CC BY
53
удк 62091338984 д. д. бубенчиков
н. г. ДЕМИДОВД Д. В. ДВДЕЕВ
д. г. Комаров
В. В. ГОРБДЧЕВ т. В. БУБЕНЧИКОВД
Омский государственный технический университет, г. Омск
Производственное объединение
«Электроточприбор», г. Омск АО «Русь», г. Омск
Радиозавод им. А. С. Попова (РЕЛЕРО),
г. Омск
Компания Solar Siberia, г. Омск
ОЦЕНКА ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ АЛЬТЕРНАТИВНЫХ ИСТОЧНИКОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ОМСКОМ РЕГИОНЕ
Проведено исследование на предмет возможности применения альтернативных источников электроэнергии в Омском регионе. Рассмотрены состав, способ подбора основного источника электроэнергии и произведен расчет стоимости каждой системы на основе альтернативных источников электроэнергии. Дана комплексная оценка эффективности применения альтернативных источников электроэнергии на территории Омской области.
Ключевые слова: альтернативные источники электроэнергии, фотоэлектрическая станция, ветроэнергетическая станция, дизель-генераторная установка, автономная гибридная электроустановка.
Работа выполнена при поддержке гранта РФФИ №16-08-00243 а.
В настоящее время в России актуальны вопросы качества, бесперебойности электроснабжения и роста установленной мощности потребителей, питаемых от электросети. Относительную бесперебойность электроснабжения можно обеспечить источником бесперебойного питания, однако для решения проблем с длительными отключениями (от нескольких дней до нескольких месяцев) используются альтернативные источники электроэнергии.
В данной статье рассматриваются системы с альтернативными источниками электроэнергии: фотоэлектрические станции (далее ФЭС), ветроэнергетические станции (ВЭС), дизель-генераторные установки (ДГУ) [1] и автономные гибридные электроустановки (АГЭУ).
На основе реальных заявок, поступивших в компанию «Хевел», и произведенных расчетов для этих
систем в качестве примера, в рамках данной статьи, рассматривается возможность применения альтернативных систем электроснабжения на поселке для командированного персонала горнодобывающей промышленности.
Потребление объекта принято 36 кВтч в сутки с равномерным распределением: по 6 кВт в течение 6 часов каждого дня. Подбор и расчет альтернативных систем будем проводить с учетом особенностей их применения.
Рассмотрим фотоэлектрические электростанции (далее — ФЭС). Основным источником электроэнергии в данной системе являются солнечные батареи (далее — СБ) [2].
В России существует три завода по изготовлению СБ для энергообеспечения потребителей разной мощности: от жилых домов до промышленных комплексов [3]: «Телеком-СТВ» (Зеленоград),
Таблица 1
Исходные данные для расчета СФЭС
Наименование параметра Единица измерения Количество
Стоимость, кВт-ч Руб. 3,56
Потребление в месяц кВт-ч 1 116
Выработка СФЭС в год кВт-ч 9 833
Стоимость СФЭС Руб. 767 967
Прогнозный рост тарифа %/год 7
Ежегодное потребление кВт-ч 13 392
Параметр Значение
Длина, м 1,3
Ширина, м 1,1
Вес, кг 24
Напряжение холостого хода, В 72
Ток короткого замыкания, А 2,65
Напряжение при номинальной мощности 56
Ток при номинальной мощности, А 2,32
Номинальная пиковая мощность, Вт 130
Стоимость СФЭС
№ Наименование Сумма, руб.
1 ФЭМ микроморфные, Хевел, 130 Вт, Россия, 68 штук 300 560,00
2 Сетевой инвертор Ргопшб 1С + , 120-У3, одна штука 287 937,00
3 Опорные конструкции и электроустановочная продукция 153 593,00*
ИТОГО 742 090,00
мощность, вырабатываемая в период максимальной активности, была равна потребляемой мощности. Система устроена таким образом, что энергия, вырабатываемая массивом СБ, является приоритетной для обеспечения нужд потребителя и в случаях, когда ее недостаточно, через сетевой инвертор будет поступать энергия из сети.
Произведем расчет целесообразности применения солнечной фотоэлектрической системы (СФЭС) в Омской области, используя данные табл. 1.
Для расчета приведенных в данной статье ФЭС будем использовать микроморфные СБ (завод-изготовитель — «Хевел»). Технические характеристики модуля приведены в табл. 2.
Экономическая целесообразность рассчитывается следующим образом:
Затраты на электроэнергию с учетом роста тарифа, руб. [4]:
Таблица 2
Технические характеристики микроморфной СБ
С = С • С % П,
эс эсс % '
(1)
где Сэсс — тариф на электроэнергию сегодня, руб.; С% — процентное увеличение тарифа за год примем равным 1,07 % [5]; П — ежегодное потребление, кВтч
Затраты на электроэнергию с учетом роста тарифа за год составят:
Сс =3,68 • 1,07 43 392 = 49 283 руб.
Годовая выработка СФЭС, с учетом деградации, кВтч/год:
ВСФЭС = Вг • Д%
(2)
Таблица 3
где Вг — выработка СФЭС в год, кВтч, Д% — деградация солнечных батарей, %/год.
Годовая выработка СФЭС, с учетом деградации за первый год составит:
ВСФЭС = 9 833 • 1=9 833 кВтч/год.
Затраты на электроэнергию после установки СФЭС, руб. в год:
З
= ссфэс +((п - всфэс) • с)
эСФЭС СФЭС
(3)
' цены указаны по курсу валют на 05.09.2017
«Рязанский ЗМКП» (Рязань) и «Хевел» (Новочебок-сарск).
По составу и выполняемым функциям выделяют: сетевые ФЭС, автономные ФЭС и ФЭС в составе АГЭУ. Мощность ФЭС подбирается таким образом, чтобы обеспечить потребителя необходимой электроэнергией, однако выработка ФЭС зависит от активности солнца в регионе в течение года. Инсоляция неравномерна (к примеру, в Омском регионе максимальная выработка мощности ФЭС приходится на июнь), соответственно, массив СБ подбирается таким образом, чтобы совокупная
где ССФЭС — стоимость СФЭС, руб (учитывается в расчетах только для первого года эксплуатации). Стоимость и состав СФЭС приведены в табл. 3.
Затраты на электроэнергию после установки СФЭС за первый год эксплуатации составят:
ЗСФЭС = 742 090 + ((13 392 - 9 833) • 3,68) = = 755 187 руб.
Расходы на электроэнергию накопленным итогом рассчитываются по формуле:
Р = З . + З 2 +...+ З ,
н.и.с эс1 эс2 эсп'
(4)
где Зэс1 — затраты на электроэнергию за один год, руб., Зэс2 — затраты на электроэнергию за два года, руб., Зэсп — затраты на электроэнергию за несколько лет, руб.
Аналогично рассчитываются расходы на электроэнергию накопленным итогом для СФЭС:
Р = З + З + + З
н.и.СФЭС эСФЭС1 эСФЭС2 ..... эСФЭСп'
Расчет окупаемости СФЭС
Год Рост тарифа, руб. Затраты на электроэнергию с учетом роста тарифа, руб. в год Годовая выработка СФЭС, с учетом деградации, кВтч/год Затраты на электроэнергию после установки СФЭС, руб. в год Расходы на электроэнергию накопленным итогом, руб. Расходы на электроэнергию накопленным итогом при установке СФЭС, руб. Окупаемость инвестиций при установке СФЭС в сравнении с централизованным электроснабжением, руб.
1 3,68 49 283 9 833 755 187 49 283 755 187 -705 905
2 3,94 52 732 9 489 15 369 102 015 770 556 -668 541
3 4,21 56 424 9 145 17 895 158 439 788 451 -630 013
4 4,51 60 373 8 801 20 699 218 812 809 150 -590 338
5 4,82 64 599 8 456 23 808 283 411 832 958 -549 547
6 5,16 69 121 8 112 27 251 352 532 860 209 -507 677
7 5,52 73 960 7 768 31 059 426 492 891 268 -464 776
8 5,91 79 137 7 424 35 267 505 629 926 535 -420 906
9 6,32 84 677 7 080 39 912 590 306 966 447 -376 141
10 6,77 90 604 6 736 45 034 680 910 1 011 481 -330 571
11 7,24 96 946 6 391 50 678 777 856 1 062 159 -284 303
12 7,75 103 732 6 047 56 891 881 589 1 119 050 -237 461
13 8,29 110 994 5 703 63 726 992 582 1 182 776 -190 193
14 8,87 118 763 5 359 71 239 1 111 346 1 254 015 -142 669
15 9,49 127 077 5 015 79 491 1 238 423 1 333 506 -95 083
16 10,15 135 972 4 671 88 550 1 374 395 1 422 055 -47 661
17 10,86 145 490 4 327 98 487 1 519 885 1 520 542 -657
18 11,62 155 675 3 982 109 382 1 675 559 1 629 924 45 635
19 12,44 166 572 3 638 121 319 1 842 131 1 751 243 90 888
20 13,31 178 232 3 294 134 392 2 020 363 1 885 635 134 728
где ЗэСфЭС1 — затраты на электроэнергию в первый год эксплуатации СФЭС, руб., ЗэСфЭС2 — затраты на электроэнергию за первый и второй год эксплуатации СФЭС, руб., ЗэСФЭСп — затраты на электроэнергию за первый, второй и последующий годы эксплуатации СФЭС, руб.
Окупаемость инвестиций рассчитывается следующим образом:
Р = Р - Р
оСФЭС н.и.с н.и.СФЭС
Результаты расчетов сведены в табл. 4.
Экономический расчет показал, что применение СФЭС целесообразно только в регионах, где тариф на электроэнергию больше 5 руб. за кВтч. В регионах Омской области срок окупаемости системы составит 17 лет, при этом выработка мощности массива СБ снизится на 56 %.
Мощность автономных фотоэлектрических станций (АФЭС) подбирается аналогично СФЭС, однако, если в регионе инсоляция в течение года изменяется несущественно, потребление в зимние месяцы незначительно больше, чем в периоды активности солнца (май —июль), то подбор АФЭС производят по наименее активному месяцу. В этом
случае возможно использование излишков вырабатываемой энергии на нагрев воды, накопление в аккумуляторных системах или продажу в сеть [6].
Экономический расчет для АФЭС аналогичен расчету для СФЭС, поэтому представлены только результаты расчета, которые сведены в табл. 5 (стоимость АФЭС представлена в табл. 6).
АФЭС предназначены для электроснабжения изолированных объектов, поэтому вариант сравнения стоимости АФЭС со стоимостью электроэнергии из сети в настоящий момент не целесообразно. Однако АФЭС могут быть рентабельным вариантом в регионах, где нет централизованного электроснабжения: затраты на присоединение к сети для удаленной территории (затраты на проект, монтаж опор, прокладки воздушной линии и т.д.) могут значительно превышать стоимость оборудования для АФЭС класса люкс.
Рассмотрим целесообразность применения ветровой электрической станции (далее — ВЭС). Минимальное значение скорости ветра для работы типовой ветроэнергетической установки (далее — ВЭУ) с горизонтальной осью вращения — 3 м/с. Мачты данных ветрогенераторов имеют значительную высоту и размах лопастей ротора, что может
Расчет окупаемости АФЭС
Год Рост тарифа, руб. Затраты на электроэнергию с учетом роста тарифа, руб. в год Годовая выработка АФЭС, с учетом деградации, кВт-ч/год Затраты на электроэнергию после установки АФЭС, руб. в год Расходы на электроэнергию накопленным итогом, руб. Расходы на электроэнергию накопленным итогом после установки АФЭС, руб. Окупаемость инвестиций при установке АФЭС в сравнении с централизованным электроснабжением, руб.
1 3,68 49 283 9 833 3 948 262 49 283 3 948 262 -3 898 979
2 3,94 52 732 9 489 15 369 102 015 3 963 631 -3 861 616
3 4,21 56 424 9 145 17 895 158 439 3 981 526 -3 823 087
4 4,51 60 373 8 801 20 699 218 812 4 002 225 -3 783 413
5 4,82 64 599 8 456 23 808 283 411 4 026 033 -3 742 622
6 5,16 69 121 8 112 27 251 352 532 4 053 284 -3 700 752
7 5,52 73 960 7 768 31 059 426 492 4 084 343 -3 657 851
8 5,91 79 137 7 424 35 267 505 629 4 119 610 -3 613 981
9 6,32 84 677 7 080 39 912 590 306 4 159 522 -3 569 216
10 6,77 90 604 6 736 45 034 680 910 4 204 556 -3 523 646
11 7,24 96 946 6 391 50 678 777 856 4 255 234 -3 477 378
12 7,75 103 732 6 047 56 891 881 589 4 312 125 -3 430 536
13 8,29 110 994 5 703 63 726 992 582 4 375 851 -3 383 268
14 8,87 118 763 5 359 71 239 1 111 346 4 447 089 -3 335 744
15 9,49 127 077 5 015 79 491 1 238 423 4 526 580 -3 288 158
16 10,15 135 972 4 671 88 550 1 374 395 4 615 130 -3 240 735
17 10,86 145 490 4 327 98 487 1 519 885 4 713 617 -3 193 732
18 11,62 155 675 3 982 109 382 1 675 559 4 822 999 -3 147 439
19 12,44 166 572 3 638 121 319 1 842 131 4 944 318 -3 102 187
20 13,31 178 232 3 294 134 392 2 020 363 5 078 710 -3 058 347
являться существенным недостатком. Многолопастные ВЭУ с необходимой скоростью ветра для начала работы — 1,5 м/с в случае сильных порывов ветра будут терять значительное количество энергии на трение [7]. Согласно исследованиям, приведенным в [7], в Омском регионе средняя скорость ветра составляет 3 — 4 м/с, в зимнее время — 1 м/с. Такой скорости ветра будет недостаточно в зимнее время даже для запуска ВЭУ.
В условиях Омского региона целесообразно применять ВЭУ с вертикальной осью вращения малой мощности, которые обладают следующими преимуществами [8]: низкая стартовая скорость ветра, независимость работы от направления ветра, простота и надежность конструкции, меньшая масса корпуса, низкий уровень шума и радиопомех. Однако есть и недостатки: плохой самозапуск и низкий КПД.
Выбор мощности ветрогенератора зависит от средней скорости ветра и количества безветренных дней [5]. Для расчетов использовались следующие параметры: среднее значение скорости ветра — 4 м/с, количество безветренных дней в неделю — 2.
Таблица 6
Стоимость АФЭС
№ Наименование Сумма, руб.
1 ФЭМ микроморфные, Хевел, 130 Вт, Россия, 68 штук 300 560,00
2 Контроллер заряда Schneider Electric 80 600 XWMPPT80-600, две штуки 364 796,00
3 Инвертор Schneider Electric Conext XW+ 8548, одна штука 256 220,00*
5 АКБ Sonnenschein 230 А-ч, 12 В, Gel, 32 штуки (срок службы до 12 лет) 1 889 256*
6 Опорные конструкции и электроустановочная продукция 1 124 333*
ИТОГО 3 935 164,00
* цены указаны по курсу валют на 05.09.2017
Таблица 7
Таблица 8
Технические характеристики ветрогенератора Falcon Euro
Стоимость ВЭС
Параметр Значение
Номинальное число оборотов, об/мин 85-170
Номинальная мощность, Вт 15 000
Максимальная мощность, Вт 17 000
Стартовая скорость ветра, м/с 1,5
Номинальная скорость ветра, м/с 12
Рабочая скорость ветра, м/с 2-20
Высота мачты, м 8
Срок службы, лет 20
Номинальная частота, Гц 50/60
№ Наименование Сумма, руб.
1 Ветрогенератор Falcon Euro — 15 кВт, одна штука 949 000,00
2 Контроллер заряда Schneider Electric 80 600 XWMPPT80-600, две штуки 364 796,00
3 Инвертор Schneider Electric Conext XW+ 8548, одна штука 256 220,00*
4 АКБ Sonnenschein 225 А-ч, 2 В, Gel, 24 штуки (срок службы до 20 лет) 2 007 334,00*
5 Опорные конструкции и электроустановочная продукция 1 073 205,00*
ИТОГО 4 499 201,00
* цены указаны по курсу валют на 05.09.2017
Мощность ВЭУ подбирается таким образом, чтобы обеспечить потребителя необходимой энергией и произвести запас достаточного количества энергии на период безветрия. Для расчетов использован ветрогенератор Falcon Euro — 15 кВт, технические характеристики приведены в табл. 7 [9]. Стоимость ВЭС приведена в табл. 8.
Произведем расчет целесообразности внедрения ВЭС в Омском регионе.
Экономическая целесообразность рассчитывается следующим образом: затраты на электроэнергию с учетом роста тарифа рассчитываются по формуле (1) и составят:
Сс = 3,684,0743 392 = 49 283 руб.
Годовая выработка ВЭС, с учетом средней скорости ветра относительно номинальной мощности, кВтч/год:
Ва-зг- = t • n • B„Q,, • Р ,
ВЭС ВЭУ ном'
где f — время работы ВЭУ, часов в сутки; п — количество ветреных дней в году (примем равным 261); ВВЭУ — выработка ВЭУ в год с учетом отношения средней скорости ветра по Омскому региону к номинальной скорости ветра, заявленной в технических характеристиках (примем равным 0,3), кВтч; Р — номинальная мощность ВЭУ, Вт.
ном 1
Годовая выработка ВЭС, с учетом средней скорости ветра относительно номинальной мощности, составит:
ВВЭС = 24 • 261 • 0,3 • 15 =28 188 кВтч/год.
Затраты на электроэнергию после установки ВЭС рассчитываются по формуле (3) и составят:
ЗэВЭС =4 499 201 + ((13 392 - 28 188) • 3,68) = = 4 444 752 руб.
Расходы на электроэнергию накопленным итогом рассчитывается по формуле (4), окупаемость инвестиций — (5), результаты расчетов сведены в табл. 9. Расчет окупаемости данной системы показал, что ее применение в Омском регионе нецелесообразно.
Рассмотрим эффективность дизель-генераторной установки (далее — ДГУ) и автономной гибридной электроустановки (далее — АГЭУ), с экономической точки зрения, в Омском регионе.
Мощность ДГУ подбирается таким образом, чтобы суммарная нагрузка на него оставляла примерно 25 % запаса от номинальной мощности. Соответственно, выбран дизельный генератор АД11С-Т400-1Р, мощностью 10,8 кВт, характеристики которого приведены в табл. 10 [9].
В рамках данной статьи не приведен расчет окупаемости ДГУ в сравнении с централизованным электроснабжением, так как процентное соотношение роста цен на топливо и тарифа на электроэнергию уже позволяет делать определенные выводы. Поскольку увеличение стоимости и в первом, и во втором случае происходит линейно, а разница в начальной стоимости и дальнейшем увеличении составляет 0,87 %, то можно смело утверждать, что ДГУ не окупится никогда. Ниже (табл. 11) приведен расчет окупаемости АГЭУ в сравнении с ДГУ.
Мощность АГЭУ подбирается следующим образом: под максимальное потребление в период наибольшей солнечной активности подбирается массив СБ. Мощность ДГУ — по мощности подключенных потребителей, а АКБ — исходя из потребностей в энергии в ночное время.
В рамках данной статьи не приведен расчет окупаемости АГЭУ в сравнении с централизованным электроснабжением по той же причине, что и для ДГУ. Более того, расчет окупаемости СБ также не дает оптимистичных прогнозов.
Произведем расчет экономической целесообразности АГЭУ в сравнении с ДГУ. Данные для расчета приведены в табл. 12.
Экономическая целесообразность применения АГЭУ в сравнении с ДГУ рассчитывается следующим образом: стоимость топлива с учетом роста тарифа, руб.:
С = С • С%,
ш г77г 4l '
С
где Стс — стоимость топлива сегодня, руб.; процентное увеличение тарифа за год, согласно табл. 1, примем равным 7,87 %
Стоимость топлива с учетом роста тарифа составит:
Расчет окупаемости вЭС
Год Рост тарифа, руб. Затраты на электроэнергию с учетом роста тарифа, руб. в год Затраты на электроэнергию после установки ВЭС, руб. в год Расходы на электроэнергию накопленным итогом, руб. Расходы на электроэнергию накопленным итогом при установке ВЭС, руб. Окупаемость инвестиций при установке ВЭС в сравнении с централизованным электроснабжением, руб.
1 3,68 49 283 49 283 -4 395 469
2 3,94 52 732 102 015 -4 342 737
3 4,21 56 424 158 439 -4 286 313
4 4,51 60 373 218 812 -4 225 940
5 4,82 64 599 283 411 -4 161 341
6 5,16 69 121 352 532 -4 092 219
7 5,52 73 960 426 492 -4 018 260
8 5,91 79 137 505 629 -3 939 123
9 6,32 84 677 590 306 -3 854 446
10 6,77 90 604 680 910 -3 763 842
11 7,24 96 946 777 856 -3 666 896
12 7,75 103 732 881 589 -3 563 163
13 8,29 110 994 992 582 -3 452 169
14 8,87 118 763 4 444 752 1 111 346 4 444 752 -3 333 406
15 9,49 127 077 1 238 423 -3 206 329
16 10,15 135 972 1 374 395 -3 070 357
17 10,86 145 490 1 519 885 -2 924 867
18 11,62 155 675 1 675 559 -2 769 193
19 12,44 166 572 1 842 131 -2 602 621
20 13,31 178 232 2 020 363 -2 424 389
21 14,24 190 708 2 211 071 -2 233 681
22 15,24 204 058 2 415 128 -2 029 624
23 16,30 218 342 2 633 470 -1 811 282
24 17,45 233 625 2 867 095 -1 577 657
25 18,67 249 979 3 117 074 -1 327 677
26 19,97 267 478 3 384 552 -1 060 200
27 21,37 286 201 3 670 753 -773 998
Ст = 38,4 • 1,0787 = 41,42 руб.
Затраты на топливо в год при эксплуатации ДГУ:
З = С • Р • П • Г
тДГУ т ДГУ ДГУ ДГУ'
где РДГУ — число часов работы ДГУ, час; Пд[у — по-
требление ДГУ, л/час; ГдУ — число дней работы ДГУ в год.
Затраты на топливо в первый год при эксплуатации ДГУ:
З = 38,4 • 24 • 4,5 • 365 = 1 513 728 руб.
Затраты на топливо в год при эксплуатации АГЭУ:
З = С • Р • П • Г
т т АГЭУ ДГУ ДГУ'
где РАГ^ЭУ — число часов работы ДГУ в составе АГЭУ, час.
Затраты на топливо в первый год при эксплуатации АГЭУ:
ЗтД1г = 38,4 • 14 • 4,5 • 365 = 883 008 руб.
При расчетах затрат на топливо для АГЭУ в первый год учитывается стоимость АГЭУ без ДГУ. Стоимость АГЭУ приведена в табл. 13.
72
Технические характеристики дизель-генератора АД11С-Т400-1Р [10]
Параметр Значение
Номинальная мощность, кВт/кВА (соБф = 0,8) 10,8/13,5
Напряжение, В (50 Гц)
Ном. ток, А 19,5
Кол-во фаз 3 (изолированная нейтраль)
Степень автоматизации
Регулятор оборотов Механический
Двигатель ЕД480, вертикальный, линейный, с прямым впрыском, четырехтактный
Частота вращения, об/мин 1500
Тип топлива Дизельное, по сезону (ГОСТ 305-82)
Машинное масло/ОЖ API CD 15Ш40/Антифриз с точкой замерзания не выше —35°С
Кол-во цилиндров
Система охлаждения Жидкостная, закрытая
Мощность двигателя, кВт/л.с. 14/19
Емкость бака, л
Расход, г/кВт-ч
Расход, л/ч
Расход масла, г/кВт-ч 1,36
Система запуска Электростартер
Аккумулятор В комплекте, 1 шт. 90 А-ч
Приборы контроля См. шкаф управления ШУ-К410
Модель генератора ГС10-400, синхронный, бесщеточный, с самовозбуждением, одноопорный
Регулятор напряжения Электронный
Дополнительная комплектация Предпусковой электрический подогреватель ОЖ, независимый предпусковой подогореватель ОЖ (ПЖД)
Габариты, мм 1450x700x1200
Сухой вес, кг 450 (с АКБ)
Производитель Россия, г. Новосибирск, ООО «Новосибирский завод генераторных установок»
Расходы на топливо накопленным итогом рассчитываются по формуле (4). Аналогично рассчитываются расходы на топливо накопленным итогом для АГЭУ. Окупаемость инвестиций рассчитывается по формуле (5). Результаты расчетов сведены в табл. 11.
Окупаемость АГЭУ в сравнении с ДГУ для данного типа потребителей — 3 года.
Подводя итог проведенным расчетам, ответим на вопрос: можно ли использовать возобновляемые источники электроэнергии в Омской области? Ответ: однозначно, да.
Однако к выбору способа энергообеспечения стоит подойти с особой тщательностью, поскольку каждый вариант рассчитан на решение определенных проблем потребителя.
Ввиду того, что в расчете ВЭУ использовались усредненные данные, можно предположить, что на практике ветрогенераторы проявят себя значительно лучше.
Применение СФЭС на сегодняшний день целесообразно в регионах с тарифом на электроэнергию более 5 рублей за кВтч и в случае, если поручение о продаже энергии в сеть вступит в силу на законном основании, поскольку разница в активности солнца в летнее и зимнее время более чем в три раза и, следовательно, 2/3 вырабатываемой энергии летом нуждаются в реализации.
В условиях отсутствия электросети, с точки зрения экономической эффективности, очевидно преимущество АГЭУ над ДГУ. Для построения устойчивой и энергоэффективной системы беспе-
Расчет окупаемости АГЭу в сравнении с ДГУ
Год Стоимость топлива с учетом роста тарифа, руб. Затраты на топливо в год ДГУ, руб. Затраты на топливо в год АГЭУ, руб. Расходы накопленным итогом ДГУ, руб. Расходы накопленным итогом АГЭУ, руб. Окупаемость инвестиций АГЭУ в сравнении с ДГУ
1 38,4 1 513 728 2 939 806 1 513 728 2 939 806 -1 426 078
2 41,42 1 632 858 952 501 3 146 586 3 892 307 -745 720
3 44,68 1 761 364 1 027 463 4 907 951 4 919 769 -11 819
4 48,19 1 899 984 1 108 324 6 807 934 6 028 093 779 841
5 51,99 2 049 512 1 195 549 8 857 447 7 223 642 1 633 805
6 56,08 2 210 809 1 289 639 11 068 256 8 513 281 2 554 975
7 60,49 2 384 800 1 391 133 13 453 056 9 904 414 3 548 642
8 65,25 2 572 483 1 500 615 16 025 539 11 405 029 4 620 510
9 70,39 2 774 938 1 618 714 18 800 477 13 023 743 5 776 734
10 75,93 2 993 326 1 746 107 21 793 803 14 769 850 7 023 953
Таблица 12 Таблица 13
Исходные данные для расчета экономической Стоимость АГЭу
целесообразности применения АГЭу в сравнении с ДГу
Наименование параметра Единица измерения Количество
Стоимость 1 л диз топлива руб. 38,4
Потребление в месяц, кВт-ч 1116
Выработка ФЭС в год кВт-ч 9833
Стоимость ДГУ руб. 201 800
Стоимость АГЭУ руб. 1995465
Прогнозный рост стоимости топлива %/год 7,87
Ежегодное потребление кВт-ч 13392
Работа ДГУ час 24
Работа ДГУ в составе АГЭУ час 14
Потребление ДГУ л/час 4,5
Работа ДГУ дней в год 365
Номинальная мощность ДГУ кВт 10,8
№ Наименование Сумма, руб.
1 ФЭМ микроморфные, Хевел, 130 Вт, Россия, 68 штук 300 560,00
2 Контроллер заряда Schneider Electric 80 600 XWMPPT80-600, две штуки 364 796,00
3 Инвертор Schneider Electric Conext XW+ 8548, одна штука 256 220,00*
4 Электроагрегат дизельный АД11С-Т400-1Р, 10,8 кВт, одна штука 201 800,00
5 АКБ Sonnenschein 225 Ач, 2 В, Gel, 24 штуки (срок службы до 20 лет) 489 908,00*
6 Опорные конструкции и электроустановочная продукция 645 314,00*
ИТОГО 2 258 598,00
* цены указаны по курсу валют на 05.09.2017
ребойного электроснабжения применение ФЭС или ДГУ в качестве единственного источника электроснабжения, в общем случае, нецелесообразно. В районах с частыми и длительными отключениями АГЭУ также будут эффективны.
Библиографический список
1. Ондар Д. О. Д. Система автономного солнечно-дизельного горячего водоснабжения в условиях Республики Тыва // Омский научный вестник. 2014. № 3 (133). С. 169 — 172.
2. Производство солнечных ячеек и модулей // Hevel Solar. URL: http://www.hevelsolar.com/products/ (дата обращения: 07.10.2017).
3. Обзор солнечных панелей российского производства // StarkEnergy. URL: http://slarkenergy.ru/solar/battery/ rosijskogo-proizvodstva.html#firmy-proizvoditeli (дата обращения: 09.10.2017).
4. Тарифы на электроэнергию в Омске и Омской области 2017 // energo-konsultant.ru. Портал потребителей энергоресурсов и ЖКХ. URL: https://www.energokonsultant.ru/sprav/ energosnabzheni/tarifi_na_elektroenergiyu_v_2017_godu/
tarifi_na_elektroenergiyu_v_0mskoi_oblasti_2017/ (дата обращения: 08.10.2017).
5. Какой мощности выбрать ветрогенератор и количество аккумуляторов // e-veterok.ru. Энергия ветра и солнца. URL: http://e-veterok.ru/vetrogenerator_i_akb.php (дата обращения: 08.10.2017).
6. Поручение о стимулировании развития микрогенерации на основе возобновляемых источников энергии // Правительство России. URL: http://government.ru/orders/ selection/401/26467/ (дата обращения: 10.10.2017).
7. Беляев П. В., Бубенчиков А. А., Демидова Н. Г. [и др.]. Сравнительный анализ способов энергообеспечения индивидуального жилого дома // Молодой ученый. 2016. № 22-3 (126). С. 1-7.
8. Бубенчиков А. А., Сикорский С. П., Терещенко Н. А. [и др.]. Целесообразность применения ветроэнергетических установок малой мощности с вертикальной осью вращения в Омском регионе // Молодой ученый. 2016. № 22-3 (126). С. 22-25.
9. Ветрогенератор «Falcon Euro» — 15 кВт (вертикально-осевой, вертикальный) // UST. United Solar Technologies. URL: http://ust.su/solar/catalog/windmills/5478/ (дата обращения: 09.10.2017).
10. Дизельгенератор АД11С-Т400-1Р // НЗГУ. Новосибирский завод генераторных установок. URL: http://www.nzgu.ru/ diesel-generators-i-power-stations/dgu-power-10-25-kw/ad11c-t400-1p/ (дата обращения: 14.10.2017).
БУБЕНЧИКОВ Антон Анатольевич, кандидат технических наук, доцент кафедры «Электроснабжение промышленных предприятий» Омского государственного технического университета (ОмГТУ). Адрес для переписки: privetomsk@mail.ru ДЕМИДОВА Наталья Григорьевна, магистр; инженер производственного объединения «Электроточ-прибор».
Адрес для переписки: komnatascha@mail.ru АВДЕЕВ Дмитрий Владимирович, магистр; электромонтер АО «Русь».
Адрес для переписки: diman_94_08_28@mail.ru КОМАРОВ Антон Григорьевич, инженер-конструктор радиозавода им. А. С. Попова (РЕЛЕРО). Адрес для переписки: komarowanton@mail.ru ГОРБАЧЕВ Виталий Владимирович, инженер-метролог; руководитель компании Solar Siberia. БУБЕНЧИКОВА Татьяна Валерьевна, аспирантка кафедры «Электроснабжение промышленных предприятий» ОмГТУ.
Адрес для переписки: sales@getsolar.ru
Статья поступила в редакцию 23.10.2017 г. © А. А. Бубенчиков, Н. Г. Демидова, Д. В. Авдеев, А. Г. Комаров, В. В. Горбачев, Т. В. Бубенчикова
р
о
