ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТЬ ТРАНСПОРТИРОВКИ ГАЗА ПО МАГИСТРАЛЬНЫМ ГАЗОПРОВОДАМ
Кандидат технических наук Д.А. КРЫЛОВ (НИЦ "Курчатовский институт")
Газотранспортная система (ГТС) России является крупнейшей в мире, в её состав входит около тыс. км магистральных газопроводов. Транспорт газа осуществляется с применением газоперекачивающих агрегатов (ГПА) разных типов и единичной мощности. На 1.01. 2013 г. на компрессорных станциях (КС) магистральных газопроводов эксплуатировалось 3827 ГПА суммарной мощностью 44.354 млн кВт, в том числе с газотурбинным приводом компрессоров (ГГПА) - 38.39 млн кВт, с электроприводом компрессоров (ЭГПА) -5.92 млн кВт.
В СССР строительство компрессорных станций с ЭГПА проводилось на основе единой экономической политики, в соответствии с которой была создана система электроснабжения ю КС с ЭГПА. Отраслевые институты при § проектировании таких компрессорных £ станций размещали их недалеко от
1 мощных электростанций, в частности, § вблизи от построенных или строящих-£ ся ГЭС и АЭС.
| Наибольший объём внедрения ЭГПА
2 отмечался в 1981-1990 гг., что было 1= обусловлено, с одной стороны, воз-§ можностями производства большого « количества электроприводов на Лысь-^ венском турбогенераторном заводе Л и наличием свободных электриче-= ских мощностей в зонах прохождения
трасс газопроводов, а с другой, -наличием определённых трудностей
в производстве газотурбинных агрегатов.
В 1960 г. и в 1970 г. удельный вес ЭГПА в общей установленной мощности ГПА составлял соответственно 37% и 30%. В этот период парк ЭГПА активно использовался, так как электроэнергия была более доступна по многим критериям, в том числе и по стоимостному. В дальнейшем добыча газа и новые газопроводы начали перемещаться в районы Крайнего Севера, где для электроснабжения КС в большинстве случаев не было электрической энергии. В сложившихся условиях развития газовой промышленности электропривод, нуждавшийся в большом количестве электроэнергии, не мог составить достойную конкуренцию газотурбинному приводу, уступая как по технической возможности реализации (отсутствие достаточных энергетических мощностей), так и по экономической выгодности своего применения (стоимость электроэнергии значительно превышала стоимость топливного газа, сжигаемого в ГГПА, за энергетически эквивалентное количество энергии). Поэтому основное применение ЭГПА получили в районах с наличием избыточных генерирующих мощностей и дешёвой электроэнергией.
Низкая стоимость топливного газа и высокие тарифы на покупную электроэнергию создали условия, при которых для газотранспортных предприятий использование ЭГПА оказалось
10
© Д. А. Крылов
неэффективным, так как эксплуатационные энергетические затраты при использовании ЭГПА оказались выше, чем при использовании ГГПА.
"Массовое применение газотурбинного привода привело к тому, что в настоящее время потребление топливного газа на собственные технологические нужды (СТН) в целом составляет около 15% от общего объёма добываемого газа, и из них порядка 70% (т.е. 10.5% от общего объёма добываемого газа) используется для обеспечения транспортировки природного газа потребителям"1. А по некоторым оценкам на газопроводах на СТН расходуется ещё больше газа - 12-13% от объёма годовой добычи2. В 2005 и в 2010 гг. потребление топливного газа в транспорте газа в России составило 41.4 млрд. м3/год. В 2015 г. потребление топливного газа в транспорте газа по оценкам составит 41.5 млрд м3/год3.
"До 1999 г. газ, используемый на СТН КС, оценивался фактически по средней себестоимости его добычи (что составляло менее 20% от его продажной цены). Начиная с 2000 г. стоимость газа начала расти высокими темпами и к 2003 г. увеличилась почти в 10 раз. В нынешних условиях, когда стоимость топливного газа значительно отличается от той, которая была до 1999 г., экономическая выгода и эффективность применения газотурбинного привода становится уже не настолько очевидной. В настоящее время цена газа на СТН составляет примерно 85% от продажной и дифференцирована по газотранспортным предприятиям. Следовательно, газ, используемый
1 Цирулева Н.Н., Рябышев А.А. Перспективы применения электроприводных ГПА // Газовая промышленность. 2010. № 1о.
2 Вертепов А.Г., Зарицкий С.П. Применение электрогазотурбинного привода при транспорте природного газа // Газотурбинные технологии. 2005. № 10.
3 Щуровский В.А., Синицын Ю.Н., Черемин А.В., УшаковД.С. Концепция применения газотурбинного привода на компрессорных станциях //
Газотранспортные системы и технологии сего-
дня и завтра. Сб. науч. тр. М.: ООО "ВНИИГАЗ", 2008.
на технологические нужды, уже не так дёшев, как это было раньше"4.
Концепция энергосбережения и повышения энергетической эффективности ОАО "Газпром" на период 20112020 гг. в качестве одной из основных задач определила снижение потребления газа на СТН предприятий. Рассмотрим возможность решения поставленной задачи заменой на компрессорных станциях газотурбинного привода электрическим (разумеется, там, где это окажется экономически целесообразно).
Состояние и проблемы при использовании ГПА в ГТС России
Для формировавшегося в течение более пятидесяти лет парка ГПА характерно большое разнообразие оборудования по типоразмерам и возрасту. Парк газотурбинных ГПА включает в себя более 40 видов ГПА, а парк электроприводных ГПА 7 видов.
Большая часть парка ГПА с газотурбинным приводом (примерно 90%) на сегодняшний день морально и физически устарели. Доля современных высокоэффективных газовых турбин нового поколения с КПД 32-40%, применяемых в ГГПА, пока крайне невелика. Усреднённый КПД ГГПА составляет около 25%, а по отдельным агрегатам может достигать 15-20%. Дальнейшее использование таких агрегатов приводит к существенному повышению эксплуатационных затрат в связи с необходимостью обеспечения жизненного 015 цикла ГПА за пределами расчётного S ресурса их работы. Эксплуатация ГГПА i приводит к перерасходу природного § газа на собственные нужды, а простой » агрегатов в ремонте приводит к пря- ! мым потерям за счёт недопоставок | газа потребителям. В электроприводе ^ ГПА, как правило, используются высо- § ковольтные синхронные и асинхронные §
о
--ГС
4 Цирулева Н.Н., Хлынин А.С., Сорокина Н.А., ® Хозин А.М. Применение электроприводных ГПА « для повышения эффективности газотранспортной системы России // Газовая промышленность. 2013. № 10.
двигатели большой мощности. Более 70% парка ЭГПА имеет срок службы около 20 лет, а отдельные 30-40 лет5.
Парк ЭГПА на магистральных газопроводах составляет сегодня 700 агрегатов с мощностью электродвигателей 4.0; 6.3; 12.5 и 25 МВт. В год ЭГПА расходуют 10-13 млрд. кВтч6. Большинство ЭГПА не имеют возможности регулирования скорости оборотов компрессоров в связи с применением нерегулируемых электродвигателей (из-за постоянной скорости вращения ротора электродвигателя нет возможности увеличить число оборотов центробежных нагнетателей газа или, наоборот, её снизить).
Нерегулируемые ЭГПА имеют два основных недостатка. Первый - негативное влияние прямых пусков двигателей снижает надёжность и ресурс двигателей и агрегатов в целом. Пя-ти-семикратные пусковые токи разрушают изоляцию статора и вызывают перегрев ротора. Допускается ограниченное число прямых пусков (до 150), после чего необходим ремонт двигателя. При питании КС с нерегулируемыми ЭГПА от протяжённых электрических сетей ограниченной мощности большие пусковые токи могут вызвать недопустимые провалы напряжения.
Второй - неприспособленность к переменным режимам работы магистральных газопроводов приводит к неэффективной работе нерегулируемых ЭГПА, что в конечном счёте выражается в повышенном электропотреблении. 015 Несмотря на недостатки ЭГПА, кото-S рые связаны прежде всего с их физи-| ческим и моральным износом, этот вид § привода является наиболее перспектив" ным. Достижения в области силовой § электроники, микропроцессорной техни-
X _
(D -
и 5 Васильев Богдан, Козярук Анатолий. Транспор-! тировка газа:сравнительный анализ энергоэф-§ фективности, ресурсосбережения и экологич-S ности типов приводов ГПА // Oil@Gas Journal 1 Russia. 2013. № 4.
® 6 Крюков О.В., Краснов Д.В. Перспективы при-« менения преобразователей частоты для регулирования производительности электроприводных ГПА // Газовая промышленность. 2014. № 6.
ки и машиностроения позволили создать высокоэффективные регулируемые по скорости оборотов ЭГПА. Сравнение обычных нерегулируемых ЭГПА, стоящих в ГТС России, с высокоскоростными регулируемыми электроприводами показывает на ряд значительных преимуществ регулируемого ЭГПА на КС, в частности:
• плавная электронная регулировка скорости центробежных нагнетателей газа в широком диапазоне скоростей. Регулируемые ЭГПА позволяют идеально согласовывать характеристики нагнетателей с характеристиками газопроводов в широком диапазоне изменений режимов, обусловленных неравномерностью объёмов транспорта газа. И чем больше глубина этих изменений, тем эффективнее использование регулируемого электропривода;
• более высокий КПД при использовании регулируемых ЭГПА сокращает затраты электроэнергии компрессорной станции на 10-25%;
• более низкие затраты на техническое обслуживание;
• более высокая надёжность в эксплуатации;
• обеспечивает плавный пуск и останов ЭГПА с исключением гидроударов в газопроводной системе и ударных электрических и механических нагрузок на механизмы и электрическую сеть, что позволяет осуществлять неограниченное количество запусков;
• обеспечивает снижение эксплуатационных затрат за счёт применения безредукторной схемы и отсутствия масляной системы.
Преимущество современных
регулируемых ЭГПА перед ГГПА:
• значительно более высокая надёжность ЭГПА при своевременном техническом обслуживании по сравнению с ГГПА и, как следствие, меньшая потребность числа резервных агрегатов на электроприводных КС. "Интенсивность отказов газотурбинных устано-
вок в 2.2-2.5 раза выше, чем электропривода"7;
• резкое снижение эксплуатационных затрат;
• меньшие капитальные затраты на строительство электроприводных КС и большее снижение затрат при перехо
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.