автореферат диссертации по энергетике, 05.14.08, диссертация на тему:Методология ресурсного и технико-экономического обоснования использования ветроэнергетических установок

Российская академия сельскохозяйственных наук

Государственное научное учреждение Всероссийский научно-исследовательский институт электрификации сельского хозяйства

На правах рукописи

НИКОЛАЕВ Владимир Геннадьевич

МЕТОДОЛОГИЯ РЕСУРСНОГО И ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСДОГО ОБОСНОВАНИЯ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ВЕТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ

УСТАНОВОК

Специальность 05.14.08 -энергоустановки на основе возобновляемых видов энергии

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

1 2 Я Н В 2012

005007594

Москва 2011

005007594

Работа выполнена в Автономной некоммерческой организации «Научноинформационный центр «АТМОГРАФ», г.Москва и в СанктПе тербургском Государственном политехническом университете

Научный консультант - доктор технических наук, профессор

Безруких Павел Павлович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Белей Валерий Феодосиевич

доктор физикоматематических наук, профессор Соловьев Александр Алексеевич

доктор технических наук, профессор Харченко Валерий Владимирович

Ведущая организация - Московский энергетический институт (МЭИ)

Защита состоится 201 £ г. в 10 часов на заседании диссер

тационно го Совета Д 006.037.01 приГНУ «Всероссийский научяоисследователь ский институт электрификации сельского хозяйства» по адресу: 109456, г. Москва, 1й Вешняковский проезд, д. 2. ВИЭСХ

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГНУ ВИЭСХ

Отзывы на автореферат в двух экземплярах, заверенные печатью, просим на правлять по адресу: 109456, г. Москва, 1й Вешняковский проезд, д. 2, ВИЭСХ

Автореферат разослан 2011 г. и

Ученый секретарь, Диссертационного совета, доктор технических наук

Список терминов, сокращений и обозначений

АПК — аграрно-промышленный комплекс РФ

АС — аэрологическая станция

МС — метеорологическая станция

ВИЗ — возобновляемые источники энергии

ВК — ветроколесо ВЭУ

ВЭ — ветроэнергетика

ВЭП — ветроэнергетический потенциал

ВЭУ — ветроэнергетическая установка

ВЭС — ветроэлектрическая станщщ

ГазЭС — электростанция на газе

ДЭС — дизельная электростанция

ЕС — Европейский Союз

ЕТР — Европейская территория РФ

ЕЭС — единая электроэнергетическая система

Кз — капитальные затраты

Эз — эксплуатационные затраты

ЛЭП — линия электропередачи

ПСА — пограничный слой атмосферы

СЭл — себестоимость электроэнергии

ТЭО — технико-экономическое обоснование

Рт — вероятность технических простоев

Ршт — вероятность энергетических штилей

Нв — высота башни (мачты) ВЭУ

Нвк — высота оси ветроколеса ВЭУ

DBK — диаметр ветроколеса ВЭУ

со( AV) — эмпирическая повторяемость скорости

f(V), G(V) — аналитические функции плотности вероятности распределения скорости ветра

P(V) — рабочая характеристика ВЭУ (зависимость ее мощности от скорости вечи)

Vp — скорость регулирования ВЭУ (Fpk10-15 м/с)

КБУР — буревая скорость ВЭУ (FEyp к 20-30 м/с)

Рном — номинальная мощность ВЭУ при УветРА=7р

Рюу — располагаемая мощность ВЭУ

¿¡LAX = CP MAX — максимальная доля удельной мощности ветра, утилизируемая ВЭУ

— индекс годовой инфляции ^иум= -РЮу/-РН0М (%) — коэффициент использования номинальной мощности ВЭУ СХ — суточный ход ГХ — годовой ход ЭлЭн — электроэнергия Дпву — радиус подобия ветровых условий GWEC — Global Wind Energy Council EWEA — European Wind Energy Association СНГ — союз независимых Государств ТЭК — топливно-энергетический комплекс ТГ — техническая готовность ТП — технические простои ТЭС — топливные электростанции 2*ок — период окупаемости Рен — рентабельность ФО — Федеральный округ СЭл — Себестоимость электроэнергии

Актуальность темы обусловлена необходимостью создания системы научно-методического, информационного, технико-экономического и нормативно-правового обеспечения ветроэнергетики в России и важнейших для ее становления разработок схем размещения ВЭС в РФ, государственной и региональных стратегий, программ и правовой базы. Основу такой системы должны составлять достаточно достоверные и эффективные по срокам и затратам (отсутствующие ныне) методики определения характеристик ВЭП и технико-экономических показателей ВЭУ.

Цель работы — разработка методологии и реализующей ее расчетной методики для ресурсного и технико-экономического обоснования целесообразности, масштабов и направлений использования ВЭУ в субъектах РФ и России в целом.

Научная новизна работы состоит в разработке и использовании нового методического подхода и реализующих его методик определения в заданном месте или районе РФ энергетических и экономических показателей современных ВЭС, исследования их технической эффективности и надежности, а также оптимального планирования их использования с учетом ресурсных, инфраструктурных и макроэкономических условий в РФ и ее регионах, основными результатами которых явились выявленные:

1) многолетний ход и долгосрочный (на весь ресурсный период) прогноз ремонтных простоев, эксплуатационных затрат и технической готовности и энергетических показателей ВЭУ и ВЭС с учетом региональных и местных характеристик ВЭП;

2) новые закономерности территориального и временного распределения и существенно уточненные региональные характеристики ВЭП и энергетических показателей ВЭС на территории России и выявленные регионы РФ, перспективных для эффективного использования современных ВЭС. Кардинальное повышение точности моделирования ВЭП и мощности ВЭС достигнуто автором с использованием компьютерных технологий обработки и статистического моделирования многолетних аэрологических данных в совокупности с данными метеонаблюдений;

3) развитая методика прогноза экономических показателей ВЭУ и ВЭС в разных регионах РФ и достоверно установленная их рыночная конкурентоспособность в выработке ЭлЭн с традиционными для России ТЭС;

4) возможности повышения энергетической и экономической эффективности сетевых ВЭС и автономных ВДЭС и принципиально новых энергоисточников на базе ВЭУ и источников ЭлЭн на базе использования жидкого азота как энергоносителя.

В Части 1 наиболее важными результатами автора являются:

- установленные уравнения связи мощностей ВЭУ и их рабочих характеристик, диаметров ветроколес и высот их башен, высотных профилей скорости и направления ветра в ПСА;

- модели и количественная оценка факторов снижения мощности ВЭУ;

- прогностические модели изменчивости за 20-летний ресурс вероятности и длительности технических простоев, технической готовности и выработки электроэнергии ВЭС;

- прогноз мощности ВЭУ в заданном районе или пункте РФ и значений удельной (на 1 км2 занимаемой площади) мощности современных ВЭС;

- значения и пределы точности и достоверности долгосрочного определения мощности ВЭС и ее региональной и сезонной изменчивости на территории России;

- расчетные величины технического ВЭП административных субъектов и РФ в целом.

В Части 2 наиболее важными научными результатами являются установленные для экономических и ресурсных условий России:

- статистически достоверные связи средних сезонных скоростей и направлений ветра с характеристиками подстилающей поверхности и рельефа и создание на их базе и классификации Милевского ветровой закрытости МС метода "очистки" данных;

- новый класс наиболее достоверных из известных табулированных функций, аппроксимирующих региональные эмпирические повторяемости ветра по скоростям;

- факторы и закономерности высотного распределения высотных профилей скорости 7(й) и направления <р(К) ветра и ВЭП в ПСА в разных регионах России;

- новый класс высокоточных многоуровневых моделей У(/г) и <р(к), построенный по метеорологическим и аэрологическим данным для разных климатических регионов;

- значения и пределы точности и достоверности определения ВЭП;

- достоверные средние сезонные значения ВЭП в 600-метровом ПСА в разных климатических регионах России, рассчитанные по моделям У(Н) и С(У);

- новые регионы России с ВЭП для эффективного использования ВЭС.

В Части 3 наиболее важными научными результатами являются:

- уточненные с использованием развитого методического подхода значения экономического ВЭП административных субъектов и РФ в целом;

- математическая модель связи капитальных затрат (Кз) на ВЭС с техническими параметрами ВЭУ и установленные особенности структуры Кз в российских условиях;

- прогностические модели многолетних расходов на ремонт и выявленные с их помощью многолетний ход затрат на эксплуатацию ВЭС и их экономический ресурс;

- моделирование и прогноз на ресурсный период доходов и расходов на ВЭС при различных сценариях инфляции и роста цен на электроэнергию и топливо в РФ и ЕС;

- разработанная эффективная для РФ схема ценообразования на электроэнергию ВЭС;

- установленные значения экономического эффекта использования ВЭС!

Практическая ценность работы состоит в том, что ее результаты обеспечивают возможности ускоренного и достоверного определения технико-экономических показателей проектов ВЭС любого масштаба, разработки схем оптимального размещения ВЭС на территории России и региональных и государственной программ развития отечественной ветроэнергетики. Практически важные результаты включают:

- прогностические модели ремонтных простоев, технической готовности, выработки ВЭС и эксплуатационных затрат на них;

- численно реализованную методику статистически достоверного расчета ВЭП, энергетических и экономических показателей ВЭС в России;

- установленные субъекты РФ, районы, места и отрасли эффективного использования ВЭС с их технико-экономическим обоснованием инвестиций;

- методические рекомендации по оптимальному с учетом местного ВЭП выбору технических характеристик сетевых ВЭС, оптимальной комплектации ВДЭС и использованию источников энергии нового типа на базе жидкого азота и ВЭУ для эффективного и экологически чистого автономного производства ЭлЭн;

- рекомендации к разработке эффективной схемы закупочных цен на ЭлЭн ВЭС в России;

- установленные технологически, энергетически и экономически целесообразные темпы и масштабы использования ВЭС в России до 2030 г., ресурсное и технико-экономическое обоснование и принципы генеральной схемы размещения ВЭС в РФ до 2020 г.

На защиту выносятся следующие положения:

1. Автором разработана методология и реализующая ее информационно-аналитическая и численная методика определения и анализа ВЭП и энергетической эффективности ВЭС известных типов в заданной месте или районе с погрешностью < 12-15% для равнинных и 18-24% для сложных по рельефу и подстилающей поверхности территорий, что минимум вдвое точнее других известных аналитических методик. Методика близка по точности к требуемой за рубежом 10% -ной точности ТЭО проектов ВЭС (достигаемого экспериментальными и аналитическими методами), но в 3-4 раза эффективнее зарубежных по затратам времени и средств.

2. Выбор технических параметров и типов базовых ВЭУ, энергетически и экономически эффективных ВЭС,а также их использования в гибридных (ветродизельных, ветрокриогенных) должен производится с учетом характеристик ВЭП, существенно меняющихся по территории РФ.

3. Результаты исследований, полученные с использованием разработанных автором методик, доказывают, что в России имеются все (за исключением правовой базы) необходимые ресурсные, технические, энергетические и экономические условия для широкомасштабного эффективного использования ВЭС. При этом:

3.1) технический ВЭП РФ превышает 11500 млрд. кВт-ч/год (в 11,5 раз больше потребления ЭлЭн в стране), ВЭП Центрального, Северо-Западного, Приволжского и Южного ФО, где проживает 73% населения РФ, составляет не менее 3450 млрд. кВт-ч/год;

3.2) энергетический потенциал ВЭС, вырабатывающих ЭлЭн с меньшей на 18-20% себестоимостью, чем наиболее экономичные в настоящее время ТЭС на газе, превышает 1100 млрд кВт-ч/год (больше современного потребления ЭлЭн в РФ);

3.3) с учетом установленных в работе технологических и производственных ограничений суммарные установленные мощности ВЭС в РФ к 2020 и

2030 годам могут составлять до 7 и 30 ГВт соответственно с годовой выработкой не менее 17,5 и 80-85 млрд. кВт-ч/год с ее долей до Б-6% от потребления ЭлЭн в стране в 2030 г.;

3.4) годовое замещение газа в РФ при работе ВЭС суммарной мощности 30 ГВт может составить 30-35 млрд. м3 при сокращении выбросов в атмосферу С02 40-50 млн. т.;

3.5) масштабы эффективного использования ВЭС составляют: в ТЭК - до 30 ГВт, на транспорте - до 17 ГВт, в АПК - не менее 1,9 ГВт.

Личный вклад автора состоит в том, что им:

- проведен анализ достигнутого уровня и перспектив развития ВЭ в мире и России;

- сформулирована и структурирована актуальная для России научно-техническая проблемаобоснования целесообразности расвития ВЭ; разработана методология и обеспечено поэтапное ее решение;

- реализован сбор и анализ данных измерений MC и АС и на их основе разработана и численно реализована методика статистического моделирования территориальных, сезонных и суточных'распределений ВЭП в ПСА на территории России;

- исследованы пространственное и временноео распределения ВЭП на территории РФ, выявлены районы его эффективного использования;

- выявлены функциональные связи характеристик ВЭП с техии-ко-экономическими показателями ВЭС и установлены регрессионные соотношения между ними;

- разработаны и численно реализованы методики определения экономической эффективности ВЭУ и ВЭС на территории России;

- разработаны обоснования инвестиций более 40 проектов ВЭС в РФ для международных и отечественных организаций (TACIS, NREL, РАО "ЕЭС России", "РусГидро", ЦАГИ, ИЭС, НИИЭС, "Ветроэн" и др.

Апробация и экспертиза работы и ее результатов проводились более чем на 60 международных и российских конференциях и семинарах GWEC, EWEA, TACIS, NREL (США), RISO (Дания), IEO (Бразилия), ЦАГИ, ИФА РАН, МГУ, КГТУ, ИО РАН.

Диссертация содержит 135 публикаций автора: 5 монографий, свыше 100 статей в научно-технических,журналах (23 - из списка ВАК), сборниках научных трудов, докладов и тезисов конференций, до 20 отраслевых НТО, 9 стандартов РФ и ISO.

Структура и объем диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения, приложения и списка литературы из 298 наименований. Работа содержит 273 страниц текста и включает 132 таблицы, 128 рисунков и 25 цветных карт.

Содержание работы

Во введении определены научные проблемы и цели исследования, обоснованы" актуальность и практическая значимость работы. Даны общая Характеристика работы и основные положения, выносимые на защиту.

В Главе 1 «Современное состояние и тенденции развития мировой и российской ветроэнергетики» дан анализ уровня, тенденций, темпов и масштабов развития ВЭ в мире - высокотехнологичной, энергетически и экономически эффективной и масштабной энергетической отрасли, диверсифицировавшей структуру производства ЭлЭн Германии, Дании, Испании. К 2011 г. суммарная мощность ВЭС в мире достигла 194 ГВт с выработкой более 430 ТВт-ч. Рост мощностей ВЭС в мире последние 10 лет составлял 25-30% в год с максимумом 31,7% в кризисный 2009-й год. Рост суммарной мощности ВЭС в мире аппроксимируется с погрешностью <6% установленным автором экспоненциальным выражением: Рвэс= ех/>[0,235*Сп-1)-460] (п - номер года), с удвоением мощности в 2,7 года, что свидетельствует о происходящей революции в мировой электроэнергетике. Мировые лидеры по установленной мощности ВЭС на начало 2011 г.: Китай (42,3 ГВт), США (40,2), Германия (27,2), Испания (20,7), Индия (13,1), Италия (5,8), Франция (5,66), Великобритания (5,2), Канада (4,0), Дания (3,75 ГВт). Реализуемые планы по доле выработки ВЭС от суммарной к 2030 г. в ФРГ - 25%, в Испании - 30%, в США, Канаде и Бразилии - 20%. По прогнозам 0\УЕС к 2030 г. доля выработки ЭлЭн ВЭС составит 20-25%, а к 2020 г. - 11,5-12,7% при следующих показателях: рабочих мест - 2,3 млн.; установленная мощность ВЭС в мире -1254 ГВт при годовой выработке ЭлЭн -3054 ТВт-ч; снижение выбросов С02 1,8 млрд. т/ год; инвестиции - 80 млрд €/год. Описаны собранные данные и результаты анализа современного уровня и тенденций развития технологий и производства ВЭУ, используемые в работе для построения технико-экономических моделей ВЭС. Дан анализ уровня определения ВЭП и энергетической и экономической эффективности ВЭС за рубежом с оценкой возможностей его использования в РФ. Сформулированы актуальные научно-технические задачи повышения эффективности проектирования ВЭС и научного сопровождения российской ВЭ. Проведен анализ мирового опыта политической, правовой и экономической господдержки ВЭ. Дан обзор исторического опыта и современного состояния ВЭ в России.

Основные результаты и выводы Главы 1 сводятся к следующим:

1. Рост суммарной выработки ЭлЭн стран за счет ВЭС на 1-2% в год реален, а доля ВЭС в суммарной выработке ЭлЭн страны >10% технологически допустима и экономически эффективна. При поддержке государств доли ВЭС в суммарной выработке ЭлЭн до 3-5 и 10-13% реально достижимы за 6-7 и 10-12 лет. Многие страны, в том числе обеспеченные собственными запасами нефти, газа, угля, урана, реализуют планы использования ВЭС как одного из базовых источников ЭлЭн.

2. Масштабное развитие ветроэнергетика получила только в странах с правовой и экономической государственной поддержкой.

3. Достигнутые современные технологический, производственный и экономический уровни развития мировой ветроэнергетики предоставляют широкие возможности для международного сотрудничества в ее развитии в России.

4. Реализация планов Правительства РФ по вводу ВИЭ требует программных, организационных, правовых и экономических мер, основанных на достоверном определении ВЭП и эффективности ВЭС на всей терри-

tojjiih РФ?. треб^га^цих эффективнвдх, гор, ,точностц и. затратам, (материальным и временным) методик ускоренного проведения ресурсных и техниког экономических обоснований, проведение которых по западным методикам заняло бы до 2,5-3-х лет и стоило бы до 5(),млн . ....

5. В главе собраны данные, необходимые и используемые для моделирования технико-эксплуатационнмх и экономических показателей ВЭС в условиях России.

В Главе 2 «Методика моделирования технической надежности и мощности ВЭС в заданном месте или районе России» описана развитая автором методика моделирования технической готовности и мощности ВЭС в реальных условий их работы в заданном месте или районе России, и методические основы и результаты определения технического ВЭП РФ и ее субъектов. Для определения мощности ВЭС Р^ по ее рабочей характеристике P(V) автором развита математическая модель:

'ч* и

Лет = Кп-(я)-*ивд-0>/А)\P(V)-f(VW = K^(n)-Kim 4p//%)2>(KD)-G(Fn) , (2.1)

Ц

где Увур и7 - буревая и начальная скорости ВЭУ, М - число градаций скорости ветра, ро и р- стандартная (1,225 кг/м3) и реальная для данного сезона и места плотности воздуха, G(F) - разработанный автором новый класс функций распределения ветра по скоростям на высоте оси ВК„,„ Н„„,

ВЗУ вк

К^п) и Кшщ - развитые автором модели функции ТГ ВЭУ (п - номер года эксплуатации ВЭУ) и коэффициента неидеальности работы ВЭС.

Методика моделирования (Раздел 2.1) многолетнего хода функции ТГ ВЭУ К-гг(п) построена автором на базе модели Krr(n)=F(Pm), где ■Ртп=-Ртпри.+-Ртп..ри< - вероятности 777 из-за регламентных работ РШРег и ремонтов РТОРем ВЭУ (в % от теоретически возможного времени их работы). Базовые для построения модели параметры определены по эксплуатационным данным, анализом которых установлено:

- -Ртцри, ~ 0,5-1,0% и примерно постоянны за ресурс;

- Ртп Рем растут по мере выработки ресурса;

- зарубежным аналогом является параметр Av (availability);

- Av8, определяемый на 6-ой год работы ВЭУ, составляет для современных ВЭУ мощности > 2 МВт 0,96-0,98;

- у ВЭУ предыдущих поколений мощности 800-1000 кВт Av6 = 0,93-0,95;

- значения Avi0, средние за 10 лет эксплуатации мегаваттных ВЭУ по долгосрочным (до 10 лет ) договорам на техническое обслуживание ВЭС « 0,95;

- сроки капремонта ВЭУ рекомендуются на 11—13-й год эксплуатации ВЭУ.

Анализом Эз Ave, Av10 и сроков капремонта установлено, что ВЭУ относятся к "стареющим" техническим объектам с растущей с годами Ртп. Модели Ртп построены на базе растущих со временем степенных: Ртп(п)=а-пь(2Л) и экспоненциальных функций: Рти(п)=А-ехр(с*п) (2.8) при условиях Ртп(п) < Pm(20) < 1 (2.9) и Рт(п) >РтГег> 0,005 (2.10). Анализ (2.7) и (2.8) проведен в предположении о линейной зависимости значений -P^l) (на 1-м году работы) и Pw (средней за первые 10 лет) со значением Р(6) на 6-м году: РТП (1)= m-PTn (6)=m-(l-Av6 ) (2.11а) и

Ртп.1<Гк'Рт№)=Н1-АУь) (2.116), приводящих с учетом (2.7) и (2.8) к характеристическим трансцендентным уравнениям: 1Ош-2ь+1+6ь-(Ь+1Нт-1О-&)==0 (2.12) и е 10щ-е2ю+<»ввш-(т-10-йН) (2.13) с неизвестными Ъ,к,ття.СО,Ь, т.

Численным анализом уравнений (2.13) и (2.14) установлено, что удовлетворяет имеющимся условиям (2.9)—(2.12) лишь класс экспоненциальных функций (2.8) в диапазонах параметров, данных в табл. 2.1. Установленный диапазон параметров модели допускает значительный разброс значений Рт при разных Ау6, иллюстрируемых на рис. 2.1.

Таблица 2.1. Параметры модели вероятности технических простоев ВЭУ

Параметр 0) Л k m Avio

Диапазон <Wmln «w Ajnin ^ПИХ ^rnin £mex »ta Юта AVlOmto Aviomx

Ave = 0,94 0,159 0,195 0,01862 0,02311 1,038 1.066 1,826 1,827 0,930 0,936

Av«¡=0,98 0,233 0,273 0,00389 0,00494 1,105 1,152 1,839 1,840 0,974 0,977

1 з в 7 9 11 1Э 19 17 19 1 з 9 7 в 11 13 15 17 1»

Рис. 2.1. Диапазон возможных значе- рис. 2.2. Диапазон возможных значений ний Рги ВЭУ при 0,95 и Аув-0,98 вероятности ТП ВЭУ при Ау„=0,95 и 0,98

Разброс расчетных значений средних за 20 лет Рш составляет 18,322,5% и уменьшается с ростом параметра Ау, (рис. 2.2). Недопустимому росту Рш ВЭУ препятствует капремонт (рис. 2.2), проведение которого согласно модели необходимо на 12-13 год с "омоложением" ВЭУ на 7-8 лет. Его затягивание чревато превышением уровня риска Рт и досрочным исчерпанием ресурса. Расчетные коэффициенты К1Г = 1 - Рто (2.14) с капремонтом на 13-м году эксплуатации и 7-ним "омоложением" даны в табл. 2.2. Согласно модели, у ВЭУ последних поколений (с Ау6=0,98) предельный уровень Ртп < 10%, а у ВЭУ с Ау6=0,95 он составлял «17%.

Таблица 2.2. Параметры моделей технической готовности ВЭУ с капремонтом

Параметр a>c p ACP kc p otcp Avcpi AvCp ic AvCp i2 Avcp го AVcp 1-20

Av6 = 0,94 0,177 0,02087 1,052 1,827 0,890 0,933 0,830 0,312 0,900

Av6 = 0,98 0,253 0,00441 1,129 1,840 0,963 0,976 0,912 0,3$8 0,956

Средние за ресурс Рт снижены с 9-10% у ВЭУ с Ау6«0,95 до 4,5-6,5% у ВЭУ с Ау,«0,97-0,98, что согласуется с эксплуатационными данными. Значения К^п) уменьшаются с 0,98-0,99 на 3-4-м до 0,83-0,91 на 12-м году. Для Аув 0,94-0,98 средние за 20 лет #тг=0,90-0,96. Погрешности расчетов ^определяются разбросом Ау6 в диапазоне: 0,96<Аув<0,975, при котором точность расчета среднего "коридорного" значения К^ ВЭУ ограничена данными табл. 2.3.

Адекватность модели (2.8) подтверждена моделированием по данным эксплуатации нескольких тысяч ВЭУ в странах ЕС (табл. 2.4), для чего автором развита модель линейной связи Эз с многолетним ходом Рт ВЭУ:

Год работы, п 1 2 3 4 5 6 8 10 12 13 14 16 18 20 2/20

tfrr M!N= 0,960 0,927 0,984 0,980 0,975 0,968 0,960 0,937 0,900 0,842 0,801 0,950 0,921 0,874 0,801 0,912

Ятгмах= 0,975 0,954 0,990 0,987 0,984 0,980 0,975 0,960 0,937 0,901 0,875 0,969 0,950 0,921 0,875 0,945

Погрешносгь,% 1,45 0,31 0,39 0,49 0,61 0,77 1,24 2,02 3,36 4,39 0,98 1,58 2,60 4,39 1,76

Эзг=СЭз+СРЕМ • Л ехр(о>п) (2.15), где СЭз - составляющая Эз, не связанных с ремонтом, включающая затраты на капремонт и демонтаж исчерпавших ресурс ВЭУ (соответственно 5 и 6% от цены ВЭУ).

Таблица 2.4. Многолетний ход среднегодовых Эз на ВЭУ разных поколений (в % от Кз)

Тип ВЭУ\Годы эксплуатации: 1-2 3-5 6- 10 11-15 16-20

ВЭУ 150 кВт в ЕС 1,2 2,8 3,3 6,1 7.0

ВЭУ 600 кВт в ЕС (практика) 1,0 1,9 2,2 3,5 4.5

ВЭУ 600 кВт s ЕС (модель) 1,88-1,92 2,11-2,26 4,21-4,73 4,42-5,09

Результаты моделирования К^ ВЭУ 600 кВт со значениями параметра Ау6 ~ 0,94 по модели (2.15) подтверждают достоверность линейной модели, связывающей Эз на ВЭУ с Ртп (последняя строка табл. 2.4). Раздел 2.2 посвящен моделированию факторов, снижающих теоретически возможную выработку ВЭУ, описываемых коэффициентом неидеальности ^ннд, имеющим ряд составляющих, в том числе вновь выявленных автором. К снижению (до 3% во многих районах РФ) мощности ВЭУ с большими -0В[. и Нт. ведет нелинейность профиля скорости ветра У(Ь) (табл. 2.5). Влияние высотного сдвига направления ветра <р(Н) на Рюуисследовано с использованием развитой автором модели <р(к): фо-{ехр[-(}1/}1вк-\)]-1}/(ехр( 1 г 1) (2.15).

Таблица 2.5. Связь мощности ВЭУ с и #])К для разных профилей У(И )

Диаметр ветроколеса 60 м Диаметр ветроколеса 80 м Диаметр ветроколеса 100 м

^100, М >!„, М h,„ м Л„к, м

40 50 60 70 60 70 80 90 70 »0 90 1С0 110

4,0 8,0 0,960 0,975 0,983 0,987 0,975 0,982 0,986 0,989 0,975 0,982 0,986 0,988 0,990

6,0 8,0 0,995 0,997 0,998 0,998 0,997 0,998 0,998 0,998 0,997 0,997 0,998 0,998 0,999

Понижающие (на 1-2% во многих районах РФ) коэффициенты для Рвэу с учетом модели (2.15) получены параметризацией <ро при разных Нък и 1>вк численным интегрированием по площади ВК удельной (на 1 м2) Ршу с учетом (2.15) и косой обдувки (табл. 2.6).

Таблица 2.6. Зависимость изменений мощности ВЭУ от <р(Н)

Диаметр ветроколеса 60 м Диаметр ветроколеса 80 м Диаметр ветроколеса 100 м

фо, Высота оси ветроколеса, м Высота оси ветроколеса, м Высота оси ветроколеса, и

40 50 60 70 60 70 80 90 100 70 80 90 100 110

0 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000

20 0.987 0,993 0,995 0,997 0,991 0,994 0,995 0,996 0,997 0,990 0,993 0,994 0,995 0,996

40 0,952 0,971 0,981 0,986 0,965 0,975 0,982 0,986 0,989 0,961 0,971 0,977 10>82 0,985

Влияние инерционности системы ориентации ВК ВЭУ на ее мощность оценено с учетом времени ее реакции к показанию управляющего гемометра (для мегаваттных ВЭУ>20-30 сек.), поворачивающей ВК за направлением ветра лишь при существенном повороте ветра (>10°), что приводит к косой обдувке ВК с уменьшением Рюу на 1-3%.

Изучены вопросы влияния ветрового затенения ВЭУ на Р^, и оптимизации их размещения в составе ВЭС, обеспечивающей максимальную выработку

с минимальным ветровым экранированием ВЭУ друг другом. Зависимость Рш, от расстояния между ВЭУ при наиболее плотной их расстановке ВЭУ (в узлах треугольной равносторонней сетки) получена в предположениях о круговом распрзделении ветра и экспоненциальном восстановлении его мощности после прохождения ВЭУ (табл. 2.7). Расчетное падение выработки ВЭУ из-за затенения их друг другом при расстоянии между ними »10 Бвк достигает 3-4%.

Таблица 2.7. Относительное уменьшение мощности ВЭС от расстояния между ВЭУ

1 Число диаметров ВК л: 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

1 Рвэу ! Р°вэу : 0,595 0,782 0,851 0,893 0,922 0,938 0,949 0,958 0,966 0,970

Потери ЭлЭн во внутренних сетях ВЭС и их собственное потребление ЭлЭн, согласно проведенному анализу, приняты в расчетах равными соответственно 2 и 1%.

Согласно исследованию, годовые вариации параметра р/ро достигают 12-15% от среднегодовых значений, а суточные - 3-5% от среднесуточных, определяемые автором по средним сезонным значениям р/ро по данным ближайших к ВЭС МС или АС.

Основные результаты Главы 2 сводятся к следующему:

- развиты методики моделирования технической готовности и располагаемой мощности ВЭС в заданном месте или районе территории РФ;

- моделированием установлено существенное (до 20%) падение выработки ВЭС из-за нарастающих с годами ремонтных простоев;

- проведено моделирование факторов неидеальности работы ВЭС, приводят,их к снижению теоретически возможной мощности ВЭС на 15-20%.

В Главе 3 "Разработка и применение методик достоверного определения ВЭП и мощности ВЭС на территории РФ" описана разработанная автором методика статистического моделирования ВЭП (удельной мощности ветра Ж) (3.2) и теоретически возможной мощности ВЭС Р^, ид (3.1) по ее рабочей характеристике Р(У) и повторяемости ветра по скоростям на высоте оси ВКК)у или по аппроксимирующей ее функции плотности вероятности скорости ветра 0(Уп) или ¡(V), являющихся главным источником погрешностей (до 50%) при вычислении комплексов (3.1) и (3.2).

V,, 'о

Основой определения ) в методике автора явились описанные в разделах 3.1 и 3.2 данные многолетних измерений ветра и метеопараметров на государственной сети МС и АС, включавшей в СССР в 1960-1990-е годы (базовый период методики) до 3600 МС и 146 АС. Проведен анализ типов., структуры, длительности и полноты данных и их применимости для решаемых автором задач. Принципиальную для методики автора важность и уникальные возможности для определения ВЭП и эффективности ВЕЮ на территории РФ предоставляют данные зондирования ПСА на сети 146 АС СССР ("106 в РФ) на стандартных высотах 100, 200, 300, 600 м (и на ряде АС на промежуточных высотах 40-90 м) над землей, полученные по унифицированным методикам с установленной точностью статистической обработкой рядов данных за 1961-1980 гг. Разработанная БД для

каждой высоты содержит 4-срочные данные о скоростях и направлениях ветра, давлении, температуре и плотности. В разделе 3.3 описаны результаты разработки технических и компьютерных средств статистического моделирования ВЭП и энергетических показателей ВЭС, обеспечивающих оперативный и достоверный расчет сотен вариантов и сценариев использования ВЭС. Разработка БД и компьютерных информационно-аналитических технологий на основе данных МС и АС более 20 лет является стратегическим направлением и практическим результатом работы автора - основного их проектировщика и одного из основных разработчиков'программного обеспечения. БД, адаптированные на ПЭВМ, были апробированы и использованы в ряде организаций (ЦАГИ, Минтопэнерго РФ, МЭИ, НПО "Ветроэн"), показали высокую эффективность в решении задач российской ВЭ, обсуждались на российских и международных конференциях и семинарах. Наиболее развитая версия БД «Флюгер XXI» содержит статистические данные зондирования ПСА на сети более 3600 МС и 146 АС РФ и СССР и постанционную информацию о ветровых и термодинамических характеристиках, данные об их высотных профилях и функциях распределения, о периодах наблюдений, высотах расположения МС, характеристиках рельефа и подстилающей поверхности в местах расположения МС. По построенным по данным МС и АС моделям ВЭП и рабочим характеристикам ВЭУ рассчитываются их энергетические и экономические показатели, и по ним с использованием разработанной автором БД "Эргомаш", содержащей технические и рабочие характеристики большинства современных серийных ВЭУ, осуществляется выбор наиболее эффективных ВЭУ. Для данного районаи пользователяпрограммное обеспечение БД "Флюгер XXI" обеспечивает высокое быстродействие, информативность расчетов и предоставления результатов, в том числе на основе развитых технологий картографирования (раздел 3.4), основанных на точечно-локальном представлении характеристик ВЭП и ВЭС. В разделе 3.5 дан сравнительный анализ методов определения ВЭП и Рвэс в заданном месте или районе. Выявлены погрешности известных методов, связанные со статистической необеспеченностью данными метеоизмерений, отличиями рельефа и подсти-лаюшей поверхности и неточностью их моделирования, межгодовой изменчивостью, погрешностями измерений, неадекватностью моделей У(й) и функций /(У), аппроксимирующих сип(/4Уп). Проведенный анализ известных методов определения функций /(У), основанных на подъеме границ градаций скорости £Уп(Гп) на высоты осей ВК по степенным и логарифмическим моделям У(/г) при неизменном значении <УП(УП) в градациях, выявил наличие погрешностей высотных аппроксимаций /(У) до 20% и более (рис. 3.1). Выявлены важные для достоверного моделирования особенности повторяемостей скорости ветра по данным МС и АС в разных регионах РФ. Для редкой сети МС точность

0 5 10 15 20 25

Рис. 3.1. Высотные аппроксимации КУ) по известным моделям и данным МС Оренбург на высоты 100 и 200 м

определения среднемесячных и годовых региональных со^ЛУ^ ограничена статистической обеспеченностью. Установленное в ряде регионов бимодальное распределение скоростей ветра снижает точность моделирования {{V) и -РЮУИд одновершинными функциями Вейбулла и Рэлея. Повышенная по сравнению с известными достоверность авторской методики моделирования ВЭП на территории РФ, описанная в разделах 3.6 - 3.12, обеспечивается использованием новых методических подходов:

1. Заменой экстраполяции данных с высоты МС Лмсте0 (10-15 м) на Нш. ВЭУ на существенно более точную интерполяцию по данным измерений на сети МС и АС.

2. Моделированием характеристики ветра на Лметео по "очищенным" данным до 50 и более МС района в радиусе до 250 км от искомой точки.

3. Определением функций (?(У) по данным МС и АС в радиусе до 700 км от исследуемой точки статистической обработкой всех (ов{ЛУ^ в рассматриваемом районе, объемы которых в 10-15 раз больше объемов данных годовых измерений ветра на метеомачтах по зарубежным методикам.

Методической основой построения функций 0(У) явилась количественная схожесть <г>п(ДГп) при равных Уст, выявленная автором статистическим 'анализом средних месячных или сезонных данных МС и АС в большинстве регионов РФ. Построение функций О(У) в методике автора реализуется следующим образом. По данным МС и АС, попадающих в круг с радиусом Л0(У) от центральной МС, для каждого сезона определяются повторяемости £»п(Д^), соответствующие Уср во всем диапазоне их изменения с шагом 0,5 м/с(0,5± б;...; 12±<5м/с) (табл. 3.1).

^центра'градаций^ М/С. 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19.5 23.5 27 Ксри К

У<у ~ 6,0 м/с 9,53 27,87 23,30 15,67 9,47 5,82 3,85 1,87 1,28 0,81 0,36 0,12 5,98 28

("У=8,0 м/с 4,45 15,13 17,71 17,99 15,95 12,39 8,01 4,51 2,07 1,26 0,31 0,10 7,89 35

ся, средняя скорость в интервале [^^+<5], рассчитанная по выбран-для него со^У), смещается относительно значения Рср в меньшую сто-и статистическая обеспеченность обеспечивается данными АС. Пост-

к поис-

Параметр д, выбирается с учетом плотности МС и АС и статистической обеспеченности данными (>25-30 реализаций со (К) в каждом г-м интервале), |задается в виде: д=п-У1ср(п - % от Рср и по опыту определения О(У) в разных регионах п = 0,05-0,07. С увеличением ^>6-7 м/с число уменьшав' ным рощ)

роению <3(У) предшествует процедура приведения полученных Уср и. ковым значениям У'ср аппроксимирующими кубическими сплайнами, построенными методом наименьших квадратов. Результаты сравнения точности расчетов удельной мощности ветра IV по функциям 0(У), Рэлея и Вейбулла даны в табл. 3.2. Использование последних приводит к отличиям на 22 и 16%| для Балтийска и на 25 и 20% для Калининграда от IV, полученных по функциям <?(У)- Развитым автором методом моделирования функций С(У) по данным АС выявлены более островершинные формы распределения в(У) и слабее выраженный вторичный максимум при больших значениях Уср, чем при их моделировании по данным МС. Выявлено, что СКвО Ж и Рюу, рассчитанные по данным АС, оказываются в 2-4 раза меньше, чем по дан-

ным МС (табл. 3.3), и в несколько раз меньше, чем при использовании.для этого традиционных методов, основанных на высотном подъеме

Таблица 3.2. Значения удельной мощности ветра на высоте 10 м для Калининграда и Балтийска, рассчитанные с использованием разных функций распределения

Аппроксимирующая функция/(V) Вейбулла Гринцевича Ранен

Калининград Уср = 4,4 м/с 106,5 133,3 99,6

Балтийск Fcp = 6,0 м/с 271,4 323,8 252,V

Таблица 3.3. СКвО расчетных W и Рюу в % для района Барабинска

Средние годовые Зима

Параметр Метео, Метео, Аэро, Метео, Метео, Аэро,

Д=340км Я = 680км Я=680км Я=340км Я=680км А=680км

Удельная мощность ветра 14,31 16,66 335 15,79 18,05 8,28

Рюу VESTAS V-80 - 2,0 МВт 6,94 6,95 1,64 6,55 6,64 3,52

Рвэу Siemens SWT - 2,3 93 6,48 6,55 1,87 6,00 6,16 .3,36

Рюу ENERCON Е 82 -2,0 МВт 6,43 6,46 1,84 5,90 5,98 3,31

Критериями точности моделирования искомого параметра У в рассматриваемой области по данным его измерений в N пространственных точках У,

О =1,..., Ы), или на N МС в работе приняты: ^ = -Ум) (3.3) и

^^«-У»)2/* (3.4), выявляющие систематическую погрешность (Ах) и СКвО (сту) смоделированного параметра У относительно данных его измерений. Установлено, что распределение сгу относительно средних значений У близко к Гауссовому. Определение погрешностей реализовано моделированием параметра Ум в месте расположения МС или АС без привлечения данных ее измерений с последующим сравнением с этими данными. Точность моделирования /(Т7) и (7(10 на высоте Ньк ограничена точностью определения скорости У(НВК). Повышение точности моделирования У(й) достигается привлечением большего числа МС и АС и их данных (табл. 3.4).

У(к) в ПСА до 200 м в ведущих зарубежных методикам описып&ются логарифмическими законами (3.5)-(3.6), подтвержденными теорией и экспериментами для гладкой плоской пластины и для тонкого ПСА до Л<30 м при нейтральной стратификации: У(И) = (и'/1;)-ЩИ/га) (3.5) и У(Ь) = (О"/Л-)'[1л(Л/г0)+5-75/1/я] (3.6), где к - постоянная Кармана; га - масштаб шероховатости; ЕГ- скорость трения, связанная с поверхностным трением тп зависимостью (д( = р',Н* ={/./(6/),/ = 2П зт<р - параметр Корыояиса. О - частота вращения Земли, (р - географическая широта. На рис. 3.3 и 3.4 даны примеры выявленных погрешностей определения среднегодовых профилей У(К), построенных по данным МС и АС Бологое по (3.5) и: (3.6), обусловленных физической неправомочностью применения логарифмического профиля на высотах > 50 м и погрешностями определения У(/гь;гтео) и параметра го. При завышении и занижении разными авторами значений го для однотипной шероховатости приводят к недопустимому (до 50%) росту погрешностей расчета У(К) по модели (3.5) при Л>35-40 м. Применимость (3.5) для высотной экстраполяции У(/г) зависит от точности определения У(/гметео), малая (<10%) погрешность определения которой может приводить к 20%-ной ошибке определения V на Л>40 м.

Таблица 3.4. Методики моделирования и аппроксимации V{h) в приземном 200м ПСА

Методика, разработчик Используемые метеоданные Используемые аэроданные Аппроксимация распределения f(V) Аппроксимация высотного профиля сгу

Универсальная модель Соседних МС (2200 МС РФ) - Любая, соответствующая V(z) и Явк т=\П для суши т = 1/10 для моря 16,4 15,2

WASP, RISO, Дания Соседних МС + модель 2о - Вейбулла с подъемом на Явк У(г) = К1п-(г/г0) 15,3

NASA, США Модель. 1x1 км - Рэлея по (Vt) МС У(г) = УьАЛъТ 23,2

ЦАГ'И, I960 Соседних МС-авдлогов (»500 МС) - Функции Колодина и Поморцева У(г)=Уфл-(г/Ьф11)га 17,8

ГГО, 1989 Соседних МС («1100 МС РФ) - Г-функции по данным ближайших МС КфИг/ЪфлГ 15,4

Флюгеэ 3.0, ЦАГ'И, 1994 Соседних МС класса 76 и 66 (»1000 МСРФ) Г на 100 м соседней АС Региональные функции G(V) У(г) = Рфл-(г/Ьф„)т т^ку^у&мн^ Я^) 6,33

АО "ВИЭН", 2002 Соседних МС - Подъем эмпирических повторяемостей 12,1

Флюгер 2000, "АТМС'ГРАФ" Соседних МС класса 76 (»1100 МСРФ) Гна 100 мна соседних АС Региональные функции G(V) 1,74

Флюгер XXI, "АТМО-ГРАФ" 2003 Средние по району с очисткой («1100) Г на ft = 100600 м всех АС региона Региональные функции G(V) Усут12)=Ус-Ы2кс) 1,56

■—профиль (1) vms 3,6 юс; zo« 0,1

—профиль (2) VM ~ 4,0 м/с; Zo s 0,1 - Профиль (1) Vm=4.0m'c. Zct=0.1

--*• - Профиль (2) Vu=Mw/c; Zo»Q,1 • -tr • Профиль (1) Vu = 4,4 wfc; Zo=0,1 ■i.о Профиль Бологое Vm = 4,0 м/с; Zo = 0,1

—о—ПрофильС) Zo = 0.057M; Vm= 4,0mJc —□—Профиль (1) Zo = 0,067 м; Vm = 4 0 fcVc —+—ПрэфиЛЬ(7/ ZO = 0,10M; VM= 4,CUIC —*—Профиль (1) Zo = 0,10m; Vm = 4,0 м/с --х--Профиль(2) Zo = 0,15m: Vm = 4,0ы/с - -¿г -Профиль(1) Zo = 0,15m; Vm= 4.0м/с —о—Профиль Бологое Ум = 4,0м/с; Zo=0,1

Рис. 3.3. Зависимость V(h) в 100-метровом ПСА от значений К,—,,,

о so 10» 15» яга

Рис. 3.4. Зависимость моделируемой V(h) в ПСА от значения г

Таблица 3.5. СКвО (%) данных WASP от многолетних аэрологических

Высота: 100 м 200 м

Методика: ФЛЮГЕР WASP (3.5) WASP (3.6) ФЛЮГЕР WASP (3.5) WASP (3.6)

Скорости ветра, м/с 6,73 5,60 6,1 7,16 6,86 7,0

Погрешность, % 0 26,5 14,2 0 21,6 12,3

Удельн.&:ощнос1ь ветра, Вт/м2 561,0 293,1 423,7 818,3 510,5 653,2

Погрешность, % 0 69,7 36,8 0 63,84 38,1

Погрешности расчета ВЭП на 100 м методикой WASP по данным МС Балчуг, Ново-Иерусалим и Егорьевск, расположенных в сходных ветровых условиях, достигают 40 и 60% ,что недопустимо для практики (табл. 3.6).

Для сравнения точности известные методики программно реализованы автором. Пример отличия среднегодовых модельных и экспериментальных данных приведен в табл. 3.7.

Сравнением с данными на высотах от 40 до 90 м на 28 АС установлено, что одноуровневые модели при экстраполяции данных МС на высоты «100 м

Метеостанция/Параметр : Годовая скорость ветра, м/с Удельная мощность, Вт/м2

Высота: 100 м 200 м 100 м 2о;ом

Балчуг, модель (3.5) 2,8 3,5 25 49

Ново-Иерусалим, модель (3.5) 4,1 5,0 85 167

Егорьевск, модель (3.5) 5,7 7,0 197 384

Данные измерений на АС 6,7 7,5 392 506

Таблица 3.7. Сравнение среднегодовых данных модели и эксперимента АС Новосибирск

Методика: V(zTV0- 1п(г/2о) (ФЛЮГЕР XXI) (ФЛЮГЕР 3.0) ^^(г/гфлГ (ВИЭН) (ГГО 1989) WASP, (3.5) RISO (3.6)

У-жп - VM;,/i > 60 м 4,7 % 9,3 % 35,2 % 21,9 % 31,9% 17,5%

0% 0% 34,8 % 16,6 % 29,1% 15,9%

овне-% на

дают отклонения от экспериментальных до 35% (табл. 3.4). Многоу! вые модели, развитые автором, гарантируют точность расчета V(h) 3-( высотах 70-90 м на равнинах и >10-13% на территориях со сложным рельефом. Наиболее точной является развитая автором трехслойная модель "Сэндвич", описываемая выше 100 м кубической аппроксимацией средних сезон ных данных АС на 100, 200, 300, 600 м. В слое 0-йметео модель описывается логарифмическим профилем (3.5). В слое Л*™0 <А< 100 м V(h) аппроксимируется кубическим сплайном с коэффициентами, определяемыми из усАовий гладкой сшивки профилей на нижней и верхней границе (на 100 м). Для рассмотренных 28 АС "Сэндвич" дает точность расчета V(h) до 100 м с погрешностью <7-8%. С ее помощью оценены высоты применимости логарифмическо го профиля скорости hlog. Данные на промежуточном уровне служили риями точности моделирования, а искомая высота h^ определялась м* зацией ошибки расчетов V(h) на промежуточном уровне изменением hj гласно исследованию, модель (3.5) правомочна до высот <20-25 м.

Для идентификации скоростей ветра в заданном районе автором р!азвит метод "очистки" данных - приведения их к условиям ровной плоской поверхности без элементов экранирования с использованием классификации открытости МС Милевского, описывающей с установленной авторов точностью свойства рельефа подстилающей поверхности и затеняющих |ветер препятствий. По ней каждой МС для 8-ми 45-градусных секторов присвоены коэффициенты открытости Милевского iC. Метод построен на выявленных автором статистически достоверных связях средних скоростей ветра со средними коэффициентами Милевского -0t/8 (3.8), рассчитанных с учетом повторяемости ветров по направлениям в. для каждого месяца и сезона и каждой МС (рис. 3.5).

Установленная статистическая связь и zo по классификации WASP по данным 200 российских МС (рис. 3.(?) имеет вид: Ln(za)=0,0021-Ks-0,0845-КЧ0,645-К+3,314 (3.9). Согласно (3.9), коэффициенту /Оср класса 76 соответствует zo=0,04 (класс 1 по WASP с zo=0,03), а -К"ср класса 66 и 116 -2о=0,1 и 2 =0,0002 (классы 2 и О по WASP). Метод "очистки" данных МС позволил снизить погрешности определения средних месячных или сезонных скоростей ветра до 8-12% (в 2 и более раз) (табл. 3.8).

Определение радиуса подобия ветроклиматических условий R

ПВУ

- не-

обходимое условие оптимального выбора МС и АС для моделирования

Связь пчраиетра шероховатости Zo \ .

1 I

д 3 \ / \

\ ft \ у VT

Ml Л *

1\к /

1

\ гг

\ / \ Т i . 1

J *_Г -»-L*B>) I —Полмюыи»пьный 0Л Urjj'i р

Коэффициенты Милевского 1 }

С 2 4 е В 13 12 14 1й 18 20 22 24'

Рис. 3.5. Зависимость среднегодовой скорости ветра от коэффициентов Милевского

Рис. 3.6. Связь коэффициентов Милевского и параметра z по классификации WASP

Таблица 3.8. Первичные и "очищенные" значения среднегодовых скоростей ветра и их СКвО

Местонахождение метеостанции Данные МС Данные МС с "очисткой"

Скорость, м/с СКвО, % Скорость, м/с СКвО, %

Волгоград 4,12 21,7 5,25 11,5

Мурманск 4,41 38,8 5,61 15,3

осуществлялось по критериям (3.3)-(3.4) с учетом изменчивости скорости ветра и плотности МС и АС в районе. Для этого выбирались ближайшие N станций с расстояниями Вп от исследуемого пункта, по данным которых моделировались значения искомых Умп в месте размещения каждой из N взятых МС и определялись N разностей измеренных на этой МС и модельных Данных (Уэп-Умп) с данными измерений на этой МС, по которым вычисляются Л и ст. При последовательном увеличении N (и соответственно В) выявлялось число МС, минимизирующее погрешность модели. Согласно анализу автора, наиболее достоверное определение скорости ветра в моделируемой точке достигается с использованием данных МС с весовыми коэффициентами, обратно пропорциональными Наибольшее влияние на результат при этом оказывают данные близких МС и АС, бесконечное при Сингулярности устранялись заданием для моделируемой стан-

ции конечного значения безразмерного радиуса Дп°, равного некоторой доли расстояния от нее до ближайшей МС Л° (0<Д°<1), что эквивалентно удалению от нее точки моделирования на расстояние В0. Точность моделирования с ценивалось варьированием Максимум точности достигается с методом "очистки" данных. Максимальная погрешность соответствует удалению от данной МС и АС в направлении к ближайшей на половину рас-стояь ия между ними (Д°=0,5). Зависимости СКвО среднегодовой скорости ветра от числа привлеченных МС даны в табл. 3.9.

Таблица 3.9. Оценка точности (в СКвО в %) определения средней скорости ветра

Число привлеченных метеостанций: 1 I 2 | 3 | 5 | 10 | 20

Моде 1Ь СКвО о; %

Число привлеченных метеостанций: 10 20 30 50 70 100

Рассч ланных по "очищенным" данным 22,7 18,3 15,3 13,2 13,9 16,7

Для областей с однородным климатом и рельефом с частой сетью МС и АС максимумы погрешностей моделирования Уср достигают 22-25%, а в климатически неоднородных областях с редкой сетью станций - 40-46%. Погрешности моделирования У^ падают с уменьшением и при Е° = 0,2 (при удаленности от АС не более 15-20 км) составляют менее 40-50% от

максимальных (при Д°=0,5), или <8-12% для равнинной территории РФ. Между АС погрешности моделирования по их данным средних сезонных и а.годовых У(к) на территории РФ не пре-

': вышают 13-15%. Для повышении точ-

\;ности моделирования \\Н) по данным АС

*важны установленные факты быстрого

нарастания на высотах 0-100 м и

• -медленного на 100-600 м, и умеш.шение о бо ню 150 да зм зм за) ад 450 5ос 550 ей их разброса с высотой (рис. 3.7) Высот-Рнс. 3.7. Высотные профили средних ная изменчивость У(к) на 100-600 м по

годовых скоростей ветра по данным АС данным АС представлена в табл. 3.10. Таблица 3.10. Высотный ход СКвО (в %) среднегодовых скоростей ветра

Сганция\Высота 15 м 100 м 200 м 300 м 630 м

Барабинск 14,7 5,3 4,7 3,9 2,9

Александровск на Сахалине 20,2 12,3 10,5 8,2 6.8

БАЗА ДАННЫХ

мгогсигтних аэрологических измерений 1а высотах 100,200,300 я 600м на сета АС России

БАЗА ДАННЫХ

зоюголсткнх

метэоизмерений на сета МС России и данных о ветровой закрытости МС по

Автором развиты методы моделирования годового (ГХ) и суточного (СХ) хода скоростей ветра У(К), определяемые в межстанционных пространствах по безразмерным данным всех МС и АС исследуемого района, приводимым к средним месячным, сезонным и годовым У^. Погрешности определения СХ У(Ъ) оценивались по значениям СКвО среднемесячных модельных значений относительно эмпирических и достигают 13-16% на уровне Л**140 и 5-6% на 100-200 м весной и летом. Зимой погрешности моделирования СХ У{К) уменьшаются в большинстве регионов до 8%. Погрешности моделирования ГХ У(Ь) падают с высотой и с переходом к моделированию ГХ по сезонным У^. В межстанционных пространствах наиболее точно ГХ У(Ъ) моделируется по "очищенным" среднемесячным скоростям ветра МС и АС и средним сезонным

значениям 0(У). Методика моделирования Ш и РЮУ реализована ¡даго-ром по модели (3.1) по схеме на рис. 3.8.

Методика построена на статистически установленном автором квазилинейном характере связей удельных нощш-стей и К1ГШ ВЭУ с У1:Р(Н) с отличающимися количественно коэффициентами линейной связи в разных ветроклимати-ческих зонах и сезонах (рис. 3.9). Сезонные значения СКвО рв£у при ^СР<4,0 м/с достигают 13-18%, приводя к

МОДЕЛЬ "СЭНДВИЧ"

h 100 w ЗКапирическая модель: 1 Сллайм-аппроксишин»: X Г„ (Ь) • У • / ""*'

Полуэмпириы. модель ('„ m '<U4k¡ <n<hij?7 у

Статистические моделирование одно параметрических табулированных функций

0*^(Vct) дм 2< Ves < 12 м/с с шагом Д^ср -(°г5+б)м/с при ¿70,05 «Ко» по данный АС» фуге радиуса

Статистическое модешровзм» райошых Р™9 с оч1стко8 данных цо7бтю Миле ас ком}

Стажстическаз компиляцш

и 0°Ю(У,Ы дня У(И*) методом максимального правдопо добия с процедурой

Статнгтическое моделирование "оджпарзметртеских табулированных функций СР^СУсг) дп* 2<Гср<12ы/с с шшм A V<#= (0,5 +б) м/с При ¿?0,05»Кср то дднньш МС в ipjTC

(5тУм/) в заданном районе: W=X^p^JV3■GlV}-dV

и р»»(квт) />•»<& fpм•Gfv^^dv

Рис. 3.8, Блок-схема методики определения ВЭП ЛУ и Рюу в заданном районе РФ. Я - радиус подобия ветроклиматических условий; ф - повторяемость скорости ветра по градациям

ошибкам расчета РЮУ»21-30%, но с ростом Fçp уменьшаются до 3-9% с погрешностями прогноза ЯИУМ менее 15% при УСР<5 м/с и « 5% при Vcp «7-8 м/с.

Выявлено, что сезонные отличия G(F) приводят к различиям /t"HyM до 20-25%.

Численная методика расчета РЮУ по модели (2.1) реализована с использованием БД "Флюгер" двумя программами. Первая обеспечивает расчет табулированной функции G(FrK) на высоте Нт ВЭУ и алгоритмически реализована следующим образом. На выбранных круговых территориях с центром в заданных координатах, либо MC или АС с тремя разными радиусами: (150-250 км), ЯАЭР0 (400-700 км) и Rf(y) (500-700 км), определенных с учетом плотности MC и АС и статистической достоверности, из БД "Флюгер" выбираются данные измерений V(h) на высоте /гметя> на MC в круге и на высотах 100, 200, 300, 600 м на АС в круге ЯАЭРО. По данным всех MC в круге с J^mejeo строятся уравнения связи средних сезонных скоростей ветра и коэффициентов Милевского и проводится процедура "очистки" данных используемых далее в качестве нижних граничных условий при определении параметров модели "Сэндвич". Средние месячные и сезонные V(h) в заданном месте на высотах 100-600 м определяются по модели осреднения "1/R" по данным всех АС в круге fîA3PO V(h). Значения V(Нш) рассчитываются по модели "Сэндвич", и по ним определяются соответствующие им сезонные G(V).

Вторая программа по построенным для рассматриваемого района G(FBK), рассчитанным коэффициентам Янид и Kw и рабочим характеристикам ВЭУ Р(У), выбранных из БД "Эргомаш", расчитывает по (2.1) в рассматриваемой области средние месячные и сезонные значения Рюу, #иум и их СКвО.

Согласно методике суммарную погрешность параметра X(Vcp ) определяет погрешность, связанная с разбросом функций f(V)и СКУ), определенных для заданной Vcp и погрешностью определения самой Vcp. При установленном квазилинейном характере X(VCP) X{Va,)=A-V№+B (3.10) => суммарная погрешность его определения Ах для аргумента Vo, определенного с точностью ±£х, описывается формулой: + Коэффициент А вычисляется для каждого района и сезона по статистически установленным зависимостям искомого параметра XfV^J от Vcp. Характерные значения г, А, ё и Ах для приведенных на рис. 2.4-2.5 ВЭУ V44 и V80 для Fcp =7-8 м/с на высотах Явк даны в табл. 3.13.

Характерные значения Ах составляют 18-20%, но с ростом S величина Ах возрастает и при £«20% Ах для рассмотренных ВЭУ достигает 29-31%. Точность определения РЮУ по методике автора существенно расгет при больших Fcp. Требуемая для практики точность прогноза Рюу ограничивает погрешности определения е и 5: предельные ошибки определения средних сезонных должны быть <8-10%, а разброс Рюу для данной Vcp из-за вариаций эмпирических распределений скорости, не должен приводить к погрешности >12-15%.

Рис. 3.9. Зависимость КИУМ от VCJ> для севера ЕТР

ВЭУ е А 8 Ах

У44 Безразмерные 7,0% 22,3%/1 м/с 12,4% 20,0%

У80 Безразмерные 6,5% 21,2%/1 м/с 12,1% 18,5%

Выводы Главы 3 обобщают полученные результаты, состоящие в разработке автором информационно обеспеченной, методически обоснованной и численнс реализованной методики определения характеристик ВЭП и энергетических показателей ВЭС в заданных пунктах и районах РФ. Достигнутая точность методики определения Рюу (10-14% для территорий РФ с равнинным и 18-24% - со сложным рельефом) позволяет считать ее не просто наиболее достоверной из известных, но и единственной аналитической методикой прогноза мощности ВЭС на территории РФ, приближающейся к требуемой международной практикой 10% -ной точности при существенном опережении ведущих отечественных и зарубежных методик по эффективности.

В Главе 4 «Исследование возможностей и эффективности использования ВЭС в различных регионах и субъектах РФ» описаны результаты исследования автором перспектив и эффективности использования ВЭС для выработки ЭлЭн в промышленных масштабах в различных регионах и субъектах РФ. Исследованы и установлены новые закономерности территориального, сезонного и высотного распределения на территории РФ скоростей Уср, удельных мощностей ветра Ж, вероятностей ветроэнергетических штилей РШт(У<4 м/с) и погрешностей их определения. Существенно уточнены количественные параметры ВЭП на традиционно считающихся перс-пективними для применения ВЭС побережьях морей Северного Ледовитого и Тихого океанов. Выявлены новые регионы страны, перспективные для экономически эффективного использования ВЭУ большой и средней мощности. Расчетные данные о высотной изменчивости региональных сезонных и годовых значений Ж в 100-метровом ПСА даны в табл. 4.1.

Таблица 4.1. Средние расчетные значения сезонных и годовых удельных мощностей ветра

№ 1 Центральный Регион 1 метеоцентр региона Средние расчетные значения сезонных и годовых удельных мощностей ветра, Вт/м2 Годовые по среднегодовым

Высота Зима Весна Лето Осень Годовые

1 Север ЕТР Архангельск 15 м 225 162 104 209 175 172

50 м 583 369 236 474 416 379

100 м 783 527 328 658 574 555

2 Центр ЕТР Москва 15 м 154 112 61 110 109 103

50 м 340 255 154 258 252 252

100 м 446 367 245 369 357 367

Статистически установлена достоверная (с СКвО <3-4,5% и Л2=0,82) связь РЁЭУ с Рвк ВЭУ и среднегодовой скоростью ветра Уг вида:

РЮ5,=Л(^Г)-(1>ЕК)2+В(КГ)-1)ВК+С(КГ). (4.1)

Параметрические расчеты при разных значениях Уср (рис.4.1) выявили, что удельная (на 1 м2 ВК) мощность -РВЭууд0''СР) ВЭУ со скоростью регулирования Ур растет с ростом Уср до максимума РМАХ(^СР) при УСР«Ур и далее при Т/ср>Т/р слабо убывает. При Ур>14-15 м/с РЬ1АХ(УСР) ассимптотически стремится к предельным значениям «220-240 Вт/м2. При У^, « 9-10 м/с и «7-8 м/с на высоте оси ВК средние значения удельной Рю составляют «180-200 и

8,0 и/с -о-Ур = 10,0 4«: -Л-УР =12,0 М/с--х-Ур = 14,0 м/с -«-Ур^в.Ои/с,

120-150 Вт/м2. По полученным результатам определены удельные (на 1км2) мощности ВЭС при Уср» 14 - 15 ж/с): Рмах=0,91(1000/п)2-(420-450)=(3,8-4,1) МВт/км2 (4.5). В районах с высокими (Уст,>9-10 м/с), умеренными (Гср»7-8 м/с) и малыми (^»5-6 м/с) скоростями на оси ВК суммарные Ршх ВЭУ на площади 1 км2 составляют соответственно 1,8-2,0; 0,9-1,4 и 0,4-0,7 МВт/км2, при этом Рм^ определяется расстоянием между ВЭУ (табл. 4.2).

В разделе 4.3 даны результаты анализа распределения на территории РФ средних сезонные и годо-

/РвЭУвом. Установлено, что

< В 8 10 12

Рис. 4.1. Зависимость уд. мощности ВЭУ от при

разных скоростях Кр Таблица 4.2. Зависимость от расстояния между ВЭУ (в 1>лк) удельной (на 1 км2) Р^для ВЭУ У90 с 1)^=90 м с Квш=30% при УСР=8 м/с)

вых значений Я™,,=Р„„

ИУМ ВЭУрасо

Расстояние между ВЭУ пЬ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Мощность МВт/км2 68,7 25,0 12,1 7,16 4,73 3,34 2,49 1,92 1,53 1,25

для большинства перспективных для использования ВЭУ регионов РФ характерен годовой ход Каум с зимним максимумом и летним минимумом и годовой амплитудой в разных регионах от 15 до 50% от среднегодовых. Высокие значения Кпуи характерны для побережий морей, где значения Киум для ВЭУ типа вЭДТ-93 с высотами башен 100 м достигают 35-38% зимой и 27-30% летом при среднегодовых #иум=:33-35%. Перспективны для использования ВЭС южные области ЕТР, Урала и Западной Сибири, где Яиумна 100 м 30-33% зимой и 25-27% летом при среднегодовых 28-30%. Высоки Кшм на территории западных (Брянской, Курской, Смоленской) областей и в центре ЕТР, достигающие на 100 м 30-32% зимой и 24-26% летом при среднегодовых 28%. Высоки значения на территории областей центрального Федерального округа РФ: Белгородской, Тверской, Калужской, где среднегодовые К^ум на Я=100 м достигают 26-28%. Суточный ход (СХ) Кты имеет региональные количественные и качественные особенности. В большинстве регионов страны СХ Кти зимой выражен слабо и составляет <10% от среднесуточных. Летом СХ Кты наблюдается на большей части территории РФ с амплитудой до 15-25% от среднесуточных. Амплитуды СХ #иум уменьшаются с высотой Нт и на 100 м составляют »40% от приземных. Распределение Киуи на высотах 50 и 100 м подобны, но на 50 м отличается меньшими значениями на 2-4%. Представление о региональной и высотной изменчивости Ккуи в 100-метровом ПСА дает табл. 4.3.

Региональные сезонные и годовые значения КИУМ в регионах РФ получены с использованием региональных сезонных функций О(У), рассчитанных по данным МС и АС в кругах с Д=500 км вокруг центральных АС региона. На основе развитых методик автором предложен новый подход к определению технического ВЭП, основанный на расчете среднего для субъектов РФ Яиум ВЭУ при их оптимальном размещении в узлах правильной треугольной сетки с плотностью на 1 км2 ЛГд=1,155-(1000/п\0)2при п =10 и при использовании под ВЭС 10% территории субъекта. В качестве «типовой» ВЭУ на основе

№ Регион Центральный метеоцентр Средние расчетные значения сезонных и годовых удельных мощностей ветра, Вт/м2 Годовыг по средне-

региона Высота Зима Весна Лето Осень Годовые годовым

Север ЕТР 15 м 14,3 11,1 8,1 14,1 П,9 11,5'

1 Архангельск 50 м 29,9 22,3 17,6 27,3 24,3 23,4-

100 м 36,2 28,5 22,8 , .34,7 30,5 зоа

Центр ЕТР 15м 10,6 8,3 4,8 8,2 8,0 7.7

2 Москва 50 м 21,3 17,4 12,1 18,1 17,2 17,2

100 м 26,8 23,3 18,8 25,5 23,6 ■24,0

анализа и выбора среднего Ктм по 27 ВЭУ большой мощности разноп> типа выбрана ВЭУ У90 с #вк=100 м (табл. 4.4), среднее по РФ расчетное значение 7СИУМ которой составляет 19,6%. Согласно расчетам, до 30 субъектов РФ перспективны для эффективного использования ВЭС по международный критериям (-К11УМ>28%). Уточненный автором технический ВЭП РФ («11500 ТВт-ч) в 11,5 раз превышает годовую выработку ЭлЭн РФ в 2009 г. С учетом возможности более компактного размещения ВЭУ в составе ВЭС (<10-1)^), полученные значения технического ВЭП следует рассматривать как минимальную оценку. Суммарный технический ВЭП РФ здвое превышает оценки предшественников, при этом его доля в Центральном, С<;веро-Западном, Приволжском и Южном ФО, где проживает 73% населения РФ, составляет 30% против полученных ранее 14%

Таблица 4.4. Технический потенциал ВЭР по Федеральным округам РФ

№ Федеральный округ Технический потенциал по автору, млрд. кВт-чУгод Прежний технический потенциал, млрд. кВт-ч/год

1 Центральный 588 73,8

2 Северо-западный 1428 432,6

3 Южный 564 176,6

4 Приволжский 872.8 236,3

5 Уральский 1 577 I 617,0

6 Сибирский 2 754 1 513,0

7 Дальневосточный 3 689 2 469,4

Итого: 11473 6 516,6

С учетом установленного технического ВЭП автором определены субъекты РФ, перспективные для использования ВЭС по ресурсной обеспеченности и технологическим ограничениям. Критериями перспективности использования ВЭС принято: наличие в субъектах РФ дефицита ЭлЭн; моделируемого по авторской методике /£,1УМ > 28%, установленного в качестве мирового ориентира для ВЭС сухопутного базирования на 2012-2014 гг.; технологических и энергетических возможностей использования ВЭС и обеспечения темпов их ввода. Ограничение масштабов использования ВЭС, связанное с недостатком резервирующих мощностей, снимается в РФ благодаря наличию в стране ТЭС и ГЭС. В РФ наиболее сильным технологическим ограничением использования ВЭС в составе действующих энергосистем является принятый в мировой практике 20% -ный предел потребляемой от ВЭС мощности, установленный из соображений надежности централизованных электросетей и поддержания в них требуемого качества ЭлЭн. За базовую мощность субъекта РФ при определении 20%-ного вклада ВЭС, принималась среднегодовая м:ощ-

ность :зсех ЭС действующих в нем в 2008 г. (по данным официальных источников Минэнерго). Условие принадлежности ВЭС к субъекту РФ принято с учетом возможностей использования административных ресурсов для урегулирования рыночных отношений внутри субъекта. При планируемых Энергетической стратегией России суммарных располагаемых электрогенерирующих мощностях в РФ на 2020 и 2030 гг. (я 165 и 210 ГВт, соответственно, при среднем по всем ТЭС РФ КШ}/р55%) суммарные мощности ВЭС в соответствии с 20% -ным ограничением к 2020 и 2030 гг. составят 33 и 40 ГВт.

Сдерживающим широкомасштабное развитие ВЭ фактором являются проанализированные в работе ограничения темпов ввода, связанные с возможностями импорта оборудования и организации производства ВЭУ и их ремонтной инфраструктуры, подготовкой кадров. Исходя из мировых темпов развития и имеющихся в РФ условий, целесообразным представляется сценарий развития ВЭ в России темпами, соответствующими умеренным, но устойчивым темпам развития ВЭ Испании и Индии, которые, по мнению автора, достижимы с учетом кадрового, технологического и производственного уровня страны. При этом к 2020 и 2030 гг. суммарная установленная мощность ВЭС в РФ может составить 6-7 и 30-33 ГВт в (с долями выработки ЭлЭя. 1—1,5% и 5-6% от суммарной). С учетом установленной автором ресурсной сбеепеченности и высокой эффективности ВЭС при выборе ВЭУ с оптимальными для местных ветровых условий характеристиками (Киум >30%), а ташке за счет технически и экономически согласованных действий генерирующих и сетевых компаний, работающих в соседних и удаленных субъектах РФ и обеспечивающих оптимизацию размещения и потребление ЭлЭн ВЭС, допустимая технологическими ограничениями суммарная годовая выработка ВЭС в РФ к 2030 г. может достигать 80-85 млрд. кВт-ч.

В Главе 5 «Оценка экономических показателей современных ВЭС на территории РФ и возможного экономического эффекта их широкомасштабного испо л кктанияв описаны результаты разработки и использования автором методик определения экономических показателей ВЭС в субъектах РФ и доказательства экономической конкурентоспособности ВЭС с традиционными для России ТЭС. Схема развитого автором подхода к оценке экономических показателей ВЭС приведена на рис. 5.1.

Минимизация погрешностей из-за неопределенности прогноза Эз на ВЭС и ТЭС при высокой инфляции и росте цен на ЭлЭн и газ достигнута построением для них стоимостных моделей Кз и Эз с учетом их многолетнего хода. Развитые автором модели основаны на допущении о росте Эза на ВЭС и закупочных цен на. их ЭлЭн Цп пропорционально переменным по годам индексам инфляции £пи имеют нелинейный рекуррентный вид: Эзп=Эз1-(1+//-!1)-(1+/«2Ь..-(1+/Н1.)

(5.1) и (5.2), где ц и у- коэффициенты линейной связи Эзв иЦпс индексами гп. С учетом переменной инфляции и технических и эксплуатационных характеристик ВЭС значения себестоимости ЭлЭн (С), сроков окупаемости (Ток) и рентабельности (Рен) определяются с учетом (5.1) и

(5.2) соотношениями: С=[Кзт+&Эза]/(2'Ес) (5.3); Т^Ш^'Е^Ц^-Эз^ (5.4), Рен'-и<'Еа-ЦЭЛ1)/(Кзт+2},ЕЭз1)~1 (5.5). Расчеты по (5.1)—(5.5) проведены численно с учетом хода выработки ЭлЭн и денежных потоков, зависящих от инфля-

Прогноз экономических показателей ВЭС на территории России.

Моделирование капитальных затрат на

Определение Кз на ВЭС заданной мощности, комплектации и конДигурашш за

Моделирование эксплуа тационных затрат на ВЭС

Оценка Эз на период ресурса ыа ВЭС с заданными параметрами за

Определение дополнительных Кз в российских условиях: уплата НДС при импорте ВЭУ затрата на подключении ВЭС ' высокие транспортные затрать ' удорожание сооружения дорог ДЭП, КГЦ фундаментов ВЭУ 1 монтажа и техобслуживания высокие гфедоты

Долгосрочная оценка дополнительных Эз на ВЭС i

Прогноз Аз на ВЭС заданной мощности, комплектация я конфигурации в заданном районе России: £Кз ~ стоимость ЮУ + + стоимость СМР +

Прогнозные модели Эз (содержание + ремонт) на ВЭС за рубежом и в РФ: Эз(п)~Х->-У-Рт(п)

Моделирование макроэкономических факторов

Модели многолетней инфляции

Мрп*тти роста цен иа злэнерггао -»X

ЕС-

РФ

Модели роста цен из тошшво

ЕС" РФ--

Себестсшмсйть эл. энергия -*—}-

Спок окупаемости ВЭС Рентабельность ВЭС

— Pboy,

Лиум,

Рис. 5.1. Блок-схема авторской методики определения экономических показателей ВЭС в заданном месте или районе России ции стоимости денег, Эз, закупочных цен на ЭлЭн. Согласно исследованию неадекватный учет связей Эз на ЭС и цен на их ЭлЭн с переменной инфляцией может приводить к погрешностям >10-13% при прогнозе экономически показателей ВЭС (табл. 5.1).

Таблица 5.1. Разброс оценок экономических показателей ВЭС при разных индексах инфляции £ при коэффициенте дисконтирования г = 10%, е = 1, ц =

Показатель эффективности\Возможные значения Минимум Среднее Максиму м

Себестоимость ЭлЭн ВЭС при»= 0%,€/кВт ч 0,035 0,045 0,057

Себестоимость ЭлЭн ВЭС при /= 10%, 6/кВт ч 0,038 0,048 0,061

Срок окупаемости капзаграт на ВЭС в годах при 1=0 21,9 28,6 63,4

Срок окупаемости калзатраг на ВЭС в годах при г=4% 16,0 20,9 46,3

Рентабельность проекта ВЭС за 20 лет при г=0, % -55,2 -23,8 21,1

Рентабельность проекта ВЭС за 20 лет при г=4%, % -42,7 -3,1 53,4

В разделе 5.2 описаны развитые автором модели Кз и Эз на ВЭС, основанные на зарубежных данных и проанализированных факторах их отличия в РФ (табл. 5.3) и разных ее регионах, обусловленных геоклиматическими, инфраструктурными и экономическими отличиями. С помощью численно реализованной модели Кз проведены параметрические расчеты и анализ экономических показателей ВЭС при возможных значениях составляющих затрат, и получены прогнозы суммарных Кз на ВЭС в РФ, по которым Кз на ВЭС могут превышать зарубежные на 30-35% и достигать 1700 б/кВт. Разработка модели многолетнего хода Эз на ВЭС актуальна из-за отсутствия достоверных методов прогноза Эз как за рубежом, так и в РФ. Модель Эз построена автором в предположении о линейности связи Эзп с вероятностью простоев ВЭУ Рт(п) в л-м году: 6'п(п) = 5о+ $-Рт(п) (5.6). Обобщенные данные о много-

летнем ходе Эз на ВЭС в странах ЕС, использованные для определения параметров модели 5о и $, приведены в табл. 5.2.

. Результаты моделирования Эз на ВЭУ 600 кВт по модели (5.6), приведенные курсивом в табл. 5.2, подтверждают качественную и количественную Таблица 5.2. Мдоголетпий ход среднегодовых Эз на ВЭУ разных поколений (в % Кз) [1]

Тип ВЭУ\ Годы эксплуатации 1-2 3-5 6-10 11-15 16-20

ВЭУ 600 кВт в ЕС 1,0 1,9 2,2 3,5 4,5

ВЭУ600 кВт « ЕС 1,88-1,92 2,11-2,26 4,21-4,73 4,42-5,09

ВЭУ 2000 кВт в ЕС 1,87-1,94 2,20-2,33 4,04-4,47 4,44-4,96

Эксплуатационные затраты на ВЭУ

—о-АУб=а,9419Э8г. -*-А*6 = 0,85 2001 г. -л-А»В = 0,962004г. —х—Дуб =¡0,97 2004 г. —о—Ау6 = 0,97 2007 Г. —•—Типовой договор

состоятельность модели. С учетом погрешности расчета по развитым моделям (<5%) максимальная погрешность моделирования Эз на ВЭУ 600 кВт на 20-м году не превышает 12%. Модель Эз (5.6) использована для прогноза многолетнего роста Эз на ВЭУ мощности 2 МВт со значением параметра Ау6=0,97 (табл. 5.2) и дает максимальную погрешность на 20-м году < 9%. Согласно модели, суммарные Эз на ВЭУ 600 кВт выпуска 1990-х годов составляли я42% от Кз при росте годовых Эз за 20 лет с 1,37 до 2,84% от Кз, а

для ВЭУ 2 МВт, установленных в 2004 г., - от 35,9 % (при Ау6=0,96) до 29,9% (при Ау6=0,97) с ростом годовых Эз за 20 лет с 0,85 до 2,53%. Полученные результаты согласуются с известными опытными данными (рис. 5.2). Рассчитанные по модели удельные значения Эз в силу рыночных факторов почти в 2 раза ниже договорных цен на долгосрочное (до 10 лет) обслуживание ВЭС. Прогнозные Эз на

« __« , ^ ~ ВЭС в России по оценкам автора превы-

Рис. 5.2. Удельные Эз на ВЭУ (€/кВт-ч) „ „„ . „„, - »

- - сят Эз в ЕС на 30-40% из-за слабой ре-

монтной базы, дорогой перевозки, инфляции и индексации заработной платы с ее высокой долей в Эз (до 50%). Связь Эз на ВЭС с переменной инфляцией 1п описывается разработанной автором моделью: 1^=(1-1уехр(гЬ{п)+1% (5.8), где 1а, 1ъ и /> — индексы инфляции в год пуска ВЭС, в п-ный и 20-й года эксплуатации. Модель (5.6) использована для выявления и анализа значимых трендов и экономических показателей ЭС. Результаты моделирования зависимости СЭл ВЭС от параметров инфляции при разных ее сценариях в РФ и ЕС даны в табл. 5.3. Разброс средних Эз за 10 лет на ВЭС РФ при изменении параметров модели может составлять 16-20% против «4% для ВЭС в ЕС с малой инфляцией.

Автором также разработаны модели доходной составляющей ВЭС, определяемые выручкой за ЭлЭн или экономией замещенного ими топлива.

Таблица 5.3. Зависимости от инфляции средних за 20 лет Эз на ВЭС в ЕС и РФ

kssiiSSi

Начальная инфляция в РФ в 2010 г. Инфляция в ЕС = const = 1,5% | Инфляция в ЕС = const = 3 %

Эз в ЕС, €-цент/кВт-ч В ремя падения инфляции РФ до уровня ЕС в годах

4 7 10 13 4 7 10

10 2,22 2,60 2,76 2,92 3,08 2,91 3,06 3,20

8 2,22 2,57 2,69 2,81 2,92 2,87 2,97 3,07

6 2,22 2,53 2,61 2,69 2,77 2,83 2,89 2,95

Предполагалось, что при любом допустимом сценарии цены на топливо в РФ ограничены сверху ценами ЕС, а снизу - сегодняшними ценами с последующим их ростом с темпом инфляции. Рост тарифов и цен на ЭлЭн еп и топливо / моделируется автором экспоненциальными моделями типа:

*.=(*„-0-«Р (-К,-п) + е„ (5.9) и /„ = (/о - /„) • ехр(~Кс •«)+/„ (5.10), где е„, ео иг, - индексы цен на ЭлЭн, а /п, /о и индексы цен на газ в году ввода ВЭС, в п-ном году и последнем году эксплуатации (рис. 5.3). Методика прогноза экономических показателей ЭС с учетом возможных сценариев и

нелинейности моделей реализована программой их расчета и сравнительного анализа на ПЭВМ, выдающей на выходе в цифровом и графическом виде временные ряды затрат, доходов и их балансов (ежегодных, с нарастающим итогом к п-щ году и средних за ресурс) и расчетные значения СЭл, Ток и Рен ЭС. Разработанной числен-

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2043 2050 ной мвтодикой рвшвн ряд мвтодичвских и

Рис. 5.3. Расчетные прогностические практических задач. С ее помощью в раз-модели роста цен на электроэнергию деле 5.3 исследована чувствительность моделей Кз и Эз ВЭС к изменению определяющих их факторов: К]пм, стоимости ВЭУ, КТП, внутренних и магистральных ЛЭП и дорог, и трудно прогнозируемых цен на ЭлЭн и газ и инфляции (рис. 5.4-5.6), неопределенность сценариев роста которых в РФ и в ЕС может приводить к погрешностям прогноза баланса на ТЭС и ВЭС до 50%. Установлено уменьшение СЭл 1ВЭС с

ростом их мощности (рис. 5.6). Согласно моделям, наиболее экономически г ффек-тивными в РФ будут ВЭС суммарной установленной мощности > 50 МВт и выше на базе ВЭУ номинальной мощности >1,5

; >-рост цен на ЭлЭн в странах ЕС до 2020 г. • — рост цен РФ 2009 г. с инфляцией ->- рост цен в РФ к 2020 г. ДО 2/3 от ЕС —-рост цен б РФ к 2023 г до 3;4 от ЕС -fr- рост цен в РФ к 2020 г. до уровня ЕС

200 130 160 МО 120 100

1 Чувствительность цены 6ЭУ 1 1 _ -о— к изменетио диаметра ВК - -о- к изменению высоты башни С— -ir- к изменению номинальной мощности

!S V Y

ГС -J sS=B

& е=

> г

5 , X

X 0)

§ изменение параметра в %

МВт с > 30%. Зависимость эконо-

иум —

мических показателей ВЭС и диа-п,чзонов их изменения от цен на их ЭлЭн дана на рис. 5.7. Установлено, что стоимость ВЭУ

!Ь Ü0 ЪЬ 30 ЗЬ 1UU -|Ub пи па Т ¿Ú г птг

Рис. 5.5. Чувствительность цены ВЭУ Двэу определяется диаметром D ВКюу и к изменению ее геометрии и мощности высотой башни Нъ, и по данным о цене и

размерах зарубежных ВЭУ разной мощности и производителей статистическими методами получены уравнения их связи: L(íay(DJ==0,243-D2+&,43-D-'339 (Дг=0,93) (5.11) и ЦЮУ(Н)=0,0442^-1,39-Я+786 (Д2=0,82) (5.12)

Для сопоставимости результатов моделирования с зарубежными данными принята наиболее распространенная в странах ЕС схема фиксированно й закупочной цены на ЭлЭн ВЭС на 10-летний период с закупкой ее в послед;доший период по ценам оптового рынка. Итоговая за 20 лет рентабельность ВЭС с /С11УМ=30% при закупке ЭлЭн по 10 €-ц./кВт-ч не превышает, согласно расчетам автора, 100% (против 170% в странах ЕС с малой инфляцией).

-о— Себестаю лссть J кВтч ВЭС с Киум = -л- Себестоимость 1 kötm ВЭС с Киум = 28% --^Себестоимость 1 к0тч ВЭС с Киум = 30% Окупаемость ВЭС с Киум = 26%, пет Окупав/ость ВЭС с Киум = 28%, пет с Окупаемость ВЭС с Ютум = 30%, лет

10-I

9 ■

капитальные затраты MIN, €/кВт-ч капитальные »траты МАХ, эксплуатационные затраты MIN, €КВтч •эксплуатационные затраты МАХ, ©кВгч себестоимость Ш5,€№Втч себестоимость ШХ, ©Kßr-ч

- Новые ВЭУ по отовы/ ценам рына (ОЦР)

- ВЭУ аз оптовым цеивм рынка в РФ * иадоавкн

- ВЭУ по ОЦР + стоимость замещенного газа е РФ

- ВЭУ по ОЦР ♦ экспортная стоиьюсть замененного газа

- ВЭУ б.у. гю ОЦР * надбавки

- ВЭУ б.у по ОЦР ♦ строгость замещенного газа в рф

Рис. J.6. Зависимость себестоимости ЭлЭн Рис. 5.7. Зависимость СЭл ЮС от их Кты ВЕЮ от их установленной мощности

Анализом затрат на проектирование ВЭС за рубежом установлено, что в РФ они,при использовании методик автора, могут быть снижены на 20-25%. Б разделе 5.4 дан анализ возможных и выбор наиболее эффективных для РФ схем закупочных цен на ЭлЭн ВЭС - необходимого условия их использования в РФ. В исследовании автора закупочная цена ЭлЭн ВЭС определялась как сумма цены ЭлЭн на оптовом рынке (« 3 €-д./кВт-ч в 2010 г.) и растущая далее по модели (5.9) и надбавок: постоянных (базовые - 4,3 руб./кВт-ч) на определенный (базовый - 10 лет) срок (схема 1), либо равных цене замещенного на ВЭС газа в РФ (схема 2), или экспортной (схема 3). На рис. 5.8 даны выявленные автором зависимости 20-летнего накопления удельного баланса расходов и доходов на ВЭС с Яиум=30% с Кз «1500 €/ кВт, не окупаемых за 20 лет при покупке j их ЭлЭн по ценам оптового рынка без надбавок. Схема 1 обеспечивает сроки окупа-

« с ^ т,г,г. v оло/ емости «6 лет для ВЭС с if =30% при Рис. && Балансы ВЭС с #„.,=30% при • _ „п се то/

разных, закупочных ценена ЭлЭн рентабельности за 10 и 20 лет 65-70% и

«100%, По окончании срока действия надбавок (10 лет) прибыль ВЭС снижается до 3,0-3,5% в год, уменьшая стимулы к дальнейшему содержанию ВЭС. Малые сроки окупаемости ВЭС схемы 1 не стимулируют к повышению их -Б"иук в отличии ог схемы 2 с замещением топлива, ограничивающей от инвестирования средств в ВЭС с Кт,м<2о%. По схеме 2 срок окупаемости ВЭС составит 11-12 лет при итоговой за 20 лет рентабельности в приведенных к уровню 2009 г. ценах >80%. Схема 3 обеспечивает срок окупаемости ВЭС « 6,5-7 лет при итоговой за 20 лет рентабельности до 200%. Схема 1 может провоцировать к установке ВЭС по схеме «Second hand» с уменьшенным ресурсом или дешевых ВЭУ невысокого качества (рис. 5.8 с расчетными данными по ВЭУ б.у., отработавшими 8 лет и стоимостью 50% от новых). К концу срока действия надбавок итоговая за 10 лет рентабельность ВЭС составит «120%, и примерно к этому же времени истекает остаточный ресурс ВЭУ б.у., после чего ВЭС демонтируется. Негативным следствием при этом является отсутствие стимулов к отечественному производству ВЭУ. Анализ зависимости экономики ВЭС от региональных цен на ЭлЭн на оптовом рынке выявил существенное снижение прибыли от ВЭС при малых ценах оптового рынка,

не способствующее их использованию в Сибири и на Дальнем Востоке. С учетом полученных результатов, универсальной и организационно реализуемой схемой, обеспечивающей полноценное использование технико-экономических достоинств ВЭС, представляется предлагаемая автором для ВЭС система с надбавками к цене ЭлЭн оптового рынка, равными стоимости замещенного газав России, стимулирующая переход к технологиям производства ЭлЭн, замещающих топливо, восполняющая при его экспортной реализации затрат по оплате ЭлЭн ВЭС, и приносящая дополнительный доход стране!

В разделе 5.5 описаны результаты сравнительного анализа экономических показателей вновь строящихся ВЭС 350 —'—■—1—1—-

и ГазЭС. Результаты моделирования накапливаемых за 20 лет балансов доходов-расходов равных по выработке ГазЭС номинальной мощности 100 МВт (Яиум=55%, ДГз=1260 б/кВт, Эз = 15 €/ МВт-ч) и ВЭС мощностью 183 МВт (#ИУМ=30%, #3=1660 е/кВт, Эз=18 €/ МВт-ч) при цене газа 120 €/1000 м3 (уровень 2011 г.) и экоштрафах 20€/т С02, даны на рис. 5.9 и в табл. 5.6.

Таблица 5.6. Прогноз экономики выработки ЭлЭн на гипотетически введенных в

2012 г. ГазЭС и ВЭС при различных сценариях роста цен на газ в РФ в долях от ЕС

- -е-затраты + выручка ГазЭС без зкоштрафа | -' -с— затраты * выручка ГазЭС с эноштрэфом ] 1 I -«— затраты+еыручка БЭС с ценой ЭлЭн оггг.рынка -ь -.—баланс БЭС с ценой РФ заиещ.топлива I _ ' --»-баланс ВЭС с ценой ЕС замец-топпива

Рис. 5.9. Балансы доходов и затрат на ВЭС и ГазЭС равной производительности

Сценарий /ял: = 2/3 /(№ = 3/4 /¡ш- 4/5

Показатель ГазЭС ВЭС ГазЭС ВЭС ГазЭС ВЭС ГазЭС ВЭС

Присоединение к сети, млн € -10.05 -18.33 -10.05 -18.33 -10.05 -18.33 -10.1 -18.3

Капитальные затраты, млн € -126.7 -304.4 -126.7 -304.4 -126.7 -304.4 -126.7 -304.4

Затраты на эксплуатацию, млн € -136.1 -140.6 -136.1 -140.6 -136.1 -140.6 -136.1 -140.6

Затраты на топливо (газ), млн € -213.7 0 -283.8 0 -319.6 0 -339.9 0

Экошграф за выброс С02, млн € -81.4 0 -81.4 0 -81.4 0 -81.4 0

Суммарные затраты, млн € -567.9 -463.4 -638.0 -463.4 -673.8 -463.4 -694.1 -463.4

Выручка за ЭлЭн, млн € 294.7 294.7 329.8 329.8 347.7 347.7 357.8 357.8

Баланс расходов-выручки, млн € -273.2 -168.7 -308.3 -133.6 -326.2 -115.7 -3363 -105.6

Экспортная цена газа, млн € 346.3 346.3 346.3 346.3

Себестоимость ЭлЭн ЭС, €/кВт-ч 0.056 0.052 0.064 0.052 0.067 0.052 0.070 0.052

Топливная составляющая, % 42.1 0 49.1 0 52.1 0 53.6 0

Окупаемость по цене газа в РФ, лет нет 17.4 нет 12.9 нет 10.2 нет 9.6

Согласно расчетам, при выводе цен на газ в РФ на «равнодоходные» с экспортными (« 65-70% от цен ЕС) рост СЭл на ГазЭС РФ приведет к росту тарифов на ЭлЭн до 75-80% от цен ЕС. Из-за низких цен на ЭлЭн на оптовом рынке и высоких цен на газ в РФ и более высоких Кз на ВЭС, чем на ГазЭС, производство ЭлЭн на строящихся ГазЭС и ВЭС при возможных сценариях роста цен на газ и ЭлЭн при ее закупке по ценам оптового рынка убыточна и повлечет рост тарифов для их покрытия. Перераспределение доходов с продаж замещенного газа допускает иные схемы возмещения расходов на ВЭС. При передаче выручки от продаж газа на экспорт или в РФ в пользу ВЭС, она окупается за 7-8 и 9-11 лет, соответственно, с итоговой рентабельностью до 100% (рис. 5.9) при СЭл на 20% ниже, чем у

ГазЭС. В табл. 5.7 дан прогноз финансовых итогов участников 20-летнего производства и потребления ЭлЭн при различных ценах на газ: ВЭС и ГазЭС (генератора и продавца ЭлЭн), Газпрома (поставщика газа), Государства (получателя налогов) и потребителей ЭлЭн. Доходы государства образуются за счет НДС с продаж ЭлЭн и топлива на рынке РФ или налоговых пошлин от экспорта газа. Затраты на экологию отнесены на счет ГазЭС. Доход ЭС обеспечивается выручкой за ЭлЭн. Доходы Газпрома определены по стоимости газа в РФ за вычетом НДС (18%) или как экспортная стоимость газа за вычетом транспортных затрат и экспортных пошлин (30%).

Таблица 5.7. Итоговые за 20 лет финансовые балансы (млл.€) контрагентов ТЭК РФ при выработке ЭлЭн на ГазЭС и ВЭС при ценах газа на оптовом рынке РФ в долях от рынка ЕС

Сценарий: /,№=1/2 /к/Е = 2/3 /№ = 3/4 М = 4/5

Показатель ГазЭС ВЭС ГазЭС ВЭС ГазЭС ВЭС ГазЭС ВЭС

ГосБюджет 102.2 187.3 114.8 187.3 121.3 187.3 124.9 187.3

Газпром 175.2 242.4 232.7 242.4 262.1 242.4 278.7 242.4

Электростанции -224.0 -138.3 -252.8 -109.6 -267.5 -94.9 -275.8 -86.6

Потребитель -501.4 -568.0 -600.4 -539.3 -650.9 -524.6 -679.4 -516.3

Согласно расчетам обеспечение безубыточности ГазЭС требует увеличения цен оптового рынка минимум вдвое с соответствующим ростом тарифов на ЭлЭн, что противоречит социальной и экономической политике государства. Без использования ВЭС с ростом параметра /К/Е (отношение цен газа в РФ и ЕС)существенно растет баланс Газпрома и менее значительно - Государства, но растет и убыточность ГазЭС, требующая для своего покрытия роста тарифов. Баланс потребителей ЭлЭн ГазЭС при росте параметра {В/Е с 0,4 (уровень

2008 г.) до 0,7 (уровень 2013 г.) в 1,5 раза. На рис. 5.10 приведены зависимости СЭл, вырабатываемой ВЭС и ГазЭС при разных их вкладах в выработку. С ростом цен на газ СЭл ГазЭС линейно растет и при отно-

-Себестонмость ЭлЭн ГазЭС. СМВгч -Себестоимость ЭлЭн ВЭС, €/МВг-ч - Топливная составляющая. % -Себестоимость ЭлЗн 15% ВЭС + 35% ГазЭС

шении цены на газ в РФ к странам ЕС /.

% цены газа в РФ от цен ЕС

Н/Е

>0,5 (достигнут в 2010 г.) превышает уровень ВЭС. Таким образом, замена части

ли зц ои /а ии ад тиу

^ „ „„____ГазЭС на ВЭС позволяет сдерживать рост

Рис. 5.10. СЭл при разных сценариях -

цен на газ и долях ГазЭС и ВЭС в СЭл в РФ за счет Розницы цен на него на выработке ЭлЭн внутреннем и внешнем рынках и эффек-

тивного перераспределения средств, вырученных за счет экспортной реализации замещенного на ВЭС газа. Баланс Газпрома и Государства при этом возрастает соответственно в 1,2 и 1,8 раза при /Н/Е=0,55 (уровень 2011 г.). При этом все участвующие в производстве и потреблении ЭлЭн стороны оказываются заинтересованными в использовании ВЭС. В выигрыше окажутся Газпром (» +50 млн €) и Государство («+80 млн €), чей дополнительный доход позволяет финансировать строительмтво ВЭС мощностью до 80 МВт в год. Для достижения компромисса интересов Государства, Газпрома, производителей и потребителей ЭлЭн, оптимальной стратегией ценообразования для российского ТЭК является, по оценкам автора, вывод отпускных цен на газ для ГазЭС на уровень /л/в»0,6 и дальнейшее их удержание на этом уровне, обеспечивая соотношение тарифов на ЭлЭн в РФ и ЕС на уровне 0,7-0,75, что реально с

учетом развития инфраструктуры, имеющихся мощностей и планов производства ТЭК, заинтересованности в наращивании экспортного потенциала и необходимости создания льготных условий по энергообеспечению отечественного производителя. В разделе 5.6 получены оценки потенциала ВЭС по субъектам РФ, СЭл которых ниже, чем у ТЭС. Расчеты, пример которых для Южного ФО дан в табл. 5.8, проведены для ВЭС, размещенных на освоенных сельскохозяйственных территориях РФ (»770 тыс. км2 на 2008 г.) и на морских побережьях, имеющих приемлемую дорожную и сетевую инфраструктуру. Оцененный потенциал таких ВЭС («1100 млрд кВт-ч) больше потребления ЭлЭн в РФ в 2009 г., в 12 раз превышает полученные в главе 4 технологически допустимые суммарные мощности ВЭС в РФ. Таким образом, масштабы экономически выгодного использования ВЭС в РФ с учетом установленных их экономических преимуществ над ТЭС и имеющихся ВЭР ограничены не экономическими, а технологическими факторами и потребностями в ЭлЭн субъектов РФ и страны в целом.

Таблица 5.8. Потенциал экономически эффективных ВЭС в Южном ФО

Субъекты Российской Федерации Средний КИУМ V90, % Посевные площади под ВЭС, тыс. км2 Суммарная мощность ВЭС, ГВт Экономическ ийВЭП, млрд.кВт'А/г

Южный административный округ

Астраханская область 32.4 1.62 5.61..... 15.93

Волгоградская область 32.6 7.70 26.67 . lg .

Республика Калмыкия 30.7 3.64 12.60 33.81

Краснодарский край (побережье) 32.5 Ö.9ÖÖ 2.56

Ставропольский край 29.Ö" '"' 5.72 19.83 50.38

Ростовская область (побережье) 33.4 Ö.84Ö 2.46

Итого 18.68 66.455 18U8

В разделе 5.7 дано обоснование целесообразных масштабов и темпов роста мощностей ВЭС с учетом энергетического, экономического, экологического эффектов для РФ. Дан анализ трех возможных сценариев с совпадающим начальным периодом до 2020 г. с суммарной мощностью ВЭС 7 ГВ и выработкой «18 млрд. кВт-ч/год (рис. 5.11). По второму и третьему сценариям продолжается наращивание мощностей ВЭС до 15 ГВт к 2026 г. и 30 ГВт к 2032 г. с дальнейшим их поддержанием на достигнутом уровне.

Расчет экономических балансов проектов ВЭС с Яиум=30% и ГазЭС с Янум=55% проведены для параметров, принятых в разделе 5.5. Эффективность рассмотренных сценариев определена численным моделированием показателей завершенных экономических циклов и представлена итоговыми показателями проектов ВЭС, работающих до выработки 20-летнего ресурса без замены на новые. На рис. 5.12 приведены данные расчетов балансов в ценах 2012 г. за период реализации проекта ВЭС 30 ГВт и ГазЭС 16,8 ГВт (2012-2051 гг.), приводящие к итоговым показателям, приведенным в табл. 5.9. В российском и равнодоходном вариантах цены на газ для ГазЭС нарастают до 58 и 70% от цен ЕС, а ЭлЭн ЭС закупается по ценам оптового рынка с асимптотическим их выходом соответственно на 73 и 79% от цен ЕС.

В табл. 5.10 приведен прогноз для ♦российского» сценария финансовых итогов участвующих в производстве и потреблении ЭлЭн сторон для альтернативных проектов ВЭС 30 ГВт и ГазЭС 16,8 ГВт к 2032 г.

При суммарном экономическом эффекте проекта ВЭС « 44 млрд.б в выиг-рышеокажутся Газпром {14,8 млрд. €), Государство (12,7 млрд. €) и потреби-

-»—сценарий развития 30 ГВт-ного проекта ВЭС в РФ расчетная модель проекта ВЭС мощностью за гвт -«-- сценарий разви т 1о ГБт-ного проекта ВЭС ъ РФ •о-расчетная мсде-ть проекта ВЭС мощностью 15 ГБт -1- сценарии рэзеиткя 7.5 ГВт-нсго проекта ВЭС в РФ расчетная модель проекта ВЭС мощностью 7,5 гвт

ГазЭС без экоштрафа }).\ViMJv' Iä s ■ с44^-:ГазЭС с зкоштрафом Н Н К f-i < -а—ВЭС с ЭлЭн по оптовым ценам —^•ВЗС с российского ценой замещенксго гзз •ВЭС С экспортной ценой замещенного газа

га.

am 2315 ж» гон 2030 2135 го« 2И5 2050 Рис. 5.12. Балансы доходов и затрат на Рис. 5.11. Исследованные сценарии роста ГазЭСи ВЭС при сценарии «равнодо-суммарноЁ мощности ЭлЭн ВЭС, ходных» цен

Таблица 5.9. Итоговый прогноз экономики производства ЭлЭн на ГазЭС и ВЭС (в ценах 2012 г.) при различных сценариях роста цен на газ и ЭлЭн

Сценарий: Российский Равнодоходный 75% от цен ЕС

Показатель ГазЭС ВЭС 1 ГазЭС ВЭС ГазЭС ВЭС

Присоединение к сегп£млрд. € -1.64 -3.00 -1.64 -3.00 -1.64 -3.00

Капитальны: затраты, млрд. € -18.8 -44.7 -18.8 -44.7 -18.8 -44.7

Затраты за эксплуатацию, млрд. € -22.6 -23.4 -22.6 -23.4 -22.6 -23.4

Затраты за топливо, млрд. € -36.6 0 -44.8 0 -48.1 0

Экспортная шна топлива, млрд. € 64.0 64.0 64.0

Экоплраф, млрд. € -12.7 0 -12.7 0 -12.7 0

Суммарные затраты, млрд. € -922 -71.1 -100.5 -71.1 -103.8 -71.1

Выручка за ЭлЭн, млрд. € 47.5 47.5 51.6 51.6 53.3 53.3

Баланс бя учета реализации газа, млрд. € -32.1 -23.6 -36.2 -19.5 -37.9 -17.8

Баланс с учетом реализации газа, млрд. € -32.1 40.4 -36.2 44.5 -37.9 46.2

Себестоимость ЭлЭн ЭС, €УкВт-ч 0.054 0.048 0.059 0.048 0.062 0.048

Окупаемость по экспорту замет газа, лет нет 20.3 нет 20.1 нет 19.8

Таблица 5.10. Прогноз финансовых итогов участников производства-потребления ЭлсВ ГазЭС и ВЭС в «российском» варианте с учетом экспорта замещенного газа

Государство Газпром Электростанции Потребитель

Параметр ГазЭС ВЭС ГазЭС ВЭС ГазЭС ВЭС ГазЭС ВЭС

Затраты, млрд £ 0.0 0.0 0.0 0.0 -92.2 -71.1 -47.5 -47.5

Выручка, млрд 6 15.1 27.8 30.0 44.8 38.9 38.9 0.0 0.0

Расчетный баланс, млрд € 15.1 27.8 30.0 44.8 -53.3 -32.2 -47.5 -47.5

Реальный баланс, млрд € 15.1 27.8 30.0 44.8 0.0 0.0 -100.8 -79.7

те ли ЭлЭн (за счет уменьшения тарифов на 21 млрд €). Реализация ВЭС 30 ГВт требует инвестиций к 2030 г. « 45 млрд. € в ценах 2012 г. с длительным (> 20 лет) едоком их возврата, что дает основание рассматривать в качестве основных инвесторов Государство и Нефтегазовые компании. Вклады Государства явились бы выгодным долгосрочным вложением в будущее России. Во втором случае ВЭС явятся перспективным направлением диверсификации бизнеса для добывающих и экспортирующих топливо российских компаний. Аналогичные результаты и выводы получены и при моделировании сценариев развития отечественной ВЭ до 7 и 15 ГВт, масштабы энергетических и экономических ¡аффектов которых примерно в 4 и 2 раза ниже варианта 30 ГВт.

Автором разработан перечень перспективных районов и возможных объемов использования ВЭС в РФ на начальном этапе развития ВЭ в РФ до 2020 г., фрагмент которого дан в табл. 5.11.

№ Субъекты РФ Место возведения ВЭС Мощность ВЭС. МВт

Сибирский АО

1 Алтайский край Кулундинская степь 100

2 Новосибирская (Барабинская степь) Вдоль Западно-Сибирской жл. 300

3 Омская область Вдоль Западно-Сибирской ж.д. 400

ИТОГО 800

Суммарная установленная мощность ВЭС с СЭл не выше 5 €-ц./кВт-ч в предложенных областях размещения к 2020 г. составляет до 7 ГВт. Развитый автором подход к определению оптимальных мест размещения ВЭС на территории субъекта в РФ основан на следующих положениях и допущениях:

-допустимые мощности ВЭС в субъекте РФ определяются исходя из 15% -ной их доли от мощности работающих на территории субъекта РФ ЭС всех типов;

- во избежание потерь на транспорт ЭлЭн ВЭС устанавливаются преимущественно в местах потребления ЭлЭн и вблизи существующих электрических подстанций (для снижения затрат на их строительство);

- ВЭС допустимой мощности устанавливаются только в местах с ВЭП, обеспечивающим их экономическую эффективностью, превышающей таковую у ТЭС (с Киш > 28-30%).

Результаты определенной таким образом схемы размещения и мощности ВЭС приведены на примере Камчатской области в табл. 5.12.

Таблица 5.12. Перспективные места и объемы строительства ВЭС в Камчатском крае

Камчатский край по д анным на 2008 г. Мощность в 2009 г. Скорость ветра, м/с Лиум ВЭС,% Мощность ВЭС, МВт Выработка ВЭС.МВЛ

ТЭЦ, МВт ДЭС, МВт Юм 100м 80 м 100м 80 м

*) Петропавловск*) Камчатские ТЭЦ 1 и 2 *)ГеоЭС *)ГЭС *) Усть-Большерецкая ДЭС-6 *) Мильковская ДЭС-5 *) Октябрьская ДЭС-5 235 160 70 20.4 4.6 4 3.2 6.50 6.90 6.86 6.20 730 7.19 1.60 535 4.99 6.10 7.44 7.31 27.7 27.5 30.1 29.9 34.2 30.2 50 25 0 120625 65459 0

Суммарная мощность Эс 494 75 186084

На основе развитого подхода разработан вариант генеральной схемы размещения ВЭС в РФ до 2020 г., реализующий принятые планы по вводу ВИЭ.

В разделе 5.8 дан анализ и технико-экономическое обоснование наиболее перспективных направлений широкомасштабного использования ВЭС для электроснабжения в энергетике, нефтегазовой отрасли, на транспорте, в АПК. Оценки возможных и целесообразных масштабов использования ВЭС в АПК РФ основаны на трех составляющих: на требуемом увеличении его энерговооруженности в связи с реализацией государственной программы развития АПК на 2008-2012 гг.; на нормативах энерговооруженности основных видов производства АПК и на установленных ресурсных и технико-экономических возможностях ВЭС в субъектах РФ. Согласно расчетным данным, суммарная мощность и выработка ВЭС, экономически целесообразных для использования в АПК, достигает 1,9 ГВт и 4,7 млрд. кВт -ч. Оценки возможного экологического эффекта использования ВЭС в РФ (раздел 5.9) приведены на рис. 5.13. При сценарии ВЭС 30 ГВт суммарное сокращение выбросов С02к 2050 г. за счет заме-

гцения части ЭС на газе или угле достигает, согласно расчетам, 1,09 или 2,36 млрд. т, с сокращением эмиссии С02 до 8-10%.

Без БЭС выполнение Россией международных соглашений по экологии и климату представляется затруднительным. В разделе 5.10 описан развитый автором технико-экономический подход к выбору параметров ВЭС, обеспечивающих их максимальную экономическую эффективность с учетом ВЭП. Оптимизируемыми техническими параметрами ВЭУ при их разработке или покупке являются Нв,

2020 2030 2040 2050

Рис. 5.13. Падение выбросов С02 при использовании ВЭС в электроэнергетике РФ

£>вк, скорость регулирования Ур, рабочая характеристика ВЭУ Р(У). Критерием их оптимального выбора выбрана минимальная СЭл ВЭС, определяемая в основном и Кз. Зависимости СЭл ВЭУ разных типов в одном регионе и конкретной ВЭУ в разных регионах даны на рис. 5.14. и 5.15. Установлены количественные отличия СЭл ВЭУ в разных регионах, обусловленные величиной скорости ветра на оси ВК У(НШ) и видом профиля скорости У(К).

-HAR¡¡COSM-l ZEPHYROS Z72) - JSWZ70-2000 _ —л— VESTÍS V 80 / 2.0 MW -х-SUZLOM 838,5.1 hlW -«4EN6RC0N Е 82 2,05 MW -'eAUESACjW-MUW

Г—

£ 5

-ч— Уфл-З м/с. и VI 00=8 MÍC *ч>— V4m=4 м/с и V100=8 м/с -

5 Уфп=8 м/с И V100=8 м/с

8 -1-1- высота башни, м

40 50 60 70 30 SO 100

J 6 6 7 8 9 10 Рис. 5.15. Себестоимость ЭлЭн ВЭУ GAMESA Рис. 5.14. Связь себестоимости ЭлЭн ВЭУ G 80 при разнь1Х профилях V ветра V(h) разных типов с годовыми V ветра V(Hm)

Учет местного профиля скорости ветра V(h) позволяет выбором оптимальной высоты Нъ улучшать их экономические показатели (рис. 5.16, табл. 5.13). Выявлено наличие минимума себестоимости ВЭУ при НБ »5080 м в регионах с высокими скоростями ветра у поверхности земли.

По рассчитанным с использованием моделей -Ктг(2.14) и Янид (раздел 2.2) значениям Киум и СЭл ВЭС исследована эффективность ВЭУ разной мощности при комплектовании ими ВЭС (табл. 5.13), согласно которому в большинстве регионов СЭл одной ВЭУ единичной мощности (1,8 МВт) в зависимости от профиля V(h) на 3-10% меньше, чем у ВЭС из нескольких ВЭУ (3 по 0,6 МВт) равной суммарной мощности. Это обусловлено меньшими Кз и Эз на одноагрегатной ВЭС, несмотря на выявленную тенденцию к уменьшению значений Кши с ростом мощности ВЭУ. Установленные авто-Табл. 5.13. Зависимость себестоимости ЭлЭн ВЭС от ее состава и характеристик ветра

Тип ВЭУ \ Высота штатных башен ВЭУ, м : 49 57 64 77 85 97

Enercon Е-44 600 кВт при V10= 6 м/с и Vwo = 8 м/с 0,047 0,046 0,047 0,049

Enercon Е-66 1,8 МВт при Vio = 6 м/с и Vioo= 8 м/с 0,045 0,046 0,047

Enercon Е-44 600 кВт при V10= 4 м/с и Vioo = 8 м/с 0,051 0,050 0,050 0,050

Enercon Е-66 1,8 МВт при Vjo= 4 м/с и Vioo = 8 м/с 0,048 0,046 0,047

—=—V = 5.97 и/с —л—У = 7.04м/с —о—V" 7.92 И/с —»—V = 8 84 и/С —У = 9.77м/с —ж- V*0.0М/с

-ж- -ж- -ж. - * - - -Ж- -т^—

ром слабая зависимость СЭл ВЭУ от

ВК

и скоростей регулирования Ур, обусловлены компенсацией роста стоимости ВЭУ в первом случае роста мощности и Я.

0 12 3 4 5 6

Рис. 5.16. Зависимость СЭл ВДЭС от номинальной мощности ВЭУ

ИУМ

ВЭУ с увеличением 1)вк, а во втором -уменьшаемых Кр для обеспечения прочности ВЭУ с увеличением Вт. Выбор оптимальных типов и параметров ВЭУ с учетом ВЭП проводится по методике автора численным параметрическим анализом возможных их вариантов.

В разделе 5.11 описан развитый автором способ повышения экономической эффективности ВДЭС, основанный на оптимальном выборе состава и мощности ее базовых ДЭУ и ВЭУ с учетом местного ВЭП, критерием которого выбрана минимальная СЭл ВДЭС, определяемая по Киум ВЭУ и нагрузочным характеристикам ДЭУ. Оптимизация основана на количественно установленном автором эффекте снижения потребления топлива и СЭл ДЭС при ее комплектовании не одной ДЭУ, а двумя (снижающей СЭл на 24%), тремя (на 37%) и четырьмя (на 42%) и ВЭУ соответствующей мощности (рис. 5.16) и системой управления, обеспечивающей минимальный расход топлива. Установлено, что минимум СЭл ВДЭС определяется значениями Киуи ВЭУ и может быть снижен в районах России со скоростями ветра более 8 м/с до 0.10 6/кВт-ч (в 1,5 раза ниже, чем у ДЭС без ВЭУ) при двукратной экономии топлива (рис. 5.16). Максимум снижения СЭл. ВДЭС располагаемой мощности 1 кВт достигается согласно полученным результатам при ее составе: ВЭУ 1,5 кВт и 4 ДЭУ номинальной мощности по 0,33 кВт, минимизирующем расход топлива на холостом ходу. Включение дополнительных и отключение избыточных ДЭУ осуществляется по данным о текущей мощности ВЭУ. В разделе 5.12 описаны результаты численного моделирования энергетической и экономической (в терминах СЭл) эффективности предлагаемого автором способа производства ЭлЭн для автономных потребителей на ВАзЭС (ЭС на базе ВЭУ и АзЭУ жидком азоте) при разных номинальных мощностях базовых ВЭУ и АзЭУ и характеристиках ВЭП. Генераторы ЭлЭн приводятся в движение ВЭУ (при достаточном ВЭП) или в периоды ветроэнергетических затиший турбинными или поршневыми двигателями, использующими в качестве рабочего тела испаренный жидкий азот под высоким давлением, обеспечиваемым его нагревом в теплообменнике. Жидкий азот производится из атмосферы воздухоразделительными установками с их электроснабжением от ВЭС и запасается в баках-криостатах в необходимом на случай штилей ветра количестве. Согласно исследованию, автономная работа ВАзЭС возможна при номинальной мощности ВЭУ, существенно (в 4-6 раз в зависимости от ВЭП) превышающей требуемую потребителю мощность. Установлено, что при совместной работе АзЭУ с ВЭУ СЭл ВАзЭС уменьшается с ростом номинальной мощности базовых ВЭУ и ростом ВЭП (рис. 5.18). Выявлена существенная зависимость СЭл ВАзЭС от значений Ктм ВЭУ (и от ВЭП в районе возведения ВЭУ) и при реальных во многих регионах России

5-36% (при скоростях ветра >8 м/с) может составлять »0.15 €/ кВтч. что в 1.5 наза ниже обычных показателей ДЭС (рис. 5.17).

6.5 7,0 7.5 е.О 6.5 9.0 9.5 10.0

Рис. ¡>.17. Зависимость СЭл ВАзЭУ разного состава от номинальной мощности АзЭУ

О 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

Рис. 5.18. Зависимость СЭл ВАзЭС от номинальной мощности ВЭУ

Максимальная экономичность ВАзЭС гарантируемой располагаемой мощности 1 кВт достигается согласно расчетам при ее составе из ВЭУ 1,5 кВт и 3-4-х АзЭУ номинальной мощности 0,4-0,33 кВт. На основании полученных результатов автором в его патентной заявке предлагается комплектовать ВАзЭС несколькими АзЭУ и ВЭУ потребной суммарной мощности и системой управления, обеспечивающей по данным о текущей мощности ВЭУ работу числа АзЭУ с минимальным расходом азота на рабочих и холостых режимах. Установленный автором фактснижения СЭл ВАзЭС с увеличением мощности комплектующих ее ВЭУ позволяет рассматривать ВАзЭС как эффективный источник ЭлЭн при ее совместном производстве с жидким азотом, широко используемым в АПК для заморозки и хранения продукции, в нефтедобыче для очистки скважин, ликвидации аварий на нефтепроводах и тушении пожаров на нефтяных и газовых скважинах. При совместном производстве ЭлЭн и жидкого азота и его реализации в районах производства, СЭл ВАзЭС по расчетам может быть снижена до 0,06-0,02 €/ кВт-ч в регионах со среднегодовыми скоростями ветра 7-8 м/с.

В заключении диссертационной работы даны основные ее выводы.

В работе проведено исследование, обеспечившее научно-методическое, рзсуреное и технико-экономическое обоснование возможности и целесообразности широкомасштабного использования ВЭС в России. В ней:

1. Разработана методология и реализующая ее эффективная (по затратам времени и средств) информационно-аналитическая и численная методика определения и анализа энергетической и экономической эффективности ВЭС в заданной точке или районе РФ, включающая компьютерные базы данных и расчетную методику прогноза мощности ВЭС известных типов с погрешностью менее 14-15% для равнинных и менее 18-24% для территорий со сложным рельефом и подстилающей поверхностью.

2, Проведен анализ ожидаемой техническо-экономической эффективности современных ВЭС в условиях РФ, на основании которого определены типы и параметры ВЭУ и ВЭС, оптимальных для использования в российских климатических, производственных и экономических условиях. Наиболее эффективными для использования в РФ на основании проведенного исследования представляются ВЭС установленной мощности более 25-50 МВт на базе ВЭУ единичной мощности > 1,5-2 МВт.

3. Разработаны методология и методика статистического моделирования ВЭП в России с комплексным использованием данных измерений ветра на MC и АС. С их помощью выявлены закономерности территориального, высотного, сезонного и суточного распределения ВЭП и новые регионы для эффективного использования современных ВЭУ любой мощности, удачно расположенные по сравнению с ранее известными.

4. Уточненный автором технический ВЭП РФ составляет >11000 млрд. кВт-ч/год, вдвое превышает оценки предшественников и в 11,5 раза - современное потребление ЭлЭн в стране. При этом технический ВЭП Центрального, Северо-Западного, Приволжского и Южного федеральных округов, где проживает 73% населения РФ, составляет «3450 млрд. кВт-ч/ год, против 1000 млрд. кВт-ч/год, полученных другими авторами.

5. С использованием развитых автором методик выявлены районы и условия, в которых ВЭС обладают большей экономической эффективностью, чем наиболее экономичные в настоящее время ЭС на газе. Оцененная автором суммарная мощность таких ВЭС превышает 1100 млрд кВт"ч/год (больше потребления ЭлЭн в РФ).

6. Обоснованы энергетически и экономически целесообразные для РФ сценарии использования ВЭС. С учетом ресурсной обеспеченности, технологических, производственных и экономических условий оптимальны для России суммарные установленные мощности ВЭС до 7 ГВт в 2020-м и до_30 ГВт в 2030-м году с годовой выработкой ЭлЭн »17 и 80-85 млрд кВт-ч с долей к 2030 г. до 5-6% от потребления ЭлЭн в РФ, замещением газа в ТЭК РФ до 35 млрд. м3 и сокращением эмиссии С02 до 50 млн. т. РЕ1зработан проект генеральной схемы размещения ВЭС на территории РФ до 2020 г.

7. Полученные автором результаты ресурсных, технических, энергетических и экономических исследований свидетельствуют о наличии в России практически всех (за исключением правовой базы их развития) необходимых условий широкомасштабного и эффективного использования ВЭС в ТЭК России (с суммарной мощностью ВЭС до 30 ГВт), на транспорте (до 17 ГВт), в сельском хозяйстве (до 2 ГВт).

Список основных публикаций автора по теме диссертации

(значками ** и * помечены монографии и статьи в журналах ВАК). Приведенный список включает 52 работы: из них 5 монографий, 25 статей в журналах рекомендованных ВАК для публикации результатов докторских диссертаций).

В список не вошли около 80 опубликованных статей, докладов и тезисов автора. 1**. В.Г. Николаев Ресурсное и технико-экономическое обоснование широкомасштабного развития и использования ветроэнергетики в России. «Атмограф», 2011. 602 с. 2**. Николаев В.Г. Перспективы развития мировой и отечественной ветроэнергетики. Приложение к журналу «Энергетик», 2011. -Вып. 3. -М.: НТФ « Энергопрогресс ». -113 с. 3**. В.Г.Николаев, C.B. Ганага, Ю.И. Кудряшов. Национальный кадастр ветроэнергетических ресурсов РФ и методические основы их определения. -М.: Атмограф, 2008. -590 с. 4**. В.Г. Николаев, C.B. Ганага, Р. Вальтер, П. Виллемс и др. Перспективы развития ВИЗ в России. Результаты проекта ТАСИС. -М.: Атмограф, 2009. -456 с. 5*. Николаев В.Г. Современный уровень и перспективы развития мировой ветроэнергетики //Альтернативная энергетика и экология. № 2, 2011. -С. 57-66.

6*. Николаев. В.Г. Тенденции развития мировой ветроэнергетики //Энергия: экономика, техника, экология. № 4, 2011. -С. 66-75.

7. Вашкевич К.П., Маслов JI.A., Николаев В.Г. Опыт и перспективы развития ветроэнергетики в России //Малая энергетика. -М.: ОАО «НИИЭС», 2005. -№ 1-2. -С. 56-67.

8. Николаев В.Г. Модели многолетнего хода технической готовности ветроэлектрических станций //Малая энергетика. М;: ОАО «НИИЭС», 2010. -№ 1-2. -С.35-45. 9*. Николаев В.Г. Модели технической готовности ВЭС //Научно-технические ведомости Санкт-Петербургского государственного политехнического университета, 2011. -№ 2. -С. 120-129 10*. Николаев В.Г. Модели надёжности ветроэлектрических станций. Естественные и технические науки //Энергетика, 2011. -№ 3 (53).

11**. В.Г. Николаев, Ю.А. Гринцевич, JI.B. Пономаренко и др. Методика определения ветроэнергетических ресурсов и эффективности использования ВЭС на территории РФ и стран СНГ. Рекомендации по стандартизации. -М.: Минтопэнерго, 1994. -80 с.

12. Ganaga S.V., Grintsevich Y.A., Nikolaev V.G., Ponomarenko L.V. Data Base «Fluger» and Numerical Method for the Wind Resources Determination on Russian Territory. Reports oi European Community Wind Energy Conference. Madrid, 2003, pp. 265- 274.

13. Grintsevich Y.A., Nikolaev V.G., Ponomarenko L.V., ets. Estimating the Wind Resource in the Commonwealth of Independent States: Numerical Procedures and Standards. Reports of European Community Wind Energy Conference, Luebeck-Travemuende, Germany, 1994.

14. Ganaga S.V., Kudriashov Y.I., Nikolaev V.G. Methods and Draft National Standard on Determination of Wind Resources and Efficiency of Wind Turbines in the Territory of Russia. Proceedigs of the Europian Wind Energy Conference. Athens, Greece. EWEA. 2006.

15. Ganaga S.V., Kudriashov Y.L., Nikolaev V.G. Method on Determination of Wind Resources and Efficiency of WT in the Territory of Russia. GWEC Conference Report, Delhi, 2006, p.171-177

16. V.G. Nikolaev, S.V. Ganaga, Y.I. Kudryashov, R. Walter, P. Willems, etc. Prospects of development of Renewable Power Sources (RES) in Russian Federation. The results of TACIS Project. Europe Aid/116951/C/SV/RU. Publishing House «Atmograph», Moscow 2010. 430 p.

17. Николаев В.Г. Об эффективности методик прогноза ВЭП, энергетических и экономических показателей ВЭС в России. Малая энергетика, НИИЭС, №1-2, 2010, с. 16-34.

18. Николаев В.Г. Научно-технические и информационные возможности повышения эффективности и минимизации затрат при проектных ветроэнергетических изысканиях //Малая энергетика: -М.: ОАО «НИИЭС», 2009. 1-2 (10). -С. 15-23.

19*. Николаев В.Г. Развитие технологий определения ветроэнергетического потенциала России / /Научно-технические ведомости СПбГПУ, 2011. -№ 2 (123). -С. 68-76. 20*. Николаев В.Г. Оценка ветроэнергетического потенциала России //Энергетик, 2011. -№ 9. 21*. Николаев ВТ., Ганага С.В. Ветроэнергетические ресурсы России и перспективы их освоения //Альтернативная энергетика и экология, 2011. -№ 3. -С. 67-78. 22. Николаев В.Г. Перспективы использования ВЭС в России. Сборник МГУ, М., 2010, с.41-58 23*. Николаев В.Г. Потенциал и перспективы развития ВИЭ в России //Экология и жизнь, 2009, -№9(94). -С. 21-30.

24*. Николаев В.Г. Возможные и целесообразные масштабы развития ветроэнергетики в России //Альтернативная энергетика и экология, 2011. -№ 4. -С. 112-121.

25. Ганага С.В., Кудряшов Ю.И., Николаев В.Г. Сравнительный анализ экономических показателей ВИЭ и традиционных источников энергии. //Малая энергетика. -М.: ОАО «НИИЭС», 2005. -№1-2. -С. 13-21

26. Николаев В.Г. Предпосылки создания ветроэнергетической отрасли России. //Академия энергетики, 2007. -№ 6 (20).-С. 30-37.

27. Затопляев B.C., Николаев В.Г. Перспективы развития морской ветроэнергетики в акваториях Литвы, Польши и России //Малая энергетика. -М.: ОАО «НИИЭС», 2008. -№ 1-2. -С. 83-87.

28. Николаев В.Г., Ганага С.В. ВЭС как альтернативный способ значительного увеличения электрогенерации в России //Малая энергетика. -М.: ОАО «НИИЭС», 2008. -№ 1-2. -С. 72-83.

29. Николаев В.Г., Ганага С.В. К выбору эффективной ценовой политики России в отношении энергии, вырабатываемой ВИЭ. //Малая энергетика. -М.: ОАО «НИИЭС», 2008. -№ 3 (8). -С. 12-23.

30*. Николаев В.Г. Возможные и целесообразные масштабы использования ВЭС в РФ. // Естественные и технические науки. Энергетика, 2011. -№ 2. С. 445-455. 31*. Николаев В.Г. К обоснованию целесообразных масштабов и темпов развития ветроэнергетики в России //Известия РАН. Энергетика, 2011. -№ 6.

32*. Николаев В.Г. Схема эффективного размещения ветроэлектрических станций в России

//Естественные и технические науки. Энергетика, 2011. - 3 (53).-С. 6 6-77.

33. Николаев В.Г. К разработке штанов размещения ВЭС в субъектах Российской Федерации.

//Малая энергетика. -М.: ОАО «НИИЭС», 2011. - 3-4. -С. 17-25.

34*. Николаев В.Г. К обоснованию генеральной схемы размещения ветроэлектрических стан

ций в России //Энергетик, 2011. - 8. - С. 113-119.

35*. Николаев В.Г. О реальности промышленного производства электроэнергии на ветро электрических станциях России //Промышленная энергетика, 2011. - 9. -С. 37-47. 36*. Николаев В.Г. Возможности использования ветроэлектрических станций в решении транспортных проблем России //Наука и техника транспорта, 2011. - 2. -С. 77- 85. 37*. Николаев В.Г. Возможные масштабы и эффект использования ветроэлектрических стан ций в нефтегазовом хозяйств«! России //Нефтегазовое хозяйство, 2011. - 9. -С.71-78. 38*. Николаев В.Г. Возможные масштабы и эффект использования ВЭС в АПК РФ //Меха низация и электрификация сельского хозяйства, 2011. - 7. -С .45- 56 39*. Николаев В.Г. Возможные масштабы и эффект использования ветроэлектрических стан ций в аграрнопромышленном комплексе Волгоградской и Астраханской областях //Труды Волгоградского государственного аграрного университета, 2011. - 5. -С. 76- 86. 40*. Николаев В.Г. Возможности использования ВЭС в АПК Южного Федерального округа / /Труды Кубанского государственного аграрного университета, 2011. - 3. -С. 41- 49 41*. Николаев В.Г. Потенциал развития ВИЭ в Астраханской области и Краснодарском крае //Труды Кубанского государственного аграрного университета, 2011. - 3. -С. 79-90. 42*. Николаев В.Г. Возможный экологический эффект крупномасштабного использования ВЭС в России //Альтернативная энергетика и экология, 2011. - 4. -С. 101- 113. 43*. Николаев В.Г. Ветер - на деньги //Экология и жизнь, 2009. - 11-12 (96-97). -С. 40-47 44**. V.G. Nikolaev, S.V. Ganaga, Y.I. Kudryashov, R. Walther, Р. Willems. Prospecte of deve lopment oí RES in Russia. The resulta of TACIS Project. «Atmograph», Moscow 2010. 430 p. 45. Лузин B.E., Евдокименко A.C., Гаврилов ILA., Николаев В.Г. Оценка эффективности ис пользования ВЭС в Камчатской обл. //Малая энергетика. -М.: ОАО «НИИЭС», 2006. - 1-2. 46*. Николаев В.Г., Ганага С.В. Современные технические и экономические предпосылки создания крупномасштабной ВЭ //Альтернативная энергетика, 2007. - 3. -С. 18 - 21. 47. Зубахин В .А., Нырковсклй В.В., Николаев В.Г. Опыт возведения Калмыцкой ВЭС на базе мегаваттных ВЭУ отечественного производства. //Малая энергетика. -М.: ОАО «НИИЭС», 2008. - 1-2. -С. 68-72.

48*. Николаев В.Г., Ганага С.В. Обоснование целесообразных сценариев развития ветроэнер гетики в России //Энергетическая политика, 2009 - 5. -С. 45-58. 49*. Николаев В.Г. К вопросу об эффективности совместной выработки электроэнергии и жидко го азота на базе ВЭС //Альтернативная энергетика и экология, 2011. - 7. -С. 121-128.

50. Николаев В.Г. Современные методики определения ВЭР и эффективности ВЭС на морских побережьях. //Доклады межд. семинара по морской ВЭ. -Калининград, 2006. -С. 13-22.

51. Николаев В.Г., Ганага С.В. О возможности и эффективности использования ветро азотных электростанций для автономного энергоснабжения //Альтернативная энергетика и экология, 2011. - 12. -С. 81-87.

52. Николаев В.Г. Соломин Е.В. Устройство аэродинамического регулирования частоты вращения ротора вертикалыгоосевой ветроэнергетической установки. Решение о выдачи патента на полезную модель по заявке 2011124857/28(036727). 2011 г.

53. Николаев В.Г. Соломин Е,В. Мобильная ветроэнергетическая установка. Решение о выдачи патента на полезную модель по заявке 2011124836/06(036704). 2011 г.

Тираж 100 экз.

Отпечатано в типографии ООО «Графике В» Москва, ул. Шарикоподшипниковская, д. 11, стр.7

Введение

Предмет исследования. Основные понятия

Актуальность темы

Цель работы. Научная новизна работы.

Практическая значимость и перечень полученных в работе результатов

Положения, выносимые на защиту

Личный вклад автора

Апробация работы и публикации

Структура и объем диссертации "

Глава 1. Современное состояние и тенденции развития мировой и российской ветроэнергетики

1.1. Современные темпы роста и масштабы развития мировой ветроэнергетики

1.2. Планы и перспективы развития мировой энергетики

1.3. Современный уровень развития ветроэнергетических технологий

1.4. Эксплуатационные характеристики современных ВЭУ и ВЭС

1.5. Экономические показатели современной ветроэнергетики

1.5.1. Капитальные затраты на ВЭС

1.5.2. Эксплуатационные затраты на ВЭС

1.5.3. Себестоимость электроэнергии ВЭС

1.6. Достигнутый уровень и перспективы определения ВЭП и энергетической эффективности ВЭС при проведении проектных исследований

1.7. Мировой и отечественный опыт политической, правовой и Экономической государственной поддержки ветроэнергетики

1.7.1. Мировой опыт поддержки ветроэнергетики

1.7.2. Отечественный опыт поддержки ветроэнергетики

1.8. Опыт и перспективы развития отечественной ветроэнергетики

1.8.1. Краткий исторический экскурс

1.8.2. Современное состояние отечественной ветроэнергетики

1.9. Актуальные научно-технические задачи российской ветроэнергетики 62 Основные результаты и выводы к главе

Глава 2. Методика моделирования технической надежности и мощности

ВЭС в заданном месте или районе территории России

2.1. Модели технических простоев ВЭУ

2.2. Модели технической готовности ВЭУ

2.3. Модель коэффициента неидеальности ВЭУ Анид

2.3.1. Учет влияния высотного сдвига скорости ветра на мощность ВЭУ

2.3.2. Моделирование влияния высотного сдвига направления ветра на мощность ВЭУ

2.3.3. Учет влияния инерционности системы ориентации на мощность ВЭУ

2.3.4. Учет нестационарности ветра при определении ресурса ВЭУ

2.3.5. Учет влияния эффектов ветрового затенения ВЭУ на мощность ВЭС

2.3.6. Учет потерь в сетях и на собственное потребление ВЭС

2.3.7. Количественное выражение коэффициента неидеальности ВЭУ Анид 91 Основные результаты и выводы к главе

Глава 3. Разработка и применение методик достоверного определения ВЭП и мощности ВЭС на территории России

3.1. Анализ и описание сети МС и их данных для определения ветроэнергетического потенциала России

3.1.1. Анализ сети и данных МС России и бывшего СССР

3.1.2. Особенности измерений характеристик ветра на сети МС РФ

3.1.3. Информационные возможности установления временного хода характеристик ветра по данным метеорологических измерений

3.1.4. Пространственная изменчивость скоростей ветра по данным МС

3.2. Описание и анализ данных аэрологического зондирования

3.2.1. Типы данных аэрологических измерений ветра и метеопараметров в пограничном слое атмосферы

3.2.2. Информационные возможности установления временного хода характеристик ветра по данным аэрологических измерений

3.3. Разработка технических и компьютерных средств обработки данных и статистического моделирования характеристик ВЭП

3.4. Топографические данные и развитие систем картографирования

3.5. Анализ методических подходов к определению ВЭП и эффективности ВЭС в заданном месте или районе России

3.5.1. Методические подходы к определению функций распределения ветра /(У)

3.5.2. Методические основы и алгоритмы построения региональных средних сезонных табулированных функций 0(У) на заданной высоте

3.6. Методика моделирования высотных профилей скорости ветра в ПСА

3.7. Точность определения ветровых параметров на высотах от 100 м и выше по данным аэрологических измерений

3.8. Методика моделирования скоростей ветра по данным МС на высоте /гметео с использованием методов "очистки данных"

3.9. Методы моделирования годового и суточного хода характеристик ветра и ВЭП

3.10. Методика статистического моделирования характеристик ВЭП и мощности ВЭУ на территории России

3.11. Анализ погрешностей и пределов точности авторской методики моделирования ВЭП и мощности ВЭУ

Предметом исследования в настоящей работе являются информационные, методические, технические, экономические и организационные проблемы и возможности широкомасштабного развития и использования ветроэнергетики в России, как перспективной и значимой в энергобалансе страны энергетической отрасли.

В своих исследованиях автор опирается на ценнейшее наследие отечественной ветроэнергетической науки и практики, вклад в которую вносили несколько поколений выдающихся и признанных в мире российских ученых. Основы современных научных теоретических и экспериментальных знаний современной ветроэнергетики были заложены в начале 20-го века выдающимися отечественными учеными с мировым именем - Н.Е. Жуковским, В.П. Ветчинкиным, Н.В. Красовским, А.Г. Уфимцевым, Г.Х. Сабининым, A.B. Винтером, В.И. Секторовым, Е.М. Фатеевым. Большой вклад в развитие отечественной ветроэнергетики на разных этапах ее развития внесли К.П. Вашке-вич, Я.И. Шефтер, П.П, Безруких, Д.С. Стребков, В.И. Виссарионов, А.Г. Му-нин, Э.Э. Шпильрайн, Ю.Г. Шакарян, Н.К. Малинин, В.Ф. Белей, В.В. Елист-ратов, В.А. Минин, A.A. Соловьев, В.П. Харитонов и др.

Следует особо отметить большой вклад в исследование и накопление знаний о ветроэнергетических ресурсах РФ и СССР советских и российских ученых Н.В. Красовского, Н.В. Симонова, М.Е. Подтягина, Г.А. Гриневича, Ю.М. Милевского, Д.Л. Лайхтмана, М.В. Колодина, М.М. Борисенко, JI.JI. Брагинской, JI.C. Гандина, И.Г. Гутермана, Л.Б. Гарцмана, М.В. Завариной, В.М. Склярова, С.С. Зилитинкевича, Л.Ф. Школяра, П.П. Безруких, Н.Л. Бызовой, В.А. Минина, H.A. Зайцевой, Л.Р. Орленко.

Научные исследования и проектные работы в области российской ветроэнергетики вели в разные годы ее развития ЦАГИ им. Н.Е. Жуковского), ЭНИН им. Кржижановского, НПО "Ветроэн", Уфимский Государственный Университет, МКБ "Радуга", Челябинский РКЦ им. Макеева, НПО "Машиностроение", Всесоюзный Институт электрификации сельского хозяйства, НПО «Южное» (ныне Украина), ПО "Подъемтрансмаш", Московский энергетический институт, Московский авиационный институт, МВТУ им. Баумана, МГУ им. Ломоносова, Калининградский Государственный технический университет, ЦНИИ "Электроприбор", ОАО "Гидропоект", ОАО "Ленгидропроект" и др. В настоящее время активные разработки по ВЭн продолжают ОАО "Рос-Гидро", "ИнтерРАО", "Газпром", "Лукойл", ЦАГИ, СПбТУ, Кольский Научный Центр РАН, НИИЭС, ООО "ГРЦ-Вертикаль", НПЦ "Виндэк", НИЦ "Ат-мограф" и около 20 малых предприятий.

Областью исследования в настоящей работе является установление системы методических принципов, критериев и достоверных научно обоснованных аргументов для ресурсного и технико-экономического обоснования целесообразности широкомасштабного и ускоренного внедрения и использования ВЭС в России, построенного на:

- разработке научно-методических основ анализа и определения надежности и энергетической эффективности ВЭС в заданном пункте, районе, субъекте РФ;

- теоретическом анализе и математическом моделировании энергетических показателей ВЭС с целью оптимизации их параметров и режимов работы на территории РФ с учетом ресурсных, технологических и экономических условий;

- совершенствовании существующих схем и разработки программ использования ВЭС с целью экономии ископаемых видов топлива, повышения энергетической безопасности и экономической эффективности электроэнергетики России, а также решения социальных и экологических проблем страны.

Актуальность работы обусловлена необходимостью создания системы научно-методического, информационного, технико-экономического и нормативно-правового обоснования и поддержки ВЭн в современной России и важнейших для этапа ее становления разработок реестров проектов ВЭС, генеральной схемы их размещения в РФ, государственной и региональных стратегий, программ и правовой базы ВЭн. Основу такой системы сопровождения отечественной ВЭн должны составлять достаточно достоверные и эффективные по срокам и затратам (отсутствующие ныне) методики определения ВЭП и энергетической, экономической, экологической эффективности ВЭС. Практическая необходимость и своевременность их создания обусловлены разработками правовой и экономической базы развития ВИЭ в обеспечение принятых в последние годы законов и государственных документов: Федеральных законов об Электроэнергетике, об Энергетической эффективности, новой Энергетической стратегии с учетом курса на инновационное ресурсосберегающее развитие и энергетическую безопасность РФ, Распоряжения 1-р о доведении производства электроэнергии на ВИЭ в РФ к 2020 г. до 4,5%, Продовольственной Стратегии РФ, международных соглашений по экологии и климату.

Целью работы является разработка методологии и реализующей ее аналитической и расчетной методики и ее использовании для научного и технико-экономического обоснования широкомасштабного и ускоренного развития и использования ВЭС в России как альтернативы расходу ископаемых видов топлива и решения проблем социально-экономического характера, установление необходимых ресурсных, технических, производственных и экономических условий широкомасштабного и ускоренного развития отечественной ветроэнергетики и разработке технических, экономических и технологических решений, обеспечивающих повышение энергетической безопасности и ресурсосбережения в России на базе ВЭС.

Научная новизна работы состоит в разработке и использовании нового методического подхода и методик исследования надежности и эффективности использования современных ВЭС, оптимального проектирования и планирования эффективного их использования с учетом ресурсных, инфраструктурных и макроэкономических условий в России и ее регионах. С помощью созданного методического и численного аппарата автором проведено исследование и ресурсное и технико-экономическое обоснование возможностей и целесообразности широкомасштабного развития российской ВЭн, основными результатами которых явились:

1. Методически развитый и инструментально реализованный комплексный подход к определению в заданном месте или районе страны энергетических и экономических показателей ВЭС, как неразрывной части системы ВЭУ-ВЕТЕР.

2. Установленный многолетний ход и долгосрочный (на весь ресурсный период) прогноз надежности, ремонтных затрат и энергетических показателей ВЭС с учетом региональных и местных характеристик ВЭП.

3. Выявленные закономерности территориального, высотного и временного (годового, суточного) распределения и существенно уточненные количественные характеристики ВЭП и энергетических показателей ВЭС на территории РФ. При этом автором достигнуто кардинальное повышение точности моделирования характеристик ВЭП и ВЭС благодаря новаторскому использованию накопленных в СССР, уникальных для мировой практики многолетних аэрологических данных. Их совместное использование с данными метеонаблюдений позволило пересмотреть имевшиеся до автора представления о районах России, перспективных для энергетически и экономически эффективного использования современных ВЭС.

4. Развитая методика определения и с ее помощью полученный прогноз экономических показателей ВЭС в РФ и обоснованная их рыночная конкурентоспособность в выработке электроэнергии с традиционными для России ТЭС.

5. Выявленные возможные и целесообразные масштабы и темпы внедрения ВЭС в РФ.

6. Установленные с учетом характеристик ВЭП возможности повышения энергетической и экономической эффективности сетевых и автономных ВЭС и ВДЭС и принципиально новых энергоисточников на базе ВЭУ и технологии производства ЭлЭн с использованием жидкого азота в качестве энергоносителя.

В части 2 наиболее важными научными результатами автора являются:

Регрессионные зависимости мощностей ВЭУ от с диаметров ВК, высот их башен (мачт) и профилей скорости и направления ветра в ПСА.

Выявление и количественная оценка факторов снижения теоретически возможной мощности ВЭУ.

Прогностические модели изменчивости за 20-летний ресурс технических простоев, технической готовности и выработки электроэнергии ВЭС.

Моделирование располагаемой мощности ВЭУ в заданном районе или пункте с учетом их мощностных и технических характеристик и ВЭП.

Установление пределов точности и достоверности долгосрочного прогноза мощности ВЭС и ее региональной и сезонной изменчивости на территории РФ.

Установление максимальных и средних региональных значений удельной (на 1 км2 занимаемой ВЭС площади) утилизации ВЭП с помощью современных ВЭУ.

Расчет величины технического ВЭП административных субъектов и РФ в целом.

В части 3 наиболее важными научными результатами являются:

Установленные статистически достоверные связи средних сезонных скоростей и направлений ветра с характеристиками подстилающей поверхности и рельефа и создание на их основе и классификации Милевского ветровой закрытости метеорологических станций метода "очистки" метеоданных, или их приведения к условиям ровной поверхности без экранирующих ветер препятствий.

Новый класс наиболее статистически достоверных из известных региональных табулированных функций, аппроксимирующих эмпирические повторяемости скоростей ветра по градациям в основных климатических зонах РФ и установленные закономерности их территориального, высотного и сезонного распределения.

Установленные факторы и закономерности высотного распределения скорости У(Ъ) и направления ср(к) ветра и ВЭП в ПСА в разных регионах России.

Построенный по метеорологическим и аэрологическим данным класс высокоточных многоуровневых моделей У(Ь) и <р(Ъ) в разных климатических регионах.

Установленные пределы точности и достоверности определения ВЭП в России.

Установленные достоверные средние сезонные значения ВЭП в 600-метровом ПСА в разных климатических регионах РФ, рассчитанные по моделям У(Тг) и 0(У)

Выявленные новые регионы России, достаточно обеспеченные ветровыми ресурсами для реализации крупных проектов ВЭС.

В части 4 наиболее важными научными результатами являются:

Уточненные с использованием нового методического подхода значения технического и экономического ВЭП административных субъектов и РФ в целом. Построенная адекватная математическая модель связи капитальных затрат на ВЭС с техническими параметрами ВЭУ и установленные с ее помощью особенности составляющих и структуры капитальных затрат в российских условиях.

Построенные по доступным данным прогностические модели вероятности технических простоев и готовности ВЭУ и многолетнего роста расходов на ремонт и выявленный с их помощью многолетний ход затрат на эксплуатацию ВЭС и длительности простоев, определяющих их экономический ресурс.

Моделирование и прогноз на ресурсный период доходов и расходов на ВЭС при различных сценариях инфляции и роста цен на ЭлЭн и топливо в РФ и ЕС.

Разработанная эффективная для России схема ценообразования на ЭлЭн ВЭС.

Установленные значения возможного экологического, энергетического и экономического эффекта использования ВЭС в России.

Практическая ценность работы состоит в том, что ее результаты уже обеспечили и дают дальнейшие возможности ускоренного и достаточно достоверного проведения технико-экономических оценок проектов ВЭС различного масштаба, разработки оптимальной схемы размещения ВЭС на территории России и программ развития ветроэнергетики регионального и государственного уровней. Развитые автором методики позволяют в несколько раз сократить сроки и затраты на проведение предпроектных ветроэнергетических изысканий и обоснования инвестиций.

Практически значимые результаты, полученные в работе, включают:

Прогностические модели длительности технических простоев, технической готовности, многолетней выработки ВЭС и эксплуатационных затрат на них.

Численно реализованную методику статистически достоверного расчета ВЭП, энергетических и экономических показателей ВЭС на территории России.

Выявленные и обоснованные способы повышения энергетической и экономической эффективности сетевых и автономных ВЭС за счет оптимального выбора типа и размеров ВЭУ, их конфигурации и комплектации с учетом местных характеристик ВЭП.

Установленные субъекты РФ, районы и места эффективного использования ВЭС с их технико-экономической оценкой и обоснованием инвестиций.

Установленные технологически, энергетически и экономически целесообразные темпы и масштабы использования ВЭС в РФ до 2030 г., ресурсное и технико-экономическое обоснование схемы размещения ВЭС в РФ до 2020 г.

Разработанную эффективную схему закупочных цен на ЭлЭн ВЭС в России.

Установленные энергетический и экономический эффекты использования ВЭС в субъектах РФ и производственных отраслях, в том числе в АПК России.

Разработанные методические рекомендации по оптимальному с учетом ВЭП выбору технических характеристик сетевых ВЭС, оптимальной комплектации ВДЭС и использованию источников энергии на базе ВЭУ и жидкого азота в качестве энергоносителя для эффективного и экологически чистого автономного производства ЭлЭн.

На защиту выносятся следующие положения:

1. Автором разработана методология и реализующая ее информационно-аналитическая и численная методика определения и анализа ВЭП и энергетической эффективности ВЭС известных типов в заданной точке или районе с погрешностью < 12-15% для равнинных и 18-24% для сложных по рельефу и подстилающей поверхности территорий, что минимум вдвое точнее других известных аналитических методик. Методика близка по точности к требуемой за рубежом 10%-ной точности обоснования инвестиций проектов ВЭС (достигаемой с использованием экспериментальных и аналитических методов), но в 3-4 раза эффективнее зарубежных по затратам времени и средств

2. Выбор определяющих энергетическую и экономическую эффективность ВЭС технических параметров и типов базовых ВЭУ, а также их использования в гибридных (ветро-дизельных, ветро-криогенных) должен производится с учетом характеристик ВЭП, существенно меняющихся по территории РФ.

3. Результаты исследований ВЭП и эффективности ВЭС в российских условиях, полученные с использованием разработанных автором методик, доказывают, что в России имеются все (за исключением правовой базы) необходимые условия (ресурсные, технические, энергетические и экономические) для широкомасштабного и ускоренного развития отечественной ВЭн и эффективного использования ВЭС. При этом:

3.1) технический ВЭП РФ превышает 11500 млрд кВт-ч/год (в 11,5 раз больше потребления ЭлЭн в стране), ВЭП Центрального, Северо-Западного, Приволжского и Южного федеральных округов, где проживает 73% населения РФ, составляет не менее 3450 млрд кВт-ч/год;

3.2) энергетический потенциал ВЭС с себестоимостью ЭлЭн на 18-20% меньше, чем у наиболее экономичные в настоящее время ТЭС на газе, превышает 1100 млрд кВт-ч/год (больше современного потребления ЭлЭн в России);

3.3) с учетом установленных в работе технологических и производственных ограничений суммарные установленные мощности ВЭС в РФ к 2020 и 2030-му годам могут составлять до 7 и30 ГВт соответственно с выработкой не менее 17 и 8085 млрд кВт-ч/год с ее долей до 5-6% от потребления ЭлЭн в стране в 2030 г.

3.4) годовое замещение газа в РФ при работе ВЭС суммарной мощности 30 ГВт о составит 30-35 млрд м при сокращении выбросов в атмосферу С02 40-50 млн т.

3.5) целесообразные масштабы эффективного использования ВЭС составляют: в ТЭК - до 30 ГВт, в газовой индустрии - до 25 ГВт, на транспорте - до 7 ГВт, в АПК - не менее 1,9 ГВт.

Личный вклад автора состоит в том, что им: проведен анализ достигнутого уровня и перспектив развития ВЭн в мире и России; сформулирована и структурирована актуальная для РФ научно-техническая проблема; разработаны методические подходы и комплексный информационный и аналитический способ ее решения и обеспечено поэтапное ее решение; реализованы сбор, обработка и анализ данных измерений MC и АС; разработана и численно реализована методика статистического моделирования пространственных и сезонных распределений ВЭП в 600-метровом ПСА на территории России, стран СНГ и Балтии; разработаны и численно реализованы методики определения энергетической и экономической эффективности ВЭУ и ВЭС на территории России; проведен статистический анализ пространственного и временного распределения ВЭП в ПСА на территории РФ, установлены основные его закономерности; выявлены районы с ВЭП, достаточным для его эффективной утилизации; выявлены достоверные связи параметров ВЭП с технико-экономическими показателями ВЭС и установлены регрессионные соотношения между ними; разработаны обоснования инвестиций более 40 проектов ВЭС в РФ для международных (TACIS, NREL) и отечественных организаций (РАО "ЕЭС России", "ГидроОГК", "РусГидро", ЦАГИ, ИЭС, НИИЭС, НПО "Ветроэн", "Ветроэн-Юг", др.

Апробация результатов работы проводилась более чем на 60 международных, национальных конференциях и семинарах российских научно-исследовательских институтов: ЦАГИ, ВНИИГМИ-МЦД, ИФА РАН, МГУ, КГТУ, ИО РАН, во время научных зарубежных визитов автора в IAA, NASA, NREL (США), RISO (Дания), IEO (Бразилия). Результаты автора проходили экспертизу при выполнении грантов Минэнергетики США и TACIS.

Диссертация содержит ссылки на 147 публикаций автора: 5 монографий, 66 статей в научно-технических журналах (23 - из списка ВАК), 13-в сборниках научных трудов), 44 доклада и тезиса в трудах конференций, 19 научно-технических отчетов.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, приложения и списка литературы из 297 наименования; содержит 273 страницы текста и включает 132 таблицы и 128 рисунков и Приложения из 25 карт распределения параметров ВЭП по территории России.

Выводы к диссертации в целом

Данная работа является законченным исследованием, обеспечивающим научно-методическое, ресурсное и технико-экономическое обоснование возможности и целесообразности широкомасштабного развития отечественной ВЭ и использования ВЭС в РФ в объеме установленной мощности до ЗОГВт, а именно:

1. Разработаны научно-методические основы и численно реализованы методики математического моделирования технической надежности, готовности современных ВЭУ и прогноза их энергетических показателей на ресурсный период.

2. Развиты научно-методические основы достоверного статистического моделирования ВЭП на территории РФ на основе комплексного и максимально полного использования многолетних данных измерений ветровых характеристик на сети МС и АС СССР и современной РФ. С использованием разработанной методики изучены закономерности географического, высотного, сезонного и суточного распределения ВЭП на территории России. Проведено картирование территории РФ по параметрам, определяющим практическую ценность ВЭР. Выявлены новые удачно расположенные по сравнению с ранее известными регионы с достаточно высоким для практического использования ВЭП. Существенно уточнен технический и экономический ВЭП субъектов РФ и России в целом, вдвое превышающий оценки предшественников и более благоприятно распределенный по территории страны для широкомасштабного эффективного использования ВЭС.

3. Разработан высокоточный и экономичный (по затратам времени и средств) информационно-аналитический и численный инструмент энергетической и экономической эффективности ВЭС в заданной точке или районе РФ, включающий программно реализованные БД и компьютерную поисково-расчетную методику, обеспечивающий точность определения энергетических показателей ВЭС (мощности, выработки) выше 10-14% для равнинных и 15-20% для горных территорий.

4. Проведен анализ ожидаемой энергетической и экономической эффективности современных серийных ВЭС в российских климатических и экономических условиях, на основании чего определены наиболее эффективные типы ВЭУ и ВЭС для широкомасштабного использования в РФ.

5. С использованием разработанной методики автором проведено обоснования инвестиций до 40 проектов ВЭС в разных регионах РФ. Выявлены районы и условия, в которых ВЭС обладают большей экономической эффективностью, чем наиболее экономичные в настоящее время ЭС на газе. Оцененный автором суммарный потенциал таких ВЭС составляет до 1100 млрд кВт-ч/год и превышает современное потребление ЭлЭн в РФ. Широкомасштабное использование ВЭС в качестве эффективного источника ЭлЭн в России экономически выгодно и не ограничено.

6. Определены и обоснованы с энергетической и экономической точек зрения целесообразные для РФ сценарии широкомасштабного развития ветроэнергетики. С учетом ресурсной обеспеченности, технологических и технических ограничений, производственных и экономических соображений оптимальными по значимости и вполне достижимыми согласно результатам работы автора представляются объемы суммарных установленных мощностей ВЭС >7 ГВт в 2020-м и >30 ГВт 2030-м г. с годовой выработкой ЭлЭн не менее соответственно 17,5-18 и 8090 млрд кВт-ч с долей к 2030 г. (до 5-6% от потребления ЭлЭн в стране), с годовым замещением природного газа в энергетике РФ до 30-35 млрд м3 и сокращением выбросов в атмосферу С02 от 40 до 50 млн т.

7. Разработаны и программно реализованы методики и даны рекомендации по оптимальному выбору с учётом ВЭП технических характеристик сетевых ВЭС, оптимальной комплектации ВДЭС и использованию принципиально новых источников ЭлЭн на базе ВЭУ и жидкого азота в качестве энергоносителя для эффективного производства ЭлЭн в зонах децентрализованого энергоснабжения.

1. Global Wind 2009 Report. WWEA Global Wind Energy Council, Brussels, 2010.

2. Global Wind 2008 Report. GWEC Global Wind Energy Council, Brussels, 2009.

3. Global Wind 2007 Report. GWEC Global Wind Energy Council, Brussels, 2008.

4. Global Wind Energy Outlook 2008. GWEC, Green Peace. Brussels, 2009.

5. Global Wind Energy Outlook 2007. GWEC, Green Peace. Brussels, 2008.

6. Wind Energy The Facts. Current Status and Future of Wind Power. European Wind Energy Association. Brussels, Belgium. EWEA, 2009.

7. Wind Energy The Facts. A Guide to the Technology, Economics and Future of Wind Power. European Wind Energy Association (EWEA). Earthscan. London. 2009.

8. Wind Force 12 & Blueprint to Achieve 12% of the World's Electricity from Wind Power by 2020. Green Peace. 2003.

9. Wind Force 12. Summary Results in 2020. GWEC. 2005.

10. Focus on 2030: EWEA aims for 22% of Europe's electricity by 2030. Wind Directions. EWEA. Brussels, Belgium. EWEA, 2006, available at www.ewea.org.

11. Pure Power Wind Energy Scenarios up to 2030. Final Report. EWEA. Brussels.12. 25-th Anniversary Special. Wind Power Monthly Supplement, July, 2009.

12. Николаев В. Г., Ганага С. В., Кудряшов Ю. И. Национальный кадастр ветроэнергетических ресурсов РФ и методические основы их определения. "Атмограф", М., 2008, 590 с.

13. В.Г. Николаев. Современный уровень и перспективы развития мировой ветроэнергетики. "Автономная энергетика и экология" , № 2, 2011, с. 57- 66.

14. Николаев В.Г. Тенденции развития мировой ветроэнергетики. "Энергия: экономика, техника, экология" , № 4, 2011, с. 66- 75.

15. Николаев В.Г. Программа ЕС по развитию ВЭС до 2012 и перспективы их развития до 2040 г. Доклады Межд. конференции "ВИЭ 2003". С.-П. Изд.СПбГПУ, 2003, с. 425-428.

16. Energy Technology Perspectives. Scenarios & Strategies to 2050 in Support of the G8 Plan of Action. International Energy Agency. 2008.

17. IPCC Scoping Meeting on Renewable Energy Sources Proceedings. WMO, Intergovernmental Panel on Climate Change Working Group III. Lübeck, Germany, 2008.

18. Integrating Wind. Developing Europe's Power Market for the Large-Scale Integration of Wind Power. Trade Wind Publishing House, 2009.

19. R. Harrison, E. Hau, H. Snel. Large Wind Turbines. Design and Economics. John Wiley & Sons Ltd. Chichester New York. 2006.

20. Thomas Ackerman. Wind Power in Power Systems. Royal Institute of Technology. Stockholm, Sweeden. 2008.

21. Large Scale Integration of Wind Energy in the European Power Supply: Analysis, Issues and Recommendations. EWEA. Brussels, Belgium. EWEA, 2005.

22. J.F.Manwell, J.G. McGowan and A.L.Rogers. Wind Energy Explained. Theory, Design and Application. University of Massachusetts, Amherst, USA. John Wiley & Sons, Ltd. 2005

23. Wind Power Technology. European Wind Energy Association. Brussels, Belgium. 2004.

24. The Current Status of the Wind Industry. EWEA. 2005

25. Survey for Wind Energy The Facts. EWEA. Brussels, Belgium. EWEA. 2003.

26. Windenergie 2002. Marktubersicht. Market survey perspectives de mercado epose du marche. Berlin. BWE Service GmbH & Bundesverband WindEnergy. Osnabrück. Datahaus Publishing GmbH. 2002.

27. Wind Turbine Catalogue, European Commission, Brussels, Belgium, 2006.

28. European Wind Turbine Catalogue, European Commission, Directorate-General for Energy (DG XVII), Brussels, Belgium, 1996.

29. Catalogue of Danish Wind Turbines, RIS0, 1989.

30. Delivering Offshore Wind Power in Europe. Policy Recommendations for Large Deployment of Offshore Wind Power in Europe by 2020. Brussels, Belgium. EWEA. 2008.

31. European Offshore Supergrid. Vision and Executive Summary. Airtricity, 2006.

32. Lemming J., Nielsen S., Morthorst E. A tendering Procedure for Developing Offshore Wind Farm in Danish Water. RISO National Laboratory, Denmark. Proceedings. EWEC 2003.

33. European Wind Farm Project Cost. History and Projection. 2008. Garrad Hassan Enova. 2009.

34. Soren Krohn, Poul-Erik Morthorst, Shimon Averbuch. The Economics of Wind Energy. A Report by the European Enrgy Association. EWEA. 2009.

35. J. Lemming, P. E. Morthorst, L. H. Hansen, P. Andersen, P. H. Jensen. O&M cost and Economical Life-time of Wind Turbines. Proc. Europian Wind Energy Conference, 2006.

36. Projected Costs of Generating Electricity. International Energy Agency. Annual Report. 2007.

37. International Energy Agency (IEA). Wind Energy Annual Report 2006. Paris. 2007

38. IEA World Energy Outlook 2008. International Energy Agency. Paris. 2009.

39. IPCC Scoping Meeting on Renewable Energy Sources Proceedings. WMO, Intergovernmental Panel on Climate Change Working Group III. Lubeck, Germany, 2008.

40. Siegfried Heier. Grid Integration of Wind Energy Convers Systems. John Wiley&Sons. Ltd. 2006

41. Безруких П.П., Арбузов Ю.Д., Борисов Г.А. и др. Ресурсы и эффективность использования ВИЭ в России. С-Пб.: Наука. 2002.

42. Концепция использования ветровой энергии в России // Под ред. д.т.н. П.П. Безруких. Комитет Российского Союза научных и инженерных общественных организаций по проблемам использования ВИЭ. М. 2005.

43. Ганага С.В., Кудряшов Ю.И., Николаев В.Г. Сравнительный анализ экономических показателей возобновляемых и традиционных источников энергии. Малая энергетика, № 1-2, 2005, с. 13-21.

44. Николаев В.Г., Ганага С.В., Кудряшов Ю.И. Методические основы и результаты анализа эффективности использования возобновляемых и традиционных источников энергии. Доклады Международной конференции «Малая энергетика-2006», 2006, с.25-28.

45. Николаев В.Г., Ганага С.В. "Современные технологические и экономические возможности создания крупномасштабной ветроэнергетической отрасли в электроэнергетике РФ". Доклады международной конференции «Russia Power», М. 2007, с. 97-104.

46. Николаев В.Г., Ганага С.В. К выбору эффективной ценовой политики РФ в отношении энергии, вырабатываемой ВИЭ. "Малая энергетика", НИИЭС, № 3, 2008, с. 12-23

47. Николаев В.Г. Потенциал и перспективы развития ВИЭ в России. Экология и жизнь. № 9(94), 2009. сс. 21-30

48. Николаев В.Г. Об эффективности методик прогноза ветрового потенциала, энергетических и экономических показателей ветроэлектрических станций в России. "Малая энергетика", НИИЭС, № 1-2, 2010, с. 16-34.

49. Hassard P., Yang L. Global Wind Energy Cost Prediction. GB, Stanford University. Proceedings. EWEC 2003, 331-335.

50. Junginger M., Faaij F. Cost Prediction Prospects for the Offshore Wind Energy Sector. Tec-nology and Society Copernicus Inst., Utrecht University, Netherland. EWEC 2003, 314-319.

51. Prioritising Wind Energy Research Strategic Research Agenda of the Wind Energy Sector EWEA, European Wind Energy Association. Brussels, Belgium. EWEA, 2005.

52. A Guide for Wind Resource Assessment. Garrad Hassan & Partners Ltd. Great Britain, 2009.

53. Безруких П. П., Дегтярев В.В., Елистратов В.В.,Панцхава У.С., Петров Э.С., Пузаков В.Н., Сидоренко Г.И., Тарнижевский Б.В., Шпак А.А., Ямпольский А.А. Справочник по ресурсам ВИЭ России и местным видам топлива.-М.: "ИАЦ Энергия", 2007.

54. Petersen E.L, Troen I. European Wind Atlas. Riso National Laboratory. 1988.

55. Ландау JI.Д. Теоретическая физика. Том VI: Гидродинамика. М.: Наука, 1988.

56. Орленко Л.Р. Строение планетарного ПСА. Л.: Гидрометеоиздат. 1979

57. Борисенко М.М. Вертикальные профили ветра и температуры в нижних слоях атмосферы //Труды ГГО. Л.: Гидрометеоиздат. Вып. 320. 1974

58. Лайхтман Д.Л. Физика пограничного слоя атмосферы. Л.: Гидрометеоиздат., 1970.

59. Зилитинкевич С.С. Динамика ПСА. Л.:Гидрометеоиздат. 1970

60. S.V. Ganaga, Y. A. Grintsevich, V.G. Nikolaev, L.V. Ponomarenko. Data Base "Fluger" and Numerical Method for the Wind Resources Determination on Russian Territory. Reports of European Community Wind Energy Conference, Madrid, 2003, pp. 265 274.

61. Ганага C.B., Кудряшов Ю.И., Николаев В.Г. Методика и результаты ретроспективного прогноза энергетической эффективности ВЭС в пос. Куликово Калининградской области РФ. Доклады Межд. конференции "Малая энергетика 2004". М. Изд. РосАтом, 2004.

62. Ганага С.В., Николаев В.Г. "Современные отечественные компьютерные технологии ТЭО оптимальных вариантов энергоснабжения на базе ВИЭ", Труды Межд. семинара "ВИЭ и проблемы энергоснабжения", С.-Петербург, 2005, с. 56-61.

63. Ганага C.B., Кудряшов Ю.И., Николаев В.Г. Современные методики определения ветровых характеристик и эффективности ВЭС на морских побережьях. Тезисы докладов международного семинара по морской ветроэнергетике, Калининград, 2006, с. 13 22.

64. Николаев В. Г. Современные возможности определения ВЭП и эффективности ВЭС на территории России, стран СНГ и Балтии. Тезисы докладов IV Международной конференции "Возобновляемая и малая энергетика". Комитет ВИЭ РосСНИО,М.,2007. с.40-44.

65. Николаев В.Г. Современные возможности определения ВЭП и эффективности ветроэлектрических станций на территории России, стран СНГ и Балтии. Тезисы докладов 4-го Международного форума "Энергетика и экология", Москва, 2008, с. 48 51.

66. Николаев В.Г., Ганага С.В. НТО TACIS "ВИЭ и реконструкция малых ГЭС в РФ" Europe Aid/116951 /С/SV/RU/3.1 "Исследование перспектив использования ВИЭ для энергоснабжения Краснодарского края, Астраханской и Нижегородской областей", М., TACIS, 2008 г.

67. Николаев В.Г. Научно-технические и информационные возможности повышения эффективности и минимизации затрат при проектных ветроэнергетических изысканиях. "Малая энергетика", НИИЭС, № 1-2 , 2009, стр. 15-23

68. Николаев В.Г., Ганага С.В., Кудряшов Ю.И., Вальтер Р, Виллемс П, Санковский А.Г. Под. Ред. Николаева В.Г. Перспективы развития возобновляемых источников энергии в России. Результаты проекта ТАСИС. Изд."АТМОГРАФ". М. 2009.

69. Николаев В.Г. Современный уровень и тенденции развития мировой и отечественной ветроэнергетики. Возобновляемые источники энергии. Учебное пособие. Курс лекций. МГУ им. М.В. Ломоносова, М., 2010, 171-195.

70. Николаев В.Г. Модели многолетнего хода технической готовности ВЭС. "Малая энергетика", НИИЭС, № 1-2, 2010, стр.35-45.

71. Directive 2001/77/ЕС of the Eurpean Parlament and of the Council on the promotion of electricity produced from RES in the internal electricity market. Commission of the Eurpean Communities. Official Journal of the Eurpean Communities. L. 283/30, 2001.

72. Directive 2008/0016 (COD) of the Eurpean Parlament and of the Council on the promotion of the use of energy from reneable energy sources (Directive 20-20-20). Commission of the Eurpean Communities. Brussels, 2008.

73. Энергетическая стратегия России до 2020 года. М. Минпромэнерго РФ. 2005.

74. Энергетическая стратегия России до 2030 года (ЭС-2030). М. Минэнерго РФ. 2009.

75. Копылов А.Е. Законодательная поддержка развития возобновляемой энергетики в России. "Малая энергетика", НИИЭС, № 1 2 (6 - 7), 2008, стр. 20 - 24.

76. Понкратьев П.А. К вопросу о правовом обеспечении ВИЭ в России. "Малая энергетика", НИИЭС, № 3 (8), 2008, стр. 2-12.

77. Н. Е. Жуковский. Ветряная мельница НЕЖ. Полное собрание сочинений, т. VI, М., 1931 (работа впервые опубликована в 1920 г.).

78. В. П. Ветчинкин. Принципы ветроиспользования. Труды ЦАГИ., М., 1932.

79. Уфимцев А.Г. Проблема анемофикации //Труды Курской губернской плановой комиссии. Курск. 1927

80. Красовский Н.В. Ветровые энергоресурсы СССР и перспективы их использования. -Генеральный план электрофикации СССР. М., 1932. Т. 1, с. 440 - 464.

81. Красовский Н.В. Как использовать энергию ветра. Л.: ОНТИ. 1936, 170 с.

82. Сабинин Г.Х. Ветряной двигатель с самоустанавливающимися лопастями. Труды ЦАГИ, вып. 2, Проблема использования энергии ветра, 1923.

83. Сабинин Г.Х. Теория и аэродинамический расчет ветряных двигателей. М.;ОГИЗ, 1931

84. Чирков М.М. Исследования ветряных двигателей в ветросиловой лаборатории ЦАГИ. Труды ЦАГИ., вып. 164, 1934.

85. Андрианов В.Н.,. Быстрицкая Д.Н, Вашкевич К.П., Секторов В.Р. Ветроэлектрические станции. М.; JL: Госэнергоиздат, 1960, 320 с.

86. Фатеев Е.М. Ветродвигатели и ветроустановки. М.: ОГИС-Сельхозгиз, 1948, 536 с.

87. Разработка перспектив ветродвигателестроения и проекта плана освоения ветроэнергетических ресурсов на 1961 1980 гг. Проект технико-экономического Совета Госкомитета по автоматизации и машиностроению Совмина СССР. М., 1961 г.

88. Симонов Н.В. Запасы энергии ветра в СССР. ОНТИ. М. Л., 1933.

89. Симонов Н.В. Запасы энергии ветра Казахстана. Материалы для изучения естественных производительных сил СССР. - Л., 1927, № 62.

90. Красовский Н.В. Ветроэнергетические ресурсы. Атлас энергетических ресурсов СССР под ред. академиков Г.М. Кржижановского и А.В. Винтера. Т. 1,ч. III. М. 1935.

91. Гриневич Г.А. Опыт разработки элементов милого ветроэнергетического кадастра Средней Азии и Казахстана, Ташкент: Изд-во АН УзССР, 1952. 151 с.

92. Колодин М.В. Типизация режимов повторяемости скоростей ветра в Туркменской ССР //Изв. АН Туркменской ССР. Сер. техн. наук. № 6.1960

93. Ализаде А.С., Есьман. В.И. Ветроресурсы Азербайджана. Баку: Азернеш. 1966

94. Есьман В.И., Алиев З.Г. Опыт расчетов и типизации режимов повторяемости скоростей ветра для АзССР //Методы разработки ветроэнергетического кадастра. М.: АН СССР. 1963

95. Сухишвили Э.В. Ветроэнергетические ресурсы Грузии //Труды Тбилисского гидроме-теорологическог института. Книга 5. 1959

96. Романенко Н.Н. Кадастровые характеристики для ветроэнергетических расчетов в Молдавии //Методы разработки ветроэнергетического кадастра. М.: Изд-во АН СССР. 1963

97. Марковский Ф.Т., Ланпсман С.У. Ветроэнергетические ресурсы Украинской ССР //Труды института теплотехники АН УССР. №3. 1950

98. Оганезов А.К. К вопросу разработки ветроэнергетического кадастра БССР //Методы разработки ветроэнергетического кадастра. М.: АН СССР. 1963

99. Абрамович Д.И. Ветроэнергетические ресурсы Кулундинской степи //Труды Томского Гос. университета. Т. 147. 1957

100. Александрова А.Г., Полянская В.А. Ветроэнергетические ресурсы Воронежской области //Труды Воронежского Гос. университета. Т. 30. 1954

101. Минин B.JL, Степанов И.Р. Ветроэнергетический кадастр европейского Севера СССР //Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. №1. 1983

102. Подтягин М.Е. Кривые распределения ветров //Труды АН СССР. Т. II. 1938

103. Милевский В.Ю. Методика исследования скоростных роз и диаграмм ветра. Труды ГГО.-Вып. 113, 70 с.

104. Шефтер Я.И. Ветроэнергетические агрегаты. М., "Машиностроение", 1972, 288 с.

105. Дьяков А.Ф., Перминов Э.М., Шакарян Ю.Г. Ветроэнергетика России. Состояние и перспективы развития. М., изд. МЭИ, 1996 г.

106. Зубакин В.А., Кулаков А. В., Нырковский В.В., Николаев В.Г., Шеин В.Я. Опыт и перспективы возведения Калмыцкой ВЭС на базе ВЭУ мегаваттной мощности отечественного производства. "Малая энергетика", № 1 2, 2008, стр. 68 - 72.

107. Безруких П.П. Использование энергии ветра. Техника, экономика, экология. М.: Колос, 2007

108. Николаев В.Г. НИЦ «Атмограф», к.ф.-м.н. Перспективы использования ветроэнергетических станций в России. Сборник МГУ, М., 2008, сс. 41 58.

109. Николаев В.Г., Возможности и перспективы развития крупномасштабной ветроэнергетики в России. Лекции ведущих специалистов на VI всероссийской научной молодежной школе. Москва, 2008, сс. 67 79.

110. Николаев В.Г. Проект TACIS: результаты анализа потенциала и перспектив развития ВИЭ в Краснодарском крае и Астраханской области. Энергия Юга. № 8,2009 сс.32^42

111. Николаев В.Г. Перспективы и возможные масштабы международного сотрудничества в освоении ветроэлектрического рынка РФ. Доклады Международной конференция в Парламенте ЕС «Russia's Renewable Energy». Брюссель, 29.05.2008.

112. Затопляев Б.С., Николаев В.Г. Перспективы развития морской ветроэнергетики в акваториях Литвы, Польши и России. "Малая энергетика", № 1 2, 2008, стр. 83 - 86.

113. Николаев В.Г., Ганага C.B., Кудряшов Ю.И., НТО проекта TACIS "ВИЭ в РФ" Europe Aid/11695 l/C/SV/RU/4.1 "ТЭО развития технологий и проектов ВИЭ для энергоснабжения Краснодарскою края, Астраханской и Нижегородской областей", M., TACIS, 2008 г.

114. Безруких П.П., д.т.н. (Минэнерго РФ), Д.С. Стребков, д.т.н., академик РАСХН (ВИЭСХ, г. Москва). Состояние и перспективы развития возобновляемых источников энергии в России. "Малая энергетика", №4-5, 2008, стр. 5-13.

115. Борисенко М.М. О возможностях крупномасштабного использования энергии ветра на территории России. В сб.: Атмосферная циркуляция, климат, загрязнение воздуха. Изд. Казанского ун-та, 1994, с.110 121.

116. Зубарев В.В., Минин В.А., Степанов И.Р. Использование энергии ветра в районах севера. Л.: Наука. 1989.

117. Грибков C.B. Состояние и перспективы развития ветровых систем электроснабжения малой мощности. "Малая энергетика", № 1 2, 2006, стр. 67 - 76.

118. Шефтер Я.И. Использование энергии ветра. М. Энергоатомиздат. 1983, 200 с.

119. Ganaga S.V., Kudriashov Y.L., Nikolaev V.G. Method on Determination of Wind Resources and Efficiency of Wind Turbines in the Territory of Russia. Report of the World Energy Conference, Delhi, 2006, p. 171 177.

120. Николаев В.Г., Гринцевич Ю.А., Пономаренко Л.В., Плущевский М.Б. Методика определения ВЭР и оценки эффективности использования ВЭУ на территории России и стран СНГ. // Рекомендации по стандартизации. М.: МИНТОПЭНЕРГО, 1994.

121. Справочник по климату СССР. Вып. 1-34. Ч. 3. Ветер. Л.: Гидрометеоиздат. 1967-69

122. Справочник по климату СССР. Вып. 1-34. Ч. 1. Температура. Л.: Гидрометеоиздат. 1969

123. Новый аэроклиматический справочник ПСА над СССР /Под ред. И.Г. Гутермана. Том И. Статистические характеристики ветра. Книги 1 10. М.: Гидрометеоиздат. 1986 - 1987.

124. Новый аэроклиматический справочник ПСА над СССР /Под ред. И.Г. Гутермана. Том I. Термодинамических параметров атмосферы. Книги 1-10. М.: Гидрометеоиздат. 1986-1987

125. Научно-прикладной справочник по климату СССР. Сер. 3. Ветер. Ч. 1 12 Л.: Гидрометеоиздат. 1985-1986

126. Метеорологический ежемесячник СССР. Ч. 3. М.:ВНИИГМИ-МЦЦ. 1966 1994.

127. Wind Farm Design. Glasgow, Garrad Hassan & Partners Ltd. Scotland, 2009.

128. Борисенко М.М. О достоверности рядов метеоданных.

129. Старков А.Н., Лансберг Л., Безруких П.П., Борисенко М.М. Атлас ветров России. М.: «Можайск-Терра». 2000

130. Кондратюк В.И. Об устранении неоднородности в рядах ветра //Труды ГГО. Л.: Гидрометеоиздат. Вып. 485. 1985

131. Школяр Л.Ф. К вопросу об уменьшении скорости ветра за последние десятилетия //Труды ГГО. Л.: Гидрометеоиздат. Вып. 435. 1980

132. Рекомендации по определению климатических характеристик ветроэнергетических ресурсов. ГГО-НПО «Ветроэн». Л.: Гидрометеоиздат. 1989

133. Груза Г.В., Рейтенбах Г.Р. Статистика и анализ гидрометеорологических данных. Л.: Гидрометеоиздат. 1982

134. Кобышева Н.В., Наровлянский Г.Я. Климатологическая обработка метеорологической информации. Л.: Гидрометеоиздат, 1978

135. Гандин Д.С., Каган Р.Л. Статистические методы интерпретации метеорологических данных. Л.: Гидрометеоиздат, 1976

136. Кедроливанский В.Н. Метеорологические приборы. Л. Гидрометеоиздат. 1953

137. Наставление гидрометеорологическим станциям и постам. Л.:Гидрометеоиздат. 1969

138. Керимов A.A., Исраилов A.A. Сравнение результатов измерений скорости ветра, осуществленных различными приборами //Метеорология и гидрология. № 11. 1970

139. Иконникова JI.H. К вопросу об измерении скорости ветра флюгером //Метеорология и гидрология. № 4. 1970

140. Бернгардт Р.П., Заварина М.В. Климатологическая оценка точности измерения больших скоростей ветра //Труды ГГО. Л.: Гидрометеоиздат. Вып. 333. 1974

141. Бекметьев P.M. Возможности использования материалов четырехсрочных наблюдений для характеристики максимальных скоростей ветра //Известия АН Казахской ССР. Серия энергетическая. Вып. 2. 1962

142. Гарцман Л.Б., Бекметьев P.M. Количественная оценка точности флюгерных данных при расчетах ветровых нагрузок на линии электропередач. Проблемы общей энергетики и единой энергетической системы. Алма-Ата: Энергоиздат. Вып. 2. 1966

143. Клепиков Л.В. Статистический анализ данных о скорости ветра в различных районах СССР. Расчет строительных конструкций. М. Вып. 42. 1976

144. Бернгардт Р.П. Восстановление однородности рядов максимальных скоростей вет-ра//Труды ГГО. Л.:Гидрометеоиздат. Вып. 475.1977

145. Школяр Л.Ф., Ивалева Г.Ф., Щербакова Л.Н. Об измерении скоростей ветра анеморумбомет-ром М-63М и флюгером с тяжелой доской //Труды ГГО. Л.: Гидрометеоиздат. Вып. 493. 1986

146. Белокрылова Т.А. Об изменении скоростей ветра на территории СССР // Труды ВНИИГМИ-МЦД. Вып. 150. 1989

147. Palutikov J.P., Kelly P.M., Davis T.D. Wind speed variations and climate change. Wind Engineringe. Vol. 10. №4. 1986

148. Николаев В.Г. Автоматизация информационно-справочной деятельности МЦД Б1 на базе малой специализированной АИСС. Труды ВНИИГМИ-МЦЦ, вып.149,1987, с.62-71.

149. Брюхань Ф.Ф., Кравченко Е.М., Николаев В.Г. Методические основы и технологическая схема автоматизации процесса каталогизации гидрометеорологических данных международного обмена. НТО ВНИИГМИ-МЦД, Обнинск, 1987, Гос.№ 87013513, 132/90с.

150. Николаев В.Г., Бакланова А.Н., Ганага C.B., Гринцевич Ю.А, Пономаренко Л.В., Использование компьютерной системы "ФЛЮГЕР" для расчета ветровых характеристик. Доклады международной конференции "Экология и ресурсы", 1993, Баку.

151. Николаев В.Г, Гринцевич Ю.А. Разработка базы метеорологических для решения проблемы распространения примесей в атмосфере. НТО ЦАГИ№ 12880,1994. 21 с.

152. Николаев В.Г., Ганага C.B., Гринцевич Ю.А., Пономаренко Л.В. Разработка функциональной схемы специализированной базы атмографических данных для решения проблем авиации, энергетики, транспорта, строительства, экологии. НТО ЦАГИ № 12881, 1994. 33 с.

153. Вашкевич К.П., Гринцевич Ю.А., Николаев В.Г. Разработка и использование компьютерной системы для оптимизации аэродинамики ветроколес ВЭУ с учетом ветровых характеристик в районах их предполагаемого использования. НТО ЦАГИ №12898, 1994. 36 с.

154. Николаев В.Г., Ганага C.B., Гринцевич Ю.А., Пономаренко Л.В. Разработка численной методики статистического прогноза ветра в районе взлетно-посадочных полос аэродромов по данным ветровых наблюдений на сети MC. НТО ЦАГИ № 12926,1995. 30 с

155. Николаев В.Г., Ганага C.B., Гринцевич Ю.А., Пономаренко Л.В. Анализ современных направлений совершенствования методов обработки информации в специализированных базах данных. НТО ЦАГИ № 12937, 1995. 30 с.

156. Николаев В.Г., Ганага C.B., Гринцевич Ю.А., Пономаренко Л.В. Разработка методики исследования структуры приземного ветрового слоя и базы данных параметров ветра для аэропортов республиканского значения. НТО ЦАГИ № 12948, 1995. 42 с.

157. Вашкевич К.П., Николаев В.Г. Обзор современного состояния разработок ветротехники в России. НТО ЦАГИ № 12949, 1995. 44 с.

158. Николаев В.Г. Определение оптимальных высот несущих мачт ветроэнергетических установок малой мощности. НТО ЦАГИ № 12914, 1995. 15 с.

159. Вашкевич К.П., Маслов Л.А., Николаев В.Г. Работы ЦАГИ по ветроэнергетике. Труды ЦАГИ, 1997. с. 72 79.

160. Вашкевич К.П., Мунин А.Г., Маслов Л.А., Николаев В.Г. Обоснование перспектив использования ветро-солнечных энергетических установок для электроснабжения пользователей малой мощности. Итоговый НТО ЦАГИ № 13113 (по гранту МинНауки), 1998, 124 с.

161. Ганага C.B., Гринцевич, Николаев В.Г., Пономаренко JI.B. Компьютерные базы данных "Флюгер" и "Фаэтон", Сб. Докладов Международной конференции "Возобновляемая энергетика 2003". С.-П. Изд.СПбГПУ, 2003, с. 363 366.

162. Ганага C.B., Кудряшов Ю.И., Николаев В.Г. Компьютерные БД "Флюгер" и "Фаэтон". Доклады Международного семинара "Российские технологии для индустрии. Альтернативные источники энергии и проблемы энергоснабжения", Санкт-Петербург, 2005, с.115-122

163. Николаев В.Г., Кудряшов Ю.И. Современные информационные и научно-технические возможности использования статистических моделей атмосферы в воздухоплавании и авиации. Доклады научно-технической конференции по аэродинамике, М. 2007, с. 57- 59.

164. Николаев В.Г. Современные возможности определения ВЭП и эффективности ВЭС на территории стран СНГ . Доклады 4-го Межд. форума "Энергетика и экология",М.,2008,с.48-51.

165. Николаев В.Г., Ганага C.B., Корпачев A.B., Кудряшов Ю.И. и др. Оценка ветроэнергетического потенциала Архангельской и Мурманской областей России. Том I, II, Итоговый отчет Международного проекта США (NREL) Россия, 2000, 366 с.

166. Elliot D.L., Holladay C.G., Barchet W.R. Wind Energy Resource Atlas of the United States. U.S. Department of Energy. Golden. Colorado. 1987

167. Прикладная программа анализа атласа ветра (WAsP). RISO. Дания. 1993

168. Атмосфера. Справочник. JL: Гидрометеоиздат. 1991

169. Хромов С.П., Мамонтова Л.И. Метеорологический словарь. Д.: Гидрометеиздат. 1974

170. Хргиан А.Х. Физика атмосферы. Л.: Гидрометеоиздат. 1969

171. Пономаренко Л.В. Пространственная и временная изменчивость ветра в ПСА над территорией СССР. Диссертация на соискание степени к.г.н. М.: ЦАГИ. 1990.

172. Виленский П.Л., Лившиц В.Н., Смоляк С.А. Оценка эффективности инвестиционных проектов. Теория и практика. — М.: Дело, 2008. — 1104 с.

173. Четыркин Е.М. Финансовая математика. — М.: Дело, 2008. — 400 с.

174. Электроэнергетика и характеристики ЭС РФ, СНГ и Балтии. М.: Инкотэк, 2009.

175. Статистический сборник. Регионы России. Социально-экономические показатели. Федеральная служба государственной статистики. М., 2009184.www.gazprom.ru. 185. www.newtariffs.ru. 186. www.newtariffs.ru. 187. www.wikipedia.org

176. Ph. Sauvelly. Nuclear Power Economics of Organization of Economic Cooperation and Development (OESR). Report of Nuclear Power Agency of OESR. 2000.

177. Безруких П.П. О стоимостных показателях энергетических установок на базе ВИЭ. "Энергетическая политика". Вып.5, ИЭС, 2009. сс.5-11.

178. Безруких П.П. О стоимостных показателях энергетических установок на базе возобновляемых источников энергии. "Малая энергетика", НИИЭС, № 1-2, 2010, стр. 2-6

179. Ганага C.B., Кудряшов Ю.И., Николаев В.Г. Сравнительный анализ экономических показателей ВИЭ и традиционных источников энергии. "Малая энергетика", № 1-2, 2005, с. 13-21.

180. Николаев В.Г., Ганага C.B., Кудряшов Ю.И. Методические основы и результаты анализа эффективности использования возобновляемых и традиционных источников энергии. Доклады Международной конференции «Малая энергетика-2006», 2006, с.25-28.

181. Николаев В.Г., Ганага C.B., Кудряшов Ю.И. Современные технические и экономические предпосылки крупномасштабного использования ВЭС в энергетике РФ. Доклады Международной научно-практической конференции «Малая энергетика-2006»,2006, с.96-99

182. Николаев В.Г. О реальности промышленного производства электроэнергии на ветроэлектрических станциях России. Промышленная энергетика. 2011. №9. с. 37^17.

183. Николаев В. Г. К обоснованию целесообразных масштабов и темпов развития ветроэнергетики в России. "Известия РАН. Энергетика", № 6, 2011.

184. Белей В.Ф., Никишин А.Ю. Ветроэнергетика России: анализ научно-технических и правовых проблем // Москва Электричество. 2011. -№ 3, С 7-14

185. Николаев В.Г. Ветроэнергетика: современное состояние. "Академия энергетики", № 4 18., 2007, с. 22-28.

186. Николаев В.Г., Ганага C.B. Современные технические и экономические предпосылки создания ветроэнергетической отрасли в электроэнергетике России. Доклады научно-технической конференции «Перспективы развития ВИЭ в РФ.», 2007, М.: с.41-49.

187. Николаев В.Г. Предпосылки создания ветроэнергетической отрасли России. "Академия энергетики", № 6 20., 2007, с. 30 37.

188. Николаев В.Г., Ганага C.B. Ветроэнергетика России: Современные технические и экономические предпосылки создания крупномасштабной отрасли. "Альтернативная энергетика", №3, 2007, с. 18-21.

189. Николаев В.Г., Ганага C.B. ВЭС как альтернативный способ значительного увеличения электрогенерации в России. "Малая энергетика", № 1 2, 2008, стр. 72 - 83.

190. Николаев В.Г. Ганага C.B. К выбору эффективной ценовой политики России в отношении энергии, вырабатываемой возобновляемыми источниками энергии. "Малая энергетика", НИИЭС, № 3 (8), 2008, стр. 12 23.

191. Николаев В.Г. Ганага C.B., Кудряшов Ю.И. Национальный кадастр ветроэнергетических ресурсов России и методические основы их определения. "Малая энергетика", НИИЭС, № 3 (8), 2008, стр. 46 57.

192. Николаев В.Г., Ганага C.B. и др. НТО TACIS "ВИЭ и реконструкция малых ГЭС в РФ" Europe Aid/116951/C/SV/RU/l.5 "Политика ценообразования для обеспечения ускоренного развития ВИЭ в РФ и их недискриминационного доступа к энергосетям", M., TACIS, 2008 г

193. Николаев В.Г. Перспективы использования ВЭС в России. Сборник МГУ, М., 2008, 18 стр. 83-98.

194. Николаев В.Г., Ганага C.B., Кудряшов Ю.И., НТО проекта TACIS "ВИЭ и реконструкция малых ГЭС в РФ" Europe Aid/116951/C/SV/RU/l.7 "Разработка предложений по государственной политике, обеспечивающей приток инвестиций в сектор ВИЭ РФ", M., TACIS, 2008г.

195. Николаев В.Г., Ганага C.B. Обоснование целесообразных сценариев развития ветроэнергетики в России. "Энергетическая политика". № 5, 2009. сс. 45-58.

196. Энергетическое оборудование для использования нетрадиционных и возобновляемых источников энергии. Справочник под ред. В.И. Виссарионова. "ВИЭН", М. 2004.

197. Николаев В.Г., Ганага С. В. Ветроэнергетические ресурсы России и перспективы их освоения. "Альтернативная энергетика и экология" , № 3, 2011, с. 67- 78.

198. Николаев В.Г. Возможные и целесообразные масштабы развития ветроэнергетики в России. "Альтернативная энергетика и экология" , № 4, 2011, с. 112-121.

199. Николаев В. Г. Ресурсное и технико-экономическое обоснование широкомасштабного развития и использования ВЭ в России. Изд-во "АТМОГРАФ", 2011. 430 с.

200. Николаев В.Г. К выбору целесообразных сценариев развития ветроэнергетики в России. Доклады Международного конгресса Energy Fresh. M. 2009, с. 37-44.

201. В.Г. Николаев. Модели технической готовности ВЭС. "Научно-технические ведомости Санкт-Петербургского государственного политехнического университета", №4,2011 ,с. 17-27

202. Обоснование инвестиций в строительство Дальневосточной ВЭС. Отчет ОАО "НИИЭС" № 13/10-2008-06 ОИ. ОАО "НИИЭС"& ОАО "РусГидро". М. 2010.

203. Соловьев A.A. Проблемы ветроэнергетики // Возобновляемые источники энергии М.:МГУ, 2005, С.259-282.

204. R. Gasch, J. Twele. Wind Power Plants. Fundamentals, Design, Construction and Operation. Solarpraxis, Berlin James& James, London. 2002.

205. Guidelines for Design of Wind Turbines. Publication from DNV/RISO. Denmark 2002.

206. Классификация крупногабаритных и тяжеловесных грузов. 1) www.tyagtrans.net.ru. 2) simplextrans.md/extrasized.php.

207. Тарифы на автомобильные перевозки по России. 1 ГТК "Восток" www.gtkvostok.ru/negabarit, 2009; 2 - ЗАО "РусТяжТранс", www.edostavka.ru/logistics, 2010; 3 - ЗАО "Техпрофиль", www.RuAutoTrans.ru/tarifi-na.negabaritnih-gruzov, 2010.

208. Цены на строительные материалы. 1 ЗАО "НерудГарант", nerudgarant.ru 2010; 2 -ЗАО "ОблНерудПром", oblnerudprom.ru, 2010; 3 -ЗАО "ГранитРесурс", gravel.ru, 2010

209. Единые нормы и расценки на строительные, строительно-монтажные и ремонтно-строительные работы. Сборник El7. Строительство автомобильных дорог. М. 1990.

210. Расценки на строительство дорог. 1 -ЗАО "Дорстрой", www.dorstroy.net8.php /2010; 2 -РО НП " Монолит", М. 2009 / www.stroyka.ru, 2010; 3 — Группа компаний "Дороги на 5", www/ dorogina5.ru, 2010, 4 "ГлавСтройМонтаж" www.vipbeton.ru, e-mail: glavsm@ya.ru

211. Цены кабельной продукции. 1-ЗАО "Смоленский Кабельный Завод", kabel-ok.ru, 2010; 2-0АО "Электрокабель» Кольчугинский завод", www.elcable.ru, 2010; 3-0АО "Камский кабельный завод" (Камкабель), www.zawod.ru/zavod/kamkabel.html, 2010.

212. Расценки на электромонтажные работы. I-ООО "Эксперт-Электрика", www.Expert-Elektrik.ru/vneshnee.htm, 2010; 2-НП "Монолит", www.stroyka.ru/Rynok, 2010; З-ЗАО "Электрические сети", www.electroseti.ru, 2010.

213. В.В, Красник. Рыночная электроэнергетика. Подключение к электросетям, покупка и продажа электроэнергии. М. "Энергосервис". 2007. 248 с.

214. Справочник по проектированию электрических сетей. Род ред. Д.Л. Файбисовича. М. Изд. "НЦ ЭНАС". 2006. 320 с.

215. Материалы ОАО "РусГидро" по обоснованию инвестиций Дальневосточной ВЭС на о-вах Русский и Попова. Доклад на НТС ОАО "РусГидро". М. 2010.

216. Экспертное заключение на работу НПЦ малой энергетики ОАО "НИИЭС" по обоснованию инвестиций по Проекту ВЭС на о. Русский и Попова". М. НИЦ"Атмограф". 2010.

217. Земельный кодекс РФ. ФЗ РФ от 25.10.2001 №136-Ф3. Ст. 56. Порядок отвода земель для автомобильных дорог местного значения. М. 1995.

218. Нормативы стоимости освоения новых земель взамен изымаемых сельскохозяйственных угодий для несельскохозяйственных нужд. Постановление Правительства РФ от 27.11.1995г.

219. Правила устройства электроустановок. Минтопэнерго РФ. Главгосэнергонадзор. М. 1998.

220. Распоряжение Правительства РФ 1-р от 08.01.2009 года «Об утверждении Основных направлений государственной политики в сфере повышения энергетической эффективности электроэнергетики на основе ВИЭ до 2020 г.».

221. Проект Постановления Правительства РФ «Об утверждении целевых показателей производства электроэнергии в РФ на основе ВИЭ до2020 г.».ОАО"ГидроОГК". М. 2008 г.

222. Проект Постановления Правительства РФ «О порядке определения прибавляемой к равновесной цене оптового рынка на ЭлЭн надбавки для определения цены на ЭлЭн, произведенную на. генерирующих объектах.на основе ВИЭ».ОАО"ГидроОГК".М.2008.

223. Порядок разработки, согласования, утверждения и состава обоснований инвестиций в строительстве зданий и сооружений. Минстрой РФ, 1995, СП 11-101-95, СНиП 11-01-95.

224. Промышленность России 2009. М. Росгосстат. 2010.

225. Россия в цифрах. Официальное издание. М. Росстат. 2000 2009 гг.

226. Постановление Правительства РФ от 11 августа 2003 г. № 486 "Об утверждении Правил определения размеров земельных участков для размещения воздушных линий электропередачи и опор линий связи, обслуживающих электрические сети"

227. Нормы отвода земель для дорог общего и специального назначения. Минстрой РФ, 1989, СНиП 09-01-89.

228. Николаев В.Г., Вальтер Р. и др. НТО проекта TACIS "ВИЭ в РФ". Europe Aid/116951/C/SV/RU/2.2 "Разработка национального Плана развития ВИЭ в РФ", М., TACIS, 2009 г., 69 с.

229. Ярас Л., Хоффман Л., Ярас А., Обермайер Г. Энергия ветра. Оценка технического и экономического потенциала. М.: Мир. 1982

230. Архив пресс-релизов ОАО РАО "ЕЭС России", www.rao-ees.ru/pr-archiv251. "Транспортная стратегия РФ до 2030 г.". МинТранс РФ. 2010. www.dorrus/ru

231. Лузин В.Е., Евдокименко А.С., Гаврилов П.А., Николаев В.Г. Оценка эффективности использования ВЭС в Камчатской обл. Малая энергетика. М.: ОАО «НИИЭС» № 1-2. 2006

232. Николаев В.Г. Ганага С.В., Пономаренко Л.В. Оценка перспектив использования ВЭУ для энергоснабжения полуострова Ямал. НТО ЦАГИ № 13007, 1997. 86 с.

233. Николаев В.Г. Схема эффективного размещения ветроэлектрических станций в России. Естественные и технические науки. Энергетика. № 3 (53), 2011, с. 66-77.

234. Дизельные электростанции. Учебное пособие для операторов. /Под. ред. Ливинского А.П. РАО "ЕЭС России", ОАО "Якутэнерго" Изд."Приамурские ведомости". 2003.

235. Шишкин Н.Д. Малые энергоэкономичные комплексы с возобновляемыми источниками энергии. М.: Готика. 2000.

236. Дорошин А.Н., Виссарионов В.И. Малинин Н.К. Многофакторный анализ эффективности энергокомплексов на основе ВИЭ в системе обеспечения автономного потребителя. Вестник МЭИ. 2011, № 4, СС. 38-45.

237. Tony Burton, David Sharp, Nick Jenkins, Ervin Bossanyi. Wind Energy Handbook. John Wiley & Sons, Ltd. 2006.

238. Wind at Work. Wind Energy and Job Creation in the EU. By the European Wind Energy Association. Brussels, Belgium. EWEA. 2009.

239. П.П. Безруких. Ветроэнергетика (Справочно-методическое пособие)."Энергия".М. 2010.

240. Белей В.Ф. Рекомендации к проектированию ветропарков на основе опыта эксплуатации ветропарка в Калининградской области/ZEnergy Fresh 2011-№1(3)-С. 16-21.

241. Николаев В.Г. К обоснованию генеральной схемы размещения ветроэлектрических станций на территории России. "Энергетик", № 8, 2011, с. 113-119.

242. Y.A. Grintsevich, N.A. Dudkina, V.G. Nikolaev, L.V. Ponomarenko. Wind at the Altitudes above 30 km. Tecnical Report (Draft International Standard) ISO/TC-20/SC-6 "Standard Atmosphere", Moscow, Tsagi, 1995, 33 p.

243. Y.A. Grintsevich, V.G. Nikolaev, L.V. Ponomarenko. Global Reference Model of the Atmosphere's Thermodynamic Parameters at the Altitude 0-30 km. Proposals for the International Standard ISO/TC-20/SC-6 "Standard Atmosphere", Moscow, Tsagi, 1995, 92 p

244. ГОСТ P 54084-2011. Модели атмосферы в пограничном слое на высотах от 0 до 3000 м для аэрокосмической практики. Параметры. Николаев В.Г., Ганага С.В., Кудряшов Ю.И. ФГУП «НИИСУ» ФГУП «ЦАГИ» - АНО «НИЦ «АТМОГРАФ». М. 2011.

245. ГОСТ 27239-87. Общие требования к распределению термодинамических параметров в ПСА над СССР. Садчиков В.Н., Дудкина Н.А., Николаев В.Г. и др. ЦАГИ, 1987.

246. ГОСТ 27431 87. Общие требования к распределению характеристик ветра и влажности в ПСА над СССР. Бакланова А.Н., Николаев В.Г., Садчиков В.Н. и др. ЦАГИ, 1987.

247. Николаев В.Г. О реальности промышленного производства электроэнергии на ветроэлектрических станциях России. Промышленная энергетика. 2011. № 9. с. 37-47.

248. Энергетическая стратегия сельского хозяйства РФ на период до 2020 года. Российская академия с.-х.наук, Минсельхоз РФ, ВИЭСХ Рос с.-х.академии. М. 2009. 64 с.

249. Доктрина продовольственной безопасности РФ. Утверждена Указом Президента РФ от 30 января 2010 года№ 120.

250. Глобализация экономики и альтернативные модели развития. //Аналитический вестник Совета Федерации ФС РФ, № 6(137), 2001

251. В.Г. Николаев. "Возможные масштабы и эффект использования ВЭС в АПК РФ". "Механизация и электрификация сельского хозяйства", №7, 2011, с.45- 56

252. Государственная Программа развития сельского хозяйства и регулирования рынков сельскохозпродукции, сырья и продовольствия на 2008-2012 гг. 2007. rad.su/gosprogramma.

253. В.П. Харитонов. Основы ветроэнергетики. ВИЭСХ, М. 2010.

254. ТЭК и экология. М.: Минпромэнерго РФ, Институт энергетической стратегии, Институт Глобальных проблем энергоэффективности и экологии, Изд. "Энергия", 2007 г.

255. Николаев В.Г. Возможный экономический и экологический эффект крупномасштабного использования ВЭС в России. Экология и жизнь. № 11(96), 2009. сс. 31-39

256. IPCC Scoping Meeting on Renewable Energy Sources. Proceedings. WMO. Intergovernmental Panel on Climate Change. Lübeck, Germany, 2008.

257. Николаев В.Г. "К методике разработки генеральной схемы размещения ВЭС на территории РФ. "Альтернативная энергетика и экология", № 7, 2011, с. 121-128.

258. Николаев В.Г."Возможные масштабы и эффект использования ветроэлектрических станций в аграрно-промышленном комплексе Волгоградской и Астраханской областях". "Труды Волгоградского государственного аграрного университета", № 5, 2011, с. 76-86.

259. Николаев В.Г. "Возможности использования ВЭС в АПК Южного Федерального округа". "Труды Кубанского государственного аграрного университета", № 3, 2011, с. 41-49.

260. Николаев В.Г. "Потенциал развития ВИЭ в Астраханской области и Краснодарском крае". "Труды Кубанского государственного аграрного университета", № 3, 2011, с. 79-90.

261. Николаев В.Г. Возможный экологический эффект крупномасштабного использования ВЭС в России. "Альтернативная энергетика и экология", № 4, 2011, с. 101- 113.

262. Николаев В.Г. Возможности использования ветроэлектрических станций в решении транспортных проблем России. "Наука и техника транспорта", № 2, 2011, с. 77- 85.

263. В.Г. Николаев. Возможные масштабы и эффект использования ветроэлектрических станций в нефтегазовом хозяйстве России. Нефтегазовое хозяйство. 2011. № 7. с.71-78.

264. Opdonez С.А., Plummer М.С. Cold thermal storage and cryogenic heat engines for energy storage applications. // Energy sources, 1997.

265. И.Н. Кудрявцев, А.И. Пятак, С.И. Бондаренко, А.Я. Левин, Б.Н. Муренец-Маркевич, М.Ч. Пламмер. Эффективность использование пневмодвигателя в автомобиле. Международный научный журнал "Альтернативная энергетика и экология", АЭЭ, №2 (22), 2005, сс. 83-88.

266. Николаев В.Г. О возможности эффективного использования ветро-криогенного способа производства ЭлЭн. "Альтернативная энергетика и экология", АЭЭ, №5 (72), 2011, сс. 78-85.

267. Николаев В.Г. Возможный экологический эффект крупномасштабного использования ВЭС в России. "Автономная энергетика и экология", АЭЭ, № 4, 2011, с. 101-113.

268. Соловьев A.A. Парниковые ветроэлектростанции / Юбилейный сборник трудов «250 лет МГУ» М.: Изд-во МГУ, 2005, С.234-249.

269. Харченко В.В., Узаков Г.Н., Хужакулов С.М. Ветроэнергетические ресурсы Республики Узбекистан. "Малая энергетика", НИИЭС, № 1-2, 2011, стр. 73-78.

270. Соловьев А. А. Инновации в возобновляемой энергетике //Вестник РАЕН, 2009, №2, с. 223-230.

271. Безруких П.П. Мы упускаем время. Экология и право. BELLONA. № 3(37). 2010. С. 6-7.

272. Николаев В.Г. "К обоснованию генеральной схемы размещения ветроэлектрических станций в России. "Малая энергетика", НИИЭС, № 1-2, 2011, стр. 64-73.

273. Понкратьев П.А. Планы грандиозный Что покажет жизнь? BELLONA. № 3(37). 2010. С. 8-9.

274. Кристобаль Лопес, Голубин В.И. Развитие ветроэнергетики. "Малая энергетика", НИИЭС, № 1-2, 2011, стр. 58-64.

275. Безруких П.П. Возобновляемая энергетика как один из эффективных путей выхода России из кризиса. Энергосберегающие технологии. Проблемы их эффективного использования. Возобновляемая энергетика. Волгоград, ГСХА, 2011. С. 7-24.