CC BY
32
Литература
1. Гриневич Г. А. Опыт разработки элементов малого ветроэнергетического кадастра Средней Азии и Казахстана. Ташкент: Изд-во АН УзССР, 1952. 151 с.
2. Методы разработки ветроэнергетического кадастра. М.: Изд-во АН СССР, 1963. 196 с.
3. Шефтер Я. И. Ветроэнергетические агрегаты. М.: Машиностроение, 1972. 287 с.
4. Емшанова Н. В., Степанова Н. Е. Оценка климатологически оптимального режима использования ветровой энергии // Тр. / ВНИИ ГМИ_МЦД, 1985. Вып.125. С. 10-19.
5. Брагинская Л. Л., Каган Р. Л. К вопросу об аппроксимации распределения скорости ветра // Тр. / ГГО, 1982. Вып. 447. С. 49-57.
6. Колодин М. В. Типизация режимов оптимизации скоростей ветра в Туркменской ССР // Изв. АН ТуркмССР. Сер. тех. наук. 1960. № 6. С. 38-45.
7. Вентцель Е. С. Теория вероятностей. М.. Наука, 1964. 576 с.
Сведения об авторах
Минин Валерий Андреевич,
заведующий лабораторией Центра физико-технических проблем энергетики Севера КНЦ
РАН, к.т.н. Россия, 184209, Мурманская область, г. Апатиты, мкр. Академгородок, д.21А
Эл. почта: [email protected]
Никифорова Галина Викторовна,
инженер I категории Центра физико-технических проблем энергетики Севера КНЦ РАН,
Россия, 184209, Мурманская область, г. Апатиты, мкр. Академгородок, д.21А
Эл. почта: [email protected]
DOI: 10.25702/KSC.2307-5252.2018.16.3.157-162 УДК 621.548 (470.21)
А. А. Рожков а
ВЕТРОПАРК В РАЙОНЕ ПОСЕЛКА ЛИИНАХАМАРИ НА ПОБЕРЕЖЬЕ БАРЕНЦЕВА МОРЯ
Аннотация
В статье приведена оценка перспектив строительства ветропарка в районе поселка Лиинахамари на побережье Баренцева моря. Разработаны схемы размещения и соединения ветроустановок внутри ветропарка и выдачи 100 МВт суммарной мощности в Кольскую энергосистему. Показана экономическая эффективность предлагаемого проекта. Ключевые слова:
ветровая энергия, ветропарк, экономическая оценка.
A. A. Rozhkova
THE WIND FARM NEAR LIINAKHAMARI'S SETTLEMENT ON THE COAST OF THE BARENTS SEA
Abstract
The article gives an assessment of the prospects for the construction of a wind farm near the village of Liinakhamari on the coast of the Barents Sea. The schemes for placing and connecting wind turbines inside a wind farm and issuing 100 MW of total capacity to the Kola power system have been developed. The economic efficiency of the proposed project is shown. Keywords:
wind energy, the wind farm, economic evaluation.
В последние годы все больше интереса проявляется к НВИЭ — нетрадиционным возобновляемым источникам энергии (энергия солнца, ветра, гидроэнергия малых рек, приливная энергия и др.). Мурманская область обладает повышенным потенциалом этих источников, а энергетика региона в основном базируется на привозном топливе. Вовлечение НВИЭ в топливно-энергетический баланс — это прямой путь к энергосбережению за счет сокращения использования органического топлива.
Прибрежные районы Кольского полуострова располагают повышенным потенциалом ветровой энергии [1, 2]. Наибольшие среднегодовые скорости ветра наблюдаются на северном побережье в районе Баренцева моря, где достигают 7-8 м/с (рис. 1). Причем наибольшая интенсивность ветра приходится на зимнее время, когда возрастает потребление тепловой и электрической энергии. Это создает благоприятные условия для совместного использования ветровой энергии и гидроэнергии рек [3], потенциал которой в зимнее время снижается до минимума. Уникальная структура Кольской энергосистемы создает благоприятные условия для широкого применения ветроэнергетических установок (ВЭУ).
Рис. 1. Средние многолетние скорости ветра (м/с) на высоте 10 м от поверхности земли в условиях открытой ровной местности
На территории Кольского полуострова, преимущественно на побережьях Баренцева и Белого морей, расположено множество отдаленных и труднодоступных населенных пунктов (поселков, маяков, метеостанций и др.), доставка топлива к которым приводит к дополнительным затратам. В ряде таких населенных пунктов, начиная с 2000 г., были смонтированы и введены в эксплуатацию ВЭУ мощностью от 1,4 до 500 кВт. Суммарная установленная мощность всех ВЭУ составила примерно 870 кВт [4]. Также в работах [5, 6, 7]
4
7
6
рассмотрены варианты строительства ветропарков на нужды электро- и теплоснабжения суммарной мощностью 303 МВт.
При выборе места для установки комплекса ВЭУ необходимо, чтобы площадка располагалась в зоне с благоприятными ветровыми условиями, обеспечивала наименьшие расходы на обустройство подъездных путей и находилась как можно ближе к высоковольтной подстанции. Подходящая площадка расположена к северо-западу от города Мурманск по обеим сторонам бухты Долгая щель, недалеко от поселка Лиинахамари (рис. 2). Среднегодовая скорость ветра на высоте 10 м над уровнем моря на близлежащей к площадке ветропарка прибрежной метеостанции Вайда-губа составляет около 7.0 м/с. Трансформаторная подстанция № 21, пригодная для присоединения ветропарка к энергосистеме, расположена в г. Заполярном в непосредственной близости от ветропарка.
о Бел ый Доволок а о -—-., Баренцево море
о
° а о о
Рис. 2. Ветропарк в районе п. Лиинахамари
На выбранном участке предлагается разместить 50 ВЭУ мощностью 2 МВт каждая. В качестве прототипа взята ветроустановка Vestas V-80 с диаметром ветроколеса 80 м и высотой башни около 67 м [8] (рис. 3). Ветроустановки устанавливаются на площадке с учетом местной розы ветров преимущественно на возвышенностях, на расстоянии около 10 диаметров ветроколеса друг от друга.
Поскольку напряжение на выходе генератора ВЭУ составляет 0,69 кВ, а на шинах подстанции № 21 оно гораздо выше — 150 кВ, то для выдачи энергии ветропарка в сеть требуется повысить напряжение до указанного уровня. Сделать это можно в два шага: сначала повысить напряжение с 0,69 кВ до 35 кВ, для этого возле каждой ВЭУ потребуется установить трансформатор, а затем с 35 кВ до 150 кВ.
2200
2000
2 4 б 8 10 12 14 16 18 20 22
скорость ветра, м/с
Рис. 3. Рабочая характеристика ВЭУ Vestas V-80
При разработке схемы ветропарка было принято решение объединить ВЭУ между собой в группы по 5 штук для уменьшения суммарной длины линий, а затем соединить их в одном месте — на шинах главной повышающей подстанции (ГПП). Место расположения ГПП выбиралось, исходя из минимума затрат на распределительную сеть 35 кВ.
Для надежности схемы, согласно выполненным расчетам, было принято решение установить на ГПП три трансформатора, т.к. передаваемая мощность велика. В выбранной схеме три трансформатора работают на недогрузке, тем самым, исключая простой оборудования.
При расчете срока окупаемости капиталовложений за основу были взяты предполагаемый уровень инфляции [9] (рис. 4) и возможный рост тарифов на электроэнергию в ближайшие годы. Эти показатели и были заложены в расчеты технико-экономической эффективности применения ВЭУ.
В качестве критерия для оценки прибыльности внедрения ВЭУ можно использовать чистый дисконтируемый доход (ЧДД). Этот показатель выражает суммарный положительный или отрицательный экономический эффект, получаемый от реализации объекта в течение всего срока его службы. Чистый дисконтируемый доход позволяет учесть изменение стоимости финансовых средств с течением времени и сопоставить капиталовложения, сделанные сегодня, с доходами, которые будут поступать позже, в едином масштабе цен.
Инфл., % „ -3,7 3,7
3,5
3,2
I
3,0
2,7
2,5
I
2,3 1
2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0
о СЧ
СЧ о СЧ
СЧ
сч о (Ч
сч о сч
(Ч о сч
сч о (Ч
о сч
о сч
о (Ч
о сч
Рис. 4. Предполагаемый уровень инфляции в России
На графике (рис. 5) показано, как формируется ЧДД в течение 20 лет работы ветропарка.
Рис. 5. Формирование чистого дисконтированного дохода
Выводы
1. Северное побережье Кольского полуострова располагает предпосылками для широкого применения ветроэнергетических установок: повышенный потенциал ветра с максимумом в холодное время года, развитое электросетевое хозяйство, транспортные связи, начальная инфраструктура.
2. В районе поселка Лиинахамари выбрана площадка для сооружения ветропарка мощностью 100 МВт, разработана схема соединений ВЭУ линиями 35 кВ в пределах ветропарка и выдачи его суммарной мощности по ЛЭП 150 кВ на подстанцию № 21.
2
0
3. Технико-экономическая оценка предложенного ветропарка, выполненная по результатам расчета чистого дисконтируемого дохода (ЧДД), показала, что при сроке службы ветропарка 20 лет срок окупаемости инвестиций составит около 11 лет.
Литература
1. Зубарев В. В., Минин В. А., Степанов И. Р. Использование энергии ветра в районах Севера. Л.: Наука, 1989. 208 с.
2. Энергия ветра — перспективный возобновляемый энергоресурс Мурманской области / Минин В. А., Дмитриев Г. С., Иванова Е. А., Морошкина Т. Н., Никифорова Г. В., Бежан А. В. / Препринт. Апатиты: Изд. КНЦ РАН, 2006. 73 с.
3. Рожкова А. А. К вопросу гидроаккумулирования ветровой энергии на Кольском полуострове // Труды Кольского научного центра РАН. Энергетика. 2015. Вып. 2. С. 120-124.
4. Бежан А. В. Ветроэнергетика Мурманской области // Электрические станции. 2017. № 7 (1032). С. 51-55.
5. Абросимова А. А. Ветропарк в районе 81 км автодороги Мурманск -Териберка // Научно-технические проблемы развития энергетики Севера. Апатиты: Изд. Кольского научного центра РАН, 2009. С. 30-35.
6. Рожкова А. А. Перспективы участия ветровых энергетических установок в энергоснабжении г. Островной на побережье Баренцева моря // Труды Кольского научного центра РАН. 2011. № 4. С. 150-153.
7. Бежан А. В., Рожкова А. А. Оценка перспектив использования энергии ветра для теплоснабжения в Северо-Арктическом регионе // Энергосбережение и водоподготовка. 2015. № 4 (96). С. 22-28.
8. http://ecomotors.ru/mdex.php?productro=2292
9. http://www.interfax.ru/business/598923
Сведения об авторах
Рожкова Анастасия Александровна,
младший научный сотрудник Центра физико-технических проблем энергетики Севера КНЦ РАН,
Россия, 184209, Мурманская область, г. Апатиты, мкр. Академгородок, д. 21А Эл. почта: [email protected]
