Анализ эффективного развития ветровой электроэнергетики в Республике Казахстан

,

называют коэффициентом быстроходности ветродвигателя (числом модулей). Здесь Щ - угловая скорость вращения ветродвигателя. Для текущего радиуса пользуются понятием местного коэффициента быстроходности

,

Величины СР, См, X связаны между собой зависимостью

,

На ветроколесо действует сила осевого (лобового) давления, являющаяся суммарной аэродинамической нагрузкой на поверхность лопастей ветроколеса, образующаяся в результате осевого сопротивления профиля лопасти ветровому потоку. Отношение осевой силы Р (силы лобового давления), действующей на лопастную систему ветродвигателя, к скоростному давлению (напору) на ометаемую лопастями поверхность называют коэффициентом осевого (лобового) давления

,

Мощностной (энергетической) характеристикой ветроагрегата называется размерная зависимость мощности, развиваемой на валу ветродвигателя, от скорости ветра незаторможенного потока перед ним (рис. 3). Ветродвигатель под действием силы ветра начинает свое вращение без нагрузки с некоторого минимального значения скорости ветра. Обычно эта скорость составляет 2,5...5 м/с. При достижении скорости потока, равной расчетной скорости ветра, ветродвигатель развивает номинальную мощность [14].

Номинальная мощность - это максимальное значение выходной мощности, на которую рассчитан ветроагрегат в длительном режиме работы. Обычно в диапазоне скоростей ветра регулирования ветродвигателя, кроме момента пуска, не происходит, но затем в диапазоне скоростей от расчетной скорости до максимальной вступает в действие система регулирования.

Максимальная рабочая скорость ветра - это скорость ветра, при которой расчетная прочность ветроагрегата позволяет ему работать (производить электроэнергию) без повреждений. Если регулирование осуществляется поворотом лопасти, то можно удерживать мощность ветродвигателя в этом диапазоне ветра, близкой к постоянной кривая 2, (в соответствии с рисунком 14). При достижении максимальной рабочей скорости ветра (обычно 25...30 м/с) ветродвигатель останавливают и выводят из-под ветра, ставя его лопасти во флюгерное положение.

Рисунок 14. Зависимость мощности ветродвигателя от скорости ветра.

Значительная часть выпускаемых сегодня горизонтально-осевых ветроагрегатов мощностью > 500 кВт имеет не поворачивающиеся лопасти, что облегчает их конструктивное выполнение. В этом случае регулирование мощности ветродвигателя с ростом скорости ветра осуществляется за счет выполнения профиля лопасти изменяющимся вдоль радиуса специальным образом. В результате, начиная с некоторой скорости ветра, на периферии лопасти возникает срыв потока, охватывающий с ростом скорости ветра все большее расстояние, начиная от периферии лопасти в направлении к ее втулочной части. Наличие срыва уменьшает развиваемую ветродвигателем мощность, и их характеристика мощности принимает вид кривой 3.

Технико-экономическое совершенство ветроустановки характеризуется рядом параметров, одним из которых является коэффициент Кусг использования установленной мощности ветроустановки. Он представляет собой отношение действительной выработки электроэнергии за какой-либо период времени, например за год, к максимально возможной выработке энергии в случае, если бы ветроустановка работала весь этот период времени на номинальной (т. е. 100 %) мощности.

Величина коэффициента Куст установленной мощности зависит от работоспособности (надежности), графика нагрузки, времени ремонтов ветроустановки. Кроме того, Куст существенно зависит от местных условий: наличия ветра и его скорости [15].

Другим интегральным параметром технико-экономического совершенства ветроэлектрической установки является среднегодовая удельная выработка электроэнергии на 1 м2 ометаемой площади лопастной системы. Для лучших ВЭУ мощностью более 100 кВт эта величина составляет 1250...1500 кВтч/м2, чаще всего средняя годовая удельная выработка находится в диапазоне 700... 850 кВтч/м2 при благоприятной ветровой обстановке. Коммерческие показатели ВЭУ в настоящее время имеют тенденцию к сближению с их значением для традиционных установок. С 1981 по 2000 г. среднее значение удельной стоимости установленной мощности работающих на электрическую сеть зарубежных ВЭУ снизилось с 4000 до 950 долл/кВт. Среднее значение стоимости электроэнергии, производимой на крупных ВЭУ за этот же период времени, снизилось с 30 до примерно 4 цент/кВт при благоприятных ветровых условиях [16]. Удалось также решить проблему шума и низкочастотного шумового спектра, идущего от лопастной системы. В результате при расположении крупных ВЭУ на расстоянии не ближе 250 м от жилых домов уровень шума не превышает обычных бытовых децибел.

Классификация ветродвигателей (ветротурбин)

Классификация ветродвигателей возможна по ряду различных признаков, как основных, так и второстепенных. Одним из основных признаков классификации является ориентация вектора Щ угловой скорости вращения ротора ветродвигателя относительно вектора V0 скорости ветра в свободном атмосферном потоке. По этому признаку ветродвигатели подразделяют на коллинеарные и ортогональные.

Коллинеарным называют ветродвигатель, для которого векторы V0 и Щ параллельны или антипараллельны. Таким является горизонтально-осевой ветродвигатель. Ортогональным в общем случае называют ветродвигатель, для которого векторы перпендикулярны. Возможны два частных случая вариантов их сочетания:

1) вектор вращения Щ, перпендикулярен поверхности земли; таким ветродвигателем является вертикально-осевой ветродвигатель, называемый иногда роторным, или карусельным;

2) вектор вращения Щ параллелен поверхности земли; такой ветродвигатель называется иногда барабанным.

Возможен ветродвигатель, у которого угол между векторами V0 и Щ острый (между 0 и 90°). Такой ветродвигатель можно назвать наклонно-осевым. Примером реализации этой схемы является шнековый ветродвигатель. По другому основному признаку, по принципу силового аэродинамического взаимодействия лопастной системы ветродвигателя с потоком набегающего на него воздуха, ветродвигатели можно подразделить на два типа:

1) ветродвигатели, которые используют во время движения лопастной системы подъемную силу, возникающую на рабочих элементах лопастной системы (жестких лопастях, вращающихся цилиндрах) и создающую крутящий момент;

2) ветродвигатели, которые используют во время движения лопастной системы различие в аэродинамических силах, возникающих на различных элементах лопастной системы (крыловых лопастях или каких-либо других поверхностях), в моменты движения этих поверхностей по направлению ветра и против направления ветра, т. е. различие в аэродинамическом сопротивлении, возникающем на элементах лопастной системы.

К ветродвигателям первого типа относятся ветродвигатели, изображенные на рисунке 4. Примером ветродвигателя второго типа может служить чашечный анемометр, замеряющий скорость ветра.

Возможная классификация ветродвигателей (ветротурбин) с механической передачей на основе их различия по конструктивным признакам дана на рисунках 15, 16. На рисунках 17-19 приведены примеры конструктивных схем таких двигателей.

Рисунок 15. Классификация коллинеарных ветродвигателей (ветротурбин) с механической передачей.

Рисунок 16. Классификация ортогональных ветродвигателей (ветротурбин) с механической передачей.



Рисунок 17. Коллинеарные горизонтально-осевые ветродвигатели:

а - одноколесный малолопастный; б - одноколесный многолопастный; в - многоколесный одноосный; г - многоколесный многоосный; д - ротор Флетнера.

Коллинеарные горизонтально-осевые ветродвигатели могут использовать как подъемную силу, возникшую при обтекании крылового профиля (рисунок 17, а-г), так и подъемную силу, возникающую на основе эффекта Магнуса при обтекании вращающегося цилиндра (рисунок 17, д).

Рисунок 18. Ортогональные вертикально-осевые ветродвигатели:

а - ротор Дарье; б - ротор Н-типа; в - ротор Масгроува (в полусложенном положении) с изменяемым положением лопастей; г - ротор «жиромилл» (вид сверху) с изменяемым углом установки лопастей; д - ротор Савонцуса (вид сверху); е - ротор чашечный (анемометр, вид сверху); ж - ротор шнековый; з - ротор пластинчатый с экраном, карусельный (вид сверху), 1 - лопасть,

2 - механизм управления положения лопастей; 3 - флюгер.

Рисунок 19. Ортогональные горизонтально-осевые ветродвигатели:

а - ротор Лафонда; б - ротор пластинчатый с экраном (барабанный); в - ротор с поворотными лопастями; г - ротор Савониуса.

В ортогональных вертикально-осевых ветродвигателях используется подъемная сила, которая возникает при обтекании крылового профиля (в соответствии с рисунком 18, а-г), и сила аэродинамического сопротивления (в соответствии с рисунком 19, д-з).

В ортогональных горизонтально-осевых ветродвигателях используется подъемная сила (в соответствии с рисунком 19 а) и сила аэродинамического сопротивления (в соответствии с рисунком 19 б - г) [17].

Выводы по первому разделу:

-в мировой ветроэнергетике наблюдается устойчивая тенденция роста мощности ветроэлектрических установок и строительства крупных ветропарков;

-формирование ветровой энергетики как самостоятельной отрасли положительным образом сказывается на экономическом развитии современного общества. Совет по ветровой энергии оценил уровень занятости в секторе ветровой энергетики в объеме примерно 350 000 человек.

-ветроэлектрические установки, входящие в состав ветропарков всё чаще снабжаются индивидуальными повышающими трансформаторами с напряжением на высокой стороне от 6 до 30 кВ, что обусловлено значительной территориальной протяжённостью ветропарков;

-наибольшее распространение мировых ветропарков небольшой мощности получили радиальные схемы электрических соединений, а для ветропарков средней и большой мощности - радиальные, магистральные и смешанные;



2. СОСТОЯНИЕ ПРОИЗВОДСТВА ВЕТРОВОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В КАЗАХСТАНЕ И ПРЕДЛОЖЕНИЯ ПО РАЦИОНАЛЬНЫМ ПЕРСПЕКТИВАМ ЕЕ РАЗВИТИЯ

2.1 Состояние энергетической отрасли в Казахстане и государственные планы ее развития

Приоритетное направление научных исследований Казахстана является создание ветроэнергоустановок с возможностью низкого расположения генератора и вертикальной позицией ветровоспринимающих элементов. Благодаря этому удалось достичь примитивизации конструктивной схемы. Ветроэнергетическая установка удобна в монтаже и легка в эксплуатации. Существенным плюсом данной установки является допустимость работы от ветровых течений разного направления. Как следствие из этого отпадает необходимость исследовать направление ветрового потока при установке и эксплуатации.

Казахстан полностью обеспечен всеми материалами для изготовления ветровых электростанций всего диапазона мощностей, применяемых на практике - от микротурбин, используемых для зарядки аккумуляторов яхт и пунктов радиотелефонной связи, систем обслуживания нефте-, газопроводов, автомобильных дорог, питания объектов сельского хозяйства и пограничных застав, до мощных ветроагрегатов, поставляющих электроэнергию в энергосистемы для покрытия существующего дефицита и замещения энергии, вырабатываемой тепловыми электростанциями.

В Казахстане имеются специалисты, обладающие опытом разработки всего комплекса оборудования, входящего в состав ветроэлектростанций, опытом создания, установки и наладки ветроэлектростанций различной мощности. Подобными изобретениями занимаются А.В. Болотов, Ш.А. Ершин, Н.С. Буктуков, В. М. Низовкин и другие [18].

РГП «Научно-производственный центр механизации сельского хозяйства» разработало и изготовило ряд образцов установок с улучшенными свойствами и системой буревой защиты.

Разработанные в Алматинском институте энергетики и связи опытные виндроторные установки мощностью 2-20 кВт и турбовинтовые модульные установки мощностью 1-60 кВт были запущены в разное время в Капчагае, Чимбулаке, с. Чилике, Алаколе, Достыке. Предложена новая система буревой защиты, принципиально отличающаяся от зарубежных аналогов, которая основана на использовании действующего на ветроколесо опрокидывающего момента, образуемого за счет разности в скоростях воздушного потока в верхней и нижней частях ветроколеса. Это существенно увеличивает как эффективность работы системы буревой защиты и повышает устойчивость ветровых установок против опрокидывания, так и надежность их работы и срок службы в целом [19].

Получены предварительные патенты и патенты Республики Казахстан, Евразийский патент, приоритетное извещение по международной версии PCT на принципиально новые вертикально-осевые ветровые турбины (ВОВТ) модульного исполнения и специальный электрогенератор для них, проведены теоретические проработки турбин и генераторов, изготовлен ряд опытных образцов, показавших перспективность данного направления. Кокшетауский государственный университет им. Ш. Уалиханова разработал и создал композиционную ветроэлектрогенераторную установку с диффузором - ВЭУД, которая может обеспечить дешевой электроэнергией потребителей в труднодоступных, отдаленных местах, лишенных централизованного электроснабжения.

Бурлаков А.Г. изобрел ветроэнергетическую установку, в которой применяется простая и эффективная технология изготовления лопастей ротора. По предварительным подсчетам цена ВЭУ 0,5 КВт - 40 тыс. тенге, 1,0 КВт - 65 тыс. тенге. Ивлев В.М., житель Восточно-Казахстанской области, запатентовал ветроколесо.

По словам Алиярова Б.К., казахстанские разработчики Ершин Ш.А., Тулепбергенов А.К., специалисты КазНУ им. Аль-Фараби, и Ершина А.К. (КазГосЖенПИ) запатентовали ветроустановку Бидарье с аномально высоким коэффициентом использования энергии ветра (в соответствии с рисунками 20-22) [20].

Рисунок 20. Принципиальная схема Бидарье с прямыми крыльями (одностороннее вращение): 1 - лопасти, 2 - махи, 3 - корпус, 4 - валы вращения, 5 - подшипник, б=900.

Рисунок 21. Принципиальная схема Бидарье системы тропоскино (одностороннее вращение). Обозначения те же, что и на рис.2 (б=900).



Рисунок 22. Принципиальная схема конструкции ветротурбины Бидарье с лопастями тропоскино (вращение валов в разные стороны).

Разработками вертикально-осевой ветроэнергетической турбины (ВВТ) Болотова А.В. заинтересовалась российская компания «Энэксис» (В соответствии с таблицей 1). Основным преимуществом конструкции такой ветростанции является ее независимое «наведение на ветер». Неограниченная скорость вращения ротора позволяет работать со всеми встречающимися ветрами, включая штормовые. В результате использования уникального решения системы ротор-статор, которая «форсирует» поступающий ветер, а также грамотного решения электрической схемы и генератора стало возможным преобразование кинетической энергии ветра в механическую на уровне 39-42 % и преобразование механической энергии в электрическую на уровне 90-94 % соответственно. Таким образом, модульное устройство позволяет точно зафиксировать нагрузку потребителя [21].

Таблица 1 Параметры ВВТ «ЭНЭКСИС»

Установленная мощность, кВт	5
Диаметр статора, м	0,9
Скорость вращения вала, min-1	<600
Количество модулей, шт.	4
Высота, м	18
Вес, т	1,5
Конструкционные материалы	алюминий, оцинкованное железо, сталь
Рабочий диапазон скорости ветра, м/с	3-50

Ветроустановка отличается от своих аналогов расположением основного оборудования (генератор и аккумуляторная батарея) на земле. Соответственно для обслуживания и проведения текущих ремонтов на ветроустановке не требуется прилагать больших усилий. И, конечно же, все это сказывается на себестоимости такой электроэнергии, которая в конечном счете оказывается более дешевой.

Электрические генераторы по патентам РК оригинальной схемы и конструкции в объеме малой серии изготовлены Сафоновским электромашиностроительным заводом по технической документации «Ветроэнергоинвест», разработанной Алматинским институтом энергетики и связи. С учетом технических решений АИЭС электрогенераторы для ВЭС малой мощности выпускают Сарапульский ЭМЗ, фирма «Инкар» в составе РКЦ им. Хруничева, ООО «Элмаш» при Московском энергетическом институте. Все эти наработки являются существенным фундаментом для создания в Казахстане собственного производства ветроагрегатов всего диапазона мощностей для внутреннего потребления и на экспорт и развития ветроэнергетики Казахстана [22].

Согласно открытым источникам, внимания также заслуживает установка Буктукова Н.С., которая может работать при любом направлении ветра и скорости от 3 до 60-80 м/с круглогодично. В комплект ветроустановки входит генератор, мультиплексор, прибор управления аппаратурой, зарядка и устройство защиты аккумулятора. Ветростанция Буктукова проста в изготовлении, и более того, модель не издает при работе шума, так как у нее нет лопастей. При увеличении скорости ветра ее лопасти сжимаются и приобретают форму трубы. Казахстанский ученый разработал свою станцию на основе ветроэнергоустановки отечественного изобретателя Майлибаева [23].

2.2 Роль и значение ветровой электроэнергетики для Казахстана, и рациональные перспективы её развития

Энергетика является одной из главнейших частей топливно-энергетического объединения, обеспечивая более 7,5 % всего объема промышленных фабрик республики. [21].

Символически отечественную энергетику можно разделить на три крупных региональных территорий:

1. Северный и Центральный районы: Акмолинская, Восточно-Казахстанская, Карагандинская, Костанайская и Павлодарская области. Энергопередающие организации этих областей объединены в одну общую систему. Система взаимосвязана с энергосистемой России. В данных областях находятся мощнейшие энергопроизводящие предприятия: Экибастузкая государственная районная электростанция-1 и государственная районная электростанция-2, Аксуская государственная районная электростанция, Карагандинская теплоэлектроцентраль-3, Усть-Каменогорская теплоэлектроцентраль, Шульбинская гидроэлектростанция. Большое количество произведенной мощности приходится на электростанции Экибастуза (до 4000 МВт). Так как на территории Экибастуза добывается огромное количество угля, соответственно здесь преобладает электростанции, работающие на угле. Обладая огромными энергоресурсами, район имеет резерв также и для экспорта энергии во внешнюю сеть для энергообеспечения других регионов.

2. Южный районы: Алматинская, Жамбылская, Кызылординская и Южно-Казахстанская область. Районы в плане энергозапасов бедны и зависят от электроэнергетики соседних государств, то есть Кыргызстана и Узбекистана. Эти районы зависимы от наличия электроснабжения других государств. Для спасения от энергетического кризиса в этих регионах в 1998 году была введена воздушная линия «Экибастуз - Агадырь - ЮКГРЭС - Алматы» мощностью 500 кВ. Таким образом удалось достигнуть энергетической независимости от других государств, что позволило в свою очередь наращивать производственную мощь в южных районах.

3. Западный районы: Актюбинская, Атырауская, Западно-Казахстанская и Мангистауская области. Имеет очень тесное переплетение с энергосистемой Российской Федерации. Всю энергосистему Западного Казахстана можно охарактеризовать как объединенную энергосистему, за исключением Актюбинской области. В регионах западного Казахстана есть углеводородный запас для обеспечения энергетической мощности, но часть мощности импортируется из Российской Федерации. Одно из перспективных условий развития данного региона - постройка своих собственных электростанций для перекрытия запросов энергетической мощности [24].

Таким образом, на территории нашей республики сложилось неравномерное энергетическое производство, и не все районы республики одинаковы обеспечены электроэнергией. Новая система организации энергопередачи республики предусматривает создание или укрупнения существующих организаций на 2 уровнях: производство и сбыт.

Это означает что одно из перспективных направлений развития электроэнергетики Казахстана - направление на производство и последующей продажи этого товара. Это является весьма выгодным товарооборотом, так как продажа электричества намного дороже продажи непосредственно самих полезных ископаемых.

В связи с возможным укрупнением таможенного союза и включением в него в 2015-2016 гг. Кыргызстана и Таджикистана, Казахстан как центральноазиатская страна может очень много выиграть на поставках электроэнергии в другие страны.

За 2008 год было произведено 78 млрд. кВт/ч. электроэнергии, потреблено 77 млрд. кВт/ч. Рост производства электроэнергии составил соответственно 7% и 6%. Энергобаланс производства и расхода мощности в завершающийся осенне-зимний этап свидетельствует о дефиците в стране резервов производства электроэнергии. За первый квартал 2009 года произведено 24 млрд. кВт/ч, потреблено 24 млрд. кВт/ч. Рост производства электроэнергии составил соответственно 7,5% и 10%.

Поэтому актуальность использования возобновляемых источников энергии весьма актуальна на ближайшие десятилетия. Возможности использования в Казахстане нетрадиционной энергетики весьма разнообразны и в долгосрочной перспективе составит замену традиционной энергетике. Это обеспечит сокращение затрат на энергообеспечение, транспорт энергоносителей и позволит разрешить экологические проблемы.

Доля внедрения возобновляемых источников энергии в Евросоюзе составляет примерно около 6 %. В Соединенных Штатах Америки - 4 %, России - 1 %, а в нашей республике - 0,02 %. Например, в Бразилии и Аргентине уже 50 % автомобильного транспорта переведены на биогаз, уменьшающий загрязнение атмосферы. Этот вопрос весьма актуален и для Алматы. К 2011 г. Евросоюз планирует довести этот показатель до 11 %, к 2030 г. - до 30 %, к 2050 г. - до 40 % (в соответствии с рисунком 23).

Продуктивность использования энергетических ресурсов в РК составляет 34 %, а должна достичь уровня 60-70 % к 2030-2040 гг. Эти показатели для Японии равны 40 %, Германии и США - 38 %. Возможно также развитие этой области энергетики и в Казахстане [25].

Республика Казахстан обладает всеми предположениями для бурного развития альтернативной энергетики на ее территории. Самое перспективное направление для этого это использование энергии ветра и энергии солнца. Возможно широкое применение энергии Солнца для горячего автономного отопления системы домов или даже, возможно, целого микрорайона. Предложение нашего президента заключается в увеличении доли потребления энергии в виде альтернативной энергии.



Рисунок 23. Доля использования альтернативных источников энергии от общего энергопотребления (%).

Безусловно, нельзя не упомянуть о имеющихся плюсах и минусах для нетрадиционной энергетики.

Во-первых, использование имеющихся источников ВИЭ уже проработано западными специалистами и по данному методу есть международный опыт.

Во-вторых, существует экономический, экологический и социальный аспект использования возобновляемых источников энергии. Конечно же, это создание новых рабочих мест, очищение самой природы от вредных выбросов в атмосферу. Но помимо очевидных плюсов, конечно же, есть и минусы. Развитие ветровой энергетики в Казахстане сдерживается рядом негативных факторов, основными из которых являются:

-недостаточное нормативно-правовое обеспечение;

-отсутствие полноценной стимулирующей политики государства;

-недостаточность финансирования научно-исследовательских и конструкторских разработок;

-недостаточная осведомленность и консерватизм потенциальных производителей и потребителей;

-нехватка инженерных и научных кадров, способных решать организационно-технические, экологические, экономические проблемы использования возобновляемой энергии;

-большая капиталоемкость проектов ВИЭ.

На настоящее время в структуре установленной мощности генерирующих источников преобладают тепловые электростанции (ТЭС) - 88 %, доля гидроэлектростанций (ГЭС) составляет всего 12 %. Доля ТЭС в общем объеме вредных выбросов предприятий Казахстана составляет порядка 20-25 %.

Если наладить производство энергии на основе возобновляемых источников, Казахстан сэкономит десятки сотен тонн, которые можно экспортировать, и при этом радикально сократить выбросы углекислого газа в атмосферу.

Переход на возобновляемые источники необходим еще и потому, что на их основе развиваются высокотехнологичные отрасли, имеется высокий научный потенциал. В Павлодаре начат выпуск мини-ВЭУ мощностью до 5 МВт, а в Жамбылской области начат выпуск биотоплива на основе отходов сельхозпроизводства, первая в стране комбинированная солнечно - ветровая система построена близ села Баканас Балхашского района Алматинской области.

Важной задачей развития нетрадиционной энергетики является создание эффективных и экологически приемлемых аккумуляторов тепла и электроэнергии. Работа по аккумулированию пока находится на стадии разработки, но активно ведутся в направлении создания тепловых, химических, водородных, гидро- и пневмоаккумуляторов. Нетрадиционная энергетика, использующая энергию ветра, солнца, малых рек, термальных подземных вод, биомассы и других источников в настоящее время имеет высокие удельные капиталовложения по сравнению с традиционными источниками энергии. Однако с ростом цен на органическое топливо и ограничениями общества, направленными на охрану окружающей среды, эффективность нетрадиционных источников энергии будет, несомненно, возрастать, а развитие их станет важнейшим направлением энергосбережения.



2.3 Проект Правительства Казахстана и Программа развития ООН «Казахстан - инициатива развития рынка ветроэнергетики»

Ветровая электростанция вблизи г. Аркалык.

Город Аркалык расположен на юго-востоке Костанайской области рядом с месторождениями бокситов. Добыча и переработка бокситовых и цинковых концентратов является основой экономической деятельности города.

После распада Советского Союза и разрыва экономических связей с промышленными партнерами, г. Аркалык находился в состоянии серьезного экономического и социального кризиса. В настоящее время в городе происходит постепенное восстановление экономики. С увеличением промышленного производства и развитием экономики повышается спрос на электроэнергию. По данным Акимата г.Аркалык объем потребления электроэнергии городом составил 93 651 МВт·ч в 2007г. Часть электроэнергии в объёме 22 500 МВт·ч/год вырабатывается Государственным Коммунальным Предприятием «Аркалыкская Теплоэнергетическая компания» (ГКП «Аркалыкская ТЭК»). Установленная электрическая мощность ТЭЦ составляет 6,5 мВт. Основной задачей ГКП «Аркалыкская ТЭК» является теплоснабжение города. Тепловая мощность ТЭЦ составляет 175 Гкал/ч, а годовая выработка теплоэнергии - 158 300 Гкал. Основным и единственным видом топлива для ТЭК является мазут М-100, потребляемый в объёме 25,4 тыс.т/год. ГКП «Аркалыкская ТЭК» является единственным местным источником электрической энергии на юге Костанайской области. Внешнее электроснабжение г. Аркалык и региона в целом осуществляется поставками электроэнергии из Павлодарской области через сети КЕГОК по ЛЭП напряжением 220 кВ.

Полная зависимость энергоснабжения города, а также региона в целом от поставок электроэнергии извне при складывающемся дефиците электроэнергии в других областях, может повлиять на дальнейшее социально-экономическое развитии города и региона. Увеличение мощности Аркалыкской ТЭЦ, работающей на мазуте, не представляется экономически целесообразным из-за высокой стоимости мазута.

Город Аркалык находится в зоне высоких ветровых нагрузок. По данным многолетних метеонаблюдений КазГидромета среднегодовая скорость ветра на высоте 10 м составляет порядка 4,92 м/с, что делает возможным использование энергии ветра для производства электрической энергии. Ветроэлектростанции (ВЭС) могут обеспечить дополнительную электрическую энергию для города. Возможен вариант использования электроэнергии от ВЭС для нужд электроотопления, что также является весьма актуальным для города. Этому способствует и то обстоятельство, что пик выработки электроэнергии на ВЭС будет приходиться на зимние месяцы.

В соответствии с договоренностями между Акиматом г. Аркалык и проектом ПРООН/ГЭФ по ветроэнергетике в течении 2006-2007гг были проведены исследования ветроэнергетического потенциала на выбранной площадке вблизи города и подготовлено прединвестиционное исследование для строительства ВЭС в данном районе.

Кроме местных выгод, строительство ВЭС в районе г. Аркалык и замещение поставок электроэнергии от традиционных угольных электростанций внесет вклад в выполнение международных обязательств Республики Казахстан по сокращению выбросов парниковых газов в соответствии с Рамочной Конвенцией ООН по изменению климата, участником которой Республика Казахстан является с 1997г.

Описание площадки.

Выбранная площадка под строительство ВЭС расположена в 5 км в западном направлении от города Аркалык. Недалеко от площадки проходит автомобильная дорога с твердым покрытием. Территория площадки представляет собой открытую степь, ограниченную в северо-восточном и северо-западном направлении отвалами бокситового производства высотой 3050-метров.

Площадка размером 2х4 км в настоящее время свободна и доступна для строительства ВЭС мощностью от 20 до 50 МВт. При необходимости имеется возможность увеличить мощность ВЭС. Рядом с площадкой проходят ЛЭП 35 кВ, на расстоянии 4 км - ЛЭП 110 кВ, 12 км - ЛЭП 220 кВ, что позволяет выдавать мощность ВЭС в город и в регион.

Взлетно-посадочная полоса городского аэропорта находится в 15 км к северо-востоку от площадки и направлена с запада на восток. Таким образом, траектория самолетов при взлете и посадке не проходит над площадкой.

Оценка ветрового потенциала на площадке.

При поддержке со стороны Акимата г. Аркалык в рамках проекта ПРООН по ветроэнергетике на выбранной площадке в сентябре 2006г была установлена метеомачта высотой 50м и были произведены годичные замеры скорости и направления ветра в течении 2006-2007гг. Замеры скорости ветра производились в соответствии с международными стандартами в области измерений скорости ветра для оценки ветрового потенциала (IEA/IEC). Верификация, обработка данных и оценка ветрового потенциала проводилась при поддержке компании «PB Power», Австралия. Проведенные исследования в этой области показали возможность использования данной площадки для строительства ВЭС.

Оборудование по измерению потенциала ветра.

Оборудование для измерения характеристик ветра было установлено на 50 метровой метеомачте (в соответствии с рисунком 24).

Рисунок 24. Фотоснимок метеомачты в районе площадки г. Аркалыка.



Координаты метеомачты и конфигурация приборов предоставлены в таблице 2. Конфигурация приборов, установленных на мачте, соответствуют международным стандартам IEA/IEC в области измерения скорости ветра.

Таблица 2 Координаты метеомачты и конфигурация приборов

Высота мачты	Позиция (WGS84 Пояс 2)	Анемометры
	К востоку	К северу	Высота	Уклон	Смешение	Ориентация стрелы (градусы)
49,37 м	343192	5568627	51	0,04769	0,289	Недоступно (верх, установка)
			49	0,04774	0,284	147°
			27	0,04784	0,256	147°
			Флюгеры
			Высота	Сдвиг	Ориентации стрелы (град)
			49	327°	327°
			26	327°	327°

Анализ данных с метеомачты.

Среднегодовые статистические данные по ветру показаны в таблице 3.

Таблица 3 Среднегодовые статистические данные по ветру

Период записи	Дата	Время
Начало	2006/09/26	11:50
Окончание	2007/10/23	16:30
Статистика ветра	Уровень 1	Уровень 2	Уровень 3
Высота над уровнем земли (м)	51,0	49,0	27,0
Минимальная скорость ветра (м/с)	0,0	0,0	0,0
Средняя скорость ветра (м/с)	6,49	6,48	5,75
Максимальная скорость ветра (м/с)	29,7	30,1	27,3
Порывы ветра (м/с)	38	38	38
IEC (15 м/с) интенсивность турбулентности	8,7 %	8,8 %	9,4 %
Статистика окружающей среды	Минимум	Среднее	Максимум
Температура (°С)	27,5	3,5	35,1
Давление (кПа)	953,5	979,9	1005,0

Доступность данных по скорости ветра в течении периода 2006-2007 составила 89 %. Некорректные данные (из-за обледенения датчиков) не использовались.

Распределения скорости ветра, параметры Weibull на высоте 51 м для площадки показаны на рисунке 25.

Рисунок 25. Распределение скорости ветра и параметры Weibull на высоте 51 м.

Роза направления ветра и роза энергии ветра показаны на рисунке 26. Роза направления ветра показывает, что преобладающее часть ветра имеет юго-западное направление. Распределение энергии ветра показывает, что основная часть энергии ветра идет с юго-западного направления.

Рисунок 26. Роза направления ветра (слева) и роза энергии ветра (справа).

Сезонное распределение скорости ветра, представленное на рисунке 27, демонстрирует характер изменения скорости ветра по месяцам по отношению к среднегодовой скорости ветра.

Рисунок 27. Ежемесячные средние скорости ветра на высоте 51 м.

Корреляция скорости ветра с учетом долгосрочных данных.

Для определения прогноза долгосрочной скорости ветра на площадке было определено соотношение между данными по скорости ветра от НЦАИ (Национальный Центр Атмосферных Исследований, США) и данными метеомачты г. Аркалык. Результаты соотношения представлены в таблице 4.

Таблица 4 Результаты соотношения

Базовая площадка	Результат соотношения	Местная средняя скорость ветра (м/с)	Средняя скорость ветра на базовой площадке (м/с)	Перекрывающая скорость ветра на базовой площадке (м/с)	Местная долгосрочная средняя скорость ветра (м/с)
Аркалык	90,0%	6,51	3,70	3,43	6,93

Долгосрочная скорость ветра на высоте 51 м на площадке составила 6,93 м/с.

Климатические данные.

Специалисты "PB Power” провели моделирование ветрового потока для площадки Аркалык. Следующие климатические и топографические данные были использованы в моделировании:

Данные ветра: Ветровые данные метеомачты экстраполированы для высоты 80 м - расположения оси ротора турбины.

Средняя плотность воздуха: Данные по температуре, и давлении, были получены на метеомачте. Вычисленная плотность воздуха для площадки принята как средняя плотностью воздуха на высоте 80 м для всех турбин на площадке. Плотность воздуха равна 1.218 кг/м3.

Топографические данные: Цифровая карта местности вокруг мачты была выведена специалистами проекта вместе с топографическими контурами в интервале 10 м. В связи с тем, что неровность местности не была предоставлена, компания «PB Power» приблизительно оценила неровность поверхности, применив воздушные и наземные фотоснимки. Компания "PB Power” также определила, что длина неровности равна 0.03 м, что является вполне приемлемым для обрабатываемой земли с разбросанной растительностью. ветровой энергетика установка мегаваттный

Выбор и график мощности ветровой турбины.

Специалисты "PB Power” предложили ветровую турбину Vestas NM82 для ВЭС Аркалык. Номинальная мощность турбины - 1650 кВт, диаметр ротора - 82 м. высота оси ротора равна 80м. Производитель турбины -компания Vestas, Дания.

График мощности для турбины Vestas NM82 был получен с помощью стандартного инженерного программного обеспечения. График мощности турбины при плотности воздуха 1,218 кг/м3, приведен на рисунке 28.

Рисунок 28. График мощности турбины Vestas NM82.



Структура потерь электрической энергии на ВЭС по данным «PB Power» приведена в таблице 5.

Таблица 5 Структура потерь электрической энергии на ВЭС по данным "PB Power”

Потери	Значение	Источник
Потери от аэродинамического взаимодействия турбин	Зависит от площадки	оценка «PB Power»
Деградация кривой мощности турбины	0,5 %	оценка «PB Power»
Гистерезис останова турбины	Минимальное влияние, учитывается в вычислении производства электроэнергии	оценка «PB Power»
Различные потери генератора	0,5 %	оценка «PB Power»
Электрические потери на внутренних сетях ВЭС	3 %	оценка «PB Power»
Долгосрочные потери от поломок генератора	3 %	оценка «PB Power»
Электрические потери вне ВЭС	Не включено	-
Потери от аварии на внешней сети	Не включено	-

Специалисты "PB Power” разработали план расположения турбин для ВЭС Аркалык с установленной мощностью 41 МВт. План ВЭС состоит из 25 турбин расположенных в сетке 5Х5 турбин (в соответствии с рисунком 29). Расстояние между турбинами равно 6 диаметрам ротора.

Рисунок 29. План ВЭС.



Основные результаты по выработке электроэнергии на ВЭС Аркалык.

Основные результаты вычислений по выработке электроэнергии для ВЭС Аркалык мощностью 41 МВт с ветровыми турбинами Vestas NM82 приведены в таблице 6.

Таблица 6 Результаты вычислений по выработке электроэнергии для ВЭС Аркалык

Параметры	ВЭС Аркалык
Тип турбины	Vestas NM82
Количество турбин	25
Высота ротора над уровнем земли(м)	80
Общие потери ВЭС (%)	14,8
Общая годовая выработка электроэнергии (МВт·ч/г)	143 601
Общая годовая выработка электроэнергии с учетом потерь от аэродинамического взаимодействия турбин (МВт·ч/г)	131 297
Полезная годовая выработка электроэнергии (МВч/г)	122 305
Коэффициент использования мощности (%)	33,9 %
Средняя скорость ветра на площадке (м/с)	7,52

Как видно из результатов вычислений при средней многолетней скорости ветра 7,52 м/с на высоте 80 м полезная годовая выработка электроэнергии всеми турбинами Vestas NM82 на ВЭС составит 122 305 МВтч. При этом коэффициент использования установленной мощности ВЭС составит 33.9 %, что является достаточно высоким показателем и показывает возможность использования площадки для строительства ВЭС.

Коммерческая оценка проекта ВЭС Аркалык.

Приближенные технико-экономические расчеты показывают, что при цене 11,20 тенге за кВт·ч электрической энергии, выработанной на ВЭС, внутренняя норма доходности (IRR) проекта составит 12 %, что близко к значениям для коммерческих проектов ВЭС в Европе.

Сделанные предположения, используемые в этой простой коммерческой модели, включают (в соответствии с таблицей 7).



Таблица 7 Технико-экономические расчеты при строительстве ВЭС

Пункт	Величина	Источник
Удельная стоимость ВЭС	1,25€ млн. /МВт	Приблизительные данные по проектам ВЭС в Европе.
Затраты на эксплуатацию и обслуживание	9 €/МВт·ч	Средняя промышленная норма для Европы
Индексация	5 % в год	Принята равномерная индексация всех затрат 5 % в год. Это, вероятно, будет консервативным подходом, поскольку инфляционные влияния на стоимость электроэнергии, вероятно, будут выше, чем на обслуживание и эксплуатацию.
Налогообложение		Налогообложение аналогично другим инвестиционным проектам в Казахстане

По сделанным предположениям простой период окупаемости ВЭС составит 9 - 10 лет при цене продажи электрической энергии на уровне 11,2 тг/кВтч.

По данным Акимата г. Аркалык в настоящее время стоимость поставки электрической энергии в регион с учетом транспорта электроэнергии составляет 3,49 тг/кВтч. В соответствии с Планом развития электроэнергетической отрасли РК до 2015г предполагается, что стоимость поставки электроэнергии в Костанайскую область с учетом транспорта электроэнергии составит порядка 9 тг/кВтч к 2010г и 10,5 тг/кВтч к 2015г.

Учитывая отсутствие сколько-нибудь значительных местных источников энергии в данном регионе, а также сопоставимость стоимости электроэнергии от ВЭС с рыночной стоимостью электроэнергии в долгосрочном плане, строительство ВЭС в г. Аркалык представляется оправданным.

В таблице 8 приведены основные результаты технико-экономического расчета ВЭС.



Таблица 8 Основные результаты технико-экономического расчета ВЭС

Переменные	Стоимость	Ед.
Мощность и стоимость
Дата начала	2009	год
Расчетный срок	20	лет
Окончание проекта	2029	год
Общая установленная мощность	41	МВт
Годовое производство электроэнергии (нетто)	122 305	МВт*ч / год
Капитальные расходы	51,250,000	€
Эксплуатационные затраты
Отпускная цена электроэнергии	11,20	тенге/кВт*ч
Эксплуатация и техобслуживание на МВт·ч	9	€
Эксплуатационные накладные	€0	€/год
Арендная плата землевладельцу	0,0%	% валового дохода
Налоги
Корпоративный налог	30%
Налог на собственность	1%
Земельный налог	54 000	€ на основании €300/га и 30га/турбина
Налоговые каникулы	5	лет
Индексация цен	5%
Курс валюты
KZT/$	121
KZT/€	190
KZT/Ј	244
Результат
ВНД Проекта	12%

Данные исследований по площадке ВЭС Аркалык.

Сейсмические данные. Район города Аркалык не является зоной сейсмической активности и дальнейшие изучение на предмет влияния сейсмичности на установку ветровых турбин не было выполнено.

Топографические данные. Выбранная площадка представляет собой ровную степную поверхность, ограниченную с северо-запада и северо-востока отвалами бокситового производства высотой 30-50-метров. Добыча минерального сырья в районе прилегающем к площадке, приостановлена. Однако, при рассмотрении строительства ВЭС целесообразно обсудить перспективы возобновления добычи бокситов в районе и выбрать расположение площадки с учетом этого фактора.

Геотехнические данные. Ориентировочные данные, указанные на картах местности, свидетельствуют о том, что данный участок располагается на глиняном грунте. Изучение грунта до глубины 1,5 м при установке метеомачты подтвердили эти данные. Грунт преимущественно представлен твердой глиной, которую несложно разрабатывать с помощью механического оборудования. Грунтовые воды залегают на глубине от 2 до 12 м.

Электрические сети.

Участок располагается в 4-х км от ЛЭП 110 кВ. Подключение к данной линии будет физически возможным, но необходимо изучить соответствие линии для приема электроэнергии от ВЭС с учетом балансировки мощности ВЭС, а также качества электрической энергии.

Условия для транспорта оборудования.

Аркалык связан железнодорожными путями с железнодорожным узлом г. Астана и оттуда - с Китаем, Россией и Европой. Железнодорожные ветки внутри и вокруг города позволят разгрузить детали турбин и транспортировать их по автодороге до площадки строительства ВЭС.

В целом оборудование для ВЭС может быть доставлено из Европы, Китая и России без каких-либо трудностей. Для доставки оборудования на площадку необходимо провести детальное исследование маршрута и местной транспортной инфраструктуры.

2.4 Обоснование и технологический расчет ввода в эксплуатацию ветряной установки EuroWind 20

Выполняем расчёт энергообеспечения гостиничного комплекса, состоящего из блоков по 8 номеров в каждом, с общим количеством 160 номеров, находящегося в черте транспортного коридора «Западная Европа - Западный Китай» (в соответствии с рисунком 30), в центральной части его казахстанского участка.

Рисунок 30.Транспортный коридор «Западная Европа - Западный Китай»

Среднегодовая скорость ветра для выбранной местности находится по формуле:

S = ( H *n )

где:

S - определяемая скорость ветра (м/сек);

Н - запланированная высота (м);

n- количество дней в году

a - эмпирический показатель степени -966.

S = 18*365/966=6,8 м/c

Расходы электроэнергии на бытовые приборы и освещение составляют 60 кВт на один номер в месяц и около 2500 кВт в месяц на ресторан. Ресторан и жилые помещения обогреваются, кондиционируются, и круглый год обеспечивают себя горячей водой с помощью трехфазного геотермального теплонасоса инверторного типа мощностью 14 кВт. Потребление электроэнергии данного теплонасоса составляет 3,5 кВт/час, а пусковые токи - составляют всего 2,8 кВт. В ресторане и гостинице используются энергосберегающие лампы для освещения. Пиковая нагрузка при использовании электроприборов и освещения объекта составляет около 7,5 кВт (не учитывая 3,5 кВт нагрузки теплонасоса).

Для данного объекта существует общественная электросеть, но она не может обеспечить потребности в электроэнергии, так как выделеная линия мощностью только 4 кВт и находится вдали от объекта. Следовательно, нужно тянут дополнительную линию, устанавливать опоры ЛЭП и т.д. Исходя из этого нужно ввести дополнительный источник энергии. Оптимальным вариантом для данного случая является ветряная установка EuroWind 20, так как она наиболее подходящая по вырабатываемой мощности и техническим характеристикам. Более того, что свободное место для установки ветрогенератора в данном случае не проблематично - свободной площади достаточно около гостиницы и ресторана.

Технические характеристики установки EuroWind 20

Производительность генератора 1800-26500 Вт

Диаметр ротора: 10 метров

Длина/высота лопасти: 4,8м

Количество лопастей: 3 шт.

Направление: всегда по ветру (управляется контроллером)

Материал лопастей: FRP (композитный материал)

Начальная скорость: 2 м/с

Номинальная скорость ветра : 12 м /сек.

Максимальная мощность (при 13 м/с): 26 500 Вт

Номинальная мощность : 20000 Вт/час

Исходное напряжение генератора: 360В

Напряжение после инвертора: 220В или 380В

Выдерживает ураганный ветер: до 45 м/с

Защита от ветра: автоматическое флюгирование

Скорость вращения ротора: 90 оборотов/мин

Тип ветротурбины: PMG (на постоянных магнитах)

Рабочая температура: от -40 до +60 C

Контроллер заряда: интеллектуальный (2-е поколение)

Средняя выработка энергии в год (при 6 м/с): 34000 кВт

Средняя выработка энергии в год (при 8 м/с): 68000 кВт

Рекомендованные аккумуляторы: 90 шт. 12В 200Ач

Время для полной зарядки аккумуляторов: около 16 часов

Высота мачты конической: 18 м

Вес: 3211 кг

Стоимость установки: 2000000 тенге

Также в состав установки входят: аккумулятор (стоимость одного аккумулятора 150000 тенге) и инвертор (стоимость инвертора 600000 тенге)

Как видно из представленных характеристик, данная ветряная установка подходит для выбранного объекта, как по технологическим параметрам, так и с точки зрения особенностей местности и климатических условий.

Генератор EuroWind 20 имеет напряжение 240 Вольт, поэтому ему необходимо 10 аккумуляторов с напряжением 24 Вольт

(24В*10=240В).

Одна аккумуляторная батарея 24В 150Ач способна сохранить до 1,8 кВт электроэнергии. Десять таких батарей могут сохранить до 36 кВт (1800Вт*10=18000Вт). Запаса электроэнергии в 36 кВт должно хватить всему комплексу почти на 5 часов непрерывной работы при средней нагрузке при полном отсутствии ветра. Для этого нам подойдут 10 аккумуляторных батарей 24В с емкостью 150Ач.

Для максимального потребления электроэнергии в пиковые моменты до 7,5 кВт, требуется установить инвертор 10 кВА. Он сможет обеспечить постоянную нагрузку 8 кВт и пусковые токи до 12 кВт (150% нагрузка).

Для обеспечения теплонасоса мощностью 3,5 кВт необходим трехфазный инвертор, так как этот теплонасос требует трехфазный ток с напряжением 380В. В этом случае возьмём ещё один инвертор - трехфазный 5 кВА, который обеспечит нас напряжением 380В и постоянной мощностью 4 кВт.

В итоге, для полного энергообеспечения данного объекта необходим генератор EuroWind 20, 10 аккумуляторных батарей 24В с емкостью 150Ач, и трехфазный инвертор 5 кВА.

Предложенный вариант ветровой установки может использоваться для электроснабжения любого отдаленного от центральной электрической сети объекта.

2.5 Расчет экономической эффективности разработанного предложения

Ежемесячный расход электроэнергии на содержание номеров составляет 60 кВт * 8 номеров = 480 кВт в месяц. Общий расход электроэнергии на содержание гостиницы и ресторана без учёта отопления составит 2980 кВт в месяц на один блок по 8 номеров в каждом.

(480 кВт + 2500 кВт = 2980 кВт).

Отсюда следует, что среднее ежечасное потребление на все электроприборы и освещение без учёта обогрева составит 4,14 кВт/час

(2980 кВт / 30 дней / 24 часа = 4,14 кВт/час).

К этому числу необходимо прибавить 3,5 кВт/час, которые будет потреблять теплонасос. В итоге мы получаем, что генератор должен обеспечивать как минимум 7,64 киловаттами электроэнергии ежечасно (4,14 кВт/час + 3,5 кВт/час = 7,64 кВт/час).

Среднегодовая скорость ветра 6,8 м/с позволяет генератору работать как минимум на 40% от номинальной мощности. Отсюда следует, что номинальная мощность генератора должна составлять как минимум 19,1 кВт/час (7,64 кВт/час / 40% = 19,1 кВт/час)

Как рассчитано ранее, для покрытия потребности в электроэнергии одному блоку требуется в среднем 2980 кВт в месяц, а для всего комплекса требуется:

2980 кВт * 20 = 59600 кВт

Определяем количество установок для энергообеспечения комплекса:

Ку = Ом/ВМу = 59600/34000=1,7?2

Где:

Ку - количество установок

Ом - общяя мощность

ВМу - вырабатываемая мощность установки

Как видно из расчетов, необходимо 2 ветровые установки предложенного типа и выбранной мощности.

На приобретение данных установок и комплектующих к ним (аккумуляторы, инверторы) требуется 8 200 000 млн. тенге

Из обоснований и расчетов можно сделать вывод, что при достаточно большой цене на приобретение ветроустановки EuroWind 20 и комплектующих, ввод в эксплуатацию генератора существенно сэкономит средства потребителя, даст независимость от общественных электросетей и может использоваться в любых отдаленных районах нашей страны.

Выводы по второму разделу:

Республика Казахстан обладает всеми предпосылками для бурного развития альтернативной энергетики на ее территории. Одно из её перспективных направлений - использование энергии ветра. Возможно широкое применение энергии ветра для горячего автономного отопления системы домов или даже, возможно, целого микрорайона. Такой подход согласуется, в том числе, с предложением нашего президента по увеличению доли потребления энергии в виде возобновляемых источников.

Отечественную энергетику можно разделить на три крупных региональных территорий: Северный и Центральный районы: Акмолинская, Восточно-Казахстанская, Карагандинская, Костанайская и Павлодарская области; Южный районы: Алматинская, Жамбылская, Кызылординская и Южно-Казахстанская область; Западный районы: Актюбинская, Атырауская, Западно-Казахстанская и Мангистауская области.

Важной задачей развития ветровой энергетики в Казахстане является создание эффективных и экологически приемлемых аккумуляторов тепла и электроэнергии. Работа по аккумулированию пока находится на стадии разработки, но активно ведутся в направлении создания тепловых, химических, водородных, гидро- и пневмоаккумуляторов

Проект Правительства по строительству ветровой электростанции в г.Аркалык является важным шагом в развитии ветровой электроэнергетики Республики Казахстан. Приближенные технико-экономические расчеты показывают, что при цене 11,20 тенге за кВт·ч электрической энергии, выработанной на ВЭС, внутренняя норма доходности (IRR) проекта составит 12 %, что близко к значениям для коммерческих проектов ВЭС в Европе.



3. ОХРАНА ТРУДА

На этапе технико-экономического обоснования, важно учитывать потребность ветроагрегата в постоянном контроле за его функционированием с целью исключения возможности нерационального использования.