[ «Б.В. ЛУКУТИН ВОЗОБНОВЛЯЕМЫЕ ИСТОЧНИКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ Учебное пособие Издательство Томского политехнического университета 2008 ББК 31.25973 УДК 620.92(075.8) Л843 Лукутин Б.В. Л843 Возобновляемые источники ...»
Особенно остры проблемы энергообеспечения децентрализованных зон, где стоимость электроэнергии многократно превышает действующие тарифы централизованного электроснабжения. Реальной возможностью улучшения технико-экономических показателей локальных систем электроснабжения является использование местных, в том числе возобновляемых, энергоресурсов.
Важнейшими преимуществами возобновляемой энергетики являются: неисчерпаемость энергоресурсов, экологическая чистота, отсутствие топливной составляющей в стоимости производимой энергии, как правило, большая надежность, срок службы и меньшие расходы на эксплуатацию энергетического оборудования.
Однако такие проблемы использования энергии природных возобновляемых источников как изменчивость в пространстве и во времени и низкая энергетическая плотность усложняют и удорожают технологию их практического применения для энергообеспечения потребителей.
В этой связи, на сегодняшний день особое значение приобретают вопросы изучения и систематизации энергетического потенциала территории, совершенствование методик выбора энергетического оборудования и способов оптимизации рабочих режимов и состава систем электроснабжения с электростанциями, использующими природные возобновляемые энергоресурсы.
В книге сделана попытка систематизации подходов к электроснабжению локальных потребителей с использованием энергии природных возобновляемых источников. Системный подход, как представляется авторам, включает составление энергетических кадастров возобновляемых энергоресурсов территории, разработку критериев оптимизации локальных систем электроснабжения и методик техникоэкономического анализа вариантов систем электроснабжения с учетом современных достижений в области оборудования и технологий возобновляемой энергетики.
Очевидно, что в рамках данной работы не возможно в полном объеме отразить все поставленные проблемы локальной электроэнергетики с использованием возобновляемых энергоресурсов. Тем не менее, эта работа является шагом вперед в данной области и может быть полезна как для студентов и научных работников, так и для инженеров, занимающихся практическими вопросами возобновляемой энергетики.
Книга может быть рекомендована в качестве учебного пособия для студентов вузов, обучающихся по специальностям «Возобновляемые источники энергии» и «Электроснабжение».
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Васильев Ю.С., Хрисанов Н.И. Экология использования возобновляющихся энергоисточников. Л.: Изд-во ЛГУ, 1991. – 343 с.2. Мировая энергетика и переход к устойчивому развитию //Беляев Л.С., Марченко О.В., и др. – Новосибирск: Наука, 2000. – 269 с.
3. Новая энергетическая политика России. Под общ. ред.
Ю.К. Шафраника. – М.: Энергоатомиздат, 1995. – 512 с.
4. Роль возобновляемых источников энергии в энергетической стратегии России. Национальный доклад – М., 1999. –http:// www. intersolar.ru / events/congress/national_report.shtml 5. Виссарионов В.И., Кузнецова В.А., Малинин Н.К., и др. Расчет ресурсов ветровой энергетики. – М.: Изд-во МЭИ, 1997. – 32 с.
6. Виссарионов В.И., Дерюгина Г.В., Кривенкова С.В., и др. Расчет ресурсов солнечной энергетики. – М.: Изд-во МЭИ, 1998. – 60 с.
7. Технико-экономические характеристики ветроэнергетики (справочные материалы). Виссарионов В.И., Дерюгина Г.В., Кузнецова В.А., Лебедь В.Л., Малинин Н.К./Под ред. В.И.Виссарионова. – М.: Изд-во МЭИ, 1997. – 132 с.
8. Энергетическое оборудование для использования нетрадиционных и возобновляемых источников энергии: Справочник-каталог. Виссарионов В.И., Белкина С.В., Дерюгина Г.В., Кузнецова В.А., Малинин Н.К. – М.: АО «Новые и возобновляемые источники энергии», 2004. – 448 с.
9. Алексеев В.В.и др. Перспективы развития альтернативной энергетики и ее воздействие на окружающую среду. – М.– Кацивели:
Изд-во МГУ, НАН Украины, Морской гидрофизич. ин-т, 1999. – 152 с.
10. Васильев Ю.С., Хрисанов Н.И. Экологические аспекты гидроэнергетики. – Л.: Изд-во ЛГУ, 1984. – 247 с.
11. Виссарионов В.И., Золотов Л.И. Экологические аспекты возобновляемых источников энергии. – М.: Изд-во МЭИ, 1996. – 155 с.
12. Ottinger R., Wooley D.R., Robinson N.A. et. Al. Environmental Costs of Electricity. New York, London, Rom: Oceana Publications, 1990. – 769 p.
13. Безруких П.П., Церерин Ю.А. Нетрадиционная энергетика.
Прил. к науч.-техн.журн. «Экономика топливно-энергетич. комплекса России». – М.: ВНИИОЭНГ, 1993. – 64 с.
14. Берковский Б.М., Кузьминов В.А. Возобновляемые источники энергии на службе человека./Под ред. А.Е. Шейдлина. – М.: Наука, 1987. – 127 с.
15. Еремин Л.М. О роли локальных источников небольшой мощности на рынке электроэнергетики//Энергетик. –2003. –№ 3. – с.22- 16. Hohmeyer O. Social Costs of Energy Consumption (Социальная стоимость потребления энергии).Berlin, Heidelberg, New York: Springer Verlag, 1988, 190 p.
17. Автономов А.Б. Мировая энергетика: состояние, масштабы, перспективы, устойчивость развития, проблемы экологии, ценовая динамика топливно-энергетических ресурсов//Электрические станции, 2000. – № 5. – с. 18. Ресурсы и эффективность использования возобновляемых источников энергии в России//П.П. Безруких, Ю.Д. Арбузов, Г.А. Борисов и др. – СПб.: Наука, 2002. – 314 с.
19. Кадастр возможностей/Под ред. Б.В. Лукутина. – Томск: Изд-во НТЛ, 2002. – 280 с.
20. http://solar-battery.narod.ru/ 21. Hunt V.D. Solar Energy dictionary, Industrial Press Inc., New York, 1982. 5. Robertson G. A typical day in the life of planet earth Sun World, september 1992, vol.16, N 3, 9.
22. Wood M., Fulop L. Environment and development: Why energy matters. Sun World, June 1992, vol.16, N 2, 24-25.
23. Удалов С.Н. Возобновляемые источники энергии: Учебник/ Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2007. – 432 с.
24. Безруких П.П., Стребков Д.С. Возобновляемая энергетика:
стратегия, ресурсы, технологии. М.: ГНУ ВИЭСХ, 2005. –с.5–70.
25. Ender C: Windener–gienutzung in der Bundes–republic Deuchland Stand 30.06.2004. DEWI–Magazin, 2004, Nr.25, s. 14–25.
26. Шефтер Я.И. Использование энергии ветра. – М.: Энергоатомиздат, 1983. –200 с.
27. Андрианов В.Н., Быстрицкий Д.Н., Вашкевич К.П., Секторов В.Р. Ветроэлектрические станции./ Под ред. Н.Н. Андрианова. –М.-Л.:
ГЭИ, 1960. – 320 с.
28. Жерве Г.К. Промышленные испытания электрических машин. – Л.: Энергоатомиздат, 1984. – 408 с.
29. Андреев В.П., Сабинин Ю.А. Основы электропривода. –М.-Л.:
ГЭМ, 1956. –448 с.
30. Радин В.И., Загорский А.Е., Шакарян Ю.Г. Управляемые электрические генераторы при переменной частоте. – М.: Энергия, 1988.
– 152 с.
31. Лукутин Б.В., Лукутин О.Б., Суздалев О.А., Шандарова Е.Б.
Ветроэлектростанция с регулируемыми аккумуляторными батареями.
Патент на полезную модель RU 42218 U1. Бюл. № 34, 2004.
32. Лукутин Б.В., Обухов С.Г., Шандарова Е.Б. Автономное электроснабжение от микрогидроэлектростанций. – Томск: STT, 2001. – 120 с.
Ветроэлектростанция с регулятором мощности балласта. Патент на полезную модель RU 45214 U1. Бюл. № 12, 2005.
34. Лукутин Б.В., Лукутин О.Б., Шандарова Е.Б., Борцова Т.Ю.
Устройство для регулирования частоты вырабатываемого тока автономного генератора. Патент на полезную модель RU 33837 U1.
Бюл. № 31, 2003.
35. Кажинский Б.Б. Гидроэлектрические и ветроэлектрические станции малой мощности. – М.: Госпланиздат, 1946. – 135 с.
36. Оборудование для малых ГЭС. «Jnt. Water Power and Dam Const.» 1986, 38, № 4, с. 41- 37. Соколов Д.Я. Использование водной энергии. – М.: Машгиз, 1960. – 343 с.
38. Проектирование электрических машин. /Под ред. И.П. Копылова. – М.: Энергия, 1980. – 496 с.
39. Балагуров В.А. Проектирование специальных машин переменного тока. – М.: Высшая школа, 1982.
40. Глебов И.А. Системы возбуждения синхронных генераторов с управляемыми преобразователями. – М.: Изд-во АН СССР, 1960. – 332 с.
41. Лопастные насосы: Справочник./Под ред. В.А. Зимшицкого. – Л.: Машиностроение. Ленингр. отд-е, 1986. – 334 с.
42. Лукутин Б.В., Сипайлов Г.А. Использование механической энергии возобновляемых природных источников для электроснабжения автономных потребителей. Фрунзе.: Илим, 1987. – 135 с.
43. А.с. 1305429 (СССР). Микрогидроэлектростанция. Лукутин Б.В., Обухов С.Г. Опубл. В Б.И. Бюлл. № 17, 1987.
44. Карелин В.Я., Волшаник В.В. Сооружение и оборудование малых гидроэлектростанций. – М.: Энергоатомиздат, 1986. – 199 с.
45. Лукутин Б.В., Обухов С.Г. Динамика микрогидроэлектростанции с автобалластной стабилизацией напряжения.//Электротехника. – 1989. –№ 10. – с. 9–12.
46. Пивоваров В.А. Проектирование и расчет систем регулирования гидротурбин. – Л.: Машиностроение, 1973. – 273 с.
47. Патент 456330 (США) Способ регулирования генератора и/или устройство для регулирования генератора.
48. Патент 4417194 (США) Асинхронная генераторная система с переключаемым емкостным регулированием.
49. Патент 0098047 (ЕПВ) Электрическая система регулирования.
50. Патент 2548845 (Фр) Способ и устройство стабилизации частоты переменного тока в автономном генераторе с переменным режимом нагрузки, приводимым в действие природным потоком.
51. Патент 2909069 (ФРГ) Способ и устройство для подсоединения и отсоединения нагрузки в условиях неполной нагрузки преобразователя ветряной энергии.
52. Патент 4511807 (США) Регулирующая система для электрического генератора.
53. Патент 4095120 (США) Регулирование нагрузки электрических генераторов с ветряным приводом.
54. Alp. Partmin/ St/ Antonien. МикроГЭС. Hessler Erwin, Electrotechnik, Schweiz, 1985, 36.
55. Лукутин Б.В., Обухов С.Г., Озга А.И. Выбор параметров цифрового регулятора частоты автономной микрогидроэлектростанции.//Гидротехническое строительство. – 1992. – № 9. – с.40–43.
56. Лукутин Б.В. Способы стабилизации параметров электроэнергии автономной микрогидроэлектростанции.//Мех. и электрификация сельского х/ва. – 1987. – № 8. – с. 42–44.
57. Лукутин Б.В., Обухов С.Г. Эквивалентная нагрузка генератора микрогидроэлектростанции с автобалластной нагрузкой. // Электромеханика. – 1988. – № 5. – с. 90–140. (Изв. вузов).
58. Лукутин Б.В., Обухов С.Г. Выбор способа регулирования микрогидроэлектростанцией с автобалластной нагрузкой.
//Гидротехническое строительство. – 1990. – № 7. – с. 33–35.
59. Лукутин Б.В., Обухов С.Г. Микрогидроэлектростанция с автобаллстной нагрузкой, регулируемой по частоте выходного напряжения.//Электромеханика. – 1990. – № 6. – с. 111–119.
60. Выблов А.И., Лукутин Б.В., Обухов С.Г., шандарова Е.Б.
Устройство для регулирования амплитуды и частоты напряжения автономного электрогенератора. Свидетельство на полезную модель.
RU 16320 U17H02P9/04.
61. Лукутин Б.В., Обухов С.Г., Шандарова Е.Б. Способы повышения качества выходного напряжения микрогидроэлектростанции с тиристорным автобалластом. //Промышленная энергетика. – 2000.– № 8.– с. 49–52.
62. Лукутин Б.В., Обухов С.Г., Шандарова Е.Б. Автономное электроснабжение от микрогидроэлектростанций. – Томск: STT, 2001. – 120 с.
63. Лукутин Б.В. Стабилизация напряжения автономных микрогидроэлектростанций. //Техника в сельском хозяйстве. – 1989. – № 2. – с.22–24.
64. Лукутин Б.В., Обухов С.Г. Система управления затвором микрогидроэлектростанции. Патент RU 2005138C1 F03B15/06. Опубл. в БИ № 44–48, 1993.
65. Лукутин Б.В., Обухов С.Г., Шандарова Е.Б. Устройство для регулирования частоты вырабатываемого тока электрогенератора.
Свидетельство на полезную модель RU 6958 U16H02P 9/04. Опубл. в бюлл. № 6, 1998.
66. Alger T.W. Performance of Two-Phase Nozzles for Total-Flow Geothermal Impulse Turbines. Lawrence Livermore Laboratory, University of California, Livermore, California 94550, USA 67. Церини Д.Дж., Хейс Л.Г. Выработка электроэнергии с помощью турбины с ротационным сепаратором, работающей на геотермальном рассоле. Бифазные энергетические установки. США. Штат Калифорния. – Котракт RP1196. – с. 53–56.
68. Барилович В.А., Смирнов Ю.А. Термодинамический анализ геотермальных тепловых электрических станций с гидропаровыми турбинами.//Промышленная теплотехника. – 1998. –Т.20, № 2. – с. 37– 69. Patel Mukund R/ Wind and Solar Power Systems. –L.: N.Y., Washington. DC.: CRC Press, 1999.
70. Твайдел Д., Уэйр А. Возобновляемые источники энергии. – М.:
Энергоатомиздат, 1990. – 120 с.
71. Лабейш В.Г. Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии. Учеб. пособие. – СПБ.: СЗТУ, 2003. – 38 с.
72. Обзор современных технологий использования биомассы.
//Инерсоларцентр. – Москва, 2002.
73. http://www.ecology-energy.ru/.
74. Обзор современных технологий получения жидкого топлива из биомассы быстрым пиролизом 75. Технологии и оборудование возобновляемой энергетики. Каталог технологий и изделий, разработанных и производимых в системе ГНУ ВИЭСХ. – М.: ГНУ ВИЭСХ, 2003. – 32 с.
76. http://www.ecomuseum/.
77. Аблаев А. Биотопливо: мыслить за пределами нефтяной трубы.// Российское экспертное обозрение. – № 1–2. –2007. – с. 25–29.
78. Российская биотопливная ассоциация//www.biotoplivo.ru 79. Лещинская Т.Б., Князев П.В. Применение автономного источника электрической энергии для электроснабжения сельскохозяйственного района.//Электрика. –2004. –№ 9. – с.21.
80. Некрасов М.Д., Козлов А.Ф. Экономика рубок леса плавного и промежуточного использования. Карельский филиал АН СССР. Отдел экономики. – Петрозаводск, 1985. – 152 с.
Эффективность использования ветроэнергетических ресурсов Для оценки эффективности использования ветроэнергетических ресурсов Кемеровской области использованы данные метеорологических наблюдений в населенных пунктах Тайга и Новокузнецк (таблица П1.1).
Средняя месячная и годовая скорость ветра (м/с) пункт Минимальная среднемесячная скорость ветра наблюдается в июле и составляет 2,3 и 2,7 м/с для Тайги и Новокузнецка соответственно.
Приняв, в качестве номинальной скорости ветра 8,0 м/с, определим мощность ВЭУ для объекта электроснабжения с установленной мощностью оборудования 1 кВт и среднесуточным электропотреблением 6 кВтч.
где W – среднесуточное электропотребление объекта электроснабжения, кВтч; V ср.мес – среднемесячная скорость ветра в июле, м/с.
Установленная мощность ВЭУ составит 10 и 6,5 кВт для Тайги и Новокузнецка соответственно.
Расчет экономических показателей ВЭУ проиллюстрируем на примере станции, установленной в районе г. Тайга.
Полная стоимость комплектного оборудования ВЭУ:
Стоимость проектных работ:
Стоимость строительных работ:
Затраты на техническое обслуживание:
Затраты на ремонт:
С рем = к рем р н ( К уст + К стр) = 0,20,067(500000+20000) = 6968 р.
Приведенные годовые затраты на 1 кВт установленной мощности станции:
Количество кВтч электроэнергии, вырабатываемое ВЭУ в течение года:
где t – время энергозатиший и отключения ВЭУ из-за сильного ветра на уровне ступицы ветроколеса (ч.), Vср.год – среднегодовая скорость ветра, м/с.
Себестоимость 1 кВтч электроэнергии:
Результаты расчетов экономических показателей ВЭУ различной мощности представлены в таблице П1.2.
Приведенные годовые затраты на 1 кВт установленной мощности ВЭУ и себестоимость вырабатываемой электроэнергии сильно зависят от скорости ветра в рассматриваемом районе.
Критерии эффективности использования ветроэнергетических Эффективность использования гидроэнергетических ресурсов Рассмотрим на примере расчет критериев эффективности использования микроГЭС для районов с минимальной скоростью течения рек более 1 м/с. В качестве энергоносителя примем малую реку с расходом воды Q = 0,5 м3/с. Уклон русла реки изменяется от Н = 1,0 до Н = 20,0 м/км.
Предварительно определим величину рабочего напора гидроагрегата по среднему уклону русла реки из следующих пределов:
По известному напору и расходу воды найдем установленную мощность микроГЭС:
где – коэффициент полезного действия гидроэлектроагрегата; – плотность воды, кг/м3; g – ускорение свободного падения, м/с2.
Коэффициент полезного действия гидроэлектроагрегата зависит от турбины и электрического генератора и в расчетах принимается равным 0,75.
Полная стоимость комплектного гидросилового оборудования:
Удельная стоимость 1 кВт установленной мощности выбирается с учетом следующих условий:
Стоимость проектных работ по определению места установки станции на местности для всех станций принималась постоянной:
Стоимость строительных и монтажных работ по установке станции на местности зависят от мощности микроГЭС Р и среднего уклона реки Н :
В расчетах использованы следующие коэффициенты:
кР – коэффициент затрат на установку станции (отн. ед), в расчетах принимался постоянным и равным 0,1.
кН – коэффициент, учитывающий изменение затрат на установку станции в зависимости от среднего уклона русла реки (отн. ед.).
Эксплутационные расходы определяются аналогично расходам на ВЭУ. Результаты расчетов сведены в таблицу П2.1.
Средний уклон русла реки в ки станции 1,0 – 4,0 м/км 4,0 – 10,0 м/км Из таблицы П2.1 видно, что себестоимость электроэнергии, вырабатываемой микроГЭС, значительно ниже, чем у ветроэнергетических установок и солнечных электростанций, и микроГЭС вполне конкурентоспособна в сравнении с ДЭС и электроснабжением от централизованной энергосистемы.
1. ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ
ГЕЛИОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕСУРСОВ
Исходными данными расчета является кадастр гелиоэнергетических ресурсов Кемеровской области. В таблице П3.1 приведены месячные и годовые суммы суммарной солнечной радиации для населенных пунктов Анжеро-Судженск, Кемерово и Кузедеево. Определив эффективность использования солнечной энергии для этих населенных пунктов можно оценить весь потенциал использования гелиоэнергетических ресурсов региона. Эти населенные пункты являются характерными для области: Анжеро-Судженск – северные районы, Кемерово – центральные, Кузедеево – южные. Воспользуемся ими для расчета критериев эффективности применения солнечных электростанций.Месячные и годовые суммы суммарной солнечной радиации при средних условиях облачности, кВтч/м Населенный Анжеро- 21,4 43,5 89,9 130,4 153,1 179,8 178,8 135,6 89,9 44,4 22,9 14,9 1104, Судженск Кемерово 22,8 46,6 99,6 134,7 154,5 182,0 180,1 136,5 90,4 46,4 24,1 16,1 Кузедеево 28,9 53,2 102,8 138,4 159,1 185,4 185,2 137,5 94,7 52,7 30,8 21,8 Эффективность фотоэлектрических преобразователей Произведем оценку экономической эффективности применения в условиях Кемеровской области солнечной электростанции (СЭС), построенной на базе фотоэлектрических преобразователей.
Определяем критерий рационального режима работы СЭС (круглогодичный или сезонный):
где Егод – средние годовые суммы суммарной радиации на горизонтальную поверхность, кВтч/м2; Емес – среднемесячная сумма суммарной радиации на горизонтальную поверхность, минимальная в течение года (декабрь) кВтч/м2.
Величина крад равна 74, 70 и 55 для Анжеро-Судженска, Кемерово и Кузедеево соответственно. Так как полученные значения больше 50, в этих населенных пунктах возможно только сезонное применение СЭС с апреля по октябрь.
Определяем общее количество электроэнергии, которое может выработать один солнечный модуль в сентябре:
где Е – значение инсоляции за выбранный период, кВтч/м2; k = 0,5 коэффициент, учитывающий поправку на потерю мощности солнечных элементов при нагреве на солнце, а также наклонное падение лучей на поверхность модулей в течение дня.
Для фотоэлектрического модуля со следующими параметрами величина Wм составит 1,80, 1.81 и 1.89 кВтч для Анжеро-Судженска, Кемерово и Кузедеево соответственно.
Полная мощность модулей СЭС определяется из выражения:
где W среднесуточное потребление электроэнергии объектом электроснабжения, кВтч;
При среднесуточном потреблении электроэнергии 30 кВтч, необходимая полная мощность СЭС составит около 20 кВт для всех районов области.
Полная стоимость комплектного оборудования СЭС определяется из выражения:
При удельной стоимости полнокомплектной СЭС Куст.уд = 280000 р./кВт полная стоимость комплектного оборудования СЭС составит 5600000 р.
Стоимость проектных К пр работ по определению месторасположения и установки станции на местности для СЭС всех районов принята одинаковой:
Стоимость строительных К стр работ приближенно определена с помощью коэффициента затрат на установку станции.
При кР = 0,04, затраты на строительные и монтажные работы по установке станции на местности составят около 220000 р.
Эксплуатационные затраты на обслуживание станций С экс во всех районах приняты одинаковыми:
Эксплутационные расходы на ремонт приближенно определены с помощью коэффициента затрат на ремонт, принятого в расчетах равным 0,2.
Приведенные годовые затраты на 1 кВт установленной мощности системы электроснабжения, определяются из выражения:
где Р – установленная мощность объекта электроснабжения (кВт); С – общие годовые эксплутационные расходы (р.).
Для рассматриваемых станций они составят 32000 р. на 1 кВт установленной мощности рублей при среднем сроке службы оборудования 15 лет.
Себестоимость 1 кВтч электроэнергии, вырабатываемой фотоэлектрической станцией, можно определить из выражения:
где W = общее количество электрической энергии, вырабатываемое электростанцией в течение года, кВтч; Рм – пиковая мощность солнечного модуля, Вт; n – общее количество модулей.
Солнечная электростанция, мощностью 20 кВт (500 модулей по 40 Вт), установленная в населенном пункте Кузедеево (обладающим наибольшей годовой суммой суммарной солнечной радиации при средних условиях облачности Е = 1190 кВтч/м2) за год может выработать 11900 кВтч электрической энергии при себестоимости около 40 р./кВтч.
В общем случае срок окупаемости фотоэлектрической станции можно определить по формуле:
где Куст полная стоимость комплектного оборудования, р.; W годовое количество электрической энергии, выработанное электростанцией, кВтч; Сээ – тариф на электрическую энергию в месте установки станции, р./кВтч.
При неизменном тарифе на электрическую энергию, установленного для населения Кемеровской области в 2007 г, в размере 0,95 р. за 1 кВтч, срок окупаемости фотоэлектрической станции составит около 500 лет.
Однако, применение энергетических установок, использующих природные возобновляемые энергоресурсы, экономически целесообразно в первую очередь в зонах децентрализованного электроснабжения, где себестоимость вырабатываемой электроэнергии существенно выше.
Например, по данным, предоставленным Администрацией Новокузнецкого района Кемеровской области, в трех удаленных населенных пунктах (с. Ячменюха, п. Мутный, п. Усть-Нарьх) электроснабжение осуществляется с помощью собственных дизель-генераторов при стоимости отпущенного кВтч 18 р. 19 к. В этих условиях срок окупаемости фотоэлектрической станции составит уже 25 лет.
Результаты расчетов критериев эффективности применения солнечных электростанций для других мощностей объекта электроснабжения свидетельствуют о том, что приведенные годовые затраты на 1 кВт установленной мощности СЭС и себестоимость производимой электроэнергии мало зависят от мощности станции, но в значительной мере зависят от месячных и годовых сумм суммарной солнечной радиации.
1.2 Оценка эффективности применения солнечных Наибольшее распространение в мировой практике получили малые системы солнечного теплоснабжения, включающие в себя минимум технических устройств: солнечные коллекторы площадью от 1 до 3 м2, бак-аккумулятор емкостью от 100 до 200 литров, и при необходимости циркуляционные насосы.
Простейшей системой солнечного нагрева воды является система с пассивной циркуляцией теплоносителя. Данная система работает по принципу термосифона без использования насосов за счет естественной конвекции. В этом случае бак-аккумулятор должен располагаться выше коллектора. Простейшим типом таких установок является коллектор, спаренный с баком аккумулятором, расположенным на верхнем торце коллектора. Системы такого типа используются обычно для нужд горячего водоснабжения в небольших домах коттеджного типа.
Вакуумный коллектор SFA 47185818 (рис. П1.1) с баком емкостью 150 л и эффективной площадью поглощаемой поверхности – 4, м2 реализуется компанией «Ваш Солнечный Дом» по цене 21350 р.
Рис. П1.1. Вакуумный коллектор SFA с баком Низкие среднемесячные температуры в Кемеровской области позволяют использовать такой коллектор для нагрева воды только сезонно – с апреля по октябрь. Максимальная температура, до которой можно нагреть воду в течение светового дня, будет сильно зависеть от радиационных условий (облачности) и температуры окружающего воздуха.
При благоприятных условиях возможен нагрев воды до 60…65 °С, в условиях средней облачности до 40…45 °С.
Среднемесячные (май-сентябрь) суммы суммарной солнечной радиации при средних условиях облачности составляют для условий Кемеровской области около 500 МДж/м2. При расчетном КПД коллектора 40 %, и при условии, что вся нагретая вода будет полезно использована, система солнечного теплоснабжения позволяет сэкономить за сезон до 1,6 Гкал тепловой энергии. При неизменном тарифе на тепловую энергию 382,2 р./Гкал, установленного для населения Кемеровской области в 2007 г., срок окупаемости такой системы составит около 35 лет.
2. ЭФФЕКТИВНОСТЬ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ
БИОМАССЫ
2.1 Оценка эффективности сжигания древесных отходов Возобновляемость древесного топлива и относительно низкая стоимость древесных отходов (100...250 р./пл.м3) делают их использование экономически перспективным в качестве топлива для котельных небольшой мощности. Кроме того, древесное топливо имеет неоспоримые экологические преимущества перед традиционными видами топлива, широко используемого подобного рода установками.Проведем сравнительную оценку экономической эффективности работы котельных на различных видах топлива. В качестве базового варианта выберем энергоустановку мощностью 500 кВт, основное назначение которой отопление помещений.
Результаты расчетов экономической эффективности работы котельной сведены в табл. П3.2.
Сравнительная эффективность сжигания различных теплота сгорания Произведено 2476 Гкал (2880 МВтч) за отопительный период – 250 дней в год при коэффициенте загрузки оборудования 0, Стоимость топлива Стоимость 1 кВтч, руб.
Сразу отметим, что расчет экономической эффективности котельной произведен без учета стоимости оборудования и эксплуатационных расходов на обслуживание. Однако, современные технологические комплексы по сжиганию древесных отходов полностью автоматизированы и затраты на их обслуживание и эксплуатацию соизмеримы с затратами на обслуживание котельных, использующих традиционные виды топлива. Незначительна также разница в цене на основное оборудование котельных на угле (мазуте) и древесных отходах.
В таблице П3.3 приведены сравнительные данные стоимости выработки тепловой энергии на предприятиях ЖКХ (в ценах 2004 года) [1].
Сравнительная стоимость выработки тепловой энергии Из таблиц П3.2 и П3.3 видно, что использование древесных отходов для выработки тепловой энергии, является значительно более выгодным по сравнению с другими видами топлива, за исключением газа.
Однако, внутренние цены на российский газ значительно отличаются от мировых и уже в ближайшее время неизбежно их повышение.
Правительством РФ уже принято решение о постепенном увеличении внутренних цен на газ, согласно которому цена на природный газ с начала 2010 года должна стать равнодоходной с экспортной и составит 125 USD (~3300 р.) за 1000 м3. К тому же далеко не все районы Кемеровской области имеют практическую возможность использовать газ для производства тепловой и электрической энергии.
Стоимость комплектной котельной мощностью 500 кВт, предназначенной для сжигания древесных отходов, по прайс-листу компании «Экодрев-Тверь» (http://www.ekodrev.ru/) составляет 823400 р. Котельная построена на базе водогрейного котла КВД-0,5 и содержит в своем составе полный набор необходимого оборудования: запорную арматуру, насосы, дымосос, циклон, средства автоматики и т. п. В качестве топлива можно использовать опилки, стружку, щепу с влажностью до 65 %.
Котельная обеспечивает обогрев помещений объемом до 15000 куб.м.
Для потребителей Кемеровской области, оплачивающих производство и передачу тепловой энергии, стоимость 1 Гкал составляет в 2007 году 565,6 р. При таком соотношении цен котельная на древесных отходах окупит себя за год. Наиболее перспективными местами размещения котельных на древесных отходах в первую очередь являются децентрализованные зоны энергообеспечения Кемеровской области, особенно населенные пункты с предприятиями лесоперерабатывающей промышленности.
2.2 Оценка эффективности переработки древесных отходов По оценкам многих экспертов наибольшую экономическую эффективность переработки древесных отходов обеспечивают технологии производства топливных брикетов и древесных гранул (пеллет).
Отличительной особенностью этих технологий являются сжатые сроки организации производства, высокая рентабельность и относительно небольшие начальные инвестиции (до 100000 $), что делает их привлекательными для малого и среднего бизнеса.
Достоинством технологий является большой спрос на продукцию, ежегодно в несколько раз превышающий предложения производителей.
Продукция ориентирована в основном на экспортный рынок, отличающийся стабильной динамикой и предсказуемостью.
Наибольшее распространение в Европе топливные гранулы получили в странах Евросоюза. Потребление топливных брикетов и гранул ежегодно возрастает на 30 %. Спрос на гранулы в Германии удовлетворяется на 9 %, а Дания получает половину всей вырабатываемой энергии из гранулированного древесного топлива. Более 80 % потребляемых в Дании топливных гранул являются импортом. [1].
По данным аналитиков употребление биотоплива для выработки энергии вырастет в Европе с трех до 12 млн. тонн к 2010 году, а в 2020-м уже будет составлять 21 млн. тонн.
За рубежом наиболее серьезными странами-производителями (а также потребителями) пеллет и брикетов являются [1]:
1. Европа – 3,0 млн. тонн в год.
2. США около 2,0 млн. тонн в год 3. Германия около 100 тыс. тонн в год 4. Швеция около 650 тыс. тонн в год 5. Австрия около 110 тыс. тонн в год 6. Канада около 110 тыс. тонн в год 7. Финляндия около 100 тыс. тонн в год 8. Англия около 10 тыс. тонн в год 9. Япония около 3 тыс. тонн в год 10. Дания около 500 тыс. тонн в год Расчет экономической эффективности завода по производству топливных гранул проведем в рамках специальной таблицы П3.4, разработанной аналитиками компании ООО «ЭкоЭнергия»
(http://www.ecology-energy.ru/Theory/Economy/economy.html).
Расчет экономической эффективности производства п/п 1 Объем выпуска гранул, т 2 Коэффициент использования оборудования (рекоменд.= 0,9) 0, 4 Необходимый объем влажного сырья для сжигания, тонн/мес. 725, 5 Необходимый объем влажного сырья для технологии, тонн/мес. 2419, 6 Итого влажного сырья для производства, тонн/месяц 3144, 11 Расход электроэнергии на производство всего, кВт/ч 13 Общая стоимость электроэнергии (производственная), р./ мес. 18 Прямые производственные затраты в месяц р., всего. 21 Общая стоимость непроизводственной электроэнергии р./ мес. 22 Расход непроизводственной электроэнергии всего, кВт/ч 23 Прочая установленная мощность на предприятии, всего кВт, в т. ч. 27 Коэффициент использования проч. электрооборуд. (рекоменд.= 0,3) 0, 30 Зарплата вспомогательного и обслуживающего персонала, р. 39 Общая себестоимость производства пелет на предприятии, р./т 42 Стоимость монтажных и пусконаладочных работ, р. Расчеты показывают, что срок окупаемости предприятия не превышает одного года при высокой рентабельности производства.
Отметим также, что в качестве исходного сырья для производства топливных брикетов и гранул можно использовать не только отходы древесины, но и отходы угольной промышленности.
По исследованиям маркетологов, в ближайшее время ожидается значительное увеличение спроса на топливо из биомассы и в России.
Рынок уже формируется и вскоре начнет активно расширяться. Связано это с тем, что топливные гранулы и брикеты используются для отопления коттеджей, а в России средний класс начинает обзаводиться загородным жильем. Многие уже знают о том, что коттеджи можно отапливать посредством каминов, котлов на древесных отходах, и готовы это оборудование покупать. В Европе подобный способ отопления домов – уже обычное дело, и во всех крупных супермаркетах продаются гранулы в упаковке разного объема. Кроме того, растет заинтересованность в использовании топливных брикетов и на предприятиях промышленности и ЖКХ [1].
«