Расчёт энергетического потенциала и экономической эффективности ветровой энергетики

Валовый ресурс (потенциал) ветровой энергетики региона (страны) — это часть среднемноголетней суммарной ветровой энергии, которая доступна для использования на площади региона (страны) в течение одного года. Валовый потенциал ветровой энергетики определяется по формуле.

(1).

где с — плотность воздуха, кг/м³; Т=8760 — число часов в году; S — площадь территории, м 2; нсреднемноголетняя скорость ветра в диапазоне i; t — вероятность нахождения скорости в диапазоне i.

Технический ресурс ветровой энергетики региона (страны) это часть валового потенциала ветровой энергетики, которая может быть использована при современном уровне развития технических средств и соблюдения экологических норм.

Технический ресурс ветровой энергетики

(2).

где N_C — средняя мощность ВЭУ, которая определяется по формуле.

(3).

где з_ВЭУ общий КПД ВЭУ, который определяется по формуле.

(4).

где с_р — коэффициент использования ветра; з_мех — механический КПД ВЭУ; з_эл — электрический КПД ВЭУ. [12].

Как видно из (2) и (3) технический потенциал зависит только от средней скорости ветра и её распределения. Однако, учитывая, что скорость ветра, принимаемая в указанных формулах, зависит от высоты, а высота башни выбирается в зависимости от мощности (диаметра ветроколеса), то таким образом технический потенциал зависит также и от мощности ВЭУ [2].

Количество ветровой энергии, которую можно получить в каждом конкретном месте, характеризуется техническим ветроэнергетическим потенциалом, зависящим от скорости ветра. За основу принимаются средние многолетние значения скоростей ветра на высоте флюгера, пересчитанные на высоту ветроагрегата.

Выработка электроэнергии ВЭУ определяется по формуле.

(5).

где Р_ВЭУi (k_hv) — зависимость полезной мощности ВЭУ от скорости ветра на высоте оси ветроколеса, при i, меняющемся в диапазоне от скорости включения v_в до скорости отключения v_от с шагом 0,5−1 м/с; k_hv — скорость ветра на высоте оси ветроколеса, м/c, где k_h — поправочный коэффициент, учитывающий разницу высот.

(6).

где h_оси — высота оси ветроколеса относительно основания башни, м; h_ф — высота флюгера, м; n — степенной коэффициент, учитывающий характер изменения скорости ветра с высотой; f i (v) — интегральная повторяемость скорости ветра, %.

Для расчетов в указанном диапазоне скоростей ветра полезную мощность ВЭУ Р_ВЭУ (кВт) для заданной скорости ветра на высоте оси ветроколеса k_h v (м/с) и диаметре ротора ВЭУ D₁ (м) определяется по формуле.

(7).

где Р_уд — удельная мощность ветрового потока со скоростью k_hv через единичную площадь, определяется по формуле (с учетом, что с — плотность воздуха, кг/м³).

(8).

S_ВЭУ — отметаемая площадь ВЭУ с горизонтальной осью вращения, вычисляется по формуле.

(9).

где D — диаметр ветроколеса; у — коэффициент мощности (в практических расчетах принимают равным 0,45), о. е.; з_р — КПД ротора ВЭУ (порядка 0,9), о. е.; з_г — КПД генератора (порядка 0,95), о. е.

В ветроэнергетике обычно используют рабочий диапазон скоростей ветра, не превышающих 25 м/с. Эта скорость соответствует 9-му ветру (шторм) по 12-балльной шкале Бофорта.

В таблице 3 приведены значения удельной мощности Р_уд для указанного рабочего диапазона скоростей ветра.

Таблица 3- Зависимость удельной мощности P_уд, от k_hн.

Выполнив расчеты по (5) — (9) для нескольких ВЭУ, полученные значения выработки энергии ВЭУ следует сравнить с графиком потребления энергии объектом и назначать установленную мощность ВЭУ таким образом, чтобы производство энергии обеспечивало покрытие значительной части графика потребления. Тогда большую часть года ВЭУ будет работать в режиме экономии энергии и минимальное время передавать энергию во внешнюю сеть. [12].

Экономическая эффективность использования ВЭУ для энергоснабжения небольших потребителей определяется имеющимся ветроэнергетическим потенциалом, тарифом на электроэнергию у потребителя, стоимостью используемой ВЭУ, техническими условиями на подключение и рядом других факторов [13].

Срок окупаемости при внедрении ветроагрегата может быть определен по формуле.

(10).

где Р_с — общая стоимость установки (капитальные затраты) с учетом стоимости агрегата, транспортировки, таможенных расходов, проектных и строительно-монтажных работ, руб; Э — электроэнергия, вырабатываемая установкой в год, кВт· ч/год; С_т — тариф на электроэнергию, руб/кВт· ч; И_экс — издержки эксплуатации, руб/год.

Стоимость энергии, вырабатываемой ВЭУ руб/(кВт· ч) связана со сроком службы установки t_СС соотношением.

(11).

Общая прибыль от использования ВЭУ может быть определена как ежегодная прибыль от сэкономленной электроэнергии, произведенной установкой, умноженная на период ее работы после срока окупаемости с учетом ежегодной корректировки тарифа и издержек эксплуатации.

(12).

Также технико-экономическое совершенство ВЭУ можно характеризовать таким параметром как коэффициент использования установленной мощности ветроустановки К_уст.. Он представляет собой отношение действительной выработки электроэнергии за какой-либо период времени, например за год (W_год), к максимально возможной выработке (W_max=8760•Р_ном) энергии в случае, если бы ВЭУ работала весь этот период времени на номинальной (т. е. 100%) мощности N_ном.

(13).

Примерные расчеты различных объектов показали, что срок окупаемости объектов может составлять 3,5−5 лет и снижается в условиях роста тарифа на электроэнергию.

Ветровая энергетика является одним из дешёвых ВИЭ. Проблема широкого использования ВЭУ в настоящее время связана с их экономической эффективностью с традиционными источниками энергии.

Стоимость ВЭС, в том числе и ВЭУ зависит от их мощности, стоимости производства соответствующего оборудования, расходов на транспортировку и стоимости строительства.

Основной подход к расчёту экономических показателей ВЭУ включает определение эффективности ВЭУ в конкуренции с традиционными источниками электроэнергии (ТИЭ) в конкретном регионе.