автореферат диссертации по энергетике, 05.14.01, диссертация на тему:Повышение эффективности электроснабжения нефтегазовых комплексов

УДК 621.311.1

РОССИЙСКАЯ АКАДЕМИЯ НАУК

СИБИРСКОЕ ОТДЕЛЕНИЕ ИНСТИТУТ СИСТЕМ ЭНЕРГЕТИКИ имени акад. Л.А. Мелентьева

На правах рукописи

КОНСТАНТИНОВА Елена Георгиевна

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВЫХ КОМПЛЕКСОВ (НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА СЕВЕРНЫХ РАЙОНОВ ТЮМЕНСКОЙ ОБЛАСТИ)

Специальность 05.14.01 - Энергетические системы и комплексы

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Иркутск - 2006

Работа выполнена в Иркутском государственном техническом университете (ИрГТУ) г. Иркутск и Институте систем энергетики им. Л.А. Мелентьева Сибирского отделения Российской Академии наук (ИСЭМ СО РАН) г. Иркутск.

Научный руководитель: кандидат технических наук, с.н.с., доцент

Николай Андреевич Мурашко

Научный консультант: доктор технических наук

Геннадий Федорович Ковалев

Официальные оппоненты: доктор технических наук

Николай Иванович Илькевич

кандидат технических наук, доцент Михаил Александрович Новожилов

Ведущая организация:

Новосибирский государственный технический университет (НГТУ), г. Новосибирск.

Защита диссертации состоится 21 февраля 2006 года на заседании диссертационного совета Д 003.017.01 при Институте систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН по адресу: 664033 Иркутск, ул. Лермонтова, 130.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Института систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН.

Отзывы на автореферат в двух экземплярах с подписью составителя, заверенной печатью организации, просим направлять ученому секретарю диссертационного совета по адресу'. 664033 Иркутск, ул. Лермонтова, 130.

Автореферат разослан Д^/ >

января 2006 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета Д 003.017.01 доктор технических наук, профессор

А.М. Клер

мзи

2 иМ 53

3

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. В утвержденной правительством РФ «Энергетической стратегии России до 2020 г.» предполагается, что уже после 2010 г. начнется падение добычи газа в Западной Сибири и, прежде всего, в Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО). Качественное ухудшение сырьевой базы Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции в перспективе потребует создания новых центров добычи нефти и газа в Восточной Сибири.

Несмотря на то, что нефтегазовый комплекс северных районов Тюменской области (СРТО) позволяет обеспечивать высокие уровни добычи нефти, газа, конденсата, состояние его энергетического комплекса оставляет желать лучшего. От бесперебойности поставок газа потребителям зависит социальный климат в регионах и эффективность региональной экономики. Одной из важнейших сегодняшних проблем является проблема эффективного использования низконапорного газа на месторождениях СРТО. Для населения, для городов Тюменского Севера, обустроенных ценой невероятных усилий всей страны, падающая добыча газа на градообразующих предприятиях - это вопрос дальнейшей судьбы ряда городов.

В настоящее время основной объем газа добывается в Надым-Пур-Тазовском районе. Для электроснабжения объектов добычи нефти и газа и их транспортировки были созданы электрические распределительные сети Тюменской энергосистемы. Они создавались таким образом, чтобы быстро обеспечить энергоснабжение новых добывающих предприятий нефтяной и газовой промышленности, а также предприятий по транспорту нефти и газа. Распределительные сети энергосистемы в основном создавались в «пионерный» период освоения месторождений Тюменского Севера, когда руководствовались принципом «газ любой ценой». Основная часть потребителей электроэнергии ЯНАО получают питание от Сургутских ГРЭС по двум ВЛ-220 кВ, протяженностью 510 и 680 км. Оптимальным расстояни точника до по-

требителя по ВЛ-220 кВ считается расстояние около 130 км. В годы освоения планировалось, что система электроснабжения Уренгойского газоконденсатно-го месторождения будет завершена вводом в действие Уренгойской ГРЭС (1989г.) и строительством ВЛ-220 кВ Уренгойская ГРЭС - У КПП 1 (1990г.), но при переходе к новым принципам хозяйствования этим планам не суждено было сбыться.

Во многих случаях обошлись минимальным резервированием воздушных линий (ВЛ) электропередач. Конструктивное исполнение ВЛ стремились сохранять в рамках типовых технических решений, не учитывающих в должной мере специфики грунтов региона (в основном вечномерзлотных), климатических особенностей, экологических проблем в тундре, где природа крайне медленно восстанавливается от техногенной нагрузки.

Темпы освоения месторождений природного газа, суровость природно-климатических условий, в которых эксплуатируются технологическое газодобывающее оборудование, буровое оборудование, электрооборудование, взрыво-и пожароопасность технологических процессов, высокие требования к качеству газа, бесперебойности газоснабжения потребителей и выполнению экспортных поставок газа - предъявляют особые требования к инженерной инфраструктуре газонефтедобывающих предприятий.

В современных условиях, когда перерыв в электроснабжении предприятий добычи нефти и газа оборачивается весомыми материальными ущербами, вопрос о повышении надежности работы систем электроснабжения стоит особенно остро.

Цели работы:

• Разработка критериев решения задачи выбора эффективных стратегий эксплуатации месторождений на этапе падающей добычи в современных условиях хозяйствования, оценка запасов низконапорного газа и определение возможных вариантов его рационального использования.

• Анализ состояния электроэнергетики СРТО с выявлением «узких мест», проблем функционирования и развития и на основе этого анализа определение

возможных путей решения этих проблем.

• Анализ экономичности и надежности системы электроснабжения объектов газовой промышленности и нефтедобычи северных районов Тюменской области и разработка предложений по повышению надежности и эффективности работы этих систем.

• Разработка методических мероприятий и технических средств для совершенствования контроля электропотребления и исправности систем электроснабжения.

Методика выполнения исследований:

Исследования основаны на положениях системного подхода, методологии управления развитием энергетических систем. При проведении исследований выполнялись многовариантные расчеты на имитационной модели разработки газового месторождения и на модели расчета эффективности альтернативных систем электроснабжения с учетом надежности.

Новизна;

• Разработан критерий решения задачи выбора эффективных стратегий эксплуатации месторождений на этапе падающей добычи в современных условиях хозяйствования - предельные дисконтированные затраты.

• Выполнено исследование стратегии разработки месторождений и оценены запасы низконапорного газа, определены возможные направления рационального использования этого газа.

• Усовершенствованы методика и вычислительная программа анализа надежности электроснабжения нефтегазодобывающего комплекса СРТО, произведены оценки и даны предложения по повышению надежности.

• Разработаны способы и технические средства для совершенствования контроля электропотребления и исправности систем электроснабжения.

Положения, выносимые на защиту:

- анализ существующего состояния разработки основных месторождений севера Тюменской области;

- критерии определения эффективности разработки газовых месторождений

в современных условиях хозяйствования, оценка запасов низконапорного газа и возможные направления его рационального использования;

- анализ состояния систем электроснабжения предприятий нефтегазового комплекса СРТО, условия функционирования и развития региональной системы электроснабжения, проблемы энергетической безопасности СРТО;

- критерии и методика обоснования и оценки технико-экономической эффективности вариантов электроснабжения нефтегазодобывающих предприятий с учетом надежности, оценка рациональных способов применения автономных источников электроснабжения удаленных потребителей с учетом надежности;

- способы и технические средства для совершенствования контроля электропотребления и исправности систем электроснабжения (представлены способы защиты коммутационной аппаратуры от превышений температуры выше допустимых пределов и устройство для его осуществления, а также устройство контроля температуры зажимов коммутационных аппаратов и аппаратов защиты).

Практическая значимость:

Выполненная оценка запасов низконапорного газа позволяет учесть возникающие факторы при эксплуатации месторождений в период падающей добычи и на этой основе принимать более объективные решения по функционированию и развитию ТЭК СРТО с учетом надежности.

Представленные автором в работе способ и схемы учета электрической энергии позволяют с минимальными затратами снизить потери электроэнергии от несанкционированного доступа, а способ и устройство контроля температуры зажимов коммутационных аппаратов и аппаратов защиты позволит избежать чрезвычайных ситуаций, которые могут возникнуть не только на нефтегазодобывающих предприятиях, но и в любой другой отрасли, включая объекты ЖКХ.

Апробация результатов работы:

Основные положения работы докладывались и обсуждались на Всероссийском научном семинаре «Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики» (г. Иркутск, 2003 г.), на пятой Всероссийской конференции молодых специалистов, ученых и студентов по проблемам газо-

вой промышленности «Новые технологии в газовой промышленности» (г. Москва, 2003 г.), на научно-практических конференциях Иркутского государственного технического университета (2003, 2004, 2005 гг.), на Девятой Всероссийской научно-технической конференции «Энергетика: Экология, Надежность, Безопасность» (Томск, 2003 г.), на третьей Всероссийской научно-технической конференции с международным участием «Энергетика: Управление, качество и эффективность использования энергоресурсов» (Благовещенск, 2003 г.), на третьей международной научно-технической конференции-выставке «Нормирование, анализ и снижение потерь электроэнергии в электрических сетях - 2004» (Москва, 2004 г.)

Публикации:

по материалам диссертации опубликовано 14 печатных работ.

Структура и объем работы:

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и заключения, в том числе 34 таблицы и 19 рисунков, списка используемой литературы из 81 наименования. Работа изложена на 126 с границах.

Содержание работы

Во введении дано обоснование актуальности работы, определены цели исследований, сформулирована новизна исследований и положения, выносимые на защиту.

В первой главе отражены вопросы состояния разработки основных месторождений газа Тюменской области, дан обзор методов определения эффективности разработки месторождений в период падающей добычи.

Продолжение разработки истощенных месторождений после извлечения легкодоступного газа снижает прибыль газодобывающего предприятия из-за увеличения затрат в добычу. Изучение этой проблемы должно быть выполнено с позиций системного анализа, используя весь накопленный опыт разработки месторождений на различных этапах, учитывая связи газодобывающей отрасли с другими отраслями энергетического комплекса страны, рассматривая вопро-

сы разработки истощенных месторождений и направления использования добываемого газа с учетом перспективного размещения потребителей природного газа.

Рассмотрены критерии определения эффективности разработки месторождений: балансовая прибыль, рентабельность, экономическая эффективность, хозяйственная эффективность. В качестве критерия, комплексно определяющего хозяйственную эффективность газового топлива в стране в рассматриваемый момент времени приняты предельные дисконтированные затраты.

Суммарный за весь период разработки месторождения хозяйственный эффект определяется как:

Ы /=1

где - объем добываемого газа в году t, 3( - предельные затраты на газ, Д; - дисконтированные затраты в разработку месторождения в году г, £н - норма дисконтирования.

Эксплуатация месторождения эффективна до тех пор, пока удельные дисконтированные затраты на добычу газа не достигнут уровня предельных затрат на газ в районе добычи.

Проведены исследования завершающего этапа разработки месторождений газа СРТО - главной сырьевой базы страны. Исследования по разработке месторождений выполнялись на математической модели, разработанной в институте систем энергетики им. Л.А. Мелентьева (ИСЭМ) СО РАН. Результаты показали, что объем неизвлеченных запасов газа рассматриваемых месторождений сопоставим с запасами нового крупного месторождения. Коэффициент конечной газоотдачи месторождений в среднем составляет 90-94%. Этот результат подтверждается фактическими данными о разработке месторождений.

Во второй главе проанализировано состояние систем электроснабжения предприятий нефтегазового комплекса СРТО. СРТО являются избыточными по первичным энергоресурсам, однако регион отличает низкая надежность электро- и теплоснабжения. Более 80% общей потребности Ямало-Ненецкого окру-

га (ЯНАО) в электроэнергии покрываются из Ханты-Мансийского округа (ХМАО).

Необходимость дальнего транспорта электроэнергии от Сургутских ГРЭС на расстояние до 700 км на север объясняется отсутствием здесь крупного базового источника электроэнергии.

В результате детального анализа выявлено, что большая удаленность основного источника ЦЭС, а также отступления при выполнении схем внешнего электроснабжения объектов от требований действующей нормативной документации, приводят к низкой надежности электроснабжения объектов добычи и транспорта газа.

Достаточно только двух аргументов о протяженности BJI-220 кВ (680 км и 515 км), чтобы с уверенностью утверждать, что система внешнего электроснабжения (ВЭС) СРТО в настоящее время не соответствует основным требованиям надежности. По данным «ВНИИГаз» оптимальное расстояние токоприемников по ВЛ-220 кВ от генерирующих источников составляет 130 км. Изменение схемы ВЭС в настоящее время требует вложения серьезных средств, которых у ОАО «Тюменьэнерго», владельца сетей ВЭС, нет.

В ближайшей перспективе развития округа потребление электроэнергии будет возрастать и по прогнозам в 2015 году составит 11-15 млрд. кВт-ч, поэтому необходима перестройка всего топливно-энергетического комплекса (ТЭК) СРТО.

Во-первых, требуется ускоренное завершение сооружения базовой Уренгойской ГРЭС мощностью 540-600 МВт, которая в настоящее время имеет мощность всего 24 МВт (пускорезервная ТЭЦ).

Второе направление модернизации ТЭК касается программы вовлечения низконапорного и попутного нефтяного газа в хозяйственный оборот, так как основные месторождения СРТО вступили в фазу падающей добычи.

Для обеспечения надежного и бесперебойного электроснабжения газовых промыслов и объектов жизнеобеспечения городов округа необходима собственная сеть автономных независимых электростанций, работающих в базовом

режиме параллельно с энергосистемой.

Применение низконапорного газа в качестве топлива для этих электростанций позволит бережно отнестись к энергоресурсам, запасы которых в регионе сокращаются. Во-вторых, это существенно продлит срок жизни месторождений, а территории, города и поселки региона, где продолжает добываться газ, не оказываются опустевшими и брошенными, то есть решается целый ряд социальных проблем СРТО.

При падении пластового давления процесс добычи низконапорного газа становится все дороже и дороже, поскольку приходится все выше нагнетать давление газа из скважины.

Низконапорный газ можно доставлять на ближайшие региональные электростанции, например Уренгойскую ГРЭС. Его можно использовать в качестве топлива для автономных источников электроэнергии (АИЭ) нефтегазодобывающих предприятий, что позволит решить проблемы надежное™ электроснабжения потребителей первой категории, а также упростить проблему транспорта первичных энергоресурсов, передавая излишки электроэнергии, вырабатываемой АИЭ, по существующим сетям на ФОРЭМ.

Актуально использование попутного газа, отделяемого от нефти при ее сборе с нефтяных оторочек УГКМ. На месторождении имеются два центральных пункта сбора нефти (ЦПС). Попутный газ, отсепарированный от нефти, сжигается в двух факелах.

Потери мощности при сжигании жирного попутного газа только в одном факеле ориентировочно оцениваются экспертами в 100 МВт, объем сжигаемого газа на факелах каждого ЦПС - 400 тыс. м3/сут. с давлением - 0,5 МПа. По экспертным оценкам при использовании низконапорного факельного газа топливная составляющая в цене вырабатываемой электроэнергии не превышает 10%.

В 1999-2000 гг. была разработана Энергетическая стратегия России на период до 2020 г. В этот же период были подготовлены межрегиональные энергетические стратегии и программы Сибири, Дальнего Востока и Забайкалья.

В связи с этим разработана методика формирования региональных энер-

гетических программ (РЭП), которая с позиций общегосударственных приоритетов определяет направления развития ТЭК регионов и механизмы их реализации. Условия функционирования ТЭК в регионах кардинально изменились в последнее десятилетие.

В то же время в процессе управления развитием и функционированием ТЭК повысилась роль органов власти федерального и регионального уровней, регулирующих тарифы на электрическую и тепловую энергию, влияющих на принятие решений о сооружении энергетических объектов и т.д. Общественные организации, население, потребители энергии, также получили возможность оказывать влияние на процессы принятия решений по развитию ТЭК. Кроме того, в России проявляются новые явления: проблема неплатежей, конкуренция в сфере энергетики, проблемы энергетической безопасности регионов, повышение требований к надежности и качеству электроснабжения, изменение отношения общества к экологическим аспектам работы предприятий ТЭК, необходимость учета социального фактора развития ТЭК. В сфере энергоснабжения проявляются самые разные интересы многих взаимодействующих сторон. Каждый из этих факторов для разных субъектов имеет разную степень важности, но нет единого критерия, который был бы общим, оптимальным для всех, кто участвует в обсуждении и принятии решений по развитию региональной системы электроснабжения (табл. 1).

При принятии решений необходимо, чтобы достигался приемлемый для общества и других субъектов компромисс. Достижение такого компромисса обычно осуществляется в наше время в ходе демократических процедур, чтобы не было неправомерного ущемления интересов заинтересованных сторон.

Развитие региональной системы энергоснабжения СРТО, выбор рациональной структуры энергоресурсов и энергоносителей в регионе, определение эффективных стратегий использования газа требует комплексного рассмотрения систем энергоснабжения и учета взаимозаменяемости энергоносителей, взаимосвязей систем энергетики, альтернативных направлений использования газа и способов производства тепла и электроэнергии.

Таблица 1.

Сферы интересов взаимодействующих сторон при принятии решений по

развитию ТЭК

Субъекты Интересы

Тарифы на электро- и теплоэнер-гшо Капитальные вложения в развитие ТЭК Надежность энергоснабжения Энергетическая безопасность Влияние объектов ТЭК СРТО на экологию

Производители электроэнергии ХМАО высокие малые низкая низкая высокое

Сети РАО «ЕЭС России» высокие малые низкая низкая низкое

Предприятия ЯПАО низкие малые высокая высокая низкое

Органы государственной власти низкие большие высокая высокая низкое

Политические партии и общественные организации низкие большие высокая высокая низкое

Инвесторы высокие малые высокая высокая низкое

Коренное население ЯНАО низкие малые высокая высокая низкое

В решении проблемы низконапорного газа и обеспечения надежности энергоснабжения потребителей принимают активное участие все слои общества, политические партии, независимые производители газа и ОАО «Газпром», аппарат полномочного представителя президента РФ в Уральском Федеральном округе, научная общественность, представители коренного населения.

Поскольку месторождения СРТО являются основой ТЭК России, рассмотрены проблемы энергетической безопасности СРТО.

При анализе энергетической безопасности региона видно, что достигнут приемлемый уровень жизни населения, стабильное функционирование и развитие промышленных предприятий. Предприятия СРТО являются конкурентоспособными. Природный газ является базовым энергоносителем в региональной энергетике.

От бесперебойности поставок газа потребителям зависит социальный кли-

мат и эффективность региональной экономики, но без обеспечения надежности электроснабжения потребителей СРТО нельзя в полной мере обеспечить энергетическую безопасность региона, а также надежность газоснабжения регионов страны и дальнего зарубежья в ближайшей и отдаленной перспективе.

Энергетическая зависимость от соседнего автономного округа приводит к невозможности проводить на своей территории самостоятельную энергетическую политику.

Использование низконапорного газа в качестве топлива для АИЭ позволит решить проблему надежности электроснабжения и некоторые аспекты энергетической безопасности СРТО.

Курс на развитие малой энергетики соотносится и с мировым опытом. В США доля малых независимых производителей электроэнергии составляет около 3,5% мощности электростанций всех типов. Согласно прогнозам экспертов, в ближайшем будущем независимые производители малой и средней мощности будут удовлетворять уже более 10% всей потребности страны в электроэнергии.

Проанализированы критерии экономической эффективности АИЭ на месторождениях СРТО, использующих в качестве топлива низконапорный газ. Оценку эффективности применения АИЭ целесообразно производить с помощью сложившихся к настоящему времени подходов к оценке эффективности инвестиций, с учетом таких показателей, как чистая прибыль, чистый дисконтированный доход, внутренняя норма доходности, индекс доходности, срок окупаемости.

Получение экономии, связанной с сокращением затрат на производство тепла и платежей за электроэнергию, происходит непосредственно на месторождениях. Рынки электроэнергии и тепла имеют различные характеристики и размеры. Рынок тепловой энергии имеет небольшие объемы. Внедрение на этот рынок не потребует конкурентной борьбы и разработки стратегии расширения рынка, а внедрение на рынок электроэнергии сопряжено с определенными трудностями. Энергетический рынок Тюменской области не является энерго-

дефицитным. АО «Тюменьэнерго» теряет часть рынка в виде крупных потребителей газовой промышленности, которые к тому же являются добросовестными плательщиками.

Отражены особенности применения электростанций на базе газотурбинных (ГТУ) и газодизельных (ГДЭУ) энергоустановок. Приведены предложения по применению на АИЭ эффективного и надежного оборудования (ГТУ со сво-боднопоршневыми генераторами газа, турбогенераторы «Capstone»).

В третьей главе дан анализ существующих подходов и методов оценки технико-экономической эффективности альтернативных систем электроснабжения удаленных потребителей (под удаленными потребителями имеются в виду как новые месторождения, так как они практически всегда удалены от системы централизованного электроснабжения, так и уже работающие месторождения, находящиеся на значительном расстоянии от базовых источников электроэнергии). Отмечено, что и в настоящее время остается в силе метод приведенных затрат.

На основании методики приведенных затрат получены различные показатели оценки технико-экономической эффективности вариантов электроснабжения газодобывающих предприятий:

• чистый дисконтированный доход (ЧДД) для оценки интегрального эффекта

где Л, - доходы, достигаемые на ¿-ом шаге времени (расчета), 3, - затраты, осуществляемые на том же шаге, которые являются по сути, приведенными затратами, Т -горизонт расчета; • индекс доходности (ИД)

где З; - затраты, осуществляемые на 1-ом шаге при условии, что в них не входят капиталовложения;

• внутренняя норма доходности (ВНД), которая представляет собой ту норму дисконта (£вн), при которой величина приведенных эффектов равна приведенным

капиталовложениям. ВНД (Евн) является решением уравнения

Т Д,-3? К,

Щ1 + ЕШУ /=о(1+ £",„)' '

• срок окупаемости - минимальный временной интервал (от начала осуществления проекта), за пределами которого интегральный эффект и далее остается неотрицательным. Срок окупаемости определяется с учетом дисконтирования.

Для рыночных отношений характерна оценка разных эффективностей проекта, отражающих соотношение затрат и результатов применительно к интересам его участников: финансовая эффективность, экономическая эффективность, бюджетная эффективность.

Учет фактора надежности необходим при оценке всех видов эффективности, возможны разные формы учета надежности:

• в виде математического ожидания (МО) ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителям в течение года;

Учет в затратах (МО) ущерба от недоотпуска электроэнергии в течение года в упрощенном (без дисконтирования) виде выражается

3=/ОС + И + У(ЭыЛ

где 3 - приведенные затраты; р„ - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений К в проект, И - ежегодные издержки, постоянные и текущие; У -МО ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителям Энед за расчетный период (год).

Величина недоотпуска электроэнергии определяется как

N

Энед=ЙефЛ [КВТ-Ч/ГОД], т1

где Рдеф „ - средний дефицит мощности при и-ом отказе; ЛГ- число отказов электроснабжения потребителей в год; т„ - длительность дефицита мощности при п-ом отказе;

• ущербом от недоотпуска продукции, пропорциональным недоотпущенной электроэнергии;

Этот способ применим, когда потребитель выпускает монопродукцию (газ). Тогда ущерб от недовыпуска продукции вычисляется следующим образом

У = (Ц - С) Энсд/Эуд,

где Ц - цена единицы продукта; С - стоимость удельных издержек переменной часта приведенных затрат, которые экономятся при недостатке продукции; Эуд -удельные затраты электроэнергии на единицу продукции. * приведением к нормативному показателю надежности.

В Российской Федерации в настоящее время предлагается норматив надежности в виде вероятности бездефицитной работы Травный 0,9991. Это соответствует тому, что в году допускается суммарное время нарушения электроснабжения по вине электроэнергетического хозяйства равное примерно 8 часам.

Дана оценка рациональных способов применения АИЭ удаленных потребителей с учетом надежности. Эффективность электроснабжения для собственника соответствующего производства в регионе складывается в последнем варианте (АИЭ и связь с системой) из следующих составляющих:

- более низкая стоимость потребляемой от АИЭ электроэнергии;

- высокая надежность электроснабжения благодаря связи с мощной системой при незначительном резервировании мощностей АИЭ;

- возможность продавать избытки мощности и энергии.

На основе этих показателей разработана методика обоснования и оценки технико-экономической эффективности вариантов электроснабжения объектов газовой промышленности с учетом критерия надежности и специфики Крайнего Севера. Дано описание разработанной в ИСЭМ СО РАН математической модели расчета эффективности альтернативных систем электроснабжения удаленных объектов с учетом надежности и представлена ее блок-схема.

Проведены технико-экономические расчеты для вариантов электроснабжения. При проведении многовариантных расчетов варьировались цена газа, тариф на электроэнергию, удельные затраты в установленную мощность АИЭ, единичная мощность агрегатов на АИЭ. На основании проведенных расчетов сделаны выводы относительно технико-экономической эффективности различных вариантов электроснабжения удаленных объектов. По разным критериям надежности (ущербам и показателям надежности) оказались предпочтительными варианты: от АИЭ без связи с энергосистемой, а также по ВЛ и АИЭ соот-

ветствующей мощности.

Произведена оценка различных видов эффективностей, как экономической, так и финансовой, наряду с этим произведен учет фактора надежности при технико-экономической оптимизации вариантов электроснабжения удаленных потребителей.

Это актуально для современных условий, когда ведущим стимулом развития производства является получение прибыли его владельцами. При этом возможно противоречие интересов общества и хозяйствующего субъекта. Для выбора оптимального варианта электроснабжения в этом случае требуется согласование различных видов эффективностей между собой.

Рассмотрены потенциальные собственники АИЭ для российских условий. Перечисленные потенциальные владельцы АИЭ характеризуются одним свойством - наличием в собственности первичных энергоресурсов и возможностью их использования по себестоимости. Важную роль играет при этом использование источников первичных энергоресурсов, неэффективных с точки зрения их продажи потребителям (добыча, переработка и транспорт дороже продажной цены). Это могут быть попутный газ, низконапорный газ и т.п.

В качестве примера можно привести ОАО «Газпром», активно приступившее к реализации программы развития отраслевой электроэнергетики.

В четвертой главе разработаны способы по совершенствованию контроля электропотребления и исправности систем электроснабжения.

В связи с тем, что добыча углеводородного сырья в СРТО в настоящее время ведется и крупными предприятиями, и малыми предприятиями (так называемыми независимыми производителями), получающими электроэнергию, как правило, от сетей, принадлежащих крупным газодобывающим предприятиям, зачастую возникают большие проблемы по расчетам за потребленную электроэнергию. В российских энергосистемах главными причинами коммерческих потерь являются недостаточный и недостоверный учет, хищение электроэнергии.

Хищение электроэнергии повсеместно приобрело угрожающий характер. Коммерческие потери АО «Тюменьэнерго» составляют около 6,5% полезного

отпуска энергии. Убытки от хищения электроэнергии в ОАО «Иркутскэнерго» за 2003 г. составили 367,9 млн. руб, ОАО «Кубаньэнерго» за 7 месяцев 2004 г. убытки достигли 111 млн.руб.

Данная кризисная обстановка вызвана отсутствием на сегодняшний день правовых оснований для установления мер ответственности несанкционированным потребителям. Отмена в 2001 г. "Правил пользования электрической энергией" прекратила нормативное регулирование отношений, связанных с подобными нарушениями.

Все известные схемы подключения счетчиков не позволяют обеспечить защиту от хищений при отводе электроэнергии помимо счетчика.

В работе предлагается схема подключения счетчика электрической энергии, обеспечивающая предотвращение несанкционированного использования электроэнергии путем автоматического селективного отключения потребителя при отводе электроэнергии помимо счетчика. Рассмотрено три варианта схемы, один из вариантов приведен на рис. 1.

1 - автомат защиты, 2 - счет««. 3 - трансформатор ток» с двумя первичными обмотками, А - вторичная обмола трансферте)» тока, водкпюченвы к раецошклю 5, Я1С - начало и конец первичных обмоток трансформатор» ток».

Рис. 1. Схема подключения счетчика электрической энергии.

Учитывая изложенную проблему, для внедрения предлагаемого устройства подключения счетчика электрической энергии в эксплуатационную прак-

тику разработано предложение по изменению редакции пункта ПУЭ в разделе «Учет электрической энергии». Наличие пломбы госповерителя на счетчике и пломб энергоснабжающей организации не может являться гарантией отсутствия несанкционированного отвода электроэнергии на данном объекте.

На устройство подключения счетчика электрической энергии получен Патент на изобретение №2253121 от 27 мая 2005 г.

Дополнительные, незаконно подключенные токоприемники могут являться причиной перегрузки внутренней электрической сети и, как следствие этого, причиной пожаров.

Пожары - общеактуальная проблема, которая наиболее остро ощущается на предприятиях нефтегазодобычи, где в технологических цехах могут быть взрывоопасные зоны (по классификации ПУЭ). Поэтому вопрос о контроле температуры токоведущих частей с целью устранения возможных источников чрезвычайных ситуаций - вопрос очень важный.

Дня решения данной проблемы предложены способы защиты коммутационной аппаратуры от превышения температуры выше допустимых пределов и устройство для его осуществления (устройство контроля температуры). На что получен Патент на изобретение №2264682 от 20 ноября 2005 г.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. При анализе разработки месторождений выявлено, что основные месторождения СРТО вступили в фазу падающей добычи, пластовое давление в продуктивном пласте снизилось в 2-3 раза. Объем неизвлеченных запасов низконапорного газа составляет около 1,7 трлн. м3, что сопоставимо с запасами нового крупного месторождения.

2. В качестве критерия эффективности разработки месторождения на всех этапах и при определении стратегии разработки месторождения целесообразно применять критерий предельных затрат. Эксплуатация месторождения эффективна до тех пор, пока удельные дисконтированные затраты на добычу газа не достигнут уровня предельных затрат в районе добычи.

3. Анализ состояния систем электроснабжения СРТО, а также проблем функционирования и развития ТЭК СРТО, показывает, что надежность электроснабжения потребителей СРТО не обеспечена. Сформулированы возможные пути решения этих проблем, в том числе при рациональном использовании низконапорного газа.

4. В современных условиях на процесс управления развитием энергосистем оказывают влияние многие субъекты отношений: производители и потребители электроэнергии, органы государственной власти и местного самоуправления, коренное население, поэтому принятие решений по развитию региональных энергосистем требует достижения приемлемого для всех взаимодействующих сторон компромисса.

5. Оценка эффективности применения АИЭ произведена по основным показателям: чистая прибыль; чистый дисконтированный доход; внутренняя норма доходности; индекс доходности; срок окупаемости при учете надежности электроснабжения.

6. Выявлено, что в условиях производства монопродукции в значительных масштабах в качестве ущерба при определении надежности можно принимать стоимость недовыпущенной продукции, на величину которой снижается доход компании.

7. Рассмотрено применение на АИЭ газовых промыслов ГТУ со свобод-нопоршневыми генераторами газа, позволяющих повысить КПД, имеющих высокий моторесурс, легко поддающихся автоматизации.

8. Как показывает практика (в том числе майский 2005 г. энергетический кризис в Москве), АИЭ являются рациональным дополнением к источникам большой и средней мощности. Технико-экономическая эффективность схем электроснабжения с АИЭ в значительной степени определяется повышением надежности электроснабжения потребителей и возможностью выходить на рынок мощности и электроэнергии с относительно дешевой энергией.

9. Разработаны способы и технические средства для совершенствования контроля электропотребления и исправности систем электроснабжения:

- Устройство подключения счетчика электрической энергии (Патент на изобретение №2253121 от 27 мая 2005 г.);

- Способ защиты коммутационной аппаратуры и устройство для его осуществления (Патент на изобретение №2264682 от 20 ноября 2005 г.).

10. Направления дальнейших работ связаны с:

• более масштабной апробацией методического подхода по повышению эффективности и надежности функционирования нефтегазовых комплексов ЯНАО и Восточной Сибири;

• разработкой способов и технических средств, обеспечивающих бесперебойную работу систем электроснабжения.

Публикации, в которых отражены основные положения работы:

1. Константинова Е.Г., Мурашко H.A., Ковалев Г.Ф., Лебедева Л.М., Мокрый И.В., Конева О.В, Парфенова Г.Н. Проблемы надежности энергообеспечения Уренгойского газоконденсатного месторождения и города Новый Уренгой / Проблемы обеспечения надежности систем энергетики и методы их решения: сб. статей в 2-х кн. - Кн. 1. - Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2005. -С. 234-243.

2. Мурашко H.A., Константинова Е.Г. Проблемные вопросы развития топливно-энергетического комплекса северных районов Тюменской области / Материалы ежегодной Всероссийской научно-технической конференции «Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири». - Иркутск, 2004. - С. 257-261.

3. Мурашко H.A., Константинова Е.Г. Повышение эффективности системы электроснабжения объектов газовой промышленности северных районов Тюменской области (задачи исследований) / Материалы ежегодной Всероссийской научно-технической конференции «Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири». - Иркутск, 2003. - С. 245-247.

4. Головщиков В.О., Нейман В.В., Константинова Е.Г. Способ предотвраще-

ния несанкционированного потребления электроэнергии в жилых и общественных зданиях/ Третья международная научно-техническая конференция-выставка «Нормирование, анализ и снижение потерь электроэнергии в электрических сетях - 2004». - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2004. - С. 210-212.

5. Константинова Е.Г., Нейман В.В. Экономические аспекты электроэнергетики / Энергетика: управление, качество и эффективность использования энергоресурсов: сборник трудов третьей Всероссийской научно-технической конференции с международным участием. В 2-х т. Т. 1. - Благовещенск, 2003. - С. 289-290.

6. Патент на изобретение №2264682. Способ защиты коммутационной аппаратуры и устройство для его осуществления 20 ноября 2005 г. / Авт. Е.Г. Константинова, О.Н. Тамилов, В.В. Нейман.

7. Гайдым A.M., Константинова Е.Г. Нейман В.В. Вопросы обеспечения эффективности учета расхода электрической энергии / Материалы ежегодной Всероссийской научно-технической конференции «Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири». -Иркутск, 2003. - С. 243-245.

8. Константинова Е.Г., Хованский С.С. Повышение надежности и эффективности схем учета электрической энергии / Тезисы Пятой Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности. - Москва, 2003. - С. 98.

9. Головщиков О.В., Нейман В.В., Мурашко H.A., Константинова Е.Г. Проблема коммерческих потерь электроэнергии и некоторые пути ее решения / Материалы ежегодной Всероссийской научно-технической конференции с международным участием «Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири». - Иркутск, 2005. - С. 23-28.

10. Ковалев Г.Ф., Лебедева Л.М., Мурашко H.A., Константинова Е.Г. Оценка рациональных способов применения автономных источников электроснабжения удаленных потребителей с учетом надежности / Материалы ежегодной Всероссийской научно-технической конференции с междуна-

родным участием «Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири». - Иркутск, 2005. - С. 414-420.

11. Константинова Е.Г., Мурашко H.A. Критерий определения эффективности разработки газоконденсатных месторождений в современных условиях хозяйствования / Материалы ежегодной Всероссийской научно-технической конференции с международным участием «Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири». - Иркутск, 2005 - С. 420-425.

12. Константинова Е.Г., Мурашко H.A. Применение газотурбинных установок со евободнопоршневыми генераторами газа для электроснабжения газоконденсатных месторождений / Материалы ежегодной Всероссийской научно-технической конференции с международным участием «Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири». - Иркутск, 2005. - С. 425-430.

13. Константинова Е.Г., Нейман В.В. Экономические аспекты электроэнергетики / Материалы третьей Всероссийской научно-технической конференции с международным участием «Энергетика: управление, качество и эффективность использования энергоресурсов». - Благовещенск, 2003. - С. 289-290.

14. Патент на изобретение №2253121. Устройство подключения счетчика электрической энергии. 27 мая 2005 г. / Авт. Е.Г. Константинова, Н.В. Михайлова, H.A. Мурашко, В.В. Нейман.

Лицензия ИД № 00639 от 05.01.2000. Лицензия ПЛД №40-61 от 31.05.1999 Бумага писчая. Формат 60x84 1/16 Офсетная печать. Печ. л. 1,33 Тираж 100 экз. Заказ № б

Отпечатано полиграфическим участком ИСЭМ СО РАН 664033, Иркутск, ул. Лермонтова, 130

«2 6 06IF

РНБ Русский фонд

2006-4 28312

Введение

1. Анализ состояния разработки газовых и газоконденсатных местороаодений северных районов Тюменской области (СРТО) и запасов низконапорного газа.

1.1. Анализ существующего состояния разработки основных месторождений Тюменской области. Обзор методов определения эффективности разработки месторождений в период падающей добычи.

1.2. Критерии определения эффективности разработки газовых месторождений в современных условиях хозяйствования. Исследование завершающего этапа разработки месторождений Тюменской области.

1.3. Выводы.

2. Анализ существующего состояния систем электроснабжения, проблемы функционирования и развития электроэнергетики СРТО и пути их решения. \ 2.1. Анализ состояния систем электроснабжения предприятий нефтегазового комплекса

СРТО.

2.2. Проблемы функционирования и развития региональной системы электроснабжения СРТО.

2.3. Факторы, определяющие применение электростанций, работающих на газе, и критерии оценки их экономической эффективности

2.4. Особенности применения электростанций на базе газотурбинных (ГТУ) и газодизельных энергоустановок (ГДЭУ) и другого эффективного оборудования.

2.5. Выводы.

3. Анализ надежности систем электроснабжения удаленных потребителей и предложения по повышению надежности.

3.1. Анализ существующих подходов и методов оценки технико-экономической эффективности альтернативных систем электроснабжения.

3.2. Разработка критериев и методики обоснования и оценки технико-экономической эффективности вариантов электроснабжения нефтегазодобывающих предприятий с учетом надежности.

3.3. Модель расчета технико-экономической эффективности альтернативных систем электроснабжения удаленных объектов с учетом надежности (программный продукт «OPAL») и анализ результатов расчетов.

3.4. Характеристика рациональных способов применения автономных источников элек

1 ' троснабжения удаленных потребителей с учетом надежности.

3.5. Выводы.

I 4. Совершенствование контроля электропотребленин и исправности систем электроснабжения.

4.1. Проблемы коммерческих потерь электроэнергии и варианты технических мероприятий для уменьшения коммерческих потерь.

4.2. Устройство подключения счетчика электрической энергии (варианты).

4.3. Технические мероприятия и способы уменьшения количества пожаров, возникающих из-за неисправностей в схемах электроснабжения зданий и сооружений.

4.4. Выводы.

Высшим приоритетом энергетической стратегии России на период до 2020 года является повышение эффективности использования энергии как средства снижения энергоемкости производства и, в целом, затрат на свое энергообеспечение, уменьшение вредного воздействия на окружающую среду и реализацию концепции устойчивого развития.

Развитие экономики России неразрывно связано с повышением эффективности использования энергетических ресурсов. Особое значение для укрепления энергетической безопасности государства имеет внедрение энергосберегающих технологий во все сферы деятельности человека.

Вопросы энергосбережения и энергоэффективности — центральные и в энергетике, и в экономике.

Недостаток энергоресурсов и необходимых видов энергии может стать тормозом в развитии отечественной экономики, которая в настоящее время демонстрирует положительную динамику. Повышение энергоэффективности - наиболее конструктивный выход из положения.

Тяжелая, а кое-где и кризисная энергетическая обстановка, сложившаяся в некоторых регионах России, вынуждает правительство страны уделять особое внимание проблеме обеспечения топливно-энергетическими ресурсами. В сегодняшних условиях использование дорожающих топливно-энергетических ресурсов приобрело социальный характер. Сложная ситуация в энергетическом комплексе страны не является безнадежной, но для принятия верных и сбалансированных решений необходим анализ причин возникновения проблем. Известно, что в энергетическом балансе России природный газ составляет более 60% потребляемых первичных энергоресурсов, поэтому многие причины энергетического кризиса сосредоточены в газовой отрасли страны. Основными внутренними потребителями природного газа являются энергетические комплексы по производству электроэнергии и тепла.

В соответствии с энергетической стратегией потребность экономики РФ и внешнего рынка в газе к 2020 году оценивается в 650 - 700 млрд.м3.Основная часть этих объемов должна поставляться ОАО «Газпром», главная задача которого на ближайшие годы - обеспечить намеченную до 2020 года добычу газа на уровне 530 млрд.м3 в год, а также обеспечить и соответствующий прирост разведанных запасов газа.

Наша страна - крупнейший экспортер природного газа, обеспечивающий более 40% международных поставок. Россия располагает примерно третью мировых разведанных запасов. В 2003 г. добыча газа в стране составила 610 млрд.м , а потребление, включая технологические нужды газопроводов и закачку (отбор) в под

3 3 земные хранилища газа, - около 409 млрд.м , экспорт - около 200 млрд.м .

В 70-80-е гг. XX века на Севере Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции создан крупнейший в мире газовый комплекс. Несмотря на наличие уникальной сырьевой базы и развитой сети трубопроводного транспорта, добыча газа в России с 1992 г. падала. Это объясняется значительной выработанностью запасов ряда месторождений и вытекающих из этого проблем добычи, переработки и транспортировки первичных энергоресурсов, строительства промышленных объектов на новых месторождениях. Так, например, степень выработанности трех базовых месторождений, дающих основной объем добычи газа, достигла следующих значений: месторождение Медвежье - 78%, Уренгойское месторождение - 67%, Ямбургское л месторождение - 46%. В 2000 г. годовая добыча газа снизилась на 57 млрд.м по сравнению с 1991 г. Ввод в эксплуатацию Заполярного месторождения остановил снижение добычи газа.

В утвержденной правительством РФ «Энергетической стратегии России до 2020 г.» предполагается, что уже после 2010 г. начнется падение добычи газа в Западной Сибири и, прежде всего, в Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО). Качественное ухудшение сырьевой базы Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции в перспективе потребует создания новых центров добычи нефти и газа в Восточной Сибири.

Также в этом документе предполагается, что одним из основных направлений развития нефтегазодобывающего комплекса страны должно быть освоение месторождений северных районов Тюменской области (СРТО). Несмотря на то, что нефтегазовый комплекс СРТО позволяет обеспечивать высокие уровни добычи нефти, газа, конденсата, состояние его энергетического комплекса оставляет желать лучшего как по экономическим, так и по техническим показателям.

Основным газонефтедобывающим регионом России, где в настоящее время добывается свыше 90% природного газа и 30% российской нефти являются северные территории Тюменской области. Одной из важнейших сегодняшних проблем является проблема эффективного использования низконапорного газа на вышеупомянутых месторождениях. Для населения, для городов Тюменского Севера, обустроенных ценой невероятных усилий всей страны, падающая добыча газа на градообразующих предприятиях - это вопрос дальнейшей судьбы ряда городов.

В настоящее время основная доля газа добывается в Надым-Пур-Тазовском районе. Для его транспортировки внутренним потребителям и на экспорт создана единая система газоснабжения (ЕСГ), не имеющая аналогов в мире. Для электроснабжения объектов добычи нефти и газа и их транспортировки были созданы электрические распределительные сети Тюменской энергосистемы. Распределительные сети энергосистемы в основном создавались в «пионерный» период освоения месторождений Тюменского Севера, когда руководствовались принципом «газ любой ценой». Основная часть потребителей электроэнергии ЯНАО получают питание от Сургутских ГРЭС по двум BJI-220 кВ, протяженностью 510 и 680 км. По данным «ВНИИГаз» оптимальным расстоянием от генерирующего источника до потребителя по BJI-220 кВ считается расстояние около 130 км. В годы освоения планировалось, что система электроснабжения Уренгойского газоконденсатного месторождения будет завершена вводом в действие Уренгойской ГРЭС (1989г.) и строительством BJI-220 кВ Уренгойская ГРЭС - УКПГ11 (1990г.), но при переходе к новым принципам хозяйствования этим планам не суждено было сбыться.

Темпы освоения месторождений природного газа, суровость природно-климатических условий, в которых эксплуатируются технологическое газодобывающее оборудование, буровое оборудование и электрооборудование, взрыво- и пожароопасность технологических процессов, высокие требования к качеству газа, бесперебойности газоснабжения потребителей и выполнению экспортных поставок газа - предъявляют особые требования к инженерной инфраструктуре газонефтедобывающих предприятий. В современных условиях, когда перерыв в электроснабжении предприятий добычи нефти и газа оборачивается весомыми материальными ущербами, вопрос о повышении надежности работы систем электроснабжения стоит особенно остро.

В новых экономических условиях появилась возможность широкого развития электростанций небольшой мощности - независимых производителей электроэнергии, сооружаемых за счет средств потребителей, прежде всего нефтяных и газовых компаний. В настоящее время ОАО «Газпром» рассматривает возможность сооружения новых электростанций для электроснабжения предприятий добычи, транспорта и переработки газа на северных территориях Тюменской области. Нефтяные компании также прорабатывают вопросы возможности сооружения собственных электростанций.

Поскольку добыча газа на основных месторождениях Надым-Пур-Тазовского района снижается, а для покрытия потребности в тюменском газе необходима эксплуатация этих месторождений вплоть до наступления экономического предела их разработки, низконапорный газ может быть эффективно использован для снабжения потребителей в районе добычи. За счет сооружения энергоисточников на низконапорном газе может быть достигнут эффект самообеспечения потребителей северных районов области, что позволит освободить мощности существующих электростанций ОАО «Тюменьэнерго» и обеспечит повышение экспорта электроэнергии за пределы Тюменской энергосистемы. Кроме того, интенсивное использование низконапорного газа вытеснит из энергопотребления определенную часть высоконапорного газа, который может быть транспортирован по магистральным трубопроводам в центральные районы страны и на экспорт. Дополнительным источником энергоресурсов является попутный газ нефтяных месторождений.

Целью настоящей работы является анализ экономичности и оценка надежности системы электроснабжения объектов газовой промышленности и нефтедобычи северных районов Тюменской области, а также повышение эффективности работы систем.

Актуальность. В последнее десятилетие отчетливо проявляется тенденция снижения эффективности работы системы электроснабжения СРТО, что можно объяснить совокупностью нескольких причин: снижением объемов и эффективности инвестиций в энергетику, старением оборудования, конструктивными особенностями электрических распределительных сетей, природно-климатическими особенностями региона.

Наблюдается также резкое снижение надежности электроснабжения газодобывающих предприятий, расположенных в северных районах Тюменской области. Например, за 1998-1999 года зарегистрировано 117 случаев нарушений режима электроснабжения объектов ООО «Уренгойгазпром», «Ямбургаздобыча», «Надым-газпром», «Тюментрансгаз» по причине возникновения аварийных ситуаций в сетях АО «Тюменьэнерго». За этот же период количество отказов по надежности электроснабжения в указанных регионах при проведении ремонтных работ составило более 600 общей продолжительностью свыше 65 тыс. часов. Фактически на территории СРТО в сетях АО «Тюменьэнерго» ежедневно имеет место аварийное отключение или «режим ожидания» аварийных ситуаций.

Актуальность проблемы подтверждается еще и тем, что падение пластового давления на основных месторождениях СРТО, необходимость использования низконапорного газа и решение возникающих в связи с этим социально-экономических проблем региона нашли отражение в «Энергетической стратегии России до 2020 г».

Актуальность совершенствования систем учета электроэнергии подтверждает тот факт, что рост потерь от недостоверного учета и хищений электроэнергии повсеместно принял угрожающий характер. К примеру объем коммерческих потерь

АО «Тюменьэнерго» за 2004 год составил около 6,5% полезного отпуска энергии, убытки «Энергосбыта» ОАО Иркутскэнерго за 2003 год составили 367,9 млн.руб., за семь месяцев 2004 года убытки ОАО Кубаньэнерго превысили 110 млн.руб.

С каждым годом растет число пожаров не только на предприятиях, но и в школах, детских домах, общественных учреждениях. По данным МЧС РФ только за первое полугодие 2004 г. в России зарегистрировано 9740 пожаров, в которых погибли 9821 чел., а 6979 получили травмы. Ущерб от пожаров составил 2,507 млрд. руб. Каждый пятый пожар вызван неудовлетворительной и ненадежной работой электрооборудования (по данным МЧС РФ), ущерб от пожаров, вызванных этими причинами, составляет 25% ущерба от всех пожаров по стране.

Предложенные подходы к анализу эффективности эксплуатации электроснабжения могут найти применение и для нефтегазодобывающих объектов других регионов страны. Это тем более касается предложенных способов снижения коммерческих потерь электроэнергии и повышения пожаробезопасности.

Новизна и практическая ценность:

1. Разработан критерий решения задачи выбора эффективных стратегий эксплуатации месторождений на этапе падающей добычи в современных условиях хозяйствования.

2. Выполнено исследование стратегии разработки месторождений и оценены запасы низконапорного газа.

3. Определены возможные направления рационального использования этого газа.

4. Усовершенствованы методика и вычислительная программа анализа надежности электроснабжения нефтегазодобывающего комплекса, произведены оценки и даны предложения по ее повышению на примере СРТО.

5. Разработаны методические подходы и технические средства для совершенствования контроля электропотребления и исправности систем электроснабжения.

Апробация результатов работы. Основные положения работы докладывались и обсуждались на Всероссийском научном семинаре «Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики» (г. Иркутск, 2003); на пятой Всероссийской конференции молодых специалистов, ученых и студентов по проблемам газовой промышленности «Новые технологии в газовой промышленности» (г. Москва, 2003); на научно-практических конференциях Иркутского государственного технического университета (2003, 2004, 2005г); на Девятой Всероссийской научно-технической конференции «Энергетика: Экология, Надежность, Безопасность» (Томск, 2003), на третьей Всероссийской научно-технической конференции с международным участием «Энергетика: Управление, Качество и эффективность использования энергоресурсов» (Благовещенск, 2003).

Публикации. По материалам диссертации опубликовано 14 печатных работ.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и Приложения, в том числе 34 таблицы и 19 рисунков. Список использованной литературы включает 85 наименований, в том числе 11с участием автора.

4.4. ВЫВОДЫ

1) Предлагается следующая редакция пункта правил устройства электрооборудования в разделе «Учет электрической энергии». «Для жилых и общественных зданий должны устанавливаться устройства, отключающие потребителя при отводе электрической энергии на участке линии от коммутационного аппарата, установленного перед счетчиком, до счетчика «в обход счетчика»».

2) В электрических сетях напряжением 0,4 кВ нет защиты от превышения температуры (выше допустимых пределов) контактных соединений токоведущих частей электроустановок.

Для уменьшения количества пожаров «из-за неисправностей электропроводки» целесообразно внедрение в эксплуатацию предлагаемых способов контроля температуры контактных соединений.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В работе приведены методические подходы, расчетные математические модели, с помощью которых решается комплекс взаимосвязанных задач по обоснованию путей повышения энергоэффективности и надежности функционирования нефтегазовых комплексов на примере нефтегазодобывающих месторождений СРТО, в том числе:

1) Разработан критерий решения задачи выбора эффективных стратегий эксплуатации месторождений на этапе падающей добычи в современных условиях хозяйствования;

2) Выполнено исследование стратегии разработки месторождений и оценены запасы низконапорного газа.

При анализе разработки месторождений выявлено, что основные месторождения СРТО вступили в фазу падающей добычи, пластовое давление в продуктивном пласте снизилось в 2-3 раза.

В качестве критерия эффективности разработки месторождения на всех этапах и при определении стратегии разработки месторождения целесообразно применять критерий предельных затрат. Эксплуатация месторождения эффективна до тех пор, пока удельные приведенные затраты на добычу газа не достигнут уровня предельных затрат в районе добычи.

Выбор рациональной стратегии разработки месторождения, в том числе и в период падающей добычи, должен производиться с системных позиций, с учетом основных направлений развития ТЭК региона и страны.

Низкое давление и сокращающиеся объемы годовой добычи низконапорного газа не дают повода считать его бросовым, он входит в баланс ТЭКа России. Объем неизвлеченных запасов низконапорного газа составляет около 1,72 трлн.м3, что сопоставимо с запасами нового крупного месторождения.

3) Проведен анализ состояния систем электроснабжения СРТО, а также проблем функционирования и развития ТЭК СРТО, сформулированы возможные пути решения этих проблем, в том числе при рациональном использовании низконапорного газа.

Показано, что система энергоснабжения объектов СРТО отличается низкой надежностью и не соответствует требованиям «Норм технологического проектирования подстанций переменного тока напряжением 35-750 кВ» и «Положения о разработке схем объектов внешнего электроснабжения магистральных нефте- и газопроводов".

На обозримую перспективу спрос на электроэнергию в регионе будет расти быстрее, чем потребность в других энергоносителях. Поэтому электроэнергетика становится весьма привлекательным объектом для размещения капиталов.

Несмотря на избыток топливно-энергетических ресурсов в регионе энергетическая безопасность СРТО в полной мере не обеспечена, так как 80% потребности региона в электроэнергии покрывается из соседнего ХМАО, а также энергетическая безопасность невозможна при низкой надежности электроснабжения.

Оценку эффективности применения АИЭ целесообразно производить по основным показателям: чистая прибыль; чистый дисконтированный доход; внутренняя норма доходности; индекс доходности; срок окупаемости.

Представляет интерес применение на АИЭ газовых промыслов ГТУ со сво-боднопоршневыми генераторами газа, позволяющих повысить КПД, имеющих высокий моторесурс, легко поддающихся автоматизации.

4) Усовершенствованы методика и вычислительная программа анализа надежности электроснабжения нефтегазодобывающего комплекса СРТО, произведены оценки и даны предложения по ее повышению.

Выявлено, что в условиях производства монопродукции в значительных масштабах в качестве ущерба можно принимать стоимость недовыпущенной продукции, на величину которой снижается доход компании.

Как показывает практика, АИЭ являются рациональным дополнением к источникам большой и средней мощности. Технико-экономическая эффективность схем электроснабжения с АИЭ в основном определяется повышением надежности электроснабжения потребителей и возможностью выходить на ФОРЭМ.

5) Разработаны методические подходы и технические средства для совершенствования контроля электропотребления и исправности систем электроснабжения.

Предлагается следующая редакция пункта правил устройства электроустановок в разделе «Учет электрической энергии». «Для жилых и общественных зданий должны устанавливаться устройства, отключающие потребителя при отводе электрической энергии на участке линии от коммутационного аппарата, установленного перед счетчиком, до счетчика «в обход счетчика»».

В электрических сетях напряжением 0,4 кВ нет защиты от превышения температуры (выше допустимых пределов) контактных соединений токоведущих частей электроустановок. Для уменьшения количества пожаров «из-за неисправностей электропроводки» целесообразно внедрение в эксплуатацию предлагаемых устройств контроля температуры контактных соединений.

1. Стратегия развития нефтегазовых компаний/ Под ред. Р.И. Вяхирева. М.: Наука, 1998.

2. Разработка рекомендаций по использованию природного газа низкого давления для энергоснабжения потребителей северных районов Тюменской области// Отчет по НИРТюмНИИЭиЭНГК. Тюмень, 1998.

3. Резуненко В.И. Проблемы научно-технического обеспечения долгосрочной эффективной эксплуатации Уренгойского месторождения/ Резуненко В.И.// Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса. М.: Недра, 2003. - С. 3-8.

4. Ремизов В.В. Сырьевая база газовой промышленности России: состояние и перспективы/ В.В. Ремизов, В.А. Пономарев, P.M. Тер-Саркисов, В.А. Скоробога-тов// Газовая промышленность. 2000. - № 9. - С. 4-6.

5. Проектирование разработки нефтяных месторождений/ А.П. Крылов, П.М. Бе-лаш, Ю.П. Борисов и др. М.: Гостоптехиздат, 1962. - 430 с.

6. Коротаев Ю.П. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газокон-денсатных скважин/ Ю.П. Коротаев, Г.А. Зотов, З.С. Алиев М.: Недра, 1971. -208 с.

7. Коротаев Ю.П. Добыча, транспорт и подземное хранение газа/ Ю.П. Коротаев, А.И. Ширковский. М.: Недра, 1984. - 486 с.

8. Рассохин Г.В. Завершающая стадия разработки газовых и газоконденсатных месторождений/ Г.В. Рассохин. М.: Недра, 1977. - 185 с.

9. Рассохин Г.В. Газовые и газоконденсатные месторождения на поздней стадии разработки/ Г.В. Рассохин, В.Я. Шевчук// Газовая промышленность. 1975. -ЖЗ.-С. 27-31.

10. Ю.Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефте-газоконденсатных месторождений/ С.Н. Закиров. -М.: Струна, 1998.

11. Г.А. Зотов Газогидродинамические методы исследования газовых скважин/ Г.А. Зотов, С.М. Тверковкин. М.: Недра, 1970. - 191 с.

12. Пятахина Т.Т. Дожимные компрессорные станции с центробеж-ными нагнетателями природного газа/ Т.Т. Пятахина, С.Н. Синицын, И.В. Барцев. М.: ВНИИЭгазпром, 1982. - 33 с. - (Обзор информ. Серия: Транспорт и хранение газа;1. ВЫП.1).

13. Нормирование материально-технических ресурсов в газовой промышленности: справочник/ Под ред. Д. Т. Аксенова. М.: Недра, 1982. - 208 с.

14. Степанов Н.Г. Системный анализ проблемы газоотдачи продуктивных пластов/ Н.Г. Степанов, Н.И. Дубина, Ю.Н. Васильев. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001.-204 с.

15. Ширковский А.И. Добыча и подземное хранение газа/ А.И. Ширковский, Г.И. Задора. М.: Недра, 1974. - 192 с.

16. Башмаков И.А. Финансовый и экономический анализ проектов по повышению эффективности использования энергии/ И.А. Башмаков — М.: ЦЭНЭФ, 1993. -100 с.

17. Бренц А.Д. Анализ себестоимости транспорта газа по магист-ральным газопроводам/ А.Д. Бренц, JI.A. Комарова, Т.В. Диденко. М.: ВНИИЭгазпром, 1983. — 37 с. - (Обзор информ. Серия: Транспорт и хранение газа; вып.9).

18. Бренц А.Д. Оптимальное планирование добычи газа в газодобывающем районе/ А.Д. Бренц, С.А. Решетова, В.И. Китайгородский. -М.: ВНИИЭгазпром, 1979. -36 с. (Обзор информ. Серия: Транспорт и хранение газа; вып.5).

19. Бренц А.Д. Экономика завершающего этапа разработки газовых месторождений/ А.Д. Бренц, И.С. Тышляр, В.Д. Зубарева. -М.: Недра, 1977. 238 с.

20. Уринсон Г.С. Повышение экономической эффективности разработки и эксплуатации газовых месторождений/ Г.С. Уринсон. М.: Недра, 1979. - 228 с.

21. Тышляр И.С. Об интегральном учете фактора времени при оценке вариантов разработки нефтяных и газовых месторождений/ И.С. Тышляр// Экономика нефтяной промышленности. 1980. - № 4. - С. 9-12.

22. Гандкин ВЛ. Экономическая эффективность капитальных вложений в газовой промышленности/ В.Я. Гандкин, JI.B. Шамис. М.: ВНИИЭгазпром, 1975. - 36 с.

23. Бренц А.Д. Экономика газодобывающей промышленности/ А.Д. Бренц, В.Я. Гандкин, Г.С. Уринсон. -М.: Недра, 1975. 248 с.

24. Головин А.П. Прогнозирование запасов и оптимизация региональных уровней добычи газа в рамках ТЭК/ А.П. Головин, В.И. Китайгородский, ИЛ. Файн-иггейн// Экономика и математические методы. 1979. -Т.15, вып.5 - С. 940-950.

25. Мас Aroy, Paul W. and Robert S. Pindick. Alternative regulatory policyes for dealing with the natural gas shortage// The Bell Journal of Economics and Management Science. 1973. - Vol. 4, N 2. - P. 454-498.

26. Erickson, Edward W. and Robert M. Spann. Supply response in a regulated industry: the case of natural gasII The Bell Journal of Economics and Management Science. -1971.-Vol. 2,№1.

27. Khazzom J.D. The EPS Staffs Econometrics Model of Natural Gas Supply in the United States// The BM Journal of Economics and Management Science. 1971 . -Vol. 2,№ 1.-P. 51-93.

28. Epple, Dennis N. Petroleum discoveries and Government Policy/ Epple, Dennis N. -Cambridge.: Massachusetts: - Ballinger, 1975.

29. Kim Y.Y. and Russel G. Thompson An Economic Model of New Crude Oil and Natural Gas Supplies in the Lower 48 States/ Kim Y.Y. and Russel G. Thompson USA, Texas, Houston, 1977. - 154 p.

30. Hagar Rick. Competiotion partial decontrol pose challenge to US natural gas industry// Oil and Gas J. 1985. -N 26 . - P. 19-23.

31. Руководящие материалы к использованию замыкающих затрат на топливо и электрическую энергию. М.: Наука, 1974. - 52 с.

32. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования: офиц. изд. М.: 1994. - 80 с.

33. Мокрый И.В. Технология построения системы динамических моделей. — Иркутск: СЭИ СО РАН, 1994. 25 с. - Препринт.

34. Беляев JI.C. Методы исследования и управления системами энергетики/ JI.C. Беляев, Н.И. Воропай, Ю.Д. Кононов. Новосибирск: Наука. Сиб. отд-ние, 1987. -373 с.

35. Региональные энергетические программы: методические основы и опыт разработки/ Под ред. Б.Г. Санеева. Новосибирск: Наука, Сиб. изд. фирма РАН, 1995. -246 с.

36. Бушуев В.В. Энергетическая безопасность России/ В.В. Бушуев, Н.И. Воропай,

37. A.M. Мастепанов. Новосибирск: Наука, Сиб. изд. фирма РАН, 1998. - 302 с. 47.Энергетическая безопасность России (введение в проблему)/ Н.И. Воропай, С.М.

38. Клименко и др. Иркутск: СЭИ СО РАН, 1997. - № 3. - 56 с. — Препринт 48,Ольховский Г.Г. Газотурбинные и парогазовые установки в России/ Г.Г. Ольховский// Теплоэнергетика. - 1999. — № 1. - С. 2-9.

39. Поливанчук В.З. Пути решения эффективного энергетического обеспечения Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения в современных условиях/

40. B.З. Поливанчук// Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса. М.: ОАО «Изд-во «Недра», 1998. - С. 369-379.

41. Жуков B.C. Газотурбинные установки со свободно-поршневыми генераторами газа в энергетике/ B.C. Жуков. М.: Энергия, 1971. - 72 с.

42. Скороходов А.А. Турбогенераторы «Capstone» новый уровень надежности и энергобезопасности/ А.А. Скороходов// Науч.-техн. сб. Серия: Отраслевая энергетика и проблемы энергосбережения. - М.: ООО ИРЦ «Газпром», 2003. - № 3.

43. Арзамасцев Д.А. Введение в многоцелевую оптимизацию энергосистем/ Д.А. Арзамасцев. Свердловск: УПИ, 1984. - 83 с.

44. Канторович J1.B. Оптимальные решения в экономике/ JI.B. Канторович, А.В. Горстко. М.: Наука, 1972. - 231 с.

45. Feiler D., Zahari J. Marginal Generation Costs of Multiblock. Power systems with and without Particle Outages// Energy Economics. 1981, №4, pp. 91-122.

46. Sodra M.S., Chandra R Optimum Size of Termal Power Station/ Int. J. Energy Res. -1992.- 16, №7, pp. 623-635.

47. Розанов M.H. Надежность электроэнергетических систем/ M. Н. Розанов. М.: Энергоатомиздат, 1984.-200 с.

48. Китушин В.Г. Надежность энергетических систем/ В.Г. Китушин. М.: Высш. шк., 1984.-262 с.

49. Холмский Д.В. Методы обоснования параметров систем электроснабжения/ Д.В. Холмский. Киев: Наукова Думка, 1993. - 160 с.

50. Шпилевой В.А. Структура и надежность электроснабжения газовых промыслов Сибири/ В.А. Шпилевой// Известия ВУЗов. Серия: Электромеханика. 1988. -№9.-С. 61-65.

51. Справочник по проектированию электроэнергетических систем/ Под ред. С.С. Рокотян и И.М. Шапиро. М.: Энергоатомиздат, 1985. - 352с.

52. Надежность систем энергетики и их оборудования. Терминология/ Под. ред. Ю.Н. Руденко. Вып. 95. - М.: Наука, 1980. - 43 с.

53. Ковалев Г.Ф., Лебедева Л.М. Модель оценки надежности электроэнергетических систем при долгосрочном планировании их работы// Электричество. -2000.-№11.-С. 17-24.

54. ГОСТ 27.002-89 Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения. М.: Изд-во стандартов. - 1990. - 36 с.

55. Вентцель Е.С. Теория вероятностей/ Е.С. Вентцель. М.: Наука, 1964. - 576 с.68.0льховский Г.Г. Газотурбинные и парогазовые установки за рубежом/ Г.Г. Ольховский// Теплоэнергетика. 1999. -№ 1. - С. 71-80.

56. Концепция обеспечения надежности в электроэнергетике. Рабочий вариант РАО «ЕЭС России» от 05.07.04. М.: Комитет по надежности, 2004. 69 с.

57. Белоусенко И.В. Исследование надежности локальных электроэнергетических систем/ И.В. Белоусенко, С.В. Голубев, М.Д. Дильман, JI.C. Попырин// Известия Академии Наук. Серия: Энергетика. 2004. - №6. - С. 48-60.

58. Белоусенко И.В. Исследование надежности изолированно работающих электростанций/ И.В. Белоусенко, С.В. Голубев, М.Д. Дильман, JI.C. Попырин// Известия РАН. Серия: Энергетика. 2002. — № 5. - С. 62-75.

59. Железко Ю.С. Расчет, анализ и нормирование потерь электроэнергии в электрических сетях: Руководство для практических расчетов/ Ю.С. Железко, А.В. Артемьев, О.В. Савченко. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2004. - 280 с.

60. Патент на изобретение №2253121. Устройство подключения счетчика электрической энергии. 27 мая 2005г./ Авт. Е.Г. Константинова, Н.А. Мурашко, Н.В. Михайлова, В.В. Нейман.

61. Патент на изобретение №2264682. Способ защиты коммутационной аппаратуры и устройство для его осуществления. 20 ноября 2005г./ Авт. Е.Г. Константинова, О.Н. Тамилов, В.В. Нейман.

62. Производственная эксплуатация, техническое обслуживание и ремонт энергетического оборудования. М.: ЗАО «Энергосервис», 1999. - 437 с.