Оценка ветроэнергетических ресурсов Амурской области

 

Оглавление

Введение

Глава 1. Анализ топливно-энергетического комплекса (ТЭК) Амурской области

.1 Характеристика топливно-энергетического комплекса

.2 Основные показатели энергосистемы Амурской области

.3 Генерирующие мощности. Режимы работы электростанций

.4 Вывод

Глава 2. Создание БД в MS Excel, используя данные сервера «Погода России».

Глава 3. Расчет и анализ основных ветроэнергетических параметров по базе данных «Погода России»

.1 Постановка задачи

.2 Основные расчетные соотношения

3.3 Результат расчета

Глава 4. Сравнение БД «Погода России» и БД «Флюгер» по основным ветроэнергетическим параметрам

.1 Описание базы данных «Флюгер»

.2 Результаты

Глава 5. Расчет и построение эмпирических кривых повторяемости скоростей ветра по БД «Погода России

Глава 6. Исследование применимости функции распределения Вейбулла Гудрича для аналитического описания эмпирических кривых повторяемости скоростей ветра

.1 Теоретическое обоснование

.2 Основные расчетные соотношения

.3 Анализ полученных данных

Глава 7. Определение технического потенциала заданной области

.1 Теоретическое обоснование

.2 Выбор ВЭУ и расчет технического потенциала

Заключение

Список используемой литературы

ВВЕДЕНИЕ

Источниками электроснабжения и восточных регионов России в настоящее время в основном являются дизельные электростанции (ДЭС) с дизельгенераторами 30 типов, усредненный износ которых по состоянию на 2009 г. составляет 78 %. В последнее десятилетие условия доставки топлива в отдаленные районы резко ухудшились. Сокращение завоза жидкого топлива и Дальний Восток можно компенсировать за счет средств возобновляемой энергетики, в частности за счет использования энергии ветра. Большие и малые ветроэлектростанции ВЭС могли бы работать на огромных пространствах России высокоэффективно, ведь наша страна обладает мощным ветроэнергетическим потенциалом.

Несмотря на благоприятные природные условия и большую привлекательность ветроэнергетики, у нас до сих пор нет ни огромных ветропарков, ни единичных ВЭС вокруг сельских поселков и дачных участков. Отечественная ветроэнергетика, в свое время задававшая тон в мире, сегодня едва ли не безнадежно отстает от Запада. Основная причина - отсутствие государственной поддержки. Хотя в этом направлении уже сделаны первые шаги, правительство России в январе 2009 г. приняло программу развития нетрадиционной и возобновляемой энергетики, которая предполагает увеличение ее доли в энергобалансе страны до 1,5 % к 2010 г. (сейчас по разным оценка около 1%) и 4,5% к 2020 году. В Европе в данной отрасли превалирует народный бизнес. ВЭС строят кооперативы и акционерные общества, причем без всяких государственных дотаций. В России же осуществить дорогостоящие проекты под силу только госструктурам или крупному бизнесу.

Целью данной работы является оценка ветроэнергетических ресурсов Амурской области. На рассматриваемой территории имеется большое число удаленных изолированных потребителей: отдельных поселков и сел, метеостанций, и др., получающих электроэнергию от автономных дизельных электростанций (ДЭС).

Результат проделанной работы - оценка валовых ветроэнергетических ресурсов Амурской области, а также вывод о возможности использования энергии ветра в различных точках рассматриваемого региона.

Глава 1. Анализ Топливно-энергетического комплекса (ТЭК) Амурской области

.1 Характеристика топливно-энергетического комплекса

Амурская область граничит на юге и юго-западе с Китаем, на западе - с Забайкальским краем, на севере - с Республикой Саха (Якутия), на северо-востоке и востоке - с Хабаровским краем, на юго-востоке - с Еврейской автономной областью.

На территории Амурской области сложился мощный топливно-энергетический комплекс (ТЭК) межрегионального значения.

ТЭК является важнейшей структурной составляющей экономики области, одним из ключевых факторов обеспечения жизнедеятельности области. Он производит 48,3 % промышленной продукции области, оказывает существенное влияние на формирование бюджета области.

Топливно-энергетический комплекс Амурской области включает в себя следующие предприятия: ООО «Амурский уголь», филиалы ОАО «РусГидро»-«Зейская ГЭС» и «Бурейская ГЭС», филиал ОАО «ДГК» «Амурская генерация» (Благовещенская ТЭЦ, Райчихинская ГРЭС), филиал ОАО «ДРСК» «Амурские электрические сети», филиал ОАО «ДЭК» «Амурэнергосбыт» и Амурской предприятие МЭС Востока.

Энергосистема (ЭС) Амурской области функционирует на территории одноимённой области, входит в состав ОЭС Востока и связана с Хабаровской ЭС ВЛ 500 - 220 кВ, с Якутской и Читинской энергосистемами - ВЛ 220 кВ.

Площадь территории, обслуживаемая энергосистемой, составляет около 233 тыс. км² из 361,9 тыс. км² общей площади области (~64%).

Население области по данным отчёта «Амурстат» составила на 1.01.08г. 869,6 тыс. человек. Из общей численности населения около 1 тыс. человек проживает в населённых пунктах, не подключённых к централизованному электроснабжению: п. Снежногорск Зейского района, с. Игнашино Сковородинского района и сёла Ураловка и Кухтерин Луг Шимановского района.

В ближайшей перспективе населённые пункты Ураловка и Кухтерин Луг (Шимановского района) будут подключены к сетям энергосистемы (ЭС) области. Ведётся строительство ВЛ 35 кВ «Чагоян - Ураловка» с ПС 35/10 кВ «Ураловка».

1.2 Основные показатели энергосистемы Амурской области

Таблица 1.1 - Основные показатели энергосистемы Амурской области

Наименование показателейЕдиницы измерения2008г отчёт2015г2020г2025г1. Общая площадь территории, обслуживаемая ЭС км22332332332332. Численность населения в зоне централизованного электроснабжения (~ 99,8%)тыс. чел.869835,4812,5796,53. Электропотреблениемлн. кВт.ч.6359866011260141504.Удельное электропотребление на одного жителя,кВт.ч./чел73181037013860177655. Максимум эл. нагрузки МВт1066/1169*1530199025006. Число часов использования максимума электрической нагрузкичас5965/54405660566056606.Средняя плотность электрической нагрузкикВт/км24575/501765668540107307. Мощн.эл. ст.энергосистемы - установленная - располагаемаяМВт3504 34824533 45334483 44834790 47907.1 Благовещенская ТЭЦ - установленнаяМВт280390390500 - располагаемаяМВт2803903905007.2 Райчихинская ГРЭС-ТЭЦ - установленнаяМВт2198333230 - располагаемаяМВт21283332307.3 Зейская ГЭС - установленнаяМВт1330133013301330 - располагаемаяМВт13301330133013307.4 Бурейская ГЭС - установленнаяМВт1675201020102010 - располагаемаяМВт16602010201020107.5 Нижнебурейская ГЭС - установленнаяМВт-320320320 - располагаемаяМВт-3203203207.6 Нижнезейская ГЭС - установленнаяМВт-400400400 - располагаемаяМВт-4004004008. Ерковецкая ТЭС (экспорт) - установленнаяМВт-180024002400 - располагаемаяМВт-1800240024009. Протяжённость ВЛ и КЛ (в одноцепном исчислении), всего:км6928,57405,77920,38251,3в т.ч. - ВЛ 35 кВкм5281,55487,35821,75904,7 - ВЛ 110 кВкм16471895,22075,42323,4 - КЛ 110 кВкм-23,223,223,211. Количество и установленная мощность трансформаторов 35 кВ и выше, всегошт./МВА471/2786,9485/3174,2489/3291,7489/3318,7в т.ч. - 35 кВ шт./МВА385/1610,8387/1653,8385/1649,6381/1636,6 - 110 кВшт./МВА86/1176,198/1520,4104/1642,1108/1682,1Подключение к сетям ЭС других населённых пунктов с децентрализованным электроснабжением считается нецелесообразным по причине небольшой электрической нагрузки, удалённости от сетей энергосистемы, отсутствия промышленных предприятий и малочисленности населения.

Около 64% территории области покрыто лесами и около 60% территории отнесено к районам крайнего севера.

В ДФО Амурская область выделяется сельскохозяйственной направленностью (около 50% посевных площадей округа). Промышленное производство представлено угледобывающими и горнорудными предприятиями, а также предприятиями по производству строительных материалов, продукции деревообрабатывающей и пищевой промышленности.

Через территорию области проходят две крупнейшие железнодорожные магистрали федерального значения: Транссибирская - с выходом через территорию Еврейской АО и Хабаровского края на морские порты Приморья и Байкало-Амурская (БАМ) - с выходом на морские порты Ванино, Советская Гавань и начинается АЯМ - Амуро-Якутская магистраль.

Крупнейшими потребителями электроэнергии Амурской области являются предприятия по добыче полезных ископаемых (ОАО «Дальвостокуголь», прииски: Покровский, Березитовый, Соловьевский), предприятия железнодорожного транспорта (Дальневосточная и Забайкальская железные дороги), предприятия строительного комплекса (ОАО «Буреягэсстрой») и др.

За период 2005-2007гг. реальный рост промышленного производства в области увеличился на 3,3%. Валовый региональный продукт в 2007г. составил 106,4 млрд.руб., что в 1,4 раза выше, чем 3 года назад. Прирост сельскохозяйственного производства составил в 2007г. 13% по отношению к предыдущему году.

Показатели электропотребления и максимум электрической нагрузки энергосистемы Амурской области за отчётный период приведены ниже на рисунке 1.1

Рисунок 1.1 - Показатели электропотребления и максимум электрической нагрузки энергосистемы Амурской области

Из рисунка 1.1 видно, что показатели потребности в электроэнергии и максимума электрической нагрузки пока не достигли максимальных величин 1990 года.

В энергосистеме Амурской области находятся объекты двух генерирующих компаний: ОАО «РусГидро» и филиала ОАО «Дальневосточная генерирующая компания» - Амурская Генерирующая Компания (ГК).

В составе ОАО «РусГидро» действуют две крупные ГЭС: Зейская и строящаяся Бурейская (с завершением строительства в 2009г. и сдачей в 2010г.).

ОАО «Дальневосточная генерирующая компания» - Амурская ГК эксплуатирует две угольные ТЭС: Благовещенская ТЭЦ и Райчихинская ГРЭС.

В составе энергосистемы действуют электрические сети 220-500 кВ Федеральной сетевой компании (ФСК) и сети ОАО «ДРСК» - 35-110 кВ.

Электропотребление ЭС Амурской области в отчётный период изменялось аналогично электропотреблению ОЭС Востока. Доля ЭС в электропотреблении ОЭС Востока практически не менялась и составила в 1990-2008г.г. от 22 до 24,3%

В начале 90-х годов произошёл спад производства в области, снижение грузопотока по Транссибу и БАМу, что привело к снижению электропотребления, которое продолжалось до 1998г., снизившись ~ на 2 млрд.кВт.ч (до 5,35 млрд.кВт.ч относительно 7,34 млрд.кВт.ч в 1992г.).

Среднегодовое снижение Э за период 1992 - 1998 г.г. составило ~ 4,5 %.

В 1999 и 2000г.г. отмечен значительный рост электропотребления, среднегодовые темпы роста достигали ~ 6,0 %, что связано с увеличением загрузки Транссиба.

В период 2001-2008г.г. электропотребление в ЭС Амурской области возросло по сравнению с 2000г. на 0,37 млрд. кВт. ч и достигло ~ 6,36 млрд. кВт. ч. Однако, в 2002, 2005 и 2006гг. в ЭС наблюдалось снижение потребления электроэнергии по отношению к предыдущим годам. В 2008г. - отмечен рост Э по сравнению с 2007г. - 3,4%.

Летом 2008г. к сетям энергосистемы присоединился новый потребитель - Олёкминский ГОК (севернее БАМа) мощностью 7 МВт, производящий ильменитовый и титано-магнетитовый концентраты из руды Куранахского месторождения.

За первые 7 месяцев 2009г. прирост электропотребления к 2008г. составил 3,5 %.

За период 2000-2008г.г. структура электропотребления менялась в меньшей степени, чем в предыдущий период 1990-2000гг.:

- продолжалось снижение доли строительства (с 1,8% до 1,3%), доля сельского хозяйства остаётся низкой (от 1,0 до 1,7%);

в выработке электроэнергии ГЭС снизилась доля собственных нужд электростанций с 11,1 до 10,4% (в начале и конце периода), снизилась доля потерь в электрических сетях с 20,7 до 19% как результат борьбы с коммерческими потерями;

незначительно возросла доля промышленности (на 1,0%) к 2008г., увеличилась по сравнению с 2005г. доля транспорта и связи (с 26,9 до 29,6%).

Отчётная структура электропотребления энергосистемы области приведена ниже в таблице 1.2.

Таблица 1.2 - Структура электропотребления ЭС Амурской области за 1990, 2000, 2005, 2008г.г

ПоказателиГоды1990200020052008Млрд кВт. ч.%Млрд кВт. ч.%Млрд кВт. ч.%Млрд кВт. ч.%Э, всего, в т.ч:7,141006,281005,991006,359100Промышленность1,9427,20,416,50,6410,70,4757,5Строительство0,111,80,0861,3СХ производство0,811,20,061,00,11,70,0701,1Транспорт и связь2,332,21,9230,61,6126,91,88229,6Быт и сфера услуг0,9613,41,7828,32,0534,21,97631,1С.Н. электрост.0,466,40,711,10,437,20,66010,4Потери в сетях 0,689,511,320,71,1619,31,2119Полезный отпуск6,0844,2868,24,473,54,48970,6

Наибольшее потребление электроэнергии фиксируется в коммунально-бытовой сфере (с сопутствующими услугами) и транспорте.

Максимум электрической нагрузки ЭС Амурской области (табл.1.3) в рассматриваемый период изменялись аналогично изменению электропотребления. В период 1990-2000 г.г. снижение собственного максимума составило 276 МВт (или на 24%), а в период 2001-2008 г.г. максимум нагрузки колебался в пределах 1110-1170 МВт.

Максимум нагрузки (Рмакс.) ЭС в отчётный период фиксировался в январе и декабре. На изменение времени прохождения Р макс. в большей степени оказывают влияние погодные условия.

Таблица 1.3 - Отчетные электрические нагрузки по ЭС Амурской области за период 1990, 1995, 2000, 2005, 2008 г.г

1990 г.1995 г.2000 г.2005 г.2007 г.2008 г.Собственный максимум нагрузки, МВт141712151141115511121169Совмещённый с ОЭС максимум, МВт135511931120112410671066

Число часов использования максимума (Тисп.) электрической нагрузки составляло: собственного - 5040 - 5530, совмещённого - 5050 - 5770.

Изменение Т исп. собственного и совмещённого с ОЭС максимумов электрической нагрузки можно объяснить как изменением структуры электропотребления (уплотнение графика - за счёт роста в последние годы доли транспорта), так и влиянием погодных условий.

1.3 Генерирующие мощности. Режимы работы электростанций

В составе ЭС Амурской области на сегодня действуют следующие электростанции: в Амурской ГК - две ТЭС: Райчихинская ГРЭС (219 МВт на 01.01.09г.) и Благовещенская ТЭЦ (280 МВт), а также ГЭС ОАО «РусГидро»: ОАО «Зейская ГЭС» (1330 МВт) и ОАО «Бурейская ГЭС» (1675 МВт на 01.01.09г.), завершающая строительство в 2009г.

В структуре установленной мощности электростанций энергосистемы преобладают ГЭС, т.к. обе ГЭС ОЭС Востока расположены на территории Амурской области.

С 1990г структура генерирующей мощности изменилась:

в 1990-2000 г.г. - за счёт снижения мощности ТЭС и их доли (в период 1996-2000г.г.),

в 2001-2008 г.г. - существенно изменилась за счёт увеличения мощности ГЭС с вводом первых 4-х агрегатов Бурейской ГЭС.

Доля ГЭС возросла до 86,9% к 2008г. относительно 72,6% в 2001г., а доля ТЭС соответственно снизилась.

Показатели работы ТЭС Амурской ГК за 2008г приведены ниже в таблице 1.4

Таблица 1.4 - Показатели работы ТЭС Амурской ГК за 2008г

Един. Измерен.Благовещенская ТЭЦРайчихинская ГРЭСЭлектрическая мощность установленнаяМВт280 219 располагаемая МВт280 212 Годовая выработка электроэнергии млн. кВт.ч1057,2 172,4 Отпуск тепла тыс. Гкал1981,4 149,6 Удельный расход топлива bэ bтг/кВт.ч кг/Гкал324,9 144,7 577,5 167,8 Себестоимость производства электроэнергиикоп/кВтч87,92269,58Расход топлива: 99,8% - уголь (ерковецкий, райчихинский и харанорский) и 0,2% - мазуттыс.т.у.т565,2 100,5

Величина установленной мощности электростанций энергосистемы на 1.01.2009г. составила 3687 МВт, располагаемой - 3537 МВт.

Снижение мощности ТЭС ЭС Амурской области за последние 12 лет произошло за счёт демонтажа оборудования суммарной мощностью 28 МВт: Огоджинской ЦЭС (22 МВт в 1997г.) и турбины №3 на Райчихинской ГРЭС (6 МВт в 2001г.).

Кроме этого в период 2000-2002гг. производилась перемаркировка оборудования Райчихинской ГРЭС:

т.а. ст.№ 5 Р-7-29 на Р-4-29 (2000г.) и обратно на Р-7-29 (2002г.).

Мощность Благовещенской ТЭЦ за отчётный период не изменилась.

На Райчихинской ГРЭС в конце 2008г. произошло снижение установленной мощности с 219 до 102 МВт за счёт перемещения турбины ст.№ 8 (К-100-90) на Партизанскую ГРЭС и перевода т.а. ст.№7 К-50-90 в теплофикационный режим (П-33).

В ЭС Амурской области завершается строительство крупнейшей на Дальнем Востоке Бурейской ГЭС (проектная мощность - 2010 МВт, выработка электроэнергии - 7,1 млрд.кВт.ч.).

Ввод мощности на БГЭС в 2003-2005г.г. составил 1005 МВт (г.а ст.№1-4). Ввод гидроагрегатов ст.№ 5 и 6 выполнен в 2007г., в 2008гг. произведена замена временных колёс гироагрегатов ст.№ 1 и 2 на постоянные.

Производство электроэнергии электростанциями ЭС Амурской области и её структура за рассматриваемые пятилетия дана ниже на рис. 1.2

Рисунок 1.2 «Производство электроэнергии электростанциями ЭС Амурской области за 1990, 1995, 2000, 2005 и 2008 гг.»

В структуре выработки электроэнергии электростанциями ЭС Амурской области за период с 1990г доля ГЭС возросла ~ на 6,8%, а ТЭС - снизилась на эту же величину.

Передача из Амурской в Читинскую ЭС с 1990 по 2000 годы снизилась от 0,8 до 0,2 млрд.кВт.ч, а в 2001-2008г.г. не превышала 0,13 млрд.кВт.ч и имела реверсивный характер. В последние годы производилась передача только в Читинскую ЭС.

В последний отчётный период 2000-2008гг. наблюдается более значительная выработка электроэнергии на Благовещенской ТЭЦ (0,9-1,1 млрд.кВт.ч) по сравнению с Райчихинской ГРЭС (0,16-0,33 млрд.кВт.ч), что связано с бòльшей загрузкой ТЭЦ, как более эффективной станции. На менее экономичной Райчихинской ГРЭС в последние годы отмечено снижение выработки, т.к. станция загружалась в меньшей степени, особенно в период 2005-2008г.г. имела минимальную загрузку, учитывая высокие удельные расходы условного топлива на выработку электроэнергии и отпуск тепла (578 г/кВт.ч и 168 кг/Гкал против 325 г/кВт.ч и 145 кг/Гкал на Благовещенской ТЭЦ).

В настоящее время, с вводом Бурейской ГЭС, ТЭС ЭС Амурской области в зимний период работают практически в базовой части суточного графика электрической нагрузки (разгрузка Благовещенской ТЭЦ составляла около 5-8% от участия в покрытии суточного максимума, Райчихинская ГРЭС несла минимальную базовую нагрузку - 25-30 МВт).

В летний период 2000-2008г.г. разгрузка ТЭС не превышала 15-20% от участия ТЭС в покрытии суточного максимума, что допустимо для ТЭС.

На территории Амурской области расположены три линии электропередачи, по которым до 1 января 2007 года в рамках приграничной торговли осуществлялся экспорт электроэнергии в КНР. Всего за 1992-2007 годы поставлено более 2,8 млрд. кВт часов.

Реализация проекта широкомасштабного экспорта электроэнергии в КНР, предусмотренного «Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики до 2020 года», окажет положительное влияние на социально-экономическое развитие Амурской области.

Для реализации проекта на территории области планируется строительство экспортоориентированной электростанции на базе Ерковецкого буроугольного месторождения - Ерковецкой тепловой электростанции установленной мощностью 1200-1800 МВт и сооружение четвертой экспортной линии электропередачи 500 кВ «Амурская - госграница КНР». В 2007 году начато проектирование данной линии. Оператором экспорта электроэнергии, ОАО «Восточная энергетическая компания», осуществляется работа по предварительному технико-экономическому обоснованию строительства Ерковецкой электростанции и проекта создания угольного предприятия на базе действующего ООО «Амурский уголь» и Ерковецкого буроугольного месторождения с увеличением добычи угля почти в 5 раз с 3,5 млн. тонн в год до 15-17 млн. тонн в год.

февраля 2008 года между ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС» и ОАО «РАО Энергетические системы Востока» подписано Соглашение о совместной деятельности по развитию электроэнергетики Дальнего Востока. Соглашением предусматривается возобновление пограничного экспорта электроэнергии в Китай по существующим линиям электропередач 110 и 220 кВ.

В феврале 2009 года между ОАО «Восточная энергетическая компания» и Государственной электросетевой корпорацией КНР подписан контракт на экспорт электроэнергии в рамках приграничной торговли из Амурской области в провинцию Хэйлунзян (КНР). Срок действия контракта составляет три месяца (с 01.03.09.по 01.06.09) с объемом передачи 250 млн. кВт час.

В мае срок действия контракта продлен до конца т.г. Экспорт электроэнергии составит дополнительно 600 млн. кВт час.

Развитие проекта позволит увеличить устойчивость, экономическую и налоговую эффективность угледобывающей отрасли, создать новые рабочие места (трудоустроить дополнительно до 10-15 тыс. чел.), способствующие удержанию населения и уменьшению его миграции в другие регионы, улучшить экологию производства электроэнергии за счет использования передовых прогрессивных технологий, получить выгоду для потребителей от конкурентного ценообразования.

Существующие и проектируемые на территории области генерирующие мощности не только создают прочную основу для развития экономики региона, но и обеспечивают ее долгосрочные потребности в электроэнергии.

В настоящее время осуществляется проектирование Нижне-Зейской и Нижне-Бурейской ГЭС, общей установленной мощностью 721 МВт и суммарной выработкой более 3,9 млрд. кВт часов.

1.4 Вывод

Таким образом, Амурская область является значимым регионом Дальнего Востока и ключевым звеном в развитии Российской Федерации в целом. В скором вермени ей суждено превратиться в космические ворота России. Причем в Приамурье должен быть построен не просто космодром - речь идет о Дальневосточном национальном космическом центре. Для его формирования и развития на территории Углегорска, Шимановска и Свободненского районов предполагается создать компелекс высоких космических технологий, приборосторения и электорники.

Кроме этого Приамурье станет центром металлургического комплекса с мощной поддержкой машиностроительной промышленности с заводами в Шимановске. Он повлияет на развитие развитие промышленности страны в целом и судостроение на территории Дальнего Востока.

В этом году Россия благодаря Амурскому региону выйдет на углеводородный рынок Азиатско-Тихоокеанского региона. А значит, кроме электрических мощностей, в Азию будут передаваться нефть и газ.

А все это значит, что Амурская область уже в течении пяти лет станет одним из крупнейших энергетических концентраторов России, а для энергосистемы Дальнего Востока она будет служить сердцем/

Глава 2. Создание БД в MS Excel, используя данные сервера «Погода России

База данных составлена на основании сайта [4]. В ней представлены изменения скорости ветра, измеренные за каждые 6 часов за период с 2000 по 2004 года. База данных представлена на компакт-диске в файле «База данных по Амурской области».

В базе данных 26 метеостанций по всей территории Амурской области.

Таблица 2.1 - Метеостанции на территории Амурской области

Название метеостанцииКоординатыАрхара <#"justify">В базе предоставлена возможность сортировки данных по следующим параметрам: дата наблюдения, время наблюдения; а также удобный выбор метеостанции.

Глава 3. Расчет и анализ основных ветроэнергетических параметров по базе данных «Погода России

.1 Постановка задачи

Основной задачей при определении эффективности и перспектив использования ветроэнергетических ресурсов региона для выработки энергии, является определение валовых ресурсов и их распределение по территории. Основу расчетов составляют данные о ветровом режиме региона, которые могут быть заданы в виде часовых значений скорости ветра или в виде эмпирической повторяемости скоростей ветра для конкретной географической точки земной поверхности.

в данной работе проводится оценка ветровых ресурсов Амурской области и прилегающих к ней территорий на базе исходной информации о ветровых характеристиках. Подробное описание исходной информации по метеостанциям, представленной в БД «Погода России», приведено на компакт-диске. В результате оценки основных энергетических характеристик ветра должны получить:

среднемноголетнюю скорость ветра Vо, м/с;

удельную валовую мощность ветрового потока Nудвал , кВт/м2;

удельную валовую энергию Эудвал, кВт*ч/м2*год;

коэффициенты вариации CV, о.ед.

Результаты расчета позволяют судить об изменении основных энергетических характеристик ветра по территории Амурской области и выявить на ней наиболее перспективные районы для использования энергии ветра.

3.2 Основные расчетные соотношения

Расчет основных ветровых и энергетических показателей рядов наблюдения за скоростью ветра (считая, что замер скорости ветра является независимым случайным событием) представлен формулами (3.1-3.11):

Средняя скорость ветра определяется как средняя арифметическая величина, полученная из ряда замеров скорости, сделанных через равные интервалы времени в течение заданного периода.

Средняя скорость ветра за выбранный промежуток времени Т = t2 - t1 определяется как математическое ожидание, т.е. отношением суммы измеренных значений мгновенной скорости vi к числу измерений n , м/с

М(V) =`V = (3.1)

Дисперсия ряда характеризует отклонение или рассеивание данного ряда наблюдений за скоростью ветра от средней величины в квадрате, м2/с2

D(V) = (3.2)

Коэффициент вариации (изменчивости) характеризует степень изменчивости ряда наблюдений состоящего из n замеров, ед.

Сv(V) = (3.3)

Коэффициент асимметрии характеризует асимметрию данного ряда наблюдений за скоростью ветра состоящего из n замеров. Асимметрия характеризует степень несимметричности ряда относительно его среднего. Положительная асимметрия указывает, что распределение скошено вправо от математического ожидания. Отрицательная асимметрия указывает, что распределение скошено влево от математического ожидания, ед.

Сs(V) = (3.4)

Удельная энергия ветрового потока часового ряда скоростей за период Т, Вт·ч/м2

Эуд Т =(3.5)

Особенность определения ветровых и энергетических параметров на базе эмпирических кривых повторяемостей скоростей ветра:

средняя скорость ветра (математическое ожидание), м/с

`V = = М(V) ,(3.6)

где `Vi , м/с - средняя скорость i-ой градации (интервала); ti(DVi), ед. - повторяемость скоростей ветра DVi диапазона; nград., ед. - количество градаций (интервалов).

дисперсия скоростей ветра, м2/с2 : D(V) = М(V2) - М2(V), (3.7)

где М(Vm)= ;(3.8)

коэффициент вариации, ед.: СV= / М(V)(3.9)

коэффициент ассиметрии, ед.

СS= [М(V3)-3М(V2)×М(V)+2М3(V)]/(3.10)

удельная энергия ветрового потока, Вт×ч/м2

Эуд.=,(3.11)

где r, кг/м3 - плотность воздуха; Т, ч - период наблюдения.

3.3 Результат расчета

Расчеты, приведенные по указанным формулам, сведены в таблицу (см. файл «Итоговая таблица» на компакт-диске).

Полученный средние скорости за за период 2000-2004 года колеблются в пределах 0,5-3 м/с, предполагаемые мощности в пределах 15-130 Вт/м2, а выработка энергии за год - 130-1050 кВт*ч/м2.

Глава 4. Сравнение БД «Погода России» и БД «Флюгер» по основным ветроэнергетическим параметрам

.1 Описание базы данных «Флюгер»

Для решения проблемы нормативного информационного обеспечения любых ветроэнергетических расчетов можно использовать специализированные базы данных по ветроэнергетике. Одни базы данных базируются на систематизации или обработке прошлых данных наземных наблюдений, другие, в основном, базируются на данных наблюдений с космических аппаратов метеорологического назначения.

Исходная информация по основным ветровым характеристикам (изменение скорости ветра и направления ветра во времени) представлено в виде эмпирической дифференциальной повторяемости скоростей ветра.

В БД Флюгер содержится информация о 3662 метео - и аэрологических станциях, расположенных на территории бывшей СССР.

По каждой метеостанции имеется информация о параметрах ее расположения:

координаты:

градусы северной широты;

градусы восточной долготы;

высота метеостанции над уровнем моря;

информация об открытости флюгера по 8 направлениям.

Информация по открытости флюгера содержится в виде коэффициентов открытости по системе Милевского по 8 направлениям, которая представлена в таблице 4.1.

топливный ветер энергия скорость

Таблица 4.1 - Кoэффициeнты oткpытocти согласно клaccификaции Mилeвcкoгo

Степень открытости флюгераФорма рельефаВыпуклая Плоская Вогнутая Вблизи от водной поверхностиОткрытое побережье: океана или открытого (внешнего) моря121110 закрытого (внутреннего) моря11109 залива, большого озера1098 большой реки987Вдали от водной поверхностиВыше окружающих предметов: нет элементов защищенности876 отдельные элементы защищенности765 среди элементов защищенности654Ниже окружающих предметов: среди элементов защищенности444Примечание: элементами защищенности могут считаться холмы, строения, деревья, если расстояния от них до ветроизмерительного прибора меньше 20-кратной их высоты.

В базе данных Флюгер содержится следующие данные о ветровых характеристиках метеостанции:

информация о среднемесячных и среднегодовых скоростях ветра скоростях ветра, м/с;

информация о распределении ветра по различным градациям скорости (для 12 месяцев и среднее за весь год), %;

Вся содержащаяся в базе данных Флюгер информация о ветровых характеристиках является осредненной по ряду наблюдений не менее чем за 10 лет.

Для оценки ветроэнергетических ресурсов Амурской области была выбрана территория, ограниченная координатами: восточная долгота в пределах от 121,9 град. до 133,9 град., северная широта в пределах от 49,4 град. до 55,9 град. Для рассматриваемой территории в базе данных «ФЛЮГЕР» представлено 26 метеостанций. Географические координаты, а также значения среднемноголетней скорости ветра, для открытой ровной местности, указанных 26 метеостанций приведены в таблице 4.2.

Таблица 4.2 - Метеостанции по базе данных «ФЛЮГЕР» в диапазоне от 121,9 град. до 133,9 град. восточной долготы и от 49,4 град. до 55,9 град. северной широты

№МС флюгерНазвание МСширота, с.ш.долгота, в.д.Vср.,м/сCv, о.е.Cs, о.е.Nвал уд., Вт*ч/м2Эвал уд., кВт*ч/м23010Архара49,4130,13,430,8551,703105,46923,792923Урми49,4133,21,610,9772,33015,51135,843002Благовещенск50,3127,62,521,0892,49876,25667,922907Чекунда50,8132,21,601,1483,24124,93218,432998Белогорск50,9128,52,940,7081,26045,85401,612992Шимановская51,9127,72,550,9301,85951,39450,162891Софийский,прииск52,3133,91,901,0212,33527,95244,822989Норский Склад52,4129,92,101,0562,60642,16369,352984Черняево52,71262,080,9912,12133,21290,882979Тыгда53,1126,42,730,8781,67855,71488,012980Нора53,11301,520,9862,50113,55118,742981Экимчан53,1132,91,521,1884,10726,24229,852974Джалинда53,5123,92,411,0752,54665,71575,642879Баладек53,7133,11,801,0743,10229,86261,602971Пикан53,7127,32,281,0412,16448,51424,922969Огорон53,9129,12,530,7841,49335,31309,332967Сковородино54123,92,391,1722,84280,80707,782968Ерофей Павлович54121,91,851,0943,48035,64312,192965Тыган-Уркан54,1124,82,650,9711,82362,77549,902964Дамбуки54,3127,61,981,1052,10535,74313,112962Локшак54,7130,41,490,9752,95413,30116,542963Бомнак54,7128,91,970,9622,13826,69233,782959Тында55,2124,72,770,7861,13844,29388,022856Нагорный55,9124,92,771,1932,300119,581047,54

4.2 Результаты

Таблица 4.3 - Сравнение данных по базам данных «Погода России» и «Флюгер»

Название метеостанцииОсновные Данные по БД "Флюгер"Данные поОтклонениепараметры БД "Погода России"АрхараVср.,м/с2,0131,908-5,489Cv, о.е.0,9270,9785,226Cs, о.е.1,4621,398-4,581Nвал уд., Вт/м223,87322,377-6,686Эвал уд., кВт*ч/м2209,127196,022-6,686БелогорскVср.,м/с2,3372,259-3,448Cv, о.е.0,7080,694-2,059Cs, о.е.1,2601,2670,571Nвал уд., Вт/м221,84620,388-7,148Эвал уд., кВт*ч/м2191,368178,601-7,148Бисса(софийский прииск)Vср.,м/с1,5031,459-3,009Cv, о.е.1,0211,1279,435Cs, о.е.1,4351,5014,359Nвал уд., Вт/м213,94713,099-6,473Эвал уд., кВт*ч/м2122,178114,750-6,473БлаговещенскVср.,м/с1,6181,7376,864Cv, о.е.1,0891,010-7,856Cs, о.е.7,4987,288-2,887Nвал уд., Вт/м246,24744,086-4,900Эвал уд., кВт*ч/м2405,121386,196-4,900БомнакVср.,м/с1,1711,156-1,301Cv, о.е.1,4621,341-9,012Cs, о.е.1,5381,6858,710Nвал уд., Вт/м210,6879,944-7,471Эвал уд., кВт*ч/м293,62087,112-7,471Братолюбовка (чекунда)Vср.,м/с1,9041,9472,197Cv, о.е.0,6480,6875,741Cs, о.е.1,4911,6378,917Nвал уд., Вт/м214,23413,418-6,087Эвал уд., кВт*ч/м2124,694117,540-6,087Верхняя Томь(чекунда)Vср.,м/с1,6041,6432,366Cv, о.е.0,7480,712-4,983Cs, о.е.2,2412,079-7,825Nвал уд., Вт/м29,3458,910-4,885Эвал уд., кВт*ч/м281,86178,048-4,885ДжалиндаVср.,м/с1,8461,830-0,841Cv, о.е.1,2951,277-1,393Cs, о.е.4,5904,395-4,441Nвал уд., Вт/м2157,239146,998-6,967Эвал уд., кВт*ч/м21377,4141287,705-6,967Ерофей ПавловичVср.,м/с1,0521,017-3,460Cv, о.е.1,4941,423-5,020Cs, о.е.1,7801,9247,451Nвал уд., Вт/м27,6398,4489,579Эвал уд., кВт*ч/м266,91474,0039,579Завитая(бомнак)Vср.,м/с1,7711,700-4,200Cv, о.е.0,8620,826-4,353Cs, о.е.2,1381,998-7,022Nвал уд., Вт/м213,68712,415-10,246Эвал уд., кВт*ч/м2119,900108,757-10,246Зея (пикан)Vср.,м/с1,4781,5434,237Cv, о.е.1,0411,011-2,961Cs, о.е.2,1642,83823,765Nвал уд., Вт/м216,50715,666-5,371Эвал уд., кВт*ч/м2144,605137,234-5,371Игнашино(джалинда)Vср.,м/с1,5131,6528,439Cv, о.е.1,0751,0891,274Cs, о.е.2,1462,011-6,672Nвал уд., Вт/м218,71219,7065,040Эвал уд., кВт*ч/м2163,921172,6225,040ЛоксакVср.,м/с1,0881,002-8,633Cv, о.е.1,4751,410-4,594Cs, о.е.2,3542,267-3,840Nвал уд., Вт/м27,3047,7455,695Эвал уд., кВт*ч/м263,97967,8435,695Лопча(нагорный)Vср.,м/с1,3701,4193,436Cv, о.е.0,6930,646-7,243Cs, о.е.2,3002,4074,473Nвал уд., Вт/м25,5825,243-6,466Эвал уд., кВт*ч/м248,89645,926-6,466Магдагачи(Джалинда)Vср.,м/с2,4132,320-4,018Cv, о.е.0,7500,8157,946Cs, о.е.1,3461,294-4,028Nвал уд., Вт/м225,71227,7027,182Эвал уд., кВт*ч/м2225,241242,6697,182Мазаново(Шимановская)Vср.,м/с2,1452,070-3,604Cv, о.е.0,6300,6847,911Cs, о.е.1,6591,616-2,683Nвал уд., Вт/м216,38915,896-3,097Эвал уд., кВт*ч/м2143,565139,252-3,097НораVср.,м/с1,5191,457-4,275Cv, о.е.1,1861,1920,496Cs, о.е.1,5011,6649,802Nвал уд., Вт/м214,55515,1333,822Эвал уд., кВт*ч/м2127,500132,5663,822НорскVср.,м/с1,1011,2179,537Cv, о.е.1,1561,2326,158Cs, о.е.1,7061,8558,052Nвал уд., Вт/м211,16310,164-9,837Эвал уд., кВт*ч/м297,79289,034-9,837Поярково(Архара)Vср.,м/с1,9331,906-1,375Cv, о.е.0,8550,9227,323Cs, о.е.1,2031,2755,610Nвал уд., Вт/м217,45619,1939,052Эвал уд., кВт*ч/м2152,912168,1329,052Сергеевка(Благовещенск)Vср.,м/с2,5182,317-8,681Cv, о.е.0,6890,6900,104Cs, о.е.1,1981,2252,225Nвал уд., Вт/м220,65321,8575,508Эвал уд., кВт*ч/м2180,920191,4665,508Симановск(Шимановская)Vср.,м/с2,3452,196-6,774Cv, о.е.0,9300,896-3,695Cs, о.е.0,8590,810-6,043Nвал уд., Вт/м225,38926,1993,095Эвал уд., кВт*ч/м2222,405229,5073,095СкоровординоVср.,м/с1,8691,731-7,963Cv, о.е.1,0721,047-2,332Cs, о.е.1,3421,290-4,034Nвал уд., Вт/м218,79718,387-2,228Эвал уд., кВт*ч/м2164,659161,071-2,228ТындаVср.,м/с1,5681,493-5,031Cv, о.е.1,0861,068-1,668Cs, о.е.1,5381,6124,596Nвал уд., Вт/м214,29413,385-6,790Эвал уд., кВт*ч/м2125,217117,255-6,790Усть-НюкжаVср.,м/с0,4420,410-7,848Cv, о.е.2,1532,2213,073Cs, о.е.4,8604,810-1,041Nвал уд., Вт/м22,8562,793-2,252Эвал уд., кВт*ч/м225,01924,468-2,252ЧерняевоVср.,м/с1,9811,869-6,031Cv, о.е.1,1991,163-3,110Cs, о.е.1,3121,4026,418Nвал уд., Вт/м230,20629,135-3,677Эвал уд., кВт*ч/м2264,604255,221-3,677ЭкимчанVср.,м/с1,4231,359-4,705Cv, о.е.1,1881,2232,831Cs, о.е.4,6074,8885,737Nвал уд., Вт/м276,23871,992-5,897Эвал уд., кВт*ч/м2667,846630,653-5,897

Сравнение основных ветроэнергетических параметров представлено в таблице 4.3 и на компакт-диске в файле «Итоговая таблица». На основании полученных данных, следует заметить, что отличие основных параметров, рассчитанных по данным «Погода России», не превышает 10% от данных базы «Флюгер». Что является вполне допустимым. В процессе сравнения использовались коэффициенты открытости для пересчета параметров на открытую плоскость.

Глава 5. Расчет и построение эмпирических кривых повторяемости скоростей ветра по БД «Погода России

Эмпирическая повторяемость скоростей ветра является одной из важнейших характеристик ветра. Она показывает, какую часть времени в течение рассматриваемого периода были ветры с той или иной скоростью. С помощью этой характеристики выявляется энергетическая ценность ветра, и находятся основные энергетические показатели, определяющие эффективность и целесообразность использования энергии ветра.

Для статистической обработки материалов метеонаблюдений и получения эмпирической дифференциальной повторяемости скоростей ветра используется известное выражение:

ti = , (5.1)

где ti, ед. повторяемость скоростей в i-м интервале скорости (градации) DVi; m i , ед. число замеров скорости, приходящихся на i-й интервал;

n, ед. общее число замеров скорости за рассматриваемый период времени.

Причем, стандартные градации скорости DVi = Vi max Vi min (по ГГО им. А.И. Воейкова), имеют следующие значения по 15-ти интервалам: 0¸1, 2¸З, ..., 16¸17, 18¸20, 21¸24, 25¸28, 29¸34, 35¸40 и более 40 м/с.

Для примера приведем эмпирическую кривую повторяемости скоростей ветра для метеостанции Архара.

Рисунок 5.1 - Эмпирическая кривая повторяемости для метеостанции Архара

Эмпирические кривые повторяемости скоростей для 26 метеостанций представлены на компакт-диске в папке «Кривые повторяемости скоростей».

Глава 6. Исследование применимости функции распределения Вейбулла-Гудрича для аналитического описания эмпирических кривых повторяемости скоростей ветра

6.1 Теоретическое обоснование

Имея многолетние ряды срочных наблюдений опорной метеостанции для рассматриваемой области можно проводить весь спектр ветроэнергетических расчетов, используя необходимое программное обеспечение. Однако в большинстве случаев ветроэнергетические расчеты проводятся на базе материалов метеорологических ежемесячников, выпускаемых гидрометеослужбой. В них исходная информация о скоростях ветра представлена в виде повторяемости скоростями ветра многолетних рядов срочных наблюдений, в которых указано число случаев наблюдения скорости по 15-ти интервалам: 0¸1, 2¸З, ..., 16¸17, 18¸20, 21¸24, 25¸28, 29¸34, 35¸40 и более 40 м/с.

Для выполнения целого ряда ветроэнергетических расчетов необходимо, чтобы возможно было получить данные о повторяемости скоростей ветра для любого диапазона. Иногда бывает удобно, если задан ряд наблюдений за скоростями ветра, представлен в виде аналитической (теоретической) кривой повторяемостей ветра, для наглядности ветрового режима, а также для проведения различного рода расчетов связанных, например, с определением периодов работы и простоя ветроагрегата.

Для аналитического представления скоростного режима исследуемой точки используются следующие типы уравнений: Гриневича, Колодина, Вейбулла-Гудрича, Релея. При этом следует отметить два наиболее часто используемые двух и четырех параметрические формулы Вейбулла-Гудрича и Гриневича.

Для описания скоростного режима основной задачей является поиск параметров аналитических зависимостей и оценки величин отклонений основных ветровых параметров (средней скорости, дисперсии, коэффициентов вариации и ассиметрии) и энергетических параметров (валового и технического потенциала ветрового потока) полученных на базе заданного часового ряда скоростей ветра (или по эмпирической повторяемости скоростей ветра) от аналогичных ветровых и энергетических параметров аналитических уравнений (теоретических) повторяемостей скоростей ветра.

6.2 Основные расчетные соотношения

Для многих районов России с достаточной для практики точностью при проведении энергобалансовых и экономических расчетов используется аналитическое выражение Вейбулла-Гудрича:

t(v) =× × , (6.1)

где a и b параметры распределения, причем b = , (6.2)

где `v, м/с - средняя скорость за рассматриваемый период; Г, ед. - гамма функция.

Существует несколько методов определения коэффициента "a", в том числе:

. По тангенсу угла наклона графика обеспеченности скоростей ветра на билогарифмической клетчатке разработанной в ГГО им. А. И. Воейкова.

. Используя формулу Л.Б. Гарцмана:

a= Сv-1,069,(6.3)

где Сv, ед. - коэффициент вариации.

Уравнение (6.1) при малом числе параметров обычно отличается довольно большой гибкостью и высокой точностью описания ветрового режима. Конфигурация кривой определяется лишь одним параметром формы (степени)"a".

Таблица 6.1 - Исследование применимости функции распределения Вейбулла-Гудрича

МетеостанцияVср.,м/сCv, о.е.Cs, о.е.Nвал уд., Вт/м2Эвал уд., кВт*ч/м2Vср.,м/сCv, о.е.Cs, о.е.Эвал уд., кВт*ч/м2?dЭвал уд, %Архара1,910,981,4022,38196,021,910,981,93211,211,027,74891Белогорск2,260,691,2720,39178,602,260,691,10172,101,483,64205Бисса1,461,131,5013,10114,751,461,142,43125,700,889,54594Благовещенск1,741,017,2944,09386,201,741,012,03373,560,993,27199Бомнак1,161,341,689,9487,111,161,363,2689,780,733,06879Братолюбовка1,950,691,6413,42117,541,950,681,08108,461,497,72780Верхняя Томь1,640,712,088,9174,331,640,711,1569,121,447,01641Джалинда1,831,284,39147,001287,711,831,312,991227,290,774,69183Ерофей Павлович1,021,421,928,4574,001,021,443,6280,170,698,32913Завитая1,700,832,0012,42108,761,700,821,47100,961,237,16951Зея1,541,012,8415,67138,671,541,012,04132,060,994,76916Игнашино1,651,092,0119,71172,621,651,102,29185,000,917,16973Локсак1,001,412,277,7467,841,001,433,5663,200,696,83598Лопча1,420,652,415,2445,931,420,640,9748,221,595,00514Магдагачи2,320,821,2927,70242,672,320,811,44249,531,242,82893Мазаново2,070,681,6215,90139,252,070,681,07129,341,507,11720Нора1,461,191,6615,13132,571,461,212,66128,710,832,90565Норск1,221,231,8510,1689,031,221,262,8290,350,801,48089Поярково1,910,921,2719,19168,131,910,921,76181,751,098,10010Сергеевка2,320,691,2321,86191,472,320,681,09184,021,493,89066Симановск2,200,900,8126,20229,512,200,891,68240,091,124,61229Скоровордино1,731,051,2918,39161,071,731,052,15169,850,955,45296Тында1,491,071,6113,39117,261,491,072,22128,940,939,96840Усть-Нюкжа0,412,224,812,7924,470,412,259,1625,620,434,69923Черняево1,871,161,4029,13255,221,871,182,56238,510,856,54707Экимчан1,361,224,8971,99630,651,361,252,78649,560,812,99800

6.3 Анализ полученных данных

В расчете использовался второй метод - использование формулы Л.Б. Гарцмана.

Обращаясь к таблице 6.1, следует заметить что отклонения от значений, рассчитанных в главе №3, составляет не более 10%. Исходя из этого, можно сказать, что функция распределения Вейбулла-Гудрича применима в данных условиях и дает весьма неплохие результаты.

Глава 7. Определение технического потенциала Амурской области

.1 Теоретическое обоснование

Помимо параметров скоростного режима главы 3 формулы (3.1-3.11), в данной главе дополнительно рассчитывается выработка энергии рассматриваемого типа ВЭУ:

по ряду часовых наблюдений за скоростью ветра за период Т, кВт·ч:

ЭВЭУ Т =,(7.1)

где NВЭУ(V) , кВт - мощностная (технологическая ) характеристика ветроагрегата;`Vi,м/с- среднечасовая скорость ветра; i = 1..Т.

по эмпирической кривой повторяемости заданного ряда среднечасовых скоростей за период Т, кВт·ч :

ЭВЭУ Т=, (7.2)

где nград., ед. - количество градаций (диапазонов) эмпирической кривой повторяемости; Т, ч - период наблюдения;`Vi , м/с - средняя скорость i-ой градации (интервала); ti(DVi), ед. - повторяемость скоростей ветра DVi диапазона.

Для непосредственного определения параметров скоростного режима по теоретической кривой повторяемости заданного часового ряда используются следующие формулы:

средняя скорость ветра (математическое ожидание), м/с

`V = = М(V) ,(7.3)

где t(n), ед. - повторяемость скорости ветра n.

- дисперсия скоростей ветра, м2/с2

(V) = (7.4)

коэффициент вариации, ед

СV= / М(V)(7.5)

коэффициент ассиметрии, ед.

СS= /(7.6)

удельная энергия ветрового потока, Вт×ч/м2

Эуд.=(7.7)

где r, кг/м3 - плотность воздуха; Т, ч - расчетный период.

выработка энергии рассматриваемого типа ВЭУ за период Т, кВт×ч:

ЭВЭУ Т= , (7.8)

где NВЭУ(n) , кВт - мощностная (технологическая ) характеристика ветроагрегата.

Число часов использования установленной мощности ВЭУ за год, ч можно определить

hвэуисп. = Эвэугод /(Nвэууст). (7.9)

Характерный диапазон изменения hвэуисп лежит в диапазоне 2000-4000 часов [7,9].

Коэффициент использования установленной мощности kвэуисп равен отношению выработанной энергии ВЭУ за год к энергии, которую выработала бы ВЭУ при работе в течение года с установленной мощностью, о.е.:

kвэуисп. = Эвэугод /(Nвэууст× 8760). (7.10)

Необходимо стремится, чтобы kвэуисп ® max, иначе ветроустановка будет недоиспользоваться. Характерный диапазон изменения kвэуисп лежит в диапазоне 0,25-0,50.

7.2 Выбор ВЭУ и расчет технического потенциала

Определим технический потенциал для 4 точек с наибольшими средними многолетними скоростями ветра. Таковыми являются Белогорск, Магдагачи, Сергеева и Симановск. Для расчета будем использовать ВЭУ следующих фирм: ЛЭМЗ (NВЭУуст=30 к Вт), Nordex (NВЭУуст=250 к Вт), GE Wind Energy (NВЭУуст=1500 к Вт).

ВЭУ данных производителей имеют характеристики представленные на рисунках 7.1-7.3.

Рисунок 7.1 - Зависимость мощности ВЭУ от скорости ветра (ВЭУ фирмы ЛЭМЗ).

Рисунок 7.2 - Зависимость мощности ВЭУ от скорости ветра (ВЭУ фирмы Nordex)

Рисунок 7.3 - Зависимость мощности ВЭУ от скорости ветра (ВЭУ фирмы GE Wind Energy)

Полученные данные сведем в таблицу 7.1

Таблица 7.1 «Расчет технического потенциала»

V0, м/сNвэугод, кВтЭвэугод, MВт×чhвэуисп, чkвэуисп, о.е.БелогорскЛЭМЗ-302,623,6715,88529,330,06Nordex-2503,0127,43101,40405,600,05GE Wind Energy-15003,50274,251013,76675,840,08МагдагачиЛЭМЗ-302,764,6020,18672,540,08Nordex-2503,1735,22133,19532,760,06GE Wind Energy-15003,69340,461287,44858,290,10СергеевкаЛЭМЗ-302,663,7816,62553,870,06Nordex-2503,0628,28106,43425,720,05GE Wind Energy-15003,56283,581067,41711,610,08СимановскЛЭМЗ-302,734,8520,46682,040,08Nordex-2503,1337,09135,62542,460,06GE Wind Energy-15003,64367,611343,99895,990,10

Анализируя полученные данные, видно, что среднегодовые вырабатываемые мощности крайне низки, а как следствие и энергия. Число использования установленной мощности даже в лучшем случае не превышает 900 часов, тогда как на практике необходимо 2000-4000 часов. Коэффициент использования также низок.

И подводя итог расчету технического потенциала в данных точках, стоит сказать о том, что использование ветроустановок в Амурской области неэффективно, нецелесообразно и невыгодно.

Заключение

В данной работе был произведен расчет и анализ основных ветроэнергетических параметров Амурской области. В результате проделанной работы оценили валовой, технический потенциалы с учетом ветроэнергетических установок малой, средней и большой мощностей. Было произведено сравнение параметров по нескольким базам данных, в частности база данных «Погода России» и база данных «Флюгер».

Оценивая расчеты предыдущих глав, нельзя не заметить что точкой с максимальным валовым потенциалом является расположение метеостанции Джалинда с координатами 53,5° северной широты и 123,9° восточной долготы (Nвал уд равна 147 Вт/м2). В тоже время точкой с максимальным техническим потенциалом является Симановск. В данной точке, а Nвэугод равна 4,85, 37,09, 367,61 кВт для ВЭУ установленной мощностью 30, 250 и 1500 кВт соответственно.

Стоит сказать, что использование ВЭУ нецелесообразно в данных условиях, так как средние скорости колеблются от 1 до 4 м/с тогда, как мировой опыт показывает ,что нет смысла использовать ВЭУ в тех регионах где средние скорости ветра менее 5м/с.

Но в то же время, для обеспечения электроэнергией удаленных населенных пунктов возможно использование ВЭУ малой мощности совместно с дизельгенераторными станция в качестве резерва, так как подключение к централизованной сети электроснабжения этих населенных пунктов крайне нецелесообразно с экономической точки зрения.

Список используемой литературы.

1. «Методы расчета ресурсов возобновляемых источников энергии» Учебное пособие для вузов /В.И.Виссарионов - М: изд. дом МЭИ, 2007.

. «Использование энергии ветра в районах севера» / В.В. Зубарев, В.А. Минин, И.Р. Степанов - Л.: Наука, 1989 - 208 с.: ил.

. Методические рекомендации по выбору мест размещения ветроэлектрических установок с оценкой возможной выработки энергии. -М.: ГНУ ВИЭСХ, 2003. - 36 с.

. Сайт сервера Погода России - #"justify">. Сайт правительства Амурской области - #"justify">. Схема развития распределительных электрических сетей 35 кВ и выше Амурской области на период до 2020г. с учётом перспективы до 2025г. - ОАО «ДАЛЬЭНЕРГОСЕТЬПРОЕКТ»

Оглавление Введение Глава 1. Анализ топливно-энергетического комплекса (ТЭК) Амурской области .1 Характеристика топливно-энергетического комплекса

Больше работ по теме: