Сопоставление газотурбинных и электроприводных агрегатов и определение срока их службы на КС

 

В период формирования газотранспортной системы страны, до начала 50 годов на магистральных газопроводах для перекачки газа использовались в основном только поршневые газоперекачивающие агрегаты. Однако при создании в середине 50 годов мощной газотранспортной системы Северный Кавказ-Центр с диаметрами газопроводов 720 и 820 мм. технико-экономические расчеты показали, что возможной альтернативой поршневым двигателям являются газотурбинные и электроприводные установки для привода центробежных нагнетателей. Использование центробежной компрессорной машины для перекачки газа сразу выявило очевидные технологические преимущества – большой массовый расход газа при его перекачке при относительно невысоком напоре. Все это и предопределило, что в настоящее время основным видом привода для центробежных нагнетателей на компрессорных станциях являются газотурбинные и электрические агрегаты (табл. 5.5)

У каждого из указанных типов привода есть свои плюсы и минусы, потенциальные возможности и ограничения дальнейшего развития, последующего совершенствования и повышения эффективности использования. Анализ преимуществ различных видов энергопривода позволяет укрупнено сформировать области их наиболее эффективного использования.

Таблица 5.5.

Показатели компрессорного парка ОАО «Газпром» на конец 2001 г.

Тип привода	Установленная мощность (млн. кВт), %	Количество ГПА, (штук)	Относительное время использования в 2001 г., %
Газотурбинный	36,6 (85,5)		38,4
Электрический	6,1 (13,5)		14,8
Поршневой	0,2 (1)		19,5
Всего	42,9 (100)

 

1. Газотурбинные агрегаты – для линейных и дожимных компрессорных станций, расположенных в удаленных регионах и сложных климатических условиях;

2. Электроприводные агрегаты - для компрессорных станций, расположенных в районах крупных энергосистем и при ограниченном их использования во времени;

3. Поршневые агрегаты – для различных технологических модификаций с широким диапазоном степеней сжатия и давлений при относительно небольших объемных расходах и единичных мощностях (до 2 МВт).

Возрастная структура газотурбинного парка ГПА по данным ОАО «Газпром» по годам периода 1996-2000 г.г. характеризуется данными табл. 5.6.

В настоящее время основной технологией транспорта газа по газопроводам энергосберегающая технология и заводы-изготовители осваивают производство газовых турбин нового поколения мощностью 6-25 МВт с КПД на уровне 34-36%. К таким агрегатам в первую очередь следует отнести ГПУ-12П, ГТУ-16П и ГТУ-25П серии «Урал», в классе мощности 12, 16 и 25 МВт.

Таблица 5.6.

Возрастная структура парка ГПА ОАО «Газпром»

Наработка, тыс. ч. % от установлен. числа ГПА	до 40	40-70	70-100	100-130	> 130
конец 1996г	29,5	37,0	23,1	8,6	1,8
конец 1997 г.	28,4	35,6	22,5	11,5	2,0
конец 1998 г.	27,2	33,3	24,3	12,6	2,6
конец 1999 г.	26,2	30,7	25,3	14,5	3,3
конец 2000 г.	26,4	28,1	25,1	16,6	3,8

 

ГПА нового поколения призваны обеспечить высокий уровень основных эксплуатационных показателей, включая высокую экономичность (КПД на уровне 34-36 % в зависимости от мощности агрегата), высокую надежность: наработка на отказ не менее 3,5 тыс. ч., межремонтный цикл на уровне 8-25-50 тыс. часов с общим ресурсом свыше 100 тыс. ч., коэффициентом готовности на уровне 0,98 при коэффициенте технического использования на уровне 0,93-0,95. При этом выбросы NO_x составляют величину порядка 50-100 мг/нм³.

Вопросам сопоставления электрического и газотурбинного видов привода на газопроводах, как основным типам привода центробежных нагнетателей уделялось и постоянно уделяется достаточно большое внимание [1, 4, 7, и др.]. При этом решение этой задачи можно рассматривать с двух направлений.

Во-первых, когда речь идет о выборе вида привода при строительстве новых компрессорных станций или реконструкции КС.

Во-вторых, когда речь идет о сопоставлении и определении эффективности работы уже установленных на станции агрегатов.

В первом случае расчеты необходимо проводить с использованием метода дисконтированных затрат с отнесением их к первому году начала строительства или реконструкции КС. Во втором случае, все расчеты целесообразно проводить с определением всех расходов по агрегатам отнесенных к году их эксплуатации.

Это объясняется в основном тем, что постоянно меняющиеся цены на оборудование, топливный газ и электроэнергию вызывают необходимость практически периодически (особенно в период реконструкции компрессорных станций) возобновлять и проводить технико-экономические расчеты по обоснованию и выбору оптимального вида энергопривода для эксплуатации компрессорных станций на очередной период их работы.

Сравнение электрического и газотурбинного видов привода практически всегда приводило к незначительным отклонениям в итоговых показателях сравнения. В частности, результаты сопоставления этих видов привода показывают, что протяженность линий электропередачи для питания электроэнергией ГПА компрессорной станции, в зависимости от цены на электроэнергию и силовое оборудование, должно находиться в пределах не свыше 50-60 км.

Рассмотрение вариантов с использованием парогазовых установок на компрессорных станций не приводит к каким-либо заметным технико-экономическим преимуществам, прежде всего из-за дороговизны таких установок, большого срока их строительства (4-5 лет), необходимости специальной водоподготовки и определенных трудностей эксплуатации этого вида привода в зимних условиях.

Накопленный опыт эксплуатации электроприводных и газотурбинных ГПА свидетельствует о том, что использование электроприводных ГПА, особенно в последние годы, ограничивается и возросшими ценами на электроэнергию. Сдерживающими факторами использования электроприводных агрегатов на КС являются также относительно низкая надежность в поставке электроэнергии на станцию и отсутствие у электроприводных агрегатов возможности регулирования частотой вращения силового вала в условиях неравномерности подачи газа по газопроводу в течение года и из года в год.

Одним из подходов к решению задачи о приоритетном использовании уже установленных на станции агрегатов газа является метод, основанный на использовании в качестве привода центробежного нагнетателя такого двигателя, который имел бы минимальный расход топлива и денежных средств на выработку одного кВтч энергии на муфте нагнетателя [4], (руб/кВтч). При этом всегда справедливым остается условие, что оптимальным вариантом будет тот, когда в рамках данного типа привода, перекачка заданного количества газа осуществляется минимальным количеством эксплуатируемых агрегатов.

При сравнении вариантов эксплуатируемых на КС энергоприводов в расчеты целесообразно вводить лишь переменные величины как по капиталовложениям, так и по издержкам производства, зависящих от особенностей сравниваемых вариантов, причем эти переменные устанавливаются путем исключения общих для всех вариантов слагаемых [4].

Так, в состав капиталовложений не следует включать затраты на жилищное строительство и бытовое обслуживание КС, ибо эти расходы являются общими и мало различаются между собой по сравниваемым вариантам энергопривода.

При определении эксплуатационной себестоимости энергии наиболее характерными являются следующие слагаемые: расходы на топливо, воду и смазку, энергетическое обслуживание основных агрегатов, ремонтно-техническое обслуживание, заработную плату производственного персонала. Для электроприводных установок статья расходов за топливо заменяется статьей расходов за электроэнергию.

Накладные расходы и общие эксплуатационные расходы по КС (освещение, отопление и т.п.), как незначительно различающиеся при всех вариантах сравнения могут быть исключены из общего состава слагаемых сравнительной эксплуатационной себестоимости энергии на муфте нагнетателей.

 

 

а). Удельные расходы на топливо (Р₁₎:

Р₁ = а₁b₁ руб/квтч. (5.34)

где а₁ – цена топливного газа по станции, руб/кг или руб/м³; b₁ – удельный расход топливного газа на единицу вырабатываемой энергии:

b₁ = кг/кВтч. (5.35)

где h_е – среднегодовой эффективный коэффициент полезного действия энергопривода; Q_нр – расчетная низшая теплота сгорания рабочего топлива, кДж/кг; b₁⁽⁰⁾ – удельный расход топлива в условиях номинальной нагрузки двигателя; s - среднегодовая характеристика загрузки двигателя сравнительно с номинальным режимом его работы:

(5.35а)

Вопрос определения приведенных К.П.Д. на муфте нагнетателя при использовании газотурбинных агрегатов решается относительно просто, исходя прежде всего из паспортных данных о К.П.Д. установок, их текущего состояния и режимах работы ГПА на газопроводе.

Сложнее обстоит дело с определением приведенного К.П.Д. на муфте нагнетателя при использовании электропривода, в силу его зависимости от многих факторов вне КС и, прежде всего, от К.П.Д. тепловых электростанций, вырабатывающих эту электроэнергию.

В общем виде приведенный К.П.Д. на муфте нагнетателя при использовании электропривода определяется соотношением:

h_пр. = h_эс.h_тр.п.h_тр.пон.h_лэп.h_эл.h_ред. (5.36)

 

где h_эс. - К.П.Д. собственно электростанции; h_тр.п. и h_тр.пон. - К.П.Д. соответственно повышающих (h_тр.п. ) и понижающих (h_{тр.пон.)} трансформаторов; h_леп. - К.П.Д. линий электропередачи; h_эл. - К.П.Д. собственно электродвигателя; h_ред. – К.П.Д. редуктора.

Решение задачи об определении приведенного К.П.Д. на муфте нагнетателя при использовании электроприводных ГПА сводится, таким образом, к определению численных значений коэффициентов, входящих в вышеприведенное уравнение (5.36).

Электростанции разных типов (тепловые электростанции - ТЭС, работающие на органическом топливе, атомные электростанции АЭС, работающие на ядерном горючем, гидроэлектростанции - ГЭС) имеют разные К.П.Д.

Основное количество электроэнергии по стране (более 85 %) поступает к потребителям от ТЭС, которые подразделяются на конденсационные электростанции (КЭС), вырабатывающие только электроэнергию и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), отпускающие потребителям как электроэнергию, так и теплоту.

В том случае, когда известны К.П.Д. электростанции или группы электростанций, снабжающих электроэнергией конкретные КС, задача по определению приведенного К.П.Д. на муфте нагнетателя сводится к определению потерь энергии в линиях электропередачи, трансформаторах, самом электродвигателе и редукторе (при его наличии).

Фактические К.П.Д. современных тепловых электростанций в среднем по стране находятся на уровне 35-36 %. Принимая во внимание неизбежные отклонения режима эксплуатации тепловых электростанций от номинального, с достаточно высокой степенью точности, можно считать, что их К.П.Д. составляет примерно 34-35%. [5, 6]

Расчеты по определению потерь электроэнергии на линиях электропередачи, рассчитанные по среднеквадратичному току с учетом времени работы электросетей показывают, что при мощности КС порядка 50 - 60 тыс. кВт. они находятся на уровне 5-6%. Потери энергии в повышающих и понижающих трансформаторах находятся на уровне примерно 3-4 %.

Следовательно, с учетом того, что паспортный К.П.Д. электродвигателя типа СТД- 12,5 находится на уровне 96 %, приведенный К.П.Д. на муфте нагнетателя при питании КС электроэнергией от тепловых электростанций, составит величину порядка 31-32%. Если принять во внимание, что тепловые электростанции практически достигли уже своих предельных значений по К.П.Д. при данных параметрах пара, то рассчитывать на какое-либо существенное повышение численных значений приведенного К.П.Д. на муфте нагнетателя при использовании на КС электропривода не приходится (практически он во всем диапазоне рассматриваемых мощностей будет сохранять постоянное значение).

Использование же на КС регулируемого по частоте вращения электропривода приведет к снижению приведенного К.П.Д. на муфте нагнетателя еще на 3-4%. Следовательно, среднее приведенное значение К.П.Д. на муфте нагнетателей при использовании электропривода можно оценивать на уровне 30-31 %.

Одновременно следует отметить, что реальные показатели ГТУ нового поколения уже сегодня находятся на уровне 34-35%, что свидетельствует о том, что приведенный К.П.Д. на валу нагнетателя у газотурбинного привода будет значительно выше чем у электроприводных ГПА.

Сравнительные показатели установок различного типа и различной мощности по К.П.Д. приведены в табл. 5.7.

Таблица 5.7.

Приведенные К.П.Д. различных типов ГПА (%)

Мощность ГПА, МВт	Электропривод.	Авиационные ГПА.	Промышленные ГПА.	ГТУ с регенерацией тепла.
2-4	30-31	26-30	26-27,5	-
4-8	30-31	31-34	28-33	32-34,5
10-12,5	30-31	29-33,5	29-34	32-35
16-25	30-31	34-39	32-35	34,5-36,5

 

Если же принять во внимание, что мощность и К.П.Д. газотурбинных ГПА, в отличие от электроприводных, в связи с понижением температуры наружного воздуха в зимний период времени как бы «автоматически» несколько возрастают, то вывод в пользу применения газотурбинных установок для перекачки газа на газопроводах с этой точки зрения усиливается. Это значит, что и сопоставление этих видов привода необходимо проводить с учетом тех регионов страны, где они установлены.

Если дополнительно принять во внимание необходимость использования на газопроводах регулируемого по частоте вращения вида привода, приводящего к снижению числа рабочих агрегатов и, как следствие, к снижению расхода топливного газа на нужды перекачки, то вывод в пользу применения газотурбинного типа ГПА усиливается еще в большей степени.

Вместе с тем следует заметить, что электроприводные агрегаты обладают целым рядом преимуществ сравнительно с газотурбинными (более высокая культура эксплуатации, больший моторесурс, экологическая чистота и т.д.).

Следует отметить, что определенным сдерживающим фактором по использованию уже смонтированных на КС в настоящее время электроприводных агрегатов является относительно высокая стоимость на отпускаемую компрессорным станциям и заявленную электроэнергию. В первом приближении, именно соотношение цен на энергоносители и определяет области рационального использования газотурбинного и электрического видов привода с точки зрения статьи расходов на энергоносители.

Если, как отмечалось выше, КПД установки принять на уровне 32%, то удельный расход условного топлива на выработку 1 кВтч энергии составит (1 кВтч = 860 ккал; теплота сгорания 1 кг условного топлива принимается равной 7000 ккал/кг):

b_ус.топ. = 0,123/0,32 = 0,384 кг/кВтч.

В пересчете на природный газ, где теплота сгорания топлива составляет примерно Q_нр = 49 МДж/кг, а плотность газа при стандартных условиях r = 0,6×1,205 = 0,72 кг/м³, то удельный расход топлива (природного газа), отпускаемого на выработку 1 кВтч энергии в среднем составит:

b = 0,384×29,3/49 = 0,23 кг/кВтч или 0,319 м³/кВтч.

Принимая численное значение отпускной цены на газ (Ц, руб/кг) несложно определить и стоимость 1 кВтч электроэнергии на электростанции, работающей, к примеру, на газообразном топливе.

Составляющая стоимости топлива на тепловых электростанциях в общей себестоимости электроэнергии обычно находится на уровне 60-65%. Остальное приходится на трудовые и материальные затраты (~12-15 %) инвестиции (~ 5-7 %), налоги (~ 5 %), прибыль (~ 15 %) и т.п. В этих условиях тариф на электроэнергию будет составлять величину порядка ~ Ц / (0,60-0,65), руб./кВтч. Следовательно, стоимость отпускаемой электроэнергии для компрессорных станций не должна быть выше стоимости единицы природного газа более чем в 1,6-1,8 раза [12].

Результаты расчетов по определению затрат на выработку 1 кВтч энергии при использовании газотурбинного и электрического видов привода позволяют в этих условиях определить области рационального использования ГТУ и электропривода по соотношению цен на энергоносители и К.П.Д., например, газотурбинного двигателя. (Рис. 5.19).

Таким образом по соотношению приведенных К.П.Д. газотурбинного агрегата и электродвигателя на муфте нагнетателя, с одной стороны и соотношению цен на энергоносители, в экспресс расчетах могут быть определены области рационального использования одного и другого вида привода (Рис..5.19).

b) Удельные расходы на смазочные материалы (Р₂):

Р₂ = а₂×b₂ = руб./кВтч. (5.37)

где а₂ – цена смазочных материалов в руб./кг; b₂ – удельный расход масла на единицу вырабатываемой энергии в кг/кВтч; b₂⁽⁰⁾ – удельный расход масла в условиях номинальной мощности двигателя, кг/кВтч; s - расчетная среднегодовая характеристика снижения нагрузки двигателя при переменном режиме работы газопровода, определяющая изменение удельного расхода масла сравнительно с номинальным режимом работы двигателя.

Обычно расход масла в двигателе незначительно изменяется при снижении мощности ГТУ. По данным ОАО «Авиодвигатель», расход смазочных материалов для агрегатов типа ГПА-16 «Урал» составляет величину порядка 3 т/год при эксплуатационных издержках на уровне 0,06 млн. руб./агр.

При высокой стоимости воды на компрессорной станции, должны быть учтены и соответствующие на нее удельные расходы:

Р₂^¢ = а₂^¢×b₂^¢ руб./кВтч (5.38)

Удельный расход воды (b₂^¢) определяется по тепловому балансу возвратного охлаждения воды и масла.

в) Удельные расходы на ремонтно-техническое обслуживание энергетического оборудования (Р₃₎:

Р₃ = руб./кВтч (5.39)

где а₃ – годовое отчисление на ремонтно-техническое обслуживание энергетического оборудования в долях его начальной стоимости, с учетом того, что основной ремонт двигателя осуществляется на заводах – производителях; К – полная стоимость установленного энергетического оборудования в руб.; N₀ – номинальная мощность установленного агрегата; s - среднегодовой коэффициент загрузки агрегатов; Т – общее число часов работы агрегата в году, час/год.

Величина годовых отчислений на ремонт установки (а₃₎ должна корректироваться в процессе эксплуатации ГПА в зависимости от состояния агрегата и особенностей его эксплуатации. По данным ОАО «Авиодвигатель», ремонтно-техническое обслуживание нового агрегата типа ГПА-16 «Урал» оценивается величиной примерно 1,45 млн. руб./агр.

г) Амортизационные отчисления (Р₄₎:

Р₄ = руб./кВтч. (5.40)

где а₄ – годовые амортизационные отчисления в долях стоимости агрегата; К – полная стоимость оборудования:

К = К₀ + DК руб. (5.40а)

К₀ – стоимость агрегата в руб.; DК – стоимость вспомогательного оборудования и сооружений, зависящих от типа агрегата, в руб.; N-среднегодовая мощность установки в кВт.; Т – продолжительность работы ГПА за год в часах. Годовые амортизационные отчисления следует определять с учетом срока службы и интенсивности использования агрегата в условиях эксплуатации.

д) Расходы на заработную плату обслуживающего персонала (Р₅₎:

Р₅ = руб./кВтч (5.41)

где а₅ – средняя годовая заработная плата обслуживающего персонала компрессорной станции, руб/чел.×год; Т – продолжительность работы агрегата за год в часах; М – общее количество обслуживающего персонала на установке энергопривода, включая зависящие от КС предприятия.

Годовой фонд заработной платы (а₅М) определяется в соответствии с типом установки, полной номинальной мощностью агрегатов (N₀₎ и числом агрегатов.

е) Расходы на энергетическое обслуживание основных ГПА (Р₆):

Р₆ = а₆×z_сл. руб./кВтч (5.42)

где z_сл. – коэффициент служебных расходов – величина отношения средней мощности вспомогательных установок (привод насосов, вентиляторов и т. п.) к средней мощности основных агрегатов:

z_сл. = (5.42а)

Полная удельная эксплуатационная себестоимость энергии:

Р^{¢ =} (5.43)

Приведенная удельная себестоимость энергии для установленных на КС агрегатов:

Р = Р^¢ + (5.44)

В данном уравнении, отношение К/N = С отражает в определенной мере остаточную удельную стоимость эксплуатируемого на КС агрегата, руб./кВт.

Соотношение (5.44) позволяет оценить приведенную стоимость энергии на муфте нагнетателя для сравниваемых типов энергопривода и выбрать из них оптимальный с учетом не возобновляемых ресурсов (топливо, металлы) и общих перспектив развития энергопривода рассматриваемого типа.

Следует заметить, что предлагаемый критерий выбора типа ГПА для эксплуатации по условию минимальной стоимости выработки 1 кВтч энергии на валу нагнетателя в полной мере соответствует и условию минимального расхода топлива на компрессорной станции в условиях эксплуатации.

Приведенный критерий для определения стоимости кВтч энергии при эксплуатации, позволяет подойти и к оценке срока эксплуатации данного вида привода на КС. В этом случае уравнения для определения экономической целесообразности сроков эксплуатации ГПА на КС (особенно в период планируемой реконструкции станции) принимает вид:

(5.45)

где С - приведенная удельная стоимость эксплуатируемого типа привода, руб./кВт.; Р – приведенная стоимость энергии на муфте нагнетателя для того или иного типа двигателя, руб./кВтч.; Т- среднее время эксплуатации агрегата в году, ч/год; ( - разница в КПД между старым типом ГПА и агрегатом нового поколения, предлагаемого на замену при реконструкции КС. При этом экономия топливного газа за счет замены старого агрегата на новый той же мощности может быть определена по уравнению:

(5.46)

где N_e – мощность агрегата, кВт; к_заг. – среднегодовой коэффициент загрузки агрегата, примерно 0,85; 914 – переводной коэффициент.

Сопоставление агрегатов при реконструкции по КПД оправдывается тем, что именно расход топливного газа является основной составляющей при определении удельной стоимости энергии на муфте нагнетателя, особенно в условиях развития энергосберегающих технологий транспорта природных газов и не возобновляемости их ресурсов.

Задача 5.4. Определить какая экономия топливного газа получается при замене одного физически изношенного и морально устаревшего агрегата на другой ГПА равной мощности. Агрегат проработал в общей сложности 150 час. Если принять, что в году он работал в среднем 6 тыс. час., то это составит примерно 25 л. Исходное значение его КПД составляло 27%. Замена агрегата осуществляется на агрегат с КПД равным 34%.

Решение. Обработка результатов испытаний газотурбинных ГПА в эксплуатационных условиях показывает, что изменение их КПД в зависимости от наработки, в первом приближении, можно описать следующим обобщенным уравнением:

Подставляя исходные данные в это уравнение, получим: