Строго говоря, все виды возобновляемых энергоресурсов Земли взаимосвязаны и имеют общее происхождение от солнечной энергии. Общей теории современных возобновляемых энергоресурсов планеты пока не создано. Подход к независимой оценке потенциала конкретного энергоресурса имеет условный детерминированный характер, позво­
ляющий определить масштабы и условия его практического использо­вания.

Ветер характеризуется скоростью, являющейся случайной пере­менной в пространстве и времени. Поэтому, на современном уровне ис­следований, энергетические характеристики ветра представляются ве­роятностным описанием случайного процесса изменения ветроэнерге­тического потенциала. Основой вероятностного подхода является дис­кретизация временного процесса, позволяющая считать независимыми и постоянными все определяемые параметры на интервале дискретиза­ции. В качестве временных интервалов стационарности обычно исполь­зуется час, сутки, сезон, год.

Совокупность аэрологических и энергетических характеристик ветра объединяется в ветроэнергетический кадастр региона. Основными характеристиками ветроэнергетического кадастра являются:

• среднегодовая скорость ветра, годовой и суточный ход ветра;

• повторяемость скоростей, типы и параметры функций распре­деления скоростей ветра;

• вертикальный профиль средней скорости ветра;

• удельная мощность и удельная энергия ветра;

• ветроэнергетические ресурсы региона.

Для получения достоверных данных о средних скоростях ветра территории необходимо использовать значительные объемы измерений в течение достаточно длительного времени. В литературе [18] приво­дятся рекомендации о целесообразности 10-летних объемов выборки наблюдений.

Среднегодовая скорость ветра определяется как среднеарифмети­ческое значение, полученное в результате измерений скорости через равные промежутки времени в течение заданного периода: сутки, месяц, год, несколько лет:

где V - скорость ветра в интервале измерения i; n - количество интер­валов измерений.

Для численной оценки разброса скоростей ветра от среднего зна­чения используется коэффициент вариации средних скоростей, который определяется выражением [18]:

где Sv - среднеквадратичное отклонение текущей скорости ветра от среднего значения; V ср - средняя скорость ветра за исследуемый пери­од времени.

Известно, что скорость ветра по мере удаления от подстилающей поверхности возрастает и воздушный поток становится более устойчи­вым. Приближенно скорость ветра на высоте h может быть оценена по формуле

Vh = Vф (h / hф )а,

где Vh - скорость ветра на высоте h; Vф - скорость ветра на высоте флюгера; hф - высота флюгера; а - коэффициент, зависящий от средней скорости ветра на высоте флюгера.

Для открытой местности и небольшой шероховатости под­стилающей поверхности принимается а = 1/7. Зависимость значений а от скорости ветра иллюстрируется данными таблицы 5 [6].

Зависимость а от скорости ветра Vф

Таблица 5 Vф, м/с 0...3 3,5.4 4,5.5 5,5 6.11,5 12.12, 5 13.14 а 0,20 0,18 0,16 0,15 0,14 0,35 0,13

Важный энергетический показатель «Повторяемость различных градаций скорости ветра» можно рассматривать как процент времени, в течение которого наблюдалась та или иная градация скорости ветра. Эта характеристика важна для расчета энергетических и других параметров, необходимых для ветроэнергетических расчетов, связанных с оценкой интервалов времени работы ветроэлектростанции при различных скоро­стях ветра. В качестве примера распределения ветрового потенциала в течение года по градациям в таблице 6 приведены данные метеостанции Александровское Томской области.

Повторяемость скорости ветра по градациям представляет собой временную характеристику скорости ветра. Кроме эмпирических зави­симостей типа данных табл. 6, для описания характеристик скоростей ветра используются некоторые модельные функции, описывающие рас­пределение случайных значений скоростей ветра V в соответствии с вы­ражением F(V) - интегральная функция распределения, равная вероят­ности того, что скорость ветра больше значения V; f(V) = - dF(V)/dV -
дифференциальная функция распределения, равная плотности вероят­ности.

Повторяемость (%) различных градаций скорости ветра

Таблица 6 Скорость ветра, м/с I II III IV V VI VII VШ IX X XI XII Год Александровское 0 - 1 28.7 28.3 26.5 23.1 16.4 20.5 30.7 28.3 23.6 19.5 19.2 28.0 24.4 2 - 3 33.6 33.1 32.0 31.0 31.0 31.8 36.0 26.6 36.3 33.2 32.0 34.5 33.4 4 - 5 22.8 23.9 25.4 27.3 31.4 29.8 22.4 23.6 26.0 30.1 28.3 23.6 26.3 6 - 7 10.4 10.4 11.4 12.7 14.2 12.3 7.8 8.0 9.6 12.1 14.2 10.4 11.1 8 - 7 3.6 3.7 4.3 5.4 6.2 4.9 2.8 3.3 4.2 4.6 5.8 3.1 4.3 10 - 11 0.6 0.3 0.2 0.4 0.6 0.4 0.2 0.2 0.2 0.3 0.3 0.3 0.3 12 - 13 0.3 0.2 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.2 0.1 0.1 14 - 15 0.1 0.1 0.2 0.0 16 - 17 0.1 0.1 0.0

Среднее значение или математическое ожидание скорости ветра М(У) определяется по выражению

M (V) = j Vf (V )dV.

0

Известны различные типы функций распределения скоростей вет­ра - Вейбулла, Рэлея, Грищевича и др. [23]. Одной из наиболее распро­страненных на практике функций, дающей наиболее точные результаты в диапазоне скоростей ветра 4...20 м/с, является распределение Вейбул­ла, описываемое выражениями:

F (V) = e-(V / c) k;

где коэффициент с, имеющий размерность скорости, характеризует масштаб изменения функции распределения по оси скоростей, а коэф­фициент k характеризует крутизну распределения. Графически функции распределения вероятностей имеют вид, показанный на рис. 2 [23 ].

Функция распределения Вейбулла при k = 1 соответствует экспо­ненциальному распределению и применяется в основном в теории на­дежности. При k = 3 распределение Вейбулла приближается к нормаль­
ному закону, который часто называется параболическим законом рас­пределения Гаусса.

Рис. 2. Функция распределения вероятностей Вейбулла при значении масштабного коэффициента с = 10 и параметров распределения к = 1, 2 и 3 (кривые 1—3 соответственно)

В качестве интегральной энергетической характеристики ветра широко используется удельная мощность ветрового потока, приходя­щаяся на единицу площади поперечного сечения потока. Теоретический ветроэнергетический потенциал оценивается с помощью формулы:

Р = 0,5р ср (V 3) Ср,

2

где Р - удельная мощность [Вт/м ]; рср - средняя плотность воздуха

3 3 ^

[кГ/м ]; (V )ср - средний куб скорости.

Средний куб скорости ветра может быть выражен через среднюю скорость как:

(V3) ср = 1,9(^р )3,

а ветроэнергетический потенциал равен

P = 0,95рср (^р )3.

В качестве примера энергетических характеристик ветра на терри­тории Томской области по сезонам года можно привести данные метео­станций, представленные в таблице 7.

Средняя скорость ветра (м/с) и удельная мощность (Вт/м )
для различных сезонов и за год

Таблица 7 № Станция Зима Весна Лето Осень Год Уф Р Уф Р Уф Р Уф Р Уф Р 1 Ягыл - Яг 2.3 40 2.9 74 2.1 27 2.8 69 2.5 48 2 Новый Васюган 3.0 89 3.3 109 2.6 51 3.3 112 3.0 83 3 Катыльга 2.5 52 2.9 74 2.1 27 3.0 84 2.6 54 4 Майск 2.9 77 3.4 115 2.4 39 3.4 119 3.0 81 5 Александровское 3.6 153 4.2 223 3.2 94 4.0 199 3.8 168 6 Средний Васюган 3.1 98 3.8 165 2.9 70 3.6 145 3.4 121 7 Ново-Никольское 3.9 194 4.5 274 3.4 112 4.4 264 4.1 211 8 Прохоркино 3.1 98 3.0 82 2.5 45 3.1 93 3.0 83 9 Пудино 2.7 62 3.3 105 2.1 27 3.2 99 2.8 66 10 Старица 2.9 77 3.5 125 2.5 44 3.5 129 3.1 89 11 Кёнга 2.1 30 2.7 58 1.6 12 2.7 60 2.3 37 12 Каргасок 4.1 225 4.5 274 3.7 145 4.6 302 4.1 211 13 Парабель 3.8 180 4.4 257 3.1 85 4.2 230 3.9 182 14 Бакчар 3.6 146 4.0 187 2.9 69 4.2 223 3.6 139 15 Напас 2.4 46 3.1 90 2.2 31 2.9 76 2.7 61 16 Чаинское 2.7 62 3.1 87 2.2 30 3.3 109 2.8 66 17 Подгорное 3.5 135 3.3 105 2.7 56 3.7 153 3.3 107 18 Березовка 2.3 40 3.0 82 2.1 27 2.9 76 2.6 54 19 Колпашево 3.8 180 4.2 223 3.1 85 4.5 283 3.8 168 20 Молчаново 4.0 200 4.2 216 3.0 76 4.5 274 3.9 176 21 Кривошеино 4.1 216 4.6 284 3.4 110 4.8 333 4.2 220 22 Кожевниково 3.7 159 3.8 160 2.6 50 4.2 223 3.6 139 23 Ванжиль - Кынак 1.9 23 2.5 48 1.7 15 2.3 38 2.1 29 24 Брагино 2.9 77 2.8 65 1.9 20 3.2 99 2.7 59 25 Палочка 3.1 98 3.3 109 2.2 31 3.5 134 3.0 83 26 Томск 4.8 346 4.1 201 3.0 76 4.8 333 4.1 205 27 Белый Яр 3.8 180 3.7 153 2.8 63 4.1 214 3.6 143 28 Батурино 3.0 85 3.1 87 2.3 35 3.6 141 3.0 81 29 Первомайское 2.9 77 3.3 105 2.3 35 3.5 129 3.0 81 30 Степановка 2.3 40 2.5 48 1.8 17 2.6 55 2.3 38 31 Максимкин Яр 3.4 129 3.6 141 2.7 57 3.8 171 3.4 121 32 Усть - Озерное 2.4 46 2.7 60 2.0 24 2.8 69 2.5 48 33 Тегульдет 2.6 56 3.3 105 1.6 12 2.9 74 2.4 42 34 Тутало-Чулым 2.8 69 2.8 65 2.0 23 3.1 90 2.7 59 Примечание: Уф - средняя скорость ветра на высоте флюгера.

Сезоны, указанные в таблице, не совпадают с календарными, но являются однородными по ветровому режиму [19]: зима (декабрь, ян­варь, февраль), весна (март, апрель, май июнь), лето (июль, август, сен­тябрь), осень (октябрь, ноябрь).

Максимумы удельной мощности соответствуют переходным се­зонам. Основной минимум относится к летнему периоду, а вторичный - к зимнему.

Территориально распределение удельной мощности может харак­теризоваться двумя зонами: южная часть и пойма реки Оби - здесь Р изменяется в среднем за год в пределах 150...200 Вт/м, а на остальной территории области удельные мощностные показатели не превышают 100 Вт/м2.

Карта-схема распределения среднегодовой удельной мощности ветра на территории Томской области приведена на рис. 3 [19]. Приве­денные характеристики ветроэнергетического потенциала соответству­ют высоте флюгера, равной 10 м.

2 Рис. 3. Среднегодовая удельная мощность ветра (Вт/м )

Для оценки ветрового потенциала территории, в частности вало­вого, может быть использована следующая методика [18]. Валовый по­тенциал рассчитывается как суммарная энергия системы ветроустано­вок высотой h, распределенных равномерно по территории на расстоя­ниях, исключающих взаимное влияние энергоустановок. Обычно счита­ется, что возмущенный ветровой поток полностью восстанавливается на расстоянии, равном 20h от ветроэлектростанции. Это условие определя­ет порядок размещения ветроустановок по территории. Тогда, на терри­тории площадью S (м2) в течение времени Т (обычно год), полная ветро­вая энергия всех установок определится как

или

W в = 4: pTS J v3 f (V )dv,

40 0

где V, ti - градации скорости ветра и их относительная продолжитель­ность.

Технический ветровой потенциал территории может быть опреде­лен с учетом двух обстоятельств.

Первое - площадь территории, пригодной по хозяйственным и экологическим условиям для размещения ветроэлектростанций. Тогда площадь территории St, пригодной для использования ветровой энер­гии, равна St = qS, где q - коэффициент, зависящий от конкретного ре­гиона.

Фактически St - это часть территории S, остающаяся после вычи­тания площадей сельхозугодий, промышленных и водохозяйственных территорий, различных строений и пр.

При определении технического потенциала территории в настоя­щее время рекомендуется придерживаться некоторых правил [19]:

1. Для ветроэлектростанций большой мощности (более 100 кВт) коэффициент использования установленной мощности должен быть не ниже 20 %.

2. Эффективность использования ветровой энергии увеличивается с ростом мощности ветроэнергетических установок (в настоящее время их мощность доходит до 4.. .6 МВт).

3. Обычно для размещения ветроэлектростанций может использо­ваться не более 30 % территории.

Второе - технический уровень современных ветроэнергетических установок, характеризуемый генерируемой мощностью в зависимости от скорости ветра. Для сетевых ветроэлектростанций обычно использу­ются ветротурбины с горизонтальной осью вращения на высоте башни 50 м. Кроме технических характеристик собственно ветроэлектростан­ций, необходимо учитывать порядок их размещения по условию макси­мального использования энергии ветра.

Мощность ветроэлектростанции P(V) с диаметром ветротурбины

п

D определяется выражением P(V) = — D2 PV3 ■ n(V),

8

где n(V) - КПД установки для скорости ветра V.

Среднестатистическое значение мощности определяется как

П n

Pср = ёD2 Р IV3n(V,0 • ti 8 i=1

или в интегральной форме

п ^

P ср = - D 2 Р V 3W) • f (V )dV. 8 0

Для максимального использования ветрового потока рекоменду­ется размещать ветроэлектростанции рядами перпендикулярными пре­имущественному направлению ветра на расстоянии 20D друг от друга. Если направление ветра может равновероятно меняться, то ВЭС целе­сообразно размещать в шахматном порядке между соседними станция­ми с расстояниями 20D.

Тогда, в первом случае на площади 5т можно разместить St/(20D)2 установок, позволяющих получить за год (Т = 8760 ч/год) энергию, рав­ную

или

Wт = ~П{D2РI vjn(Vi) ■ ti ■т Sт 2 [Вт • ч/год].

8000 i=i i (20D)2

Во втором случае можно разместить Sт/(100D2) установок, обес­печивающих технический потенциал энергии ветра территории

W т = ^ • т

1000 100 D 2

или, с учетом градаций ветра Vi,

Как следует из приведенных выражений, технический потенциал ветровой энергии не зависит от диаметра и, следовательно, единичной мощности ветроустановок.