Перспективы освоения ресурсов ветровой энергии кольского полуострова

Рабочие материалы объединения "Беллона" No. 2:2005

Минин В.А. Дмитриев Г.С.

ПЕРСПЕКТИВЫ ОСВОЕНИЯ РЕСУРСОВ ВЕТРОВОЙ ЭНЕРГИИ КОЛЬСКОГО ПОЛУОСТРОВА

Апатиты 2005

СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ ..........................................................................................................................3 1. СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ КОЛЬСКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ4 1.1. Этапы развития Кольской энергосистемы........................................................5 1.2. Структура генерирующих мощностей. Краткая характеристика электростанций ..............................................................................................................5 1.3. Перспективы развития Кольской энергосистемы ...........................................8 2. ПОТЕНЦИАЛ НЕТРАДИЦИОННЫХ И ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ ЭНЕРГИИ ...........................................................................................................................10 2.2. Энергия ветра ........................................................................................................11 2.3. Гидроэнергия малых рек.....................................................................................11 2.4. Энергия морских приливов ................................................................................12 2.5. Энергия морских волн .........................................................................................12 3. ВЕТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ КАДАСТР КОЛЬСКОГО ПОЛУОСТРОВА.............15 3.1. Среднегодовые скорости ветра ..........................................................................15 3.2. Годовой и суточный ход ветра ...........................................................................17 3.3. Повторяемость скоростей и направлений ветра ............................................18 3.4. Максимальные скорости ветра..........................................................................21 3.5. Ветроэнергетические ресурсы региона ............................................................21 4. ОБЩИЕ ПРИНЦИПЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ВЕТРОВОЙ ЭНЕРГИИ .....................25 4.1. Основные типы ветроэнергетических установок ..........................................25 4.2. Краткие сведения из теории ветроустановок..................................................28 4.3. Технические и стоимостные показатели ВЭУ различной мощности.........32 4.4. Воздействие ВЭУ на окружающую среду.........................................................34 5. ВОЗМОЖНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ВЕТРОВОЙ ЭНЕРГИИ ..36 5.1. Электроснабжение удаленных децентрализованных потребителей ..........36 5.2. Участие ветроэнергетических установок в теплоснабжении потребителей .........................................................................................................................................36 5.3. Крупномасштабное использование ВЭУ в составе энергосистемы............41 5.4. Выдача энергии от ветропарков в соседние европейские страны..............41 6. ПЕРСПЕКТИВНЫЕ ПЛОЩАДКИ ДЛЯ ВЕТРОПАРКОВ НА КОЛЬСКОМ ПОЛУОСТРОВЕ ................................................................................................................43 6.1. Предпосылки введения ветропарков в состав Кольской энергосистемы.43 6.2. Характеристика водохранилищ ГЭС с точки зрения их использования в интересах ветроэнергетики........................................................................................43 6.3. Ветропарки мощностью около 10 МВт в районе пос. Териберка ...............45 6.4. Ветропарк мощностью 50 МВт в районе пос. Туманный .............................47 7. ВОЗМОЖНЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ КРУПНОМАСШТАБНОГО ПРИМЕНЕНИЯ ВЕТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ УСТАНОВОК В СОСТАВЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ.........................................................49 7.1. Стоимостные показатели строительства ветропарков.................................49 7.2. Ожидаемая стоимость энергии от ВЭУ в условиях Кольского полуострова .........................................................................................................................................50 ЗАКЛЮЧЕНИЕ..................................................................................................................53

2

ВВЕДЕНИЕ В последние годы во всем мире ведутся исследования, направленные на поиск и вовлечения в топливно-энергетический баланс новых источников энергии. Особый интерес проявляется к нетрадиционным возобновляемым источникам энергии (НВИЭ), таким как энергия солнца, ветра, гидроэнергия малых рек, приливная энергия и др. Потенциальные возможности применения этих источников практически не ограничены. Их экологическая чистота не вызывает сомнений. В России также не сбрасываются со счетов возможности использования НВИЭ. Вовлечение их в хозяйственный оборот – это путь к сокращению объемов использования органического топлива, энергосбережению и улучшению экологической обстановки вблизи потребителей энергии. Использование нетрадиционных возобновляемых источников энергии наиболее перспективно в районах, располагающих повышенным потенциалом этих источников и испытывающих недостаток в обычных традиционных топливных ресурсах. На европейском Севере России к числу таковых относится Мурманская область, энергетика которой в значительной мере базируется на привозном топливе (ядерном горючем, угле, нефтепродуктах, сжиженном газе). Область располагает широким набором возобновляемых источников (солнце, ветер, малые реки, приливы, волны). Наибольшие перспективы связываются с развитием ветроэнергетики. Потенциал ветра прибрежных районов Кольского полуострова является одним из самых высоких на европейской территории России. До недавнего времени освоение ресурсов ветра региона сдерживалось наличием высокоэффективных гидроэнергоресурсов, относительно низкими ценами на органическое топливо, а также высокой стоимостью ветроэнергетических установок (ВЭУ). В настоящее время ситуация существенно изменилась. Все наиболее доступные и эффективные гидроэнергоресурсы Кольского полуострова уже освоены. Значительно выросли цены на топливо и тарифы на электрическую и тепловую энергию. Выработаны плановые сроки эксплуатации первых двух энергоблоков Кольской АЭС (2003 и 2004 гг.), а вопрос о начале строительства Кольской АЭС-2 пока не решен. Технология серийного производства ВЭУ и крупномасштабного использования энергии ветра в мире настолько продвинулась вперед, что в ряде стран (Германии, Испании, США, Дании и др.), ветроэнергетика стала конкурентоспособной в сравнении с обычной энергетикой, и масштабы ее развития стали соизмеримыми с развитием традиционной энергетики. В свете сказанного выполнение настоящей работы, посвященной оценке энергетической ситуации в Мурманской области и перспектив освоения ветроэнергетических ресурсов региона, представляется важным и актуальным. Работа выполнена Мининым В.А., к.т.н., зав. лабораторией нетрадиционных и возобновляемых источников энергии Кольского научного центра Российской академии наук и Дмитриевым Г.С., вице-президентом Всемирной ветроэнергетической ассоциации (WWEA).

3

1. СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ КОЛЬСКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ Кольская энергетическая система по величине установленной мощности является второй на Северо-Западе России (после Ленинградской) и самой крупной в мире за Полярным кругом. Её суммарная установленная мощность равна 3758 МВт. Энергосистема уникальна по своему составу - здесь работают 17 гидроэлектростанций, 5 тепловых электростанций на органическом топливе, Кольская атомная электростанция и единственная в России приливная электростанция. Высоковольтная сеть (рис.1.1) объединяет все электростанции для работы под единым диспетчерским управлением. Кольская энергосистема имеет сильную связь по ЛЭП 330 кВ с Карелией и через нее - с ОЭС Северо-Запада России. Имеются также ЛЭП, соединяющие энергосистему с Норвегией и Финляндией. Условные обозначения:

VIII

- ГЭС

Никель

VII V IV

-АЭС

- ЛЭП 330 кВ

Мурманск

VI

- ТЭС

XYII XYIII

XIII

XYI

- ЛЭП 110-150

XY

XII

Мончегорск

II Апатиты II

III

X

XI

IX

в Карелию

Рис. 1.1. Схема электрических сетей Кольской энергосистемы: I-III- Нивский каскад; IV-VIII - Пазский каскад; IX-XI – Ковдинский каскад; XII-XIII – Туломский каскад; XV-XVI – Серебрянский каскад; XVII-XVIII – Териберский каскад Централизованным электроснабжением охвачено около 50% территории Кольского полуострова и более 99% населения. Вместе с тем имеются несколько десятков населенных пунктов, которые из-за значительной удаленности и малых объемов электропотребления не охвачены централизованным электроснабжением и получают электроэнергию от небольших дизельных электростанций (ДЭС) мощностью от 8 до 500 кВт. Суммарная мощность ДЭС оценивается примерно в 5 МВт. Кольская энергосистема существует более 70 лет и относится к разряду достаточно “старых” энергосистем, с чем связаны и некоторые проблемы ее функционирования и дальнейшего развития. Более половины энергетического оборудования имеет возраст старше 30 лет.

4

1.1. Этапы развития Кольской энергосистемы В развитии Кольской энергосистемы можно выделить четыре этапа: - с 1934 по 1959 гг. энергосистема развивалась преимущественно за счет строительства гидроэлектростанций, расположенных в наиболее доступных и эффективных створах. Темпы годового прироста установленной мощности за это время составляли около 50 МВт. Доля тепловых электростанций не превышала 10%; - в период 1959-1973 гг. увеличение спроса на энергию и невозможность его удовлетворения только за счет строительства ГЭС привели к принятию решения о строительстве Кировской ГРЭС (ныне - Апатитская ТЭЦ). С выходом этой станции на установленную мощность 500 МВт доля тепловых станций в энергосистеме возросла до 36%. Параллельно с этим продолжалось строительство нескольких гидроэлектростанций. Темпы роста установленной мощности энергосистемы составляли в этот период около 100 МВт в год; - в 1973 г. был пущен в эксплуатацию первый блок Кольской АЭС мощностью 440 МВт, а через несколько лет станция вышла на полную проектную мощность 1760 МВт. Доля тепловых электростанций в балансе мощности энергосистемы возросла до 59%, а по выработке достигла 70%.В эти же годы происходило строительство и освоение каскада Териберских ГЭС. Темпы роста установленной мощности за период 1973-1984 гг. составили около 200 МВт в год . В 1990 году был отмечен максимум годового электропотребления Мурманской области – 16,6 млрд. кВт⋅ч (при годовом производстве электроэнергии 19,6 млрд. кВт·ч, передаче в Карелию 2,9 млрд. кВт⋅ч). - с 1984 года мощность энергосистемы остается практически неизменной. За последние 20 лет не построено и не введено в эксплуатацию ни одного нового энергетического объекта. После некоторого снижения электропотребления в 90-е годы, вызванного общими для России социально-экономическими причинами оно стабилизировалось на уровне 14 млрд. кВт·ч. В последние годы в энергосистеме устойчиво сохраняется избыток мощности и энергии. 1.2. Структура генерирующих мощностей. Краткая характеристика электростанций Тепловые электростанции. В настоящее время в состав Кольской энергосистемы входят Кольская АЭС мощностью 1760 МВт, Апатитская ТЭЦ (359 МВт), Мурманская ТЭЦ (12 МВт) и три ведомственных ТЭЦ в городах Ковдор (8 МВт), Мончегорск (18 МВт) и Заполярный (24 МВт). Основные техникоэкономические параметры перечисленных тепловых электростанций приведены в табл. 1.1. Теплоэлектроцентрали работают в соответствии с графиком тепловой нагрузки. Главным и крупнейшим источником электроэнергии в области за последние 30 лет была и остается Кольская атомная электростанция. Доля станции в балансе установленных мощностей Кольской энергосистемы составила в 1998 году 46%, а в балансе выработки - 67%. Как уже отмечалось выше, из-за снижения уровня энергопотребления в ходе проведения экономических реформ в 90-е годы появился некоторый избыток установленных мощностей в энергосистеме, в первую очередь, за счет систематической недогрузки КАЭС. В то же время надо отметить, что плановые 30-летние сроки эксплуатации первых двух блоков Кольской АЭС были исчерпаны в 2003-2004 гг. На ближайшие 5

5

лет сроки их эксплуатаций продлены. Возможно, будет и дальнейшее продление. Но конечно же из соображений безопасности оно не может быть безграничным. Так что надо ясно представлять, что вывод из эксплуатации первых блоков АЭС приведет к значительному дефициту мощности и энергии. В этих условиях заслуживает внимания идея о сооружении ветроэнергетических установок, объединенных в ветропарки и работающих на энергосистему. Это может смягчить ситуацию с нарастанием дефицита энергии и мощности в системе и даже свести этот дефицит к нулю, при условии сооружения парков ВЭУ быстрыми темпами и достаточной суммарной мощности. Таблица 1.1 Основные технико - экономические показатели ТЭС Мурманской области Наименование ТЭС Апатитская ТЭЦ Мурманская ТЭЦ ТЭЦ ОАО “Североникель” ТЭЦ ОАО “Печенганикель” ТЭЦ Ковдорского ГОКа Кольская АЭС

Год ввода в эксплуатацию

Установл. электрич. мощность, МВт

Мощность и число агрегатов

Годовая выработка, млн. кВт⋅ч

Число часов использования установленной мощности, ч

1959-1964

359

1934

12

1949-1970

24

100×2 50×6 2×1 6×1 6×1 6×1 6×1 6×2

690

1923

44

3644

21

1174

1965-1970

18

6×3

76

3177

1962

8

4×2

28

3518

1974 Итого

1760 2181

220×8

11960

6794

Гидроэлектростанции. В состав Кольской энергосистемы входят 17 гидроэлектростанций, объединенных в 6 каскадов на реках Нива, Паз, Ковда (Кума, Иова), Тулома, Воронья, Териберка. Суммарная установленная мощность ГЭС составляет почти 1590 МВт или около 42% от суммарной установленной мощности энергосистемы. Удельный вес гидроэлектростанций в годовой выработке не постоянен и зависит от водности года. В основном он изменяется в пределах 39-44%. Большинство ГЭС Кольской энергосистемы являются станциями деривационно-плотинного типа. Семь гидростанций построены с безнапорной деривацией каналами разной длины. Это станции Нива-I, Нива-2, Княжегубская, Иовская, Кумская, Серебрянская-1 и Серебрянская-2. Три ГЭС с подземным расположением машинного зала имеют тоннельную напорную деривацию: Нива-3, Верхне-Туломская и Борисоглебская. Шесть ГЭС являются низконапорными станциями приплотинного типа: Кайтакоски, Янискоски, Хевоскоски, НижнеТуломская и Нижне-Териберская. Одна станция плотинно-деривационного типа с напорной деривацией трубопроводом - Верхне-Териберская ГЭС. Основные энергетические показатели перечисленных ГЭС приведены в табл. 1.2. Гидроэлектростанции Кольской энергосистемы в основном являются низко- и средненапорными и оборудованы, как правило, турбинами поворотно-лопастного 6

типа. Только три ГЭС имеют напор выше семидесяти метров гидроэлектростанции Нива-3, Серебрянская ГЭС-1 и Верхне-Териберская.

-

это

Таблица 1.2 Основные энергетические показатели действующих гидроэлектростанций АО “Колэнерго” Установл. мощность, МВт 26,0 60,0 155,5

Кол-во турбин

Нива -“-“-

Год пуска 1953 1937 1950

Паз -“-“-“-“-

1951 1951 1956 1970 1963

Кума Иова Ковда

Верхне-Туломская Нижне-Туломская Серебрянская-I Серебрянская-II

Наименование гидроэлектростанции Нива-I Нива-II Нива-III Кайтакоски Янискоски Раякоски Хевоскоски Борисоглебская Кумская Иовская Княжегубская

Верхне-Териберская Нижне- Териберская

2 4 4

Расч. напор, М 11,5 36,0 74,0

Вид регулирования мн. лет недел. суточ.

Годовая выраб. энергии, млн. кВт·ч 129 407 850

11.2 30,5 43,2 47,0 56,0

2 2 3 2 2

7,5 21,5 20,5 18,7 19,3

мн. лет суточ. суточ. суточ. суточ.

72 232 234 227 275

1963 1961 1956

80,0 96,0 152,0

2 2 4

32,0 32,0 37,0

мн.лет сезон. сезон.

346 536 706

Тулома -“-

1965 1949

268,0 50,0

4 4

55,0 17,5

мн.лет суточ.

801 280

Воронья -“-

1970 1972

204,9 150,0

3 3

75,7 62,5

мн.лет сезон.

558 524

Териберка Териберка

1984 1987 Итого

130,0 26,5 1586,8

2 2

109,0 23,0

сезон. сезон.

236 54

Река

Всего на гидроэлектростанциях установлено 45 гидроагрегатов мощностью от 5,6 до 130 МВт. Подавляющее большинство ГЭС спроектированы Ленинградским отделением ВГПИ и НИИ “Гидропроект” и построены отечественными строительными организациями с установкой отечественного оборудования. Некоторые гидроэлектростанции сооружены финскими и норвежскими фирмами, на них часть гидросилового оборудования изготовлена финской фирмой “Тампелла” и шведской “КМ”. Суммарная численность эксплуатационно-ремонтного персонала, работающего на шести каскадах ГЭС составляет около 650 человек. Общий штатный коэффициент определяется в 0,41 чел./МВт, что, учитывая большой удельный вес деривационных ГЭС, их большой возраст и изношенность силового оборудования, является хорошим показателем. Что касается быстроты регулирования мощности ГЭС, то только одна гидростанция системы, Нива ГЭС-II, обладает открытой деривацией значительной протяженности, что накладывает некоторые ограничения на скорость сброса и набора нагрузки. Но даже на этой ГЭС время набора нагрузки от нуля до установленной мощности или сброса ее с максимума до нуля не превышает 15-30 минут. Для остальных ГЭС это время составляет 5-10 минут, а набор нагрузки от режима холостого хода (“горячий резерв”) до номинальной мощности составляет от 1 до 5 минут.

7

1.3. Перспективы развития Кольской энергосистемы При оценке перспектив развития Кольской энергосистемы обычно принимают во внимание следующие возможные варианты или их комбинации: - продление сроков эксплуатации блоков Кольской АЭС; - сооружение новой Кольской АЭС-2 на замену старой; - строительство тепловых электростанций, ориентированных на газ из республики Коми, Ямала или газ Штокмановского месторождения в Баренцевом море; - подача электроэнергии из центральных районов страны через Карелию по ЛЭП 750 кВ; - сооружение новых ГЭС в неосвоенных районах северо-восточной части Кольского полуострова; - освоение ветроэнергоресурсов региона путем строительства ветропарков в освоенных прибрежных районах. Перечень возможных вариантов за последние годы не претерпел существенных изменений. В реальности пока реализуется только первый из них – продлена работа первых двух блоков Кольской АЭС. Что касается других вариантов, то можно отметить следующее. В реализации строительства Кольской АЭС-2 с тремя блоками по 645 МВт заинтересованы Администрация области, руководство АО “Колэнерго” и коллектив Кольской АЭС. Для Администрации области решение о начале строительства и его финансирование означало бы значительный приток денежных средств в область, создание тысяч новых рабочих мест, улучшение финансового положения. Для энергосистемы и промышленности области появление Кольской АЭС-2 означало бы наличие надежного, гарантированного на многие годы источника электроэнергии. Вместе с тем, это означало бы появление в регионе объекта, цена энергии которого определяется далеко за пределами области, и, как правило, оказывается значительно выше средней отпускной цены энергии в энергосистеме. По состоянию на конец 2005 г. вопрос о финансировании строительства Кольской АЭС-2 не решен, и это отодвигает реализацию проекта на неопределенное время. По причине отсутствия финансирования, а также в связи с экологическими ограничениями приостановилось дальнейшее развитие гидроэнергетики на Кольском полуострове. В списке возможных объектов имеются крупные гидроэлектростанции и каскады, такие как каскад Иокангских ГЭС установленной мощностью 360 МВт, Восточно-Лицкие ГЭС суммарной мощностью 380 МВт, Понойские ГЭС суммарной мощностью до 1800 МВт. Эти ГЭС проектировались как пиковые и полупиковые источники энергии с учетом, что реализовываться они будут после строительства КАЭС-2. Вместе с тем, с позиций сегодняшнего дня, судя по проектным показателям, ничто не мешает их использованию совместно с крупными ветропарками соизмеримой мощности. Варианты поступления газа в Мурманскую область увязываются со сроками освоения месторождений газа и нефти шельфа Баренцева моря или прокладки газопровода из Республики Коми через Вологодскую, Архангельскую области и Карелию в Мурманскую область. При этом глубокая газификация экономики Мурманской области в этих вариантах означала строительство Мурманской ТЭЦ на газе, нескольких предвключенных парогазовых станций, а также газовых котельных. В настоящее время как освоение шельфа на севере, так и прокладка газопровода с юга пока по срокам фактически не определены. Другими возможными направлениями развития энергосистемы (в небольшом масштабе) можно считать строительство малых ГЭС, суммарная установленная

8

мощность которых по энергосистеме может составить 66,7 МВт, при среднегодовой выработке 313 млн. кВт⋅ч. В АО ‘‘Колэнерго’’ проводится также определенная работа по улучшению использования действующих мощностей ГЭС. В настоящее время по предложению “Колэнерго” Ленгидропроектом подготовлена проектная документация по расширению ГЭС Нива-2 на один агрегат с увеличением пропускной способности станции на 30%. Выполнен в эскизных проработках проект расширения НижнеТуломской ГЭС с увеличением пропускной способности на 30-40%. Существует предложение “Колэнерго” о расширении Иовской ГЭС с установкой в отдельном здании гидроагрегата мощностью до 50 МВт и увеличения пропускной способности на 50%. В целом технически и экономически обоснованным можно считать увеличение мощности по трем вышеупомянутым станциям за счет их расширения примерно на 100 МВт, что снимет существующие сезонные режимные ограничения пиковой и регулирующей мощности на 350 МВт, увеличит реальный мобильный резерв мощности, поднимет выработку за счет снижения холостых сбросов в средний по водности год на 80-100 млн. кВт⋅ч.

9

2. ПОТЕНЦИАЛ НЕТРАДИЦИОННЫХ И ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ ЭНЕРГИИ Мурманская область располагает широким набором нетрадиционных и возобновляемых источников энергии (энергии солнца, ветра, малых рек, морских приливов и волн и др.), которые в определенных условиях могут составить конкуренцию традиционным источникам энергии или выгодно дополнить последние, принося ощутимый экономический эффект. 2.1. Энергия солнца Для оценки потенциала солнечной энергии можно обратиться к результатам наблюдений на актинометрических станциях Кольского полуострова. Материалы наблюдений свидетельствуют, что возможный годовой приход суммарной солнечной радиации в ясные дни составляет 4600-4900 МДж/м2. Большая облачность, характерная для Мурманской области, снижает поступление прямой солнечной радиации на 60-75%, но в то же время увеличивает рассеянную радиацию более чем в полтора раза. В результате при реальных условиях облачности годовой приход суммарной радиации составляет около 60% от возможного, т.е. 2300 - 3100 МДж/м2 или 650-850 кВт·ч/м2. Нижний показатель относится к северным районам Кольского полуострова (п-в Рыбачий, о. Кильдин, пос. Дальние Зеленцы), верхний – к южным (г. Кандалакша, п. Умба, с. Чаваньга). На Севере солнце находится над горизонтом в целом ниже, чем в средней полосе или на юге России. Поэтому если сравнить представленные данные с аналогичными показателями, например, по Москве и Сочи, то окажется, что по суммарному годовому поступлению солнечной радиации Кольский полуостров уступает им соответственно в 1,3 и 1,7 раза. При оценке ресурсов солнечной энергии и перспектив ее использования важной характеристикой является продолжительность солнечного сияния. Как следует из табл. 2.1, на территории Кольского полуострова, почти полностью расположенного за полярным кругом, продолжительность солнечного сияния изменяется от месяца к месяцу в очень широких пределах – от 0 в декабре (полярная ночь) до 200-300 ч в июне (полярный день). Суммарная годовая продолжительность солнечного сияния составляет около 1200 ч на севере и возрастает до 1600 ч на юге полуострова. Для сравнения можно отметить, что аналогичный показатель в таких солнечных районах как Средняя Азия и Закавказье составляет 2500 – 3000 ч.

10

Таблица 2.1 Продолжительность солнечного сияния в отдельных пунктах Мурманской области, ч Месяц Пункт I II III IV V VI VII VII IX X I Цып0 27 10 17 169 234 20 14 86 44 Наволок 3 3 9 5 Мурманск 1 32 12 20 197 246 23 14 73 43 1 3 6 6 Хибины 3 37 12 16 200 258 24 17 97 54 8 6 3 6 Умба 8 43 15 19 229 293 30 20 11 67 1 8 9 4 5

XI

XII Год

6

0

3

0

10

0

15

0

119 5 129 7 137 2 163 2

Валовые (потенциальные) ресурсы солнечной энергии региона, посчитанные как суммарное количество энергии, поступающее от солнца на всю территорию, занимаемую Мурманской областью, составляет огромную величину – около 1.1⋅1014 кВт⋅ч. И технические ресурсы (то, что в принципе можно использовать с помощью известных технических средств с к.п.д. около 10%) также велики – около 1013 кВт⋅ч. Но на практике в условиях Севера имеется много трудностей технического и экономического характера, связанных освоением этого вида энергии. 2.2. Энергия ветра Мурманская область располагает высоким потенциалом ветровой энергии, сосредоточенным, главным образом, в прибрежных районах. Ниже в гл. 3 подробно рассмотрены основные характеристики режима ветра на Кольском полуострове. Здесь же отметим, что технические ветроэнергоресурсы региона оцениваются в 350 млрд. кВт⋅ч при суммарной установленной мощности ВЭУ около 120 млн. кВт. Это примерно в 20 раз больше того, чем располагает в настоящее время Кольская электроэнергетическая система. Наиболее сильные и устойчивые ветры наблюдаются на северном побережье Кольского полуострова. Это самое ветреное место на всем европейском Севере России. Использование здесь хотя бы 1-2% указанных ресурсов, самых доступных и выгодных (а это 3-7 млрд. кВт⋅ч выработки и около 1-2 млн. кВт мощности), может иметь большое значение. 2.3. Гидроэнергия малых рек Выполненные расчеты показали, что валовые (потенциальные) ресурсы малых рек Мурманской области оцениваются примерно в 4 млрд. кВт⋅ч. Технические гидроэнергоресурсы малых рек региона составляют 2,85 млрд. кВт⋅ч при 334 МВт среднегодовой мощности. В эту оценку включены 19 рек с технической среднегодовой мощностью от 7 до 30 МВт и 23 более мелких реки суммарной мощностью 62 МВт. Проблема использования гидроэнергии малых рек не нова. В послевоенные годы в Мурманской области было построено несколько сельских малых ГЭС мощностью от 10 до 100 кВт, работавших на напорах от 2 до 6 м. В 60-е годы они были вытеснены более дешевыми по тем временам дизельными установками. В 11

настоящее время в связи со значительным ростом цен на органическое топливо интерес к использованию энергии малых рек существенно возрос. 2.4. Энергия морских приливов Кольский полуостров обладает значительными ресурсами приливной энергии. Имеется практический опыт использования этого вида энергии – с 1970 г. в составе Кольской энергосистемы работает Кислогубская приливная электростанция (ПЭС). Из перспективных створов для сооружения новых ПЭС заслуживает внимания Лумбовский залив, где средняя величина прилива составляет 4,2 м, а возможная для использования площадь акватории залива достигает 70-90 км2. Многолетними исследованиями института “Гидропроект” установлено, что Лумбовская ПЭС может иметь мощность от 320 до 670 МВт с годовой выработкой энергии до 2,0 млрд. квт⋅ч. 2.5. Энергия морских волн Волновая энергия обладает более высокой по сравнению с ветровой и солнечной плотностью энергии. Морские волны накапливают в себе энергию ветра на значительном пространстве, и они, таким образом, являются природным концентратом энергии. Недостатком волновой энергии является ее нестабильность во времени, зависимость от ледовой обстановки, сложность преобразования и передачи потребителю. Мощность, переносимая морскими волнами, пропорциональна квадрату их амплитуды (высоты) и периоду. Поэтому наибольший интерес представляют волны с большим периодом (около 10 с) и амплитудой 2м и более. Такие волны позволяют снимать с единицы длины гребня до 50 - 70 кВт/м и более. Подобные волнения наблюдаются в неспокойных высоких широтах северного и южного полушарий Земли. Баренцево море, омывающее северное побережье Кольского полуострова, прилегает к крайней северо-восточной части Атлантического океана. Среднегодовой потенциал волновой энергии здесь составляет у берегов Норвегии 25-30 кВт/м, а вблизи берегов Кольского полуострова – 20 - 25 кВт/м. Что касается Белого моря, то его среднегодовой потенциал волновой энергии значительно ниже – 9 - 10 кВт/м. Сказываются удаленность открытого океана, меньшие размеры моря и наличие зимой ледяного покрова. Если оценить полную мощность морских волн на заданной акватории моря, то она окажется огромной. Но нужно иметь ввиду, что если бы ее удалось получить, то море после этого оказалось бы спокойным и потребовалось бы длительное время (десятки часов) для восстановления волнения под воздействием ветра. Поэтому практический интерес представляет так называемая возобновляемая мощность волнения – та, которая может извлекаться длительное время, практически не изменяя общего потенциала волнения. По оценкам специалистов возобновляемая мощность составляет всего 0,03 – 0,04% от полной мощности волнения. При таком подходе к оценке ресурсов волновой энергии оказывается, что средняя возобновляемая мощность для Баренцева моря составляет около 60 кВт на 1 км2 акватории. Это означает, что суммарная возобновляемая мощность волнения прибрежной полосы вдоль северного побережья Кольского полуострова шириной 10 км и длиной 400 км составит около 230 МВт, а такой же полосы вдоль южного побережья (Белое море) – около 100 МВт. Если принять во внимание к.п.д. волновых

12

энергетических установок около 60%, то технические ресурсы волновой энергии на указанных акваториях составят в сумме 1,6 млрд. кВт⋅ч. 2.6. Приоритеты использования возобновляемых источников энергии на Кольском полуострове В табл. 2.2 представлены результаты оценки потенциальных и технических ресурсов возобновляемых источников энергии, имеющихся на Кольском полуострове. Видно, что ресурсы солнечной энергии самые большие. Однако в условиях Севера имеется ряд трудностей, связанных с освоением этого источника энергии. В первую очередь, они обусловлены минимумом поступления солнечной энергии или ее полным отсутствием в зимние месяцы, когда потребность в энергии со стороны потребителей максимальна. Во-вторых, в наших северных широтах из-за активной циклонической деятельности число дней с ясной солнечной погодой сравнительно невелико. Таблица 2.2 Ресурсы нетрадиционных возобновляемых источников энергии Мурманской области, млрд. кВт⋅ч ___________________________________________________ Источники Потенциальные Технические ресурсы ресурсы ___________________________________________________ Солнце 110000 11000 Ветер 21000 350 Малые реки 4 2,8 Приливы 11 2,0 Волны 3 1,6 Более чем 30 - летний опыт работы Кислогубской приливной электростанции и проработки института “Гидропроект” дают представление о возможностях использования энергии морских приливов на Кольском полуострове. Как оказалось, число акваторий, пригодных для сооружения ПЭС в регионе, ограничено. Можно назвать створы в губе Долгой около Териберки (Кольская ПЭС – мощностью 40 МВт) и в Лумбовском заливе (Лумбовская ПЭС – мощностью от 320 до 670 МВт с годовой выработкой до 2 млрд. кВт⋅ч). Обе ПЭС рассматривались как промежуточный этап на пути сооружения крупной Мезенской ПЭС в заливе Белого моря мощностью до 16000 МВт и годовой выработкой около 50 млрд. кВт⋅ч. В настоящее время в виду удаленности объектов строительства, больших удельных капиталовложений, возросших требований экологического характера и ряда других факторов вопрос о сооружении приливных электростанций на Кольском полуострове отодвинут на дальнюю перспективу. Оценка энергии морских волн вдоль побережья Баренцева и Белого морей показала значительные запасы волновой энергии. Однако преобразование энергии морских волн, ее концентрация и передача на берег представляют большие трудности ввиду суровых климатических условий. Морское волнение наиболее активно в осеннее и зимнее время. Именно в это время возможно оледенение подвижных частей волновых энергетических установок, выход их из строя, а обслуживание и ремонт сильно затруднены. Исходя из этого можно сказать, что на

13

сегодняшний день очевидных предпосылок для использования этого вида энергии вблизи побережья Кольского полуострова не имеется. Гораздо большие перспективы имеет развитие малой гидроэнергетики. Хотя и здесь имеются некоторые проблемы. Несмотря на большое количество перспективных створов для сооружения малых и микроГЭС далеко не на всех из них имеются потенциальные потребители, а поэтому значительная часть створов остается невостребованной. Передача же сравнительно небольшой мощности (сотни киловатт) на значительные расстояния (сотни километров) с целью выдачи энергии от малых ГЭС в энергосистему экономически не выгодна. В настоящее время в Мурманской области найдется не более десятка населенных пунктов, расположенных в основном в устье рек, впадающих в Белое и Баренцево море, где возможно сооружение малых ГЭС. Рыбохозяйственное значение этих рек является некоторой помехой на пути строительства ГЭС, но она преодолима за счет возведения рыбопропускных сооружений. Из всех имеющихся на Кольском полуострове возобновляемых источников энергии наибольшие перспективы для практического освоения имеет ветровая энергия. Ветер распространен на обширных территориях и сам “транспортируется” к потребителю. Благоприятными предпосылками для использования энергии ветра на Кольском полуострове являются: - высокий потенциал ветра; - совпадение зимнего максимума интенсивности ветра с максимумом потребности в электрической и тепловой энергии со стороны потребителей; - взаимодополняющий характер сезонного поступления ветровой энергии и гидроэнергии рек; - наличие в Кольской энергосистеме 17 гидроэлектростанций суммарной мощностью более 1,5 млн. кВт, располагающих водохранилищами суточного, сезонного и многолетнего регулирования, позволяющих компенсировать неравномерность поступления энергии от ветроэнергетических установок и открывающих возможности для крупномасштабного (промышленного) освоения ветроэнергоресурсов.

14

3. ВЕТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ КАДАСТР КОЛЬСКОГО ПОЛУОСТРОВА Ветроэнергетический кадастр представляет собой совокупность характеристик ветра, позволяющих выявить его энергетическую ценность и определить возможные режимы работы ветроэнергетических установок (ВЭУ). К числу основных кадастровых характеристик ветра относятся: - среднегодовая скорость ветра; - годовой и суточный ход ветра; - повторяемость скоростей ветра; - повторяемость направлений ветра; - распределение ветровых периодов и периодов затиший по длительности; - максимальная скорость ветра; - удельная мощность и удельная энергия ветра; - ветроэнергетические ресурсы района. Основным источником исходных данных для разработки ветроэнергетического кадастра являются наблюдения за скоростью ветра на опорной сети гидрометеослужбы. Эти наблюдения, проводимые несколько раз в сутки, охватывают периоды в десятки лет и представляют собой обширнейший фактический материал. Их достоинством является то, что они проводятся по единой методике, а места (площадки) производства наблюдений классифицированы по степени их открытости на местности. 3.1. Среднегодовые скорости ветра Данные о средних скоростях ветра за длительные периоды времени служат исходной характеристикой общего уровня интенсивности ветра. По величине среднегодовой скорости ветра в первом приближении можно судить о перспективности применения ветроэнергоустановок в том или ином районе. Однако необходимо иметь в виду, что средние скорости зависят от рельефа местности, шероховатости поверхности, наличия затеняющих элементов, высоты над поверхностью земли. У разных станций эти условия могут существенно отличаться. Поэтому для сопоставления средних скоростей ветра их необходимо приводить к сравнимым условиям. Представляется целесообразным за сравнимые условия принять условия открытой ровной местности и высоту 10 м от поверхности земли. Результаты обработки 20-летних рядов наблюдений за скоростью ветра по 37 метеорологическим станциям Кольского полуострова, полученные с учетом приведения их к сравнимым условиям, представлены на рис. 3.1. Для наглядности и удобства практического использования данные о средних многолетних скоростях нанесены на карту. Из рисунка следует, что наибольшие скорости ветра наблюдаются в прибрежных районах Баренцева моря. На северном побережье Кольского полуострова они составляют 7-9 м/с. Характерно, что скорости ветра заметно снижаются по мере удаления от береговой линии.

15

5 6 7 44 5 6 7.1

4.

2.0

3.

8.4

4.7

ре мо

2. 2 5

7.9

о

2.9

49 4.Мурманск 3 1.3

ев нц ре Ба

4.0

7.6

3 5.3 3 4.3 6.7 2.9 3.2

2.9 3.1

4.3

3.0

2.9

2.7

6.2 7 6

39

5.8

5 Б ел 5.5 о 4

е

мо

5.1

5.4 ре

Рис. 3.1. Средние многолетние скорости ветра (м/с) на высоте 10 м от поверхности земли в условиях открытой ровной местности Как отмечалось выше, с высотой средние многолетние скорости ветра существенно возрастают. На рис. 3.2. представлена зависимость приращения средней многолетней скорости ветра при переходе от высоты 10 м к высотам 20, 30, 50, 70 и 100 м. Говоря о среднегодовых и среднемноголетних скоростях ветра, уместно отметить и еще одно следующее весьма важное обстоятельство. В прибрежных районах Кольского полуострова изменение среднегодовой скорости ветра от года к году невелико и характеризуется коэффициентом вариации в пределах 5-8%. В то же время коэффициент вариации стока на реках Кольского полуострова составляет около 15-20%. Таким образом, в многолетнем разрезе поступление ветровой энергии подвержено меньшей изменчивости, чем гидроэнергии рек. 3

Н

Δυ, м/с

70 2

50м 30

1

0 υ

20

2

4

6

8

м/с

16

Рис. 3.2. Приращение среднегодовой скорости ветра Δυ при переходе от высоты 10 м к высоте H 3.2. Годовой и суточный ход ветра Годовой ход ветра (рис. 3.3.) представляет собой сезонное изменение средних скоростей ветра. На Кольском полуострове наиболее ярко оно проявляется на северном побережье, где разница между зимним максимумом и летним минимумом скоростей ветра достигает 5-6 м/с. Полученные кривые свидетельствуют, что повсеместно складываются весьма благоприятные предпосылки для эффективного использования энергии ветра. Максимум скоростей ветра приходится на холодное время года и совпадает с сезонным пиком потребления тепловой и электрической энергии. Весьма существенно, что зимний максимум находится в противофазе с годовым стоком рек (рис. 3.3.), то есть ветровая и гидроэнергия удачно дополняют друг друга. Это создает благоприятные условия для их совместного использования. υ , м/с М

%

12

1

40

10 30

2 8

20

4 6

3 10

4 VII VIII IX VII

X

XI

XII

I

II

III

IV

Y

YI

Рис. 3.3. Годовой ход среднемесячных скоростей ветра на островах (1) и побережье (2) Баренцева моря, на побережье Белого моря (3) и в Хибинах (4). 1 – метеостанция о. Харлов, 2 – Дальние Зеленцы, 3 – Чаваньга, 4 - Центральная Суточный ход ветра представляет собой изменение средних скоростей ветра в течение суток. Наиболее четко он прослеживается в летнее время и мало проявляется зимой. Летом скорости ветра в дневные часы в среднем на 1,5-2,0 м/с выше, чем ночью. В условиях снижения общего уровня интенсивности ветра в летнее время дневной максимум скоростей ветра является благоприятным для

17

эффективного использования энергии ветра, поскольку именно в дневные часы, как правило, наблюдается повышенная потребность в энергии со стороны потребителя. 3.3. Повторяемость скоростей и направлений ветра Повторяемость скоростей ветра показывает, какую часть времени в течение рассматриваемого периода дули ветры с той или иной скоростью. С помощью этой характеристики выявляется энергетическая ценность ветра и находятся основные энергетические показатели, определяющие эффективность и целесообразность использования энергии ветра. В практике выполнения ветроэнергетических расчетов обычно выполняется аппроксимация (выравнивание) эмпирической повторяемости скоростей ветра с помощью различных аналитических зависимостей. Наибольшее распространение в этом плане получило двухпараметрическое уравнение Вейбулла. Годится оно и для описания распределения скоростей ветра в условиях Кольского полуострова. Расчеты показали, что уровень сходимости эмпирических (фактических) и аналитических распределений, полученных по уравнению Вейбулла, достаточно высок. На рис. 3.4. показаны аналитические кривые повторяемости скоростей ветра при различных значениях среднегодовой скорости (от 4 до 12 м/с). Очевидно, что в более ветреных районах спектр наблюдаемых скоростей шире и доля высоких скоростей выше. Площадь под каждой из приведенных кривых одинакова, она равна 100% (или 8760 часов годового времени). t,% 16 14 12 10 8 6 4 2 4 0

5

10

6 15

8

υ =12

1

20

υ,

25

18

Рис. 3.4. Кривые повторяемости скоростей ветра при различных среднегодовых скоростях. Повторяемость направлений ветра показывает, какую часть времени в течение рассматриваемого периода (месяца, года) дули ветры того или иного направления. Правильный учет направлений ветра играет важную роль в определении оптимального расположения ветроустановок на местности. Имеющиеся в Справочнике по климату многолетние данные о ветре показывают, что на Кольском полуострове имеются районы с преобладающими направлениями ветра. К числу их относится северное побережье полуострова, где около 50-60% годового времени дуют юго-западные ветры. Более детальное изучение направлений ветра в этом районе (по 16 направлениям и с учетом не только повторяемости направления, а и средней скорости ветра по каждому направлению), позволило существенно уточнить общую картину. Наибольшее внимание было уделено метеостанциям Дальние Зеленцы и Териберка. В районе этих станций имеет место высокий потенциал энергии ветра. Кроме того, они располагаются недалеко от Серебрянских и Териберских гидроэлектростанций, связанных с Кольской энергосистемой и способных облегчить крупномасштабное использование энергии ветра в этом районе. На рис. 3.5. в качестве примера представлена роза ветров по метеостанции Дальние Зеленцы, построенная по результатам обработки многолетних данных. Видно, что более половины годового времени дуют ветры юго-западной четверти. 5% IX Год I

V

X

II

VI

XI

III VII XII IV

VIII

Рис. 3.5. Годовая и месячные розы ветров на метеостанции Дальние

19

Зеленцы (по данным наблюдений за 1975-84 гг.) При изучении повторяемости направлений ветра необходимо иметь в виду, что с энергетической точки зрения важнее знать не столько преобладающее направление ветра, сколько энергетическую ценность ветра (возможную выработку) по каждому направлению. Для оценки этого были проведены расчеты возможной выработки энергии ВЭУ по каждому направлению и построены соответствующие розы выработки (рис. 3.6.). Из сопоставления рисунков 3.5.-3.6. следует, что по одноименным месяцам роза ветров и роза выработки существенных различий в их конфигурации не имеют. Это означает, что в рассматриваемых районах господствующие направления ветра являются одновременно и наиболее энергонасыщенными. 100 кВт·ч

IX

I V

X

III VI

XI

III

VII

XII

IV

VIII

Рис. 3.6. Месячные розы выработки энергии ветроустановкой мощностью 4 кВт в районе п. Дальние Зеленцы В ходе исследования повторяемости направлений ветра было выявлено, что в зависимости от времени года роза ветров и господствующее направление ветра претерпевают существенные изменения. В зимние месяцы (октябрь-март) на ветры юго-западной четверти может приходиться до 70-90% времени. Преобладание ветров этих направлений является подавляющим. То же самое можно сказать и о выработке энергии с этих направлений. В теплое время года все коренным образом

20

изменяется: неявными или совсем другими становятся преобладающие направления ветра, с уменьшением общей интенсивности ветра снижаются объемы возможной выработки энергии. Последнее хорошо прослеживается по размерам построенных роз, которые пропорциональны объемам месячной выработки. Наличие господствующих направлений ветра позволяет более компактно и с меньшими затратами размещать ВЭУ на местности при создании многоагрегатных ветроэлектрических комплексов и станций. Так, если в районе п. Дальние Зеленцы ветроустановки выстроить в ряды с интервалом всего в один диаметр ветроколеса и ориентировать их своим фронтом на господствующее направление, то в течение 92% годового времени они не будут затенять и создавать помехи друг другу. В зимние месяцы этот показатель возрастает до 96-97%. Потери выработки энергии от такой ориентации ВЭУ минимальны и составляют около 6% в год, снижаясь в отдельные зимние месяцы до 2,5-3,0%, а выгода на сооружении подъездных путей, протяженности кабельных линий очевидна. Указанный район перспективен для сооружения многоагрегатных ветровых парков. 3.4. Максимальные скорости ветра Сведения о максимальных скоростях ветра являются важной составной частью ветроэнергетического кадастра. Они необходимы для выполнения расчетов на прочность отдельных узлов и элементов ветроэнергетических установок (башни, лопастей, устройств ориентации на ветер и др.). Ошибка в определении максимальных скоростях может привести либо к излишнему запасу прочности и утяжелению конструкции ВЭУ, либо наоборот, к созданию недостаточно прочных установок, следствием чего могут быть их разрушения. Определение максимальной скорости базируется на результатах наблюдений за прошлое время и представляет собой по сути прогноз на будущее. В прикладной климатологии о максимальной скорости ветра принято говорить как о скорости, возможной один раз в заданное число лет. Результаты исследований данного вопроса применительно к Кольскому полуострову показали, что наибольшие скорости ветра наблюдаются на побережье Баренцева моря и в Хибинских горах. Здесь один раз в 10 лет в порыве (интервал осреднения 3 с) максимальные скорости могут достигать соответственно 45 и 48 м/с. На большей высоте скорости ветра возможны выше. Об этом свидетельствуют результаты зондирования атмосферы на аэрологических станциях. Однако ветер там отличается меньшей порывистостью. На высоте 100 м один раз в 10 лет может наблюдаться скорость ветра в порыве, равная 49-50 м/с. При переходе к повторяемости 1 раз в 20 лет значения максимальных скоростей увеличатся до 5052 м/с на высоте 10 м и до 52-55 м на высоте 100 м. 3.5. Ветроэнергетические ресурсы региона Мощность ветрового потока пропорциональна плотности воздуха, площади поперечного сечения потока и скорости ветра в третьей степени. В силу кубической зависимости от скорости мощность ветра является крайне непостоянной величиной, изменяющейся в широких пределах. Среднегодовая удельная энергия ветра (энергия, протекающая за год через 1 м2 поперечного сечения) является интегральной (осредняющей) характеристикой. Она зависит еще и от повторяемости скоростей ветра, т.е. от того, какую долю годового времени дул ветер с той или иной скоростью.

21

На рис. 3.7. в качестве примера показано, как формируется годовая сумма удельной энергии ветра (площадь под кривой Wуд) в ветровых условиях побережья Баренцева моря при среднегодовой скорости ветра υ = 8 м/с. Из-за кубической зависимости мощности от скорости ветра наибольший вклад дают не наиболее часто наблюдаемые и даже не средние скорости ветра, а скорости, превышающие последние в 1,7-1,9 раза. t, % 8 4 0

υ1 υ2 10 υ3

20

υ, м/с

200 Wуд, 40 кВт·ч / Рис. 1.11. Повторяемость скоростей ветра t и распределение годовой удельной энергии Wуд на побережье Баренцева моря при υ =8 м/с υ1 – наиболее часто наблюдаемая скорость; υ2 - средняя скорость ветра; υ3 – скорость, обеспечивающая наибольший вклад в годовую выработку энергии Располагая данными о среднегодовых скоростях ветра (рис. 3.1.), вертикальном профиле ветра (рис. 3.2.), а также о повторяемости скоростей ветра (рис. 3.4.), можно дать энергетическую характеристику ветрового потока в любом пункте Кольского полуострова на любой высоте. При оценке энергетических ресурсов обычно рассматривают потенциальные, технические и экономические ресурсы. Под потенциальными ветроэнергоресурсами понимается суммарная энергия движения воздушных масс, перемещающихся за год над данной территорией. Под техническими ветроэнергоресурсами понимается та часть потенциальных ресурсов, которая может быть использована с помощью имеющихся в настоящее время технических средств. Они определяются с учетом неизбежных потерь при использовании ветровой энергии. Согласно теории идеального ветроколеса в полезную работу может быть преобразована только часть энергии, проходящей через сечение ветроколеса. Максимум полезной энергии оценивается коэффициентом использования энергии ветра ξmax = 0,593. В настоящее время у лучших образцов отечественных и зарубежных ветроколес этот параметр достигает значений 0,45-0,48. Кроме того, как показывает практика, существующими конструкциями ВЭУ полностью используется не весь диапазон скоростей ветра. При скоростях ветра ниже минимальной рабочей мощности ветроколеса не хватает даже на преодоление сил трения в узлах ВЭУ. В диапазоне скоростей от минимальной рабочей до расчетной, при которой ВЭУ развивает установленную мощность, использование 22

энергии ветра осуществляется наиболее полно. При дальнейшем усилении ветра вплоть до максимальной рабочей скорости мощность ВЭУ поддерживается на постоянном уровне благодаря работе регулирующих устройств. Наконец, при скоростях ветра выше максимальной рабочей во избежание поломки ВЭУ выводится из работы. Результаты расчета технических ветроэнергоресурсов Кольского полуострова представлены в табл. 3.1. Расчеты выполнялись по зонам, разбивка на которые производилась в соответствии с уровнем средних многолетних скоростей ветра υ10 на высоте 10 метров (рис. 3.1.). В первой зоне υ10 > 7 м/с, во второй - 6-7 м/с, в третьей - 5-6 м/с, в четвертой - 4-5 м/с. Расчетная скорость ветра (при которой ВЭУ развивает номинальную мощность) повсеместно выбиралась, исходя из обеспечения 3000 часов использования в году установленной мощности ВЭУ. Из табл. 3.1. следует, что если в указанных зонах построить сплошной "лес" ветроустановок, расположенных на расстоянии 10 диаметров ветроколеса друг от друга, то суммарная установленная мощность ВЭУ составит около 120 млн. кВт, а годовая выработка электроэнергии (технические ветроэнергоресурсы) - около 360 млрд. кВт·ч. Представленная оценка свидетельствует об огромных ресурсах ветровой энергии на Кольском полуострове, они на порядок превосходят потребности региона на сегодняшний день. Постановка задачи об использовании доступной части этих ресурсов и вовлечении их в хозяйственный оборот, безусловно, заслуживает внимания.

23

Таблица 3.1 Ресурсы ветра Кольского полуострова в приземном слое высотой 100 м Наименование Зоны характеристики 1 Среднегодовая скорость ветра в зоне, м/с на высоте 10 м 7.5 на высоте 70 м 9.6 Удельная энергия ветра, МВт·ч/(м2/год) на высоте 10 м 5.2 на высоте 70 м 10.7 Среднегодовая удельная мощность ветра, кВт/м2 на высоте 10 м 0.59 на высоте 70 м 1.22 Расчетная скорость ветра, м/с на высоте 10 м 12.3 на высоте 70 м 15.7 2 Мощность ВЭУ на 1 км территории, МВт 7.2 Годовая выработка ВЭУ на 1 км2, млн. кВт·ч 21.6 Число часов использования Установленной мощности в год 3000 Площадь зоны, тыс. км2 3.5 Мощность ВЭУ в зоне, тыс. МВт 25 Технические ветроэнергоресурсы, млрд. кВт·ч 75

Всего

2

3

4

6.5 8.6

5.5 7.5

4.5 6.5

3.4 7.8

2.4 5.2

1.4 3.4

0.39 0.89

0.27 0.59

0.16 0.39

10.4 13.8

8.5 11.6

7.6 11.0

4.9

2.9

1.9

14.7

8.7

5.7

3000 5.9 29

3000 9.4 27

3000 20.7 39

39.5 120

57

81

117

360

24

4. ОБЩИЕ ПРИНЦИПЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ВЕТРОВОЙ ЭНЕРГИИ 4.1. Основные типы ветроэнергетических установок Исторически первым стационарным агрегатом, использующим энергию ветра, была ветряная мельница, которая вручную ориентировалась на ветер. Основным ее рабочим органом являлось многолопастное колесо с горизонтальной осью вращения, устанавливаемое по направлению ветра. Такие ветродвигатели широко применялись в средние века и в последующем для размола зерна, подъема и перекачки воды, а также для привода некоторых производств. Крупные ветряные мельницы заводского изготовления при высоких скоростях ветра могли развивать мощность до 60 кВт. В XIX веке число ветряных мельниц на территории России превышало 200 тысяч, их суммарная мощность составляла примерно 1,3 млн. кВт, а в 1930 г. в СССР их насчитывалось более 800 тыс. штук. В настоящее время известно много различных типов ветроэнергетических установок (ВЭУ). Широкое распространение имеют ветроустановки с крыльчатыми ветроколесами и горизонтальной осью вращения (рис. 4.1.). Среди них наибольшее развитие получили двух- и трехлопастные ветроколеса (см. например, рис. 4.2.). Вращающий момент ветроколеса создается подъемной силой, образующейся при обтекании профиля лопастей воздушным потоком. В результате кинетическая энергия воздушного потока в пределах площади, ометаемой лопастями, преобразуется в механическую энергию вращения ветроколеса.

4

2 1

3

Рис. 4.1. Ветроколеса крыльчатых ветроустановок 1 – многолопастное, 2 – трехлопастное, 3 – двухлопастное, 4 – однолопастное с противовесом Мощность, развиваемая на оси ветроколеса, пропорциональна квадрату его диаметра и кубу скорости ветра. По классической теории Н.Е. Жуковского для идеального ветроколеса коэффициент использования энергии ветра ξ = 0,593. То есть идеальное ветроколесо (с бесконечным числом лопастей) может извлечь 59,3% энергии, проходящей через его поперечное сечение. Реально на практике у лучших быстроходных колес максимальное значение коэффициента использования энергии ветра доходит до 0,45 – 0,48, а у тихоходных – до 0,36 – 0,38. Важной характеристикой ветроколеса является его быстроходность Ζ , представляющая отношение скорости движения конца лопасти к скорости ветрового потока. Конец лопасти обычно движется в плоскости ветроколеса со скоростью, которая в несколько раз выше скорости ветра. Оптимальные значения

25

быстроходности двухлопастного колеса – 5-7, трехлопастного - 4-5, шестилопастного - 2,5 - 3,5. Из конструктивных характеристик на мощность ветроколеса основное влияние оказывают его диаметр, а также форма и профиль лопастей. Мощность мало зависит от числа лопастей. Частота вращения ветроколеса пропорциональна быстроходности и скорости ветра и обратно пропорциональна диаметру. На величину мощности влияет также высота расположения центра колеса, так как скорость ветра зависит от высоты. Мощность ВЭУ, как отмечалось, пропорциональна скорости ветра в третьей степени. При расчетной скорости ветра и выше обеспечивается работа ВЭУ с номинальной мощностью. При скоростях ветра ниже расчетной мощность ветроустановки может составлять 20 – 30% от номинальной и менее. При таких режимах работы происходят большие потери энергии в генераторах вследствие их низких к.п.д. на малых нагрузках, а в асинхронных генераторах возникают, кроме того, большие реактивные токи, которые необходимо компенсировать. Для исключения этого недостатка в некоторых ВЭУ применяют 2 генератора с номинальными мощностями 100 и 20 – 30% от номинальной мощности ВЭУ. При слабых ветрах первый генератор отключается. В некоторых ВЭУ малый генератор обеспечивает также возможность работы установки при малых скоростях ветра при пониженных оборотах с высоким значением коэффициента использования энергии ветра. Установка ветроколеса на ветер, т.е. перпендикулярно к направлению ветра, производится в агрегатах очень малой мощности с помощью хвоста (хвостового оперения), в агрегатах небольшой и средней мощности – посредством механизма виндроз, а в современных крупных установках – специальной системой ориентирования, получающей управляющий импульс от датчика направления ветра (флюгера), установленного наверху на гондоле ветроустановки. Механизм виндроз представляет собой одно или два небольших ветроколеса, плоскость вращения которых перпендикулярна к плоскости вращения основного колеса, работающих на привод червяка, поворачивающего платформу головки ветродвигателя до тех пор, пока колеса не будут лежать в плоскости, параллельной направлению ветра. Крыльчатое ветроколесо с горизонтальной осью вращения может располагаться перед башней и за ней. В последнем случае лопасть подвергается постоянному многократному воздействию переменных сил при прохождении в тени башни, что одновременно значительно повышает уровень шума. Для регулирования мощности и ограничения частоты вращения ветроколеса применяется ряд способов, в том числе поворот лопастей или их части вокруг своей продольной оси, а также закрылки, клапаны на лопастях и другие способы. Основными преимуществами ветроустановок с горизонтальной осью вращения ветроколеса является то, что условия обтекания лопастей воздушным потоком постоянны, не изменяются при повороте ветроколеса, а определяются только скоростью ветра. Благодаря этому, а также достаточно высокому значению коэффициента использования энергии ветра, ВЭУ крыльчатого типа в настоящее время получили наибольшее распространение. Другой разновидностью ветроколеса является ротор Савониуса (рис. 4.3.). Он может иметь горизонтальную и вертикальную оси вращения. В первом случае требуется его ориентация на ветер, во втором – нет. Вращающий момент возникает при обтекании ротора потоком воздуха за счет разного сопротивления выпуклой и вогнутой частей ротора. Колесо отличается простотой, но имеет очень низкий

26

коэффициент использования энергии ветра (0,1 – 0,15). Оно получило некоторое применение для ветродвигателей очень малой мощности (микродвигателей). Ветер

б

а

Рис. 4.3. Ротор Савониуса а) – двухлопастный, б) - четырехлопастный В последние годы в ряде зарубежных стран, особенно в Канаде, начали заниматься разработкой ветродвигателя с ротором Дарье, предложенным во Франции в 1920 г. Этот ротор имеет вертикальную ось вращения и состоит из двух – четырех изогнутых лопастей (рис. 4.4.). Лопасти образуют пространственную конструкцию, которая вращается под действием подъемных сил, возникающих на лопастях от ветрового потока. В роторе Дарье коэффициент использования энергии ветра достигает значений 0,30 – 0,35. В последнее время проводятся разработки роторного двигателя Дарье с прямыми лопастями (рис. 4.4. б, в). Ветроустановки Дарье не нуждаются в механизме ориентации на ветер. У них генератор и другие механизмы размещаются на незначительной высоте (на башне), а внизу возле основания. Все это существенно упрощает конструкцию. Однако серьезным органическим недостатком этих ветродвигателей является значительное изменение условий обтекания крыла потоком за один оборот ротора, циклично повторяющееся при работе. Кроме того, для начала работы их требуется раскрутить.

3

3

3

1 2

2

5 4

3

1 5 4

3 2

2 1

4

Рис. 4.4. Ветроэнергетические установки (Дарье) с вертикальным ротором а – Ф-образный, б - Δ - образный, в – с прямыми лопастями. 1 – башня (вал), 2 – ротор, 3 – растяжки, 4 – опора, 5 – передача вращающего момента

27

Это может вызывать усталостные явления и приводить к разрушению элементов ротора и серьезным авариям, что должно учитываться при конструировании ротора (особенно при больших мощностях ВЭУ). Зависимости коэффициента использования энергии ветра ξ, от быстроходности Ζ для различных типов ветроколес приведены на рис. 4.5. ξ 1

0,6

2 3

0,4

5

4 0,2

0

6

7

2

4

6

Z

Рис. 4.5. Типовые зависимости коэффициента использования энергии ветра ξ от быстроходности ветроколеса Ζ 1 – идеальное крыльчатое ветроколесо; 2,3 и 4 – двух, - трех и многолопастные крыльчатые ветроколеса; 5 – ротор Дарье; 6 – ротор Савониуса; 7 – четырехлопастное ветроколесо датской мельницы Наибольшие значения ξ имеют двух- и трехлопастные ветроколеса с горизонтальной осью вращения. Для них высокое ξ сохраняется в широком диапазоне быстроходности Ζ. Последнее существенно, так как ветроустановкам приходится работать при скоростях ветра, изменяющихся в больших пределах. Рассмотренные типы ВЭУ охватывают далеко не все известные решения. На ветроустановки и их элементы получено и постоянно продолжает выдаваться очень большое количество патентов и авторских свидетельств. Это, по-видимому, можно объяснить заманчивостью и кажущейся простотой использования энергии ветра. 4.2. Краткие сведения из теории ветроустановок Коэффициент использования энергии ветра. Форма воздушного потока, проходящего через ветроколесо, показана на рис. 4.6. Так как вращающееся ветроколесо создает подпор, то скорость потока по мере приближения к ветроколесу и на некотором расстоянии за ним падает (см. кривую I на рисунке). Вместе с тем,

28

V

V-ΔV1

V-ΔV2

F

F1

F2

V

V-ΔV1

V-ΔV2

B1

C1

A1

I

P0

С

В

А

V-ΔV1

II

P1

P0 II

P2 Рис. 4.6. Форма воздушного потока при прохождении его через ветроколесо давление воздуха по мере приближения к ветроколесу повышается, за ним оно резко падает (кривая II). За ветроколесом образуется некоторое разряжение, которое по мере удаления от ветроколеса убывает (кривая III). Скорость ветра в сечении А-А1 равна V , в сечении В-В1 V-ΔV1 , в сечении С-С1 V-ΔV2 , где ΔV1 и ΔV2 - потери скорости ветра в результате прохождения его через ветроколесо. Энергия ветра E , воспринятая ветроколесом, равна разности кинетических энергий воздушного потока до и после ветроколеса: ΔV mV 2 m(V − ΔV2 ) 2 E= − = mΔV (V − ). 2 2 2 2 2

(4.1)

Эту же энергию можно выразить как произведение силы давления ветра P на скорость V-ΔV1 в плоскости ветроколеса: E = P (V-ΔV1).

(4.2)

В свою очередь сила P , как известно из механики, равна приращению количества движения воздушного потока, проходящего через поверхность, ометаемую ветроколесом: P = m ΔV2 .

(4.3)

Тогда для энергии E получаем: E = m ΔV2 (V-ΔV1) .

(4.4)

29

Из равенства (4.1) и (4.4) следует ΔV2 = 2 ΔV1 .

(4.5)

Таким образом, полная потеря скорости воздушного потока за ветроколесом в два раза больше потери в плоскости ветроколеса. Известно, что энергия ветра перед ветроколесом в сечении A – A (рис. 4.6) равна: 3

mV2 = ρV F , (4.6) 2 2 где F – площадь сечения, ρ – плотность воздуха. С другой стороны, ветроколесо воспринимает количество энергии, определяемое выражением (4.2). Взяв отношение последней к полной энергии, протекающей через ветроколесо, получим коэффициент использования энергии ветра: P(V - ΔV1 ) . (4.7) ρV 3 F 2 Принимая во внимание (4.3) и (4.5), а также массу воздуха, проходящего через ветроколесо m= ρ (V-ΔV1) F, можем записать: ξ=

P = ρ (V- ΔV1) 2 ΔV1 F .

(4.8)

Подставляя P в (4.7), получим: 2 ⎛ ΔV1 ⎞ ΔV1 . (4.9) ξ = 4⎜1 ⎟ V ⎠ V ⎝ Максимальное значение ξ получается при ΔV1/V = 1/3 и равно ξmax = 0,593. Это теоретический коэффициент использования энергии ветра, который может быть получен лишь идеальным ветроколесом, работающим без потерь. К этому пределу стремятся при конструировании и изготовлении реальных ветроколес и ветроэнергетических ветроустановок. На лучших образцах отечественных и зарубежных ВЭУ удалось достичь значений этого показателя, равных 0,45 – 0,48 (около 80% от теоретически возможного). Мощность ветроустановки. Энергия ветрового потока, проходящего через сечение F со скоростью V , определяется выражением:

mV 2 ρVFV 2 = . (4.10) 2 2 Учитывая, что плоскость ветроколеса F = π D2 / 4 и что из ветрового потока можно извлечь лишь часть энергии, определяемую коэффициентом использования энергии ветра ξ , мощность, развиваемая на оси ветроколеса, будет равна: E=

N = Eξ =

ρπD 2 V 3 ξ . 8

(4.11)

30

Подставляя плотность воздуха ρ = 1,23 кг/м3 (при 150С и атмосферном давлении 760 мм рт. ст.), получим: N = 4,81 · 10-4 D2V3ξ , кВт .

(4.12)

Принцип работы крыльчатого ветроколеса (ветротурбины). Если ветроколесо расположено так, что его ось x– x совпадает с направлением ветра (рис. 4.7), то на лопастях возникают подъемные силы R, составляющие которых вызывают крутящий момент на валу ветроколеса. Когда ветроколесо не вращается, воздушный поток набегает на каждую лопасть со скоростью, равной скорости ветра. При вращении ветроколеса с угловой скоростью ω возникают скорости воздушного потока, направленные навстречу движению лопасти. Эти скорости равны окружным скоростям лопасти. Так как элементы лопастей расположены на разных расстояниях (r1, r2, r3…) от оси вращения, то и окружные скорости сечений различны (ωr1, ωr2, ωr3…). План скоростей воздушного потока, набегающего на лопасть, и действующих на нее сил показан на рис. 4.7. Ветер перед ветроколесом несколько затормаживается и подходит к лопастям со скоростью V1. Вследствие движения лопасти в плоскости Y – Y каждый элемент ее встречает воздушный поток со скоростью ωr. Скорости V1 и ωr, складываясь геометрически, дают суммарную скорость W, с которой воздушный поток набегает на лопасть под некоторым углом атаки α к ее хорде. Математически скорость W определяется выражением: W = V12 + (ωr) 2

.

(4.13)

Воздушный поток, набегая на элемент лопасти с относительной скоростью W , вызывает силу R, которая раскладывается на подъемную силу Y и силу сопротивления Х. Сила Х увеличивает лобовое давление на лопасть Pл и создает 1 сопротивление Х в плоскости ветроколеса. Это сопротивление будет тем меньше, чем лучше профиль крыла. Сила Y дает проекцию Y1, которая, действуя в плоскости y – y, вращает ветроколесо. Если лопасть прямая (плоская), то она имеет один и тот же угол заклинения φ (рис. 4.7) на протяжении всей лопасти. Наилучшей формой лопасти является не плоская, а винтовая (с продольной закруткой). Дело в том, что составляющая wr на плане скоростей изменяется по длине лопасти, на конце лопасти она максимальна, а вблизи оси ветроколеса – минимальна. Вследствие этого угол атаки α оказывается разным для каждого элемента лопасти. В то же время известно, что подъемная сила лопасти приобретает наибольшую величину при сравнительно небольших углах атаки порядка 2 - 80. Чтобы получить наивыгоднейшую величину этого угла по всей длине лопасти, надо увеличивать угол заклинения φ каждого сечения по мере продвижения от конца лопасти к оси ветроколеса. В итоге можно добиться того, что поток будет набегать на каждый элемент лопасти примерно с постоянным наивыгоднейшим углом атаки α . В этом случае лопасть, выполненная с переменным углом φ , приобретает винтообразную форму (форму лопасти пропеллера самолета).

31

x

R

Y

Pл

X φ y

X'

Y'

Y'

y

α V1 W ωr x

Рис. 4.7. План скоростей и сил, действующих на лопасти 4.3. Технические и стоимостные показатели ВЭУ различной мощности

Существующий опыт использования энергии ветра в разных районах мира показывает, что практически все действующие ВЭУ - это установки традиционного крыльчатого типа с горизонтальной осью вращения ветроколеса. До 1985 г. основной парк ВЭУ составляли установки мощностью менее 100 кВт с диаметром ветроколеса до 20 м. Последовательное развитие промышленности по производству ветроустановок привело к тому, что в 1991-1995 гг. стали серийно выпускаться ВЭУ мощностью 400-1000 кВт с диаметром ВК 35-50 м. И, наконец, в последнее десятилетие освоено производство крупных ВЭУ мегаваттного класса мощностью 1 - 4 МВт и более с диаметром ВК 60 - 110 м и более (табл. 4.1). В настоящее время ветроэнергетические установки достигли высокого уровня технического совершенства. Рост единичной мощности ветроустановок, увеличение их габаритов, высоты расположения оси ветроколеса позволяют использовать энергию более высоких слоев воздуха, где скорости ветра выше, ветер более устойчив и обладает большей энергией. Если в 80-е годы съем энергии с 1 м2 ветроколеса составлял менее 800 кВт⋅ч в год, то в 90-е этот показатель поднялся до 1000-1200 кВт⋅ч/м2 в год, а в последние годы он приблизился к 2000 кВт⋅ч/ м2.

32

Таблица 4.1 Основные технические и стоимостные показатели ВЭУ различной мощности, производимых в странах Европейского Сообщества Тип ВЭУ

Мощность, кВт

Диаметр ВК, м

Высота оси ВК, м

NM 110 GE Wind Energy 3,6s Vestas V-90-3,0MW Fuhrlander FL 2700 Nordex N-80 AN BONUS 2,3 MW/82 LW 72 E-66 Enercon NM 64C/1500 ECOTECNIA 1250 Fuhrlander FL 1000 NM 52/900 Nordex n-50 NM 48/750 AN BONUS 600 kW/44-3 LW 30 VERGNET GEV 26/220 Fuhrlander FL 1000 LW 18 VERGNET GEV 15/60 VERGNET GEV 10/20 INCLIN 6000 neo INCLIN 3000 neo INCLIN 1500 neo

4200 3600 3000 2700 2500 2300 2000 1800 1500 1250 1000 900 800 750 600 250 220 100 80 60 20 6 3 1.5

110 104 90 96 80 82 72 70 64 62 54 52 50 48 44 30 26 21 18 15 10 4 4 2.8

124 75 80 80 60 80 65 64 68 60 70 61 46 60 42 40 50 35 40 30 18 9 9 7

Уд. стоимость, евро/кВт

736 866 886 800 840 767 772 780 771 792 860 818 1260 1212 1317 1500 1367 1600 1980

Почти все выпускаемые горизонтально-осевые ВЭУ по уровню аэродинамического совершенства приближаются к теоретическому пределу. Значение коэффициента использования энергии ветра уже достигает 0,48 при теоретическом максимуме 0,59. Дальнейшее наращивание съема энергии с единицы площади, ометаемой ветроколесом, можно достичь только за счет использования более высокого потенциала ветра (более высоких скоростей) на побережье морей и в прибрежных морских акваториях (оффшорные зоны), а также за счет дальнейшего поднятия оси ветроколеса на большую высоту относительно поверхности земли, где скорости ветра выше. Эти меры и предпринимаются в настоящее время в Европе: в прибрежных районах ветроустановки шагнули в море, а в континентальных районах ось ветроколеса крупных ВЭУ поднялась на высоту 50-80 м и более. Постоянное совершенствование технологии производства ВЭУ, базирующееся на учете многолетнего опыта их эксплуатации, позволило существенно повысить надежность выпускаемых ВЭУ. Датские и немецкие фирмы производят ВЭУ в основном с гарантией 2-3 года. Благодаря повышению надежности возрос ожидаемый срок службы ВЭУ. Для современных ветроустановок он оценивается в 20 лет. Это соответствует общей наработке 120000-150000 часов (из расчета 6000-7000 в год).

33

Основными факторами, определяющими стоимость ветроустановок, являются габариты и мощность. На рис. 4.8 представлена построенная по данным европейского каталога Wind Energy 2005 графическая зависимость, определяющая влияние этих факторов. Видно, что. цена одного киловатта наиболее распространенных ВЭУ среднего и мегаваттного класса мощностью от 200 кВт и выше составляет 750-900 евро. Установки мощностью 100 кВт и ниже оказываются существенно дороже – 1200 – 1600 евро/кВт. kВЭУ, евро/кВт

1200

1000

800

600

400 0

500

1000

1500

2000

2500

NВЭУ, кВт

Рис. 4.8. Зависимость удельной стоимости ВЭУ от ее мощности Тип ВЭУ: - - AN BONUS - Nordex (Герм.) - Fuhrlander (Герм.) - LW (Герм.) - VERGNET (Фран.) - ENERCON (Герм. )

- Enron (Герм.) - ECOTECNIA (Исп.) - Repower (Герм.)

- NM (Герм.)

4.4. Воздействие ВЭУ на окружающую среду

Использование любых источников энергии влечет за собой те или иные негативные последствия для окружающей среды. Говоря о применении ветроэнергетических установок, следует отметить следующее. Шумовое воздействие. В густонаселенной Европе были проведены многочисленные измерения и исследования с целью получения ответа на вопрос о том, насколько близко к населенным пунктам или отдельным зданиям можно располагать ВЭУ, чтобы они не оказывали сколько-нибудь заметного воздействия на человека. Существуют два источника шума, производимого ВЭУ: механический - от вращающегося оборудования и аэродинамический - от обтекания лопастей ВЭУ потоком воздуха. Механический шум имеет компоненты, резко отличающиеся по

34

частоте и другим акустическим параметрам от естественного шумового фона данной местности. Снижение этого шума может быть достигнуто за счет использования модифицированных редукторов, внедрения демпфирующих материалов, а также за счет установки акустических устройств шумоподавления. Характеристики аэродинамического шума во многом сходны с естественными шумами, возникающими, например, при прохождении ветрового потока сквозь крону деревьев. Однако и этот шум может быть снижен за счет оптимальной конструкции лопастей и способа их установки на ветроколесе. Законы, принятые в настоящее время в Великобритании, Германии, Нидерландах и Дании, ограничивают уровень шума от работающей ВЭУ до 45 дБ в дневное время и до 35 дБ ночью. То есть ВЭУ должны располагаться на таком удалении от жилых домов, чтобы не превышать указанные пределы. Информация, имеющаяся в Европейских каталогах ветровых турбин, показывает, что большинство современных ветроустановок в непосредственной близости от места их сооружения генерируют при скорости ветра 10 м/с шум порядка 95-105 децибел (дБ). Это соответствует уровню шума на обычном промышленном предприятии. Однако уже на расстоянии 100 м от ВЭУ уровень шума уменьшается до 50 дБ, а на расстоянии 300 м он становится менее 40 дБ. На большем удалении работа ветроустановки трудно прослушивается на фоне шума окружающей среды. Именно исходя из сказанного, в Европе приняты законы, ограничивающие минимальное расстояние от ВЭУ до жилых домов - 300 метров. Из других негативных воздействий ВЭУ на окружающую среду коротко можно отметить следующие. Визуальное воздействие. В ряде стран серьезно обсуждается вопрос о том, насколько сильно ветровые энергетические установки могут портить вид окружающей среды. На сегодняшний день европейский опыт показывает, что оригинальные дизайнерские решения смогли положительно повлиять на соотношение сил в пользу развития ВЭУ. Влияние на прохождение теле- и радиосигналов. Возможные помехи радиои телевизионному приему от ветроэнергетических установок незначительны, если избегать строительства ВЭУ в одну линию по направлению к передающей станции или располагать их на достаточном расстоянии. Если передача теле- и радиосигналов осуществляется через спутник, то проблема отпадает автоматически. Воздействие на птиц. Статистика гибели птиц по вине ветроэнергоустановок показывает, что опасения людей здесь были преувеличены по сравнению с реальной жизнью. Птицы быстро привыкают к существованию ветроэнергоустановок и легко их обходят, тем более что скорость вращения ветроколеса крупных ВЭУ мегаваттного класса (диаметр 50-80 м) составляет всего 10-25 об/мин, то есть 1 оборот за 4-6 секунд. Использование больших земельных участков. Типичным для парков ветровых энергоустановок является тот факт, что сами ВЭУ занимают только 1% территории парка. На 99% площади парка вполне возможно заниматься сельским хозяйством или другой деятельностью. Таким образом, разумное расположение ветровых энергоустановок минимизирует или совершенно исключает их негативное влияние на окружающую среду. Ветровые энергоустановки не производят вредных выбросов, не способствуют “парниковому” эффекту, а наоборот обеспечивают его снижение за счет сокращения использования органического топлива.

35

5. ВОЗМОЖНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ВЕТРОВОЙ ЭНЕРГИИ 5.1. Электроснабжение удаленных децентрализованных потребителей

Основная часть промышленных предприятий, городов и поселков Мурманской области получает электроэнергию от Кольской энергетической системы. Наряду с этим, имеется большое число удаленных изолированных потребителей (отдельных поселков и сел, метеостанций, маяков, пограничных застав, объектов Северного флота и др.), получающих электроэнергию от автономных дизельных электростанций (ДЭС). Мощность последних составляет от 8-16 до 300-500 кВт. Общее число таких электростанций в регионе – несколько десятков. В виду значительной удаленности и разобщенности, а также сравнительно малых значений потребляемых мощностей присоединение изолированных потребителей к центральным электрическим сетям экономически невыгодно. Поэтому электроснабжение таких потребителей от дизельных электростанций сохранится и в перспективе. Работа ДЭС связана с потреблением достаточно дорогого дизельного топлива. Его дороговизна определяется не только тем, что это высококачественное топливо по сравнению с мазутом, но и значительными транспортными расходами по его доставке. Например, доставка топлива в прибрежные районы Баренцева и Белого морей осуществляется водным морским транспортом. Нефтеналивные суда, следуя вдоль побережья, производят поочередную отгрузку топлива всем населенным пунктам. При отсутствии причальных сооружений разгрузка судов производится на рейде с использованием маломерного флота. Дальнейшая доставка топлива от побережья в глубинные пункты производится с использованием автомобильного, гусеничного транспорта, санно-тракторных поездов, иногда воздушного транспорта. Из-за удаленности и плохих транспортных связей затраты на топливо возрастают в прибрежных районах Кольского полуострова на 30-70%, а в труднодоступных районах материковой части – на 150-200% и более. В этих условиях применение ветроэнергетических установок может способствовать экономии дорогостоящего дизельного топлива. Размер экономии зависит от потенциала ветра и режима работы ДЭС. Как показали расчеты, при благоприятных ветровых условиях ВЭУ может вытеснить до 30-50%, а в наиболее ветреных районах даже до 60-70% дефицитного органического топлива. В конечном счете это способствует снижению суммарных затрат и стоимости вырабатываемой электрической энергии. 5.2. Участие ветроэнергетических установок в теплоснабжении потребителей

Речь идет о применении ветроэнергетических установок для теплоснабжения небольших городов и поселков, расположенных в ветреных районах, охваченных централизованным электроснабжением, но испытывающих трудности с поставками топлива. Благоприятствующими обстоятельствами для такого использования ВЭУ является следующее. 1. Отопительный сезон на Кольском полуострове длится 9 месяцев. При этом в зимнее время скорости ветра заметно выше, чем в летние. Сезонный максимум 36

потребности в тепловой энергии со стороны потребителя совпадает с возможным поступлением энергии от ВЭУ. 2. Ветер, как известно, является вторым после наружной температуры воздуха параметром, определяющим объемы теплопотребления. Применение ВЭУ позволит превратить ветер из климатического фактора, определяющего повышенные теплопотери, в полноценный источник энергии, обеспечивающий именно в ветреные периоды активное поступление энергии на нужды отопления. 3. У большинства потребителей доля теплопотребления в общем объеме энергопотребления весьма высока и порой достигает 70-90%. Применение ветроустановок в этих условиях будет способствовать экономии дорогостоящего топлива, доставляемого на Кольский полуостров за 1500-2000 км. 4. При использовании энергии ветра на нужды отопления не обязательны высокие требования к качеству энергии, вырабатываемой ВЭУ. Это позволяет максимально упростить конструкцию ВЭУ, сделав ее одновременно и более дешевой и более надежной. 5. При использовании ВЭУ для теплоснабжения представляется возможность успешно бороться с основным недостатком ветровой энергии - непостоянством во времени. Кратковременные секундные и минутные изменения мощности ВЭУ сглаживаются за счет аккумулирующей способности системы теплоснабжения. Более продолжительные колебания (в течение десятков минут и нескольких часов) могут выравниваться за счет аккумулирующей способности отапливаемых зданий. Во время длительных затиший в работу могут включаться специальные аккумулирующие устройства или резервные источники тепла на органическом топливе. На рис 5.1. приведена зависимость роста теплопотерь здания от скорости ветра. Видно, что при очень высоких скоростях ветра теплопотери почти удваиваются. С использованием этой зависимости, а также многолетних данных о среднесуточных температурах наружного воздуха и скорости ветра были получены графики сезонного изменения теплопотребления в условиях побережья Баренцева моря (рис. 5.2.). Как следует из рисунка, ветер существенно увеличивает теплопотребление. В зимние месяцы это увеличение достигает 30%. Вместе с тем, обращает на себя внимание синхронность сезонного изменения среднего уровня ветра (среднемесячной скорости ветра Vм) и потребности в тепловой энергии, это является серьезной предпосылкой для использования ветра в качестве источника тепловой энергии. Потребность здания (или группы зданий) в тепловой энергии определяется выражением: Q = qBk v ( t B − t H ) , (5.1) 3 где q – удельная тепловая характеристика здания, кВт/м ·град; B – наружный объем отапливаемого здания, м3; k v - коэффициент, учитывающий рост теплопотерь от ветра (рис. 5.1.);

t B и t H - внутренняя и наружная температура воздуха, 0С.

37

kv 2,0 1,8 1,6 1,4 1,2 1,0 0

4

8

12

16

20 V, м / с

Рис. 5.1. Относительное увеличение теплопотерь здания

Wм/Wг 0,20

Vм, м/с 10 1

0,16

8

3

0,12

6

2

0,08

4

0,04

2

0

0 XII

I

II

III

IV

V

VI VII месяцы

VIII

IX

X

XI

Рис. 5.2. Сезонное изменение среднемесячной скорости ветра (1) и теплопотребления зданий, обусловленного наружной температурой воздуха (2) и ветром (3), на северном побережье Кольского полуострова Объем и тепловая характеристика здания являются величинами постоянными, поэтому потребление тепла зависит главным образом от перепада внутренней и наружной температур Δt = tB - tH и от поправки на ветер, учитываемой коэффициентом kv . Если наряду с котельной для отопления использовать ветроустановку соизмеримой мощности, то часть графика отопительной нагрузки будет покрываться от ВЭУ, а остальная – от котельной. В периоды с сильным ветром ВЭУ может в значительной мере или полностью обеспечить потребности в тепле, а иногда даже создать избыток энергии. Зато в периоды холодной маловетреной погоды почти вся нагрузка ложится на котельную. B

38

Все сказанное можно проследить по рис. 5.3., на котором представлен фрагмент хронологического хода возможного участия ВЭУ в покрытии графика отопительной нагрузки. Кривая с черными точками представляет собою график потребности в тепловой при температуре tB = +200C и отсутствии ветра. Если учесть влияние ветра, то реальный график теплопотребления будет выше (чем сильнее ветер, тем выше), на рисунке он обозначен ступенчатой линией 1. На деле редко предложение со стороны ВЭУ будет точно совпадать с потребностью со стороны потребителя. Чаще будет так, что либо выработка ВЭУ, отмеченная на рис. 5.3. позицией 2, будет превышать потребности и создавать избытки энергии (позиция 3), либо ее будет не хватать для полного покрытия потребностей и придется заштрихованную часть графика нагрузки (позиция 4) покрывать за счет котельной. B

Δt, ˚C Февраль 1979 г. V = 10,3 м/с

60

40

Март 1979 г. V = 7,0 м/с

3

1

4 max Δtвэу

Δti

2

Δtвэу

20

(20º- tн)

0 10

20

28

10

20

30 Сутки

Рис. 5.3. Фрагмент хронологического хода участия ВЭУ в покрытии графика отопительной нагрузки. Ветрополигон КНЦ РАН в п. Дальние Зеленцы, β T = NВЭУ/Nk = 1 1 – график тепловой нагрузки, 2 – полезно используемая энергия ВЭУ, 3 – избыточная энергия ВЭУ, 4 – энергия, вырабатываемая котельной установкой

Доля α T в теплоснабжении потребителя определится как отношение полезно использованной выработки ВЭУ, вписавшейся в график отопительной нагрузки, ко всему объему теплопотребления. Синхронная обработка двухлетних данных о температуре наружного воздуха (а, значит, о потребности в тепле) и о ветре (предложение со стороны ВЭУ) показали, что доля α T зависит от мощности ВЭУ NВЭУ, ветровых условий (среднегодовой скорости ветра Vг ) технической характеристики ВЭУ (расчетной скорости Vp, при которой ВЭУ развивает номинальную мощность NВЭУ), соотношения мощностей ВЭУ и котельной ( β T = NВЭУ/Nk).

39

Аналитически зависимость α T от указанных факторов аппроксимируется выражением: 1 αT =1− 2 ⎤ ⎡ ⎛V ⎞ T⎥ ⎢ (5.2) г ⎟ ⎜ exp⎢3,2 β ⎥ ⎜ Vp ⎟ ⎥⎦ ⎢⎣ ⎝ ⎠ .

Графическая иллюстрация этой зависимости представлена на рис. 5.4. Из нее следует, что при прочих равных условиях увеличение мощности ВЭУ (параметра β Т ) ведет к увеличению αT , но этот процесс быстро насыщается, имеет свой предел, после которого дальнейшее наращивание мощности NВЭУ будет невыгодно в силу чрезмерных капиталовложений. Расчеты, выполненные применительно к ветровым условиям побережья Баренцева моря показали, что оптимальной является мощность ВЭУ около 0,5-0,7 от мощности котельной. При этом ВЭУ в состоянии вытеснить 50-70% органического топлива, расходуемого котельной.

1,0

αТ VP / V = 1,0 1,2 1,4

0,8

1,6 1,8

0,6

2,0 2,2

0,4

2,4 2,6 2,8 3,0

0,2 0,0 0

0,2

0,4

0,6

0,8

βТ 1,0

Рис. 5.4. Зависимость доли участия ВЭУ в покрытии графика тепловой нагрузки от соотношения мощностей β т = N ВЭУ /N к Эффект от использования энергии ветра на нужды отопления может быть повышен за счет применения теплоаккумулирующих устройств, которые позволяют не сбрасывать вхолостую появляющиеся периодически избытки ветровой энергии, а запасать их и в нужное время полезно использовать. В результате участие ВЭУ в покрытии графика отопительной нагрузки увеличивается зимой на 5-10 %, а во время прохладного северного лета – на 20-25 %. Аккумулирование теплоты позволяет гораздо реже включать в работу котельную. Это способствует упрощению обслуживания системы теплоснабжения и снижению эксплуатационных расходов.

40

5.3. Крупномасштабное использование ВЭУ в составе энергосистемы

Системную ветроэнергетику целесообразно развивать в первую очередь там, где высок потенциал ветра, имеются дороги для доставки ВЭУ, есть выход в энергосистему. Предпочтительно, чтобы такой район был вблизи действующих или строящихся гидроэлектростанций. В Мурманской области этим требованиям отвечает, например, район, охватывающий Серебрянские и Териберские ГЭС. Это четырехугольник со сторонами примерно 40х40 км, в вершинах которого расположены поселки Териберка и Дальние Зеленцы, Серебрянская ГЭС-1 и 81-й км автодороги Мурманск-Туманный (отворотка на Териберку). Расчеты показывают, что если на 3% охватываемой площади разместить ВЭУ, причем рационально, с учетом местной розы ветров, то их суммарная мощность может составить около 500 МВт. Перспективы крупномасштабного использования ветроэнергоресурсов в этом районе необычайно велики. Вопрос о конкретных перспективных площадках для ветропарков подробнее рассмотрен ниже в гл. 6. 5.4. Выдача энергии от ветропарков в соседние европейские страны

Избыточная энергия от ветропарков, расположенных на Кольском полуострове, может быть продана в соседние скандинавские страны. Торговля электроэнергией в этих странах производится одним из следующих способов. 1. Как и в России продажа электроэнергии потребителю может осуществляться по двухстороннему договору. На практике это означает, что кто-то должен заниматься сведением баланса выработки ветропарка и потребления. То есть появится посредник, который и определит стоимость вписывания энергии от ветропарков в график нагрузки. 2. Продажа энергии по двухстороннему контракту посреднику. Это значит, что посредник покупает электроэнергию от ветропарка и затем перепродаёт ее вместе с другой энергией потребителю или выставляет её на торги на бирже. Цена на электрической бирже НордПула в реальности формирует цену на электроэнергию во всей системе. 3. Продавать можно и на бирже НордПула или Элбаса. При этом нужно иметь в виду, что уровень цен на бирже устанавливается в зависимости от спроса и предложения. Обычно цена определяется по стоимости энергии на электростанции с наиболее высокими эксплуатационными издержками. Это значит, что услуги компаний-продавцов оплачиваются по цене, наиболее дорогой из числа доступных источников энергии. По правилам биржи продавать электроэнергию от ВЭУ довольно сложно. Предложения о продаже электроэнергии на бирже НордПула должны вноситься за 12-36 часов до её физической поставки. Это делает затруднительным формирование предложений на продажу электроэнергии от ВЭУ в связи с низкой точностью прогноза режима ветра на столь продолжительный срок. На энергорынке Эльбас подобные предложения-заявки выставляются за 2 часа, что лучше, но так же сохраняет проблемы. В НордПуле цены устанавливаются, исходя из пересечения спроса и предложения. На Эльбасе, напротив, заявки принимаются по мере поступления, т.е. без состыковки цен спроса и предложения. Эти взаимообмены возможно изменятся в будущем, когда увеличится объём поставок энергии от ветропарков. По изложенному можно сделать вывод, что на текущем дерегулированном рынке для получения полноценной оплаты за отпущенную электроэнергию необходима её поставка по долгосрочным договорам с соблюдением заявленных величин

41

мощностей и объёма электроэнергии за каждый выделенный промежуток времени. Это значит, что должна быть создана некая структура, в которую организационно входили бы пиковые ГЭС системы и крупные ветропарки, которые на взаимосогласованной основе производили бы и отпускали за рубеж гарантированную электроэнергию в строгом соответствии с заключенными договорами. При существовавшей в России централизованной системе управления это достигалось достаточно легко. В современной схеме взаимодействия разных субъектов, ответственных за производство, доставку и продажу электроэнергии это станет далеко не простым делом. Этот процесс осложняется еще и тем, что непосредственно выйти на внешний рынок производитель электроэнергии не может. В рамках существующей системы эти операции должны производиться через компанию “ИнтерРАО”, которая является торговым субъектом внешнего рынка России, и которая, по-видимому, будет получать значительную долю прибылей, обеспеченную производителями и сетевой компанией. Этим сильно ослабляется стимул для участия ГЭС и ветропарков в выработке электроэнергии, ориентированной на зарубежный рынок. Помимо непосредственной продажи экологически чистой электроэнергии от ветропарков за рубеж возможна также продажа сертификатов, адекватных объёму произведенной ветропарками электроэнергии заинтересованным странам. Эта схема в России только начала применяться. Получены первые результаты, которые показали её чрезмерную усложненность, потребность в больших затратах времени на подготовку к практической реализации.

42

6. ПЕРСПЕКТИВНЫЕ ПЛОЩАДКИ ДЛЯ ВЕТРОПАРКОВ НА КОЛЬСКОМ ПОЛУОСТРОВЕ 6.1. Предпосылки введения ветропарков в состав Кольской энергосистемы

В Европе накоплен значительный опыт работы ветропарков в составе энергосистемы. В Дании, Германии, Испании суммарная мощность ветропарков исчисляется миллионами киловатт. Возможности крупномасштабного развития системной ветроэнергетики в Мурманской области столь же велики как и в названных странах. Имеется ряд предпосылок, благоприятствующих крупномасштабному вовлечению ветроэнергоресурсов в топливно-энергетический баланс региона. Среди них: высокий потенциал ветра, позволяющий ожидать от ВЭУ выработку, гораздо более высокую, чем в Дании и Германии; зимний максимум интенсивности ветра, совпадающий с сезонным максимумом потребления энергии; наличие в Кольской энергосистеме 17 ГЭС суммарной мощностью около 1600 МВт (в т.ч. более 1000 МВт вблизи побережья Баренцева моря) с водохранилищами многолетнего, сезонного и суточного регулирования, позволяющего накапливать воду за счет работы ВЭУ в период активных ветров и срабатывать ее при ослаблении ветра. Именно наличие ГЭС создает на Кольском полуострове уникальные условия для крупномасштабного использования энергии ветра. Как уже отмечалось выше, только в районе Серебрянских и Териберских ГЭС могут быть сооружены ветропарки суммарной мощностью 500 МВт и более. Выдача мощности и энергии от ветропарков возможна по существующим линиям электропередачи напряжением 150 и 330 кВ. Во избежание перегрузки ЛЭП выдача энергии может осуществляться в компенсационном режиме, то есть со снижением мощности ГЭС при устойчивом сильном ветре. Благодаря этому в водохранилище может накапливаться дополнительный запас воды, линии электропередачи не перегружаются, а система “ветропарки + ГЭС” приобретает более базисные эксплуатационные характеристики. При этом равномерность загрузки ЛЭП возрастает, что ведет к увеличению их экономической эффективности. 6.2. Характеристика водохранилищ ГЭС с точки зрения их использования в интересах ветроэнергетики

У пяти из шести каскадов ГЭС Мурманской области верхнее водохранилище обладает емкостью, достаточной для ведения многолетнего регулирования (табл. 6.1). Туломский каскад, состоящий из двух ГЭС, обладает вторым по полезной емкости водохранилищем. К числу других положительных качеств этого каскада относятся: высокий напор Верхне-Туломской ГЭС - 55 м, близость к промышленным узлам, наличие транспортной и строительной инфраструктуры. Туломское водохранилище, обладающее достаточно высокой энергетической эффективностью, может рассматриваться как один из крупнейших резервуаров на Кольском полуострове для аккумулирования гидроэнергии за счет выработки ветропарков.

43

Таблица 6.1 Основные данные по водохранилищам действующих гидроэлектростанций АО “Колэнерго” Название водохранилища

Пиренгское Имандровское Пинозерское Плесозерское Кайтакоски Янискоски Раякоски Хевоскоски Борисоглебское

Река

Пиренга Нива Нива Нива Паз Паз Паз Паз Паз

Кумское Иовское Ковдозерское

Кума Иова Ковда

Верхнетуломское Нижнетуломское

Тулома Тулома

Серебрянское Падунское

Воронья Воронья

В.-Териберское Н.-Териберское

Териберка Териберка

Объем Площадь водохранилища, зеркала, км3 км2 полный полезн. Нивский каскад ГЭС 3,00 0,87 227 11,20 2,83 876 0,08 0,04 17,6 0,01 0,002 1,6 Пазский каскад 2,45 1100 0,03 0,004 6,3 0,05 0,008 7,1 0,08 0,006 16,0 0,34 0,028 56,0 Ковдинский каскад 13,20 8,68 1969 2,05 0,548 294 3,43 1,93 610 Туломский каскад 11,52 3,86 745 0,39 0,04 38,5 Серебрянский каскад 0,95 1,68 531 0,428 0,005 25,5 Териберский каскад 0,452 0,290 31,1 0,011 0,003 1,42

Нижний подпорный уровень, М

Уровень мертвого объема, м

Вид регулирования

137,0 127,5 115,0 78,5

12,30 124,0 73,5

многол. многол. недельн суточн.

118,0 110,7 89,7 70,3 21,0

115,7 109,5 88,5 70,0 20,5

многол. суточн. суточн. суточн. суточн.

109,5 72,0 37,2

106,0 70,0 33,7

многол. сезон. сезон.

80,0 17,7

74,0 16,7

многол. суточн.

154,0 74,0

145,0 73,8

годичн. суточн.

145,0 25,0

132,0 22,8

годичн. суточн.

Весьма благоприятными возможностями в этом плане характеризуются также водохранилища Серебрянских и Териберских ГЭС. Рельеф этой части Кольского полуострова не сильно расчленен, что облегчает транспорт, строительство, монтаж и обслуживание парков ВЭУ. Водохранилище Верхне-Териберской ГЭС сезонного регулирования расположено в 13 км от моря, а водохранилище годичного регулирования Серебрянской ГЭС-1 - в 50 км от моря. Верхние электростанции обоих каскадов являются регулирующими и самыми высоконапорными в энергосистеме (76 м и 113 м), что делает каждый сэкономленный в них кубометр воды весьма энергоэффективным. В створах Серебрянских ГЭС имеются возможности для расширения гидроэлектростанций, заложенные при проектировании и строительстве. Максимальными аккумулирующими возможностями по объему воды обладают Нивский и Ковдинский каскады ГЭС. Суммарная полезная емкость их водохранилищ многолетнего регулирования превышает 10 км3. В то же время эти станции, расположенные на крайнем юге области, являются опорными регулирующими гидроэлектростанциями, работающими вблизи Кольской АЭС. Поэтому водохранилища этих каскадов могут служить аккумуляторами энергии для

44

ветропарков на побережье Белого моря, в районе и Хибинских гор (в центре Кольского полуострова). 6.3. Ветропарки мощностью около 10 МВт в районе пос. Териберка

При выборе места для размещения ветропарков необходимо, чтобы площадка располагалась в зоне с высоким потенциалом ветра, обеспечивала наименьшие расходы на создание инфраструктуры, обустройство подъездных путей, мест базирования персонала и монтажной техники. Площадка должна находиться как можно ближе к высоковольтной подстанции, чтобы снизить расходы на подключение ветропарка к сети. Конечно, наилучшим местом для расположения ВЭУ с точки зрения режима ветра являются вершины холмов. Однако на практике предпочтение зачастую отдают плоским открытым местностям, с несколько худшими ветровыми условиями, но с более благоприятным рельефом, что значительно упрощает и удешевляет строительство подъездных путей и монтаж ВЭУ. Ветропарк вблизи п. Лодейное. Предлагается площадка, расположенная в непосредственной близости от поселка Лодейное (в 3 км от села Териберка). Она находится в зоне высоких скоростей ветра, связана с Мурманском водным и автомобильным транспортом, располагает начальной инфраструктурой, имеет выход в электрическую сеть “Колэнерго”. Среднегодовая скорость ветра здесь на высоте 10 м составляет около 7,0 м/с. На рис.6.1. приведена карта, из которой видно, что к северу от жилых зданий п. Лодейное, вдоль морского берега располагается относительно ровная поверхность, пригодная для сооружения ВЭУ. В настоящее время единственным строением на этой площадке является домик метеостанции.

Баренцево

море 500 м

11 44

5 6

2

11 12 9

7

13 15 16 17

14 18

3 8 10

Лодейное

Рис. 6.1. Карта-схема расположения 18 ветроустановок мощностью 600 кВт на перспективной площадке вблизи п. Лодейное 45

- площадка ветропарка Площадка представляет из себя четырехугольник с размерами около двух километров с запада на восток и около километра с юга на север. Объемы работ по созданию инфраструктуры представляются здесь минимальными, так как через площадку проходит грунтовая дорога. На площадке можно разместить несколько ветроустановок суммарной мощностью до 10 МВт. Трансформаторная подстанция, пригодная для присоединения ветропарка, расположена в трех километрах от площадки. Ветропарк в районе п.Лодейное может быть сформирован из современных ВЭУ мощностью 500-600 кВт, например Enercon E – 40/6,44 с диаметром ветроколеса 44 м и высотой башни 50 м. Это современная высокоэффективная безредукторная ветроустановка, производимая в Германии. Для монтажа ВЭУ потребуется автокран грузоподъемностью 100 т. С учетом местной розы ветров (рис. 6.2), свидетельствующей о преобладании южных направлений, ветроустановки на площадке могут быть размещены на расстоянии 10 диаметров ветроколеса в меридиальном направлении и на расстоянии 3-4 диаметра в широтном направлении. Именно такое размещение 18 ветроустановок суммарной мощностью 10,8 МВт и показано на рис.6.1.

С

З

5%

В

Ю

Рис. 6.2. Годовая роза ветров метеостанции Териберка

Площадка для ветропарка на берегу Териберского водохранилища. Эта площадка расположена в 4 км от Верхне-Териберской ГЭС, имеет высотные отметки 140-150 м над уровнем моря, включает в себя часть побережья водохранилища, близлежащий остров и занимает примерно 2×2 км (рис. 6.3.). Она расположена в непосредственной близости от вспомогательных напорных сооружений ВерхнеТериберской ГЭС и на небольшом (до 4 км) расстоянии до возможного места присоединения ветропарка к сети. Ее общая площадь чуть меньше площадки вблизи п. Лодейное. К тому же она на 18 км удалена от моря, и режим ветра здесь ожидается несколько ниже, чем на прибрежной площадке. Тем не менее эта

46

площадка заслуживает внимания как расположенная на открытой местности вблизи большого водоема, недалеко от благоустроенной автомобильной дороги и станционных сооружений В. – Териберской ГЭС.

200

200 145

200 200

200

Териберское водохранилище 200

1 км

200

Рис. 6.3. Площадка для ветропарка на берегу Териберского водохранилища: - автомобильная дорога Мурманск - Териберка 6.4. Ветропарк мощностью 50 МВт в районе пос. Туманный

Площадка для этого достаточно крупного ветропарка располагается вдоль дороги п. Туманный – Нижне-Серебрянская ГЭС (рис. 6.4.). Здесь, на протяжении почти 6 километров справа от дороги тянется гряда плоских холмов шириной 1-2 км. Близкое расположение к подстанции Н. - Серебрянской ГЭС делает удобной выдачу мощности парка в энергосистему короткой кабельной или воздушной линией. Близость к поселку Туманный, в котором проживает эксплуатационный персонал каскада Серебрянских ГЭС, упрощает размещение рабочей силы и техники на период проведения строительно - монтажных работ. Крупные ветропарки могут располагаться вдоль существующей автодороги Мурманск – Териберка – Туманный по обе стороны от дороги и на довольно большую глубину. По предварительным расчетам здесь могут располагаться несколько ветропарков мощностью по 100 и более МВт каждый.

47

ГЭС

161 100

200

100 74

200

200

200

Серебрянское

100

водохранилище

100

100

1 км

100 200

200 298

118 Туманный

200 273

Рис. 6.4. Площадка перспективного ветропарка мощностью 1МВт × 50 вдоль дороги п. Туманный – Н.Серебрянская ГЭС - площадка ветропарка

48

7. ВОЗМОЖНЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ КРУПНОМАСШТАБНОГО ПРИМЕНЕНИЯ ВЕТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ УСТАНОВОК В СОСТАВЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ 7.1. Стоимостные показатели строительства ветропарков

Оценивая развитие ветроэнергетики за рубежом, можно констатировать, что в настоящее время она существует уже как самостоятельная доходная отрасль энергетики, вносящая в отдельных районах мира (Дании, Германии, Испании, США и др.) существенный вклад в производство электроэнергии. Единичная мощность серийно производимых ветроустановок возросла до 1500 – 3000 кВт. Современные ВЭУ – это крупные технические сооружения, выполненные с использованием новейших достижений аэродинамики, электротехники, электроники и компьютерной техники. Диаметр ветроколеса ветроустановок мегаваттного класса составляет 50-90 м и более, высота башни - 60 - 90 м. Благодаря последовательному совершенствованию технологии производства ветроустановки стали намного дешевле. К настоящему времени стоимость 1 установленного киловатта ВЭУ опустилась с 2000 долл./кВт в 80-е годы до 800 – 1000 долл.. Ожидается дальнейшее снижение этого показателя до 600-700 долл./кВт в ближайшие 10 лет. В России в силу финансово-экономических трудностей, до сих пор переживаемых страной, развитие системной ветроэнергетики находится на начальном этапе. Вместе с тем, страна располагает необходимым научным и производственным потенциалом, уже появились первые опытные ВЭУ, выполненные на современном научно-техническом уровне. На севере страны в районе Воркуты работает Заполярная ВЭС мощностью 1500 кВт (6 ВЭУ по 250 кВт). На юге, в Калмыкии, введена в эксплуатацию установка мощностью 1000 кВт. На западе, в Калининградской области, работают несколько опытных ветроустановок датского производства, и создан ветропарк мощностью более 5 МВт. На крайнем Северо-востоке страны в районе Анадыря в 2002 г. построен ветропарк из 10 ВЭУ типа АВЭ-250С. Удельные затраты на строительство ветропарка составили 1800 долл. США/кВт, с учетом транспортных расходов, налогов, пошлин и т.п. Все перечисленные опытные установки работают совместно с электрической сетью. На Кольском полуострове в рамках сотрудничества с норвежской стороной ведется опытная эксплуатация сетевой ветроустановки мощностью 200 кВт вблизи Мурманска. Вырабатываемая энергия используется для энергоснабжения гостиницы "Огни Мурманска". Эта установка, бывшая в употреблении, до этого10 лет проработала в одном из фермерских хозяйств в Дании. В 2000 году она была приобретена норвежской компанией “VetroEnergo AS” и установлена в Мурманске. Стоимость ВЭУ с учетом её капитального ремонта в Дании, перевозки автотранспортом в Мурманск, строительства фундамента и выполнения монтажных работ составила около 4,2 млн. рублей. Это соответствует удельным капиталовложениям 700 долл./кВт. Среднегодовая выработка ветроустановки составляет 350 – 380 кВт⋅ч, а годовые эксплуатационные расходы - около 50 тыс. рублей. Таким образом, себестоимость электроэнергии, при амортизации ВЭУ, равной 7%, составляет 0.67 руб./кВт⋅ч, что ниже тарифа (около 1,4 руб./кВт⋅ч), по которому гостиница может купить электроэнергию из сети.

49

7.2. Ожидаемая стоимость энергии от ВЭУ в условиях Кольского полуострова

При технико-экономической оценке перспектив сооружения ветропарков первостепенным является вопрос об окупаемости вкладываемых в их сооружение средств. При выполнении такой оценки следует учитывать, что в случае отсутствия собственных средств их придется заимствовать в банке под определенный процент. Необходимо принять во внимание также и существующий уровень инфляции. Если исходить из возможности получения кредита по заемной ставке nr = 18-20% годовых и показателя инфляции b =11-12% (уровень 2005 года), то так называемая реальная процентная ставка r, определяемая выражением: n −b r= r , (7.1) 1+ b составит около 7%. В качестве критерия для оценки прибыльности мероприятия, связанного с внедрением ВЭУ, можно использовать чистый дисконтированный доход (ЧДД) (net present value, NPV – чистая приведенная стоимость). Этот показатель определяется как сумма текущих эффектов за весь расчетный период, приведенная к начальному шагу: ⎡B Bn ⎤ B2 + + ЧДД = ⎢ 1 + ... − I0 , (7.2) 2 n ⎥ + 1 r + + ( 1 r ) ( 1 r ) ⎣ ⎦ где B1, B2,…Bn – текущий эффект (доход) от работы ветропарка за соответствующий год (с года 1 до года n) в течение всего срока службы n ; r –реальная процентная ставка; I0 – инвестиции в сооружение объекта. Согласно (7.2) чистый дисконтированный доход выражает суммарный положительный или отрицательный экономический эффект, получаемый от реализации объекта в течение всего срока его службы, приведенный к начальному моменту. Этот показатель позволяет учесть изменение стоимости финансовых средств с течением времени и сопоставить капиталовложения, сделанные сегодня, с доходами, которые будут поступать позже, в едином масштабе цен. Положительный результат расчёта по выражению (7.1) свидетельствует об эффективности предлагаемого объекта или, другими словами, о том, что в результате его реализации инвестор в течение срока эксплуатации ветропарка получит прибыль. Чем большее значение прибыли будет получено, тем выгоднее объект. Если результат расчёта отрицательный, инвестор потерпит убытки. Расчеты, выполненные применительно к рассмотренному выше ветропарку вблизи п. Лодейное показали следующее. Среднегодовая скорость ветра на высоте 10 м в этом районе составляет около 7,0 м/с. Если исходить из условия формирования ветропарка 600-киловаттными установками (например, Enercon E40/6.44), то скорость ветра на высоте оси ветроколеса (50 м) составит 8,7 м/с. С использованием рабочей характеристики ВЭУ (заимствованной из каталога) и данных повторяемости скоростей ветра (по уравнению Вейбулла) может быть определена годовая выработка W, которая для указанной ВЭУ составит 2,35 млн. кВт⋅ч.

50

Годовой эффект (доход) B от работы ВЭУ зависит не только от годовой выработки, но еще и от тарифа f , по которому эту энергию можно продать в сеть, то есть: (7.3) B=Wf . В настоящее время (конец 2005 г.) тариф на электроэнергию, отпускаемую населению Мурманской области, составляет 0,90 руб./кВт⋅ч. Можно ожидать, что энергия от ветропарка может быть принята в энергосистему по более низкому тарифу, учитывающему расходы системы на трансформацию и передачу, например по 0,70 руб./кВт⋅ч (2,4 цент/ кВт⋅ч). В этом случае годовой экономический эффект от применения ВЭУ составит 1,65 млн. руб. Инвестиционные затраты в сооружение ВЭУ определяются удельными капиталовложениями ВЭУ и ее мощностью NВЭУ: I0 = kВЭУ NВЭУ.

(7.4)

Выше в п. 4.3. было показано, что стоимость новых ВЭУ составляет около 800-1000 долл./кВт. С учетом транспортных и таможенных расходов, а также затрат, связанных с сооружением фундамента, монтажом и присоединением к сети, стоимость установленного киловатта достигнет 1000-1400 долл./кВт. На рис. 7.1. показано, как формируется чистый дисконтированный доход в ходе многолетней эксплуатации ВЭУ. После сооружения ВЭУ (нулевой год эксплуатации) имеют место только инвестиции I0. Они-то и отложены вниз по оси ординат. По мере эксплуатации установки формируется доход, определяемый стоимостью выработанной энергии. За счет получаемого дохода постепенно, год за годом, окупаются инвестиции, кривая ЧДД идет вверх. Пунктирные кривые на рис. 7.1. соответствуют неизменному тарифу на отпускаемую энергию, равную 0,7 руб. / кВт⋅ч. Из трех кривых только одна (kуд = 1000 долл./кВт) пересекает ось абсцисс да и то только на 20-м году эксплуатации ВЭУ, а две другие (kуд = 1200 и 1400 долл. /кВт) и вовсе свидетельствуют об убыточности мероприятия. Однако, на деле представляется маловероятным, чтобы тариф на электроэнергию сохранился постоянным в течение всех 20 лет эксплуатации. Можно с большой уверенностью предполагать, что он будет изменяться в большую сторону, хотя бы отслеживая существующий уровень инфляции. В последние годы в стране предпринимаются большие усилия по снижению инфляции до европейского уровня (1-2%). Это трудный процесс. Но если предположить, что за 10 лет удастся снизить инфляцию с теперешних 12 % до 2% и далее сохранить ее на достигнутом уровне, то тариф на электроэнергию, отпускаемую от ВЭУ, за 20 лет возрастет с 0,7 до 1,6 руб./кВт·ч (5,5 цент /кВт⋅ч) согласно кривой, представленной на рис. 7.2.. К тому времени и тариф на электроэнергию для населения из тех же соображений возрастет с 0,9 до 2.0 руб /кВт⋅ч (7 цент / кВт⋅ч). При такой динамике тарифов рост ЧДД будет происходить быстрее (рис. 7.1. сплошные линии) и срок окупаемости ВЭУ окажется в пределах 10-15 лет. Это уже более оптимистичные результаты. Что касается себестоимости электроэнергии, вырабатываемой ВЭУ, то можно сказать следующее. Инвестиции в 600-киловаттную ВЭУ при Квэу = 1000, 1200, 1400 долл. / кВт и курсе доллара 28,8 руб. / долл. составят соответственно 17,3; 20,7; 23,7 млн. руб. Годовые расходы на обслуживание ВЭУ согласно каталогу составляют 4 тыс. евро в год или 0,135 млн. руб. При годовой выработке ВЭУ 2,35 млн. кВт⋅ч, сроке службы 20 лет и указанных удельных капиталовложениях себестоимость вырабатываемой энергии составит соответственно 0,42; 0,50 и 0,56 руб. /кВт⋅ч. К такому же выводу можно прийти, если обратиться к рис. 7.1. и, взяв за основу 51

верхние сплошные линии, задаться вопросом, при каком тарифе эти кривые деформируются настолько, что к концу 20-летнего периода ЧДД окажется равным нулю (бесприбыльный вариант). Мы придем к тому же результату – от 0,42 до 0,56 руб. / кВт⋅ч (1,5 – 2,0 цент / кВт⋅ч). По европейским меркам это хорошие показатели. ЧДД, млн.руб. 12 8 44 0

5

10

15

20 n, лет

-4 -8 -12

I

-16

II

-20

III

Io, млн.руб.

Тариф

15

1,5

10

1,0 Инфляция 0,5

5

0

5

10

15

Тариф на эл.эн. от ВЭУ, руб. /кВт·ч

Инфляция, %

Рис. 7.1. Формирование чистого дисконтированного дохода (ЧДД) за время работы ВЭУ (n) I – при удельных капиталовложениях kВЭУ = 1000 долл./кВт II – 1200 долл./кВт, III - 1400 долл./кВт при постоянном тарифе на электроэнергию 0,7 руб./кВтּч при тарифе, изменяющемся в соответствии с уровнем инфляции (рис. 7.2.)

20 52

Рис. 7.2. Рост тарифа на электроэнергию, отпускаемую от ВЭУ, в соответствии с предполагаемым изменением инфляции

ЗАКЛЮЧЕНИЕ Кольская электроэнергетическая система уникальна по своей структуре, она имеет в своем составе атомную электростанцию мощностью 1860 МВт, 17 гидроэлектростанций (1590 МВт) и несколько ТЭЦ (385 МВт). Энергосистема занимает особое, тупиковое положение по отношению к общей электроэнергетической системе Северо – Запада России. В годы максимального электропотребления (1990-91 гг.) система вырабатывала почти 20 млрд. кВт⋅ч в год, из которых около 3,5 млрд. кВт⋅ч передавала в Карелию и далее в ООЭ СевероЗапада. В связи с экономическими преобразованиями 90-х годов в Мурманской области произошел спад производства и снижение объемов электропотребления. В результате Кольская энергосистема превратилась в энергоизбыточную, а запертая часть мощности Кольской АЭС не имеет выхода и применения. АО “Колэнерго” в первую очередь стремится пустить в оборот энергию от ТЭЦ, вырабатываемую на тепловом потреблении, а также энергию от ГЭС, чтобы не допускать холостых сбросов воды, и лишь в последнюю очередь - от Кольской АЭС. Атомная электростанция фактически выполняет функцию замыкающей электростанции. За последние годы разработано несколько проектов по созданию энергоемких крупных потребителей на территории Кольского полуострова, ориентированных на потребление электроэнергии Кольской АЭС. В 2003 г. было принято решение о продлении эксплуатации КАЭС на пять лет, с последующим ежегодным продлением в случае удовлетворения её технического состояния требованиям авторитетной технической экспертизы. Это отодвигает остроту проблемы на некоторое время, но не снимает ее. Обсуждавшийся на протяжении ряда лет вопрос о строительстве Кольской АЭС-2 в настоящее время “заморожен”, и ясности в его решении не имеется. В этих условиях просматриваются следующие возможные варианты развития Кольской энергосистемы на перспективу: - строительство тепловых электростанций на газе Штокмановского месторождения в Баренцевом море, разработка которого ожидается в ближайшие 10 лет; - подача электроэнергии по магистральной ЛЭП высокого напряжения из ОЭЭС Северо – Запада или Центра; - строительство ГЭС на неосвоенных реках восточной части Кольского полуострова (Иоканьге, Восточной Лице, Поное и др.); - освоение высокопотенциальных ресурсов энергии ветра путем сооружения ветровых парков (ветроэлектрических станций). Реальность ориентации на штокмановский газ зависит от того, насколько удастся специалистам продвинуться за 5-10 лет в разработке и освоении технологий получения газа в открытом море со значительных глубин в условиях субарктики, где имеют место частые штормы, и перемещаются мощные ледовые поля. Передача электроэнергии из ОЭЭС Северо – Запада (от Ленинградской АЭС) или Центра (Калининской АЭС) представляется слишком дорогим мероприятием из-за необходимости строительства ЛЭП 750 кВ на расстояние 1200 – 1800 км. 53

Строительство ГЭС в восточной части Кольского полуострова сдерживается удаленностью объектов энергетического строительства и ограничениями экологического характера. В этом плане освоение наиболее доступных высокопотенциальных ветроэнергоресурсов в районах, тяготеющих как к побережью Баренцева моря, так и к действующим каскадам ГЭС (Серебрянскому, Териберскому, Туломскому) представляет несомненный интерес. В указанных районах среднегодовые скорости ветра на высоте 10 метров составляют 6 – 8 м/с, что значительно выше, чем в прибрежных районах европейских стран (Германии, Дании, Великобритании, Испании и др.), где системная ветроэнергетика в последние годы развивается высокими темпами. Число часов использования в году установленной мощности ВЭУ, применяемых в Европе, в ветровых условиях Кольского полуострова может составлять не 1800 – 2500 ч, а достигать 3000 – 4000 ч. Предпосылками для успешного применения ВЭУ на Кольском полуострове являются: высокий потенциал ветра, совпадение сезонного максимума интенсивности ветра в зимнее время с максимумом потребности в электрической и тепловой энергии, взаимодополняющий характер сезонного поступления ветровой энергии и энергии рек, а также наличие большого числа высокоманевренных гидроэлектростанций. В числе основных направлений использования ветровой энергии на Кольском полуострове можно назвать: применение ВЭУ для энергоснабжения удаленных изолированных потребителей; участие ВЭУ в теплоснабжении потребителей, испытывающих трудности в топливоснабжении; крупномасштабное применение ВЭУ (ветровых парков) в составе энергосистемы. Последнее направление представляется наиболее перспективным, так как оно открывает возможности для крупномасштабного вписывания высокопотенциальных ветроэнергоресурсов в топливно-энергетический баланс региона. Наличие в Кольской энергосистеме 17 ГЭС с водохранилищами суточного сезонного и многолетнего регулирования позволит сгладить неравномерность поступления в систему энергии от ветропарков, облегчить увязку режимов совместной работы ветропарков с системой и получить значительный выигрыш в виде дополнительной гарантированной мощности и выработки энергии. В качестве первоочередных площадок для сооружения ветропарков могут быть предложены три: одна на берегу Баренцева моря вблизи пос. Лодейное (ветропарк мощностью около 10 МВт), вторая на берегу Териберского водохранилища (также около 10 МВт) и третья вблизи Серебрянской ГЭС-2 и пос. Туманный (50 МВт). Выделенные площадки располагают высоким потенциалом ветра, находятся недалеко от гидроэлектростанций и населенных пунктов (Лодейное, Териберка, Туманный), связаны благоустроенными автодорогами и высоковольтными линиями электропередачи с центральными районами Мурманской области. Применительно к выделенным площадкам удельные капиталовложения в ветропарки могут составить 1200-1400 долл./кВт, а себестоимость вырабатываемой электроэнергии 0,50-0,56 руб. / кВт⋅ч (1,7-2,0 цент / кВт⋅ч). Это значительно ниже тарифа на электроэнергию, отпускаемую в 2005 году населению (0,9 руб./ кВт⋅ч). Если исходить из того, что энергия от ветропарка может быть принята в энергосистему по цене 0,7 руб./ кВт⋅ч, то срок окупаемости ветропарка составит 1215 лет (при сроке службы ВЭУ 20 лет).

54