風力発電

風力発電とは、風の力でタービンを回して発電すること。風のエネルギーを電力に変換する。再生可能エネルギーの一つ。

1. 歴史
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イギリスでは1887年にグラスゴーのJ.ブライスが垂直風車により出力3kWの発電を開始したとされる。アメリカ合衆国では1888年にクリーブランドのC.F.ブラッシュが直径17m144枚のブレードからなる巨大な多翼風車で12kWの風力発電を1908年まで20年間使用されたとされる。1891年にはデンマークのアスコウでポール・ラ・クールによって風力発電研究所が設立され、風力発電で電気分解した水素と酸素で発電の実験が実施された。日本では1949年に山田基博が北海道札幌市に山田風力電設工業所を設立して風車の本格的製造を開始した。オイルショックを機に風力発電などの代替エネルギーへの関心が高まり、1973年に足利工業大学、三重大学が風力発電の研究を開始。1975年に鶴岡高専、山形大学が風車の研究を始めた。その後、複数の教育機関や企業が参入したものの、1980年代には石油の安定供給、価格下落により研究開発は下火になり、1990年代に入ると地球温暖化への対策の一環として再び、風力発電への関心が高まった。1970年代とは異なり、複合材料やパワーエレクトロニクス、数値流体力学によるシミュレーション技術の発展により世界各地で普及が進んだ。

2. 特性
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風力発電は従来の集中型電源と様々な点で異なる特性を持つ。

2.1. メリット
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主に環境負荷の小ささ、化石燃料の使用量削減、エネルギー安全保障、産業振興・雇用創出などが挙げられる。

温室効果ガスである二酸化炭素などの排出量の低減効果がある。
比較的発電コストが低く、事業化が比較的容易である。
エネルギー自給率の向上が見込める。
経済安全保障上の大きなメリット。石油や天然ガスなど地下資源に恵まれていない国でも、風にさえ恵まれていれば発電できる。戦争を始める産油国・ガス産出国があってその国からの天然ガスや石油の輸入を制限せざるを得なくなっても、発電を継続することができる。
小規模分散型の電源であるため、事故や災害など有事の際の影響を最小限に抑え、全体の稼働率を高くできる。
工期が短く、需要総量の変動に対応しやすい。また投資してから運転開始までの利子も少なく済む。
運転用燃料を必要としないため、物価変動由来の事業リスクを減らせる。
大規模集中型の発電所に比較して、修理やメンテナンスに要する期間を短くできる。
離島など、燃料の確保や送電コストの高い地域の独立電源として活用できる。
冷却水を必要としない。
小型のものは需要地に隣接して設置可能であり、送電コストの低減に役立つ場合がある。
個々の設備が比較的小規模で個人でも運用可能である。
風が吹けば夜間を含めいつでも発電が可能である。

2.2. 課題と解決策
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課題 → 解決策の例 という形式で記述する。

出力電力の不安定性、不確実性。風速の変動に伴って、出力の電圧や力率が需要と関係なく変動する。 → 蓄エネルギーシステムと併用する。
風力原動機を設置する場所の風況が発電の採算性に大きく影響する。 → 事前の調査、試算を正確に行う。ひとつの業者の提示する数字を盲信せず、複数の業者や研究者に試算させ、数字と数字を比較して、各試算の信憑性を検討する。試算で採算が取れないと判明した場所では無理に建造することは止める。
陸上に設置する場合で周囲に住宅がある場合は、騒音被害を与える場合がある。→ 人家が無い海岸や洋上に設置することで、住宅から距離を離す。
陸上に設置する場合は、周辺の環境への悪影響が生じる場合がある。 → 洋上ならば比較的、環境問題が生じにくい。
台風、サイクロンなどによる強風で、定格を大幅に超える速度で運転すると、風力発電機の破損を招く場合がある。→ 台風発生時にはブレードの回転をしっかりと止める。
落雷で故障することがある。
大きい風力発電の場合、ブレードに鳥が巻き込まれて死傷する場合がある。→ 事前に調査を行い、渡り鳥が大量に通る通り道と分かっている場合は、建造を止めることを検討する。
風車は年々タワーは高く、ブレードは長くなる傾向にあり、それに伴い点検や補修に係るコストも増大してきた。→ 風力タービンをできるだけ国内で生産することでそのお金が国内産業にもたらされるようにする。塔の部分は全て国産が望ましく、それに加えてナセル部分もできる限り国産化を目指す。お金が地元に落ちるようになり地元の人々が雇用されるようになると、そのお金は単なるコストではなく、ほぼ《経済効果》になり地元が広範囲に潤う。
現時点ではコスト面で法的助成措置を必要とする場合が多い。

3. 風力タービン
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発電に使用される風車は風力タービン、風力発電機、風力発電装置などと呼ばれる。形式としては水平軸のプロペラ型が最も多く用いられている。その他、用途に応じて垂直軸のダリウス型、ジャイロミル型、サボニウス型またはその併用型を用いる場合もある。また直線翼垂直軸型、スクリューマグナス風車もある。風車以外では、振動板に風を受け、圧電素子で電力を得る方法が研究されている<WtXmlEndTag />。 一般的な水平軸プロペラ式では大きく3つの構成要素からなる。

ローター部 ブレード、ローター軸、ハブなどで構成。風力タービンコストの約20%を占める。風の運動エネルギーを低速の回転エネルギーに変換する。
発電機部 風力タービンコストの約34%を占める。発電機軸、発電機、制御機器、増速機、などで構成され、ナセルと呼ばれる筐体に収納される。増速機は発電に適した回転速度に調節する役割がある。
支持・構造部 風力タービンコストの約15%を占める。基礎、タワー、ヨー制御システムなどで構成される。

3.1. ローター径と効率
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風力原動機はローターの直径が大型化するに伴い効率が向上し、採算性も向上する。地上付近では地面や障害物等による摩擦があり、高所の方がより効率よく風を捉えられるのが大きな理由である。このため発電事業用の風力原動機は大型化する傾向にある。2005年は、世界的に2.5MWクラスが中心であった。2008年には5MWの機種も登場している。しかしながら、保守の観点から考えるならば、ロータ径が大型化するにつれて、タワーは高くなり、ブレードは長くなることから、点検や補修に困難が生じやすくなる。

発電量はローターの半径の2乗、風速の3乗に比例する。効率は最高59%である。1919年、ドイツのアルバート・ベッツにより導き出された。

日本メーカーでは1MWクラスが主流であったが、近年、2MWから2.4MWクラスのものが商品化された。また、家庭への普及を狙って小規模の風力原動機を商品開拓する動きもある。

3.2. 寿命
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大型機における原動機部分の寿命は通常20年程度とされる。設計寿命は主に耐久性とコストのバランスで決定される。基礎部分の寿命は50年程度で設計し、2世代に亘って利用することが可能である。なお日本では風力発電設備の減価償却資産としての耐用年数が17年とされることからこれを寿命の代わりに用いて計算する場合があるが、その分発電コストを5%程度高く見積もることになる。

寿命を迎えた原動機については、集中型発電所に比べ、更新で一度に止める風車の数が少なく工期も短いため、発電所全体の稼働状況に与える影響は少ないとされる。

3.3. 発電機メーカー
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風力発電機メーカー市場のシェアは2018年時点でデンマークのベスタス社が22%で1位、中華人民共和国のGoldwindが15%で2位、米国のGE社が11%で3位となっている。

日本のメーカーでは、2000年代、三菱重工業、日本製鋼所、富士重工業などが生産していたが、国内の受注量が伸び悩み次々と撤退。富士重工の風力発電事業は、2012年に日立製作所が買収してテコ入れが行われたが、日立がドイツのエネルコンと提携していることもあり、独自生産を続ける必要性が低下。2019年には発電機生産を終了する方針が報道された。

2020年にはJE Windが陸上2MW風力発電機および洋上の5MW風力発電機の国際型式認証を取得し、MW級風力発電機のメーカーとしては唯一の日本企業となっている。

4. 建設と保守
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風力発電機の設置工事に必要な期間は、規模や環境にもよるが、概して他の発電方式よりも短い。1基では通常3か月から4か月とされる。20基程度では10か月から11か月、50基から100基程度の大規模な集合型風力発電所でも1年から2年ほどの例がある。 デンマークの沖合6-15kmに2MW基を80基、合計160MWを建設した実例では、現場での建設作業は約半年、製造から含めても約1年半で済んでいる。これは他の大規模集中型発電所に比べると格段に短い。これは需要構造の変化への対応や機器の更新を容易にする他、工事期間中の利子も低く抑える効果がある。例えば、下記のような利益が得られる。

集中型発電所では工期が長い分、将来の需要増加の可能性を見越して常に多めに設備を建設しておく必要があり、また一基当たりの容量が大きい分、見込み違いによる無駄も多くなりやすい。しかし風力のような小規模分散型電源を用いる場合は、比較的短期かつ小さい単位での増設や移設が可能である。
定期保守や修理に要する期間が短いため、系全体の稼働可能率をその分高くできる。
大規模な集合型風力発電所では、複数の工区に分けて順番に建設・稼働開始させ、意図的に将来の機器の更新時期をずらす場合がある。これによって機器の更新時期でも集合型風力発電所の大部分は稼働を続けることができ、需要の変化などによる財務リスクも抑制できる。また風力発電機は現在でも活発に技術開発が行わ れており、毎年のように性能が向上した機種が登場している。このため風力発電機を段階的に建設することで、後で着工・稼働開始する工区になるほど、より高性能の機種を導入できる利点がある。ただし、工事に先立って風況調査などにある程度の準備期間が必要になる。また近年の需要急増により、納期が1年を超える例も見られる。

保守については、一般に風力発電機は大規模集中型発電所に比して修理や点検が比較的容易であり、必要な時間も短くできるとされる。 ただし日本の場合は2008年時点で風力発電機の8割程度が輸入品であるため、修理部品などは海外から取り寄せる場合が多くなる。そのため部品が届くまで数か月かかることがある。

5. 風力発電所の形式
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5.1. 集合型風力発電所
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集合型風力発電所は、多数の風力タービンを1カ所に設置し発電する施設。ウィンドファームとも呼ばれる。大規模なものでは数百平方マイルの広大な敷地に数百の風力タービンが並ぶが、タービンとタービンの間の土地は農耕など他の用途に利用できる。洋上に設置される場合もある。

5.2. 可倒式風力発電設備
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可倒式風力発電設備は、支柱を倒すことができる風車を利用した発電施設。強風が予想された場合に倒すことで台風の被害を防ぐ事が出来る、メンテナンスを地上で行える、設置に大型の重機を必要としないと言った利点がある。 通常の風力発電施設は台風クラスの強風にも耐えうるための構造をしているが、その強風を避ける性質をもつ可倒式設備では、変形にコストが必要になるものの、強度構造のためのコストを削減できる。また、通常型の設備でも台風での被害は防ぎきれるものではなく、台風常襲地域にとっては可倒式にすることで損傷、破壊を防ぐコストメリットが生まれる。

5.3. 洋上風力発電所
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海上に風力発電機を設置することを洋上風力発電と呼ぶ。 地形や建物による影響が少なく、より安定した風力発電が可能となる。また立地確保、景観、騒音の課題も解決できる。2010年末時点で、欧州を中心に3GW以上が導入されている。

比較的浅い海底に基礎を設置しその上に風力タービンを設置する着床式と、水深が深い場所で浮体の上に風力タービンを設置する浮体式があり、浮体式の場合は位置の固定は係留によって行う。

着床式水深が浅い海域において海底に基礎を建造し、大規模なウインドファームを建設する例が各国にある。元々はデンマークを中心に建設が進められてきたが、近年になって欧州全域に広がる勢いをみせており、特に英国における伸びが著しい。英国政府が掲げるその目標は、2020年までに洋上風力発電設置容量33GW導入目標という壮大なものである。ドイツにおいても、北海における国家プロジェクトAlpha Ventus 60MWを皮切りに、2009年以降の導入加速が見込まれる。日本においても港湾内などにおける建設例が見られ、2010年3月には茨城県にて初の港湾外への設置事例が稼働を開始している。

浮体式2009年にノルウェーにおいて、フルスケールとしては世界初の浮体式洋上風力発電施設Hywindが建設された。

洋上風力の日本国内俯瞰日本では、2020年末の時点で日本の洋上風車28基のうち10基が北海道と東北に設置されている。なお北海道や東北などの海岸部では安定した風力が得られるので、その地域の割合が比較的多くなっている。

コスト比較日本国内の実証実験による2022年時点でのイニシャルコストを比較すると次のようになる。

浮体式洋上風力 約100万円/kW
着床式洋上風力 約40万円/kW
陸上風力 15から30万円/kW　 つまり浮体式はコスト高となっている。

5.4. 洋上水素製造構想
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九州大学の研究者を中心に、海上に巨大な風力発電所を造り、新しいエネルギーとして活用しようという構想の研究会が発足している。 構想によると、海上にはちのす状に浮かべた六角形のコンクリート構造物の上に、従来の2倍以上の風力を得る直径100メートルの風力原動機を設置。送電線は使わず、得られた電力で海水を電気分解して水素を作り、その水素を船で陸に輸送して水素発電や燃料電池に使うというもの。高強度の新素材や効率的な風車、水素貯蔵などの最新技術を組み合わせ、原発1基分に相当する100万キロワット級の発電を低コストで目指している。新素材の耐用年数は100年以上とされ、発電コストは原発の半分以下に抑えられる。六角形の浮体の内部を養殖場にすることで、漁業補償の問題も解決できるとしている。資金の目途が付けば6年から7年で技術確立が可能としている。

5.5. 空中風力発電構想
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米国、ヨーロッパでは次世代の風力発電として、強くて安定した風が得られる上空に風船などで風力原動機を持ち上げて設置する空中風力発電機(AWT,Airborne wind turbine}}）