"Новости Электротехники №3(21)"Малая и нетрадиционная энергетика России

< Предыдущая ] [ Следующая >

Журнал №3(21) 2003

Малая и нетрадиционная энергетика России

Игорь Усачев, Борис Историк, Юрий Шполянский, Михаил Лунаци ОАО «НИИ Энергетических Сооружений» РАО «ЕЭС России»

Всего 150-200 лет назад население земного шара использовало лишь возобновляемые и экологически безопасные источники энергии: потоки воды рек и морских приливов (водяные колеса), ветер (мельницы, паруса), дрова, торф и отходы сельского хозяйства для отопления. Бурное промышленное развитие человечества в XX веке привело к сверхинтенсивному освоению топливной и атомной энергетики, стремительному истощению углеродных ископаемых, постоянно возрастающей опасности радиоактивного заражения и парниковому эффекту земной атмосферы. В связи с этим на пороге XXI века пришлось снова обратиться к безопасным и возобновляемым энергетическим источникам: ветровой, солнечной, геотермальной, приливной энергии, а также к энергии биомасс растительного и животного мира.
На основе впечатляющих достижений науки и техники в настоящее время проектируются и вводятся в эксплуатацию новые нетрадиционные энергетические установки: приливные электростанции (ПЭС), ветровые энергетические установки (ВЭУ), геотермальные электростанции (ГеоТЭС), солнечные электростанции (СЭС), волновые энергетические установки (ВлЭУ), морские электростанции на месторождениях газа (КЭС).

Экспериментальная приливная электростанция - Кислогубская ПЭС на Баренцевом море

ЭНЕРГИЯ МОРСКИХ ПРИЛИВОВ
Технически обоснованный уровень использования приливной энергии мирового океана в 120 изученных створах оценивается в 800 ГВт при выработке 2000 ТВт·ч/год, что может обеспечить до 13,5% современного мирового потребления энергии [1].
В настоящее время в мире эксплуатируются 10 приливных электростанций: промышленная «Ранс» во Франции, экспериментальные – «Кислогубская» в России (рис.1) и «Аннаполис» в Канаде и семь малых ПЭС в Китае. В последние десятилетия разработаны проекты крупных ПЭС «Северн» в Англии (8,6 ГВт), «Кемберленд» (1,15 ГВт) и «Кобекуид» (4,03 ГВт) в Канаде, ведутся проектные работы по ПЭС в Южной Корее, Австралии, Индии, Аргентине.
Запасы энергии приливов в России оценивают в 120 ГВт при выработке 270 ТВт·ч/год. В европейской части энергия приливов сконцентрирована в Мезенском заливе Белого моря (200 км от Архангельска), где можно построить ПЭС мощностью до 19,2 ГВт с выработкой 52 ТВт·ч/год. Причем в этом регионе нет источников возобновляемой энергии, альтернативных Мезенской ПЭС. На Дальнем Востоке энергия приливов сосредоточена на побережье Охотского моря в Тугурском заливе (300 км от Комсомольска-на-Амуре), где спроектирована ПЭС на 8 ГВт при выработке 20 ТВт·ч/год, и в Пенжинском заливе, где можно построить ПЭС с фантастической на сегодня мощностью – 87 ГВт с выработкой 190 ТВт·ч /год.
Преимущества приливной энергии – в ее возобновляемости и постоянстве в каждом месяце (в отличие от речной энергии, резко уменьшающейся в маловодные годы), а также в безопасности, так как нет угрозы волны прорыва, образующейся при повреждении плотины ГЭС, нет выбросов ТЭС и радиационной опасности АЭС. [2]. Особенности такой энергии – в ее концентрации на локальных участках побережий с высокими приливами и ее дискретности в течение суток и месяца. До сих пор сооружение ПЭС сдерживалось высокой капиталоемкостью традиционного способа строительства за перемычками и необходимостью изготовления большого количества осевых гидроагрегатов на специализированных турбинных заводах (табл. 1). Однако сейчас отечественной наукой уже разработаны новые решения, позволяющие широко использовать приливную энергию.

Табл. 1. Стоимость сооружения ПЭС и ГЭС

Название, страна (мощность - млн.кВт, выработка - млрд кВт·ч/год)	Тип гидроагрегата, D колеса в м	Стадия, год	Удельные капиталовложения
	Тип гидроагрегата, D колеса в м	Стадия, год	Валюта (год)*	на 1 кВт	на 1 кВт·ч
Ранс, Франция (0,24; 0,5)	Капсульный «Нейрпик», 5,3	Работает с 1996 г.	Франк (1967)	2000 (58%-оборуд., 28%-сооруж., 14%- перемычка)	18,5 сантим (эксплуат. в 1995) при: 22,6 на ГЭС; 34,2 на ТЭС; 26,1 на АЭС
Кислогубская, Россия (0,0004; 0,012)	Капсульный «Нейрпик», 3,3	Работает с 1968 г.	Рубль (1968)	12500	—
Аннаполис, Канада (0,020; 0,03)	«Страфло», 7,6	Работает с 1984 г.	Доллар Канада (1984)	2800	—
Северн, Англия (8,64;17,0)	Капсульный, 9,1	Проект 1989 г.	Фунт ст. (1986)	958	0,49
Мерсей, Англия (0,7; 1,4)	Горизонтальный «Эшер-Висс», 8,0	Проект 1991 г.	Фунт ст. (1991)	1380	0,69
Тугурская, Россия (8,0; 19,5)	Горизонтальный «Эшер-Висс», 10,0	Проект 1996 г.	USD (1999)	1055	0,21
Мезенская, Россия (11,4; 38,9)	Ортогональный, 10,0	Материалы к ТЭО 2002	USD (2002)	~800	~0,19
Средне-Учурская, Россия (3,17; 17,2)	Вертикальный, 6,0	ТЭО 1989 г.	USD (1991)	1316	0,28
Гилюйская, Россия (0,46; 1,15)	Вертикальный, 5,6	Проект 1989 г.	USD (1991)	1587	0,63
Иоканьгская, Россия (0,138; 0,7)	Вертикальный	Проект 1985 г.	USD (1991)	4638	0,91
Туруханская, Россия (12,0; 46,0)	Вертикальный	ТЭО 1988	USD (1992)	1230	—

*) Используя данные Министерства иностранных дел РФ, возможно привести в соответствие денежные единицы разных стран к единой валюте по нынешнему курсу.

Факторы, снижающие капиталоемкость сооружения ПЭС

Наплавной способ строительства
В последние десятилетия ХХ века, после успешного возведения Кислогубской ПЭС – первого объекта в энергетике, выполненного этим методом, начался бум его применения почти во всех сферах морской строительной индустрии. Способ позволил на 33-45% снизить капитальные вложения в строительство по сравнению с традиционным устройством котлована под защитой грунтовых перемычек. Так, снижение стоимости ПЭС при серийном изготовлении ее типовых наплавных блоков на судостроительных заводах может быть оценено до 50%. Применение наплавного способа для сооружения ПЭС позволяет приступить и к разработке уникального предложения: много-кратно увеличить срок эксплуатации АЭС прибрежного исполнения путем периодической замены наплавным способом на лизинговой основе модуля реакторных отделений (РО) [3]. Суть предложения состоит в отсоединении РО от АЭС, придании модулю плавучести с необходимой осадкой и транспортировке его по воде к месту утилизации или временного захоронения. На место отслужившего свой срок РО на правах лизинга (аренды) с отечественного завода также наплавным способом поставляется новое РО и включается в работу АЭС на срок аренды, после чего точно также снимается с работы, а на его место поставляется очередной блок. На 115 прибрежных АЭС во всем мире до 2010 г. заканчиваются разрешенные сроки эксплуатации РО. Применение описанного способа позволит в несколько раз увеличить срок эксплуатации АЭС.

Создание новой ортогональной гидротурбины

У данной турбины ось вращения располагается поперек потока. Она идеально приспособлена для двусторонней турбинной работы на ПЭС, так как не меняет направление вращения вала и характеристики при изменении направления течения воды по турбинному водоводу в результате чередования приливов и отливов. В сравнении с традиционной конструкцией капсульного горизонтального гидроагрегата (ПЭС «Ранс») эта турбина обладает более высокой пропускной способностью при холостом пропуске воды, что позволяет частично или полностью отказаться от применения на ПЭС водопропускных отверстий [4].
Снижение стоимости турбины достигается за счет простоты конструкции, меньшей металлоемкости и высокой технологичности в изготовлении. В этой связи появляется возможность изготовления ортогональных турбин на неспециализированных заводах общего машиностроения. Кроме того, сокращаются размеры здания электростанции (для Мезенской ПЭС протяженность здания с ортогональной турбиной вдоль потока 52 м, а с капсульной – 105 м) и упрощается конструкция отсасывающей трубы (нет лекальных поверхностей) (рис. 2).
В настоящее время опытно-промышлен-ный гидроагрегат с ортогональной турбиной диаметром 2,5 м изготовляется для установки в свободном водоводе Кислогубской ПЭС.
Применение ортогональных гидроагрегатов может почти в два раза сократить стоимость и сроки изготовления гидросилового оборудования ПЭС.

Конструкция ортогональной турбины

Использование ПЭС для получения водорода
Например, на Мезенской ПЭС при возможной мощности 19,2 ГВт., потребителем в 2015-2020 гг. может быть востребовано лишь 11,4 ГВт. Избыточная (7,8 ГВт) дискретная энергия ПЭС может быть использована для централизованного производства из воды водорода в объемах до сотен млн м³ в год, транспортировки его по существующим топливно-энергетическим трубопроводам для дальнейшего сжигания в топках ТЭС.
Сравнение традиционной передачи энергии по ЛЭП и водорода по топливным трубопроводам показывает, что при транспортировке энергии на расстояние более 200 км дешевле оказывается транспорт водорода.

Экологический эффект
Экологический эффект (на примере Мезенской ПЭС) заключается в предотвращении выброса 17,7 млн тонн углекислого газа (СО2) в год, что при стоимости компенсации выброса 1 тонны СО2 в 10 USD (данные Мировой энергетической конференции 1992 г.) может приносить России по формуле Киотского протокола ежегодный доход около 1,7 млрд USD. В настоящее время в Госдуме РФ готовится пакет законов по Киотскому протоколу, который предусматривает плату за превышение выброса углекислого газа свыше уровня 1990 г.

Ветроэнергетика

Ветроэнергетические установки в Московской области

Это одна из самых передовых и доступных с коммерческой точки зрения технологий среди возобновляемых источников энергии. Ветер – абсолютно естественный источник энергии без загрязнения и перспектив истощения. В последние годы ветроэнергетика характеризуется наибольшими темпами роста (рис. 3).
Самым большим спросом энергия ветра пользуется на рынках Дании, Германии, Испании, США. Подъем в области ветроэнергетики наблюдается также во многих развивающихся странах, включая Индию, Китай и страны Южной Америки.
Еще один важный момент. Ветер – это возобновляемый источник энергии, который, ко всему прочему, является еще и одним из самых дешевых из возобновляемых источников энергии. В отдельных регионах мира ветроэнергетика уже способна соревноваться с традиционной энергетикой, использующей привычные невозобновляемые виды ископаемого топлива (нефть, газ, уголь). Затраты на нее продолжают снижаться за счет совершенствования технологий и увеличения общего количества площадок.

Благодаря ряду экологических преимуществ ветроэнергетики, многие страны поддерживают развитие данных технологий на уровне правительственных дотаций. Их цель – поощрение развития этого сектора экономики, сокращение затрат на внедрение прогрессивных ветроэнергетических технологий и компенсация временного преимущества традиционных источников энергии. Происходит это, к примеру, через выделение государственных субсидий.
Хочется отметить, что для успешного развития ветроэнергетики особенно важной является поддержка на государственном уровне исследовательских и внедренческих инициатив, а также предоставление ветроэлектростанциям реальных возможностей рационального выхода в электрические сети общего пользования.

Ветроресурсы и спрос на электроэнергию
Общий объем ветроэнергетических ресурсов в мире, доступных техническому освоению, составляет 53 тыс. ТВт·ч/год (в том числе в России 10,6 тыс. ТВт·ч/год), что в 4 раза больше, чем современное (на 1998 г.) потребление электроэнергии во всем мире (ветроресурсы мира оценены в 1994 г. по М. Граббу и Н. Мейеру для скорости ветра свыше 5,1 м/с на высоте 10 метров) [5].
Ветроресурсы вряд ли когда-либо станут ограничивающим фактором в производстве электроэнергии ветроагрегатами. Даже при 10%-ном уровне выработки мирового электричества, который может быть достигнут ветроэнергетикой к 2020 г., большая часть ресурсов ветра останется попросту не использованной. В Европе ветроресурсы смогут обеспечить более 20% прогнозируемого спроса на электроэнергию в 2020 г. Электросети способны принимать от ветроагрегатов большие объемы неравномерно вырабатываемой электроэнергии. Датское правительство, к примеру, планирует к 2030 г. перевести 50 % выработки электроэнергии на ветроэнергетику. Однако в мире наиболее приемлемой долей ветроэнергетики в национальном энергопроизводстве принято считать 20%. В соответствии с прогнозами Международного агентства по энергетике (International Energy Agency), потребление электроэнергии при существующем способе ведения хозяйства к 2020 г. увеличится в два раза. Такой рост означает, что для обеспечения 10% мирового спроса на электроэнергию через 20 лет нужно будет производить 2500-3000 ТВт·ч электроэнергии в год. [5]
Производство энергии за счет ветра возрастает на 20% ежегодно и в 2003 г. в итоге составит 33 400 МВт установленной мощности по всему миру. Для того чтобы достичь доли в 10% от общего производства электроэнергии к 2010 г., необходим 30% ежегодный рост с 2004 г., который в итоге должен привести к показателю в 181 000 МВт установленной мощности. Начиная с 2010 г. прогнозируемый 20% рост приведет к общему показателю в 1,2 млн МВт установленной мощности к концу 2020 г.
Таким образом, за счет энергии ветра будет производиться 2966 ТВт·ч электроэнергии в год, что составит 10,85% от прогнозируемого мирового потребления [5].
К 2040 г. энергия ветра может обеспечивать более 20% мировой потребности в электроэнергии.
Для достижения 10% доли ветроэнергетики в мировом производстве электроэнергии необходимы ежегодные инвестиции с 5 млрд USD до 78 млрд USDк 2020 г. Эти цифры – лишь небольшая доля ежегодных инвестиций в мировую энергетику, которые в последние годы составляли в среднем 170-200 млрд USD в год. [5]
Выгоды ветроэнергетики очевидны. Затраты на возведение и эксплуатацию ветроагрегатов значительно упали. Например, в Дании с 1981 по 1995 гг. эти затраты снизились на 66 %. На сегодня основная доля приходится на ВЭУ мощностью в десятки и сотни киловатт, но расширяется производство ВЭУ и мегаваттного класса (таблица 2). Экономические показатели ВЭУ и ТЭС сравнялись. В США ставится задача снизить стоимость ветровой энергии до 2,5 центов/Вт.ч (таблица 3). Расходы на техническое обустройство места расположения ВЭУ (фундаменты, строения, дороги, сети) достигают 30-40% стоимости собственно ВЭУ.

Табл. 2. Ветроэнергоустановки мегаваттного класса

ВЭУ	Страна	Мощность, МВт	Стоимость, уст. мощности USD/кВт
Nordex N-54/1000	Дания	1	834
NEG 2300 - 1000	Дания	1	825
Bonus 1 MW	Дания	1	814
Ned Wiind 55 /1000	Нидерланды	1	1009
Nordex N-60/1300	Дания	1,3	848
NEG NTK 1500 /64	Дания	1,5	1024
Enercon E-66/1500	Германия	1,5	1117
Vestas V66-1650	Дания	1,65	1009

Табл. 3. Стоимость ветроэлектрической энергии

Тип электростанций	Стоимость установленной мощности, USD/кВт	Цена энергии, Цент/кВт· час
ВЭУ	800-1200 (без учета стоимости монтажа)	4 - 5
ТЭС:
газовые	1100	5 - 6
комбинированные	500-800	4 - 5
экологически чистые угольные	1800-2400	7 - 9
АЭС	1700-2900	4 - 8
ГЭС	900-3000	3 и более

Стоимость ВЭУ распределяется по ее элементам примерно следующим образом:

ветроколесо	10-25%
мультипликатор	30-40%
электрогенератор	25-35%
башня	10-17%
система управления	10%

Эксплуатационные издержки с учетом амортизации исчисляются в размере 5-6% от величины общих капиталовложений в изготовление, установку и обустройство ВЭУ.
В европейских странах государства субсидируют разработки в области ветроэнергетики. Размер бюджетных дотаций может составлять до 50% всех затрат.

Ветроэнергетика России
В начале XX века в России работало почти 250 тысяч ветряных мельниц, перерабатывающих половину урожая зерна. Мельницы были выполнены из дерева и диаметр колеса достигал 12 м. В 30-е годы во Всесоюзном институте механизации сельского хозяйства (ВИЭСХ) была разработана деревометаллическая ветряная мельница «ВИМ» с колесом 16 м и мощностью 20,0 л.с. Но все эти мельницы не смогли конкурировать с более мощными электромеханическими мукомольными установками и эпоха ветряных мельниц к середине века закончилась.
Современная теория и инженерные расчеты ВЭУ в России были заложены основателем аэрогидродинамического института (ЦАГИ) Н.Е. Жуковским. В 1931 г. в Крыму по проекту ЦАГИ была сооружена крупнейшая в то время в мире отечественная ВЭУ «Д-30» мощностью 100 кВт с диаметром колеса 30 м, которая проработала до 1941 г. и была разрушена немцами. В послевоенное время на промышленной основе по разработкам ВЕТРОЭН и ВИЭСХ выпускались до 20 типов ВЭУ мощностью до 25 кВт, однако массового освоения они не получили из-за отсутствия технического обслуживания и неконкурентности с дешевым в то время жидким топливом («бензин дешевле газированной воды»).
В 70-80 гг. в институте Гидропроект были осуществлены значительные по своему объему теоретические и инженерные разработки ВЭУ, в том числе и с ортогональным ротором, однако практических результатов достичь не удалось (рис.4).

Некоторые успехи в разработке ортогональных ветроагрегатов с вертикальной осью вращения достигнуты в НИСе Гидропроекта (впоследствии ОАО «НИИЭС»).
В частности, была разработана и опробована удачная система аэродинамического торможения ротора при ураганных ветрах и в других аварийных ситуациях. Есть основание полагать, что благодаря этой системе будут решены проблемы надежности ортогональных ветроагрегатов с вертикальной осью вращения и они получат не менее широкое распространение, чем преобладающие в настоящее время ветроагрегаты осевого типа (пропеллерные и поворотнолопастные) с горизонтальной осью вращения.
Предпосылками к этому служит ряд преимуществ ортогональных машин по сравнению с осевыми, позволяющих добиться дальнейшего улучшения экономических и экологических показателей ветроагрегатов.
В конце ХХ – начале ХХI века усилиями МКБ «Радуга» (Тушинский машиностроительный завод), ВНИИЭ, НПО «НЕТРАЭЛ», НПО «Южное» (Украина) были разработаны ВЭУ мощностью 1ё30 и 100ё1000 кВт.
Построены Калмыцкая (22 МВт) и Заполярная (2,5 МВт) ветроэлектростанции (ВЭС); проектируется еще более десятка ВЭС общей мощностью 150 МВт. Около Ростова-на-Дону работает ВЭс мощностью 300 кВт, в Калининграде эксплуатируется датская ВЭУ мощностью 600 кВт. К сожалению, из-за отсутствия государственной финансовой поддержки, разумной кооперации с зарубежными партнерами и общегосударственной программы развития, отечественная ветроэнергетика фактически находится в зачаточном состоянии.

Ортогональный ветроагрегат с вертикальной осью вращения

Ветровой режим на территории России был представлен в 1999 г. по материалам 1100 метеостанций за 30-летний период регулярных наблюдений по единой методике [6]. Наибольший интерес для проектирования и размещения ВЭУ представляют зимние среднемесячные скорости ветра, которые в европейской части (I) равны всего 3-4 м/с, а на побережье Северного Ледовитого океана, Северного Кавказа и в регионах около Казани, Петрозаводска и Санкт-Петербурга (II) – 5-6 м/с. В азиатской части в Восточной Сибири (III) – 3 м/с, в центре (IV) – 1м/с, на побережье Северного Ледовитого океана (V) – 5-6 м/с, а на Тихоокеанском (VI) – 7-8 м/с. При этом максимально возможный порыв ветра, определяющий расчет сохранности конструкций ВЭУ, в I и II районах может достичь 48 м/с, в III, IV, V – 75 м/с, а в VI – 169 м/с.
Однако, несмотря на неуклонный рост ветроэнергетики, нельзя не отметить ее негативные экологические последствия: шумовой эффект и воздействие на нервную систему. Так, регионы размещения крупных ВЭС вначале покидает население, потом животные и в конце концов в течение нескольких лет исчезает растительность.

Литература:
Усачев И.Н. Приливные электростанции. - М.:Энергия, 2002. Усачев И.Н. Экономическая оценка приливных электростанций с учетом экологического эффекта// Труды XXI Конгресса СИГБ. - Монреаль, Канада, 16-20 июня 2003.
Велихов Е.П., Галустов К.З., Усачев И.Н., Кучеров Ю.Н., Бритвин С.О., Кузнецов И.В., Семенов И.В., Кондрашов Ю.В. Способ возведения крупноблочного сооружения в прибрежной зоне водоема и плавкомплекс для осуществления способа. - Патент РФ № 2195531, гос. рег. 27.12.2002
Усачев И.Н., Прудовский А.М., Историк Б.Л., Шполянский Ю.Б. Применение ортогональной турбины на приливных электростанциях// Гидротехническое строительство. – 1998. – № 12.
Раве Р., Бьеррегорд Х., Милаж К. Проект достижения выработки 10% мирового электричества с помощью энергии ветра к 2020 г. // Труды форума FED, 1999.
Атласы ветрового и солнечного климатов России. - СПб: Главная геофизическая обсерватория им. А.И. Воейкова, 1997.