Современная география альтернативной энергетики Казахстана

Энергия мирового океана. Резкое увеличение цен на топливо, трудности с его полученном, сообщения об истощении топливных ресурсов - все эти видимые признаки энергетического кризиса вызвали в последние годы во многих странах значительный интерес к новым источникам энергии, в том числе к энергии Мирового океана. Известно, что запасы энергии в Мировом океане колоссальны, ведь две трети земной поверхности (361 млн. км2) занимают моря и океаны - акватория Тихого океана составляет 180 млн. км2. Атлантического - 93 млн. км2, Индийского - 75 млн. км2. Так, тепловая (внутренняя) энергия, соответствующая перегреву поверхностных вод океана по сравнению с донными, скажем, на 20 градусов, имеет величину порядка 1026 Дж. Кинетическая энергия океанских течений оценивается величиной порядка 1018 Дж. Однако пока что люди умеют использовать лишь ничтожные доли этой энергии, да и то ценой больших и медленно окупающихся капиталовложений, так что такая энергетика до сих пор казалась малоперспективной.

Энергия приливов и отливов. Веками люди размышляли над причиной морских приливов и отливов. Сегодня мы достоверно знаем, что могучее природное явление - ритмичное движение морских вод вызывают силы притяжения Луны и Солнца. Поскольку Солнце находится от Земли в 400 раз дальше, гораздо меньшая масса Луны действует на земные воды вдвое сильнее, чем масса Солнца. Поэтому решающую роль играет прилив, вызванный Луной (лунный прилив). В морских просторах приливы чередуются с отливами теоретически через 6 ч 12 мин 30 с. Если Луна, Солнце и Земля находятся на одной прямой (так называемая сизигия), Солнце своим притяжением усиливает воздействие Луны, и тогда наступает сильный прилив (сизигийный прилив, или большая вода). Когда же Солнце стоит под прямым углом к отрезку Земля-Луна (квадратура), наступает слабый прилив (квадратурный, или малая вода). Сильный и слабый приливы чередуются через семь дней. Однако истинный ход прилива и отлива весьма сложен. На него влияют особенности движения небесных тел, характер береговой линии, глубина воды, морские течения и ветер.

Самые высокие и сильные приливные волны возникают в мелких и узких заливах или устьях рек, впадающих в моря и океаны. Приливная волна Индийского океана катится против течения Ганга на расстояние 250 км от его устья. Приливная волна Атлантического океана распространяется на 900 км вверх по Амазонке. В закрытых морях, например Черном или Средиземном, возникают малые приливные волны высотой 50-70 см.

Мощность электростанций в некоторых местах могла бы составить 2-20 МВт. Первая морская приливная электростанция мощностью 635 кВт была построена в 1913 г. в бухте Ди около Ливерпуля. В 1935 г. приливную электростанцию начали строить в США. Американцы перегородили часть залива Пассамакводи на восточном побережье, истратили 7 млн. долл., но работы пришлось прекратить из-за неудобного для строительства, слишком глубокого и мягкого морского дна, а также из-за того, что построенная неподалеку крупная тепловая электростанция дала более дешевую энергию.

Аргентинские специалисты предлагали использовать очень высокую приливную волну в Магеллановом проливе, но правительство не утвердило дорогостоящий проект.

С 1967 г. в устье реки Ранс во Франции на приливах высотой до 13 метров работает ПЭС мощностью 240 тыс. кВт с годовой отдачей 540 тыс. кВт/ч. Советский инженер Бернштейн разработал удобный способ постройки блоков ПЭС, буксируемых на плаву в нужные места, и рассчитал рентабельную процедуру включения ПЭС в энергосети в часы их максимальной нагрузки потребителями. Его идеи проверены на ПЭС, построенной в 1968 году в Кислой Губе около Мурманска; своей очереди ждет ПЭС на 6 млн. кВт в Мезенском заливе на Баренцевом море.

В настоящее время в ряде стран, и в первую очередь в Англии, ведутся интенсивные работы по использованию энергии морских волн. Британские острова имеют очень длинную береговую линию, во многих местах море остается бурным в течение длительного времени. По оценкам ученых, за счет энергии морских волн в английских территориальных водах можно было бы получить мощность до 120 ГВт, что вдвое превышает мощность всех электростанций, принадлежащих Британскому Центральному электроэнергетическому управлению.

Энергия земли. Тепло от горячих горных пород в земной коре тоже может генерировать электричество. Через пробуренные в горной породе скважины вниз накачивается холодная вода, а в вверх поднимается образованный из воды пар, который вращает турбину. Такой вид энергии называется геотермальной энергией. Она используется, например, в Новой Зеландии и Исландии.

Энергия из отходов. Одним из наиболее необычных видов использования отходов человеческой деятельности является получение электроэнергии из мусора. Проблема городских свалок стала одной из наиболее актуальных проблем современных мегаполисов. Но, оказывается, их можно еще использовать для производства электроэнергии. Во всяком случае именно так поступили в США, в штате Пенсильвания. Когда построенная для сжигания мусора и одновременной выработки электроэнергии для 15000 домов печь стала получать недостаточно топлива, было решено восполнить его мусором с уже закрытых свалок. Вырабатываемая из мусора энергия приносит округу около $ 4000 прибыли еженедельно. Но главное - объем закрытых свалок сократился на 78%.

Энергия навоза. Много проблем связано с загрязнением водоемов отходами звероводческих хозяйств. Большие количества органического вещества, попадающие в водоемы, способствуют их загрязнению. Известно, что теплоцентрали - активные загрязнители окружающей среды, как и свинофермы и коровники. Именно второй способ получения энергии выбрали в английском городе Пиделхинтоне, где разработана технология переработки навоза свиней в электроэнергию. Отходы идут по трубопроводу на электростанцию, где в специальном реакторе подвергаются биологической переработке. Образующийся газ используется для получения электроэнергии, а переработанные бактериями отходы - для удобрения. Перерабатывая 70 тонн навоза ежедневно, можно получить 40 КВт/ч.

Подводя итог, нужно отметить, что на сегодняшний день роль альтернативных источников энергии растёт, что благоприятно сказывается на природных запасах, экологической ситуации в мире. В первую очередь этот рост происходит благодаря странам, где нет достаточных запасов полезных ископаемых, в первую очередь, нефти и газа. Таким образом, можно с уверенностью сказать, что роль альтернативных источников энергии будет повышаться. Эта тенденция будет наблюдаться в основном в странах, где невелики запасы собственных природных ресурсов.

1.3 Современные методы генерации электроэнергии и энергии ветра в мире

Ветроэнергетика -- отрасль энергетики, специализирующаяся на использовании энергии ветра -- кинетической энергии воздушных масс в атмосфере. Энергию ветра относят к возобновляемым видам энергии, так как она является следствием деятельности солнца. Ветроэнергетика является бурно развивающейся отраслью, так в конце 2008 года общая установленная мощность всех ветрогенераторов составила 120 гигаватт, увеличившись вшестеро с 2000 года.

«Мельницы на козлах, так называемые немецкие мельницы, являлись до середины XVI в. единственно известными. Сильные бури могли опрокинуть такую мельницу вместе со станиной. В середине XVI столетия один фламандец нашел способ, посредством которого это опрокидывание мельницы делалось невозможным. В мельнице он ставил подвижной только крышу, и для того, чтобы поворачивать крылья по ветру, необходимо было повернуть лишь крышу, в то время как само здание мельницы было прочно укреплено на земле» (К. Маркс. «Машины: применение природных сил и науки»). Масса козловой мельницы была ограниченной в связи с тем, что её приходилось поворачивать вручную. Поэтому была ограниченной и её производительность. Усовершенствованные мельницы получили название шатровых.

В XVI веке в городах Европы начинают строить водонасосные станции с использованием гидродвигателя и ветряной мельницы. Толедо -- 1526 г., Глочестер -- 1542 г., Лондон -- 1582 г., Париж -- 1608 г., и др. Нидерландах многочисленные ветряные мельницы откачивали воду с земель, ограждённых дамбами. Отвоёванные у моря земли использовались в сельском хозяйстве. В засушливых областях Европы ветряные мельницы применялись для орошения полей. Первая в мире современная ветроэлектростанция с горизонтальной осью мощностью 100 кВт была построена в 1931 году в Крыму .

Современные ветрогенераторы работают при скоростях ветра от 3--4 м/с до 25 м/с. Мощность ветрогенератора зависит от площади, заметаемой лопастями генератора. Например, турбины мощностью 3 МВт (V90) производства датской фирмы Vestas имеют общую высоту 115 метров, высоту башни 70 метров и диаметр лопастей 90 метров.

В августе 2002 года компания Enercon построила прототип ветрогенератора E-112 мощностью 4,5 МВт. До декабря 2004 года турбина оставалась крупнейшей в мире. В декабре 2004 года германская компания REpower Systems построила свой ветрогенератор мощностью 5,0 МВт. Диаметр ротора этой турбины 126 метров, вес гондолы -- 200 тонн, высота башни -- 120 м. В конце 2005 года Enercon увеличил мощность своего ветрогенератора до 6,0 МВт. Диаметр ротора составил 114 метров, высота башни 124 метра. Компания Clipper Windpower разрабатывает ветрогенератор мощностью 7,5 МВт для офшорного применения.

Наибольшее распространение в мире получила конструкция ветрогенератора с тремя лопастями и горизонтальной осью вращения, хотя кое-где ещё встречаются и двухлопастные. Были попытки построить ветрогенераторы так называемой ортогональной конструкции, то есть с вертикальным расположением оси вращения. Считается, что они имеют преимущество в виде очень малой скорости ветра, необходимой для начала работы ветрогенератора. Главная проблема таких генераторов -- механизм торможения. В силу этой и некоторых других технических проблем ортогональные ветроагрегаты не получили практического распространения в ветроэнергетике.

Наиболее перспективными местами для производства энергии из ветра считаются прибрежные зоны. В море, на расстоянии 10--12 км от берега (а иногда и дальше), строятся офшорные ветряные электростанции. Башни ветрогенераторов устанавливают на фундаменты из свай, забитых на глубину до 30 метров. Могут использоваться и другие типы подводных фундаментов, а также плавающие основания. Первый прототип плавающей ветряной турбины построен компанией H Technologies BV в декабре 2007 года. Ветрогенератор мощностью 80 кВт установлен на плавающей платформе в 10,6 морских милях от берега Южной Италии на участке моря глубиной 108 метров. 5 июня 2009 года компании Siemens AG и норвежская Statoil объявили об установке первой в мире коммерческой плавающей ветроэнергетической турбины мощностью 2,3 МВт, производства Siemens Renewable Energy.

В 2008 году суммарные мощности ветряной энергетики выросли во всём мире до 120 ГВт. Ветряные электростанции всего мира в 2007 году произвели около 200 млрд кВт·ч, что составляет примерно 1,3 % мирового потребления электроэнергии. Во всём мире в 2008 году в индустрии ветроэнергетики были заняты более 400 тысяч человек. В 2008 году мировой рынок оборудования для ветроэнергетики вырос до 36,5 миллиардов евро, или около 46,8 миллиардов американских долларов.

Таблица 2 Суммарные установленные мощности, МВт, по странам мира 2005--2007 г. Данные Европейской ассоциации ветроэнергетики [7] и GWEC[8].

Страна	2005 г., МВт.	2006 г., МВт.	2007 г., МВт.	2008 г. МВт.
США	9149	11603	16818	25170
Германия	18428	20622	22247	23903
Испания	10028	11615	15145	16754
Китай	1260	2405	6050	12210
Индия	4430	6270	7580	9645
Италия	1718	2123	2726	3736
Великобритания	1353	1962	2389	3241
Франция	757	1567	2454	3404
Дания	3122	3136	3125	3180
Португалия	1022	1716	2150	2862
Канада	683	1451	1846	2369
Нидерланды	1224	1558	1746	2225
Япония	1040	1394	1538	1880
Австралия	579	817	817,3	1306
Швеция	510	571	788	1021
Ирландия	496	746	805	1002
Австрия	819	965	982	995
Греция	573	746	871	985
Норвегия	270	325	333	428
Бразилия	29	237	247,1	341
Бельгия	167,4	194	287	-
Польша	73	153	276	472
Турция	20,1	50	146	433
Египет	145	230	310	365
Чехия	29,5	54	116	-
Финляндия	82	86	110	-
Украина	77,3	86	89	-
Болгария	14	36	70	-
Венгрия	17,5	61	65	-
Иран	23	48	66	85
Эстония	33	32	58	-
Литва	7	48	50	-
Люксембург	35,3	35	35	-
Аргентина	26,8	27,8	29	29
Латвия	27	27	27	-
Россия	14	15,5	16,5	-

В 2007 году в Европе было сконцентрировано 61 % установленных ветряных электростанций, в Северной Америке 20 %, Азии 17 %.

Таблица 3 Суммарные установленные мощности, МВт, и прогноз WWEA до 2010 г.

1997	7475
1998	9663
1999	13696
2000	18039
2001	24320
2002	31164
2003	39290
2004	47686
2005	59004
2006	73904
2007	93849
2008	120791
2009 прогноз	140000
2010 прогноз	170000

Страны Евросоюза в 2005 году вырабатывают из энергии ветра около 3 % потребляемой электроэнергии. В 2007 году ветряные электростанции Германии произвели 14,3 % от всей произведённой в Германии электроэнергии[9]. В 2007 году более 20 % электроэнергии в Дании вырабатывалось из энергии ветра [9]. Индия в 2005 году получает из энергии ветра около 3 % всей электроэнергии. В 2007 году в США из энергии ветра было выработано 48 млрд кВт·ч электроэнергии, что составляет более 1 % электроэнергии, произведённой в США за 2007 год. Португалия и Испания в некоторые дни 2007 года из энергии ветра выработали около 20 % электроэнергии [9]. 22 марта 2008 года в Испании из энергии ветра было выработано 40,8 % всей электроэнергии страны .

Запасы энергии ветра более чем в сто раз превышают запасы гидроэнергии всех рек планеты. Мощность высотных потоков ветра (на высотах 7-14 км) примерно в 10-15 раз выше, чем у приземных. Эти потоки обладают постоянством, почти не меняясь в течение года. Возможно использование потоков, расположенных даже над густонаселёнными территориями (например -- городами), без ущерба для хозяйственной деятельности.

Правительством Канады установлена цель к 2015 году производить 10 % электроэнергии из энергии ветра. Германия планирует к 2020 году производить 20 % электроэнергии из энергии ветра. Европейским Союзом установлена цель: к 2010 году установить 40 тыс. МВт ветрогенераторов, а к 2020 году -- 180 тыс. МВт. В Испании к 2011 году будет установлено 20 тыс. МВт ветрогенераторов. В Китае принят Национальный План Развития. Планируется, что установленные мощности Китая должны вырасти до 5 тыс. МВт к 2010 году и до 30 тыс. МВт к 2020 году. Индия к 2012 году увеличит свои ветряные мощности в 4 раза в сравнении с 2005 годом. К 2012 году будет построено 12 тыс. МВт новых ветряных электростанций. Новая Зеландия планирует производить из энергии ветра 20 % электроэнергии. Великобритания планирует производить из энергии ветра 10 % электроэнергии к 2010 году. Египет -- к 2010 году установить 850 МВт новых ветрогенераторов. Япония планирует к 2010 -- 2011 году увеличить мощности своих ветряных электростанций до 3000 МВт.[12] Международное Энергетическое Агентство International Energy Agency (IEA) прогнозирует, что к 2030 году спрос на ветрогенерацию составит 4800 гигаватт.

Ветряные генераторы практически не потребляют ископаемого топлива. Работа ветрогенератора мощностью 1 МВт за 20 лет эксплуатации позволяет сэкономить примерно 29 тыс. тонн угля или 92 тыс. баррелей нефти.

Себестоимость электроэнергии

Себестоимость электричества, производимого ветрогенераторами, зависит от скорости ветра.

Таблица 4- Скорости ветра

Скорость ветра	Себестоимость (для США, 2004 год)
7,16 м/c	4,8 цента/кВт·ч;
8,08 м/с	3,6 цента/кВт·ч;
9,32 м/с	2,6 цента/кВт·ч.

Для сравнения: себестоимость электричества, производимого на угольных электростанциях США, 4,5--6 цента/кВт·ч. Средняя стоимость электричества в Китае 4 цента/кВт·ч.

При удвоении установленных мощностей ветрогенерации себестоимость производимого электричества падает на 15 %. Ожидается, что себестоимость ещё снизится на 35--40 % к концу 2006 г. В начале 80-х годов стоимость ветряного электричества в США составляла $0,38.

В марте 2006 года Earth Policy Institute (США) сообщил о том, что в двух районах США стоимость ветряной электроэнергии стала ниже стоимости традиционной энергии. Осенью 2005 года из-за роста цен на природный газ и уголь стоимость ветряного электричества стала ниже стоимости электроэнергии, произведённой из традиционных источников. Компании Austin Energy из Техаса и Xcel Energy из Колорадо первыми начали продавать электроэнергию, производимую из ветра, дешевле, чем электроэнергию, производимую из традиционных источников.

Ветроэнергетика является нерегулируемым источником энергии. Выработка ветроэлектростанции зависит от силы ветра -- фактора, отличающегося большим непостоянством. Соответственно, выдача электроэнергии с ветрогенератора в энергосистему отличается большой неравномерностью как в суточном, так и в недельном, месячном, годовом и многолетнем разрезе. Учитывая, что энергосистема сама имеет неоднородности нагрузки (пики и провалы энергопотребления), регулировать которые ветроэнергетика, естественно, не может, введение значительной доли ветроэнергетики в энергосистему способствует её дестабилизации. Понятно, что ветроэнергетика требует резерва мощности в энергосистеме (например, в виде газотурбинных электростанций), а также механизмов сглаживания неоднородности их выработки (в виде ГЭС или ГАЭС). Данная особенность ветроэнергетики существенно удорожает получаемую от них электроэнергию. Энергосистемы с большой неохотой подключают ветрогенераторы к энергосетям, что привело к появлению законодательных актов, обязующих их это делать. Проблемы в сетях и диспетчеризации энергосистем из-за нестабильности работы ветрогенераторов начинаются после достижения ими доли в 20-25 % от общей установленной мощности системы. Для России это будет показатель, близкий к 50 тыс. -- 55 тыс. МВт.

По данным испанских компаний «Gamesa Eolica» и «WinWind» точность прогнозов выдачи энергии ветростанций при почасовом планировании на рынке «на день вперед» или спотовом режиме превышает 95 %. Небольшие единичные ветроустановки могут иметь проблемы с сетевой инфраструктурой, поскольку стоимость линии электропередач и распределительного устройства для подключения к энергосистеме могут оказаться слишком большими. Проблема частично решается, если ветроустановка подключается к местной сети, где есть энергопотребители. В этом случае используется существующее силовое и распределительное оборудование, а ВЭС создаёт некоторый подпор мощности, снижая мощность, потребляюмую местной сетью извне. Трансформаторная подстанция и внешняя линия электропередач оказываются менее нагруженными, хотя общее потребление мощности может быть выше. Крупные ветроустановки испытывают значительные проблемы с ремонтом, поскольку замена крупной детали (лопасти, ротора и т. п.) на высоте более 100 м является сложным и дорогостоящим мероприятием.

У нас считается, что применение ветрогенераторов в быту для обеспечения электричеством малоцелесообразно из-за:

Высокой стоимости инвертора ~ 50 % стоимости всей установки (применяется для преобразования переменного или постоянного тока получаемого от ветрогенератора в ~ 220В 50Гц (и синхронизации его по фазе с внешней сетью при работе генератора в параллель). Высокой стоимости аккумуляторных батарей -- около 25 % стоимости установки (используются в качестве источника бесперебойного питания при отсутствии или пропадании внешней сети). Для обеспечения надёжного электроснабжения к такой установке иногда добавляют дизель-генератор, сравнимый по стоимости со всей установкой.

В настоящее время, несмотря на рост цен на энергоносители, себестоимость электроэнергии не составляет сколько-нибудь значительной величины у основной массы производств по сравнению с другими затратами; ключевыми для потребителя остаются надёжность и стабильность электроснабжения.

Основными факторами, приводящими к удорожанию энергии, получаемой от ветрогенераторов, являются:

Необходимость получения электроэнергии промышленного качества ~ 220В 50 Гц (требуется применение инвертора) энергия ветер себестоимость перспектива.

Необходимость автономной работы в течение некоторого времени (требуется применение аккумуляторов)

Необходимость длительной бесперебойной работы потребителей (требуется применение дизель-генератора)

В настоящее время наиболее экономически целесообразно получение с помощью ветрогенераторов не электрической энергии промышленного качества, а постоянного или переменного тока (переменной частоты) с последующим преобразованием его с помощю ТЭНов в тепло, для обогрева жилья и получения горячей воды. Эта схема имеет несколько преимуществ:

Отопление является основным энергопотребителем любого дома в Казахстане. Схема ветрогенератора и управляющей автоматики кардинально упрощается. В качестве аккумулятора энергии можно использовать обычный бойлер с водой для отопления и горячего водоснабжения.

Потребление тепла не так требовательно к качеству и бесперебойности: температуру воздуха в помещении можно поддерживать в широких диапазонах 19--25 °C, а в бойлерах горячего водоснабжения 40--97 °C без ущерба для потребителей. Схема автоматики может быть в самом простом случае построена на нескольких тепловых реле. Ветрогенератор мощностью 1 МВт сокращает ежегодные выбросы в атмосферу 1800 тонн СО2, 9 тонн SO2, 4 тонн оксидов азота.

По оценкам Global Wind Energy Council к 2050 году мировая ветроэнергетика позволит сократить ежегодные выбросы СО2 на 1,5 миллиарда тонн. Ветряные энергетические установки производят две разновидности шума: механический шум -- шум от работы механических и электрических компонентов (для современных ветроустановок практически отсутствует, но является значительным в ветроустановках старших моделей) аэродинамический шум -- шум от взаимодействия ветрового потока с лопастями установки (усиливается при прохождении лопасти мимо башни ветроустановки). В настоящее время при определении уровня шума от ветроустановок пользуются только расчётными методами. Метод непосредственных измерений уровня шума не дает информации о шумности ветроустановки, так как эффективное отделение шума ветроустановки от шума ветра в данный момент невозможно ( Таблица -5).



Таблица 5 - Критерии измерений уровня шума

Источник шума	Уровень шума, дБ
Болевой порог человеческого слуха	120
Шум турбин реактивного двигателя на удалении 250 м	105
Шум от отбойного молотка в 7 м	95
Шум от грузовика при скорости движения 48 км/ч на удалении в 100 м	65
Шумовой фон в офисе	60
Шум от легковой автомашины при скорости 64 км/ч	55
Шум от ветрогенератора в 350 м	35--45
Шумовой фон ночью в деревне	20--40

В непосредственной близости от ветрогенератора у оси ветроколеса уровень шума достаточно крупной ветроустановки может превышать 100 дБ. Примером подобных констуктивных просчётов является ветрогенератор Гровиан. Из-за высокого уровня шума установка проработала около 100 часов и была демонтирована.

Законы, принятые в Великобритании, Германии, Нидерландах и Дании, ограничивают уровень шума от работающей ветряной энергетической установки до 45 дБ в дневное время и до 35 дБ ночью. Минимальное расстояние от установки до жилых домов -- 300 м. Низкочастотные колебания, передающиеся через почву, вызывают ощутимый дребезг стекол в домах на расстоянии до 60 м от ветроустановок мегаваттного класса. Как правило, жилые дома располагаются на расстоянии не менее 300 м от ветроустановок. На таком расстоянии вклад ветроустановки в инфразвуковые колебания уже не может быть выделен из фоновых колебаний. При эксплуатации ветроустановок в зимний период при высокой влажности воздуха возможно образование ледяных наростов на лопастях. При пуске ветроустановки возможен разлет льда на значительное расстояние. Как правило, на территории, на которой возможны случаи обледенения лопастей, устанавливаются предупредительные знаки на расстоянии 150 м от ветроустановки. Кроме того, в случае легкого обледенения лопастей были отмечены случаи улучшения аэродинамических характеристик профиля.

Визуальное воздействие ветрогенераторов -- субъективный фактор. Для улучшения эстетического вида ветряных установок во многих крупных фирмах работают профессиональные дизайнеры. Ландшафтные архитекторы привлекаются для визуального обоснования новых проектов. В обзоре, выполненном датской фирмой AKF, стоимость воздействия шума и визуального восприятия от ветрогенераторов оценена менее 0,0012 евро на 1 кВт·ч. Обзор базировался на интервью, взятых у 342 человек, живущих поблизости от ветряных ферм. Жителей спрашивали, сколько они заплатили бы за то, чтобы избавиться от соседства с ветрогенераторами.

Использование земли. Турбины занимают только 1 % от всей территории ветряной фермы. На 99 % площади фермы возможно заниматься сельским хозяйством или другой деятельности, что и происходит в таких густонаселённых странах, как Дания, Нидерланды, Германия. Фундамент ветроустановки, занимающий место около 10 м в диаметре, обычно полностью находится под землёй, позволяя расширить сельскохозяйственное использование земли практически до самого основания башни. Земля сдаётся в аренду, что позволяет фермерам получать дополнительный доход. В США стоимость аренды земли под одной турбиной составляет $3000-$5000 в год(Таблица-6).

Таблица 6 - Удельная потребность в площади земельного участка для производства 1 млн кВт*ч электроэнергии

Источник энергии	Удельный показатель площади земельного участка, требующейся для производства 1 млн кВт·ч за 30 лет (мІ)
Геотермальный источник	404
Ветер	800--1335
Фотоэлектрический элемент	364
Солн. нагревательный элемент	3561
Уголь	3642

Вред, наносимый животным и птицам.



Таблица 4 Вред, наносимый животным и птицам. Данные AWEA [20]

Причины гибели птиц (из расчёта на 10 000)	штук
Дома/ окна	5500
Кошки	1000
Другие причины	1000
ЛЭП	800
Механизмы	700
Пестициды	700
Телебашни	250
Ветряные турбины	Менее 1

Популяции летучих мышей, живущие рядом с ВЭС на порядок более уязвимы, нежели популяции птиц. Возле концов лопастей ветрогенератора образуется область пониженного давления, и млекопитающее, попавшее в неё, получает баротравму. Более 90 % летучих мышей, найденных рядом с ветряками обнаруживают признаки внутреннего кровоизлияния. По объяснениям учёных, птицы имеют иное строение лёгких, а потому более резистентны к резким перепадам давления и страдают только от непосредственного столкновения с лопастями ветряков.

В отличие от традиционных тепловых электростанций, ветряные электростанции не используют воду, что позволяет существенно снизить нагрузку на водные ресурсы.

Металлические сооружения ветроустановки, особенно элементы в лопастях, могут вызвать значительные помехи в приёме радиосигнала. Чем крупнее ветроустановка, тем большие помехи она может создавать. В ряде случаев для решения проблемы приходится устанавливать дополнительные ретрансляторы



2. Современное состояние, тенденции и перспективы развития электроэнергетики Казахстана

2.1 Анализ существующего положения и перспективы развития электроэнергетики Казахстана

Существующее состояние электроэнергетики Казахстана характеризуется: высокой концентрацией энергопроизводящих мощностей - до 4000 МВт на одной электростанции; расположением крупных электростанций преимущественно вблизи топливных месторождений; высокой долей комбинированного способа производства электроэнергии и теплоты для производственных и коммунальных нужд; недостаточной (около 12%) долей гидростанций в балансе электрических мощностей республики; развитой схемой линий электропередачи, где в качестве системообразующих связей выступают ВЛ напряжением 500 и 1150 кВ; системой релейной защиты и противоаварийной автоматики, обеспечивающей устойчивость Единой энергетической системы в аварийных и после аварийных ситуациях;единой, вертикально организованной, системой оперативного диспетчерского управления, осуществляемого Центральным диспетчерским управлением, региональными диспетчерскими центрами, диспетчерскими центрами потребителей электроэнергии.

В 1990 году при потребности Казахстана в электроэнергии 104.7 млрд.кВтч собственное производство составило 87,4 млрд.кВтч (при 17.9 млн.кВт установленной мощности) и сальдовый дефицит достигал 17.3 млрд. кВтч.

В последующие годы были введены в работу новые генерирующие мощности с проектной выработкой около 8 млрд.кВтч, в том числе два энергоблока по 525 МВт на Экибастузской ГРЭС-2 (один из них в декабре 1990), турбоагрегат 110 МВт на Карагандинской ТЭЦ-3, газотурбинная установка 100 МВт на АО "Актурбо" и гидроагрегат 117 МВт на Шульбинской ГЭС. Таким образом, потенциал производства электроэнергии на собственных электростанциях мог бы к настоящему времени составить около 95 млрд.кВтч, что при установленной мощности 18,2 млн.кВт соответствует 5 тыс.часам использования установленной мощности.

В результате снижения платежеспособного спроса на электроэнергию, ее производство в 1996 году снизилось до 59,3 млрд.кВтч, а в 1997 году - до 52,2 млрд.кВтч, в 1998 году - до 49,215 млрд.кВтч. По сравнению с 1997 годом производство электроэнергии (выработка) в 1998 году снизилась на 5,7%. При этом потребление в 1998 году составило - 53,027 млрд.кВтч, или на 7,2% ниже уровня, в 1997 году. Сальдовый импорт составил 3,812 млрд.кВтч”[13]. .

Территория Казахстана в энергетическом отношении делится на три новыхрегиона:

Северный и Центральный регион, в который входят Акмолинская, Восточно-Казахстанская, Карагандинская, Костанайская и Павлодарская области, энергохозяйство которых объединено общей сетью и имеет развитую связь с Россией;

Южный регион, в который входят Алматинская, Жамбылская, Кызылординская и Южно-Казахстанская области, объединен общей электрической сетью и имеет развитую связь с Кыргызстаном и Узбекистаном. В 1998 году Южная зона включена на параллельную работу с Северным регионом;

Западный регион, в который входят Актюбинская, Атырауская, Западно-Казахстанская и Мангистауская области, энергохозяйство которых имеет электрическую связь с Россией. Мангистауская, Атырауская и Западно-Казахстанская области объединены общей электрической сетью, а энергохозяйство Актюбинской области работает изолированно.

Основой электроэнергетики является угольная электроэнергетика, базирующаяся на дешевых экибастузских углях. В угольную промышленность и в энергетику в предыдущие периоды вложены крупные капитальные вложения и созданы значительные заделы для ее развития в перспективе. Угольные месторождения, главным образом, сосредоточены в Северном и Центральном Казахстане, здесь же размещены и основные источники электрической энергии. Эти регионы самообеспечены электроэнергией и потенциально имеют ее избыток, который может быть предложен на внутренние и внешние рынки электроэнергии.

Регион Южного Казахстана не располагает достаточными первичными энергетическими ресурсами, и его электроэнергетика базируется на привозных углях и импорте газа. Часть потребности в электроэнергии покрывается за счет импорта из Республик Средней Азии.

Регион Западного Казахстана при наличии собственных запасов углеводородного топлива, часть потребности в электроэнергии покрывает за счет импорта ее из России. С разработкой имеющихся топливных ресурсов возникает возможность в короткий срок обеспечить собственные потребности и, при необходимости, создать экспортные ресурсы.

В настоящее время электрические станции Казахстана обладают потенциалом по мощности, способным полностью обеспечить собственную потребность, но в силу сложившейся схемы сетей и рыночной коньюктуры Южный и Западный регионы импортируют электроэнергию и мощность.

Весьма показательна характеристика динамики изменения структуры потребления электроэнергии по отдельным отраслям экономики. Так в целом по республике потребление электроэнергии в промышленности снизилось с 69,87 млрд.кВтч в 1990 году до 38 млрд.кВтч в 1998 году, т.е. в 1,8 раза. В сельском хозяйстве с 7,92 млрд.кВтч до 1,64 млрд.кВтч - в 5,3 раза, в строительстве с 2,25 до 0,30 млрд.кВтч - в 7,3 раза, населения с 7,33 до 6,0 млрд.кВтч - на 18%.

Регионы по тем же параметрам характеризуются следующими показателями:

Северный: промышленность - снижение потребления с 46,38 млрд.кВтч в 1990 году до 27,9 млрд.КВтч в 1998 году - на 40%; сельское хозяйство - с 5,6 млрд.кВтч до 1,20 млрд.кВтч - в 4,6 раза; строительство с 1,32 до 0,15 млрд.кВтч - в 8,8 раз; население - с 3,74 до 3,55 млрд.кВтч - на 5%;

Южный: промышленность - снижение потребления с 17,72 млрд.кВтч в 1990 году до 5,5 млрд.кВтч в 1998 году - в 3,2 раза, сельское хозяйство с 1,77 млрд.кВтч до 0,2 млрд.кВтч - в 8,5 раза, строительство с 0,37 до 0,1 млрд.кВтч - в 3,7 раза, населением с 2,25 до 1,56 млрд.кВтч - на 29%;

Западный: промышленность - снижение потребления с 5,77 млрд.кВтч в 1990 году до 4,6 млрд.кВтч в 1998 году - на 19%, сельское хозяйство - с 0,55 до 0,1 млрд.кВтч - в 5,5 раза, строительство - с 0,56 до 0,05 млрд.кВтч - в 11,2 раза, населением с 1,34 до 0,85 млрд.кВтч - на 37%”[14].

В связи с общим снижением электропотребления по республике снизились и межгосударственные и межрегиональные потоки электроэнергии и мощности.

Потенциал существующих межгосударственных электрических сетей Северного, Южного и Западного регионов, по сумме показателей получения, обмена и передачи транзитных межгосударственных потоков электроэнергии, оценивается величиной порядка 30 млрд.кВтч в год. В 1990 году, при параллельной работе Северного и Западного регионов в составе ЕЭС СССР, а Южного - в составе ОЭС Средней Азии, эти потоки достигли практически номинального использования сети и составили около 28 млрд.кВтч.

В 1997 году эти потоки снизились до 7,8 млрд.кВтч. Это снижение произошло в основном, как за счет уменьшения спроса, так за счет выхода из параллельной работы с Российской Федерацией по транзиту Сибирь - Казахстан - Урал.

Структура установленных мощностей представлены следующими данными ”[14].

локи 500 МВт 5000 27,5 32

300 МВт 2100 11,5 100

200 МВт 1860 10,2 73

ТЭЦ 130 кГс/см2 2453 13,5 56

90 кГс/см2 3687 20,3 65

Средневзвешенный по мощности износ с учетом срока наработки паровых турбин высокого давления составляет 58,5%. В ряде групп он значительно выше.

Электрические сети Республики были сформированы на основе основных принципов ЕЭС СССР на базе системы напряжений 110-220-500-1150 кВ.

Электросетевое хозяйство Республики Казахстан состоит из линий электропередачи напряжением 0,4-6/10-35-110-220-500 и 1150 кВ включительно.

Протяженность всех воздушных линий электропередачи напряжением 0,4 - 1150 кВ составляет напряжение 454706,5 км и понижающих подстанций напряжением 35- 1150 кВ в количестве 3069/61503.штук/МВА, в том числе по напряжениям:

ВЛ 1150 кВ - 1422,9 км ПС 1150 кВ - 3/7005 шт./МВА

ВЛ 500 кВ - 5470,3 км ПС 500 кВ - 15/10482 шт./МВА

ВЛ 220 кВ - 20269,1 км ПС 220 кВ - 93/15740,03 шт./МВА

ВЛ 110 кВ - 37931,9 км ПС 110 кВ - 873/18412,76 шт./МВА

ВЛ 35 кВ - 59317,6 км ПС 35 кВ - 2085/9863,68 шт./МВА

ВЛ 6-10 кВ - 208275,1 км ТП 6-35/0,38 кВ - 90916/16949,26 шт./МВА

ВЛ 0,4 кВ - 122019,6 км

Из общего количества линий электропередачи 500-220 кВ, находящихся в эксплуатации по 15-25 лет, не соответствуют требованиям эксплуатации 1421,6 км или 8,8% и требуют проведения срочных работ по реконструкции.

Техническое состояние электрических сетей 0,38-110 кВ, не соответствующих требованиям эксплуатации по причинам полного амортизационного износа, несоответствия фактическому району климатических условий, выполнения строительства с отступлением от проекта и прочим причинам, выявленным в процессе эксплуатации, оценивается по линиям 0,38 кВ в 35,9% (43769км), 6-10 кВ - 23,9% (49830 км),35 кВ-24,4%(14497км) и 110 кВ - 22%(8332км).

Электроэнергетика Казахстана, занимающая центральное географическое положение между энергосистемами Центральной Азии, Восточной и Западной части России, сформированная на основных принципах ЕЭС, переживает в настоящее время период глубоких преобразований, связанных с реформированием отрасли на основе внедрения рыночных отношений.

Центром формирования Единой энергосистемы Казахстана является ее Северный регион, в котором сосредоточена большая часть (72,7%) источников электроэнергии, и имеются развитые электрические сети 220-500-1150 кВ, связывающие ЕЭС Казахстана с ЕЭС России.

В последние (1997-1998 г.) годы создано и устойчиво работает объединение Северной и Южной частей ЕЭС Казахстана по транзитной связи ВЛ-500кВ Экибастуз - Нура - Агадырь - ЮКГРЭС - Алматы, а в период 1998-1999 гг. организована их параллельная работа с ОЭС Центральной Азии (изолировано от ЕЭС России), что позволило существенно повысить надежность объединенной работы энергорайонов Южного Казахстана (Шымкент, Жамбыл, Кызыл-Орда и Алматы). Западная часть ЕЭС Казахстана (Мангистау, Актюбинск, Атырау, Уральск), в силу своего географического удаления и отсутствия электрических связей, работает изолированно от остальной части ЕЭС Казахстана и не связана с ней единым технологическим процессом”[15].

Реализация схемы объединения Северного и Южного Казахстана позволила обеспечить энергетическую независимость Южного региона от государств Центральной Азии, возможность параллельной работы, а также способствует самобалансированию энергетики Казахстана.

К настоящему времени проведена реструктуризация электроэнергетической отрасли: 80% энергоисточников приватизированы или переданы в управление, сформированна Национальная электрическая сеть, организован общедоступный конкурентный рынок электроэнергии, определена дальнейшая программа развития рынка электроэнергии.

В результате реформирования электроэнергетика республики имеет следующую организационную структуру, состоящую из экономически независимых образований:

1. Национальная электроэнергетическая система НЭС (ОАО КЕGОС), сформированная на базе системообразующих (межгосударственных и межсистемных) электрических сетей 220-500-1150 кВ, электрических сетей питающих крупных потребителей, линий выдачи мощности ТЭС и ГЭС.

2. Региональные электросетевые компании (РЭК), содержащие распределительные сети 110 кВ и ниже и выполняющие функции передачи электроэнергии на региональном уровне.

3. Производители электроэнергии - независимые или интегрированные крупными промышленными потребителями электрические станции в лице акционерных обществ.

Организационной основой ЕЭС следует считать существующую в настоящее время единую систему оперативно-диспетчерского управления объектами Национальной сети, региональными электросетевыми компаниями и производителями электроэнергии, осуществляемого ЦДУ ЕЭС Казахстана и РДЦ, а также создаваемую, на основе Закона "Об электроэнергетике", нормативно- правовую базу оптового и региональных энергорынков.

Национальная энергетическая система играет роль:

формирования паритета цен для всех видов внутренней валовой продукции; базы формирования Энергопула Казахстана; формирования внутреннего баланса топливно-энергетического комплекса.

Электрические сети КЕGОС, являющиеся связующим звеном между мощными производителями, РЭКами и крупными потребителями, объединяют энергетические предприятия республики различных форм собственности в Единую электроэнергетическую систему. Таким образом, технологической основой ЕЭС является Национальная электроэнергетическая система Казахстана, сформированная на базе: межгосударственных линий электропередачи; межрегиональных линий электропередачи; линий выдачи мощности от конденсационных (тепловых) и гидравлических электростанций; линий питания прямых потребителей мощностью 50 МВт и более;опорных подстанций межгосударственного, межрегионального и регионального значения; электростанций национального значения.

Управление Национальной электроэнергетической системой Казахстана осуществляется с помощью комплекса технических средств, включающих: системы сбора информации; системы обработки и отображения информации; телекоммуникационную сеть.

Системы сбора информации с помощью измерительных преобразователей и устройств телемеханики осуществляют измерение и передачу информации с подстанций в региональные центры управления.

Системы обработки и отображения информации представляют собой иерархическую систему информационно взаимодействующих оперативно- информационных комплексов.

Телекоммуникационная сеть в электроэнергетике Республики Казахстан построена в соответствии с иерархической структурой оперативно- диспетчерского управления и состоит из комплекса технических средств, которые обеспечивают передачу телемеханической информации; голосовую связь, взаимодействие локальных вычислительных сетей, передачу электронной почты, проведение селекторных совещаний, мобильную связь.

С реструктуризацией электроэнергетики произошло разделение границ собственности, которые не в полной мере оснащены устройствами автоматического учета и контроля. Необходимо развитие систем оперативного контроля и учета потоков мощности и электроэнергии, с целью обеспечения автоматического учета контрактной и фактической величины перетока электроэнергии за каждый час всех участников энергорынка Казахстана.

Советом ОЭС Центральной Азии с участием представителей пяти стран: Казахстана, Узбекистана, Кыргызстана, Туркмении и Таджикистана, согласован проект Соглашения между Правительством Республики Казахстан, Правительством Киргизской Республики, Правительством Республики Таджикистан и Правительством Республики Узбекистан о параллельной работе энергетических систем государств Центральной Азии.

Важнейшими положениями указанного Соглашения должны стать:

принципы самобалансирования по электрической мощности и энергии каждой энергосистемы ОЭС Центральной Азии с учетом заключаемых договоров;

возможность создания регионального Энергопула в Центральной Азии для формирования единого рынка электроэнергии и мощности;

согласованное решение о неприменении таможенных пошлин, налогов и иных сборов, подлежащих уплате в бюджет, на переток и транзит электроэнергии, осуществляемый по межгосударственным линиям электропередачи, а также за услуги по регулированию частоты.

Осознавая особое значение электроэнергетики в обеспечении экономики и социальной стабильности государств и признавая необходимость совместных действий по обеспечению устойчивого и надежного электроснабжения экономики государств, объединению усилий по решению проблем охраны окружающей среды и энергосбережения, между Республикой Казахстан и Российской Федерацией подписан Протокол о сотрудничестве в области электроэнергетики.

В Протоколе определены основные направления сотрудничества:

производство, передача и распределение электрической энергии;

изучение возможности взаимного доступа на внутренние рынки электрической энергии;

создание условий для восстановления параллельной работы энергосистем с целью повышения надежности и эффективности их работы;

договорно-правовое обеспечение организации поставок, транзита и перетоков электроэнергии между энергосистемами государств Сторон;

организация оптового и розничных рынков электрической энергии и пр.

Программа развития электроэнергетики до 2030 года, являясь стратегической программой отрасли, составлена на основе прогнозного спроса и предложений электроэнергии до 2030 года с учетом экспортно-ориентированного направления развития электроэнергетики и разбита на четыре этапа по годам:

І этап программы - 1999-2005 годы

ІІ этап программы - 2006-2010 годы

ІІІ этап программы - 2011-2015 годы

оценка - 2016-2030 годы”[16].

Оценка тенденций потребности в электроэнергии в Республике Казахстан в перспективный период до 2015 года произведена на основе изучения общемировых тенденций и прогнозов экономического роста, роста населения, энерго и электропотребления, разработанные Международным энергетическим агентством (МЭА); данных областных Акиматов Казахстана по перспективным электрическим нагрузкам промышленных предприятий с потреблением 1 МВт и более; данных Агентства по стратегическому планированию и реформам Республики Казахстан по росту ВВП и населения в Казахстане; данных периодической печати по объемам добычи нефти и газа, строительству нефтепроводов, техническому перевооружению предприятий черной металлургии; новой промышленной политики Республики Казахстан.

Согласно прогнозу МЭА в период до 2015 года предполагается увеличение суммарного энергопотребления в мире в 1,55 раза. Две трети роста энергопотребления предполагается в развивающихся странах и странах с переходной экономикой. В индустриально развитых странах средний прирост энергопотребления составит 1,3% в год, против 4,2% в развивающихся странах.

Экономический рост является главным фактором, влияющим на рост энергопотребления. Если за период с 1970 года по 1995 год ВВП в мире увеличился с 12 трлн.долл.США (в долларах 1990 г.) до 25 трлн.долл.США, то в 2015 году этот показатель достигнет 45 трлн.долл.США. Прогнозируемый ежегодный мировой экономический рост (ВВП) в среднем составит около 3,1%, тогда как ежегодный рост энергопотребления в среднем составит 2,2%.

Развитие энергетики мира предполагается по трем сценариям: рекомендуемый, минимальный и максимальный. Для индустриально развитых стран разница в показателях прироста энергопотребления, относительно рекомендуемого сценария составляет +0,5%; -0,5%; для не индустриально развитых стран, а также Китая, Восточной Европы и стран бывшего Союза отклонения составляют +1,5; -1,5%.

Электроэнергия является наиболее быстрорастущей составляющей в энергопотреблении в целом. В индустриально развитых странах ежегодный рост потребления электроэнергии в период 1970-1995 годов составлял 3,3% в противоположность к 1,6% ежегодному суммарному росту энергопотребления. В период 1995-2015 г.г. рост электропотребления в индустриально развитых странах предполагается на уровне 2,2% в год, и составит 10 трлн.кВт.ч.к 2015 г. Потребление электроэнергии в остальном мире в период 1970-1995 г.г. имело ежегодный прирост 4,7%; в перспективный период до 2015 г. составит около 3,7% и достигнет 9 трлн.кВтч. Предполагается рост выработки электроэнергии на всех видах энергоисточников, за исключением атомных”[17]. .

В структурном отношении в мире уверено лидирует увеличение потребления электроэнергии для электропривода машин в производственных процессах; увеличение использования электроэнергии для отопления, освещения, пищеприготовления и других нужд в жилищном и коммунальном секторах.

Как отмечено в материалах МЭА, определение направлений и объемов энерго и электропотребления для развивающихся наций и экономик в переходный период является задачей большой неопределенности, и поэтому является более трудной задачей, чем прогноз этих же показателей для индустриально развитых стран с устойчивым экономическим развитием. Предполагается, что в период 2000-2015 г.г. произойдет снижение энергоинтенсивности в развивающемся регионе мира. Это утверждение основывается на предположении, что энергоэффективные и менее электроемкие технологии, используемые в индустриально развитых странах, будут адаптированы к условиям развивающихся стран. Широкое распространение энергоэффективных технологий может оказать влияние на общую экономическую эффективность в развивающихся странах и странах с переходной экономикой, которые становятся рыночными в управлении и более интегрированными в мировой рынок. Соображения охраны окружающей среды могут быть другим фактором распространения освоенных более эффективных технологий во всем мире, но тенденция более интенсивного использования новых энергетических технологий в промышленности, строительстве и на транспорте будет сохраняться. Баланс состязания между расширением интенсивного использования энергоресурсов и необходимостью снижения влияния на окружающую среду неопределенный, т.е. неясно, какую нишу какая энергосберегающая технология займет.

Сложившаяся ситуация в экономике Казахстана такова, что электропотребление в Республике продолжает снижаться, однако несомненным является то, что со стабилизацией экономики наступит и стабилизация уровня электропотребления, и в перспективе появится возможность поэтапно осуществить переход к принципиально новому качеству жизни, предполагающему:

...