КОМПЛЕКСНАЯ ОЦЕНКА СТОИМОСТИ ЖИЗНЕННОГО ЦИКЛА КОМПРЕССОРНОГО ЦЕХА

Введение

Компрессорный цех, как ключевой энергопотребляющий узел магистрального газопровода, требует значительных капитальных вложений и характеризуется высокими операционными расходами в течение всего срока службы. Стандартные методы экономического обоснования обычно учитывают лишь первоначальные затраты на оборудование, не принимая во внимание совокупные расходы на эксплуатацию, обслуживание и ремонт в течение всего срока службы. Такой подход ведёт к недооценке реальных долгосрочных издержек и может стать причиной принятия неоптимальных технических решений.

Объект исследования: компрессорный цех типовой станции, включающий газоперекачивающие агрегаты (ГПА), пылеуловители, аппараты воздушного охлаждения (АВО) и вспомогательные системы.

 

Предмет исследования: совокупные затраты на протяжении жизненного цикла, включая капитальные вложения, эксплуатационные расходы, затраты на техническое обслуживание и ремонт (ТОиР), а также их дисконтированная стоимость.

 

Цель данного исследования: разработать и апробировать методику комплексной оценки стоимости жизненного цикла для обоснования выбора оптимальной компоновки компрессорного цеха путём анализа совокупных финансовых потоков на 30-летнем горизонте. Для достижения поставленной цели были последовательно решены следующие задачи:

1. Выполнение технологического расчёта цеха и определение оптимальных параметров основного оборудования для заданных условий.
2. Определение и анализ структуры кап. затрат и эксплуатационных расходов для оптимального варианта в течение всего жизненного цикла.
3. Сравнительная оценка стоимости жизненного цикла для двух альтернативных компоновок на базе ГПА разной единичной мощности с целью выявления наиболее экономически эффективного решения.

Методология и исходные данные

Исследование проводилось в три последовательных этапа.

Этап 1. Технологический расчёт и выбор оптимальной компоновки.
На первом этапе были проанализированы исходные данные, представленные в Таблице 1, характерные для проектирования современных компрессорных станций.

Таблица 1.

Исходные данные для проектирования

Параметр	Значение	Единицы измерения
Производительность, Q	135	млн. м3/сут.
Давление на выходе, Pвых	9,8	Мпа
Степень повышения давления, ε	1,7	-
Температура газа на входе, tвх	8	ºC
Температура окружающей среды, tокр	5	ºC

 

На основе типового технологического расчёта определены ключевые параметры и необходимое количество оборудования для двух альтернативных вариантов: с использованием ГПА-25 и ГПА-32. Результаты расчёта сведены в Таблицу 2.

Таблица 2.

Результаты технологического расчёта компоновок

Наименование	ГПА-25	ГПА-32
Газоперекачивающие агрегаты, шт.	6	4
Пылеуловители, шт.	6	6
Аппараты воздушного охлаждения, секций	28	28
Установленная мощность, МВт	150	128
Коэффициент загрузки	0,90	0,93

 

Технический анализ показал, что вариант с четырьмя агрегатами ГПА-32 является оптимальным, поскольку обеспечивает выполнение технологических требований с меньшим количеством основных машин, более высоким коэффициентом загрузки и, как следствие, потенциально с большей эксплуатационной гибкостью и надёжностью.

Этап 2. Оценка стоимости жизненного цикла для оптимального варианта (ГПА-32).На втором этапе выполнена комплексная финансовая оценка для выбранной оптимальной компоновки.

Капитальные затраты определены на основе удельного показателя стоимости 1 МВт установленной мощности, актуального для практики ПАО «Газпром» (около 182 млн руб./МВт на 2025 г.). Для установленной мощности 128 МВт общий объём капитальных вложений составил 23,29 млрд руб.Эксплуатационные затраты за 30 лет детализированы по статьям с учётом режима наработки оборудования. Это позволяет достичь наиболее точного результата. Пример распределения расходов отражен на рисунке 1.

Рисунок 1. Распределение расходов на ТО и Р ГПА

Их структура и номинальная величина представлены в Таблице 3.

Таблица 3.

Структура эксплуатационных затрат за 30 лет (вариант с ГПА-32)

Наименование	Величина затрат, руб.
Топливный газ	23 841 216 000
Маслоснабжение	7 982 550
Электроэнергия	1 734 480 000
ФОТ и ЕСН	3 229 200 000
Газоперекачивающие агрегаты	5 331 180 635
Узел очистки газа	180 961 392
Аппараты воздушного охлаждения	625 153 006
Вспомогательные системы и оборудование	4 148 997 985
Прочие расходы	7 819 834 314
ИТОГ	46 919 005 882

 

Для корректного сравнения разновременных затрат проведено дисконтирование будущих эксплуатационных расходов. Приведённая (дисконтированная) стоимость эксплуатационных затрат составила 35,62 млрд руб. Суммарные приведённые затраты (капитальные + дисконтированные эксплуатационные) для жизненного цикла оцениваются в 58,91 млрд руб. (23,29 + 35.62).

Этап 3. Сравнительный анализ альтернативных компоновок.

На третьем этапе произведено сравнение стоимости жизненного цикла компрессорного цеха с газоперекачивающими агрегатами разной мощности (ГПА-32 и ГПА-25). Метод определения стоимости жизненного цикла для ГПА-25 аналогичен ГПА-32. Ключевые показатели отражены на рисунке 2.

Рисунок 2. Сравнение стоимости жизненного цикла

Заключение

Проведенное исследование позволило достичь поставленной цели и сформулировать следующие основные выводы:

1. На основе технологического расчёта определена оптимальная компоновка компрессорного цеха, включающая 4 газоперекачивающих агрегата (ГПА-32), 6 пылеуловителей и 28 секций аппаратов воздушного охлаждения.

2. Номинальная стоимость жизненного цикла данного варианта за 30 лет составляет около 70 млрд руб., а его дисконтированная стоимость — около 35,5 млрд руб., что является ключевым показателем для инвестиционного анализа.

3. Сравнительная оценка подтвердила, что вариант с ГПА-32 экономически эффективнее альтернативы: он обеспечивает снижение суммарных приведенных затрат на 11%, демонстрируя преимущества долгосрочного подхода над минимизацией первоначальных вложений.

Результаты исследования подтверждают важность применения методологии оценки стоимости жизненного цикла для принятия обоснованных проектных решений в газотранспортной отрасли, обеспечивая оптимизацию затрат на всех этапах существования объекта.