CC BY
73
Литература
1. Минин В.А., Бежан А.В. Теплоснабжение зданий с участием ветроэнергетических установок // Энергосбережение и водоподготовка. - 2009. - № 2. - С. 17-21.
2. Дворецкий С.И., Егоров А.Ф., Дворецкий Д.С. Компьютерное моделирование и оптимизация технологических процессов и оборудования: Учеб. пособие. -Тамбов: Изд-во Тамб. гос. техн. ун-та. 2003. - 224 с.
3. СНиП 41-01-2003 Отопление, вентиляция и кондиционирование. - М.: ГУП ЦПП Госстроя России, 2004. - 64 с.
4. Зубарев В.В., Минин В.А., Степанов И.Р. Использование энергии ветра в районах Севера. - Л.: Наука. 1989. - 208с.
5. СНиП 23-01-99* Строительная климатология. - М.: ФГУП ЦПП, 2006. - 70 с.
Сведения об авторах
Бежан Алексей Владимирович
младший научный сотрудник лаборатории нетрадиционных и возобновляемых
источников энергии Центра физико-технических проблем энергетики Севера КНЦ РАН,
Россия, 184209, Мурманская область, г. Апатиты, мкр. Академгородок, д. 21А
эл.почта: veskela@rambler.ru
Минин Валерий Андреевич
заведующий лабораторией нетрадиционных и возобновляемых источников энергии Центра физико-технических проблем энергетики Севера КНЦ РАН, к.т.н.
Россия, 184209, Мурманская область, г. Апатиты, мкр. Академгородок, д. 21А Эл.почта: minin@ien.kolasc.net.ru
УДК 621.548.001.5 (470.21)
В.А.Минин ПЕРСПЕКТИВЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ЭНЕРГИИ ВЕТРА ДЛЯ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ РУДНИКА ЦЕНТРАЛЬНЫЙ ОАО «АПАТИТ»
Аннотация
Рассмотрен вопрос о применении ветроэнергетических установок (ВЭУ) для экономии топлива на котельной рудника Центральный, расположенного на плато Расвумчорр на высоте около 1000 м над уровнем моря. Дан анализ потенциала ветровой энергии в районе рудника и предпосылок ее использования на нужды теплоснабжения. Решена задача по определению оптимальной мощности ветропарка. Представлены предложения по размещению ветроэнергетических установок на местности. Приведены результаты технико-экономической оценки возможной совместной работы ветропарка и котельной.
Ключевые слова:
котельная, теплоснабжение рудника, ветропарк
V.A.Minin PROSPECTS OF USING WIND ENERGY FOR HEATING MINE CENTRAL ОАО «APATIT»
Abstract
The question of the use of wind turbines (wind farm) to conserve fuel boiler Central Mine, is located on a plateau Rasvumchorr at an altitude of 1000 meters above sea level. The analysis of the potential of wind energy in the mine and the prerequisites for its use on heating needs. Solved the problem of determining the optimal capacity wind farm. The proposals to place wind turbines on the ground. The results of the technical and economic evaluation of possible joint working wind farm and a boiler.
Keywords:
a boiler, heating mine, wind farm Предпосылки использования энергии ветра для теплоснабжения
Прибрежные и горные районы Мурманской области располагают повышенным потенциалом ветровой энергии [1,2]. Наибольшие скорости ветра наблюдаются в прибрежных районах Баренцева моря, где они достигают 7-8 м/с и более. Чуть ниже потенциал ветра в горных районах в центре Кольского полуострова - в Хибинах и Мончегорских тундрах. Здесь среднегодовые скорости ветра составляют 5-7 м/с.
Названные районы располагают благоприятными предпосылками для эффективного использования энергии ветра на нужды теплоснабжения. В числе их можно отметить продолжительный отопительный сезон, который длится около 9-10 мес. Сезонное изменение поступления энергии от ветроэнергетических установок (ВЭУ) совпадает с максимумом потребности в тепловой энергии со стороны потребителя. Применение ВЭУ позволит превратить ветер из негативного климатического фактора, вызывающего повышенные теплопотери, в источник покрытия этих потерь. При использовании ВЭУ для отопления не предъявляются высокие требования к качеству вырабатываемой энергии. Это удешевляет и упрощает конструкцию установок. При использовании ВЭУ для теплоснабжения потребителей некритичным становится основной недостаток ветровой энергии - ее непостоянство во времени. Кратковременные изменения мощности могут быть сглажены за счет аккумулирующей способности системы теплоснабжения. Более продолжительные колебания (десятки минут, часы) могут сглаживаться за счет аккумулирующей способности строительных конструкций. Также в работу могут включаться специальные аккумулирующие устройства или дублирующие источники тепла на органическом топливе.
Характеристика режима ветра в районе рудника Центральный
Вблизи рудника “Центральный” работает метеостанция с одноименным названием. Как и рудник, она находится на высоте около 1000 м над ур. м. Площадка метеостанции характеризуется высокой степенью открытости на местности, в основном это класс 7 по классификации В.Ю.Милевского (абсолютно ровная местность, без каких-либо элементов защищенности).
Средняя многолетняя скорость ветра на метеостанции составляет 6,3 м/с на высоте 10 м от поверхности земли. Годовой ход ветра характеризуется максимумом в зимние месяцы. Среднемесячные скорости ветра в холодное время года могут достигать 8-9 м/с. Сезонное изменение потребности в тепловой энергии на объектах рудника Центральный происходит почти синхронно с изменением интенсивности ветра (рис.1). Максимум приходится на период с октября по апрель.
Внутренняя структура ветра определяется такой кадастровой характеристикой как повторяемость. На рис.2 показана гистограмма эмпирической повторяемости скоростей на метеостанции Центральная. На гистограмму нанесена аппроксимирующая кривая, полученная по уравнению Вейбулла:
t (и) =
ЛЛу -1
exp
/ лу
и
в
(1)
где в и у - параметры распределения, и - скорость ветра
Площадь гистограммы и площадь под аналитической кривой равны 100% (или 8760 ч годового времени).
Р. тыс Г кат
и%
Рис.1. Сезонное изменение месячной выработки тепловой энергии и среднемесячной скорости ветра на руднике Центральный
Рис.2. Эмпирическая повторяемость скоростей ветра (гистограмма) и аппроксимирующая кривая повторяемости по уравнению Вейбулла на метеостанции Центральная
Согласно [3] параметр в уравнения Вейбулла определяется выражением:
в =
Г | 1 + -У
где Г - гамма-функция, и - средняя многолетняя скорость ветра.
(2)
У
Если обозначить:
(
1
Л
Г 1 + — = а ,
I Y)
то уравнение Вейбулла может быть представлено в виде:
/\ mil и t (и) = I а — и I и
Y-1
exp
- I а -
и
Обработка фактических данных показала, что для рассматриваемой метеостанции Центральная у = 1,5, а = 0,9, ц0 = 6,3 м/с. Тогда уравнение Вейбулла принимает вид:
t (и) = 0,214 (0,143 и)0,5 exp [- (0,143 и )1,5 ] (4)
Результаты расчета аппроксимирующей кривой, соответствующей этому уравнению, представлены выше на рис.2.
Определение основных параметров ветропарка
Выбор типа ВЭУ. В качестве прототипа взята ВЭУ Vestas V80 - 2 MW с диаметром ветроколеса 80 м и высотой башни около 70 м, производимая в Германии. Основные технические данные ветроустановки, заимствованные из [4], приведены в табл.1, её рабочая характеристика представлена на рис.3.
Таблица 1
Технические данные ветроустановки Vestas V80 - 2 MW
Y
и
Показатели Единица измерения Численные значения
Мощность ВЭУ МВт 2,0
Расчетная скорость ветра на оси ветроколеса м/с 15,0
Диапазон рабочих скоростей м/с 4-25
Высота башни м 67
Диаметр ветроколеса м 80,0
Число лопастей шт. 3
Число оборотов ветроколеса 1/мин. 9-19
Тип генератора - асинхр.
Напряжение кВ 0,69
Расчет годовой выработки ВЭУ. Для этого необходима информация
о повторяемости скоростей ветра на высоте оси ветроколеса ВЭУ. Известно, что с высотой от поверхности земли средние многолетние скорости ветра существенно возрастают. В работах [1,2] показано, что вертикальный профиль среднегодовых скоростей ветра может быть описан степенной функцией вида:
,0,6 (и
I- 0,77
и[ 10) 10 • (5)
где и и и10 - среднегодовые скорости ветра соответственно на высоте Н и 10 м.
Рис.3. Зависимость мощности ВЭУ Vestas V80 - 2 MW от скорости ветра на оси ветроколеса
Оказалось, что значение среднегодовой скорости ветра на высоте 70 м равно 8,5 м/с. Если его подставить в выражение (4), то получим значения повторяемости скоростей ветра на этом высотном уровне сначала в относительных единицах, а затем и в часах. Результаты таких расчетов представлены в табл.2. Заимствуя теперь из [4] рабочую характеристику ВЭУ (зависимость мощности ВЭУ от скорости ветра), представленную на рис.3, можно определить выработку энергии сначала в каждом диапазоне скоростей ветра, а затем и в целом за год. Получаем, что одна 2-х мегаваттная ВЭУ может выработать 7240 тыс. кВт-ч, а число часов использования в году установленной мощности ВЭУ составит 3620 ч.
Таблица 2
Повторяемость скоростей ветра на высоте 70 м и выработка энергии ВЭУ Vestas V80 - 2MW в ветровых условиях метеостанции Центральная
Скорость ветра, м/с Повторяемость скоростей Мощность ВЭУ, кВт Выработка энергии, тыс. кВт-ч
% ч
1 4,99 437 - -
2 6,63 581 - -
3 7,48 655 - -
4 7,85 688 62 43
5 7,86 689 151 104
6 7,63 668 288 192
7 7,22 632 476 301
8 6,70 587 742 435
9 6,12 536 1037 556
10 5,50 482 1352 652
11 4,88 427 1599 683
12 4,27 374 1854 693
13 3,71 325 1950 634
14 3,18 279 1972 550
15 2,70 237 1993 472
16 2,28 200 1994 399
17 1,90 166 1995 331
18 1,58 138 1996 275
19 1,30 114 1997 228
20 1,06 93 1998 186
21 0,86 75 1999 150
22 0,69 60 2000 120
23 0,55 48 2000 96
24 0,44 39 2000 78
25 0,35 31 2000 62
Итого 7240
Определение оптимальной мощности ветропарка. В качестве критерия оценки технико-экономической эффективности вариантов теплоснабжения с участием ВЭУ можно использовать критерий минимума приведенных затрат, определяемых выражением:
З = 81 + ЕНК1 , ру^ (6)
где ЗI - годовые эксплуатационные расходы в 1-м варианте; Ен - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений К1.
Использование этого критерия предполагает, что сравниваемые варианты обеспечивают одинаковый энергетический эффект (одинаковую годовую выработку и одинаковую надежность энергоснабжения).
При теплоснабжении только от котельной приведенные затраты равны:
Зк = 8Т + 8ЗП + 8км + 87 + ЕнКк, руб., (7)
где 8Т и 8^П - затраты на топливо и заработанную плату; 8™ - амортизационные отчисления по котельной; 8^р - прочие расходы (около 20% от расходов на заработную плату и амортизацию); Кк - капиталовложения в котельную.
Для топливной составляющей можно записать:
8Т = °’143' ' . зт , (8)
Пк • Птх
Т У.Т.
где 0,143 ----- - коэффициент перевода топлива в энергию; 'к - годовая
Гкал
выработка котельной в 2009 г. (101 тыс. Гкал); зТ - стоимость топлива (12000 руб/т или 8570 руб/т у.т.); пк - кпд котельной; - коэффициент,
учитывающий потери топлива при транспортировке и хранении (для жидкого топлива = 0,95).
Составляющая заработной платы определится выражением:
ЗЗП = рк • N к • Пк, (9)
чел.
где рк - штатный коэффициент по котельной (3 --------------); N к - мощность
Гкал /ч к
котельной (30,5 Гкал/ч); Пк - заработная плата 1 работника за год (20 тыс. руб.-12 = 240 тыс. руб/год-чел.
Амортизационные отчисления:
8км = Ь ,• Кк, (10)
где Ьк - норма амортизационных отчислений по котельной (10%).
Подставляя полученные выражения в (7), будем иметь:
0 143 ' Т
Зк = ------- • зТ + 1,2 (рк • Nк • Пк + Ьк • Кк ) + ЕнКк. (11)
Пк • Птх
Если совместно с котельной будут работать ветроэнергетические установки (ВЭУ), то, как показано в [1,2], доля участия ВЭУ в покрытии графика отопительной нагрузки будет определяться выражением:
аТ =1-ехр
-3,2
(^
V иг у
РТ
(12)
Доля участия аТ зависит от ветровых условий (среднегодовой скорости ветра иГ), технической характеристики ветроустановки (расчетной скорости ир , при которой ВЭУ развивает номинальную мощность) и от соотношения мощностей ВЭУ и котельной (параметра рТ = N ВЭУ / N к).
Приведенные затраты в вариантах совместной работы котельной и ВЭУ (ветропарка) составят:
= (1- аТ )°,143 ■ ' зТ
к + ВЭУ Vі ^ )
З
+1,2 Ь
Пк Птх ВЭУ КВЭУ + ЕнКВЭУ , ру&
■ зТ +1,2 (р к N кПк ) + Ь кКк ) + ЕнКк +
(13)
Поделив все составляющие на годовую выработку котельной 'к = N к И к (И к - число часов использования в году установленной мощности котельной), получим выражение для удельных приведенных затрат:
0,143 з
к + ВЭУ
Пк Пт
■ ехр
-3,2
/ л2 V иг у
+ -
1,2 Ь
ВЭУ
к
ВЭУ
Е к
■116° ■ РТ + н ВЭУ ■ИбО■ РТ , руб./Гкал И к
(14)
К,
N к
принимаются
удельные капиталовложения в котельную, в наших расчетах лб руб. .
равными 1 ■ 106
Гкал/ч
к = КВЭУ к ВЭУ _ "
N
удельные
ВЭУ
капиталовложения в ВЭУ, принимаются равными 1200 евро/кВт; 1160 -переводной коэффициент, кВт-ч/Гкал.
При расчете приведенных затрат следует также учесть еще одно важное обстоятельство. Большинство стран стимулируют развитие ветроэнергетики за счет дотаций. В России также готовятся соответствующие нормативные акты, определяющие величину субсидирования. Согласно проработкам, представленным в [5], дотации за энергию, выработанную на ВЭУ в районах Севера или приравненных к ним районах, могут достигать 2,5 руб/кВт-ч. Можно для сравнения отметить, что за энергию от солнечных установок планируется приплачивать 9 руб/кВт-ч.
В табл.3 приведены результаты расчетов приведенных затрат в вариантах совместной работы котельной и ВЭУ (ветропарка). Параметр рТ = NВЭУ/Кк
Т
И
к
изменялся в пределах от 0 до 1. Максимальный размер дотации принимался в размере 2,5 руб/кВт-ч. При расчете выработки ВЭУ учитывалось, что:
WВэy = рТ • Nк • ИВЭУ = РТ • 35,5 -103 • 3620 = 128,5 • рТ , млн. кВт • ч (15)
Кроме того, принималось во внимание, что по мере наращивания мощности ветропарка (параметры рТ) увеличивается число случаев, когда его мощность выходит за пределы графика нагрузки. Избыточная энергия оказывается невостребованной, а доля энергии от ВЭУ, вписавшейся в график, сокращается. Это хорошо видно из рис.4. В итоге величина годовой выработки WВЭУ в расчетах
корректировалась по представленной кривой в соответствии с параметром рТ, и только после этого определялась величина полагающейся дотации.
в
Рис. 4. Зависимость доли энергии ВЭУ, вписавшейся в график отопительной нагрузки населенного пункта со среднегодовой скоростью ветра й10 = 6,1 м/с , от мощности ветропарка (рТ = NВЭУ^к)
Таблица 3
Приведенные затраты в вариантах совместной работы котельной и ВЭУ
рт Составляющие затраты, руб/Гкал Всего затрат, руб/Гкал Дота- ция, руб/Гкал Итого, руб/Гкал
Топливо Постоянные затраты (зарпл., аморт., проч. расходы) Аморт. ВЭУ Составляющая Е к -*-'нхч-вэу
0 1720 334 0 0 2054 0 2054
0,1 1500 334 142 203 2179 320 1859
0,2 1308 334 284 406 2332 640 1692
0,3 1141 334 426 609 2510 960 1550
0,4 994 334 568 812 2708 1258 1450
0,6 756 334 853 1217 3160 1755 1405
0,8 575 334 1137 1623 3669 2055 1614
1,0 437 334 1421 2029 4221 2248 1973
На рис.5 представлены конечные результаты расчета приведенных затрат в варианты совместной работы котельной и ветропарка. Нижняя кривая показывает, что минимум приведенных затрат достигается при соотношении мощностей котельной и ветропарка, равном 0,53. В дополнение к этой кривой был выполнен расчет, ориентированный на меньшие дотационные выплаты - в размере
2,0 руб/кВт-ч. В этом случае оптимальным оказывается вариант с рТ = 0,45.
В итоге для дальнейших
расчетов мощность ветропарка может быть принята равной 18 МВт, что соответствует рТ= 18/35,5 « 0,5.
Выбор площадки ветропарка и размещение ВЭУ на
местности. Рудник Центральный расположен на плато Расвумчорр на высоте около 1000 м. На руднике по склону Хибинских гор проложена благоустроенная автомобильная дорога (рис.6), по которой доставляются различные грузы, техника, топливо, персонал и т.д. По этой же дороге в окрестности
рудника могут быть доставлены и ветроустановки, техника для прокладки дорог, сооружения фундаментов, монтажа ВЭУ и других целей.
Рис.6. Размещение ветропарка, состоящего из 9 ВЭУ по 2 МВт, на въезде в рудник Центральный
руб Л'кая
2000 -1800 -
1600 -1-100
1300 --1---1---1---1—*—■ * I--I---1---1---г- РГ
ОД 0.4 0.6 0.8 1.0
Рис.5. Зависимость удельных приведенных затрат на тепловую энергию, вырабатываемую комплексом
“котельная + ветропарк”, от мощности ветропарка (рТ=КВЭУ^к) и размера дотации (1 - 2 руб/кВт ч; 2 - 2,5 руб/кВт ч)
При размещении ВЭУ на местности принималась во внимание необходимость того, чтобы площадки для ВЭУ были сравнительно недалеко от существующей автодороги, были доступны даже в условиях пересеченности рельефа местности, располагали достаточно высоким потенциалом ветра и, наконец, были расположены не слишком далеко от местной котельной. На рис.6 показано размещение 9 ВЭУ, отвечающее перечисленным требованиям. Ветроустановки отстоят друг от друга на расстоянии, равном 10 диаметрам ветроколеса (это около 800 м).
Расчет технико-экономических показателей работы ветропарка.
Применение ВЭУ для целей теплоснабжения может быть оценено не только по критерию минимума приведенных затрат, что было сделано выше, но и по критерию максимума прибыли, которая может быть получена в результате применения ВЭУ. В последнем случае встает вопрос об окупаемости средств, вкладываемых в сооружение ВЭУ. Следует отметить, что в случае отсутствия собственных средств у потребителя их придется заимствовать в банке под определенный процент и возвращать в дальнейшем с учетом существующего уровня инфляции. Если исходить из возможности получения кредита по заемной ставке nr = 15-17% годовых и показателя инфляции b=7-9 % (ожидаемый уровень 2010 года), то так называемая реальная процентная ставка г, определяемая выражением:
г=(16)
1 + b
составит около 10%.
В качестве критерия для оценки прибыльности мероприятия, связанного с внедрением ВЭУ, можно использовать чистый дисконтированный доход (ЧДД) (net present value, NPV - чистая приведенная стоимость). Этот показатель определяется как сумма текущих эффектов за весь расчетный период, приведенная к начальному шагу:
ЧДД=
B1 B2 Bn -+---------—+...+-
1+г (1+г)2 (1+r)n
где Бь В2,...ВП - текущий эффект (доход) от работы ВЭУ за соответствующий год (с года 1 до года п) в течение всего срока службы п; г -реальная процентная ставка; 10 - инвестиции в сооружение объекта.
Чистый дисконтированный доход выражает суммарный положительный или отрицательный экономический эффект, получаемый от реализации объекта в течение всего срока его службы, приведенный к начальному моменту. Этот показатель позволяет учесть изменение стоимости финансовых средств с течением времени и сопоставить капиталовложения, сделанные сегодня, с доходами, которые будут поступать позже, в едином масштабе цен. Положительный результат расчёта по выражению (17) свидетельствует об эффективности предлагаемого объекта или, другими словами, о том, что в результате его реализации инвестор в течение срока эксплуатации ВЭУ получит прибыль. Чем большее значение прибыли будет получено, тем выгоднее объект. Если результат расчёта отрицательный, инвестор потерпит убытки. В вариантах совместной работы котельной и ВЭУ прибыль зависит от ветровых условий, в которых работает ВЭУ, стоимости топлива, затрат в сооружении ВЭУ и от тарифа, по которому вырабатываемая тепловая энергия может быть реализована.
Выше было показано, что при отсутствии ВЭУ котельная рудника Центральный мощностью 30,5 Гкал/ч, работая на мазуте стоимостью 8570 руб/т у.т., вырабатывает тепловую энергию по себестоимости около 2 тыс. руб/Гкал. Применение ВЭУ способствует экономии дорогостоящего топлива и снижению себестоимости вырабатываемой энергии. Однако за этим стоят немалые инвестиции. Удельные капиталовложения современных ВЭУ мегаваттного класса с учетом транспортных расходов по доставке, затрат на сооружение фундамента, монтаж и пуско-наладочные работы достигают 1200-1400 евро/кВт.
Расчеты показали, что внедрение ВЭУ в комплекс “котельная + ВЭУ” разумно до определенного предела, после которого дальнейшее наращивание мощности ВЭУ не оправдывается. Расчеты чистого дисконтированного дохода (ЧДД) согласно выражению (3.21) позволяют учесть порядок и условия заимствования средств на сооружение ВЭУ, инфляционные процессы и обусловленный ими рост тарифов на энергию.
Выше было показано, что при заимствовании средств в банке под 15-17% годовых и инфляции 7-9% реальная процентная ставка (ставка дисконтирования) составит около 10%. В настоящее время правительством России принят курс на последовательное снижение уровня инфляции. Если предположить, что за 10 лет удастся снизить инфляцию до европейского уровня (около 2%), и сохранить таковой далее, то в целом за 20-летний период (срок службы ВЭУ) динамика изменения инфляции может выглядеть так, как показано на рис.7. Вслед за инфляцией будет снижаться и процентная заемная ставка по кредиту, при этом реальная процентная ставка согласно (16) сохранится примерно на том же уровне.
При расчете ЧДД будем исходить из того, что доля ат участия ВЭУ в покрытии графика отопительной нагрузки зависит от мощности ВЭУ (параметра Рт = NВЭУ /Кк), режима ветра (соотношения расчетной скорости ветра и
определяющей номинальную мощность ВЭУ, и среднегодовой скорости и на высоте оси ветроколеса) и определяется аналитически выражением (12).
Ин( 8 -
6 -4 -
2 -
эл., % 8.0
7.0
6.2
5.4
4.8
4.2
3.7
3.2
2.8
2.4
2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0
О
<м
о
<м
о
<м
00 о
о о
<м <м
о о
о
00
о
годы
о
Рис. 7. Предполагаемое изменение уровня инфляции в России за 20-летний период
Будем также предполагать, что тариф на тепловую энергию, заработная плата обслуживающего персонала и стоимость топлива изменяются (возрастают) в соответствии с предполагаемым уровнем инфляции (рис.7).
0
Эффект от применения в 1-году комплекса “котельная + ВЭУ” определится как разница между доходом от реализованной по тарифу ^ тепловой энергии плюс дотация за энергию, выработанную ВЭУ, и минус расходы на зарплату, топливо и прочие расходы:
—(1 - ат )зт
Б, = Wf1 + Б, - (1,2 • рк NкП, + ------^), (18)
Пк • Птх
где — - годовая выработка энергии, Гкал; Б, - дотация в 1 том году; рк - штатный коэффициент на котельной, чел/Гкал/ч; N,5 - мощность котельной, Гкал/ч; Пк - годовая заработная плата в 1-м году, руб.; 1,2 - коэффициент, учитывающий долю прочих расходов; з^ - стоимость топлива в 1-м году, руб/т у .т.; - к.п.д. котельной ^тх = 0,95 - коэффициент,
учитывающий потери топлива при транспортировке и хранении.
Инвестиционные затраты в сооружение комплекса “котельная + ВЭУ” определяются их удельными капиталовложениями и мощностями:
1о = к кN к + к ВЭУN ВЭУ (19)
Результаты расчета ЧДД представлены в табл.4. В ней тариф на тепловую энергию в 2011 году взят как затраты на производство единицы теплоты в 2010 году (см. табл.3), увеличенные с учетом ожидаемой инфляции на 8%, то есть 2054 • 1,08 = 2200 руб/Гкал. Годовая выработка комплекса “котельная + ВЭУ” принималась равной фактической выработке котельной в 2009 году - 101 тыс. Гкал.
Годовая выработка энергии от ветропарка определялась как —ВЭУ = NВЭУ • ЬВЭУ • 0,94 = 18-103 • 3620• 0,94 = 61,25МВт • ч = 52,8 , тыс. Гкал (20)
Здесь коэффициент 0,94 означает, что при принятом соотношении мощностей ветропарка и котельной (рТ = N ВЭУ = 0 5) около 6% энергии
N
ветропарка согласно рис.6 не вписывается в график отопительной нагрузки и остается невостребованным.
Расходы комплекса “котельная + ВЭУ” на топливо определялись, исходя из следующего:
,Т = (—к - —ВЭУ) • 0,143 • зТ =
= -
Пк • Птх
(21)
(101- 52,8) • 103 • 0,143 • 8570
* 81 •106,руб.
0,75 • 0,95
Из рис.8, где дана графическая иллюстрация выполненных расчетов, следует, что в начальный момент, сразу после сооружения комплекса “котельная + ВЭУ”, имеют место только инвестиции 10. Они отложены вниз по оси ординат. По мере совместной эксплуатации двух источников энергии формируется доход, за счет которого постепенно, год за годом, инвестиции могут окупиться. Точка пересечения кривой ЧДД с осью абсцисс дает значение дисконтированного срока окупаемости капиталовложений. Участок кривой над осью абсцисс означает формирование прибыли.
Таблица 4
Расчет чистого дисконтированного дохода при совместной работе котельной Центрального рудника (30,5 Гкал/ч) и
ветропарка (18 МВт)
Год п, лет Инф- ляция, % Тариф на тепл. энергию руб/Гкал Доходы, млн. руб. Всего доходы, млн руб. Расходы, млн. руб Всего расходы, млн руб. Итог. доход Вп, млн руб. Дискон- тир. доход в, (1 + г)п Доход нарастающим итогом, млн руб. ЧДД (доход минус инвест.) млн руб.
от реализации тепловой энергии дотация за энергию от ВЭУ топ- ливо зараб. плата+ проч. обслу- жив. ВЭУ
2011 1 8 2200 220 153 373 81 26 4 111 262 238 238 - 802
2012 2 7 2354 235 164 399 87 28 4 119 280 232 470 - 507
2013 3 6 2495 250 174 424 92 30 4 126 298 223 693 - 347
2014 4 5,5 2632 263 183 446 97 32 4 133 313 212 905 -135
2015 5 5 2754 276 192 468 102 33 5 140 328 203 1108 +68
2016 6 4,5 2888 289 201 490 106 35 5 146 344 192 1300 260
2017 7 4 3004 300 209 509 111 36 5 152 357 182 1482 442
2018 8 3,5 3109 311 216 527 114 37 5 156 371 174 1656 616
2019 9 3 3202 320 223 543 118 38 5 161 382 160 1816 776
2020 10 2,5 3282 328 228 556 121 39 5 165 391 152 1968 928
2021 11 2 3348 335 233 568 123 40 5 168 400 140 2108 1068
2022 12 2 3415 342 238 580 126 41 6 173 407 130 2238 1198
2023 13 2 3483 348 242 590 128 42 6 176 414 120 2358 1318
2024 14 2 3553 355 247 602 131 43 6 180 422 110 2468 1428
2025 15 2 3624 362 252 614 133 43 6 182 432 104 2572 1532
2026 16 2 3697 370 257 627 136 44 6 186 441 97 2669 1629
2027 17 2 3770 377 262 639 139 45 6 190 449 90 2759 1719
2028 18 2 3846 385 267 652 142 46 6 194 458 82 2841 1801
2029 19 2 3923 392 273 665 144 47 6 197 468 75 2916 1876
2030 20 2 4001 400 278 678 147 48 7 202 476 71 2987 1947
Рис.8. Зависимость чистого дисконтированного дохода от срока эксплуатации
ВЭУ и размера дотации
Нижняя кривая на рисунке соответствует случаю, когда никаких дотаций за выработанную энергию от ВЭУ не выплачивается (нулевой вариант). Видно, что даже в этом случае внедрение ветропарка окупается через 14 лет, а к 20-му году эксплуатации ветропарка сформируется прибыль в размере 20% от первоначальных инвестиций. Дотации за выработанную ветропарком энергию существенно улучшают доходность мероприятия с применением ветропарка по сравнению с “нулевым вариантом”. Планируемая согласно [5] дотация в 2,5 руб/кВт-ч, конечно же, сильно повышает эффективность применения ВЭУ. Дисконтированный срок окупаемости в этом случае сокращается до 5 лет. Даже если предположить, что в ходе прохождения выдвинутых предложений на дотацию величина последней будет сокращена до 1,0-1,5 руб/кВт-ч, привлекательность сооружения ветропарка все равно сохраняется высокой. Инвестиции и в этом случае окупаются за период менее 8 лет, что для объектов энергетики является весьма эффективным.
Литература
1. Зубарев В.В., Минин В.А., Степанов И.Р. Использование ветра в районах Севера - Л.: Наука, 1989. - 208 с.
2. Энергия ветра - перспективный возобновляемый энергоресурс Мурманской области / Минин В.А., Дмитриев Г.С., Иванова Е.А., Морошкина Т.Н., Никифорова Г.В., Бежан А.В. - Апатиты: Изд. КНЦ РАН, 2006. - 73 с.
3. Рекомендации по определению климатических характеристик
ветроэнергетических ресурсов. - Л. : Гидрометеоиздат, 1989. - 80 с.
4. Wind Energy - 2004 // Osnabrueck, Deutschland Bundesverband Wind Energie Service GmbH. - 2004. - 196 p.
5. Копылов А.Е. Экономика развития возобновляемой энергетики в России // Энергия: экономика, техника, экология, № 7, 2008. - С. 22-31.
Сведения об авторах
Минин Валерий Андреевич
заместитель директора Центра физико-технических проблем энергетики Севера КНЦ
РАН, к.т.н.
Россия, 184209, Мурманская область, г. Апатиты, мкр. Академгородок, д. 21А
Эл. почта: minin@ien.kolasc.net.ru
