Ресурсы ветровой энергии Мурманской области и возможности

Ресурсы ветровой энергии Мурманской области и возможности их
промышленного использования 1
В.А. Минин, Г.С. Дмитриев, Е.А. Иванова, Т.Н. Морошкина, Г.В.Никифорова
(Филиал КНЦ РАН – Центр Физико-технических проблем энергетики Севера).
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 ресурсов
ветра Мурманской области, выявлению рациональных объемов их промышленного освоения
и изучению возможного влияния парков ВЭУ на режимы работы Кольской энергосистемы,
представляется важным и актуальным.
Работа выполнена на средства Российского фонда фундаментальных исследований
(РФФИ) по проекту 05-02-97502, прошедшему Региональный конкурс СЕВЕР.
1
Исследование выполнено при поддержке РФФИ (проект №05-02-97502)
191
1. РЕСУРСЫ ВЕТРА КОЛЬСКОГО ПОЛУОСТРОВА
1.1. Общие положения
Для эффективного использования ветровой энергии необходимо иметь
исчерпывающую информацию о ветре как о природном процессе и источнике энергии. Для
этого требуются специальные характеристики, учитывающие природную структуру ветра и
практические возможности использования энергии ветра. Получение и систематизация
таких характеристик проводятся в рамках разработки ветроэнергетического кадастра.
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.
1.2. 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. Приведение средней многолетней
скорости ветра υ к сравнимым условиям можно выполнить с помощью поправочных
коэффициентов на открытость k 0 и высоту k h :
υ = υ k 0k h ,
(1.1)
где υ - средняя многолетняя скорость ветра, приведенная к сравнимым условиям.
Приведение к условиям открытой ровной местности. В России для учета условий
открытости площадок метеостанций на местности наиболее совершенной и доступной
является классификация В.Ю.Милевского (табл. 1.1). Она позволяет учитывать не только
форму рельефа (выпуклая, плоская, вогнутая), наличие затеняющих элементов (зданий,
построек, деревьев), но и присутствие водных поверхностей (озера, моря, океана). Эта
классификация использована Государственным комитетом по гидрометеорологии России
192
для описания открытости всех метеорологических станций страны, информация об этом
содержится в Справочнике по климату [1].
Таблица 1.1
Классификация метеостанций по степени
открытости анемометра и по характеру рельефа местности
Степень открытости анемометра
Форма рельефа
выпуклая плоская
вогнутая
Вблизи водных поверхностей
Открытое побережье:
океана или открытого (внешнего)
12
моря
закрытого (внутреннего) моря
11
залива или большого озера
10
большой реки
9
Вдали от водных поверхностей
Ниже анемометра:
нет
никаких
элементов
8
защищенности
отдельные
элементы
7
защищенности
среди элементов защищенности
6
Выше анемометра:
среди элементов защищенности
4
11
10
10
9
8
9
8
7
7
6
6
5
5
4
4
4
Важной особенностью использования классификации В.Ю.Милевского в сети
гидрометеослужбы является то, что информация об открытости станций дается по восьми
направлениям. Это позволяет принять во внимание информацию о повторяемости
направлений ветра, также имеющуюся в Справочниках по климату. В конечном счете
фактический класс открытости можно определить как средневзвешенный, учитывающий
местную розу ветров:
8
K = ∑ K iτ i ,
(1.2)
i =1
где: Ki - класс открытости по i - тому направлению;
τi - повторяемость ветра i - того направления.
В табл. 1.2 представлены результаты расчета среднего класса открытости метеостанций
Кольского полуострова. Они показывают, что значения этого показателя изменяются от
4 до 6 в центральных районах, охватывающих зону лесов и удаленных от побережья
Баренцева и Белого морей на значительное расстояние. На открытом побережье Баренцева
моря, почти полностью лишенном растительности, средний класс открытости возрастает до
7-10.
Выражение для поправочного коэффициента на открытость k 0 , учитывающего
переход от фактических условий открытости K к условиям открытой ровной местности
K 0 , имеет вид [2]:
K
k0 = 0 .
(1.3)
K
Оно показывает, что если фактические условия открытости станции хуже, чем
условия открытой ровной местности ( K < K 0 ), то поправочный коэффициент k 0 > 1, и
наоборот. Результаты расчета коэффициента k 0 по метеостанциям Кольского полуострова
сведены в табл 1.2.
193
Таблица 1.2
Приведение среднегодовых скоростей ветра
к условиям открытой ровной местности и к высоте 10 м
Номер и
название
метеостанции
1. Вайда-Губа
2. Цып-Наволок
3. Д. Зеленцы
4. О.Харлов
5. Терско Орловский
6. Сосновец
7. Пялица
8. Чаваньга
9. Кашкаранцы
10. Умба
11. Кандалакша
12. Ковда
Средняя
за 20 лет
скорость
ветра,
м/с
Средний
класс
открытости
станции
Высота
анемометра,
Поправочный
коэффициент
на
на
открывысоту
м
тость
Открытое побережье Баренцева и Белого морей
6.6
8.1
10.0
1.07
1.00
7.0
7.9
9.0
1.08
1.01
7.0
7.5
11.0
1.14
0.99
9.1
8.9
10.0
0.92
1.00
6.9
9.9
10.0
0.90
1.00
6.5
10.8
13.1
0.93
0.96
4.9
7.8
10.7
1.05
0.99
5.5
8.5
10.0
0.99
1.00
5.0
7.3
10.7
1.12
0.99
4.1
7.9
11.0
0.96
0.98
3.0
6.4
10.7
1.09
0.98
3.0
6.6
10.9
1.06
0.98
Районы, удаленные от открытого побережья морей
4.0*
7.1
10.0
0.99
1.00
13. Печенга –
Никель
14. Перевал
5.4
7.9
15. Ура-Губа
3.8*
7.4
16. Мурманск
4.8
6.9
17. Кола
2.9*
5.3
18. Туманная
3.8
5.6
19. Янискоски
2.1*
7.3
20. Падун
1.5*
7.8
21. Ниванкюль
2.7*
6.4
22. Пулозеро
3.0*
6.3
23. Мончегорск
4.3
5.6
24. Ловозеро
2.8*
6.4
25. Колмъярв
5.0
7.9
26. Хибины
3.1*
6.7
27. Юкспор
5.0
7.9
28. Центральная
6.7
6.9
29.Ковдор
1.7*
4.7
30. Ена
2.5*
6.5
31. Зашеек
3.0*
7.0
32. Краснощелье
2.6*
5.8
33. Канозеро
2.4*
6.5
34. Каневка
2.3*
5.5
35. Алакуртти
2.8*
5.7
36. Зареченск
2.6*
6.0
Примечание: *- данные за 10 лет.
11.1
10.8
10.0
10.0
10.4
10.5
11.0
10.2
11.1
11.0
10.9
11.0
13.7
12.0
10.7
10.0
12.9
10.8
12.8
12.1
12.6
10.0
11.0
0.89
0.95
1.02
1.47
1.23
0.97
0.91
1.08
1.10
1.26
1.08
0.88
1.04
0.90
1.01
1.44
1.07
1.00
1.19
1.07
1.25
1.21
1.15
0.98
0.98
1.00
1.00
0.99
0.98
0.96
1.00
1.97
0.98
0.98
0.98
0.93
0.97
0.99
1.00
0.92
0.98
0.93
0.94
0.93
1.00
0.98
Приведен.
средняя
скорость
ветра,
м/с
7.1
7.6
7.9
8.4
6.2
5.8
5.1
5.4
5.5
3.9
3.2
3.1
4.0
4.7
3.6
4.9
4.3
4.7
2.0
1.3
2.9
3.2
5.3
3.0
4.3
3.0
4.3
6.7
2.4
2.5
2.9
2.9
2.4
2.7
3.4
2.9
Приведение среднегодовых скоростей ветра по высоте. На метеостанциях
Кольского полуострова регистрирующие приборы (анемометры) располагаются на высотах
от 9 до 14 м. Для приведения скоростей ветра к одной высоте можно воспользоваться
сведениями о вертикальном профиле ветра, который описывается степенной функцией вида
[2-4]:
m
где υ1 и υ 2
⎛h ⎞
(1.4)
υ 2 = υ1 ⎜ 2 ⎟ ,
⎜ h1 ⎟
⎝ ⎠
- скорость ветра на высотах h 1 и h 2 ; m - показатель степени.
194
Анализ результатов наблюдений за скоростью ветра на Мурманской телевизионной
башне в приземном слое толщиной 24 -140 метров [5,6] а также на метеорологической мачте
в Обнинске в диапазоне высот 8-121 м показал [7], что показатель степени может изменяться
в довольно широких пределах (рис. 1.1). При скорости 1 м/с на высоте 10 м показатель равен
0,5, при скорости 5 м/с он снижается до 0,15, а при 15 м/с - до 0,08. На основании этого
можно заключить, что чем чаще в течение года наблюдаются малые скорости ветра, тем
выше окажется показатель степени, описывающий среднегодовой вертикальный профиль
ветра.
m
0,6
0,
1
2
0,2
0
2
4
6
8
10
υh ,м/с
12
Рис. 1.1. Зависимость показателя степени m от скорости на высоте флюгера υh
1 - Мурманская телебашня , 2 - метеомачта в Обнинске
Расчеты, выполненные более чем по 20 метеорологическим станциям, позволили
построить зависимость среднего показателя m от среднегодовой скорости ветра (рис. 1.2).
Эта зависимость хорошо аппроксимируется уравнением:
⎛
⎞ −0,77
⎝
⎠
m = 0,60 ⎜⎜⎜ υ ⎟⎟⎟
.
(1.5)
m
0,
0,2
0,1
4
6
8
υh, м/с
Рис. 1.2. Зависимость среднего показателя степени m от среднегодовой скорости
ветра на высоте флюгера υh
195
С использованием
полученной
зависимости
выражение для поправочного
коэффициента k , учитывающего изменение среднегодовой скорости ветра при переходе
h
от высоты расположения анемометра к заданному уровню, может быть записано в виде:
kh =
⎛
⎜
⎜
⎜
⎜
⎜
⎝
h
h
⎞
⎟
2 ⎟
⎟
⎟
1 ⎟⎠
⎛
⎞ −0,77
⎝
⎠
0,60 ⎜⎜⎜ υ ⎟⎟⎟
(1.6)
.
Подставляя (1.3) и (1.6) в (1.1), получим выражение для величины средней
многолетней скорости ветра, приведенной к условиям открытой ровной местности и высоте
10 метров:
υ=
⎛
⎜
0 ⎜
⎜
⎜
⎜
⎝
⎞
⎟
⎟
⎟
⎟
1 ⎠⎟
K 10
K h
⎛
⎞ −0,77
⎝
⎠
0,60 ⎜⎜⎜ υ ⎟⎟⎟
(1.7)
.
Результаты обработки 10-летних рядов наблюдений за скоростью ветра по 37
метеорологическим станциям Кольского полуострова, полученные с учетом приведения их к
условиям открытой ровной местности и высоте 10 м, представлены на рис.1.3.. 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 7-8 м/с. Характерно, что скорости ветра заметно снижаются по
мере удаления от береговой линии.
4
5 6 7
6
4 5
7.1
7.6
Ба
7.9
2.4
2.5
3.4
2.9
ре
мо
2.9
8.4
4.7
3.2
5.3
3.0 4.3
6.7
2.9
3.2
3.1
3.0
во
Мурманск
1.3
це
4.7
4.3 4.9
2.0
н
ре
4.0
4.3
2.9
2.7
6.2 7
6
3.9
5
5.8
Бе 5.5
ло
е
мо
4
р
5.4
5.1
е
Рис. 1.3. Средние многолетние скорости ветра (м/с) на высоте 10 м
от поверхности в условиях открытой ровной местности
196
Как отмечалось выше, с высотой средние многолетние скорости ветра существенно
возрастают. На рис.1.4. представлена зависимость приращения средней многолетней
скорости ветра при переходе от высоты 10 м к высотам 20, 30, 50, 70 и 100 м, а на рис. 1.5.
приведены кривые, позволяющие определить среднюю многолетнюю скорость ветра на
любом интересующем уровне в пределах приземного слоя высотой 100 м.
3
Н =100м
∆υ, м/с
70м
2
50м
30м
1
0
20м
2
4
6
υ10 , м/с
8
Рис. 1.4. Приращение среднегодовой скорости ветра ∆υ
при переходе от высоты 10 м к высоте H
Завершая рассмотрение среднегодовых и среднемноголетних скоростей ветра,
отметим 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.
H, м
100
υ10 = 3 м/с
4
4
6
5
6
7
8
9 10
10
12
80
60
40
20
0
2
8
υ , м/с
Рис. 1.5. Вертикальный профиль среднегодовых cкоростей ветра υ
в приземном слое высотой до 100 м
1.3. Годовой и суточный ход ветра
Годовой ход ветра (рис.1.6.) представляет собой сезонное изменение средних
скоростей ветра. На Кольском полуострове наиболее ярко оно проявляется на северном
197
побережье, где разница между зимним максимумом и летним минимумом скоростей ветра
достигает 5-6 м/с.
υ ,м/с
М
%
12
1
40
10
30
2
8
20
4
6
3
5
10
4
VII
VIII
IX
X
XI
XII
I
II
III
IV
Y
YI
VII
Рис. 1.6. Годовой ход среднемесячных скоростей ветра на островах (1) и
побережье (2) Баренцева моря, на побережье Белого моря (3) и
в Хибинах (4). Гистограмма годового стока рек (5).
1 – метеостанция о. Харлов, 2 – Дальние Зеленцы,
3 – Чаваньга, 4 - Центральная
Районирование наблюдаемых сезонных изменений скоростей ветра позволило
выявить два типа годового хода, характерных для северного и южного побережий Кольского
полуострова (рис. 1.7.). Полученные кривые свидетельствуют, что в указанных прибрежных
районах складываются 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.1.6.), то есть ветровая
и гидроэнергия удачно дополняют друг друга. Это создает благоприятные условия для их
совместного использования.
198
υМ
υ
1.4
1.2
1.0
0.8
0
VII
VIII
IX
X
XI
XII
I
II
III
IV
V
VI
VII
месяцы
а) побережье Баренцева моря
- Цып-Наволок
- о.Харлов
- Вайда-губа
- Терско-Орловский маяк
- Дальние Зеленцы
1.4
υМ
υ
1.2
1.0
0.8
VII VIII
IX
X
XI
XII
I
II
III
IV
V
VI
VII
месяцы
б) побережье Белого моря:
- о. Сосновец
- Чаваньга
- Кашкаранцы
- Соловки
- о. Жижгин
- о. Моржовец
Рис. 1.7. Относительный годовой ход ветра в прибрежных районах
Кольского полуострова
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 эффективного использования энергии ветра, поскольку
именно в дневные часы, как правило, наблюдается повышенная потребность в энергии со
стороны потребителя.
199
1.4. Повторяемость скоростей 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-Гудрича, имеющее вид:
γ −1
⎡ ⎛ ⎞γ ⎤
γ ⎛υ⎞
υ
exp ⎢− ⎜⎜ ⎟⎟ ⎥ ,
t (υ ) = ⋅ ⎜⎜ ⎟⎟
(1.8)
⎢ ⎝β⎠ ⎥
β ⎝β⎠
⎣
⎦
где β и γ - параметры распределения, υ - скорость ветра.
Для интегральной повторяемости можно записать:
∞
⎡ ⎛ υ ⎞γ ⎤
F(υ ) = ∫ t ( υ)dυ = exp ⎢− ⎜⎜ ⎟⎟ ⎥ .
(1.9)
⎢⎣ ⎝ β ⎠ ⎥⎦
0
Двойное логарифмирование (1.9) приводит к выражению:
ln[− lnF( υ)] = γ ⋅ (lnυ − lnβ) .
(1.10)
Если распределение скоростей ветра аппроксимируется уравнением (1.8), то точки,
соответствующие значениям υ и F( υ ) , нанесенные на билогарифмическую сетку с
⎡
1 ⎤
координатами ln υ и ln ⎢ln
⎥ , должны ложиться на прямую линию. Такое положение и
⎣ F( υ ) ⎦
наблюдается на рис. 1.8.. Отсюда следует, что параметр γ соответствует тангенсу угла
наклона этой прямой линии. То есть, проведя прямую через точки фактической интегральной
повторяемости в диапазоне скоростей 4-20 м/с (основной диапазон рабочих скоростей
ветроустановок), параметр γ может быть определен как соотношение соответствующих
катетов треугольников (рис. 1.8.). Для метеостанций Мурманской области в среднем
оказалось γ = 1,7.
Параметр β уравнения Вейбулла определяется выражением:
υ
β=
,
⎛ 1⎞
(1.11)
Г⎜⎜1 + ⎟⎟
⎝ γ⎠
где Г- гамма-функция, υ - средняя многолетняя скорость ветра.
200
50 10 5
1 год
Скорость ветра, м/с
50
40
x
30
у
20
у
S
S
у
S
Харлов
γ = 1,69
Д. Зеленцы
1,68
Цып-Наволок
1,68
Вайда-Губа
1,68
Чаваньга
1,60
Кашкаранцы
1,70
Пялица
1,70
Мончегорск
1,72
Умба
1,74
Кандалакша
1,64
Краснощелье
1,70
у
10
у
S
S
у
S
у
5
у
S
S
2
0,0001 0,001
0,01
0,1
1
5
10
20
30
40
50
60
70
80
Интегральная повторяемость, %
Рис. 1.8. Интегральная повторяемость скоростей ветра
201
90
1.5. Повторяемость направлений ветра
Правильный учет направлений ветра играет важную роль в определении
оптимального расположения ветроустановок на местности.
Имеющиеся в Справочнике по климату [1] 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 метеостанции Дальние Зеленцы. В районе этой станции имеет место
высокий потенциал энергии ветра (рис. 1.3.). Кроме того, она располагается недалеко от
Серебрянских и Териберских гидроэлектростанций, связанных с Кольской энергосистемой и
способных облегчить крупномасштабное использование энергии ветра в этом районе. На
рис. 1.9. в качестве примера представлены розы ветров по метеостанции Дальние Зеленцы.
Видно, что более половины годового времени дуют ветры юго-западного направления.
5%
I
II
IX
Год
X
V
VI
XI
III
VII
XII
IV
VIII
Рис. 1.9. Годовая и месячные розы ветров на метеостанции Дальние 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. 1.10.). Из сопоставления
рисунков 1.9. - 1.10. 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.
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 югозападной четверти может приходиться до 70-90% времени (рис.1.9.). Преобладание ветров
202
этих направлений является подавляющим. То же самое можно сказать и о выработке
энергии с этих направлений (рис. 1.10.). В теплое время года все коренным образом
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.
100 кВт·ч
IX
I
V
X
II
VI
III
XI
VII
XII
IV
VIII
Рис. 1.10. Месячные розы выработки энергии ветроустановкой
мощностью 4 кВт в районе п. Дальние Зеленцы
Наличие господствующих направлений ветра позволяет более компактно и с
меньшими затратами размещать ВЭУ на местности при создании многоагрегатных
ветроэлектрических комплексов и станций. Расчеты показали, что если в рассматриваемом
районе ветроустановки разместить рядами на расстоянии 10 диаметров ветроколеса, а в
каждом ряду расстояние между ВЭУ сократить до двух диаметров ветроколеса, то при
ориентировании таких рядов своим фронтом на господствующее направление
ветроустановки, в течение 92% годового времени 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%. Очевидно, что указанный район перспективен для компактного
сооружения многоагрегатных ветровых парков.
1.6. 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
203
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 [8]. 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 50-52 м/с на высоте 10 м и до 52-55 м на высоте 100 м.
1.7. Удельные мощность и энергия ветра
Мощность ветрового потока, протекающего со скоростью υ через поперечное
сечение, определяется известным выражением:
υ3
(1.12)
P =ρF
,
2
где ρ - плотность воздуха, кг/м3.
Удельная мощность ветра, приходящаяся на единицу площади поперечного сечения,
соответственно равна:
1 3
(1.13)
Pуд = 2 ρ υ .
Среднегодовая удельная энергия ветра Wуд (энергия, протекающая за год через 1 м2
поперечного сечения) зависит от повторяемости скоростей ветра, т.е. от того, какую долю
годового времени t i дул ветер с той или иной скоростью υi , и определяется выражением:
z
z
1
Wуд = ∑ Pуд t i = ρ T ∑ t i υ 3 ,
(1.14)
i
2
i =1
i =1
где T = 8760 - число часов в году; z - число градаций скорости ветра.
На рис. 1.11. 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.
Располагая данными о среднегодовых скоростях ветра (рис.1.3.), вертикальном
профиле ветра (рис. 1.4. и 1.5.), а также о повторяемости скоростей ветра (выражение (1.8)),
можно дать энергетическую характеристику ветрового потока в любом пункте на любой
высоте. Эта характеристика может быть представлена среднегодовой мощностью ветра:
Wуд
(1.15)
Pс р =
.
T
На рис. 1.12. приведена зависимость среднегодовой мощности ветра от среднегодовой
скорости, которая может быть использована для оценки распределения ветроэнергетических
ресурсов по территории региона.
204
t, %
8
4
0
υ1 υ2 10 υ3
υ, м/с
20
200
Wуд,
400
кВт·ч / м2·год
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
Рср,
Вт/м2
1500
1000
500
0
4
6
8
10
υ , м/с
Рис. 1.12. Зависимость среднегодовой удельной мощности ветра
от среднегодовой скорости в прибрежных районах Баренцева моря
1.8. Ветроэнергетические ресурсы
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
205
настоящее время у лучших образцов отечественных и зарубежных ветроколес ξ 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 υmin мощности ветроколеса не хватает даже на преодоление сил трения
в узлах ВЭУ (рис. 1.13.). В диапазоне скоростей от υ min до расчетной скорости υp , при
которой ВЭУ развивает установленную (номинальную) мощность, использование энергии
ветра осуществляется наиболее полно. При дальнейшем усилении ветра вплоть до
максимальной рабочей скорости υmax мощность ВЭУ поддерживается на постоянном уровне
благодаря работе регулирующих устройств. Доля полезно используемой ветровой энергии
υmax
энергия ветра не
при этом снижается. Наконец, при скоростях ветра выше
используется вообще, т.к. во избежание поломки ВЭУ выводится из работы.
N
∆N
NH
0
υmin
υр
υmax
υ
Рис.1.13. Зависимость мощности ВЭУ от скорости ветра
Пунктир – теоретическая кривая
∆N – потери мощности ВЭУ
Результаты расчета технических ветроэнергоресурсов Кольского полуострова
представлены в табл. 1.3. Расчеты выполнялись по зонам, разбивка на которые
производилась в соответствии с уровнем средних многолетних скоростей ветра υ10 на высоте
10 метров (рис. 1.3.). 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 повсеместно выбиралась, исходя из
обеспечения 3000 часов использования в году установленной мощности ВЭУ. Из табл. 1.3
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 120 млн. кВт, а годовая выработка электроэнергии
(технические ветроэнергоресурсы) - около 360 млрд. кВт·ч.
206
Таблица 1.3
Ресурсы ветра Кольского полуострова в приземном слое высотой 100 м
Наименование
характеристики
Среднегодовая скорость
ветра в зоне, м/с
на высоте 10 м
на высоте 70 м
Удельная энергия ветра,
МВт·ч/(м2/год)
на высоте 10 м
на высоте 70 м
Среднегодовая удельная
мощность ветра, кВт/м2
на высоте 10 м
на высоте 70 м
Расчетная скорость ветра,
м/с
на высоте 10 м
на высоте 70 м
Мощность ВЭУ на 1 км2
территории, МВт
Годовая выработка ВЭУ
на 1 км2, млн. кВт·ч
Число
часов
использования
установленной мощности
в год
Площадь зоны, тыс. км2
Мощность ВЭУ в зоне,
тыс. МВт
Технические ветроэнергоресурсы, млрд. кВт·ч
Зоны
Всего
1
2
3
4
7.5
9.6
6.5
8.6
5.5
7.5
4.5
6.5
5.2
10.7
3.4
7.8
2.4
5.2
1.4
3.4
0.59
1.22
0.39
0.89
0.27
0.59
0.16
0.39
12.3
15.7
10.4
13.8
8.5
11.6
7.6
11.0
7.2
4.9
2.9
1.9
21.6
14.7
8.7
5.7
3000
3000
3000
3000
3.5
25
5.9
29
9.4
27
20.7
39
39.5
120
75
87
81
117
360
Представленная оценка показала огромные ресурсы ветровой энергии в Мурманской
области, примерно в 20 раз превосходящие ее потребности на сегодняшний день. Освоение
наиболее доступных и экономически выгодных 2-3% выявленных ресурсов (а это 2-3 млн.
кВт мощности и 6-8 млрд. кВт·ч выработки) может представить значительный интерес.
207
2. ПЕРСПЕКТИВЫ ПРОМЫШЛЕННОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ
РЕСУРСОВ ВЕТРА В КОЛЬСКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЕ
2.1. Состояние и перспективы развития Кольской энергосистемы
Кольская энергетическая система по величине установленной мощности (3758 МВт)
является второй на Северо-Западе России. По структуре генерирующих мощностей она
значительно ближе к энергосистемам соседних Скандинавских стран, таких как Швеция,
Финляндия и Норвегия, чем к остальным эн ергосистемам Северо-Запада России. Как и в
скандинавских странах, значительную долю выработки (до 45% в многоводные годы),
обеспечивают гидроэлектростанции (табл. 2.1). Это объясняется подобием природноклиматических условий и прежде всего рельефа местности, гидрологическими условиями,
отсутствием доступных топливных ресурсов и направленностью отраслей промышленности
(горно-добывающая и металлургическая). Кроме ГЭС в энергосистеме работают также 5
теплоэлектроцентралей, Кольская атомная электростанция и Кислогубская приливная
электростанция. Высоковольтная сеть (рис. 2.1.) объединяет все электростанции для работы
под единым диспетчерским управлением. Кольская энергосистема связана по ЛЭП 330 кВ с
Карелией и через нее - с ОЭС Северо-Запада России. Имеются также связи с
энергосистемами Северной Норвегии и Финляндии.
Характеристика тепловых электростанций. В настоящее время в состав Кольской
энергосистемы входят Кольская АЭС мощностью 1760 МВт, Апатитская ТЭЦ (323 МВт),
Мурманская ТЭЦ (12 МВт) и три ведомственных ТЭЦ: в Ковдоре (8 МВт), Мончегорске (18
МВт) и Заполярном (24 МВт). Теплоэлектроцентрали работают в соответствии с графиком
тепловой нагрузки и поэтому не принимают участия в регулировании электрической
нагрузки в системе. Крупнейшим источником электроэнергии в области за последние 30 лет
является Кольская атомная электростанция. Её доля в балансе установленных мощностей
энергосистемы за последние 10 лет составляла 47%, а в балансе выработки достигала 67%.
Внедрение рыночных экономических отношений привело к снижению объемов
производства в добывающих отраслях промышленности, составляющих основу экономики.
В результате этого и в Мурманской области появился временный избыток установленных
мощностей, что, в свою очередь, привело к систематической недогрузке Кольской АЭС.
В 2003-2004 годах первые два блока КАЭС достигли своего нормативного
предельного срока эксплуатации – 30 лет, и рассматривался вопрос об их выводе. По
результатам этого рассмотрения было дано разрешение на продолжение эксплуатации
первых двух блоков ещё на 5 лет. Подобные решения скорее всего будут приниматься и
далее, но в конечном счете, старые блоки АЭС должны быть выведены из эксплуатации. Нет
100%-ной гарантии, что этого не может произойти раньше назначенного срока, что означало
бы появление значительного дефицита электроэнергии. Таким образом, можно
констатировать, что имеющийся в настоящее время в Кольской энергосистеме избыток
установленной мощности носит виртуальный характер. При отсутствии ясности в вопросе о
строительстве новых источников энергии это может привести к тяжелым последствиям.
208
Условные обозначения:
VI
- 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. 2.1 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
209
Таблица 2.1
Кумская
Иовская
Княжегубская
Кума
Иова
Ковда
В. Туломская
Н. Туломская
Тулома
Тулома
Серебрянская 1
Серебрянская 2
Воронья
Основные энергетические показатели действующих гидроэлектростанций АО “Колэнерго”
Удельн. Выработк
Число
Установ. Кол-во Расчетн Расчетн
.
расчет.
.
часов
а
Год
мощност турбин
расход ,
напор, расход,
исп.
эл. эн.,
пуска
ь,
м3/с
м3/МВт
м
уст.
млн.
МВт
мощност
кВт·ч
и
Нивский каскад
1953
26,0
2
11,5
276
4961
10,6
129
1937
60,0
4
36,0
200
6783
3,3
407
1950
155,5
4
74,0
250
5466
1,6
850
Пазский каскад
1951
11,2
2
7,5
180
6428
16,1
72
1951
30,5
2
21,5
166
7606
5,4
232
1956
43,2
3
20,5
255
5417
5,5
234
1970
47,0
2
18,7
325
4829
6,0
227
1963
56,0
2
19,3
348
4910
6,2
275
Ковдинский каскад
1963
80,0
2
32,0
290
4325
3,6
346
1961
96,0
2
32,0
295
5585
3,1
536
1956
152,0
4
37,0
460
4645
3,0
706
Туломский каскад
1965
268,0
4
55,0
480
2989
1,8
801
1949
50,0
4
17,5
342
5555
6,8
280
Серебрянский каскад
1970
204,9
3
75,7
303
2723
1,5
558
Воронья
1972
150,0
В. Териберская
Териберк
а
Териберк
а
1984
130,0
1987
26,5
Наименование
ГЭС
Нива - 1
Нива - 2
Нива - 3
Кайтакоски
Янискоски
Раякоски
Хевоскоски
Борисоглебская
Н. Териберская
Река
Нива
-“-“Паз
-“-“-“-“-
3
62,5
Териберский каскад
2
109,0
2
23,0
276
3493
1,8
524
236
1815
1,6
236
117
2037
4,4
54
210
Гидроэлектростанции. В состав Кольской энергосистемы входят 17
гидроэлектростанций, построенных на реках Нива, Паз, Ковда (Кума, Иова), Тулома,
Воронья, Териберка, объединенных в 6 каскадов. Суммарная установленная мощность ГЭС
составляет почти 1590 МВт или около 42% от суммарной установленной мощности
энергосистемы. Удельный вес гидроэлектростанций в годовой выработке энергии не
постоянен и зависит от водности года и составляет в среднем около 35-40%.
Гидроэлектростанции Кольской энергосистемы в основном являются низко- и
средненапорными. Только три ГЭС имеют напор выше семидесяти метров - это
гидроэлектростанции Нива-3, Серебрянская ГЭС-1 и Верхне-Териберская ГЭС.
Большинство ГЭС 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,
Нижне-Туломская и Нижне-Териберская. Одна станция плотинно-деривационного типа с
напорной деривацией трубопроводом - Верхне-Териберская ГЭС. Основные энергетические
показатели перечисленных ГЭС приведены в табл. 2.1.
Перспективы развития энергосистемы. До настоящего времени рассматривались
следующие возможные варианты развития Кольской энергосистемы:
1. Продление сроков эксплуатации старых блоков Кольской АЭС и всей станции в
целом.
2. Сооружение Кольской АЭС-2 на замену Кольской АЭС-1.
3. Строительство тепловых электростанций, ориентированных на тюменский газ или
газ Штокмановского месторождения в Баренцевом море.
4. Передача электроэнергии из других районов страны через Карелию по ЛЭП 750 кВ.
5. Дальнейшее освоение гидроэнергоресурсов Кольского полуострова путем
строительства ГЭС на средних и малых реках полуострова.
6. Освоение ветроэнергоресурсов региона за счет сооружения ветроэнергетических
установок (ВЭУ) и объединения их в крупные системные ветропарки.
Представленный перечень вариантов за последние годы не претерпел существенных
изменений. Поступление газа в Мурманскую область увязывается 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 бы строительство Мурманской ТЭЦ на газе, нескольких предвключенных
парогазовых станций, а также газовых котельных. Однако как освоение шельфа на севере,
так и прокладка газопровода с юга пока фактически не начинались.
Отсутствие финансирования делает проблематичной реализацию строительства
Кольской АЭС-2 (три блока по 645 МВт) в ближайшее десятилетие.
По этой же причине, а также в связи с экологическими ограничениями
приостановилось дальнейшее проектирование и строительство гидроэлектростанций на
Кольском полуострове. В списке возможных объектов значились 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 электростанции.
Последним в перечне вариантов названо освоение ветро-энергоресурсов региона.
Оценка технических ветроэнергоресурсов приведена в первой половине данной работы.
Оценка экономического потенциала ресурсов ветра не производилась. Это очень подвижная
величина, зависящая от цены на электроэнергию в данном регионе, стоимости ВЭУ, их
доставки и монтажа.
211
Освоение ресурсов ветра и строительство ветропарков может смягчить ситуацию с
нарастанием дефицита энергии и мощности в Кольской энергосистеме и даже свести этот
дефицит к нулю, при условии сооружения парков ВЭУ быстрыми темпами и достаточной
суммарной мощности. Положительным моментом сооружения ВЭУ является то, что время от
начала строительства до ввода в эксплуатацию каждой отдельной ВЭУ исчисляется днями, а
время ввода всего ветропарка, состоящего из нескольких десятков ВЭУ, не превышает года
[9]. Это позволяет избежать длительного замораживания капиталовложений и обеспечивает
быстрый оборот финансовых средств.
Ход реформирования энергосистемы. С октября 2005 года административноправовая и имущественно-техническая структуры ОАО “Колэнерго” претерпевают
серьезные изменения. Причем заранее нельзя сказать, принесут ли эти изменения пользу для
потребителей и для самих энергетиков. В настоящее время все гидроэлектростанции вошли в
подчинение Территориальной генерирующей компании Северо-Запада и стали ее
имущественной принадлежностью. Управление осуществляется из Санкт-Петербурга.
Магистральные электрические сети напряжением 110 кВ и выше выделены во владение и
управление Межрегиональной сетевой компании. Электрические сети напряжением ниже
110 кВ остались под управлением “Колэнерго”. Диспетчеризацией режимов занимается
представитель системного оператора – Кольское региональное диспетчерское управление.
Таким образом, решение о строительстве энергетических объектов и поиске финансирования
для такого строительства будет приниматься одной структурой, преимущественно частной,
управление режимами – другой структурой, расчёты с потребителями за потребленную
энергию – третьей, с участием первой.
Введение подобной системы на Западе (в странах Скандинавии, Германии и
Великобритании) привело к исчерпанию имевшихся значительных резервов генерирующих
мощностей, замедлению темпов строительства новых электростанций, росту стоимости
электроэнергии. Но одновременно снизились капиталовложения в «избыточные» проекты, а
для многих производителей и потребителей появилась возможность выйти непосредственно
на рынок электроэнергии и найти себе покупателя или продавца.
Для таких нестабильных источников энергии, как энергия ветра, сложившаяся
ситуация требует специальной оценки условий, в которых ветроэнергетика смогла бы
развиваться. В странах Западной Европы большую роль сыграла господдержка развития
возобновляемых источников. Для России, где до настоящего времени подобной
государственной поддержки не существует ни в каком виде, представляется целесообразным
изучение совместной работы ветропарков с гидроэлектростанциями в компенсационном
режиме с получением взаимной экономической выгоды.
2.2. Существующие режимы работы энергосистемы
До 1961 года Кольская энергосистема развивалась как чисто гидроэнергетическая. В
её составе было всего несколько небольших ТЭЦ. Основными потребителями
электроэнергии были предприятия цветной металлургии и горнодобывающие комбинаты.
Эти энергоемкие предприятия работали и работают по трехсменному непрерывному циклу с
достаточно стабильной суточной, недельной и сезонной нагрузкой. Дешевая по тем
временам электроэнергия ГЭС обеспечивала эффективное развитие этих отраслей
промышленности при отсутствии местных ресурсов ископаемого топлива.
Наступление ряда маловодных лет (1953-1957гг.) привело к резкому снижению
выработки ГЭС, исчерпанию полезных объёмов водохранилищ многолетнего регулирования
и в результате – к отключению части металлургических производств. Народно хозяйственные потери были так значительны, что в срочном порядке была достроена первая
на Кольском полуострове тепловая электростанция – Кировская ГРЭС мощностью 500 МВт.
Необходимо отметить, что график нагрузки потребителей во всех временных
интервалах (сутки, неделя, сезон) в Кольской энергосистеме всегда оставался достаточно
212
плотным. Так, полнота среднесуточного графика нагрузки системы характеризовалась
показателем 0,86, неравномерность недельного графика - 0,95 , годовая неравномерность 0,77. Однако с развитием других отраслей промышленности и ростом бытового
электропотребления график нагрузки постепенно разуплотнялся. В связи с этим после ввода
в строй Кольской АЭС был построен каскад Териберских ГЭС чисто пикового назначения с
водохранилищем сезонного регулирования и числом часов работы с установленной
мощностью 2200 ч в год.
Суточный график нагрузки энергосистемы имеет два выраженных пика – утренний и
вечерний. При этом в целом потребление увеличивается в дневные часы и снижается в
ночные. Недельный график нагрузки также имеет неравномерный характер - с небольшим
снижением нагрузки в выходные дни.
Несмотря на большое количество ГЭС в системе лишь немногие из них являются
пиковыми и полупиковыми и способны выполнять функции частотного и нагрузочного
резерва. Этот вопрос следует рассмотреть подробнее, так как
именно величина
располагаемой маневренной мощности в энергосистеме определяет масштаб возможного
внедрения ветроэнергетических установок.
Гидроэлектростанции в Кольской энергосистеме выполняют регулирующую роль, они
обеспечивают покрытие пиков нагрузки и тем самым обеспечивают ровный базовый режим
работы Кольской атомной электростанции в суточном и в сезонном разрезе. Функции
нагрузочного и частотного резерва выполняются наиболее пиковыми и высоконапорными
электростанциями системы – каскадами Туломских, Серебрянских, Териберских ГЭС, а
также ГЭС Нива-3. Необходимо отметить, что скорость реагирования на изменение нагрузки
для высоконапорных ГЭС составляет от нескольких секунд до нескольких минут. Именно
это и определяет их использование в качестве нагрузочного и частотного резервов.
Суммарная мощность пиковых ГЭС в системе составляет около 820 МВт. Функции
ремонтного и сезонного резерва несут на себе ГЭС Ковдинского и отчасти Нивского
каскадов. В энергосистеме реализована программа оптимального многолетнего
регулирования гидроэлектростанций, критерием оптимальности которой служит минимум
эксплуатационных расходов.
Российские и зарубежные специалисты, занимающиеся внедрением крупных
ветропарков в состав энергосистем считают [9], что ГЭС являются наиболее эффективным и
дешевым средством для выравнивания как краткосрочных – от нескольких минут до
нескольких часов, – так и долгосрочных вариаций мощности ветропарков. Оценивать их
регулирующие возможности необходимо в каждом отдельном случае.
2.3. Характеристика водохранилищ ГЭС с точки зрения их использования в
интересах ветроэнергетики
У пяти из шести каскадов ГЭС Кольской энергосистемы верхнее водохранилище
обладает емкостью, достаточной для ведения многолетнего регулирования (табл. 2.2).
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
высокой энергетической эффективностью, может рассматриваться как один из крупнейших
резервуаров на Кольском полуострове для аккумулирования гидроэнергии во время работы
ветропарков.
213
Таблица 2.2
Основные данные по водохранилищам действующих гидроэлектростанций АО “Колэнерго”
Название
водохранилища
Пиренгское
Имандровское
Пинозерское
Плесозерское
Река
Объем
водохранилища, м3
полный
полезный
Пиренга
Нива
Нива
Нива
3,00
11,20
0,08
0,01
Паз
Паз
Паз
Паз
Паз
0,03
0,05
0,08
0,34
Кума
Иова
Ковда
13,20
2,05
3,43
Верхнетуломское
Нижнетуломское
Тулома
Тулома
11,52
0,39
Серебрянское
Падунское
Воронья
Воронья
0,95
0,428
Териберка
Териберка
0,452
0,011
Кайтакоски
Янискоски
Раякоски
Хевоскоски
Борисоглебское
Кумское
Иовское
Ковдозерское
В.-Териберское
Н.-Териберское
Площадь
зеркала,
км2
Нивский каскад ГЭС
0,87
227
2,83
876
0,04
17,6
0,002
1,6
Пазский каскад
2,45
1100
0,004
6,3
0,008
7,1
0,006
16,0
0,028
56,0
Ковдинский каскад
8,68
1969
0,548
294
1,93
610
Туломский каскад
3,86
745
0,04
38,5
Серебрянский каскад
1,68
531
0,005
25,5
Териберский каскад
0,290
31,1
0,003
1,42
214
Нижний
подпорный
уровень, м
Уровень
мертвого
объема, м
Вид
регулирования
137,0
127,5
115,0
78,5
12,30
124,0
73,5
многолетнее
многолетнее
недельное
суточное
118,0
110,7
89,7
70,3
21,0
115,7
109,5
88,5
70,0
20,5
многолетнее
суточное
суточное
суточное
суточное
109,5
72,0
37,2
106,0
70,0
33,7
многолетнее
сезонное
сезонное
80,0
17,7
74,0
16,7
многолетнее
суточное
154,0
74,0
145,0
73,8
годичное
суточное
145,0
25,0
132,0
22,8
годичное
суточное
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. Верхние электростанции обоих каскадов являются
регулирующими и самыми высоконапорными в энергосистеме (76 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 ветропарков, расположенных на побережье Белого моря, а также на
возвышенных местах в районе Мончегорских тундр и Хибинских гор (в центре полуострова).
2.4. Оценка неравномерности выработки энергии ветропарками
Энергия ветра непостоянна по своей природе, и это непостоянство проявляется во
всем диапазоне временных промежутков. Непостоянной является и выработка энергии от
ветроустановок. Наиболее всего подвержена нестабильности выработка одиночных ВЭУ.
Секундные и минутные порывы ветра поглощаются (выравниваются) за счёт момента
инерции ветроколеса ВЭУ и редуктора. Для ветроустановок, у которых предусмотрена
выдача электроэнергии постоянной частоты при переменной скорости вращения
ветроколеса, эти краткосрочные порывы тем более сглаживаются за счёт самой
характеристики ВЭУ.
Наибольшее влияние на мощностные показатели ВЭУ имеют вариации ветра,
продолжающиеся от нескольких минут до нескольких часов. Причем наибольшую
неравномерность в режим работы ВЭУ оказывает ветер со скоростями от стартовой (3-4 м/с)
до 12-13 м/с, когда рабочая точка движется по наклонной части рабочей характеристики
ВЭУ. В пределах наклонной зоны характеристики изменение скорости ветра на 1 м/с
приводит к 10% изменению мощности ВЭУ. В то же время если ветер изменяется в пределах
от номинальной рабочей скорости до максимума (от 12-13 м/с до 25 м/с), то мощность ВЭУ,
достигнув номинального значения, практически не изменяется (рис. 2.2.).
Мощность ВЭУ, кW
1600
1200
800
400
0
2
4
6
8 10 12 14 16 18
20 22 24
Скорость ветра м/с
Рис. 2.2. Рабочая характеристика ВЭУ с поворотными лопастями
мощностью 1,5 МВт и скоростью отключения 25 м/с
Наиболее опасный для ветроустановки момент наступает, когда надвигается
штормовой фронт, и за очень короткое время скорость ветра нарастает вплоть до
215
предельной, при превышении которой ВЭУ выводится из работы. Такой приход штормового
фронта может привести к практически мгновенному снижению мощности ВЭУ от
максимальной (номинальной) до нулевой (рис. 2.2.).
В последнее время в связи со значительным распространением «офф-шорных»
ветропарков, расположенных в прибрежных морских акваториях и наиболее подверженных
подобным явлениям, производители ВЭУ изменяют хвостовую часть рабочей
характеристики (рис. 2.3.). Таким образом они исключают мгновенное уменьшение
мощности ветропарков и предоставляют некоторое время для пуска резервных мощностей
энергосистемы.
Мощность ВЭУ, кВт
1600
1200
800
400
0
2 4 6 8 10 12 14 16 18 19 22 24 26 28 30 32 34
Скорость ветра, м/с
Рис. 2.3. Рабочая характеристика современной поворотно-лопастной
ВЭУ мощностью 1,5 МВт, модернизированной для сглаживания
мгновенного сброса мощности при V> 25 м/с
Кроме этого фирмы - производители учли, что ВЭУ отключается и останавливается
при достижении буревой скорости ветра. До недавнего времени последующий пуск ВЭУ в
работу предусматривался лишь после полного прохождения шторма, т.е. когда ветер после
снижения вновь нарастал и доcтигал устойчивого значения 3,5 м/с. Подобная уставка
позволяла надежно предохранять ВЭУ от неконтролируемого разгона. Последние
разработки, улучшившие надежность электроники ВЭУ, повысили величину повторной
стартовой скорости ветра до 20 м/с. Это позволяет получать энергию и от уходящего
шторма, а не ждать его полного окончания.
Как уже упоминалось выше, ГЭС способны успешно справляться с выравниванием
краткосрочных колебаний мощности ВЭУ.
В работе [9] показано, что увеличение числа ВЭУ в ветропарке способствует
выравниванию суммарной мощности. Оказалось, что колебание мощности ветропарка
обратнопропорционально корню квадратному из числа ВЭУ в парке. То есть по сравнению с
единичной ВЭУ относительное колебание мощности ветропарка, содержащего четыре,
двадцать пять или сто ВЭУ, будет, соответственно, ниже в два, пять или десять раз.
Указанное обстоятельство заставляет тщательно подходить к определению структуры
ветропарков. В каждом отдельном случае нужно на базе технико-экономических расчётов
решать, что выгоднее, например, создать ветропарк из 50 ВЭУ единичной мощностью по 1
МВт или из 25 ВЭУ единичной мощностью 2 МВт. Необходимо принять во внимание
строительные расходы, организацию инфраструктуры, логистику и величину
кратковременной вариации мощности. При этом необходимо также учесть, что
расположение ветроустановок рядами, перпендикулярными превалирующему направлению
ветра, допускает сооружение не более трех рядов. Более глубокий массив ветропарка – 4
ряда ВЭУ и более - может привести к явлению «перепрыгивания» ветра через ветропарк и
значительную потерю выработки.
216
Исследования, проведенные на ветропарке мощностью 103 МВт в Великобритании [9]
показали, что секундные флуктуации составляют в среднем 4-7% полной мощности
ветропарка, минутные – 10-14% мощности, часовые – 50-60%.
При рассредоточении ветроустановок на площади 200 × 200 км секундные и минутные
флуктуации оказываются совершенно незначительными, а часовые составляют около 20 30% мощности. Это позволяет предположить, что в условиях Кольского полуострова для
ветропарка мощностью 800 МВт часовые вариации мощности могут максимально составить
около 200 МВт, что вполне компенсируется всего одной ГЭС, подобной Серебрянским или
Верхне-Туломской ГЭС.
Расчёты, проведенные за ряд лет по реальным ретроспективным графикам нагрузки
энергосистемы “Колэнерго” с использованием среднечасовых показателей скорости ветра за
те же годы, показали, что не наблюдалось ни одного часа, в который сформировался бы
дефицит или избыток мощности, который не мог быть скомпенсирован
гидроэлектростанциями системы. Это позволяет говорить об отсутствии остроты в вопросе
компенсации краткосрочных колебаний мощности ветропарков. Однако необходимо
исследовать вопрос о годовой и многолетней неравномерности режима ветра и вопросы,
связанные с компенсацией этой неравномерности за счет изменения режимов работы ГЭС и
других электростанций системы.
2.5. Влияние отдельного ветропарка на отдельный каскад ГЭС
Для оценки влияния крупного (соизмеримого по мощности с отдельной ГЭС)
системного ветропарка на отдельный каскад ГЭС был выбран каскад Серебрянских ГЭС,
состоящий из двух станций – Серебрянской ГЭС – 1 установленной мощностью 205 МВт и
Серебрянской ГЭС - 2 установленной мощностью 150 МВт (табл. 2.1). Накопление воды
производится только в верхнем водохранилище, поскольку Серебрянская ГЭС-2 работает
практически на транзитном стоке. Расчёты выполняли для двух последовательных лет – 1985
и 1986 гг.
Расчёты по ретроспективным графикам электрической нагрузки и по
соответствующим графикам режима ветра представляются более удачными, чем по
искусственно сформированным рядам подобных данных, так как режим нагрузки в отраслях
промышленности за прошедшее время структурно не изменился, и энергопотребление в
настоящее время соответствует как раз годам, предшествовавшим перестройке. Уровень
максимального потребления электроэнергии 1991 года пока до сих пор не достигнут.
Расчёты выполнялись для двух значений суммарной установленной мощности
ветропарка – 100 и 200 МВт. Были использованы реальные графики нагрузки, реальные
характеристики гидроэнергетического оборудования и фактические данные о скоростях
ветра на ветроэнергетическом полигоне КНЦ РАН на побережья Баренцева моря, примерно в
20 км от Серебрянской ГЭС-2. Расчеты показали, что один каскад ГЭС может полностью
компенсировать годовую выработку ветропака мощностью 100 МВт, но не в состоянии
сделать этого для ветропарка мощностью 200 МВт без увеличения пропускной способности
гидротехнических сооружений и увеличения установленной мощности ГЭС (что в данном
случае принципиально возможно).
При заданных в расчётах мощностях избыточная (нескомпенсированная) выработка
ветропарка была практически равна вытесняющей, что приводило к снижению
энергетической эффективности работы комплекса ГЭС+ветропарк. Полученные результаты
соответствуют выводам, полученным в Германии при расчётах на модели “SWING”, где
констатируется, что «ситуация, при которой перестаёт использоваться дополнительная
энергия ветра возникает тогда, когда установленная мощность ветропарка превышает на 30%
установленную мощность энергосистемы». В нашем случае эта доля составляла 36%.
217
2.6. Воздействие крупных ветропарков на долгосрочные режимы
работы гидроэлектростанций энергосистемы
В настоящее время в Мурманской области наблюдается избыток установленных
мощностей и электроэнергии. Поэтому при планировании строительства новых
генерирующих мощностей необходимо прежде всего определиться с рынками её сбыта. В
соседних странах – Норвегии и Финляндии имеется намерение покупать электроэнергию от
экологически чистых возобновляемых источников и прежде всего от ВЭУ и ГЭС. Норвегия в
качестве альтернативы поставкам электроэнергии из Великобритании по подводным кабелям
рассматривает планы поставки электроэнергии от крупных ветропарков с территории
Кольского полуострова. Поэтому в качестве целеполагающего сценария совместной работы
ГЭС системы и ветропарков принималась возможность поставки всей дополнительной
электроэнергии ветропарков в соседние страны. В дальней перспективе в случае подъема
уровня промышленного и бытового электропотребления в Мурманской области поток
электроэнергии от ветропарков может все в большей степени оставаться в России. В любом
случае необходимо выяснить, до какого уровня можно увеличивать мощность ветропарков и
их выработку, чтобы она была полностью скомпенсирована режимом работы ГЭС и её
можно было продавать как гарантированную электроэнергию.
Для решения этой задачи были привлечены данные о среднечасовых скоростях ветра и
реальные суточные графики нагрузки энергосистемы за 1967-1971, 1984-86, 1995-1998 годы.
Выбранная последовательность лет не случайна. Она охватывает годы со слабым и сильным
ветром, маловодные и многоводные годы. Кроме того были использованы данные об
объёмах воды в водохранилищах за указанные годы и их ёмкостные характеристики.
Помесячные расчеты показали, что даже при мощности ветропарка в 100 МВт в
маловодные годы (1984-1985гг.) возможно наполнение водохранилищ Серебрянских ГЭС до
нормального подпорного уровня (что без ветропарка не достигалось). Если мощность
ветропарка возрастает до 200 МВт, то необходимо также аккумулировать воду и на других
ГЭС энергосистемы (например, Туломского и Нивского каскадов). При наступлении
многоводных лет, таких, как 1985-1986 гг. необходимо начинать сработку водохранилищ
раньше, чем это было в отсутствие ветропарка,. иногда начиная с октября месяца.
В ходе выполнения расчетов мощность ветропарков изменялась в пределах от 10 до
750 МВт. Предполагалось, что они оборудованы однотипными ВЭУ единичной мощностью
1МВт. Выработка ветропарков (табл. 2.3) рассчитывалась помесячно как для периодов со
слабым, так и сильным ветром и затем вносилась в кривые наполнения всех водохранилищ
системы. Затем они преобразовывались в эквивалентные кривые энергетического
наполнения. На рис. 2.4. приведена эквивалентная кривая наполнения и сработки
водохранилищ системы за счёт дополнительной выработки ветропарков суммарной
мощностью 500 МВт в период со слабым ветром (1995 – 1996 гг.).
218
Таблица 2.3.
Основные показатели выработки электроэнергии крупномасштабными ветропарками в годы
с различной интенсивностью ветра, млн. кВт·ч
Годы
10
1967
1968
1969
1970
1971
За 5 лет
7,7
7,3
7,3
7.1
7,8
37,2
1981
1982
1983
1984
1985
За 5 лет
6,5
7,0
6,9
6,5
6,1
33,0
Мощность ветропарка, МВт
50
150
500
Период сильного ветра
181
543
1809
170
512
1706
163
489
1630
162
485
1618
180
541
1804
856
2570
8567
Период слабого ветра
151
455
1512
167
501
1670
164
492
1640
149
447
1491
143
428
1427
774
2323
7740
710
2640
2390
2290
2270
2530
12120
2130
2340
2300
2090
2000
10860
Запасы ГЭС, млрд. кВт·ч
6000
5000
4000
3000
2000
1995
1996
1997
Годы
Рис.2.4. Водноэнергетические запасы ГЭС Колэнерго, формируемые без участия
ветропарка (нижняя кривая) и с учетом выработки ветропарка
мощностью 500 МВт (верхняя кривая)
На рис. 2.5. показан результат совместной работы ГЭС Колэнерго и ветропарков
мощностью 150, 500, 710 МВт. Верхняя кривая показывает ход уровней наполненности
водохранилищ при работе ветропарка мощностью 710 МВт. Как видно из рисунка, благодаря
синхронной компенсации нестабильной выработки ветропарка ни разу за рассмотренный
период наполнение не подошло к опасной зоне избытков – выше 5000 млн. кВт·ч. Конечно,
нужно иметь в виду, что в реальности подобный режим может быть реализован лишь в
случае обеспечения надежных прогнозов притоков в водохранилища и надежного
среднемесячного предсказания режима ветра, а так же наличия договоренности между
собственниками ГЭС и ветропарков о взаимном балансировании выработки.
219
5000
4000
3500
3000
Энергозапасы, млн. квт·ч
4500
710 МВт
500 МВт
150 МВт
2500
2000
1500
1995
1996
1997
1998
Годы
Рис. 2.5. Кривые вписывания выработки ветропарков (мощностью 150, 500, 710 МВт) в
водные режимы водохранилищ ГЭС Колэнерго
В случае отсутствия договоренности и непринятии мер по увеличению установленной
мощности ГЭС возможным оказывается вписывание выработки от ветропарков мощностью
не выше 500 МВт. На рис. 2.4. как раз и приведен предельный режим вписывания
дополнительной выработки ветропарка мощностью 500 МВт. Водохранилища Колэнерго
будут заполнены до НПУ к ноябрю, а их сработка должна начаться уже в декабре, а не в
марте, как это было обычно, так как водопропускные сооружения и основное энергетическое
оборудование не способно будет пропустить накопленный объем воды за три весенних
месяца. Из этого следует вывод, что максимальное использование энергии ветра возможно
только при реконструкции существующих ГЭС, наращивании их мощности и увеличении
пропускной способности гидротехнических сооружений. Без проведения подобных
мероприятий максимально возможная мощность ветропарков ограничивается пределом в 500
МВт.
К сказанному следует также добавить, что аккумулирование воды в водохранилищах
за счет работы ветропарков ведет к увеличению средневзвешенного напора на ГЭС системы,
это в свою очередь обеспечивает повышение выработки ГЭС примерно на 5% в год.
2.7. Перспективы экспорта маркированной “зеленой” энергии от
ветропарков за рубеж
На территории ближайших скандинавских стран - Швеции, Финляндии и Норвегии в
конце XX века были введены новые правила работы рынка электроэнергии, которые в
настоящее время в том или ином объеме вводятся и в России. Основные положения этих
правил можно кратко сформулировать следующим образом:
• Все электрические сети любого уровня напряжения и форм собственности должны быть
доступны для потребителя и производителя электроэнергии.
• Предприятия, обслуживающие электрические сети, не должны заниматься продажей и
производством электроэнергии.
220
•
Системный оператор является ответственным за сведение краткосрочного баланса
мощности и энергии в сети.
Если генерирующая мощность обладает какой-либо стоимостью, то вполне резонно,
чтобы владелец этой мощности получал оплату в соответствии с её стоимостью. В ряде
европейских стран производство электроэнергии с помощью энергии ветра поддерживается
государством, в России пока такой поддержки нет.
Торговля электроэнергией в Скандинавских странах и некоторых странах Западной
Европы, куда может быть продана избыточная электроэнергия от ветропарков,
расположенных на Кольском полуострове, 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 появляется 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
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 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.
221
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.
Объёмы возможной продажи электроэнергии за рубеж были оценены выше и
представлены в табл. 2.3.
Представляется целесообразным внести упрощения в процедуру выхода производителей
экологически чистой энергии на внешний рынок, а также в процесс принятия и утверждения
в России сертификатов на маркированную “зеленую” энергию. Дело за правительством
Российской Федерации и чиновниками РАО “ЕЭС”.
222
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В “Энергетической стратегии России на период до 2020 года” предусматривается
проведение активной топливо – и энергосберегающей политики во всех сферах
хозяйственной деятельности и в быту. Одним из важных направлений этой политики
является увеличение масштабов использования нетрадиционных возобновляемых
источников энергии, в том числе энергии ветра. К районам перспективным для достаточно
широкого использования энергии ветра относятся многие северные районы, в частности,
Мурманская область.
В настоящей работе применительно к Мурманской области выполнен комплекс
исследований и получена совокупность энергетических характеристик ветра, объединяемая
понятием ветроэнергетического кадастра. В основу разработки кадастра положена
уточненная методика, основными отличительными особенностями которой является
приведение средних скоростей ветра к условиям открытой ровной местности и высоте 10 м
от поверхности земли. Для учета фактора открытости использована классификация
В.Ю.Милевского, а для учета фактора высоты – степенная функция вертикального профиля
ветра.
Обработка по этой методике 20-летних рядов наблюдений за скоростью ветра на 36
метеостанциях Мурманской области показала, что регион располагает высоким потенциалом
ветровой энергии, сосредоточенным, главным образом, в прибрежных районах Баренцева и
Белого морей. Технические ветроэнергоресурсы оцениваются в 360 млрд. кВт·ч при
суммарной установленной мощности ветроэнергетических установок (ВЭУ) около 120 млн.
кВт. Наиболее сильные и устойчивые ветры наблюдаются на северном побережье Кольского
полуострова. Здесь среднегодовые скорости ветра на высоте 10 м достигают 7-8 м/с. Это
одно из самых ветреных мест на всем европейском Севере России. Использование в этом
районе хотя бы 1-2 % указанных ресурсов, самых доступных и выгодных (это 4-7 млрд. кВт·ч
выработки и 1-2 млн. кВт мощности), может иметь большое значение.
Благоприятными предпосылками для промышленного использования энергии ветра
на Кольском полуострове являются:
- высокий потенциал ветра на значительных территориях;
- наличие господствующих ветров (южных и юго-западных), позволяющих более
компактно, с меньшими затратами размещать ВЭУ на местности;
- 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 и позволяющих компенсировать непостоянство ветровой энергии.
Верхние водохранилища пяти из шести каскадов ГЭС Кольской энергосистемы
обладают емкостью, достаточной как для ведения многолетнего регулирования на ГЭС, так и
для участия в выравнивании непостоянства поступления энергии от ветропарков.
Благоприятными возможностями для аккумулирования энергии в интересах ветроэнергетики
характеризуются водохранилища Верхне-Териберской ГЭС (напор 113 м), Верхне – и
Нижне-Серебрянской ГЭС (76 и 62 м), Верхне-Туломской ГЭС (55 м), Кумской, Иовской и
Княжегубской ГЭС (32, 32 и 37 м). Большая полезная емкость водохранилищ обеспечивает
возможность создания значительных энергозапасов, а высокие напоры делают каждый
запасенный (сэкономленный за счет применения ВЭУ) кубометр воды весьма
энергоэффективным.
В целях оптимизации режимов совместной работы ветропарков и гидроэлектрических
станций необходимо внести изменения в правила и принципы сработки и наполнения
водохранилищ ГЭС, учитывающие, что готовить водохранилища следует не только к приему
223
паводковых вод (гидроэнергоресурсов), но и к приему осенне - зимнего максимума энергии
ветра (ветроэнергоресурсов). При участии ветропарков сработку водохранилищ и подготовку
их к весеннему паводку придется начинать не в январе, а, возможно, уже в ноябре-декабре, в
зависимости от водности года и интенсивности ветра в этот период.
Исследованиями определено, что максимально возможная мощность ветропарков,
вписывание которой в водноэнергетический режим существующих ГЭС не требует их
расширения, а дополнительная энергия может быть полностью аккумулирована и затем
реализована, либо составляет 500 МВт. Дальнейшее наращивание мощности ветропарков
потребует увеличения установленной мощности ГЭС путем их реконструкции и расширения,
либо введения в состав энергосистемы дополнительных маневренных мощностей, например,
газотурбинных установок, которые также способны компенсировать неравномерность
поступления энергии от ветропарков.
224
ЛИТЕРАТУРА
1. Справочник по климату СССР. Выпуск 2. Мурманская область. Часть III. Ветер. – Л.:
Гидрометеоиздат. 1966 – 120 с.
2. Ресурсы и эффективность использования возобновляемых источников энергии в
России / П.П.Безруких, Ю.Д.Арбузов, Г.А.Борисов, В.И.Виссарионов и др. – СПб.:
Наука, 2002. – 314 с.
3. Атлас ветров России. / А.Н.Старков, Л.Ландберг, П.П.Безруких, М.М.Борисенко – М.:
“Можайск - Терра”, 2000. –560 с.
4. Концепция использования ветровой энергии в России. Под редакцией Безруких П.П. –
М.: “Книга - Пента”, 2005. – 128 с.
5. Борисенко М.М. Вертикальные профили ветра и температуры в нижних слоях
атмосферы. Труды ГГО. Вып. 320. – Л.: Гидрометеоиздат, 1974. - 205 с.
6. Борисенко М.М. Распределение ветра в нижнем 200 – метровом слое атмосферы над
городом. Труды ГГО. Вып. 368. – Л.: Гидрометеоиздат, 1977. - 151 с.
7. Борисенко М.М., Заварина М.В., Цверава В.Г. Вертикальные профили скоростей
ветра по наблюдениям на метеорологической мачте в Обнинске. Труды ГГО. Вып.
246. – Л.: Гидрометеоиздат, 1969. – С.56-62.
8. Заварина М.В. Расчетные скорости ветра на высотах нижнего слоя атмосферы. – Л.:
Гидрометеоиздат, 1971. – 163 с.
9. Wind Power in Power Systems. Edited by Thomas Ackermann John Wiley&Sons, Ltd.,
2005. - 691p.
225