Задать вопрос юристу

5.2.1. Программа развития альтернативной энергетики в регионе на ближайшие пять лет

Первоначально определим составляющие программы развития аль­тернативной электроэнергетики: необходимо определить объёмы строительства ЭС по каждому из выбранных основных направлений, исходя из требуемой суммарной величины установленной мощности в

а)

1 345,5 МВт.

При этом существует несколько вариантов: весь требуе­мый объём может быть обеспечен только за счёт использования преоб­разования геотермальной энергии, однако в силу особенностей террито­риального размещения НВИЭ и объектов-потребителей (см. гл. 3) это не всегда целесообразно и противоречит общим принципам диверсифика­ции энерготехнологий в отрасли, поэтому выбираем второй вариант: при преимущественном использовании геотермальной энергии создать и

испытать образцы всех выбранных основных видов АПЭ, а далее по ре­зультатам испытаний определить целесообразность и объёмы производ­ства каждого из них. Вначале определим конкретные АПЭ по каждому направлению.

А. Геотермальная электроэнергетика

В качестве базовой величины установленной мощности будущей *' ГеоЭС можно выбрать 100 МВт. Тринадцать ГеоТВЭС-100 обеспечат

получение суммарной мощности 1 300 МВт, т.е. около 96% всего тре­буемого объёма. Однако по технологическим и экономическим сообра­жениям, а также исходя из принципов надёжности энергообеспечения и диверсификации используемых технологий преобразования, на первом этапе целесообразно ориентироваться на мощность ГеоТВЭС, ГеоЭС-

БЦ порядка 10 МВт и использовать весь потенциал альтернативных

г

преобразователей энергии других видов. В связи с тем, что пока в мире никто таких электростанций не создавал, первоначально следует по­строить и испытать: 1) ГеоТВЭС-0,01 мощностью 10 кВт, 2)ГеоТВЭС-

1.2 мощностью 1,2 МВт, а затем уже 3) ГеоТВЭС-10 мощностью 10 МВт и 4) ГеоТВЭС-100 мощностью 100 МВт. Также следует создать и ряд опытных ГеоЭС-БЦ на 1 и 10 МВт.

Первые две ЭС каждого вида целесообразно создать на действую- < щих скважинах, что удешевит и ускорит работу. Приведем основные

расчётные показатели названных образцов.

1. ГеоТВЭС-0,01: мощность - 10 кВт (эта и все последующие ЭС устанавливаются на напряжение 220 В, 50 Гц), объём требуемых инве­стиций -72 тыс. дол. (удельная стоимость установленного ватта —

7.2 дол ./Вт, т.е. в два раза ниже, чем для ФЭС при пиковой мощности), удельная стоимость электроэнергии — 10 цент/кВт-ч, т.е. в 1,5—2 раза

меньше, чем для дизельных электрогенераторов (такие тарифы на элек­троэнергию от традиционных ЭС прогнозируются в нашей стране уже для 2012 г. [79], см. гл. 3). В дальнейшем, при серийном освоении таких установок их себестоимость снизится вдвое, а по себестоимости энергии 5 цент/кВт-ч они будут конкурировать со всеми традиционными ЭС. Энергопроизводительность - 60 тыс. кВт-ч (здесь и далее годовой нор­матив времени работы ЭС - 6 000 ч), экономия условного топлива - 18,4 т у.т./год, срок окупаемости - до 10 лет (за планируемый срок экс­плуатации 30 лет установка трижды окупит затраты). Такая ЭС (как са­мостоятельный объект) может быть использована для электроснабжения автономных объектов типа: коттедж, полевой стан, мастерские, база от­дыха, метеостанция и т.п. Однако основное назначение ГеоТВЭС-0,01 - отработка режимов работы более мощных аналогов (поэтому и срок окупаемости опытного образца решающего значения не имеет). Плани­руемые сроки: НИОКР — 6 месяцев, строительство — 6 месяцев, испыта­ния и корректировка документации — 6 месяцев, итого 18 месяцев.

2. ГеоТВЭС-1,2: мощность - 1,2 МВт, требуемые инвестиции - 950 тыс. дол. (ЭС размещается на действующей скважине), удельная стоимость «установленного киловатта» - 800 дол ./кВт, энергопроизво­дительность - 7,2 млн кВт-ч/год, планируемый срок эксплуатации (здесь и далее) - 30 лет, себестоимость энергии - 0,78 цент/кВт-ч (что в

3,5 раза ниже сегодняшнего тарифа), срок окупаемости инвестиций (с учётом повышения тарифов) — не более 6 лет, экономия топлива — 2 200 т у.т./год. Планируемые сроки: НИОКР - 10 месяцев, строительст­во-12 месяцев, испытания - 6 месяцевв, итого 28 месяцев.

3. ГеоТВЭС-10: мощность — 10 МВт, требуемые инвестиции — 14 млн дол. (ЭС строится на вновь пробуренных скважинах), удельная стоимость киловатта - 1 400 дол./кВт, энергопроизводительность -

60 млн кВт-ч/год, себестоимость энергии - 0,83 цент/кВт-ч, срок оку­паемости инвестиций - до 6 лет, экономия топлива - 18,4 тыс. т у.т./год. Планируемые сроки: НИОКР — 12 месяцев, строительство -18 месяцев, испытания — 6 месяцев, итого 36 месяцев.

4. ГеоТВЭС-100: мощность ~ 100 МВт, требуемые инвестиции — 120 млн дол., удельная стоимость «установленного киловатта» - 1 200 дол/кВт, энергопроизводительность — 600 млн кВт-ч/год, себе­

* стоимость энергии - 0,8 цент/кВт-ч (что в 3,75 раза меньше сегодняшне­

го тарифа и в ~6 раз меньше тарифа, прогнозируемого на момент сдачи в эксплуатацию ЭС), срок окупаемости - не более 6 лет, экономия за­мещаемого топлива - 184 тыс. т у.т./год. Планируемые сроки: НИОКР - 12 месяцев, строительство — 24 месяца, испытания — 6 месяцев, итого 42 месяца.

Для ускорения сроков ввода в строй ЭС, начало работ по созданию

•і

опытных образцов ГеоТВЭС от №2 до №4 можно совместить с момен­том завершения испытаний образца №1. В этом случае завершение всех работ будет осуществлено к концу пятилетия. Общая сумма инвестиций по созданию опытных ГеоТВЭС - 135,022 млн дол.

Приведем расчётные показатели ГеоЭС-БЦ.

1. ГеоЭС-БЦ-1: мощность - 1 МВт, инвестиции - 700 тыс. дол. (700 дол./кВт без учёта стоимости скважины)/ энергопроизводитель-

•' ность — 6 млн кВт-ч, себестоимость энергии - 1 цент/кВт-ч, срок оку­

паемости — 6 лет, замещение топлива - 1 840 т у.т./год. Планируемые сроки: изготовление и поставка - 18 месяцев (по заказу в АО «Геотерм», г. Москва), испытания - 3 месяца, итого 21 месяц.

2. Гео ЭС-БЦ-5: мощность — 5 МВт, инвестиции — 7 млн дол. (1 400 дол./кВт с учётом стоимости скважин), производительность — 30 млн кВт-ч, себестоимость энергии — 0,9 цент/кВт-ч, срок окупаемости

— не более 6 лет, замещение топлива — 9,2 тыс. т.у.т./год. Планируемые сроки: НИОКР - 6 месяцев, строительство (изготовление) - 18 месяцев, испытания — 6 месяцев, итого 30 месяцев.

3. ГеоЭС-БЦ-10: мощность - 10 МВт, инвестиции - 12 млн дол. (1 200 дол./кВт учётом стоимости скважин), производительность - 60 млн кВт-ч, себестоимость энергии — 0,8 цент/кВт-ч, срок окупаемости

— не более 6 лет, замещение топлива - 18,4 тыс. т у.т./год. Планируемые сроки: НИОКР - 9 месяцев, изготовление и строительство — 24 месяца, испытания - 6 месяцев, итого 39 месяцев.

Разработка и создание ГеоЭС-БЦ №2 и №3 начинается по заверше­нии испытаний ГеоЭС-БЦ-1.

Создание и испытания двух видов ГеоЭС позволят выявить наибо­лее надёжный и жизнеспособный из них для дальнейшего производства и масштабного применения.

*;>

Б. Ветроэнергетика

Как уже было показано, в ветроэнергетике следует базироваться на новых вихревых технологиях: создать модульный ряд ВВЭУ, обеспечи­вающий универсальность энергоснабжения в широких пределах - от единиц киловатт до единиц и десятков мегаватт. Такой ряд можно пред­ставить величинами мощностей модулей ВВЭУ: 2,5 кВт, 10 кВт, 50 кВт,

V 250 кВт, 1 МВт (этот модульный ряд можно было бы продолжить, одна­

ко, учитывая, что при этом инвестиции возрастают многократно, огра­ничимся приведёнными величинами). Опытные образцы модулей ВВЭУ всех указанных величин мощностей целесообразно установить в зоне побережья Азовского моря (см. гл. 3). Модули по 2,5 кВт будут исполь­зованы в составе системы энергоснабжения экспериментального кот­теджа (проект «Энергодом»), строительство которого планируется в

♦'

г. Сочи. Кроме ВВЭУ, в составе энергосистемы этого односемейного дома будет установлен дизель-генератор (резервный, аварийный источ­ник). Теплоснабжение дома осуществляется от тенлонасосной установ­ки и солнечных коллекторов, а также резервного (аварийного) источни­ка — печи-камина. Планируемая площадь дома - 200 м2. Требуемая сум­ма инвестиций - 165 тыс. дол. Расчётный срок эксплуатации — 30 лет, удельная стоимость энергии (в сумме электрической и тепловой) -

• 7,5 цент/кВт-ч. При будущем серийном производстве энергодомов, се­

бестоимость строительства составит порядка 80 тыс. дол., себестои­мость электроэнергии - 4 цент/кВт-ч, что ниже сегодняшних мировых цен для сетевой электроэнергии. Планируемые сроки: НИОКР - 6 месяцев, строительство - 6 месяцев, испытания - 6 месяцев, итого 18 месяцев.

Благодаря расширенному диапазону используемых для преобразо-

«•

вания скоростей ветра, а также наличию теплового аккумулятора (см. гл. 2), норматив работы ВВЭУ в году можно также принять 6 000 часов. Указанный ранее модульный ряд будет способен обеспе­чить следующие параметры.

1. ВВЭУ — 2,5: установленная мощность - 2,5 кВт (из модулей этого типа можно набрать мощности в 5 и 7,5 кВт ), энерго производитель­ность — 15 тыс. кВт ч, требуемые инвестиции на создание опытного об­разца (с термоаккумулятором) - 15 тыс. дол., удельная стоимость энер­гии - 5,5 цент/кВт-ч (при серийном производстве указанные показатели сократятся примерно в 1,5 раза: удельные характеристики станут соот­ветственно 4 дол./Вт и 3,7 цент/кВт-ч, что будет уже отвечать условиям конкурентоспособности). Эти установки предназначены для автономно­го электроснабжения, поэтому их следует сравнивать с дизель- электрогенераторами. Поскольку цены на топливо имеют тенденцию к

непрерывному росту, то срок окупаемости для ВВЭУ-2,5 не превысит 6­7 лет, а за срок эксплуатации (30 лет) она более 5 раз окупит все вло­женные затраты. Такая установка к тому же экономит порядка 4,6 т у.т. в год. Планируемые сроки: НИОКР — 6 месяцев, строительство — 6 меся­цев, испытания -6 месяцев, итого 18 месяцев.

2. ВВЭУ-10: мощность - 10 кВт, энергопроизводительность - 60 тыс. кВт-ч, требуемые инвестиции - 40 тыс. дол., себестоимость

< энергии - 5,3 цент/кВт-ч (при серийном производстве ВВЭУ-10 будет

иметь следующие удельные характеристики: 2,7 до л./Вт и

3.5 цент/кВт-ч), экономия топлива - 18,4 т у.тУгод. Планируемые сроки: НИОКР - 9 месяцев, строительство - 9 месяцев, испытания - 6 месяцев, итого 24 месяца. Из модулей ВВЭУ-10 можно получить ЭС общей мощ­ностью 20, 30 и 40 кВт. Окупаемость такой установки также следует оп­ределять в сравнении с дизельным генератором: срок окупаемости (при

•>

серийном производстве) — менее 7лет.

3. ВВЭУ-50: мощность — 50 кВт, энергопроизводительность — 300 тыс. кВт-ч/год, требуемые инвестиции — 75 тыс. дол. (удельная стоимость мощности — 1,5 дол./Вт), удельная стоимость энергии —

2,3 цент/кВт-ч (при серийном производстве удельные характеристики станут: 1 дол ./Вт и 1,5 цент/кВт-ч), срок окупаемости (при серийном производстве) - около 7 лет, объём замещаемого топлива - 92 т у.тУгод.

* Из модулей ВВЭУ-50 можно составить ЭС мощностью 100 и 200 кВт.

Планируемые сроки: НИОКР — 9 месяцев, строительство — 12 месяцев, испытания - 6 месяцев, итого 27 месяцев.

4. ВВЭУ-250: мощность - 250 кВт, энергопроизводительность -

1.5 млн кВт-ч, требуемые инвестиции — 300 тыс. дол. (1 200 долУкВт), удельная стоимость энергии - 0,9 цент/кВт-ч (при серийном выпуске -

♦-

800 дол./кВт и 0,6 цент/кВт-ч), замещение топлива - 460 т у.тУгод, срок окупаемости - менее 7 лет. Из этих модулей можно получить ЭС мощ­ностью 500 и 750 кВт. Планируемые сроки: НИОКР - 9 месяцев, строи­тельство - 15 месяцев, испытания - 6 месяцев, итого 30 месяцев.

5. ВВЭУ-1000: мощность - 1 МВт, энергопроизводительность - 6 млн кВт-ч, требуемая сумма инвестиций - 1,13 млн дол.

(1 130дол./кВт), себестоимость энергии - 0,74 цент/кВт-ч (при серийном производстве - 750 дол./кВт и 0,5 цент/кВт-ч соответственно), срок оку­паемости - около 6 лет, замещение топлива - в объёме 1 840 т у.т./год. Из этих модулей можно создать ЭС мощностью 2, 3 и 4 МВт. Плани­руемые сроки: НИОКР - 12 месяцев, строительство — 18 месяцев, испы­тания - 6 месяцев, итого 36 месяцев.

Проектирование установок с №2 по №5 можно начинать с момента завершения испытаний ВВЭУ-2,5, тогда срок всей программы по ветро­энергетике не превысит 4,5 года. Общая сумма требуемых инвестиций на создание описанного модульного ряда опытных образцов составляет 1,56 млн дол. Вместе с инвестициями на создание «Энергодома» тре­буемая сумма инвестиций - 1,725 млн дол.

В. Малая гидроэнергетика

В малой гидроэнергетике ситуация проще: здесь достаточно вы­брать наилучшие образцы, разработанные и испытанные в стране: на­пример, разработки Дагестанского университета (г. Махачкала, автор — доктор технических наук, профессор А.-Х.М. Тамадаев) МГЭС на 4, 10 и 20 кВт. Однако для ускорения реализации программы в крае целесо­образно приобрести образцы серийно выпускаемых микро- (до 100 кВт) и малых (до 10-30 МВт) ГЭС. Наилучшим образом в стране себя заре­комендовало ЗАО «МИТО ИНСЭТ», г. Санкт-Петербург. Здесь выпус-

каются микроГЭС мощностью от 3 до 100 кВт и малые ГЭС мощностью до 5 МВт, испытания которых проведены как у нас в стране, так и за ру­бежом. В Краснодарском крае целесообразно установить и испытать микроГЭС типа ЮПр мощностью 4 и 10 кВт (ручьевые, канальные ЭС) и типа 50Пр мощностью до 50 кВт и типа ГА1 мощностью до 330 кВт (для малых рек). Характеристики МГЭС: 1) ЮПр: стоимость - 7 000 дол. (от 1,75 до 0,7 дол./Вт), энергопроизводительность - от 24 до 60 тыс. кВт-ч/год, себестоимость энергии - от 5,6 до 2,2 цент/кВт-ч, за­мещение топлива — от 7,4 до 18,4 т у.т./год, срок окупаемости — от 26 до 7 лет (отсюда, в частности, следует, что целесообразнее использовать МГЭС, начиная с 10 кВт, однако в случае крайней необходимости авто­номного использования в удалённых районах, применение МГЭС мень­шей мощности также оправдано); 2) 50Пр: стоимость - 35 000 дол. (700 дол./кВт), энергопроизводительность - до 300 тыс. кВт-ч/год, себе­стоимость энергии - 0,8 цент/кВт-ч, срок окупаемости - около 4 лет, за­мещение топлива - 92 т у.т./год; 3) ГА1: стоимость - 82,5 тыс. дол. (250 дол./кВт), энергопроизводительность - до 1,9 млн кВт-ч/ год, себе­стоимость энергии — около 0,3 цент/кВт-ч, срок окупаемости — около 2 лет, замещение топлива ~ до 583 т у.т./год. Кроме того, целесообразно испытать установку типа ГА9 мощностью до 3,3 МВт (на одной из гор­ных рек, а также на сбросных водах ТЭЦ г. Краснодара и на Фёдоров-

•< с ком гидроузле). Характеристики МГЭС ГА9: стоимость - 660 тыс. дол.

(200 дол./кВт), энергопроизводительность — до 19,8 млн кВт-ч/год, себе­стоимость энергии - порядка 0,24 цент/кВт-ч, срок окупаемости - около

1,5 года, замещение топлива - 6 074 т у.т./год.

Как видно из приведённых характеристик, малые ГЭС (начиная со " 100 кВт) - самые экономичные из АПЭ. Однако в силу рассеянности, а

также ограниченной величины гидропотенциала в крае их значение для

энергетики всё же второстепенно. Минимальная сумма затрат на три указанных образца - 702 тыс. дол.

Использование биоэнергетического потенциала в электроэнергети­ке обусловлено получением и последующим сжиганием биогаза или другого вида биотоплива, что тесно связано с теплоэнергетикой, поэто­му и будет рассмотрено в соответствующем разделе.

Г. Солнечная электроэнергетика

В солнечной электроэнергетике следует создать и испытать опыт­ные образцы вида СТВЭС мощностью 10 кВт, 50 кВт и 5 МВт. В связи со сложностью организации производства специальных концентраторов для модульных СЭС этот вид электростанций на данном этапе из про­граммы исключён. Что же касается ФЭС, то ни сегодня, ни даже к 2020 г. они не будут окупаемы при значительных мощностях (если рас­считывать на естественный средний уровень солнечной радиации, а не на пиковый, см. гл. 2). Область использования ФЭС - маломощные (в основном до 1 кВт) объекты электроснабжения.

Определим характеристики выбранных установок.

1. СТВЭС-0,01; мощность - 10 кВт, энергопроизводительность - до 60 тыс. кВт-ч/год, требуемые инвестиции — 78,5 тыс. дол. (7,85 дол./Вт), себестоимость энергии - 9,4 цент/кВт-ч (при серийном освоении соот­ветственно 5,2 дол./Вт и 6,3 цент/кВт-ч, что будет конкурентоспособным уже через семь лет), срок окупаемости (в сравнении с дизель-гене­ратором) ~ около 8 лет (за срок эксплуатации окупится 3 раза), замеще­ние топлива — 18 т у.т./год. СТВЭС-0,01 может быть выполнена в пере­носном (складном-модульном) варианте, что обеспечивает удобство эксплуатации. На основе СТВЭС-0,01 в перспективе возможно получе­ние воды кондиционированием из воздуха (см. гл. 2). Планируемые сро-

ки: НИОКР — 6 месяцев, строительство - 6 месяцев, испытания - 6 меся­цев, итого “18 месяцев.

2. СТВЭС-0,05: мощность - 50 кВт, энергопроизводительность — до 300 тыс. кВт-ч/год, инвестиции - 300 тыс. дол. (бдол./Вт), себестои­мость энергии - около 4 цент/кВт-ч (при серийном освоении соответст­венно 4дол./Вт и 3 цент/кВт-ч), экономия топлива - до 92 т у.т./год, срок окупаемости (при серийном производстве и для удалённых от сети районов) - 6,5 лет. СТВЭС-50 создаётся на базе агротеплицы и будет служить для энергоснабжения фермерских хозяйств (см. гл. 2). Благода­ря полезному использованию площади коллектора электростанции для выращивания агрокультур, срок окупаемости существенно (на 30%) со­кращается. Планируемые сроки: НИОКР - 12 месяцев, строительство - 12 месяцев, испытания - 12 месяцев, итого 36 месяцев.

3. СТВЭС-5: мощность - 5 МВт, энергопроизводительность - до 30 млн кВт-ч/год, требуемые инвестиции — 20 млн дол. (4 дол./Вт), себе­стоимость энергии - 2,6 цент/кВт-ч (при серийном производстве соот­ветственно 3 дол./Вт и 2 цент/кВт-ч), срок окупаемости, благодаря вы­ращиванию в коллекторе-агротеплице станции редких (дорогих) тропи­ческих культур (например, герани масляничной), не превысит 3 лет, объём замещаемого топлива - 9 200 т у.т./год. Планируемые сроки: НИОКР - 4 месяца, строительство — 18 месяцев, испытания - 12 меся­цев, итого 34 месяца.

К проектированию СТВЭС-0,05 и СТВЭС-5 можно приступить с момента завершения испытаний СТВЭС-0,01, чтобы завершить всю эту программу к концу пятилетия. Общая сумма инвестиций составит 20,3785 млн дол.

Далее определим составляющие программы альтернативной теп­лоэнергетики Краснодарского края по всем основным направлениям в соответствии с их приоритетностью.

А. Геотермальная теплоэнергетика

Программа в этой области содержит несколько направлений: 1) капитальный ремонт и восстановление существующего фонда сква-

*' жин геотермальной воды (ГТВ); 2) поиск и ввод в эксплуатацию новых

месторождений ГТВ; 3) создание новых технологий: а) бурения сква­жин; б) использования подземной тепловой энергии.

Первые два на­правления уже включены в краевую программу и здесь не рассматрива­ются. Третье направление необходимо развивать в связи с освоением новых технологий преобразования ГТВ в электроэнергию и совершен­ствованием традиционного теплоснабжения. Реализацию этого направ­

ші

ления следует начать с создания демонстрационного полигона геотер­мальной энергетики в Мостовском районе (например, на базе Вознесен­ского месторождения), используя последние достижения отечественных и зарубежных технологий бурения скважин и применения геотермаль­ной энергии (первоначально в опытных установках, а затем повсемест­но). Предстоит создать опытные установки замкнутого цикла использо­вания ГТВ двух типов: 1) с обратной закачкой в пласт отработанной ГТВ (установка ГТ-1) и 2) без извлечения ГТВ на поверхность (установ­ка ГТ-2). Опытная установка ГТ-1 должна обеспечить: 1) максимально возможный дебит для района использования; 2) температуру в устье не ниже 100 °С. В установку необходимо включить: вторую скважину и на­сос обратной закачки в пласт отработанной воды; систему теплоснабже­ния конкретного ближайшего потребителя в виде вторичного контура (с

♦ собственным теплоносителем); современную систему тепловых прибо-

ров (радиаторов, регуляторов и т.п.). Все коммуникации должны быть коррозионно-стойкими в расчёте на работу без капитального ремонта не менее 30 лет. Требуемые инвестиции для создания ГТ-1 оцениваются величиной около 2 млн дол.

Установка ГТ-2 должна отвечать всем названным требованиям, кроме наличия второй скважины, однако здесь дополнительно требуется использование теплообменника специальной конструкции, обеспечи-

•' ваклцей его размещение в скважине на глубине до 3 000 м, быстрый на­

грев теплоносителя (например, воды) и подачу его к внешнему контуру. Такая установка должна содержать фактически три контура передачи тепла от ГТВ к потребителю. Требуемые инвестиции на создание такой установки оцениваются в 1,4 млн дол. И хотя сумма инвестиций в обоих случаях значительна, без создания таких установок невозможно даль­нейшее развитие основного проекта - ГеоТВЭС (геотермальная элек-

..

троэнергетика в длительной перспективе возможна только при замкну­том цикле использования ГТВ), вторым контуром которой будет в бу­дущем система отопления. Сроки создания установок: 1)ГТ-1: НИОКР — 6 месяцев, строительство — 12 месяцев, испытания - 6 месяцев, итого 24 месяца; 2) ГТ-2: НИОКР — 12 месяцев, строительство — 12 месяцев, испытания - 6 месяцев, итого 30 месяцев (испытания установок завер­шаются к моменту завершения НИОКР по проекту ГеоТВЭС-100).

ф Для отработки наземной части геотермального теплоснабжения

фактически достаточно модернизировать существующие системы отоп­ления на эксплуатируемых скважинах, что и включено в уже принятую краевую программу. Необходимо отработать режимы теплоснабжения многоквартирных домов. Целесообразно также испытать геотермальные установки совместно с теплонасосными.

•> -

Б. Теплопасосные установки

Из всего многообразия разработанных и выпускаемых теплонасос­ных установок (ТНУ) в качестве опытных образцов выбираем два: 1) для односемейного дома; 2) для посёлка или многоквартирного дома.

1. ТНУ типа 24НКТЗ 0-2-8-(08) обеспечивает тепловую нагрузку до 30 тыс. ккал/ч (при площади дома порядка 200 м2 для средней семьи из 4 человек), стоимость ТНУ (с монтажом) - 13 725 дол.; обеспечивает отопление, горячее водоснабжение и кондиционирование (летом); эко­номия топлива - 5,3 т у.т./год, срок окупаемости — 4 года; размещение - в коттедже по проекту «Энергодом» (г. Сочи).

2. ТНУ типа ТН-3000 рассчитан на тепловую нагрузку до 3 Гкал/ч (посёлок из 100 домов или многоквартирный дом), стоимость - 325 тыс. дол., экономия топлива — 546 т у.т./год, срок окупаемости - 3 года, пла­нируемое размещение - г. Краснодар.

Обе теплонасосные установки выпускаются в г. Новосибирске (ЗАО «Энергия»), поэтому и покупка их, и монтаж не займут более 6 месяцев, испытания - 12 месяцев. Серийно ТНУ выпускаются также в г. Нижнем Новгороде (НПФ «ТРИТОН»). В дальнейшем, при положи­тельных результатах испытаний, может быть очень быстро налажен вы­пуск таких (и аналогичных) ТНУ в необходимых объёмах.

•> В. Солнечное теплоснабжение

Для опытной проверки вариантов теплоснабжения с использовани­ем солнечной энергии необходимо иметь образцы установок: 1) исполь­зующие солнечные коллекторы (СК); 2) с пассивной системой солнеч­ного теплоснабжения (ССТ); 3) солнечно-топливную котельную.

В Краснодарском крае накоплен многолетний опыт создания всех названных типов объектов: СК для горячего водоснабжения установле­ны в десятках организаций и у частных владельцев (установку солнеч­ных коллекторов производят фирмы «ЮРЭК», «Кварк» и др.)- На побе­режье имеется несколько домов, возведенных с использованием ССТ, однако такое строительство пока носит эпизодический характер.

В крае построено и испытано несколько солнечно-топливных ко­*» тельных (разработчик - кандидат технических наук В.А. Бутузов, ЗАО

«ЮРЭК»), создание такой котельной включено в краевую программу на

период 2002-2005 гг.

Установка СК и применение ССТ запланировано в проекте «Энер­годом» (см. раздел «Ветроэнергетика» и табл. 5).

72 Биотопливные установки

*' Следует установить в различных районах края (см. гл. 3) и испытать

установки следующих видов: 1) биогазовые по переработке отходов жи­вотноводства (птицеводства); 2) биотопливные по переработке органи­ческих отходов и древесного сырья в жидкое топливо; 3) мусоропере­рабатывающие установки.

1. Биогазовые установки типа БГУ-150 и БГУ-500 (разработки ВНИИЭСХ, г. Москва). Установка БГУ-100 перерабатывает 12,5 м3/сут навоза и обеспечивает получение 55 тыс. м3/год биогаза (для средних и крупных фермерских хозяйств на 400 голов крупнорогатого скота (КРС)), стоимость - 16,5 тыс. дол., срок окупаемости - до 7 лет. Уста­новка БГУ-500 перерабатывает до 100 т/сут навоза свиней (до 24 000 го­лов), до 165 тыс. м3/год биогаза, стоимость - 180 тыс. дол., срок окупае­мости — 4 года. Установку БГУ-500 можно разместить, например, в кол-

41

хозе им. Калинина (ст-ца Роговская Тимашевского района), где имеется свиноферма на 25 000 голов.

По второму направлению - получению жидкого топлива (этанола) из органических отходов - целесообразно также испытать установку, разработанную ВНИИЭСХ. Оценочная себестоимость топлива - до 18 цент/л.

Для переработки органических отходов бытового сектора в биогаз и •; твёрдое топливо можно использовать установку фирмы «Biotechnische

Agfalwert» (Германия), рассчитанную на 170 тыс. жителей (например, в г. Сочи), стоимость - 20 млн марок. Эта установка отвечает современ­

ным экологическим стандартам.

Для переработки твёрдых бытовых отходов (ТБО) — бытового и промышленного мусора — следует применить технологию твёрдофазно­го метаногенеза (анаэробное разложение органических веществ) на спе-

* циалыюй установке-полигоне, например, разработки Среднеазиатского

института ВНИПИэнергопром, г. Алма-Ата (аналогичные технологии по переработке отходов сегодня используются в США и Швеции, однако они существенно дороже): объёмы переработки ТБО — до 5 млн м3/год, объём получения биогаза - до 20 млн м3/год. Создание опытной уста­новки (УТБО) оценивается в 30 млн дол. Срок окупаемости - около 12 лет. Такую установку целесообразно разместить под г. Краснодаром

Ф (вместо свалки). Кроме экономии порядка 27 тыс. т у.т. в год, это даст

ещё и значительный экологический эффект. На базе этой установки можно создать электростанцию мощностью 6 МВт.

Программа развития альтернативной энергетики на пятилетие (про­грамма создания опытных установок АПЭ) представлена в табл. 5.

Таблица 5

Комплексная программа развития альтернативной энергетики в Краснодарском крае на 2004-2008 гг.

Тип

АПЭ

Установлен­

ная

мощность,

кВт

Сумма

инвестиций,

тыс. дол.

Себестоимость

мощности,

долУкВт

Себестоимость

энергии,

цент/кВт-ч

Энергопроиз­

водитель­

ность,

тыс. кВт-ч/год

Объём

замещаемого

топлива,

ту.т./год

Срок

строиельства,

мес.

1 2 3 4 5 6 7 8
1. ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКА
А. Геотермальная электроэнергетика
ГеоТВЭС-0,01 10 72 7200 10 60 18,4 18
ГеоТВЭС-1,2 1200 950 800 0,78 7200 2200 28
ГеоТВЭС-10 10000 14000 1400 0,83 60000 18400 36
ГсоТВЭС-100 100000 120000 1200 0,8 600000 184000 42
ГеоЭС-БЦ-1 1000 700 700 ПО 6000 1840 21
ГеоЭС-БЦ-5 ‘ 5000 7000 1400 0,9 30000 9200 30
ГеоЭС-БЦ-10 10000 12000 1200 0,8 60000 18400 39
Б. Ветроэнергетика
ВВЭУ-2,5 2,5 15 6000 5,5 15 4,6 18
ВВЭУ-10 10 40 4000 5,3 60 18,4 24
ВВЭУ-50 50 75 1500 2,3 300 92 27
ВВЭУ-250 250 300 1200 0,9 1500 460 30
ВВЭУ-1000 1000 ИЗО ИЗО 0,74 6000 1840 36
В. Малая гидроэнергетика
МГЭС-10Пр(4) 4 7 1750 5,6 24 7,4 2
МГЭС-ЮПр(Ю) 10 7 700 2,2 60 18,4 2
МГЭС-50Пр(50) 50 35 700 0,8 300 92 3
МГЭС-ГА1 330 82,5 250 0,3 1900 583 4
МГЭС-ГА9 3300 660 200 0,24 19800 6074 6
. Г. Солнечная электроэнергетика
СТВЭС-0,01 10 78,5 7850 9,4 60 18 18
СТВЭС-0,05 50 300 6000 4 300 92 36
СТВЭС-5 5000 20000 4000 2,6 30000 9200 34

Окончание табл. 5

1 2 3 4 5 6 7 8
2. ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКА
А. Геотермальная теплоэнергетика
ГТ-1 3600 20000 556 0,53 21600 2660 30
ГТ-2 3600 1400 389 0,47 21600 2660 36
Б. Тепло насосные установки
24НКТЗ 0-2-8- 34,8 13,725 392 2 209 25,7 15
ти-зооо 3480 325 93,4 1,4 20880 2572 18
‘ В. Солнечная теплоэнергетика
СК «Энерго- 5,6 4,76 850,4 3,1 24 3 18
Г. Биогазовые установки
БГУ-100 (60)-

12,5

м3/сут

сырья

16,5 1320

дол./

м3/

сут(с)

0,3

дол./

м3/

год

(б.Г.)

55000

м3/год

(б.г.)

44 24
БГУ-500 (178)-

100’

т/сут

сырья

180 1800

дол./т/

сут

(с.)

1,1

дол./

м3/

ГОД

(б.Г.)

165000

м3/год

(б.Г.)

131 24
УТБО 21600

(теп.),

6000

(эл.) -

5 млн

м3/год

30000 6

ДОЛ./м

3/

ГОД

(с.)

1,5

дол./

м3/

год

(б.г.)

20 млн

м3/год

(б-г.)

27004 36
3. ЭНЕРГОЭФФЕКТИВ НОЕ ДС МОСТРОИТЕЛЬСТВО
«Энергодом» 5

(эл.)

40,4

(теп.)

165 6000

(эл.),

393

(теп.)

7,5 15

(эл.)

329

(теп.)

11,6 18
Итого

29 установок

143281,5

(эл.),~

32558,4

(теп.)

242138,5 859689

(эл.),

195350

(теп.)

287706 60

Обозначения в табл. 5: с. — сырьё, б.г. - биогаз, эл. - электрический, теп. - тепловой, ТБО — твёрдые бытовые отходы.

Как видно из табл. 5, даже создание опытных установок обеспечит существенный эффект замещения топлива: около 287 700 т у.т./год, что в сегодняшних ценах эквивалентно примерно 30 млн дол./год.

Требуемые инвестиции составят 242,14 млн дол. Одна из возмож­ных схем финансирования проектов программы — гарантия поставок топлива в объёме замещаемого при реализации программы в обмен на долгосрочные инвестиции.

<< | >>
Источник: Беляев Юрий Михайлович. Формирование механизмов устойчивого развития экономики энергетической отрасли на основе стратегии альтернативной энергетики [Электронный ресурс]: Дис. ... д-ра экон. наук : 08.00.05 .-М.: РГБ, 2005. 2005

Скачать оригинал источника

Еще по теме 5.2.1. Программа развития альтернативной энергетики в регионе на ближайшие пять лет:

  1. 5.2.1. Программа развития альтернативной энергетики в регионе на ближайшие пять лет
  2. 5.3. АНАЛИЗ И ОЦЕНКА ПЛАНИРУЕМЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ РЕАЛИЗАЦИИ ПРОГРАММ РАЗВИТИЯ АЛЬТЕРНАТИВНОЙ ЭНЕРГЕТИКИ В РЕГИОНЕ
  3. 5.2. ПРОГРАММА РАЗВИТИЯ АЛЬТЕРНАТИВНОЙ ЭНЕРГЕТИКИ в КРАСНОДАРСКОМ КРАЕ
  4. КОМПЛЕКСНАЯ ПРОГРАММА РАЗВИТИЯ АЛЬТЕРНАТИВНОЙ ЭНЕРГЕТИКИ В КРАСНОДАРСКОМ КРАЕ
  5. Глава 5. КОМПЛЕКСНАЯ ПРОГРАММА РАЗВИТИЯ АЛЬТЕРНАТИВНОЙ ЭНЕРГЕТИКИ В КРАСНОДАРСКОМ КРАЕ
  6. Перспективы альтернативной энергетики: геотермальная энергетика и энергетики приливов и отливов.
  7. 4.1. СТРАТЕГИЯ, ПРИНЦИПЫ И ПРИОРИТЕТЫ РАЗВИТИЯ АЛЬТЕРНАТИВНОЙ ЭНЕРГЕТИКИ
  8. 4.1.4. Правовые основы развития альтернативной энергетики
  9. 3.2.1. Концепция развития полномасштабной альтернативной энергетики
  10. 5.4. ВАРИАНТ ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ АЛЬТЕРНАТИВНОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ В РОССИИ ДО 2020 Г.
  11. 5.2.2. Долгосрочная программа развития альтернативной электроэнергетики в Краснодарском крае
- Антимонопольное право - Бюджетна система України - Бюджетная система РФ - ВЕД України - ВЭД РФ - Господарче право України - Государственное регулирование экономики России - Державне регулювання економіки в Україні - Инвестиции - Инновации - Инфляция - Информатика для экономистов - История экономики - История экономических учений - Коммерческая деятельность предприятия - Контроль и ревизия в России - Контроль і ревізія в Україні - Логистика - Макроэкономика - Математические методы в экономике - Международная экономика - Микроэкономика - Мировая экономика - Муніципальне та державне управління в Україні - Налоги и налогообложение - Организация производства - Основы экономики - Отраслевая экономика - Политическая экономия - Региональная экономика России - Стандартизация и управление качеством продукции - Страховая деятельность - Теория управления экономическими системами - Товароведение - Философия экономики - Ценообразование - Эконометрика - Экономика и управление народным хозяйством - Экономика отрасли - Экономика предприятий - Экономика природопользования - Экономика регионов - Экономика труда - Экономическая география - Экономическая история - Экономическая статистика - Экономическая теория - Экономический анализ -