Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ состояния разработки газовых и газоконденсатних месторождении се верных районов Тюменской области (СРТО) и запасов низконапорного газа 11
1.1. Анализ существующего состояния разработки основных месторождений Тюменской области. Обзор методов определения эффективности разработки месторождений в период падающей добычи 11
1.2. Критерии определения эффективности разработки газовых месторождений в современных условиях хозяйствования. Исследование завершающего этапа разработки месторождений Тюменской области 18
1.3. Выводы 32
2. Анализ существующего состояния систем электроснабжения, проблемы функ ционирования и развития электроэнергетики СРТО и пути их реше ния 33
2.1. Анализ состояния систем электроснабжения предприятий нефтегазового комплекса СРТО 33
2.2. Проблемы функционирования и развития региональной системы электроснабжения СРТО 40
2.3. Факторы, определяющие применение электростанций, работающих на газе, и критерии оценки их экономической эффективности 44
2.4. Особенности применения электростанций на базе газотурбинных (ГТУ) и газодизельных энергоустановок (ГДЭУ) и другого эффективного оборудования 47
3. Анализ надежности систем электроснабжения удаленных потребителей и пред ложения по повышению надежности 58
3.1. Анализ существующих подходов и методов оценки технико-экономической эффективности альтернативных систем электроснабжения 58
3.2. Разработка критериев и методики обоснования и оценки технико-экономической эффективности вариантов электроснабжения нефтегазодобывающих предприятий с учетом надежности 63
3.3. Модель расчета технико-экономической эффективности альтернативных систем электроснабжения удаленных объектов с учетом надежности (программный продукт «OPAL») и анализ результатов расчетов 78
3.4. Характеристика рациональных способов применения автономных источников элек-тросиабжения удаленных потребителей с учетом надежности 87
4. Совершенствование контроля электропотребления и исправности систем электроснабжения 91
4.1. Проблемы коммерческих потерь электроэнергии и варианты технических мероприятий для уменьшения коммерческих потерь 91
4.2. Устройство подключения счетчика электрической энергии (варианты) 98
4.3. Технические мероприятия и способы уменьшения количества пожаров, возникающих из-за неисправностей в схемах электроснабжения зданий и сооружений 100
4.4. Выводы 106
Заключение 107
Список литературы 109
Приложение
- Критерии определения эффективности разработки газовых месторождений в современных условиях хозяйствования. Исследование завершающего этапа разработки месторождений Тюменской области
- Проблемы функционирования и развития региональной системы электроснабжения СРТО
- Разработка критериев и методики обоснования и оценки технико-экономической эффективности вариантов электроснабжения нефтегазодобывающих предприятий с учетом надежности
- Устройство подключения счетчика электрической энергии (варианты)
Введение к работе
Высшим приоритетом энергетической стратегии России на период до 2020 года является повышение эффективности использования энергии как средства снижения энергоемкости производства и, в целом, затрат на свое энергообеспечение, уменьшение вредного воздействия на окружающую среду и реализацию концепции устойчивого развития.
Развитие экономики России неразрывно связано с повышением эффективности использования энергетических ресурсов. Особое значение для укрепления энергетической безопасности государства имеет внедрение энергосберегающих технологий во все сферы деятельности человека.
Вопросы энергосбережения и энергоэффективности — центральные и в энергетике, и в экономике.
Недостаток энергоресурсов и необходимых видов энергии может стать тормозом в развитии отечественной экономики, которая в настоящее время демонстрирует положительную динамику. Повышение энергоэффективности - наиболее конструктивный выход из положения.
Тяжелая, а кое-где и кризисная энергетическая обстановка, сложившаяся в некоторых регионах России, вынуждает правительство страны уделять особое внимание проблеме обеспечения топливно-энергетическими ресурсами. В сегодняшних условиях использование дорожающих топливно-энергетических ресурсов приобрело социальный характер. Сложная ситуация в энергетическом комплексе страны не является безнадежной, но для принятия верных и сбалансированных решений необходим анализ причин возникновения проблем. Известно, что в энергетическом балансе России природный газ составляет более 60% потребляемых первичных энергоресурсов, поэтому многие причины энергетического кризиса сосредоточены в газовой отрасли страны. Основньши внутренними потребителями природного газа являются энергетические комплексы по производству электроэнергии и тепла.
В соответствии с энергетической стратегией потребность экономики РФ и внешнего рынка в газе к 2020 году оценивается в 650 - 700 млрд.м3.Основная часть этих объемов должна поставляться ОАО «Газпром», главная задача которого на ближайшие годы - обеспечить намеченную до 2020 года добычу газа на уровне 530 млрд.м в год, а также обеспечить и соответствующий прирост разведанных запасов газа.
Наша страна - крупнейший экспортер природного газа, обеспечивающий бо- лее 40% международных поставок. Россия располагает примерно третью мировых разведанных запасов. В 2003 г. добыча газа в стране составила 610 млрд.м , а потребление, включая технологические нужды газопроводов и закачку (отбор) в подземные хранилища газа, - около 409 млрд.м3, экспорт - около 200 млрд.м3.
В 70-80-е гг. XX века на Севере Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции создан крупнейший в мире газовый комплекс. Несмотря на наличие уникальной сырьевой базы и развитой сети трубопроводного транспорта, добыча газа в России с 1992 г. падала. Это объясняется значительной выработанностью запасов ряда месторождений и вытекающих из этого проблем добычи, переработки и транспортировки первичных энергоресурсов, строительства промышленных объектов на новых месторождениях. Так, например, степень выработанности трех базовьгх месторождений, дающих основной объем добычи газа, достигла следующих значений: месторождение Медвежье — 78%, Уренгойское месторождение ~ 67%, Ямбургское месторождение — 46%. В 2000 г. годовая добыча газа снизилась на 57 млрд.м по сравнению с 1991 г. Ввод в эксплуатацию Заполярного месторождения остановил снижение добычи газа.
В утвержденной правительством РФ «Энергетической стратегии России до 2020 г.» предполагается, что уже после 2010 г. начнется падение добычи газа в Западной Сибири и, прежде всего, в Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО). Качественное ухудшение сырьевой базы Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции в перспективе потребует создания новых центров добычи нефти и газа в Восточной Сибири.
Также в этом документе предполагается, что одним из основных направлений развития нефтегазодобывающего комплекса страны должно быть освоение месторождений северных районов Тюменской области (СРТО). Несмотря на то, что нефтегазовый комплекс СРТО позволяет обеспечивать высокие уровни добычи нефти, газа, конденсата, состояние его энергетического комплекса оставляет желать лучшего как по экономическим, так и по техническим показателям.
Основным газонефтедобывающим регионом России, где в настоящее время добывается свыше 90% природного газа и 30% российской нефти являются северные территории Тюменской области. Одной из важнейших сегодняшних проблем является проблема эффективного использования низконапорного газа на вышеупомянутых месторождениях. Для населения, для городов Тюменского Севера, обустроенных ценой невероятных усилий всей страны, падающая добыча газа на градообразующих предприятиях — это вопрос дальнейшей судьбы ряда городов.
В настоящее время основная доля газа добывается в Надым-Пур-Тазовском
5 районе. Для его транспортировки внутренним потребителям и на экспорт создана единая система газоснабжения (ЕСГ), не имеющая аналогов в мире. Для электроснабжения объектов добычи нефти и газа и их транспортировки были созданы электрические распределительные сети Тюменской энергосистемы. Распределительные сети энергосистемы в основном создавались в «пионерный» период освоения месторождений Тюменского Севера, когда руководствовались принципом «газ любой ценой». Основная часть потребителей электроэнергии ЯНАО получают питание от Сургутских ГРЭС по двум ВЛ-220 кВ, протяженностью 510 и 680 км. По данным «ВНИИГаз» оптимальным расстоянием от генерирующего источника до потребителя по ВЛ-220 кВ считается расстояние около 130 км. В годы освоения планировалось, что система электроснабжения Уренгойского газоконденсатного месторождения будет завершена вводом в действие Уренгойской ГРЭС (1989г.) и строительством ВЛ-220 кВ Уренгойская ГРЭС - УКПГ11 (1990г.), но при переходе к новым принципам хозяйствования этим планам не суждено было сбыться.
Темпы освоения месторождений природного газа, суровость природно-климатических условий, в которых эксплуатируются технологическое газодобывающее оборудование, буровое оборудование и электрооборудование, взрыво- и пожароопасность технологических процессов, высокие требования к качеству газа, бесперебойности газоснабжения потребителей и выполнению экспортных поставок газа - предъявляют особые требования к инженерной инфраструктуре газонефтедобывающих предприятий. В современных условиях, когда перерыв в электроснабжении предприятий добычи нефти и газа оборачивается весомыми материальными ущербами, вопрос о повышении надежности работы систем электроснабжения стоит особенно остро.
В новых экономических условиях появилась возможность широкого развития электростанций небольшой мощности - независимых производителей электроэнергии, сооружаемых за счет средств потребителей, прежде всего нефтяных и газовых компаний. В настоящее время ОАО «Газпром» рассматривает возможность сооружения новых электростанций для электроснабжения предприятий добычи, транспорта и переработки газа на северных территориях Тюменской области. Нефтяные компании также прорабатывают вопросы возможности сооружения собственных электростанций.
Поскольку добыча газа на основных месторождениях Надым-Пур-Тазовского района снижается, а для покрытия потребности в тюменском газе необходима эксплуатация этих месторождений вплоть до наступления экономического предела их разработки, низконапорный газ может быть эффективно использован для снабжения потребителей в районе добычи. За счет сооружения энергоисточников на низконапорном газе может быть достигнут эффект самообеспечения потребителей северных районов области, что позволит освободить мощности существующих электростанций ОАО «Тюменьэнерго» и обеспечит повышение экспорта электроэнергии за пределы Тюменской энергосистемы. Кроме того, интенсивное использование низконапорного газа вытеснит из энергопотребления определенную часть высоконапорного газа, который может быть транспортирован по магистральным трубопроводам в центральные районы страны и на экспорт. Дополнительным источником энергоресурсов является попутный газ нефтяных месторождений.
Целью настоящей работы является анализ экономичности и оценка надежности системы электроснабжения объектов газовой промышленности и нефтедобычи северных районов Тюменской области, а также повышение эффективности работы систем.
Актуальность. В последнее десятилетие отчетливо проявляется тенденция снижения эффективности работы системы электроснабжения СРТО, что можно объяснить совокупностью нескольких причин: снижением объемов и эффективности инвестиций в энергетику, старением оборудования, конструктивными особенностями электрических распределительных сетей, природно-климатическими особенностями региона.
Наблюдается также резкое снижение надежности электроснабжения газодобывающих предприятий, расположенных в северных районах Тюменской области. Например, за 1998-1999 года зарегистрировано 117 случаев нарушений режима электроснабжения объектов ООО «Уренгойгазпром», «Ямбургаздобыча», «Надым-газпром», «Тюментрансгаз» по причине возникновения аварийных ситуаций в сетях АО «Тюменьэнерго». За этот же период количество отказов по надежности электроснабжения в указанных регионах при проведении ремонтных работ составило более 600 общей продолжительностью свыше 65 тыс. часов. Фактически на территории СРТО в сетях АО «Тюменьэнерго» ежедневно имеет место аварийное отключение или «режим ожидания» аварийных ситуаций.
Актуальность проблемы подтверждается еще и тем, что падение пластового давления на основных месторождениях СРТО, необходимость использования низконапорного газа и решение возникающих в связи с этим социально-экономических проблем региона нашли отражение в «Энергетической стратегии России до 2020 г».
Актуальность совершенствования систем учета электроэнергии подтверждает тот факт, что рост потерь от недостоверного учета и хищений электроэнергии повсеместно принял угрожающий характер. К примеру объем коммерческих потерь
АО «Тюменьэнерго» за 2004 год составил около 6,5% полезного отпуска энергии, убытки «Энергосбыта» ОАО Иркутскэнерго за 2003 год составили 367,9 млн.руб., за семь месяцев 2004 года убытки ОАО Кубаньэнерго превысили 110 млн.руб.
С каждым годом растет число пожаров не только на предприятиях, но и в школах, детских домах, общественных учреждениях. По данным МЧС РФ только за первое полугодие 2004 г. в России зарегистрировано 9740 пожаров, в которых погибли 9821 чел., а 6979 получили травмы. Ущерб от пожаров составил 2,507 млрд. руб. Каждый пятый пожар вызван неудовлетворительной и ненадежной работой электрооборудования (по данным МЧС РФ), ущерб от пожаров, вызванных этими причинами, составляет 25% ущерба от всех пожаров по стране.
Предложенные подходы к анализу эффективности эксплуатации электроснабжения могут найти применение и для нефтегазодобывающих объектов других регионов страны. Это тем более касается предложенных способов снижения коммерческих потерь электроэнергии и повышения пожаробезопасности.
Новизна и практическая ценность:
Разработан критерий решения задачи выбора эффективных стратегий эксплуатации месторождений на этапе падающей добычи в современных условиях хозяйствования.
Выполнено исследование стратегии разработки месторождений и оценены запасы низконапорного газа.
Определены возможные направления рационального использования этого газа.
Усовершенствованы методика и вычислительная программа анализа надежности электроснабжения нефтегазодобывающего комплекса, произведены оценки и даны предложения по ее повышению на примере СРТО.
Разработаны методические подходы и технические средства для совершенствования контроля электропотребления и исправности систем электроснабжения.
Апробация результатов работы. Основные положения работы докладывались и обсуждались на Всероссийском научном семинаре «Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики» (г. Иркутск, 2003); на пятой Всероссийской конференции молодых специалистов, ученых и студентов по проблемам газовой промышленности «Новые технологии в газовой промышленности» (г. Москва, 2003); на научно-практических конференциях Иркутского государственного технического университета (2003, 2004, 2005г); на Девятой Всероссийской научно-технической конференции «Энергетика: Экология, Надежность, Безопасность» (Томск, 2003), на третьей Всероссийской научно-технической конференции с международным участием «Энергетика: Управление, Качество и эффективность использования энергоресурсов» (Благовещенск, 2003).
Публикации. По материалам диссертации опубликовано 14 печатных работ.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и Приложения, в том числе 34 таблицы и 19 рисунков. Список использованной литературы включает 85 наименований, в том числе 11 с участием автора.
В первой главе отражены вопросы состояния разработки основных месторождений газа Тюменской области, дан обзор методов определения эффективности разработки месторождений в период падающей добычи. Рассмотрены такие критерии определения эффективности разработки месторождений, как балансовая прибыль, рентабельность, экономическая эффективность и хозяйственная эффективность, а также критерий, комплексно определяющий хозяйственную эффективность газового топлива в стране в рассматриваемый момент времени — предельные дисконтированные затраты.
Проведены исследования завершающего этапа разработки месторождений газа СРТО — главной сырьевой базы страны. Исследования по разработке месторождений выполнялись на усовершенствованной математической модели, разработанной в ИСЭМ СО РАН. Результаты показали, что объем неизвлеченных запасов газа рассматриваемых месторождений сопоставим с запасами нового крупного месторождения.
Во второй главе детально проанализировано состояние систем электроснабжения нефтегазового комплекса СРТО. Выявлено, что большая удаленность основного источника ЦЭС, а также отступления при выполнении схем внешнего электроснабжения объектов от требований нормативной документации, приводят к низкой надежности электроснабжения объектов добычи и транспорта газа.
Рассмотрены условия функционирования и развития региональной системы электроснабжения СРТО, а также интересы взаимодействующих сторон, которые должны обязательно учитываться при принятии решений по развитию региональной системы электроснабжения.
Отражены проблемы энергетической безопасности СРТО, так как месторождения СРТО являются основой ТЭК России.
Проанализированы критерии экономической эффективности автономных источников электроэнергии (АИЭ) на месторождениях СРТО, использующих в качестве топлива низконапорный газ.
Отражены особенности применения электростанций на базе газотурбинных
9 (ГТУ) и газодизельных (ГДЭУ) энергоустановок. Приведены предложения по применению на АИЭ эффективного и надежного оборудования (ГТУ со свободно-поршневыми генераторами газа, турбогенераторы «Capstone»).
В третьей главе дан анализ существующих подходов и методов оценки технико-экономической эффективности альтернативных систем электроснабжения удаленных потребителей. Под удаленными потребителями имеются в виду новые обустраивающиеся месторождения, так как они практически всегда удалены от системы централизованного электроснабжения.
Описаны разработанные критерии, применяемые для оценки эффективности вариантов электроснабжения. На основе этих показателей разработана методика обоснования и оценки технико-экономической эффективности вариантов электроснабжения объектов газовой промышленности с учетом критерия надежности и специфики Крайнего Севера.
Дано описание модели расчета эффективности альтернативных систем электроснабжения удаленных объектов с учетом надежности и представлена ее блок-схема.
Проведены технико-экономические расчеты для вариантов электроснабжения, представляющих собой альтернативные способы обеспечения электроэнергией предприятий газовой отрасли. На основании проведенных расчетов сделаны выводы относительно технико-экономической эффективности вариантов электроснабжения удаленных объектов. По разным критериям надежности (ущербам и показателям надежности) оказались предпочтительными два варианта: от АИЭ без связи с энергосистемой ; по одноцепной ВЛ и АИЭ соответствующей мощности.
Дана оценка рациональных способов применения АИЭ удаленных потребителей с учетом надежности. Эффективность электроснабжения для собственника соответствующего производства в регионе складывается в последнем варианте (АИЭ и связь с системой) из следующих составляющих: -относительно низкая стоимость потребляемой от АИЭ электроэнергии; -высокая надежность электроснабжения благодаря связи с мощной системой при незначительном резервировании мощностей АИЭ; -возможность продавать избытки мощности и энергии по оптовой цене в систему.
В четвертой главе рассмотрены мероприятия по совершенствованию контроля электропотребления и исправности систем электроснабжения.
Проанализированы проблемы коммерческих потерь в стране, отражены возможные направления организационных и технических мероприятий для их умень- шения.
Предложена схема (и рассмотрено три ее варианта) подключения счетчика, обеспечивающая автоматическое отключение потребителя при отводе электроэнергии помимо счетчика, рассмотрены три варианта схем. На устройство подключения счетчиков электроэнергии получен патент РФ на изобретение №2253121, зарегистрированный 27 мая 2005г.
Предложены способы защиты коммутационной аппаратуры от превышения температуры выше допустимых пределов и устройства для их осуществления. На способ защиты коммутационной аппаратуры и устройство для его осуществления получен патент РФ на изобретение №2264682, зарегистрированный 20 ноября 2005г. Получено положительное решение Федерального института промышленной собственности о выдаче патента на изобретение на второй способ защиты коммутационной аппаратуры.
Критерии определения эффективности разработки газовых месторождений в современных условиях хозяйствования. Исследование завершающего этапа разработки месторождений Тюменской области
Приступая к разработке очередного месторождения, газодобывающее предприятие должно быть заинтересовано в планомерном, научно обоснованном извлечении запасов. Добиться максимальной газоотдачи с соблюдением заданного графика годовых отборов — главная задача ГДП. Разные уровни добычи по годам за кладываются в проекте разработки месторождения, и, следовательно, задается оптимальный график работы предприятия.
Четкое выполнение графика добычи должно гарантировать предприятию стабильную прибыль на всех этапах разработки. Определяющим фактором для получения прибыли ГДП должно быть выполнение заданного графика добычи, соответствующего конкретному периоду разработки. На деле же за выполнение графика на более трудном этапе падающей добычи ГДП вместо поощрения оказывается в невыгодном положении, так как прибыль получает не за выполненный график добычи, а за валовый объем извлеченного газа, уменьшающийся с каждым годом, но реализуемый по оптовым ценам. Таким образом, создается нерентабельность добычи в период, когда годовые отборы из года в год снижаются.
Несовершенство системы экономического стимулирования в газодобывающей промышленности приводит к тому, что возрастание удельных затрат в добычу на завершающем этапе разработки месторождений по сравнению со среднеотраслевыми показателями однозначно ставит перед газодобывающим предприятием стимул: вести добычу газа только до тех пор, пока прибыль ГДП достаточно высока, т.е. пока не выбраны «основные» запасы. Таким образом, при добыче уменьшающихся объемов газа (а это после извлечения 40-45% первоначальных запасов), нельзя ожидать заинтересованности предприятия в достижении максимальной газоотдачи. Вместе с тем следует обратить внимание на следующее обстоятельство. Такой показатель работы ГДП, как прибыль, недостаточно учитывает капитальные вложения, необходимые для разработки месторождения. При различных стратегиях разработки потребуются разные по величине капитальные вложения. Из-за недоучета капитальных вложений может сложиться ситуация, когда для ГДП будут выгодны стратегии разработки с завышенными капиталовложениями, особенно в начальный период, когда высокие дебиты скважин дают быстрое приращение прибыли.
Одним из показателей экономической эффективности работы ГДП за определенный период времени, учитывающим капитальные вложения, является рентабельность. В отличие от показателя прибыли, который выражает абсолютную величину эффекта, рентабельность представляет собой относительный показатель эффективности производства, выраженный в процентах.
Показатель рентабельности может вычисляться как отношение прибыли к сумме основных производственных фондов (ОПФ) и оборотных средств. Общая рентабельность (в %) определяется, как [27]:где Пб/ - балансовая прибыль в году /, руб.; Ft и Ot - среднегодовая стоимость соответственно ОФП и оборотных средств в году U руб.
Использование величины прибыли для определения рентабельности ГДП при отсутствии нормы рентабельности не позволяют с уверенностью применять ее в качестве критерия эффективности разработки месторождения.
Наконец, экономическая эффективность капитальных вложений в разработку определяется сопоставлением их величины с получаемым при этом эффектом. В отличие от большинства отраслей, где эффективность выражается приростом чистой продукции, в газодобывающей промышленности в качестве экономической эффективности капитальных вложений рассматривается прирост прибыли от реализации газа по оптовым ценам.
Однако, выбор рациональной стратегии разработки месторождений не может осуществляться без учета реальной значимости газа, реальных затрат в разработку (как капитальных вложений, так и эксплуатационных расходов) за весь период эксплуатации месторождения.
Из сказанного следует, что критерий эффективности должен быть более общим, комплексным и не зависеть от интересов отдельного ГДП, прибыль которого определяется оптовыми ценами на газ и эксплуатационными издержками по освоению данного месторождения.
При разработке такого критерия необходимо иметь в виду, что природный газ является одной из важных составляющих топливно-энергетических ресурсов страны и вопрос развития газовой отрасли в целом не может рассматриваться отдельно от основных направлений развития ТЭК страны. Поэтому оптимальную стратегию разработки газовых месторождений теоретически правильно определять при оптимизации развития ТЭК (с помощью оптимизационной динамической модели развития ТЭК), рассматривая перспективу, соответствующую полному сроку разработки месторождения.
При этом в такой модели должны рассматриваться различные варианты разработки каждого месторождения при различных вариантах структуры топливно-энергетического баланса (ТЭБ).
Выбор рациональной стратегии разработки месторождения и экономически целесообразного предела его эксплуатации может осуществляться на основе срав 21 нения хозяйственной эффективности различных вариантов добычи газа. Такой эффект обычно определяется как разница в стоимости продукции промысла и дисконтированных затрат в разработку месторождения [27]:
За весь срок разработки ГДП хозяйственный эффект определяется, с учетом дисконтирования, следующим образом:где Ен - норма дисконтирования.
Как и при определении величины прибыли, здесь одной из основных составляющих критерия является оптовая цена на газ. Эта цена сопоставляется с величиной дисконтированных затрат. Как уже отмечалось, используемая сегодня система формирования оптовых цен на продукцию ГДП (природный газ) имеет существенные недостатки: она недостаточно учитывает действительные затраты на добычу газа (особенно капитальные вложения в газовый промысел). Величина же дисконтированных затрат напрямую отражает действительные затраты на данном промысле. Сравниваются два разных по своей природе показателя - оптовая цена и предельные дисконтированные затраты. Напрашивается вывод — вместо величины Цг вданном случае (при определении эффективной стратегии разработки газового месторождения) следует использовать показатель, комплексно определяющий хозяйственную эффективность газового топлива в стране в рассматриваемый момент времени. Таким показателем в энергетике является величина предельных дисконтированных затрат (для конкретного экономического района). При плановой экономике это были замыкающие затраты на топливо, тепловую и электрическую энергию, представляющие собой систему удельных экономических показателей, характеризующих экономическую оценку дисконтированных затрат [35], при достижении которых использование соответствующих энергетических ресурсов в рассматриваемом районе становится нецелесообразным с позиций хозяйственной эффективности. В современных условиях хозяйствования предельные дисконтированные затраты на газ есть предельная экономически целесообразная величина затрат ГДП в его добычу и транспорт для потребителя. Это согласуется с методическими рекомендациями [36].
Проблемы функционирования и развития региональной системы электроснабжения СРТО
В 1999-2000 гг. была разработана энергетическая стратегия России на период до 2020 г. В этот же период были подготовлены межрегиональные энергетические стратегии и программы Сибири, Дальнего Востока и Забайкалья [43,44].
В связи с этим разработана методика формирования региональных энергетических программ (РЭП), которая с позиций общегосударственных приоритетов определяет направления развития ТЭК регионов и механизмы их реализации.
Условия функционирования ТЭК в регионах кардинально изменились в последнее десятилетие. Изменились формы собственности, приоритеты хозяйственной деятельности. В то же время повысилась роль органов власти федерального и регионального уровней, регулирующих тарифы на электрическую и тепловую энергию, влияющих на принятие решений о сооружении энергетических объектов и т.д. Общественные организации, население, потребители энергии, также получили возможность оказывать влияние на процессы принятия решений по развитию ТЭК (табл. 2.1).
Кроме того, в России проявляются новые явления: неплатежи, конкуренция в сфере энергетики, проблемы энергетической безопасности регионов, повышение требований к надежности и качеству электроснабжения, изменение отношения общества к экологическим аспектам работы предприятий ТЭК, необходимость учета социального фактора развития региональных ТЭК.
В сфере энергоснабжения проявляются самые разные интересы многих взаимодействующих сторон. В основном, эти интересы сводятся к следующим факторам:1) текущий уровень тарифов на тепловую и электрическую энергию;2) объем капитальных вложений в развитие ТЭК;3) надежность, энергетическая безопасность региона;4) влияние объектов ТЭК на природную среду.
Каждый из этих факторов для разных субъектов имеет разную степень важности, но нет единого критерия, который был бы общим, оптимальным для всех участвующих в обсуждении и принятии решений по развитию региональных систем электроснабжения.
При принятии решений необходимо достижение приемлемого для общества и других субъектов компромисса. Достижение такого компромисса обычно осуществляется в ходе демократических процедур, чтобы не было неправомерного ущемления интересов заинтересованных сторон [45].
Развитие региональной системы энергоснабжения СРТО, выбор рациональной структуры энергоресурсов и энергоносителей в регионе, определение эффективных стратегий использования газа требует комплексного рассмотрения систем энергоснабжения и учета взаимозаменяемости энергоносителей, взаимосвязей систем энергетики, альтернативных направлений использования газа и способов производства тепла и электроэнергии [44].
ОАО «Газпром», один из самых крупных хозяйствующих субъектов на территории СРТО, в своей региональной энергетической программе учитывает и социальные, и государственные интересы в сфере энергетики, решение социально-экономических задач по повышению надежности энергоснабжения населения и предприятий, создание благоприятных условий труда и быта населения наряду с обеспечением коммерческих интересов компании.
Цели региональной энергетической политики ОАО «Газпром»:- реализация основных направлений энергетической стратегии России на период до 2020 г., направленных на повышение эффективности использования газа в регионе и надежное энергоснабжение;- построение взаимовыгодных отношений между субъектами РФ и ОАО «Газпром» на рынках топливно-энергетических ресурсов;- создание в регионе максимально благоприятных условий для производственной деятельности подразделений ОАО «Газпром».
Реализация региональной энергетической политики ОАО «Газпром» обеспечит:1) в социальном аспекте:-повышение надежности энергоснабжения потребителей;-улучшение общеэкономических и производственных условий, а также необходимых условий труда и быта населения в регионе; -создание благоприятной экологической обстановки.
В решении проблемы низконапорного газа и обеспечения надежности энергоснабжения потребителей принимают активное участие все слои общества, политические партии, независимые производители газа и ОАО «Газпром», аппарат полномочного представителя президента РФ в Уральском Федеральном округе, научная общественность, представители коренного населения.
В концепции развития энергетики ОАО «Газпром» использование АИЭ рассматривается как основной способ снижения затрат на энергоресурсы. Кроме того, применение АИЭ дает возможность решить проблему использования низконапорного газа, а также повысить надежность электроснабжения предприятий и городов СРТО, продлить жизнь северным городам и поселкам, решить ряд социальных проблем и некоторые аспекты проблемы энергетической безопасности региона.
Энергетическая безопасность (ЭБ) региона - совокупность условий и факторов, обеспечивающих устойчивость процессов энергообеспечения производительных сил и населения, проживающего на территории региона, степень энергетической самодостаточности (независимости) и интеграции в общероссийские отраслевые системы энергетики. Энергетическая безопасность региона выражается в:- способности проводить на своей территории самостоятельную энергетическую политику;- в наличии предпосылок для бескризисного преодоления возмущений, происходящих в энергетике региона и за его границами;- способности энергетики обеспечить достаточный уровень экономическойконкурентоспособности предприятий региона (в той мере, насколько это зависит отэнергетики).
ЭБ на региональном уровне представляет собой достаточно сложное, многогранное по своей сущности понятие, характеризующее уровень защищенности от угрозы нарушения стабильности топливо- и энергоснабжения, возникновения дефицита энергоресурсов. Как на федеральном уровне, так и для отдельно взятого региона безопасным является состояние энергетики, характеризующееся устойчивостью энергетики к разного рода угрозам, наличием "иммунитета" к негативным воздействиям, потенциально способным нарушить процесс нормального функционирования производительных сил и социальных систем, а также угрожающих достигнутому уровню жизни населения [46,47].
Уровень защищенности от угроз на региональном уровне определяется следующими факторами:- устойчивость и эффеюнвность энергоснабжения, характеризующие способность ТЭК региона выполнять свои функции (главным образом с позиций физической и экономической доступности поставок ТЭР) для стабильного функционирования производительных сил (насколько это зависит от поставок ТЭР);- эффективность энергоиспользования, характеризующая способность потребителей региона бережно расходовать ТЭР, последовательно реализуя экономически оправ
Разработка критериев и методики обоснования и оценки технико-экономической эффективности вариантов электроснабжения нефтегазодобывающих предприятий с учетом надежности
Таким образом, как отмечается в разделе 3.1, работы отечественных и зарубежных авторов свидетельствуют о том, что в рыночных условиях остается в силе аппарат приведенных затрат как достаточно универсальный, легко модифицируемый критерий и метод для выбора эффективных решений (вариантов) из нескольких альтернативных.
На основе приведенных затрат могут быть получены различные, применяемые для сравнения инвестиционных проектов показатели: чистый дисконтированный доход (ЧДД) для оценки интегрального эффекта где Я/ - доходы, достигаемые на t-ом шаге времени (расчета), 3, - затраты, осуществляемые на том же шаге, которые являются по сути, приведенными затратами, Т -горизонт расчета; индекс доходности (ИД), который представляет собой отношение суммы при веденных эффектов к величине капиталовложений К где 3 - затраты, осуществляемые на t-ом шаге при условии, что в них не входят капиталовложения; - внутренняя норма доходности (ВНД), которая представляет собой ту норму дисконта (Евн), при которой величина приведенных эффектов равна приведенным капиталовложениям. ВНД (ЕШ1) является решением уравнения срок окупаемости — минимальный временной интервал (от начала осуществ ления проекта), за пределами которого интегральный эффект и в дальнейшем оста ется неотрицательным (срок окупаемости рекомендуется определять с использова нием дисконтирования). Могут быть получены и другие показатели. Однако для рыночных отношений характерна оценка разных эффективностей проекта, отражающих соотношение затрат и результатов применительно к интересам его участников [20]: - коммерческая (финансовая, рыночная) эффективность, которую могут получить непосредственные владельцы предприятия (хозяйствующие субъекты). Коммерческая эффективность (финансовое обоснование) проекта определяется соотношением финансовых затрат и результатов, обеспечивающих требуемую норму доходности. Коммерческая эффективность может рассчитываться как для проекта в целом, так и для отдельных его участников с учетом их вкладов.
В качестве эффекта 3(t) на ґ-ом шаге выступает поток реальных денег («Cash Flow») Ф(/).При осуществлении проекта выделяются три вида деятельности: инвестиционная (1), операционная (2), и финансовая (3). В рамках каждого вида деятельности происходит приток П,(г) и отток О,(0 денежных средств. Разность между ними есть
Сальдо реальных денег В(/) - называется разность между притоком и оттоком денежных средств от всех трех видов деятельности на каждом временном интервале /
Необходимым критерием принятия инвестиционного проекта является положительность сальдо накопленных реальных денег в любом временном интервале, где данный участник осуществляет затраты или получает доходы. Отрицательная величина сальдо накопленных реальных денег свидетельствует о необходимости привлечения участником дополнительных собственных или заемных средств и отражения этих средств в расчетах эффективности.
По специальным выражениям, приведенным в [20], для сравнения различныхпроектов вычисляются значения ЧДЦ, ИД, ВНД;— бюджетная эффективность, отражающая финансовые последствия осуществления проекта для федерального, регионального и местного бюджетов.
Основным показателем бюджетной эффективности, используемым для обоснования предусмотренных в проекте мер федеральной, региональной и местной финансовой поддержки, является бюджетный эффект. Бюджетный эффект Et для t-го шага осуществления проекта определяется как превышение соответствующего бюджета Д, над расходами Pt в связи с осуществлением данного проекта
Принципы оценки Д и Р, подробно излагаются в [63];- экономическая (хозяйственная) эффективность, учитывающая затраты и результаты, связанные с проектом для экономики страны в целом.
Показатели хозяйственной экономической эффективности отражают эффективность проекта с точки зрения интересов всего хозяйства в целом, а также для участвующих в осуществлении проектов регионов (субъектов Федерации), отраслей, организаций, предприятий.
Сравнение различных проектов (вариантов проекта), предусматривающих участие государства, выбор наилучшего из них и обоснование размеров и форм государственной поддержки проекта производится по наибольшему значению показателя интегрального хозяйственного экономического эффекта, (см. формулу (3.2) и другие).
Практика оценки различных эффективностей одного и того же проекта обнаруживает иногда их противоречивость, то есть, возможны ситуации, когда проект, выгодный для прямых участников инвестиций, оказывается невыгодным для бюджета того или иного уровня или для хозяйства (общества) в целом и, наоборот, проект, выгодный обществу в целом, может привести к банкротству хозяйствующих субъектов.
При этом в [36] особо подчеркивается, что для достаточно крупномасштабных проектов оценка и учет экономической эффективности обязательны. Хозяйствующие субъекты должны выбирать такие варианты и условия реализации проекта, которые были бы эффективны по всем видам. С другой стороны, государство должно быть заинтересовано в реализации высокоэффективных для экономики страны проектов и способствовать этому имеющимися в распоряжении правительства средствами (участие в инвестировании, установление налоговых льгот, низких процентов на кредиты, дотации непосредственным участникам проекта, льготы и т.п.).
Учет фактора надежности необходим при оценке всех видов эффективности в условиях как централизованного, так и рыночного хозяйствования. При этом следует иметь в виду разные возможные формы этого учета.
Учет в затратах математического ожидания (МО) ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителям в течение года. В упрощенном виде (без дисконтирования) это выражается формулой3 = рнК + И + У(Энад), (3.7)где 3 - приведенные затраты; рн - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений К в проект; И - ежегодные издержки, постоянные и текущие; У - МО ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителям Энед за расчетный период (год).
Использование затрат в форме (3.7) выводит анализ эффективности за рамки системы электроснабжения (СЭС). В данном случае анализируется эффективность совместной работы СЭС и потребителей.Величина недоотпуска электроэнергии определяется как
Устройство подключения счетчика электрической энергии (варианты)
Все известные схемы подключения счетчиков не позволяют обеспечить защиту от хищений при отводе электроэнергии помимо счетчика.
Предлагаемая схема обеспечивает предотвращение несанкционированного использования электроэнергии путем автоматического селективного отключения потребителя при отводе электроэнергии помимо счетчика.
Поставленная цель достигается тем, что в первом варианте предлагаемой схемы подключения счетчика электрической энергии, включающей автомат защиты и счетчик с защитой от хищения электроэнергии, дополнительно установлены первый трансформатор тока до автомата защиты и второй трансформатор тока - после счетчика, а также применено реле, включенное на разность вторичных токов первого и второго трансформаторов тока. На вводе питающего кабеля установлен расцепи-тель, отключающий потребителя при неравенстве вторичных токов первого и второго трансформаторов тока (рис. П.2.1)
Отличием от аналогов в этом варианте является наличие в схеме указанных дополнительных аппаратов, что и определяет новизну схемы.
При отводе электрической энергии «в обход» счетчика реле тока 4 реагирует на разность вторичных токов первого и второго трансформаторов тока и подает команду на отключение магнитного пускателя 3, L - фаза, N - нулевой провод. Во втором варианте поставленная задача решается так, что в предлагаемом устройстве подключения счетчиков электрической энергии на вводе кабеля в здание установлен трансформатор тока, имеющий две первичные обмотки, фазный провод схемы подключен к началу одной первичной обмотки трансформатора тока, а конец этой первичной обмотки соединен с фазной клеммой автомата защиты, установленного перед счетчиком. Фазный провод после счетчика подведен к концу второй первичной обмотки трансформатора тока, начало второй первичной обмотки трансформатора тока присоединяется к схеме электроснабжения потребителя, при этом во вторичной обмотке трансформатора тока наводится ток, пропорциональный разности токов в нулевом проводе на вводе кабеля и после счетчика, к вторичной обмотке трансформатора тока подключен расцепитель, реагирующий на ток вторичной обмотки и отключающий потребителя.
Отличием от аналогов является наличие в схеме трансформатора тока с двумя первичными обмотками, включенными в фазный провод, а также расцепителя, отключающего потребителя при отводе электрической энергии помимо счетчика.
В третьем варианте поставленная цель достигается тем, что в трехфазных схемах дополнительные трансформаторы тока с двумя первичными обмотками, включенными в соответствии со схемой варианта 2, а также трехфазными рас-цепителями включены в нулевой провод и дополнительно в любую фазу.
Отличием от аналогов является наличие в схеме дополнительных трансформаторов тока с двумя первичными обмотками, а также расцепителей, отключающих потребителя при отводе электрической энергии помимо счетчика, установленных в нулевой провод и в любую фазу.
Таким образом, предлагается три варианта схемы подключения счетчика. Во всех вариантах дополнительные токовые цепи защищены от несанкционированного доступа к выводам трансформаторов тока и соединительным проводам. Сущность предлагаемой схемы проиллюстрирована на рис. П. 2.1 и рис. П.2.2
В варианте 3 для трехфазных схем включения счетчиков дополнительные трансформаторы тока, с расцепителями (по варианту 2) установлены в нулевой провод и дополнительно в любую фазу.
На устройство подключения счетчика электрической энергии получен Патент на изобретение №2253121, зарегистрирован 27 мая 2005г.
Учитывая изложенную проблему, для внедрения предлагаемого устройства подключения счетчика электрической энергии в эксплуатационную практику разработано предложение по изменению редакции пункта ПУЭ в разделе «Учет электрической энергии» [75].
Для зданий и сооружений должны устанавливаться устройства, отключающие потребителя при отводе электрической энергии на участке от коммутационного аппарата, установленного перед счетчиком, до счетчика, «в обход счетчика».
Большой проблемой при эксплуатации электрооборудования на предприятиях нефтегазодобычи является взрыво- и пожароопасность технологических объектов.
Количество пожаров, обусловленных неисправностью электропроводки и электрооборудования, в схемах электроснабжения зданий и сооружений имеет тенденцию к увеличению в целом по стране, а не только на рассматриваемых предприятиях.
Информацию по числу пожаров на предприятиях ТЭК соответствующие службы относят по известным причинам к разряду служебной информации, однако это обстоятельство не снижает ни величины материального ущерба, ни числа погибших и пострадавших. По статистике МЧС РФ в Ямало- Ненецком АО число техногенных ЧС в первом полугодии 2005 года возросло в 4,5 раза, а ущерб от пожаров, возникших по причине несправностей электросетей и электрооборудования составил 25% от суммарного ущерба. Например, в мае 2005 года пожар на Еты- Пу-ровском месторождении (ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз»); август 2005года пожар на месторождении Присклонное (ОАО «Пурнефтегазгеология»), где погибло 3 и пострадало 2человека, пожар тушили двое суток; сентябрь 2005 года пожар на конденсатоперерабатывающем заводе в пос. Пуровск (АО«Новатэк ).
Отсутствие финансирования на этапах монтажа и эксплуатации схем электроснабжения является одной из причин пожаров не только на промышленных объектах, но и в школах, интернатах, общежитиях (например, РУДН в Москве), что приводит к гибели людей и огромным ущербам.
В связи с тем, что нагрузки в коммунально-бытовом секторе в последние годы возросли, а электроустановки жилых и общественных зданий выполнены по нормам 70-х годов, происходит отгорание нулевых проводов, перенапряжения, выход из строя всей бытовой техники, пожары и гибель людей, в результате чего энер-госнабжающие предприятия в судебном порядке несут миллионные убытки.
Очевидно также, что технические средства, предотвращающие пожары вследствие неисправностей электроаппаратуры требуют своего развития и совершенствования.
