Современная нефтегазовая отрасль характеризуется растущими темпами добычи природных ресурсов. Рост нефтедобычи происходит в основном за счет ввода в эксплуатацию нефтедобывающих мощностей на новых месторождениях Европейской части страны, Восточной Сибири и Дальнего Востока, как правило, в труднодоступных районах со сложными ландшафтными и климатическими условиями, где не развита или вовсе отсутствует сетевая инфраструктура. Проведение линий электропередач в такие районы потребует немало времени и чаще всего экономически нецелесообразно, так как влечет за собой большие капитальные затраты. Уже эксплуатируемые перспективные месторождения характеризуются интенсификацией добычи, причем вследствие увеличения выработанности таких объектов, существенно возрастает энергоемкость производства. Растущие тарифы на электроэнергию также увеличивают долю энергозатрат в бюджете нефтяных компаний. В связи с этим, практически во всех компаниях нефтегазовой отрасли на протяжении ряда лет реализуются программы по энергосбережению и повышению энергоэффективности. Предприятия постоянно расширяют арсенал энергоэффективных технологий. В добыче значительные возможности энергосбережения связаны с утилизацией попутного нефтяного газа (ПНГ) для выработки собственной электроэнергии, а также с утилизацией отводимого тепла (когенерацией). Рост тарифов на электроэнергию после перехода к рынку непредсказуем и уже сегодня составляет 15-30% ежегодно. Поэтому развитие собственных источников электроэнергии и строительство газотурбинных электростанций становится все более актуальным для нефтегазового бизнеса.
Несмотря на востребованность автономных источников энергии, интенсивное развитие автономной генерации долгое время сдерживалось слабой отечественной материально-технической базой. Традиционное генерирующее оборудование — промышленные газовые турбины, газопоршневые и дизельные генераторы, к сожалению, не всегда отвечают требованиям надежности и энергоэффективности объектов нефтегазовой инфраструктуры. В частности, до сих пор существует проблема подбора генерирующего оборудования для автономных электростанций небольших нефтегазовых объектов в диапазоне мощностей до 10-20 МВт. Ранее для обеспечения потребностей таких объектов использовались большие газотурбинные электростанции. Имея большую, чем необходимо, мощность, они эксплуатировались на низкой нагрузке, что сводило на нет экономику их применения. Другим вариантом было использование авиационных или судовых двигателей, находящихся в заданном диапазоне мощностей, но имеющих низкие показатели эффективности и слабые эксплуатационные характеристики.
Использование газопоршневых установок на объектах нефтегазового комплекса также часто сопряжено с рядом сложностей, связанных с жесткими требованиями техники к составу топлива и дорогостоящим сервисным обслуживанием. Высокий риск детонации не позволяет использовать их на месторождениях с низким качеством топлива или содержанием сероводорода свыше 0,1% без строительства системы предварительной газоподготовки, что значительно увеличивает капитальные затраты на внедрение и эксплуатацию газопоршневых электростанций. Зачастую из-за высокого риска детонации газопоршневые станции эксплуатируются с нагрузкой не более 40-60% от номинальной мощности. Это приводит к повышению расходов на обслуживание оборудования и его быстрому выходу из строя.
Трансфер ведущих мировых достижений в области теплоэнергоснабжения и приход на российский рынок нового поколения генерирующего оборудования — микротурбин Capstone сделали возможным выработку нового подхода к обеспечению качественной и недорогой электроэнергией нефтегазовых объектов. Этот подход выражается в главном принципе — «включи и работай», в основе которого лежит надежное оборудование высокой степени заводской готовности, отличающееся полностью автоматизированной системой управления, отличными техническими характеристиками и потребительскими свойствами. Микротурбины Capstone были разработаны специально для промышленного применения.
Уникальной особенностью микротурбин Capstone является запатентованная конструкция и компоновка основных узлов установки. Микротурбинный двигатель состоит всего из одной движущейся детали – вращающегося вала, на котором соосно расположены электрический генератор, компрессор и непосредственно турбина. В установке не используются редукторы или другие механические приводы. Главной конструктивной особенностью двигателя является применение воздушных подшипников, за счет которых достигается рекордная скорость вращения вала – 96000 оборотов в минуту. Эта инновация дает возможность отказаться от использования масла и охлаждающей жидкости, высокий расход которых составляет значительную часть эксплуатационных затрат у традиционных газопоршневых и газотурбинных электростанций.
Микротурбины Capstone имеют большой ресурс до капитального ремонта 60000 часов и длительные межсервисные интервалы (до 8000 часов), что обеспечивает высокую экономичность газовых электростанций.
Применение газовых электростанций на базе микротурбин Capstone дает возможность организовать надежное и экономичное энергоснабжение нефтегазовых месторождений. Блочно-модульная конструкция микротурбинных установок Capstone повышает надежность станции за счет внутреннего резервирования и дает возможность вводить и выводить отдельные блоки из эксплуатации, не прерывая работу всей электростанции. Например, такая конструкция блоков серии С1000 (1 МВт установленной мощности) позволяет отказаться от приобретения резервной установки большой единичной мощности, как это требовалось бы в случае с газопоршневыми электростанциями, и сэкономить на капитальных затратах. Высокий КПД микротурбин в режиме когенерации и тригенерации, который может достигать 90%, и низкие эксплуатационные затраты позволяют значительно снизить энергоемкость нефтедобычи. В результате себестоимость электроэнергии, выработанной газовой электростанцией на основе микротурбин Capstone, составляет в среднем 1,00-2,00 рубля с учетом расходов на сервисное обслуживание, что приблизительно в 1,5-2,5 раза меньше сетевого тарифа для промышленных предприятий по РФ.
