1. На главную
  2. Электронные версии
  3. Теплоэнергетика
  4. № 6, 2023

Теплоэнергетика, 2023, № 6, стр. 3-25

Исследование влияния климатической изменчивости на работу ветроэнергетических установок на территории России

Е. В. Федотова a, b, *, В. В. Клименко a, b, Ю. А. Козлова a, b

a Национальный исследовательский университет “Московский энергетический институт”
111250 Москва, Красноказарменная ул., д. 14, Россия

b Институт энергетических исследований РАН
117186 Москва, Нагорная ул., д. 31, корп. 2, Россия

* E-mail: evkasilova@gmail.com

Поступила в редакцию 01.07.2022
После доработки 24.11.2022
Принята к публикации 23.12.2022

Аннотация

Работа посвящена исследованию особенностей динамики скорости ветра в регионах России, в которых сосредоточены существующие и перспективные объекты ветровой энергетики. Для расчетов был использован массив данных реанализа последнего поколения ERA5 для периода 1950–2021 гг. Проведен анализ синхронности изменения скорости ветра на кросс-континентальных масштабах Северной Евразии. Показано, что характерный размер области синхронного изменения скорости ветра составляет сотни километров, при этом на тех территориях России, на которых в основном сосредоточена вводимая ветровая генерация, можно найти локации с несогласованным изменением скорости ветра. Выполнено эмпирическое исследование показателей работы ветроэнергетической установки (ВЭУ) в различных временных масштабах: от почасового до мультидекадного. Показано, что характерная изменчивость среднегодового коэффициента использования установленной мощности (КИУМ) ВЭУ составляет 10–20%. Изменения экстремальных значений КИУМ во всем рассмотренном периоде при этом оказываются в 2–3 раза больше. Осреднение по территории нивелирует эту величину до 10% в случае характерных значений и до 25–35% для экстремальных. Предложен коэффициент, позволяющий оценить суточную неравномерность выработки электроэнергии ВЭУ и дополнительный резерв мощности, который потребуется на протяжении выбранных суток, чтобы нивелировать влияние колебаний мощности ветроустановки. Показано, что на протяжении суток для ветроустановки характерны высокие значения коэффициента неравномерности, что с учетом специфики энергосистем на определенной территории означает повышение потребности в регулировочном резерве. Осреднение по всей территории каждого из рассмотренных регионов позволяет незначительно повысить “гарантированную” выработку ВЭУ и снизить ее суточную неравномерность. При этом выбор локаций с минимальными взаимными корреляциями скорости ветра оказывается для снижения суточной неравномерности практически столь же действенным, что и осреднение по обширной территории. Идентифицированы задачи, решение которых позволит упростить интеграцию ветровой генерации в энергосистемы России за счет минимизации рисков для надежности электроснабжения и оптимизации использования доступных возможностей повышения ее гибкости.

Ключевые слова: ветроэнергетика, изменение и изменчивость климата, скорость ветра, климатические сценарии, надежность электроснабжения, коэффициент использования установленной мощности

Список литературы

  1. GWEC Global Wind Report 2022. Brussels, Belgium, GWEC, 2022.

  2. Официальный сайт Администратора торговой системы оптового энергетического рынка. www. atsenergo.ru.

  3. Бутузов В.А., Безруких П.П., Елистратов В.В. Развитие возобновляемой энергетики России в XX–XXI веках // Энергия: экономика, техника, экология. 2022. № 2. С. 54–63. https://doi.org/10.7868/S0233361922020070

  4. Безруких П.П. К истории развития возобновляемой энергетики России и её современное состояние // Вестник МЭИ. 2022. № 4. С. 11–18. https://doi.org/10.24160/1993-6982-2022-4-11-18

  5. Климатические факторы возобновляемых источников энергии / В.В. Елистратов, Е.М. Акентьева, М.М. Борисенко, Н.В. Кобышева, Г.И. Сидоренко, В.В. Стадник; под ред. В.В. Елистратова, Н.В. Кобышевой, Г.И. Сидоренко. СПб.: Наука, 2010.

  6. Wind and solar PV technical potentials: Measurement methodology and assessments for Russia / B. Ermolenko, G. Ermolenko, Y. Fetisova, L. Proskuryakova // Energy. 2017. No. 10. P. 1001–1012. https://doi.org/10.1016/j.energy.2017.02.050

  7. Стадник В.В., Елистратов В.В. Возобновляемые энергетические ресурсы // Труды Главной геофизической обсерватории им. А.И. Воейкова. 2014. № 574. С. 179–223.

  8. Elistratov V., Bogun L., Kasina V. Development of a geoinformation system for the design of wind power facilities in the Russian Arctic conditions // IOP Conf. Ser.: Earth Environ. Sci. 2019. V. 302. P. 012064. https://doi.org/10.1088/1755-1315/302/1/012064.

  9. Габдерахманова Т.С., Попель О.С. Результаты анализа конкурентоспособности фотоэлектрических систем микрогенерации в условиях Российской Федерации // Докл. Академии наук. 2019. Т. 486. № 5. С. 543–546.

  10. Сибгатуллин А.Р., Елистратов В.В. Оптимизация состава оборудования на основе возобновляемых источников энергии в системах электроснабжения автономных потребителей небольшой мощности // Альтернативная энергетика и экология: Междунар. науч. журн. 2016. № 23–24. С. 51–67. https://doi.org/10.15518/isjaee.2016.23-24.051-067

  11. Тягунов М.Г. Оптимизиция структуры распределенных энергосистем с установками возобновляемой энергетики // Материалы IV Междунар. конгресса REENCON-XXI. Сколково, 5–6 июня 2018 г. М.: ОИВТ РАН, 2018. С. 193–195.

  12. Игнатьев Е.В., Дерюгина Г.В., Тягунов М.Г. Исследование возможности проведения компенсирующего регулирования оффшорными ветроэлектростанциями // Новое в российской электроэнергетике. 2019. № 4. С. 49–58.

  13. Wohland J., Brayshaw D., Pfenninger S. Mitigating a century of European renewable variability with transmission and informed siting // Environ. Res. Lett. 2021. V. 16. Is. 6. P. 064026. https://doi.org/10.1088/1748-9326/abff89

  14. Veselov F., Pankrushina T., Khorshev A. Comparative economic analysis of technological priorities for low-carbon transformation of electric power industry in Russia and the EU // Energy Policy. 2021. V. 156. P. 112409. https://doi.org/10.1016/j.enpol.2021.112409

  15. Calculating the sequence of stationary modes in power distribution networks of Russia for wide-scale integration of renewable energy based installations / P.V. Ilyushin, O.V. Shepovalova, S.P. Filippov, A.A. Nekrasov // Energy Rep. 2021. V. 7. No. 12. P. 308–327. https://doi.org/10.1016/j.egyr.2021.07.118

  16. The role of hydro power, storage and transmission in the decarbonization of the Chinese power system / H. Liu, T. Brown, G. Andresen, D. Schlachtberger, M. Greiner // Appl. Energy. 2019. V. 239. P. 1308–1321. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2019.02.009

  17. Interannual weather variability and the challenges for Great Britain’s electricity market design / P. Coker, H. Bloomfield, D. Drew, D. Brayshaw // Renewable Energy. 2020. No. 150. P. 509–522. https://doi.org/10.1016/j.renene.2019.12.082

  18. Duan L., Ruggles T., Caldeira K. Electricity systems in the limit of free solar photovoltaics and continent-scale transmission // iScience. 2022. V. 25. No. 4. P. 104–108. https://doi.org/10.1016/j.isci.2022.104108

  19. Opening the black box of energy modelling: Strategies and lessons learned / S. Pfenninger, L. Hirth, I. Schlecht, E. Schmid, F. Wiese, T. Brown, C. Davis, M. Gidden, H. Heinrichs, C. Heuberger, S. Hilpert, U. Krien, C. Matke, A. Nebel, R. Morrison et al. // Energy Strat. Rev. 2018. V. 19. No. 9. P. 63–71. https://doi.org/10.1016/j.esr.2017.12.002

  20. Morrison R. Energy system modeling: Public transparency, scientific reproducibility, and open development // Energy Strat. Rev. 2018. No. 20. P. 49–63. https://doi.org/10.1016/j.esr.2017.12.010

  21. Brown T., Horsch J., Schlachtberger D. PyPSA: Python for power system analysis // J. Open Res. Software. 2018. V. 6. Is. 1. Article 4. https://doi.org/10.5334/jors.188

  22. Quantifying the increasing sensitivity of power systems to climate variability / H. Bloomfield, D. Brayshaw, L. Shaffrey, P. Coker, H. Thornton // Environ. Res. Lett. 2016. V. 11. No. 12. P. 124025. https://doi.org/10.1088/1748-9326/11/12/124025

  23. Hilbers A., Brayshaw D., Gandy A. Importance subsampling: improving power system planning under climate-based uncertainty // Appl. Energy. 2019. V. 251. P. 113114. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2019.04.110

  24. Geophysical constraints on the reliability of solarand wind power in the United States / R. Shaner, S.J. Davis, N. Lewis, K. Caldeira // Energy Environ. Sci. 2018. V. 11. No. 4. P. 914–925. https://doi.org/resolver.caltech.edu/CaltechAUTHORS: 20180509-093355674

  25. The influence of weather regimes on European renewable energy production and demand / K. Van Der Wiel, H. Bloomfield, R. Lee, L. Stoop, R. Blackport, J. Screen, F. Selten // Environ. Res. Lett. 2019. V. 14. Is. 9. P. 094010. https://doi.org/10.1088/1748-9326/ab38d3

  26. Ruggles T., Caldeira K. Wind and solar generation may reduce the inter-annual variability of peak residual load in certain electricity systems // Appl. Energy. 2022. V. 305. No. 11. P. 117773. https://doi.org/j.apenergy.2021.117773

  27. Impacts of heat decarbonization on system adequacy considering increased meteorological sensitivity / M. Deakin, H. Bloomfield, D. Greenwood, S. Sheehy, S. Walker, P.C. Taylor // Appl. Energy. 2021. V. 298. No. 12. P. 117261. https://doi.org/j.apenergy.2021.117261

  28. Sunny windy sundays / D.J. Drew, P.J. Coker, H.C. Bloomfield, D.J. Brayshaw, J.F. Barlow, A. Richards // Renewable Energy. 2019. V. 138. P. 870–875. https://doi.org/j.renene.2019.02.029

  29. Косьмина Е.В., Воропай Н.И. Анализ причин снижения гибкости электроэнергетических систем и мероприятий по ее повышению // Сб. трудов 92‑го Междунар. науч. семинара “Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики”. Вып. 71. Кн. 1. Иркутск: ИСЭ-М СО РАН, 2020. С. 407–417.

  30. Исследование балансовой надежности и обоснование резервов генерирующей мощности перспективных схем развития электроэнергетических систем / Д.С. Крупенев, Г.Ф. Ковалев, Д.А. Бояркин, Д.В. Якубовский, Л.М. Лебедева // Энергоснабжение. 2020. № 6 (63). С. 40–44.

  31. Installed capacity optimization of autonomous photovoltaic systems under energy service contracting / D.N. Karamov, I.M. Minarchenko, A.V. Kolosnitsyn, N.V. Pavlov // Energy Convers. Manage. 2021. V. 240. P. 114256. https://doi.org/10.1016/j.enconman.2021.114256

  32. Kudelin A., Kutcherov V. Wind energy in Russia: The current state and development trends // Energy Strategy Rev. 2021. V. 34. P. 100627. https://doi.org/10.1016/j.esr.2021.100627

  33. Neumann F., Brown T. The near-optimal feasible space of a renewable power system model // Electr. Power Syst. Res. 2021 V. 190. P. 106690. https://doi.org/10.1016/j.epsr.2020.106690

  34. Observed and global climate model based changes in wind power potential over the northern hemisphere during 1979–2016 / Q. Tian, G. Huang, K. Hu, D. Niyogi // Energy. 2019. V. 167. Is. C. P. 1224–1235. https://doi.org/10.1016/j.energy.2018.11.027

  35. ГОСТ Р 58057-2018. Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Планирование развития энергосистем. Общие требования. М.: Стандартинформ, 2018.

  36. Бык Ф.Л., Илюшин П.В., Мышкина Л.С. Особенности и перспективы развития распределенной энергетики в России // Изв. вузов. Электромеханика. 2021. Т. 64. № 6. С. 78–87.

  37. Optimal sizing of residential battery systems with multi-year dynamics and a novel rainflow-based model of storage degradation: An extensive Italian case study / D. Fioriti, L. Pellegrino, G. Lutzemberger, E. Micolano, D. Poli // Electr. Power Syst. Res. 2022. V. 203. No. 1–2. P. 107675. https://doi.org/10.1016/j.epsr.2021.107675

  38. Технология комбинированной генерации энергии тепловыми и ветровыми электростанциями / С.В. Жарков, В.А. Стенников, И.В. Постников, А.В. Пеньковский // Энергобезопасность и энергосбережение. 2017. № 3. С. 8–14.

  39. Some generalizations of an analysis of 2016–2017 blackouts in the unified power system of Russia / N.I. Voropay, D.N. Efimov, A.B. Osak, M.V. Chulyukova // Energy Syst. Res. 2020. V. 3. No. 2. P. 5–12. https://doi.org/10.38028/esr.2020.02.0001

  40. Симонов А.В., Илюшин П.В. Методика и алгоритм проверки параметров настройки функции LVRT ветроэнергетических установок ветровых электростанций при их интеграции в ЕЭС России // Релейная защита и автоматизация. 2022. № 1(46). С. 72–81.

  41. Evaluation of northern hemisphere surface wind speed and wind power density in multiple reanalysis datasets / H. Miao, D. Dong, G. Huang, K. Hu, Q. Tian, Y. Gong // Energy. 2020. V. 200. No. 7. P. 117382. https://doi.org/10.1016/j.energy.2020.117382

  42. Мохов И.И. Особенности формирования летней жары 2010 г. на европейской территории России в контексте общих изменений климата и его аномалий // Изв. РАН. Физика атмосферы и океана. 2011. Т. 47. № 6. С. 709–716.

  43. WEB-система удаленного доступа к ЯОД-архивам ЕГФД (WEB АИСОРИ М) Всероссийского научно-исследовательского института гидрометеорологической информации – Международного центра данных. Режим доступа: meteo.ru.

  44. The ERA5 Global Reanalysis / H. Hersbach, B. Bell, P. Berrisford, S. Hirahara, A. Horányi, J. Muñoz-Sabater, J. Nicolas, C. Peubey, R. Radu, D. Schepers, A. Simmons, C. Soci, S. Abdalla, X. Abellan, G. Balsamo et al. // Q. J. Royal Meteorol. Soc. 2020. No. 146. P. 1999–2049. https://doi.org/10.1002/qj.3803

  45. Воропай Н.И., Подковальников С.В. От локальных электроэнергетических систем к глобальному энергетическому объединению: концепции, технологии, проблемы // Материалы 12-й Междунар. конф. “Управление развитием крупномасштабных систем MLSD2019”. Москва, 1–3 октября 2019 г. / под ред. С.Н. Васильева, А.Д. Цвиркуна. М.: Ин-т проблем управления им. В.А. Трапезникова РАН, 2019.

  46. Geophysical constraints on the reliability of solar and wind power worldwide / D. Tong, D. Farnham, L. Duan, Q. Zhang, N. Lewis, K. Caldeira, S. Davis // Nat. Commun. 2021. V. 12. No. 1. P. 1–12. https://doi.org/10.1038/s41467-021-26355-z

  47. Hess D. The value of a dispatchable concentrating solar power transfer from Middle East and North Africa to Europe via point-to-point high voltage direct current lines // Appl. Energy. 2018. V. 221. P. 605–645. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2018.03.159

  48. Long-term changes in offshore wind power density and wind turbine capacity factor in the Iberian Peninsula (1900–2010) / S. Carreno-Madinabeitia, G. Ibarra-Berastegi, J. Saenz, A. Ulazia // Energy. 2021. V. 226. P. 120364. https://doi.org/10.1016/j.energy.2021.120364

  49. Towards global validation of wind power simulations – A multi-country assessment of wind power simulation from MERRA-2 and ERA-5 reanalyses bias-corrected with the global wind atlas / K. Gruber, P. Regner, S. Wehrle, M. Zeyringer, J. Schmidt // Energy. 2021. V. 238. P. 121520. https://doi.org/10.1016/j.energy.2022.121520

  50. How well do atmospheric reanalyses reproduce observed winds in coastal regions of Mexico? / S.R. Thomas, S. Nicolau, O. Martinez-Alvarado, D.J. Drew, H.C. Bloomfield // Meteorol. Appl. 2021. V. 28. Is. 5. E2023. https://doi.org/10.1002/met.2023

  51. Evaluation of the near-surface climate of the recent global atmospheric reanalysis for Qilian Mountains, Qinghai-Tibet Plateau / B. Huai, J. Wang, W. Sun, Y. Wang, W. Zhang // Atmos. Res. 2021. V. 250. P. 105401. https://doi.org/10.1016/j.atmosres.2020.105401

  52. Геоинформационная система “Возобновляемые источники энергии России”: проект. Режим доступа: gisre.ru.

  53. Bokde N., Feijoo A., Villanueva D. Wind turbine power curves based on the Weibull cumulative distribution function // Appl. Sci. 2018. V. 8. No. 10. P. 1–18. https://doi.org/10.3390/app8101757

  54. Wohland J., Folini D., Pickering B. Wind speed stilling and its recovery due to internal climate variability // Earth Syst. Dyn. 2021. V. 12. P. 1239–1251. https://doi.org/10.5194/esd-2021-29

  55. Клименко В.В., Федотова Е.В. Долговременные перспективы развития ветроэнергетики России в условиях ожидаемых изменений климата // Теплоэнергетика. 2020. № 6. С. 6–20. https://doi.org/10.1134/S0040363620060053

  56. Staffell I., Pfenninger S. Using bias-corrected reanalysis to simulate current and future wind power output // Energy. 2016. V. 114. P. 1224–1239. https://doi.org/10.1016/j.energy.2016.08.068

  57. Илюшин П.В. Разработка технических требований к генерирующим установкам распределенных источников энергии в условиях трансформации электроэнергетических систем // Сб. трудов 92-го Междунар. науч. семинара “Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики”. Вып. 71. Кн. 1. Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2020. С. 29–38.

  58. Фаворский О.Н., Батенин В.М., Филиппов С.П. Развитие энергетики: выбор стратегических решений и их реализация // Вестник РАН. 2020. Т. 90. № 5. С. 415–424.

  59. Изменение ветрового режима на территории России и аварийность воздушных линий электропередач / В. В. Клименко, О. Е. Кондратьева, А. Г. Терешин, Е.В. Федотова, О.А. Локтионов, Е.М. Воронкова // Докл. РАН. Физика, технические науки. 2021. Т. 497, № 1. С. 57–64.https://doi.org/10.31857/S2686740021020048

  60. СТО 59012820.27.010.001-2018. Резервы активной мощности Единой энергетической системы России. Определение объемов резервов активной мощности при краткосрочном планировании. М.: АО “Системный оператор Единой энергетической системы”, 2018.

Дополнительные материалы

скачать ESM.zip
Приложение 1. Рис. 1. - Рис. 8. Таблица 1

Инструменты

следующая статья выпуска содержание выпуска

Теплоэнергетика

Архивы выпусков Информация о журнале Отправить рукопись в журнал