CC BY
0Экономическое обоснование электрификации объектов добычи углеводородного сырья
Потребность в освоении новых месторождений на неосвоенных и труднодоступных территориях обуславливает необходимость строительства больших объемов инфраструктурных объектов энергетики и требует новых решений в области повышения энергоэффективности и снижения капиталоемкости проектов
О.А. Маринина1
Санкт-Петербургский горный университет императрицы Екатерины II (Горный университет), канд. экон. наук, доцент
А.Р. Нечитайло2
АО «Флаг Альфа»
Г.А. Стройков3
Горный университет, канд. экон. наук
А.Ю. Цветкова3
Горный университет, канд. экон. наук, доцент, Tsvetkova_AYu@pers.spmi.ru
Е.А. Решнева4
Горный университет, канд. экон. наук
Л.Г. Туровская3
Горный университет, канд. техн. наук, доцент
1 заведующий кафедрой, Санкт-Петербург, Россия
2 инженер-конструктор, Санкт-Петербург, Россия
3 доцент кафедры, Санкт-Петербург, Россия
4 ассистент кафедры, Санкт-Петербург, Россия
Для цитирования: Маринина О.А., Нечитайло А.Р., Стройков Г.А., Цветкова А.Ю., Решнева Е.А., Туровская Л.Г. Экономическое обоснование электрификации объектов добычи углеводородного сырья // Компетентность / Competency (Russia). — 2024. — № 4. DOI: 10.24412/1993-8780-2024-4-50-57
ключевые слова
возобновляемые источники энергии, циркулярная экономика, ресурсоэффективность
одавляющее большинство недропользователей как в мировом масштабе, так и в России применяют для нужд производства внешние ресурсные источники электрификации, то есть подключают эксплуатационные объекты к уже имеющимся энергетическим узлам. Но ввиду нарастающей потребности в освоении новых месторождений на неосвоенных и труднодоступных территориях у добывающих компаний возникает необходимость строительства больших объемов инфраструктурных объектов [1-3].
Авторами предложены к рассмотрению варианты альтернативного энергообеспечения отдельных объектов добычи углеводородов в условиях Крайнего Севера. В качестве предмета изучения был выбран проект обустройства двух кустов газодобывающих скважин на не-фтегазоконденсатном месторождении, расположенном в северо-восточной части Ямало-Ненецкого автономного округа (ЯНАО) России. Предложены и оценены варианты электрификации отдельных месторождений, в силу их относительной удаленности от ближайшего энергетического узла, с использованием автономных возобновляемых источников энергии (ВИЭ) как альтернативы строительства линий электропередач (ЛЭП).
Целью исследований является оценка и обоснование вариантов электрификации объектов добычи углеводородов с учетом современных технологических возможностей рационального использования энергетических ресурсов и экономической целесообразности проектных решений.
Обзор литературы
Основной проблемой в вопросе электрификации объектов добычи углеводородов на слабо
освоенных территориях является удаленность арктических и дальневосточных районов от существующих крупных энергетических узлов, что делает практически невозможным использование Единой энергетической системы (ЕЭС) России в качестве основного источника электроэнергии для нужд нефтегазового производства [5-7]. Поэтому на данном этапе развития инфраструктуры единственно возможным выходом из ситуации является использование автономных объектов электрогенерации [8-10]. Однако проектирование и установка подобных объектов также является отдельной проблемой.
В прежних наших работах [11, 12] было доказано, что современный уровень научно-технического развития и экологических требований в части электрификации объектов добычи углеводородов позволяет применять следующие направления: использование энергоустановок на газовом топливе (природный газ или попутный нефтяной газ (ПНГ); интеграция ВИЭ и их комбинаций с традиционными видами электроснабжения; объединение нескольких объектов (морских платформ) в единую энергетическую сеть и создание дополнительных энергетических центров.
Основным преимуществом ПНГ — внутренних источников питания в качестве основного топливного элемента — перед аналогичными дизельными установками является отсутствие необходимости организации регулярных цепей поставок топлива, что в условиях удаленного местоположения производства значительно влияет на экономическую эффективность проектов электрификации [13-15].
Наиболее перспективными направлениями в сфере использования ВИЭ в качестве энергоисточников на предприятиях по добыче углеводородов яв-
ляются ветрогенерация и фотоэлементы на солнечной энергии [16-18].
Многие исследователи [19-21] отмечают, что значительной проблемой при работе с ВИЭ является тот факт, что их самостоятельное использование не может гарантировать необходимое количество электроэнергии без дополнительного источника питания постоянно. Объем электричества будет меняться во времени с произвольным характером, а его качественные характеристики, такие как амплитуда, частота и форма кривой напряжения, также будут нестабильными из-за факторов внешней среды, которые непосредственно определяют работу фотоэлементов и ветрогенератора.
Выходом из ситуации, уже доказавшим свою экономическую эффективность, является комбинирование технологий ветрогенерации с солнечной энергией [19], а также снабжение конструкции дополнительными источниками питания в виде батарей [22, 23].
На основании вышеизложенного можно сделать вывод о необходимости модернизации систем энергоснабжения объектов удаленного энергопотребления, в частности газодобычи, расположенных на малоосвоенной территории в арктических регионах, с использованием современных энергоэффективных технологий, в том числе электростанций на базе возобновляемых источников энергии. Поэтому разработка гибридных автоматизированных систем, технологий и мероприятий, направленных на адаптацию к таким условиям, является важной задачей устойчивого развития систем энергоснабжения на основе ВИЭ.
Методы и материалы
В процессе исследования были использованы открытые материалы научных монографий и статей российских и зарубежных ученых, посвященных теоретическим и практическим вопросам электрификации объектов добычи углеводородов с применением разных энергоустановок, технико-экономическому анализу проектов электроснабжения.
Объектом данного исследования стало нефтегазоконденсатное месторождение в ЯНАО. Указанный субъект РФ находится в пределах Арктической зоны, относится к слабо освоенным регионам РФ, а крупнейшими энергопотребителями в регионе являются предприятия нефтегазодобывающего комплекса [24].
Частью одного из локальных проектов разработки является проект обустройства двух кустов газодобывающих скважин в северо-восточной части месторождения. Основной источник электроэнергии здесь — газотурбинная электростанция мощностью 80 МВт и генераторным напряжением 10,5 кВ, топливом для которой служит добываемый ПНГ. Ближайшим к указанным объектам добычи углеводородов узлом сети электроснабжения является трансформаторная подстанция, находящаяся примерно в 10 км от них. Согласно проектным документам, для обеспечения электроэнергией указанных кустов потребуется построить еще примерно 6 км ЛЭП от существующей линии. Общие электрические нагрузки по проекту составляют 179,57 кВт, годовое электропотребление — 787,65 тыс. кВт-ч/год.
В качестве проектного варианта предлагается рассмотреть возможность использования схемы электрификации на основе ВИЭ, например применение комбинации солнечных батарей и ветряной турбины вместе с резервными аккумуляторами. Типовая схема автономного энергетического комплекса была спроектирована ГК «Вымпел». Основное преимущество подобной установки в том, что ее можно расположить непосредственно на объекте добычи (кусте или площадке единичной скважины). Помимо капитальных затрат, данный автономный комплекс потенциально может уменьшить и эксплуатационные затраты, так как позволяет установить автоматическую телемеханику для управления скважинами, тем самым снижая необходимость присутствия персонала на площадке. Компания ГК «Вымпел» активно реализует проекты по внедрению данного
1 Под слабо освоенной территорией в контексте данной работы следует понимать территорию с низким уровнем инфраструктурной обустроенности [4]
Рис. 1. График распределения безветренных дней в течение года (cоставлено авторами на основе [26]) [Graph of distribution of windless days throughout the year (compiled by authors based on [26])]
автоматического комплекса совместно с дочерними предприятиями ПАО «Газпром». Более 50 установок успешно функционируют на месторождениях ООО «Газпром добыча Ямбург» [25].
Результаты
1. Оценка природных факторов
В качестве исходных климатических данных для расчетов послужили сведения ГИС «Возобновляемые источники энергии России» и соответствующая климатологическая база данных для территории Российской Федерации, в свою очередь созданная на основе данных NASA SSE (космические измере-
'S 7
! 6 .С
i 5
и а
<Б 4
еа
«
и о vo 3 о
£ 2 О
ш £ 1 о * 0
13 дней
I
3 4 5 6 7 8 № месяца
9 10 11 12
ния) и RETScreen (наземные измерения) [26].
Согласно сведениям климатологической базы данных для территории Российской Федерации [26], среднемесячные характеристики атмосферного воздуха в районе работ выглядят следующим образом (см. рис. 1).
По данным источника [26], валовый ветровой потенциал в точке расположения месторождения составляет примерно 422 МВт-ч/год. Уровень солнечной инсоляции для горизонтальной поверхности в среднем за год — 2,3 кВт-ч/м2, в среднем за летний период — 4,8 кВт-ч/м2. На территории площадью 1 м2 солнечная энергия в год потенциально может генерировать:
2,3 • 365 = 0,839 МВт-ч/год. (1)
Общий потенциал солнечной и ветровой энергии для обеспечения электричеством кустов газовых скважин рассматриваемого месторождения удовлетворяет критерию необходимого объема энергии объектов куст № 1 и куст № 2 — 380,98 МВт-ч/год и 407,65 МВт-ч/год соответственно (табл. 1):
2
Таблица 1
Потребляемая мощность электроприемников кустов скважин [Consumption power of electrical receivers of well bushes]
Потребитель [Consumer] Составляющие расчетной мощности [Components of design power] Годовой расход электроэнергии, тыс. кВтчас [Annual electricity consumption, thousand kWhour]
Рр, кВт [Pp, kW] Qp, кВАр [Qp, kVA calculated] Sp, кВА [Sp, kVA]
1. Куст скважин № 1. КТП 10/0,4кВ 2х100 кВА
Радиосвязь 10,53 3,718 11,18 18,98
Система сжигания для утилизации газа 24 2 24,5 160
Соединители выкидной линии 2,4 0,7 2,5 9,6
Оборудование АСУ ТП 36,0 14,6 39,7 140,0
Электропривод устьевой арматуры 13,1 6,0 14,4 52,4
Итого по КТП без компенсации с учетом Ки = 0,8; Кр = 1; 1ду = 0,63 86,03 27,018 92,28 380,98
Компенсация реактивной мощности на КТП -19
Итого по КТП с компенсацией с учетом Ки = 0,8; Кр = 1; 1ду = 0,13 86,03 8,018 79,4 380,98
2. Куст скважин № 2. КТП 10/0,4кВ 2х100 кВА
Радиосвязь 14,04 4,96 14,91 18,98
Система сжигания для утилизации газа 24,0 2,0 24,5 160,0
Соединители выкидной линии 2,4 0,7 2,5 12,8
Оборудование АСУ ТП 40,0 15,0 42,7 146,0
Электропривод устьевой арматуры 13,1 6,0 14,4 69,87
Итого по КТП без компенсации с учетом Ки = 0,8; Кр = 1; 1ду = 0,63 93,54 28,66 99,01 407,65
Компенсация реактивной мощности на КТП -23
Итого по КТП с компенсацией с учетом Ки = 0,8; Кр = 1; 1ду = 0,13 93,54 5,66 84,17 407,65
Итого по проекту с учетом компенсации реактивной мощности 179,57 13,678 163,57 787,65
Источник: составлено авторами на основе проектной документации
380,98 < 407,65 < 422 + 0,839 = = 442,839 МВт-ч/год.
(2)
Расчет основных параметров и характеристик оборудования,количества ветряков и солнечных батарей представлен в Приложении А, характеристики оборудования для автономного энергетического комплекса даются в табл. 2.
Особенностями предлагаемой схемы электрификации является то, что выработку основного объема электроэнергии осуществляет ветроустановка. Функцией солнечных панелей остается подзарядка встроенных батарей на случай, если ветрогенератор остановится. Поэтому оборудование для него должно быть подобрано таким образом, чтобы вырабатываемой им мощности полностью хватало для обеспечения функционирования объектов добычи углеводородов. Следует отметить, что скорость ветра на высоте 10 м недостаточна для получения электроэнергии от ветряка. Эта скорость — минимальное требование к выработке энергии. В такой ситуации ветроустановка дает в несколько раз меньше электроэнергии, чем номинальная мощность. Для того чтобы определить количество требуемых солнечных панелей, необходимо оценить емкость резервной батареи. Исходя из среднемесячного количества
Таблица 2
Состав и характеристики оборудования для автономных энергетических комплексов [Composition and characteristics of equipment for autonomous energy complexes]
Состав и характеристик [Composition and characteristic] Куст № 1 Куст № 2 [Bush N 1] [Bush N 2]
Ветрогенератор
высота башни, м 15
диаметр лопастей ротора, м 2
вырабатываемая энергия, МВтч/год 661,39
Солнечные панели
количество, шт. 8 1 9
максимальная мощность, Вт 203,62
Аккумуляторные батареи
емкость, Ач 1583,06 1 1693,88
напряжение, В 2
Источник: составлено авторами с использованием [27-29], данные по нагрузкам и требуемому количеству напряжения выбраны условно
безветренных дней в году, резервный блок питания должен обеспечивать работу систем газодобычи на протяжении 13 дней (количество безветренных дней в январе и феврале), так как именно в этот период в районе расположения добывающих объектов — полярная ночь.
2. Экономическое обоснование альтернативных проектов электрификации
Базовый вариант обустройства двух кустов (№ 1 и № 2) газодобывающих скважин предполагает строитель-
Оценка базового варианта проекта электрификации (ЛЭП)
89 шт.
56,Шнлнруб. 54,895нлн руб.
23 ti;.
111,381 млн руб.
№ fry**'
I штпШ ДУ
«у
Горный университет
Рис. 2. Схема базового варианта электрификации газовых скважин кустов 4, 5 (составлено авторами с использованием [27-29], данные по нагрузкам и требуемому количеству напряжения выбраны условно)
[Scheme of the basic option for electrification of gas wells of bushes 4, 5 (compiled by authors using [27-29], data on loads and the required amount of voltage are selected conditionally)]
Требуемое количество энергии
I-------1
I 787,65 тыс. I | кВтч/год |
I_______I
Количество энергии,
вырабатываемое
установкой
I-------1
I 2x661,39 тыс. I | кВтч/год |
I_______I
ОСНОВНОЙ ИСТОЧНИК
■ Высота башни: 15 м
■ Диаметр лопастей: 2 м
ДОПЛНИТЕЛЬНЫЕ ИСТОЧНИКИ НА СЛУЧАЙ ОСТАНОВКИ ОСНОВНОГО
Количество для куста К-4: 9 шт.
Количество для куста К-5: 8 шт.
■ Количество для куста К-4: 1694 Ач
■ Количество для куста К-5: 1583 Ач
Рис. 3. Проектный вариант с использованием ВИЭ (составлено авторами) [Design option using RES (compiled by authors)]
ство 6 км ЛЭП от существующей линии до газотурбинной электростанции (рис. 2). Проектный вариант обустройства данных объектов газодобычи кустов (альтернативный базовому проекту) предусматривает применение автономного энергетического комплекса на основе ВИЭ (рис. 3).
Капитальные затраты на реализацию проекта определены по следующим основным направлениям: закупка оборудования; оплата транспортных услуг (доставка оборудования на место установки); стоимость подготов-
Таблица 3
Капитальные затраты базового варианта обустройства двух кустов (К-4 и К-5) газодобывающих скважин на основе строительства ЛЭП от существующей линии до газотурбинной электростанции, тыс. руб. [Capital costs of the basic option for the arrangement of two bushes (K-4 and K-5) of gas production wells based on the construction of PTL from the existing line to the gas turbine power plant, thousand roubles]
Показатель [Indicator] Стоимость [Cost]
1. Оборудование и материалы для линейных объектов 29556,217
2. Оборудование и материалы для линейных объектов 3842,31
3. Логистика (услуги доставки оборудования и материалов) 3852
4. Подготовка территории строительства 1100,76
5. Строительные работы (затраты на транспорт и агрегаты) 2908,3
Установка свай 1608,98
Установка свайных оснований (фундаментов) 1709
Установка опор ЛЭП 5055
6. Строительно-монтажные и пуско-наладочные работы 4729,432
7. Природоохранные мероприятия (в т.ч. установка устройств для защиты от птиц) 590,90
8. Прочие расходы 1533,318
Итого 56486,22
ки территории строительства; оплата строительно-монтажных работ, наладки, испытаний, пуска и т.д.; затраты на природоохранные мероприятия; прочие расходы (табл. 3, 4). Для оценки капитальных затрат использованы данные проектно-сметной документации, а также по объектам-аналогам. Расчеты эксплуатационных затрат выполнены в разрезе следующих калькуляционных статей: текущие затраты: техническое обслуживание установки (не реже чем один раз в 3 месяца), капитальный ремонт (не реже чем один раз в 8 лет); налог на имущество (2,2 % от среднегодовой стоимости имущества); амортизационные отчисления (на объекты основных производственных фондов (ОПФ), рассчитаны линейным методом; норма амортизационных отчислений — 10 %); затраты на ликвидацию (приходятся на последний год эксплуатации месторождения и составляют 10 % от балансовой стоимости фондов).
Результаты проведенных расчетов капитальных и эксплуатационных затрат двух вариантов проекта электрификации объектов добычи углеводородов на слабо освоенной территории приведены на рис. 4.
Уровень общих инвестиционных затрат проекта, предполагающего использование комбинированной технологии электрогенерации на основе ВИЭ, ниже базового варианта электрификации объектов за счет строительства ветки ЛЭП от уже существующего источника энергии (ГТЭС) примерно на 63 % (менее чем в 3 раза). При этом уровень капитальных затрат рассматриваемого проекта ниже базового примерно на 43 % (менее чем в 2 раза).
В качестве дополнительного показателя для сравнения вариантов принята величина удельных затрат на 1 кВт-ч энергии:
САРЕХ + ОРЕХ
, (3)
K уд =■
^о
об
Источник: составлено авторами
где ^об — количество энергии, потребляемое объектами добычи углеводородов за весь срок реализации проекта, кВт-ч.
Для базового варианта проекта электрификации данный показатель составит:
47071850+54894870
K
уд.баз
K
787650•30 « 4,32 руб./кВт-ч.
Для альтернативного варианта: 24864430+16202049
(4)
уд.ВИЭ '
787650•30 (5)
« 1,74 руб./кВт-ч.
Таким образом, на основании расчетов удельного показателя для каждого из двух вариантов можно сделать вывод, что использование автономного энергетического комплекса на основе ветрогенерации в качестве альтернативы стандартной электрификации дает экономию в размере 2,58 руб. на каждый квт-час используемой энергии.
Заключение
статье отражен алгоритм сравнительного анализа вариантов электрификации, где оценивается месторасположение объекта, делается предварительный анализ ветро-потенциала по открытым источникам, дается оценка солнечного потенциала, логистики, определяется комплектация установки с учетом оптимального соотношения мощности ветроэнергетических установок, солнечных панелей, накопителей и дизельных генераторов, выполняется расчет капитальных и эксплуатационных затрат по вариантам сравнения.
Доказано, что использование ВИЭ технологически возможно при условии достаточного потенциала ветровой и солнечной энергии и экономически целесообразно при условии полной оценки факторов стоимости строительства с учетом применения особых марок стали, гидрофобного покрытия и дополнительной изоляции конструкций ветряков, а также принимая во внимание рост затрат на технологии строительства в условиях мерзлых грунтов. Сравнение вариантов доказывает, что использование автономного энергетического комплекса на основе ветрогенерации в качестве альтерна-
Таблица 4
Капитальные затраты проектного варианта обустройства двух кустов (К-4 и К-5) газодобывающих скважин на основе автономного энергетического комплекса с использованием ВИЭ, тыс. руб. [Capital costs of the design option for the arrangement of two bushes (K-4 and K-5) of gas production wells based on an autonomous energy complex using RES, thousand roubles]
Показатель [Indicator] Количество [Quantity] Цена за ед. [Price per unit] Стоимость [Cost]
1. Оборудование (услуги подбора) 964,6
Ветромонитор 2 285,71 571,43
Ветрогенератор (ротор + лопасти) 2 2512,63 5025,26
Башня (15 м) 2 300,72 601,44
Модуль энергетический 2 482,262 964,52
Модуль монтажный с блоком аккумуляторов 2 664,26 1328,52
Эстакада обслуживания 2 120,78 241,56
Модуль монтажный с модулем электроники 2 613,59 1227,19
Солнечные модули 17 220,59 3750,13
Монтажная опора под солнечные модули 4 150,65 602,62
Модуль технологических средств скважинной обвязки 7 1018,58 7130,06
2. Услуги транспорта и доставки 1389
3. Подготовка территории строительства 300
Фундамент под монтажные модули 2 97,38 194,76
Свайное основание под башню ветрогенератора 8 28,4 227,2
Сваи под башню ветрогенератора 8 7,06 56,48
5. Строительно-монтажные работы 2312,7
6. Пуско-наладочные работы 1484,53
7. Природоохранные мероприятия 153,07
Устройства для отпугивания птиц 4 30 120
8. Прочие расходы 1192,25
Итого 29 837,32
Источник: составлено авторами
120
100
80
60
40
20
■ OPEX * CAPEX 60 %
43 %
ВИЭ
ЛЭП
тивы стандартной электрификации снижает затраты на 2,58 руб. на каждый киловатт-час используемой энергии, что обусловлено уменьшением
Рис. 4. Сравнение полных инвестиционных и капитальных затрат, рассчитанных для двух вариантов электрификации объектов добычи углеводородов на слабо освоенной территории (составлено авторами) [Comparison of total investment and capital costs calculated for two options for electrification of hydrocarbon production facilities in poorly developed territory (compiled by authors)]
0
56 МИКРОЭКОНОМИКА Компетентность / Competency (Russia) 4/2024
DOI: 10.24412/1993-8780-2024-4-50-57
капитальных затрат на строительство объектов возобновляемых источников Статья поступила производственных объектов и сниже- энергии по сравнению с линиями элек-
в редакцию 20.01.2024 нием текущих затрат на обслуживание тропередач. ■
Список литературы
1. Васильев Ю.Н. и др. // Российский экономический интернет-журнал. — 2023. — № 2. EDN. KRFMTE.
2. Ilyushin Y.V. // Energies. — 2022. — Т. 15; https://doi.org/10.3390/en15176462.
3. Fetisov V.G., Ilyushin Y.V., Vasiliev G.G., etc; https://doi.org/10.1038/s41598-023-29570-4.
4. Романов М.Т. Территориальная организация хозяйства слабо освоенных регионов (на примере российского Дальнего Востока) / Автореф. дисс. ... канд. геол. наук. — Владивосток: Тихоокеанский институт географии ДВО РАН, 2007.
5. Суржикова О.А. // Векторы благополучия: экономика и социум. — 2012. — № 3(4); https://cyberleninka.ru/article/n/problemy-i-osnovnye-napravleniya-razvitiya-elektrosnabzheniya-udalennyh-i-malonaselennyh-potrebiteley-rossii.
6. Кирсанова И.Ю. // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. — 2021. — Т. 11. — № 6; https:// doi.org/10.28999/2541-9595-2021-11-6-652-659.
7. Кирсанова Н.Ю., Ленковец О.М. // Север и рынок: формирование экономического порядка. — 2022. — № 1. DOI: 10.37614/2220-802X.1.2022.75.004.
8. Паньков И.А., Фролов В.Я. // Записки Горного института. — 2017. — Т. 227. DOI: 10.25515/pmi.2017.5.563.
9. Сычев Ю.А., Зимин Р.Ю. // Записки Горного института. — 2021. — Т. 247; https://doi.org/10.31897/PMI.2021.t14.
10. Sychev Y.A., Aladin M.E., Aleksandrovich S.V. // International Journal of Power Electronics and Drive Systems. — 2022. — Т. 13(3): http://doi.org/10.11591/ijpeds.v13.i3.pp1625-1634.
11. Stroykov G.A., Cherepovitsyn A.Y., Iamshchikova E.A. // Resources; https://doi.org/10.3390/resources9110130.
12. Нечитайло А.Р., Маринина О.А. // Север и рынок: формирование экономического порядка. — 2022. — № 2. DOI: 10.37614/2220-802X.2.2022.76.004.
13. Petrochenkov A., etc // Sustainability. — 2022. — Т. 14; https://doi.org/10.3390/su14010299.
14. Turysheva A.V., Gulkov Y.V., Krivenko A.V. // Proceedings of the Topical Issues of Rational Use of Natural Resources. — St. Petersburg, 2019. — Т. 1. DOI: 10.1201/9781003014577-56.
15. Leusheva E.L., Morenov V.A. // Neftyanoe Khozyaystvo — Oil Industry. — 2017. — № 7. DOI: 10.24887/0028-2448-2017-7-104-106.
16. Belsky A.A., etc // Renewable and Sustainable Energy Reviews. — 2022. — Т. 159. DOI: 10.1016/j.rser.2022.112239.
17. Zimin R.Y., Kuchin V.N. // Materials of FarEastCon. — 2020. DOI: 10.1109/FarEastCon50210.2020.9271103.
18. Абрамович Б.Н., Богданов И.А. // Записки Горного института. — 2021. — Т. 249; https://doi.org/10.31897/PMI.202t3.10.
19. Riboldi L., etc // Chemical Engineering Transactions. — 2017. — Т. 61. DOI: 10.3303/CET176126.
20. Ostroukh A., etc // Proceedings of the Transportation Research Procedia. — 2021. — Т. 57. DOI: 10.1016/j.trpro.2021.09.064.
21. Shklyarskiy Y., Starshaya V. // E3S Web of Conferences. — 2021. — Т. 266(2); https://doi.org/10.1051/e3sconf/202126604006.
22. Fedak W., etc // Journal of Sustainable Development of Energy Water and Environment Systems. — 2017. — № 5(4); https://doi. org/10.13044/j.sdewes.d5.0160.
23. Кожевников Д. «Восток Ойл» может стать главным потребителем ветроэнергетики. — 2020; https://www.gazetazp.ru/.
24. Постановление губернатора Ямало-Ненецкого автономного округа от 28.04.2021 № 65-ПГ «Об утверждении схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Ямало-Ненецкого автономного округа на период 2022-2026 годов»; https://oemz.ru/ru/katalog.
25. ГК «Вымпел»; https://vympel.group.
26. Информационный портал «ГИС возобновляемые источники энергии России»; https://gisre.ru/.
27. Типовые схемы электроснабжения; https://yandex.ru/images/search?text=Executive%20scheme%20support%20vl%20110%20 kv&source=related-duck&lr=2.
28. Рабочий проект электроснабжение установок для насосной эксплуатации нефтяных скважин; https://stroystandart.info/index. php?name=files&op=view&id=4757.
29. Электроснабжение предприятия нефтяной промышленности; https://www.2d-3d.ru/2d-galereia/electro/7003-jelektrosnabzhenie-predprijatija-neftjanoj-promyshlennosti-variant-9.html.
30. СП 20.13330. СНиП 2.01.07-85. Нагрузки и воздействия. — 2016.
Как подготовить статью для журнала «Компетентность»
Оригинал статьи и аннотацию к ней необходимо передать в редакцию в электронном виде (на магнитном носителе или по электронной почте komp@asms.ru). При передаче информации по электронной почте желательно архивировать файлы. В названиях файлов необходимо использовать латинский алфавит. Допускаемые форматы текстовых файлов — TXT, RTF, DOC. Допустимые форматы графических файлов:
► графики, диаграммы, схемы — AI 8-й версии (EPS, текст переведен в кривые);
► фотографии — TIFF, JPEG (RGB, CMYK) с разрешением 300 dpi.
К каждой статье необходимо приложить сведения об авторах — фамилия, имя, отчество, ученая степень, ученое звание, место работы и должность, телефон служебный и домашний, адрес электронной почты.
Kompetentnost / Competency (Russia) 4/2024
ISSN 1993-8780. DOI: 10.24412/1993-8780-2024-4-50-57
Economic Justification of Electrification of Hydrocarbon Production Facilities
O.A. Marinina1, St. Petersburg Mining University (Mining University), Assoc. Prof. PhD (Ec.)
A.R. Nechitaylo2, JSC Flag Alfa
G.Ä. Stroykov3, Mining University, PhD (Ec.)
A.Yu. Tsvetkova3, Mining University, Assoc. Prof. PhD (Ec.), Tsvetkova_AYu@pers.spmi.ru
E^. Reshneva4, Mining University, PhD (Ec.)
L.G. Turovskaya3, Mining University, Assoc. Prof. PhD (Tech.)
1 Head of Department, St. Petersburg, Russia
2 Design Engineer, St. Petersburg, Russia
3 Associate Professor of Department, St. Petersburg, Russia
4 Assistant of Department, St. Petersburg, Russia
Citation: Marinina O.A., Nechitaylo A.R., Stroykov G.A., Tsvetkova A.Yu., Reshneva E.A., Turovskaya L.G. Economic Justification of Electrification of Hydrocarbon Production Facilities, Kompetentnost'/ Competency (Russia), 2024, no. 4, pp. 50-57. DOI: 10.24412/1993-8780-2024-4-50-57
1. Vasil'ev Yu.N., etc, Russian economic online magazine, 2023, no. 2. EDN. KRFMTE.
2. Ilyushin Y.V., Energies, 2022, vol. 15; https://doi.org/10.3390/en15176462.
3. Fetisov V.G., Ilyushin Y.V., Vasiliev G.G., etc; https://doi.org/10.1038/s41598-023-29570-4.
4. Romanov M.T. Territorial organization of the economy of poorly developed regions (on the example of the Russian Far East), Abs. diss. ... PhD (Geol.), Vladivostok, Pacific Institute of Geography of FEB of RAS, 2007.
5. Surzhikova O.A., Vectors of well-being. Economy and society, 2012, no. 3(4); https://cyberleninka.ru/article/n/problemy-i-osnovnye-napravleniya-razvitiya-elektrosnabzheniya-udalennyh-i-malonaselennyh-potrebiteley-rossii.
6. Kirsanova I.Yu., Science and technology of pipeline transportation of oil and petroleum products, 2021, vol. 11, no. 6; https://doi. org/10.28999/2541-9595-2021-11-6-652-659.
7. Kirsanova N.Yu., Lenkovets O.M., North and market. Formation of an economic order, 2022, no. 1. DOI: 10.37614/2220-802X.1.2022.75.004.
8. Pan'kov I.A., Frolov V.Ya., Notes of Mining Institute, 2017, vol. 227. DOI: 10.25515/pmi.2017.5.563.
9. Sychev Yu.A., Zimin R.Yu., Notes of Mining Institute, 2021, vol. 247; https://doi.org/10.31897/PMI.2021.1.14.
10. Sychev Y.A., Aladin M.E., Aleksandrovich S.V., International Journal of Power Electronics and Drive Systems, 2022, vol. 13(3); http://doi. org/10.11591/ijpeds.v13.i3.pp1625-1634.
11. Stroykov G.A., Cherepovitsyn A.Y., lamshchikova E.A., Resources; https://doi.org/10.3390/resources9110130.
12. Nechitaylo A.R., Marinina O.A., North and market. Formation of an economic order, 2022, no. 2. DOI: 10.37614/2220-802X.2.2022.76.004.
13. Petrochenkov A., etc, Sustainability, 2022, vol. 14; https://doi.org/10.3390/su14010299.
14. Turysheva A.V., Gulkov Y.V., Krivenko A.V., Proceedings of the Topical Issues of Rational Use of Natural Resources, St. Petersburg, 2019, no. 1. DOI: 10.1201/9781003014577-56.
15. Leusheva E.L., Morenov V.A., Neftyanoe Khozyaystvo — Oil Industry, 2017, no. 7. DOI: 10.24887/0028-2448-2017-7-104-106.
16. Belsky A.A., etc, Renewable and Sustainable Energy Reviews, 2022, vol. 159. DOI: 10.1016/j.rser.2022.112239.
17. Zimin R.Y., Kuchin V.N., Materials of FarEastCon, 2020. DOI: 10.1109/FarEastCon50210.2020.9271103.
18. Abramovich B.N., Bogdanov I.A., Notes of Mining Institute, 2021, vol. 249; https://doi.org/10.31897/PMI.2021.3.10.
19. Riboldi L., etc, Chemical Engineering Transactions, 2017, vol. 61. DOI: 10.3303/CET176126.
20. Ostroukh A., etc, Proceedings of the Transportation Research Procedia, 2021, vol. 57. DOI: 10.1016/j.trpro.2021.09.064.
21. Shklyarskiy Y., Starshaya V., E3S Web of Conferences, 2021, vol. 266(2); https://doi.org/10.1051/e3sconf/202126604006.
22. Fedak W., etc, Journal of Sustainable Development of Energy Water and Environment Systems, 2017, no. 5(4); https://doi.org/10.13044/j. sdewes.d5.0160.
23. Kozhevnikov D. Vostok Oil may become the main consumer of wind energy, 2020; https://www.gazetazp.ru/.
24. Governor of the Yamalo-Nenets Autonomous Okrug Resolution of 28.04.2021 N 65-PG On approval of the scheme and program for the long-term development of the electric power industry of the Yamalo-Nenets Autonomous Okrug for the period 2022-2026; https://oemz.ru/ru/katalog.
25. GC Vympel; https://vympel.group.
26. Information portal GIS renewable energy sources of Russia; https://gisre.ru/.
27. Typical power supply schemes; https://yandex.ru/images/search?text=Executive%20scheme%20support%20vl%20110%20kv&source=related-duck&lr=2.
28. Working draft power supply of installations for pumping operation of oil wells; https://stroystandart.info/index.php?name=files&op=view&id=4757.
29. Power supply to oil industry enterprises; https://www.2d-3d.ru/2d-galereia/electro/7003-jelektrosnabzhenie-predprijatija-neftjanoj-promyshlennosti-variant-9.html.
30. SP 20.13330. SNiP 2.01.07-85 Loads and impacts, 2016.
renewable energy sources, circular economy, resource efficiency
The relevance of the issue of technical and economic assessment of options for optimizing projects of electrification of hydrocarbon production facilities is due to the increasing need for the development of new fields in undeveloped and hard-to-reach territories, which necessitates the construction of large volumes of energy infrastructure facilities and requires new solutions in the field of increasing the energy efficiency and reducing the capital intensity of projects. Based on the calculations made and the analysis carried out, it can be concluded that the use of an autonomous energy complex based on wind generation as an alternative to standard electrification provides savings 2.58 roubles per square hour of energy used.
References
