CC BY
236
ВОЗОБНОВЛЯЕМЫЕ ИСТОЧНИКИ ЭНЕРГИИ
УДК 621.548 (470.11) В. А. Минин
ПОТЕНЦИАЛ ВЕТРОВОЙ ЭНЕРГИИ АРХАНГЕЛЬСКОЙ ОБЛАСТИ Аннотация
Рассмотрены средние многолетние скорости ветра на метеостанциях Архангельской области. Оценена повторяемость скоростей ветра на характерных метеостанциях региона, выполнено ее выравнивание с помощью уравнения Вейбулла - Гудрича. Показан потенциал ветровой энергии региона, оценены технические энергоресурсы ветра.
Ключевые слова:
Архангельская область, среднегодовые скорости ветра, повторяемость скоростей, потенциал ветровой энергии.
V. A. Minin
THE POTENTIAL OF WIND ENERGY IN THE ARKHANGELSK REGION
Abstract
We considered the average annual wind speeds at the meteorological stations in the Arkhangelsk region and estimated frequency of occurrence of wind speeds for the meteorological stations there. We did its alignment using equation Weibull - Goodrich. We showed the potential of wind energy in the region and estimated technical wind energy resources.
Keywords:
АгМпапде^к region, average annual wind speeds, frequency of speeds, the potential of wind energy.
Архангельская область располагается на крайнем севере европейской территории России, включает в себя архипелаги Новая Земля и Земля Франца-Иосифа. Протяженность области с юга на север - 2300 км, с запада на восток - 1300 км. Площадь занимаемой территории - около 590 тыс. км2, более трети которой расположено за полярным кругом.
В этом крупном северном регионе имеется большое число сравнительно небольших населенных пунктов, энергоснабжение которых сопряжено со значительными трудностями, обусловленными удаленностью и разобщенностью потребителей, высокими транспортными издержками на доставку топлива, суровыми природно-климатическими условиями. Вместе с тем значительная часть этих небольших потребителей, особенно прибрежных, находится в зоне повышенного потенциала ветра. В связи с этим представляет интерес изучение потенциала ветра и возможностей его использования на энергетические нужды.
Для оценки перспектив использования ветровой энергии обычно разрабатывается так называемый ветроэнергетический кадастр, представляющий собой совокупность аэрологических и энергетических характеристик ветра.
К числу основных кадастровых характеристик относятся: среднегодовая скорость ветра, годовой и суточный ход ветра, повторяемость скоростей ветра,
удельная мощность и удельная энергия ветра. Перечисленные характеристики служат исходным материалом для решения конкретных задач, направленных на практическое использование энергии ветра.
Основным источником исходных данных для разработки ветроэнергетического кадастра являются наблюдения за скоростью ветра на опорной сети гидрометеослужбы. Эти наблюдения, проводимые несколько раз в сутки, охватывают периоды в десятки лет и представляют собой обширнейший фактический материал. Географическое положение метеорологических станций Архангельской области, заимствованное из Справочника по климату [1], показано на рис.1, название метеостанций представлено в табл.1.
Средние многолетние скорости ветра. Данные о средних скоростях ветра за длительные периоды времени служат исходной характеристикой общего уровня интенсивности ветра. Средняя скорость ветра определяется как средняя арифметическая величина, полученная из ряда замеров скорости, сделанных через равные интервалы времени в течение заданного периода времени.
При обработке и систематизации данных о средних скоростях ветра и выявлении изменений, происходящих как во внутригодовом, так и в многолетнем разрезе, неизбежно возникает вопрос о длительности ряда многолетних наблюдений, необходимой для получения достоверных результатов. В общем случае с увеличением объема исходных данных точность и достоверность получаемых результатов повышаются. Однако увеличение объема исходной информации целесообразно до определенного предела, после которого изменение конечного результата в сторону уточнения оказывается незначительным.
Обычно в практике выполнения ветроэнергетических расчетов достаточным оказывается использование рядов наблюдений длительностью 10-15 лет. Именно такие ряды использованы в упомянутой выше работе [1] для расчета среднегодовых, среднемесячных и средних многолетних скоростей ветра. При дальнейшем использовании этих данных необходимо иметь в виду, что они соответствуют определенной высоте относительно поверхности земли - высоте размещения регистрирующего прибора. На метеостанциях эта высота чаще всего находится в пределах 8-12 м, но на некоторых станциях имеют место существенные отклонения от указанного диапазона как в большую, так и в меньшую сторону. Для получения сравнимых данных о средних скоростях ветра их следует привести к одной высоте над поверхностью земли, например к высоте 10 м. Как показано в работе [2], приведение по высоте можно выполнить, используя степенную зависимость:
Н) " • (1)
где У10 - средняя многолетняя скорость ветра, приведенная к высоте 10 м, м/с; Ун - средняя многолетняя скорость ветра, зарегистрированная на высоте Н.
о
4
Таблица 1
Средние многолетние скорости на метеостанциях Архангельской области на высоте 10 м от поверхности земли
Название метеостанции Средние годовые скорости ветра, м/с Название метеостанции Средние годовые скорости ветра, м/с Название метеостанции Средние годовые скорости ветра, м/с
1. о. Рудольфа 7.1 26. Сенгейский Шар 6.3 55. Унский маяк 5.2
2. Нагурская 6.4 27. Мыс Болванский 7.3 56. о. Мудьюг 5.5
3. о. Хейса 5.9 28. Хальмер-Ю 5.2 57. Койнас 2.8
4. Бухта Тихая 5.6 29. Шойна 7.3 58. Пинега 3.1
5. Мыс Желания 8.2 30. Мыс Микулкин 6.8 59. Северодвинск 4.4
6. Русская Гавань 7.3 31 Индига 6.6 60. Архангельск 4.3
7. Залив Благополучия 6.4 32. Нарьян-Мар 5.1 62. Лямца 4.8
8. Мыс Столбовой 7.1 34. Хорей-Вер 5.3 63. Холмогоры 4.0
9. Маточкин Шар 6.9 35. Мыс Конушин 6.3 64. Карпогоры 4.2
10. Мыс Выходной 6.7 36. Хоседа-Хард 4.7 65. Онега 3.3
11. Малые Кармакулы 8.3 37. Коткино 4.0 66. Холмогорская 3.0
12. Мыс Меньшикова 6.8 38. Нижняя Пеша, 6.4 67. Сура 3.5
13. Болванский Нос 7.6 40. Вижас 4.4 68. Емецк 3.7
14. Югорский Шар 7.4 41. Несь 5.2 69. Калгачиха 3.3
15. Амдерма 8.0 42. о. Моржовец 7.2 70. Турчасово 3.4
16. Белый Нос и Хабарово 6.3 43. Абрамовский маяк 6.3 71. Емца 3.0
17. Колгуев Северный 7.8 44. Семжа 5.5 72. Окуловская 3.4
18. Усть-Кара 6.7 45. Инны 5.9 73. Двинской Березник 3.7
19. Ходовариха 6.6 46. Мезень 4.9 74. Верхняя Тойма 3.6
20. Бугрино 6.4 47. Мезень, город 4.7 75. Яренск 2.4
21. Варандей 6.3 48. Мосеево 3.2 76. Конево 3.4
22. Коротаиха 5.3 49. Зимнегорский маяк 6.4 77. Шенкурск 2.8
23. Канин Нос 7.9 50. Кепино 2.1 78. Слободчиково 3.8
24. Мыс Шведский 6.9 51. Борковская 2.6 79. Няндома 2.8
25. Табседа 6.1 52. о. Жижгин 5.8 81. Красноборск 3.5
53. Соловки 4.4 82. Каргополь 4.0
54. Лешуконское 3.8 83. Котлас 4.1
84. Шангалы 4.0
85. Вилегодское 2.5
86. Вельск 3.0
87. Коноша 3.5
Земля Франца-Иосифа 1 -2йГ 4
Б а р е н ц е в о м о р е
4
5
Рис. 1. Расположение метеостанций Архангельской области (названия станций см. в табл.1)
Обобщение полученных данных о средних многолетних скоростях ветра на высоте 10 м позволило построить карту их распределения по территории Архангельской области (рис.2) и выделить на ней зоны, наиболее благоприятные для возможного применения ветроэнергетических установок. Это оказались в основном приполярные и заполярные районы, тяготеющие к побережью Белого и Баренцева морей и отделенные от материковой части изолинией, равной 4 м/с. При более низких среднегодовых скоростях ветра перспективы использования энергии ветра по существующим оценкам оказываются заведомо сомнительными. В отличие от этого в прибрежных районах, где среднегодовые скорости достигают 6-8 м/с, предпосылки для развития ветроэнергетики очевидны, особенно если принять во внимание, что мощность, развиваемая ветроэнергетической установкой, пропорциональна скорости ветра в третьей степени.
Годовой и суточный ход ветра. Годовой ход ветра представляет собой сезонное изменение среднего уровня скоростей ветра. Он может быть представлен в виде изменения среднемесячных скоростей ветра в течение года. Обработка многолетних данных показала, что в рассматриваемых районах имеет место существенная сезонная неравномерность интенсивности ветра (рис.3). Наиболее ярко она выражена на побережье Баренцева моря, где разница между зимним максимумом и летним минимумом скоростей ветра достигает 2-4 м/с.
Представленные данные свидетельствуют, что в прибрежных районах складываются благоприятные предпосылки для эффективного использования энергии ветра. Максимум скоростей ветра приходится на холодное время года и совпадает с сезонным пиком потребления тепловой и электрической энергии. Весьма существенно, что зимний максимум находится в противофазе с годовым стоком рек, т. е. ветровая и гидроэнергия удачно дополняют друг друга. Это создает благоприятные условия для совместного использования ветровой и гидравлической энергии.
Суточный ход ветра представляет собой изменение среднего уровня скоростей ветра в течение суток. Установлено, что суточный ход скоростей неодинаково проявляется в разное время года. Наиболее четко он прослеживается в летнее время и мало проявляется в зимние месяцы. Летом скорости ветра в дневные часы в среднем на 1.5-2.0 м/с выше, чем ночью. В условиях снижения общего уровня интенсивности ветра в летнее время дневной максимум скоростей ветра является благоприятным фактором для эффективного использования энергии ветра, поскольку именно в дневные часы, как правило, наблюдается повышенная потребность в энергии со стороны потребителя.
Повторяемость скоростей ветра (рис.4) показывает, какую часть времени в течение рассматриваемого периода, например года, дули ветры с той или иной скоростью. С помощью этой характеристики выявляется энергетическая ценность ветра и находятся основные энергетические показатели, определяющие эффективность и целесообразность использования ветровой энергии.
Рис. 2. Средние многолетние скорости ветра на метеостанциях Архангельской области на высоте 10 м от поверхности земли
Ум , м/с
8 7-
Земля Франца-Иосифа
Ум , м/с
Новая Земля
8 6 -4 -2 -
J_I_I_I_I_1_1_I_1111 0 I I_I_I_I_1_1_!_I_I_1_1
5 8
12
I I VI VIII X XII Месяцы
1 - о. Рудольфа
2 - Нагурская
4 - Бухта Тихая
IV VI VIII X XII
Месяцы
5 - Мыс Желания 8 - Мыс Столбовой 12 - Мыс Меньшикова
Ум , м/с 8 6 4
23 Ум , м/с
«19 8 "
22 6
4
0_I_I_I_I_I_I_I_I_1_|_1_1.
I I V VIII X XII
Белое море
✓ N * \
49
42
53
_1_1_|_|_I_I_I_1_|_I_I_I
IV V VIII X XII
19 - Ходовариха
22 - Коротаиха
23 - Канин Нос
42 - о. Моржовец 49 - Зимнегорский маяк 53 - Соловки
Рис. 3. Годовой ход ветра в прибрежных районах Архангельской области
Задача по определению режима повторяемости скоростей ветра является довольно трудоемкой, так как связана с необходимостью обработки многолетних рядов наблюдений. В Справочнике по климату [1] исходная информация о скоростях ветра уже подвергнута первичной обработке и данные о повторяемости скоростей приведены в виде таблиц, в которых указано число случаев наблюдения скорости по интервалам: 0-1, 2-3, ... 16-17, 18-20, 21-24, 25-28, 29-34, 35-40 и >40 м/с.
1
6
4
2
2
0
Значения фактической повторяемости скоростей ветра, представленные в Справочнике по климату, соответствуют градациям, принятым в гидрометеослужбе, т. е. в диапазоне скоростей до 18 м/с по 2-метровым интервалам, а в области более высоких и реже наблюдаемых скоростей - по 3-, 4- и 6-метровым интервалам. В то же время для выполнения целого ряда ветроэнергетических расчетов необходимо, чтобы данные о повторяемости скоростей ветра были представлены по более мелким, по крайней мере 1-метровым, интервалам скорости. Получение таких данных возможно после выравнивания эмпирических распределений скоростей ветра с помощью аналитических зависимостей, например с использованием аппроксимирующего двухпараметрического уравнения Вейбулла - Гудрича [3]. Согласно этому уравнению дифференциальная повторяемость скоростей ветра имеет вид:
у Г ^Т
г (—) = 1 -
в I в у
-1
ехр
Г-\ Г
V в у
(2)
где в и у - параметры распределения; — - скорость ветра. Для интегральной повторяемости можно записать:
ж
Р (—) = I г (—) а— = ехр 0
г-л
V в у.
У
(3)
Двойное логарифмирование (3) приводит к выражению: 1п[- 1пР(—)] = у (1п — - 1пв) .
(4)
Если распределение скоростей ветра аппроксимируется уравнением (2), то точки, соответствующие значениям — и Р (—), нанесенные
на билогарифмическую сетку с координатами 1п — и 1п [1/ Р (—)] , должны
ложиться на прямую линию. Такое положение и наблюдается на рис.5. Отсюда также следует, что параметр у соответствует тангенсу угла наклона этой прямой линии. То есть, проведя прямую линию через точки фактической интегральной повторяемости в диапазоне скоростей 4-20 м/с (основной диапазон рабочих скоростей ветроустановок), параметр у может быть определен как соотношение соответствующих катетов треугольников (рис.5). Для метеостанции Амдерма, например, этот параметр оказался равным 1.64. Как следует из табл.2, значения у для других метеостанций региона в основном составляют 1.6-1.9.
У, м/с
Рис. 4. Повторяемость скоростей ветра на прибрежных метеостанциях
Архангельской области
20
к
а у = - = 1.64 в
N.
«0
1 г
а
сз &1
л н о о
а
§
О
0.1 1 5 10 20 30 40 50 60 70 80 90
Интегральная повторяемость, %
Рис. 5. Номограмма интегральной повторяемости скоростей ветра на метеостанции Амдерма
Параметр в уравнения Вейбулла, согласно [2], определяется выражением:
V
в =
1 + -
Г
(5)
V
У )
где Г - гамма-функция; V - средняя многолетняя скорость ветра.
Если обозначить: Г быть представлено в виде:
Г 1^ 1 + -V 7)
= а, то уравнение Вейбулла - Гудрича может
' (V) = V ( а V
N7-1
ехр
(6)
В таблице 2 приведены значения параметров а и у для характерных прибрежных метеостанций Архангельской области, располагающих повышенным потенциалом ветра. Данные о повторяемости скоростей ветра по первым четырем станциям заимствованы из [1], а по двум последним - из [2].
Сопоставление фактической повторяемости скоростей ветра с аналитической, полученной по уравнению (6), представлено на рис.4. Видно, что на большинстве метеостанций сходимость фактической и аналитической повторяемостей
скоростей ветра довольно высокая. Проверка сходимости по известному критерию X Пирсона дала вполне удовлетворительные результаты: вероятность Р(%) по большинству станций оказалась не ниже 0.8.
Таблица 2
Параметры а и у уравнения Вейбулла, описывающего повторяемость скоростей ветра на прибрежных метеостанциях Архангельской области
Метеостанция Среднегодовая скорость ветра на высоте 10 м, м/с Параметры уравнения Вейбулла - Гудрича
а Y
1. о. Рудольфа 7.1 0.940 1.20
5. Мыс Желания 8.2 0.893 1.67
15. Амдерма 8.0 0.895 1.64
19. Ходовариха 6.6 0.892 1.70
42. о. Моржовец 7.2 0.887 1.91
52. о. Жижгин 5.8 0.891 1.74
Потенциал ветровой энергии и технические ресурсы ветра региона.
Располагая информацией о средних многолетних скоростях ветра (рис.2, табл.1) и данными о повторяемости скоростей ветра, можно определить среднегодовую выработку любой ветроустановки и технические ветроэнергоресурсы той или иной территории. Потенциал ветра может быть выражен количеством энергии, которое может быть получено с 1 км2 территории.
Известно, что мощность единичной ветроустановки традиционного крыльчатого типа определяется выражением:
N = 4.81-10"4 • Лр Пг, (7)
где О - диаметр ветроколеса, м; V - расчетная скорость ветра, м/с;
р
П и п - к. п. д. редуктора и генератора.
р г
Для исключения взаимного влияния ВЭУ друг на друга они должны располагаться на определенном расстоянии. При шахматном расположении отдельно стоящих ВЭУ это расстояние составляет около 10 диаметров ветроколеса [2]. Тогда для суммарной установленной мощности ветроустановок, приходящейся на 1 км2 земной поверхности, можно записать:
N1 = N0 (НО)2. (8)
где 10О - минимальное расстояние между ВЭУ. С учетом (7) будем иметь:
М = 481 ^ ПД. (9)
Отсюда следует, что если в первом приближении считать скорость ветра, замеренную на метеостанции, постоянной по высоте, то суммарная установленная мощность ВЭУ, размещенных на единице площади, не зависит от диаметра ветроколеса, а определяется расчетной скоростью ветра V и техническим совершенством ветроустановок (параметры ^, Пр , Пг )•
Принимая для современных ВЭУ ^ = 0.45, п = 0.9, пг = 0.95, для текущего значения мощности, снимаемой с единицы площади, получим:
Nh = 1.85 • Vf . (10)
Годовая выработка энергии с 1 км2 территории определится выражением: V
maxp
Q = J N (V) t(V)dV • (11)
^minp
Используя (10) и заменяя операцию интегрирования простым суммированием, будем иметь:
V V
р max р
Q1 = 1.85 • T ( Ъ tV3 + V3 Ъ h) • (12)
1 V ' р р V, (12)
min
р
Для выполнения расчетов по оценке технических ветроэнергоресурсов вначале следует выяснить, каким должно быть значение расчетной скорости ветра
Vр, определяющее номинальную мощность ВЭУ. В работе [2] для районов
с высоким потенциалом ветра эта скорость выбиралась исходя из обеспечения 3000 часов в год использования установленной мощности ВЭУ (hy). Представляется целесообразным придерживаться этого подхода и применительно к прибрежным районам Архангельской области.
Многовариантные расчеты годовой выработки Q , выполненные
согласно (12) для различных значений Vр, позволили построить серию кривых
(рис.6), определяющих зависимость числа часов использования установленной мощности ВЭУ от расчетной скорости ветра при различных среднегодовых скоростях. На основании этого легко устанавливается связь между расчетной и среднегодовой скоростями, обеспечивающими заданное число часов hy (рис.7), а это позволяет произвести расчеты годовой выработки ВЭУ с 1 км2 территории (рис.8).
Ау, ч
Рис. 6. Зависимость числа часов использования в году установленной мощности ВЭУ от расчетной скорости ветра при разных значениях среднегодовой
скорости
Рис. 7. Связь расчетной скорости ветра со среднегодовой при различных значениях числа часов использования в году установленной мощности ВЭУ
Представленные на рис.6-8 графические построения дают основу для оценки технических ресурсов ветра, результаты которой представлены в табл.3.
Суммируя результаты расчетов, выполненные по пяти зонам, получаем, что технические ветроэнергоресурсы Архангельской области составляют около 1900 млрд кВт-ч в год. Это огромное количество энергии. Для сравнения можно отметить, что в настоящее время годовое потребление области составляет около 10 млрд кВт ч. Таким образом, использование даже 1 % выявленных технических ветроэнергоресурсов, наиболее доступных и выгодных, может представлять значительный народнохозяйственный интерес.
Основными направлениями возможного использования энергии ветра может стать как развитие автономной ветроэнергетики, ориентированное на удаленных изолированных потребителей, так и развитие системной ветроэнергетики, предполагающее сооружение крупных ветропарков, работающих в составе Архангельской электроэнергетической системы.
тыс. кВт-ч (км2-год)
Рис. 8. Зависимость годовой выработки ВЭУ с 1 км2 территории от расчетной скорости ветра при различной среднегодовой скорости ветра
Таблица 3
Технические ресурсы ветровой энергии Архангельской области
Показатель Зона Всего
1 2 3 4 5
Среднегодовая скорость ветра, м/с
на высоте 10 м 8.5 7.5 6.5 5.5 4.5 -
на высоте 70 м 10.7 9.6 8.6 7.5 6.5 -
Расчетная скорость ветра на высоте 70 м, м/с 17.0 5.4 13.8 12.2 10.5 -
Суммарная мощность ВЭУ на 1 км2 территории, МВт 9.09 6.76 4.86 3.36 2.14 -
Годовая выработка на 1 км2 территории, млн кВт-ч 27.3 20.3 14.6 10.1 6.4 -
Число часов использования установленной мощности в году 3000 3000 3000 3000 3000 -
Площадь зоны, тыс. км2 0.5 21 32 69 42 164
Суммарная мощность ВЭУ в зоне, тыс. МВт 5 142 156 232 90 625
Технические ветроэнергоресурсы, млрд кВт-ч 14 426 467 697 269 1873
Выводы
1. В Архангельской области наибольшим потенциалом ветровой энергии располагают прибрежные районы Белого и Баренцева морей, а также территории архипелагов Новая Земля и Земля Франца-Иосифа. Здесь среднегодовые скорости ветра на высоте 10 м составляют 5-8 м/с.
2. В выделенных районах зимний максимум интенсивности ветра совпадает с зимним максимумом потребления электрической и тепловой энергии, что является важной предпосылкой эффективного использования энергии ветра.
3. Повторяемость скоростей ветра в рассмотренных районах с высокой степенью сходимости аппроксимируется двухпараметрическим уравнением Вейбулла - Гудрича.
4. Технические ресурсы ветра районов Архангельской области со среднегодовыми скоростями ветра выше 4 м/с оцениваются примерно в 1900 млрд кВтч. Это на порядок выше сегодняшнего уровня электропотребления региона (около 10 млрд кВтч). Использование наиболее доступной и выгодной части этих ресурсов представляет большой народнохозяйственный интерес.
Литература
1. Справочник по климату СССР. Вып. 1, ч. 3. Ветер. Л.: Гидрометеоиздат, 1965.306 с.
2. Зубарев В. В., Минин В. А., Степанов И. Р. Использование энергии ветра в районах Севера. Л.: Наука, 1989. 208 с.
3. Рекомендации по определению климатических характеристик ветроэнергетических ресурсов. Л.: Гидрометеоиздат,1989. 80 с.
Сведения об авторе Минин Валерий Андреевич,
заведующий лабораторией энергосбережения и возобновляемых источников энергии Центра физико-технических проблем энергетики Севера КНЦ РАН, к. т. н. Россия, 184209, Мурманская область, г. Апатиты, мкр. Академгородок, д. 21А, эл. почта: minin@ien.kolasc.net.ru
УДК 629.9(470.21)
О. Е. Коновалова, Г. В. Никифорова
МАЛАЯ ВОЗОБНОВЛЯЕМАЯ ЭНЕРГЕТИКА НА СЕВЕРО-ЗАПАДЕ АРКТИКИ Аннотация
Дана оценка потенциальных ресурсов возобновляемой энергетики Мурманской и Архангельской областей, Республик Карелии и Коми. Приведены примеры реализации проектов малой возобновляемой энергетики и планы дальнейшего развития.
Ключевые слова:
потенциальные ресурсы ветра, солнечной энергии, гидроэнергии и биоэнергетики, малая гидроэлектростанция, ветроэлектрическая станция, ветро-солнечная станция, гибридная электростанциия, капитальные вложения, себестоимость электроэнергии.
