CC BY
47
УДК 338:242.2
Н.Г.ВОРОНОВ, канд. экон. наук, доцент, [email protected] Национальный минерально-сырьевой университет «Горный», Санкт-Петербург С.Ю.ВАЛЯЕВ, заместитель главного инженера, [email protected] ООО «Северо-западная энергетическая компания»
N.G.VORONOV, PhD in ec., associate professor, [email protected] National Mineral Resources University (Mining University), Saint Petersburg S.J.VALYAEV, deputy chief engineer [email protected] North-WestEnergy Company
ФОРМИРОВАНИЕ ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ С УЧЕТОМ ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПРИНЦИПОВ УПРАВЛЕНИЯ ПРОЕКТАМИ СТРОИТЕЛЬСТВА АВТОНОМНЫХ ОБЪЕКТОВ
МАЛОЙ ГЕНЕРАЦИИ В УСЛОВИЯХ УДАЛЕННЫХ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Рассмотрены организационно-экономические принципы управления проектами строительства автономных объектов малой генерации в условиях удаленных нефтегазовых месторождений как фактор снижения себестоимости добычи, транспортировки, хранения, переработки нефти.
Ключевые слова: управление проектами, принципы управления, малая энергетика, автономные энергоисточники.
FORMATION OF TECHNIKAL SOLUTIONS TO THE ECONOMIC PRINCIPLES OF PROJEKT MENAGEMENT OF CONSTRUCTION OF AUTONOMOUS OBJECTS
IN A SMALL GENERATION OF REMOTE GAS FIELDS
We consider the organizational and economic principles of project management of construction of autonomous objects in a small generation of remote gas fields, as a factor in reducing the cost of production, transportation, storage and processing of oil.
Key words: project management, management principles, low energy, self-contained power sources.
В настоящее время рост нефтедобычи связан в основном с вводом в эксплуатацию нефтедобывающих мощностей на новых месторождениях Восточной Сибири и Дальнего Востока, расположенных, 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. На уже эксплуатируемых перспективных месторождениях вследствие увеличения выработанно-сти объектов существенно увеличивается энергоемкость производства. Растущие тарифы на электроэнергию также повышают долю энергозатрат в бюджете нефтяных компаний.
Практически во всех компаниях нефтегазовой отрасли на протяжении ряда лет
реализуются программы по энергосбережению и повышению энергоэффективности, поиску более дешевых источников энергии. Предприятия постоянно расширяют арсенал энергоэффективных технологий. Значительные возможности энергосбережения связаны с утилизацией попутного нефтяного газа (ПНГ) для выработки собственной электроэнергии и отводимого тепла (когенерацией). Удаленность месторождений от централизованных источников электроснабжения, сложный рельеф местности, густые леса, невозможность строительства линий электропередач, штрафы за выбросы в атмосферу ПНГ, отсутствие круглогодично действующих дорог делают целесообразным развитие собственных автономных источников электроэнергии. Основным генерирующим оборудованием являются газотурбинные (ГТУ) и газопоршневые (ГПУ) установки. Это направление малой энергетики становится все более актуальным для нефтегазового бизнеса, так как позволяет создать источники энергии с более низкой, чем предлагается монополистами и посредниками, стоимостью электроэнергии. На месторождениях, богатых ПНГ и метаном, себестоимость 1 кВтч при эффективной схеме производства не превышает тарифа энергосистемы. Использование «своей» дешевой (по себестоимости) электроэнергии для собственного производства позволит получить более дешевый конечный продукт и в короткий срок окупить затраты на создание собственного энергоисточника.
Следует заметить, что используемое зачастую определение этого энергоисточника как автономного не вполне корректно, так как для надежного электро- и теплоснабжения необходима схема резервирования собственного энергоисточника от региональных электрических сетей и систем централизованного теплоснабжения. Если резервирование электроснабжения всегда разумно и оправданно (при технической возможности), то резервирование теплообеспечения требует подтверждения экономической целесообразности.
В подавляющем большинстве случаев руководители нефтегазовых компаний стремятся сократить расходы основного, про-
фильного бизнеса, снизить долю затрат на электро- и теплоэнергию в себестоимости своего основного продукта. В условиях удаленных месторождений энергоисточник является, как правило, единственным и имеет статус электростанции собственных нужд (ЭСН). Конкретная схема зависит от приоритетной задачи сооружения ЭСН (получения электроэнергии или тепла). Для получения электроэнергии предлагается утилизационная схема: газовая турбина - котел-утилизатор (КУ), паровой или водогрейный, что связано с видом тепловой нагрузки и необходимостью (или возможностью) установки паровой турбины. Если тепловые нагрузки существенно превосходят потребность в электроэнергии, рекомендуется сбросная схема - сброс газов ГТУ в паровые или водогрейные котлы традиционной компоновки.
ЭСН сооружается чаще всего на разрабатываемом месторождении, еще не включенном в процесс промышленной добычи, и условия площадки существенно влияют на компоновку оборудования. Котел-утилизатор может иметь вертикальную компоновку и располагаться над ГТУ, если площадка под корпус ограничена; горизонтальная компоновка целесообразна, если высота сооружения ограничена ветровыми нагрузками. Эти решения зависят также от компоновки самой ГТУ: с отводом выхлопа вверх в средней части агрегата (в основном для ГТУ небольшой мощности) либо осевым отводом.
Следующая проблема - выбор основного тепломеханического оборудования. Газотурбинное оборудование представлено на российском рынке широчайшим спектром ГТУ иностранного производства и уже составляющими им конкуренцию отечественными агрегатами. Все агрегаты в каждой из мощностных линеек имеют различные технические характеристики и особенности компоновки, стоимость, комплектацию, ресурс, уровень сервисного обслуживания и т.п. Чаще всего выбор поставщика ГТУ проходит через процедуру тендерных торгов, и торги эти требуют разработки технических требований, технического задания. Подготовку этого документа следует
поручать специализированной проектной организации.
Опыт работы и применение ГТУ иностранного производства в Сибири показал, что силовые установки не приспособлены к суровым климатическим условиям. Адаптация ГТУ стандартного исполнения существенно снижает общий КПД установки, заграничные производители вынуждены предусматривать обогрев циклового воздуха, воздуха на вентиляцию контейнера и другие мероприятия, препятствующие «замерзанию», что в конечном итоге может потребовать до 30 % дополнительных затрат.
Разработку, изготовление и поставку котлов-утилизаторов для ГТУ уверенно берут на себя отечественные котлостроитель-ные заводы, и опыт в этой области уже ими наработан. В связи с различием характеристик различных ГТУ (расход и температура выхлопных газов, необходимость дожигания топлива перед КУ) утилизатор разрабатывается, рассчитывается и проектируется практически заново для каждой ГТУ, т.е. серийного оборудования в этой области не существует. Для разработки котла-утилизатора изготовитель должен получать задание от генерального проектировщика.
Если проектной группой принимается решение об использовании в качестве основного генерирующего оборудования силового блока на основе ПГУ, то в ряде мощности до 25 МВт, применимых для ЭСН, о которых идет речь, единственный реальный российский поставщик паровых турбин -Калужский турбинный завод. Серийные турбины из его номенклатуры закрывают практически любые потребности малой и средней энергетики. Однако если в цикле ПГУ обосновано применение двухконтурно-го котла-утилизатора, то и паровая турбина для такой установки потребует индивидуальной разработки. Выбор генераторов и трансформаторов не представляет больших проблем - это оборудование выпускают отечественные производители, а ГТУ иностранного производства поставляется, как правило, комплектно с генератором. Главной проблемой при разработке электротехнических решений по проектируемым ЭСН
на существующих месторождениях является определение места подключения генераторов в существующую схему электроснабжения месторождения с наименьшими затратами на ее реконструкцию. Как правило, в цепях питания от распределительных устройств (6 или 10 кВ) ТЭС устанавливаются токоограничивающие реакторы для сохранения коммутационного оборудования в существующей схеме предприятия.
В перспективных районах нефтедобычи, обеспеченных энергоснабжением от энергосистемы, появление генерирующего источника вызывает необходимость получения от энергосистемы технических условий на подключение электростанции к сетям энергосистемы. Это необходимо, поскольку предусматривается режим параллельной работы турбоагрегатов ЭСН с энергосистемой. Зачастую энергосистемы ставят слишком жесткие и дорогостоящие условия на подключение энергоисточника к энергосистеме, поэтому заказчики нередко выбирают автономный режим работы ТЭС, отказываясь от резервной связи с энергосистемой.
Целесообразность строительства собственной генерации успешно доказана опытом многих компаний в России. Средние капитальные затраты на строительство ЭСН на основе ГТУ составляют от 1500 до 2000 долларов за 1 кВт установленной мощности. Хотя по объектам средней и большой генерации затраты на 1 кВт установленной мощности около 1100 долларов, строительство ЭСН окупается более низкой стоимостью (в 2-3 раза) за 1 кВтч. Стоимость электроэнергии, получаемой от внешних источников, ориентировочно, 1,8 руб./(кВтч), а собственная генерация стоит 80-90 коп./(кВтч). Окупаемость таких проектов от 4 до 6 лет.
Однако режим автономного электроснабжения месторождения от ЭСН имеет ряд существенных недостатков:
1) сокращение продолжительности использования номинальной мощности турбоагрегатов из-за жесткой зависимости мгновенной мощности турбоагрегатов от графика электрической нагрузки приводит к ухудшению их КПД, перерасходу топлива, увеличению срока окупаемости капитальных затрат;
2) в режиме с пониженной нагрузкой на ГТУ выработка электроэнергии становится крайне невыгодной и особенно дорогой для заказчика; Если единичная нагрузка ГТУ при снижении потребляемой мощности окажется менее 25 % от номинальной мощности, необходимо производить останов части агрегатов, добиваясь нагрузки на агрегат не ниже 80 %. Уже при снижении нагрузки до 50 %, электрический КПД газовой турбины снижается почти в 3 раза;
3) механический ресурс ГТУ из-за большего количества пусков, остановов, сбросов и набросов нагрузки вырабатывается быстрее. В случае параллельной работы ЭСН с энергосистемой предусматривается противоаварийная автоматика выделения турбоагрегатов на автономную работу со сбалансированной нагрузкой, при снижении частоты в энергосистеме и при других аварийных ситуациях. Однако такой режим автономного электроснабжения продолжается недолго, до ликвидации аварийной ситуации.
Возмущения в электрических сетях оказывают определенное влияние на статическую и динамическую устойчивость турбоагрегатов ЭСН. Наиболее существенным фактором, определяющим устойчивость газотурбинных генераторов, является значительно меньший момент инерции газовой турбины по сравнению с паровой. Как следствие, для нарушения устойчивости требуется уже значительно меньшее возмущение. К другим факторам, определяющим устойчивость турбоагрегатов, относятся место расположения ЭСН относительно других электростанций и узлов нагрузки, пропускная способность связей ЭСН с остальной энергосистемой. Поэтому расчеты устойчивости, безусловно, должны являться совместным продуктом как генерального проектировщика ЭСН, так и региональных проектных институтов. Практика расчетов устойчивости показывает, что задача обеспечения надежного электроснабжения от ЭСН достаточно сложна и многогранна.
ЭСН оснащается интегрированной АСУТП, обеспечивающей централизованный контроль и управление всем (вспомога-
тельным, теплотехническим, электротехническим) оборудованием станции из операторной; релейная защита и автоматика имеет микропроцессорную элементную базу. По структурной реализации АСУТП ЭСН является распределенной функционально и в пространстве системой, объединяющей в своем составе различные уровни и подсистемы. Такая концепция построения позволяет в полном объеме обеспечить полный мониторинг работы всего оборудования, прогнозирование отказов оборудования, снижение остановов оборудования по причине ложных срабатываний элементов системы АСУ и противоаварийной автоматической защиты. В конечном итоге, положительный экономический эффект достигается за счет внедрения современного комплекса технических средств АСУТП; отсутствие незапланированных простоев оборудования, прогнозирование ремонтов позволяет держать на складе оптимальный запас запасных частей и расходных материалов, снижать штат эксплуатационного персонала.
Наиболее важные задачи, решаемые АСУТП ЭСН, следующие:
• управление режимами запуска и останова агрегатов;
• групповое регулирование активной и реактивной мощности с ограничением (при необходимости) выдачи мощности в сеть;
• релейная защита и автоматика;
• управление синхронизацией;
• анализ электронных осциллограмм;
• диагностика состояния и настройка системы.
Ключевым фактором безаварийной работы ЭСН является персонал. Все специалисты, задействованные в проекте строительства, должны иметь соответствующую квалификацию. Проектанты, монтажники, пус-коналадчики, эксплуатирующий персонал на всем протяжении строительства должны взаимодействовать друг с другом. На протяжении реализации всего проекта до сдачи в эксплуатацию следует вести работу по совершенствованию, доработке, адаптации объекта к данному месторождению. Хотелось бы отметить, что каждая ЭСН является индивидуальной и неповторимой, поэтому
процесс проектирования особенно нуждается в детальной проработке всех проектных решений.
Огромный груз ответственности ложится на плечи эксплуатирующего персонала ЭСН. Специалисты, обеспечивающие жизнедеятельность станции после окончания строительства, обязаны в полном объеме знать все узлы и агрегаты. Особенно это важно для ГТУ, где уровень заводской автоматизации позволяет отследить все технологические параметры и неисправности. Грамотный специалист способен в считанные минуты найти неисправность и продолжить работу. Квалифицированный эксплуатирующий персонал является гарантом надежности энергоснабжения в суровых климатических условиях, вдали от цивили-
зации. Каждый час «без напряжения» не только грозит убытками для нефтяной компании из-за простоя буровой, насосной, но и может оказаться опасным для жизни людей. Поэтому завод-изготовитель ГТУ должен обеспечить качественное обучение персонала, чтобы в случае экстренной ситуации он мог применить навыки и знания, полученные в процессе обучения.
Главная цель проекта строительства ЭСН заключается в снижении себестоимости добычи, транспортировки, хранения, в отсутствии простоев. Все технико-экономические, организационные решения, принятые в проекте автономного энергоисточника, должны быть направлены на оптимизацию бесперебойного энергоснабжения месторождения.
