Оценка целесообразности использования регенеративных ГТУ

На МГ

Реконструкция компрессорных станций магистральных газопроводов – высокозатратное мероприятие. На определенном этапе развития производства она является неизбежной. Так как период реконструкции растягивается на многие годы, и ожидаемое улучшение показателей происходит нескоро, то весьма эффективной, по мере развития производства, является модернизация основного оборудования компрессорных цехов.

Модернизация оборудования требует меньших затрат и осуществляется за относительно короткий срок. Целью модернизации также является повышение КПД газоперекачивающих агрегатов, но только за счет менее масштабных операций. При сохранении комплектности основного оборудования производят его обновление за счет усовершенствования отдельных блоков, например, регенераторов.

Регенерация* тепла в ГТУ возможна, т.к. газотурбинные агрегаты вырабатывают два вида энергии: механическую, которая в виде крутящего момента передается на вал нагнетателя, и еще бόльшее количество тепловой энергии, которая теряется с уходящими газами и представляет собой, по сути дела, бросовую энергию.

Сократить потери тепловой энергии можно, вводя регенерацию тепла отработавших продуктов сгорания в термодинамический цикл ГТУ. Тепло уходящих газов можно использовать для дополнительного подогрева циклового воздуха перед подачей его в камеру сгорания, для подогрева (или охлаждения) всасываемого воздуха, против обледенения и т. д. Все эти мероприятия и технологии являются ресурсосберегающими и позволяют экономить топливный газ и повысить КПД ГТУ.

В настоящее время налажено производство отечественных регенераторов (рекуператоров) нового поколения: трубчатого типа, а также пластинчатого с компенсаторами тепловых напряжений, что позволяет исключить утечки воздуха. Замена существующих пластинчатых рекуператоров, отличающихся негерметичностью, расширяет возможности использования тепла уходящих газов для повышения эффективности работы газотурбинного привода.

Регенерация тепла давно используется в практике магистрального транспорта природного газа. Имеется целый ряд газотурбинных двигателей, в которых КПД повышается за счет регенерации в цикле тепла уходящих газов: ГТ – 700 – 5; ГТК – 5: ГТ – 750 – 6; ГТ – 10 – 4; ГТНР – 10.

_____________________________________________________________

Регенерация* (в теплотехнике) – использование теплоты отходящих газообразных продуктов сгорания для подогрева поступающего газообразного топлива, воздуха или смеси того и другого.

В последнее время привычное название теплообменного аппарата регенератор все чаще заменяют на новое – рекуператор.

Большинство газотурбинных установок КС магистральных газопроводов - безрегенеративные. Но далеко не все, а только часть

установок можно перевести на работу по регенеративному циклу. Можно улучшить работу и регенеративных установок путем их модернизации, в частности, заменой негерметичных пластинчатых рекуператоров на трубчатые.

Экономическая целесообразность использования (за счет экономии топливного газа) регенеративных ГТУ на МГ, а также перевода некоторых безрегенеративных ГТУ для работы по регенеративному циклу, зависит, главным образом, от двух факторов:

- цены на топливный газ в регионе Ц;

- стоимости рекуператоров К с учетом их доставки на КС, монтажа, ремонта, обслуживания и т.д.

Окупаемость затрат, связанных с установкой (или заменой) рекуператоров, достигается за счет снижения эксплуатационных расходов, определяемых экономией топливного газа.

Эффективность регенеративного использования теплоты будет тем выше, чем больше экономится топливного газа, т.е., за счет составляющей:

Ц^.(B₀ – B₁) T,

где Ц – цена на топливный газ, руб/м³;

В₀ – расход топливного газа в безрегенеративной ГТУ, м³/ч;

В₁ - расход топливного газа в ГТУ после установки регенератора;

Т – фактическое время работы регенеративной установки в году, час.

Но так как поступления и выплаты при реализации инвестиционных проектов разведены по времени, то оценка экономической эффективности проводится с учетом чистого дисконтированного дохода Э_д по выражению:

, (4.5)

где Т_р – расчетный период, равный допустимому сроку окупаемости инвестиций, в газовой промышленности принимается равным Т_р 3…6 лет;

Е – норма доходности (норма дисконтирования), для газовой промышленности, при среднем уровне риска, значение нормы дисконтирования принято Е = 0,1;

Э_t – чистый поток платежей (разность между притоками и оттоками денежных средств за год t).

В соответствии с методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов, утвержденными Министерством экономического развития и торговли РФ, Министерством финансов РФ, Федеральным агентством по строительству и коммунальному хозяйству и принятыми ОАО "Газпром":

(4.6)

О_pt – стоимостная оценка результатов деятельности энергетического обследования, на котором проводятся энергосберегающие мероприятия (объем реализованной продукции в год без учета налога на добавленную стоимость); И_t – суммарные эксплуатационные издержки в год; Н_t – налог на прибыль; К_t – объем инвестиций в год t; К_ликt – ликвидная стоимость объекта;

П_чt – чистая прибыль; И_амt – амортизационные отчисления на реновацию.

Экономическая эффективность инвестиционного проекта определяется разностью чистых дисконтированных доходов по альтернативным вариантам на основании соотношения (4.7):

, (4.7)

где Э_др, К_р, Э_tр, И_tр – чистый дисконтированный доход, капитальные затраты, чистые потоки платежей за год t, эксплуатационные издержки в год t при реализации рассматриваемого варианта энергосберегающего мероприятия; Э_дс, К_с, Э_tс, И_tс – чистый дисконтированный доход, капитальные затраты, чистые потоки платежей за год t, эксплуатационные издержки в год t при реализации альтернативного энергосберегающего мероприятия или его отсутствии.

В начальный период процесса инвестирования величина ΔЭ_д < 0, т. к. затратные статьи в общем балансе превалируют. По достижении срока окупаемости разность чистых дисконтированных доходов ΔЭ_д = 0. После чего предприятие получает прибыль за счет проведенной модернизации (реконструкции). Поэтому из выражения (4.7) можно определить срок окупаемости капиталовложений, принимая ΔЭ_д = 0.

Срок окупаемости модернизированной установки с регенеративным термодинамическим циклом зависит от разности в расходе топлива и цены на газ. Цена на газ – параметр практически неуправляемый. Поэтому экономия топлива определяется, в основном, различием в значениях КПД ГТУ до и после модернизации. Для регенеративной и безрегенеративной установок эта разница составляет примерно 25 – 30 %. Соответственно различаются и удельные энергозатраты газотурбинных приводов.

С учетом различия в удельных затратах, а также с учетом изменения КПД ГТУ в процессе эксплуатации получено, что регенерация теплоты отходящих газов, с экономической точки зрения, целесообразна в действующих установках с единичной мощностью, не превышающей 5…12 МВт.

При специальных температурных режимах, а также с повышением цен на энергоносители регенерация тепла отходящих газов может быть экономически выгодна для ГТУ с мощностью 14 – 15 МВт и более. Например, газотурбинная установка ГТК – 25ИР фирмы Нуово Пиньоне, мощностью около 25 МВт, работает по регенеративному циклу. Как показывает практика, с незначительным экономическим эффектом, но со значительным усложнением технологии.

Несомненно, что совершенствование регенеративного термодинамического цикла таких ГТУ за счет утилизации тепла выхлопных газов является важным направлением энергосбережения отрасли.