Проблеми і перспективи використання електроенергії в газотранспортній системі ВАТ «Газпром»

Ще на тему Економія електричної енергії

Сторінки: 1 | 2 | 3 | 4 | наступна >>

Д.А. Крилов,
провідний науковий співробітник
лабораторії експлуатації газотранспортних
систем ТОВ «ВНІІГАЗ»

Енергоозброєність і енергоємність російських магістральних газопроводів порівнянна з усіма, разом узятими, газотранспортними компаніями світу. На кінець 2004 р в Єдиній системі газопостачання (ЕСГ) в експлуатації знаходилися 263 компресорні станції (КС), на яких встановлено 4067 газоперекачувальних агрегатів (ГПА) потужністю 44 млн. КВт, в т. Ч. З газотурбінним приводом - 85,3% , з електроприводом - 14,1%, з поршневим приводом - 0,6%.

В Енергетичній стратегії Росії на період до 2020 року (ЕС-2020) перед газовою галуззю поставлено такі цілі: стабільне, безперебійне ефективне задоволення внутрішнього і зовнішнього попиту на газ, розвиток ЕСГ і її розширення на схід Росії, стимулювання газозбереження.

Член Правління ВАТ «Газпром» В.В. Русакова зазначає, що в умовах зростання рівнів видобутку газу в «Газпромі» (вихід до 2020 р видобутку газу до 710-730 млрд. М3, включаючи практично 100 млрд. М3 у Східному Сибіру і на Далекому Сході) і зміни газових потоків, пропускна здатність газотранспортної системи стає вузьким місцем в процесі доставки палива споживачам. Тому в першу чергу потрібно забезпечити проведення реконструкції діючої газотранспортної системи і продовження будівництва нових газопроводів з метою усунення дефіциту потужностей на головних ділянках газотранспортної системи в Західному Сибіру і розвиваються поставок газу російським споживачам і на експорт.

Через екстремальних природних і гірничо-геологічних умов газових родовищ півострова Ямал, шельфу морів Північного Льодовитого океану, Східного Сибіру і Далекого Сходу різко збільшаться фінансові та енергетичні витрати на доставку газу споживачам. При виборі типу ГПА на нових і реконструйованих газопроводах гостро постає питання оптимізації параметрів магістральних газопроводів, облік умов експлуатації газопроводів і появи нових нормативів щодо захисту навколишнього середовища.

У 1999-2004 рр. на газопроводах на власні технологічні потреби (СТН) щорічно витрачалося 50-52 млрд. м3 газу. Ці обсяги становили близько 9% від відповідної річного видобутку газу в «Газпромі». У структурі використання газу на СТН газопроводів основна кількість газу припадає на паливний газ - близько 80%.

Основними споживачами електроенергії в транспорті газу (80-85%) є електро-

приводні ГПА (ЕГПА). На рис. 1 представлена ​​інформація по споживанню електроенергії за все в «Газпромі» і, в т.ч., в магістральному транспорті газу.

Зараз для газотранспортних підприємств вартість електроенергії значно вище по відношенню до вартості паливного газу (за енергетично еквівалентну кількість енергії). Різниця між ціною «дешевого» паливного газу і ціною електроенергії призвела до того, що використання ЕГПА стало економічно не вигідним. Зараз коефіцієнт використання встановленої потужності (КВВП) ЕГПА в транспорті газу становить лише близько 15%, а ГГПА в 2-2,5 рази більше.

Понад 90% електроенергії, використаної в «Газпромі», купувалося у більш ніж 50 регіональних енергокомпаній (АТ-енерго). У 2005 р «Газпром» придбав 17,6 млрд. КВт * год електроенергії на суму 18,45 млрд. Рублів.

Питомі вартості 1 кВт * год енергії, яку купує у різних енергозбутових компаній, відрізняються за величиною. У табл. 1 представлені як приклад питомі вартості електроенергії, придбаної ТОВ «Мострансгаз» (одним з найбільших газотранспортних підприємств) за б місяців 2005 р у енергозбутових компаній.

На рис. 2 розглянута динаміка питомих вартостей електроенергії, придбаної «Мос-Трансгаз» у 16 ​​АО-енерго. З рис. 2 видно, що вартість покупки 1 кВт * год електроенергії зросла в 2005 р в 3 рази в порівнянні з 2000 роком.

Більшість АТ-енерго купували значні обсяги енергії на оптовому ринку електроенергії (ОРЕ). Закуповуючи електроенергію на ОРЕ за низькими цінами, вони здійснювали її перепродаж для «Газпрому» за вищими цінами. Підприємства «Газпрому» практично не користуються можливостями закупівлі електроенергії на ОРЕ, тому що переважна кількість організацій «Газпрому» не є поки суб'єктами ОРЕ. РАО «ЄЕС Росії» всіма силами намагається перешкодити приходу на ОРЕ великих покупців, таких, як «Газпром», так як кожен «пішов» від високих цін споживач, який купує електроенергію на ОРЕ, зменшує прибуток РАО «ЄЕС Росії».

Орієнтація в перспективі на газ для ТЕС Центрального, Приволзького і Південного федеральних округів знижує надійність паливопостачання ТЕС і, як наслідок, надійність електропостачання Федеральних округів європейської частини країни. Одним з можливих шляхів зменшення залежності від газу в перспективі є розвиток АЕС.

Аналіз роботи ПЕК і найбільш енергоємних галузей промисловості в 2003-2004 рр. виявив значні відхилення від параметрів видобутку, виробництва і споживання основних ПЕР, визначених ЕС-2020. Споживання природного газу в країні зростала темпами, в 2 рази перевищують заплановані в Енергостратегії. Це призвело до збільшення частки газу в споживанні первинних ПЕР з 50,8% до 51,3% і скорочення частки вугілля з 15,9% до 14,8%, що суперечить принципам, закладеним в ЕС-2020 року - необхідності і зростанні частки вугілля в структурі споживання первинних ПЕР. При заниженому рівні цін на природний газ втрачені стимули до енергозбереження, що призводить до неефективного використання газу.

Головною причиною негативної динаміки структури споживання палива в країні є цінним ші співвідношення на газ і вугілля. Регульовані державою ціни на газ тільки недавно зрівнялися з цінами на енергетичне вугілля.

В «Основних принципах формування програми оптимізації фінансових витрат, розглянутих у 2004 р Радою директорів Газпрому, визнано, що до числа головних напрямків скорочення витрат в 2005-2006 рр. відноситься: підвищення ефективності газоперекачувального обладнання, скорочення витрат газу на технологічні потреби, зниження витрат на поставку електроенергії і досягнення більш вигідних умов її закупівлі.

Використання електроенергії АЕС для потреб «Газпрому»

На рис. 3 представлена ​​інформація про пайових внесках 3-х енергосистем ( «Ліпецкенерго», «Тамбовенерго» і «Курскенерго») в обсязі електроенергії, придбаної «Мострансгазу» в 2004 р Всього у 2004 р у цих 3-х енергосистем «Мостранс-газ »придбав більше 80% всієї електроенергії (решту електроенергію« Мострансгаз »купив ще у 13 АО-енерго).

Обсяги закупівель електроенергії на ОРЕ у багатьох АТ-енерго значно перевищували обсяги енергії, що відпускається покупцям від власних генеруючих потужностей. Зокрема, обсяги електроенергії, що купуються «Курскенерго» на ОРЕ в останні роки, були майже в 60 разів більше, ніж кількість енергії, відпущеної «Курскенерго» споживачам від власних генеруючих потужностей. Так як в європейській частині Росії основні обсяги поставок електроенергії на ОРЕ забезпечують АЕС, то енергодефіцитні АТ-енерго, які продавали електроенергію «Газпрому», були «перепродавцями» електроенергії АЕС. Результатом такої ситуації є перехресне субсидування ТЕС АТ-енерго за рахунок більш дешевої електроенергії АЕС.

Практично вся енергія, що купується у «Курскенерго», використовувалася на ЕГПА на КС «Курська», зі встановленою потужністю ЕГПА 140 МВт. У 80-х роках передбачалося використовувати ЕГПА на КС «Курська» з максимальним завантаженням, використовуючи електроенергію Курської АЕС (ця КС розташована на відстані 34 км від Курської АЕС МВт).

Курська АЕС (потужністю 4000) вважається найпотужнішим генератором електрики в Центральному федеральному окрузі. Частка Курської АЕС в сукупній потужності всіх електростанцій Чорнозем'я становить 52%. Курська АЕС безперебійно постачає електроенергію Курську, Брянську і Бєлгородську області,

Донецький басейн, північ і північний схід України. За 27 років Курська АЕС виробила майже п'яту частину енергії, виробленої іншими російськими АЕС. Для того щоб отримати енергію, еквівалентну виробленої Курської АЕС, довелося б добути і спалити 170 млрд. М3 газу.

Різниця між ціною газу, що йде на потреби ГГПА на Курській КС, і ціною покупної електроенергії у «Курскенерго» привела до того, що використання ЕГПА на цій КС в останні роки стало «економічно невигідним». КВВП ЕГПА на Курській КС склав в 2003 і 2004 рр. 7% і 10%, а ГГПА 65-80%.

На всіх 5-ти газопроводах, які обслуговує КС «Курська», такі КС знаходяться вже на Україні, яка в 2004 р купувала газ по 50 дол. / Тис. м3, тобто в 2,3 рази дорожче, ніж вартість газу, використаного в 2004 р на КС «Курська».

Рішення підвищити для України вартість продажу газу до 230 дол. / Тис. м3 різко підвищує доцільність економії газу на КС «Курська» і використання електроенергії Курської АЕС. Адже газ, який використовується на КС «Курська», здобутий і транспортується за тисячі кілометрів від цієї КС.

У 2004 р газотурбінні ГПА на Курській КС витратили 292,9 млн. М3 паливного газу. У 2004 р експорт 292,9 млн. М3 природного газу в Західну Європу дозволив «Газпрому» отримати 40,9 млн. Доларів.

Застосувавши метод вартості життєвого циклу в питомих величинах (світові ціни: ГТУ - 300 дол. / КВт, електропривод - 210 дол / кВт, ККД ГТУ - 35%), можна отримати умови равноеффектівно ЕГПА і ГГПА при різних цінах на газ і електроенергію (див . табл. 2). З табл. 2 видно, що в 2005 р при використанні оптової ціни на газ для промспоживачів в Курській області - 1119 руб. / Тис. м3 (~ 40 дол / тис. м3) і ціни електроенергії ~ 1,5 цента / кВт * год (~ 0,5 руб. / кВт * год) при застосуванні передових технологій для Курської КС могли б бути забезпечені умови равноеффектівно ЕГПА і ГГПА . При вартості газу 60 дол. / Тис. м3 і ціною на електроенергію 2 цента / кВт * год (~ 0,67 руб. / кВт * год) застосування ЕГПА також можна вважати ефективним.

Сторінки: 1 | 2 | 3 | 4 | наступна >>

роздрукувати | скачати безкоштовно Проблеми і перспективи використання електроенергії в газотранспортній системі ВАТ «Газпром», Крилов Д.А., Джерело: Журнал «Енергонагляд і енергобезпеку» №1, 2006 р
www.iestream.ru
скачати архів.zip (127 кБт)