Содержание к диссертации
Введение
1 Методы и средства работы технологического оборудования дожимных компрессорных станций 20
1.1 Анализ динамики изменения показателей эксплуатации газоперекачивающих агрегатов 21
1.2 Особенности эксплуатации технологического оборудования в условиях падения добычи углеводородного сырья 31
1.3 Основные направления рационального использования топливно -энергетических ресурсов на газотранспортных предприятиях 40
Выводы по главе 1 53
2 Повышение энергетической эффективности работы дожимпых компрессорных станций 54
2.1 Статистический анализ эффективности работы дожимных компрессорных станций ООО «Уренгойгазпром» 55
2.2 Инструментальные обследования энергоэффективности работы газоперекачивающих агрегатов газовых промыслов 63
2.3 Эффективность утилизации тепла уходящих газов 78
Выводы по главе 2 82
3 Мониторинг энергоэффективности работы до жимных компрессорных станций 84
3.1 Анализ динамики изменения параметров работы дожимных компрессорных станций 85
3.2 Оптимизация параметров работы газоперекачивающих агрегатов ... 92
3.3 Мониторинг энергоэффективности работы газоперекачивающих агрегатов ООО «Уренгойгазпром» 99
3.4 Эффективность внедрения двигателей малой мощности при реконструкции ДКС 107
Выводы по главе 3 109
4 Разработка комплексных технических решений по повышению эффективности энергообеспече ния технологического оборудования газовых месторождений 111
4.1 Анализ эффективности использования ТЭР в ООО «Уренгойгаз-пром» 111
4.2 Оптимизация схем и методов энергоснабжения газодобывающих предприятий 117
4.3 Выбор технических решений по повышению энергоэффективности работы технологического оборудования 137
4.4 Оценка эффективности применения электропривода на дожимных компрессорных станциях 154
4.5 Повышение энергоэффективности сеноманских ДКС путем увеличения их загрузки продукцией валанжинской залежи 159
Выводы по главе 4 186
5 Основные выводы и рекомендации 188
6 Список использоваі1ных источников
- Особенности эксплуатации технологического оборудования в условиях падения добычи углеводородного сырья
- Инструментальные обследования энергоэффективности работы газоперекачивающих агрегатов газовых промыслов
- Оптимизация параметров работы газоперекачивающих агрегатов
- Оптимизация схем и методов энергоснабжения газодобывающих предприятий
Введение к работе
Газовая промышленность является одной из важнейших составных частей топливно-энергетического комплекса (ТЭК). «Энергетическая стратегия России на период до 2020 г.» предусматривает дальнейшее увеличение добычи газа как для внутреннего потребления, так и для экспорта, интенсивную реализацию организационных и технологических мер по экономии топлива и энергии.
В настоящее время в мире наблюдается постоянное увеличение потребления энергетических ресурсов. Разведанные мировые запасы обеспечивают уровень его добычи на 60 лет. По оценкам экспертов, с учетом темпов роста потребления газа в мире, разведанных запасов и еще не разведанных его ресурсов в недрах хватит на 100 лет.
В связи с истощением многих газовых месторождений России одной из важнейших проблем оптимального развития топливно-энергетического комплекса является повышение эффективности использования и экономии энергетических ресурсов.
Основной объем газа в России добывается на северных месторождениях, многие из которых также находятся в завершающей стадии разработки. Падение пластового давления вызывает проблему компримирования газа на газовых промыслах до необходимого давления и подачу его в магистральный газопровод. Эту задачу выполняют дожимные компрессорные станции (ДКС), число работающих газоперекачивающих агрегатов (ГПА) на которых постоянно увеличивается. При этом возрастает и объем природного газа, затрачиваемого в качестве топлива для ГПА. На истощенных месторождениях на топливные нужды расходуется свыше 3% добытого газа.
С другой стороны, в связи со снижением объемов добычи, теоретически необходимая работа сжатия газа должна снижаться, а значит должна снижаться и мощность ГПА, а следовательно, и затраты топливного газа. Фактически же происходит увеличение удельного расхода топлива. Данная проблема должна решаться с помощью регулирования режимов ГПА или подбора технологического оборудования. Подобные задачи, связанные с истощением месторождений, возникают во многих технологических процессах добычи и переработки газа, газового конденсата и нефти. Решение этих задач позволит сократить имеющее место резкое увеличение энергоемкости разработки газоконденсатных месторождений в условиях падающей добычи.
Цель работы - снижение энергоемкости разработки газовых месторождений путем создания методов оптимизации режимов работы технологического оборудования и совершенствования системы энергоснабжения месторождения (на примере Уренгойского газоконденсатного месторождения).
Задачи исследований
1. Исследования влияния условий работы ГПА на энергоемкость производства газодобывающего предприятия.
2. Проведение инструментальных измерений параметров работы технологических установок и определение фактической энергоемкости производств.
3. Определение способов оптимального регулирования параметров работы технологического оборудования, вариантов изменения схем его подключения или замены на менее энергоемкое.
4. Исследование систем энергоснабжения газового месторождения с целью выявления основных источников потерь энергии и разработка способов их снижения.
5. Разработка альтернативных вариантов энергоснабжения предприятий ОАО «Газпром» с использованием не утилизируемых в настоящее время энергоресурсов.
Методы решения задач
При решении поставленных задач и обработке промышленной технологической информации использовались вероятностно-статистические методы, оптимизационные методы с использованием элементов теории операций.
Научная новизна 1. Разработан алгоритм статистического анализа энергетической эффективности работы газоперекачивающих агрегатов с утилизаторами. Установлено, что существующая схема утилизации тепла уходящих газов не позволяет повысить эффективность использования топлива на ДКС.
2. Разработана методика определения структуры энергоснабжения газотранспортных объектов газового месторождения как единой взаимосвязанной системы и установлено, что частичный или полный переход на автономные энергоисточники позволяет не только снизить затраты на энергоресурсы, но и устранить выбросы парниковых газов в атмосферу.
3. Предложен метод расчета местоположения автономных энергоисточников, позволяющий минимизировать потери энергии в транспортных коммуникациях и учитывающий фактическое расположение источников собственных утилизируемых энергоресурсов.
4. Разработан метод оптимизации режимов ДКС при совместном компримиро вании продукции сеноманской и валанжинской залежи, позволяющий снизить удельное потребление топливного газа на 25...28%.
На защиту выносятся теоретические выводы и обобщения, методы и практические рекомендации по совершенствованию режимов работы оборудования, позволяющие сократить энергоемкость производства газотранспортных подразделений ОАО «Газпром».
Практическая ценность работы
Метод оптимизации загрузки нагнетателей был внедрен на ДКС-1А и ДКС-5 Уренгойского газопромыслового управления ООО «Уренгойгазпром», что позволило снизить в 1,5-2 раза удельный (объемный) расход топливного газа и повысить политропный КПД нагнетателей на 7-10%.
Метод оптимизации размещения электростанций собственных нужд был применен при определении расположения электростанций собственных нужд на Ен-Яхинском газоконденсатном месторождении и на Песцовой площади Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения ООО «Уренгойгазпром». Использование предложенного метода позволило снизить потери в распределительных электрических сетях указанных объектов в 1,9 - 2,1 раза.
Методика определения энергетической эффективности работы газотурбинных установок применялась на практике при проведении работ по энергети ческому обследованию дожимиых компрессорных станций Уренгойского газопромыслового управления ООО «Уренгойгазпром».
Апробация работы. Основные положения диссертации доложены и обсуждены на:
- Международной научно-технической конференции «Трубопроводный транспорт сегодня и завтра» (Уфа, 27-29 нояб., 2002);
- III Энергетическом форуме (Уфа, 2003);
- Научно-технической конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Обеспечение эффективного функционирования газовой отрасли» (г. Новый Уренгой, 25-26 марта 2004 г.);
- Научно-практической конференции «Энергоэффективные технологии»
(Уфа, 2004).
Публикации Основное содержание работы отражено в 9 научных работах, из 9 по теме диссертации, в том числе 4 статьи и 5 тезисов докладов, опубликованных в материалах различных научных конференций и форумов. Структура и объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, одного приложения. Работа содержит 202 страниц машинописного текста, в том числе 32 таблицы, 75 рисунков, библиографический список использованной литературы из 155 наименований.
Особенности эксплуатации технологического оборудования в условиях падения добычи углеводородного сырья
Структура затрат природного газа на отечественных газопроводах: топливный газ для ГПА - 78,5%, прочие технологические нужды - 8,5% и технологические потери (вместе с небалансом газа, связанным с погрешностями учета) - 13%
Газотранспортная система ОАО «Газпром» развивалась при действовавших в период ее формирования требованиях по величине и направлению газопотоков, ценах на энергоресурсы и оборудование, ограничениях на поставку отечественных и импортных труб и газоперекачивающих агрегатов [27]. Это определило ряд объективных особенностей отечественной технологии транспорта газа. Главная особенность состоит в повышенной проектной энергоемкости существующих газопроводов в результате оптимизации их параметров при чрезвычайно низких ценах на энергоресурсы и жестком дефиците труб. Вследствие этого традиционная отечественная технология имеет не энергосберегающий, а скорее металлосберегающий характер. Проектная удельная энергоемкость российских газопроводов, отнесенная к объему товарно-транспортной работы, примерно на 50 - 70% выше, чем для западных газопроводов.
Удельный расход ТЭР (газ и электроэнергия) на привод газоперекачивающих агрегатов в течение многих лет постоянно снижается. Основная причина указанного снижения в период до 1990 г. - это проводившийся в то время массовый ввод новых газопроводов с применением все более современ Структура затрат природного газа на отечественных газопроводах: топливный газ для ГПА - 78,5%, прочие технологические нужды - 8,5% и технологические потери (вместе с небалансом газа, связанным с погрешностями учета) - 13%
Газотранспортная система ОАО «Газпром» развивалась при действовавших в период ее формирования требованиях по величине и направлению газопотоков, ценах на энергоресурсы и оборудование, ограничениях на поставку отечественных и импортных труб и газоперекачивающих агрегатов [27]. Это определило ряд объективных особенностей отечественной технологии транспорта газа. Главная особенность состоит в повышенной проектной энергоемкости существующих газопроводов в результате оптимизации их параметров при чрезвычайно низких ценах на энергоресурсы и жестком дефиците труб. Вследствие этого традиционная отечественная технология имеет не энергосберегающий, а скорее металлосберегающий характер. Проектная удельная энергоемкость российских газопроводов, отнесенная к объему товарно-транспортной работы, примерно на 50 - 70% выше, чем для западных газопроводов.
Удельный расход ТЭР (газ и электроэнергия) на привод газоперекачивающих агрегатов в течение многих лет постоянно снижается. Основная причина указанного снижения в период до 1990 г. - это проводившийся в то время массовый ввод новых газопроводов с применением все более современ ных и экономичных ГПА. После 1990 г. строительство новых газопроводов сократилось на порядок. Темпы снижения удельных энергозатрат на привод ГПА несколько уменьшились, но, самое главное, изменилась сама причина этого снижения — в основном теперь оно происходило за счет вынужденной разгрузки газотранспортной сети.
Минимальные удельные технологические потери газа были достигнуты в 1990 г. С тех пор они не только не снизились, а наоборот — выросли. Отсюда следует, что работу по снижению потерь газа необходимо интенсифицировать, причем на первом этапе должна быть поставлена задача достичь уровень удельных потерь газа, который имел место в 1990 г.
Газотранспортная система ОАО "Газпром" включает в себя 150 тыс. км. газопроводов, около 700 компрессорных станций, более 4 тыс. ГПА с суммарной мощностью до 40 млн. кВт [113]. Структура мощности КС по типам ГПА следующая: газотурбинные -85%, электроприводные - 14,5%, газомото-компрессоры - 0,5%). Порядка одной трети установленных газотурбинных ГПА уже выработали установленный ресурс (100 тыс. час) или приближаются к этому состоянию. Существующий парк ГТУ— основного типа привода на газопроводах общества имеет средний к.п.д. 28,2%, тогда как современные ГТУ (рис. 1.4) - на уровне 32—36%, что обуславлива- ГТУ современного типа ет перерасход топливного , BSi - газа на 10— 20% . сад а w- f. т регаты, выработавшие установленный для них ресурс, которые имеют низкий к.п.д. и потребляют много топливного газа. В условиях возрастающей роли
Ретроспективный анализ существующего парка ГПА показывает наличие в эксплуатации различных типов агрегатов. Причем в эксплуатации находятся аг энергосбережения в стране повышаются требования к надежности и экономичности режимов добычи и транспорта газа. Вопросы надежности работы оборудования КС и энергетическая эффективность транспорта газа в значительной мере связаны между собой.
Теоретическим основам надежности посвящены работы [5, 14, 78, 84, 88, 115, 144]. В работах [37, 108] рассмотрены способы обеспечения надежности оборудования в трубопроводном транспорте нефти и нефтепродуктов. Вопросам надежности эксплуатации оборудования в магистральном транспорте газа посвящены работы [2, 80, 82, 114, 138, 142]. Наименее надежным звеном газотранспортной системы являются газоперекачивающие агрегаты, приводом которых служат газотурбинные установки [66, 91, 101, 119, 123, 129, 130, 140].
Анализ режимов работы магистральных газопроводов и оборудования КС показывает, что их загрузка значительно изменяется в течение года [4, 20, 25, 96, 107]. Одним из основных факторов, определяющих переменный режим работы газопровода и, следовательно, переменный режим работы КС, является неравномерность потребления газа промышленными предприятиями и коммунально-бытовыми потребителями газа в течение года. Существенное снижение загрузки газопровода в летний период приводит к существенному отклонению основных параметров работы КС от номинальных значений.
На рис. 1.5 проиллюстрирована динамика изменения подачи газа по МГ Уренгой - Челябинск - Петровск - Ново-Псков. Из рис. 1.7 следует, что поступление газа в газопроводы постоянно снижается. В 1999 г. это снижение составило 16 %.
Снижение загрузки МГ связано как с отставанием ввода мощностей на дожимных компрессорных станциях, так и с сокращением объемов добычи природного газа, что приводит к понижению давления на входе головных КС и линейных КС газопроводов, увеличению энергозатрат на этих КС [30, 81].
Инструментальные обследования энергоэффективности работы газоперекачивающих агрегатов газовых промыслов
Объективные показатели энергоэффективности работы газоперекачивающих агрегатов можно получить на основании инструментальных обследований. Инструментальные обследования всех работающих ГПА ООО «Урен-гойгазпром» проводились нами в мае 2004 года.
Эффективность работы газоперекачивающего агрегата с газотурбинным двигателем складывается из эффективности работы ГТУ и эффективности работы нагнетателя. Общий КПД ГПА определяется по формуле: Лп»=Лпу Л„, (2.4) где rjrry - КПД ГТУ, г)н - КПД нагнетателя. Политропный КПД нагнетателя зависит от показателя процесса сжатия в нагнетателе. Показатель реального процесса сжатия в нагнетателе (п„) находится из уравнения: II n.,-1 ,_tH2+273 " " In tHl+273 где p„i, pH2 - давление на входе и выходе нагнетателя, tH, t„2 — температура транспортируемого газа на входе и выходе нагнетателя. Политропный КПД нагнетателя определяется по формуле: Ли =- -:-V » (2 6) где кн — показатель идеального процесса сжатия. Для природного газа принято значение к„= 1,3.
Таким образом, для определения политропного КПД нагнетателя необходимы измерения давления и температуры на входе и выходе нагнетателя. Указанные параметры постоянно контролируются на каждом ГПА.
Для определения энергетической эффективности работы ГТУ был выбран метод баланса полезной работы и потерь. Эффективный КПД газотурбинной установки определяется по формуле где 8Nyx, 5NJX — относительные потери с уходящими газами и потери от неполного сгорания топлива, 5NKC — прочие потери, включающие в себя потери в системе масляного охлаждения подшипников компрессора и турбины и потери в камере сгорания. В соответствии с техническим паспортом двигателя потери энергии в подшипниках двигателя не должны превышать 100 кВт, т.е. не должны превышать 0,2% от тепловой мощности сжигаемого топлива. В процессе инструментальных обследований проводился контроль выполнения указанного условия (методика контроля и его результаты приведены ниже). Потери в камере сгорания для газотурбинных установок составляют примерно 2% от тепловой мощности сжигаемого топлива и изменяются для различных газотурбинных двигателей незначительно [111]. Потери от неполного сгорания топлива для газоперекачивающих агрегатов, как правило, незначительны. Однако полнота сгорания топлива является показателем эффективности работы камеры сгорания и системы подачи топлива. Поэтому эти потери определялись при каждом инструментальном измерении. Так как потери энергии с уходящими газами составляют примерно 95% всех потерь, погрешность их определения дает основной вклад в погрешность расчета эффективного КПД ГТУ. Величина 5Nyx определяется на основе измерений содержания кислорода в уходящих газах и измерения температуры рабочего тела в различных точках ГТУ [136]. SNyx=- ух, (2.8) q где q - удельная теплота сгорания топливного газа (кДж/кг), т0 - минимальный расход воздуха необходимого для сгорания одного килограмма топливного газа (кг/кг), а - коэффициент избытка воздуха, Діух - уменьшение энтальпии уходящих газов (кДж/кг). Параметры q и т0 определялись по составу топливного газа. Коэффициент избытка воздуха определяется по формуле: а = 20,95-у-О2 20,95-02 где Ог — процентное содержание кислорода в уходящих газах (определяется газоанализатором), Р - относительное уменьшение объема продуктов сгорания по отношению к объему воздуха определяется по формуле: 20 95 - СОтах 100-СО где С02тах - максимальное содержание ССЬ в уходящих газах (определяется по составу топливного газа). Уменьшение энтальпии уходящих газов определяется по формуле: Aiyx =сух -(tyx a) = 385,3 кДж/кг, (2.11) где ta - температура атмосферного воздуха, t - температура уходящих газов за свободной турбиной, сух - теплоемкость уходящих газов, определяемая по составу и средней температуре уходящих газов: cyx = 0,01 (0,9203 02 +1,024 N2 +1,833 112 0 + 0,8654 C02 ) + t +tn (2.12) 10 6 (1,065 02 + 0,886 N2 + 3,111 H20 + 2,443 C02 )- Содержание CO2, H20, N2 в уходящих газах определяются по формулам: С02= 2—, И20 = - , N2=100-O2-CO2-H2O. (2.13) а а Относительные потери от неполного сгорания газа рассчитываются по формуле (СО выражено в мг/м ): 5Nx=2,69-CO-a, (2.14) где содержание СО в уходящих газах определяется газоанализатором.
Техническое состояние элементов ГПА оказывает существенное влияние на энергетическую эффективность работы агрегата. Анализ влияния технического состояния на эффективность работы ГПА проводился на основании набора диагностических показателей. Эффективность работы камеры сгорания и системы подачи газа существенно влияет на"содержание СО в уходящих газах. Поэтому содержание СО в уходящих газах рассматривался как диагностический параметр эффективности работы камеры сгорания.
Диагностическим показателем состояния подшипников двигателя является потеря энергии на трение. Выделяемая тепловая энергия трения отводится от подшипников двигателя и нагнетателя системой масляного охлаждения. В свою очередь, масло охлаждается в аппаратах воздушного охлаждения (АВО) масла.
Исходными данными для определения потерь тепловой мощности явились значения перепада температур масла на входе и выходе из АВО, расход масла в системе охлаждения, величина теплоемкости и плотности масла. Температура масла на входе и на выходе АВО измерялась контактным термометром ETI - 2000 и контролировалась штатными приборами (термопарами). Измерения расхода масла производились ультразвуковым расходомером PANAMETRICS РТ 878 на всех работающих ГПА.
Оптимизация параметров работы газоперекачивающих агрегатов
Меняющиеся условия эксплуатации газоперекачивающих агрегатов ДКС требуют постоянно решать задачу оптимизации режимов работы ГПА. Естественным критерием оптимальности является минимум расхода топливного газа GTr при условии обеспечения заданных параметров работы ДКС. Расход транспортируемого газа (QK) определяется дебитом скважин и является заданной величиной. Давление на входе в ДКС определяется устьевым давлением. Давление на выходе ДКС также является заданной величиной. Следовательно, степень повышения давления (єкс) на ДКС является известной величиной. Обозначим через v число ступеней компримирования (число последовательно соединенных агрегатов), а через к — число агрегатов работающих параллельно в одной ступени компримирования. Тогда общее число работающих агрегатов будет v % к. Расход топливного газа зависит от v и к. Таким образом, получаем математическую постановку задачи.
Задача (3.1) относится к задачам целочисленного программирования с небольшим числом варьируемых параметров (в частности, для ДКС Уренгойского газопромыслового предприятия N 8). При малом количестве параметров наи более эффективным методом решения задачи целочисленного программирования является метод сравнения вариантов [108].
Рассмотрим конкретный пример оптимизации работы ДКС-11 ООО «Уренгойгазпром» в мае 2004 года. Давление на входе и выходе ДКС составля-ло Рвх = 2,7МПа; РВЬ1Х =5,4МПа. Расход транспортируемого газа (добыча) составлял Q=29000 тыс. нм3/сут. Температура газа на входе в ДКС составляет Твх=280 К.
На ДКС установлены газоперекачивающие агрегаты мощностью 16 МВт с нагнетателями Ц-16/76. Приведенные характеристики нагнетателя с учетом износа представлены на рисунке 3.9. Значения расчетных параметров [Тн] = 288К, Rnp = 51,8кГм/кгК, Znp = 0,89,пн = 4900об/мин.
Так как степень повышения давления по ДКС составляет 1,96, минимальное число ступеней компримирования составляет v=2. Для заданных парамет ров минимальное число агрегатов 1-ой ступени составляет к=2, минимальное число агрегатов второй ступени составляет к=1. Таким образом, минимальное число работающих агрегатов составляет 3. В этом случае параметром оптимизации является давление на выходе первой ступени компримирования. На рисунке ЗЛО представлена зависимость суммарной мощности на валу нагнетателей от давления на выходе первой ступени ДКС-11.
На рисунке 3.11 представлена зависимость суммарной мощности работающих ГТУ от давления на выходе первой ступени ДКС.
При расчете зависимости рисунка 3.11 учитывалась зависимость КПД ГТУ от полезной мощности. Как видно из рисунков 3.11-3.12 возможная вариа ция давления на выходе 1-ой ступени компримирования очень ограничена. Ограничение снизу (3.8 МПа) определяется возможностями заданного повышения давления на второй ступени компримирования. Ограничение сверху (4,0 МПа) связанно с ограничениями по помпажу для агрегатов 1-ой ступени компримирования. Минимальные энергозатраты соответствуют давлению 3.97 МПа. При этом среднее значение КПД ГТУ составляют 0,226, т.е. на 22% ниже номинального значения. На рисунке 3.12 представлены зависимости политропного КПД нагнетателей 1-ой и 2-й ступеней компримирования от давления на выходе первой ступени компримирования.
Как видно из рисунка политропный КПД 1-ой ступени компримирования существенно ниже соответствующего показателя для второй ступени компримирования.
При трехступенчатом компримировании минимальное число агрегатов 1-ой ступени остается - 2. Следовательно, минимальное число агрегатов при трехступенчатом компримировании возрастает, что приводит к существенному возрастанию энергозатрат. Таким образом, оптимальные параметры работы ГПА соответствуют двухступенчатому компримированию. Причем оптимальные параметры существенно ниже номинальных параметров оборудования. Полученный результат хорошо согласуется с результатами инструментальных обследований. Следовательно, основной причиной низкой эффективности работы ГПА является несоответствие установленного оборудования условиям эксплуатации.
Следует отметить, что в пределах области допустимых режимов работы ГПА, вариация энергозатрат (суммарной мощности ГТУ) составляет всего 8%. Причем минимальные энергозатраты превышают оптимальные показатели установленного оборудования более чем на 20%. Таким образом, оперативное оптимальное управление режимами работы ГПА в рассмотренных условиях не может обеспечить существенное снижение энергозатрат.
Выше рассмотрен конкретный пример выбора оптимальных параметров для вполне конкретных условий. Можно подобрать условия, при которых оптимальные параметры будут соответствовать номинальным параметрам работы оборудования. Это объясняет существенное различие в энергетической эффективности работы ДКС, полученное в результате инструментальных обследований. Рассмотренный пример показывает, что возможность оптимизации параметров работы ГПА ограничена особенностями (большой единичной мощностью) установленного на ДКС УГПУ оборудования. Для повышения эффективности использования топливного газа необходимо уменьшить число работающих ГПА. Однако для всех промыслов необходимую степень повышения давления можно обеспечить только при двухступенчатом компримировании. Следовательно, число работающих одновременно ГПА на ДКС не может быть меньше двух. На рисунке 3.13 представлено распределение числа работающих агрегатов (май 2004 года). Как видно из рисунка, на пяти ДКС работает минимальное число агрегатов.
Оптимизация схем и методов энергоснабжения газодобывающих предприятий
Из приведенных в предыдущем разделе данных следует, что наиболее энергоемким производством ООО «УГП» является добыча газа и его комприми-рование на ДКС. Если газовое топливо для ДКС доступно для производства в любых объемах и в любое время, то электрическая энергия на газовые промыслы поставляется монополистом электроэнергетики РАО ЕЭС, что имеет серьезные недостатки: 1. Низкая надежность 700-километровой ЛЭП 220 кВ «Сургут - 11овый Уренгой», проложенной в неблагоприятных природно-климатических условиях. За год происходит до 5 аварийных отключений электропитания с крайне неблагоприятными последствиями для производства.
2. Высокие и постоянно повышающиеся тарифы на электроэнергию. 3. Значительные потери энергии в ЛЭП 220 кВ, которые оплачивает, в конечном счете, ООО «УГП».
Рассмотрим альтернативный вариант электроснабжения г. Новый Уренгой и филиалов ООО «УГП», лишенный перечисленных недостатков и преду сматривающий переход на автономное электроснабжение всей энергетической инфраструктуры «УГП» и города Новый Уренгой.
В настоящее время структура электроснабжения такова. ОАО «Тюменьэнерго», поставляет электроэнергию по двум ЛЭП 220 кВ филиалу ООО «УГП» «Уренгойгазэнерго» (УУГЭ), который является основным энергопоставщиком для остальных филиалов «УГП». В функции УУГЭ входит также выработка тепловой энергии для г. Новый Уренгой и ее распределение по промышленным и муниципальным объектам города. Наиболее удаленные ГП получают энергию непосредственно от ОАО «Тюменьэнерго», минуя УУГЭ.
Суммарное поступление электроэнергии в сеть УУГЭ в 2003 г. составило 445,6 млн. кВт-час. Из этого объема удаленными от города предприятиями затрачено: 205,7 млн. кВт-ч - УГПУ; 45,2 млн. кВт-час - УПКТ; 13,0 млн. кВт-час - НГДУ. В черте города и в ближайшем к нему окружении имеются следующие электропотребители: УУГВК - 36,0 млн. кВт-час; УУГЭ - 77,1 млн. кВт-час; УГАД- 13,9 млн. кВт-час; УЖКХ - 17,9 млн. кВт-час, а также другие более мелкие предприятия. Таким образом, имеет место явно неравномерная территориальная рас пределенность электропотребителей. Газовые промыслы (ГП) наиболее мощного потребителя - УГПУ — расположены на расстояниях до 200 км от города (рис.4.6). При рассмотрении вопроса о строительстве собственного источника элек троэнергии необходимо учитывать, что в случае пространственно распределенной электрической нагрузки, потери в распределительных сетях (и стоимость строительства самих сетей) будут сильно зависеть от общей протяженности ЛЭП. Поэтому выбор места расположения автономной электростанции является важной и ответственной задачей.
Самым простым путем перехода на автономное электропитание является использование блочных мини-электростанций с газотурбинным или газопоршневым приводом на каждом газовом промысле и других удаленных объектах. Судя по установленной мощности удаленных электропотребителей (рис.4.7), номинальная мощность каждой блочной электростанции не будет превышать 6 МВт, поскольку реально используемая мощность составляет не более 4 МВт (рис.4.8).
Следует заметить, что по условиям электроснабжения объектов 1-ой категории, к которым относятся ГП, должен существовать резервный источник электроснабжения, способный обеспечить 100%-ю мощность производства. Поэтому число блочных электростанций на каждом объекте должно быть не менее двух.
К достоинствам подобной схемы электроснабжения относится отсутствие потерь в ЛЭП и промежуточных трансформаторах (110/10 кВ), т.к. блочная энергосистема может генерировать необходимое для потребителей среднее и низкое напряжение (10/6/0,4 кВ).
Динамика электропотребления на ГП практически не имеет сезонных и суточных вариаций. Поэтому динамический диапазон нагрузок автономных электростанций невелик, и могут быть использованы газотурбинные модульные электростанции. Из рекомендованных к применению [23] электростанций собственных нужд (ЭСН) ОАО «Газпром» подходящими по номинальной мощности являются электростанции ЭГ -6000 или БПЭС-9,5 (табл.4.4).
Межведомственные испытания ЭГ-6000 проведены в 1997 г. Изготовитель — АО "Белгородский завод энергетического машиностроения", г. Белгород.
Проект электростанции БПЭС-9,5 разработан В 1997 г. Разработчик электростанции — АО "ЦКБ Лазурит", г. Н. Новгород.
Возможности выбора типа и марки модульных электростанций, удовлетворяющих необходимым требованиям по мощности, КПД, стоимости, динамичности по нагрузке, рабочему ресурсу и надежности, в настоящее время весьма велики. Типовой ряд электрических мощностей газотурбинных энергоблоков определяется мощностью серийно выпускаемых ГТД и составляет последовательность - 2,5 МВт, 4 МВт, 6 МВт, 10 МВт, 12 МВт, 16 МВт, 25 МВт.
Электростанции с приводом от дизельных двигателей имеют, как правило, меньшую единичную мощность (до 1-2 МВт), но существенно больший электрический КПД, надежность и моторесурс. Недостаточная единичная мощность при необходимости компенсируется включением агрегатов в параллельную работу (до 3-6 агрегатов), что, кроме того, обеспечивает и возможность оптимизации нагрузки на агрегаты при колебаниях электропотребления.
Из зарубежных разработок представляет интерес электростанция на основе низкооборотного газопоршневого двигателя фирмы «Waukesha» с единичной мощностью 1 МВт и ресурсом более 300000 моточасов. Особый интерес данный вариант представляет для нефтегазодобывающих предприятий, т.к. в качестве топлива для двигателя можно использовать не только метан, но и попутный газ. К недостаткам данной станции следует отнести низкое генерируемое напряжение - 0,4 кВ, что для совместимости с существующими электросетями требует установки повышающего трансформатора 0,4/6 кВ. С другой стороны, если энергоблок используется по прямому назначению - снабжению объекта сравнительно небольшой протяженности и мощности, то отпадает необходимость применения вообще каких-либо трансформаторов.
