Тенденция роста тарифов на электроэнергию, а также высокая стоимость технологического присоединения к электрическим сетям заставляют потребителей искать альтернативные источники электроснабжения. Особую актуальность эта проблема приобретает при строительстве новых инфраструктурных объектов, значительно удалённых от стационарных источников электроэнергии, а также в случае дефицита располагаемой мощности источника электропитания. На существующих объектах все эти факторы приводят к увеличению капитальных и эксплуатационных затрат, а также к увеличенному сроку окупаемости проектов строительства [1].

В связи с тем, что бóльшая часть нефтегазовых объектов, вовлекаемых в разработку в настоящее время, находится на территориях со слабо развитой энергетической инфраструктурой, возникает проблема повышения надёжности и эффективности их энергоснабжения [2], в связи с чем всё более широкое практическое применение находят проекты энергообеспечения с использованием возобновляемых источников энергии (ВИЭ) [3].

Как правило, для энергоснабжения автономных объектов используются электростанции на дизельном топливе. Принимая во внимание тот факт, что энергоснабжение объектов магистрального трубопровода занимает значительную долю в издержках на эксплуатацию данных объектов, а ВИЭ характеризуются стабильным трендом на снижение стоимости технологий, целесообразно рассмотреть возможность энергоснабжения объектов с помощью энергоустановок на базе ВИЭ [4]. Электростанции на базе ВИЭ, солнечные и ветряные электростанции начинают постепенно вытеснять устаревшие решения на углеводородном топливе. В условиях Восточной Сибири проект солнечной электростанции с накопителями энергии и резервным дизельным генератором может решить вопрос электроснабжения нефтегазовых объектов.

В данном случае рассматриваются вдольтрассовые объекты и сооружения магистрального газопровода (МГ): площадки узлов электроприводной запорной арматуры, системы электрохимической защиты от коррозии и контрольных пунктов телемеханики.

Площадки трубопроводной арматуры и оборудование системы электрохимической защиты, исходя из категорийности электроприёмников, относятся к II и III категориям электроприёмников, контрольный пункт телемеханики относится к I категории электроприёмников. Электроприёмники I и II категорий необходимо снабжать электроэнергией от основного или резервного источников питания, независимых друг от друга [5].

Данными для расчёта являются мощности электроприёмников характерных категорий, подключаемых к отдельному узлу питания. Система катодной защиты, системы телемеханики и оборудование крановых узлов (без учёта трубопроводной арматуры) работают в постоянном режиме круглый год. Срабатывание электроприводов задвижек на линейной части МГ происходит при техническом обслуживании и текущем ремонте запорной арматуры. Данные представлены в табл. 1.

Совокупная установленная мощность пункта телемеханики включает в себя мощности, потребляемые блок-боксом на отопление, освещение и вентиляцию, оборудованием телемеханики и связи, системой защиты и охраны. Мощность крановых площадок состоит из нагрузок от систем дистанционного и местного управления, освещения и сигнализации.

Общая номинальная мощность объектов составляет сумму мощностей, установленных на станции катодной защиты, контрольном пункте телемеханики и крановой площадки, и вычисляется исходя из данных в табл. 1. В данном случае она суммарно равна 9,75 кВт.

В связи с тем, что при расчёте фотоэлектрической солнечной электростанции круглогодичная нагрузка учитывается как максимально возможная для объектов потребления энергии, годовой объём потребляемой энергии для данных объектов равен 85,41 МВт·ч.

Для расчёта параметров фотоэлектрической солнечной электростанции с накопителями энергии определяющими параметрами являются показатели инсоляции и время солнечной активности. Для обеспечения максимальной надёжности системы электроснабжения при проектировании солнечной электростанции целесообразно ориентироваться на наименьшие значения этих показателей, в связи с чем рассматриваются значения инсоляции в зимние месяцы: выбранное время солнечной активности в среднем равно восьми часам в южной части Восточной Сибири, значение солнечной радиации — 3,527 кВт·ч/м² [6].

Некоторые из объектов энергоснабжения, рассматриваемых в табл. 1, должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания [5]. В данном случае основным источником питания будет являться солнечная электростанция с накопителями энергии, резервным будет являться дизельный электрогенератор с топливом для работы системы до 72 ч без перерыва. Схема работы электростанции представлена на рис. 1.


Рис. 1. Принципиальная схема работы солнечной электростанции с накопителями энергии и резервным дизельным генератором

Система солнечной электростанции состоит из солнечных панелей, контроллера и аккумуляторов. Для подключения нагрузки с напряжением 220 В и частотой 50 Гц в системе дополнительно используется инвертор, преобразующий постоянный ток в переменный.

Для автономной фотоэлектрической энергоустановки (АФЭУ) вырабатываемая энергия будет зависеть от суточного прихода солнечной радиации, суммарной площади, количества и КПД фотоэлектрических панелей, а также положения относительно горизонта [7]:

WАФЭУ = EсутSNфмηфмηтепл, (1)

где WАФЭУ — энергия, выработанная АФЭУ, кВт·ч/сут.; Eсут — среднесуточное значение солнечной радиации, кВт·ч/( м²·сут.); S — площадь фотоэлектрического модуля, S = 2,17 м² [8]; Nфм — число фотоэлектрических модулей; ηфм — коэффициент полезного действия фотоэлектрического модуля, ηфм = 0,212 [8]; ηтепл — тепловой коэффициент фотоэлектрического модуля, учитывающий потери при нагреве энергоустановки в дневное время (в зимние месяцы принимается величина ηтепл = 1,0).

Из формулы (1) можно определить количество требуемых фотоэлектрических преобразователей Nфм, округлив до ближайшего большего целого значения. Количество необходимых фотоэлектрических панелей равно 146 шт., которые распределяются в семь-восемь цепочек по 18–19 панелей. Для такой сети целесообразно использовать два параллельно соединённых инвертора, на каждый инвертор приходится по четыре параллельно соединённых цепочки панелей.

Автономная фотоэлектрическая энергоустановка работает всего восемь часов в сутки, за это время она должна продолжать обеспечивать электроэнергией объекты потребления и успеть зарядить аккумуляторные батареи, которые будут подавать энергию в оставшееся время (16 ч). Электроэнергия, переданная накопителям, с учётом резерва энергии 30% определяется по формуле [9]:

WАБ = 1,3Pн(24 — TАФЭУ), (2)

где WАБ — энергия, переданная аккумуляторным батареям, кВт·ч; Pн — номинальная мощность нагрузки, кВт; TАФЭУ — время работы автономной фотоэлектрической энергоустановки, TАФЭУ = 8 ч.

Количество электроэнергии, которое накапливается в аккумуляторных батареях в сутки, равно 202,8 кВт·ч.

Резервная дизель-генераторная установка, входящая в состав автономной электростанции, должна обеспечивать объект электроэнергией нормативного качества при исчезновении напряжения на основном источнике в течение 72 ч. За основу берётся генератор мощностью 10 кВт с коэффициентом загрузки 0,975, суточное потребление дизельного топлива составляет 67,2 л/сут. [10]. Для дизельной электростанции требуется создание запаса топлива для работы в течении трёх дней — 201,6 л дизельного топлива.

Использование классической дизельной электростанции как основной, вместо фотоэлектрической электростанции, приводит к работе системы из двух дизель-генераторов: один основной дизель-генератор полностью покрывает номинальную мощность нагрузки объектов потребления, второй генератор находится в резерве. Дизельная электростанция должна работать 365 дней в году, для работы данной установки в год необходим запас топлива, равный 24528 л, в течение 25 лет — 0,613 млн л, что может обеспечить 2,135 млн кВт·ч.

При проектировании проекта электростанции на основе ВИЭ взамен дизельной электростанции частью технических расчётов должен быть в том числе расчёт количества выбросов парниковых газов при сжигании дизельного топлива, а именно углекислого газа. Масса необходимого дизтоплива в год составляет 20,358 тонны. Для расчёта эмиссии углерода полученное количество потреблённого топлива, переведённое в энергетические единицы, умножается на коэффициент выбросов углерода, в итоге выходит 63,52 тонны CO2 с одной дизельной электростанции ежегодно или же 1588 тонны за весь жизненный цикл проекта.

Для оценки экономической эффективности проекта фотоэлектрической солнечной электростанции необходимо найти стоимость 1 кВт·ч электроэнергии, произведённой на дизельной электростанции с учётом совокупных капитальных и эксплуатационных затрат. Исходя из данного параметра, можно провести моделирование, которое позволяет определить срок окупаемости и чистый доход, получаемый в ходе реализации проекта.

Авторами предложен коэффициент удорожания стоимости дизельного топлива, который позволит получать прогнозные затраты на топливо для получения единицы электроэнергии, так как в себестоимости генерации электроэнергии стоимость самого дизельного топлива составляет более 92% [11].

Коэффициент повышения стоимости дизельного топлива на разных территориях в зависимости от плотности населения определяется по следующей формуле из работы [2]:

k = 2,9622ρ-0,771 + 1, (3)

где ρ — плотность населения данного региона, ρ = 2,8 чел/к м². Таким образом, с учётом удорожания топлива стоимость увеличивается в 2,34 раза. Суммарные вложения в проект дизельной электростанции проиллюстрированы на рис. 2.


Рис. 2. Капитальные затраты и операционные расходы на дизельную электростанцию

В итоге стоимость 1 кВт·ч электроэнергии, получаемой при работе дизельной электростанции, выходит около 43 руб. за 1 кВт·ч. На основе дисконтированных показателей дохода и срока окупаемости можно сделать заключение об инвестиционной привлекательности проекта. Данные для моделирования сведены в табл. 2.

  

По итогу расчётов чистый дисконтированный доход (NPV) на 25-й год составляет 4,03 млн руб., дисконтированный срок окупаемости (DPP) достигается на 15-й год. Результаты исследования показателей чувствительности проекта (NPV, DPP) от роста ставки дисконтирования до 20% показаны на рис. 3.


Рис. 3. Зависимости чистого дисконтированного дохода (NPV) и дисконтированного срока окупаемости (DPP) от ставки дисконтирования

По результатам расчёта видно, что увеличение ставки дисконтирования ведёт к уменьшению чистого дисконтированного дохода и росту срока окупаемости, что может стать причиной экономической неэффективности проекта. При увеличении ставки дисконтирования более 18,6% проект не окупается. Результаты исследования чувствительности показателей эффективности проекта (NPV, DPP) при изменении стоимости электроэнергии от 20 до 80 руб. за 1 кВт·ч показаны на рис. 4.


Рис. 4. Зависимости чистого дисконтированного дохода (NPV) и дисконтированного срока окупаемости (DPP) от стоимости электроэнергии

Согласно рис. 4, NPV находится в линейной зависимости от стоимости электроэнергии, а DPP уменьшается при увеличении стоимости электроэнергии. При стоимости электроэнергии более 37 руб. за 1 кВт·ч проект начинает быть экономически выгодным. Таким образом, использование энергоустановок на базе ВИЭ для энергоснабжения нефтегазовых объектов по сравнению с дизельной электростанцией является более выгодным. Высокая стоимость объёмов дизтоплива, необходимого на протяжении всего жизненного цикла проекта, определяет высокую себестоимость электроэнергии, которая может существенно возрасти при реализации проекта дизельной электростанции в удалённых территориях.

Таким образом, проект солнечной электростанции позволяет сэкономить около 25 тыс. л дизельного топлива ежегодно, при этом также снижается количество выбросов CO2 в год на 63,5 тонны с одной установки, число которых в зависимости от протяжённости магистрального газопровода может достигать несколько десятков. В ходе реализации рассматриваемого проекта чистый дисконтированный доход достигает более 4 млн руб., срок окупаемости — 15 лет.

Благодаря анализу чувствительности экономических показателей были выявлены зависимости и значения стоимости электроэнергии и ставки дисконтирования, при которых проект становится экономически непривлекательным.