Указом Президента России №204 «О национальных целях и стратегических задачах развития Российской Федерации на период до 2024 года» [1] в качестве одной из целей определено гарантированное обеспечение потребителей доступной электроэнергией, в том числе за счёт развития локальных энергосистем и распределённой генерации на основе возобновляемых источников энергии (ВИЭ) и собственных видов топлива, в первую очередь в удалённых и изолированных энергорайонах [2]. Достижению поставленной цели также уделено внимание в различных федеральных документах перспективного развития, в том числе в «Энергетической стратегии России…» [3].

В настоящее время основную часть децентрализованного электроснабжения составляют территории Севера и Востока России, которые характеризуются крайне неравномерным распределением топливно-энергетических ресурсов. На рис. 1 показаны зоны электроснабжения России от объединённых энергосистем, существующие локальные энергоузлы, а также объекты распределённой генерации [4].

Проблема снабжения электрической энергией удалённых потребителей, расположенных на труднодоступных территориях, затрагивает также и некоторые районы Сибири, одним из которых является центральная экономическая зона Байкальской природной территории, находящаяся на стыке Иркутской области и республики Бурятии. Данная территория имеет особый статус, закреплённый на международном уровне. Байкальский регион — это перспективная площадка для развития бизнеса и туризма. К 2036 году перед регионами поставлена задача: увеличить общий туристско-экскурсионный поток на Байкал до пяти миллионов человек в год и реализовать 300 туристических площадок [5].

В настоящий момент в Байкальском регионе имеется значительное количество перспективных для развития потребителей, не имеющих централизованного электроснабжения, что обусловлено их удалённостью от единой энергосистемы, сложным ландшафтом и экологическими требованиями по сохранению природного наследия [6].

Развитие рынка электроэнергетики, повышение стоимости электроэнергии для потребителей, появление механизмов поддержки отдельных технологий на основе ВИЭ и собственных энергоресурсов с каждым годом создаёт дополнительные стимулы для появления объектов собственной генерации. В связи с этим при планировании и реализации таких объектов возникает задача выбора наиболее рациональной структуры генерирующих мощностей.

Предлагается модель оценки вариантов электроснабжения изолированных потребителей на базе ВИЭ, местных видов топлива и накопителей энергии.

Этап 1. Формирование исходных данных об объекте перспективного развития. На данном этапе проводится формирование перечня существующих и перспективных потребителей электрической энергии и видов энергетических ресурсов, которые могут быть использованы для производства электрической энергии. Источниками информации о перспективных электрических нагрузках являются региональные энергетические программы, стратегические схемы территориального планирования, инвестиционные паспорта районов, проекты объектов аналогов [7–9]. При оценке потенциала энергоресурсов могут быть использованы карты полезных ископаемых, климатические справочники с данными о многолетних измерениях скорости ветра, уровнях солнечной радиации, облачности, материалы водного кадастра, различные программные продукты [10, 11].

В результате анализа исходных данных формируется ситуационный план перспективного развития, а также сезонные суточные графики электропотребления объекта, альтернативные варианты технологий производства энергии.

Этап 2. Формирование альтернативных вариантов структуры генерирующих мощностей объекта перспективного развития. На данном этапе формируются альтернативные варианты с различным соотношением установленных мощностей выбранных технологий производства и накопления электрической энергии при покрытии сезонных графиков электрических нагрузок объекта перспективного развития (рис. 2) [9].


Рис. 2. Суточный почасовой график нагрузки и выработки энергии структурой генерирующих мощностей, состоящей из традиционных технологий, ВИЭ и накопителей электроэнергии

Определение режима работы технологий производства электрической энергии в составе структуры генерирующих мощностей на основе местных видов топлива, возобновляемых источников и накопителей энергии в момент времени t сводится к решению систем уравнений:

Pманёвр(t) = Pнагр(t) — Pген(t) — PАКБ(t);

Pманёвр = maxt87=160[Pманёвр(t)];

Pген(t) = PВИЭ(t) + Pбаз(t);

Pизб(t) = Pген(t) — Pнагр(t), если Pген(t) > Pнагр(t);

Pнед(t) = Pнагр(t) — Pген(t), если Pген(t) < Pнагр(t), (1)

где Pманёвр(t), Pнагр(t), Pген(t), PВИЭ(t) и Pбаз(t) — соответственно, уровни мощности, манёвренного источника энергии, нагрузки объекта, маломанёвренной Pген(t) части структуры генерирующих мощностей, состоящей из технологий с низкой манёвренностью Pбаз(t) и технологии со стохастическим характером генерации ВИЭ PВИЭ(t) в момент времени t, кВт; Pманёвр(t) — установленная мощность манёвренного источника энергии, кВт; PАКБ(t) — мощность энергосистемы, развиваемая за счёт аккумуляторных батарей (АКБ) в момент времени t, кВт; Pизб(t) и Pнед(t) — соответственно, уровни избытка и недостатка мощности в момент времени t, кВт.

Работа накопителей энергии:

САКБ(t) = САКБ(t-1) + Pизб(t) [условие заряда];

САКБ(t) = САКБ(t-1) — Pнед(t) [условие разряда];

Если САКБ(t-1) + Pизб(t) > САКБmax, то САКБ(t) = САКБmax;

Если САКБ(t-1) — Pнед(t) < 0, то САКБ(t) = 0, (2)

где САКБ(t), САКБ(t-1) и САКБmax — ёмкости аккумуляторных батарей, соответственно, в момент времени t, t-1 и максимальная, кВт·ч.

Этап 3. Технико-экономическая оценка сформированных вариантов энергетической системы. В качестве оценочного критерия в модели предлагается использовать нормированную стоимость электроэнергии (Levelized Cost of Energy, LCOE) при её производстве энергосистемой [12–14]:

где Iq — инвестиции, осуществлённые в году q, руб.; OMq — затраты на эксплуатацию, амортизационные отчисления в год q, руб.; Fq — расходы на топливо в году q, руб.; Eq — производство электроэнергии в году q, кВт·ч; r — ставка дисконтирования; n — расчётный срок, n = 25 лет;

где addk — норма амортизации для k-й электростанции, %; ark — ежегодные отчисления на обслуживание и ремонт для k-й электростанции, %; Iqk — капитальные вложения в k-ю электростанцию, руб.; εoc — коэффициент увеличения издержек в q-й год.

Значение addk для различных типов станций определяется как величина, обратная сроку эксплуатации. Величина ar для солнечных электростанций (СЭС) может быть принята на уровне 3%, для ветровых и тепловых электростанций — 5% [14].

Для дизельных электростанций (ДЭС) затраты на техническое обслуживание определяются по формуле [14]:

где Сm — затраты на техническое обслуживание дизель-генераторной установки, руб/ч. Годовой расход на топливо для ДЭС определяют как [14]:

Fq = Bkecc(1 + εf)q-1, (6)

где B — годовой расход условного топлива на производство электроэнергии, т.у.т.; ke — калорийный эквивалент натурального топлива, о.е.; cc — стоимость топлива с учётом доставки, руб/т; εf — коэффициент увеличения стоимости топлива в q-й год.

Апробация предложенной модели оценки вариантов электроснабжения изолированных потребителей на примере одного из перспективных туристических объектов, расположенного на Байкальской природной территории.

Этап 1. В качестве территории перспективного развития туристической отрасли в работе рассматривается бухта озера Байкал, находящаяся у места впадения реки Давша. На данном участке в 1947 году была сформирована центральная усадьба Баргузинского заповедника, где присутствовали такие виды деятельности, как разведение северных оленей, охота и рыболовство. В настоящее время посёлок Давша расформирован в связи с трудностями развития и поддержания инфраструктуры, а на месте посёлка действует полевая база «Заповедное Подлеморье». Достопримечательностями посёлка Давша являются музей природы Баргузинского заповедника, а также действующий термальный источник, на котором расположена оздоровительная база, включающая в себя шесть жилых построек для размещения туристов, баню и административное здание. Исходя из режима работы туристической базы, был сформирован перечень электрических нагрузок и сезонные суточные графики изменения электропотребления (рис. 3).


Рис. 3. Формирование электрических нагрузок посёлка Давша (а — сезонные суточные графики нагрузок; б — перечень электрических нагрузок и динамика изменения электропотребления)

Этап 2. В качестве источников электрической энергии была выбрана СЭС совместно с накопителями энергии. Резервным источником питания выступает дизельная электростанция. На основании формул (1) и (2) при помощи MS Excel было выполнено моделирование покрытия сезонных графиков электрических нагрузок (рис. 3), результаты которого представлены на рис. 4 в виде характерных сезонных недельных графиков работы структуры генерирующих мощностей системы «СЭС — ДЭС — АКБ».


Рис. 4. Характерные сезонные недельные графики работы структуры генерирующих мощностей изолированного потребителя на базе системы «СЭС — ДЭС — АКБ» (а — зимний период, б — весенний период, в — летний период)

В качестве примера рассмотрена система с установленными мощностями: СЭС — 15 кВт, ДЭС — 20 кВт. Используемая ёмкость накопителей энергии — 10 кВт·ч. Уровень прихода солнечной радиации, а также характеристики работы ДЭС были определены при помощи методик, представленных в [9, 11, 14].

Этап 3. При помощи модели покрытия графиков электрических нагрузок был сформирован перечень альтернативных вариантов с различными соотношениями установленных мощностей энергоисточников, входящих в структуру генерирующих мощностей изолированного потребителя. Используя формулы (3)-(6), была проведена экономическая оценка альтернатив. В табл. 1 представлены наиболее перспективные варианты.

При анализе альтернатив на основании табл. 1 были сделаны выводы:

  • с позиции минимизации затрат на электроснабжение без применения АКБ целесообразным является вариант №4, а с применением АКБ — вариант №22;
  • с точки зрения максимизации доли «чистой» энергии без применения АКБ целесообразным является вариант №8, а с применением АКБ — вариант №21.

Итоговым решением (табл. 1), исходя из поставленной задачи сравнительной оценки по экономическому критерию в рамках данной работы, является вариант №22: СЭС — 15 кВт, ДЭС — 20 кВт, АКБ — 5 кВт·ч. Доля «чистой» энергии составит 18,99%. Уровень невостребованной энергии при использовании данного варианта составляет 742 кВт·ч/год при суммарном энергопотреблении 78549 кВт·ч/год.

Выводы

Результатами данной работы являются:

  • анализ проблемы электроснабжения изолированных потребителей территории России, при этом обозначены перспективы применения энергокомплексов на базе местных видов топлива, возобновляемых источников и накопителей энергии;
  • предложена модель технико-экономической оценки альтернативных вариантов структуры генерирующих мощностей автономного потребителя электроэнергии;
  • проведена апробация предложенной модели на примере изолированного потребителя электрической энергии, расположенного на Байкальской природной территории, перспективной для развития туристической инфраструктуры.

На основании полученных результатов можно сделать вывод о том, что предложенная модель технико-экономической оценки имеет широкую перспективу применения и будет дополнена в дальнейшем исследовании включением таких модулей, как модуль многокритериальной оценки по экологическому и социальному критериям и модуль оценки использования невостребованной энергии для преобразования в тепловую с дальнейшим использованием в качестве отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха.