Вятърната електроенергетика у нас

ЕнергетикаСтатииСп. Инженеринг ревю - брой 4, 2008

 

Технически тенденции в развитието на вятърни електроцентрали

За сравнително кратката си история вятърните електроцентрали се превърнаха в неизменна част от пейзажа на много райони от света - на сушата, по бреговете, в моретата и океаните. Макар и с по-бавни темпове, във ветровитите региони у нас също бяха изградени, в момента се строят и се демонстрират намерения за инвестиции във вятърни електроцентрали. В статията представяме информация за вятърния потенциал на страната ни, както и основни технически тенденции в развитието на ветрогенераторите. Оставяме встрани въпросите за основните етапи при реализацията на вятърни електроцентрали, както и възможностите за финансиране на проекти в областта на ветроенергетиката, с които ще ви запознаем в следващ брой на списание Инженеринг ревю.

Успешна интеграция към електроенергийната система

Ключов фактор за увеличаване на относителния дял на електроенергията, произведена от вятърни централи, е ефективната интеграция на изградените мощности към електроенергийната система. Изграждането на вятърни централи е свързано с редица технически, икономически и нормативни изисквания, които целят осигуряване на стабилност на общата електроенергийна система. С оглед успешно интегриране на вятърните централи към съответните електропреносни и електроразпределителни системи, е необходимо да се отчетат следните специфики на вятърната електроенергия:

l изходната мощност на вятърните ферми се променя в зависимост от атмосферните условия;

l голяма част от вятърните ферми се изграждат в региони, разположени в периферията на съществуващите разпределителни мрежи. Електроенергийните системи на повечето европейски страни са проектирани да пренасят електрическата енергия, генерирана от малък брой мощни електроцентрали в посока от центъра към периферията на мрежата;

l техническите характеристики на вятърните електропроизводствени мощности са различни от тези на конвенционалните електроцентрали;

l либерализацията на вътрешните и общоевропейския електроенергиен пазар, от една страна, и високите екологични изисквания - от друга, повишават интереса към по-малки електропроизводствени мощности.

Основен технически проблем, свързан с оползотворяване на вятърната енергия, е непостоянството в изходната мощност на вятърните централи. Резултатите от направени анализи показват, че изменението в изходната мощност на една вятърна турбина е незначително за период от няколко минути, докато изходната мощност на голяма вятърна ферма остава сравнително постоянна за часове. Днес усилено се работи в посока разработване и прилагане на автоматизирани системи, които на базата на метеорологичните прогнози и данните за състоянието на вятърната централа позволяват изготвянето на сравнително точни прогнози за изходната й мощност в бъдещ период от време.

У нас има райони със сериозен потенциал

Официален източник за оценка на вятърния потенциал на страната е проектът Техническа и икономическа оценка на възобновяемите енергийни източници в България, изпълнен по линия на програма Phare. В него се съдържа оценка на теоретичния потенциал на основните видове възобновяеми енергийни източници (ВЕИ), изготвена на база данните, получени от Института по метеорология и хидрология към Българска академия на науките. Наличните статистически данни обхващат период от над 30 години. На базата на тези данни (публикувани през 1982 г.) е съставена карта на вятърния потенциал (фиг. 1).

Териториално страната е разделена на четири зони. Счита се, че в две от зоните съществува сериозен потенциал за производството на вятърна електроенергия. Както е видно от фиг. 1, това са зоните със скорост на вятъра по-висока или равна на 5 до 7 m/s. Общата площ на зоните е 1430 km2. “Цитираните вятърни ресурси съдържат значителни количества енергия. Например, енергийният поток за области със скорост над 6 m/s е средно 500 W/m2. Като се вземе предвид общата площ с достатъчно висока скорост на вятъра, и при положение, че 10% от тази площ би могла да се използва за разполагане на вятърни турбини, общият потенциал на инсталираните вятърни мощности може да се изчисли на 484 MW. Това отговаря на 75 млн.тона нефтен еквивалент за една година”, коментират специалисти по темата.

България се разделя схематично на три зони

На базата на енергийния потенциал на вятърната енергия (средногодишна стойност, при измерване на ниво 10 m над земната повърхност) страната схематично се разделя на три зони. Съвременните вятърни турбини са с височина на пилона много по-голяма от 10 m, което налага потенциалът на вятъра да се определя при по-големи височини от повърхността на терена.

Зона А - зона на малкомащабната ветроенергетика. Характеризира се със средногодишна скорост 2 - 3 m/s и енергиен потенциал - 100 W/m2. Районът включва обширните равнинни части на страната (Дунавската равнина, Тракийската низина, Софийското поле, долините на реките Струма и Места и района на Предбалкана), където средната многогодишна скорост на вятъра като правило не превишава 2 м/сек. В зона А скоростта на вятъра е най-висока през зимата (февруари, март), а най-ниска през есента (септември, октомври). Добре е изразен денонощният ход на скоростта на вятъра, предвид наличието на характерната планинско-долинна циркулация в Предбалкана.

Зона В - зона на средномащабната ветроенергетика. Отличава се със средногодишна скорост по-висока от 3m/s и енергиен потенциал 100 - 200 W/m2. Вторият район обхваща части от страната, които са разположени на изток от линията Русе-Велико, Търново-Елхово и Дунавското крайбрежие, а така също откритите нископланински части с височина до около 1000 m, където средната многогодишна скорост на вятъра се изменя от 2 до 4 m/s. Годишният максимум на скоростта е през зимата (февруари, март), а денонощният през деня. Минималната скорост на вятъра е в края на лятото и началото на есента (август, септември). По Черноморското крайбрежие се наблюдава определено изместване в годишния ход на скоростта - максимумът е през февруари, а минимумът през юни, юли. По отношение на вдадените в морето части от сушата (на носовете), средната скорост на вятъра превишава 4 m/s.

Зона С - зона на високомащабната ветроенергетика. Характеризира се със средногодишна скорост по-голяма от 6 - 7 m/s и енергиен потенциал 200 W/m2. Третият район обединява откритите и обезлесени планински места с височина над 1000 m. Той се отличава с високи средни скорости на вятъра, значително превишаващи 4 m/s. Максимумът на скоростта тук е през зимата (февруари), а минимумът през лятото (август). Денонощният ход на скоростта би могъл да се проследи добре само в преходните сезони - максимумът е през нощта, а минимумът през деня.

Достъпен потенциал
на вятърната енергия

Средната скорост не е представителна величина за оценка на вятъра като енергиен източник. За тази цел се използва плътността на енергийния поток на вятъра. Плътността на енергията на вятъра е пропорционална на третия момент от статистическото разпределение и плътността на въздуха. Намаляването на плътността на въздуха с надморската височина изисква средната скорост на вятъра да се увеличи с около 3% на всеки 1000 m за постигане на същата енергийна плътност.

Ако се направи предположението, че коефициентът за ефективност на работата на вятърните турбините е равен на 0.35, годишните резервни ресурси на вятъра у нас се оценяват на 21 - 33 TWh. Превърнати в инсталирана мощност, тези ресурси могат да се приравнят на около 2400 - 3750 MW. На височина по-висока от 50 m над повърхността на земята вятърният потенциал е два пъти по-голям, отколкото на височина 10 m.

Разпределението на максималния вятърен потенциал е свързано с режима на вятъра в съответното място. Той варира през различните сезони. В таблица 1 е показан вятърният потенциал в зависимост от сезона в процент от средногодишния. От данните е видно, че в зона А около 60 - 70% от вятърния потенциал е наличен през зимата и пролетта, и около 30-40% през лятото и есента; в зона Б съответно е 60-65% през зимата и пролетта, и 35-40% през лятото и есента; в третата зона 65-70% от потенциала е през зимата и пролетта, и около 30-35% през лятото и есента.

Продължителността на вятъра, имащ скорост над 2 m/s през зимата и пролетта, е:

l около 2000 часа за зона А;

l приблизително 2300 - 2400 часа за зона Б;

l около 4000 часа за зона В.

През лятото и есента посочените стойности се намаляват с около 200 h.

Като се отчетат особеностите на релефа, необходимата инсталационна площ, фактът, че енергийният ресурс на вятъра не е равномерно разпределен през отделните сезони, а също така и че не е възможно монтирането на вятърни централи в силно урбанизирани зони, резервати, военни бази и други, е въведено понятието технически (достъпен) енергиен потенциал на вятърната енергия. В таблица 2 е показан достъпният потенциал в зависимост от класа на вятърната енергия. Клас 0-1 е характерен за района на Предбалкана, Западна Тракия и затворените за вятъра и силно нагънати части в долините на реките Струма и Места. От клас 2 се определя вятърната енергия от района на дунавското крайбрежие и Айтоското поле. Клас 3 е в сила за Добруджанското плато и средно високите части на планините. Клас 5-6 е характерен за черноморското крайбрежие и високите части на планините. Клас 7 е териториално обособен в района на нос Калиакра и нос Емине и билата на планинските възвишения по-високи от 2000 m. Най-високият клас 8 е характерен само за високопланинските върхове.

Конструктивно развитие на вятърните турбини

Въпреки непрекъснатото конструктивно усъвършенстване и сериозното развитие на техническите характеристики на вятърните турбини (ВТ), принципната им конструкция е претърпяла незначителни промени през последните десетилетия. Вятърните турбини функционират на базата на насочен срещу вятъра ротор, снабден с три работни лопатки. Турбината се активира посредством завъртане на работните лопатки в направление, съвпадащо с посоката на вятъра. Чрез нискооборотен търкалящ лагер с голям диаметър (при мощни турбини присъединителният размер на лагера достига няколко метра) роторът е монтиран върху вал, свързан към редуктор, който оптимизира оборотите на въртене, съобразно техническите специфики на генератора. Използваните днес редуктори са претърпели сериозно техническо развитие в сравнение с моделите, използвани през 80-те години на XX век. Все по-масово е приложението на генератори с директно задвижване, при които традиционно използваните зъбни редуктори не присъстват в конструкцията на турбината. Съвременните вятърни турбини са снабдени с аеродинамични ротори, задвижващи генератора директно. Използват се и различни хибридни решения, включително едностъпални редуктори и многополюсни генератори.

Преобладаваща част от съвременните вятърни турбини са оборудвани с четириполюсни генератори. При най-големите вятърни централи стъпката между роторните лопатки не е фиксирана, а се променя непрекъснато с цел усвояване на най-голямо количество вятърна енергия. Специални автоматични системи регулират непрекъснато стъпката на работните лопатки на ротора, което на практика осигурява работа на турбината при най-високата възможна скорост на вятъра, а следователно води до постигане и на най-голяма изходна мощност. Изграждането на високомощни вятърни турбини през последните години е възможно и благодарение на разработването на голямо габаритни подемно-транспортни машини, съобразени с тенденциите в развитието на вятърните електроенергийни мощности.

Най-често носещата конструкция на вятърните турбини представлява стоманен тръбен пилон (наричан още кула) с конусовиден краен сектор. Намират приложение и други типове пилони, включително с решетъчна конструкция. Височината на пилона се определя съобразно размера на вятърната турбина и конкретните атмосферни условия.

Непрекъснато се увеличава диаметърът на ротора

Основна тенденция в развитието на вятърните турбини е непрекъснато увеличаване на диаметъра на ротора. Анализът на статистическите данни показва, че с диаметъра на турбината нараства и изходната й мощност. Установено е, че диаметърът, или по-точно втората му степен, е определящ фактор за количеството на произведената електроенергия. От друга страна, максималната изходна мощност представлява основен фактор за изчисляване на поеманите от турбината товари. Оптимизирането на конструкцията на турбините е насочено в посока отработване на максимална част от вятърната енергия в приложения, характеризиращи се с ниска скорост на въздушните маси.

За вятърните централи от началото на 1990 г. изходната мощност на турбината се определя чрез зависимост, в която диаметърът на ротора D е на степен 2.4. Параметърът D2.4 е важен, тъй като с увеличаването на диаметъра на ротора нараства и височината на турбината. При конструкциите от последните години степенният показател е намален от 2.4 на около 2. Диаметърът на ротора и изходната мощност на турбината са основни показатели и при определяне цената на една вятърна централа.

Компромис между шума и цената на задвижването

Кръговата скорост на върховото сечение на роторната лопатка е резултат от скоростта на въртене на ротора и радиуса на работните лопатки. С увеличаване на кръговата скорост на върховото сечение на роторната лопатка рязко нараства и нивото на генерирания при работата на турбината шум. Следователно при избора на вятърна централа трябва да се има предвид, че турбините с висока кръгова скорост на върховото сечение на роторната лопатка са много по-шумни от по-нискооборотните модели. За дадена изходна мощност, при високи обороти на въртене на ротора, генерираният въртящ момент е по-нисък в сравнение с по-нискооборотните турбини. Посоченият факт обяснява по-високата цена на задвижващия механизъм при високооборотните турбини.

От казаното може да се направи изводът, че оптималният избор на вятърна турбина е свързан с компромис между генерирания шум и цената на задвижващия механизъм. За вятърни централи, изграждани върху твърда повърхност (т.нар. onshore турбини), шумът е в много по-голяма степен важен фактор при избора на турбина. Най-мощните вятърни централи в момента се разработват специално за т.нар. океански приложения (offshore турбини). Резултатите от направени проучвания, обхващащи техническите характеристики на вятърни турбини на различни производители, изграждани на сушата и в океана, показва, че последните имат кръгова скорост на върховото сечение на роторната лопатка по-висока с 10 до 30%.

Регулиране на стъпката на роторните лопатки

Сред дискутираните теми във вятърната електроенергийна индустрия се нарежда въпросът кой е по-оптималният вариант - да се регулира стъпката на роторните лопатки или откъсването на въздушен поток от тях. До средата на 90-те години на ХХ-век повечето вятърни турбини са с регулиране на откъсването на поток от лопатките. Днес за по-добро от конструктивна и функционална гледна точка се счита регулирането на стъпката на роторните лопатки. Сред основните причини е по-доброто качество на електроенергията при регулиране на стъпката на роторните лопатки. Допълнителен фактор, който допринася за по-широкото използване на регулатор на стъпката, вместо на откъсването на поток от лопатките, са приблизително еднаквите разходи за изпълнение на двете схеми. Разработени са конструкции, в които стъпката между всеки две лопатки на ротора се регулира независимо.

Променливи обороти
на въртене на ротора

Възможността вятърните турбини да работят с променлива скорост предлага редица предимства, сред които подобряване на съвместимостта им с електроенергийната система, редукция на товара, енергоспестяване и др. Днес само незначителна част от произвежданите вятърни турбини работят с постоянни обороти на въртене. За централите с мощност над 1 MW е задължително да поддържат различни обороти на въртене, макар и в тесен работен интервал.

На практика, работата на вятърната турбина с променливи обороти на въртене на ротора би могла да се реализира чрез широко разнообразие от технически решения. Системите с директно задвижване, например, предлагат възможност за работа в широк честотен работен интервал. При традиционно използваната концепция за работа на турбината с променлива скорост се използва зъбна предавка, посредством която генераторът се свързва към електрическата мрежа през електрически преобразувател. Електрическата енергия, произведена от вятърната централа, е с променлива честота, зависеща от скоростта на въртене на ротора. Преди да се подаде към мрежата, честотата на произведената електроенергия се преобразува до мрежовата. Използват се няколко конфигурации, базирани на синхронни или асинхронни генератори.

Дилемата
за височината
на турбината

За оптималния избор на височина на турбината трябва да се вземат под внимание две диаметрално противоположни тези. При първата, колкото по-голяма е височината на пилона, при толкова по-високи скорости на вятъра работи турбината, следователно генерира по-висока изходна мощност. Втората теза защитава становището, че за изграждане на по-високи вятърни централи се изискват по-големи инвестиции, които разпределени във времето компенсират постигането на по-висока изходна мощност на турбината. При най-големите турбини тенденцията е височината на пилона да е приблизително равна на диаметъра на ротора.

Все по-малка маса
на ротора

Себестойността на ротора се изчислява на около 20% от цената на цялата вятърна турбина. Сред насоките в развитието на вятърните турбини е разработване на конструкции ротори с по-малка маса и площ, което важи с особена сила за най-големогабаритните вятърни централи. Ако вътрешните усилия в лопатката се запазват постоянни с увеличаването на габаритите, действащите върху работното колело товари и изискваната якост ще се увеличат със стойност, съответстваща на D3. Следователно, при подобни като геометрия работни лопатки е възможно при даден материал масата на лопатката да се увеличи също с D3. При въртенето на роторните лопатки, върху тях действат и силите, породени от собственото им тегло, което може да доведе до прекомерното им огъване, в случай че използваният материал е неподходящ за конкретното приложение.

Също така при по-висока кръгова скорост на върховото сечение на роторните лопатки при големогабаритните океански вятърни турбини е необходимо да се увеличи гъвкавостта на лопатките. Обикновено се постига чрез намаляване на дебелината им. Трябва да се има предвид, че намаляването на общата площ на работната лопатка би могло да доведе до редуциране на масата й, в случай че използваните материали са с висока якост. Техническо предизвикателство е съществуващата тенденция към намаляване на масата на ротора да се запази, ако роторите продължават да увеличават габаритните си размери.




Top