В.В. Елистратов

= ИСПОЛЬЗОВАНИЕ '
ВОЗОБНОВЛЯЕМОЙ ЭНЕРГИИ

Учебное пособие

- ^Санкт-Петербург .-

Издате^этвбН<»итехвй~ческо^унн^рс11тета
Федеральное агентство по образованию

САНКТ-ПЕТЕРБУРГСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ
ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Приоритетный национальный проект «Образование»
Инновационная образовательная программа
Санкт-Петербургского государственного политехнического университета

В. В. ЕЛИСТРАТОВ

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ

ВОЗОБНОВЛЯЕМОЙ ЭНЕРГИИ

Рекомендовано Учебно-методическим объединением
по университетскому политехническому образованию в качестве
учебного пособия для студентов высших учебных заведений,
обучающихся по направлению подготовки

140400 “Техническая физика”

Сан кт-Петербург

Издательство Политехнического университета!,
2008
УДК 621:662.997(075.8)

Е51

Рецензенты:

Доктор технических наук, заместитель директора Института
энергетической стратегии 77. 77. Безруких

Доктор технических наук, профессор МЭИ (ТУ) В, И. Виссарионов

Елнстратов В. В. Использование возобновляемой энергии : учеб, пособие /
В. В. Елистратов. — СПб.: Изд-во Политехи, ун-та, 2008. — 224 с.

Рассмотрены вопросы развития и современного состояния энергетики воз-
обновляемых источников, проанализированы причины бурного роста мощности
установок на основе ВИЭ, особенно ветровой и солнечной энергии. Детально про-
анализирован опыт законотворческой работы по поддержке развития ВИЭ и меры,
принимаемые в России. Даются технические схемы и установки по использова-
нию отдельных видов возобновляемой энергии, методики определения их пара-
метров. Учитывая случайно-детерминированный характер прихода энергии ВИЭ,
для создания надежной системы энергоснабжения дается классификация видов и
методы аккумулирования, а также методы комплексного использования энергии
ВИЭ. Подробно рассмотрены наиболее эффективные методы аккумулирования с
использованием принципов гидравлического аккумулирования энергии ВИЭ.

Предназначено для студентов вузов, обучающихся по направлениям техниче-
ской физики, а также по направлению 140200 «Электроэнергетика», специальность
140202 «Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии», направлению
«Строительство», а также по направлению подготовки магистров по программам
«Проектирование и сооружение гидроэнергетических объектов и установок возоб-
новляемых источников энергии» и «Проектирование, строительство, управление и
экспертиза объектов недвижимости в энергетике и водном хозяйстве».

Работа выполнена в рамках реализации Инновационной
образовательной программы Санкт-Петербургского государственного
политехнического университета «Развитие политехнической системы
подготовки кадров в инновационной среде науки и высокотехнологичных
производств Северо-Западного региона России».

Печатается по решению редакционно-издательского совета Санкт-
Петербургского государственного политехнического университета.

© Елистратов В. В., 2008

© Санкт-Петербургский государственный

ISBN 978-5-7422-2110-4	политехнический университет, 2008
ОГЛАВЛЕНИЕ

Введение........................................................5

1.	Современное состояние использования возобновляемых источников
энергии..........................................................8

1.1.	Предпосылки развития возобновляемых источников энергии...8

1.1.1.	Истощение органических ресурсов......................9

1.1.2.	Энергетическая безопасность при использовании ресурсов.14

1.1.3.	Экологические проблемы использования истощаемых ресурсов 17

1.2.	Современное состояние развития ВИЭ в мире и России......23

1.2.1.	Состояние в мире .................................  23

1.2.2.	Состояние ВИЭ в России..............................27

1.2.3.	Общий прогноз развития ВИЭ........................  29

1.2.4.	Развитие Гидроэнергетики............................31

1.2.5.	Развитие ветроэнергетики............................40

1.2.6.	Развитие солнечной фотоэнергетики...................45

1.2.7.	Развитие биоэнергетики..............................47

1.2.8.	Развитие геотермальной энергетики.................  54

1.3.	Поддержка возобновляемых источников энергии.............57

2.	Техника использования возобновляемых источников энергии..	73

2.1.	Классификация возобновляемых источников энергии и их ресурсы 73

2.2.	Использование гидравлической энергии крупными и малыми ГЭС 76

2.2.1.	Использование водной энергии крупными ГЭС ..........77

2.2.2.	Малая, мини - и микрогидроэнергетика............    81

2.2.3.	Волновые энергетические установки...................94

2.3.	Использование солнечной энергии....................    100

2.3.1.	Схемы использования солнечной энергии..............100

2.3.2.	Тепловые солнечные системы.....................    103

2.3.3.	Солнечные электростанции.........................  107

2.4.	Использование ветровой энергии.........................112
2.4.1.	Основные типы и краткая характеристика ветроагрегатов.114

2.5.	Перспективы использования других нетрадиционных
возобновляемых источников энергии...........................122

2.5.1.	Тепловая энергия океана..........................  122

2.5.2.	Геотермальная энергия........................      124

3.	Энергетика возобновляемых источников.....................  127

3.1.	Характеристика энергии возобновляемых источников.......129

3.2.	Модели преобразования энергии возобновляемых источников...133

3.2.1.	Преобразование водной энергии..................... 133

3.2.2.	Преобразование ветровой энергии.................   135

3.2.3.	Преобразование солнечной энергии.................  140

3.3.	Основные энергетические параметры установок, использующих
возобновляемые виды энергии..................................... 148

4.	Аккумулирование энергии возобновляемых источников..........166

4.1.	Способы аккумулирования энергии возобновляемых источников . 168

4.1.1.	Емкостные и магнитные накопители.................. 169

4.1.2.	Электрохимические батареи и топливные элементы.....176

4.1.3.	Инерционные (маховичные) накопители энергии........179

4.1.4.	Пневмо-воздушное аккумулирование...................182

4.1.5.	Тепловое аккумулирование...........................186

4.1.6.	Технологии гидравлического аккумулирования энергии
возобновляемых источников.................................189

4.2.	Сравнительный анализ систем аккумулирования энергии ВИЭ.195

5.	Энергокомплексы с гидравлическим аккумулированием энергии.....199

5.1.	Совместная работа гидро - и ветроэлектростанци.........199

5.2.	Работа энергокомплекса в составе ветровой и гидроаккумулирующей
электростанций.................................................211

Библиографический список.................-.................    223
ВВЕДЕНИЕ

Конец двадцатого столетия и наступивший двадцать первый век
ознаменовались значительным переосмыслением стратегических
принципов развития энергетики. На фоне развернувшегося
энергетического, экологического и финансово-экономического
кризиса можно с уверенностью говорить, что эпоха использования
ископаемых источников энергии подходит к концу.

Основные причины кризиса в энергетике следующие:

1)	Исчерпание ископаемых ресурсов. Наша планета обладает
ограниченными запасами ископаемых ресурсов, которые в настоящее
время составляют основу энергетики большинства стран мира, в том
числе и России, но они являются невозобновляемыми,
ограниченными и в скором будущем будут исчерпаны. Быстрому
расходованию ископаемых ресурсов также способствует их
неэффективное и неэкономичное использование.

2)	Зкологические проблемы, связанные с деятельностью
топливно-энергетического комплекса. Объекты тепловой энергетики
загрязняют окружающую среду продуктами сгорания и выбросами
тепла, что приводит к нарушению природной циркуляции в
атмосфере и увеличивает риски экологических катастроф. Так, если в
1999 году произошло 700 крупных экологических катастроф, то за
последние 10 лет эта цифра все время возрастала, а масштаб бедствий
и экономический ущерб все увеличивался. В одном из важнейших
политических заявлений, принятом ООН «Повестка дня на XXI
век», содержится в отношении энергетики четкое высказывание:
«Энергетика имеет важное значение для экономического и
социального развития и улучшения качества жизни...Сокращение
атмосферных выбросов парниковых и других газов и веществ во все
большей степени следует добиваться за счет повышения
эффективности производства, передачи, распределения и
потребления энергии, а также за счет использования экологически
обоснованных энергетических систем, особенно действующих на
основе новых и возобновляемых источников энергии,..».

3)	Постоянный рост стоимости топлива и его доставки. Рост
стоимости энергии, производимой из органического топлива, связан с
сокращением запасов, истощением эффективных месторождений,
удлинением транспортных путей, увеличением затрат на ликвидацию
вредных выбросов, введением дополнительных затрат на
компенсацию рисков недопоставки топлива и энергии в срок.

Учитывая эти причины, последние 10-15 лет в мире
наблюдается интенсивный рост мощности установок, использующих
возобновляемые виды энергии, чему также способствовали меры
государственной поддержки развития этого направления энергетики.
В пособии дан анализ мер, которые принимаются в России. Даются
технические схемы и установки по использованию отдельных видов
возобновляемой энергии, методики определения их параметров. Для
более широкого знакомства и изучения различных систем
преобразования ВИЭ, в том числе в рамках НИРС студенты могут
воспользоваться монографией Бальзанников М.И., Елистратов В.В.
«Возобновляемые источники энергии. Аспекты комплексного
использования», Самара, 2008, 331 с. Для создания надежной системы
энергоснабжения, учитывая случайно-детерминированный характер
прихода энергии ВИЭ, даются методы аккумулирования и типы
аккумулирующих систем для ВИЭ, а также методы комплексного
использования энергии ВИЭ. Подробно рассмотрены наиболее
эффективные методы аккумулирования с использованием принципов
гидравлического аккумулирования энергии ВИЭ.

Принятие решения об использовании ВИЭ должно приниматься
на основе использования современных рыночных методов оценки
экономической эффективности проекта, с которыми можно
познакомиться и использовать в практических расчетов из учебного
пособия, изданного также в рамках инновационного проекта
Сидоренко Г.И., Кудряшева ИТ., Пименов В.И., «Экономика
установок нетрадиционных и возобновляемых источников энергии.
Технико-экономический анализ». СПбЮ изд СПбГПУ, 2008,248 с.

Данное пособие, кроме автора, также написали д.т.н., профессор
М. И Бальзанников (2.2.3,5.2) и аспирант Конищев М.А. (4, 5.1).

Автор крайне признателен академику РАН, д.т.н., профессору
Юрию Сергеевичу Васильеву за всестороннюю помощь, поддержку и
ценные замечания, полученные в процессе подготовки рукописи
этого впервые издаваемого на кафедре ВИЭГ пособия.

Замечания и пожелания по учебному пособию можно присылать
по адресу: 195251, г. Санкт-Петербург, ул. Политехническая 29,
СПбГПУ, кафедра ВИЭГ.
1.	СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ
ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ
ИСТОЧНИКОВ ЭНЕРГИИ.

1.1.	ПРЕДПОСЫЛКИ РАЗВИТИЯ ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ
ИСТОЧНИКОВ ЭНЕРГИИ

В основе экономического развития общества лежат физические
процессы преобразования вещества и энергии и их использование для
повышения благосостояния людей. Виды используемых источников
энергии, технологии добычи, преобразования и использования
энергии определялись историческим развитием общества,
энерговооруженностью труда и комфортом существования человека.
Промышленная революция 19-20 веков была энерготехнической
революцией и основывалась, главным образом, на технологиях
преобразования и использования первичных источников энергии в
виде ископаемого органического топлива. Большинство источников
первичной энергии, в том числе и ископаемые, являются продуктом
преобразования солнечной энергии за разный временной промежуток
времени. Другими источниками первичной энергии являются:
ядерныс реакции ядра Земли, гравитационные силы взаимодействия
между Землей, Луной и Солнцем, химические и ядерные реакции
различных веществ. Классификация первичных источников энергии
представлена на рис. 1.1. С другой стороны эти источники энергии
принципиально можно разделить на два вида: исчерпаемые или
невозобновляемые и неисчерпаемые или возобновляемые.

Невозобновляемые источники энергии — это природные
запасы веществ, которые могут быть использованы человеком для
производства энергии. Прежде всего, это энергия органических
топлив — угля, нефти и газа.

Возобновляемые источники энергии (ВИЭ) — это потоки
энергии, возникающие в атмосфере и на поверхности планеты в
результате взаимодействия веществ, сил и энергий. Возобновляемая
энергия существует в окружающей среде постоянно и не требует
специальных затрат на свое высвобождение.

Рис. 1.1 Классификация первичных ресурсов

Развивающаяся в настоящее время цивилизация также
опирается на интенсивное использование источников энергии в виде
природных запасов вещества и топлива, однако сейчас баланс
использования энергии начинает меняться. Этому способствует ряд
причин, основными тремя из которых являются: истощение
природных ресурсов, энергетическая безопасность и экологический
кризис.

1.1.1.	Истощение органических ресурсов

Наша планета обладает ограниченными запасами
невозобновляемых источников энергии, точное значение которых
зависит от наших знаний, инженерных изысканий и предельных
экономически целесообразных условий, при которых добыча еще
является целесообразной и рентабельной.

Ископаемые ресурсы (уголь, нефть, газ) в настоящее время
составляют основу энергетики большинства стран мира, в том числе и
России, но они по определению являются невозобновляемыми,
ограниченными и в скором будущем будут исчерпаны.
В последние годы развитие мировой энергетики происходит под
воздействием ряда объективных тенденций, формирующих как
структурные изменения в топливно-энергетическом балансе, так и
общие объемы потребления отдельных видов ресурсов.

В конце 2007 г мировое потребление первичных энергоресурсов,
по совокупным данным международного энергетического агентства
(МЭА) и Бритиш Петролеум, составило около 12370 миллионов тонн
нефтяного эквивалента в год, в т.ч. органических ресурсов около 9768
млн.т.н.э/год (79% от общего потребления энсргоресурсов), атомной
энергии 622 млн.т.н.э/год (5 %), возобновляемых энергоресурсов -
1980 млн.т.н.э. в год (16%) и с каждым годом потребление возрастает
(Рис. 1.2)

13000

12000

g11000

| 10000

g 9000

00

“ 8000

о 7000
Л

S 6000

ж 5000
К
» 4000

и 3000

2 2000

1000

0

1985 1987 1989 1991	1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007

Уголь И Нефть Газ Ядерное топливо  Гидроэнергия  Биомасса  Другие (ВИЭ)

Рис. 1.2 Мировое потребление первичных энергоресурсов

В 2006 г. рост мирового потребления первичных энергоресурсов
замедлился, но оставался несколько выше среднегодового уровня за
10 лет. Медленнее всего росло потребление нефти, а быстрее всего
потребления угля. Хотя нефть остается ведущим мировым
источником энергии, за последнее десятилетие её доля сократилась за
счет роста доли угля и природного газа.

Применительно к сегодняшнему потреблению энергии, запасы
нефти-35% мирового энергоснабжения иссякнут примерно через
40 - 45 лет, запасы газа - 20%, через 60 лет, запасы угля - 26%, через
130 лет. Запасов ядерного топлива, при текущей средней стоимости
добычи 80$/кг, хватит в среднем на 36 лет, а при использовании
реакторов на быстрых нейтронах-на 1000 лет, (табл. 1.1-1.4).
Однако, несмотря на такие положительные прогнозы, необходимо
учитывать, что атомная энергетика способна лишь частично заменить
потребность в энергоресурсах. Ее доля в мировом потреблении
сдерживается множеством факторов, таких как, отсутствие
маневренности у атомных электростанций, опасность радиоактивного
заражения огромных территорий при случаях аварии или военных
атаках, необходимость захоронения радиоактивных отходов и т.д.

Таблица 1.1

Доказанные запасы нефти на конец 2007 года

Место	Страна	млрд, тонн	доля от общего  количества	Срок истощения, лет
1	Саудовская Аравия	36,3	21,3 %	69,5
2	Иран	19,0	11,2%	86,2
3	Ирак	155	9,3 %	>100	1
4	Кувейт	14,0	8,2 %	>100
5	ОАЭ	13,0	7,9 %	91,9
6	Венесуэла	12,5	7,0 %	91,3
7	Россия	10,9	6,4 %	21,8
8	Ливия	5,4	3,3 %	61,5
9	Казахстан	5,3	3,2 %	73,2
10	Нигерия	4,9	2,9 %	42,1
-	Остальные	31,8	19,3 %	-
-	Всего в мире	168,6	100 %	41,6
Таблица 1.2

Доказанные запасы природного газа на конец 2007 года

Место	Страна	трлн, м3	млрд.т.н.э.	доля от общего  количества	Срок истощения, лет
1	Россия	44,65	40,19	25,2 %	73,5
2	Иран	27,8	25,02	15,7%	>100
3	Катар	25,6	23,04	14,4%	>100
4	Саудовская Аравия	7,17	6,45	4,0%	94,4
5	ОАЭ	6,09	5,48	3,4%	>100
6	1	США	5,98	5,38	3,4%	10,9
7	Нигерия	5,3	4,77	3,0%	>100
8	Венесуэла	5,15	4,63	2,9%	>100
9	Алжир	4,52	4,07	2,5%	54,4
10	Ирак	3,17	2,85	1,8%	>100
-	Остальные	41,93	37,74	23,7%	
-	Всего в мире	17736	159,62	100 %	боз

Таблица 1.3

Доказанные запасы природного угля на конец 2007 года

Место	Страна	млн. т		млрд.т. н.э.	доля от общего	Срок истощени
		А	Б			
1	США	112261	130460	106,5	27,8%	234
2	Россия	49088	107922	61,8	16,1%	500
3	Китай	62200	52300	53,0	13,8%	45
4	Австралия	37100	39500	34,1	8,9%	194
5	Индия	52240	4258	32,6	8,5%	118
6	Южная Африка	48000	-	28,8	7,5%	178
7	Казахстан	28170	3130	17,8	3,8%	332
8	Украина	15351	18522	14,7	4,6%	444
9	Польша	6012	1498	4,1	1,1%	51
10	Бразилия	-	7068	2,1	0,6%	>500
-	Остальные	20474	51934	27,9	7,2%	-
-	Всего в мире	430896	416592	383,4	100 %	133
Таблица 1.4

Доказанные запасы естественного урана на конец 2007 года*

Место	Страна	тыс.  т	млрд.т.н.э		доля от общего  количества	Срок истощен  ИЯ, лет
			ЛВР	РБН		
1	Австралия	460	5,11	153,3	23,0%	-
2	Канада	426	4,73	142,0	213	-
3	Казахстан	254	2,82	84,6	12,7	-
4	Южная Африка	186	2,06	55,8	8,4	-
5	Бразилия	112	1,24	37,2	5,6	-
6	Намибия	по	1,22	36,6	5,5	-
7	Узбекистан	109	1,21	36,3	5,4	-
8	США	102	1,13	33,9	5,1	-
9	Нигерия	94	1,04	31,2	4,7	-
10	Россия	75	0,83	24,9	3,7	23/690
-	Остальные	72	0,80	24	3,6	-
-	Всего в мире	2000	22,2	667	100 %	36/1000

Примечания: В таблице 1.3, А — антрацит и битуминозный
уголь, Б — полубитуминозный и бурый уголь. В таблице 1.4, ЛВР -
запасы при использовании в легководных реакторах, РБН- тоже для
реакторов на быстрых нейтронах. Ядерные ресурсы указаны при
стоимости добычи 80$/кг, дополнительно в мире найдено еще 2,7
млн. тонн, при стоимости добычи 130$/кг.

Все увеличивающиеся объемы потребления и истощения
органического топлива, наблюдающиеся в последние годы, приводит
к постоянному и устойчивому повышению его стоимости. Такие
тенденции создают реальную опасность возникновения
экономических кризисов из-за повышения цен на энергоресурсы. На
рис. 1.3 показано изменение цен нефть за последние 20 лет по 2007
год включительно, демонстрирующее постоянное увеличение цены с
1999 года. В январе и феврале 2008 года цена нефти в отдельные дни
превышала 130$/баррель,
Рис. 1.3 Цены на сырую нефть ($/баррель) (IEA.org)

1.1.2. Энергетическая безопасность при использовании ресурсов

Кроме увеличивающегося ценового риска недопоставок энергии
потребителям, существуют и все большую роль играют риски,
связанные с транспортировкой топливно-энергетических ресурсов.

Залежи ископаемых ресурсов находятся лишь в немногих
районах земного шара, но эти ресурсы необходимы везде, где живут и
работают люди. Заметим, что добыча этих ресурсов происходит
централизованно, а их потребление децентрализовано.

Экономика ископаемых ресурсов с ее инфраструктурой и
предприятиями завязана на добычу, транспортировку, преобразование
и распределение ископаемых ресурсов.

Необходимость транспорта энергии из мест добычи к местам
потребления по длинным и разветвленным линиям (электрическим,
железнодорожным, автомобильным, водным путям) иногда приводит
к экологическим и энергетическим катастрофам и социальным
бедствиям.
Уменьшение зависимости каждого государства от поставок
энергии извне по длинным транспортным путям и увеличение доли
использования собственных ресурсов повышает ее энергетическую
безопасность.

Если проанализировать балансы использования и производства
ТЭР, то можно отметить, что, например, большинство развитых стран
в значительной степени зависимы от поставок ТЭР, причем с
течением времени эта зависимость возрастает. По предложению П.П.
Безруких, эту зависимость можно характеризовать коэффициентом
самообеспеченности ТЭР, определяемого в виде отношения
количества энергии, производимой и потребляемой в стране.
Определяя этот коэффициент для государства в целом или, например,
для отдельных его регионов или субъектов, можно говорить,
насколько энергетически безопасна или зависима экономика от ТЭР.
На рис. 1.4 приведены значения коэффициентов самообеспеченности
и их динамика за тридцать лет для рада развитых стран и России.

Рис. 1.4 Изменение коэффициента самообеспеченности стран восьмерки

Большинство развитых стран в значительной степени зависимы
от поставок ТЭР, так как они или не имеют запасов ископаемых
ресурсов, или они в значительной степени исчерпаны (например, в
Германии, США). В этих государствах коэффициент
самообеспеченности со временем уменьшается.

В ряде стран за это же время внутреннее производство ТЭР
увеличилось, и зависимость от внешних поставок уменьшилась. Так в
Канаде, получила развитие гидроэнергетика, во Франции - атомная
энергетика, а в Великобритании - производство нефти на шельфе
Северного моря.

В России коэффициент самообеспеченности очень высок, так
как она является государством, обладающим значительными запасами
ТЭР, а с другой стороны экспортно-ориентирована на продажу
избытка от добычи этих сырьевых ресурсов.

Таким образом, чтобы повысить коэффициент
самообеспеченности и соответственно энергетическую безопасность,
необходимо с одной стороны искать местные источники энергии на
своей территории, либо снижать внутренне потребление энергии, т.е.
заниматься энергосбережением.

Важной чертой существующей энергетической системы России
является ее высокая централизация. В стране имеется сравнительно
небольшое число крупных угольных, нефтяных и газовых
месторождений, которые обеспечивают почти всю добычу
органического топлива в стране. Около 90% общего количества
электроэнергии производится крупными электростанциями на
органическом топливе, гидравлическими и атомными
электростанциями, которые выдают электроэнергию в разветвленную
электрическую сеть, образованную мощными высоковольтными
линиями электропередачи. Практически все города и деревни
присоединены к электрическим сетям, так, что около 85% населения
страны получает электроэнергию централизованно. Негативной
стороной такой централизации являются значительные материальные
и денежные затраты на транспорт топлива и энергии и значительные
потери энергии при транспорте на большие расстояния. Однако
централизация характерна для густонаселенных регионов
Европейской части страны и ряду областей Сибири. Большая часть
обширной территории России (около 60% и 10 млн. населения) не
присоединена к централизованным энергетическим системам. Они
получают электроэнергию в основном от автономных дизель-
генераторов небольшой мощности. Необходимое для этого топливо
завозится из далеко расположенных центров автотранспортом,
водными путями, а иногда даже вертолетами, что делает это топливо
очень дорогим.

Эти поставки не всегда надежны, зависят от погодных условий,
наличия транспортных средств и предварительной оплаты

В то же время ВИЭ являясь местными, рассредоточенными
ресурсами энергии могут быть эффективно использованы для такого
децентрализованного энергоснабжения. Ресурсы возобновляемой
энергетики имеются в любой стране и регионе и их невозможно
приватизировать.

Таким образом, внедрение ВИЭ дает возможность повысить
энергетическую безопасность регионов России и повысить
коэффициент самообеспечения топливно-энергетическими ресурсами.

1.13. Экологические проблемы использования истощаемых
ресурсов

Воздействие энергетики на биосферу происходит на всех
стадиях производства энергии: при извлечении и транспортировке
ресурсов, при производстве, передаче и потреблении энергии.

Широкое использование топливной энергетики является на
сегодняшний момент одной из главных причин наступающего
экологического кризиса, который проявляется, прежде всего,
сильным антропогенным загрязнением атмосферы и изменением
климата.

Антропогенное загрязнение атмосферы в последние десятилетия
приобрело глобальный характер. При сжигании органического
топлива образуются оксиды углерода, серы, азота, соединения
свинца, сажа, углеводороды, в том числе канцерогенные (например,
бенз(а)пирен СгОНр), и другие вещества в твердом, жидком и
газообразном состоянии. Самые токсичные соединения,
выбрасываемые в атмосферу, — диоксид серы и оксиды азота.
Ежегодный мировой выброс этих газов составляет более 255 млн. т.
Если бы один из самых токсичных оксидов — сернистый ангидрид —
не перерабатывали высшие растения, то за 20 лет все высшие
животные погибли бы. В связи с этим создается угроза здоровью
человека, нормальному функционированию экосистем. На рис. 1.5
показан вклад различных отраслей промышленности в общее
загрязнение атмосферы.

Автотранспорт;

30,0%

Промышленность
и строительство;
6.50%

Химическая
промышленность;

1,1%

Нефтедобыча и
нефтехимия;

12,5%

металлургия;
19,6%

Цветная
металлургия;

8,5%

Рис. 1.5 Вклад различных отраслей промышленности в общее загрязнение
атмосферы

На сегодняшний день в составе топливно-энергетического
хозяйства России действуют более 6 млн. тепловых и энергетических
комплексов. При этом ежегодно в атмосферу выбрасывается около 65
млн. т вредных веществ. Из них 23 % (это 16 млн.т) приходится на
долю топливно-энергетического комплекса (ТЭК). В числе выбросов
4.6 млн.т - золы, 7.3 млн.т - сернистого ангидрида и 2.7 млн.т -
окислов азота.

Энергетические объекты в настоящее время ежегодно
потребляют до 30 млрд, м3 воды, большая часть которой, пройдя

Тепловые
электростанции;

21,8%
производственный цикл, возвращается в водоемы и содержит
тяжелые металлы, нефтепродукты, фенол и другие токсичные
компоненты в концентрациях, в десятки раз превышающих предельно
допустимые.

Кроме этого, 15 % всех выбросов вредных веществ, приходится
на мелкие тепловые установки, не учитываемые статистической
отчетностью.

Другим важным фактором негативного влияния на биосферу
является антропогенное изменение климата.

Энергетические предприятия, работающие на органическом
топливе, оказывают значительное влияние на климат планеты.

Работа топливных энергетических установок неизбежно связана
с выбросами тепловой энергии. Тепловая энергетика является
добавляющим источником энергии по отношению к балансу энергии,
циркулирующей на земле. Интенсивная работа энергетических
установок способна вызвать тепловой перегрев окружающей среды с
вытекающими отсюда глобальными экологическими последствиями.
Достижение предела производства добавляющей энергии неизбежно в
недалеком будущем. По предварительным расчетам предельно
допустимая величина вырабатываемой на Земле в течение года
энергии не должна превышать 3% от энергии, передаваемой на Землю
Солнцем. Увеличение на несколько градусов температуры нижних
слоев атмосферы может привести к таянию ледников и затоплению
части суши, на которой сейчас проживает почти четвертая часть
населения Земли. Опасность глобального потепления связана также с
загрязнением атмосферы парниковыми газами, в частности,
двуокисью углерода. От предприятий энергетики ежегодно
выбрасывается около 500 млн. т двуокиси углерода, что составляет
более 3 т на человека.

Рост в атмосфере ПГ, прежде всего СО2 и метана, по расчетам
ученых, может привести к гораздо более сильному, чем сейчас,
потеплению климата. Изменение температуры — лишь сигнал,
который подтверждает опасения. Проблема— в беспрецедентном
росте концентрации СО2, какого раньше никогда не наблюдалось в
природе.

Поэтому особенность нового этапа развития мировой
энергетики основывается на принципах устойчивого развития,
защиты окружающей среды и экологической безопасности.
Основными глобальными задачами энергетики в перспективе
являются:

•	эффективное использование невозобновляемых и
возобновляемых энергоресурсов;

•	увеличение роли экологически чистых энергоресурсов и
стимулирование поиска новых источников энергии;

•	развитие исследований по новым энергосберегающим
технологиям.

Сокращение атмосферных выбросов парниковых и других газов
и веществ во все большей степени следует добиваться за счет
повышения эффективности производства, передачи, распределения и
потребления энергии, а также за счет использования экологически
обоснованных энергетических систем, особенно действующих на
основе новых и возобновляемых источников энергии.

стал первым глобальным соглашением об охране окружающей
среды, основанным на рыночных механизмах регулирования —
механизме международной торговли квотами на выбросы парниковых
газов.

Страны, подписавшие Киотский протокол определили для себя
количественные обязательства по ограничению либо сокращению
выбросов на период до 31 декабря 2012 года, после чего, как
ожидается, на смену ему придёт новое соглашение,
предположительно достигнутое в декабре 2009 на конференции ООН
в Копенгагене. Цель ограничений — снизить в этот период
совокупный средний уровень выбросов 6 типов газов (СО2, СН4,
гидрофторуглеводородов, перфторуглеводородов, N2O, SF6) на 5,2 %
по сравнению с уровнем 1990 года.

Основные обязательства взяли на себя индустриальные страны.
Евросоюз должен сократить выбросы на 8 %. Япония и Канада — на
6 %. Страны Восточной Европы и Прибалтики — в среднем на 8 %

На рис. 1.6 приведены данные по выбросам СО2 различных
стран мира по регионам за период 1971 -2005 гг. Красной
вертикальной линией показан уровень выбросов, зафиксированный в
1990 году и принятый за базовый.

30000

25000

20000

15000

10000

5000

О

1972 1975 1978 1981 1984 1987 1990 1993 1996 1999 2002 2005

ОЭСР □ Африка  Лат. Америка НАзия ДКитай

В Бывш.СССР  Европа (не ОЭСР) Ц Ближ. Восток  Другие
Рис. 1.6 Объемы выбросов СО2 по регионам мира.

В соответствии с Киотским протоколом к рамочной конвенции
ООН об изменении климата Россия, подписав его в октябре 2004 года,
взяла на себя обязательства сохранить в 2008-2012 гг. выбросы
парниковых газов на уровне 1990 года.

После подписания Киотского протокола начался процесс
изменения мировой энергетической политики и создания форм
производства и потребления энергии, благоприятных для
окружающей среды. В этой связи любой анализ будущего
энергоснабжения, особенно различных альтернатив, должен
учитывать два новых фактора. В первую очередь— изменение
климата. Сегодня это общепризнанный факт, явление, ставящее под
угрозу гармоничное мировое развитие. Следует заметить, что
Киотский протокол это только первый шаг в борьбе с изменением
климата. Действенная политика в направлении устойчивого развития,
решая проблему изменения климата, одновременно укрепила бы
энергетическую безопасность. Чтобы стабилизировать концентрацию
СО2 на нынешнем уровне, эмиссии следует сократить немедленно на
50-70%. На энергетическую сферу приходится основной объем
выбросов углекислого газа. Доля сжигания ископаемого топлива в его
выбросах по России составляет 98%

Таблица 1.5

Выбросы систем на возобновляемых источниках энергии за
жизненный цикл (г/кВт-ч)

	Био- топливо	Малые ГЭС	ГЭС	СФЭУ	СК	ВЭУ	ГТЭУ
со2	15-27	9	3,6-11,6	98-167	26-38	7-9	79
so2	0,06-0,16	0,03	0,009-0,024	0,2-0,34	0,13-0,27	0,02-0,09	0,02
NOX	0,35-2,5	0,07	0,003-0,006	0,18-0,30	0,06-0,13	0,02-0,06	0,28

Таблица 1.6

Выбросы систем на традиционных источниках энергии за жизненный
цикл (г/кВт-ч)

	Уголь	Нефть	Газ	Дизтопливо	АЭС
со2	955	818	430	772	63
so2	11,8	14,2	-	1,6	0,04
NOX	4,3	4,0	0,5	12,3	0,32

Таким образом, возобновляемые источники энергии
потенциально могут существенно повысить энергетическую
безопасность, особенно на региональном уровне и снизить выбросы
СО2 в атмосферу, о чем свидетельствует опыт развитых в
экономическом отношении стран. Однако чтобы этот очевидный
вывод стал реальностью, необходимо преодолеть препятствия
технического, технологического, экономического, законодательного,
а также социального и психологического плана.

1.2. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ РАЗВИТИЯ ВИЭ В МИРЕ И
РОССИИ

1.2.1.	Состояние в мире

Развитие энергетики возобновляемых источников за последние
15-20 лет происходит по очень оптимистичному сценарию с
постоянным возрастанием установленной мощности и доли в
топливно-энергетическом балансе. В производстве энергии доля ВИЭ
в 2006 году составила (вместе с большой гидроэнергетикой) около
18,4% (рис. 1.7), что соответствует выработке 3179 ТВт-ч, в том числе
большая гидроэнергетика 2810 ТВт-ч/год.

• Геотермальн., солнечн., ветр., волн.,приливы., др.

Источник: Международное энергетическое агенство (IEA)

^гие-
0,93%

Рис. 1.7 Доля ВИЭ в мировом производстве электроэнергии (2006 г)

Динамика изменения доли использования различных
источников энергии при производстве электроэнергии приведена в
табл. 1.7 и на рис. 1.8.
Таблица 1.7

Динамика производства электрической энергии в мире за счет
различных видов топлива в % от общего производства

	1971	1986	1990	1995	2000	2003	2006
Уголь	40,02	38,74	38,09	37,89	39,1	39,9	41,0
Нефть	20,87	11,92	11,31	9,43	7,92	6,88	5,8
Природный  газ	13,27	12,53	13,78	14,86	17,41	19,26	20,1
Атом	2,12	15,86	17,02	17,57	16,86	15,74	14,8
Гидро	23,03	20,12	18,35	18,79	17,10	16,28	16,0
ВИЭ	0,69	0,83	1,45	1,56	1,71	1,91	2,3
Производство эл.энергии» ТВтч	5248	10098	11828	13271	15379	16742	18930

20000

18000

16000

14000

12000
Г

aS юооо

8000

6000

4000

2000

о

Z5

 Уголь  Нефть Газ «Ядерноетопливо "Гидро  Биомасса  Другие
Рис. 1.8 Динамика мирового производства электроэнергии различными
видами топлива с 1985 по 2006 гг.
Рост установленной мощности установок ВИЭ характеризуется
и соответствующим увеличением объема инвестиций в отрасль
возобновляемой энергетики. В 2007 году инвестиции в развитие
возобновляемых источников энергии достигли $100 млрд. Из них $66
млрд, были направлены непосредственно на строительство станций
на базе ВИЭ (рис. 1.9), $15-20 млрд. - на большую гидроэнергетику,
$10-12 млрд, на строительство заводов по производству солнечных
элементов и биотоплив и $16 млрд, на научные исследования и
проекты.

2005	2007

Рис. 1.9 Изменение объема инвестиций в энергетику возобновляемых
источников

Мониторинг развития энергетики возобновляемых источников
показывает значительный ежегодный прирост установленной
мощности электростанций на их основе. Общая установленная
электрическая мощность составляет 240ГВт (и более ЮООГВт вместе
с большой гидроэнергетикой), что составляет свыше 25% от общей
установленной мощности электростанций в мире (всего в мире общая
мощность электрических станции составляет около 4300 ГВт).

Темпы развития электроэнергетики составляют около 2 - 3 % в
год, в том числе: крупная гидроэнергетика - 2%, атомная энергетика -
1,6%. Темпы развития ВИЭ значительно выше (рис. 1.10). Так,
например, с начала 2000 г, темпы роста ветроэнергетики составляют
25-30% в год и к концу 2007 года совокупная установленная
мощность ветроэлектростанций составила 97 ГВт (в 1997 г. было
7.5 ГВт).

Совокупные мощности малой гидроэнергетики в мире в 2006 г.
достигли 73 ГВт (темп роста 7-8%), биомассы 44 ГВт (4-5%),
геотермальной энергии - ЮГВтэл (3%). Солнечная фотоэнергетика
продолжает расти с темпом 50-60% в год и совокупная мощность
солнечных станций подключенных к сетям достигла почти 8ГВт.

Использование солнечных тепловых установок и производство
биотоплива продолжает ежегодно расти с темпом 15-20%. Солнечные
коллекторы обеспечивают более 50 миллионов домов во всем мире.

Солн.ФЭ, сетевые
Ветроэнергетика
Биодизель
Солнечная энергия (Тепл)
Солн.ФЭ, автономн
Геотермальная (Тепл)
Этанол

Малая гидроэнергетика
Биомасса (Электр)
Геотермальная энергия (эл)
Биомасса (Тепл .)

Больш. гидроэнергетика

О 10	20	30	40	50	60	70

Процент

Рис. 1.10 Темпы роста мощности ЭС на ВИЭ

Также растет использование низкопотенциальных
приповерхностных геотермальных установок (на базе тепловьпс
насосов) и биомассы. Ежегодное производство биотоплив (этанол и
биодизель) достигло 50 млрд, литров в год, что составляет около 3%
от мирового потребления бензина и дизтоплива. В настоящее время в
мире насчитывается около 25 миллионов населенных пунктов
полностью обеспечиваемых установками на базе ВИЭ.

Основной объем вводамых мощностей ВИЭ в мире
формируется за счет ввода МГЭС, ВЭС и биоЭС (рис. 1.11), причем в
развитых странах больше МГЭС и биоЭС, а в Евросоюзе - ВЭС и,
прежде всего, их много в Германии и Испании. Среди развивающихся
стран лидирует Китай, в котором наиболее развита малая
гидроэнергетика (хотя и «большая» гидроэнергетика по темпам ввода
лидирует в мире).

250

 Солнеч.ФЭ (сеть)
 ГеоТЭС
Биомасса
ВЭУ

И Малые ГЭС

Мир Развив. Евросоюз Китай Германия США Испания Индия Япония
страны!

Рис. 1.11 Распределение мощности установок ВИЭ по странам и видам

1.2.2.	Состояние ВИЭ в России

Несмотря на то, что Россия обладает огромными ресурсами
ветровой, геотермальной, солнечной энергии, энергии биомассы,
гидроэнергетическими ресурсами, в настоящее время возобновляемые
источники энергии (за исключением крупных гидроэнергетических
систем) используются в стране очень мало. Наша страна серьезно
отстает как по объемам ввода, так и по технологиям преобразования
различных видов возобновляемой энергии. Объемы производства
электрической энергии приведены в табл. 1.8, а тепловой энергии в
табл Л .9.
Таблица 1.8

Выработка электрической энергии в России на базе
возобновляемых источников энергии, млн. кВт ч

	2000	2001	2002	2003	2007
Крупные ГЭС	164000				179000
Ветроэлектростанции	2,917	4,120	6,650	8,832	17,5
Геотермальные электростанции	58,2	91,2	149,1	313,1	400
Малые ГЭС	2301,2	2371,2	2413,0	2276,7	2800
Тепловые на биотопл.	1895,3	2226,9	2426,5	4750,3	5200
ИТОГО:	4257,6	4693,4	4995,2	7248,9	8410
Общее производство электроэнергии на	876000	888000	892000	916000	116000
Доля ВИЭ, %	0,50	0,53	0,56	0,60	0,94

Таблица L9

Производство тепловой энергии в России на базе ВИЭ, тыс. Гкал

№	Тип установки	2000	2001	2002	2003	2004
1.	Тепловые электростанции на биомассе	8900	9720	10668	15550	20939
2.	Малые котельные на биомассе	45000	46000	46500	48000	48000
3.	Солнечные коллекторы	30,0	31,0	32,0	33,0	35,0
4.	Тепловые насосы	380	390	400	410	450
5.	Мусоросжигающие заводы и установки	300	300	300	300	300
6.	Биогазовые установки,	2000	2000	2000	2000	2000
7.	Геотермальные системы теплоснабжения	1000	1000	1000	1100	1150
	ИТОГО	57610	59441	60900	67393	72874
	Отпуск тепловой энергии, всего, без комбыта, млн. Гкал	1420	1440	1426,9	1422,1	1402,1
	Доля ВИЭ, %	4,10	4,10	4,30	4,74	5,20

В России общая мощность всех электростанций на ВИЭ (без крупных
ГЭС) в 2008 году составит 2186*5 МВт.
1.2.3.	Общий прогноз развития ВИЭ

Анализ многочисленных исследований, связанных с прогнозами
развития энергетики и в частности ВИЭ на перспективу ближайших
20-30 лет, показывает устойчивое и ускоренное (в разы) повышение
доли использования ВИЭ. В табл. 1.10 приведены данные одного из
прогнозов для горизонта рассмотрения 2030 года, из которого видно,
что общий объем производства электроэнергии за счет ВИЭ должен
увеличиться более чем в 2 раза, а тепловой энергии - более чем в 10
(!) раз.

Таблица 1.10

Мировой рост ВИЭ (прогноз)

	2004	2030	Примерный рост (разы)
Производство электроэнергии (ТВтч)	3179	7775	>2
Гидроэнергия	2810	4903	<2
Биомасса	227	983	>4
Ветроэнергетика	82	1440	18
Солнечн. Энергетика	4	238	60
Геотермальная энергетика	56	185	>3
Приливная и волн/ энергетика	<1	25	46
Биотопливо (Мт.н.э.)	15	147	10
Геотермальное тепло	4,4	25	6
Солнечные тепловые установки	6,6	64	10

В 2003 году в России была принята «Энергетическая стратегия
России на период до 2020 года» (утверждена распоряжением
Правительства Российской Федерации от 28 августа 2003 г. № 1234-
р), в которой делается акцент на «наращивание душевого
энергопотребления и энергетического потенциала страны, и на
освоение экологически безопасных энергетических установок при
сочетании централизованного и децентрализованного
энергоснабжения».
В России доля возобновляемых источников энергии в балансе
производства электроэнергии (без крупных ГЭС) по состоянию на
2005 год и на перспективу, согласно ’’Стратегии...” представлена в
табл. 1.1. Как видно, доля ВИЭ прогнозировалась с весьма небольшим
увеличением (по сравнению с мировыми тенденциями), поэтому
сейчас выполняется работа по корректировки «Стратегии...», в том
числе и по значениям прироста доли ВИЭ.

Таблица 1.11.

Производство энергии с помощью установок ВИЭ в России

Тип станции		2005	2010	2015	2020
ГЭС,установленной мощностью <25 МВт	млрд.кВтч	2.8	3.5	10.0	20,0
	МВт	680	850	2430	4800
Ветровые	млрд.кВт'Ч	0,0097	0,21	2,6	17,5
	МВт	12	120	1500	7000
Геотермальные	млрд.кВт-ч	0.4	0.6	2,0	5.0
	МВт	71	90	300	750
ТЭС (биомасса)	МЛРД.кВт-Ч	5.2	13.5	22,0	34.9
	МВт	1413	2800	5000	7850
Приливные	млрд.кВт-ч	0.00	0.00	0.024	2.3
	МВт	1.5	1.5	12	4500
Солнце	млрд.кВт-ч	0.00002	0,00003	0,002	0.018
	МВт	0,02	0,02	1.5	12.1
Прочие	млпд.кВтч	0	0	0,08	0.5
	МВт	0	0	20	250
Доля ВИЭ (без учета	%	0.9%	1.5%	2.5%	4,5%

В России мощность электростанций на ВИЭ в 2005 году
составила около 1350 МВт, а к 2010 году согласно "Стратегии...”
планируется ввод еще 1000 МВт и менее чем удвоение производства
электроэнергии. Такие прогнозы, заложенные в «Стратегии ...» ни в
коем случае не могут удовлетворять тем представлениям о развитии
ВИЭ, которые формируются сейчас. Поэтому происходит

зо
корректировка «Стратегии...» в части увеличения доли ВИЭ, которая
к 2020 году с учетом принимаемых законов о поддержке развития
ВИЭ может составить 4,5%. Таблица развития ВИЭ для нового
прогноза приведена в 1.3.

Проанализируем развитие отдельных видов возобновляемой
энергетики за прошедшие 10-15 лет.

1.2.4.	Развитие Гидроэнергетики

Гидроэнергетика как отрасль энергетики зародилась в конце 19
века, но получила мощное развитие в 20 веке, когда произошло
основное приращение мощности. Поэтому из всех возобновляемых
источников гидравлическая энергия в настоящее время используется
особенно широко. Общая установленная мощность ГЭС в мире (на
конец 2005 г.) достигла более 836 ГВт (без учета малых ГЭС) и они
вырабатывают около 2994 ТВтч/год, что составляет немногим более
16% от мирового технического потенциала гидравлической энергии
(табл. 1.12).

Таблица 1.12

Развитие «большой» гидроэнергетики в мире (2005 г)

Страна	Выработка энергии, ТВт-ч	% от мирового производства	Установленная мощность, ГВт	% от общего производства,
Китай	397	12,6	108	15,9
Канада	364	12,1	67	57,9
Бразилия	337	11,4	69	83,7
США	290	9,7	96	6,5
Россия	175	6,3	44	18,3
Норвегия	137	3,9	27	98,9
Япония	86	з,з	45	7,8
Индия	100	3,0	31	14,3
Венесуэла	75	2,5	14	73,9
Швеция	73	2,1	16	39,6
Франция	95	3,2	24	13,3
Остальные	960	33,1	304	13,9
Всего	2994	100,0	836	16,4
Интересно сравнить изменения, произошедшие в «большой»
гидроэнергетике например с 2000 года. При сохранении примерно той
же доли гидроэнергии в общем объеме производства, общая
мощность ГЭС возросла с 740 ГВт до 836 ГВт, т.е на 11 %. Страны-
лидеры по темпам ввода: Китай увеличение мощности с 53 ГВт до
108 ГВт - на 50 %, Индия - с 22 до 31 ГВт - на 30%, Бразилия - 59 до
69 ГВт.

Этапы освоения ресурсов гидроэнергетики в различных странах
мира проходили в разное время. Так, на 50-80-е годы 20 века
пришелся максимум ввода ГЭС в таких странах как Австрия, Канада,
СССР, США, Норвегия, Италия, Швеция, Япония и ряде других,
когда осваивались наиболее эффективные створы и строились
мощные ГЭС. Чуть позже этот процесс наблюдался в Бразилии,
Венесуэле, Индии и других. Сейчас наблюдается большой размах
строительства ГЭС в Китае, Аргентине, Колумбии и других странах.
Можно обратить внимание, что рост мощности ГЭС совпадает с
темпом роста экономического потенциала страны. В странах
прошедших этапы максимума использования гидроэнергетического
потенциала стали обращать большее внимание на экологические
проблемы сооружения ГЭС, и ведется активный поиск экологически
безопасных технологий использования водной энергии.

По сравнению с другими видами ВИЭ, гидроресурсы - наиболее
широко используемый возобновляемый источник энергии в России,
дающий 18 % всей генерации электричества (2000 год). В России есть
98 крупных электростанций с полной установленной мощностью
около 46,1 ГВт. Эти системы генерируют в среднем 156-170 млрд.
кВтч электроэнергии в год. С другой стороны — Россия использует
лишь около 23 % своего экономического гидроэнергетического
потенциала, что относительно других стран немного, к примеру,
Соединенные штаты и Канада используют 50-55 %, а некоторые
европейские страны и Япония - 60-99 % экономического потенциала.
В европейской части России освоено около половины
гидроэнергетических ресурсов, в Сибири только пятая часть, а на
Дальнем Востоке всего 3,3 % ресурсов. В основном, ресурсы освоены
в густо населенных районах. В наибольшей степени используется
Волга.

Как видно из Таблицы 1.13, освоение гидроэнергетических
ресурсов (включая работающие и строящиеся крупные
гидроэлектростанции) составляет 68-74	% экономического

потенциала в Волго-Вятском регионе и в Поволжье, в то время как в
Западной Сибири освоено лишь 2 % экономического потенциала.

Таблица 1.13

Уровень использования экономического гидроэнергетического

потенциала по РФ и крупным регионам

Экономические районы	Экономический гидроэнергетическ ий потенциал, млрд. кВтч	Освоенный потенциал, действующие и строящиеся крупные ГЭС, млрд. кВтч	Степень освоения экономического потенциала, %
Всего в России	852	199,9	23,4
Включая районы:			
Север	37	9,3	23,4
Северо-запад	6	3,6	60
Центральный	6	1,5	25
Центрально- черноземный	>	-	-
Волго-Вятский	7	4,8	68
Поволжье	41	30,5	74
Северный Кавказ	25	8,5	34
Урал	9	4,4	49
Западная Сибирь	77	1,7	2
Восточная Сибирь	350	116,6	33
Дальний Восток	294	19,0	6
Многие российские ГЭС эксплуатируются уже долгие годы и
нуждаются в реконструкции. По данным «РусГидро» около 56 %
всех действующих гидроэнергетических установок (45	%

установленной мощности) используют оборудование, проектный срок
эксплуатации которого значительно превышен. Всемирная комиссия
по плотинам еще пессимистичнее: в 2000 году комиссия обнаружила,
что 70 % установок находилось в эксплуатации дольше проектного
срока. Такая ситуация связана с недостатком финансирования
гидроэлектростанций. При существующей структуре тарифов и
неэффективном	централизованном	финансировании,

гидроэлектростанции испытывают недостаток средств для замены
устаревшего оборудования, снижая, таким образом, надежность своей
работы.

С 2001 году РАО ЕЭС, а сейчас РусГидро ведет строительство
16 гидроэлектростанций в Сибири, на Дальнем Востоке и на севере и
юге европейской части России. Эти станции имеют проектную
мощность 9000 МВт и должны будут генерировать 36 миллиардов
кВт-час электроэнергии в год. Крупнейшая из строящихся на
сегодняшний день - Бурейская ГЭС (Амурский край, Дальний Восток)
с проектной мощностью 2000 МВт и годовой генерацией более 7000
миллионов кВт-час. Строительство станции началось в 1983, но было
приостановлено из-за недостатка финансирования. Первый блок был
введен в эксплуатацию в июне 2003 года. Завершение строительства
планируется на 2008 год. Возобновилось строительство Богучанской
ГЭС мощностью 3000 МВт.

В настоящее время в России разработана программа развития
крупной гидроэнергетики на ближайшие 10-15 лет, которую
инициирует федеральная гидрогенерирующая компания ОАО
«ГидроОГК» (сейчас ОАО «РусГидро»). Проект программы
предполагает, что в 2010 году мощность ГЭС может увеличиться на
4,2 - 4,5 млн. кВт, к 2015 году еще на 9,5 млн. кВт, а к 2020 году - еще
на 19 млн. кВт (рис. 1.12). За этот период должны быть достроены
ранее начатые строительством ГЭС, а также ряд крупных ГЭС в
Сибири и на Дальнем Востоке, ряд ГАЭС в Европейской России.
Только такие темпы позволят обеспечить примерно такую же, как
сейчас долю гидрогенерации в общем объеме производства
электроэнергии в России.

Рис. 1.12 Развитие гидроэнергетики России: вчера, сегодня, завтра

В России существуют серьезные стимулы для развития средних
и крупных гидроэнергетических проектов. Крупные ГЭС повышают
надежность электроснабжения, давая относительно дешевый,
возобновляемый, экологически чистый источник энергии. Они могут
также быть важным элементом международного обмена, производя
энергию на экспорт. Однако, экологическое воздействие крупных
гидроэнергетических объектов на окружающую среду требует очень
внимательной оценки и иногда может становиться препятствием их
развитию. Одним из таких проектов, имеющих большое
энергетическое и социально-экономическое значение, существенно
повышающий энергетическую безопасность и надежность
энергоснабжения, является проект Эвенкийской ГЭС на р. Нижняя
Тунгуска (рис.1.13) . Это будет самая крупная ГЭС в России.
Рис. 1.13 Местоположение Эвенкийской ГЭС.

Основные параметры Эвенкийской ГЭС:

Наименование	Ед.  изм.	Показатель
Среднемноголетний расход	м3/с	3570
Среднемноголетний сток	км3	112.7
Установленная мощность ГЭС	МВт	12000
Объем водохранилища: полный	км3	409.4
Подпорный уровень:нормальный	м	200.0
Напор расчетный	м	165.0
Площадь водохранилища при НПУ	км2	9400
Среднемноголетняя выработка	млрд	
электроэнергии: основной станции:	кВтч.	46.0
контррегулирующей станции:		3,8
Малая гидроэнергетика за последние десятилетия заняла
устойчивое положение в качестве важной составляющей
электроэнергетики многих стран мира. Большое количество малых
ГЭС построено в Западной Европе, Австралии, Азии, Северной и
Южной Америке. Лидирующая роль в развитии малой
гидроэнергетики принадлежит Китаю, где установленная мощность
МГЭС на 2006 год составила около 45000 МВт, а к 2015 году
прогнозируется ее увеличение до 56000 МВт. В ряде стран
установленная мощность малых ГЭС превышает 1000 МВт (США,
Канада, Швеция, Испания, Франция, Италия). Особое значение малая
гидроэнергетика имеет для развивающихся стран, где около 2 млрд,
человек вообще не пользуются электроэнергией. Достоинством
малых ГЭС является низкая абсолютная капиталоемкость, короткий
инвестиционный цикл. Они могут сооружаться практически на любых
водных объектах, имеющих сколь-нибудь значимый
гидроэнергетический потенциал: на малых реках и ручьях,
водосборных сооружениях мелиоративных систем, водосбросах ТЭЦ,
а также в питьевых водоводах, продуктопроводах предприятии,
канализационных коллекторах и др. По прогнозам к 2015 году
установленная мощность в мире достигнет 175000 МВт.

Возросший интерес к малой гидроэнергетике в настоящее время
связан с рядом факторов. В промышленно развитых районах,
особенно в европейской части страны, в основном исчерпаны
возможности крупного гидроэнергетического строительства. Кроме
того, создание крупных ГЭС связано с преодолением негативной
реакции природоохранных органов и общественности.

На базе малых ГЭС могут создаваться энергокомплексы, так как
их водохранилища способны аккумулировать энергию солнечных и
ветровых электростанций, характеризующихся непостоянным
режимом функционирования. Это позволит более эффективно
использовать значительный потенциал и других возобновляемых
источников энергии.
Сложная экономическая ситуация исключает возможность
значительных инвестиций в объекты с большими сроками
строительства. Развитие частного сектора экономики, фермерских
хозяйств и небольших предприятий определяет необходимость их
автономного энергоснабжения.

В Российской Федерации свыше 2,5 миллионов малых рек
(около 99% общего числа рек и 92-93% их протяженности). Они
формируют около половины суммарного объема речного стока (Более
1000 км3), в их бассейнах проживает до 44% городского населения
страны и 90% сельского. Энергетический потенциал малых рек
России, использование которого возможно доступными средствами,
составляет 493 млрд. кВт ч, в том числе более 100 млрд, кВт-ч. в
Европейской части.

В настоящее время эксплуатируется лишь около 1 %
российского потенциала малой гидроэнергетики. По оценке
Европейского банка реконструкции и развития, в России существуют
89 малых гидроэлектростанций с суммарной мощностью 550 МВт.

Россия интенсивно развивала малую гидроэнергетику после
Второй мировой войны. В 50-е и 60-е годы. Еще в 50-60 годы страна
занимала передовые позиции в мире по сооружению малых ГЭС
(Рис. 1.14-1.15). В последующие годы акцент был смещен в пользу
строительства крупных ГЭС. Тысячи малых станций были закрыты, а
проектирование и изготовление оборудования и запасных частей для
них прекращено.

В результате, в настоящее время в России оказалось множество
брошенных малых гидроэлектростанций. Они не производят
электроэнергию, но их здания и сооружения целы. По оценкам
российских специалистов, восстановление таких брошенных станций
обходится в два раза дешевле, чем строительство новых. На рис. 1.16
показана примерная удельная стоимость сооружения малых ГЭС
различного типа и состояния обустроенности бьефа.
Рис. 1.14 Количество малых ГЭС в России

Производство электроэнергии, млн.кВт-ч

Рис. 1.15 Динамика производства электроэнергии МГЭС в России
$1800 /

$1100

$3500

$1200

$2500

$1700

$4500

Строительство МГЭС на существующих гидроузлах

Восстановление не действующих МГЭС

Новое строительство МГЭС (деривационная схема)

Новое строительство МГЭС (кроме деривационной)

Рис. 1.16 Удельная стоимость сооружения малых ГЭС

Программа, принятая в 2007 году компанией «РусГидро»,
предполагает обратить серьезное внимание развитию малой
гидроэнергетики и ввести к 2010 году около 300 МВт мощности,
особенно в регионах где ощущается дефицит электроэнергии
(Северный Кавказ, Алтайский Край, Хабаровский край, Камчатка и
др), а к 2020 году - 4-5 ГВт.

Таким образом, малая гидроэнергетика, как сформировавшееся с
настоящее время вполне самостоятельное направление энергетики,
может играть значительно более существенную роль при условии
государственного подхода к вопросам обеспечения экономической,
экологической и социальной безопасности внедрения энергетических
технологий.

1.2.5.	Развитие ветроэнергетики

История развития ветроэнергетики насчитывает многие века,
начиная с использования паруса и ветряных мельниц. Однако лишь в
20 веке началось крупномасштабное внедрение ветровых турбин,
достигшее к концу века мощности несколько миллионов киловатт.

Преобладающей технологией освоения ветровых ресурсов
является создание ветропарков, в том числе расположенных на
мелководье и шельфе. На конец 2006 года (рис. 1.17) общая
установленная мощность ветроэлектрических станций (ВЭС) в мире
составила 73,9 тыс. МВт, в Европе - 48 тыс. МВт, а в 2007 году
мощность ВЭС в мире составила около 93,8 ГВт.

Рис, 1.17 Общая установленная мощность ВЭС в мире

В мире насчитывается 11 государств, в которых мощность ВЭУ
превышает 1млн. кВт, из них 7 находится в Европе. Страны-лидеры в
области ветроэнергетики и приросты мощности в 2007 году
приведены в табл. 1.14.

Таблица 1.14
Страны-лидеры по установленной мощности ВЭУ и их темпы роста на
2007 год

Ранг		Ввод мощностей за год, МВт	Темп роста, %	Общая установленная мощность, МВт
1	Германия	1672	8,1	22247
2	США	5216	45	16819
3	Испания	3515	30,2	15145
4	Индия	1580	25,2	7850
5	Китай	3313	127,5	5899
6	Дания	11	0,3	3125
7	Италия	603	28,4	2726
8	Франция	888	56,7	2455
9	Великобритани	426	21,7	2389
Продолжение таблицы 1.14

Ранг		Ввод мощностей за год, МВт	Темп роста, %	Общая установленная мощность, МВт
10	Португалия	480	24,1	2130
12	Канада	395	26,4	1846
11	Нидерланды	187	11,0	1747
13	Япония	144	17,5	1394
	Остальные	1266	15,7	8028
Всего		19696	25,3	93800

Промышленностью разработана широкая номенклатура
ветроагрегатов с хорошими технико-экономическими показателями.
За 25 лет единичная мощность серийных ВЭУ возросла с 30 до 6000
кВт. Диаметр ветроколеса увеличился с 15 до 115 метров (в 8 раз).
Годовое производство энергии одним агрегатом увеличилось более
чем в 500 раз (рис. 1.18).

Годобоябыработко!

Рис. 1.18 Рост единичной мощности ВЭУ

Значительные изменения претерпели компоновочные решения
по размещению оборудования в гондоле, все большее развитие
получают безредукторные схемы и схемы выдачи мощности с
частотным регулированием. Самый крупный из современных ВЭУ с
безредукторным исполнением Enercon-126 мощностью 6 МВт
приведен на рис. 1.19.

Рис. 1.19

В среднем страны Евросоюза в 2006 году вырабатывали из
энергии ветра около 3,4 % потребляемой электроэнергии, но,
например, в Дании около 20 % электроэнергии вырабатывается из
ветра. В Германии в 2006 году ветровые электростанции произвели
30,6 млрд. кВт ч, электроэнергии, что составило 7 % от всей
произведённой электроэнергии.

Для многих стран 2006 год охарактеризовался резким ростом в
области ветроэнергетики, так темп роста ветроэнергетики в Бразилии
составили около 730% позволив выйти в 20-ку ведущих стран по
развитию отрасли. Высокими темпами роста также отметились -
Канада - 112,4%, Франция -106,9%, Китай - 90,9% , Португалия
61,4%

Согласно составленной программе «Wind Force 13»,
производство электроэнергии за счет энергии ветра в 2020 году
должно достичь 13% от общего производства электроэнергии в мире,
с учетом роста общего электропотребления. Себестоимость
электроэнергии от ВЭУ по данным этой программы должна снизиться
до 3,3 цента/кВтч в 2010 году. За это же время удельная стоимость
установленной мощности снизится до 705 долл./кВт в 2010 году.

Россия в развитии ветроэнергетики занимает очень низкие
позиции. Установленная мощность действующих ветровых
электростанций в России на 2007 год составила около 17 МВт.

Среди них:

•	Воркутинская ВЭС 1,25 МВт (250 кВт х 5)

•	Калмыцкая ВЭС (1 МВт х 2)

•	Куликовская ВЭС 5,1 МВт (21 ВЭУ)

•	Анадырьская ВЭС (АВЭ-250 хЮ)

•	Башкирская ВЭС (550 кВт х4)

•	О.Беринга 0,5 МВт (250 кВт х2)

•	Краснодарская ВЭС 2,4 МВт (600 кВт хб)

•	Ростовская ВЭС (10x30кВт)

•	ВЭУ в Красном Селе 75 кВт и 95 кВт

Существуют проекты на разных стадиях проработки
Ленинградской ВЭС 75 МВт Ленинградская область, Морской ГЭС-
ВЭС 50МВт, Карелия, Приморской ВЭС 30 МВт Приморский край,
Магаданской ВЭС 30 МВт Магаданская область, Чуйской ВЭС 24
МВт Республика Алтай, Усть-Камчатской ВДЭС 16 МВт, Камчатская
область, Новиковской ВДЭС 10 МВт Республика Коми, Дагестанской
ВЭС 6 МВт, Дагестан, Ейской ВЭС, 50 МВт, Ростовская обл,
Анапской ВЭС 5 МВт Краснодарский край, Новороссийской ВЭС 5
МВт Краснодарский край, Кронштадской ВЭС 3МВт г. Санкт-
Петербург, Валаамской ВЭС 4 МВт Карелия.

Единственным реальным путем вернуть Россию на
международной уровень разработок и производства ВЭУ большой
мощности, является строительства крупных ВЭС на базе
ветроустановок зарубежных фирм с последующим трансфером
технологий, т.е. изготовления на российских предприятиях сначала
башни, затем кабины, затем других металлоемких деталей с
переходом на сборочные операции укрупненных узлов. Многие
зарубежные фирмы готовы к такого рода сотрудничеству.

1.2.6.	Развитие солнечной фотоэнергетики

Среди нетрадиционных, возобновляемых источников энергии,
фотоэлектрический метод преобразования солнечной энергии
является в настоящее время наиболее подготовленным для широкого
использования, которое сдерживается относительно высокой
стоимостью солнечных батарей, составляющей в настоящее время 3-4
доллара за 1 Ватт пиковой установленной мощности. Несмотря на это
солнечная фотоэнергетика демонстрирует значительные темпы
прироста мощности. Если в 1999 году установленная мощность
фотоэлектрических систем присоединенных к сети впервые
превысила 500 МВт, в 2000 достигло 728,8 МВт, то в 2007 году -7900
МВт (рис. 1.20). Лидером по установленной мощности
фотоэлектрических станция является Германия — 1429 МВт (2006 г.).
Страны-лидеры и объемы ввода в 2006 году приведены в табл. 1.15, а
объемы ввода по регионам приведены на рис. 1.21.

Рис. 1.20 Совокупная установленная мощность солнечных фотоэлементов
в Мире.
							1770		1770		шии	ZULU	zuuz	ZULU	ZW4	ZLFUj
□ Остальной мир	4,7	5,0	4,6	4,4	5,6	6,4	9,8	9,4	18,7	20,5	23,4	32,6	55,5	83,8	139	302
 Европа	10,2	13,4	16,4	16,6	21,7	20,1	18,8	30,4	33,5	40,0	60,7	86,4	135,1	202,4	314	470
Япония	16,8	19,9	18,8	16,7	16,5	16,4	21,2	35,0	49,0	80,0	128,6	171,2	251,1	363,9	602	833
 США	14,8	17,1	18,8	22,4	25,6	34,8	38,9	51,0	53,7	60,8	75,0	100,0	120,6	103,0	140	154
 Всего	46,5	55,4	57,9	60,1	69,4	77,6	88,6	125,8	154,9	201,3	287,7	390,2	561,8	753,3	1195	1759

Рис. 1.21 Рост производства ФЭП по странам и регионам

Таблица 1.15

Страны-лидеры в области солнечной фотоэнергетики

Лидеры по развитию солнечной энергетики (2006 г.)					
Ранг		Ввод	Общая	Темп	Доля в Мире
		МВт	МВт	%	%
1	Германия	635	1429	80,00%	27,46%
2	Япония	289,9	1422	25,60%	27,33%
3	США	103	479	27,40%	9,21%
4	Австралия	8,3	60,6	15,80%	1,16%
5	Испания	21	58	56,90%	1,11%
Всего - остальные страны		342,11	1754,7	20,23%	33,72%
Всего в Мире		1399	5203	41,90%	100,00%

Современный рынок фотоэнергетики — это вполне
сложившийся, быстроразвивающийся сегмент мирового рынка,
причем с возрастающим темпом роста. Это обусловлено, во-первых,
практической направленностью национальных программ
высокоразвитых стран: «100 тысяч солнечных крыш» в Германии,
«100 тысяч солнечных крыш» в Японии), «1 млн. солнечных крыш» в
США, выделение 3 млрд, евро Европейским содружеством на
практические реализации солнечных энергосистем до 2010 года. К
тому же Германия и Япония уже начинают ставить вопрос о
миллионе солнечных крыш, т.е. темп роста опережает самые
оптимистические прогнозы, сделанные в прошлые годы. Япония и
Германия прогнозируют в ближайшие годы выход на годовые объемы
до 500 МВт каждая. Эти фантастические темпы и являются
характерными для развития рынка фотоэнергетики по различным
регионам мира. И по прогнозу к 2010 году следует ожидать
производство около 5 ГВт фотоэлектрических модулей.

Производители фотоэлектрических моулей в России
сориентированы на производство батарей из монокристаллического
кремния идущих в основном на экспорт. При общем объеме
производства солнечных батарей в России около 5 МВт/год,
установленная мощность солнечных фотоэлементов в России
составляет всего лишь 0,5 МВт.

1.2.7.	Развитие биоэнергетики

Основным источником биомассы на Земле является фотосинтез.
Биомасса или биоресурсы — мощный потенциальный мировой
источник топлива и энергии. Это возобновляемые ресурсы,
составляющие ежегодно 220 млрд, тонн (по сухому веществу) и
запасающие в виде энергии химических связей около 4*1021 Дж.

Общие мировые энергетические запасы биомассы на земной
поверхности составляют 36-1021дж, тогда как ежегодное мировое
коммерческое использование всей энергии составляет 3.9-1020 Дж.
Одна тонна биомассы, в среднем, содержит до 2-1О,одж или
эквивалентна 0.625 т.у.т.
В странах Европейского Союза, в среднем, использование
биомассы для энергетических нужд составляет ежегодно до 3% от
общего энергобаланса, но с широкими вариациями, так в Австрии эта
доля составляет 12%, в Швеции -18%, в Финляндии - 23%.

В 2005 году мировое производство электричества из биомассы
составило 180 ТВт-ч (табл. 1.16), с совокупной установленной
мощностью порядка 40 ГВт.

Таблица 1.16

Лидеры но производству электрической энергии из биомассы, 2005 г.

Страна	Производство (ТВтч)	% от мирового
США	56,3	30,7
Германия	13,4	7,3
Бразилия	13,4	7,3
Япония	9,4	5,1
Финляндия	8,9	4,9
Великобритания	8,5	4,7
Канада	8,5	4,6
Испания	7,8	4,3
Остальные	57,1	31,1

Среднегодовой темп роста в последнем десятилетии составил
более 5% (Табл. 1.17)

Таблица 1.17

Динамика производства электроэнергии из биомассы

	1995	2002	2003	2004	2005
Твердая биомасса	85,3	110,0	118,2	131,4	134,9
Биогаз	6	16,9	18,3	20,7	24,8
Жидкие биотоплива			0,8	0,6	0,9
ТБО	13,4	21,3	25,0	24,0	22,8
Всего	104,8	148,2	162,2	176,6	183,4

В последние годы повышается интерес к использованию
биотоплив, особенно к этиловому спирту и биодизельному топливу, и
прежде всего на транспорте. Повышение и нестабильность цен на
нефть способствовало увеличению темпа роста производства
биотоплива до 12% в 2006 году. (Рис. 1.22)

Рис. 1.22 Мировое производство этанола и биодизеля, 2000-2007

Интенсивное развитие биогазовых технологий в развитых и
развивающихся странах, повышение их эффективности и
рентабельности внесло значительные изменения в переориентировку
этих технологий от только энергетической составляющей к
экологической и агрохимической (производство удобрений)
составляющим, особенно при переработке разнообразных
органических отходов.

Биогазовые технологии одновременно решают четыре
глобальных проблемы:

•	Экологическую - переработка органических отходов;

•	Энергетическую - производство газообразного топлива,
электрической и тепловой энергии;

♦	Агрохимическую- производство экологически чистых
высокоэффективных органических удобрений;

•	Социальную - улучшение условий быта и труда, особенно
в сельской местности.
Все вышеперечисленное является решающей альтернативой для
получения биогаза как в развитых, так и развивающихся странах.

Сбор и утилизация биогаза (метана) с полигонов ТБО —
эффективный способ снижения эмиссии парниковых газов.

Около 20% глобального парникового эффекта на Земле связано
с выбросами метана и 7-10% из них приходится на выбросы с
полигонов ТБО (1млн. тут утилизированного метана с полигонов ТБО
замещает 14,3 млн. т выбросов СОг)

Создание на полигонах ТБО систем утилизации самого сильного
парникового газа-метана обеспечивает значительный экологический
эффект.

В мире используется 1,2 млрд. мЗ/год биогаза, или 429 тыс. т
метана (1 % его глобальной эмиссии);

в том числе в США - 500 млн. мЗ/год;

в Германии - 400 млн. мЗ/год;

в Великобритании - 200 млн. мЗ/год;

во Франции - 40 млн. мЗ/год;

в России < 50 тыс. мЗ/год

Существенные количества биогаза производятся, главным
образом, при переработке твердых бытовых отходов городов и в ряде
других стран: в США - эквивалентно 93 х 1015 Дж, Германии - 14 х
1015 Дж, Японии - 6 х 1015 Дж, Швеции - 5 х 1015 Дж.

В Европе в соответствии с Директивой ЕС о свалках, все
полигоны с биоразлагающимися отходами должны быть оборудованы
газосборными системами.

Мировым лидером в индустриальном производстве биогаза
является Дания. Ее успехи отражают преданность страны
возобновляемым источникам энергии в целом. Около 14%
современного потребления энергии в Дании приходится на
возобновляемые источники энергии и их доля, как ожидают,
увеличиться до 35% к 2035 г. Установленная мощность ЭС на биогазе
в мире различных стран приведена в табл. 1.18.
Таблица 1.18

Системы сбора и утилизации биогаза и установленная мощность ЭС
на биогазе в мире

Страна	Объем отходов, млн.т	Количество установок	Установленная мощность, МВт
Европа	2850	734	1275
США	101	354	2378
Азия	120'	19	72
Австралия	30	18	76
Канада		15	106
Южная Америка		8	18
Африка		4	4
Россия		1	
Весь мир	4548	1152	3929

На территории России ежегодно конвертируется до 227 х 1021
Дж солнечной энергии и продуцируется до 14-15 млрд, тонн
биомассы в результате усвоения 21-22.5 млрд, тонн СОг.

Энергия химических связей этого количества российской
биомассы составляет 8.2 млрд, тонн нефтяного эквивалента.

Ежегодно в России по разным отраслям народного хозяйства
производится до 300 млн. тонн (по сухому веществу), из них: 230 млн.
тонн в сельскохозяйственном производстве - 130 млн. тонн в
животноводстве и птицеводстве и 100 млн. тонн в растениеводстве; в
городах - 70 млн. тонн: 60 млн. тонн твердых бытовых отходов и 10
млн. тонн осадков сточных вод. Энергетический потенциал
указанного количества отходов составляет 190 млн. т.у.т., реально
можно получать в год до 45 млн. т.у.т.

Переработка такого количества отходов только по биогазовым
технологиям может дать до 80 млрд.куб. биогаза, что эквивалентно 56
млрд, куб.м природного газа.
Около 40 тепловых электростанций используют биомассу (в
основном, отходы деревообрабатывающей промышленности) наряду
с другими видами топлива. Биомасса также используется в качестве
твердого топлива в некоторых районных котельных. Внастоящее
время в России действуют около 100 заводов, перерабатывающих
биомассу и сельскохозяйственные отходы в биогаз. Бытовые и
промышленные отходы используются на крупных
мусоросжигательных заводах. 164 В Москве действуют два таких
завода, выполняющих много полезных функций: уничтожение
отходов, повышение энергетической эффективности, улучшение
санитарных условий и, соответственно, состояния здоровья
населения. Министерство природных ресурсов занимается
подготовкой нового Закона о бытовых отходах.

Благодаря вниманию и усилиям сначала Государственного
комитета СССР по науке и технике, а затем Министерства
промышленности, науки и технологий РФ проблема энергетического
использования биомассы в СССР и России и близкие к ней
направления были включены в две научно-технические
государственные программы СССР, а в настоящее время
выполняются по соответствующим Федеральным научно-
техническим программам РФ.

Первые научные разработки в области биогазовых технологий
были сделаны более 70 лет назад. Одно из направлений - анаэробная
переработка активного ила и осадков городских сточных вод.

В этой области были достигнуты серьезные успехи, так как уже
с 50-х годов на основных станциях по очистке городских стоков
работали мощные биогазгенераторы - метантенки, каждый по
несколько тысяч кубически метров: Курьяновская и Люберецкая
станции г. Москвы. Этот радикальный метод переработки активного
ила и осадков сточных вод был далее реализован на станциях очистки
других городов России: Новосибирска, Сочи и других.
Второе направление — переработка отходов
сельскохозяйственного производства, и в первую очередь —
животноводства и птицеводства были начаты в ВИЭСХе.

Биогазовые установки и станции могут функционировать в
любых регионах России круглогодично в любое время суток,
практически, везде, где есть органические отходы или доступная
энергетическая биомасса. Реализация и внедрение биогазовых
технологий в народное хозяйство требует крупных разовых
инвестиций, но они окупаются за очень короткий срок и далее
работают на накопление капитала.

Важным источником нетрадиционной энергии могут быть
твердые бытовые отходы. К твердым бытовым (ТБО) относятся
отходы, образующиеся в жилом секторе, дорожный и дворовый
мусор, отходы от предприятий торговли, административных
учреждений и офисов, культурно-спортивных учреждений,

В городах России, где проживает более 108 млн. человек,
ежегодно образуется более 150 млн. куб. м ТБО. В среднем в стране
каждый человек выбрасывает 1 м3 или 200-250 кг отходов, что
эквивалентно 50-60 кг угля средней теплотворной способности.

Использование ТБО как топлива позволит:

резко сократить время переработки ТБО в сравнении с другими
методами;

значительно сократить площади, занимаемые для переработки
ТБО;

произвести за счет сжигания ТБО тепловую и электрическую
энергию.

Важным аспектом технологии сжигания является устойчивость
работы энергетического оборудования в широком диапазоне
влажности, морфологического состава, калорийности топлива.

В качестве источника энергии для добычи и транспортировки
биогаза и других нужд полигона возможно применение
ветроэнергетических станций (ВЭС). Полигоны твердых отходов,
достигая высот в несколько десятков метров, значительно меняют
рельеф местности и создают условия для более полного
использования потенциала ветровой энергии. Эксплуатация ВЭС
может продолжаться и после истощения газового потенциала ПТО.
Такое комбинированное решение энергокомплекса избавляет от
необходимости строительства дорогостоящих линий энергопередач, а
также отчуждения земель для сооружения ВЭС. Подтверждено, что
совмещение биогазовой установки и ВЭС в единый энергетический
комплекс позволяет эффективно использовать потенциал местных
энергетических ресурсов, а также уменьшить загрязнение
окружающей среды.

Применение оптимальных энергетических технологий для
переработки ТБО позволяет повысить эффективность использования
естественных энергоресурсов, за счет более полного использования
искусственно возобновляемых, решая одновременно задачу
сохранения окружающей среды.

1.2.8. Развитие геотермальной энергетики

В 2004году мировое производство электрической геотермальной
энергии составило 55 ТВт-ч, и 76ТВт-ч тепловой. На рис. 1.23
показаны установленная мощность и производство геотермальной
энергии по континентам. Общая установленная мощность ГеоТЭС в
2006 году составила 9538,8 МВт (рис. 1.24)

С 1999 по 2006 год электрогенерация геотермальной энергии
возросла на 16% (годовой темп роста 3%), а тепловой на 43%
(годовой темп роста 7.5%). Страны-лидеры приведены в табл. 1.19.

Теплонасосные установки. В последнее время широкое
распространение получило использование приповерхностных
низкопотенциальных геотермальных установок на базе тепловых
насосов.

Согласно данным представленным Международным Конгрессом
геотермальной энергетики доля теплонасосов в геотермальной
энергетике составляет 54.4% по тепловой мощности и 32% по
электрической. Совокупная установленная мощность в 2005
составила 15 384 МВт (1,3 миллиона штук) а годовое производство
тепловой энергии составило 87 503 ТДж.

ГВт-ч

50000

45000

40000

35000

30000

25000

20000

15000

10000

5000

О

Производство

Рис. 1.23 Установленная мощность и производство геотермальной энергии
в Мире
12000

Рис. 1.24 Установленная геотермальная (электрич) мощность в Мире.

Таблица 1.19

Лидеры по развитию геотремальной (электр) энергии (2007 Г.)

Ранг		Ввод	Темп	Общая
		МВт	%	МВт
1	США	105,8	3,7%	2936,5
2	Филиппины	-	-	1978,0
3	Мексика	6,5	0,3%	959,5
4	Италия	—	-	810,5
5	Индонезия	-	-	807
6	Япония	—	-	537,3
7	Новая Зеландия .	-	-	434
8	Исландия	34	8,1	456
9	Сальвадор	-	—	204
10	Коста-Рика	-	-	162,5
11	Кения	-	—	127
12	Россия (Камчатка)	-	-	79
	Остальные	-	—	229,1
ВСЕГО		271,5	1,50%	9720,4

В последние 10 лет в России осуществлен прорыв в области
развития геотермальной энергетики (рис. 1.25). Создание
высокоэффективного энергетического оборудования и ввод в
эксплуатацию полностью автоматизированной Мутновской ГеоЭС
мощностью 50 МВт вывели Россию в число ведущих стран мира в
области использования тепла Земли для производства
электроэнергии.

Широкомасштабное использование геотермальных ресурсов в
стране на основе современных достижении науки и техники позволит
использовать пробуренные в период СССР скважины, суммарная
стоимость которых можно сегодня оценить в 4-5 млрд. USD, и в
кратчайшие сроки обеспечить многие регионы страны теплом и
электрэнергией на основе местных геотермальных ресурсов.

Рис. 1.25 Совокупная геотермальная мощность (электрич) в России

1.3. ПОДДЕРЖКА ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

ЭНЕРГИИ

Национальная политика и меры государственной поддержки
могут иметь различный характер в зависимости от их
предназначения: создание юридической и правовой базы для
реализации проектов по энергетике возобновляемых источников,
оказание помощи промышленности возобновляемых источников либо
стимулирование и поддержка потребителей систем возобновляемой
энергетики. Некоторые региональные и местные меры могут быть
направлены на оказание прямой поддержки конкретных проектов в
области возобновляемой энергетики.

В таблице 1.20 рассматривается ряд мер, которые, как
показывает международный опыт, могут способствовать созданию
рынка технологий возобновляемой энергетики. Такие меры включают
в себя установку государственных целей в сфере использования
возобновляемых источников энергии, широкое распространение
информации, налоговые стимулы (снижение НДС, ускоренная
амортизация, кредитование инвестиционного налога и т.д.), прямая
поддержка проектов и др.

Таблица 1.20

Меры поддержки ВИЭ в странах ЕС

Лидирующие области технологий	Комплекс стимулирующих механизмов
Австрия	
Большой рост в технологиях биомассы (тепло и электроэнергия) и солнечного теплоснабжения	Закон о СЗТЭ* на региональном уровне, теперь гармонизированный на национальном уровне (2003). Финансовое стимулирование и капитальные субсидии являются ключевым фактором роста использования технологий биомассы.
Бельгия	
Большой относительный рост использования биомассы (относительно базового значения)	Закон о СЗТЭ сначала на региональном уровне, теперь дополненный национальным RPS (Renewable Portfolio Standard), финансовые и капитальные субсидии.
Лидирующие области технологий	Комплекс стимулирующих механизмов
Дания	
Ветроэнергетика: крупнейший производитель, наибольшая пропорция в электробалансе и наибольшая в мире установленная мощность в прибрежной зоне. Также существенно увеличилась мощность когенерационных станций на биомассе. В настоящее время строительство ветроферм на земле замедлилось из-за насыщения.	Закон о СЗТЭ, сильное стимулирование публичных инвестиций, совместные предприятия с бывшими государственными сетями, финансовое стимулирование - большой налог на энергию, от которого возобновляемая энергетика получает возврат по налогу Также исторически сильная поддержка НИР и капитальных субсидий, с 2002 года государственная поддержка начала сворачиваться, в связи с высоким достигнутым уровнем использования ВИЭ и задачей не столько увеличения установленной мощности, сколько замены агрегатов на более современные.
Финляндия	
Наибольший рост использования биомассы в абсолютных цифрах	Фискальные (освобождение от налогов на биомассу и ветер) и капитальные субсидии (на солнечное теплоснабжение)
Франция	
Ограниченный прогресс в развитии ветроэнергетики и теплоснабжении от биомассы. Лидирует в Европе по росту производства биотоплива	Сначала тендеры, затем переход на СЗТЭ. Благоприятные фискальные тарифы для биотоплива введены ранее, чем во многих других странах ЕС. Неблагоприятные условия по подключению к сетям.
Лидирующие области технологий	Комплекс стимулирующих механизмов
Германия	
Наибольший объем ветроустановок в мире. Наибольший рост установки ветротурбин в мире.  Наибольшая мощность установленных фотоэлектрических установок в ЕС. В настоящее время замедление роста ветроэнергетики в связи с недостатком места и снижением закупочных тарифов	Закон о СЗТЭ сильно дифференцированный по технологиям. Капитальные субсидии и высокий закупочный тариф для фотоэлектричества. Исторически, стимулирование местного собственника и льготные кредиты. Потребность в грантах на фотоэлектрические установки превысила возможные ресурсы.
Греция	
Умеренный прогресс в ветроэнергетике	СЗТЭ, фискальное стимулирование и капитальные гранты
Ирландия	
Умеренный прогресс в ветроэнергетике	Тендеры и фискальное стимулирование
Италия	
Умеренный прогресс в ветроэнергетике	Схема СЗТЭ, позднее дополненная RPS. Фискальное стимулирование и прошлые капитальные субсидии.  Трудный опыт по обеспечению подключения ветроферм к сетям
Португалия	
Умеренный абсолютные прогресс и высокий относительный рост установки ветротурбин	Закон о СЗТЭ, налоговые преимущества
Лидирующие области технологий	Комплекс стимулирующих механизмов
Голландия	
Сильный рост фотоэлектричества, солнечного теплоснабжения. Умеренный прогресс в ветроэнергетике	Изначально только схема сертификации. Теперь она дополнена СЗТЭ (2003). Сильные фискальные стимулы и субсидии для домовладельцев и малых предприятий.
Испания	
Существенный рост установки ветротурбин, занимает второе место в ЕС после Германии по установленной мощности ветротурбин. Такой же значительный рост фотоэлектричества, также второе место после Германии	Закон о СЗТЭ, капитальные субсидии на региональном уровне и хорошие условия кредитования ветроэнергетики
Швеция	
Сильный рост в распределенном теплоснабжении на биомассе и когенерация. Некоторый прогресс в ветроэнергетике, включая прибрежную.	Исторически капитальные субсидии есть для ветроэнергетики и использования биомассы. Схема RPS недавно введена в действие. Освобождение от налога на энергию.
Великобритания	
Умеренный прогресс в ветроэнергетике; в недавнее время прилагаются усилия для развития прибрежной ветроэнергетики, есть амбициозные планы ее развития	Конкурентная система тендеров (NFFO) теперь заменена на RPS и освобождение от налогов. Ограниченные капитальные субсидии. Исторически много препятствий для ветроэнсргсти ки
Окончание таблицы 1.20

Меры поддержки ВИЭ в странах ЕС

Лидирующие области технологий	Комплекс стимулирующих механизмов
США	
Заметный прогресс в ветроэнергетике во многих штатах и в фотоэлектричестве в некоторых штатах	Начальным импульсом для ветроэнергетики были капитальные субсидии в Калифорнии в конце 80-х.  Основным механизмом были федеральные налоговые льготы на производимую электроэнергию. RPS для ветроустановок в ряде штатов. Капитальные субсидии для фотоэлектричества в некоторых штатах.

Источник: RECS, Association of Issuing Bodies. The Basic Commitment,
Release 2.2. June 7, 2004

*СЗТЭ - специальный закупочный тариф на энергию

Одним из главных препятствий выходу технологий ВЭ на рынки
является их высокая капиталоемкость. Потенциальные потребители
часто не имеют достаточных инвестиционных средств для покупки
установок ВЭ, даже если они понимают долгосрочную
экономическую выгоду таких вложений. Разумные финансовые
механизмы могут помочь преодолеть это препятствие. В России
должна быть продолжена реформа финансового сектора. Жизненно
необходима прозрачная банковская система. Для снижения цен
систем ВЭ для конечного потребителя могут быть разработаны
специальные механизмы финансирования.

Сниженный или нулевой НДС на оборудование для ВЭ. Этот
механизм используется во многих странах, таких как Италия,
Франция, Великобритания и Чехия. В Чехии малые
гидроэлектростанции (до 0,1 МВт), ветровые (до 0,075 МВт), все
солнечные и использующие биомассу установки пользуются
преимуществом 5-процентного НДС вместо 22 %
Налоговые льготы при инвестициях в ВИЭ снижают расходы
инвесторов. Льготный налог на инвестиционный капитал позволяет
инвесторам уменьшить налоговое бремя пропорционально той части
средств, которая была вложена в возобновляемые источники энергии.
Например, в Ирландии инвестиции корпоративного акционерного
капитала в гидроэнергетику, солнечную энергетику, использование
ветра и биомассы могут быть частично освобождены от налогов
благодаря системе налоговых скидок, введенной в марте 1999 года.
Налогом не облагаются 50 % всех капитальных затрат (кроме
стоимости земли) проектов стоимостью до 7,5 млн. фунтов-
стерлингов, исключая дотации. Департамент государственных
предприятий сертифицирует квалификационные проекты ВЭ, а затем
Комиссариат государственных сборов устанавливает налоговые
скидки.

Ускоренная амортизация оборудования ВЭ может существенно
снизить налоговое бремя на начальной стадии проекта, облегчить
высокую первоначальную капитальную стоимость технологий ВЭ. В
США Модифицированная система возмещения издержек (MACRS)
позволяет предприятиям возмещать вложения в солнечные, ветровые
и геотермальные системы с помощью амортизационных отчислений.
MACRS устанавливает время амортизации различных видов
оборудования (5-50 лет). В настоящее время MACRS позволяет
полную амортизацию солнечных, ветровых, геотермальных систем,
установленных после 1986 года, в течение 5 лет. Помимо ускоренной
амортизации по MACRS, Закон о создании рабочих мест и помощи
работникам, принятый в 2002 году, позволяет предприятиям
дополнительно амортизировать солнечные, ветровые и
геотермальные установки на 30 % в первый год. Тридцати процентная
амортизация применяется только к оборудованию, приобретенному
после 10 сентября 2001 года и до 11 сентября 2004 года и введенному
в эксплуатацию до 1 января 2005 года. Механизм ускоренной
амортизации не нов для России и мог бы быть легко приспособлен
для инвестиций в возобновляемую энергетику.

Благоприятная система кредитования может быть установлена
для индивидуальных и промышленных покупателей систем ВЭ. В
связи с тем, что недостаток финансовых ресурсов является одним из
главных препятствий освоению ресурсов ВЭ в России, доступ к
банковским кредитам под низкие проценты мог бы очень эффективно
стимулировать спрос на системы ВЭ.

Демонстрационные проекты создают уверенность в
технологиях ВЭ. В некоторых странах ОЭСР центральные или
региональные власти финансируют проекты по использованию ВЭ в
государственных учреждениях (школах, больницах и т.д.) или
обеспечивают финансовую поддержку отдельным частным проектам.
Демонстрируя успешное применение ВЭ, такие проекты повышают
информированность о системах ВЭ и стимулируют спрос на них.

Российское правительство в рамках национальной программы
«Энергоэффективная экономика», принятой в 2001 году,
профинансировало из федерального бюджета несколько проектов по
использованию ВЭ: Мутновская геотермальная электростанция на
Камчатке (54 млн. руб. или 1,77 млн. долларов по курсу июля 2003
года), малая тепловая электростанция на древесных отходах в
Вытегре, в Вологодской области (12 млн. руб.), 3 мальк и микро
гидроэлектростанции (9 млн. руб.), перевод двух котельных в
Ленинградской области на использование местного топлива (3,9 млн.
руб.) Российские власти могли бы продолжить финансирование
отдельных проектов, подавая пример другим инвесторам. В
следующем разделе описан один из возможных источников такого
финансирования - экологический фонд,

Экологические фонды были образованы в ряде стран. Они
финансируются путем установления специальных налогов или
сборов, например за выбросы парниковых газов. Сегодняшние
рыночные цены не учитывают экологических и социальных издержек
источников энергии. Скрытые расходы, которые несет общество,
такие как риск изменения климата, на включаются в цены на энергию,
получаемую от традиционных источников. Для того, чтобы заставить
производителей признать эти расходы, многие страны приняли
строгие экологические ограничения, например, нормы выбросов и
налоги на выбросы. В среднесрочной перспективе Россия также могла
бы усилить экологическое регулирование, что способствовало бы
развитию чистых источников энергии и препятствовало бы
загрязняющим среду технологиям. Поступления от «экологических»
налогов и сборов могли бы быть использованы для создания
специального фонда для финансирования проектов по ВЭ,
энергосбережению и других «экологических» проектов. Такие меры
уменьшили бы и выбросы парниковых газов в России, принося таким
образом дополнительный доход от Международной торговли квотами
на выбросы СОа в соответствие с Киотским протоколом, если он
вступит в силу. До недавнего времени в России существовала такая
система целевых фондов по защите окружающей среды. Федеральный
фонд окружающей среды, региональные и местные фонды
финансировались через связанные с экологией налоги и сборы,
например, на загрязнение воды и воздуха, использование лесных
ресурсов и т.д. Эти фонды финансировали экологические проекты,
такие как контроль за загрязнениями, исследовательские и проектные
работы в области окружающей среды, создание соответствующих
учреждений. Размеры этих фондов зависели от числа и размеров
загрязняющих компаний в регионе или городе. Фонды не были
велики, т.к. штрафы за загрязнение отставали от инфляции в 90-е
годы. В связи с тем, что система экологических фондов не всегда
хорошо работала на практике, недавно она была ликвидирована, а
поступления от экологических налогов и сборов включены отдельной
строкой в федеральный бюджет. Если средства, полученные по этой
строке, будут использоваться целевым образом на экологические
проекты, то она могла бы сталь аналогом экологического фонда.
Проекты ВЭ также могли бы финансироваться из этой строки,
особенно в районах, где помимо экологических причин существуют
экономические стимулы к их использованию.

Некоторые страны образовали более специализированные
фонды возобновляемой энергетики. Например, такие фонды созданы
в 12 штатах США для помощи в развитии рынков ВЭ и других
экологически чистых источников энергии. Такие программы обычно
финансируются через ’’сбор за системные преимущества” (SBC) или
’’сбор на общественные нужды”, собираемые с потребителей
электроэнергии. Эти сборы объясняются тем, что увеличение
использования возобновляемьк источников энергии выгодно всем
гражданам. Эти программы обеспечат в следующие 10 лет 3,5 млрд,
долларов на поддержку проектов по возобновляемым и экологически
чистым источникам энергии, для инвестиций в компании и
строительство производственной инфраструктуры.

В силу своего специфического значения в структуре
энергоснабжения региональных потребителей механизмы
стимулирования использования НВИЭ также имеют существенные
отличия.

По ряду районов уже сегодня минимальные и максимальные
значения цен на электроэнергию, вырабатываемую различными
видами НВИЭ и обычными тепловыми электростанциями,
оказываются сопоставимы между собой. Поэтому региональные
энергетические комиссии устанавливают цены на электроэнергию и
тепло и для автономных энергопроизводителей. Особое значение в
этом случае для независимых производителей энергии имеет право
свободного доступа к общим сетям энергосистемы для реализации
возможных избытков произведенной энергии. Это право
представлено уже принятым федеральным законом "Об
энергосбережении" и дополнительно конкретизируется в новом
законе "О государственной политике в использовании
нетрадиционных возобновляемых источников энергии".
При существующем соотношении цен на органическое топливо
и оборудование уже сегодня имеются зоны экономически
эффективного применения НВИЭ. По электроэнергии - это районы
автономного электроснабжения, особенно использующие привозное
топливо, а также территории дефицитных энергосистем. По теплу -
это практически вся территория России, особенно районы с
привозным топливом, экологически напряженные населенные пункты
и города, а также места массового отдыха населения.

Зоны экономически эффективного применения НВИЭ будут
возрастать по мере ужесточения требований к выбросам и введения за
них дополнительной платы.

Одной из мер государственной поддержки НВИЭ является
представление гарантий местных органов исполнителей власти и
федерального правительства под привлекаемые из международных
финансовых структур заемные средства на использование этих
установок, особенно в районах с сезонно завозимым топливом.

Правительство уже принимало решение о возможности
использования 4% средств, направляемых на завоз топлива на север,
для установки там НВИЭ, что не только повысит надежность
энергоснабжения в этих районах, но и за 1-2 года компенсирует
бюджетные расходы на эти цели.

Одной из форм расчета с внешними инвесторами может стать
переуступка квот на выбросы парниковых газов в связи со снижением
выбросов при замене топливной энергетики на НВИЭ, ибо
сокращение сжигания каждой тонны углеводородов предотвращает
выброс 2 т С02 при средней стоимости квоты на выброс СО2 на
мировом рынке 15 амер .долл./тонну.

18 октября 2007 года Государственной думой был принят
Федеральный закон "О внесении изменений в отдельные
законодательные акты Российской Федерации в связи с
осуществлением мер по реформированию Единой энергетической
системы России” и одобрен Советом Федерации 26 октября 2007 года.
В рамках изменения Федерального закона от 26 марта 2003 года
№ 35-ФЗ «Об электроэнергетике» были приняты следующие
поправки касающиеся ВИЭ:

В статье 3 даны определения основных понятий, таких как
энергетическая эффективность электроэнергетики и возобновляемые
источники энергии

В статье 21 утверждены полномочия Правительства Российской
Федерации, федеральных органов исполнительной власти и органов
исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области
государственного регулирования и контроля в электроэнергетике:

-	утверждение основных направлений государственной
политики в сфере повышения энергетической эффективности
электроэнергетики с использованием ВИЭ установка правил,
критериев и порядка квалификации генерирующего объекта,
функционирующего на основе использования ВИЭ включая также
объекты, осуществляющие комбинированную выработку
электрической и тепловой энергии, в случае, если указанные объекты
используют ВИЭ для выработки электрической и тепловой энергии;

-	осуществление поддержку использования возобновляемых
источников энергии и стимулирование использования энергетических
эффективных технологий

- утверждение критериев для предоставления из федерального
бюджета субсидий в порядке компенсации стоимости
технологического присоединения генерирующих объектов с
установленной генерирующей мощностью не более 25 МВт,
признанных квалифицированными объектами и функционирующими
на основе использования ВИЭ

-утверждение порядка ведения реестра выдачи и погашения
сертификатов, подтверждающих объем производства электрической
энергии

-установление прибавляемой к равновесной цене оптового
рынка надбавки для определения цены электрической энергии
—	установление обязательного для покупателей электрической
энергии на оптовом рынке объема приобретения электрической
энергии.

Согласно статье 32:

Цена электрической энергии, произведенной на
функционирующих на основе использования ВИЭ
квалифицированных генерирующих объектах, определяется путем
прибавления к равновесной цене оптового рынка надбавки,
устанавливаемой в определенном Правительством Российской
Федерации порядке (Табл. 1.21) «Сетевые организации должны
осуществлять компенсацию потерь в электрических сетях в первую
очередь за счет приобретения электрической энергии, произведенной
на основе использования ВИЭ»

Таблица 1.21

Стимулирующие надбавки за электроэнергию ВИЭ в России

тип возобновляемого источника	Срок действия надбавки, лет	надбавка, руб/кВтч
ВЭС	10	4,31
ГеоЭС	10	3,59
ТЭС (биомасса)	7	1,95
пэс	15	5,10*
мгэс	10	2,28
солнце	15	16,73

В статье 33 определены функции совета рынка:

-	признание генерирующих объектов функционирующими на
основе использования возобновляемых источников энергии —
квалифицированными генерирующими объектами;

-	ведение реестра выдачи и погашения сертификатов,
подтверждающих объем производства электрической энергии на
основе использования возобновляемых источников энергии;

-	осуществление контроля за соблюдением покупателями
электрической энергии на оптовом рынке обязанности по
приобретению определенного объема электрической энергии,
произведенной на основе использования ВИЭ, по цене, определяемой
в порядке, установленном Правительством Российской Федерации.

-утверждение формы договора о присоединении к торговой
системе оптового рынка, стандартных форм договоров,
обеспечивающих осуществление торговли на оптовом рынке
электрической энергией, обращение которых осуществляется на
оптовом рынке, в том числе обязанность по приобретению
определенного объема электрической энергии, произведенной на
основе использования ВИЭ.

В июне 2008 года был принят Указ Президента РФ г. N 899 от
04.06.2008 "О некоторых мерах по повышению энергетической и
экологической эффективности российской экономики», котором
определены необходимые шаги для дальнейшего внедрения
энергоэффективных технологий и ВИЭ:

-	Повышение экономической и экологической эффективности
основных отраслей народного хозяйства

-	Подготовка проектов ФЗ, стимулирующих применение
экологически чистых технологий.

-	Усиление ответственности за несоблюдение нормативов
допустимого воздействия на окружающую среду.

Применение мер бюджетной поддержки использования
возобновляемых источников энергии и экологически чистых
технологий.

Следующим шагом в поддержке ВИЭ в России должно быть
принятие подзаконных актов, конкретизирующих меры и механизмы
стимулирования развития возобновляемой энергетики. Эту работу
инициирует и координирует Федеральная гидрогенерирующая
компания «РусГидро». Уже принято ПП № 426 «О Квалификации
генерирующего объекта, функционирующего на основе использования
ВИЭ», в котором устанавливается порядок и критерии отнесения
генерирующего объекта к объектам генерации на ВИЭ, а также
определяются направления его поддержки с разработкой соответствующих
нормативных документов.
Подготовлены проекты постановлений Правительства РФ:

-	РП «Основные направления госполитики в области ВИЭ...»

-	ПП «О порядке определения надбавки для генераторов ВИЭ...»

-	ПП «О порядке выдачи и погашения сертификатов для
генераторов на базе ВИЭ...»

-	ПП «Порядок первоочередного приобретения сетевыми
организациями энергии ВИЭ...»

-	РП «План мероприятий по достижению целевых показателей
энергетики ВИЭ...»

-	ПП «О мерах господдержки в области ВИЭ...»

-	ПП «О внесении изменений и дополнений...» во все
соответствующие нормативные акты в связи с принятием
вышеперечисленных...»

Одним из основных стимулов к активному развитию энергетики
на базе ВИЭ является надбавка при определении цены
электроэнергии, вырабатываемой с использованием ВИЭ на оптовом
и розничном рынках. В качестве базовых принципов, на основе
которых будет определяться надбавка являются следующие:

-	Дифференцирование объектов на основе ВИЭ по ряду
параметров.

-	Длительный срок действия надбавки.

-	Ежегодная индексация на темп инфляции.

-	Применение для всех источников энергии, независимо от форм
собственности.

-	Общефедеральный принцип действия.

-	Возможность изменения размера надбавки с учетом изменения
факторов ценообразования.

Критериями для установления надбавки при анализе эффективности
проекта на основе ВИЭ предлагаются следующие:

-	Срок окупаемости - 7-10 лет.

-	NPV>0.

-	IRR не менее 10%.
ROE не менее 20%.

Объем капитальных и эксплуатационных затрат - на основе
мирового и отечественного опыта.

Объем заемных средств - 50-80% от объема капиталовложений.

Обслуживание заемных средств - 12% годовых на 8-10 лет.

Налоги - в соответствии с действующим законодательством
2.	ТЕХНИКА ИСПОЛЬЗОВАНИЯ

ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ ЭНЕРГИИ

Использование энергетических установок, работающих на
основе возобновляемых источников энергии (ВИЭ), наиболее полно
отвечает требованиям обеспечения приоритета социальных целей в
развитии электроэнергетики, повышения безопасности и
экологической чистоты при производстве электрической энергии.

Ниже рассматривается классификация энергетических
установок, основные схемы и особенности использования
возобновляемых источников энергии.

2.1.	КЛАССИФИКАЦИЯ ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ
ЭНЕРГИИ И ИХ РЕСУРСЫ

Различают следующие основные виды ВИЭ:

1.	Гидравлическая энергия речного стока;

2.	Низкопотенциальная гидравлическая энергия приливов,
морских волн и течений;

3.	Энергия воздушного ветрового потока;

4.	Энергия солнечного излучения (тепловая и лучистая);

5.	Тепловая энергия океана;

6.	Геотермальная энергия;

7.	Биологическая энергия.

Характерной особенностью этих источников является то, что
возобновляемая энергия присутствует в природе постоянно и не
требуют специальных средств и в том числе целенаправленной
деятельности человека для своего высвобождения.

Достоинства названных энергоисточников заключается в их
постоянной возобновляемости, поэтому энергетические установки,
производящие на их основе тепловую или электрическую энергию, не
имеют топливной составляющей в структуре затрат, наносят
минимальный вред окружающей природной среде, так как не
добавляют в окружающую среду дополнительные выбросы или
потери энергии.

Возобновляемым источникам энергии характерны общие
черты:

-н	изкая удельная плотность энергии (на единицу длины,
площади и т.п.). В частности, для солнечной радиации среднегодовое
значение на поверхности Земли составляет 150 - 250 Вт/м2, для
ветровой - от 100 (при скорости ветра 5 м/с) до 5000 Вт/м2 (при
скорости около 20 м/с);

-	большая территориальная и временная неравномерность
поступления и распределения;

-	существенная зависимость от природных факторов и
прерывистость энергоотдачи;

-	большая материалоемкость, а следовательно, и
капиталоемкость;

-	значительные трудности в концентрации энергии и создании
крупных электростанций;

-во	зможность использования их в труднодоступных районах
для электроснабжения локальных потребителей;

-	специфическое и незначительное воздействие на окружающую
природную среду.

Эти общие черты и особенности оказывают существенное
влияние и на технические схемы и способы использования
рассматриваемых видов энергии.

Так как ВИЭ постоянно возобновляются, их ресурсы имеют
размерность, отнесенную к году. Оценки ресурсов имеют весьма
значительные расхождения, поэтому конкретные цифры следует
воспринимать с определенной погрешностью. Различают понятия
валового или теоретического ресурса (потенциала), технического и
экономического потенциалов. В таблице 2.1 приведены значения
теоретического и технического потенциалов ВИЭ в мире,
приведенные к размерности ТВт-ч/год.
Ресурсы ВИЭ в мире

Таблица 2.1.

Виды энергии	Ресурсы, ТВт-ч/год-103	
	теоретические	технические
Энергия Солнца:		
на верхней границе атмосферы Земли	183000	-
на поверхности Земли	75913	5708
на поверхности суши	26370	2283
на поверхности мирового океана	49543	3425
Энергия ветра	1982	21
Геотермальная энергия (до 10 км):		
изливающиеся источники	34	0,4
гидротермальные ресурсы	1256	137
петрогеотермальные ресурсы	34247	2853
Энергия Мирового океана:		
градиент солености	39954	399
тепловая (температурный градиент)	Н,5	0,6
течений	8	0,14
приливов	3	0,8
Волновая:	3,4	0,13
на суше	41	4,6
в мировом океане	22	1,7
органические отходы	2,3	1,4
Гидравлическая энергия:		
крупных водотоков	3,7	1,7
малых водотоков	1,7	0,85
ВСЕГО	151482,6	9130,32
Экономический потенциал ВИЭ определяется как часть
технического потенциала, который целесообразно и экономически
эффективно использовать в рассматриваемый период времени. Из
анализа оценок из различных источников, и в частности IEA
экономический потенциал можно оценить значением 19,5 Гтут/год
(158700 ТВт-ч/год). В России экономический потенциал ВИЭ
составляет около 270 Мтут/год (2200 ТВт-ч/год)

2.2.	ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ГИДРАВЛИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
КРУПНЫМИ И МАЛЫМИ ГЭС

Гидравлическую энергию люди стали использовать очень давно.
Известно, что уже более 3 тыс. лет назад в Египте, Индии и Китае
сооружали водяные колеса для подъема воды в оросительные каналы
и обеспечения привода мельничных жерновов. В XIX веке
гидроэнергия стала применяться не только с целью использования
механической энергии, но и получения электрической энергии,

В России можно выделить следующие этапы активного развития
гидроэнергетики:

1.	20-е-30-е годы XIX века. Этап связан с принятием и
реализацией Плана государственной электрификации России
(ГОЭЛРО).

2.	50-е - 60-е годы, в течение которых осуществлялось освоение
крупных рек европейской части страны в рамках реализации проектов
каскадного использования водотоков, а также создания и обеспечения
глубоководных речных транспортных путей. В эти годы были
построены крупные ГЭС на равнинных реках, В эти же годы
наблюдается пик развития малой гидроэнергетики, преимущественно
для сельской электрификации.

3.	70-е - 80-е годы того же века. Особенностью этого периода
являлось строительство объектов комплексного использования
водных ресурсов (ВХК), гидромелиоративного и водохозяйственного
строительства, а также сооружения первых ГАЭС в СССР.
Интерес к гидроэнергетическому строительству был обусловлен
острой потребностью страны в электрической энергии, а также
существенными преимуществами гидроэлектрических станций в
сравнении с другими (тепловыми) установками. К таким
преимуществам можно отнести:

-	использование возобновляемой энергии, не приводящей к
истощению топливных ресурсов;

-	высокий КПД энергетического оборудования;

-	комплексное назначение объекта;

-	низкая себестоимость производства электроэнергии;

-	возможность высокой автоматизации работы основного
оборудования;

-	меньшая численность эксплуатационного персонала. Не
требуются трудозатраты на транспортирование и добычу топлива;

-	большая маневренность гидроагрегатов в широких диапазонах
и условиях работы без ухудшения эксплуатационных показателей.
При аварии в энергосистеме ГЭС может обеспечить быстрый ввод
дополнительной мощности;

-	низкие выбросы в атмосферу загрязняющих веществ.

2.2.1.	Использование водной энергии крупными ГЭС

При проектировании и строительстве гидроэнергетических
узлов в зависимости от местных топографических условий могут
применяться различные схемы создания сосредоточенного напора
(рис. 2.1): плотинная, деривационная или комбинированная плотинно-
деривационная.

Если в первой схеме напор воспринимается самим агрегатным
зданием, то ГЭС называют русловым. Такие здания станции
применяются при напорах до 30-40 м.

При больших напорах (до 250-300 м) используют приплотинные
здания ГЭС. В них напор воспринимается плотиной (как правило,
бетонной), а агрегатное здание располагается за плотиной.
Рис. 2.1 Схемы создания сосредоточенного напора: плотинная,
деривационная и плотинно-деривационная.
Деривационная схема создания сосредоточенного напора
характерна раздельным размещением головного и станционного узла.
Головной узел обеспечивает забор воды в деривацию. Он обычно
включает низконапорную плотину, водосбросное сооружение или
водосливную плотину, водоприемное устройство (в большинстве
случаев, безнапорного типа) и, при необходимости, отстойник с
промывными галереями. Деривация может быть безнапорной или
напорной. Вода по ней подводится к станционному узлу.

При безнапорной деривации в состав станционного узла входят
напорный бассейн, к которому обычно примыкает бассейн суточного
регулирования (БСР), водоприемное сооружение, напорный
турбинный водовод, агрегатное здание и отводящий канал. Если
деривация выполняется напорной (туннель), то станционный узел
обычно включает уравнительный резервуар, из которого вода
направляется в турбинный водовод. В этом случае напорный бассейн
и БСР не предусматриваются. Применяется напорная деривация в
случаях большой сработки водохранилища.

Общий вид крупных ГЭС с различными компоновочными
решениями и схемами создания напора представлен на рис. 2.2.
Рис. 2.2 Общий вид гидроэлектростанций с плотинной схемой создания
напора: а) Майнская ГЭС руслового типа, 6) Зейская ГЭС приплотинного
типа, в) Баксанская ГЭС деривационного типа
2.2.2.	Малая, мини - и микрогидроэнергетика

Малые ГЭС представляют собой комплекс сооружений и
оборудования, обеспечивающих электроснабжение различных по
своей структуре потребителей, в соответствии с их требованиями.
Состав сооружений, их конструкция и компоновка, количество и тип
основного и вспомогательного оборудования определяются исходя из
принципов комплексного использования гидроэнергетических
ресурсов и обеспечения экологической безопасности
функционирования объектов.

По своему назначению, режиму работы и расположению в
общей схеме электроснабжения потребителей, малые ГЭС
подразделяются на системные и автономные.

Вопрос использования малых ГЭС в энергосистеме имеет
основное значение при обосновании экономической
целесообразности строительства малых ГЭС. Функционирование
электроэнергосистемы обеспечивает покрытие графика
электропотребления т.е. выдачу требуемого количества
электроэнергии в нужное время. В этих условиях эффективно
использование малых ГЭС в местных энергосистемах, где они
выполняют функцию суточного или недельного регулирования, а
иногда используется для регулирования частоты тока в сети.

Автономные малые ГЭС используют гидроэнергоресурсы малых
водотоков и строятся для электроснабжения потребителей, удаленных
от энергосистемы. Для таких ГЭС определяющим являются их
сравнительно низкая стоимость, высокая надежность и малые
эксплуатационные затраты. Эффективность строительства автономных
малых ГЭС определяется путем сравнения затрат на их создание с
затратами на альтернативные варианты электроснабжения по
длинным линиям электропередач или с использованием дизельных
электростанций. Автономные малые ГЭС предназначены для работы
на изолированного потребителя самостоятельно или параллельно с
другими электрическими станциями малой мощности, такими как
дизельные, ветровые, солнечные. В этом случае создается
автономный миниэнергокомплекс и эффективность работы малой
ГЭС повышается.

Одним из основных признаков классификации
гидроэлектростанций является установленная мощность ГЭС.
Согласно этой классификации ГЭС делят на пять категорий: крупные,
средние, малые, мини, микро.

Верхняя граница мощности малой ГЭС в разных странах
оценивается по разному. Она зависит от уровня развития
энергетического хозяйства страны, особенностей обоснования
проектов малых ГЭС и лицензионных процедур, объемов оборотного
капитала и принятия программ структурирования малой
гидроэнергетики. В разных странах верхняя граница мощности малых
ГЭС колеблется от 1,5 до 30 МВт. Малыми ГЭС в Норвегии,
Швейцарии, Венесуэле считаются установки мощностью от 1 до 1,5
МВт., в Австрии, Испании, Индии, ФРГ, Канаде - мощностью до 5
МВт. Энергетическая организация латиноамериканских стран
(ОЛАДЭ) к малым относит ГЭС мощностью до 10 МВт. В странах
Юго-Восточной Азии в качестве малых ГЭС рассматриваются
гидроэлектростанции мощностью до 12 МВт. США неоднократно
стимулировали развитие малой гидроэнергетики, законодательно
изменяя ограничение по предельной мощности малых ГЭС.
Первоначальное предельное значение мощности малых ГЭС в 5 МВт
было увеличено до 15 МВт., а затем максимальная мощность в 1980г
установлена на уровне 30 МВт. В Германии, согласно закона о ВИЭ
от 21.07.2004 г, при назначении цены на электроэнергию покупаемую
от МГЭС введены градации: до 500 кВт, от 500 кВт до 10 МВт, от 10
до 20 МВт, от 20 до 50 МВт. Цена на электроэнергию установлена
7,67; 6,65; 6,1; 4,56 евроцентов за киловатт-час соответственно. Для
ГЭС мощностью более 50 МВт установлена цена 3,7 цент/кВт-ч. В
России установленная мощность малой ГЭС принята равной 30 МВт.
А максимальная мощность одного агрегата определена в 10 МВт.
Условными являются границы между малыми ГЭС и мини-
ГЭС, между мини- ГЭС и микро- ГЭС. Технические конструктивные
и технологические различия между этими категориями ГЭС до конца
нормативно не определены и устанавливаются в соответствии с
конкретными условиями (таблица 2.2).

Таблица 2.2
Классификация ГЭС малой мощности по установленной мощности
(МВт)

Категория ГЭС	Страны и организации					
	Итальянский Национальный комитет	ОЛАДЭ	Россия	Новая Зеландия	Австрия, Испания, Индия, Канада, Франция	Япония
Малые ГЭС	5	10	30	30-50	5	20
Мини ГЭС	0.5	1	1	10	2	-
Микро ГЭС	0,1	0,1	0,1	1	од	од

Кроме перечисленных ГЭС необходимо выделить еще одну
категорию — мобильные ГЭС. Проектирование и строительство
малых и мини-ГЭС осуществляется по тем же правилам, что и
крупных ГЭС. Микро-ГЭС мощностью несколько десятков киловатт
отличается схемами, составом и компоновкой гидротехнических
сооружений. Эта категория ГЭС включает в себя бесплотинные,
рукавные, свободно-поточные, переносные и другие типы ГЭС
компактного и блочного исполнения.

Малые ГЭС по напору делятся на низко-, средне- и
высоконапорные. Граничные значения напора для каждой категории
ГЭС в разных источниках различно.
Ряд зарубежных и отечественных машиностроительных фирм и
проектных организации предлагают предельные значения напоров,
основываясь на своих разработках турбинного оборудования.

Обобщая эти данные можно следующим образом
классифицировать МГЭС по напору:

•	Низконапорные Н < 20 м;

•	Средненапорные Н = (20 - 100) м;

•	Высоконапорные Н > 100 м.

Строительство ГЭС малой мощности осуществляется по трем
известным схемам (рис. 2.1), позволяющим создать сосредоточенный
напор: плотинная, деривационная и комбинированная (плотинно-
деривационная)

Плотинная схема создания напора - это наиболее
распространенная схема использования гидроэнергетического
потенциала малых водотоков. Особое влияние на тип и компоновку
сооружений, образующих гидроузлы, играет величина напора и место
расположения здания ГЭС. По этим признакам различают два
основных варианта компоновки ГЭС : русловые и приплотинные.

Плотинная схема энергетического использования водотока
зависит от рельефа местности в долине реки, создаваемого напора,
регулирования естественного стока и потребности неэнергетических
водопользователей в различной степени зарегулированности стока.

Основными сооружениями МГЭС в плотинной схеме являются
плотина и здание ГЭС. В русловых ГЭС здание с основным
оборудованием расположено либо в русле реки, при этом напоры
составляют 4-6 м, либо на обводном канале (рис. 2.3). В этом случае
напоры могут достигать 6-8 м. В обоих случаях здание ГЭС входит в
состав напорного фронта и воспринимает разность давления воды
между верхним и нижним бьефами. Высота здания определяется
напором и отметкой нормального подпорного уровня (7НПУ).

На реках с широкой речной долиной и явно выраженным руслом
реки предпочтительнее назначать отметку гребня глухой плотины
так, чтобы нормальный подпорный уровень не выходил из основного
русла реки (рис. 2.3,а). Для такой схемы характерна русловая
компоновка с размещением здания ГЭС и водосливной плотины в
русле реки. Однако, этот вариант требует, при строительстве малых
ГЭС, возведения перемычек для создания осушаемого котлована, в
котором будет возводиться то или иное сооружение или его часть, что
естественно увеличивает капиталовложения в строительство ГЭС.
Данная схема выполняется при небольших напорах от 1,5 до 4 м, реже
до 6м, и небольшой мощности станции (от нескольких сотен киловатт
до одного, реже двух мегаватт). Это также обусловлено малой
регулирующей емкостью водохранилища.

Другой вариант строительства малой или мини- ГЭС без
затопления поймы реки, это размещение здания ГЭС на обводном
канале вне русла реки (рис. 2.3, б). Это позволяет возводить здание
ГЭС и водосливную плотину на незатапливаемых бытовым стоком
реки отметках, что значительно упрощает производство строительных
работ, облегчает условия перекрытия русла реки и снижает общие
капиталовложения в строительство гидроузла.

Приплотинная компоновка гидроузла предусматривает
расположение здания ГЭС за напорным фронтом (рис. 2.4). Само
здание не воспринимает напор со стороны верхнего бьефа и только
испытывает давление воды, сосредоточенное по сечению турбинных
водоводов. Основной вопрос, который необходимо решить при
проектировании приплотинной ГЭС малой мощности - это взаимное
расположение глухой, водосливной плотин и здания ГЭС.
Определяющим в этом случае является создаваемый напор и тип
глухой плотины, т.к. от высоты плотины и ширины ее по основанию
зависит тип и длина турбинного водовода, а следовательно и
местоположение здания ГЭС.

В широком створе русла реки и небольших напорах глухая
плотина выполняется из местных материалов. Здание ГЭС
размещается обособленно и может располагаться непосредственно за
плотиной или вблизи нее. Водосбросы, водоприемник ГЭС и

турбинные водоводы размещаются отдельно и не совмещаются с

плотиной (рис. 2.4).

Здание

ГЭС-

Русло
реки

плотина

Судоходное
сооружение

.-3

г Здание
=Ь ГЭС

Водосливная
плотина





Рис. 2.3 Русловые схемы гидроузла
Рис, 2.4 Варианты компоновки сооружений гидроузла с приплотинным
зданием ГЭС

Иногда турбинные водоводы могут проходить под плотиной
(рис. 2.5).

Рис. 2.5 Приплотинное здание ГЭС с размещением трубопровода
под телом грунтовой плотины

Деривационная схема позволяет создать сосредоточенный напор
путем отвода воды из реки в искусственное русло - деривацию,
имеющую другую трассу и уклон, чем естественное русло. Деривация
может быть безнапорной (рис. 2,6) и напорной (рис. 2.7). Уровень
воды в конце безнапорной деривации оказывается выше уровня воды
в точке расположения здания ГЭС, которое связано с деривацией
турбинными водоводами (рис, 2.6). Для отвода воды в деривацию на
реке создается плотина, высота которой может быть небольшой,
обеспечивающей лишь необходимый для работы ГЭС уровень воды.

На ГЭС малой мощности с безнапорной деривацией вода
транспортируется по безнапорному водопроводящему тракту, обычно
по открытым каналам или лоткам (рис. 2.6). Безнапорная деривация
применяется в тех случаях, когда отметки рельефа местности на
прилегающей территории близки к отметкам уровня верхнего бьефа
(УВБ), а колебания УВБ незначительные. Каналы в подводящей
деривации используются при слабо пересеченной местности и
достаточной устойчивости склонов речной долины.

Рис. 2.6 Гидроузел с безнапорной деривацией

Протяженность безнапорной деривации в основном
определяется топографическими и экономическими условиями и
может достигать нескольких километров.

При строительстве деривационных ГЭС малой мощности на
горных реках в условиях сильно пересеченной местности и резком
падении реки используют напорную деривацию в виде трубопровода
или реже напорного туннеля. Напорные трубопроводы укладываются
по поверхности земли (рис. 2.7) или выполняются засыпными, а
туннели - в толще горного массива.

Напорные деривационные водоводы располагаются на
пониженных, по отношению к верхнему бьефу, отметках, при этом
гидродинамическое давление даже в самой верхней точке сечения
деривации выше атмосферного. Из-за заглубления водоприемника
напорной деривации под минимальный уровень верхнего бьефа
становится необходимым увеличение высоты плотины в реке. Это
позволяет увеличить полезную емкость водохранилища и глубину
сработки, т.е. стабилизировать режим работы ГЭС.

Рис. 2.7 Гидроузел с напорной деривацией

В конце длинной напорной деривации при необходимости

уменьшения гидравлического удара при резких изменениях расхода
воды ГЭС устанавливается уравнительный резервуар. После
уравнительного резервуара напорная деривация переходит в
турбинные водоводы.

Комбинированная схема (плотинно-деривационная) по
принципам создания напора использует выгодные свойства обеих
предыдущих схем, т.е. может быть создано значительное по объему
водохранилище и использовано падение реки ниже плотины.
В схемах с высокими плотинами водоприемник устраивается
глубинный, а сама деривация - напорной. В зависимости от типа
плотины применяется соответствующий тип водосбросного
сооружения гидроузла и выбирается местоположение водоприемника.
Компоновка сооружения с высокой плотиной аналогична компоновке
гидроузлов с приплотинной ГЭС.

Схемы использования существующего напорного фронта
малыми ГЭС. На гидротехнических сооружениях неэнергетического
назначения могут быть размещены малые, мини- и микроГЭС для
использования потенциала холостых сбросов воды. Такие сбросы
возможны из: водохранилищ систем орошения, водоснабжения и
рыбовоспроизводства; каналов отраслевого и комплексного
назначения; трубопроводов систем водоснабжения и др.

Эксплуатируемые водохранилища неэнергетического
назначения, как правило, имеют в своем составе плотину из местных
материалов, водосбросное сооружение для пропуска паводка и
специальное гидротехническое сооружение для обеспечения водой
потребителя в заданном режиме. Если сооружение, предназначенное
для снабжения водой потребителя, выполнено в виде напорного
туннеля или трубопровода, то целесообразно подключить к ним
турбинные водоводы МГЭС.

Существует целый класс наливных водохранилищ, наполнение
которых осуществляется по быстротокам. Здесь строительство малых
ГЭС целесообразно осуществлять по деривационной схеме. Рядом с
входом в быстроток строится водоприемник безнапорной деривации,
и осуществляется переключение расходов в деривацию с подводом
воды к напорному бассейну и турбинным водоводам.

Накоплен определенный опыт строительства малых ГЭС на
перепадах оросительных каналов Средней Азии и Казахстана. По
данным института Гидропроект технический гидроэнергетический
потенциал потока на перепадах каналов на территории России и стран
СНГ составляет 5,4 млрд. кВт-ч, в том числе 25,9 % этого потенциала
сосредоточено на перепадах каналов в европейской части, 74,1% - на
каналах Средней Азии. В качестве примера в [20] приведено
компоновочное решение МГЭС Дартом на оросительном канале в
Узбекистане (мощность 6x500 кВт, напор 9,0м).

В США (штат Калифорния) была использована энергия воды на
отводе напорного трубопровода обогатительной фабрики, где была
установлена радиально-осевая турбина мощностью 1325 кВт при
напоре 28 м. В Германии построена 4-х агрегатная малая ГЭС
мощностью 14 тыс. кВт на перепаде отводящего канала системы
охлаждения конденсаторов турбин ТЭС.

Энергоустановки на малых реках имеют ряд достоинств. В
частности: требуют меньших объемов инвестиций; могут возводиться
в короткие сроки, что позволяет ускорить получение эффекта и
сократить период оборачиваемости капитала; для выполнения
строительных работ используются только местные трудовые ресурсы;
с помощью таких установок можно обеспечить энергией
изолированных от существующей электросети потребителей и др.

Малые ГЭС, по сравнению с крупными и средними, оказывают
существенно меньшее влияние на окружающую природную среду,
позволяют использовать унифицированные строительные
конструкции, а также обеспечить полную автоматизацию процесса
эксплуатации.

В качестве недостатков малых ГЭС можно отметить также и
такие, как резкое сокращение водного стока в зимний период (вплоть
до полного прекращения из-за промерзания реки), существенные
удельные показатели затопления земель, значительные удельные
капитальные вложения и др.

Наиболее простые и технологичные мини и микроГЭС — это
мобильные или переносные гидроэнергетические установки. Они, как
правило, используются для энергоснабжения автономных
потребителей. К таким установкам относятся микроГЭС рукавного
типа и установки со свободнопоточными турбинами.
Микро ГЭС рукавного типа эффективны для использования
энергии воды на предгорных и горных участках рек со
значительными уклонами дна реки и большими скоростями потока.
Напор на таких ГЭС создается за счет прокладки напорного рукава
вдоль русла реки (рис. 2.8,а). Когда река имеет излучину, то может
быть использована схема со спрямлением русла реки (рис. 2.8,6).

а)

Рис. 2.8 Рукавная ГЭС
Рукавные ГЭС просты в установке и не требуют сооружения
плотины и здания ГЭС. Их можно транспортировать с одного места
на другое, монтировать за несколько часов и с малыми
трудозатратами.

Установка РПГЭС-3 мощностью 3 кВт снабжена гибким
водоводом длиной 100 м, по которому подается 120 л/с воды. Этого
достаточно для выработки трехфазного тока частотой 50 Гц
напряжением 380/220 В. Масса такого энергоблока составляет около
100 кг.

МикроГЭС со свободнопоточными гидротурбинами использует
скоростной напор течения воды и не требуют возведения
специальных гидротехнических сооружении.

В настоящее время разработаны различные по конструкции и
принципу работы свободнопоточные гидротурбины, которые могут
использовать энергию скоростного напора океанских и морских
течений, речных потоков, существующих каналов различного
назначения и т.д. В микро ГЭС данного класса могут быть
использованы гидротурбины различного типа: осевые, карусельные,
«лифт Шнайдера», гирляндные. Условием для их работы является
возможность свободного обтекания турбины массой набегающей
воды.

Компоновки энергоблоков микро ГЭС со свободнопотоными
турбинами выполняются как с вертикальным, так и с горизонтальным
расположением оси вращения вала турбины. В первом случае
энергоустановка размещается в реках малой ширины и представляет
собой несколько гидротурбин, жестко закрепленных на стальном
тросе, выполняющем роль гибкого вала. Этот трос располагается
вдоль реки и удерживается на берегу якорями. Сила лобового
сопротивления гирлянды натягивает трос, благодаря чему гирлянда
не опускается на дно реки и создаются условия для передачи
крутящего момента от троса редуктору и генератору, расположенным
на берегу.
Поперечная гирляндная микроГЭС отличается конструктивным
исполнением гидротурбин, а также тем, что ее трос располагается
поперек реки. Диаметр таких турбин обычно составляет 0.2 - 0.5 м.

Могут применяться многогирляндные микроГЭС с
параллельным и лучевым расположением гирлянд.

Известны также и другие схемы энергетических установок
мощностью до 100 кВт, работающих от кинетической энергии потока.
Например: штанговые плоскопараллельные или плоскоподъемные,
торцовые мембранные, роторные, капсульные и другие.

Свободнопоточные турбины обладают двумя главными
недостатками: 1 - из-за малого используемого напора они имеют
значительные размеры при малой мощности; 2 - существует
опасность их разрушения во время паводка и ледохода на реках, а так
же шторма в океане или море. Поэтому, при разработке
свободнопоточных турбин и микро ГЭС на их базе стремятся к
повышению КПД гидроагрегата, снижению его габаритных размеров,
обеспечению круглогодичной эксплуатации без строительства
капитальных зданий ГЭС.

2.23.	Волновые энергетические установки

Средняя высота волн в Мировом океане равна 2.5 м, а период их
колебаний 8 с. При таких параметрах удельный поток энергии
составит около 75 кВт/м фронта волны. Величина удельной энергии
для разных морей существенно различается. Так, в Балтийском море
она равна 7-8 кВт/м, а в морях Баренцево и Берингово соответственно
22-29 и 15-44 кВт/м.

Существенным достоинством волновой энергии является
увеличение мощности волн в осенне-зимний период, когда возрастает
и потребление электроэнергии.

Подавляющее большинство волновых энергетических установок
в конструктивном отношении представляют собой сооружение,
состоящее из трех основных элементов (систем): рабочего тела (или
волноприемника), силового преобразователя с электрогенератором и
системы крепления.

Рабочее тело может быть твердым, жидким или газообразным.
Оно находится в непосредственном контакте с водой и под действием
волн совершает какие-либо движения, например, колебательные. В
качестве рабочего тела могут служить поплавки, водяные колеса,
волноприемные камеры, эластичные трубы, набережные стенки,
волноотбойные устройства и другие.

Силовой преобразователь служит для преобразования энергии,
запасенной рабочим телом, в энергию, пригодную для использования
или передачи на расстояние. В качестве таких преобразователей
могут выступать разнообразные по исполнению гидравлические
насосы, зубчатые, цепные, тросовые передачи, гидравлические и
воздушные турбины и т.п. Система крепления предназначена для
удержания на месте волновой установки.

На рис. 2.9 приведен пример конструкции простейшей волновой
Установка состоит из рабочего тела, выполненного в виде
поплавка -1 и укрепленного на одном конце штанги - 2, другой конец
которой соединен с силовым преобразователем - 3. Последний
размещен на свайных опорах - 4. Преобразователь - 3 воспринимает
колебания - 5 штанги - 2. Если поплавок - 1 выполнить плоским и
соединить со штангой - 2 шарнирно, то он будет также совершать и
колебательные движения -6 относительно этого шарнира. Тогда
целесообразно на поплавке установить дополнительный
преобразователь - 7 для преобразования этих движений.

Перемещения поплавка используются для попеременного
сжатия газа или жидкости в какой-либо емкости или перемещения
сердечника в электромагнитной обмотке. Возможно также
использование перемещений поплавка либо для преобразования во
вращательное движение вала с помощью реечной или цепной
передачи, либо в давление рабочей жидкости с помощью поршневого
насоса.

Тип волновой установки определяется той составляющей
энергии волн, которую рабочее тело преобразует в другой вид
энергии. В частности, выделяют следующие составляющие энергии
волн:

1)	потенциальную энергию положения.	При этом

энергетическими установками могут использоваться:

разность между уровнем гребня волны и средним уровнем воды
в море;

разность между уровнями гребня и ложбины волны;

наклон поверхности воды между гребнем и ложбиной волны;

перелом поверхности моря при волнении (постоянное
изменение формы поверхности);

2)	потенциальную энергию давления (переменное
гидростатическое давление):

разность давлений на горизонтальную поверхность под гребнем
и ложбиной волны у дна моря или в толще воды;
гидростатическое давление на вертикальную (наклонную)
поверхность, равное высоте волны;

3)	кинетическую энергию (гидродинамическое давление):

-	энергию горизонтального перемещения гребней волн;

-	энергию вертикального перемещения уровня воды от ложбины
к х^ебню;

-	энергию циркуляционного движения масс воды в волне.

Следует иметь в виду, что многие волновые энергоустановки
способны преобразовывать одновременно несколько составляющих
энергии волны, поэтому такая классификация является условной.

Наиболее многочисленны установки, применяющие в качестве
рабочего тела поплавок, использующий разность между уровнями
гребня и ложбиной волны. С целью увеличения амплитуды колебании
(появления резонанса) цилиндрические поплавки могут частично
заполняться водой. Пример такого устройства приведен на рис. 2.10.

Рис. 2.10 Схема волновой установки поплавкового типа

В нижней части корпуса -1 этого поплавка предусмотрена
камера - 2 для балласта, масса которого регулируется в зависимости
от параметров волн насосом - 3. Электрогенератор -4 приводится в
работу от осевой гидротурбины - 5, обеспечивающей одностороннее
вращение. При необходимости возможно применение
мультипликатора - 6, позволяющего увеличивать частоту вращения
ротора генератора. Такие устройства имеют амплитуду вертикальных
колебаний, в 10 -12 раз превышающую высоту волны.

Волновые установки, использующие постоянное изменение
формы поверхности, получили название «контурного (шарнирного)
плота». Эти «плоты» имеют плоское или коробчатое рабочее тело,
состоящее из двух или многих поплавков - 1 (рис. 2.11, а),
соединенных между собой шарнирами, и снабженное поршневыми
насосами -2. Установка удерживается с помощью якоря. Изменение
формы поверхности моря приводит к изменению углового положения
поплавков относительно друг друга, которое и используется для
привода в действие насоса.

В Великобритании был предложен преобразователь энергии
волн, использующий, наряду с изменением формы поверхности,
давление набегающей волны. Схема этого преобразователя, который
стали называть «ныряющая утка», представлена на рис. 2.11,6. Его
эксцентрические поплавки - 1 раскачиваются на волнах и изменяют
свое угловое положение относительно неподвижного вала - 2,
укрепленного на опорных стойках - 3. Эти колебательные действия
преобразуются в работу насоса - 4.

Динамическое воздействие волн на препятствия использовано в
волновой установке с «конфузорным откосом», схема которой
приведена на рис. 2.11, в. Она выполняется из бетонного корпуса - 1,
на котором размещаются поверхности - 2 наката волн, опирающиеся
на опорное кольцо-3. В средней части энергоустановки
предусматривается бассейн -4 с водоприемным отверстием, через
которое вода поступает на гидротурбину - 5 и далее по отводящему
диффузору - 6 снова отводится в море. Генератор - 7 устанавливается
в верхней части сооружения.
Пологий откос установки позволяет увеличить эффект
набегания волны и поднять воду в бассейн, расположенный выше
уровня моря. Образовавшийся при этом напор используется
гидротурбиной. Такая волновая установка имеет существенные
преимущества по сравнению с рассмотренными ранее. Она может
размещаться на берегу, что полностью исключает риск, связанный с
поломкой установки.

Рис. 2.11 Схемы волновых установок: а - «контурный плот»; б -
«ныряющая утка»; в - «конфузорный откос»

Кроме этого, в качестве конфузорного откоса может быть
использована набережная или волнолом, которые обеспечат
переливание волн с минимальным сопротивлением.
При проектировании волновых установок следует помнить, что
их рабочие поверхности находятся в постоянном контакте не с
пресной, а с морской водой, которая может привести к быстрой
коррозии конструктивных элементов и оборудования, если не
принять специальных защитных мер.

2.3.	ИСПОЛЬЗОВАНИЕ СОЛНЕЧНОЙ ЭНЕРГИИ

Солнце является первоисточником практически всех видов
энергии: и возобновляемых, и ископаемых органических (топливо). В
частности, именно солнечная радиация вызывает неравномерный
нагрев поверхности земли, из-за чего возникают перемещения
воздушных масс. При этом теплый воздух поднимается вверх, а
холодный занимает его место - начинает дуть ветер.

Ветер, в свою очередь, вызывает волнение на поверхности
морей и океанов. Таким косвенным образом проявляется влияние
Солнца на возникновение волновой низкопотенциальной
гидравлической энергии.

Солнце, из-за непосредственного влияния на круговорот воды в
природе, также можно отнести к первичной причине проявления
гидравлической энергии рек и временных водотоков.

Возникновение перепада температуры в верхних и глубинных
слоях океанов, которые могут служить источником тепловой энергии,
возможно также только за счет прогрева верхних слоев воды
солнечной радиацией.

Все это свидетельствует о колоссальной мощности солнечного
воздействия на нашу планету и целесообразности полезного
использования такой энергии.

2.3.1.	Схемы использования солнечной энергии

Средняя величина солнечного излучения на поверхности Земли
составляет от 150 до 250Вт/м2 или 1300 - 2200кВ ч/м2 в год. С
давних времен солнечная энергия использовалась людьми для сушки
сельскохозяйственных продуктов, обогрева теплиц, вентиляции
жилищ в зонах жаркого сухого климата.

В настоящее время некоторые способы применения солнечной
энергии для удовлетворения нужд Человека достигли уже высокого
технологического совершенства и эффективности и широко
практикуются во многих странах с различными климатическими
условиями. В целом способы утилизации солнечной энергии делятся
на две основные группы:

1)	прямое использование солнечной радиации;

2)	косвенное, через ее вторичные проявления в виде энергии
ветра, тепловой энергии океана, энергетических запасов биомассы
растений, гидроэнергии и т.д.

Прямое использование солнечной энергии, в свою очередь,
возможно за счет следующих способов превращения солнечной
радиации'.

-	теплового;

-	фотоэлектрического;

-	термоэлектрического.

Эти способы различаются применением различных специальных
устройств, известных под названием гелиоприемников или
коллекторов.

Солнечные тепловые системы бывают пассивными и
активными. Пассивные системы— это, как правило, неподвижные
устройства, ориентированные под определенным углом к горизонту
на юг. Ими могут быть стены или крыши домов,
сельскохозяйственных помещений. Специальным образом
окрашенные и остекленные, они позволяют получать за счет
солнечной радиации низкотемпературное тепло, используемое для
обогрева и вентиляции помещений, для подогрева воды.

Большими возможностями обладают активные тепловые
солнечные системы, которые обеспечивают получение низко- и
высокотемпературного тепла. В них применяются коллекторы для
сбора солнечной радиации и подогрева до определенной температуры
различных теплоносителей, прокачиваемых через эти устройства с
помощью насосов и других устройств.

Во многих случаях активные солнечные системы снабжаются
особыми приспособлениями, позволяющими гелиоприемникам
«следить» за положением солнца, а следовательно, находиться в
течение всего дня под постоянным наиболее интенсивным
воздействием солнечной радиации. Эти системы называются
«следящими». На них достигаются температура от ста до нескольких
тысяч градусов.

Активные системы находят более широкое применение, чем
пассивные. Они используются для обогрева и вентиляции различного
рода помещений, включая жилые, для приготовления пищи, нагрева
воды для бытовых и производственных нужд, для очистки и
опреснения воды, сушки сельскохозяйственных продуктов и
древесины, производства электричества и механической энергии.

Безусловно, не все установки такого класса способны выполнять
вышеперечисленный круг «обязанностей». В большинстве случаев
каждая система может осуществлять одну или две функции,
например, служить для обогрева помещения и воды. Практически все
типы солнечных тепловых устройств стационарны.

Фото- и термоэлектрическое превращение солнечной энергии
относится по своей физической природе к категории устройств,
осуществляющих прямую трансформацию солнечной радиации в
электричество без промежуточных стадий.

Данные системы, в свою очередь, подразделяются на наземные
и космические.

Наземные системы могут снабжаться «следящими»
устройствами, значительно повышающими эффективность фото- и
термоэлектрических устройств. Солнечные фотоэлектрические
преобразователи - главные источники энергии на космических
аппаратах.
Космические фотоэлектрические станции для нужд Земли пока
не используются. Однако некоторые специалисты предсказывают в
будущем создание крупных установок, с которых передача энергии на
Землю будет осуществляться при помощи коротковолнового
электромагнитного излучения.

2.3.2.	Тепловые солнечные системы

Пассивные солнечные системы применяются уже в течение
многих лет. Остекленные теплицы и террасы домов, обращенные, как
правило, на юг, являются простейшим способом улавливания и
использования лучистой энергии Солнца и классическим примером
таких систем.

И в настоящее время они наиболее распространены. На основе
этих систем базируется такое важное направление в энергетике и
строительстве, как «солнечная архитектура»

В основе работы пассивных устройств лежит принцип сбора
солнечной энергии на зачерненных поверхностях, их разогрев и
последующая передача тепла за счет теплопроводности и свободной
конвекции обогреваемому пространству или теплоносителю.

Самая простейшая из таких систем— ориентированное на юг
окно. Схема устройства приведена на рис. 2.12, а. Солнечные лучи,
проникающие через окно, разогревают воздух, находящийся в
помещении, а также стены. Практически эта система не нуждается в
каких-либо сложных инженерных устройствах. Окно должно быть
лишь правильно ориентировано и соблюдены его размеры. Опыт,
накопленный при использовании данного метода обогрева
помещений, показывает, что при выполнении этих условий, по
существу, без дополнительных затрат можно добиться повышения
температуры воздуха в помещении на 10°С в весенне-осенний период
и на 5 - 8°С в зимнее время.

Более сложной представляется система (рис. 2.12, б) с
аккумулирующей зачерненной стеной, которая разогревается за счет
поглощения солнечных лучей, а затем передает тепло обогреваемому
помещению. Чтобы сократить потери тепла, стену обычно остекляют
(получается изолятор вместе с воздушной прослойкой). Данная схема
имеет существенное преимущество перед предыдущей, так как
обладает простейшим аккумулятором, который может отдавать тепло
окружающему пространству после захода солнца.

Аналогично строение системы, изображенной на рис. 2.12,в.
Однако остекление здесь увеличено, что позволяет увеличить
продолжительность солнечного воздействия на аккумулирующую
стену. Также на рис. 2.12, г представлена схема с аккумулирующей
крышей. Такая крыша может использоваться как для обогрева
помещения, так и для его охлаждения.

Рассмотренные системы позволяют обеспечить от 30 до 60 %
тепла, требующегося для обогрева помещений. Причем
эффективность их работы в значительной степени зависит от качества
строительства и наличия необходимых аккумулирующих элементов.

Рис. 2.12 Схемы пассивных солнечных систем

Применяются и более сложные по своему устройству
системы — солнечные коллекторы (рис. 2.13)

Чаще всего коллекторы выполняются с плоскими тепловыми
адсорберами и могут иметь в своем составе трубчатые
вакуумированные теплообменники. Солнечные коллекторы
нагреваются за счет поглощения медными абсорберами со
специальным покрытием тепловой солнечной энергии. Далее
теплоноситель из теплообменника перемещается в обогреваемое
помещение. В качестве теплоносителя наиболее часто применяется
вода или антифриз. Коллектор площадью 1,5 м2 способен нагреть за 5
- 6 часов около 100 л воды до 70°С.

Рис. 2.13 Основные типы солнечных коллекторов: а — плоский СК, б —
проточный ваккумно-трубчатый СК, вакуумуно-трубчатый СК с
принципом “тепловой трубки”

На рис. 2.14, а представлена гелиосистема горячего
водоснабжения с вакуумированными солнечными коллекторами
площадью 4м2(1) и СФЭУ установленной мощностью 2 кВт (2),
размещенные в учебно-демонстрационном центре кафедры ВИЭГ, а
на рис. 2.14, б- размещение плоских коллекторов в составе системы
горячего водоснабжения учебно-оздоровительной базы СПбГПУ в
п. Новомихайловский Краснодарского края.

а)

Рис. 2.14 Солнечные коллекторы и СФЭУ: а и б - общий вид солнечных
коллекторов; в - размещение коллекторов на крыше
К активным тепловым солнечным системам, конечным
продуктом которых является электрическая энергия, относятся
системы с концентраторами солнечной энергии в виде
параболоцилиндрических зеркальных концентраторов с одной
степенью свободы или параболических с двумя степенями свободы,
позволяющими системам «следить» за положением солнца на
небосводе.

В крупномасштабной энергетике активные солнечные системы
применяются в виде тепловых электростанций.

2.3.3.	Солнечные электростанции

Производство электрической энергии из лучистой энергии
солнца в настоящее время развивается по двум основным
направлениям: 1 — путем термодинамического преобразования
солнечной энергии и 2 — путем фотоэлектрического преобразования.

Для крупномасштабной энергетики первое направление может
быть реализовано двумя способами — в виде солнечной
электростанции (СЭС) с центральным приемником (рис. 2.15) и виде
СЭС с распределенными параметрами (модульного типа, рис. 2.16).

Принцип работы СЭС с центральным приемником следующий:
солнечная радиация отражается множеством управляемых зеркал
(гелиостатов) на центральный приемник, расположенный на высокой
башне. В приемнике рабочее тело (вода) нагревается до до
температуры выше 400°С и направляется в паровую турбину.
Дальнейшее преобразование теплоты в электроэнергию не отличается
от обычных ТЭС. Система слежения и ориентации за солнцем
обеспечивает постоянную концентрацию на приемнике.

Необходимым условием нормальной работы СЭС является
наличие аккумуляторов тепловой энергии, чтобы обеспечить работу в
ночные часы и в пасмурные дни.

СЭС башенного типа не нашли широкого применения прежде
всего из-за высоких удельных капиталовложений и высокой
себестоимости получаемой электрической энергии, которые,
например для СЭС Барстоу составили около 14300 долл/кВт и 0.25
долл/кВт-ч.

Рис. 2.15 СТЭС Барстоу с центральным приемником (США)

Рис. 2.16 СТЭС SEGS с параболическими концентраторами модульного
типа (США)
Более экономичны СЭС модульного типа, у которых
отсутствует сложная система двухкоординатной ориентации.
Параболоцилиндрические системы с одной степенью свободы
обеспечивают концентрацию солнечных лучей на трубчатом
теплообменнике. Благодаря этому теплоноситель нагревается с
помощью параболических концентраторов, представляющих
отдельно стоящие модули до 300°C. Нагретый теплоноситель
собирается от всех модулей и по трубопроводу направляется в
турбогенератор. Схема такой установки представлена на рис. 2.17.

Высоковольтная сеть

Рис. 2.17 Схема СЭС модульного типа

Сопоставление энергетических путей преобразования солнечной
энергии, приведенных на рис. 2.18. показывает, что
термодинамический путь предполагает необходимость
трансформации лучистой энергии в тепловую, а затем в
механическую, что неизбежно связано с дополнительными потерями.
Рис. 2.18 Энергетические пути преобразования солнечной энергии

Прямое получение электрической энергии из солнечного
излучения осуществляется в фотоэлектрических преобразователях.
Основным элементом таких устройств являются фотоэлектрические
батареи (фотоэлементы или солнечные элементы). Они представляют
собой полупроводник, в котором под действием солнечной радиации
проявляется фотоэлектрический эффект.

Эффект возникает в результате воздействия солнечного
излучения на поверхностные слои полупроводника толщиной 2-3
мкм, при котором высвобождается некоторое количество электронов.
В результате этого в теле между облучаемой поверхностью и его
теневой стороной возникает разность электрических потенциалов
около 0.5 В. Если их соединить проводником, то в нем возникнет
электрический ток,

Большинство фотобатарей изготавливается из кремниевых
элементов. Коэффициент полезного действия таких элементов при

но
интенсивности светового излучения 1 кВт/м2 может достигать 15-19
%.

В фотобатареях могут использоваться и другие материалы,
например: сульфид кадмия, арсенид галия и др. На рис. 2.19 показано
изменение КПД солнечных элементов из различных материалов за
последние 30 лет.

1975	1980	1985	1990	1995	2000	2004

Рис. 2.19 Рост КПД фотоэлектрических элементов

Если отдельные полупроводниковые фотоэлементы соединить
последовательно или параллельно в батареи с требуемой мощностью
током и напряжением.

Основными достоинствами фотоэлектрических установок
являются:

-	сравнительная простота в изготовлении;

-	долговечность;

-	отсутствие механических потерь в процессе преобразования
энергии;

-	простота в обслуживании;

-	исключение загрязнения при эксплуатации окружающей среды
вредными выбросами.
Солнечные батареи также нашли широкое распространение в
космической технике. Ими оборудованы практически все
космические аппараты.

2.4. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ВЕТРОВОЙ ЭНЕРГИИ

Ветер — это перемещение воздуха, возникающее из-за
неравномерного нагрева земной поверхности. При этом теплые слои
воздуха поднимаются вверх, а их место занимают более холодные.

Крупномасштабная циркуляция воздуха происходит между
высокими широтами и экватором. У экватора Солнце сильно
нагревает поверхность Земли, в результате чего горячий воздух
поднимается и движется к полюсам. Охладившись, воздух опускается
вниз и далее движется у земной поверхности к экватору.

Возникают и другие воздушные потоки. В частности, на гранвде
суши и моря весьма часто дуют ветры. Это связано с тем, что твердая
поверхность и вода нагреваются и охлаждаются неодинаково.
Аналогичные процессы происходят в гористых местах и в долинах.

Характер циркуляций усложняется вследствие сил инерции,
возникающих при вращении Земли, а также из-за гористого рельефа
местности. При этом появляются отклонения воздушных течений,
образуется множество циркуляций второго порядка,
взаимодействующих между собой.

Сила и направление ветра в какой-либо зоне в значительной
степени зависят от места расположения этой зоны и ее высоты над
поверхностью Земли. Так, на экваторе близко к земной поверхности
наблюдаются небольшие скорости ветра, переменного по
направлению.

Между 30° северной и южной широт на высоте от 1 до 4 км от
поверхности Земли образуются достаточно равномерные воздушные
течения, называемые пассатами. В северном полушарии ближе к
земной поверхности их средняя скорость составляет 7 - 9 м/с. На
относительно большой высоте над поверхностью Земли (8-12 км) в
тропосфере возникают достаточно равномерные и мощные
воздушные течения, получившие название струйных. Скорости
воздушных масс в ядре струйного течения составляют 30 - 80 км/ч и
могут достигать 200 км/ч.

Ветер считается одним из наиболее мощных энергетических
источников возобновляемой энергии и в настоящее время может быть
утилизирован в значительных масштабах. Энергетические ветровые
агрегаты (ВЭУ) обычно используют ветер в приземном слое на
высоте до 50-70 м, иногда - до 100 м от поверхности, поэтому
наибольший интерес представляют характеристики движения
воздушных потоков именно в этом слое.

Важнейшей характеристикой, определяющей энергетическую
ценность ветра, является его скорость. В силу ряда
метеорологических факторов, а также вследствие влияния рельефных
условий, непрерывная длительность ветра в данной местности, его
скорость и направление существенно изменяются во времени.
Различают колебания:

—	микрометеорологические, продолжающиеся от долей секунды
до нескольких минут;

-	мезометеорологические с продолжительностью от нескольких
минут до нескольких часов;

-	синоптические с периодом колебаний около 4 суток,
вызываемые циклонами и антициклонами;

-	глобальные - от недели до месяца;

-	междугодичные, связанные с колебаниями радиационного
баланса Земли и активностью Солнца.

Первые из этого перечня оказывают значительное влияние на
качество электроэнергии, вырабатываемой ВЭУ. Особенно сильно
влияние этих колебаний сказывается при электроснабжении
потребителя от автономно работающей ВЭУ.

Мезометеорологические, синоптические и глобальные
колебания являются определяющими с точки зрения обеспечения
потребителей необходимой мощностью электроэнергии, а также
влияют на объем ее выработки за какой-либо период. При этом
величину скорости и направление ветра можно считать
изменяющимися по случайному закону. Поэтому мощность, которую
способен выдавать ветроагрегат в какой-либо определенный момент
времени, трудно предсказать с высокой вероятностью.

В то же время суммарная выработка агрегата, особенно за
длительный промежуток времени (год или несколько лет),
рассчитывается с высоким уровнем достоверности, так как средняя
скорость ветра и частота распределения скоростей в течение года
изменяются мало.

В качестве основных недостатков, активно препятствующих
использованию ветровой энергии, можно назвать следующие:

-	низкая удельная плотность воздушного энергопотока,
особенно в сравнении с традиционными источниками энергии;

-	существенная зависимость величины энергии ветрового
потока от природных условий. Более того, имеют место периоды
ветровых затиший различной продолжительности, которые
обуславливают прерываемость производства электрической энергии;

-	недостаточная разработанность методов обоснования
экономической эффективности ветровых установок и выбора их
основных параметров в новых рыночных условиях с учетом
экологической и социальной ориентации.

В связи с изменчивостью параметров ветра, ветровые агрегаты
рекомендуется использовать в производственных процессах,
допускающих прерываемость электроснабжения. Если же требуется
гарантированное обеспечение электроэнергией, то необходимо
применять энергокомплексы, включающие, наряду с ВЭУ,
аккумуляторы или дублирующие энергоустановки.

2.4.1. Основные типы и краткая характеристика ветроагрегатов

Прежде чем рассматривать типы и конструкции ветровых
энергетических агрегатов уточним основные термины, касающиеся
этих установок.
В технической литературе под ветродвигателем или
ветроколесом (ветротурбиной) принято понимать любое устройство
(двигатель), использующее кинетическую энергию ветра для
выработки (производства) механической энергии.

К ветроэнергетическому агрегату или ветроагрегату ( ВЭУ)
обычно относят систему, состоящую из ветродвигателя, одной или
нескольких рабочих машин (генератора, насоса, компрессора и т.д.),
служащих для выработки одного определенного вида энергии
(например, электрической) и (или) выполнения заданного процесса
(подъема воды, сжатия воздуха, размола зерна и др.)

Под ветроэнергетической установкой (ВЭУ) будем понимать
комплекс технических устройств, в который входит ветроагрегат и, в
зависимости от схемы, аккумулирующее или резервирующее
устройство, дублирующее мощность ветродвигателя, а также системы
автоматического управления и регулирования режимов работы
установки и ее элементов.

ВЭС, т.е. ветроэлектрическая станция, включает несколько ВЭУ
или ВЭУ, а также распределительное устройство, объединенные
территориально и управляемые с единого диспетчерского пункта.

Энергетический комплекс, состоящий из ВЭУ и других
энергетических установок, например, ГЭС (ГАЭС), геотермальной,
солнечной и т. п., будем называть комплексной энергоустановкой
(комплексной ВЭУ или ВЭС).

Большинство ветроагрегатов имеют ось вращения либо
совпадающую с направлением ветрового потока, либо
перпендикулярную ей. И очень редко встречаются ВЭУ с осью,
имеющей некоторый угол (обычно близкий к 45°) к направлению
ветра. В связи с этим по конструктивному исполнению ВЭУ
классифицируют на коллинеарные (горизонтально - или вертикально-
осевые) и ортогональные (также горизонтально - или вертикально-
осевые). Также ВЭУ можно классифицировать и по другим
признаками, например:
- по режиму работы ВЭУ различают на три основных класса:
сетевые, гибридные и автономные. Сетевые ВЭУ это, как правило, это
установки большой единичной мощности, работающие параллельно с
мощной энергосистемой. По назначению являются источниками
получения, и выдачи в электрическую сеть максимально возможной
выработанной электроэнергии. Рекордный по мощности агрегат был
смонтирован в г. Эмдем (Германия). Мощность агрегата составила
6 МВт, высота гондолы 124 м и диаметр ротора 114м. Гибридные
установки работают параллельно с независимыми электростанциями
соизмеримой мощности (дизель-генераторы, малые ГЭС и др.) По
назначению являются источниками электропитания для
бесперебойного снабжения потребителей электроэнергией
номинальной мощности. Автономные же агрегаты являются
источниками электропитания потребителей, не связанные с
электрической сетью. В основном имеют маленькую номинальную
мощность и работают, как правило, на небольшое число
потребителей. Автономные ВЭУ могут также быть
специализированными, например, водоподъемные, водогрейные и др.

-по виду вырабатываемой энергии ВЭУ подразделяют на две
группы: механические и электрические. Электрические ВЭУ, в свою
очередь, подразделяют на ВЭУ постоянного и переменного тока, а
механические ВЭУ подразделяют на ветронасосные и ветросиловые.

- по мощности ВЭУ можно разделить на четыре группы:

а)	большой мощности — свыше 1 МВт;

б)	средней мощности —от 100 кВт до 1 МВт;

в)	малой мощности — от 5 до 99 кВт;

г)	очень малой мощности — менее 5 кВт.

-	по частоте вращения ротора ВЭУ различают с постоянной или
переменной частотой;

-	по принципу работы ВЭУ используют силу давления ветра
или аэродинамические силы.
-	по способам регулирования частоты вращения ротора — ВЭУ
бывают с поворотными лопастями, с фиксированными лопастями и с
поворотной частью конца лопасти.

-	по количеству лопастей ВЭУ бывают 1, 2, 3 или
многолопастными.

Наиболее широкое распространение в энергетике получили
средние и мощные сетевые ВЭУ коллинеарного типа с тремя
поворотными лопастями (рис 2.20)

Рис. 2.20 Современные ВЭУ, слева —Епегсоп Е82(2 МВт), справа — Vestas
V80 (2 МВт)

Основными элементами ветроагрегата коллинеарного
горизонтально-осевого типа являются: ветроколесо (ротор),
оборудованное тремя лопастями аэродинамического профиля,
поворотная гондола (или обтекатель), в которой размещены
генератор, а также автоматические системы контроля параметров
ВЭУ и ориентации на ветер. Все это оборудование установлено на
башне (рис. 2.21)

Рис. 2.21 Общий вид элементов ветроагрегата: слева на право - нижняя
часть башни с опорным концом, аэродинамический тормоз лопасти

Компоновочные решения определяются расположением
оборудования в гондоле, типом генератора. Различают два основных
типа современных ВЭУ: редукторные (соединение ротора с
генератором через редуктор) и безредукторные (с прямым
соединением генератора и ветроколеса). В свою очередь ВЭУ
редукторного типа при формировании оборудования в гондоле могут
идти двумя путями: интеграцией всего основного оборудования в
единый блок, что означает, что главный вал и главные силовые
агрегаты объединены в коробке механизма (рис. 2.22)

Такая компоновка коробки передач со всеми интегрированными
элементами может использоваться приблизительно до мощности
800 кВт.

Второй тип компоновки предполагает распределенное
размещение основных силовых систем. Это означает, что главный вал
и главный подшипник не объединены в редукторе, так как они
закреплены на раме, которая обеспечивает крепление корпуса
подшипника, коробки передач и генератора (рис. 2.23)

Рис. 2.22 Компоновка с интеграцией редуктора и генератора в единый
блок.

Рис. 2.23 Компоновка с раздельным размещением редуктора и генератора.

Безредукторное соединение ветроколеса и генератора
предполагает отсутствие какого-либо редуктора и как следствие
скорость вращения ветроколеса равна скорости генератора. Это

означает, что число полюсов на генераторе значительно
увеличивается. Например, для генератора с синхронной скоростью 20
оборотов в минуту и частоты сети 50 Гц, число полюсов должно быть
равно 150. Так как вращающий момент связан с радиусом ротора, при
таком числе полюсов его диаметр будет весьма большим, и при этом
обычно используют кольцевые генераторы.

В этой технологии существуют два главных типа генераторов: с
электромагнитным возбуждением ротора или с ротором с
постоянными магнитами. На рис. 2.24 представлен успешный
коммерческий безредукторный ветроагрегат Епегсоп с синхронным
генератором и классическим электромагнитным возбуждением.

Рис. 2.24 Безредукторный ветроагрегат с синхронным генератором.

В последнее время на рынке ветроагрегатов появились новые
тенденции компоновки силового тракта, связанные с устранением
главного вала, обычно сделанного из дорогой легированной стали
методом штамповки и очень тяжелого. В этом случае все элементы
крепятся к единой монолитной конструкции, обеспечивающей и
крепление узлов и транспорт механической энергии вращения от
ветроколсса к генератору (Рис. 2.25)

Основные данные о параметрах современных ВЭУ средней и
большой мощности представлены в табл. 2.3.
Рис. 2.25 Компоновка силового тракта на монолитной конструкции

Таблица 23

Параметры современных ВЭУ иностранного производства

ВЭУ	Параметры				
	Мощ-  ность, кВт	Диаметр ротора, м	Высота распо- ложения оси, м	Номинальная скорость ветра, м/с	Рабочие скорости ветра, м/с
Enercon ЕЗЗ	330	33	44-50	12	2,5-28
Gamesa	850	52	44-71	12	3-21
WinWind-l	1000	56	56-70	12,5	4-25
Falcon 1,25М	1250	64	60-100	13	3-25
GE 1.5s/se	1500	70,5	55-65	13	4-25
Enercon E82	2000	82	78-138	10	3-28
Vestas V80	2000	80	60-100	15	4-25
Nordex N90	2500	90	80	13	3-25
Siemens 3,6	3600	107	80-90	13	4-25
Repower 5M	5000	126	80-100	13	3,5-25
Multibrid 5000	5000	116	90	12	4-25
Enercon El26	6000	126	125-131	12	3-25
2.5. ПЕРСПЕКТИВЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ДРУГИХ
НЕТРАДИЦИОННЫХ ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ
ЭНЕРГИИ

Выше были рассмотрены, на наш взгляд, наиболее
распространенные энергоустановки, имеющие достаточно
отлаженное производство оборудования, а поэтому обладающие
большей конкурентоспособностью. Вместе с тем, имеются
энергетические установки, работающие от других видов
возобновляемой энергии. Некоторые из них рассмотрены ниже. Из-за
редкого использования многие специалисты относят эти источники
энергии к нетрадиционным.

2.5.1.	Тепловая энергия океана

В океане аккумулируются огромные запасы солнечной энергии,
среди которых наибольшее значение имеет энергия, запасенная в
градиенте температуры. На протяжении более 6000 км вдоль экватора
поверхностный слой имеет температуру 27-28°С. Если его охладить
до 5°С, то при этом можно выделить 6*1022 Дж энергии. Это
теоретические данные. Реально объем извлекаемой энергии должен
подсчитываться из условия сохранения теплового равновесия
природной среды.

В настоящее время производятся работы с двумя типами систем
преобразования тепла приповерхностных слоев океана: «закрытой» и
«открытой».

В закрытой системе насос обеспечивает циркуляцию аммиака,
имеющего очень низкую температуру кипения, в замкнутом контуре.
Теплая океаническая вода нагревает в бойлере аммиак до 20°С,
который переходит в газообразное состояние. В этом виде он
поступает на турбину, где расширяется и приводит в действие вал
генератора. Отработав, аммиак выходит с пониженными
температурой и давлением и пропускается через теплообменник,
использующий холодную воду. Газ сжижается и цикл повторяется
вновь.
В открытой системе в качестве рабочего тела используется
морская вода. С помощью насоса она передается из теплого слоя (25-
28°С) в вакуумированный испаритель, где поддерживается давление
на уровне 3.5 % атмосферного. При пониженном давлении
температура кипения воды уменьшается, она превращается в пар и
направляется в турбогенератор. Отработанный пар конденсируется
холодной водой из океанских глубин. Отработанная вода
сбрасывается в океан.

Реально оцениваемый КПД такого цикла значительно меньше
теоретического и составляет лишь 3-4 %.

Большой перепад температуры можно получить между морской
водой и холодным воздухом арктических районов земного шара.
Здесь средняя температура воздуха составляет около минус 14°С.
Температура морской воды в зимний период на глубине 200 м
достигает 1°С.

На разности температур возможна работа океанской тепловой
электростанции (ОТЭС), оснащенной низкокипящей рабочей
жидкостью. Такие рабочие жидкости производятся на основе фреона,
пропана, аммиака и некоторых других веществ.

Как видим, тепловая энергия океана является существенным
источников, однако ее промышленное использование весьма
затруднено. Для сооружения ОТЭС необходимы дефицитные
дорогостоящие металлы (магний, титан). Сложнейшую техническую
проблему представляет транспортировка и сборка труб для подъема
на поверхность холодной воды, которые могут достигать 20 м в
диаметре и нескольких сотен метров в длину. При эксплуатации
станции сложно организовать работу технических служб,
обеспечивающих безопасность и контроль экологической чистоты.

Трудности использования энергоресурсов океана возникают и
вследствие низкой плотности энергии. Из-за низкой плотности
необходимо прокачивать через систему преобразования энергии
большое количество воды.
2.5.2.	Геотермальная энергия

Геотермальная энергия представляет собой естественное тепло
планеты. Все источники этой энергии можно подразделить на
гидротермальные и петротермальные.

Гидротермальные в свою очередь разделяются на водяные,
пароводяные и паровые.

Петропгермалъные источники расположены в районах земной
коры, где нет воды. Это сухие горные породы с высокой
температурой.

Температура воды или пара во всех геотермальных источниках
зависит от их расстояния до мантии Земли, а также от близости к
раскаленной или расплавленной магме. Термальные подземные воды,
подогретые до температур, необходимых для энергетического
использования, часто встречаются на глубинах 2 - 6 км.

В зависимости от температуры различают следующие
источники:

-	слаботермальные при t до 40° С;

-	термальные при t = 40 - 60° С;

-	высокотермальные при t = 60 -100° С;

-	перегретые при t более 100° С.

Водяные геотермальные источники залегают на различной
глубине. Одно из основных условий их существования - наличие
непроницаемого для воды слоя горных пород, который передает
тепло от мантии к формациям, содержащим в больших количествах
воду. Находясь под давлением выше атмосферного, вода здесь может
нагреваться до температуры выше 100°С и выходить на поверхность
обычно в виде пароводяной смеси.

В пароводяных и паровых месторождениях водоносные слои
находятся между двумя водонепроницаемыми прослойками. Нижняя
передает тепло от мантии к воде, а верхняя не допускает ее выхода на
поверхность Земли. Вода в таких местах превращается в пар, а при
высоких давлениях в перегретую воду. Извлечение пара на
поверхность Земли возможно лишь при помощи бурения. При этом
пар сам выходит на поверхность через скважину. Такие источники
называют самоизливающимися.

Энергетические установки на основе тепла земли (ГеоТЭС)
могут использовать высокую температуру воды или пароводяной
смеси. Поэтому такие устройства разделяются на:

-	гидрогеотермалъные, использующие непосредственно теплоту
геотермальных вод Земли;

-	парогидрогео термальные, преобразующие теплоту паро-
водяной смеси в электрическую или тепловую энергию.

Принцип действия ГэоТЭС следующий. Бурится ряд скважин до
необходимой глубины. Через нагнетательные скважины под землю
закачивается поверхностная вода. Эта вода вытесняет из
существующих подземных пористых резервуаров-колл екторов
паровоздушную смесь. Горячая смесь (теплоноситель) через
выходные скважины поступает на поверхность, где используется в
тепловой турбине электростанции. Вид современной геотермальной
станции изображен на рис. 2.26.

В качестве закачиваемой может быть использована вода,
полученная от конденсации пара после прохождения через турбину.
Это позволяет снизить загрязнение окружающей среды.

В настоящее время функционируют электростанции в
двенадцати странах мира общей мощностью около 2000 МВт. В
нашей стране - работает Паужетская, строится Мутновская ГеоТЭС
(Рис. 2.25). Для получения на Мутновской ГеоТЭС мощности 200
МВт необходимы 58 скважин глубиной от 1500 до 2500 м.

Геотермальную энергию можно использовать не только для
выработки электроэнергии, но и других целей: систем отопления
помещений; обогрева теплиц; горячего водоснабжения; полива
выращиваемых овощей; для тепличных хозяйств; при сушке
древесины; в строительстве; в лечебных целях; для извлечения из
воды ценных химических элементов и др.
Рис. 2.26 ГеоТЭС Несьявеллир 120 МВт (Исландия)

Рис. 2.27 Мутновская ГеоТЭС (2x25 МВт)
3.	ЭНЕРГЕТИКА ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ
ИСТОЧНИКОВ

Известно, что определяющее влияние на общую циркуляцию
атмосферы оказывает солнечная активность. Проблемам
исследования влияния изменений солнечной активности на
гидрометеорологические процессы посвящены работы А.А. Гирса,
Ю.И. Витимского, И.П. Дружинина, Б.И. Сазонова, М.С. Эйгенсона и
др., которые делают вывод о наличии связей между солнечной
активностью и климатом. Наряду с этой точкой зрения существует
представление о недоказанности наличия таких связей, которое
излагается в работах А.С. Монина, А.Б. Питтока, А.Ш.
Резниковского, С.П. Хромова и др.

Проанализировав эти работы, нам представляется, что
взаимосвязь существует, хотя и не до конца однозначная. Основой
таких взаимосвязей является наличие во многих земных
гидрометеорологических процессах наличия 11-летних или близких к
ним циклов. Одиннадцатилетний цикл солнечной активности,
открытый еще в 1743 году Швабе и затем подтвержденный Р.
Вольфом, характеризуется относительным числом солнечных пятен
(числом Вольфа), которое можно вычислить по формуле:

W - Аг(10й4- /)

где к— коэффициент, зависящий от условий наблюдений; h —
количество групп пятен на Солнце; f— число пятен во всех группах.

В качестве основного критерия неодинаковости изменения
солнечной активности внутри цикла чаще всего берут приращение
чисел Вольфа за год, т.е. производную &W / Ы при А/ = 1. Приняв это
во внимание и вычленив из длинного ряда исследований те
результаты, которые связывают между собой солнечную активность,
речной сток и атмосферную циркуляцию и, обобщив их, на рис. 3.1
приведен график многолетних изменений приращений чисел Вольфа,
меженного расхода (на примере реки Дон) и повторяемости
атмосферной циркуляции (на примере западного переноса). Обсчет
этих данных показывает, что солнечно обусловленные расходы реки
Дон составляют 93 % от действительно произошедших. Для
атмосферной циркуляции соответствие таких переломов составляет
95,5% от ожидаемых. Эти данные достаточно наглядно подтверждают
наличие корреляции между рассматриваемыми явлениями и общую
природу этих процессов.

100

-----------Числа Вульфа.................Западный перенос ветра
--------------------------------Расход воды р .Дон 	Пр иращ. чисел Вул ьфа
Рис. 3.1 Корреляция солнечной, ветровой и гидравлической энергии

Кроме циклов, связанных с циклами солнечной активности,
следует также подчеркнуть наличие и других циклов— долго
периодичных. На это указывают исследования по речному стоку, по
ветровому режиму, по солнечной радиации. Интересные обобщения
выполнены М.М. Борисенко. В результате обработки столетнего ряда
методом скользящего осреднения по 10-летнему интервалу времени
для Северо-Западного региона России выявлено три
долгопериодичных цикла: 1895-1935 гг., 1935-1955 гг. и с 1955 года.
Амплитуда скорости в цикле составляет 40% величины нормы
скорости ветра.

Из сказанного можно сделать принципиально важный вывод,
что в периоды спада солнечной активности ветровой потенциал будет
в 2-3 раза меньше, чем в периоды максимума. Отсюда следует, что
при прогнозе выработки энергии ветроэлектрической установкой
весьма важным вопросом является выбор длительности выборки
метеорологических данных.

3.1.	ХАРАКТЕРИСТИКА ЭНЕРГИИ ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ
ИСТОЧНИКОВ

При оценке характеристик поступления на поверхность земли
энергии солнца, ветра и речного стока можно выделить следующие
общие черты:

1	— природа происхождения этих источников энергии связана с
геофизическими процессами, цикличность которых зависит от
параметров обращения Земли вокруг своей оси и вокруг Солнца, а в
долгосрочном плане - от процессов на самом Солнце;

2	— отдача энергии этими источниками имеет также общие
черты с общими закономерными и стохастическими вариациями;

3	— временные и режимные характеристики течения всех
изучаемых источников энергии вследствие их сложных
взаимодействий наиболее полно могут быть смоделированы с
использованием функциональных и вероятностных моделей;

4	— получаемая с помощью технических средств энергия ВИЭ
неразрывно связана с природным течением соответствующего
геофизического процесса - стока, динамики атмосферы или
солнечной радиации, поэтому приход энергии всегда подвержен
значительным изменениям во времени;

5	— прогноз прихода энергии возобновляемых источников
практически всегда базируется на информации за прошедшее время и,
следовательно, все принимаемые проектные решения и расчеты
всегда могут быть даны только с некоторой степенью достоверности,
точности и надежности.

При описании характеристик ВИЭ большинство авторов
сходятся во мнении о том, что они должны моделироваться как
непрерывный случайный процесс. Наиболее полно их природа может
описываться как нестационарный случайный процесс, т.е.
предполагается возможность их развития во времени. Обобщая
данные А.Ш. Резниковского, Г.А. Гриневича, Н.А. Картвелишвили,
С.Н. Крицкого и М.Ф. Мснксля применительно к речному стоку, Г.А.
Гриневича, Я.И. Шефтера и М.М. Борисенко - применительно к
ветровому режиму, З.И. Пивоваровой и В.В. Стадник - к приходу
солнечной радиации на землю, отметим, что реальный
нестационарный случайный процесс прихода ВИЭ X(t) может быть
разбит на детерминированную и вероятностную составляющие.

Соглашаясь с таким подходом и учитывая отмеченные выше
общие свойства ВИЭ для приходов солнечной, ветровой и
гидравлической энергии, общее уравнение для X{t) можно записать в
виде:

ад = Г(/)+7(/К(/)	(3.1)

где X(t)b Z(t) — детерминированные составляющие, поддающиеся
точному расчету или вероятностные составляющие, выявленные по
результатам натурных наблюдений; %(t) — чисто случайная
составляющая, принципиально не поддающаяся предсказанию.

Однако наряду с элементами сходства рассматриваемых
источников энергии следует учитывать и их некоторые
принципиальные отличия, на которые многие исследователи не
обращают должного внимания. Так, например, понятие объема
речного стока имеет вполне реальный смысл, в то время как
соответствующие аналоги в ветро- и гелиоэнергетике по существу
отсутствуют.

Также различна роль аккумулирующих устройств. У
гидроэлектростанций водохранилище аккумулирует сам
энергетический ресурс (водную энергию) и путем регулирования
стока формирует в определенной степени режимные параметры и
выдачу энергии самой ГЭС, в то время как у ВЭС или СЭС,
работающих только по вынужденному режиму приходу энергии,
аккумулируется лишь вырабатываемая энергия. Подобные примеры
можно привести в отношении и других характеристик.
Солнечная, ветровая и гидравлическая энергия имеют также
существенные отличия по временному характеру прихода первичной
энергии, что весьма важно при рассмотрении вопросов
комбинированного использования и вопросов аккумулирования
энергии. С изменением интервала наблюдения - годового (рис 3.2),
месячного, недельного (рис. 3.3), суточного (рис. 3.4), часового
(рис. 3.5) характер прихода энергии возобновляемых источников
отличается.

Можно выделить характерные временные ряды, в течение
которых один источник возобновляемой энергии может выступать в
качестве гарантированного (имеющего постоянный приход), а другой
следует рассматривать как стохастический. Так, при долгосрочном
интервале (год) анализа все три источника должны иметь
специальную систему аккумулирования, например водохранилище
при ГЭС.

----Энергия Ветра....Солнечное излучение----Гидроэнергия Т,мес

Рис. 3.2. Характер изменения видов ВИЭ в течении года
Рис.3.4. Распределение ветровой, солнечной и гидроэнергии за сутки

1,4

О

20

30

40

10

50

60

Рис. 3.5. Распределение ветровой, солнечной и гидроэнергии за час
При среднесрочном интервале (месяц, неделя) гидроэнергия уже
может стабильно обеспечивать требуемый режим потребления
энергии, компенсируя колебания ветровой и солнечной энергии.

При краткосрочном (суточном) интервале гидроэнергия
компенсирует колебания ветровой энергии, а солнечная имеет
значительную детерминированную составляющую.

При часовом отрезке наблюдений уже только ветровая энергия
имеет большие колебания и требует системы перераспределения
энергии.

3.2.	МОДЕЛИ ПРЕОБРАЗОВАНИЯ ЭНЕРГИИ
ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

3.2.1.	Преобразование водной энергии

В гидроэнергетике вопросам изучения характеристик речного
стока посвещены работы Г.А. Гриневича, С.Н. Крицкого, Н.А.
Картвелишвили, М.Ф.Менкеля, А.Г. Ивахненко, А.Ш. Резниковского,
Г.Г. Сванидзе и др. Наибольшее распространение при описании
речного стока получили модели стационарного случайного процесса,
протекающего во времени приблизительно однородно и имеющего
вид случайных колебаний вокруг некоего среднего значения, причем
ни средняя амплитуда, ни характер этих колебаний не имеют
существенных изменений с течением времени.

Стационарный случайный процесс обладает свойством
эргодичности. Применимость свойств стационарности и эргодичности
к стоковым рядам в гидрологии часто показывают с помощью кривых
обеспеченности речного стока или расхода за большой период
наблюдений. Модели описания гидрологических характеристик,
представляемых как стационарный случайный процесс обобщены в
работах А.Ш. Резниковского. Развитию такого подхода способствует
ряд объективных причин: 1 — возможность использования мощного
математического аппарата теории вероятностей, позволяющего
получать достаточно достоверные решения; 2 — недостаточная
изученность процесса речного стока во времени и адекватного
отражения его изменчивости с помощью математического анализа;
3— ограниченность данных наблюдений за речным стоком на
большинстве рек, не позволяющих получить достоверный
статистический материал.

Описание речного стока состоит из установления одномерных
или многомерных законов распределения вероятностей его
гидрологических характеристик и статистической оценки параметров
этих распределений. Наиболее часто принимается гипотеза об
одномерности функции распределения вероятностей стационарного
случайного процесса, состояния которого независимы от времени.

При этих допущениях в практике гидрологических расчетов
наибольшее распространение получили функции распределения в

виде так называемого трехпараметрического гамма-распред еления,
которое также называется распределением Крицкого-Менкеля. Это
распределение достаточно гибко и удовлетворительно описывает
многие практически необходимые характеристики стока. Функция

этого распределения применительно к расходу имеет вид:

F(Q,QM =

£

г	у ( zy*h

Г(у + 6)&	1

er(Z) f(z)|Z>| 0J

(3-2)

где Q - расход; Q - математическое ожидание расхода; у и b -
параметры, определяемые через коэффициент вариации и
коэффициент асимметрии; Z— переменная интегрирования; Г(^ —
гамма-функция.

В результате фундаментальных исследований советских
ученых-гидрологов и гидроэнергетиков другие функции
распределения (двухпараметрическое гамма-распределенис —
распределение Пирсона третьего типа, распределение Джонсона,
нормальное и логарифмическое распределения, предложенные

иностранными учеными, стали не столь распространены, так как
имеют менее универсальный характер, чем выражение (3.1).
Статистическая оценка параметров распределения базируется на
анализе данных гидрологических наблюдений, которые
ограничиваются несколькими десятками лет. По этой случайной
выборке и происходит оценка функции распределения, которая также
является случайной величиной. Поэтому цель статистического
моделирования - дополнить имеющийся ряд наблюдений множеством
других вариантов чередования многоводных и маловодных лет при
принятых допущениях выявить параметры распределения:
математическое ожидание, коэффициенты вариации и асимметрии,
коэффициенты корреляции (для многомерных распределений) и
другие характеристики.

Хорошо проработанный математический аппарат предлагаемых
методов моделирования речного стока, дает достоверные результаты
при наличии сравнительно длинных (измеряемых десятками лет)
рядов наблюдений, однако он крайне громоздкий для практического
использования при создании энергетических комплексов на малых
реках, имеющих весьма ограниченные периоды наблюдений за
стоком. В этих случаях можно пренебречь многомерностью
распределения и использовать более простые модели, основанных на
методах Монте-Карло и таблиц Фостера или Крицкого-Менкеля.

3.2.2.	Преобразование ветровой энергии

При использовании ветровой энергии общим методическим
подходом является путь исследования закономерной и
стохастической изменчивости во времени на основе, прежде всего
натурных наблюдений за ветром. Как и для любого стохастического
процесса относительных вариаций во времени, для скорости ветра
исходной характеристикой является распределение этих вариаций,
что при соответствующем осреднении соответствует режиму
повторяемости рабочих скоростей. Однако в ветроэнергетике, в
отличии скажем от гидроэнергетики, очень велико влияние местных
особенностей формирования ветрового режима, поэтому попытки
создать универсальные модели распределения не обеспечивают
требуемой точности, хотя и имеют достаточно широкую практику
применения, чаще всего из-за недостатка фактических данных
наблюдений. В этой области работали и предложили свои
распределения М.С.Поморцев, М.В. Колодин, Гуллен, Вейбулл,
Гудрич и др. Г.А. Гриневич при разработке ветроэнергетического
кадастра зоны Средней Азии и Казахстана предложил общий вид
уравнения кривой распределения в виде:

_	. ДР	ПТ)

Г(р,и,Ди)-—а — е 4 '	(3.3J

u l^p )

где F(u)— повторяемость скорости ц и — средняя скорость за
расчетный промежуток; и— скорость, относительная повторяемость
которой определяется в интервале от (и - At?/2) до (/? + Ad / 2); Ли-
значение выбранной градации скорости ветра. Значения
коэффициента а и показателей степеней р им характеризуют местные
особенности ветрового режима и могут меняться в достаточно
широких пределах.

Функция F(v) часто, особенно в зарубежной практике
аппроксимируется распределением Вейбулла-Гудрича:

Л-1 -М

F^k^-e W	(3.4)

Ак

где к— параметр формы (зависит от района местности), А —
параметр масштаба (зависит от средней скорости ветра, А -1,13 и)

Распределение Вейбулла-Гудрича следует признать наиболее
универсальным и общепризнанным. Указанными методами
выполнено много разработок по районированию потенциальных
ветроэнергетических ресурсов территории России и отдельных
регионов.

Однако знание закона распределения и наличие высоких
средних значений скоростей ветра еще не гарантирует его
эффективного использования. В ветроэнергетике большое значение
имеет знание возможной длительности затиший, вероятностная
оценка которых служит основным критерием эффективности
использования ветровой энергии.

Можно считать установленным, что структурные свойства
ветрового режима слабо зависят от общего уровня интенсивности, т.е.
в местностях со значительными по интенсивности ветрами могут
наблюдаться длительные затишья, которые делают использование
ветра неэффективным. Затишьем считается период так называемых
неактивных скоростей ветра, которые не могут быть использованы
для производства энергии. Эта характеристика, являющаяся
необходимой составной частью ветроэнергетического кадастра,
считается одной из наиболее важных при оценке перспектив
использования ветра.

Для моделирования прихода ветровой энергии в заданном
районе необходимо знать распределение скоростей ветра во времени,
по градациям и по высоте. Информация об изменении ветра во
времени может быть определена по данным метеорологических
наблюдений, фиксируемых на метеостанциях и публикуемых в
соответствующих частях «Справочника по климату». Чаще всего
имеется информация о среднемесячных, среднегодовых скоростях
ветра и их экстремальных значениях. На рис. 3.6 представлено
распределение скоростей ветра по данным наблюдении станции
Кемь-порт и аппоксимация этих данных с помощью распределения
Вейбулла.

Распределение скорости ветра по высоте при высоких скоростях
и достаточно однородной поверхностью может быть
аппроксимировано степенной функцией вида:

/ ljV”

U(H) = иф \^-\

\П J

где:	иф - скорости ветра на высоте Н и высоте флюгера Л;

т = f(U)~ показатель степени, в общем случае зависит от скорости
ветра, рельефа местности и шероховатости поверхности;
20 з

По атласу ветров России МС

15

Кемь-порт, (Ьф=11.8м)

aiJiaty BuipwB rwvvnn iviv
Кемь-порт, (Ьф=11.8м)

-Распределение Вейбулла при

iJlIihSE

5

0

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
Скорость ветра и, м/с

Рис. 3.6 Распределение скорости ветра по градациям

Моделирование энергии ветрового потока чаще всего

производят на основании данных скоростного режима и
характеристик распределения (повторяемости) скорости ветра во
времени. Учитывая, что скорость ветра является случайной функцией,
мощность ветрового потока может быть определена из выражения:

NjI =0,6134f

о	L* -

(3.5)

где и— скорость ветра, м/с; /(и)— дифференциальная

повторяемость скорости ветра по градациям.

Значение Nwi. также может быть определено по известным
значениям средней скорости ветра и значениям коэффициентов

вариации и асимметрии Cv и Cs, например, по формуле М.М.

Борисенко:

NAJ = 0,61 Зи3 (1 + 3CV + CSCV),

Ад
Тг

(3.6)

Для определения технических ветроэнергетических ресурсов
универсальной методики еще не сложилось. Большинство
специалистов, как в России, так и за рубежом, предлагают их оценку
делать по выработке конкретных ВЭУ с заданными техническими

характеристиками, пользуясь данными ветрового кадастра
(распределением скоростей ветра по градациям) в рассматриваемом
районе, и размещая на территории района или области определенное

количество ветроэнергетических установок.
Исходя из распределения плотности технических

ветроэнергетических ресурсов на заданной территории региона с
площадью S участков, отводимых для строительства ВЭС, нетрудно
определить технические ветроэнергетические ресурсы (технический
ветроэнергетический потенциал) этого региона:

Наг =

S

Ад

ТЗ

(3-7)

В 2000 году в России был издан
материалы которого использованы при

«Атлас ветров России»,
создании «Справочника

ресурсов возобновляемых источников регионов России» под. ред П.П
Безруких, где имеется раздел по оценкам потенциальных,

технических и экономических ветроэнергетических ресурсов России.

Среднее расстояние между станциями в Европейской части
России составляет 30-50 км и до 100-200 км - в Сибири, Арктическом
побережье и на Дальнем Востоке. Расстояние в десятки километров
невелико в глобальном распределении ветрового потока и можно
допустить, что ближайшие метеостанции достаточно точно
определяют общую ветровую циркуляцию для рассматриваемого
пункта. Тогда различие в ветровых условиях в данной точке будет
определяться только факторами местного характера, таких как
особенности подстилающей поверхности в формировании местных
ветров, различия рельефа и шероховатости, определяющие профиль

скорости в приземном слое, а также наличие элементов
защищенности, экранирующих ветроагрегат от воздействия ветра,
экологические особенности и др.

Одной из самых распространенных в нашей стране
классификаций по типу открытости является классификация
Милевского, которая часто используется в моделях ветровой энергии,
например, в программе «Флюгер», разработанной в ЦАГИ. Другой
подход использован авторами ветрового атласа Европы, которые
создали программу «WAsP», где при моделировании шероховатости и
формы рельефа использован коэффициент местных потерь zo, исходя
из значений которого, типы рельефов разбиты на четыре класса (0-3).

В первом случае приведение скорости ветра в требуемом пункте
по данным ближайших станций осуществляется с помощью
поправочных коэффициентов, а во втором - моделируется рельеф
местности, его топографические особенности и с использованием
данных ближайших метеостанций вычисляется поле скоростей с
использованием трехмерной модели движения идеального газа.

3.2.3.	Преобразование солнечной энергии

Исследование закономерностей, количественно определяющих
изменение потока радиации при прохождении его через
материальную среду, началось задолго до того, как была выяснена
природа физических процессов, вызывающих это изменение. Общий
закон ослабления света при его прохождении через поглощающую и
рассеивающую среду был установлен экспериментально еще в 1729
году французским физиком П. Бутером. С тех пор исследования в
данной области продолжались российскими и зарубежными учеными.

Исходными данными для любых оценок распределения
солнечной радиации являются данные наблюдений суммарной,
рассеянной и прямой радиации на актинометрических станциях, сеть
которых на территории России насчитывает более ста сорока пунктов.
Используются данные с различным масштабом интегрирования —
годовым, месячным, суточным, часовым. Имеются данные различной
продолжительности наблюдений — от 30 до 45 лет, за изменениями
составляющих коротковолновой солнечной радиации в видимом
диапазоне— прямой на перпендикулярную S и горизонтальную 5'
площадки, рассеянной D и суммарной Q, а также их экстремальные
значения.

Использование солнечной энергии для целей энергетики берут
начало с работ Б.П. Вейнберга в 20-е годы, когда на основе
обобщения фактических наблюдений и теоретических расчетов был
составлен первый солнечный кадастр. Он содержал данные годового
и широтного хода возможных месячных и годовых сумм прямой
солнечной радиации, поступающей на поверхность
перпендикулярную солнечному лучу при условиях ясного неба. Были
рассмотрены и приведены также данные о суточном ходе солнечной
радиации, продолжительности солнечного сияния для характерных
дней года, а также дана карта распределения «технически
применимой и экономически выгодной солнечной мощности».

Позднее, в 40-60 годы усилиями С.М. Горленко, И.Н.
Ярославцева, Я.А.Цуцкеридзе, О. А. Перовой и других были
выполнены кадастровые оценки гелиоэнергетических ресурсов по
республикам Средней Азии и Закавказья. Важное дополнение к
методикам составления кадастра внес Б.В.Тарнижевский,
предложивший учитывать связи метеорологическими факторами и
конкретными солнечными энергетическими установками. На основе
карт распределения солнечной радиации, построенных Т.Г.Берлянд и
Н.А.Ефимовой и моделей работы конкретных солнечных установок
им были построены карты распределения годовой и месячной
выработки тепловой и электрической энергии по территории юга
страны. Вместе с тем выполненные работы в большинстве случаев
недостаточно учитывали вероятностную природу поступления
солнечной энергии, так как были построены на осредненных и
суммарных значениях характеристик радиации и продолжительности
солнечного сияния.

Как показали проблемы определения показателей солнечных
установок данных, полученных на основе таких кадастров,
недостаточно. Качественным шагом вперед в деле создания
современного солнечного кадастра явились более поздние работы
Т.Г. Берлянд, Г.А. Гриневича, Н.В. Кобышевой, Г.Я. Наровлянского,
З.И. Пивоваровой, Р.Б. Салиевой, В.В. Стадник и др., а также Дж.А.
Даффи, У.А. Бекмана, Ст. Лингова, Л. Махта и др. В этих работах
рассмотрены принципы разработки солнечного кадастра как
совокупности объективных численных характеристик, описывающих
закономерно-стохастические процессы и учитывающих
вероятностную структуру и пространственно-временную динамику
поступления солнечной радиации и метеопараметров. Расчет таких
характеристик по данным фактических наблюдений служат основой
для построения математической модели. Правильньш выбор модели
позволяет прогнозировать природный режим поступления солнечной
радиации к земной поверхности на предстоящий период. Прогноз
солнечной радиации должен стать в гелиоэнергетике таким же
привычным как прогноз погоды.

На текущий момент существует несколько методик для расчета
плотности СИ при чистом небе, базирующиеся на эмпирических
выражениях, которые характеризуют влияние атмосферы на
прохождение солнечного излучения, разработанные
преимущественно зарубежными авторами. Такие методы обладают
рядом недостатков, к которым следует отнести относительно
невысокую точность полученных данных, невозможность проведения
окончательных расчетов без использования дополнительной
информации по месячным или среднемесячным дневным суммам
солнечного излучения при реальном состоянии атмосферы. Однако
можно отметить и существенные достоинства расчетных методов, к
числу которых относятся:

1.	минимальный набор используемых исходных данных
(геофафические координаты, месячные или среднемесячные дневные
суммы солнечной радиации для заданного места);

2.	возможность получения реальных почасовых значений
прихода солнечного излучения для любого дня года;

3.	возможность расчета почасовых значений солнечного
излучения, поступающего на поверхность солнечной
энергоустановки, ориентированную произвольным образом;

4.	простота и высокая оперативность определения данных при
предварительном проектировании солнечных энергоустановок.
На кафедре ВИЭГ СПбГПУ под руководством В.А. Грилихеса
был проведен анализ основных разработанных в мире методик
расчета поступления СИ и сделан вывод, что при проектировании
солнечных установок, целесообразно использовать методику Бёрда, с
поправочными коэффициентами, учитывающими особенности
реальной плотности энергии падающей солнечной радиации на
территории России. Для прямого СИ, падающего на горизонтальную
поверхность, значения поправочных коэффициентов для территории
бывшего СССР приняты равными К^ист -1,14 для зимних месяцев

и К^ист = 0,91 для летних месяцев года. При расчете диффузного
р л

СИ, поступающего на горизонтальную поверхность, для всех месяцев
года принят единый коэффициент, равный	= 1,05.

С учетом поправочных коэффициентов зависимости для расчета
плотности солнечного излучения при чистом небе на горизонтальной
поверхности имеют вид:

Для прямого СИ:

= Ес -cos02(M)• К„р	(3.8)

Для диффузного СИ:

(3,9)
9

где п — номер дня в году, начиная с 1 января, / — расчетное время,
=1360 Вт/м2— нормальная плотность солнечной радиации в
космосе, — текущий угол падения лучей на горизонтальную
поверхность, — коэффициент пропускания, солнечного
излучения в чистой атмосфере, Кпр — поправочный коэффициент
для расчета прямого СИ, падающего на следящую поверхность,
действительный при расчете радиации на территории России.
Косинус угла падения определяется по формуле:
cos &z (и, /) = cos (л) cos<pM cos coc(л,/) + sin <pM • sin 8C {n),
w — 81

где <5c(n) = 23.45° sin(360° ---)— угол склонения Солнца в

365

расчетный день каждого месяца; п — порядковый номер дня года,
15°

начиная с 1 января; &)с(п, t) = — (л, /) -12 — часовой угол
ч

Солнца для каждого часа; — истинное солнечное время, (рм —
широта местности.

Входящие в выражение (3.8-3.9) коэффициенты пропускания
прямого солнечного излучения в чистой атмосфере определяются по
следующим эмпирическим зависимостям:

(и,0 = тк(n,t) 	(п,1)• Tgaz(n,t)• Tn2O(n,t) TA{n,t)

(n,t) = тОу	Tgaz (n,t)  ТИг0 (n, t) • Taa (n, t) X

m' (n, t) + m' (n, t)102
где:

-	коэффициент пропускания, учитывающий Релеевское
рассеяние:

tr (л, Г) - ехр 4 0.0903fy(n, t) 84 • f + m{n, /) - m{n9 t)x 01

-	коэффициент пропускания, учитывающий аэрозольное
рассеяние:

о = ехр ( г. •»'»”.<+	0°’'

где та'= 1.832/? , а /7 = 0.0314 - коэффициент спектральной мутности
Ангстрема.

-	коэффициент пропускания, учитывающий поглощение СИ
озоном:
0.161 WO1

45	(+139.48-^ •»»'(»,

0.002715^

1 + 0.044^ •	+ 0.0003^

где do^— ширина озонового слоя в см. при нормальной
температуре и давлении (для средних широт d03 « 0,32 см )

-	коэффициент пропускания, учитывающий поглощение СИ
газовой смесью:

Tgaz(n, t) = exp(-0.0127-w(>V)0’26)

-коэффициент пропускания, учитывающий поглощение СИ
водяным паром:

2.4959 d„2O m'(n,t)

Гн2°~1 (+79.034-4/ ~ •ти'(и,0> 28+ 6.385-4/ ~
э
где d— показатель содержания пара в вертикальном столбе

атмосферы измеряемый в г/см2. Для средних широт
d =1,3 4-3г/см2 в зависимости от времени года (зимой ~1,3,
HjO

летом -3, весной и осенью ~2)

-	коэффициент пропускания, учитывающий поглощение СИ
частицами аэрозоля:

*аа = 1 - 0,1 (- т' (п, t) + т' (п, О1,06 < - Та (п, /)

- коэффициент пропускания, учитывающий рассеяние СИ
частицами аэрозоля:

, ,Л_ га(и,0
ГдДи,/) г
^аа О

ЛЛ'М) — отношение рассеянного прямого излучения к общему
рассеянному излучению. Для сельской местности Ва =0,82, в общем
случае определяется по формуле = O,5<+cos0z(t7,z)
Входящие в выражения

значения

называют атмосферной

массой,

скорректированная по высоте
атмосферная масса.

местности

w(w, г) = 1/ cos 0Z (л, Г)

IZ ч p-m(n,t)
m(nj) = ——-—-—
1013

над уровнем моря,

Плотность полного солнечного излучения определяется как
сумма прямого и диффузного СИ:

&ЛОЛН	4	f

(3.10)

где значение альбедо атмосферы определяется по следующей
формуле:

ra (п, t) = 0,0685 + < - Ва (п. t) ) - гау (л, t) ,
р3 — значение коэффициента отражения или альбедо земной
поверхности представлено в таблице 3.1.

Таблица 3.1.

Значение альбедо подстилающей поверхности

Снег свежий	0,75-0,95	Трава	0,2-0,3
Снег старый	0,4-0,6	Зеленый лес	0,1-0,2
Пустыня	0,3-0,4	Сухой лес	0,1-0,15
Почва сухая	0,15-0,3	Бетон	0,25-0,35
Почва мокрая	0,1-0,2	Асфальт	0,1-0,2

Поступление энергии СИ на горизонтальную поверхность в

течении для п вычисляется как:

Ж„7(»)= J	(3.11)

= f ^Mdt,	(3.12)

где *восх№ > f3ax^ — местное время восхода и захода солнца.

Аналогичным образом определяется поступление СИ на
горизонтальную поверхность в течении месяца i
W„7& = f ^pP^dn,

(3.13)

VZ(I)

npOH

= f W%p(n)dn,	(3.14)

и"ач

где п‘“, nJ11 — номера начального и конечного дней месяца /.

Тогда полное поступление СИ при чистой атмосфере на
горизонтальную поверхность в течении месяца / составит:

l~r3 rai

' (316)

1 — г >г .

1	з rai

Вышеописанная методика описывает поступление солнечной

радиации на горизонтально ориентированную поверхность при
чистом небе, не учитывая местные особенности, такие как
облачность, загрязненность воздуха промышленными газами и другие
техногенные факторы. Для учета поступления СИ в реальных
климатических и техногенных условиях используется метод
определения реальных часовых сумм плотности энергии СИ по
известным часовым суммам плотности энергии СИ для ясного неба
предложенный В.А. Грилихесом.

Расчет поступления СИ в реальных условиях облачности
включает два этапа:

1.	Определение коэффициентов пересчета для реальных условий
облачности

<3J7)
где ^рмабл, ^диф.набл( — среднемесячные дневные суммы прямого и
диффузного СИ, наблюдаемые на станции; W™p	—

рассчитанные среднемесячные дневные суммы прямого и диффузного
СИ, падающего на горизонтальную поверхность, /(л) — номер
месяца рассматриваемого дня.

2.	Расчет реальных часовых значений плотности энергии СИ,
поступающего на горизонтальную поверхность:

Е^Рреаз (п, I) = Е”р(п, t)^pp^	(3.19)

= EZ  К™р	<3 20)

EZrM = E^M+E^ea\n,t) (3.21)

33.	ОСНОВНЫЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ
УСТАНОВОК, ИСПОЛЬЗУЮЩИХ ВОЗОБНОВЛЯЕМЫЕ
ВИДЫ ЭНЕРГИИ

Основными энергетическими параметрами установок на основе
ВИЭ, имеющими наиболее существенное значение для потребителя,
являются: установленная мощность станции (установки) NycT и объем
произведенной энергии за год Эг. При обосновании и проектировании
энергетических установок, использующих ВИЭ кроме отмеченных,
необходимы показатели, определяющие режимы работы
энергоустановки, характеристики прихода энергии, характеристики
рельефа и подстилающей поверхности местности, параметры
воздействия на окружающую среду.

Определение основных энергетических параметров
гидроэлектростанций.

Для работы гидроэлектростанции необходим расход воды Q и
перепад уровней, т.е. напор Н. Полностью использовать мощность
водотока на ГЭС невозможно, она будет меньше за счет
гидравлических потерь энергии в подводящих и отводящих
сооружениях, потерь в самих турбинах, а также потерь энергии при
трансформации механической энергии вращения вала в
электрическую энергии в генераторе.

В главе 2 были рассмотрены три основные схемы использования
водной энергии: плотинная, деривационная и плотинно-
деривационная. Создаваемый в этих схемах напор, равный разности
отметок уровней верхнего УВБ и нижнего \?НБ бьефов называется
геометрическим или статическим напором Нст.

Нст = \7ВБ -УНБ

Рассмотрим движение воды в водопроводящем тракте
гидроэлектростанции (рис. 3.7). Из основного закона механики
жидкости, описанного уравнением Бернулли, следует, что удельную
полную энергию потока или гидродинамический напор НГд в любом
сечении потока можно представить в виде:

E = HrjI=Z + —+^~,	(3.22)

Д Pg 2g

где Р- избыточное давление, Па; р- плотность жидкости, кг/м3; g -
ускорение свободного падения, м/с2; Z- геометрическая высота
расположения центра тяжести данного живого сечения потока над
плоскостью сравнения О-О, м; v - средняя скорость течения воды в
данном живом сечении, м/с; а - коэффициент Кориолиса или
коэффициент кинетической энергии (величина этого коэффициента
зависит от формы эпюры скорости). Все члены данного уравнения
имеют линейную размерность и несут энергетический смысл.

Величина 2 представляет собой удельную потенциальную
Р
энергию положения единицы веса жидкости,----------удельную

Pg

потенциальную энергию давления. Эти два слагаемых создают
Р

потенциальный напор Hn=Z 4- — т.е. удельную потенциальную
Pg

энергию единицы веса жидкости в одном живом сечении
относительно плоскости сравнения,
у

Третье слагаемое уравнения (3.22), а------------ скоростной

2g

(кинетический) напор, представляет собой удельную кинетическую
энергию.

Рис. 3.7. Схема к определению параметров ГЭС

Полный напор ГЭС определяется как разность удельных
энергий потока воды во входном сечении водопроводящего тракта В-
В и в его конечном сечении К-К (см. рис.3.7). Полный напор также
называют напором брутто Нб или напором гидротурбинного блока:

H6=Eb-Ek=Zb-Zk +	+	=	(3.23)

pg 2g

т.е. вся энергия потока в водопроводящем тракте складывается из

Р — Р
энергии положения ZB-ZK, энергии давления —-------— и

Pg

2	2

w	(2 и V о — CCv Vis

кинетической энергии а --——.

2g
Энергия, получаемая рабочим колесом от водного потока, будет
равна разности удельных энергий на входе в рабочее колеса С-С и на
выходе из него К-К. Эта величина представляет собой рабочий напор
турбины Н. Он меньше напора брутто на величину гидравлических
потерь в водопроводящем тракте вызванных действием в потоке
сил сопротивления. Данная величина выражает усредненную потерю
удельной механической энергии между сечениями В-В и С-С и
состоит из гидравлических потерь на трение (по длине
водопроводящего тракта) и местных потерь. Следовательно, рабочий
напор будет равен Н =H6-hc.

р

Сумма Z 4- — = V, дает отметку уровня воды соответственно в
Pg

Р	Р

сечениях В-В и К-К, т.е. ZB+ — - VBEV, ZK + — = \НБV
Pg	Pg

С учетом (3.22) и (3.23) рабочий напор составит:

H = Hcm-hc + ^f^	(3.24)

2g

Скорость воды перед водоприемником и в выходном сечении
нижнего бьефа невелики и разностью кинетических энергий в этих
сечениях для практических расчетов можно пренебречь. Тогда, для
практических расчетов рабочий или полезный напор турбины
выражают формулой:

H = Hcm-hc

Рассмотрим теперь движение потока только через рабочее
колесо турбины. Удельная энергия, отданная потоком
непосредственно рабочему колесу, будет равна разности удельных
энергий перед рабочим колесом (сечение С-С) и на выходе из него
(сечение Д-Д), на рис. 3.4.

л г г г7 Jc	।

А~Ес с	(zd+ ? * 2g )
Гидравлическая энергия, преобразуемая в турбине в
механическую, состоит из потенциальной части

An=^-^- + Zc~ZD

Г

и кинетической

2	2

В зависимости от того, какие основные виды энергии
преобразуется на рабочем колесе, турбины делятся на реактивные и
активные.

Расход воды Q, м3/с, пропускаемый турбиной, используется на
ГЭС для выработки электроэнергии. Он зависит от притока воды к
верхнему бьефу ГЭС, наличия запасов воды в водохранилище и
потребности в мощности и выработке электрической энергии
потребителей. Максимальный расход ГЭС равен пропускной
способности всех турбин при расчетном напоре.

Для малых, мини и микро-ГЭС, оснащенных
нерегулируемыми реактивными турбинами, расход воды,
протекающий через них, зависит от рабочего напора Н и может быть
представлен в виде следующий расчетной зависимости:

Q = pTa>y[2gH
>
где а> - площадь камеры рабочего колеса.

Коэффициент |1г — коэффициент расхода подводящего
трубопровода.

где Я — коэффициент трения, и D - длина и диаметр подводящего
трубопровода, — коэффициенты местных сопротивлений.

Мощность турбины. Мощность потока воды кВт,
проходящего через водопроводящий тракт турбину, при полезном
напоре Я, м, определяют по формуле
N^g-Q-H,	(3.25)

где Q - расход воды через турбину, м3/с.

В блоке ГЭС не вся мощность используется полезно.
Преобразование гидравлической энергии в механическую происходит
с потерями, поэтому мощность на валу турбины Nm будет меньше
мощности 2Vb.

Потери в самой турбине учитываются коэффициентом
полезного действия (к.п.д.) турбины Т]т

N

где = 7jzrfor]M — полный к.п.д. турбины, представляющий собой
произведение частных к.п.д. — гидравлического, объемного и
механического.

Следовательно, мощность турбины составит

Значение к.п.д. турбины зависит от ее конструкции, размеров и
изменяется при изменении нагрузки. Электрическая мощность
гидроагрегата Nsa на выводах генератора меньше мощности турбины
на величину потерь в генераторе:

(3.26)

где т]^ — к.п.д. генератора;	— к.п.д. гидроагрегата.

Номинальной мощностью гидроагрегата называется наибольшая
активная мощность генератора, которую он может развивать при
расчетном значении коэффициента мощности cos#?. Эта мощность
указывается в паспорте генератора.

Энергия выработанная турбиной Эт выражается произведением
Эт = Nm •/, где t - время, с или ч. Энергия измеряется в джоулях и ее
производных, причем 1 Дж=1Н-м=1Вт-с.

В энергетике наибольшее распространение получило измерение
энергии в киловатт-часах. Известно, что 1 кВт-ч=3600 Дж.
Объем годового стока реки W, м3, используемого ГЭС при
напоре Н9 м, дает количество энергии, выработанной ГЭС за год

Г = g W Н, [кДж] или У =	[кВт-ч]. (3.27)

367

Если при ГЭС сооружаемой на реке, создается водохранилище,
то обеспечивается возможность перераспределения речного стока и
объем выработки энергии ГЭС определяется с учетом полезного
объема водохранилища.

Отметка уровня верхнего бьефа и объем водохранилища
связаны зависимостью И=/(УВБ), вид которой представлен на

Рис. 3.8. Зависимости объема водохранилища от уровня воды

Характерные уровни верхнего бьефа — нормальный подпорный
НПУ и мертвого объема УМО, которым соответствуют полный и
мертвый объемы водохранилища. Разница между последними
определяет полезный объем

К ~ Vнпу ~ Уумо,
Расход ГЭС, или зарегулированный расход, определяется видом
регулирования стока реки с помощью водохранилища. Длительное
регулирование (годичное, многолетнее) производится с целью
выравнивания неравномерности речного стока в разрезе года или ряда
лет. Краткосрочное (недельное или суточное) регулирование
осуществляется для перерегулирования равномерного недельного или
суточного расхода воды в реке в соответствии с неравномерностью
потребления энергии в течение недели или суток различными
потребителями.

Определение основных энергетических параметров
ветроэнергетических установок.

Для ветроэнергетических установок важнейшими параметрами
являются: мощность ВЭУ, диаметр ротора ветроколеса, коэффициент
использования мощности, тип и параметры генератора и рабочая
характеристика ВЭУ.

Важным показателем является коэффициент использования
мощности кисп. Строго говоря, коэффициент использования (кисп)
должен учитывать также простой ВЭУ по техническим причинам —
профилактика, ремонты, которые несколько снижают величину кис„.
Однако, если техническое обслуживание ВЭУ проводится в периоды
штилей и энергетических затиший, когда скорость ветра u<v>o, то
снижение величины кисп по техническим причинам можно ожидать
незначительным, поэтому в настоящее время пользуются кисп.

Для выполнения расчета обеспеченности мощности
ветроагрегатов необходимы рабочая характеристика ВЭУ и
распределение скорости ветра на высоте оси ротора.

Энергию ветрового потока можно подсчитать, если
воспользоваться выражением для кинетической энергии тела массой
т, движущегося со скоростью v. Подставив массу воздушного потока,
заключенную в объеме FT, получим:

2	2

V	V

Е = т----= P'W • —,

2	2
где р - плотность воздуха.

Тогда мощность ветрового потока, т.е, энергия в единицу
времени t, проходящего через площадь F с расходом Q, будет равна

v2	V3

JVn = р Q• t---= p*F • —.

п	2‘/	2

Мощность ветроагрегата отличается от мощности ветрового
потока, проходящего через ветроколесо, коэффициентом
использования ветровой энергией С:

v2
NB=C-p-Fe~,

где FB - ометаемая площадь ветроколеса ВЭУ.

Величина С определяется произведением:

С = Ск  т/г '	’

где Ск - коэффициент использования энергии ветрового потока
ветроколесом; и ?;м - коэффициенты полезного действия
соответственно генератора и мультипликатора.

Для подсчета мощности и выработки энергии ветроагрегатом
используются данные наблюдений за скоростями ветра, имеющиеся в
местных центрах гидрометеорологических наблюдений. Эти данные
могут быть пересчитаны и представлены в виде кривой
обеспеченности. Пример представлен на рис. 3.9.

Используя формулу, приведенную выше, подсчитывают
мощности ветрового потока и строят график обеспеченности его
мощности. Площадь графика представляет собой годовую энергию
ветра.

При определении основных энергетических параметров
определенного ВЭУ кроме ветровых данных о ветропотенциале
необходима рабочая характеристика этого ветроагрегата. Общий вид
характеристик представлен на рис. 3.10. Из них видно, что различные
типы ВЭУ имеют разные мощности, а кроме того, ветроагрегаты
отличаются начальной, номинальной и максимальной скоростями
ветра.
Рис. 3.9 Кривая обеспеченности скорости ветра

Мощность ВЭУ P(u), кВт
По кривой обеспеченности ветра для данной местности и
рабочей характеристике конкретного ВЭУ, рассчитывают график
обеспеченности мощности этого ветроагрегата (рис. 3.11).

Мощность ВЭУ Ывэу, КВт

Рис. 3.11 Кривая обеспеченности мощности ВЭУ Enercon Е52

Площадь под графиком определит величину среднегодовой
выработки электроэнергии Эвэу

Таким образом:

1

Yayo = 8760pV(P)dP.

О

На выработку электроэнергии ветроагрегатами, а следовательно,
и на их экономическую эффективность, существенное влияние
оказывают:

-	ветровые характеристики местности;

-	применяемый тип ВЭУ и его конструктивное исполнение;

-	рабочая характеристика ветроагрегата;

-	используемое электрическое оборудование ВЭУ.
Определение параметров солнечных энергоустановок

Фотоэлектрические преобразователи солнечной энергии
представляют из себя фотоэлементы, действие которых основано на
фотоэффекте в полупроводниковых структурах с р-n переходами,
где происходит непосредственное преобразование солнечного света в
электрический ток.

Эквивалентная схема солнечной батареи, как источника
электропитания может быть представлена в виде, показанном на
рис. 3.12.

Грилихеса, М.М Колтуна, В.Д Румянцева, М.Б Кагана и др.,
посвященных теории и экспериментальному исследованию свойств
солнечных элементов (СЭ) показано, что вольтамперная
характеристика (ВАХ) СЭ отличается от ВАХ полупроводникового
диода появлением члена 1ф, обозначающего собой ток, генерируемый
элементом под действием освещения, часть которого течет через
диод, а другая — через нагрузку:

где 1ф = Jv(ekT ~1)> Ц— обратный ток насыщения; q— заряд
электрона; Т— абсолютная температура; к— постоянная Больцмана;
U — напряжение.
Для реального солнечного элемента характерно наличие
последовательного сопротивления контактных слоёв R„. Учет этого
сопротивления и введения коэффициента А, отражающего степень
приближения параметров реального элемента к характеристикам
идеального, после некоторых преобразований получаем:

А К Т. (1ф~1н .	_

УфЭП---------1п --+

9 I 4	)

где А — коэффициент приближения реального элемента к
идеальному, К— постоянная Стефана-Больцмана, Т— абсолютная
температура, q — заряд электрона, 1ф — ток, генерируемый
фотоэлементом, I— ток, протекающий через нагрузку Rn, /о —
обратный ток через р - п переход.

При режиме холостого хода, т.е. при 1И =0, Rn = оо, U = а
при (7 = 0, т.е. при режиме короткого замыкания 1Н = 1КЗ, Rn = 0

Оптимальная выходная мощность элемента, снимаемая с 1 см2
площади элемента, может быть оценена из соотношения:

F\)nm ~	Uфэп )гпах — £ * 1 кз ' Uкз ,

где £— коэффициент заполнения вольтамперной характеристики,
показывающий степень приближения формы характеристики к
прямоугольной. У лучших фотоэлементов £=0,8-0,9, обычно
£=0,75-0,8.

Ток и напряжение фотоэлемента зависит от температуры
фотоэлемента и интенсивности солнечного излучения. Зная
эталонные (как правило паспортные) характеристики элемента — ток
4 и напряжение U3 при эталонных интенсивности Е3 (обычно
1000 Вт/м2) и температуре Т3 (обычно 25°С).

Текущие значения тока и напряжения будут можно вычислить
по следующим формулам:

1тек=1э-К1(Т-Тэ)^^

E>

3
и^к-иэ-Ки(Т-ТЭ,
где, Kf, Ku — температурные коэффициента тока напряжения.

Коэффициент полезного действия солнечного элемента в
основном зависит от температуры, которая может достигать больших
значений при использовании фокусирующих систем или при работе в
космическом пространстве. В наземных условиях и при применении
бесконцентраторных фотоэлектрических панелей температура
элемента изменяется в небольшом диапазоне, что не существенно
влияет на его КПД. Однако, например в условиях жаркого климата (в
Африке, Индии и др. приэкваториальных странах) температура может
сильно отличаться от эталонных. В этом случае КПД солнечного
элемента может быть определен по формуле:

>Ъ=ЧГ(1-ЦТС-ТГ)

где Тг — эталонная температура СЭ; Тс —текущая температура СЭ;

—эталонный КПД СЭ; А — температурный коэффициент (для
кремния может быть принят равным 45-10-4 ,°С). Вид вольтамперных
характеристик при различных значениях интенсивности приведен на
рис. 3.13, а. Влияние температурной деградации солнечного элемента
приводит к снижению к.п.д. элемента, так же как и изменение
интенсивности излучения относительно эталонных значений. На
рис. 3.13, б, в представлена зависимость Tj=f(T) для кремниевых и
арсенидо-галиевых элементов.

При объединении элементов в батарею, имеющую п
параллельных рядов, в каждом из которых объединены
последовательно m элементов, выходные напряжение и ток системы
составят соответственно UebiX = 1вых

К.п.д. солнечного элемента площадью FC3 определяется по
формуле:

Р

__ опт __

]сэ~Е^сэ
Значения достигнутых в настоящее время к.п.д, солнечных
элементов различных типов приведены на рис. 2.19.

Рис. 3.13 ВАХ при различной интенсивности (а) и влияние температурной
деградации на КПД солнечного элемента (б)

К.п.д. солнечной фотоэлектрической батареи площадью РФЭБ
определяется по формуле:

WYA

EyFdYA

Работа солнечных батарей в наземных условиях происходит при
переменной плотности радиации, поступление которой определяется
суточным ходом, метеоусловиями прозрачностью атмосферы.
Отметим, что изменение мощности батареи происходит в основном за
счет изменения тока солнечной батареи. Анализируя зависимости
основных параметров СБ от уровня радиации рис. 3.14, можно
установить, что с ростом интенсивности солнечных лучей, падающих
на её поверхность, линейно растут ток и мощность Ро„пъ при этом
напряжение Uonm изменяется в узком пределе изменения
интенсивности. Однако этот закон сохраняется лишь при
сравнительно высоких значениях Е, в противном случае, при низких
Е (Е < 100 Вт/м2) напряжение Uom? резко падает до нулевого значения
(как и остальные параметры СБ). В связи с этим при прямом
подключении СБ к потребителю могут возникнуть перепады
мощности, что является нежелательным, поэтому при расчетах
вводится ограничение по минимальному уровню интенсивности, при
котором еще возможно нормальное функционирование СБ и всей
системы в целом.

550

500

450'

Р,
Вт

и, Вт	1, А						
- 70-	25				1кЗ Л		пт
		Ц XX					1опт
- 50-	20						ирлт
- 20-							
	!□						
							

200	400	600	800 юоо Е, Вт/м2

Рис. 3.14 Зависимость основных параметров ФЭП от уровня радиации

Определение параметров теплового коллектора солнечной
энергии. Выполнение теплового расчета коллектора и солнечной
системы теплоснабжения в целом представляет определенные
трудности из-за необходимости учета влияния случайных колебаний
климатических параметров и сложного характера взаимодействия
между элементами системы. Поэтому обычно используются
инженерные методы, которые дают возможность получить
приемлемые характеристики проектируемой системы.

Упрощенный метод расчета солнечной установки отопления и
горячего водоснабжения здания заключается в определении, прежде
всего, площади поверхности коллектора солнечной энергии SCK
Тепловая мощность (Вт) плоского коллектора солнечной
энергии (КСЭ) определяется как:

QK=sCK	-Tm2)3=G-cp(Tmi -Tm2)

9
где SCK.— площадь поверхности КСЭ, м2; Еп — плотность потока
солнечной радиации, поступающей на поверхность коллектора,
Вт/м2; ?;’о — эффективный оптический КПД коллектора; К'к —
общий коэффициент тепловых потерь коллектора, Вт/(м2,К); Тт] и
Т]и2 — температура теплоносителя на входе в КСЭ и на выходе из
него, °C; G — массовый расход теплоносителя в КСЭ, кг/с; ср —
удельная изобарная теплоемкость теплоносителя, Дж/(кг°С),
Удельная среднемесячная дневная теплопроизводительность
коллектора солнечной энергии, МДж/м3 в день вычисляется по
формуле:

^=We(l-a.P + fc.P)

где Wd — среднемесячное дневное количество солнечной энергии
поступающей на 1 м2 площади поверхности КСЭ, МДж/м2 в день.

Метод расчета величины W6 описан в §3.2. Коэффициенты а и b
приведены в таблице 3.2 для плоских типов КСЭ, используемых в
солнечных установках теплоснабжения.

р _	~	)

//

где Кя - —-----среднемесячный коэффициент ясности атмосферы,

Ндо

равный отношению среднемесячных значений солнечной радиации,
поступающих за день на горизонтальную поверхность на земле и за
пределами земной атмосферы.

На теплопроизводительность коллектора солнечной энергии
(КСЭ) в данных климатических условиях сильно влияет температура
теплоносителя на входе в КСЭ. Так, при годовом суммарном
поступлении солнечной энергии на плоскость КСЭ 4060 МДж/м2 (в
том числе 1880 МДж/м2 диффузного солнечного излучения) на
47°с.ш., годовая теплопроизводительность q™d КСЭ с т/о = 0,73 и
К\ - 4,5 Вт/(м2 К) и углом наклона р=50° изменяется в зависимости
от температуры теплоносителя на входе в КСЭ ТтХ следующим
образом (рис. 3.15):

Рис. 3.15 Зависимость годовой теплопроизводителыюсти от температуры
теплоносителя на входе в плоский КСЭ

Таблица 3.2

Осредненные коэффициенты а и b для плоских типов КСЭ

Типы КСЭ	Ло	кк	а* 10’	Ь*106
НПК - 1	0,78	8,0	10,7	29,3
НПК-2	0,73	4,6	6,9	12,7
СПК - 1	0,75	5,5	7,9	16,4
СПК - 2	0,7	3,5	5,6	8,7

Примечание: НПК — неселективный плоский коллектор:
СПК— селективный плоский коллектор; 1 - 2 - число слоев
остекления.
4.	АККУМУЛИРОВАНИЕ ЭНЕРГИИ
ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ источников

Важнейшим вопросом, который необходимо решить для
широкого использования возобновляемых источников энергии (ВИЭ)
является вопрос эффективного перераспределения получаемой от
возобновляемых источников энергии во времени. Как известно
приход энергии ВИЭ является весьма неравномерным и зависящим от
многих факторов (Рис. 4.1) Одновременно и процесс потребления или
график нагрузки также неравномерен в зависимости от ритма жизни
человека, характера потребления и т.д.

260.	280.	300.	320.	340.	360.	380.	400.

Время |Сек]

Рис.4.1 Изменение скорости ветра в краткосрочных интервалах времени

Для согласования этих процессов возможно использование
следующих режимов работы установки на ВИЭ:

- работа в энергосистеме параллельно с сетью в режиме
максимума выработки;

- недоиспользование энергии возобновляемых источников
путем диссипации лишней энергии;

- подстраивание процесса потребления под процесс
производства;

- комбинированное использование нескольких источников
возобновляемой энергии, обеспечивающих требуемый режим
потребления;

- накопление излишков энергии в периоды максимума прихода
ВИЭ и отдача в периоды минимумов, т.е. аккумулирование.
Первый режим работы реализован в настоящее время, например
на ветродизельных электростанциях (рис. 4.2), а также на крупных
сетевых солнечных и ветровых электростанциях (рис. 4.3). Этот
режим не требует специальных устройств аккумулирования, так как
все процессы согласования нагрузок обеспечивают другие

электростанции.

Рис. 4.2 Схема автономной системы энергоснабжения с ветроагрегатом и

дизель-генератором

Рис. 4.3 Схема ВЭС, работающей параллельно с сетью: 1 и 2 - ВЭУ; 3 -
аварийные дизель-генераторы; 4 - повышающие трансформаторы; 5 и 7 -
трансформаторы 0.4/10.0 кВ; 6 - трансформаторы собственных нужд; 8 -
статический преобразователь
Остальные режимы работы более характерны для небольших и
изолированных энергосистем, когда процесс регулирования
мощности должны осуществлять сами установки на ВИЭ или
системы интегрированные с ними.

Режим недоиспользования энергии может оказаться самым
простым, но он потребует, во-первых значительного превышения
установленной мощности установки над требуемой нагрузкой и во-
вторых было бы расточительно безвозвратно терять уже
произведенную энергию. Примером такого режима может служить
установка с балластным сопротивлением (рис. 4.4).

Режим подстраивания потребления энергии под производство
снижает комфортность проживания человека, заставляет
секционировать нагрузку, пребывать в режиме ожидания отключения.

Ветроколесо

Синхронный
генератор

~0,4 кВ

.нагрузка
----►

Рис. 4.4 Схема работы ВЭУ с балластным сопротивлением

Четвертый и пятый режимы в наибольшей степени
удовлетворяют требованиям качества энергоснабжения.

4.1.	СПОСОБЫ АККУМУЛИРОВАНИЯ ЭНЕРГИИ
ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

Анализируя способы преобразования энергии возобновляемых
источников, следует отметить, что проблема аккумулирования
является одной из ключевых. В настоящее время существует
достаточно много систем аккумулирования, предполагающих
хранение энергии в виде тепловой, механической, химической или
электрической энергии. Основные виды аккумулирующих систем
(АС), которые могут быть использованы для аккумулирования
энергии возобновляемых источников (ВИ) изображены на рис. 4.5.
Рис. 4.5 Основные виды аккумулирующих систем

Рассмотрим подробнее принципы работы ряда систем

аккумулирования.

4.1.1.	Емкостные и магнитные накопители

Сверхпроводящие индукционные накопители (СПИН)

При подключении катушки индуктивности L к источнику
напряжения U протекающий ток I создает магнитное поле,
обладающее энергией

где: L -индуктивность, Гн, /- сила тока, А

В обычных условиях из-за сопротивления контура эта энергия
быстро рассеивается, превращаясь в тепло. СПИН используют
явление сверхпроводимости, накапливая энергию магнитного поля,
созданного током, циркулирующим в сверхпроводящей катушке,
практически без потерь. Благодаря явлению сверхпроводимости
энергия, заряженная в катушке, хранится длительное время и может
практически мгновенно быть выдана в сеть по требованию.
Для СПИН характерен широкий диапазон изменения выходных
токов и напряжений: токи в интервале 103—107А, напряжения в
интервале десятки вольт — единицы мегавольт, и соответственно,
мощности до 1012 Вт, энергии до 109 Дж. Удельные энергетические
характеристики достаточно высоки и могут достигать значений 100
кДж/кг.

Основными компонентами СПИН являются:

Катушка индуктивности со сверхпроводящей обмоткой - играет
роль аккумулятора электрической энергии. Для изготовления обмотки
применяются специальные сплавы, интерметаллические соединения
TiNb,Nb3Sn, являющиеся сверхпроводниками второго рода. Эти
соединения имеют высокий уровень критической индукции
магнитного поля и по ним можно пропускать значительные токи в
сверхпроводящем состоянии.

Криостат - специальный термос для хранения холодных
жидкостей, изолирующий обмотки находящейся внутри него катушки
от притоков тепла извне. В криостат заливают жидкий гелий и чтобы
он испарялся не слишком сильно, его окружают азотным экраном -
поверх сосуда с жидким гелием. Испаряясь, жидкий азот уменьшает
испарение более холодного и дорого гелия.

Рефрижератор - предназначен для поддержания катушки
обмотки в сверхпроводящем состоянии при температуре жидкого
гелия (< 4.2°К) Потребление энергии на охлаждение составляет около
0.1% в час, что особо не сказывается на эффективности всей системы.

Управляемый вентильный преобразователь - предназначен для
связи с энергосистемой, работает в режиме, как выпрямителя, так и
инвертора. Потери на трансформацию тока 2-3% в каждом
направлении. Схема конструкции изображена на рис. 4.6

Работа СПИН сопровождается значительными сжимающими
осевыми и распирающими радиальными усилиями, которые
возникают под действием мощного электромагнитного поля. Поэтому
к надежности конструкции бандажа катушки предъявляются очень
жесткие требования. Бандаж, расположенный в зоне криогенных
температур выполняют из нержавеющей стали, сохраняющей
упругость при таких температурах.

Сверхпроводящие индуктивные накопители энергии (СПИН)
имеют широкие перспективы использования, обусловленные
возможностью длительного хранения энергии с высоким уровнем
времени готовности (время от подачи команды до выдачи энергии в
нагрузку -1 мс). Важной в практическом отношении особенностью
СПИН является возможность его запитки от источника с малой
электрической мощностью и выдаче как активной, так и реактивной
мощности. При этом СПИН имеют высочайший кпд - 95-97%, а
отсутствие движущихся частей в главных компонентах системы
обеспечивает ее высокую надежность.

Рис. 4.6 Конструкция СПИН

Основным ограничением, препятствующим получению высокой
плотности энергии, является механическая прочность
сверхпроводящей катушки. Поскольку магнитные поля и токи здесь
громадны, то усилия, действующие на катушку очень велики. Сплавы
же применяемые для создания сверхпроводников хрупкие.
Применение СПИН в качестве импульсных энергоисточников
ограничивается критичностью сверхпроводников к скорости
изменения магнитного поля при накачке и выводе энергии в нагрузку.
Особенностью типичных СПИН является сравнительно малое
значение рабочего тока (~10кА). Методы электромашинного и
электромеханического управления индуктивностью ИНЭ позволяют
увеличить значения полного тока в нагрузке, однако другое
ограничение (скорость изменения поля не превышает 20 Тл/с)
увеличивает время разрядки до десятков миллисекунд.

При аварийной потере сверхпроводимости запасенная в
накопителе энергия выделится в виде джоулева тепла на участке
обмотки, перешедшем в нормальное состояние. При этом произойдет
катастрофический взрыв с выбросом жидкого азота и гелия в
окружающую среду. Поэтому самопроизвольное высвобождение
такой энергии должно предотвращаться сложной системой защиты.
Огромные магнитные поля, возникающие вокруг сверхпроводящих
обмоток, могут оказать опасное воздействие на живую природу и
человека. Поэтому необходимо создание буферных зон вокруг
территории с работающим СПИН, чтобы обеспечить безопасность,
как человека, так и живой природы.

Широкому внедрению в энергетику существующих проектов
препятствует очень высокая стоимость, обусловленная
необходимостью многочисленного вспомогательного оборудования,
массивных опорных конструкций, дорогих материалов, и сложным
процессом производства.

Из за высоких капиталовложений СПИН в настоящее время
экономически выгодно применять только маломощные системы (100-
1000 кВт), обеспечивающие высокую стабильность и качество
электроэнергии ответственных потребителей (например, завода по
производству микропроцессоров). Время цикла аккумулирования
таких систем составляет всего несколько секунд.
Суперконденсаторы

Энергия, накапливаемая в электрическом поле конденсатора с
емкостью С, определяется по формуле:

E = ±C-U2,

где: U -подведенное напряжение.

К числу важнейших достижений электрохимической технологии
относится создание суперконденсаторов (СК), которые представляют
собой конденсаторы с двойным электрическим слоем. Они
отличаются от обычных конденсаторов тем, что для
пространственного разделения разноименных зарядов, создающих
рабочее электрическое поле, используются не макроскопический
диэлектрический слой между проводящими обкладками, а
микроскопический поляризованный слой на границе поверхности
раздела двух сред. Исследованиями установлено, что максимальная
плотность энергии может быть достигнута, если осуществляется
контакт полупроводника или металла с диэлектрической (электронно-
изолирующей) молекулярной жидкостью, содержащей парные
подвижные ионы.

К настоящему времени исследованы системы СК с удельной
энергией до 10-25 кДж/кг, что примерно в 100 раз превышает
удельную энергию известных конденсаторов. В технологически
освоенных образцах накопителей энергии, испытанных в различных
режимах разряда с длительностью импульса до 0,1-100 с, достигнуты
значения удельной энергии 1-10 кДж/кг. Удельная средняя мощность
СК составляет в зависимости от длительности разряда величину 0,1 -
10 кВт/кг, что существенно превышает удельную мощность
традиционных накопителей энергии (в том числе и аккумуляторов).
Количество допустимых циклов "разряд-заряд” для СК различных
типов составляет от 104 до 105.

Принцип работы заключается в следующем: на границе раздела
фаз (проводник первого рода - электролит) создается двойной
электрохимический слой, в котором электролит имеет один знак
заряда, а твердое тело — другой. Емкость двойного слоя лежит в
пределах 0,1-1,0 мФ/м2. Площадь поверхности раздела фаз может
быть очень большой, поэтому и значения удельной емкости границы
раздела фаз также достигают высоких значений. Конденсаторы,
состоящие из двух электродов и электролита между ними, в которых
реализуется емкость двойного слоя, называются двухслойными
(рис.4.7).

Дополнительно эти конденсаторы могут иметь фарадеевскую
емкость (псевдоемкость), обусловленную разрядом адсорбированных
частиц, например, водорода.

В качестве электродов применяются углеродистые материалы,
электронопроводящие полимеры, например полипиррол, политиофен
и оксиды, а в качестве электролитов - растворы кислот или неводные
растворы. Наибольшая достигнутая удельная емкость составляет 360
Ф/г для углеродистых материалов и 768 Ф/г - для оксида рутения.

Выпускаемые суперконденсаторы, в том числе в России, имеют
удельную энергию 1,5...5 Втч/кг, удельную мощность до 10 кВт/кг,
ресурс более 105 циклов. В перспективе ожидается увеличение
удельной энергии до 12 Вт ч/кг, удельной мощности - до 100 кВт/кг.

Основные преимущества — высокие скорости зарядки и
разрядки, слабая деградация после сотен тысяч циклов, малый вес,
низкая токсичность материалов, высокая эффективность (более 95 %).

Возможность использования данных накопителей значительно
ограничена тем, что минимальная длительность разряда
характеризуется миллисекундными временами, а генерируемые токи -
единицами килоампер. Модульный характер конструкции требует
значительного числа контактных соединений, что снижает
надежность устройства. Также существует необходимость изменения
полярности батарей при переключениях из заряда в разряд и
напряжение зависит от степени заражённости.
Электростатический

Электролитич е с кий

Двойной электрохимический

электрод	мембрана

активированный

уголь

Рис. 4.7 Схема и устройство суперконденсатора

Накопители на базе конденсаторов с высокой удельной
емкостью можно рассматривать как перспективные устройства,
позволяющие комплексно решать проблемы аккумулирования ЭЭ в
энергосистемах.

Они могут быть установлены в любой точке сети для
выравнивания графиков нагрузки, но на данный момент из-за
высокой стоимости широкое использование суперконденсаторов
ограничено применением в качестве мобильных источников энергии
для бытовой и автомобильной промышленности.
4.L2. Электрохимические батареи и топливные элементы

Электрохимические аккумуляторы

Принцип действия аккумулятора основан на обратимости
химической реакции. Электрохимические аккумуляторы (ЭХА) в
процессе заряда преобразуют электрическую энергию в химическую,
а в процессе разряда - химическую энергию в электрическую.

Основу электрохимических источников тока составляют два
электрода (анод, содержащий окислитель и катод, содержащий
восстановитель), контактирующих с электролитом. Между
электродами устанавливается разность потенциалов —
электродвижущая сила, соответствующая свободной энергии
окислительно-восстановительной реакции (Рис. 4.8). Действие
химических источников тока основано на протекании при замкнутой
внешней цепи пространственно разделённых процессов: на катоде
восстановитель окисляется, образующиеся свободные электроны
переходят, создавая разрядный ток, по внешней цепи к аноду, где они
участвуют в реакции восстановления окислителя.

Электрические и эксплуатационные характеристики
аккумулятора зависят от материала электродов и состава электролита.

Наиболее перспективными для энергетики являются натриевые,
литиевые, и воздушноцинковые аккумуляторы.

Натрий-серные аккумуляторы имеют высокую удельная
энергию, а их недостатки состоят в повышенной температуре
(325...350°С), относительно высокой стоимости и наличии
расплавленных компонентов. Более безопасны ЭХА, в которых
расплавленная сера заменена на твердый хлорид никеля (NiC12-Na).
Удельная энергия этого аккумулятора достаточно высока. Однако он
также работает при повышенной температуре (300°С).
3oouq

Рис. 4.8 Принцип работы электрохимического источника тока

Воздушно-цинковые ЭХА обладают высокой удельной
энергией, имеют достаточно низкую стоимость и не оказывают
вредного воздействия на окружающую среду. Созданные в последние
годы бифункциональные катализаторы способны активировать
прямой и обратный процессы на воздушном электроде. Это позволило
создать небольшой аккумулятор с ресурсом 400 циклов и удельной
энергией 100... 120 Вт-ч/кг. Однако требуется повышение КПД и
удельной мощности этих химических источников тока.

Более высокую удельную энергию (200 Втч/кг) и ресурс имеют
механически перезаряжаемые воздушно-цинковые аккумуляторы, в
которых электролиты регенерируют в отдельных электролизерах, а
использованные аноды заменяются новыми. Основной их недостаток
заключается в необходимости создания сложной системы
обслуживания.

Наиболее высокую удельную энергию из электрически
перезаряжаемых ЭХА имеют литиевые аккумуляторы (Литий-
фторный, литий-хлоридный). Они имеют высокую удельную энергию
(2520-6270 Втч/кг) и приемлемый ресурс. В будущем их удельные
энергия и мощность, а также ресурс будут увеличены, а стоимость
снижена.
К настоящему времени в широких масштабах производятся
свинцово- кислотные, щелочные никель-кадмиевые и никель-
железные аккумуляторы. За последние годы традиционные ЭХА
существенно усовершенствованы. Так, созданы малообслуживаемые
и герметизированные свинцовые аккумуляторы, увеличены удельные
энергия и мощность щелочных ЭХА за счет применения
высокопористых электродов, оптимизации структуры и состава
активных масс.

Широкое применение химических аккумуляторных батарей в
энергосистемах ограничивается их малой емкостью, низким КПД и
высокими удельными затратами на 1 кВтч. Расширение сферы
использования химического накопления энергии возможно за счет
новых типов аккумуляторов, таких, как натрий-серных, цинко-
хлористых и литий-серных. Они обладают большой емкостью на
единицу веса и более длительным сроком эксплуатации по сравнению
с традиционными кислотными и щелочными элементами.

Регенеративные топливные батареи (РТБ)

Действие регенеративных топливных батарей основано на
обратимой электрохимической реакции между двумя электролитами,
разделенными полупроницаемой мембраной, через которую могут
передвигаться ионы (Рис. 4.9). Переход от зарядки к разрядке батареи
может происходить за 0,02 секунды. Когда энергия не требуется,
электролиты выкачивают из батарей и хранят в отдельных
резервуарах, причем разрядки не происходит.

Чтобы перекачать электролиты обратно в батареи, требуется
несколько минут. КПД современных регенеративных топливных
элементов ~ 77%. Удельная энергоемкость 35-70 Вт/л.

АС на РТБ пока находятся в стадии разработки и тестирования и
о внедрении в энергетику пока говорить рано, тем не менее
существует несколько демонстрационных проектов мощностью 200-
800 кВт при времени работы под нагрузкой до 4 часов.
Рис. 4.9 Принцип работы регенеративного топливного элемента

Главным преимуществом РТБ является его масштабируемость
путем изменения емкости баков с электролитами и придание АС
практически любой формы в плане. В остальном характеристики
схожи со средними характеристиками ЭХА.

Недостатком является токсичность электролитов, и
потенциальная опасность их утечки.

4.1.3.	Инерционные (маховичные) накопители энергии.

Под инерционным (маховичным) накопителем энергии
понимается устройство, накапливающее энергию во вращающейся
массе.

Инерционный накопитель состоит из:

а)	тела вращения, обладающего значительным моментом
инерции - маховика;

б)	системы подвода и отвода энергии - трансмиссии.

Разгон маховика происходит при помощи подключения к
источнику энергии, после отключения от которого накопленная
энергия сохраняется длительное время и при необходимости
используется. Инерционный накопитель можно схематично
представить как систему «двигатель - маховик - генератор».
Запасенная маховиком кинетическая энергия определяется по
формуле:

1
^ = -/-ео2,
£»

где 69- угловая скорость, I- момент инерции маховика относительно
оси вращения.

Количество энергии, которое может быть безопасно сохранено
зависит от допустимых механических напряжений в материале
ротора.

= рг2щ2,
где et - растягивающее напряжение обода цилиндра (маховика), р -
плотность цилиндра (маховика), г - радиус цилиндра (маховика)

Таким образом, чем выше допустимая частота вращения
маховика и меньше плотность материала, тем большей
энергоемкостью он будет обладать. Маховики обладающие
наибольшей удельной энергоемкостью называют - супермаховиками,
благодаря применению углеродных композитов такие маховики
имеют допустимую частоту вращения от 20 до 100 тыс.об/мин.

На основе супермаховиков, построены все современные
инерционные накопители энергии.

Современная инерционная система состоит из ротора,
подвешенного на магнитных подшипниках внутри вакуумной камеры
(для уменьшения потерь), жестко связанной с обратимой
электрической машиной (двигатель/генератор).

Использование магнитных подшипников позволяет существенно
улучшить весогабаритные и энергоемкостные показатели,
обеспечивает возможность управления динамикой ротора с
маховиком при резких разгонах и торможении, допускает
вакуумирование системы для уменьшения аэродинамических потерь.

Передача энергии осуществляется через герметический корпус
посредством магнитной муфты, электромагнитного мотор
генератора или гидромуфты.
Конструкция современного серийного инерционного накопителя
представлена на рис. 4.10

Активный
магнитный
подшипник

Композитный
маховик

Насос

Вакуумированный
кожух

Ротор
мотора-
генератора

Активный
магнитный
подшипник

Статор
мотора-
генератора

Рис. 4.10 Конструкция супермаховика

Инерционные накопители инвариантны к месту установки и, в
силу большой энергоемкости, компактны. Время реверса мощности
определяется возможностью перевода разгонного двигателя в режим
генератора (и наоборот) и составляет десятые доли секунды.

Инерционные накопители не чувствительны к изменениям
температур как электрохимические аккумуляторы. Быстрая зарядка,
долгий срок службы, высокая плотность энергии и мощность -
основные достоинства таких систем. КПД до 95%.

Однако наличие вращающихся частей их делают менее
надежными й потенциально опасными.

Перспективны для применения в космической технике, на
транспорте, в системах, требующих рекуперации энергии, в системах
автономного энергоснабжения. Однако широкого распространения не
получили. Лишь в последние годы некоторые фирмы на Западе
начали работу по внедрению маховичных накопителей энергии в
энергосети.
4.1.4.	Пневмо-воздушное аккумулирование (ПВА)

Пневматический способ аккумулирования энергии в виде
воздушно-аккумулирующей газотурбинной электростанции (ВАЭС)
был впервые запатентован в 1949 г., однако первая в мире установка
установленной мощностью 290 МВт и работающая по этому
принципу, была построена лишь в 1978 г. фирмой «Браун Боверн» в г.
Гунторф (ФРГ). Схема работы ВАЭС Хунторф приведена на рис. 4.11

Рис. 4.11 Схема работы ВАЭС Хунторф

Установка включает двухступенчатую турбину высокого
давлния с перегревом и двухступенчатый компрессор с
промежуточным охлаждением воздуха. В часы прохождения
минимума нагрузки Воздух под давлением 6 МПа закачивается в два
подземных хранилища представляющие собой полости, вымытые в
пластах каменной соли и расположеные на глубине 650-800м. Утечки
при этом практически отсутсвуют. (рис. 4.12)

В период прохождения пика нагрузки сжатый воздух (при
выключенном компрессоре) подается из хранилища в камеру
сгорания ГТУ Объем хранилища 300 тыс.м3 обеспечивает работу ГТУ
в течение 2 часов. При времени заряда - 8 часов и потребляемой
мощности 60 МВт. Компоновка ВАЭС Хунторф показана на рис. 4.13.
Рис. 4.12 Хранилища воздуха в соляных пластах (ВАЭС Хунторф
250 МВт)

Рис. 4.13 Компоновка ВАЭС Хунторф

В отличии от традиционной ГТУ которая в процессе работы для
привода компрессора использует 2/3 потребляемого топлива,
воздушно-аккумулирующая газотурбинная установка закачивает
воздух в харанилище в часы малых нагрузок при низкой стоимости
электроэнергии (например, ночью) и использует ее в требуемые часы
нагрузки, для выработки электроэнергии. Этот фактор обеспечивает
высокую эффективность системы.

Вторая пневмовоздушная аккумулирующая станция мощностью
НО МВт была построена в США, г. Макинтош, штат Alabama в
1991 г. В отличие от ВАЭС Хунторф, здесь применена схема с
турбинами среднего давления (рис. 4.14) допускающая значительные
утечки воздуха. При этом давление воздуха в хранилище должно
превышать давление на входе в турбину, а давление на выходе из
компрессора - давление в хранилище. Для данной компоновки
используется двухступенчатое сжатие воздуха компрессором, а также
промежуточное его охлаждение и регенерация газов на выходе из
хранилища.

Главным недостатком таких систем является потребление ими
дефицитных видов ископаемого топлива.

Схема аккумулирующей электростанции, использующей только
энергию сжатого воздуха, без использования природного газа,
показана на рис. 4.15

Модифицированная газовая турбина через разъемные муфты
связана с электрической машиной и компрессором. В часы
минимальных нагрузок электрическая машина работает в режиме
синхронного электродвигателя и вращает компрессор, закачивающий
воздух в подземный резервуар. В период прохождения максимума
нагрузки воздух из хранилища поступает в камеру сгорания, где
происходит его подогрев до 5ОО...55О°С и подача на лопатки газовой
турбины. При этом электрическая машина переходит в генераторный
режим и вырабатывает электрическую энергию, отдаваемую в сеть.

В некоторых проектах предлагается давление газа в полости под
землей поддерживать постоянным с помощью расположенного на
земле резервуара с водой. (Рис. 4.16)
Рис. 4.14 Схема с турбинами среднего давления

Рис. 4.15 Принципиальная схема пневмо-воздушной аккумулирующей

электростанции
Заполняя газовую полость при выходе воздуха на рабочую
турбину, вода автоматически поддерживает давление, определенное
высотой ее столба. Следовательно, мощность, отдаваемая

соляной пласт

твердая скала

Рис. 4.16 Схема поддержки постоянного давления в аккумуляторе

Основными недостатками пневмо-воздушных аккумулирующих
станций являются:

нагревание воздуха при сжатии. Необходимость охлаждения
воздуха, помещаемого в подземное хранилище для сохранения его
механической прочности в течении длительного времени, требует
строительства охладителей башенного типа.

- специальные требования к месту установки; Ддя работы
станции даже средних размеров приходится запасать очень много
воздуха, поэтому использование обычных стальных или бетонных
сосудов высокого давления, применяемых на АЭС, по экономическим
причинам нецелесообразно и нужны в специальные хранилища
(естественные каверны, выработанные газовые и нефтяные
месторождения, искусственные объемы).

4.1.5.	Тепловое аккумулирование

Тепловыми накопителями энергии называются устройства, в
которых путем повышения температуры или изменения фазового
состояния рабочего тела вследствие нагревания запасается энергия.
Теплоаккумулирующие установки отличаются от других
накопительных систем одной особенностью: аккумулирующее
устройство не является самостоятельной станцией, работающей в
составе ЭЭС (электроэнергетической системы), а непосредственно
связано с определенной паросиловой установкой. Если по какой-то
причине выходит из строя паросиловая установка, то не работает и
аккумулирующее устройство, и наоборот.

Аккумуляторы тепловой энергии можно классифицировать по
характеру протекания физико-химических процессов в
теплоаккумулирующих материалах:

1)	аккумуляторы емкостного типа, в которых используются
материалы, которые при нагревании (охлаждении) не изменяют
своего агрегатного состояния (вода, галька, природный камень,
водные растворы солей и т.д.);

2)	аккумуляторы фазового перехода, в которых используются
процессы плавления (затвердевания) вещества (глауберова соль,
парафин и т.д.);

3)	аккумуляторы, основанные на обратимых физических и
химических реакциях;

Для определения емкости теплового аккумулятора необходимо
знать теплофизические характеристики теплоаккумулирующих
материалов, часть из которых приведены в табл. 4.1.

Теплоаккумулирующую способность или количество теплоты,
которое может быть запасено в жидкостной системе аккумулирования
емкостного типа, кДж, определяется по зависимости:

AQ = mCp(T2-Tl)t	(4.1)

где т - масса теплоаккумулирующего вещества, кг; Ср - изобарная
теплоемкость, кДж/(кг*К); Тг и Т> - средние значения начальной и
конечной температур теплоаккумулирующего вещества, К.

Емкость такого аккумулятора также зависит от температуры
окружающей среды Токр, которую можно учесть зависимостью:

Ag = тСрТокр[(Т2/Токр - 1п(Т2/Токр)) - (Т2/Токр - 1п(Т,/Токр))]	(4.2)
Таблица 4.1

Теплофизические характеристики теплоаккумулирующих материалов

Материал	Плотность, кг/м3		Тепло- емкость, кДж/кг*К	Коэффициент тепло проводности, Вт/(м*К)	Масса для аккумулирования 1 ГДж тепла при Т=20 град., кг
Гранит, галька	1600		0,84	0,45	59500
Вода	1000		4,2	0,6	11900
Вода с этилен - гликолем	1025		3,4	-	14700
Парафин	786		2,89	0,498	3750
Глауберова соль (Т - твердая фаза, Ж - жидкая фаза)	т	1460	1,92	1,85	3300
	ж	1330	3,26	1,714	

Объем аккумулятора при известном количестве запасаемого
тепла можно найти из (4.1) или (4.2) зная, что т =pV.

Если аккумулирующей средой служит твердое тело, которое
нагревается и охлаждается без фазовых переходов, то тепловая
емкость при этом определяется внутренней энергией и может быть
найдена по (4.2), заменяя изобарную теплоемкость удельной
теплоемкостью.

Емкость теплового аккумулятора, использующего фазовый
переход, характеризуется изменением агрегатного состояния при
постоянной температуре, давлении и массе. В этом случае емкость с
учетом температуры окружающей среды может быть найдена из
зависимости:

AQ = ^ИСр.т(Тф- Ti - Токр1пТф/Т|) Т АЬф(1 - Токр/Тф) +
+ СР.Ж(Т2- Тф- ТОКр- ьт/го],

где Ср.т, Срж - соответственно удельная теплоемкость твердой и
жидкой фазы, Тф - температура плавления, АЬф - температура
фазового перехода. Для органических веществ АЬф = 0,7Тф, а для
неорганических АЬф = 0,бТф. Следует отметить, аккумулирующая
среда с использованием теплоты фазового перехода имеет ряд
преимуществ по сравнению с емкостными системами, таких как
меньшая стоимость, высокая плотность и энтальгия фазового
перехода, хорошие теплообменные свойства, температурная
стабильность, слабая химическая активность, безопасность и другие.

Для аккумулирования теплоты перспективно гспользование
подземных водоемов, грунта, скальной породы и других природных
образований. В крупномасштабных системах достаточно успешно
используют железобетонные и стальные резервуары емгостью до 100
тыс. куб. м, в которых вода при температуре 80-130° С может
сохранять до 8 млн. МДж теплоты в течение 3-х месяцев. Такой
положительный опыт накоплен, например, в Швеции, где
эксплуатируются крупные гелиотеплонасосныс системы
теплоснабжения поселков.

4.1.6.	Технологии гидравлического аккумулирования энергии
возобновляемых источников

Гидравлическое аккумулирование осуществл!ется двумя
способами:

1.	Использованием аккумулирующих способностей
водохранилища ГЭС

2.	Использованием обратимых режимов ГАЭС или ГЭС-ГАЭС

При использовании аккумулирующих способностей
водохранилища ГЭС с помощью регулирования модности ГЭС
происходит перераспределение водного потока во времени, при этом
водохранилище ГЭС является аккумулятором энергии - накапливая
ресурс (вода) обладающий потенциальной энергией.

В период малых нагрузок агрегаты ГЭС работают с
незначительной мощностью, и происходит накопление воды в
водохранилище, повышая напор и аккумулируя потенциальную
энергию.

С наступлением пиков нагрузки агрегаты станций включаются
на полную мощность. В маловодный период расходуется вода,
аккумулированная при многоводном и т.д. Однако водохранилище в
качестве аккумулятора энергии, возможно, использовать не только
для ГЭС, но и для других станций, например станций на ВИЭ, в
которых проблема аккумулирования стоит наиболее остро. В этом
случае ГЭС и станция на ВИЭ работают параллельно (рис. 4.17).
Станция ВИЭ разгружает агрегаты ГЭС и экономит воду в
водохранилище, создавая дополнительную, так называемую
дублирующую емкость (Удубл).

Такой энергокомплекс позволяет без потерь запасать
выработанную станцией ВИЭ электрическую энергию в виде
потенциальной энергии воды в водохранилище и в необходимое
время преобразовать ее обратно через агрегаты ГЭС.

Таким образом, не происходит двойного преобразования
энергии ВИЭ, что обуславливает высокую эффективность
аккумулирования энергии -92-95% Время хранения запасенной
энергии практически неограниченно, так как потери связаны только с
испарением воды с поверхности водохранилища и ее фильтрацией
через грунт, которые являются общими для энергокомплекса.
Методика определения параметров ВЭС и ГЭС, как аккумулятора
энергии, приведена в 5.1.

Поэтому при благоприятных гидро и топогеологических
условиях водохранилище ГЭС при параллельной работе в
энергокомплексе с другими станциями, является идеальным
источником аккумулирования энергии.

Наиболее выгодно создавать такие энергокомплексы на базе уже
существующих ГЭС и водохранилищ, где нет необходимости
дополнительного затопления территорий. Однако при этом емкость
водохранилища накладывает ограничения на режим работы всего
энергокомплекса.

Небольшие реки малопригодны для регулирования мощности в
крупной энергосистеме, так как в период малых нагрузок они не
успевают заполнить водохранилище. Задача покрытия пиков и
выравнивания графиков нагрузки крупной энергосистемы решают
гидроаккумулирующие электростанции.

Рис. 4.17 Схема использования аккумулирования энергии ВЭС в
энергокомплексе с ГЭС

Работа ГАЭС, как и других аккумуляторов электроэнергии,
заключается в смене двух раздельных во времени режимов:
накопления энергии или заряда и ее отдачи потребителям разряда
ГАЭС.

Заряд ГАЭС представляет собой подъем воды гидромашинами с
электрическим приводом из нижнего в верхнее водохранилище.
Такой режим работы происходит во время снижения
электропотребления ночью, в выходные и праздничные дни, а также в
сезонном интервале времени. При разряде, происходящем в часы
максимума нагрузки, аварии на других станциях или электрических
сетях энергосистемы, потенциальная энергия поднятой воды
преобразуется в электрическую. При этом вода срабатывается из
верхнего в нижний резервуар, т. е. пропускается через турбины или
обратимые гидромашины, которые работают совместно с
реверсивными электромашинами, генерирующими электрический
ток, как и на обычных гидроэлектростанциях. Таким образом,
гидроаккумуляторы при заряде работают как насосные станции, а при
разряде — в качестве гидроэлектростанций.

Несмотря на многообразие условий строительства и
эксплуатации ГАЭС их можно классифицировать по следующим
основным признакам:

1.	по возможности использования речного стока для выработки
электроэнергии совместно с гидроаккумулированием;

2.	по продолжительности одного цикла заряда —разряда ГАЭС
на всю полезную вместимость резервуаров;

3.	по типу основного гидроэнергетического оборудования.

По возможности использования речного стока ГАЭС
разделяются на совмещенные и несовмещенные с
гидроэлектростанциями. Если источником энергии, получаемой при
заряде ГАЭС, являются только другие станции, то такие ГАЭС
являются несовмещенными с гидроэлектростанциями. Естественная
приточность воды в верхний резервуар этих ГАЭС практически
отсутствует, а высота подъема и высота сработки воды из одного в
другой резервуар одинаковы. Такие станции иногда называются
ГАЭС чистого аккумулирования, а также полного аккумулирования.

При совмещенном или «неполном» гидроаккумулировании к
воде, перекачиваемой из нижнего в верхний резервуар, добавляется
речной сток, который увеличивает энергию разряда на выработку
электроэнергии обычной ГЭС. Верхним резервуаром в этом случае
водохранилище может быть в виде подпертого бьефа или озера,
которое также регулирует сток, а нижний резервуар создается в
нижнем бьефе путем его подпора нижележащей ступенью ГЭС или
специально созданной плотиной. Такие совмещенные установки на-
зываются ГАЭС смешанного типа, или ГЭС - ГАЭС.

Совмещенное гидроаккумулирование с увеличением
используемого расхода воды применяется главным образом при
высоконапорных приплотинных и деривационных схемах
концентрации напора.

Стремление к увеличению напора ГАЭС несовмещенного
аккумулирования привело к разработке схем шахтного типа с
подземным размещением не только машинного зала, но и нижнего
резервуара, располагаемого в скальных породах на глубине 500—
1000 м и более. При этом нижний резервуар намечается выполнить в
виде системы продольных и поперечных галерей, а для верхнего
резервуара использовать существующий водоем, который может
служить также прудом - охладителем тепловой или атомной
электростанции. (Рис 4.18)

По длительности цикла гидроаккумулирования, определяемого
временем полной сработки и наполнения полезного объема
резервуаров, ГАЭС разделяются на станции суточного, недельного и
сезонно-годового аккумулирования. Целесообразность применения
этих циклов зависит от вместимости резервуаров, степени
неравномерности суточной, недельной и сезонной нагрузок и
технико-экономических показателей гидроаккумулирования каждого
цикла.

Рис. 4.18 ГАЭС шахтного типа
Для ГАЭС несовмещенного гидроаккумулирования с
искусственно создаваемыми резервуарами характерно суточное
аккумулирование, которое иногда сочетается с его недельным
циклом.

Кроме суточного и недельного гидроаккумулирования имеется
возможность его применения более длительно — сезонный цикл. Это
соответствует случаю, когда значительное затопление основного
русла реки для создания водохранилища ограничивается местными
условиями. При этом возможно создание сравнительно небольшого
речного водохранилища и вблизи него надпойменного или верхового
бассейна сезонного аккумулирования. Заполнение этого бассейна
производится во время половодья, а сработка — в межень. При этом
подача воды для заполнения бассейна может вестись на меньшем
напоре, чем ее сработка при разряде ГЭС-ГАЭС. На рисунке 4.19
изображена схема использования аккумулирования энергии ВЭС в
энергокомплексе с ГАЭС. Более подроробно о работе
энергокомплекса ВЭС-ГАЭС написано в 5.2

Рис. 4.19 Схема использования аккумулирования энергии ВЭС в
энергокомплексс с ГАЭС
Сооружение ГАЭС возможно при наличии соответствующих
топографических и геологических условий» так как требуется отвод
значительных площадей для сооружения водохранилищ.

ГАЭС в современных условиях работы энергетических систем
играют исключительную роль по обеспечению их надежной и
экономичной работы.

4.2. СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ СИСТЕМ
АККУМУЛИРОВАНИЯ ЭНЕРГИИ ВИЭ

В предыдущем параграфе было рассказано об основных
аккумулирующих системах, которые могут быть использованы для
аккумулирования энергии ВИЭ. Выбора той или иной
аккумулирующей системы в проекте, зависит от множества факторов,
таких как стоимость, энергоэффективность, надежность, скорость
переключения между режимами заряда и др. Проведем
сравнительный анализ вышеописанных систем.

В общем виде цикл аккумулирование можно представить в виде
3 этапов (рис. 4.20)

Преобразование первичного источника энергии в вид
аккумулируемой энергии.

Ев (возобновляемая энергия)

।	I /+\	I	(полезная

L1	L0 (Ч	Ч	энергия)

Полезная энергия = возобновляемая энергия - затраты на собственные нужды - потери

E„(t) = Ев - ПЛ/, + W0(t) + WJ - [L, + L0(t) + LJ

Рис. 4.20 Цикл аккумулирования
На каждом этапе имеют место затраты на собственные нужды и
потери, которые зависят от метода аккумулирования времени
хранения и конструкции АС. Потери на преобразование различными
АС приведены в таблице 4.2

Таблица 4.2

КПД преобразования аккумулирующих систем

Метод аккумулирования	Потери на входе	Потери на выходе	Всего
Г идроакукумулирование водохранилищем ГЭС	-	0,9	0,9
Супер конденсаторы	0,95	0,95	0,9
Литиевые батареи	0,93	0,93	0,86
Инерционные накопители	0,9	0,9	0,85
Свинцово-кислотные батареи	0,85	0,9	0,77
Регенеративные топливные элементы (ZnBr/VRB/PSB)	0,85	0,77 ~	0,77
Г идравлическое аккумулирование (ГАЭС)	0,85	0,9	0,77
Пневмо-воздушное аккумулирование	0,75	0,85	0,64
Сжатый водород	0,7	0,45	0,32
Жидкий водород	0,5	0,45	0,25

Запасенную АС энергию можно представить в виде:
Еа = СКп-АЪ

где: С - константа, Кп - количественный показатель, Кп -
качественный показатель.

Потери энергии при хранении возникают из-за потерь в
количестве или (и) в качестве энергии (Табл.4.3), которые в свою
очередь зависят от конструкции АС и времени хранения.

Выбирая АС для систем энергоснабжения необходимо учесть,
вид преобразуемой энергии, режимы работы системы и сферы
применения, что может значительно снизить потребность в
аккумулировании.
Таблица. 4.3

Причины потерь энергии АС при хранении

Аккумулирующая система (АС)	Запасенная энергия Ед	Причина потерь при хранении
ЭХА	C-q-U	Саморазряд
ГАЭС	CWH	Испарение воды и утечки (фильтрация)
ПВА	С-VP	Утечки
Инерционный накопитель (маховик)	C l- со2	Уменьшение скорости вращения

Примечание: С-константа; количественные показатели: q- заряд, W-
сток реки, V- объем, со - скорость вращения; качественные показатели:
V - напряжение, Н— напор, Р - давление, / - момент инерции.

Сравнительные характеристики основных аккумулирующих
систем приведены в табл. 4.4. Области применения АС изображены
на рис. 4.21

В качестве маломощных систем (до ЮОкВ) с длительным
временем хранения аккумулированной энергии эффективны
конденсаторные батареи, инерционные накопители энергии и
электрохимические аккумуляторы.

В качестве систем регулирования частоты и бесперебойного
питания могут быть рекомендованы конденсаторные батареи,
инерционные накопители и СПИН средней мощности со временем
хранения аккумулированной энергии до нескольких минут.

В качестве систем средней мощности (100 кВт-10 МВт) и
длительным временем хранения энергии могут бьпъ использованы
регенеративные топливные элементы и высокоэнергоемкие
натриевые батареи, однако вопрос экологичности таких систем
остается открытым.

Для аккумулирования больших объемов энергии с длительным
временем хранения, что применимо к «большой» энергетике
возможно использование только гидро- и пневмо- аккумулирование.
Таким образом, для станций на основе ВИЭ при наличии ГЭС
(ГАЭС) с достаточным объемом водохранилища наилучшим
вариантом является применение гидравлического аккумулирования.

При параллельной работе в энергокомплексе ГЭС и станции
ВИЭ, не происходит двойного преобразования энергии ВИЭ.

Электрическая энергия, выработанная ВИЭ, запасается в
качестве ресурса водной энергии с эффективностью -100%.
Преобразование аккумулированного станцией ВИЭ объема воды
производится в необходимое время агрегатами ГЭС эффективностью
-90%

Таблица.4.4

Сравнительные характеристики основных аккумулирующих систем

Аккумулирующая система	Удельная энергоемкость, Вт-ч/кг	Мощность/ время хранения	код, %
СПИН	20-30	до 100 МВт/ 0,1-Юс	95
Суперконденсаторы	до 12	до 100 кВт  Юс-10 ч	95
РТБ	25-50	0,1 - 50 МВт 1-24ч	80
Супермаховики	750 - 1000	0,1-10 МВт 0,01-10 ч	85
ЭХА  Свинцово-кислотные	20-40	до 10 МВт  10 мин - 10 ч	85
Металл-воздушные	170-250	до 20 кВт 3-24 ч	80
Натрий-сернистые	300-350	до 10 МВт  3-10 ч	75
Литий-ионные	120-160	до 500 кВт  1-3 ч	95
Гидравлическое акумулирование:		0,1 - 1 ГВт	
на ГАЭС	-	3-24ч  1-100 МВт	80
на ГЭС		3-24 ч	90
Мощность

Рис. 4.21 Области применения АС

5.	ЭНЕРГОКОМПЛЕКСЫ С
ГИДРАВЛИЧЕСКИМ
АККУМУЛИРОВАНИЕМ ЭНЕРГИИ

Как указывалось выше, одним из весьма перспективных
способов накопления энергии, получаемой от возобновляемых
источников, с целью последующего ее использования в соответствии
с потребностями потребителя может явиться гидравлическое
аккумулирование. Рассмотрим подробнее этот метод применительно
к различным энергетическим комплексам.

5.1.	СОВМЕСТНАЯ РАБОТА ГИДРО - И
ВЕТРОЭЛЕКТРОСТАНЦИ

Исходными данными для расчета и моделирования совместных
режимов работы энергокомплекса на основе ВИ с гидравлическим
аккумулированием являются:

•	статистические данные гидрологических и метеорологических
наблюдений в зоне строительства;
•	основные параметры водохранилища;

•	зависимость связи расходов и уровней в нижнем бьефе, кривые
продолжительности стояния уровней моря и зависимости
уровней нижнего бьефа от уровней в море при различных
расходах ГЭС (если НБ - море).

•	эксплуатационная характеристика гидротурбины;

•	графики характерных нагрузок потребителя или графики
участия работы энергокомплекса в графике нагрузки
энергосистемы.

Для расчета режимов работы энергокомплекса, аналогично
расчету регулирования стока с помощью водохранилища, необходимо
иметь хронологический график изменения притока воды в
водохранилище. Для этой цели используются гидрографы притока
для разных временных промежутков Q„ = Гидрограф притока
характеризует поступление воды в аккумулятор - водохранилище ГЭС. На
рис. 5.1 приведены годичные гидрографы притока реки Кемь в
годовом изменении для многоводного, средневодного и маловодного
годов, а на рис. 5.2 - суточный гидрограф.

Для расчета колебаний уровней в призме регулирования
водохранилища между НПУ и УМО вычисляется кривая объема и
уровней водохранилища = fsdx(yBS) (рис.5.3) и определяется его
полезный объем Упол = fedx(HnV) — /вдх(УМО).

Рис. 5.1 Гидрограф среднемесячных расходов реки Кемь в створе
300

0	5	10	15	20

часы

Рис. 5.2 Среднесуточный гидрограф расходов р. Кемь (Ноябрь)

Рис 5.3 Кривая связи объема и уровня водохранилища

Для расчета колебаний уровней в нижнем бьефе необходимо
использовать кривую связи расходов и уровней в нижнем бьефе ГЭС
УНБ = ^^) (рис.5.4)

Если нижним бьефом ГЭС является море, то дополнительно
устанавливается зависимость уровней нижнего бьефа от уровней в
море при различных расходах ГЭС (рис. 5.5)
yHE = f(Q^HCM)

где: Нсм = fcM(F) - кривая продолжительности стояния уровней моря,
м; Р - обеспеченность стояния уровней моря, %.

Рис. 5.4 Кривые зависимости уровней нижнего бьефа Морской ГЭС
от уровней в Кемской губе при различных расходах ГЭС

Рис. 5.5 Кривые продолжительности стояния уровня в Кемской губе
за 1920-1965 гг.

Изменение КПД гидротурбины в режиме аккумулирования
определяется эксплуатационной характеристикой (5.6)


где: Н - напор;	- мощность ГЭС;	- расход ГЭС.

Рис. 5.6 Эксплуатационная характеристика ПЛ-ГК-600

Для того чтобы определить потери при регулировании в режиме
аккумулирования и эффективность аккумулирования, необходимо
рассчитать выработку ГЭС без участия СВИЭ.

В общем виде выработка ГЭС вычисляется как:

Эгэс J ^гэс(О

<

Я(0 = УВБф - УНБ(Ь)
УКБ(1) - УВБ(увдх(1))
УНБЦ) = УЖСС^СО)
ЪХО = fM) + j(Qn(t) - Q^(t))dt
где УВБ0 - начальный уровень верхнего бьефа;

Как видно из системы уравнений исходной зависимостью для
расчета выработки ГЭС является Q^it) - график расходов воды
пропускаемой через ГЭС. Для водохранилища, обеспечивающего
суточное, недельное, месячное, годичное и многолетнее
регулирование, это зарегулированный расход, определяемый
зарегулированной мощностью:

Qi

где: QpeeCt) - график зарегулированных расходов ГЭС.

В случае, если объем водохранилища недостаточен для

суточного регулирования стока, но является достаточным для
аккумулирования энергии ВИЭ, тогда Q^t) = Qn(t) и УВБ = const

На практике Q^(t) задается в табличном виде и задача
определения выработки ГЭС решается дискретно:

На рис. 5.7 показан график выработки энергии ГЭС для случая,
если энергокомплекс состоит только из одного участника - ГЭС.
Мощность, МВт

Часы

Рис. 5.7 Выработка Морской ГЭС на р. Кемь без участия Морской ВЭС

Для расчета объема воды, необходимого для аккумулирования
другого источника, необходимо установить хронологический цэафик
изменения поступления этого возобновляемого источника энергии:
(рис.5.8-5.9)

Рис. 5.8 Годовой ход скорости ветра на площадке Морской ВЭС
t, часы

Рис. 5.9 Суточный ход скорости ветра на площадке Морской ВЭС

Мощность установки на базе ВИЭ Мвиэ определяется по
характеристике отдачи мощности установки (рис.5.10), для ВЭС это

^ВЭУ fxoM

С учетом хронологического изменения поступления ВИЭ мощность

установки так же меняется во времени:

МувИэСФ ~ fxoM(^виэ(О)

Выработка установки составит:

Эувлэ = I NSff3(t)dt
При этом выработка станции ВИЭ в течении определенного
временного промежутка (рис. 5.11) рассчитывается как:

часы

Рис. 5.11 Суточная выработка Морской ВЭС в ноябре (пуст = 6)

Графики характерных нагрузок = fH(t) определяют
динамику изменений режимов работы энергокомплекса, при которых
подстраивается выдача энергии под требуемую, а также задают
требуемую мощность станции ВИЭ для полного покрытия нагрузки
(рис.5.12)

часы

Рис. 5.12 Нагрузка энергосистемы (ноябрь)
^нагр J нагр
9	— 9

_ ^нагр ^гэс
Пуст — q

^увиэ

Расчет выработки энергокомплекса и потерь регулирования в

режиме аккумулирования определяется выражением

г УВБ(& = УВБ(увМ)
VHE(t) = УНБ[р^У)
H(t) = УВБ(Б) - VHE(t)

(ЛэДг; нм-пЮ-д

W0 = иСУВБо) 4-	- Q£W)<tt

О < ^(t) <

l УМО < УВБ(1) « ФПУ

Обобщенный алгоритм решения данной задачи можно представить в

следующем виде:
На рис. 5.13-5.14 показаны графики выработки энергии в режиме
аккумулирования энергии Морской ВЭС.

20

£ 16
S
£ 12
U
§ 8
3
о

S 4

О

О	5	10	15	20

часы

Рис. 5.13 Выработка Морской ГЭС в режиме аккумулирования
энергии Морской ВЭС.

часы

Рис. 5.14 Выработка энергокомплекса Морская ГЭС-Морская ВЭС с
гидравлическим аккумулированием энергии

КПД регулирования рассчитывается для одного или нескольких
циклов аккумулирования ТЦ5 при котором в начале периода tH
аккумулирования и в конце tK уровни в водохранилище совпадают
(рис. 5.15):

_ (‘•(NacU) + Ncm(t)

Рис. 5.15 Колебания уровня верхнего бьефа в цикле
аккумулирования энергии

КПД регулирования зависит от соотношения параметров
водохранилища, мощности участников энергокомплекса и нагрузки
системы. При оптимизации параметров энергокомплекса КПД
регулирования может составлять 98-99%

При = 99%	, Т]пурб = 93%	, Пгеи = 98% кпд

гидравлического аккумулирования составит г]^к = 90%

Алгоритм определения параметров и режимов работы
энергокомплекса ГЭС-ВЭС с гидравлическим аккумулированием

При определении оптимальных параметров и режимов работы
энергокомплекса, важнейшую роль играет полезный объем
водохранилища ГЭС, который возможно использовать для
аккумулирования энергии ВЭС.
5.2.	РАБОТА ЭНЕРГОКОМПЛЕКСА В СОСТАВЕ ВЕТРОВОЙ И
ГИДРОАККУМУЛИРУЮЩЕЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

При снабжении электроэнергией локальных потребителей
энергетические составные части комплекса в составе ветровой и
гидроаккумулирующей электростанций могут работать как по
последовательной, так и по параллельной схеме.

В первом случае ВЭС все время работает только на насосные
агрегаты ГАЭС, закачивающие воду в верхний бассейн. Работа же
последней в генераторном режиме обеспечивает энергией
потребителей в соответствии с их графиком потребления (рис. 5.16).
Такая последовательная схема может быть оправдана при
предъявлении потребителем очень высоких требований к качеству
электроэнергии, которые могут быть обеспечены
гидроэлектрическими агрегатами. Схема будет целесообразной и
весьма эффективной для ГАЭС с неполной высотой подкачки, когда
насосные агрегаты располагаются отдельно и имеет меньший напор,
чем турбинные.

Во втором случае ВЭС при наличии ветра снабжает
электроэнергией непосредственно потребителя, а при уменьшении
ветрового потенциала недостающую мощность потребитель получает
от генераторов ГАЭС (рис. 5.17). Здесь энергоустановки могут
работать параллельно. При этом подкачка (или закачка) воды в
аккумулирующий водоем производится при наличии излишков
энергии ветра за счет включения обратимых агрегатов ГАЭС в
насосный режим.

На схемах (рис. 5.16 и 5.17) приняты следующие обозначения: Э
- общая выработка электроэнергии на ВЭС за расчетный период; Эп -
потребляемая энергия от ВЭС; Эз - энергия, направляемая на заряд
ГАЭС; Эт1, Эт2, ... - энергия, поступающая от ГАЭС потребителям;
П1,П2,... Пп - категории потребителей.

Параметры энергетического комплекса определяются
параметрами его основных составных энергетических частей.
Особенности ГАЭС и ВЭС от других типов электростанций, а
также учет местных условий их сооружения, требуют при
проектировании особых подходов к выбору их оптимальных
параметров.

К основным параметрам ГАЭС относятся установленная
мощность оборудования в насосном (Nh) и турбинном (Nt) режимах
и полезная емкость аккумулирующего бассейна (V). Эти параметры,
по существу, определяют стоимость строительства ГАЭС в целом и
величину ее хозяйственного эффекта.

Напор ГАЭС является в большей степени технической
характеристикой, определяемой местными условиями, и в отличие от
ГЭС, для которых необходимо экономическое обоснование НПУ и
расчетного nanoja, не является параметром, требующим
специального экономического обоснования. Для конкретной
площадки возможного размещения ГАЭС должен приниматься
максимально возможный по природным условиям статический напор.
Расчетный напор для ГАЭС целиком определяется требованиями
энергосистемы к участию ГАЭС в покрытии графика электрических
нагрузок.

Рис. 5.16. Схема электроснабжения потребителей с использованием
энергокомплекса ВЭС-ГАЭС при последовательной работе
Потребители энергии

Рис. 5.17. Схема электроснабжения потребителей с использованием
энергокомплекса ВЭС-ГАЭС при параллельной работе

При экономическом обосновании основных параметров ГАЭС
большое значение имеет анализ возможности увеличения емкости
аккумулирующего бассейна, а, следовательно, и установленной на
ГАЭС мощности. Расчет включает в себя определение
энергетического эффекта ГАЭС, выявление энергетических
характеристик альтернативного варианта, сопоставление затрат,
связанных со строительством и эксплуатацией ГАЭС, с
соответствующими затратами альтернативного варианта.

В общем случае емкость аккумулирующего бассейна включает в
себя:

где Угр - емкость для покрытия графика среднечасовых нагрузок;
V ~ ^ля покрытия внутричасовых колебаний нагрузки; Vn - для
участия в подхвате нагрузки при ее подъеме и спаде; Vae — для
несения функций аварийного резерва.
Следует отметить, что при выборе параметров бассейна
необходимо учитывать затраты на природоохранные мероприятия, а
также - на оплату отчуждаемой территории.

При выборе оптимальных параметров бассейнов ГАЭС в
комплексе, например с атомной электростанцией, кроме
энергетического, должен учитываться водохозяйственный и
экологический эффекты. Водохозяйственный эффект обеспечивается
в возможности создания общей системы водоснабжения, а
природоохранный эффект - за счет снижения парниковых и вредных
выбросов при выработке энергии ГАЭС.

Важным вопросом при обосновании параметров ГАЭС является
выбор геометрических параметров водоподводящих и отводящих
элементов проточной части, которые сильно влияют на КПД блока в
турбинной и насосном режимах, и, соответственно, на стоимость
электроэнергии в турбинном и насосном режимах. Наиболее
достоверные данные о значениях потерь энергии в элементах
проточного тракта ГАЭС можно определить только в результате
модельных гидравлических исследований.

К основным параметрам ВЭС относятся выработка
электроэнергии и мощность станции, выработка и мощность
применяемых ветровых установок, диаметр ветроколеса, высота оси
ветроколеса над поверхностью земли.

При выборе параметров ветроэнергетических установок исходят
из формулы мощности:

з

N =	(5.1)

где CN - коэффициент использования ветровой энергии
ветроколссом; у - общий КПД преобразования механической энергии
ветроколеса в электрическую; со ~ площадь осевого сечения,
ометаемого лопастями ветроколеса; р - плотность воздуха; v -
скорость ветра.
Таким образом, если задана необходимая мощность ВЭУ и
известна расчетная скорость ветра, то из (5.1) подсчитываются
необходимые размеры ветроколеса.

Однако чаще всего расчеты по выбору параметров
выполняются в иной последовательности. В нашей стране и за
рубежом уже созданы и выпускаются серийно различные типы
ВЭУ, имеющие оптимизированные геометрические параметры и
предназначаемые для работы в тех или иных районах с разным
ветровым потенциалом. Их энергетические характеристики
известны. В частности, мощность ВЭУ равна:

У = 0прии^рт„
^ = Дu)пpиpnи
N^NB3y прии^

Выработка электроэнергии одной ВЭУ за некоторый
расчетный период времени Т подсчитывается как

S^T-N^N'.f^dp

Р-0

где N' - мощность ВЭУ в относительных единицах:

100

а выражение jN'-f(p)dp - представляет собой интегральную
р=о

обеспеченность относительной мощности ветроагрегата.

Как видим, выработка электроэнергии ветроагрегатом
зависит как от установленной мощности самого ВЭУ, так и вида и
полноты графика обеспеченности мощности, которая в свою
очередь существенным образом определяется характеристиками
скорости ветра в районе ветроколеса. Отсюда следует важный
вывод: увеличив скорость ветра в зоне ветроколеса можно
значительно повысить выработку электроэнергии.
При работе ВЭС и ГАЭС в комплексе важной проблемой
является согласованный выбор и обоснование основных параметров,
рассмотренных выше, обеспечивающих наилучший режим работы
составных энергетических частей комплексной установки и более
полное их использование. При этом меняются целевые функции. В
частности, параметры аккумулирующего бассейна должны не только
обеспечивать гидравлической энергией работу турбин в соответствии
с заданным графиком электропотребления, но и давать возможность
покрывать возможную недопоставку потребителям электрической
энергии от ветроагрегатов в периоды ветровых затиший.

Емкость бассейна ГАЭС должна быть такова, чтобы
обеспечивать регулирующую функцию энергокомплекса. Для этого
необходимо в каждый момент знать соотношение производимой и
потребляемой энергии. Уравнение баланса мощности записывается в
виде:

= PHi

где PHi - нагрузка в Ли период; Рж - мощность, выдаваемая
энергокомплексом.

При работе возможны следующие случаи:

1)	/• < 0 Имеется избыток мощности, которая направляется для
ее аккумулирования;

2)	7} > 0 Имеется недостаток мощности. Тогда, если:

а)	- nffai “ ^min )? то требуемая нагрузка обеспечивается
заснет работы аккумулирующей системы в генераторном режиме, для
которой уравнение разряда будет иметь вид:

р
Р - Р --L
1 ш+1

п

б)	Pi > n(Pai -	), то в данный период требуемая нагрузка не

может быть удовлетворена энергокомплексом, поскольку
аккумулирующая система разряжена. Потребитель энергии ее не
получает (наблюдается перерыв в энергоснабжении).
Рассмотрим вопросы выбора параметров для двух схем,
приведенных выше, подробнее. В первой из них установленная
генераторная мощность ГАЭС определяется максимальной нагрузкой
потребителей:

= ^HYU2iX

Количество агрегатов z, используемых в турбинном режиме, и
их мощности выбираются на основании экономического анализа из
условия:

Nr=z-NT

Исходя из мощности одного агрегата, его основные параметры
подсчитываются по известным методикам в зависимости от
имеющегося напора.

Определим объем электроэнергии, поставляемой потребителю
за период времени Т. Эта величина, конечно же, определяется
требованиями потребителя к энергоснабжению. В общем случае, эти
требования выражаются графиком суточного потребления. Однако в
данном рассматриваемом случае такие сведения не являются
необходимыми. Дело в том, что основным источником энергии
является ВЭС. Мощность ее ветроагрегатов зависит от наличия ветра
и его скоростных характеристик. При этом энергетические ветровые
затишья могут длиться несколько суток. Например, в Среднем
Поволжье скорости ветра менее 4 м/с наблюдались
продолжительностью до 8-12 суток. В связи с этим, суточный
интервал времени Т или еще меньшее значение, например, один час,
не дадут необходимой информации,

Для ВЭС выработку электроэнергии достаточно точно можно
определить на основании объема поступающего ветрового
потенциала за период средней продолжительности. Наиболее
целесообразным интервалом, на наш взгляд, является сезон (три
месяца). Анализ, выполненный на основании данных 10-летнего
наблюдения, показал, что объем энергии ветра за один сезон из года в
год практически не меняется. Сезонные же потенциалы могут
изменяться. Таким образом, для определения выработки
электроэнергии ГАЭС за период Т, равный трем месяцам, достаточно
задать среднесуточную нагрузку посезонно. Тогда энергия,
вырабатываемая на ГАЭС за сезон, необходимая потребителям, будет
равна:

3T=Ncp-T

где Т- расчетный период времени, час.

Полученная величина не означает, что объем аккумулирующего
водоема должен соответствовать Эг. Выбор полезного объема ГАЭС
должен решаться на основании технико-экономического расчета.
Этот вопрос рассмотрен ниже в настоящей работе.

Для того, чтобы энергия Эт поступила потребителю,
необходима энергия заряда . Величины эти взаимосвязаны:

эт =т/а эз

где 7в- КПД аккумулирования.

Насосное оборудование ГАЭС рекомендуется подбирать из
условия обеспечения Э3. При этом может быть использовано
уравнение баланса нагрузки в виде:
т

Ncp-T = 4a-

/-0

где # - среднесуточная мощность ГАЭС в генераторном режиме; Т

т

- рассматриваемый период времени; jNHtdl- мощность ГАЭС в
/=о

насосном режиме в Z-й момент времени; интегральное выражение -
потребление энергии насосами Э3 (энергия заряда) за период Т.

Далее, объем потребления энергии насосами должен быть
обеспечен выработкой ветроагрегатами ВЭС. Если потерями в сетях
пренебречь и не учитывать потребление электроэнергии на
собственные нужды, то получим:
э3 = Эвэс

Зная Эвэс, и выработку электроэнергии одной ВЭУ в период Т,
определяется количество необходимых ВЭУ для данных условий.

При этом рекомендуется рассмотреть несколько вариантов,
отличающихся количеством ВЭУ; их типом, и, следовательно,
рабочими характеристиками и удельными капиталовложениями; а
также расположением их на местности. Все варианты должны
удовлетворять условию:

т

Э =Zy j7Vn at = const

/=о

т

тдр i-номер рассматриваемого варианта; ^N&3Adt- выработка
/=о

электроэнергии одной ВЭУ в /-м варианте.

Установленная мощность ВЭС может быть определена из
следующих соображений. Для принятой ВЭУ и местных ветровых
условий рассчитывается и строится кривая обеспеченности мощности
(см. пример в гл. 3). По полученным данным подсчитывается
выработка энергии Э] и коэффициент использования установленной
мощности KN . Далее, определяется установленная мощность ВЭС по
формуле:

ъВЭС

NB3C _______

KN

Соответственно, число агрегатов

дгВЭС

Недостаток рассмотренной первой схемы электроснабжения
комплексом - в больших удельных капитальных вложениях,
поскольку ГАЭС должна иметь отдельное, независимое друг от друга,
турбинное и насосное оборудование. Положительный фактор -
высокие КПД как для турбинных, так и для насосных агрегатов.
Во второй схеме возможно непосредственное снабжение
потребителей электроэнергией, вырабатываемой ВЭС. При этом
ГАЭС целесообразнее оборудовать обратимыми агрегатами. Конечно,
такие машины будут иметь меньший общий КПД аккумулирования,
однако такое объединение обеспечит снижение удельных
капиталовложений по комплексу. Тогда, при уменьшении ветрового
потенциала недостающую мощность потребитель получает от
агрегатов ГАЭС, работающих в генераторном режиме, а при
увеличении ветрового потенциала, излишки энергии,
вырабатываемые на ВЭС, направляются на агрегаты, включаемые в
насосный режим для подкачки (или закачки) воды в аккумулирующий
водоем.

Поскольку ГАЭС в периоды ветровых затиший должна
полностью обеспечивать нагрузку потребителя, то основные ее
параметры должны определяться аналогично первой схеме.
Исходными данными для расчета являются также максимальная
/я max и среднесуточная Рм мощности потребителя. По первому из
этих параметров определяется установленная мощность ГАЭС в
генераторном режиме Nr, число агрегатов и их единичные мощности.

По второй мощности ) вычисляется энергия потребления
Эп за расчетный период Т:

Г/ = РЯ9-Т

Отметим, что в некоторых условиях мощности насосного
оборудования ГАЭС, обеспечиваемого за счет установленных
обратимых гидроагрегатов, может оказаться недостаточной. В этом
случае, общая мощность дополнительно размещаемых насосов на
ГАЭС будет равна

Этр

Нддо пат

где Ydd - энергия, требуемая при закачке воды в аккумулирующий
водоем ГАЭС для обеспечения электроэнергией потребителя во время
ветровых затиший; Эв - возможное по техническим условиям
максимальное энергопотребление обратимыми агрегатами ГАЭС,
работающими в насосном режиме за расчетный период Т.

Исходя из определяется число чисто насосных агрегатов,
размещаемых дополнительно на ГАЭС, и их единичные мощности.

Выбор параметров ВЭС - более сложная задача. Выработка
электроэнергии на ней Эвэс должна в течение расчетного периода Т
частично обеспечить энергией потребителя в объеме Э^эси заряд
ГАЭС - Э3, необходимый для работы ГАЭС в турбинном режиме Эт
с целью энергоснабжения потребителя в периоды ветровых
энергетических затиший. Причем, без учета потерь:

Эвэс =ЭпЭС +Э3

Q Q ВЭС [
— >Jij “г 477

В дифференциальном виде уравнение баланса можно записать в
виде:

т	т

Эп= f N?xdt + \N^3Cdt
/=0	Г-0

где N^3C - мощность, выдаваемая ВЭС в момент времени t; N™3C -
мощность, выдаваемая ГАЭС в турбинном режиме в момент времени
/.

Второе слагаемое - общая выработка энергии ГАЭС в периоды
затиший Эт должна определяться исходя из обеспеченности
ветровых затиший в данном районе совместно с экономическими
расчетами по обоснованию объема аккумулирующего водоема. Этот
вопрос рассмотрен подробно в следующем параграфе настоящей
работы.

Если эта величина уже определена, то, с учетом выше
приведенных выражений, необходимая выработка энергии на ВЭС
должна быть равной
Эвэс =ЭП+ЭТ(— -1)
(7а

Далее, по вычисленной Эвэс, производится выбор
ветроагрегатов по методике, изложенной выше для первой схемы.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1.	Гидроэнергетические установки / Под ред. Д.С. Щавелева. — Л.:
Энергоатомиздат, 1981.

2.	Использование водной энергии / Под ред. Ю.С. Васильева. — М.:
Энергоатомиздат, 1995.

3.	Михайлов Л.П. Малая гидроэнергетика: учеб, пособие / Л.П.
Михайлов, Б.Н. Федельман, Т.К. Марканова [и др]. — М.:
Энергоатомиздат, 1989.

4.	Грилихес В.А. Солнечные космические энергостанции: учеб,
пособие / В.А. Грилихес. —Л.: Наука, 1986.

5.	Справочник по климату СССР. — Л.: Гидрометеоиздат, 1976.

6.	Борисенко М.М. Вертикальные профили ветра и температуры в
нижних слоях атмосферы: труды ГГО им. Воейкова, вып. 320,
1974.

7.	Васильев Ю.С. Возобновляемые источники энергии и
гидроаккумулирование: учебное пособие / Васильев Ю.С.,
Елистратов В.В [и др] — СПб.: Изд-во Политехи, ун-та, 1995.

8.	Гидроэнергетическое и вспомогательное оборудование
гидроэлектростанций: справ, издание / под ред. Ю.С. Васильева.
— М.: Энергоатомиздат, 1990.

9.	Васильев Ю.С. Физическое моделирование гидравлических
процессов в элементах ГЭС и крупных НС. Математическое
моделирование гидравлических процессов при исследовании
крупных гидроузлов: тез. научно-техн, совещ. / Васильев Ю.С.,
Беляев С.Г., Саморуков И.С. [и др] —Дивногорск: Л., 1989.

10.	Карелин	В.Я.	Сооружения и оборудование малых

электростанций: учеб, пособие / В.Я. Карелин, В.В. Волшанник.
— М., 1986.

11.	Астахов Ю.Н. Накопители энергии в электрических системах:
учеб, пособие / Ю.Н. Астахов, В.А. Веников, А.Г. Тен-Газарян.
— М., Высшая школа, 1989.
12.	Бальзанников М.И. Выбор основных параметров
комплекса ВЭС-ГАЭС: тез. докл. обл. 58-й
научно- техн. конф. — Самара: СамГАСА, 2001.

13.	Солнечная энергетика.: учеб, пособие / В.И. Виссарионов [и др].
— М.: Издательский дом МЭИ, 2008. — 276 с.

14.	Сидоренко Г.И. Экономика установок нетрадиционных и
возобновляемых источников энергии. Технико-экономический
анализ: учеб, пособие / Г.И. Сидоренко, В.И. Пименов, И.Г.
Кудряшева; под общ. ред. В.В. Елистратова. — СПб.: Изд-во
Политехи, ун-та, 2008. — 248 с.

15.	Ресурсы и эффективность использования возобновляемых
источников энергии в России.: учеб, пособие / П.П. Безруких [и
др], — М.: Книга-Рента, 2008. — 128 с.

16.	Безруких П.П. Использование энергии ветра. Техника,
экономика, экология; учеб, пособие / П.П. Безруких. — М.:
Колос, 2008. — 196 с.

17.	Справочник по ресурсам возобновляемых источников энергии
России и местным видам топлива. Показатели по территориям:
справ, пособие / — М.: ИАЦ Энергия, 2007. — 272 с.

18.	Елистратов В.В. Солнечные энергоустановки. Оценка
солнечного излучения: учеб, пособие / Елистратов В.В.,
Грилихес В.А., Е.С. Аронова; под общ. ред. В.В. Елистратова.
— СПб.: Изд-во Политехи, ун-та, 2008. — 100 с.

19.	Елистратов В.В. Ветроустановки. Автономные ветроустановки
и комплексы: учеб, пособие / В.В. Елистратов, М.В. Кузнецов,
С.Е. Лыков. — СПб.: Изд-во Политехи, ун-та, 2008. — 100 с.

20.	Андреев А.Е. Гидроэлектростанции малой мощности: учеб,
пособие / А.Е. Андреев, Я.И. Бляшко, Л.И. Кубышкин; под общ.
ред. В.В. Елистратова. — СПб.: Изд-во Политехи, ун-та, 2007.
— 432 с.
ЕЛИСТРАТОВ Виктор Васильевич

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ

ВОЗОБНОВЛЯЕМОЙ ЭНЕРГИИ

Учебное пособие

Лицензия ЛР № 020593 от 07.08.97

Налоговая льгота — Общероссийский классификатор продукции
ОК 005-93, т. 2; 95 3005 — учебная литература

Подписано в печать 25.12.2008. Формат 60x84/16. Печать цифровая.

Усл. печ. л. 14,0. Уч.-изд. л. 14,0. Тираж 100. Заказ 3911b.

Отпечатано с готового оригинал-макета, предоставленного автором,
в Цифровом типографском центре Издательства Политехнического
университета.

195251, Санкт-Петербург, Политехническая ул., 29.

Тел.:(812)550-40-14

Тел./факс: (812) 297-57-76