Ключевые проблемы перевода ДЭС на альтернативные виды топлива

Оригинальная статья / Original article УДК 620.98

DOI: http://dx.doi.org/10.21285/1814-3520-2019-2-335-345

Ключевые проблемы перевода дизельных электростанций на альтернативные виды топлива

© А.Д. Соколов*, С.Ю. Музычук**, Е.Р. Абдулина***

***Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН, г. Иркутск, Россия

***Иркутский национальный исследовательский технический университет, г. Иркутск, Россия

Резюме: Цель статьи - выявить ключевые проблемы перевода действующих дизельных электростанций на другие, менее затратные по вложениям и более доступные виды топлива. Для обеспечения изолированных удаленных районов Крайнего Севера электроэнергией используются дизельные электростанции, для которых традиционным является дизельное топливо. Его доставляют издалека в эти районы, что требует высоких материальных вложений, цена производимой на нем электроэнергии колеблется от 10 до 20 руб./кВт*ч. В связи с освоением мест добычи полезных ископаемых (таких как нефть и природный газ) в районах Крайнего Севера России целесообразно переводить местные дизельные электростанции на альтернативные виды топлива. В исследованиях использованы официальные статистические данные и методы сравнительного анализа. Дана характеристика современного состояния действующих дизельных электростанций, приведены примеры перевода на альтернативные виды топлива: природный газ, нефть, мазут. Показано, что дизель не является основным топливом для электростанций. Представлены основные проблемы перевода дизельных электростанций на другие виды топлива. Одним из путей реализации энергосберегающей политики предлагается постепенный перевод действующих дизельных электростанций на альтернативные виды топлива (экономически и технически более выгодные в тех или иных условиях) удаленных территорий Крайнего Севера.

Ключевые слова: дизельная электростанция, дизельное топливо, нефть, природный газ, мазут, альтернативные виды топлива

Благодарности: Статья подготовлена при финансовой поддержке Проекта № 0349-2016-0018, № государственной регистрации АААА-А17-117030310435-0.

Информация о статье: Дата поступления 21 декабря 2018 г.; дата принятия к печати 12 марта 2019 г.; дата онлайн-размещения 30 апреля 2019 г.

Для цитирования: Соколов А.Д., Абдулина Е.Р. Ключевые проблемы перевода дизельных электростанций на альтернативные виды топлива. Вестник Иркутского государственного технического университета. 2019. Т.23. №2. С. 335-345. DOI: 10.21285/1814-3520-2019-2-335-345.

Major problems of diesel power plant switch to alternative types of fuel

Alexandr D. Sokolov, Svetlana Yu. Muzychuk, Elena R. Abdulina

Melentiev Energy Systems Institute SB RAS, Irkutsk, Russia Irkutsk National Research Technical University, Irkutsk, Russia

Abstract: The purpose of the article is to reveal the major problems of existing diesel power plant conversion to other types of fuel, which are less costly and more affordable. Diesel power plants traditionally operating on diesel fuel are used to provide electric energy for isolated remote areas of the Far North. Diesel fuel is brought to these areas from afar and is quite expensive, the price of electricity produced by diesel power plants ranges from 10 to 20 rubles/kWh. In connection with the development of oil and natural gas fields in the Far North of Russia, it is advisable to switch local diesel power plants to alternative types of fuels. The study uses official statistics and comparative analysis methods. The current state of the existing diesel power plants is described and the examples of diesel power plant conversion to alternative fuels such as natural gas, oil, fuel oil are given. It is shown that diesel is not the main fuel for power plants. The main problems of diesel power plant switch to other types of fuel are presented. One of the ways to implement the energy-saving policy is the gradual transfer of existing diesel power plants to alternative fuels, which are economically and technically more feasible in certain conditions of the remote territories of the Far North.

Keywords: diesel power station, diesel fuel, oil, natural gas, fuel oil, alternative types of fuel

Information about the article: Received December 21, 2018; accepted for publication March 12, 2019; available online April 30, 2019.

For citation: Sokolov A.D., Muzychuk S.Yu., Abdulina E.R. Major problems of diesel power plant switch to alternative types of fuel. Vestnik Irkutskogo gosudarstvennogo tehnicheskogo universiteta = Proceedings of Irkutsk State Technical University. 2019, vol. 23, pp. 335-345. (In Russ.) DOI: 10.21285/1814-3520-2019-2-335-345.

Введение

Автономные электростанции на разных видах топлива используют в качестве резервного, аварийного или стационарного источника электропитания. Для удаленных районов с небольшим энергопотреблением использование стандартных централизованных источников тепла и электроэнергии крайне затратно из-за большой протяженности линий передач и связанных с этим больших потерь энергии. Более того, потребность в обеспечении их энергией является временной, так как в ряде случаев это вахтовые поселки, месторождения, небольшие сельские населенные пункты (в которых практически нет молодого населения) и т.д. [1-3]. После завершения эксплуатации объектов инфраструктура передачи энергии не будет востребована. Поэтому одной из основных задач для компаний, использующих дизельные электростанции (ДЭС) для выработки электроэнергии является поиск оптимальных вариантов энергоснабжения с использованием альтернативных видов топлива. В первую очередь эта проблема особенно актуальна для отдаленных районов Крайнего Севера, где ДЭС - это единственный источник электроэнергии в связи с отсутствием централизованных сетей. Дизельное топливо само по себе дорогой нефтепродукт и транспортные затраты значительно увеличивают его стоимость для

северных потребителей, где имеются сложности с доставкой (так называемый «северный завоз»).

Расширение разработки месторождений нефти и природного газа в районах Крайнего Севера позволяет рассматривать варианты перевода существующих энергоисточников на альтернативные виды топлива (нефть, мазут, сжиженный природный газ (СПГ), пропан-бутан, газовый конденсат или проведение линий электропередач к изолированным от энергосистемы районам). Как правило, основой для выбора варианта перевода энергоисточника на альтернативное топливо является оценка его стоимости, с учетом возможных маршрутов доставки, наличия ресурсов у производителей, специализированной инфраструктуры для каждого вида топлива. Также при выборе альтернативного топлива учитывают инвестиции на модернизацию, расширение, реконструкцию существующих ДЭС и строительство недостающих коммуникаций, хранилищ и т.д.

В настоящее время большинство изготовителей и поставщиков оборудования ДЭС могут предложить варианты по переводу существующих электростанций на другие виды топлива, при этом коэффициент полезного действия остается на таком же высоком уровне, как и при использовании дизельного топлива [4-8].

Перевод дизельной электростанции на альтернативные виды топлива

По своим техническим характеристикам ДЭС могут быть переведены на другие виды топлива, однако это требует их модернизации и, соответственно, значительных инвестиций.

Перевод действующей ДЭС на природный газ. Природный газ представляет собой смесь различных веществ, но ос-

новная часть природного газа - это метан -от 70 до 98%, также могут входить этан, метан, бутан и другие газы, не являющиеся углеводородами (сероводород, диоксид углерода и др.). Качество и состав природного газа зависят от места добычи.

Преимущества природного газа перед дизельным топливом [9]:

- улучшение экологических показателей (сокращение выбросов в среднем до 20%, в уходящих газах нет вредных примесей или их количество минимально);

- высокая удельная теплота сгорания;

- легкость воспламенения;

- снижение затрат на топливо (минимальные затраты на добычу, транспортировку и подготовку газа к сжиганию);

- минимальная потребность в смазочном масле или ее отсутствие;

- увеличение срока службы оборудования;

- сокращение издержек на обслуживание и ремонт оборудования;

- полное сгорание - не остается золы и шлака.

Среди двигателей внутреннего сгорания, использующих газообразное топливо, можно выделить 3 группы:

1. Дизельные двигатели, переведенные на частичное сжигание газа. Это так называемые двухтопливные дизели (ДД). Количество потребляемого жидкого топлива в них может меняться от 100% до 10-15% в процессе эксплуатации. Остальная часть топлива - природный газ, который смешивается с воздухом на входе в двигатель. При этом воспламенение топливной смеси может происходить либо самостоятельно (от повышения температуры), либо от постороннего источника воспламенения.

2. Газопоршневые двигатели (ГПД), в которых основным топливом является газ, а небольшая доля жидкого топлива (от англ. «pilot fuel» - пилотное топливо) впрыскивается для инициации воспламенения газовоздушной смеси либо в цилиндр, либо (значительно чаще) в специальную форка-меру. Воспламенение «pilot fuel» может происходить также двумя способами, упомянутыми выше.

3. Чисто газовые ГПД, работающие только на газовом топливе и не использующие «pilot fuel». Отличаются пониженной степенью сжатия и в большинстве случаев меньшей экономичностью. Источник воспламенения - свеча.

Одной из особенностей ДД является повышенная потребность в смазочном

масле, по сравнению с альтернативными источниками энергии - газовыми и паровыми турбинами, у которых удельный расход смазочного масла на порядок ниже. Проблема смазки для ГПД и ДД превращается не только в техническую, но и в экономическую проблему, т.к. в стоимостном выражении расход масла составляет существенную долю в общих эксплуатационных затратах. Что касается требований к физико-техническим свойствам смазочных масел, то для различных типов ДД эти требования не являются специфическими; выбор типа масла диктуется, главным образом, текущей температурой окружающей среды. Зарубежные фирмы - производители оборудования - подходят к выбору смазочных масел более строго, по сравнению с российскими производителями, и предписывают применение только указанных для каждого конкретного двигателя сортов, что существенно увеличивает стоимость эксплуатации энергетической установки.

При переводе существующей дизельной установки на частичное сжигание газа получим двухтопливный режим, где газ будет являться основным топливом, а дизельное топливо - как запальное для зажигания газовоздушной смеси внутри камеры сгорания; аварийное - для работы двигателя при прекращении подачи газообразного топлива; резервное.

После модернизации установка будет способна работать как в двухтопливном (газ и дизельное топливо) режиме, так и в однотопливном режиме (дизельное топливо) без снижения основных параметров. Переход на однотопливный режим может быть произведен в любой момент работы установки без снижения мощностных показателей и сброса нагрузки генератором. Переход на двухтопливный режим также возможен в любой момент при условии, что нагрузка на двигатель составляет не менее 20% от номинальной.

При модернизации необходимо учесть, чтобы характеристики и рабочие параметры двигателя оставались аналогичны оригинальным (построечным), в этом случае ограничения по максимально допусти-

мым параметрам будут соответствовать требованиям завода-изготовителя и не будут превышать параметров для однотоп-ливного режима.

Эксплуатация в двухтопливном режиме происходит в автоматическом режиме электронной системой управления. Данная система является автономной, но при более глубокой модернизации может быть интегрирована в автоматизированную систему управления технологическим процессом электростанции. Процессы по запуску/остановке, синхронизации и ввода/снятия нагрузки осуществляются в однотопливном режиме и не отличаются от процессов до модернизации.

Многоточечная система подачи газа является более безопасной и надежной по отношению к системе подачи газа во впускной коллектор, т.к. турбонагнетатель, охладитель наддувочного воздуха и впускной коллектор не заполнены газом, что соответствует работе в однотопливном режиме. Также данное решение более экологически чистое, т.к. отсутствует выброс газа при продувке цилиндров и переходных процессах.

Величина запального дизельного топлива может составлять не менее 20% и при работе на газе мощность дизельного генератора сократится до 80% от номинальной.

В газообразном виде природный газ транспортируется по газопроводам, что в свою очередь влечет потери природного газа при транспортировке [10, с. 68]. Соответствующее увеличение затрат от потерь должно учитываться при определении перспективного расхода топлива.

Модернизация сохраняет срок службы компонентов установки и график проведения технического обслуживания и капитального ремонта в соответствии с требованиями завода-изготовителя. Для модернизации энергоисточника может быть востребовано различное технологическое оборудование, которое определяется при обосновании конкретного инвестиционного проекта. Инвестиции в модернизацию существующей ДЭС на природный газ будут состоять из затрат на проектно-изыскатель-ские работы, стоимости технологического

оборудования и доставки его к объекту, пуско-наладочные работы, строительство распределительных газопроводов.

Принципиально технология сжигания газа не отличается от технологии сжигания дизельного топлива. Поэтому структура затрат, кроме топливной составляющей, серьезно не изменится. Затраты на оплату труда и условно-постоянные затраты останутся как при сжигании дизельного топлива.

Для облегчения и уменьшения стоимости транспортировки на дальние расстояния природный газ может быть конденсирован в жидкость сжиженного природного газа (СПГ) путем понижения его температуры до -160°С при нормальном атмосферном давлении. Объем природного газа уменьшается при этом в 600 раз [10, с. 174]. При существующем снижении стоимости процессов сжижения, хранения и последующей регазификации СПГ, применение процедуры сжижения делает все более экономически выгодным эксплуатацию газовых месторождений, удаленных от мест потребления [10, с. 164].

При условии перевода действующей ДЭС на СПГ должно быть предусмотрено централизованное хранение топлива, его подготовка (регазификация) и доставка по трубопроводам до энергообъектов, что ведет к увеличению инвестиций на строительство хранилищ СПГ.

Кроме преимуществ существуют и проблемы перевода ДЭС на природный газ, к ним относится:

- потребность в обучении и переподготовке кадров, работающих на ДЭС;

- необходимость одновременного использования двух видов топлива (природный газ и дизельное топливо, расход которого составляет около 10-15%);

- возможная незначительная потеря мощности;

- необходимость значительных инвестиций при отсутствии газовой инфраструктуры;

- высокая степень пожароопасности топлива;

- увеличение затрат на эксплуатацию при необходимости использования смазочного масла.

Перевод действующей дизельной электростанции на сырую нефть.

Определение понятия «нефть» весьма широко и включает как первичные (неочищенные), так вторичные (очищенные) продукты. Сырая нефть - первичный нефтепродукт, считается наиболее важной нефтяной субстанцией, из которой производятся различные нефтепродукты. Она является сложной смесью жидких углеводородов - химических соединений, содержащих водород и углерод [10, с. 71].

Добываемая сырая нефть представляет собой смесь нефти, воды, твердых загрязнений и растворенных газов (метана, этана, пропана, бутана и пентанов) . В первую очередь из смеси нефти и воды удаляют все газы. Если требуется нефть с определенными показателями, которые отличаются от используемой сырой нефти, то необходима очистка нефти и дополнительные инвестиции. На очистных установках из нефти удаляют твердые загрязнения и прочие нежелательные примеси, воду, соли. Сера также может оказаться нежелательной примесью, влияющей на процессы переработки нефти и ее качество, концентрация серы в сырой нефти может варьироваться от 0,05% до 5% и более в некоторых сортах нефти [10, с. 171].

Различные сорта сырой нефти значительно различаются, их характеристики могут меняться в широких пределах. С экономической точки зрения наиболее важными характеристиками нефти являются удельный вес и сернистость, поскольку они определяют цену сырой нефти [10, с. 171].

Так как сырая нефть может быть любой степени качества (в широком диапазоне), то система подачи топлива должна проектироваться для каждого конкретного случая. Для сырой нефти существует много показателей качества, для которых задается предел каждого проекта - это предел для электростанций и индивидуальные пределы для двигателей. Если один или более параметр топлива приближен к предельному значению, такое топливо может оказывать негативное влияние на работу и жизненный цикл комплектующих. Все это вле-

чет дополнительные инвестиции на оборудование системы очистки сырой нефти перед использованием.

Для перевода ДЭС с дизельного топлива на нефть может понадобиться определенное технологическое оборудование, например, модуль подготовки нефти (МПН), емкость суточного запаса нефти, блок переключения топлива, азотная станция, трубопроводы для сырой нефти и др.

МПН необходим для очистки нефти от натрия, от механических примесей и воды, для поддержания температуры и давления нефти на заданных параметрах, для подачи нефти к дизель-генераторной установке (дгу).

При модернизации ДЭС, с переводом с дизельного топлива на сырую нефть, необходимо предусматривать хранение сырой нефти или рассматривать существующие резервуары, используемые для дизельного топлива, либо, в случае нехватки, строить новые хранилища. Также необходимо предусмотреть водяные подогреватели в резервуарах для нагрева нефти до необходимой вязкости.

Инвестиции в модернизацию существующей ДЭС на сырую нефть будут состоять из затрат на проектно-изыскательские работы, стоимости оборудования и доставки его к объекту, пуско-наладочные работы. Также будут включать в себя затраты на реконструкцию системы топливных трубопроводов.

Принципиально технология сжигания нефти не отличается от технологии сжигания дизельного топлива. Поэтому структура затрат, кроме топливной составляющей, серьезно не изменится. Увеличатся затраты на обслуживание основного оборудования, насосного оснащения, топливного хозяйства. Для учета этого закладывается рост на 10% фонда оплаты труда с начислениями и рост на 10% условно-постоянных затрат.

При переводе ДЭС на использование нефти возрастут расходы топлива на собственные нужды (разогрев цистерн для слива нефти, разгрузке, подогрев нефти в топливных резервуарах). Также возможны потери небольшого количества нефти при

транспортировке и распределении, т.к. они включают множество операций по перегрузке и хранению. Соответствующее увеличение от затрат на собственные нужды и на потери должно учитываться при определении перспективного расхода топлива.

Ключевые проблемы перевода ДЭС на сырую нефть:

- ограниченные размеры зданий ДЭС приведут к необходимости установки дополнительного оборудования вне здания, что повлечет за собой снижение надежности энергокомплекса;

- двухступенчатая система подогрева нефти приведет к увеличению собственных нужд станции на 5-8%;

- газовая коррозия металлов может привести к частым остановкам энергокомплекса, ведущим к увеличению затрат на эксплуатацию и ремонт;

- выбросы вредных веществ;

- высокая степень пожароопасности топлива;

- увеличение условно-постоянных затраты до 10%;

- увеличение фонда оплаты труда до 10%.

Перевод существующих ДЭС на сырую нефть может быть эффективен за счет снижения топливной составляющей в текущих затратах.

Перевод действующей дизельной электростанции на мазут. Мазут представляет собой смесь углеводородов, нефтяных смол, асфальтенов, карбенов, карбоидов и органических соединений [11]. Мазут - продукт вторичной переработки нефти - включает все виды топочного и флотского (котельного) мазутов, в том числе полученных компаундированием. Кинематическая вязкость превышает 1-10-5 м2/с при 80°С. Температура вспышки всегда выше 50°С, а плотность превышает 0,9 кг/дм3 [10, с. 187].

Мазут является одним из самых дешевых видов нефтепродуктов. Его цена у производителей зачастую ниже цены нефти, из которой его получают. Однако необходимо отметить, что по качеству и энергетической ценности мазут уступает и

нефти, и дизельному топливу - ниже калорийность, более высокое содержание серы и парафинов. Ключевая проблема его использования - высокая температура застывания, что требует для его транспортировки обогреваемых автоцистерн и обогреваемых речных танкеров, а также утепленных с подогревом резервуаров для хранения.

Мазут используется в энергоустановках для производства электроэнергии и тепла. Объемы потребления мазута для выработки электроэнергии за последние 30 лет значительно снизились в связи с ужесточением экологических требований [10, с. 173].

Для того чтобы технологическое оборудование стационарной электростанции находилось в рабочем состоянии и можно было максимально снизить его износ, необходимо использовать высококачественное топливо. При использовании мазута образуется зола, которая увеличивает скорость коррозии оборудования, забивает форсунки, требует периодической остановки для чистки оборудования электростанций. Кроме того, входящая в состав мазута сера и ее соединения увеличивают скорость коррозии оборудования. Такое топливо сокращает практически в два раза интервалы между техническим обслуживанием и продолжительностью срока службы деталей.

В связи с этим, при переводе действующих станций на мазут необходимо соблюдать те параметры качества топлива, которые рекомендует производитель технологического оборудования. Эти рекомендованные значения представляют собой пределы для электростанций и индивидуальные пределы для двигателей. Если какой-либо параметр мазута приближен к предельному значению, то это может оказать негативное влияние на работу и жизненный цикл технологического оборудования.

Топливо не должно содержать примесей или химических отходов, так как это подвергает опасности используемое оборудование, а также негативно сказывается на производительности двигателя, более того, это может причинить вред персоналу или увеличить количество вредных выбросов в атмосферу, и повлечет дополнительные за-

траты на его очистку перед использованием.

Сам вариант перевода ДЭС на использование мазута по всем основным решениям аналогичен варианту перевода на нефть. Различие заключается в увеличении собственных нужд теплоисточников, так как температура разогрева и хранения мазута боле высокая, чем у нефти. Также возрастут условно-постоянные расходы, связанные с обслуживанием оборудования.

Для обеспечения работы дизель-генераторной установки на мазуте необходимо модернизировать существующую установку, для этого может потребоваться дополнительное оборудование и его монтаж, а также техобслуживание действующего оборудования. На существующих ДГУ необходимо сделать техническое обслуживание и дополнительно смонтировать теплоизоляцию, обогрев топливных трасс, защитных экранов, осуществить монтаж трубопроводов и дистанционно управляемых клапанов подачи и возврата топлива для перехода на тяжелое или дизельное топливо и обратно, монтаж системы охлаждения топливной аппаратуры, также установить гаситель импульсов давления топлива и дополнительный циркуляционный топливный насос, а также приобрести станцию топли-воподготовки, сепарационные модули для очистки мазута, сепарационные модули для очистки смазочного масла.

На месте слива мазута из автоцистерн покрытие территории площадки должно быть выполнено из материалов, обеспечивающих максимально эффективный сбор проливов мазута специальными средствами и защиту почв и подпочвенных

грунтовых вод от загрязнения мазутом. Для сбора разлитого мазута на территории ДЭС должен быть предусмотрен запас сорбента в количестве, достаточном для ликвидации последствий максимально возможного пролива мазута.

Инвестиции в модернизацию существующей ДЭС на мазут будут состоять из затрат на проектно-изыскательские работы, стоимости оборудования и доставки его к объекту, пуско-наладочные работы, и дополнительно будут включать в себя замену горелок, организацию приема и хранения топлива, реконструкцию системы топливных трубопроводов.

Принципиально технология сжигания мазута не отличается от технологии сжигания дизельного топлива. Поэтому структура затрат, кроме топливной составляющей, серьезно не изменится. Увеличатся затраты на обслуживание основного оборудования, насосного оснащения, топливного хозяйства. Для учета этого необходимо закладывать рост на 15% фонда оплаты труда с начислениями и рост на 20% условно-постоянных затрат.

При переводе ДЭС на использование мазута возрастут расходы тепловой энергии и топлива на собственные нужды (подогрев мазута при хранении, подогрев топлива в емкостях и перед подачей). Соответствующее увеличение должно учитываться при определении перспективного расхода топлива.

Перевод существующих ДЭС на мазут (при всех минусах) может быть экономически эффективен за счет снижения топливной составляющей в текущих затратах.

Оценка эффективности перевода существующих дизельных электростанций на альтернативные виды топлива

Для оценки эффективности перевода существующих ДЭС на альтернативные виды топлива используются принятые в

Российской Федерации «Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов»1, что обязательно с

Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов: утв. Минэкономики РФ, Минфином РФ, Госстроем РФ от 21.06.1999 № ВК 477 / Methodical recommendations for investment project effectiveness estimation. Approved by the Ministry of Economics of the Russian Federation, the Ministry of Finance of the Russian Federation, State Committee for Construction of the Russian Federation of 21 June 1999. No. VK 477.

учетом специфики отрасли и внутренних методик определения эффективности инвестирования, принятых в этих отраслях.

Под инвестиционным проектом понимается план вложений экономических, производственных и прочих ресурсов с целью получения доходов [12], а также для решения иных задач, к примеру, инфраструктурных, как в случае с переводом ДЭС на другие виды топлива.

Для определения эффективности реализации проектов по переводу ДЭС на альтернативные виды топлива можно применить систему показателей [13, 14]:

- чистый дисконтированный доход

NPV;

- срок окупаемости инвестиций;

- внутренняя норма доходности IRR;

- высвобождение оборотного капитала от разницы использования между базовым и альтернативным видами топлива;

- состояние текущего счета на конец расчетного периода.

Для выбора более подходящего варианта все виды топлива сравнивают с существующим (базовым вариантом) - дизельным топливом.

Для сравнения проектов по базовому варианту и варианту перевода ДЭС на альтернативное топливо необходимо определить размеры инвестиций и текущие расходы для каждого варианта.

Текущие расходы включают в себя затраты на используемое топливо и энер-

гию, амортизационные отчисления и прочие эксплуатационные расходы, в том числе: оплата труда, отчисления на социальные нужды и обязательное страхование, общепроизводственные расходы (без амортизации), плата за загрязнение окружающей среды, непредвиденные расходы.

Для определения влияния на проект тех или иных факторов может быть проведен анализ чувствительности, который определяет уровень влияния расчетных показателей инвестиционного проекта на достигнутые результаты. С помощью такого анализа определяют критические границы изменения расчетных показателей проекта, в частности - как повлияет рост стоимости топлива на эффективность проекта. При этом, чем выше диапазон расчетных показателей, в котором показатель эффективности проекта находится в пределах приемлемых значений, тем выше уровень прочности инвестиционного проекта и ниже влияние на него различных внешних факторов: увеличение цены топлива, увеличение стоимости оборудования для модернизации и переоснащения ДЭС и т.д.

Характеристикой эффективности того или иного проекта может стать себестоимость электроэнергии, производимой на ДЭС при использовании альтернативного вида топлива. В таблице приведен пример расчета перевода ДЭС на нефть, мазут и газ (сетевой и СПГ).

Показатели Базовый вариант Нефть Мазут Газ

Сетевой СПГ

Себестоимость электроэнергии, руб./кВт-ч 15 11 13 10 12

Чистая приведенная стоимость (NPV), млн руб. 350 80 420 260

Внутренняя норма доходности (IRR), % 80 24 90 61

Индекс прибыльности 6,5 1,1 6,9 4,4

Срок окупаемости простой, год 2,3 5,2 2,1 2,7

Дисконтированный срок окупаемости, год 2,5 6,9 2,3 3,0

Капитальные вложения, млн руб. 70 80 60 60

Примечание. Источник - расчеты авторов.

Перевод дизельной электростанции на альтернативные виды топлива

В соответствии с выполненными расчетами, наиболее эффективным при прочих равных условиях (по совокупности показате-

лей) является перевод ДЭС на сетевой газ, а наименее эффективным - перевод на мазут.

Заключение

В последнее время удорожание дизельного топлива повлекло необходимость перевода действующих ДЭС на альтернативные, более дешевые виды топлива.

При рассмотрении вариантов перевода действующих ДЭС на такие виды топлива как природный газ, СПГ, нефть и мазут можно выделить основные проблемы перевода:

- потребуется обучение и переподготовка кадров, работающих на ДЭС;

- необходимы значительные инвестиции в модернизацию действующего оборудования и инфраструктуры ДЭС;

- высокая пожароопасность используемого топлива;

- увеличение затрат на эксплуатацию и ремонты оборудования ДЭС;

- при использовании жидкого топлива (нефть, мазут) увеличиваются затраты на собственные нужды для подогрева выбранного вида топлива; потребуется дополнительное оснащение специальными системами очистки и топливоподготовки.

Преимущество перевода на альтернативный вид топлива действующих ДЭС -это значительное снижение затрат на топливо и возможность использования освободившегося оборотного капитала для дальнейшей модернизации ДЭС или реализации

выбранного проекта.

Технически более простым из предложенных вариантов перевода ДЭС на альтернативные виды топлива является перевод на природный газ. В этом варианте требуется меньше инвестиций в модернизацию, не требуются дополнительная очистка топлива, дополнительные затраты тепла на собственные нужды, сокращаются издержки на эксплуатацию и ремонт оборудования ДЭС, также использование этого вида топлива ведет к улучшению экологических показателей по сравнению с дизельным топливом, сырой нефтью и мазутом.

Варианты перевода ДЭС на сырую нефть и мазут более сложны в техническом исполнении, требуют дополнительного оборудования и предъявляют повышенные требования к качеству используемого топлива, что влечет за собой рост инвестиций на модернизацию и увеличение затрат на эксплуатацию ДЭС.

Таким образом, для выбора оптимального варианта перевода ДЭС на альтернативные виды топлива необходимо применять методику сравнительной эффективности, основанную на разнице денежных потоков базового и альтернативного вариантов.

Библиографический список

1. Иванова И.Ю., Тугузова Т.Ф., Попов С.П., Петров H.A. Малая энергетика Севера: проблемы и пути развития. Новосибирск: Наука, 2002. 188 с.

2. Иванова И.Ю., Тугузова Т.Ф., Попов С.П. Развитие малой энергетики на северо-востоке России: проблемы, эффективность, приоритеты // Малая энергетика: материалы Междунар. науч.-практ. конф. (г. Москва, 21-24 ноября 2006 г.). Москва, 2006. 370 с.

3. Беляев Л.С., Лагерев А.В., Посекалин В.В. Энергетика XXI века: условия развития, технологии, прогнозы. Новосибирск: Наука, 2004. 386 с.

4. Залманов Л.Р., Крышина Т.М. Перевод дизельных электростанций на газ [Электронный ресурс] // Интернет-журнал «Энергетик». 2014. № 1.

URLhttpV/www.energetik.energy-joumals.nj/in-dex.php/EN/article/view/10 (дата обращения 14.12.2018).

5. Мамедова М.Д. Работа дизеля на сжиженном газе. М.: Машиностроение, 1980. 149 с.

6. Столяров С.П. Использование нефти в качестве топлива для дизель-генераторов, работающих в условиях нефтепромыслов / С.П. Столяров, В.В. Гав-рилов, В.Ю. Мащенко // Вестник Государственного университета морского и речного флота имени адмирала С.О. Макарова. 2018. Т. 10. № 4. С. 783-792. DOI: 10.21821/2309-5180-2018-10-4-783-792.

7. Wärtsilä - мировой лидер в технологии нефтяных дизель-генераторов [Электронный ресурс]. URL:

https://www.wartsila.com/docs/default-source/local-files/russia/power-plants/станции-на-сырой-нефти. pdf?sfvrsn=a3f86444_2 (дата обращения: 14.12.2018).

8. Капралов Д. А. Мини-ТЭС на сырой нефти в Красноярском крае [Электронный ресурс] // Специализированный информационно-технический журнал «Турбины и дизели». 2009. Январь-февраль. С. 2-5. URL: http://www.turbine-diesel.ru/rus/node/373 (дата обращения: 09.11.2018).

9. Курс «Основы современной энергетики» [Электронный ресурс] // Корпоративный университет «Ев-роСибЭнерго». URL: https://university.ie.corp/

10. Руководство по энергетической статистике. Франция: Международное энергетическое агентство, Организация экономического сотрудничества и развития при содействии Статистического бюро Европей-

ских сообществ (Евростат), 2007, 192 с. [Электронный ресурс]. URL:http://www.gks.ru/metod/ManualRus-sian_web.pdf (дата обращения: 26.11.2018).

11. Липантьев Р.Е., Турбалина В.П. Влияние элементного состава нефти различных месторождений на эксплуатационные свойства мазута // Научно-технический и производственный журнал Известия высших учебных заведений. Проблемы энергетики. 2012. № 9-10. С. 52-56.

12. Корчагин Ю.А. Инвестиции и инвестиционный процесс [Электронный ресурс]. URL: http://www.lerc.ru/?part=articles&art=4&page=24 (дата обращения: 09.11.2018).

13. Санеев Б.Г., Соколов А.Д., Агафонов Г.В. Методы и модели разработки региональных энергетических программ. Новосибирск: Наука, 2003. 140 с.

14. Санеева Б.Г. Региональные энергетические программы. Новосибирск: Наука, 1995. 246 с.

References

1. Ivanova I.Yu., Tuguzova T.F., Popov S.P., Petrov N.A. Malaya energetika Severa: problemy i puti razvitiya [Small-scale power generation of the North: problems and development directions]. Novosibirsk: Nauka Publ., 2002, 188 p. (In Russ.).

2. Ivanova I.Yu., Tuguzova T.F., Popov S.P. Razvitie maloj energetiki na severo-vostoke Rossii: problemy, effektivnost', prioritety [Development of small-scale power generation in the north-east of Russia: problems, efficiency, priorities]. Materialy Mezhdunarodnoj nauchno-prakticheskoj konferencii "Malaya energetika" [Proceedings of International scientific and practical conference "Small-scale power generation", Moscow, 21-24 November 2006]. Moscow, 2006, 370 p. (In Russ.).

3. Belyaev L.S., Lagerev A.V., Posekalin V.V. Energetika XXI veka: usloviya razvitiya, tekhnologii, prognozy [Energy sector of the XXI century: development conditions, technologies, forecasts]. Novosibirsk: Nauka Publ., 2004, 386 p. (In Russ.).

4. Zalmanov L.R., Kryshina T.M. Perevod dizel'nyh el-ektrostancij na gaz [Diesel power plant conversion to gas] // Internet-journal Energetik. 2014. No. 1. URL: http://www.energetik.energy-journals.ru/in-dex.php/EN/article/view/10 (available at: 14 December 2018).

5. Mamedova M.D. Rabota dizelya na szhizhennom gaze [Liquefied gas-fired diesel]. Moscow: Mashi-nostroenie Publ., 1980, 149 p. (In Russ.).

6. Stolyarov S.P., Gavrilov V.V., Mashchenko V.Yu.. The use of fuel oil for diesel-generator working in oil fields. Vestnik Gosudarstvennogo universiteta morskogo i rech-nogo flota imeni admirala S.O. Makarova 10.4 (2018): Pp. 783-792. DOI: 10.21821/2309-5180-2018-10-4-783792.

7. Wartsila - mirovoj lider v tekhnologii neftyanyh dizel'-generatorov [Wartsila - a world leader in the technology of petroleum diesel generators]. URL: https://www.wart-sila.com/docs/default-source/local-files/russia/power-plants/stancii-na-syroj-nefti.pdf?sfvrsn=a3f86444_2

(available at: 14 December 2018).

8. Kapralov D.A. Mini-TES na syroj nefti v Krasnoyar-skom krae [Crude oil-fired mini-power plants in the Krasnoyarsk Territory] // Specializirovannyj informacionno-tekhnicheskij zhurnal «Turbiny i dizeli» [Specialized information and technical publications "Turbines and Diesels"]. 2009. January- February, pp. 2-5. URL: http://www.turbine-diesel.ru/rus/node/373 (available at: 9 November 2018).

9. Kurs "Osnovy sovremennoj energetiki" [Course on Fundamentals of Modern Power Engineering] // Korpora-tivnyj universitet «EvroSibEnergo» [Corporate University EuroSibEnergo]. URL: https://university.ie.corp/

10. Rukovodstvo po energeticheskoj statistike. Franciya: Mezhdunarodnoe energe-ticheskoe agentstvo, Organi-zaciya ekonomicheskogo sotrudnichestva i razvitiya pri sodejstvii Statisticheskogo byuro Evropejskih soob-shchestv (Evrostat) [Guidance on energy sector statistics. France: International Energy Agency, Organization for Economic Cooperation and Development with the assistance of the Statistical Office of the European Communities (Eurostat)]. URL: http:, 2007, 192 p. URL: http://www.gks.ru/metod/ManualRussian_web.pdf (available at: 26 November 2018).

11. Lipantiev R.E., Tutubalina V.P. Vliyaniye element-nogo sostava nefti razlichnykh mestorozhdeniy na ek-spluatatsionnyye svoystva mazuta [The influence of the elemental composition of oil from various fields on the performance properties of fuel oil]. Scientific, technical and production journal of higher education institutions. Energyproblems. 2012. No. 9-10. Pp. 52-56 (In Russ.).

12. Korchagin Yu.A. Investiciiiinvesticionnyjprocess [Investments and an investment process]. URL: http://www.lerc.ru/?part=articles&art=4&page=24 (available at: 9 November 2018).

13. Saneev B.G., Sokolov A.D., Agafonov G.V. Metody i modeli razrabotki regional'nyh energeticheskih pro-

gramm programm [Methods and models for regional energy program development]. Novosibirsk: Nauka Publ., 2003, 140 p. (In Russ.).

14. Saneeva B.G. Regiona'nye energeticheskie pro-grammy [Regional energy programs]. Novosibirsk: Nauka Publ., 1995, 246 р. (In Russ.).

Критерии авторства

Соколов А.Д., Музычук С.Ю., Абдулина Е.Р. заявляют о равном участии в получении и оформлении научных результатов, и в равной мере несут ответственность за плагиат.

Конфликт интересов

Авторы заявляют об отсутствии конфликта интересов.

СВЕДЕНИЯ ОБ АВТОРАХ Соколов Александр Даниилович,

доктор технических наук,

главный научный сотрудник,

Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева

СО РАН,

664033, ул. Лермонтова, 130, Россия; e-mail: sokolov@isem.irk.ru

Музычук Светлана Юрьевна,

кандидат экономических наук,

ведущий научный сотрудник,

Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева

СО РАН,

664033, ул. Лермонтова, 130, Россия; e-mail: muz@isem.irk.ru

Абдулина Елена Равильевна,

аспирант,

Иркутский национальный исследовательский технический университет, 664074, ул. Лермонтова, 83, г. Иркутск, Россия; e-mail: abdulinaelena@mail.ru

Authorship criteria

Sokolov A.D., Muzychuk S.Yu., Abdulina E.R. declare equal participation in obtaining and formalization of scientific results and bear equal responsibility for plagiarism.

Conflict of interests

The authors declare that there is no conflict of interests regarding the publication of this article.

INFORMATION ABOUT THE AUTHORS Alexander D. Sokolov,

Dr. Sci. (Eng.),

Chief Researcher at the Melentiev Energy Systems Institute SB RAS, 130 Lermontov St., Irkutsk 664033, Russia; e-mail: sokolov@isem.irk.ru

Svetlana Yu. Muzychuk,

Cand. Sci. (Economics),

Leading Researcher at the Melentiev Energy

Systems Institute SB RAS,

130 Lermontov St., Irkutsk 664033, Russia;

e-mail: muz@isem.irk.ru

Elena R. Abdulina,

Postgraduate student,

Irkutsk National Research Technical University, 83, Lermontov St., Irkutsk, 664074, Russia; e-mail: abdulinaelena@mail.ru