Около 65 % территории России находится в зоне изолированного (автономного) энергоснабжения и в основном обеспечиваются электроэнергией от дизельных электростанций, работающих на привозном топливе. По оценке Российского энергетического агентства число дизельных электростанций (ДЭС), работающих в этих зонах составляет около 900, выработка электроэнергии около 2,54 млрд кВт·ч в год. Стоимость производства энергии на таких ДЭС составляет 0,25-2,0 евро за 1 кВт·ч, что значительно дороже чем в зонах централизованного энергоснабжения. Поэтому уменьшение объёма потребления дальнепривозного топлива для работы ДЭС является важной социально-экономической задачей. В тоже время в зонах автономного энергоснабжения велик потенциал ветровой и солнечной энергии, который может быть эффективно использован путём создания эффективных энергокомплексов на базе возобновляемых источников энергии, обеспечивающих высокую долю замещения дизельного топлива.

В зонах автономного энергоснабжения велик потенциал ветровой и солнечной энергии, который может быть эффективно использован путём создания эффективных энергокомплексов на базе ВИЭ

Все валовые ветроэнергетические ресурсы (ВЭР) России составляют величину 80 X 1015 кВт·ч/год, технические ВЭР — 6,2 X 1015 кВт·ч/год, экономические ВЭР — 31 X 1012 кВт·ч/год. Около 38 % сосредоточено в европейской части, около 30 % сконцентрировано на Дальнем Востоке, около 16 % в Западной Сибири и около 16 % в Восточной Сибири. Северные и дальневосточные территории России, где находятся основные объекты децентрализованного энергоснабжения находятся в зоне высокого ветропотенциала. Ресурсы солнечной энергии имеют высокий потенциал также в Регионах Сибири и Дальнего востока (Республики Якутия, Бурятия, Приморский край). В этих регионах можно выделить следующие проблемы энергоснабжения:

1. Ежегодный завоз топлива для автономных ДЭС в рамках «северного» завоза составляет около 1,0 млн тонн без учёта завоза для объектов МО.

2. Многие ДЭС имеют устаревшее оборудование, многие давно выработали свой моторесурс, в результате имеют очень низкую надёжность энергоснабжения, необходимость значительного «горячего» резерва, поэтому имеет место очень высокий расход топлива.

3. Себестоимость производимой энергии на ДЭС для автономных регионов находится в диапазоне 15-150 руб. за 1 кВт·ч. Это вынуждает проводить субсидирование, особенно бытового потребления, из бюджетов разных уровней до 600 млрд руб. в год (89 %).

4. Наносится значительный ущерб окружающей среде выбросами продуктов сгорания топлива (40 млн тонн СО2, 80 тыс. тонн SOX, 600 тыс. тонн NOX) и беспорядочным хранением бочек из под топлива.

По оценке Российского энергетического агентства, число ДЭС, работающих в этих зонах составляет около 900, выработка электроэнергии около 2,54 млрд кВт·ч в год (рис. 1).

Учитывая структуру и мощности потребления в этих отдалённых регионах целесообразно внедрение полносборных, удобных для монтажа модульных систем энергоснабжения на базе использования НИЭ и ВИЭ с мощностью модуля до 150400 кВт, из которых формировать требуемые по мощности узлы энергоснабжения.

Автономное энергоснабжение энергокомплексами на базе возобновляемых источников энергии . 3/2016. Фото 1

Внедрение таких систем энергоснабжения позволяет достичь следующего:

1. Повышение энергетической безопасности отдалённых регионов Российской Федерации за счёт повышения самообеспеченности «местными» топливно-энергетическими ресурсами;

2. Снижение на 15-20 % потерь энергии на транспортировку и распределение энергии за счёт приближения объектов производства энергии и потребителей

3. Повышение надёжности энергоснабжения и снижение стоимости энергии у конечного потребителя;

4. Уменьшение объёмов «дальнепривозного» топлива (при замещении с помощью ВИЭ до 50 % энергии производимой дизельной распределённой генерации (около 100 ТВт·ч) экономия составит около 17,5 млн тонн в год.

5. Повышение экологической безопасности путём снижения вредных выбросов в окружающую среду от работающих ДЭС (около 40 млн тонн СО2, 80 тыс. тонн SOX, 600 тыс. тонн NOX) и снижения объёмов завоза дизельных бочек на Север (около 200 тыс. в год).

Модернизация существующих систем энергоснабжения может эффективно проводиться на основе создания ЭК, например, в составе ветродизельных электростанций (ВДЭС) обеспечивающих высокую долю замещения дальнепривозного дизельного топлива и адаптированных к суровым северным условиям (низким температурам до -50 °C, возникновению изморози, наличию вечномёрзлых грунтов основания и др. экстремальным условиям).

Анализ мирового опыта показал, что более 75 энергокомплексов (ЭК) на базе ВИЭ и традиционных источников энергии мощностью более 100 кВт используются для автономного энергоснабжения удалённых потребителей, из них в условиях арктического и субарктического климата работает 31 ЭК с низким и средним уровнями замещения и шесть ЭК с высоким уровнем замещения.

В России нет опыта создания подобных оптимизированных под требуемое энергопотребление, энергокомплексов на базе ВИЭ, обеспечивающих высокую долю замещения дизельного топлива.

Для решения научно-технологических и технико-экономических задач, связанных с созданием таких энергокомплексов СПбПУ Петра Великого выполняет в рамках ФЦП Минобрнауки Российской Федерации проект №14.577.21.0066 «Разработка методов и интеллектуальных технологий автономного энергоснабжения на основе традиционных и возобновляемых источников энергии для суровых климатических условий».

Для создания эффективной и конкурентоспособной системы энергоснабжения на базе ВИЭ решаются задачи:

1. Разработка методики достоверной оценки ресурсов ВИЭ в месте размещения ЭК в условиях ограниченной метеорологической и природно-климатической информации.

2. Разработка методики расчёта оптимальных параметров и режимов работы автономного энергокомплекса для энергоснабжения удалённых потребителей в суровых климатических условиях.

3. Разработка концепции модульной автономной системы энергоснабжения на базе ВДЭС с унифицированным энергетическим блоком, адаптированным для работы в российских северных условиям, позволяющим формировать энергокомплекс требуемой мощности.

4. Разработка интеллектуальной системы преобразования, управления и распределения энергии ЭК, позволяющую интегрировать энергокомплекс на основе ВИЭ в автономную систему энергоснабжения в качестве активно-адаптивной установки для обеспечения надёжного и эффективного энергоснабжения потребителей.

5. Разработка методики расчёта техникоэкономических показателей и инвестиций в ЭК на базе ВИЭ для автономных регионов энергоснабжения с обеспечением требуемой надёжности и экономичности под требуемый график энергопотребления объекта с учётом ресурсной обеспеченности, схем и особенностей формирования тарифов в этих регионах, адаптированного к этим условиям оборудования и технологий строительства, природно-климатических, социальноэкономических, транспортных, логистических и экологических факторов.

6. Разработка и создание отечественного ВЭУ, оптимальной для северных условий мощности (50-100 кВт) под возможности северной транспортной логистики, природно-климатические условия и ресурсы возобновляемых источников энергии.

7. Использование специально адаптированного дизель-генератора базовой мощности (200-300 кВт), позволяющего реализовать требуемые режимы работы.

Автономное энергоснабжение энергокомплексами на базе возобновляемых источников энергии . 3/2016. Фото 2

Решение первой задачи усложняется тем, что в России всего 454 реперных гидрометеостанции (ГМС), и в среднем по России на 37 661 км2 территории приходится одна реперная ГМС, а для районов Крайнего Севера территория охвата ещё больше, например, на территории Аляски плотность гидрометеорологической сети составляет одну станцию на 8632 тыс. км2. Поэтому требуются дополнительная исходная информация по ветровому режиму в этих зонах и исследования по уточнению ресурсов ВИЭ в конкретном местоположении энергокомплекса с получением многолетних почасовых значений ресурсов энергии ветра.

Поэтому в основу алгоритма и методики решения первой задачи — оценки ветроэнергетических ресурсов (ВЭР) в условиях ограниченной исходной климатической информации, заложен принцип трёхуровневой системы оценки. На первом уровне на основании анализа атласа ветров России, климатических справочников, кадастровых и др. интегральных оценок ветрового режима [1, 2, 3] производится предварительная крупномасштабная оценка ВЭР и выбор перспективного региона.

На втором уровне (региональном) оценки ВЭР, после выбора перспективного района, производится мезомасштабное численное моделирование ветрового потока на произвольной высоте над уровнем земли. При моделировании используются: спутниковые данные о скорости и направлении ветра, мезомасштабная цифровая модель рельефа с разрешением до 10 км, цифровая модель шероховатости с разрешением 0,5-10 км.

В качестве исходных данных ветрового режима используются многолетние (30 лет и более) расчётные почасовые данные скорости и направления ветра, получены в результате численного прогнозирования погоды. На основе данных региональных климатических наблюдений, таких как давление, температура, влажность, вычисляется поле геострофических ветров и экстраполируется вниз к высотам 10-50 м, генерируя статистические данные ветрового режима в расчётных узлах сетки размером в северных регионах до 20 км, создавая таким образом виртуальные метеостанции.

На третьем уровне, предлагается проведение микромасштабного моделирования ветрового потока. Для повышения точности микромасштабного моделирования и оценки ресурсов в конкретном месте размещения ЭК используются данные реанализа из специализированных зарубежных баз данных MERRA, CFSR и др., спутниковых наблюдений NCAR/ NCEP и баз цифровых моделей рельефа и шероховатости поверхности земли Global Mapper, NASA SRTM, European Environment Agency и др. В качестве модели для микромасштабного моделирования на третьем уровне принята линейная модель национальной лаборатории RISO (Дания), поскольку рассматриваемые регионы имеют относительно плоский (равнинный) рельеф. Микромасштабное моделирование производится в современном программном комплексе WindPRO — общепринятым в мировой практике программном продукте для проектирования ВЭС. При проведении моделирования используются: многолетние ряды данных о скорости и направлении ветра, полученные в ближайших узлах мезомасштабной сетки на втором уровне; цифровая модель рельефа с разрешением 1-20 м; цифровая модель шероховатости с разрешением 1-500 м; данные натурных измерений с ветроизмерительных комплексов, в том числе полученных на ГМС (при наличии).

Результатами расчётов на третьем уровне являются карты высокого разрешения (до 200-50 м) для конкретного места размещения энергокомплекса на различных высотах, зависящих от характеристик используемых ВЭУ Для решения второй задачи разработаны принципы и методика многоцелевой оптимизации параметров и режимов работы автономного энергокомплекса на основе ВИЭ в реальных условиях эксплуатации в месте размещения [3, 4, 10], реализованные в виде web-ориентированного программного комплекса (рис. 2).

Принципы построения программного комплекса следующие: доступность через веб-интерфейс (работа осуществляется через учётную запись в интернет-браузере с поддержкой технологии HTML5); построение функциональных однолинейных схем; использование актуально базы данных оборудования, ресурсов и компонентов энергосистем; хранение информации пользователей на сервере; моделирование и анализ работы автономной энергетической системы, построение типовых графиков нагрузки для различных временных интервалов; универсальность по обоснованию параметров энергокомплексов на базе традиционных и возобновляемых источников; возможность моделирования систем управления энергокомплексом, в том числе с краткосрочным прогнозированием прихода ресурсов ВИЭ; многокритериальность задачи принятия решений по выбору структуры ЭК; моделирование текущих режимов работы ЭК с варьированием состава энергетического оборудования с учётом их реальных характеристик.

Автономное энергоснабжение энергокомплексами на базе возобновляемых источников энергии . 3/2016. Фото 3

В качестве главных критериев оптимизации выбраны: минимум нормированной стоимости электроэнергии (Lэл → min); минимум вредных выбросов в атмосферу в эквивалентом значении (CO2 → min); максимум времени автономности (время автономной работы без технического обслуживания, Ta → max); максимум полезной выработки возобновляемой энергии (WВИЭ → max).

На рис. 3 представлено главное меню программного комплекса.

Выполненный анализ существующего мирового опыта создания и эксплуатации ЭК на основе ВИЭ в суровых климатических условиях показал необходимость учёта российских условий: более суровых природно-климатических условий российского Севера; российской специфики и ограничений транспортной и строительной инфраструктуры; отсутствия на рынке ВЭУ средней мощности (до 100-150 кВт), адаптированных под российские условия эксплуатации; недостаток отечественного оборудования, комплектующих, программных продуктов и систем управления ЭК на базе ВИЭ с высоким уровнем замещения.

Для реализуемого проекта создания ВДЭС в посёлке Амдерма (НАО) предложено использовать ВЭУ мощностью 50 кВт, для которых внедрены следующие мероприятия по адаптации под российские условия, разработанные СПбПУ и компанией VTR Engeneering: гидрофобное покрытие лопастей ветроколеса; замена пневматической системы торможения на электромеханическую; антикоррозийное покрытие статора и ротора генератора; установка системы обогрева гондолы и датчиков скорости и направления ветра; резервирование датчиков параметров ветра; усиленная конструкция башни ВЭУ из морозостойкой стали; секционирование башни по весу не более 3 тонн на секцию; бескрановой монтаж ВЭУ с помощью гидроцилиндров; замена резервных электрохимических аккумуляторов на суперконденсаторы; установка инвертора и шкафа управление ВЭУ в термостатированный контейнер; специально рассчитанный, сконструированный и построенный фундамент для вечной мерзлоты.

На рис. 4 показан бескрановый монтаж адаптированной ветроэлектрический установки на ВДЭС Амдерма.

Внедрение предлагаемой методологии в проекте энергокомплекса ВДЭС посёлка Андерма (мощность ДЭС — 1050 кВт, ВЭС — 250 кВт, объём производства энергии — 2790 МВт·ч) позволило снизить: производство электроэнергии на ДЭС с 510 тыс. до 160 тыс. кВт·ч (более чем в три раза); расход дизельного топлива с 719 тыс. до 416 тыс. литров (на 40 %), то есть на 303 тыс. литров в год, что составило 12,5 млн руб.; объёмы выбросов СО2 на 600 тонн.

Эффект за счёт сокращения объёма привозного топлива и внедрения экономически обоснованного тарифа составил 45 млн руб. в год.

Выводы

1. Высокий тариф на электроэнергию в автономных и децентрализованных зонах энергоснабжения и наличие высокого потенциала ВИЭ создают хорошие предпосылки для строительства ВДЭС с высокой долей замещения.

2. Для реализации планов ввода на «северах» мощностей на базе ВИЭ и обеспечения их эффективности необходимо наладить производство оборудования ВИЭ, адаптированного под суровые климатические условия и интеллектуальных систем управления энергокомплексами, обеспечивающих высокую долю замещения органического топлива

3. Предложена методика обоснования параметров и режимов работы энергокомплексов на базе ВИЭ, представляющая программно объединённое многоуровневое оптимизационное пространство, включающее оценку ресурсного потенциала в условиях дефицита природно-климатической информации, выбор и оптимизацию состава и параметров оборудования с системой интеллектуального управления, обеспечивающая высокое замещение дизельного топлива.

4. Реализация принципов многоцелевого комплексного подхода к созданию и оценке эффективности проектов энергокомплексов на базе ВИЭ обеспечивает повышение научно-технического уровня и инвестиционной привлекательности проектов для отдалённых районов в суровых климатических условиях.

Высокий тариф на электроэнергию в автономных и децентрализованных зонах энергоснабжения и наличие высокого потенциала ВИЭ создают хорошие предпосылки для строительства ВДЭС с высокой долей замещения

Исследования проводились при финансовой поддержке Минобрнауки Российской Федерации, соглашение №14.577. 21.0066, уникальный идентификатор ПНИ RFMEFI57714X0066.

Автономное энергоснабжение энергокомплексами на базе возобновляемых источников энергии . 3/2016. Фото 4