Оценка ветроэнергетических ресурсов Амурской области

Размещено на http://www.allbest.ru/

Оглавление

Введение

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

1.1 Характеристика топливно-энергетического комплекса

1.2 Основные показатели энергосистемы Амурской области

1.3 Генерирующие мощности. Режимы работы электростанций

1.4 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»

3.1 Постановка задачи

3.2 Основные расчетные соотношения

3.3 Результат расчета

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

4.1 Описание базы данных «Флюгер»

4.2 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

6.1 Теоретическое обоснование

6.2 Основные расчетные соотношения

6.3 Анализ полученных данных

Глава 7. Определение технического потенциала заданной области

7.1 Теоретическое обоснование

7.2 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

1.1 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. кмІ из 361,9 тыс. кмІ 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 показателей	Единицы измерения	2008г отчёт	2015г	2020г	2025г
1. Общая площадь территории, обслуживаемая ЭС	км2	233	233	233	233
2. Численность населения в зоне централизованного электроснабжения (~ 99,8%)	тыс. чел.	869	835,4	812,5	796,5
3. Электропотребление	млн. кВт.ч.	6359	8660	11260	14150
4.Удельное электропотребление на одного жителя,	кВт.ч./чел	7318	10370	13860	17765
5. Максимум эл. нагрузки	МВт	1066/1169*	1530	1990	2500
6. Число часов использования максимума электрической нагрузки	час	5965/5440	5660	5660	5660
6.Средняя плотность электрической нагрузки	кВт/км2	4575/5017	6566	8540	10730
7. Мощн.эл. ст.энергосистемы - установленная - располагаемая	МВт	3504 3482	4533 4533	4483 4483	4790 4790
7.1 Благовещенская ТЭЦ - установленная	МВт	280	390	390	500
- располагаемая	МВт	280	390	390	500
7.2 Райчихинская ГРЭС-ТЭЦ - установленная	МВт	219	83	33	230
- располагаемая	МВт	212	83	33	230
7.3 Зейская ГЭС - установленная	МВт	1330	1330	1330	1330
- располагаемая	МВт	1330	1330	1330	1330
7.4 Бурейская ГЭС - установленная	МВт	1675	2010	2010	2010
- располагаемая	МВт	1660	2010	2010	2010
7.5 Нижнебурейская ГЭС - установленная	МВт	-	320	320	320
- располагаемая	МВт	-	320	320	320
7.6 Нижнезейская ГЭС - установленная	МВт	-	400	400	400
- располагаемая	МВт	-	400	400	400
8. Ерковецкая ТЭС (экспорт) - установленная	МВт	-	1800	2400	2400
- располагаемая	МВт	-	1800	2400	2400
9. Протяжённость ВЛ и КЛ (в одноцепном исчислении), всего:	км	6928,5	7405,7	7920,3	8251,3
в т.ч. - ВЛ 35 кВ	км	5281,5	5487,3	5821,7	5904,7
- ВЛ 110 кВ	км	1647	1895,2	2075,4	2323,4
- КЛ 110 кВ	км	-	23,2	23,2	23,2
11. Количество и установленная мощность трансформаторов 35 кВ и выше, всего	шт./МВА	471/2786,9	485/3174,2	489/3291,7	489/3318,7
в т.ч. - 35 кВ	шт./МВА	385/1610,8	387/1653,8	385/1649,6	381/1636,6
- 110 кВ	шт./МВА	86/1176,1	98/1520,4	104/1642,1	108/1682,1

Подключение 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

Показатели	Годы
	1990	2000	2005	2008
	Млрд кВт. ч.	%	Млрд кВт. ч.	%	Млрд кВт. ч.	%	Млрд кВт. ч.	%
Э, всего, в т.ч:	7,14	100	6,28	100	5,99	100	6,359	100
Промышленность	1,94	27,2	0,41	6,5	0,64	10,7	0,475	7,5
Строительство			0,11	1,8			0,086	1,3
СХ производство	0,8	11,2	0,06	1,0	0,1	1,7	0,070	1,1
Транспорт и связь	2,3	32,2	1,92	30,6	1,61	26,9	1,882	29,6
Быт и сфера услуг	0,96	13,4	1,78	28,3	2,05	34,2	1,976	31,1
С.Н. электрост.	0,46	6,4	0,7	11,1	0,43	7,2	0,660	10,4
Потери в сетях	0,68	9,51	1,3	20,7	1,16	19,3	1,21	19
Полезный отпуск	6,0	84	4,28	68,2	4,4	73,5	4,489	70,6

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, МВт	1417	1215	1141	1155	1112	1169
Совмещённый с ОЭС максимум, МВт	1355	1193	1120	1124	1067	1066

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 ТЭЦ	Райчихинская ГРЭС
Электрическая мощность установленная	МВт	280	219
располагаемая	МВт	280	212
Годовая выработка электроэнергии	млн. кВт.ч	1057,2	172,4
Отпуск тепла	тыс. Гкал	1981,4	149,6
Удельный расход топлива bэ bт	г/кВт.ч кг/Гкал	324,9 144,7	577,5 167,8
Себестоимость производства электроэнергии	коп/кВтч	87,92	269,58
Расход топлива: 99,8% - уголь (ерковецкий, райчихинский и харанорский) и 0,2% - мазут	тыс.т.у.т	565,2	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 бтльшей 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.

18 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 метеостанции	Координаты
Архара	49°25'N	130°05'E
Белогорск	50°55'N	128°28'E
Бисса	52°22'N	131°18'E
Благовещенск	50°16'N	127°30'E
Бомнак	54°43'N	128°56'E
Братолюбовка	50°47'N	129°20'E
Верхняя Томь	51°21'N	130°23'E
Джалинда	53°28'N	123°54'E
Ерофей Павлович	53°58'N	121°56'E
Завитая	50°07'N	129°28'E
Зея	53°45'N	127°14'E
Игнашино	53°28'N	122°24'E
Локсак	54°44'N	130°27'E
Лопча	55°46'N	122°40'E
Магдагачи	53°28'N	125°49'E
Мазаново	51°38'N	128°49'E
Нора	53°04'N	130°01'E
Норск	52°21'N	129°55'E
Поярково	49°37'N	128°39'E
Селемджа	53°07'N	133°58'E
Симановск	51°59'N	127°39'E
Сковородино	54°00'N	123°58'E
Тында	55°11'N	124°40'E
Усть-Нюкжа	56°35'N	121°29'E
Черняево	52°47'N	126°00'E
Экимчан	53°04'N	132°56'E

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

3.1 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 V_о, м/с;

- удельную валовую мощность ветрового потока N_уд^вал , кВт/м²;

- удельную валовую энергию Э_уд^вал, кВт*ч/м²*год;

- коэффициенты вариации C_V, 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 v_i 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.

С_v(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.

С_s(V) = (3.4)

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

Э_{уд 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 V_i , м/с - средняя скорость i-ой градации (интервала); t_i(V_i), ед. - повторяемость скоростей ветра V_i диапазона; n_град., ед. - количество градаций (интервалов).

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

где М(V^m)= ; (3.8)

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

- коэффициент ассиметрии, ед.

С_S= [М(V³)-3М(V²)М(V)+2М³(V)]/ (3.10)

- удельная энергия ветрового потока, Втч/м²

Э_уд.=, (3.11)

где , 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

4.1 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 флюгера	Форма рельефа
	Выпуклая	Плоская	Вогнутая
Вблизи от водной поверхности
Открытое побережье: океана или открытого (внешнего) моря	12	11	10
закрытого (внутреннего) моря	11	10	9
залива, большого озера	10	9	8
большой реки	9	8	7
Вдали от водной поверхности
Выше окружающих предметов: нет элементов защищенности	8	7	6
отдельные элементы защищенности	7	6	5
среди элементов защищенности	6	5	4
Ниже окружающих предметов: среди элементов защищенности	4	4	4

Примечание: 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 флюгер	Название МС	широта, с.ш.	долгота, в.д.	Vср.,м/с	Cv, о.е.	Cs, о.е.	Nвал уд., Вт*ч/м2	Эвал уд., кВт*ч/м2
3010	Архара	49,4	130,1	3,43	0,855	1,703	105,46	923,79
2923	Урми	49,4	133,2	1,61	0,977	2,330	15,51	135,84
3002	Благовещенск	50,3	127,6	2,52	1,089	2,498	76,25	667,92
2907	Чекунда	50,8	132,2	1,60	1,148	3,241	24,93	218,43
2998	Белогорск	50,9	128,5	2,94	0,708	1,260	45,85	401,61
2992	Шимановская	51,9	127,7	2,55	0,930	1,859	51,39	450,16
2891	Софийский,прииск	52,3	133,9	1,90	1,021	2,335	27,95	244,82
2989	Норский Склад	52,4	129,9	2,10	1,056	2,606	42,16	369,35
2984	Черняево	52,7	126	2,08	0,991	2,121	33,21	290,88
2979	Тыгда	53,1	126,4	2,73	0,878	1,678	55,71	488,01
2980	Нора	53,1	130	1,52	0,986	2,501	13,55	118,74
2981	Экимчан	53,1	132,9	1,52	1,188	4,107	26,24	229,85
2974	Джалинда	53,5	123,9	2,41	1,075	2,546	65,71	575,64
2879	Баладек	53,7	133,1	1,80	1,074	3,102	29,86	261,60
2971	Пикан	53,7	127,3	2,28	1,041	2,164	48,51	424,92
2969	Огорон	53,9	129,1	2,53	0,784	1,493	35,31	309,33
2967	Сковородино	54	123,9	2,39	1,172	2,842	80,80	707,78
2968	Ерофей Павлович	54	121,9	1,85	1,094	3,480	35,64	312,19
2965	Тыган-Уркан	54,1	124,8	2,65	0,971	1,823	62,77	549,90
2964	Дамбуки	54,3	127,6	1,98	1,105	2,105	35,74	313,11
2962	Локшак	54,7	130,4	1,49	0,975	2,954	13,30	116,54
2963	Бомнак	54,7	128,9	1,97	0,962	2,138	26,69	233,78
2959	Тында	55,2	124,7	2,77	0,786	1,138	44,29	388,02
2856	Нагорный	55,9	124,9	2,77	1,193	2,300	119,58	1047,54



4.2 Результаты

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

Название метеостанции	Основные	Данные по БД "Флюгер"	Данные по	Отклонение
	параметры		БД "Погода России"
Архара	Vср.,м/с	2,013	1,908	-5,489
	Cv, о.е.	0,927	0,978	5,226
	Cs, о.е.	1,462	1,398	-4,581
	Nвал уд., Вт/м2	23,873	22,377	-6,686
	Эвал уд., кВт*ч/м2	209,127	196,022	-6,686
Белогорск	Vср.,м/с	2,337	2,259	-3,448
	Cv, о.е.	0,708	0,694	-2,059
	Cs, о.е.	1,260	1,267	0,571
	Nвал уд., Вт/м2	21,846	20,388	-7,148
	Эвал уд., кВт*ч/м2	191,368	178,601	-7,148
Бисса(софийский прииск)	Vср.,м/с	1,503	1,459	-3,009
	Cv, о.е.	1,021	1,127	9,435
	Cs, о.е.	1,435	1,501	4,359
	Nвал уд., Вт/м2	13,947	13,099	-6,473
	Эвал уд., кВт*ч/м2	122,178	114,750	-6,473
Благовещенск	Vср.,м/с	1,618	1,737	6,864
	Cv, о.е.	1,089	1,010	-7,856
	Cs, о.е.	7,498	7,288	-2,887
	Nвал уд., Вт/м2	46,247	44,086	-4,900
	Эвал уд., кВт*ч/м2	405,121	386,196	-4,900
Бомнак	Vср.,м/с	1,171	1,156	-1,301
	Cv, о.е.	1,462	1,341	-9,012
	Cs, о.е.	1,538	1,685	8,710
	Nвал уд., Вт/м2	10,687	9,944	-7,471
	Эвал уд., кВт*ч/м2	93,620	87,112	-7,471
Братолюбовка (чекунда)	Vср.,м/с	1,904	1,947	2,197
	Cv, о.е.	0,648	0,687	5,741
	Cs, о.е.	1,491	1,637	8,917
	Nвал уд., Вт/м2	14,234	13,418	-6,087
	Эвал уд., кВт*ч/м2	124,694	117,540	-6,087
Верхняя Томь(чекунда)	Vср.,м/с	1,604	1,643	2,366
	Cv, о.е.	0,748	0,712	-4,983
	Cs, о.е.	2,241	2,079	-7,825
	Nвал уд., Вт/м2	9,345	8,910	-4,885
	Эвал уд., кВт*ч/м2	81,861	78,048	-4,885
Джалинда	Vср.,м/с	1,846	1,830	-0,841
	Cv, о.е.	1,295	1,277	-1,393
	Cs, о.е.	4,590	4,395	-4,441
	Nвал уд., Вт/м2	157,239	146,998	-6,967
	Эвал уд., кВт*ч/м2	1377,414	1287,705	-6,967
Ерофей Павлович	Vср.,м/с	1,052	1,017	-3,460
	Cv, о.е.	1,494	1,423	-5,020
	Cs, о.е.	1,780	1,924	7,451
	Nвал уд., Вт/м2	7,639	8,448	9,579
	Эвал уд., кВт*ч/м2	66,914	74,003	9,579
Завитая(бомнак)	Vср.,м/с	1,771	1,700	-4,200
	Cv, о.е.	0,862	0,826	-4,353
	Cs, о.е.	2,138	1,998	-7,022
	Nвал уд., Вт/м2	13,687	12,415	-10,246
	Эвал уд., кВт*ч/м2	119,900	108,757	-10,246
Зея (пикан)	Vср.,м/с	1,478	1,543	4,237
	Cv, о.е.	1,041	1,011	-2,961
	Cs, о.е.	2,164	2,838	23,765
	Nвал уд., Вт/м2	16,507	15,666	-5,371
	Эвал уд., кВт*ч/м2	144,605	137,234	-5,371
Игнашино(джалинда)	Vср.,м/с	1,513	1,652	8,439
	Cv, о.е.	1,075	1,089	1,274
	Cs, о.е.	2,146	2,011	-6,672
	Nвал уд., Вт/м2	18,712	19,706	5,040
	Эвал уд., кВт*ч/м2	163,921	172,622	5,040
Локсак	Vср.,м/с	1,088	1,002	-8,633
	Cv, о.е.	1,475	1,410	-4,594
	Cs, о.е.	2,354	2,267	-3,840
	Nвал уд., Вт/м2	7,304	7,745	5,695
	Эвал уд., кВт*ч/м2	63,979	67,843	5,695
Лопча(нагорный)	Vср.,м/с	1,370	1,419	3,436
	Cv, о.е.	0,693	0,646	-7,243
	Cs, о.е.	2,300	2,407	4,473
	Nвал уд., Вт/м2	5,582	5,243	-6,466
	Эвал уд., кВт*ч/м2	48,896	45,926	-6,466
Магдагачи(Джалинда)	Vср.,м/с	2,413	2,320	-4,018
	Cv, о.е.	0,750	0,815	7,946
	Cs, о.е.	1,346	1,294	-4,028
	Nвал уд., Вт/м2	25,712	27,702	7,182
	Эвал уд., кВт*ч/м2	225,241	242,669	7,182
Мазаново(Шимановская)	Vср.,м/с	2,145	2,070	-3,604
	Cv, о.е.	0,630	0,684	7,911
	Cs, о.е.	1,659	1,616	-2,683
	Nвал уд., Вт/м2	16,389	15,896	-3,097
	Эвал уд., кВт*ч/м2	143,565	139,252	-3,097
Нора	Vср.,м/с	1,519	1,457	-4,275
	Cv, о.е.	1,186	1,192	0,496
	Cs, о.е.	1,501	1,664	9,802
	Nвал уд., Вт/м2	14,555	15,133	3,822
	Эвал уд., кВт*ч/м2	127,500	132,566	3,822
Норск	Vср.,м/с	1,101	1,217	9,537
	Cv, о.е.	1,156	1,232	6,158
	Cs, о.е.	1,706	1,855	8,052
	Nвал уд., Вт/м2	11,163	10,164	-9,837
	Эвал уд., кВт*ч/м2	97,792	89,034	-9,837
Поярково(Архара)	Vср.,м/с	1,933	1,906	-1,375
	Cv, о.е.	0,855	0,922	7,323
	Cs, о.е.	1,203	1,275	5,610
	Nвал уд., Вт/м2	17,456	19,193	9,052
	Эвал уд., кВт*ч/м2	152,912	168,132	9,052
Сергеевка(Благовещенск)	Vср.,м/с	2,518	2,317	-8,681
	Cv, о.е.	0,689	0,690	0,104
	Cs, о.е.	1,198	1,225	2,225
	Nвал уд., Вт/м2	20,653	21,857	5,508
	Эвал уд., кВт*ч/м2	180,920	191,466	5,508
Симановск(Шимановская)	Vср.,м/с	2,345	2,196	-6,774
	Cv, о.е.	0,930	0,896	-3,695
	Cs, о.е.	0,859	0,810	-6,043
	Nвал уд., Вт/м2	25,389	26,199	3,095
	Эвал уд., кВт*ч/м2	222,405	229,507	3,095
Скоровордино	Vср.,м/с	1,869	1,731	-7,963
	Cv, о.е.	1,072	1,047	-2,332
	Cs, о.е.	1,342	1,290	-4,034
	Nвал уд., Вт/м2	18,797	18,387	-2,228
	Эвал уд., кВт*ч/м2	164,659	161,071	-2,228
Тында	Vср.,м/с	1,568	1,493	-5,031
	Cv, о.е.	1,086	1,068	-1,668
	Cs, о.е.	1,538	1,612	4,596
	Nвал уд., Вт/м2	14,294	13,385	-6,790
	Эвал уд., кВт*ч/м2	125,217	117,255	-6,790
Усть-Нюкжа	Vср.,м/с	0,442	0,410	-7,848
	Cv, о.е.	2,153	2,221	3,073
	Cs, о.е.	4,860	4,810	-1,041
	Nвал уд., Вт/м2	2,856	2,793	-2,252
	Эвал уд., кВт*ч/м2	25,019	24,468	-2,252
Черняево	Vср.,м/с	1,981	1,869	-6,031
	Cv, о.е.	1,199	1,163	-3,110
	Cs, о.е.	1,312	1,402	6,418
	Nвал уд., Вт/м2	30,206	29,135	-3,677
	Эвал уд., кВт*ч/м2	264,604	255,221	-3,677
Экимчан	Vср.,м/с	1,423	1,359	-4,705
	Cv, о.е.	1,188	1,223	2,831
	Cs, о.е.	4,607	4,888	5,737
	Nвал уд., Вт/м2	76,238	71,992	-5,897
	Эвал уд., кВт*ч/м2	667,846	630,653	-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:

t_i = , (5.1)

где t_i, ед. повторяемость скоростей в i-м интервале скорости (градации) V_i; 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 V_i = V_i ^max V_i ^min (по ГГО им. А.И. Воейкова), имеют следующие значения по 15-ти интервалам: 01, 2З, ..., 1617, 1820, 2124, 2528, 2934, 3540 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: 01, 2З, ..., 1617, 1820, 2124, 2528, 2934, 3540 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 и параметры распределения, причем = , (6.2)

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

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

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

2. Используя формулу Л.Б. Гарцмана:

= С_v^-1,069, (6.3)

где С_v, 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)"".

Таблица 6.1 - Исследование применимости функции распределения Вейбулла-Гудрича

Метеостанция	Vср.,м/с	Cv, о.е.	Cs, о.е.	Nвал уд., Вт/м2	Эвал уд., кВт*ч/м2	Vср.,м/с	Cv, о.е.	Cs, о.е.	Эвал уд., кВт*ч/м2	б	dЭвал уд, %
Архара	1,91	0,98	1,40	22,38	196,02	1,91	0,98	1,93	211,21	1,02	7,74891
Белогорск	2,26	0,69	1,27	20,39	178,60	2,26	0,69	1,10	172,10	1,48	3,64205
Бисса	1,46	1,13	1,50	13,10	114,75	1,46	1,14	2,43	125,70	0,88	9,54594
Благовещенск	1,74	1,01	7,29	44,09	386,20	1,74	1,01	2,03	373,56	0,99	3,27199
Бомнак	1,16	1,34	1,68	9,94	87,11	1,16	1,36	3,26	89,78	0,73	3,06879
Братолюбовка	1,95	0,69	1,64	13,42	117,54	1,95	0,68	1,08	108,46	1,49	7,72780
Верхняя Томь	1,64	0,71	2,08	8,91	74,33	1,64	0,71	1,15	69,12	1,44	7,01641
Джалинда	1,83	1,28	4,39	147,00	1287,71	1,83	1,31	2,99	1227,29	0,77	4,69183
Ерофей Павлович	1,02	1,42	1,92	8,45	74,00	1,02	1,44	3,62	80,17	0,69	8,32913
Завитая	1,70	0,83	2,00	12,42	108,76	1,70	0,82	1,47	100,96	1,23	7,16951
Зея	1,54	1,01	2,84	15,67	138,67	1,54	1,01	2,04	132,06	0,99	4,76916
Игнашино	1,65	1,09	2,01	19,71	172,62	1,65	1,10	2,29	185,00	0,91	7,16973
Локсак	1,00	1,41	2,27	7,74	67,84	1,00	1,43	3,56	63,20	0,69	6,83598
Лопча	1,42	0,65	2,41	5,24	45,93	1,42	0,64	0,97	48,22	1,59	5,00514
Магдагачи	2,32	0,82	1,29	27,70	242,67	2,32	0,81	1,44	249,53	1,24	2,82893
Мазаново	2,07	0,68	1,62	15,90	139,25	2,07	0,68	1,07	129,34	1,50	7,11720
Нора	1,46	1,19	1,66	15,13	132,57	1,46	1,21	2,66	128,71	0,83	2,90565
Норск	1,22	1,23	1,85	10,16	89,03	1,22	1,26	2,82	90,35	0,80	1,48089
Поярково	1,91	0,92	1,27	19,19	168,13	1,91	0,92	1,76	181,75	1,09	8,10010
Сергеевка	2,32	0,69	1,23	21,86	191,47	2,32	0,68	1,09	184,02	1,49	3,89066
Симановск	2,20	0,90	0,81	26,20	229,51	2,20	0,89	1,68	240,09	1,12	4,61229
Скоровордино	1,73	1,05	1,29	18,39	161,07	1,73	1,05	2,15	169,85	0,95	5,45296
Тында	1,49	1,07	1,61	13,39	117,26	1,49	1,07	2,22	128,94	0,93	9,96840
Усть-Нюкжа	0,41	2,22	4,81	2,79	24,47	0,41	2,25	9,16	25,62	0,43	4,69923
Черняево	1,87	1,16	1,40	29,13	255,22	1,87	1,18	2,56	238,51	0,85	6,54707
Экимчан	1,36	1,22	4,89	71,99	630,65	1,36	1,25	2,78	649,56	0,81	2,99800

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

7.1 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:

Э_{ВЭУ Т} =, (7.1)

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

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

Э_{ВЭУ Т}=, (7.2)

где n_град., ед. - количество градаций (диапазонов) эмпирической кривой повторяемости; Т, ч - период наблюдения;V_i , м/с - средняя скорость i-ой градации (интервала); t_i(V_i), ед. - повторяемость скоростей ветра V_i 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(), ед. - повторяемость скорости ветра .

- дисперсия скоростей ветра, м²/с²

D(V) = (7.4)

- коэффициент вариации, ед

С_V= / М(V) (7.5)

- коэффициент ассиметрии, ед.

С_S= / (7.6)

- удельная энергия ветрового потока, Втч/м²

Э_уд.= (7.7)

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

- выработка энергии рассматриваемого типа ВЭУ за период Т, кВтч:

Э_{ВЭУ Т}= , (7.8)

где N_ВЭУ() , кВт - мощностная (технологическая ) характеристика ветроагрегата.

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

h_вэу^исп. = Э_вэу^год /(N_вэу^уст). (7.9)

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

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

k_вэу^исп. = Э_вэу^год /(N_вэу^уст 8760). (7.10)

Необходимо стремится, чтобы k_вэу^исп max, иначе ветроустановка будет недоиспользоваться. Характерный диапазон изменения k_вэу^исп 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 (N_ВЭУ^уст=30 к Вт), Nordex (N_ВЭУ^уст=250 к Вт), GE Wind Energy (N_ВЭУ^уст=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/с	Nвэугод, кВт	Эвэугод, MВтЧч	hвэуисп, ч	kвэуисп, о.е.
Белогорск	ЛЭМЗ-30	2,62	3,67	15,88	529,33	0,06
	Nordex-250	3,01	27,43	101,40	405,60	0,05
	GE Wind Energy-1500	3,50	274,25	1013,76	675,84	0,08
Магдагачи	ЛЭМЗ-30	2,76	4,60	20,18	672,54	0,08
	Nordex-250	3,17	35,22	133,19	532,76	0,06
	GE Wind Energy-1500	3,69	340,46	1287,44	858,29	0,10
Сергеевка	ЛЭМЗ-30	2,66	3,78	16,62	553,87	0,06
	Nordex-250	3,06	28,28	106,43	425,72	0,05
	GE Wind Energy-1500	3,56	283,58	1067,41	711,61	0,08
Симановск	ЛЭМЗ-30	2,73	4,85	20,46	682,04	0,08
	Nordex-250	3,13	37,09	135,62	542,46	0,06
	GE Wind Energy-1500	3,64	367,61	1343,99	895,99	0,10

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 (N_{вал уд} равна 147 Вт/м2). В тоже время точкой с максимальным техническим потенциалом является Симановск. В данной точке, а N_вэу^год 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.

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

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

4. Сайт сервера Погода России - http://meteo.infospace.ru/win/wcarch/html/r_sel_admin.sht?country=176

5. Сайт правительства Амурской области - http://www.amurobl.ru

6. Схема развития распределительных электрических сетей 35 кВ и выше Амурской области на период до 2020г. с учётом перспективы до 2025г. - ОАО «ДАЛЬЭНЕРГОСЕТЬПРОЕКТ»

Размещено на Allbest.ru