88 Транспорт, хранение нефти и газа

2016, т. 14, № 3

УДК 656.56ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ЗАПУСКА ГАЗОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК НА КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЯХELECTRICAL START SYSTEM’S EFFICIENCY ESTIMATION FOR COMPRESSOR STATIONS GAS-TURBINE UNITS

Рассмотрена возможность замены систем газового запуска газоперекачивающих агрегатов системами электрического запуска в целях сокращения потребления газа для собственных нужд компрессорной станции.По результатам анализа литературы и данных заводов-изготовителей электриче-ских стартеров определены: — количество агрегатов парка ГПА ПАО «Газпром», для которых возможна заме-на газовых стартеров на системы электрического запуска;— потенциал газосбережения, получаемый при реализации данного мероприятия. Для определения эффективности применения различных систем запуска газопе-рекачивающих агрегатов, разработан универсальный метод сравнения систем с электрическим и газовым стартером. Метод может быть использован для любых компрессорных станций с учетом количества запусков газоперекачивающих агрегатов. Кроме того, метод позволяет сравнить эффективность использования указанных систем запуска при различной стоимости оборудования, транспорти-ровки, пусконаладочных работ, обучения персонала и при различных оптовых ценах на газ.Для компрессорных станций, на которых в ближайшие 10 лет не предусмотрена реконструкция, одним из вариантов снижения потребления газа собственных нужд является переход с газового запуска на систему электрического запуска. Замена не выработавших свой ресурс турбодетандеров на систему электриче-ского запуска для существующих компрессорных станций целесообразна в случае, если средства, сэкономленные на газосбережении и плате за выбросы в окружающую среду для новой системы запуска, превышают стоимость системы электрического запуска.В работе доказана эффективность замены системы газового запуска на электро-стартеры на существующих компрессорных станциях для газотурбинных уста-новок, теряющих большой объем пускового газа. Таковыми являются установки типа ГТК-10 и НК-16СТ.

This article describes opportunity of gas starter systems substitution by electrical start systems for gas-pumping unit to reduction gas consumption on compressor station.The following points are defined based on literature and manufacturer data analysis:— number of GPU PJSK «Gazprom» units possible of gas starter substitution by electric start system;— gas saving potential obtained by realization of this measure.A universal method of comparing systems with electrical and gas starter for determi-nation of gas pumping units efficiency with different start systems is developed. The method can be used for any compressor stations taking into account of gas-pumping unit’s starts amount. Furthermore the method enables to compare efficiency of use of mentioned start systems in different cost of equipment, transport, commissioning, staff training, and different gas wholesale prices.Transition to electric starting system is one of the ways of gas saving on compressor stations without planned reconstruction in next ten years. This replacement for the existing compressor stations with not decommissioned turbo-expanders is suitable if the economy on gas saving and payments for emissions into the environment exceeds the value of the electric start system.This paper proves the efficacy of replacing gas starters with electric starters on exist-ing compressor stations for gas turbines losing a large amount of starting gas, such as GTK-10 and NK-16ST.

Годовский Д. А., Артемьева Е. Л.Уфимский государственный

нефтяной технический университет,г. Уфа, Российская Федерация

D. A. Godovskiy, E. L. ArtemevaUfa State Petroleum

Technological University,Ufa, the Russian Federation

Ключевые слова: газовый стартер, газоперекачи-вающий агрегат, компрессорная станция, ресурсосбе-режение, система электрического запуска, турбо детандер, электрический стартер.

Key words: gas starter, gas-pumping unit, compressor station, resources saving, system electrical starting, turbo-expander, electrical starter.

Эффективное использование природных энергети-ческих ресурсов — цель энергетической стратегии России до 2035 года. В связи с этим приоритетным направлением деятельности ПАО «Газпром» является повышение эффективности и снижение объемов рас-ходования энергоресурсов [1, 2].

В 2011 г. ПАО «Газпром» принята концепция энер-госбережения, которая предусматривает снижение расхода газа собственных нужд на 11,4% к 2020 году, что также приводит к снижению выбросов парнико-вых газов по сравнению с 2001-2010 гг. и позволяет

снизить издержки, высвободив ресурсы газа для подачи как потребителям в РФ, так и на экспорт.

В соответствии с [3], одной из статей расхода газа собственных нужд компрессорных станций маги-стральных газопроводов является использование пускового газа, применяемого в газовых стартерах (турбодетандерах) газотурбинных установок (ГТУ) для их первоначальной раскрутки. При этом пусковой газ, отработавший в турбодетандере (ТД), сбрасыва-ется в атмосферу.

Система электрического запуска (СЭЗ) ГТУ явля-ется перспективной ресурсосберегающей техноло-гией, которая исключает систему пускового газа компрессорных станций (КС). Одним из преимуществ систем электрического запуска являются существенно меньшие эксплуатационные расходы. Например, на один пуск газовым стартером газотурбинного двига-теля АЛ-31 СТ расходуется 131 м3 газа, т.е. при сред-ней оптовой цене на газ 3781 руб./тыс. м3 стоимость

89Транспорт, хранение нефти и газа

2016, т. 14, № 3

Таблица 1. Объем выбросов газа при пуске ГПА

одного пуска составляет 495 руб. Система электриче-ского запуска СЭЗ-130, специально разработанная для данного двигателя, на один пуск тратит 3,25 кВт элек-троэнергии и при средней цене 3,15 руб. за 1 кВт∙ч стоимость одного пуска составит 10 руб. [4]. Кроме того, применение СЭЗ приводит к снижению негатив-ного воздействия на окружающую среду, т.к. электри-ческие стартеры в отличие от турбодетандеров не выбрасывают в атмосферу природный газ.

Указанные преимущества СЭЗ привели к их широ-кому применению на вновь строящихся компрессор-ных станциях. Однако, примерно треть всего парка газоперекачивающих агрегатов ПАО «Газпром», экс-плуатируемого в настоящее время, оборудована систе-мами газового запуска ГТУ. Для этих агрегатов возможен переход на СЭЗ при модернизации. Однако в каждом конкретном случае необходимо оценить эффективность предложенных мероприятий.

Поэтому целью исследования является оценка эффективности применения различных систем запу-ска ГТУ на КС.

В связи с этим решались следующие задачи:1. Определение потенциала газосбережения при

переходе на СЭЗ.

2. Сравнение эффективности применения систем запуска с помощью ТД и электростартера на рекон-струируемых и вновь строящихся КС.

3. Анализ целесообразности замены, не выработав-ших свой ресурс ТД, на СЭЗ для существующих КС.

1 Анализ потребления пускового газаДля первоначальной раскрутки роторов ГТУ на

компрессорных станциях широко применяются газо-вые стартеры. При этом большое количество газа на КС сбрасывается в атмосферу при пусках газоперека-чивающих агрегатов (ГПА) [5, 6].

Расход природного газа, выбрасываемого в про-цессе запуска ГПА, включает в себя расход газа на работу пускового турбодетандера, расход газа на холодную прокрутку, расход газа, необходимый для продувки контура нагнетателя и расход импульсного газа на работу запорно-регулирующей арматуры.

Расчетный объем природного газа, выбрасывае-мого в атмосферу при пусках ГПА некоторых типов, представлен в таблице 1 с учетом сравнения действу-ющих стандартов ПАО «Газпром».

Анализ стандартов показывает существенное раз-личие данных по объемам выбросов для некоторых типов ГПА, которое не объясняется разницей расчет-ных условий для них. Данные более чем в два раза

Тип ГПА

Объем выбросов газа

при пуске ГПА, Vпуск, м3 (при 0 °С) [7,8]

СТО Газпром 2-1.19-332-2009 [9]Расчетный

объем выбросов

природного газа Q, м3

(при 20 ºС)

Обозначение привода

Мощность в станционных

условиях, МВт

Потребление пускового газа (пуск + холодная

прокрутка), кг

Время запуска

(без учета предпусковой подготовки),

мин

Выбросы метана,

г/с

Расход газа, м3/с

ГТ-6-750 1770 1911,8 ГТ-6-750 6 1300 20 1083,3 1,593ГПА-Ц-6,3 559 500 НК-12СТ 6,3 340 7 809,5 1,19ГПА-Ц-6,3А 233 132,4 Д-336-2Т 6,3 90 10 150 0,221ГТ-750-6 3960 4411,8 ГТ-750-6 6 3000 35 1428,6 2,101ГПА-Ц-6,3Б 233 617,6 НК-14СТ 6,3 420 15 466,7 0,686ГТК-10И 1537 1470,6 MS 3002 10,3 1000 20 833,3 1,225ГТК-10 1398 1470,6 ГТК-10-4 10 1000 15 1111,1 1,634ГПА-Ц-10Б 233 617,6 ГПА-14СТ-10 10 420 20 350 0,515ГПА-10 «Урал» 373 735,3 ПС-90ГП-3 10 500 20 416,7 0,613ГПУ-10 1072 1764,7 ДР-59 10 1200 15 1333,3 1,961ГПА-12Р «Урал» 373 735,3 ПС-90ГП-1 12 500 20 416,7 0,613Коберра 182 140 29,4 Эйвон 12,9 20 20 16,7 0,025ГПА-16РП «Урал» 373 882,4 ПС-90ГП-2 16 600 20 500 0,735ГПА-16Р «Уфа» 280 264,7 АЛ-31СТ 16 180 20 150 0,221ГПА-16 «Волга» 559 441,2

НК-38СТ 16 300 20 250 0,368

ГПА-Ц-16 НК-38 - 382,4 16 260 10 433,3 0,637ГПА-Ц-16 419 1176,5

НК-16(18)СТ 16 800 15 888,9 1,307

ГПА-Ц-18 419 529,4 18 360 15 400 0,588ГТН-16М-1 3960 2058,8 ГТН-16М-1 16 1400 30 777,8 1,144ГТНР-16 3867 3970,6 ГТНР-16 16,3 2700 30 1500 2,206ГТК-25И 2190 2352,9

MS 5002 23,9 1600 10 2666,7 3,922

ГТК-25ИР 2190 3529,4 22,2 2400 20 2000 2,941ГТНР-25(В) 2190 3529,4

M5352R 22,2 2400 20 2000 2,941

ГТНР-25И(С) 2190 3529,4 24,6 2400 20 2000 2,941ГПА-25РПС «Урал» 978 735,3 ПС-90ГП-25 25 500 20 416,7 0,613

ГПА-Ц-25М 326 441,2 НК-36СТ 25 300 20 250 0,368

90Транспорт, хранение нефти и газа

2016, т. 14, № 3

отличаются для ГПА-Ц-6,3Б, ГПА-Ц-10Б, ГПА-10 «Урал», ГПА-12Р «Урал», ГПА Коберра 182, ГПА-16РП «Урал» и ГПА-Ц-16. Также существенно отли-чаются данные для ГПА-Ц-6,3А, ГПУ-10, ГТН-16М-1, ГТК-25ИР, ГТНР-25(В) и ГТНР-25И(С).

Стоит отметить, что по фактическим данным ГПА-16Р «Уфа» потребляет не 180 кг газа на пуск, как ука-зано в [9], а 90 кг. Возможно, эта разница связана с указанным временем запуска 20 мин, в то время как в технических характеристиках двигателя АЛ-31 СТ указанное время запуска двигателя от команды «Запуск» до выхода на режим номинальной мощности составляет не более 10 мин.

Существует несколько путей снижения потерь газа при запуске ГПА:

• отказ от пускового газа, т.е. применение вместо ТД стартеров с электроприводом или с приводом от дизельной установки;

• утилизация пускового газа;• снижение выбросов пускового газа путем миними-

зации количества запусков ГПА, что достаточно сложно. Во-первых, необходимы остановки для обслуживания и ремонта ГПА. Во-вторых, суще-ствуют различные внештатные ситуации, например, при отключении внешнего электроснабжения и отказе резервного источника электропитания, вследствие чего возникает необходимость в аварийной остановке всей компрессорной станции и выбросе природного газа из всех технологических коммуникаций станции.

В итоге возникшая необходимость остановки приво-дит к внеплановому запуску.

2 Предложения предприятий по внедрению электростартеров и опыт применения электрического запуска на КС

В таблице 2 представлены серийно выпускаемые СЭЗ, а также их основные технические характеристики.

В настоящее время на многих газотранспортных предприятиях уже установлено:

• более 100 СЭЗ СТВД-30Д-11Т с блоком управления БУС-160Т [12]. Например, в начале 2013 года в цехе № 4 КС-22 «Бабаевская» (ООО «Газпром трансгаз Ухта») введены в эксплуатацию три газовые турбины ГТУ-25П (созданы на базе двигателя ПС-90ГП-25) в составе ГПА-25М, в которых предусмотрен запуск ПС-90ГП-25 электростартером СТВД-30Д-11Т.

• более 40 СЭЗ СТЭ-18СТ с блоком управления БУС-18СТ [12]. Например, на двигателях НК-16СТ, эксплуатируемых в ГПА-Ц-16, выполнена доработка системы запуска путем замены ТД, работающего от пускового газа, на электростартер СТЭ-18СТ.

Также СЭЗ оборудованы ГПА ДКС «Юбилейная-2» (6 ед.), ДКС «Ямсовейская-2» (6 ед., обе — ООО «Газпром добыча Надым»), ДКС «Западно-Таркосалинская» (5 ед. ООО «Газпром добыча Ноябрьск») и многие другие КС [13].

Для запуска ГТУ АЛ-31СТ в составе ГПА 16Р «Уфа» применяется СЭЗ-130 на КС Москово (5 ед., ООО «Газпром трансгаз Уфа»).

Таблица 2. Основные технические характеристики серийно выпускаемых СЭЗ для ГПА (данные заводов-изготовителей)

Тип СЭЗ СЭЗ-130 [10]

СТЭ-18СТ с блоком

управления БУС-18СТ [11]

СТЭ-18СТ-АЛ с блоком управления БУС-18СТ-АЛ [11]

СТЭ-18СТ-361-1, М с блоком

управления БУС-18СТ-361-1,М [11]

СТВД-30Д-11Т с блоком

управления БУС-160Т [11]

СТВД-400-10Т с блоком

управления БУС-220Т [12]

Производитель ОАО «АКБ Якорь» ОАО «Электропривод»

Тип ГТУ АЛ-31СТ НК-16СТ, НК-16-18СТ АЛ-31СТ НК-36, НК-37,

НК-38, НК-36

ПС-90ГП1..3, ПС-90ГП-25, ПС-

90ЭУ-16ГТК-10

Мощность эл. стартера, кВт 150 65 220 200

Напряжение питания трехфазной сети, В 323-418 380

Частота питающего напряжения, Гц 50±1 50-60 50-60 50-60 50 - 60 -

Момент, развиваемый электростартером, Н м, не менее

300 206 -

Частота вращения выходного вала, электростартера, электродвигателяоб/мин, не менее

2000-4650 2600 4900 2200 11000 -

Напряжение управляющих сигналов, В

- 27 24 27 -

Масса, кг, не более: электростартера электродвигателя

90 57 136 300

Габариты, мм: электростартера электродвигателя

- ø 210x450 ø 300x576 ø 415x765

Габариты блока управления БУС, мм - 1200x800x500 2000x800

x5002167x1005x

522

91Транспорт, хранение нефти и газа

2016, т. 14, № 3

В таблице 3 представлены агрегаты, в которых суще-ствует возможность установки системы электрозапуска.

Данные таблицы 3 позволяют судить о том, что в парке ПАО «Газпром» на данный момент возможно применение СЭЗ на 912 агрегатах без учета ГПА ГТК-10. В случае начала производства СТВД-400-10Т эта цифра может возрасти до 1558 агрегатов.

3 Оценка эффективности мероприятий по снижению потерь газа

Проведенный анализ парка ГПА существующих КС ПАО «Газпром», и представленные в таблицах 1-3 варианты и возможности применения СЭЗ в составе ГПА, показывают:

• возможность снижения объема выбросов природ-ного газа при пуске ТД примерно на 19 млн м3 газа в год для 912 агрегатов. С учетом возможного произ-водства СЭЗ для ГТК-10 (646 агрегатов) снижение объема выбросов газа достигнет примерно 38 млн м3 газа в год для 1558 агрегатов;

• годовое потребление электроэнергии при пуске электростартером 912 агрегатов составит 54875 кВт. С ГТК-10 потребление увеличится приблизительно до 93635 кВт.

В итоге выявлен большой потенциал газосбереже-ния, т.к. электрозапуск в сравнении с турбодетандер-ным запуском более экономичен. Так в случае применения турбодетандерного запуска плата за потери на выбросы газа при пуске может составлять 142 млн руб. в год, плата за негативное воздействие на окружающую среду около 2,5 млн руб. в год. При при-менении электрозапуска плата за электроэнергию, потребляемую при пуске, составит около 300 тыс. руб. в год для рассматриваемой номенклатуры агрегатов.

3.1 Расчет экономической эффективности применения электрического запуска ГТУ

В случае, когда стоимость СЭЗ и турбодетандер-ного запуска одинакова, использование СЭЗ сэконо-мит средства на газосбережении и плате за выбросы в окружающую среду. Но, чтобы определить эффек-тивность СЭЗ, кроме эксплуатационных расходов,

необходимо учитывать и капиталовложения. Поэтому в статье представлены результаты расчетов экономи-ческой эффективности данного предложения.

В соответствии с [15] в расчетах принимаются сле-дующие исходные данные при определении экономи-ческой эффективности инвестиций динамическим методом: срок службы агрегата 20 лет, число пусков агрегата 10 и 20 в год, норма дисконта 10%. В соот-ветствии с этими данными методом подбора опреде-лены дополнительные капиталовложения в стоимость электростартера, при которых они окупаются. Необходимо определить, насколько будущие посту-пления оправдают сегодняшние капиталовложения. Для этого расходы и доходы, разделенные во времени приводятся к нулевому шагу расчета.

Рекомендованные значения нормы дисконта для транспорта газа [15]:

• низкая степень риска 8% (инвестиции в проекты модернизации действующей технологии);

• средняя степень риска 10% (инвестиции в проекты с частичным использованием новых технических и технологических решений);

• высокая степень риска 12% (инвестиции в проекты с использованием новых технических и технологиче-ских решений).

Оценка экономической эффективности энергосбе-регающего мероприятия проводится по разности чистого дисконтированного дохода (ЧДД) при реали-зации сопоставляемых мероприятий.

Окупаемость капиталовложений при проведении энергосберегающих мероприятий достигается за счет снижения эксплуатационных затрат, связанных с эко-номией газа и уменьшением платежей за негативное воздействие на окружающую среду.

В свою очередь, снижения эксплуатационных издержек за счет экономии затрат на газ можно достичь не только за счет снижения потребления газа, но и за счет отказа от него в технологических процес-сах и перехода на электроэнергию, что и предлагается

Возможный к применению тип электростартера ГПА ГТУ Кол-во агрегатов, шт [14]СТВД-400-10Т с блоком управления БУС-220Т ГТК-10 ГТК-10-4 646

СТЭ - 18СТ с блоком управления БУС-18СТГПА-Ц-16 НК-16СТ 618ГПА-Ц-18 НК-18СТ 27

СТВД-30Д-11Т с блоком управления БУС-160Т

ГПА-16 Урал ПС-90ГП-2 121ГПА-12Р Урал ПС-90ГП-1 34ГПА-10 Урал ПС-90ГП-3 26ГПА-12 Урал ПС-90ГП-1 25

ГПА-16Р Урал ПС-90ГП-2 10ГПА-25Р Урал ПС-90ГП-25 2

Система электрического запуска СЭЗ-130 или СТЭ-18СТ-АЛ с блоком управления БУС-18СТ-АЛ

ГПА-16Р АЛ АЛ-31СТ 17ГПА-Ц-16 АЛ АЛ-31СТ 8ГПА-16 Нева АЛ-31СТ 6

СТЭ-18СТ-361-1 ,М с блоком управления БУС-18СТ-361-1,М

ГПА-Ц-25 НК-36СТ 7ГПА-25Р НК НК-36СТ 5

ГПА-16 Волга НК-38СТ 4ГПА-Ц-16Р НК38 НК-38СТ 2

Итого: 1558

Таблица 3. Агрегаты ПАО «Газпром» с возможностью установки СЭЗ

92Транспорт, хранение нефти и газа

2016, т. 14, № 3

сделать, исключив пусковой газ на КС с помощью замены ТД на электростартеры.

В данной работе предложен универсальный метод расчета эффективности применения СЭЗ относи-тельно турбодетандерного запуска, дающий возмож-ность производить оценку для любых КС с учетом количества запусков ГПА на них. Дополнительные капиталовложения подбираются таким образом, что ЧДД для разных СЭЗ будет стремиться к нулю.

При строительстве и реконструкции КС эффектив-ность СЭЗ определяется следующим образом [16]:

• если стоимость СЭЗ меньше стоимости турбоде-тандерного запуска (ССЭЗ≤СТД), то применение СЭЗ эффективно;

• если ССЭЗ>СТД эффективность определяется по построенным в работе графикам.

Об эффективности установки СЭЗ на существую-щих КС говорят средства, сэкономленные на газосбе-режении и на плате за выбросы в окружающую среду:

• эффективно, если сэкономленные средства превы-шают стоимость СЭЗ;

• неэффективно, если сэкономленные средства не превышают стоимость СЭЗ.

При проведении расчетов по определению эконо-мической эффективности энергосберегающих меро-приятий необходимо определиться с ценой на газ. В данной работе была вычислена средняя по регионам оптовая цена на газ. Дальнейшие расчеты проводи-лись с использованием средней по регионам оптовой цены на газ, а также при минимальной и максималь-ной оптовой цене, чтобы по построенным графикам определять эффективность СЭЗ для КС, расположен-ных в разных регионах.

Продолжительность расчетного периода принята исходя из срока службы для СЭЗ обозначенной в [17].

Рассмотрим возможность применения данной методики на примере расчета эффективности приме-нения электрического запуска ГТК-10-4 в составе ГПА ГТК-10.

На один пуск газовым стартером ГТК-10 расходу-ется 1470,6 м3 газа, т.е. при средней оптовой цене на газ 3781 руб./тыс. м3 стоимость одного пуска состав-ляет 5561 руб. В настоящее время для ГТК-10 разра-батывается СЭЗ СТВД-400-10Т с блоком управления БУС-220Т, который будет тратить на один пуск около 3 кВт электроэнергии, и при средней цене 3,15 руб. за 1 кВт∙ч стоимость одного пуска составит 9,45 руб.

Если принять, что электростартер и ТД одной стоимо-сти, тогда за 20 лет использования на электростартере относительно ТД можно сэкономить около 1359 тыс. руб. Если стоимость электростартера меньше стоимо-сти ТД эта сумма увеличится.

Чтобы определить эффективность электростар-тера, когда его стоимость выше стоимости ТД, были произведены расчеты и путем подбора определены дополнительные капиталовложения, при которых электрический запуск окупается. Первоначально рас-четы эффективности применения СЭЗ для ГТУ ГТК-10-4 произведены при 10 и 20 пусках ГПА в год, при средней по регионам оптовой цене на газ. Затем, для дальнейшей оценки эффективности, проведены рас-четы при минимальной оптовой цене на газ (2228 руб./тыс. м3 в Ямало-Ненецком автономном округе) и максимальной оптовой цене на газ (4250 руб./тыс. м3 в Архангельской области газопровод «Нюксеница-Архангельск» участок Мирный-Архангельск).

Стоит отметить, что ГПА ГТК-10 при пуске ТД теряет большой объем пускового газа. Отсюда и боль-шие затраты. В связи с этим можно предположить, что если стоимость СЭЗ находится в пределах сэконом-ленных затрат на пусковой газ, а на КС выполняется большое число пусков в год, то возможна не только установка СЭЗ при строительстве и реконструкции КС, но и замена системы газового запуска на электро-стартеры для существующих КС.

Результаты расчетов эффективности СЭЗ для ГТУ ГТК-10-4 приведены на рисунке 1.

Анализ графика показывает эффективность допол-нительных капиталовложений для значений, лежащих ниже линии тренда. Например, при 10 пусках ГПА в год, стоимость СЭЗ относительно стоимости турбоде-тандерного запуска в среднем не может превышать 671 тыс. руб., но уже при 20 пусках эта сумма увели-чивается до 1342 тыс. руб.

Аналогичные расчеты были проведены и для других агрегатов. Исходные данные представлены в таблице 4, а результаты для некоторых типов агрега-тов на рисунках 2, 3.

Стоит отметить, что только агрегаты ГТК-10-4 и ГПА-Ц-16 (двигатель НК-16СТ), из представленных в таблице 4, при пуске теряют большой объем пуско-вого газа в ТД (более 1000 м3 на 1 пуск). Отсюда и большие затраты. В связи с этим можно предполо-жить, что если стоимость СЭЗ находится в пределах

Тип ГТУСистема газового запуска Система электрического запуска

Расход газа на 1 пуск, м3

Оптовая цена на газ, руб./тыс. м3

Стоимость одного пуска, руб.

Расход электроэнергии СЭЗ, кВт

Стоимость 1 кВт*ч, руб.

Стоимость одного пуска, руб.

ГТК-10-4 1470,6

3781

5561 3

3,15

9,45НК-16СТ 1176,5 4449 3 9,45НК-18СТ 529,4 2002 3 9,45НК-36СТ 441,2 1668 3 9,45ПС-90ГП1/3 735,3 2781 3 9,45ПС-90ГП2 882,4 3337 3 9,45АЛ-31СТ 131 495 3,25 10,24

Таблица 4. Исходные данные

93Транспорт, хранение нефти и газа

2016, т. 14, № 3

Рисунок 1. Дополнительная стоимость СЭЗ для ГТУ ГТК-10-4 Рисунок 2. Дополнительная стоимость СЭЗ для НК-16СТ

сэкономленных затрат на пусковой газ, а на КС выпол-няется большое число пусков в год, то возможна не только установка СЭЗ при строительстве и рекон-струкции КС, но и замена системы газового запуска на электростартеры для уже существующих КС.

Для остальных агрегатов при пуске ТД теряет небольшой объем пускового газа. Скорее всего, стои-мость СЭЗ не находится в пределах сэкономленных затрат на пусковой газ, даже если на КС выполняется большое число пусков в год. Поэтому замена физиче-ски не устаревшей системы газового запуска на элек-тростартеры для уже существующих КС экономически нецелесообразна.

3.2 Анализ расчетов оценки эффективности электрического запуска для различных типов ГТУ

Возможная дополнительная стоимость СЭЗ обу-словлена ее ресурсосбережением и экологией, т.к. электростартер в отличие от газового стартера исклю-чает выброс в атмосферу пускового газа. С учетом этого на рисунке 4 построены линии тренда дополни-тельных вложений, зависящих от числа пусков ГПА в год для различных типов ГТУ.

Оценка эффективности применения СЭЗ показы-вает, что:

• установка СЭЗ эффективна при строительстве новых КС и реконструкции старых КС (при замене ГТУ), если ее стоимость равна или незначительно превышает стоимость турбодетандерного запуска.

• его использование неэффективно, в случае, если заменяется не вышедшие из строя ТД, т.к. за 20 лет эксплуатации, только за счет экономии природного газа, модернизация агрегата не окупается. Возможным исключением являются ГТУ ГТК-10-4 и НК-16СТ из-за большого расхода пускового газа.

ВыводыПроведенный анализ потенциала газосбережения

парка ГПА ПАО «Газпром» показывает возможность установки СЭЗ на 1558 агрегатах. При этом будет достигнуто снижение объема выбросов природного газа при пуске с помощью ТД около 38 млн м3 в год.

Разработан универсальный метод расчета эффек-тивности применения СЭЗ, относительно турбодетан-дерного запуска, дающий возможность производить оценку для любых КС с учетом количества запусков газоперекачивающих агрегатов (ГПА). Метод позво-ляет сравнить эффективность использования систем запуска ГПА при различной стоимости самого обо-рудования, в том числе при различных затратах на

Рисунок 3. Дополнительная стоимость СЭЗ для АЛ-31СТ

94Транспорт, хранение нефти и газа

2016, т. 14, № 3

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

1 Энергетическая стратегия России на период до 2030 года. М.: Министерство энергетики Российской Федерации, 2009. 111 с.

2 Энергетическая стратегия России на период до 2035 года. М.: Министерство энергетики Российской Федерации, 2014. 263 с.

3 СТО Газпром 3.3-2-024-2011. Методика нормирования расхода природно-го газа на собственные технологические нужды и технологические потери маги-стрального транспорта газа. М.: Газпром экспо, 2011. 79 с.

4 Артемьев И. С., Годовский Д. А. Оценка эффективности применения элек-трического запуска газотурбинной установ-ки АЛ-31СТ// Трубопроводный транспорт — 2015: материалы X междунар. учеб.-науч.-практ. конф. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2015. С. 413–414.

5 Гаррис Н. А. Ресурсо- и энергосбере-гающие технологии при транспорте углево-дородов: учеб. пособие. Уфа: ООО «Монография», 2014. Ч.1. 256 с.

6 Гаррис Н. А., Колоколова Н. А. Основные направления ресурсо- энергосбе-режения при транспорте газа // Нефтегазовое дело. 2009. Т. 7, № 1. С. 81–85.

7 СТО Газпром 11-2005. Методические указания по расчету валовых выбросов угле-водородов (суммарно) в атмосферу в ОАО «Газпром». М.: ИРЦ Газпром, 2005. 71 с.

8 СТО Газпром 2-1.19-128-2007. Технические нормы выбросов и утечек при-родного газа от технологического оборудо-вания. М.: ИРЦ Газпром, 2007. 43 с.

9 СТО Газпром 2-1.19-332-2009. Технические нормативы выбросов. Газоперекачивающие агрегаты ОАО «Газпром». М.: ВНИИГАЗ, 2009. 78 с.

10 Руководство по технической эксплу-атации РЭ «Система электрического запу-ска СЭЗ-130». М.: «АКБ Якорь», 2010. 19 с.

11 Сводная таблица основных характе-ристик. Каталог ОАО «Электропривод». URL: http://www.epv.ru/ru/catalogproducts/elektrodvigateli/estart/ (дата обращения: 03.11.2014).

12 Туев Ю. Р. Об опыте творческого решения проблем запуска газотурбинных двигателей // Электроснабжение и электро-оборудование. 2011. № 4. С. 26–28.

13 Системы электрозапуска газотур-бинных двигателей ГПА и ГТЭС/ В. Ф.Шалагинов, В. А. Миронов, С. Б. Обухов, Ю. Р. Туев // Газотурбинные технологии. 2009. № 8. С. 32–33.

14 Забелин Н. А., Лыков А. В., Рассохин В. А. Оценка располагаемой тепловой мощ-ности уходящих газов газоперекачивающих

агрегатов единой системы газоснабжения России // Научно-технические ведомости Cанкт-Петербургского государственного политехнического университета. 2013. № 4-1(183). С. 136-144.

15 Р Газпром 094-2011 Методика рас-чета экономической эффективности меро-приятий по снижению потерь газа в ОАО «Газпром». М.: Газпром экспо, 2011. 31 с.

16 Годовский Д. А., Артемьева Е. Л., Артемьев И. С. Определение эффективности применения электрического запуска газотур-бинных установок //Трубопроводный транс-порт — 2016: материалы XI междунар. учеб.-науч.-практ. конф. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2016. С. 403–404.

17 Данилович А. C. Электрозапуск дви-гателя — повышение конкурентоспособ-ности // Пермские газовые турбины. 2006. № 8. С. 18–19.

REFERENCES

1 Energy Strategy of Russia for the pe-riod up to 2030. Moskow, Ministry of Energy of Russian Federation Publ., 2009, 111 p. [in Russian].

2 Energy Strategy of Russia for the pe-riod up to 2035. Moskow, Ministry of Energy of Russian Federation Publ., 2014, 263 p. [in Russian].

3 Company standard Gazprom 3.3-2-024-2011. The technique of rationing of natu-ral gas consumption for technological needs

Рисунок 4. Дополнительная стоимость СЭЗ для различных типов ГТУ при средней по регионам оптовой цене на газ

транспортировку, пусконаладочные работы, обучение персонала и при различных оптовых ценах на газ.

Выполненное сравнение использования систем запуска с помощью ТД и электростартера на рекон-струируемых и строящихся КС показывает:

• когда стоимость СЭЗ меньше или равна стоимости турбодетандерного запуска (ССЭЗ≤СТД) электрический запуск эффективнее за счет меньших эксплуатацион-ных расходов;

• когда ССЭЗ>СТД эффективность определяется по построенным в работе графикам.

Замена не выработавших свой ресурс ТД на СЭЗ для существующих КС целесообразна в случае, если средства, сэкономленные на газосбережении и плате за выбросы в окружающую среду для новой системы запуска, превышают стоимость СЭЗ.

Замена системы газового запуска на электростар-теры, для уже существующих КС, может быть воз-можна для ГТУ, теряющих большой объем пускового газа. Таковыми являются ГТК-10 и НК-16СТ. Если стоимость СЭЗ для этих ГТУ находится в пределах сэкономленных затрат, то можно говорить о целесоо-бразности замены турбодетандерного запуска.

95Транспорт, хранение нефти и газа

2016, т. 14, № 3

and technological losses of gas trunk line. Moskow, Gazprom Expo Publ., 2011, 79 p. [in Russian].

4 Artemev I. S., Godovskiy D. A. [Evalu-ating the effectiveness of the electric start gas turbine unit AL-31ST]. Materialy X Mezhdun-arodnoj uchebno-nauchno-prakticheskoj kon-ferencii «Truboprovodnyj transport - 2015» [Proceedings of the X international education-al and scientific-pract. conf. «Pipeline Trans-port — 2015»]. Ufa: UGNTU Publ., 2015, pp. 413–414. [in Russian].

5 Garris N. A. Resurso- i jenergosberega-jushhie tehnologii pri transporte uglevodoro-dov [Resource and energy-saving technolo-gies in the transport of hydrocarbons]. Tuto-rial. Part 1. Ufa LLC «Monograph» Publ., 2014, 256 p. [in Russian].

6 Garris N. A., Kolokolova N. A. The main directions of resource and energy sav-ing at the gas transport. Neftegazovoe delo — Oil and gas business, 2009, vol. 7, no. 1, pp. 81–85. [in Russian].

7 Company standard Gazprom 11-2005. Guidelines for the calculation of total hydro-carbon emissions (combined) to atmosphere in LLC «Gazprom». Moskow, IAC Gazprom Publ., 2005, 71 p. [in Russian].

8 Company standard Gazprom 2-1.19-128-2007. Technicalstandards of emission and natural gas leaks from process equipment. Moskow, IAC Gazprom Publ., 2007, 43 p. [in Russian].

9 Company standard Gazprom 2-1.19-332-2009. Technical emission standards. Gas

compressor units of LLC «Gazprom». Mos-kow, VNIIGAZ, 2009, 78 p. [in Russian].

10 Technical Manual «Electric start sys-tem BMS-130». Moskow, «ADB» Anchor», 2010, 19 p. [in Russian].

11 Summary of the main characteristics. LLC «Elektroprivod» catalog. [in Russian] (vail-able at: http:www.epv.ru/ru/catalogproducts/ele-ktrodvigateli/estart/ (accessed 11.03.2014).

12 Tuev Y. R. About the experience of creative solving of turbine engines launch problem Jelektrosnabzhenie i jelektrooboru-dovanie — Power supply and electrical equip-ment, 2011, no. 4, pp. 26–28. [in Russian].

13 Shalaginov V. F., Mironov V. A., Obuk-hov S. B., Tuev Y. R. Electric starting system of gas turbine engines of GPP and GTPP. Gazo-turbinnye tehnologii — Gas Turbine Technol-ogy. 2009, no. 8, pp. 32–33. [in Russian].

14 Zabelin N. A., Lykov A.V., Rassokh-in V. A. Evaluation of the available exhaust gases thermal power of gas pumping units of gas supply unified system of Russia. Nauch-no-tehnicheskie vedomosti Cankt-Peterburg-skogo Gosudarstvennogo Politehnicheskogo Universiteta — Scientific and technical state-ments of St-Petersburg State Polytechnic Uni-versity, 2013, no. 4–1 (183), pp. 136–144. [in Russian].

15 Recommendations Gazprom 094-2011 Methods of cost-effectiveness calcula-tions of measures to gas losses reduction of LLC «Gazprom». Moskow, Gazprom Expo, 2011, 31 p. [in Russian].

16 Godovskiy D. A., Artemeva E. L., Artemev I. S. [Determination of the gas tur-bines electric start effectiveness]. Materialy XI mezhdunarodnoj uchebno-nauchno-prak-ticheskoj konferencii «Truboprovodnyj trans-port — 2016» [Proceedings of the XI inter-national educational and scientific-pract. conf. «Pipeline Transport — 2016»]. Ufa: UGNTU Publ., 2016, pp. 403–404. [in Russian].

17 Danilovich A. C. Electric start of en-gine — improving competitiveness Permskie gazovye turbiny — Perm gas turbines, 2006, no. 8, pp. 18–19. [in Russian].

Годовский Д. А., канд. техн. наук, доцент кафедры«Гидрогазодинамика трубопро-водных систем и гидромашины» ФГБОУ ВО УГНТУ, г. Уфа, Российская ФедерацияD. A. Godovskiy, Candidate of Engineering Sciences, Associate Professor of the Chair «Hydraulic gas dynamics piping system’s and hydraulic machines» FSBEI HE USPTU, Ufa, the Russian Federatione-mail: diingo1@mail.ruАртемьева Е. Л., канд. хим. наук, доцент кафедры«Гидрогазодинамика трубопро-водных систем и гидромашины» ФГБОУ ВО УГНТУ, г. Уфа, Российская ФедерацияE. L. Artemeva, Candidate of Chemical Sciences, Associate Professor of the Chair «Hydraulic gas dynamics piping system’s and hydraulic machines», FSBEI HE USPTU, Ufa, the Russian Federatione-mail: leasgn@mail.ru