Известия РАН. Энергетика, 2020, № 3, стр. 33-59

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность данного исследования обусловлена:

– необходимостью повышения автономности, надежности, экономичности, экологической безопасности и снижения потребления дизельного топлива (ДТ) при энергоснабжении изолированных от централизованных энергосетей потребителей в арктических и северных регионах России;

– отсутствием на российском и мировом рынках ВЭУ, эффективно работающих в ВКУ Арктики и Крайнего Севера, – основного бестопливного источника энергии в богатых ветровыми ресурсами регионах;

– наличием у авторов научного задела в разработках АркВЭУ разных типов.

Основным источником ЭЭ в изолированных от энергосетей северных регионах РФ в настоящее время являются дизельные электростанции (ДЭС). По оценке Российского Энергетического Агентства на арктических, северных и приравненных к северным территориях действуют ~900 ДЭС, вырабатывающих до 2.5 млрд кВт·ч ЭЭ в год, и потребляя свыше 1 млн т ДТ [1, 2].

Проблемами энергоснабжения населенных пунктов и промышленных объектов в Арктических и удаленных северных регионах РФ являются:

– высокая себестоимость ЭЭ ДЭС (до 150 руб./кВт·ч в удаленных пунктах [1, 3]);

– изоляция большей части населенных пунктов, обусловленная их удаленностью, труднодоступностью и дороговизной доставки грузов и топлива;

– удаленность производств традиционных топливных ресурсов;

– дефицит квалифицированного персонала;

– экологические загрязнения, в том числе тарой из-под топлива и различных масел. Выбросы в атмосферу продуктов сгорания топлива на ДЭС составляют до 40 млн т/год углекислого газа, 80 тыс. т окисей серы, 600 тыс. т окислов азота, нанося значительный ущерб окружающей среде и здоровью населения;

– физический износ большой части ДЭС, снижающий надежность и эффективность энергоснабжения и требующий избыточного расхода топлива.

Большую часть проблем энергоснабжения в труднодоступных и удаленных Арктических и северных регионах России могли бы решать бестопливные источники энергии, основными из которых в богатых ветровыми ресурсами регионах российских “Северов” и Арктики являются ВЭУ [2, 3]. Представление о величине и ценности ветровых ресурсов и их распределении на территории России дает приведенная на рис. 1 карта, построенная по авторской методике по данным многолетних измерений параметров атмосферы в приземном слое на государственной сети метеорологических (МС) и аэрологических (АС) станций СССР и РФ [3].

Рис. 1.

Карта распределения на территории РФ удельной мощности ветра на высоте 50 м.

Удельная мощность ветра на высоте 50 м является общепринятым в мире критерием практической ценности ВЭР, согласно которому при среднегодовых значений W ≥ ≥ 400 Вт/м² ВЭР считаются достаточно пригодными для эффективного практического использования, а территории со среднегодовой W ≥ 700 Вт/м² считаются очень перспективными для использования ВЭС [3].

Из рисунка 1 следует, что условия для эффективного использования ВЭП (при W > > 400 Вт/м²) выполняются на относительно малой (<10%) площади в основном малонаселенной арктической и дальневосточной территории вдоль северных и восточных морских границ РФ. Но строительству и эффективному использованию ВЭУ в Арктике препятствуют в том числе неблагоприятные для работы и эксплуатации ВЭУ экстремальные ВКУ и сложные для их строительства геологические и гидрологические условия. Определение количественных характеристик и способов преодоления перечисленных препятствий для использования ВЭУ в условиях российской Арктики и Крайнего Севера и явилось целью проведенного исследования.

Рис. 2.

Расположение энергокомплексов на базе ВЭУ на Аляске в 2015 г.

При этом важнейшей задачей исследования явилось установление технических требований к разрабатываемым российским АркВЭУ в части:

– необходимых температурных диапазонов работы и эксплуатации ВЭУ;

– скоростных диапазонов работы, эксплуатации и сохранности ВЭУ;

– обеспечения работоспособности и сохранности ВЭУ при высоко вероятных гололедо-изморозевых и снеговых отложениях (ГИО);

– обеспечения работоспособности и долговечности ВЭУ при высокой влажности и солености (при их эксплуатации в приморских районах);

– возможностей строительства ВЭС и сложных ремонтных работ в условиях вечной мерзлоты, высокой в ряде регионов сейсмичности, высокого снежного покрова в холодный период года и заболоченности летом.

Большинство результатов решения приведенных выше задач получены авторами в ходе многолетних (2014–2019 гг.) исследований по Программам РАН “Поисковые фундаментальные научные исследования в интересах развития арктической зоны Российской Федерации” и “Арктика – научные основы новых технологий освоения, сохранения и развития”.

ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ ОПЫТ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ВЭУ В АРКТИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ

Первые в мире ВЭС в Арктике были построены в 1930–40-е годы в СССР вдоль Северного Морского пути, часть которых проработала до 10 лет. Базовыми для них были ВЭУ Д-18 мощностью 50 кВт разработки ЦАГИ.

В новое время в России были построены Воркутинская (годы работы 1994–2003) и Анадырьская (2002–2017) ВЭС установленной мощности 1.5 и 2.5 МВт соответственно, обе на базе ВЭУ АВЭ-250 отечественной (СССР) разработки и производства на заводе ЮжМаш [3]. При их строительстве и эксплуатации отработано множество инновационных технологических решений, и получен богатый отечественный опыт проектирования, строительства и эксплуатации ВЭУ, специализированных под российские арктические условия.

Неудачи использования первых арктических отечественных ВЭС во многом были связаны с установкой ВЭУ, специально не подготовленных для экстремальных климатических условий, в местах с сильными штормовыми и шквалистыми ветрами (на побережьях) и экстремально низкими для ВЭУ температурами (до –60°С и ниже), при которых велики риски поломок, неэффективной эксплуатации и трудностей ремонтно-восстановительных работ. Неудачен также опыт установки ВЭУ в местах со слабыми ветрами, где большая часть вырабатываемой ими ЭЭ тратится на эксплуатацию ВЭУ.

МИРОВОЙ ОПЫТ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ВЭУ В АРКТИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ

Помимо России, к арктическим странам относятся Дания (с Гренландией), Канада, Норвегия, Финляндия, Швеция и США (с Аляской), имеющие значительный опыт и успехи в развитии и использовании ВЭС [6–12]. Так, Дания является мировым лидером по установленной мощности ВЭУ на душу населения. В среднем ВЭС Дании обеспечивают до 40% потребностей страны в ЭЭ, а в периоды высокой ветровой активности – до 80%. Однако, за редким исключением (гренландские проекты ВДК в Эгедесминне, Айсмитте, Тобине), ее электроснабжение обеспечивается централизованными энергосистемами, основу которых составляют мощные (до 10 МВт) ВЭУ, а опыт использования автономных ВЭС и ВДК носит единичный и экспериментальный характер.

Опыт использования ВЭУ в составе ВДК для автономного энергоснабжения северных территорий имеет Канада, где использование ВЭУ для выработки ЭЭ оправдано экономически и экологически [9]. Согласно опыту проектов ВДК в Клайд и Норман-Уэлсе, основным препятствием в использовании ВЭУ на Севере Канады является неприспособленность большинства предлагаемых мировым рынком ВЭУ к ВКУ севера и сложность их эксплуатации.

ОПЫТ РЕАЛИЗАЦИИ ВЕТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ПРОЕКТОВ НА АЛЯСКЕ

В настоящее время лидером использования ВЭУ в Арктике является Аляска (самый северный штат США). Большинство населенных пунктов Аляски изолированы от крупных электросетей и основой их энергоснабжения являются ДЭС. В штате приняты законы, согласно которым, к 2025 г. 50% ЭЭ Аляски должно вырабатываться на ВИЭ, из которых вторым (после ГЭС) по суммарной установленной мощности являются ВЭУ. Использованию ВЭУ в изолированных от централизованного энергоснабжения районах Аляски способствовали рост цен на ДТ, развитие их технологий и наличие в ряде районов Аляски богатых ветровых ресурсов [14]. Ветроэнергетика на Аляске развивается устойчивыми темпами (табл. 1) и находится на втором месте среди возобновляемых источников энергии по суммарной установленной мощности (≈70 МВт в 2017 г.) после гидрогенерации (≈120 МВт).

На рисунке 2 приведена карта расположения разрабатываемых и реализованных на Аляске энергетических комплексов на базе ВЭУ [15]. В 2011 г. на Аляске было реализовано ≈20 проектов (в основном ВДК) суммарной установленной мощности ≈9 МВт, и ≈10 проектов находилось в разработке. Большинство ВЭУ и ВДК введено в западных (прибрежных) и южных районах Аляски.

Возведение ВЭУ и ВДК на Аляске существенно затруднялось факторами экономической эффективности в условиях холодного климата арктического климата (низкими температуры, пр.) [13–15, 17]. Как следствие этого, многие анонсированные и разработанные в 2010-х гг. проекты ВДК в континентальных и северных областях Аляски (районы Барроу, Фэрбенкс) оказываются не реализованными до сих пор.

Развитием и эксплуатацией традиционных ДЭС, ВДК и ВЭУ на Аляске занимается до двух десятков организаций и компаний. Финансовое обеспечение проектов ВИЭ всех видов, в том числе ВДК, осуществляется из федерального и региональных бюджетов и грантами различных фондов.

К 2017 г. на Аляске было реализовано и работало до 40 автономных энергокомплексов на базе ВЭУ и ВДК [13]. Ряд из них проходят испытания и отладку и еще не представлены данными технического, эксплуатационного и экономического характера. При анализе за основу авторами взяты данные проектов ВЭУ и ВДК Аляски, введенных до 2014 г. и имеющих длительную эксплуатацию (табл. 2). Технические характеристики ВЭУ – ветроэнергетической основы ВДК на Аляске, приведены в табл. 3.

Энергетическая и техническая эффективность ВДК определяется во многом энергетическим, техническим и эксплуатационным совершенством ВЭУ, а также ветровыми ресурсами в местах их использования и ВКУ, ограничивающими функционирование ВЭУ.

Мерами адаптации ВЭУ к арктическому климату Аляски используются системы терморегулирования гондол и размещение силового, электронного оборудования в закрытых утепленных помещениях, а для борьбы с ГИО – системы электроподогрева управляющих анемометров; нанесение ледофобных покрытий на лопасти ВЭУ; покраску лопастей ВЭУ в белый цвет.

В части борьбы с влаго-солевой коррозией используются гальваническая обработка стальных конструкций или покраска стальных конструкций защитной гидрофобной краской.

Особенностями систем и конструкций ВЭУ, установленных на Аляске, является использование:

– систем регулирования мощности ВЭУ как по схеме Pitch, так и Stall-регулирования;

– преимущественно схем Direct Drive в конструкции привода магнитоэлектрических электрогенераторов. Данная особенность во многом объяснима монопольным положением компании ‒ производителя ВЭУ Northen Power Systems (NPS), основанном на многолетнем (с 1989 года по настоящее время) опыте, административном и финансовом ресурсах и, как следствие, наибольшим представительством на территории Аляски серийно выпускаемых ими ВЭУ. Однако в ВДК Аляски также находят применение и ВЭУ с мультипликаторами и синхронными, асинхронными и асинхронизированными генераторами;

– систем ориентации на ветер ветроколес (ВК) ВЭУ как пассивной с размещением ВК за башней (ВЭУ NW100 первых поколений, EW50), так и активной на базе управляющего анемометра с электроприводом;

– башен и решетчатого, и трубного типа (последних за счет массовой установки ВЭУ моделей NW100 последних поколений);

– монтажа ВЭУ в основном бескранового типа с помощью комплектующих ВЭУ гидроподъемников и систем типа “журавль”.

Экономическая эффективность ВДК зависит от количественных характеристик ВЭП (скорости и удельной мощности ветра) и степени замещения ДЭС за счет ВЭУ. Последняя определяется как доля выработки ВЭУ от всей выработки ВДК (замещение выработки) и как экономия ДТ за счет ВЭУ (замещение топлива). По этим показателям ВДК подразделяются на три типа: с малой, средней и высокой степенью замещения. В ВДК с малым замещением ДГУ постоянно вырабатывает ЭЭ, но часто со сниженной нагрузкой за счет ВЭУ. Вся выработка ВЭУ используется для покрытия нагрузки [17]. Среднегодовое замещение выработки ДГУ – до 20% с экономией ДТ до 15%. ВДК с малым замещением характеризуется относительно низкими капзатратами и несложной системой управления. Замещение выработки ДГУ у ВДК со средним замещением составляет от 20 до 50% с экономией топлива от 15 до 50%. У ВДК с высоким замещением доля выработки ВЭУ составляет от 50 до 150% с экономией топлива от 50 до 90%. Для них предусматриваются возможности выключения ДЭС при покрытии нагрузки мощностью ВЭУ. ВДК со средним и высоким замещением оснащаются сложными и дорогими системами управления.

При проектировании ВДК со средним и высоким замещением предусматриваются меры по предотвращению работы ДЭС с мощностью ниже допустимой при большой мощности ВЭУ. К ним относятся сброс части мощности ВЭС в тепловые или электрические аккумуляторы или ее использование для производства водорода, сжатого воздуха, пр.

Нововведением на ВДК, разработанных и реализованных на Аляске в 2011–2015 гг., явились технологии SmartGrid, позволившие увеличить годовую экономию ДТ на 10% и более [14, 17].

Разные уровни замещения требуют различных уровней технической поддержки и капитальных затрат. С точки зрения эксплуатации ВДК с низкой долей замещения, как правило, более надежны, чем ВДК с высокой долей замещения. Хотя ряд источников отмечают и исключения. Так, эксплуатация ВДК с низкой долей замещения в Коцебу, Номе и Селавике сопряжена со трудностями, обусловленными невысоким качеством ВЭУ и, как следствие, увеличенной частотой и длительностью технических и ремонтных простоев.

Согласно опыту Аляски важнейшими условиями эффективного использования ВЭУ в составе ВДК являются техническая надежность и энергетическая эффективность ВЭУ (при наличия высокого ВЭП), обеспечиваемые качественным их проектированием и производством и опытом разработчиков и производителей. Обеспечение устойчивой, надежной и экономичной работы и заявленного ресурса работающего ВДК требует регулярного и квалифицированного регламентного, технического и ремонтного обслуживания. Важнейшим для обеспечения эффективности ВДК является этап ввода в эксплуатацию – обычно двухлетний период “приработки” ВЭУ и, соответственно, ВДК в целом, когда ВЭУ еще не вышла на заявленный производителями эффективный эксплуатационный и рабочий режим.

В ряде источников отмечен риск использования в проектах ВЭУ низкого технического качества, связанного с их недоработкой (обусловленной, как правило, недостаточными испытаниями и их пост испытательной доводкой) или конструкционными ошибками, заложенными при проектировании. Так, работа ВДК в Коцебу, Номе, Уэльсе и Селавике затруднена проблемами эксплуатации ВЭУ EW50 (производства Entegrity), требующими постоянного обслуживания специализированными организациями [17]. Известны также случаи неэффективного использования ВЭУ в недопустимых для них ВКУ.

Ранние демонстрационные проекты ВЭУ весьма часто сопровождались неудачами. Так, на ВЭУ в Saint Paul дважды заменялись редуктора из-за их поломок при низкой температуре; у ВЭУ в Kotzebue по той же причине многократно выходила из строя тормозная система ветроколеса; фундаменты ВЭУ, устанавливаемой в прерывистой вечной мерзлоте, оказываются многократно сложнее в техническом исполнении и дороже обычных и т.д.

Установка ВЭУ часто требует модернизации других электрических систем. Так энергосистема и инфраструктура поселка Wales была полностью перестроена при добавлении к ней ВЭУ, включая строительство дорог и ЛЭП, с соответствующими существенными затратами.

С развитием технологий и накопление опыта эксплуатации ВДК в сложных ВКУ растет их энергетическая и экономическая эффективность. Так, эффективность и надежность ВДК новых поколений в Kodiak и Toksook Bay значительно выше, чем у первых экспериментальных и демонстрационных проектов. Высокая эффективность достигается использованием избыточной (над нагрузкой) мощности ВЭУ для отопления.

ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ВДК НА АЛЯСКЕ

Проекты ВДК, реализованные в удаленных районах Аляски до 2014 года, сильно различались по установленной мощности ВЭУ (от 24 кВт в Перривилле до 9000 кВт на острове Кадьяк) и удельным капитальным затратам (от 4000 до 15 000 USD/кВт при среднем ≈9600 USD/кВт), при этом на ВДК в районах с развитой дорожной сетью они составляли ≈3100 USD/кВт. Экономическая эффективность ВДК возрастала с ростом масштабов проекта и при использовании избыточной мощности ВЭУ для теплоснабжения.

Принципиально важным для инвесторов и владельцев ВЭУ и ВДК является себестоимость ЭЭ, вырабатываемой ВЭУ, в сравнении с ее получением от ДЭС. Согласно проведенному обзору, диапазон себестоимости ЭЭ, получаемой от ВЭУ в рассмотренных проектах Аляски, составляет от 0.07 USD/(кВт · ч) для крупной системы в проекте ВЭС на острове Kodiak до 0.5 USD/(кВт · ч) в ранних демонстрационных проектах [14], при этом затраты на обслуживание и эксплуатацию ВЭУ в составе ВДК составляют от 0.04 до 0.08 USD/(кВт · ч). Средняя себестоимость ЭЭ ВЭУ, во введенных в 2010-х гг., составляла ≈0.14 USD/(кВт · ч), что сопоставимо с себестоимостью ЭЭ ДГУ при стоимости ДТ 0.5 USD/л. Средние цены на ДТ на Аляске в 2010–2015 гг. составляли от 1 до 2 USD/л, а средняя себестоимость ЭЭ всех ДЭС Аляски (без ВЭУ) составляла ≈0.23 USD/(кВт · ч) при цене ДТ ≈ 2 USD/л [14].

При этом тарифы на ЭЭ для потребителей на Аляске варьируются от 0.32 до 0.5 USD/кВт · ч и более из расчета 20-летнего ресурса проекта.

Наиболее низкая себестоимость ЭЭ ВДК (≤0.10 USD/(кВт · ч)) соответствует энергокомплексам с высоким уровнем замещения (Kodyak и Sant Paul). К_ИУМ ВЭУ обоих проектов превышает 30% благодаря высокой энергетической эффективности ВЭУ и высокому ВЭП в местах их размещения. Эти проекты подтверждают факт снижения стоимости ЭЭ ВДК с высоким уровнем замещения за счет роста экономии ДТ при более высоких капитальных затратах. Так, себестоимость ЭЭ ВДК со средним замещением на базе высокоэффективных ВЭУ марки NW 100 компании NPS даже с высокими на них капитальными затратами, составляет ≈0.25 USD/(кВт · ч).

Согласно большинству источников, для возмещения дополнительных затрат на интеграцию ВЭУ в автономные энергокомплексы Аляски уровень замещения суммарной выработки ВДК за счет выработки ВЭУ при имеющихся ценах на ДТ должен составлять не менее 40%. Уровень же замещения большинства работающих ВДК Аляски пока ниже 25%.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ АНАЛИЗА ОПЫТА АЛЯСКИ

Выбранная в качестве объекта анализа Аляска является регионом передового в мире развития автономного энергоснабжения на базе ВЭУ и ВДК. Развитию и применению ВЭУ на Аляске способствовали развитие их технологий, рост цен на ДТ, наличие в ряде районов Аляски высокого ВЭП, эффективная политическая и экономическая поддержка проектов ВИЭ федеральной и региональной властью и частным бизнесом.

Развитие на Аляске ВДК на базе ВЭУ идет в направлении роста замещения ими потребляемой мощности (до 80%) и ДТ (до 70%) и полезного использования избыточной мощности ВЭУ в системах теплового аккумулирования, а также в направлении использования элементов технологий SmartGrid для повышения эффективности совместной работы ВЭУ, ДГУ и систем аккумулирования энергии и электрической нагрузки.

Основная часть энергокомплексов на базе ВЭУ и ВДК расположена в районах с высоким ВЭП с холодным климатом типа ХК по классификации ГОСТ 25870-83. В рекордно низкотемпературных для Аляски ВКУ реализован лишь проект ВДК в Коцебу с абсолютным минимумом температуры –54°С.

Согласно доступным в средствах информации данным, в ВДК Аляски используются в основном ВЭУ, изготовленные в стандартном для ХК климатическом исполнении (по техническим спецификациям с температурами выживания не ниже минус 50°С и рабочими температурами не ниже минус 35°С). Поэтому для эффективного использования в разработках российских АркВЭУ опыта Аляски необходим сравнительный анализ ВКУ (температуры, характеристик обледенения и пр.) Аляски и российской Арктики.

СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ АРКТИЧЕСКИХ КЛИМАТИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ АЛЯСКИ И РОССИИ И ОЦЕНКА ВОЗМОЖНОСТЕЙ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ОПРОБОВАННЫХ НА АЛЯСКЕ ВЭУ В КАЧЕСТВЕ ПРОТОТИПОВ АРКВЭУ

Проектирование отечественных АркВЭУ необходимо проводить с учетом государственных стандартов – ГОСТ 16350-80 (Районирование и статистические параметры климатических факторов для технических целей) и ГОСТ 25870-83 (Макроклиматические районы земного шара с холодным и умеренным климатом. Районирование и статистические параметры климатических факторов для технических целей). Последний определяет климатические районы с очень холодным (ОХ), холодным с очень влажным летом (ХЛ₁,), холодным с холодным (ХЛ₂) и теплым летом (ХЛ₃).

В качестве основных климатических факторов при районировании территории макроклиматических районов с холодным климатом приняты средние из абсолютных годовых минимумов температуры воздуха, а также сочетания температуры и относительной влажности воздуха. Перечень районов и их критериев приведены в табл. 4.

Данные о средних и абсолютных минимумах температур наиболее холодных районах Аляски и Канады приведены в табл. 5. Согласно ГОСТ 25870-83 абсолютные минимальные температуры в арктической Америке (Аляски и Канады) не опускались ниже –54°С.

При проектировании при выборе температурых диапазонов работы и “выживания” ВЭУ обычно ориентируются на средние многолетние минимумы температур, средние значения которых в пунктах размещения ВЭУ и ВДК на территории Аляски приведены в табл. 6.

Согласно данным табл. 6 при создании ВЭС на территории Аляски минимальные рабочие температуры для базовых ВЭУ выбирались ≥–30°С, что допускало использование ВЭУ в обычном климатическом исполнении с небольшими доводками (подогревом некоторых элементов ВЭУ).

Использование такого подхода при разработке российского АркВЭУ связано, по мнению авторов, с большими рисками снижения его надежности в силу существенно более низких температур, имеющих место в арктической зоне России с преимущественным климатом типа ОХ по ГОСТ 25870-83.

В подтверждение этого в табл. 7 приведено сравнение температурных условий ряда репрезентативных пунктов арктических зон Аляски и России.

ВЕТРОКЛИМАТИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ, ОГРАНИЧЕНИЯ И СПОСОБЫ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВЭУ В РОССИЙСКОЙ АРКТИКЕ

Температурные факторы

Условия функционирования ВЭУ определяются диапазоном рабочих температур Т_р (Т_{р МИН} < Т_р < Т_{р МАКС}), заданных в их технических паспортах, и значениями допустимых предельно низких (Т_–МИН) и высоких (Т_+MAX) температур, при превышении которых использование ВЭУ запрещается. Максимально высокие и низкие рабочие температуры современных ВЭУ составляют соответственно Т_{р МАКС} ≈ +40…+45°С и Т_{р МИН} ≈–20…–35°С.

Особенно опасны низкие температуры (<минус 40–50°С) по причинам:

– падения выработки ЭЭ и ресурса ВЭУ из-за возможных поломок и нестабильной работы и ухудшения характеристик электронных компонент вследствие изменений физических (структурных и прочностных) свойств используемых в конструкции ВЭУ материалов (сталей, пластмасс, резины, смазочных материалов), приводящих к уменьшению ресурса;

– простоев при температурах ниже допустимых рабочих (со снижением выработки до 10–15% и, соответственно, эффективности ВЭУ и ВЭС);

– затратами на обогрев (до 5–10% годовой выработки ЭЭ ВЭУ) неморозостойких частей ВЭУ (редукторов, генераторов, аккумуляторов, силового оборудования, смазочных материалов), располагаемых в гондоле;

– ограничений по строительству, монтажу, ремонту и эксплуатации.

Вероятность пребывания температуры ниже –40°С существенна, а ниже –30°С высока в зимний период в арктических и во многих регионах РФ, что приводит к простоям ВЭУ и ВЭС по температурным ограничениям.

При температурах выше Т_{р МАКС} (но не выше Т_+МАКС) и ниже Т_{р МИН} (но не ниже Т_–МИН) ВЭУ по команде системы управления останавливается и в остановленном состоянии пребывает до возвращения температуры окружающего воздуха в рабочий диапазон с неким запасом (Т_{р МАКС} – ΔТ_{р МАКС}) и (Т_{р МИН} + ΔТ_{р МИН} ). Значения Т_{р МАКС} и Т_{р МИН} задаются при проектировании исходя из термической стойкости отдельных компонент и ВЭУ в целом к температурным факторам. Вероятность и время пребывания ВЭУ в режиме ожидания температурного режима, соответствующего рабочему диапазону температур, следует учитывать при определении выработки ВЭУ.

Пример расчета и рекомендуемый формат представления данных статистического анализа распределения по длительности периодов с экстремальными для ВЭУ температурами для МС Тикси дан в таблицах 8–10.

Таблица 8.  

Число периодов разной длительности с многолетними среднесуточными и минимальными суточными температурами < Т*

Тикси 128.9 в.д. 71.7 с.ш.
Средние многолетние за расчетный период: 1975–2017 гг.
Диапазон минимальных температур Т*	Число периодов длительности от N1 до N2 суток со средними суточными температурами <Т*					Число периодов длительности от N1 до N2 суток с минимальными суточными температурами <Т*
	1–3	4–6	7–9	10–12	13–15	1–3	4–6	7–9	10–12	13–15
Т* = –40°C	2.2	0.2	0.1	0	0	4.2	1.2	0.4	0.1	0
Т* = –45°C	0.2	0	0	0	0	0.8	0.1	0	0	0
Т* = –50°C	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Т* = –55°C	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0

Таблица 9.  

Число периодов разной длительности со средними и минимальными суточными температурами <–Т* в наиболее холодный год за 1975–2015 гг. в Тикси

Средние за самый холодный 2013 г. за период: 1975–2015 гг.
Диапазон минимальных температур Т*	Число периодов длительности от N1 до N2 суток со среднесуточными температурами <Т*					Число периодов длительности от N1 до N2 суток с минимальными суточными температурами <Т*
	1–3	4–6	7–9	10–12	13–15	1–3	4–6	7–9	10–12	13–15
Т* = –40°C	1	1	1	0	0	5	2	0	0	0
Т* = –45°C	0	1	0	0	0	0	0	0	1	0
Т* = –50°C	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Т* = –55°C	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0

Таблица 10.  

Число периодов разной длительности с многолетними среднесуточными температурами <Т* и ожиданием потепления на 5°C на МС Тикси за 1975–2015 гг.

Диапазон минимальных температур Т*	Число периодов длительности от N1 до N2 суток со среднесуточными температурами <Т* и ожиданием потепления на 5°C					Число периодов длительности от N1 до N2 суток со среднесуточными температурами <Т* и ожиданием потепления на 10°C
	1–3	4–6	7–9	10–12	13–15	1–3	4–6	7–9	10–12	13–15
Т* = –40°C	3.3	0.9	0.1	0.1	0	5.3	1.9	0.2	0.1	0
Т* = –45°C	0.3	0.1	0	0	0	0.9	0.2	0.1	0.1	0
Т* = –50°C	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Т* = –55°C	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0

В табл. 8 представлены результаты расчетов количества периодов разной заданной длительности (1–3, 4–6, 7–9, 10–12, 13–15 суток) со средними многолетними (за период 1975–2015 годы) среднесуточными и минимальными суточными температурами ниже заданных отрицательных температур (–40°С, –45°С, –50°С и –55°С). В среднемноголетнем представлении за год в Тикси наблюдалось 2.2 и 0.2 (1 раз в 5 лет) и 0.1 (1 раз в 10 лет) периода длительностью соответственно 1–3, 4–6 и 7–9 сут и 4.2; 1.2; 0.4 и 0.1 периода длительностью соответственно 1–3, 4–6, 7–9 и 10–12 сут соответственно со среднесуточными температурами и с минимальными суточными температурами ниже –40°С.

Периоды со среднесуточными температурами и с минимальными суточными температурами <–45°С длительностью от одного до трех суток в Тикси наблюдались в среднемноголетнем соответственно 0.2 и 0.8 раз за год, а периоды 4–6 сут наблюдались только для минимальных суточных температур со средней частотой 0.1 раз за год, или 1 раз в десять лет. Периодов со среднесуточными и минимальными суточными температурами ниже –50°С длительностью в одни сутки и более на МС Тикси за период 1975–2015 гг. не наблюдалось.

В таблице 9 даны результаты расчетов количества периодов разной описанной выше длительности со среднемноголетними среднесуточными и минимальными суточными температурами ниже заданных отрицательных температур в наиболее холодный год (2013) за период 1975–2017 гг.

Согласно расчетам наличие периодов до 4–6 сут для среднесуточных и до 10–12 сут минимальных суточных температур <минус 45°С.

Из данных табл. 9 и 10 и рис. 3 и 4 следует, что “идеальная” ВЭУ, максимально полно использующая ВЭП в районе Тикси, должна обеспечивать выработку ЭЭ при температурах до минус 45°С, а в случае использования ВЭУ как единственного энергоисточника она должна быть укомплектована аккумуляторами энергии емкостью, обеспечивающей энергоснабжение на случай вероятного штилевого простоя ВЭУ до 10–12 сут.

Рис. 3.

Функции Р(V) ВЭУ марки V27 и f(V) (по данным метеостанций Тикси и Диксон).

Рис. 4.

Графики функций плотности вероятности распределения температуры. (Вероятности на графиках исчислены делением числа измерений в каждой градации за весь период наблюдений к общему числу измерений за весь период.)

Для современных “неидеальных” ВЭУ полученная оценка должна быть уточнена с учетом систем управления, останавливающих ВЭУ при минимально допустимой рабочей температуры и запускающих их в работу по достижению указанного выше повышения температуры окружающего воздуха до ($Т_{{{\text{MIN}}}}^{{\text{р}}}$ + $\Delta Т_{{{\text{MIN}}}}^{{\text{р}}}$), где $\Delta Т_{{{\text{MIN}}}}^{{\text{р}}}$ варьируется для реальных ВЭУ от 5 до 10°С.

С учетом данной реальности результаты, полученные в табл. 8 и 9, следует уточнять по аналогии с примером, представленным в табл. 10.

Помимо экстремальных температур, определяющих “живучесть” ВЭУ, характеристиками, определяющими энергетические показатели ВЭУ и ВЭС и требующими определения при их проектировании, являются:

– средние годовые, сезонные и месячные вероятности пребывания температуры в ПзСА за пределами рабочих температурных диапазонов ВЭУ, определяющих простои ВЭУ по температурным ограничениям;

– максимальные и средние длительности периодов пребывания температуры атмосферы за пределами и в пределах рабочих температурных диапазонов ВЭУ, предназначенных для автономного энергоснабжения, определяющих технические и экономические характеристики их аккумулирующих систем;

– максимальные и средние продолжительности периодов неблагоприятных для ВЭУ сочетаний температур, влажности и ветра, способствующих обледенению и снеговому отложению на элементах конструкции ВЭУ и требующих специальных антиобледенительных мер или остановки ВЭУ;

– максимальные и средние продолжительности периодов неблагоприятных сочетаний низких температур (ниже рабочего температурного режима ВЭУ) и больших скоростей ветра (превышающих “буревые” скорости ВЭУ).

Ограничения условий функционирования ВЭУ и ВЭС по комплексу параметров “температура – скорость ветра”

Для иллюстрации на рис. 4–8 приведены результаты расчетов и сравнительного методического анализа климатических комплексов “температура – скорость ветра”, полученных по данным измерений этих параметров на двух российских арктических станциях: Бухта Тикси и остров Диксон, относящихся к климатическому району арктического берегового типа. Полученные в результате рекомендуемого в стандарте анализа данные важны при выборе технических характеристик серийных или проектируемых ВЭУ, планируемых к использованию в районах арктического климата.

Рис. 5.

Распределения средних многолетних среднесуточных скоростей ветра.

Рис. 6.

Распределения максимальных скоростей ветра.

Согласно расчетам функции плотности вероятности распределения температуры в приведенных пунктах обнаруживают схожий и явно выраженный бимодальный характер при более высоком и узком летнем максимуме (рис. 4). Согласно проведенному анализу за рассмотренный период метеоизмерений (1975–2017 гг.) в обоих пунктах не регистрировались отрицательные температуры ниже –50°С.

Рис. 7.

Распределения вероятности ветроэнергетических штилей.

Средние многолетние среднесуточные скорости ветра на высотах метеоизмерений (≈10 м) в приведенных пунктах согласно расчетам (рис. 5) достигают максимальных значений в умеренно холодный период года (на МС Тикси ≈7.5–8 м/с при температурах от –15°С до –30°С и ≈ 7.2–7.7 м/с на МС Диксон при температурах от –5°С до ‒20°С) и уменьшаются примерно в 1.5 раза при снижении температур до ≈–40°С в обоих пунктах.

Среднеквадратические отклонения (СКО) скоростей ветра составляют от 40–45% от средних суточных скоростей ветра в теплый и экстремально холодный (Т < 35°С) периоды и 50–60% в холодный период года.

Согласно анализу данных многолетних метеоизмерений (рис. 5 и 6) в этих пунктах за период 1975–2015 гг., как и в большинстве рассмотренных авторами МС на территории Российской Арктики, при экстремально низких температурах (<–45…–50°С) имеют место ветроэнергетические штили, при которых ВЭУ будут простаивать. То есть, достаточным нижним порогом рабочих температур для российских АркВЭУ является –45…–50°С.

Согласно расчетам по данным метеоизмерений (рис. 6) скорости ветра, превышающие предельно допустимые для большинства ВЭУ рабочие скорости 25 м/с, реализуются при температурах от 0°С до –35°С в Тикси со среднегодовой вероятностью ≈11.3% (простои ВЭУ по буревой скорости) и от 5°С до –30°С на Диксоне со среднегодовой вероятностью ≈2.1%.

Значения вероятностей ветроэнергетических штилей (при скоростях ветра на высотах метеоизмерений <3–4 м/с) принципиально важны при выборе энергоисточников, резервирующих и выравнивающих непостоянную мощность ВЭС и аккумулирующих систем для автономных ВЭС.

Распределение вероятностей штилей на МС Тикси и Диксон, данное на рис. 7, дает представление об их средних значениях.

Характер вероятностей штилей в Тикси и на Диксоне количественно различаются. На Диксоне (рис. 7) вероятности штилей минимальны (не выше 10%) при температурах от +7°С до –15°С и монотонно растут с понижением температур до –40°С, не превышая в максимуме 30%.

В Тикси при всех температурах, или на протяжении всего года, вероятности штилей не опускаются ниже 20%, а в диапазоне температур от –5°С до –45°С монотонно растут до значений ≈40% при температурах от –25°С до –30°С и далее до 80% и выше при температурах –35°С…–45°С.

Значения скоростей ветра на высотах метеоизмерений, превышающих 25 м/с, принципиально важны при определении времени и частоты простоев ВЭУ и ВЭС по буревым условиям. Средние многолетние вероятности регистрации таких скоростей на МС Тикси и Диксон, исчисленные в % от годового периода (8760 ч), даны на рис. 8 и иллюстрируют в Тикси и на Диксоне заметные количественные различия. На Диксоне (рис. 8) эти вероятности не превышают 0.4% даже в максимумах, обнаруживаемых при температурах (T) порядка –10…–15°С и –25…–30°С, и ≤0.15–0.2% при температурах до –30°С, а при температурах <–30°С скорости >25 м/с за исследованный период не наблюдались. В Тикси при T от –10 до –26°С вероятность скоростей >25 м/с достигает 1.5%, при температурах <–35°С – не превышает 0.25%, а при температурах <–35°С равен нулю.

Рис. 8.

Распределения буревых скоростей ветра.

Данные для выбора параметров АркВЭУ и энергоисточников (ДЭС), резервирующих и выравнивающих переменную мощность ВЭС, а также аккумулирующих систем для автономных ВЭС, выбираются статистическим анализом данных распределения по длительности периодов с экстремальными для ВЭУ и ВЭС температурами и скоростями. Пример расчета плотности вероятности распределения длительности штилей по данным МС Тикси дан на рис. 9.

Рис. 9.

Плотность вероятности распределения длительности штилей в районе бухты Тикси.

Вероятность простоев ВЭУ по температурным ограничениям приводит к трансформации функции плотности вероятности распределения ветра по скоростям f(V), используемой при расчетах мощности ВЭУ, проиллюстрированной на примере на МС остров Диксон в зимний период, приводящую к уменьшению мощности и выработки ВЭУ на 6% (рис. 10).

Рис. 10.

Повторяемости скорости ветра на МС Диксон в зимний период: Ряд 1 и Ряд 2 – без и с учетом температурных ограничений соответственно.

Пример расчета сочетаний температуры и скорости ветра дан в табл. 14, содержащей двумерные функции распределения температуры воздуха и скорости ветра, рассчитанной по данным МС Тикси. По данным табл. 9 вероятность простоев представленных на мировом рынке ВЭУ с рабочими скоростями 4–25 м/с при допустимых для них низких температурах (<–35°С) составит в районе Тикси ≥16.6%, или ≈30% от ≈50%-ной вероятности годового пребывания скоростей ветра в диапазоне рабочих скоростей ВЭУ.

Таблица 14.

Годовая повторяемость сочетаний температуры и скорости ветра

Диапазон V, м/с	0–1.99	2–3.99	4–5.99	6–7.99	8–9.99	10–11.99	12–13.99	14–15.99	16–17.99	17–19.99	20–21.99	22–23.99	24–25.99	26–27.99	28–29.99	>30	Повторяемость интервалов Т°С, %
Диапазон Т°С	Метеорологическая cтанция Тикси
<–55	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
–55…–50.01	100	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0.11
–50…–45.01	84.2	12.9	1.9	0.5	0.5	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	1.44
–45…–40.01	70.5	20.5	4.3	2.7	0.9	0.1	0.2	0	0	0	0	0	0	0	0	0	5.66
–40…–35.01	44.1	26.7	11.5	7.3	3.2	2.9	1.0	0.9	1.10	0.44	0.29	0	0	0	0	0	9.39
–35…–30.01	27.4	26.0	15.9	10.2	6.5	4.7	4.0	2.2	1.51	0.52	0.41	0.17	0	0	0	0	11.85
–30…–25.01	18.3	24.6	14.9	12.8	8.9	7.0	5.2	3.3	1.93	1.74	0.64	0.26	0.13	0	0	0	10.72
–25…–20.01	20.5	23.2	16.4	11.8	8.5	7.7	4.1	3.6	1.87	1.06	0.33	0.08	0.08	0	0	0	8.46
–20…–15.01	11.9	30.6	24.2	13.8	7.6	3.8	2.9	2.3	1.63	0.65	0.43	0.11	0	0	0	0	6.36
–15…–10.01	7.6	30.8	27.7	15.0	7.9	5.1	1.9	1.5	1.76	0.2	0.1	0.1	0	0	0	0	7.06
–10…–5.01	6.1	32.9	29.2	18.9	7.6	3.0	1.5	0.3	0.25	0.17	0.08	0	0	0	0	0	8.14
–5…–0.01	5.63	37.1	35.3	15.0	4.35	1.33	0.8	0.28	0.05	0	0	0	0	0	0	0	14.56
–0–4.99	3.53	41.8	35.5	14.0	3.72	0.95	0.13	0.13	0	0	0	0	0	0	0	0	10.92
5–9.99	2.59	39	37.8	15.5	2.59	1.72	0.17	0	0	0	0	0	0	0	0	0	4
10–14.99	2.94	33.5	44.7	14.7	3.53	0.59	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	1.17
15–19.99	0	8.0	44.0	32.0	12.0	4.0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0.17
20–24.99	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
25–29.99	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Повторяемость интервалов V, %	19.5	30.3	23.2	12.4	5.66	3.46	2.06	1.33	0.9	0.45	0.21	0.07	0.02	0	0	0	100

Затенением в табл. 14 выделены ячейки с вероятностью сочетаний скорости ветра и температуры, при котором по требованиям техники безопасности (табл. 15) запрещены строительно-монтажные операции с ВЭУ и работы с ними с использованием крановой техники.

Таблица 15.  

Предельные сочетания температуры и скорости ветра, допускающие проведения строительно-монтажных и ремонтных работ с ВЭУ и ВЭС

Диапазон допустимых температур, Т°С	<–35 °C	<–25 °C	<–15 °C	<–5 °C
Диапазон допустимых скоростей ветра	<5 м/с	<10 м/с	<15 м/с	<20 м/с

Данные табл. 14 и 15 необходимы для оценки вероятности простоев ВЭУ при экстремальных для них температурах (от <–35°С до –20°С в зависимости от климатического исполнения ВЭУ) и при скоростях ветра, попадающих в диапазон рабочих скоростей ВЭУ (от 3–5 м/с до 20–28 м/с для разных моделей ВЭУ), и для оценки вероятности периодов с невозможностью использования крановой техники и монтажных операций для производства профилактических и ремонтно-восстановительных работ с ВЭУ.

ОГРАНИЧЕНИЯ РАБОТЫ ВЭУ ПО ГОЛОЛЕДНО-СНЕГОВОЙ ОПАСНОСТИ

Еще одним ограничением использования ВЭУ в условиях арктического климата является высокая вероятность гололедно-изморозевых и снеговых отложений (ГИО) на элементах конструкции ВЭУ.

ГИО относятся к неблагоприятным климатическим явлениям и по своей интенсивности, масштабу распространения и длительности действия могут существенно снижать показатели работы ВЭУ. Негативными последствиями ГИО для работы ВЭУ и ВЭС и их эксплуатации являются следующие:

– приведение в нерабочее состояние системы управления ВЭУ за счет обледенения датчиков скорости и направления ветра и, как следствие, останову и дополнительным внеплановым простоям ВЭУ;

– снижение аэродинамического качества лопастей ВЭУ, приводящее к задержкам при запуске ВЭУ и существенному снижению их мощностей;

– неравномерности вращения ветроколес ВЭУ, обусловленные повышенными динамическими нагрузками на лопасти ВЭУ и увеличивающими риски их поломок и разрушения;

– увеличение статической и динамической нагрузки на башню, фундамент и крепежные детали конструкции ВЭУ;

– повышение растягивающих напряжений и деформации в крепежных узлах и растяжках мачт ВЭУ, приводящее к ослаблению устойчивости конструкции и возможному падению ВЭУ. Толщина ГИО на конструктивных элемента ВЭУ (лопастях, башнях, мачтах с растяжками, анемометрах, ЛЭП и пр.) может достигать нескольких сантиметров, а их весовая нагрузка – десятков килограммов на погонный метр или на 1 м² площади конструкции;

– колебания тросов, оттяжек, секций мачт и лопастей ВЭУ из-за аэродинамической неустойчивости обтекания профилей, искаженных ГИО;

– увеличение ветровой нагрузки на ВЭУ за счет увеличения их площадей;

– ударные динамические напряжения и вибрации в конструкции ВЭУ, вызываемые осыпанием ГИО с элементов ВЭУ. Разрушение ГИО происходит при повышении температуры, при этом слои гололеда разрушаются по частям без таянья под действием малых перемещений и вибраций;

– вероятность повреждений вокруг ВЭУ, вызываемых падающими и разлетающимися осколками льда, отложенного на лопастях ВК ВЭУ.

Наличие и действие факторов ГИО сводится к простоям ВЭУ в периоды проявления ГИО при отсутствии у ВЭУ антиобледенительных систем или энергетическим и экономическим затратам на системы борьбы с обледенением (при их наличии). Предлагаемым авторами решением проблемы ГИО для ВЭУ является оснащение ВЭУ антиобледенительными системами с малыми затратами энергии, минимизированными с использованием возможностей получения краткосрочных прогнозов опасности ГИО. Для этого ВЭУ следует оснащать автоматизированными системами приема прогнозов опасных погодных явлений из региональных гидрометеорологических центров и использовать их для оптимизации работы и эксплуатации ВЭУ и ВЭС.

ТЕХНИЧЕСКИЕ И КЛИМАТИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К РАЗРАБОТКЕ ОПТИМАЛЬНОГО АРКВЭУ ДЛЯ УСЛОВИЙ РОССИЙСКОЙ АРКТИКИ

Приведенные результаты позволяют сформулировать оптимальные, согласно исследованиям авторов, технические и климатические требования к ВЭУ, эффективно функционирующего в условиях Российской Арктики, в табл. 16.

СООБРАЖЕНИЯ ПО РАЗВИТИЮ ПЕРСПЕКТИВНЫХ СХЕМ АРКВЭУ

Перспективным для создания АркВЭУ нового типа, способного эффективно работать в условиях Российской Арктики, авторам представляется уход от классической схемы ВЭУ с размещением основных агрегатов ВЭУ (мультипликаторов, генераторов, систем обогрева гондолы) в гондоле, устанавливаемой на вершине башни ВЭУ.

Вполне возможным вариантом такого технического решения, разрабатываемого в настоящее время авторами статьи, является перемещение основных агрегатов ВЭУ с высоты башни на землю в утепленные помещения. Реализация такого варианта возможна при использовании механической передачи силового момента ветроколеса АркВЭУ на землю с помощью механического привода c использованием вертикального вала, или гидравлического или пневматического привода.

Утепленное помещение может быть устроено на базе утепленного контейнера, в котором производится транспортировка ВЭУ и оборудования.

Преимуществами предлагаемого решения является достижение всепогодности регламентных работ и большинства видов ремонта, облегчение конструкции фундамента и проведения монтажа и пусконаладки АркВЭУ.

Более революционным уходом от классической схемы конструкции ВЭУ и ВДК является предложенная авторами схема создания бестопливного источника энергии (БИЭН), основанная на получении сжатого воздуха в компрессорных установках с приводом от силовой (с механическим приводом) ВЭУ с последующим его пневматическим аккумулированием, преобразованием и использованием как энергоносителя для получения электроэнергии и тепла в генераторах турбинного или поршневого типа [3, 20, 21]. Принципиальной новизной разрабатываемой схемы БИЭН является переход от традиционного преобразования на современных ВЭУ энергии ветра в электрическую, с системой электрических аккумуляторов, к более простому и обещающему стать более эффективным преобразованию и аккумулированию энергии ветра в промежуточный энергоноситель – сжатый воздух и его последующим преобразованием термодинамическими аэродинамическими способами в электрическую и тепловую энергию по заданным графикам нагрузки. Получение и использование тепловой энергии на БИЭН является принципиальным для холодной Арктики.

Функциональная схема и элементный состав БИЭН, защищенные патентом на полезную модель [22], приведены на рис. 11.

Рис. 11.

Функциональная схема и элементный состав БИЭН.

ВЫВОДЫ

Основными выводами данного исследования характеристик ВЭП, климатических условий для АркВЭУ, эффективно функционирующих в условиях Российской Арктики, и конструкционных и технических требований к ним явились следующие.

ВЭП в большинстве пунктов СевМорПути (Диксон, Тикси, Певек, м. Шмидта, Анадырь) достаточен для эффективного промышленного освоения. Среднегодовое число часов работы с номинальной мощностью АркВЭУ предлагаемых конструкций при этом достигает 2500–3300.

Полученные и приведенные результаты подтверждают техническую возможность и экономическую целесообразность создания малотопливных (по схеме ВДК) и бестопливных (по схеме БИЭН) энергоисточников для автономных потребителей российской Арктики на базе АркВЭУ российских разработок.

Полученные и приведенные выше данные и результаты могут представлять интерес при выборе концепции разрабатываемых в России АркВЭУ и автономных энергокомплексов на их основе для Российской Арктики и постановках связанных с этим НИР и ОКР.