РД 52.04.275-89

РД 52.04.275-89

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ



МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

ПРОВЕДЕНИЕ ИЗЫСКАТЕЛЬСКИХ РАБОТ ПО ОЦЕНКЕ ВЕТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕСУРСОВ ДЛЯ ОБОСНОВАНИЯ СХЕМ РАЗМЕЩЕНИЯ И ПРОЕКТИРОВАНИЯ ВЕТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ УСТАНОВОК


РД 52.04.275-89



ИНФОРМАЦИОННЫЕ ДАННЫЕ


1. УТВЕРЖДЕН Государственным комитетом СССР по Гидрометеорологии


2. РАЗРАБОТЧИКИ: М.М. Борисенко (руководитель темы); А.Д. Дробышев; В.П. Харитонов (ответственные исполнители); С.Г. Чанышева; И.К. Кравченко; Г.П. Якушкова; Н.Н. Мазурова


3. СОГЛАСУЮЩИЕ ОРГАНИЗАЦИИ Главное управление "Союзводстройиндустрия" Минводхозстроя СССР, НПО "Ветроэн"


4. ЗАРЕГИСТРИРОВАН ЦКБ ГМП за № РД 52.04.275-89 от 16.08.90


5. ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ



Настоящие методические указания устанавливают способы и приемы проведения изыскательских работ по оценке климатических характеристик ветроэнергетических ресурсов для наиболее рационального размещения и проектирования ветроэнергетических установок на всей территории СССР.

Методические указания предназначены для организаций, занимающихся разработкой и размещением ветроэнергетических установок, специалистов в области исследования ветроэнергетических ресурсов.


1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ


1.1. Целью настоящих Методических указаний является доведение до практического применения методов определения климатических характеристик ветроэнергетических ресурсов в местах предполагаемого размещения автономных ветроэнергетических установок (ВЭУ). Для предварительной ориентировочной оценки ветроэнергетического потенциала необходимости в проведении специальных экспедиционных наблюдений в намеченном для размещения ВЭУ пункте нет.

1.2. Указанные сведения можно получить по данным метеостанций-аналогов, либо с помощью фоновых карт районирования территории по удельной мощности ветрового потока /1/. Более точно ветроэнергетический потенциал в намеченном участке можно оценить по картам мезоклиматического районирования, примеры этого приведены в /1/. Для определения же всего комплекса характеристик ветрового режима выбранного участка местности экспедиционные наблюдения необходимы. Это обусловлено тем, что до сих пор исследованы закономерности мезоклиматической изменчивости далеко не всех параметров ветра, используемых в ветроэнергетике.

1.3. Проведение кратковременных экспедиционных наблюдений за ветром вполне оправдано, если характер подстилающей поверхности в районе опорной метеорологической станции (ОМС) качественно отличается от условий предполагаемого размещения ВЭУ.

В таком случае параллельные наблюдения в обоих пунктах позволяют надежно (на основе разработанных в климатологии методов приведения к длинному ряду) получить весь комплекс необходимых для ветроэнергетики расчетных и режимных характеристик ветра.

1.4. О перспективности участка территории для размещения автономной ВЭУ нельзя судить лишь по одной какой-либо "приоритетной" характеристике ветрового режима. В качестве таковой часто используют либо средние значения скорости ветра, либо значения удельной мощности ветрового потока, которые приближенно характеризуют уровень ветроэнергопотенциала /1, 2/.

Достаточно полно перспективность участка местности можно оценить по комплексу благоприятствующих признаков, таких, как

1) малая длительность "энергетических" затиший;

2) возможно более продолжительный диапазон "энергоактивных" (далее - рабочих) скоростей;

3) отсутствие ураганов;

4) малая изменчивость скорости ветра во времени.

Все эти данные можно получить, если известны параметры распределения скорости ветра по градациям.

1.5. Важнейшая задача подбора мест для ВЭУ - выявление участков территории с максимально возможной продолжительностью энергоактивных скоростей. В частности, для агрегата типа АВЭУ-6 это диапазоны скоростей, превышающих 5 м/с. Наиболее практически важной является часть рабочего диапазона, когда достигается номинальная (установленная) мощность ВЭУ. Для АВЭУ-6 это диапазон скоростей от 9 м/с и выше.


2. ПОРЯДОК И СПОСОБЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ МАТЕРИАЛОВ НАБЛЮДЕНИЙ ЗА СКОРОСТЬЮ ВЕТРА НА МЕТЕОСТАНЦИЯХ ГОСКОМГИДРОМЕТА СССР


2.1. Состав климатической информации для обоснования схем размещения и проектирования ВЭУ

2.1.1. Указанная информация подразделяется на три части. К первой относятся общие климатические характеристики для оценки теоретического ветроэнергетического потенциала:

1) средняя скорость ветра (за год и по месяцам);

2) амплитуда суточного хода скорости ветра по сезонам года;

3) распределение (повторяемость) скорости ветра по градациям;

4) вертикальный профиль средней скорости ветра;

5) плотность воздуха;

6) интенсивность турбулентности ветрового потока (последняя определяется как отношение стандарта пульсации скорости ветра к средней скорости σu/).

Помимо характеристик самой скорости к первой части относятся и поправочные коэффициенты, учитывающие изменение ветра по территории вследствие неоднородности подстилающей поверхности.

На основе всех этих характеристик можно определить удельную мощность ветрового потока - показателя теоретического потенциала энергии ветра, т.е. потенциала, рассчитываемого с учетом всего диапазона фактически наблюденных скоростей ветра.

Учет перечисленных характеристик для оценки теоретического потенциала энергии ветра производится на начальном этапе использования климатической информации в ветроэнергетике.

2.1.2. Ко второй части относятся специализированные климатические характеристики, с помощью которых можно выбрать оптимальные режимы работы ВЭУ, т.е. характеристики для оценки реальных ветроэнергетических ресурсов. К ним относятся:

1) суммарная (далее - интегральная) повторяемость диапазона рабочих скоростей, т.е. когда ВЭУ вырабатывает электроэнергию;

диапазона скоростей, когда ВЭУ работает в режиме номинальной мощности (далее - диапазон номинального режима);

энергетических затиший, т.е. скорости ветра ниже определенного уровня (u0), когда электроэнергия ВЭУ не вырабатывается;

диапазона "буревых" (опасных) скоростей, когда ВЭУ отключается во избежание поломки лопастей (выработка электроэнергии также равна нулю);

2) непрерывная продолжительность соответственно диапазона рабочих скоростей, диапазона номинального режима, энергетических затиший.

2.1.3. К третьей части климатической информации относятся характеристики для расчета конструкций ВЭУ на прочность и устойчивость (воздействия ветра). Они включают в себя:

1) расчетное ветровое давление (ветровой напор) и его изменение по высоте сооружения;

2) интенсивность турбулентности и коэффициент порывистости ветра ;

3) ускорение ветра в порыве;

4) расчетные экстремальные значения гололедно-изморозевых отложений на поверхности опор и лопастей ВЭУ.

2.1.4. Состав используемой климатической информации представлен в виде матрицы (табл.1).


Таблица 1


Перечень климатических параметров для ветроэнергетики


Характеристика

Оценка потенциала энергии ветра

Выбор оптимального режима ВЭУ

Расчет на прочность и надежность конструкций ВЭУ

Средняя месячная и годовая скорость ветра

+

-

-

Амплитуда суточного хода средней скорости ветра

+

-

-

Преобладающее направление ветра

-

+

-

Распределение скорости ветра по градациям

+

+

-

Вертикальный профиль средней скорости ветра

+

-

-

Вертикальный профиль максимальной скорости ветра

-

-

+

Плотность воздуха

+

-

+

Вертикальный профиль сильных порывов ветра (un > 15 м/с)

-

-

+

Поправка к скорости ветра на экспозицию местности

+

-

-

Интегральная повторяемость энергозатиший (u u0)

-

+

-

диапазона рабочих скоростей (u0 u uмакс)

-

+

-

диапазона номинального режима (uном u uмакс)

-

+

-

Непрерывная продолжительность энергозатиший τu < u0

-

+

-

диапазона рабочих скоростей τu > u0

-

+

-

диапазона номинального режима τuном < u

-

+

-

Повторяемость диапазона опасных скоростей ветра fu > uмакс

-

+

+

Ускорение ветра в порыве Δuмакс

-

-

+

Интенсивность турбулентности ()

+

-

+

Экстремальные отложения гололеда Dмакс; Pмакс

-

-

+


Примечания: 1. Здесь uном - скорость ветра, выше которой ВЭУ работает в номинальном режиме; uмакс - скорость ветра, при которой ВЭУ отключается.

2. Знак "+" означает необходимость использования информации, знак "-" отсутствие необходимости.


2.2. Источники исходных данных

2.2.1. Основу исходной информации для определения климатических характеристик ветроэнергоресурсов составляют материалы регулярных наблюдений на сети метеорологических станций Госкомгидромета СССР. Как правило, указанные наблюдения производились на протяжении нескольких десятилетий.

2.2.2. При использовании данных рядов наблюдений на таких станциях следует иметь в виду, что они могут быть статистически неоднородными по нескольким позициям: 1) главным образом неоднородность может быть вызвана тем, что в разные периоды наблюдения производились с неодинаковой частотой; 2) сроки наблюдений в разные сезоны не совпадали. На большинстве климатических станций до 1936 г. ветер измерялся флюгером с легкой доской три раза в сутки: в 8, 14 и 20 ч местного среднего солнечного времени. В период с 1936 по 1965 г. наблюдения осуществлялись с помощью флюгера как с легкой, так и с тяжелой доской (на большинстве метеостанций) четыре раза в сутки: в 7, 13, 19 и 1 ч местного среднего солнечного времени. С 1966 г. ветер наблюдается восемь раз в сутки: в 0, 3, 6, 9, 12, 15, 18, 21 ч московского (зимнего) времени /3/.

До 1966 г. на метеостанциях Госкомгидромета СССР наблюдения производились исключительно по флюгеру Вильда, т.е. были визуальными, причем интервал осреднения скорости ветра по времени принимался равным 2 мин. С 1966 г. на многих метеостанциях начаты измерения скорости ветра с помощью дистанционных анеморумбометров М-63, М-63-М и иных конструкций. Осреднение скорости ветра при этом установлено равным 10 мин. В силу упомянутых причин - различное число сроков (частота) наблюдений и неодинаковые интервалы осреднения в разные периоды - и возникла неоднородность в рядах наблюдений.

Для устранения указанных неоднородностей используются следующие приемы.

2.2.3. Неоднородность, вызванную разным числом сроков наблюдений, рекомендуется устранять путем использования данных только с 1936 г., т.е. когда ветер наблюдался четыре раза в сутки (с 1966. г. - восемь раз в сутки). Значения основных статистик распределения скорости ветра не зависят от того, наблюдается ли он четыре или восемь раз в сутки. По этой причине ряды четырех- и восьмисрочных наблюдений правомерно объединять с учетом веса (продолжительности) периода наблюдений. (Для большинства районов СССР характер суточного хода скорости ветра достаточно хорошо выявляется уже по данным четырехсрочных наблюдений.)

Пример расчета удельной мощности ветрового потока Ne по данным наблюдений за разные периоды.

Допустим, что на метеостанции N за 30-летний период четырехсрочных наблюдений (1936-1965 гг.) удельная мощность ветрового потока Ne равна 350 Вт/м2; за 20-летний ряд восьмисрочных наблюдений (1966-1985 гг.) величина Ne равна 300 Вт/м2. Среднее значение удельной мощности Ne за 50-летний период с учетом "веса" обеих его частей составит:

(Ne1 n1 + Ne2 n2) / (n1 + n2) = ((350 · 30) + (300 · 20)) / (30 + 20) = 330 Вт/м2.

Здесь n1 и n2 - число лет соответственно в первой и второй части периода наблюдений на станции N.

2.2.4. Неоднородность в рядах скорости ветра, вызванная сменой ветроизмерительных приборов и переходом в 60-х годах от 2- к 10-минутному осреднению, устраняется путем введения поправок. Согласно требованиям ВМО и МАГАТЭ, 10-минутный интервал осреднения скорости ветра является основным для характеристики устойчивого ветрового потока во времени. Наиболее точно скорость ветра определяется флюгером в диапазоне 4-17 м/с. При меньших скоростях значения повторяемости ветра по градациям оказываются заниженными, при больших - завышенными. Для приведения скорости, измеренной флюгером, к данным, измеренным прибором М-63 (с осреднением 10 мин), рекомендуется вводить поправки:


Скорость по флюгеру, м/с

14

17

20

24

28

34

Поправка

-2

-3

-4

-4

-5

-7


Поправки вводятся, если скорость ветра по флюгеру превышает 12 м/с.

2.2.5. Информация о распределении скорости ветра по градациям за многолетний период в обобщенном виде содержится в "Справочнике по климату СССР", ч.3 (Л.: Гидрометеоиздат, 1966-1969 гг.). В нем приведены данные более чем по 1000 станций СССР. Здесь же даны значения средних годовых скоростей ветра более чем по 2000 станций. Многие регионы, особенно Азиатская часть Союза, в Справочнике недостаточно освещены данными о повторяемости различных градаций скорости ветра. В этом случае используют данные "Метеорологических ежемесячников". Последние представляют собой регулярное, выпускаемое с 1966 г., издание Госкомгидромета СССР, состоящее из ежемесячных сборников метеорологических данных по каждому из условных 36 районов СССР. Ценность Ежемесячников для ветроэнергетиков заключается в наличии сведений о характеристиках ветра для вновь открытых метеостанций.

Одним из полезных для ветроэнергетиков источников данных о ветровом режиме являются материалы судовых наблюдений на прибрежных участках акваторий морей и водоемов, имеющиеся в фондах территориальных управлений по гидрометеорологии. Указанные данные приурочены, как правило, к судоходным трассам на акваториях, где размещение автономных ВЭУ представляется перспективным.


2.3. Определение удельной мощности ветрового потока по данным сетевых метеостанций

2.3.1. Критерии отбора опорных метеостанций.

2.3.1.1. Опорные метеостанции, данные которых используются для оценки фона режимных особенностей ветра, должны удовлетворять следующим требованиям. Во-первых, класс открытости станции (по В.Ю. Милевскому) должен быть не менее 6б. К ним относятся станции открытого местоположения, находящиеся либо на равнинной местности, либо на наветренных или параллельных господствующему направлению ветра склонах пологих возвышенностей. Сюда также могут быть отнесены станции, расположенные в продуваемых долинах, лощинах, котловинах или на затененных местными предметами участках территории, в том числе городские станции.

2.3.1.2. Во-вторых, период регулярных наблюдений за ветром на опорной станции должен быть не менее 20-25 лет. Это обеспечивает получение надежных статистических оценок параметров скорости ветра.

2.3.2. Исходные требования к месту развертывания автономных ВЭУ и ВЭС*.

_______________

* ВЭС - ветроэлектрические станции.


2.3.2.1. К таким требованиям относится наличие высокого ветроэнергетического потенциала. В грубом приближении его можно характеризовать уровнем средней годовой скорости ветра 5 м/с на высоте 10 м над постилающей поверхностью. Приближенное представление о ветроэнергетическом потенциале местности можно получить из карт удельной мощности ветрового потока на территории ЕЧС и Казахстана /1/.

2.3.2.2. Для более точной оценки эффективности работы ВЭУ требуется знание продолжительности во времени диапазона рабочих скоростей. Для большинства типов ВЭУ малой и средней мощности это диапазон скорости от 9 до 25 м/с.

Достаточно эффективно ВЭУ может работать, если относительная продолжительность диапазона рабочих скоростей ветра (т.е. коэффициент использования) составляет не менее 0,4 в течение сезона.

Кроме того, место для размещения ВЭУ должно характеризоваться небольшой повторяемостью энергетических затиший, т.е. для большинства ВЭУ это период времени, когда u 5 м/с составляет не более 20-30%.

2.3.2.3. Дополнительное требование - отсутствие или незначительная повторяемость ураганных ветров (u > 33 м/с) и малое число буревых периодов (u > 20 м/с).

2.3.2.4. Благоприятным условием являются небольшие значения коэффициента вариации (c) скорости ветра, т.е. ее изменчивости во времени. За критерий благоприятствования можно принять cu 0,5. Если же cu < 0,3, то условия для размещения ВЭУ весьма благоприятны.

2.3.2.5. Следует иметь в виду, что не всегда большие значения средней годовой скорости являются гарантией высокой выработки электроэнергии ВЭУ.

Пример. Сравним климатические характеристики ветроэнергоресурсов в двух пунктах, имеющих одинаковую среднюю годовую скорость ветра (норму), но находящихся в различной местности.

Один из пунктов находится в обширной межгорной впадине, в так называемых Джунгарских Воротах (ст. Жаланашколь), второй - на мелководной акватории Финского залива, в районе м. Шепелевский, к юго-западу от о-ва Котлин (далее сектор Г).

Распределение климатических характеристик ветра по градациям приведено в табл.2, 3.


Таблица 2


Климатические характеристики ветра на ГМС Жаланашколь (1966-1983 гг.)

Высота над уровнем моря 385 м


Характе-

ристика

Градации скорости ветра, м/с

Σ

0-1

2-3

4-5

6-7

8-9

10-11

12-13

14-15

16-17

18-20

21-24

25-28

29-34

34-40

40

n

10802

6955

5652

4407

3225

2602

1783

1500

2554

3844

1234

657

872

354

302

46743

f(u)

23,1

14,9

12,1

9,4

6,9

5,6

3,8

3,2

5,5

8,2

2,6

1,4

1,9

0,8

0,6

100,0

Ne(град) Вт/м2

0

2

9

20

31

45

51

66

164

346

197

169

376

256

317

2049

Вт/м2

0

0

0

20

31

34

23

20

33

50

16

9

11

5

4

256


Примечания: 1. Здесь и в табл.3 приняты следующие обозначения: n - число случаев в данной градации скорости ветра; f(u) - относительная (далее - дифференциальная) повторяемость скорости в данной градации; Ne(град) - удельная мощность теоретическая; - удельная мощность реальная, соответствующая условиям работы ветроагрегатов типа АВЭУ-6, когда мощность равна нулю при u 5 м/с; она пропорциональна кубу скорости ветра при 5 u 9 м/с; номинальная мощность устанавливается при скорости ветра u = 10 м/с. 2. Удельная мощность ветрового потока для конкретных градаций скорости определяется по формуле .


Таблица 3


Климатические характеристики ветра в секторе Г Финского залива (1950-1973 гг.)


Характеристика

Градация скорости ветра, м/с

Σ

0-1

2-3

4-5

6-7

8-9

10-11

12-13

14-15

16-17

18-20

n

32

183

326

485

524

401

198

73

24

9

2255

f(u)

1,4

8,1

14,5

21,5

23,2

17,8

8,8

3,2

1,1

0,4

100,0

Ne(град) Вт/м2

0

1

11

45

104

145

119

66

33

17

541

Вт/м2

0

0

0

45

104

109

54

20

7

2

341


В табл.2, 3 под понятием "удельная мощность теоретическая" подразумевается мощность Ne, рассчитанная при условии, что вся ветровая энергия полностью утилизируется ВЭУ, без потерь; "удельная мощность реальная" - это мощность, которая соответствует полной утилизации энергии в диапазоне скоростей 5-9 м/с, а при более высокой скорости мощность ВЭУ устанавливается номинальной, т.е. как при скорости ветра 10 м/с.

2.3.2.6. Сравнение данных табл.2 и 3 показывает, что, несмотря на почти одинаковые значения норм скорости ветра (8,2 м/с на ст. Жаланашколь и 8,4 м/с в секторе Г), характеристики ветроэнергопотенциала в них различны. Так, теоретический ветроэнергопотенциал Джунгарских Ворот почти в четыре раза превышает потенциал Финского залива (в секторе Г). Тем не менее реальные ветроэнергоресурсы () залива больше, чем Джунгарских Ворот, на 30%. Обусловлено это более благоприятными условиями ветрового режима Финского залива. Во-первых, общая длительность энергозатиший здесь составляет лишь около 1400 ч в году, в то время как в Джунгарских Воротах она близка к 3800 ч, т.е. почти в три раза больше (что следует из анализа графиков распределения скоростей, черт.1).

Во-вторых, в секторе Г отсутствуют сильные штормы, не говоря об ураганах, в то время как в Джунгарских Воротах общая длительность ураганных ветров (u > 32 м/с) за год превышает 200 ч, а штормовых ветров (u > 20 м/с) равна примерно 900 ч.

В-третьих, продолжительность энергоактивного диапазона (u 5 м/с) в Джунгарских Воротах составляет около 55% времени года, а на Финском заливе - 85%. Период, когда ВЭУ может работать в режиме номинальной мощности, составляет для Джунгарских Ворот 26% всего времени года, а на Финском заливе - около 42%.

Следовательно, зона прибрежного мелководья морских акваторий явно предпочтительнее для размещения ВЭУ, чем продуваемые межгорные долины.


2.4. Аналитический метод расчета удельной мощности ветрового потока

2.4.1. Удельная мощность ветрового потока Ne, помимо приведенного примера подсчета по градациям в табл.2, 3, может быть определена аналитическим методом. Для этого требуются данные о параметрах распределения β и γ в уравнении Вейбулла-Гудрича:

,                                                              (1)

где F(u) - интегральная функция распределения скоростей; параметр β равен значению скорости ветра с обеспеченностью 36,8%; параметр γ равен тангенсу угла наклона "выровненного" графика распределения скоростей, см. черт.1.



1 - ст. Жаланашколь; 2 - сектор Г; β и γ - параметры распределения Вейбулла.

Черт.1


2.4.2. Подготовка данных для реализации метода определения Ne производится в следующем порядке:

1) из табл.2, 3 по значениям дифференциальной повторяемости скорости ветра f(u) рассчитывают интегральную повторяемость F(u);

2) значения F(u)  наносятся на сетку, подобную черт.1;

3) методом наименьших квадратов строят график выровненного распределения скорости;

4) по выровненному графику F(u) снимают значения параметров β и γ;

5) с помощью формулы (2) вычисляют удельную мощность ветрового потока:

,                                                         (2)

где ρ - плотность воздуха; Г - гамма-функция.

Таблицы F(x) для диапазона 1 x 2 приведены в /1/. В практике расчетов используется свойство гамма-функции Г(x + 1) = (x).

Пример расчета Ne для сектора Г Финского залива.

Согласно черт.1, β = 9,4 м/с; γ = 2,7. Плотность воздуха ρ в формуле (2) всегда принимается равной 1,226 кг/м3. Тогда удельная мощность ветрового потока Ne равна

Ne = 0,613 · 831 · Г (1,11 + 1,00) = 509 · 1,11 · Г (1,11) = 535 Вт/м2.


3. МЕТОД ПРИВЕДЕНИЯ ДАННЫХ КРАТКОВРЕМЕННЫХ ЭКСПЕДИЦИОННЫХ ИЗМЕРЕНИЙ К ДАННЫМ ОПОРНОЙ СТАНЦИИ


3.1. Для увязки характеристик ветра, полученных по данным кратковременных экспедиционных измерений, с данными опорной станции (имеющей длинный ряд) необходимо располагать данными параллельных наблюдений на временной метеорологической станции (ВМС) и опорной метеорологической станции (ОМС) продолжительностью не менее 1-2 лет. Наличие такого ряда позволит получить весь комплекс климатических характеристик ветроэнергоресурсов на месте предполагаемого размещения ВЭУ с необходимой точностью. Приведение режимных характеристик ветра к длинному периоду осуществляется широко применяемым в климатологии методом отношений /4/.

3.2. Указанный метод реализуется в несколько этапов:

1. Определяют два значения для климатических характеристик ветра на ОМС. Первое - по длинному ряду наблюдений Xд, второе - по короткому ряду Xк (за период параллельных наблюдений).

2. Определяют соотношение

Xд / Xк = Z.                                                                  (3)

3. Значение климатической характеристики, полученное по данным короткого ряда наблюдений на ВМС (Yк), умножают на полученное выше отношение Z. В итоге имеют приведенное к длинному ряду значение климатической характеристики по короткорядной станции:

Z Yк = Yд.                                                                    (4)

Пример. В течение года, с апреля 1987 г. по март 1988 г., в районе Должанки на побережье Азовского моря (Краснодарский край) проводились регулярные измерения скорости ветра. Временная метеорологическая станция расположена на узкой, далеко вдающейся в Азовское море береговой косе. Открытость пункта по классификации В.Ю. Милевского в различных направлениях неодинакова. Повторяемость класса открытости 6б составляет 40%; 5б - 27%, 7б - 19%, 10б - 14%.

В качестве ОМС выбрана ст. Темрюк, имеющая длинный ряд наблюдений (20 лет), также расположенная на побережье Азовского моря, в северной части Таманского п-ва.

Расчеты климатических характеристик ветроэнергоресурсов производим в следующем порядке:

1) определяем значения и f(u) по короткому ряду наблюдений на ст. Должанка;

2) те же характеристики рассчитываем по длинному и короткому ряду наблюдений на ст. Темрюк;

3) составляем таблицу значений f(u) и согласно табл. 4;


Таблица 4


Повторяемость (%) различных градаций скорости ветра по различным рядам наблюдений


Станция

Скорость ветра, м/с

, м/с

0-1

2-3

4-5

6-7

8-9

10-11

12-13

14-15

16-17

18-20

Должанка (к)

9,4

29,8

19,6

13,0

5,5

9,9

7,7

2,8

1,8

0,5

5,5

Темрюк (к)

8,6

26,9

31,1

20,0

8,4

3,8

0,7

0,4

0,1

0,0

4,7

Темрюк (д)

10,8

22,0

24,4

17,1

11,0

8,5

3,6

1,6

0,7

0,3

5,4


4) по значениям дифференциальной повторяемости скорости ветра f(u) вычисляем интегральную повторяемость F(u > x);

5) наносим на сетку в координатах lg(u) и lg[-lg F(u)] значения интегральной повторяемости, вычисленные по короткому и длинному ряду наблюдений на ст. Темрюк (черт.2). Значения параметров β и γ для длинного ряда соответствуют: 6,7 м/с и 1,79; для короткого: 5,8 м/с и 1,96. Средние годовые скорости для этих рядов равны 5,4 и 4,7 м/с;

6) аналогичным образом с использованием сетки определяем те же три характеристики по короткому ряду наблюдений на ВМС Должанка: β = 7,3 м/с; γ = 1,72 ; = 5,5 м/с.

7) далее рассчитываем соотношение Z = Xд / Xк для β, γ и :

для β ;

для γ ;

для ;

8) по формуле (4) приводим к длинному ряду климатические характеристики для ВМС Должанка:

β = 1,16 · 7,3 = 8,5  м/с;

γ = 0,91 · 1,72 = 1,57;

= 1,15 · 5,5 = 6,3 м/с;

9) по приведенным к длинному ряду значениям β и γ по формуле (2) вычисляем для ВМС Должанка удельную мощность ветрового потока Ne. Она равна 694 Вт/м2. По данным короткого ряда Ne = 380 Вт/м2.



1 - короткий ряд наблюдений; 2 - длинный ряд.

Черт. 2


4. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ИНФОРМАЦИИ О МЕСТНЫХ ВЕТРАХ ПРИ РАЗМЕЩЕНИИ АВТОНОМНЫХ ВЭУ


4.1. Климатические характеристики местных ветров

4.1.1. Местные ветры представляют собой воздушные течения небольшой протяженности (от нескольких сотен метров до десятков километров), которые возникают в поле общей циркуляции атмосферы под влиянием особенностей орографии и ландшафта. На территории СССР значительно распространены непериодические местные ветры, вызванные механическим действием горных систем. Они возникают вследствие возмущения поля ветра при перетекании воздуха через препятствие, стекания или сужения воздушных потоков. Общим для таких ветров является наличие нисходящих движений.

4.1.2. Выделяют два основных морфологических типа местных ветров: 1) реверсивные ветры, т.е. меняющие направление в течение суток (бризы, горно-долинная циркуляция); 2) ветры направленной циркуляции (фены, струйные ветры). Если ветры первого типа характерны в основном для теплого полугодия и им присущи малые скорости, то ветры второго типа в отдельных районах могут быть выражены значительно отчетливее в холодное полугодие и характеризуются большими скоростями /5/.

Реверсивные ветры возникают в любом месте, где подстилающая поверхность неоднородна (лесные полосы, большие города, водоемы, возвышенности). Карта-схема распределения таких ветров на территории СССР соответствует черт.3.

4.1.3. Бриз - ветер, возникающий на побережье водоемов. Ночью ветер дует с суши на море (береговой бриз), днем - с моря на сушу (морской, озерный, речной бриз). Морской бриз проникает в глубь прибрежной зоны на 50-100 км, бризы крупных озер - на 10-30 км, бризы рек и малых водохранилищ - в пределах 10 км.

4.1.4. Горно-долинные ветры наблюдаются практически в любой горной долине. Лишь в самых верхних (пригребневых) зонах дуют ледниковые ветры, или ветры общего переноса.

Днем долинный ветер дует от предгорий в долины, из устий долин - к верховьям. Ночью горный ветер дует от верховий долин к их устьям и предгорьям. В предгорной зоне горно-долинная циркуляция прослеживается в зоне 10-30 км. В Средней Азии эта территория обширнее, чем в других горных районах.

Горно-долинные ветры чаще возникают и являются более интенсивными в основной долине, чем в боковых, и в центре долины, чем на склонах. В узких долинах горно-долинные ветры выражены более четко.

В суточном ходе обычно более сильными ветрами являются ветры направлений, совпадающих с направлением общего переноса.


Распределение средней повторяемости (%) местных периодических ветров по территории СССР. Июль.



1) 70-100%; 2) 50-70%; 3) 20-50%; 4 - нет данных; незаштрихованные области - повторяемость менее 20%.

Черт. 3


4.1.5. В тех случаях, когда воздушный поток (обусловленный общей циркуляцией атмосферы), встречая на своем пути горный хребет, не может обогнуть его, происходит перетекание воздуха по другую сторону хребта в наиболее низких местах. Широко известными ветрами такого происхождения являются фены. Они обычно сопровождаются значительным повышением температуры воздуха и понижением относительной влажности. Продолжительность фенов может быть весьма различной: от нескольких часов до нескольких дней.

Основными местоположениями для развития фена являются:

1) долины, открытые в сторону равнин, по которым часто проходят циклоны;

2) горные хребты, ориентированные перпендикулярно к господствующим воздушным потокам, прорезанные поперечными долинами.

В среднем скорость ветра при фене (4-9 м/с) больше, чем при горно-долинных ветрах. В местах сужений фены могут приобретать характер штормовых ветров и рассматриваются как струйные ветры. Активен феновый процесс в боковых долинах. Ночное время суток более благоприятно для усиления фенов, чем дневное.

Продолжительность феновых ветров достигает в году в общей сложности 2-3 мес.

Феновые проявления носят зональный характер и зависят от общего направления горной системы, ориентации долин, формы и высоты хребтов. Наиболее часто фены наблюдаются в горных районах Кавказа, Средней Азии, на Алтае и в Саянах.

Наибольшее число дней с фенами в СССР отмечается на Кавказе, в долине р.Риони (114 дней в Кутаиси). Скорость ветра при фене здесь может достигать 36 м/с, в то время как средняя годовая скорость ветра в Кутаиси составляет 5 м/с, а повторяемость скорости ветра 0-5 м/с - более 70%.

Некоторые районы Алтая по повторяемости фенов не уступают Кавказу; за год здесь может наблюдаться от 80 до 110 дней с фенами, однако скорость ветра при фене не всегда достигает 15 м/с. В данном районе средняя годовая скорость ветра невелика - около 3 м/с, а повторяемость скорости ветра 0-5 м/с - около 80%.

В горных системах Средней Азии возникают и развиваются все виды местных ветров, в том числе и фены. Особенно хорошо они выражены в открытых к равнинам долинах Памира и Тянь-Шаня, а также на северных склонах Копетдага. Обычно фен в горах Средней Азии характеризуется небольшими скоростями (3-5 м/с). Только фены в районе Ашхабада отличаются большими скоростями (до 28 м/с), однако число дней в году с u > 15 м/с не превышает 20; повторяемость скорости ветра 0-5 м/с здесь более 80%.

4.1.7. В отдельных районах часто наблюдаются сильные местные ветры, обусловленные прохождением циклонических образований вблизи гор в сочетании с орографией, когда наличие узких горных проходов между возвышенностями вызывает усиление феновых ветров до шторма.

Одним из таких ветров является урсатьевский ветер, возникающий в результате усиления общециркулярного воздушного потока в горном ущелье, хотя с термической стороны урсатьевский ветер проявляет себя как фен. Метеорологические характеристики этого ветра получены по ГМС Урсатьевская, которая расположена у выхода из Ферганской долины в Ленинабадском проходе. Наблюдается урсатьевский ветер до 70 раз в году, чаще всего в холодный период; в это время он бывает наиболее сильным. Скорость урсатьевского ветра может достигать 40 м/с. Средняя годовая скорость ветра на ГМС Урсатьевская - около 4 м/с, а повторяемость скорости 0-5 м/с - более 70%.

4.1.8. С урсатьевским ветром много общего имеет евгей. Это ветер Джунгарских ворот - горного прохода между Джунгарским Алатау и горным поднятием Барлык. По данным расположенных в указанном районе метеостанций Дружба и Жаланашколь скорость ветра при евгее достигает 70 м/с, число дней с u > 15 м/с составляет около 100 в году. Евгей может продолжаться от суток до недели и прекращается внезапно. Повторяемость скорости ветра 0-5 м/с в данном районе - около 50%.

4.1.9. Разновидностью евгея является кулусутайский эбэ, возникающий в долине р. Эмель, впадающей в оз. Алаколь. Этот местный ветер характеризуется меньшими скоростями, чем ветер Джунгарских Ворот (евгей). На метеостанции Бахты отмечается в среднем 40 дней в году с u > 15 м/с, а максимальная наблюденная скорость составляет 34 м/с. Повторяемость скорости ветра 0-5 м/с - около 80%.

4.1.10. Чиликский ветер - сильный местный ветер в сужении долины р. Или, особенно в нижнем течении р. Чилик. Чиликский ветер наблюдается до 80 дней в году, преимущественно зимой. Скорость ветра один раз в 5 лет может превышать 24 м/с (ГМС Чилик), а повторяемость скорости ветра 0-5 м/с - примерно 80%.

В верхнем течении р. Или также наблюдается сильный местный ветер. По данным ГМС Панфилов один раз в 5 лет скорость ветра может превышать 25 м/с.

4.1.11. Каракумский ветер - сильный восточный ветер в межгорных проходах между Копетдагом и Малым Балханом, Малым и Большим Балханами, Кюрендагом и Карагезом. Чаще всего наблюдается зимой, скорость ветра достигает 15-20 м/с, число дней с u > 15 м/с составляет 123 в году (Кизыл-Арват).

Местные ветры возникают также на перевалах, где они достигают большой силы. К ним относится тюлькубасский ветер в районе Чокпарского перевала между Джамбулом и Чимкентом. Наиболее устойчивые сильные ветры отмечаются на ГМС Джамбул, где неоднократно регистрировалась u > 30 м/с.

4.1.12. Мугоджарский ураган - сильный ветер в Мугоджарских горах на одноименном перевале, восточнее верховьев р. Эмбы. Дует преимущественно с запада или востока, скорость ветра достигает 40 м/с.

4.1.13. Ветры горных проходов - явление весьма распространенное и встречается во всех горных районах, однако до настоящего времени они изучены недостаточно.

Бора и бороподобные ветры наблюдаются широко по территории Советского Союза и в силу различия физико-географических условий отличаются друг от друга местными особенностями. Бора развивается на берегах морей, отделенных от континента невысокими хребтами. Обычно она сопровождается похолоданием.

В качестве наиболее яркого примера часто приводится новороссийская бора. Район Новороссийска по своим условиям считается наиболее благоприятным для развития боры. Здесь она часто достигает скорости 40 м/с, а в отдельных случаях - 60 м/с. Продолжительность новороссийской боры составляет 2-7 дней, она наблюдается около 50 дней в году.

4.1.14. На берегах Байкала также создаются условия для образования местных ветров типа боры. Таков местный ветер сарма, который наблюдается при северо-западном направлении воздушного потока, когда холодный воздух, переваливая через Байкальский или Приморский хребет, проникает в котловину Байкала вдоль долины р. Сармы. Скорость ветра при сарме достигает 40 м/с.

Подобен сарме юго-западный ветер култук. Он развивается в долине р. Иркут, затем дует вблизи селения Култук, врываясь на озеро из долины между Приморским хребтом и Хамар-Дабаном. Обычно наблюдается осенью.

4.1.15. Харахаиха - местный ветер, дующий из долины р.Голоустной, впадающей в Байкал. Ветер этот имеет такое же происхождение, что и сарма, но несколько слабее.

Часто наблюдаются сильные ветры, дующие вниз по долинам рек в сторону Северного Ледовитого и Тихого океанов. В сторону моря Лаптевых зимой дуют сильные юго-западные ветры по долине р. Лены, особенно сильны они в районе п. Кюсюре. Такова же природа южака, дующего с горных возвышенностей, на Чукотке, в районе Чаунской губы, в бухте Певек. Скорость южака обычно составляет 15-18 м/с, максимальная - до 40 м/с.

Ветры типа боры могут возникать на западном и восточном побережье Камчатки. Сильные ветры на побережье Охотского моря отмечаются также при выходе из долин рек. Наибольшие скорости ветра имеют место в районе ГМС Пестрая Дресва и Ямск.

4.1.16. Бороподобные ветры наблюдаются в Иссык-Кульской котловине при вторжениях холодных воздушных масс из Чуйской долины через Боамское ущелье. Улан - сильный холодный западный ветер, наблюдается 127 дней в году. Наибольшие скорости в Рыбачьем достигают 30-33 м/с.

При прорыве с востока через перевал Сан-Таш холодного воздуха в Иссык-Кульскую котловину возникает бороподобный восточный ветер санташ. Он достигает скорости 40 м/с в районе Пржевальска и наблюдается в среднем 71 день в году.

4.1.17. Новоземельская бора - обвал холодного воздуха с востока со стороны Карского моря или с запада - со стороны Баренцева моря. Длительность боры - от 1 до 5 суток, а скорость может достигать 60-80 м/с.

Подобен боре Бакинский норд. Холодный воздух, обтекая с востока Кавказский хребет, переваливает через Апшеронский п-ов, что вызывает местное усиление ветра. Скорость ветра норда чаще всего невелика, но в отдельных случаях достигает 20-40 м/с.

Бороподобные ветры наблюдаются также в Крыму и на Урале.


4.2. Возможности учета местных ветров в ветроэнергетике

4.2.1. Наиболее благоприятными участками территории, где выражены местные ветры, являются побережья акваторий, обладающие бризовыми эффектами. Данные территории характеризуются большой стабильностью режима бризовых ветров.

Если для интересующей изыскателя территории не проведена климатическая обработка ветра и потому характеристики бриза не выявлены, то вероятность появления бриза (P) может быть оценена по значению суточной амплитуды температуры воздуха Асут в соответствии с черт.4. На поле графика отложены критические значения амплитуды температуры воздуха (Акр °С).

Для морей Каспийского, Черного, Белого, Балтийского критическая амплитуда, при которой возникает бризовая циркуляция, составляет около 6 °C, для озер 8-9 °С, для рек шириной 1 км 13 °С.

В среднем продолжительность бриза в течение месяца зимой составляет 5-8 дней, летом 12-16 дней. Максимум скорости в суточном ходе приходится на 13-15 ч местного времени и равен в среднем 5-6 м/с. Ночной бриз слабее (в среднем скорость его 3-4 м/с). Перерывы (затишья) имеют место в 7-9 и 19-21 ч местного времени. Бризы наиболее интенсивны на скалистых побережьях.

4.2.2. Менее благоприятными для ветроэнергетики являются горно-долинные ветры. В зоне указанных ветров перспективны лишь периоды в суточном ходе, приводящиеся на вторую половину дня (14-18 ч). В период дневного максимума скорость горно-долинного ветра в среднем равна 4-6 м/с.

Горно-долинные ветры более интенсивны в открытых долинах. При прочих равных условиях более сильные ветры наблюдаются там, где отношение ширины долины (B) на уровне гребней к ее длине (L) имеет определенный диапазон значений:

B / L 0,05 0,1.                                                            (5)

Горные ветры более интенсивны в крутых долинах.

Критическая суточная амплитуда температуры воздуха, при которой возникает горно-долинная циркуляция, зависит от экранированности рассматриваемого участка:

для Кавказа

;

для Тянь-Шаня

;

где Δx - расстояние от пункта до гребня;

Δh - превышение экранизирующего гребня над пунктом.

Для ветроэнергетики более благоприятными, чем горно-долинные ветры, являются фены, если они не достигают скоростей штормовых ветров. Поскольку частота таких "умеренных" фенов и определяет ветроэнергетический потенциал горных долин, необходимы в конкретных случаях экспедиционные наблюдения в пунктах, где феновые процессы носят развитый характер.

Ветры горных проходов и струйные ветры неблагоприятны для ветроэнергетики из-за большой повторяемости штормов.


Номограмма для расчета вероятности появления бриза по суточной амплитуде температуры воздуха



Черт. 4


5. СПОСОБЫ ОРГАНИЗАЦИИ И ПРОВЕДЕНИЯ НАБЛЮДЕНИЙ ЗА ВЕТРОМ НА МЕСТЕ ПРЕДПОЛАГАЕМОЙ УСТАНОВКИ ВЕТРОАГРЕГАТА


5.1. Программа наблюдений на месте предполагаемой установки ВЭУ определяется рядом факторов, главными из которых являются физико-географические условия территории, тип и мощность ветротехники, специфика потребления энергии ветра и др. Учет этих факторов позволяет условно подразделить наблюдения для целей ветроэнергетики на три категории сложности.

5.2. К первой категории следует отнести наблюдения, осуществляемые по наиболее простой программе. Это кратковременные точечные наблюдения за скоростью и направлением ветра. В качестве приборов используются различного вида анемометры, например, ручные анемометры Фусса /6/. Измерения проводятся не реже четырех раз в сутки на высоте ветроколеса ВЭУ. Для этого анемометр поднимают на необходимую высоту с помощью специальной мачты или обычного шеста. Направление ветра фиксируется по ветровому вымпелу и компасу. Период наблюдений желательно приурочить к наиболее "ветреному" сезону года; длительность их - не менее 2-3 недель. Это позволит определить режимные характеристики ветра для выбранного сезона, но не года в целом, согласно разд.3. Для обеспечения такого цикла круглосуточных наблюдений достаточно двух наблюдателей. Подробнее с методикой измерения и обработки анемометрических данных можно ознакомиться в /6/.

При наблюдениях первой категории сложности удается зафиксировать особенности ветрового режима только на одном уровне и до высоты 8-10 м от земли.

5.3. Для обоснования размещения мощной ВЭУ, ветроколесо которой находится на высоте 50 м и выше, приходится дополнительно проводить шаропилотные и градиентные наблюдения. Такую программу можно отнести ко второй категории сложности.

Изучение режима ветра с помощью шаропилотов целесообразно проводить там, где с большой вероятностью можно ожидать существенного отклонения профиля ветра от "нормального". Это районы со сложным рельефом (межгорные долины, склоны, котловины и т.д.). Периодичность экспедиционных шаропилотных наблюдений обычно составляет два-три раза в сутки. Для их обеспечения необходимо иметь 30-35 стандартных аэрологических оболочек диаметром 10 см, аэрологический теодолит типа ШT, ATК, один баллон емкостью 40 л с водородом под давлением 150 атм (масса баллона 62 кг) и часы с секундомером. Непосредственно перед выпуском шара измеряют скорость и направление ветра на высоте 2 м с помощью ручного анемометра и ветрового вымпела или анеморумбометра. Для определения вертикального профиля ветра в нижнем 100-метровом слое в течение одного срока наблюдений достаточно сделать два-три отсчета горизонтальных и вертикальных углов по теодолиту через каждые 20-30 с после выпуска шара-пилота. Программа выполняется двумя-тремя наблюдателями. Особенности проведения и обработки шаропилотных наблюдений описаны в /7/.

5.4. Если исследуемая площадка расположена вдали от естественных и искусственных объектов, значительно искажающих режим ветра, то для восстановления профиля ветра целесообразно организовать не аэрологические, а градиентные наблюдения. Для их проведения на 2-метровой мачте устанавливаются два аспирационных психрометра (на высоте 0,5 и 2 м). В стандартные сроки наблюдений (четыре срока в сутки) с их помощью измеряется температура воздуха по сухому и смоченному термометрам. Одновременно на этих же высотах ручными анемометрами фиксируется скорость ветра. Полученные градиенты температуры и ветра используют для расчета вертикальных профилей метеовеличин /7, 8/. Обеспечение экспедиционных градиентных наблюдений, как и шаропилотных, требует двух-трех наблюдателей и соответствующего оборудования (анемометрическая мачта, два аспирационных психрометра, два ручных анемометра, ветровой вымпел, компас, часы с секундомером).

5.5. Для сравнительной характеристики ветровых условий местности, оценки деформации основного потока и формирования локальных ветров в зависимости от рельефа, наличия водоемов и растительности проводят анемометрическую съемку. При необходимости ее дополняют градиентными или шаропилотными наблюдениями. Указанный комплекс наблюдений относится к третьей категории сложности. Продолжительность экспедиционных работ второй и третьей категории определяется в конкретных условиях отдельно.

Для участка, подлежащего анемометрической съемке, следует иметь план в масштабе 1:2000 или 1:10000, в зависимости от пересеченности местности. На нем фиксируются все пункты анемометрической съемки. Одновременно выбирается контрольный пункт, данные наблюдений которого будут сопоставляться с данными пунктов съемки. Как правило, он приурочивается к метеорологической станции или к ровной открытой площадке, исключающей наличие ветров с суточной периодичностью. Время съемки устанавливается в зависимости от сложности задачи и типа местности. Длительность каждой серии наблюдений - около 1,5 ч. За это время удается провести несколько наблюдений при однородных погодных условиях. Измерения производятся ручными анемометрами и ветровым вымпелом на всех пунктах одновременно. Количество приборов определяется числом пунктов и высот. От этого же зависит и количество наблюдателей (по одному на каждый пункт). Аналогичные наблюдения синхронно проводятся на контрольном пункте. Рекомендации по организации и обработке анемометрической съемки даны в /6/.

5.6. Выбор проектировщиком того или иного вида (категорий) ветровых наблюдений зависит главным образом от особенностей эксплуатации ветроэнергетической техники. При этом следует руководствоваться тем, что

1) при установке автономных ВЭУ с диаметром ветроколеса до 10-15 м достаточно наблюдений первой категории сложности;

2) при установке мощных ВЭУ с диаметром ветроколеса 15-25 м необходимы наблюдения второй категории сложности;

3) при установке ВЭС требуется наиболее широкий комплекс наблюдений третьей категории сложности.

Программа экспедиционных работ составляется в каждом случае отдельно с учетом конкретного задания и специфики места размещения ВЭУ.


6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РЕЖИМНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ВЕТРА ДО ВЫСОТЫ 50 м КОСВЕННЫМ МЕТОДОМ


6.1. Для того чтобы определить производительность ВЭУ и режим ее работы в том или ином районе, необходимо располагать соответствующей информацией о ветре. Желательно знать хотя бы две статистики распределения: среднюю скорость ветра () и коэффициент вариации (). Рассчитать их не представляет труда для тех пунктов и на тех уровнях, где проводятся наблюдения за ветром. Однако ВЭУ размещаются, как правило, вдали от метеорологических и аэрологических станций. Поэтому возникает задача восстановления режима ветра в любой точке СССР (за исключением горных и других районов, где под влиянием местных условий происходит искажение фонового распределения ветра) и на той высоте, где располагается ветроколесо ВЭУ.

6.2. Наиболее эффективным способом решения этой задачи в настоящее время является статистический. Его реализация может осуществляться по-разному, в зависимости от наличия той или иной исходной информации. Более точное решение будет в том случае, если в месте расположения ВЭУ проведена серия кратковременных наблюдений за ветром. После их "привязки" к опорной станции и расчета параметров распределения нетрудно восстановить вертикальный профиль среднего ветра, используя статистические зависимости в /9/ и степенной закон изменения скорости с высотой.

6.3. Однако в практике изыскательских работ, по-видимому, значительно чаще будут встречаться случаи, когда оценку ветроэнергоресурсов в районе предполагаемого размещения ВЭУ придется осуществлять без проведения специальных анемометрических съемок. Поэтому для проектировщика важно иметь конкретные методические рекомендации для таких случаев.

Выполненные с этой целью разработки и приведенные здесь результаты основаны на взаимосвязи средней скорости ветра и коэффициента вариации на различных уровнях 200-метрового слоя атмосферы. В качестве исходной информации использовались данные 146 станций Нового аэроклиматического справочника по климату СССР /10/. В результате анализа характера статистической связи параметров ветра всю территорию СССР удалось подразделить на шесть зон с различной степенью шероховатости подстилающей поверхности в соответствии с табл.5.


Таблица 5


Районирование территории СССР по типам местоположения ВЭУ


Номер зоны

Характеристика подстилающей поверхности

1

Острова, побережья внешних морей в окружении равнинного рельефа

2

Острова, побережья внешних морей в окружении сложного рельефа. Предгорья, продуваемые ветром. Сфагновые болота, тундра

3

Районы лесостепей, степей, полупустынь на территории ЕЧС. Лесотундра, пустыни, открытые побережья внутренних морей, крупных озер СССР

4

Районы лесостепей, степей, полупустынь на АЧС. Закрытые (малопродуваемые) побережья внутренних морей СССР. Бухты внутренних и внешних морей СССР

5

Лесная зона в окружении равнинного рельефа (ЕСЧ, Западная Сибирь, внутренние районы Камчатки, Сахалина и др.). Поймы крупных рек, озер и лесной зоне со сложным рельефом (Восточная Сибирь, Дальний Восток и др.)

6

Лесная зона в окружении сложного рельефа (Зауралье, Восточная Сибирь, Дальний Восток и др.)


Для восстановления параметров ветра на различных высотах предполагается пользоваться таблицами приложения 1, 2. Приложение 1 позволяет определять значения для каждой ветровой зоны и значения cu(z) / cu(10) для всей территории СССР. Приложение 2 рекомендуется использовать в том случае, если проектировщик располагает исходной информацией о ветре не у земли, а на высоте 200 м.

6.4. Пример. Предположим, требуется определить параметры скорости ветра на высоте 50 м в районе Харькова. Эту задачу можно решить двумя способами в зависимости от исходной информации.

Первый способ требует исходных данных на уровне флюгера. Используя карту растительности СССР, находим номер зоны по табл.5. Харьков расположен в лесостепной зоне ЕЧС, относим его к третьей зоне. Затем, если неизвестны параметры и cu у земли в районе Харькова, определим их косвенно. В частности, отыскиваем ближайшую к Харькову станцию-аналог, расположенную в этой же зоне (третьей) со сходными условиями местоположения (по рельефу, растительности, защищенности и т.д.). Допустим, этой станцией является Кривой Рог с известными параметрами на уровне 10 м: = 4,7 м/с /11/, cu(10) = 0,64. Присваивая эти значения ст. Харьков и пользуясь данными таблицы приложения 1 (деленными на 100), определяем:

м/с;

.

Второй способ предусматривает в качестве исходной информации данные на уровне 200 м над землей. Также с помощью табл.5 относим Харьков к третьей ветровой зоне. На фоновой карте или (как в первом способе) по данным станции-аналога определяем параметры на уровне 200 м. Используя данные справочника /10/ по ст. Кривой Рог, считаем, что и для района Харькова = 7,6 м/с, cu(200) = 0,47. Тогда по таблице приложения 2 находим

м/с;

.


7. МЕТОДЫ ОЦЕНКИ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ВЭУ ПРИ ИЗВЕСТНЫХ ХАРАКТЕРИСТИКАХ РЕЖИМА ВЕТРА


7.1. Производительность ВЭУ

7.1.1. Общая мощность суммарного (полного) ветрового потока Nn (Вт) оценивается по формуле

,

где ρ - плотность воздуха; - средний куб скорости ветра, определяемый по данным наблюдений; S - площадь сечения ветрового потока.

Общая (полная) энергия ветра за период T составит

.

Тогда средняя производительность ветроагрегата () с номинальной мощностью Ne (кВт), начальной скоростью ветроколеса u0 (м/с), скоростью регулирования uном (м/с) и максимальной скоростью uмакс (м/с) будет равна

,                                                         (7)

где

                      (8)

- средний куб скорости в диапазоне рабочих скоростей (uмакс > u u0);

- неполная гамма-функция;

, , β и γ - параметры функции Вейбулла;

Г(m) - полная гамма-функция;

f(uмакс > u u0) - повторяемость диапазона номинального режима.

7.1.2. Для упрощения расчетов и рекомендуется пользоваться стандартными таблицами приложения 3-5. Для примера рассчитаем среднюю годовую производительность ветроагрегата АВЭУ-6 (Ne = 4 кВт, u0 = 4 м/с, uном = 7,7 м/с, uмакс = 25 м/с), установленного на метеоплощадке Барабинск ( = 4,6 м/с, cu = 0,69). Для этого необходимо:

1) с помощью таблицы приложения 3 и "входных" параметров , cu определить средний куб скорости: = 272 м33 (при необходимости используется простая интерполяция);

2) с помощью таблицы приложения 4 и параметров uном / = 1,67, cu = 0,69, u0 / = 0,87 определить значения двух других членов выражения (7):

I(xном, m) = I(1,67; 0,69) = 0,27; I(x0, m) = I(0,87; 0,69) = 0,034;

3) с помощью таблицы приложения 5 и "входных" параметров uном / = 1,67, cu = 0,69, найти значение последнего члена выражения (8):

(ввиду малых значений f(u uном) замена в расчетах величины f(uмакс > u uном) на f(u uном) не вносит заметных погрешностей);

4) подставить найденные значения в формулу (7):

кВт·ч.

Следует заметить, что расчет , выполненный на ЭВМ, дает результат = 10588,2 кВт·ч. Следовательно, погрешность рекомендуемого нами табличного метода составляет всего 1,4%.


7.2. Время работы и простоев ВЭУ

7.2.1. Суммарное время работы ветроагрегата (tp) находится по формуле

,                                                           (9)

где f(u u0) - вероятность превышения начальной скорости ветроагрегата, %; T - период превышения, ч (год - 8760, полугодие - 4380, месяц - 720 и т.д.).

Значения F(u u0) в зависимости от параметров режима ветра u0 / и cu затабулированы в таблице приложения 6 (в соответствии с распределением Вейбулла).

Для определения суммарной длительности простоев ВЭУ (tп) используется простое соотношение

tп = T - tp.                                                                (10)

Средняя непрерывная длительность периодов работы () ВЭУ рассчитывается по статистическим зависимостям, приведенным в /12/ или по таблице приложения 7. Средняя непрерывная длительность простоев ВЭУ находится по формуле

.                                                     (11)

При этом следует иметь в виду, что таблица приложения 7 рассчитана по данным ежечасных наблюдений. При необходимости оценки параметров и с меньшей или большей дискретностью наблюдений в полученные результаты следует вводить поправки. Пояснения к этому вопросу можно получить в /12/.


7.3. Расчет выработки ВЭУ по распределению Релея

7.3.1. Годовая выработка энергии при заданной средней годовой скорости ветра является одним из основных показателей качества ветроэнергетической техники. Для определения годовой выработки энергии W необходимо знать номинальную мощность ветроагрегата Nе(ном), расчетную скорость ветра uном, при которой достигается номинальная мощность, минимальную и максимальную скорость ветра u0 и uмакс.

Для сравнения основных показателей качества ветроагрегата и ВЭУ целесообразно определить их выработку энергии в одних и тех же ветровых условиях. Для этого необходимо использовать в расчетах один и тот же режим повторяемости скорости ветра. Поскольку распределение Релея является простым и наиболее часто используемым в практике приближенных расчетов выработки энергии в зарубежных странах (США, Дания и др.), то для взаимного сравнения качества ВЭУ в одних и тех же ветровых условиях расчет выработки энергии следует проводить для распределения скоростей ветра по Релею.

7.3.2. Распределение Релея является частным случаем распределения Вейбулла для γ = 2 и соответствует условиям открытой равнинной местности вблизи морского побережья.

Расчет реальной удельной мощности ветрового потока Ne производился по распределению Релея при различных значениях скорости u0 (от 6 до 15 м/с) на персональном компьютере "Роботрон-1715". Результаты расчета представлены на черт.5.


График расчета удельной мощности ветрового потока Ne при распределении

скорости ветра u по Релею



Черт. 5


7.3.3. Пример. Определим годовую выработку энергии ветра разрабатываемого агрегата АВЭ-100 в сравнении с ВЭУ фирмы "Koster" (ФРГ) марки Adler-25 для района с = 7 м/с (на уровне 10 м от поверхности земли). Характеристики этих ветроустановок приведены в табл.6.


Таблица 6


Тип, марка

Номинальная мощность Nе(ном) (кВт)

Диаметр ветрового колеса D (м)

Высота ветрового колеса H (м)

Расчетная скорость ветра uном (м/с)

Максимальная скорость ветра uмакс (м/с)

АВЭ-100

100

25

25

10,0

25

Adler-25

100

25

22

10,5

20


Порядок решения следующий.

1. Принимая в соответствии с /1/ показатель степени m = 0,2, определим среднюю скорость ветра на оси ветроколеса:

для АВЭ-100

м/с;                                       (12)

для Adler-25

м/с.                                       (13)

2. Пользуясь формулой

                                                        (14)

(где η0 - общий КПД агрегата, включающий коэффициент использования энергии ветра, КПД редуктора и генератора), рассчитаем общий КПД агрегата:

для АВЭ-100

;

для Adler-25

.

3. По черт. 5 определим значение удельной мощности установок для uном = 10,0 м/с и = 8,4 м/с, а также для = 10,5 м/с и = 8,2 м/с.

Для АВЭ-100 Ne = 0,33 кВт/м2, для Adler-25 = 0,34 кВт/м2.

4. Ометаемая площадь поверхности ветроколеса обеих машин равна

м2.                                                     (15)

5. Годовую выработку энергии (за 8760 ч) определим по формуле

Wг = 8760 Ne S η0.                                                         (16)

Для АВЭ-100

Wг = 8760 · 0,33 · 491 · 0,33 = 468396 кВт·ч,

для Adler-25

= 8760 · 0,34 · 491 · 0,29 = 424094 кВт·ч.

7.4. Расчет выработки ВЭУ по данным наблюдений на метеорологических станциях

7.4.1. Расчет следует производить по формуле

,                                                           (17)

где Ni - мощность агрегата, развиваемая при скорости ветра ui (ui изменяется дискретно и определяется как среднее значение для градации); Ti - число часов работы агрегата при скорости ветра за рассчитываемый период времени (год, месяц).

Пример. Рассчитаем месячную (за июнь) и годовую выработку энергии ветроагрегата АВЭУ-6-4М для условий метеорологической станции Сырве в Эстонии.

Исходными данными для расчета является повторяемость различных градаций скорости ветра (в процентах) для ст. Сырве (согласно данным "Справочника по климату СССР"), которая представлена в табл.7.


Таблица 7


Период

Градация скорости ветра, м/с

0-1

2-3

4-5

6-7

8-9

10-11

12-13

14-15

16-17

18-20

21-24

25-28

Месяц

12,5

16,9

26,4

20,9

12,0

7,7

2,7

0,7

0,2

0

0

0

Год

12,4

15,3

21,1

18,4

12,6

9,5

5,9

2,6

1,8

0,6

0,04

0


Мощность, развиваемая агрегатом АВЭУ-6-4М (максимально возможная), для средних значений градаций скорости приводится в табл.8.


Таблица 8


Параметр

Скорость ветра, м/с

2,5

4,5

6,5

8,5

9,0

Мощность расчетная, кВт

0,08

0,50

1,5

3,4

4,0

Мощность экспериментальная, кВт

0

0,35

1,25

3,2

4,0


Учитывая наличие экспериментальных данных, при расчете ожидаемой выработки ориентируемся на них, как на более достоверные.

Результаты расчетов энергетических характеристик АВЭУ-6-4М за июнь сведены в табл.9.


Таблица 9


Середина градации скорости ветра, м/с

Развиваемая мощность, кВт

Повторяемость скорости

Число рабочих часов, ч

Выработка, кВт·ч

4,5

0,35

0,260

187

65

6,5

1,25

0,209

150

187

8,5

3,2

0,120

86

275

10,5

4,0

0,113

81

324

Σ




851


Результаты расчетов тех же характеристик за год приведены в табл.10.


Таблица 10


Середина градации скорости ветра, м/с

Развиваемая мощность, кВт

Повторяемость скорости

Число рабочих часов, ч

Выработка, кВт·ч

4,5

0,35

0,211

1846

646

6,5

1,25

0,184

1610

2010

8,5

3,20

0,126

1100

3520

10,5

4,00

0,204

1784

7140

Σ




13316


7.5. Учет влияния степени открытости местности на выработку энергии

7.5.1. Данные о скорости ветра, полученные на метеорологических станциях, строго говоря, характеризуют режим ветра на площадке, где установлен анемометр. Степень затененности местоположения (чаще используется термин "степень открытости" места установки анемометра) определяется по классификации В.Ю. Милевского. Степень открытости станции указывается по всем восьми румбам /11/. Общая степень открытости местоположения рассчитывается как средний балл и называется масштабом класса открытости М /13/.

7.5.2. В табл.11 приведена классификация местоположения по В.Ю. Милевскому, цифры в скобках относятся к баллам, характеризующим масштаб класса открытости М /1, 13/.


Таблица 11


Характеристика размещения

Форма рельефа

выпуклая (а, α)

плоская (б, β)

вогнутая (в, γ)

Вблизи от водной поверхности




Открытое побережье




океана или внешнего моря

12а (23)

11б (21)

10в (18)

внутреннего моря

11а (22)

10б (19)

9в (15)

залива, большого озера

10а (20)

9б (16)

8в (12)

большой реки

9а (17)

8б (13)

7в (9)

Вдали от водной поверхности




Ниже ветроизмерительного прибора




нет элементов защищенности

8а (14)

7б (10)

6в (6)

отдельные элементы защищенности

7а (11)

6б (7)

5в (4)

среди элементов защищенности

6а (8)

5б (5)

5в (3)

Выше ветроизмерительного прибора




среди элементов защищенности

4α (2)

4β (1)

4γ (0)


Примечание. Элементами защищенности могут считаться холмы, строения, деревья, если расстояние от них до ветроизмерительного прибора меньше 20-кратной их высоты.


7.5.3. Классификация В.Ю. Милевского применима в основном к равнинной территории. Анализ параметров β и γ распределения Вейбулла для 550 метеостанций СССР в сочетании с определенными для них величинами масштаба класса открытости М показал, что для равнинной территории между М и параметрами β и γ существует взаимосвязь. Для всей территории СССР, кроме Дальнего Востока, минимальному среднему значению М=2 соответствуют средние значения γ = 0,92 и β = 2 м/с, максимальному значению М=23 соответствуют γ = 1,7 и β = 10,5 м/с. Для районов Дальнего Востока среднему М=2 соответствуют средние значения γ = 0,7  и β = 1,0 м/с, а максимальному значению М=23 соответствуют γ = 1,5 и β = 10,5 м/с.

Расчеты на ЭВМ дали конкретные цифровые данные удельной реальной мощности ветрового потока (при η0 = 1) для различных значений и uном. Для удельной мощности ветрового потока, равной единице, при М=23 и различных uном был произведен расчет снижения удельной реальной мощности ветрового потока для всего возможного изменения величины М (черт.6, 7).


Зависимость энергетического коэффициента Кэ от масштаба открытости М для территории СССР* при различных uном



* Кроме Дальнего Востока.

Черт.6


Зависимость Кэ от М для районов Дальнего Востока


Черт. 7


Таким образом, если определен масштаб класса открытости метеостанции с известными ветровыми условиями и масштаб класса открытости участка для ВЭУ, то по полученным зависимостям можно уточнить расчет ожидаемой выработки энергии на предполагаемом месте установки ВЭУ.

Пример. Рассчитаем величину максимально возможной выработки энергии ветроагрегата АВЭУ-6-4М при его использовании на месте, характеризующимся следующими признаками. Рельеф ровный, местность открытая. С запада и юга к выбранной площадке примыкает пашня. С севера на расстоянии 60-100 м размещаются строения фермы высотой до 7 м. С восточной стороны имеются отдельные деревья и небольшой овраг. Место находится в 256 км к северу от ближайшей метеостанции Ново-Иерусалимская Истринского района Московской области.

Оценка открытости данного места по классификации В.Ю. Милевского определена визуально и приводится в табл. 12.


Таблица 12


Показатель

С

СВ

В

ЮВ

Ю

ЮЗ

З

СЗ

Классификация по Милевскому

ба

Масштаб класса открытости, М

7

7

8

10

10

10

10

7


Среднее значение масштаба класса открытости в данных условиях М=8,6.

Ближайшая станция Ново-Иерусалимская имеет следующую классификацию местоположения по Милевскому (табл.13).


Таблица 13


Показатель

С

СВ

В

ЮВ

Ю

ЮЗ

З

СЗ

Классификация по Милевскому

Масштаб класса открытости, М

4

5

6

6

6

4

4

5


Среднее значение масштаба класса открытости М=5.

Повторяемость различных градаций скорости ветра на метеостанции Ново-Иерусалимская за многолетний период следующая:


Градация скорости ветра, м/с

0-1

2-3

4-5

6-7

8-9

10-11

12-13

14-15

Повторяемость скоростей ветра

0,35

0,33

0,22

0,07

0,02

0,0053

0,0005

0,0002

Результаты расчета ожидаемой выработки энергии АВЭУ-6 по данным метеостанции Ново-Иерусалимская приведены в табл.14.


Таблица 14


Градация скорости ветра, м/с

Середина градации, м/с

Развиваемая мощность, кВт

Повторяемость скорости

Число рабочих часов в году, ч

Выработка, кВт·ч

4-5

4,5

0,35

0,22

1925

674

6-7

6,5

1,25

0,07

613

766

8-9

8,5

3,20

0,02

175

560

10

9

4,0

0,006

52

208

Σ




2765

2208


Производим учет местных условий размещения, принимая во внимание зависимость энергетического коэффициента Кэ от масштаба класса открытости М. Для М=5 и М=8,6 и up = 9 м/с энергетические коэффициенты Кэ равны соответственно Кэ1 = 1,08 и Кэ2 = 0,30 (черт.6).

Следовательно, расчетная выработка энергии ветроагрегата на выбранной площадке по сравнению с выработкой в условиях метеостанции будет больше:

.

Учитывая, что максимальное расчетное значение годовой выработки энергии на метеостанции составляет 2208 кВт·ч, можно рассчитать ожидаемую выработку АВЭУ-6-4М на новой площадке:

кВт·ч.

Рассчитанная методом приведения данных кратковременных экспедиционных измерений к опорной станции (см. разд.3) выработка энергии (для нашего примера) равна W2 = 3582 кВт·ч. Разность в расчетах не превышает 3%, что следует считать хорошим результатом.



ПРИЛОЖЕНИЕ 1

Рекомендуемое


Отношение (%) средних скоростей ветра и коэффициентов вариации на высоте z и на уровне 10 м над землей в зависимости от номера зоны


z, м

для ветровой зоны

I

2

3

4

5

6

5

96

93

89

84

78

71

109

10

100

100

100

100

100

100

100

20

106

109

114

120

128

139

92

30

110

116

123

135

150

170

85

40

112

120

130

146

168

197

78

50

114

123

137

156

183

219

73



ПРИЛОЖЕНИЕ 2

Рекомендуемое


Отношение (%) средних скоростей ветра и коэффициентов вариации на высоте z и на уровне 200 м над землей в зависимости от номера зоны


z, м

для ветровой зоны

1

2

3

4

5

6

5

80

66

55

42

31

18

176

10

84

73

63

52

42

29

159

20

88

80

71

62

52

40

144

30

92

85

77

69

61

49

131

40

95

89

82

76

67

56

120

50

97

92

86

80

72

62

112



ПРИЛОЖЕНИЕ 3

Рекомендуемое


Значения 3/c3), характеризующие полную энергию ветра при различных коэффициентах вариации

cu = 0,40 … 0,60


, м/с

0,40

0,42

0,44

0,46

0,48

0,50

0,52

0,54

0,56

0,58

0,60

3,0

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

61

3,2

-

-

-

-

-

-

-

-

-

71

74

3,4

-

-

-

-

-

-

-


81

84

89

3,6

-

-

-

-

-

-

-

92

95

101

105

3,8

-

-

-

-

-

-

103

108

112

118

124

4,0

-

-

-

-

-

116

120

126

131

138

145

4,2

-

-

-

-

128

134

139

146

152

159

167

4,4

-

-

-

142

148

154

160

168

175

184

193

4,6

-

-

156

162

168

176

183

192

199

210

220

4,8

-

170

177

184

192

200

208

218

227

238

250

5,0

186

193

200

208

216

226

235

246

256

269

282

5,2

209

217

225

234

244

254

264

277

288

302

317

5,4

234

243

252

262

273

284

296

310

322

339

356

5,6

261

271

281

292

304

317

330

346

360

378

397

5,8

290

301

312

324

338

352

367

384

400

420

441

6,0

321

333

346

359

374

390

406

424

443

465

448

6,2

354

368

382

397

413

430

448

469

448

513

538

6,4

389

404

420

436

454

474

493

517

537

564

592

6,6

427

443

460

479

498

519

540

566

589

619

649

6,8

467

485

504

523

545

568

591

620

644

676

711

7,0

510

529

549

571

594

619

645

676

702

738

775

7,2

554

576

598

621

647

674

702

736

765

803

844

7,4

602

625

648

674

702

732

762

798

830

872

915

7,6

652

677

703

731

761

793

825

865

899

945

991

7,8

705

732

759

790

823

857

893

935

972

1022

1072

8,0

760

790

820

852

887

924

963

1009

1049

1102

1156

8,2

819

850

882

917

956

996

1037

1084

1130

1187

1246

8,4

880

914

949

987

1027

1070

1115

1168

1214

1276

1338

8,6

945

981

1019

1059

1102

1149

1196

1254

1302

1370

1437

8,8

1012

1051

1091

1134

1182

1230

1282

1342

1396

1467

1539

9,0

1083

1125

1167

1214

1263

1316

1371

1437

1494

1570

1648

9,2

1156

1201

1246

1296

1350

1405

1465

1534

1595

1676

1759

9,4

1233

1281

1330

1383

1439

1499

1562

1637

1702

1789

1876

9,6

1314

1365

1416

1472

1534

1598

1664

1744

1812

1904

1999

9,8

1397

1452

1507

1567

1630

1699

1771

1854

1929

2027

2126

10,0

1485

1543

1602

1664

1733

1806

1881

1971

2048

2152

2260


cu = 0,60 … 0,80


, м/с

0,60

0,62

0,64

0,66

0,68

0,70

0,72

0,74

0,76

0,78

0,80

2,0

-

-

-

-

-

23

24

25

26

27

29

2,2

-

-

-

-

29

31

32

33

35

36

39

2,4

-

-

-

36

38

40

41

43

45

47

50

2,6

-

-

44

46

48

50

53

55

57

60

64

2,8

-

52

55

57

60

63

66

69

71

75

80

3,0

61

64

67

71

74

77

81

85

88

93

98

3,2

74

78

82

86

90

94

98

103

106

112

119

3,4

89

94

98

103

108

112

117

123

128

135

143

3,6

105

111

117

122

128

134

139

146

152

160

170

3,8

124

131

137

143

150

157

164

172

179

188

200

4,0

145

152

160

167

176

183

191

201

208

220

232

4,2

167

176

186

194

203

212

221

232

241

254

269

4,4

193

203

213

223

234

244

255

267

277

292

310

4,6

220

232

244

254

267

278

291

305

317

334

354

4,8

250

263

277

289

303

316

331

345

360

380

402

5,0

282

298

312

327

343

357

374

392

460

429

455

5,2

317

335

352

368

386

403

420

441

458

483

511

5,4

356

375

394

412

432

451

471

493

512

541

573

5,6

397

418

439

459

482

503

525

550

572

603

638

5,8

441

465

488

510

536

559

584

612

636

670

710

6,0

488

514

541

565

593

618

646

677

703

742

785

6,2

538

567

596

624

654

682

713

748

776

818

867

6,4

592

624

655

686

719

750

784

822

854

900

952

6,6

649

684

720

752

789

823

860

902

936

988

1045

6,8

711

748

787

823

864

900

941

985

1024

1079

1142

7,0

775

817

858

898

942

982

1026

1075

1116

1178

1247

7,2

844

888

933

976

1025

1068

1117

1170

1215

1282

1356

7,4

915

965

1014

1060

1112

1160

1212

1271

1320

1391

1473

7,6

991

1045

1098

1148

1205

1256

1313

1377

1430

1508

1595

7,8

1072

1130

1186

1242

1302

1358

1420

1488

1544

1630

1725

8,0

1156

1220

1281

1340

1405

1465

1532

1606

1666

1758

-

8,2

1246

1313

1379

1442

1514

1577

1650

1728

1795

1894

-

8,4

1338

1400

1482

1550

1628

1696

1774

1858

1928

-

-

8,6

1437

1515

1592

1665

1747

1819

1903

1994

2072

-

-

8,8

1539

1622

1705

1783

1871

1951

2039

2137

-

-

-

9,0

1648

1735

1823

1907

2001

2087

2179

2286

-

-

-

9,2

1759

1854

1949

2037

2137

2229

2330

-

-

-

-

9,4

1876

1977

2078

2172

2280

2378

2483

-

-

-

-

9,6

1999

2107

2213

2315

2428

2533

-

-

-

-

-

9,8

2126

2244

2354

2463

2585

2694

-

-

-

-

-

10,0

2226

2380

2502

2612

2746

-

-

-

-

-

-


cu = 0,80 … 1,00


, м/с

0,80

0,82

0,84

0,86

0,88

0,90

0,92

0,94

0,96

0,98

1,00

2,0

29

30

32

34

36

38

39

41

43

46

48

2,2

39

40

42

45

47

50

52

54

57

61

64

2,4

50

53

55

58

61

65

68

70

74

79

83

2,6

64

67

70

74

78

82

86

90

94

100

105

2,8

80

83

88

92

97

103

107

112

117

125

132

3,0

98

103

108

114

120

127

132

138

144

154

162

3,2

119

124

131

138

145

154

160

167

174

187

197

3,4

143

150

157

165

174

184

192

200

210

225

236

3,6

170

177

186

196

207

219

228

238

249

267

280

3,8

200

208

219

230

243

258

269

280

292

313

329

4,0

232

244

255

269

284

301

313

327

341

365

-

4,2

269

282

296

312

329

348

362

378

395

424

-

4,4

310

324

340

358

378

400

416

435

454

-

-

4,6

354

370

389

409

432

457

476

496

519

-

-

4,8

402

420

441

465

491

520

541

564

-

-

-

5,0

455

476

500

525

555

588

611

637

-

-

-

5,2

511

535

562

591

624

660

687

-

-

-

-

5,4

573

600

629

661

699

739

770

-

-

-

-

5,6

638

668

701

738

779

825

-

-

-

-

-

5,8

710

742

780

819

866

917

-

-

-

-

-

6,0

785

822

863

908

956

-

-

-

-

-

-

6,2

867

906

952

1002

1058

-

-

-

-

-

-

6,4

952

996

1046

1102

-

-

-

-

-

-

-

6,6

1045

1094

1149

1208

-

-

-

-

-

-

-

6,8

1142

1196

1256

-

-

-

-

-

-

-

-

7,0

1247

1305

1369

-

-

-

-

-

-

-

-

7,2

1356

1420

-

-

-

-

-

-

-

-

-

7,4

1473

1543

-

-

-

-

-

-

-

-

-

7,6

1595

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

7,8

1725

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-



ПРИЛОЖЕНИЕ 4

Рекомендуемое


Значение неполной гамма-функции [I(x, m), %] в зависимости от

cu = 0,40 … 0,60


0,40

0,42

0,44

0,46

0,48

0,50

0,52

0,54

0,56

0,58

0,60

0,5

0,4

0,4

0,4

0,4

0,4

0,4

0,4

0,4

0,4

0,4

0,4

0,55

1,2

1,2

1,1

1,1

1,0

1,0

1,0

0,9

0,9

0,9

0,8

0,6

2,0

1,9

1,8

1,7

1,6

1,6

1,5

1,4

1,4

1,3

1,3

0,65

2,8

2,7

2,5

2,4

2,2

2,1

2,0

1,9

1,8

1,8

1,7

0,7

3,6

3,4

3,2

3,0

2,8

2,7

2,6

2,4

2,4

2,2

2,2

0,75

4,4

4,2

4,0

3,8

3,6

3,4

3,2

3,0

2,9

2,8

2,6

0,8

5,1

4,9

4,7

4,5

4,3

4,1

3,9

3,7

3,5

3,3

3,1

0,85

7,4

7,0

6,7

6,3

6,0

5,6

5,3

5,0

4,8

4,4

4,2

0,9

9,8

9,2

8,6

8,1

7,6

7,2

6,7

6,3

6,2

5,6

5,2

0,95

12,2

11,4

10,6

9,9

9,2

8,7

8,1

7,6

7,6

6,7

6,2

1,0

14,5

13,5

12,6

11,7

10,9

10,2

9,5

8,9

8,3

7,8

7,3

1,05

18,6

17,4

16,2

15,0

13,9

12,9

12,0

11,2

10,4

9,6

9,0

1,1

22,6

21,2

19,7

18,2

16,9

15,6

14,4

13,4

12,4

11,5

10,6

1,15

26,7

25,0

23,2

21,5

19,9

18,3

16,9

15,6

14,4

13,4

12,3

1,2

30,8

28,8

26,8

24,8

22,9

21,1

19,4

17,9

16,5

15,2

14,0

1,25

36,0

33,6

31,3

29,0

26,9

24,7

22,7

21,0

19,3

17,8

16,3

1,3

41,1

38,4

35,8

33,2

30,9

28,3

26,0

24,0

22,1

20,3

18,6

1,35

46,2

43,2

40,3

37,4

34,7

31,9

29,4

27,0

24,9

22,8

20,9

1,4

51,4

48,1

44,8

41,6

38,5

35,5

32,7

30,1

27,7

25,4

23,2

1,45

56,4

52,8

49,1

45,7

42,4

39,4

36,4

33,6

31,0

28,4

26,0

1,5

61,8

57,4

53,4

49,8

46,4

43,2

40,1

37,0

34,2

31,4

28,7

1,55

66,0

62,0

58,2

54,4

50,7

47,1

43,8

40,5

37,4

34,4

31,4

1,6

71,2

67,2

63,0

59,0

55,0

51,0

47,5

44,0

40,6

37,3

34,2

1,65

74,5

70,2

65,0

62,0

58,5

54,6

51,0

47,4

43,8

40,4

37,0

1,7

78,0

73,8

69,8

65,8

61,8

58,1

54,4

50,7

47,0

43,4

39,9

1,75

-

77,3

73,3

69,3

65,4

61,5

57,8

54,0

50,3

46,5

42,8

1,8

-

-

-

-

69,2

65,1

61,3

57,4

53,5

49,6

45,8

1,85

-

-

-

-

-

68,0

63,8

59,8

56,0

52,4

45,5

1,9

-

-

-

-

-

-

-

62,8

58,8

55,1

51,4

1,95

-

-

-

-

-

-

-

-

61,8

57,7

54,2


cu = 0,60 … 0,80


0,60

0,62

0,64

0,66

0,68

0,70

0,72

0,74

0,76

0,78

0,80

0,5

0,4

0,4

0,4

0,4

0,3

0,3

0,3

0,3

0,3

0,3

0,3

0,55

0,8

0,8

0,8

0,7

0,7

0,6

0,6

0,6

0,6

0,5

0,5

0,6

1,3

1,2

1,1

1,1

1,0

1,0

0,9

0,9

0,8

0,8

0,7

0,65

1,7

1,6

1,5

1,4

1,4

1,3

1,2

1,1

1,0

1,0

1,0

0,7

2,2

2,0

1,9

1,8

1,7

1,6

1,5

1,4

1,3

1,2

1,2

0,75

2,6

2,4

2,3

2,2

2,0

1,9

1,8

1,7

1,6

1,5

1,4

0,8

3,1

2,9

2,7

2,5

2,3

2,2

2,1

2,0

1,9

1,8

1,7

0,85

4,2

3,9

3,6

3,4

3,1

3,0

2,8

2,6

2,5

2,3

2,2

0,9

5,2

4,8

4,6

4,2

4,0

3,7

3,4

3,2

3,0

2,8

2,6

0,95

6,2

5,8

5,5

5,1

4,8

4,4

4,1

4,9

3,6

3,4

3,1

1,0

7,3

6,8

6,4

6,0

5,6

5,2

4,8

4,5

4,2

3,9

3,6

1,05

9,0

8,3

7,8

7,2

6,8

6,3

5,8

6,4

5,1

4,8

4,4

1,1

10,6

9,8

9,2

8,5

7,9

7,4

6,8

5,4

6,0

5,6

5,2

1,15

12,3

11,4

10,6

9,8

9,0

8,4

7,8

7,4

6,8

6,4

6,0

1,2

14,0

12,9

11,9

11,0

10,2

9,5

8,9

8,3

7,7

7,2

6,7

1,25

16,3

15,0

13,8

12,7

11,8

11,0

10,2

9,5

8,8

8,3

7,7

1,3

18,6

17,0

15,6

14,4

13,4

12,4

11,5

10,7

10,0

9,4

8,7

1,35

20,9

19,1

17,6

16,2

15,0

13,8

12,8

11,9

11,2

10,4

9,7

1,4

23,2

21,2

19,5

17,9

16,5

15,2

14,1

13,1

12,3

11,5

10,7

1,45

26,0

23,8

21,8

20,2

18,6

17,2

16,0

14,8

13,8

13,0

12,0

1,5

28,7

26,3

24,2

22,4

20,6

19,1

17,8

16,5

15,4

14,4

13,3

1,55

31,4

28,8

26,6

24,6

22,7

21,0

19,6

18,2

17,0

15,8

14,6

1,6

34,2

31,4

29,0

26,8

24,8

23,0

21,4

19,9

18,5

17,2

15,9

1,65

37,0

34,1

31,5

29,1

27,0

25,0

23,4

21,8

20,2

18,8

17,4

1,7

39,9

36,8

34,0

31,4

29,1

27,0

25,3

23,7

22,0

20,5

19,0

1,75

42,8

39,6

36,6

33,8

31,2

29,0

27,2

25,5

23,8

22,2

20,5

1,8

45,8

42,3

39,1

36,1

33,4

31,1

29,2

27,3

25,5

23,8

22,0

1,85

48,5

45,0

41,6

38,6

35,7

33,2

31,1

29,0

27,2

25,4

23,6

1,9

51,4

47,7

44,2

41,0

38,0

35,4

33,0

30,8

28,8

27,0

25,2

1,95

54,2

50,4

46,8

43,4

40,3

37,6

35,0

32,6

30,5

28,6

26,8

2

57,0

53,1

49,3

45,8

42,6

39,8

36,9

34,4

32,2

30,2

28,3

2,1

62,1

58,4

54,4

50,6

47,1

44,2

41,4

38,7

36,2

34,0

31,8

2,2

67,6

64,0

60,4

55,5

51,6

48,7

45,8

43,0

44,3

37,7

35,2

2,3

-

-

64,0

60,2

56,6

53,1

50,1

47,1

44,2

41,4

38,8

2,4

-

-

-

64,6

60,7

57,5

54,4

51,3

48,2

45,1

42,3

2,5

-

-

-

-

64,8

61,3

58,2

55,0

51,8

48,7

45,8

2,6

-

-

-

-

-

65,2

61,9

58,6

55,4

52,2

49,4

2,7

-

-

-

-

-

-

65,4

62,0

58,8

55,6

52,6

2,8

-

-

-

-

-

-

-

65,6

62,3

59,1

55,9

2,9

-

-

-

-

-

-

-

-

65,2

62,0

59,0


cu = 0,80 … 1,00


0,80

0,82

0,84

0,86

0,88

0,90

0,92

0,94

0,96

0,98

1,00

0,50

0,3

0,3

0,3

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,55

0,5

0,5

0,5

0,4

0,4

0,4

0,4

0,4

0,4

0,3

0,3

0,60

0,7

0,7

0,7

0,6

0,6

0,6

0,6

0,5

0,5

0,5

0,4

0,65

1,0

0,9

0,9

0,8

0,8

0,8

0,7

0,7

0,6

0,6

0,6

0,70

1,2

1,2

1,1

1,0

1,0

1,0

0,9

0,8

0,8

0,8

0,7

0,75

1,4

1,4

1,3

1,2

1,2

1,1

1,0

1,0

0,9

0,9

0,8

0,80

1,7

1,6

1,5

1,4

1,3

1,3

1,2

1,2

1,1

1,0

0,9

0,85

2,2

2,0

1,9

1,8

1,7

1,6

1,5

1,4

1,4

1,2

1,2

0,90

2,6

2,5

2,4

2,2

2,1

2,0

1,8

1,7

1,6

1,5

1,4

0,95

3,1

3,0

2,8

2,6

2,4

2,3

2,1

2,0

1,8

1,8

1,6

1,00

3,6

3,4

3,2

3,0

2,8

2,6

2,4

2,2

2,1

2,0

1,9

1,05

4,4

4,1

3,9

3,6

3,4

3,1

2,9

2,7

2,6

2,4

2,2

1,10

5,2

4,8

4,6

4,2

4,0

3,6

3,4

3,2

3,0

2,8

2,6

1,15

6,0

5,6

5,2

4,8

4,6

4,2

3,9

3,6

3,4

3,2

3,0

1,20

6,7

6,3

5,9

5,5

5,1

4,7

4,4

4,1

3,8

3,6

3,4

1,25

7,7

7,2

6,8

6,3

5,8

5,4

5,1

4,8

4,4

4,2

3,9

1,30

8,7

8,2

7,6

7,1

6,6

6,2

5,8

5,4

5,0

4,7

4,4

1,35

9,7

9,1

8,4

7,9

7,4

7,0

6,5

6,0

5,6

5,2

4,9

1,40

10,7

10,0

9,3

8,7

8,2

7,7

7,2

6,7

6,2

5,8

5,4

1,45

12,0

11,2

10,4

9,8

9,2

8,6

8,0

7,4

6,9

6,5

6,0

1,50

13,3

12,4

11,6

10,8

10,1

9,4

8,8

8,2

7,6

7,2

6,6

1,55

14,6

13,6

25,4

11,8

11,0

10,2

9,6

9,0

8,4

7,8

7,2

1,60

15,9

14,8

13,8

12,9

12,0

11,1

10,5

9,8

9,1

8,5

7,9

1,65

17,4

16,3

15,1

14,2

13,2

12,2

11,4

10,7

10,0

9,2

8,6

1,70

19,0

17,8

16,6

15,4

14,4

13,2

12,4

11,6

10,8

10,0

9,4

1,75

20,5

19,3

18,0

16,7

15,6

14,3

13,4

12,4

11,6

10,8

10,2

1,80

22,0

20,8

19,4

18,0

16,7

15,4

14,3

13,3

12,4

11,6

10,9

1,85

23,6

22,2

20,7

19,3

18,0

16,6

15,4

14,4

13,4

12,5

11,8

1,90

25,2

23,6

22,0

20,6

19,2

17,8

16,6

15,4

14,4

13,4

12,6

1,95

26,8

25,0

23,4

21,8

20,4

19,0

17,8

16,5

15,4

21,0

13,4

2,00

28,3

26,4

24,7

23,1

21,6

20,1

18,9

17,6

16,4

15,3

14,3

2,1

31,8

29,7

27,8

26,0

24,4

22,6

21,4

20,0

18,6

17,4

16,2

2,2

35,2

33,0

30,9

29,9

27,2

25,2

23,9

22,3

20,9

19,5

18,1

2,3

38,8

36,4

34,1

32,0

30,0

27,8

26,3

24,6

23,0

21,6

20,1

2,4

42,3

39,7

37,3

35,9

32,3

30,5

28,7

26,9

25,2

23,5

22,1

2,5

45,8

43,2

40,6

38,0

35,7

33,4

31,4

29,4

27,6

25,8

24,2

2,6

49,6

46,6

43,8

41,1

38,6

36,3

34,1

32,0

30,0

28,1

26,4

2,7

52,6

49,8

47,0

44,2

41,5

38,9

36,8

34,6

32,6

30,5

28,6

2,8

55,9

53,0

50,1

47,2

44,4

41,6

39,5

37,3

25,1

32,9

30,8

2,9

59,0

56,0

53,0

50,1

47,2

44,4

42,1

39,8

37,4

35,2

33,0

3,0

62,4

58,9

55,9

53,0

49,9

47,1

44,4

42,2

39,8

37,5

35,3



ПРИЛОЖЕНИЕ 5

Рекомендуемое


Доля (%) полной энергии ветра, утилизируемой ВЭУ в номинальном режиме регулирования

cu = 0,40 … 0,60


0,40

0,42

0,44

0,46

0,48

0,50

0,52

0,54

0,56

0,58

0,60

0,5

7,4

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

0,55

9,7

9,2

-

-

-

-

-

-

-

-

-

0,6

12,0

11,5

10,9

-

-

-

-

-

-

-

-

0,65

14,8

14,1

13,4

12,7

-

-

-

-

-

-

-

0,7

17,4

16,5

15,7

14,9

14,0

-

-

-

-

-

-

0,75

20,5

19,4

18,4

17,4

16,5

15,5

-

-

-

-

-

0,8

23,2

22,0

20,9

19,8

18,7

17,6

16,6

-

-

-

-

0,85

25,9

24,6

23,3

22,2

21,0

19,8

18,7

17,4

-

-

-

0,9

28,4

27,0

25,7

24,4

23,1

21,9

20,7

19,5

18,5

-

-

0,95

30,7

29,2

27,9

26,5

25,2

23,9

22,7

21,4

20,3

19,0

-

1,0

32,5

31,1

29,7

28,4

27,0

25,7

24,4

23,1

22,0

20,6

19,4

1,05

34,0

32,6

31,3

30,0

28,6

27,3

26,1

24,7

23,6

22,2

20,9

1,1

34,9

33,7

32,5

31,3

30,0

28,7

27,5

26,1

25,0

23,6

22,3

1,12

35,2

34,1

32,9

31,8

30,5

29,3

28,1

26,8

25,6

24,3

23,0

1,15

35,3

34,3

33,3

32,2

31,1

29,9

28,7

27,4

26,3

24,9

23,6

1,2

35,1

34,4

33,6

32,8

31,8

30,7

29,6

28,4

27,4

26,1

24,8

1,25

34,5

34,1

33,6

33,0

32,2

31,3

30,4

29,3

28,3

27,1

25,9

1,3

33,3

33,4

33,2

32,8

32,3

31,6

30,8

29,9

29,0

27,9

26,8

1,35

31,8

32,2

32,4

32,3

32,1

31,6

31,0

30,3

29,5

28,5

27,5

1,4

29,8

30,7

31,2

31,4

31,5

31,3

30,9

30,4

29,8

29,0

28,1

1,45

27,6

28,9

29,7

30,3

30,7

30,8

30,7

30,3

29,9

29,2

28,5

1,5

25,2

26,8

28,1

29,0

29,6

30,0

30,2

30,1

29,8

29,4

28,7

1,55

22,6

24,5

26,1

27,3

28,3

29,0

29,4

29,5

29,5

29,2

28,8

1,6

20,0

22,2

24,0

25,5

26,8

27,7

28,4

28,8

29,0

29,0

28,7

1,65

17,4

19,8

21,9

23,7

25,2

26,4

27,3

28,0

28,4

28,6

28,5

1,7

15,0

17,5

19,7

21,7

23,5

25,0

26,1

27,1

27,6

28,1

28,2

1,75

12,7

15,2

17,5

19,7

21,6

23,3

24,7

25,9

26,7

27,3

27,7

1,8

10,6

13,1

15,5

17,8

19,9

21,7

23,3

24,7

25,7

26,6

27,1

1,85

8,6

11,1

13,4

15,8

18,0

20,0

21,8

23,4

24,5

25,6

26,4

1,9

7,0

9,3

11,6

14,0

16,2

18,4

20,3

22,1

23,4

24,7

25,6

1,95

5,5

7,7

9,9

12,2

14,5

16,7

18,7

20,6

22,1

23,6

24,7

2,0

4,3

6,3

8,3

10,6

12,9

15,1

17,2

19,3

20,8

22,5

23,8

2,1

2,5

4,0

5,7

7,7

9,9

12,1

14,2

16,5

18,2

20,2

21,8

2,2

1,4

2,4

3,8

5,4

7,3

9,4

11,5

13,8

15,6

17,8

19,6

2,3

0,7

1,4

2,4

3,7

5,3

7,1

9,1

11,3

13,2

15,4

17,4

2,4

0,3

0,8

1,4

2,4

3,7

5,3

7,0

9,1

10,9

13,2

15,2

2,5

0,1

0,4

0,8

1,5

2,5

3,8

5,3

7,2

8,9

11,1

13,2

2,6

-

0,2

0,6

0,9

1,6

2,6

3,9

5,6

7,1

9,2

11,2

2,7

-

-

0,2

0,5

1,1

1,8

2,8

4,2

5,6

7,5

9,5

2,8

-

-

0,1

<