О ПЕРСПЕКТИВАХ ПРИМЕНЕНИЯ ЭНЕРГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СИСТЕМ ДЛЯ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

Несмотря на преимущественное использование газотурбинных установок в магистральном транспорте природного газа периодически возникает дискуссия о сравнительной эффективности газотурбинного и электрического привода газовых компрессоров (нагнетателей). Одной из сторон дискуссии является идея электроснабжения компрессорных станций с помощью собственных парогазовых (газотурбинных) электростанций [1]. Интерес к этому решению вызван: а) современными достижениями мощного электропривода (регулирование частоты вращения, магнитный «подвес» роторов – безмасляный газоперекачивающий агрегат); б) экологическими соображениями; в) активностью в продвижении мощных ГТУ на компрессорный рынок.

Возможные технологические варианты показаны на рис. 1: а) два параллельных газопровода – два электроприводных компрессорных цеха (КЦ) с рабочей мощностью по 40-50 МВт каждый – одна электростанция (ЭС) для их обеспечения; б) схема по пункту «а» для 3-6-ти ниток газопровода; в) один газопровод – три последовательно размещенных через 100 км электроприводных КЦ – одна электростанция для их обеспечения; г) схема по пункту «в» для 2-3 ниток газопровода. Альтернативный (базовый) вариант – традиционный газотурбинный привод с единичной мощностью 16-25 МВт. В настоящее время многониточные системы формируются длительное время (5-10 лет), поэтому «технологическая» электростанция должна развиваться синхронно, т.е постепенным добавлением блоков небольшой или средней мощности. Уровень резервирования, т.е. соотношение работающих и резервных (ремонтных) агрегатов должен быть приблизительно одинаков для КЦ и ЭС (2+1, 3+1).

Таким образом, технологические факторы определяют диапазоны единичных мощностей: газоперекачивающие агрегаты (ГПА) –16-25МВт, электроагрегаты – 50-150 МВт.

Сравнение вариантов традиционной газотурбинной КС и электроприводной КС, обеспечиваемой прилегающей «технологической» электростанцией проводится при следующих методических условиях:

- сравниваются изменяющиеся составляющие затрат, т.е. технологические объекты КС принимаются одинаковыми и равноценными, включая СМР, (различаются только стоимости поставки электро- и газотурбинного привода);

- сравниваются удельные показатели, приведенные к кВт мощности на муфте газового компрессора;

- применяется метод стоимости жизненного цикла – СЖЦ [2];

- применяются мировые цены оборудования (учитывая наличие статистических данных, их динамики и постепенного сближения мировых и отечественных цен);

- электростанция оснащается современными парогазовыми (комбинированного цикла) установками, мощность электростанции должна быть больше на коэффициент потерь при передаче электроэнергии;

- результатом сравнения является предельная цена топливного газа (цена равноэффективности вариантов).

Показатели эффективности и бюджетные стоимости поставки газотурбинного и парогазового оборудования приведены на рис.2-6 по справочным данным [3].

Показатели к.п.д. приведены в станционных условиях: данные первоисточника по условиям ИСО (без сопротивлений входного и выхлопного трактов) откорректированы на 0,5 % абс.; для ГТУ механического привода к.п.д. определён на муфте ГТУ-газовый компрессор; для газотурбинных электроагрегатов (ГТЭ) и парогазовых установок – на клеммах электрогенераторов.

Для данного анализа приняты величины к.п.д.: ГТУ-35 %, ПГУ-52,5 %.

Бюджетные цены оборудования определяются для следующих объёмов поставки: ГТУ на раме, со стартёром, САУ и вспомогательным оборудованием; ГТЭ – дополнительно включен электрогенератор; ПГУ (оборудование под «ключ») – ГТУ, паровая турбина, котёл-утилизатор, электрогенераторы, «баланс» (вспомогательное оборудование) станции. Подстанции и строительно-монтажные работы – не включены в объём поставки. Стоимость электростанции «под ключ» оценивается в 1,6-2 раза больше указанных бюджетных цен оборудования.

Для данного анализа принята стоимость газотурбинного привода малоэмиссионной конструкции – 300 долл/кВт. Для ЭС учтена возможность совместного использования некоторых объектов технической инфраструктуры для КС и ЭС и стоимость ЭС принята с коэффициентом 1,3 по отношению к ПГУ, т.е. 700 долл/кВт.

Удельная стоимость регулируемого электропривода оценивается 70-77 % стоимости газотурбинного привода [4], или укрупнённо 75 % для мощного привода [5]. С учётом некоторых неопубликованных источников принято 70 %, т.е. 210 долл/кВт.

Мировые цены на энергетическое оборудование достаточно стабильны. Регулярно проводимый анализ [3] показывает, что текущие цены ПГУ и ГТУ в настоящее время вернулись к уровню 1998 г.; колебания цен определяются, главным образом, состоянием макропоказателей мировой экономики.

Удельные затраты на ремонтно-техническое обслуживание составляют 1,5 – 3 долл/МВтч; приняты одинаковыми для ПГУ и ГТУ в размере 3 долл/МВтч (обслуживание электропривода условно не учтено).

Потери электроэнергии от расположенной рядом с КС электростанции (от клемм генератора до муфты газового компрессора) приняты 5,0 %.

Из равенства «стоимости жизненного цикла» (СЖЦ) можно получить следующую формулу для цены природного газа

Если применить для анализа российские и украинские цены газотурбинного оборудования, то полученные данные о «равноэффективной» цене топливного газа надо умножить на 0,7 (весьма укрупнённо).

Цены природного газа прогнозируются с меньшей вероятностью и анализируется как отечественными и зарубежными исследователями.

На 2004 г. Федеральная энергетическая комиссия (ФЭК) установила оптовые цены (без учёта НДС) для российских потребителей (без категории «население») в следующем диапазоне: от 526 руб/тыс.м3 для нулевого пояса (Ханты-Мансийский АО) до 937 руб/тыс.м3 для шестого пояса.

По прогнозам института энергетических исследований РАН [6] промышленные цены на газ в Центральном районе составляют: 2005 г. – 40-45 долл/тыс.м3, 2010 г. 48-55 долл/тыс.м3, что близко к показателям «Энергетической стратегии России».

По оценке 2000 г. фирмы «Дженерал Электрик» [7] цена природного газа, долл/тыс.м3 составляла: Западная Европа – 110, Восточная Европа – 40, Средний Восток – 70, Северная Америка – 90. в Норвегии на морских платформах [8] стоимость газа для собственных нужд складывается из топливного газа и таксы за выброс СО2, т.е. 77,5 + 129 = 206,5 долл/тыс.м3.

Средние цены газа на европейском рынке [9] изменяются следующим образом, долл/тыс.м3: 2001 г. – 118, 2002 г. – 106, 2003 г. – 109, прогноз – 110-120.

Анализ полученных данных показывает, что вариант «технологической электростанции» для обеспечения КС магистрального газопровода не имеет перспективы в обозримом будущем.

Естественно, что полученные результаты не могут быть отнесены на все виды компримирования газа. Существуют технологии, при которых схема «электростанция-компрессорная станция (агрегат)» являются либо неизбежными, либо эффективными; например, на подводных компрессорных агрегатах, на плавающих и стационарных морских нефтегазодобывающих платформах и в других специальных проектах.

Труды XIII международной научно-технической конференции по компрессоростроению. Сумы 2004