Энергетический потенциал современных ветровых установок на территории Краснодарского Края

Ветры северо - восточной части Черного моря

Северо-восточная часть Черного (СВЧЧМ) моря является одной из энергонесущих зон Азово-Черноморского бассейна и по отношению к другим районам Черного моря характеризуется наиболее интенсивной штормовой деятельностью, что необходимо учитывать при строительстве оффшорных и береговых ВЭС Большие скорости ветра отмечаются практически во всех частях побережья и во все сезоны года. Тем не менее, выделяются зоны повышенной ветровой активности, где среднемноголетние значения скорости ветра превышают 5 м/с (Мысовое, Тамань, Анапа). Самые сильные ветры наблюдаются над открытой частью моря, а также в районах Новороссийска ("бора") и в Керченском проливе.

Скорость ветра имеет хорошо выраженный годовой ход с максимумом в холодный период и минимумом в теплый. Зимой в прибрежной зоне СВЧЧМ диапазон значений средней скорости ветра изменяется от 2,7-2,8 м/с на ЮБК до 6-7 м/с в районах Керченского пролива. Летом скорость ветра уменьшается до 1,9-2,4 м/с и 3,3-5,3 м/с соответственно. Скорость ветра в районе каждой станции зависит не только от времени года, но и от рельефа побережья. Поэтому на таких открытых станциях, как Тамань и Анапа в наиболее ветреные годы среднемесячные скорости ветра зимой достигают 9-13 м/с, а в Новороссийске (Цемесская бухта) 15 м/с, т.е. в холодный период ветры штормовой силы могут действовать на протяжении всего месяца. Максимальные среднемесячные скорости ветра чаще всего наблюдаются в ноябре-марте. Полученные по срочным наблюдениям максимальные скорости ветра в районах Анапы и Новороссийска достигали 35-40 м/с. Среднее число дней с сильным ветром (?15 м/с) изменяется от 22-25 дней у восточного побережья Крыма до 55 дней в районе Новороссийска. Наряду со средними и максимальными величинами скорости ветра практический интерес представляют сведения о повторяемости различных градаций скорости. Кривые распределения повторяемости скорости ветра (Рис.1), рассчитанные по рядам среднесуточных значений с интервалом в 1 м/с, показывают, что наибольшая повторяемость слабых ветров (0-5 м/с) отмечена на восточном берегу Крыма (Ялта - 90%, Феодосия - 78%) и в южной части Керченского пролива (Заветное - 71%). Значительно реже слабые ветры наблюдаются в северной части Керченского пролива (54%), у Кавказского побережья (54%) и в открытой части шельфа (46-52%), где повторяемость сильных (>10) ветров максимальна. Например, в центральной части северо-восточного шельфа у Анапы она достигает 16% от всего количества наблюдений.

Рис. 1 Кривые распределения сумарной повторяемости (а) и гистограммы повторяемости среднесуточной скорости ветрав северо-восточной части Черного моря

Ветры ураганной силы, скорость которых превышает 25 м/с, наблюдаются на большинстве станций, но имеют небольшую повторяемость (0,08-0,09%). На станциях Керченского полуострова - это 2-5 сут., в Анапе до 16 сут., а в Новороссийске повторяемость таких ветров 1,5%. Это свыше50 сут. за периоды наблюдений. Относительное распределение повторяемости ветров в разных районах побережья можно оценить по рис. 1а, а наглядное представление о величинах повторяемости и скоростях сильных ветров в исследуемом регионе дают гистограммы рис. 5б. Сезонные изменения повторяемости сильных ветров (?10 м/с) и случаев отсутствия ветра (штилей) показаны на рис. 2.

Рис. 2 Годовой ход повторяемости (%) штормового (?10 м/с) ветра (а) и штилей (б) на береговых станциях и в центральной части северо-восточного шельфа Черного моря

С октября по март повторяемость случаев сильных ветров изменяется от 2,5-5,0% в районах южного и восточного берегов Крыма (Ялта, Алушта, Феодосия) до 16-21% у Кавказского побережья и 24-26% в открытой части северо-восточного шельфа (рис. 2а). В период с мая по август повторяемость штормов уменьшается до 3-5% у Анапы и Мысового и до 0,3-0,5% в районе ЮБК. Летом на побережье СВЧЧМ преобладает маловетреная погода, однако случаи 92 полного штиля на открытых участках побережья очень редки. Например, в центральной части шельфа и у Кавказского побережья повторяемость штилей в течение всего года менее 2%, в районе Керченского пролива - 3-9%. Только в Феодосийском заливе повторяемость штилей в весенне-летний период достигает 9-12%, а в Цемесской бухте даже 15-17% (рис.2б). Относительно небольшая повторяемость штилей связана с бризовой циркуляцией в прибрежной зоне, в результате которой днем ветры дуют с более прохладной водной поверхности на сильно прогретый берег, а ночью - с берега. Наблюдаются бризы с апреля по октябрь, но их наибольшая повторяемость отмечена в июле и августе, когда бризовые ситуации могут удерживаться большую часть месяца. Основные направления ветра над Черным морем определяются распределением атмосферного давления в различные сезоны года. В холодный период под влиянием циклонических областей над Средиземным и Черным морями преобладает перенос континентального полярного воздуха, сопровождающийся северо-восточными, северными и северо-западными ветрами. Летом преобладающее влияние Азорского максимума вызывает западные, юго-западные и южные ветры.[6] Особенности ветрового режима связаны не только с общециркуляционными синоптическими процессами, но с рельефом, ориентацией и конфигурацией берегов отдельных регионов прибрежной зоны, поэтому СВЧЧМ имеет свои особенности. На рис. 3 представлены средние годовые розы повторяемости ветра по направлениям, на которых изображены контуры линий суммарной повторяемости для всех градаций и линий, соответствующих повторяемости ветров < 10 м/с.

Заштрихованные между ними области соответствуют величинам повторяемости штормовых ветров (? 10 м/с). Роза ветров "море" рассчитана для центральной части северо-восточного шельфа. Легенда её штриховки показывает повторяемость разных градаций скорости ветра (от 1 до 30 м/с) по направлениям. В районе Феодосийского залива наибольшую повторяемость имеют западные (21%) и северо-западные (18%) ветры. В зоне ЮБК, кроме этих ветров, повышенную повторяемость имеют восточные (21%) и южные (13%) ветры. На севере кавказского побережья чаще наблюдаются восточные, северо-восточные (25%), южные (23%) и юго-восточные (17%) ветры.

Рис 3. Розы повторяемости (%) ветра на шельфе и береговых станциях северо-восточной части Черного моря

Сильные ветры

На протяжении всего побережья СВЧЧМ сильные ветры наблюдаются ежегодно и во все сезоны. В течение всего года преобладают штормовые ветры северо-восточного и восточного направления. Их среднегодовая повторяемость в море составляет 4,5% для северо-восточных и 1,9% для восточных ветров. На рис. 9 представлены розы повторяемости штормового ветра 10-30 м/с на шельфе (море) и береговых станциях. Практически все розы ветров северо-восточной части показывают преобладающую повторяемость штормовых ветров северной половины горизонта (до 2,8-3,8%) и восточных (1,3%), реже - южных румбов.

Несмотря на то, что северные, северо-восточные и восточные штормовые (>10) ветры в основном наблюдаются со стороны берега, их сила (до 35-40 м/с) и относительно большая повторяемость (в сумме до 7%) могут негативно воздействовать на гидротехнические и ветроэнергетические сооружения, разрушать лопасти двигателей, ломать мачты ,способствовать развитию сильных ветровых течений и волнения, которые, в свою очередь, необходимо учитывать при закладке фундаментов, либо систем якорения оффшорных ВЭС.

Наиболее опасными направлениями ветра для СВЧЧМ являются юго-западное (ЮЗ), южное (Ю) и юго-восточное (ЮВ). Среднегодовая повторяемость этих ветров невелика: ЮВ - 0,14%, Ю - 0,08%, ЮЗ - 0,16%. В феврале их повторяемость возрастает до: ЮВ - 0,82%, Ю - 0,28%, ЮЗ - 0,37%. Для оценки сезонной изменчивости ветров, не искаженных условиями береговой зоны, повторяемость штормовых ветров (10-30 м/с) по направлениям в различные месяцы года была рассчитана на основании вышеупомянутого цифрового массива атмосферного давления и расчетного ветра над морем для центра северо-восточной части Черного моря (рис. 10). Сезон с наибольшей повторяемостью сильных ветров (>10 м/с) длится с ноября по март с максимумом в январе-феврале (до 10,5%). Реже всего сильные ветры отмечаются в летние месяцы. В зимние месяцы повторяемость северо-восточных штормов достигает 7-10%, летом снижается до 0,6-0,8%.

Несмотря на сравнительно малую повторяемость сильных ветров южной четверти, а на шельфе она в сумме достигает 3%, в периоды редких, но сильных штормовых ветров юго-западных и южных направлений здесь отмечались скорости ураганной силы, которые на максимальных разгонах вызывают экстремальное волнение. Определяющим фактором ветровых условий над Черным морем является структура барического поля. Усиление скорости ветра над морем и побережьем обусловлено чаще всего циклонической деятельностью. В Черном море, и, в частности, в северо-восточной его части, выделяются своими разрушительными последствиями осенние циклоны, которые случаются один раз в 7-10 лет и отличаются от обычных циклонов.

Их особенность состоит в том, что они проходят над бассейном в период осеннего похолодания (чаще всего в ноябре), когда некоторое время сохраняется относительно высокая температура воды.

Редкие, но сильные штормы отличаются ураганными скоростями. Повторяемость таких штормов невелика, а разрушительная сила максимальна. Это стоит учитывать при постройке крупных ветропарков, должны использоваться материалы повышенной устойчивости, а сами установки должны выдерживать скорости ветра до 35 м/с (рис. 1).

• 
• 5. Фундаментальные знания в ветроэнергетике
• Естественно, что наибольший ветровой потенциал наблюдается на морских побережьях, на возвышенностях и в горах. Тем не менее, существует еще много других территорий с потенциалом ветра, достаточным для его использования в ветроэнергетике. Как источник энергии, ветер является менее предсказуемым в отличие от, например, Солнца, однако в определенные периоды наличие ветра наблюдается на протяжении целого дня. На ветровые ресурсы влияет рельеф Земли и наличие препятствий, расположенных на высоте до 100 метров. Поэтому ветер в большей степени зависит от местных условий, чем энергия Солнца. В гористой местности, к примеру, два участка могут обладать одинаковым солнечным потенциалом, но вполне возможно, что их ветровой потенциал будет различен, в первую очередь из-за различий в рельефе и направлений ветровых потоков. В связи с этим планирование места под ВЭУ должно проводиться более тщательно, чем при монтаже солнечной системы. Энергия ветра также подчинена сезонным изменениям погоды: более эффективная работа ВЭУ зимой и менее - в летние жаркие месяцы (в случае с солнечными системами ситуация противоположная). В климатических условиях Дании фотоэлектрическая система эффективна на 18% в январе и на 100% в июле. Эффективность работы ветростанции в июле - 55%, а в январе - 100%. Оптимальным вариантом является комбинирование в одной системе малой ВЭУ и солнечной системы. Подобные гибридные системы обеспечивают более высокую производительность электроэнергии по сравнению с отдельно установленными ветровой или фотоэлектрической установками.
• Важно также помнить, что количество энергии, произведенной за счет ветра, зависит от плотности воздуха, от площади, охваченной лопастями ветротурбины при вращении, а также от куба скорости ветра.
• Лопасти ВЭУ вращаются за счет движения воздушной массы. Чем больше воздушная масса, тем быстрее вращаются лопасти и тем больше электроэнергии вырабатывает ВЭУ. Кинетическая энергия движущегося тела (например, воздуха) пропорциональна его массе, поэтому энергия ветра зависит от плотности воздуха. Плотность зависит от количества молекул в единице объема. При нормальном атмосферном давлении и при температуре 15^oС плотность воздуха составляет 1,225 кг/м³. Однако с увеличением влажности плотность воздуха слегка уменьшается. Из-за того, что зимой воздух более плотный, ветрогенератор будет вырабатывать зимой больше энергии, чем летом, при одинаковой скорости ветра. На территории, расположенной высоко над уровнем моря, например, в горах, атмосферное давление меньше и, соответственно, меньше плотность воздуха.
• Ротор ветротурбины "захватывает" энергию ветрового потока, находящегося возле него. Понятно, что чем больше площадь ротора, тем больше электроэнергии он может выработать. Так как площадь ротора увеличивается пропорционально квадрату диаметра ротора, ВЭУ вдвое большая по размеру сможет выработать в четыре раза больше энергии. Однако, процесс увеличения площади ротора нельзя свести к простому удлинению лопастей ВЭУ. С первого взгляда кажется, что это наиболее простой путь увеличения количества "захватываемой" ВЭУ энергии. Но, увеличивая размер площади, охватываемой лопастями при вращении, мы тем самым увеличиваем нагрузку на систему при той же скорости ветра. Для того, чтобы система выдержала все нагрузки, необходимо усилить все ее механические компоненты. Становится понятно, что подобное решение проблемы требует дополнительных финансовых затрат. [23]
• Ветроэнергетичическая установка, расположенная на площадке, где среднегодовая удельная мощность воздушного потока составляет около 500 Вт/м2 (скорость воздушного потока при этом равна 7 м/с), может преобразовать в электроэнергию около 175 из этих 500 Вт/м2. Энергия, содержащаяся в потоке движущегося воздуха, пропорциональна кубу скорости ветра.
• Однако не вся энергия воздушного потока может быть использована даже с помощью идеального устройства. Теоретически коэффициент полезного использования (КПИ) энергии воздушного потока может быть равен 59,3%. На практике максимальный КПИ энергии ветра в реальном ветроагрегате равен приблизительно 50%, однако и этот показатель достигается не при всех скоростях, а только при оптимальной скорости, предусмотренной проектом. Кроме того, часть энергии воздушного потока теряется при преобразовании механической энергии в электрическую, которое осуществляется с КПД обычно 75-95%.
• Учитывая все эти факторы, удельная электрическая мощность, выдаваемая реальным ветроэнергетическим агрегатом, видимо, составляет 30-40% мощности воздушного потока при условии, что этот агрегат работает устойчиво в диапазоне скоростей, предусмотренных проектом.
• Однако иногда ветер имеет скорость, выходящую за пределы расчетных скоростей. Скорость ветра бывает настолько низкой, что ветроагрегат совсем не может работать, или настолько высокой, что ветроагрегат необходимо остановить и принять меры по его защите от разрушения. Если скорость ветра превышает номинальную рабочую скорость, часть извлекаемой механической энергии ветра не используется, с тем чтобы не превышать номинальной электрической мощности генератора.
• Учитывая эти факторы, удельная выработка электрической энергии в течение года составляет 15-30% энергии ветра, или даже меньше, в зависимости от местоположения и параметров ветроагрегата.[24]
• Скорость ветра
• Скорость ветра - это самый важный фактор, который влияет на количество энергии, вырабатываемой ветрогенератором.
• Количество электроэнергии, выработанной ветроэлектроустановкой, возрастает кубически с увеличением скорости ветра. Т. е. если скорость ветра удваивается, кинетическая энергия, полученная ротором, увеличивается в восемь раз. (Таблица 11 приложение)
• Таблица 5 (приложение) показывает значения энергии ветра в стандартных условиях (сухой воздух, плотность - 1.225 кг/м³, атмосферное давление 760 мм рт. столба). Формула расчета количества энергии (определяется в Вт/м²) выглядит следующим образом:
• Р = 0.5 Ч 1.225 Ч V³,
• Где V - скорость ветра в м/с
• 1. Высота над уровнем земли. Близко к земле ветер замедляется за счет трения о земную поверхность. Для сельскохозяйственных полей и пустынных территорий при увеличении высоты над поверхностью земли в два раза наблюдается увеличение скорости ветра приблизительно на 12%.
• 2. Время года. В большинстве регионов наблюдаются значительные сезонные изменения ветровых потоков. Причем в зимние месяцы скорость ветра обычно выше, чем летом. Дневные изменения скорости ветра наблюдаются, как правило, вблизи морей и больших озер.
• 3. Утром солнце нагревает землю быстрее, чем воду, поэтому ветер дует в направлении побережья. Вечером же земля остывает быстрее, чем вода, поэтому ветер дует от побережья.
• 4. Характер земной поверхности. Холмы или горные хребты, находящиеся на открытом ландшафте, обычно считаются превосходным местом для ветряка. На холмах скорость ветра выше по сравнению с окружающей равнинной территорией. Необходимо помнить, что ветер может менять свое направление прежде, чем достигнет холма, так как область высокого давления фактически расширяется на некотором расстоянии перед холмом. Также необходимо помнить, что турбулентность, значение которой резко увеличивается в случае крутого холма или его неровной поверхности, может свести на нет преимущества более высокой скорости ветра (см. рис. 1 приложение). Так в случае А ветрогенератор расположен в более выгодном положении, с точки зрения производства электроэнергии, в случае Б будут большие потери из за турбулентности.
• Неровность ландшафта, расположенного между ВЭУ и препятствием, имеет существенное значение, так как она влияет на степень эффекта "покрытия". Более равнинная территория позволяет ветровому потоку, проходящему вне препятствия, легче смешиваться с турбулентным потоком, образующимся позади препятствия, что в свою очередь значительно ослабляет действие и значимость воздушных помех. Практика доказала необходимость оценивать каждое конкретное препятствие, расположенное по отношению к ветротурбине в преобладающих направлениях ветрового потока на расстоянии ближе, чем 1000 м. Остальные имеющиеся препятствия оцениваются согласно классам неровности поверхности (рис.2 приложение)
• Так как турбина вырабатывает электроэнергию из энергии ветра, то энергия ветрового потока, "прошедшего через турбину" будет меньше энергии ветрового потока перед турбиной. Это следует из факта, что энергия не может быть создана из ничего или бесследно поглощена. В подветренном от ВЭУ направлении будет всегда образовываться воздушный мешок. Фактически, позади турбины всегда будет турбулентный след, то есть длинный хвост ветрового потока, который является весьма беспорядочным и замедленным по сравнению с прибывающим ветром. На ВЭС ветротурбины стоят друг от друга на расстоянии, равном, по крайней мере, тройной длине диаметра ротора во избежание влияния слишком большой турбулентности вокруг ВЭУ, расположенных в подветренном направлении. В преобладающих направлениях ветра турбины устанавливаются обычно еще более обособленно. [23]
• 
• 6. Виды ветроустановок
• Современные ветроустановки можно разделить на группы по следующим критериям:
• 6.1 По конструктивному исполнению
• ВЭУ преобразуют кинетическую энергию ветра в электрическую с помощью генератора в процессе вращения ротора. Лопасти ВЭУ используются подобно пропеллеру самолета для вращения центральной ступицы, подсоединенной через коробку передач к электрическому генератору. По своей конструкции генератор ВЭУ напоминает генераторы, используемые в электростанциях, работающих за счет сжигания ископаемого топлива. Огромно разнообразие машин, изобретенных или предложенных для производства энергии за счет ветра, многие из них представляют собой довольно необычные конструкции. Тем не менее, существуют два основных типа современных ВЭУ.
• ВЭУ с горизонтальной осью вращения
• ВЭУ с горизонтальной осью вращения, имеющие две или три лопасти, установленные на вершине башни, - наиболее распространенный тип ВЭУ. Расположение ведущего вала ротора - части турбины, соединяющей лопасти с генератором, - считается осью машины. У турбин с горизонтальной осью вращения ведущий вал ротора расположен горизонтально. (Рис 2 приложение)
• В рабочем состоянии относительно направления воздушного потока ротор турбины может находиться перед опорой - так называемый наветренный ротор или за опорой - подветренный ротор. Чаще всего турбины с горизонтальной осью вращения имеют две или три лопасти, хотя есть и модели с большим числом лопастей.
• ВЭУ с вертикальной осью вращения
• У турбин с вертикальной осью вращения (Н-образные) ведущий вал ротора расположен вертикально (Рис.2 приложение). Лопасти такой турбины - длинные, обычно дугообразные. Они прикреплены к верхней и нижней частям башни. В мире существует всего лишь несколько производителей таких ВЭУ, наиболее известный из них - компания "Flowind". Благодаря вертикальному расположению ведущего вала ротора Н-образные турбины, в отличие от турбин с горизонтальной осью вращения, "захватывают" ветер, дующий в любом направлении, и для этого им не нужно менять положение ротора при изменении направления ветровых потоков.
• Несмотря на свое внешнее различие, турбины с вертикальной и горизонтальной осями вращения представляют собой похожие системы. Кинетическая энергия ветра, получаемая при взаимодействии воздушных потоков с лопастями турбины, через систему трансмиссии передается на электрический генератор. Благодаря трансмиссии генератор может работать эффективно при различных скоростях ветра. Выработанная электроэнергия может использоваться напрямую, поступая в электросеть или накапливаться для более позднего использования.
• 6.2 По конструкции лопастей
• По способу взаимодействия с ветром ВЭУ делятся на установки с жестко закрепленными лопастями без регулирования и на агрегаты, у которых лопасти сделаны с изменяющимся углом. Обе конструкции имеют преимущества и недостатки. ВЭУ, у которых лопасти сделаны с изменяющимся углом, имеют более высокую эффективность использования ветра и, соответственно, они вырабатывают больше электроэнергии. В то же время, эти ВЭУ должны быть оснащены специальными подшипниками, которые, исходя из имеющегося уже опыта, часто являются причиной поломок агрегатов. Турбины с жестко закрепленными лопастями более просты в обслуживании, однако их эффективность использования ветрового потока ниже. [23]
• 6.3 По схеме работы
• Автономная ветросистема
• Использование ветрогенератора в автономной системе предполагает генерацию энергии только при помощи ветра, то есть без использования вспомогательных источников энергии. Это самый дешёвый и простой вид генераторов, однако дешевизна оборачивается отсутствием энергоснабжения при недостаточном ветре.
• Гибридная энергетическая схема.
• Гибридная энергосистема подразумевает использование ВЭУ совместно с другими источниками энергии (солнечные модули, микроГЭС и т. д.). Эти источники энергии дополняют ВЭУ с целью обеспечения бесперебойного электроснабжения потребителя в безветренную погоду.
• Ветродизельные системы.
• Ветросистема состоит из ВЭУ и дизель - системы с оптимально подобранными мощностями. Обычно дизель используется в сочетании с ВЭУ в случае, когда целью использования последней является экономия дизельного топлива, стоимость которого с учетом расходов на доставку может быть очень высокой. Соотношение мощности компонентов системы зависит от схемы генерирования нагрузки и ресурсов ветра.
• Режим одновременной параллельной работы ВЭУ и ДЭС оценивается как недостаточно эффективный способ использования ВЭУ, поскольку доля участия ветроагрегата в системе по мощности не должна превышать 15-20 % от мощности дизеля. Такие режимы можно использовать для экономии топлива в гибридных установках большой мощности.
• Использование режима раздельной работы ВЭУ и ДЭС позволяет поднять долю участия ветроустановки до 50-60 % и более. Однако в этом случае неизбежно усложнение системы за счет необходимости введения системы управления, инверторного оборудования и АБ, которые аккумулируют энергию, вырабатываемую ветроагрегатом при рабочих скоростях ветра, для питания нагрузки в безветренную погоду, или при небольших скоростях ветра.(Таблица 9 приложение)
• Всякий раз, когда это возможно, энергия получается за счет ВЭУ, а АБ непрерывно подзаряжаются. В периоды ветрового затишья, когда заряд АБ падает ниже определенного уровня, для обеспечения потребителей энергией автоматически (вручную) запускается дизель. Такой режим значительно снижает количество запусков дизель-генератора и, следовательно, ведет к сокращению затрат на обслуживание и топливные расходы. Ветросистемы рассматриваемого типа в настоящее время используются в Архангельской и Мурманской областях России.
• Гибридные ветросистемы мощностью от 2 до 500 кВт различных конструкций и назначения в настоящее время испытываются, разрабатываются или планируются к реализации в рамках Федеральной программы "удаленных территорий Крайнего Севера РФ". Как правило, эти гибридные системы предназначены для надежного электроснабжения автономных потребителей с одновременной экономией жидкого топлива.
• Крупные гибридные электростанции должны работать на локальную сеть северных поселков.
• Использование современной ветросистемы, при должном внимании к проведению текущего обслуживания, может быть экономически очень эффективным при наличии достаточных ветровых ресурсов в местности, где установлен ветроагрегат.
• Ветросолнечные системы.
• Электрическая энергия может быть получена за счет преобразования солнечного излучения фотоэлектрическими батареями. Несмотря на довольно высокую, в настоящее время, стоимость ФБ их использование совместно с ВЭУ в некоторых случаях может быть эффективным. Поскольку зимой существует большой потенциал ветра, а летом в ясные дни максимальный эффект можно получить, используя ФБ, то сочетание этих ресурсов оказывается выгодным для потребителя.
• Использование ветроустановок совместно с микрогэс.
• ВЭУ могут использоваться в комбинации с микрогэс, имеющими резервуар для воды. В таких системах при наличии ветра ветроагрегат питает нагрузку, а излишки энергии используются для закачивания воды с нижнего уровня бьефа на верхний. В периоды ветрового затишья энергия вырабатывается микрогэс. Подобные схемы особенно эффективны при малых ресурсах гидроэнергии. [25]
• 6.4 По месту размещения
• Наземные ветроэлектростанции
• Наземные ВЭС являются традиционными и самыми распространенными ветровыми электростанциями в мире, их строительство и обслуживание является более дешевым, чем строительство оффшорных ВЭС из-за хорошо отработанных технологий, а также более дорогого строительства в море.
• Наземные ВЭС также делятся по расположению на несколько типов:

1) расположенные в горах ,на холмах и возвышенностях,

2) равнинные

3) прибрежные.

Электростанции расположенные в горах. Показатели скорости ветра в горах значительно выше, чем на равнине. Для строительства ВЭС в этих условиях необходим подьём в горы дорогой тяжелой строительной техники, кранов, с выносом стрелы более 50 метров, что увеличивает затраты на строительство.

Равнинные электростанции обычно строятся в зоне преобладающих ветров.

Прибрежные ВЭС строят возле береговой линии моря или океана, в их работе используется дневной бриз, дующий с моря на сушу и ночной, дующий с суши на море. Береговые ВЭС работают круглосуточно, их относят к наиболее стабильным.

Оффшорные или ВЭС морского базирования

Успех первых офшорных ВЭС (Рис.3 Приложение), установленных на мелководье в прибрежной зоне, вызвал огромный интерес к использованию ветрового потенциала прибрежных зон, особенно после того, как количество подходящих для ветроэнергетики площадок на суше уменьшилось из-за повсеместной установки наземных ВЭУ. В море ветер дует сильнее, так увеличение средней скорости ветра на 10% может привести к возможному приросту выработанной энергии на 30%. Так же, использование континентального шельфа глубиной до 30 м и расстоянием от берега до 30 км предполагает значительные экономические преимущества. В условиях будущего технологического прогресса, например, плавучие ВЭС или высоковольтные линии передач постоянного тока смогут помочь в освоении глубоководных территорий пригодных для ветроэнергетики. В недавно проведенном исследовании в рамках европейской программы по энергетике "без атомной энергии" - JOULE потенциал использования офшорной ветроэнергетики в странах Евросоюза был оценен величиной, в два раза превышающей современное потребление энергии.

В 90-х годах были предприняты первые многообещающие шаги по развитию офшорных технологий и накоплению опыта. Была обоснована возможность создания и развития офшорной ветроэнергетики. Учитывая существующую потребность в экологически чистой энергетике, появление новой технологии было отмечено как значительный вклад в решение проблемы энергообеспечения в Европе. Кроме того, внедрение офшорных технологий имеет меньше ограничений с точки зрения охраны окружающей среды, чем наземных, благодаря наличию огромных подходящих территорий и более мягких требований к шуму. В целом, перспективы офшорной ветроэнергетики оценены весьма положительно. Сегодняшние инвестиции в эту технологию можно рассматривать как подготовку к огромному энергетическому рынку завтрашнего дня. Офшорная ветроэнергетика является особенно обещающей в странах с высокой плотностью населения и, следовательно, испытывающих недостаток в подходящих для ветроэнергетики площадках, расположенных на суше.

Капитальные затраты на строительство ВЭУ морского базирования превышают затраты на строительство наземных, однако и производство энергии на офшорных ВЭУ существенно выше. [23]

• 6.4.1 Воздушные
• Индустрия ветровых электростанций может вскоре претерпеть кардинальные изменения, с появлением ветрогенератора, который по внешнему виду напоминает аэростат.
• Американская компания Altaeros Energies, которая зародилась в недрах Массачусетского технологического института и специализируется в области ветровой энергии, объявила об успешно проведенном тестовом испытании новой технологии. Им удалось получить энергию из ветра на высоте более 100 метров с помощью автоматического прототипа летающего ветрогенератора (Рис. 4 приложение).
• Готовая коммерческая модель сможет функционировать на высоте более 300 метров, где ветры более сильные и постоянные.
• Компания сообщает, что в ходе этого испытания удалось достигнуть сразу несколько ключевых рубежей.
• Аппарат автоматически поднял одну из самых популярных турбин на большую высоту и произвел вдвое больше электричества, чем наземные ветрогенераторы.
• Представители фирмы рассказали, что поскольку их продукт может достигать более высоких ветров, сила которых более чем в пять раз превышает силу ветра внизу, что позволит сократить цену энергии на 65 центов и уменьшит время установки с недель до дней. Летающий ветрогенератор в дополнение к этому, практически не оказывает влияния на окружающую среду, не создает шум и нуждается в самом минимальном техническом обслуживании.
• "В течение многих десятилетий, для установки ветрогенераторов требовались краны и огромные башни, чтобы поднять их на высоту в десятки метров, где ветры могут быть слабыми и порывистыми", - пояснил Бен Гласс, изобретатель этой технологии и глава фирмы.
• "Мы рады продемонстрировать, что современные надувные материалы могут поднять ветровую турбину до более высоких ветров практически повсеместно.
• Эта платформа конкурентоспособна и легка в установке из транспортировочного контейнера".
• В этой модели применяется наполненная гелием надувная оболочка, которая надежно удерживается на месте крепкой привязью и отправляет электричество на Землю.[26]
• Makani Power это еще один амбициозный проект летающего ветрогенератора (Рис. 5 приложение). Крылья оснащены турбинами, которые работают как обычные ветровые -- воздух движется по лопастям, заставляя их вращаться и приводит в действие генератор для производства электроэнергии.
• Установка турбин на крылья обеспечивает повышенную производительность на слабом ветру, что позволяет повысить производительность турбины примерно в два раза по сравнению с традиционной ветровой турбиной того же размера, но требует меньше материалов для строительства.
• На своем сайте, Makani сообщает, что недавно завершила первый в мире демонстрационный автономный полет во всех режимах полета, в том числе взлет, парение и посадка. Компания также подтвердила приобретение Google, заявив, что дополнительные ресурсы, предоставляемые сделкой, помогут им ускорить разработку технологии с целью создания конкурентоспособной стоимости энергии ветра по сравнению с ценой ископаемого топлива. [27]
• 6.5 Малые ветрогенераторы
• Малые ВЭУ могут быть подсоединены к центральной энергосистеме или использоваться автономно, т.е. без подсоединения к общей сети. Связанные с энергосистемой ВЭУ уменьшают потребление коммунальными службами электроэнергии, необходимой для освещения, работы электроприборов и отопления. Если ВЭУ производит больше электроэнергии, чем необходимо для данного хозяйства, избыток может быть продан в центральную сеть, причем, благодаря современным технологиям, переключение происходит автоматически.
• Автономные ВЭУ идеально подходят для домов, ферм или общинных хозяйств, находящихся в удалении от высоковольтных линий. При соблюдении определенных условий может быть использована любая модель ветряка.
• Малые ВЭУ, обеспечивающие электроэнергией домашнее хозяйство или работу водяных насосов - наиболее интересные примеры использования энергии ветра на отдаленных территориях. Подобные ветроустановки представляют особый интерес для развивающихся стран, где миллионы сельских хозяйств еще долго не будут присоединены к единой энергосети, продолжая использовать для освещения свечи или керосиновые лампы, а радио или другие электробытовые приборы будут работать лишь на батареях. Мощность ВЭУ, используемых для частного хозяйства, варьируется от нескольких Вт до нескольких тысяч Вт, и они могут использоваться в экономном режиме в зависимости от количества потребляемой энергии.
• В областях, где средняя годовая скорость ветра более 5 м/сек, можно использовать простые ВЭУ с выработкой энергии от 100 до 500 Вт. Этого количества электроэнергии достаточно для подзарядки аккумуляторов и обеспечения электропотребления частного дома. При выборе ВЭУ семья обычно уделяет большое внимание вопросу, связанному с количеством вырабатываемой электроэнергии и количеством услуг, получаемых от работы ВЭУ (освещение, обеспечение работы радио, телевизора и других бытовых приборов). Однако, высокая стоимость готовой ветросистемы, составляющая от нескольких сотен до тысячи долларов США, являлась препятствием для многих семей в развивающихся странах.[23]

• 7. Состояние Энергетики Краснодарского края, основные проблемы
• В области электроснабжения Краснодарский край является наиболее дефицитным энергорайоном в Южном федеральном округе. На территории региона вырабатывается только 40% собственной электрической энергии от необходимого объема потребления. Покрытие оставшегося дефицита (60%) мощности и электроэнергии многие годы осуществлялось от энергосистем Ростовской области (Волгодонская АЭС, Новочеркасская ГРЭС) и Ставропольского края (Ставропольская ГРЭС), через 3 центра питания - ПС 500 кВ "Центральная", "Тихорецк" и ПС 330 кВ "Армавир". Краснодарский край занимает первое место среди регионов Южного федерального округа по электропотреблению, что связано с динамичным развитием его экономики и интенсивным притоком инвестиций с начала 2000-х годов, а также строительством олимпийских объектов.
• Наибольшая активность и рост электропотребления (около 10-15 % в год)отмечается в муниципальных образованиях, расположенных в зоне Азово - Черноморского побережья и Центрального района Краснодарского края. В регионе активными темпами ведется жилищное и промышленное строительство, развивается курортно-рекреационная сфера, реализуются крупные инвестиционные проекты федерального маштаба, развитие портовой инфраструктуры на Азово - Черноморском побережье. В этой связи объекты региональной инфраструктуры в настоящее время работают на пределе своих возможностей, что является серьезным ограничением для удовлетворения возрастающих потребностей краевой экономики в качественном энергоснабжении. Основная проблема заключается в высокой степени износа действующих объектов электроэнергетической инфраструктуры. С каждым годом увеличивается количество оборудования, зданий и сооружений, выработавших свой ресурс и подлежащих замене, реконструкции или техническому перевооружению. Это вызвано тем, что модернизация подстанций, электрических и тепловых сетей в последние 7_10 лет практически не проводилась. По ряду объективных экономических и социальных причин, Кубанская энергосистема в 90-е годы прошлого века и в начале двухтысячных испытывала острый дефицит вводов нового и реконструированного оборудования. Установленная мощность электростанций, действующих на территории Краснодарского края в настоящее время составляет 1864 МВт. Основным топливом для всех ТЭС Краснодарского края является газ, а резервным мазут.

• 8. Перспективы объединения энергосистем Краснодарского края и республики Крым
• Республика Крым является энергодефицитным районом. Основной объем электроэнергии поступает с территории Украины. Состояние электрических сетей между Украиной и Крымом, а также сложные внешнеполитические отношения не позволяет полностью удовлетворять растущие потребности региона.
• Варианты реализации проектов энергообеспечения Крыма потребуют финансовых вложений на уровне от $300 млн до $10 млрд. Обеспечения энергетической безопасности полуострова можно добиться тремя способами.
• Первый путь предусматривает присоединение Крыма к энергосистеме Кубани через Керченский пролив с помощью прокладки кабеля по морскому дну. Такой проект будет стоить $300-500 млн, срок реализации составит до трех лет. В компании "Комплексные энергетические решения" подсчитали, что прокладка ЛЭП из РФ в Крым будет стоить от 10 до 15 млрд рублей ($277-414 млн).Энергетика Краснодарского края , как и энергетика Крыма является дефицитной, энергосети имеют высокий процент изношенности, низкую энергоемкость, не в состоянии полностью обеспечить собственные потребности края.
• Второй вариант решения проблемы -- это возведение собственных генерирующих мощностей на полуострове. Крым располагает достаточными газовыми запасами для производства электроэнергии. На полуострове в год добывается 1,65 млрд кубометров газа, из них расходуются на теплоснабжение 1,5 млрд кубометров. В ближайшие годы объемы извлечения "голубого топлива" увеличатся до 2,5-3 млрд кубометров.
• После наращивания газодобычи топлива вполне хватит для того, чтобы обеспечить работу ТЭС суммарной мощностью 1,2 тыс. МВт -- достаточный объем для энергообеспечения Крыма. На строительство электростанций уйдет $1,7-1,8 млрд.
• Третий способ достижения энергетической самодостаточной республики -- достройка Крымской АЭС, возведение которой было прекращено в 1987 году, после Чернобыльской трагедии. Первый энергоблок тогда был готов на 80%, второй -- на 18%.
• Хотя большая часть оборудования была демонтирована и продана в качестве металлолома, площадка сохранилась и может быть вновь использована для строительства. Стоимость проекта -- $10 млрд. Запуск собственной АЭС позволит Крыму стать энергопрофицитным регионом.
• В то же время, энергетики считают, что в ближайшие два или три года любой из этих вариантов реализовать вряд ли возможно, поэтому российским властям придется договариваться с Киевом об энергообеспечении Крыма. В качестве резервных источников электроэнергии в Крыму будут развернуты мобильные станции общей мощностью 440 МВт, однако они не смогут обеспечить базовые потребности региона, и не рассчитаны на то, чтобы работать постоянно. Ресурс таких станций составляет 70 тыс. часов.
• В Крыму находятся 7 объектов ветроэнергетики (522 ветроагрегата мощностью 59,8 МВт). С начала их эксплуатации выработано свыше 263,7 млн. кВт-ч. Экономия топливно-энергетических ресурсов от использования солнечных систем горячего водоснабжения составила 2520 т. у. т.
• Разработан проект Программы энергосбережения в Автономной Республике Крым на 2009-2014 годы. Его разработка финансировалась из бюджета автономии. Отсутствует экономический механизм, стимулирующий внедрение новых эффективных технологий и оборудования, направленных на энергосбережение как в бюджетной, коммунальной, социальной сферах, так и в быту.
• Западно-Крымская ВЭС, которая реализуется бельгийскими и турецкими инвесторами, должна стать одним из крупнейших подобных объектов в Восточной Европе
• Крымский полуостров абсолютно зависим от поставок электричества с территории Украины. Все источники добычи электроэнергии в Крыму, учитывая солнечные и ветровые электростанции, за 2013 год произвели 16% от объема потребленной на Крымском полуострове электрической энергии. Электрических сетей, соединяющих Крымский полуостров с Россией через Керченский пролив, не существует. Второй вариант - строительство высоковольтных линий электропередачи с Таманского полуострова через Керченский пролив суммарной пропускной способностью не менее 1800 мегаватт, то есть это потребность в строительстве тех же четырех линий, которые есть на сегодня с материковой части Украины. Район Северного Кавказа в Российской Федерации является энергодефицитным. Создание соответствующих генерирующих мощностей на полуострове составит соответственно не менее 4 миллиардов долларов США, и это без учета строительства инфраструктуры (газопроводы, воздушные линии электропередачи и т.п.), а вместе стоимость превышает 5 миллиардов долларов.
• Девять ГТС перебрасываются сейчас из региона Сочи, под них готовятся площадки, суммарная мощность электростанций составит около 200 мегаватт, еще 140 мегаватт производят действующие в Крыму солнечные, ветровые и тягловые электростанции. Среднесуточное потребление Крыма составляет около 600 мегаватт.
...