Энергосовет - энергосбережение и энергоэффективность
в Яndex
Главная >> Библиотека технических статей >> Экономия электрической энергии >> >>

Анонсы

23.11.17 29 ноября в Москве состоится круглый стол на тему «Критерии эффективности проектов модернизации ТЭЦ» подробнее >>>

17.11.17 Заседание Рабочей группы по синхронизации отраслевого и коммунального законодательства по вопросам начислений за ресурсы и коммунальные услуги подробнее >>>

13.11.17 Шорт-лист Премии WinAwards Russia/«Оконная компания года-2017»! подробнее >>>

Все анонсы портала

Новое на портале

13.11.17 Юбилейный 50-й выпуск журнала "ЭНЕРГОСОВЕТ" посвящен конференции "Теплоснабжение-2017. Функционирование в новых условиях" подробнее >>>

07.11.17 Страна поставлена "на счётчик" // видео подробнее >>>

02.11.17 Энергоэффективный капремонт: миф или реальность? // интервью подробнее >>>

20.10.17 На заседании в Правительстве РФ обсудили энергосбережение и повышение энергетической эффективности подробнее >>>

Все новости портала

Еще по теме Экономия электрической энергии

Cтраницы: 1 | 2 | 3 | 4 | следующая >>

Проблемы и перспективы использования электроэнергии в газотранспортной системе ОАО «Газпром»

Д.А. Крылов,
ведущий научный сотрудник
лаборатории эксплуатации газотранспортных
систем ООО «ВНИИГаза»

Энерговооруженность и энергоемкость российских магистральных газопроводов сопоставима со всеми, вместе взятыми, газотранспортными компаниями мира. На конец 2004 г. в Единой системе газоснабжения (ЕСГ) в эксплуатации находились 263 компрессорные станции (КС), на которых установлено 4067 газоперекачивающих агрегатов (ГПА) мощностью 44 млн. кВт, в т. ч. с газотурбинным приводом — 85,3%, с электроприводом — 14,1%, с поршневым приводом — 0,6%.

В Энергетической стратегии России на период до 2020 г. (ЭС-2020) перед газовой отраслью поставлены следующие цели: стабильное, бесперебойное эффективное удовлетворение внутреннего и внешнего спроса на газ, развитие ЕСГ и ее расширение на восток России, стимулирование газосбережения.

Член Правления ОАО «Газпром» В.В. Русакова отмечает, что в условиях роста уровней добычи газа в «Газпроме» (выход к 2020 г. добычи газа до 710-730 млрд. м3, включая практически 100 млрд. м3 в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке) и изменения газовых потоков, пропускная способность газотранспортной системы становится узким местом в процессе доставки топлива потребителям. Поэтому в первую очередь нужно обеспечить проведение реконструкции действующей газотранспортной системы и продолжение строительства новых газопроводов с целью устранения дефицита мощностей на головных участках газотранспортной системы в Западной Сибири и развивающихся поставок газа российским потребителям и на экспорт.

Из-за экстремальных природных и горно-геологических условий газовых месторождений полуострова Ямал, шельфа морей Северного Ледовитого океана, Восточной Сибири и Дальнего Востока резко увеличатся финансовые и энергетические затраты на доставку газа потребителям. При выборе типа ГПА на новых и реконструируемых газопроводах остро встает вопрос оптимизации параметров магистральных газопроводов, учет условий эксплуатации газопроводов и появления новых нормативов по защите окружающей среды.

В 1999-2004 гг. на газопроводах на собственные технологические нужды (СТН) ежегодно расходовалось 50-52 млрд. м3 газа. Эти объемы составляли около 9% от соответствующей годовой добычи газа в «Газпроме». В структуре использования газа на СТН газопроводов основное количество газа приходится на топливный газ — порядка 80%.

Основными потребителями электроэнергии в транспорте газа (80-85%) являются электро-

приводные ГПА (ЭГПА). На рис. 1 представлена информация по потреблению электроэнергии всего в «Газпроме» и, в т.ч., в магистральном транспорте газа.

Сейчас для газотранспортных предприятий стоимость электроэнергии значительно выше по отношению к стоимости топливного газа (за энергетически эквивалентное количество энергии). Разница между ценой «дешевого» топливного газа и ценой электроэнергии привела к тому, что использование ЭГПА стало экономически не выгодным. Сейчас коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) ЭГПА в транспорте газа составляет лишь около 15%, а ГГПА в 2-2,5 раза больше.

Свыше 90% электроэнергии, использованной в «Газпроме», приобреталось у более чем 50 региональных энергокомпаний (АО-энерго). В 2005 г. «Газпром» приобрел 17,6 млрд. кВт*ч электроэнергии на сумму 18,45 млрд. рублей.

Удельные стоимости 1 кВт*ч энергии, покупаемой у разных энергосбытовых компаний, отличаются по величине. В табл. 1 представлены в качестве примера удельные стоимости электроэнергии, приобретенной ООО «Мострансгаз» (одним из крупнейших газотранспортных предприятий) за б месяцев 2005 г. у энергосбытовых компаний.

На рис. 2 рассмотрена динамика удельных стоимостей электроэнергии, приобретенной «Мос-трансгазом» у 16 АО-энерго. Из рис. 2 видно, что стоимость покупки 1 кВт*ч электроэнергии возросла в 2005 г. в 3 раза по сравнению с 2000 годом.

Большинство АО-энерго покупали значительные объемы энергии на оптовом рынке электроэнергии (ОРЭ). Закупая электроэнергию на ОРЭ по низким ценам, они осуществляли ее перепродажу для «Газпрома» по более высоким ценам. Предприятия «Газпрома» практически не пользуются возможностями закупки электроэнергии на ОРЭ, потому что подавляющее количество организаций «Газпрома» не является пока субъектами ОРЭ. РАО «ЕЭС России» всеми силами пытается воспрепятствовать приходу на ОРЭ крупных покупателей, таких, как «Газпром», так как каждый «ушедший» от высоких цен потребитель, покупающий электроэнергию на ОРЭ, уменьшает прибыль РАО «ЕЭС России».

Ориентация в перспективе на газ для ТЭС Центрального, Приволжского и Южного Федеральных округов снижает надежность топливоснабжения ТЭС и, как следствие, надежность электроснабжения Федеральных округов европейской части страны. Одним из возможных путей уменьшения зависимости от газа в перспективе является развитие АЭС.

Анализ работы ТЭК и наиболее энергоемких отраслей промышленности в 2003-2004 гг. выявил значительные отклонения от параметров добычи, производства и потребления основных ТЭР, определенных ЭС-2020. Потребление природного газа в стране росло темпами, в 2 раза превышающими запланированные в Энергостратегии. Это привело к увеличению доли газа в потреблении первичных ТЭР с 50,8% до 51,3% и сокращению доли угля с 15,9% до 14,8%, что противоречит принципам, заложенным в ЭС-2020 — необходимости и росте доли угля в структуре потребления первичных ТЭР. При заниженном уровне цен на природный газ утрачены стимулы к энергосбережению, что ведет к неэффективному использованию газа.

Главной причиной негативной динамики структуры потребления топлива в стране являются ценно вые соотношения на газ и уголь. Регулируемые государством цены на газ только недавно сравнялись с ценами на энергетический уголь.

В «Основных принципах формирования программы оптимизации финансовых затрат, рассмотренных в 2004 г. Советом директоров Газпрома, признано, что к числу главных направлений сокращения затрат в 2005-2006 гг. относится: повышение эффективности газоперекачивающего оборудования, сокращение расхода газа на технологические нужды, снижение затрат на поставку электроэнергии и достижение более выгодных условий ее закупки.

Использование электроэнергии АЭС для нужд «Газпрома»

На рис. 3 представлена информация о долевых вкладах 3-х энергосистем («Липецкэнерго», «Тамбовэнерго» и «Курскэнерго») в объеме электроэнергии, приобретенной «Мострансгазом» в 2004 г. Всего в 2004 г. у этих 3-х энергосистем «Мостранс-газ» приобрел более 80% всей электроэнергии (остальную электроэнергию «Мострансгаз» купил еще у 13 АО-энерго).

Объемы закупок электроэнергии на ОРЭ у многих АО-энерго значительно превышали объемы энергии, отпускаемой покупателям от собственных генерирующих мощностей. В частности, объемы электроэнергии, закупаемые «Курскэнерго» на ОРЭ в последние годы, были почти в 60 раз больше, чем количество энергии, отпущенной «Курскэнерго» потребителям от собственных генерирующих мощностей. Так как в европейской части России основные объемы поставок электроэнергии на ОРЭ обеспечивают АЭС, то энергодефицитные АО-энерго, продававшие электроэнергию «Газпрому», являлись «перепродавцами» электроэнергии АЭС. Результатом такой ситуации является перекрестное субсидирование ТЭС АО-энерго за счет более дешевой электроэнергии АЭС.

Практически вся энергия, покупаемая у «Курскэнерго», использовалась на ЭГПА на КС «Курская», с установленной мощностью ЭГПА 140 МВт. В 80-х годах предполагалось использовать ЭГПА на КС «Курская» с максимальной загрузкой, используя электроэнергию Курской АЭС (эта КС расположена на расстоянии 34 км от Курской АЭС МВт).

Курская АЭС (мощностью 4000) считается самым мощным генератором электричества в Центральном федеральном округе. Доля Курской АЭС в совокупной мощности всех электростанций Черноземья составляет 52%. Курская АЭС бесперебойно снабжает электроэнергией Курскую, Брянскую и Белгородскую области,

Донецкий бассейн, север и северо-восток Украины. За 27 лет Курская АЭС выработала почти пятую часть энергии, произведенной остальными российскими АЭС. Для того чтобы получить энергию, эквивалентную выработанной Курской АЭС, пришлось бы добыть и сжечь 170 млрд. м3 газа.

Разница между ценой газа, идущего на нужды ГГПА на Курской КС, и ценой покупной электроэнергии у «Курскэнерго» привела к тому, что использование ЭГПА на этой КС в последние годы стало «экономически невыгодным». КИУМ ЭГПА на Курской КС составил в 2003 и 2004 гг. 7% и 10%, а ГГПА 65-80%.

На всех 5-ти газопроводах, которые обслуживает КС «Курская», следующие КС находятся уже на Украине, которая в 2004 г. покупала газ по 50 дол./тыс. м3, т.е. в 2,3 раза дороже, чем стоимость газа, использованного в 2004 г. на КС «Курская».

Решение повысить для Украины стоимость продажи газа до 230 дол./тыс. м3 резко повышает целесообразность экономии газа на КС «Курская» и использования электроэнергии Курской АЭС. Ведь газ, используемый на КС «Курская», добыт и транспортируется за тысячи километров от этой КС.

В 2004 г. газотурбинные ГПА на Курской КС израсходовали 292,9 млн. м3 топливного газа. В 2004 г. экспорт 292,9 млн. м3 природного газа в Западную Европу позволил «Газпрому» получить 40,9 млн. долларов.

Применив метод стоимости жизненного цикла в удельных величинах (мировые цены: ГТУ — 300 дол./кВт, электропривод — 210 дол/кВт, КПД ГТУ — 35%), можно получить условия равноэффективности ЭГПА и ГГПА при различных ценах на газ и электроэнергию (см. табл. 2). Из табл. 2 видно, что в 2005 г. при использовании оптовой цены на газ для промпотребителей в Курской области — 1119 руб./тыс. м3 (~40 долл /тыс. м3 ) и цены электроэнергии ~1,5 цента/кВт*ч (~0,5 руб./кВт*ч) при применении передовых технологий для Курской КС могли бы быть обеспечены условия равноэффективности ЭГПА и ГГПА. При стоимости газа 60 долл./тыс. м3 и цене на электроэнергию 2 цента/кВт*ч (~0,67 руб./кВт*ч) применение ЭГПА также можно считать эффективным.

Cтраницы: 1 | 2 | 3 | 4 | следующая >>

печатьраспечатать | скачать бесплатно Проблемы и перспективы использования электроэнергии в газотранспортной системе ОАО «Газпром», Крылов Д.А., Источник: Журнал «Энергонадзор и энергобезопасность» №1, 2006 г. ,
www.iestream.ru

скачать архив архив.zip(127 кБт)


Rambler's Top100

Авторские права на размещенные материалы принадлежат авторам
Тел.(495) 360-66-26 E-mail:
© Портал ЭнергоСовет.ru - энергосбережение, энергоэффективность, энергосберегающие технологии 2006-2017
Возрастная категория Интернет-сайта 18 +
реклама | карта сайта | о проекте | контакты | правила использования статей

Регулятор отопления для зданий для устранения перетопов подробнее