收入:计算约1254.4万元。其中:8.1 副产品淡水和液氢等盈利:因为是直供式发电的配套,是按成本供应,极少盈余,直接入网发电方式就不需要了。计算产值,12年保守估计去除电费以后的运营成本净【增值】部分约240万元。8.2 固定资产残值分析:折旧期为12年后,起码有1台备用机组,以及6台折旧机组的部分耐用资产可用,12台机组90%都是非机加工低附加值的结构件,所以考虑残值约8%(不考虑12年后超期服役的收入),计算:【(7.1)7台机组固定资产总投入+(7.2)配套设施合计投入】×0.08=(9450万元+3230万元)×0.08=12680万元×0.08=1014.4万元。8.3 12年发电外的运营收入合计:240万元+1014.4万元=1254.4万元。9、 10年发电成本估算:每度电成本计算约0.36元/度电。计算如下:净投入-发电外运营收入/12年发电量=(7、)合计投资14600万元-(8、)发电外收入1254.4万元万元/(6、)输出的电量34183万度=(14600-1254.4)万元/34183万度≈0.39元/度。二、 出售电的价格:供给电网或用户供电价格暂定为发电成本的150%,即0.59元/度电。理由有三点:1、 配套投入运转费:由于海浪发电功率极不稳定,需要将不平稳的交流或直流电转化为稳定的直流电或者交流电,那么就需要功率较大的“逆变器、蓄电池组、50HZ调频、升压装置”等配套设备,虽然在(7.2)配套设施中已经投入“储存、蓄能工艺设备”约为3230万元。但这些配套设备运转费用较高。注: 如果直接入网输电,那么昂贵的“配套设备”和维护运转费用就不需要了,就可以节约几千万元的购置和维护费了,电价更低。2、 未知费用存在:在计算每度电成本时,虽然取值尽量“保守”,但是难免可能有一些偏低或遗漏,以及会发生不可预见的未知费用,故要留有余量。3、 营业费用支出:包括税费、宣传费用和准备了充足的提留款等等。三、 波能发电技术的优势:通过分析和计算发现海浪波能发电场的技术由于售电价格低于海风电,应该很容易被市场接受,并具有很多的优势,现介绍如下:1、 成本优势:成本低是海浪波能发电技术的【生死线】,再好的技术不被市场接受是最大的“缺陷”,通过上述计算大家可以看出即使保守的取值,得出的预计成本也具有明显的成本优势,如果此技术应用到南海8kW/m海浪的海区发电,那么成本将可能再降低30%。2、 政策优势:海浪发电是纯绿色可再生新能源,国家会给与政策和资金的支持,在计算时并没考虑“政策补贴”,所以加上补贴以后成本将降低。3、 入网优势:我国已经有了海上风电网,海上风电区也是海浪波能的“富矿”,如果在风区发电后直接进入海上风电网,那么加上政策补贴和节省巨额的稳定供电设备的投入,那么出售电价就会大大低于0.59元/度电,再经过不断优化,甚至可与火电媲美,其环保意义则是火电不可比拟的,意义重大。4、 独立供电:如果对海岛等海上设施供电,补充或替代昂贵的“油电、风电、光电”等供电,海浪波能发电成本优势极大,无可替代。5、 波能发电技术又一个闪亮点:广阔的海浪、海流“带”,那里往往是风能和海流能集中地海区,海浪波能发电技术的又一个闪亮点就是海洋能综合发电技术——就是在一个海上大平台上面安装风能、光能发电,四周进行波能发电,然后平台以下深海进行海流能、温差能、盐差能的联合发电。不但发电量巨大,而且可将大量廉价的海洋能在平台上原地转换为【氢能】。这样既解决了深海电能的输送难题,同时也为大陆提供无限可再生清洁的【氢】能源。注:除海浪波能发电技术尚待开发以外,风能、光能、海流能、温差能、盐差能的发电技术是成功的技术,只是苦于在海上恶略坏境,发电难度大,成本高,难以推广。所以一个大平台就提供了海洋能综合发电的基础,这在技术上非常可行。 第六章 技术探讨和展望一、0.59元低电价的分析:从分析报告的成本计算过程可以看出,尽管取值较保守,但是仍然显示为较低的发电成本,原因是什么呢?下面将“海浪波能发电”、“近岸海浪发电”、“陆上风力发电和海上风力发电”和“火力发电”的各种费用和技术项目统一用列表来对比进行分析:(不包括初期的研制经费) 对比项目 波能发电 近岸发电 风电和海风电 火 电 1 研制经费 标准产品、无 非标准技术、有 标准产品、无 标准产品、无 2 选址论证 海区论证、少 底质和水文、多 地质和气象、较多 地质和水文、多 3 设计费 标准设备、少 非标准技术、有 标准设备、少 标准设备、少 4 基础工程建设费 漂浮运转、无 基础建设费、多 偏远地区费用、高 基础建设费、极高 5 运输安装费 拖运和锚定、少 运输安装费、少 运输安装费、高 运输安装费、高 6 系统设备复杂性 设备、简单 设备、较简单 设备、较简单 设备、极复杂 7 系统运转控制 远距离监控 远距离监控 远距离监控 岗位人控或监控 8 设备复杂性 设备简单 设备较简单 设备简单 各系统设备复杂 9 设备完好 定期更换、完好 定期检修、较好 定期检修、较好 定期检修、较好 10 大修期 三年更换 3年以上 3年以上 3年以上 11 故障率 无 较少 少 较少 12 维修方式 停产维修 停产维修 停产维修 部分停产维修 13 维修费 极少 较多 多 较多 14 维修频率 极少 较多 少 较多 15 维修方式 各分供方负责 各分供方负责 各分供方负责 大部本单位维修 16 生产和管理人员 一人监控 一人监控 一人监控 生产和管理、很多 17 折旧期 12年 12年以上 12年以上 12年以上 18 输电方式 入网或自产自销 入网或自产自销 入网 入网 19 发电期 非全年发电 非全年发电 非全年发电 全年发电 20 输变电增加比例 1.5 不详 不详 高于1.5 21 管理费 少 少 少 高 22 发电规模 组成大型发电网 难 组成大型发电网 可以 23 设备通用性 标准化批量生产 地质不同、难 标准化批量生产 标准化批量生产 24 保险公司介入 介入容易 介入难 介入容易 已经介入 21 建设周期 极短 有基础较短 有基础较短 环节多周期长 22 安装形式 接插式安装锚定 有基础较短 有基础较短 复杂时间长 23 单机发电功率 1000kw级 高于1000MW级 MW级 高于MW级 24 海上生产 所有离岸的深海 部分海岸 20米深近岸海区 不可以 25 环境限制因素 渔场、航线 环保、渔业等 候鸟迁途 环保和人文等 26 资源量 极大 大、但受限 大、受水深限制 接近饱和 27 能源性质 绿色可再生 绿色可再 绿色可再 污染、不可再生 28 政策支持 支持 支持 支持 受限 29 供电市场 海岛、海上设施 海岛和大陆 海岛和大陆 海岛和大陆 30 二级产品 淡水、氢能 淡水、氢能 无 沿海可生产淡水 31 自然灾害 抗台风 抗台风不抗海啸 抗台风 抗台风和海啸 32 发电成本 估算0.39元/度 高于0.39元/度 高于0.39元/度 低于0.39元/度 33 科技水平 独创国内外领先 独创国内领先 国内领先 一般 34 技术发展 综合发电和制氢 降低成本 降低成本 环保和污染结论:1、 直接费用:其中直接费用有5项优势,是影响成本的主要因素。2、 间接费用:其中间接影响成本有15项优势,是影响成本的次要因素。3、 结论:通过第五章,海上发电场成本分析和上述的比较,大家不难看出本海浪波能发电成本0.39元/度,供电价格0.59元/度是正常的,因为直接和间接费用均低。二、 待深入研究的问题1、 技术的深入:目前,该技术只用“模型”在空气中和水池中进行了的模拟试验,虽然证明了本技术的关键——叶轮导叶的【变角原理】是可行和可靠的。也进一步推论了,不管是向上还是向下的海浪是可以推动叶轮机转动的。因为海水的密度是空气的832倍,毫无疑问这个实验说明本技术【可变翼海浪发电机组】完全可以利用海浪的波能来发电。虽然理论上可以推导出本技术功率大型化后有许多技术优势,但是真正付诸现实还需要在试制试验中不断地进行研究和设计改进,面临的困难竟是非常艰巨的——道路是曲折的、前途是光明的!2、 发展大型化:从上述计算可以看出叶轮的直径越大,力臂越长,转矩越大,虽转速更慢,但发电功率、效率更高。所以在理论上100米直径,甚至更大机组的研制将创造更低廉的价格,关键是制造工艺是否可以满足,这些都在等待我们去研究和试验。3、 建设海发电长城:海浪发电如果接入海风电输电网,那么就可以建立从沿海深入深海的“海发电长城”网。这样既节约了配套昂贵的“附属设备”开支,又转换了深海丰富的海浪能源,形成稳定的供电网,和“国网”建立接口将进一步改善海浪发电的供电质量,这是最佳的方案。4、 海上发电和氢能生产:这是另一个技术,在此从略。(完)
行业:电力生产
一种组合导叶式的海水发电单元
目 录前 言 ...................................................... 4 第一章 专利介绍 ............................................ 5一、概况:1、发明人 2、专利名称 3、技术形式 4、所属行业和应用 5、项目的现状第二章 可变翼海浪波能发电机组可行性分析 .................... 5一、设计构思要点: ........................................... 61、结构必须大型化 2、必须要单机大功率 3、必须自动化运行 4、可实现无故障运行 5、可抗台风 6、执行标准化生产 7、适合集团化批产二、项目的进展: .............................................. 71、可变翼技术考证 2、原理验证 3、20米样机试验 4、大型样机的试制和实验三、举实例分析: ............................................. 101、几何尺寸 2、叶轮导叶分布 3、技术关键 4、被动成角的原理四、机组的结构设计: ......................................... 111、叶轮结构概述 2、机架结构介绍 3、 发电机室结构五、技术安全保障和措施 ..................................... 121、网架结构设计 2、几种稳定性的分析 3、耐腐蚀性分析 4、项目开发的可靠性六、技术优势分析 ............................................ 141、资源优势 2、应用优势 3、大功率优势第三章 试验、试制方案介绍 .................................. 15一、第一步试验: .............................................. 151、模型试验 2、2-5米小样机试验二、第二步试验: ............................................... 161、20米样机 2、海区试验 3、 试验结束和评估 4、 决策三、第三步试验: ............................................... 16四、第四步试验: ............................................... 17五、风险分析 ................................................. 171、试验风险 2、制作的风险 3、成品率、返修率风险第四章 海上发电场建设可行性分析 ............................ 18一、海上发电场建场特点: ....................................... 18二、选型: ..................................................... 181、单叶轮机组 2、两叶轮机组 3、四叶轮机组 4、发电机群 5、海流综合发电和制氢三、海上发电场的几种预选方案: ................................. 191、近海运营 2、固定式发电 3、离岸运营 4、独立发电四、运输、安装和电力输送 ...................................... 201、运输方案 2、安装方式 3、电力输送五、建设海上发电场的技术优势:.................................. 201、市场优势 2、超低速运行优势 3、无障碍运行优势 4、耐腐蚀优势 5、发电场投入产出优势 6、发展优势六、海上发电场风险分析 ....................................... 221、发电场的经营风险 2、灾害风险 3、 叶轮超强度风险 4、导叶强度风险 5、超负荷风险 6、 市场风险七、海上发电场经营风险分析 ................................... 251、安装风险 2、运行风险 3、经营目标第五章 海上发电场成本分析 .................................. 26一、10年发电成本估算 ......................................... 261、机组几何尺寸 2、机组参数设定 3、海浪波能含量确定 4、转换能量计算 5、发、供电功率计算 6、输出的电量计算 7、合计投资估算 8、发电外的运营收入 9、10年发电成本估算二、出售电的价格 ............................................. 291、配套投入运转费 2、未知费用存在 3、营业费用支出三、波能发电技术的优势 ....................................... 291、成本优势 2、政策优势 3、入网优势 4、独立供电 5、波能发电技术又一个闪亮点第六章 技术探讨和展望 ....................................... 31一、0.59元低电价的分析 .................................. 311、直接费用 2、间接费用 3、结论二、待深入研究的问题 ......................................... 331、技术的深入 2、发展大型化 3、建设海发电长城 4、 海上发电和氢能生产(完) 海浪【波能】发电技术可行性报告前 言 海洋中的海浪能是以海浪动能和势能方式存在,是可再生、无污染、切蕴藏量巨大。但海浪能特性是:周期、波长和浪高极其复杂多变而不规则,与环境的风量、风速、流速等变化有直接关系,所以这就是海浪发电最大的难点,尤其是深海海浪【波能】发电更困难,在国内外难以突破。海浪能分“近岸”和“离岸”这两种性质不同的能量形式存在,我国近岸海浪发电技术发展很快,但是对于占绝大比例能量巨大的离岸(深海)波能发电,能成功进入市场【商业化】应用的发电技术在国内外尚属空白。本技术属于离岸的海浪波能发电技术范畴。就是在万变的深海,巨型叶轮机上的近千个小叶片可以根据海浪上下推动,被动地打开一个定角,吸收海浪上下波能,产生同向转矩,推动叶轮机旋转来发电,故称之为【可变翼】技术。本研究报告共分四章加以介绍,分别为【专利介绍】、【项目目标和论证】、【试验和试制】、【海上发电场建设实施】。目前本技术处于可行性研究和设计阶段,只经过模型在水池和海浪中进行了试验,成功证明了本技术的关键——叶轮机“导叶”通过“可变翼”的特性可以在海浪上下水流的作用下产生连续“定向”的水平推力,可以共同趋使叶轮机主轴持续向一个方向旋转。证明了可变翼的原理是可行和可靠的,那么也就证明可以带动发电机发电了。通过下面的研究,该可变翼海浪波能发电机组具有许多制造上、海上发电上的优势,可实现可以和风电、甚至火电媲美的发电技术。经估算:6台机组发电总功率3391.2kW;供电功率2712.964kW;供电量34183万度;成本电价约0.39元/度电;出售电的价格0.59元/度电。 第一章 专利介绍一、 概况:见右图——专利证明和身份证。201120038156.01、 发明人:宋文复,专利权人,非职务发明,68岁,退休。2、 专利名称:一种组合导叶式的海水发电单元。3、 技术形式:通过若干巨型叶轮机直接转换海浪波能,共同带动发电机发电,是一级能量转换技术。4、 所属行业和应用:属于可再生新能源领域,可在任何水深20米以上海域建设海上发电场,本技术分为批量制造“可变翼海浪波能发电机组”和建设“海浪波能发电场”进行发电,这两种产品和应用。4.1 机械产品:属于大型钢结构机械设备制造行业,组装式标准化批量生产大型“可变翼海浪波能发电机组”。4.2 海上发电场:属于离岸的海浪发电技术领域,建设浮式【可变翼海浪波能发电机组】单机或发电群,还可以建立海洋能综合发电或氢能源生产。5、 项目的现状:由于是非职务发明,个人基础条件差,而项目规模大,涉及行业广、资金多,故目前仍处于寻找合作单位和宣传推广阶段。 第二章 可变翼海浪波能发电机组可行性分析专利产品——叶轮式【可变翼海浪波能发电机组】是一种适合于全海域、全天候、无人值守、无障碍运行的大型深海海浪发电机组及发电机群,机组2×N个叶轮在海面下运行,海面上是机架和发电机室。(N=1、2、3......) (见下两图)一、 设计构思要点:深海海浪波能发电必应须要满足的几个先决条件。1、 结构必须大型化:由于离岸海浪波能理论上只是上下波动,没有水平动能,所以对于海浪波能发电来说,只有本体相对海浪不动,才能吸收转化海浪的上下波能。另外,海浪的波高、周期和波长在一年四季变化无常,尤其是台风季节更是极端,所以设计要考虑——覆盖海浪面积越大越稳定,转化海浪能就越多,故机组暂采用60×150(米)机型。2、 必须要单机大功率:世界上海浪波能发电大功率是难以逾越的障碍。2.1 大功率的困境:因为在深海每个海浪时刻变化,而且能量极有限,尽管深海的海浪发电技术方案很多,但都是小功率,应用在紊乱无序的海洋环境中没有实用意义,即使用“集群”方法也是不现实,目前国内外尚无可进入市场的产品,而本技术突破了发电功率大型化的困扰。2.2 技术的突破:为适应多变无序的海浪环境,本技术将叶轮机长长的叶片,设计成一段段的相互独立可以上下转动一定角度的小导叶(叶片),均布在叶轮的圆面积上,这样几千个“可变翼导叶”就可以转换任何种类海浪的上下“波能”,形成一个巨大同向的叶轮机转矩带动发电机发电——这就是关键性的技术突破,实现了大功率。3、 要自动化运行:在万变的海洋环境常年漂浮运行的发电机组,人工操作是不可能的,但本技术设计的整体结构刚性强,漂浮在海面运行,各种环境的参数、仓室密封状况和机械运转数据均由传感器传回到陆地监控,所以就可以无人值守全自动运行。4、 可实现无故障运行:有利条件如下。4.1 前提:实现自动化运行和监控是首要条件。4.2 整体高强度:设计要求浮体、叶轮机和机架刚性一体,网格式的整体结构应保证大跨度叶轮机在台风季节也要可靠运行。4.3 无故障点:海面下设计没有“轴承”,那么就没有了故障隐患了。4.4 执行轮换制:多台机组运行时,实行3-5年轮换制检修,就是每个机组到期后拖回基地进行设备检测、修理实现完好,铲除表面附着的海生物,更换破损的导叶,重新油漆备用。5、 可抗台风:由于机架和叶轮是型材组装的网状钢结构,所以漏风系数极大,60*150(米)刚性一体的机组在设计上完全可以做到抗击台风的风浪。6、 执行标准化生产:设计几种标准机型可适合不同的海况,机组尽管单机大型化,网状结构的叶轮和主机架是由型材铰接而成,完全可以做到分散加工,集中整机装配,专业化、标准化、系列化批量生产。7、 适合集团化批产:由于叶轮和机架几乎都是型材的标准化加工,包括浮体、主轴、传动系统、发电机组、输配电系统都由各专业厂生产,实行集中组装集团化的生产模式,这样有利于继续提高质量,积累经验,不断开发。二、 项目的进展:目前,本专利技术只经过了理论考证和试验,验证了原理成立,20米样机和大型样机的试制实验尚未进行,详述如下:1、 可变翼技术考证:参考历史上的一些实例,完全证实了【可变翼】技术的可行性。1.1 自行船实例:日本先后两人驾驶自制自行船横渡了太平洋,见右图。1.2 自行潜艇实例:目前不少国家已成功地试制了海浪动力潜艇,在两米海浪冲击下,可以达到常规潜艇的水面巡航速度。(见右图)1.3 叶轮式实例:德国人30年代曾试验可变角度的“风扇”实现吸收波能。1.4 可变角度叶轮实例:60年代我国已经在海试中成功实现小尺寸的可变角度叶轮(可变翼)进行海试,成功吸收海浪波能连续运转。见右图。1.5 结论:可变翼技术很早就是一个可行的技术,完全可以运用在海浪的【波能】的转换上,但是由于海浪的无序性,可变翼叶片具有接触海浪面积越大,反而吸收能量越小这个规律,只能小功率转换,所以就限制了其发展应用。注: 本技术利用超大直径的多组叶轮机,覆盖了大面积的海浪,将叶轮机长叶片【分段】后再串联重新组合,无数小叶片(导叶)同时吸收海浪波能,进行大功率波能的转换。破解了上述的“规律”,实现了导叶(叶片)接触海浪面积越大,吸收能量越大——这就是本技术的【技术关键】。2、 原理验证:目前只完成了模型和小样机试验,完全证实了可变翼原理可以转换往复流体的能量。2.1 模型试验:见右上两图,包括本人、爱好者、大学生已经多人次制作了模型,证实了“可变角度的叶轮机叶片(导叶)”在空气中和淡水池中进行模拟海浪往复运动环境,可以产生同一个方向的连续转动,进而证实了原理可行,但无法量化。2.2 小机型试验:见右图——小型机3D图,小型机在有浪的江边试验,也实现连续持续转动,但没有发电机,没有数据。图中与叶轮机同体的副导叶起着反向平衡转矩的作用,故可以独立漂浮运转。3、 20米样机试验:前期虽然模型和小功率试验成功,但是对于大功率的设计没有参考价值,因为叶轮机有和没有所谓的【分段】,在海浪中的工作状态截然相反,性能也不同,所以20米样机试验是必要的一步。虽然20米样机试验覆盖面积较小,波能蕴藏量小,发电也小,效率低。但为了取得实验数据,这是非常必要的实验过程,可以为下一步“大型机”研制取得设计经验和参考数据,而且必须是海试试验机型。目前,由于客观条件有限,故该实验只在构思阶段。经过20米样机试验,就可以预估出成本,就可判断出该技术是否继续进行下一步的试验和试制。如果继续进行下一步,那就要成立“实体”进行大功率的试制试验工作。4、 大型样机的试制和实验:此大型样机60×150米的试验是建立在20米样机试验成功和结果理想的前提下进行,而且大型样机的实验过程耗资巨大,实验过程应至少经过一个台风季节完好运行,最后不断完善和改进定型。三、 举实例分析:下面以两叶轮机组为例进行分析。叶轮机就像两个直径60米的“大吊扇”置于在海面下,机架和发电机室置于海面上,实际应用叶轮个数可为2×N个(N=1、2、3......)见下图。1、 几何尺寸:叶轮直径60米,叶轮机数量两个,主机架中心距150米。2、 叶轮导叶分布:2.1 导叶几何尺寸:导叶暂定1×0.8(米)那么60米直径的叶轮,导叶个数约2千多个。2.2 导叶布局:同心圆射线状环形均布,见右图—导叶局部放大图。2.3 导叶轴架:圈数一般为两圈布局,浮体和导叶之间空置约1/3。2.4 导叶变角:由限位块决定在10—25度之间。 3、 技术关键:本专利关键就是将覆盖大面积海浪的巨型叶轮机长长的叶片分段为若干独立可变角度的小导叶,这样就可以转换更多无序的海浪波能,共同产生一个同向巨大的叶轮机转矩,进而发出大功率的电能,这个原理是毫无疑问的。如果不采用叶片分段技术,即使叶片可以改变角度,那么叶片加长后,会同时受到很多海浪上下的作用而互相抵消,【合力】反而变小,结果是叶片越长合力越小,甚至为零。所以该专利的技术关键有两点:【变角和分段】4、 被动成角的原理:见右图,导叶(叶片)工作图示。从图中可容易看出上下海浪作用在1×0.8米的小导叶上,导叶会被动的形成一个定角,大小由挡块限位。就是因为这个这个“角”的存在,无论上或下运动的海浪在导叶表面都会产生相同的“叶轮机转矩方向”上的水平的分力。那么上千个导叶产生的这个分力就共同推动了叶轮机主轴旋转,进而带动发电机发出较大功率的电能。四、 机组的结构:叶轮机个数是偶数,下面只以2个叶轮和一台发电机组成的机组为例来介绍:1、 叶轮结构概述:如图所示,叶轮巨大,但结构极简单,主要由浮体兼主轴、若干张力圈和上千个可变翼小导叶构成。分述如下:1.1 主轴:图中3,上端是空心的主轴颈配合滑动轴承,下端是浮体。1.2 张力圈:见图中9、10,由空心管构成的几个同心圆。1.3 导叶轴:见图中1,浮体和张力圈之间由(轴类似自行车辐条)张力拉筋固定,有导叶的张力圈之间由“张力”导叶轴固定,导叶轴之间距离均布。1.4 导叶:见图中1,数量很多的导叶安装在导叶轴上,导叶可以在导叶轴上自由旋转一定的角度,角度大小由限位决定。2、 机架结构介绍:见右图,机架的跨度巨大,约150米,左右各从叶轮主轴引出两根水平输出轴,传递叶轮机转矩进入发电机房,机架两端的滑动轴承套与叶轮机主轴配合,中间是主浮体和发电机房。机架是由标准型材组装而成(类似钢制桥梁的骨架结构),强度大、重量轻,可以满足叶轮机、浮体之间连接的抗风浪要求。3、 发电机室结构:见右图,全封闭的发电机室置于机架之中或之上,是构成机架的一部分,内部设置发电机、变速系统、电力系统、和监控系统。五、 技术安全保障和措施1、 网架结构设计:虽然体积庞大,但整体是网架钢结构,只要设计合理,完全可以保障强度,保障在恶略的风浪中机组也可以正常运行。2、 几种稳定性的分析:2.1 漂浮稳定性:主要由三个浮体为主,承担所有负荷和变化。为能保证常年稳定运行,要考虑海生物的附着和浮力非正常损失,我们设计的总浮力是总重量的1.3倍,也就是水上余量接近1/3。2.2 翻转稳定性:四叶轮应比两轮更稳定。两叶轮长轴方向的稳定性应没问题,在短轴方向,虽然浮体直径不大,但是60米直径的两个叶轮在运转情况下是起稳定平衡作用。当波长接近60米的时候,或者恶性天气来临,则根据传感器数据会自动或者人工操控整体的吃水深度,甚至全部没在水中避免在短轴方向的不稳定。 2.3 巨浪中的稳定性:由众多导叶推动叶轮的旋转产生了叶轮的线速度,当风浪加大,增加的线速度大于海浪的上下速度时,外缘的几圈导叶因为无法打开做功“角度”,所以处于自由状态——既不做功,也不会受到海浪的上下作用,被动的“随波逐流”转动的导叶此时只受到海水的摩擦阻力。实际上在大浪环境下外圈导叶首先超速不受力,然后随着海浪继续加大,线速度继续增加,则依次向内圈的导叶不受力。反之导叶线速度减少,则依次由内向外恢复做功,但是不可能全部导叶都超速不作功。因此,在巨浪超速运转中,可以理解为叶轮有效做功直径在变小。反之海浪波速的减小,叶轮有效导叶直径增加——其实这是一个动态平衡。结论:在巨浪中运转的叶轮机不但消耗了大量海浪的势能(高度),覆盖的表面并不“浪滔天”,而且有效做功导叶直径缩小,这就保证了其在大浪中的稳定性加强。2.4 遇到龙卷风时的稳定性:这种极端天气虽然难以预见,但可以分析其受力,由于机组海上部分都是网架结构,垂直旋转向上的“升力”是难以将其粉碎或整体抬升,当然海水是可以抽上天的,所以机组遇到龙卷风时完全可以稳定运转,只不过线速度会“超速”,自由状态的导叶增加,做功导叶直径变小。3、 耐腐蚀性分析:机组将3-5年作为一个轮换检修周期检修3.1 整机表面的锈蚀:钢结构的机架、机房、浮体和叶轮表面只要按一般的船舶要求涂敷涂料防腐即可,三年一次的更换检修也保证了表面的完好。3.2 机组轴承的腐蚀:一般轴承部位是最大的风险点,但是本机组采用大直径的滑动轴承,而且设计在海面之上,若浪高6米,周期6秒时转数约0.3转。虽然会遇到飞溅的浪花,普通的轴封就完全可以排除水汽和海水的浸蚀。3.3 易腐蚀部位:叶轮机水下部分没有轴承和旋转件。但是会有海上漂浮物撞击致涂料剥落的可能。又由于是组装件的应力结构,大量的螺栓结合部较容易腐蚀,故3-5年作为一个轮换检修周期,根本杜绝了腐蚀事故的可能。3.4 导叶轴的腐蚀:偏转件的腐蚀:叶轮机水下部分几千个塑料导叶板在导叶轴橡胶轴套上偏转,没有腐蚀可能。4、 项目开发的可靠性:项目开发要一步步的进行试验,不可以跳跃式进行,提高试制试验的可靠性。4.1 基本原理可靠性:本专利的基本原理是肯定的,勿与质疑。4.2 运转发电可靠性:一切理论推导分析都倾向其运转和发电是可靠的。4.3 20米样机实验:第一步就是20米样机的试验,其实验和测量数据结果,将判定【分段式可变翼技术】是否可行;判断是否与理论【折算】的功率和成本相符;判断是否可被市场接受和是否应该进行下一步的1:1样机的试验和试制,这样一步一个脚印的试验才是真正的【可靠】。4.4 样机和海上试验发电场的试验:同20米样机实验道理一样,不能跳跃试验,一定在发电机组试制成功并定型以后进行。详情在此从略!六、 技术优势分析:通过试验和研究发现,本技术有较多的技术优势。1、 资源优势:本技术是针对【离岸】海浪波能的利用,其海浪波能发电的“成功应用”目前尚属“国内外”的空白。我国海洋面积辽阔,【波浪能】蕴藏量达约1.5亿千瓦,资源优势明显。2、 应用优势:本机组在0.3米以上的浪高即可发电,适于年平均1.2米以上的海区应用。在“离岸”无垠的深水海区,波能占海浪能量的绝大部分,都处于待开发阶段,本技术及时迅速开发应用将有广阔的天地。3、 大功率优势:因为每个海浪【波能】固有能量小、能量有限,受风区个数、远近的影响紊乱无序,能量损失后要靠临近海浪来补充,这就制约了其难以大面积开发和转换。目前经济型大功率的海浪波能发电是世界性难题,本技术则通过结构简单的叶轮机可变翼分段技术突破了这个瓶颈,将大面积紊乱无序、能量有限的海浪上下波能转换为叶轮机巨大的转矩,发出大功率电能。 第三章 试验、试制方案介绍这是一个分步进行实验和投资的过程,是一个即使失败也没有基础投资和善后处理等等留“尾巴”的项目。其实就是一个标准机组的试制过程,目的是要达到该产品可以大批量生产和应用。实验的程序和方法分三步进行:第一步,模型和小样机试验。只是验证原理,没有实际应用的意义。第二步,2叶轮20米样机试验。取得数据为下一步设计和试验积累经验。第三步,2叶轮发电机组样机实验和定型。第四步,建立海上发电场样版。一、 第一步试验:分模型和小功率的原理试验,投资应在1-2万元以内。1、 模型试验:做一个80公分的模型,经费约500元以内。见右图,该模型不需要电机,在空气和淡水中上下运动,验证很多人已经证实了的技术关键——在上下海浪的作用下【导叶】可以吸收波能,产生同向的推力,推动叶轮机转动,同时也对本技术有一个“感性的认知”。2、 2-5米小样机试验:实验经费应该在2-3万元以内。该样机直径2-5米,电机是一个1kw以内的立式直流发电机组。在海中立柱、大型浮体或水深15米以上的码头边(近似深海的波能环境)进行试验,验证是否可以发出电能,但是取得的数据对下一步试验无指导意义。见右图。二、 第二步试验:在第一步的基础上进行20米单体海试样机,为较大功率实用型发电机试验做准备,取得数据为下一步设计和试验积累经验。1、 20米样机:做一个配置1-2个20米直径叶轮发电机组,转速1转/分左右,配置100kw交流发电机及配套设备。投资应在50万元以内。2、 海区试验:锚定在深海或立柱上来验证“较大功率”设计原理的可行和可靠性,验证是否可以发出较大的电能以及较经济的发电成本,同时取得“宝贵”的各种实验数据备用。试验中若锚定,由于直径小在海浪中会随海浪浮动,所以应在左右远一点的位置固定上两条旧船,增加整体的平稳性,实验结果会好一些。3、 试验结束和评估:至此完成了本专利技术的实验阶段,应对总体测试结果进行验收和评估,最后完成项目报告。4、 决策:评估后进行决策——慎重决定是否继续进行第三步实验,还是“停止”,因为较大型发电单元样机的研制投资较大。第三步试验:较大型发电机组的定型试验和试制。在20米海试样机成功基础上取得数据进行设计和试制,做2-4个直径60米叶轮机为一个机组的样机,转速约0.3转/分,功率约600千瓦,因为是定型产品试验和试制,故包括反复整改的实验、试制,经费约需2000万元左右。实验结束撰写可行性研究报告后,应申请“国家资助”的项目立项或联系大型能源企业的资助,形成核心技术+国家认可和立项的支持+电力企业(如海风电企业)运营和经费支持三者形成一个链,再吸收社会投资,迅速地推广。四、 第四步试验:建立海上发电场样板工程的投资数额较大,资金5000万元——20000万元以上。(参考第四章,海上发电场建设可行性分析)五、 风险分析1、 试验风险:本技术分小、中、大样机和试验电场的试验试制和推广过程,是一个分步独立进行实验和投资的过程,即使试制、实验过程失败,具体风险只是“部分”资金的投入损失。是一个没有基础投资和善后处理等等留“尾巴”的项目,直至达到该产品设计要求,方可以大批量生产。2、 制作的风险:分材料、设备和组装三部分,分述如下。2.1 本技术是分散加工,几种装配,80%主要是由协作厂提供制作的碳钢型材的结构件,虽然数量巨大,但工艺简单和加工精度较低,只要加强检验和整体验收,原材料和组装风险小。2.2 由协作厂生产的机电和控制设备等都是通用设备,折旧期为12年,这样只要加强检测和验收,故无风险。3、 成品率、返修率风险:由于整机是浮式超低速运转环境,是在海上组装成一个刚性的整体,由于没有特殊安装工艺,加工和装配精度也不高,那么出厂前只要严格检验就可以实现零废品率。又因为运转时执行了三年更换式的检修,只要替代机组是完好和符合时间要求,那么就能实现在三年内无故障运行,故返修风险小。 第四章 海上发电场建设可行性分析海浪【波能】发电机组结构简单、整机一体、安装容易、不需维护、无高精尖技术支持,但是由于是“技术创新”,国内外没有经验可借鉴,所以“未知”很多,在没有试验经验的情况下,对海上海浪波能发电场建设只能在理论上进行分析和探讨。如下:一、 海上发电场建场特点:为了适应海浪动态甚至是恶略环境施工难的现状,采取发电机组整体拖弋,输电系统现场接插式安装,锚定后即可运转,所以建设周期非常短。二、 选型:根据用途和用电量分单叶轮机、两叶轮式、四叶轮式、集群建站和海洋能综合发电平台等建场模式。1、 单叶轮机组:单叶轮单发电机机组一般固定于海上设施和大型漂浮物周围,譬如钻井平台等。如右图。2、 两叶轮机组:如果用电量少,一般选两叶轮机组,缺点是短轴方向稳定性较差,见右图。3、 四叶轮机组:如果用电量较大,一般选四叶轮,除了发电量大以外,还具有比两叶轮式发电成本低、稳定性强等特点。见右上图。4、 发电机群:这是由6个各自独立的发电机组构成的大型海上发电场,可以供应更多的电力,且综合成本更低。譬如:在海风电的外海布局,毫无疑问成本优势明显。见右图。4.1 安装:在接插平台通过接插式安装,集群建设而成。4.2 直流稳流:微调用蓄电池组。4.3 用电平衡:夜间或台风季节,少量过剩发电量用海水淡化平衡,过多电量用电解氢来解决——氢气储存在浮体内。5、 海流综合发电和制氢:本技术安装在“海流综合发电和制氢”的大型载体上,右图的【5、海浪波能发电机】。这个载体上同时将几种海洋能转化为电能和将电能转为氢能。也就是将浩瀚深海中的海浪、海风能、海上光伏能、海流能、温差能和盐差能转化发电,同时再将电能转化为氢能并储存,生产出可存可用的新能源。深海海风、光伏、海流、温差和盐发电技术基本成熟,但是在深海单个发电技术成本奇高,难以实施。那么和“海流综合发电和制氢”技术联合发电,不但发电量巨大、成本更低廉,而且解决了输电难的困扰。三、 海上发电场的几种预选方案:1、 近海运营:一般海上风电场选址在水深20米以内的海区,往往风能丰富的海区,海浪波能也丰富,故海浪波能发电场首先应选址在“海上风电”附近的深水区选址,可以利用风电电网向陆地供电,并且以此逐渐向深海延伸。这样节省了独立发电昂贵的输配电及电力平衡设备的巨大投入,生产成本将大大低于风电,甚至接近火电。例如:选址在上海东海大桥 100 兆瓦海上风电场以外海域。2、 固定式发电:例如安装在人工大型漂浮物等海上设施上或边缘发电。参考:第四章,海上发电场建设可行性分析,(二、) 选型,(1、)单叶轮机组。3、 离岸运营:在远离大陆的海岛、人造海上城市、石油设施、海上军事要冲等设施周围海区建立大型海上发电场,虽然配套了电力平衡系统,发电成本上升,但是替代了昂贵的“柴油发电”,其经济意义也非常明显。参考:第四章,海上发电场建设可行性分析,(二、) 选型,(3、)发电机群。 4、 独立发电:开发建设海上“自产自销”式的独立发电场是今后主要的离岸的发电模式,很明显向陆地供电不可能,那么独立发电的目的是什么呢?其实就是自发电建立“海上氢能源基地、物资存储加工或供应基地,这将是今后的发展目标,前景广阔。举例:在浩瀚深海的海浪能源进行发电,没有供电用户输变电几乎不可能,所以应用在浮式海洋能综合发电和廉价制氢的技术上是唯一出路。参考:第四章,海上发电场建设可行性分析,(二、) 选型,(5、)海流综合发电和制氢。四、 运输、安装和电力输送1、 运输方案:由于整机出厂,故在存放的停泊港湾处,拖至预选海区锚定即可,甚至可以采用机组在托运过程中借助自身发出的电能转换为拖曳动力。2、 安装方式:单机和集群安装都可以采用接插式安装,非常简洁。3、 电力输送:3.1 海风电电网:利用风电输电系统是最简洁的入网方案,成本最低。3.2 独立电网:如果通过自备海底电缆登入陆地的供电方式,投资会明显的增加,例如海岛供电等。五、 建设海上发电场的技术优势:1、 市场优势:本技术是针对海浪波能的利用,尚属国内外市场的空白。面对世界性能源紧缺的现状,化石能源日益枯竭,尤其在陆上风能发电、光伏发电市场接近饱和的新能源领域里,海洋能是21世纪的又一种新能源,向大海要电、开发【海浪波能】的时代已经到来。2、 超低速运行优势:整机虽然巨大,但刚性一体的结构极简单,叶轮机转速低于1转/分,线速度在1.5米/秒以下,故运转非常可靠。3、 无障碍运行优势:由于整体结构刚性强漂浮在海面运行,在万变的深海环境中,各种环境参数、仓室密封状况和机械运转数据均由传感器传回陆地监控,所以可以全自动无障碍运行,不需要现场人员在场操作的优势极大。4、 耐腐蚀优势:由于水下部分无轴承和润滑点,轴承和轴封均在水面浮体上部和衍梁之间,在海面下的部位做成刚性强的整体,运转可靠耐腐蚀,每3年更换保养的设备完好状况,杜绝了腐蚀可能。5、 发电场投入产出优势:以6台发电机组组成的一个海上发电场为例,在10年的折旧期内:5.1 总投入:10年合计投入约11980万元。5.2 产出:年平均发电功率3391.2kW;供电功率2712.964kW;供应电量39880万度;成本电价约0.36元/度电;出售电的价格0.54元/度电。5.3 电网输电:如果在海上风电附近的深海海区建立一系列的海上波能发电场,接入海上风电输电网,这样就节省了昂贵的输变电和电力平衡系统,成本则可以再降低1/5左右。6、 发展优势:由于劳动密集型生产的模式适合当前国情,海上发电场建设可以滚动发展,而我国适合发电海区极广,故可以短期内迅速推广和发展。6.1 生产优势:发电机组整体虽然巨大,但是网架结构制造简单、刚性强、精度低,而且是单元化、标准化、大批量组装式生产,质量稳定,非常适合我国劳动密集型集团化企业的生产模式。6.2 推广优势:由于刚性机组在海中以低于1转/分超低速运转,故障率极低;拖运至海区、接插式的接线、锚定安装技术简洁,而且海上发电场建设可以采用边发电、边投放的滚动发展模式,这样建设发电场就可以快速推广发展,迅速占领市场。六、 海上发电场风险分析1、 海上发电场的经营风险:唯一的经营风险是成本风险。2、 灾害风险:由于整机是浮式、超低速运行,转速远小于1转/分,小导叶约0.8平方,整机为型材网架式应力结构,受力面小。对于海洋灾害,主要是台风季节的超强度海浪灾害,实际上叶轮骨架和导叶在巨浪中运行特性是【风浪越大受到上下的压力反而变小】,所以风险小。对此分析如下:2.1 受力关系分析:台风灾害季节的巨浪冲击力巨大,是和静态的垂直面积成正比,而对于本技术的叶轮来说,海浪和导叶处于相对“动态”的平衡状态,所以海浪和叶轮之间的受力关系是动态关系——也就是说导叶随着线速度的增加受力减小,反之加大,当叶轮导叶线速度超过海浪的速度时,导叶就不受力和做功了(注意:在同一个叶轮上,每一圈的线速度是不同的)。所以,整体叶轮平面受力不会随着海浪高度、速度的增加而增加,因为海浪加大了以后叶轮转速增加了,那么超速的叶片逐渐增加,所以整体叶轮平面受上下海浪力的范围会越来越小。2.2 不受力分析:清楚了受力关系,也就清楚了叶轮强度风险,台风灾害季节受力关系如下。叶轮处于巨浪的波谷时候,叶轮机部分“导叶”悬空,所以不受力;叶轮部分导叶没在水中时,当叶轮导叶的线速度超过上下海水的速度时,此时导叶成自由状态摆动,也就不会受到海浪的上下压力,也就不受力不做功;此时叶轮巨大面积的上千只小导叶就像在海浪中快速【游动】、自由穿行的【鱼儿】一样,不吸收上下海浪的压力,也就不怕巨浪了。实际上在大风浪里越接近额定转速,受力做功的导叶越少,在巨浪里只有最里面几圈的导叶在受力做功维持着【额定功率】输出。结论:导叶由于超速不受力也就不怕巨浪。3、 叶轮超强度风险:由于直径巨大的叶轮在海水中会同时受到上和下的海浪作用,所以合力几乎为零,但是当大波长时,叶轮平面上每个波长之间的压力差为最大,这时叶轮面在长波时的“翘曲”应力是主要的强度风险。发电机叶轮结构设计成类似“自行车轮”的张力结构——刚性一体的【预应力】结构,强度大。导叶轴就是预应力的张力轴,“张力筋”固定在浮体上下端和叶轮环之间,形成一定的“锥形面”,张力轴几乎全部受到导叶的覆盖。结论:所以只要机械强度设计的【张力】合理,叶轮超强度风险是完全可以保障的,故风险小。4、 导叶强度风险:当叶轮水平线速度很小,发电功率也小时,导叶受力最大。当海浪速度提高,导叶线速度加快,受力则变小,但发电功率提高。当线速度接近海浪的速度时,叶片受力为最小。这就是说风浪越大叶片受力越小,所以说导叶抗拒台风的能力强,风险小。结论:【导叶所处的直径越小,设计的强度应越大】,当然这在设计上是完全可以解决的。5、 超负荷风险:海浪的大小和发电功率成正比,那么巨浪时会不会超转速、超负荷发电呢?答案是:“不会”。5.1 发电机功率:海浪发电机的额定功率和决定于设计参数取决于叶轮的直径、导叶的偏转角度。一台发电机组在运转中海浪的平均速度越大、转速越快,发电功率就大,反之就小。5.2 受力特性:形象地说,就是海浪越大有效做功的叶轮导叶的直径越小,反之越大。海浪越大线速度越快,导叶线速度超“临界值”越多,做功导叶受力加大,而力臂减小,但发电机转速变化不大,转矩还是接近平衡,输出功率也就仍然在设计范围以内。另外,当海浪小于0.3米左右时,形成导叶夹角的“高度”大于海浪的有效高度,导叶也处于“自由”状态,此时就不转了。5.3 额定功率的确定:海浪波的振幅和频率有限,巨浪上下的即时速度也有限。前面已经分析了——大浪中巨大直径叶轮的线速度很容易超过海浪的速度而不受力。因此设计时的【可变翼的参数决定了发电机的额定功率范围】,也就决定了导叶线速度所谓“临界值”,也就是说出厂的发电机的额定功率是设定的,不会因为海浪大,速度快,叶轮会无限制地增加而超速——超负荷发电。5.4 超负荷风险:可以这样解释,当最小内径的几圈导叶线速度也接近超速时,就达到叶轮极限转速和发电机的极限发电功率了,此时绝大部分叶片处于“游动状态”。此时叶轮导叶的摩擦阻力和叶轮的扭矩等是主要的“负荷”——达到【平衡状态】,处于接近【极限负荷】运转。结论:在台风季节只要设计的配套发电系统容量足够大,就不会产生发电或输电的超负荷风险。6、 市场风险:海浪波能发电是“零”碳排放的可再生能源,目前市场是一个“空白”,无市场风险。真正的风险存在于输电方式和单位电价。6.1 并网供电:如果建立在陆地附近、海上大型设施或海洋风电群附近,可以就近接入电网是最理想的选择,这不但节省了约1/4以上的固定资产投入(主要是发电能量平衡设施和对用电的控制、管理费用),而且的有限“海缆”的投入也少,发电成本为最低,这种模式的市场风险极小。6.2 直接为海岛供电:这种模式代替或补充原柴油发电系统,对发电量和用电量变化可用原柴油发电系统调整。对于供大于求的供电——可以用蓄电池微调,海水淡化设施为主调,电解制氢来平衡夜间和大风浪发出的尖峰负荷,这样就可以解决了消费市场和发电量之间的不平衡,虽然“海缆”和发电量平衡设施的投入较大,发电成本较高,但是对于原柴油发电较高的发电成本来比较,也是经济和可以承受的,故风险小。6.3 自供电模式:远离海岛和陆地的海域是真正的海洋能源的“富矿”,因此随着市场的深入和扩大,无“海缆”的“自产自销”的供电模式最为理想。譬如:为浮式海上鱼类加工储运厂、军事或常规物资中转基地以及氢能生产基地(最简单且自动化程度高)等单位的供电,因涉及其他科目技术,所以科技风险较大。七、 海上发电场经营风险分析:1、 安装风险:整体拖运到海区锚定,在不停机状况下,输电电缆接插式安装即可运行,风险极小。2、 运行风险:由于可实现无人值守、每个叶轮机两年一次替换检修,保证设备完好水平,实现10年无障碍运行。由于是各自独立发电,所以即使单机故障也不影响整体发电,经营风险较小。3、 经营目标:如果能够进入国家风电网的海上发电,则简单,风险小。直供式的发电场风险较大,未知因素较多,直供式发电的稳定技术和配套都存在着很大的难度。譬如:电力蓄电池微调技术;夜间和台风季节的电力调节,如:淡水生产、电解氢等配套技术。第五章 海上发电场成本分析本章涉及到技术的核心,就是发电成本,是以6台两叶轮机组组成的海上发电群为例分解说明,这里的数据和结论只能作为参考,而不能作为依据。由于发电的供体有几种,所以组成和配备不同,这里指用这种的方案加以说明,读者可以酌情加减,再加以评判!谢谢!分析结果:6台机组发电总功率3391.2kW;供电功率2712.964kW;供电量34183万度;成本电价约0.39元/度电;出售电的价格0.59元/度电。一、 10年发电成本估算:此估算结果只能供了解本技术时的量化参考!不作为依据。1、 机组几何尺寸:叶轮个数2个;直径60米;总长150米,导叶尺寸0.8×1(米),可变夹角平均±12.5°。2、 机组参数设定:即时参数不能说明问题,故计算参数均为年平均值。2.1 综合转换系数确定:海浪不断从叶轮圆周向内传导能量,导叶转换海浪波能过程会受到各种损失,保守的考虑能量转换系数暂定为0.5。损失包括:* 主要是表面摩擦损失约0.1。* 上下死点时导叶被动角度转换损失约0.1。* 海浪衰竭后小于0.3波高的不能回收的海浪损失约0.2。* 其他损失约0.1。* 合计:约0.5。2.2 发电效率估算:由于叶轮以低于1转/分的超低转速输入发电机,所以包括传动系统、变速系统、发电系统等的综合发电效率系数暂定为0.6。2.5 供电效率:直接接入海上风电输电则忽略不计。直接供电时,短途输变电、频变、储存、蓄能工艺、能量平衡等综合效率损失系数暂定为0.8。3、 海浪波能含量确定:因为从黄海到南海有一条东北—西南走向的大浪带,平均波高在2米以上,周期在4-8s之间,波浪能的密度可达5~8kW/m。为体现有代表性,故意选取波浪能密度的低值5kW/m为本分析的计算值,如果在南海发电就应取高值8kW/m,在英国北海发电,则更高。但在此不予分析。4、 转换能量计算:计算结果一台机组的转换能量为942kW,详述如下。4.1 海浪总能量:叶轮周围海浪总长度(叶轮个数2×2×3.14×30米)×(3、)波浪能的密度5kW/m=2×2×3.14×30米×5kW/米=1884kW4.2 机组转换能量:(4.1)海浪总能量×(2.1)综合转换系数0.5=1884kW×0.5=942kW。5、 发、供电功率计算:一台机组发电功率565.2kW;供电功率452.16kW,计算如下。 5.1 发电功率:(4.2)转换能量942kW×(2.2)发电效率0.6=565.2kW。5.2 供电功率:(5.1)发电功率565.2kW×(2.5)供电效率0.8=452.16kW。 6、 输出的电量计算:每台2个叶轮直径60米的发电机组,6台规模的海上发电场,12年的总供电量≈34183万度。6.1 确定年平均发电时间:如果按12年的折旧计算,3年为一个检修期,那么每台次更换检修时间约为45天。由于是接插式更换,时间已经足够,所以每年平均运转时间按350天保守计算发电量为宜。6.2 12年发电量计算:12年×6台×(5.1)发电功率565.2kW/台×350天/年×24小时/天≈34183万度。7、 12年合计投资估算:合计投资约14600万元。其中:7.1 设备总投入:一台为备用,故有7台机组,固定资产总投入(包括各项的安装费)合计9450万元。其中:* 发电设备投入:共投入7台650kw普用型发电机组及变速系统,单台造价估计约350万元。7台合计约7×350=2450万元。* 7台90米网状主机架及浮体7×400=2800万元。* 14台60米叶轮机及浮体14×300=4200万元。 * 7台合计:2450万元+2800万元+4200万元=9450万元。7.2 配套设施合计投入:不考虑淡化水等配套投入,约3230万元。包括:* 陆上机房100平米建筑及监控设施投入约250万元;* 输电配套主海缆4000米及配件,投入约为1500万元;* 储存、蓄能工艺设备投入约为1300万元;(直接入网就不需要了)* 锚定系统:6套约180万元。* 合计投入约:250+1500+1300+180=3230万元。7.3 维护和运行投入:10年费用合计小于1920万元。其中:* 维护费:无故障运行检修期为3-5年,每台共检修约4次,每次约50万元,12年6台共检修24次。合计:50万元/次×24次=1200万元;* 12年6名监控人的人工费、管理费、杂费等,合计小于720万元。* 合计:1200+720=1920万元。7.4 12年合计投资:(7.1)7台机组固定资产总投入+(7.2)配套设施合计投入+(7.3)10年维护和运行费=9450万元+3230万元+1920万元=14600万元。8、 12年发电外的运营收入:计算约1254.4万元。其中:8.1 副产品淡水和液氢等盈利:因为是直供式发电的配套,是按成本供应,极少盈余,直接入网发电方式就不需要了。计算产值,12年保守估计去除电费以后的运营成本净【增值】部分约240万元。8.2 固定资产残值分析:折旧期为12年后,起码有1台备用机组,以及6台折旧机组的部分耐用资产可用,12台机组90%都是非机加工低附加值的结构件,所以考虑残值约8%(不考虑12年后超期服役的收入),计算:【(7.1)7台机组固定资产总投入+(7.2)配套设施合计投入】×0.08=(9450万元+3230万元)×0.08=12680万元×0.08=1014.4万元。8.3 12年发电外的运营收入合计:240万元+1014.4万元=1254.4万元。9、 10年发电成本估算:每度电成本计算约0.36元/度电。计算如下:净投入-发电外运营收入/12年发电量=(7、)合计投资14600万元-(8、)发电外收入1254.4万元万元/(6、)输出的电量34183万度=(14600-1254.4)万元/34183万度≈0.39元/度。二、 出售电的价格:供给电网或用户供电价格暂定为发电成本的150%,即0.59元/度电。理由有三点:1、 配套投入运转费:由于海浪发电功率极不稳定,需要将不平稳的交流或直流电转化为稳定的直流电或者交流电,那么就需要功率较大的“逆变器、蓄电池组、50HZ调频、升压装置”等配套设备,虽然在(7.2)配套设施中已经投入“储存、蓄能工艺设备”约为3230万元。但这些配套设备运转费用较高。注: 如果直接入网输电,那么昂贵的“配套设备”和维护运转费用就不需要了,就可以节约几千万元的购置和维护费了,电价更低。2、 未知费用存在:在计算每度电成本时,虽然取值尽量“保守”,但是难免可能有一些偏低或遗漏,以及会发生不可预见的未知费用,故要留有余量。3、 营业费用支出:包括税费、宣传费用和准备了充足的提留款等等。三、 波能发电技术的优势:通过分析和计算发现海浪波能发电场的技术由于售电价格低于海风电,应该很容易被市场接受,并具有很多的优势,现介绍如下:1、 成本优势:成本低是海浪波能发电技术的【生死线】,再好的技术不被市场接受是最大的“缺陷”,通过上述计算大家可以看出即使保守的取值,得出的预计成本也具有明显的成本优势,如果此技术应用到南海8kW/m海浪的海区发电,那么成本将可能再降低30%。2、 政策优势:海浪发电是纯绿色可再生新能源,国家会给与政策和资金的支持,在计算时并没考虑“政策补贴”,所以加上补贴以后成本将降低。3、 入网优势:我国已经有了海上风电网,海上风电区也是海浪波能的“富矿”,如果在风区发电后直接进入海上风电网,那么加上政策补贴和节省巨额的稳定供电设备的投入,那么出售电价就会大大低于0.59元/度电,再经过不断优化,甚至可与火电媲美,其环保意义则是火电不可比拟的,意义重大。4、 独立供电:如果对海岛等海上设施供电,补充或替代昂贵的“油电、风电、光电”等供电,海浪波能发电成本优势极大,无可替代。5、 波能发电技术又一个闪亮点:广阔的海浪、海流“带”,那里往往是风能和海流能集中地海区,海浪波能发电技术的又一个闪亮点就是海洋能综合发电技术——就是在一个海上大平台上面安装风能、光能发电,四周进行波能发电,然后平台以下深海进行海流能、温差能、盐差能的联合发电。不但发电量巨大,而且可将大量廉价的海洋能在平台上原地转换为【氢能】。这样既解决了深海电能的输送难题,同时也为大陆提供无限可再生清洁的【氢】能源。注:除海浪波能发电技术尚待开发以外,风能、光能、海流能、温差能、盐差能的发电技术是成功的技术,只是苦于在海上恶略坏境,发电难度大,成本高,难以推广。所以一个大平台就提供了海洋能综合发电的基础,这在技术上非常可行。 第六章 技术探讨和展望一、0.59元低电价的分析:从分析报告的成本计算过程可以看出,尽管取值较保守,但是仍然显示为较低的发电成本,原因是什么呢?下面将“海浪波能发电”、“近岸海浪发电”、“陆上风力发电和海上风力发电”和“火力发电”的各种费用和技术项目统一用列表来对比进行分析:(不包括初期的研制经费) 对比项目 波能发电 近岸发电 风电和海风电 火 电 1 研制经费 标准产品、无 非标准技术、有 标准产品、无 标准产品、无 2 选址论证 海区论证、少 底质和水文、多 地质和气象、较多 地质和水文、多 3 设计费 标准设备、少 非标准技术、有 标准设备、少 标准设备、少 4 基础工程建设费 漂浮运转、无 基础建设费、多 偏远地区费用、高 基础建设费、极高 5 运输安装费 拖运和锚定、少 运输安装费、少 运输安装费、高 运输安装费、高 6 系统设备复杂性 设备、简单 设备、较简单 设备、较简单 设备、极复杂 7 系统运转控制 远距离监控 远距离监控 远距离监控 岗位人控或监控 8 设备复杂性 设备简单 设备较简单 设备简单 各系统设备复杂 9 设备完好 定期更换、完好 定期检修、较好 定期检修、较好 定期检修、较好 10 大修期 三年更换 3年以上 3年以上 3年以上 11 故障率 无 较少 少 较少 12 维修方式 停产维修 停产维修 停产维修 部分停产维修 13 维修费 极少 较多 多 较多 14 维修频率 极少 较多 少 较多 15 维修方式 各分供方负责 各分供方负责 各分供方负责 大部本单位维修 16 生产和管理人员 一人监控 一人监控 一人监控 生产和管理、很多 17 折旧期 12年 12年以上 12年以上 12年以上 18 输电方式 入网或自产自销 入网或自产自销 入网 入网 19 发电期 非全年发电 非全年发电 非全年发电 全年发电 20 输变电增加比例 1.5 不详 不详 高于1.5 21 管理费 少 少 少 高 22 发电规模 组成大型发电网 难 组成大型发电网 可以 23 设备通用性 标准化批量生产 地质不同、难 标准化批量生产 标准化批量生产 24 保险公司介入 介入容易 介入难 介入容易 已经介入 21 建设周期 极短 有基础较短 有基础较短 环节多周期长 22 安装形式 接插式安装锚定 有基础较短 有基础较短 复杂时间长 23 单机发电功率 1000kw级 高于1000MW级 MW级 高于MW级 24 海上生产 所有离岸的深海 部分海岸 20米深近岸海区 不可以 25 环境限制因素 渔场、航线 环保、渔业等 候鸟迁途 环保和人文等 26 资源量 极大 大、但受限 大、受水深限制 接近饱和 27 能源性质 绿色可再生 绿色可再 绿色可再 污染、不可再生 28 政策支持 支持 支持 支持 受限 29 供电市场 海岛、海上设施 海岛和大陆 海岛和大陆 海岛和大陆 30 二级产品 淡水、氢能 淡水、氢能 无 沿海可生产淡水 31 自然灾害 抗台风 抗台风不抗海啸 抗台风 抗台风和海啸 32 发电成本 估算0.39元/度 高于0.39元/度 高于0.39元/度 低于0.39元/度 33 科技水平 独创国内外领先 独创国内领先 国内领先 一般 34 技术发展 综合发电和制氢 降低成本 降低成本 环保和污染结论:1、 直接费用:其中直接费用有5项优势,是影响成本的主要因素。2、 间接费用:其中间接影响成本有15项优势,是影响成本的次要因素。3、 结论:通过第五章,海上发电场成本分析和上述的比较,大家不难看出本海浪波能发电成本0.39元/度,供电价格0.59元/度是正常的,因为直接和间接费用均低。二、 待深入研究的问题1、 技术的深入:目前,该技术只用“模型”在空气中和水池中进行了的模拟试验,虽然证明了本技术的关键——叶轮导叶的【变角原理】是可行和可靠的。也进一步推论了,不管是向上还是向下的海浪是可以推动叶轮机转动的。因为海水的密度是空气的832倍,毫无疑问这个实验说明本技术【可变翼海浪发电机组】完全可以利用海浪的波能来发电。虽然理论上可以推导出本技术功率大型化后有许多技术优势,但是真正付诸现实还需要在试制试验中不断地进行研究和设计改进,面临的困难竟是非常艰巨的——道路是曲折的、前途是光明的!2、 发展大型化:从上述计算可以看出叶轮的直径越大,力臂越长,转矩越大,虽转速更慢,但发电功率、效率更高。所以在理论上100米直径,甚至更大机组的研制将创造更低廉的价格,关键是制造工艺是否可以满足,这些都在等待我们去研究和试验。3、 建设海发电长城:海浪发电如果接入海风电输电网,那么就可以建立从沿海深入深海的“海发电长城”网。这样既节约了配套昂贵的“附属设备”开支,又转换了深海丰富的海浪能源,形成稳定的供电网,和“国网”建立接口将进一步改善海浪发电的供电质量,这是最佳的方案。4、 海上发电和氢能生产:这是另一个技术,在此从略。(完)
行业:电力生产
一种组合导叶式的海水发电单元
目 录前 言 ...................................................... 4 第一章 专利介绍 ............................................ 5一、概况:1、发明人 2、专利名称 3、技术形式 4、所属行业和应用 5、项目的现状第二章 可变翼海浪波能发电机组可行性分析 .................... 5一、设计构思要点: ........................................... 61、结构必须大型化 2、必须要单机大功率 3、必须自动化运行 4、可实现无故障运行 5、可抗台风 6、执行标准化生产 7、适合集团化批产二、项目的进展: .............................................. 71、可变翼技术考证 2、原理验证 3、20米样机试验 4、大型样机的试制和实验三、举实例分析: ............................................. 101、几何尺寸 2、叶轮导叶分布 3、技术关键 4、被动成角的原理四、机组的结构设计: ......................................... 111、叶轮结构概述 2、机架结构介绍 3、 发电机室结构五、技术安全保障和措施 ..................................... 121、网架结构设计 2、几种稳定性的分析 3、耐腐蚀性分析 4、项目开发的可靠性六、技术优势分析 ............................................ 141、资源优势 2、应用优势 3、大功率优势第三章 试验、试制方案介绍 .................................. 15一、第一步试验: .............................................. 151、模型试验 2、2-5米小样机试验二、第二步试验: ............................................... 161、20米样机 2、海区试验 3、 试验结束和评估 4、 决策三、第三步试验: ............................................... 16四、第四步试验: ............................................... 17五、风险分析 ................................................. 171、试验风险 2、制作的风险 3、成品率、返修率风险第四章 海上发电场建设可行性分析 ............................ 18一、海上发电场建场特点: ....................................... 18二、选型: ..................................................... 181、单叶轮机组 2、两叶轮机组 3、四叶轮机组 4、发电机群 5、海流综合发电和制氢三、海上发电场的几种预选方案: ................................. 191、近海运营 2、固定式发电 3、离岸运营 4、独立发电四、运输、安装和电力输送 ...................................... 201、运输方案 2、安装方式 3、电力输送五、建设海上发电场的技术优势:.................................. 201、市场优势 2、超低速运行优势 3、无障碍运行优势 4、耐腐蚀优势 5、发电场投入产出优势 6、发展优势六、海上发电场风险分析 ....................................... 221、发电场的经营风险 2、灾害风险 3、 叶轮超强度风险 4、导叶强度风险 5、超负荷风险 6、 市场风险七、海上发电场经营风险分析 ................................... 251、安装风险 2、运行风险 3、经营目标第五章 海上发电场成本分析 .................................. 26一、10年发电成本估算 ......................................... 261、机组几何尺寸 2、机组参数设定 3、海浪波能含量确定 4、转换能量计算 5、发、供电功率计算 6、输出的电量计算 7、合计投资估算 8、发电外的运营收入 9、10年发电成本估算二、出售电的价格 ............................................. 291、配套投入运转费 2、未知费用存在 3、营业费用支出三、波能发电技术的优势 ....................................... 291、成本优势 2、政策优势 3、入网优势 4、独立供电 5、波能发电技术又一个闪亮点第六章 技术探讨和展望 ....................................... 31一、0.59元低电价的分析 .................................. 311、直接费用 2、间接费用 3、结论二、待深入研究的问题 ......................................... 331、技术的深入 2、发展大型化 3、建设海发电长城 4、 海上发电和氢能生产(完) 海浪【波能】发电技术可行性报告前 言 海洋中的海浪能是以海浪动能和势能方式存在,是可再生、无污染、切蕴藏量巨大。但海浪能特性是:周期、波长和浪高极其复杂多变而不规则,与环境的风量、风速、流速等变化有直接关系,所以这就是海浪发电最大的难点,尤其是深海海浪【波能】发电更困难,在国内外难以突破。海浪能分“近岸”和“离岸”这两种性质不同的能量形式存在,我国近岸海浪发电技术发展很快,但是对于占绝大比例能量巨大的离岸(深海)波能发电,能成功进入市场【商业化】应用的发电技术在国内外尚属空白。本技术属于离岸的海浪波能发电技术范畴。就是在万变的深海,巨型叶轮机上的近千个小叶片可以根据海浪上下推动,被动地打开一个定角,吸收海浪上下波能,产生同向转矩,推动叶轮机旋转来发电,故称之为【可变翼】技术。本研究报告共分四章加以介绍,分别为【专利介绍】、【项目目标和论证】、【试验和试制】、【海上发电场建设实施】。目前本技术处于可行性研究和设计阶段,只经过模型在水池和海浪中进行了试验,成功证明了本技术的关键——叶轮机“导叶”通过“可变翼”的特性可以在海浪上下水流的作用下产生连续“定向”的水平推力,可以共同趋使叶轮机主轴持续向一个方向旋转。证明了可变翼的原理是可行和可靠的,那么也就证明可以带动发电机发电了。通过下面的研究,该可变翼海浪波能发电机组具有许多制造上、海上发电上的优势,可实现可以和风电、甚至火电媲美的发电技术。经估算:6台机组发电总功率3391.2kW;供电功率2712.964kW;供电量34183万度;成本电价约0.39元/度电;出售电的价格0.59元/度电。 第一章 专利介绍一、 概况:见右图——专利证明和身份证。201120038156.01、 发明人:宋文复,专利权人,非职务发明,68岁,退休。2、 专利名称:一种组合导叶式的海水发电单元。3、 技术形式:通过若干巨型叶轮机直接转换海浪波能,共同带动发电机发电,是一级能量转换技术。4、 所属行业和应用:属于可再生新能源领域,可在任何水深20米以上海域建设海上发电场,本技术分为批量制造“可变翼海浪波能发电机组”和建设“海浪波能发电场”进行发电,这两种产品和应用。4.1 机械产品:属于大型钢结构机械设备制造行业,组装式标准化批量生产大型“可变翼海浪波能发电机组”。4.2 海上发电场:属于离岸的海浪发电技术领域,建设浮式【可变翼海浪波能发电机组】单机或发电群,还可以建立海洋能综合发电或氢能源生产。5、 项目的现状:由于是非职务发明,个人基础条件差,而项目规模大,涉及行业广、资金多,故目前仍处于寻找合作单位和宣传推广阶段。 第二章 可变翼海浪波能发电机组可行性分析专利产品——叶轮式【可变翼海浪波能发电机组】是一种适合于全海域、全天候、无人值守、无障碍运行的大型深海海浪发电机组及发电机群,机组2×N个叶轮在海面下运行,海面上是机架和发电机室。(N=1、2、3......) (见下两图)一、 设计构思要点:深海海浪波能发电必应须要满足的几个先决条件。1、 结构必须大型化:由于离岸海浪波能理论上只是上下波动,没有水平动能,所以对于海浪波能发电来说,只有本体相对海浪不动,才能吸收转化海浪的上下波能。另外,海浪的波高、周期和波长在一年四季变化无常,尤其是台风季节更是极端,所以设计要考虑——覆盖海浪面积越大越稳定,转化海浪能就越多,故机组暂采用60×150(米)机型。2、 必须要单机大功率:世界上海浪波能发电大功率是难以逾越的障碍。2.1 大功率的困境:因为在深海每个海浪时刻变化,而且能量极有限,尽管深海的海浪发电技术方案很多,但都是小功率,应用在紊乱无序的海洋环境中没有实用意义,即使用“集群”方法也是不现实,目前国内外尚无可进入市场的产品,而本技术突破了发电功率大型化的困扰。2.2 技术的突破:为适应多变无序的海浪环境,本技术将叶轮机长长的叶片,设计成一段段的相互独立可以上下转动一定角度的小导叶(叶片),均布在叶轮的圆面积上,这样几千个“可变翼导叶”就可以转换任何种类海浪的上下“波能”,形成一个巨大同向的叶轮机转矩带动发电机发电——这就是关键性的技术突破,实现了大功率。3、 要自动化运行:在万变的海洋环境常年漂浮运行的发电机组,人工操作是不可能的,但本技术设计的整体结构刚性强,漂浮在海面运行,各种环境的参数、仓室密封状况和机械运转数据均由传感器传回到陆地监控,所以就可以无人值守全自动运行。4、 可实现无故障运行:有利条件如下。4.1 前提:实现自动化运行和监控是首要条件。4.2 整体高强度:设计要求浮体、叶轮机和机架刚性一体,网格式的整体结构应保证大跨度叶轮机在台风季节也要可靠运行。4.3 无故障点:海面下设计没有“轴承”,那么就没有了故障隐患了。4.4 执行轮换制:多台机组运行时,实行3-5年轮换制检修,就是每个机组到期后拖回基地进行设备检测、修理实现完好,铲除表面附着的海生物,更换破损的导叶,重新油漆备用。5、 可抗台风:由于机架和叶轮是型材组装的网状钢结构,所以漏风系数极大,60*150(米)刚性一体的机组在设计上完全可以做到抗击台风的风浪。6、 执行标准化生产:设计几种标准机型可适合不同的海况,机组尽管单机大型化,网状结构的叶轮和主机架是由型材铰接而成,完全可以做到分散加工,集中整机装配,专业化、标准化、系列化批量生产。7、 适合集团化批产:由于叶轮和机架几乎都是型材的标准化加工,包括浮体、主轴、传动系统、发电机组、输配电系统都由各专业厂生产,实行集中组装集团化的生产模式,这样有利于继续提高质量,积累经验,不断开发。二、 项目的进展:目前,本专利技术只经过了理论考证和试验,验证了原理成立,20米样机和大型样机的试制实验尚未进行,详述如下:1、 可变翼技术考证:参考历史上的一些实例,完全证实了【可变翼】技术的可行性。1.1 自行船实例:日本先后两人驾驶自制自行船横渡了太平洋,见右图。1.2 自行潜艇实例:目前不少国家已成功地试制了海浪动力潜艇,在两米海浪冲击下,可以达到常规潜艇的水面巡航速度。(见右图)1.3 叶轮式实例:德国人30年代曾试验可变角度的“风扇”实现吸收波能。1.4 可变角度叶轮实例:60年代我国已经在海试中成功实现小尺寸的可变角度叶轮(可变翼)进行海试,成功吸收海浪波能连续运转。见右图。1.5 结论:可变翼技术很早就是一个可行的技术,完全可以运用在海浪的【波能】的转换上,但是由于海浪的无序性,可变翼叶片具有接触海浪面积越大,反而吸收能量越小这个规律,只能小功率转换,所以就限制了其发展应用。注: 本技术利用超大直径的多组叶轮机,覆盖了大面积的海浪,将叶轮机长叶片【分段】后再串联重新组合,无数小叶片(导叶)同时吸收海浪波能,进行大功率波能的转换。破解了上述的“规律”,实现了导叶(叶片)接触海浪面积越大,吸收能量越大——这就是本技术的【技术关键】。2、 原理验证:目前只完成了模型和小样机试验,完全证实了可变翼原理可以转换往复流体的能量。2.1 模型试验:见右上两图,包括本人、爱好者、大学生已经多人次制作了模型,证实了“可变角度的叶轮机叶片(导叶)”在空气中和淡水池中进行模拟海浪往复运动环境,可以产生同一个方向的连续转动,进而证实了原理可行,但无法量化。2.2 小机型试验:见右图——小型机3D图,小型机在有浪的江边试验,也实现连续持续转动,但没有发电机,没有数据。图中与叶轮机同体的副导叶起着反向平衡转矩的作用,故可以独立漂浮运转。3、 20米样机试验:前期虽然模型和小功率试验成功,但是对于大功率的设计没有参考价值,因为叶轮机有和没有所谓的【分段】,在海浪中的工作状态截然相反,性能也不同,所以20米样机试验是必要的一步。虽然20米样机试验覆盖面积较小,波能蕴藏量小,发电也小,效率低。但为了取得实验数据,这是非常必要的实验过程,可以为下一步“大型机”研制取得设计经验和参考数据,而且必须是海试试验机型。目前,由于客观条件有限,故该实验只在构思阶段。经过20米样机试验,就可以预估出成本,就可判断出该技术是否继续进行下一步的试验和试制。如果继续进行下一步,那就要成立“实体”进行大功率的试制试验工作。4、 大型样机的试制和实验:此大型样机60×150米的试验是建立在20米样机试验成功和结果理想的前提下进行,而且大型样机的实验过程耗资巨大,实验过程应至少经过一个台风季节完好运行,最后不断完善和改进定型。三、 举实例分析:下面以两叶轮机组为例进行分析。叶轮机就像两个直径60米的“大吊扇”置于在海面下,机架和发电机室置于海面上,实际应用叶轮个数可为2×N个(N=1、2、3......)见下图。1、 几何尺寸:叶轮直径60米,叶轮机数量两个,主机架中心距150米。2、 叶轮导叶分布:2.1 导叶几何尺寸:导叶暂定1×0.8(米)那么60米直径的叶轮,导叶个数约2千多个。2.2 导叶布局:同心圆射线状环形均布,见右图—导叶局部放大图。2.3 导叶轴架:圈数一般为两圈布局,浮体和导叶之间空置约1/3。2.4 导叶变角:由限位块决定在10—25度之间。 3、 技术关键:本专利关键就是将覆盖大面积海浪的巨型叶轮机长长的叶片分段为若干独立可变角度的小导叶,这样就可以转换更多无序的海浪波能,共同产生一个同向巨大的叶轮机转矩,进而发出大功率的电能,这个原理是毫无疑问的。如果不采用叶片分段技术,即使叶片可以改变角度,那么叶片加长后,会同时受到很多海浪上下的作用而互相抵消,【合力】反而变小,结果是叶片越长合力越小,甚至为零。所以该专利的技术关键有两点:【变角和分段】4、 被动成角的原理:见右图,导叶(叶片)工作图示。从图中可容易看出上下海浪作用在1×0.8米的小导叶上,导叶会被动的形成一个定角,大小由挡块限位。就是因为这个这个“角”的存在,无论上或下运动的海浪在导叶表面都会产生相同的“叶轮机转矩方向”上的水平的分力。那么上千个导叶产生的这个分力就共同推动了叶轮机主轴旋转,进而带动发电机发出较大功率的电能。四、 机组的结构:叶轮机个数是偶数,下面只以2个叶轮和一台发电机组成的机组为例来介绍:1、 叶轮结构概述:如图所示,叶轮巨大,但结构极简单,主要由浮体兼主轴、若干张力圈和上千个可变翼小导叶构成。分述如下:1.1 主轴:图中3,上端是空心的主轴颈配合滑动轴承,下端是浮体。1.2 张力圈:见图中9、10,由空心管构成的几个同心圆。1.3 导叶轴:见图中1,浮体和张力圈之间由(轴类似自行车辐条)张力拉筋固定,有导叶的张力圈之间由“张力”导叶轴固定,导叶轴之间距离均布。1.4 导叶:见图中1,数量很多的导叶安装在导叶轴上,导叶可以在导叶轴上自由旋转一定的角度,角度大小由限位决定。2、 机架结构介绍:见右图,机架的跨度巨大,约150米,左右各从叶轮主轴引出两根水平输出轴,传递叶轮机转矩进入发电机房,机架两端的滑动轴承套与叶轮机主轴配合,中间是主浮体和发电机房。机架是由标准型材组装而成(类似钢制桥梁的骨架结构),强度大、重量轻,可以满足叶轮机、浮体之间连接的抗风浪要求。3、 发电机室结构:见右图,全封闭的发电机室置于机架之中或之上,是构成机架的一部分,内部设置发电机、变速系统、电力系统、和监控系统。五、 技术安全保障和措施1、 网架结构设计:虽然体积庞大,但整体是网架钢结构,只要设计合理,完全可以保障强度,保障在恶略的风浪中机组也可以正常运行。2、 几种稳定性的分析:2.1 漂浮稳定性:主要由三个浮体为主,承担所有负荷和变化。为能保证常年稳定运行,要考虑海生物的附着和浮力非正常损失,我们设计的总浮力是总重量的1.3倍,也就是水上余量接近1/3。2.2 翻转稳定性:四叶轮应比两轮更稳定。两叶轮长轴方向的稳定性应没问题,在短轴方向,虽然浮体直径不大,但是60米直径的两个叶轮在运转情况下是起稳定平衡作用。当波长接近60米的时候,或者恶性天气来临,则根据传感器数据会自动或者人工操控整体的吃水深度,甚至全部没在水中避免在短轴方向的不稳定。 2.3 巨浪中的稳定性:由众多导叶推动叶轮的旋转产生了叶轮的线速度,当风浪加大,增加的线速度大于海浪的上下速度时,外缘的几圈导叶因为无法打开做功“角度”,所以处于自由状态——既不做功,也不会受到海浪的上下作用,被动的“随波逐流”转动的导叶此时只受到海水的摩擦阻力。实际上在大浪环境下外圈导叶首先超速不受力,然后随着海浪继续加大,线速度继续增加,则依次向内圈的导叶不受力。反之导叶线速度减少,则依次由内向外恢复做功,但是不可能全部导叶都超速不作功。因此,在巨浪超速运转中,可以理解为叶轮有效做功直径在变小。反之海浪波速的减小,叶轮有效导叶直径增加——其实这是一个动态平衡。结论:在巨浪中运转的叶轮机不但消耗了大量海浪的势能(高度),覆盖的表面并不“浪滔天”,而且有效做功导叶直径缩小,这就保证了其在大浪中的稳定性加强。2.4 遇到龙卷风时的稳定性:这种极端天气虽然难以预见,但可以分析其受力,由于机组海上部分都是网架结构,垂直旋转向上的“升力”是难以将其粉碎或整体抬升,当然海水是可以抽上天的,所以机组遇到龙卷风时完全可以稳定运转,只不过线速度会“超速”,自由状态的导叶增加,做功导叶直径变小。3、 耐腐蚀性分析:机组将3-5年作为一个轮换检修周期检修3.1 整机表面的锈蚀:钢结构的机架、机房、浮体和叶轮表面只要按一般的船舶要求涂敷涂料防腐即可,三年一次的更换检修也保证了表面的完好。3.2 机组轴承的腐蚀:一般轴承部位是最大的风险点,但是本机组采用大直径的滑动轴承,而且设计在海面之上,若浪高6米,周期6秒时转数约0.3转。虽然会遇到飞溅的浪花,普通的轴封就完全可以排除水汽和海水的浸蚀。3.3 易腐蚀部位:叶轮机水下部分没有轴承和旋转件。但是会有海上漂浮物撞击致涂料剥落的可能。又由于是组装件的应力结构,大量的螺栓结合部较容易腐蚀,故3-5年作为一个轮换检修周期,根本杜绝了腐蚀事故的可能。3.4 导叶轴的腐蚀:偏转件的腐蚀:叶轮机水下部分几千个塑料导叶板在导叶轴橡胶轴套上偏转,没有腐蚀可能。4、 项目开发的可靠性:项目开发要一步步的进行试验,不可以跳跃式进行,提高试制试验的可靠性。4.1 基本原理可靠性:本专利的基本原理是肯定的,勿与质疑。4.2 运转发电可靠性:一切理论推导分析都倾向其运转和发电是可靠的。4.3 20米样机实验:第一步就是20米样机的试验,其实验和测量数据结果,将判定【分段式可变翼技术】是否可行;判断是否与理论【折算】的功率和成本相符;判断是否可被市场接受和是否应该进行下一步的1:1样机的试验和试制,这样一步一个脚印的试验才是真正的【可靠】。4.4 样机和海上试验发电场的试验:同20米样机实验道理一样,不能跳跃试验,一定在发电机组试制成功并定型以后进行。详情在此从略!六、 技术优势分析:通过试验和研究发现,本技术有较多的技术优势。1、 资源优势:本技术是针对【离岸】海浪波能的利用,其海浪波能发电的“成功应用”目前尚属“国内外”的空白。我国海洋面积辽阔,【波浪能】蕴藏量达约1.5亿千瓦,资源优势明显。2、 应用优势:本机组在0.3米以上的浪高即可发电,适于年平均1.2米以上的海区应用。在“离岸”无垠的深水海区,波能占海浪能量的绝大部分,都处于待开发阶段,本技术及时迅速开发应用将有广阔的天地。3、 大功率优势:因为每个海浪【波能】固有能量小、能量有限,受风区个数、远近的影响紊乱无序,能量损失后要靠临近海浪来补充,这就制约了其难以大面积开发和转换。目前经济型大功率的海浪波能发电是世界性难题,本技术则通过结构简单的叶轮机可变翼分段技术突破了这个瓶颈,将大面积紊乱无序、能量有限的海浪上下波能转换为叶轮机巨大的转矩,发出大功率电能。 第三章 试验、试制方案介绍这是一个分步进行实验和投资的过程,是一个即使失败也没有基础投资和善后处理等等留“尾巴”的项目。其实就是一个标准机组的试制过程,目的是要达到该产品可以大批量生产和应用。实验的程序和方法分三步进行:第一步,模型和小样机试验。只是验证原理,没有实际应用的意义。第二步,2叶轮20米样机试验。取得数据为下一步设计和试验积累经验。第三步,2叶轮发电机组样机实验和定型。第四步,建立海上发电场样版。一、 第一步试验:分模型和小功率的原理试验,投资应在1-2万元以内。1、 模型试验:做一个80公分的模型,经费约500元以内。见右图,该模型不需要电机,在空气和淡水中上下运动,验证很多人已经证实了的技术关键——在上下海浪的作用下【导叶】可以吸收波能,产生同向的推力,推动叶轮机转动,同时也对本技术有一个“感性的认知”。2、 2-5米小样机试验:实验经费应该在2-3万元以内。该样机直径2-5米,电机是一个1kw以内的立式直流发电机组。在海中立柱、大型浮体或水深15米以上的码头边(近似深海的波能环境)进行试验,验证是否可以发出电能,但是取得的数据对下一步试验无指导意义。见右图。二、 第二步试验:在第一步的基础上进行20米单体海试样机,为较大功率实用型发电机试验做准备,取得数据为下一步设计和试验积累经验。1、 20米样机:做一个配置1-2个20米直径叶轮发电机组,转速1转/分左右,配置100kw交流发电机及配套设备。投资应在50万元以内。2、 海区试验:锚定在深海或立柱上来验证“较大功率”设计原理的可行和可靠性,验证是否可以发出较大的电能以及较经济的发电成本,同时取得“宝贵”的各种实验数据备用。试验中若锚定,由于直径小在海浪中会随海浪浮动,所以应在左右远一点的位置固定上两条旧船,增加整体的平稳性,实验结果会好一些。3、 试验结束和评估:至此完成了本专利技术的实验阶段,应对总体测试结果进行验收和评估,最后完成项目报告。4、 决策:评估后进行决策——慎重决定是否继续进行第三步实验,还是“停止”,因为较大型发电单元样机的研制投资较大。第三步试验:较大型发电机组的定型试验和试制。在20米海试样机成功基础上取得数据进行设计和试制,做2-4个直径60米叶轮机为一个机组的样机,转速约0.3转/分,功率约600千瓦,因为是定型产品试验和试制,故包括反复整改的实验、试制,经费约需2000万元左右。实验结束撰写可行性研究报告后,应申请“国家资助”的项目立项或联系大型能源企业的资助,形成核心技术+国家认可和立项的支持+电力企业(如海风电企业)运营和经费支持三者形成一个链,再吸收社会投资,迅速地推广。四、 第四步试验:建立海上发电场样板工程的投资数额较大,资金5000万元——20000万元以上。(参考第四章,海上发电场建设可行性分析)五、 风险分析1、 试验风险:本技术分小、中、大样机和试验电场的试验试制和推广过程,是一个分步独立进行实验和投资的过程,即使试制、实验过程失败,具体风险只是“部分”资金的投入损失。是一个没有基础投资和善后处理等等留“尾巴”的项目,直至达到该产品设计要求,方可以大批量生产。2、 制作的风险:分材料、设备和组装三部分,分述如下。2.1 本技术是分散加工,几种装配,80%主要是由协作厂提供制作的碳钢型材的结构件,虽然数量巨大,但工艺简单和加工精度较低,只要加强检验和整体验收,原材料和组装风险小。2.2 由协作厂生产的机电和控制设备等都是通用设备,折旧期为12年,这样只要加强检测和验收,故无风险。3、 成品率、返修率风险:由于整机是浮式超低速运转环境,是在海上组装成一个刚性的整体,由于没有特殊安装工艺,加工和装配精度也不高,那么出厂前只要严格检验就可以实现零废品率。又因为运转时执行了三年更换式的检修,只要替代机组是完好和符合时间要求,那么就能实现在三年内无故障运行,故返修风险小。 第四章 海上发电场建设可行性分析海浪【波能】发电机组结构简单、整机一体、安装容易、不需维护、无高精尖技术支持,但是由于是“技术创新”,国内外没有经验可借鉴,所以“未知”很多,在没有试验经验的情况下,对海上海浪波能发电场建设只能在理论上进行分析和探讨。如下:一、 海上发电场建场特点:为了适应海浪动态甚至是恶略环境施工难的现状,采取发电机组整体拖弋,输电系统现场接插式安装,锚定后即可运转,所以建设周期非常短。二、 选型:根据用途和用电量分单叶轮机、两叶轮式、四叶轮式、集群建站和海洋能综合发电平台等建场模式。1、 单叶轮机组:单叶轮单发电机机组一般固定于海上设施和大型漂浮物周围,譬如钻井平台等。如右图。2、 两叶轮机组:如果用电量少,一般选两叶轮机组,缺点是短轴方向稳定性较差,见右图。3、 四叶轮机组:如果用电量较大,一般选四叶轮,除了发电量大以外,还具有比两叶轮式发电成本低、稳定性强等特点。见右上图。4、 发电机群:这是由6个各自独立的发电机组构成的大型海上发电场,可以供应更多的电力,且综合成本更低。譬如:在海风电的外海布局,毫无疑问成本优势明显。见右图。4.1 安装:在接插平台通过接插式安装,集群建设而成。4.2 直流稳流:微调用蓄电池组。4.3 用电平衡:夜间或台风季节,少量过剩发电量用海水淡化平衡,过多电量用电解氢来解决——氢气储存在浮体内。5、 海流综合发电和制氢:本技术安装在“海流综合发电和制氢”的大型载体上,右图的【5、海浪波能发电机】。这个载体上同时将几种海洋能转化为电能和将电能转为氢能。也就是将浩瀚深海中的海浪、海风能、海上光伏能、海流能、温差能和盐差能转化发电,同时再将电能转化为氢能并储存,生产出可存可用的新能源。深海海风、光伏、海流、温差和盐发电技术基本成熟,但是在深海单个发电技术成本奇高,难以实施。那么和“海流综合发电和制氢”技术联合发电,不但发电量巨大、成本更低廉,而且解决了输电难的困扰。三、 海上发电场的几种预选方案:1、 近海运营:一般海上风电场选址在水深20米以内的海区,往往风能丰富的海区,海浪波能也丰富,故海浪波能发电场首先应选址在“海上风电”附近的深水区选址,可以利用风电电网向陆地供电,并且以此逐渐向深海延伸。这样节省了独立发电昂贵的输配电及电力平衡设备的巨大投入,生产成本将大大低于风电,甚至接近火电。例如:选址在上海东海大桥 100 兆瓦海上风电场以外海域。2、 固定式发电:例如安装在人工大型漂浮物等海上设施上或边缘发电。参考:第四章,海上发电场建设可行性分析,(二、) 选型,(1、)单叶轮机组。3、 离岸运营:在远离大陆的海岛、人造海上城市、石油设施、海上军事要冲等设施周围海区建立大型海上发电场,虽然配套了电力平衡系统,发电成本上升,但是替代了昂贵的“柴油发电”,其经济意义也非常明显。参考:第四章,海上发电场建设可行性分析,(二、) 选型,(3、)发电机群。 4、 独立发电:开发建设海上“自产自销”式的独立发电场是今后主要的离岸的发电模式,很明显向陆地供电不可能,那么独立发电的目的是什么呢?其实就是自发电建立“海上氢能源基地、物资存储加工或供应基地,这将是今后的发展目标,前景广阔。举例:在浩瀚深海的海浪能源进行发电,没有供电用户输变电几乎不可能,所以应用在浮式海洋能综合发电和廉价制氢的技术上是唯一出路。参考:第四章,海上发电场建设可行性分析,(二、) 选型,(5、)海流综合发电和制氢。四、 运输、安装和电力输送1、 运输方案:由于整机出厂,故在存放的停泊港湾处,拖至预选海区锚定即可,甚至可以采用机组在托运过程中借助自身发出的电能转换为拖曳动力。2、 安装方式:单机和集群安装都可以采用接插式安装,非常简洁。3、 电力输送:3.1 海风电电网:利用风电输电系统是最简洁的入网方案,成本最低。3.2 独立电网:如果通过自备海底电缆登入陆地的供电方式,投资会明显的增加,例如海岛供电等。五、 建设海上发电场的技术优势:1、 市场优势:本技术是针对海浪波能的利用,尚属国内外市场的空白。面对世界性能源紧缺的现状,化石能源日益枯竭,尤其在陆上风能发电、光伏发电市场接近饱和的新能源领域里,海洋能是21世纪的又一种新能源,向大海要电、开发【海浪波能】的时代已经到来。2、 超低速运行优势:整机虽然巨大,但刚性一体的结构极简单,叶轮机转速低于1转/分,线速度在1.5米/秒以下,故运转非常可靠。3、 无障碍运行优势:由于整体结构刚性强漂浮在海面运行,在万变的深海环境中,各种环境参数、仓室密封状况和机械运转数据均由传感器传回陆地监控,所以可以全自动无障碍运行,不需要现场人员在场操作的优势极大。4、 耐腐蚀优势:由于水下部分无轴承和润滑点,轴承和轴封均在水面浮体上部和衍梁之间,在海面下的部位做成刚性强的整体,运转可靠耐腐蚀,每3年更换保养的设备完好状况,杜绝了腐蚀可能。5、 发电场投入产出优势:以6台发电机组组成的一个海上发电场为例,在10年的折旧期内:5.1 总投入:10年合计投入约11980万元。5.2 产出:年平均发电功率3391.2kW;供电功率2712.964kW;供应电量39880万度;成本电价约0.36元/度电;出售电的价格0.54元/度电。5.3 电网输电:如果在海上风电附近的深海海区建立一系列的海上波能发电场,接入海上风电输电网,这样就节省了昂贵的输变电和电力平衡系统,成本则可以再降低1/5左右。6、 发展优势:由于劳动密集型生产的模式适合当前国情,海上发电场建设可以滚动发展,而我国适合发电海区极广,故可以短期内迅速推广和发展。6.1 生产优势:发电机组整体虽然巨大,但是网架结构制造简单、刚性强、精度低,而且是单元化、标准化、大批量组装式生产,质量稳定,非常适合我国劳动密集型集团化企业的生产模式。6.2 推广优势:由于刚性机组在海中以低于1转/分超低速运转,故障率极低;拖运至海区、接插式的接线、锚定安装技术简洁,而且海上发电场建设可以采用边发电、边投放的滚动发展模式,这样建设发电场就可以快速推广发展,迅速占领市场。六、 海上发电场风险分析1、 海上发电场的经营风险:唯一的经营风险是成本风险。2、 灾害风险:由于整机是浮式、超低速运行,转速远小于1转/分,小导叶约0.8平方,整机为型材网架式应力结构,受力面小。对于海洋灾害,主要是台风季节的超强度海浪灾害,实际上叶轮骨架和导叶在巨浪中运行特性是【风浪越大受到上下的压力反而变小】,所以风险小。对此分析如下:2.1 受力关系分析:台风灾害季节的巨浪冲击力巨大,是和静态的垂直面积成正比,而对于本技术的叶轮来说,海浪和导叶处于相对“动态”的平衡状态,所以海浪和叶轮之间的受力关系是动态关系——也就是说导叶随着线速度的增加受力减小,反之加大,当叶轮导叶线速度超过海浪的速度时,导叶就不受力和做功了(注意:在同一个叶轮上,每一圈的线速度是不同的)。所以,整体叶轮平面受力不会随着海浪高度、速度的增加而增加,因为海浪加大了以后叶轮转速增加了,那么超速的叶片逐渐增加,所以整体叶轮平面受上下海浪力的范围会越来越小。2.2 不受力分析:清楚了受力关系,也就清楚了叶轮强度风险,台风灾害季节受力关系如下。叶轮处于巨浪的波谷时候,叶轮机部分“导叶”悬空,所以不受力;叶轮部分导叶没在水中时,当叶轮导叶的线速度超过上下海水的速度时,此时导叶成自由状态摆动,也就不会受到海浪的上下压力,也就不受力不做功;此时叶轮巨大面积的上千只小导叶就像在海浪中快速【游动】、自由穿行的【鱼儿】一样,不吸收上下海浪的压力,也就不怕巨浪了。实际上在大风浪里越接近额定转速,受力做功的导叶越少,在巨浪里只有最里面几圈的导叶在受力做功维持着【额定功率】输出。结论:导叶由于超速不受力也就不怕巨浪。3、 叶轮超强度风险:由于直径巨大的叶轮在海水中会同时受到上和下的海浪作用,所以合力几乎为零,但是当大波长时,叶轮平面上每个波长之间的压力差为最大,这时叶轮面在长波时的“翘曲”应力是主要的强度风险。发电机叶轮结构设计成类似“自行车轮”的张力结构——刚性一体的【预应力】结构,强度大。导叶轴就是预应力的张力轴,“张力筋”固定在浮体上下端和叶轮环之间,形成一定的“锥形面”,张力轴几乎全部受到导叶的覆盖。结论:所以只要机械强度设计的【张力】合理,叶轮超强度风险是完全可以保障的,故风险小。4、 导叶强度风险:当叶轮水平线速度很小,发电功率也小时,导叶受力最大。当海浪速度提高,导叶线速度加快,受力则变小,但发电功率提高。当线速度接近海浪的速度时,叶片受力为最小。这就是说风浪越大叶片受力越小,所以说导叶抗拒台风的能力强,风险小。结论:【导叶所处的直径越小,设计的强度应越大】,当然这在设计上是完全可以解决的。5、 超负荷风险:海浪的大小和发电功率成正比,那么巨浪时会不会超转速、超负荷发电呢?答案是:“不会”。5.1 发电机功率:海浪发电机的额定功率和决定于设计参数取决于叶轮的直径、导叶的偏转角度。一台发电机组在运转中海浪的平均速度越大、转速越快,发电功率就大,反之就小。5.2 受力特性:形象地说,就是海浪越大有效做功的叶轮导叶的直径越小,反之越大。海浪越大线速度越快,导叶线速度超“临界值”越多,做功导叶受力加大,而力臂减小,但发电机转速变化不大,转矩还是接近平衡,输出功率也就仍然在设计范围以内。另外,当海浪小于0.3米左右时,形成导叶夹角的“高度”大于海浪的有效高度,导叶也处于“自由”状态,此时就不转了。5.3 额定功率的确定:海浪波的振幅和频率有限,巨浪上下的即时速度也有限。前面已经分析了——大浪中巨大直径叶轮的线速度很容易超过海浪的速度而不受力。因此设计时的【可变翼的参数决定了发电机的额定功率范围】,也就决定了导叶线速度所谓“临界值”,也就是说出厂的发电机的额定功率是设定的,不会因为海浪大,速度快,叶轮会无限制地增加而超速——超负荷发电。5.4 超负荷风险:可以这样解释,当最小内径的几圈导叶线速度也接近超速时,就达到叶轮极限转速和发电机的极限发电功率了,此时绝大部分叶片处于“游动状态”。此时叶轮导叶的摩擦阻力和叶轮的扭矩等是主要的“负荷”——达到【平衡状态】,处于接近【极限负荷】运转。结论:在台风季节只要设计的配套发电系统容量足够大,就不会产生发电或输电的超负荷风险。6、 市场风险:海浪波能发电是“零”碳排放的可再生能源,目前市场是一个“空白”,无市场风险。真正的风险存在于输电方式和单位电价。6.1 并网供电:如果建立在陆地附近、海上大型设施或海洋风电群附近,可以就近接入电网是最理想的选择,这不但节省了约1/4以上的固定资产投入(主要是发电能量平衡设施和对用电的控制、管理费用),而且的有限“海缆”的投入也少,发电成本为最低,这种模式的市场风险极小。6.2 直接为海岛供电:这种模式代替或补充原柴油发电系统,对发电量和用电量变化可用原柴油发电系统调整。对于供大于求的供电——可以用蓄电池微调,海水淡化设施为主调,电解制氢来平衡夜间和大风浪发出的尖峰负荷,这样就可以解决了消费市场和发电量之间的不平衡,虽然“海缆”和发电量平衡设施的投入较大,发电成本较高,但是对于原柴油发电较高的发电成本来比较,也是经济和可以承受的,故风险小。6.3 自供电模式:远离海岛和陆地的海域是真正的海洋能源的“富矿”,因此随着市场的深入和扩大,无“海缆”的“自产自销”的供电模式最为理想。譬如:为浮式海上鱼类加工储运厂、军事或常规物资中转基地以及氢能生产基地(最简单且自动化程度高)等单位的供电,因涉及其他科目技术,所以科技风险较大。七、 海上发电场经营风险分析:1、 安装风险:整体拖运到海区锚定,在不停机状况下,输电电缆接插式安装即可运行,风险极小。2、 运行风险:由于可实现无人值守、每个叶轮机两年一次替换检修,保证设备完好水平,实现10年无障碍运行。由于是各自独立发电,所以即使单机故障也不影响整体发电,经营风险较小。3、 经营目标:如果能够进入国家风电网的海上发电,则简单,风险小。直供式的发电场风险较大,未知因素较多,直供式发电的稳定技术和配套都存在着很大的难度。譬如:电力蓄电池微调技术;夜间和台风季节的电力调节,如:淡水生产、电解氢等配套技术。第五章 海上发电场成本分析本章涉及到技术的核心,就是发电成本,是以6台两叶轮机组组成的海上发电群为例分解说明,这里的数据和结论只能作为参考,而不能作为依据。由于发电的供体有几种,所以组成和配备不同,这里指用这种的方案加以说明,读者可以酌情加减,再加以评判!谢谢!分析结果:6台机组发电总功率3391.2kW;供电功率2712.964kW;供电量34183万度;成本电价约0.39元/度电;出售电的价格0.59元/度电。一、 10年发电成本估算:此估算结果只能供了解本技术时的量化参考!不作为依据。1、 机组几何尺寸:叶轮个数2个;直径60米;总长150米,导叶尺寸0.8×1(米),可变夹角平均±12.5°。2、 机组参数设定:即时参数不能说明问题,故计算参数均为年平均值。2.1 综合转换系数确定:海浪不断从叶轮圆周向内传导能量,导叶转换海浪波能过程会受到各种损失,保守的考虑能量转换系数暂定为0.5。损失包括:* 主要是表面摩擦损失约0.1。* 上下死点时导叶被动角度转换损失约0.1。* 海浪衰竭后小于0.3波高的不能回收的海浪损失约0.2。* 其他损失约0.1。* 合计:约0.5。2.2 发电效率估算:由于叶轮以低于1转/分的超低转速输入发电机,所以包括传动系统、变速系统、发电系统等的综合发电效率系数暂定为0.6。2.5 供电效率:直接接入海上风电输电则忽略不计。直接供电时,短途输变电、频变、储存、蓄能工艺、能量平衡等综合效率损失系数暂定为0.8。3、 海浪波能含量确定:因为从黄海到南海有一条东北—西南走向的大浪带,平均波高在2米以上,周期在4-8s之间,波浪能的密度可达5~8kW/m。为体现有代表性,故意选取波浪能密度的低值5kW/m为本分析的计算值,如果在南海发电就应取高值8kW/m,在英国北海发电,则更高。但在此不予分析。4、 转换能量计算:计算结果一台机组的转换能量为942kW,详述如下。4.1 海浪总能量:叶轮周围海浪总长度(叶轮个数2×2×3.14×30米)×(3、)波浪能的密度5kW/m=2×2×3.14×30米×5kW/米=1884kW4.2 机组转换能量:(4.1)海浪总能量×(2.1)综合转换系数0.5=1884kW×0.5=942kW。5、 发、供电功率计算:一台机组发电功率565.2kW;供电功率452.16kW,计算如下。 5.1 发电功率:(4.2)转换能量942kW×(2.2)发电效率0.6=565.2kW。5.2 供电功率:(5.1)发电功率565.2kW×(2.5)供电效率0.8=452.16kW。 6、 输出的电量计算:每台2个叶轮直径60米的发电机组,6台规模的海上发电场,12年的总供电量≈34183万度。6.1 确定年平均发电时间:如果按12年的折旧计算,3年为一个检修期,那么每台次更换检修时间约为45天。由于是接插式更换,时间已经足够,所以每年平均运转时间按350天保守计算发电量为宜。6.2 12年发电量计算:12年×6台×(5.1)发电功率565.2kW/台×350天/年×24小时/天≈34183万度。7、 12年合计投资估算:合计投资约14600万元。其中:7.1 设备总投入:一台为备用,故有7台机组,固定资产总投入(包括各项的安装费)合计9450万元。其中:* 发电设备投入:共投入7台650kw普用型发电机组及变速系统,单台造价估计约350万元。7台合计约7×350=2450万元。* 7台90米网状主机架及浮体7×400=2800万元。* 14台60米叶轮机及浮体14×300=4200万元。 * 7台合计:2450万元+2800万元+4200万元=9450万元。7.2 配套设施合计投入:不考虑淡化水等配套投入,约3230万元。包括:* 陆上机房100平米建筑及监控设施投入约250万元;* 输电配套主海缆4000米及配件,投入约为1500万元;* 储存、蓄能工艺设备投入约为1300万元;(直接入网就不需要了)* 锚定系统:6套约180万元。* 合计投入约:250+1500+1300+180=3230万元。7.3 维护和运行投入:10年费用合计小于1920万元。其中:* 维护费:无故障运行检修期为3-5年,每台共检修约4次,每次约50万元,12年6台共检修24次。合计:50万元/次×24次=1200万元;* 12年6名监控人的人工费、管理费、杂费等,合计小于720万元。* 合计:1200+720=1920万元。7.4 12年合计投资:(7.1)7台机组固定资产总投入+(7.2)配套设施合计投入+(7.3)10年维护和运行费=9450万元+3230万元+1920万元=14600万元。8、 12年发电外的运营收入:计算约1254.4万元。其中:8.1 副产品淡水和液氢等盈利:因为是直供式发电的配套,是按成本供应,极少盈余,直接入网发电方式就不需要了。计算产值,12年保守估计去除电费以后的运营成本净【增值】部分约240万元。8.2 固定资产残值分析:折旧期为12年后,起码有1台备用机组,以及6台折旧机组的部分耐用资产可用,12台机组90%都是非机加工低附加值的结构件,所以考虑残值约8%(不考虑12年后超期服役的收入),计算:【(7.1)7台机组固定资产总投入+(7.2)配套设施合计投入】×0.08=(9450万元+3230万元)×0.08=12680万元×0.08=1014.4万元。8.3 12年发电外的运营收入合计:240万元+1014.4万元=1254.4万元。9、 10年发电成本估算:每度电成本计算约0.36元/度电。计算如下:净投入-发电外运营收入/12年发电量=(7、)合计投资14600万元-(8、)发电外收入1254.4万元万元/(6、)输出的电量34183万度=(14600-1254.4)万元/34183万度≈0.39元/度。二、 出售电的价格:供给电网或用户供电价格暂定为发电成本的150%,即0.59元/度电。理由有三点:1、 配套投入运转费:由于海浪发电功率极不稳定,需要将不平稳的交流或直流电转化为稳定的直流电或者交流电,那么就需要功率较大的“逆变器、蓄电池组、50HZ调频、升压装置”等配套设备,虽然在(7.2)配套设施中已经投入“储存、蓄能工艺设备”约为3230万元。但这些配套设备运转费用较高。注: 如果直接入网输电,那么昂贵的“配套设备”和维护运转费用就不需要了,就可以节约几千万元的购置和维护费了,电价更低。2、 未知费用存在:在计算每度电成本时,虽然取值尽量“保守”,但是难免可能有一些偏低或遗漏,以及会发生不可预见的未知费用,故要留有余量。3、 营业费用支出:包括税费、宣传费用和准备了充足的提留款等等。三、 波能发电技术的优势:通过分析和计算发现海浪波能发电场的技术由于售电价格低于海风电,应该很容易被市场接受,并具有很多的优势,现介绍如下:1、 成本优势:成本低是海浪波能发电技术的【生死线】,再好的技术不被市场接受是最大的“缺陷”,通过上述计算大家可以看出即使保守的取值,得出的预计成本也具有明显的成本优势,如果此技术应用到南海8kW/m海浪的海区发电,那么成本将可能再降低30%。2、 政策优势:海浪发电是纯绿色可再生新能源,国家会给与政策和资金的支持,在计算时并没考虑“政策补贴”,所以加上补贴以后成本将降低。3、 入网优势:我国已经有了海上风电网,海上风电区也是海浪波能的“富矿”,如果在风区发电后直接进入海上风电网,那么加上政策补贴和节省巨额的稳定供电设备的投入,那么出售电价就会大大低于0.59元/度电,再经过不断优化,甚至可与火电媲美,其环保意义则是火电不可比拟的,意义重大。4、 独立供电:如果对海岛等海上设施供电,补充或替代昂贵的“油电、风电、光电”等供电,海浪波能发电成本优势极大,无可替代。5、 波能发电技术又一个闪亮点:广阔的海浪、海流“带”,那里往往是风能和海流能集中地海区,海浪波能发电技术的又一个闪亮点就是海洋能综合发电技术——就是在一个海上大平台上面安装风能、光能发电,四周进行波能发电,然后平台以下深海进行海流能、温差能、盐差能的联合发电。不但发电量巨大,而且可将大量廉价的海洋能在平台上原地转换为【氢能】。这样既解决了深海电能的输送难题,同时也为大陆提供无限可再生清洁的【氢】能源。注:除海浪波能发电技术尚待开发以外,风能、光能、海流能、温差能、盐差能的发电技术是成功的技术,只是苦于在海上恶略坏境,发电难度大,成本高,难以推广。所以一个大平台就提供了海洋能综合发电的基础,这在技术上非常可行。 第六章 技术探讨和展望一、0.59元低电价的分析:从分析报告的成本计算过程可以看出,尽管取值较保守,但是仍然显示为较低的发电成本,原因是什么呢?下面将“海浪波能发电”、“近岸海浪发电”、“陆上风力发电和海上风力发电”和“火力发电”的各种费用和技术项目统一用列表来对比进行分析:(不包括初期的研制经费) 对比项目 波能发电 近岸发电 风电和海风电 火 电 1 研制经费 标准产品、无 非标准技术、有 标准产品、无 标准产品、无 2 选址论证 海区论证、少 底质和水文、多 地质和气象、较多 地质和水文、多 3 设计费 标准设备、少 非标准技术、有 标准设备、少 标准设备、少 4 基础工程建设费 漂浮运转、无 基础建设费、多 偏远地区费用、高 基础建设费、极高 5 运输安装费 拖运和锚定、少 运输安装费、少 运输安装费、高 运输安装费、高 6 系统设备复杂性 设备、简单 设备、较简单 设备、较简单 设备、极复杂 7 系统运转控制 远距离监控 远距离监控 远距离监控 岗位人控或监控 8 设备复杂性 设备简单 设备较简单 设备简单 各系统设备复杂 9 设备完好 定期更换、完好 定期检修、较好 定期检修、较好 定期检修、较好 10 大修期 三年更换 3年以上 3年以上 3年以上 11 故障率 无 较少 少 较少 12 维修方式 停产维修 停产维修 停产维修 部分停产维修 13 维修费 极少 较多 多 较多 14 维修频率 极少 较多 少 较多 15 维修方式 各分供方负责 各分供方负责 各分供方负责 大部本单位维修 16 生产和管理人员 一人监控 一人监控 一人监控 生产和管理、很多 17 折旧期 12年 12年以上 12年以上 12年以上 18 输电方式 入网或自产自销 入网或自产自销 入网 入网 19 发电期 非全年发电 非全年发电 非全年发电 全年发电 20 输变电增加比例 1.5 不详 不详 高于1.5 21 管理费 少 少 少 高 22 发电规模 组成大型发电网 难 组成大型发电网 可以 23 设备通用性 标准化批量生产 地质不同、难 标准化批量生产 标准化批量生产 24 保险公司介入 介入容易 介入难 介入容易 已经介入 21 建设周期 极短 有基础较短 有基础较短 环节多周期长 22 安装形式 接插式安装锚定 有基础较短 有基础较短 复杂时间长 23 单机发电功率 1000kw级 高于1000MW级 MW级 高于MW级 24 海上生产 所有离岸的深海 部分海岸 20米深近岸海区 不可以 25 环境限制因素 渔场、航线 环保、渔业等 候鸟迁途 环保和人文等 26 资源量 极大 大、但受限 大、受水深限制 接近饱和 27 能源性质 绿色可再生 绿色可再 绿色可再 污染、不可再生 28 政策支持 支持 支持 支持 受限 29 供电市场 海岛、海上设施 海岛和大陆 海岛和大陆 海岛和大陆 30 二级产品 淡水、氢能 淡水、氢能 无 沿海可生产淡水 31 自然灾害 抗台风 抗台风不抗海啸 抗台风 抗台风和海啸 32 发电成本 估算0.39元/度 高于0.39元/度 高于0.39元/度 低于0.39元/度 33 科技水平 独创国内外领先 独创国内领先 国内领先 一般 34 技术发展 综合发电和制氢 降低成本 降低成本 环保和污染结论:1、 直接费用:其中直接费用有5项优势,是影响成本的主要因素。2、 间接费用:其中间接影响成本有15项优势,是影响成本的次要因素。3、 结论:通过第五章,海上发电场成本分析和上述的比较,大家不难看出本海浪波能发电成本0.39元/度,供电价格0.59元/度是正常的,因为直接和间接费用均低。二、 待深入研究的问题1、 技术的深入:目前,该技术只用“模型”在空气中和水池中进行了的模拟试验,虽然证明了本技术的关键——叶轮导叶的【变角原理】是可行和可靠的。也进一步推论了,不管是向上还是向下的海浪是可以推动叶轮机转动的。因为海水的密度是空气的832倍,毫无疑问这个实验说明本技术【可变翼海浪发电机组】完全可以利用海浪的波能来发电。虽然理论上可以推导出本技术功率大型化后有许多技术优势,但是真正付诸现实还需要在试制试验中不断地进行研究和设计改进,面临的困难竟是非常艰巨的——道路是曲折的、前途是光明的!2、 发展大型化:从上述计算可以看出叶轮的直径越大,力臂越长,转矩越大,虽转速更慢,但发电功率、效率更高。所以在理论上100米直径,甚至更大机组的研制将创造更低廉的价格,关键是制造工艺是否可以满足,这些都在等待我们去研究和试验。3、 建设海发电长城:海浪发电如果接入海风电输电网,那么就可以建立从沿海深入深海的“海发电长城”网。这样既节约了配套昂贵的“附属设备”开支,又转换了深海丰富的海浪能源,形成稳定的供电网,和“国网”建立接口将进一步改善海浪发电的供电质量,这是最佳的方案。4、 海上发电和氢能生产:这是另一个技术,在此从略。(完)
行业:电力生产