CC BY
13ЭНЕРГЕТИКА
УДК 621.31
И.В. Шарапов, заместитель генерального директора по операционным вопросам (по добыче); С.Л. Найман, начальник отдела - главный энергетик, е-таИ; snayman@nmng.ru, ООО «Нарьянмарнефтегаз»
РЕШЕНИЕ ПРОБЛЕМЫ ОРГАНИЗАЦИИ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ ПРОВИНЦИИ
Как правило, с электроснабжением нефтегазовых промыслов Западной Сибири, центральной части России у энергетиков особых проблем не возникает. В большинстве случаев вопрос решается строительством ПС и ЛЭП прямо на месторождении. Разумно и просто. Однако Тимано-Печорская провинция не может похвастаться развитой сетевой инфраструктурой.
Информации о намерении Единой национальной энергосистемы (ЕНЭС) принять участие в энергообеспечении месторождений региона пока нет и не будет еще очень долго, а значит, спрос на автономную энергетику будет расти по мере повышения геологоразведочной и буровой активности нефтяных и газовых компаний, а также реализации ими проектов по утилизации ПНГ. Южно-Хыльчуюское нефтегазовое месторождение является одним из крупнейших в Тимано-Печорской провинции. Одним из основных факторов, осложняющих эксплуатацию месторождения, как раз является полное отсутствие инфраструктуры, в т.ч. объектов выработки и распределения электрической энергии и близлежащих энергетических объектов Единой национальной энергосистемы.
С целью электроснабжения нефтяных месторождений ООО «Нарьянмарнефтегаз», включающих объекты добычи и подготовки нефти, воды и газа, трубопроводного транспорта товарной нефти до морского терминала «Варандей» и другие, была создана уникальная энергосистема (рис. 1) в составе:
• энергоцентра «Южное Хыльчую» мощностью 125 МВт;
• объектов транспорта электрической энергии до потребителя напряжением 220 кВ, ВЛ-220кВ (протяженностью 160 км от Южно-Хыльчуюского до Варандей-
ского месторождения) и ПС-220/35/10/6 кВ (4 шт.);
• распределительных сетей напряжением 35, 10 и 6 кВ.
Уникальность энергосистемы определена ее автономностью от ЕНЭС, уровнями напряжения транспорта электрической энергии 220 кВ, расстоянием передачи значительной мощности (до 160км), суровыми климатическими условиями района расположения. В этих условиях надежность работы электрооборудования и электрических установок носит приоритетный характер, что и явилось основополагающим при их выборе.
Однако первые пуски энергоцентра и включения ВЛ-220кВ выявили проблему компенсации реактивной мощности. В режиме минимальных нагрузок возникал излишек реактивной мощности, генерируемой ВЛ-220 кВ, и наоборот, в режиме максимальных нагрузок имел место дефицит реактивной составляющей. И тот и другой случай требуют одного решения - запуска дополнительной газотурбинной установки (ГТУ) на энергоцентре и, соответственно, снижения возможности выработки активной мощности. Проблема была решена применением источников реактивной мощности
Рис. 1. Обзорная схема
90 \\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\
\\ № 11 \\ ноябрь \ 2011
\\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\
№ 11 \\ ноябрь \ 2011
на 35 кВ в составе батареи статических конденсаторов и управляемого шунтирующего реактора, работающих в автоматическом режиме и обеспечивающих поддержание на генераторах энергоцентра соэср = 0,98 во всех режимах. Таким образом, на сегодняшний день созданная энергосистема способна надежно обеспечить до 110 МВт потребности потребителей в энергетической мощности с коэффициентом готовности 0,9. В краткосрочной перспективе существует возможность увеличения генерации электрической энергии до 135 МВт при расширении энергоцентра на одну ГТУ единичной мощностью 25 МВт в составе первой очереди. При строительстве второй очереди энергоцентра «Южное Хыльчую» мощность энергосистемы возрастет до 225 МВт. В период до 2020 г. расчетное потребление ООО «Нарьянмарнефтегаз» с учетом месторождений Южно-Хыльчуюское, Варандейское, Торавейское, Перевозное, а также потребителей Варандей-ского нефтеотгрузочного терминала не превысит 80 МВт. В этих условиях энергосистема ООО «Нарьянмарнефтегаз», представленная на рисунке 1,
приобретает стратегическое значение для организации электроснабжения нефтегазовых месторождений Тимано-Печорской провинции. Начало разработки месторождений неизбежно связано с проблемой обеспечения электрической энергией нужд строительства, пробной эксплуатации и т.д.
ВОЗМОЖНЫЕ ВАРИАНТЫ РЕШЕНИЯ:
• автономные энергокомплексы на базе ГПЭС или ДЭС небольшой мощности, имеющие целый ряд недостатков, таких как высокая себестоимость вырабатываемой электрической энергии, низкая надежность электроснабжения. К тому же слабая развитость транспортной инфраструктуры сильно осложняет процесс строительства энергокомплексов. Среди других проблем - высокая цена на дизельное топливо, необходимость создания запаса на сезон;
• второй способ, как уже было сказано, - это строительство распределительной сети и подключение к существующей энергосистеме (для нашего региона это энергосистема ООО «Нарьянмарнефтегаз»).
В настоящее время реализуется проект подключения нагрузок ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» к энергосистеме ООО «Нарьянмарнефтегаз» с проектной мощностью до 5 МВт. Также прорабатывается вопрос технологического присоединения для нужд электроснабжения Коробковского участка Ненецкого нефтяного месторождения ОАО «Сургутнефтегаз» с максимальным потреблением до 20 МВт. Перспективными для подключения к энергосистеме являются месторождения им. Р. Требса, им. А. Титова, им. Ю. Россихина, Сарутаюское и др.
Литература:
1. Овчаренко Н.И. Аппаратные и программные элементы автоматических устройств энергосистем. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2004.
2. Макаров Е.Ф. Справочник по электрическим сетям 0,4-35кВ и 110-1150 кВ/ Под редакцией И.Т. Горюнова, А.А. Любимова. - М.: Папирус Про, 2004.
Ключевые слова: Тимано-Печорская провинция, энергоцентр «Южное Хыльчую».
