ГОСТ Р 70928-2023 Возобновляемая энергетика. Ветроэнергетика. Ветроэлектрические станции. Рекомендации по определению ветроклиматических характеристик и технико-экономических показателей малых ветроэнергетических установок

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО

ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Возобновляемая энергетика. Ветроэнергетика

ВЕТРОЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ

Рекомендации по определению ветроклиматических характеристик и технико-экономических показателей малых ветроэнергетических установок

Издание официальное

Москва Российский институт стандартизации 2023

Предисловие

• 1 РАЗРАБОТАН Автономной некоммерческой организацией «Научно-информационный центр «Атмограф» (АНО «НИЦ «Атмограф»), Московским Комплексом Федерального государственного унитарного предприятия «Государственный научно-исследовательский центр Центрального аэрогидро-динамического института им. проф. Н.Е. Жуковского» (МК ФГУП ЦАГИ), Федеральным государственным бюджетным учреждением «Главная Геофизическая Обсерватория им. А.И. Воейкова» (ФГБУ «ГГО им. А.И. Воейкова»)

• 2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 016 «Электроэнергетика»

• 3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 22 сентября 2023 г. № 920-ст

• 4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Правила применения настоящего стандарта установлены в статье 26 Федерального закона от 29 июня 2015 г. № 162-ФЗ «О стандартизации в Российской Федерации». Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе «Национальные стандарты», а официальный текст изменений и поправок — в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.rst.gov.ru)

© Оформление. ФГБУ «Институт стандартизации», 2023

Настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

Содержание

• 1 Область применения

• 2 Нормативные ссылки

• 3 Термины и определения

• 4 Обозначения и сокращения

• 5 Основные положения

• 5.1 Этапы проектирования ветроэлектрических станций

• 5.2 Методология оценки ВКХ и энергетической эффективности ВЭУ и ВЭС

• 6 Методика определения удельной мощности ветра и энергетических показателей ВЭУ и ВЭС по данным метеорологических и аэрологических измерений

• 6.1 Определение функции Вейбулла в месте предполагаемого размещения ВЭУ с заданными координатами и высотой

• 6.2 Пример определения функции Вейбулла

• 6.3 Определение средних сезонных и годовых значений удельных мощностей ветра и их погрешностей на заданной высоте h

• 6.4 Определение сезонных и годовых значений мощности, выработки ЭЭ и К_иум идеальных ВЭУ по их рабочим характеристикам с учетом плотности воздуха

• 7 Определение реальной мощности и выработки ВЭУ и ВЭС с учетом локальных ветроклиматических и технических ограничений

• 7.1 Основные положения по определению климатических условий, особенностей и ограничений проектирования, строительства и эксплуатации ВЭУ и ВЭС

• 7.2 Рекомендации по учету влияния температурных факторов на энергетические показатели ВЭУ и ВЭС

• 7.3 Рекомендации по определению условий функционирования и эксплуатации ВЭУ и ВЭС по комплексу параметров «температура — скорость ветра»

• 8 Рекомендации по учету влияния гололедно-изморозевых и снеговых факторов на функционирование и эффективность ВЭУ и ВЭС

• 9 Рекомендации по определению и учету влияния атмосферных осадков на функционирование и энергоэффективность ВЭУ и ВЭС

• 10 Рекомендации по оценке и минимизации влияния опасных климатических явлений на функционирование и эффективность ВЭУ

• 10.1 Рекомендации по определению и минимизации влияния грозовых факторов на функционирование и энергоэффективность ВЭУ и ВЭС

• 10.2 Рекомендации по учету влияния града на показатели ВЭУ

• 10.3 Рекомендации по учету влияния метелей на энергетические показатели ВЭУ и ВЭС

• 10.4 Рекомендации по учету влияния пыльных бурь на энергетические показатели ВЭУ

• 11 Рекомендации по оценке и учету влияния на мощность и выработку ВЭУ и ВЭС пространственной и временной изменчивости характеристик ветра

• 11.1 Учет влияния высотного профиля скорости ветра на мощность ВЭУ

• 11.2 Учет влияния высотного сдвига направления ветра на мощность ВЭУ

• 11.3 Учет влияния временных вариаций направления ветра на мощность ВЭУ с учетом инерционности систем их ориентации

• 11.4 Учет временной нестационарности характеристик ветра при определении ресурса ВЭУ

• 11.5 Учет уменьшения мощности ВЭУ в составе ВЭС из-за их взаимного ветрового затенения . . .37

• 11.6 Учет влияния на мощность ВЭУ эффектов ветрового затенения ВЭУ окружающими их объектами и аэродинамическими препятствиями

• 11.7 Количественное выражение коэффициента неидеальности К_нид

• 12 Рекомендации по оценке и учету влияния на мощность и выработку ВЭУ и ВЭС совокупности технических факторов

• 12.1 Учет затрат энергии на собственное потребление ВЭУ и ВЭС

• 12.2 Учет потерь энергии во внутренних сетях ВЭС

• 12.3 Учет влияния коэффициента технической готовности ВЭУ К_тг на их мощность и выработку .39

• 12.4 Возможности учета погрешностей задания рабочих характеристик ВЭУ, используемых в расчетах энергетических показателей ВЭУ

• 12.5 Учет влияния на выработку ВЭУ простоев при техническом обслуживании, плановых, капитальных и внеплановых ремонтах

• 12.6 Рекомендации по оценке и учету влияния на мощность и выработку ВЭУ и ВЭС

• 13 Рекомендации по оценке и учету влияния на мощность и выработку ВЭУ и ВЭС совокупности ветроклиматических и технических факторов

• 14 Рекомендации по определению технического и экономического ветроэнергетических потенциалов в отдельных регионах, административных субъектах в частности и на территории России в целом с учетом ветроклиматических факторов

• 14.1 Рекомендации по определению технического ВЭП на территории России

• 14.2 Рекомендации по определению экономического ВЭП на территории России

• 15 Рекомендации по проведению оценок экономических показателей ВЭУ и ВЭС с учетом ветроклиматических и технических факторов

• 15.1 Общие положения

• 15.2 Показатели и факторы экономической эффективности проектов ВЭУ или ВЭС

• 15.3 Рекомендации по определению себестоимости электроэнергии ВЭУ и ВЭС

• 15.4 Рекомендации по выбору периода окупаемости проектов ВЭУ или ВЭС

• 15.5 Рекомендации по установлению цены закупки электроэнергии ВЭУ или ВЭС, обеспечивающей 8-летний срок окупаемости

• 15.6 Рекомендации по определению чистого дисконтированного дохода проектов ВЭУ или ВЭС. . .57

• 15.7 Рекомендации по оценке внутренней нормы доходности проектов ВЭС

• 16 Требования к документированию результатов ПТЭО проектов ВЭС

Приложение А (справочное) Задачи исследований на этапах проектирования ВЭС

Приложение Б (справочное) Характеристики ВЭУ, используемые в методиках настоящего

стандарта

Приложение В (справочное) Источники данных для методик определения ВКУ на этапе разработки ПТЭО ВЭУ и ВЭС

Приложение Г (справочное) Принципы построения и практической реализации методики настоящего стандарта

Приложение Д (обязательное) Таблицы значений ветровых параметров, используемых в настоящем стандарте

Приложение Е (справочное) Информация для определения температурных условий и ограничений эксплуатации ВЭУ и ВЭС

Приложение Ж (справочное) Общие представления о природе отложений и механизмах воздействия льда, изморози и снега на элементы конструкции ВЭУ

Приложение И (обязательное) Рекомендуемые формы представления отчетных материалов по разработке ПТЭО

Библиография

Введение

Настоящий стандарт разработан в целях усовершенствования существующей нормативной базы, регламентирующей развитие ветроэнергетической отрасли в Российской Федерации в части ее климатического обеспечения и обоснования.

Настоящий стандарт разработан в развитие основных положений ГОСТ Р 54418.1, ГОСТ Р 54418.2, ГОСТ Р 54418.12.1, документов [1] и [2] и дополняет их в части состава ветроклиматической информации и методик расчета ветроклиматических факторов, учитываемых при разработке, испытаниях, строительстве, функционировании и эксплуатации ветроэнергетических установок (ВЭУ) и ветроэлектрических станций на их основе (ВЭС), ветродизельных энергетических комплексов (ВДЭК) и гибридных энергоисточников, имеющих в составе ВЭУ и ВЭС.

Установленная настоящим стандартом методология учитывает многообразие климатических условий на территории Российской Федерации с соответствующими специфическими условиями пространственного, временного и вероятностного распределения климатических и ветроэнергетических характеристик атмосферы.

Устанавливаемые настоящим стандартом методики разработаны на основе информационной климатологической базы, охватывающей всю территорию Российской Федерации и бывшего СССР, а также на результатах методических исследований и нормативных разработок отечественных и зарубежных ученых и специалистов.

Методики настоящего стандарта применимы для качественных и количественных оценок характеристик ветроэнергетических ресурсов и климатических условий и энергетических и экономических показателей ВЭУ и ВЭС серийного производства разного типоразмера в заданных районах и пунктах территории Российской Федерации, а также для обоснования энергетически и экономически целесообразных масштабов и разработки федеральных и региональных стратегий, программ и планов развития отечественной ветроэнергетики и схем рационального размещения и использования ВЭУ, ВЭС, ВДЭК и гибридных электростанций, имеющих в своем составе ВЭУ и ВЭС в регионах и административных субъектах Российской Федерации.

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Возобновляемая энергетика. Ветроэнергетика

ВЕТРОЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ

Рекомендации по определению ветроклиматических характеристик и технико-экономических показателей малых ветроэнергетических установок

Renewable generation. Windpower engineering. Windpower stations. Guidelines for estimating of wind-climatic characteristics and technical-and-economic indexes for small wind turbines

Дата введения — 2023—10—01

• 1 Область применения

  • 1.1 Настоящий стандарт направлен на обеспечение ускоренного развития ветроэнергетики на базе малых ветроэнергетических установок (ВЭУ) номинальной мощностью не более 1 МВт с высотой башен не более 60 м, работающих автономно или в составе гибридных энергокомплексов в сложных, часто экстремальных ветроклиматических условиях, присущих многим регионам Российской Федерации.

  • 1.2 Настоящий стандарт устанавливает необходимый набор унифицированных теоретически реализуемых методик оценки с приемлемой для этапа предварительного технико-экономического обоснования (ПТЭО) точностью оценок российских ветроклиматических факторов (ВКФ) в приземном слое атмосферы, определяющих условия возведения, функционирования и эксплуатации малых ВЭУ номинальной мощностью не более 1 МВт с высотой на осях ветроколес ВЭУ не более 60 м и ветроэнергетических станций (ВЭС) на их основе, работающих как в сетевом, так и в автономном вариантах, а также совместно с ветродизельными энергетическими комплексами (ВДЭК), фотоэлектрическими станциями (ФЭС), малыми гидравлическими электростанциями и иными гибридными энергокомплексами, имеющими в своем составе ВЭУ и ВЭС, работающими в Единой энергетической системе России, технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах и изолированном режиме.

  • 1.3 Настоящий стандарт распространяется на виды деятельности, включающие инженерные основные и специальные виды изысканий, проектирование, строительство, эксплуатацию и оценку энергетической и экономической эффективности ВЭУ, ВЭС и гибридных энергокомплексов, имеющих в своем составе малые ВЭУ серийного производства наиболее известных типов.

  • 1.4 Настоящий стандарт предназначен для унифицированных оценок на этапе ПТЭО техникоэкономической целесообразности использования ВЭУ, ВЭС, энергокомплексов и определяющих эту целесообразность ветроклиматических условий (ВКУ) в районах и местах их предполагаемого размещения на территории России, предваряющих полномасштабную разработку их технико-экономического обоснования и рабочего проектирования.

  • 1.5 Методики настоящего стандарта предназначены также для оценки энергетических и экономических показателей ВЭС и энергокомплексов автономного типа, имеющих в своем составе малые ВЭУ, а также сетевых ВЭС, работающих на территории России с учетом устанавливаемых настоящим стандартом особенностей регионального и локального пространственного (территориального и высотного), временного (сезонного) и вероятностного распределения ВКФ.

  • 1.6 Методики настоящего стандарта рекомендуется использовать при выполнении следующих работ:

• - при качественной и количественной оценках характеристик ветроэнергетических ресурсов и климатических условий в приземных слоях атмосферы в регионах и административных субъектах России

Издание официальное и их возможного вклада в общий энергетический баланс России, ее регионов, субъектов и отдельных проектов;

• - выборе на этапе ПТЭО для заданного места на территории России типов и технических характеристик ВЭУ и ВЭС, ВДЭК и систем аккумулирования энергии для ВЭС автономного типа с учетом совмещения их технических характеристик, производительности и рабочего ресурса с локальными ВКУ;

• - теоретических оценках на этапе ПТЭО энергетической эффективности проектов ВЭУ, ВЭС и энергокомплексов разной комплектации, имеющих в своем составе ВЭУ, с учетом ВКУ и ограничений их возведения, функционирования и эксплуатации в заданном районе или пункте территории России;

• - конструировании ВЭУ новых типов, функционирующих в реальных локальных ВКУ;

• - оценке экономической эффективности ВЭУ и ВЭС и экономических рисков их использования в заданных пунктах, районах и административных субъектах России;

• - обосновании энергетически и экономически целесообразных масштабов использования и производства ВЭУ, ВЭС и энергокомплексов на их основе в регионах и административных субъектах России;

• - разработке схем рационального размещения ВЭУ, ВЭС и энергокомплексов, имеющих в своем составе ВЭУ и ВЭС, на территории России;

• - разработке федеральных и региональных стратегий, программ и планов развития отечественной ветроэнергетики.

• 2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие документы:

ГОСТ 2.103 Единая система конструкторской документации. Стадии разработки

ГОСТ 2.105 Единая система конструкторской документации (ЕСКД). Общие требования к текстовым документам

ГОСТ 15150 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды

ГОСТ 16350 Климат СССР. Районирование и статистические параметры климатических факторов для технических целей

ГОСТ 21508 Защита от обледенения самолетов и вертолетов. Термины и определения

ГОСТ Р 22.1.07 Безопасность в чрезвычайных ситуациях. Мониторинг и прогнозирование опасных метеорологических явлений и процессов. Общие требования

ГОСТ Р 54418.1 (МЭК 61400-1:2005) Возобновляемая энергетика. Ветроэнергетика. Установки ветроэнергетические. Часть 1. Технические требования

ГОСТ Р 54418.2 (МЭК 61400-2:2006) Возобновляемая энергетика. Ветроэнергетика. Установки ветроэнергетические. Часть 2. Технические требования к малым ветроэнергетическим установкам

ГОСТ Р 54418.12.1 (МЭК 61400-12-1:2005) Возобновляемая энергетика. Ветроэнергетика. Установки ветроэнергетические. Часть 12-1. Измерение мощности, вырабатываемой ветроэлектрическими установками

ГОСТ Р 54418.24 (МЭК 61400-24:2010) Возобновляемая энергетика. Ветроэнергетика. Установки ветроэнергетические. Часть 24. Молниезащита

ГОСТ Р 55589 (МЭК 60050-415:1999) Международный электротехнический словарь. Часть 415. Установки ветроэнергетические. Системы генерирования электроэнергии

СП 131.13330 (*СНиП 23-01-99) Строительная климатология

Примечание — При пользовании настоящим стандартом необходимо проверить действие ссылочных стандартов (сводов правил) в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты» за текущий год. Если заменен ссылочный документ, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого документа с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого документа с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку. Сведения о действии сводов правил можно проверить в Федеральном информационном фонде стандартов.

• 3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ Р 54418.1, а также следующие термины с соответствующими определениями:

• 3.1 ветроклиматические характеристики; ВКХ: Количественные параметры (средние, наибольшие, наименьшие) атмосферы (ветра, температуры, плотности воздуха, влажности, метеорологических явлений), устанавливаемые статистической обработкой рядов их измерений за многолетний период.

• 3.2 ветроклиматические условия; ВКУ: Совокупность ветроклиматических характеристик, определяющих готовность к работе и энергетические показатели ветроэнергетической установки.

• 3.3 ветроэнергетический потенциал; ВЭП: Суммарная за год энергия ветровых потоков, кВт • ч/г, для заданного периода времени для заданной территории в заданном высотном диапазоне пограничного слоя атмосферы.

• 3.4 ветроэнергетический технический потенциал региона: Годовая выработка электроэнергии, кВт • ч, получаемая при современном уровне развития ветроэнергетических технологий и при соблюдении экологических норм.

Примечание — Зависит от энергетической эффективности ВЭУ, удельной мощности ветра на высоте оси ветроколеса ВЭУ и доли площади региона, пригодной для сооружения и эксплуатации ВЭУ и ВЭС.

• 3.5 экономический ветроэнергетический потенциал региона: Часть технического ветроэнергетического потенциала, использование которого экономически оправдано для данного региона (района, места) при существующих затратах на строительство и эксплуатацию ветроэлектрических станций и при соблюдении экологических норм.

• 3.6 внутренняя норма доходности: Значение коэффициента дисконтирования, при котором чистый дисконтированный доход инвестиционного проекта обращается в ноль.

• 3.7 идеальная ветроэнергетическая установка; ВЭУ: Ветроэнергетическая установка, выдающая мощность в заданном для нее диапазоне рабочих скоростей ветра и температур в соответствии с ее мощностной характеристикой и работающая без остановок на обслуживание и ремонты и без потерь из-за ветроклиматических условий в ветровых потоках с плотностью стандартной атмосферы 1,225 кг/м³.

• 3.8 метеорологические наблюдения: Комплекс работ по визуальной регистрации или измерениям характеристик метеорологических явлений, процессов или параметров атмосферы.

• 3.9 повторяемость климатического параметра: Продолжительность в часах или вероятность в процентах пребывания климатического параметра в разных градациях в заданный период времени в данной местности и на данной высоте.

• 3.10 реанализ: Методика моделирования глобальных полей атмосферных параметров в узлах регулярной сетки в заданный период по доступным данным их измерений различными инструментальными средствами.

• 3.11 ремонт: Комплекс операций по восстановлению работоспособности ветроэнергетической установки или ее составных частей.

• 3.12 табулированные функции распределения: Статистические функции распределения параметров атмосферы, представленные по их заданным градациям в табличном виде.

• 3.13 техническая готовность ветроэнергетической установки: Характеристика, определяющая степень идеальности работы, полноту и длительность выработки мощности и энергии ветроэнергетической установки с учетом ее остановок на регламентные и ремонтные работы и оцениваемая в настоящем стандарте с помощью ежегодного коэффициента технической готовности.

• 3.14 техническое обслуживание ветроэнергетической установки: Комплекс операций по поддержанию технической исправности и работоспособности ветроэнергетической установки.

• 3.15 экстремальные факторы окружающей среды: Факторы, действие которых на ветроэнергетическую установку редко реализуемо с повторяемостью один раз в N (20, 50) лет, учитываемые в проектировании ветроэнергетической установки и определении ветрового класса площадок под их размещение.

• 3.16 чистый дисконтированный доход; ЧДД: Накопленный стоимостной дисконтированный эффект в течение жизненного цикла инвестиционного проекта.

• 3.17 эксплуатация ветроэнергетической установки или станции: Проводимые на протяжении жизненного цикла ветроэнергетической установки или станции мероприятия и операции по технической поддержке и восстановлению, обеспечивающие эффективную реализацию ее назначения.

• 4 Обозначения и сокращения

  • 4.1 В настоящем стандарте использованы следующие сокращения:

АС — аэрологическая станция;

в.д. — восточная долгота;

ВДЭК — ветродизельный энергетический комплекс;

ВИК — многоуровневый ветроизмерительный комплекс;

ВК — ветроколесо;

ВКФ — ветроклиматические факторы работы и эксплуатации ВЭУ или ВЭС;

ВИД — внутренняя норма доходности;

ВЭС — ветроэлектрическая станция;

ГГО — Главная геофизическая обсерватория имени А. И. Воейкова;

ГИО — гололедно-изморозевые отложения;

ДГУ — дизель-генераторная установка;

ДЭС — дизельная электростанция;

ЕТР — европейская территория России;

КЗ — капитальные затраты, у.е.;

ЛЭП — линия электропередачи;

МПР — место предполагаемого размещения ВЭУ или ВЭС;

МС — метеорологическая станция;

ПзСА — приземный слой атмосферы до высоты 200 м;

ПТЭО — предварительное технико-экономическое обоснование;

ПСА — пограничный слой атмосферы;

Россия — Российская Федерация;

СКО — среднеквадратичное отклонение;

СМР — строительно-монтажные работы;

с.ш. — северная широта;

ТГ — техническая готовность;

ТП — технические потери;

ТЭО — технико-экономическое обоснование;

ТЭС — тепловая электростанция, работающая на органическом топливе;

у.е. — условная денежная единица;

ЧДД — чистый дисконтированный доход, у.е.;

ЧДД_уд — чистый удельный дисконтированный доход, у.е./кВт;

ЭЗ — эксплуатационные затраты, у.е.;

ЭЗ_уд — удельные эксплуатационные затраты, у.е.;

ЭЭ — электрическая энергия, кВт ч.

• 4.2 В настоящем стандарте использованы следующие обозначения:

К_иум — коэффициент использования установленной (номинальной) мощности ВЭУ, %;

К_мил — коэффициенты открытости метеорологических станций по классификации В. Ю. Милевского;

К_нид — коэффициент, понижающий мощность идеальных ВЭУ;

К_тг — коэффициент технической готовности ВЭУ;

К_тп — коэффициент технических потерь мощности ВЭУ или ВЭС;

КЗ_уд — удельные капитальные затраты, у.е./кВт-ч;

D — коэффициент дисконтирования;

dtp/dh — сдвиг направления ветра по высоте, град.^-1;

О_вк — диаметр ветроколеса ВЭУ, м;

Err — погрешность определения расчетной характеристики;

f(V) — функция плотности вероятности распределения скорости ветра;

д — интенсивность образования ГИО, мм/ч;

/-/_вк — высота оси ветроколеса над поверхностью земли, м;

h — высота над поверхностью земли, м;

/7^метео — высота метеорологических измерений над поверхностью земли, м;

7_уд — удельный импульс (скоростной напор) ветрового потока, Н/м²;

С_Ээ — себестоимость электроэнергии, у.е./кВт-ч;

Р*_вэу — мощность ВЭУ, кВт;

Руд _вэу — удельная мощность ВЭУ, кВт на м² площади ВК;

p(V) — мощностная характеристика ВЭУ (зависимость мощности ВЭУ от скорости набегающего на нее ветра);

Q — удельная влажность воздуха, г/кг;

q — относительная влажность, %;

S_BK — площадь, сметаемая ВК ВЭУ, м²;

Т_ок — период окупаемости, лет;

t — время в секундах, часах или или в количестве лет;

V — скорость ветра, м/с;

У_бур — буревая скорость ветра или предельная рабочая скорость ВЭУ;

— скорость ветра экстремальная, или скорость «выживания» ВЭУ;

У(/?) — скорость ветра на высоте h над уровнем земли;

У_ср — среднее значение скорости ветра в заданный период времени;

И/_уд — удельная мощность ветрового потока, Вт/м²;

z₀ — параметр шероховатости подстилающей поверхности в логарифмическом профиле ветра;

р — плотность воздушного потока, набегающего на ВК ВЭУ, кг/м³;

со — водность воздуха, г/м³;

— среднеквадратичное отклонение давления атмосферного, Па;

о_р — среднеквадратичное отклонение плотности воздуха, кг/м³;

Оу — среднеквадратичное отклонение скорости ветра, м/с или %;

v — угловая частота вращения ВК ВЭУ, с^-1.

• 5 Основные положения

  • 5.1 Этапы проектирования ветроэлектрических станций

    • 5.1.1 Проектирование ВЭС, являющейся одновременно энергетическим и строительным объектом и инвестиционным проектом, должно включать согласно ГОСТ 2.103, документам [1] и [2] и методическим рекомендациям [3] следующие этапы, описанные в приложении А:

• а) этап 1 — разработка технического и инвестиционного предложения или ПТЭО, включающая проработку технико-экономической концепции проекта ВЭС с анализом возможных вариантов и выбором оптимального варианта его реализации;

• б) этап 2 — разработка ТЭО проекта ВЭУ или ВЭС, включающая обоснование инвестиций и бизнес-план и, при необходимости, гидрометеорологические, геологические, экологические и прочие изыскания;

• в) этап 3 — разработка, согласование и утверждение рабочего проекта ВЭУ или ВЭС, включающего строительный и финансовый планы и проектную документацию.

• 5.1.2 ПТЭО включает предварительный анализ возможных вариантов реализации проекта ВЭС, в том числе оценку показателей малых ВЭУ, рассматриваемых в качестве базовых для ВЭС, с учетом их технических характеристик и ограничений функционирования по ВКУ в соответствии с приложениями Б и В, а также прогнозные оценки технико-экономических показателей ВЭС до начала трудоемких и затратных по времени и финансовым средствам проектных геофизических, гидрологических, климатических изысканий, в том числе одно-, двухгодовых измерений характеристик ветра на ВИК.

• 5.1.3 Конечной задачей ПТЭО является получение данных для принятия решения об энергетической и экономической целесообразности дальнейшего развития и финансирования проекта ВЭУ, ВЭС или ВДЭК.

• 5.1.4 Рекомендуемые настоящим стандартом методики обеспечивают:

• - унификацию и повышение эффективности при выполнении этапа ПТЭО проектов ВЭС на базе малых ВЭУ зарубежного и отечественного производства и при разработке новых образцов ВЭУ за счет повышения точности оценок технико-экономических показателей ВЭУ, ВЭС и ВДЭК с учетом характеристик ВЭУ и ВКУ;

• - снижение рисков неоправданного вложения средств в проекты ВЭУ, ВЭС, ВДЭК и энергокомплексов на их базе в районах России, климатически неперспективных для их применения, а также экономию средств и сроков их реализации в районах, обеспеченных по оценкам настоящего стандарта ВЭП, достаточным для их эффективного использования.

• 5.1.5 Положения настоящего стандарта обеспечивают решение с расчетной погрешностью двух взаимосвязанных задач:

• а) определение ВКУ (см. рисунок 5.1) и ограничений функционирования и использования ВЭУ и ВЭС в заданных районах и пунктах их предполагаемого размещения с учетом установленных настоящим стандартом закономерностей и особенностей пространственного (территориального и высотного), временного (многолетнего годового, сезонного, суточного) и вероятностного распределения ВКХ;

• б) оценка энергетических (средних значений и вариаций мощности и выработки ЭЭ) и экономических (себестоимости энергии, окупаемости, доходности) ВЭС в МПР с учетом ВКФ, установленных при решении задачи, определенной в перечислении а).

Рисунок 5.1 — Состав информации, определяющей ВКУ функционирования ВЭУ, ВЭС и ВДЭК и используемой в настоящем стандарте

• 5.2 Методология оценки ВКХ и энергетической эффективности ВЭУ и ВЭС

  • 5.2.1 Методология настоящего стандарта основана на использовании:

• - накопленных за период с 1936 по 2018 г. данных измерений температуры, давления, влажности, скорости и направления ветра на государственной сети МС на высоте от 8 до 16 м и представленных в метеорологических справочнике [4] и ежемесячнике [5], а также АС на высоте 100 и 200 м над поверхностью земли [6];

• - статистического анализа данных МС для получения ВКУ в искомых районах России на базе описанных в приложении Г методик и результатов моделирования и методических подходов к определению характеристик ВЭП, ВЭУ и ВЭС;

• - статистически установленных региональных параметров ВКФ, определяющих и ограничивающих функционирование ВЭУ и ВЭС (температуры и характеристик ветра, плотности воздуха, влажности, опасных метеорологических явлений);

• - статистически установленных по многолетним данным МС (в радиусе от 200 до 300 км от МПР ВЭС) региональных связей средних сезонных и годовых скоростей ветра с характеристиками поверхности на высотах измерений /7^метео на МС (от 8 до 16 м) по принятой в Классификации рельефа и поверхности Милевского и в развитой на основе полученных связей методике приведения данных МС о скорости ветра к условиям ровной поверхности без экранирующих ветер аэродинамических препятствий, описанных в приложении Д;

• - статистически установленных значений и количественных отличий региональных (см. рисунок 5.2) средних сезонных повторяемостей ветра по градациям скорости в ПзСА на территории России и построении на их основе наиболее адекватных из известных и статистически достоверных региональных функций Вейбулла сезонного распределения ветра по градациям скорости (см. Д.1);

• - статистически установленных региональных связей с отличающимися количественно коэффициентами линейной связи в разных ветроклиматических регионах (по районированию на рисунке 5.2) и в разные сезоны (см. Д.З) сезонных характеристик ВЭП и мощностей ВЭУ со средними сезонными скоростями ветра и функциями распределения плотности вероятности скорости ветра в 100-метровом ПзСА на территории бывшего СССР и России, построенных на их основе известных теоретических методик расчета ВЭП и энергетических показателей ВЭУ;

• - построенных по данным МС (приведенных к высоте 10 м) и АС (на высоте 100 м) и обоснованных в приложении Д многоуровневых моделей высотного распределения скорости ветра и ее СКО в 200-ме-тровом ПзСА на территории России и их аппроксимаций.

• 5.2.2 Модели и методики настоящего стандарта применимы для регионов, приведенных на рисунке 5.2 с обозначением их номеров. Размеры ячеек координатной сетки на рисунке 5.2 составляют 2,5° 270 км) по широте и 5,0° по долготе (~ 220 км на широте ~ 60°).

• 5.2.3 Принятое в настоящем стандарте районирование учитывает закономерности и особенности пространственной (территориальной и высотной) и временной изменчивости ВКФ на территории России. Различия ветроэнергетической характеристики ВЭУ К_иум для разных регионов, обозначенных на рисунке 5.2, обусловленных различиями одних только функций распределения скоростей ветра, приведены в таблице 5.1 (см. [4], [7]).

Таблица 5.1

Примечание — Цветовые фоновые различия на карте рисунка 5.2 введены для удобства определения регионов и их границ.

Рисунок 5.2 — Карта территориальной освещенности характеристик ВЭП, ВЭУ, ВЭС и ВДЭК

• 5.2.4 Состав и таблицы значений параметров, используемых в рекомендуемых методиках, приведены в приложениях Д и Е.

• 5.2.5 Значения ВЭП (удельной мощности ветра И/, Вт/м², на высоте h и мощности ВЭС Pq$q, кВт) рассчитывают по формулам:

У=ос

w = 0,5 . p(h) • J V³ •f(V)dV«0,5.p(/7).£^(AV'(/7))(V;^cp)³,

0

^бур

^рвэс =^г(п) к„_т(н_вк) р{н_вк)1р₀- J p(i/) /;(v(H_BK))dv«

ч,

15

• * К_тг(п) • к_нид (Н_вк) • р(Н_вк) / р₀ -YpV ) • fi (АЧ ("вк ))> (5.2)

/=1

где VW и ^-(АУ//?)) — скорость ветра и ее повторяемость в середине /-й градации на заданной высоте h в формуле (5.1) или высоте оси ВК ВЭУ Н_вк в формуле (5.2);

fj (АУ,(h)) — функции плотности вероятности распределения сезонных и годовых скоростей ветра на заданных высотах h и /7_ВК, аппроксимирующие их эмпирические повторяемости;

р(Н_вк)/р₀ — отношение реальной р и стандартной р₀, 1,225 кг/м³, плотности воздуха;

К_тг(п) — коэффициент ТГ ВЭУ к работе;

К_нид(Н_вк) — коэффициент неидеальности работы ВЭУ, зависящий от ветроклиматических и технических факторов, снижающих мощность и выработку идеальных ВЭУ и ВЭС;

p(V) — мощностная характеристика ВЭУ, функция технических параметров ВЭУ и скорости ветра.

Примечания

• 1 Обеспеченность климатическими данными о скорости ветра позволяет статистически достоверно оценивать лишь средние сезонные функции f(V).

• 2 Характеристики р(У) представленных на мировом и российском рынках ВЭУ разных ветровых классов, мощностей и типоразмеров, рекомендуемых при оценках энергетической эффективности ВЭУ и ВЭС, приведены в приложении Б.

• 5.2.6 Повторяемости средних месячных и годовых скоростей ветра, как и функции Вейбулла //(АУ)), определяют в настоящем стандарте для следующих градаций: 0 — 1,9; 2 — 3,9; ...; 16 — 17,9; 18 — 21,9; 22 — 24,9; 25 — 28,9; 28 — 34,9; 35 — 39,9, свыше 40 м/с.

Примечание — Градации скорости ветра неравной ширины выбраны для достижения равной статистической обеспеченности повторяемостей скоростей ветра.

Расчет параметров, определяемых по значениям /) в градациях скорости, выполняют по средним значениям скоростей в каждой градации по таблице 5.2.

Таблица 5.2 — Средние значения скоростей в градациях, принятых в настоящем стандарте

• 5.2.7 Значения функций плотности вероятности для /-х градаций Г/АУ/А?)) и /’_/(АУ_/(/7_вк)) рассчитывают с наибольшей достоверностью по формуле

Г(У) = 1,95-{(15 + 0,0085-[У_ср(/7)-4,0)] • (к/А) ■ (УМ) • Exp [- (V/A)k]}, (5.3)

где параметры функции Вейбулла Айк определены в настоящем стандарте для средних скоростей ветра в диапазоне скоростей от 4 до 9 м/с с шагом 0,5 м/с для каждого из 13 регионов России (см. рисунок 5.2) и приведены в таблице Д.1.

• 5.2.8 Мощности ВЭУ и ВЭС определяют в два этапа:

• а) этап 1. Средние многолетние сезонные и годовые мощности идеальных ВЭУ определяют по установленным значениям скорости ветра и плотности воздуха р на высоте Н_вк по формуле

^убур 15

^ЭУид(И = [р(^нвк)/Ро]' J P(V)-f[V(H_BK))dV = [p(H_BK)/p₀]-Y.P(V_i) f_i^V_i(H_BK)) (5.4)

Vo ^/=1

с параметрами и обозначениями, приведенными в формулах (5.1) и (5.2).

Определяют характеристики ВКФ и технические факторы, понижающие мощность идеальных ВЭУ до мощности реальных ВЭУ. К факторам, снижающим мощность и выработку ВЭУ и ВЭС, относят:

• - температурные ограничения;

• - ледово-изморозевые и снеговые отложения;

• - нелинейность высотного профиля скорости ветра;

• - высотный сдвиг направления ветра;

• - инерционность систем ориентации ВЭУ;

• - собственное энергопотребление ВЭУ;

• - потери во внутренних сетях ВЭС;

• - затенение ВЭУ друг другом и окружающими объектами;

• - влияние рельефа и подстилающей поверхности на характеристики ветра;

• - уменьшение ресурса при повышенной турбулентности;

• - многолетнюю регрессию коэффициента технической готовности К_тг ВЭУ;

• - влияние атмосферных осадков на энергетические показатели ВЭУ;

• - влияние гроз и опасных метеорологических явлений.

Примечание — Методы определения этих факторов приведены в разделах 11 и 12. Каждый из перечисленных факторов снижает средние годовые и сезонные показатели мощности и выработки ВЭУ и ВЭС пропорционально понижающему коэффициенту К£_ид < 1, где л — номер года работы ВЭУ. Суммарное уменьшение показателей ВЭС неидеальной ВЭУ или ВЭС под действием всех факторов определяют произведением всех коэффициентов соответствующих факторов.

• 5.2.9 Входные данные для определения функции Вейбулла [средние сезонные и годовые скорости ветра V(h) на высоте h при оценке удельной мощности ветра М_уд и высоте /7_ВК при определении мощности ВЭУ] моделируют в диапазоне высот от 10 до 200 м с расчетной точностью по методике, описанной в приложении Г.

• 6 Методика определения удельной мощности ветра и энергетических показателей ВЭУ и ВЭС по данным метеорологических
  
  и аэрологических измерений

  6.1 Определение функции Вейбулла в месте предполагаемого размещения ВЭУ
  
  с заданными координатами и высотой

  Повторяемость скоростей ветра f/AV,- (Л)) в нормативных градациях АУ,- по функциям Вейбулла (см. 5.3) в МПР ВЭУ с заданными координатами и высотой Н_вк определяют по методикам настоящего стандарта в следующей последовательности:

• а) принадлежность МПР ВЭУ к m-му региону (см. рисунок 5.2) устанавливают по соответствию географических координат МПР с координатами т-го региона согласно рисунку 5.2;

• б) осредненные по месяцам, сезонам и году коэффициенты открытости МС К_мил для МПР ВЭУ в т-м регионе рассчитывают с использованием данных о повторяемости ветра по восьми направлениям, установленным РосКомГидрометом. При отсутствии МС, совпадающих или близлежащих с МПР ВЭУ или ВЭС (удаленных на расстоянии не более 20—30 км для равнинной местности и не более 5—20 км для местности со сложным рельефом), оценки повторяемости скоростей ветра по направлениям следует проводить по данным близлежащей МС т-го региона;

• в) средние сезонные и годовые скорости ветра '/^метео(К_мил) на высоте 10 м и их СКО в МПР ВЭУ, попавшего в т-й регион, рассчитывают с использованием данных МС m-го региона, приведенных в таблицах Д.2—Д.4. Скорости у^метео(К_мил) и их СКО для промежуточных значений К_мил определяют линейной интерполяцией по скоростям таблицы Д.2.1—Д.2.13 для соседних значений К_мил;

• г) средние сезонные и годовые скорости ветра У^^эро в МПР ВЭУ на высоте 100 и 200 м и их СКО определяют по данным таблицы Д.З для трех АС, ограничивающих треугольную территорию, включающую МПР ВЭУ, и по географическим координатам МПР и трех выбранных АС;

• д) при удаленности МПР от ближайшей АС на расстояние более 25 км \/_ср в МПР на высотах 100 и 200 м определяют как среднее арифметическое от скоростей на этих высотах по данным трех АС, приведенных выше в перечислении г), с весовыми коэффициентами, обратно пропорциональными расстоянию до АС.

Примечания

• 1 При удаленности МПР от ближайшей АС на расстояние не более 25 км У_ср на высотах 100 и 200 м принимают равными скоростям на этих высотах на ближайшей АС.

• 2 Расстояние между МПР ВЭУ и опорными МС или АС, приведенными на рисунке.5.2 и в приложении Д, с погрешностью менее 5 % определяют по географическим картам;

• е) скорость ветра в высотном диапазоне от 10 до 100 м на высоте h при оценке IV и на высоте Н_вк при оценке Р_вэу по данным об установленных в МПР скоростях '/_П7^метео(К_мил) на высоте Юми скоростях V_m^a3po на высотах 100 м рассчитывают по формуле

У(/7)= (/7/10)^т^, (6.1)

где m(V) — показатель степени в (6.1), рассчитываемый по формуле

т(У) = 0,434-Ln [У(100)/У(10)]; (6.2)

• ж) скорости ветра в МПР ВЭУ в высотном диапазоне от 100 до 200 м определяют линейной интерполяцией по данным аэрологических скоростей на высоте 100 и 200 м;

• и) определение параметров функций Вейбулла для МПР ВЭУ в т-м регионе проводят по данным, приведенным в таблице Д.1.

• 6.2 Пример определения функции Вейбулла

Схема определения среднегодовых параметров функции Вейбулла (5.3) и по ним среднегодовой удельной мощности идеальной ВЭУ с высотой оси ВК ВЭУ Н_вк = 55 м (характерная высота для ВЭУ средней мощности) приведена ниже на примере МПР ВЭУ в районе г. Камышин с координатами 50,03°с.ш. и 46,42 °в.д.

Параметры f_t функции Вейбулла в данном примере определяют в следующей последовательности:

• - по известным координатам МПР ВЭУ устанавливают репрезентативный регион согласно территориальному разбиению на рисунке 5.1 (в данном примере — регион 12 с границами 47,5° — 60,0 °с.ш. и 45,0 °— 60,0 °в.д. );

• - для места с указанными координатами по формулам (6.1), (6.2) рассчитывают среднегодовую скорость ветра V на высоте 55 м [в данном примере она составляет V(H_BK) = 6,32 м/с];

• - расчет среднегодовой удельной мощности идеальной ВЭУ проводят по данным таблицы Д. 1 для региона 12. Фрагменты таблицы Д. 1, используемые в расчетах, приведены в таблицах 6.1 и 6.2;

• - расчет среднегодовой удельной мощности идеальной ВЭУ при среднегодовой скорости 6,32 м/с проводят по данным таблицы 6.1, приведенным в строках 6 и 7, выделенным для наглядности затененным фоном, в интервал между которыми попадает скорость 6,32 м/с.

Таблица 6.1 — Среднегодовые параметры распределения функции Вейбулла Auk, максимальные удельные мощности ВЭУ Ру$_Вэу, Вт/м², и их СКО я_удвэу, %, и вероятности простоев ВЭУ f_v< 4 м/с, %, при скоростях ветра V <4 м/с

Регион 12. Координаты границ: 47,5— 60,0 °с.ш., 45,0— 60,0 °в.д. Среднегодовые значения

Окончание таблицы 6.1

• - значения среднегодовой удельной мощности идеальной ВЭУ Р_удвэу^пР^и известной определенной выше среднегодовой скорости в МПР на оси ВК ВЭУ [в данном примере V(H_BK) = 6,32 м/с], попадающей в соответствующий диапазон скоростей, приведенных в таблице 6.2 (в данном примере от 6,0 до 6,5 м/с) с погрешностью не более 1,5 % — 2 % определяют в допущении о линейном распределении внутри скоростного диапазона параметров Вейбулла А и к и функции Вейбулла 1) (V) в i-x градациях по формулам:

A(H_BK)=A(H_e)+[A(V_H)-A(V_e)]-[V(H_BK)-V_H]/[V_e-V_H],

k (Н_вк) = «HJ + [k (VJ - к (VJ] • [V(H_BK) -V„]/[V_e- VJ,

^fi(^нвк) = ^fi(^He) ⁺ t^fi(^vh) - ^fi(^ve)l-I^bk) - ^Vh1 /1 ^Ve~

Результаты проведенной линейной интерполяции приведены в таблице 6.2.

Таблица 6.2 — Параметры среднегодовой удельной мощности идеальной и реальной ВЭУ в МПР

• - по рассчитанным параметрам Айк определяют значения коэффициентов функций Вейбулла fj для i-x градаций для верхней (6,5 м/с) и нижней (6,0 м/с) граничных скоростей диапазона со скоростью ветра на высоте Н_вквэу = $$ ^м> V(H_BK) ^{= м}^^с (^см- таблицу 6.3).

Таблица 6.3 — Расчетные значения функции Вейбулла по установленным градациям

• - по значениям fj для граничных скоростей по формуле (6.5) проводят расчет функции Вейбулла для скорости ветра на высоте Н_вк = 55 м (6,32 м/с) (строка 2 таблицы 6.3).

• 6.3 Определение средних сезонных и годовых значений удельных мощностей ветра и их погрешностей на заданной высоте h

  • 6.3.1 Средние сезонные и годовые удельные мощности ветра И/_уд (/?), Вт/м² на высоте h рассчитывают суммированием значений И/_уд по градациям таблицы 5.2 по формуле

у=оо

IV = 0,5 ■ р(Ъ) ■ J V³ f(V)dV *0,5 p(h) ^^ (AV;(h)) (V,.^cp)³,

О

где fj — значения функций Вейбулла и (V,^cp)³ — значения средних скоростей ветра (согласно таблице 5.2) в соответствующих градациях;

р(Л) — плотность воздуха в исследуемом месте на высоте h.

Удельные мощности ветра И/-в /-х градациях рассчитывают по формуле

W,(h) = 0,5 • p(h) • [V,^cp(/7)]³ ■ ffh). (6.7)

• 6.3.2 Средние сезонные и годовые значения плотности воздуха р(Ъ) и их СКО в т-м регионе в МПР ВЭУ на высоте h рассчитывают методом линейной высотной интерполяции поданным ближайшей АС (см. таблицу Д.4).

• 6.3.3 Погрешности определения удельной мощности ветра W(7?,) на высоте h в таблице Д.1 определяют по расчетным значениям его дисперсии D[ W^h) ] в /-х градациях по формуле

  ( N A N

  D = Y^f?D

  \/=1 J /=1

  
  

  N

  X^wi

  7=1

  
  

  + 2-fj-fj- r(fj, fj) • g_w. • c_w. .

  
  

  (6-8)

  
  

Примечания

1 В расчетах погрешностей значений W(h) дисперсией значений плотности воздуха пренебрегают ввиду ее малости по сравнению с дисперсией W(h).

2 Значения I/V) в соседних градациях / и /+1 в силу свойств функции плотности вероятности распределения fj считают коррелированными с расчетными значениями коэффициента корреляции r[fj, между величинами И/) и И/_/+1.

• 6.3.4 Погрешности полученных значений оценивают с заданной статистической достоверностью по расчетным значениям СКО И/_уд(/?) и значениям квантилей нормального распределения (см. таблицу 6.4) умножением значения СКО W(h) на значение квантиля (У_д- У_ср)/о ^заД^анн°й достоверности 8, %.

Таблица 6.4 — Квантили нормального (Гауссова) закона распределения случайных величин

Примечание — Удельную мощность ветра И/_уд(/?) на этапе ПТЭО определяют с 90 %-ной достоверностью.

• 6.4 Определение сезонных и годовых значений мощности, выработки ЭЭ и К_иум идеальных ВЭУ по их рабочим характеристикам с учетом плотности воздуха

  • 6.4.1 Средние сезонные и годовые мощности идеальных ВЭУ с известными рабочими характеристиками p(V) и высотой оси ВЭУ /-/_вк рассчитывают с учетом СКО и дисперсий параметров Вейбулла в МПР ВЭУ на высоте Н_вк по формуле

15

^вэс(^) = (Р / Ро) • Ер(Ч- ) • //("вк) (6.9)

/=1

с параметрами и обозначениями, приведенными в формулах (5.1) и (5.2).

Примечание — При расчетах погрешностей значений Р_ВЭу(У) дисперсией плотности воздуха пренебрегают ввиду ее малости по сравнению с дисперсией Р_Вэу(У).

• 6.4.2 Схема пошаговой реализации и промежуточные результаты определения средних сезонных и годовых мощностей Р(У(Н_ВК)) показаны на примере определения среднегодовой мощности ВЭУ G 58—850 kW (производства испанской компании Gamesa) с высотой Н_вк и диаметром £>_вк соответственно 55 м и 58 м в МПР в районе г. Камышин с координатами 50,00 °с.ш. и 46,40 °в.д. (регион 12 по классификации на рисунке 5.1).

• 6.4.3 Среднегодовую мощность ВЭУ G 58—850 kW (Рудвэу)’ соответствующую среднегодовой скорости в МПР на оси ВК ВЭУ, определяют в следующей последовательности:

• - значения рабочей характеристики p(Vj) для ВЭУ G 58 в /-х градациях соответствуют приведенным в таблице Б.2 и размещаются в строке 1 таблицы 6.5;

• - репрезентативный регион по классификации, приведенной на рисунке 5.1 (в данном примере регион 12 с границами 47,5—60,0 °с.ш. и 45,0—60,0 °в.д.) определяют по координатам МПР ВЭУ;

• - среднегодовую плотность воздуха р, кг/м³, на высоте оси ВК ВЭУ G 5, равной 55 м, рассчитывают по данным таблицы Д.4. В данном примере она составляет 1,226 кг/м³ для МПР ВЭУ с указанными координатами;

• - среднегодовую скорость ветра на Н_вк ВЭУ G 58 (55 м) в МПР рассчитывают по формулам (6.1), (6.2) [в данном примере У(/7_ВК) = 6,32 м/с];

• - среднегодовую удельную мощность работающих без потерь ВЭУ Р_удвэу рассчитывают по данным таблицы Д.1 для региона 12. Фрагменты таблицы Д.1, используемые в расчетах, даны в таблицах 6.1 и 6.2;

• - среднегодовую мощность ВЭУ G 58 при среднегодовой скорости 6,32 м/с рассчитывают по выделенным для наглядности курсивом данным таблицы 6.1, приведенным в строках 6 и 7, в интервал между которыми попадает скорость 6,32 м/с;

• - среднегодовую мощность ВЭУ Р_вэу, кВт, при указанной среднегодовой скорости ветра в МПР на высоте оси ВК (6,32 м/с), находящейся в диапазоне скоростей от 6,0 до 6,5 м/с с погрешностью менее 2 %, оценивают по линейной модели распределения внутри скоростного диапазона параметров Вейбулла (А и к) и функции Вейбулла в /-х градациях fj и соответственно рассчитывают по формулам (6.3)-(6.5).

Исходные данные для расчета по методике настоящего стандарта среднегодовой удельной мощности Руд_Вэу ВЭУ марки G 58, работающей в идеальных условиях (без потерь), приведены в таблице 6.5.

Таблица 6.5 — Данные для расчета среднегодовой удельной мощности Р_удвэу ВЭУ G 58-850 kW, работающей без учета технических и климатических потерь

• 6.4.4 Значение РДДУ)) в /-й градации (строка 4 таблицы 6.5) рассчитывают как произведение трех сомножителей: отношения среднегодовых реальной р и стандартной р₀ плотностей воздуха; значений p(Vj) в /-й градации (строка 1 таблицы 6.5) и данных о повторяемости скорости ветра в /-й градации (строка 3 таблицы 6.5), деленной на 100.

• 6.4.5 Мощность ВЭУ рассчитывают как сумму расчетных значений Р; (ДУ,) по всем градациям (строка 4 таблицы 6.5), равной в рассмотренном примере 237 кВт.

• 6.4.6 £>_вк и S_BK ВЭУ марки G 58—850 kW составляют 58 м и 2641 м², при этом среднегодовая удельная мощность ВЭУ Р_удВэу будет 89,8 кВт/м².

• 6.4.7 Оценку погрешности определения мощности Р_вэу проводят по расчитанным для /-х градаций значениям ее дисперсии Ц [Р_вэу / (^вк)1 ^с использованием дисперсий составляющих функции Вейбулла для скоростей ветра в /-х градациях D [У,(Н_ВК)].

• 6.4.8 Погрешности определения мощности идеальных ВЭУ Рвэу(Н_ВК) на высоте /7_ВК по данным таблицы Д.1 определены по расчетным значениям ее дисперсии О[Р_Вэу (^вк)1 ^{в /-х} градациях по формуле

  N

  X ^fi ‘ /ЪЭУ / (^ВК) /=1

  
  

  N Г N

  = 1.^ 0 Ер_Вэу/(Нвк)

  /и L/=i

  
  

  + 2-fj - fj •cov(HZ_/,lV_y) =

  
  

сгр_Вэу/(НВК) • ^СТРВЭУ /(НВК)-

• 6.4.9 Для оценки погрешностей определения Р_вэу на этапе ПТЭО вместо математически корректных и достоверных, но достаточно сложных для пользователя настоящего стандарта поэтапных вычислений дисперсий по формулам (6.9)— (6.12) рекомендуется использовать оценки СКО для идеальных ВЭУ, приведенные в таблице Д.1, осредненные по регионам (см. рисунок 5.1) и завышенные (на 15 % — 20 %) оценки.

• 6.4.10 Погрешности ^вэу(^вк) оценивают с заданной статистической достоверностью по расчетным значениям СКО ^вэу(^вк) ^с использованием квантилей нормального распределения по таблице 6.4 умножением суммарного значения СКО ^вэу^вк) ^{на значение} квантиля (У — У_ср)/о Д^{ля за}Д^анн°й достоверности 8, %.

Примечание — ^вэу(^вк) ^{на этапе} ПТЭО определяют с 90 %-ной достоверностью.

• 6.4.11 Средние сезонные значения мощности ВЭУ ^вэу(^вк) ^с определенными рабочими характеристиками p(V) для заданного пункта с известными координатами и установленными по формулам (6.1), (6.2) скоростями ветра на высоте Н_вк в регионе, содержащем МПР ВЭУ, рассчитывают аналогично процедуре, описанной для среднегодовой удельной мощности.

• 6.4.12 Средние сезонные и годовые значения выработки ЭЭ идеальных ВЭУ Н_ВЭУсез и Н_ВЭУгод, кВт-ч, с заданными рабочими характеристиками p(V) и высотами осей ВК Н_вк, работающих соответственно со средними сезонными и годовыми мощностями Р*вэУсез (^вк) ^и ^вэугод (^вк)’ ^к$^т> Д^ля МПР ВЭУ с известными координатами, принадлежащими репрезентативному региону (см. таблицу 5.2), рассчитывают по формулам:

^ЕВЭУ год ⁼ ^ВЭУ ид.год (^вк) ’ ²⁴ ’ ³⁶⁵’ (⁶-¹¹)

^ВЭУсез “ ^ВЭУ ид.сез (Цзк) ²⁴ ^сез’ (б-^²)

количество часов в сутках;

количество дней в году;

количество дней соответственно в зимнем, весеннем, летнем и осеннем сезонах.

• 7 Определение реальной мощности и выработки ВЭУ и ВЭС с учетом локальных ветроклиматических и технических ограничений

  • 7.1 Основные положения по определению климатических условий, особенностей и ограничений проектирования, строительства и эксплуатации ВЭУ и ВЭС

• 7 .1.1 Количественные параметры и допустимые диапазоны изменения ВКФ для ВЭУ и ВЭС приведены в таблице 7.1.

Таблица 7.1 — Установленные допустимые для ВЭУ диапазоны изменения ВКФ

Окончание таблицы 7.1

• 7 .1.2 Предварительную оценку климатических условий в МПР ВЭУ проводят по данным, приведенным на рисунке 7.1 и в таблице 7.2 и на карте районирования территории СССР по воздействию ВКФ на технические изделия и материалы по ГОСТ 16350.

Примечания

• 1 Дополнительная информация о распределении средних и экстремальных температур на территории России поданным их многолетних измерений (1960—2010 гг.) на сети МС приведена в СП 131.13330.

• 2 Количество дней с температурой воздуха ниже Т_мин (-45 °C) в таблице 7.2, равное 0,1, означает повторяемость температуры один раз в 10 лет.

• 3 Северные границы районов и Н₇ в таблице 7.2 установлены по средней годовой относительной влажности воздуха 65 % и 80 %.

Таблица 7.2 — Разделение территории России на климатические районы по ГОСТ 16350

Окончание таблицы 7.2

Рисунок 7.1 — Районирование территории бывшего СССР по воздействию климата на технические изделия и материалы по ГОСТ 16350

• 7.2 Рекомендации по учету влияния температурных факторов на энергетические показатели ВЭУ и ВЭС

  • 7.2.1 Большинство представленных на мировом и отечественном рынках ВЭУ имеют ограниченный диапазон рабочих температур Т_раб (от -20 °C и -30 °C до 40 °C — 45 °C), обеспечивающий отсутствие поломок и разрушения элементов ВЭУ, уменьшение рабочего ресурса и надежности ВЭУ при низких и высоких температурах воздуха, обусловленных изменениями физических и электрических характеристик используемых в конструкции ВЭУ материалов (металлических, пластмассовых, резиновых, смазочных).

  • 7.2.2 Вероятность температур свыше 40 °C на территории России мала, но вероятность температур ниже минус 30 °C — минус 35 °C высока во многих регионах в холодный период года. Согласно справочнику [6], практически на всей азиатской и на большей части ЕТР нормативные значения температуры холодного периода составляют ниже -40 °C (ниже допустимых рабочих температур современных ВЭУ), при которых ВЭУ стандартного климатического исполнения с отсутствующей или неэффективной системой обогрева простаивают, приводя к снижению их суммарной годовой и зимней выработок до значений от 8 % до 12 %.

  • 7.2.3 Нормативные значения минимальных и продолжительности экстремальных для ВЭУ температур Т ниже минус 30 °C, приведенных на рисунке 7.2 и в таблице 7.3, используют для оценок температурных простоев ВЭУ в разных регионах России.

Рисунок 7.2 — Средняя продолжительность непрерывного периода с температурой ниже -40 °C, ч

Таблица 7.3 — Число суток в году со среднесуточной температурой воздуха по ГОСТ 16350

Окончание таблицы 7.3

Примечание — Знак «•» означает 0 дней в году менее 0,1 (регистрация температуры в данном диапазоне 1 раз в 10 лет).

• 7.2.4 Ввиду осредненных по регионам значений температуры на рисунке 7.2 при ПТЭО ВЭС в МПР вероятностные характеристики экстремальных температур анализируют с использованием данных таблиц Е.2 и Е.З.

• 7.3 Рекомендации по определению условий функционирования и эксплуатации ВЭУ
  
  и ВЭС по комплексу параметров «температура — скорость ветра»

  7.3.1 Проектирование ВЭУ проводят с учетом вероятности их работы и простоев в различных диапазонах скорости ветра и экстремальной температуры воздуха (от минус 30 °C до минус 50 °C) по взятым из метеорологических и климатических справочников Госкомгидромета СССР и Росгидромета многолетним данным МС плотности вероятности распределения температуры по двухградусным градациям и по ее представлениям в табличном и графическом видах (см. рисунки 7.3 и 7.4).

  Распределение по температуре вероятности диапазонов температуры с 1975 по 2015 гг.

  Вероятность, %

  Рисунок 7.3 — Графики распределения температуры по двухградусным градациям на МС Тикси

  
  

  Распределение средней многолетней среднесуточной скорости ветра и СКО по температуре с 1975 по 2015 гг.

  ■ - среднесуточная скорость ветра, м/с;

  ■ - СКО, м/с

  Рисунок 7.4 — Распределение многолетних средних среднесуточных скоростей ветра по температуре на МС Тикси

  
  

  • 7.3.2 Вероятности в разных сочетаниях градаций скорости ветра и температуры воздуха определяют построением и представлением в табличном (см. таблицу 7.4) и графическом (см. рисунок 7.5) видах двумерных функций распределения температуры воздуха и скорости ветра по данным многолетних срочных измерений на ближайших МС.

  • 7.3.3 Пример рекомендуемых настоящим стандартом двумерных функций распределения температуры воздуха и скорости ветра в ПзСА для поселка Тикси [Республика Саха (Якутия), 71,5° с.ш. и 129,0° в.д.], рассчитанных по данным МС Тикси, представлен в таблице 7.4.

Таблица 7.4 — Пример годовой повторяемости и обеспеченности сочетаний температуры и скорости ветра

Серым фоном в таблице 7.4 выделены ячейки с вероятностью сочетаний скорости ветра и температуры, при которых с ВЭУ по нормам техники безопасности для северных регионов (см. таблицу 7.5) запрещены СМР.

Таблица 7.5 — Предельные сочетания температуры и скорости ветра, допускающие проведение строительномонтажных и ремонтных работ с ВЭУ и ВЭС

Примечание — Согласно нормативам по технике безопасности, при выполнении СМР на территории России запрещенными (за исключением специально разрешенных) являются работы подъемников и кранов всех типов при скоростях ветра более 12,4 м/с и при температуре ниже минус 20 °C, а также при гололедице, сильном снегопаде, дожде и грозе.

• 7.3.4 Данные, аналогичные приведенным в таблице 7.4, рассчитанные для всех пунктов, обозначенных на рисунке 5.2, представлены в таблице Е.2 и рекомендованы для оценки ограничений функционирования ВЭУ.

• 7.3.5 Выбор энергетических источников, резервирующих и выравнивающих непостоянную мощность автономных ВЭУ и ВЭС и их аккумулирующих систем при ветроэнергетических штилях, определен тремя климатическими факторами:

• - суммарной длительностью сезонных и годовых штилей (при скоростях ветра на высоте осей ВК ВЭУ менее 3—4 м/с) и их средней и максимальной длительностью;

• - суммарной длительностью сезонных и годовых периодов скоростей ветра, превышающих максимально допустимые для работы ВЭУ (буревые) скорости ветра \/_бур (более 20—28 м/с) и их средней и максимальной длительностью;

• - суммарной продолжительностью сезонных и годовых периодов с экстремальными (выше допустимых для данной ВЭУ) температурами и их средней и максимальной длительностью.

Количественную оценку влияния этих факторов на производительность ВЭУ проводят по данным ежемесячника [5].

• 7.3.6 Оценку средней годовой и сезонных вероятностей ветроэнергетических штилей и простоев ВЭУ (в долях от годового и сезонных чисел часов) проводят по данным МС, ближайшей к МПР ВЭУ, по диаграмме распределения штилей по 2- или 5-градусным градациям с учетом плотности вероятности температуры по градациям на МС Тикси (см. пример на рисунке 7.5).

Вероятности продолжительности энергетических штилей для ВЭУ следует рассчитывать статистическим анализом с использованием рядов временных данных о скорости ветра с 3-часовым интервалом. Информацию о плотности распределения вероятности продолжительности штилевых простоев ВЭУ получают по результатам статистического анализа рядов временных данных с 3-часовым интервалом, заимствованных из [5].

Примечание — Наиболее информативным источником для временной детализации распределения длительности энергетических штилей для ВЭУ служат данные одно-, двухгодовых измерений на ВИК (при их наличии).

Рисунок 7.5 — Вероятность распределения ветроэнергетических штилей по температуре на МС Тикси

Примеры распределения длительности энергетических штилей и максимальной скорости ветра по температуре, рассчитанных по данным ВИК в Тикси, приведены на рисунках 7.6 и 7.7.

Рисунок.7.6 — Плотность вероятности штилей на МС в Тикси

• 7.3.7 Дополнительные данные, необходимые для выбора параметров энергоисточников, резервирующих и выравнивающих переменную мощность ВЭУ и ВЭС и аккумулирующих систем для автономных ВЭУ и ВЭС, рекомендуется рассчитывать по статистическим распределениям длительности периодов с экстремальными для ВЭУ температурами по информации ежемесячника [5].

Оценка средних многолетних сезонных и годовых вероятностей скоростей ветра, превышающих допустимые рабочие (буревые) скорости У_бур, м/с, современных ВЭУ, составляющих для разных моделей от 20 до 28 м/с, приведена на рисунке 7.8. В данном примере буревая скорость ветра ВЭУ принята равной У_бур = 25 м/с, а вероятность рассчитана по данным ВИК на МС в Тикси.

Расчет по данным ежемесячника [5] и рекомендуемый формат представления данных статистического анализа распределения по длительности периодов с экстремальными для ВЭУ значениями температуры приведен в таблицах 7.6—7.8 на примере МС в Тикси. В таблице 7.6 приведены результаты расчетов количества периодов разной заданной длительности (1—3, 4—6, 7—9, 10—12, 13—15 сут) со средними многолетними и средними минимальными суточными температурами ниже -40 °C, -45 °C, -50 °C, -55 °C. В средний многолетний год в Тикси выявлено 2,2 и 0,2 (1 раз в 5 лет) и 0,1 (1 раз в 10 лет) периода длительностью соответственно 1 — 3, 4 — 6 и 7 — 9 сут и 4,2; 1,2; 0,4 и 0,1 периода соответственно 1 — 3, 4 — 6, 7 — 9и10 — 12 сут со средними и минимальными значениями суточной температуры ниже минус 40 °C. Периоды со средними и минимальными показаниями суточных температур ниже -45 °C длительностью от 1 до 3 сут на МС Тикси наблюдались соответственно 0,2 и 0,8 раз за среднемноголетний год, а периоды от 4 до 6 сут — только для минимальных суточных показаний 22

температуры со средней частотой 0,1 раз за год, или 1 раз в 10 лет. Периодов со средними и минимальными суточными показаниями температуры ниже -50 °C длительностью более 1 сут на МС Тикси в 1975—2018 гг. не наблюдалось.

Таблица 7.6 — Число периодов разной длительности с многолетними среднесуточными и минимальными суточными температурами ниже 7* по данным МС Тикси

В таблице 7.7 приведены результаты расчетов количества периодов разной длительности с многолетними средними и минимальными суточными показаниями температуры ниже заданных в наиболее холодный год (2013 г.) за 1975—2015 г. с периодами на МС Тикси до 4—6 сут для средних и до 10— 12 сут минимальных суточных показаний температуры ниже -45 °C.

Исходя из данных, приведенных в таблицах 7.6 и 7.7 и на рисунке 7.5, следует, что идеальная ВЭУ, максимально полно использующая ветроэнергетический ресурс в районе МС Тикси, должна вырабатывать ЭЭ при температуре ниже -45 °C, а при ее работе в автономном режиме ее необходимо укомплектовывать аккумуляторами емкостью, обеспечивающей энергоснабжение при простое ВЭУ не более 10—12 сут.

Таблица 7.7 — Число периодов разной длительности со средними и минимальными суточными значениями температуры ниже Т* в наиболее холодный год за 1975—2015 гг., рассчитанными по данным МС Тикси

Вероятность простоев современных ВЭУ с диапазоном рабочих скоростей от 4 до 25 м/с при экстремально низких температурах (ниже -30 °C) может превышать на 10 % — 15 %, и данные таблиц 7.6 и 7.7 следует уточнять аналогично приведенным в таблице 7.8.

Таблица 7.8 — Количество периодов разной длительности с многолетними среднесуточными показаниями температуры ниже Т* и ожиданием потепления на 5 °C на МС Тикси за 1975—2015 гг.

Окончание таблицы 7.8

• 7.3.8 Для серийных ВЭУ оценки по 7.3.7 должны быть уточнены на этапе ТЭО с учетом их систем управления, переводящих ВЭУ в нерабочий режим при температурах воздуха ниже минимальных рабочих температур ВЭУ и запускающих их в работу при достижении температуры окружающего воздуха (потеплении) выше минимальных рабочих температур ВЭУ на 5 °C —10 °C (в зависимости от модели ВЭУ).

• 8 Рекомендации по учету влияния гололедно-изморозевых
  
  и снеговых факторов на функционирование и эффективность ВЭУ и ВЭС

  8.1 Факторами воздействия на ВЭУ ГИО, ограничивающих нормальное функционирование ВЭУ и требующих специальных технических мер по минимизации их негативного воздействия на ВЭУ, являются следующие: отложения льда, изморози и снега (см. таблицу 8.1) на управляющих устройствах ВЭУ (анемометрах, флюгерах и пр.), вызывающие нарушение и потерю управляемости; отложения ГИО на лопастях ВК ВЭУ, вызывающие снижение их аэродинамического качества, существенное увеличение скорости страгивания ВК ВЭУ и снижение мощности, а также обусловленные ГИО механические нагрузки на элементы и конструкцию ВЭУ, приводящие к их поломкам. Описание механизмов и результатов физического воздействия ГИО на рабочие характеристики и показатели ВЭУ и необходимая для оценок на этапе ПТЭО информация о характеристиках ГИО на территории России приведены в приложении Ж.

Таблица 8.1 — Виды гололедных и снеговых отложений

• 8.2 Совокупность факторов ГИО приводит к снижению выработки ЭЭ ВЭУ вследствие:

• - вынужденных простоев ВЭУ при отсутствии в их конструкции систем эффективной борьбы с ГИО, суммарная длительность которых во многих регионах России достигает 160—280 ч в год (со среднегодовой потерей мощности до 3 % и более);

• - энергетических и экономических затрат части (до 10 % в периоды ГИО и до 2 % — 3 % в годовом исчислении) выработанной ВЭУ энергии на питание систем антиобледенения ВЭУ при их наличии (с подогревом лопастей ВК, устройств управления и прочих элементов) с соответствующим снижением среднегодовой выдачи энергии потребителю.

• 8.3 Типы и параметры систем борьбы с ГИО при конструировании и эксплуатации ВЭУ следует выбирать с учетом повторяемости, непрерывной длительности, интенсивности образования и мощности (толщины) отложений ГИО в соответствии с СП 131.13330 и справочника [6].

• 8.4 Оценку толщины отложений ГИО по регионам России проводят в соответствии с СП 131.13330 по максимальной толщине стенки гололеда на металлической поверхности круглого сечения с повторяемостью 1 раз в 25 лет. Районирование территории России по нормативной толщине стенки гололеда на высоте Юме повторяемостью 1 раз в 25 лет приведено на рисунке 8.1.

Примечание — В районах VI и со сложным рельефом (горы и перевалы, горные долины, котловины) толщину стенки гололеда определяют поданным специальных исследований.

Рисунок 8.1 — Карта районирования территории России по нормативной толщине стенки гололеда

• 8.5 Предварительную оценку скорости отложений ГИО в различных регионах проводят с использованием модели, описанной в приложении Ж.

• 8.6 Оценку среднемесячных и годовых количеств дней с ГИО проводят по данным таблицы Ж.5, полученным путем статистической обработки данных МС в 50 пунктах, представляющих различные климатические регионы России.

• 8.7 Детальная по числу характеристик ГИО, представительная по числу пунктов на территории России (свыше 500) и статистически достоверная (основанная на метеонаблюдениях, начиная с 1946 г. и заканчивая годами обобщения данных справочников) информация для оценки на этапе ПТЭО вероятности и интенсивности ГИО в заданном районе содержится в справочниках Госкомгидромета СССР и Росгидромета. В состав информации этих справочников входят данные по гололеду, изморози, снегу, сложным отложениям, а также следующая информация:

• - о среднем и наибольшем (с указанием года регистрации) количестве дней с визуально наблюдаемым гололедом и изморозью за период обобщения;

• - средних и наибольших по месяцам и за год количествах дней с различными видами ГИО на проводах гололедного станка и среднем количестве дней с ГИО независимо от вида отложений за период обобщения;

• - повторяемости значений годовых максимумов ГИО на 1 м провода, г/м;

• - статистических характеристиках (наибольших для пункта метеонаблюдения измеренной массы ГИО и средних значений годового максимума и их СКО);

• - повторяемости направлений ветра и штилей при максимальном отложении в каждом зарегистрированном случае ГИО в зависимости от массы отложения;

• - повторяемости максимальных отложений каждого вида ГИО по градациям скорости ветра (ос-редненной за 2 мин при измерении флюгером или за 10 мин при измерении анеморумбометром) в каждом случае обледенения.

• 8.8 Решением гололедной проблемы для ВЭУ в климатических районах с высокой вероятностью ГИО является оснащение ВЭУ системами антиобледенения с минимизированными затратами энергии.

• 8.9 Для минимизации затрат энергии в системах борьбы с ГИО рекомендуется использовать возможности получения ежедневных краткосрочных прогнозов ГИО региональных служб Росгидромета, передаваемых потребителям с использованием автоматизированной оперативной связи, разрабатываемых по данным метеорологических наблюдений и измерений отложений ГИО на проводах гололедного станка (см. таблицу 8.1) и включающих следующие показатели:

• - дату, время возникновения и оценку длительности ожидаемого ГИО;

• - район возникновения (распространения) ГИО;

• - наименование и максимальную интенсивность ГИО.

• 8.10 Наличие прогнозов ГИО позволяет минимизировать затраты на энергопотребление, на борьбу с ГИО и планировать режимы работы и эксплуатации ВЭУ и ВЭС. Оснащение ВЭУ автоматизированными средствами приема данных о прогностической опасности ГИО с выдачей соответствующих команд системе управления ВЭУ на запуск систем обогрева или иных устройств противодействия ГИО позволяет многократно снизить затраты ЭЭ на борьбу с ними и минимизировать их негативное воздействие на работу и производительность ВЭУ.

• 9 Рекомендации по определению и учету влияния атмосферных осадков на функционирование и энергоэффективность ВЭУ и ВЭС

  • 9.1 Воздействие дождевых (в том числе ливневых) осадков на ВЭУ сводится к силовому сопротивлению вращения ВК ВЭУ и к снижению частоты его вращения и мощности за счет передачи части его импульса твердым или жидким частицам осадков и увеличивается с повышением уровня дождевых и снеговых осадков.

  • 9.2 Сильные ливневые осадки с интенсивностью более 3 мм/мин (для ВЭУ в климатическом исполнении УХ и X) и 5 мм/мин (для ВЭУ в исполнении Т) ограничивают рабочий диапазон ВЭУ в соответствии с данными таблицы 7.1.

  • 9.3 Снижение мощности ВЭУ при сильных осадках (до 120 мм/ч и более) зависит от геометрии лопастей и аэродинамики их ВК и достигает 5 % и более.

  • 9.4 При умеренных и слабых дождевых и снеговых осадках (<10 мм/ч) снижение мощности ВЭУ не превышает 0,3 % — 0,5 %.

  • 9.5 Согласно СП 131.13330 предварительные (осредненные по крупным регионам территории России и стран СНГ) данные об уровне и распределении осадков (дождевых в теплый период года и снеговых в холодный период года) приведены на рисунках 9.1 и 9.2.

    К востоку К западу 20° 40’ 60’ 80’ 100’120’140’ от Гринвича 180’от Гринвича

    Количество дождевых осадков - менее 50;

    за период с апреля по октябрь, мм:___

    I I - от 50 до 200;

    I I - от 200 до 300;

    
    

    I I - от 300 до 400;

    
    

    I I - от 400 до 800;

    
    

    I I - более 800

    
    

Рисунок 9.1 — Карта распределения дождевых осадков на территории бывшего СССР

К востоку К западу

40° 60° 80° 100° 120° 140° от Гринвича 180° от Гринвича

Количество снеговых осадков ^EI - от 50 до 100; I I - от 100 до 150; | | - от 150 до 200;

за период с ноября по март, мм: ।---। _ _{от 2О}о до 400; I I - от 400 до 800; |---1 - более 800

Рисунок 9.2 — Карта распределения снеговых осадков на территории бывшего СССР

• 9.6 Уровень дождевых и снеговых осадков анализируют по многолетним данным МС в исследуемом пункте (при наличии в нем соответствующих метеорологических наблюдений) или на ближайших МС рассматриваемого района.

• 9.7 С учетом малых уровней дождевых осадков на территории России в летний (<1000 мм с апреля по октябрь) и снеговых осадков в зимний (не выше 1000 мм с ноября по март) период среднегодовое снижение мощности ВЭУ можно считать пренебрежимо малым на большей части территории России и не учитывать на этапе подготовки ПТЭО.

• 10 Рекомендации по оценке и минимизации влияния опасных климатических явлений на функционирование и эффективность ВЭУ

  • 10.1 Рекомендации по определению и минимизации влияния грозовых факторов
    
    на функционирование и энергоэффективность ВЭУ и ВЭС

    10.1.1 Наиболее существенными и опасными для ВЭУ факторами грозы являются сопровождающие их шквальные ветра и реже встречающиеся, разрушительные по своей силе смерчи, а также электрические разряды (молнии).

    • 10.1.2 При проведении работ по мониторингу, прогнозу и минимизации влияния опасных метеорологических явлений и процессов следует руководствоваться положениями ГОСТ Р 22.1.07 и ГОСТ Р 54418.24, определяющих основные грозовые и молниевые характеристики и механизмы воздействия грозовых факторов на функционирование и сохранность ВЭУ и ВЭС, и принимать меры по предотвращению негативного воздействия молний и связанных с ними грозовых факторов на ВЭУ.

    • 10.1.3 К негативным действиям грозовых факторов на ВЭУ и ВЭС относят:

• - короткие замыкания, оплавления элементов, возгорание лопастей, механических узлов и электрических элементов, вызываемых молниями при их попадании в ВЭУ;

• - ударные волны при громе с динамическим воздействием на элементы ВЭУ, приводящим к нарушению работы и поломкам ВЭУ и инфраструктуры ВЭС;

• - ударные силовые нагрузки на движущиеся лопасти и ВК в целом и системы управления ВЭУ при сопровождающих грозу шквалах и сильных порывах ветра.

• 10.1.4 Нейтрализация воздействия грозовых факторов на ВЭУ, функционирующих в районах с высокой активностью гроз, обеспечивается повышением прочности элементов их конструкции (лопастей, ВК, систем управления, башен) и соответствием ветрового класса ВЭУ классу ветров в МПР, а также комплектацией ВЭУ надежными системами молниеотвода, соответствующими требованиями ГОСТ Р 22.1.07 и ГОСТ Р 54418.24.

• 10.1.5 На этапе ПТЭО проводят количественную оценку действия факторов грозы на энергетические показатели ВЭУ или ВЭС. В состав необходимых для этого характеристик гроз входят их повторяемость и продолжительность (средняя, максимальная и суммарная за год), а также интенсивность молниевой активности.

• 10.1.6 Данные о характеристиках грозовых факторов на территории России, используемых при подготовке ПТЭО проектов ВЭУ или ВЭС, содержатся в ГОСТ Р 22.1.07, ГОСТ Р 54418.24, СП 131.13330, в справочниках Госкомгидромета СССР и Росгидромета России [5], [6].

• 10.1.7 Данные СП 131.13330 о количестве часов с грозой на территории России приведены на рисунке 10.1.

Рисунок 10.1 — Среднегодовая продолжительность гроз на территории России согласно СП 131.13330

• 10.1.8 Информация о количестве дней с грозой на территории России по СП 131.13330 приведена в таблице 10.1.

Таблица 10.1 — Среднегодовое количество дней с грозой в некоторых городах

Окончание таблицы 10.1

• 10.1.9 Анализ среднегодового количества связанных с молниями опасных явлений для ВЭУ проводят по среднегодовой частоте попадания молний непосредственно в ВЭУ, вблизи ВЭУ (не ближе 250 м), в линии электропитания и связи, подведенные к ВЭУ. Плотность ударов молнии рассчитывают по формуле

N = 6,7 • 77100, (10.1)

где Т—среднегодовая продолжительность гроз, определяемая согласно СП 131.13330 по картам интенсивности грозовой деятельности на территории России (см. рисунок 10.1).

• 10.1.10 Данные о среднем количестве ударов молнии в землю на 1 км²/год, установленные в СП 131.13330, приведены в таблице 10.2.

Таблица 10.2 — Среднегодовое количество ударов молнии на 1 км² поверхности земли Л/_молн

• 10.1.11 При сильных грозах с высокой молниевой активностью рекомендуется останавливать ВЭУ на время грозы, продолжающейся от нескольких десятков минут до нескольких часов, приводящих к уменьшению средней сезонной и годовой мощности и выработки энергии ВЭУ.

• 10.1.12 Анализ на этапе ПТЭО годовых потерь мощности и выработки энергии ВЭУ А_гр, %, из-за грозовых факторов в МПР ВЭУ проводят по отношению годового времени с грозами к общему годовому времени (8760 ч) исходя из средней продолжительности гроз Т_гр, ч, определенной по данным рисунка 10.1, количества дней с грозами Л/_гр по таблице 10.1 (исходя из одноразовых гроз в сутки), а также с учетом времени останова ВЭУ в целях минимизации грозовой опасности, превышающего установленную продолжительность гроз на 1 ч, используя при этом возможность дистанционного получения краткосрочных грозовых прогнозов из региональных центров погоды, которые вычисляют по формуле

А_гр= 100(1 + Т_гр/Л/_гр)/8760. (10.2)

Анализ на этапе ПТЭО годовых потерь мощности и выработки энергии ВЭУ Д_гр, %, может составлять от 0 % в северных и от 0,5 % до 1,5 % в южных районах России.

• 10.2 Рекомендации по учету влияния града на показатели ВЭУ

  • 10.2.1 Град относят одновременно к атмосферным осадкам и опасным метеорологическим явлениям, которые представляют опасность для ВЭУ и ВЭС на значительной части территории России (см. РД[1]).

  • 10.2.2 Градины с линейным размером не более 10 см при скорости их падения до десятков метров в секунду при попадании на элементы ВЭУ могут вызвать поломку управляющих измерительных анемометров и румбометров ВЭУ и деформацию поверхности лопастей, которые многократно усиливаются при вращающемся ВК ВЭУ за счет сложения скоростей градин и движения лопасти.

  • 10.2.3 Выпадение града при работающей ВЭУ приводит к силовому сопротивлению вращения ВК ВЭУ и к снижению частоты его вращения с соответствующим падением мощности. Согласно оценкам снижение мощности ВЭУ при сильном граде может достигать от 3 % до 5 %.

  • 10.2.4 Районирование территории России по градоопасности по критерию годовой повторяемости среднего и максимального количества дней с градом приведено на рисунке 10.2 (см. [1]), разработанной на основе данных наблюдений за градовой активностью на МС и радиолокационной сети Росгидромета.

  • 10.2.5 Повторяемость выпадения града имеет сезонный ход (см. [1]). Максимум дней с градом выпадает на период май—август. В суточном ходе максимум градовой активности наблюдается в промежуток с 14 до 19 ч.

  • 10.2.6 Длительность выпадения града варьируется от нескольких минут до часа и более (при среднем 5—10 мин). Размер градин составляет от долей до десятка сантиметров.

  • 10.2.7 Годовая повторяемость среднего и максимального числа дней с градом приведена в таблице 10.3 (см. РД [1]).

Таблица 10.3 — Годовая повторяемость среднего и максимального количества дней с градом

• 10.2.8 Площадь выпадения града составляет от долей до нескольких сотен квадратных километров при длине полос выпадения града от сотен метров до десятков километров и при ширине полос от десятков метров до нескольких километров.

• 10.2.9 Для минимизации градовой опасности рекомендуется останавливать ВЭУ на периоды выпадения града. Падением выработки ЭЭ ВЭУ во время простоев пренебрегают.

Рисунок 10.2 — Распределение вероятности F градовой опасности на территории России за многолетний период метеорологических наблюдений (по [1])

• 10.3 Рекомендации по учету влияния метелей на энергетические показатели ВЭУ и ВЭС

  • 10.3.1 Метель (буран, вьюга, снежная буря) — это перенос снега ветром со скоростями от 6—9 м/с до 25—30 м/с (до 40 м/с и более в российских арктических районах) в ПзСА до высот от нескольких до сотен метров со снижением видимости до нескольких сотен или десятков метров согласно СП 131.13330 и, как правило, с понижением температуры.

  • 10.3.2 Наличие твердой снеговой фракции в метелевых воздушных потоках приводит к дополнительному силовому сопротивлению вращению ВК работающей ВЭУ и к снижению частоты его вращения с соответствующим падением его мощности. Снижение мощности ВЭУ при метелях большой интенсивности может достигать от 3 % до 5 %.

  • 10.3.3 Метелевую активность в заданном районе определяют суммарным за год количеством дней с метелями (до 100 и более), средней и максимальной непрерывной длительностью метелей, выраженной в часах (от нескольких часов до нескольких суток), и их интенсивностью.

  • 10.3.4 Интенсивность метели определяется массой снега, переносимого в секунду через 1 м фронта снего-ветрового потока вдоль поверхности земли, и зависит от скорости и турбулентности двухфазного снего-ветрового потока, интенсивности снегопада, формы и размеров частиц снега, температуры и влажности воздуха. По максимуму снегопереноса выделяют виды метелей, приведенные в таблице 10.4.

Таблица 10.4 — Параметры интенсивности метелей

• 10.3.5 Расход твердой фракции (снега) низовой метели Q, кг/(м-с), в зависимости от скорости ветра метели на высоте метеоизмерений (10—15 м) рассчитывают по формуле

Q = 0,0076 • (У_м-5)³. (10.3)

• 10.3.6 Динамика и вертикальная структура скорости ветра в двухфазном воздушном метелевом потоке приведены на рисунке 10.3 и имеют следующие особенности:

• - скорость ветра по мере развития метели возрастает в ее начальный полупериод и уменьшается в конечный полупериод (см. рисунок 10.3, заимствованный из СП 131.13330).

  
  

  Превышение скорости ветра, м/с

  8-1-----------------------------

  ’⁶П—I—I—I—I—I—I—I—I—I—I—I—I—I—I—I—I—I—I—I—Г

  0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40

  Продолжительность метели, ч

  
  

  - двухфазный поток; - однофазный поток

  Рисунок 10.3 — Профиль скорости ветра в однофазном и двухфазном метелевых потоках

  
  

  Рисунок 10.4 — Изменение скорости ветра при метели относительно начальной скорости переноса

  
  

• - скорость ветра в двухфазном метелевом потоке нарастает с высотой существенно быстрее, чем в «чистом» однофазном потоке (см. рисунок 10.4), что обусловлено увеличением плотности воздушного потока в метелях и уменьшением турбулентных пульсаций двухфазного потока при увеличении концентрации твердой фазы;

• - продолжительность метели слабо зависит от величины начальной скорости V, а интенсивность роста и падения скорости ветра возрастает с уменьшением продолжительности метели. Скорость ветра на момент затухания метелевого переноса, как правило, меньше скорости в его начале;

• - в турбулентном метелевом потоке средние линейные размеры частиц снега в зависимости от высоты уменьшаются (с 0,08—0,05 мм на высоте <1 м до 0,03—0,02 мм на высоте >10 м).

• 10.3.7 Осредненные по крупным регионам территории России данные об уровне и распределении метелей приведены на рисунке 10.5.

Рисунок 10.5 — Среднегодовое число дней с метелью на территории России по СП 131.13330

• 10.3.8 По многолетней статистике метели наблюдаются ежегодно на большей части территории России с ноября по март, а в северных регионах России — с сентября по май.

• 10.3.9 Наиболее точную оценку статистических и физических характеристик метелей рекомендуется проводить по многолетним данным МС в исследуемом пункте (при наличии в нем метеорологических данных) или ближайших к нему МС, содержащихся в справочниках Госкомгидромета СССР и Росгидромета.

• 10.3.10 Оценку на этапе ПТЭО годовых потерь мощности и выработки энергии ВЭУ А _м, %, из-за фактора метели проводят по соотношению количества суток с метелями, определенному по данным, приведенным на рисунке 10.5, к количеству суток в году (365 сут), в допущении о средней длительности метелей, равной 1 сут, и снижении Р_вэу при метелях на 3 % по формуле

А = 100 ■ 0,04 • A/J365, (10.4)

которая составляет от 0,1 % на юго-востоке Сибири до 1,5 % — 2,0 % в северных районах России.

• 10.4 Рекомендации по учету влияния пыльных бурь на энергетические показатели ВЭУ

  • 10.4.1 Пыльная буря — это перенос в засушливые периоды в слое атмосферы высотой от нескольких метров (пыльные и песчаные поземки) до 6—7 км при неустойчивой стратификации 32

атмосферы больших масс пыли или песка ветрами со скоростями не менее 10—12 м/с, сопровождаемый ухудшением горизонтальной видимости (до сотен и десятков метров) согласно СП 131.13330.

• 10.4.2 Пыль — это твердый атмосферный аэрозоль почвенного присхождения с размерами частиц =10~⁴—10^-6 м, включающий частицы морской соли, органики (бактерии, споры, пр.) рыхлой структуры с плотностью, меньшей вещества почвы, с концентрацией числа пылинок в единице объема достигает сотен тысяч и более.

• 10.4.3 Пыле-буревую активность в заданном районе определяют суммарным за год количеством дней с пыльными бурями (до 20 и более), их непрерывной продолжительностью (от нескольких минут до 24 ч и более) и их интенсивностью.

• 10.4.4 Интенсивность пыльной бури зависит от скорости и турбулентности двухфазного пыле-ве-трового потока, формы и размеров частиц пыли и определяется массой пыли, переносимой через 1 м фронта пыле-ветрового потока вдоль поверхности земли за 1 с по СП 131.13330.

• 10.4.5 Количество дней с пыльными бурями на территории России приведено на рисунке 10.6 (см. СП 131.13330). В засушливые периоды пыльные бури развиваются в степной и лесостепной зонах России: в Астраханской, Воронежской, Самарской, Волгоградской, Ростовской, Саратовской, Курганской, Новосибирской, Оренбургской, Омской, Челябинской, Читинской областях, в Ставропольском, Алтайском, Краснодарском, Приморском краях, в Республиках Башкирия, Бурятия, Калмыкия, Крым, Тыва.

Рисунок 10.6 — Число дней с пыльными бурями на территории России и стран СНГ (1 — 1 -5, 2 — 6-10, 3— 11 -20, 4 — 20-40, 5 — 40 и более, 6 — граница устойчивого снежного покрова)

• 10.4.6 Суточный ход пыльных бурь соответствует летнему суточному ходу скорости ветра и ходу неустойчивости температурной стратификации в ПзСА.

• 10.4.7 Твердые фракции в воздушном потоке негативно влияют на работу ВЭУ за счет:

• - абразивного действия на движущиеся компоненты ВЭУ (ВК, главный вал, поворотные механизмы) с риском поломок ВЭУ во время пыльных бурь и сокращением ресурса ВЭУ;

• - коррозийного действия солевых фракций на материалы компонентов ВЭУ;

• - силового сопротивления вращению ВК ВЭУ и снижению частоты его вращения и мощности ВЭУ (по аналогии с действием метелей), достигающего при сильной буре 3 % — 5 %.

• 10.4.8 Для минимизации воздействия на ВЭУ рекомендуется их остановка на время действия пыльных бурь, а по их окончании необходима очистка от пыли лопастей, ступиц, мультипликаторов, генераторов, поворотных, тормозных и прочих систем ВЭУ.

• 10.4.9 Ввиду малой суммарной (< нескольких десятков часов) и относительной (<0,3 %) продолжительности пыльных бурь на территории России среднегодовым падением годовой выработки ЭЭ ВЭУ за счет вызванных пыльными бурями простоев на этапе ПТЭО пренебрегают.

• 11 Рекомендации по оценке и учету влияния на мощность и выработку ВЭУ и ВЭС пространственной и временной изменчивости характеристик ветра

  • 11.1 Учет влияния высотного профиля скорости ветра на мощность ВЭУ

    • 11.1.1 Расчеты мощности ВЭУ с горизонтальной осью вращения ВК выполняют по характеристикам ветра на высоте оси ВК ВЭУ /7_ВК в допущении о линейном росте скорости ветра V(h) с высотой на расстояниях порядка диаметра ВК О_вк менее 20—30 м. Но для ВЭУ с диаметром О_вк и /7_ВК не менее 80—100 м в силу нелинейности профиля в 100-метровом ПзСА это допущение не выполняется (см. [2]). В силу разности удельной мощности ветра, приходящего на верхний и нижний полукруги ВКВЭУ, мощность ВЭУ, рассчитанная по характеристикам ветра на высоте Н_вк, оказывается завышенной относительно реальной мощности.

    • 11.1.2 Значения коэффициентов, понижающих мощности ВЭУ, которые рассчитаны по характеристикам ветра на высоте /7_ВК при нелинейных профилях скорости ветра V(h) и моделируют разные ветровые условия (при разных значениях скоростей ветра на высотах метеорологических /7^метео и аэрологических измерениях /7¹⁰⁰ на высоте 100 м), приведены в таблице 11.1.

Таблица 11.1 — Коэффициенты коррекции мощности ВЭУ для высотных профилей скорости ветра V(h), рассчитанных по формулам (6.1) и (6.2), скоростях ветра ум^етео и V^й00 на высотах соответственно /?^метео и Л¹⁰⁰ и для разных О_вк и Н_вк ВЭУ

Примечания

1 Данные строк со скоростями ум^етео = 3,0 - 4,5 м/с характеризуют равнинные и степные территории ЕТР и Западной Сибири, умет⁶⁰ = 4,5 - 6,0 м/с — побережья крупных рек, водохранилищ, озер и внутренних морей, а уметео >5 9 м/с — побережья внешних морей и островов.

2 С увеличением скорости ум^етео эффект уменьшения мощности ВЭУ, обусловленный нелинейностью высотного профиля скорости ветра У(/?), убывает и для ветровых условий прибрежных и островных территорий, акваторий морей и крупных озер эффект оказывается пренебрежимо малым.

• 11.1.3 На большей части территории России со скоростями ветра \/^метео«3,5 - 4,5 м/с уменьшение мощности ВЭУ из-за нелинейности профиля V(h) может достигать 2,0 %.

• 11.1.4 Расчет оценок мощности ВЭУ на территории России необходимо проводить с учетом понижающих коэффициентов, приведенных в таблице 11.1.

Примечание — Районы со средними скоростями ветра И^461-60 <3 м/с и У¹⁰⁰ <5 м/с не представлены в таблице 11.1, так как являются неперспективными для эффективного использования ВЭУ.

• 11.2 Учет влияния высотного сдвига направления ветра на мощность ВЭУ

  • 11.2.1 Поворот направления ветра ср(/?) на расстояниях по вертикали порядка О_вк (до 20°—30° в нижнем 100-метровом ПзСА) приводит к работе лопастей ВК, находящихся в нижнем и верхнем положениях под разными и неоптимальными углами атаки к набегающему потоку, приводя тем самым к уменьшению реальной мощности ВЭУ по сравнению с рассчитанной без учета ср(/?).

  • 11.2.2 При оценках мощности ВЭУ с учетом сдвига направления ветра на этапе ПТЭО рекомендуется использовать коэффициенты коррекции, приведенные в таблице 11.2.

Таблица 11.2 — Рекомендуемые коэффициенты коррекции мощности ВЭУ с учетом высотных градиентов направления ветра d(p/dh, 7100 м, при разных диаметрах О_вк ВЭУ

• 11.2.3 Для ВЭУ с диаметром ВК £>_вк не более 50 м эффект снижения мощности ВЭУ за счет вертикальных сдвигов направления ветра (р(Л) при малых (не более 207100 м) градиентах d(?/dh оказывается пренебрежимо малым. Однако при оценках эффективности ВЭУ мегаваттной мощности с О_вк не менее 80 м учет даже малых сдвигов направления ветра является обязательным.

• 11.3 Учет влияния временных вариаций направления ветра на мощность ВЭУ с учетом инерционности систем их ориентации

  • 11.3.1 Потери мощности ВЭУ из-за вариаций направления ветра во времени могут составлять в районах с неустойчивыми по направлению ветрами от 1,5 % до 2,5 %, что требует их учета при оценках мощности и выработки ВЭУ и ВЭС.

Примечание — Система ориентации ВЭУ обеспечивает поворот ВК за изменившимся направлением ветра лишь при его существенном повороте (от 10° до 30° для разных ВЭУ) и с некоторой задержкой по отношению к показанию румбометра, устанавливаемого на гондоле ВЭУ. Это обусловлено инерционностью, составляющей для ВЭУ мегаваттного класса десятки секунд, и настройкой системы управления ориентацией ВК, отдающей команду на его поворот лишь после нескольких повторных (с интервалом до несколькиз минут) подтверждений управляющим румбометром установившегося изменения направления ветра во избежание гироскопической нагрузки на ВК и его поворотную систему, что в конечном итоге экономит ресурс ВЭУ. Следствием задержек является периодическое отклонение направления ветра от оси ВК, работающего в условиях косой обдувки с меньшей эффективностью.

Согласно данным измерений на ВИК в ряде регионов России типичные значения СКО направлений ветра за 10-минутные периоды составляют от 3° до 5°. В силу кубической зависимости мощности ВЭУ от угла косой обдувки ВК потери мощности ВЭУ Р_вэу из-за отклонения направления ветра от нормали к ВК составляют от 0,005 % до 2,0 %.

• 11.3.2 При оценках потерь мощности Р_вэу вследствие временных вариаций направления ветра и инерционности систем ориентации ВК рекомендуется учитывать данный эффект применением понижающего мощность идеальной ВЭУ коэффициента от 0,99 до 0,98 в зависимости от временной устойчивости направления ветров в МПР ВЭУ.

• 11.4 Учет временной нестационарности характеристик ветра при определении ресурса ВЭУ

  • 11.4.1 Ресурсный период эксплуатации ВЭУ Т_вэу, заявляемый производителями, составляет в настоящее время 20 лет при одном капитальном ремонте после 10-летней работы ВЭУ. 20-летний эксплуатационный ресурс гарантируется производителями для стандартных атмосферных (плотность — 1,225 кг/м³, давление — 1 атм) и ветровых условий с малой турбулентностью /_турб, определяемой для каждого месяца или сезона параметром интенсивности турбулентности по формуле

^'турб “ °\7Чзр10 МИН’ (11.1)

где Оу—СКО 10-минутных средних скоростей ветра от средней скорости V_cp за рассматриваемый период.

• 11.4.2 При установленном для нормальных атмосферных условий 20-летнем ресурсе Т_вэу его ожидаемое значение в реальных природных условиях определяют параметром K_/tf (lifetime factor) или переменными k_v, k_p, к_турб по формулам:

W = 20-K^=20-/cy/<_p//<_Typ6, (11.2)

где к_р = 1 -1/2-(р_с-р₀)/р₀ (11.3)

^=1-1/2-(У_ср-У_мах)/У_мах, (11.4)

где р₀ — стандартная и р_ср — реальная средняя плотность воздуха в рассматриваемый период времени (месяц, сезон, год);

У_ср — средняя скорость ветра в МПР ВЭУ в рассматриваемый период;

У_мах — скорость ветра, соответствующая ветровому классу ВЭУ (см. Б.2).

• 11.4.3 Коэффициент турбулентности к_турб определяют допустимой для каждого типа ВЭУ интенсивностью турбулентности, определяемой опытным путем и задаваемой при использовании формулы (11.2) таблично или графически.

Пример зависимости коэффициента к_турб от интенсивности турбулентности ветра для ВЭУ производства компании Vestas номинальной мощностью от 600 до 2000 кВт представлен на рисунке 11.1.

Фактор турбулентности

0,20-------

0,001----------------------------------------------------------------

10 12 14 16 18 20 22 24

Интенсивность турбулентности, %

-о- - ВЭУ Vestas

Рисунок 11.1 — Зависимость фактора турбулентности от интенсивности турбулентности ветра

• 11.4. 4 Значения K_ltf в ВКУ ряда северных и дальневосточных районов России достигают 1,10— 1,15, что приводит к снижению ресурса ВЭУ до 18—17 лет. Но для большинства регионов с высоким ВЭП значения K_ltf составляют 1,0 1,05 и практически не уменьшают заявляемый производителями

20-летний ресурс ВЭУ.

• 11.4. 5 Для ВЭУ ветрового класса с допустимой интенсивностью турбулентности b и с (i < 17 %) значения к_турб< 1- При высокой турбулентности (/ >17 %, /с_турб> 1) ВЭУ работают в напряженных энергетических и силовых режимах, и их ресурс уменьшается с ростом значения к_турб. Рассчитанный по формуле (11.2) 20-летний ресурс ВЭУ при K_ttf> 1 уменьшает пропорционально K_/tf.

• 11.5 Учет уменьшения мощности ВЭУ в составе ВЭС из-за их взаимного ветрового затенения

• 1 1.5.1 Относительное уменьшение выработки ВЭС от расстояния между ВЭУ, выраженного в количестве диаметров ВК О_вк при наиболее плотной расстановке ВЭУ (в узлах треугольной равносторонней сетки), определяют с использованием приведенных в таблице 11.3 коэффициентов, рассчитанных в предположении о круговом распределении ветра.

Таблица 11.3 — Относительное уменьшение мощности ВЭС от расстояния между ВЭУ по [2]

Примечания

• 1 Полное восстановление мощности ветра, отданной предыдущей ВЭУ, согласно законам аэродинамики происходит на расстоянии до последующей ВЭУ =30 О_вк.

• 2 При отведенной площади под размещение ВЭС уменьшение расстояния между ВЭУ приводит к снижению энергетических показателей ВЭС. Но благодаря увеличению плотности размещения ВЭУ уменьшается стоимость затрат на строительство инфраструктуры ВЭС (ЛЭП, дороги), что имеет принципиальное значение при ограниченной площади и высокой стоимости земли, отводимой под строительство ВЭС.

• 1 1.5.2 С учетом положений 11.5.1 расстояние между ВЭУ вдоль наиболее вероятных направлений ветра должно составлять не менее 10 £>_вк, при этом потери мощности ВЭУ в составе ВЭС из-за взаимного затенения не превышают 3 %. Вдоль маловероятных направлений ветра ВЭУ допустимые расстояния между ВЭУ могут составлять от 4О_ВК до 6О_ВК.

• 11.6 Учет влияния на мощность ВЭУ эффектов ветрового затенения ВЭУ окружающими их объектами и аэродинамическими препятствиями

  • 11.6.1 Влияние на скорость ветра, набегающего на ВК ВЭУ на высоте /7_ВК, отдельно расположенных на расстоянии X, м, от ВЭУ крупных (искажающих ветровой поток на 1 % и более) аэродинамических препятствий — объектов природного (холмы, лесозащитные полосы, лесные, кустарниковые массивы, отдельно стоящие деревья, пр.) или рукотворного происхождения (здания, сооружения) высотой /7_пр и шириной L_np определяют по методике, рекомендованной в ГОСТ Р 54418.1.

  • 11.6.2 Среднегодовые потери мощности ВЭУ на территориях с равнинным рельефом и классом шероховатости 6 б и 7 б по классификации Милевского, описанной в приложении Г, при распределении направлений ветра, близком к круговому, составляют от 1 % до 2 %.

  • 11.6.3 Оценки влияния на мощность ВЭУ на этапе ПТЭО при их размещении на территориях с холмистым и гористым рельефом проводят описанным в Г.3.2 методом оценки микроклиматической изменчивости ветровых характеристик с использованием разработанной в ГГО системы коэффициентов Ку (таблица Г.З), качественно и количественно описывающих изменчивость скорости и удельной мощности ветра с учетом рельефа местности.

• 11.7 Количественное выражение коэффициента неидеальности К_нид

  • 11.7.1 Вклады ВКФ в относительное уменьшение мощности и выработки ВЭС из-за неидеальности работы ВЭУ в реальных условиях, определяющих технико-экономические показатели ВЭУ и ВЭС на этапе ПТЭО, приведены в таблицах 11.4 и 11.5.

Таблица 11.4 — Увеличение длительности технических простоев ВЭУ из-за ВКФ

Окончание таблицы 11.4

Таблица 11.5 — Эффект снижения мощности и выработки ВЭУ из-за климатических факторов

• 11.7.2 Коэффициент суммарного уменьшения мощности и выработки идеальных ВЭУ и ВЭС вычисляют как произведение понижающих коэффициентов всех приведенных в таблице 11.4 ВКФ, которое может составлять согласно данным таблицы 11.5, от 0,72 до 0,93.

• 12 Рекомендации по оценке и учету влияния на мощность и выработку
  
  ВЭУ и ВЭС совокупности технических факторов

  12.1 Учет затрат энергии на собственное потребление ВЭУ и ВЭС

• 12.1.1 Потребление части вырабатываемой энергии ВЭУ их основными агрегатами: гидравлическими и механическими системами наведения плоскости ВК перпендикулярно направлению ветра, системами регулирования мощности и управления, генерации энергии, тормозными устройствами, системами обогрева (при их наличии), снижает выдачу энергии потребителям.

• 12.1.2 С учетом реальных для коэффициентов использования установленной (номинальной) мощности ВЭУ К_иум (=25 % — 35 %) доля собственного потребления годовой выработки ВЭУ при стационарном режиме их работы (при постоянном по скорости и направлению ветре и при постоянной нагрузке) составляет от 3,0 % до 3,5 %, а при нестационарном ветровом режиме — от 7 % до 8 % и более.

• 12.1.3 С учетом мирового и отечественного опыта оценку среднегодовой мощности и выработки ВЭУ на этапе ПТЭО рекомендуется проводить с учетом среднегодовых затрат на собственное потребление ВЭУ на уровне 2 %.

• 12.2 Учет потерь энергии во внутренних сетях ВЭС

Потери ЭЭ во внутренних сетях ВЭС оценивают согласно мировому опыту в 1,0 % — 2,5 % в зависимости от конфигурации и технической эффективности систем выдачи мощности ВЭУ. На этапе ПТЭО рекомендуется исходить из 2 %-ных потерь ЭЭ во внутренних сетях ВЭС.

• 12.3 Учет влияния коэффициента технической готовности ВЭУ К_тг на их мощность и выработку

  • 12.3.1 Коэффициент технической готовности ВЭУ К_тг(л) (л — номер года работы ВЭУ), входящий в математическую модель по формуле (5.2), определяет отношение фактической выработки ВЭУ с учетом технических простоев на регламентные и ремонтные работы к теоретически возможной выработке ЭЭ ВЭУ в п-й год функционирования ВЭУ при ее безостановочной работе с заявленными техническими показателями.

Примечания

• 1 К_тг(л) — российский аналог общепринятого за рубежом параметра Av(n) (availability), определяемого экспериментальным путем. Значение параметра Av(n) на 6-й год работы ВЭУ Av₆ или Кщ₆) характеризует ТГ ВЭУ и является паспортной характеристикой серийных зарубежных ВЭУ.

• 2 Для ВЭУ, серийно производимых в 1990-х гг., значения параметров Av_Q или Кщ₆) составляли от 0,92 до 0,94, а для современных ВЭУ — от 0,97 до 0,98.

• 3 Достоверный прогноз ТГ ВЭУ и коэффициента К_тг по годам на протяжении ресурсного периода работы ВЭУ и ВЭС принципиально важен:

• - для определения мощности и выработки ЭЭ ВЭУ и ВЭС по годам;

• - определения оптимального состава и режимов работы гибридных энергокомплексов на базе ВЭУ и ВЭС (ветродизельных, ветрогазотурбинных, ветросолнечных и пр.);

• - обоснования оптимальных закупочных цен и надбавок за мощность и ЭЭ ВЭС;

• - установления экономического ресурса ВЭС, обусловленного снижением с годами выработки ЭЭ из-за ремонтных простоев и ростом затрат на ремонты, не окупаемых выручкой с продаж ЭЭ.

• 12.3. 2 Параметр К_тг определяют по описанной в приложении И модели ВЭУ, построенной на моделировании вероятности ТП ВЭУ Р_тп(л), %, на базе экспоненциальных функций, вычисляемой по формуле

Ртп<") = Ррегл (Ктг (6)) ⁺ Ехр И • (Ктг (6))1 " ¹ (12.1)

и предполагающей зависящую от задаваемого в техническом паспорте ВЭУ параметра Кщ₆^ постоянную по годам вероятность ТП ВЭУ ^_регл^тг(б)) ^для регламентных и плановых эксплуатационных работ и переменную, растущую линейно с номером года п работы ВЭУ вероятность ТП ВЭУ из-за неплановых ремонтных работ, прямо пропорциональную значению параметра Ехр [Х(Кщ₆р ' ^{а также на} линейной зависимости мощности и выработки ВЭУ от Кщ₆).

• 12.3. 3 Зависимость вероятности Р_регл(К_Тг(б)) ^от параметра Кщ₆) рассчитывают по формуле

^рег_Л(К_Тг( 6)) = А + В К_тг(6)> (12.2)

где А = 0,128 и В = - 0,125, с учетом которых формула (12.1) принимает вид

Р_тп(л) = А + В • К_тг(6) + Ехр[Х(К_тг(6))-л] - 1. (12.3)

• 12.3. 4 С учетом формулы (12.2) коэффициент ТГ ВЭУ /<_тг (л), функционирующий без капитального ремонта на протяжении всего заявленного ресурса (20 лет), определяют по формуле

К_тг(л) = 2 - Д - В • К_тг(6)-Ехр[А,(К_тг6)л]. (12.4)

• 12.3. 5 Значения К_тг(л) ВЭУ, рассчитанные по формуле (12.4) для разных значений Р_регл (К_ТГ(₆р, приведены в таблице 12.1 и представлены на рисунке 12.1.

Таблица 12.1 — Параметры моделей технической готовности К_тг(л) ВЭУ без капитального ремонта

Окончание таблицы 12.1

Согласно приведенным расчетным данным значения К_тг(л), рассчитанные по формулам (12.1)— (12.4), уменьшаются с годами (с ростом л) из-за технического износа ВЭУ по мере выработки их ресурса.

--К_ТГ6 = 0,94; -и--К_ТГ6 = 0,96;

• 12.3. 6 Эффективным средством увеличения К_тг ВЭУ является их капитальный ремонт. Согласно приложению И сроки капитального ремонта на 11—13-м году работы ВЭУ обеспечивают максимальные средние значения К_тг за 20-летний период эксплуатации ВЭУ. Расчетные параметры моделей К_тг ВЭУ с одним капитальным ремонтом на 12-м году эксплуатации и их 7-летним усовершенствованием приведены в таблице 12.2 и представлены на рисунке 12.2.

Таблица 12.2 — Параметры модели технической готовности К_тг(ф ВЭУ с одним капитальным ремонтом на 12-м году эксплуатации

• 12.3. 7 Оценочные расчеты технико-экономических показателей ВЭУ и ВЭС на этапе ПТЭО с погрешностью определения К_тг(л) ВЭУ не более 2 % по сравнению с рассчитанными по формуле (12.4) рекомендуется проводить с использованием упрощенной линейной аппроксимации (12.4) по формуле

К_тг(л) = 1 - А - В ■ К_ТГ(6) - ЦК_ТГ(б))п, (12.5)

где А = 0,128 и В = -0,125, а значения X (Кщ₆р соответствуют данным, приведенным в таблицах 12.1 и 12.2.

• 12.3. 8 Значения К_тг(л), используемые в расчетах выработки ВЭУ, приведены в таблице 12.3.

Таблица 12.3 — Значения коэффициентов технической готовности К_тг(л) ВЭУ с капитальным ремонтом и без капитального ремонта

• 12. 4 Возможности учета погрешностей задания рабочих характеристик ВЭУ, используемых в расчетах энергетических показателей ВЭУ

  • 12.4. 1 Предоставляемые производителями ВЭУ паспортные рабочие (мощностные) характеристики ВЭУ p(V) могут не соответствовать реальным из-за погрешностей или намеренного завышения теоретического (расчетного) и экспериментального определения p(V).

  • 12.4. 2 Для повышения достоверности расчета мощностей ВЭУ и их погрешностей на этапе ТЭО рекомендуется считать рабочую характеристику ВЭУ p(V) случайной функцией с заданным СКО на уровне 5 %.

  • 12.4. 3 Расчет мощностей ВЭУ и их погрешностей на этапе ПТЭО проводят с использованием паспортной рабочей характеристики ВЭУ p(V) без учета возможных погрешностей задания p(V) производителем ВЭУ.

• 12. 5 Учет влияния на выработку ВЭУ простоев при техническом обслуживании, плановых, капитальных и внеплановых ремонтах

  • 12.5. 1 Техническое обслуживание ВЭУ за 20 лет включает проведение периодических регламентных работ, плановых ремонтов, однократного капитального ремонта и внеплановых ремонтов. Регламентные работы (замена расходных материалов и смазки, проверка систем управления, крепежных узлов) выполняет по установленным инструкциям обслуживающий персонал ВЭС. Временные затраты на современных ВЭУ зарубежного производства составляют от 40 до 100 ч/г.

  • 12.5. 2 Стоимость среднего статистического капитального ремонта ВЭУ, проводимого на 11 — 13-м году работы ВЭУ, оценивают в размере 3—5 годовых эксплуатационных затрат. На этапе ПТЭО стоимость капитального ремонта ВЭУ в России определяют исходя из пяти годовых эксплуатационных затрат.

Примечание — Капитальный ремонт ВЭУ (чистка и ремонт или замена лопастей, мультипликатора и генератора, подшипников, силовой электроники, чистка и покраска башен и пр.) проводится квалифицированными специалистами и занимает до нескольких недель в зависимости от сложности, сроков поставки подлежащих замене компонентов, прибытия ремонтных бригад и от специальной техники и допускающих ремонтные работы ВКУ.

• 12.5. 3 Ввиду невозможности прогноза трудоемкости и временных и материальных затрат на внеплановые ремонты на этапе ПТЭО технико-экономические показатели ВЭУ и ВЭС определяют без их учета.

Примечание — Внеплановые ремонты ВЭУ и ВЭС сложно спрогнозировать по трудоемкости, затратам времени, стоимости и их влиянию на выработку ВЭУ и ВЭС, что связано с отсутствием развитой ремонтно-эксплуатационной структуры ВЭС (особенно в удаленных регионах России), обуславливающей длительность поставок запасных частей ВЭУ и ожидание (до нескольких недель и даже месяцев) прибытия ремонтных бригад и специальной техники, а также с ветроклиматическими условиями, ограничивающими ремонтно-восстановительные работы.

• 12. 6 Рекомендации по оценке и учету влияния на мощность и выработку ВЭУ и ВЭС

Коэффициенты относительного уменьшения мощности и выработки ВЭУ и ВЭС, описывающие влияние технических факторов и их суммарного эффекта на функционирование ВЭУ и ВЭС и учитываемые на этапе ПТЭО, приведены в таблице 12.4.

Таблица 12.4 — Коэффициент понижения мощности и выработки ВЭУ и ВЭС техническими факторами К_тф, учитываемыми на этапе ПТЭО при различных значениях коэффициентов технической готовности ВЭУ К_тг, других технических коэффициентов К и климатических коэффициентов К_нид, понижающих К_{и ум} ВЭС

• 13 Рекомендации по оценке и учету влияния на мощность и выработку ВЭУ и ВЭС совокупности ветроклиматических и технических факторов

  • 13.1 Уменьшение мощности и выработки идеальных ВЭУ и ВЭС из-за суммарного влияния ветроклиматических и технических факторов может составить от 7 % до 50 % (см. таблицу 13.1) в зависимости от ВКХ районов и мест размещения ВЭУ и ВЭС, наличия в районе ремонтной инфраструктуры, транспортной доступности и пр.

Таблица 13.1 — Суммарное влияние предельных и наиболее вероятных технических и ветроклиматических факторов, снижающих мощность и выработку ВЭУ и ВЭС

• 13.2 Для определения количественных показателей уменьшения мощности и выработки идеальных ВЭУ из-за суммарного влияния ветроклиматических и технических факторов рекомендуется использовать данные таблиц 13.2 и 13.3.

Таблица 13.2 — Суммарный коэффициент K_z понижения мощности и выработки ВЭУ и ВЭС техническими факторами, учитываемыми на этапе ПТЭО при разных значениях технических коэффициентов К_тп и К_тг и климатических коэффициентов К_нид, понижающих К_{и ум} ВЭС

Таблица 13.3 — Технические факторы, снижающие энергопоказатели идеальных ВЭУ и ВЭС

• 14 Рекомендации по определению технического и экономического ветроэнергетических потенциалов в отдельных регионах, административных субъектах в частности и на территории России в целом с учетом ветроклиматических факторов

  • 14.1 Рекомендации по определению технического ВЭП на территории России

    • 14.1.1 При оценке технического ВЭП регион рассматривают как совокупность его частей (зон), на всей площади каждой из которых ВКУ, рельеф и поверхность считаются однородными, а ВЭП региона равен сумме ВЭП его частей.

    • 14.1.2 Определение технического ВЭП региона (административного субъекта) проводят исходя из следующих допущений:

• - технический ВЭП региона определяют по среднегодовой мощности и выработке тестовых наиболее технологически и энергетически совершенных ВЭУ, обеспечивающих максимальную удельную (на 1 км² территории) выработку ЭЭ, и их среднегодовых К_и , определяемых методикой настоящего стандарта;

• - под размещение ВЭУ отводят 10 % площади региона с учетом технологических, инфраструктурных и экологических ограничений;

• - ВЭУ гипотетически размещают на территории региона в узлах равносторонней треугольной сетки со стороной размером L = ЮО_ВК, обеспечивая максимальную удельную плотность ВЭУ (максимальное количество тестовых ВЭУ Л/ на 1 км² территории). Максимальное количество ВЭУ в регионе с площадью S, км², и соответственно максимальную годовую выработку ЭЭ ВЭС в регионе Е_вэу, кВт • ч, определяют по формулам:

N = N_W-S. (14.1)

Л/_уд = 1,155 • (1 000//-)². (14.2)

^ЭУ ⁼ А/_Уд^ВЭУ-К_и._у._м-8760, (14.3)

где Р_вэу — суммарная номинальная мощность всех тестовых ВЭУ, кВт, установленных в регионе с площадью S, км².

Величина и достоверность оценки технического ВЭП зависят от номинальной мощности тестовой ВЭУ и точности определения коэффициента К_иум в каждой зоне региона. Средние для каждой зоны значения К_иум ВЭУ определяют расчетным путем по рабочим характеристикам ВЭУ p(v) и по данным многолетних измерений скорости ветра на репрезентативных для этой зоны МС и АС.

Пример анализа технического ВЭП, проведенный на базе ВЭУ модели G 53 ветрового класса la номинальной мощностью 850 кВт диаметром О_вк, равным 53 м, высотой башни Н_б = 60 м и удельной мощностью ВЭС 3,5 МВт/км², проиллюстрирован на рисунке 14.1.

Примечание — Среднее значение К_{и у м} ВЭУ G 53 по территории России согласно расчетам [2] равно 17,3 %.

• 14.1.3 Результаты оценки технического ВЭП административных субъектов, полученные по методике настоящего стандарта, приведены в таблице 14.1. С учетом погрешностей оценки (указанных в скобках в таблице 14.1) технический ВЭП по России, оцененный на базе ВЭУ G 53 в разных регионах и России в целом, составляет =10 745 млрд кВт • ч/год.

Таблица 14.1 — Оценка технического ВЭП федеральных округов, млрд кВтч/год, и погрешности его определения Err, %

Примечания

• 1 Приведенные оценки технического ВЭП на базе ВЭУ G 53 соответствуют его минимальному значению, поскольку ВЭУ G 53 сконструирована под ветра первого класса и по прочностным свойствам допускает ее использование по всей территории России с любыми по скорости ветрами. В регионах с ветрами классов II и III допустимо использование ВЭУ с увеличенными О_вк и, соответственно, с большими (в 1,1—1,2 раза) значениями К_{и ум}.

• 2 Оцененный по методике настоящего стандарта технический ВЭП при достигнутом техническом уровне ВЭУ как минимум в 10 раз превышает современное потребление ЭЭ при благоприятном на практике распределении ВЭП по территории. Технический ВЭП наиболее населенных административных округов (Северо-Западного, Центрального, Южного и Приволжского с населением 75 % от всей России) почти в 2,3 раза превышает потребление ЭЭ в настоящее время.

• 1 4.2 Рекомендации по определению экономического ВЭП на территории России

• 14.2.1 Экономический ВЭП региона определяют как годовую выработку ЭЭ ВЭУ, кВт-ч/год, расположенных на его территории, экономически оправданную для региона при существующем уровне цен на СМР, оборудование, производство, передачу ЭЭ при соблюдении экологических норм [3].

• 14.2.2 Критериями, определяющими целесообразность и возможности экономически оправданного использования ВЭС в регионах, административных субъектах России и стране в целом, приняты:

• - себестоимость ЭЭ С_ээ руб./кВт ч, вырабатываемая ВЭУ и ВЭС, конкурирующая с себестоимостью ЭЭ традиционной тепловой (газовой и угольной) генерации. При этом С_ээ энергоисточника определяют за его полный ресурсный период (Л/ = 20 лет) по формуле

  ^сээ -

  
  

  N /

  КЗ + £ЭЗ_П /(1 + d)ⁿ л=1 /

  
  

  (14.4)

  
  

  л=1

  
  

  где КЗ и ЭЗ_П d

  Е_п

  
  

капитальные и эксплуатационные затраты на ВЭС в л-м году;

коэффициент дисконтирования;

выработка ЭЭ в n-м году;

сумма за Л/-летний ресурс энергоисточника;

• - себестоимость ЭЭ С_ээ, вырабатываемой ВДЭК, вычисленной по формуле (14.1) и конкурирующей с вырабатываемой традиционными ДЭС.

• 14.2.3 Условием достижения экономической конкурентоспособности ВЭС по критерию С_ээ с традиционными для России вновь строящимися газовыми (ГазЭС) и угольными (УгЭС) электростанциями является высокое значение K_MWll< в МПР ВЭУ.

и.у.м

Примечание — Сравнение типичных дисконтированных (при d = 0,10) значений С_ээ строящихся ГазЭС и УгЭС с 40-летним ресурсом и К_{и ум} « 70 % и значениями КЗ и ЭЗ =1500 у.е./кВт, и 2500 у.е./кВт, и 0,032 у.е./кВт ч, и 0,040 у.е./кВт ч соответственно и исчисленной за 40-летний ресурс С_ээ ГазЭС и УгЭС « 0,26 у.е./кВт ч и 0,30 у.е./ кВт ч и конкурирующих с ними современных ВЭС с типовыми КЗ =1200 у.е./кВт представлено на рисунке 14.2.

• ---1---ГазЭС: К_{и у м} = 70 %; КЗ = 1500 у.е./кВт; ОЗ = 0,32 у.е./кВт ч;

• — х--УгЭС: К_{и у м} = 70 %; КЗ = 2500 у.е./кВт; ОЗ = 0,040 у.е./кВт-ч;

---ВЭС 1: КЗ = 1000 у.е./кВт; ОЗ = 0,018 у.е./кВт ч;

• — □--ВЭС 2: КЗ = 1200 у.е./кВт; ОЗ = 0,018 у.е./кВт ч;

• — Л---ВЭС 3: КЗ = 1400 у.е./кВт; ОЗ = 0,018 у.е./кВт ч

Рисунок 14.2 — Зависимость себестоимости ЭЭ ВЭС и ТЭС С_ээ от К_{и ум} ВЭС

• 14.2.4 С_ээ для ВДЭК при их типичных расходах (= 0,2 кг/кВт-ч) на ДГУ с 10-летним ресурсом и его двукратной заменой за срок службы ВЭУ (20 лет), с типичными значениями К_{и ум} ДЭС от 50 % до 80 % и их типичными значениями КЗ (от 700 до 900 у.е./кВт) и ЭЗ 0,40 у.е./кВт • ч) и при покупной стоимости дизельного топлива в России от 55 до 70 руб./кг и более (в труднодоступных местах) выполняются при значениях К_{и ум} ВЭУ >20 % — 25 % (при любых значениях КЗ и ЭЗ на ДЭС), а снижение С_ээ ВДЭК вызвано ростом К_{и ум} у ВЭУ и уменьшением КЗ на ВЭУ (см. рисунок 14.3).

• 14.2.5 С учетом технологических ограничений, основным из которых является ограничение доли установленной мощности ВЭС в рабочей мощности энергосистемы, допустимые и целесообразные установленные мощности энергетически и экономически эффективных ВЭС составляют =35 ГВт с суммарной годовой выработкой =90 млрд кВт • ч.

—6--0,40 ДЭС; К_{и у м} = 60 %; КЗ = 700 у.е./кВт; ДТ = 70 Р/кг; ВЭС: КЗ = 2000 у.е./кВт;

—□--0,40 ДЭС; К_{и у м} = 60 %; КЗ = 900 у.е./кВт; ДТ = 70 Р/кг; ВЭС: КЗ = 2000 у.е./кВт;

--0,40 ДЭС; К_{и у м} = 80 %; КЗ = 900 у.е./кВт; ДТ = 70 Р/кг; ВЭС: КЗ = 2000 у.е./кВт;

--0,40 ДЭС; К_и у _м = 80 %; КЗ = 900 у.е./кВт; ДТ = 70 Р/кг; ВЭС: КЗ = 2500 у.е./кВт;

—&--0,40 ДЭС; К_{и у м} = 80 %; КЗ = 700 у.е./кВт; ДТ = 50 Р/кг; ВЭС: КЗ = 1250 у.е./кВт

Рисунок 14.3 — С_ээ ДЭС и ВДЭК (в зависимости от К_{и ум} ВЭС)

• 15 Рекомендации по проведению оценок экономических показателей ВЭУ и ВЭС с учетом ветроклиматических и технических факторов

  • 15.1 Общие положения

    • 15.1.1 Рекомендуемая настоящим стандартом унифицированная методика оценки экономической эффективности (УМОЭЭ) проектов ВЭУ, ВЭС и гибридных энергокомплексов на их основе предназначена для оценки на этапе ПТЭО с приемлемой расчетной точностью с учетом ВКФ:

• - ежегодных и суммарных (за исследуемый или ресурсный период работы) денежных потоков и экономических показателей проектов ВЭС на базе ВЭУ разного типа;

• - экономической эффективности совмещения ВЭУ и ВЭС с традиционными тепловыми, атомными или гидравлическими электростанциями;

• - целесообразности разработки ТЭО и рабочих проектов ВЭС с учетом рисков необоснованного инвестирования в заведомо неэффективные проекты ВЭС.

• 15.1.2 Схема унифицированной оценки экономических показателей ВЭУ и ВЭС представлена на рисунке 15.1.

Рисунок 15.1 — Схема унифицированной оценки экономических показателей ВЭУ и ВЭС

• 15.2 Показатели и факторы экономической эффективности проектов ВЭУ или ВЭС

  • 15.2.1 Показателями экономической эффективности проектов ВЭС по УМОЭЭ в настоящем стандарте приняты:

• - себестоимость производимой ВЭС электрической энергии С_ээ;

• - чистые удельный (ЧДД_уд, у.е./кВт) и абсолютный (ЧДД_абс, у.е.) дисконтированные доходы;

• - период окупаемости капитальных затрат на ВЭУ и ВЭС (в годах);

• - внутренняя норма доходности проектов ВЭУ или ВЭС.

• 15.2.2 Факторами экономической эффективности проектов ВЭС приняты:

• - удельные КЗ_уд на сооружение и ввод в эксплуатацию ВЭУ и/или ВЭС;

• - ежегодные эксплуатационные затраты на ВЭУ и/или ВЭС;

• - ежегодная выработка ЭЭ ВЭУ и/или ВЭС, определяемая коэффициентами К_{и ум};

• - коэффициенты неидеальности работы ВЭУ с учетом климатических и технических факторов, определенных по методикам настоящего стандарта;

• - стоимость реализации (продажи) ЭЭ ВЭУ и/или ВЭС;

• - коэффициенты дисконтирования денежных потоков.

• 15.3 Рекомендации по определению себестоимости электроэнергии ВЭУ и ВЭС

  • 15.3.1 Себестоимость ЭЭ и период окупаемости инвестиций являются базовыми показателями экономической эффективности проектов ВЭУ или ВЭС (в том числе в сравнении с альтернативными способами производства ЭЭ).

  • 15.3.2 Универсальной мерой себестоимости энергии ВЭС С_ээ в настоящем стандарте принято значение С_ээ, вычисленное по методике LCOE, модифицированной и унифицированной с учетом климатических факторов, осредненное за полный технический (рабочий) ресурс ВЭУ или ВЭС. Согласно известным паспортным данным большинства современных ВЭУ, серийно выпускаемых в мире, их технический ресурс принят равным 20 годам, или в техническом исчислении — 110 000 моточасов работы ВЭУ.

  • 15.3.3 Себестоимость электроэнергии С_ээ, у. е./кВтч, определяют по формуле

где КЗ_уд — удельные (на 1 кВт номинальной мощности ВЭУ) КЗ (включая заводскую стоимость ВЭУ, транспортирование, строительство, монтаж и пусконаладку ВЭС);

К_к р — доля удельных КЗ на капитальный ремонт ВЭУ на 12-м году работы (условно принятая для всех проектов ВЭУ и ВЭС 10 % от КЗ_уд);

К_дмл — доля удельных КЗ на демонтаж и ликвидацию ВЭУ по выработке их ресурса на 21-й год проекта (условно равная для всех проектов ВЭУ и ВЭС 10 % от КЗ_уд);

d — коэффициент дисконтирования с условно принятым значением d = 0,10 для разработок ПТЭО проектов ВЭУ и ВЭС в России, установленным исходя из средних нормативных значений, принятых в энергетических компаниях России с учетом оценок экономических показателей ВЭС;

ЭЗ^д (п) — удельные (на 1 кВт) эксплуатационные затраты в п-м году работы ВЭУ;

^уд (^п) — удельная (на 1 кВт) выработка ЭЭ в n-м году работы ВЭС, вычисленная с учетом установленных в настоящем стандарте факторов.

• 15.3.4 Достоверность оценки С_ээ по формуле (15.1) в конкретном проекте и сравнительной оценки С_ээ в разных проектах ВЭУ и ВЭС определена с точностью определения КЗ, ежегодных ЭЗ^П на ВЭУ и ВЭС и ежегодной выработки ими энергии на протяжении всего срока их работы (ресурса), рассчитываемой с учетом установленных настоящим стандартом ветроклиматических и технических факторов.

• 15.3.5 Ежегодные удельные эксплуатационные затраты на ВЭУ и ВЭС Э3^_д(л) определены суммой следующих составляющих:

• - условно постоянные по годам работы ВЭУ дисконтированных удельных затрат на ВЭУ или ВЭС С^_ост, включающих затраты на оплату труда обслуживающего административного и технического персонала и прочие операционные затраты (аренда земли, транспортные расходы, пр.). Суммарная удельная (на один установленный мегаватт ВЭС) численность персонала в соответствии с нормативами для ТЭС условно принята равной 0,25 чел./МВт, а годовое значение зарплаты (ЗП) на одного обслуживающего ВЭС в первый год эксплуатации ВЭУ или ВЭС условно принято равным ЗП = 20 000 у.е., включая налоги, а также другие операционные затраты. Условно постоянные (с учетом дисконтирования) удельные С^_ост рассчитываются по формуле

С'>_ост = ЗП¹ • (1 (15.2)

Примечание — Рекомендуемая для использования на этапе ПТЭО модель ЭЗ^П не учитывает возможную индексацию зарплаты персонала, обслуживающего ВЭУ или ВЭС, и возможные многолетние изменения стоимости услуг ремонтных организаций ввиду трудности их прогнозирования на 20-летний период;

• - переменные, нарастающие по годам затраты на плановые и внеплановые ремонтно-восстановительные работы с учетом дисконтирования, пропорциональные суммарному на данный год выработанному ресурсу, выраженному в моточасах, отработанных ВЭУ, Э3”_{ем уд}(л), рассчитывают по формуле

N

ЭЗрем. уд(^л) ⁼ Срем. уд ’ 8760 • К_{и у м} • К_нид • Ктг(п) • (1 + (У) , (15.3)

л=1

где С_{рем уд}— коэффициент, зависящий от коэффициента /<_ТГ(₆) ВЭУ на 6-й год работы ВЭУ;

К^_г(п) = 0,872 + 0,125 • (1 - К_тг(6)) - 0,139 • (1 - К_ТГ(6)) • л; (15.4)

• - удельные (на 1 кВт) затраты на капитальный ремонт ВЭУ на 12-м году их эксплуатации З_кр, условно принятые и исчисляемые с учетом зарубежного опыта как пятикратные ежегодные удельные ЭЗ на 12-м году с учетом дисконтирования по формуле

Зг.р = 5Эз12_ремуд; (15.5)

• - затраты на демонтаж и утилизацию ВЭУ после выработки ресурса З_дем рассчитывают по формуле

³дем.у = °.¹⁵'^КЗ-(^{1 +}<*)-²¹. (15.6)

а годовые значения удельных затрат Э3^_д (л) на ВЭУ и ВЭС рассчитывают по формуле

эз;_я(п) = ^C'consl ⁺ ЭЗ"_{ем уд}(_П) * 3"_{р +} З_{дем у}. (15.7)

• 15.3.6 Зависимость себестоимости ЭЭ ВЭУ или ВЭС С_ээ от параметров К_иум, Кщ₆^ и К_нид рассчитывают по регрессионному уравнению

Сээ = ^нид-К3 + С_нид (15.8)

с коэффициентами, приведенными в таблице 15.1.

Таблица 15.1 — Коэффициенты Гиб уравнения регрессии (15.8)

Данные значения С_ээ для промежуточных значений, указанных в таблице 15.1 параметров К_иум, К_тг и К_нид, определяют методом линейной аппроксимации по их соседним значениям.

• 15.3.7 Зависимость себестоимости ЭЭ ВЭУ или ВЭС С_ээ от параметров К_и К_тг и К_нид для проектов ВЭУ или ВЭС с разными КЗ с приемлемой для оценок точностью определяют линейной интерполяцией по данным таблицы 15.2.

Таблица 15.2 — Значения С_ээ при разных параметрах КЗ, К_{и ум}, К_тг и К_нид

Окончание таблицы 15.2

• 15.3.8 Зависимость С_ээ от коэффициента использования номинальной мощности К_иум в диапазоне 0,80 < К_нид < 0,98 с погрешностью менее 1,0 % определяют квадратичной функцией

^СЭЭ = О <^Книд)^{2 + R} (Книд) ⁺ S. (15.9)

построенной по значениям К_нид и коэффициентам, приведенным в таблице 15.3.

Таблица 15.3 — Значения коэффициентов Q, R и S в уравнении регрессии (15.9)