Энергосберегающие методы управления режимами работы насосных установок систем водоснабжения и водоотведения (15.03.2010)

Автор: Николаев Валентин Георгиевич

7 Дальневосточный 3 689 2 469,4

ИТОГО: 11 473 6 516,6

С учетом установленного технического ВЭП автором определены субъекты РФ, перспективные для использования ВЭС по ресурсной обеспеченности и технологическим ограничениям. Критериями перспективности использования ВЭС приняты наличие в субъектах РФ дефицита ЭлЭн; моделируемых по авторской методике КИУМ >28%, установленных в качестве мирового ориентира для сухопутных ВЭС на 2014 г.; технологических и энергетических возможностей использования ВЭС и обеспечения темпов их ввода. Ограничение масштабов использования ВЭС, связанное с недостатком резервирующих мощностей, снимается в РФ благодаря наличию в стране ТЭС и ГЭС. В РФ наиболее сильным технологическим ограничением использования ВЭС в составе действующих энергосистем является принятый в мировой практике 20%-ный предел потребляемой от ВЭС мощности, установленный из соображений надежности электросетей и поддержания в них требуемого качества ЭлЭн. С учетом изношенности сетей в РФ пренебрегать данным критерием в РФ, по мнению автора, не следует, что и было учтено в расчетах. За базовую мощность субъекта РФ при определении 20%-ного вклада ВЭС, принималась среднегодовая мощность всех ЭС действующих в нем в 2008 г., данные о которой взяты из официальных источников Минэнерго. Условие принадлежности ВЭС к субъекту РФ принято с учетом возможностей использования административных ресурсов для урегулирования рыночных отношений внутри субъекта. При планируемых Энергетической стратегией РФ суммарных располагаемых электрогенерирующих мощностях в РФ на 2020 и 2030 гг. (? 165 и 210 ГВт соответственно при среднем по всем ТЭС РФ КИУМ?55%) суммарные мощности ВЭС в соответствии с 20%-ным ограничением к 2020 и 2030 гг. составят 33 и 40 ГВт.

Сдерживающим широкомасштабное внедрение ВЭС фактором являются проанализированные в работе ограничения темпов ввода, связанные с возможностью импорта оборудования, организацией производства ВЭУ и их ремонтной инфраструктуры, подготовкой кадров. Исходя из мировых темпов развития и имеющихся в РФ условий, целесообразным представляется сценарий развития ВЭ в России темпами, соответствующими умеренным, но устойчивым темпам развития ВЭ Испании и Индии, которые, по мнению автора, достижимы с учетом кадрового, технологического и производственного уровня страны. При этом к 2020 и 2030 г. суммарная установленная мощность ВЭС в РФ может составить 6–7 и 30–33 ГВт в (с долями выработки ЭлЭн 1–1,5 и 5–6% от суммарной). С учетом установленной автором ресурсной обеспеченности и высокой эффективности ВЭС при выборе ВЭУ с оптимальными для местных ветровых условий характеристиками (КИУМ.>30%), а также за счет технически и экономически согласованных действий генерирующих и сетевых компаний, работающих в соседних и удаленных субъектах РФ и обеспечивающих оптимизацию размещения и потребление ЭлЭн ВЭС, допустимая технологическими ограничениями суммарная годовая выработка ВЭС в РФ к 2030 г. может достигать 80–85 млрд кВт·ч.

В Главе 5 “Оценка экономических показателей современных ВЭС на территории РФ и возможного экономического эффекта их широкомасштабного использования” описаны результаты разработки и использования автором методик определения экономических показателей ВЭС в субъектах РФ и доказательства экономической конкурентоспособности ВЭС с традиционными для России ТЭС. Схема развитого автором подхода к оценке экономических показателей ВЭС приведена на рис. 5.1.

Минимизация погрешностей из-за неопределенности долгосрочного прогноза Эз на ВЭС и ТЭС при высокой инфляции и росте цен на ЭлЭн и газ и неустановленной правовой базе, достигнута построением для них стоимостных моделей Кз и Эз с учетом их многолетнего хода. Развитые автором модели учета факторов экономики ВЭС основаны на допущении о росте Эзn на ВЭС и закупочных цен на их ЭлЭн Цn пропорционально переменным по годам индексам инфляции in и имеют нелинейный рекуррентный вид: Эзn=Эз1·(1+?·i1)·(1+?·i2)·…·(1+?·in) (5.1) и Цn=Ц1·(1+?·i1)·(1+?·i2)·…·(1+?·in) (5.2), где ? и ? – коэффициенты связи Эзn и Цn с индексами in. С учетом переменной инфляции и технических и эксплуатационных характеристик ВЭС значения их СЭл, сроков окупаемости (ТОК) и рентабельности (Pен) определяются с учетом (5.1) и (5.2) соотношениями: СЭл=[КзУД+?NЭзn]/(?NЕn) (5.3); Ток=КзУД/[?NЕn·(ЦЭЛn–Эзn)] (5.4) и Pен=(?NЕn·ЦЭЛk)/(КзУД+?NЕnЭзk)–1 (5.4). Расчеты по (5.1)–(5.5) проведены численно с учетом хода выработки ЭлЭн и денежных потоков с учетом зависящих от инфляции стоимости денег, Эз, закупочных цен на ЭлЭн. Согласно исследованию неадекватный учет связей Эз на ЭС и цен на их ЭлЭн с переменной инфляцией может приводить к погрешностям >10–13% при прогнозе экономических показателей ВЭС (табл. 5.1).

Таблица 5.1. Разброс оценок экономических показателей ВЭС при разных индексах

инфляции i при коэффициенте дисконтирования r = 10%, ? = 1, ? = 1

Показатель эффективности \ Возможные значения ? Минимум Среднее Максимум

Себестоимость ЭлЭн ВЭС при i = 0%, ?/кВт·ч 0,035 0,045 0,057

Себестоимость ЭлЭн ВЭС при i = 10%, ?/кВт·ч 0,038 0,048 0,061

Срок окупаемости капзатрат на ВЭС в годах при i=0 21,9 28,6 63,4

Срок окупаемости капзатрат на ВЭС в годах при i=4% 16,0 20,9 46,3

Рентабельность проекта ВЭС за 20 лет при i=0, % -55,2 -23,8 21,1

Рентабельность проекта ВЭС за 20 лет при i=4%, % -42,7 -3,1 53,4

В разделе 5.2 описаны развитые автором стоимостные модели Кз и Эз на ВЭС, основанные на зарубежных данных и проанализированных факторах их отличия в условиях РФ, обусловленных региональными климатическими, инфраструктурными и экономическими отличиями. С помощью численной модели Кз проведены параметрические расчеты и анализ экономических показателей ВЭС при возможных значениях составляющих затрат и получены вероятностные прогнозы суммарных Кз на ВЭС в РФ по которым Кз на ВЭС могут превышать зарубежные на 30–35% и достигать 1700 ?/кВт. Разработка модели многолетнего хода Эз на ВЭС актуальна в связи с отсутствием достоверных методов прогноза Эз как за рубежом, так и в РФ и построена автором в предположении линейной связи Эзn с вероятностью простоев ВЭУ РТП(n) в n-м году: Sn (n ) = So+ $·РТП (n) (5.6) с использованием обобщенных данных о многолетнем ходе Эз на ВЭС в странах ЕС, для определения параметров модели So и $ (табл. 5.2).

Таблица 5.2. Многолетний ход среднегодовых Эз на ВЭУ разных поколений (в % Кз) [1]

Тип ВЭУ\ Годы эксплуатации : 1 – 2 3 – 5 6 – 10 11 – 15 16 – 20

ВЭУ 600 кВт в ЕС 1,0 1,9 2,2 3,5 4,5

ВЭУ 600 кВт в ЕС   1,88 – 1,92 2,11 – 2,26 4,21 – 4,73 4,42 – 5,09

ВЭУ 2000 кВт в ЕС   1,87 – 1,94 2,20 – 2,33 4,04 –4,47 4,44 – 4,96

Результаты моделирования Эз на ВЭУ 600 кВт по модели (5.6), приведенные курсивом в табл. 5.2, подтверждают качественную и количественную состоятельность модели. С учетом погрешности расчета РТП по развитым автором моделям (<5%) максимальная погрешность моделирования Эз на ВЭУ 600 кВт на 20-м году не превышает 12%. Модель Эз (5.6) использована для прогноза многолетнего роста Эз на ВЭУ мощности 2 МВт

со значением параметра Av6=0,97 (табл. 5.2), максимальная погрешность прогноза Эз ко-торой на 20-м году < 9%. Согласно модели Эз на ВЭУ 600 кВт выпуска 1990-х годов составляли ?42% от Кз при росте годовых Эз за 20 лет с 1,37 до 2,84% от Кз, а для ВЭУ 2 МВт, установленных в 2004 г., – от 35,9% (при Av6=0,96) до 29,9% (при Av6=0,97) с ростом годовых Эз за 20 лет с 0,85 до 2,53%. Полученные результаты согласуются с

Рис. 5.2. Удельные Эз на ВЭУ (?/кВт·ч) известными опытными данными (рис. 5.2).

Рассчитанные по модели удельные Эз в силу рыночных факторов почти в вдвое ниже договорных цен на долгосрочное (до 10 лет) обслуживание ВЭС. Прогнозные Эз на ВЭС в РФ по оценкам автора превысят Эз в ЕС на 30–40% из-за слабой ремонтной базы, дорогой перевозки, инфляции и индексации заработной платы с ее высокой долей в Эз (до 50%). Связь Эз на ВЭС с переменной инфляцией In описывается разработанной автором моделью: In=(Io–I?)·exp(–kI·n)+I? (5.8), где Io, In и I? – индексы инфляции в год пуска ВЭС, в n-ный и 20-ый года эксплуатации. Модель (5.6) использована для выявления и анализа значимых трендов и экономических показателей ЭС. Результаты моделирования зависимости СЭл ВЭС от параметров инфляции при разных ее сценариях в РФ и ЕС дан в табл. 5.3. Разброс средних Эз за 10 лет на ВЭС РФ при изменении параметров (5.8) составляет 16–20% против ?4% для ВЭС в ЕС с малой инфляцией.

Таблица 5.3. Зависимости от инфляции средних за 20 лет Эз на ВЭС в ЕС и РФ

Начальная инфляция в РФ в 2010 г. Инфляция в ЕС = const = 1,5% Инфляция в ЕС = const = 3%

Эз в ЕС, ?-цент/кВт·ч Время падения инфляции РФ до уровня ЕС в годах

4 7 10 13 4 7 10

10 2,22 2,60 2,76 2,92 3,08 2,91 3,06 3,20

6 2,22 2,53 2,61 2,69 2,77 2,83 2,89 2,95

Автором также разработаны модели доходной составляющей ВЭС, определяемые выручкой за ЭлЭн или экономией замещенного ими топлива. Предполагалось, что при любом допустимом сценарии цены на топливо в РФ ограничены сверху ценами ЕС, а снизу – сегодняшними ценами с последующим их ростом с темпом инфляции.

Рост тарифов и цен на ЭлЭн ?n и топливо fn моделируется автором экспоненциальными моделями типа: ?n=(?o–??)·ехр(–K?·n)+?? (5.9) и fn= (fo–f?)·ехр(–Kf·n)+f? (5.10), где ?n, ?o и ?? – индексы цен на ЭлЭн, а fn, fo и f? – индексы цен на газ в году ввода ВЭС, в n-ном году и последнем году эксплуатации (рис. 5.3). Методика прогноза экономических показателей ЭС с учетом возможных сценариев и нелинейности моделей реализована программой

Рис. 5.3. Расчетные прогностические модели роста цен на электроэнергию их расчета и сравнительного анализа на ПЭВМ, выдающей на выходе в цифровом и

графическом виде временные ряды затрат, доходов и их балансов (ежегодных, суммарных к n-му году и средних за срок их работы) и расчетные значения СЭл, ТОК и Рен ЭС. Разработанной численной методикой решен ряд методических и практических задач.С ее помощью в разделе 5.3 исследована чувствительность моделей Кз и Эз ВЭС к изменению определяющих их факторов: КИУМ, КТГ, стоимости ВЭУ, КТП, внутренних и магистральных ЛЭП и дорог, а также наиболее трудно прогнозируемых цен на ЭлЭн и газ и инфляции (рис. 5.5–5.7). Выявлено, что неопределенность сценариев их роста в РФ и в ЕС может приводить к погрешностям прогноза баланса на ТЭС и ВЭС до 50%. Количественно определено уменьшение СЭл ВЭС с ростом их мощности (рис. 5.6).

Согласно моделям наиболее экономически эффективными в РФ будут ВЭС суммарной установленной мощности > 50 МВт и выше на базе ВЭУ мощности >1,5 МВт с КИУМ > 30%. Зависимость экономических показателей ВЭС и диа-пазонов их изменения от цен на их ЭлЭн дана на рис. 5.7. Установлено, стоимость ВЭУ ЦВЭУ определяется диаметром DВК и высотой башни HБ и по данным о цене и размерах зарубеж-

Рис. 5.5. Чувствительность цены ВЭУ к изменению ее геометрии и мощности ных ВЭУ разной мощности методом наименьших квадратов получены уравнения их связи:

ЦВЭУ(D)=0,243·D2+8,43·D–339 R2=0,93 (5.11) и ЦВЭУ(H)=0,0442·H2–1,39·H+786 R2=0,82 (5.12)

Для сопоставимости результатов моделирования с зарубежными данными принята наиболее распространенная в странах ЕС схема фиксированной закупочной цены на ЭлЭн ВЭС на 10-летний период с закупкой ее в последующий период по ценам оптового рынка. Итоговая за 20 лет рентабельность ВЭС с КИУМ=30% при закупке ЭлЭн по 10–13 ?-ц./кВт?ч не превышает 100% (против 170% в странах ЕС с малой инфляцией).

Рис. 5.6. Зависимость СЭл ВЭС от ее мощности Рис. 5.7. Зависимость СЭл ВЭС от их КИУМ


загрузка...