автореферат диссертации по энергетике, 05.14.01, диссертация на тему:Оптимизация формирования и совершенствование энергоснабжения нефтегазодобычи (на примере Тюменского нефтегазового комплекса)

РГО ол

О П 1»>.'1 'гу-ч

- Г.'-'« '• РОССИЙСКАЯ АКАДЕМИЯ НАУК СИБИРСКОЕ ОТДЕЛЕНИЕ СИБИРСКИЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ

На превах рукописи УДК 622.276:621.311

ШПИЛЕВОЙ Виталий Алексеевич

ОПТИМИЗАЦИЯ ФОРМИРОВАНИЯ И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ

( на примере Тюменскою нефтегазового комплекса |

Специальность 05.14.01 • энергетические системы и комплексы

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора текнических наук

Иркутск, 1993г.

Работа выполнена в Тюменском индустриальном институте

Официальные оппоненты : доктор технических наук, профессор Меньшов Б.Г. доктор технических наук. Санеев Б.Г.

доктор технических наук, профессор Хрипев Л.С.

Ведущее предприятие : Государственный научно-исследовательски! и Проектный институт нефтяной и газовой -промышленности (Гипротюменнефтегаз):

: Защито состоится" ^О' ^^ ¿к_ 19$~т

в_часов- но заседании специализированного совета Д002.30.01

при Сибирском ' энергетическом институте СО РАН по адресу 664033, Иркутск, улЛермонтова, 130 СЭИ СО РАН.

С диссертацией можно ознакомится в библиотеке СЭИ СО РАН

Ученый секретарь специализированного совета, к.т.н. ~~ А.М.Тришечкин

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ.

Актуальность проблемы. Задачи повышения эффективности использования и экономии топливно-энергетических и сырьевых ресурсов с новой остротой подчеркивает одобренная Правительством Российской Федерации ( сентябрь 1992 г. ) "Концепция энергетической политики России в новых экономических условиях" и принятое решение незамедлительной разработки Государственной комплексной топливно-энергетической программы РФ но период до 2010 года "Энергетическая стратегия России". Создавшиеся сложны« обстоятельства в топливно-энергетическом комплекс^ и наступивший энергетический кризис во многом практически определяются обьемоми снижения добычи нефти, снижением прироста добычи газа и целым рядом нереализованных возможностей и допущенных просчетов в развитии нефтяной и газовой промышленности. Состояние крупномасштабных проблем нефтегазовой отрасли в значительной мере связано с повышением эффективности функционирования энергоснабжения нефтегазодобычи, требующих обстоятельных научных решений в сфере оптимизации его формирования и совершенствования.

Широкие возможности взаимозаменяемости коночных энергоносителей в последние годы выдвигают задачу переосмысления традиционно сложившихся принципов и подходов обеспечения высокого уровня и масштабов электрификации технологических процессов нефтегазодобычи и переход к научному анализу и исследованию эффективности альтернативных систем энергоснабжении на базе расширения прямого использования топлива (газа). Актуальность этих задач определяется не только практикой энергоснабжения зарубежной нефтегазодобычи, но и продолжающимся сжиганием в факелах на нефтяных- месторождениях огромных объемов неутилизируемой части попутного нефтяного газа (ПНГ), который можно использовать на энергетические нужды. Только по Тюменскому нефтегазовому комплексу (ТНГК) годовые объемы сжигаемого в факелах ПНГ эквивалентны выработка на тепловых электростанциях 26-28 млрд.кВтч электроэнергии, что составляет около 40% потребностей всего комплекса в электроэнергии, а вредные выбросы достигают 7 млн.т.

Разработка альтернативных систем энергоснабжения нефтегазодобычи путем увелечения доли прямого использования топлива (газа), включая энергетическую утилизацию ПНГ, находится в тесной взаимосвязи с целым комплексом технологических,

экономических, энергетических, экологических и надежностных проблем и требует проведения больших исследований и решения сложных научных и технических задач, ■ которые до настоящего времени оставались не изученными.

Цель работы заключается в . повышении эффективности энергоснабжения нефтегазодобычи путем оптимизации формирования и совершенствования на базе научных и методологических основ разработки, применения и оценки средств и способов расширения объемов энергетической утилизации (прямого использования) добываемой продукции (попутного нефтяного и природного газа).

Основные задачи исследований Неполнота решения проблем оптимизации формирования и совершенствования энергоснабжения й энергопотребителя нефтегазодобычи поставили задачи расширения научных исследований с целью повышения эффективности энергоснабжения нефтегазодобычи путем использования возможностей и способов увелечения прямой энергетической утилизации газа и , связанных с этой задачей ряда проблем :

1 Дальнейшее развитие и применение методов системного анализо для повышения эффективности энергоснабжения нефтегазодобычи.

2 Разработка структур организации энергоснабжения нефтегазодобычи путем усиления роли прямого использования газа.

3 Энергетическое решение экологических проблем утилизации ПНГ в нефтедобыче. •

4 Разработка методов оценки эффективности прогрессивны) направлений по совершенствованию энергоснабжени« нефтегазодобычи.

5 Совершенствование взаимосвязанных технико-экономических энергетических, экологических и надежностных задач энергоснабжени) нефтегазодобычи при увеличении объемов прямого использовани! газа в энергопотреблении нефтегазодобычи.

6 Разработка методов и способов управления и опгимизацт энергоснабжения нефтегазодобычи. •

Научная новизна исследований состоит в том, что на основ* системного подхода выявлены приоритетные направлени! формирования энергоснабжения нефтегазодобычи путем усилони! прямого использования газа в энергетических установках, а такж< установление необходимости взаимосвязи технико-экономичлских энергетических, экологических и надежностных факторов в оппшилацж

юрмировация и совершенствовании структуры энергопотребления и нергоснабжения нефтегазодобычи.

С учетом выработки единого подхода к решению задачи овышения эффективности и объемов энергетической утилизации и граничения экологического действия сжигаемого газа на окружающую реду выдвинута и развита концепция многокритериальной оценки ффективности средств и способов организации систем нергоснабжения нефтегазодобычи; в работе доказоно, что остаточная информационная обеспеченность позволяет произвести омплексную оценку различных систем энергоснабжения 1ефтегазодобычи с целью их оптимизации. ,

Практическая ценность выполненной работы состот в том, что недрение результатов исследований решает проблемы повышения ффективности энергоснабжения на базе использования сырьевых >есурсов (газа) нефтегазового комплекса путем усиления прямой нергетической утилизации в организационно-технических, ехнико-экономических, энергетических, экологических и надежностных 1спектах. На основании исследований разработаны направления труктурной организации энергоснабжения нефтегазодобычи на базе 1втономного и смешанного энергоснабжения от энергетических становок (газотурбинных электростанций и газотурбинных двигателей) :иловых объектов нефтедобычи.

За комплекс работ по созданию и внедрению в народное озяйство семейства автоматизированных установок на . базе тиационных двигателей коллективу с участием автора присуждена 1ремия Совета Министров СССР в 1983 году.

Результаты работы и рекомендации получили практическое 1СПОльзование при модернизации систем электроснабжения газовых десторождений северных районов Тюменской области. Приняты к |роектной разработке предложенные системы энергоснабжения новых тефтяных месторождений. Разработанные структуры организации энергоснабжения нефтяных месторождений с учетом подтверждаемой (ффективности по разработанной экономико-математической модели и факторной энерго-экологической и надежностной оценке (ффективности лолучаг применение при модернизации энергоснабжения действующих нефтяных месторождений.

Апробация работы. Основные положения и результаты ;иссертационной работы были представлены и обсуждены: на Зональной НТК по комплексной программе Минвуза РСФСР "Неф|ь и

о

газ Западной Сибири" ( Тюмень, 1983 г.); Межвузовской конференции "Экономические проблемы рационального использования сырьевых к топливно-энергетических ресурсов в нефтяной промышленности" (Уфа 1984 г.); Всесоюзной НТК "Нефть и газ Западной Сибири. Проблемь добычи и транспорта" {Тюмень, 1985г.); Всесоюзных семинарах пс проблеме "Методические вопросы исследования надежности большю систем энергетики по теме "Анализ надежности систем • энергетик» Западно-Сибирского нефтегазового комплекса и пути ее повышения' ¡Тюмень, 1985 г.), по теме "Развитие производительных сил Сибири \ задачи НТГГ, секция "Энергетики Сибири" (Иркутск, 1990г.), по теме "Методические особенности исследования и обеспечения надежности систем энергетики в новых хозяйственных условиях" (Уфа, 1990 г.), пс теме "Анализ надежности систем энергоснабжения потребителей ! экстремальных условиях на примере Западно-Сибирскогс нефтегазового комплекса и пути ее повышения" (Иркутск, 1991 г.), пс тема "Методические вопросы надежности (включая живучесть автономных, аварийных и специальных систем энергетики (Санкт-Петербург, 1993 г.); Региональной конференции "Проблем( энергосбережения, экологии и надежн' сти энергообеслечени Тюменского ТЭК" (Тюмень, 1990г.); Научно-техническом совещант "Энергетическая политика Российской Федерации и Республики Сах< (Якутия) в новых экономических условиях" (Якутск, 1992г.), а такж! других совещаниях и конференциях в Москве, Баку, Грозном Ставрополе, Ивано-Франковске.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 30 работ, том числе 3 монографии. Список публикаций приведен в конц! автореферата.

Структура и объем роботы. Диссертация состоит из введена • трех разделов, включающих семь глав; выводов; списка литературы приложений. Общий обьем диссертации составляет 358 стр., включа 297 стр. основного текста, 46 графиков и табличного материала, также 29 стр. списка литературы из 244 наименований и припожени на 32 стр.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ.

Во введении обоснована постановка темы диссертант показана актуальность проблемы, сформулированы задачи и цеп исследований, приведены основные положения научной работы

Разпец I (из двух глав) отражает результаты анализа и основные пробемлы существующего энергоснабжения нвфтега:ового комплекса и нефтегазодобычи.

В главе 1 изложены предпосылки и особенности формирования И состояния базы энергоснабжения нефтегазового комплекса и нефтегазодобычи.

В основу формирования базы энергоснабжения ТНГК была заложена концепция максимального использования электроэнергии в основных и инфраструктурных системах. Наличие больших ресурсов природного и попутного нефтяного газа обусловили целесообразность (на период принятия решений) создания в ТНГК крупны^ ТЭС на газе с получением электроэнергии в масштабах, значительно превышающих внутренние потребносги комплекса. Избыток электроэнергии намечалось передавать в энергосистемы Урала и европейской чисти страны. Сегодня уже трудно сказать насколько серьезно рассматривались альтернативные варианты энергоснабжения нового региона. Но можно с уверенностью утверждать, что но принятое решение оказало влияние существование концепции ведущей роли электрификации и повсеместного централизованного

электроснабжения. К тому времени вопросы экономичности и эффект! иности альтернативных конечных энергоносителей в отечественной практике еще не получили широкого признания.

Вместе с тем известно, что электроэнержя, как конечный энергоноситель, в 2-5 раз дороже по сравнению с другими конечными энергоносителями, а удельные показатели экономической эффективности электрификации в промышленности несколько ниже, чем в среднем по народному хозяйству, и наибольших значений достигают в сфере услуг и быта.

Тенденцию высокой доли электроэнергии в конечных энергоносителях в нефтяной и газовой промышленности предусматривалось сохранить и в перспективный период.

Показатели добычи нефти и газа, а также структуры потребления топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) и энергоемкости в системе добычи и трубопроводного транспорта нефти и газа в ТНГК, полученные и рассчитанные по данным топливно-энергетических балансов (ТЭБ), приведены соответсвенно в табл.1 и 2.

Уровни потребления ТЭР и энергоемкости в системах производства промышленной продукции в добыча и трубопроводном транспорте нефти и газа характереауют пишь их состояние в соответствующем периоде, исходя из имевших место технически*, технологических, временных и организационных факторов освобния

месторождений. В качестве сравнительных ипи оценочных показателей для характеристики качественного уровня энергопотребления и энергоемкости они не могут быть использованы. Это подтверждается и резко различающейся количественной и качественной характеристикой динамики энергоемкости товарной добычи углеводородов ряда капиталистических стран. Главный интерес представляет количественная характеристика составляющих общей энергоемкости нефтегазодобывающих отраслей (газоемкость, электроемкость, нефтеемкость).

Таблица I

Добыча нефти и газа ТНГК

1980 г 1985 г 1990г

Наименование отросли

нефтяная и неф гяноя и нофтяноя газовая нгфтямоя и

газовая тазовая юэпипя

Нефть (включая

газовый

конденсат)

млн.т 307,9 361,1 358,8 2,3 365,3

млн. т у.т. 404,2 516,3 513,0 3,3 522,4

Газ (включая

попутный)

млрд.мЗ 160,0 380,8 25,0 355,8 5/4.2

млн.т у.т. 186,4 435,3 33,2 402,1 660,3

Сравнительный анализ структуры энергоемкости системы добычи нефти и природного газа с учетом или без учета их трубопроводного транспорта в целом по стране и отдельно по ТНГК со структурой энергоемкости товарной добычи углеводородов развитых каптпалистических стран показывает, что о целом электроемкость отечественных производств добычи и трубопроводного транспорта нефти и газа оказывается значительно выше. Такое положение определяется высоким уровнем электрификации силовых технологических процессов добычи и трубопроводного транспорта нефти в отечественной практике и экономической эффективностью использования газовых двигателей и высокого уровня использования газа в технологических процессах зарубежной практики нефтегазодобычи.

Таблица 2.

Структура потребления 7ЭР и *нерговм*ости в системе добычи и трубопроводном транспорте нефти и гоза ТНГК (по дойным ТЭБ)

Потребление , МП-.у.Т, % Эмвр<ое»*» ость «/ у t / i>i Д

1980« 1 9S5r 1 990i 1930г 1985г. 1990г.

НАИМЕНОВАНИЕ о т Р А С Л и

ТОЛЛиБмО« ТОПЛи^мО« ТОПЛИРМ0Я гоаливноя

ТТТПЛИЬНОв acero Цвфч»иО« fOSO&O« ЬСвГО нефтямоя олово«

В производстве пролушим е добыче, всего

в гом числе нефть

газ

электроэнергия теплоэ»»ергия В трувопро»одиом транспорт«, всего

6 том «теле нефть

rw

>Л»КТрОЭИвр»И» теппо>нерж* В производств продукции & добыче И Трубе Прэдодиом транспорте, дсето

В ТОМ

нефть газ

>лвгтро>мсрг»»в

'лтгто»м пУггг*

3.55 100 <.92 100 3,96 too 0,59 100 7.9J 100 5.67 100 5.16 100 7,6S 100 1.35 100 6.72 100

0,0? 0.7 0.07 U 0,07 2.3

2,30 64,7 1,32, 26,8 0,91 23.3

0,57 16.0 2.4Э -»»,5 2,44 61,5

0.27 7.0 1.10 22.4 0.51 12,9

— 0,03 0.5 0.07 M 0.17 Z2 —

0.03 b.l 1.83 23,1 3,67 64,7 1,3? 27,0 1,78 23.2 0.07 5.2 1.54 22.9

0,02 3.4 4.13 52.0 0.91 16,0 2,55 49,5 4,73 61.6 0,05 3.7 3.49 51.9

0.53 90.0 1,31 16,5 0.43 7.6 1,U 22.1 0.99 12,9 1,21 69,5 l.U 16,5

7,16 100 19,53 100 0,69 ICO 18.83 100 29.12 100 4.44 100 20,49 100 1,34 100 43,09 100 24,54 100

0,15 2.0 ~

5.78 80,5 16,30 93.7

0.97 13.6 1,18 6,0

0,24 3,4 0.04 0.2

0¿5 94,0 0.53 3,0 0.04 5,8

. - - 0.24 2.1 - - -

18,3 97.0 27,90 95,8 9.23 80,6 19,20 93,5 ■ — 41.9 97.0

1.22 4.2 1.55 13,6 1,24 6,0 1,26 ?4¿ U1 2.8

~ 0.33 3.2 0.04 0.2 0,03 5,2 —

10.71 100 24,45 100 A¿!> )D0 . I?,42 )D0 37,D¿> !0P J7.ll 1W 25.66 100 9,02 100 44,5 100 31.6Í 100

0.17 1.6 0.07 0,3 0.09 : ? - — 0.17 1.6 0.07 0,03 0.17 13.0 — —

Я.08 75,0 19,62 80,0 0.92 19.6 IS.33 9J.5 2'.73 S0.2 12,91 75,' 20.59 60,4 1.78 19.7 42.0 9/1.5 25.15 80,2

1.54 14,4 3.62 14.7 3.09 66,5 0.55 2.B b.35 14.4 2.46 )4,4 3.79 14,7 ¿,99 66,6 1,26 2.8 4.53 14,4

2.51 4.7 1,14 Л.6 o si ll.fi 0,53 ?.'' l.3i 3,6 0,81 4,7 .19 4,7 1.07 11.9 1.21 2.7 1,11 3,5

45

23.61 95,8 1.03 4.2

Нефтегазодобыча относится к достаточно энергоемки производствам и при готовой добыче мефги и газа в 7HIK свыше млрд. т у. т. (1990г.) энергопотребление достигает 7-8 мни т у. Причем энергопотребление и энергоемкость в системах добычи кофт почти на порядок выше, чем в добыче природного газа При это нефчеюзодобыча ГНГК характеризуется значительно более высоки уровнем электрификации и электроемкости (свыше 50%) по сравнены с зарубежной практикой (до 6 %).

Эти обстоятельства во многом определяют научную постанов! вопросов эффективности отечественной структуры энсргопотребпон» и энергоемкости нефтегазодобычи, а также исследован» альтернативных структур формипования и совершенствован! Энертаснабжения нефтегазодобычи

В главе 2 отражены связи структуры и эффективное энергоснабжения, а также содержание и методический подход решению проблем формирования и совершенствован! энергоснабжения нефтегазодобычи.

Нефтяные и газовые месторожения • зи высокой общности энергоснабжением представляют сложные иерархические систед. сочетающие производство и потребление топливно-энергогнческих сырьевых ресурсов, эффективность функционирования которых долж! определяться системными подходами. При этом энергоснобжет является одной из подсистем нефтегазодобычи, формирование совершенствование которой во многом определяется принимаем* организацией технологических процессов и используемых техническ систем путем выбора рациональных коночных должна определять системными подходами. При этом энергоснабжение является одной подсистем нефтегазодобычи, формирование и совершенствован: которой во многом определяется принимаемой организацн технологических процессов и используемых технических систом пуп выбора рациональных конечных энергоносителей. Поэтому объемы структура используемых конечных энергоносителей характери jyi уровни эффективности Энергоснабжения.

Целевая функция оптимизации структуры энсргоснабжен представлена как

П

3 - Ез,{А/) -> min , (

/

где - 3,(Х) функция затрат в различные типы энертчу* тансцог.

Исходным при этом является уровень энергопотреблении, определяемый мощностью энергетического оборудования потребителей конечных энергоносителей В новы* не< формировавшихся до конца хозяйственных мотодох управления и при отсутствии единых требований и правил оценки эффективности в настоящих условиях наиболее целесообразно остановиться в первом приближении на достаточно простом и удобном подходе минимизации приведенных затрат с учетом сопутствующих эффектов. Приведенные затраты с той или иной формой или приемом определения принимаются как доминирующий экономический критерий эффективности.

Структура энергоснабжения представляется в виде матрицы, каждый элемент которой может означать затраты или потребление энергии

X - (ХТ) .

|до ¡-г,т, |-1,У> , 1,1-171 ; г "О

Переменны« матрицы обозначают мирит или энерюцофобпетю ¡то объокти с вариацией рекимо |, ньед^нпити в году Б и используемою ь 1-м году планового периода в узла г.

Структуры лшргоснабжения хариктеризултеи различной энергетической эффективностью, уровнями экологического влияния на окружающую среду потребителей и преобразователей энергоносителей, а также надежностью энергоснабжения Между '-тими сопутствующими факторами просматривается достаточно четкая в ¡аимосвязь, что служит основанием дня совместною обобщенного учети их влияния на систему энергоснабжения.

Задача многокритической оптимизации с многокомпонентным вектором критериев может решаться синтезом обобщенного критерия

= П/=",<*) . (3)

/

где можно выделить основные критерии ( энергетический, экологический, надежностный)!* решать задачу как однокригериапьную

Раздел Ц (из двух глав) отражает методологию оптимизации формирования и совершенствования энергоснабжения в нефтегазодобыче.

^ граро 3 дается характеристика задач оптимизации и моделирования энергоснабжения нефтегазодобычи исходя из принимаемой стратегии освоения нефтяных и газовых месторождений, а также техники и технологии добычи нефти и газа.

Показано, что оптимизация энергетических затрат и энергоснабжения ,голжны рассматриваться как самостоятельные задачи, минимизирующие функцию затрат или потерь.

Каждое месторождение при общей тенденции увеличения энергопотребления по мере их разработки характеризуется своей закономерностью связей между добычей продукции и знергопотребителем или энергетической нагрузкой. Анализ этих связей не позволяет установить общих аналитических зависимостей с целью использования в моделях месторождений. Поэтому приемлемыми являются методы статических решений при детерминированных заданиях. Заключаются они в том, что уровни добычи нефти и газа задаются па годам для месторождений на основании оптимизационных расчетов их разработки. Это позволяет решить вопросы изменения энергопотребления как по отдельным месторождениям, так и по объединениям и региону.

При существующих технологии и техники добычи нефти и организации энергоснабжения месторождений динамика энергопотребления и его структур по Главтюменнефтегазу характеризуется устойчивым преобладанием доли электроэнергии (около 64%) и Достаточно стабилизировавшимся соотношением конечных энергоносителей. Причем основная доля электропотребления приходится на добычу и подготовку нефти, а также систему поддержания пластового давления. Код/мунально-бытовое потребление для электроэнергии и топлива составляет менее 1%, а теплоэнергии около 16%.

В сложившейся системе энергопотребления сформировалась и достаточно устойчивая структура производственного потребления конечных энергоносителей по основным направлениям использования (табл.3 ).

При этом в силовых процессах нефтедобычи в основном используется электроэнергия, долю которой предполагалось сохранить и на перспективу.

Для специфических условий функционирования нефтедобычи, связанных с изменяющимися возможностями и условиями добычи неф!и прогнозирование электропотреблення осуществляется по расчетному удельному энергопотреблению и объемам производимой продугции (работы). Метод статистического моделирования н< пользуется при

расчете энергопотребления (электропотребления) сложны» составных технологических процессов (добычи нефти в целом).

Тибпица 3.

Структура производственного потребления Главтюменнефгегазом конечных энергоносителей по основным направлениям использования на 1990 г.

Нопраьлоиия использования конечны* энерюносителой Доия потребления, %

электроэнер1ии темлоэнержи топлива

ВСЕГО: 100,0 100,0 100,0

Добыча нефти 69,9 7,9 39,3

в т.ч : газлифт 10,1 - 7,1

система ППД 32,6 • -

внутри промысловый

транспорт нефти 4,5 - -

подготовка нефти 2,4 - 32,2

насосная добыча нефти 20,3 - -

Бурение скважин 2,0 13,6 -

Перекачка воды

дпяяводоснабжения 4,0 - -

Транспорт

товарной нефти 1,1 -

Сбор и транспорт

газа на промыспах 0,5 -

Обогрев зданий - 62,0

Переработка газа 19,6 3,1 9,5

Выработка тегшоэнергии про-

мышлонно-производст венными

котельными и - ' 4;

Прочее производственное потребление 1,8

13,4

1,0

По мере разработки каждого нефтяного месторождения общее 1 удельное энерго- и электропотребление увеличивается в связи с эасширением объемов механизированной добычи, увеличением

обводненности добываемой нефти и т.д. При этом для нефтегазовых обьеденений, включающих, различное количество месторождений, находящихся в разной стадии разработок, характер аддитивного энерго- и электропотребления, а также их удельных показателей во времени могут иметь самые различные шлейфы (рис.1). Корреляция между добычей нефти и удельной электрической нагрузкой невысокая. Поэтому расчет и прогнозирование энергопотребления для нефтегазовых обьеденений и региону должен производиться как результат суммирования энергопотребления всех месторождений в рассматриваемый момент времени.

При оптимизации формирования потребления конечных энергоносителей анопогично должно определяться энергопотребление и структура его для комплекса в целод.«

Предлагаемые альтернативные структуры формирования и совершенствования энергоснабжения нефтегазодобычи базируются на усилении доли прямого использования топлива (газа). Основными вариантами организации энергоснабжения нефтяных месторождений приняты системы с использованием ПНГ в качестве первичного энергоносителя (рис.2). Для силовых устсмовок средней и малой мощности может быть использован только электрический привод. Поэтому варианты энергоснабжения 3 и 5 реализуемы только в комбинациях с вариантами 1,2 и 4.

В табл.4 представлены практически наиболее вероятные комбинации пяти основных вариантов альтернативных систем энергоснабжения нефтедобычи, а в табл.5 приведена их характеристика по объектному составу.

Основой организации предлагаемых альтернативных систем энергоснабжения нефтяных месторождений является обеспеченность потребной ресурсной базой добываемого ПНГ. Динамика энергопотребления конечных энергоносителей по вариантам энергоснабжения и добычи ПНГ нефтяного д/есторождения, в первую очередь, определяют применимость альтернативной системы для энергетического самообеспечения.

Расчеты показывают, что энергетические нагрузки существующей технологии добычи нефти обеспечиваются энергией ПНГ при газовом факторе нефтяного месторождения 45-90 м3/т, когда обводненность достигает 80-90%.

На разных стадиях освоения месторождения будет различная степень использования ПНГ. Это обстоятельство наклодыисют определенные условия на виды и последовательность ввода технологических обьектов нефтедобычи и объектов «ю энергетическою

Рис.1. Изменение добычи неути (- - и удельных электрических нагрузок С—■) по объеденекиям ¿НТК:

I- Нивневартовсклефтегаэ; 2 - Сургутнефтегаз; 3 -Ноябрьскнефтегаз; " 4 - Юганскнефтегаз; Ь - Дангеиаснефтегаз

обеспечения. Вопросы дефицита или избытка ПНГ вполне решаемы за счет организационно-технических мероприятий.

Рис. 2. Варианты систем использования попутною нефтяного газа.

Технико-экономические расчеты по разработанной методике позволяют выбрать наиболее экономичный и эффект ииный вариант энергоснабжения в зависимости от стадии разработки месторождения, газового фактора, месторасположения и т.д.

В главе 4 рассматривается методологический принцип оптимизации энергетического использования газа, заключающийся в системном подходе анализа и учета основных факторов процесса использования (сжигания) добываемого топлива (газа) в альтернативных системах энергоснабжения нефтегазодобычи.

В нефтедобыче энергетическая утилизация сжигаемого (неиспользуемого) ПНГ является средством повышения

безотходности производства.

Таблица 4

Тип привода и источник энергии с. шовых установок на нефтяном месторождении

Вариант Питание крупны* с.имовых установок Пиюнио молих и срикних силолых установок

привод источник привод источник

1 ЭП ГРЭС ЭП ГРЭС

2 ЭП ПАЭС,ГПЗ эт. ПАЭС,ГПЗ

4 ЭП ПАЭС,МГБУ ЭП ПАЭС,МГБУ

1-3 ГГГ| ГПЗ ЭП ГРЭС

1-5 ГТП МГБУ ЭП ГРЭС

2-3 ГТП ГПЗ ЭП ПАЭС,ГПЗ

2-5 ГТП МГБУ ЭП ПАЭС,ГПЗ

4-3 ГТП ГПЗ ЭП ПАЭС,МГБУ

4-5 ГТП МГБУ ЭП ПАЭС.МГБУ

Примечание: ЭП - электропривод; ГТП - газотурбинный привод; ГРЭС - тепловая электростанция централизованной системы электроснабжения на газовом топливе; ПАЭС - автономная электростанция месторождения на газовом топливе; ГПЗ газоперерабатывающий завод; МГБУ - малогабаритная блочная установка промысловой подготовки газа.

Таблица 5.

Характеристика вариантов организации энергоснабжения нефтяного месторождения

Объект системы Электропривод Газотурбинный привоя

Электроснабжение от ГРЭС Электроснабжение от ПАЭС сухой газ ГПЗ сухой таз МГБУ '

сухой гоз ГПЗ сухой газ МГБУ

I. Электродвигатели

до 200 кВт по 200 «Вт

2. Газотурбинные двигатели

3. ЛЭП-6(35) кВ

4. ЛЭП-ПОкВ

5. Электростанция

до объектов до обьетов до объектов до объектов до объектов до промысла

ГРЭС ПАЭС ПАЭС

до промысла до промысла

ГРЭС или ГРЭС или ПАЭС ПАЭС

6. Газопроводы сухого

газа от промыто ГПЭ-ГРЭС ГЛЗ-ПАЭС М/ЬУ-ПАЭС ГПЗ-промыссп

7. Распределительные сети

сухого таза на промысле ... * +

В. Подготовка 1ырого таза ГПЗ ГПЗ МГЬУ ГПЗ МГЬУ

9. Газопроводы сырого газа ЦПС-ГПЗ ЦПС-ГПЗ местные ЦПС-ГПЗ иесгхые

Частный материальный показатель безотходности

определяется как

Р™' ~ ' М,

2 <4

14)

где М^ - содержание по массе 1-го вида ресурса В ¡-м технологическом продукте; М,~ - количество введенного в процесс ¡-го вида ресурса.

Энергетическая утилизация ПНГ одновременно связана с экологическими факторами вредных выбросов и тепла. Последнее характеризует энергетический показатель энергоснабжения, альтернативные системы которых могут иметь различные показатели надежности. Методы системного анализа позволяют учитывать сложную взаимосвязь рассматриваемых энергетический, экологический и надежностный факторы в альтернативных системах энергоснабжения.

С методологических позиций в процессе энергетического использования (сжигания) топлива следует разделять понятия тепловых и вредных выбросов. Это положено в основу разработанной модели взаимодействия с атмосферой процессов сжигания топлива, что позволило проводить раздельную оценку энергетического и экологического факторов общего процесса сжигания топлива (рис.3).

в

о з д у X

неконтролируемые

возмущенно

процессы сжигания

геплороссеянне и газссяводащие каналы выбросов

ТОПЛИВО

Рис. 3. Структура системы взаимодействия с атмосферой процессов сжигания топлива.

Задача многофакторной оптимизации процесса энергетического использования (сжигания) газа представляется задачей с многокомпонентным вектором критериев ЦГ-\, Гэ,..., Fn}, где в качестве основных сопутствующих факторов выделены критерии Л-энергетической эффективности (коэффициент полезного использования энергии энергетической цепи . альтернативной системы энергоснабжения) -Кэ; F2 • экологического действия (степень экологического совершенства технологии использования энергоносителя) - Кэд; Гз - надежности (коэффициент готовности) альтернативной системы энергоснабжения - Кн.

Если X а О - вектор искомых переменных, то при известном подходе к решению этой задачи, из множества О выделяют подмножество 0Р, называемое областью компромиссов, и производят свертку критериев. Поэтому для решения поставленной задачи оптимизации принят синтез комплексного обобщенного критерия

Р(%=Р](Х)'Р2(Х)-Рз{Х). 15)

Тогда

^ ( X) —> тах

Хе о

соответствует решению однокритериальной задачи оптимизации.

Для синтеза обобщенного факторного критерия оптимизации системы энергоснабжения с использованием г аза в качестве первичного энергоносителя принят критерий энерго-экологической и структурной (надежностной) эффективности:

Кээн=Р|Х)=Кэ(Х)-Кзд(Х)-Кн(Х). (6)

Учитывая, "то, исходя из физического смысла

SUP F,{X) = 1 (7)

Л-еД-Vp 1,2,3

и при операциях масштабирования и сдвига с соблюдением (7) решение многокритериальной задачи не изменится, можно утверждать, что F(X) является действительно обобщающим факторным критерием оптимизации энергоснабжения с использованием (сжиганием) газа.

В розделе III (из трех глав) дается обоснование .направлений и уровней формирования и совершенствования структур энергоснабжения нефтегазодобычи.

В главе.5 рассматриваются разработанные модель и методика экономической оценки эффективности структур энергоснабжения нефтедобычи, в основу которых положены принципы энергетической цепи и сопоставимости вариантов, что обеспечивает возможность оценки эффективности использования различных видов конечных энергоносителей в системе энергетической цепи от производства (добычи) до конечного использования энергоносителей. Во всех альтернативных системах энергоснабжения первичным энерюноситепем является добываемый на нефтяных месторождениях ПНГ, В качество альтернативных двигателей крупных силовых приводов системы нефтедобычи рассматриваются электрические и газотурбинные.

На рис.4 в очерченных границах схематически изображены некоторые варианты энергоснабжения нефтяных месторождений в соотпетсвии с табл.4, для которых решается поставленная задача.

Условие сопоставимости вариантов энергоснабжения основано на принципе сравнения величины хозрасчетного эффекта и выражается в сопоставимости выполняемых функций энергоснабжения, полнрте учета капитальных и текущих затрат.

Минимизацию затрат, связанных с производством и потреблением энергии принято осуществлять по критерию приведенных затрат. На нефтяных месторождениях, где добываемый ПНГ может использоваться на местах в энергетических целях, прибыль от его реализации на ГПЗ должна стремиться к максимальной.

Оба частных критерия характеризуют эффективность функционирования системы 8 целом и на основании "принципа сранения хозрасчетного эффекта" их можно объеденить (свернуть). Тогда критерий экономического сравнения вариантов энергоснабжения можно представить в виде

3, =/7min (8)

где Fi - среднегодовые приведенные затраты; - прибыль от реализации ПНГ но ГПЗ.

Критерием сравнительной экономической эффективности вариантов энергоснабжения принят полученный в работе критерий сравнительных приведенных затрат с учетом изменения прибыли предприятия от реализации на ГПЗ добываемого ПНГ

вариант 1

вариант г

вариант 4

вариант 1-3

вариант 1-5

ЛЕП-6

ЛЕП-35 ЛЕП-В

ЛЕП-35

ГгпТз [ПАЭС

ЛЕП-6,_ЛЕП-35

ГгШ—Чпаэс]

ЛЕП-6

{тпН

ЛЕП-35 ЛЕП-В

ЛЕП-35

-И'

гпл , ш щз во ^ и («р

□ - *г-

□ — яг-

ГПЗ

вариант 2-3

ЛЕП-6 ,_ЛЕП-35_

1ТПГ*--1 ПАЭС |

ЛЕ.

-в

г

V

ГПЗ

вариант 4-5

ЛЕП-35

ГПЗ

. ЛЕП-В.__ ,-,

-|ТПГ-|ПАЭС|

. и

ШШ

IX}--

Л£_

I ГПЗ

ГПЗ

ГПЗ

ЭП I - электропривод ГП] -газотурбинный привод "| о [ -крупные объекты добычи нефти (ДНС, КНС, в/з) | Пр | -прочие объекты м.р. потребляющие эл. энергию I ГПЗ | -газоперерабатывающий завод

ю ю

НГБУ - установка для подготовки нефтяного газа

|ПАЭС| - газотурбинная электростанция | в | • газораспределительная батарея

нг СГ

- газопровод сырого газа •газопровод сухого газа

- линии электропередач

Рис. 4. Структурные схемы вариантов энергообеспечения нефтяного месторождения.

з; =и,+ot>/+Ей). K.+iMr-pc;,) aGî ,

(9)

где i - вариант энергоснабжения; И, - среднегодовые издержки ¡-го варианта энергоснабжения; р< - норма реновационных отчислений; Ен -нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений; К, -

капитальные вложения; Ц( - отпускная цена на сырой ПНГ; [Î - доля условно переменных расходов в себестоимости продукции (сырого ПНГ); Cri- себестоимость сырого ПНГ; AG, - уменьшение объема подачи ПНГ на ГПЗ при ¡-м варианте энергоснабжения.

Разработанная экономико-математическая модель выбора оптимальной структуры энергоснабжения нефтяного месторождения сводится к задаче минимизации выражения (9).

Капитальные вложения по альтернативным системам энергоснабжения рассчитываются как

где К,, - капитальные затраты по ¡-му объекту, включаемому в ¡-й вариант энергоснабжения; \ ■ индекс объекта, входящего в ¡-й вариант энергоснабжения; J, - множество эксплутационных объектов, включаемых в ! - й вариант энергоснабжения.

Среднегодовые издержки по вариантам энергоснабжения определяются с учетом накладных расходов по статьям затрат па топливо и энергию; зарплату промперсонала; затрат по содержанию и ремонту основных производственных фондов.

В работе приведены подходы и методы для расчета исходных данных к экономико-математической модели, ашоритм проведения расчетов и программа. Риэработанмая для непосредственного использования экономико-математическая модель поставляется на гибком магнитном диске. Модель может быть использована как для проектируемых, так и при модернизации энергоснабжения действующих нефтяных месторождений.

Проведенные исследования и расчеты показывают, что для удаленных нефтяных месторождений наиболее эффективными являются автономные системы энергоснабжения с энергетической утилизацией добываемого ПНГ при его достаточной ресурсной базе.

В главе 6 рассматриваются способы и методы расчетов составляющих и в целом факторного критерия эффективности энергоснабжения нефтегазодобычи, дается краткая характеристика рассматриваемых методов и возможности их использования

К, = ЪКц ,

( 10)

jeJ,

При широкой возможности взаимозаменяемости первичных и конечных энергоносителей в технологических процессах важным является оценка их энергетической эффективности. В обобщенной форме энергетическая эффективность использования энергоносителей оценивается коэффициентом полезного использования энергии (КПИ).

Для систем энергоснабжения технологических процессов КПИ определяется велечинами КПД элементов энергетической цепи или по данным расходной части топпивно-энергетического баланса как

т п

и э,

' I

г, = .---------- ()Ч

э

(де Э, • годовой расход конечного энергоносителя вида I в процессе К, - калорийный эквивалент энергоносителя I ; I), - КПД процесса ) на энергоносителе , Э • суммарное годовое потребление всех энергоносителей.

В технологических процессах промышленного производства КПИ энергетических цепей энергоснабжения установок и силовых агрегатов с прямым использованием топлива находится в пределах 0,15-0,40, а с использованием электроэнергии в качестве конечного энергоносителя -0,1-0,2.

Для силовых процессов нефтегазодобычи, как .показывают расчеты, это различие насколько сокращается за счет некоторого снижения КПИ систем энергоснабжения с прямым использованием топлива (газа). -Эти обстоятельства требуют необходимость фактической оценки и учета энергетической эффективности при выборе систем энергоснабжении.

Характеризуя энергетическую эффективность систем энергоснабжения, КПИ определяют и долю энергии (в основном тепловой), отдаваемую в окружающую среду, т.е. характеризуют ■ "тепловой выброс" и имеют двойственный характер энергетическою и экологического свойства. Оценка действия последнего на окружающую среду пока еще не производится.

Экологический фактор или экологическая эффективность ' энергоснабжения фактически связывается с проблемами оценки вредности загрязняющих выбросов процессов использования . первичных энергоносителей, которым в нефтегазодобыче является газ

В качестве меры и экологической оценки вредности загрязняющих выбрЬсов процесса использования (сжигания) газа принят коэффициент экологического действия

Кэд=-| , (12)

где Вг - теоретическое воздействие, неизбежное (необходимое) для производства; 0* - фактическое воздействие, определяемое конкретными условиями.

Основным фактором, определяющим вредность загрязняющих выбросов процесса сжигания газа, на основании многих исследований принимаются окисли азота. С наибольшей полнотой и результативностью исследования вопросов снижения вредных выбросов в атмосферу проводятся для ТЭС и ГТД. Приминительно к ТЭС на газе минимальная концентрация окислов азота в дымовых выбросах составляет около 200 мг/м3. Это значение принято в проведенных исследованиях в качестве В г при расчете Кщ

Фактические показатели вредности отдельных средств и способов сжигания газа (факела, ГТД, ТЭС) по данным различных источников- дают возможность произвести сравнительную экологическую оценку системам энергоснабжения нефтегазодобычи. В первом приближении величины Кэд можно оценить следующими значениями: для факельного сжигания ПНГ - 0,17-0,20; для ГТД - 0,9 (нормируемая величина); для ТЭС - 0,14-1,0. Спектр значений достаточно широк, но наименьшие значения приходятся на факельные устройства.

Натуральная (денежная) оценка вредности загрязняющих выбросов пока не отражает единства подходов специалистов и в этих условиях как предпочтительная используется их ■ тноситепьная сравнительная оценка.

Альтернативные системы энергоснабжения нефтегазодобычи характеризуются различным уровнем их надежности. При отсутствии единства понимания экономического содержания понятия ущерба от ненадежности в проведенных исследованиях для характеристики надежности систем энергоснабжения нефтегазодобычи используется коэффициент готовности. В зависимости от значимости объекта надежность в нефтегазодобыче устанавливается на уровне 0,99 -0,999 и достигается средствами резервирования в энергетических системах при фактических показателях надежности составляющих ее элементах

Заданный уровень надежности системы энергоснабжения может быть достигнут либо резервированием отдельных элементов, либо Созданием резервных связей. При этом должно выполняться условие

Кг^ Кг3/ (13)

где Кг и - Кгз соответственно фактический и заданный уровни надежности (коэффициент готовности) системы или энергетической цепи.

При произвольном числе параллельных цепей системы энергоснабжения коэффициент готовности системы определится выражением

Кгс = 1- (1 - Кгц)" , (14)

где п • чило параллельных цепей в системе или кратность резервирования; Кгс и Кгц - соответсвенно коэффициенты готовности системы и цепи энергоснабжения.

Для выполнения условия (13) аналогично (14) можно получить соотношение

1 - Кгз > (1 - Кгц)" , . (15)

откуда определяется кратность резервирования 1п(1-Кгз ) ' •

П >...........-........... . (16)

1п(1 -Кгц )

Альтернативные системы энергоснабжения нефтегазодобычи представляются энергетическими цепями с различными составляющими их элементами и характеризуются своими показателями надежности. Коэффициент надежности каждой системы энергоснабжения определяется как /77

Кгс=ПКп(; (17)

/

где Кгс - к .>эффициент готовности 1 -го элемента ¡-ой энергетической цепи.

Средние статистические показатели коэффициентов готовности элементов энергетических цепей нефтегазодобычи по литературным источникам имеют следующие значения: ЛЭП напряжением 6-10 кВ - 0,999; электродвигатели 6-10 кВ - 0,994; автономные электростанции - 0,992; газотурбинные двигатели - 0,992; системы газоснабжения - 0,999.

Эти показатели дают основания в первом приближении оценить коэффициенты готовности альтернативных систем энергоснабжения нефтегазодобычи.

Частные относительные показатели эффективности альтернативных систем энергоснабжения нефтегазодобычи энергетический, экологический, надежностный - характеризуются различными относительными уровнями и диапазонами изменения. Вместе с тем они имеют однонаправленное действие с относительными предельными максимальными значениями равными единице. Причем критерий надежности для всех альтернативных систем энергоснабжения в наибольшей мере приближается к единице. Таким образом введенный факторный критерий оценки эффективности систем энергоснабжения

Кээн = Кэ-Кэд-Кг • (18)

для оптимизации принятия решений в основном определяется энергетическими и экологическими факторами элементов энергетических цепей.

Итеративный подход к экономической факторной

эффективности альтернативных систем энергоснабжения нефтегазодобычи позволяет осуществить решение комплексной оптимизации системы энергоснабжения. Разработанная экономико-математическая модель обеспечивает и облегчает оперативный поисковый процесс оптимизации принятия решений.

В главе 7 приводятся исследования, связанные с совершенствованием энергоснабжения действующего нефтяного месторождения на основе предложенных структур с усилением прямого использования газа в силовых установках. Дается сравнительная технико-экономическая и факторная оценка эффективности предложенных альтернативных оруктур энергоснабжения

действующего нефтяного месторождения. На примере газового месторождения дается подход к оптимизации и методика оценки технико-экономической эффективности электроснабжения

Основой альтернативных вариантов энергоснабжения действующего нефтяного месторождения является энергетическое использование добываемого ПНГ в газотурбинных двигателях авиационного типа для автономных электростанций и крупных силовых насосных установках кустовых (КНС), дожимных (ДНС) и водозаборных станций.

В условиях падающей добычи жидкости, нефти и ПНГ, а также снижения энергетических (электрических) нагрузок нефтяного месторождения на предстоящий период оказынает^я возможным и экономически целесообразным использование апыирнативных вариантов энергоснабжения с заменой электродвигателей насосов КНС и ДНС на газотурбинные и с энергоснабжением остальных потребителей энергии от существующей ценрапизованной электроэнергетической системы (рис.5) при действовавших ценах на топливо (газ) и электроэнергию. Причим более предпочтительным является вариант тазоснабжения ГТД от ГПЗ (верхняя кривая для ГТД на рис.5). Сравнительные затраты при этом почти на 40% нижи, чем для базового (действующего) варианта энергоснабжения Расчеты удельных энергетических затрат на единицу потребляемой энергии также показывают предпочтительность альтернативных вариантов энергоснабжении. При этом стоимость потребляемой энергии также показывает предпочтительность альтернативных .вариантов энергоснабжения. При этом стоимость потребляемой энергии снижается на 15-20%,

Совершенствование системы энергоснабжения действующих нефтяных местородений на базе предлагаемых альтернативных вариантов должно осуществляться с учетом возможной и вероятной реконструкции в связи с физическим износом действующею оборудования и изменением его состава из-за снижения добычи жидкости и закачки воды в пласт.

Критерием экономической целесообразности замены фитически износившегося оборудования новым является коэффициент экономичности ремонта или замены износившегося оборудования

•Чр = -тз£-<1 "9»

где К - капитальные затраты на новую установку, включай ее монтаж; Ue - затраты на домонтаж старой установки; L • ликвидационная стоимость с юрой установки, и,,. - стоимость капитальною ремонт

Технико-экономическая целесообразность перехода на системы энергоснабжения с двигателями прямого использования топливо (игш) ii определенной мере подтверждается в последнее время результатами расчетов ряда авторов для газоперекачивающих слреклои магистральных газопроводов

В работе проведен анализ и расчет эноримичес ких, экологических и надежностных факторов, а также факторною критерия эффективности базового и альтернативных вариантой энорюснабжиним на примере действующего Локосовского нефтяною ме< торождимия, результаты которых приведены и шбп 6.

hiUmnn) 6

Показатели сравнительной эффемииносш энергоснябжиния нефтяного мес торождении

Поназспепи Вариант VH'PlOi ИоГ)л*'ИИЯ

1 13 1

Критерий энергетической эффективности (КПИ) 0 15 0 17 0 19

КрИТС-риЙ Эи;.,[К)(ИЧСС*0|0 08 0 9 0 9

ДО И СI в ин

Критерий надежное" и (коэффициент готовности) ' .0 9928 0 </ЙЬ 1 0 УУ14

Факторный критерий. 0 ПУ 0 151 0 1 е9

Приведенные затраты тис р 3500 20.J0 ?6У Ь

Полученные количественные оценки экономической и фок! арной • эффективности еще раз подтверждает необходимость переосмыслении сложившихся положений по оптимизации, формированию и совершенствованию Энергетической базы нефтедобычи и нефтяных месторождений в целом.

Энергоемкость газодобычи значительно ниже, чем нефшдобычи, но характеризуется значительно большей относительной гшоемкостью основных технологических процессов. При этом потребление электроэнергии и организация электроснабжения

газодобычи, включающей установки комплексной подготовки газа (УКП1) и дожимн'ыо компрессорный станции (ДКС), определяются л основном электрификацией вспомогательного оборудования и средств обеспечения функционирования (автоматика и КИП) технологически процессов и жизнеобе< печения на 7К111 и ДКС, а также требованиями бесперебойности их электроснабжения Сложившиеся подходы к организации электроснабжения газодобычи базируются в настоящее время и на перспективу на централизованном электроснабжении с высоким уровнем надежности, обеспечиваемый различными средствами резервирования. Принятая концепция во многом определялась недостаточным уровнем надежности автономного электроснабжения начального периода освоения шзовых месторождений северных районов Тюменской области (СРТО)

В работе дается анализ и характеристика современного уровня обеспечения надежности УКПГ и ДКС, рассматриваются апьтернативные системы организации электроснабжения, методика и оценка их эффективности.

Оптимизация вариантов электроснабжения осуществляется по минимуму переменной составляющей приведенных ежегодных затрат ЛЗ с .учетом ожидаемого годового ущерба предприятия от ненадежности электроснабжения. Для упрощения расчетов изменение эксплутационных затрат в резервированных системах электроснабжения учитывается только по величине амортизационных отчислений а — 0.05 Тогда целевая функция оптимизации принимает вид

где Л К - переменная составляющая капиталовложений; £н нормативный коэффициент эффективности капитале ;ложений; У -ущерб у потребителя от ненадежности электроснабжения.

Рассмотрены следующие варианты резервирования систем централизованного электроснабжения газовых промыслов: а - по двухцепной ВЛ (110 кВ); б - по двум одноцепным ВЛ; в - по двухцепной ВЛ и наличии автономных источников питания (АИП) на УКПГ и ДКС; г - по двум одноцепным ВЛ и наличии АИП; д • по одной одноцепной В Л и наличии АИП. Для всех вариантов предусмотрена установка гарантированных источников питания (ГИП) для особой группы элекгроприемников. В вариантах а и б при двухкратном резервировании питания ожидаемый ущерб предприятия определяется коэффициентом вынужденною простоя к'ц и удельным ущербом У0, руб/(кВт-ч). Ь вариантах в, г и д при четырех- и трехкратном

(20)

резервировании питания потребителей вероятностью ожидаемого ущерба можно пренебречь. Тогда переменный составляющие ежегодных приведенных затрат будут определяться: для вариантов а и б

где Квл и Каин - соответственно удельная стоимость 1 км ВЛ (руб/км) и 1 кВт АИП (руб/кВт); I - протяженность ВЛ; N - число газовых промыслои (ГП); Рр - расчетная мощность электроприемникоа ГП, Тр -расчетное время работы ГП в год; Кв - коэффициент цынужденного простоя ВЛ.

Результаты расчетв переменной составляющей ежегодных приведенных затрат (млн.руб) по вариантам систем электроснабжения газовых примыслов с учетом различных уровней удельного ущерба от ожидаемых перерывов в электроснабжении приведены в табл.7.

Затраты на резервирование в системах газодобычи до надежности 0.999...09999 значительно ниже стоимости возможных ущербов, связанных с недопоставкой газа. Для сравнительной оценки необходимости резервирования в рассматриваемых схемах электроснабжения по вышеприведенному критерию уровня надежности и минимума приведенных ежегодных затрат с учетом надежности воспользуемся выражением - коэффициента готовности

схемы, состоящей из п) параллельных цепей, каждая из которых содержит п одинаковых элементов

где Кг - коэффициент готовности элемента.

За элемент схемы примем воздушную пинию (п-1), коэффициенты готовности которых определены по показателям надежности СРТО. Вычисление коэффициента готовности пинии длиной 1-1 км

АЗ = Звл+У=1.1<вл(Ен+а)+Ы Кв РР ТРУ0, 121)

для вариантов о, г и д

АЗ = 3 8л +3 оип— (КСл+ЫК аип Рр)(Ен+а), (22)

(23)

производится по формуле

(К')ы =-Цт— (24)

Таблице 7

Переменные состовляющие приведенных затрат вариантов систем электроснабжения (мпн.руб)

Варианты Зил Зоип У Уо-0 111 3 Зср

Уо-0 5

а 12-18 - 0.073 1 273-1 873 1 573

0 33 1 53-2 13 1 533

б 1 56 - 2 7 - 0 00039 00017 1 56-2.7 1 56-2 71 2 14 2.14

в >.2-18 05 ... 1 7-2.3 20

г 1 56 - 27 05 ... 2 06-32 2.64

Л 0 78 - 1 35 05 ... 1 28-1 85 1 56

Результаты расчетов коэффициентов готовности • <ем некоторых вариантов исполнения и отказов ВЛ систем электроснабжения приведены в табл.8.

Анализы результатов расчетов по табл.7 и 8 показывают, что даже при имеющей место зоне экономической неопределенности, характерной при оптимизации резервов газовых промыслов, предпочтительными являются варианты а, в и д. Величины ожидаемых ущербов при высоком уровне капиталовложений на электроснабжение не могут с позиций хозяйственной эффективности е данном случае являться определяющими.

Таблица 8 Результаты расчетов показателей надежности систем электроснабжения

Испопенив ВЛ м вид отказе Юсх Необходимость резервирования

1-1км 1-100км

Даухцепиоя, . отказ двух цепей 0.9999372 0 9933 (<0 999) есть

Две одмоцегшые, отказ двух цопей ... 099998 (>0 9999) нот

Однацепная, отказ цепи 0 9999624 0 9962 (<0 999) есть

Однако величина критерия целесообразности уровня надежности весьма существенно зависит от величины ущерба. Поэтому экономически целесообразной может оказаться структура электроснабжения ГП, основанная на-автономном электроснабжении от газотурбинных электростанций в качестве АИГ1 со 100% резервированием.

Выбор одного из вариантов структур систем электроснабжения (а, в или д) может определиться по фактическим стоимостным показателям и ожидаемом ущербе от ненадежности

Однако в любом случае принятое в настоящее время решение по структурной организации электроснабжения ГП в СРТО (вариант "г"} трудно признать оправданным,

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Итогом представленных в диссертации исследований являются обобщение и решение крупной научной проблемы оптимизации формирования, и совершенствование структуры энергоснабжения нефтегазодобычи • разработки средств, организации, методов, методологии и оценки эффективности структур энергоснабжения нефтегазодобычи.

Концепция работы заключается во взаимоувязанном комплексном решении экономических, энергетических, экологических и надежностных проблем формирования н совершенствование энергоснабжения нефтегазодобычи.

Основные научные и практические результаты работы следующие;

1 Выполнен анализ современного и ретроспективного состояния общего и структурного энергопотребления и энергоемкости систем добычи и транспорта нефти и газа. Дан сравнительный анализ структур энергопотребления и энергоемкости с зарубежной практикой нефтегазодобычи. Выявлены существенные расхождения в структурах организации энергопотребления - высокими уровнями электроемкости отечественной нефтегазодобычи и газоемкости - зарубежной. Сформулированы основные проблемы формирования и совершенствования энергоснабжения нефтегазодобычи;

2 Доказано, что предпочтительная структурная организация энергоснабжения нефтегазодобычи должна основываться на базе усиления прямого использования попутного нефтяного и природного газа путем расширения объемов применения газотурбинных энергетических установок;

3 На основе проведенных исследований разработаны направления структурной организации энергоснабжения нефтегазодобычи на базе автономного и смешанного энергоснабжения от энергетических установок (газотурбинных электростанций и газотурбинных двигателей);

4 Для решения проблем энергоснабжения нефтегазодобычи разработан комплексный подход на основе экономической и факторной оценки эффективности;

5 Дана характеристика системы энергоснабжения нефтегазодобычи как объекта исследования и управления. Предложены методические принципы общей концепции формирования энергоснабжения нефтегазодобычи;

6 Формализована задача оптимизации энергетического, экологического и надежностного факторов использования (сжигания) газа;

7 Разработаны методы и методология экономической и обобщенной факторной оценки эффективности проектируемых и модернизируемых структур энергоснабжения нефтегазодобычи на основе экономико-математической модели;

8 С использованием разработанного' инструментария выполнены расчеты эффективности альтернативных систем энергоснабжения действующего. нефтяного месторождения с целью его совершенствования;

9 Выполнена количественная оценка альтернативных систем электроснабжения для газовых месторождений. Предложены основные направления и пути их совершенствования;

10 Доказана экономическая, энергетическая, экологическая и надежностная эффективность изменения структуры энергоснабжения при увелечении объемов установок прямого использования топлива (силовых энергетических установок),

11 Результаты работы и рекомендации получили практическое использование при модернизации систем электроснабжения газовых месторождений СРТО и приняты к проектной проработке разработанные альтернативные системы энергоснабжения новых нефтяных месторождений.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1 Новоселов Ю.Б., Росляков В.П., Шпилевой В.А. Электрификация нефтяной и газовой промышленности Западной Сибири -М. Недра, 1980, 183 с.

2 Шпилевой В.А., Гришин В.Г., Болгарцев Г.Е. Электроэнергетика газовой промышленности Западной Сибири-М : Недра, 1985, 156с.

3 Электрооборудование и электроснабжение нефтяной промышленности Западной Сибири // В.Г.Гришин, Ю.Б.Новоселов, В.П.Росляков, В АШпилевой.-М-ВНИИОЭНГ, 1975, 95с.

4 Шпилевой ВА., Болгарцев Г.Е. Состояние и развитие электроэнергетики газовой промышленности Тюменской области. Газовая промышленность Серия: Транспорт, хранение, использование газа в народном хозяйство, вып.4, 1982, с 3-8.

5 Шпилевой В.А. Проблемы и возможности энергетической утилизации нефтяною газа // Информ.сб. Научно-технические достижения и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в нефтяной промышленности, 1990, № 12, с.6-10.

6 Шпилевой В.А. Анализ структуры энергоемкости нефтегазодобычи. Промышленная энергетика, 1991, №2, с. 18-22.

7 Шпилевой В.А Структура и тенденции энергопотребления народного хозяйства и нефтегазодобывающей отрасли. //Информ.сб. Научно-технические достижения и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в нефтяной промышленности. 1991, № 6, с. 12-16

8 Шпилевой В.А., Шпилевой P.A., Хацкелевич И.Г., Кузнецов П Ф. Эффективность конечного энергоносителя в нефтедобыче. //Информ.сб. Научно-технические достижения и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в нефтяной промышленности, 1991, №9, с.22,25.

9 Шпилевой В.А.,. Чудиновских А.Г., Хацкелевич ИТ. Оценка эффективности систем энергообеспечения нефтегазодобычи //Информ.сб. , Нефтепромысловое дело, 1992, Nail, с. 11-16.

10 Шпилевой В.А О структуре электроснабжения газовых месторождений и промыслов Западной Сибири. /Тезисы докладов ОНТК "Нефть и газ Западной Сибири", Тюмень, 1987, с.56-57.

11 Шпилевой В.А. Структура и надежность электроснабжения газовых промыслов Западной Сибири. /Изв.ВУЗов. Электромеханика, 1988, No9, с.61-65.

12 Суд ИИ., Шпилевой В А Электромагнитные муфты и тормоза для буровых установок.-М : ВНИИОЭНГ, 1969, 107с.

13 Гришин В.Г., Новоселов Ю.Б, Попов В.П., Шпилевой В.А Электрификация буровых работ в Западной Сибири. Нефтяное хозяйство, 1972, №4, с.4-7.

14 Шпилевой В.А Электромагнитные переходные процессы в электромагнитных муфтах и тормозах с массивным магнитопроводом. Электротехника, 1 973, Nq4, с.21 -24.

15 Новоселов Ю.Б., Лобова Л.П., Гришин В.Г., Шпилевой В.А. Эксплутационная характеристика надежности бурового электрооборудования Заподной Сибири. "Проблемы нефти и газа в Тюмени", вып. 18, 1973, с.23-27.

16 Клещев Г.С., Новоселов Ю.Б., Цехнов А.Н., Шпилевой В.А. Система размагничивания электромагнитных порошко&ых муфт й тормозов в приводе буровой лебедки. Электротехническая промышленность, серия: Электропривод, еып.8{25), 1973, с.26-30.

17 Шпилевой В.А., Козлов В.В., Росляков В.П. Компенсация реактивной мощности на предприятиях нефтяной промышленности Западной Сибири. Машины и нефтяное оборудование, 1979, №1, с. 18-21.

18 Шпипевой В А, Гришин В.Г., Червяков Д.М. Повышение надежности электроснабжения Надымо-Уренгойского газоносного региона. Тезисы докладов VII межотраслевой НПК по проблемам ускоренного развития Западно-Сибирского нефтегазового региона. Надым, 1981, с.47-48.

19 Шпилевой В.А., Червяков Д.М., Гришин В.Г. Особенности эксплуатации длинных ЛЭП, питающихся от автономных источников ограниченной мощности. Там же, с.49-50.

20 Шпилевой В.А. Влияние переходных процессов в системе автономный синхронный генератор - протяженная линия. Тезисы докладов Всесоюзной НТК "Динамические режимы работы электрических м»шин и элоктроприводрв". Грозный, 1982, с.37-38.

21 Шпилевой В.А, Червяков Д.М., Мусихим С. А. Особенности процесса включения длинных ЛЭП на источники ограниченной мощности. Газовая промышленность. Серия: Геология, бурение и разработки газовых месторождений Вып.20, 1982, с 48-52.

22 Шпилевой В.А., Гришин В.Г., Червяков Д М Исследование вопросов повышения надежности энергоснабжения газовых месторождениях Тюменской области. Результаты законченных НИР по комплексной программе Минвуза РСФСР "Нефть и газ Западной Сибири" за 1982. Тюмень, 1983, с.21-22.

23 Шпилевой В.А., Гришин В.Г. Анализ системы электроснабжения и разработка мероприятий по экономии электроэнергии Гам же, с.23-24.

24 Шпилевой В.А., Червяков ДМ., Смагин В.П. Режимы работы автономных систем электроснабжения га.ювых промыслов. Тезисы докладов 2 Зональной НТК по комплексной программе Минвуза РСФСР "Нефть и газ Западной Сибири". Тюмень, 1983, с 73-74.

25 Шпилевой В.А., Иванов А.И.,' Ольшва Л.С Оптимизация потребления реактивной мощности и экономия электроэнергии в системах электроснабжения нефтяных промыслов. Гам же, с 75-76.

26 Шпилевой В.А., Гришин В Г Энергетическая оценка эффективности разработки нефтяного месторождения Там же, с.77-78

27 Шпилевой В.А., Лаьроь Г.И., Черняков ДМ. Определение ущербов от перерывов электроснабжения тазовых промыслов В кн: Экономические проблемы рационального использования сырьевых и топливно-энергетических ресурсов в нефтяной промышленности Уфа,

1984, с.51-55. ' •

28 Шпилевой В.А. Оценка надежности электроснабжения Медвежьего месторождения Методические вопроси исследования надежности больших систем энергетики. Вып 32. Анализ надежности систем энергетики ЗСНГК и пути ее повышения Иркутск, СЭИ, 1986, с.82-84.

29 Салманов • Ф.К., Шпилевой В.А. Нефтяной газ - на энергетику нефтегазодобычи. Геология нефти и газа,, 1992, №12, с 32-34

30 Салманов Ф.К., Шпилевой В А Энергетическая утилизация попутного нефтяного газа и оптимизация структуры энергопотребления нефтегазодобычи. Изв. РАН. Энерготика и транспорт, 1993, N2, с. 140-144.

/jiZCuo