CC BY
15
3. Гришина Н.В. Информационная безопасность предприятия. Учебное пособие. М.: Форум, 2015. 240 с.
4. Чернопятов А. Наука, образование и практика: профессионально-общественная аккредитация, тьюторство, информационные технологии, информационная безопасность. М.: Русайнс, 2013. 144 с.
Плахина Екатерина Александровна, студентка, sc-afadr@yandex. ru, Россия, Тула, Тульский государственный университет
PROCESSES OF DEVELOPMENT AND INTEGRA TION OF PROGRAMS IN THE
AEROSPACE INDUSTRY
E.A. Plahina
The paper describes the implementation and development of specialized software for the aerospace industry. The main provisions, advantages of implementation, as well as information on ensuring information security of such software products are given.
Key words: information security, software integration, industry, aerospace.
Plahina Ekaterina Alexandrovna, student, sc-afadrayandex.ru, Russia, Tula, Tula State University
УДК 621.315
СИСТЕМНЫЙ АНАЛИЗ ПИТАЮЩИХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
И.М. Богачков, Р.Н. Хамитов
Цель данного исследования заключается в оценке существующих питающих сетей системы электроснабжения газовых месторождений Западной Сибири на их готовность к росту электрической нагрузки в 3...4 раза. В работе используется метод планирования эксперимента, а для реализации алгоритма расчета оптимального напряжения - методы программирования на ЭВМ. Исследование систем электроснабжения действующих газовых месторождений Западной Сибири показало, что оптимальным классом напряжения для питающей сети газовых месторождений большой и средней мощности - 110 кВ, а для питающей сети газовых месторождений малой мощности - 35 кВ и 110 кВ.
Ключевые слова: дисконтированные затраты, система электроснабжения, класс напряжения, теория планирования эксперимента, питающая сеть, распределительная сеть.
В настоящие время большинство крупных месторождений газа Западной Сибири находятся на завершающей стадии разработки сеноманской залежи.
Существующие питающие сети системы электроснабжения не расчётные на увеличение электрической нагрузки в 3 - 4 раза, что приводит к реконструкции всей системы электроснабжения газовых месторождений.
Например, в настоящее время для продления рентабельного периода добычи газа на завещающей стадии разработки месторождения производится внедрение энергоемкой технологии распределённого ком-примирования газа для этого производится реконструкция электрической сети системы электроснабжения на Вынгапуровском, Ямбургском, Западно-Таркосалинском и др. месторождениях газа Западной Сибири.
305
Для продления жизненного цикла на газовых месторождениях внедряют на кустах газовых скважин мобильные компрессорные установки (МКУ) [1, 2].
МКУ создает разряжение на устьях газовых скважин, подключенных к компрессору, тем самым повышая добычу газа на отдельном кусте газовых скважин в условиях низких устьевых давлений, что приводит к устранению песчано-жидкостных пробок, а также позволяет сохранить давление на входе в дожимную компрессорную станцию (предотвращение помпажа агрегатов ДКС). Эффективность внедрения МКУ обосновывалась отечественными специалистами еще в 80-х годах 20 века [3].
В качестве привода в МКУ используется асинхронный двигатель мощностью от 0,45 до 1 МВт. В настоящие время электрическая нагрузка одного куста газовых скважин составляет 0,1 МВт.
В ходе анализа существующих схем электроснабжения было установлено, что кусты газовых месторождений изначально не электрифицировались.
Основными потребителями электроэнергии распределительных сетей 6, 10 кВ системы сбора и транспорта газа являлись станции электрохимической защиты.
Электроснабжение кустов газовых скважин началось с 2000 года с внедрением безлюдных технологий и систем безопасности.
Класс напряжения распределительных сетей, существующих газовых месторождений - 6, 10 кВ.
Такими образом, в работе необходимо оценить существующие сети системы электроснабжения газовых месторождений Западной Сибири на предмет пропускной способности без реконструкции при увеличении электрической нагрузки в 3,45 раза.
Одним из главных параметров системы электроснабжения является класс напряжения.
Повышение класса напряжения позволяет при одинаковой мощности увеличить радиус линии электропередачи, а при одинаковом расстоянии - и передаваемую мощность, что очень важно для газовой промышленности.
Из этих соображений выбор класса напряжения в системах электроснабжения газовых месторождений должен быть экономически обоснован.
В настоящее время для выполнения технико-экономических расчетов используют дисконтированные затраты, которые позволяют учитывать капитальные вложения и изменение стоимости электроэнергии по годам.
Многочисленные расчеты для определения класса напряжения в системах электроснабжения различных газовых месторождений, показывают, что даже статическая (без учета роста электрических нагрузок) постановка задачи требует расчета большого числа технико-экономических показателей систем электроснабжения по каждому варианту исследуемого напряжения.
Цель данного исследования заключается в экспериментальной оценке существующих питающих сетей системы электроснабжения газовых месторождений Западной Сибири на предмет достаточного резерва по пропускной электрической мощности при росте электрической нагрузки.
Для достижения цели в работе решаются следующие задачи:
разработать программу для расчета оптимального класса напряжения «ПРОН» с применением математических моделей, полученных по теории планирования эксперимента;
определить технические характеристики существующих питающих сетей действующих месторождений Западной Сибири;
рассчитать дисконтируемые затраты для каждой питающей сети;
определить оптимальное напряжение для каждого периода жизненного цикла месторождения.
В работе использован метод планирования эксперимента и методы программирования на ЭВМ.
Все газовые месторождения по критерию электроёмкостью можно распределить на три группы [4]:
1. Газовые месторождения малой мощности до 7 МВт, такие месторождения характеризуются одной площадкой УКПГ;
2. Газовые месторождения средней мощности от 7 до 75 МВт, такие месторождения характеризуются количеством площадок УКПГ от 2 до 5 шт.;
3. Газовые месторождения большой мощности свыше 75 МВт, такие месторождения характеризуются количеством площадок УКПГ от 5 до 15 шт.
Для трех групп газовых месторождений схема электроснабжения питающей сети одна - «магистральная схема с двумя сквозными магистралями с трансформацией, распределённой по линии»
Для каждой группы месторождений разработаны математические модели определения оптимального класса напряжения, расчета дисконтируемых затрат.
При расчете дисконтированных затрат системы электроснабжения при разных классах напряжения учитываются такие параметры, как: капитальные затраты, основные средства (стоимость оборудования, стоимость строительно-монтажных работ, коэффициент технологический, дефлятор), эксплуатационные затраты (стоимость электроэнергии, расходы на оплату труда, общехозяйственные расходы, капительный ремонт, расходы на техобслуживание и ремонт оборудования, сроки полезного использования основных фондов, налог на имущество, социальные выплаты [5], плата за землю [6], НДС [7], ставка дисконта), численность рабочего персонала [8], техно-логические показатели (потери электро-энергии, площадь землеотвода, численность рабочих и АУП).
Математические модели получены с помощью теории планирования эксперимента с учетом всех выше перечисленных параметров [9]. Математические модели именуют вид уравнения регрессии первого порядка.
На основании выведенных математических моделей оптимального нестандартного напряжения и математических моделей дисконтированных затрат стандартных напряжений для системы электроснабжения газовых месторождений разработан программа «ПРОН» [10].
Программа «ПРОН» предназначена для расчета оптимального класса напряжения системы электроснабжения газовых месторождений. Программа позволяет рассчитать класс напряжения для разных вариантов схем электроснабжения (питающая и распределительная сеть) газового месторождения с учетом каждого периода его жизни. Программа учитывает такие параметры, как мощность, расстояние от источника питания до потребителя, коэффициент распределения нагрузки на воздушной линии электропередачи, коэффициент роста нагрузки, количество кустов газовых скважин, количество установок комплексной подготовки газа (УКПГ) на промысле.
Программа разработана на языке С# с использованием следующей литературы [11, 12, 13, 14, 15]. Блок-схема алгоритма программы «ПРОН» составлена по ГОСТ [16] и представлена на рис. 1.. .4.
Существующие питающие сети системы электроснабжения Уренгойского, Вы-нгапуровского, Западно-Таркосалинское, Комсомольское, Медвежье и Ямбургское месторождения были проверены по критерию оптимальный класс напряжения с учетом коэффициента прироста нагрузки в разных периодах жизненного цикла месторождения в программе «ПРОН».
В табл. 1 представлены параметры существующих питающих сетей газовых месторождений Западной Сибири.
В табл. 2 представлены расчетные значения оптимального стандартного напряжения питающих сетей газовых месторождений Западной Сибири. Расчеты выполнены в программе «ПРОН».
Схема большой
XI (х1 - 4.5) / 2.5
х2 = (х2-11.5). 8.5
хЗ = (хЗ - 2.5) 1.5
хЗ 2 = (хЗ 2-2.5) . 1.5
х3_3 = (хЗ_3-2.5) 1.5
агг[0,0] = хЗ, агг[0,1] = хЗ_2 ап[0,2] = х3_3
Цикл! Л от 0 до 2
ап{1,1] = 33.88 - 4.87 * х1 - 15.6 * х2 - 14.8 * ап[0.1] - 2.22 * х1 * х2 - 2.35 * х1 * ал[0. ¡] -11.07 * х2 * ая[0,1] - 0.94 * х1 * х2 * ап[0,1]
I Увеличить 1 на 1 \ Цикл, у
х1 =(х1 - 3.5), 1.5
х2 = (х2- 45) 30
хЗ = (хЗ - 3) / 2
хЗ 2 = (хЗ .2-3)/2
хЗ 3 = (хЗ .3-3) 2
х4 = С*4 - 0. 75)/0.225
агг[0,0] «хЗ, агт[0.1] = хЗ_1 ап[0,2] = х3_3
х1 = (х1 -10.5) 4.5 х2 = (х2 -105) 45
хЗ = (хЗ - 3) 2 хЗ 2 = (хЗ_2 - 3) 2 х3~3 = (х3_3 - 3) 2 х4 = 1x4 - 0."5) 0.223
агг[0.0] = хЗ. агг[0.1] = хЗ_2 ап[0,2] = х3_3
= агг[1,0] ИорО = агг[1,1] иоргЗ = агт[1г 2]
ЦИКЛ1
агг[1. = 76 - * х1 16.9 * х2 + 16.7 *а!т[0, ¿]+2.19*
к4 - 3.9 * х1 * х2 -9.3 х1 агг[0.1] + 2.17 * х2 * ап[0.1]
42 * х1 * х4 -11 х2 * х4 - 3.5 * атт[0.1] * х4 - 5.4 * х1 *
х2 * агт[0,1] + 4.5 * х1 х2 х4 + 7.37 * х1 * агт[0, * х4
-11 *х2 * агт[0.1] х4 + х1 * х2 * агг[0.1] * х4
I Увеличить 1 на 1 Цикл 1 у
^ ЦИКЛ1 И от 0 до 2
ап[1.1] = 133 - 15.4 » х1 + 32.2 * х2 - 2т.З * ал[0,1] + 12.5
• х4 + 0.0047 * х1 * х2 + 5.67 * х1 * агг[0,1] -1 * х2 * а1т[0,1]
• 7.7 * х1 « х4 - 2.4 * х2 * х4 - 5.16 * ап[0. ¡] * х4 - 4.35 * х1
• х2 * агг[0,1] -1.23 * х1 * х2 * х4 - 7 * х1 * агг[0,1] * х4 - 4.6
• х2 • атт[0.1] * х4 - 3.52 * х! * х2 * агт[0.1] - х4_
Увеличить 1 на 1 Цикл! у>
' Ъ'ор^ и<^л2, Ъ'оргЗ
иор1 = агг[1, 0] Цор«2 = агг[1,1] иоргЗ = ахт[1,2]
Ъ"ор1 - ахт{1,0] иорг2 = ап[1,1] Ь'орв = ап[1,2]
' иор^Ъ'орО, Ъ'орб
' Ъ"ор1, Ъ"ор12, 17ор(3
Т
Рис. 1. Блок-схема алгоритма решения программы «ПРОН». Питающая сеть. Блок А
Схема малой ыссаости
Рис. 2. Блок-схема алгоритма решения программы «ПРОН». Питающая сеть. Блок В
На рис. 5 представлены результаты расчётов дисконтированных затрат, рассчитанных в программе «ПРОН», для питающей сети системы электроснабжения Вынга-пуровского газового месторождения при классах напряжения 6, 10, 20, 35, 110 кВ в виде графика зависимости дисконтированных затрат системы электроснабжения газовых месторождений от класса напряжения.
count = count+1
IT
Рис. 3. Блок-схема алгоритма решения программы «ПРОН». Питающая сеть. Блок С
Распределительная сеть
Таблица 1
Технические характеристики существующей питающей сети на УКПГ _действующих месторождений Западной Сибири._
№ Наименование линии электро- Количество Длина маги- Принятый класс
п/п передачи УКПГ, шт., страли, км напряжения, кВ
Вынгапуровское газовое месторождение
1 ВЛ «Вынгапур - Песчаная» 1 25,71 110
Западно-Таркосалинское месторождение
1 ВЛ «Кирпичная - Таланга» - 24,73 110
Комсомольское месторождение
1 ВЛ «Тарко-Сале- УКПГ» - 15,26 110
Медвежье газовое месторождение
1 ВЛ «Базовая-ПГП-9-1,2» 10 111,81 110
Ямбургское месторождение
1 ВЛ «Ямбург» 10 104,8 110
Окончание таблицы
№ Наименование линии электро- Количество Длина маги- Принятый класс
п/п передачи УКПГ, шт., страли, км напряжения, кВ
Уренгойское месторождение
1 ВЛ «Уренгой» 25 148,8 110
2 ВЛ «Оленья 9 147,6 110
3 ВЛ «Буран - Табьяха» 6 61,6 110
Уренгойское месторождение. Первый участок Ачимовских отложений, УКПГ 31
1 ВЛ «ПС 110/6 кВ УГП6 - ЗРУ 6 кВ» 1 6,7 6
Таблица 2
Расчетные значения оптимального стандартного напряжения питающих сетей __газовых месторождений Западной Сибири _
№ п/п Наименование линии электропередачи Первый период кпр = 1 Второй период кпр = 1,63 Третий период кпр = 3,45
Вынгапуровское газовое месторождение
1 ВЛ «Вынгапур - Песчаная» 20 35 110
Западно-Таркосалинское месторождение
1 ВЛ «Кирпичная - Таланга» 20 35 35
Комсомольское месторождение
1 ВЛ «Тарко-Сале- УКПГ» 20 35 35
Медвежье газовое месторождение
1 ВЛ «Базовая-ПГП-9-1,2» 110 110 110
Ямбургское месторождение
1 ВЛ «Ямбург» 110 110 110
Уренгойское месторождение
1 ВЛ «Уренгой» 110 110 110
2 ВЛ «Оленья 110 110 110
3 ВЛ «Буран - Табьяха» 110 110 110
Уренгойское месторождение. Первый участок Ачимовских отложений, УКПГ 31
1 ВЛ «ПС 110/6 кВ УГП6 - ЗРУ 6 кВ» 20 35 35
Рис. 5. Зависимость дисконтированных затрат от класса напряжения питающей сети. Вынгапуровское газовое месторождение: 1 — ВЛ «Вынгапур-Песчаная» I период жизни с кпр. = 1; 2 — ВЛ «Вынгапур-Песчаная» II период жизни с кпр. = 1,63; 3 — ВЛ «Вынгапур-Песчаная» III пе-риод жизни с кпр. = 3,45
Таким образом, анализируя график зависимости класса напряжения от дисконтированных затрат питающей сети можно сделать вывод, что чем выше класс напряжения, тем меньше разница в дисконтированных затратах. На графиках видно, что для
класса напряжения 6 кВ значения дисконтированных затрат стоят далеко друг от друга, а для класса напряжения 110 кВ значения дисконтированных затрат сходятся в одну точку.
Это говорит о том, что чем выше класс напряжения, тем питающая сеть системы электроснабжения более приспособлена к росту электрической нагрузки, т.е. к развитию (продлению жизненного цикла) газового месторождения.
Таким образом, необходимо сделать выводы:
1. Разработана программа «ПРОН», которая позволяет выполнить расчет оптимального класса напряжения и дисконтированных затрат для питающей и распределительной сети.
2. Программа «ПРОН» позволяет проанализировать, выбрать оптимальный класс напряжения и сократить время при проектировании системы электроснабжения газового месторождения с учетом трех периодов его жизненного цикла.
3. Анализ существующих питающих сетей системы электроснабжения рассматриваемого ряда действующих месторождений газа Западной Сибири показал, что:
- на Заподно-Таркосалинском и Комсомольском месторождениях принят повышенный класс напряжения 110 кВ, на этих месторождениях достаточно использовать 35 кВ.
- на Первом участке Ачимовских отложений Уренгойского газового месторождении принят не оптимальный класс напряжения 6 кВ. Питающая сеть с классом напряжения 6 кВ не приспособлена к росту нагрузки в 3,45 раза и работает с большими электрическими потерями, что сказывается на эксплуатационных затрат. В период ввода МКУ потребуется реконструкция питающей сети. Согласно рис. 4 для этого промысла рекомендуется использовать класс напряжения 35 кВ.
- на остальных месторождениях газа принят оптимальный класс напряжения -
110 кВ.
4. Рекомендуется для питающей сети новых газовых месторождений Западной Сибири большой и средней мощности оптимальный класс напряжения - 110 кВ, для питающей сети газовых месторождений малой мощности оптимальный класс напряжения - 35 кВ и 110 кВ.
Список литературы
1. Красовский А.В., Колмаков А.В., Зимин Е.С., Хакимов А.А. Системный подход к размещению малогабаритных компрессорных установок на газовом месторождении в период падающей добычи // Наука и техника в газовой промышленности. 2015. № 4 (62). С. 83-88.
2. Зиянгиров А.Г., Мухамедьянов Т.И., Павлюченко В.И. Перспективы применения мобильных компрессорных установок в условиях завершающей стадии разработки газовых месторождений // Булатовские чтения, 2018. Т. 4. С. 62-64.
3. Морозов П. А., Тышляр И.С. Исследование работы ДКС при разработке газовых и газоконденсатных месторождений // Газовая промышленность. 1976. № 1 (2). С. 49-51.
4. Мельников Н.А. Электрические сети и системы. М.: Энергия, 1975. 464 с.
5. № 379-ФЗ от 30.12.2011. О внесении изменений в отдельные законодательные акты РФ по вопросам установления тарифов страховых взносов в государственные внебюджетные фонды.
6. № 117-ФЗ от 05.08.2000 Налоговый кодекс РФ (часть вторая) с учетом дополнений, внесенных в Налоговый кодекс Российской Федерации ФЗ № 366 ФЗ от 24.11.2014 г и № 475 ФЗ от 28.12.2016.
7. Постановление Правительства РФ от 29.11.2016 N 1255. О предельной величине базы для исчисления страховых взносов на обязательное социальное страхование на случай временной нетрудоспособности и в связи с материнством и на обязательное пенсионное страхование с 1 января 2017.
8. Нормативы численности рабочих в добычи газа, М., ЦНИСГазпром, 2009.
47 с.
9. Адлер Ю.П., Маркова Е.В., Грановский Ю.В. Планирование эксперимента при поиске оптимальных условий. М.: Наука, 1976. 280 с.
10. Свид. 2020662391 Российская Федерация. Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ. Программа для расчета оптимального класса напряжения системы внешнего электроснабжения. / И. М. Богачков, Валеева Д.Р.; заявитель и правообладатель И.М. Богачков. (RU). № 2020660176; заявл. 09.09.2020; опубл. 13.10.2020. Реестр программ для ЭВМ. 1 с.
11. Албахари Джозеф, Албахари Бен. C# 7.0. Справочник. Полное описание языка.: пер. с англ. СПб.: ООО «Альфа-книга», 2018. 1024 с.
12. Евдокимов П.В. С# НА ПРИМЕРАХ. СПб.: Наука и Техника, 2016. 304 с.
13. Подбельский В.В. Язык C#. Базовый курс. 2-е издание. М.: 2013. 426 с.
14. Котов О.М. Язык C#: краткое описание и введение в технологии программирования: учебное пособие. Екатеринбург: Изд-во Урал. ун-та, 2014. 208 с.
15. Троелсен Эндрю, Джепикс Филипп. Т70 Язык программирования C# 7 и платформы .NET и .NET Core, 8-е изд.: пер. с англ. СПб.: ООО "Диалектика", 2018. 1328 с.
16. ГОСТ 19.701-90 (ИСО 5807-85). Единая система программной документации (ЕСПД). Схемы алгоритмов, программ, данных и систем. Обозначения услов-ные и правила выполнения. М.: Стандартинформ, 2010. 23 с.
Богачков Иван Михайлович, главный специалист, bogim83@mail.ru, Россия, Тюмень, ООО «Газпром проектирование» Тюменский Филиал,
Хамитов Рустам Нуриманович, д-р техн. наук, профессор, apple_2 7@mail. ru, Россия, Омск, Омский государственный технический университет
SYSTEM ANALYSIS OF SUPPLY ELECTRICAL NETWORKS OF GAS FIELDS IN
WESTERN SIBERIA
I.M. Bogachkov, R.N. Khamitov
There is obtained a mathematical model linking the value of the optimal voltage class with a num-ber of parameters. There is suggested an algorithm for selecting the optimal voltage class of the distribu-tion network for electricity supply to gas well clusters. The algorithm is implemented in the PCOV (program of calculating optimal voltage). In PCOV there have been studied distribution networks of a number of ac-tive gas fields in Western Siberia considering their entire life cycle. It is established that the optimal voltage class for the gas distribution network is 20 kV. The 6 kV voltage class is not progressive and perspective for the electricity supply system of gas fields, since it drags the life cycle of a gas field.
Key words: electricity supply system, voltage class, experiment planning theory, distribution network.
Bogachkov Ivan Mikhailovich, chief specialist, bogim83@mail. ru, Russiа, Tyumen, Tyumen branch of LLC «Gazprom engineering»,
Khamitov Rustam Nurimanovich, doctor of technical sciences, professor, apple_2 7@ mail. ru, Russiа, Omsk, Omsk State Technical University (OSTU)
