Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Обоснование способа энергоснабжения насосных станций магистрального нефтепровода

ВАК РФ 25.00.19, Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ

Автореферат диссертации по теме "Обоснование способа энергоснабжения насосных станций магистрального нефтепровода"

УДК 622.692.4.052.006:621.311

На правах рукописи

Дедун Алексей Александрович

ОБОСНОВАНИЕ СПОСОБА ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ НАСОСНЫХ СТАНЦИЙ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА

Специальность 25.00.19 - Строительство и эксплуатация

нефтегазопроводов, баз и хранилищ

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

З ОКТ 2013

005533909

Уфа 2013

005533909

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР»).

Научный руководитель - Степанов Олег Андреевич,

доктор технических наук, профессор

Официальные оппоненты:

- Абдуллин Рафиль Сайфуллович,

доктор технических наук, профессор, ГУП «ИПТЭР», главный научный сотрудник отдела «Безопасность эксплуатации трубопроводных систем»

- Бахмат Геннадий Викторович,

кандидат технических наук, профессор, Тюменский государственный университет, Институт физики и химии, профессор кафедры «Механика многофазных систем»

Ведущая организация

- ОАО «Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности» (СибНИИНП)

Защита состоится 18 октября 2013 г. в 900 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при ГУП «ИПТЭР» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР». Автореферат разослан 18 сентября 2013 года.

Ученый секретарь диссертационного совета

доктор технических наук, профессор о^'*-'"--Худякова Лариса Петровна

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы исследования

Магистральные нефтепроводы являются крупными потребителями электрической энергии. Без ее использования невозможна работа основных и подпорных насосов, инженерного оборудования и систем управления. Как правило, передача электроэнергии на нефтеперекачивающие станции (НПС) и линейную часть нефтепровода осуществляется по линиям электропередачи через трансформаторные подстанции от единой энергосистемы. Эти объекты сложны и

дороги в эксплуатации.

Доля затрат на электроэнергию в общей структуре затрат при эксплуатации магистральных нефтепроводов составляет значительную часть. Существующая схема отношений между производителями, сетевыми операторами и потребителями приводит к непрерывному росту цен на электроэнергию, отпускаемую энергосистемой, что при высокой энергоемкости производства становится причиной снижения прибыли. Поэтому сокращение затрат на энергоресурсы при эксплуатации магистральных нефтепроводов и обеспечение их бесперебойной и эффективной работы - важные задачи. Основными вариантами их решения являются мероприятия энергосберегающего характера, оптимизация размещения энергообъекгов и переход на частичное или полное энергоснабжение от собственного источника энергии. В связи со сложившейся ситуацией в электроэнергетике страны все более широкое распространение получают электростанции собственных нужд (ЭСН).

Качественно новым уровнем при решении этих задач может стать использование возобновляемых источников энергии (BPD) для энергоснабжения объектов магистральных нефтепроводов. Мировая практика располагает опытом получения электроэнергии путем сооружения и эксплуатации ВИЭ, лидером среди которых является ветроэнергетика. Учитывая высокую степень износа существующих линий электропередачи и энергетических станций, разработку новых месторождений на Сахалине, в Якутии и других отдаленных регионах, где

практически отсутствуют сооружения единой энергосистемы, нужно обратить внимание на возможность получения электроэнергии за счет ВИЭ, что отвечает современным требованиям о внедрении энергосберегающих технологий. Это относится и к действующим объектам магистральных нефтепроводов.

В связи с этим особый интерес представляют выбор и обоснование оптимального источника энергоснабжения насосных станций магистральных нефтепроводов и создание методики комплексной оценки его эффективности.

Возможность применения различных ВИЭ в целях энергоснабжения предприятий ОАО «АК «Транснефть», и прежде всего ОАО «Сибнефтепровод», становится актуальной и требует детального рассмотрения.

Решение поставленных задач позволит обосновать внедрение ВИЭ как ЭСН, выявить и проанализировать основные факторы, влияющие на их экономическую результативность, и создать методику комплексной оценки эффективности их использования на объектах магистральных трубопроводов.

Цель работы - обоснование возможности энергоснабжения нефтеперекачивающих станций магистрального нефтепровода за счет возобновляемого источника энергии и совершенствование методики оценки эффективности его применения.

Достижение поставленной цели осуществляется путем решения следующих

основных задан:

• обоснование возможности применения возобновляемого источника энергии И выбор его конкретного типа для электроснабжения нефтеперекачивающей станции магистрального нефтепровода;

• оценка энергетических и экономических показателей работы принятого типа возобновляемого источника энергии для электроснабжения нефтеперекачивающей станции магистрального нефтепровода;

• разработка методики комплексной оценки эффективности применения возобновляемого источника энергии на трубопроводном транспорте нефти.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач осуществлялось путем теоретических

исследований, в ходе которых использовались метеорологические статистические данные и информация, полученная в условиях эксплуатации нефтеперекачивающих станций, а также информация, предоставляемая производителями оборудования ВИЭ. Обработка данных производилась с применением современной вычислительной техники.

Научная новизна результатов работы:

• установлено, что надежное энергоснабжение насосной станции магистрального нефтепровода в необходимом объеме возможно за счет возобновляемого источника энергии;

• получена зависимость для определения оптимума между энергетическими и экономическими показателями работы ветроэнергетической установки (ВЭУ) с различной высотой башни для энергоснабжения оборудования насосной станции магистрального нефтепровода;

• впервые разработана и апробирована методика комплексной оценки эффективности строительства ветроэнергетической станции (ВЭС) на насосной

станции магистрального нефтепровода.

На защиту выносятся результаты теоретических исследований по применению ВЭС как источника электрической энергии для ЛЦЦС «Западный Сургут» магистрального нефтепровода Сургут - Горький - Полоцк (СГП), результаты теоретических исследований по повышению экономических показателей ВЭС, методика комплексной оценки эффективности ветроэнергетической станции при работе на ЛПДС «Западный Сургут».

Практическая значимость результатов работы:

• обоснована возможность применения современной ветроэнергетической станции как ЭСН для ЛЦЦС «Западный Сургут» магистрального нефтепровода

Сургут - Горький - Полоцк;

• найден оптимум между энергетическими и экономическими показателями работы ветроэнергетической установки в зависимости от высота башни, позволяющий снизить затрата на возведение и эксплуатацию ВЭС для получения конкурентоспособной стоимости электроэнергии для НПС;

• разработана методика комплексной оценки эффективности строительства ВЭС, позволяющая сравнивать различные варианты ВЭС и выбирать наиболее эффективные из них в зависимости от требуемой нагрузки и режима работы конкретной НПС;

• результаты работы могут был. использованы для совершенствования законодательства Российской Федерации в области ВИЭ и формирования механизмов оценки и сравнения различных ВИЭ в разных областях их применения.

Апробация результатов работы

Основные положения и результаты работы докладывались и обсуждались на Всероссийской научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Проблемы теплоэнергетики» (Челябинск, 2010 г.); на научно-техническом семинаре кафедры «Проектирование и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ» Тюменского государственного нефтегазового университета (Тюмень, 2010 г.); на Всероссийских научно-практических конференциях «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках XI и ХП Российских энергетических форумов (Уфа, 2011г., 2012 г.); на научно-техническом совете ОАО «Институт «Нефтегазпроект» (Тюмень, 2011г.); на техническом совете ОАО «Сибнефтепровод» (Тюмень, 2012 г.); на XVII научно-пракшческой конференции молодых ученых и специалистов «Проблемы развития газовой промышленности Сибири - 2012» (Тюмень, 2012 г.).

Публикации

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 9 научных трудах, в т.ч. 3 в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, четырех глав, основных выводов, библиографического списка использованной литературы, включающего 128 наименований, и приложений. Работа изложена на 238 страницах машинописного текста, включая 19 рисунков и 48 таблиц.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обоснована актуальность темы исследования, сформулированы цель и основные задачи работы, обозначены основные положения, выносимые на защиту, показаны научная новизна и практическая ценность результатов проведенных исследований.

В первой главе дан обзор современного состояния электроэнергетики и описаны основные проблемы отрасли, к главным из которых следует отнести критически опасное старение электроэнергетического оборудования; низкие темпы его обновления; ограниченное выделение инвестиций на ввод нового, модернизацию и продление срока службы действующего оборудования. Кроме этого, существующая схема отношений между производителями, сетевыми операторами и потребителями приводит к непрерывному росту цен на электроэнергию, отпускаемую энергосистемой. В результате доля затрат на электроэнергию в общей структуре производственных затрат компаний составляет значительную часть. Так, у предприятий ОАО «АК «Транснефть» это около 30млрд руб. в год, или 25...30 % от общих расходов. Принимая во внимание сложившуюся ситуацию в электроэнергетике страны, констатирован факт все более широкого распространения ЭСН, работающих в различных режимах и на различном топливе, и энергосберегающих технологий.

Для сокращения затрат на энергоресурсы предложено использовать возобновляемые источники энергии. Рассмотрены основные критерии выбора конкретного типа ВИЭ и его технико-экономические характеристики. Результаты проведенного анализа показали, что для электроснабжения ЛПДС «Западный Сургут» нефтепровода СГП оптимальным типом ВИЭ является ВЭС.

Проведенный анализ отечественных и зарубежных работ в области ветроэнергетики выявил, что теоретические вопросы в них освещены одинаково хорошо. Однако исследований зарубежных авторов, посвященных конкретным ветроэнергетическим установкам, а также работе ВЭС в единой энергетической системе (ЕЭС), значительно больше, чем аналогичных отечественных трудов.

Темпы ввода новых мощностей в ветроэнергетике значительно опережают

рост других секторов энергетики. Так, в 2011г. было введено в эксплуатацию ветроэнергетических установок мощностью более 41 ГВт, в результате общая мощность ВЭС в мире достигла 238 ГВт (рисунок 1). Выделяются страны-лидеры: Китай - 62,3 ГВт, США - 46,9 ГВт, Германия - 29 ГВт. На их фоне показатели России представляются весьма скромными (около 14 МВт). По некоторым сценариям развития ветроэнергетики, к 2030 г. в мировом балансе за счет ВЭС будет вырабатываться около 20 % электроэнергии. Для Российской Федерации получение электроэнергии за счет ВЭС является актуальным и перспективным.

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 6.1 7.6 10.2 13,6 17.4 23.9 31.1 39.4 47.6 59.1 74.1 93.S 120.3 158,5 197.6238.4

Год/Установленная мощность, ГВт

Рисунок 1 - Мощность ветроэнергетических установок в мире

Вторая глава посвящена расчетам основных показателей энергетической эффективности ВЭУ, количества ВЭУ в составе ВЭС, занимаемых ими площадей. Здесь также даны рекомендации по определению местоположения ВЭС вблизи насосной станции магистрального нефтепровода.

Автором проанализированы данные наблюдений ветра, полученные на гидрометеорологической станции (ГМС) г. Сургута в ходе многолетних метеорологических наблюдений. Данная ГМС находится рядом с ЛПДС «Западный Сургут». По результатам анализа выявлено наличие ветроэнергетического потенциала, достаточного для использования по международным критериям и привлекательного с экономической точки зрения.

Энергетическое оборудование ЛПДС «Западный Сургут» включает в себя четыре магистральных насоса марки НМ 10000x210 с приводом от синхронных электродвигателей СТДП-8000 мощностью 8000 кВт, четыре подпорных насоса марки 20 рЬСМ 12 с приводом от электродвигателей БСНСЖСН типа КК. 7032 Н-ОН06 мощностью 2000 кВт, вспомогательные системы общей мощностью 800 кВт (системы управления, инженерное оборудование и т.д.). Таким образом, общая электрическая мощность оборудования ЛПДС составляет:

р =Р +р л+р = 4 • 8000 + 4 ■ 2000 + 800 = 40800 кВт. (1)

1 ном маг под вспом

Для расчетов принято, что ЛПДС «Западный Сургут» работает на номинальном режиме с проектной производительностью. Тогда месячное и годовое потребление электроэнергии составит:

Ж „=730 Р = 730-(3-8000 + 3-2000 + 800) = 22,5 млнкВт-ч\

мес.НПС ном \ ' / V)

Коб НПС = 8760 • Р*ш = 8760 " (3 ' 8000 + 3 ' 2000 + 800) = 269' 8 ШН КВт ' Ч'

Из этого следует, что график нагрузки будет равномерным в течение всего года. При этом вырабатываемая мощность ВЭС должна полностью покрывать потребление электроэнергии в течение всего года.

Прогнозирование энергетических показателей ВЭУ, возводимых для электроснабжения ЛПДС «Западный Сургут», осуществлено с использованием известной относительной повторяемости распределения ветра по скоростям (градациям) / (у) и рабочей характеристики ВЭУ Р(у), зависящей от плотности воздуха. Плотность воздуха определялась в зависимости от давления и температуры для каждого месяца года:

р = ^И,кг/мг. (3)

и В.-Т

При этом высотный профиль давления определялся по зависимости:

р2=р,-е (4)

Приведение скорости ветра в заданном месте к высоте башни ВЭУ осуществлено по выражению:

ипр=и-К-ки>м1 с>

где к0 - поправочный коэффициент открытости станции; кн - коэффициент приведения скорости к высоте оси ветроколеса.

1=1 ^тек

где крепр - максимальный класс открытости для данной территории; ктек - класс открытости данного румба.

** = (VV' (7)

где _ высота оси ветроколеса, м; Иф - высота расположения флюгера

анемометра ГМС, м; т - показатель степени, равный 0,1.

Параметры р2, р, kh, ka, и„р определены для каждого месяца года для ВЭУ

Nordex N90/2500 LS, Nordex N100/2500, Nordex N117/2400, Vestas V90-2, Vestas V90-3, Vestas VI 12-3 с различными вариантами высот башен в условиях ЛПДС «Западный Сургут». На их основе мощность ВЭУ определяется следующим выражением:

(8)

где к _ коэффициент эффективности использования ВЭУ, равный 0,81.

Основными показателями энергетической эффективности ВЭУ являются: коэффициент использования установленной мощности:

(9)

средняя мощность:

р = Р -К ,кВт ; СЮ)

* ср ном пум' '

средняя выработка за период времени Т :

W = P ■К ■ Т, кВт ■ ч ; (П)

" ном m-M 5 7

средняя годовая выработка: W

" год.ВЭ

повторяемость штилевых

W =8760-/' •К , кВт ■ ч; (12)

" год.ВЭУ * ном -""щ™' '

v=0

и буревых простоев

^=8760-

v=%P

Полученные значения данных показателей приведены в таблицеї

Таблица 1 - Энергетические характеристики ВЭУ Nordex N90/2500 LS, N100/2500, N117/2400, Vestas V90-2, V90-3, VI 12-3

Nordex N90 / 2500 LS - 2,5 МВт Nordex N100 /2500- 2, МВт

Высота, м 75 80 100 120 75 80 100 140

к, 0,2214 0,2241 0,2338 0,2423 0,2566 0,2595 0,2696 0,2838

w ¥Г год.ВЭУ 4849447,63 4908072,67 5121876,86 5306883,92 5620721,02 5684436,42 5905448,29 6217589,49

Рср 553,45 560,13 584,53 605,65 641,47 648,73 673,94 709,41

т 629,38 629,38 629,38 629,38 629,38 629,38 629,38 629,38

т 1 бур 1,46 1,46 5,90 5,90 27,67 29,16 29,16 37,90

Nordex N117/ 2400 - 2,4 МВт Vestas V90-2.0 MB T

Высота, м 91 140 - - 80 95 105 125

ТҐ ісум 0,3277 0,3470 - - 0,2557 0,2631 0,2671 0,2742

W " год ВЭУ 6890619,95 7298021,39 - - 4481009,67 4610199,10 4680883,67 4804735,86

Рср 786,38 832,71 - - 511,41 526,16 534,22 548,34

т 629,38 629,38 - - 3050,26 3050,26 3050,26 3050,26

Т- оур 29,16 37,90 - - 1,46 5,90 5,90 6,62

Vestas V90-3,0 МВт Vestas VI 12-3 0 МВт

Высота, м 65 75 80 90 105 84 94 119

Кцу« 0,1908 0,1967 0,1993 0,2039 0,2100 0,2686 0,2740 0,2853

W " год.ВЭУ 5013353,33 5168290,72 5238565,22 5358242,87 5518785,72 7236122,03 7381650,05 7687423,46

Рср 572,27 589,95 597,97 611,63 629,96 825,87 842,48 877,36

т 629,38 629,38 629,38 629,38 629,38 629,38 629,38 629,38

т 1 бур 1,46 1,46 1,46 5,16 5,90 2,21 5,90 5,90

Анализ результатов расчетов показал, что для условий ЛПДС «Западный Сургут» наилучших показателей достигают ВЭУ последнего поколения

Nordex N117/2400 и Vestas VI12.

Количество установок, необходимых для энергоснабжения ЛЦЦС, найдено путем деления годовой нагрузки на вырабатываемую моищость ВЭУ:

(14)

МВЭу = ^°д-нпс~, установок. (15)

^год.ВЭУ

В результате найдено количество установок в составе ВЭС, необходимое для покрытия суммарной годовой нагрузки энергоснабжения ЛПДС.

При этом вырабатываемая ВЭС мощность не будет постоянной, что объясняется различным ветроэнергетическим потенциалом в течение года (рисунок 2). Получившийся месячный дисбаланс должен нивелироваться соответственно продажей и покупкой электроэнергии сетевой компанией в ЕЭС. В годовом выражении разница составляет 1,47 % для станции на базе ВЭУ 1Могс1ех N117/2400. Проектируемая ВЭС позволит производить транспортировку нефти по нефтепроводу СГП в течение периода эксплуатации ЛПДС в предусмотренных объемах.

1 2 3 4 5 6 7 Б 9 10 1112

Месяц

Рисунок 2 - Динамика потребляемой ЛПДС мощности и вырабатываемой ВЭС мощности

ЛПДС «Западный Сургут» расположена западнее г. Сур1ута, в 4 км от левого берега реки Обь. Ближайшими населенными пунктами являются в северозападном направлении г. Лянтор на расстоянии 60 км, в юго-западном -г. Нефтеюганск на расстоянии 30 км, в восточном - п. Белый Яр. Севернее станции на расстоянии 20 км расположены крупные озера: Тойхлор и Чукнынлор. Исходя

из этого для строительства ВЭС предложены северное и западное направления

относительно ЛПДС.

Принимаем минимальное расстояние между ВЭУ равным 12 диаметрам ветроколес Б. При условии расположения ВЭУ в узлах правильной треугольной сетки площадь, занимаемая ВЭС, составит:

(16)

где п - кратность расстояния между ВЭУ; 13 - диаметр ветроколеса ВЭУ, м.

Количество установок в составе ВЭС и значения занимаемых ими площадей приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Количество ВЭУ в составе ВЭС и занимаемые площади

Nordex N90 / 2500 LS - 2,5 МВт Nordex N100/2500-2,5 МВт

Высота, м 75 80 100 120 75 80 1U0 140

Nвэу, уст. 58 58 55 54 51 50 49 46

5, км2 28,79 28,79 27,27 26,77 35,05 30,43 29,81 27,95

Nordex N117/ 2400 - 2,4 МВт Vestas V90-2,0 МВт

91 140 - - 80 95 105 125

Мну, уст. 41 39 - - 63 61 60 59

5, км2 34,03 32,33 - - 31,31 30,30 29,80 29,39

Vestas V90-3.0 МВт Vestas VI 12-3, МВт

Высота, м 65 75 80 90 105 84 94 119

МЮУ, уст. 57 55 54 53 52 39 39 37

5, км2 28,28 27,27 26,77 26,26 25,76 29,72 29,72 28,16

В третьей главе автором проведены расчеты экономической эффективности ВЭС как ЭСН ЛПДС «Западный Сургут» и предложена методика определения оптимальной высоты башни ВЭУ, позволяющая снизить затраты на возведение, эксплуатацию ВЭС, стоимость производимой электроэнергии и

стоимость транспорта нефти.

Для оценки и определения структуры затрат на возведение, эксплуатацию и ремонт ВЭС использовались зарубежные опытные и прогнозируемые данные с учетом специфики отечественных условий ввиду отсутствия опыта строительства современных ВЭС в РФ. Очевидно, что увеличение высоты ВЭУ вызывает возрастание капитальных затрат. Однако сведения о влиянии высоты ВЭУ на

стоимость приводятся производителями крайне редко. Поэтому предложено использование средних статистических данных ВЭУ предыдущих поколений для определения зависимости стоимости ВЭУ от высоты башни (таблица 3).

Таблица 3 - Зависимость удельной стоимости ВЭУ от высоты их башен

Высота башни ВЭУ, м 63,01 82,50 98,56

Удельная стоимость ВЭУ, €/кВт 939 984 1101

По данным таблицы 3 и интерполяционной формуле Лагранжа (выражение 17) была найдена функция, позволяющая определить значение удельной стоимости ВЭУ в зависимости от высоты ее башни:

п

¿М = 2>,Ч(х)> (п)

Ь(х) = 0Л5х2 -19,74* +1591,

где х - высота башни ВЭУ, м.

Выражение позволило оценить зависимость средних удельных капиталовложений от высоты гондолы при строительстве ВЭУ. Капиталовложения при строительстве ВЭС:

Квэс = Кэу ■ (Цвэу + Нндс + Нтп + ^ ), (18)

где Цвэу - стоимость одной ВЭУ, руб.; Нндс - налог на добавленную стоимость, руб.; Нт „ - ввозная таможенная пошлина, руб.; Бтр - стоимость транспортировки

до места строительства, руб.

Количество ВЭУ в составе ВЭС Ыув"у определено из условия покрытия

годовой нагрузки электроснабжения ЛПДС «Западный Сургут». Стоимость одной

установки рассчитывается по удельной стоимости строительства ВЭУ.

Экономические показатели и стоимость электроэнергии определены с учетом

прогноза по темпам инфляции в заявленном производителями периоде

эксплуатации ВЭУ (20 лет). В итоге были найдены выручка В, млрд руб.; прибыль

Я, млрд руб.; и срок окупаемости РР, лет, для условий ЛПДС «Западный Сургут»

в зависимости от налогообложения, роста стоимости электроэнергии, снижения

стоимости ВЭУ и строительных работ (таблица 4). Минимальный срок

окупаемости - 11 лет - имеет ВЭС на базе 41 ВЭУ 1Чог<1ех N117/2400 с высотой гондолы 91 м. При этом ВЭС позволит сэкономить до 1 млрд руб. в течение 20 лет (с учетом амортизационных отчислений) при капитальных вложениях 4,2 млрд руб. (рисунок 3) по сравнению с электроснабжением ЛПДС от ЕЭС.

Таблица 4 - Экономические показатели ВЭС

Nordex N90 / 2500 LS - 2,5 МВт Nordex N100 / 2500 - 2,5 МВт

Высота, м 75 80 100 120 75 80 100 140

Квэс тыс. руб. 5809,8 5919,5 6450,6 7835,9 5108,6 5103,0 5746,9 8534,6

В, тыс. руб. 8450,0 8447,5 7269,6 5104,8 9462,5 9724,7 8852,6 3674,6

П, тыс. руб. 2640,0 2528,0 845,9 -2731,1 4353,8 4621,7 3105,7 - 4860,0

РР, лет 17 17 19 - 14 14 16 -

Nordex N117/ 2400 - 2,4 МВт Vestas V90-2,0 МВт

Высота, м 91 140 - - SO 95 105 125

Квэс тыс. руб. 4285,7 6946,4 - - 5143,8 5477,6 5906,8 7270,4

В, тыс. руб. 11258,8 6635,6 - - 9752,1 9076,3 8283,6 6008,3

П, тыс. руб. 6973,1 -310,0 - - 4608,3 3598,7 2376,8 - 1262,2

РР,лет 11 - - - 14 15 17 -

Vestas V90-3,0 МВт Vestas VI 12-3,0 МВт

Высота, м 65 75 80 90 105 84 94 119

Квэс тыс. руб. 6765,4 6611,2 6613,5 6871,6 8550,4 4869,7 5213,7 6386,3

В, тыс. руб. 6999,3 7155,8 7058,5 6646,7 3346,3 10170,8 98810,8 7602,7

Д тыс. руб. 233,8 544,6 444,9 - 224,9 - 5204,0 5301,1 4668,1 1234,4

РР,лет 20 20 20 - - 13 14 19

8 - и Срок окупаемости о таможенным! пошлинами, без налога на прибыль : а Срок окупаемости без таможенных пошлин, без налога на прибыль

-б

Год эксплуатации

Рисунок 3 - Срок окупаемости и величина прибыли ВЭС на базе 41 ВЭУ №>гс1ех N117/2400 с высотой гондолы 91 м

Существенное влияние на РР оказывает рост стоимости электроэнергии. Так, если в первые 3 года он составит 10 % (опережая темпы инфляции), то РР

сократится до 10 лет, а прибьшь увеличится на 20 % и достигнет 8,6 млрд руб. Анализ экономических показателей рассчитанных ВЭС говорит о возможности применения современной ветроэнергетической станции как ЭСН для ЛПДС «Западный Сургут». Перспективной территорией для внедрения ветроэнергетики является Восточная Сибирь. Данный регион относится к децентрализованной зоне электроснабжения с дефицитом электрической мощности. В результате при реализации крупных проектов (например строительство магистрального нефтепровода Кучегкан - Тайшет) приходится использовать дизельные электростанции (ДЭС) или строить дорогостоящие линии электропередачи. Совместное использование ВЭС с ДЭС позволит значительно улучшить экономические показатели таких проектов.

В рассмотренной модели основной задачей являлось покрытие годовой нагрузки энергоснабжения ЛПДС с периодической продажей/покупкой необходимого количества энергии в ЕЭС. Другим вариантом работы ВЭС является дотационная схема покупки электроэнергии ЮС. При этом вся электроэнергия, производимая ВЭС, будет продаваться в ЕЭС, а вырученные средства пойдут на приобретение электроэнергии для нужд ЛПДС. Это наиболее распространенная схема работы ВИЭ в мире. Однако в РФ механизмы закупок и ценообразования энергии, производимой за счет ВИЭ, не разработаны. Ввиду этого предложено определить зависимость стоимости электроэнергии, производимой ВЭС и продаваемой в ЕЭС, от срока окупаемости ВЭС и затем рассчитать величину тарифов на электроэнергию для заданного периода возврата инвестиций. Срок окупаемости зависит от капитальных и эксплуатационных затрат, налогообложения, амортизационных отчислений и аренды территории под ВЭС:

рр =-^^-—---лет. (19)

-Аия--ТО&Мн пЫ п-р, »,:=!

В случае покупки производимой ВЭС электроэнергии ЮС выручка будет определяться по формуле:

В„=Ко>.Вэс-Э„,РУб., (20)

где Эп -стоимость покупаемой электроэнергии,руб./(кВт-ч).

Выделим Э„ для определения необходимой стоимости для РР:

-1у лр.з„ - Ам„ --ТО&М„ э РР __-.руд./(кВт-ч). (21)

Л-,- ."' С

Полученное выражение позволило определить среднюю стоимость электроэнергии, необходимую для достижения заданного срока окупаемости РР ВЭС, и размер финансовых субсидий за расчетный период. Результаты расчетов показали, что срок окупаемости ВЭС на базе 41 ВЭУ Могёех N117/2400 с высотой гондолы 91 м составит 7 лет при условии покупки электроэнергии в течение этого времени по цене Э7 = 3,40руб./(кВт-ч) и наличии таможенных и налоговых льгот. При отсутствии льгот стоимость электроэнергии возрастает до Э7 = 4,70 руб./(кВтч). При этом объем субсидий за расчетный период составит 2 млрд 728 млн руб. и 5 млрд 101 млн руб. соответственно при стоимости электроэнергии в ЮС, равной 1,6 руб./(кВт-ч), а прибыль - 4,5 млрд руб. и 2 млрд руб.

Одним из вариантов использования полученных денежных средств от работы ВЭС является снижение удельных тарифов на перекачку нефти. Примем, что ЛПДС «Западный Сургут» работает на номинальном режиме. Тогда производительность станции составит:

О.год = 730 -12 • 2 = 730 • 12 • 10000 = 87,6 млн мъ / год = 75,3 млн т / год. (22) Количество энергии (см. выражение 2)) на перекачку 1 тонны нефти равно:

= 269^808 =3 0ЕкВт.ц/т_ (23)

"" 75,3

В результате удельный тариф в текущем году составит:

Эудел.ЕЗС = 1,69-3,08 = 5,21 руб./т. (24)

Рассчитаем удельную стоимость перекачки одной тонны нефти при работе станции от ЕЭС и ВЭС с учетом темпов инфляции и срока службы ВЭС. Кроме того, примем срок окупаемости ВЭС 7 лет. Результаты представлены на рисунке 4.

Год

Рисунок 4 - Графики изменения удельных тарифов на перекачку нефти при электроснабжении от ЕЭС и ВЭС

Анализ результатов расчетов показал, что в первые несколько лет величина тарифов на перекачку при работе от ВЭС значительно превышает аналогичную при работе от ЕЭС. Это объясняется условием возврата инвестиций в строительство ВЭС за 7 лет. Однако затем тарифы снижаются и становятся значительно меньше таковых при работе от ЕЭС. Увеличение затрат на транспорт нефти при энергоснабжении от ВЭС на 12 год (2023 г.) работы связано с необходимостью капитального ремонта ВЭУ. Таким образом, использование полученных денежных средств от работы ВЭС для снижения затрат на транспорт нефти позволит значительно снизить тарифы на перекачку.

Предполагалось, что одним из способов увеличения количества вырабатываемой для ЛПДС «Западный Сургут» электроэнергии является подъем ВЭУ на большие высоты. Однако результаты расчетов показали, что это не приводит к снижению периода окупаемости. В работе за критерий оптимизации принят период окупаемости ВЭС для ЛПДС «Западный Сургут» магистрального нефтепровода СГП в зависимости от высоты башни ВЭУ. Найдена целевая функция, минимум которой соответствует оптимуму критерия. Срок окупаемости ВЭУ:

рр =-^ш.-, лет. (25)

в„ - я;;" - Ар.з„ -Лм„ -о&м„

Величина капиталовложений в ВЭУ:

КЮу=ЦВЭУ+Нидс+Нтл + Зп,р. (26)

Стоимость ВЭУ зависит от мощности и может быть описана функцией:

Цюу = Руст '(0>15х2 -19,74* + 1591). (27)

Тогда капитальные затраты на ВЭУ в общем виде:

Квэу = рус„ ■ (ОД 5-х2 -19,74х +1591) + Н„йс + На „ + = 0,2Русах2 - 21,2Ру„ ■ * + 2195,6Руш.

Получим срок окупаемости в общем виде:

0,2^,„.х2-27,2Ркт -* + 2195,6Р,

(28)

РР-

(29)

,юу ■ Э„ - Щ" - Ар.з- Ам-О&М ' Амортизационные отчисления за 20-летний срок службы составят:

Ам = 0,01^,„х2 -1, АРуст • х +109,1Русп. (30)

Затраты на эксплуатацию и ремонт О & М равны 2,5 % от стоимости:

О&М = 0,0\Рустх2 - 0,1Рустх + 54,9 Руст. (31)

Стоимость аренды земли исключим. Тогда целевая функция: РР = (0,2^тх2 -27,2Руст ■ х + 2195,6Русп,.)/ /(^муЭ.-0,2-^аэуЭ. - 0,02Рустх2 + 2,04Рустх -164,7Руст).

Исследуем полученное выражение на экстремумы и получим оптимум критерия оптимизации - срока окупаемости. Для этого найдем производную:

_0,2^»'-27,2^ ^ + 2195^_ (33)

К^эу ■ Э„ - 0,2 • Ж!ад_вэу ■ Э„ - 0,02Р^х2 + 2, МРусах -164,7Р_

и приравняем ее к нулю:

0,ЗРусЖ^эуЭ„ - 21,8Рус^.ВэуЭ„ = 0, (34)

х = 12,6 м.

Следовательно, минимальный срок окупаемости ВЭУ будет при высоте гондолы 72,6 м. Из условия минимума целевой функции построен график зависимости срока окупаемости РР от высоты гондолы на примере ВЭУ №>гс1ех N117 мощностью 2,4 МВт. Стоимость электроэнергии Эп примем равной Л руб./(кВт ч).

Результаты расчетов представлены на рисунке 5.

Высота гондолы ВЭУ, м

Рисунок 5 - График зависимости срока окупаемости от высоты гондолы ВЭУ №)гс1ех N117

Увеличение высоты гондолы ВЭУ не приводит к уменьшению времени окупаемости. Это связано с тем, что капитальные затраты растут интенсивнее, чем увеличение прибыли от продажи электроэнергии. Таким образом, для условий ЛПДС «Западный Сургут» оптимальной является ВЭС на базе ВЭУ с высотами башни 65... 105 м.

В четвертой главе предложена методика комплексной оценки эффективности строительства ВЭС в зависимости от требуемой нагрузки и режима работы ЛЦЦС «Западный Сургут», а также сравнения ВЭС на базе различных ВЭУ.

Наиболее объективным показателем оценки эффективности ВЭУ является одновременный учет основных технических и экономических характеристик. В качестве такого объективного показателя предложен комплексный показатель, включающий в себя технические и экономические составляющие. Они, в свою очередь, зависят от различных факторов, значимость которых определяется методом экспертных оценок. Техническим и экономическим составляющим соответствуют определенные наборы групп факторов. Для нахождения весомости отдельных факторов и групп факторов (весовых коэффициентов qj) использован

известный метод экспертных оценок - метод предпочтения, базирующийся на анкетировании. На основе полученных таким образом экспертных оценок рассчитаны коэффициенты весомости всех свойств с использованием выражения:

24

,.1 >1

где а - ранг, присвоенный ]-ым экспертом ¡-ому объекту; т - количество экспертов, участвовавших в экспертизе; п - количество оцениваемых свойств.

По результатам опроса и обработки данных составлена матрица рангов и произведено их переформирование, рассчитаны статистические параметры экспертного опроса. В разработанной анкете представлены технические и экономические группы факторов (таблицы 5 и 6).

Таблица 5 - Группы энергетических факторов

№ п/п Показатель Группа факторов Весовые коэф. Рл

1 А мощностные 0,67

2 Л эксплуатационные 0,33

Таблица 6 - Группы экономических факторов

№ п/п Показатель Группа факторов Весовые коэф. Рв

1 капитальные затраты 0,33

2 Вг срок окупаемости 0,67

При этом каждая группа состоит из своего набора факторов. Состав группы мощностных факторов представлен в таблице 7.

Балльный показатель мощностных факторов определяется с учетом данных таблицы 7 по выражению:

м

где 4ц _ весовой коэффициент фактора в группе; А(] - балльная оценка фактора; г - номер группы факторов; у - номер фактора в группе.

Таблица 7 - Мощностные факторы с весовыми коэффициентами

№ п/п Показатель Фактор Балл Ау Весовые коэф. цА

коэффициент использования

установленной мощности % :

20 <Кт, 10

1 4-1 20<К„<23 23 26 26 < я;,, <зо Я*. >30 7 5 2 0 0,67

относительная мощность ВЭУ, Р:

0,22 < Р 10

2 4-2 0,22 <7" <0,25 0,25 <Р<0,28 0,28 <Р< 0,32 ~Р > 0,32 7 5 2 0 0,33

Балльный показатель эксплуатационных факторов:

Л = ■ 4 = • Л-, + <?2-2 • Л-2 + <?2-3 • Л-3 + <72-4 Л-4• (37)

>1

Показатель энергетической эффективности ВЭС рассчитывается с учетом значений единичных факторов и их весовых коэффициентов в зависимости от требуемой нагрузки и режима работы ЛПДС «Западный Сургут»:

ы Н

где Р,А - весовой коэффициент группы факторов. Получаем:

А = Р1А-А1 + Р2л-А2 = Р1А-(д?_1-А-^Я?-г-А-2) + +Р2а ■ (дА_, ' Л-, + ч1г ■ Л-2 + Яг-з ■ + ■

Аналогично определен показатель экономической эффективности ВЭС с учетом значений факторов капитальных затрат, срока окупаемости и их весовых

коэффициентов в зависимости от требуемой нагрузки и режима работы ЛПДС «Западный Сургут»:

і=1 м

= ■ (<7,-, ■ 5,-, + <7,-2 ■ Я,-2 + <7,-з • 5.-3 + <7,-4 • А-4 + чи ■ Вх_5) + (40)

+Р? ■ (?2-1 " ^2-1 + ?2-2 ' 52-2 + ■ В2-3).

В результате получен комплексный показатель эффективности строительства ВЭС как ЭСН ЛПДС «Западный Сургут» нефтепровода СГП, представляющий собой произведение величин энергетических и экономических факторов:

5 = А ■ В = ■ ■ 4-і + <7,12' 4-2) + +РЇ ' (чіх ■ 4-і + ЧІ2 • 4-і + Чг-ъ ■ 4-ъ + <72-4 * 4-«))'

{Р° ■ {Чіх ' + <7,-2 • В,_г + ЧІ з" К з + • А_4 + • ) + (41) * (ЧІ, ■ В2.г + <72-2' ^2-2 + ЧІ,' В2_з))-

Расчет комплексного показателя позволяет сопоставить различные ВЭС и варианты компоновки оборудования в составе ВЭС. При этом чем меньше показатель, тем лучше. Апробация предложенной методики приведена на примере сравнения двух ВЭС: на базе ВЭУ №Мех N90/2500 ЬБ и №гёех N117/2400 с высотой гондол 100 и 91м соответственно. Блок-схема расчета комплексного показателя эффективности различных ВЭС приведена на рисунке 6.

Самым важным фактором в условиях рыночной экономики является фактор срока окупаемости. По этому показателю ВЭС на базе ВЭУ N117/2400 значительно опережает станцию на базе N90/2500 ЬБ. Срок окупаемости первой составляет 11 лет, второй - 19. В результате обобщенный показатель экономических факторов для ВЭС на базе ВЭУ N90/2500 ЬБ равен 5,72, а для N117/2400-3,72.

Рисунок б - Блок-схема расчета комплексного показателя эффективности различных ВЭС

Таким образом, комплексная оценка эффективности различных ВЭС, полученная в результате изучения группы энергетических и экономических показателей, позволяет определить лучший вариант ВЭС как источника энергии ЛПДС «Западный Сургут» в условиях рыночной экономики. В данном случае ВЭС на базе ВЭУ N117/2400 с высотой гондолы 91 м превосходит ВЭС на базе ВЭУ N90/2500 ЬБ с высотой гондолы 100 м по комплексному показателю более чем в 4 раза (5 = 29,81 у N90/2500 ЬБ и 5 = 6,99 у N117/2400).

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Проведенные расчеты показали, что в районе ЛПДС «Западный Сургут» существует ветроэнергетический потенциал, достаточный для его экономического использования по всем международным критериям.

2. Показано, что на данном (начальном) этапе развития ветроэнергетических технологий в России необходимы меры государственного стимулирования данного направления энергетики и создание четких законодательных актов, регулирующих отношения между поставщиками энергии на базе ВИЭ и потребителями.

3. Установлено, что электроснабжение НПС за счет современной ВЭС возможно и энергетически и экономически оправдано. Период окупаемости составляет 11 лет при сроке эксплуатации ВЭУ 20 лет. При этом ВЭС позволит сэкономить до 7 млрд руб. (с учетом амортизационных отчислений) по сравнению

с электроснабжением от ЕЭС.

4. Найден оптимум между энергетическими и экономическими показателями работы ВЭУ в зависимости от высоты башни. Увеличение последней выше некоторого предела, отличающегося у ВЭУ разной высотой башни, приводит к тому, что капитальные затраты растут интенсивнее, чем прибыль от продажи электроэнергии.

5. Впервые разработана методика комплексной оценки эффективности строительства ВЭС в зависимости от требуемой нагрузки и режима работы НПС, позволяющая на основе энергетических и экономических показателей сопоставлять и определять наиболее привлекательный вариант ВЭС на базе разнообразных ВЭУ для данных условий, а также сравнивать эффективность строительства типовой ВЭС на различных территориях Западной и Восточной Сибири для энергоснабжения объектов нефтегазового комплекса.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

Bedyiifiieрецензируемые научные журналы

1. Дедун, А. А. Оценка эффективности строительства ветроэнергетической станции на насосной станции нефтепровода [Текст] / А. А. Дедун, Н. А. Малюшин // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - 2012. - Вып. 2 (88). - С. 58-63.

2. Малюшин, Н. А. Определение величины «зеленого» тарифа возобновляемых источников энергии [Текст] / H.A. Малюшин, A.A. Дедун // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - 2012. - № 3. - С. 103-106.

3. Дедун, А. А. Определение эффективности строительства ветроэнергетической станции методом комплексной оценки [Текст] / А. А. Дедун, Н. А. Малюшин // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - 2012. - № 6. - С. 88-95.

Прочие печатные издания

4. Дедун, А. А. Перспективы использования ветроэнергетических установок на объектах трубопроводного транспорта [Текст] / А. А. Дедун // Горные ведомости. - 2010. - № 9. - С. 80-83.

5. Дедун, А. А. Использование энергии ветра на нефтеперекачивающих станциях Западной Сибири [Текст] / А. А. Дедун, Н. А. Малюшин // Вестник Академии энциклопедических наук. - 2011. -№3(4).- С. 5-10.

6. Дедун, А. А. Ветроэнергетическая станция. Комплексная оценка эффективности строительства [Текст] / А. А. Дедун. - LAP LAMBERT Academic Publishing GmbH & Co., KG Saarbrücken, Germany, 2012. - 64 c.

7. Дедун, А. А. О перспективах использования ветроэнергетических установок на объектах трубопроводного транспорта углеводородного сырья [Текст] / А. А. Дедун // Проблемы теплоэнергетики: сб. матер. Всеросс. научн.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых. - Челябинск, 2010. - С. 20-22.

8. Дедун, А. А. Альтернативные источники электроснабжения нефтеперекачивающих станций Западной Сибири [Текст] / А. А. Дедун, Р. А. Беркутов // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. XI Всеросс. научн.-практ. конф. 19 октября 2011 г. - Уфа, 2011. - С. 65-66.

9. Дедун, А. А. Определение срока окупаемости ветроэнергетической установки [Текст] / А. А. Дедун, О. А. Степанов // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. ХП Всеросс. научн.-практ. конф. 17 октября 2012 г. - Уфа, 2012. -С. 28-29.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 11.09. 2013 г. Формат 60 х 90 1/16. Усл. печ. л. 0,88. Бумага писчая. Тираж 100 экз. Заказ № 205. Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Дедун, Алексей Александрович, Уфа

ГОСУДАРСТВЕННОЕ УНИТАРНОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ «ИНСТИТУТ ПРОБЛЕМ ТРАНСПОРТА ЭНЕРГОРЕСУРСОВ»

(ГУП «ИПТЭР»)

ДЕДУН АЛЕКСЕЙ АЛЕКСАНДРОВИЧ

04201362131

ОБОСНОВАНИЕ СПОСОБА ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ НАСОСНЫХ СТАНЦИЙ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА

Специальность 25.00.19 - Строительство и эксплуатация

нефтегазопроводов, баз и хранилищ

На правах рукописи

ДИССЕРТАЦИЯ

на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель

доктор технических наук, профессор

Степанов Олег Андреевич

Уфа 2013

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ......................................................................... 4

ГЛАВА 1. ОБОСНОВАНИЕ ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ВЕТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ УСТАНОВОК В ТРУБОПРОВОДНОМ ТРАНСПОРТЕ НЕФТИ...................... 8

1.1. Современное состояние энергетики России............................. 8

1.2. Перспективные виды источников энергии для трубопроводного транспорта нефти................................................................... 14

1.3. Уровень и перспективы развития ветроэнергетики.................... 27

1.4. Основные характеристики современных ветроэнергетических

установок.............................................................................. 41

Выводы по главе 1............................................................................................................................45

ГЛАВА 2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ

ЭФФЕКТИВНОСТИ ВЕТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СТАНЦИИ..... 47

2.1. Методика определения энергетических показателей ветроэнергетической установки................................................. 47

2.2. Расчет необходимой установленной мощности и месторасположения ветроэнергетической станции как источника энергии для нефтеперекачивающей станции................ ................... 54

2.3. Оценка энергетической эффективности ветроэнергетической станции как источника энергии для нефтеперекачивающей станции.... 57

Выводы по главе 2..........................................................................................................................81

ГЛАВА 3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ

ЭФФЕКТИВНОСТИ ВЕТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СТАНЦИИ..... 83

3.1. Критерии экономической эффективности ветроэнергетической станции как источника энергии для нефтеперекачивающей станции.... 83

3.2. Оценка затрат на строительство, эксплуатацию и ремонт ветроэнергетической установки.................................................. 84

3.3. Оценка срока окупаемости капитальных вложений

при строительстве ветроэнергетической станции............................ 89

3.4. Методика расчета оптимальной высоты башни

ветроэнергетической установки.................................................. 107

Выводы по главе 3............................................................................................................................110

ГЛАВА 4. МЕТОДИКА КОМПЛЕКСНОЙ ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ СТРОИТЕЛЬСТВА 112 ВЕТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СТАНЦИИ...................................

4.1. Выбор и определение весовых коэффициентов факторов

и групп факторов..................................................................... 112

4.2. Балльные показатели энергетической эффективности ветроэнергетической станции..................................................... 116

4.3. Балльные показатели экономической эффективности ветроэнергетической станции..................................................... 119

4.4. Комплексная оценка эффективности строительства

ветроэнергетической станции..................................................... 122

Выводы по главе 4............................................................................................................................127

Основные выводы................................................................. 128

Библиографический список использованной литературы............. 129

ПРИЛОЖЕНИЕ 1. Технические показатели и рабочие характеристики ВЭУ Nordex N90 LS, N100, Nordex N117, Vestas V90-2,

Vestas V90-3, Vestas V112......................................................... 140

ПРИЛОЖЕНИЕ 2. Энергетические характеристики ВЭУ Nordex N90 LS, N100, Nordex N117, Vestas V90-2, Vestas V90-3,

Vestas VI 12........................................................................... 158

ПРИЛОЖЕНИЕ 3. Энергетические характеристики ВЭС на базе ВЭУ Nordex N90 LS, N100, Nordex N117, Vestas V90-2,

Vestas V90-3, Vestas V112......................................................... 170

ПРИЛОЖЕНИЕ 4. Экономические показатели ВЭС на базе Nordex N90 LS, N100, Nordex N117, Vestas V90-2, Vestas V90-3,

Vestas VI 12........................................................................... 182

ПРИЛОЖЕНИЕ 5. Определение минимального срока окупаемости

в зависимости от высоты гондолы ВЭУ Nordex.............................. 226

ПРИЛОЖЕНИЕ 6. Расчет комплексного показателя эффективности строительства ВЭС.................................................................. 229

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования

Магистральные нефтепроводы являются крупными потребителями электрической энергии. Без ее использования невозможна работа основных и подпорных насосов, инженерного оборудования и систем управления. Как правило, передача электроэнергии на нефтеперекачивающие станции (НПС) и линейную часть нефтепровода осуществляется по линиям электропередачи через трансформаторные подстанции от единой энергосистемы. Эти объекты сложны и дороги в эксплуатации.

Доля затрат на электроэнергию в общей структуре затрат при эксплуатации магистральных нефтепроводов составляет значительную часть. Существующая схема отношений между производителями, сетевыми операторами и потребителями приводит к непрерывному росту цен на электроэнергию, отпускаемую энергосистемой, что при высокой энергоемкости производства становится причиной снижения прибыли. Поэтому сокращение затрат на энергоресурсы при эксплуатации магистральных нефтепроводов и обеспечение их бесперебойной и эффективной работы - важные задачи. Основными вариантами их решения являются мероприятия энергосберегающего характера, оптимизация размещения энергообъектов и переход на частичное или полное энергоснабжение от собственного источника энергии. В связи со сложившейся ситуацией в электроэнергетике страны все более широкое распространение получают электростанции собственных нужд (ЭСН).

Качественно новым уровнем при решении этих задач может стать использование возобновляемых источников энергии (ВИЭ) для энергоснабжения объектов магистральных нефтепроводов. Мировая практика располагает опытом получения электроэнергии путем сооружения и эксплуатации ВИЭ, лидером среди которых является ветроэнергетика. Учитывая высокую степень износа существующих линий электропередачи и энергетических станций, разработку новых месторождений на Сахалине, в Якутии и других отдаленных регионах, где практически отсутствуют сооружения единой энергосистемы, нужно обратить внимание на возможность

получения электроэнергии за счет ВИЭ, что отвечает современным требованиям о внедрении энергосберегающих технологий. Это относится и к действующим объектам магистральных нефтепроводов.

В связи с этим особый интерес представляют выбор и обоснование оптимального источника энергоснабжения насосных станций магистральных нефтепроводов и создание методики комплексной оценки его эффективности.

Возможность применения различных ВИЭ в целях энергоснабжения предприятий ОАО «АК «Транснефть», и прежде всего ОАО «Сибнефтепровод», становится актуальной и требует детального рассмотрения.

Решение поставленных задач позволит обосновать внедрение ВИЭ как ЭСН, выявить и проанализировать основные факторы, влияющие на их экономическую результативность, и создать методику комплексной оценки эффективности их использования на объектах магистральных трубопроводов.

Цель работы - обоснование возможности энергоснабжения нефтеперекачивающих станций магистрального нефтепровода за счет возобновляемого источника энергии и совершенствование методики оценки эффективности его применения.

Достижение поставленной цели осуществляется путем решения следующих основных задач:

• обоснование возможности применения возобновляемого источника энергии и выбор его конкретного типа для электроснабжения нефтеперекачивающей станции магистрального нефтепровода;

• оценка энергетических и экономических показателей работы принятого типа возобновляемого источника энергии для электроснабжения нефтеперекачивающей станции магистрального нефтепровода;

• разработка методики комплексной оценки эффективности применения возобновляемого источника энергии на трубопроводном транспорте нефти.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач осуществлялось путем теоретических исследований, в ходе которых использовались метеорологические статистические данные и информация, полученная в условиях эксплуатации

нефтеперекачивающих станций, а также информация, предоставляемая производителями оборудования ВИЭ. Обработка данных производилась с применением современной вычислительной техники.

Научная новизна результатов работы:

• установлено, что надежное энергоснабжение насосной станции магистрального нефтепровода в необходимом объеме возможно за счет возобновляемого источника энергии;

• получена зависимость для определения оптимума между энергетическими и экономическими показателями работы ветроэнергетической установки (ВЭУ) с различной высотой башни для энергоснабжения оборудования насосной станции магистрального нефтепровода;

• впервые разработана и апробирована методика комплексной оценки эффективности строительства ветроэнергетической станции (ВЭС) на насосной станции магистрального нефтепровода.

На защиту выносятся результаты теоретических исследований по применению ВЭС как источника электрической энергии для ЛПДС «Западный Сургут» магистрального нефтепровода Сургут - Горький - Полоцк (СГП), результаты теоретических исследований по повышению экономических показателей ВЭС, методика комплексной оценки эффективности ветроэнергетической станции при работе на ЛПДС «Западный Сургут».

Практическая значимость результатов работы:

• обоснована возможность применения современной ветроэнергетической станции как ЭСН для ЛПДС «Западный Сургут» магистрального нефтепровода Сургут - Горький - Полоцк;

• найден оптимум между энергетическими и экономическими показателями работы ветроэнергетической установки в зависимости от высоты башни, позволяющий снизить затраты на возведение и эксплуатацию ВЭС для получения конкурентоспособной стоимости электроэнергии для НПС;

• разработана методика комплексной оценки эффективности строительства ВЭС, позволяющая сравнивать различные варианты ВЭС и выбирать наиболее эффективные из них в зависимости от требуемой нагрузки и

режима работы конкретной НПС;

• результаты работы могут быть использованы для совершенствования законодательства Российской Федерации в области ВИЭ и формирования механизмов оценки и сравнения различных ВИЭ в разных областях их применения.

Апробация результатов работы

Основные положения и результаты работы докладывались и обсуждались на Всероссийской научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Проблемы теплоэнергетики» (Челябинск, 2010 г.); на научно-техническом семинаре кафедры «Проектирование и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ» Тюменского государственного нефтегазового университета (Тюмень, 2010 г.); на Всероссийских научно-практических конференциях «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках XI и XII Российских энергетических форумов (Уфа, 2011 г., 2012 г.); на научно-техническом совете ОАО «Институт «Нефтегазпроект» (Тюмень, 2011 г.); на техническом совете ОАО «Сибнефтепровод» (Тюмень, 2012 г.); на XVII научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Проблемы развития газовой промышленности Сибири - 2012» (Тюмень, 2012 г.).

ГЛАВА 1. ОБОСНОВАНИЕ ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТИ

ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ВЕТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ УСТАНОВОК В ТРУБОПРОВОДНОМ ТРАНСПОРТЕ НЕФТИ

1.1. Современное состояние энергетики России

Развитие экономики, социальной и других сфер жизни государства напрямую зависит от эффективной и надежной работы энергетики и энергетического хозяйства. Именно поэтому в последние годы все чаще поднимается вопрос об энергетической безопасности не только на мировом уровне, но и на уровне руководства нашей страны. Меры государства в области энергобезопасности должны обеспечивать бесперебойный доступ населения и предприятий к энергоресурсам, а также гарантировать надежность поставок энергоресурсов на рынки других стран. Как экспортер энергоресурсов Россия уверенно увеличивает эффективность и диверсификацию поставок нефте- и газопродуктов, осваивает технологии производства сжиженного природного газа и т.д. Однако внутренним аспектам энергетической политики в России уделяется значительно меньше внимания, чем внешним. Особенно сложная и опасная ситуация сложилась в электроэнергетике, являющейся основой всего топливно-энергетического комплекса страны. В связи с этим вопросы обеспечения безопасности энергоснабжения становятся все острее.

По данным [57], установленная мощность электростанций Российской Федерации (включая мощность электростанций, работающих в закрытых административно-территориальных округах) по состоянию на 31 декабря 2010 г. составила 230,0 ГВт, в том числе ТЭС - 158,1 ГВт (68,7%), ГЭС -47,5 ГВт (20,7%), АЭС - 24,3 ГВт (10,6 %). По сравнению с 2009 г. установленная мощность электростанций увеличилась на 3,9 ГВт (на 1,7 %), в том числе ТЭС - на 2,7 ГВт, ГЭС - на 0,2 ГВт, а мощность АЭС - на 1,0 ГВт [56, 57]. Темпы ввода мощностей возросли с 0,2 % в 2009 г. до 1,7 % в 2010 г. [56, 57].

В 2010 г. было выработано 1037 млрд кВт ч электроэнергии, или на 4,5 % больше, чем в 2009 г. [42, 43]. С другой стороны, по данным [57], производство

электроэнергии в рассматриваемом году достигло лишь 1020,6 млрд кВтч. Однако динамика роста очевидна, что свидетельствует о преодолении последствий кризиса и повышении спроса на электроэнергию.

Вместе с тем в отрасли нарастают проблемы, которые уже в ближайшем будущем сделают существенно более трудным обеспечение требуемой надежности электроснабжения и приведут к значительному увеличению материальных и финансовых средств для обеспечения устойчивого функционирования электроэнергетических систем. К главным из них следует отнести:

• критически опасное старение электроэнергетического оборудования;

• низкие темпы обновления оборудования;

• ограниченное выделение инвестиций на ввод нового, модернизацию и продление срока службы действующего оборудования.

Несомненно, на первый план выходит проблема старения основного оборудования электростанций. На конец 2010 г. его возраст в среднем по стране составил 33,2 года, в том числе по ГЭС - 37,1 лет, по ТЭС - 32,6 года, по АЭС - 26,2 лет [57]. Ориентировочно ресурс оборудования электростанций составляет не более 300 тыс. часов. Отсюда следует, что суммарная мощность устаревшего оборудования в 2010 г. составила около 100 ГВт, или более 45 % от установленной мощности централизованной энергосистемы [57]. Износ оборудования электрических сетей достиг 69 % [58]. Суммарная мощность самого старого оборудования, введенного до 1950 г. включительно, составляет 2615 МВт, или 1,2 % от всей установленной мощности электростанций России [57]. Более 45 % действующих мощностей (почти 85 ГВт) были сооружены в 1958 - 1978 гг., и только около 13 % имеют возраст до 20 лет. Такая возрастная структура генерирующих мощностей ведет к повышению вероятности их повреждения, снижению надежности электроэнергетических систем, увеличению расходов на их обслуживание и ремонт, делает более трудным обеспечение бесперебойного энергоснабжения потребителей [36].

В 2010 г. правительство Российской Федерации рассмотрело уточненную Генеральную схему размещения объектов электроэнергетики до 2020 г., в

перспективе до 2030 г. По прогнозам, уровень электропотребления к 2030 г. в базовом варианте возрастет до 1553 млрд кВт ч [25]. Для удовлетворения этого спроса к 2030 г. предполагается ввести 173,1 ГВт новых генерирующих мощностей, в том числе 112,1 ГВт на ТЭС, и одновременно демонтировать 67,7 ГВт, в том числе 51,2 ГВт на ТЭС [26]. В итоге доля оборудования со сроком службы до 20 лет возрастет с 13 % до 60 %, и одновременно увеличится с 27 % до 30 % доля оборудования со сроком эксплуатации от 41 до 60 лет [36]. При этом также снизится с 57 % до 10 % доля оборудования, имеющего возраст от 21 до 40 лет. Ожидается, что реализация программы вводов генерирующего оборудования в рамках договоров о предоставлении мощности и программы вводов новых ГЭС и АЭС приведет к смене тенденции, и в 2011-2020 гг. средний возраст оборудования электростанций сохранится на сложившемся уровне в 32...34 года [57].

Таким образом, доля физически и морально устаревшего оборудования и в 2030 г. останется достаточно высокой, и условия обеспечения надежности электроснабжения существенно не улучшатся. Кроме того, эксплуатация устаревшего электросетевого оборудования создает высокие риски возникновения серьезных аварий. По данным ОАО «Холдинг МРСК», в настоящее время в полной замене нуждаются 4,7 тысячи подстанций (35...220 кВ), около 12 тысяч трансформаторов, 73 тысячи выключателей (6...220 кВ). Результаты оценки состояния сетевого распределительного оборудования, проведенной в 69 субъектах Российской Федерации, показали, что 52 % его отработало нормативный срок, из них 7,4 % - два нормативных срока и более [29].

Обновление основных производственных фондов в электроэнергетике происходит темпами,