Введение
Предприятия нефтегазового комплекса являются энергоемкими объектами, причем нарушение электроснабжения их может привести к сбоям технологического процесса добычи и транспортировки нефти и газа и, как следствие к значительным экономическим потерям. Затраты на энергоносители в себестоимости продукции для всей вертикали нефтяной промышленности нередко составляют свыше 50 процентов. По мере продвижения нефтегазовых предприятий (НГП) в восточные и северные регионы России обостряется проблема электроснабжения электротехнических комплексов НГП от единой энергетической системы с использованием традиционных схем, предусматривающих наличие независимых источников, подключенных к центру питания НГП посредством несвязанных между собой линий электропитания
Газотурбинные двигатели и газотурбинные установки прошли за короткое время интенсивный путь развития и получают все большее распространение в различных отраслях народного хозяйства и военных технологиях – в авиации, наземном и водном транспорте, на электростанциях.
Также, являясь высокоманевренными агрегатами, применяются как составные части современных энергоэффективных установок: газоперекачивающих агрегатов, газотурбинных энергетических агрегатов, парогазовых и газопаровых установок, когенерационных и тригенерационных агрегатов.
Однако эффективный КПД стационарных ГТУ с простой тепловой схемой невелик, поэтому внедрение доступных и эффективных методов повышения КПД является актуальной задачей повышения энергоэффективности всей энергетической отрасли в том числе добычи нефти и газа.
Степень разработанности направления исследований
Исследования в направлении, связанном с повышением надежности и экономичности электротехнических комплексов нефтегазодобычи, удаленных от централизованных источников электроснабжения, проводились рядом авторов, в т.ч. Абрамовичем Б.Н., Богуславским Э.И., Дядькиным Ю.Д., Ершовым М.С., Егоровым А.В., Забарным В.Г., и др.
Целью работы является оценка эффективности создания энергокомплекса с использованием газотурбинных электростанций на месторождениях НГК в условиях крайнего севера.
Объектом исследования является Восточно-Таркосалинское месторождение.
Предметом исследования является энергокомплекс с использованием газотурбинных электростанций на месторождениях НГК.
Задачи:
изучить методы генерации ЭЭ на месторождениях НГК в РФ и за рубежом;
рассмотреть предпосылки к созданию энергокомплексов в зоне разрабатываемых месторождения нефтегазодобывающих предприятий с использованием газотурбинных установок 8
сравнить технологии генерации ЭЭ на месторождениях НГК;
рассмотреть организационную структуру;
изучить основные показатели добычи в динамике за 5 лет .
рассмотреть данные о потреблении ЭЭ месторождением в динамике;
рассмотреть перечень, оборудования потребляющего ЭЭ;-
подобрать генерирующее, распределяющее и иное оборудование, необходимое для создания энергокомплекса.
Работа состоит из введения, трех глав, заключения и списка литературы.
- Теоретическое обоснование строительства ГТЭС на месторождениях НГК
- Характеристика районов добычи нефти и газа на территории Крайнего Севера РФ
Крайний Север – это часть территории России, расположенная главным образом к северу от Северного Полярного круга. Территория Крайнего Севера – это арктическая зона, тундра, лесотундра и районы северной тайги. Минерально-сырьевой потенциал районов Крайнего Севера определяется наличием большого количества нефтегазовых месторождений. В главе 1 рассматриваются наиболее крупные и разрабатываемые месторождения нефти и газа. Отличительной особенностью территорий Крайнего Севера является наличие многолетнемерзлых пород (далее – ММП).
Многолетнемерзлые породы – это породы, которые имеют отрицательную температуру и содержат лед в составе, не оттаивающий в течение длительного времени – от нескольких лет до многих тысячелетий [2]. Занимает около 25% суши Земли, почти 65% территории России, что показано на рисунке 1 [2]. Для вечной мерзлоты среднегодовая температура составляет от -7 С до -10°С, чуть южнее – от -5 до — 8°С. Изменчивость температурного режима обуславливается различным уровнем снегонакопления в разных местностях с неоднородным рельефом.
Глубина сезонного протаивания составляет 0,3-0,6 м на моховых тундрах в озерно-болотистой местности (торф, заторфованные суглинки и льдистые суглинки) и 1,0-1,5 м в холмистой и плоско-ложбинной местностей (пески и суглинки). Мощность мерзлой толщи может варьироваться от 10 до 1500 м и более [2]. Эти климатические и рельефные особенности создают определенные трудности при прокладке транспортных путей для перевозки углеводородного сырья от месторождений до пунктов потребления и переработки, и их необходимо учитывать при расчете экологического риска [1].
Рисунок 1 — Распространение многолетнемерзлых пород в России
Освоение нефтегазоносных территорий в районах многолетней мерзлоты неизбежно сопровождается процессами антропогенного преобразования и изменения естественных условий природного ландшафта. ММП определяют все многообразие протекающих природных процессов на Крайнем Севере, стабильность и изменчивость состояния других компонентов природной среды.
И между тем они являются наиболее неустойчивым и динамичным элементом природной среды и подвержены любым процессам, нарушающих естественные условия окружающей среды. Поэтому важно учитывать все факторы потенциального воздействия на многолетнемерзлые породы при транспортировке углеводородного сырья на данных территориях [4].
Основные районы Крайнего Севера, где идет активная добыча, разработка и транспортировка углеводородного сырья – Ненецкий автономный округ (далее НАО), север Республики Коми и Красноярского края, Ямало- номный округ (далее ЯНАО) и шельф окраинных морей – Баренцева, Печорского и Карского [22]. Запасы и прогнозные ресурсы большинства добываемых в этих районах полезных ископаемых составляют основу минерально-сырьевой базы, определяющей объемы промышленного производства и финансовых поступлений в бюджет страны (рис.2) [2].
Рисунок 2 — Карта объемов добычи нефти по субъектам РФ
- Ненецкий автономный округ
Основные районы Крайнего Севера, где идет активная добыча, разработка и транспортировка углеводородного сырья – Ненецкий автономный округ (далее НАО), север Республики Коми и Красноярского края, Ямало- ненецкий автономный округ (далее ЯНАО) и шельф окраинных морей – Баренцева, Печорского и Карского [22]. Запасы и прогнозные ресурсы большинства добываемых в этих районах полезных ископаемых составляют основу минерально-сырьевой базы, определяющей объемы промышленного производства и финансовых поступлений в бюджет страны (рис.2) [2].
На данный момент открыто 83 месторождения углеводородного сырья. Наиболее крупными и активно эксплуатируемыми нефтегазовыми месторождениями являются Ардалинское, Харьягинское, Песчаноозерское, Приразломное [22].
Общий запас нефти на Ардалинском месторождении оценивается в 16,4 миллионов тонн. Сегодня на Ардалинском нефтяном месторождении пробурено более пятидесяти скважин, большинство которых являются эксплуатационными. Кроме того, проложен магистральный нефтепровод, длина которого составляет 67 километров, который объединил это месторождение с уже функционирующей нефтепроводной системой Харьяга – Северный Возей – Уса.
Харьягинское нефтяное месторождение (Харьяга) расположено в 165 км кюго-востоку от г. Нарьян-Мара. Общие геологические запасы нефти оцениваются в 160,4 млн. тонн, в контрактной зоне — 97 млн. тонн. Вся продукция с месторождения экспортируется в совместном потоке через нефтепровод «Харьяга-Уса» протяжённостью 152 км, эксплуатируемый ООО «ЛУКОЙЛ-Коми», для дальнейшей транспортировки через систему магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» протяжённостью 2 450 км в порт Приморск.
Песчаноозёрское нефтегазоконденсатное месторождение расположено на острове Колгуев. Общие запасы нефти оцениваются в 11 млн. тонн. Это месторождение считается самым северным в мире нефтепромыслом. в 2013 год добыто около 800 тыс. тонн нефти и конденсата. Отгрузка нефти производится в танкеры на беспричальном рейде о. Колгуев, что само по себе уже является уникальным явлением. В зимний период добытая нефть хранится в межнавигационном резервуарном парке, а летом ее транспортируют на танкеры: с накопительных резервуаров по металлическому нефтепроводу сырье закачивается на судно. Территория НАО обладает не только материковыми месторождениями, но и шельфовыми [29]. На континентальном шельфе Печорского моря ведется добыча углеводородного сырья из скважин, находящихся на дне материкового склона Ледовитого океана. Осуществляется этот высокотехнологичный процесс с помощью буровой платформы «Приразломная». Запасы Приразломного нефтяного месторождения оценены в 70 млн. т. Доставка сырья осуществляется с помощью морского транспорта. Подготовленная на платформе к транспортировке нефть накапливается в нефтехранилищах платформы в объеме до 110 тыс. м3. Далее нефть транспортируют челночными танкерами до плавучего хранилища в Кольском заливе и в последующем линейными танкерами (рис.3) [8].
Рисунок 3 — Морская платформа «Приразломная»
1.1.2 Север Республики Коми
На севере Республики Коми запасы нефти учтены в 131 месторождении, из которых 114 нефтяных, 8 нефтегазоконденсатных, 4 нефтегазовых, 5 газонефтяных. Суммарное количество извлекаемых запасов нефти превышает 600 млн. тонн. Более 60% остаточных извлекаемых запасов нефти сконцентрированы в трех крупных месторождениях – Ярегском и Усинском нефтяных и Возейском нефтегазоконденсатном. Транспорт углеводородного сырья осуществляется трубопроводом [32].
Ярегское месторождение было открыто в 1932 г. Оно является одним из самых старых месторождений нефти. Запасы углеводородного сырья оцениваются в 131,8 млн. т. Объём добычи нефти немногим более 5 тыс. тонн в год. В настоящее время эксплуатируется компанией Лукойл. Еще одно крупное месторождение нефти Республики Коми – Усинское. Оно было открыто в 1963 году, а освоение началось в 1973 году. Запасы нефти месторождения составляют 350 млн. тонн.
Добыча нефти на месторождении составляет 2,104 млн. тонн. Оператором месторождения, так же как Ярегского, является российская нефтяная компания Лукойл.
Возейское месторождение – это еще одно крупное нефтяное месторождение в республике Коми, запасы нефти на котором составляют порядка 350 миллионов тонн. Возейское нефтяное месторождение было открыто в 1971-ом году, а его исследования начались чрез шесть лет – в 1977-ом году. В 2010-ом году объем взятой нефти составил 1,157 миллионов тонн [23].
1.1.3 Ямало-Ненецкий автономный округ
Запасы газа и нефти на Ямале – один из последних «подарков» советского периода. В округе расположено 236 месторождений углеводородного сырья, из них 31 газовых, 15 нефтегазовых, 73 нефтяных, 72 нефтегазоконденсатных и 36 газоконденсатных (рис.4) [30]. В распределенном фонде недр находится 208 лицензионных участков. 44,5 трлн. кубометров газа, 5 млрд. тонн нефти и около 2 млрд. тонн конденсата это все разведанные запасы углеводородов на текущее время [30]. В перспективе еще находится 35 трлн. кубометров газа и около 8 млрд. тонн жидких углеводородов. В общем, за все время освоения территорий с месторождениями было добыто: 11 % по газу, 5 % по нефти и 2 % по конденсату. Добычу газа в будущем планируется увеличить до 310 – 360 млрд. куб. м., сейчас около 75 – 115 млрд. куб. м.
Рисунок 4 — Нефтегазовый комплекс Ямало-Ненецкого автономного округа
Наиболее крупные и разведанные месторождения в ЯНАО — Бованенковское, Уренгойское, Восточно-Мессояхское нефтегазоконденсатные месторождения. Транспортировка сырья с этих месторождений осуществляется нефтепроводами и газопроводами [30]. Бованенковское месторождение было открыто в 1971 году. Запасы Бованенковского месторождения оцениваются в 4,9 трлн. куб. м. газа; проектная мощность – 115 млрд. куб. м. газа в год с последующим увеличением до 140 млрд. куб. м. На Уренгойском месторождении общие геологические запасы оцениваются в 16 трлн. м³ природного газа. В каждом 1 м3 газа содержится 100-200 см3 конденсата. То есть при суточной производительности скважины 1 млн. м3 газа количество конденсата, поступающего из скважины, будет составлять 70-140 т. Восточно-Мессояхское месторождение обладает запасами нефти и газового конденсата приблизительно в 343 млн. тонн, а газа – в 113 млрд. м3. За 2022 год было добыто 706,9 тыс. тонн нефти. Для доставки нефти до системы «Транснефти» был построен напорный трубопровод, длиной 98 км и мощностью прокачки 8,5 млн. тонн в год (рис.5) [30].
Рисунок 5 — Транспортировка нефти с Восточно-Мессояхского
месторождения
1.1.4 Север Красноярского края
На севере Красноярского края тоже имеются два перспективных месторождения – Ванкорское и Сузунское. Запасы нефти на Ванкорском месторождении превышают 260 млн. т, газа — около 90 млрд. куб. м. Начальные запасы Сузунского месторождения составляют 56 млн. тонн нефти и 35 млрд. кубов газа [31]. Построен межпромысловый нефтепровод Сузун – Ванкор. Протяженность нефтепровода, проложенного надземным способом, составила 99 км. Так же во второй половине 2009 года был введен в тестовую эксплуатацию 556-километровый нефтепровод Ванкор-Пурпе диаметром 820 мм, связывающий месторождение с магистральным нефтепроводом «Транснефти» (рис.6) [31].
Рисунок 6 — Транспортировка углеводородного сырья с Ванкорского и
Сузунского месторождений
1.1.5 Шельф арктических морей
Разумеется, нужно сказать и об Арктическом шельфе. Эта область весьма богата нефтью, газом и другими полезными ископаемыми. В настоящее время здесь добывается десятая часть общемировых объёмов нефти и четвертая часть — природного газа. При этом следует учитывать, что на континентальном шельфе около 4/5 общих углеводородных ресурсов приурочено к недрам арктических морей [22].
В морфологии пассивных континентальных окраин выделяется шельф, глубины края которого достигают до 200 м. На российском шельфе открыто 20 крупных морских нефтегазоносных провинций и бассейнов, из которых 10 – с доказанной нефтегазоносностью. Крупнейшими осадочными бассейнами в арктической части являются: Восточно-Баренцевский, Южно-Карский, Лаптевский, Восточно-Сибирский и Чукотский. К настоящему моменту в акваториях арктических морей России открыто 22 месторождения нефти и газа, включая 4 месторождения губ и заливов Карского моря и подводные продолжения 5 прибрежных объектов в тех же губах и заливах Начальные геологические ресурсы углеводородов (УВ) на шельфе России составляют 136 млрд. т у.т., а начальные извлекаемые ресурсы УВ достигают 100 млрд. т у.т., в т.ч. 13 млрд. т нефти и 87 трлн. м3 газа, что соответствует 22– 27% от общего объема ресурсов УВ шельфовых зон Мирового океана. Около 75% всех ресурсов акваторий России сосредоточено в арктических регионах с суровыми природно-климатическими условиями и слаборазвитой инфраструктурой.
Рассмотрим шельф Баренцева и Карского морей. В Баренцево-Карской провинции выявлены супергигантские и гигантские газоконденсатные месторождения — Штокмановское, Русановское и Ленинградское [15]. По запасам Штокмановское месторождения относится к уникальным, по оценкам на настоящее время, его запасы составляют 3,7 триллиона м³ газа, конденсат присутствует в объеме 56,1 млн. т.
Ленинградское газоконденсатное месторождение, было открыто в 1994 году. Разведанные и предварительно оцененные запасы по категории (ABC1+C2) — 1,05 трлн. куб. м газа, 3 млн. т конденсата.
Русановское месторождение было открыто в 1989 году. Разведанные и предварительно оцененные запасы по категории (ABC1+C2) — 779 млрд. куб. м газа, 7,8 млн. т конденсата.
Транспортировка планируется осуществляться морским путем – газовозы, подводным трубопроводом, на рисунке 7 [15] показаны возможные трассы вывоза углеводородов с месторождений Баренцево-Карской провинции.
Рисунок 7 -Транспортировка углеводородного сырья в Баренцево-Карской провинции
Таким образом, можно сделать вывод о том, что территории Крайнего Севера богаты нефтегазовыми месторождениями, которые находятся и на суше и на шельфовой зоне. В основном транспортировка нефти и газа с месторождений осуществляется трубопроводным транспортом, включая в том числе и подводные переходы, например через Байдарскую губу, через которую экспортируют нефть с Бованенковского месторождения, а также для перевозки сырья с шельфовых месторождений используется морской транспорт Характерной особенностью территорий является наличие ММП, а на территории акваторий — льдов и айсбергов, которые стоит учитывать при планировании новых транспортных путей и эксплуатации существующих [13].
1.1 Методы генерации ЭЭ на месторождениях НГК в РФ и за рубежом
Современный мир вступает в эпоху острой борьбы за сырьевые и энергетические ресурсы. Начиная с третьего технологического уклада (1880 г.) потребление электроэнергии, а затем нефти и природного газа в мире стало постоянно нарастать. Электричество и нефть стали необходимыми условиями, факторами развития четвертого и пятого технологических укладов, их несущих промышленных отраслей. Электричество и нефть изменили не только целые отрасли промышленности, но также оказали огромное влияние на развитие транспорта, связи и бытовые условия жизни людей. В настоящее время человечество потребляет более миллиона тераджоулей энергии в день. Это сравнимо с трехкратным производством электроэнергии крупнейшими атомными электростанциями, работающих на полной мощности (например, АЭС Касивадзаки-Карива (Япония) или АЭС Брюс (Канада)). С середины 20 века нефть заменила уголь и стала лидирующим энергоресурсом в мире и продолжает удерживать лидирующую позицию в настоящее время. За 20 век общее потребление энергоресурсов увеличилось по разным данным в 12–15 раз. Большое количество производимой электроэнергии используется для работы нефтяной и газовой промышленности. Электрификация нефтяной отрасли в нашей стране началась в конце 20-х годов 20 века. Как отмечал, в своих воспоминаниях Председатель Госплана, министр нефтяной промышленности СССР Н.К. Байбаков, «к середине 1928 г. практически все насосные скважины Баку работали на электродвигателях – таким образом, добыча нефти полностью электрифицировалась».
Мировая нефтяная промышленность является важным фактором стабильности и основой для развития глобальной экономики. Современный мир невозможно представить без продуктов нефтедобычи и нефтепереработки. На предприятиях по добыче нефти и газа большинство технологических процессов основаны на электрической энергии (от добычи до транспортировки). Основными Источниками электроснабжения нефтяных месторождений являются электрические сети сетевых компаний и автономные Источники энергии. В XX в. в мире произошло пятнадцатикратное увеличение уровня потребления энергоресурсов – с 0,82 млрд т.у.т в 1900 г. до 12,3 млрд т.у.т. в 2000 г., при опережающем росте добычи и использования углеводородов. Потребление коммерческой энергии на душу населения выросло почти в 4 раза, превысив 2 т.у.т./чел. в год. Произошли крупные сдвиги в технологиях добычи (производства), транспортировки и использования энергоносителей, усиливается глобализация их поставок при обострении конкуренции между странами и транснациональными компаниями за доступ к Источникам энергетического сырья. Нефть и газ в 20–21 веках стали не только основным Источником получения энергии, но и превратились в важнейшее «стратегическое сырье» современного мира, влияющее на проблему войны и мира.
Основным фактором нерационального использования ПНГ является нахождение большинства месторождений в отдалении от населенных пунктов и магистральных газопроводов (либо отсутствие доступа к ним), что делает невозможным транспортировку ПНГ и прямое использование тепловой энергии, выделяющейся при сгорании попутного газа, в жилищно-коммунальном хозяйстве.
Экономически эффективным решением проблемы утилизации ПНГ является использование попутного нефтяного газа в энергетике. Это позволяет не только улучшить экологическую ситуацию, но и решить проблему тепло- и энергоснабжения промыслов нефтяных компаний. Идеальная структура для преобразования энергии ПНГ в электрическую энергию представлена схемой (рис. 8). Вследствие постоянного изменения объемов добычи ПНГ на одном и том же месторождении необходимо, чтобы преобразователь энергии был автономным, быстро монтировался и имел невысокую стоимость.
Рисунок 8 — Идеальная структура преобразования ПНГ в электрическую энергию
В настоящее время в качестве автономных энергоустановок, вырабатывающих электрическую энергию из попутного нефтяного газа непосредственно на месторождениях, наиболее широко используют газопоршневые машины и газотурбинные установки. Однако большинство газопоршневых электростанций не работают на своих расчетных режимах. Топливную аппаратуру забивают конденсат, парафинистые и маслянистые отложения. Детонация и перегрев двигателя не позволяют реализовать номинальную нагрузку.
Потери мощности достигают 50-60%. Такие редкие события для двигателей внутреннего сгорания, как прогар клапанов и деформация клапанной головки на месторождениях, стали иметь систематический характер, что предъявляет жесткие требования к качеству подготовки попутного газа.
Газопоршневые электростанции любых типов, включая Caterpillar, Doitz, Willson, Jembacher, Waukesha, комплектуются приводными двигателями внутреннего сгорания, которые по конструкционным материалам и условиям теплообмена рассчитаны для работы на топливном газе с низшей теплотворной способностью не более 34-36 МДж/м3. Этому соответствует природный газ. Попутный газ имеет низшую теплоту сгорания 42-60 МДж/м3 в зависимости от компонентного состава. При таких показателях перегрев двигателя неизбежен.
Требования изготовителей к топливному газу по наличию этана, пропана, бутана и высших фракций определяют, по сути, необходимость использования в качестве топлива природного газа. Некоторые поставщики снижают требования в пользу попутного газа, заведомо указывая при этом расчетную номинальную мощность газопоршневой электростанции, сниженную на 25-30 относительно фактической, соответствующей размерности агрегата.
Газотурбинные установки (ГТУ) отличаются меньшей требовательностью к качеству ПНГ, однако, электрическая мощность ГТУ сопоставима с производимой ей тепловой энергией. Тепло уходящих газов ГТУ является самой большой потерей теплоты в цикле (до 80 % от теплоты сгорания топлива). Поэтому для повышения КПД газотурбинной установки необходимо утилизировать теплоту уходящих газов. Иначе ГТУ будет вносить существенный вклад в тепловое загрязнение окружающей среды. Вследствие больших температур необходима система охлаждения. Для снижения трения вращающихся частей необходима масляная система смазки. В большинстве случаев в качестве рабочей турбины ГТУ используется авиационная турбина большой мощности. При снижении мощности ГТУ также падает и КПД. Все эти особенности газотурбинных установок делают нецелесообразным их использование на малых месторождениях, в удалении от населенных пунктов, для утилизации попутного нефтяного газа.
Помимо указанных проблем для функционирования газопоршневых машин и ГТУ необходима инфраструктура, включающая сооружения для очистки ПНГ, охлаждения и смазывания агрегатов. Стоимость подобной инфрастуктуры может составлять большую часть от общей стоимости всей электростанции. Энергозатраты на охлаждение агрегатов могут существенно снижать КПД. К тому же, при очистке из ПНГ будет выделяться газовый конденсат, являющийся ценным сырьем, который не может утилизироваться непосредственно на месторождении, и не может выбрасываться в окружающую среду из-за токсичности.
Структуры преобразования энергии ПНГ в электрическую энергию газопоршневыми машинами -схемой (рис. 9).
Рисунок 9 — Структура преобразования ПНГ в электрическую энергию
газопоршневыми машинами и ГТУ
Независимо от соотношения промышленного и бытового потребления электроэнергии на долю систем жизнеобеспечения (собственные нужды ДЭС, котельные, водопровод и канализация) приходится четверть потребления электроэнергии. Поэтому экономия воды и тепла дает косвенный эффект в виде экономии электроэнергии. Около 15–20 % крайне дорогой вырабатываемой на ДЭС электроэнергии расходуется на цели отопления для ликвидации дефицита теплового комфорта. На цели освещения расходуется 18–20 %. Это недопустимая роскошь.
В ряде населенных пунктов котельные не обеспечивают качественным теплоснабжением здания и приходится использовать электрокотельные. Только за счет ликвидации проблем с системами отопления и модернизации систем освещения потенциал экономии электроэнергии можно оценить равным 35–45 %.
В программах по повышению эффективности потребления электрической энергии реализуются такие меры, как внедрение ЧРП, замена неизолированных электрических сетей на самонесущие изолированные, замена систем освещения и бытовых приборов на более энергоэффективные, установка энергоэффективных двигателей и замена промышленного оборудования на более энергоэффективные образцы. В отдельных районах в программах по повышению энергоэффективности заложен очень ограниченный перечень мероприятий. Вместо реализации потенциала экономии электроэнергии во многих населенных пунктах для ликвидации дефицита электроэнергии уже построены или планируется строить новые ДЭС.
1.2 Предпосылки к созданию энергокомплексов в зоне разрабатываемых месторождения нефтегазодобывающих предприятий с использованием газотурбинных установок
В настоящее время газовые турбины находят все большее применение в народном хозяйстве. Области применения газотурбинных установок (ГТУ) определяются их сравнительными свойствами по отношению к другим типам первичных двигателей.
Газотурбинная установка представляет собой агрегат, состоящий из газотурбинного двигателя, редуктора, генератора и вспомогательных систем. Поток газа, образованный в результате сгорания топлива, воздействуя на лопатки турбины, создает крутящий момент и вращает ротор, который в свою очередь вырабатывает электроэнергию.
Рисунок 10 — Газотурбинная установка
В основу устройства газотурбинного агрегата положен принцип модульности: ГТУ состоят из отдельных блоков, включая блок автоматики.
Модульная конструкция позволяет в кратчайшие сроки производить сервисное обслуживание и ремонт, наращивать мощность, а также экономить средства за счет того, что все работы могут производиться быстро на месте эксплуатации.
Электрическая мощность газотурбинного оборудования находится в пределах от 0,0015 кВт до 400 МВт. Максимально большой КПД достигается, если газотурбинная установка функционирует в режиме одновременного производства тепловой и электрической энергии (когенерации).
Газотурбинные установки находят широкое применение в нефтедобывающей и газодобывающей промышленности.
ГТУ служат приводом нагнетателей природного газа на магистральных газопроводах, резервных электрогенераторов пожарных насосов, а также в качестве постоянных, резервных или аварийных источников тепло- и электроснабжения.
Современная нефтегазовая отрасль характеризуется растущими темпами добычи природных ресурсов. Рост нефтедобычи происходит в основном за счет ввода в эксплуатацию нефтедобывающих установок на новых месторождениях Европейской части страны, Восточной Сибири и Дальнего Востока, как правило, в труднодоступных районах со сложными ландшафтными и климатическими условиями, где не развита или вовсе отсутствует сетевая инфраструктура.
Проведение линий электропередач в такие районы потребует немало времени и чаще всего экономически нецелесообразно, так как влечет за собой большие капитальные затраты. Уже эксплуатируемые перспективные месторождения также характеризуются интенсификацией добычи, причем вследствие увеличения износа таких объектов, существенно возрастает энергоемкость производства. Растущие тарифы на электроэнергию также увеличивают долю энергозатрат в бюджете нефтяных компаний.
В связи с этим, практически во всех компаниях нефтегазовой отрасли уже на протяжении ряда лет реализуются программы по энергосбережению и повышению энергоэффективности. Предприятия постоянно расширяют арсенал энергоэффективных технологий. В добыче значительные возможности энергосбережения связаны с утилизацией попутного нефтяного газа (ПНГ) для выработки собственной электроэнергии, а также с утилизацией отводимого тепла (когенерацией).
За сверхлимитное сжигание попутного газа к нефтегазовым компаниям применяются штрафные санкции. И, напротив, для предприятий, применяющих энергоэффективные технологии для обеспечения целевых показателей утилизации попутного газа, в соответствии с Постановлением Правительства РФ №600 от 17 июня 2015 года (Об утверждении перечня объектов и технологий, которые относятся к объектам и технологиям высокой энергетической эффективности) предусмотрены налоговые льготы. Так, в соответствии со ст. 259.3. п. 4 Налогового Кодекса РФ (N 261-ФЗ от 23.11.2009) при использовании для выработки электроэнергии микротурбинных и газотурбинных установок, работающих на попутном нефтяном газе, предприятие может в 2 раза быстрее списать затраты, понесенные на приобретение оборудования, в счет уменьшения налогооблагаемой прибыли.
Таким образом, применение ГТУ обеспечивает нефтегазовым предприятиям дополнительную экономию расходов на строительство собственной автономной электростанции на месторождении, в отличие от газопоршневых установок, которые не подпадают под действие данного законодательства.
Несмотря на востребованность автономных источников энергии, интенсивное их развитие сдерживается слабой отечественной материально-технической базой.
Традиционное генерирующее оборудование — промышленные газовые турбины, газопоршневые и дизельные генераторы, к сожалению, не всегда отвечают требованиям надежности и энергоэффективности объектов нефтегазовой инфраструктуры.
В частности, до сих пор существует проблема подбора генерирующего оборудования для автономных электростанций небольших нефтегазовых объектов в диапазоне мощностей до 10-20 МВт. Ранее для обеспечения потребностей таких объектов использовались большие газотурбинные электростанции. Имея большую, чем необходимо, мощность, они эксплуатировались на низкой нагрузке, что сводило на нет экономику их применения.
Другим вариантом было использование авиационных или судовых двигателей, находящихся в заданном диапазоне мощностей, но имеющих низкие показатели эффективности и слабые эксплуатационные характеристики.
Таким образом, благодаря применению газотурбинных установок существенно упростилась задача получения большой мощности.
Потребность в газотурбинных установках существует и обусловлена она широкой сферой их применения. Кроме того, возникает необходимость в выработке нового подхода к обеспечению качественной и недорогой электроэнергией нефтегазовых объектов. То есть, необходимо надежное оборудование с высокой степенью заводской готовности, полностью автоматизированной системой управления, отличными техническими и потребительскими свойствами.
Высокий уровень добычи нефти и газа сопровождается их нерациональным использованием, когда производственные предприятия обращают внимание только на товарный продукт или товарный выпуск, тогда как вторичный выпуск, в частности, попутного нефтяного газа, используется неэффективно. Неэффективное использование недр в процессе добычи нефти обусловлено устареванием организационных и технологических процессов и несовершенством экономического анализа. Учитывая, что система электроснабжения является важной частью процесса разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, она оказывает значительное влияние на энергетические и экономические показатели промышленности. В настоящее время, для покрытия потребности в электроэнергии при добыче нефти на месторождениях в отдаленных от центров энергоснабжения районах, начали применять газотурбинные установки (ГТУ), с помощью которых решают проблемы, как энергоснабжения, так и утилизации попутного нефтяного газа.
Рисунок 11 — Схема когенерационной ГТУ
Попутный нефтяной газ (ПНГ) — это природный углеводородный газ (смесь газов и парообразных углеводородных и не углеводородных компонентов), растворенный в нефти или находящийся в «шапках» нефтяных и газоконденсатных месторождений. Выделенный ПНГ при наличии специального газопровода доставляется потребителям, а при отсутствии «трубы» сжигается, используется на собственные нужды или перерабатывается. Стоит отметить, что ПНГ отличается от природного газа, состоящего на 70- 99% из метана, высоким содержанием тяжелых углеводородов, что и делает его ценным сырьем для нефтехимических производств. Стандартом для нефтяных компаний в развитых странах является утилизация 90-95% добываемого ПНГ, в то время как в России, даже по официальным данным, сжигается не менее 30% этого углеводородного сырья. Недостаточная степень использования попутного нефтяного газа была вызвана отсутствием жестких регулирующих механизмов и незначительными санкциями за загрязнение окружающей среды. Необходимый уровень утилизации нефтяного газа достигает 95 %, в соответствии с постановлениями Правительства Российской Федерации. С 2014 года увеличение штрафов за сжигание попутного нефтяного газа сверх нормы заставляет нефтегазовые компании более тщательно управлять его утилизацией. Более того, к 2025 году повышающий коэффициент штрафных санкций при сжигании более пяти процентов добытого попутного нефтяного газа будет составлять 25. Некоторые отечественные нефтяные компании уже достигли требуемого показателя на определенных месторождениях, но на большинстве нефтяных месторождений вопрос решен не полностью.
1.3 Сравнение технологий генерации ЭЭ на месторождениях НГК
Представляется необходимым, хотя бы кратко, рассмотреть существующие сегодня классификации природных энергетических ресурсов по степени их подготовки к освоению. Именно на этой основе ведется их учет, комплектуются статистические обзоры, в некоторых странах издается ежегодный Государственный баланс запасов.
Наиболее разработана система учета запасов углеводородного сырья и урана. В системе их учета используется определенная понятийная база. Действуют различные формы учета, (государственные=федеральные, региональные, муниципальные, частных фирм и международные). Кроме государственных балансов запасов, издаются ежегодные обзоры состояния, отчеты ведущих фирм, в которых в основные категории принятых понятий – «ресурсы», «запасы» и др. включены различные по качеству исходные данные.
В нашей стране принята утвержденная в 2005 году Министерством природных ресурсов Российской Федерации «Классификация запасов и прогнозных ресурсов нефтей и горючих газов». Уточненную классификацию планировалось ввести в действие с 01.01.09 года. Однако, в связи с большим количеством замечаний со стороны недропользователей срок ее ввода перенесен на 3 года. (снова пресловутый 2012 год)
Ведется системная работа по устранению недостатков действующей классификации 2005 года, направленная на сохранение всего полезного в действовавших ранее классификациях, в том числе сохранение двух групп – балансовых и забалансовых запасов. Рекомендуется учитывать возможности гармонизации проекта с рамочной классификацией ООН (ЕЭК ООН). Многие специалисты предлагают включение экономических критериев в геологическую часть классификации, усиление ее адаптации к рыночной экономике и др.
Уместно напомнить, что недавно исполнилось 100 лет первой весьма разумной классификации запасов полезных ископаемых по степени их изученности, предложенной в 1909 г. Х. Гувером (впоследствии Президентом США), рекомендовавшим разделять запасы на три категории: доказанные (proved), вероятные (probable) и перспективные (prospective). Такой подход долго использовался не только в США, но и многих других странах. Позднее вместо категории перспективные запасы (prospective) была принята категория «возможные» (possible). К доказанным относились детально разведанные запасы, вскрытые буровыми скважинами, оконтуренные на основе опробования их качества и технологии освоения. К «вероятным» — не в полной мере оконтуренные, вскрытые лишь отдельными буровыми скважинами, технологически недостаточно изученные. К «возможным» — запасы участков нефтеносных пластов, примыкающих к промышленным, с доказанными и вероятными запасами.
Геологической службой и Горным бюро США в 1980 г. была введена новая классификация. В ней впервые по степени изученности выделены две группы: разведанные запасы и предварительно оцененные ресурсы полезных ископаемых. В группе запасов высокой степени изученности и подготовленности к освоению выделены: «измеренные» (measured) и «исчисленные» (indicated), а также «предполагаемые» (inferred). В категорию запасов по этим категориям изученности включены также и те, которые могли быть в обозримой перспективе реально переведены в группу экономически целесообразных для освоения. Для них предложено понятие – «возможные запасы» (possible reserves).
Для запасов урана предложена «своя» классификация, в которой стержневым критерием является экономическая оценка разведанных запасов (цена за 1 кг U), включая его добычу. Одновременно сохраняется группа резервных и прогнозных геологических ресурсов урана, учитывающая их возможную себестоимость извлечения из недр.
Из этого краткого обзора существующих подходов видно, что «статистика» минерально-сырьевых ресурсов для энергетики, оценка их движения по «лестнице освоения», пока не могут рассматриваться в качестве возможной математической базы для построения моделей и определения жестких плановых годовых показателей обеспеченности энергетики природным сырьем на средне и долгосрочную перспективу. Тем не менее, многолетний опыт такого анализа накопленный в развитых странах, имеющих возможность привлекать к этой работе высококвалифицированных экспертов-специалистов разного профиля, свидетельствует о возможности получения прогнозных результатов необходимого качества для планирования не только краткосрочных (1-3 года), но также среднесрочных (5-10 лет) и долгосрочных (до 50 лет) уровней возможного обеспечения сырьем развивающейся энергетики.
В условиях технологического обновления ядерной энергетики в России разведанные запасы урана не являются главным фактором ее ускоренного развития. Сегодня предприятия России производят в год лишь 3,5-4,0 тыс. т урана. Подтвержденные запасы урана по себестоимости добычи 1 кг урана до 80 долларов США составляют 170 тыс. т, при общих запасах 550 тыс. т. Эти известные запасы и прогнозные ресурсы урана достаточны для развития ядерной энергетики нашей страны при условии ее технологического перевооружения.
Опережающее развитие ядерной энергетики стало важным приоритетом энергетической безопасности России. При этом выделяются три важнейших составляющих ее технологической модернизации. Первой из них является постепенный перевод ядерной энергетики на замкнутый уран-плутониевый ядерный топливный цикл на базе реакторов на быстрых нейтронах (РБН). Вторая составляющая – реализация крупномасштабной программы устранения радиационных загрязнений, в основном связанных с производством оружия в период холодной войны, и третья – существенная поддержка развития атомной энергетики в мире с одновременным решением сложных проблем предотвращения «расползания» по миру ядерных оружейных материалов и «чувствительных» ядерных технологий – в первую очередь обогащения урана и переработки облученного ядерного топлива.
Совершенствование ядерного топливного цикла, его интернационализация, развитие лизинга обогащенного урана, возврат отработанного топлива в страну его производящую и даже лизинг ядерной энергии стали важными инициативами и предметом глубоких исследований, инициированных политическим руководством нашей страны и некоторых других стран, решительно поддержанные МАГАТЭ.
Мы поддерживаем развитие широкомасштабных исследовательских работ в рамках международных соглашений с США, Европейским союзом и МАГАТЭ по всем этим направлениям. Основные научные результаты совместных работ опубликованы в ряде монографий, совместных докладов, итоговых документов семинаров и конференций, в русской и английской версиях. Они доступны и поэтому я не буду их рассматривать подробно. Хочу лишь подчеркнуть приоритетность проблемы нераспространения ядерных оружейных материалов и технологий обогащения урана и рециклинга ОЯТ с возможностью «наработки» оружейного плутония.
Прогнозируемые высокие темпы развития ядерной энергетики в мире – до 2000 ГВт в 2050 г. и 5000 ГВт в 2100 г., потребуют вовлечения в топливный ядерный цикл U238, развития технологий быстрых реакторов и возможно тория, т.к. имеющихся реальных запасов урана явно недостаточно. При использовании технологий открытого уран-плутониевого (U-Pu) топливного цикла потребуется для указанных объемов производства энергии на АЭС, оснащенных легководными реакторами, 14,0-16,0 млн. т природного урана. Даже прогнозных, пока не открытых ресурсов урана, при цене его добычи 250-300 долларов за 1 кг, пока не видно. Представляется, что сохранение и распространение «по миру» действующих в настоящее время ядерных технологий с открытым U-Pu топливным циклом уже во второй половине текущего века будут нерентабельными.
С увеличением объемов добычи минерально-сырьевых ресурсов неизбежно встает вопрос эффективного энергоснабжения проводимых работ. Доля энергетической составляющей в себестоимости добычи нефти и газа может превышать 50% [7]. В связи с этим вопросам энергоэффективности производства в настоящее время уделяется особое внимание. В России исторически сложилась тенденция использования централизованного электроснабжения объектов нефтегазодобывающей промышленности. При этом для обеспечения энергией удаленных месторождений необходимо возводить протяженные линии электропередач, что, особенно в сложных климатических условиях, не способствует качественному энергоснабжению. Износ оборудования традиционной энергетики во многих отраслях превышает 50-60 %, что приводит к сбоям в работе и нарушению электроснабжения потребителей [50, 91]. Более того, произошло ухудшение стоимостных и качественных показателей работы единой энергосистемы: участились случаи внезапных перерывов в электропитании, произошло старение оборудования, выросли тарифы на электроэнергию, повысилась стоимость строительства линий электропередач [5, 53, 71].
Истощение эксплуатируемых месторождений вынуждает смещать районы добычи в удаленные труднодоступные области. Так, вводимые объекты нефтедобычи располагаются в районах Крайнего Севера и восточной Сибири, где отсутствует централизованное электроснабжение, что обуславливает применение локальных источников энергии различного типа. Нефтегазовую отрасль отличает достаточно высокая энергоемкость. Затраты на энергоносители в себестоимости продукции для всей вертикали нефтяной промышленности нередко составляют свыше 50 процентов.
Современное электрооборудование, обеспечивающее работу нефтегазопромыслов, характеризуется как повышенными требованиями к качеству поставляемой электроэнергии, так и необходимым непрерывным энергоснабжением. Исследования влияния отклонений входного напряжения на постоянный режим работы погружных электродвигателей (ПЭД) установок электрических центробежных насосов (УЭЦН) показали, что понижение напряжения до величины 0,6 от номинальной длительности 0,15 с приводит к потере устойчивости ПЭД и его последующей остановке. Аварийные остановы и повторные включения насосного оборудования негативно сказываются на общем ресурсе его работы. В отдельных случаях неконтролируемый пуск приводит к поломке оборудования. При неработающем обратном клапане в колонне насосно-компрессорных труб, запуск установки может вызвать заклинивание или слом рабочего вала насоса из-за его турбинного вращения в направлении, противоположном рабочему. В условиях крайнего севера непрерывная работа нефтепромыслового оборудования необходима для успешного протекания всего технологического процесса, даже при кратковременных задержках электроснабжения возможны перемерзания различных трубопроводов, используемых для перекачки нефти, воды, конденсата. Проведение экстренных восстановительных работ зачастую невозможно в силу удаленности большинства месторождений от основных магистралей и наличия только воздушного сообщения или зимника.
Из-за постепенного смещения нефтедобычи из традиционных областей в неосвоенные, такие как районы Крайнего севера и Восточной Сибири, не имеющих доступа к централизованной сети, автономное энергоснабжение порой является единственно возможным способом обеспечения функционирования объекта. Энергетическая стратегия Российской Федерации на период до 2030 года определила развитие малой распределенной энергетики (МРЭ) в качестве важнейшего направления развития отрасли и зафиксировала возможность к этому сроку увеличить долю МРЭ до 15 процентов в общем производстве электроэнергии [31, 38, 48]. Одной из основных задач распределенной генерации является повышение эффективности применения местных энергоресурсов посредством использования когенерации и тригенерации, а также уменьшение расхода нефтепродуктов, питающих энергоагрегаты [28, 63]. Помимо этого, развитию автономного электрообеспечения отечественных нефтяных и газовых компаний способствуют современные проблемы централизованных энергетических сетей: высокие расценки подключения к сетевым компаниям, лимитированные возможности традиционных источников при наращивании мощностей, опасности нарушения непрерывности производственных процессов из-за возможных перебоев электроснабжения [11, 82, 85]
Наиболее эффективным способом утилизации ПНГ в промысловых условиях является его использование в качестве топлива газогенераторных установок для комплексного энергоснабжения нефтегазопромыслов [34, 37].
В настоящее время среди газогенераторных установок, используемых в качестве автономных источников электрической энергии, наиболее распространены два вида энергоагрегатов: газотурбинные установки (ГТУ) и газопоршневые агрегаты (ГПА) [115]. Среди ГТУ также можно выделить микрогазотурбинные электроагрегаты (МГТЭА), являющиеся наиболее современной разработкой в области газовых турбин.
Для автономного электроснабжения также широко используются дизель-генераторные установки (ДГУ). При этом большая часть расходов на выработку энергии приходится на издержки, связанные с покупкой топлива и его транспортировкой к месту проведения работ. В данных условиях стоимость дизельного топлива может увеличиваться на 200% и более [56, 57]. В таблице 1 представлены типы электроагрегатов, которые могут использоваться для электроснабжения потребителей при добыче нефти и газа.
Таблица 1 — Типы электроагрегатов, использующиеся для электроснабжения промыслового оборудования
| Параметры | ДГУ Cummins C1400D5 | ГПА FG Wilson PG1250B | МГТЭА Capstone 1000 |
| Электрическая мощность, кВт | 1000 | 1000 | 1000 |
| Тепловая мощность, кВт | — | 1363 | 2000 |
| КПД по электричеству, % | 40,9 | 38 | 33 |
| Расход топлива, л/ч (дизельное топливо), м³/ч (газ) | 196 (д/т) (75 % нагр.) | 276 (газ) | 325 (газ) |
Исходя из данных таблицы, можно сделать вывод, что агрегаты одинаковой электрической мощности различаются по КПД и вырабатываемой при этом тепловой мощности. Ввиду конструктивных сложностей организации системы использования тепловой мощности ДГУ данный параметр не был рассчитан для этого типа установки. Также по причине необходимости утилизации ПНГ далее рассматриваются только газогенераторные установки.
Турбогенератор МГТЭА включает в себя газотурбинный двигатель и генератор. Запуск двигателя МГТЭА осуществляется от встроенного блока аккумуляторных батарей. Крыльчатка компрессора и ротор турбины смонтированы на одном валу с генератором. Малый вес вала двигателя уменьшает инертность МГТЭА, позволяя быстрее реагировать на повышение и снижение выходной мощности [46, 81, 120]. Скорость вращения вала двигателя генератора 45000 – 96000 об/мин. При скорости 96 000 оборотов в минуту выходное напряжение составляет 277 В. Двухполюсный генератор на постоянных магнитах охлаждается потоком воздуха, поступающего в двигатель. В таблице 1.2 представлены типы и характеристики, существующих МГТЭА [74, 75, 111].
Среди достоинств ГПА можно отметить значительной срок работы до капремонта, меньшее по сравнению с ГТУ влияние количества пусков и остановов агрегата на его срок службы, возможность быстрого приема нагрузки при пуске станции, почти полная независимость КПД от загрузки установки.
Преимущества ГТУ включают в себя значительное количество тепловой энергии, получаемое с 1 кВт генерируемой электрической мощности, возможность использования ПНГ с высоким содержанием сероводорода в качестве топлива (до 7% в модификации МГТЭА Sour Gas, производимой фирмой Capstone), единовременной прием нагрузки до 100%. Также среди достоинств МГТЭА в условиях эксплуатации на нефтяных месторождениях следует выделить широкий диапазон рабочих режимов, производительность, экологичность [62].
Другим преимуществом ГТУ является их способность работать со значительными перепадами нагрузок, в то время как постоянная нагрузка ГПА должна составлять не менее 50% от располагаемой мощности установки. Более того, МГТЭА рассчитаны на возможность 100% наброса нагрузки и работы при ее изменении в диапазоне от 0 до 100%. Однако следует заметить, что данный режим возможен благодаря применению в структуре МГТЭА аккумуляторных батарей, которые в этом случае принимают на себя часть нагрузки, пока МГТЭА выходит на рабочий режим. В то же время для ГПА рекомендуемый единовременный наброс нагрузки не должен быть больше чем 15-25%.
Также еще одной особенностью ГТУ относительно ГПА является зависимость располагаемой электрической мощности установки от температуры входящего в нее воздуха [98]. Номинальная мощность ГТУ приводится в соответствии с условиями международной организации по стандартизации (ISO) – температура окружающей среды 15 °С, относительная влажность 60%, атмосферное давление 101 кПа. В то время как конкретные параметры функционирования электростанции приводятся в техническом паспорте, для общих расчетов можно принять следующие факторы (рисунок 1.1) [3]:
— Рост температуры окружающей среды на 10 °С приводит к потере мощности на 8 %;
— Размещение ГТУ выше уровня моря на 300 м понижает производимую мощность на 3,5%.
Рисунок 5 — Зависимость электрической мощности ГТУ от
температуры входящего воздуха
Таким образом, при температуре входящего в турбину воздуха 35 °С, располагаемая мощность установки составит 84% от номинальной. В то же время, эффективность ГТУ возрастает с понижением температуры поступающего воздуха ввиду его большего массового расхода [102]. Среди недостатков ГТУ можно отметить требуемое высокое давление подачи топлива в установку (до 2 МПа), что в случае недостаточного магистрального давления может потребовать строительство дополнительного дожимного компрессора, а также сравнительно высокую стоимость 1 кВт мощности установки. ГТУ и ГПА применяются в зависимости от конкретных условий и потребностей предприятий. Для получения только электрической энергии и при наличии долговременной стабильной нагрузки могут использоваться ГПА. ГТУ, и в частности МГТЭА, могут применяться для генерации электрической энергии при изменяющейся нагрузке.