CC BY
56ЭНЕРГЕТИКА
УДК [620.91+621.31]:621.6
Р.Д. Мингалеева1, e-mail: [email protected]; В.В. Бессель1'2; Ю.И. Балашов3
1 ФГБОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
2 ООО «НьюТек Сервисез» (Москва, Россия).
3 4D Energetics, Inc. (Менло-Парк, США).
Повышение энергоэффективности объектов транспорта газа за счет применения автономной комбинированной энергетической установки на возобновляемых источниках с накопителем энергии
Одним из ключевых векторов развития топливно-энергетического комплекса России является Восточная газовая программа ПАО «Газпром», реализация которой позволит диверсифицировать и существенно нарастить экспорт природного газа в страны Азиатско-Тихоокеанского региона, а также качественно развить инфраструктуру удаленных регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока. В статье представлен результат исследований, проведенных на кафедре термодинамики и тепловых двигателей РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина совместно с Королевским технологическим институтом (Стокгольм, Швеция). В рамках исследований разрабатывались методы повышения энергоэффективности объектов магистрального транспорта газа за счет использования автономных комбинированных энергетических установок малой и средней мощности с накопителями энергии, использующих возобновляемые источники энергии. Результаты экономико-математического моделирования системы энергообеспечения с использованием автономной комбинированной энергетической установки на возобновляемых источниках энергии и накопителям энергии показали эффективность и надежность данного способа энергообеспечения удаленных и автономных объектов Восточной газовой программы ПАО «Газпром».
При проведении исследований авторы не ставили перед собой цель предложить концепцию исключительного применения возобновляемых источников энергии для энергообеспечения объектов нефтегазового комплекса: на сегодняшний день это просто нереально. Речь идет о повышении уровня энергосбережения за счет экономии дизельного топлива и товарного газа и постепенного замещения этих видов топлива энергией солнца и ветра, потенциал которых в регионах реализации Восточной газовой программы ПАО «Газпром» огромен.
Ключевые слова: автономные энергетические установки малой и средней мощности, накопитель энергии, возобновляемый источник энергии, энергообеспечение, энергия ветра, солнечная энергия.
R.D. Mingaleeva1, e-mail: [email protected]; V.V. Bessel12; Yu.I. Balashov3
1 Federal State Budgetary Educational Institution of Higher Education «Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University)» (Moscow, Russia).
2 NewTech Services LLC (Moscow, Russia).
3 4D Energetics, Inc. (Menlo Park, USA).
Energy Efficiency Increase for Gas Transportation Systems' Objects by the Autonomous Combined Power Installation on Renewable Energy Sources with Energy Storage System Application
Currently the Eastern Gas Program of PJSC Gazprom is defined as one of the key vectors for the development of the fuel and energy complex of Russia that will allow to diversify and significantly increase the export of natural gas to the countries of the Asia-Pacific region and to develop the infrastructure of the remote regions of Eastern Siberia and the Far East. The article presents the result of the research work related to the development of the methods for energy efficiency increase of the gas transportation systems' objects by the application of autonomous combined power installations of low and medium capacity on renewable energy sources with energy storage system that are conducted at the Department of thermodynamics and heat engines of Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University)
74
№ 4 апрель 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
ENERGY SECTOR
together with the Royal Institute of Technology (Stockholm, Sweden). The research methods include mathematical and computer modeling. The economic modeling of the energy supply system with autonomous combined power installation on renewable energy sources with energy storage system application has shown the efficiency and reliability of this method of energy supply for remote and autonomous facilities of the Eastern Gas Program of PJSC Gazprom.
Keywords: autonomous power installations of small and medium capacity, energy storage system, renewable energy source, energy supply, wind energy, solar energy.
Революционные изменения, произошедшие за последние 5-10 лет в области технологий добычи нефти и газа, привели к существенному росту добычи нетрадиционных углеводородов, прежде всего в США и Канаде [1]. Это явилось причиной резкого обострения конкурентной борьбы среди ведущих производителей углеводородов за рынки Европы и Азии. Анализ рынков углеводородов США и Европы за последние 10 лет показал, что импорт углеводородов в США существенно снизился, в странах Европы наметились тенденции к постепенному снижению импортных поставок нефти и газа [2]. В сложившейся ситуации наиболее перспективным вариантом диверсификации и развития экспортных поставок газа является Восточная газовая программа (ВГП) ПАО «Газпром», в рамках которой предусматривается создание промышленной инфраструктуры для добычи газа в четырех центрах газодобычи - Красноярском, Иркутском, Якутском и Сахалинском. Текущие запасы природного газа этих центров по категориям С1 и С2 оцениваются в 6,6 трлн м3. Открыты два уникальных по размерам запасов месторождения - Ковыктинское газоконденсатное (2 трлн м3) и Чаяндинское нефтегазо-конденсатное (НГКМ) (1,24 трлн м3). Эти месторождения, Юрубчено-Тохомское НГКМ (0,7 трлн м3), Собинско-Пайгин-ское НГКМ (0,17 трлн м3), Талаканское НГМК (0,05 трлн м3), ресурсная база проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-2», а также перспективные участки шельфа о. Сахалин являются базовыми для ВГП. Их ввод в разработку определит
стратегию освоения недр Восточной Сибири и Дальнего Востока [3]. Большинство объектов ВГП будет построено в юго-восточных регионах России с наличием крупных гидро- и теплоэлектростанций (ГЭС и ТЭС), привязанных к естественным речным системам или месторождениям каменного угля. Однако на большинстве территорий размещения объектов ВГП энергетическая инфраструктура либо не развита, либо отсутствует [3]. В то же время территории, на которых располагаются строящиеся объекты транспорта газа, весьма перспективны для практического применения возобновляемых источников энергии (ВИЭ), в том числе энергии солнца и ветра [3, 4]. Актуальность развития системы ВИЭ для энергообеспечения объектов транспорта газа обусловлена такими причинами, как:
1) зачастую неудовлетворительное состояние электрических сетей и вследствие этого низкая надежность электроснабжения региона;
2) отсутствие достаточных мощностей генерации энергии в регионах строительства объектов новых магистральных газопроводов и компрессорных станций;
3)повышение цен на природный газ для внутренних потребителей;
4) постоянный рост тарифов на электроэнергию и увеличение платы за установленную мощность генерации;
5) большие затраты на технологическое присоединение новых объектов к системе энергообеспечения в регионах строительства магистральных газопроводов.
В связи с этим существенный интерес вызывают перспективы использования автономных энергоустановок на базе ВИЭ для частичного решения проблемы энергообеспечения объектов транспорта газа. Впрочем, несмотря на преимущества таких установок [3], у них есть очевидный недостаток - ограничение по времени применения, обусловленное тем, что установка не может работать 24 часа в сутки. Из этого следует обязательное наличие дополнительного источника энергии для непрерывного энергоснабжения потребителя. На сегодняшний день таким источником являются в основном дизель-генераторные установки (ДГУ). Для оценки энергоэффективности автономных энергоустановок было проведено моделирование,в рамках которого рассчитана себестоимость электроэнергии, получаемой с помощью ДГУ и ВИЭ. В качестве объекта энергопотребления был выбран автономный объект с постоянным уровнем мощности 70 кВт в течение суток. Поскольку все энергетические проекты инерционны, срок реализации проекта оценивался в 25 лет.
ОЦЕНКА СЕБЕСТОИМОСТИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ, ПОЛУЧАЕМОЙ С ПОМОЩЬЮ ДГУ
В качестве ДГУ при моделировании за основу были взяты надежные, доступные и сравнительно дешевые генераторы Gesan (Испания). Технические характеристики выбранной ДГУ представлены в табл. 1.
Для энергообеспечения объекта с номинальной мощностью 70 кВт не-
Для цитирования (for citation):
Мингалеева Р.Д., Бессель В.В., Балашов Ю.И. Повышение энергоэффективности объектов транспорта газа за счет применения автономной комбинированной энергетической установки на возобновляемых источниках с накопителем энергии // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2018. № 4. С. 74-82. Mingaleeva R.D., Bessel V.V., Balashov Yu.I. Energy Efficiency Increase for Gas Transportation Systems' Objects by the Autonomous Combined Power Installation on Renewable Energy Sources with Energy Storage System Application. Territorija «NEFTEGAS» = Oil and Gas Territory, 2018, No. 4, P. 74-82. (In Russ.)
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 4 April 2018
75
ЭНЕРГЕТИКА
Таблица 1. Основные характеристики дизельного генератора марки Gesan (Испания) Table 1. The main characteristics of the diesel generator of Gesan (Spain)
Параметр Parameter Величина Value
Двигатель/частота, об./мин Engine/rotation speed, rpm Perkins/1500
Мощность постоянная, кВт Constant power, kW 48,0
Мощность резервная, кВт Standby power, kW 52,0
Напряжение, В Voltage, V 380
Частота, Гц Frequency, Hz 50
Тип топлива Fuel type Дизель Diesel
Расход топлива при загрузке 75 %, л/ч Fuel consumption at load of 75%, liter/hour 10,4
Стоимость генератора, руб. Generator cost, rub. 1 451 832
5%
Стоимость всех дизельных генераторов за весь жизненный цикл проекта, руб. Cost of all diesel generators for the life cycle of the project rubles I Операционные затраты (ОРЕХ) при длительности инвестиционного проекта 25 лет, руб. ОРЕХ for the investment project of 25 years duration, rubles Стоимость необходимого объема топлива, руб.
Cost of the required amount of diesel fuel, rubles
I Стоимость емкостей для дизельного топлива, руб.
Cost of diesel fuel tanks, rubles
Рис. 1. Структура затрат на дизель-генерацию, руб.
Fig. 1. Structure of costs during diesel generators operation, rubles
vo
s
£
s _
о о.
¿3 ¥ -2
en
Qi
40 35 30 25 20 15 10 5 О
31,3
34,2
19,5
22,4
50 60 70 80 90 100 Стоимость топлива, руб./л Cost of diesel fuel, rub/liter
Рис. 2. Стоимость 1 кВт.ч электроэнергии, получаемой при работе дизельного генератора, при стоимости топлива 50-100 руб./л
Fig. 2. Cost of electricity produced by diesel generators at diesel fuel cost of 50-100 rub/liter
обходимы две ДГУ, работающие с загрузкой не более 75 %, и один генератор в резерве. При такой схеме энергообеспечения суточный расход дизельного топлива составит ~500 л. С учетом трудностей, связанных с регулярным снабжением удаленных объектов горюче-смазочными материалами (ГСМ), для бесперебойной работы ДГУ необходим запас топлива минимум на 3-5 мес непрерывной работы (с учетом возможности его доставки по зимнику). Для хранения топлива необходимо построить площадку хранения ГСМ с системой обогрева резервуаров и дополнительной инфраструктурой,что приведет к дополнительным затратам и удорожанию производимой электроэнергии.
Таким образом, затраты на эксплуатацию ДГУ за весь период эксплуатации объекта составят:
С
: С ДГ + OPEX + С
2 ДГ топл
+ С,
(1)
где С - совокупная стоимость дизельных генераторов за весь жизненный цикл проекта, руб.; ОРЕХ - операционные затраты при сроке реализации инвестиционного проекта 25 лет, руб.; С - стоимость необходимого объема
топл "
топлива, руб.; Сх - стоимость емкостей для хранения дизельного топлива, руб. Расчеты показали, что в структуре затрат на дизель-генерацию за весь период реализации проекта энергообеспечения основными затратами является стоимость топлива, составляющая в данном примере 84 % (рис. 1). С учетом того, что современные ДГУ имеют наработку на отказ не более 20 тыс. ч, стоимость приобретения новых генераторов или их капитального ремонта и восстановления достигнет 10 % от всех затрат. Стоимость кВт.ч электроэнергии, получаемой при работе ДГУ (руб./кВт.ч), определяется простым соотношением:
С
г _ сумм дгу
(2)
где Ссумм - затраты на дизель-генерацию за 25 лет реализации проекта, руб.; /ДГУ - количество электрической энергии, произведенное за весь период реализации проекта, кВт.ч.
76
№ 4 апрель 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
ENERGY SECTOR
При моделировании стоимость дизельного топлива менялась от 50 до 100 руб./л с учетом постоянного и непрерывного роста стоимости дизельного топлива и затрат на его доставку в удаленные районы и хранение. Рассчитанная стоимость 1 кВт.ч электроэнергии, получаемой при работе ДГУ, в зависимости от стоимости топлива представлена на рис. 2. Таким образом, стоимость электроэнергии, выработанной на ДГУ, составляет 20-40 руб./кВт.ч.
МОДЕЛИРОВАНИЕ
АВТОНОМНОЙ КОМБИНИРОВАННОЙ ЭНЕРГОУСТАНОВКИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ВИЭ И НАКОПИТЕЛЯ ЭНЕРГИИ
Рассмотрим альтернативный вариант использования накопителя энергии в составе автономной комбинированной энергоустановки (АКЭУ) с использованием ВИЭ. При моделировании было принято допущение, что накопитель энергии работает с суточным циклом «зарядка - разрядка». Допущение связано с тем, что неотъемлемой частью энергетической установки являются фотоэлектрические панели. При проведении сравнительного анализа существующих накопителей энергии в качестве определяющих критериев выбора рассматривались:
1) емкость аккумулятора - количество электрической энергии, которое можно получить при работе элемента в режиме разряда до достижения минимального значения напряжения, кВт.ч;
2) глубина разряда, %;
3) КПД аккумулятора - отношение энергии, полученной при разряде, к энергии, подведенной при заряде аккумулятора: ц = W/W, %;
4) количество разрядно-зарядных циклов;
5) срок службы, лет;
6) диапазон рабочих температур, °С;
7) стоимость кВт.ч установленной емкости накопителя, долл. США/кВт.ч.
По результатам предварительных исследований было принято, что наиболее перспективным для моделирования является накопитель энергии производства компании 4D Energetics (США), в качестве основного материа-
Таблица 2. Основные характеристики накопителя энергии компании 4D Energetics (США) Table 2. The main characteristics of the energy storage system of 4D Energetics company (USA)
Параметр Parameter Величина Value
КПД, % Efficiency, % 85
Глубина разряда, % Depth of discharge, % 90
Количество разрядно-зарядных циклов Number of charge-discharge cycles 10 000
Жизненный цикл, лет Life cycle, years ~25
Стоимость энергии, долл. США/кВт.ч Cost of energy, USD/kWh 300
Таблица 3. Исходные данные для моделирования проекта создания АКЭУ с использованием солнечных фотоэлектрических панелей, горизонтально-осевых ветроэнергетических установок и накопителя энергии
Table 3. Data for the autonomous combined power installation project modeling with using solar photovoltaic panels, horizontal-axis wind turbines and with the energy storage system
Параметр Parameter Величина Value
Номинальная мощность объекта энергопотребления РОЭ, кВт Nominal power of the power consumption object РОЭ, kW 70,0
Время работы АКЭУ в сутки ГДКЭУ, ч Operation time of the autonomous combined power installation, hours/day 16
Курс рубля к долл. США Ruble/USD exchange rate 60,0
Фактическая мощность АКЭУ РАКЭУ, кВт Active power of the autonomous combined power installation РДКЭУ, kW 105
Доля ветровой энергии в АКЭУ ЛВЭУ Share of wind energy in the autonomous combined power installation ЛВЭУ, % 0,5
Коэффициент загрузки ВЭУ КВЭУ Duty factor of the wind turbine КВЭУ 0,75
Стоимость за 1 кВт установленной мощности ВЭУ, долл. США Cost per 1 kW of installed capacity of wind turbines, USD 1200,0
Доля солнечной фотоэлектрической энергии в АКЭУ ЛСЭС Share of solar energy in the autonomous combined power installation ЛСЭС, % 0,5
Коэффициент загрузки солнечных фотоэлектрических панелей КСЭС Duty factor of the solar photovoltaic panels КСЭС 0,25
Стоимость за 1 кВт установленной мощности фотоэлектрических панелей, долл. США Cost per 1 kW of installed capacity of solar panels, USD 2000,0
Доля логистики проекта от стоимости оборудования Л<ог Share of logistics of the project Л<ог, % of the cost of equipment 0,2
Ежегодные OPEX на обслуживание АКЭУ, % от CAPEX OPEX, % of CAPEX 10,0
Ежегодный рост OPEX, % Year-on-year growth of OPEX, % 3,0
Ставка дисконтирования, % Discount rate, % 15,0
Емкость накопителя энергии Ж'АБ, кВт.ч Energy storage system's capacity 1У'АБ, kWh 728
Стоимость кВт.ч накопителя энергии САБ, долл. США/кВт.ч The cost of kWh of energy storage system САБ, USD/kWh 300,0
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 4 April 2018
77
ЭНЕРГЕТИКА
.__,
al -d
" о
LU •.£ £
120 100 80 60 40 20 0
104,0 < 57,0
52,0
25,0 ♦ - 23,8
У -29'3 ,9,5 12,9 „, ___ 8,7 6,4
8
10
12
14
16
70 60 50 40 30 20 10 0 -10 -20 -30 -40
Время работы АКЭУ в сутки, ч Operation time of the autonomous combined power installation, hours
Первоначальные инвестиции, млн руб. САРЕХ, million rub.
DPP, год DPP, years
NPV, млн руб. NPV, million rub.
. -Q
> ! Q-
Рис. 3. Зависимость показателей инвестиционной привлекательности проекта создания АКЭУ от времени работы АКЭУ
Fig. 3. Dependence of CAPEX, DPP, NPV on the operation time of the autonomous combined power installation
ла электродов которого используется материал с высокими адсорбционной способностью и удельной поверхностью - активированный уголь. Данный накопитель обладает высокой стабильностью в циклической работе, возможностью быстрого перезаряда (аналогично суперконденсаторам) и сравнительно высокой удельной энергоемкостью (на уровне батарей) (табл. 2). Емкость накопителя обеспечивается модульностью его конструкции. В основе работы устройства лежат два механизма - фарадеевский и электростатический. Эта двойственность позволяет существенно увеличить удельную емкость электродов, что, в свою очередь, приводит к повышенной удельной энергоемкости устройства в целом [5, 6].
Система уравнений, описывающая суточный энергетический баланс АКЭУ с накопителем энергии:
= W + W
АКЭУ 03 АБ'
W =Р -т
03 03 АКЭУ
W = Р (24 - Т
™АБ 03 \ 'А
АКЭУ
(3)
.
Q-Z
140 120 100 80 60 40 20 0 -20 -40 -60
26
28
30
32
34
36
38
40
Стоимость электроэнергии, руб./кВт-ч Cost of electricity, rub/kWh
NPV при 7"аюу = 8ч NPV at 7"= 8 hours NPV при 7"акэу = 14ч NPV at 7"= 14 hours
NPV при 7"АЮУ = 10 ч NPV at 7"= 10 hours NPV при 7"АЮУ = 16 ч NPV at 7"= 16 hours
NPV при 7"АЮУ = 12 ч NPV at 7"= 12 hours
Рис. 4. Зависимость NPV проекта создания АКЭУ от стоимости 1 кВт.ч электроэнергии при работе АКЭУ 8-16 ч/сут
Fig. 4. Dependence of NPV on the cost of electricity at the operation time of the autonomous combined power installation of 8-16 hours/day
где /АКЭУ - энергия, получаемая при работе АКЭУ, кВт.ч; /ОЭ - энергия, потребляемая объектом, кВт.ч; /АБ - энергия, переданная накопителю, кВт.ч; 7"А|Ш -время работы АКЭУ (принимается при моделировании равным 8-16 ч/сут); РОЭ - номинальная мощность объекта энергопотребления, кВт. Суточную энергию, получаемую при работе АКЭУ с учетом времени ее работы 7" , можно описать уравнением:
W = P .T
АКЭУ АКЭУ АКЭУ'
(4)
где РАКЭУ - фактическая мощность АКЭУ, кВт.
Из уравнений (3) и (4) получаем соотношение:
P .T = P .T + P (24 - T ). (5)
АКЭУ АКЭУ ОЭ АКЭУ ОЭ^ АКЭУ/ \ /
Из уравнения (5) следует расчетная формула необходимой фактической мощности энергетической установки, обеспечивающей постоянное суточное энергопотребление мощностью РОЭ:
24Р
(6)
78
№ 4 апрель 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
В РАМКАХ ПЕТЕРБУРГСКОГО МЕЖДУНАРОДНОГО ГАЗОВОГО ФОРУМА
XXII МЕЖДУНАРОДНАЯ СПЕЦИАЛИЗИРОВАННАЯ ВЫСТАВКА ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ДЛЯ ГАЗОВОГО ХОЗЯЙСТВА
£
Appюve<i 1 ЕуеШ ^
ОРГАНИЗАТОР ВЫСТАВКИ;
ШШхро |р
ОФИЦИАЛЬНАЯ ПОДДЕРЖКА:
Тел/факс: +7(812) 777-04-07; 718-35-37
http://rosgasexpo.ru
ОРГАНИЗАТОР ФОРУМА: §ХР0ГСЖ11М ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ИНФОРМАЦИОННЫЙ ПАРТНЕР:
ГАЗОВАЯ ТЕРРИТОРИЯ коррозия
ПРОМЫШ Л ЕМ ПОСТ ь НЕФТЕГАЗ НЕФТЕГАЗ »
МЕСТО ПРОВЕДЕНИЯ:
Санкт-Петербург, конгрессно-выставочный центр «ЭКСПОФОРУМ», павильон Петербургское шоссе, 64/1
ЭНЕРГЕТИКА
Суточная энергия, переданная накопителю, определяется уравнением из системы уравнений (3):
W„
■ роэ(24 - такэу).
(7)
С учетом того, что часть энергии накопителя будет расходоваться на собственные нужды, т. е. для обеспечения работоспособности блока-модуля накопителей энергии (в частности, поддержания необходимых рабочих температур), следует предусмотреть резерв энергии не менее 30 % от определяемой уравнением (7):
W' = W .1 3.
(8)
Определив из уравнения (6) фактическую мощность АКЭУ с накопителем энергии, а также учитывая соотношение:
лвэу + лсэс = 1
(9)
определяем установленную мощность элементов АКЭУ - ветроэнергетической установки (ВЭУ) и фотоэлектрических панелей солнечной электростанции (СЭС).
Номинальная мощность ВЭУ в АКЭУ определяется из соотношения баланса мощности ВЭУ:
P .K = Л .р
ВЭУ ВЭУ ВЭУ АКЭУ
(10)
где ДВЭУ - доля ветровой энергии в АКЭУ (принимается при моделировании равной 0,3-0,7); КВЭУ - коэффициент загрузки горизонтально-осевых ветроэнергетических установок (принимается в зависимости от региона применения в диапазоне 0,5-0,9). Таким образом, из соотношения (10) получаем формулу для расчета установленной мощности ВЭУ (кВт):
Д„,„ />.„„„
Р =
вэу
1С
(11)
Стоимость электроэнергии, руб./кВт-ч Cost of electricity, rub/kWh
■ DPP при Г^-8 ч DPP at T= 8 hours
■ DPP при Гшу= 14 ч DPP at T= 14 hours
DPP при ГАКЭу = 10 ч NPV at T= 10 hours DPP при ГАКЭУ = 16 ч DPP at 7= 16 hours
DPP при ГАКЭу = 12 ч DPP at 7"= 12 hours
Рис. 5. Зависимость DPP проекта создания АКЭУ от стоимости 1 кВт-ч электроэнергии при работе АКЭУ 8-16 ч/сут
Fig. 5. Dependence of DPP on the cost of electricity at the operation time of the autonomous combined power installation of 8-16 hours/day
где ДСЭС - доля солнечной фотоэлектрической энергии в АКЭУ (определяется при моделировании из уравнения (9); КСЭС - коэффициент загрузки солнечных фотоэлектрических панелей (принимается в зависимости от региона применения и количества световых часов в году в пределах 0,05-0,25). Таким образом, из соотношения (12) получаем формулу для расчета установленной мощности СЭС:
Р = Д —
сэс сэс V
(13)
Номинальная мощность солнечных фотоэлектрических панелей в АКЭУ определяется из соотношения баланса мощности СЭС:
P .K = Л .р
СЭС СЭС СЭС АКЭУ'
(12)
ОКУПАЕМОСТЬ ИНВЕСТИЦИОННОГО ПРОЕКТА СТРОИТЕЛЬСТВА АКЭУ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ СОЛНЕЧНОЙ И ВЕТРОВОЙ ЭНЕРГИИ
В рамках моделирования инвестиции в установку 1 кВт генерирующих мощностей рассчитывались на уровне: с использованием солнечных фотоэлектрических панелей -2000 долл. США/кВт, горизонтально-осевых ветроэнергетических установок на суше - 1200 долл. США/кВт [7]. Рассматривался вариант строительства АКЭУ в районе, где энергетическая ин-
фраструктура не развита или отсутствует. Стоимость электроэнергии принималась равной рассчитанной стоимости
1 кВт.ч электроэнергии, получаемой при работе ДГУ. Поскольку проект ВГП реализуется в регионах, где продолжительность солнечного сияния составляет
2 тыс. ч/год и более [8], учитывалось, что коэффициент загрузки солнечных фотоэлектрических панелей не превышает 0,25. Поскольку 3-4 месяца в году в ряде регионов расположения объектов ВГП среднесуточная температура опускается до -40...-50 °С, коэффициент загрузки горизонтально-осевых ветроэнергетических установок составляет не более 0,75 [9]. Было принято, что исходным временем работы АКЭУ является срок 16 ч, в течение которого установка должна как обеспечивать энергией объект энергопотребления, так и заряжать накопитель энергии, который будет осуществлять энергоснабжение объекта оставшиеся 8 ч/сут. Емкость накопителя энергии определялась из уравнения (8). Стоимость кВт.ч энергии рассчитывали по формуле (2) и при моделировании определяли в
80
№ 4 апрель 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
ENERGY SECTOR
-50
7 9 11 13
Ставка дисконтирования, % Discount rate, %
15
NPV при Гшу = 8 ч NPV at T= 8 hours NPV при 7"дкэу = 14 ч NPV at Г =14 hours
NPV при Гдюу = 10 ч NPV at Г =10 hours NPV при Гдюу = 16 ч NPV at T =16 hours
NPV при Гдюу = 12 ч NPV at T= 12 hours
Рис. 6. Зависимость NPV проекта создания АКЭУ от ставки дисконтирования при работе АКЭУ 8-16 ч/сут
Fig. 6. Dependence of NPV on the discount rate at the operation time of the autonomous combined power installation of 8-16 hours/day
Ставка дисконтирования, % Discount rate, %
DPP при 7^ = 8 4 -•- DPP при ГАКЭу=10ч -»- DPP при Гдкэу = 12 ч DPP at T= 8 hours NPV at T= 10 hours DPP at T= 12 hours -*- DPP при Гшу = 14 ч -*- DPP при Гдкэу = 16 ч DPP at Т= 14 hours DPP at T= 16 hours
Рис. 7. Зависимость DPP проекта создания АКЭУ от ставки дисконтирования при работе АКЭУ 8-16 ч/сут
Fig. 7. Dependence of DPP on the discount rate at the operation time of the autonomous combined power installation of 8-16 hours/day
диапазоне, представленном на рис. 2. Исходные данные для моделирования приведены в табл. 3. Результаты моделирования в виде суммы первоначальных инвестиций с учетом логистики проекта (CAPEX), чистого дисконтированного денежного дохода (NPV), а также дисконтированного срока окупаемости (DPP) проекта в зависимости от времени работы АКЭУ приведены на рис. 3. При заданных в табл. 3 данных для моделирования и при стоимости электроэнергии, получаемой на ДГУ, равной 28 руб./кВт.ч, проект применения энергетической установки на ВИЭ с накопителем энергии становится инвестиционно привлекательным при учете продолжительности работы АКЭУ 9,5 ч/сут и более. Очевидно, что чем дольше АКЭУ работает в сутки, тем меньше уровень требуемых первоначальных инвестиций и дисконтированный срок окупаемости проекта и тем больше чистый дисконтированный денежный доход. В юго-восточных регионах России данное время использования ветровой и солнечной энергии реально [8, 9]. Результаты исследования показателей NPV и DPP в зависимости от стоимости 1 кВт.ч электроэнергии при работе АКЭУ 8-16 ч/сут при условии равного распределения установленных мощностей солнечной фотоэлектрической и ветровой энергии в АКЭУ представлены на рис. 4 и 5. Стоимость электроэнергии для моделирования выбрана в диапазоне 26-40 руб./кВт.ч. Расчетами подтверждается, что чем выше стоимость электроэнергии, получаемой на ДГУ, и чем продолжительнее работа энергетической установки на ВИЭ, тем эффективнее проект использования АКЭУ на ВИЭ с накопителем энергии. В то же время расчеты показали, что даже при высокой ставке дисконтирования, равной 15 %, при реальном времени работы установки 12-16 ч/сут, сроки окупаемости проекта составляют 5-10 лет, что является совершенно приемлемым показателем для проектов автономной и малой энергетики. Также было проведено исследование влияния ставки дисконтирования на показатели инвестиционной привлекательности проекта. Ставка дисконтирования
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 4 April 2018
81
ЭНЕРГЕТИКА
варьировалась от 5 до 15 %. При этом стоимость электроэнергии, вырабатываемой ДГУ, принималась из расчетов по формуле (2) равной 28 руб./кВт.ч. Распределение долей солнечной фотоэлектрической и ветровой энергии в АКЭУ остается равным 0,5. Время работы АКЭУ - 8-16 ч/сут. Результаты исследования представлены на рис. 6 и 7. Как показывают результаты расчета, даже при весьма непривлекательной для практической реализации крупных энергетических проектов ставке дисконтирования 15 % проект может представлять интерес для инвесторов. В случае же приближения ставки дисконтирования к ставкам, принятым в странах Организации экономического сотрудничества и развития или в Китае (2-4 %), инвестиционная привлекательность проекта существенно возрастает. При 14-16 ч работы АКЭУ в сутки чувствительность срока окупаемости
к ставке дисконтирования в 5-10 % незначительна, так что важным условием работы АКЭУ является максимизация суточного времени ее работы.
ВЫВОДЫ
Результаты моделирования показали, что энергообеспечение удаленных и автономных объектов транспорта газа с помощью АКЭУ на ВИЭ с накопителями энергии дает существенные экономические преференции перед схемой энергообеспечения с помощью ДГУ. Кроме того, можно говорить и о технических преференциях, обусловленных тем, что нет необходимости хранить и периодически завозить на объект большое количество ГСМ и запчастей для обслуживания ДГУ.
Принятие решения о целесообразности использования АКЭУ для каждого рассматриваемого объекта (группы объектов) и подбор оборудования
должны осуществляться на конкурсной основе в зависимости от состава и мощности энергопотребителей, их ка-тегорийности, требований к качеству и надежности электроснабжения, их соответствия условиям эксплуатации на объектах ПАО «Газпром» и Федеральным нормам промышленной безопасности, а также с учетом результатов климатического, ветромониторинга и мониторинга солнечной активности в предполагаемом районе размещения установки. При этом для обеспечения качества электрической энергии и устойчивости системы необходимо решить комплекс проблем,связанных с неравномерностью выработки и поступления возобновляемой энергии от энергоустановок на базе ВИЭ, обеспечением надежности и качества энергоснабжения, в том числе за счет использования накопителей электрической энергии (аккумуляторных батарей и др.).
References:
1. Bessel V.V. Unconventional Hydrocarbon Resources - an Alternative Way or a Myth? Neftegaz.RU, 2013, No. 9, P. 64-70. (In Russian)
2. Bessel V.V., Lopatin A.S., Kucherov V.G. Russian Hydrocarbons Export Strategy. Neft', gaz i bizness = Oil, Gas and Business, 2015, No. 1, P. 3-10. (In Russian)
3. Bessel V.V., Kucherov V.G., Lopatin A.S., Martynov V.G., Mingaleeva R.D. Renewable Power Generation: Efficient Use of Self-Contained Integrated Power Units in Medium-To-Small Capacity Range. Gazovaya promyshlennost' = Gas Industry, 2016, No. 5-6, P. 87-92. (In Russian)
4. Bessel V.V., Lopatin A.S., Belyaev A.A., et al. Reduced Costs of Gas for Own Needs of Gas Transportation Systems through the Use of Renewable Energy Sources. Upravlenie kachestvom v neftegazovom komplekse = Quality Management in the Oil and Gas Industry, 2013, No. 4, P. 17-20. (In Russian)
5. A Fundamentally New Battery - an American Startup Challenges the Tesla Battery [Electronic source]. Access mode: http://tehnosolar.pp.ua/ articles/18561-Printsipialno-noviy-akkumulyator-amerikanskiy-startap-brosaet-vizov-bataree-Tesla.html/ (Access date - April 20, 2018). (In Russian)
6. Easy Configurable Modular Energy Storage Systems [Electronic source]. Access mode: www.4denergetics.com/services2.html (Access date -April 20, 2018).
7. Renewable Energy. Medium-Term Market Report 2014 [Electronic source]. Access mode: www.iea.org/publications/freepublications/publication/ MTRMR2014.pdf (Access date - April 20, 2018).
8. Popel' O.S., Frid S.E., Kolomiets Yu.G., et al. Atlas of Solar Energy Resources in Russia. Moscow, MIPT, 2010, 83 p. (In Russian)
9. Wind Energy Projects in Cold Climate [Electronic source]. Access mode: www.tuulivoimayhdistys.fi/filebank/195-RP13_Wind_Energy_Projects_ in_Cold_Climates_Ed2011.pdf (Access date - April 20, 2018).
Литература:
1. Бессель В.В. Нетрадиционные углеводородные ресурсы - альтернатива или миф? // Деловой журнал Neftegaz.RU. 2013. № 9. С. 64-70.
2. Бессель В.В., Лопатин А.С., Кучеров В.Г. Стратегия экспорта российских углеводородов // Нефть, газ и бизнес. 2015. № 1. С. 3-10.
3. Бессель В.В., Кучеров В.Г., Лопатин А.С. и др. Эффективность использования автономных комбинированных энергоустановок малой и средней мощности на возобновляемых источниках энергии // Газовая промышленность. 2016. № 5-6. С. 87-92.
4. Бессель В.В., Лопатин А.С., Беляев А.А. и др. Сокращение затрат газа на собственные нужды газотранспортных систем за счет использования возобновляемых источников энергии // Управление качеством в нефтегазовом комплексе. 2013. № 4. С. 17-20.
5. Принципиально новый аккумулятор - американский стартап бросает вызов батарее Tesla [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://tehnosolar. pp.ua/articles/18561-Printsipialno-noviy-akkumulyator-amerikanskiy-startap-brosaet-vizov-bataree-Tesla.html/ (дата обращения: 20.04.2018).
6. Easy Configurable Modular Energy Storage Systems [Электронный ресурс]. Режим доступа: www.4denergetics.com/services2.html (дата обращения: 20.04.2018).
7. Renewable Energy. Medium-Term Market Report 2014 [Электронный ресурс]. Режим доступа: www.iea.org/publications/freepublications/publication/ MTRMR2014.pdf (дата обращения: 20.04.2018).
8. Попель О.С., Фрид С.Е., Коломиец Ю.Г. и др. Атлас ресурсов солнечной энергии на территории России. М.: Изд-во МФТИ, 2010. 83 с.
9. Wind Energy Projects in Cold Climate [Электронный ресурс]: www.tuulivoimayhdistys.fi/filebank/195-RP13_Wind_Energy_Projects_in_Cold_Climates_ Ed2011.pdf (дата обращения: 20.04.2018).
82
№ 4 апрель 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
