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.
