нять цену топлива, равной 200 долл./т у.т., удельный расход топли-
ва на теплофикационную выработку электроэнергии 0,16 кг/кВт·ч,
то топливная составляющая себестоимости производства электро-
энергии составит 200 · 0,16 · 10
-1
= 3,2 цент/кВт·ч. Себестоимость
помимо затрат топлива включает в себя амортизационные отчисле-
ния, затраты на проведение ремонтно-эксплуатационных работ на
электрогенерирующей установке и прочие. Если принять удельный
вес этих затрат в себестоимости равной 20 %, то себестоимость вы-
работки 1 кВт·ч можно принять равной 3,8 цент/кВт·ч. Если при-
нять цену электроэнергии, покупаемой в энергосистеме, равной
10 цент/кВт·ч, то замещение 1 кВт·ч электроэнергии, покупаемой в
энергосистеме, собственной выработкой дает экономию, равную
10–3,8 = 6,2 центам. По данным уже реализованных проектов
удельную стоимость электрогенерирующей установки можно при-
нять равной 250 долл./кВт. Предположим, что установленная мощ-
ность электрогенерирующей установки равна 200 кВт, а число ча-
сов ее использования – 5000 ч. Тогда стоимость ее составит 250 ·
200 = 50 000 долл., а годовая экономия 200 · 5000 · 6,2 · 10
-2
= 62 000
долл. Срок окупаемости получается равным 50000 : 62000 = 0,806
года. Низкий срок окупаемости свидетельствует о высокой эконо-
мической эффективности проекта. Хотя этот пример носит услов-
ный характер, однако исходные данные приняты близкими к реаль-
ным значениям и поэтому данный расчет свидетельствует об эко-
номически выгодном вложении инвестиций в данное направление
развития генерирующих источников. Мощности этих источников
сравнительно невелики и они в полной мере не всегда решают про-
блемы энергообеспечения тех организаций, где они устанавливают-
ся, однако они вносят определенный вклад в повышение энергоэф-
фективности и надежности энергоснабжения.
Помимо когенерационных установок на базе теплофикационных
турбоагрегатов (противодавленческие турбины), устанавливаемых
в котельных, применяются также газопоршневые (газомоторные),
газотурбинные и парогазовые генерирующие установки небольшой
мощности. Приводами генераторов для газопоршневых источников
энергии являются газовые поршневые двигатели (ГПД), для газо-
турбинных источников – газовые турбинные двигатели (ГТД), для
парогазовых источниках – газовые и паровые турбины.
Когенераторы на базе турбогенераторов в котельных, а также га-
зопоршневых, газотурбинных и парогазовых энергоустановок хо-
рошо вписываются в электрическую схему отдельных потребителей
и в электрические сети системы электроснабжения городов и пред-
приятий при параллельной работе с сетью. Они покрывают недос-
таток генерирующих мощностей. Появление их позволяет разгру-
зить электрические сети энергосистемы, обеспечить стабильное
качество электроэнергии и делает возможным подключение новых
потребителей соответствующей мощности.
Основной составляющей экономического эффекта от примене-
ния распределенной когенерации на предприятиях является заме-
щение электроэнергии, покупаемой из энергосистемы по достаточ-
но высоким тарифам, электроэнергией, вырабатываемой на генери-
рующем оборудовании в когенерационных установках.
Технологии РГЭ на базе возобновляемых и нетрадиционных
источников энергии.
В связи с исчерпыванием запасов традиционных энергоресурсов,
прежде всего нефти и природного газа, и существенного повышения
цен на них все больше вн6имания уделяется использованию возоб-
новляемых и нетрадиционных источников энергии, таких как солнеч-
ная энергия, энергия ветра, энергия биомассы, геотермальная энергия
и др. К РГЭ могут быть отнесены также микро- и мини ГЭС мощно-
стью каждая от несколькиx киловатт до несколькиx мегаватт. В при-
нятой терминологии к малым относят чаще всего ГЭС мощностью от
1 до 10 МВт, к мини-ГЭС – от 0,1 до 1 МВт и к микро-ГЭС – менее
100 кВт.
Большие масштабы во всем мире приняло развитие ветроэнер-
гетики, которое осуществляется как по пути увеличения единичной
мощности ветроэнергетических установок (ВЭУ) и их количества в
составе ветроэлектростанций (ВЭС), так и по пути объединения
ВЭУ для создания крупных энергосистем, что является основой для
получения дешевой конкурентоспособной электроэнергии. На ко-
нец 2008 г. установленная мощность ВЭУ во всем мире составляла
90 000 МВт (рисунок 1.6), из них в Германии – 22 500 МВт, Испа-
нии – 16 000 МВт, США – 15 000 МВт, Китай – 5000 МВт, Индия –
4200 МВт.
Внедрение новых научно-технических и конструктивно-
компоновочных решений обуславливает снижение стоимости элек-