Научно-обоснованные предложения по разработке и методам внедрения инновационных технологий утилизации выбросов, содержащих метан (стр. 40 )

А.4 Использование газотурбинных ГПА нового поколения

К газотурбинным ГПА нового поколения относятся агрегаты типа «Урал», «Нева», «Волга», «Ладога». Использование этих ГПА имеем ряд преимуществ: КПД двигателей этих агрегатов достигает 32–39 %, что соответствует лучшим мировым стандартам; выбросы ЗВ соответствуют допустимым нормам; цена этих газоперекачивающих агрегатов в среднем на 25–30 % ниже, чем на зарубежные аналоги.

ГПА «Ладога-32» является высокотехнологичным агрегатом российского производства, который отличает высокий для российских агрегатов промышленного типа КПД (36 %), низкий уровень выбросов и значительный ресурс работы (таблица А.4).

ГПА-32 "Ладога" включает в себя элементы для эксплуатации в сложных условиях Российского рынка: раздельные отсеки вспомогательного оборудования и газовой турбины (для решения проблемы очень низких температур вентиляционного воздуха), применение специальных низкотемпературных сталей для изготовления рам, а также применение стандартов ГОСТ и Российской сертификации.

4 – Рабочие характеристики (в условиях ISO) ГПА «Ладога-32»

Наименование параметра	Ед. измер.	Привод генератора	Механический привод
Выходная мощность	кВт	31100 электр.	32000
КПД простого цикла	%	35,0	36,0
Коэффициент сжатия		17:1	17:1
Тепловая мощность	кДж/кВт*ч	10285	10000
NOx	ppm	18	18
Расход газа на выхлопе	кг/с	101	101
Температура выхлопных газов	°C	510	510
Номинальная частота вращения	об/мин	3000/3600 (в обоих случаях через редуктор)	5714

планирует использовать ГПА «Ладога-32» при сооружении системы магистральных газопроводов «Бованенково – Ухта» и наращивании мощностей КС «Грязовецкая».

ГПА-16 «Урал» включает ГТУ-16П, разработанную ОАО "Авиадвигатель" на базе авиационного двигателя ПС-90А, который устанавливается на лучшие отечественные магистральные самолеты. ГТУ-16П имеет следующие характеристики: высокий КПД, низкий расход масла, высокие ресурсные показатели, надежная система запуска, низкая стоимость обслуживания и ремонта в течение всего жизненного цикла, полная автоматизация технологических процессов, простота управления и обслуживания, полная заводская готовность, обеспечивающая быстрый ввод в эксплуатацию при минимальных затратах, хорошие экологические показатели (таблица А.5).

5- Технические характеристики ГПА-16 «Урал»

Наименование показателя	Ед. измер	Значение
Номинальная мощность на выходном валу силовой турбины	МВт	16
Эффективный КПД	%	36
Коммерческая производительность	млн. н.м.3/сут	38-24
Давление на выходе компрессора	МПа	5.49;7.45;9,9;11,9
Степень сжатия		1.35-1.7
Политропный к. п.д. компрессора		0.85
Частота вращения силовой турбины	об/мин	5300
Эффективный к. п.д. ГТУ (в станционных условиях)		38
Удельный расход топливного газа ГТУ	кг/кВтч	0.192
Давление топливного газа (max)	МПа	3.2
Мощность потребления электростартером	кВт	220
Тип масла двигателя		МС-8П
Тип масла компрессора		ТП-22С
Температурный диапазон эксплуатации	о С	- 60…..+ 45
Теплопроизводительность утилизационных теплообменников,	МВт	3….15
Общий ресурс	тыс. час	100
Межремонтный ресурс	тыс. час	25

Введение в эксплуатацию при новом строительстве ГПА «Ладога-32» вместо 2-х агрегатов ГПА-16 «Урал» приведет к следующим результатам.

В таблице А.6 приведены исходные данные для расчета эффективности финансовых затрат при использовании ГПА «Ладога -32».

6 – Исходные данные для расчета эффективности использования ГПА «Ладога-32»

Наименование параметра	Ед. измерения	Значение
Тип ГПА	вариант 1		ГПА-16 «Урал»
вариант 2		Ладога-32
Количество ГПА на КС	ГПА-16 «Урал»	шт	2
Ладога-32	шт	1
Мощность выбросов NOx при номинальном режиме	ГПА-16 «Урал»	г/с	5,5
Ладога-32	г/с	8,0
Мощность выбросов СО при номинальном режиме	ГПА-16 «Урал»	г/с	3,7
Ладога-32	г/с	5,6
Капитальные вложения (стоимость оборудования) ]	ГПА-16 «Урал»	млн. руб./агр	300
Ладога-32	млн. руб./агр	470
Капитальные вложения (стоимость установки оборудования)	ГПА-16 «Урал»	млн. руб./агр	30
Ладога-32	млн. руб./агр	47
Доля времени работы ГПА в течение года	%	80
Низшая теплота сгорания топлива	ккал/м3	8050
Номинальная мощность ГПА	ГПА-16 «Урал»	кВт	16000
Ладога-32	кВт	32000
Время работы ГПА в год	час	8760*0,8
Статистический коэффициент, учитывающий влияние загрузки, технического состояния ГТУ эксплуатационных факторов на расход топливного газа	б/р	0,85
Цена газа на внутреннем рынке в соответствии с разделом 6 Прейскурант №04-03-28-2015 «Внутренние расчетные (оптовые) цены на газ и внутренние расчетные тарифы на услуги по транспортировке и хранению газа для организаций , Москва, 2015).	руб. за 1000 м3	4171,0
Цена газа на собственные технологические нужды в соответствии с разделом 3 Прейскурант №04-03-28-2015 «Внутренние расчетные (оптовые) цены на газ и внутренние расчетные тарифы на услуги по транспортировке и хранению газа для организаций , Москва, 2015).	руб. за 1000 м3	2623,0

Расчетная оценка эффективности финансовых затрат:

А.4.1 Эффект за счет экономии топливного газа

Экономия природного газа (Qэк) определена по «Методике расчета экономии топливного газа при реконструкции (переоснащении) газотурбинных компрессорных станций», ВНИИГАЗ, М., 1998 г. по формуле:

Эг = 860/Qн N (1/h1 – 1/h2) Тф Ктг∙n 10-3, тыс. м3

где Qн – низшая теплота сгорания топлива, Qн = 8050 ккал/м3; N – номинальная мощность замещающего ГПА, кВт; h1,h2 - к. п.д. замещающего и замещаемых ГПА; Тф - время работы т/агрегатов в отчетном периоде, ч; Ктг – статистический коэффициент, учитывающий влияние загрузки, технического состояния ГТУ и эксплуатационных факторов на расход топливного газа (Ктг = 0,85); n - количество замещающих агрегатов.

Результаты расчета экономии природного газа приведены в таблице А.7.

7 - Расчет экономии природного газа

Тип ГПА	n	N, кВт	Тф, ч	Ктг	Q, тыс. м³
ГПА 16 «Урал», ГПА «Ладога 32»	1	32000	8760	0,85	827,3

Стоимость сэкономленного количества природного газа (тыс. руб.) вычисляют по формуле:

Сг = Рг ∙ Цг ∙ 10-3

где Рг – ресурсосберегающий эффект при реализации ГПА «Ладога 32» вместо 2-х агрегатов ГПА 16 «Урал», тыс. м3;

Цг – цена газа, руб. за 1000 м3, (принята по Газпром трансгаз Югорск = 2.623,0 руб за 1000 м3, в соответствии с разделом 3 Прейскурант №04-03-28-2015 «Внутренние расчетные (оптовые) цены на газ и внутренние расчетные тарифы на услуги по транспортировке и хранению газа для организаций , Москва, 2015).

Стоимость сэкономленного количества природного газа, который можно реализовать на внутреннем рынке, составила:

С = Эг ∙ Цг = 827,3 х 4 171,0 ∙ 10-3 = 3450,7 тыс. руб.

Стоимость сэкономленного количества природного газа, использованного на СТН, составила:

С = Эг ∙ Цг = 827,3 х∙ 2 623,0 ∙ 10-3 = 2170,1 тыс. руб.

А.4.2 Эффект за счет сокращения затрат на покупку и размещение ГПА

Снижение капитальных затрат в результате реализации проекта составит 143 млн. руб. (таблица А.8).

8 – Расчет снижения капитальных затрат, млн. руб

Капитальные затраты	Значение
ГПА 16 «Урал»	ГПА «Ладога 32»
Покупка ГПА	600	470
Установка ГПА	60	47
Снижение	143

Таким образом, введение в эксплуатацию при новом строительстве ГПА «Ладога-32» вместо 2-х агрегатов ГПА-16 «Урал» при сохранении объема транспорта газа и давления на выходе КС приведет к экономии более 148,5 млн. руб. (143+3,4+2,1).

А.5 Оснащение электроприводами дистанционно управляемых кранов

Технология обеспечит сокращение выбросов метана в атмосферу при перестановках запорной арматуры КС при оснащении дистанционно управляемыми электрогидравлическими приводами. В этом случае запорная арматура работает от энергии давления масла, создаваемого электрическим насосом, т. е. исключаются выбросы импульсного газа. Вся запорная арматура, устанавливаемая на газопроводах, принимается по классу герметичности «А» по ГОСТ 9544-93, предохранительная арматура – по классу «А» ГОСТ 12532-88. Приводная арматура диаметром от Ду 300 до Ду 1400 принята с электрогидроприводами, менее Ду 300 с пневмоприводами.

Расход газа при срабатывании пневматических или пневмогидравлических приводов кранов для диаметров 50 - 1420 мм находится в интервале 0,034 – 15500 м3. Величина расхода импульсного газа зависит от конструкции крана различных фирм-изготовителей. В таблице А.9 приведены данные о расходах газа при срабатывании пневматических или пневмогидравлических приводов кранов в зависимости от диаметра шарового крана.

9 – Расход газа при срабатывании пневматических или пневмогидравлических приводов кранов различного диаметра

Диаметр шарового крана Ду, мм	Расход газа на одно срабатывание пневмокрана, м3
50	0,034
80	0,067
100	0,160
150	0,500
300	1,000
400	1,120
700	2,800÷5,500*
1000	5,000
1200	10,500
1400	8,000÷15,500*
* величина расхода газа зависит от конструкции крана различных фирм-изготовителей

Объемы предотвращенных выбросов метана в результате оснащения на КС электрическими приводами дистанционно управляемых кранов Ду ≥ 300 мм рассчитывают по с формуле: ,

где - объем газа, стравливаемого в атмосферу из пневмопривода при одном срабатывании крана м3;

ni – количество срабатываний привода крана за расчетный период времени, не менее 2 раз в год;

i =1÷К, К – количество типов пневмоприводов данного диаметра.

В таблице А.10 приведены расчетные данные по объемам сокращения выбросов метана в результате использования электропривода запорной арматуры КС для различных диаметров.

Объемы сокращения природного газа рассчитываются в каждом конкретном случае с учетом планово-предупредительного ремонта организации. Реализация технологии целесообразно предусмотреть практически повсеместно.

10 – Результаты оценки объемов сокращения выбросов при перестановке кранов КС участка МГ на один кран.

Ду кранов, мм	Объем сокращения природного газа, расходуемого на перестановку кранов, м3/год	Годовой объем сокращения метана, расходуемого на перестановку кранов, м3	Годовой объем сокращения метана, расходуемого на перестановку кранов1, т
Ду1400	16	15,52	0,011
Ду 1200	21	61,11	0,044
Ду 1000	10	126,10	0,090
Ду 700	5-11	5,4-10,67	0,004-0,007
Примечания: Плотность метана – 0,717 кг/м3