В составе парка ГПА около 86% из них имеют газотурбинный привод (ГТП). Около 90% всех ГПА с ГТП морально и физически устарели. Усредненный коэффициент полезного действия (КПД) ГТС составляет около 20-25%. Дальнейшее использование таких агрегатов приводит к существенному повышению эксплуатационных затрат в связи с необходимостью обеспечения жизненного цикла ГПА за пределами расчетного ресурса их работы. Так, эксплуатация ГПА приводит к перерасходу природного газа на собственные нужды, а простой агрегатов в ремонте приводит к прямым потерям за счет недопоставок газа потребителям. На собственные нужды (95% из которых топливный газ) тратится около 10% перекачиваемого ГПА с ГТП природного газа, а по отдельным агрегата может достигать 15-20%. Также это приводит к снижению надежности ГТС и ее экологичности. Все эти негативные тенденции приводят к снижению энергетической и экологической безопасности России и стран-потребителей российского природного газа.

Современная ГТС России содержит парк электроприводных газоперекачивающих агрегатов (ЭГПА), доля которых во всем парке ГПА около 14%. В электроприводе ГПА, как правило, используются синхронные двигатели (СД) большой мощности. Более 70% парка ЭГПА имеет срок службы около 20 лет, а отдельные 30-40 лет. Практически все элементы ЭГПА (СД, возбудители, щиты) выработали свой ресурс. Большинство ЭГПА не имеют возможности регулирования скорости (нерегулируемые). Характерной чертой для некоторых газопроводов является работа в режиме падающей газоподачи и газопотребления. Это приводит к изменению режимов и энергетических свойств ЭГПА, которое, в конечном счете, выражается в повышенном энергопотреблении [1].

Для обеспечения энергоэффективности и ресурсосбережения промышленности России была разработана и реализуется Энергетическая стратегия на период до 2030 года. В соответствии с ней одним из главных векторов развития топливно-энергетического комплекса является инновационность его развития [5]. Одним из основных мероприятий повышения энергоэффективности и ресурсосбережения, повышения надежности и экологичности ГТС является расширение использования ЭГПА. Также в ОАО «Газпром» была принята «Концепция применения электропривода в газоперекачивающих агрегатах на объектах «Газпром»», разработанная в ОАО «Гипрогазцентр», которая предусматривает внедрение инновационного оборудования ЭГПА [4].

За всю историю строительства и эксплуатации магистральных газопроводов в России, и за рубежом (США, Канаде, Норвегии, Германии, Иране и других странах) сложилась система транспортировки природного газа, основанная на ГПА с ГТП. Прежде всего, это связано с возможностью использования транспортируемого природного газа в качестве энергетического топлива приводного агрегата (газовой турбины), что практически полностью решает задачу энергообеспечения объектов ГТС, не используя электрическую энергию. Однако, на сегодняшний день, быстрый рост цен на природный газ, износ и низкий КПД оборудования ГТС превратили существующую ГТС России из крупнейшего поставщика энергоресурсов в одного из крупнейших их потребителе.

Основные преимущества ЭГПА, заключаются в низких капиталовложениях и эксплуатационных затратах, простоте конструкции, высокой надежности и длительном моторесурсе, высокой степени автоматизации, диагностики и ремонтопригодности, исключении сжигания природного газа при его транспортировке и экологичности. Достижения в области силовой электроники, микропроцессорной техники и машиностроении, позволяют создавать высокоэффективные быстроходные электроприводы ГПА. Все эти преимущества ЭГПА формируют устойчивый тренд на увеличение их числа в ГТС, при реконструкции существующих и строительстве новых газопроводов. Единственным сдерживающим фактором более широкого и интенсивного внедрения ЭГПА в ГТС России являются тарифные перекосы цен на природный газ и электроэнергию, а также «мягкое» экологическое законодательство.

Наиболее ярким примером эффективного освоения месторождения природного газа является техническое решение, реализованное компанией Statoil при разработке морского шельфа. Добыча природного газа в Норвегии компанией Statoil производится на четырех крупнейших месторождениях, расположенных в Северном море. Месторождение Тролл содержит около 30 млрд.м³ природного газа, Слейпнер Ост – 13 млрд.м³, Асгард – 11 млрд.м³, Озберг – 7 млрд.м³. Эти четыре месторождения составляют 70% всех запасов страны. Месторождение Тролл представляет треть всех запасов природного газа Норвегии.

Рисунок 1 – Внешний вид ЭГПА ABB

Добыча природного газа на месторождении Тролл осуществляется с платформы Тролл - А. В ближайшем к платформе городе Бергене расположена крупнейшая КС, которая обеспечивает компремирование и дальнейшую транспортировку природного газа потребителям. На КС установлены шесть ЭГПА, в которых используются высоковольтные регулируемые электропривода фирмы ABB. Мощность каждого электропривода 60 МВт (рисунок 1).

Рассмотрим техническое решение, реализованное на КС Портовая ОАО «Газпром» в городе Выборг. КС Портовая является крайней континентальной станцией газопровода Северный Поток и одной из самых современных в России. В качестве привода ГПА используются шесть газотурбинных установок, произведенных компанией Rolls-Royce. Сравнительная оценка технических характеристик КС Портовая в городе Выборг и КС в городе Берген приведена в таблице 1.

Таблица 1. Сравнение технических характеристик ГПА и КС

Анализ таблицы 1 показывает превосходство ЭГПА по всем техническим характеристикам. Так, электропривод обладает более высоким КПД и более широким диапазоном регулирования частоты вращения, чем газотурбинный. При использовании электропривода нет необходимости содержать маслохозяйство и отсутствуют выбросы вредных веществ в атмосферу, что обеспечивает высокую надежность и экологическую безопасность ГТС.

Для оценки эффективности расходования топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) ГПА и КС используется СТО Газпром 2-3.5-113-2007 «Методика оценки энергоэффективности газотранспортных объектов и систем». Расчетный период показателей эффективности один год. Результаты расчета показателей эффективности ГПА на станциях Портовая «Газпром» и Statoil в Бергене представлены в таблице 2.

Таблица 2. Сравнение показателей эффективности ГПА и КС

По результатам расчета видно, что КПД ГПА с электроприводом в Норвегии выше, чем у ГПА с газотурбинной установкой более чем в два раза. Удельный расход ТЭР КС с электроприводными агрегатами в Норвегии 2,56 кгּу.т./кВтּч, что на 42% меньше, по сравнению с КС Портовая, в которой аналогичный показатель равен 4,39 кгּу.т./кВтּч.

Результаты расчета показателей энергоэффективности КС представлены в таблице 2, из которых видно, что удельный показатель эффективности расхода ТЭР на КС Портовая (57,9) превышает аналогичный показатель КС в Норвегии (43,8) на 24%. Это свидетельствует о высокой энергетической эффективности электроприводных ГПА, используемых в Норвегии. Этот вывод можно сделать после аналогичного анализа локальных показателей энергоэффективности КС.

Также, можно сделать вывод о том, что при использовании ЭГПА на КС Портовая экономия энергоресурсов составит около 1,83 кгּу.т./кВтּч. Эта экономия, прежде всего, выражается в сбережении 10÷12% всего транспортируемого через КС Портовая природного газа, который используется для сжигания в газотурбинном приводе ГПА. Если принять, что стоимость российского природного газа в Германии в 2013 составит 300 долл./тыс.м³, то при реализации высвобожденных 0,8 млрд.м³ возможная выручка может составить примерно 240 млн.долл. в год [3].

Рисунок 2 – Схема КЦД и энергосистемы края

Одним из наиболее перспективных регионов, в плане применения ЭГПА, является Красноярский край. Красноярский центр газодобычи (КЦГ) будет сформирован на базе Юрубчено-Тохомского и Собинско-Пайгинского месторождений, которые являются крупнейшими в регионе. Программой развития КЦГ планируется строительство магистрального газопровода на участках Юрубчено-Тохомское НГКМ – Богучаны», «Собинск – Пайгинский НГКМ – Богучаны» и «Богучаны – Канск-Красноярск», а также строительство КС и газоперерабатывающего завода в районе села Богучаны (рисунок 2) [3].

Красноярский край обладает крупнейшим в России гидроэнергетическим потенциалом. В состав Красноярской энергосистемы входят Красноярская ГЭС, с установленной мощностью 6000 МВт, Красноярская ГРЭС-2 – 1250 МВт, Братская ГЭС – 4500 МВт, Усть-Илимская ГЭС – 3840 МВт. Крупными
тепловыми электростанциями являются Красноярская ТЭЦ-1 с установленной мощностью 481 МВт и Красноярская ТЭЦ-2 – 465 МВт. Электрические сети Красноярского края
на своем балансе имеют распределенную сеть линий электропередач напряжением
500, 220, 110, 35 кВ, которые можно использовать для обеспечения надежного электроснабжения и возможности присоединения новых потребителей в районе строительств газопроводов КЦГ.

Установленная мощность Красноярской энергосистемы составляет около 14 млн.Вт, а удельный вес ГЭС в структуре установленной мощности составляет 52%, что оказывает непосредственное влияние на сохранение относительно низких тарифов на электроэнергию в регионе. Красноярский край совместно с Иркутской областью, входящие в состав Сибирского федерального округа, который относится к регионам с самыми низкими тарифами на электроэнергию.

Применение ЭГПА является наиболее привлекательным и с точки зрения экологического состояния края, который характеризуется высокой концентрацией производства. Многие промышленные предприятия Красноярска, Ачинска и
Канска являются крупнейшими в России, и относятся к группе энергоемких отраслей производства с большими объемами выбросов, сбросов и образующихся отходов. Поэтому применение ГТП не целесообразно, так как усугубит экологическое состояние края.

Таким образом, создаваемый в регионе мощный энергетический узел с наличием больших избыточных мощностей и относительно низкими тарифами на электроэнергию, вблизи предполагаемого места размещения компрессорных станций, создает необходимые условия для надежного энергоснабжения электроприводных ГПА от энергосистемы. Благодаря своей экологической чистоте, применение ЭГПА, позволит минимизировать причиняемый ущерб экологии.

Зарубежные и отечественные производители в настоящее время освоили производство высокотехнологичных ЭГПА с использованием двух компоновочных схем [5]: с использованием выносного компрессора и электропривода в виде автономного агрегата; с использование капсулированной компоновки, при которой ЭГПА создается в виде герметичного моноблока, в корпусе которого размещен электропривод с магнитным подвесом, а на консольных участках вала ротора двигателя смонтированы рабочие колеса высоконапорных компрессорных ступеней.

Производство высоковольтных электроприводов и преобразователей частоты для использования в ГПА в отечественной промышленности освоено несколькими крупными промышленными предприятиями. На предприятии ОАО «Завод ЭЛЕКТРОПУЛЬТ» (г. Санкт-Петербург) освоено производство ЭГПА-6,3/8200-56/1,44-Р (рисунок 3). Основные узлы агрегата производятся по лицензии зарубежных производителей. В состав агрегата входят высокоскоростной асинхронный электродвигатель типа HSHV (Siemens), преобразователь частоты с жидкостным охлаждением («Converteam»), магнитный подвес («S2M»). В агрегате используется центробежный нагнетатель 208-21-2ЛСМ (ЗАО «Невский Завод», Россия). ЭГПА этого типа установлены на КС Смоленская ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург».

Рисунок 3 – Внешний вид ЭГПА-6,3/8200-56/1,44-Р

На предприятиях ООО «Электротяжмаш-Привод» (Пермский край, г.Лысьва) производят серии ЭГПА, мощностью 4 ÷ 12,5 МВт. ЭГПА-12,5/5200-76/1,23-Р «Лысьва» включает частотно-регулируемый электропривод на основе высокооборотного синхронного электродвигателя мощностью 12500 кВт и частотой вращения 5200 об/мин (Toshiba Mitsubishi-Electric Industrial Systems Corporation, Япония). Центробежный нагнетатель 370-18-2. В агрегате используется мультипликатор в качестве промежуточной опоры для валопровода, соединяющего двигатель и нагнетатель. ЭГПА этой серии использовались при реконструкции КС «Бубновская» ООО «Газпром трансгаз Волгоград».

Последний вариант компоновки является безальтернативным для агрегатов подводных КС морских газопроводов. Разработкой конструктивных решений направленных на повышении эффективности и надежности подводных ЭГПА с использование новейших достижений машиностроения, силовой электроники, энергетики и микропроцессорной техники занимаются ученые и сотрудники кафедры Электротехники и электромеханики Санкт-Петербургского государственного горного университета. Данные разработки проводятся в рамках федеральной целевой программой «Научные и научно-педагогические кадры инновационной России» на 2009-2013 по теме «Энергоэффективность и энергосбережение объектов магистрального газопровода».

Выводы:

1. ГТС России является одной из крупнейших в мире, обладает мощнейшим парком ГПА и обеспечивает транспортировку более 570 млрд.м³ в год. При транспортировке природного газ на собственные нужды тратится около 10 – 20%, которые сжигаются в качестве топлива в газотурбинный приводах ГПА.

2. На государственном уровне разработан и принят ряд программ, общей стратегической целью которых является повышение ресурсосбережения и энергоэффективности объектов ГТС. Одним из главных мероприятий является замена устаревшего электротехнического оборудования и более широкое использование ГПА с регулируемым электроприводом.

3. Зарубежный опыт строительства и эксплуатации новых КС доказывает преимущества технических, энергетических и экологических характеристик ЭГПА. Использование регулируемого электропривода ГПА на новых КС в России, например в г. Выборге, позволило бы обеспечить сбережение природного газа в 2013 году в объеме около 0,8 млрд.м³, а возможная выручка могла бы составить примерно 240 млн.долл. в год.

4. На территории России целесообразно и актуально использование ЭГПА, не только в традиционных регионах их применения (густонаселенные районы центра страны), но и в Сибири, что продемонстрировано на примере Красноярского центра газодобычи.

5. При транспортировке природного газа по подводным газопроводам использование ЭГПА является безальтернативным техническим решением.

6. Отечественное производство ЭГПА основано, в основном, на импортных узлах и агрегатах. Таким образом, освоение собственного серийного производства регулируемого электропривода для нужд газотранспортной промышленности (сухопутных и морских КС) является приоритетным направлением отечественной науки и промышленности.

 

Рис. 1 Иерархическая структура системы индикаторов*
* Lin T. et al. Using a network framework to quantitatively select ecological indicators //Ecological Indicators. – 2009. – Т. 9. – №. 6. – С. 1116.

Для анализа взаимосвязи практической и теоретической системы индикаторов необходимо присвоение весов каждой из них. На практике веса теоретической системы индикаторов распределяются равномерно, начиная от общего индикатора к индикаторам на более низком уровне. [2, c. 97]
Определившись с теоретической системой индикаторов, необходимо разработать практическую систему, применимую конкретно для данного исследования. Система индикаторов будет разработана в соответствии с установленными критериями. Согласно им каждый из индикаторов должен быть измеримым, чувствительным к внешним воздействиям (чувствительным к стрессу), предсказуемым, типовым (отражать ключевые характеристики экосистемы), контролируемым (отражать изменения, которые могут быть проконтролированы), интегративным (сохранять целостность экосистемы), быстро реагирующим (иметь известную реакцию на стресс) и устойчивым (характеризоваться низкой изменчивостью). [3, 1117] Для упрощения процесса сравнения общий и абстрактные уровни для системы индикаторов EIS-A совпадают с EIS-B. Распределение весов в данном случае происходит тем же образом, что и для теоретической системы. Таблица для EIS-A представлена в приложении 4. 
После составления теоретической и практической систем необходимо понять уровень связи между соответствующими индикаторами обеих систем, то есть между d_zj – индикатор практической системы EIS-A и D_ey – индикатор теоретической системы EIS-B. Если связь между индикаторами обеих систем слабая, то величина связи (l_yj) определяется по формуле (1), сильная связь определяется по формуле (2). Графически связь между показателями представлена в приложении 5, где жирной линией обозначена сильная связь, а прерывистой – слабая. 

(1)

(2)

где:  –величина связи между d_zj и D_ey;
s – количество индикаторов в EIS-B, которые сильно связаны с d_zj;
w – количество индикаторов в EIS-B, которые слабо связаны с d_zj.

Результат расчетов величины связи представлен в таблице 3. 

Для того, чтобы определить показатель связи между индикаторами, необходимо сначала рассчитать уровень связи для каждого из индикаторов d_zj по формуле 3.

(3)

где:  –величина связи между конкретным индикатором d_zj и D_ey;
N – общее количество индикаторов D_ey в EIS-B.

Затем, просуммировав полученные уровни связи ld_zj, получим величину показателя связи между теоретической и практической системами Ld, который в нашем случае равен 0,0295. Результат расчетов представлен в таблице 4.

Следующим шагом является расчет коэффициента покрытия, основанный на показателя связи. Коэффициент покрытия индикатора системы EIS-A показывает, какой вес у рассматриваемых индикаторов был получен от системы EIS-B. Для расчёта коэффициента покрытия, необходимо сначала рассчитать данный показатель для каждого индикатора d_zj, а затем также произвести суммирование. Коэффициент покрытия для каждого индикатора (Cd_zj) вычисляется по формуле (4).

(4)

где:  – величина покрытия индикатора d_zj относительно EIS-B;
 – вес операционного индикатора D_ey в EIS-B.

После получения величин Сd_zj можно рассчитать общий коэффициент покрытия для системы EIS-A просуммировав полученные коэффициенты Сd_zj. Результаты вычислений представлены в таблице 5.

Последним шагом в оценке эффективности проекта с помощью систем экологических индикаторов является расчет уровня репрезентативности (Rd_ij), который позволяется сравнивать реальную важность абстрактного индикатора из системы EIS-A с его ожидаемой важностью. Данный показатель рассчитывается по формуле 5.

(5)

где:  – уровень репрезентативности абстрактного индикатора d_zj в EIS-A;
 – коэффициент покрытия абстрактного индикатора d_ij;
 – вес абстрактного индикатора D_ij в EIS-B.

В связи с тем, что в рассматриваемых системах индикаторов использовалось всего два абстрактных индикатора первого уровня, при расчете будет получено две величины показателя Rd_ij. Таким образом, коэффициент покрытия для экономических показателей составляет 2,63%, а для экологических – 3,29%. 
Исходя из полученных результатов, можно сделать вывод о том, что реальная система индикаторов слабо отражает теоретическую, игнорируя большое количество показателей, а, значит, оценка эффективности проектов на основании индикаторов системы EIS-A будет неполной. Кроме того, проблема заключается в сложности формирования теоретической системы экологических индикаторов, так как она должна полностью отражать характеристики реальной экосистемы. Полученный результат также свидетельствует о том, что предложенная теоретическая система экологических индикаторов не отражает в полной мере отрасль переработки и утилизации отходов, упуская из виду необходимые показатели. 
Метод, основанный на экологических индикаторах, является полезным с точки зрения анализа выбранных для оценки индикаторов. Он позволяет понять, насколько индикаторы, по которым производится оценка, адекватно отражают существующее состояние экосистемы, позволяют выразить все ее характеристики. Однако большой вопрос здесь стоит в оценке теоретической системы индикаторов, ведь прежде чем анализировать качество выбранных индикаторов, необходимо быть уверенным в том, что теоретическая система индикаторов идеально. К сожалению, подобная система в России еще не разработана.