Отиди на
Форум "Наука"

Вятърна електроцентрала


Recommended Posts

  • Администратор

Технология

Използването на вятъра за получаване на енергия е познато от древността. През 20-тия век освен традиционните вятърни мелници, вятърните турбини се използват и за изпомпване на вода. Технологията за извличане на енергията на вятъра при ветропомпите и при ветроелектрогенераторите е доста различна. При помпите е важно въртящият момент на роторното колело да е голям и то да се самозавърта при невисоки скорости на вятъра. При него целта е да работи по-дълго време, без да се държи особена сметка за ефективността му.

Обратно, електрогенераторите, задвижвани от вятърни турбини изискват по-високи обороти и тяхната ефективност расте с повишанато им. При тях е важно да се поддържа висока ефективност при работата им, а при по-ниски ветрови скорости те са изключени. Те при еднакви ветрови условия работят по-малко време в годишен разрез, в сравнение с ветропомпите. Тази разлика във вида на произвежданата енергия предопределя и броя на лопатите на роторното колело. Високооборотните турбини имат 2-3 лопати, а тези на ветропомпите - пет пъти повече и съответно оборотите им са няколко пъти по-ниски при еднакви ветрови скорости.

Най-разпространени ветрови турбини са тези с хоризонтални оси на въртене. Тяхната ефективност е най-висока. Турбините с вертикални оси имат ограничено приложение, защото тяхната ефективност е по-ниска и оборотите им също. Но те работят при по-ниски ветроскорости, по-лесни са за обслужване и не изискват устройства за насочване и завъртане срещу вятъра, за разлика от турбините с хоризонтални оси.

Е К О В А Т АД

Вятърна енергия за производство на електроенергия

Новото при използването на старите ресурси

Масовото използване на вятъра е най-древният и много добре познат начин за впрягането в полезна работа на безплатна природна сила. Въпреки това, през миналия век и началото на този, са направени много нови изобретения.

Ефективното прeобразуване на вятърна енергия чрез вятърни електрогенератори и турбини, работещи самостоятелно или обединени във вятърeн парк, задължително изисква професионално проектиране. Всяка малка неточност, както при ветроенергийния одит, така и при избора на подходящи турбини, може да доведе до 200 % надценка на годишната електропроизводителност. Тази чувствителност, към точността на ветроенергийния одит и избора на съответния вятърен генератор, се дължи на факта, че мощността на всяка вятърна турбина зависи от третата степен на скоростта на вятъра. - т.е. при двойно увеличение на ветроскоростта, мощността се увеличава 8 пъти, а при тройно - 27 пъти. Затова е много важен предварителният избор на място за фундиране ня всяка турбина, защото дори и над малък хълм, с височина спрямо околния терен около 50 метра, скоростта на вятъра на хълма е 2-2,5 пъти по-висока, отколкото в равнинен терен около него. Т.е. подценяването / надценяването на годищното електропроизводството на вятърен електрогенератор в разглеждания случай може да бъде в граници от 8 до 14 пъти !!!. За съжаление, у нас вече имаме няколко примера за неудамен избор на място и вятърен електрогенератор на него.

Посоченото по-горе съотношение, между скоростите на вятъра на равен терен, в сравнение със скоростта му в същия момент, но на въвишение над него, не е универсално вярно, защото зависи от редица други фактори. Те са толкова много и разнообразни, че чрез всякакви ветромодели, дори и с помощта на най-прецизните от тях, не могат да се получат достатъчно правдоподобни резултати, имайки предвид много силната чувствителност на електропроизводството от ветроскоростта. Само специални ветроизмервания на всяко конкретно място могат да дадат достоверна информация за ветроусловията и само проэесионален анализ на реално измерени данни дава вярната ветроенергийна оценка. Повече за ветроизмерванията вижте в рубриките 3D ветроизмерване и ветростатистика

Освен намирането на естествен профил, който да спомага за ускорението на ветровия поток, има и технически способи за това. Много изобретатели и конструктори на вятърни генератори фокусират работите си върху устройства, които принудително да ускоряват въздушния поток. Например чрез ветрозаборници (кофузори), които ускоряват вятъра преди попадането му върху ротора на турбината. За подобни цели се ползват и фуниеобразно разширяващи се тръби (дифузори), монтирани зад роторите на турбините. Дифузорите и кофузорите могат да увеличат мощността на турбините няколко пъти в определени режими на работата й. Но те неколкократно оскъпяват цялостната инвестиция за ветроелектрогенераторите и оперативните им разходи и затова малко се ползват в практиката.

Увеличаването на мощността на турбините може да се постига по-евтино чрез увеличаване на дължината на лопатите им (тя расте с квадрата на диаметъра на ротора, но пък с увеличаването на периферната скорост се увеличават и периферните загуби). Увеличените диаметри налагат монтирането на осите на роторите високо над терена - 50-70 и повече метра, което много утежнява и съответно оскъпява цялата конструкция, въпреки че във височина скоростта на вятъра е чувствително по-висока. наред с оскъпяването на самите компоненти на ветроагрегата се оскъпява и утежнява техния монтаж и изправяне.

Въпреки казаното, още през миналия век са построени много мегаватови турбини, с диаметри над 55 м. При тях има все още редица нерешени докрай физически, технически, механични и най-вече аеродинамични проблеми с високите периферни скорости, поради големите роторни диаметри, при което и загубите на енергия са големи. Затова проектантите им намяляват обороти до няколко десетки в минута, конструктурите правят стесняващи се периферии на лопатите, за да се намаляват загубите, но и въртящият момент става по-малък. Последното може да се компенсира чрез увеличаване на мощността за сметка на ограничено повишаване на обротите, но това на свой ред увеличава периферната скорост и се връщаме обратно до изходния аеродинамичен проблем. Затова, чрез по-нататъшно увеличение на диаметъра, което е сравнително евтин начин за увеличаване на мощността на ветроагратите, не могат да се постигат многомегаватови мощности от еднороторна турбина. Едно радикално техническо решение на този проблем е двуроторният ветроагрегат.

Основен недостатък на всички хоризонтално осеви еднороторни турбини е, че те имат висока електропроизводителност при сравнително високи скорости на вятъра. Тяхната мощност спада до десетина пъти при ниски ветрови скорости. В Германия, която не е сред най-ветровитите страни, се произвежда най-много ветрова еленергия при средна скорост на вятъра около и под 5 м/с. Следва да се има предвид, че оптималните ветроскорости, за свързани към преносна мрежа еднороторни турбини, са най-често между 12 и 16 м/с. Много от тези турбини, при скорости под 4 метра в секунда, изобщо не се включват. Най-често те се включват над 4 м/с, а се изключват при максимум 25-30 м/с, за да се предпазят от разрушаване. По-модерните турбини се включват и при скорости и под 4 м/с, а вертикално осевите турбини работят и при под 2 м/с, но те във всички ветрови диапазони имат около два пъти по-нисък коефициент на полезно действие от хоризонтално осевите, но пък за райони с голяма вятърна турбуленция и при невисоки мощности те са най-подходящи.

В България средната скорост на вятъра е по-ниска от тази в Гърция, Германия, Дания, Великобритания и други държави с развита ветроенергетика, въпреки че има много места с ветроусловия, сравними с тези в посочените държави. У нас е грешка да се използват турбините, които работят добре в споменатите страни, без детайлен технически анализ за електрическата им ефективност за всяко конкретно място. Също е нецелесъобразно да се разчита на ветрови данни за проектиране на вятърни електроцентрали от националната метереологична система, защото съответните й измервателни станции са недостатъчен брой, измерванията не обхващат добре ветровите диапазони и затова данните често могат да бъдат заблуждаващи. Ветроизмерванията за целите на прогнозиране на времето са много по-различни, от тези необходими за ветроенергетиката, където се анализират ветроенергийните качества и то не изобщо, а в пряка връзка с избора на ветротур-бинните технологии. Реално у нас не е имало и още няма необходимия ветроатлас, отговарящ на изискванията за проектиране на ветроелектроцентрали.

По принцип, в българските географско-теренни и ландшафтни условия, е сравнително трудно да се състави добър ветроатлас, поради разнообразния релеф, влиянието на морето, речните долини и редица други климатични фактори. Затова сега са необходими по-детайлни ветрови анализи и релефни данни за всяко конкретно място, потенциално определено за монтаж на ветротурбини, както и околния район, обхващащ 10-20 квадратни километри, за да се минимизират рисковите от инвестиции във вятърните електроцентрали. Не по-малко важно е да се изберат подходящи турбини за съответните конкретни ветроклиматични условия. Поради липсата на български ветроатлас ние ползвахме ветростатистически данни не само от метеослужбата на БАН, на авиацията и други статистически бази ветроданни, но и наши актуални измервания. Така идентифицирахме редица подходящите места за ветроенергетика у нас, не само за единични турбини, но и за ветропаркове. С новите промени (от 2003 г.) в нормативните документи, ветроенергетиката е вече много изгоден бизнес, защото, законово и при преференциални условия и цени, се реализира 100% произведеното електричество и то при по-високи изкупни цени от тези за електричеството от ВЕЦ.

Нови технически решения

Специален проект за еднороторна турбина е разработен от наш колектив, която дава отлична енергийна ефективност при ветрови скорости в диапазона 6-8 м/с. Но, технически и икономически, е най-подходяща разработената двуроторна турбина. Тя се включва при невисоки скорости от порядъка на 3 м/с и е по-евтина от турбините с кофузори и дифузори. Вторият ротор е по-евтин от един кофузор / дифузор. Мощността на такава двойна турбина с един общ електрогенератор се увеличава с около 35% при ниски ветроскорости и с около 20% при по-високи такива, в сравнени с еднороторна турбина в същите ветроусловия.

Ефективността на двуроторната ветро технология се основава на подходящото насочване на ветровия поток от първия ротор към втория. С други думи – единият ротор е едновременно електро-генератор и въртащ се направляващ апарат за втория. При това производителността на втория ветроелектрогенаратор значи-телно се увеличава, а ветровата енергия, «загубена» при завър-тането на потока от първия ротор фактически се оползотворява чрез електрогенаратора на вала му. Допълнително се получава и имплозивен ефект, който е обяснен тук.

Благодарение на описаната технология, двуроторната турбина при еднакви ветрови условия има значително по-висока ефективност от еднороторна със същия диаметър, а заема същия терен и е на същите отстояния от съседните във ветропарковете.

Самата конструкция и форма на лопатите на турбината за по-ниски скорости на вятъра, както и автоматичната й настройка, са съществено различни от тези на масово инсталираните в райони с по-силни ветрове. Такава конструкция е разработенва от нашия екип и е представена тук.

Друго съществено предимство на двуроторната коаксиална турбина е ниският шум при работата й. Това се дължи не само на по-ниските обороти на роторите, но и на факта, че генерираните звукови вълни от лопатите на всеки ротор се срещат пряко и взаимно се неутрализират в значителна степен. Това разширява значително възможните места, където могат да бъдат инстали-рани такива турбини и ветропаркове с тях, включително и неда-леч от населени и курортни райони.

Много важни инвестиционни, експлоатационни и екологични преимущества на коаксиалните ветроенергийни технологии са, че са нискощумни и дават възможност за много по-ефективно използавне на терена на ветропарковете, както и монтажа на такива неголеми коаксиални турбини в рамките на индустриал-ните и фермерските зони около населени места. При двуротор-ната технология има няколко енергийно и екологично естествено съвпадащи положителни ефекти:

1. Увеличава се мощността на коаксиалната турбина при всички скорости на вятъра.

2. При ниски скорости тя работи достатъчно ефективно и на ниски обороти, което я прави по-малко опасна за птиците.

3. При всички скорости тя е значително по-нискошумна (колкото е по-шумна една турбина, толкова енергийните й загуби са по-големи).

4. Тя работи по-продължително в годишен план и макар, че при ниски ветрови скорости мощността й не е висока, то в рамките на годината тя има по-голяма производителност, в сраавнение с еднороторните турбини, както и по-малки амплитудни и режимни колебания на отдаваната към мрежата мощност.

5. При еднакви ветрови условия и еднаква годишна електро производителвност двуроторната турбина изисква по-ниски и по-леки стълбове и по-малки фундаменти, което я прави по-евтина и по-малко опасна за птиците.

Ветроенергийната политика в началото на 21-ви век

Основната разлика във ветровите турбини от края на миналия век и сега е в мощността им. На мястото на 150-500 киловатовите турбини вече са мегаватови с двойно и тройно по-големи ротори и носещи стълбове над 60 м. Мегаватовите турбини (до 3 MW) вече се предлагат като стандартна продукция от всички водещи световни фирми. Макар и цената на един киловат инсталирана мощност да падна през последните години, то комплектни обекти с малки единични мегаватови турбини струват над 800 хил. евро.

Производители започват да се отказват от киловатовите турбини, защото печалбите са по-ниски, отколкото при новите с много по-големи мощности, при които разходите не растат пропорционално на мощността им, а с много по-малко. Сега за инвеститорите са по-печеливши единични мегаватови турбини, защото могат да заменят старите, с неголямо разширение на необходимия за тях терен. Изгодата за инвеститорите е, че се оползотворява пространството във височина, където и скоростта на вятъра е по-голяма. Наред с това, са неизбежно необходими значително по-скъпи технологии за изграждането на такива високи и тежки съоръжения, както на сушата, така и по крайбрежията (офшорни ветропаркове) и съответната инженерна инфраструктура за тях.

Енерегийната политика на държави като Дания и Германия финасово стимулира подмяната на съществуващите с нови по-мощни турбини и сега предлагането на работещи в момента по-малки ветрогенератори е много голямо, което сваля пазарните цени на турбините 150 - 500 kW.

Услуги

Електроенергийното оползотворяване на вятърната енергия зависи в най-голяма степен от избора на подходящо място със съответните за него вятърни турбини. Добри места за ветроенергетика има по цялото ни черноморско крайбрежие, както и в редица други планински и непланински райони на страната. Изборът на подходящо място е първата задача на ветроклиматичното ни проучване. Определянето на подходящ терен, за един или група ветрогенератори, е въпрос, който зависи от много фактори и предварително не може да се даде достатъчно точен и достоверен еднозначен отговор.

Вятърните електроцентрали са най-бързо развиващия се отрасъл в световната енергетика през последните години. Това се дължи на безплатната вятърна енергия, екологичните й предимства и намаляващите цени на вятърните електроцентрали, приведени за единица инсталирана мощност (kW). Сега и в бъдеще, себестойността и инвестициите за електричество от вятъра се очаква да бъдат най-ниски, в сравнение с всички други електропроизводства от екологичните и напълно възобновяеми енергоизточници. Конкуренция на вятърната енергетика би могла да бъде само хидроенергетиката, но при много високи водни падове и целогодишен голям воден дебит, каквито у нас вече почти няма. Подчертаната тенденция за трайно засушаване през последните десетилетия у нас контрастира на фона на увеличаващата се сила на ветровете.

Нашето технико-икономическото проучване има за цел да анализира варианти и да избере и оцени най-подходящите технология и оборудване за цялостна система за ефективно природосъобразно производство на електроенергия за локално ползване и вятърни електроцентрали, предназначени за доставка на еленергия за националната електропреносна мрежа. Целта на производителите на ветроагрегати е да продадат колкото може по-мощни машини. Но целта на инвеститора е да купи колкото може по-ефективни машини, за да може максимално възможна част от безплатната енергия на вятъра да се превърне в електричество или друг вид полезна енергия. Електрическата ефективност, при обявената от производителите мощност на турбината, е няколко пъти по-ниска от тази, с която агрегата работи през преобладаващата част от годината. Общоприето е производителите да обявават максималната мощност на турбините като номинална, което заблуждава неспециалисти, които умножават тази мощност по годишната времева използваемост на турбините, за да пресметнат годишното електропризводство. Това води до много груби грешки. За да се избегнат тези грешки следва да се знае ефективността на турбината при различните ветроскорости в целия й работен ветродиапазон. А не само максималната мощност, която е точно указана, но се отдава при силни ветрове, които по принцип духат много рядко у нас.

Повечето производители, изобщо не посочват данни за ефективността на машините си, за което има елементарна причина. При максималната (номинална) мощност ефективността на ветроагрегатите като цяло е винаги най-ниска - около 10-15%. За сравнение - ефективността на електрогенераторите им е обикновенно около и над 80%, а на трансмисиите (които имат такива) - около 95% и то при всички работни режими. Общата максималната ефективност на различните типове ветроагрегати се получава при твърде различни ветроскоростни диапазони, което е съществена причина да правим детайлен технически анализ на електрическата им мощност и произоводителност по ветроскорстни ленти, разпределение на ветроскоростите в тях, в зависимост от редица конкретни особености на мястото и от редица други фактори, за да се достигне до една реално постижима електропроизводителност за статистически представителен ветрови годишен цикъл. На такава основа техникоикономическите анализи и инвестиционни оценки имат висока степен на достоверност и са добра база за избор на инвестиционно решение.

Търговските интереси на производителите на турбини са да обявяват високи мощности на агрегатите си и да не посочват ефективността им, която силно зависи от различните скорости на вятъра. Докато, обратно, интересите на инвеститорите са да извлекат най-голяма част от вятърния потенциал на определено място, което най-много зависи не от мощността, а от други фактори като ефективността на агрегатите, аеродинамичността на роторите, оперативното им управление и т.н.. В този смисъл, по-модерна и по-скъпа турбина, не винаги е инвестиционно по-доброто решение, защото зависи доколко нейните различни технически показатели най-пълно и интегрирано съответстват на ветроусловията на конкретния терен - и разбира се от цената й.

Нашата основна задача, в процеса на проучването и оценките, е точно да изчислим най-ефективната машина за съответните ветроклиматични, релефни, ландшафтни, теренни, геоложки и инфраструктурни дадености, както и потенциалните възможности на определеното място за доставката, монтажа и печелившата експлоатация на вятърни генератори. Затова оценките ни са не само по технически, технологически и експлоатационни, но и по икономически и инвестиционни критерии.

Там, където ветроусловията са подходящи, ветроагрегатите, които са постоянно свързани към електроенергийната система, работят енергийно по-ефективно, в сравнение с тези, които произвеждат стандартна електроенергия, но не са свързани към системата. Но за някои приложения, локално работещите ветроагрегати могат да бъдат по-ефективни - например за изпомпване на вода от недълбоки сондажи или за постоянен ток или променлив с непостоянна честота и др. Единствено анализът на консумацията и целите на ветрогенерацията дават еднозначни отговори на споменатите и други подобни варианти.

Мощностите на масовите ветрогенератори са проектирани за скорост на вятъра 12 м/с - 15 м/с, каквито у нас са рядкост. Те и в редица други държави също са рядкост. Но производителите екипират турбините с мощни трансмисии и електрогенератори, независимо, че тази мощност ще се използва доста малко време в годишен план. Това не означава, че през останалото време турбините работят недобре при по-ниските ветроскорости. Но, ако електропроизводството се изчислява на база на номиналната мощност (която фактически е максимална), то грешката е много голяма и годишното електропроизводство значително се надценява (няколко пъти).

Съществено в нашите технически оценки за ефективността на ветрогенераторите е да изчислим коефициента на полезно действие на съответния вид турбина при преобразуването на разполагаемата енергия, която носи вятъра, при превръщането й в електричество. Ветроагрегатите на различните производители постигат максималната си ефективност при различни ветрови скорости. По аеродинамични, електрически и други технически причини, ефективността на всички турбогенератори при обявената мощност е по-малко от половината от максималната им елекрическа ефективност, която най-често е в тясна скоростна лента в обхвата 5-10 m/s. Точно в този диапазон и под него са средните ветрови скорости у нас. Производителите, в техните технически спецификации, рядко дават данни за ефективността при различни ветроскорости. Ние ги изчисляваме еднозначно на основание други обявени техни данни. За правилния избор на ветроагрегат предварително пресмятаме преобладаващите скорости на вятъра, в десетина тесни скоростни ленти, и сравняваме различни видове турбини пряко по електрическата им производителност за конкретното място с конкретния ротор, монтиран на различни по височина стълбове. Това е базата ни за по-нататъшния техникоикономически избор, който се основава и на всички други параметри на вариантите на проектите.

Така оценените ветроенергийни проекти, предполагат най-печелившо оползотворяване на ценния и напълно безплатен възобновяем енергиен източник, особено при действието на новия Закон за енергетиката, чиито преференции са обяснени тук. През 2003 година НЕК изкупуваше ветроелектроенергията при цена 14.4 ст. за киловатчас, която цена бързо ще нараства в бъдеще. Освен това ще се получават и чисти приходи от продажбите на зелени сертификати, за които е обяснено тук.

Нашите проекти включват специфични подходи, както в технически така и в икономическите им аспекти, основаващи се на собственото ни ноу-хау, които са специално разработени за българските ветроклиматични условия.

Главните цели на проучването включват:

• създаване на нов електроизточник, изцяло ползащ безплатна възобновяема енергия, редуцирайки зависимостта от конвенцио-нални горива

• намаляване на емисиите от парникови газове в съответствие с изискванията на рамковата конвенция на ООН по изменение на климата и продажби на редукцията на емисии по механизмите на Протокола от Киото;

• варианти на субсидирано финансиране на проекта

Нашата дейност включва четири основни етапа:

Етап 1: Извършване на предпроектно проучване за редица конкурентни варианти

Етап 2: Инвестиционен и финансов анализ на вариантите

Етап 3: Корпоративно-правен анализ и структурна оптимизация на бизнеса

Етап 4: Изпълнение или съпровождане на инженеринговата дейност до включването на ветроенергийния обект в редовна промишлена експлоатация.

Етап 1 е многовариантно предпроектното проучване и избор на адекватна система за максимално извличане на ветровата енергия, на основание анализа на ветровите данни, характера на ландшафта и релефа на мястото и района му. Алтернативите се подбират, не само съобразно ветровия потенциал, но според стойността на получаваната електроенергия при преференци-алните условия за изкупуването й, в съответствие с редица технически показатели като аеродинамичните и електрическите характеристики на ветрогенераторите от различни производители на такива съоръжения.

В Етап 2 се прави детайлен финансово-инвестиционен анализ на подходящите варианти, избрани по технически критерии в Етап 1. Описва се последователността на инвестиционния процес рли изграждане на метроенергийни проекти. За всички подходящи варианти се прави инвестиционна оценка за рентабилността на вложенията, доходността им, времето за обратно изкупуване на инвестициите, себестойността на произвежданото електричество, годишните нетни парични потоци, съобразно ежегодните разходи, различните видове стопански, технически и парични рискове. Според проучванията, разработките на вериантите и анализите на резултатите в Етап 1 и Етап 2 се дадат конкретни препоръки за най-целесъобразно оползотворяване на ветровата енергия и перспективни възможности. Приоритетна задача за реализацията на Етап 2 е оценката на възможностите за субсидирано кредити-ране на необходимите инвестиции за изграждане и пускане в действие на инсталациите.

В Етап 3 се прави правен анализ на съществуващата фирмена структура и нейното съответствие с:

• препоръчаната система;

• възможностите за привличане на субсидирано финансиране по национални и/или международни програми;

• възможностите за привличане на кредитно и/или капиталово финансиране от кредитни институции и фондове за капиталово участие;

• данъчния режим на инвестицията и опериране на дейността и възможностите за оптимизирането му

В зависимост от предходните изводи, при необходимост ще се дадат предложения за алтернативни варианти за оптимизиране на споменатите съотвествия, чрез усъвършенстване на фир-мената структура. Последното може да включва, както подоб-ряване на параметрите на съществуващата структура, така и предложения за допълването и с новосъздадени субекти (фирми), в които да се диференцират определени дейностти.

Посочените по-горе етапи, могат да се изпълняват поотделно, но те са свързани много тясно по между си. Последователността «техническо проучване (Eтап 1) – инвестиционни параметри (Eтап 2) – корпоративна структура (Eтап 3)» е условна, защото за всеки инвестиционен и бизнес план са много важни техническите и финансовите му измерения. Но без предварително дефинирани бизнес структури със съответните: парични потоци; разходната част; амортизационните схеми; рисковете, рентабилността; възвръщаемостта и други подобни, бизнес параметрите на плана не могат да бъдат конкретизирани. А без това е невъзможно кредитното и данъчното програмиране в краткосрочен и средносрочен план.

Извън гореказаното, по предварителни дании, от анализа на ветростатистически рузултати, събирани от различни източници, и на основание на наши ветроизмервания можем да предложим определини райони у нас с висок ветроенергиен потенциал. При тях инвестициите във вятърната енергетика се възвръщат най-бързо, себестойността на произведената електроенергия е най-висока, и съответно печалбата е най-голяма в условията на 100% гарантиран пазар на електроенергия при преференциални изкупни цени.

Е К О В А Т АД

Оценка на вятърна енергия за производство на електричество

3 D измерване на скорост на вятъра и локален ветроатлас за вятърен парк

Ветроенергийният бизнес през последната година се развива много бързо в България благодарение на редица благоприятни бизнес условия за него, дефинирани в Закона за енергетиката от 2003 г., както и неговата перспектива за ежегодно увеличение на доходите от продажба на електричество, заложени в закона. Не всички ветротурбини у нас са съобразени с ветровите условия на местата, където са монтирани. За това има две основни причини. Първата е липсата на детайлен ветроенергиен атлас на България и втората е купуването на турбини на принципа "Колкото по-евтино - толкова по-изгодно". Не винаги евтината турбина е неправилен избор, а най-скъпата - най-добрият. Изборът на турбини следва да бъде направен, както е посочено тук. А конкретните ветроусловия са решаващият фактор за правилният избор на ветроагрегат. На едно и също място, предназначено за вятърна електроцентрала може да се произвежда различно количество електроенергия с турбини, които неспециалист външно трудно ще ги различи, защото те имат подобни размери. Такива разлики достигат до 2 пъти. Ето защо, ветроенергийният одит, за разлика от ветроодита, се прави не въобще, а винаги е за конкретни вятърни турбини за конкретно място. Ветроенергийният одит отчита и взаимното влияние между турбините, когато те са повече от една за вятърна електроцентрала.

За всеки ветроенергиен проект, както за единична вятърна турбина, така и за вятърен парк, са нужни продължителни измервания на вятъра и други климатични характеристики. Използваният от нас метод на дифернцирано измерване на скоростта на вятъра и другите характеристики позволява чрез използването на математически модел да се комбинират метеорологичните данни с измерваните по долуописания метод. Целта на комбинираното използване на статистическите метеоданни и измерените по 3D-метода е многократно по-бързо да се получат достатъчно достоверни резултати за ветроенергийния одит.

Метереологичните данни за вятъра се характеризират с една посока и сила в едно измерение. Тази начин на измерване на скорост на вятъра е напълно достатъчен, за да се анализира макродвижението на въздушни маси над дадена страна и континент, с оглед метереологичните прогнози. Но такива данни са недостатъчни, за да се разбере детайлно енергийният характер на вятъра и да може в крайна сметка да се получи пълната обемна картина на движението на въздуха за точно определено място, където се проучват възможностите за ветроенергийно производство. Скоростта на вятъра в приземния въздушен слой, където работят ветротурбините, никога не е хоризонтална и въздушният поток никога не е ламинарен. Той е толкова по-променлив и турбулентен, колокото е по-неравна и пресечена местността и колкото ландшафтът е по-разнообразен. В България, където топографският профил и ландшафтът са разнообразни, задължително следва да се прилагат специфични методи за ветроизмерване и ветроодит. В равнините на Дания, Холандия и Германия, където работят над 13 000 ветротурбини, не винаги е задължително необходимо използаването на специални методи и апаратура за 3D мерене. Често там е достатъчно да се измерва само хоризонталния вятър.

Контролното 3D ветроизмерване, което правим на всяко одитирано място, има за цел да уточни редица важни особености на енергийните характеристики на въздушния поток. Заснемането на ветроданните не е за статистически цели. Подобна многогодишна статистика съществува и ние ползваме данни от нея, които допълваме с получените на място, но не за количествено увеличаване на статистиката, а като установени характерни за мястото качества на вятъра. Причината за това е, че конвенционалните метереологични измерителни средства и методи не отчитат напълно ветродинамиката и съответните качества на вятъра като турбуленция, вертикална компонента, изменението на посочените и други характеристики във височина над терена, както и частта от кинетичната енергия, която може да се трансформира в електрическа от различните видове ветроелектрогенератори. За да получим интересуващите ни резултати ние използваме специален метод на измерване и съответния софтуер, чрез който отчитаме ветродинамиката във всички пространствени направления и оценяваме потенциала на всяко място за използването му за ветроенергетика, съобразно техническите възможности на турбините да преобразуват вятърната енергия в електрическа .

Общоприетата система за тримерен ветродинамичен анализ на движещи се флуиди (в т.ч. и въздуха) в аеродинамиката е тримерната координатна система на Декарт. В нея вятърният вектор V се проектира върху двойка взаимно перпендикулярни оси х и у в хоризонтална равнина. А във вертикална посока проекцията на V е по ос z. Тази добре позната триосева координатна система е ориентирана с оста си х на север. А посоката на вятъра се дефинира с ъгъла между проекцията му Vx и северното направление. Vy и Vz са останалите две проекции на вектора на вятъра V. При така дефинираната система, резултантният (действителният) вятър V е векторна сума от проекциите си по трите оси, а хоризонталният вятър - векторен сбор от Vx и Vy. Такъв диференциран анализ е необходим за правилния избор на всяка еднороторна хоризонтално осева ветротурбина, която работи самостоятелно, защото хоризонталните компононенти на вятъра са ветроенергозначими, а не вертикалните, които имат нежелано въздействие върху електропроизводството на ветроагрегатите. Вертикално осевите турбини имат съществено различни характеристики от тези на хоризонтално осевите и тук не се спираме на тях, защото те имат приложение в специфични случаи. Покомпонентната оценка на ветроскоростта има съществено заначение, за да се отсее кинетичната енергия на вятъра, която може да бъде трансформирана в електрическа от различните видове турбини и тази част от ветровия кинетимен потенциал, която се губи.

Когато става въпрос за двуроторен хоризонтално осев ветроагрегат, тогава ветродинамичният анализ се прави не за един, а за двойката контравъртящи се ротори. При това имат значение не само геометричините и аеродинамичните параметри на роторите, но и разстоянието между тях, защото задължително се отчита и интереференцията по-между им, с оглед максималното енергопроизводство на двуроторния агрегат като цяло, а не за отделно взет ротор.

Ние разполагаме с необходимата апаратура и софтуер за диференцирано измерване и анализиране на тримерните характеристики на вятъра в мястото на монтиране на ветротурбините, което има решаващо значение за техния избор с оглед ефективното електропроизводство десетки години след това.

По принцип, колкото по-продължителни са ветроизмерванията, толкова по-обективни са получените резултати. Най-продължителни са метереологичните ветроизмервания у нас и по света. У нас има климатична статистика от много десетилетия. Тя показва значителни разлики в годините, които надхвърлят 40% за ветрохарактеристиките, поради което при всяко конкретно продължително ветроизмерване, дори и едногодишно, очакваната грешка е значителна. Затова статистическите бази данни (от най-различни източници) носят по-точна информация, макар и да нямат необходимата диференциация, която е задължителна за всеки ветроенергиен одит. Статистиките, получени от недиференцирано измерени данни са стартова база за нашите ветроенергийни анализи. Но тя не е достатъчна, най-малкото защото ветроизмерителните станции не са гъсто разположени на територията на страната и статистиката е от едномерни измервания. Получените резултати от диференцираното измерване имат смисъл само за определено място, защото са строго специфични и зависят от околния ландшафт и топографския микро и макропрофил. За да бъде ветроодита достатъчно точен, данните от ветростатистиките задължително се прецизират за всяко конкретно място с дифернцирани измервания по гореописания 3D метод. Неговото комбинирано използване със статистическата ветроклиматична информация е най-подходящият подход за извършване на ветроодит на място за сравнително непродължително време. Следва да се има предвид, че през последните десетилетия има определена тенденция за усилване на ветровете у нас, което е по различни причини, но глобалното затопляне и засушаването имат съществено влияние върху тези процеси. Затова ветростатистическите данни следва да се приемат като такива с известно занижение на ветроскоростите, с оглед на бъдещите прогнози, тъй като глобалното затопляне има очевидна тенденция към засилване, поне през следващото десетилетие.

Благодарение на комбинираното използване на наши 3D измервания и ветростатистики, включително и корелирана ветростатистика, базирана на различни източници, като БАН, авиацията, речния и морския флот и други ние вече сме разработили подробни ветроатласи за редица области у нас, които са най-подходящи за ветроенергетика. По този начин, на основание контролни замервания на опредзелени конкретни места, ние можем да направим ветроенергиен одит за сравнително късо време. Тези измервания позволяват да се оцени енергията на въздушния поток, който е енергийно оползотворим от ветроагрегатите, а не изобщо. По принцип ефективността на ветроагрегатите е невисока. Тя много съществено зависи от преобладаващите ветроскорости на местата, определени за ветротурбините. Затова само оценката на енергията на въздушния поток е недостатъчна за правилното проектиране на вятърна електроцентрала. И точно по тази причина ние извършваме и оценка на вятърната енергия, която турбините могат да преобразуват в електрическа. В резултат на този конкретен подход се постига много по-голяма точност на крайните енрего-технически, а след това и на инвестиционно-икономическите оценки.

Използвайки описания по-горе начин за ветроенергийно одитиране ние сме изготвили локални ветроатласи на специфични райони у нас, които са изгодни за ивестиции във вятърни електроцентрали.

Ветроенергийният одит посредством 3D измерванията, освен че дава тримерната картина на въздушното движение е и начин за оценка на турбуленцията на въздушния поток това е особено важно да се знае, тъй като турбулентните загуби на кинетичната енергия на вятъра може да надхвърли 20%. Но дори и в идеален случай с нулеви турбулентни загуби всички ветроагрегати без изключения (като енергийни машини) не работят и не могат да работят със 100% ефективност (к.п.д.). Нещо повече, за разлика от парните, водните турбини и други подобни машини, които работят с к.п.д. около и над 90%, ветроагрегатите, дори и при най-благоприятните условия, достигат около половината от ефективността на посочените други енергийни машини. Този известен факт се дължи на обстоятелството, че при разглежданите машини първичните източници на енергия (пара, напорна вода) се контролират така, че техните параметри да съответстват на оптималните режими за работа на съответните турбини. За съжаление, при конвенционалните масови ветроагрегати вятърът не може да се контролира и затова ефективността на последните е двойно и тройно по-ниска, а теоретично тя не може да надхвърли 59,3%, съгласно модела на Ланчестър-Бетц. Именно тази съществена разлика, между ветроагрегатите и всички други енергийни машини, изисква детайлно проучване на вятърните условия (ветроенергиен одит), което ние постигаме с диференцирано 3D измерване, последвано от внимателен обективен избор на най-подходящите за тези условия ветроагрегати, както е посочено тук.

Е К О В А Т АД

Оценка на вятърна енергия за производство на електричество

3 D измерване на скорост на вятъра и локален ветроатлас за вятърен парк

Ветроенергийният бизнес през последната година се развива много бързо в България благодарение на редица благоприятни бизнес условия за него, дефинирани в Закона за енергетиката от 2003 г., както и неговата перспектива за ежегодно увеличение на доходите от продажба на електричество, заложени в закона. Не всички ветротурбини у нас са съобразени с ветровите условия на местата, където са монтирани. За това има две основни причини. Първата е липсата на детайлен ветроенергиен атлас на България и втората е купуването на турбини на принципа "Колкото по-евтино - толкова по-изгодно". Не винаги евтината турбина е неправилен избор, а най-скъпата - най-добрият. Изборът на турбини следва да бъде направен, както е посочено тук. А конкретните ветроусловия са решаващият фактор за правилният избор на ветроагрегат. На едно и също място, предназначено за вятърна електроцентрала може да се произвежда различно количество електроенергия с турбини, които неспециалист външно трудно ще ги различи, защото те имат подобни размери. Такива разлики достигат до 2 пъти. Ето защо, ветроенергийният одит, за разлика от ветроодита, се прави не въобще, а винаги е за конкретни вятърни турбини за конкретно място. Ветроенергийният одит отчита и взаимното влияние между турбините, когато те са повече от една за вятърна електроцентрала.

За всеки ветроенергиен проект, както за единична вятърна турбина, така и за вятърен парк, са нужни продължителни измервания на вятъра и други климатични характеристики. Използваният от нас метод на дифернцирано измерване на скоростта на вятъра и другите характеристики позволява чрез използването на математически модел да се комбинират метеорологичните данни с измерваните по долуописания метод. Целта на комбинираното използване на статистическите метеоданни и измерените по 3D-метода е многократно по-бързо да се получат достатъчно достоверни резултати за ветроенергийния одит.

Метереологичните данни за вятъра се характеризират с една посока и сила в едно измерение. Тази начин на измерване на скорост на вятъра е напълно достатъчен, за да се анализира макродвижението на въздушни маси над дадена страна и континент, с оглед метереологичните прогнози. Но такива данни са недостатъчни, за да се разбере детайлно енергийният характер на вятъра и да може в крайна сметка да се получи пълната обемна картина на движението на въздуха за точно определено място, където се проучват възможностите за ветроенергийно производство. Скоростта на вятъра в приземния въздушен слой, където работят ветротурбините, никога не е хоризонтална и въздушният поток никога не е ламинарен. Той е толкова по-променлив и турбулентен, колокото е по-неравна и пресечена местността и колкото ландшафтът е по-разнообразен. В България, където топографският профил и ландшафтът са разнообразни, задължително следва да се прилагат специфични методи за ветроизмерване и ветроодит. В равнините на Дания, Холандия и Германия, където работят над 13 000 ветротурбини, не винаги е задължително необходимо използаването на специални методи и апаратура за 3D мерене. Често там е достатъчно да се измерва само хоризонталния вятър.

Контролното 3D ветроизмерване, което правим на всяко одитирано място, има за цел да уточни редица важни особености на енергийните характеристики на въздушния поток. Заснемането на ветроданните не е за статистически цели. Подобна многогодишна статистика съществува и ние ползваме данни от нея, които допълваме с получените на място, но не за количествено увеличаване на статистиката, а като установени характерни за мястото качества на вятъра. Причината за това е, че конвенционалните метереологични измерителни средства и методи не отчитат напълно ветродинамиката и съответните качества на вятъра като турбуленция, вертикална компонента, изменението на посочените и други характеристики във височина над терена, както и частта от кинетичната енергия, която може да се трансформира в електрическа от различните видове ветроелектрогенератори. За да получим интересуващите ни резултати ние използваме специален метод на измерване и съответния софтуер, чрез който отчитаме ветродинамиката във всички пространствени направления и оценяваме потенциала на всяко място за използването му за ветроенергетика, съобразно техническите възможности на турбините да преобразуват вятърната енергия в електрическа .

Общоприетата система за тримерен ветродинамичен анализ на движещи се флуиди (в т.ч. и въздуха) в аеродинамиката е тримерната координатна система на Декарт. В нея вятърният вектор V се проектира върху двойка взаимно перпендикулярни оси х и у в хоризонтална равнина. А във вертикална посока проекцията на V е по ос z. Тази добре позната триосева координатна система е ориентирана с оста си х на север. А посоката на вятъра се дефинира с ъгъла между проекцията му Vx и северното направление. Vy и Vz са останалите две проекции на вектора на вятъра V. При така дефинираната система, резултантният (действителният) вятър V е векторна сума от проекциите си по трите оси, а хоризонталният вятър - векторен сбор от Vx и Vy. Такъв диференциран анализ е необходим за правилния избор на всяка еднороторна хоризонтално осева ветротурбина, която работи самостоятелно, защото хоризонталните компононенти на вятъра са ветроенергозначими, а не вертикалните, които имат нежелано въздействие върху електропроизводството на ветроагрегатите. Вертикално осевите турбини имат съществено различни характеристики от тези на хоризонтално осевите и тук не се спираме на тях, защото те имат приложение в специфични случаи. Покомпонентната оценка на ветроскоростта има съществено заначение, за да се отсее кинетичната енергия на вятъра, която може да бъде трансформирана в електрическа от различните видове турбини и тази част от ветровия кинетимен потенциал, която се губи.

Когато става въпрос за двуроторен хоризонтално осев ветроагрегат, тогава ветродинамичният анализ се прави не за един, а за двойката контравъртящи се ротори. При това имат значение не само геометричините и аеродинамичните параметри на роторите, но и разстоянието между тях, защото задължително се отчита и интереференцията по-между им, с оглед максималното енергопроизводство на двуроторния агрегат като цяло, а не за отделно взет ротор.

Ние разполагаме с необходимата апаратура и софтуер за диференцирано измерване и анализиране на тримерните характеристики на вятъра в мястото на монтиране на ветротурбините, което има решаващо значение за техния избор с оглед ефективното електропроизводство десетки години след това.

По принцип, колкото по-продължителни са ветроизмерванията, толкова по-обективни са получените резултати. Най-продължителни са метереологичните ветроизмервания у нас и по света. У нас има климатична статистика от много десетилетия. Тя показва значителни разлики в годините, които надхвърлят 40% за ветрохарактеристиките, поради което при всяко конкретно продължително ветроизмерване, дори и едногодишно, очакваната грешка е значителна. Затова статистическите бази данни (от най-различни източници) носят по-точна информация, макар и да нямат необходимата диференциация, която е задължителна за всеки ветроенергиен одит. Статистиките, получени от недиференцирано измерени данни са стартова база за нашите ветроенергийни анализи. Но тя не е достатъчна, най-малкото защото ветроизмерителните станции не са гъсто разположени на територията на страната и статистиката е от едномерни измервания. Получените резултати от диференцираното измерване имат смисъл само за определено място, защото са строго специфични и зависят от околния ландшафт и топографския микро и макропрофил. За да бъде ветроодита достатъчно точен, данните от ветростатистиките задължително се прецизират за всяко конкретно място с дифернцирани измервания по гореописания 3D метод. Неговото комбинирано използване със статистическата ветроклиматична информация е най-подходящият подход за извършване на ветроодит на място за сравнително непродължително време. Следва да се има предвид, че през последните десетилетия има определена тенденция за усилване на ветровете у нас, което е по различни причини, но глобалното затопляне и засушаването имат съществено влияние върху тези процеси. Затова ветростатистическите данни следва да се приемат като такива с известно занижение на ветроскоростите, с оглед на бъдещите прогнози, тъй като глобалното затопляне има очевидна тенденция към засилване, поне през следващото десетилетие.

Благодарение на комбинираното използване на наши 3D измервания и ветростатистики, включително и корелирана ветростатистика, базирана на различни източници, като БАН, авиацията, речния и морския флот и други ние вече сме разработили подробни ветроатласи за редица области у нас, които са най-подходящи за ветроенергетика. По този начин, на основание контролни замервания на опредзелени конкретни места, ние можем да направим ветроенергиен одит за сравнително късо време. Тези измервания позволяват да се оцени енергията на въздушния поток, който е енергийно оползотворим от ветроагрегатите, а не изобщо. По принцип ефективността на ветроагрегатите е невисока. Тя много съществено зависи от преобладаващите ветроскорости на местата, определени за ветротурбините. Затова само оценката на енергията на въздушния поток е недостатъчна за правилното проектиране на вятърна електроцентрала. И точно по тази причина ние извършваме и оценка на вятърната енергия, която турбините могат да преобразуват в електрическа. В резултат на този конкретен подход се постига много по-голяма точност на крайните енрего-технически, а след това и на инвестиционно-икономическите оценки.

Използвайки описания по-горе начин за ветроенергийно одитиране ние сме изготвили локални ветроатласи на специфични райони у нас, които са изгодни за ивестиции във вятърни електроцентрали.

Ветроенергийният одит посредством 3D измерванията, освен че дава тримерната картина на въздушното движение е и начин за оценка на турбуленцията на въздушния поток това е особено важно да се знае, тъй като турбулентните загуби на кинетичната енергия на вятъра може да надхвърли 20%. Но дори и в идеален случай с нулеви турбулентни загуби всички ветроагрегати без изключения (като енергийни машини) не работят и не могат да работят със 100% ефективност (к.п.д.). Нещо повече, за разлика от парните, водните турбини и други подобни машини, които работят с к.п.д. около и над 90%, ветроагрегатите, дори и при най-благоприятните условия, достигат около половината от ефективността на посочените други енергийни машини. Този известен факт се дължи на обстоятелството, че при разглежданите машини първичните източници на енергия (пара, напорна вода) се контролират така, че техните параметри да съответстват на оптималните режими за работа на съответните турбини. За съжаление, при конвенционалните масови ветроагрегати вятърът не може да се контролира и затова ефективността на последните е двойно и тройно по-ниска, а теоретично тя не може да надхвърли 59,3%, съгласно модела на Ланчестър-Бетц. Именно тази съществена разлика, между ветроагрегатите и всички други енергийни машини, изисква детайлно проучване на вятърните условия (ветроенергиен одит), което ние постигаме с диференцирано 3D измерване, последвано от внимателен обективен избор на най-подходящите за тези условия ветроагрегати, както е посочено тук.

Link to comment
Share on other sites

  • Администратор

Избор на ветроелектрогенератори

Ефективното прeобразуване на вятърна енергия чрез вятърни електрогенератори и турбини, работещи самостоятелно или обединени във вятърeн парк, задължително изисква професионално проектиране. Всяка малка неточност, както при ветроенергийния одит, така и при избора на подходящи турбини, може да доведе до 200 % надценка на годишната електропроизводителност. Тази чувствителност, към точността на ветроенергийния одит и избора на съответния вятърен генератор, се дължи на факта, че мощността на всяка вятърна турбина зависи от третата степен на скоростта на вятъра. - т.е. при двойно увеличение на ветроскоростта, мощността се увеличава 8 пъти, а при тройно - 27 пъти. Затова е много важен предварителният избор на място за фундиране ня всяка турбина, защото дори и над малък хълм, с височина спрямо околния терен около 50 метра, скоростта на вятъра на хълма е 2-2,5 пъти по-висока, отколкото в равнинен терен около него. Т.е. подценяването / надценяването на годищното електропроизводството на вятърен електрогенератор в разглеждания случай може да бъде в граници от 8 до 14 пъти !!!. За съжаление, у нас вече имаме няколко примера за неудамен избор на място и вятърен електрогенератор на него.

Посоченото по-горе съотношение, между скоростите на вятъра на равен терен, в сравнение със скоростта му в същия момент, но на въвишение над него, не е универсално вярно, защото зависи от редица други фактори. Те са толкова много и разнообразни, че чрез всякакви ветромодели, дори и с помощта на най-прецизните от тях, не могат да се получат достатъчно правдоподобни резултати, имайки предвид много силната чувствителност на електропроизводството от ветроскоростта. Само специални ветроизмервания на всяко конкретно място могат да дадат достоверна информация за ветроусловията и само проэесионален анализ на реално измерени данни дава вярната ветроенергийна оценка. Повече за ветроизмерванията вижте в рубриките 3D ветроизмерване и ветростатистика

Всички ветроагрегати без изключения (като енергийни машини) не работят и не могат да работят със 100% ефективност (к.п.д.) и при най-благоприятни ветрови условия. Нещо повече, за разлика от парните, водните турбини и други подобни машини, които работят с к.п.д. около и над 90%, ветроагрегатите, дори и при нулеви аеродинамични загуби, достигат около половината от ефективността на посочените други енергийни машини. Този известен факт се дължи на обстоятелството, че при другите машини първичните източници на енергия (пара, напорна вода) се контролират така, че техните параметри да съответстват на оптималните режими за работа на съответните турбини. За съжаление, при конвенционалните масови ветроагрегати вятърът не може да се контролира и затова ефективността на последните е двойно и тройно по-ниска, а теоретично тя не може да надхвърли 59,3%, съгласно модела на Ланчестър-Бетц. Именно тази съществена разлика, между ветроагрегатите и другите енергийни машини, изисква детайлно проучване на вятърните условия (ветроенергиен одит), което ние постигаме с диференцирано 3D измерване, последвано от внимателен обективен избор на най-подходящите за тези условия ветроагрегати.

Основното при избора на подходяща турбина е оптималното съвпадение между преобладаващите ветрови скорости на конкретно място с най-висока възможна ефектвиност (к.п.д.) на съответната турбина за този скоростен диапазон. К.п.д. за ветротурбините се изменя в широк диапазон, в зависимост от скоростта на вятъра и върховите стойности на к.п.д. са в съществено различини скоростни диапазони, за различните турбини.

Зависимостите на к.п.д. от ветроскоростта (или от плътността на ветровата мощност) не се дават от всички производители на ветроагрегати. Тези, които ги дават, най-често надценяват ефективността на машините си. Именно затова използваме данните от немски независими технически одитори на ветроагрегати, които са замервани от тях в експлоатационни условия на вятърните електроцентрали.

Ветротурбините за производство на електрическа енергия са различни видове. Те се отличават по аеродинамичните си, трансмисионните си, генераторните и редица други характеристики. Но най-голямо значение за максималоното възможно електропроизводство на даден ветроагрегат на конкретно място имат неговите аеродинамични параметри. Те включват не само геометричинете му размери, броя на лопатите, профила им и т.н., но и динамичичните характеристики, като стъпка на лопатите, скоростта и възможностите за завъртането на ротора в хоризонтална и вертикална посока и др.

Всяка ветротурбина се проектира и избира според съответните ветроусловия и турбуленция за избрано място. Те следва да се анализират и да се прецени, доколко са оптимални, в зависимост от тримерните характеристики на вятъра на всяка определена точка за фундиране на ветроагрегат. Конкретните ветроданни зависят съществено от топографския профил на мястото, както и от профила на района около него, от ландшафта и други особености на терена.

Тримерният анализ на ветроданните дава предствава не само за турбуленцията, но и затова, доколко често и с каква амплитуда вятърът сменя посоката си в хоризонтална и вертикална равнина. Тези данни имат значение за правилния избор на турбина, не по-малко от това, доколко е променлива силата на вятъра в кратки времеви интервали. Например, за по-голямата територия на България, като изключим крайморските зони, високите планински била и други специфични райони, е установено, че вятърът е променлив и поривист през повече от половината от времето през което той-духа с енергийно значими ветроскорости.

Имайки предвид гореказаното, можем да направим извод, че скоростта на вятъра като едноразмерна величина с определена посока ни дава малко информация за енергийната му стойност. За да се оцени тя е необходимо да се анализира динамиката на вятъра в трите му измерения (3 D ветронализ), както и степента на турбуленция. Това най-често се прави като се изчислява плътността на вятърната мощност във ватове на кв.м. за всяко конкретно място, която се коригира с коефициент на турбуленицията. Това са началните данни, с които започва избора на аеродинамичните и други параметри на турбината. Следва да се знае, че всеки ветроагрегат оползотворява само част от разполагаемата вятърна мощност, което е обяснено и тук.

От изложеното става ясно, че ветродинамичните характеристики на турбината имат определящо значение за нейната енергийна ефективност. Именно тяхното най-пълно съответствие със специфичините условия на всяко място определят максимално възможното енергопроизводство на турбината, разположена на оптимална височина над терена.

Казаното до тук се отнася за изолирано работеща единична ветротурбина. Когато става въпрос за група ветроагрегати или така наречените ветропаркове, състоящи се от десетки турбини, тогава ветродинамичният анализ се прави не за конкретно място, а за определен район. В него, за правилния избора на броя на турбините, местоположението им, посоките на въртене на роторите и конфигурацията им на терена, задължително се отчита и интереференцията по-между им, с оглед максималното енергопроизводство на групата турбини като цяло, а не за отделно взет ветроагрегат.

Изложеното не изчерпва темата (от техническа гледна точка) за избор на подходящитe ветроагрегати за дадено място. Най-малко следва да се оцени предварително и тяхната електрическа ефективност и годишна електропроизводителност.

Субсидиране и безвъзмездни помощи (грантове) за екоенергийни проекти на български фирми

България е обвързана с редица многостранни международни, включително и европейски, строги задължения по отношение опазване на околната среда и рязко увеличаване дела на електроенергията, произвежданата у нас от естествено възобновяеми енергоизточници.

Наред със задълженията, все повече субсидии и безвъзмездни помощи се предоставят на нашата страна, предимно от еврофондовете. Те включват не само средства, които се заделят цевтрализилано от ЕС, но и редица други грантове и субсидии пряко от редица западноевропейски държави, като например програмата на Холандското правителство за безвъзмездни инвестиции за екоенергетика, наречена PSO b2b (100% безвъзмездно) и Балканския гръцки еврофонд за субсидиране (30% безвъзмездно) на екопроекти, в който за България са насочени 50 милиона евро. Също толкова средства са планирани специално за субсидии (20% - 50% безвъзмездно) в екологично чиста енергетика от Европейската банка за възстановяване и развитие в четири основни сфери:

☞ ветроенерегетика

☞ биомаса и биогаз

☞ слънчева енергетика

☞ хидроенергетика

За да се получат тези помощи и субсидии, по изброените четири основни направления, следва проектите да отговорят на определени условия, както и технически, енергийни и икономически критерии, които се доказват с предварителни техникоикономически анализи и инвестиционни оценки.

Характерно за субсидиите е, че се изисква минимално или никакво самоучастие, а когато е необходим частичен кредит, то той е дългосрочен и се обезпечава със залог на доставеното инвестиционно оборудване и самия изграждащ се обект или строящатата се екоенергийна и инсталация в съществуващ такъв. Специално за агроенергийни проекти може да се ползва и популярната у нас програма САПАРД. Но при нея субсидията се изплаща след завършването и започването на експлоатацията на обекта, за разлика от горепосочените напълно или частично безвъзмездни помощи, които се предоставят при старта на реализацията на обекта.

Освен посочените преки напълно и/или частично безмъзмездни помощи от централизиране еврофондове, европравителства и евробанки, има възможности за авансово финансиране на екоенергийни проекти от заинтересувани западни фирми. Тази схема работи по един от механизмите на Протокола от Киото, наречен "съвместно изпълнение". Кратко казано - това е финансиране на електропроизводство от възобновяеми евергоизточници, срещу ползване на част от "зелените сертификати", които се издават за всеки киловатчас произведена електрлонергия. Р България защити позицията за "съвместно изпълнение". При този механизъм развитите държави, които не могат да намалят собствените си емисии на парникови газове, инвестират в икономиките на страни в преход като нашата. В замяна - донорите получават дял от намалените емисии. По този механизъм Р България в момента изпълнява редица съвместни проекти с Холандия, Австрия и др., а преговори се водят непрекъснато с Дания, Италия и Франция. Само по три проекта с Холандия през 2000 г. България намали емисиите си на парникови газове с повече от 7 200 тона въглероден двуокис. А миналата 2003 година, когато влезе в сила и у нас регламентът за "зелените сертификати" със Закона за енергетиката, австрийска фирма инвестира 320 милиона евро във ВЕЦ "Цънков камък" заради правото да получава 65% от зелените сертификати за бъдещото производство на електроенергия.

Повече за търговията с редуцирани емисии на газове, замърсяващи атмосферата, може да видите тук.

Преференции за екоенергийни проекти

Българската вятърна енергетика е в зората на своето развитие. Използването на енергията на вятъра за енергийна комерсиализация е перспективен и печеливш бизнес. У нас някои ценови и други законови условия за производство на електричеството, произведено от вятъра, се доближават до европейските стандарти, а земите за ветрогенераторите са многократно по-евтини, отколкото тези, на които са построени генераторите в Дания, Германия, Гърция, Великобритания и т.н.. Енергийната ни инфраструктура, макар и вече остаряла, е сравнително добре развита. И тъй като в инвестицията влиза и земята, или правото за дълготрайното й ползване, то като цяло ветроенергетиката у нас е доходен бизнес, независимо, че ветровите условия общо за цялата територия на страната не са така благоприятни, както в споменатите по-горе държави. Тъкмо затова е наложително детайлно предварително проучване, анализ и инвестиционна оценка за всеки ветропроект и то още в началната му фаза, преди да са направени каквито и да било разходи за него. Примерен обхват на такова проучване е описан тук.

За реализацията на висока печалба от безплатната ветрова енергия много допринасят шест нови съществени моменти в нормативните условия:

1. От 2003 година изкупната цена е вече 12 ст. без ДДС за киловатчас ветроелектроенергия и ще продължава да расте с ръста на цените на дребно. По закон е предвидено, че изкупната цена не може да бъде по-ниска от 80% от цената на дребно за бита.

2. За всеки произведен киловатчас от възобновяем енергиен източник ще се издава зелен сертификат, който ще се продава, независимо това на кого се доставя ветроелектроенергията. Печалбата от предвидените зелени сертифика е равна на приходите от цената им, защото за тях не се правят разходи. Всички разходи влизат в себестойността на електроенергията. Повече за зелените сертификати и другите механизми за парични стимули вижте тук.

3. Съществена преференция за ветроенергийния бизнес е законовото задължение на НЕК да изкупува 100% произведената вятърна еленергия.

4. Законово задължение на НЕК е да изгражда или да заплаща изграждането на необходимата присъединителна мрежа до мястото на ветренергийното съоръжение.

5. Всички инвестиции за ветроенергетика, независимо дали става въпрос за свързани към националната електроенергийна система ветроагрегати или не, с изключение на земите, се амортизират с данъчно признати годишни квоти от 15 до 50%. Това е важно за ветроенергийния бизнес, защото ветрогенераторите се управляват от компютри със съответния софтуер и те работят напълно автоматично. Нямат постоянен персонал и нямат разходи за гориво, поради което приходите от продажби на ток и зелени сертификати са много големи и ако предварително не се структурират правилно активите на фирмата, ще се получават големи печалби, от които ще се плащат неприемливо високи данъци. Сега у нас данъците не са много високи, в сравнение с европейските, но с приемането ни в ЕС, те неизбежно ще се доближат до високите налози в еврозоната.

6. Преференциалното изкупуване ня ветроелектроенергията, по твърда цена, от НЕК дава възможност на производителите на ветроелектричество гъвкаво да планират своята консумация на ток (ако имат такава), така че да се възползват от тарифните намаления на НЕК за нощна енергия, например.

Посочените шест предимства не изчерпват всички такива за ветроенергийния бизнес у нас. Тези предимства са устойчиви и е малко вероятно да бъдат напълно или частично отменени, поради това, че са част от една международна система на стимули, в която България участва като страна, подписала Протокола от Киото и като бъдещ член на ЕС, където отдавна има по-големи преференции от шестте изброени по-горе. Това гарантира устойчивото покачване на стимулите за вятърната енергетика в България.

Тенденцията за повишаване на цената на енергията, у нас и глобално, не се очаква да се обърне. Всички знаем, че нашата енергетика е зависима от голям процент внос на първични енергоизточници. Цената на еленергията ще нараства, дори и след влизането ни в ЕС, заради милиардите, необходими за погребването на затворените реактори в АЕЦ, за които стана ясно, че няма да получим достатъчни компенсации от ЕС.

Рискът на ветронергетиката е в трудната й предсказуемост. Единственият подход за минимизиране му е внимателното и детайлното предварително анализиране на ветровите условия, които зависят от релефа, ландшафта и редица други особености не само на конкретно избраното място, но и на голям район около него. Само така могат да се изберат подходящи ветрогенератори, за да се увеличат печалбите от този бизнес и да се скъси срокът за изкупуване на инвестицията. По предварителни дании, от анализа на ветростатистически рузултати, събирани от различни източници, и на основание на наши ветроизмервания можем да предложим определини райони у нас с висок ветроенергиен потенциал. При тях инвестициите във вятърната енергетика се възвръщат най-бързо, себестойността на произведената електроенергия е най-висока, и съответно печалбата е най-голяма. По-добри енерготехнически показатели имат иновативните турбини. Една такава възможност е двуроторният ветроегрегат.

През последните години енергийни инвеститори се насочиха към използването на водните ресурси у нас, чиято експлоатация законово също се стимулира. Принципната разлика с ВЕЦ е, че началните инвестиции са много по-високи при водните централи и тяхното изграждане е свързано с много сериозни проблеми като например за регулираното многоцелево използване на водите, каквото при вятърната енергетика няма, както не се плаща и водно право и не се изграждат никакви спомагателни съоръжения като деривации, язовири и т.н..

Конфигурация, технология, проектиране и енергоинвестиционни оценки на вятърни паркове

Ветроусловията се оценяват в седем енергийни класа, които във възходящ ред показват прогресивно увеличение на плътността на ветровата мощност. Тя е основната характеристика за оценка на ветроенергийния потенциал. В САЩ приемат, че икономически рентабилен е проект, който е на терен от 4-ти ветроклас или по-висок. В Западна Европа отдавна се практикува експлоатация на ветроместа от 2-ри ветроклас. Тази голяма разлика се обяснява с факта, че за ветроенергийните обекти там, а вече и у нас, има редица финансови и други стимули и преференции. Такава тенденция вече се забелязва и в САЩ, където преференциите по-често се свеждат "Рost faktum" - до данъчни редукции и изгодни кредити, докато в ЕС те са начални стимули като субсидии и грантове, както и субсидирани изкупни цени на екоенергията зелени сертификати и други преференции, съгласно механизмите на Протокола от Киота, който САЩ все още не са го подписали за разлика от Евродържавите и Русия.

Втората причина за използване на места с ветроенергийни условия по-неблагоприятни от 4-ти ветроклас е, че цените на новите ветроагрегати паднаха няколко пъти за последните двадесетина години. Именно тези цени имат най-голяма тежест за всяка ветроенергийна инвестиция, тъй като горивото (вятърът) e безплатно, строителните работи са минимални, а турбините работят автономно и автоматично без персонал и се управляват телеметрично от централен диспечерски пункт на електроснабдяване.

Третата причина е, че технологиите на ветротурбини, работещи с регулиреими променливостъпкови лопати и електрогенератори с нефиксирана скорост на въртене вече се прилагат по-масово. Това, в съчетание с нови ефективни електромагнитни материали, използвани при генератоторите им (например neodim), позволява и на ветроместа от 2-ри клас да се получават ефективни инвестиционни резултати и с новозакупени турбини.

Що се отнася до България, можем да се възползваме от факта, че поради програмата Repowering, употребявани, но напълно годни турбини се продават сега на ниски цени в Западна Европа. Това на практика прави възможно да се постигне достатъчно ефективна инвестиция с купуване на употребявани турбини и монтирането им на места от 2-3 ветроклас. Още повече, че програмата Repowering на ЕС ще задейства и у нас след няколко години. По нея, при подмяна на съществуваща турбина с нова по-голяма, новата се предоставя изцяло на дългосрочен изгоден лизинг без начална вноска. Така на практика вятърът изплаща изцяло инвестицията, а банката-лизингодател има гаранции за електропроизводство, не от инвеститора, а от статистиката на отчетените данни за ветроелектропроизводството на старата турбина на същото място. Банката и предприемачът не носят риск, защото новите турбини имат минимум 5 годишни заводски гаранции, което време е напълно достатъчно за пълна амортизация на инвестицията.

Поради изброените (и други подобни) благоприятни условия през 2003 година у нас заработиха в паралел към електронергийната ни система първите вятърни генератори. А през 2004 г. първите ветропаркове край Сливен, Шабла и Ямбол вече са факт. Досега всичките ветрогенератори у нас са втора ръка от Западна Европа и почти всички работят безпроблемно, въпреки че повечето от тях са 10 годишни и по-стари.

Развитието на ветропарковете с употребявани турбини е по-изгодно от инвестиционна гледна точка за нашите условия отколкото строителството на нови надмегаватови турбини, защото терените у нас още са много евтини, а мегаватовите агрегати изискват монтажни и транспортни технологии и съответната механизация, каквито у нас нямаме. Още повече, че над 30% от нашата територия, подходяща за ветроенергетика, е в гори и планински места, където транспортният достъп е силно затруднен и практически прави невъзможно монтирането на голямогабаритните няколкомегаватови турбини.

Затова, още в началото си, ветроенргийният бизнес вече се ориентира към ветропаркове от употребявани домегаватови ветроагрегати, докато с нови мегаватови такива, в началото на 2005 г., проектите все още са в перспектива. За разлика от германските и датски ветрополета, у нас хълмовете и планинските райони изискват много внимателно предварително проучване, последвано от много по-сложно проектиране на взаимното разположение на турбините една спрямо друга в малка група или по-голям вятърен парк. Това се отнася и за крайморските зони, където турбуленцията в близост до стръмни морски брегове е немалка, което също усложнява избора на оптималните места за фундиране на всяка турбина, когато са в група (клъстер) или ветропарк.

Преди да се започне какъвто и да е било проект на ветропарк или клъстер е необходимо да се направи избор на най-подходящите турбини за него, както е описано тук.. Но преди това следва да се направи ветроениергиен одит на целия терен, а не за отделни точки по него. Всяка турбина във ветропарк произвежда по-малко електроенергия в годишно изражение, в сравнение със случаите, когато тя е самостоятелна. Затова е неправилно да сумират годишните електропроизводствени данни на единични турбини, когато са във ветропарк или клъстер. Тук проблемите не са чисто електропроизводствени.

Ако една турбина заслонява друга, съседна на нея, това не води само до енергийни загуби от намалената ветросила към заслонената турбина. По-опасното е, че турбуленцията на въздушния поток, преминал през едната, поставя в тежък аеродинамичен работен режим другата, който може бързо да я разруши. Различните турбини имат съществено различаваща се "ветропрозрочност" на роторите си, както и различна устойчивост на турбуленция. От това, както и от геометричните им параметри, много зависи, доколко ще се избегне бързото разрушаване на турбините във ветропарка и доколко ветроелектропроизводството му ще бъде максимално възможното за определен терен. За да се постигне тази максимизация, следва да е оптимално разположението на трансформаторните станции, схемите и връзките между ветроагрегатите, тяхната конфигурация по планиметрията и алтиметрията на терена и т.н.

Оптималната конфигурация на всеки ветропарк зависи от изброените и от много други параметри и изисквания, част от които са противоречиви и дори взаимно изключващи се. Особено, когато терените не са равни полета, а релефни или пресечени местности. Всяка една оптимизация основно се свежда до приемливи компромиси между големината на турбините, мощността им, вариантното им взаимно разположение на определен по площ и релеф терен и т.н. Поради многобройните параметри и условия при проектирането на ветропаркове използваме специализиран софтуер, който помага за получаването на вариантни техникоикономически решения на оптимални конфигурации на ветропаркове. Това се отнася не само за ветропаркове от десетки турбини, но дори и само за няколко такива (клъстер). Един конфигурационен проект на ветропарк включва като минимум следните основни стъпки, което са обединени в две направления А и Б, както са описани по долу:

А. Оптимизиране конфигурацията на ветропарка

1. Анализ на терена, тахиметрична снимка и ланшафтни неравности

2..Оценка на прилежащата инженерна инфраструктура

2.1. Пътна инфраструктура

.2.2. Електросилова инфраструктура-конфигурация и капацитет

2.3. Телекомуникационна инфраструктура

2.4. Аеродинамично въздействие на обекти в съседство върху ветропарка

2.5. Въздействие на вятърни паркове върху съседни обекти

3. Схеми на фундаменти, арматурни планове и други работни чертежи

4. Геометрични размери и тегла на компонените на ветротурбина

5. Електросилова схема на вятърен парк

5.1. Електрическа схема на ветрогенератор

5.2. Присъединяване на ветрогенератор към повишаващ трансформатор 20 kV

5.3. Интеграционна схема на повишаващите трансформатори 20 kV

5.4. Необходимост от присъединителна 110 kV електроинфраструктура

6. Търговско мерене на електроенергията

7. Варианти на оптимална конфигурация на турбините върху терена

7.1. Топологична схема на турбини с фиксирана стъпка на лопатите

7.2. Топологична конфигурация на турбини с регулируема стъпка на лопатите

.8. Присъединяване на вятърен парк към електросистемата

Б. Оптимизиране на технологията на строителство на ветропарка, инвестиционна и екологична оценка

1. Избор на технология за строително-монтажните работи на ветрогенератор

2. Транспорт (демонтаж)

3. Подемна техника (монтаж)

4. Сглобяване и наладка

5. Перспектива на ветропарка

5.1. Енерго-техническа перспектива на ветропарка (интензивна и екстензивана)

5.2. Инвестиционна перспектива на ветропарка в рамките на европрактиката.

5.3. Вариантна енерго-техническа оптимизация на ветропарка (клъстера)

6. Инвестиционни и икономичeски оценки на подходящите варианти турбини

6.1. Размер на инвестицията

6.2. Парични постъпления

6.3 Рискове и дисконтов процент

6.4. Оперативни разходи

6.5. Инвестиционен цикъл

6.6. Период на възвръщаемост на инвестицията

6.7 Нетна сегашна стойност на инвестицията

6.8. Вътрешна норма на рентабилност

6.9. Съотношение приходи / разходи

6.10. Себестойност на електропродукцията на вятърна електроцентрала

6.11. Сравнение на вариантите

6.12. Резултати от екологичната експертиза на вятърна електроцентрала

6.12.1. Екологична оценка

6.12.2. Еколого-икономическа оценка

6.12.3. Заключение на експертизата

6.12.3.1. Ресурсоемкост

6.12.3.2. Земепоглъщаемост

6.12.3.3. Отпадност

7. Оценка на годишното електропроизводство на вятърен парк

7.1. Брутно електропроизводство на вятърна електроцентрала

7.2. Загуби на електроенергия във вятърни паркове

7.2.1. Конфигурационни загуби

7.2.2. Турбинни аеродинамични загуби

7.2.3. Загуби при трансформация във вятърна електроцентрала

7.3. Нетно електропроизводство на вятърен парк

7.3.1. Нетно генераторно електропроизводство

7.3.2.Нетно електропроизводство на високо напрежение на вятърен парк

7.4. Парични показатели, прогноза, граници на рисковете на инвестицията

8. Крайни изводи и препоръки

Горното съдържание е примерно и може да се разглежда като неподробен план за едно предпроектно проучване за ветропарк. по отношение на конфигурацията на турбините на избран терен, от една страна и оценка енергийните и инвестиционни резултати, при експлоатацията на ветропарка, от друга страна. Съвсем разбираемо е, че преди предпроекта за ветропарк е необходимо за се направи ветроенергиен одит и предпроект за ветрогенератори. Неподробен план на такъв проект може да видите тук.

Перспектива

България е на последните места в Европа по производство на електроенергия от възобновяеми енергийни източници (ВЕИ). Това показва проучване на германската асоциация на производителите на електроенергия VDEW.

Едва 0,5% от произведения ток в България идва от подобни енергийни източници, които включват вятър, слънчева енергия и геотермални източници. Според националната програма на Министерството на енергетиката и енергийните ресурси, енергията от възобновяеми източници трябва до 2010 г. да достигне 8% от цялата произведена електрическа енергия в България. Тези цифри са заложени и в поетите задължения спрямо Протокола от Киото.

България има потенциал да произвежда годишно 440 000 кВч геотермална енергия, 755 млн. кВч от хидростанции и 30,65 млн. кВч от биомаса. вятърната енергетика има много голям потенциал, защото изграждането на вятърни паркове вече става с единчни турбини по 1.5 до 3 MW единична мощност всяка. Тази мощност се постига чрез големи роторни диаметри над 100 м. и височини на стълбовете от същия порядък. През 2004 г. в Германия бе построена първата турбина с единична мощност от 5 MW която е на стълб от 120 метра и е с диаметър 127 метра. Във височина скоростта на вятъра расте, с което расте и електропроизводството на вятърните генератори. В българските крайбрежни води на Черно море също има отличен ветроенергиен потенциал. затова у нас перспективата вятърна енергетика е голяма.

Хибриден алгоритъм за проектиране на вятърен парк

Проектирането на вятърен парк се прави със специализирани за това програми. Те включват в себе си и проектирането на единични турбини, което е разгледано в рубриката ИЗБОР на тази страница. Тук няма да се връщаме към всичко казано в съответните рубрики, например: за измерването на тримерното поле на вятъра; за избора на вятърни електрогенератори, за ефективността им, за оптимизацията на електропродукцията им, според рузултатите от ветроенергийния одит и т.н., а ще продължим по-нататък с автоматизираното проектиране на вятърен парк. Съществена част от него е оценката на конфигурационните загуби. Тя се прави при проектирането на разположението на вятърни турбини във ветропарк. Тези загуби се пораждат от взаимодействието на коя да е вятърна турбина с всяка друга от заобикалящите я. Турбините, които са разположени във “вятърната сянка” на другите не “посрещат” вятъра, както първата челна турбина, отпред по посоката на преобладаващия вятър. В резултат на това, произведената енергия от “първата турбина” е повече, в сравнение със следващите я. Не само “първата турбина” пречи на следващите, но и те пречат на нея, защото препятстват свободното движение на въздушния поток след “първата турбина”, което частично я “запушва”. Така налятането зад “първата турбина” остава по-високо, в сравнение със случая на незапушена турбина. А колкото по-голяма е разликата в налягането пред и зад ротора на една турбина, толкова е по-висок коефициентът й на полезно действие, с който тя работи. Във всеки вятърен парк “първата турбина” понижава въздушното налягане пред следващите я, а те, от своя страна, повишават налягането (запушват) тези пред тях. Взаимното влияние между турбините, във всеки вятърен парк, причинява, така наречените, кнфигурационни загуби. Те зависят от разстоянието между турбините, вида на самите турбини, технологията за аеродинамичното им управление, тяхната пространствена ориентация, характеристиките на местоположението им и орографията и други фактори. Всички те се използват като входни данни за изчисляването на коефициента на загубите. Стойностите за един добре проектиран вятърен парк варират от 0 до 20% спрямо оценката ня “брутната енергийна продукция”. Като ниските стойности съответстват на малки групи от добре разположени турбини, докато високите стойности отговарят за вятърен парк с гъсто разположени турбини и с преобладаващ слаб вятър. Конфигурационните загуби за самостоятелна турбина са 0%, докато при добре проектирани групи от 8 до 10 турбини могат да се задържат под 5%. Тези потенциални загуби, както и загубите описани по-долу, трябва да бъдат разгледани внимателно, за да не се допусне евентуално преувеличаване на съответните загуби. За тази цел използваме специализирани програми, който работият по сравнително сложни алгоритми с елементи на експертна система в тях. Тук под програми, имаме предвид не само такива, които се реализират с конвенционален софтуер, който работи с едноизходни изчислителни формули на основание въведни бази данни, но и програми, направени с помощта на обектно ориентирани езици. Те освен всичко, което правят конвенционалните програми, имат елементарен изкуствен интелект. Затова, те освен бази данни и алгоритми, задългително ползват и бази правила, бази факти, и други необходими бази информция. Такива програми се «обучават» предварително от топ-експерти по съответни специалности, благодарение на което те могат да правят ограничени аналитични и синтетични човешки дейности. Те не работят по твърди алгоритми (като всякакъв вид конвенционален софтуер и всичко друго на Мicrosoft, например). Обектно ориентираните езици ползваме именно заради това, че те имат ”Механизъм на умозаключенията”, с който работи техния “интелект”. Затова от такива програми не се получават еднозначни резулати, а винаги оценени алтеранативи за избор и т.н. Така ние получаваме коренно различни топологични конфигурации на вятърен парк за определен терен, всяка с различен брой турбини, различно мощни, различно високи, различно разпложени, с различни конфигурационни загуби, с различно моментно и годишно електропроизводство, с различни капиталови и оперативни разходи и т.н. Измежду тях инвеститорът избира оптимален вариант, както по енергийна, така и по инвестиционна и технико-икономическа ефективност. Моделът на използвания хибриден софтуер (конвенционален и изкуствен интелект) включва редица корекции, част от които са обяснени по-долу.

Загуби от замърсяване на лопатите

Приблизителната оценка на тези загуби се налага поради честите замърсявания на лопатите от насекоми и натрупването на лед. Натрупването на насекоми или лед влияят върху аеродинамичните качества на лопатите, което може да се предотврати чрез редовно измиване или нагряване на периферията на лопатите. Този вид загуби участват като входни данни за изчисляването на коефициента на загубите. Стойностите варират от 1 до 3% от “брутната енергийна продукция”.

Загуби от обледяване

Загубите от обледеняване се получават в следствие на натрупването на лед по ротора игондалата, което води до изключване или невъзможно включване на турбината. Автоматичната защита “разбира” кога има обледеняване по дисбаланса на ротора, който се възприема от съответния датчик като “биене” на вала. Загубите от обледеняване зависят от околната температура, от височината, на която е монтиран ротора на турбината, от нивото на влажността и от вида (дизайна) на турбината. Загубите от обледеняване участват като входни данни за изчисляването на загубите. Стойностите варират от 0 до 8% от “брутната енергийна продукция. При място, за което очакваните загуби от обледеняване надхвърлят 8% е препоръчително да се ползват турбини с противообледенителни системи. За нашите климатични условия, такива случаи най-често могат да се очакват при турбини, монтирани на планински връхове.

Загуби от принудителни прекъсвания

Те са резултат от техническата експлоатация на машината, например повреди, стационарни прекъсвания или превантивни прекъсвания. Загубите от принудителни прекъсвания участват като входни данни за изчисляването на коефициента на загубите. Стойностите варират от 3 до 7% от “брутната енергийна продукция”. В случаите на вятърни турбини, които са монтирани при екстремни климатични условия, загубите надхвърлят високите стойности.

Други загуби

Така наречените други загуби, представляват загуби на енергийна продукция при включването и спирането на машината, при отклонения в работата, при силни ветрове и от изключването на машината при внезапни пориви на ветровете. Тези загуби включват някои изисквания за мощността, както и някои загуби при трансформацията, при включването й в местната енергийна мрежа. Този вид загуби участват като входни данни за изчисляването на коефициента на загубите. Стойностите варират от 2 до 6% от “брутната енергийна продукция”

Годишна енергийна продукция

Компонентите, които участват в изчисляването на годишната енергийна продукция за един ветроенергиен проект са следните:

Капацитет на вятърната централа

Моделът изчислява капацитета на вятърната централа или изходната мощност на вятърната турбина в kW, като определя номиналния капацитет на турбината.

Неуточнена енергийна продукция

Моделът изчислява неуточнената енергийна продукция от съоръжението. Това е енергията, която една или повече турбини ще произведат при стандартни условия на температурата и атмосферното налягане. Изчислението е базирано спрямо кривата на енергийната продукция на избрани турбини (не по данни на производителите им, а по данни на независими технически одитори и преобладаващата енергозначима ветроскорост, при различни статистически разпределения на останалите скорости на вятъра на вятъра за съответната височина на стълба за одитирания терен.

Коефициент за отчитане на атмосферното налягане

Моделът изчислява коефициента за отчитане на атмосферното налягане, който е пропорционален на средното атмосферно налягане, което зависи преди всичко от надморската височина на избраното място. Този коефициент се използва за определянето на “брутната енергийна продукция” и стойността му варира между 0,59 и 1,02 като ниските му стойности се отнасят за места с височина не по-голяма от 4000м.

Коефициент за отчитане на температурните разлики

Моделът изчислява коефициента за отчитане на температурните разлики, който е обратно пропорционален на средната температура на мястото. Коефициентът служи за определянето на “брутната енергийна продукция”. Стойностите му варират между 0,98 и 1,15 за температури в приблизителните граници от 20°С до -20°С.

Брутна енергийна продукция

Моделът изчислява брутната енергийна продукция, която е общата годишна енергийна продукция на вятърното съоръжение, преди отчитането на някои загуби, при скорост на вятъра, атмосферно налягане и температура на избраното място. Това се получава от неуточнената енергийна продукция, коефициента за отчитане на атмосферното налягане и коефициента за отчитане на температурните разлики. Брутната енергийна продукция участва в определянето на общата произведена енергия.

Общ коефициент на загубите

Моделът изчислява общия коефициент на загубите, който е съставен от всички загуби. Коефициентът обединява загубите от конфигурацията, замърсяването на лопатите, обледяването, принудителните прекъсвания и другите загуби. Когато се приложат към “брутната енергийна продукция”, те водят до събраната възобновяема енергия. Общият коефициент на загубите се приема за 0,75 или по-малко, което би било показателно за един незадоволително планиран проект.

Специфичен добив

Моделът изчислява специфичния добив от ветроагрегат, който е главният критерии във вятърната индустрия за оценяването и сравняването работата на една вятърна турбина заедно с режима на вятъра на съответното място. Специфичният добив се получава като се раздели произведената енергия от от една вятърна турбина на обмитаната площ на ротора. Обикновено специфичният добив е в границите от 150 до 1 500 kWh/m2 за турбина, където долната граница се отнася за малки турбини работещи при ниски скорости на вятъра, а горните граници за по-големи турбини при високи скорости на вятъра.

Нетно електропроизводство

Моделът изчислява произведената енергия, която е нетното количество енергийна продукция от ветроенергийните съоръжения. За изчисляването на тази стойност се използва “брутната енергийна продукция” и общия коефициент на загубите.

Цена на електроенергията от вятърни електроцентрали

Нашата енергетика като цяло е силно зависима от вносни горива и други ресурси, които се купуват с долари. Досегашното развитие на цените на енергията далеч изпреварва инфлацията и ръста на курса долар / лев. През последните няколко години цената на тока се увеличи близо 2 пъти, при ниска инфлация и падащи котировки на долара. Спирането на блокове 1 - 4 в АЕЦ "Козлодуй" рязко ще влоши съотношението на "сравнително чистите" енергоизточници, в краткосрочен план, каквато е ядрената енергия и определено замърсяващите енергоизточници, каквито са централите, изгарящи въглища. Намаляването на дела на ядрената енергия в горивния баланс би довело до увеличение с 50 - 70 % на емисиите на парникови газове, серни окиси и други замърсители, което предзставлява 6-9 пъти повече от изискваното намаление от 8% по протокола от Киото. С други думи казано – общият ефект от намаляването на ядреното електричество ще доведе до десетократно завишаване на вредните емисии, ако общото електропроизводството би било на нивото на 1988 година.

Посоченото е очевидно непосилен за овладяване проблем, дори и при намаленото сега общо електропроизодство, ако не се наложи цялостно ново моделиране на енергийната стратегия на страната. Съществена причина за това е и фактът, че за проектите по Протокола от Киото редуцираните емисии от атомна енергия не са допустими, което означава е, че дори и евентуално нови ядрени мощности у нас са неперспективни за постигане на договорените вече екокритерии. Решаването на този проблем е свързано с купуване на редуцирани количества на CO2 от чужбина, внасяне на «чисто електричество», примерно от датски ветроелектроцентрали или и двете. Спирането и намаляването на ядрените електрогенериращи източници ще бъде заместено от увеличената експлоатация на местните ТЕЦ на нискокалоричните и силно замърсяващи околната среда лигнити, което ще бъде ограничавано и на свой ред ще предизвика увеличаване на вноса на по-калоричните вносни въглища.

Това естествено ще повиши цената на електричеството у нас като цяло (тя в момента в ЕС е два—три пъти по-висока), независимо от възможностите на централите на наши въглища и ядрената ни енергетика. Те ще бъдат заставани, чрез различни икономически санкции, включително от предвидения в Закона на енергетиката квотен принцип (чл. 163, ал 2 и ал.3), да произвеждат енергия от възобновяеми източници или да купуват зелени сертификати (чл. 161 от Закона за енергетиката).

Радикално решение на посочените проблеми е природосъобразното производство на енергия от възобновяеми енергоизточници. Най-икономически изгодният и най-природосъобразният начин за производство на екологично чиста енергия сега е ветроенергегиката. Емисиите от въгледвуокис еквивалент, които се редуцират от заместването на 1 kWh електронергия от въглища, със същото количество, добито от силата на вятъра, е около 1 кг. СО2 еквивалент. Оценката на редуцираната емисия за СО2 еквивалент от производството на 1 kWh ветроелектронергия се получава около 14 евроцента. Изчисленията са направени по общоприетата методика и ревизираните напътствия (1996 г.) на Междуправителствена група по промените на климата /IPCC/. Това обаче не означава, че ветроенергийните производители получават тази цена като добавка към цената на тока, който произвеждат. Причината е, че правителствата, подписали ангажименти по Протокала от Киото, не я плащат сега точно по този начин. Те използват други преференциални средства, като например субсидии и грантове за ветроенергийните инвестиции, които само в Германия бяха 2.7 милиарда евро за 2002 година. И разбира се – преференциални изкупни цени на електричеството, сделките с редуцирани емисии, зелените сертификати и други подобни.

Затова засега, и в близко бъдеще, ветроенергетиката е екологично чистият и инвестиционно изгодният източник на електричество. Не случайно, още приз юли 2003 година, Държавната комисия за енергийно регулиране определи двойно по-висока цена (120 лв за мегаватчас, без ДДС) за задължително изкупуване на 1 kWh електроенергия, произведен за сметка на вятъра, в сравнение с изкупната цена на електричеството, добивано от ВЕЦ. Тази тенденция е трайна, не само заради Протокола от Киото, евроизискванията по поетите вече ангажименти по преговорите по глави Екология и Енергетика, но и поради факта, че от декември миналата година у нас вече действа новият Закон за енергетиката. По отношение на цените, той осигурява не само преференциална изкупна цена на «чистото електричество» сега, при настоящите условия, но и при всякакви следващи промени, свързани със зелените сертификати и други изменения. (виж чл.158 т.3 от Закона за енергетиката). Съгласно приетата стратегия за продажните цени на енергията (през юни 2004 г.), те ще се увеличават синхронно с инфлацията. А по Закона за енергетиката продажната цена е пряко обвързана с изкупната цена на «чистото електричество» (чл.33, ал.2 от Закона за енергетиката). С това законово се гарантира, не само 100%-ното изкупуване на произведената електроенергия от вятърните електрогенератори по преференциална цена, но и нарастването на тази цена, не по-малко от ръста на инфлацията. Една неголяма ветротурбина, при сегашното ниво на цените, през обичайния си експлоатационен срок, ще донесе приходи за близо 2 милиона лева и същевременно ще спести въглища на стойност над 100 000 долара за производство на равностойно количество електроенергия.

gornichane.jpg

s_wind_farm_spain.jpg.jpg

post-1-070212400 1289035318_thumb.jpg

Link to comment
Share on other sites

  • Глобален Модератор

Най-практично и удобно за прилагане в равните пустинни области, където няма по какъв друг начин да се произвежда енергия. Широко разпространени в САЩ. Естествено обаче са много по-слаби електроцентрали от АЕЦ, ТЕЦ или ВЕЦ-овете. ;)

Link to comment
Share on other sites

  • Администратор
Най-практично и удобно за прилагане в равните пустинни области, където няма по какъв друг начин да се произвежда енергия. Широко разпространени в САЩ. Естествено обаче са много по-слаби електроцентрали от АЕЦ, ТЕЦ или ВЕЦ-овете. ;)

Ако питаш мене това е бъдещето!

В европа много страни започват да си строят различно видове Ветрове електроцентрали. В Германия имат определен начин по които им са централите и най важното перките.

Link to comment
Share on other sites

  • Глобален Модератор

Много по-слабо производителни са в сравнение с мощността на един АЕЦ например. А и точно в Европа няма подходящи условия за прилагането им, освен може би в Русия и Украйна, но и те влагат предимно в развитието на ядрената енергетика.

Link to comment
Share on other sites

  • Администратор

Не е така...разрешават прекъсвания на периода на безветрие, слаб вятар или буря.

Хората са го измислели. В момента много усилено се работи върху цялата тази технология.

Link to comment
Share on other sites

  • 2 месеца по късно...
  • Администратор

Най-големият ветрогенератор у нас е край Сливенските минерални бани

Съоръжението превръща енергията на вятъра в ток, а мощността му е достатъчна, за да захрани няколко апартамента в жилищен блок.

l28134.jpeg

Ако пътувате към Сливен, от лявата страна на пътя ще видите странно съоръжение с голяма перка. Това е ветрогенератор и превръщата силата на вятъра в електрически ток. Той е най-големият в България и от края на миналата година до днес е произвел енергия, с която да се освети град с размерите на Перник. Ветрогенераторът е монтиран тук, защото това е едно от най-ветровитите места в цялата страна.

"Произвежда около 225-250 киловата трифазен ток, 380 волта, и е включен към мрежата. Ние използваме, едновременно и на "Енергото" даваме", оябсни техникът Александър Александров.

Ветрогенераторът е произведен в Дания и работи, когато скоростта на вятъра е не по-малка от 10 метра в секунда. Височината на кулата е 30 метра, а общата тежест е около 8 тона. Диаметърът на перките е 30 метра. В кабината има компютър, който командва работата на генератора и отчита произведената енергия.

Въпреки че в Дания и Холандия силата на вятъра отдавна се използва за производството на ток, у нас тази идея тепърва започва да се тества и прилага. Ако край Сливен бъдат построени още 10 ветрогенератора като този, енергията, която ще произвеждат за едно денонощие ще стигне за електрозахранването на селище с около 500 жители. Ветрогенераторът не замърсява околната среда и няма нужда от постоянен човешки контрол. Изисква само силен вятър, а в Сливенска област той е в изобилие.

bTV

Link to comment
Share on other sites

  • Потребител

Според мен, ако в България се въведът по-масово, тези електроцентрали ще подпомогнат развитието на по-екологичната електроенергия в страната. Като Балканска страна България е планинска, а планинските места са идеални за монтирането на тези съоражения. За пример ще дам едно село в което се отбих за няколко дни, когато пътувах с брат ми. Не съм сигурен за името, но за тези 3 дни там не спря да духа вятър. Ако се монтира вятърна електроцентрала там, няма да имат причини за притеснения, че ще има дълги периоди в които няма да функционира електроцентралата

Link to comment
Share on other sites

  • Администратор

Не е точно така!

Ветро двигателите се използват предимно за вадене на вода или за захранване на малки съоръжения. Това за вятара не е фатално както писах и по-горе имат режим на безветрие и на бури.

В планините се строят ВЕЦ-ве заради течащата вода....

България ако може да си запази АЕЦ-а ще е добре тез ветро централи не ни трябва северните страни да си ги строят....

Link to comment
Share on other sites

  • 2 седмици по-късно...
  • Потребител

Темата ме заинтересува живо. Благодаря за подробно изложената информация в горната статия. Как можем да установим връзка за по-обстойно разглеждане на конкретен проект. Благодаря!

Link to comment
Share on other sites

  • Администратор
Темата ме заинтересува живо. Благодаря за подробно изложената информация в горната статия. Как можем да установим връзка за по-обстойно разглеждане на конкретен проект. Благодаря!

Ами тук във форума!

Ако имаш нещо друго конкретно може да направиш отделна тема за това.

Може и ICQ, но нямам много свободно време за това....

Link to comment
Share on other sites

  • 3 седмици по-късно...
  • Потребител

Инфото ви е малко старо, в момента край каварненското село Раковски се монтира най-големия ветрогенератор в БГ, който е с мощност 750 kW. кулата му е висока 51 м, а диаметъра на ротора е 44 м.

Link to comment
Share on other sites

  • Администратор
Инфото ви е малко старо, в момента край каварненското село Раковски се монтира най-големия ветрогенератор в БГ, който е с мощност 750 kW. кулата му е висока 51 м, а диаметъра на ротора е 44 м.

Че инфото е старо е ясно, но поради липса на друго и с това се задовуляваме :)

Ще можеш ли да дадеш малко повече информация за този ветрогенератор край Раковски ;)

Примерно кой го монтира, колко KW произвежда и какви са частите и на кой е производителя :Oo:

Link to comment
Share on other sites

  • Потребител

Ветрогенератора е производство на датската фирма N.E.G. Micon, която в момента е погълната от лидера на пазара Vestas. Турбината е втора употреба демонтирана през месец Декември'05 от град Брадеруп - Германия. Произведена е 1997 г. Височината на кулата е 51 м, като за височина се язема от кота 0 до центъра на ротора. Диаметъра на ротора е 44 м. с три блейда. Генератора е асинхронен кафезен с превключване на полюсите и работно напрежение 690V.

Сега малко повече за отделните детайли, системи и възли

1. Кула

Кулата е от три части които се съединяват чрез присъединителни фланци, масата на цялата кула без кабелите и таблата е 45 т.

2.Гондола

Гондолата е изградена от носещо шаси облечано с алуминиев кожух в който са разположени главния вал/ вала между ротора и скоростната кутия /, скоростната кутия, генератора, системата за насочване по вятъра, спирачната система, сервизенм кран до 250 кг. товароподемност и охладителната система за маслото в скоростната кутия и за водата охлаждаща генератора.

Скоростната кутия е планетарна с предавателно число 1:43.

3.Ротора

Ротора е съставен от така наречения хъб или главина на които се захващат трите блейда и чрез него целия ротор към главния вал. Трите блейда са захванати посредством удължителни фланци към хъба за достигане на по голям роторен диаметър. Самите блейдове са производство на датската фирма LM Glasfiber. Типа на блейдовете е LM 19,1, т.е. блейда е с дължина 19,1 м. Блейда завършва с аеродинамична спирачка управлявана от хидравлична станция намираща се в хъба, за да се постигне по ефективно спиране. Съоръжението се управлява от промишлен контролер производство на датската фирма Mita-Teknik DS. Модела на контролера е Mita-Teknik WP 2000.

Относно въпроса кой го монтира- аз. В момента в България има 53 ветрогенератора 34 от които съм монтирал и пуснал в експлоатация. Някои от последните ми проекти са:

N.E.G. Mikon M700 225 kW - с. Тополница, Айтос

N.E.G. Mikon M600 250 kW - гр. Сливен

Vestas V39 500 kW - с. Българево, Каварна

2 броя Nordtang 41 550 kW - с. Могилище, Каварна

Nordtang 41 550 kW - гр. Айтос

4 броя N.E.G. Mikon M750 400 kW - гр. Шабла

и др.

Link to comment
Share on other sites

  • Администратор

Много ти благодаря за подробната информация наистина ще ми влезе в работа.

Имам още няколко въпроса:

Знаеш ли дали има таблица за Мощност в К.С. при скорост на вятъра и съответните диаметри на ветровото колело в някой от районите в България. Аз имам от един доста стар учебник, но само някой стойности.

Знаеш ли лидер в подобно производство на ветрогенератори както в България така и в Света? И ако можеш с няколко изречения да кажеш най новите новости относно тези съоръжения. :)

Учителят ми по ЗИП Инсталации много ще се зарадва на тази информация :v:

Link to comment
Share on other sites

  • Потребител
отговори на всички въпроси можеш да намериш на:

http://www.windpower.org/en/tour/wres/index.htm

здравей, vestas! във връзка с казаното по-горе искам да се свържа с теб. става дума за инвестиционни намерения. моля те прати ми мейл за контакт на rallytch@abv.bg thanx

Link to comment
Share on other sites

  • 1 year later...
  • Потребител

Mikon M530 250 kW Много моля споделете мнение за този генератор, който смятам да въвеждам в експлоатация край петолъчката Сливен? Генератора е втора употреба от Холандия! Има ли някой който има преки наблюдения и дали е подходящ за този район???

Link to comment
Share on other sites

  • Администратор

Здравей.

Вече не се занимавам с това и няма дори кого да питам..., но по добре се обърни към хора инсталирали подобни генератори.

Това може да ти помогне: http://www.infotourism.net/projects/projec...ar.Kiriakov.ppt

http://www.infotourism.net/projects/project24_biforum/ - взето от тук.

А може ли да разкажеш повече за този генератори и принципа на инсталиране, както и за целите на дейността?

121_Velizar.Kiriakov.ppt

Link to comment
Share on other sites

Напиши мнение

Може да публикувате сега и да се регистрирате по-късно. Ако вече имате акаунт, влезте от ТУК , за да публикувате.

Guest
Напиши ново мнение...

×   Pasted as rich text.   Paste as plain text instead

  Only 75 emoji are allowed.

×   Your link has been automatically embedded.   Display as a link instead

×   Your previous content has been restored.   Clear editor

×   You cannot paste images directly. Upload or insert images from URL.

Зареждане...

За нас

Вече 15 години "Форум Наука" е онлайн и поддържа научни, исторически и любопитни дискусии с учени, експерти, любители, учители и ученици.

 

За контакти:

×
×
  • Create New...