5. Валовой потенциал ветрового потока.

Валовый потенциал - это количество энергии, заключенное в данном виде энергоресурса, при условии ее полного полезного использования.

Технический потенциал — это часть валового потенциала, преобразование которого в полезную энергию целесообразно при соответствующем уровне развития технических средств.

Экономический потенциал ВИЭ — часть технического потенциала, который экономически целесообразно преобразовывать в полезную энергию при конкретных экономических условиях.

По ГОСТ от 1998 года:

Валовой потенциал: Энергетический эквивалент ветрового потока какой-либо местности на определенной высоте над поверхностью земли.

По оценкам различных авторов, валовый ветроэнергетический потенциал Земли равен 1200 ТВт*ч.

Валовый потенциал России по регионам в млрд. кВт*ч в год по состоянию на 2007 год.

В с е г о	2606635
Центральный	28717
Северо-Западный	173034
Южный	70633
Приволжский	94502
Уральский	646795
Сибирский	605192
Дальневосточный	987762

6. Устройство ветроэлектрических установок.

Ветрогенератор (ветроэлектрическая установка или сокращенно ВЭУ) — устройство для преобразования кинетической энергии ветра в электрическую.

Ветрогенераторы можно разделить на две категории: промышленные и домашние (для частного использования). Промышленные устанавливаются государством или крупными энергетическими корпорациями. Как правило, их объединяют в сети, в результате получается ветряная электростанция. Её основное отличие от традиционных (тепловых, атомных) — полное отсутствие как сырья, так и отходов. Единственное важное требование для ВЭС — высокий среднегодовой уровень ветра. Мощность современных ветрогенераторов достигает 7,5 МВт .

Строение малой ветряной установки

Ротор; лопасти; ветротурбина; хвост, ориентирующий ротор против ветра

Генератор

Мачта с растяжками

Контроллер заряда аккумуляторов

Аккумуляторы (обычно необслуживаемые на 24 В)

Инвертор (= 24 В -> ~ 220 В 50Гц)

Сеть

Некоторые современные бытовые ИБП имеют модуль подключения источника постоянного тока специально для работы с солнечными батареями или ветрогенераторами. Таким образом, ветрогенератор может быть частью домашней системы электропитания, снижая потребление энергии от электросети.

Устройство ветрогенератора

1.Фундамент

2.Силовой шкаф, включающий силовые контакторы и цепи управления

3.Башня

4.Лестница

5.Поворотный механизм

6.Гондола

7.Электрический генератор

8.Система слежения за направлением и скоростью ветра (анемометр)

9.Тормозная система

10.Трансмиссия

11.Лопасти

12.Система изменения угла атаки лопасти

13.Колпак ротора

Система пожаротушения

Телекоммуникационная система для передачи данных о работе ветрогенератора

Система молниезащиты

7 Эксплуатационные и технико-экономические показатели ветроэлектрических агрегатов

1. Методика расчета экономической эффективности ветроустановок

Критерием выбора лучшего варианта является годовой экономический эффект, определяемый на годовой объем производства. Годовой экономический эффект представляет собой суммарную экономию, которую получает производитель и потребитель в результате использования ветроагрегатов и ветроустановок.

Приведенные затраты в сфере производства и эксплуатации представляют сумму себестоимости и нормативной прибыли:

3 = С + ЕнК

где 3- приведенные затраты единицы продукции, руб.;

С-себестоимость единицы продукции, руб.;

Ей- нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, руб.;

К- удельные капитальные вложения, руб.

В приведенных затратах текущие затраты (себестоимость) и единовременные (капиталовложения) должны быть соизмерены по фактору времени. Соизмерение к экономически однозначной величине осуществляется через нормативный коэффициент эффективности. При сравнении ряда вариантов экономически эффективным считается вариант, обеспечивающий минимум приведенных затрат.

В расчетах по определению экономической эффективности ВЭУ или ВДУ применяется нормативный коэффициент экономической эффективности дополнительных капитальных вложений. Этим коэффициентом определяется нормативная прибыль в долях от дополнительных капитальных вложений за год.

Выбор базы сравнения

В настоящее время на объектах, не имеющих централизованного электроснабжения, в том числе в населенных пунктах Крайнего Севера и Дальнего Востока для электроснабжения применяются в основном ДЭС мощностью от 8 до 200 кВт в одном агрегате.

Для кратковременных работ в сельском хозяйстве и строительстве используются также портативные бензиновые электростанции малой мощности от 0,5 до 3-5 кВт.

Определение капитальных вложений

Капитальные вложения, связанные с приобретением и монтажом новой техники, являются затратами потребителя. Они состоят из стоимости приобретения оборудования по оптовым ценам и стоимости расходов на его доставку и монтаж. Сумма перечисленных расходов составляет балансовую стоимость капиталовложений. Средний коэффициент перевода оптовой цены в балансовую стоимость колеблется в пределах 1,1-1,2.

Определение годовых эксплуатационных затрат

Годовые эксплуатационные затраты И определяются как сумма следующих составляющих:

И=Из + Иа + Ик + Их+Иг + Ип

где Из- расходы на зарплату обслуживающего персонала;

Иа- амортизационные отчисления на восстановление и ремонт по сопутствующим капитальным вложениям потребителя;

Их – отчисления на текущий ремонт;

Ик- амортизационные отчисления на капитальный ремонт ВЭУ;

Иг- расходы на горюче-смазочные материалы;

Ип- прочие эксплуатационные расходы.

Расчет годового экономического эффекта

Расчет производится по следующей формуле:

Э=[З1*B2/B1*P1+Eн/P2+Eн + (И1-И2)-Ен(К2-К1)/P2+Ен - З2]*А2

где З1 и З2 – оптовые цены соответственно базовой и новой техники;

В1 и В2- годовая выработка базовой и новой техники;

Р1 и Р2 – доли отчислений на реновацию сопутствующих капиталовложений базовой и новой техники;

И1 и И2 – годовые эксплуатационные расходы базовой и новой техники;

А2 – годовой объем производства новой техники, шт.

Показателем, обратным по величине нормативному коэффициенту эффективности Ен, является срок окупаемости. Фактический срок окупаемости определяется по формуле:

Т=Кдоп/И1-И2

где Т – срок окупаемости дополнительных (по сравнению с базовой техникой) капиталовложений; Кдоп – величина дополнительных капиталовложений для образца новой техники; И1 и И2 – годовые эксплуатационные расходы, включая амортизационные отчисления.

Методика расчета себестоимости электроэнергии ВДУ

В экономическом анализеуказывается, что эффективность использования ВДУ зависит от следующих факторов:

ветровых условий применения ВДУ;

мощностных характеристик используемых ВЭУ;

величины капитальных вложений, связанных с вводом в действие ВДУ;

срока службы ВЭУ и резервных ДЭС;

стоимости дизельного топлива и величины удельного расхода;

стоимости обслуживания ВЭУ, ДЭС и вспомогательного оборудования;

процентной ставки на капитальные вложения и величины инфляции.

Годовые амортизационные отчисления на ветроагрегаты и систему управления к ним, имеющие 19 летний срок службы, определяют как 1/20 часть их оптовой цены. Аккумуляторные батареи со сроком службы 8 лет имеют годовые отчисления, равные 1/8 оптовой цены. Что касается амортизационных отчислений на ДЭС, работающие е периоды слабых ветров, то амортизационные отчисления производятся с учетом фактического числа часов их работы за год, принимая во внимание, что срок службы ДЭС мощностью 40-60 кВт составляет 20 тыс. часов работы. Проведенный автором поверочный расчет доли удельных расходов указанного комплекса на выработку 1 кВт ч энергии, за счет затрат на топливо и стоимости обслуживания, показал хорошую сходимость с результатами расчетов фирмы.

Поверочный расчет амортизационной составляющей в затратах показал, что при годовом объеме выработки энергии 350 МВт-ч, стоимости дизельного топлива 0,8 DM/литр и среднегодовой скорости ветра 7 м/с доля амортизационной составляющей затрат равна 0,153 DM/KBT-Ч, а по данным фирмы SMA она составляет 0,18 Ом/кВт-ч.

2. Технико-экономическое обоснование использования ветроустановок мощностью 250 кВт

Критерием целесообразности применения ветроэлектрической установки АВЭ-250, является годовой экономический эффект, который зависит от ветровых условий места применения и стоимости топлива.

За базу сравнения при расчете экономического эффекта, получаемого от АВЭ-250, предназначенного для выработки электроэнергии, принят дизель-электрический агрегат АСДА-200.

Поскольку основными регионами использования АВЭ-250 предполагаются Камчатка, Дальний Восток, побережье Каспийского моря, где среднегодовые скорости ветра на уровне 10 м от земли составляют 6,5-7,5 м/с и выше, то первые расчеты экономической эффективности АВЭ-250 были выполнены в начале 1990-х годов экономистом НПО «Ветроэн» А В. Розинкевич для Vr=7 м/с. В те времена стоимость дизельного топлива была низкой и в расчете она принималась равной 150 руб./т (с учетом стоимости доставки на Крайний Север) В расчете принималось, что при Vr=7 м/с (на уровне втулки ветроколеса) годовая выработка АВЭ-250 составляет 468-580 кВт-ч. При этом срок окупаемости дополнительных капитальных вложений составлял 6,5 лет.

В настоящее время десятки фирм в разных странах производят ветроагрегаты мощностью 200-250 кВт по оптовой цене на уровне 1 тыс. долл. США за 1 кВт установленной мощности. С учетом дополнительных расходов на доставку и монтаж ВЭУ в условиях вечной мерзлоты ее балансовая стоимость составит 10249 тыс. руб.Согласно ТУ на АВЭ-250 трудоемкость обслуживания агрегата в период эксплуатации составляет 32 чел. в год.

Оптовая цена АСДА-200 по данным 2004 г. составляет 600 тыс. руб. С учетом дополнительных расходов на доставку и монтаж в процентах от оптовой цены (48%) балансовая стоимость АВЭ-250 составит 888 тыс. руб. Затраты времени на обслуживание дизель-агрегата определены согласно ГОСТ 10032-80 для ДЭС 1-й степени автоматизации (1875 ч/год).

Удельный расход дизельного топлива для АСДА-200 составляет 273 г/кВт-ч, масла – 3,75 г/кВтч. Стоимость дизельного топлива в апреле 2005 г. составляла в Москве 15 руб /кг. В отдаленных районах она составляет 25 руб./кг. Цена масла – в 2 раза выше (50 руб./кг).

При среднегодовой скорости ветра Vr=7 м/с экономический эффект для одной установки АВЭ-250 (А>=1) составляет: 2461,7 тыс .руб. В рассматриваемом случае Vr=7 м/с срок окупаемости T при цене дизельного топлива 15 руб./кг равен: 5,33 года

Срок окупаемости Т при цене дизельного топлива 25 руб./кг составит: 2,98 лет

Выполненные расчеты показывают, что при среднегодовой скорости ветра Vr=7 м/с использование АВЭ-250 весьма эффективно. Для выяснения вопроса эффективности АВЭ-250 при ее использовании в местах с меньшей среднегодовой скоростью произведем расчет годовой выработки АВЭ-250 при Vr=6 м/с (?=1,75 по Вейбуллу).

Суммарная годовая выработка энергии АВЭ-250 согласно произведенным расчетам для Vr=6 м/с составляет 314 тыс. кВт ч. По сравнению с Vr=7 м/с выработка снизилась на 33%.

Исходя из полученных данных снижения выработки энергии, применение АВЭУ-250 при Vr=6 м/с экономически оправданно только тогда, когда доставка топлива на объекты нерегулярна и обходится дорого.

Необходимость разработки новой методики технико-экономических обоснований применения ВЭУ

Приведенные расчеты показали, что использование ВЭУ выгодно даже в тех случаях, когда ДЭС работают круглосуточно, но обслуживаются не более 5 часов в сутки (1875 ч/год). Именно такое условие используется в существующих методиках определения эффективности применения ВЭУ вместо ДЭС.

возможность непрерывной работы одной ДЭС можно оспаривать, так как заводы-изготовители устанавливают предел непрерывной работы ДЭС на уровне 4-5 часов. Лишь АСДА-200, используемый в приведенном расчете, допускает непрерывную работу в течение 240 часов (10 суток). В практике использования зарубежных ДЭС всегда в комплект оборудования вводят не менее двух ДЭС, а чаще – 3-5 шт., различной мощности, что позволяет обеспечить непрерывность функционирования ДЭС даже при самых жестких ограничениях, устанавливаемых заводами-изготовителями.

Главная задача применения ВЭУ в сельской местности -экономия топлива. При балансовой стоимости АВЭ-250 10 млн. 249 тыс. руб. в зависимости от цены топлива (15-25 руб./кг) в районе со средней скоростью ветра 7 м/с годовая экономия ГСМ изменяется в пределах от 1972,5 тыс. руб. до 3287,5 тыс. руб.

При этом срок полной окупаемости Гот капиталовложений в ВЭУ определяется так:

Tок = Балансовая стоимость/Расход ГСМ = 10249/3287,5:1972,5 = 3,12 : 5,19 лет

Полученные данные показывают, что за свой срок службы (30 лет) АВЭ-250 может за счет экономии ГСМ окупить свою стоимость многократно.

3. Экономические показатели ВЭУ различных размеров

Современная ветроэнергетика развивается в двух основных направлениях. Первое связано с разработкой и применением ВЭУ малой мощности (от 1 до 100 кВт), используемых преимущественно для работы в автономном режиме электроснабжения. С помощью таких установок можно обеспечить электроснабжение как отдельных сельских домов. В случаях, когда ветровые условия не позволяют полностью обеспечить потребности потребителей за счет энергии ветра, в дополнение к ВЭУ применяются резервные источники электроснабжения, фотоэлектрические батареи, бензо- или дизель-электрические агрегаты и аккумуляторные батареи. Диаметр ветроколес ВЭА малой мощности обычно колеблется в пределах от 3 до 25 м.

Второе направление развития ветроэнергетики связано с созданием ВЭС большой мощности (до 5 МВт в одном агрегате) и их использованием для крупномасштабной выработки энергии, отдаваемой в существующие энергосистемы. Диаметр ветроколес сетевых ВЭС мощностью 1 МВт находится в пределах 60-70 м, а самая крупная в мире ВЭС мощностью 5 МВт, разработанная в Германии, имеет диаметр ветроколеса 145 м.

Из данных по удельной материалоемкости ветроагрегатов с учетом массы башни следует, что максимальная материалоемкость соответствует меньшим диаметрам ветроколес. При диаметре ветроколес /7=5 м удельная материалоемкость для ветроагрегата в целом составляет 40 кг/м2. (на 1 м2 ометаемой площади ветроколеса) и 17,5 кг/м2 для головки ветроагрегата с ветроколесом. В США был проведен анализ себестоимости электроэнергии, вырабатываемой ВЭУ различного размера, выпускаемых рядомфирм. Из результатов расчета себестоимости электроэнергии для среднегодовых значений скорости ветра Vt=5,4 и Vr=6,3 м/с следует, что для Vr=5,4 м/с резкое снижение себестоимости энергии (с 24 до 6,5 цент./кВт ч) достигается при увеличении диаметра ветроколеса от 4 до 15 м. Дальнейшее увеличение размеров ветроколеса (с Д=15 до Д=20 м) практически не приводит к снижению себестоимости вырабатываемой энергии.Нетрудно усмотреть общность полученных при анализе удельной материалоемкости и себестоимости вырабатываемой энергии: ветроагрегаты с диаметром ветроколеса Д=4+7 м имеют показатели, существенно уступающие агрегатам с диаметрами ветроколес Д=10:21 м. В связи с этим при массовом использовании ВЭУ в районах, не имеющих централизованного электроснабжения, следует ориентироваться в основном на производство и применение ВЭУ мощностью от 10 до 100 кВт с диаметрами ветроколес от 8 до 184-25 м.

8. Дьячков Ваня