Оценка повышения энергетической эффективности ветроэнергетического комплекса в объединенной энергосистеме тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.08, кандидат наук Игнатьев Евгений Витальевич

• Игнатьев Евгений Витальевич
• кандидат наук
• 2019

Оглавление диссертации кандидат наук Игнатьев Евгений Витальевич

ВВЕДЕНИЕ

1 ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ

1.1 Оффшорная ветроэнергетика в мире

1.1.1 Основные статистические показатели и история развития оффшорной ветроэнергетики

1.1.2 Основное энергетическое оборудование оффшорных ВЭС

1.2 Повышение надежности работы ВЭС в объединенной энергетической системе

1.2.1 Временные вариации скорости ветра

1.2.2 Влияние временных вариаций скорости ветра на режим работы энергетической системы

1.2.2.1 Работа ВЭС в энергетических системах с высокой долей ТЭС

1.2.2.2 Работа ВЭС в энергетических системах с высокой долей ГТЭС, ГЭС и ГАЭС

1.2.2.3 Работа ВЭС в энергетических системах с их высокой долей

1.2.2.4 Укрупнение ВЭС по количеству ВЭУ с целью сглаживания неравномерности поступления энергетического ресурса

1.2.2.5 Объединение управления отдельными ВЭС в единый оперативно-диспетчерский комплекс

1.2.2.6 Повышение точности прогнозирования прихода энергетического ресурса для различных временных промежутков

1.2.2.7 Создание энергетических комплексов с использованием аккумулирующих систем и увеличение передающей способности энергетических сетей для облегчения интеграции ВЭС в энергетические системы

1.2.2.8 Стандарты подключения ВЭС к энергетическим сетям и применение современных технологий, позволяющих ВЭС оказывать системные услуги

1.3 Постановка цели и задач исследования

2 МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ БАЗОВЫХ ПАРАМЕТРОВ ВЕТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА, РАБОТАЮЩЕГО В ОЭС

2.1 Общие положения

2.2 Выбор площадок, подходящих для размещения оффшорных ВЭС

2.3 Выбор расчетной модели ВЭУ

2.4 Описание методики выбора исходных ветровых данных

2.5 Формирование алгоритма определения базовых параметров ветроэнергетического комплекса

3 МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОПТИМАЛЬНОГО СОСТАВА ВЕТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА, РАБОТАЮЩЕГО В ОЭС

3.1 Постановка задачи и метод оптимизации состава ВЭК

3.2 Описание методики расчета режима совместной работы нескольких ВЭС в рамках единого оперативно-диспетчерского комплекса

3.3 Алгоритм расчета режима совместной работы нескольких ВЭС в рамках единого оперативно-диспетчерского комплекса

3.4 Описание методики выбора исходных данных, используемых в ветроэнергетических расчетах

3.5 Формирование алгоритма определения оптимального состава ветроэнергетического комплекса

4 ПРОВЕРКА РАБОТОСПОСОБНОСТИ МЕТОДИК ОПРЕДЕЛЕНИЯ БАЗОВЫХ ПАРАМЕТРОВ И ОПТИМАЛЬНОГО СОСТАВА ВЕТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА, РАБОТАЮЩЕГО В ОЭС

4.1 Описание процесса проверки работоспособности методик определения базовых параметров и оптимального состава ВЭК

4.2 Оценка ветроэнергетических ресурсов прибрежной акватории Баренцева и Белого морей Северо-Западного Федерального округа РФ

4.3 Выбор площадок, подходящих для размещения оффшорных ВЭС, в соответствии со сформулированными критериями

4.4 Выбор исходных ветровых данных

4.5 Выбор расчетной модели ВЭУ, подходящей для размещения на выбранных

площадках оффшорных ВЭС

4.6 Выбор исходных данных, используемых в ветроэнергетических расчетах

4.7 Расчет режима совместной работы рассматриваемых оффшорных ВЭС в рамках единого оперативно-диспетчерского комплекса

4.8 Оценка экономической эффективности использования рассматриваемого ветроэнергетического комплекса в Кольской энергосистеме

4.9 Выводы, результаты, предложения

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

ЛИТЕРАТУРА

ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение

Приложение

Приложение

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время в мире наблюдается значительный рост отрасли оффшорной ветроэнергетики. Однако вместе со значительными достижениями в области увеличения показателей суммарной установленной мощности оффшорных ВЭС и средней мощности вновь устанавливаемых ветровых агрегатов, а также снижением удельной стоимости основного энергетического оборудования и стоимости электроэнергии, производимой оффшорными ВЭС, наблюдается также возникновение проблем, связанных с интеграцией оффшорных ВЭС в объединенную энергетическую систему (ОЭС).

Помимо специфической для оффшорной ветроэнергетики проблемы передачи вырабатываемой электроэнергии в береговые энергетические системы, главной проблемой для отрасли является общая проблема для всей ветроэнергетики в целом - обеспечение надежного энергоснабжения и предсказуемой энергоотдачи - возникающая из-за особенностей технологического процесса производства электроэнергии ветровыми электростанциями.

Исходя из значительного накопленного опыта проектирования и эксплуатации ВЭС за рубежом, в особенности в странах Европы, были найдены способы, позволяющие отказаться от полного резервирования мощности ветровых электростанций при их работе в объединенной энергетической системе. К подобным способам относится увеличение количества агрегатов ВЭС, позволяющее снизить неравномерность выработки электрической мощности по времени; повышение точности прогнозирования прихода ветрового ресурса; создание энергетических комплексов с применением различных систем аккумулирования энергии; использование современных типов ВЭУ, располагающих аэромеханическими и электромеханическими системами регулирования своих параметров. Основным же способом повышения надежности энергоснабжения в процессе проектирования и эксплуатации ВЭС

является их объединение в ветроэнергетические комплексы с помощью создания энергетических, инфраструктурных и информационных связей.

Объединение в единый оперативно-диспетчерский комплекс ВЭС, работающих параллельно с объединенной энергетической системой и расположенных на значительном удалении друг от друга в районах со значительной асинхронностью ветрового режима, позволяет сократить неравномерность выработки электрической мощности по времени, сгладить колебания мощности, вызванные краткосрочными колебаниями скорости ветра, и увеличить значения мощности, генерируемой комплексом с высокими значениями обеспеченности по ветровому ресурсу.

Для оффшорных ВЭС, работающих при лучших ветровых условиях, данные эффекты проявляются более отчетливо.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Оценка повышения энергетической эффективности ветроэнергетического комплекса в объединенной энергосистеме»

Актуальность темы диссертационной работы

На сегодняшний день Российская Федерация находится на начальном этапе развития ветроэнергетики. Обладая значительными ветроэнергетическими ресурсами (совокупный потенциал - 80-1015 кВт-ч/год, технический потенциал -

15 12

6,2-10 кВт-ч/год, экономический потенциал - 31-10 кВт-ч/год [1]) на 2016 год Россия располагала около 105 МВт установленной мощности ВЭС, из которых более 89 МВт расположено в Крыму [2]. На начало 2014 года суммарная установленная мощность ВЭС России составляла около 16,8 МВт [3].

C 2017 года в России интенсифицировалось развитие ветроэнергетики. С 29 мая по 9 июня правительством был разыгран первый тендер на 1,65 ГВт, распределенный между тремя компаниями. Лицензии на реализацию проектов в области ветроэнергетики получили компании «Enel Green Power», «Fortum-Роснано» и «Росатом». Первым пилотным проектом, реализованным в рамках данного тендера, была Ульяновская ВЭС мощностью 35 МВт, пущенная в эксплуатацию в начале 2018 года. Всего проекты ветровых электростанций должны быть реализованы на территории Татарстана, Краснодарского и Ставропольского краев, Орловской, Ульяновской и Мурманской областей [4].

Однако, несмотря на ускорение темпов развития ветроэнергетики в России, страна до сих пор не располагает действующими оффшорными ВЭС и не разрабатывает проектов их строительства.

Наибольшее количество перспективных площадок для строительства оффшорных ВЭС в России располагается у побережья Мурманской области. Актуальность их строительства связана с предполагаемым освоением ресурсов Баренцева моря, на шельфе которого располагаются несколько крупных месторождений природного газа, таких как Мурманское, Северо-Кильдинское, Ледовое, Лудловское и одно из крупнейших в мире - Штокмановское [5]. Экспорт добываемого газа потребует создания значительного числа энергоемких объектов инфраструктуры. Использование электрических приводов вместо газотурбинных установок позволит экономить около 5 млрд. м3 так называемого «топливного газа» с целью его дальнейшего экспорта. При этом оцениваемая величина электрической нагрузки завода по производству сжиженного природного газа (СПГ), предполагаемого к строительству в селе Териберка, составляет 1,6-1,8 ГВт; портового транспортно-технологического комплекса -400 МВт; компрессорных станций газопровода Видяево-Волхов - 450 МВт [6].

Также с точки зрения экономической потребности актуальность строительства ветроэнергетического комплекса, состоящего из нескольких оффшорных ВЭС, связана с выводом из эксплуатации Кольской АЭС. По существующим планам АО «Концерн Росэнергоатом» в период 2033-34 годов будут выведены из эксплуатации блоки №1 и 2, входящие в состав первой очереди АЭС [7]; в период 2036-39 годов будут выведены из эксплуатации блоки №3 и 4, входящие в состав второй очереди АЭС [8]. Несмотря на то, что в период 2031-35 годов планируется ввести в эксплуатацию новый энергоблок Кола 11-1 [9], с 2033 года потребуется ввод дополнительной генерирующей мощности для сохранения величины перетока электроэнергии в энергетические системы Республики Карелия и скандинавских стран, составляющей суммарно около 38% электроэнергии, генерируемой электростанциями Мурманской области [10].

С технологической точки зрения отмеченные выше факты делают актуальным исследование влияния асинхронности поступления энергетического ресурса на режим совместной работы оффшорных ВЭС, расположенных на значительном удалении друг от друга и объединенных в единый оперативно-диспетчерский комплекс.

Целью диссертационной работы является разработка методик определения оптимальных параметров ветроэнергетического комплекса, работающего в объединенной энергетической системе, на основании показателей режима работы комплекса, характеризующих его энергетическую эффективность и эффективность использования асинхронности поступления энергетического ресурса для выравнивания режима его работы. В качестве ветровых электростанций, входящих в состав комплекса, рассматриваются оффшорные ВЭС.

Для достижения поставленной цели требуется решение ряда научных и инженерных задач, связанных с определением базовых параметров ветроэнергетического комплекса, определением показателей режима его работы, определением его оптимального состава.

На предпроектном этапе основная задача состоит в определении таких параметров и состава ветроэнергетического комплекса, которые бы позволяли, используя максимальную часть технических ветроэнергетических ресурсов рассматриваемых акваторий, осуществлять его наиболее энергетически эффективную эксплуатацию. При этом для облегчения интеграции ветроэнергетического комплекса в энергетическую систему его состав должен обеспечивать минимизацию колебаний мощности и максимизацию значений мощности, генерируемой с высокими значениями обеспеченности, за счет наиболее эффективного использования асинхронности поступления энергетического ресурса.

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:

1. Разработать методику определения базовых параметров ветроэнергетического комплекса: пВЭС, шт. - количества ВЭС, входящих его состав, и пВЭУ, шт. - количества ВЭУ, входящих в его состав;

2. Разработать методику определения оптимального состава ВЭК на основании интегрального критерия, учитывающего показатели энергетической эффективности и эффективности использования асинхронности поступления энергетического ресурса для выравнивания режима работы ВЭК;

3. Провести проверку работоспособности разработанных методик и оценить экономическую эффективность использования ВЭС в энергетической системе одного региона.

Методы и средства выполнения исследований

В исследовании применялись методы математического моделирования и планирования численного эксперимента.

Научная новизна работы

Научная новизна работы заключается в следующем:

1. Разработана методика определения базовых параметров ветроэнергетического комплекса: пВЭС, шт. - количества ВЭС, входящих в его состав и пВЭУ, шт. - количества ВЭУ, входящих в его состав, с учетом единичной мощности рассматриваемых ВЭУ;

2. Разработана методика определения оптимального состава ветроэнергетического комплекса на основании соответствия показателей режима работы комплекса интегральному критерию, учитывающему показатели энергетической эффективности и эффективности использования асинхронности поступления энергетического ресурса для выравнивания режима работы ВЭК;

Достоверность полученных результатов обусловлена использованием в процессе исследования общеизвестных научных методов, корректным применением математического аппарата и верифицированных исходных данных.

Практическая ценность работы состоит в возможности использования разработанных методик определения базовых параметров и оптимального состава ВЭК на ранних стадиях проектирования.

Личный вклад автора заключается в:

- анализе существующих подходов к интеграции ВЭС в энергетическую систему и комплексному использованию ВЭС в ее рамках;

- постановке задачи исследования;

- разработке связанных между собой методик определения базовых параметров ВЭК и оптимального состава ВЭК, базирующихся на существующих математических моделях элементов энергетических комплексов;

- планировании и проведении численных экспериментов по оценке влияния состава ВЭК на показатели энергетической эффективности;

- анализе и интерпретации результатов проверки работоспособности разработанных методик.

Апробация работы

Результаты проделанной работы докладывались и обсуждались на всероссийских и международных конференциях:

- XII Международная ежегодная конференция «Возобновляемая и малая энергетика - 2016»;

- III Молодежная научно-техническая конференция «Наука и проектирование», по результатам которой было занято первое место;

- Молодежная научная конференция «АЭР-2018».

Разделы работы представлены на X всероссийском конкурсе учебных работ «Энергия Развития», проводимом ПАО «РусГидро» (в числе 5 победителей).

Публикации

По основным результатам диссертации опубликовано 3 печатные работы в рекомендованных ВАК изданиях.

Объем и структура диссертационной работы

Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы, включающего в себя 82 наименования, трех приложений.

Работа изложена на 153 страницах основного текста, содержит 63 рисунка, 30 таблиц, 21 страницу приложения.

Основные положения, выносимые на защиту На защиту автором выносятся следующие положения:

1. Методика определения базовых параметров ветроэнергетического комплекса, состоящего из нескольких оффшорных ВЭС, работающих в объединенной энергетической системе;

2. Методика определения оптимального состава ветроэнергетического комплекса на основании интегрального критерия, учитывающего показатели энергетической эффективности и эффективности использования асинхронности поступления энергетического ресурса для выравнивания режима работы ВЭК;

3. Результаты проверки работоспособности разработанных методик определения базовых параметров ветроэнергетического комплекса и его оптимального состава и оценки экономической эффективности использования ветроэнергетического комплекса в объединенной энергетической системе.

Основные положения работы отражены в следующих публикациях:

1. Игнатьев Е.В., Тягунов М.Г. Определение оптимальной конфигурации комплекса оффшорных ВЭС // Журнал С.О.К. №7, июль 2018. с. 78-84.

2. Игнатьев Е.В. Определение оптимальной конфигурации оффшорного ветроэнергетического комплекса // Материалы молодежной научной конференции «АЭР-2018» (г. Астрахань, 5-7 декабря 2018 г) / под науч. ред. д-ра пед. наук, проф. Зайнутдиновой Л.Х. и д-ра техн. наук, проф. Тягунова М.Г. - Астрахань: Издатель: Сорокин Роман Васильевич, 2018, 304 с. с. 190-200.

3. Игнатьев Е.В., Дерюгина Г.В., Тягунов М.Г. Выбор информационных источников для проведения ветроэнергетических расчетов в прибрежной акватории Мурманской области // Журнал «Новое в Российской Электроэнергетике», №3, март 2019. с. 42-53.

4. Игнатьев Е.В., Дерюгина Г.В., Тягунов М.Г. Исследование возможности проведения компенсирующего регулирования оффшорными ВЭС // Журнал «Новое в Российской Электроэнергетике», №4, апрель 2019. с. 4958.

1 ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ

1.1 Оффшорная ветроэнергетика в мире

В последние годы в странах Европы и Восточной Азии наблюдается устойчивая тенденция развития оффшорной ветроэнергетики. Рост ее показателей обусловлен рядом преимуществ по сравнению с «береговой» ветроэнергетикой:

- высокие значения скорости ветра на прибрежной акватории обусловлены низкой величиной шероховатости подстилающей поверхности (параметр шероховатости для морской поверхности составляет 0,02-0,05 см, в то время как для суши данный параметр, как правило, составляет свыше 1 см [11]) и высокими величинами класса открытости по классификации В.Ю.Милевского [12];

- более высокая повторяемость значений скорости ветра, соответствующих диапазону рабочих скоростей ветроагрегатов, и меньшая повторяемость энергетических затиший - периодов, при которых скорость ветра ниже определенного уровня и электроэнергия ветровыми агрегатами не вырабатывается, - обусловленная явлением замкнутой термической циркуляции воздуха, возникающей вследствие разности температур воздуха над морем и сушей [13];

- совпадение по времени суточных максимумов ветровой активности и нагрузки энергетической системы;

- дефицит или высокая стоимость земли, отчуждаемой для строительства ВЭС, в густонаселенных регионах;

- слаборазвитая транспортная инфраструктура в районах с высокой ветровой активностью, осложняющая строительство крупных ВЭС, в слабозаселенных регионах;

- экологические эффекты, связанные со снижением шумового и визуального «загрязнения».

В то же время существует и особый комплекс сложностей, возникающих в процессе проектирования и эксплуатации оффшорных ВЭС. Они связаны, прежде всего, с созданием оснований оффшорных ВЭУ, при проектировании которых требуется учитывать специфические виды нагрузки - волновую и ледовую [14]. Также особой спецификой обладают процессы проектирования и эксплуатации систем электрических соединений оффшорных ВЭС и основного энергетического оборудования оффшорных ВЭС, рассчитанных на влияние повышенной влажности воздуха, повышенных ветровых нагрузок и воздействие морской соли. Кроме того, при проектировании оффшорных ВЭС особое внимание уделяется учету их влияния на судоходство и рыболовство.

1.1.1 Основные статистические показатели и история развития оффшорной ветроэнергетики

Оффшорная ветроэнергетика является одной из наиболее динамично развивающихся отраслей энергетики. На протяжении последних пяти лет в мире наблюдается средний прирост установленной мощности оффшорных ВЭС на уровне более 25% в год [15, 16] (см. рисунок 1.1).

2014 2015 2016 2017 2018

Рисунок 1.1- Динамика роста установленной мощности оффшорных ВЭС в мире в 2014-18 годах

Самым крупным рынком на всем протяжении периода существования отрасли оффшорной энергетики является европейский. К данному региону относится наибольшее количество существующих оффшорных ВЭС: к 2018 году на страны Европы приходится 18,5 ГВт установленной мощности оффшорных ВЭС (80,5% от совокупной установленной мощности оффшорных ВЭС в мире).

На рисунке 1.2 показана динамика роста установленной мощности оффшорных ВЭС в Европе с разбивкой по отдельным странам в период 2008-18 годов [17].

Рисунок 1.2 - Динамика роста установленной мощности оффшорных ВЭС в Европе

Наиболее значительный прирост установленной мощности оффшорных ВЭС, наблюдавшийся в Германии в 2015 году (2,661 ГВт), обусловлен вводом в эксплуатацию ВЭС, характеристики которых представлены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Характеристики оффшорных ВЭС, введенных в

эксплуатацию в Германии в 2015 году

ВЭС Величина мощности, подключенной к сети, МВт (год подключения) Основное энергетическое оборудование ВЭС

Global Tech I 400 80xMultibrid M5000

Borkum Riffgrund 1 312 78xSiemens SWT-4.0-120

Amrumbank West 302 84xSiemens SWT-3.6-120

Nordsee-Ost 295 48xSenvion 6.2M126

Butendiek 288 80xSiemens SWT-3.6-120

DanTysk 288 80xSiemens SWT-3.6-120

EnBW Baltic 2 288 80xSiemens SWT-3.6-120

Meerwind Süd/Ost 288 80xSiemens SWT-3.6-120

Trianel Windpark Borkum 200 (Phase 1) 40xAreva M5000-116

Значительный прирост установленной мощности оффшорных ВЭС, наблюдавшийся в Великобритании в 2017-18 годах (1,679 ГВт в 2017 году и 1,312 ГВт в 2018 году), обусловлен вводом в эксплуатацию ВЭС, характеристики которых представлены в таблице 1.2 [17, 18].

Таблица 1.2 - Характеристики оффшорных ВЭС, введенных в эксплуатацию в Великобритании в 2017-18 годах

ВЭС Величина мощности, подключенной к сети, МВт (год подключения) Основное энергетическое оборудование ВЭС

Race Bank 498 (2017) 50,4 (2018) 92 x Siemens SWT-6.0-154

Dudgeon East 402(2017) 67xSiemens SWT-6.0-154

Walney Extension 256 (Phase 1 - West, 2017) 66 (Phase 1 - West, 2018) 329 (Phase 2 - East, 2018) 47xSiemens SWT-7.0-154 40xVestas V164-8.25 MW

Burbo Bank Extension 200 (2017) 25xSiemens SWT-6.0-154

Rampion 179 (2017) 220,8 (2018) 116xVestas V112-3.45 MW

Galloper 72 (2017) 277,2 (2018) 58xSiemens SWT-6.0-154

Beatrice 2 273 (2018) 39xSiemens SWT-7.0-154

European Offshore Wind Development center (EOWDC) 93,2 (2018) 9xVestas V164-8.25 MW 2xVestas V164-8.8 MW

Blyth 42 (2017) 5xVestas V164-8.25 MW

Hywind Scotland 30 (2017) 5xSiemens SWT-6.0-154

Другим важным рынком оффшорной ветроэнергетики является китайский. К 2018 году КНР стала третьей в мире страной по величине суммарной установленной мощности оффшорных ВЭС после Великобритании и Германии. Большая часть китайских оффшорных ВЭС (9 ВЭС, имеющих суммарную установленную мощность 968 МВт) установлены на прибрежной акватории провинции Цзянсу. В данный момент региональное правительство Цзянсу имеет цель увеличить установленную мощность оффшорных ВЭС, установленных на прибрежной акватории провинции, до уровня 3,5 ГВт к 2020 году, в то время как правительства провинций Гуандун и Фуцзянь планируют увеличить данную величину к тому же моменту до 2 ГВт [15].

На рисунке 1.3 показана динамика роста установленной мощности оффшорных ВЭС в Китае в 2014-18 годах.

5,000

3" т 4,000

0 >-2 оГ

Е =

ГО ^

1 <п 3,000 (и и

т ш

£ *

ПЗ л

£ ; 2,000

I -е-

£■

I о 1,000

г >

и

0,000

4,398

52,59%

55,15%

60,34%

1,627

71,36%

2,788

1,015

0,654

100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0%

г

О -I

Я §

н О

0 И

1 Я

■С -I

1 <

2 3

X ш

00 £

(А) О

ш * га л

5С I

-Н

2014

2015

2016

2017

2018

Рисунок 1.3- Динамика роста установленной мощности оффшорных ВЭС в Китайской Народной республике в 2014-2018 годах

В 90-е годы оффшорная ветроэнергетика развивалась крайне неравномерно и имела полу экспериментальный характер. Первой оффшорной ветровой электростанцией в мире была построенная в 1991 году в Дании ВЭС

«Vindeby» в составе 11 ВЭУ модели Bonus (450 кВт) offshore (суммарной установленной мощностью 4,95 МВт), расположенная близ острова Лоланн [19]. В сентябре 2017 года компания-оператор данной ВЭС DONG закончила процесс ее демонтажа после истечения нормативного 25-летнего срока эксплуатации [20].

В 2000 году все оффшорные ВЭС в мире имели установленную мощность всего 35,5 МВт. Крупнейшей в мире оффшорная ВЭС на начало 2000 года являлась введенная в эксплуатацию в 1996 году ВЭС «Irene Vorrink», Нидерланды, имеющая в своем составе 28 ВЭУ Nordtank NTK600/43, суммарной мощностью 16,8 МВт [21]. В первые годы XXI века происходил экстенсивный рост мощностей оффшорной ветроэнергетики - с 2000 по 2003 годы установленные мощности оффшорных ВЭС выросли в 15 раз. Кроме того, выросли мощности отдельных ВЭС: на начало 2004 года крупнейшей оффшорной ВЭС в мире являлась «Nysted (R0dsand I)», Дания, введенная в эксплуатацию в 2003 году в составе 72 ветроагрегатов модели Siemens SWP 2.393 суммарной мощностью 166 МВт [22].

В период с 2004 по 2007 годы темпы ввода в эксплуатацию новых оффшорных ВЭС замедлились, и лишь с 2007 года мировая оффшорная энергетика вышла на устойчивый тренд с ежегодным приростом установленных мощностей на уровне более 30%. В 2013-18 годах крупнейшей в мире оффшорной ветроэлектростанцией являлась «London Array», Великобритания, расположенная в эстуарии реки Темза, имеющая в своем составе 172 ВЭУ модели Siemens SWP 3.6-120 суммарной мощностью 630 МВт [23].

В настоящее время крупнейшей в мире оффшорной ВЭС является «Walney Extension». Построенная в 14 км к западу от острова Уэлни в Ирландском море в две очереди по 51 агрегату Siemens SWP 3.6-107 с марта 2010 по март 2012 года, данная ветроэлектростанция была крупнейшей в мире до пуска ВЭС «London Array» в апреле 2013 года. В 2015 году начались работы по расширению ветроэлекростанции - для первой очереди компанией-оператором DONG были

выбраны агрегаты Vestas V164 8.25 MW, для второй - безредукторные агрегаты Siemens Gamesa 7 MW [24].

В таблице 1.3 приведены характеристики крупнейших оффшорных ВЭС, введенных в эксплуатацию за весь период существования отрасли в 1991-2017 годах.

Таблица 1.3 - Характеристики крупнейших оффшорных ВЭС за весь

период существования отрасли

Годы Название ВЭС Страна ^^^уст., МВт Состав

1991 - 1995 Vindeby Дания 4,95 11xBonus 450kW offshore

1995 - 1996 Tun0 Knob Дания 5 10xVestas V39 500kW

1996 - 2001 Irene Vorrink Нидерланды 16,8 28xNordtank NTK600/43

2001 - 2002 Middelgrunden Дания 40 20xBonus/Siemens 2MW

2002 - 2003 Horns Rev I Дания 160 80xVestas V80-2MW

2003 - март 2009 Nysted (R0dsand I) Дания 165,6 72xSiemens SWP-2.3-82

март 2009 -февраль 2010 Lynn and Inner Dowsing Великобритания 194,4 54xSiemens SWP-3.6-107

февраль 2010 - апрель 2013 Walney Великобритания 367,2 102xSiemens SWP-3.6-107

апрель 2013 -сентябрь 2018 London Array Великобритания 630 175xSiemens SWT-3.6-120

сентябрь 2018 - н.в. Walney Extension Великобритания 1026,2 102xSiemens SWT-3.6-107 47хSiemens Gamesa SWT-7.0-154 40xMHI Vestas V164 8.25MW

1.1.2 Основное энергетическое оборудование оффшорных ВЭС

В качестве основного энергетического оборудования оффшорных ВЭС используются ВЭУ мегаваттного класса, имеющие трехлопастное ветровое колесо с горизонтальной осью вращения.

На уровне 2018 года средняя номинальная мощность новых установленных ВЭУ равна 6,8 МВт, что на 15% больше уровня 2017 года. С 2014 года данный показатель растет, в среднем, на 16% в год. На рисунке 1.4 показана динамика роста показателя средней номинальной мощности новых установленных ВЭУ за весь период существования отрасли оффшорной ветроэнергетики [17].

Мвэу, МВт

8

7 -

б

5 -

4

3

1 -

О -^ . ^ , ......... ..........

-Средняя мощность ВЭУ. МВт

Рисунок 1.4 - Динамика роста показателя средней номинальной мощности новых установленных ВЭУ за весь период существования отрасли оффшорной ветроэнергетики

На уровне 2018 года крупнейшей моделью ВЭУ, использовавшейся в реализованных проектах оффшорных ВЭС, является MHI Vestas V164 8.8 MW, имеющая диаметр ветрового колеса 164 метра и мощность 8,8 МВт (компания предоставляет широкий диапазон мощности генераторов ВЭУ: 8-10 МВт) [25].

Две ВЭУ данной модели установлены на площадке британской оффшорной ВЭС «European Offshore Wind Development Centre (EOWDC)» [17].

Крупнейшими производителями ВЭУ в оффшорном исполнении являются компании Siemens Gamesa (образованная в июле 2016 года после слияния компаний Siemens Wind Power и Gamesa Corporacion Tecnológica), контролирующая свыше 65% европейского рынка, и MHI Vestas (образованная в качестве совместного предприятия Mitsubishi Heavy Industries и Vestas в апреле 2014 года), контролирующая свыше 20% европейского рынка. На рисунке 1.5 показана величина суммарной мощности установленных за год ВЭУ в оффшорном исполнении в разбивке по их основным производителям за период 2014-2018 годов.

Рисунок 1.5 - Величина суммарной мощности установленных за год ВЭУ в оффшорном исполнении в разбивке по их основным производителям за период 2014-2018 годов

Основным техническим руководством в области основного ветроэнергетического оборудования является разработанный Международной Электротехнической Комиссией (МЭК) в 1999 году стандарт IEC 61400-1 [26]. Данный стандарт содержит набор требований, предъявляемых к ветровым энергоустановкам с целью избежать их повреждения от различных внешних воздействий на протяжении нормативного срока эксплуатации.

Позднее, в силу развития отрасли оффшорной ветроэнергетики, также возникла необходимость создания международного стандарта в данной области, хотя на национальном уровне и ранее существовали правила сертификации оффшорных ветровых энергоустановок и рекомендации по их проектированию [27, 28, 29]. В 2009 году МЭК и рабочая группа TC88 WG3 разработала международный стандарт IEC 61400-3, включающий в себя технические требования, «которые должны учитываться при проектировании для обеспечения безопасности систем и компонентов оффшорных ветровых энергоустановок, включая их опорные конструкции» [30].

В данном стандарте производится описание принципиальных элементов ВЭУ, внешних условий их работы, структуры процесса проектирования установок, а также описания:

• системы управления и защиты ВЭУ;

• механических систем ВЭУ;

• электрической системы ВЭУ;

• проектирование оффшорных оснований ВЭУ;

• выбор ВЭУ по условиям соответствия площадке размещения оффшорной ВЭС.

В значительном количестве случаев, в частности, при описании систем управления и защиты, механических систем и электрической систем ВЭУ стандарт IEC 61400-3 отсылает к стандарту IEC 61400-1.

На основании стандартов МЭК IEC 61400-1 и IEC 61400-3 также разрабатываются отдельные национальные стандарты в области ветроэнергетики,

такие как российский ГОСТ Р 54418.1-2012 (МЭК 61400-1:2005) «Возобновляемая энергетика. Ветроэнергетика. Установки ветроэнергетические» [31] или американские технические требования ISO 19900, ISO 19902, ISO 19903, ISO 19904-1, ISO 19904-2, предъявляемые к основаниям оффшорных ВЭУ.

Электрические системы ВЭУ, имеющих оффшорное исполнение, разрабатываются в соответствии с общим ветроэнергетическим стандартом IEC 61400-1, в котором отражены основные положения, определяющие электрическую систему ВЭУ, общие технические требования к электрической системе ВЭУ, описание требований к защитным и разъединительным устройствам, системе заземления, молниезащите, электрическим кабелям, самовозбуждению, защите от грозовых электромагнитных импульсов, качеству электроэнергии и электромагнитной совместимости. Однако данный стандарт не предлагает классификации электрических систем ВЭУ.

Общепринятая европейская классификация электрических систем ВЭУ приведена в работе «Генераторы и силовая электроника ВЭУ» A.D.Hansen [32]. В соответствии с ней электрические системы ВЭУ делятся на четыре типа (1-4 либо A-D).

Чаще всего ВЭУ, имеющие оффшорное исполнение, имеют схему четвертого типа, показанную на рисунке 1.6 [33]. Данный тип характеризуется использованием полного обратного преобразования (преобразователь со стороны электрической машины (MSC) и преобразователь со стороны электрической сети (GSC)).

Благодаря применению подобной схемы возможно использование многополюсных синхронных либо асинхронных генераторов, а также уменьшение количества передаточных ступеней либо полный отказ от использования мультипликатора, что в свою очередь позволяет значительное сокращение массогабаритных параметров ВЭУ и уменьшение ее эксплуатационных затрат.

Рисунок 1.6 - Схема ВЭУ типа 4 (Б). WTR - ветровое колесо, ОБ -мультипликатор, БО - синхронный генератор, АО - асинхронный генератор, МБС - преобразователь со стороны электрической машины, ОБС - преобразователь со стороны электрической сети, СБ - выключатель, TR - трансформатор

В стандарте 1ЕС 61400-3 дается определение основания ВЭУ, имеющей оффшорное исполнение. В соответствии с ним, основание является частью несущей конструкции оффшорной ветровой энергоустановки, которая позволяет переносить нагрузки, действующие на нее, на морское дно.

На рисунке 1.7 показаны элементы оффшорной ветровой энергоустановки с частичной классификацией оснований ВЭУ. На рисунке показаны (слева направо): свайное моноподное основание; свайное триподное основание; гравитационное основание.

Полная общепринятая классификация оснований оффшорных ветровых энергоустановок приведена в работах [34, 35] и представлена на рисунке 1.8.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Игнатьев Евгений Витальевич, 2019 год

ЛИТЕРАТУРА

1 Перминов Е., Перфилов О. (1999) «Технико-экономические показатели сетевых ветровых электростанций и возможности их финансирования», в: Бизнес и инвестиции в области возобновляемых источников энергии в России, материалы конгресса, Москва, 31 мая - 4 июня 1999 г.

2 Государственное Унитарное Предприятие Республики Крым "Крымэнерго" URL: http://gup-krymenergo.crimea.ru/files/odm/24032016-reestr-odu.pdf.

3 Отчет за первое полугодие WWEA. URL: http://www.wwindea.org/ webimages/ WWEA half year report 2014.pdf.

4 Игнатьев Е. Проекты гигаваттных электростанций на базе ВИЭ. Журнал С.О.К. №12, 2017.

5 Пронюшкина С.М. Мурманское газовое месторождение в Баренцевом море как потенциальный техногенный объект. URL: http://www.oilgasjournal.ru/ vol 8/pronushkina.pdf.

6 Классон М. Дотянется ли Кольская АЭС до Штокмана? URL: http://www.worldenergy.ru/doc 20 45 2392.html.

7 Росэнергоатом - Годовой отчет 2017. URL: http://www.rosenergoatom.ru/ upload/iblock/424/424d8e61040c2e649818fcfd2277dbee.pdf.

8 Кольская АЭС, как основа энергетики региона: будущее и настоящее. URL: https://www.osatom.ru/mediafiles/u/files/IX reg forum 2016/4. OmelchukVV

Forum dialog120516.pdf.

9 Распоряжение Правительства Российской Федерации от 9 июня 2017 г. №1209-р «Об утверждении Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2035 года».

10 Мурманский Вестник. В Мурманской области снизилась выработка и потребление электроэнергии. URL: http://www.mvestnik.ru/newslent/v-murmanskoj-oblasti-snizilis-vyrabotka-i-potreblenie-elektroenergii/.

11 Приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 15 января 2010 г. №11 «Об утверждении Положения о повышении точности прогностических оценок радиационных характеристик радиоактивного загрязнения окружающей среды и дозовых нагрузок на персонал и население».

12 Милевский В.Ю. Методика исследования скоростных роз и скоростей ветровых роз - диаграмм ветра // Труды ГГО им. А.И.Воейкова. Вып. 113. Л.: Гидрометеоиздат, 1960.

13 Komimeteo.ru. Энциклопедия. Словарь ветров. URL: http://komimeteo.ru/ encyclopedia.

14 СНиП 2.01.07-85 - Нагрузки и воздействия на гидротехнические сооружения (волновые, ледовые и от судов).

15 Global Wind Energy Council. Global Statistics 2017.

16 Norwegian Energy Partners. Global offshore wind market report 2018. URL: http://www.norcowe.no/doc//konferanser/2018/SMIBergenPres/1450%20Jon%2 0Dugstad%20N0RC0WE%20130918.pdf.

17 Wind Europe. Offshore Wind in Europe. Key trends and statistics 2018.

18 Wind Europe. Offshore Wind in Europe. Key trends and statistics 2017.

19 Global Offshore Wind Farms Database - 4C Offshore. "Vindeby" URL: http://www.4coffshore.com/windfarms/vindeby-denmark-dk06.html.

20 renews.biz - "DONG completes Vindeby removal" URL: https://renews.biz/ 108374/dong-completes-vindeby-removal/.

21 Global Offshore Wind Farms Database - 4C Offshore. "Irene Vorrink" URL: https://www.4coffshore.com/windfarms/irene-vorrink-netherlands-nl28.html.

22 Official website for R0dsand 1. URL: http://www.dongenergy.com/nysted/ en/ Pages/index.aspx.

23 London Array Official website. URL: http://www.londonarray.com.

24 Walney Extension offshore wind farm Website URL: http://www.walneyextension.co.uk/en.

25 Wind Power Offshore. MHI Vestas in line to supply first V174 turbines. URL: https://www.windpoweroffshore.com/article/1525372/mhi-vestas-line-supply-first-v174-turbines.

26 IEC 61400-1, Ed. 2, Wind Turbine Generator Systems, Part 1 - Safety Requirements, Feb. 1999.

27 Germanischer Lloyd, Rules and Regulations, IV Non Marine Technology, Part 2 Regulations for the Certification of Offshore Wind Energy Conversion Systems, Edition 1995.

28 Danish Recommendation for Technical Approval of Offshore Wind Turbines (Rekommandation for Teknisk Godkendelse af Vindm0ller pa Havet), Danish Energy Agency, 2001.

29 Det Norske Veritas, Design of Offshore Wind Turbine Structures, DNV-OS-J101, Draft Standard, February 2004.

30 IEC 61400-3:2009, Wind turbines - Part 3: Design requirements for offshore wind turbines, 2009.

31 ГОСТ Р 54435-2011. Возобновляемая энергетика. Сооружения ветроэлектростанций. Требования безопасности. Основные положения. - Введ. 2012-07-01. - М.: Стандартинформ, 2012.

32 Hansen, A., 2012. Generators and power electronics for wind turbines. In: Ackermann, T. (Ed.), Wind Power in Power Systems. Wiley, pp. 293-327.

33 N.A. Cutululis, H. Farahmand, S. Jaehnert, N. Detlefsen, I.P. Byriel and P. S0rensen. Hydropower flexibility and transmission expansion to support integration of offshore wind, Offshore Wind Farms, 10.1016/B978-0-08-100779-2.00016-7, (495-523), (2016).

34 Malhotra Sanjeev. Selection, Design and Construction Guidelines for Offshore Wind Turbine Foundations, PB Research & Innovation Report, Oct., 2007.

35 Malhotra Sanjeev. Design and Construction Considerations for Offshore Wind Turbine Foundations, 26th International Conference on Offshore Mechanics and Arctic Engineering, San Diego, California, June 10-15, 2007.

36 Wegley, H.L., Ramsdell, J.V., Orgill, M.M., Drake, R.L., Siting Handbook for Small Wind Energy Conversion Systems. Battelle: US DOE, 1980.

37 Безруких П.П. [и др.] Ресурсы и эффективность использования возобновляемых источников энергии в России - СПб.: Наука, 2002. 314 с.

38 Васьков А.Г., Дерюгина Г.В., Малинин Н.К., Пугачев Р.В. Ветроэнергетика: учебное пособие - М.: Издательство МЭИ, 2016. - 384 с.

39 Дубицкий М.А., Руденко Ю.Н., Чельцов М.Б. Выбор и использование резервов генерирующей мощности в электроэнергетических системах. - М.: Энергоатомиздат, 1988. - 272 с.

40 ЕЭЭС России. URL: http://so-ups.ru/index.php?id=ees.

41 Дубицкий М.А., Рыкова А. А. Классификация резервов мощности электроэнергетических систем. Вестник ИрГТУ, №8 (91), 2014.

42 Энергетика Алтая. Ветер в сеть / Под ред. О.З.Енгоян. - Барнаул: изд-во АКОФ «Алтай - XXI век», 2008.

43 Elistratov V.V. Hybrid system of Renewable Energy Sources with Hydro Accumulation. URL: https://documents.techno-science.ca/documents/Wind andpumpedhydrostorage.pdf.

44 Елистратов В.В. Повышение надежности работы ВЭС на оптовом рынке созданием виртуальных ветропарков и энергокомплексов с гидроаккумулированием. URL: https://www.hse.ru/data/2018/06/10/ 1149858889/Елистратов%20В.В.^.

45 Шефтер Я.И. Использование энергии ветра. - М.: Энергоатомиздат, 1983. -200 с.

46 Игнатьев Е. Евросоюз инвестирует в интеграцию возобновляемой энергетики. Журнал С.О.К. №2, 2018.

47 Елистратов В.В. Возобновляемая энергетика. - 2-е изд. - СПб: Наука, 2013. -307 с.

48 Wan Y. A Primer on Wind Power for Utility Applications. Technical Report NREL/TP-500-36230. - National Renewable Energy Laboratory. URL: https://www.nrel.gov/docs/fy06osti/36230.pdf.

49 Ernst, B., Wan, Y-H., Kirby, B., Short-Term Power fluctuations of Wind Turbines: Analyzing Data from the German 250-MW Measurement Program from the Ancillary Services Viewpoint. Conference Paper NREL/CP-500-26722. - National Renewable Energy Laboratory. URL: https://pdfs.semanticscholar.org/f555/ 1bda260f686cef033a9a29b828cfc394feb6.pdf.

50 Гидроэнергетика: Учебник для студентов высших учебных заведений. Под ред. Обрезкова В.И. - М.: Энергоиздат, 1981. - 608 с.

51 National Oceanic and Atmosphere Administration Global Forecast System Model Information Website. URL: https://www.ncdc.noaa.gov/data-access/model-data/ model-datasets/global-forcast-system-gfs.

52 National Weather Service. Environmental Modeling Center. The North American Mesoscale Forecast System. URL: https://www.emc.ncep.noaa.gov/index.php?branch=NAM.

53 National Center for Atmospheric Research. Mesoscale & Microscale Meteorology Laboratory. The Weather Research & Forecasting Model. URL: https://www.mmm.ucar.edu/weather-research-and-forecasting-model.

54 European Centre for Medium-Range Weather Forecasts Official Website. URL: https://www.ecmwf.int.

55 Copernicus Knowledge Base. ERA5 data documentation. URL: https:// software.ecmwf.int/wiki/display/CKB/ERA5+data+documentation.

56 Smith, D.A., Harris, M., Wind turbine control having a lidar wind speed measurement apparatus. U.S. Patent 7 281 891.

57 Хрусталев Д. А. Аккумуляторы. - М.: Изумруд, 2003.

58 Woyte, A., et al., 2011. Offshore Electricity Grid Infrastructure in Europe.

59 Solvang, E., Harby, A., Killingtveit, Ä., 2012. Increasing Balance Power Capacity in Norwegian Hydroelectric Power Stations (A Preliminary Study of Specific

Cases in Southern Norway). SINTEF Energy Research. CEDREN Project, Project No. 12X757.

60 Farahmand, H., Jaehnert, S., Aigner, T., Huertas-Hernando, D., 2013. TWENTIES Task 16.3. Nordic Hydro Power Generation Flexibility and Transmission Capacity Expansion to Support North European Wind Power: 2020 and 2030 Case Studies. SINTEF Energy Research, D 16.3.

61 Matevosyan, J., Ackermann, T., Bolik S.M, 2012. Technical Regulations for Interconnection of Wind Farms to the Power System. In: Ackermann, T. (Ed.), Wind Power in Power Systems. Wiley, pp. 115-142.

62 IEC 61400-21:2008, Wind Turbines - Part 21: Measurement and assessment of power quality characteristics of grid connected wind turbines, 2008.

63 IEEE 519-2014 - IEEE Recommended Practice and Requirements for Harmonic Control in Electric Power Systems.

64 Hoffmann, R., 2002. A comparison of control concepts for wind turbines in terms of energy capture. URL: https://www.lea.tu-darmstadt.de/media/srt/medien/ forschung 5/diss hoff.pdf.

65 Milligan, M., Sources of grid reliability services. The Electricity Journal, №31, November 2018, pp. 1-7. URL: https://www.sciencedirect.com/science/article/ pii/S104061901830215X?openDownloadIssueModal=true.

66 Challenges in design of foundations for offshore wind turbines. The E&T Energy and Power Hub. 9 August 2017 URL: https://energyhub.theiet.org/ users/59305-subhamoy-bhattacharya/posts/19278-challenges-in-design-of-foundations-for-offshore-wind-turbines.

67 ГОСТ Р-51991-2002. Нетрадиционная энергетика. Ветроэнергетика. Установки ветроэнергетические. Общие технические требования. - Введ. 2003-07-01. - М.: ИПК Издательство стандартов, 2003.

68 Специализированная база данных «Современное ветроэнергетическое оборудование»: Свидетельство о государственной регистрации базы данных №2012620870 / Г.В. Дерюгина, Н.А. Мельник, Р.В. Пугачев;

заявитель Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Национальный исследовательский университет «МЭИ». №2013620783; опубл. 03.07.2013.

69 Российский метеорологический сайт «Погода России» URL: http://meteo.infospace.ru.

70 «Расписание погоды» URL: http://www.rp5.ru.

71 Global Modelling and Assimilation Office. MERRA-2: File Specification. March 21, 2016. URL: https://gmao.gsfc.nasa.gov/pubs/docs/Bosilovich 785.pdf.

72 Mathematical Methods of Statistics / Harald Cramer - Uppsala: Almqvist & Wiksells, 1945.

73 Гидрологические основы речной гидротехники / С.Н. Крицкий, М.Ф. Менкель. - М.-Л.: Изд-во АН СССР, 1950.

74 Отображение загрузки центров электропитания ПАО «МРСК Северо-Запада» URL: http://map.kolenergo.ru.

75 Справочник по проектированию электрических сетей / под ред. Д.Л. Файбисовича. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: ЭНАС, 2012. - 376 с. : ил.

76 МОООиР Росохотрыболовсоюз. Кольский полуостров. Набор карт для охотников, рыбаков и туристов. 1986.

77 Wind Turbine SWT-3.6-120. Technical specifications. URL: https://www.siemens.com/content/dam/internet/siemens-com/global/market-specific-solutions/wind/data sheets/data-sheet-wind-turbine-swt-3-6120.pdf.

78 The Wind Power. Wind Energy Market Intelligence. SWT-3.6-120. URL: https://www.thewindpower.net/turbine en 79 siemens swt-3.6-120.php.

79 Offshore Wind Farm Butendiek. URL: https://www.owp-butendiek.de/technology/ wind-turbine/.

80 Качество атмосферного воздуха в городах Кольского полуострова. URL: https://www.murman.ru/ecology/comitet/report00/part7 1.shtml.

81 BVG associates - Future renewable energy costs: offshore wind. URL: http://www.innoenergy.com/wp-content/uploads/2016/09/KIC-InnoEnergy-Qffshore-Wind-anticipated-innovations-impact-2016 A4.pdf.

82 Электроэнергия для отечественной промышленности. Результаты мониторинга цена по субъектам Российской Федерации. Промышленный комитет ОНФ. Декабрь 2015.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

Таблица П1.1 - Данные по МС, располагающимся близ побережья

Баренцева и Белого морей

№ № по СБД РП МС ф°, с. ш. У°, в. д. Н, м Уо, м/с

Мурманская область:

1 22003 Вайда-Губа 69,56 31,59 8 6,27

2 22144 Губа Дроздовка 68,03 38,42 13 6,34

3 22211 Кандалакша 67,13 32,43 25 2,32

4 22312 Ковда 66,70 32,88 18 2,36

5 22019 Полярный 69,12 33,28 13 4,69

6 22349 Пялица 66,11 39,32 9 5,24

7 22140 Святой нос 68,15 39,80 12 6,29

8 22028 Териберка 69,12 35,07 30 7,09

9 22324 Умба 66,68 34,35 40 3,21

10 22018 Ура-Губа 69,17 32,48 16 3,54

11 22012 Цыпнаволок 69,44 33,05 10 6,44

12 22339 р. Чаваньга 66,10 37,81 7 5,44

13 22334 Варзуга 66,24 36,37 6 5,07

14 22355 о. Сосновец 66,29 40,41 9 6,59

Архангельская область:

15 22471 Мезень 65,87 44,22 19 3,61

16 22361 о. Моржовец 66,45 42,35 16 6,74

17 22365 Абрамовский маяк 66,42 43,25 21 5,70

18 22438 Жижгин 65,20 36,82 17 5,91

19 22546 Северодвинск 64,58 39,78 8 2,92

20 22550 Архангельск 64,58 40,50 8 2,42

21 22551 о. Мудьюг 64,85 40,28 3 4,93

22 22641 Онега 63,90 38,12 13 2,51

23 22165 Канин нос 67,80 43,30 48 7,08

24 22375 Несь 66,60 44,70 14 4,44

25 22271 Шойна 67,90 44,10 7 5,31

26 22292 Индига 67,7 48,8 4 6,20

27 22383 Нижняя Пеша 66,8 47,8 11 3,42

28 22429 Соловецкий 65,00 35,70 7 3,34

Республика Карелия:

29 22520 Кемь (порт) 64,98 34,80 8 3,65

30 22529 Колежма 64,23 35,88 3 2,50

31 22525 Разнаволок 64,57 34,92 9 3,26

Таблица П1.2 - Многолетние повторяемости направлений ветра на площадках МС, располагающихся близ побережья Баренцева и Белого морей

№ по СБД РП С СВ В ЮВ Ю ЮЗ З СЗ

Мурманская область:

22003 10,20 8,61 8,95 7,04 22,28 21,77 12,58 8,57

22144 11,68 7,86 9,37 12,21 20,64 17,95 14,85 5,45

22211 30,49 8,24 5,01 17,03 21,12 3,88 4,45 9,79

22312 7,87 11,84 12,33 9,06 19,40 12,65 14,17 12,68

22019 11,45 8,83 4,37 8,19 24,05 25,12 11,54 6,46

22349 10,27 18,87 9,64 5,04 10,27 22,31 11,53 12,08

22140 15,48 8,54 9,53 11,23 22,04 16,21 12,47 4,52

22028 8,16 5,68 6,64 13,57 23,40 19,61 12,24 10,70

22324 21,28 7,27 7,88 15,18 16,50 12,53 10,22 9,14

22018 9,04 13,85 4,50 3,24 20,75 33,49 9,50 5,63

22012 12,00 5,79 6,60 10,18 15,44 22,23 17,14 10,61

22339 13,46 11,99 14,16 12,22 9,10 14,04 16,00 9,02

22334 14,90 12,30 15,68 9,47 11,25 12,03 15,61 8,75

22355 16,55 11,94 5,52 5,38 18,33 17,89 11,01 13,39

Архангельская область:

22471 12,43 7,08 8,11 12,44 27,00 11,40 11,22 10,33

22361 12,18 9,95 10,76 10,01 15,98 17,82 14,10 9,20

22365 10,93 10,72 9,48 9,58 21,24 17,59 11,30 9,16

22438 7,61 10,43 14,54 6,97 20,05 18,51 13,53 8,36

22546 10,31 6,05 12,72 16,67 17,11 16,06 8,41 12,68

22550 9,20 6,72 9,63 22,57 15,14 12,97 11,54 12,23

22551 9,80 8,33 11,91 20,96 13,97 9,42 14,11 11,51

22641 9,86 5,18 16,67 20,50 12,32 9,77 16,29 9,42

22165 11,46 10,33 8,52 24,75 16,55 9,23 9,56 9,61

22375 8,10 10,22 10,27 8,99 21,47 16,64 15,42 8,90

22271 11,49 8,79 11,25 12,84 17,01 15,99 11,68 10,95

22292 10,10 8,23 12,51 15,21 9,40 23,47 12,58 8,51

22383 10,68 8,30 8,22 17,65 21,71 12,32 12,24 8,88

22429 8,78 14,23 7,66 13,19 20,10 11,68 14,26 10,10

Республика Карелия:

22520 9,52 7,93 9,31 13,51 13,67 17,06 20,84 8,14

22529 8,87 5,75 11,42 9,45 21,77 17,83 16,16 8,75

22525 9,10 9,78 7,68 10,95 14,28 19,85 15,87 12,48

Таблица П1.3 - Значения поправочного коэффициента на рельеф, среднемноголетней скорости ветра, приведенной к классу открытости близлежащей акватории, удельной мощности ветра для площадок МС,

располагающихся близ побережья Баренцева и Белого морей

№ по СБД РП МС КМС К ^акв. к0 , м/с Л/уД, Вт/м2

Мурманская область:

22003 Вайда-Губа 7,87 12 1,52 9,55 534,67

22144 Губа Дроздовка 7,32 12 1,64 10,38 685,84

22211 Кандалакша 6,23 10 1,60 3,72 31,59

22312 Ковда 5,52 10 1,81 4,27 47,88

22019 Полярный 6,85 12 1,75 8,21 339,80

22349 Пялица 7,06 11 1,56 8,16 332,97

22140 Святой нос 10,61 12 1,13 7,11 220,57

22028 Териберка 8,92 12 1,35 9,54 532,82

22324 Умба 5,95 10 1,68 5,39 96,23

22018 Ура-Губа 6,21 12 2,26 7,99 312,25

22012 Цыпнаволок 7,95 10 1,51 9,73 563,92

22339 р. Чаваньга 7,56 11 1,45 7,91 303,41

22334 Варзуга 6,84 11 1,61 8,15 331,85

22355 о. Сосновец 10,00 11 1,10 7,25 233,43

Архангельская область:

22471 Мезень 6,89 10 1,45 5,24 88,08

22361 о. Моржовец 10,04 10 1,00 6,71 185,49

22365 Абрамовский маяк 7,16 10 1,40 7,96 308,76

22438 Жижгин 9,00 11 1,22 7,22 231,03

22546 Северодвинск 7,98 10 1,25 3,66 30,02

22550 Архангельск 7,54 10 1,33 3,21 20,26

22551 о. Мудьюг 8,46 10 1,18 5,83 121,48

22641 Онега 6,07 10 1,65 4,14 43,45

22165 Канин нос 10,82 12 1,11 7,85 297,01

22375 Несь 6,31 10 1,58 7,03 213,12

22271 Шойна 10,16 12 1,18 6,27 151,29

22292 Индига 9,83 12 1,22 7,57 265,87

22383 Нижняя Пеша 7,27 10 1,38 4,71 63,87

22429 Соловецкий 6,96 10 1,44 4,80 67,85

Республика Карелия:

22520 Кемь (порт) 6,89 10 1,45 5,30 91,05

22529 Колежма 6,51 10 1,54 3,84 34,73

22525 Разнаволок 6,98 10 1,43 4,67 62,35

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

Таблица П2.1 - Значения выработки электроэнергии ВЭК за расчетный период - ЭВЭК, ГВт-ч, для различных

вариантов его состава при пВЭУ=100 шт.

Эвэк, ГВт-ч а ВЭУ (Святой Н :ос), %

0 10 20 30 40 | 50 60 70 80 90 100

а ВЭУ (Чаваньга), % = 100 - (а ВЭУ (Святой Нос) + а ВЭУ (Териберка))

а ВЭУ (Териберка), % 0 1124,85 1131,54 1138,24 1144,93 1151,63 1158,33 1165,02 1171,72 1178,41 1185,11 1191,81

10 1115,46 1122,16 1128,85 1135,55 1142,25 1148,94 1155,64 1162,33 1169,03 1175,72 -

20 1106,08 1112,77 1119,47 1126,16 1132,86 1139,56 1146,25 1152,95 1159,64 - -

30 1096,69 1103,39 1110,08 1116,78 1123,47 1130,17 1136,87 1143,56 - - -

40 1087,30 1094,00 1100,70 1107,39 1114,09 1120,78 1127,48 - - - -

50 1077,92 1084,62 1091,31 1098,01 1104,70 1111,40 - - - - -

60 1068,53 1075,23 1081,93 1088,62 1095,32 - - - - - -

70 1059,15 1065,84 1072,54 1079,24 - - - - - - -

80 1049,76 1056,46 1063,15 - - - - - - - -

90 1040,38 1047,07 - - - - - - - - -

100 1030,99 - - - - - - - - - -

Таблица П2.2 - Значения коэффициента использования установленной мощности за расчетный период - КИУМ, о.е., для различных вариантов состава ВЭК

КИУМ, °.е. а ВЭУ (Святой Нос), %

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

а ВЭУ (Чаваньга), % = 100 - (й ВЭУ (Святой Нос) + а ВЭУ (Териберка))

й ВЭУ (Териберка), % 0 0,372 0,374 0,376 0,378 0,380 0,383 0,385 0,387 0,389 0,391 0,394

10 0,368 0,371 0,373 0,375 0,377 0,380 0,382 0,384 0,386 0,388 -

20 0,365 0,368 0,370 0,372 0,374 0,376 0,379 0,381 0,383 - -

30 0,362 0,364 0,367 0,369 0,371 0,373 0,376 0,378 - - -

40 0,359 0,361 0,364 0,366 0,368 0,370 0,372 - - - -

50 0,356 0,358 0,360 0,363 0,365 0,367 - - - - -

60 0,353 0,355 0,357 0,360 0,362 - - - - - -

70 0,350 0,352 0,354 0,356 - - - - - - -

80 0,347 0,349 0,351 - - - - - - - -

90 0,344 0,346 - - - - - - - - -

100 0,341 - - - - - - - - - -

Таблица П2.3 - Значения относительного числа часов единовременного простоя ВЭС комплекса за расчетный период - Тпрост., %, для различных вариантов состава ВЭК

Тпрост.? % а ВЭУ (Святой Нос), %

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

а ВЭУ (Чаваньга), % = 100 - (й ВЭУ (Святой Нос) + й ВЭУ (Териберка))

й ВЭУ (Териберка), % 0 13,65% 4,19% 4,19% 4,19% 4,19% 4,19% 4,19% 4,19% 4,19% 4,19% 11,44%

10 2,48% 1,40% 1,40% 1,40% 1,40% 1,40% 1,40% 1,40% 1,40% 3,80% -

20 2,48% 1,40% 1,40% 1,40% 1,40% 1,40% 1,40% 1,40% 3,80% - -

30 2,48% 1,40% 1,40% 1,40% 1,40% 1,40% 1,40% 3,80% - - -

40 2,48% 1,40% 1,40% 1,40% 1,40% 1,40% 3,80% - - - -

50 2,48% 1,40% 1,40% 1,40% 1,40% 3,80% - - - - -

60 2,48% 1,40% 1,40% 1,40% 3,80% - - - - - -

70 2,48% 1,40% 1,40% 3,80% - - - - - - -

80 2,48% 1,40% 3,80% - - - - - - - -

90 2,48% 3,80% - - - - - - - - -

100 12,00% - - - - - - - - - -

Таблица П2.4 - Значения среднеквадратического отклонения значений мощности, генерируемой ВЭК за расчетный период - о, о. е., для различных вариантов его состава при пВЭУ=100 шт.

о, о.е. а ВЭУ (Святой Нос), %

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

а ВЭУ (Чаваньга), % = 100 - (й ВЭУ (Святой Нос) + а ВЭУ (Териберка))

й ВЭУ (Териберка), % 0 121,49 116,27 111,99 108,74 106,64 105,74 106,08 107,65 110,39 114,22 119,03

10 114,51 109,91 106,36 103,96 102,78 102,88 104,24 106,83 110,54 115,28 -

20 108,55 104,70 102,00 100,55 100,38 101,52 103,92 107,49 112,13 - -

30 103,80 100,82 99,08 98,65 99,54 101,73 105,13 109,63 - - -

40 100,42 98,41 97,71 98,35 100,30 103,50 107,82 - - - -

50 98,57 97,60 97,97 99,67 102,63 106,74 - - - - -

60 98,31 98,42 99,85 102,54 106,41 - - - - - -

70 99,68 100,83 103,25 106,85 - - - - - - -

80 102,59 104,72 108,03 - - - - - - - -

90 106,94 109,94 - - - - - - - - -

100 112,54 - - - - - - - - - -

Таблица П2.5 - Значения среднеквадратического отклонения значений мощности, генерируемой ВЭК за расчетный период, относительно величины установленной мощности ВЭК - о/Муст., о.е., для различных вариантов его состава

с/Ыуст, о.е. а ВЭУ (Святой Нос), %

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

а ВЭУ (Чаваньга), % = 100 - (а ВЭУ (Святой Нос) + а ВЭУ (Териберка))

а ВЭУ (Териберка), % 0 0,337 0,323 0,311 0,302 0,296 0,294 0,295 0,299 0,307 0,317 0,331

10 0,318 0,305 0,295 0,289 0,286 0,286 0,290 0,297 0,307 0,320 -

20 0,302 0,291 0,283 0,279 0,279 0,282 0,289 0,299 0,311 - -

30 0,288 0,280 0,275 0,274 0,277 0,283 0,292 0,305 - - -

40 0,279 0,273 0,271 0,273 0,279 0,287 0,299 - - - -

50 0,274 0,271 0,272 0,277 0,285 0,296 - - - - -

60 0,273 0,273 0,277 0,285 0,296 - - - - - -

70 0,277 0,280 0,287 0,297 - - - - - - -

80 0,285 0,291 0,300 - - - - - - - -

90 0,297 0,305 - - - - - - - - -

100 0,313 - - - - - - - - - -

Таблица П2.6 - Значения коэффициента вариации значений мощности, генерируемой ВЭК за расчетный период -Су, о. е., для различных вариантов его состава

Су, о.е. а ВЭУ (Святой Нос), %

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

а ВЭУ (Чаваньга), % = 100 - (й ВЭУ (Святой Нос) + а ВЭУ (Териберка))

й ВЭУ (Териберка), % 0 0,95 0,90 0,86 0,83 0,81 0,80 0,80 0,80 0,82 0,84 0,87

10 0,90 0,86 0,83 0,80 0,79 0,78 0,79 0,81 0,83 0,86 -

20 0,86 0,82 0,80 0,78 0,78 0,78 0,79 0,82 0,85 - -

30 0,83 0,80 0,78 0,77 0,78 0,79 0,81 0,84 - - -

40 0,81 0,79 0,78 0,78 0,79 0,81 0,84 - - - -

50 0,80 0,79 0,79 0,80 0,81 0,84 - - - - -

60 0,81 0,80 0,81 0,83 0,85 - - - - - -

70 0,82 0,83 0,84 0,87 - - - - - - -

80 0,86 0,87 0,89 - - - - - - - -

90 0,90 0,92 - - - - - - - - -

100 0,96 - - - - - - - - - -

Таблица П2.7 - Значения коэффициента асимметрии значений мощности, генерируемой ВЭК за расчетный период - С8, о.е., для различных вариантов его состава

С8, о.е. а ВЭУ (Святой Нос), %

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

а ВЭУ (Чаваньга), % = 100 - (й ВЭУ (Святой Нос) + а ВЭУ (Териберка))

й ВЭУ (Териберка), % 0 0,63 0,64 0,65 0,65 0,64 0,63 0,62 0,60 0,58 0,55 0,53

10 0,66 0,67 0,67 0,67 0,66 0,65 0,63 0,61 0,59 0,56 -

20 0,69 0,70 0,70 0,70 0,68 0,67 0,64 0,62 0,59 - -

30 0,71 0,72 0,72 0,72 0,70 0,68 0,65 0,63 - - -

40 0,74 0,75 0,75 0,74 0,72 0,69 0,66 - - - -

50 0,77 0,77 0,77 0,75 0,72 0,69 - - - - -

60 0,79 0,79 0,78 0,76 0,72 - - - - - -

70 0,81 0,80 0,78 0,75 - - - - - - -

80 0,82 0,80 0,78 - - - - - - - -

90 0,81 0,79 - - - - - - - - -

100 0,80 - - - - - - - - - -

Таблица П2.8 - Значения мощности, генерируемой ВЭК за расчетный период при обеспеченности 50% - Мр=50%,

кВт, для различных вариантов его состава при пВЭУ=100 шт.

Мр = 50%, кВт а ВЭУ (Святой Нос), %

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

а ВЭУ (Чаваньга), % = 100 - (а ВЭУ (Святой Нос) + а ВЭУ (Териберка))

а ВЭУ (Териберка), % 0 85,49 88,48 91,57 97,11 101,77 104,21 105,35 104,53 103,35 103,08 103,62

10 86,40 89,14 94,03 99,13 102,91 103,18 103,99 102,11 101,69 102,40 -

20 87,17 92,65 97,18 101,52 102,21 102,62 100,07 99,69 100,39 - -

30 92,71 96,66 99,76 100,43 100,46 98,81 97,75 98,03 - - -

40 96,48 99,09 99,12 98,68 97,31 96,08 95,20 - - - -

50 97,22 97,60 97,04 95,93 94,93 94,28 - - - - -

60 95,80 95,53 94,07 93,55 92,77 - - - - - -

70 92,07 90,70 89,39 89,36 - - - - - - -

80 87,36 86,16 85,22 - - - - - - - -

90 83,58 81,95 - - - - - - - - -

100 78,33 - - - - - - - - - -

Таблица П2.9 - Значения мощности, генерируемой ВЭК за расчетный период при обеспеченности 50%,

относительно величины установленной мощности ВЭК - ^Р=Б0о%/Ыуст, о.е., для различных вариантов его состава

Ыр=50% /муст., °.е. а ВЭУ (Святой Нос), %

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

а ВЭУ (Чаваньга), % = 100 - (а ВЭУ (Святой Нос) + а ВЭУ (Териберка))

а ВЭУ (Териберка), % 0 0,237 0,246 0,254 0,270 0,283 0,289 0,293 0,290 0,287 0,286 0,288

10 0,240 0,248 0,261 0,275 0,286 0,287 0,289 0,284 0,282 0,284 -

20 0,242 0,257 0,270 0,282 0,284 0,285 0,278 0,277 0,279 - -

30 0,258 0,269 0,277 0,279 0,279 0,274 0,272 0,272 - - -

40 0,268 0,275 0,275 0,274 0,270 0,267 0,264 - - - -

50 0,270 0,271 0,270 0,266 0,264 0,262 - - - - -

60 0,266 0,265 0,261 0,260 0,258 - - - - - -

70 0,256 0,252 0,248 0,248 - - - - - - -

80 0,243 0,239 0,237 - - - - - - - -

90 0,232 0,228 - - - - - - - - -

100 0,218 - - - - - - - - - -

Таблица П2.10 - Значения мощности, генерируемой ВЭК за расчетный период при обеспеченности 90% - МР=90<%,

кВт, для различных вариантов его состава при пВЭУ=100 шт.

Ыр = 900% , кВт а ВЭУ (Святой Нос), %

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

а ВЭУ (Чаваньга), % = 100 - (а ВЭУ (Святой Нос) + а ВЭУ (Териберка))

а ВЭУ (Териберка), % 0 0,00 5,75 8,98 11,41 12,57 13,06 12,94 11,73 10,13 7,07 0,00

10 6,78 10,75 13,73 15,63 16,82 17,05 16,14 14,49 11,23 5,63 -

20 10,45 13,99 16,63 18,22 18,92 18,59 16,73 13,44 8,11 - -

30 12,81 15,85 18,48 19,62 19,44 18,22 15,18 9,57 - - -

40 14,37 17,21 19,05 19,67 18,62 15,98 10,45 - - - -

50 15,05 17,63 19,12 18,49 16,04 10,55 - - - - -

60 14,90 17,10 17,48 15,39 10,37 - - - - - -

70 13,91 15,39 14,03 10,07 - - - - - - -

80 12,24 12,09 8,32 - - - - - - - -

90 8,81 5,49 - - - - - - - - -

100 0,00 - - - - - - - - - -

Таблица П2.11 - Значения мощности, генерируемой ВЭК за расчетный период при обеспеченности 90%,

относительно величины установленной мощности ВЭК - Л^Р=90%/.Муст., о.е., для различных вариантов его состава

м*=900/0/л/уст., °.е. а ВЭУ (Святой Нос), %

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

а ВЭУ (Чаваньга), % = 100 - (а ВЭУ (Святой Нос) + а ВЭУ (Териберка))

а ВЭУ (Териберка), % 0 0,000 0,016 0,025 0,032 0,035 0,036 0,036 0,033 0,028 0,020 0,000

10 0,019 0,030 0,038 0,043 0,047 0,047 0,045 0,040 0,031 0,016 -

20 0,029 0,039 0,046 0,051 0,053 0,052 0,046 0,037 0,023 - -

30 0,036 0,044 0,051 0,055 0,054 0,051 0,042 0,027 - - -

40 0,040 0,048 0,053 0,055 0,052 0,044 0,029 - - - -

50 0,042 0,049 0,053 0,051 0,045 0,029 - - - - -

60 0,041 0,048 0,049 0,043 0,029 - - - - - -

70 0,039 0,043 0,039 0,028 - - - - - - -

80 0,034 0,034 0,023 - - - - - - - -

90 0,024 0,015 - - - - - - - - -

100 0,000 - - - - - - - - - -

ПРИЛОЖЕНИЕ 3

Таблица П3.1 - Ранжирование значений показателя выработки электроэнергии ВЭК за расчетный период - ЭВЭК, ГВт-ч, по критерию Я1 для различных вариантов его состава

а ВЭУ (Святой Нос), %

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

а ВЭУ (Чаваньга), % = 100 - (а ВЭУ (Святой Н [ос) + а вэу (т Териберка))

а ВЭУ (Териберка), % 0 29 24 20 16 13 10 7 5 3 2 1

10 35 31 26 22 18 14 11 8 6 4 -

20 41 37 33 18 23 19 15 12 9 - -

30 46 43 39 34 30 25 21 17 - - -

40 51 48 44 40 36 32 27 - - - -

50 55 52 49 45 42 38 - - - - -

60 58 56 53 50 47 - - - - - -

70 61 59 57 54 - - - - - - -

80 63 62 60 - - - - - - - -

90 65 64 - - - - - - - - -

100 66 - - - - - - - - - -

Таблица П3.2 - Ранжирование значений относительного числа часов единовременного простоя ВЭС комплекса за расчетный период - Тпрост., %, по критерию для различных вариантов состава ВЭК

^2 а ВЭУ (Святой Нос), %

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

а ВЭУ (Чаваньга), % = 100 - (а ВЭУ (Святой Н [ос) + а вэу (т Териберка))

а ВЭУ (Териберка), % 0 7 4 4 4 4 4 4 4 4 4 5

10 2 1 1 1 1 1 1 1 1 3 -

20 2 1 1 1 1 1 1 1 3 - -

30 2 1 1 1 1 1 1 3 - - -

40 2 1 1 1 1 1 3 - - - -

50 2 1 1 1 1 3 - - - - -

60 2 1 1 1 3 - - - - - -

70 2 1 1 3 - - - - - - -

80 2 1 3 - - - - - - - -

90 2 3 - - - - - - - - -

100 6 - - - - - - - - - -

Таблица П3.3 - Ранжирование значений среднеквадратического отклонения значений мощности, генерируемой ВЭК за расчетный период - о, о.е., по критерию для различных вариантов его состава