close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

Shishlakov

код для вставкиСкачать
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное автономное образовательное
учреждение высшего профессионального образования
САНКТ-ПЕТЕРБУРГСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
АЭРОКОСМИЧЕСКОГО ПРИБОРОСТРОЕНИЯ
Д. В. Шишлаков, И. И. Архипова, А. В. Шишлаков
ВЕТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ:
принципы построения,
технико-экономическая
оценка эффективности
Учебное пособие
Под редакцией доктора технических наук,
профессора В. Ф. Шишлакова
Санкт-Петербург
2014
УДК 629.064.5(075)
ББК 31.277я73
Ш65
Рецензенты:
кандидат технических наук М. В. Бураков;
доктор технических наук, профессор В. В. Григорьев
Утверждено
редакционно-издательским советом университета
в качестве учебного пособия
Шишлаков, Д. В.
Ш65 Ветроэнергетические установки: принципы построения,
технико-экономическая оценка эффективности: учеб. пособие / Д. В. Шишлаков, И. И. Архипова, А. В. Шишлаков; под
ред. д-ра техн. наук, проф. В. Ф. Шишлакова. – СПб.: ГУАП,
2014. – 89 с.: ил.
ISBN 978-5-8088-0971-0
Рассматриваются общие принципы построения автоматизированных систем управления технологическими процессами комплекса
солнечных и ветроэнергетических установок. Приводится классификация систем электроснабжения с возобновляемыми видами энергии, основных производителей ветрогенераторов и ветроустановок
традиционного исполнения. Производится сравнительная оценка
ВЭУ с вертикальным и горизонтальным расположением вала генератора. Рассматривается вопрос об использовании сверхпроводниковых
ветрогенераторов. Дается анализ технико-экономической эффективности применения ветроэнергетических установок в Северо-Западном промышленном регионе РФ.
Издание предназначено для студентов, обучающихся по направлениям «Электроэнергетика и электротехника», «Управление в технических системах».
УДК 629.064.5(075)
ББК 31.277я73
ISBN 978-5-8088-0971-0 ©
©
Шишлаков Д. В., Архипова И. И.,
Шишлаков А. В., 2014
Санкт-Петербургский государственный
университет аэрокосмического
приборостроения, 2014
ГЛАВА 1. ОБЗОР ВЕТРОГЕНЕРАТОРОВ
И ВЕТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ УСТАНОВОК
1.1. Классификация систем электроснабжения
с возобновляемыми видами энергии
Электростанции ветряного и солнечного типа (так называемые
«зеленые» станции) относят к электростанциям с возобновляемым
видом энергии.
Ветряные электростанции строят в местах с высокой средней
скоростью ветра – от 4,5 м/с и выше. Предварительно проводятся
исследования потенциала местности. Анемометры устанавливают
на высоте от 30 до 100 м, и в течение одного-двух лет собирают информацию о скорости и направлении ветра. Полученные сведения
могут объединяться в карты доступности энергии ветра. Такие карты (и специальное программное обеспечение) позволяют потенциальным инвесторам оценить скорость окупаемости проекта.
Обычные метеорологические сведения не подходят для строительства ветряных электростанций: эти сведения о скоростях ветра
собираются на уровне земли (до 10 м) и в черте городов или в аэропортах.
Ветряные электростанции делятся на четыре типа: наземные,
шельфовые, прибрежные и плавающие.
Наземные: самый распространенный в настоящее время тип
ветряных электростанций. Ветрогенераторы устанавливаются на
холмах или возвышенностях. Электростанция соединяется кабелем с передающей электрической сетью.
Крупнейшей на данный момент ветряной электростанцией является электростанция в г. Роско (Roscoe), штат Техас, США. Ветроэнергетическая система Роско была запущена 1 октября 2009 г. немецким энергоконцерном E.ON. Станция состоит из 627 ветряных
турбин производства Mitsubishi, General Electric и Siemens. Полная
мощность – около 780 МВт. Площадь электростанции – не менее
400 км2.
Прибрежные ветряные электростанции строят на небольшом
удалении от берега моря или океана. На побережье с суточной периодичностью дует бриз, что вызвано неравномерным нагреванием
поверхности суши и водоема. Дневной, или морской, бриз движется
с водной поверхности на сушу, а ночной, или береговой, – с остывшего побережья к водоему.
3
Шельфовые ветряные электростанции строят в море – 10–60 км
от берега. Шельфовые ветряные электростанции обладают рядом
преимуществ:
– не занимают места на земле;
– обладают большей эффективностью из-за регулярных морских ветров.
Шельфовые электростанции строят на участках моря с небольшой глубиной. Башни ветрогенераторов устанавливают на фундаменты из свай, забитых на глубину до 30 м. Электроэнергия передается на землю по подводным кабелям.
Шельфовые электростанции дороже в строительстве, чем их
наземные аналоги. Для генераторов требуются более высокие
башни и более массивные фундаменты. Соленая морская вода может приводить к коррозии металлических конструкций.
В конце 2008 г. во всем мире суммарные мощности шельфовых
электростанций составили 1471 МВт. За 2008 г. во всем мире было
построено 357 МВт шельфовых мощностей. Крупнейшей шельфовой станцией является электростанция Миддельгрюнден (Дания)
с установленной мощностью 40 МВт.
Для строительства и обслуживания подобных электростанций
используются самоподъемные суда.
Плавающие: первый прототип плавающей ветряной турбины
построен компанией H Technologies BV в декабре 2007 г. Ветрогенератор мощностью 80 кВт установлен на плавающей платформе
в 10,6 морской мили от берега Южной Италии на участке моря
глубиной 108 м.
Норвежская компания StatoilHydro разработала плавающие ветрогенераторы для морских станций большой глубины.
StatoilHydro построила демонстрационную версию мощностью
2,3 МВт в сентябре 2009 г. Турбина под названием «Hywind» весит 5300 т при высоте 65 м. Располагается она в 10 км от острова
Кармой, неподалеку от юго-западного берега Норвегии.
Стальная башня этого ветрогенератора уходит под воду на глубину 100 м; над водой башня возвышается на 65 м. Диаметр ротора
составляет 82,4 м. Для стабилизации башни ветрогенератора и погружения его на заданную глубину в нижней его части размещен
балласт (гравий и камни). При этом от дрейфа башню удерживают три троса с якорями, закрепленными на дне. Электроэнергия
передается на берег по подводному кабелю.
Все солнечные электростанции (СЭС) подразделяют на несколько типов: башенного типа; тарельчатого типа; использую4
щие фотобатареи; использующие параболические концентраторы; комбинированные; аэростатные.
Электростанции башенного типа основаны на принципе получения водяного пара с использованием солнечной радиации.
В центре станции стоит башня высотой от 18 до 24 м (в зависимости от мощности и некоторых других параметров, высота может
быть больше либо меньше), на вершине которой находится резервуар с водой. Этот резервуар покрашен в черный цвет для поглощения теплового излучения. Также в этой башне находится насосная группа, доставляющая пар на турбогенератор, который находится вне башни. По кругу от башни на некотором расстоянии
располагаются гелиостаты. Гелиостат – зеркало, площадью в несколько квадратных метров, закрепленное на опоре и подключенное к общей системе позиционирования. То есть в зависимости от
положения солнца зеркало будет менять свою ориентацию в пространстве. Основная и самая трудная задача – это позиционирование всех зеркал станции так, чтобы в любой момент времени все
отраженные лучи от них попали на резервуар. В ясную солнечную
погоду температура в резервуаре может достигать 700 °С. Такие
температурные параметры используются на большинстве традиционных тепловых электростанций, поэтому для получения энергии применяются стандартные турбины. Фактически на станциях
такого типа можно получить сравнительно большой КПД (около
20 %) и высокие мощности.
Электростанции тарельчатого типа: данный тип СЭС использует принцип получения электроэнергии, схожий с таковым
у башенных СЭС, но есть отличия в конструкции самой станции.
Станция состоит из отдельных модулей. Модуль состоит из опоры,
на которую крепится ферменная конструкция приемника и отражателя. Приемник находится на некотором удалении от отражателя, и в нем концентрируются отраженные лучи солнца. Отражатель состоит из зеркал в форме тарелок (отсюда название), радиально расположенных на ферме. Диаметры этих зеркал достигают
2 м, а количество зеркал – нескольких десятков (в зависимости от
мощности модуля). Такие станции могут состоять как из одного
модуля (автономные), так и из нескольких десятков (работа параллельно с сетью).
Фотобатареи: СЭС этого типа в настоящее время очень распространены, так как в общем случае СЭС состоит из большого числа
отдельных модулей (фотобатарей) различной мощности и выходных параметров. Данные СЭС широко применяются для энерго5
обеспечения как малых, так и крупных объектов (частные коттеджи, пансионаты, санатории, промышленные здания и т. д.). Устанавливаться фотобатареи могут практически везде, начиная от
кровли и фасада здания и заканчивая специально выделенными
территориями. Установленные мощности тоже колеблются в широком диапазоне, начиная от снабжения отдельных насосов и заканчивая электроснабжением небольшого поселка.
Параболические концентраторы: принцип работы данных
СЭС заключается в нагревании теплоносителя до параметров,
пригодных к использованию в турбогенераторе.
Конструкция СЭС: на ферменной конструкции устанавливается параболическое зеркало большой длины, а в фокусе параболы
помещается трубка, по которой течет теплоноситель (чаще всего
масло). Пройдя весь путь, теплоноситель разогревается и в теплообменных аппаратах отдает теплоту воде, которая превращается
в пар и поступает на турбогенератор.
Двигатель Стирлинга представляют собой СЭС с параболическими концентраторами, у которых в фокусе установлен двигатель Стирлинга. Существуют конструкции двигателей Стирлинга,
которые непосредственно преобразуют колебания поршня в электрическую энергию, без использования кривошипно-шатунного
механизма. Это позволяет достичь высокой эффективности преобразования энергии, которая составляет 31,25 %. В качестве рабочего тела используется водород или гелий.
Комбинированные солнечные электростанции. Часто на солнечных электростанциях различных типов дополнительно устанавливают теплообменные аппараты для получения горячей воды, которая используется как для технических нужд, так и для
горячего водоснабжения и отопления. В этом и состоит суть комбинированных СЭС. Также на одной территории возможна параллельная установка концентраторов и фотобатарей, что тоже считается комбинированной СЭС.
1.2. Основные производители ветрогенераторов
и ветроустановок традиционного исполнения
Значительное внимание разработке и производству ветрогенераторов уделяется в Германии, где созданы и успешно работают
фирмы Siemens, Fuhrlander, Enercon, Nordex, Repower. Крупнейшим производителем ветрогенераторов в Германии является фирма Enercon, основанная в 1984 г. В 2010 г. компания вышла на
6
5-е место в мире по суммарной мощности произведенного за год
оборудования – 2846 МВт. Enercon производит промышленные
ветрогенераторы мощностью от 330 кВт до 2,0 МВт. Характерная
особенность ветрогенераторов Enercon – отсутствие трансмиссии
и кольцевой генератор.
В 1985 г. была создана компания Nordex, которая в настоящее
время производит две платформы ветровых турбин мощностью
1,5 и 2,5 МВт. Также в 2001 г. была основана компания Repower,
выпускающая ветряные турбины. В декабре 2008 г. Repower завершила сборку своей первой турбины мощностью 6,0 МВт.
Одним из крупнейших в мире производителей ветрогенераторов является компания Vestas Wind Systems, которая была основана в 1898 г. в Дании. В 2010 г. компания занимала 1-е место
в мире по суммарной мощности произведенного за год оборудования – 5842 МВт. В июне 2010 г. компания начала разработку
фундаментов для оффшорных ветряных турбин, которые будут
строиться на участках моря глубиной до 70 м.
Компания Gamesa Corporación Tecnológica была основана
в 1976 г. и является крупнейшим поставщиком ветрогенераторов на испанский рынок. В 2010 г. компания вышла на 8-е место
в мире по суммарной мощности произведенного за год оборудования для ветроэнергетики – 2587 МВт. Gamesa производит промышленные ветрогенераторы мощностью от 850 кВт до 2,0 МВт.
В 2009 г. разработана турбина Gamesa G10x мощностью 4,5 МВт.
Ecotecnia – производитель ветрогенераторов в Испании. Диапазон
производимых ветряных турбин – от 640 кВт до 3 МВт.
Одним из крупнейших в мире производителей ветрогенераторов и крупнейшим производителем ветрогенераторов в Азии является фирма Suzlon Energy, которая в 2010 г. вышла на 6-е место
в мире по суммарной мощности произведенного за год оборудования.
В 2010 г. китайская компания Sinovel Wind Co вышла на 2-е
место в мире по суммарной мощности произведенного за год оборудования – 4386 МВт. Sinovel производит турбины для ветрогенераторов мощностью от 1,5 до 6,0 МВт. В 1998 г. в КНР была
создана фирма Goldwind, которая также выпускает ветрогенераторы.
В России производятся ВЭУ компаниями «Сапсан – Энергия»
и «ГРЦ-Вертикаль», в которых используются синхронные генераторы переменного тока с постоянными магнитами мощностью
до 5 МВт.
7
1.3. Ветрогенераторы и ВЭУ традиционного исполнения
Вентильные генераторы ВГ – 5(28)/114-300-02В и 02Г представляют собой трехфазные многополюсные генераторы классической конструкции с возбуждением от постоянных магнитов на
основе Nd-Fe-B. На цилиндрическом роторе облегченной конструкции наклеены в два ряда сегментные полюса. Генераторы отличаются способом крепления. Генераторы исполнения 02В имеют
«уши» для крепления в вертикальном положении, а генераторы
02Г – лапки для установки на станину. Они предназначены для работы в составе ветроэнергетических установок и микроГЭС. Генераторы с исполнением 02В предназначены для вертикально-осевых
ветроколес и гидротурбин, а 02 Г – для горизонтально-осевых.
На рис. 1.1 показан генератор ВГ-5(28)/114-300-02В. Характеристики генераторов ВГ – 5(28)/114-300-02В и 02Г приведены
в табл. 1.1.
Внешние характеристики генераторов ВГ – 5(28)/114-300-02В и
02Г показаны на рис. 1.2; 1.3.
Ветрогенераторы серии ОМ-500-12, ОМ-1000-12, ОМ-1500-12
вертикального исполнения номинальной мощностью 500, 1000,
1500 Вт рассчитаны на эксплуатацию в местах с преобладанием
ветров умеренной силы. Надежная конструкция обеспечивает длительный срок службы.
При работе ВЭУ заряд аккумуляторных батарей начинается
со скорости ветра 1,5 м/с для моделей ОМ-500-12, ОМ-1000-12 и
с 1,7 м/с для модели ОМ-1500-12. ВЭУ, построенные с использованием ветрогенераторов указанных типов (рис. 1.2), наиболее
Рис. 1.1. Генератор ВГ-5(28)/114-300-02В
8
Таблица 1.1
Характеристики генераторов ВГ – 5(28)/114-300-02В и 02Г
Параметр
Номинальная мощность,
кВт
Частота вращения, об./мин
Номинальное выходное напряжение выпрямленное, В
Выходной ток, выпрямленный, А
Число фаз, шт.
Частота выходного напряжения, Гц
Диаметр, мм
Момент страгивания, Н·м
КПД
Масса, кг
Рис. 1.2. ВЭУ ОМ-500-12
Генератор
ВГ–5(28)/114-300-02В ВГ–5(28)/114-300- 02Г
5,0
5,0
300
114
300
114
50
50
3
50
3
50
360
5
0,85
360
5
0,85
100
103
Рис. 1.3. ВЭУ EXMORK 750W
эффективны при низких и умеренных среднегодовых скоростях
ветра, что характерно для большинства наиболее заселенных регионов России. В зимний период ветрогенератор является оптимальным дополнением к системам автономного электроснабжения на
основе солнечных батарей.
Технические характеристики ветрогенераторов ОМ-500-12,
ОМ-1000-12, ОМ-1500-12 приведены в табл. 1.2.
9
Таблица 1.2
Технические характеристики ветрогенераторов
Параметр
Ветрогенератор
ОМ-500 ОМ-1000 ОМ-1500
Рабочий диапазон, м/с
2–45
Скорость ветра при страгивании ротора, м/с
1
1
1,2
Начало заряда АКБ при скорости ветра, м/с
1,5
1,5
1,7
Номинальное напряжение АКБ, В
12
Температурный рабочий диапазон, °C
От –40 до +60
Количество и мощность электрогенераторов,
1×500 1×1000 1×1500
шт.×Вт
Тип привода
Зубчато-ременный
Размещение электрогенератора к ротору
Нижнее
Частота вращения номинальная, об./мин
150
200
300
Мощность номинальная, Вт
500
1000
1500
Скорость ветра при номинальной мощности,
10
м/с
Мощность максимальная, Вт
650
1200
1700
Скорость ветра при максимальной мощности,
12
м/с
Мультипликатор
1 к 2
1 к 3
1 к 3
Высота монтажного стола, м
0,36
0,4
0,4
Тип ветропривода
Ротор
Расположение
Вертикальное
Количество ярусов
1
Количество крыльев на 1 ярус
3
Количество экранов на 1 ярус
3
Материал ротора
Пластик
Высота ротора, м
1,8
1,8
2
Диаметр ротора, м
1,8
2
2,2
Буревая защита
Есть
Контроллер заряда
В комплекте
Вес без мачты, кг
110
130
150
Тип мачты
Секционная
Площадь секции, м
0,6×0,6
Высота секции, м
0,8
Вес секции, кг
25
Допустимое количество секций
До 10
Срок эксплуатации, не менее, лет
>15
10
Окончание табл. 1.2
Ветрогенератор
ОМ-500 ОМ-1000 ОМ-1500
Параметр
Необходимость контроля
Обслуживание
Рекомендуемая емкость АКБ, не менее, А/ч
Рекомендуемая мощность инвертора,
не менее, кВт
Страна-производитель
200
Нет
1 раз в год
300
400
1
1,5
2
Россия
Ветрогенераторы EXMORK 750W (рис. 1.3): ветряные турбины EXMORK изготавливаются из литой стали или из алюминия,
обладают большим запасом прочности и могут работать в самых
жестких погодных условиях, с штормовыми ветрами и морозными
зимами.
В ВЭУ установлен высокоэффективный и компактный генератор, который использует высококачественный постоянный электромагнит Nd-Fe-B. Уникальная конструкция электромагнита позволяет уменьшить как силу трения, так и начальную скорость ветра, необходимую для работы всей установки, до минимума. Основные технические характеристики установки приведены в табл. 1.3.
Таблица 1.3
Технические характеристики установки EXMORK 750W
Параметр
Характеристика
Диаметр ротора, м
Материал и количество лопастей
Номинальная мощность/максимальная мощность, Вт
Номинальная скорость ветра, м/с
Минимальная (начальная) скорость ветра, м/с
Рабочий диапазон скорости
ветра, м/с
Максимальная допустимая
скорость ветра, м/с
Уровень шума, дБ
Рабочее напряжение
Тип генератора
2,7
Усиленный стеклопластик, 3 шт.
750/900
9
2,5
от 3 до 25
45
40
DC 24V
Трехфазный с постоянным электромагнитом
11
Окончание табл. 1.3
Параметр
Метод зарядки
Метод регулировки скорости
Метод остановки
Вес, кг
Высота мачты, м
Рекомендуемая емкость аккумулятора
Предполагаемый срок эксплуатации, лет
Характеристика
Сохранение тока постоянного напряжения
Поворот в горизонтальной плоскости
Автоматический тормоз
65
12
2 аккумулятора, допускающие полный разряд с последующей зарядкой
без потери ресурса 12V/200AH
15
Ветряная турбина работает на заряд группы аккумуляторов.
В том случае, если скорость ветра меньше минимальной, то электроэнергия поступает к потребителю из этих аккумуляторов. При эксплуатации ВЭУ необходимо обеспечивать возможность разряда
аккумуляторов после их полной зарядки, в особенности в том случае, если используются свинцово-кислотные аккумуляторы: если
в процессе эксплуатации, после полной разрядки или же после
получения избыточной перезарядки, вслед за полной разрядкой
аккумуляторы не будут вовремя подзаряжаться, срок их годности
сильно уменьшится. Таким образом, при эксплуатации ВЭУ необходимо регулировать объем потребляемой энергии в зависимости
от наличия и силы ветра, а также в зависимости от того объема
электроэнергии, который может
производить ветряная турбина.
Напряжение поступает от ветрогенератора на трехфазный
выпрямитель и преобразуется
в постоянный ток напряжением
в DC24V, 36V, 48V или 120V. Общий объем напряжения группы
аккумуляторов должен быть равным напряжению постоянного тока ветряного генератора после его
выпрямления.
Ветрогенератор AIR BREEZE
Рис. 1.4. ВЭУ AIR BREEZE
(рис. 1.4) используется для не12
Таблица 1.4
Технические характеристики ветрогенератора AIR BREEZE
Параметр
Потенциальная выработка
Ометаемая площадь, м2
Диаметр ротора, м
Вес, кг
Транспортировочные данные
Скорость страгивания
Вольтаж
Регулятор напряжения
Корпус
Лопасти
Генератор
Контроль превышения скорости
Максимальная скорость ветра,
м/с
Крепление
Характеристика
38 кВт/ч в месяц при 6,0 м/с
1,07
1,17
5,9
686×318×229 мм (7,7 кг)
2,2 м/с
12, 24 и 48 VDC
Контроллер микропроцессорный
интеллектуальный
Литой алюминий с защитным покрытием от коррозии
3 шт. из карбонно-волоконный
композита
Бесщеточный на постоянных
магнитах
Электронный контроль вращения
с замедлением
49,2
Для трубы 48–50 мм
больших потребителей в прибрежных районах, оффшорных платформах: катера, доки и другие места установки вблизи моря. AIR
BREEZE является идеальной ветровой турбиной для создания гибридных систем с солнечными панелями, чтобы компенсировать
эти потери в зимний период (понижение солнечной освещенности).
AIR BREEZE обладает повышенной надежностью, малым шумом,
имеет небольшую массу, устойчив к коррозии, просто и легко устанавливается. В табл. 1.4 приведены технические характеристики
ветрогенератора AIR BREEZE.
Ветрогенераторы компании Enercon. Конструкция генератора показана на рис. 1.5. Он представляет собой кольцевой низкооборотный синхронный генератор с прямым приводом на лопастную втулку, подключается к сети через преобразователь частоты.
Статорная обмотка выполняется из медных проводников круглого
сечения, однослойной, короткозамкнутой. Производитель гарантирует повышенный ресурс работы, что объясняется небольшим
13
Рис. 1.5. Конструкция
генераторов Enercon
количеством подвижных частей,
используется два подшипниковых
блока. На рис. 1.6–1.8 показаны
элементы конструкции кольцевого генератора. Полые лопасти
ветрогенератора выполняются из
стекловолокна. Диаметр ветроколеса составляет 33,4 м при мощности генератора 330 кВт; при
мощностях 800 кВт – 48 м и 2000
кВт – 82 м соответственно.
Конструкция гондолы генератора Enercon мощностью 850 кВт
показана на рис. 1.9, конструкция
гондолы генератора Enercon мощ-
ностью 7 МВт – на рис. 1.10.
Ветрогенераторы компании Vestas. Для ВЭУ мощностью
850 кВт используется четырехполюсный асинхронный генератор
с фазным ротором, рабочие частоты – 50/60 Гц, напряжение –
690 В. Для ВЭУ мощностью 3 МВт применяется генератор на постоянных магнитах.
Для охлаждения генератора мощностью 3 МВт применяется система, использующая энергию ветра, в которой отсутствуют
Рис. 1.6. Ротор кольцевого генератора
14
Рис. 1.7. Статор кольцевого генератора
Рис. 1.8. Обмотка ротора кольцевого генератора
15
6
4
1
3
5
2
Рис. 1.9. Конструкция гондолы генератора мощностью 850 кВт:
1 – несущий элемент; 2 – курсовой привод; 3 – кольцевой генератор;
4 – крепление лопасти; 5 – втулка ротора; 6 – лопасть ротора
а
б
6
4
5
3
1
2
Рис. 1.10. Гондола генератора Enercon мощностью 7 МВт:
а – конструкция; б – внешний вид
подвижные части. На рис. 1.11; 1.12 показаны гондолы четырехполюсного асинхронного генератора мощностью 850 кВт и 3 МВт
с фазным ротором соответственно.
ВЭУ оснащается системой автоматического управления, которая синхронизирует частоту напряжения генератора с сетью и
управляет турбиной в экстренных ситуациях.
16
Рис. 1.11. Гондола генератора мощностью 850 кВт
Рис. 1.12. Гондола генератора мощностью 3 МВт
Ветрогенераторы компании Siemens. Для ВЭУ мощностью
850 кВт (рис. 1.13, а) применяется защищенный асинхронный генератор с ротором – беличьей клеткой, не требующий втулок скольжения, с внутренним воздушным охлаждением, номинальное напряжение которого – 690 В. Для ВЭУ мощностью 3 МВт (рис. 1.13,
б) – генератор на постоянных магнитах с внешним ротором.
В ВЭУ мощностью 850 кВт используется трехступенчатая планетарная передача, для ВЭУ мощностью 3 МВт – прямой привод
генератора на лопастную втулку, а для ВЭУ мощностью 3,6 МВт –
трехступенчатая планетарная/косозубая цилиндрическая (необходимый объем масла – 750 л).
Ветрогенераторы компании Repower. Для ВЭУ мощностью
1,8 МВт (рис. 1.14) применяется асинхронный генератор двойного
питания, четырехполюсный с номинальным напряжением 690 В,
17
а
4
1
5
2
6
3
б
2
3
4
8 9 10
11
12
13
14 15 16
5
1
7
6 7
12 13 14
8
9 10
11
15 16
Рис. 1.13. Генераторы Siemens: а – на 850 кВт; б – на 3,6 МВт
(1 – обтекатель; 2 – лопасть; 3 – подшипник механизма поворота
лопасти; 4 – роторная втулка; 5 – главный подшипник; 6 – главный
вал; 7 – коробка передач; 8 – сервисный кран; 9 – тормозной диск;
10 – муфта; 11 – генератор; 12 – механизм курсовой ориентации;
13 – башня; 14 – курсовое колесо; 15 – вентилятор генератора;
16 – корпус)
мощностью 2 МВт для сетей 50 Гц и шестиполюсный с номинальным напряжением 595 В, мощностью 1,8 МВт для сетей на 60 Гц.
Число оборотов – 900–1800 об./мин.
Для ВЭУ мощностью 3,2 МВт (рис. 1.15) применяется асинхронный генератор двойного питания, напряжение на статоре – 950 В,
номинальные напряжения – 10/20/30 кВ, номинальная мощность – 3,170 кВ. Число оборотов – 600–1200 об./мин.
18
Рис. 1.14. Генератор Repower
установки ММ100 на 1,8 МВт
Рис. 1.15. Генератор установки
Repower 3,2M114, на 3,2 МВт
Ветрогенераторы Repower имеют оптимальный диапазон регулирования скорости, обладают низкими потерями на преобразование и обеспечивают высокую эффективность всей установки, поскольку мощность преобразователя составляет до 20 % от общей
мощности. Генераторы имеют воздушное охлаждение, обеспечивающее оптимальную температуру генератора даже при повышении
температуры окружающей среды.
В ВЭУ мощностью 1,8 МВ используется комбинированная планетарная передача с передаточным числом 129,6, а для ВЭУ мощностью 3,2 МВт – трехступенчатая планетарная с передаточным
числом 99,5. Внешний вид передаточных механизмов установок
Repower ММ100 и Repower 3.2M114 показан на рис. 1.16; 1.17.
Рис. 1.16. Передаточный
механизм установки
Repower ММ100
Рис. 1.17. Передаточный
механизм установки
Repower 3,2M114
19
Ветрогенераторы компании Windside. ВЭУ оснащаются ротором Савониуса (рис. 1.18–1.20).
В табл. 1.5 приведены характеристики ветрогенераторов компании Windside; в табл. 1.6 показана зависимость мощности ВЭУ
а
б
1500
1000
300
min. 170
а
б
500
580
80
4760
4680
4000
1020
50~100
Рис. 1.18. ВЭУ WS-0,30С:
а – внешний вид; б – кинематическая схема
600
Рис. 1.19. ВЭУ WS-4A:
а – внешний вид; б – кинематическая схема
20
а
Ø334,00 мм
850,000 мм
б
Рис. 1.20. ВЭУ WS-0,15C/B:
а – внешний вид; б – кинематическая схема
Таблица 1.5
Характеристики ветрогенераторов компании Windside
Параметр
Номинальная мощность, В⋅А
Рекомендуется мачта
Начальная скорость ветра, м/с
Номинальная скорость ветра, м/с Cкорость отключения ротора
Рабочая площадь, м2
Вес лопасти, кг
Полный вес турбины, кг
Контроль скорости ротора
Контроль превышения скорости
Конструкция генератора, В
Параметры генератора
Редуктор
Главная тормозная система
Инвертор
Уровень шума, дБ
Ветрогенератор
WS-0,15C/B WS-0,30C
WS-4A
9A/12
Дерево/металл
3,8
2,8
20
15
20A/12
Металл
1,9
18
Не установлена
0,30
4
2
40
36
100
Не требуется
Не требуется
С постоянными магнитами
1-400/12, 24, 48 В
Не имеет
Электронная
Windside WGU-22 Windside WGC-10
0
0,15
1
30
21
Таблица 1.6
Зависимость мощности ВЭУ от скорости ветра
Модель ВЭУ
Скорость
ветра, м/с
WS-0,15
WS-0,30C
WS-2
WS-4
WS-30
WS-75
20
150
375
Мощность, Вт
3
1
2
10
4
2
4
20
40
300
750
5
3
7
35
70
527
1312
6
5
10
50
100
750
1875
7
7
15
75
150
1125
2812
8
10
21
105
210
1575
3937
9
15
30
150
300
2250
5625
10
20
40
200
400
3000
7500
11
22
55
275
550
4125
10 312
12
35
70
350
700
5250
13 125
13
45
90
450
900
6750
16 875
14
60
120
600
1200
9000
22 500
Таблица 1.7
Ежегодное производство мощности различных моделей
Модель ВЭУ
Средняя
скорость
ветра, м/с
WS-0,15
3
8
WS-0,30C
WS-2
WS-4
WS-30
WS-75
1290
3225
Мощность, кВт·ч/год
17
86
172
5
25
60
301
602
4532
11 283
7,5
60
120
800
1700
12 000
32 000
10
129
258
1720
3440
25 800
64 500
от скорости ветра; в табл. 1.7 – оцененное ежегодное производство
мощности различных моделей.
Ветрогенераторы компании Wind Turbine. ВЭУ компании Wind
Turbine (рис. 1.21, 1.22) охватывают мощностной ряд от 0,5 до
5 кВт и обеспечивают напряжение на выходе 24 В. На рис. 1.23–
1.27 показаны графические зависимости мощности ВЭУ от скорости ветра. Технические характеристики ветрогенераторов Wind
Turbine приведены в табл. 1.8.
22
Рис. 1.21. Внешний вид ВЭУ
500W-24V WIND TURBINE
Рис. 1.22. Внешний вид ВЭУ
3KW-24V WIND TURBINE
Мощность, Вт
800
700
600
500
400
300
200
100
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11 12 13 14 15 16 17
Скорость ветра, м/с
Рис. 1.23. Зависимость мощности ВЭУ 500W-24V
от скорости ветра
Мощность, Вт
1600
1400
1200
1000
800
600
400
200
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13 14 15 16
Скорость ветра, м/с
Рис. 1.24. Зависимость мощности ВЭУ 1KW-24V
от скорости ветра
23
Мощность, Вт
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13 14 15 16
Скорость ветра, м/с
Рис. 1.25. Зависимость мощности ВЭУ 2KW-24V
от скорости ветра
Мощность, Вт
4000
3500
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13 14 15 16
Скорость ветра, м/с
Рис. 1.26. Зависимость мощности ВЭУ 3KW-24V
от скорости ветра
Мощность, Вт
4000
3500
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13 14 15 16
Скорость ветра, м/с
Рис. 1.27. Зависимость мощности ВЭУ 5KW-24V
от скорости ветра
24
25
500W-24V
1KW-24V
Модель ВЭУ
2KW-24V
3KW-24V
5KW-48V
Диаметр ветроколеса, м
2,5
2,8
3,8
4,0
5,5
Материал ветроколеса
Армированное стекловолокно
Номинальная
мощность/ 500/700
1000/1500
2000/2800
3000/4200
5000/8500
максимальная мощность, Вт
Номинальная скорость ве8
10
тра, м/с
Стартовая скорость ветра,
2,5
м/с
Рабочая скорость ветра, м/с
3~25
Критическая скорость ветра, 45
м/с
Номинальная скорость вра450
380
380
300
260
щения, об./мин
Рабочее напряжение, В
24, постоянное
48, постоянное
Тип генератора
Трехфазный на постоянных магнитах
Метод заряда
Постоянным напряжением
Метод регулировки скорости
Автоматический тормоз
Вес, кг
46
70
88
327
357
Высота мачты, м
6
9
9
12
12
Рекомендуемые аккумуля- 12В/200АЧ, 12В/200АЧ,
12В/200АЧ, 12В/200АЧ, 8 или 12В/200АЧ, 12
торы
2 батареи
4 батареи
4 или 8 батарей
12 батарей
или 16 батарей
Рекомендуемый преобразоМАПМАП-LCD 24В, не МАП-LCD 48В, не МАП-LCD 48В,
ватель
LCD 24В,
менее 3 или 8,8
менее 8,8 или
не менее 12 кВт
не менее
кВт соответствен- 12,0 кВт соответ3 кВт
но
ственно
Срок эксплуатации, лет
15
Показатель
Характеристики ветрогенераторов компании Wind Turbine
Таблица 1.8
Рис. 1.28. Внешний вид ВЭУ
«Сапсан – 1000»
Рис. 1.29. Внешний вид ВЭУ
«Сапсан – 5000»
Таблица 1.9
Технические характеристики ВЭУ «Сапсан»
Показатель
Номинальная мощность, Вт
Максимальная мощность, Вт
Выработка при среднегодовой
скорости ветра, кВт·ч/месяц
Диапозон рабочих скоростей
ветра, м/с
Тип генератора
Номинальная мощность, Вт
Максимальное число оборотов
в минуту
Рабочее напряжение, В
Материал лопастей
Радиус лопастей, м
Количество лопастей
Скорость страгивания, м/с
Вес, кг
26
Сапсан – 1000
Сапсан – 5000
1000 при скоро5000 при скорости ветра 8 м/с
сти ветра 12 м/с
2000 при скоро6000 при скорости ветра 10 м/с сти ветра 13,5 м/с
100–750
750–3600
3–55
На постоянных магнитах (макс.
температура нагрева – 180 °С)
1000
5000
(макс. – 2000)
(макс. – 6000 )
450
48–56
Стеклопластик
1,5
2,5
3
2,5
100
3
200
Ветрогенераторы компании «Сапсан – Энергия». ВЭУ «Сапсан – 1000» и «Сапсан – 5000» показаны на рис. 1.28; 1.29 и имеют
технические характеристики, приведенные в табл. 1.9. В данных
ВЭУ применяются генераторы на постоянных магнитах.
1.4. Типовая структура ВЭУ
Типовая структура ВЭУ показана на рис. 1.30. Ротор вертикально-осевой ветроэнергетической установки представляет собой
сложное устройство, включающее ступицу, на которой расположен
генератор и стояночный тормоз, горизонтальные траверсы с аэродинамическими тормозами, лопасти и кольца.
В ветроустановках «ГРЦ-Вертикаль» горизонтальные траверсы, кроме несущей конструкции ротора, играют роль аэродинами-
1
2
3
4
5
9
–48 В
~220 В
–48 В
8
6
7
Рис. 1.30. Вертикально-осевая ВЭУ и ее подключение в сеть:
1 – ротор с лопастями; 2 – генератор; 3 – аэродинамический тормоз;
4 – ступица; 5 – ферма или мачта; 6 – регулятор; 7 – АКБ;
8 – потребитель; 9 – инвертор
27
ческих тормозов, или «рулей»
(рис. 1.31), стабилизирующих скорость вращения ротора на определенных оборотах
за счет поворота вокруг траверсы элементов, выполненных
в виде лопастей. Это привоРис. 1.31. Аэродинамический
дит к торможению ротора. Потормоз
скольку угол поворота элементов зависит от скорости вращения ротора, аэродинамические рули поддерживают постоянную
частоту вращения ротора начиная со скорости ветра 10,4 м/с.
Различные модификации ветроустановок имеют разное количество траверс (2–6 шт.). На траверсах расположены от 2 до 6 лопастей. Ряд моделей имеют несущее кольцо.
Молниеотвод (или громоотвод) служит для отведения тока в случае удара молнией ветроэнергетической установки. Молниеотвод
представляет собой металлический прут или трубу переменного сечения, возвышающийся над самой высокой точкой ВЭУ на 0,5–1 м.
Система отведения разряда в ВЭУ сконструирована таким образом, что разряд молнии при попадании в ВЭУ проходит через молниеотвод, соединенный с неподвижной мачтой, и через перемычки,
расположенные на мачте, уходит в землю через пластину или иное
заземление, находящееся под ВЭУ.
В автономных ветроэнергетических установках используется
синхронный генератор переменного тока с постоянными магнитами. На рис. 1.32; 1.33 показаны ротор и статор синхронного генератора переменного тока с постоянными магнитами. На рис. 1.34
показана сборка синхронного генератора переменного тока с постоянными магнитами.
Рис. 1.32. Ротор
28
Рис. 1.33. Статор
Рис. 1.34. Сборка синхронного генератора переменного тока
с постоянными магнитами
Такое решение является относительно дорогим за счет стоимости постоянных магнитов и сложного электронного регулятора.
Иные решения, например, применение дополнительной управляющей обмотки с целью создания комбинированного возбуждения, приводят к удорожанию установки в отношении увеличения
массы генератора, хотя и серьезно снижают стоимость электронного регулирования (как это сделано в автомобильном генераторе).
«ГРЦ-Вертикаль» использует синхронные генераторы переменного тока с постоянными магнитами.
В малых ветроустановках, до 10 кВт, генератор находится в ступице ротора ветроустановки, т. е. в верхнем положении (рис. 1.35).
1
2
Рис. 1.35. Общий вид типовой ветроустановки малой мощности:
1 – генератор; 2 – ступица
29
В средних и крупных ветроустановках, более 30 кВт, генератор
находится на поверхности земли, что облегчает установку и обслуживание и снижает эксплуатационные затраты.
В сетевых ветроустановках используются, как правило, синхронизированные асинхронные генераторы, которые самосинхронизируются с сетью за счет потребления реактивной энергии и отдают
в сеть активную энергию. При этом для самосинхронизации мощность сети должна быть неизмеримо больше мощности генератора.
Для таких генераторов также необходим электронный регулятор.
Регулятор служит для преобразования напряжения генератора,
переменного по фазе, частоте и амплитуде в напряжение постоянного тока 24, 48, 96 В и т. д. в зависимости от модификации ВЭУ.
На рис. 1.36 показана схема подключения регулятора в сеть.
Существуют как простые, так и программируемые регуляторы.
Простой регулятор отбирает столько мощности у генератора ВЭУ,
сколько «запросил» потребитель. В этом случае, при превышении
потребления над генерацией, ротор отдаст потребителю кинетическую энергию в виде преобразованной электроэнергии и остановится даже при наличии ветра. Обычно такой регулятор основан на сопряжении выходных напряжений генератора и демпфирующих
аккумуляторных батарей.
Программируемый регулятор отслеживает характеристику
мощности и не позволяет потребителю взять больше энергии, чем
Инвертор
–48 В
Генератор
Рис. 1.36. Схема подключения регулятора:
1 – инвертор; 2 – регулятор
30
Cр
Предел Бетца 0,593
0.6
1
0.5
6
0.4
0.3
3
4
0.2
5
0.1
2
0
λ
1
2
3
4
5
6
7
8
Рис. 1.37. Зависимость коэффициента использования энергии ветра от
быстроходности ВЭУ: 1 – идеальное ветроколесо; 2 – ротор Савониуса;
3 – тихоходное многоосное ветроколесо; 4 – гелиокоидный ротор;
5 – ротор Даррье; 6 – быстроходные малолопастные ветроколеса
при текущем ветре выдает генератор ВЭУ. Такой регулятор является достаточно сложным электронным устройством, учитывающим
многие параметры ВЭУ и окружающей среды.
Энергоэффективность ВЭУ во многом определяется конструкцией ротора, что, в свою очередь, определяет быстроходность ВЭУ
и используемого в ней генератора (рис. 1.37).
Поэтому для оптимизации конструкции ВЭУ и применяемого
генератора целесообразно учитывать скорость ветра в месте предполагаемого использования ВЭУ, что позволит существенно повысить ее энергоэффективность и оптимизировать массо-габаритные
показатели.
1.5. Сравнительная оценка ВЭУ с вертикальным
и горизонтальным расположением вала генератора
В настоящее время в мировом эксплуатируемом парке ВЭУ горизонтально-осевые, или так называемые пропеллерные, установки составляют более 90 %, а их серийным выпуском занимаются
31
более 100 фирм. Отставание в освоении вертикально-осевых ВЭУ
вызвано несколькими причинами. Вертикально-осевые ВЭУ были изобретены позже горизонтально-осевых пропеллерных (ротор
Савониуса – в 1929 г., ротор Дарье – в 1931 г., ротор Масгроува –
в 1975 г.). На рис. 1.38–1.42 показаны применяемые в настоящее
время роторы ВЭУ.
Рис. 1.38. ВЭУ с ротором Дарье
Рис. 1.39. ВЭУ с геликоидным ротором
32
Ротор
Направляющий
аппарат
Рис. 1.40. ВЭУ с многолопастным ротором с направляющим аппаратом
Кроме этого, до недавнего времени главным недостатком вертикально-осевых ВЭУ ошибочно считалось то, что для них невозможно получить отношение максимальной линейной скорости рабочих
органов (лопастей) к скорости ветра больше единицы (для горизонтально-осевых пропеллерных ВЭУ это отношение достигает более
5:1).
Эта предпосылка, верная только для тихоходных роторов типа
ротора Савониуса, использующих различные сопротивления лопа33
Рис. 1.41. ВЭУ с ротором Савониуса
Рис. 1.42. Ортогональные вертикально-осевые ВЭУ
34
стей при их движении по ветру и против ветра, привела к неправильным теоретическим выводам о том, что предельный коэффициент использования энергии ветра у вертикально-осевых ВЭУ ниже, чем у горизонтально-осевых пропеллерных, из-за чего этот тип
ВЭУ почти 40 лет вообще не разрабатывался. И только в 60–70-х
годах сначала канадскими, а затем американскими и английскими
специалистами было экспериментально доказано, что эти выводы
неприменимы к роторам Дарье, использующим подъемную силу
лопастей. Для этих роторов указанное максимальное отношение
линейной скорости рабочих органов к скорости ветра достигает 6:1
и выше, а коэффициент использования энергии ветра не ниже, чем
у горизонтально-осевых пропеллерных ВЭУ.
Играет определенную роль и то обстоятельство, что объем теоретических исследований принципиально новых вопросов аэродинамики ротора и опыт разработки, отработки и эксплуатации вертикально-осевых ВЭУ гораздо меньше, чем горизонтально-осевых
пропеллерных. Вертикально-осевые ВЭУ стали интенсивно осваивать с начала 80-х годов, причем диапазон их мощностей непрерывно расширяется. Сегодня практически все страны эксплуатируют
вертикально-осевые ВЭУ с ротором Дарье, причем в Канаде, США,
Нидерландах предпочтение отдается классической схеме с криволинейными лопастями, а в Великобритании и Румынии в качестве
основной схемы приняты роторы с прямыми лопастями, параллельными оси вращения. Наибольших успехов добилась фирма
VAWT (Великобритания). С 1986 г. на о. Сардиния была испытана
ВЭУ этой фирмы с ротором диаметром 14 м и мощностью 40 кВт.
В том же году была введена в промышленную эксплуатацию ВЭУ
VAWT-450 с ротором диаметром 25 м мощностью 130 кВт.
Встречающиеся в литературе сопоставления ВЭУ вертикальноосевой и горизонтально-осевой пропеллерной схем обычно ограничиваются упоминанием о предпочтительности вертикально-осевых
ВЭУ в связи с их основной особенностью – нечувствительностью
к направлению ветра и, следовательно, возможностью значительного упрощения конструкции установки. Более того, прогнозируется наибольшее применение вертикально-осевых ВЭУ в развивающихся странах, не владеющих современными технологиями.
В обоснование такого прогноза выдвигается именно конструктивная простота вертикально-осевых установок, не требующих поворотных устройств и систем.
Однако опыт проектирования и эксплуатации ветрогенераторов
(ветроэлектрических или ветроэнергетических установок) показы35
вает, что отсутствие поворотных устройств и систем – не единственный оценочный параметр для сравнения их с горизонтально-осевыми пропеллерными. Вертикально-осевые и горизонтально-осевые
ВЭУ – принципиально разные решения, многие характеристики
этих установок не повторяются.
Поэтому, кроме независимости работы вертикально-осевых ВЭУ
от направления ветра как явно положительной характеристики,
обуславливающей многие другие достоинства, существует целый
ряд других их принципиальных особенностей и конструктивных
решений, которые можно рассматривать как не менее важные.
Ниже приведены некоторые сопоставительные оценки вертикально-осевой и горизонтально-осевой пропеллерной схем по разным параметрам на примере пропеллерной установки в традиционном исполнении и вертикально-осевой типа Дарье с прямыми
лопастями.
Зависимость эффективности ВЭУ от направления ветра.
Наибольшая эффективность горизонтальных пропеллерных ВЭУ
достигается только при условии обеспечения постоянной коллинеарности оси ветроколеса и направления ветра. Необходимость ориентации на ветер требует наличия в конструкции ВЭУ механизмов
и систем ориентации на ветер для непрерывного слежения за ветровой обстановкой, поиска направления с максимальным ветровым
потенциалом, поворота ветроколеса в этом направлении и его удержания в таком положении. Наличие в конструкции ВЭУ системы
ориентации на ветер само по себе усложняет ветроагрегат и снижает его надежность (по данным опыта эксплуатации зарубежных
ВЭУ этого типа, до 13 % общего количества отказов приходится на
системы ориентации).
Кроме того, практически невозможно эффективно ориентировать ветроколесо при изменении направления ветра из-за запаздывания действия механизмов ориентации. Для ветроустановок средней и большой мощности с диаметром ветроколеса более 30–40 м
эффективность его ориентации на ветер снижается вследствие некомпланарности и различия в скоростях ветрового потока по длине
размаха лопастей, что приводит к невозможности установки ветроколеса в оптимальное направление ориентации. Из-за этого снижаются выработка электроэнергии (вследствие уменьшения используемой энергии ветрового потока) и экономическая эффективность
ветроустановки.
К конструктивным недостаткам можно отнести то, что система
ориентации разрывает жесткую связь между гондолой (корпусом
36
ветроагрегата) и опорной башней горизонтально-осевой пропеллерной ВЭУ, чем обуславливаются появление автоколебаний и различие в частотных характеристиках подвижной и неподвижной
частей конструкции. Это, в конечном счете, снижает надежность и
увеличивает амортизационные затраты.
Эффективность работы вертикально-осевых ВЭУ принципиально
не зависит от направления ветра, в связи с чем отпадает необходимость в механизмах и системах ориентации на ветер. Неравенство
характеристик ветрового потока по высоте приводит лишь к некоторому выравниванию моментов поворота, снимаемых с лопастей.
Коэффициент использования энергии ветра. Теоретически доказано, что коэффициент использования энергии ветра идеального
ветроколеса горизонтальных, пропеллерных и вертикально-осевых
установок равен 0,593. Это объясняется тем, что роторы ВЭУ обоих типов используют один и тот же эффект подъемной силы, возникающий
при обтекании ветровым потоком профилированной лопасти. К настоящему времени достигнутый на горизонтальных пропеллерных
ВЭУ коэффициент использования энергии ветра составляет 0,4. На
данный момент этот коэффициент у ветрогенераторов (ветроустановок) составляет 0,38. Проведенные экспериментальные исследования
российских вертикально-осевых установок показали, что достижение
значения 0,4–0,45 – вполне реальная задача. Таким образом, можно
отметить, что коэффициенты использования энергии ветра горизонтально-осевых пропеллерных и вертикально-осевых ВЭУ близки.
Рациональность силовой схемы ВЭУ. Инерционные нагрузки
на лопасть горизонтально-осевой пропеллерной ВЭУ направлены
вдоль лопасти, т. е. наиболее выгодным образом. Ступица колеса и
элементы опорно-подшипникового узла компактны и малогабаритны. Инерционные нагрузки на лопасть вертикально-осевой ВЭУ
направлены поперек лопасти, вдоль траверсы. Ступица и опорноподшипниковый узел имеют большие габариты. Таким образом,
ветротурбина (ветро-ротор) вертикально-осевой ВЭУ в меньшей
степени удовлетворяет требованию рациональности силовой схемы, чем ветротурбина горизонтально-осевой пропеллерной. Как
результат, ветротурбина с вертикально-осевой ВЭУ оказывается
тяжелее горизонтально-осевой пропеллерной.
Между тем при переходе к ВЭУ мегаваттных мощностей необходимо учитывать, что характер распределения нагрузки существенно изменяется. Во-первых, аэродинамические нагрузки на лопасть
горизонтально-осевой ВЭУ в верхнем в нижнем положении неодинаковы из-за разницы скоростей ветра по длине размаха лопастей.
37
Лопасть работает с разной быстроходностью и передает ступице
пульсирующий крутящий момент. Во-вторых, возрастает значение
сил гравитации. Пульсирующие аэродинамические и гравитационные нагрузки существенно снижают виброживучесть лопасти, ступицы и опорно-трансмиссионной системы. Возрастают также силы
Кориолиса при поворотах турбины на ветер.
Поворот лопастей горизонтально-осевой пропеллерной ВЭУ отработан и используется не только как средство торможения ветроколеса (наряду с обычным фрикционным), но, главным образом,
как средство поиска оптимального угла установки лопасти для
удержания ветроколеса на предельно возможном числе оборотов во
избежание перехода его «в разнос».
Применение системы поворота лопастей значительно усложняет конструкцию ВЭУ, так как при этом нужны и система непрерывного слежения за числом оборотов, и поворотные устройства с приводами для каждой лопасти, и система автоматического управления углами поворота лопастей. С точки зрения предотвращения
опасности выхода на аварийный режим вращения ветроколеса,
поворотные системы и устройства для горизонтально-осевых пропеллерных ВЭУ совершенно необходимы.
Поворот лопастей вертикально-осевой турбины был бы весьма
эффективен не только для торможения, но и для поддержания оптимального угла атаки при всех положениях лопасти на окружности вращения. Установки с таким принципом работы в настоящее
время применения не находят по следующим причинам: массивная
лопасть за время одного оборота вокруг оси вращения должна сделать несколько качаний, сориентированных на направление ветра.
Кроме того, следует помнить о сложности создания самих систем
и устройств для таких поворотов. Установка становится зависимой от направления ветра, а ее конструкция будет значительно усложнена. Однако главным соображением остается тот факт, что и
без поворота лопастей эффективность вертикально-осевой ВЭУ находится на уровне эффективности горизонтально-осевой пропеллерной.
Омываемая поверхность горизонтальных пропеллерных ВЭУ
определяется площадью круга, образуемого вращающимися концами лопастей. Для вертикально-осевой ВЭУ эта поверхность определяется как площадь прямоугольника со сторонами, равными
длине лопасти и диаметру ветротурбины (ветро-ротора). Таким образом, омываемая поверхность вертикально-осевой ВЭУ образуется более выгодным образом, так как прямоугольная поверхность
38
может изменяться за счет не только изменения длины лопастей, но
и диаметра их вращения, что расширяет тактические возможности
варьирования параметрами ветротурбины при ее проектировании
и отработке.
Энергия, снимаемая с единицы длины лопасти горизонтальноосевой пропеллерной ВЭУ, несмотря на кручение лопасти, сильно
изменяется от комля к концу лопасти, главным образом вследствие
увеличения быстроходности (от 0 в районе комля лопасти до максимального значения на конце лопасти).
Если говорить о вертикально-осевой ВЭУ, то значение снимаемой энергии незначительно изменяется по длине лопасти, причем
это изменение зависит только от изменения качества энергии ветрового потока – наличия порывов ветра, непостоянства скорости
ветра по высоте. В крупных установках угол атаки может регулироваться в зависимости от режима работы. При трогании угол атаки должен быть больше, а по мере увеличения угловой скорости
уменьшаться. Такая система серьезно повышает эффективность,
хотя и ведет к соответствующему удорожанию.
Степень быстроходности. Среди горизонтально-осевых пропеллерных ВЭУ наибольшее распространение получили быстроходные
(до 5–7 модулей) установки с числом лопастей менее четырех. Они
обеспечивают наивысший коэффициент использования энергии
ветра, т. е. наиболее эффективны. Высокая степень быстроходности предполагает использование значительно усложняющих конструкцию ВЭУ специальных устройств и систем для ограничения
угловой скорости вращения в определенных жестких пределах и
предотвращения разноса ветроколеса и трансмиссии. Постоянство
довольно высокой рабочей скорости вращения обуславливает упрощение трансмиссионных связей ветроколеса с генератором и достаточно высокое качество электроэнергии без усложнения преобразующих электрических схем.
В то же время постоянство рабочей скорости вращения, ограниченной прочностью лопастей на инерционную нагрузку, означает ограничение рабочих скоростей ветра (обычно в пределах
12–15 м/с) и работу ветроустановки в оптимальном режиме только
при определенном ветре, что, естественно, несколько снижает эффективность установки.
Для горизонтально-осевых пропеллерных ВЭУ с турбинами
больших диаметров возрастает влияние некомпланарности скорости ветра по высоте и воздействия гравитационных сил, вызывающих пульсирующие нагрузки в материале лопасти, в опорных
39
устройствах трансмиссий и в самих трансмиссиях. Эти влияния и
воздействия тем ощутимее, чем выше быстроходность, предопределяющая повышенное внимание к динамической устойчивости
работы всех вращающихся элементов, повышенные требования
к прочности конструкции и точности ее изготовления, к качеству
сборки, смазке и балансировке вращающихся деталей и узлов.
С этой точки зрения трудно переоценить вертикально-осевую
схему, принципиально обеспечивающую ВЭУ тихоходную работу.
Во всех известных экспериментах, в том числе и в тех, которые были направлены на поиск средств достижения максимально возможного коэффициента использования энергии ветра, быстроходность
не превышала 2,5–2,8 модуля. Значение этого обстоятельства станет особенно понятным, если учесть, что все энергетические характеристики (в том числе и коэффициент использования энергии
ветра) вертикально-осевых ВЭУ остаются на уровне аналогичных
характеристик горизонтально-осевых пропеллерных ВЭУ. Снижение быстроходности (в 2–3 раза) – это существенное улучшение условий эксплуатации механизмов благодаря снижению уровня динамичности, упрощению требований к опорно-трансмиссионным
элементам, исключению необходимости в механизмах и системах,
обеспечивающих постоянство скорости вращения. Снижение быстроходности позволяет работать с оптимальным коэффициентом
использования энергии ветра при всех значениях скорости ветра, входящих в рабочий диапазон, т. е. повысить эффективность
ВЭУ при довольно простой конструктивной схеме лопасти. Рабочий диапазон скоростей ветра на тихоходных ВЭУ расширяется
до 20–25 м/с. Однако при всем этом необходимо иметь в виду, что
при тихоходности повышаются крутящие моменты, что приводит
к увеличению материалоемкости лопастей ветротурбины в целом
за счет длинных траверс, габаритной ступицы и массивных трансмиссий. Необходимо также учитывать, что переменность частоты
вращения ветротурбины предполагает введение в электрическую
схему преобразователей в целях повышения качества вырабатываемой электроэнергии и согласования ее качества с качеством сетевой энергии.
Принципиально вертикально-осевая ВЭУ с прямыми лопастями может быть быстроходной, ограничением является прочность
лопастей па поперечные инерционные нагрузки и вибронагрузки.
Тенденция разработки все более и более прочных, легких и дешевых композиционных материалов открывает перспективы создания быстроходных прямолопастных ветродвигателей типа Дарье.
40
Размещение генератора и мультипликатора. Бесспорно,
большим преимуществом вертикально-осевых ВЭУ является возможность размещения генератора и мультипликатора на фундаменте установки, исключения угловой передачи крутящего
момента. Это позволяет отказаться от мощной, вероятнее всего,
многопоточной угловой передачи крутящего момента, упростив
требования к «монтажепригодности» оборудования (исключить
ограничения по габариту и массе) и к условиям эксплуатации
(отсутствие толчков и вибраций). При размещении оборудования
на фундаменте существенно улучшаются условия его монтажа и
эксплуатации, упрощается передача вырабатываемой электроэнергии.
В горизонтально-осевых пропеллерных ВЭУ избегают вводить
угловую передачу и размещают оборудование во вращающейся гондоле. При этом неизбежны сложности в связи с повышением требований к «монтажепригодности» оборудования, условиям его эксплуатации, а также при организации подъема оборудования и его
эксплуатации в верхнем положении. Немало трудностей вызывает
и передача электроэнергии от вращающегося вместе с гондолой генератора. Для того чтобы избежать скручивания силового кабеля,
необходимо ограничивать поворот гондолы, вводить коллекторную
передачу, либо отсоединять и раскручивать шину. Во всех этих
случаях в конструкцию ВЭУ вводятся дополнительные устройства,
усложняющие ее.
Необходимо отметить, что передача крутящего момента на уровень фундамента связана с введением длинного трансмиссионного
вала, однако обусловленное этим усложнение конструкции вполне
компенсируется преимуществами нижнего размещения оборудования, даже в том случае, если вал будет послередукторным, т. е. быстроходным. При доредукторном (тихоходном) исполнении длинный вал особых конструктивных усложнений не вносит.
Оценка надежности. В горизонтальных пропеллерных ВЭУ
удачно используются достижения авиационной техники, в частности, в области проектирования лопастей, систем управления
углами их установки, трансмиссий. Следовательно, есть все основания полагать, что эти установки достаточно отработаны и их надежности могут быть даны далеко не низкие оценки. Тем не менее
очевидно, что после отработки вертикально-осевые ВЭУ, особенно
агрегаты большой мощности, обещают более высокие показатели
надежности. Основанием для такого утверждения являются следующие факторы: значительное упрощение конструкции, снижение
41
уровня требований к изготовлению трансмиссий, упрощение условий монтажа и эксплуатации.
Все это обусловлено следующими особенностями этих установок: отсутствие механизмов и систем управления поворотом гондолы на ветер, размещение генератора и мультипликатора на фундаменте, отсутствие необходимости в устройствах и системах управления углом установки лопастей, отсутствие проблем с передачей
электроэнергии от генератора.
Необходимо отметить, что высокий уровень надежности сложной конструкции предполагает высокий уровень развития технологии. Этот фактор очень важен для оценки оптимальности вариантов кооперации различных предприятий по изготовлению
отдельных узлов и агрегатов установок. Если учесть сказанное,
трудно предположить, что значительно более простая и надежная
конструкция ветроустановки окажется более дорогостоящей, несмотря на несколько большую материалоемкость.
Перспективы повышения мощности. В последние годы в мировой ветроэнергетике наблюдается тенденция к увеличению единичной мощности ВЭУ, что объясняется следующими факторами.
С ростом мощности установки снижается стоимость электроэнергии, получаемой с 1 м2 омываемой поверхности, уменьшаются расходы на эксплуатацию и техническое обслуживание установки, сокращаются площади отчуждаемых земельных участков, растет и
эффективность ВЭУ.
Однако укрупнение горизонтально-осевых пропеллерных ВЭУ
малоэффективно, поскольку верхний предел мощности составляет 3–5 МВт. Это связано с тем, что на их лопасти, помимо центробежных, действуют изгибающие силы, переменные по величине и
направлению, что ограничивает размеры лопастей, существенно
снижает надежность горизонтально-осевых пропеллерных ВЭУ и
сокращает сроки их эксплуатации. Поэтому переход на большие
мощности предполагает качественное изменение конструкции
ВЭУ. В свете этого наиболее предпочтительным решением является вертикально-осевая схема, теоретический предел мощности
которой, по современным представлениям, на порядок выше теоретического предела мощности горизонтально-осевых пропеллерных
ВЭУ.
Расчетная скорость ветра горизонтально-осевых пропеллерных ВЭУ обычно находится в пределах 12–15 м/с, что обусловлено требованиями по прочности лопастей на инерционную нагрузку. Проведенные объединением «Гидропроект» исследования по
42
определению расчетных скоростей ветра на основании данных
более 200 метеостанций России о ветровом потенциале выявили
ряд районов (на восточном побережье Северного Ледовитого океана, Охотского моря, в Приморье, на Камчатке, Курильской гряде,
в горах Казахстана, Кавказа, Крыма и др.), где экономически обоснованными являются расчетные скорости ветра 18–20 м/с и рабочий диапазон скоростей ветра высокой обеспеченности – до 30 м/с.
Как показали исследования казахских специалистов, проведенные
для района Джунгарских ворот (здесь при среднегодовой скорости
ветра 8 м/с преобладает ветер со скоростью более 15 м/с), начальная скорость ветра слабо влияет на уровень используемой энергии.
Так, при изменении начальной скорости ветра от 4,5 до 7,5 м/с
выработка электроэнергии снижается менее чем на 2 %. Влияние
же расчетной скорости ветра на выработку электроэнергии весьма
велико. Например, увеличение расчетной скорости ветра с 10,4 до
20 м/с приводит к увеличению выработки более чем в 4 раза. Это
свидетельствует о том, что для районов с высоким ветровым потенциалом значения расчетной скорости ветра, принимаемые для
обычных ВЭУ, оказываются недостаточными, так как при этом
окажутся недоиспользованными слишком большие ветроэнергетические ресурсы.
Как было указано выше, рабочий диапазон скоростей ветра для
тихоходных вертикально-осевых ВЭУ повышается до 20–25 м/с,
в связи с чем в районах с высоким ветровым потенциалом, без
всякого сомнения, вертикально-осевые ВЭУ заведомо предпочтительнее.
Экология. Тихоходные вертикально-осевые ВЭУ с точки зрения
воздействия на окружающую среду имеют преимущества перед
быстроходными горизонтальными пропеллерными: при их работе
ниже все уровни аэродинамических и инфрашумов, меньше телеи радиопомехи, меньше радиус разброса обломков лопастей в случае их разрушения, ниже вероятность столкновения лопастей
с птицами.
В частности, уровень шума вертикально-осевых ветрогенераторов находится в пределах 40–50 дБ на расстоянии 10 м. Для сравнения, шум вентилятора компьютера составляет 50 дБ. Электромагнитные колебания практически отсутствуют, в связи с чем данные ветроустановки можно размещать вблизи коммуникационных
центров (в том числе в аэропортах), где требования к чистоте эфира
достаточно высоки в связи с присутствием навигационного оборудования.
43
В сложном сочетании свойств, чаще всего двойственно характеризующих каждый из типов ВЭУ, невозможно разобраться методами их качественной оценки («тяжелее – легче», «сложнее – проще», «эффективно – неэффективно»). Необходим количественный
анализ всего комплекса характеристик ВЭУ на основе теоретических и модельно-экспериментальных исследований с получением
данных об эффективности ветроустановок обоих типов в экономической и метеорологической обстановке конкретного региона.
Если сравнивать с требованиями к ВЭУ средней мощности (до
1 МВт), то требования к установкам мегаваттного класса более высокие, в первую очередь, в части потребительских свойств (надежность, экологическая чистота, удобство обслуживания и ремонта,
простота конструкции, срок эксплуатации и т. п.). Учитываются и
такие важные свойства, как экономическая эффективность, стоимость строительства, затраты на эксплуатацию и т. п. Этим требованиям в наибольшей степени удовлетворяют вертикально-осевые ВЭУ, не уступающие горизонтально-осевым пропеллерным по
энергетическим характеристикам, но отличающиеся свойствами,
которые могут обеспечить снижение себестоимости электроэнергии в районах с повышенным ветровым потенциалом.
Если рассматривать проблему в самом общем плане, то необходимо подчеркнуть, что одной схемой, как и одним типоразмером ВЭУ,
не удовлетворить потребности всех регионов даже одной страны.
Ветроэнергетика как подотрасль энергетики станет конкурентоспособной только при условии развития различных направлений,
способных создать государственный рынок ветроэнергетической
техники.
1.6. Сверхпроводниковые ветрогенераторы
На сегодняшний день США являются безусловным лидером
в вопросах развития ветроэнергетики. Требования к ветроэнергетическим установкам постоянно растут, ключевым параметром ветряного генератора является отношение мощности установки к ее
весу. В США уже установлено около 25 тысяч ветрогенераторов
мощностью 3 МВт, в которых винт соединен с генератором через
повышающий редуктор (скорость вращения винта – 5–20 об./мин,
скорость вращения генератора – до 2000 об./мин), что позволяет
снизить габариты и стоимость генератора. Однако сложный редуктор, состоящий из большого числа зубчатых колец и подшипников,
является ахиллесовой пятой всего устройства и наиболее частой
44
причиной поломок. Если для наземных ветрогенераторов ремонт
достаточно прост (хотя и требует использования большегрузных
кранов), то для ветрогенераторов, установленных в прибрежной зоне, расходы, связанные с ремонтом, возрастают в разы.
Для решения перечисленных выше проблем Департамент энергетики США (DOE) выделил 7,5 млн долл. на поддержку 6 проектов, целью которых является разработка ветроэнергетических
установок мощностью до 10 МВт с прямым приводом генератора от
винта или же со значительно более простым и надежным редуктором с малым повышающим числом. Однако тихоходные генераторы традиционного исполнения для ВЭУ с прямым приводом имеют
значительные габариты и обладают большой массой. По оценкам
специалистов из General Electric и Florida-based Advanced Magnet
Lab, генератор мощностью 4 МВт с прямым приводом будет весить
50–85 т, а на 8 МВт – уже 200 т.
Каждый из отобранных проектов получит единовременно по
700 тысяч долл., а по результатам первого этапа лучшие компании
будут дополнительно премироваться в размере 2 млн долл. Проекты
пяти компаний-участников основаны на полном отказе от использования редуктора, по крайней мере, в 2 из 6 проектов планируют
использование сверхпроводящих
элементов.
Решением поставленных задач и сопряженных с ними трудностей и занимаются специалисты из компаний-участников:
Advanced Magnet Lab, Boulder
Wind Power, Clipper Windpower,
Dehlsen Associates, GE Global
Research, National Renewable
Energy Laboratory. На рис. 1.43
показан прототип сверхпроводникового
ветрогенератора
Advanced Magnet Lab.
В 2001 г. компания GE Global
Research, занимающаяся техническими разработками, объРис. 1.43. Прототип
явила о старте первого этапа
сверхпроводникового
двухлетнего проекта стоимостью
ветрогенератора
3 млн долл. Проект осуществляAdvanced Magnet Lab
45
ется по заказу Департамента энергетики США и нацелен на создание генератора нового поколения с приводом от ветряной турбины,
который позволит создавать масштабные ветроэнергетические
станции мощностью 10–15 МВт.
В ветряных турбинах применяются сверхпроводящие магниты
для производства еще больших объемов энергии при меньшей стоимости выработки электрической энергии.
Основная идея заключается в уменьшении размеров и массы генератора, а также в снижении скорости и увеличении крутящего момента. Применение технологии сверхпроводящих магнитов позволяет
снизить вес за счет более сильных магнитных полей, которые создаются в сверхпроводящих обмотках возбуждения, а также за счет возможного уменьшения массы железа в сверхпроводящем генераторе.
American Superconductor Corporation (AMSC) присутствует на рынке ветряных электроустановок много лет, предоставляя такие устройства управления электросетью, как D-VAR(R) и
PowerModuleTM. После приобретения в полную собственность компании Windtec (Австрия), AMSC может проводить конструирование всей энергосистемы – от индивидуальных ветряных установок
до большой системы (фермы) из ветряных установок, а также безопасно включать ветряные энергосистемы в сеть. Компания Windtec
до перехода в структуру AMSC продавала электронные системы
управления ветряными турбинами, используя силовую электронику PowerModule для генераторов
разработки AMSC.
В январе 2007 г. AMSC подписала контракт стоимостью более
2 млн долл. на разработку ветряной энергосистемы с южнокорейской компанией Doosan Heavy
Industries & Construction Co., Ltd
(Doosan). В рамках этого контракта Windtec™ разрабатывала ВЭУ
мощностью 1 МВт (рис. 1.44). Основные параметры данного генератора приведены в табл. 1.10.
В
2008 г.
компании
American
Superconductor
(AMSC) и TECO-Westinghouse
Motor Company (TWMC) объРис. 1.44. ВТСП-ветрогенератор
Doosan (1 МВт)
явили об объединении уси46
Таблица 1.10
Параметры ВТСП-генератора
Параметр
Мощность, МВт
Частота вращения, об./мин
Значение
1
3600
Количество полюсов
2
Частота, Гц
60
Количество катушек на статоре
36
Ток, А
100
Тип проводника
Bi-2223
лий в области разработки высокотемпературных сверхпроводниковых (ВТСП) генераторов большой мощности для прибрежных
ветряных электростанций. AMSC и TWMC получили государственное финансирование в рамках NIST’s Advanced Technology
Program, что позволило добавить еще 3,4 млн долл. к первоначально потраченным на НИОКР 6,8 млн долл. Создание ВТСП синхронных генераторов мощностью 10 МВт потребует проведения целого
ряда НИР и НИОКР, направленных как на создание новых ВТСПпроводов, так и на разработку технологии намотки из них. Работы
будут проходить в тесном сотрудничестве с NIST, их продолжительность оценивается в 30 месяцев. Сроки появления коммерческих ВТСП синхронных генераторов 10 MВт класса оцениваются
в 3–5 лет. О размерах ветрогенератора на 10 МВт можно судить по
фотографиям установки мощностью 1,65 МВт (рис. 1.45).
Рис. 1.45. ВТСП-ветрогенератор мощностью 1,65 МВт
47
AMSC надеется, что ВТСП-генераторы прямого привода для ветряных электростанций будут обладать более высоким КПД при
меньших габаритах и стоимости по сравнению с традиционными
генераторами. За счет замены медных обмоток ротора на ВТСП и
модификации статора масса генератора может быть сокращена до
120 т, что в 3 раза меньше, чем для обычных генераторов подобного
класса. Ветряная энергетическая установка мощностью 10–12 МВт
представляет собой циклопическое сооружение: ветроколесо диаметром ~200 м смонтировано на башне высотой 250 м. Наличие
значительной массы на вершине башни приведет к росту стоимости
металлоконструкций и негативно скажется на ветроустойчивости.
Следует отметить также, что монтаж генератора массой в несколько сотен тонн на высоте более 200 м будет сложной инженерной
задачей. Сравнительно легкие ВТСП-генераторы способны значительно упростить и удешевить конструкцию ветроэнергетических
установок большой мощности.
Дочерняя фирма American Superconductor Corporation – AMSC
Windtec – разрабатывает проект прибрежного ветрогенератора
SeaTitan с генератором, в котором применяется высокотемпературный сверхпроводник 2-го поколения Amperium™ (рис. 1.46).
Рис. 1.46. SeaTitan (10 МВт)
для оффшорного размещения
48
Новый ветрогенератор мощностью 10 МВт на базе ВТСПгенератора проектируется с прямым приводом от ветроколеса диаметром 164 м. Планируется также создать аналогичную по характеристикам модель наземного ветрогенератора PrairieTitan. Использование провода Amperium вместо меди позволяет создавать
генераторы, гораздо меньшие по габаритам, более эффективные и
легкие, менее дорогие, чем обычные крупномасштабные ветровые
турбины.
Кроме того, поскольку эти генераторы прямого привода, нет необходимости установки коробки передач, которая является одним
из самых сложных компонентов ветровой турбины, требующей постоянного обслуживания.
AMSC ожидает получения заявок на лицензии ветровых турбин
SeaTitan и генераторов от производителей по всему миру.
Компания General Electric начала работы над сверхпроводниковым генератором мощностью 10–15 МВт после производства ВТСПветрогенератора мощностью 2,5 МВт (рис. 1.47).
Компания R&D lab начинает проект строительства ВТСПветрогенератора мощностью до 15 МВт по заказу от DoE (Департамента энергетики США) (рис. 1.48). На сегодняшний день в проект
вложено более 3 млн долл.
Европейскими разработками сверхпроводниковых ветрогенераторов занимаются компании Zenergy Power и Converteam (бывшая
ALSTOM Power Conversion), которые заключили пятилетнее соглашение о совместной разработке, производстве и рыночном про-
Рис. 1.47. ВТСП-ветрогенератор GE (2,5 МВт)
49
Рис. 1.48. Проект ВТСП-ветрогенератора мощностью до 15 МВт
движении ВТСП-генераторов мощностью 8 МВт для нужд ветро- и
гидроэнергетики.
По итогам 2006 г., консалтинговая компания Frost&Sullivan
European Product Innovation признала Zenergy лучшей европейской инновационной фирмой за разработку ВТСП-проводов. Особо
отмечены успехи Zenergy в использовании ВТСП-материалов в области возобновляемых источников энергии. По оценкам Zenergy
Power, рынок ветро- и гидрогенераторов может приносить ежегодную прибыль порядка 3 млрд долл., тогда как рынки ВТСПкабельной продукции и ВТСП двигателей для флота составляют
1,6 и 0,5 млрд долл. в год соответственно.
Поскольку ветряные ВТСП-генераторы по сравнению с традиционными отличаются существенно меньшими массогабаритными
характеристиками, высокой устойчивостью к перегрузкам, а также вдвое меньшими потерями, то, по оценкам Zenergy Power, стоимость ветрогенератора за счет использования ВТСП может быть
снижена с 3 до 1,6 млн долл. Снижение массогабаритных показателей (диаметр ВТСП-генератора – 3 м при массе 120 т, а диаметр
традиционного генератора – 9 м при массе 450 т) позволит удешевить 8 МВт ветроэнергетическую установку в целом с 6,7 до 3,2 млн
долл.
Компания Zenergy Power по заказу Министерства торговли и
промышленности спроектировала и изготовила опытный образец
сверхпроводникового синхронного генератора мощностью 8 МВт
с прямым приводом от ветряной турбины. Генератор был изготовлен из ВТСП-провода первого поколения.
50
Технический университет Дании завершил исследование разработки конструкции безредукторного оффшорного ВТСП-генератора
мощностью 10 кВт. Генератор имеет 8 полюсов. Магнитная индукция на сверхпроводниковом роторе, собранном из трековых катушек, составила 1 Тл.
Электроэнергетический институт Китайской академии наук
(Пекин) разработал проект модельного ВТСП-ветрогенератора
мощностью 100 кВт (рис. 1.49) с дальнейшим масштабированием
конструкции до 10 МВт (табл. 1.11).
СверхпроводникоДюар вые катушки
на роторе
Возбудитель
3-phase, 690 В, 100 кВт, 10 Гц
AC–DC–FCпреобразователь
3-phase, 690 В, 100 кВт, 50 Гц
Генератор
Ветроколесо
Система охлаждения
Рис. 1.49. ВТСП-ветрогенератор мощностью 100 кВт (IEE, Пекин)
Таблица 1.11
Параметры ВТСП-генератора мощностью 100 кВт
Показатель
Мощность, кВт
Количество фаз
Напряжение, В
Ток, А
Частота вращения, об./мин
Количество полюсов
Частота, Гц
Количество катушек на статоре
Ток возбуждения, А
Тип проводника
Значение
100
3
690
84
200
6
50
36
50
Bi-2223
51
ГЛАВА 2. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА
ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ВЭУ
В СЕВЕРО-ЗАПАДНОМ ПРОМЫШЛЕННОМ РЕГИОНЕ РФ
Вопросу использования альтернативных и возобновляемых источников энергии, в том числе ветроэнергетики, уделяется значительное внимание во всех промышленно развитых странах мира.
Ветроэнергетические установки сегодня являются одним из достаточно простых способов решения проблемы автономного электроснабжения объектов.
Как было показано выше, существует множество установок различной мощности и ценового диапазона, но для выбора ВЭУ для
собственных нужд необходимо ориентироваться не на мощность
установки, что, конечно, важно, а на среднемесячную выработку
им электроэнергии. При анализе энергопотребления частных домов для сезонного и постоянного проживания становится ясно, что
оптимальным решением являются установки с номинальной мощностью от 1 до 3 кВт. Производительность таких установок в условиях Санкт-Петербурга и Ленинградской области составляет от 100
до 600 кВт/ч в месяц соответственно. Реже используются установки мощностью 5 кВт, которые способны вырабатывать до 1000 кВт
в месяц.
Не стоит при выборе ветрогенератора ориентироваться на его
максимальную мощность. Зачастую у многих установок от 5 кВт
максимальная мощность достигается при скоростях ветра свыше
10 м/с, а такая скорость ветра бывает нечасто, и, таким образом,
потенциал установки остается незадействованным. В то же время
установки мощностью 1–3 кВт достигают максимума генерации
при скорости ветра 9–10 м/с.
Стоит обратить особое внимание на планируемое энергопотребление объекта. Если подключается, к примеру, деревенский дом
площадью 60 м2 с мансардой, то обычное среднемесячное потребление его составляет не более 300 кВт/ч. При этом основными потребителями электроэнергии будут насосная станция, холодильник,
освещение, телевизор, утюг, электрочайник и стиральная машина.
Все это способен обеспечить электроэнергией ветрогенератор мощностью 2 кВт.
Хорошие результаты дают гибридные электростанции, сочетающие ВЭУ и солнечные батареи. Не стоит думать, что максимальная
мощность ветроустановки ограничивает потребителя в использовании тех или иных электроприборов. Так, например, ветрогенера52
тор мощностью 1 кВт может без проблем запитать электроприборы достаточно большой мощности, поскольку в состав автономной
электроэнергетической установки, кроме ветрогенератора, входит
инвертор и аккумуляторные батареи. Поэтому кратковременная
пиковая нагрузка может быть до 10 кВт.
Причина, по которой ветроэлектростанции не получили широкого применения, – это их относительно высокая стоимость. Стоимость ветроустановок, представленных сегодня на отечественном
рынке, может существенно превышать 100 000 рублей за кВт номинальной мощности. Столь высокая стоимость определяется тем,
что зачастую сборка ВЭУ является европейской или американской,
где в принципе цена складывается из высоких затрат на рабочую
силу и налогов. Российские же установки мелкосерийны, и производители вынуждены закладывать высокую конечную стоимость
для оправдания издержек.
В последнее время стали широко рекламироваться ветроустановки с вертикальной осью. Производители и продавцы таких
установок указывают в технических характеристиках ВЭУ начальную скорость вращения ветра 1,5 м/с, что преподносится как
революционная идея в ветрогенерации. Но при первом же анализе
становится ясно, что вертикальная ось вращения не дает никакой
выгоды в производительности, поскольку энергия ветра на малой
скорости ветра ничтожно мала и вращение ветрогенератора порой
даже не способно компенсировать естественные потери энергии.
Цена же таких установок порой превышает в 2–3 раза цену традиционных ветрогенераторов с горизонтальной осью вращения.
Для определения эффективности применения ветроэнергетических установок в Северо-Западном промышленном регионе Российской Федерации необходимо провести сравнение технических характеристик ВЭУ, связанных с показателями скорости ветра в различных областях региона.
В основном эффективность использования ВЭУ определяется
показателем среднегодовой скорости ветра в регионе установки.
Принято считать, что экономически целесообразно использовать
ветряную электростанцию при среднегодовой скорости ветра не менее 5 м/с, однако имеет значение не только среднегодовая скорость,
но также стартовая скорость и скорость выхода на номинальную
мощность.
Рассмотрим эффективность применения некоторых типов серийно выпускаемых ВЭУ для различных областей Северо-Западного промышленного региона.
53
Санкт-Петербург и Ленинградская область
Для Санкт-Петербурга и Ленинградской области среднегодовая
скорость ветра составляет 3,3 м/с. Сводные данные за 2011 г. приведены в табл. 2.1.
Следует отметить, что этот показатель может быть заметно выше в том или ином районе. Так, значения средней скорости ветра
могут достигать и 5–7 м/с в районах, прилегающих к Финскому заливу или Ладожскому озеру. В ходе анализа рынка фирмпроизводителей ВЭУ были проведены статистические сравнения
диапазонов скоростей ветра для различных типов ветрогенераторов с реальными скоростями ветра в Ленинградской области. Результаты этого сравнения приведены ниже.
Ветрогенератор ОМ-500-12 и ОМ-1000-12. Графики необходимой скорости ветра для выработки ветрогенератором номинальной
мощности, а также график скорости ветра, необходимой для начала заряда АКБ ветрогенераторов, показаны на рис. 2.1; 2.2.
Скорость ветра, м/с
6
5
4
Март
Минимальная скорость
Ноябрь
Июль
3
2
1
0
1
3
5
7
9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29
Дни недели
Скорость ветра, м/с
Рис. 2.1. Средняя скорость ветра по месяцам и минимальная скорость
ветра, необходимая для начала заряда АКБ ветрогенераторов
ОМ-500-12 и ОМ-1000-12
12
10
8
Март
Номинальная скорость
Ноябрь
Июль
6
4
2
0
1
3
5
7
9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29
Дни недели
Рис. 2.2. Средняя скорость ветра по месяцам и скорость ветра,
необходимая для выработки номинальной мощности ветрогенераторов
ОМ-500-12 и ОМ-1000-12
54
Ветрогенератор ОМ-1500-12. График необходимой скорости
ветра для выработки ветрогенератором номинальной мощности, а
также график скорости ветра, необходимой для начала заряда АКБ
ветрогенератора, приведены на рис. 2.3; 2.4.
Таблица 2.1
День
Скорость ветра за 2011 г., м/с
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
июль
1,3
1,7
1,7
1,5
1,3
1,1
1,1
0,9
0,9
1,5
5,6
2,8
3
2,2
1,7
1,7
1,5
1,7
2,4
0,9
1,9
2
2
1,9
1,7
1,7
1,3
1,7
1,3
0,9
1,5
Месяц
авсен- окнодеянгуст тябрь тябрь ябрь кабрь варь
2
1,5
1,5
2,2
2,4
1,7
2,4
2,4
2,2
3,7
2,6
2,2
0,9
1,1
0,9
0,9
0,9
2,2
1,3
0,9
0,9
1,7
1,5
1,7
1,7
1,3
2,4
2,2
3
2
2,4
1,1
1,1
1,5
2,2
1,5
1,9
1,3
1,1
0,9
1,5
1,5
1,9
3
5,2
4,8
2,4
1,7
1,5
2
2
1,3
2,8
3,3
3,1
2,
1,1
2,2
2,6
1,7
2,4
3,1
1,5
1,3
2,2
3,7
3,5
4,4
2,4
1,7
1,7
2
1,7
2,8
3,3
1,9
2,4
2,4
3
4,1
4,1
2,4
3,7
1,7
1,7
2
1,1
1,3
1,5
3,3
3,1
3,1
2
3,7
1,5
1,1
2,6
2,4
3
3
2,6
1,7
2
0,9
3,7
3,1
3
2,6
3
1,9
3,5
1,9
3
0,9
1,3
4,1
3
3,9
3,7
4,8
2,2
2,4
3
3,7
2,6
3,1
3,7
5
2,4
2,4
3,5
3,3
3,9
2,4
3,3
3,3
3,7
3,1
3,1
3,9
4,3
5,2
2,4
1,1
2,2
3,3
3,1
5,6
4,6
4,3
4,1
4,4
2,4
2
1,9
1,3
1,5
1,7
2
3,9
2,8
2,4
4,1
4,3
2,2
2
2,6
1,5
1,9
2,6
1,9
1,9
1,7
0,9
1,3
1,3
2,4
3,3
1,9
1,7
3,5
3,5
3
3,1
фев- март апраль
рель
май июнь
3,3
2,4
2,4
3,9
1,9
2,4
1,9
2,4
3,3
2
0,9
2
2,6
1,7
1,1
1,7
1,5
1,5
1,3
0,9
1,5
1,5
1,3
1,7
2
2,4
2
1,7
2,8
1,5
1,5
1,5
1,3
2,2
2
1,9
2
1,7
1,5
1,7
2
1,7
2,2
2,4
3
3,1
3
1,9
2,2
2
3,3
2,6
2,6
2,8
1,5
1,7
2,2
3,1
1,5
1,5
2
2,8
3,3
3,3
3,1
2,4
3,3
3,3
4,1
3
2,6
1,7
1,9
3,7
2,4
0,9
1,1
2,8
1,3
0,9
2,8
3,5
3,7
2,4
2,6
2,8
4,4
2,2
2,8
2,7
2
1,5
3,7
3,7
2,4
2,4
1,5
2
4,1
4,3
1,9
1,7
1,5
1,3
2
1,7
2,4
4,1
3,3
2
2,6
1,1
2,2
1,9
1,4
1,7
1,9
1,7
1,5
2,4
2,4
3,5
3,3
2
1,5
1,3
1,5
1,1
1,3
1,3
2
1,9
1,3
1,3
1,3
2,2
1,9
2
1,5
2,2
2,8
2,2
2,4
2,2
1,9
1,5
1,7
1,5
1,1
1,1
55
Скорость ветра, м/с
6
5
4
Март
Минимальная скорость
Ноябрь
Июль
3
2
1
0
1
3
5
7
9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29
Дни недели
Рис. 2.3. Средняя скорость ветра по месяцам и минимальная скорость
ветра, необходимая для начала заряда АКБ
ветрогенератора ОМ-1500-12
Скорость ветра, м/с
12
10
8
Март
Номинальная скорость
Ноябрь
Июль
6
4
2
0
1
3
5
7
9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 Дни недели
Рис. 2.4. Средняя скорость ветра по месяцам и скорость ветра,
необходимая для выработки номинальной мощности
ветрогенератора ОМ-1500-12
Ветрогенератор EXMORK 750W. График необходимой скорости ветра для выработки ветрогенератором номинальной мощности, а также график скорости ветра, необходимой для страгивания
ротора, показаны на рис. 2.5; 2.6.
Скорость ветра, м/с
6
5
4
Март
Минимальная скорость
Ноябрь
Июль
3
2
1
0
1
3
5
7
9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29
Дни недели
Рис. 2.5. Средняя скорость ветра по месяцам и минимальная скорость
ветра, необходимая для страгивания ротора ветрогенератора
EXMORK 750W
56
Скорость ветра, м/с
10
8
Март
Номинальная скорость
Ноябрь
Июль
6
4
2
0
1
3
5
7
9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29
Дни недели
Рис. 2.6. Средняя скорость ветра по месяцам и скорость ветра,
необходимая для выработки номинальной мощности ветрогенератора
EXMORK 750W
Скорость ветра, м/с
Ветрогенератор AIR BREEZE. График скорости ветра, необходимой для страгивания ротора ветрогенератора, приведен на
рис. 2.7.
6
5
4
Март
Минимальная скорость
Ноябрь
Июль
3
2
1
0
1
3
5
7
9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29
Дни недели
Рис. 2.7. Средняя скорость ветра по месяцам и скорость ветра,
необходимая для страгивания ротора ветрогенератора AIR BREEZE
Скорость ветра, м/с
Ветрогенератор WS-0,15. Графики необходимой скорости ветра
для выработки ветрогенератором номинальной мощности, а также
график скорости ветра, необходимой для страгивания ротора, показаны на рис. 2.8; 2.9.
6
5
4
Март
Минимальная скорость
Ноябрь
Июль
3
2
1
0
1
3
5
7
9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29
Дни недели
Рис. 2.8. Средняя скорость ветра по месяцам и скорость ветра,
необходимая для страгивания ротора ветрогенератора WS-0,15
57
Скорость ветра, м/с
25
20
Март
Номинальная скорость
Ноябрь
Июль
15
10
5
0
1
3
5
7
9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29
Дни недели
Рис. 2.9. Средняя скорость ветра по месяцам и скорость ветра,
необходимая для выработки номинальной мощности
ветрогенератора WS-0,15
Скорость ветра, м/с
Ветрогенератор WS-0,30. График необходимой скорости ветра
для выработки ветрогенератором номинальной мощности, а также
график скорости ветра, необходимой для страгивания ротора, показаны на рис. 2.10; 2.11.
6
5
4
Март
Минимальная скорость
Ноябрь
Июль
3
2
1
0
1
3
5
7
9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29
Дни недели
Скорость ветра, м/с
Рис. 2.10. Средняя скорость ветра по месяцам и скорость ветра,
необходимая для страгивания ротора ветрогенератора WS-0,30
16
14
12
10
8
6
4
2
0
Март
Номинальная скорость
Ноябрь
Июль
1
3
5
7
9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29
Дни недели
Рис. 2.11. Средняя скорость ветра по месяцам и скорость ветра,
необходимая для выработки номинальной мощности ветрогенератора
WS-0,30
58
Скорость ветра, м/с
Ветрогенератор WS-2. График необходимой скорости ветра для
выработки ветрогенератором номинальной мощности, а также график скорости ветра, необходимой для страгивания ротора, приведены на рис. 2.12; 2.13.
6
5
4
3
2
1
0
Март
Минимальная скорость
Ноябрь
Июль
1
3
5
7
9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29
Дни недели
Скорость ветра, м/с
Рис. 2.12. Средняя скорость ветра по месяцам и скорость ветра,
необходимая для страгивания ротора ветрогенератора WS-2
16
14
12
10
8
6
4
2
0
Март
Номинальная скорость
Ноябрь
Июль
1
3
5
7
9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29
Дни недели
Рис. 2.13. Средняя скорость ветра по месяцам и скорость ветра,
необходимая для выработки номинальной мощности
ветрогенератора WS-2
Скорость ветра, м/с
Ветрогенератор WS-4. График необходимой скорости ветра для
выработки ветрогенератором номинальной мощности, а также график скорости ветра, необходимой для страгивания ротора, показаны на рис. 2.14; 2.15.
6
5
4
3
2
1
0
Март
Минимальная скорость
Ноябрь
Июль
1
3
5
7
9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29
Дни недели
Рис. 2.14. Средняя скорость ветра по месяцам и скорость ветра,
необходимая для страгивания ротора ветрогенератора WS-4
59
Скорость ветра, м/с
20
15
Март
Номинальная скорость
Ноябрь
Июль
10
5
0
1
3
5
7
9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29
Дни недели
Рис. 2.15. Средняя скорость ветра по месяцам и скорость ветра,
необходимая для выработки номинальной мощности
ветрогенератора WS-4
Скорость ветра, м/с
Ветрогенераторы 500W-24V WIND TURBINE, 1KW-24V WIND
TURBINE и 2KW-24V WIND TURBINE. График необходимой скорости ветра для выработки ветрогенераторами номинальной мощности, а также график скорости ветра, необходимой для страгивания ротора ветрогенераторов, приведены на рис. 2.16; 2.17.
6
5
4
Март
Минимальная скорость
Ноябрь
Июль
3
2
1
0
1
3
5
7
9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29
Дни недели
Скорость ветра, м/с
Рис. 2.16. Средняя скорость ветра по месяцам и скорость ветра,
необходимая для страгивания ротора ветрогенератора WIND TURBINE
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
Март
Номинальная скорость
Ноябрь
Июль
1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324252627282930 Дни недели
Рис. 2.17. Средняя скорость ветра по месяцам и скорость ветра,
необходимая для выработки номинальной мощности WIND TURBINE
60
Скорость ветра, м/с
Ветрогенераторы «Сапсан – 1000» и «Сапсан – 5000». График
необходимой скорости ветра для выработки ветрогенераторами номинальной мощности, а также график скорости ветра, необходимой для страгивания ротора, показаны на рис. 2.18–2.20.
График зависимости мощности ВЭУ от скорости ветра в общем
виде приведен на рис. 2.21.
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
Март
Номинальная скорость
Ноябрь
Июль
1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324252627282930 Дни недели
Скорость ветра, м/с
Рис. 2.18. Средняя скорость ветра по месяцам и скорость ветра,
необходимая для выработки номинальной мощности ветрогенераторов
«Сапсан – 1000» и «Сапсан – 5000»
6
5
4
3
2
1
0
Март
Минимальная скорость
Ноябрь
Июль
1
3
5
7
9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29
Дни недели
Скорость ветра, м/с
Рис. 2.19. Средняя скорость ветра по месяцам и скорость ветра,
необходимая для страгивания ротора ветрогенератора «Сапсан – 1000»
6
5
4
Март
Минимальная скорость
Ноябрь
Июль
3
2
1
0
1
3
5
7
9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29
Дни недели
Рис. 2.20. Средняя скорость ветра по месяцам и скорость ветра,
необходимая для страгивания ротора ветрогенератора «Сапсан – 5000»
61
Мощность, кВт·ч
Скорость ветра, м/с
Рис. 2.21. Зависимость мощности ВЭУ от скорости ветра
На основе данных, отраженных на графиках, можно рассчитать
процентное количество дней, в которые скорость ветра будет достаточна для страгивания ротора ветрогенератора каждого типа. Также, руководствуясь зависимостью, показанной на рис. 2.21, можно
определить отношение мощности, вырабатываемой ВЭУ при известных скоростях ветра, к номинальной мощности ветрогенератора каждого типа (табл. 2.2).
Таблица 2.2
Относительная мощность ВЭУ
Тип и фирмапроизводитель ВЭУ
Количество
дней, %
Номинальная скорость ветра, м/с
Относительная
мощность, %
ОМ-500-12
ОМ-1500-12
EXMORK 750W
AIR BREEZE
WS-0,15
WS-0,30
WS-2
WS-4
WIND TURBINE
Сапсан – 1000
Сапсан – 5000
84
74
50
50
10
33
84
65
50
33
1
10
10
9
9
20
15
18
18
8
8
8
25
20
16
16
4
7
12
10
15
10
0
Как видно из приведенных выше данных, скорость ветра в Ленинградской области крайне мала не только для выработки ветрогенератором номинальной мощности, но и, в большинстве случаев,
для страгивания ротора ветрогенератора или начала заряда АКБ.
Северо-Западный промышленный регион
Северо-Западный промышленный регион охватывает значительное пространство Российской Федерации (рис. 2.22).
62
1
7
11
3
4
6
10
9
8
2
5
Рис. 2.22. Субъекты Российской Федерации, входящие в состав СевероЗападного промышленного региона: 1 – Архангельская область;
2 – Вологодская область; 3 – Калининградская область;
4 – Республика Карелия; 5 – Республика Коми; 6 – Ленинградская
область; 7 – Мурманская область; 8 – Ненецкий автономный округ;
9 – Новгородская область; 10 – Псковская область;
11 – Санкт-Петербург
Эффективность применения ВЭУ рассмотрим на примере ветроэнергетической установки мощностью 1 кВт «Сапсан – 1000», которая, как следует из изложенного выше, может быть использована в качестве резервного источника энергоснабжения для индивидуальных потребителей.
Архангельская область
В табл. 2.3 приведены данные об изменении скорости ветра по
сезонам в различных населенных пунктах Архангельской области,
на основании которых построены графики скорости ветра, необходимой для страгивания ротора ветрогенератора «Сапсан – 1000»
(рис. 2.23).
63
Анализируя построенные графики, можно сделать вывод, что
использование ВЭУ в Архангельской области практически не представляется возможным в силу недостаточной среднесезонной скорости ветра для всех населенных пунктов, за исключением весенне-зимнего периода в Лешуконском районе.
Таблица 2.3
Данные о ветрах в Архангельской области
Расположение
метеостанции
Скорость ветра, м/с
Архангельск
Березник
Вельск
Каргополь
Карпогоры
Коноша
Котлас
Красноборск
Лешуконское
Няндома
Онега
Северодвинск
Холмогоры
Шенкурск
Яренск
среднегодовая
(на высоте 10 м)
2,4
1,9
1,4
2,3
2,1
2,3
2,8
2,3
3,1
2,6
2,3
2,9
2,3
2,8
2,2
Скорость ветра, м/с
средняя
зима весна
лето
2,5
1,8
1,5
2,4
2,3
2,3
2,8
2,5
3,1
2,7
2,2
2,9
2,2
2,9
2,1
2,5
2,1
1,5
2,3
2,1
2,1
2,9
2,4
3,1
2,7
2,3
2,9
2,5
2,9
2,3
3,5
3
2,5
2
1,5
1
0,5
0
Зима
Весна
Лето
Осень
2,1
1,8
1,1
2,0
1,9
1,8
2,4
2,0
2,8
2,3
2,2
2,7
2,1
2,5
2,1
осень
максимальная
2,5
1,9
1,6
2,5
2,1
2,2
2,9
2,5
3,3
2,8
2,5
3,2
2,5
3,1
2,2
22
22
18
21
28
19
24
19
24
19
24
24
23
23
21
Архангельск
Березник
Вельск
Каргополь
Котлас
Лешуконское
Няндома
Онега
Северодвинск
Яренск
Номинальная скорость
Рис. 2.23. Скорость ветров по сезонам в Архангельской области
64
Вологодская область
В табл. 2.4 приведены данные об изменении скорости ветра по
сезонам в различных населенных пунктах Вологодской области,
на основании которых построены графики скорости ветра, необходимой для страгивания ротора ветрогенератора «Сапсан – 1000»
(рис. 2.24).
Анализируя построенные графики, можно сделать вывод, что
использование ВЭУ в Вологодской области практически не представляется возможным в силу недостаточной среднесезонной скорости ветра для всех населенных пунктов, за исключением Белозерского района.
Таблица 2.4
Данные о ветрах в Вологодской области
Скорость ветра, м/с
Расположение
метеостанции
Скорость ветра, м/с
Белозерск
Великий Устюг
Вожега
Вологда
Вытегра
Никольск
Тотьма
Череповец
среднегодовая
(на высоте 10 м)
3,1
2,1
2,8
2,3
2,3
2,0
2,5
2,4
средняя
зима весна лето осень
3,4
1,9
2,9
2,4
2,5
2,0
2,5
2,6
3,2
2,2
2,9
2,5
2,2
2,2
2,7
2,4
2,8
2,0
2,5
2,0
1,8
1,9
2,3
2,0
3,4
2,2
3,0
2,4
2,4
2,1
2,6
2,6
максимальная
25
20
20
23
23
20
21
22
4
Белозерск
Великий устюг
Вожега
Вологда
Вытегра
Череповец
Номинальная скорость
3,5
3
2,5
2
1,5
1
0,5
0
Зима
Весна
Лето
Осень
Рис. 2.24. Скорость ветров по сезонам в Вологодской области
65
Калининградская область
В табл. 2.5 приведены данные об изменении скорости ветра по
сезонам в различных населенных пунктах Калининградской области, на основании чего построены графики скорости ветра, необходимой для страгивания ротора ветрогенератора «Сапсан – 1000»
(рис. 2.25).
Таблица 2.5
Данные о ветрах в Калининградской области
Расположение метеостанции
Скорость ветра, м/с
средняя
среднегодовая
максималь(на высоте 10 м) зима весна лето осень
ная
Калининград
Балтийск
Железнодорожный
Пионерский
Советск
Черняховск
1,8
4,1
2,8
3,4
2,3
2,1
2,1
4,8
3,0
4,0
2,3
2,5
1,9
3,6
3,0
3,4
2,4
2,3
1,5
3,3
2,4
2,8
1,9
1,7
1,7
4,5
2,7
3,7
2,4
2,2
25
29
28
29
25
27
Скорость ветра, м/с
Анализируя построенные графики, можно сделать вывод, что
использование ВЭУ в Калининградской области возможно лишь
в населенных пунктах, расположенных на берегу Балтийского моря, что подтверждается расположением в этом регионе одной из
крупнейших ветровых станций России – Куликовской ВЭС. ВЭС
расположена в районе поселка Куликово Зеленоградского района
Калининградской области. Куликовская ВЭС состоит из 21 ВЭУ
датской компании SЕАS Energi Service A.S. мощностью 225 кВт
каждая, суммарная мощность составляет 5,1 МВт.
6
Калининград
Балтийск
Железнодорожный
Пионерский
Советск
Черняховск
Номинальная скорость
5
4
3
2
1
0
Зима
Весна
Лето
Осень
Рис. 2.25. Скорость ветров по сезонам в Калининградской области
66
Республика Карелия
В табл. 2.6 приведены данные об изменении скорости ветра по
сезонам в различных населенных пунктах Республики Карелия,
на основании которых построены графики скорости ветра, необходимой для страгивания ротора ветрогенератора «Сапсан – 1000»
(рис. 2.26).
Анализируя построенные графики, можно сделать вывод, что
использование ВЭУ в Республике Карелия практически не представляется возможным в силу недостаточной среднесезонной скорости ветра для всех населенных пунктов, за исключением Беломорска и Кеми, где запланировано создание Морской ВЭС. Морскую ВЭС планировалось расположить в Кемском районе в Онежском заливе Белого моря на о. Попов к северо-востоку от поселка
Рабочеостровск.
Таблица 2.6
Данные о ветрах в Республике Карелия
Скорость ветра, м/с
Расположение
метеостанции
Петрозаводск
Беломорск
Калевала
Кемь
Колежма (Беломорский район)
Кондопога
Медвежьегорск
Олонец
Паданы (Медвежьегорский р-н)
Пудож
Реболы
(Муезерский р-н)
Сегежа
Сортавала
Суоярви
Энгозеро
(Лоухский р-н)
среднегодовая (на высоте 10 м)
зима
весна
лето
осень
максимальная
2,6
3,1
1,9
3,8
2,7
3,3
1,8
3,9
2,8
2,9
2,0
3,7
2,3
2,5
1,8
3,4
2,7
3,5
2,2
4,1
20
20
24
24
2,3
2,4
2,4
2,1
2,5
25
2,3
1,3
2,8
2,3
1,3
2,9
2,3
1,4
2,7
2,1
1,2
2,5
2,4
1,3
3,0
22
20
24
3,1
3,1
3,0
2,8
3,5
27
1,6
1,5
1,7
1,5
1,6
20
1,9
1,8
1,9
1,9
2,2
21
2,5
2,3
2,0
2,5
2,4
1,9
2,4
2,2
2,1
2,4
2,1
1,9
2,8
2,3
2,2
23
21
22
2,1
1,9
2,1
2,1
2,1
19
средняя
67
Скорость ветра, м/с
4,5
4
3,5
3
2,5
2
1,5
1
0,5
0
Зима
Весна
Лето
Петрозаводск
Беломорск
Кемь
Кондопога
Медвежьегорск
Олонец
Пудож
Сегежа
Сортавала
Номинальная скорость
Осень
Рис. 2.26. Скорость ветров по сезонам в Республике Карелия
Республика Коми
В табл. 2.7 приведены данные об изменении скорости ветра по
сезонам в различных населенных пунктах Республики Коми, на
основании которых построены графики скорости ветра, необходимой для страгивания ротора ветрогенератора «Сапсан – 1000»
(рис. 2.27).
Анализируя построенные графики, можно сделать вывод, что
использование ВЭУ в Республике Коми практически не представляется возможным в силу недостаточной среднесезонной скорости
ветра для всех населенных пунктов, за исключением Воркуты и
прилегающих к ней Усинском и Вуктыльском районов. В районе
г. Воркута с 1993 г. успешно эксплуатируется Заполярная ВЭС
мощностью 1,5 МВт. Она построена на базе шести установок АВЭ250 российско-украинского производства мощностью 250 кВт каждая.
Таблица 2.7
Данные о ветрах в Республике Коми
Расположение
метеостанции
Сыктывкар
Воркута
Ижма
Койгородок
68
среднегодовая
(на высоте 10 м)
2,0
5,1
1,8
1,9
Скорость ветра, м/с
средняя
зима весна лето осень
2,0
5,5
1,6
1,9
2,1
5,4
2,0
2,1
1,8
4,6
2,0
1,8
2,2
5,0
1,9
1,9
максимальная
23
31
22
23
Окончание табл. 2.7
Расположение
метеостанции
среднегодовая
(на высоте 10 м)
Скорость ветра, м/с
Объячево
Печора
Помоздино
Усть-Куломский
р-н)
Троицко-Печорск
Усть-Кулом
Усть-Уса
(Усинский р-н)
Усть-Цильма
Усть-Щугер
(Вуктылский р-н)
Ухта
Скорость ветра, м/с
средняя
зима весна лето осень
2,6
3,0
2,7
2,9
2,8
3,1
2,4
3,0
2,8
3,1
24
24
2,5
2,1
2,5
2,6
2,8
20
2,4
2,6
2,1
2,5
2,6
2,8
2,3
2,4
2,5
2,7
18
24
3,2
3,2
3,3
3,2
3,2
21
3,3
3,3
3,5
3,3
3,2
26
3,0
3,0
3,2
2,9
3,1
21
2,8
2,7
3,0
2,6
2,9
24
6
Сыктывкар
Воркута
Ижма
Печора
Троицко -Печорск
Усть-Кулом
Усть-Уса
Усть-Цильма
Ухта
Номинальная скорость
5
4
3
2
1
0
максимальная
Зима
Весна
Лето
Осень
Рис. 2.27. Скорость ветров по сезонам в Республике Коми
Ленинградская область
В табл. 2.8 приведены данные об изменении скорости ветра по
сезонам в различных населенных пунктах Ленинградской области, на основании чего построены графики скорости ветра, необходимой для страгивания ротора ветрогенератора «Сапсан – 1000»
(рис. 2.28).
69
Таблица 2.8
Данные о ветрах в Ленинградской области
Скорость ветра, м/с
Расположение
метеостанции
среднегодовая (на высоте 10 м)
зима
весна
лето
осень
максимальная
2,0
2,1
2,0
1,7
2,2
22
2,4
2,4
2,5
2,1
2,6
25
2,3
2,2
2,6
1,9
2,4
23
1,9
2,0
2,0
1,6
2,1
19
Волосово
3,3
3,6
3,2
2,8
3,4
28
Выборг
3,0
2,9
2,8
2,9
3,3
29
Ефимовский
(Бокситогорский
р-н)
2,0
2,1
2,0
1,8
2,0
23
Кингисепп
2,2
2,4
2,2
1,9
2,2
21
Кириши
2,6
2,7
2,7
2,2
2,8
21
Санкт-Петербург
Винницы (Подпорожский р-н)
Воейково (Всеволожский р-н)
Вознесенье (Подпорожский р-н)
Кронштадт
2,9
3,0
2,7
2,5
3,3
21
Лесогорский
(Выборгский р-н)
1,8
1,7
1,9
1,6
1,9
19
Лодейное Поле
1,8
1,9
1,9
1,6
1,9
19
Ломоносов
2,5
2,7
2,6
2,1
2,6
22
1,7
1,8
1,8
1,4
1,9
20
2,6
2,6
2,7
2,3
2,8
23
3,0
2,8
2,2
3,0
4,0
29
2,5
2,6
2,5
2,1
2,6
21
2,6
2,7
2,7
2,3
2,7
22
1,9
1,9
1,9
1,5
2,1
23
Любань
(Тосненский р-н)
Новая Ладога
(Волховский р-н)
Озерки
(Приморское ГП)
Ретюнь (Лужский
р-н)
Сиверский
(Гатчинский р-н)
Сосново
(Приозерский р-н)
70
средняя
Тихвин
2,1
2,1
2,2
1,9
2,2
23
Шлиссельбург
1,5
1,6
1,6
1,1
1,7
19
Скорость ветра, м/с
4
3,5
Санкт-Петербург
Волосово
Выборг
Кингисепп
Кириши
Кронштадт
Лодейное поле
Тихвин
Шлиссельбург
Номинальная скорость
3
2,5
2
1,5
1
0,5
0
Зима
Весна
Лето
Осень
Рис. 2.28. Скорость ветров по сезонам в Ленинградской области
Анализируя рис. 2.28, можно сделать вывод, что средняя скорость ветра в Ленинградской области недостаточна для эффективного использования ВЭУ. В то же время существует проект
опытной Котлинской ВЭС, предназначенной для дополнительного
энергоснабжения о-ва Котлин и г. Кронштадт. Наиболее приемлемой площадкой для размещения опытной ВЭС является место примыкания южного сегмента защитной дамбы к о-ву Котлин. Проектная мощность ВЭС – 3 МВт. Тип и количество агрегатов ВЭС –
5×600 кВт, NEG Mikon NM 600/43. Выработка электроэнергии –
11 455 МВт·ч.
Ненецкий автономный округ
В табл. 2.9 приведены данные об изменении скорости ветра по
сезонам в различных населенных пунктах Ненецкого автономного
округа, на основании которых построены графики скорости ветра,
необходимой для страгивания ротора ветрогенератора «Сапсан –
1000» (рис. 2.29).
Анализируя построенные графики, можно сделать вывод, что
Ненецкий АО обладает хорошим ветропотенциалом, особенно в населенных пунктах, расположенных в непосредственной близости
от побережья Северно-Ледовитого океана.
71
Таблица 2.9
Данные о ветрах в Ненецком автономном округе
Расположение
метеостанции
Скорость ветра, м/с
Нарьян-Мар
Амдерма
Бугрино
Индига
Несь
Нижняя
Пёша
Усть-Кара
Хорей-Вер
Шойна
Скорость ветра, м/с
среднегодовая
(на высоте 10 м)
средняя
зима весна лето осень
максимальная
3,1
6,2
5,6
6,2
4,4
3,1
7,7
6,3
6,9
4,8
3,1
6,1
5,1
5,9
4,6
3,0
4,8
5,0
5,3
4,0
3,0
6,3
5,7
6,7
4,3
22
34
32
29
27
3,5
3,9
3,6
3,2
3,5
21
6,1
4,2
5,4
6,7
4,5
5,6
5,9
4,5
5,2
5,6
4,0
5,0
6,2
3,9
5,6
31
29
30
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
Зима
Весна
Лето
Осень
Нарьян -Мар
Амдерма
Бугрино
Индига
Несь
Нижняя пёша
Усть-Кара
Хорей-Вер
Шойна
Номинальная скорость
Рис. 2.29. Скорость ветров по сезонам в Ненецком АО
Новгородская область
В табл. 2.10 приведены данные об изменении скорости ветра
по сезонам в различных населенных пунктах Новгородской области, на основании чего построены графики скорости ветра, необходимой для страгивания ротора ветрогенератора «Сапсан – 1000»
(рис. 2.30).
Анализируя построенные графики, можно сделать вывод, что
использование ВЭУ в Новгородской области практически не пред72
ставляется возможным по причине недостаточной среднесезонной
скорости ветра для всех населенных пунктов, за исключением Новгорода, в силу его географического положения на берегу озера Ильмень.
Таблица 2.10
Данные о ветрах в Новгородской области
Расположение
метеостанции
Скорость ветра, м/с
среднегодовая
(на высоте 10 м)
Скорость ветра, м/с
Великий Новгород
Боровичи
Демянск
Крестцы
Малая Вишера
Пестово
Старая Русса
Холм
средняя
зима весна лето осень
максимальная
3,4
3,8
3,5
3,0
3,4
26
1,5
1,7
1,8
2,4
1,7
2,3
1,9
1,7
1,9
2,0
2,5
1,6
2,7
2,0
1,6
1,7
1,7
2,5
1,6
2,4
1,8
1,2
1,2
1,4
1,9
1,3
1,9
1,5
1,6
1,7
1,8
2,5
1,7
2,4
2,1
18
19
20
18
21
21
19
4
3,5
Великий новгород
Боровичи
Демянск
Крестцы
Малая вишера
Пестово
Старая русса
Холм
Номинальная скорость
3
2,5
2
1,5
1
0,5
0
Зима
Весна
Лето
Осень
Рис. 2.30. Скорости ветров по сезонам в Новгородской области
Мурманская область
В табл. 2.11 приведены данные об изменении скорости ветра
по сезонам в различных населенных пунктах Мурманской области, на основании чего построены графики скорости ветра, необ73
ходимой для страгивания ротора ветрогенератора «Сапсан – 1000»
(рис. 2.31).
Анализируя построенные графики, можно сделать вывод, что
использование ВЭУ в Мурманской области возможно лишь в населенных пунктах, расположенных в северной части Кольского
полуострова, в непосредственной близости от Северно-Ледовитого
океана. Так, на сегодняшний день началось сооружение опытной
демонстрационной ВЭУ мощностью 250 кВт вблизи г. Мурманск.
Таблица 2.11
Данные о ветрах в Мурманской области
Расположение
метеостанции
Скорость ветра, м/с
Мурманск
Видяево
Кандалакша
Ковдор
Ловозеро
Мончегорск
Никель
Полярные
Зори
Североморск
Скорость ветра, м/с
среднегодовая
(на высоте 10 м)
средняя
зима весна лето осень
максимальная
4,4
3,5
2,3
1,9
2,4
3,2
3,8
4,8
3,8
2,1
1,9
2,1
3,1
4,4
4,3
3,5
2,4
2,1
2,6
3,2
3,7
3,8
3,2
2,4
1,8
2,5
3,2
3,6
4,5
3,6
2,3
2,1
2,3
3,4
3,5
29
32
20
24
24
30
27
2,5
2,1
2,6
2,6
2,7
19
4,6
5,2
4,3
4,1
5,0
30
6
Мурманск
Видяево
Кандалакша
Ковдор
Ловозеро
Мончегорск
Никель
Полярные зори
Североморск
Номинальная скорость
5
4
3
2
1
0
Зима
Весна
Лето
Осень
Рис. 2.31. Скорости ветров по сезонам в Мурманской области
74
Псковская область
В табл. 2.12 приведены данные об изменении скорости ветра по
сезонам в различных населенных пунктах Псковской области, на
основании которых построены графики скорости ветра, необходимой для страгивания ротора ветрогенератора «Сапсан – 1000»
(рис. 2.32).
Анализируя построенные графики, можно сделать вывод, что
использование ВЭУ в Псковской области практически не представляется возможным, в силу недостаточной среднесезонной скорости
ветра для всех населенных пунктов, за исключением г. Гдов, что
связано с его расположением в непосредственной близости от Чудского озера.
Таблица 2.12
Данные о ветрах в Псковской области
Расположение
метеостанции
Скорость ветра, м/с
средняя
среднегодовая
(на высоте 10 м) зима весна лето осень
Скорость ветра, м/с
Псков
Великие Луки
Гдов
Дно
Опочка
Пушкинские Горы
1,8
1,9
3,3
2,2
1,7
2,2
2,0
2,1
3,7
2,5
2,0
2,5
1,9
2,1
3,1
2,3
1,7
2,3
1,5
1,5
2,9
2,0
1,3
1,8
1,7
2,0
3,6
2,3
1,7
2,3
максимальная
22
23
23
21
20
20
4
3,5
Псков
Великие луки
Гдов
Дно
Опочка
Пушкинские горы
Номинальная скорость
3
2,5
2
1,5
1
0,5
0
Зима
Весна
Лето
Осень
Рис. 2.32. Скорость ветров по сезонам в Псковской области
75
Окупаемость ветроэнергетической установки «Сапсан – 1000»
для индивидуальных потребителей
В заключение рассмотрим важный экономический вопрос, связанный со сроком окупаемости ветроэнергетической установки
«Сапсан – 1000» для индивидуальных потребителей.
Стоимость ВЭУ «Сапсан – 1000» составляет, по данным ЗАО
«Сапсан – Энергия ветра», 118 000 р. В табл. 2.13–2.15 приведены
тарифы на электроэнергию, действовавшие в 2013 г. в Ленинградской области.
Таблица 2.13
Тарифы на электроэнергию для населения, проживающего
в городских населенных пунктах Ленинградской области в домах,
оборудованных газовыми плитами
Тариф на электроэнергию
Стоимость, р. за 1 кВт·ч
Одноставочный
Дифференцированный по двум зонам суток:
дневная зона (с 7 до 23 часов)
ночная зона (с 23 до 7 часов) 3,14
3,17
1,53
Дифференцированный по трем зонам суток:
пиковая зона (с 7 до 9 и с 17 до 20 часов) полупиковая зона (с 9 до 17 и с 20 до 23 часов) ночная зона (с 23 до 7 часов) 5,29
3,14
1,53
Таблица 2.14
Тарифы на электроэнергию для населения, проживающего
в городских населенных пунктах Ленинградской области в домах,
оборудованных в установленном порядке электрическими плитами
и/или электроотопительными приборами
Тариф на электроэнергию
Стоимость, р. за 1 кВт·ч
Одноставочный
Дифференцированный по двум зонам суток:
дневная зона (с 7 до 23 часов)
ночная зона (с 23 до 7 часов)
Дифференцированный по трем зонам суток:
пиковая зона (с 7 до 9 и с 17 до 20 часов) полупиковая зона (с 9 до 17 и с 20 до 23 часов) ночная зона (с 23 до 7 часов) 2,20
76
2,20
1,07
3,70
2,20
1,07
Таблица 2.15
Тарифы на электроэнергию для населения Ленинградской области,
проживающего в сельских населенных пунктах
Тариф на электроэнергию
Стоимость, р. за 1 кВт·ч
Одноставочный
Дифференцированный по двум зонам суток:
дневная зона (с 7 до 23 часов)
ночная зона (с 23 до 7 часов) 2,20
2,22
1,07
Дифференцированный по трем зонам суток:
пиковая зона (с 7 до 9 и с 17 до 20 часов) полупиковая зона (с 9 до 17 и с 20
до 23 часов) ночная зона (с 23 до 7 часов) 3,70
2,20
1,07
Если ветроэнергетическая установка постоянно работает в номинальном режиме с мощностью 1кВт, который потребляется каждый час, то можно определить эквивалентную стоимость централизованного электроснабжения, рассчитанную по данным табл. 2.13–
2.15 (табл. 2.16).
Таблица 2.16
Стоимость электроэнергии, потребленной в течение суток,
по разным тарифным планам, р.
Тариф на электроэнергию
Одноставочный
Дифференцированный
по двум зонам суток
Дифференцированный
по трем зонам суток
Стоимость электроэнергии, потребленной в течение суток (24 кВт)
тарифный
тарифный
тарифный
план табл.
план
план табл.
2.13
табл. 2.14
2.15
75,36
62,96
52,80
43,76
52,80
43,76
73,23
51,26
51,26
Таким образом, средняя стоимость суточного потребления
электроэнергии в Ленинградской области будет составлять 56,36 р.
Тогда средний срок окупаемости ВЭУ «Сапсан – 1000 составит 2094
дня, т. е. более 5,5 года.
Аналогичные расчеты можно провести по всему Северо-Западному промышленному региону или любому населенному пункту,
для любой ветроэнергетической установки, чтобы понять экономическую целесообразность ее использования с учетом выводов,
77
сделанных по анализу технических параметров ВЭУ, связанных
с необходимой для функционирования установки скоростью ветра.
Поскольку на бóльшей части территории Северо-Западного промышленного региона скорость ветра недостаточна даже для страгивания ветрогенераторов небольшой мощности, не говоря о выходе на
номинальный режим, во многих случаях может оказаться целесообразным применение комбинированных (например, солнечно- и
ветроэнергетических установок), управление которыми может осуществляться в соответствии с технологиями, аналогичными смартгрид (Smart Grid), о чем пойдет речь в следующей главе применительно к автономным электроэнергетическим комплексам малой
мощности.
78
ГЛАВА 3. ОБЩИЕ ПРИНЦИПЫ ПОСТРОЕНИЯ
АВТОМАТИЗИРОВАННЫХ СИСТЕМ УПРАВЛЕНИЯ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИ КОМПЛЕКСА
СОЛНЕЧНЫХ И ВЕТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ УСТАНОВОК
3.1. Общие положения
Электрическая сеть (ЭС) всегда строилась как система односторонней передачи. Она состояла из одной или нескольких очень мощных генерирующих станций, связанных с потребителями энергии.
Переход к возобновляемым источникам энергии и появление новых интеллектуальных устройств требуют иного подхода – строительства интеллектуальной одноранговой сети. К примеру, сегодня на крышах домов часто устанавливаются солнечные батареи, а
многие домовладельцы пользуются собственными небольшими генераторами. Это значит, что энергия и информация должна идти не
только к потребителям, но и в обратном направлении.
Таким образом, коммунальные службы должны превратиться в информационные компании и передавать не только электричество, но и данные. Они должны в реальном времени оценивать
спрос и адаптировать к нему свое предложение. При этом они могут
в реальном времени передавать пользователям ценную информацию, чтобы регулировать спрос. Для этого им нужно модернизировать центры обработки данных (ЦОД) и развернуть безопасную
коммуникационную инфраструктуру, подключающую к ЦОДам
все элементы энергетической сети.
Технология Smart Grid решает множество проблем, стоящих
перед энергетическими компаниями. Smart Grid – это интеллектуальные счетчики, динамическое управление электросетями, регулирование спроса, повышение безопасности и экономия расходов.
Интеллектуальные счетчики (Smart Metering). «Умный счетчик», установленный дома, может передавать данные о потреблении энергии практически в реальном времени, помогая потребителю принимать обоснованные решения о том, сколько энергии
использовать и в какое время суток. В будущем счетчики станут
отслеживать потребление энергии каждым домашним устройством
и поддерживать определенные правила поведения в часы пиковой
нагрузки и в другое время суток. К примеру, вечером, вернувшись
домой, можно подключить электромобиль к розетке, настроив его
так, чтобы аккумулятор начал заряжаться ночью, когда стоимость
электроэнергии минимальна.
79
Такой подход даст преимущества не только потребителям, но и
энергетическим компаниям, которые повысят эффективность своих процессов (за счет удаленного управления счетчиками) и смогут
лучше бороться с кражами электроэнергии (сегодня 10–20 % потребленной энергии не оплачивается).
Динамическое управление электросетями (Dynamic Grid
Management). Сегодня энергетическая компания узнает о перебоях с электричеством, только когда ей звонит разгневанный пользователь. Других способов мониторинга «последней мили» у нее нет.
Как отмечает Тодд Арнольд, старший вице-президент по системам
Smart Grid и потребительским устройствам из американской энергетической компании Duke Energy, Smart Grid позволит подключить к интеллектуальной сети все наше оборудование, от электрических генераторов до пользовательских устройств. В результате
будет видно текущее состояние всех устройств в любой момент времени.
Регулирование спроса (Demand Response). Мировые сети электропередач проектируются для удовлетворения пикового спроса, но
строительство и эксплуатация избыточных мощностей на случай,
если в час пик кому-то понадобится лишний киловатт, обходятся очень дорого. К тому же появляются огромные генерирующие
мощности, которые бóльшую часть времени простаивают. Smart
Grid позволяет регулировать спрос, сдвигая его по времени. Вместо
того чтобы использовать всю энергию в дневное время, мы можем
запускать целый ряд устройств – посудомоечные и стиральные машины, сушилки, зарядные устройства для электромобилей – в часы минимальной нагрузки (как правило, ночью). Расчеты показывают, что генерирующие мощности в США достаточны для замены
70 % автомобилей на электромобили. Для этого не потребуется ни
одной новой электростанции – достаточно сдвинуть спрос на часы
минимальной нагрузки.
Повышение безопасности. Интеллектуальная IP-сеть решает многие вопросы информационной и физической безопасности.
Передавая контрольную информацию по сети любого типа, мы
должны быть уверены, что эту информацию никто не перехватит,
не исказит и что никто не отключит наши системы. Физическая
безопасность также имеет критически важное значение, тем более
что на «последней миле» инфраструктура совершенно открыта и не
защищена от вандализма. Технологии сетевого видеонаблюдения
и ограничения доступа позволят непрерывно наблюдать за удаленными ресурсами через Smart Grid.
80
3.2. Автоматизированные системы управления
технологическими процессами СВЭУ
для децентрализованной энергетики
Автоматизированная система управления технологическими
процессами (АСУ ТП), построенная с использованием отдельных
элементов технологий Smart Grid, предназначена для управления
технологическими процессами комплексной электростанции:
– контроль и предоставление точной оперативной информации
о параметрах всего основного и вспомогательного оборудования
электростанции;
– комплексное управление работой основного и вспомогательного технологического оборудования электростанции за счет использования современных методов контроля, управления и регулирования технологических процессов и применения высоконадежной
микропроцессорной элементной базы;
– устойчивая работа электростанции в заданном режиме за счет
автоматического поддержания частоты и напряжения на шинах
электростанции в соответствии с ГОСТ 13109-97 (при автономном
режиме работы) или заданной мощности в линии связи с энергосистемой (при работе параллельно с энергосистемой) и распределения активных и реактивных нагрузок между параллельно работающими электроагрегатами;
– надежная и безопасная эксплуатация технологического оборудования комплекса за счет автоматического обнаружения неисправностей и предотвращения развития аварийных ситуаций;
– высоконадежное управление установками пожаротушения и
средствами пожарообнаружения, обеспечивающее обнаружение
возгорания в помещениях ЭС, управление исполнительными механизмами установок пожаротушения;
– удобство работы оперативного персонала при управлении автоматизируемым оборудованием за счет создания современных автоматизированных рабочих мест;
– автоматизация ведения отчетной документации;
– достоверность информации о состоянии оборудования, минимальные затраты времени на ориентацию персонала в режимной
и оперативной обстановке, своевременное выявление неполадок и
отклонений;
– предотвращение ошибочных действий оператора;
– автоматизация технических средств и технологических процессов комплекса ВЭС и СЭС;
81
– интеграция систем управления ветряными и солнечными
электростанциями;
– решение вопросов прогнозирования аварийных ситуаций и
предоставления информации персоналу станции;
– безаварийное управление станции во всех режимах эксплуатации, локализация аварий и управление в аварийных режимах с целью обеспечения безопасности станции.
АСУ ТП обеспечивает автоматизацию следующего оборудования
и систем ЭС: комплекс солнечных батарей; комплекс ветряных генераторов; вспомогательные механизмы; система обмена данными.
Для разработки структуры АСУ ТП ЭС важными параметрами
являются состав и характеристики технических средств электроустановки, накопителей электрической энергии, вспомогательных
технических средств; общетехнических средств, электроэнергетической системы в комплексе.
Как правило, концепция проектирования АСУ ТП обеспечивает беспрепятственную интеграцию автоматизированной системы
управления со всеми локальными системами управления (ЛСУ)
техническими средствами электростанции: ЛСУ ветроэнергетической установкой и ЛСУ солнечной энергетической установкой, а
также общетехнических средств электростанции, которые должны
соответствовать ГОСТ 14228-80 с уровнем автоматизации «4».
Кроме того, составной частью АСУ ТП должна быть система
обобщенной аварийно-предупредительной сигнализации (АПС).
В соответствии с разделом 3 ГОСТ 13822-82, АСУ ТП должна
обеспечивать:
– стабилизацию выходных электрических параметров;
– аварийно-предупредительную сигнализацию и аварийную защиту;
– дистанционное и автоматическое или только автоматическое
управление всеми технологическими процессами со сроком необслуживаемой работы в течение 150 или 240 часов.
АСУ ТП комбинированной электростанции должна представлять собой распределенную систему управления и контроля, построенную на базе современного оборудования и средств промышленной автоматизации, при которой различные процессы контролируются с помощью модулей ввода/вывода.
Системная архитектура построения АСУ ТП должна быть децентрализованной для обеспечения безопасности и простоты монтажа, при этом управление и эксплуатация всех элементов системы
должны осуществляться централизованно.
82
Общая структурная схема системы АСУ ТП СВЭУ состоит из
трех уровней аппаратно-программных средств.
Уровень сопряжения с объектом (УСО): состоит из приборов удаленного ввода/вывода аналоговых и дискретных сигналов компании Mitsubishi. Основная функция заключается в сборе дискретных и аналоговых сигналов и передаче их в централизованный
контроллер. Ввод/вывод сигналов организован на базе модулей
MELSEC ST. Устройства ввода/вывода Mitsubishi Electric основываются на Profibus. «ST» означает «Slicetype Terminal» («секционированный терминал»), т. е. децентрализованную систему ввода/
вывода, состоящую из вставных электронных модулей. Передача
данных от устройств ввода/вывода осуществляется по резервированной сети нижнего уровня RS-485 по протоколу Profibus-DP.
Приборы с устройствами ввода/вывода распределены по ЭС исходя
из наименьшего расстояния приборов до датчиков и исполнительных механизмов. Также на первом уровне производится прием информации от оборудования ЭС для его контроля и диагностики.
Дополнительно приборы УСО включают следующие функции:
– усиление и аварийная защита управляющих сигналов насосов, компрессоров, клапанов и вентиляторов:
– усиление сигнала от термопар;
– преобразование сигнала от датчиков термосопротивлений;
– функцию развязки сигналов от прочих типов датчиков.
Модули MELSEC ST имеют технологии «горячей замены» (hot
swap), позолоченные контакты, кодировка модулей и быстрая шина задней панели обеспечивают высокую эксплуатационную надежность.
Серия MELSEC ST универсально применима в децентрализованно автоматизированных установках и, являясь не зависящей от
изготовителя системой, совместима со всеми главными устройствами, совместимыми с Profibus.
Уровень логической обработки информации и формирования
управляющих интерфейсных сигналов: в качестве программируемых логических контроллеров (ПЛК) используются контроллеры
производства Mitsubishi серии Q (рис. 3.1) для обеспечения резервирования сети не только на уровне сетевого обмена, но и на аппаратном уровне, что обеспечивает высокую отказоустойчивость системы.
Верхний уровень оперативного мониторинга и управления системами и оборудованием через операторские станции, расположенные
в центральном посту управления (ЦПУ). Верхний уровень также
83
Рис. 3.1. Контроллеры производства Mitsubishi серии Q
обеспечивает доступ к архивным данным систем и предоставляет
возможность пользователю вывода на печать отчетов (рис. 3.2).
Коммуникационные сети АСУ ТП СВЭУ. Для обеспечения надежного и простого взаимодействия оборудования ИСУ ТС между
собой, а также с внешними комплексами и системами в АСУ ТП используются следующие коммуникационные сети:
1) Ethernet TCP/IP – коммуникационная сеть верхнего уровня,
обеспечивающая обмен данными между серверами и терминальными панелями операторов;
Рис. 3.2. Экран пользователя АУС ТП СВЭУ
84
2) PROFINET – коммуникационная сеть верхнего уровня; сеть
обеспечивает обмен данными между вторым и третьим уровнем
аппаратно-программных средств (скорость передачи данных –
1000 Мбит/с). Шина имеет оптические каналы связи со стеклянными волоконно-оптическими кабелями в качестве среды передачи данных;
3) Profibus DP – коммуникационная сеть нижнего уровня; обеспечивает обмен данными между первым и вторым уровнем аппаратно программных средств (скорость передачи данных – от
19 200 Бит/с до 12 Мбит/с);
4) Modbus – коммуникационная сеть нижнего уровня; обеспечивает обмен данными системы с приборами обобщенной аварийнопредупредительной сигнализации.
Для обеспечения безотказности работы систем управления используется метод полного резервирования сети. Данный метод обеспечивает наименьшее время переключения на резерв. При любом
отказе в основной сети (обрыв в ветви между коммутаторами, отказ
коммутатора, обрыв ветви между портом оконечного устройства и
коммутатором) связь по сети восстанавливается путем переключения портов оконечных устройств на резервную сеть.
Сети верхнего уровня сконфигурированы в виде резервированных оптических колец, т. е. каждая из них дополнительно к базовому оптическому кольцу имеет еще одно резервированное. Базовое и резервированное оптические кольца системной шины проложены в помещениях по различным маршрутам и физически не
связаны друг с другом. В случае выхода из строя или повреждения
базового кольца шины, сетевые узлы автоматически осуществляют аппаратный переход на резервное кольцо. При восстановлении
соединения происходит обратный переход. В случае возникновения отказа (обрыв кабеля или выход из строя компонента шины)
сетевые узлы автоматически реконфигурируют сеть, осуществляя
переход с кольцевой топологии сети на магистральную.
Передача данных по сетям среднего и нижнего уровня организована на базе системы FDA – Fast Data Access, предназначенной для
доступа к данным реального времени по запросам от OPC-сервера
FDA-OPC.
Исполнительная подсистема FDA выполняет функции отслеживания и сохранения значений изменившихся переменных для их
чтения и записи по запросам OPC-сервера. Подсистема реализована
в виде виртуального устройства и включает также сервис обработки
запросов на выдачу данных и установку новых значений переменных.
85
FDA-OPC предназначен для извлечения данных из контроллера, предоставления доступа к ним по OPC-запросам, а также для
установки новых значений переменных.
Отличительной особенностью системы FDA является то, что регистрируются только изменившиеся значения переменных, а значит, по сети не передается лишняя информация, что позволяет существенно ускорить обмен данными.
Передача данных осуществляется по запросам FDA-OPC и представляет собой обмен данными по схеме «запрос – ответ», поэтому в качестве протокола передачи данных выбран протокол UDP.
Выбор протокола UDP сделан также и по той причине, что для решения описанной задачи мощные механизмы обеспечения надежности протокола TCP не являются обязательными, к тому же простота реализации протокола UDP позволяет сократить время разработки.
Поскольку сам протокол UDP не обеспечивает надежность передачи данных, указанный недостаток компенсируется использованием дополнительных механизмов повышения надежности,
встроенных в приложения, реализующие обмен данными. Помимо
статических таймаутов и повторного запроса данных в случае возникновения ошибок, эти механизмы используют порядковые номера пакетов для гарантии того, что полученный ответ соответствует
посланному запросу.
Целостность пересылаемых данных обеспечивается за счет поля
«длина» UDP-дейтаграмм, а также за счет использования встроенного подсчета контрольной суммы UDP.
Поскольку протокол UDP не требует установления и разрыва соединения, это позволило значительно повысить скорость передачи
данных по сравнению с TCP и существенно упростить подключение
архивных серверов.
Система FDA предоставляет возможность, управления и доставки данных на верхний уровень систем АСУ и обладает следующими характеристиками: производительность от 5 мкс; режим повышенной стабильности с приоритетами реального времени; скорость
передачи данных – до 500 тысяч переменных в секунду.
Реализация общих принципов построения АСУ ТП СВЭУ в каждом конкретном случае, безусловно, будет зависеть от запросов потребителя и его финансовых возможностей.
86
Контрольные вопросы
1. Приведите классификацию систем электроснабжения с возобновляемыми видами энергии.
2. Назовите основных производителей ветрогенераторов и ветроустановок традиционного исполнения.
3. Дайте характеристику ветрогенераторам и ВЭУ традиционного исполнения.
4. Опишите типовую структуру ветроэнергетической установки.
5. Дайте сравнительную оценку ветроэнергетических установок
с вертикальным и горизонтальным расположением вала.
6. Охарактеризуйте сверхпроводниковые ветрогенераторы.
7. Расскажите об общих принципах построения АСУ ТП СВЭУ.
8. Расскажите о принципах построения АСУ ТП СВЭУ для децентрализованной энергетики.
9. Дайте оценку окупаемости ветроэнергетической установки
для индивидуального потребителя.
87
Рекомендуемая литература
1. Волков Д. А., Турубанов М. А. Особенности проектирования ветроэнергетических установок малой мощности // Завалишинские
чтения: сб. докл. СПб.: ГУАП, 2012. С. 43–47.
2. Cайт компании «МикроАРТ»: URL: www.vetrogenerator.ru.
(дата обращения 12.11.2014).
3. Сайт компании «Сапсан-Энергия». URL: www.sev.ru (дата обращения 12.11.2014).
4.  Сайт промышленно-строительной группы «СтройТЕХНОмонтаж». URL: www.stm.vistcom.ru/vetrogeneratori/vetrogenvinside.htm
5. Чубраева Л. И., Платонова М. Ю., Сергеев М. Ю. и др. Кинетические накопители энергии с моделированием процессов левитации вращающихся масс// Проблемы создания и эксплуатации
новых типов электроэнергетического оборудования: сб. ст. Вып. 6.
СПб.: ОЭЭП РАН, 2004. С. 134–145.
6. Чубраева Л. И. Применение инновационных технологий для
совершенствования ветроэнергетических установок // Завалишинские чтения: сб. докл. СПб.: ГУАП, 2011. С. 235–242.
7. Чубраева Л. И., Шишлаков В. Ф. Роль информационных технологий при создании новой техники // Информационно-управляющие системы. 2012. № 4. С. 10–15.
8. Шишлаков А. В. Алгоритм управления автономной электроэнергетической установкой со сверхпроводниковым оборудованием // Завалишинские чтения: сб. докл. СПб.: ГУАП, 2013. С. 165–170.
9. Электрические станции: журнал. М.: Энергопрогресс, 2011.
№ 11.
10. Энергетик: журнал. М.: Энергопрогресс, 2009–2011.
88
ОГЛАВЛЕНИЕ
Глава 1. Обзор ветрогенераторов и ветроэнергетических
установок.................................................................................
1.1. Классификация систем электроснабжения
с возобновляемыми видами энергии..................................
1.2. Основные производители ветрогенераторов
и ветроустановок традиционного исполнения.....................
1.3. Ветрогенераторы и ВЭУ традиционного исполнения.............
1.4. Типовая структура ВЭУ....................................................
1.5. Сравнительная оценка ВЭУ с вертикальным
и горизонтальным расположением вала генератора.............
1.6. Сверхпроводниковые ветрогенераторы...............................
31
44
Глава 2. Технико-экономическая оценка эффективности применения ВЭУ в Северо-Западном промышленном регионе РФ..............
52
Глава 3. Общие принципы построения автоматизированных систем
управления технологическими процессами комплекса
солнечных и ветроэнергетических установок ................................
3.1. Общие положения...........................................................
3.2. Автоматизированные системы управления технологическими процессами СВЭУ для децентрализованной
энергетики....................................................................
3
3
6
8
27
79
79
81
Контрольные вопросы.................................................................
87
Рекомендуемая литература.........................................................
88
89
Учебное издание
Шишлаков Дмитрий Владиславович,
Архипова Ирина Ивановна,
Шишлаков Андрей Владиславович
ВЕТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ:
ПРИНЦИПЫ ПОСТРОЕНИЯ,
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА
ЭФФЕКТИВНОСТИ
Учебное пособие
Под редакцией доктора технических наук,
профессора В. Ф. Шишлакова
Редактор В. А. Черникова
Компьютерная верстка А. Н. Колешко
Сдано в набор 28.05.2014. Подписано к печати 25.12.14. Формат 60 × 84 1/16.
Бумага офсетная. Усл. печ. л. 5,2. Уч.-изд. л. 5,6.
Тираж 250 экз. (1-й завод – 100 экз.). Заказ № 669.
Редакционно-издательский центр ГУАП
190000, Санкт-Петербург, Б. Морская ул., 67
Документ
Категория
Без категории
Просмотров
4
Размер файла
8 887 Кб
Теги
shishlakov
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа