Оценка эффективности создания энергокомплекса с использованием газотурбинных электростанций на месторождениях НГК в условиях крайнего севера. Часть 2

Страницы 1 2 3

2. Характеристики месторождения НГК 

2.1 Организационная структура 

 

Восточно-Таркосалинское месторождение расположено в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Ближайшими населенными пунктами являются пос. Тарко-Сале (административный центр Пуровского района), расположенный в 15 км к западу от месторождения, и пос. Пуровск, находящийся в 25 км к западу. Ближайшими крупными месторождениями являются Тарасовское и Восточно-Тарасовское, расположенные в 32 км к юго-западу от рассматриваемой площади, Западно- Таркосалинское – в 30 км к западу, Губкинское – в 60 км к юго-западу, Харампурское – в 75 км к юго-востоку и Уренгойское – в 80 км к северо-западу (рисунок 1.1). 

В орографическом отношении район месторождения представляет собой полого-холмистую равнину, в значительной степени переработанную эрозионными и криогенными процессами. Абсолютные отметки рельефа от плюс 40 до 60 метров. Большая часть территории заболочена и покрыта озерами. 

Болотные ландшафты представлены плоскобугристыми мерзлыми болотами, имеющими кустарниково-лишайниково-моховой покров на буграх и травяно- моховой в понижениях. Северные – таежные ландшафты представлены редкослойными сосново-лиственничными лесами [1,2]. 

Климат района резко континентальный. Основной особенностью климата района является большая изменчивость температур и непостоянство их в течение суток и времени года. Климат района характеризуется суровостью, коротким прохладным летом и продолжительной холодной зимой. Продолжительность холодного периода составляет 8 месяцев (с октября по май) с устойчивым снежным покровом в течение 7 месяцев (середина октября – середина мая). Наиболее холодными месяцами являются декабрь, январь, февраль. Морозы достигают минус 50 °С и ниже. Снежный покров появляется в конце сентября. Высота снегового покрова достигает 90 – 200 см. 

 

Рисунок 12 — Обзорная карта Восточно-Таркосалинского месторождения 

 

 

2.2 Основные показатели добычи в динамике за 5 лет 

Подсчет запасов Восточно-Таркосалинское месторождение первоначально выполнены совместно ОАО АНК «Югранефть» и «Амоко Евразия Петролеум Компани» в 1997 году по результатам геологоразведочных работ (бурение 78 разведочных скважин и проведение сейсморазведки методом 2D в объеме 2650 погонных километров), на основе двухмерной геологической модели в пределах нефтяных залежей продуктивных горизонтов. 

Начальные запасы нефти месторождения, были утверждены ГКЗ РФ в количестве:  

— по категории С1 – 941 436 / 180 903тыс. т., КИН – 0,192;  

— по категории С2 – 261 176 тыс.т., КИН – 0,140. 

В связи с активным разбуриванием ЮЛТ представление о геологическом строении менялось. Возникала необходимость уточнения запасов в период 2017-2018 гг. осуществлено два оперативных пересчета. Первый из них был утвержден протоколом Роснедра № 18/581 от 19.07.2017 г., второй протоколом Роснедра № 18/388 от 11.06.2018 г.  

На 01.01.2022 г. в целом по месторождению на государственном балансе числятся запасы углеводородов: 

Пласт А10 

 

Пласт А11 

 

По месторождению в целом 

 

 

По запасам месторождение относится к крупным, а по геологическому строению — чрезвычайно сложным для освоения. 

Отличительные особенности месторождения: 

• большая площадь нефтеносности; 

• многопластовость; 

• многоэтапность проектирования и развития системы разработки и обустройства месторождения; 

• статус территории особого порядка недропользования. 

Промышленная нефтеносность установлена в неокомских отложениях 

(горизонты АС7, АС8, АС9, АС10, АС11 и АС12). В промышленную разработку вовлечены три горизонта: АС10, АС11 и АС12, где сосредоточено 96,9 % разведанных запасов, причем в горизонте АС12 сосредоточено 54,9 % из них. 

На Приобском месторождении по состоянию на 01.01.2010 год фонд скважин с начала разработки составляет 1167 скважин, в том числе добывающих 836, нагнетательных 331. Характеристика основного фонда скважин по месторождению в целом представлена в таблице 4, фонд добывающих нагнетательных на рисунке 7,8 

Таблица 4 — Характеристика фонда скважин (по состоянию на 01.01.2022 г.) 

 

 

 

Рисунок 13 — Характеристика фонда добывающих скважин Восточно-Таркосалинское месторождение по состоянию на 01.01.2022 г. 

 

Рисунок 14 — Характеристика фонда нагнетательных скважин Восточно-Таркосалинское месторождения по состоянию на 01.01.2022 г. 

 

Месторождение является многопластовым. Эксплуатационными объектами являются пласты АС10, пласт АС11, пласт АС12. Месторождение характеризуется высоким темпом ввода новых скважин. Наибольшая часть фонда на данный момент имеет обводненность 9,5 – 25,1 % (обводненность в целом по месторождению – 22,1 %). 

Накопленная добыча нефти на 01.01.2019 г. по пласту АС12 составила 11210 тыс. т, фонд добывающих скважин по пласту составил 571 скважин из них 496 скважин действующие, эксплуатационный фонд нагнетательных скважин — 210, из них 172 скважины действующие. 

По пласту АС11 с начала разработки отобрано 43633 тыс. т нефти. По состоянию на 01.01.2019 г., фонд добывающих скважин составил 610, в том числе: действующих – 523, фонд нагнетательных скважин – 219, в т.ч. действующих — 206. 

По пласту АС10 с начала разработки отобрано 11778 тыс. т нефти. По состоянию на 01.01.2019 г., фонд добывающих скважин составил 482, в том числе: действующих – 423, фонд нагнетательных скважин – 176, в т.ч. действующих — 157. 

Коллекторы продуктивного пласта представлены серией линзовидных песчаных тел, невыдержанных по простиранию. Их формирование происходило в фондоформной части циклита АС12. На площади залежи отмечается наличие пяти локальных малоразмерных зон отсутствия коллекторов. Восточная граница осложнена двумя узкими полосами зон замещения. Эффективные нефтенасыщенные толщины варьируют в пределах от 0,4 м (скважина 3744) до 55,7 м (скважина 2246), в среднем по залежи составляя 13 м. На площади отмечается две области развития максимальных нефтенасыщенных толщин. Одна в зоне сочленения южной части правобережного эксплуатационного участка и острова, другая – в зоне эксплуатационного участка в левобережной части площади. Песчанистость пласта составляет в среднем 0,21 при коэффициенте расчлененности пласта , равным 8. Дебиты нефти при испытании пласта в колонне изменяются от единиц м3/сут до 48 м3/сут в скважине 262 на 6 мм штуцере. 

Основными породообразующими минералами рассмотренных продуктивных пластов являются кварц и полевые шпаты с некоторым преобладанием полевых шпатов. Цементируются породы в основном глинистым материалом хлоритового состава с примесью гидрослюд и каолинита. Различие в коллекторских свойствах пластов связаны с литологическими факторами (гранулометрия, степень неоднородности пласта и другие). 

Повышение извлекаемых запасов углеводородов является одной из самых актуальных и важных задач в нефтедобывающей промышленности. Продление срока службы скважины является также важной задачей, потому что эксплуатационная нефтяная скважина является очень дорогим и технически сложным сооружением. Блок добывающих скважин Северо-Западной части Приобского нефтяного месторождения, согласно данным по разработке, имеет низкий дебит флюида – менее 10 т/сут и высокую обводненность – более 90%. Эксплуатация скважин с дебитом менее 10 т/сут не рентабельна. Для увеличения извлекаемых запасов и продления срока службы скважин, а также контроля за процессом разработки применяется метод индикаторных исследований. 

Данный метод позволяет оценивать фильтрационно-емкостные свойства пластов, распределение фильтрационных потоков, скорость движения фронта воды, устанавливать гидродинамическую связь между добывающими и нагнетательными скважинами. На основании полученных данных возможно регулирование системы разработки месторождения, производить оптимизацию работы системы ППД, устанавливать источник обводнения скважин, уточнять геологическое строение продуктивного пласта (рис. 1). 

 

 

 

Рисунок 15 — Розы-диаграммы распределения основных потоков фильтрации на исследуемом участке в районе нагнетательной скважины 2132 пласта АС12 Восточно-Таркосалинское месторождение 

Трассирование фильтрационных потоков по направлениям осуществляется следующим образом: в восточной части Левобережного участка (район скважин 1765, 2132 и 28) фильтрация осуществляется в северочной части Левобережного эксплуатационного участка Приобского месторождения. В ходе исследований на левобережном участке обнаружена гидродинамическая связь между пластами АС11 и АС12, что, скорее всего, связано с наличием заколонных перетоков в нагнетательных или добывающих скважинах. Одним из таких участков является район нагнетательной скважины № 2132. При закачке индикатора в перфорированные пласты АС10 и АС12 скважины № 2132, наблюдался вынос индикаторной жидкости в продукции добывающих скважин № 230, 3163, 3164 перфорированных только на пласт АС 11. индикаторных исследований, проведенных на Левобережном эксплуатационном участке, делается вывод о том, что наибольшая гидродинамическая активность существует на объектах пласта АС 11. Выработка пласта АС11 происходит намного быстрее, чем пластов АС10 и АС12. 

 

2.3 Данные о потреблении ЭЭ месторождением в динамике за 5 лет 

 

В настоящее время вопросы энерго- и ресурсосбережения стали особенно актуальными практически во всех отраслях промышленности. Не являются исключением и предприятия топливно- энергетического комплекса, которые занимаются добычей, подготовкой, транспортом и переработкой нефти и газа. Нефтегазодобывающие предприятия (НГДП) вынуждены разрабатывать и внедрять целые комплексы энергосберегающих мероприятий. Проводится энергоаудит всех технологических процессов с целью определения звеньев, где эффективность использования энергетических ресурсов недостаточно высока и имеется потенциал для сбережения. 

С этой целью на промышленных предприятиях стали широко внедряться автоматизированные системы коммерческого и технического учета электроэнергии – АСКУЭ и АСТУЭ, позволяющие вести непрерывный мониторинг эффективности потребления электроэнергии различным оборудованием. 

Структура потребления электроэнергии нефтегазодобывающим предприятием приведена на рисунке 1. Самым энергоемким технологическим процессом на всех НГДП является механизированная добыча нефти скважинными насосами – до 55…62% от общего потребления электроэнергии [1]. Среди нефтедобывающих скважин основным способом эксплуатации является использование электроцентробежных насосов (ЭЦН). Свыше 54% всего фонда скважин в РФ эксплуатируется ЭЦН, при этом из этих скважин извлекается около 75% всей добываемой нефти [2]. Поэтому оптимизация технологических процессов механизированной добычи нефти при помощи ЭЦН может дать значительный эффект энергосбережения для предприятия в целом. 

Издержки на добычу и транспорт нефти и газа зависят от многих факторов – характеристик месторождения, стадии и методов его разработки, технического состояния и типа. 

Основным видом энергоресурсов, затрачиваемых в технологических процессах добычи нефти и газа, является электрическая энергия (в отличие, например, от системы транспорта газа, где основным энергоресурсом служит перекачиваемый газ). Доля использования попутного газа в настоящее время незначительна, хотя наблюдается тенденция более широкого его применения в качестве топлива для автономных источников электроэнергии на промыслах [2], рассмотренная в разделе 4.3 настоящей работы. 

Исследования структуры затрат электрической энергии при добыче нефти, проведенные нами на целом ряде месторождений Западной Сибири, позволили выявить основные статистические закономерности их распределения.  

Для использования уровня удельных энергозатрат в качестве показателя совершенства технологического процесса добычи нефти или диагностического признака необходимо определить нижний теоретический предел удельных затрат. Эта величина специфична для каждого месторождения и определяется в основном динамическими уровнями добывающих скважин и структурой эксплуатируемого парка насосного оборудования. 

Такая тенденция характерна для всего электрооборудования, эксплуатируемого на нефтяных месторождениях Западной Сибири. Данное оборудование и ВЛ можно отнести к категории «изношенное оборудование». Под изношенным оборудованием понимается оборудование и ВЛ, находящиеся в работоспособном состоянии, параметры которого, характеризующие техническое состояние, близки к критическим. При этом, в случае выработки временного ресурса оборудование числится на балансе предприятия, но амортизационные отчисления на реновацию уже не производятся. 

На последних сессиях СИГРЕ значительная часть докладов и выступлений посвящена проблеме эксплуатации изношенного электрооборудования ввиду её актуальности. Вышеуказанная проблема отмечалась в ключевых темах Life Extension, Repair and Refurbishment, On-Line Monitoring, Management.  

Как свидетельствуют данные, приведенные в табл. 1.7. изношенное оборудование и ВЛ составляют значительную величину, а обновление и ввод нового оборудования практически отсутствует. Это приводит к снижению эффективности работы системы электроснабжения нефтяных месторождений Западной Сибири. 

Таким образом, в состав системы электроснабжения входят все вышеперечисленные элементы. Наибольшие затраты энергии всех видов имеют место в механизированных способах извлечения продукции и поддержания пластового давления (ППД). 

Исследование режимов электропотребления НГДП показывает, что в нефтедобыче можно управлять этими режимами и, таким образом, оптимизировать параметры электропотребления. А ввиду того, что оптимальное регулирование электропотребления тесно связано с его учетом и управлением, появляется возможность оптимизировать плату за электроэнергию. 

В условиях государственного централизованного планирования электропотребления баланс экономических интересов производителей и потребителей электроэнергии сводился на уровне государственных планов, при этом потребитель должен был получать запланированное количество дешевой электроэнергии в удобное для него время. Поэтому основное назначение электроэнергетической отрасли состояло в надежном, бесперебойном электроснабжении потребителей в запланированных объемах. Для достижения этой цели осуществлялось управление процессом производства, передачи и распределения электроэнергии. Нагрузка регулировалась методом прямого управления — по требованию правительственных органов и энергокомпаний. В этих условиях электрическая энергия рассматривалась, прежде всего, как физическая субстанция, поэтому первоочередным (и единственно необходимым) средством управления энергопотребления являлась автоматизированная система диспетчерского управления (АСДУ), выполняющая роль регулятора потоков электрической энергии в процессе ее производства, передачи и распределения. 

Потребность в учете больших потоков электроэнергии при ее экспорте и при перетоках между энергосистемами, объединенными энергетическими системами и в масштабах Единой энергетической системы обусловила необходимость создания локальных автоматизированных систем измерения (контроля) электроэнергии (АСИЭ). 

Для балансирования интересов поставщиков и потребителей на рынке электроэнергии должна применяться автоматизированная система коммерческого учета энергопотребления, в состав которой в качестве подсистем входят АСИЭ и АСДУ. АСКУЭ позволяет контролировать расход энергии, выявить и сократить потери, зарегистрироваться в качестве потребителя на оптовом рынке электроэнергии и, как следствие, стать его полноправным участником. Данные, получаемые от АСКУЭ, обрабатывают на предприятиях-потребителях и на предприятиях-поставщиках электроэнергии всех уровней (электростанциях, электрических сетях, энергосистемах, объединенных диспетчерских управлениях и т.д.), поэтому система АСКУЭ характеризуются большим числом составляющих элементов и контролируемых показателей, широким диапазоном скорости протекания процессов и относятся к сложным технико-эргастическим объектам. АСКУЭ имеет развитую интегрированную многоуровневую структуру и представляет собой сочетание средств контрольно-измерительной и вычислительной техники, коммуникаций и программного обеспечения. 

Развитие коммерческого учета энергии в России началось позже, чем в Западной Европе и США, поэтому основой для создания АСКУЭ явилось импортное оборудование и программное обеспечение. Среди наиболее известных фирм, работающих в России можно назвать ЬапсИз&Суг — 81етепз (США — Германия), АВВ (Швейцария), Оепега1 Е1ее1пе (США), 18ККАЕМЕСО+ (Словения). Альтернативой импортным счетчикам и устройствам сбора и передачи данных являются приборы отечественных заводов (завод им. М.В. Фрунзе, г. Нижний Новгород; 000″Энергомер», г. Ставрополь, а также предприятия Владимира, Москвы, Пензы). 

Технические средства АСКУЭ объектов нефтедобычи включают: счетчики электроэнергии, имеющие числоимпульсные и (или) цифровые интерфейсы; устройства (контроллеры) сбора и передачи данных (УСПД); средства передачи информации в центры сбора по каналам связи (модемы); средства вычислительной техники (при необходимости). 

В настоящее время заводы и предприятия Российской Федерации производят широкую гамму трехфазных электронных и микропроцессорных электросчетчиков (индукционные и однофазные электросчетчики, а также электросчетчики класса хуже 1 здесь не рассматриваются), позволяющих их использовать в системах АСКУЭ. 

Основными изготовителями являются концерн «Энергомера» (г. Ставрополь), который выпускает электронные электросчетчики активной электроэнергии в одном и двух направлениях класса 0,2 (ЦЭ6808В), класса 0,5 (ЦЭ6805В), класса 1 (Ф68700В) и микропроцессорные ЦЭ6822, ЦЕ6823, ЦЭ6850 класса 0,5 и 1. Электронные электросчетчики имеют чис- лоимпульсный, а микропроцессорные — еще и цифровой интерфейс. СП АББ-ВЭИ «Метроника» (г. Москва) выпускает многофункциональные микропроцессорные электросчетчики серии АЛЬФА, А2, АЛЬФА Плюс, Ев- роАльфа кл. 0.28, 0.58, 1. Все они имеют числоимпульсный и цифровые (ИРПС, К.8-232, К.8-485) интерфейсы. Нижегородский завод им. Фрунзе производит электронные электросчетчики ПСЧ-4ПА, ПСЧ-4-1 класса 0,5 с числоимпульсным интерфейсом и микропроцессорные электросчетчики ПСЧ-4ТА, СЭТ-4ТМ класса 0.5 с числоимпульсным и цифровым интерфейсом (К8-485). 

Все выпускаемые микропроцессорные электросчетчики имеют встроенные часы и память для хранения графика мощности и других параметров, позволяют вести многотарифный учет. Последние их модификации имеют возможность контролировать показатели качества электроэнергии. 

К функциональным недостаткам микропроцессорных электросчетчиков следует отнести отсутствие унификации протоколов обмена и состава измеряемых параметров. Кроме того, производители микропроцессорных электросчетчиков излишне увлечены многофункциональностью, в т.ч. многотарифностью. При этом набор параметров, за который приходится платить пользователям, оказывается, зачастую избыточен. 

Устройствами, специализированными для целей АСКУЭ, являются микропроцессорные контроллеры — УСПД, предназначенные для сбора информации от электросчетчиков, обработки, хранения и передачи данных по каналам связи в центры сбора и обработки информации. Требования к ним определены отраслевым документом «Типовые технические требования к средствам автоматизации, контроля и учета электроэнергии и мощности для АСКУЭ энергосистем», утвержденным РАО «ЕЭС России» в 1994г., а также последним Положением об организации коммерческого учета электроэнергии и мощности на оптовом рынке (октябрь 2001г.) 

Производители УСПД поставляют также программно-технические средства для сбора и обработки информации, как на самом объекте, так и на вышестоящем уровне управления, которые образуют программно- технические комплексы (ПТК) АСКУЭ. 

Из современных российских ПТК АСКУЭ наибольшее распространение в энергосистемах получили: ПТК «ТОК-С» (АОЗТ «АМРИТА», г. Пенза) — энергосистемы Средней Волги, Урала, Центра; КТС «ЭНЕРГИЯ» (НТП «Энергоконтроль» г. Заречный, Пензенская обл.). 

Из импортных УСПД, усилиями ЦДУ ЕЭС на многих межсистемных подстанциях ОЭС Северо-Запада и Урала установлены УСПД «МЕГАДАТ А» производства Венгерской фирмы Ганц-Шлюмберже. 

Имеются системы АСКУЭ с прямым (без УСПД) сбром информации от микропроцессорных электросчетчиков, такие как «Альфа МЕТ» с мультиплексором МПР-16-2М («Метроника»), «Тариф-Микро» с контроллером связи КСИ-1 (Нижегородский завод им.Фрунзе), программный комплекс Нижневартовских электрических сетей (г. Нижневартовск), «АСЭлектро-энергия» Ноябрьского УМН («ЭМК-Инжиниринг»), 

Одним их узловых элементов АСКУЭ является связь между уровнями системы. При этом большое значение имеет расстояние, на которое передается информация. По мнению проектировщиков систем АСКУЭ, главной проблемой развития АСКУЭ на сегодня является обеспечение надежной неискажаемой системы доставки информации от пунктов измерения к центральному вычислительному устройству и автоматизированным местам (АРМ). Сегодня существуют различные подходы к реализации системы передачи данных. Рассматриваются как наземные, так и спутниковые каналы передачи данных. Наиболее качественные системы передачи информации (например, спутниковые) требуют значительных капиталовложений. Наиболее надежные — «выделенные» каналы, которые очень дороги и выделяются на постоянной основе. Местные телефонные линии ненадежны и не обеспечивают должного качества передачи информации. Энергетики уже давно используют линии электропередачи для подачи по низкочастотному диапазону голосовых сообщений и телеметрии, однако большинство используемых схем и оборудование не позволяют обеспечить по силовым линиям надежную связь для передачи данных с устройств сбора и обмен информации по АСКУЭ. 

Для объединения счетчиков в систему учета применяются программно-технические комплексы, включающие в себя различные серверы системы и автоматизированные рабочие места (АРМ). В настоящее время на российском рынке АСКУЭ действуют многочисленные разработчики программного обеспечения АСКУЭ для 1ВМ-совместимых рабочих станций, серверов, операционных систем, систем управления базами данных. 

Процессы изменения активной Р и реактивной Q мощности или тока электроприемников (ЭП) относятся к физическим явлениям, которые описываются функциями, имеющими в качестве аргумента время. В общем случае график электрической нагрузки представляет из себя функциональную зависимость I = f(l), где / — ток нагрузки, t — время. В теории электрических нагрузок для упрощения исследований применяют графики нагрузок по активной и реактивной мощностям Р =f(t) и Q =f(t), где P.Q — соответственно активная и реактивная мощности нагрузки. При необходимости нагрузка по полной мощности находится в виде S = Р + jQ, а по этой нагрузке можно легко найти и токовую нагрузку I(t). 

В дальнейшем показатели нагрузок в данной работе определяются раздельно по активной и реактивной мощностям. 

Графиком электрических нагрузок называется временная последовательность тока, мощности или ее активной и реактивной составляющей, осредненной за определенный интервал времени. 

Типы графиков нагрузок: периодический, почти периодический, регулярный, однородный, нерегулярный, непериодический и нерегулярный. 

Типичным примером периодического графика является ГЭН поточного автоматизированного производства или конвейеры. Примером почти периодического графика является график нагрузки мартеновского цеха, цеха дуговых сталеплавильных печей, буровых установок с электроприводом. 

Регулярным графиком можно назвать любой ГЭН, для которого соблюдается обобщенная периодичность — стабильность общего расхода электроэнергии за достаточно большой промежуток времени — например, для нефтяного или газового промысла, непоточного автоматизированного производства или большой группы однотипных высоковольтных установок, работающих в продолжительном режиме. 

Примером однородного графика нагрузки является ГЭН насосной или компрессорной станции в наиболее загруженные сутки (смену). Такой график не имеет значительных колебаний и ярко выраженных ступенчатых переходов от одной нагрузки к другой. 

Нерегулярный график нагрузки может не удовлетворять условию стабильности расхода электроэнергии за определенный интервал времени, однако, для него, в принципе, могут быть определены показатели за некоторый период времени, сохраняющие свою стабильность. Примером такого графика является график нагрузки отдельной буровой установки, проходящей в соответствии с технологическим процессом проводки скважин, режимы бурения, спуска и подъема инструмента.  

Основные показатели электрических нагрузок принято определять для отдельных ЭП — индивидуальные. В литературе по электроснабжению предприятий они обозначаются строчными буквами (/, р, q, s и т.д.). Для групповых показателей нагрузок принято обозначение прописными буквами (Р, Q, S, I и т.п.). 

Для определенных целей при расчете электрических нагрузок различают следующие виды нагрузок: 

— средние электрические нагрузки (Рс, Qc, SCI Ic) — для расчетов электропотребления и нормирования затрат электроэнергии; 

— среднеквадратичные (эффективные) нагрузки (Рсю QCKl Sm 1СК)- для расчетов потерь электроэнергии в сетях и элементах электрической системы; 

— максимальные (расчетные) электрические нагрузки (Рм, Qu, SM, IM или Pp. Qp, Sp, Ip) за переменное время осреднения (например, 30 мин.) — для заявления максимальных нагрузок в энергосистему, выбора сечений проводов и кабелей, выбора мощности трансформаторных,подстанций. 

Первой оценкой электрической нагрузки и ее максимально возможного значения являются: номинальная нагрузка активная, реактивная (Рн, QJ, мощность и ток (S„, 1„). При этом номинальная нагрузка индивидуального ЭП определяется по данным каталогов, справочников или может указываться на щитке двигателя или другого приемника. Групповая номинальная нагрузка по мощности определяется арифметическим суммированием номинальных мощностей отдельных приемников: для активной мощности- алгебраическим суммированием; для реактивной мощности — суммированием комплексных чисел для токовых нагрузок или нагрузок по полной мощности. В настоящее время термины, ранее широко использовавшиеся в практике проектирования электроснабжения, — «установленная мощность» или «присоединенная мощность», согласно последним нормативным документам по проектированию электроснабжения, не рекомендуются к применению. В то же время термин «номинальная нагрузка» является более правильным. 

В соответствии с «Указаниями по расчету электрических нагрузок в промышленных установках» точность расчета нагрузок при проектировании электроснабжения установлена ± 10%, то есть предъявляются довольно мягкие требования к точности расчетов. Это связано как с некоторой неопределенностью развития производства, так и с тем, что мощности трансформаторов и сечения линий электропередачи имеют дискретные значения с интервалом дискретизации, как правило, не ниже, чем 10%. 

Особым образом следует рассчитывать электрические нагрузки установок нерегулярного режима работы, к которым относятся установки для бурения скважин и гидронамыва сооружений. Для этих целей разработано много различных методов, которые в результате определяют среднюю и расчетную (максимальную) нагрузки по активной и реактивной мощностям. 

Как правило, для установок нерегулярного режима работы за ЭП принимается не отдельный электродвигатель, а одна технологическая установка в целом. Для этой установки выделяются интервалы стационарности графика электрической нагрузки, определяются его параметры (расчетные коэффициенты или собственно средние, среднеквадратичные или расчетные мощности) и моделируется групповой график нагрузки или всех установок данного типа или групповой график разнородных установок, причем неспокойный неустановившийся график нагрузки установок нерегулярного режима работы вероятностными методами суперпозируется с нагрузками установок с относительно ровными графиками нагрузок. 

Интервалы стационарности в большинстве случаев совпадают с отдельными технологическими операциями, выполняемыми установками нерегулярного режима работы. Так для буровых установок с электроприводом для условий нефтяной и газовой промышленности Тюменской области такими интервалами стационарности являются операции собственно бурения, спускоподъемных операций и вспомогательных операций. За среднюю электрическую нагрузку установки в целом принимают средневзвешенную величину мощности за весь цикл проводки скважин. За расчетную нагрузку с заданным интервалом осреднения (например, 30 мин.) принимают электрическую нагрузку, которая не может быть превышена с заданной вероятностью. При этом, вероятность появления нагрузки 0.05 уже считается значимой. 

 

 

2.4 Перечень, оборудования потребляющего ЭЭ 

 

Потребителями электроэнергии нефтеперерабатывающего завода являются: 

 Установка по очистке нефти; 

 Насосные установки по перекачке нефти; 

 Компрессорные установки; 

 Установки по вентиляции и кондиционирования; 

 Запорная арматура; 

 Котельная. 

По надёжности электроснабжения согласно классификации и требованиям Правил Устройствами Электроустановок основные технологические производства относятся к 1 и 2 категории потребителей электроэнергии. 

Основой рационального решения комплекса технико-экономических вопросов при проектировании электроснабжения современного промышленного предприятия является правильное определение ожидаемых электрических нагрузок.  

Определение электрических нагрузок является первым этапом проектирования любой системы электроснабжения. Значения электрических нагрузок определяют выбор всех элементов и технико-экономические показатели проектируемой системы электроснабжения.  

От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты в схеме электроснабжения, расход цветного металла, потери электроэнергии и эксплуатационные расходы. Ошибки при определении электрических нагрузок приводят к ухудшению технико-экономических показателей промышленного предприятия. 

Электрическая нагрузка характеризует потребление электроэнергии отдельными приемниками, группой приемников в цехе. 

При проектировании и эксплуатации систем электроснабжения промышленных предприятии основными являются три вида нагрузок: активная Р, реактивная мощность Q и ток I. 

В системе электроснабжения используется много разных методов определение электрических нагрузок: 

1. Метод коэффициента спроса; 

1. Метод упорядоченных диаграмм; 

1. Метод удельных плотностей нагрузок; 

1. Метод удельного потребления энергии на единицу времени; 

1. Метод определения электрических нагрузок однофазных приемников. 

В данном дипломном проекте используется метод коэффициента спроса. Коэффициенты спроса учитывают графики нагрузок определенных групп потребителей. 

Расчетная активная мощность определяется формулой: 

 

Рр= Ру ∙ кс (2.1) 

 

где Ру— установленная активная мощность, кВт. 

Зная, ориентировочно значение средневзвешенного коэффициента мощности отдельных потребителей, можно определить расчетную активную мощность: 

 

Qр= Рр ∙ tg φ (2.2) 

 

где tg φ-находится по таблицам тригонометрических функции для 

средневзвешенного коэффициента мощности cos φср. 

 

 

Принимая табличные значения Кс составляем таблицу 5 расчетных нагрузок для нефтяного месторождения. 

 

Таблица 5 — Расчет нагрузок месторождения 

 

Полная расчетная мощность: 

 

 

 

2.5 Подбор генерирующего, распределяющего и иного оборудования, необходимого для создания энергокомплекса (технические и экономические характеристики) 

 

Существуют общие технические требования к генерирующему оборудованию:  

1. Генерирующие устройства должны выдерживать без повреждения КЗ любого вида во внешней сети [33]. Максимальная длительность КЗ указывается в технической документации к ГУ; 
2. Возможность работы ГУ на отличных от номинальной частоты в соответствии с действующими стандартом [34], если необходимость в этом обоснована СО; 
3. Возможность работы ГУ при переходе в режим изолированного электроснабжения потребителей при действии ЧДА, если необходимость в этом обоснована СО; 
4. Возможность участия ГУ в ОПРЧ, если необходимость в этом обоснована СО; 
5. Оснащение ГУ необходимыми средствами автоматизации пуска, возможность приема и реализации УВ от внешних локальных устройств ПА для генераторов мощностью более 25 МВт, менее 25 МВт если необходимость в этом обоснована СО; 
6. Аппаратное совмещение устройств ПА с устройствами РЗА и средствами АСУ ТП не допустимо, согласно п. 6.1 и 6.6 [35]; 
7. В технической документации к ГУ должны быть приведены внешние характеристики регуляторов; 
8. Системы возбуждения и автоматические регуляторы возбуждения синхронных генераторов должны соответствовать требованиям [36]. 

 

Выбор максимальной мощности объекта, единичной мощности и количество агрегатов. Максимальная электрическая мощность должна соответствовать целям строительства объекта собственной генерации.  

Единичная мощность микротурбинных агрегатов выбирается по шкале стандартных номинальных мощностей (15, 30, 65, 200, 600, 800, 1000 кВт для установок производства компании Capstone). Количество агрегатов выбирается исходя из обеспечения максимальной мощности минимальным количеством агрегатов: 

 

агр=об/г.ед 

 

Номинальные мощности газопоршневых установок значительно отличаются у различных производителей, что дает возможность выбора единичных мощностей с шагом в несколько десятков кВт. Технологической особенностью газопоршневых агрегатов является ограничение минимальной загрузки не менее 50% в связи с чем, единичная мощность агрегатов должна быть выбрана таким образом, чтобы в режиме минимальных нагрузок обеспечивался технологический минимум. Количество агрегатов (1) выбирается исходя из обеспечения максимальной установленной мощности энергоцентра минимальным количеством агрегатов при условии прохождения минимума нагрузки и соблюдая требований по недоотпуску (2). 

г.ед.<2∙н..−с.н. 

 

Номинальные мощности газотурбинных установок выше остальных, шаг шкалы единичных мощностей составляет несколько МВт. Технологических ограничений на минимальную нагрузку у газотурбинных агрегатов нет, поэтому количество агрегатов выбирается исходя из обеспечения максимальной мощности минимальным количеством агрегатов, однако при наличии непродолжительной, но большой пиковой нагрузки целесообразно рассмотрение вариантов установки нескольких ГТУ, согласно (1). 

С точки зрения эксплуатации наиболее предпочтительным являются варианты обеспечения энергоцентра агрегатами одного производителя и одной модели. Применение машин разной мощности должно быть обосновано экономически. Для обеспечения ремонтов оборудования без отключения нагрузки или ухудшения условий электроснабжения в автономном режиме работы, а также при необходимости обеспечения питания ответственных потребителей необходимо провести выбор дополнительного количества агрегатов, обеспечивающих резерв. Для проектов распределенной генерации целесообразно предусматривать наличие «нагруженного» резерва. В работе одновременно должно находиться столько агрегатов, и их загрузка должна быть такова, чтобы при выходе одного агрегата оставшиеся в работе могли полностью обеспечить нагрузку. Величина нагруженного резерва определяется коэффициентом загрузки зг: 

Таблица 6 – Величина нагруженного резерва 

 

Необходимость содержания дополнительных агрегатов в «холодном» резерве должна определяться исходя из целей каждого проекта, в рамках технико-экономического обоснования с учетом оценки ущерба от недоотпуска. При рассмотрении проектов автономного энергоснабжения и электроснабжения особо ответственных потребителей целесообразно также провести оценку необходимости применения резервных дизельных источников электроснабжения.  

Состав дополнительного теплогенерирующего оборудования должен быть выбран таким образом, чтобы тепловая нагрузка была обеспечена в любом режиме работы генерирующего оборудования. Наиболее характерным является режим минимальных электрически нагрузок зимой, в котором генерация тепловой энергии агрегатами когенерации минимальна, а тепловые нагрузки максимальны. Именно для такого периода на основании прогнозных графиков спроса на электрическую энергию и известных мощностей систем утилизации тепла должен быть построен графики производства тепловой энергии выбранным оборудованием. 

т=нагр.т.+с.н.т.+Δ−коген. 

Единичная мощность теплогенерирующего оборудования будет определяться как разница между минимально возможной тепловой мощностью объектов когенерации и максимальной тепловой нагрузкой с учетом потерь и собственных нужд энергетического центра.  

Необходимость содержания дополнительных теплогенерирующих агрегатов должна определяться исходя из целей каждого проекта, в рамках технико-экономического обоснования. Важными аспектами при этом являются 

вероятность длительного отключения всего электрогенерирующего оборудования и/или необходимость использования резервного топлива.  

В некоторых проектах дополнительно рассматриваются установки АБМХ, обеспечивающие холодоснабжение систем кондиционирования в летний период. Мощность таких установок целесообразно подбирать на основании графика производства тепловой энергии при когенерации в режиме максимальных электрических нагрузок летнего периода. При этом недостаток мощности системы кондиционирования может быть восполнен установкой дополнительных чиллеров. Необходимость резервирования систем кондиционирования должна определяться исходя из целей каждого проекта, в рамках технико-экономического обоснования. 

В России в последнее время наблюдается ежегодный рост вводов объектов распределенной генерации (РГ) в основном за счет тепловых электростанций с газотурбинными, дизельными и газопоршневыми ГУ, которые подключаются к РС 6-220 кВ или к сетям внутреннего электроснабжения промышленных предприятий.  

Одной из причин этого является стремление собственников осуществить резервирование электроснабжения наиболее ответственных потребителей сложного технологического цикла при авариях в ЭЭС, в том числе с выделением ее части на изолированную (автономную) работу.  

В таких случаях возможно существование трех режимов работы системы электроснабжения потребителя с собственным объектом РГ:  

1. Параллельная работа энергообъекта с ЭС, с выдачей или без выдачи мощности в сеть. В этом случае обеспечивается работа объекта РГ в базе за счет получения из энергосистемы пиковой мощности и выдача в энергосистему избытков мощности, что позволяет обеспечить надежное электроснабжение собственных потребителей и повысить технико-экономические показатели работы объекта РГ. 
2. Изолированная работа энергообъекта (автономный режим) с обеспечением электроснабжения собственных потребителей с учетом их графиков нагрузки, а также обеспечения ремонтного и аварийного резерва (в т.ч. аварийной брони). 
3. Комбинированный режим, когда энергообъект работает параллельно с энергосистемой, но в случае возникновения режима высоких рисков или при аварии в сетях внешнего электроснабжения может быть выделен на изолированную работу с питанием потребителей от объекта РГ. 

Для комплексного решения вопросов надежной и эффективной работы объекта РГ целесообразно, в рамках разработки схемы выдачи мощности (СВМ) электростанции/ГУ, включающей в себя выполнение комплекса технических и схемных решений по ее присоединению к электрическим сетям, производиться все основные виды расчетов электрических режимов и приниматься основные технические решения. Расчеты позволяют оценить возможности обеспечения надежного электроснабжения электроустановок потребителей при строительстве объекта РГ, в том числе при выделении всего энергообъекта или его части на изолированную (автономную) работу, а также выявить проблемные вопросы, подлежащие решению в рамках разработки СВМ. Из проблемных технических вопросов, связанных с подключением объектов РГ, можно выделить следующие:  

− повреждения генерирующих установок при КЗ на выводах или в случае применения несинхронного автоматического повторного включения (НАПВ) в прилегающей сети;  

− неселективное отключение ГУ устройствами РЗА при отсутствии угрозы механического или термического повреждения при внешних возмущениях;  

− вторичные нарушения устойчивости в узлах нагрузки при переходе ГУ в кратковременный асинхронный режим при внешних возмущениях;  

− увеличение длительности провалов напряжения при КЗ в сетях с объектами РГ по причине самозапусков двигательной нагрузки после ликвидации КЗ;  

− некорректная работа сетевого автоматического ввода резерва (АВР) при подключении к сети объектов РГ;  

− ограничения на применение ГУ с системами самовозбуждения.  

Рекомендуется в оборудование главной схемы электростанции должны входить следующие устройства релейной защиты и противоаварийной автоматике:  

− на линиях связи с системой — токовая отсечка или дифференциальная защита, МТЗ, защита от замыкания на землю, делительная защита, сигнализация перегрузки;  

− общесекционные защиты — дифференциальная и дуговая каждой секции, защита минимального напряжения с действием на отключение отходящих линий (по выбору), автоматическая частотная разгрузка, автоматика быстрой разгрузки работающих генераторов при внезапном отключении одного из них с действием на отключение отходящих линий (по выбору);  

− автоматика частотного деления с действием на отключение отходящих линий (по выбору);  

− автоматика ликвидации асинхронного режима (с выдержкой времени);  

− генераторы с устройствами защиты, определяемые проектом;  

− колонки синхронизации (точной ручной и автоматической) на выключателях генераторов, всех секционных выключателях и выключателях связи с энергосистемой;  

− частичное заземление нейтрали, оснащенное автоматикой, обеспечивающей селективное определение присоединения с ОЗЗ либо его отключение.  

Принципы построения РЗА для объектов РГ подробно представлены в работе [37]. Набор требований к РЗ определяется характеристиками электрических режимов РС с объектами РГ (условиями функционирования РЗ). В работе выделены три возможных подхода к управлению и обозначена область их применения (таблица 4).  

Таблица 7 – Подходы к управлению электростанциями в аварийных режимах и область их применения 

 

 

Согласно типовым техническим требованиям по организации обмена информацией с диспетчерскими центрами и центрами управления сетями РСК условно можно разделить на два класса напряжения, на подстанциях высшим номинальным классом напряжения 110 кВ и выше и 110 кВ и ниже.  

Так, типовой состав телеизмерений на подстанциях высшим номинальным классом напряжения 110 кВ и выше, согласно [38], выглядит следующим образом:  

Телеизмерения уровней напряжения по всем трансформаторам напряжения 110 кВ и выше РУ ПС.  

Величины токов, перетоков активной и реактивной мощности отдельно по каждой ЛЭП 110 кВ и выше, присоединенной к распределительным устройствам. При наличии на ПС измерений параметров по каждой фазе ЛЭП, находящихся в диспетчерском управлении – телеизмерения величин фазных токов ЛЭП 110 кВ и выше.  

Величины токов, перетоков активной и реактивной мощности отдельно по стороне высшего, среднего и низшего напряжений АТ. Для АТ с подключенными источниками активной или реактивной мощности (5 МВт, 5 МВар и более) со стороны низкого напряжения также величины тока в общей обмотке.  

Величины токов, перетоков активной и реактивной мощности отдельно по стороне 110 кВ и выше каждого трансформатора.  

Величины токов, перетоков активной и реактивной мощности отдельно по каждому обходному, секционному и шиносоединительному выключателю 110 кВ и выше.  

Величины реактивных мощностей компенсирующих устройств установленной мощностью 5МВар и более (синхронных компенсаторов, статических тиристорных компенсаторов, батарей статических конденсаторов и т.п.). 

Величины частоты электрического тока от ТН секций и систем шин, ЛЭП 110 кВ и выше, если существует вероятность разделения энергосистемы на части и раздельной работы этих частей, в том числе в местах установки колонок синхронизации, комплектов ЧДА.  

Телеизмерения уровней напряжения на секциях и системах шин 35 кВ и ниже, токов, перетоков активной и реактивной мощности по стороне 35 кВ и ниже трансформатора, ЛЭП 35 кВ и ниже в случае, когда они необходимы для контроля технологического режима работы электростанций установленной мощностью 5 МВт и более (оборудование которых относится к объектам диспетчеризации), средств регулирования реактивной мощности 5 МВар и более (относящихся к объектам диспетчеризации), присоединенных на напряжении 35 кВ и ниже, а также присоединений, подключенных к устройствам ПА (за исключением устройств АЧР).  

Величины некоторых неэлектрических параметров с определенных соответствующим диспетчерским центром ПС (температура наружного воздуха, скорость ветра, толщина стенок гололеда, весовые и ветровые нагрузки на провода) (по согласованию при наличии технической возможности передачи).  

Типовой состав телесигнализации на ПС высшим номинальным классом напряжения 110 кВ и выше выглядит следующим образом:  

− телесигнализации положения коммутационных аппаратов (выключателей, разъединителей, отделителей) 110 кВ и выше. При наличии на ПС телесигнализации состояния коммутационных аппаратов по каждой фазе ЛЭП, находящихся в диспетчерском управлении – телесигнализация положения каждой фазы выключателей ЛЭП 110 кВ и выше;  

− телесигнализация положения анцапф РПН АТ и специальных регулировочных трансформаторов.  

 

Аварийно-предупредительная телесигнализация, содержащая общие предупредительные и аварийные сигналы о возникновении нарушений в работе оборудования («отключение от защит», «отключение от ПА»). 

Телесигнализация положения выключателей 35 кВ и ниже в случае, когда она необходима для контроля технологического режима работы электростанций 5 МВт и более (оборудование которых относится к объектам диспетчеризации), средств регулирования реактивной мощности 5 МВар и более (относящихся к объектам диспетчеризации), присоединенных на напряжении 35 кВ и ниже. 

 Страницы 1 2 3