Сравнительный анализ способов энергообеспечения индивидуального жилого дома



Работа выполнена при поддержке гранта № МК-5098.2016.8

Сегодня энергетика России характеризуется чрезвычайно высоким уровнем износа: износ линий электропередачи в Единой энергетической системе (ЕЭС) превышает 25%, подстанций – 45%. Потери электроэнергии в сетях растут с каждым годом и уже вышли за двузначный порог.

С учётом того, что российские электростанции в среднем имеют КПД≈33%, длина тепловых сетей ограничена размерами города из-за высоких линейных потерь; для территорий же с невысокой плотностью энергопотребителей, например, в зонах малоэтажной застройки, особое значение приобретает реализация распределённой энергетики.

В условиях невозможности концентрации крупных инвестиций для строительства крупных электростанций строительство малых оказывается более реальным и выгодным, так как позволяет существенно сократить объём первоначальных капиталовложений и срок их возврата, снизить инвестиционный риск, уменьшить сроки возведения и ввода станций в эксплуатацию.

Для отдалённых и труднодоступных районов, особенно для условий Крайнего Севера, могут быть использованы малые автономные энергетические станции (АЭС), эффективность которых базируется на отсутствии потребности в обслуживании в течение десятков лет и ликвидации крайне высоких издержек северного завоза топлива.

Автономное энергообеспечение на основе дизель-генератора

Все электрогенераторы по типу вырабатываемого тока классифицируются на трехфазные и однофазные. От таких генераторов работает большинство домашних и хозяйственных электроприборов. Трехфазные аппараты способны создавать переменное напряжение 380 вольт, однофазные – 220 вольт с частотой 50 Гц [3].

Различают три типа генераторов: дизельные, бензиновые и газовые. С экономической точки зрения газовый генератор целесообразно эксплуатировать только в той местности, где есть центральный газопровод. Его размеры достаточно громоздки, и он слишком требователен к условиям установки и эксплуатации. Таким образом, основной выбор остается только между популярными бензиновыми и дизельными электрогенераторами.

Генератор с двигателем, потребляющим бензин, компактнее и намного дешевле дизельного генератора. Такой агрегат лучше всего подойдет как источник аварийного питания, поскольку будет включаться в работу периодически. В длительном режиме работы его технико-экономические показатели существенно снижаются: из-за ограниченной мощности генератор требуется периодически останавливать и охлаждать, в отличие от дизельного, который может длительное время работать бесперебойно [1].

Стоимость генераторов на основе бензиновых двигателей зависит от разных параметров: устройства самого агрегата, его мощности, типа двигателя (двух-, четырехтактный), объема цилиндра двигателя, количества потребляемого топлива, фирмы производителя и страны производителя. Ценовой диапазон достаточно широк: от 3 тыс. руб. до 60 тыс. рублей. Некоторые, особенно качественные модели, могут стоить еще дороже.

Дизельные генераторы, по сравнению с газовыми, надежнее и мощнее, могут служить единственными, автономными, независимыми источниками электроэнергии с меньшими затратами на топливо.

Основное разделение дизельных генераторов происходит в зависимости от числа оборотов двигателя: 1500 и 3000 оборотов минуту, при этом генераторы с малым числом оборотов не так перегреваются и способны работать без остановок на протяжении длительного времени. Так же в качестве достоинств можно отметить большую линейку мощностей, легкодоступное топливо, неприхотливость в работе, мобильность и быстроту запуска.

В сравнении с генераторами на основе бензиновых двигателей цена дизельных генераторов выше и находится в диапазоне от 20 тыс. рублей до миллиона (и выше), зависит от технических характеристик модели, надежности, производителя и управления.

Однако есть и недостатки: высокие расходы на топливо, сильный шум, вредные выбросы и недолгий срок эксплуатации при тяжелых режимах работы. Применение дизельного двигателя осложняет запуск при низких температурах, в связи с чем все дизельные электростанции и генераторы изначально комплектуются электростартером и аккумулятором, что увеличивает исходный вес и цену агрегата. Также дизельные генераторы чувствительны к нагрузке. Оптимальный коридор нагрузок – 50-75% от номинала. В ином случае значительно снижается моторесурс дизель-генератора и сокращается срок его эксплуатации [3].

Приведем расчет экономической целесообразности применения дизельных генераторов.

Допустим, что при минимальном количестве энергопотребления, мощность, необходимая для оптимальной работы всех электроприборов, подключаемых к сети равна 13, 878 кВт, напряжение на входе – 48 В.

Необходимо выбрать генерирующее оборудование таким образом, чтобы суммарная нагрузка на него оставляла примерно 25% запас от номинальной мощности. Соответственно, выбираем дизельный генератор SDMO мощностью 19,2 кВт, характеристики которого приведены в таблице 1.

Таблица 1

Технические характеристики дизельного генератора SDMO К27 [10]

Модель	Adriatic К27
Двигатель	Kohler KDI2504M
Вид топлива	дизель
Мощность (400 В)	19.2 кВт
Расход топлива	6.3 л/ч
Запуск	электростартер
Емкость топливного бака	50 л
Исполнение	открытое
Вес	540 кг
Габариты	1410х720х1080 мм

Определим затраты на приобретение оборудования, установку и введение в эксплуатацию дизельного генератора (далее - ДГ) [1]:

З∑ = d ·CДГ + СМР +СПР +СПН,

где: d – количество ДГ;

CДГ – стоимость ДГ;

СМР – стоимость монтажных работ;

СПР – стоимость проектных работ;

СПН – стоимость пусконаладочных работ.

Определим основные виды затрат:

СМР = (0,25…0,3) · CДГ. ,

СМР =0,3·653 262= 163 315,5 руб

СПР= 0,1 ·СМР.,

СПР= 0,1 ·163 315,5=16 331,55 руб

СПН = (0,03…0,05) · CДГ.

СПН = 0,04 ·653 262=19 597,86 руб

Годовые затраты на оплату электроэнергии поставляемой учреждению сетевой компанией[1]:

СЭ= PДГ ∙ h ∙365 ∙ Сээ,

Где Сээ – стоимость электроэнергии, поставляемой учреждению сетевой компанией, руб./кВт·ч, (для упрощения расчетов будем использовать цены на одноставочный тариф) примем равным 3,56 руб/ кВт·ч (по данным тарифов на электроэнергию, действующих с 01.07.2016 на территории Омска и Омской области);

h – среднее количество часов использования электроэнергии в день.

СЭ= 19,2 ∙ 24 ∙365∙3,56=598 763,52 руб.

Ежегодные затраты на техническое обслуживание ДГ примем равными 10% от его стоимости [1]:

СГ = 0,1· CДГ.

СГ = 0,1· 653 262= 65 326,2 руб.

Затраты на топливо для ДГ определим по формуле[1]:

Стопл= Gт∙Цтопл∙ h ∙ 365,

Стопл= 6,2∙34,8∙ 24 ∙ 365= 1 890 057,6 руб.

где Цтопл- цена топлива, руб./л, примем равной 34,8 (по данным ООО «ГазПромНефть» на 14.10.2016);

Gт – расход топлива в ДГ, равен 6,2 л/ч.

Тогда годовая экономия денежных средств за счет использования ДГ будет определяться следующим образом [1]:

На основании полученных результатов, делаем вывод, что данный способ энергообеспечения в рассматриваемом случае экономически не целесообразен: стоимость топлива и обслуживание значительно превышают стоимость сетевой электроэнергии.

Автономное энергообеспечение на основе ветроэнергетической установки

Переработка энергии воздушного потока в электроэнергию возможна только в определенном диапазоне скоростей ветра. Минимальное значение скорости ветра для работы типовой ветроэнергетической установки 3 м/с. Мачты ветрогенераторов, к тому же, имеют значительную высоту и размах лопастей ротора (как правило, от пяти и полутора метров соответственно), что при определенных условиях, может являться существенным недостатком. Существуют и многолопастные ветрогенераторы, с минимальной скоростью ветра для начала работы-1,5 м/с, но в случае сильных порывов ветра будут велики потери на трение [4].

Современные ВЭУ, с использованием новейших технологий производства, рассчитаны на срок эксплуатации до 20 лет, КПД большинства ветрогенераторов составляет около 26%.

В умеренных широтах европейской части Российской Федерации средняя скорость ветра у поверхности Земли составляет, как правило, 3 - 5 м/с, при этом в 15 - 25 % времени снижается ниже критических значений (менее 2,5 - 3 м/с). Таким образом, в соответствии с климатической нормой для данной местности, ветроэнергетическая установка может использоваться 75 - 85 % времени, но, в основном на минимальных уровнях выработки электроэнергии. На территории Омской области наибольшая скорость ветра наблюдается в летнее время – в июле-августе (до 6,5 м/с), а наименьшая – зимой – в январе-феврале – около 1 м/с.

Динамика скорости ветра за исследуемый период по Омской области представлена на рисунке 1.

Из рисунка видно, что скорость ветра с каждым годом снижается и лишь последние 14 лет ее значение колеблется в интервале 3-4 м/с.

Для обеспечения электроэнергией потребителей Омской области выбран ветрогенератор «SokolAirVertical - 15 kW», предназначенный для регионов с пониженной среднегодовой скоростью ветра, мощностью 15 кВт, входным напряжением 48 В.

Приведем расчет экономической целесообразности применения ВЭУ.

Структура затрат, связанных с установкой ВЭУ, определяется по суммарной стоимости всех ветроустановок и составит

CВЭУ = n·N,

n – количество ветроустановок,

N – стоимость одной ветроустановки.

CВЭУ = 1· 870 000=870 000руб.

Рис. 1. Динамика скорости ветра за исследуемый период по Омской области

Затраты на приобретение оборудования, установку и введение в эксплуатацию ВЭУ [1]:

ЗОБ = CВЭУ +CЭЛ.ОБ+ССТРОИТ +СПР +СПН,

где: CВЭУ – стоимость ветроустановки;

CЭЛ.ОБ – стоимость электрооборудования;

ССТРОИТ – стоимость строительных работ;

СПР – стоимость проектных работ;

СПН – стоимость пуско-наладочных работ.

CЭЛ.ОБ =СИ +САБ ,

где: СИ и СА – стоимость инвертора и аккумуляторной батареи соответственно. Выбран аккумулятор серии АКБ Микроарт, тяговый панцирный 2В, 960 А*ч (глубокого разряда); характеристики приведены в таблице2.

Таблица 2

Технические характеристики АКБ Микроарт [26]

Категория товара	АКБ тяговые, для автономных и резервных систем
U, В	2.0
Ёмкость, А·ч	960

Выбран инвертор – МАП SIN Энергия Pro 48В 6кВт, технические характеристики приведены в таблице 3 [12].

Таблица 3

Технические характеристики инвертора МАП SIN Энергия Pro

Категория товара	МАП SIN Энергия Pro 48В
Мощность, кВт	6.00
КПД, %	96
U, В	48.0
Uвых, В	220.00
∿Частота, Гц	50
Пиковая мощность, кВт*	9.00
Максимальная мощность, кВт**	6.00
Номинальная мощность, кВт	4.00
Собственное потребление на хх, Вт	14.4 - 24
Рекомендуемая суммарная емкость АКБ, А·ч	800
Min суммарная емкость АКБ, А·ч	200
Max рекомендуемая емкость кислотных АКБ, А·ч***	1700
Рабочий температурный диапазон, ℃	-25...50
Габариты [В×Г×Ш], см	21×37×51
Масса без упаковки, кг	30.10

CЭЛ.ОБ = 68500 + 1420024 = 409 300 руб

Формулы для определения основных видов затрат[1]:

ССТРОИТ = (0,05...0,1) CВЭУ, затраты на строительство.

СПР= (0,25…0,3) ССТРОИТ, затраты на проектирование.

СПН = (0,03…0,05) CВЭУ, затраты на пуско-наладочные работы

ССТРОИТ =0,05·870 000=43 500 руб

СПР=0,25·43 500 =10 875 руб

СПН =0,03·870 000=26 100 руб

ЗОБ = 870 000+409 300 +43 500 +10 875 +26 100 =1 359 775 руб.

Срок окупаемости ВЭУ [1]:

где: ЗОБ – инвестиции для приобретения оборудования, установки, и ввода его в эксплуатацию; – годовая экономия денежных средств за счет использования ВЭУ[1].

,

Где Сэ – оплата энергоресурсов поставляемых учреждению сетевой компанией,

СГ – годовые затраты включающие зарплату обслуживающего персонала, и издержки связанные с обеспечением эксплуатации оборудования с учетом амортизационных отчислений и инфляции [1].

СГ = 0,05 ∙ CВЭУ

Годовые затраты на оплату электроэнергии, поставляемой учреждению сетевой компанией[1]:

Сэл = PС ∙365 ∙ Сээ,

Где Сээ – стоимость электроэнергии, поставляемой учреждению сетевой компанией, руб./кВт·ч, (для упрощения расчетов будем использовать цены на одноставочный тариф) примем равным 3,56 руб/ кВт·ч (по данным тарифов на электроэнергию, действующих с 01.07.2016 на территории Омска и Омской области);PС – максимальная потребляемая мощность, вырабатываемая автономной солнечной станцией за сутки, кВт [1].

Сэл =13,878∙365∙3,56=18 033 руб.

СГ = 0,05 ∙870 000=43 500 руб

Следовательно, энергоснабжение с помощью ветрогенераторов для потребителей Омской области не рентабельно: из-за слабой ветрености необходимо выбирать ветрогенератор с низкой стартовой скоростью ветра, но с большим запасом по мощности, что увеличивает стоимость установки.

Автономное энергообеспечение на основе солнечных станций

За год на Землю приходит 1018кВт- ч солнечной энергии, всего 2% которой эквивалентны энергии, получаемой от сжигания 2х1012 т условного топлива. Эта величина сопоставима с мировыми топливными ресурсами. Так что в перспективе солнечная энергия вполне может стать основным источником электроэнергии на Земле [6].

Поток солнечного излучения, проходящий через площадку в 1 м2, расположенную перпендикулярно потоку излучения на расстоянии одной астрономической единицы от центра Солнца (на входе в атмосферу Земли), равен 1367 Вт/м2 (солнечная постоянная). Из-за поглощения, при прохождении атмосферной массы Земли, максимальный поток солнечного излучения на уровне моря (на экваторе) составляет 1020 Вт/м2. Среднее значение принято считать равным 1000 Вт/м2 [6].

Эти данные применимы к горизонтальным площадкам, но солнечную батарею можно разместить и вертикально, и под произвольным углом к горизонту, а, соответственно, и к Солнцу. При этом, угол при котором достигается максимальный уровень инсоляции для разных пунктов, отличается и зависит от широты. Например, для Петрозаводска он составляет 61°, для Москвы – 56°, для Астрахани – 47°, для Сочи – 44°, для Омска – 55°. Помимо этого, положение батареи можно изменять таким образом, чтобы она была постоянно расположена по отношению к Солнцу на угол близкий к 90°, что позволяет существенно (1,5-1,8 раза) увеличить преобразуемую энергию.

Преимущество солнечных батарей – предельная конструктивная простота и полное отсутствие подвижных деталей, как следствие – небольшой удельный вес, неприхотливость, простой монтаж и минимальные требования к обслуживанию во время эксплуатации. Представляя собой плоские элементы малой толщины, они не требуют возведения отдельных громоздких конструкций. Энергия вырабатывается сразу в виде электричества с рассвета до заката даже в пасмурную погоду.

КПД панелей – приемников солнечной энергии составляет около 22% [6]. Практическое применение солнечных батарей доказывает, что срок их эксплуатации превышает 20 лет.

Фактическая средняя продолжительность солнечного сияния за год в Омске составляет 84% возможной продолжительности. Многолетние климатические данные показывают, что в среднем в Омске из 365 дней без солнца бывает 57. Наибольшее количество приходится на зиму – 42 дня, а летом всего 2–3 дня. Количество солнечных дней в году может незначительно варьироваться.

Предварительная оценка затрат на установку и эксплуатацию АСЭ.

Марка, количество и стоимость выбранного для АСЭ оборудования перечислены в таблице 4.

Таблица 4

Состав АСЭ

№ п/п	Наименование	Марка	Количество	Стоимость единицы, руб.	Итого (сумма)
1.	Солнечная панель	Exmork ФСМ-300П 300 ватт 24В Поли	15 шт.	16 484	247260
2.	Блок АКБ	EnerSysPowerSafe 12V125F	16 шт.	34 072	545152
3.	Контроллер заряда	eTracer ET4415N	1 шт.	32000	32000
4.	Инвертор	Expert 5000/48	1 шт.	59000	59000
5.	Балансир	Мегарон БАКТ Pb — 002 — 12 — 1000	4 шт.	15000	60000
Итого, руб.:				943412

За базовую единицу при расчете стоимости примем стоимость одной панели Сп, стоимость всех панелей равна [2]:

См = Спn,

гдеn – количество панелей[2].

См = 16 484  15=247 260 руб.

Стоимость строительно-монтажных работ в зависимости от расположения солнечных батарей составляет 20% от стоимости оборудования.

Стоимость оборудования[2]:

Соб. = См + Соб + 0,2 (См + Соб ), руб.

Соб = Сакб + Сбал + Ск + Синв,

где Сакб – стоимость блока аккумуляторных батарей, руб; Сбал – стоимость балансира, руб; Ск – стоимость контроллера заряда, руб; Синв– стоимость инвертора, руб.

Соб =34 07216+15 0004+32000+59000=696 152руб.

Соб. =247 260 +696 152+0,2(247 260 +696 152)=1 132 094 руб.

Стоимость пуско-наладочных работ – 5% от стоимости оборудования (капиталовложения в мероприятие )[2]:

Ктг = 0,05 Соб, руб.

Ктг = 0,05  1 132 094=56 604 руб.

Стоимость установки солнечной станции [2]:

Суст. = Соб. + Ктг, руб,

Суст. = 1 132 094+ 56 604=1 188 699 руб.

Годовые затраты на техническое обслуживание установки [2]:

Зтех.об. = 0,2  (Суст. НА)/ Тэкспл., руб. в год

Зтех.об. = 0,2  (1 188 699. 0,2)/ 20=2 377 руб. в год

где НА – годовая норма амортизационных отчислений, принимается равной 20%.

0,2 – коэффициент, учитывающий зарплату рабочих.

Тэкспл. – срок эксплуатации солнечной станции (указан в техническом паспорте), составляет в среднем 20 лет.

Экономия от внедрения солнечной системы за год [2]:

ЭКэ = Сэл. – САКБ – Зтех.об, руб.

где Сэл. – годовые затраты на электроэнергию, САКБ – затраты на замену и обслуживание АКБ.

Поскольку срок эксплуатации в зависимости от типа аккумулятора составляет от 3-5 до 10-12 лет, то необходимо учесть затраты на их замену. Для нашей станции был выбран аккумулятор, выполненный по технологии AGM. Срок эксплуатации таких аккумуляторов до 12 лет, поэтому их нужно будет полностью заменить один раз.

САКБ = 34 07216=545 152 руб.

Годовые затраты на оплату электроэнергии, поставляемой сетевой компанией [2]:

Сэл = PС ∙365 ∙ Сээ,

гдеСээ – стоимость электроэнергии, поставляемой учреждению сетевой компанией, руб./кВт·ч, (для упрощения расчетов будем использовать цены на одноставочный тариф) примем равным 3,56 руб/ кВт·ч (по данным тарифов на электроэнергию, действующих с 01.07.2016 на территории Омска и Омской области); PС – максимальная потребляемая мощность, вырабатываемая автономной солнечной станцией за сутки, кВт.

Сэл =13,878∙365∙3,56=18 033 руб.

Экономия от внедрения солнечной системы за год(без учета одноразовой замены АКБ):

ЭКэ = 18 033 – 2 377=15 656 руб.

Определение срока окупаемости  мероприятия[2]:

Исходя из данных, полученных при предварительных расчетах, наиболее рентабельным способом автономного энергоснабжения является фотоэлектрическая станция.

Заключение: Рассмотрены три способа энергообеспечения индивидуального жилого дома: станции на основе дизель-генераторов, ветрогенераторов, солнечных панелей. Проведены расчеты экономической целесообразности применения рассматриваемых автономных станций, которые показали эффективность солнечных электростанций для автономного энергоснабжения Омска и Омской области.

Литература:

1. Горшкалев А. А. Методика ТЭО вариантов размещения автономных ветроэнергетических установок, их целесообразного количества с учетом расположения на территории самарской области: дис. ... канд. т.н. – Самара, 2012. – 117 с.
2. Горяинов С. Б. Методика ТЭО вариантов размещения автономных гелиоэнергетических установок, их целесообразного количества с учетом расположения на территории самарской области: дис. ... канд. т.н. – Самара, 2012. – 117 с.
3. Дизельный генератор SDMO К27 // Generator-Pro URL: http://generator-pro.ru/catalog/sdmo/sdmo-k27 (дата обращения: 23.10.2016).
4. Иванчура В. И., Чубарь А. В. Энергетические модели элементов автономных систем электропитания // Институт космических и информационных технологий Сибирского федерального университета. – 2012. – №4. – С. 179-190.
5. Инвертор МАП SIN Энергия Pro 48В 6 кВт // МикроАРТ URL: http://invertor.ru/zzz/item/map_sin_pro_48_6 (дата обращения: 30.10.2016).
6. Солнечные установки // Perpetuum mobile URL: http://khd2.narod.ru/gratis/solar.htm#EMISSION (дата обращения: 06.10.2016).
7. Тяговые панцирные аккумуляторы глубокого разряда, для автономных и резервных систем. // МикроАРТ URL: http://invertor.ru/zzz/item/2_960 (дата обращения: 30.10.2016).