Лекции по газотурбинным установкам (Поршаков)
Подождите немного. Документ загружается.
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:
пр.
=
эс.
тр.п.
тр.пон.
лэп.
эл.
ред.
(5.36)
где
эс.
- К.П.Д. собственно электростанции;
тр.п.
и
тр.пон.
- К.П.Д.
соответственно повышающих (
тр.п.
) и понижающих (
тр.пон.)
трансформаторов;
леп.
- К.П.Д. линий электропередачи;
эл.
- К.П.Д. собственно электродвигателя;
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
160
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 Электроприво Авиационные Промышленны ГТУ с
161
ГПА, МВт д. ГПА. е ГПА. 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):
162
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 =
0,61,205 = 0,72 кг/м
3
, то удельный расход топлива (природного газа),
отпускаемого на выработку 1 кВтч энергии в среднем составит:
b = 0,38429,3/49 = 0,23 кг/кВтч или 0,319 м
3
/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 (Р
2
):
Р
2
= а
2
b
2
=
)0(
22
ba
1
руб./кВтч. (5.37)
163
где а
2
– цена смазочных материалов в руб./кг; b
2
– удельный расход масла на
единицу вырабатываемой энергии в кг/кВтч; b
2
(0)
– удельный расход масла в
условиях номинальной мощности двигателя, кг/кВтч; - 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:
Р
2
= а
2
b
2
руб./кВтч (5.38)
Удельный расход воды (b
2
) определяется по тепловому балансу
возвратного охлаждения воды и масла.
в) Удельные расходы на ремонтно-техническое обслуживание
энергетического оборудования (Р
3)
:
Р
3
=
TN
Ka
TN
Ka
0
33
руб./кВтч (5.39)
где а
3
– 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.; N
0
–
номинальная мощность установленного агрегата; - среднегодовой
коэффициент загрузки агрегатов; Т – общее число часов работы агрегата в году,
час/год.
Величина годовых отчислений на ремонт установки (а
3)
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.
164
г) Амортизационные отчисления (Р
4)
:
Р
4
=
TN
Ka
TN
Ka
0
44
руб./кВтч. (5.40)
где а
4
– годовые амортизационные отчисления в долях стоимости агрегата;
К – полная стоимость оборудования:
К = К
0
+ К руб. (5.40а)
К
0
– стоимость агрегата в руб.; К – 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 (Р
5)
:
Р
5
=
TN
Ma
TN
Ma
0
55
руб./кВтч (5.41)
где а
5
– 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 (а
5
М) определяется в соответствии с
типом установки , полной номинальной мощностью агрегатов (N
0)
и числом
агрегатов.
е) Расходы на энергетическое обслуживание основных ГПА (Р
6
):
Р
6
= а
6
сл.
руб./кВтч (5.42)
где
сл.
– коэффициент служебных расходов – величина отношения средней
мощности вспомогательных установок (привод насосов, вентиляторов и т. п.) к
средней мощности основных агрегатов:
сл.
=
N
N
.сл
(5.42а)
Полная удельная эксплуатационная себестоимость энергии:
Р
=
6i
1i
i
.сл
6i
1i
i
P
1
1
P
(5.43)
165
Приведенная удельная себестоимость энергии для установленных на КС
агрегатов:
Р = Р
+
TN
KE
(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:
.,
)(
..
годы
TP
C
n
стнов
(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; (
)
.. стнов
- 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:
годммлнkNB
новст
загe
/.
11
914
3
..
.
(5.46)
где N
e
– мощность агрегата, кВт; к
заг.
– среднегодовой коэффициент
загрузки агрегата, примерно 0,85; 914 – переводной коэффициент.
166
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:
T
e
1,0
0
11,01
Подставляя исходные данные в это уравнение, получим:
251,0
71,211,0127,0
0,24 следовательно, за все
время эксплуатации, несмотря на проводимые капитальные и
профилактические ремонты КПД агрегата снизился примерно с 27% до
24%.
Возможная экономия топливного газа за год в условиях замены
одного изношенного и морально устаревшего агрегата на ГПА той же
мощности нового поколения с КПД например равным 34% может быть
подсчитано по следующему уравнению:
..
.
11
914
новст
загe
KN
B
млн.м
3
в год
где
В - расчетная годовая экономия топливного газа; N
e
–
номинальная мощность ГПА на муфте нагнетателя, К -
среднестатистический коэффициент загрузки агрегатов, учитывающий
167
переменный режим работы из-за неравномерности подачи газа в течение
года, его техническое состояние и ряд других, влияющих на расход
топлива по станции. В расчетах с большой степенью вероятности его
можно принимать равным 0,85;
ст.
и
нов.
соответственно значения
КПД старого и нового агрегата.
Соответственно, возможная экономия топливного газа по агрегату в
условиях принятых исходных данных характеризуется данными табл. 5.8
Таблица 5.8.
Расчетная экономия топливного за год в условиях замены ГПА
Мощность агрегата, кВт Расчетная экономия топливного газа.
млн. м
3
/год.
6300 5,995
10000-12000 9,515 -11,418
16000 15,225
25000 24,456
Если стоимость одного агрегата без стоимости автоматики принять
на уровне 4-4,5 млн руб. что соответствует ценам предприятия
ОООe«Пермтрансгаз» в период 2000-2001 г.г., а приведенную цену на газ
на уровне 625 руб/10
3
м
3
, то годовая экономия топливного газа по одному
агрегату в денежном выражении будет находится на уровне 7,1 млн. руб.
Это значит, что только за счет экономии топливного газа агрегат типа
ГПА-12 «Урал» может окупиться за 1,5-2 года работы.
168
ИСПОЛЬЗОВАННАЯ ЛИТЕРАТУРА
1. Альбом характеристик центробежных нагнетателей природного газа. –
М; ВНИИГаз, 1977. – 98 с.
2. Бартош Е.Т. – Газотурбовозы и турбопоезда,М. «Транспорт» 1978. 307 с.
Белоконь Н.И. – Термодинамические процессы газотурбинных
двигателей. М. «Недра» 1969. 125 с.
3. Белоконь Н.И. – Метод технико-экономического сравнения
энергоприводов компрессорных станций магистральных газопроводов.
(Труды МИНХ и ГП им. И.М. Губкина. 1972. Вып. 47).
4. Бойко А.М., Будзуляк Б.В. , Поршаков Б.П. – Состояние и перспективы
развития газотранспортной системы страны. Известия Вузов. Нефть и
газ. №7, 1997. с. 64-74.
5. Волков М.М., Михеев А.Л., Конев К.А. – Справочник работника газовой
промышленности. М. «Недра», 1989. 299 с.
6. Галиуллин З.Т., Леонтьев Е.В., Щуровский В.А. – Технико-
экономический анализ эффективности газотурбинного привода в
транспорте природного газа. Энергетика и транспорт. Известия
Академии Наук СССР. М. 1987. -232 с.
7. Галиуллин З.Т., Щуровский В.А. Газотурбинные газоперекачивающие
агрегаты нового поколения. Юбилейный сборник трудов «50 лет
газопроводу Саратов-Москва, т.3. – М6 ИРЦ Газпром. 1996. -79-85 с.
8. Газотурбинные установки. Перевод с английского под ред. А.Г. Курзона
Л. , Гос. Союзн. Изд-во судостроительной промышленности, 1959. 868 с.
9. Кириллов И.И. Газовые турбины и газотурбинные установки. Т.1, М.
«Машгиз», 1956. 434 с.
10. Козаченко А.Н. – Эксплуатации я компрессорных станций
магистральных газопроводов. – М. «Нефть и газ», 1999. 463 с.
11. Козаченко А.Н., Никишин В.И., Поршаков Б.П. – Энергетика
трубопроводного транспорта газов. Учебное пособие. М. «Нефть и газ»,
2001. – 400 с.
169