Нерешенные проблемы безопасности

Сооружение АЭС сегодня, к сожалению, связано с нерешенными проблемами безопасности, с вероятным риском катастроф, чреватых глобальными

Подробнее

Загрязнение гидросферы

Tpeтьим эффектом энергосбережения является сохранение гидросферы. Беларусь имеет густую речную сеть, десятки тысяч водоемов, озер разно

Подробнее

Загрязнение воздуха

В крупных городах доля загрязнения воздуха автотранспортом достигает 70-80% от общего уровня загрязнения, что сильно сокращает среднюю п

Подробнее

Токсичные выбросы

В настоящее время электростанции Беларуси работают на мазуте и природном газе, при сжигании которых в атмосферу поступают газообразные

Подробнее

Направления по устранению экологических последствий

Потребление ископаемых видов топлива в мире возрастает. В XXI в. в технически развитых странах потребление энергии возрастет в 6-7 раз, каж

Подробнее

Контакты

Город: Липецк
Улица: Гагарина, 110
Телефон: +7 (4742) 30-70-02
E-mail: mail@energybalance.ru

Опрос

Считаете ли вы солнечную энергию безопасной?



Развитие сельской энергетики НАО

Индекс материала
Развитие сельской энергетики НАО
Срок окупаемости
Модернизация ДЭС НАО
Выбор ДГУ
Модернизация ДЭС
Степень сложности ДГУ
Варианты размещения ДГУ
Параллельная работа ДГУ
Строительство мощностей на газе
Сравнение установок
Затраты на микротурбины
Развитие энергоисточников
Строительство МНПЗ
Мини-установки
Стоимость установки
Расчеты эффективности
Целесообразность использования
Социальная значимость
Возобновляемая энергия
Энергия воды
Приливные электростанции
Геотермальная энергия
Энергия ветра
Все страницы

1. Газификация населенных пунктов Ненецкого автономного
округа


В  настоящее  время  на  территории  округа  газифицировано  четыре населенных  пункта:  г.Нарьян-Мар,  п.Искателей,  п.Красное,  с.Тельвиска.  Газ  в указанные  населенные  пункты  поступает  с  «Василковского»  газоконденсатного месторождения, расположенного в 63км на северо-восток от г.Нарьян-Мар. 
1.1 Газификация с использованием природного газа
Как  было  отмечено  в  разделе  2  Том  1  концепции,  одним  из  возможных направлений  развития  газотранспортной  инфраструктуры  округа  будет  являться продолжение  строительства  сети  газопроводов  и  газорегулирующих  пунктов  для обеспечения природным газом поселков, расположенных в бассейне р.Печора.

При рассмотрении  вопроса о развитии  газотранспортной инфраструктуры  в бассейне  р.Печора  в  первую  очередь  следует  отметить,  что  строительство газопроводов  требует  значительных  капитальных  вложений.  Поэтому целесообразно  газифицировать  только  поселки  и  сельские  поселения,  имеющие перспективы дальнейшего развития, а также национальные поселки, где проживает коренное население округа.

При  этом  программа  газификации  поселков  в  первую  очередь  должна пересекаться с программой долгосрочного развития поселков и сельских поселений округа.  Также  следует  отметить,  что  акцентировать  вопрос  «экономической целесообразности»  газификации  округа  в  настоящее  время  не  имеет  смысла,  т.к. срок окупаемости строительства газопроводов будет составлять от 100 лет и выше.

В  качестве  примера  в  таблице приведен  приблизительный  расчет окупаемости строительства газопровода «Тельвиска-Великовисочное». За критерий окупаемости условно возьмем сокращение затрат на топливо от 60 до 80% .

Приблизительный расчет окупаемости газопровода Тельвиска-Великовисочное.

 

table1

 

 

 

 

 

 

 

 


 

Следует  отметить,  что  срок  окупаемости  рассчитан  условно.  При  расчете срока окупаемости на основании капитальных и эксплуатационных затрат, а также суммарной  выручки  от  реализации  газа  получим  увеличение  срока  окупаемости еще в несколько раз.

В  случае  принятия  решения  о  продолжении  дальнейшего  развития газотранспортной  инфраструктуры  в  бассейне  р.Печора,  наиболее  рациональным  является направление строительства: Тельвиска – Великовисочное с отводом на Оксино. Общая протяженность газопровода с учетом отвода на с.Оксино составит около 150км. Потребуется выполнить переход газопровода через р.Печора. Дальнейшее  направление  строительства  газопровода  Великовисочное  – Коткино обосновано только в случае долгосрочных перспектив развития поселка Коткино.

Второе  направление  строительства  газотранспортной  сети:  Тельвиска (Нарьян-Мар) – Макарово – Андег – Нельмин-Нос протяженностью около 100км требует  минимум  двух  переходов  газопровода  через  р.Печора  и  еще  больших затрат. Вариант использования природного газа с «Кумжинского» месторождения (направление:  Кумжинское  –  Нельмин-Нос  –  Андег)  следует  рассматривать только после начала освоения месторождения, которое возможно не ранее 2011г.

1.2 Газификация с использованием попутного нефтяного газа

Использование  попутного  нефтяного  газа  для  газификации  поселков  имеет определенные сложности.

Во-первых,  несмотря  на  достаточно  высокую  степень  очистки  попутного газа  установками  его  подготовки,  в  нем  все  равно  присутствует  сероводород. Сероводород,  как  известно,  является  весьма  ядовитым  газом  и  окислителем. Следовательно,  значительно  повышаются  требования  безопасности  при использовании попутного нефтяного газа.

Во-вторых, месторождения  углеводородов,  на  которых  попутный  нефтяной газ  используется  в  качестве  топлива,  расположены  на  удалении  от  100км  до ближайших  населенных  пунктов  округа.  Следовательно,  чтобы  использовать попутный  газ,  необходимо  строить  систему  газопроводов  от  месторождений  до населенных пунктов, что экономически необоснованно.

В  третьих,  стоимость  1000м3 попутного  нефтяного  газа  будет  выше, стоимости 1000м3 природного газа, т.к. затраты на очистку попутного газа больше затрат на подготовку природного газа. Косвенно  можно  использовать  попутный  нефтяной  газ  в  качестве  топлива при  задействовании  генерирующих  мощностей  предприятий  нефтегазового комплекса, либо при строительстве генерирующих источников непосредственно на территории  месторождений  углеводородов.  При  этом  потребуется  строительство ВЛ-10/20кВ или более высокого класса напряжения от ближайших месторождений до населенных пунктов округа. Более подробно данный вопрос рассмотрен в разделе 5 Том 2 концепции.

Развитие газотранспортной сети в бассейне р.Печора.

map


 

2. Модернизация дизельных электростанций сельских
поселений НАО

 
des2.1 Предложения по повышению эффективности использования существующих ДЭС

Результаты  оценки  состояния  генерирующего  оборудования  поселков  и
сельских  поселений Ненецкого  автономного  округа  в  разделе  6  том  1  концепции еще раз показали ряд ключевые проблем:
  Высокий  удельный  расход  топлива  существующих  дизель-генераторных установок (от 339 г/кВт*ч до 657г/кВт*ч, средний по округу 360 г/кВт*ч).
  Достаточно большая степень износа генерирующего оборудования.
  Износ инфраструктуры ДЭС (здание, емкостной парк хранения дизельного топлива, распределительное устройство).
  Достаточно  большой  парк  различных  моделей  ДГУ  от  разных производителей (ЯМЗ, ТМЗ, Камаз, Skoda, Volvo, Perkins, 6ЧН, Д-243 и пр).
  Отсутствие приборов учета дизельного топлива.
  Низкий  уровень  обслуживающего  персонала  в  отдельных  сельских поселениях.
  Отсутствие параллельной работы ДГУ.

Сложившуюся ситуацию можно решить несколькими способами. В  первую  очередь,  комплексной  модернизацией  ДЭС  с  заменой выработавших  свой  ресурс ДГУ  на  новые ДГУ  с  удельным  расходом  дизельного топлива  220-260гр/кВт*ч.  в  поселках  и  сельских  поселениях  округа,  где отсутствует возможность газификации.

Второй вариант -  комплексная модернизация ДЭС с заменой выработавших свой  ресурс  ДГУ  на  газопоршневые  установки  (ГПУ),  либо  микротурбинные установки  в поселках и  сельских поселениях округа,  где  в перспективе  возможна газификация.

Третий  вариант  –  комплексное  применение  вместе  с ДГУ  возобновляемых источников  энергии, потенциал которых на  территории округа достаточно  высок. Под этим подразумевается параллельная работа ДГУ и ветрогенераторов в составе ветродизельных комплексов (ВДК) – подробнее см. раздел 7 Том 2 концепции.

В первом случае, при средней стоимости одной тонны дизельного топлива в  2009г.  с  учетом  транспортной  составляющей  32022руб/тн  (3,2коп/гр),  получим экономию  бюджетных  средств  на  выработку  электроэнергии  (по  топливным затратам), равную 3,2руб/кВт*ч выработанной энергии.


 

dguВо  втором  случае  экономия  бюджетных  средств  только  на  разнице  в стоимости  дизельного  топлива  и  газа  составит  около  10руб/кВт*ч  выработанной энергии.

В  третьем  случае  экономия  бюджетных  средств  на  выработку электроэнергии  (по топливным  затратам) может составить порядка 30  – 50 %, т.е. от  3,4руб/кВт*ч  до  5,8руб/кВт*ч  выработанной  энергии  –  в  зависимости  от среднегодовой скорости ветра в различных населенных пунктах округа.

По  состоянию  на  2009г.  на Российском  рынке,  по  приблизительной  оценке ЗАО «Инженерный центр «Энергосервис», работает порядка двадцати достаточно крупных  компаний,  занимающихся  производством,  пакетированием  и  поставкой ДГУ,  ГПУ  и  микротурбинных  установок  для  малой  энергетики  мощностью  от десятка  киловатт  до  нескольких  мегаватт.  Перечень  таких  компаний  приведен  в приложении П6.

Компании  предлагают  широкий  спектр  оборудования  отечественных  и импортных производителей достаточно сильно отличающийся по цене, стоимости расходных материалов, стоимости обслуживания.

В  приложениях  П1  и  П2  приведены  таблицы  с  основными  технико-экономическими  характеристиками  оборудования  (ГПУ,  ДГУ,  микротурбинные установки)  по  состоянию  на  ноябрь  2009г.  В  качестве  исходных  данных использовался  средний  ряд  единичных  мощностей  ДГУ,  установленных  на электростанциях поселков и сельских поселений округа.

ДГУ  и  ГПУ  рассмотрены  в  базовой  комплектации  для  монтажа  внутри здания  со  смонтированными  на  раме  двигателем,  генератором,  панелью управления.  Напряжение  генератора  ~0,4кВ.  Цены  приводятся  из  расчета  курса доллара равного 1$=29руб.

2.2 Выбор дизель-генераторных установок при модернизации ДЭС

Эксплуатация и обслуживание ДГУ в поселках и сельских поселениях округа в условиях Крайнего Севера имеет определенную специфику. Поэтому, при выборе новых ДГУ для плановой замены существующих, выработавших свой моторесурс, целесообразно руководствоваться следующими основными критериями:
Технические (Обеспечение бесперебойности электроснабжения)
  Надежность.
  Простота обслуживания.
  Возможность ремонта в полевых условиях.
  Достаточно большой моторесурс.
Экономические (Сокращение затрат и экономия бюджетных средств)
  Приемлемые капитальные затраты.

  Небольшая стоимость выработки электроэнергии  (расход ГСМ,  запасных частей, и материалов, стоимость ремонтов и обслуживания).


 

des1Анализ  существующего  рынка  ДГУ,  а  также  опыт  эксплуатации современных  ДГУ  в  условиях  Крайнего  Севера  показывает,  что  однозначного варианта,  удовлетворяющего  всем  необходимым  выше  требованиям,  на Российском рынке не представлено.

Технико-экономические  характеристики  ДГУ,  приведенные  в  приложении П1 нельзя однозначно использовать для выбора предпочтительной марки ДГУ, т.к.
они  являются  лишь  ориентировочными  (особенно  это  относится  к  цене  и стоимости эксплуатационных расходов).

Отечественные ДГУ в первую очередь отличаются низкой ценой в сравнении с  зарубежными,  относительно  низкими  эксплуатационными  затратами  (в частности,  менее  требовательны  к  марке  применяемого  моторного  масла  по сравнению с импортными аналогами), но и меньшим сроком службы по сравнению с заявленным и низкой надежностью.

Срок  службы  зарубежных  ДГУ  составляет  от  60000часов  до  100000часов. Зарубежные  ДГУ  имеют  достаточную  степенью  надежности  и  низкий  расход топлива.  Однако  стоимость  капитальных  вложений  и  обслуживания  зарубежных ДГУ превышает стоимость отечественных ДГУ в 1,5-2 раза.

Также  следует  отметить,  что  заявленный  срок  службы  зарубежных  ДГУ можно  обеспечить  только  при  точном  соблюдении  технического  регламента  при обслуживании,  а  также  при  использовании  качественного  топлива,  моторного масла, охлаждающей жидкости.

Кроме того, важным фактором является то, что стоимость эксплуатационных расходов ДГУ (без учета затрат на топливо) через 6-7 лет эксплуатации (до первого капитального  ремонта)  приближается  или  практически  равна  стоимости  самой ДГУ.  Через  7  лет  эксплуатации  также  возникает  вопрос  о  целесообразности проведения  капитального  ремонта,  который  составляет  40%  и  более  стоимости ДГУ, либо приобретении новой ДГУ.

При  комплексной  модернизации  существующих  ДЭС  можно  использовать следующую методику.

Выбор производителя (поставщиков)
При  выборе  модельного  ряда  ДГУ  можно  остановиться  на  двух производителях  (1  отечественный  и  1  зарубежный).  В  первую  очередь  это относится  к  типу  дизельного  двигателя  и  генератора.  Таким  образом  решается проблема  унификации  запасных  частей  и  расходных  материалов,  что  в  свою очередь  косвенно  приводит  к  экономии  бюджетных  средств.  Как  уже  было отмечено  выше,  на  Российском  рынке  представлено  достаточное  количество поставщиков,  которые  предлагают  однотипные  модели  ДГУ,  что  позволяет «оптимизировать»  стоимость  приобретаемого  оборудования  при  заключении договора на поставку.

 


 

des2«Степень сложности» ДГУ
Поселки  и  сельские  поселения  округа  можно  условно  разделить  на малочисленные и крупные, а по расположению к г.Нарьян-Мар – территориально удаленные и расположенные в непосредственной близости от центра.

Следовательно,  в  территориально  удаленных  сельских  поселениях  с
небольшой  численностью  населения  целесообразно  устанавливать  маскимально «простые»  и  надежные  ДГУ  отечественного  либо  зарубежного  производителя  с минимальным  количеством  агрегатов,  которые  не  подлежат  ремонту  в  полевых условиях, либо требуют значительных трудозатрат при замене в полевых условиях.

В  свою  очередь,  в  крупных  поселках,  где  имеется  достаточно квалифицированный  обслуживающий  персонал,  можно  устанавливать  «более современные»  ДГУ  зарубежных  производителей  с  высокой  степенью оснащенности различными микропроцессорными устройствами и агрегатами.

Единичная мощность и количество ДГУ

Единичную мощность ДГУ  и  количество ДГУ  рекомендуется  выбирать,  на основании следующих критериев:
  Минимальная нагрузка на одну ДГУ должна быть не менее 30%.
  Максимальная нагрузка на одну ДГУ не должна превышать 80-85%.
  В  случае  необходимости  прямого  пуска  мощных  потребителей,  в частности  асинхронных  электродвигателей,  необходимо  руководствоваться  тем, что  ДГУ,  как  правило,  обеспечивает  пуск  электродвигателя  с  номинальной мощностью 25-30% от мощности ДГУ.
  При  выборе  количества  ДГУ  необходимо  определить  минимальное потребление  поселка  (сельского  поселения)  в  летний  период  и  максимальное потребление в зимний период.
  Желательно  иметь  информацию  по  увеличению  электропотребления поселка (сельского поселения) на ближайшие 2-3 года.

Исходя  из  вышеперечисленного,  количество  ДГУ  в  составе  ДЭС  поселка (сельского  поселения)  должно  быть  не  менее  3-х.  В  летний  период,  с  учетом минимума  нагрузки,  а  также  отсутствия  потребителей  1-й  категории,  в  работе будет находиться 1 ДГУ  с нагрузкой не менее 30%. Две другие ДГУ находятся  в резерве. В  зимний период  в параллельном режиме  работают  две ДГУ. Одна ДГУ находится в резерве.


 

diselВарианты размещения ДГУ

В  случае  нормального  состояния  существующего  здания  ДЭС  можно разместить новые ДГУ в нем, на месте старых. При этом потребуются  затраты на демонтаж  существующих  ДГУ,  подготовку  фундамента  и  монтаж  новых  ДГУ.

Альтернативным  вариантом  является  размещение  ДГУ  в  утепленном металлическом контейнере арктического исполнения. При этом ДГУ доставляется на  площадку  строительства  уже  смонтированной  в  контейнере  со  всеми вспомогательными  системами  (отопления  и  освещения,  вентиляции, пожаротушения). В качестве основания для контейнера ДГУ можно использовать отсыпанную  и  спланированную  площадку  с  уложенными  железобетонными плитами.

Модернизация РУ

Вместе  с  заменой  ДГУ  необходимо  предусмотреть  и  модернизацию распределительного устройства ДЭС.

2.3 Целесообразность параллельной работы дизель-генераторных установок

Большинство  ДЭС  поселков  и  сельских  поселений  округа  не  имеют возможности  параллельной  работы  ДГУ.  В  связи  с  этим,  существует  следующая практика работы ДЭС. Для увеличения моторесурса ДГУ на ДЭС устанавливаются несколько  ДГУ  различной  мощности  для  работы  в  летний,  зимний,  и  осеннее-весенний  периоды.  Летом  работают  ДГУ  небольшой  мощности,  зимой  –  более мощные ДГУ.

Для покрытия пиков нагрузки в зимнее время в поселках, где электрическая схема распределительного устройства ДЭС  имеет возможность раздельной работы ДГУ, в работе находится несколько ДГУ. При этом каждая ДГУ работает на своих потребителей (часто с нагрузкой менее 30%). Загрузка ДГУ менее 30% значительно уменьшает моторесурс ДГУ.

Выход  из  строя  мощных  ДГУ,  предназначенных  для  работы  в  зимний период, приводит к дефициту вырабатываемой мощности в поселке.

Отсутствие  возможности  параллельной  работы  ДГУ  также  не  позволяет переходит  с  одной  ДГУ  на  другую  без  отключения  потребителей  и  перерыва  в электроснабжении поселка. Из  вышесказанного  следует,  что  параллельной  работа  ДГУ  целесообразна, т.к. имеет следующие преимущества:
  На  ДЭС  можно  установить  несколько  ДГУ,  одной  мощности,  что позволит  в  первую  очередь  рационально  загрузить  ДГУ  в  зимний  и  летний периоды.


 

des3

 

  Выход  из  строя  одной ДГУ  (при  наличии  такой же  резервной ДГУ)  не приведет к дефициту вырабатываемой мощности ДЭС.
  Переход  с  одной  ДГУ  на  другую  будет  возможен  без  отключения потребителей и перерыва в электроснабжении.
  Установка несколько однотипных ДГУ одной мощности с возможностью параллельной работы упрощает техническое обслуживание ДЭС, т.к. при этом ДГУ имеют  взаимозаменяемые  компоненты  и  унифицированный  ЗИП.  Исчезает необходимость  держать  на  складе  большую  номенклатуру  запасных  частей  и расходных материалов для разных ДГУ.

Однако  следует  отметить  и  ряд  недостатков,  связанных  с  возможностью параллельной  работы  ДГУ.  В  первую  очередь  устройства  синхронизации  и параллельной  работы  усложняют  конструкцию  ДГУ.  Дизель-генераторные установки  с  возможностью  параллельной  работы  требуют  достаточной квалификации  обслуживающего  персонала.

Современные  устройства синхронизации и параллельной работы ДГУ, как правило, не ремонтнопригодны в полевых условиях.

В  связи  с  этим,  при  выборе  ДГУ  с  возможностью  параллельной  работы необходимо  учитывать  условия  эксплуатации  и  режимы  работы  конкретно  для каждого поселка и сельского поселения, в котором ДГУ будет установлена.


 

3. Строительство новых генерирующих мощностей на
природном газе


3.1 Целесообразность строительства газовых электростанций в сельских поселениях

Как  уже  было  отмечено  в  разделе  2  Том.2  концепции  в  поселках  с возможностью газификации целесообразно проводить комплексную модернизацию существующих ДЭС с заменой ДГУ на ГПУ либо микротурбинные установки. Для сравнения  приведем  расчет  затрат  на  1-й  год  эксплуатации  ДГУ  и  ГПУ  фирмы Caterpillar.

Расчет затрат на эксплуатацию ДГУ и ГПУ.

table2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


 

Из  расчетов  видно,  что  капитальные  затрат  и  эксплуатационные  расходы ГПУ  по  стоимости  в  2  раза  выше,  чем  стоимость  капитальных  затрат  и эксплуатационных  расходов  ДГУ.  Однако  преимуществом  газопоршневой установки в первую очередь являются значительно меньшие затраты на топливо. В конечном итоге ДГУ проигрывает ГПУ по  совокупным  годовым  затратам  (на 1-й год эксплуатации) в 3 раза, а по затратам на топливо почти в 11 раз.

3.2 Технико-экономическое сравнение использования газопоршневых и микротурбинных установок.

Плановая замена отслуживших свой срок ДГУ в газифицированных поселках может быть выполнена в двух направлениях: Заменой ДГУ на ГПУ, либо заменой ДГУ на микротурбинные установки. Оба варианта имеют как преимущества, так и недостатки.  В  первую  очередь  это  относится  к  затратам  на  приобретение  и обслуживание ГПУ и микротурбинной установки.

В  качестве  примера  приведены  затраты  на  приобретение  и  обслуживание ГПУ  Caterpillar  и  микротурбины  Capstone.  Данные  для  расчетов  предоставлены поставщиками ГПУ и микротурбинных установок.

Сравнение ГПУ и микротурбинной установки.

table4


catПриведенные выше данные показывают, что при низких годовых затратах на обслуживание  микротурбин  (в  первую  очередь  это  связано  с  использованием воздушных  подшипников,  а  следовательно  с  отсутствием  расходов  на  смазочные материалы)  совокупные  затраты  на  7  лет  эксплуатации  микротурбины приближаются к затратам на обслуживание ГПУ. 

 

Такое  несоответствие  между  годовыми  и  7-летними  затратами  на обслуживание  микротурбины  связано  с  высокой  стоимостью  технического обслуживания через 20000часов эксплуатации микротурбины. Совокупные затраты на приобретение и обслуживание микротурбинной установки превышают  затраты на ГПУ в 1,5-2 раза.

Несмотря  на  высокую  стоимость  микротурбинных  установок,  связанную  в первую  очередь  с  относительно  новой  технологией  (первая  промышленная микротурбина Capstone с воздушными подшипниками была официально продана в 1998г.)  следует  отметить  ряд  технических  преимуществ,  выгодно  отличающих микротурбинные установки от ГПУ:
  низкий уровень выбросов (не превышает 9 PPM);
  использование  воздушных  подшипников  (отсутствует  необходимость  в смазочном масле);
  периодическое  сервисное  обслуживание  не  чаще  1  раз  в  год  (через 8000 часов);
  низкий уровень шума (до 60dBA) и вибраций;
  способность работать  в диапазоне нагрузок от 0 до 100%  без  снижения ресурса;
  потребление широкого спектра топлива;
  относительно небольшие габариты и вес для установок до 200кВт;

В  связи  с  этим,  если  в  настоящее  время  микротурбинные  установки проигрывают  ГПУ  по  стоимости  в  1,5  –  2  раза,  в  будущем,  через  3-5  лет необходимо  уделить  указанной  технологии  особое  внимание  при  выборе источников электроснабжения для плановой  замены отслуживших свой срок ГПУ и ДГУ.


 

4. Развитие энергоисточников на местных видах топлива
(газ, нефть, попутный нефтяной газ)


На  территории  Ненецкого  автономного  округа  расположено  8  участков федерального  значения  с извлекаемыми  запасами углеводородов, достаточными  в том  числе  и  для  обеспечения  потребности  в  исходном  сырье  для  получения дизельного топлива, потребляемого ДЭС и котельными округа. 

Участки недр федерального значения, расположенные на территории НАО.
table2_4_1

В  связи  с  этим,  можно  рассмотреть  вопрос  строительства  мини нефте(газо) перерабатывающего  завода  (МНПЗ)  на  территории  Ненецкого автономного  округа,  с  целью  сокращения  издержек  на  приобретение  и  поставку дизельного топлива при «Северном завозе» т.к:

В  период  «Северного  завоза  2009г.»  в Ненецком  автономном  округе  было доставлено потребителям 12894тн дизельного топлива на сумму 412 896 720 руб.
Средняя  цена  одной  тонны  дизельного  топлива  при  этом  составила  32  022 руб/тн (с учетом транспортной составляющей).
При средней цене одной тонны дизельного топлива в октябре 2009г. равной 15  950  руб/тн  стоимость  транспортной  составляющей  в  «Северном  завозе» составила 16 072 руб/тн или около 50%.

К рассмотрению предлагается 2 варианта:
Вариант 1
  Строительство МНПЗ  на  базе  установки  переработки  нефти  и  газового конденсата  УПНК  производительностью  по  сырью  до  50тыс.тн/год  на  средства федерального бюджета на территории Ненецкого автономного округа.
  Закупка  углеводородного  сырья  у  местных  производителей  (ЗАО «Печорнефтегазпром», ООО «ЕвроСеверНефть», ОАО НК «Лукойл» и т.д.).


 

  Обеспечение потребности округа в дизельном топливе и бензине за счет своего производства.
  Продажа излишков топлива сторонним потребителям.
Вариант 2
  Строительство  одной  из  негосударственных  (государственных) нефтегазовых  компаний  на  территории Ненецкого  автономного  округа МНПЗ  на базе  установки  переработки  нефти  и  газового  конденсата  УПНК производительностью по сырью до 50тыс.тн/год и более.
  Приобретение  дизельного  топлива  непосредственно  у  нефтегазовой компании,  с  целью  сокращения  транспортной  составляющей  (г.Печора-г.Нарьян-Мар, г.Архангельск-г.Нарьян-Мар и т.д.) в стоимости топлива.

Существующий рынок предлагает множество решений по переработке нефти и  газового  конденсата  на  базе  оборудования  отечественных  и  импортных производителей.  В  качестве  примера  приведем  ряд  компаний,  предлагающий услуги по изготовлению, поставке и вводу в эксплуатацию МНПЗ.

Компания  «Гэлакси»  -  мини-нефтеперерабатывающие  установки  (МНПУ) «Вентек» мощностью по сырью до 50 тыс. т/год.

ЗАО «Нефтьспецконструкция»  - установки первичной переработки нефти и  газового  конденсата  (УПНК  5  -  100)  мощностью  по  сырью  от  20  до  100  тыс. т/год.

Компания «Линас»  - установки НПУ-50 и НПУ-150 мощностью по сырью от 50 до 200 тыс. т/год.

ООО  «Реотек»  -  комплексы  производства  дизельного  топлива  (КПД-10…КПД-200) мощностью по сырью до 66 тыс. т/год.

При  этом  выход  готовой  продукции  указанных  выше  установок  в процентном  отношении  в  зависимости  от  характеристики  исходного  сырья составляет:

table2_4_2

 


 

Следует  отметить,  что  практически  все  мини-установки  первичной переработки  нефти  и  газового  конденсата,  предлагаемые  на  рынке,  представляют собой  установки  атмосферной  перегонки  нефти  (установки  разделения  нефти  и газового конденсата на фракции в ректификационной колонне). Срок окупаемости таких  установок  составляет  от  1  до  5  лет.  Сроки  строительства  и  ввода  в эксплуатацию - до 1 года. Стоимость установок без строительно-монтажных работ в  среднем  составляет  от  20  до  200млн.руб  в  ценах  2009г.  в  зависимости  от мощности по сырью.

Однако  5  сентября  2008г.  вступил  в  силу  специальный  технический регламент «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту».

Согласно регламента: «Производство автомобильного бензина и дизельного топлива для автомобильной и иной техники осуществляется в отношении»:

Выпуск в оборот автомобильного бензина:
  класса 2 - до 31 декабря 2010 г; 
  класса 3 - до 31 декабря 2011 г; 
  класса 4 - до 31 декабря 2014 г; 
  класса 5 - срок не ограничен.

Выпуск в оборот дизельного топлива: 
  класса 2 и класса 3 - до 31 декабря 2011 г;
  класса 4 - до 31 декабря 2014 г; 
  класса 5 - срок не ограничен. 

Требования к характеристикам автомобильного бензина.

table2_4_3



 

Чтобы  удовлетворить  требованиям  указанного  выше  регламента, необходимо  ввести  в  технологическую  схему  установки  переработки  нефти  и газового  конденсата  оборудование  для  реализации  процессов  термокрекинга, гидроочистки  и  риформинга,  а  в  дальнейшем  -  процессов  каталитического  и гидрокрекинга, изомеризации и алкилирования, что позволит выходить на уровень качества моторных топлив, соответствующий стандарту Евро-4.

При  этом  стоимость  установки  будет  начинаться  от  нескольких  млрд. рублей. Сроки строительства и ввода в эксплуатацию будут разбиты на несколько стадий  общей  протяженностью  до  5  лет.  Срок  окупаемости  установки  будет составлять 15 лет и более.

Также  приведем  расчет  стоимости  1  тонны  дизельного  топлива  с  учетом затрат на сырье.
Согласно  технических  характеристик  установки  (например  УПНК-50)  из одной  тонны  нефти  /  газового  конденсата  будет  производиться  ориентировочно 400/350кг дизельного топлива.
Соответственно  для  получения  1  тонны  дизельного  топлива  потребуется 2857кг газового конденсата / 2500кг сырой нефти.

table2_4_4

table2_4_5


 

Расчеты  показывают,  что  строительство  нефтегазоперерабатывающего завода  на  базе  установки  переработки  нефти  и  газового  конденсата  по  первому варианту, экономически неэффективно, т.к.:
  Будет существовать зависимость от поставщиков сырья и цен на сырье. 
  Введение технического регламента «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей  и  топочному  мазуту»  делает  МНПЗ  мощностью  до  50  тыс.тн/год нерентабельными. 
  Продукция МНПЗ, укомплектованного только установками атмосферной перегонки нефти не будет удовлетворять требованиям технического регламента, в первую очередь по содержанию серы в топливе.
  Т.к.  помимо  дизельного  топлива  установки  будут  производить  и низкооктановый  бензин,  возникнет  вопрос  его  реализации  для  повышения экономической эффективности работы МНПЗ. 
  Реализация  низкооктанового  бензина,  как  одного  из  продуктов переработки  нефти  /  газового  конденсата,  при  отсутствии  транспортной инфраструктуры  (в первую очередь ж.д. и автомобильных дорог)  затруднительна, т.к. повышается  транспортная  составляющая  в общей  стоимости низкооктанового бензина.

Предпочтительным  является  вариант  закупки  дизельного  топлива непосредственно у «производителя», на территории Ненецкого автономного округа (Вариант 2) при условии, чтобы общая стоимость 1тн дизельного топлива с учетом доставки до конечного потребителя не превысила существующей.

table2_4_6

Кроме того, в настоящее время, согласно публикаций в печати и в Интернет:
«Для  коммерциализации  добываемого  газа  на Кумжинском  месторождении  «СН-Инвест»  (ООО  «ЕвроСеверНефть»)    планирует  построить  трубопровод  от Кумжи до Нарьян-Мара протяженностью в 80 км, и от Нарьян-Мара до поселка Индига на берегу  Баренцева  моря  -  протяженностью  240  км.  В  Индиге  планируется строительство  газохимического  комбината,  который  будет  производить  ежегодно 1,8  млн  тн  метанола  и  1,2  млн  тн  карбамида,  а  также,  возможно,  до  1,5  млн  тн синтетических топлив».


 

5. Целесообразность использования избыточных
генерирующих мощностей предприятий нефтегазового
комплекса для электроснабжения потребителей НАО

atom1Как  уже  было  отмечено  в  разделе  3  Том  1  концепции,  объекты  генерации предприятий  нефтегазовой  сферы  в  основном  сосредоточены  на  территории месторождений  углеводородов.  Месторождения  углеводородов  географически расположены  в  северо-восточной  и  восточной  частях  Ненецкого  автономного округа,  тогда  как  основная  часть  поселков  и  сельских  поселений  располагается  в центральной и западной частях округа.

При проектировании электростанций предприятий нефтегазового комплекса на территории округа, вопросы электроснабжения административных образований округа,  как  правило,  не  рассматриваются,  следовательно  при  расчете  нагрузки электростанций берется только потребление технологических установок и системы жизнеобеспечения промысла, насосного оборудования, вахтового поселка и других потребителей,  участвующих  в  технологическом  процессе  добычи  углеводородов.

Фактическая  нагрузка  существующих  электростанций  составляет  70-80%  от установленной мощности.

Основными  сдерживающими  факторами  использования  генерирующих мощностей  нефтегазового  комплекса  для  электроснабжения  поселков  и  сельских поселений Ненецкого автономного округа являются:
  Территориальная удаленность источников электроснабжения от поселков и  сельских  поселений  (Ближайшее  от  поселков  и  сельских  поселений  округа месторождение нефти – «Мусюшорское» находится в 22км от п.Хорей-Вер).
  Необходимость  строительства  линий  электропередач  протяженностью 50км и более от месторождений углеводородов до поселков и сельских поселений.
  Отсутствие  резерва  установленной  мощности  для  подключения сторонних потребителей к электростанциям нефтегазового комплекса.

По  состоянию  на  декабрь  2009г.,  на  территории  Ненецкого  автономного округа  существует  только  одна  газотурбинная  электростанция,  имеющая  избыток установленной мощности. Это  «Южно-Хыльчуюская» ГТЭС мощностью  125МВт (собственник - ООО «Нарьянмарнефтегаз»).

Теоретически возможно объединить в одну энергосистему ГТЭС г. Нарьян-Мар и «Южно-Хыльчуюскую» ГТЭС, построив линию электропередач «г.Нарьян-Мар  –  «Южное-Хыльчую».  Однако  в  первую  очередь  необходимо  выполнить технико-экономическое  обоснование  (ТЭО)  такого  проекта,  которое  должно доказать  экономическую  целесообразность  строительства,  т.к.  у  предприятий нефтегазовой  сферы  в  настоящее  время  отсутствуют  основания  для  вложения инвестиций  в  строительство  линии  электропередач  «г.Нарьян-Мар  –  «Южное-Хыльчую»  и  строительство  теоретически  возможно  только  на  средства
федерального бюджета.


 

tesВ  конечном  итоге,  при  рассмотрении  вопроса  об  использовании генерирующих мощностей предприятий нефтегазового комплекса и  как следствие –  о  строительстве  линий  электропередач  от  месторождений  углеводородов  до поселков  и  сельских  поселений  округа,  необходимо  в  первую  очередь  делать акцент на «социальную составляющую» таких проектов.

В  частности,  при  решении  вопроса  о  модернизации  энергообеспечения п.Бугрино,  расположенного  на  о.Колгуев,  можно  акцентировать  внимание  на использование  в  качестве  топлива  для  генерирующих  установок  попутного нефтяного газа, добываемого на «Песчаноозерном» нефтяном месторождении. При этом,  в  качестве  одного  из  вариантов  энергоснабжения  п.Бугрино,  возможна следующая схема:
  на  Песчаноозерном  месторождении,  либо  на  территории  берегового резервуарного  парка  монтируется  ГПЭС  с  установленной  мощностью  порядка 1МВт  (3х360кВт),  либо  будут  задействованы  генерирующие  мощности предприятий: ФГУП «Артикморнефтегазразведка» или ЗАО «Арктикнефть»;
  от  месторождения  (берегового  резервуарного  парка)  до  п.Бугрино строится ВЛ-20(35)кВ протяженностью около 60км;
  на  месте  установки  ГПЭС  и  в  п.Бугрино  строятся  две  подстанции 20(35)/10(0,4)кВ;
  эксплуатацией  и  обслуживанием  ГПЭС  (включая  затраты  на  доставку расходных  материалов)  будет  заниматься  персонал,  работающий  на  территории «Песчаноозерного» месторождения (берегового резервуарного парка).

В ходе реализации указанного проекта будут выполнены следующие задачи:
  сокращение объемов «Северного завоза» в п.Бугрино на 12,5млн.руб/год или на 77%;
  использование дополнительных объемов попутного нефтяного газа;
  решение вопроса с эксплуатацией ГПЭС.

Аналогичным образом можно решить вопрос электроснабжения п.Хорей-Вер от  генерирующих  источников  «Мусюшорского»  нефтяного  месторождения (оператор разработки – ООО «Северное Сияние»).

При этом необходимо оценивать возможность надежного энергообеспечения поселков и сельских поселений «операторами разработки» месторождений, а также сроки  действия  лицензий  на  разработку  месторождений  и  дальнейшие  планы «операторов разработки». В частности, лицензия на разработку «Песчаноозерного» месторождения заканчивается у ФГУП «Артикморнефтегазразведка» в 2019г., ЗАО «Арктикнефть» - в 2016г. ООО «Северное Сияние» имеет лицензию на разработку «Мусюшорского» месторождения до 2025г.

 


 

6. Использование возобновляемых источников энергии

 

6_1В  настоящее  время  ведущие  европейские  и  другие  страны  начинают постепенно  отказываться  от  традиционных  источников  энергии  и  переходить  на альтернативные  и  возобновляемые.  К  возобновляемым  источникам  относят энергию  ветра,  энергию  движения  воды  (в  т.ч.  морских  приливов),  солнечную энергию, тепловую энергию земных недр и энергию биомассы.

В  связи  с  этим  целесообразно  оценить  потенциал  возобновляемых источников энергии Ненецкого автономного округа. 
 

Солнечная  энергия. 

Этот  вид  возобновляемой  энергии  активно используется  не  только  в  южных  регионах,  но  и  в  областях,  аналогичных климатическому региону НАО. Например, в Канаде, включая северные ее районы, где  тепловые  и  электрические  солнечные  элементы  вырабатывают  около  5%  от суммарного потребления энергии.

Для  преобразования  энергии  солнца  в  электрическую  используются установки,  которые  успешно  применялись  в  автономных  системах электроснабжения космических станций.

В состав систем входят солнечные модули (преобразователи энергии солнца в электрическую), вырабатывающие постоянный ток, аккумуляторы электрической энергии и инверторы для преобразования постоянного напряжения аккумуляторов в  напряжение  промышленной  частоты.  Для  систем  водоподготовки  и  отопления используются  металлические  солнечные  коллекторы  и  водяные  либо  каменные теплоаккумуляторы,  позволяющие  использовать  накопленную  за  теплый  период энергию  в  холодное  время  года.  Следует  отметить,  что  подобные  системы,  как правило,  находятся  в  индивидуальном  использовании  домовладельцев, интегрированы  в  высокоэффективные  в  плане  энергопотребления  здания  и мощность таких систем не превышает 10-20 кВт.

Однако  эффективное  использование  солнечной  энергии  в  Ненецком автономном округе маловероятно, т.к. количество солнечных дней в году в округе не превышает 100.Часто наблюдаются туманы  - от 64 до 100 дней на побережье и от  37  до  72  дней  в  глубине  территории.  Полярная  ночь  длится  на  территории округа 21 сутки.


 

6_4

Энергия воды

Современная  гидроэнергетика  является  одним  из  наиболее  экономичных  и экологически  безопасных  способов  получения  электроэнергии.  Небольшие  ГЭС позволяют  сохранить  природный  ландшафт  и  окружающую  среду  не  только  на этапе эксплуатации, но и в процессе строительства. При эксплуатации малых ГЭС отсутствует  отрицательное  влияние  на  качество  воды:  она  не  теряет первоначальных  природных  свойств  и  может  использоваться  для  водоснабжения населения.  В  реках  сохраняется  рыба.  В  отличие  от  других  экологически безопасных альтернативных источников электроэнергии (таких, как солнце, ветер) малая  гидроэнергетика  практически  не  зависит  от  погодных  условий  и  способна обеспечить  устойчивую  подачу  дешевой  электроэнергии  потребителю  в  любое время года.

Существующие  ГЭС  подразделяются  на  стационарные  и  мобильные. Мобильными  называют  передвижные  станции  небольшой  мощности  (5-10  кВт), они могут быть  выполнены  в погружном  виде или  в контейнерном исполнении  с трубами  в  качестве  напорной  деривации.  Стационарные  малые  ГЭС  бывают приплотинного  типа  («Миалтинская»  МГЭС  в  Дагестане)  и  бесплотинные  с трубопроводом напорной деривации.

К достоинствам малых ГЭС следует отнести:
  сравнительно низкую стоимость производства электроэнергии;
  возможность гибкого регулирования мощности станции;
  экологическую чистоту производства.

Ненецкий  автономный  округ  относится  к  регионам  с  низким  техническим гидропотенциалом  рек.  Основной  водной  артерией  округа  является  р.Печора. Следует  принять  во  внимание  факт,  что  вдоль  реки  нет  развитых  электрических сетей,  и  транспортировка  энергии  в  случае  строительства  ГЭС  вызовет определенные затруднения.

Еще  одним  примером  использования  энергии  воды  являются  приливные электростанции  (ПЭС).  Устье  реки  перекрывается  плотиной  с  установленными гидроагрегатами, работающими в режимах генератора и насоса, перекачивающего воду  в  водохранилище  для  последующего  использования  в  отсутствие  приливов.


 

6_2Такие электростанции действуют во Франции, Канаде, Южной Корее.

ПЭС «Ля Ранс», построенная в устье р.Ранс (Франция), имеет одну из самых больших  плотин  для  приливных  электростанций,  ее  длина  составляет  800м,  а  по плотине проходит высокоскоростная трасса. Мощность станции равна 240 МВт.

В  России  с  1968г.  действует  экспериментальная  ПЭС  в  Кислой  Губе  на
побережье Баренцева моря. На 2009г. ее мощность составляет 1,7 МВт.

ОАО  «РусГидро»  ведет  разработку  проекта  «Мезенской» ПЭС мощностью до 11,4 ГВт и годовой выработкой электроэнергии до 38 млрд. кВт*ч. Размещение ПЭС в Мезенском  заливе связано с высотой прилива в нем до 10 м. Планируется строительство  ЛЭП  «Восток-Запад»  для  снабжения  европейских  стран экологически чистой электроэнергией.

В  Великобритании  действует  подводный  парк  установок,  не  требующих сооружения  плотины  и  использующих  силу  подводных  морских  течений  при приливах-отливах,  подобно  ветроустановкам.  Единичная  мощность  агрегата достигает 300 кВт, пропеллер установки имеет диаметр 11 м.

Общим  недостатком  гидроэнергетики  являются  высокие  капитальные затраты  на  сооружение  гидроэлектростанций.  К  строительству  ГЭС  нужно подходить  после  тщательного  анализа  потенциала  гидроресурсов,  потребления  и возможности  передачи  электроэнергии.  В  отсутствие  крупных  потребителей рентабельность данного вида энергии стоит под вопросом.

На  территории  Ненецкого  автономного  округа  использование  энергии приливов  связано  со  строительством  электростанций  на  побережье  Баренцева  и Печорского  морей.  Однако  отсутствие  электрических  сетей,  связывающих территорию  округа  с  энергосистемой,  а  также  отсутствие  крупных  поселений  на побережье  Баренцева  и  Печорского  морей  делает  перспективу  строительства приливных электростанций в округе достаточно далекой.


 

6_3Возможной  перспективой  использования  энергии  воды  косвенно  будет являться  строительство  линии  электропередач,  которая  свяжет  п.Мезень (Архангельская обл.) с западной частью округа (с.Шойна, с.Несь, с.Ома). При этом
будет  задействована  часть  мощности  «Мезенской»  ПЭС.  Однако  фактические сроки  строительства  «Мезенской»  ПЭС  пока  не  определены.  Согласно «Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2020г.», в 2020г. установленная мощность «Мезенской» ПЭС должна составлять 700МВт.

Петрогеотермальная  энергия. 

Считается,  что  одним  из  перспективных направлений  развития  возобновляемой  энергетики  является  использование  тепла петрогеотермальных источников, заключенных в твердых горячих породах земных недр. В России на  глубине 10 км массивы  с  температурой 250°С распространены практически  повсеместно.  Ненецкий  автономный  округ  относится  к  одному  из регионов с достаточно большим потенциалом петрогеотермальной энергии.

Извлечение  этой  энергии  достигается  путем  установки  на  глубину  4-6км котлов  –  испарителей  или  теплообменников  для  получения  из  нагнетаемой  в скважину воды соответственно перегретого пара и  горячей воды. К достоинствам данного источника следует отнести:
  Неисчерпаемость  –  энергетический  потенциал  пород  лимитируется  лишь техническими возможностями бурения скважины.
  Безотходность – подобные системы являются экологически чистыми.

К недостаткам подобных систем относятся:
  Низкий  температурный  потенциал  энергоносителя  –  на  экономически целесообразной  глубине  теплоотбора  4-6  км  температура  пород  составляет 80-90°С, лишь в некоторых аномальных зонах температура на такой глубине равна 150-250°С.
  Невозможность складирования энергоносителя.
  Большая  удаленность  источника  от  потребителя  -   экономически целесообразно строить тепловые сети длиной не более 10-15 км.
  Отсутствие промышленного опыта  – на  сегодняшний день построено  всего несколько  опытных  петрогеотермальных  станций  во  Франции,  США, России.
  Стоимость скважины, пробуренной по традиционным технологиям, является весьма  значительной,  и  это  делает  петрогеотермальные  электростанции невыгодными в строительстве.

С  уверенностью  можно  сказать,  что  петрогеотермальные  системы  с совершенствованием  технологий  глубинного  бурения  в  будущем  получат значительное  развитие,  но  на  данном  этапе  они  нерентабельны  из-за  высоких затрат на сооружение и содержание скважин.


 

6_5Энергия  биомассы. 

Данный  вид  энергии  получают  в  процессе  реакций разложения органических энергоносителей и получения  горючих  газов. Топливом в  основном  являются  энергоносители  растительного  происхождения.  Наиболее предпочтительным является газификация твердого топлива и получение метанола и этанола с последующим использованием их в качестве топлива для ДВС, турбин и котельных.  Однако  на  территории  Ненецкого  автономного  округа  отсутствует  в необходимом  объеме  энергоносители  растительного  происхождения  (исключая месторождения  углеводородов),  что  является  препятствующим  фактором использования данного источника энергии.

Энергия  ветра.

Наиболее  предпочтительным  является  использование  на территории  Ненецкого  автономного  округа  энергии  ветра.  Оценка  ветрового потенциала округа, а также целесообразность использования различных вариантов ветроустановок  на  территории  округа  подробно  рассмотрены  в  разделе  7  Том  2 концепции.

Почитайте про буровые работы на Abissinskii-kolodets.ru, про абиссинские колодцы в разной геологии.

Светлое будущее

News image

Большую поддержку CSP получили от международной группы учёных и инженеров, называемой «Trans-Mediter...

Инструмент энергетической политики

News image

Государство может установить льготные энергетические тарифы для отдельных предприятий, продукция кот...