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.

В настоящее время плановые ремонты выполняются чаще, чем это требуется по техническому состоянию оборудования, при этом не исключается возможность пропуска дефектов.

Переход на стратегию ремонта по фактическому техническому состоянию заключается в том, что объемы и моменты начала ремонтов определяются техническим состоянием оборудования. Оценка технического состояния выполняется с периодичностью и в объеме, установленными нормативными документами. Проведение ремонтов по техническому состоянию способствует оптимизации материально-технических затрат и уменьшению потерь, обусловленных простоями и необходимостью проведения внеплановых ремонтов.

Переход от технического обслуживания по регламенту или по выходу из строя оборудования к обслуживанию по фактическому состоянию, требует использования комплексного метода диагностики, который бы позволил выявлять дефекты и с заданной вероятностью давать прогноз о продолжительности работоспособного состояния без вывода оборудования в ремонт [1, т. 192, c. 84].

Результаты проведенных экспериментальных и теоретических исследований [1, т. 192, c. 84] показывают, что электродвигатели, при определенных режимах работы и возникновении и развитии повреждений отдельных элементов электрической и механической части оборудования, генерируют определенный спектр высших гармонических составляющих токов и напряжений. Выявление корреляционной связи между режимами работы, характерными повреждениями элементов электрической и механической части оборудования и параметрами генерируемых электродвигателем высших гармонических составляющих токов и напряжений позволяет решить задачу мониторинга технического состояния и прогнозирования ресурса этого оборудования. Преимуществом данного метода является возможность проводить диагностику без непосредственного доступа к оборудованию, поскольку измерительные датчики подключаются к щиту управления. Еще одним преимуществом данного способа является возможность мобильного исполнения аппаратно-программной части, что позволяет проводить анализ диагностических данных непосредственно на месте.

Спектральный анализ обладает рядом существенных недостатков. Во-первых, магнитные и  электрические цепи машины обладают инерционностью, т.е. работают как своего рода фильтры низкой частоты, а также нелинейностью, что приводит к возникновению различных нелинейных искажений. Во-вторых, на спектральный состав токов и напряжений в значительной степени влияет спектральный состав и несимметрия напряжений питающей сети, а так же переходные процессы, обусловленные случайным характером нагрузки привода и изменением управляющего воздействия. Поэтому,  непосредственная оценка состояния электромеханического оборудования только на основе контроля достижения фиксированных уровней отдельными составляющими спектров тока и напряжения в фиксированном диапазоне частот не возможна.

Амплитуда гармоник зависит от степени проявления дефекта, а также от напряжения питания. Если качество сетевого напряжения невысокое, что может быть вызвано, например, подключением к сети импульсных блоков питания большой мощности или другого энергоемкого оборудования, то спектральный состав фазных напряжений сильно отличается от идеального, в нем появляются высокочастотные гармоники. При этом искажения напряжения питания могут носить нерегулярный характер, если причина их появления обусловлена подключением к сети энергоемкого оборудования.

Разработка комплексной системы диагностики базировалась на нескольких взаимодополняющих методах, которые дают возможность определить наибольшее количество самых опасных для данного оборудования дефектов[2]. Оценка технического состояния производится на основе многофакторного анализа: зависимостей напряжения и тока от времени, потребляемых электродвигателем; мгновенных мощностей каждой фазы; спектрального анализа полученных сигналов напряжения, тока и мощности; коэффициентов несимметрии (тока, напряжений, мощности); коэффициентов гармоник (тока и мощности); отдаваемой мощности электропривода; задания выходной координаты; величины потерь электрической энергии.  Наличие нескольких диагностических параметров разной физической природы, позволяющих определить определенный вид повреждения, дает возможность провести более точный анализ возникшего дефекта и максимально исключить ошибку ложного определения, а также отбросить возникающие помехи.

По результатам анализа комплекса диагностических параметров определяется техническое состояние электромеханического оборудования (ЭМО) и оценивается остаточный ресурс. Обработка диагностических параметров осуществляется в несколько уровней. Нулевой уровень – предварительная подготовка массивов данных и их фильтрация.  На первом уровне происходит дифференцированная обработка, определяются вид и уровень дефекта по каждому параметру. На втором уровне обрабатываются взаимные связи исследуемых параметров и дефектов, определяются возможные ложные дефекты и отбрасывается их вклад в уровень развития данного повреждения. На третьем уровне проводится интегральная оценка по всем параметрам, с учетом весовых коэффициентов различных дефектов определяется общее состояние двигателя и дается прогноз о сроке возможной безопасной эксплуатации.

Создание удаленной интерактивной системы диагностики и оценки остаточного ресурса электромеханического оборудования позволит объединить отраслевые предприятия в единую диагностическую сеть, организовать сбор и обработку статистики для более точной работы системы, позволит удаленным пользователям оценивать находящиеся в эксплуатации электромеханическое оборудование по фактическому состоянию, что приведет к снижению затрат на техническое обслуживание и ремонт, а так же позволит выявить электромеханическое оборудование с повышенным энергопотреблением.