Новости

27.01.2019

Пожары ветрогенераторов – «жгучая» проблема для отрасли

28 августа 2016 г. в пожарную часть города Иссельбург (на северо-западе Германии) поступило сообщение о пожаре на ветроустановке. Прибывшей на место пожарной команде не оставалось ничего другого, как наблюдать за тем, как огонь поглощает установку компании «NEG Micon», а горящие лопасти рушатся на землю, поскольку для тушения пожара у них отсутствовало оборудование требуемой высоты.

Месяцем ранее в интернете вызвало сенсацию видео, на котором было запечатлено то, как во время пожара на ветряке горящие законцовки его лопастей создают в воздухе чёрные спирали из дыма. В мае пожарная бригада из техасского города Лаббок также могла лишь бессильно смотреть, как горит ветроустановка, и время от времени гасить сухую траву, возгоравшуюся от падающих обломков.

В случае пожара на ветроустановке она практически всегда приходит в негодность, поскольку её тушение представляет собой довольно сложную задачу. Сам пожар и неизбежно следующий за ним простой выльются для владельца установки в среднем в 4,5 млн долларов. Вопрос встаёт всё более остро: ежегодно отрасль теряет из-за подобных аварий около 225 млн долларов.

Причём потери оказываются не только финансовыми. В октябре 2013 г. в Нидерландах в ходе планового технического обслуживания, которое проводили четверо работников, на ветрогенераторе модели V66 компании «Vestas», занялся огонь. Двоим из них удалось вырваться, а двое других – одному было 19, другому – 21 год – оказались в западне в гондоле ветровой турбины. Один, спасаясь от огня, спрыгнул и разбился насмерть, а обгоревший труп второго впоследствии был найден в обуглившемся остове ветряка.

«В то время как большей части испытаний, выпадающих на долю возобновляемой энергетики, удаётся избежать внимания международной прессы, в последние месяцы газеты стали пестрить заголовками о возгораниях в ветрогенераторах», – заявляет директор по развитию бизнеса в «G-Cube» (прим. пер.: страховая компания в сфере ВИЭ) Джейтин Шарма (Jatin Sharma).

«Владельцев ветроэлектростанций, эксплуатирующие организации и страховщиков отрезвляет уже одна мысль о том, что их имущество стоимостью несколько миллионов может исчезнуть в языках пламени. А уж если это ещё и будут транслировать на весь мир – это вообще кошмар».

Как полагают в «G-Cube», ежегодно в пожарах «гибнет» около 50 ветрогенераторов, т.е. 1 установка на 6 тыс., и эта проблема становится всё более явной, а её покрытие – дорогостоящим.

Г-н Шарма делится с Recharge: «Расходы, связанные с устранением последствий от возгорания, за последние пять лет заметно выросли, и в первую очередь это связано с появлением генераторов большего размера».

Так, в «Vestas» к проблеме относятся с максимальной серьёзностью, ставя предотвращение возгораний во главу угла при проектировании собственных разработок (см. вставку ниже).

В крупнейшей компании-производителе ветрогенераторов в мире считают, что ветроэнергетика выиграет, если пожарная профилактика будет систематизирована и если будет принят единый подход, определяющий требования по контролю качества и применяющийся во всей отрасли в целом.

«Что касается предупреждения пожаров – нам бы хотелось видеть нарастание взаимодействия в этом направлении между производителями оригинального оборудования, проектными компаниями, организациями, имеющими право на самостоятельное оказание услуг, и сертифицирующими органами», – сообщил Recharge представитель «Vestas».

Г-н Шарма подчёркивает: «Столкнувшись с более пристальным вниманием [из-за осуждающих газетных статей] к нашей деятельности и долгосрочным финансовым воздействием потери одной ветроустановки, нам, как единому сообществу, следует обратиться к причинам и последствиям возгораний, а также осознать, что они затрагивают каждую компанию в отрасли.

Нельзя допустить, чтобы сгоревшее оборудование, которого – по пальцам перечесть, стало олицетворением нашей неспособности работать, как одна команда».

Научный работник Шведского Государственного Института Технических Исследований (SP Technical Research Institute) Анна Дедерихс (Anne Dederichs) заявляет: «В этой сфере практически не проводилось исследований, не существует правил и рекомендаций по проектированию обеспечения безопасности ветрогенераторов, что не может не вызывать удивления, принимая во внимание важность вопроса».

Так что же является причиной возгораний и можно ли их предотвратить?

Филип Роджер (Philip Rodger), ведущий научный консультант в британской подструктуре «Бюро Веритас» (прим. пер.: французская инспекционно-сертификационная компания, вторая по выручке на мировом рынке сертификационных услуг), занимающийся расследованием причин пожаров по поручению заказчиков энергетических проектов поясняет: «Говоря простым языком, ветрогенератор – это большая электромеханическая система, так что основных причин пожара всего две.

Что удалось выяснить: основными причинами являются повреждения в электрической цепи и отказ электрооборудования, поскольку у нас налицо большая вращающаяся система. Пожары также могут быть вызваны дефектом, ухудшением свойств или отказом смазочной системы».

Г-н Роджер заявляет, что значительное число возгораний происходит из-за наложения условий высокой скорости ветра и отказа системы торможения энергоустановки, в результате чего вращение ротора становится неуправляемым и создаёт внутреннее трение, от которого возникает искра, способная воспламенить масляную смазку, полимерные материалы и электрическую проводку.

Второе после гондолы место в ветрогенераторе по вероятности возникновения пожара занимает шкаф управления в основании башни, в котором находится значительная часть электрической контрольно-управляющей аппаратуры.

Эксплуатация ветротурбин в условиях экстремальных температур, выходящих за пределы нормальных расчётных величин, также была отмечена как основной фактор вероятности возгорания. Например, проблемы возникают при превышении весьма ограниченных температурных пороговых значений для кабелей, трансформаторов, компонентов гондолы и шкафа управления.

«Недостатки самой конструкции редко можно отнести к причинам, вызывающим пожары», – говорит г-н Шарма. «Зачастую проблемным становится то оборудование, которое было подвергнуто замене или адаптации».

Также он добавляет: «В некоторых случаях можно связать возгорание турбины с конкретной новейшей моделью или с бракованной партией от поставщика комплектующих элементов.

Существуют группы моделей, за страхование которых мы не будем браться, потому что с их механизмами в прошлом происходило слишком много аварий».

«G-Cube» даже пришлось обращаться за правовой консультацией, поскольку компании известно, что некоторые модели особенно подвержены риску возникновения пожара. «Мы сожалеем, что в отрасли ещё не готовы услышать эту информацию, потому что это вредит репутации, является предметом профессионального стыда и представляет опасность», – делится г-н Шарма.

Несмотря на то, что есть несколько выборочных примеров, указывающих на то, что пожары более вероятны на старых установках – последнее возгорание в Германии произошло на ветроустановке, введённой в эксплуатацию в 2001 г. – г-н Шарма заявляет, что «нам не хватает данных исследований, чтобы подтвердить или опровергнуть справедливость такого мнения».

Ещё одним поводом для беспокойства является недостаточность или некорректность технического обслуживания.

Г-н Роджер убеждён, что проектные организации всё серьёзнее относятся к этим вопросам, и утверждает, что компаниям в отрасли следует позаботиться о предупреждении пожаров на ранней стадии путём описания опасных ситуаций и размещению инструкций по поведению в случае их возникновения на специальных предупредительных плакатах.

«Нам известно, что персонал, осуществляющий удалённый контроль генераторов, имеющий доступ к данным термометрии и перегрева, в частности механических и подшипниковых узлов, не всегда в состоянии сделать правильный вывод о потенциальной опасности на основании указывающих на то признаков», – добавляет он.

Г-н Шарма указывает на участившиеся случаи того, как владельцы имущества пытаются уменьшить полную приведённую стоимость электроэнергии, сэкономив на издержках по наблюдению и проведению измерений, и того, что это лежит в корне всё большего числа несчастных случаев.

Vestas – «горим» идеей предотвращения пожаров

В «Vestas» настолько серьёзно относятся к предупреждению пожароопасных ситуаций, что в компании это стало неотъемлемой частью всего процесса проектирования.

«Наши инженеры-конструкторы постоянно проходят курсы по химии и физике огня, пассивному и активному предотвращению пожаров, пожарной нагрузке, локализации пожаров, выявлению более подверженных риску возгорания частях ветрогенераторов и применению знаний по пожаробезопасности и анализу рисков (FHRA)», – заявили в пресс-службе компании.

В своих установках производитель предлагает как системы обнаружения источника возгорания, так и пожаротушения. Контроль загазованности и повышенной температуры представляет собой группу электронных оптических и тепловых датчиков. Система является полностью автономной и функционирует без участия человека и с минимальным вмешательством сторонних систем.

Особо пристальное внимание уделяется соединениям в цепи электропитания, для которых в компании разработаны собственные инструкции по проектированию. Вышеуказанная система также оборудована устройством обнаружения искрения дугового разряда, которое отключает ГРУ ветрогенератора в случае опасного дугового замыкания (разряда большой мощности, подобного молнии, возникающего между двумя проводниками).

«А персонала, который может добраться до места происшествия, если на ветроустановке зафиксирована авария, ещё меньше. Я понимаю, что в отрасли пытаются снизить расходы, но есть предел того, как можно распределить ограниченное число людей на разные места работ».

Тем не менее, в отрасли твёрдо убеждены, что крайне эмоционально заряженные снимки с мест катастрофических пожаров создают ложную, преувеличенную картину серьёзности данной проблемы. «В относительных величинах число пожаров в ветроиндустрии не так велико», – считает Крис Стретфилд (Chris Streatfield), начальник отдела безопасности и охраны труда в «RenewableUK».

«К слову, в Великобритании мы провели совместную работу с [государственным] «Управлением по безопасности, здравоохранению и экологии» (Health & Safety Executive), и эта организация произвела оценку степени наших рисков, которые оказались не выше, чем в любой другой сфере хозяйственной деятельности, и уж точно не выше, чем в нефтегазовой отрасли, [поскольку] у нас, по крайней мере, отсутствует углеводородный фактор.

Ровно столько, сколько мы будем производить электроэнергию, столько же будут присутствовать механические и электрические источники возможного возгорания, а значит, всегда будут присутствовать и риски».

Оригинал данной статьи был опубликован в журнале Recharge в 2016 году. Перевод опубликован на сайте Российской Ассоциации Ветроиндустрии (РАВИ).

Дополнительная информация от RenEn

По данным, содержащимся в базе «Caithness Windfarm Information Forum» (CWIF), в период 2014-2018 в мире происходило в среднем 164 инцидента (не только возгораний!) с ветровыми турбинами в год. При этом важно отметить, что быстрый рост числа ветроустановок не сопровождается пропорциональным ростом числа инцидентов. То есть отрасль научилась более качественно управлять рисками. (Отметим, что авторы базы CWIF указывают, что их данные «ни в коем случае не являются полными»).

инциденты с ветрогенераторами

Что касается пожаров, то в 2013 году их было зафиксировано 24, в 2014 г – 19, 2015 г – 19, 2016 г – 28, 2017 г – 24, 2018 г – 26 (это меньше, чем оценка «G-Cube» в статье).

По информации GWEC, к концу 2016 года в мире действовало 341320 ветряных турбин.

Источник: RenEn


27.01.2019

Введение оплаты электросетевого резерва одобрено на совещании у вице-премьера

На совещании у вице-премьера РФ Дмитрия Козака было принято принципиальное решение о поэтапном введении платы за так называемый резерв сетевой мощности, то есть за неиспользуемые электросети, сообщил журналистам 23 января представитель г-на Козака Илья Джус.

«Принято принципиальное решение о поэтапном введении платы за резерв сетевой мощности, которое позволит устранить перекрёстное субсидирование между промышленными потребителями на сумму более 100 млрд рублей ежегодно», – сообщил Илья Джус.

При перекрёстном субсидировании одни потребители платят по более дорогим расценкам, чтобы другие платили меньше. Сетевой резерв – это неиспользуемые или используемые частично электросети и подстанции. В 2018 году Минэнерго РФ предложило с 2020 года ввести оплату неиспользуемой сетевой мощности (при её потреблении менее 60% от заявленной).

Эти предложения касаются «прочих» потребителей (мощностью свыше 670 кВт), то есть не населения. Однако в декабре «Коммерсант» сообщал, что по мнению Минстроя РФ, проект Минэнерго приведёт к росту тарифов на тепло, водоснабжение и водоотведение. Компании, занимающиеся тем же теплоснабжением, должны иметь резервы сетевой мощности на случай ЧП. Сейчас они оплачивают фактическое потребление, а если начнут оплачивать всю мощность, это приведёт к росту их расходов.

Ассоциация «Совет производителей энергии», объединяющая 17 крупнейших энергокомпаний РФ, подсчитала, что расходы её компаний из-за введения оплаты резерва после 2024 года могут составить от 30 до 80 млрд рублей в год. Рост затрат компаний может привести к росту тарифов на тепло на 3-4%.

Электросетевая компания «Россети» замечала, что не получит дополнительных денег при оплате резерва, а перераспределит нагрузку между эффективными и неэффективными потребителями. В ассоциации «Сообщество потребителей энергии» замечали, что резерв «бумажный» – объём проданной мощности сетей в 1,3-1,5 раза превышает её реальный физический прирост в 2009–2014 годах.

Источник: ПЕРЕТОК.РУ


27.01.2019

РФ и Япония рассмотрят совместные проекты ветропарков в Приморье и на Чукотке

Министр энергетики Александр Новак во вторник, 22 января, по итогам переговоров российского лидера Владимира Путина с японским премьер-министром Синдзо Абэ сообщил, что Москва и Токио в перспективе рассмотрят проекты совместного строительства ветропарков в Чукотском АО и Приморском крае.

«В 2018 году запущена в работу ветроэлектростанция в Тикси в Якутии», — напомнил глава Минэнерго.

По его словам, при строительстве станции использовали передовые японские технологии, которые разработали специально для арктических условий. В перспективе рассмотрят проекты совместного строительства ветропарков в Приморье и на Чукотке.

Новак отметил, что взаимодействие Москвы и Токио по линии энергетики ведется в рамках Консультационного энергетического совета, состоящего из трех рабочих групп. РФ и Япония имеют богатый опыт в части СПГ-проектов. Также Москва и Токио реализуют проект Усть-Кутского завода полимеров в Иркутской области.

Источник: ЭПР


27.01.2019

Солнечная электростанция на Ставрополье станет крупнейшей в России

В ближайшие годы в регионе начнёт работу целый ряд объектов альтернативной энергетики: солнечная и ветряные электростанции.

Как сообщили в управлении по информационной политике правительства края, летом 2019 года будет запущена первая в Ставропольском крае солнечная электростанция «Старомарьевская», которая к 2020 году начнет вырабатывать до 100 МВт. Более крупные объекты солнечной энергетике есть только в Крыму. Однако после запуска третьей и четвертой очереди проекта энергокомпании «Солар Системс» солнечная электростанция в нашем крае станет крупнейшей в России. Проект стартует по соглашению правительства Ставропольского края с руководством энергокомпании.

На Ставрополье будут построены и другие объекты альтернативной энергетики. В частности, руководство региона подписало соглашения с компаниями «Ветроэнергетика», «Ветро ОГК» и «Энел Россия», чьи станции совместно смогут генерировать в крае до 1 гигаватта электроэнергии. Для сравнения, сегодня в крае вырабатывается 3 ГВт электроэнергии.

Энергоизбыточность Ставропольского края не мешает региональным властям привлекать новых инвесторов в эту сферу и выстраивать систему электроэнергетики нового типа. При этом в регионе растёт количество новых предприятий и новых рабочих мест.

Источник: ЭПР


27.01.2019

Кузбасским горнякам добавят мощности

Кузбасским горнякам, осваивающим перспективные угольные месторождения, не хватает электрических мощностей. К такому выводу пришли участники совещания по вопросам развития электроэнергетики в рамках Стратегии развития Кемеровской области до 2035 года – сотрудники областного департамента угольной промышленности, энергетики, проектные организации и представители промышленности.

Главная задача текущего дня – ликвидация дефицита мощности электроэнергии в основных промышленных районах угледобычи Кемеровской области: Ленинск-Кузнецком, Междуреченском и Новокузнецком. Для решения этой проблемы предлагается создать электросетевые районы перспективных угольных месторождениях: Ерунаковского, Караканского, Талдинского, Увального, где запланировано строительство районных электроподстанций и реализация схемы «глубокого ввода» от питающих центров.

Как сообщает областной департамент угольной промышленности, в качестве эталонного образца будет разработан проект на Талдинском угольном месторождении, где работает ООО «Газпром добыча Кузнецк» («дочка» «Газпрома», ведущая добычу метала угольных пластов в Кузбассе). Для обеспечения шахтных электропотребителей «особой» группы на Талдинском угольном месторождении ООО «Газпром добыча Кузнецк» планирует разработать типовые технические решения, которые гарантируют автономное электроснабжение при авариях в энергосистеме и будут закреплены на уровне законов и нормативов. В дальнейшем отработанные на «эталонной» территории технические решения будут тиражироваться на других перспективных угольных месторождениях Кемеровской области.

Источник: ЭПР


27.01.2019

Центральный энергорайон Якутии присоединен к единой энергетической системе России

Центральный энергорайон Якутии присоединен к Единой национальной электрической сети России. С начала года заработал крупнейший в России энерготранзит 220 киловольт «Нерюнгринская ГРЭC — Нижний Куранах — Томмот — Майя», построенный ПАО «ФСК ЕЭС». Протяженность линии от Нерюнгри до села Майя составляет 756 км.

В рамках проекта, общая стоимость которого составила 19 млрд рублей, в регионе построены два новых центра питания — подстанция 220 киловольт «Майя» в пригороде столицы и транзитная подстанция 220 кВ «Томмот», ставшая заключительным этапом всего проекта. Энергообъекты подготовлены для работы в сложных климатических условиях.

Присоединение энергорайонов стало возможным в том числе благодаря завершению строительства, выполненного силами «якутскэнерго», заходов линий электропередачи напряжением 110 кВ и 35 кВ к подстанции «Майя» и реконструкции ряда подстанций. Это позволило обеспечить связь ранее изолированного Центрального энергорайона республики, административным центром которого является Якутск, с объединенной энергосистемой Востока через линию 220 кВ «Нижний Куранах-Томмот-Майя», строительство которой велось ПАО «ФСК ЕЭС».

Якутия стала 79 субъектом РФ, охваченным Единой национальной электрической сетью.

«Якутская энергетика официально соединяется с энергосистемами Сибири и Дальнего Востока. Мы долго шли к этому. Многие годы энергетическая инфраструктура Якутии была изолирована, и мы все прекрасно помним какие проблемы доставляло нам любое аварийное отключение в наших селах и городах» это позволит кратно повысить надежность энергоснабжения, что крайне важно и нужно для Якутии при ее климатических условиях. При этом промышленные потребители в регионе также получат экономические преимущества за счет снижения тарифа на передачу электроэнергии и доступа на оптовый рынок мощности Дальнего Востока.

Источник: Сделано у нас


27.01.2019

Минстрой не поддержал введение соцнормы на энергопотребление

Минстрой РФ не поддерживает возможность введения социальной нормы на потребление электроэнергии. Об этом в рамках «правительственного часа» в Госдуме сообщил министр строительства и ЖКХ России Владимир Якушев.

Ранее стало известно, что вице-премьер РФ Дмитрий Козак поручил министерствам и Федеральной антимонопольной службе к 15 января нынешнего года внести проекты нормативных документов по введению дифференцированных тарифных планов потребления электроэнергии для жителей страны.

По словам Якушева, эксперименты по введению социальной нормы завершились, и их результаты получились весьма противоречивыми.

«Эти предложения есть, они обсуждаются на площадках правительства», – заявил министр, при этом пояснив, что на данный момент позиция Минстроя – больше нет, чем да.

«С этой позицией мы участвуем в консультациях», – отметил он.

Ранее издание «Коммерсантъ» сообщило, что схема тарифов для россиян, предложенная Минэкономразвития, предусматривает дифференцированную плату – за 300-500 кВт*ч в месяц, а также по экономически обоснованному тарифу – за потребление свыше 500 кВт*ч в месяц.

Для некоторых российских регионов предлагалось расширить границы до 500 кВт*ч и 700 кВт*ч в месяц.

Источник: ФБА «Экономика сегодня»


26.01.2019

Новая программа Минэнерго позволит государству и бизнесу достигнуть компромисса в энергетике

В рамках модернизации российской теплоэнергосистемы правительство РФ решило сделать ставку на масштабное привлечение частного финансирования, которое должно будет происходить согласно программе, представленной главой Минэнерго РФ.

Новак планирует привлечь частные инвестиции в энергетику
Правительство РФ оформило программу модернизации ТЭС до 2031 года, в которой предполагается обновить мощности, производящие 41 ГВт, причем здесь идет разговор обо всей территории страны, включая и регионы Дальнего Востока вместе с нецелевыми зонами.

По словам министра энергетики РФ Александра Новака, эта программа в течение десяти лет позволит привлечь порядка 1,9 трлн рублей частных инвестиций в модернизацию ТЭС, а сам комплекс мер рассчитан на 2022 по 2031 годы, когда и должно закончиться это обновление.

Заместитель генерального директора Института национальной энергетики Александр Фролов в разговоре с ФБА «Экономика сегодня» отметил, что данное предложение является здравым и правильным, хотя есть существенные вопросы по его практической реализации.

«В последние десять лет в России значительно выросли объемы установленной мощности. На сегодня установленная мощность всех российских электростанций достигает значительного показателя в 240 ГВт. Это очень хороший показатель, причем несколько десятков ГВт из этого объема являются новыми мощностями, и, соответственно, крайне энергоэффективными», – констатирует Фролов.

Россия давно использует частных инвесторов в энергетике
Это парогазовый цикл, а также электростанции, которые используют новейшие технологические решения. Все это говорит о том, что в России в последние годы шло активное строительство объектов электроэнергетики, причем в этом государству помогают ведущие частные игроки.

«Если взять один только «Газпром», то только эта компания, у которой выработка электроэнергии не является главным направлением, построила мощностей с суммарной мощностью в 9 ГВт. При этом, «Газпром» не является единственным игроком, строили и другие наши компании, причем весьма много, поэтому эти начинания Минэнерго РФ приходят в данной проблематике на благодатную почву», – заключает Фролов.

Другой вопрос, что на сегодняшний день сложилась ситуация, когда стандартные договоры о предоставлении мощностей, благодаря которым удалось заинтересовать частные компании вкладывать свои средства в эту отрасль, больше не являются перспективными.

«Практически все мощности, которые были здесь запланированы, либо уже построены, либо будут введены в эксплуатацию в самое ближайшее время. В то же время, у нас сложился диспаритет, связанный с устаревшими электростанциями», – резюмирует Фролов.

Государство и бизнес по-разному смотрят на этот вопрос
Как замечает эксперт, это такая ситуация, когда в собственности частной компании оказалась электростанция, которую уже нужно выводить из эксплуатации. Просто потому, что благодаря строительству новых мощностей данная генерация для региона явно избыточна.

«Это логично, поскольку старые электростанции являются менее энергоэффективными, с низким коэффициентом полезного действия, где-то в 30-40 процентов, когда у новейших объектов отрасли данный показатель составляет 60-70 процентов», – констатирует Фролов.

Соответственно, сохранение таких объектов является неэффективным и крайне негативно бьет по экономике, как конкретных регионов, так и всей страны. Именно так складывающаяся ситуация выглядит с точки зрения собственников электростанций. При этом, данная точка зрения входит в прямое противоречие с позицией государства, которое против незамедлительного закрытия устаревших энергетических объектов.

«Во-первых, на старых электростанциях работают люди, и их нужно куда-то устроить, а, во-вторых, государство учитывает и то обстоятельство, что может что-то случиться, и эти закрывающиеся мощности в изменившейся ситуации вдруг придутся кстати», – заключает Фролов.

Здесь необходимо действовать целесообразно
Из-за этого государство ставит различные препоны по выводу из эксплуатации устаревших мощностей, поэтому данное предложение со стороны Минэнерго РФ является компромиссом между правительством РФ и частными российскими игроками.

«Сама по себе, это хорошая идея, особенно если заказами здесь будут обеспечиваться российские производители. Это нужно здесь упомянуть, потому что не по всей линейке наши производители могут создать необходимые отрасли компоненты», – резюмирует Фролов.

Таким образом, здесь важным моментом является и то обстоятельство, куда пойдут данные деньги. Очень важно, чтобы большая часть заказов пошла российским производителям, а не на импорт, как это имеет место быть в некоторых российских энергетических проектах. Это необходимо, как для процесса импортозамещения, так и для правильной работы отечественного народного хозяйства.

«Ведь в таком случае мы получим двойной эффект – с одной стороны, это будут новые мощности в рамках российской энергетики, а с другой –данные инвестиции будут двигать вперед другие отрасли отечественной экономики», – констатирует Фролов.

Впрочем, как считает Александр Сергеевич, здесь нужно обязательно соблюсти баланс между этой программой и вообще необходимостью удалять какие-то избыточные и неэффективные мощности из современной российской энергетики.

«На сегодня ведь избыточные мощности из 240 ГВт в России составляют порядка десятка», – заключает Фролов.

Источник: ФБА «Экономика сегодня»


26.01.2019

Солнечная станция: выгодно ли строительство в средней полосе?

В последнее десятилетие альтернативная энергетика, в том числе солнечная, переживает быстрый рост. Повсеместно в южных регионах, где велико количество солнечных дней в году, строятся солнечные станции. Из чего состоит типичная солнечная станция и сколько нужно потратить на ее возведение?

Фактически солнечная станция – совокупность наземных солнечных батарей (которые могут располагаться и на крышах зданий), достаточно большая, чтобы обеспечить электроэнергией одно или множество домашних хозяйств и даже предприятий, в том числе коммунальных. И в последнее время идея использования энергии Солнца приобретает все большую актуальность, поскольку наше светило – бесплатный возобновляемый ресурс, в отличие от газа, угля.

Сделав единовременную инвестицию в солнечные батареи, затем можно в течение 20 и более лет, а именно столько служат панели, просто пользоваться электроэнергией и никому не платить за нее.

Причем это особенно справедливо не столько для индивидуального домашнего хозяйства, сколько для коллективного – солнечная электростанция достаточной мощности вполне может обеспечить электричеством сразу много домохозяйств. В этом случае солнечная станция становится довольно большой и занимает приличную площадь, вплоть до гектара.

Вариантов эксплуатации такой станции много: клиенты-потребители могут либо стать акционерами такой станции и владеть частью батарей, либо покупать энергию напрямую у владельца электростанции. В любом случае инвестиция в постройку такого энергообъекта – выгодное и быстро окупаемое мероприятие.

Теперь обратимся к стоимости данного проекта. Во-первых, необходимо определиться с мощностью будущей локальной СЭС (солнечной электростанции). 1 МВт обеспечивает электричеством примерно 200 домохозяйств, то есть на 1 жилище потребляет в среднем 5 кВт мощности. В компании «First Solar» заявили, что стоимость за один ватт для солнечных установок составляет примерно $1 – эта цифра может служить ориентиром при оценке будущих затрат на строительство.

Наиболее важный вопрос, который необходимо решить на этапе проектирования – какие солнечные панели для солнечных станций следует применить? На https://ecoforce.com.ua/catalog/photoelectrics/solar_panels/ представлен достаточно широкий выбор продукции проверенных производителей, чьи панели бесперебойно служат с самого первого дня их выпуска, и можно быть уверенным, что свой 20-летний срок службы они отработают. К слову, производители гарантируют, что даже спустя это время батареи можно будет использовать и дальше, поскольку их работоспособность сохранится при потере 20% исходной мощности.

Вопрос солнечный панелей наиболее важен на первом этапе еще и потому, что КПД станции будет зависеть от типа панели – поликристаллический или монокристаллический кремний в ней используется. Решение этого вопроса потребует детального расчета и сравнения планируемой прибыли с затратами – монокристаллы значительно дороже, при этом прирост КПД у них далеко не так существен по сравнению с ростом цены. Тем не менее на интервале в несколько лет инвестиция в мощные монокристаллические солнечные панели вполне может окупиться.

Источник: ENERGYLand.info


26.01.2019

В Карагандинской области заработала крупная СЭС

В Карагандинской области в Сарани запустили крупнейшую солнечную электростанцию (СЭС), передает LS.

Как сообщил министр энергетики Канат Бозумбаев, теперь в Казахстане действует две крупнейшие станции мощностью 100 МВт (еще одна функционирует в Жамбылской области, – прим. LS).

“При строительстве этого проекта были использованы продвинутые технологии, внедрены последние ноу-хау. На станции все процессы автоматизированы. Кроме того, учтены климатические условия региона. Так, зимой, когда панели будут нагреваться, снег, лед будут соскальзывать”, – пояснил глава Минэнерго.

Министр признался, что два года назад, когда европейские инвесторы задумывались о строительстве СЭС, он предлагал им рассмотреть другие регионы Казахстана. Однако инвесторы решили реализовать проект здесь, так как у них был опыт работы в Канаде, где схожие погодные условия.

Бозумбаев подчеркнул, что к концу 2019 года мощность объектов возобновляемых источников энергии (ВИЭ) в целом по Казахстану будет увеличена до 1,2 тыс. МВт.

“Планируется, что к концу 2020 году будут реализованы свыше 50 объектов мощностью 2,3 тыс. МВт. В период 2021-2023 годов еще 36 объектов ВИЭ мощностью 857 МВт будут введены. В целях достижения данных индикаторов нами была проведена работа по привлечению инвестиций в сектор ВИЭ путем подписания ряда соглашений и меморандумов на сумму 100 млрд тенге ($283 млн)”, – добавил министр.

По его данным, на текущий момент в стране действует 67 объектов ВИЭ суммарной мощностью 531 МВт. По итогам 2018 года объем вырабатываемой электроэнергии ВИЭ составил 1,3 млрд кВтч.

Ранее сообщалось, что в Карагандинской области планируют строительство новой СЭС стоимостью $73,5 млн. Проект реализуется инвестиционной группой Чехии, Словакии и Германии.

Источник: LSM.kz