Бессель В.В. и др. Использование ветроэнергетики в НГК России

Министерство образования и науки Российской Федерации РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА имени И. М. ГУБКИНА Кафедра термодинамики и тепловых двигателей

К 85-летию Российского Государственного университета нефти и газа имени И. М. Губкина

В. В. БЕССЕЛЬ Р. Д. МИНГАЛЕЕВА

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ВЕТРОЭНЕРГЕТИКИ В НЕФТЕГАЗОВОМ КОМПЛЕКСЕ РОССИИ Учебное пособие Допущено учебно-методическим объединением вузов Российской Федерации по нефтегазовому образованию в качестве учебного пособия для студентов образовательных организаций высшего образования, обучающихся по направлению подготовки магистратуры «Нефтегазовое дело», по представлению ученого совета Российскогогосударственного университета нефти и газа имени И. М. Губкина

Москва 2014

УДК 621.548 (075) Р е ц е н з е н ты: доктор технических наук, профессор В. В. Сушков (Тюменский государственный нефтегазовый университет), кандидат технических наук, главный инженер Б. Л. Житомирский (ОАО «Оргэнергогаз»)

Бессель В. В., Мингалеева Р. Д. Использование ветроэнергетики в нефтегазовом комплексе России. Учебное пособие. – М.: Издательский центр РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, 2014. – 89 с. Рассматривается современное состояние ветроэнергетики в мире, показана методика расчета и дана оценка технического потенциала ветровой энергетики России для сухопутной и прибрежной зон, представлена методика оптимизации затрат при выборе горизонтальноосевых ветроэнергетических установок для ветроэлектростанции. Учебное пособие предназначено для магистров, обучающихся по программам «Энергосберегающие технологии для газотранспортных систем» и «Техническая диагностика газотранспортных систем», а также рекомендуется слушателям системы дополнительного профессионального образования.

Данное издание является собственностью РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина и его репродуцирование (воспроизведение) любыми способами без согласия университета запрещается

© В. В. Бессель, Р. Д. Мингалеева, 2014 © РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, 2014 © В. С. Голубев, оформление серии, 2007

Содержание Введение ........................................................................................................

4

1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ВЕТРОЭНЕРГЕТИКИ В МИРЕ И ОЖИДАЕМЫЕ ТРЕНДЫ ............................................................... 1.1. Общая ситуация в мире. ................................................................ 1.2. Оффшорная ветроэнергетика. ....................................................... 1.3. Будущие вызовы и перспективы мировой ветроэнергетики .... 1.4. Прогноз развития мировой ветроэнергетики на 2020 год. ........

7 10 13 16 18

2. ОЦЕНКА ПОТЕНЦИАЛА ВЕТРОВОЙ ЭНЕРГЕТИКИ РОССИИ ................................................................................................................ 2.1. Расчет потенциала ветровой энергии для сухопутной части России. .................................................................................................... 2.2. Расчет потенциала ветровой энергии в оффшорной зоне России. .................................................................................................... 3. РАЗВИТИЕ РЫНКА ВЕТРОЭНЕРГЕТИКИ .................................... 3.1.Обзор некоторых основных производителей горизонтальноосевых ветроэнергетических установок. ............................................ 3.2. Стоимость ветроустановок............................................................ 3.3.Общая стоимость проектов береговых ветроэнергетических станций. ................................................................................................. 3.4. Общая стоимость проектов оффшорных ветроэнергетических станций. ..................................................................................................

20 20 34 42 44 47 49 52

4.МЕТОДИКА ОПТИМИЗАЦИИ ЗАТРАТ ПРИ ВЫБОРЕ ГОРИЗОНТАЛЬНО-ОСЕВЫХ ВЕТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ УСТАНОВОК ДЛЯ ВЕТРОЭЛЕКТРОСТАНЦИИ ............................................... 4.1. Размещение ветроэлектростанции в континентальной зоне. .... 4.2. Размещение ветроэлектростанции в оффшорной зоне. ............

54 54 62

5.ВОЗМОЖНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ АВТОНОМНЫХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ УСТАНОВОК МАЛОЙ МОЩНОСТИ НА ОСНОВЕ ВЕТРОВОЙ ЭНЕРГИИ ДЛЯ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ ОБЪЕКТОВ ВОСТОЧНОЙ ГАЗОВОЙ ПРОГРАММЫ ОАО «ГАЗПРОМ» ........

74

ПРИЛОЖЕНИЕ 1 ........................................................................................

82

ПРИЛОЖЕНИЕ 2 ........................................................................................

85

Литература....................................................................................................

89

3

Введение

Нефтегазовый комплекс играет ведущую роль в экономике современной России. Благодаря успешной работе нефтяников и газовиков, Россия является признанным мировым лидером по добыче углеводородного сырья. Это обеспечивает стабильные поставки углеводородов как на внутренний рынок, так и на экспорт, что создает благоприятные условия для успешного и стабильного развития экономики не только нашей страны, но и стран – импортеров российских углеводородов. Так, по данным Росстата, если в 2000 году доля экспорта углеводородов в общем объеме экспорта страны составляла 50,3%, то в 2013 году она выросла до 66,9%. Это является свидетельством растущего влияния нефтегазового комплекса на экономическое развитие и модернизацию страны. Но, с другой стороны, огромный нефтегазовый комплекс потребляет колоссальное количество энергии на собственные нужды. Прежде всего, это связано с технологическими особенностями добычи и подготовки нефти и газа к транспорту, а также переработки нефти. Поэтому столь актуальной в настоящее время является проблема энергосбережения на каждом этапе технологической цепочки – от геолого-разведочных работ до продажи конечного продукта потребителю. Нефтегазовый комплекс страны является энергозатратным по определению, поэтому кроме решения задач энергосбережения столь важно задуматься о процессе вовлечения в баланс энергопотребления дополнительной энергии, получаемой не от сжигания добываемых углеводородов, а от возобновляемых источников энергии, в том числе и от энергии ветра. Это позволит сохранить товарные углеводороды для реализации их на рынке. Этим сейчас начали серьезно заниматься все крупнейшие добывающие и транспортные компании страны, осо4

бенно после начала разработки лицензионных участков в Восточной Сибири, на Дальнем Востоке и в Арктических шельфовых зонах России. Дело в том, что в этих огромных по площади регионах нет развитой энергетической инфраструктуры, способной обеспечить надежное энергоснабжение предполагаемых к строительству объектов, поэтому для ее создания потребуются колоссальные временные, материальные и финансовые ресурсы. И для решения задачи энергообеспечения возможны следующие варианты: 1) строить генерирующие объекты большой мощности, работающие на традиционной гидроэнергетике или на сжигании органического топлива, в том числе и угля, которым богаты эти регионы, с последующей транспортировкой электроэнергии по высоковольтным сетям на огромные расстояния; 2) создавать систему автономного распределенного энергоснабжения малой и средней мощности непосредственно в местах сосредоточения производственных и бытовых объектов нефтегазового комплекса, в том числе с использованием возобновляемых источников энергии. Каждый из этих вариантов имеет свои плюсы и минусы, однако их реализация потребует времени и ресурсов. Но к определенным плюсам второго варианта можно отнести следующее: 1) мировая практика доказала, что автономные системы энергообеспечения позволяют значительно уменьшать потери энергии при транспортировке, так как объекты энергоснабжения строятся в непосредственной близости от структур энергопотребления; 2) использование возобновляемых источников энергии в автономных энергоустановках существенно улучшает экологическую обстановку в регионах их применения; 5

3) мировая практика показывает, что установленная мощность солнечной электростанции (solar farm) может достигать 300 МВт, а ветроэлектростанции (wind farm) – 270 МВт. Этой мощности вполне достаточно для энергообеспечения практически любого объекта нефтегазового комплекса. Поэтому использование возобновляемых источников энергии, в том числе и ветровой, для энергообеспечения объектов нефтегазового комплекса страны – не такая уж экзотика и, по оценкам специалистов, найдет самое широкое применение в ближайшие 15−20 лет.

6

1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ВЕТРОЭНЕРГЕТИКИ В МИРЕ И ОЖИДАЕМЫЕ ТРЕНДЫ

The World Wind Energy Association в своем ежегодном отчете за 2013 год [1] приводит следующие основные показатели ветроэнергетической отрасли: • Мощность мировой ветроэнергетической отрасли достигла 318,5 ГВт, из которых 35,6 ГВт были добавлены в 2013 году, что не превышает показателей за 2012 год. • Темп роста отрасли составил 12,8 %, что является наиболее низким показателем за более чем десятилетний период. • Все ветровые турбины, установленные в мире к концу 2013 г., ежегодно могут вырабатывать 640 ТВт-ч электроэнергии, что соответствует более чем 4 % от мирового электропотребления. • 103 страны мира использовали энергию ветра для производства электроэнергии; Исландия стала сотой из них. • Китай является абсолютным лидером по вводу новых мощностей: за год было введено в эксплуатацию почти 16 ГВт новых ветроэнергетических мощностей. Далее приведены основные показатели ветроэнергетической отрасли за 2012 год, которые являются важными для отрасли [2]. • Континенты − На Азиатский континент пришлась наибольшая доля новых ветроэнергетических мощностей, введенных в 2012 году – 36,3 %; далее следуют Северная Америка – 31,3 % и Европа – 27,5 %; на долю Южной Америки приходится 3,9 %, и на регион Австралии/Океании – 0,8%. Рынок Африки все еще представляет собой небольшой сегмент – на его долю приходится лишь 0,2 % от новых мощностей, введенных в 2012 году. − Южная Америка и Восточная Европа остаются наиболее динамично развивающимися регионами мира, в то время как Афри7

канский рынок находится в состоянии стагнации: только в Тунисе и Эфиопии были построены новые ветроэлектростанции (ВЭС). • Азия − Китай остается самым большим ветроэнергетическим рынком Азии – за 2012 год было введено 13 ГВт новых мощностей, что, однако, значительно меньше, чем в предыдущем году. Индия заняла третье место в мире по количеству новых установленных ветровых турбин, добавив в 2012 году 2,5 ГВт. Третьим наибольшим по размеру ветроэнергетическим рынком Азии является все еще достаточно медленно растущий рынок Японии. • Северная Америка − Рынок США установил новый рекорд – 13 ГВт было введено в 2012 году, что позволило США вместе с Китаем выйти на лидирующие позиции в мире по ветроэнергетическим мощностям, введенным за год. Замедление развития наблюдалось на ветроэнергетическом рынке Канады, годовые темпы роста оказались ниже среднестатистического мирового уровня. • Европа − Германия продолжила лидерство в 2012 году, оставаясь наибольшим и самым стабильным рынком Европы – 31 ГВт общей установленной мощности, за ней следует Испания – 22,8 ГВт. − Ветроэнергетический рынок Великобритании занял второе место среди европейских рынков по новым мощностям, введенным за год, опередив рынок Испании, где в 2012 году было введено новых ветроэнергетических мощностей меньше, чем даже в Италии. • Доля оффшорной ветроэнергетики в общей установленной ветроэнергетической мощности в мире увеличилась до 1,9 % с 1,5 % (в 2011 году). 8

1.1. Общая ситуация в мире Без сомнения, ветроэнергетика стала основой энергетических систем во многих странах мира, признанным надежным и доступным источником производства электроэнергии. В 2012 году мощность ветроэнергетического сектора в мире достигла 282,2 ГВт, динамика роста установленной мощности ветроэнергетики за период 1997−2012 годы показана на рисунке 1. 282,3

Установленная мощность, ГВт

236,7 196,9 159,7 120,9 93,9 74,1

7,5

18,0 9,7 13,7

24,3

31,2

39,3

47,7

59,0

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Рис. 1. Мощность ветроэнергетического сектора в мире (ГВт) за период 1997−2012 гг.

Рынок новых ветроэнергетических мощностей установил новый рекорд: 44,6 ГВт было введено в эксплуатацию в 2012 году, что соответствует росту в 12 % относительно 2011 года, когда было введено 39,8 ГВт новых ветроэнергетических мощностей (рис 2). 9

44,6 Установленная мощность, ГВт

38,8

37,2

39,8

27,0 19,8 15,1 11,3

2,2

4,0 4,3

6,3 6,9

8,1 8,4

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Рис. 2. Новые ветроэнергетические мощности, введенные в эксплуатацию (ГВт) за период 1998-2012 гг.

Существенной, даже на глобальном уровне, стала доля ветроэнергетики в мировом энергоснабжении: все ветровые турбины, установленные в мире к концу 2011 года, вырабатывают 580 ТВтч электроэнергии, что соответствует более чем 3% от мирового электропотребления. В 2012 году 100 стран были названы в числе тех, кто использует энергию ветра для производства электроэнергии. Сотой страной в списке стала Исландия, страна с почти 100 %-ным энергообеспечением за счет возобновляемых источников энергии. В сорока шести странах мира были установлены новые ветровые турбины − на четыре страны меньше, чем в предыдущем году, не говоря уже о 2010 годе, когда новые ветроэнергетические мощности были введены в пятидесяти двух странах. В 2012 году товарооборот мирового ветроэнергетического сектора составил 60 млрд. евро (75 млрд. долларов США), увеличившись с 50 млрд. евро (65 млрд. долларов США) в 2011 году. 10

И хотя 2012 год принес рекорд по новым ветроэнергетическим установкам, в целом на ветроэнергетических рынках мира наблюдалось замедление темпов роста. Очень хорошим показателем жизнедеятельности рынка является показатель среднего темпа роста. «Темп роста» – это отношение суммарной мощности, установленной за год, к общей установленной мощности предыдущего года. Несмотря на темп роста в среднем на 30 %, который ветроэнергетический сектор демонстрировал за декаду, в целом за последние три года этот показатель значительно уменьшился: в 2012 году рост мировой ветроэнергетики снизился до 19,2 %, наиболее низкий за последние два десятилетия (рис. 3). 41,7

Темп роста, %

34,8

32,1

31,7 29,2

28,2

26

26,7 23,8

28,7 25,6

21,3

23,3

20,2

19,2

199819992000200120022003200420052006200720082009201020112012

Рис. 3. Темп роста мировой ветроэнергетики (%) за период 1998− 2012 гг.

Уже на протяжении многих лет пять крупных ветроэнергетических рынков являются движущей силой мировой ветроэнергетики: Китай, США, Германия, Испания и Индия. В течение последних двух десятилетий именно на эти страны приходится 11

наибольшая доля мировой ветроэнергетики. В 2012 году суммарная мощность ветроэнергетики в этих странах составила 207 ГВт, или 73% от мировых ветроэнергетических мощностей. В то же время десять ведущих ветроэнергетических рынков увеличили свои показатели по новым мощностям, введенным за год, с 35 ГВт до 37 ГВт (83% от новых мощностей, введенных в мире), в то время как их доля по суммарной установленной мощности снизилась с 87% в 2011 году до 86% в 2012 году. Среди ведущих рынков в 2012 году Китай и США сыграли существенную роль: доля каждой из двух стран составила по 29%. Китай продемонстрировал значительное увеличение своей доли на мировом рынке, достигшей своего пика в 2012 году, когда в стране была установлена каждая вторая в мире новая ветровая турбина (рис. 4).

Португалия Канада Франция Италия Великобритания Индия Испания Германия

4,5 4,1 6,2 5,3 7,5 6,5 8,1 6,7 8,4 6,0 15,9 21,7

2012 18,3

2011

22,8 29,1

31,0

США

59,9

46,9

Китай

62,4

75,3

Рис. 4. Страны с наибольшей суммарной установленной мощностью (ГВт) ветровой энергии

Ветроэнергетические рынки Индии и Германии показали стабильное развитие и прирост в 2,4 ГВт, в то время как рынок Испании вырос лишь на 5% или 1,1 ГВт. К основным рынкам 12

2012 года можно отнести двенадцать стран (в 2011 году их было 10), установленная мощность которых увеличилась в диапазоне от 0,5 ГВт до 2,5 ГВт: Индия, Германия, Великобритания, Италия, Испания, Бразилия, Канада, Румыния, Польша, Швеция, Франция и Турция. Четырнадцать ветроэнергетических рынков мира (на 4 больше, чем в 2011 году) продемонстрировали средние темпы роста, увеличив свои мощности от 100 до 500 МВт: Мексика, Австралия, Бельгия, Австрия, Дания, Болгария, Норвегия, Португалия, Ирландия, Украина, Пуэрто-Рико, Нидерланды, Греция, а также новый рынок Пакистана. К концу 2012 года в двадцати четырех странах общая установленная мощность всех ветростанций превысила 1 ГВт, на 2 страны больше по сравнению с 2011 годом. Румыния и Мексика являются новыми участниками «Гигаватт клуба». 1.2. Оффшорная ветроэнергетика На протяжении последних лет рынок оффшорной ветроэнергетики был весьма нестабильным. В 2012 году рост сектора оффшорной ветроэнергетики получил сильный импульс и вырос на 54 % после достаточно слабого для оффшорной ветроэнергетики 2011 года, когда рост мощностей составил всего 14%. К концу 2012 года суммарная установленная мощность оффшорных ветростанций составила 5,4 ГВт, из которых 1,9 ГВт были установлены в течение года. Данный показатель в 2011 году составил 397 МВт, а в 2010 году – 1,1 ГВт. В 2012 году темп роста оффшорной ветроэнергетики был значительно выше среднего роста сектора наземной ветроэнергетики. Доля оффшорной ветроэнергетики в общей установленной мощности мировой ветроэнергетической промышленности выросла с 1,5% в 2011 году до 1,9% в 2012 году. Доля новых оффшорных ветроэнергетических мощно13

стей подскочила до 4,3% в 2012 году после всего лишь 1,0% в 2011 году. Из таблицы 1 видно, что тринадцать стран мира обладают оффшорными ветроэлектростанциями (ВЭС, wind farm), из которых одиннадцать ВЭС расположены в Европе и 2 в Азии [2]. В 2012 году лишь в пяти странах были введены в эксплуатацию крупные оффшорные ВЭС – в Великобритании, Бельгии, Китае, Германии и Дании (рис. 5). Таблица 1 Мировой рынок оффшорной ветроэнергетики Позиция в 2012 году

Страна

Суммарная установленная мощность, МВт

Добавленная мощность, МВт

2012 1

Великобритания

2

Суммар- СуммарСуммарная ная уста- ная устаустановновлен- новленленная ная мощ- ная мощмощность, ность, ность, МВт МВт МВт 2011

2010

2009

2947,9

1423,3

1524,6

1341

688

Дания

921

63,4

857,6

854

663,6

3

Китай

389,6

167,3

222,3

123

23

4

Бельгия

379,5

184,5

195

195

30

5

Германия

280,3

65

215,3

107

72

6

Голландия

249

0

249

249

247

7

Швеция

164

0

164

164

164

8

Финляндия

30

0

30

30

30

9

Япония

25,3

0,1

25,2

2

1

10

Ирлан-дия

25,2

0,2

25

25

25

11

Испания

10

0

10

10

10

12

Норвегия

2,3

0

2,3

2,3

2,3

13

Португалия

2

0

2

0

0

5426

1903,8

3522,3

3102,3

1955,9

Всего

14

Великобритания представляет сегодня 74% рынка мировой оффшорной ветроэнергетики (для сравнения в 2011 году – 46%); за год в стране было введено новых ветроэнергетических установок (ВЭУ) морского базирования общей мощностью 1423 МВт. Страна играет особую роль и занимает доминирующую позицию в секторе оффшорной ветроэнергетики. Более чем каждая третья ВЭУ в Великобритании была установлена в море. Германия 215,3 65,0 Бельгия 195,0

184,5

Китай 222,3

167,3

Дания

Великобритания

63,4

857,6

1423,3

1524,6

на конец 2011

добавленная мощность в 2012

Рис. 5. Страны с наибольшей установленной мощностью (МВт) на рынке оффшорной ветроэнергетики

Дания сохранила второе место в мировом рейтинге по суммарной мощности оффшорных турбин, установленных в стране, однако с очень скромными темпами роста – 7 %. В 2012 году Бельгия стала вторым по величине рынком для новых оффшорных ВЭУ, почти удвоив свои установленные мощности с 195 до 380 МВт. Китай стал одним из ведущих игроков и на рынке оффшорной ветроэнергетики, практически в два раза увеличив суммарную мощность оффшорных ВЭУ, установленных в стране. Тем не менее, сектор оффшорной ветроэнергетики Китая по15

прежнему пока еще обладает лишь незначительной долей – 0,5%. В ближайшие годы Китай планирует установить 5 ГВт оффшорных ветроэнергетических мощностей. Несмотря на достаточно амбициозные планы, развитие оффшорной ветроэнергетики Германии намного отстает от ожиданий: оффшорные ВЭУ, установленные в стране, как и в Китае, представляют собой лишь незначительную долю от общих ветроэнергетических мощностей – менее 1%. В таких странах, как Япония или Южная Корея, также приняты амбициозные программы по развитию оффшорной ветроэнергетики. 1.3. Будущие вызовы и перспективы мировой ветроэнергетики Шесть основных факторов будут оказывать решающее влияние на среднесрочные и долгосрочные перспективы развития мировой ветроэнергетики. 1) Продолжающиеся дискуссии относительно изменения климата и энергетических технологий, не загрязняющих атмосферу выбросами парниковых газов. 2) Истощение ископаемых энергетических ресурсов, включая органическое и ядерное топливо, проявляющееся, в первую очередь, в росте цен на традиционную энергию. 3) Растущее в мире число регионов и стран, использующих возобновляемую энергетику, на практике доказывает возможность перехода к 100%-ному энергоснабжению за счет возобновляемых источников энергии. 4) Рост осознания рисков в мире, связанных с атомной энергетикой, усилившегося после техногенной аварии на атомной станции Фукусима-1. 5) Повышение осведомленности о потенциале и фактической 16

доли ветровой и других возобновляемых технологий в мировом энергоснабжении; понимание социальных и экологических преимуществ возобновляемых источников энергии. 6) Дальнейшее совершенствование ветроэнергетических технологий, включая технологии аккумулирования и хранения энергии. Для полного использования потенциала ветра и других возобновляемых источников энергии решающее значение будет иметь усиление соответствующей законодательной и промышленной базы. Мировое сообщество, а также национальные правительства должны принять дополнительные политические меры, направленные на поддержку ветроэнергетических технологий. Особое внимание должно уделяться широкомасштабному распространению технологий возобновляемой энергетики в так называемых развивающихся странах. Необходимо создать стимулы для децентрализованного и комплексного энергоснабжения за счет возобновляемых источников энергии, в первую очередь, для развивающихся стран. Еще одним ключевым вопросом, с точки зрения перспектив развития ветроэнергетики, является общественное признание. Решающее значение будет иметь и тот факт, что вопросы, связанные с возобновляемыми источниками энергии, в конце концов, окажутся в центре дискуссий на конференциях ООН по изменению климата. Некоторые эксперты уже предложили создать совершенно новый международный форум, нацеленный на глобальное распространение технологий с использованием возобновляемых источников энергии.

17

1.4. Прогноз развития мировой ветроэнергетики на 2020 год Несмотря на необходимость усиления национальной и международной политики в области ветроэнергетики и ускорения продвижения ветроэнергетических технологий, можно с уверенностью сказать, что инвестиционный интерес, наблюдаемый сегодня в мировой ветроэнергетической промышленности, высокий, и множество проектов находятся в стадии планирования. Дальнейший существенный рост отрасли ожидается, в первую очередь, в Китае, Индии, Европе и Северной Америке. В ближайшее время ожидаются высокие темпы роста в ряде стран Южной Америки, в частности, в Бразилии, а также на новых рынках Азии и Восточной Европы. В среднесрочной перспективе крупные инвестиции в ветроэнергетический сектор произойдут и в некоторых странах Африки − не только на севере, но и на юге континента. Основываясь на современных темпах роста, можно составить предположительный прогноз дальнейшего роста ветроэнергетической мощности в мире. В частности, в 2016 году вполне реальным представляется достижение мировой ветроэнергетикой отметки в 490 ГВт установленных мощностей. К концу 2020 года не менее 700 ГВт ветроэнергетических мощностей может быть установлено в мире [1], а ежегодный их прирост к 2017 году достигнет примерно 57 ГВт [3]. Развитие и прогноз мировой ветроэнергетики представлен на рис. 6, 7 и 8. Таким образом, было бы интересно оценить перспективы развития ветроэнергетики в России, которая в настоящее время находится практически на зачаточном уровне.

18

МВт

Рис. 6. Суммарная установленная мощность мировой ветроэнергетики (ГВт) за период 1997−2020 гг. Развитие и прогноз (по данным WWEA)

Рис. 7. Ежегодный прирост новых мощностей ветроэнергетики (МВт) за период 1990−2017 гг. Развитие и прогноз (по данным Navigant research)

Рис. 8. Развитие современных ветроэнергетических установок 19

2. ОЦЕНКА ПОТЕНЦИАЛА ВЕТРОВОЙ ЭНЕРГЕТИКИ РОССИИ

2.1. Расчет потенциала ветровой энергии для сухопутной части России Оценим технический потенциал ветроэнергетики России для случая, когда рассматриваются горизонтально-осевые ветроэнергетические установки с ветроколесами одинакового диаметра, расположенные таким образом, чтобы не создавать зон аэродинамического затенения [4]. Для расчетов использовались данные, приведенные в табл. 2. Таблица 2 Исходные данные для расчета потенциала ветровой энергии для сухопутной части России Диаметр ветроколеса горизонтально- 50−100 метров с шагом 10 осевой ВЭУ D, м метров Среднегодовая скорость ветра, м/с

по регионам, исходя из имеющейся в открытой печати информации [5]

Площадь, занимаемая одной ВЭУ, м²

определяется в зависимости от диаметра ветроколеса D

Коэффициент использования установ- задается, исходя из реальных эксплуатационных данных ленной мощности ВЭУ, Kзагр Плотность воздуха − ρ, кг/м3 [6]

1,225

Коэффициент использования энергии ветрового потока − Ср [6]

0,45

Суммарный КПД механических и электрических элементов силового тракта ВЭУ ηмех ∙ηэл [6]

0,9

Суммарная площадь территории России, км²

17,098∙106

Суммарное энергопотребление в России Wпотр, ГВт∙ч/год [7]

8,074∙106

20

Этапы расчета • На рисунке 9 представлена карта распределения среднегодовой скорости ветра на территории РФ [5]. По ней определяем зоны преобладания среднегодовых скоростей ветра и площадь территории (поверхности суши) России, на которой реализуется технический потенциал ветровой энергии. С помощью программы «Universal Desktop Ruler» [8] находим площадь территории России, где преобладает необходимая скорость ветра, в процентах от общей площади.

Рис. 9. Карта распределения среднегодовой скорости ветра на территории Российской Федерации

Таким образом, площадь территории (поверхности суши) России, где преобладает необходимая скорость ветра, в процентах от общей площади, представлена в табл. 3 и на рис. 10. Территории со скоростью ветра менее 4 м/с не рассматриваются, так как ВЭУ начинает работать при минимальной скорости ветра 3 м/с и более. 21

Следовательно, практически вся территория (то есть поверхность суши) России пригодна для использования ветроэнергетических установок, так как области со скоростью ветра менее 4 м/с составляют лишь 0,12 % от общей площади территории (поверхности суши). Таблица 3 Площадь территории России, где преобладает необходимая скорость ветра, в процентах от общей площади России Скорость ветра, м/с

Территории России, на которых преобладает данная скорость ветра q, %

менее 4

0,12

Площадь территории России, на которой преобладает данная скорость ветра, км² 20 517,6

4 5 6 7 8

36,54 31,53 9,17 20,23 2,41

6 247 609,2 5 390 999,4 1 567 886,6 3 458 925,4 412 061,8 менее 4м/с 0,12%

8 м/с 2,41% 7 м/с 20,23%

4 м/с 36,54%

6 м/с 9,17% 5 м/с 31,53%

Рис. 10. Площадь территории России, где преобладает необходимая скорость ветра, в процентах от общей площади 22

Тогда, площадь территории, на которой оценивается технический потенциал ветроэнергетики, определяется по соотношению: ST = q∙SРос ,

(1)

где ST – площадь территории, на которой реализуется технический потенциал, м2; q – площадь территории России в процентах от общей площади, где преобладает необходимая скорость ветра (табл. 3); SРос – суммарная площадь поверхности России, м2 (табл. 2). • Определяем мощность ВЭУ при заданной скорости ветра и диаметре ветроколеса по соотношению [6]: 1 1

РВЭУ = ∙ ∙3,14∙D2 ∙CP ∙ρ∙V3 ∙�ηмех ∙ηэл �, 2 4

(2)

где РВЭУ – установленная мощность ВЭУ, Вт; D – диаметр ветроколеса, м, V – скорость ветра, м/с, ρ – плотность воздуха, кг/м3, Ср – коэффициент использования энергии ветрового потока, ηмех ∙ηэл – суммарный КПД механических (редуктор, подшипники, и т.п.) и электрических (генератор, трансформатор и т.п.) элементов силового тракта ВЭУ (табл. 2). • Рассчитываем работу, вырабатываемую ВЭУ в ГВт∙ч/год: WВЭУ = PВЭУ ∙8760 ,

(3)

где РВЭУ – установленная мощность ВЭУ, Вт; Т = 8760 часов – число часов в году. • Так как оценивается технический потенциал ветроэнергетики на всей территории России, то мы не принимаем никаких ограничений, и в качестве площадки для размещения ВЭУ рассматривается вся площадь страны, а в качестве схемы размещения принята следующая: ВЭУ размещены в ряд, расстояние между ними в одном ряду 5 диаметров ветроколеса (5∙D), а расстояние между рядами – 7 диаметров ветроколеса (7∙D) [9]. 23

В результате принятых выше допущений определяем возможное количество ветроустановок в каждой зоне распределения среднегодовой скорости ветра: Nуст =

ST (7D∙5D)

,

(4)

где ST – площадь территории, на которой реализуется технический потенциал, м2; 7D∙5D – площадь, необходимая для одной ВЭУ, м2. • Находим технический потенциал ветровой энергии в ГВт∙ч/год: WT = PВЭУ ∙8760∙Nуст ∙Kзагр , (5) где WT – технический потенциал ветровой энергии, ГВт∙ч/год; Kзагр = 0,5 – коэффициент использования установленной мощности ВЭУ, определяется эмпирическим путем. На рисунке 11 показаны зависимости установленной мощности ВЭУ от диаметра ветроколеса и среднегодовой скорости ветра, рассчитанные по выражению (2). Из рисунка 11 следует вывод, что при использовании ветроколес со стандартным для мировой практики диаметром от 50 до 100 метров и при всем существующем диапазоне скоростей ветра на территории России установленная мощность одной горизонтально-осевой ветроэнергетической установки (на суше) колеблется в диапазоне от 30 кВт до 1 МВт. На рисунке 12 представлена зависимость технического потенциала ветровой энергетики России, рассчитанного по выражению (5), от диаметра ветроколеса.

24

Max 0,997

При среднегодовой скорости ветра V=4 м/с

Установленная мощность ВЭУ, МВт

1,030 0,980 0,930 0,880 0,830 0,780 0,730 0,680 0,630 0,580 0,530 0,480 0,430 0,380 0,330 0,280 0,230 0,180 0,130 Min 0,03 0,080 0,030 40

При среднегодовой скорости ветра V=5 м/с При среднегодовой скорости ветра V=6 м/с При среднегодовой скорости ветра V=7 м/с

60

80

100

120

Диаметр ветроколеса D, м

При среднегодовой скорости ветра V=8 м/с

Рис. 11. Установленная мощность ВЭУ в зависимости от скорости ветра и диаметра ветроколеса

Технический потенциал, ГВт∙час/год

6,85E+07

3,42E+07

Технический потенциал, ГВт∙час/год

0,00E+00 50

60

70

80

90

100

Диаметр ветроколеса, м

Рис. 12. Технический потенциал ветровой энергетики (на суше) в зависимости от диаметра ветроколеса

Расчеты показали, что суммарный технический потенциал ветроэнергетики России при применении горизонтально-осевых ветроэнергетических установок с ветроколесами одинакового диаметра не зависит от диаметра колес ВЭУ и является величиной 25

постоянной и равной значению ~ 6,85∙107 ГВт∙ч/год, что соответствует использованию примерно ~ 6 млрд. т.н.э. в год. А это ~50% от общего энергопотребления в мире или в ~ 8,6 раза больше энергопотребления России в 2013 году [7]. Обоснуем, почему суммарная мощность, вырабатываемая всеми ветроэнергетическими установками на ВЭС, не зависит от диаметра колес ветроэнергетических установок [10]. 1) Мощность ВЭУ при заданной скорости ветра и диаметре ветроколеса определяется по соотношению (2): 1 1

РВЭУ = 2 ∙ 4 ∙3,14∙D2 ∙CP ∙ρ∙V3 ∙�ηмех ∙ηэл �, или РВЭУ = k1 ∙D2 ,

(6)

где k1 – коэффициент, включающий среднегодовую скорость ветра, плотность воздуха, коэффициент Ср, суммарный КПД элементов силового тракта ВЭУ, другие постоянные величины, т.е. 1 1

k1 = ∙ ∙3,14∙CP ∙ρ∙V3 ∙�ηмех ∙ηэл �. 2 4

(7)

2) Количество ветроэнергетических установок, которые входят в состав ВЭС, определяется по выражению:

Nуст = (

S A·B)D2

=

k2

D2

.

(8)

где S – количество земли, которое отводится для строительства ветроэлектростанции (ВЭС); (A∙B)D2 – площадь территории, занимаемая одной ВЭУ по принятой схеме размещения (A∙D×B∙D); А и B – коэффициенты, показывающие расстояние между ВЭУ в ряду и между рядами в зависимости от диаметра ветроколеса таким образом, чтобы не создавать зон аэродинамического затенения на ВЭС [9]; k2 – коэффициент, включающий площадь территории S, коэффициенты A и B:

k2 = (

S A∙B)

26

,

(9)

D – диаметр ветроколеса ВЭУ. 3) Мощность всей ВЭС, состоящей из N ветроэнергетических установок, определяется как:

Pвэс = Nуст ∙РВЭУ = где

k2 D

2

1 1

∙k1 ∙D2 = k1 ∙k2 = k3 ,

k3 = k1 ∙k2 = 2 ∙ 4 ∙3,14∙CP ∙ρ∙V3 ∙�ηмех ∙ηэл �∙ (

S

A∙B)

(10)

,

(11)

т.е. коэффициент k3 не зависит от диаметра ветроколеса D. Из соотношения (10) следует, что суммарная мощность, вырабатываемая на ВЭС, не зависит от диаметра ветроколес ветроэнергетических установок, установленных на ВЭС, а зависит от площади, выделяемой под ВЭС, и куба скорости ветра в данной зоне. А теперь рассмотрим два частных случая, когда определяющими факторами, которые необходимо учитывать при выборе ветроэнергетических установок, будут: − мощность энергопотребления объекта Pоб , которую необходимо компенсировать за счет энергии, получаемой на ВЭС, без каких-либо ограничений площади земельного участка, отводимого под строительство ВЭС; − количество земли под строительство ВЭС строго определено установленной площадью S, так как аренда или покупка земли в настоящее время обходится очень дорого. Для расчета используются следующие исходные данные: • S – количество земли, которое отводится для строительства ВЭС; • Pоб – энергопотребление выбранного объекта, которое необходимо на 100% компенсировать за счет электроэнергии, вырабатываемой на ВЭС; • Nуст – количество ветроэнергетических установок на ВЭС; 27

• (A∙B) D2 – площадь территории, занимаемая одной ВЭУ по принятой выше схеме размещения (A∙D×B∙D), где А и B – коэффициенты, показывающие расстояние между ВЭУ в ряду и между рядами в зависимости от диаметра ветроколеса. Случай 1. Электроэнергия, вырабатываемая на ВЭС, должна на 100% компенсировать энергопотребление выбранного объекта при неограниченной площади земельного участка, выделяемого под строительство ВЭС. При этом: 1) мощность ВЭУ при заданных скорости ветра и диаметре ветроколеса определяется по соотношениям (2) и (6): 1 1

РВЭУ = 2 ∙ 4 ∙3,14∙D2 ∙CP ∙ρ∙V3 ∙�ηмех ∙ηэл �, или РВЭУ = k1 ∙D2 ,

где k1 – определяется выражением (7); 2) количество ветроэнергетических установок, которое необходимо для компенсации энергопотребления выбранного объекта:

Nуст =

Pоб РВЭУ

=

Pоб

(k1 ∙D2 )

,

(12)

где k1 – определяется выражением (7); 3) количество земли S, необходимое для размещения ветроэнергетических установок:

S = Nуст ∙(A∙B)D2 =

Pоб

2

�k1 ∙D �

∙(A·B)D2 =

Pоб k1

∙(A∙B) ,

(13)

где k1 – определяется выражением (7). Таким образом, если количество земли для ВЭС не ограничено, то площадь участка, выделяемого под строительство ВЭС, зависит прямо пропорционально от установленной мощности объекта энергообеспечения и геометрических параметров размещения ветроэнергетических установок и об28

ратно пропорционально функции среднегодовой скорости ветра, но не зависит от диаметра ветроколес горизонтальноосевых ВЭУ. Случай 2. Площадь земли S для размещения ветроэнергетических установок на ВЭС фиксирована. При этом: 1) мощность ВЭУ при заданной скорости ветра и диаметре ветроколеса определяется по соотношению (2) и (6): 1 1

РВЭУ = ∙ ∙3,14∙D2 ∙CP ∙ρ∙V3 ∙�ηмех ∙ηэл �, 2 4

или РВЭУ = k1 ∙D2 ;

2) количество ветроэнергетических установок, которое можно разместить на ограниченной территории S: Nуст =

S

(A∙B)D2

(14)

;

3) мощность, вырабатываемая на ВЭС, состоящей из N ветроэнергетических установок, которые могут быть размещены на ограниченной территории S составит:

Pвэс = Nуст ∙ РВЭУ = (

S 2 ∙k ∙D 2 1 A∙B)D

=

S (A∙B)

∙k1 ,

(15)

где k1 – определяется выражением (7). В данном случае необходимо проверить, компенсирует ли полученное количество электроэнергии на ВЭС энергопотребление выбранного объекта, то есть должно выполняться условие PВЭС ≥ Pоб . Если количество земли для строительства ВЭС ограничено, и используется схема размещения ВЭУ, не создающая зон аэродинамического затенения, как это следует из выражения (15) – 29

суммарная мощность, вырабатываемая ветроэнергетическими установками, не зависит от диаметра ветроколес горизонтально-осевых ВЭУ. Оценим, как зависят необходимые количества ВЭУ, которые можно разместить на заданной территории, и суммарная мощность, вырабатываемая всеми ВЭУ на ВЭС, от диаметра ветроколеса и среднегодовой скорости ветра. Рассмотрим случай, когда площадка для размещения ВЭС равна 100 Га или 1 км2, остальные используемые исходные данные представлены в табл. 2, а используемая схема размещения ВЭУ – 5×7 диаметров ветроколеса [9]. В таблице 4 и на рисунке 13 показаны результаты расчета по выражению (8) количества ветроэнергетических установок, которые можно разместить на заданной территории 1 км2, при заданных диаметре ветроколеса и среднегодовой скорости ветра. Полученные результаты расчета показали, что с увеличением диаметра ветроколеса количество ветроэнергетических установок для размещения на заданной территории уменьшается. В таблице 5 и на рисунке 14 показаны результаты расчета по выражению (10) суммарной мощности ВЭС, расположенной на территории 1 км², в зависимости от диаметров ветроколес и среднегодовой скорости ветра с учетом коэффициента загрузки ВЭУ Kзагр = 0,5. Как видно из результатов моделирования, установленная мощность ВЭС не зависит от диаметра ветроколеса. Этот факт существенно упрощает процесс первоначальной оценки установленной мощности ВЭС, располагаемой на фиксированной по площади территории.

30

Количество ветроустановок, шт.

Таблица 4 Количество ветроэнергетических установок, в зависимости от диаметра ветроколеса, которые можно разместить на площади 1 км² Скорость ветра, м/с D ветроколеса, м 4 5 6 7 8 11 11 11 11 11 50 8 8 8 8 8 60 6 6 6 6 6 70 5 5 5 5 5 80 4 4 4 4 4 90 3 3 3 3 3 100 14 12 10 8 6 4 2 0

50

60

70

80

90

100

Диаметр ветроколеса, м

Рис. 13. Количество ветроэнергетических установок в зависимости от диаметра ветроколеса, которое можно установить на площади 1 км² Таблица 5 Суммарная мощность (МВт), вырабатываемая ветроэнергетическими установками на ВЭС, размещенной на площади 1 км² Скорость ветра, м/с D ветроколеса, м 4 5 6 7 8 50 60 70 80 90 100

0,18 0,18 0,18 0,18 0,18 0,18

0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 31

0,60 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60

0,95 0,95 0,95 0,95 0,95 0,95

1,42 1,42 1,42 1,42 1,42 1,42

1,60

Суммарная мощность ВЭС, МВт

1,40

При среднегодовой скорости ветра V=4 м/с

1,20

При среднегодовой скорости ветра V=5 м/с

1,00 0,80

При среднегодовой скорости ветра V=6 м/с

0,60

При среднегодовой скорости ветра V=7 м/с

0,40 0,20

При среднегодовой скорости ветра V=8 м/с

0,00 50

60

70

80

90

100

Диаметр ветроколеса, м

Рис. 14. Суммарная мощность, вырабатываемая на ВЭС, в зависимости от диаметра ветроколеса, при различной среднегодовой скорости ветра

Обобщенный график зависимости суммарной мощности ВЭС, расположенной на площади 1 км², от скорости ветра приведен на рисунке 15. Итак, на площади в 1 км² могут быть установлены при оптимальной схеме размещения от 11 до 3 горизонтально-осевых ветроэнергетических установок, в зависимости от диаметра ветроколеса, от 50 до 100 метров соответственно. Суммарная мощность ВЭС, расположенной на площади 1км², при коэффициенте загрузки горизонтально-осевых ветроэнергетических установок Kзагр = 0,5, варьируется от 200 кВт до 1,42МВт в зависимости от скорости ветра, от 4 до 8 м/с соответственно. Результаты моделирования показывают, что расположенная на территории от 1 до 10 км² ВЭС может быть использована как 32

Рис. 15. Суммарная мощность, вырабатываемая на ВЭС, в зависимости от среднегодовой скорости ветра, при различных диаметрах ветроколес ветроэнергетических установок

автономная электроэнергетическая установка для энергообеспечения большинства объектов Единой системы газоснабжения России. Использование такого рода установок принципиально важно в регионах крайнего Севера или Дальнего Востока, где скорость ветра высока, и практически полностью отсутствует какая-либо энергетическая инфраструктура [11]. Также оценим, на какой части территории России достаточно разместить ветроэнергетические установки по принятой выше схеме 5×7 диаметров ветроколеса, чтобы полностью компенсировать годовое энергопотребление страны. Внутреннее энергопотребление в России в 2012 году составило 694,2 млн. т.н.э. или 8,074∙106 ГВт∙ч/год [7]. Зная суммарное энергопотребление в России и технический потенциал ветровой энергии, можно определить площадь, необходимую для установки горизонтальноосевых ВЭУ для полной компенсации энергопотребления страны: 33

SВЭУ =

Wпот WT

∙SРоссии ,

(16)

где SВЭУ – площадь территории (поверхности суши) России, необходимой для установки всех ВЭУ, км2; Wпот – суммарное энергопотребление в России, ГВт∙ч/год, табл. 2; WT – технический потенциал ветровой энергии, ГВт∙ч/год; SРоссии – суммарная площадь территории (поверхности суши) России, км2, табл. 2. Подставив полученные ранее значения в формулу (16), получаем, что размещение ветроэнергетических установок на территории в 11,8% территории России (чуть более 2 миллионов км²) полностью смогло бы компенсировать все внутреннее энергопотребление страны в 2012 году при коэффициенте загрузки каждой ВЭУ не более 50% и коэффициенте использования энергии ветрового потока 0,45.

2.2. Расчет потенциала ветровой энергии в оффшорной зоне России Отдельно рассчитаем потенциал ветровой энергии в оффшорной зоне России (без учета береговых линий Каспийского, Азовского, Черного и Балтийского морей, где места для установки ВЭУ на порядки меньше, чем прибрежная зона Северных и Восточных морей) по вышеуказанной методике расчета потенциала ветровой энергетики для континентальной зоны. Исходные данные для расчета сведены в таблицу 6. Расчет ведется при средней скорости ветра в оффшорной зоне России, равной 12 м/с, которая является наименьшей, поскольку на побережье Северных морей в основном преобладает скорость ветра, равная 10-15 м/с и более (рис. 16) [13]. 34

Таблица 6 Исходные данные для расчета потенциала ветровой энергетики в оффшорной зоне России Средняя скорость ветра в оффшорной зоне 12 России, м/с [4] Диаметр ветроколеса горизонтально-осевой 90−130 м с шагом ВЭУ, м [9] 10 метров Коэффициент использования установленной задается мощности ВЭУ, Kзагр Плотность воздуха, ρ, кг/м3 [6] 1,225 Коэффициент использования энергии ветро0,45 вого потока, Ср [6] Суммарный КПД механических и электрических элементов силового тракта ВЭУ, 0,9 ηмех ∙ηэл [6] Общая длина северной и восточной морской 36 722 границы России, L, км [12]

Рис. 16. Распределение ветроэнергетического потенциала по направлениям на побережье Карского моря (высота измерений – 34 м)

В качестве схемы размещения ВЭУ была выбрана следующая: ВЭУ размещены в ряд, расстояние между ВЭУ в одном ряду 35

составляет 6 диаметров ветроколеса, а между рядами – 9 диаметров ветроколеса (обычно данное расстояние составляет 8−10 диаметров ветроколеса) [9]. В расчете предусматривается, что вдоль северной и восточной морской границы России размещено по одной ветроустановке в ряду, расстояние между ВЭУ составляет 9 диаметров ветроколеса. Определяем возможное количество ветроустановок в оффшорной зоне по формуле: L

Nуст = (9D) ,

(17)

где L – общая длина северной и восточной морской границы России, м (табл. 6); (9∙D) – расстояние между ветроустановками вдоль северной и восточной морской границы России, м. Результаты расчета технического потенциала ветровой энергии в оффшорной зоне России приведены в таблице 7. Таблица 7 Результаты расчета технического потенциала ветровой энергии в оффшорной зоне России D ветроколеса, м

Технический потенциал ветровой энергетики в оффшорной зоне России, ГВт∙ч/год

90

5,412∙105

100

6,014∙105

110

6,615∙105

120

7,216∙105

130

7,818∙105

На рисунке 17 показана установленная мощность горизонтально-осевых ветроэнергетических установок, расположенных в оффшорной зоне России, а на рисунке 18 представлен технический потенциал в этой зоне, в зависимости от диаметра ветроколеса ВЭУ при заданной среднегодовой скорости ветра. 36

Установленная мощность ВЭУ, МВт

Max5,7

6,000 5,500 5,000 4,500

Установленная мощность ВЭУ, МВт

4,000 3,500 3,000

Min 2,5

2,500 2,000 80

90

100

110

120

130

140

Диаметр ветроколеса, м

Рис. 17. Установленная мощность горизонтально-осевых ВЭУ в оффшорной зоне России в зависимости от диаметра ветроколеса при заданной скорости ветра (V = 12 м/с)

Установленная мощность горизонтально-осевой ветроэнергетической установки в оффшорной зоне колеблется от 2,5 до 5,7 МВт, в зависимости от диаметра ветроколеса, от 90 до 130 метров.

Рис. 18. Технический потенциал ветровой энергетики в оффшорной зоне России в зависимости от диаметра ветроколеса ВЭУ при заданной скорости ветра (V = 12 м/с) 37

Технический потенциал ветроэнергетики в оффшорной зоне России линейно зависит от диаметра ветроколес и увеличивается с ростом диаметра от 5,4∙105 ГВт·ч/год (~46 млн. т.н.э. в год) при диаметре ветроколес 90 м до 7,8∙105 ГВт·ч/год (~67 млн. т.н.э. в год) при диаметре ветроколес 130 метров. Практический интерес представляет оценка потенциала ветровой энергетики для побережья Кольского полуострова, острова Сахалин и Приморского края, так как эти прибрежные зоны представляют наибольший интерес для использования ветроэнергетических установок в силу того, что планируется масштабное развитие этих регионов, а достаточной и надежной энергетической инфраструктуры там нет. Расчет потенциала ветровой энергетики произведен по вышеуказанным исходным данным и методике, за исключением длины береговой линии Кольского полуострова, острова Сахалин и Приморского края (рис. 19) [14, 15]: L (Кольский полуостров) ≈ 1601, 9 км; L (о. Сахалин) ≈ 3163, 7 км; L (Приморский край) ≈ 1401, 6 км.

Рис. 19. Береговая линия Кольского полуострова, острова Сахалин и Приморского края 38

В расчете применяется описанная выше схема размещения ВЭУ в оффшорной зоне – по одной ветроустановке в ряду, расстояние между ВЭУ − 9 диаметров ветроколеса. Результаты расчета технического потенциала ветровой энергии для незамерзающей береговой линии России, в зависимости от диаметра ветроколеса и заданной среднегодовой скорости ветра, V = 12 м/с, приведены в табл. 8. На рисунке 20 показана зависимость технического потенциала в прибрежной зоне Кольского полуострова, острова Сахалин и Приморского края от диаметра ветроколеса при заданной среднегодовой скорости ветра. Таблица 8 Результаты расчета технического потенциала ветровой энергии, ГВт⋅ч/год, для незамерзающей береговой линии России Диаметр ветроколеса, м 90 100 110 120 130

Установленная мощность ВЭУ, МВт 2,726 3,365 4,072 4,845 5,687

Кольский полуостров

о. Сахалин

Приморский край

2,36∙104 2,62∙104 2,89∙104 3,15∙104 3,41∙104

4,66∙104 5,18∙104 5,70∙104 6,22∙104 6,74∙104

2,07∙104 2,30∙104 2,52∙104 2,75∙104 2,98∙104

Из представленного графика следует, что при фиксированной скорости ветра 12 м/с: • технический потенциал ветровой энергетики береговой линии Кольского полуострова и Приморского края колеблется от 2∙104 до 3,4∙104 ГВт∙ч/год (от 1,7 до 2,9 млн. т.н.э. в год); • технический потенциал ветроэнергетики береговой линии острова Сахалин колеблется от 4,6∙104 до 6,7∙104 ГВт∙ч/год (от 3,9 до 5,7 млн. т.н.э. в год); 39

Технический потенциал, ГВт∙час/год

Max 6,7∙104

6,80E+04 6,50E+04 6,20E+04 5,90E+04 5,60E+04 5,30E+04 5,00E+04 4,70E+04 4,40E+04 4,10E+04 3,80E+04 3,50E+04 3,20E+04 2,90E+04 2,60E+04 2,30E+04 2,00E+04

Кольский полуостров о. Сахалин

Min 4,6∙104 Max 3,4∙104

Приморский край

Min 2,0∙104

80

90

100

110

120

130

140

Диаметр ветроколеса, м

Рис. 20. Технический потенциал ветровой энергетики для незамерзающей береговой линии России в зависимости от диаметра ветроколеса при заданной скорости ветра (V = 12 м/с)

• самый большой технический потенциал оффшорной ветроэнергетики – у острова Сахалин, так как длина его береговой линии является наибольшей по сравнению с длиной береговой линии Кольского полуострова и Приморского края. Выводы по разделу 2 1. Технический потенциал ветровой энергетики для сухопутной зоны России уникален и равен 0,07∙109 ГВт∙ч/год, что сопоставимо использованию примерно 6 млрд. т.н.э. в год (~50% от уровня мирового энергопотребления в 2012 году). 2. Технический потенциал ветроэнергетики береговых линий, которые являются наиболее перспективными для использования ветроэнергетических установок в целях энергообеспечения быстроразвивающихся регионов России, можно оценить в 20−30 тысяч ГВт∙ч/год (1,7-2,9 млн. т.н.э. в год) для Кольского полуост40

рова и Приморского края, и 46-67 тысяч ГВт∙ч/год (3,9-5,7 млн. т.н.э. в год) – для о. Сахалин. 3. При использовании ветроколес со стандартным для мировой практики диаметром от 50 до 100 метров и при всем существующем диапазоне скоростей ветра на территории России установленная мощность одной горизонтально-осевой ветроэнергетической установки (на суше) колеблется от 30 кВт до 1 МВт. 4. В оффшорной зоне возможно отбирать максимальную удельную мощность (от 2,5 до 5,7 МВт) с каждой ветроустановки в зависимости от диаметра ветроколеса. 5. Суммарная мощность, вырабатываемая ВЭС, не зависит от диаметра ветроколес горизонтально-осевых ветроэнергетических установок, а является функцией среднегодовой скорости ветра и площади, на которой ВЭС расположена. Это является важным фактором, позволяющим существенно минимизировать CAPEX (первоначальные инвестиции) при строительстве ВЭС. 6. Для полного удовлетворения энергопотребления России на уровне 2012 года требуется размещение стандартных горизонтально-осевых ветроэнергетических установок с диаметром лопастей от 50 до 100 метров на площади чуть более 11% территории страны. 7. Таким образом, Россия обладает одним из крупнейших в мире техническим потенциалом ветроэнергетических ресурсов как на суше, так и в море по береговой линии. Наличие больших территориальных возможностей для выбора оптимальных площадок для размещения ВЭУ и ВЭС позволяет рассматривать ветроэнергетику, как одну из наиболее экономичных, эффективных и перспективных отраслей энергетики РФ.

41

3. РАЗВИТИЕ РЫНКА ВЕТРОЭНЕРГЕТИКИ Рынок ветроэнергетики развивается очень быстро с начала XXI века и является очень динамичным в плане поставок новых технологий, регионального и промышленного развития. В некоторых странах ветроэнергетика уже является значительным поставщиком электроэнергии. В качестве примера можно привести следующие страны-лидеры: Дания (25,9%), Испания (15,9%), Португалия (15,6%), Ирландия (12,0%) и Германия (10,6%) [16]. Большинство изменений рынка ветроэнергетики связано с развитием регионов. В некоторых из них (Нидерланды, Дания, Северная Германия) ветроэнергетика на суше достигла своего максимального распространения в энергосистеме. В качестве альтернативы наземным ветроэнергетическим проектам начала развиваться оффшорная ветроэнергетика, но развитие оффшорных проектов происходит недостаточно быстро для сохранения достигнутых темпов роста отрасли. Другие регионы мира, в частности, новые страны с развивающейся экономикой − Китай, Индия и Бразилия − развивают ветроэнергетику в больших масштабах как часть своей стратегии для того, чтобы компенсировать как можно скорее нехватку электроэнергии. В среднем, ветроэнергетические проекты на шельфе являются более дорогими, чем на суше − в 1,5–2 раза. Опыт 50 существующих шельфовых проектов, а также развитие технических инноваций обещают уменьшить стоимость ветроэнергетических проектов на шельфе на 30−50% в течение следующих 10 лет. Оффшорные проекты фактически формируют основу почти всех национальных исследовательских программ (Research & Development Programs) в мире, а также служат основой для увеличения размеров ветроэнергетических установок. Наиболее вероят42

но, что увеличение размеров ветроэнергетических установок, применяемых на суше, завершится диаметром ветроколеса 130 метров из-за технологических ограничений, а в оффшорной ветроэнергетике появятся ВЭУ с диаметров ветроколеса свыше 130 метров. Например, крупнейшие ВЭУ, которые сейчас разрабатываются и устанавливаются, имеют диаметр ветроколеса более 150 метров. Технически целесообразно разработать ВЭУ с диаметром ветроколеса 200 метров и установленной мощностью 20 МВт, а вот экономическая целесообразность такого проекта еще должна быть доказана. Что касается поставщиков ВЭУ, то сейчас можно наблюдать сдвиг от Европы и США в сторону азиатских стран. Не так давно более 80% ВЭУ изготовлялось на Западе. Как видно из таблицы 9, в 2013 году доля азиатского рынка начинает преобладать над европейским [17]. Таблица 9 Топ-15 компаний-поставщиков ВЭУ в 2013 году Поставщики ВЭУ Vestas (Denmark) Goldwind (China) Enercon (Germany) Siemens (Germany) Suzlon Group (India) GE Wind (USA) Gamesa (Spain) United Power (China) Mingyang (China) Nordex (Germany) XEMC (Denmark) Envision (China) DEC (China) Sinovel (China) Sewind (China)

Доля на рынке, % 13,2% 10,3% 10,1% 8,0% 6,3% 4,9% 4,6% 3,9% 3,7% 3,4% 3,2% 3,1% 2,3% 2,3% 2,2% 43

Датская компания Vestas сохранила свою лидирующую позицию в списке крупнейших производителей ветроагрегатов по итогам 2013 года с долей в 13,2%. Следом в списке стоят китайская Goldwind с долей 10,3%, немецкие Enercon – 10,1%, Siemens – 8,0% и индийская Suzlon Group – 6,3%. Появление китайских компаний в списке, безусловно, связано с резким ростом китайского рынка ветроэнергетики. Это означает, что российская промышленность тоже может получить свой шанс в случае развития ветроэнергетики в стране. 3.1. Обзор некоторых основных производителей горизонтально-осевых ветроэнергетических установок Vestas (Дания) Компания Vestas ввела ряд новшеств в свои ветроустановки [9]. • «ActiveStall®» представляет собой гидравлическую систему регулирования мощности для минимизации нагрузок и для контроля мощности на выходе установки. Она обеспечивает защиту от отказов в любых условиях и сохраняет постоянную мощность системы на выходе при скорости ветра выше номинальной. • «OptiTip®» является системой Pitch-регулирования с микропроцессорным управлением. Она регулирует угол поворота лопаток ветроколеса для обеспечения оптимального положения по отношению к преобладающему направлению ветра. • «OptiSpeed®» позволяет изменять скорость вращения ветроколеса в пределах 60% по отношению к номинальной. Это минимизирует нежелательные колебания мощности на выходе в энергосистему и нагрузку на важные части конструкции установки. Также система обеспечивает повышение качества электро44

энергии, поступающей в сеть, с быстрой синхронизацией и снижением гармонических искажений. Технические характеристики ветроустановок компании Vestas представлены в приложении 1. Enercon (Германия) Компания Enercon является изобретателем следующих инновационных систем [9]: • Кольцевой генератор («Annular generator»), который является ключевым компонентом дизайна безредукторных генераторов прямого включения. Это синхронный генератор низкой скорости, который напрямую соединен с ротором. Выходное напряжение и частота генератора изменяются в зависимости от скорости и преобразуются с помощью «Grid Management System» перед тем как попасть в энергосистему. • Система управления энергосистемой («Grid Management System»), рис. 21. Электрическая мощность, выработанная в кольцевом генераторе, проходит через «Grid Management Sys-

Рис. 21. Схема системы «Grid Management System» компании Enercon 45

tem», которая включает выпрямитель (Direct Current Link) и систему модульного инвертора. Инвертор определяет основные характеристики выходной мощности, поступающей в энергосистему, и гарантирует, что выходная мощность соответствует характеристикам энергосистемы. «Grid Management System» поддерживает напряжение в системе даже при коротком замыкании. • Система «Enercon storm control». Особенностью системы «Storm control» является возможность снижения производительности ветроустановки в случае очень высоких скоростей ветра, что предотвращает возможность простоев и потерь дохода компанией. На рисунке 22 показан график мощности ветроустановки с системой «Storm control», который демонстрирует, что ветроустановка не выключается автоматически, когда превышена скорость, при которой происходит отключение установки Vstorm, а

Рис. 22. Система «Enercon storm control»

лишь снижает выходную мощность за счет снижения скорости вращения ветроколеса. Это достигается путем поворота лопастей 46

ветроколеса не по направлению движения ветра. После того, как скорость ветра уменьшается (Vwind < Vstorm), лопасти ветроколеса поворачиваются по направлению движения ветра и турбина сразу же возобновляет работу на полную мощность. Siemens (Германия) Компания Siemens производит полную линию силовых преобразователей под торговой маркой «SIMOVERT MASTERDRIVES», которые охватывают диапазон выходной мощности от 45 до 6800 кВт и работают как преобразователи напряжения постоянного тока с использованием полностью цифровых технологий. Они могут использоваться для всех возможных напряжений в системе (400, 500 или 690 В) [9]. Suzlon (Индия) Компания Suzlon использует сложную систему управления, в которую входят [9]: • Система «Suzlon FlexiSlip», которая управляет выходной мощностью асинхронного генератора. Она позволяет снизить механические нагрузки на установку и, как следствие, снижает стоимость технического обслуживания. • Система «IXYS», предназначенная для синхронизации работы генератора и энергосистемы. Технические характеристики горизонтально – осевых ветроэнергетических установок компании Suzlon представлены в приложении 2. 3.2. Стоимость ветроустановок Ветроэнергетическая установка имеет самую большую стоимость в общей стоимости ветропарка. В 2000−2002 гг. цена ВЭУ для береговых ветропарков составляла в среднем 700 $/кВт, но этот показатель вырос до 1500 $/кВт в США и 1800 $/кВт в Евро47

пе в 2009 году. Такой рост был связан с увеличением затрат на материалы (например, на сталь и цемент), на инженерные работы, с приобретением более крупных ветроустановок, которые стоят дороже (из-за затрат на башни и фундаменты), но которые имеют высокий коэффициент использования установленной мощности (capacity factor). После 2008/2009 гг., когда цены на ВЭУ достигли своего пика – 1500 $/кВт в США и 1800 $/кВт в Европе, цены на них начали падать. Данные по проектам за 2012 год показывают, что предложенная цена ВЭУ составила в США от 900 $/кВт до 1270 $/кВт, что соответствует падению цен примерно на четверть по сравнению с пиковыми ценами. В соответствии с индексом BNEF Wind Turbine Price Index (WTPI) на 2012 год, средняя цена ВЭУ за пределами Азии составила около 1200 $/кВт, рис. 23 [16]. Такое уменьшение цены происходит из-за усовершенствования ВЭУ − увеличение средней высоты башни и диаметра ветроколеса ВЭУ. Кроме того, производители предлагают более выгодные условия контрактов, т.е. более продолжительные договоры на эксплуатацию и техническое обслуживание установок, улучшенные гарантийные условия, гарантию качества и сокращение сроков доставки оборудования. Усиление конкуренции на рынке ветроэнергетики связано с подъемом Китая и других развивающихся производителей. Китайцы достигли мощности производства выше внутреннего спроса, в результате чего внутренние цены на ВЭУ составили в среднем 658 $/кВт в 2010 году, 580−610 $/кВт – в 2011 году, 630 $/кВт – в 2012 году. Так, китайские производители имеют конкурентное преимущество на рынке ветроэнергетики, а избыточность мощностей китайских производителей может привести к ожесточенной конкуренции со значительным снижением цен на ВЭУ. 48

Рис. 23. Цена ВЭУ в США и Китае по сравнению с ценой в соответствии с индексом BNEF Wind Turbine Price Index (WTPI), 1997− 2012 гг.: BNEF WTPI является средним показателем за полугодие для неазиатских рынков; данные для рынка США − для конкретного месяца и конкретного проекта; данные для рынка Китая являются средними за год

3.3. Общая стоимость проектов береговых ветроэнергетических станций Данные по проектам ветроэнергетических станций (ВЭС) в США за 2012 год показывают, что общая стоимость таких проектов упала в среднем с 2100 $/кВт (2011 год) до 1750 $/кВт в первой половине 2012 года (для проектов в 2,6 ГВт), а стоимость наиболее конкурентоспособного проекта составила около 1500$/кВт. Общая стоимость проектов ВЭС в 2011 году в Китае была одной из самых низких в мире (табл. 10), что связано с избыточностью произведенных мощностей, большим внутренним рынком, 49

низкой стоимостью расходных материалов (сталь, цемент), что, в свою очередь, ведет к развитию отрасли и снижению затрат [18, 19]. Экономия затрат на реализацию проекта строительства ВЭС определяется размером ВЭС. Например, проекты ВЭС с установленной мощностью до 5 МВт имеют более высокую общую стоимость, чем более крупные ВЭС. В 2009-2011 гг. в США проекты с установленной мощностью до 5 МВт имели общую стоимость около 2500$/кВт, в то время как проекты с установленной мощностью 5−20 МВт – около 2300 $/кВт. Средние затраты на реализацию проектов ВЭС с установленной мощностью 20 МВт и выше составляют 2100–2200 $/кВт. Таблица 10 Примерная общая стоимость проектов ВЭС по странам

Китай

2011

Новая установленная мощность (ГВт) 17,60

Австралия Австрия Бразилия

2011 2011 2011

0,23 0,07 0,58

1600−3300 2368

Дания Европа (среднее значение) Ирландия

2010

0,18

1600−1700

2010

10,28

~1600

2011

0,24

2000−2600

Италия Япония Мексика Норвегия Португалия Испания США

2011 2011 2011 2011 2011 2009 2011

0,95 0,17 0,05 0,08 0,38 1,05 6,81

1941−2588 3900 2000

Страны, регионы

Год

50

Стоимость ($/кВт) 1114−1273

1650−2850

1900−2000 1810 2000 2100

2011, USD/кВт

Общая стоимость проекта ВЭС в странах, не входящих в состав ОЭСР (ОЭСР – Организация экономического сотрудничества и развития), имеет значительный разброс (рис. 24). Китай и Индия имеют свои производственные базы с низкой себестоимостью производства и развитую ветроэнергетическую отрасль, а следовательно, общая стоимость проекта строительства ВЭС в этих странах ниже, чем в других регионах, не входящих в ОЭСР. Другие страны и регионы, не входящие в ОЭСР, не имеют столь развитой отрасли, а значит высокие затраты на разработку проекта, приглашение зарубежных инженеров и персонала, затраты на транспорт, основные материалы (например, цемент, сталь и т.д.), затраты на подключение к сети и другие расходы повышают общую стоимость проекта ВЭС, которая находится в диапазоне 2000–2300 $/кВт в зависимости от региона. Важно отметить, что страны, не входящие в состав ОЭСР, компенсируют такую большую общую стоимость проекта за счет высокого коэффициента использования установленной мощности. Структура затрат, в процентах (%) на строительство ВЭС в континентальной зоне представлена в таблице 11.

Рис. 24. Общая стоимость и ее среднее значение для введенных в эксплуатацию и готовящихся к строительству больших ВЭС в странах и регионах, не входящих в состав ОЭСР (> 5 МВт), 2009−2012 гг. 51

3.4. Общая стоимость проектов оффшорных ветроэнергетических станций Общая стоимость проектов оффшорных ВЭС, как правило, вдвое выше, чем береговых, а может быть еще выше. Стоимость проекта повышается за счет увеличения затрат на прокладку сетевых кабелей по дну моря, на строительство дорогостоящих фундаментов в море, транспортировку материалов и ВЭУ и установку самих фундаментов, оборудования и ВЭУ. Сами оффшорные ВЭУ также стоят дороже, чем ВЭУ для береговых ВЭС, так как они должны быть сконструированы с дополнительной защитой от коррозии и от суровой морской среды, чтобы снизить затраты на обслуживание и ремонт, так как эти затраты также являются высокими для оффшорных ВЭС. Таким образом, стоимость ВЭУ является большой статьей расходов для проектов оффшорных ВЭС, но при этом она составляет менее половины (49%) от общего объема капитальных затрат на реализацию проекта ВЭС, табл. 11 [9]. Таблица 11 Структура затрат на строительство ВЭС в континентальной и оффшорной зонах, % Статьи затрат Ветроустановка Фундамент Электромонтаж Стоимость земли Строительство дорог Консультирование Финансовые затраты Проектирование и управление

Континентальная зона, %

Оффшорная зона, %

68−84 1−9 1−9 1−5 1−5 1−3 1−5

49 21 21* − − 3 нет данных

−

6

*Подводные кабели (16 %) и внутренняя энергосистема (5 %) 52

В 2010 году на основе оценки стоимости ВЭУ основных производителей ВЭУ и других исследований было установлено, что средняя цена оффшорной ВЭУ около 1970 $/кВт, а строительство фундамента, сетевая инфраструктура, монтаж и планирование проекта составляют соответственно 21%, 21%, 13% и 10% от общей стоимости проекта [9]. По некоторым оценкам, капитальные затраты на реализацию проекта оффшорной ВЭС на мелководье и вблизи берега в Великобритании составили в 2010 году около 4471 $/кВт, что в 2,5 раза выше затрат на реализацию проекта ВЭС на суше.

53

4. МЕТОДИКА ОПТИМИЗАЦИИ ЗАТРАТ ПРИ ВЫБОРЕ ГОРИЗОНТАЛЬНО-ОСЕВЫХ ВЕТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ УСТАНОВОК ДЛЯ ВЕТРОЭЛЕКТРОСТАНЦИИ При выборе варианта строительства ветроэнергетической станции (ВЭС; англ. Wind Farm) для удовлетворения нужд выбранного объекта энергопотребления очень важно понимать, выбирать ли нам много горизонтально-осевых ветроэнергетических установок (ВЭУ) с малым диаметром ветроколеса, которые стоят дешевле, или мало ВЭУ, но с большим диаметром ветроколеса, которые, что очевидно, стоят существенно дороже? Ответ на этот вопрос очень важен, так как в мире более 100 крупных производителей горизонтально-осевых ветроэнергетических установок с разными диаметрами ветроколес, установленной мощностью и стоимостью, а количество и тип выбранных ВЭУ будут определять первоначальные инвестиции проекта – CAPEX. Поэтому необходимо выбирать такое количество ветроустановок, которое позволит при наименьших первоначальных инвестициях полностью обеспечить объект энергопотребления электричеством. Алгоритм решения такой задачи приведен ниже [20].

4.1. Размещение ветроэлектростанции в континентальной зоне В случае размещения ВЭС в континентальной зоне рассмотрим, как зависит от диаметра ветроколеса стоимость одной ВЭУ и всей ВЭС, состоящей из N-го количества ВЭУ. 1) Количество ВЭУ, которое можно разместить на территории площадью S: 54

Nуст =

S 2

(A∙B)D

=k1 ∙D−2 ,

(18)

где S – площадь территории под строительство ВЭС; (A∙B)D2 – площадь, занимаемая одной ВЭУ при выбранной схеме размещения ВЭУ 𝑨 ∙ 𝑫 х 𝑩 ∙ 𝑫 (где А и B – коэффициенты, показывающие расстояние между ВЭУ в ряду и между рядами в зависимости от диаметра ветроколеса) [9]; D – диаметр ветроколеса; k1 – коэффициент, который зависит от принятой схемы размещения ВЭУ и площади для размещения ВЭС, т.е. k1 =

S , (A∙B)

(19)

2) Стоимость ВЭУ можно условно представить как некую степенную зависимость от диаметра ветроколеса: СВЭУ =k2 ∙Dn ,

(20)

где СВЭУ – стоимость одной ВЭУ; k2 – коэффициент, зависящий от страны и компании-производителя; D – диаметр ветроколеса; n – степень, определяющая зависимость стоимости ВЭУ от диаметра ветроколеса (также зависит от страны и компаниипроизводителя). 3) Первоначальные инвестиции в строительство ВЭС (CAPEX): CAPEX = (λ+1)∙СВЭС = (λ+1)∙СВЭУ ∙Nуст = (λ+1)∙k ∙Dn ∙k1 ∙D−2 , (21) 2

то есть CAPEX=k3 ∙Dn−2 ,

(22)

где СВЭС – стоимость ветроэлектростанции; СВЭУ – стоимость одной ВЭУ; λ – стоимость затрат на логистику, инженерное сопровождение, строительно-монтажные работы и др., определяемая как процент от стоимости закупаемого оборудования (≈10− 55

15%); k3 – рассчитываемый коэффициент, не зависящий от диаметра ветроколеса, т.е. k3 =(λ+1)∙k2 ∙k1 , (23) D – диаметр ветроколеса. Из выражений (20) и (22) следует, что и стоимость ВЭУ, и первоначальные инвестиции в строительство ВЭС зависят от диаметра ветроколеса горизонтально-осевой ВЭУ и условного коэффициента – степени зависимости стоимости ВЭУ от диаметра ветроколеса – n. Данная задача является оптимизационной задачей нелинейного программирования, не имеющей безусловного экстремума, то есть требуется найти такое значение диаметра ветроколеса, которое бы минимизировало первоначальные инвестиции в строительство ветроэлектростанции. Оптимальное значение искомого критерия (первоначальные инвестиции в строительство ВЭС − CAPEX) находится, как правило, при минимальном или максимальном значениях оптимизируемого параметра (диаметр ветроколеса ВЭУ), который, в свою очередь, определяется допустимыми в реальных условиях величинами (как правило, техническими и технологическими). Решение оптимизационной задачи по выбору ВЭУ будет зависеть от значений, которые может принимать степень n. Рассмотрим разные варианты решения задачи. 1) Стоимость одной ВЭУ не зависит от диаметра ветроколеса и является величиной постоянной, т.е. n = 0 . Если n = 0, то: СВЭУ = k2 ∙Dn = k2 , CAPEX = k3 ∙Dn−2 = k3 ∙D−2 ,

(24) (25)

Первоначальные инвесиции в строительство ВЭС (CAPEX) зависят от диаметра ветроколеса следующим образом (рис. 25). 56

Рис. 25. График зависимости CAPEX от D при n = 0

Из рисунка 25 следует, что максимальные инвестиции будут обеспечиваться при выборе ветроустановок малого диаметра, а минимальные − при выборе ветроустановок с максимально допустимым (по техническим возможностям) диаметром ветроколеса. 2) Стоимость одной ВЭУ линейно зависит от диаметра ветроколеса, т.е. n = 1. Если n = 1, то: СВЭУ = k2 ∙Dn = k2 ∙D ,

(26)

CAPEX = k3 ∙Dn−2 = k3 ∙D−1 ,

(27)

Таким образом, первоначальные инвестиции в строительство ВЭС (CAPEX) зависят от диаметра ветроколеса: см. рис. 26. Из рисунка 26 следует, что максимальные инвестиции будут обеспечиваться при выборе ветроустановок малого диаметра, а минимальные инвестиции − при выборе ветроустановок с максимально допустимым (по техническим возможностям) диаметром ветроколеса.

57

Рис. 26. График зависимости CAPEX от D при n = 1

3) Стоимость одной ВЭУ зависит от диаметра ветроколеса квадратично, т.е. n = 2. Если n = 2, то: СВЭУ = k2 ∙Dn = k2 ∙D2 , CAPEX = k3 ∙Dn−2 = k3 .

(28) (29)

Из выражения (29) следует, что первоначальные инвестиции в строительство ВЭС (CAPEX) не зависят от диаметра ветроколеса и являются величиной постоянной (рис. 27).

Рис. 27. График зависимости CAPEX от D при n = 2 58

В случае, когда первоначальные инвестиции в строительство ВЭС не зависят от диаметра ветроколеса и являются постоянными, выбор диаметра ветроколеса ВЭУ будет зависеть от необходимой установленной мощности ветроэнергетической установки. 4) Стоимость одной ВЭУ зависит от диаметра ветроколеса в третьей степени, т.е. n = 3. Если n = 3, то: СВЭУ = k2 ∙Dn = k2 ∙D3 ,

(30)

CAPEX = k3 ∙Dn−2 = k3 ∙D.

(31)

Зависимость стоимости одной ВЭУ от диаметра ветроколеса в третьей степени является непонятной, такого в принципе не может быть, но теоретически такой вариант стоит рассмотреть. Линейная зависимость первоначальных инвестиций в строительство ВЭС (CAPEX) от диаметра ветроколеса − см. рис. 28. Из рисунка 28 видно, что максимальные инвестиции будут обеспечиваться при выборе ветроустановок с большим диаметром ветроколеса, а минимальные инвестиции − при выборе ветроустановок с минимально допустимым (по техническим возможностям) диаметром ветроколеса.

Рис. 28. График зависимости CAPEX от D при n = 3 59

5) Стоимость одной ВЭУ зависит от диаметра ветроколеса в четвертой степени, т.е. n = 4. Если n = 4, то: СВЭУ = k2 ∙Dn = k2 ∙D4 , CAPEX = k3 ∙Dn−2 = k3 ∙D2 .

(32) (33)

Зависимость стоимости одной ВЭУ от диаметра ветроколеса в четвертой степени является практически невероятной, но теоретически такой вариант следует рассмотреть. Зависимость первоначальных инвестиций в строительство ВЭС (CAPEX) от диаметра ветроколеса при n = 4 показана на рис. 29. Из рисунка 29 следует, что максимальные инвестиции будут обеспечиваться при выборе ветроустановок большого диаметра, а минимальные инвестиции − при выборе ветроустановок с минимально допустимым (по техническим возможностям) диаметром ветроколеса.

Рис. 29. График зависимости CAPEX от D при n = 4

Итак, при размещении ветроэлектростанции с горизонтальноосевыми ВЭУ в континентальной зоне получается, что: 60

– при 0 ≤ n < 2 выбираем ветроустановки с максимально допустимым (по техническим возможностям) диаметром ветроколеса для обеспечения минимальных первоначальных инвестиций в строительство ВЭС; – при n = 2 выбор диаметра ветроколеса ВЭУ не определяется первоначальными инвестициями, так как инвестиции не будут зависеть от диаметра ветроколеса; – при n > 2 выбираем ветроустановки с минимально допустимым (по техническим возможностям) диаметром ветроколеса для обеспечения минимальных первоначальных инвестиций в строительство ВЭС. В качестве примера рассмотрим наиболее вероятный случай линейной зависимости стоимости ВЭУ от диаметра ветроколеса, т.е. n = 1, рис. 30. Как уже было показано ранее, если n = 1, то выражения (18), (20), (22) примут вид: Nуст = k1 ∙D-2 , СВЭУ = k2 ∙D , CAPEX = k3 ∙D−1 .

Проанализировав график на рисунке 30, можно сделать вывод, что при n = 1 необходимо выбирать минимальное количество горизонтально-осевых ВЭУ с максимально допустимым (по техническим возможностям) диаметром ветроколеса для обеспечения минимальных первоначальных инвестиций в строительство ВЭС (CAPEX). При выборе ВЭУ с минимально допустимым диаметром ветроколеса стоимость одной ВЭУ будет минимальной, но первоначальные инвестиции получаются максимальными за счет существенно большего количества ВЭУ.

61

Рис. 30. График зависимости количества ветроустановок, стоимости одной ВЭУ и CAPEX от D при n = 1

4.2. Размещение ветроэлектростанции в оффшорной зоне В случае размещения ветроэлектростанции в оффшорной зоне рассмотрим, как зависят от диаметра ветроколеса установленная мощность ВЭС и первоначальные инвестиции в строительство ветроэлектростанции (CAPEX). 1) Мощность ВЭУ при заданной скорости ветра и диаметре ветроколеса определяется по соотношениям [6, 10]: 1 1 (34) РВЭУ = ∙ ∙3,14∙D2 ∙CP ∙ρ∙V3 ∙�ηмех ∙ηэл �, 2 4 или РВЭУ = k1 ∙D2 , (35) 62

где k1 – коэффициент, включающий среднегодовую скорость ветра V, плотность воздуха ρ, коэффициент Ср, суммарный КПД элементов силового тракта ВЭУ �ηмех ∙ηэл �, другие постоянные

величины, т.е.

1 1 k1 = ∙ ∙3,14∙CP ∙ρ∙V3 ∙�ηмех ∙ηэл � . (36) 2 4 2) Количество ветроустановок, которое можно разместить вдоль береговой линии длиной L, определяется по соотношению: L Nуст = , (37) 9∙D где L – длина береговой линии; (9∙D) – схема размещения ВЭУ вдоль береговой линии длиной L [9]. 3) Мощность ВЭС, состоящей из N-го количества ветроустановок: L Pвэс =Nуст ∙РВЭУ = ∙k1 ∙D2 = k4 ∙D , (38) 9∙D где k4 – рассчитываемый коэффициент, не зависящий от диаметра ветроколеса, т.е. L (39) k4 = ∙k1 . 9 Следовательно, при размещении ВЭС в оффшорной зоне ее суммарная мощность, которая необходима для компенсации энергопотребления выбранного объекта, зависит от диаметра ветроколеса ВЭУ линейно при выбранной схеме размещения ВЭУ вдоль береговой линии длиной L. 4) Стоимость ВЭУ условно принимаем в виде степенной зависимости от диаметра ветроколеса по соотношению (20): СВЭУ = k2 ∙Dn , где СВЭУ – стоимость одной ВЭУ; k2 – коэффициент, зависящий от страны и компании-производителя; n – степень, определяющая 63

зависимость стоимости ВЭУ от диаметра ветроколеса (также зависит от страны и компании – производителя). 5) Первоначальные инвестиции в строительство ветроэлектростанции (CAPEX): L CAPEX = (λ+1)∙СВЭС = (λ+1)∙СВЭУ ∙Nуст = (λ+1)∙k ∙Dn ∙ , (40) 2 9∙D то есть CAPEX = k5 ∙Dn−1 , (41) где СВЭС – стоимость ветроэлектростанции; СВЭУ – стоимость одной ВЭУ; λ – стоимость затрат на логистику, инженерное сопровождение, строительно-монтажные работы и др., определяемая как процент от стоимости закупаемого оборудования (≈10−15%); k5 – рассчитываемый коэффициент, не зависящий от диаметра ветроколеса: L (42) k5 =(λ+1)∙k2 ∙ , 9 Оба выражения (20) и (41) зависят от диаметра ветроколеса и степени n. Решение оптимизационной задачи по выбору ВЭУ будет зависеть от значений, которые может принимать степень n. Рассмотрим разные варианты решения задачи. 1) Стоимость одной ВЭУ не зависит от диаметра ветроколеса и является величиной постоянной, т.е. n = 0 . Если n = 0, то: СВЭУ = k2 ∙Dn = k2 , (43) k5 CAPEX = k5 ∙Dn−1 = , (44) D Первоначальные инвестиции в строительство ВЭС (CAPEX) и суммарная мощность, определяемая по соотношению (38), зависят от диаметра ветроколеса (рис. 31). 64

Рис. 31. График зависимости CAPEX и PВЭС от D при n = 0

Из рисунка 31 следует, что максимальные инвестиции будут обеспечиваться при выборе ветроустановок малого диаметра, а минимальные инвестиции − при выборе ветроустановок с максимально допустимым (по техническим возможностям) диаметром ветроколеса; при этом получаем наибольшую суммарную установленную мощность ВЭС. 2) Стоимость одной ВЭУ линейно зависит от диаметра ветроколеса, т.е. n = 1. Если n = 1, то СВЭУ = k2 ∙Dn = k2 ∙D, (45) CAPEX = k5 ∙Dn−1 = k5 ,

(46)

Первоначальные инвестиции в строительство ВЭС (CAPEX) и суммарная мощность, определяемая по соотношению (38), зависят от диаметра ветроколеса следующим образом, (рис. 32). Из рисунка 32 следует, что первоначальные инвестиции в строительство ВЭС не зависят от диаметра ветроколеса и являются постоянными. Поэтому выбор диаметра ветроколеса ВЭУ 65

будет зависеть от необходимой установленной мощности ВЭС, которая, в свою очередь, будет определять экономический потенциал проекта. В этом случае наибольшую суммарную установленную мощность ВЭС получаем при выборе ветроустановок с максимально допустимым (по техническим возможностям) диаметром ветроколеса.

Рис. 32. График зависимости CAPEX и PВЭС от D при n=1

3) Стоимость одной ВЭУ зависит от диаметра ветроколеса квадратично, т.е. n = 2. Если n = 2 , то: СВЭУ = k2 ∙Dn = k2 ∙D2 ,

(47)

CAPEX=k5 ∙Dn−1 = k5 ∙D.

(48)

Зависимости первоначальных инвестиций в строительство ВЭС (CAPEX) и суммарной мощности ВЭС, определяемой по соотношению (38), от диаметра ветроколеса представлены на рисунке 33.

66

Рис. 33. График зависимости CAPEX и 𝑷ВЭС от D при n = 2

В этом случае по графику невозможно определить, при каком диаметре ветроколеса ВЭУ можно одновременно получить минимальные первоначальные инвестиции в строительство ВЭС и её наибольшую суммарную установленную мощность. Для нахождения оптимального решения этой задачи воспользуемся специально разработанной программой в MS Excel, с помощью которой рассчитаем показатели инвестиционной привлекательности проекта: (NPV, PI, IRR, срок окупаемости проекта), и сравним эти показатели для ветроустановок разного диаметра ветроколеса. Исходные данные для расчета представлены в таблице 12.

67

Таблица 12 Исходные данные для расчета показателей инвестиционной привлекательности проекта строительства ВЭС в оффшорной зоне при n = 2 Средняя скорость ветра в прибрежной зоне России, м/с [4] Диаметр ветроколеса горизонтально-осевой ВЭУ, м [9] Коэффициент использования установленной мощности ВЭУ, Kзагр Плотность воздуха, ρ, кг/м3 [6] Коэффициент использования энергии ветрового потока, Ср [6] Суммарный КПД механических и электрических элементов силового тракта ВЭУ, (ηмех ∙ηэл ) [6] Общая длина береговой линии, L, м (взято произвольно для расчета)

12 90−130 м 0,5 1,225 0,45 0,9 3500

Стоимость электроэнергии, Сэл-эн , руб/кВт∙ч

4,5

Ежегодный OPEX, %

10

Ежегодный рост эксплуатационных затрат, % Ставка дисконтирования, %

12

Рост тарифа на электроэнергию, %

5

Налог на прибыль, %

20

Срок амортизации, лет

25

Стоимость ВЭУ, млн. руб

3

определяется в зависимости от страны и компании-производителя

68

Этапы расчета 1) Мощность ВЭУ при заданной скорости ветра и диаметре ветроколеса определяется по соотношению (34): 1 1

РВЭУ = 2 ∙ 4 ∙3,14∙D2 ∙CP ∙ρ∙V3 ∙�ηмех ∙ηэл � .

2) Количество ветроустановок, которое можно разместить вдоль береговой линии длиной L, определяется по соотношению (37): L

Nуст = 9∙D . 3) Первоначальные инвестиции в строительство ветроэлектростанции (CAPEX) определяются по соотношению (40): CAPEX = (λ+1)∙ СВЭУ ∙Nуст . В качестве компании-производителя выбрана датская компания Vestas, которая занимает первое место по производству ветроустановок и их продаже в мире (доля компании на рынке в 2013 году составила 13,2%) [17, 21]. Поскольку стоимость ВЭУ привязана к мощности и диаметру ветроколеса установки, то необходимо найти стоимость единицы мощности, вырабатываемой ветроустановкой. Средняя рыночная стоимость единицы мощности составляет примерно 60 147,5 руб/кВт [22, 23]. Исходя из этой величины стоимости, пересчитаем стоимость всей установки в зависимости от выбранной модели, при условии, что стоимость одной ВЭУ зависит от диаметра ветроколеса квадратично, т.е. n = 2. Модели ВЭУ, выбранные для расчета, и их стоимость показаны в таблице 13.

69

Таблица 13 Модели и стоимость ВЭУ Модели ВЭУ

Стоимость ветроустановки, млн.руб

V90-3.0MW

157,467

V105-3.3MW

214,33

V112-3.3MW

243,86

V117-3.3MW

266,119

V126-3.3MW

308,635

4) Выручка, получаемая от работы ВЭУ, за год: В = Nуст ∙РВЭУ ∙8760∙kзагр ∙Сэл-эн ,

(49)

где В – выручка, получаемая от работы ВЭУ за год, млн. руб; Т = = 8760 часов – число часов в году; kзагр – коэффициент использования установленной мощности ВЭУ (табл. 12); Сэл-эн – стоимость электроэнергии, руб/кВт∙ч (табл. 12). 5) Далее с помощью специально разработанной программы в MS Excel рассчитываем показатели инвестиционной привлекательности проекта: NPV, PI, IRR, срок окупаемости проекта. Результаты расчета представлены в таблице 14. Проанализировав результаты расчета (табл. 14), можно сделать вывод, что оптимальное решение поставленной задачи достигается при выборе ветроустановок с минимально допустимым (по техническим возможностям) диаметром ветроколеса. При этом показатели эффективности инвестиционного проекта являются наиболее предпочтительными: NPV имеет максимальное значение; срок окупаемости проекта – минимальное значение; PI >1, IRR принимает также максимальное значение. 70

Таблица 14 Результаты расчета показателей инвестиционной привлекательности проекта строительства ВЭС в оффшорной зоне при n = 2 Суммарная Диаметр КоличесустановленNPV, ветроколе- тво ВЭУ, ная мощность млн.руб са, м шт. ВЭС, МВт 90 105 112 117 126

5 4 4 4 4

12,5 13,2 13,2 13,2 13,2

964,18 966,83 732,61 556,05 218,83

Срок окупаемости проекта, лет 7,7 8,19 10,55 12,78 18,81

PI

IRR, %

2,11 2,03 1,68 1,47 1,16

24,83 23,79 19,85 17,48 13,89

Таким образом, при размещении ветроэлектростанции в оффшорной зоне получается, что: – при 0 ≤ n < 2 выбираем ветроустановки с максимально допустимым (по техническим возможностям) диаметром ветроколеса для обеспечения минимальных первоначальных инвестиций в строительство ВЭС (CAPEX) и наибольшей суммарной установленной мощности ВЭС. – при n = 2 оптимальное решение задачи (при исходных данных, указанных в таблицах 12 и 13) достигается при выборе ветроустановок с минимально допустимым (по техническим возможностям) диаметром ветроколеса. При этом показатели привлекательности инвестиционного проекта являются наиболее предпочтительными. Выводы по разделу 4 1) Разработана методика принятия решений при выборе диаметра и стоимости горизонтально-осевых ВЭУ для размещения их на ветроэлектростанции, позволяющая минимизировать первоначальные инвестиции в строительство ВЭС (CAPEX) при вы71

полнении условия по требуемой установленной мощности ВЭС. Стоимость горизонтально-осевой ВЭУ рассматривается, как некая степенная зависимость от диаметра ветроколеса, определяемая степенью n, показывавшей зависимость стоимости ВЭУ от диаметра ветроколеса, а также от страны и компании-производителя. 2) Решение оптимизационной задачи по выбору ВЭУ зависит от значений, которые может принимать степень n. При размещении ВЭС в континентальной зоне 1) Если стоимость одной ВЭУ не зависит от диаметра ветроколеса и является величиной постоянной (т.е. n = 0) либо линейно зависит от диаметра ветроколеса (т.е. n = 1), либо зависит от диаметра ветроколеса квадратично, (т.е. n = 2), то минимальные инвестиции в строительство ВЭС будут обеспечиваться при выборе горизонтально-осевых ветроустановок с максимально допустимым (по техническим возможностям) диаметром ветроколеса. 2) Если стоимость одной ВЭУ зависит от диаметра ветроколеса в третьей степени (т.е. n = 3) либо зависит от диаметра ветроколеса в четвертой степени (т.е. n = 4), то минимальные инвестиции в строительство ВЭС будут обеспечиваться при выборе горизонтально-осевых ветроустановок с минимально допустимым (по техническим возможностям) диаметром ветроколеса. При размещении ВЭС в оффшорной зоне 1) Если стоимость одной ВЭУ не зависит от диаметра ветроколеса и является величиной постоянной (т.е. n = 0) либо линейно зависит от диаметра ветроколеса (т.е. n = 1), то минимальные инвестиции в строительство ВЭС будут обеспечиваться при выборе горизонтально-осевых ветроустановок с максимально 72

допустимым (по техническим возможностям) диаметром ветроколеса. При этом получаем наибольшую суммарную установленную мощность ВЭС. 2) Если стоимость одной ВЭУ зависит от диаметра ветроколеса квадратично (т.е. n = 2), то для нахождения оптимального решения этой задачи необходимо воспользоваться специально разработанной программой в MS Excel, с помощью которой рассчитываются показатели инвестиционной привлекательности проекта: (NPV, PI, IRR, срок окупаемости проекта); затем эти показатели сравниваются для ветроустановок разного диаметра. Произведенный расчет показал, что при n = 2 минимальные инвестиции в строительство ВЭС будут обеспечиваться при выборе горизонтально-осевых ветроустановок с минимально допустимым (по техническим возможностям) диаметром ветроколеса.

73

5. ВОЗМОЖНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ АВТОНОМНЫХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ УСТАНОВОК МАЛОЙ МОЩНОСТИ НА ОСНОВЕ ВЕТРОВОЙ ЭНЕРГИИ ДЛЯ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ ОБЪЕКТОВ ВОСТОЧНОЙ ГАЗОВОЙ ПРОГРАММЫ ОАО «ГАЗПРОМ»

В мае 2014 года между Россией и Китаем был подписан 30летний контракт на поставку в Китайскую Народную Республику более 1 трлн. м³ природного газа, начиная с 2018 года. В связи с этим, ОАО «Газпром» приступает к активной фазе строительства объектов для реализации Восточной газовой программы (ВГП). В рамках этой программы предусматривается создание промышленной инфраструктуры для добычи газа в 4 центрах газодобычи: Красноярском, Иркутском, Якутском и Сахалинском, извлекаемые запасы которых по категориям С1 и С2 приведены в табл. 15. Транспортировка добываемого углеводородного сырья предусмотрена по магистральному трубопроводу «Сила Сибири», предполагаемая схема прокладки которого приведена на рис. 34. Большая часть объектов ВГП будет расположена в юговосточных областях России с очень низкой плотностью населения и практически без развитой инфраструктуры, в том числе и энергетической. В этой связи, огромный практический интерес вызывает вопрос автономного энергообеспечения объектов добычи, переработки и транспорта газа, а также всех сопутствующих инфраструктурных объектов − вахтовые поселки, промышленные площадки и зоны, объекты транспортной инфраструктуры. Мировая практика показывает, что применение автономных энергетических установок малой и средней мощности(до 30 МВт), использующих все доступные виды топлива и энергии в регионах с необустроенной инфраструктурой, значительно эффективнее строительства системы централизованного энерго74

снабжения, работающей на органическом топливе, с последующим распределением электроэнергии по магистральным сетям. Концепция применения автономных энергетических установок малой мощности в непосредственной близости к потребителю имеет ряд очевидных преимуществ: • позволяет избежать значительных затрат на строительство дорогостоящих генерирующих мощностей, использующих для выработки электроэнергии органическое топливо, гидро- или атомную энергию, а также протяженных магистральных сетей электроснабжения; Извлекаемые запасы по категориям С1+С2 Восточной газовой программы Центр добычи

Месторождение

Юрубчено-Тохомское НГКМ Красноярский Собинско-Пайгинское НГКМ Иркутский Ковыткинское ГКМ Якутский

Чаяндинские НГКМ

Таблица 15

Запасы нефти и конденсата, млн. тонн

Запасы газа, млрд. м³

237,4

387,3

24,5

167,2

115,0

1 980,0

68,4

1 240,0

307,0

485,0

182,4

633,6

700,0

1 300,0

1 634,7

6 193,1

Чайво Сахалин-I

Сахалин-II

Сахалин-III

Аркутун-даги Одопту море Пильтун-Астохское НМ Лунское НГКМ Киринский блок Восточно-Одоптинский блок Аяшский блок Венинский блок

ИТОГО 75

Рис. 34. Предполагаемая схема размещения объектов Восточной газовой программы ОАО «Газпром»

минимизирует финансовые и материальные затраты на выполнение технических условий для подключения к сетям централизованного электроснабжения; • существенно уменьшает потери при передаче энергии на большие расстояния; • увеличивает надежность энергообеспечения объектов за счет возможностей многократного резервирования автономных энергетических установок. В ряде работ [24, 25, 26] было показано, что в силу того, что Россия – самая большая страна в мире, 70% территории которой расположены в северных и арктических регионах, мы «обречены» потреблять огромное количество энергии для создания комфортных условий для проживания населения, причем эффектив•

ность энергопотребления у нас очень мала – не более 22−25% энергии уходит на воспроизводство ВВП, все остальное – на поддержание протяженной инфраструктуры в рабочем состоянии и на тепловые и энергетические потери [24]. С другой стороны, наша огромная территория дает нам неоценимые конкурентные 76

преимущества перед всеми другими странами мира, с точки зрения потенциала возобновляемой энергии, так как последняя является энергией распределенной и, по определению, чем больше территория, на которой мы эту энергию собираемся использовать, тем выше ее потенциал [27]. Хотелось бы отметить, что распространенное мнение о том, что в России нет природных условий для развития ветровой энергетики по причине недостаточной среднегодовой скорости ветра, не соответствует действительности. Технический потенциал ветроэнергетики только в сухопутной зоне России оценивается почти в 70 миллионов ГВт·ч энергии, что эквивалентно ежегодному потреблению более 6 млрд. т.н.э. (~ 50% мирового энергопотребления в 2013 году) [4]. К тому же в рамках реализации проекта ВГП береговые линии Приморского края и острова Сахалин представляются крайне перспективными для использования ветроэнергетических установок. Если в расчетах принять минимально возможное значение среднегодовой скорости ветра в прибрежных зонах – 12 м/с, то в зависимости от диаметра применяемых ветроколес горизонтально-осевых ВЭУ технический потенциал ветровой энергии береговой линии Приморского края можно оценить в пределах от 20 до 30 тысяч ГВт∙ч/год, а острова Сахалин – от 46 до 67 тысяч ГВт∙ч/год. Так что говорить о недостатке возможностей использования ветровой энергетики в России явно преждевременно – технический потенциал России, как показывают оценочные расчеты, уникален. Сопоставление карты расположения объектов ВГП ОАО «Газпром» с картой распределения среднегодовой скорости ветра (рис. 35), позволяет сделать вывод, что практически все объекты 77

ВГП располагаются на территориях, очень перспективных для использования возобновляемой энергетики с использованием ветра. Технический потенциал ветровой энергии с учетом береговых линий Приморского края и острова Сахалин на территории расположения объектов ВГП можно оценить почти в 1,5−2 млрд. т.н.э. [11]. Тем более что территории, предполагаемые для строительства объектов ВГП, слабо или почти не заселены, цена земли невысока, практически отсутствует энергетическая инфраструктура.

Рис. 35. Среднегодовая скорость ветра (м/с) на территории России

Под гигантский проект ОАО «Газпром» – ВГП – необходимо будет создавать совершенно новую энергетическую инфраструктуру, что потребует огромных инвестиций. В качестве варианта предлагается создание инфраструктуры ХХI века с использованием самых современных тенденций развития мировой энергети78

ки, что позволит, наряду с неисчерпаемостью применяемых источников, получать экологически чистую энергию (рис. 36). Кроме этого, программа развития возобновляемой энергетики на базе ветровой энергии под гигантский инфраструктурный проект ОАО «Газпром» может стать локомотивом для развития научно-технического прогресса и инновационного производства на территории России.

Рис. 36. Альтернатива выбора энергетической инфраструктуры ВГП

Было проведено экономическое моделирование показателей инвестиционной привлекательности (NPV, DPP, IRR, PI) проекта создания комбинированной энергетической установки мощностью не менее 6 МВт, причем 3 МВт – мощность, отбираемая с солнечных панелей, а остальные 3 МВт – мощность ветроэнергетических установок. Исходные данные для моделирования указаны в таблице 16 [11]. Результаты моделирования показали, что даже при использо79

вании солнечных панелей с КПД = 12% и ветроэнергетических установок с коэффициентом использования энергии ветрового потока 45% окупаемость проекта создания автономного энергетического комплекса на солнечной и ветровой энергии будет достигаться в течение 11−14 лет, в зависимости от расположения ветроэнергетических установок в оффшорной зоне либо на холмистой местности береговой линии. При этом, значение внутренней нормы доходности (IRR) варьируется в пределах 16−20%. Таблица 16 Исходные данные для экономического моделирования показателей инвестиционной привлекательности проекта создания комбинированной энергетической установки Исходные данные Средняя скорость ветра, м/с Диаметр ветроколеса горизонтальноосевой ВЭУ, м Модель ВЭУ (компания-производитель Vestas) Стоимость ВЭУ, млн.руб Коэффициент использования установленной мощности ВЭУ, Kзагр Плотность воздуха, кг/м3 К.П.Д. солнечной панели, % Стоимость м² солнечной панели, USD Среднегодовой уровень инсоляции, кВт·ч/м²/сут Стоимость земли, тыс. руб/га Стоимость электроэнергии, руб/кВт·ч Ежегодный OPEX, % Ежегодный рост OPEX, % Ставка дисконтирования, % Ежегодный рост тарифа на электроэнергию, % Налог на прибыль, % Срок амортизации оборудования, лет 80

Холмистая Прибрежместность ная зона 12 14 80

126

V802.0MW 93, 42

V1263.3MW 247,134 0,5 1,225 12 83,5 5 100 4,5 10 3 12 5 20 25

Так есть ли смысл вкладывать огромные деньги в создание инфраструктуры ХХ века, использующей для выработки электроэнергии органическое топливо (нефть, газ, уголь), когда можно часть этих средств перераспределить на создание инфраструктуры XXI века – децентрализованной системы энергоснабжения, использующей автономные энергетические установки малой и средней мощности и работающие, в том числе, и на солнечной и ветровой энергии?

81

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

Технические характеристики горизонтально-осевых ветроэнергетических установок компании Vestas (табл. 17), годовое производство электроэнергии различными моделями горизонтально-осевых ВЭУ (рис. 37) [21]. Таблица 17 Технические характеристики горизонтально-осевых ветроустановок компании Vestas Модель ВЭУ 82

Номинальная мощность, кВт

V80-2.0 MW

2000

V901.8/2.0 MW

1800/ 2000

V110-2.0 MW

2000

Cutin wind speed, м/с 4

4

3

Rated wind speed, м/с 14

12

11,5

Cutout wind speed, м/с 25

25

20

Диаметр ветроколеса, м 80

90

110

82

РегулиОметаемая рование площадь, мощном² сти 5027

Pitchрегулирование

6362

Pitchрегулирование

9503

Pitchрегулирование

Тип генератора 4-полюсный (50 Гц) / 6-полюсный (60 Гц) 4-полюсный (50 Гц) / 6-полюсный (60 Гц) 4-полюсный (50 Гц) / 6-полюсный (60 Гц)

Тип редуктора две винтовые ступени и одна планетарная две винтовые ступени и одна планетарная две винтовые ступени и одна планетарная

V1001.8/2.0 MW

83

V105-3.3 MW; V112-3.3 MW; V117-3.3 MW; V126-3.3 MW

V164-8.0 MW offshore

1800/200 0

3

12

20

100

4-полюсный (50 Гц) / 6-полюсный (60 Гц)

две винтовые ступени и одна планетарная

7854

Pitchрегулирование

8659−12469

Pitchрегулирование

нет данных

две винтовые ступени и одна планетарная

Pitchрегулирование

с постоянной магнитной силой с номинальным напряжением 33−35 или 66 кВ

нет данных

105 3300

3

12

25

112 117 126

8000

4

11

25

164

83

21124

Рис. 37. Годовое производство электроэнергии некоторыми моделями горизонтально-осевых ветроэнергетических установок компании Vestas

84

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

Технические характеристики горизонтально-осевых ветроэнергетических установок компании Suzlon (табл. 18); график мощности некоторых моделей горизонтально-осевых ВЭУ – рис. 38 [28]. Таблица 18 Технические характеристики горизонтально-осевых ветроустановок компании Suzlon НоминаCutОметаCut-in Rated Регулирольная out Диаметр емая Модель wind wind вание Тип мощwind ветрокоплоВЭУ speed, speed, мощногенератора ность, speed, леса, м щадь, м/с м/с сти кВт м/с м² 85 S52-600 kW

S66 Mark II 1.25 MW

600

1250

4

4

13

12

25

52

20

66

85

2124

Active pitch – регулирование

3421

Active pitch – регулирование

Тип редуктора

асинхронный

одна планетарная ступень и две винтовые

асинхронный

одна планетарная ступень и две винтовые

Продолжение табл. 18 Модель ВЭУ

S82 - 1.5 MW

86

S88 - 2.1 MW

S95 DFIG 2.1 MW S97 DFIG 2.1 MW

Номинальная мощность, кВт

1500

2100

2100

2100

Cut-in wind speed, м/с

4

4

3,5

3,5

Rated wind speed, м/с

12

14

11

11

Cutout wind speed, м/с

Диаметр ветроколеса, м

20

82

25

88

25

95

20

97

86

Ометаемая площадь, м²

Регулирование мощности

5281

Active pitch – регулирование

6082

Active pitch – регулирование

7085

Pitch – регулирование

7386

Pitch – регулирование

Тип генератора индукционный генератор с системой Suzlon Flexi Slip System индукционный генератор с системой Suzlon Flexi Slip System асинхронный трехфазный генератор асинхронный трехфазный генератор

Тип редуктора

одна планетарная ступень и две винтовые одна планетарная ступень и две винтовые

нет данных

нет данных

87 Рис. 38. График мощности некоторых моделей горизонтально-осевых ВЭУ компании Suzlon

87

Литература 1. The World Wind Energy Association. Annual Report, 2013. – P. 22. [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://www.wwindea.org 2. The World Wind Energy Association. Annual Report, 2012. – P. 22. [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://www.wwindea.org 3. Navigant research. A BTM wind report, 2013. – P. 232. [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://www.navigantresearch.com 4. Мингалеева Р.Д., Зайцев В.С., Бессель В.В. Оценка технического потенциала ветровой и солнечной энергетики в России // ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ, 2014, №3. – С. 82-90. 5. Enargo. Renewable energy sources. [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://www.enargo.ru/technologies_wind.php 6. Безруких П.П. Ветроэнергетик: Справочное и методическое пособие. – М.: ИД «ЭНЕРГИЯ», 2010. – C. 195. 7. BP statistical review of world energy June, 2013. [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://www.bp.com/ 8. Universal Desktop Ruler (Универсальная экранная линейка). [Ссылка для скачивания программы] – Режим доступа: http://avpsoft.ru/products/udruler 9. Ali Sayigh. Comprehensive Renewable Energy. Volume Two. Wind Energy // Elsevier Ltd – 2012. – P. 746. [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://www.sciencedirect.com.focus.lib.kth.se/ 10. Мингалеева Р.Д., Бессель В.В. Методика оценки суммарной мощности ветроэлектростанции ВЭС // Территория НЕФТЕГАЗ. − 2014. − № 9. – С. 82–86. 11. Возможность применения автономных энергетических установок малой мощности на ВИЭ для энергоснабжения объектов Восточной газовой программы ОАО «Газпром» / Авт.: Р.Д. Мингалеева, В.С. Зайцев, Д.А. Сидоров, А.А. Беляев, В.В. Бессель // Территория НЕФТЕГАЗ. − 2014. − № 8. – С. 104–109. 12. The World Factbook. Central Intelligence Agency, 2014. [Электронный ресурс] – Режим доступа: https://www.cia.gov/library/publications/the-world-factbook/geos/rs.html 13. Несветайлов М. Перспективы автономной ветрогенерации: от Европейского Заполярья до Камчатки // Energy Fresh. − 2014. − №1(7). – С. 22–26. 14. Министерство иностранных дел России. Представительство в г. Владивостоке. Паспорт Приморского края. [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://www.vladivostok.mid.ru/primorye.html 15. ГУ МЧС России по Сахалинской области. Комплексная характеристика Сахалинской области. [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://www.65.mchs.gov.ru/gu/?SECTION_ID=158 88

16. International Renewable Energy Agency IRENA. Renewable power generation costs in 2012: An Overview, 2012. [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://www.irena.org/Publications 17. North American Windpower. [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://www.nawindpower.com/e107_plugins/content/content.php?content.12710 18. Global Wind Energy Council (GWEC), Annual Report, 2012. [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://www.gwec.net/ 19. International Energy Agency (IEA WIND), Annual Report, 2011. [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://www.iea.org/topics/windpower/ 20. Мингалеева Р.Д., Бессель В.В., Топилин А.В. Методика оптимизации затрат при выборе горизонтально-осевых ветроэнергетических установок для ветроэлектростанции. // Территория НЕФТЕГАЗ. − 2014. − № 11. – С. 46–53. 21. Официальный интернет-сайт компании VESTAS. [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://www.vestas.com 22. Официальный интернет-сайт компании «Экомоторс». [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://ecomotors.ru/index.php?productID=2292 23. Официальный интернет-сайт компании «Windustry». [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://www.windustry.org/resources/how-much-do-wind-turbines-cost 24. Бессель В.В. К вопросу оценки энергетической эффективности экономики России // Бурение и нефть. − 2013. − № 12. – С. 18–23. 25. Бессель В.В., Беляев А.А., Зверев А.М. Энергосбережение в магистральном транспорте газа за счет использования возобновляемых источников энергии // Территория НЕФТЕГАЗ. − 2013. − № 9. – С. 84–90. 26. Использование возобновляемых источников энергии для повышения энергоэффективности ЕСГ России // Авт.: В.В. Бессель, А.С. Лопатин, А.А. Беляев, В.Г. Кучеров // Neftegaz.RU. − 2013. − № 10. – С. 12–20. 27. Бессель В.В., Лопатин А.С., Кучеров В.Г. Потенциал использования солнечной и ветровой энергии в топливно-энергетическом комплексе России // Neftegaz.Ru. − 2014. – № 5. 28. Официальный интернет-сайт компании SUZLON. [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://www.suzlon.com

89

Бессель Валерий Владимирович Исполнительный вице-президент группы компаний «НьюТек Сервисез». С 2010 года по совместительству – профессор кафедры термодинамики и тепловых двигателей. Читает авторский курс лекций по дисциплине «Современные нефтегазовые технологии» магистрантам РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, ВШГА МГУ имени М.В. Ломоносова, Королевского Технологического Института (Стокгольм), а также специалистам ОАО «ГАЗПРОМ», НК «РОСНЕФТЬ», НК «Руснефть», ТНК-ВР, Минтопэнерго РФ, БК «Евразия», ГК «ИНТЕГРА», «CATERPILLAR – Россия». Родился 29 июня 1958 г. в г. Таллин Эстонской ССР. В 1980 г. с отличием окончил Московский институт нефтехимической и газовой промышленности имени И.М. Губкина, во время учебы в институте являлся Ленинским стипендиатом, в 1985 году окончил аспирантуру этого же института, в 1988 году защитил диссертацию на соискание ученой степени кандидата технических наук. Академик Международной академии наук Экологии и Безопасности жизнедеятельности (МАНЭБ) (2002). Автор более 85 научных работ по вопросам использования нетрадиционных источников углеводородного сырья и возобновляемых источников энергии с целью энергосбережения в ТЭК России.

90

Мингалеева Рената Дмитриевна Ассистент кафедры термодинамики и тепловых двигателей РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. Родилась 15 октября 1990 г. в Тульской области. В 2014 г. окончила с отличием магистратуру в РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина по совместной магистерской программе с Королевским Технологическим Институтом (KTH, Стокгольм, Швеция). Автор ряда работ по вопросам использования возобновляемых источников энергии с целью энергосбережения в ТЭК России.

91

УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ

БЕССЕЛЬ Валерий Владимирович МИНГАЛЕЕВА Рената Дмитриевна

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ВЕТРОЭНЕРГЕТИКИ В НЕФТЕГАЗОВОМ КОМПЛЕКСЕ РОССИИ

Редактор Л. А. Суаридзе Компьютерная верстка: И. В. Севалкина

Подписано в печать 30.12.2014. Формат 60×84 1/16. Бумага офсетная. Печать офсетная. Гарнитура «Таймс». Усл. п. л. 5,5. Тираж 100 экз. Заказ № 595

Издательский центр РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина 119991, Москва, Ленинский проспект, 65 тел./факс: (499) 507 82 12