Підприємство ЛВУМГ „Богородчани” має дві компресорні станції (КС-7, КС-39 „Прогрес”) із електричним приводом ГПА. Загальна потужність газоперекачувальних агрегатів із електричним приводом становить 3х25МВт+6х4МВт=99МВт. Потужності газоперекачувальних агрегатів із електричним приводом використовуються відносно рідко. КС-7 призначена для транспортування газу до підземних сховищ. Відповідно станція працює лише в літній період року. Станція КС-39 „Прогрес” забезпечує транспорт газу на газопроводі „Прогрес”. Однак враховуючи існуючі тарифи на електроенергію, експлуатація ГПА із електричним приводом економічно недоцільна.

В разі введення в експлуатацію нової когенераційної установки, ситуація з розподілом потужностей газоперекачувальних агрегатів УМГ „Прикарпаттрансгаз” може змінитися. При пропозиції електричної енергії, яка обумовить економічну доцільність використання електроприводу ГПА, електрична енергія буде використана безпосередньо на майданчику ЛВУМГ „Богородчани”

Вироблена електроенергія може бути видана в енергосистему, передумовою для чого є наявність поруч із підприємством потужної підстанції 330/110 кВ. Технологічно когенераційна установка може бути задіяна для покриття максимальних навантажень в енергосистемі. Враховуючи, що на майданчику ЛВУМГ „Богородчани” планується будівництво когенераційної установки на КС-39 потужністю до 20 МВт, загальна маневрова потужність двох когенераційних станцій може скласти до 45 МВт.

При розрахунку скорочення викидів вважалося, що буде реалізовано другий варіант (тобто видача електроенергії до системи). Уся вироблена електроенергія буде продаватися у мережу, заміщуючи тим самим більш СО2 інтенсивну електроенергію, що вироблена з викопних видів палива. Також при розрахунку кількості виробленої електроенергії брався до уваги такий режим експлуатації ГКС №21: протягом осінньо-зимового періоду буде працювати 5 газових турбін з навантаженням 90%, а протягом літнього періоду експлуатуватиметься 4 газових турбіни з навантаженням 90%. В такому випадку нова когенераційна станція буде виробляти 188200 МВт•год/рік, споживаючи на власні потреби 8000 МВт•год/рік. Це означає, що 180200 МВт•год/р електроенергії буде віддаватися у мережу.

Теплова потужність нової ТЕЦ буде близько 20 МВт (17.2 Гкал/г) – для теплопостачання, та 0.25 Гкал/г – для гарячого водопостачання. Але встановлена теплова потужність у початковий період експлуатації станції не буде використовуватися повністю, тож споживачам теплової енергії буде віддаватися лише 40 тис. Гкал теплової енергії щорічно.

Запропонована технологія є доволі складною, і пов’язана з деякими ризиками. Перш за все, пріоритетним завданням для газокомпресорної станції є безпека транспортування газу. І якщо запропонована технологія вимагає „використання” газових турбін, що працюють на привід компресорів як при будівельних роботах, так й надалі при експлуатації це в будь-якому випадку призведе до зменшення безпеки роботи газокомпресорної станції. Для підвищення безпеки нової когенераційних станцій та експлуатації газокомпресорної станції, основне устаткування нової когенераційної станції буде розташоване якомога далі від газокомпресорної станції. Це також зумовлено обмеженістю території необхідної для нової ТЕЦ, та наявністю підземних комунікацій газокомпресорної станції. ККД газотурбінних установок не буде знижений, оскільки буде встановлено додатковий димосос після котла-утилізатора, що буде підтримувати стабільний тиск після газової турбіни. Також має враховуватися те, що цей проект – один з перших серед подібних проектів в Україні, отже практично відсутні приклади успішного спорудження та використання комбінованого циклу на українських газокомпресорних станціях. Тож треба зазначити, що досвіду у спорудженні, експлуатації та ремонті парогазових електричних станцій на ГКС Україні ще немає.

Також як один з технологічних ризиків слід виділити дефіцит водних ресурсів. Для подолання цієї проблеми замість водних конденсаторів будуть встановлені більш дорогі повітряні конденсатори, які значно зменшать споживання води, але збільшать інвестиції проекту.

Щодо сировини для нової когенераційної станції, не очікується ніяких проблем чи ризиків. Установка буде використовувати лише скидне тепло від газових турбін. Тому виробництво електричної енергії новою когенераційною установкою, а отже й економічні показники будуть залежати від потенційної енергії скидного тепла, що викидається при роботі газових турбін. Можливість отримання енергії зі скидного тепла на ГКС-21 визначається продуктивністю газопроводу та технічними характеристиками газових турбін. Після аналізу даних по рівню навантаження газових турбін протягом чотирьох останніх років можна зробити висновок, що потенціал енергії скидного тепла стабільний і придатний для роботи нової когенераційної установки.

Що стосується електроенергії, яка вироблятиметься новою когенераційною станцією, вона буде генеруватися шляхом утилізації скидного тепла, тож її собівартість буде дуже низькою, й тому конкурентоспроможною, отже власники когенераційної станції не будуть обмежені при виборі потенційних споживачів електроенергії. Залежно від умов ринку вироблена електроенергія може використовуватись на ГКС №7 та №39 для приводу компресорів, або може продаватися на українському оптовому енергетичному ринку за встановленим НКРЄ тарифом.

Найбільш ймовірний альтернативним сценарієм (в разі відсутності запропонованого проекту) є продовження існуючої ситуації (див. рисунок у додатку Ж). Схема дії проектної установки зображена у додатку З.

4.3. Оцінка ефективності інвестиційного проекту

Перед УМГ «Прикарпаттрансгаз» в процесі реалізації даного інвестиційного проекту очікувано виникнуть наступні барєри:

1. Дефіцит власних коштів для реалізації такого великого інвестиційного проекту. Оскільки проект є дуже дорогим, доступних коштів недостатньо. Не дивлячись на те, що компанія „Укртрансгаз” є доволі успішною в секторі транспортування та розподілення природного газу, вона постійно має інвестувати кошти в обслуговування та модернізацію існуючого обладнання.

2. Технологічні бар’єри

Такий проект для України є одним з найперших серед подібних. Технологія для країни абсолютно нова, тож існує нестача досвідченого та кваліфікованого персоналу як для будівництва, так й для експлуатації установки. Крім того, інвестиційні