питаловложений на амортизацию и прочие эксплуатационные расходы для ВЭУ.

Задав диапазон изменения стоимости дизельного топлива, несколько дискретных значений ТВЭУ и проведя расчеты, можно простроить линии граничных значений удельных капиталовложений в ВЭУ, при которых альтернативные схемы энергоснабжения равноэкономичны. Номограммы позволяют по экономическим показателям потребителей определить предпочтительность схемы с ДЭС, либо схемы совместной эксплуатации ДЭС с ВЭУ.

8.2. Технико-экономические характеристики солнечных электростанций

Исходными данными для определения экономической эффективности использования солнечных электростанций (СЭС) являются:

–среднемесячная дневная энергетическая освещенность, E кВт/м2;

–средние годовые суммы суммарной радиации на горизонтальную

поверхность EГОД , кВт/м2;

– среднемесячные суммы суммарной радиации на горизонтальную поверхность EМЕС , кВт/м2.

Технически приемлемый уровень солнечной радиации в настоящее время может быть определен из выражения:

E ≥ 0,2 кВт/м2.

Основу любой СЭС составляют фотоэлектрические модули, средняя удельная стоимость которых составляет 100– 140 руб./Вт.

Для производства электрической энергии переменного тока стандартных параметров, кроме собственно фотоэлектрического преобразователя, необходим преобразователь постоянного напряжение в переменное – инвертор, накопитель электроэнергии – аккумуляторная батарея, согласующие устройства, коммутационная аппаратура и др. Удельная стоимость полнокомплектной СЭС соответственно возрастает до KУСТ.УД = 240000 – 300000 руб./кВт. установленной мощности.

Полная стоимость комплектного оборудования СЭС определяется из выражения [17]:

KУСТ = KУСТ.УД ∙ PСЭС .

К капитальным затратам на СЭС следует также отнести стоимость проектных KПР и строительных KСТР работ по определению местоположения и установки станции на местности. Для определения требуемой мощности фотопреобразователей целесообразно использовать данные не о

202

полной установленной мощности потребителей электроэнергии объекта электроснабжения P , а о среднесуточном потреблении электроэнергии W.

Эксплуатация автономной СЭС в режиме многолетней непрерывной работы предполагает отсутствие периодической подзарядки АБ от внешнего источника. В этом случае солнечная батарея – единственный источник энергии в системе, который при минимуме ее пиковой мощности должен полностью обеспечить электроэнергией автономный объект.

Для определения мощности СЭС необходимо рассчитать общее количество электроэнергии, которое может выработать один фотоэлектрический модуль за расчетный промежуток времени. Для расчета потребуется значение солнечной радиации, которое берется в период работы станции, когда солнечная радиация минимальна EМЕС. В случае круглосуточного использования – это декабрь.

Определив значение солнечной радиации за интересующий нас период и разделив его на 1000, получим так называемое количество пикочасов, т. е. , условное время, в течение которого солнце светит как бы с интенсивностью 1000 Вт/м2.

Модуль мощностью PМ в течение выбранного периода выработает следующее количество энергии:

где E – значение инсоляции за выбранный период, кВт∙ч/м2; k – коэффициент, учитывающий поправку на потерю мощности солнечных элементов при нагреве на солнце, а также наклонное падение лучей на поверхность модулей в течение дня.

Величина k принимается равной 0,5 летом и 0,7 в зимний период. Разница в его значении зимой и летом обусловлена меньшим нагревом элементов в зимний период.

Полная мощность модулей СЭС определяется из выражения:

PСЭС = ,

где W – среднесуточное потребление электроэнергии объектом электроснабжения, кВт∙ч.

В литературных источниках приводятся месячные и суммарные годовые значения солнечной радиации (кВт∙ч/м2) для основных регионов России, а также с градацией по различным ориентациям световоспринимающей плоскости.

Для северных широт (выше 50–60º) круглогодичная эксплуатация СЭС малоэффективна. В таких районах возможно применение СЭС только

203

для сезонного электроснабжения или использовать комбинирование с другими возобновляемыми источниками энергии.

Критерием для определения рационального режима работы СЭС (круглогодичный или сезонный) могут служить данные о суммарной радиации на поверхность земли:

k РАД = ГОД ,

МЕС

где EГОД – средние годовые суммы суммарной радиации на горизонтальную поверхность, кВт∙ч/м2; EМЕС – среднемесячная сумма суммарной

радиации на горизонтальную поверхность, минимальная в течение года, кВт∙ч/м2.

При значениях k РАД больше 50 возможно только сезонное применение СЭС.

В эксплуатационные расходы СЭС входят затраты на обслуживание

СЭКС и СРЕМ :

СРЕМ = k РЕМ ∙ pН (KУСТ + KСТР),

где k РЕМ – коэффициент затрат на ремонт.

Ориентировочные расчеты, проведенные для южных районов Томской и Кемеровской областей, показывают, что для солнечной электростанции мощностью 20 кВт себестоимость производства электроэнергии составит около 40 руб./ кВт∙ч.

Следует отметить, что себестоимость электроэнергии мало зависит от мощности станции и определяется в основном интенсивностью солнечной радиации.

8.3. Технико-экономические характеристики автономных микро-ГЭС

Экономические показатели микро-ГЭС в значительной степени зависят от ее конструкции.

Для определения технических и экономических критериев эффективности электроснабжения от микро-ГЭС из кадастра гидроэнергетических ресурсов должны быть определены следующие основные показатели для предполагаемого места установки станции:

–средний уклон реки, ∆H (м/км);

–средний расход воды водотока в период летней межени, Q (м3,с);

–средняя скорость течения в период летней межени, V (м/с);

–число часов в году с открытым руслом, Ч.

204

На первом этапе определяется техническая возможность сооружения микро-ГЭС в данном месте. Возможности создания и/или использования имеющегося геометрического напора воды (H) для выработки электроэнергии зависят, прежде всего, от рельефа местности, определяющего продольные уклоны рек на разных их участках. Многие реки имеют аномальные уклоны, скорость течения воды на которых может намного превышать среднюю. Поэтому выбор конкретного места установки станции должен производиться с учетом карты аномальных уклонов рек для данной территории.

Средняя скорость течения реки может значительно изменяться в зависимости от времени года, и минимальна, как правило, в период ледостава и летней межени. На данном уровне развития техники, техническая реализация проекта электроснабжения автономного объекта от микро-ГЭС возможна при минимальной скорости течения водотока в месте установки станции VMIN (м/с) более 1 м/с.

На втором этапе анализа определяется мощность установки, которая может быть сооружена на данном водотоке.

При разности уровней воды H (м) на длине участка L (м) и среднем расходе Q (м3,с), мощность микро-ГЭС P (Вт), которую можно установить на рассматриваемом участке составит:

P= ηρ g Q H (Вт),

η– КПД гидроагрегата; ρ – плотность воды, кг/м3; g – ускорение свободного падения, м/с2.

КПД гидроагрегата зависит от η турбины и электрического генерато-

ра и в расчетах принимается равным 0,75; плотность воды ρ = 1000 кг/м3, g

= 9,81 м/ с2.

Величина напора, который может обеспечить водоток H (м), определяется из предположения, что максимальная длина трубопровода не должна превышать 200 м, иначе его сооружение экономически не целесообразно. Максимальная длина рабочего трубопровода ограничена превышением его стоимости над полнокомплектным оборудованием станции при длине более 200 м:

HMAX = 0,2 ∆H (м).

Капитальные затраты на микро-ГЭС напрямую связаны с ее мощностью. Однако стоимость 1 кВт установленной мощности электроустановки

сувеличением полной мощности станции, как правило, уменьшается. В связи с этим, в расчетах выделяются три диапазона мощностей микро-ГЭС

сразной удельной стоимостью 1 кВт установленной мощности:

P < 10 кВт, KУСТ.УД = 25000 руб./кВт;

205

10 кВт < P < 50 кВт, KУСТ.УД = 20000 руб./кВт;

50 кВт < P < 100 кВт, KУСТ.УД = 15000 руб./кВт.

Исходными данными для определения удельной стоимости 1 кВт установленной мощности микро-ГЭС является стоимость продукции ведущих фирм разработчиков и производителей оборудования для малой гидроэнергетики [35].

Продукция зарубежных фирм имеет стоимость в 1,5–2,5 раза выше отечественных аналогов.

Ориентируясь на цены компании «Энерго-Альянс» в расчетах для микро-ГЭС, устанавливаемой на водотоках на напоры до 2 м, принята следующая удельная стоимость 1 кВт установленной мощности энергоустановки:

при ∆H < 1,0 м/км, KУСТ.УД = 50000 руб./кВт.

Определив установленную мощность станции, и выбрав соответствующую ей удельную стоимость установки, можно найти полную стоимость комплектного гидросилового оборудования:

KУСТ = KУСТ.УД ∙ P .

Стоимость проектных работ по определению места установки станции на местности практически не связана с ее мощностью и может приниматься постоянной, зависящей только от минимального размера оплаты труда (МРОТ): KПР = 50 ∙ МРОТ.

Стоимость строительных и монтажных работ по установке станции на местности KСТР определяется в зависимости от полной установленной мощности микро-ГЭС P и среднего уклона русла реки ∆H . Для этого в расчетах применяются следующие коэффициенты:

kР – коэффициент затрат на установку станции (о.е.), в расчетах принимается постоянным, равным 0,05;

kН – коэффициент, учитывающий изменение затрат на установку станции в зависимости от среднего уклона русла реки (о.е.), в первом приближении может быть принят: при ∆H < 1,0 м/км, kН = 0,5; при ∆H < 1,0– 4,0 м/км, kН = 1,0; при ∆H < 4,0 –10,0 м/км, kН = 0,8; при ∆H > 10,0 м/км, kН = 0,4.

После определения поправочных коэффициентов, стоимость строительных и монтажных работ по установке станции определяется из выражения:

KСТР = k Р k Н KУСТ .

206