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1 浄土寺川ダム管理用小水力発電の可能性について(調査報告) About

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1 浄土寺川ダム管理用小水力発電の可能性について(調査報告) About
浄土寺川ダム管理用小水力発電の可能性について(調査報告)
About the examination of the possibility of electricity for the jyoudoji river dam management
久保 光
赤沢一夫*
竹内茂夫**
要旨
最近の地球温暖化等、環境問題への関心が高まる中で、CO2排出量の少ない自然エネルギーの活用が注目され
ている。また、最近小水力発電用に安価な発電設備が開発された。そこで、福井県が勝山市で建設を進めている
浄土寺川ダムの管理用小水力発電について妥当性を検討した。その結果、現在の社会情勢では、経済性が優先さ
れることから、小水力発電設備の設置は難しい。しかしながら、経済性だけでなく CO2削減など、環境への負荷
も考慮して妥当性を評価する手法を考えることが課題である。
キーワード:水力、CO2削減
1.はじめに
最近の地球温暖化等、環境問題への関心が高まる
型 式
重力式コンクリートダム
提 高
72m
中で CO2排出量の少ない自然エネルギーの活用が注
提頂長
233m
目されている。そこで、福井県が勝山市で建設を進
提体積
260,000m3
めている浄土寺川ダムの管理用小水力発電について
越流部標高
経済性の観点から妥当性を検討した結果および小水
非越流部標高 EL364.0m
力発電のメリットについて報告する。
基礎岩盤標高 EL291.0m
EL359.5m
貯水池諸元
2.浄土寺川ダムの概要
流域面積
7.7km2
2.1 ダムの目的
湛水面積
0.1km2
総貯水容量
○洪水調節
ダム地点の計画高水流量 100m3/s のうち、
2,160,000m3
有効貯水容量 1,880,000m3
70m3/s の洪水調節を行うことにより、ダム上
堆砂容量
流域の開発による流出増を含めて浄土寺川沿川
設計洪水位
地域の水害を防除する。
サーチャージ水位 EL359.5m
○流水の正常な機能の維持
280,000m3
EL362.0m
常時満水位
EL355.5m
最低水位
EL327.5m
既得用水の補給を行うと共に、勝山市の流雪
3.小水力発電設備
用水の取水を可能とする等、流水の正常な機能
放流設備からは、水道用水、正常流量を常時放流
の維持と増進を図る。
(放流量 0.15~0.4m3)している状態である。そこ
○水道用水
で最近小水力発電用に開発された安価な発電設備を
設置する計画とした。設備規模の選定のため、放流
勝山市に対し水道用水として新たに
別(常時放流量 0.15~0.4m3の範囲で 0.05m3/s ピ
2,900m3/日の取水を可能とする。
ッチ)に設備費用と年間発生電力量を整理した結果
を表-1に示す。
2.2 ダム及び貯水池諸元
ダム諸元
4.発電所の経済性評価
*
元福井県土木部河川課
建設省河川砂防技術基準(案)同解説 2) およびダ
**
元福井県浄土寺川ダム建設事務所
ム管理用発電設備計画の手引き
1
1)
によると、管理用
発電所の設置は、妥当投資額が管理用小水力発電設
備費用を上回っていることが前提となる。
表-1 放流量別の妥当投資額と評価
項 目
①
単位:円
放流量(m3/s)
0.15
0.20
φ300
φ300
0.30
φ400
0.35
φ400
0.40
水車口径
mm *1
水車発電機
円
17,500,000
21,000,000
24,500,000
28,000,000
31,500,000
35,000,000
発電機盤
円
8,500,000
8,500,000
8,500,000
9,200,000
9,200,000
9,200,000
入口弁
円
1,500,000
1,800,000
2,100,000
2,400,000
2,700,000
3,000,000
配管材料
円
1,600,000
1,920,000
2,240,000
2,560,000
2,880,000
3,200,000
据付工事費
円 機器費の35%
10,185,000
11,627,000
13,069,000
14,756,000
16,198,000
17,640,000
諸経費
円 工事費の15%
5,892,750
6,727,050
7,561,350
8,537,400
9,371,700
10,206,000
送電建設費
円
15,500,000
15,500,000
15,500,000
15,500,000
15,500,000
15,500,000
円 *2
60,677,750
67,074,050
73,470,350
80,953,400
87,349,700
93,746,000
設備費用の合計
φ250
0.25
φ400
② 出力
kw
43
58
72
87
101
116
③ 年間発生電力量
kwh
372,000
492,840
598,080
705,240
782,280
824,760
2,400,000
2,400,000
2,400,000
2,400,000
2,400,000
2,400,000
636,000
998,520
1,314,240
1,635,720
1,866,840
1,994,280
④ 年間買電料金節減額
円 既設ダム平均
⑤ 年間売電収入
円 =3円/kw *3
⑥ 年効用
円 =④+⑤
3,036,000
3,398,520
3,714,240
4,035,720
4,266,840
4,394,280
⑦ 年間修繕費
円 *4
950,000
950,000
950,000
1,100,000
1,100,000
1,100,000
⑧ 減価償却費
*5
1,365,200
1,509,200
1,653,100
1,821,500
1,965,400
2,109,300
円 =⑦+⑧
2,315,200
2,459,200
2,603,100
2,921,500
3,065,400
3,209,300
720,800
939,320
1,111,140
1,114,220
1,201,440
1,184,980
9,365,000
12,204,000
14,436,000
14,476,000
15,609,000
15,395,000
⑨ 年経費
⑩ 年効用-年経費
⑪ 妥当投資額
*6
⑫ 妥当投資額-設備費用
-51,312,750 -54,870,050 -59,034,350 -66,477,400 -71,740,700 -78,351,000
評価
1
2
3
4
5
6
163
136
123
115
112
114
評価
6
5
4
3
1
2
総合評価
6
5
4
3
1
2
発生電力量当たり建設単価 円/kwh =①/③
*1 落差はすべて 41.5m(=洪水期制限水位(344.5)-放流口標高(303.0))として計算。
*2 見積もりによる。
*3 聞き取り調査による。
*4 見積もりによる。
*5 減価償却費=設備費×負担率(50%)×0.9/償還年(20 年)
*6 下式による。
年効用-年経費
妥当投資額=
資本還元率×(1+0.4×建設中平均利率×工期(年))
資本還元率=
資本還元率=
0.07425
i(1+i) n
n
(1+i) -1
× {1-
ここに i: 利子率=
(1+i) n
}
0.0458
n: 水車の耐用年数=
(1+i) n =
0.1
20
2.4489
a1:アロケ率(河川)
工 期 = 2.0年 (工場製作+現地据付)
a2:アロケ率(特定かんがい)
利子率 = a1×0.045+a2×0.055+a3×0.070+a4×0.065
a3:アロケ率(上水道)
= 0.0458
a4:アロケ率(工業用水道)
2
0.968
0
0.032
0
を考慮して、見積もりを採用した。
4.1 設備費用
設備費用には、機器費(水車発電機、発電機盤、
4.8 減価償却費
入口弁、配管材料)
、据付費、諸経費、送電建設費を
ダム管理用発電事業費の地元負担について、総合
含む。
耐用年数を 20 年、残存価格率を 10%として定額償
却額を計上する。減価償却費は以下の式で求められ
4.2 出力
出力は以下の式で求められる。
る。
P=9.8×Q×H×ηt×ηg
減価償却費=設備費×負担率(50%)×0.9/償還
ここに、Q:水量(m3/s)
年(20 年)
H:有効落差(m)
4.9 妥当投資額
ηt:水車効率(80%)
ダム管理用水力発電設備の妥当投資額の算出方法
ηg:発電機効率(90%)
は、複利年金現価方式による資本還元方式が採用さ
れ、表-1 下の計算式で求められる。
4.3 年間発生電力量
年間発生電力量は、以下の式で求められる。
5.経済性の検討結果
年間発生電力量=出力×24h×365 日×稼働率
5.1 建設単価による評価
ダム管理用水力発電設備の経済評価は、一般的に
稼働率:水車の稼働率は年間流量発生比率より算出
(過去 32 年間の水資料より)
建設単価法が用いられる。発生電力量当たり建設単
価は、120~160 円/kwh が多い。一応の目安とし
ての建設単価は、160 円/kwh 以下が望ましいと考
4.4 年間買電料金節減額
えられる。1) 表-1から放流量 0.15 m3/s の場合以
年間買電料金節減額は県内既存ダム(笹生川、広野、
龍ヶ鼻、永平寺)の平均年間電気料金とした。
外は妥当性が認められるといえる。
4.5 年間売電収入
5.2 妥当投資額による評価
年間売電収入は、年間発生電力量から既存ダムの
表-1から妥当投資額が管理用小水力発電の設置
平均年間電気料金2,400,000円を1kw当たり電気料
費用を大幅に下回っていることから、残念ながら現
金15 円で割ったもの
(160,000kwh)
を差し引いて、
段階では、小水力発電設備を設置することは、妥当
売電価格 3 円/kw(聞き取り調査)を掛けて算出し
でないと考えられる。また、買電しない場合のケー
た。
スも検討したが、妥当投資額が管理用小水力発電の
設置費用を下回った。
4.6 年効用
年効用は、余剰電力の売電収入、管理用電力を自
6.小水力発電によるメリット
家消費することによる買電料金節減額の合計である。
表-1の総合評価において最も良かった放流量
0.35m3/s の場合、年間発生電力量は 782,280kwh であ
4.7 年間修繕費
り、これは火力発電所(0.23l/kwh)3) で年間使用す
年間修繕費は、以下の式で求められる。
る重油のドラム缶の 180 本に相当し、これから排出
修繕費=最大出力×1,182×2.7
される CO2を軽減できる。
(CO2削減量は 782,280 kwh
(円) (kW)
×0.7308kg/kwh 4):石油火力=571,690kg/年)
(円/kW)
ここでは、この式で求めた修繕費より、メーカー
また、仮に放流量 0.15m3/s で 43kw の出力の場合
の見積もりの方が高くなるため、将来の維持管理費
の 20 年間に必要な経費を算出してみる。すると、建
3
設費は 60,677,750 円である。しかし、送電建設費は
4)ライフサイクル CO2 排出量による発電技術の評価,(財)電力中央
この程度の発電機であれば、元々浄土寺川ダムに送
研究所
電される容量で兼ねられることも考えられる。
その場合の建設費は 60,677,750 円-15,500,000
円(送電建設費)=45,177,750 円となる。修繕費は
年間 950,000 円(見積もり)であるが、見積もりの
0.8 掛けとして 20 年間の修繕費を算出すると
950,000 円×0.8×20 年=15,200,000 円となり、20
年間に必要な経費は 45,177,750 円+15,200,000 円
=60,377,750(20 年)となる。
一方、20 年間に必要な経費は、3,036,000 円×20
年=60,720,000 円(20 年)となる。
よって、20 年間に必要な経費から、20 年間の効用
を差し引くと約 34 万円の黒字となる。
すなわち、経済性の検討結果で示した妥当投資額
による評価ではなく、採算性(20 年間に必要な経費
-20 年間の効用)から考えると妥当性があると考え
ることもできる。
7.終わりに
小水力発電は CO2を発生しない純国産のエネル
ギーで環境負荷の少ないクリーン性を有しているこ
とから積極的に取り組むべきである。しかし、現在
の社会情勢では、経済性が優先されることから、小
水力発電設備の設置は難しい。しかしながら、日本
は京都議定書(COP3)によって 2008~2012 年間
でCO2を1990年レベルまで削減することを達成しな
ければならないことや、エネルギー危機問題を考慮
すれば実施が必要となることも十分予想される。
このような社会情勢の中で、経済性だけでなく CO
削減など、環境への負荷も考慮して妥当性を評価
2
する手法を考えることや、小水力発電に対する助成
制度の整備が課題である。今回検討した小水力発電
設備は直接放流管につなぐ方式なので、ダム完成後
にも設置可能なことから、社会情勢に応じて設置を
考えていくべきである。
参考文献
1)ダム管理用発電の手引き P110~120
2)建設省河川砂防技術基準(案)同解説 計画編 P138~139
3)岩手県鷹生ダム管理用発電計画,2001
4
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