Ветроэнергетика: размеры и пределы роста
Dec. 19th, 2016 05:12 pm![[identity profile]](https://www.dreamwidth.org/img/silk/identity/openid.png){kind=small}
einstitut.livejournal.com posting in ![[community profile]](https://www.dreamwidth.org/img/silk/identity/community.png){kind=small}
engineering_ruОригинал взят у ![[livejournal.com profile]](https://www.dreamwidth.org/img/external/lj-userinfo.gif)
einstitut в Ветроэнергетика: размеры и пределы роста
einstitut в Ветроэнергетика: размеры и пределы ростаСовременная ветроэнергетика – энергетика больших мощностей и гигантских машин. Ветряные турбины становятся все больше и больше. Примерно так:
Если посмотреть на изменение парка материковых ветровых турбин во времени, например, в Германии, очевидно увеличение их среднего размера.
Всё растет. Увеличиваются как башни, которые у крупнейших машин сегодня достигают 140 метров, так и лопасти, достигающие в длину почти 90 м, и диаметры ротора, доходящие до почти 190 м.
На нынешний день крупнейшими серийными ветряками являются 8-мегаваттные машины от Vestas (MHI Vestas V164), Adwen (AD-180) и Siemens (SWT-8.0-154 8MW), используемые в морской (офшорной) ветроэнергетике, а также 7,5 МВт модель Enercon E-126 – крупнейший материковый ветрогенератор (на фото).
Это серийные модели, находящиеся в эксплуатации. В виде прототипов существуют еще более крупные агрегаты.
Есть ли предел роста размеров ветряных турбин? Чем он обусловлен?
Понятно, размеры ветроустановок увеличивают не из прихоти, а исходя из экономических соображений – в попытке снизить стоимость электроэнергии. Высокие башни обеспечивают доступ к ветровым ресурсам более высокого качества (как говорят спецы: «на высоте 100 метров всегда есть коммерческий ветер»). Увеличение диаметра ротора позволяет «захватить» этих ресурсов побольше, а также задействовать менее качественный ветровой потенциал. Увеличение размеров может приводить к снижению удельных (на единицу мощности) капитальных и операционных затрат, что прямо отражается на стоимости электроэнергии.
В то же время рост размеров ветряных турбин наталкивается на ограничения, связанные как с характеристиками используемых материалов, так и с транспортировкой и технологиями монтажных работ. Кроме того, существуют физические лимиты увеличения размеров, описываемые законом квадрата-куба: объем (соответственно, масса и стоимость) используемых материалов может расти быстрее, чем отдача от этого увеличения.
Транспортно-логистические и монтажные ограничения касаются главным образом материковой ветроэнергетики. Перевозка секций башен большого диаметра и длинных лопастей наземным транспортном – серьезный технологический вызов. Диаметр перевозимых труб/конусов башен ветряков ограничен сегодня 4,3 метра в редких случаях возможны перевозки диаметров 4,6 метра. Разумеется, транспортировка таких агрегатов на дальние расстояния крайне затруднена. Одним из используемых компромиссных решений является комбинированная башня сталь/железобетон, в которой нижние железобетонные секции самого большого диаметра изготавливаются на месте. Кроме того, необходимо учитывать, что транспортная и монтажная техника (например, большие краны) имеет свои пределы.
Рассмотренные в предыдущем абзаце ограничения в меньшей степени касаются морской ветроэнергетики, где используются производственные технологии/мощности судостроения, строительства на шельфе и морских грузоперевозок.
Проведенное в текущем году в США исследование, включающее в себя опрос 163-х ведущих отраслевых экспертов, показало: размеры ветроустановок будут расти и дальше. При этом, очевидно, потенциал роста у офшорных ветрогенераторов существенно превышает потенциал наземной ветроэнергетики.
Результаты исследования представлены на следующих графиках.
К 2030 средняя высота башни ветрогенератора в материковой ветроэнергетике приблизится к 120 метрам и в Европе, и в США, средний диаметр ротора будет находится в интервале 130-140 метров, а средняя установленная мощность на один генератор в Европе превысит 3,5 МВт.
В офшорной ветроэнергетике намечаемые изменения куда существенней. Средняя мощность ветрогенераторов на европейском рынке достигнет 11 МВт, при высоте башен более 220 метров. Распространение получат плавающие ветроэлектростанции. Некоторые эксперты прогнозируют, что к 2030 году максимальная мощность морских ветряков на фиксированном фундаменте может достичь 18 МВт, то есть более чем в два раза превысить сегодняшние рекордные показатели
В то же время очевидно, что ветроустановки не будут расти бесконечно. Вероятно, в скором времени мы узнаем оптимум, превышение которого будет затруднено с логистической, в первую очередь, точки зрения, и не будет оправдываться экономически.
Источник
Если посмотреть на изменение парка материковых ветровых турбин во времени, например, в Германии, очевидно увеличение их среднего размера.
Всё растет. Увеличиваются как башни, которые у крупнейших машин сегодня достигают 140 метров, так и лопасти, достигающие в длину почти 90 м, и диаметры ротора, доходящие до почти 190 м.
На нынешний день крупнейшими серийными ветряками являются 8-мегаваттные машины от Vestas (MHI Vestas V164), Adwen (AD-180) и Siemens (SWT-8.0-154 8MW), используемые в морской (офшорной) ветроэнергетике, а также 7,5 МВт модель Enercon E-126 – крупнейший материковый ветрогенератор (на фото).
Это серийные модели, находящиеся в эксплуатации. В виде прототипов существуют еще более крупные агрегаты.
Есть ли предел роста размеров ветряных турбин? Чем он обусловлен?
Понятно, размеры ветроустановок увеличивают не из прихоти, а исходя из экономических соображений – в попытке снизить стоимость электроэнергии. Высокие башни обеспечивают доступ к ветровым ресурсам более высокого качества (как говорят спецы: «на высоте 100 метров всегда есть коммерческий ветер»). Увеличение диаметра ротора позволяет «захватить» этих ресурсов побольше, а также задействовать менее качественный ветровой потенциал. Увеличение размеров может приводить к снижению удельных (на единицу мощности) капитальных и операционных затрат, что прямо отражается на стоимости электроэнергии.
В то же время рост размеров ветряных турбин наталкивается на ограничения, связанные как с характеристиками используемых материалов, так и с транспортировкой и технологиями монтажных работ. Кроме того, существуют физические лимиты увеличения размеров, описываемые законом квадрата-куба: объем (соответственно, масса и стоимость) используемых материалов может расти быстрее, чем отдача от этого увеличения.
Транспортно-логистические и монтажные ограничения касаются главным образом материковой ветроэнергетики. Перевозка секций башен большого диаметра и длинных лопастей наземным транспортном – серьезный технологический вызов. Диаметр перевозимых труб/конусов башен ветряков ограничен сегодня 4,3 метра в редких случаях возможны перевозки диаметров 4,6 метра. Разумеется, транспортировка таких агрегатов на дальние расстояния крайне затруднена. Одним из используемых компромиссных решений является комбинированная башня сталь/железобетон, в которой нижние железобетонные секции самого большого диаметра изготавливаются на месте. Кроме того, необходимо учитывать, что транспортная и монтажная техника (например, большие краны) имеет свои пределы.
Рассмотренные в предыдущем абзаце ограничения в меньшей степени касаются морской ветроэнергетики, где используются производственные технологии/мощности судостроения, строительства на шельфе и морских грузоперевозок.
Проведенное в текущем году в США исследование, включающее в себя опрос 163-х ведущих отраслевых экспертов, показало: размеры ветроустановок будут расти и дальше. При этом, очевидно, потенциал роста у офшорных ветрогенераторов существенно превышает потенциал наземной ветроэнергетики.
Результаты исследования представлены на следующих графиках.
К 2030 средняя высота башни ветрогенератора в материковой ветроэнергетике приблизится к 120 метрам и в Европе, и в США, средний диаметр ротора будет находится в интервале 130-140 метров, а средняя установленная мощность на один генератор в Европе превысит 3,5 МВт.
В офшорной ветроэнергетике намечаемые изменения куда существенней. Средняя мощность ветрогенераторов на европейском рынке достигнет 11 МВт, при высоте башен более 220 метров. Распространение получат плавающие ветроэлектростанции. Некоторые эксперты прогнозируют, что к 2030 году максимальная мощность морских ветряков на фиксированном фундаменте может достичь 18 МВт, то есть более чем в два раза превысить сегодняшние рекордные показатели
В то же время очевидно, что ветроустановки не будут расти бесконечно. Вероятно, в скором времени мы узнаем оптимум, превышение которого будет затруднено с логистической, в первую очередь, точки зрения, и не будет оправдываться экономически.
Источник
![[personal profile]](https://www.dreamwidth.org/img/silk/identity/user.png){kind=small}
no subject
Date: 2016-12-21 03:31 pm (UTC)no subject
Date: 2016-12-22 05:24 am (UTC)1. В России, кроме отдельных удаленных и малонаселенных регионов с ветроресурсами полная попа.
2. Даже в отдельных удаленных и малонаселенных регионов с ветроресурсами ощутимо хуже, чем в Нидерландах, Великобритании и прочих даниях.
Насколько я знаю - транспортировка электроэнергии более чем на сотни километров, как правило, нецелесообразна.
no subject
Date: 2016-12-22 09:49 am (UTC)2. Даже в населённых районах с традиционной энергией бывает плохо, приходится транспортировать энергию с электростанций за сотни и тысячи километров.
Да, и транспортировка вполне целесообразна, из Сибири в Центр мощность перетока до нескольких гигаватт. Это куда дальше, чем тыща километров с севера до Москвы.
no subject
Date: 2016-12-22 10:00 pm (UTC)В таблице, приведенной ниже, показаны экономически целесообразные расстояния передачи электроэнергии.
Казахстан Россия длина ЛЭП км
kV 1000km % 1000km % % потерь/км для 10% потерь
1150 1,4 0,25 0 0,00 0,0022 4500
500 5,5 0,98 15 0,76 0,0043 2300
220 20,2 3,59 70 3,55 0,0143 700
110 44,5 7,91 197 9,99 0,0333 300
35 62,0 11,02 189 9,59 0,1 100
10 204,0 36,26 700 35,51 0,4 25
0,4 225,1 40,00 800 40,59 10 1
Дальше 1000 км - необходимо использовать линии на 330 кВ и выше.
А это не хухры-мухры - стоимость одной подстанции на 1150 кВ может доходить до 2млрд рублей
(http://leg.co.ua/info/podstancii/stoimostnye-pokazateli-elektricheskih-podstanciy.html (http://leg.co.ua/info/podstancii/stoimostnye-pokazateli-elektricheskih-podstanciy.html))
Плюс до 11млн рублей за каждый километр линии.
(http://leg.co.ua/arhiv/vl-arhiv/stoimostnye-pokazateli-dlya-vozdushnyh-liniy-elektroperedach.html (http://leg.co.ua/arhiv/vl-arhiv/stoimostnye-pokazateli-dlya-vozdushnyh-liniy-elektroperedach.html))
Цены, замечу, в рублях 2000 года - сейчас нужно умножать на два.
Плюс прокладка ЛЭП в условиях Крайнего Севера, в зоне ураганных ветров, дефицита рабочей силы и транспорта.
Плюс проблемы с накоплением энергии (на сегодняшний день нерешенные).
Стоимость ПАЭС в 30млрд рублей вполне сопоставима, геморру по обслуживанию меньше, плюс параллельно вырабатывается тепловая энергия.
no subject
Date: 2016-12-23 01:26 pm (UTC)Это очень условная таблица, ничего невозможного и невероятного в этом деле нет.
/доходить до 2млрд рублей/
Вас пугают нолики в циферке? Пример в 2 млрд это на ТП в 3 гигаватта. Посчитайте расклад, скажем, на передачу мегаватта на 1000км. Это копейки, реальная стоимость будет гораздо выше)
/ прокладка ЛЭП в условиях Крайнего Севера/
Посмотрите ночные спутниковые снимки Западной Сибири. Она вся переливается, как мегаполис. Вся утыкана месторождениями, куда проложены дороги в условиях хуже Крайнего Севера, в условиях /дефицита рабочей силы и транспорта/
/проблемы с накоплением энергии /
Не надо накапливать, включается в единую энергосеть
no subject
Date: 2016-12-24 06:48 am (UTC)Со включение в единую энергосеть получаются некоторые проблемы.
no subject
Date: 2016-12-25 09:06 pm (UTC)no subject
Date: 2016-12-26 06:03 am (UTC)1. Только электричества и только Чаун-Билибинской энергоузел (район Певека) производит около 21 МВт.
Еще сопоставимое количество тепла.
Если это кормить от дизелей - то топливо встанет где-то 0.5млрд рублей в год без учета доставки.
По факту - кормят от Билибинской АЭС (250км, ЛЭП 110кВ) (https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%91%D0%B8%D0%BB%D0%B8%D0%B1%D0%B8%D0%BD%D1%81%D0%BA%D0%B0%D1%8F_%D0%90%D0%AD%D0%A1), для маневра используется Чаунская ТЭЦ (https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A7%D0%B0%D1%83%D0%BD%D1%81%D0%BA%D0%B0%D1%8F_%D0%A2%D0%AD%D0%A6), работающая на 15% мощности.
2. Стоимость ЛЭП от прокачиваемой мощности зависит мало - зависит от рабочего напряжения.
А вот доля накладных расходов с падением прокачиваемой мощности растет радикально.
Один зимний прогрев проводов для предотвращения обледенения чего стоит!
ЗЫ
ТЭЦ в Певеке 1944 года постройки, на трофейных и репарационных агрегатах, дышет на ладан, к 2018 году планируется вывод из эксплуатации.
АЭС - 1970 года, планируется вывод из эксплуатации к 2019-2021.
О ветряках и мегалэп можете мечтать сколько влезет - к 2018 году в Певеке планируется запуск ПАЭС.
ЗЗЫ
Под Анадырем есть экспериментальная ВЭС (https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%90%D0%BD%D0%B0%D0%B4%D1%8B%D1%80%D1%81%D0%BA%D0%B0%D1%8F_%D0%92%D0%AD%D0%A1).
Электрическая мощность - 2.5МВт, усредненный выхлоп за год - 200 кВт (неизвестно, сколько из них наработаны на дизеле, входящем в состав ВЭС).
На 2018 год запланирован апгрейд.
no subject
Date: 2016-12-26 09:20 pm (UTC)Есть у меня любимый приём, окружаю собеседника аргументами, а потом выдаю откровенную чушь, если оппоненту по сути ответить нечего, то он идёт по безопасному коридору, на следующем комменте понимая, что спор слил. С вами случай другой, мне кажется, что вы хотите мне в чём-то возразить и не решаетесь. Липнете к частностям, я отряхиваю, вы снова липнете и зудите. Вот и здесь, вместо сути, вы радостно уцепились за чушь. В чём дело? Если есть желание пообсуждать, сформулируйте тему или давайте заканчивать.
no subject
Date: 2016-12-27 09:33 am (UTC)террористамилибераламизеленымипоборниками альтернативной энергетики!I. ПАЭС - это два реактора по 35 МВт, в случае отказа одного - резерв всего-навсего 30% против среднего потребления 20 МВт.
Так что мощность нуждам Певека вполне соответствует, и даже без особого запаса.
II. Возражения насчет мегаЛЭП я уже двинул:
II.1. Высокая стоимость строительства.
II.2. Высокая доля накладных расходов на передачу (включая содержание техники и персонала вдоль всей мегаЛЭП).
II.3. Пока не озвучил - по сути нужен второй БАМ для переброски техники, материалов и персонала вдоль магаЛЭП в целях оперативного ремонта.
Ну а ветряки...
ПАЭС - это уже реальное завтра.
Ветряки - может к 2030 что-то и выродится.
no subject
Date: 2016-12-28 11:34 am (UTC)no subject
Date: 2016-12-23 01:41 pm (UTC)http://new.abb.com/systems/hvdc/references/rio-madeira (http://new.abb.com/systems/hvdc/references/rio-madeira)
ЛЭП 3 гигаватта на расстояние 2,5 тыс.км. Уверяю, что тропики Амазонии покруче европейской Арктики. И по тяжести прокладки, и по условиям эксплуатации и по требованиям к оборудованию.
no subject
Date: 2016-12-24 06:34 am (UTC)Тема стоимости электричества и обогрева им заполярного города осталась нераскрытой.
no subject
Date: 2016-12-25 09:02 pm (UTC)no subject
Date: 2016-12-22 02:20 pm (UTC)Начнём с того факта, что в государствах, развивающих сейчас ветроэнергетику, потенциал гидроэнергетики вычерпан практически полностью. В России он использован примерно на 20%, причём неиспользованный потенциал находится на Севере, Дальнем Востоке и в Сибири. Т.е. в большинстве случаев альтернативой ветровым электростанциям могут выступать не только тепловые и ядерные, но и гидро (ГЭС и ПЭС).
Теперь объясните, пожалуйста (по поводу "делать огромные ветрофермы на гигаватты в тундре и на шельфе"), как Вы предполагаете возводить и обслуживать массу сооружений весом в тысячи тонн каждое в местности, напрочь лишённой дорог и какой-либо инфраструктуры. С учётом известных сложностей возведения сооружений в условиях вечной мерзлоты; с учётом того, что восстановление почвы в тундре занимает много десятилетий и т.п. То же относится и к ЛЭП; они у Вас будут постоянного тока, длиной в пару тысяч километров и проложены в совершенно дикой местности.
Для ТЭС/АЭС./ГЭС/ПЭС проблема возведения и обслуживания упрощается локальностью строительства, позволяющего построить дорогу к месту возведения, а в случае гидростанций часто возможна доставка грузов по воде. Тем не менее, проекты крупных ГЭС и ПЭС на Севере и Дальнем Востоке, существовавшие в советское время (вроде Туруханской ГЭС или Пенжинской ПЭС) до сих пор лежат под сукном.
no subject
Date: 2016-12-22 08:08 pm (UTC)Солидарен с вами. Надо развивать энергетику и местную. Незачем тянуть ЛЭП за сотни км к маленьким посёлкам.
/проблемы с устойчивостью к низким температурам/
Нет проблем. В России вся техника в таких условиях работает. До -40 вообще не мороз.
/выступать не только тепловые и ядерные, но и гидро/
Полностью согласен, но пост был про ветер.
/возводить и обслуживать массу сооружений весом в тысячи тонн каждое в местности, напрочь лишённой дорог и какой-либо инфраструктуры/
Походу вы из Москвы не вылазили. Но можно в интернете почитать. Все новые месторождения нефти и газа находятся или в тундре или на шельфе. И никого не пугает, что давно освоенные месторождения нефти разбросаны по огромной дикой территории на расстоянии сотен км от ближайшего жилья. Нет проблемы, уверяю
/ЛЭП; они у Вас будут постоянного тока/
Ветряки и ЛЭП высокого напряжения могут дать сильный толчок развитию электротехники и силовой электроники. Сейчас эти предприятия, если ещё живы, то в большинстве загибаются.
Где-то в комментах уже писал, повторюсь. Всему своё место, где-то АЭС лучше, где-то ветряк. Должно определяться экономической целесообразностью, а не способностью неких личностей проталкивать интересы одной отрасли в ущерб стране.
no subject
Date: 2016-12-22 09:18 pm (UTC)Расстояния между нефтедобывающими площадками будут навскидку на порядок больше, чем между ветряками. Т.е. на единице площади ветряков будет на два порядка больше, чем площадок. Ну и станок-качалка (не буровая установка, а именно станок) - куда менее грандиозное сооружение, нежели ветрогенератор. Т.е. масштабы затрат на строительство будут, опять же, навскидку, различаться на два порядка.
no subject
Date: 2016-12-23 01:34 pm (UTC)Не понял
/станок-качалка (не буровая установка, а именно станок) - куда менее грандиозное сооружение, нежели ветрогенератор/
Качалки нынче стоят лишь на выработанных и малодебитных скважинах. Почти вся нефть добывается центробежными насосами, которые вместе с двигателем опускаются на глубину в два километра и плавают там в жиже температурой 100-200С. Не просто плавают, а выдают нефть на поверхность, создавая давление в несколько сотен атмосфер. А наверху стоят станции управления, электронные установки с частотным приводом, управляющие работой насоса. И в +50С и в -60С, как было несколько дней назад. Ниже -40С - это электроника уже милитари или спэйс класса. По сравнению с этим, что такое ветряк, который никогда не узнает, что такое -40С?