Агьекум Эфраим Бонах – аспирант, кафедра атомных станций и возобновляемых источников энергии
620002, г. Екатеринбург, ул. Мира, 19. Департамент ядерной и возобновляемой энергетики
Agyekum Ephraim Bonah – PhD, Department of Nuclear Power Plants and Renewable Energy Sources
620002, 19 Mira Street, Ekaterinburg. Department of Nuclear and Renewable Energy
Велькин Владимир Иванович – профессор, кафедра атомных станций и возобновляемых источников энергии
620002, г. Екатеринбург, ул. Мира, 19. Департамент ядерной и возобновляемой энергетики
Velkin Vladimir Ivanovich – Professor, Department of nuclear power plants and renewable energy sources
620002, 19 Mira Street, Ekaterinburg. Department of Nuclear and Renewable Energy
Щеклеин Сергей Евгеньевич – доктор технических наук, профессор, действительный член Международной энергетической академии; кафедра «Атомные станции и возобновляемые источники энергии», заведующий кафедрой
620002, г. Екатеринбург, ул. Мира, 19. Департамент ядерной и возобновляемой энергетики
Sergey E. Shcheklein – Doctor of technical science, professor, a full member of the International Energy Academy; head of Atomic Stations and Renewable Energy Sources Department
620002, 19 Mira Street, Ekaterinburg. Department of Nuclear and Renewable Energy
Источниками производства электроэнергии в России являются в основном ископаемые виды топлива, богатые углеводородными ресурсами страны и атомные электростанции. Страна обладает огромным потенциалом возобновляемых источников энергии, которые еще предстоит полностью освоить. В этом исследовании оценивался технико-экономический потенциал системы PV/ Wind / DG / Battery для интеграции в Екатеринбург и другие сельские районы вокруг этого анклава. При моделировании системы использовалось программное обеспечение «Гибридная оптимизация нескольких энергетических ресурсов», при анализе использовались некоторые финансовые показатели, такие как приведенная стоимость энергии (LCOE) и чистая приведенная стоимость (NPC). Результаты ежемесячного производства электроэнергии показывают, что в общей сложности 75 469 кВт*ч / год электроэнергии было произведено с помощью гибридной системы. Фотоэлектрическая система произвела 29 405 кВт / ч в год, что составляет 39% от общего объема электроэнергии, произведенной за год. Ветровая система также произвела 23 291 кВт*ч / год, что также составляет 30,9% от общего объема электроэнергии, вырабатываемой в год, в то время как система ДГ произвела около 22 773 кВт*ч / год, что составляет 30,1% от общего объема электроэнергии, вырабатываемой гибридной системой. Было произведено избыточное количество электроэнергии в размере 2353 кВт*ч / год, что составляет около 3,12% от всей годовой выработки электроэнергии. Система зафиксировала LCOE в размере 0,356 доллара США / кВт*ч, NPC в размере 255 478,80 долларов США и эксплуатационные расходы (OC) в размере 9 409,72 долларов США. Полученный результат будет слишком дорогим, если будет реализован на выбранных финансовых условиях. Однако проведенный анализ чувствительности показывает, что стоимость энергии может быть значительно снижена, если некоторые выбранные финансовые переменные будут изменены.
Russia’s sources of electricity generation have been mainly from fossil fuels duel to the country’s abundant hydrocarbon resources, and nuclear power plants. The country has huge renewable energy potentials which are yet to be fully developed. This study evaluated the techno-economic potential of a PV/Wind/DG/Battery system for integration in Yekaterinburg and other rural areas around that enclave. The Hybrid Optimization of Multiple Energy Resources software was used in the simulation of the system, some financial metrics such as levelized cost of energy (LCOE) and the net present cost (NPC) were used in the analysis. Results from the monthly electricity generation indicate that a total of 75,469 kWh/year of electricity was produced from the hybrid system. The PV system produced 29,405 kWh/year representing 39% of the total electricity generated in a year. The wind system also produced 23,291 kWh/year which also represent 30.9% of the total electricity generated per annum, whiles the DG system produced some 22,773 kWh/year representing 30.1% of the total electricity generated by the hybrid system. An excess electricity of 2,353 kWh/year was generated which represents about 3.12% of the entire annual generated electricity. The system recorded an LCOE of 0.356 $/kWh, NPC of $255,478.80 and an operating cost (OC) of $9,409.72. The obtained results will be too expensive if implemented using the selected financial conditions. However, a sensitivity analysis conducted indicates that the cost of energy can be significantly reduced if some selected financial variables are changed.
The authors declare that there are no conflicts of interest present.