Файл: Отчет по практике Наименование практики Производственная практика проектная практика студент.docx

Малая автономная возобновляемая энергетика, которая ориентирована на обеспечение электроэнергией удаленных районов, точек с небольшим энергопотреблением и имеющих трудности с сетевым энергоснабжением, является весьма экономически перспективной сферой для развития энергетики на ВИЭ в России. Опыт в строительстве и работе таких станций в России пока невелик, и оценка экономических параметров дается сложнее.

Малая автономная энергетика ориентируется на низовой уровень, начиная от отдельных хозяйств (в том числе отдельных домохозяйств), включая отдельные предприятия и отдельные населённые пункты. Таким образом, стоит отметить минус этой энергетики по сравнению с сетевой – это дополнительные затраты на системы аккумуляции энергии.

Если эффективность работы сетевых систем рассматривается через оптовый рынок, то в случае автономной энергетики подходим с позиций потребителя, выбирающего между покупкой энергии на розничном рынке и установкой собственной автономной системы, которая позволит далее исключить или снизить затраты на приобретение энергии.

Рассмотрим простейшие расчеты для солнечной электростанции. Солнечный фотовольтаический комплекс небольшой мощности (100 Вт) в сборе, включающий солнечную панель, аккумулятор, инвертор, предлагается на розничном рынке по ценам около 20 тыс. руб. (примерно 20 тыс. руб/кВт номинальной мощности). При КИУМ, равном 17 %, годовая выработка электроэнергии составит: 0,1 × 8760 × 17 % = 149 кВт·ч, то есть округлённо 150 кВт·ч. При розничных ценах на электроэнергию на уровне 4 руб/кВт·ч, использование комплекса позволит потребителю сэкономить в год 150 × 4 = 600 руб. Таким образом, простой срок окупаемости для него составит 20 000 / 600 = 33 года. Это, с точки зрения прямого финансового эффекта, не имеет смысла для пользователя, хотя бы потому, что превосходит предполагаемый срок службы комплекса. [6]

Выровненные затраты составят на 30-летнем интервале: 20 000 / (150 × 30) = 4,4 руб/кВт·ч. Если также будем учитывать ежегодный рост розничных тарифов на электроэнергию, что примерно составляет в последние годы 10%, то срок окупаемости снизиться до 13-15 лет.

Если рассматривать установку ветрогенераторов небольшой мощности, экономическая перспектива наблюдается отчетливее. Цены на комплекс на основе ветрогенерации примерно в полтора-два раза ниже: 100– 150 тыс. руб/кВт номинальной мощности. При той же величине КИУМ и, соответственно, выработке электроэнергии простой срок окупаемости ветрогенератора составит, в зависимости от динамики роста цен на электроэнергию, от 20–25 до 10–12 лет. Выровненные затраты составят: 150 000 / (150 × 30) = 3,0 руб/кВт·ч.

Дополнительный и очень мощный фактор конкурентоспособности автономных станций на ВИЭ включается в случае полного отсутствия сетевого энергоснабжения. В этом случае потребитель должен платить за технологическое подключение к сети, цена которого может составить несколько сотен тысяч рублей или даже более высокую сумму. В ряде случаев сами затраты на установку автономных систем на основе ВИЭ оказываются ниже стоимости технологического подключения; тем более, если речь идёт о прокладке ЛЭП на расстояния до нескольких или даже нескольких десятков километров.

Стоимость прокладки ЛЭП составляет от нескольких сотен тысяч до нескольких миллионов рублей на 1 км. Стоимость прокладки кабельных линий (КЛ) 6–10 кВ — от 700 до 2,2 млн руб/км. Кроме того, предусматриваются сопутствующие затраты: 3,3 % — временные здания и сооружения; 5,0–6,0 % — прочие работы и затраты; 2,6–3,18 % — содержание службы заказчика-застройщика, строительный контроль; 7,5–8,5 % — проектноизыскательские работы; затраты на проведение экспертизы проектной документации и авторский надзор (при осуществлении нового строительства — 8 %). Общая сумма дополнительных сопутствующих затрат — около 20 % от стоимости собственно прокладки сети. Базисные показатели стоимости трансформаторных подстанций (ПС) от 35/10 до 220/110/10 кВ — от 20,7 млн до 390,1 млн руб. ПС 10/0,4 кВ — 100–300 тыс. руб. В реальной ситуации общая сумма инвестиционных затрат на сетевое энергообеспечение вряд ли может быть ниже 1 млн руб. на 1 км сетей. В настоящее время 1 млн руб. — это стоимость примерно 7 кВт электроэнергетических мощностей на основе ВИЭ, если рассматривать комбинированную систему, включающую солнечные и ветроэнергетические установки, средней стоимостью из расчёта 150 тыс. руб/кВт установленной мощности.

Эти 7 кВт мощности выработают за год — при среднем КИУМ, равном 15– 20 % — примерно 9–12 тыс. кВт·ч электроэнергии, что сопоставимо с годовым потреблением электроэнергии тремя-четырьмя домохозяйствами, отдельной животноводческой точкой или малым сель скохозяйственным предприятием. В данном случае необходимость прокладки 1 км ЛЭП означает, что даже объём инвестиций при выборе, в качестве альтернативы, автономного энергообеспечения на ВИЭ, будет ниже. Кроме того, далее экономический эффект достигается за счёт отсутствия платы за электроэнергию. Соответственно, при большей удалённости точки потребления прямой положительный эффект от использования автономных ВИЭ будет сильнее, а их использование окажется целесообразным не только для отдельных домохозяйств или крестьянских хозяйств, но и для целых населённых пунктов и более крупных промышленных и сельскохозяйственных объектов. Точный ответ о большей целесообразности того или иного способа энергоснабжения может быть дан уже в каждом конкретном случае после исследования местных условий.

4. Диапазоны регулировки номинальной мощности

4.1. Мощность ветряной электрогенерирующей установки

Мощность ветряной электрогенерирующей установки можно рассчитать с помощью расчетов. Для этого стоит воспользоваться формулой, уточнив то, что энергия от ветроколеса передается через редуктор, а соответственно необходимо учитывать КПД редуктора

, а также КПД генератора, или точнее КПД преобразования электрической энергии

. Тогда, мощность ВЭУ, выражаемая в киловаттах:

,

где

коэффициент эффективности использования мощности ветрового потока;

– диаметр ветроколеса;

– скорость ветра.

Существует два способа регулирования мощности все ветроустановки делятся на два типа: Pitch и Stall.

Pitch(от английского pitch – «ставить») регулирование — поворотом лопасти относительно направления ветра, то есть лопасть принудительно ставится в определенное положение, изменяетсяугл«атаки», то есть угол под которым набегает ветер на лопасть. От угла «атаки» зависит подъемная сила лопасти, которая заставляет вращаться лопасть. Ветроустановки с поворотом лопастей можно использовать для регулирования мощности как в зависимости от скорости ветра, так и по заданию диспетчера.

Stall (от английского stall – «застревать») —угол атаки лопасти неизменен, но профиль лопасти по длине делается выполняется таким образом, что эффективность отдельных участков лопасти падает при возрастании скорости ветра, наступает срыв потока и ее “подъемная” сила уменьшается. Таким образом, при скорости ветра выше номинальной удается держать мощность ветроустановки равную номинальной.

Недостаток этого способа в том, что принудительно регулировать мощность нельзя. Но их достоинство состоит в том, что не нужен сложный механизм поворота лопастей.

4.2. Мощность солнечной электрогенерирующей установки

Номинальная мощность всех солнечных панелей испытывается при определенных одинаковых условиях, для этого введено понятие StandardTestConditions (STC), то есть так называемые «стандартные тестовые условия». Параметры теста отражают описывают работу солнечной панели в идеальных условиях, для этого тестируют в заводских или лабораторных условиях при помощи кратковременной вспышки. При этом освещенность должна быть 1000 Вт/м², температура солнечной панели 25 °С, спектр излучения должен соответствовать массе воздуха АМ1.5, а скорость ветра должна быть равна нулю.

Однако такие условия очень редко встречаются при реальном использовании солнечных панелей, поэтому доля вырабатываемой мощности в действительности имеет другое значение. На эффективность работы влияют многие факторы, например, потери в проводах, в инверторе, контроллере и т.п. Также это может быть нормальная деградация солнечных панелей с течением времени, снижение мощности за счет пыли, грязи, чрезмерного нагрева панелей или их затенения, разность мощности панелей в последовательных цепочках и т.п. Все эти факторы могут меняться в зависимости от сезона, географического положения, способа монтажа, азимута и наклона панелей. Так что в реальных условиях солнечная панель будет вырабатывать около 75-85% от ее номинальной мощности. То есть солнечная панель мощностью 100 Вт, расположенная под оптимальным углом и ориентированная на юг, будет выдавать летом в среднем 75- 85 Вт, в зависимости от метода установки. Так же возможна выработка и максимальной мощности солнечной панели или даже больше неё, что необходимо учитывать при проектировании солнечной электростанции. Мощность солнечной панели изменяется в зависимости от освещенности практически прямо пропорционально. При некотором значении освещенности панель может прекратить выработку. Например, для кристаллических панелей это, примерно, 150-200 Вт/м², а для аморфных - около 100 Вт/м².

5. Ограничения применения технологии (климатическое исполнение)

5.1 Ограничения для солнечной электрогенерирующей установки

Рис. 6. Среднедневные суммы солнечной радиации (кВт*ч/(м2*день)) за год, оптимально ориентированная поверхность
На рис. 6 приведена карта распределения по территории России среднегодовой энергетической освещённости оптимально ориентированной неподвижной поверхности, взятая из [11]. Приемники солнечной энергии устанавливают под углом, где обеспечивается максимальное количество солнечной энергии. Оптимально ориентированная поверхность – это поверхность, рассматриваемая неподвижной к югу, угол наклона которой к горизонту в каждой географической точке различный и выбирается из условия обеспечения максимума солнечной энергии, поступающей на эту поверхность. По рис.1 наблюдаем, что наибольшая сумма солнечной радиации приходится на юго-восток страны – более 4.5