Анализ работы и оценка эффективности регенератора ГТК-25ИР

Из-за продолжительного периода хранения, необходимого между поставкой оборудования вводом его в эксплуатацию, вместо гидростатических испытаний, предлагается провести испытания при давлении воздуха в 1,1 раза превышающем расчетное давление. Для проведения испытаний под давлением воздуха будут поставлены необходимые фланцы.

Спецификация на проведение испытаний под давлением будет предоставлена во время инжиниринга.

Из-за модификации режима работы газовой турбины из простого цикла в цикл с регенерацией тепла, планируется увеличение кпд на 7+/-1% и уменьшение мощности газовой турбины на 10+/-0.5%.

Регенератор состоит из трех частей, которым даны следующие названия:

- нижняя часть: "юбка или газовпускной патрубок";

- центральная часть: "теплообменник";

- верхняя часть: "газовыпускной конус".

Юбка выполняет две функции, т.е. подает выхлопные газы турбины и служит фундаментной опорой для самого регенератора.

Теплообменник имеет неподвижные трубные решетки, жестко прикрепленные к трубному пучку.

Трубный пучок состоит из труб, расположенных в треугольном порядке, и вставлен в кожух.

Кожух изготовлен в виде сильфонного компенсатора с целью компенсации возможного теплового расширения между трубным пучком и самим кожухом.

Газ подается в теплообменник через юбку и проходит через трубы. Воздух, подаваемый через патрубок, находящийся на газовыпускном конусе, поступает в теплообменник через верхнюю трубную решетку, выходит из нижней трубной решетки и отводится посредством другого патрубка, находящегося на юбке.

В целях обеспечения наивысшей эффективности теплообмена предусмотрены дефлекторы на трубном пучке со стороны воздуха. Механический и термодинамический расчет регенератора был произведен с учетом того, чтобы получить кпд в 85% и обеспечить работу в условиях, создаваемых выходящим из осевого компрессора воздухом и выхлопным газами турбины.

Трубный пучок, верхнюю и нижнюю трубные решетки (точнее, их наружную часть) можно осматривать через люки, расположенные соответственно на впускном воздушном патрубке, на газовыпускном конусе и на юбке.

Кроме того на кожухе предусмотрены штуцеры для наполнения и опорожнения регенератора при гидроиспытании и испытании на герметичность.

Газовыпускной конус предназначен для отвода газа, выходящего из теплообменника.

В частности газовыпускной конус, а вообще также регенератор были рассчитаны с учетом того, чтобы выдержать нагрузку дополнительной выхлопной трубы.

Техническое обслуживание

Основываясь на опыте, приобретенном фирмой "GЕА" в течение более 25 лет путем проектирования, изготовления и установки регенераторов, можно сказать, что данный аппарат не требует никакого периодического ухода (под уходом понимается чистка трубного пучка со стороны воздуха и газа) независимо от рабочих условий и от типа топлива, используемого для газовой турбины [1].

Возможно требующийся ремонт трубных решеток со стороны воздуха вследствие выявления утечек

Регенератор проектирован и изготовлен с учетом того, чтобы обеспечить его совершенную воздухонепроницаемость в целях достижения максимального кпд турбины.

Тем не менее при эксплуатации допускается макс. объем утечек, равный 0,01% расчетной производительности. А если в течение 5 лет от даты установки утечки превышают 0,1% расчетной производительности, то необходимо отремонтировать регенератор с целью понижения этих утечек до не более 0.01%.

Ремонт заключается в соответствующей повторной приварке к трубной решетке тех труб, на кольцевых швах которых выявлены трещины.

Если имеются трубы с длинными осевыми трещинами по толщине, то необходимо их заглушить.

Очистка регенератора

Для очистки регенератора необходимо произвести следующие операции [1]:

1. Возможная пескоструйка внутренних поверхностей обечаек согласно требований ОТК после осмотра каждой обечайки;

2. Удаление всех твердых частиц (при помощи щетки или аспиратором) перед включением труб. При этой операции должен присутствовать представитель ОТК;

3. Закрытие отверстий на обеих трубных досках при помощи временных глухих фланцев с сетчатым экраном;

4. Выполнить сборку труб в чистой среде и принимая все меры для того, чтобы избежать попадания внутрь посторонних тел. При входе в оборудование обязательно использовать галоша из хлопчатниковой ткани;

5. После сборки труб и перед сваркой закрыть отверстия трубных досок временными крышками;

6. Во время сварки верхних и нижних трубопроводов с трубной доской избегать попадания внутрь посторонних тел;

7. После гидроиспытания тщательно просушить внутреннюю поверхность оборудования.

ГЛАВА 3. ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОЕКТА

Инновационному процессу сопутствует инвестиционный процесс, т.к. инвестиции - выраженные в денежной форме затраты предприятий, результаты которых проявляются в течение длительного периода времени или через длительный период. Поэтому эффективность инноваций оценивается на основании общепринятого в рыночной экономике подхода к оценке эффективности инвестиционных проектов.

3.1 Теоретическая часть

Оценка эффективности инвестиционного проекта может производиться с учетом как социально-экономических последствий его осуществления для общества в целом, так и финансовых последствий только для субъекта (оператора), реализующего проект, в предположении, что он производит все необходимые затраты и получает все его результаты. В первом случае определяется общественная (социально-экономическая), а во втором - коммерческая эффективность инвестиционного проекта. Главными принципами оценки эффективности инвестиционного проекта являются:

Ш рассмотрение проекта на протяжении его жизненного цикла;

Ш моделирование денежного потока, связанного с осуществлением проекта;

Ш учет фактора времени.

Чаще всего расчетный период (жизненный цикл) инвестиционного проекта обосновывается:

Ш исчерпанием запасов углеводородов;

Ш износом основной (определяющей) части основных фондов;

Ш прекращением потребностей рынка в производимой продукции.

Денежный поток представляет собой зависимость от времени денежных поступлений и платежей при реализации порождающего его проекта в течение расчетного периода. Для его формирования выбирается некоторый временной интервал (месяц, квартал, год), за который определяется сальдо (разность) ожидаемых притоков и оттоков денежных средств, которое может быть как отрицательным, так и положительным. При оценке инвестиционных проектов в нефтегазовой отрасли в связи с их продолжительными жизненными циклами этот интервал, как правило, выбирается, равным году. Поэтому денежный поток представляет собой последовательность (в рамках расчетного периода) годовых сальдо притоков и оттоков денежных средств.

Денежный поток является исходной базой для расчета всех показателей эффективности инвестиционного проекта. Он обычно состоит из денежных потоков от отдельных видов деятельности:

Ш инвестиционной;

Ш операционной;

Ш финансовой.

Денежный поток от инвестиционной деятельности в основном характеризуется оттоками денежных средств, к которым относятся предпроектные затраты, капитальные вложения, затраты на увеличение оборотного капитала, ликвидационные затраты, которые могут трансформироваться при моделировании денежного потока в средства, вкладываемые в создание ликвидационного фонда. Денежный поток от операционной деятельности формируется выручкой от реализации производимой продукции, производственными издержками и совокупностью выплачиваемых налогов.

К финансовой деятельности относятся операции с денежными средствами, внешними по отношению к оцениваемому инвестиционному проекту, т.е. поступающими для его реализации не за счет осуществления проекта. Денежный поток от финансовой деятельности формируется вложениями собственного капитала и привлеченных средств, затратами на возврат и обслуживание займов и выпущенных долговых ценных бумаг, на выплату дивидендов по акциям предприятия. Денежные потоки от финансовой деятельности учитываются при необходимости оценки эффективности инвестиционного проекта для каждого из участников его реализации.

При моделировании денежного потока могут использоваться текущие и прогнозные цены. Текущими (постоянными) называются цены, не учитывающие инфляцию. Прогнозными называются цены, ожидаемые в будущем с учетом прогнозируемой инфляции. Денежные потоки, выраженные в прогнозных ценах, для устранения влияния инфляции на показатели эффективности должны дефлироваться путем деления на ожидаемый общий базисный индекс инфляции.

При оценке эффективности инвестиционного проекта наряду с понятием денежного потока используется понятие накопленного денежного потока. Накопленный денежный поток определяется (на каждом интервале расчетного периода) как алгебраическая сумма сальдо всех предшествующих интервалов.

Учет фактора времени (достижение сопоставимости разновременных денежных средств) осуществляется с помощью операции дисконтирования денежных величин.

Дисконтированием денежного потока называется приведение его интервальных (годовых) денежных значений сальдо к их ценности на определенный момент времени, который называется моментом приведения. В качестве момента приведения (при оценке нефтегазовых проектов) чаще всего выбирается начало первого года расчетного периода.

Основным экономическим нормативом, используемым при дисконтировании, является норма дисконта (Ен), выражаемая в долях единицы или в процентах в год.

Норма дисконта, используемая при оценке коммерческой эффективности, отражает годовой процент, получаемый на вложенный капитал, ниже которого потенциальный инвестор (инвесторы) считает финансирование инвестиционного проекта неприемлемым. Каждый хозяйствующий субъект индивидуально оценивает требуемую норму дохода на вложенный капитал с учетом возможностей альтернативного использования капитала, своего финансового состояния и сопутствующих реализации проекта рисков.

Дисконтирование сальдо денежного потока, соответствующего году ti осуществляется путем умножения его значения на коэффициент дисконтирования рассчитываемый по формуле

(3.1)

где Ен - норма дисконта; ti - текущий год расчетного периода.

Основными показателями при оценке коммерческой эффективности инвестиционного проекта являются:

Ш чистый дисконтированный доход;

Ш внутренняя норма доходности;

Ш потребность в дополнительном финансировании;

Ш индексы доходности; срок окупаемости.

Важнейшим показателем эффективности инвестиционного проекта является чистый дисконтированный доход (ЧДД). Он соответствует величине накопленного дисконтированного денежного потока и определяется как алгебраическая сумма дисконтированных значений годовых сальдо за расчетный период.

В проектах разработки нефтегазовых месторождений расчет ЧДД производится по следующей формуле:

 (3.2)

где В - выручка от реализации продукции в году ti ; Т - расчетный период оценки; К - капитальные вложения; Эпрi - эксплуатационные затраты (производственные) в i - м. году без амортизационных отчислений и налогов, включаемых в состав себестоимости добываемой продукции; Н - налоговые выплаты.

Чистый дисконтированный доход, ЧДД - это приведенная к начальному моменту проекта величина дохода, который ожидается после возмещения вложенного капитала и получения годового процента, равного выбранной инвестором норме дисконта.

Если величина ЧДД положительна, инвестиционный проект считается рентабельным, что свидетельствует о целесообразности финансирования и реализации проекта.

При выборе наиболее эффективного варианта проекта
(из альтернативных) предпочтение отдается варианту, характеризующее наиболее высоким значением ЧДД.

Другим важным показателем эффективности инвестиционного проекта является внутренняя норма доходности (рентабельности) (ВНД, ВНР). Значение этого показателя соответствует годовому проценту, который ожидается получить на вложенный в реализацию проекта капитал. В наиболее распространенных случаях (денежный поток характеризуется одним инвестиционным циклом) - это значение переменной нормы дисконта, при котором чистый дисконтированный доход обращается в ноль. Определение ВНД производится на основе решения следующего уравнения:

(3.3)

Для решения такого уравнения используются итерационные методы.

С рядом допущений считается, что величина ВНД соответствует годовой процентной ставке кредита для полного финансирования инвестиционного проекта, при которой предприятие-заемщик в состоянии расплатиться с кредитором, но его прибыль оказывается равной нулю.

Для оценки эффективности инвестиционного проекта ВНД сопоставляется с нормой дисконта. Если значение ВНД больше величины нормы дисконта, ЧДД положителен и инвестиционный проект эффективен. Если значение ВНД меньше величины нормы дисконта, ЧДД отрицателен, и инвестиционный проект неэффективен.

Сроком окупаемости называют продолжительность, периода от начального момента реализации проекта до момента окупаемости. Моментом окупаемости является тот наиболее ранний момент времени в расчетном периоде, после которого накопленный дисконтированный денежный поток становится положительным и в дальнейшем остается неотрицательным (срок окупаемости с учетом дисконтирования).

Срок окупаемости Т может быть определен, из следующего равенства:

(3.4)

Потребность в дополнительном финансировании - максимальное значение абсолютной величины отрицательного накопленного дисконтированного сальдо денежного потока инвестиционного проекта. Эта величина показывает минимальный-дисконтированный объем финансирования проекта, необходимый для его финансовой реализуемости. Этот показатель иногда называют капиталом риска. Индексы доходности (ИД) характеризуют «отдачу проекта» на вложенные в него денежные средства. Отдача измеряется количеством денежных единиц, получаемых на каждую вложенную денежную единицу за расчетный период реализации проекта с учетом дисконтирования.

Индекс доходности дисконтированных затрат - отношение суммы дисконтированных денежных притоков к сумме дисконтированных денежных оттоков.

Расчет индекса доходности дисконтированных затрат производится по следующей формуле:

, (3.5)

где: Э - эксплуатационные затраты в году с учетом амортизационных отчислений и налогов, включаемых в состав себестоимости добываемой продукции; Н - налоги, не включаемые в состав себестоимости продукции.

Индекс доходности дисконтированных инвестиций - отношение суммы дисконтированных элементов денежного потока от операционной деятельности к абсолютной величине дисконтированной суммы элементов денежного потока от инвестиционной деятельности. Его значение равно увеличенному на единицу отношению ЧДД к накопленному дисконтированному объему инвестиций.

Расчет индекса доходности инвестиций (PI) производится по следующей формуле:

(3.6)

где П - прибыль.

Кроме этих критериев оценки эффективности инвестиций в ряде случаев можно использовать такие как экономия капитальных, текущих или интегральных затрат, прирост прибыли и другие. Например, если проектное решение не оказывает влияния на объемы производства продукции, но проводит к изменению капитальных и текущих (эксплуатационных) затрат эффект (?ЗТ) за период времени Т будет представлять собой разность дисконтированных затрат «без проекта» и «с проектом»:

, (3.7)

где K t б ; Э t б ; H t б - капитальные, эксплуатационные затраты и налоговые выплаты без проекта, млн. руб.; КtП,Э,tП,HtП - капитальные, эксплуатационные затраты и налоговые выплаты с проектом, млн. руб.

Прирост чистой прибыли предприятия (?ПТ) за период времени Т равен:

(3.8)

где П t П , П t б - чистая прибыль предприятия с проектом и без проекта, млн. руб.

Если величина расчетного периода не превышает одного года, то при расчете эффекта оперируют годовыми значениями затрат и результатов.

Модернизация газоперекачивающих агрегатов ГТК-25И регенераторами, имела вовсе неоднозначные преимущества. В связи с тем, что удельная стоимость импортных регенераторов более чем в 3 раза дороже, нежели чем удельная стоимость отечественных регенераторов [13].

Табл. 3.1 - Основные технико-экономические характеристики трубчатого регенератора, устанавливаемого на агрегатах типа ГТК-25И [13]

Так как регенератор уже установлен, то имеет смысл посчитать его эффективность при данном техническом состоянии () и сравнить с эффективностью рекуператора при идеальном техническом состоянии ().

3.2 Расчет экономического эффекта от чистки регенератора ГТК-25ИР

1) Расчет относительной экономии топливного газа при повышении коэффициента регенерации за счет ремонта регенератора:

(3.9)

где - действительное значение эффективного КПД ГТУ при действительном значении коэффициента регенерации; - КПД камеры сгорания равное 0,99; - соотношение мощностей осевого компрессора и газовой турбины на данном режиме; - оптимальный коэффициент регенерации; - действительный коэффициент регенерации.

Т.е. экономия топливного газа при оптимальном коэффициенте относительно действительного составляет 6,1 %.

2) Определяем численное значение экономии топливного газа.

(3.10)

где - расход топливного газа при действительно коэффициенте регенерации, ; - расход при оптимальном коэффициенте .

Тогда из формулы (4.10) получаем:

(3.11)

В соответствии с прейскурантом ОАО «Газпром» на «Внутренние расчетные цены на газ и внутренние расчетные тарифы на услуги по транспортировке и хранению газа» цена на газ составляет 3500

Тогда в денежном эквиваленте c учетом того, что в среднем агрегат в год работает 6000 ч экономия топливного газа составит:

(3.12)

Таким образом мы видим, что своевременный ремонт и чистка рекуператора приведет к экономии более чем 6 млн. руб, с учетом того что затраты на сам ремонт, являются минимальными, так как все необходимое оборудование уже имеется на территории компрессорной станции и траты на расходные материалы весьма незначительны.

Заключение

В заключении можно сказать, что сам вопрос установки регенератора, был решен скоропалительно без достаточных на то оснований. Срок работы регенератора, который составляет 120000 часов (20 лет в переводе на годы) истек уже порядка 6 лет, но эксплуатация продолжается. Потеря мощности на входе и выходе регенератора в данном случае не имеет значения, так как режим перекачки гораздо ниже оптимального, что говорит об отсутствии необходимости в больших объемах транспорта или степени сжатия газа. Величина утечек незначительна (меньше 0,01%). Упомянутые негативные факторы не приносят никаких убытков, по сравнению с выгодой от экономии топливного газа получаемой благодаря регенератору. Так как он уже установлен, и затраты по его эксплуатации минимальны (отсутствуют расходные материалы, все необходимые инструменты имеются в доступе КС, ремонт производится рабочим персоналом станции), то можно заключить, что его работа с экономической точки зрения однозначно эффективна. Более того, работа регенератора также связана с работой котлов утилизаторов (которые подогревают воду на собственные нужды) и часть воздуха после подогрева идет на работу антиобледенительной системы.

Необходимо продлить срок эксплуатации и сделать возможную реконструкцию (чистка труб, или их замена по возможности) для увеличения экономии топливного газа

Погрешность расчетов (при сравнении методов) составляла не более 6% что говорит о достаточной достоверности сведений.

компрессорный станция регенератор

Список литературы

1. Инструкция по технической эксплуатации агрегатов ГТК-25ИР фирмы «Нуово-Пиньоне». М. - 2005. 70 с.

2. Ванчин А.Г. Экспресс-метод оценки располагаемой мощности ГТУ и коэффициента технического состояния по мощности на основе закономерностей сдвига характеристик ГТУ при изменении ее технического состояния / Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело", 2012. №5. - с. 287-292.

3. Ревзин Б.С. Газотурбинные газоперекачивающие агрегаты. - М.: Недра, 1996. - 214 с.

4. Поршаков Б.П. Газотурбинные установки. - М.: Недра 1992 -168с.

5. Козаченко А.Н., Никишин В.Н., Поршаков Б.П. Энергетика трубопроводного транспорта газов: Учебное пособие.- М.: ГУП Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2001. -400с.

6. Козаченко А.Н. Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов. - М.: Нефть и газ, 1999. - 463 с.

7. Газоперекачивающие агрегаты с газотурбинным приводом на магистральных газопроводах. / Б.П. Поршаков, А.С. Лопатин, С.М. Купцов, К.Х. Шотиди./ Учебное пособие. - ГУП Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2010. - 294 с.

8. Поршаков Б.П., Лопатин А.С., Назарьина А.М. и др. Повышение эффективности эксплуатации энергопривода компрессорных станций. - М.: Недра, 1992. - 207 с.

9. Калинин А.Ф. Расчет, регулирование и оптимизация режимов работы газоперекачивающих агрегатов. - М.: МПА-Пресс, 2011. - 264 с.

10. Калинин А.Ф. Головачев В.Л. Расчет и выбор конструкции кожухотрубного теплообменного аппарата: Методические указания. - М.: МИНГ, 1989 - 76 с.

11. Матвеев А.В., Лопатин А.С., Дубров С.М. Схемы, циклы и технические характеристики газотурбинных установок: Учебно-методическое пособие для студентов. - М.: ГАНГ, 1996. - 52 с.

12. Кочергин В.И. Расчет составляющих и объемов вредных газообразных выбросов при сжигании топлива в теплотехнических установках: Методические указания. - М.: ГАНГ, 1996. - 33 с.

13. Энергосберегающие технологии при магистральном транспорте природного газа./ Б.П. Поршаков, А.Ф. Калинин, С.М. Купцов, А.С. Лопатин, К.Х. Шотиди/ Учебное пособие. - М.: МПА-Пресс, 2006. - 311 с.

Размещено на Allbest.ru