В настоящее время основными электроприводами для электростанций собственных нужд объектов нефтедобычи с энергоносителем в виде попутного нефтяного газа являются: газопоршневые и газотурбинные двигатели.

Поскольку применение сернистого газа в качестве топлива, способствует выходу из строя агрегата, образованию нагаров, отложений,  приводит к возникновению коррозии металлов, эрозии в газоподводящей системе, возникает необходимость осуществлять предварительную очистку попутного нефтяного газа.

Такие воздействия нельзя снизить путем применения масел с высоким общим щелочным числом или заменой масла. В настоящее время существует много способов, которые позволяют снизить содержание сероводорода в топливном составе, например химические активные фильтры, реактивные слои и растворы. Однако, применение данных средств неэффективно после истощения реактивных химических элементов. Даже недолговременная эксплуатация электропривода с применением высокосернистого газа способна вывести из строя агрегат, повредив его составные части.

Для газопоршневых агрегатов допустимое содержание сероводорода в топливе должно быть не более 0,1% [Сердюкова , с. 14], поэтому использование этого типа генерирующего агрегата в качестве источника питания для покрытия электрических нагрузок нефтяного месторождения сопряжено с дополнительными затратами на систему очистки попутного нефтяного газа. На рисунке 1 представлена система очистки ПНГ, реализованная компанией «Татнефть»:

Рисунок 1 – Система очистки попутного нефтяного газа

Основным преимуществом газотурбинных агрегатов является: отсутствие детонационных явлений, возможность эксплуатации при повышенном содержании сероводорода в топливном газе (в газотурбинных установках OPRA до 5%, Capstone до 7%).

Характеристики микротурбинных агрегатов сведены  в таблицу [Пожидаев, с. 29, ].

Как видно из таблицы диапазон электрических мощностей составляет 30-250 кВт, тепловых 60-366 кВт. Коэффициент полезного действия газогенераторных установок различных фирм-производителей находится в пределах 12,6-34%. Частота вращения ротора находится в диапазоне 45000-96000 об/мин. Основным типом топлива является природный газ, однако, для ряда газотурбинных установок, компаниями предложены модификации позволяющие с использовать газ с содержанием агрессивных компонентов. В настоящее время, компанией  Capstone Turbine Corporation разработаны микротурбинные установки с номинальной электрической мощностью до 1000кВт.

Для большинства представленных в таблице установок генератором является синхронная машина с постоянными магнитами. Понижающий редуктор является связующим звеном между генератором и нагрузкой в агрегатах компаний Ingersoll-Rand Energy System, Toyota turbine and system.  Другие производители изготавливают газотурбинные установки, в которых осевой компрессор, турбина, нагрузка имеют одинаковую частоту вращения, так как находятся на одном валу. Основной проблемой, связанной с применением высокочастотного синхронного генератора, является выработка электроэнергии с повышенной частотой тока, что приводит к необходимости согласования величин напряжений генератора и нагрузки. Кроме того, для выхода привода в генераторный режим необходимо выбрать рациональный способ пуска, обеспечивающий безопасную и долговременную работу агрегата.

Газогенераторы фирмы OPRA и Capstone получили наиболее широкое распространение, по сравнению с другими газовыми генерирующими агрегатами. Недостатком применения микротурбин OPRA является более сложное конструктивное исполнение: значительное количество подшипников качения,  необходим сжатый воздух на регулирующие клапана, наличие нагрузочных устройств и пускового дизель-генератора. Применение  генераторных устройств OPRA, использующих в качестве энергоносителя попутный нефтяной газ, оправданно в условиях генерации больших мощностей и наличии больших объемов попутного нефтяного газа. В условиях малых компаний целесообразно использование газогенераторов Capstone. Микротурбины Capstone имеют более гибкую возможность регулирования мощности, отсутствие необходимости создания большого парка емкостного оборудования газоподготовки.

В соответствии с постановлением Правительства РФ от 8 января 2009 года №7 «О мерах по стимулированию и сокращению загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания ПНГ на факельных установках» с 2012 года целевой показатель сжигания ПНГ на факельных установках не должен превышать 5% от объема добычи. Превышение целевого показателя влечет за собой увеличение выплат за сверхлимитное загрязнение окружающей среды в 4,5 раза и более.

Одним из перспективных направлений использования ПНГ является его применение в качестве топлива для работы агрегатов в местах энергопотребления, расположенных в непосредственной близости от нефтедобывающих скважин. Таким образом, одновременно решается и проблема энергообеспечения отдаленных районов нефтедобычи Западно-Сибирского региона. Реализация автономного электроснабжения с использованием попутного нефтяного газа может быть осуществлена с применением установок различных конструкций: газопоршневых и газотурбинных, способных работать в качестве основного, резервного и аварийного источников электроэнергии. По данным нефтяных компаний электроэнергия от электростанций собственных нужд с применением попутного нефтяного газа в 1,5 раза дешевле, чем при покупке, а срок окупаемости составляет 2,5-3 года.

Рассмотрим два варианта схем электроснабжения нефттегазовых месторождений: от высоковольтной линии электропередач и автономного источника электроэнергии, электроприводом в котором является микротурбинная установка (таблица 1).

Таблица 1- Характеристики микротурбинного агрегата

При оценке экономической эффективности затраты на стоимость и эксплуатацию аварийного источника не учитываются, поскольку для обоих вариантов по основным требованиям создания электростанций собственных нужд они должны включать резервный источник электроэнергии.

При использовании сети централизованного электроснабжения необходима трансформаторная подстанцию 35/10кВ, подключенная двумя отпайками к линиям электропередач 35 кВ. Базисный показатель стоимости проведения одноцепной высоковольтной линии переменного тока на 2009 год, согласно укрупненным показателям стоимости сооружения (реконструкции) подстанций 35-150кВ и линий электропередачи 0,4;6-10;35-150кВ при железобетонных опорах и типе провода АС 120-240, составляет 3 тыс. руб/км [3].

Экономическую оценку осуществления энергоснабжения потребителей от автономного источника произведем с учетом заемных средств, необходимых для реализации проекта.

Допустим, что для покупки микротурбинной установки, необходимо взять кредит в банке на 7 лет с процентной ставкой по кредиту 12%. Пусть величина займа составляет 1 доллар, а погашение кредита осуществляется аннуитетными платежами [4, Да Роза А., 2010, с.605].

Поскольку на 800 кВт установленной мощности при коэффициенте использования 0,8 произведено 5606,4 МВт часов электроэнергии в год, то доля капитальных затрат составит 0,071 долларов за 1 кВт час, а удельные затраты на обслуживание  0,048 долларов за 1 кВт час

Таким образом, полная стоимость производства 1 кВт час электроэнергии – 0,119 долларов/(кВт час), или 119 долларов/(МВт час).

На сооружение одноцепной высоковольтной линии электропередач 35кВ (при затратах 100000$ на1 км) при протяженности линии в52 кмнеобходимо израсходовать 5,2 млн.долларов (без учета строительства трансформаторной подстанции и подключения к распределительным сетям), а на строительство собственного электротехнического комплекса с автономным источником электроэнергии с применением газотурбинной установки – 2,7916 млн. долларов.

Длина линий электропередач, при превышении которой центральное электроснабжение нецелесообразно при удельной стоимости строительства и реконструкции высоковольтных линий электропередач 35-150кВ с использованием сталеалюминевых проводов марки АС, стоимости присоединенной мощности по данным ОАО «Ленэнерго» равной , валютном курсе 1$ = 30руб, с учетом необходимого объема вложений денежных средств в строительство и эксплуатацию локального источника электроснабжения, а также заемных денежных средств в банке, затрат на контроль технического состояния электроустановки, сведены в таблицу:

Таблица 2 – Показатели стоимости строительства1 кмВЛ35-150кВ и эффективность строительства ЛЭП

Таким образом при использование автономного источника электроэнергии, электроприводом в котором является микротурбинная установка, мощностью 800кВт  целесообразно при удалении линий электропередач 35 кВ  от центров электрических нагрузок на13 кми более, а при удалении от линий электропередач 6-10кВ использовании стальных опор– на 14  км и более.