На главную

Статьи, публикации, архив номеров  

«     2018     2017  |   2016  |   2015  |   2014  |   2013  |   2012  |   2011  |   2010  |   2009  |   2008  |   »
«     Январь  |   Февраль  |   Март  |   Апрель  |   Май  |   Июнь  |   Июль  |   Август  |   Сентябрь  |   Октябрь  |   Ноябрь  |   Декабрь     »

Анализ

01.06.2014 Влияние номинальной скорости ветра на экономичность производства ветроэнергии

 

Влияние номинальной скорости ветра на экономичность производства ветроэнергии

 

Экономические показатели производства ветроэнергии зависят от числа часов использования установленной мощности, удельных капитальных затрат и принципов ценообразования производимой ветроэнергии. Чем ближе скорость ветра, при которой достигается номинальная мощность, к средней скорости ветра на высоте оси ротора, тем больше число часов использования установленной мощности ветроустановки и экономичнее производство энергии.

На территории Республики Беларусь, на высоте 10 м, наиболее вероятна фоновая скорость ветра от 3 до 5 м/с [1, 2]. Повторяемость ветра со скоростью, не превышающей 5 м/с, зимой составляет 80–85 %, а летом – 70–75 %.

 

Economic performance of wind energy depends on the number of hours of use of installed capacity, unit capital costs and pricing principles of wind energy produced. The closer the wind speed, which achieves a rated power, to the average wind speed at the rotor axis, the greater the number of hours of use of installed capacity of wind turbines and more economical energy production.

 

На основании многолетних данных по радиозондированию атмосферы и проведенных исследований по оценке ветроэнергетических ресурсов территории Беларуси были получены осредненные повышающие переводные коэффициенты для расчета средних скоростей ветра на различных высотах от поверхности земли [2, 3].

Для условий Беларуси, согласно [2], приводятся интерполирующие коэффициенты, показывающие отношения средних скоростей ветра на различных высотах (см. рис.). Так, на высоте 100 м скорость ветра в 1,7 раза выше, чем на высоте 10 м, и наиболее вероятны ее средние значения от 5,1 до 8,5 м/с.

Ориентация на ветровые условия в Беларуси предопределяет необходимость использования соответствующих ВЭУ. Современные ветроустановки, как правило, вырабатывают электроэнергию при скоростях ветра от 3 до 25 м/с. Развиваемая ВЭУ мощность быстро нарастает с ростом скорости ветра, достигает номинальной величины и затем, при дальнейшем росте скорости ветра, практически не меняется. Важной характеристикой ветроустановок являются так называемые номинальные скорости ветра, при которых ВЭУ достигают номинальной мощности. Для разработанных в последнее время ветроустановок мощностью 1–2,5 МВт континентального базирования высота мачт составляет 70–100 м, а номинальные скорости ветра – порядка 11–15 м/с. В связи с тем, что средние скорости ветра на уровне ротора ВЭУ на территории Беларуси ниже, чем номинальные скорости, большую часть времени ВЭУ развивают мощность меньше номинальной.

Для расчета числа часов использования установленной мощности ВЭУ и, соответственно, количества вырабатываемой за год электрической энергии необходимо учитывать энергетические характеристики самой ВЭУ, а также энергетический потенциал площадки, шероховатость подстилающей поверхности, среднюю скорость ветра на высоте расположения ротора и повторяемости скоростей ветра по градациям.

Для расчетов средней скорости ветра на высоте расположения ротора ВЭУ на стадии выбора площадки для ветроустановки используется расчетный метод, когда, зная скорость ветра на высоте 10 м, по известным соотношениям скоростей на разных высотах (см. рис.) определяют скорость ветра на заданной высоте.

 

 

Чаще всего число часов реализации различных скоростей ветра на площадке в течение года в зависимости от средней скорости ветра можно выразить через распределение Вейбулла, которое записывается в виде:

 

(1)

 

где K – параметр формы кривой распределения;

А – масштабный параметр скорости;

t(Vi) – число часов, когда наблюдается ветер со скоростью Vi, ч/год;

Vi = 0, 1, 2, 3 … – текущая скорость ветра, м/с;

Т – общий рассматриваемый период времени, например число часов в году, когда ВЭУ находится в работе, ч/год.

Для оценочных расчетов параметры функции Вейбулла А и К можно принять равными: A = Vср / 0,886, K = 2, что справедливо для большинства орографических условий [4].

Рассмотрим выбор более экономически выгодной из двух предложенных ВЭУ для конкретной площадки.

Характеристика площадки: средняя расчетная скорость ветра – 3,9 м/с на высоте 10 м, шероховатость подстилающей поверхности – не более 0,03 м.

Характеристики ветроустановок:

• Miсon NM 60/250-1000: номинальная мощность – 1 МВт, развиваемая при скорости ветра на высоте ротора Vном = 14 м/с, высота ротора – 70 м, диаметр ветроколеса – 60 м;

• Vestas V 66/1750: номинальная мощность – 1,75 МВт, развиваемая при скорости ветра на высоте ротора Vном = 15–16 м/с, высота ротора – 75 м, диаметр ветроколеса – 66 м.

Определялись средние скорости ветра на высоте ротора для двух рассматриваемых ВЭУ. На высоте ротора 70 м для ВЭУ Miсon средняя расчетная скорость ветра составила 3,9 ´ 1,52 = 5,9 м/с, а Vном / Vср =

= 14 / 5,9 = 2,37.

На высоте ротора 75 м для ВЭУ Vestas средняя расчетная скорость ветра составила 3,9 ´ 1,55 = 6,0 м/с, а Vном / Vср = 15 / 6,0 =

= 2,5.

В табл. 1 приводятся энергетические характеристики рассматриваемых ВЭУ.

 

Таблица 1

Энергетические характеристики ВЭУ Micon NM 60/250-1000 и Vestas V 66/1750

Скорость ветра, м/с

Развиваемая мощность, кВт

Micon NM 60/250-1000

Vestas

V 66/1750

3

1,7

0

4

36,7

20

5

84

100

6

142,2

190

7

263

300

8

399,2

440

9

540,7

660

10

662,6

910

11

761,3

1 160

12

873,7

1 400

13

954,4

1 600

14

1 020,4

1 700

15

1 037,8

1 750

16

1 041,5

1 750

17

1 029,5

1 700

18

1 009

1 700

19

1 000

1 700

20–25

950

1 700

 

На основании энергетических характеристик установок с учетом различных скоростей ветра на уровне оси ветроколеса в течение года были проведены расчеты ожидаемого числа часов использования установленной мощности, годовой выработки электроэнергии и экономических показателей функционирования двух ВЭУ.

Для ВЭУ Miсon расчетное число часов использования установленной мощности для рассматриваемой площадки составило 1 956, для ВЭУ Vestas – 1 548. Большее количество часов использования установленной мощности ВЭУ Miсon по сравнению с ВЭУ Vestas обусловлено тем, что скорость, при которой достигается номинальная мощность, в первом случае ближе к средней скорости ветра на высоте ротора, чем во втором. Очевидно, что по мере приближения номинальной скорости ветра для ВЭУ к среднегодовой скорости на уровне оси ветроколеса максимальная выработка энергии будет происходить при более часто реализующихся скоростях ветра, а следовательно, будет расти число часов использования установленной мощности.

Годовая выработка электроэнергии составила:

• для ВЭУ Miсon – 1 956 000 кВт•ч;

• для ВЭУ Vestas – 2 709 000 кВт•ч.

По данным ГПО «Белэнерго», удельные затраты топлива на производство электроэнергиии в Беларуси на замыкающей Лукомльской ГРЭС составляют 0,31 т у.т./МВт•ч. Цена покупки природного газа для ГПО «Белэнерго» на 01.04.2014 г. составляла 214 долл./т у.т., а себестоимость выработки электроэнергии – 0,071 долл./кВт•ч. Удельный выброс диоксида углерода при сжигании природного газа на современных котлах составляет 0,64 т СО2/МВт•ч, а оксидов азота NOx – 0,00095 т/МВт•ч.

При работе ВЭУ топливо не используется и выбросов в атмосферу нет. Снижение выбросов парниковых газов по сравнению с генерацией на природном газе для рассматриваемых установок составило: для ВЭУ Miсon – 1 252 т/год, для ВЭУ Vestas – 1 733 т/год.

ВЭУ оказывают некоторое негативное воздействие на окружающую среду (шум, возможные электро-, радио- и телевизионные помехи, опасность для мигрирующих птиц, утилизация опасных элементов отработавших ВЭУ). Однако это воздействие существенно меньше, чем при использовании ископаемого топлива, а сами факторы возможного воздействия учитываются при выборе площадок для размещения ветроустановок.

По данным Европейской комиссии, комплексная денежная оценка негативного воздействия на окружающую среду и социально-экологический ущерб при производстве электроэнергии с использованием природного газа составляют 1,117 евроцент./кВт•ч, в том числе за счет выбросов в атмосферу парниковых газов – 0,73 евроцент./кВт•ч. На ветроэнергетических установках ущерб составляет 0,1547 евроцент./кВт•ч (0,002 долл./кВт•ч) [5, 6]. При этом парниковые газы не образуются. Влияние экологического ущерба на экономические показатели производства энергии с использованием ВЭУ невелико.

Инвестиционные затраты на ветроустановки континентального базирования в среднем составляют порядка 1 750 долл./кВт, и наблюдается устойчивая тенденция их снижения.

Принятые в наших расчетах капитальные затраты на 1 кВт установленной мощности обеих рассматриваемых ВЭУ одинаковы и складываются из собственно закупки установки (1 500 долл./кВт) и затрат на прокладку дорог, монтаж, мониторинг площадки и т. д. (500 долл./кВт). Общая удельная величина капитальных затрат принята равной 2 000 долл./кВт.

Расчетный срок службы установки составляет 20 лет. Текущие затраты обычно не превышают 20 % от общей величины расходов на ВЭУ за весь срок ее службы, а в расчете на 1 кВт•ч произведенной электроэнергии в зависимости от капитальных затрат и годовой выработки составляют от 1,2 до 2,3 цента. В расчетах размер текущих затрат принят равным 0,02 долл./кВт•ч. Затраты электроэнергии на собственные нужды считались как 2 % от выработки.

Отпускная стоимость электрической энергии, вырабатываемой ВЭУ, согласно действующему в Беларуси законодательству принимается с повышающим коэффициентом 1,3 по отношению к цене электроэнергии, произведенной с использованием ископаемого топлива [7].

Расчет себестоимости электроэнергии, выработанной на каждой из рассматриваемых ВЭУ, и простого срока окупаемости установок с учетом экологических затрат выполнялся по формулам:

 

 

где С – себестоимость электроэнергии, полученной на ВЭУ, долл./кВт•ч;

n – срок окупаемости установки, лет;

К – капитальные затраты на установку. Определяются умножением удельных капитальных затрат на установленную мощность ВЭУ, долл. Удельные капитальные затраты приняты в размере 2 000 долл./кВт;

n1 – расчетный срок службы установки. Принят равным 20 годам;

тз – текущие годовые затраты на обслуживание установки, долл./год. Удельные текущие затраты приняты равными 0,02 долл./кВт•ч;

эк – годовой экологический ущерб, обусловленный работой ВЭУ, долл./год. Удельный экологический ущерб принят равным 0,002 долл./кВт•ч;

Эвыр – годовая выработка электроэнергии установкой. Определяется умножением установленной мощности на число часов ее использования, кВт•ч/год;

Эсн – годовые затраты электроэнергии на собственные нужды установки, кВт•ч/год. Приняты в размере 2 % от Эвыр;

Ц – цена продажи электроэнергии, выработанной на ВЭУ, в общегосударственную сеть, долл./кВт•ч. Принята (с учетом повышающего коэффициента 1,3) равной 0,18 долл./кВт•ч.

Результат расчета себестоимости электроэнергии и срока окупаемости для размещения на выбранной площадке одной из двух рассматриваемых ВЭУ при полученных выше значениях числа часов использования установленной мощности и годовой выработки электроэнергии приведен в табл. 2.

 

Таблица 2

Расчет себестоимости электроэнергии и срока окупаемости для ВЭУ Мiсon и Vestas

ВЭУ

N, кВт

Капитальные затраты, К,

тыс. долл.

n1, лет

Электроэнергия, кВт•ч/год

Текущие затраты, тз, долл./год

Экологический ущерб, эк, долл./год

Цена продажи электроэнергии, Ц, долл./кВт•ч

Себестоимость электроэнергии, С, долл./кВт•ч

Срок окупаемости, n, лет

Годовая выработка, Эвыр

Собственные нужды, Эсн

Miсon

1 000

2 000

20

1 956 000

39 120

39 120

3 912

0,18

0,075

6,6

Vestas

1 750

3 500

20

2 709 000

54 180

54 180

5 418

0,18

0,088

8,4

 

Как видно, для рассматриваемой площадки экономические показатели установки Miсon лучше, чем ВЭУ Vestas. Обусловлено это тем, что скорость ветра, при которой развивается номинальная мощность, в первом случае ближе к средней скорости ветра, чем во втором, а удельные капитальные затраты приняты одинаковыми.

Полученная себестоимость электроэнергии, вырабатываемая рассматриваемыми ВЭУ (0,075–0,088 долл./кВт•ч), сопоставима с себестоимостью электроэнергии, производимой на Лукомльской ГРЭС (0,071 долл./кВт•ч).

Сроки окупаемости с учетом ценовых льгот на продаваемую электроэнергию не превышают 8,4 года. Влияние экологического ущерба на окупаемость установок не превышает 1,2 %.

 

Выводы

 

1. Чем ближе номинальная скорость ветра, характеризующая ветроустановку, к средней скорости ветра на высоте ротора, которая характеризует площадку для ее размещения, тем больше число часов использования установленной мощности, экономичнее выработка энергии и меньше срок окупаемости ВЭУ.

2. Социально-экологический ущерб при выработке ветроэнергии в 7,2 раза ниже, чем при производстве электроэнергии с использованием природного газа. Его влияние на срок окупаемости ВЭУ не превышает 1,2 %. При этом не используется топливо и отсутствуют выбросы в атмосферу загрязняющих веществ и парниковых газов.

3. Снижение выбросов парниковых газов при использовании ВЭУ по сравнению со сжиганием природного газа составляет 0,64 т СО2/МВт•ч.

4. На современном этапе технологического развития ветроэнергия в Беларуси становится конкурентоспособной с традиционной только при условии государственной поддержки. В перспективе по мере роста цен на ископаемое топливо и снижения удельных капитальных затрат на ВЭУ необходимость поддержки ветроэнергетики со стороны государства будет снижаться.

 

Олег БЕЛЫЙ,
кандидат технических наук, доцент,
Александр БЕРНАЦКИЙ,
научный сотрудник,
Николай КРЫЖАНОВСКИЙ,
заведующий отделом,
Фаина РОЗАНОВА,
кандидат технических наук, старший научный сотрудник, Центр системного анализа и стратегических исследований НАН Беларуси

 

(Статья поступила в редакцию 28.05.2014 г.)

 

Литература

 

1. Ветроэнергоресурсы и условия возведения ветроэнергетических установок на территории Восточной Прибалтийско-Черноморской зоны Европы / Под ред. Лаврентьева Н. А. – Минск: ООО «Белветроэнерго», 2002. – 384 с.

2. Камлюк Г. Г. Ветроэнергетика в Республике Беларусь: состояние и перспективы развития // Энергетическая стратегия. – 2012. – № 2.

3. К вопросу об оценке ветроэнергетического потенциала зон внедрения ветроэнергетических установок (ВЭУ) в Республике Беларусь // Энергоэффективность. – 2011. – № 1.

4. Старков А. Н., Ландберг Л., Безруких П. П., Борисенко М. М. Атлас ветров России. – 2000.

5. Europian commission. External Cost Research results on socioenvironmental damages due to electricity and transport. – Luxemburg, 2002. – 24 p.

6. Ермоленко Б. В., Ермоленко Г. В., Рыженкова М. А. Ветроэнергетика и окружающая среда // Энергия. – 2011. – № 8.

7. Постановление Министерства экономики Республики Беларусь от 30.06.2011 г. № 100 «О тарифах на электрическую энергию, производимую из возобновляемых источников энергии, и признании утратившими силу некоторых постановлений Министерства экономики Республики Беларусь».

 

Контакты

Беларусь: 220121, г. Минск
а/я 72
Тел.: +375 (17) 385-94-44,
385-96-66

Факс: +375 (17) 392-33-33
Gsm: +375 (29) 385-96-66 (Vel)

Е-mail: energopress@energetika.by
E-mail отдела рекламы:
reklama@energetika.by

© ОДО Энергопресс, 2003—2009. Все права защищены.
Мониторинг состояния сайта
Создание сайта Атлант Телеком