Анализ работы и оценка эффективности регенератора ГТК-25ИР

Содержание Введение Глава 1. Характеристика КС Курская

1.1 Общая информация о предприятии

1.2 Технические сведения о компрессорной станции

1.3 Описание ГТК-25ИР

1.4 Количество выбросов агрегата до и после установки рекуператора и методы их снижения Глава 2. Анализ работы и оценка эффективности регенератора

2.1 Общая информация

2.2 Регенератор ГТК-25ИР конструкции «Нуово Пиньоне»

Глава 3. Оценка экономической эффективности проекта

3.1 Теоретическая часть

3.2 Расчет экономического эффекта от чистки регенератора ГТК-25ИР Заключение Список литературы

Введение

В данном реферате разбирается проблема эффективности рекуператоров на газоперекачивающих агрегатах ГТК-25ИР. Изначально целью работы рекуператора является экономия топливного газа за счет повышения температуры воздуха перед камерой сгорания. Но с течением времени полости трубок рекуператора засоряются, тем самым понижая его эффективность, также за счет дополнительного сопротивления агрегат теряет некоторую часть своей мощности. И после относительно недолгой наработки теряет свою герметичность. В связи с вышеперечисленными факторами вопрос пользы работы рекуператора неоднозначен и требует более детального рассмотрения, чему и посвящена данная работа.

На КС «Курская» установлено 3 агрегата ГТК-25ИР, каждый из которых оборудован рекуператором. Изначально агрегаты эксплуатировались без регенераторов, в том числе и на данной КС. Длительность работы агрегатов ГТК-25И составляла 5 лет, и ориентировочно длилась с 1983 по 1988 гг. после чего установка была модернизирована. Вместе с регенераторами на агрегате были установлены котлы-утилизаторы, заменены выхлопные трубы и также происходили другие, менее значительные изменения. Это говорит о том, что даже в случае доказательство неэффективности рекуператора, нужно учитывать множество других факторов, прежде чем делать окончательные выводы.

ГЛАВА 1. ХАРАКТЕРИСТИКА КС «КУРСКАЯ Курское ЛПУМГ — один из крупнейших филиалов ООО «Газпром трансгаз Москва» (рисунок 1.1). В его ведении находится 6 магистралей, проходящих по территории Курской области, а также газопроводы-отводы с ГРС, ГИС по учёту газа, подаваемого на Украину и в Западную Европу. Общая протяженность магистральных газопроводов и газопроводов-отводов в однониточном исчислении — 1541 км.

1.1 Общая информация о предприятии Первый в Курской области газовый факел был зажжён 27 июня 1959 г (рисунок 1.2). Тогда же, в 1959 г, на базе дирекции по строительству газопровода «Шебелинка-Белгород-Курск-Брянск» организовано Курское районное управление (РУ) для эксплуатации магистрального газопровода. После сдачи в эксплуатацию компрессорной станции и ГРС-1 в пос. Гуторово, и еще пяти ГРС районное управление газопровода было переименовано в линейную производственно-диспетчерскую станцию (ЛПДС). Но спустя четыре года она получает статус линейно-производственного управления магистральных газопроводов (ЛПУМГ) в составе «Харьковтрансгаз» .

В последующие десятилетия интенсивными темпами строятся магистральные газопроводы: «Елец-Курск-Киев», «Уренгой-Помары-Ужгород», «Елец-Курск-Диканька», «Елец-Курск-Кривой Рог», магистральный газопровод «Прогресс». Одновременно почти на каждом из них строятся КС, ГРС, сеть газопроводов-отводов, благодаря чему природный газ появился во многих районах Курской области. Тогда же были введены в строй две автомобильные газонаполнительные компрессорные станции (АГНКС-1, АГНКС-2), а предприятия и жители области получили возможность заправлять свои автомобили высокоэффективным газомоторным топливом.

Рисунок 1.1- Курское ЛПУМГ В 1992 же году в связи с образованием на территории бывшего СССР самостоятельных государств, Курское ЛПУМГ переходит в подчинение ГП «Мострансгаз», а затем переименовывается в Курское управление магистральных газопроводов.

Ныне в ведении ЛПУМГ находятся 3 промплощадки (КС «Курская», КС «Черемисиново», ГИС «Суджа»), 2 компрессорные станции с 44 газоперекачивающими агрегатами, 7 компрессорных цехов, 39 ГРС, 6 газоизмерительных станций (ГИС) и 48 пункт замера газа на ГРС, 169 установок катодной защиты, 17 глубинных анодных заземлителей БКЗТ, 25 трансформаторных подстанций мощностью более 25кВ, протяженность ЛЭП 10кВ-17,5 км, кабельных силовых линий 10кВ-21,1 км., 0,4кВ-196км.

Управление эксплуатирует 353 км магистральных кабельных линий связи (КЛС) и 624 км КЛС газопроводов-отводов. Общая протяженность КЛС и радиорелейных линий — 45 057 канало-километров .

Рисунок 1.2 — Зажжение факела на КС «Курская»

В ЛПУМГ есть свой Аварийно-восстановительный поезд (АВП), предназначенный для выполнения сварочно-монтажных и ремонтно-восстановительных работ на газопроводе. Он обслуживает 5 управлений: Курское, Белгородское, Брянское, Должанское и Орловское ЛПУМГ. Выезжает на все крупные огневые работы.

Курское ЛПУМГ обеспечивает поставки газа потребителям Курской, Орловской областей, бесперебойный транзит в страны ближнего и дальнего зарубежья.

Курское ЛПУМГ укомплектовано нужными кадрами, обеспечивающими надежную и безаварийную работу предприятия. Текучесть кадров составляет около 1%.

В связи со сложившейся политической ситуацией на Украине, работа компрессорной станции довольно не стабильна. Большинство агрегатов простаивают. Из 3 ГТК-25ИР, которым отдается приоритет в работе в связи с наибольшей единичной мощностью работает только один агрегат. Также ситуацию усугубляет кризис в странах ЕС, вследствие чего поставки газа занижены и загрузка линейной части довольно низкая.

В данной дипломной работе рассмотрен режим работы агрегата ГТК-25ИР от 10 февраля 2014 года. Как будет видно ниже, эффективная мощность на данном режиме составляет половину от номинальной. В таком режиме работы агрегаты, вполне вероятно будут работать еще ближайший год, может и более. В связи с этим считаю довольно важным анализировать результаты именно на этом режиме.

1.2 Технические сведения о компрессорной станции Ниже представлена диаграмма транспортировки газа Рисунок 1.3 — Диаграмма транспорта газа Курского УМГ Через КС проходит 5 магистральных газопроводов: «Уренгой», «Прогресс», «Кременчук», «Диканька», «Киев». Первые 3 газопровода имеют пропускную способность равную 90 млн. м3/сутки и внутренний диаметр 1400 мм. МГ «Диканька», «Киев» — 49 млн. м3/сутки, 1000 мм. На компрессорной станции «Курская» две газокомпрессорные службы (ГКС-1 и ГКС-2). Первая служба была открыта в 1983 году, вторая в 85. ГКС-1 имеет в своем распоряжении 3 цеха: СТД-12 500 (8 штук); ГТН-6 (6 машин); СТД-4000 (10 штук). ГКС-2: ГПА-Ц-16 (5 машин), ГТК-25ИР (3 штуки).

Состав газа проходящий через все 5 магистралей можно принять с небольшими допущениями одинаковым.

Так как из всех эксплуатируемых агрегатов на компрессорной станции только ГТК-25ИР оборудованы регенераторами, то рассмотрим их подробнее.

1.3 Описание ГТК-25ИР Газоперекачивающий агрегат ГТК-25ИР состоит из газотурбинной установки MS 5002 и центробежного нагнетателя типа PCL 804 — 2/36 B.

Основные параметры ГТК-25ИР:

* мощность на муфте нагнетателя (при нормальных условиях по ГОСТ 20 440–75), МВт 23,8;

* температура продуктов сгорания на выходе из силовой турбины, °С 500;

* частота вращения вала турбины низкого давления, об/мин 4670;

* частота вращения вала турбины высокого давления, об/мин 5100;

* частота вращения вала силовой турбины, об/мин 4670.

Основные параметры нагнетателя PCL 804−2/36 B:

* отношение давлений (степень сжатия)1,45;

* мощность потребляемая (на муфте), МВт 21,6

* сжимаемая среда природный газ;

* Объемный расход, м3/ч 32 604;

* Массовый расход, кг/с 355,6.

Условия на стороне всасывания:

* молярная масса газа 16,28;

* давление, МПа (кгс/см2) 5,28 (52,8);

* температура, 0С 15.

Условия на стороне нагнетания:

* давление, МПа (кгс/см2) 7,6 (76);

* температура, 0С 46;

* мощность, кВт 21 580;

* скорость, об/ мин 4670;

* направление вращения (глядя со стороны привода) против часовой стрелки.

В состав ГПА входит следующее основное оборудование (рисунок 1.4):

1. двухвальная газовая турбина MS5352;

2. центробежный нагнетатель PCL-804/2−36;

3. воздухозаборная камера

4. противообледенительная система;

5. выхлопная система с двумя рекуператорами и утилизатором;

6. система пожаротушения;

7. система вентиляции и обогрева;

8. АВО масла;

9. вспомогательное оборудование;

10. «гитара» ЦБН;

11. щиты управления;

12. щиты пожаротушения и газообнаружения.

Рисунок 1.4 — ГПА ГТК-25ИР Газотурбинная установка ГТУ состоит из: двух компрессоров: компрессор низкого давления (КНД) и компрессор высокого давления (КВД); трех турбин: ТВД, ТНД и СТ.

Компрессор низкого давления, приводимый турбиной низкого давления и компрессор высокого давления, приводимый турбиной высокого давления, входят в блок газогенератора и служат для производства рабочего тела для силовой турбины.

Силовая турбина вместе с диффузором и выхлопным патрубком, образующие блок силовой турбины, являются приводом центробежного нагнетателя (ЦН).

ГТУ выполнена в общем корпусе цилиндрической формы, имеющем горизонтальный и ряд вертикальных разъемов.

Корпус турбокомпрессора состоит из корпусов компрессоров и турбин, в которых расположены корпуса подшипников со вкладышами для установки роторов КНД, ТНД, КВД-ТВД, СТ. Ротор ТНД проходит внутри ротора КВД-ТВД.

Для проворота ротора КВД-ТВД при пуске, служит валоповоротное устройство, а для проворота КНД-ТНД — мотор-редуктор.

Пуск агрегата осуществляется при помощи пускового турбодетандера, работающего на перекачиваемом газе.

ГТУ работает по схеме открытого цикла. Воздух из атмосферы через КУВ засасывается и последовательно сжимается сначала в КНД, а затем в КВД. Далее воздух попадает в камеру сгорания, куда подается и топливо. Продукты сгорания направляются на ТВД и ТНД, которые приводят КВД и КНД, затем поступают на СТ, вращающую нагнетатель.

После турбины продукты сгорания выбрасываются и атмосферу через дымовую трубу. ГТУ позволяет производить установку утилизатора тепла за турбиной с соответствующим уменьшением полезной мощности.

Общий корпус ГТУ состоит из всасывающей части КНД, корпуса КНД, корпуса блока среднеосевых компрессоров, корпуса КВД и корпуса турбины, соединенных между собой по вертикальным фланцам.

Центробежный нагнетатель Центробежный нагнетатель (ЦН) типа 650 представляет собой полнонапорную двухступенчатую центробежную машину, предназначенную для параллельной схемы работы на КС. Вместе со вспомогательным оборудованием и первичными датчиками САУ нагнетатель смонтирован на раме и представляет собой транспортно-монтажный блок.

ЦН служит для сжатия природного газа и его перекачки по магистральным газопроводам.

Корпус ЦН изготавливается из высококачественных конструкционных сталей.

Корпус сварно-литой, с торцевых сторон закрывающийся крышками, которые крепятся к корпусу шпильками.

Ротор ЦН — сборный, имеет кованный вал и кованное основание колес, на которых фрезеруются спирального типа лопатки. Лопатки закрываются покрышками, крепящимися заклепками или сваркой. Все колеса надежно с натягом насажены на валы и крепятся шпонками. Каждый ротор состоит из необходимого числа колес, шеек под опорные подшипники, упорного диска под упорный подшипник, диска реле осевого сдвига, специальных уступов и буртов под уплотнения и полумуфты для связи с ротором СТ.

Перед каждым колесом предусмотрен входной конфузор в виде улитки. Это конструкция ассиметричной формы, за счет которой газ направляется в колеса ЦН. На выходе из каждого колеса предусмотрены выходные диффузоры, где газ сжимается. Колесо ЦН с обеих сторон уплотняется.

Вся ходовая часть машины, включая ротор, неподвижные элементы проточной части, уплотнения и подшипники образуют единый узел-пакет, который может быть легко заменен в процессе эксплуатации.

Турбоблок (рисунок 1.5) представляет собой свободно стоящую на раме, симметричную относительно горизонтальной оси конструкцию. Он опирается на две вертикальные опорные плиты, расположенные, по обоим концам турбоблока. Эти плиты служат компенсаторами термических расширений и сжатий турбоблока, позволяющими сохранить положение основной оси агрегата. В конструкции ГТУ использован ряд технических решений, характерных для авиационных и судовых двигателей, одним из крупнейших производителей которых является фирма «Дженерал Электрик». Это находит отражение в относительно тонкостенных корпусах, развитой системе охлаждающего воздуха, малых размерах фланцев корпусов и в других конструктивных особенностях. Корпуса ГТУ имеют горизонтальный разъем, обеспечивающий свободное удаление всех узлов и деталей. Сам турбоблок состоит из трех основных частей: газогенераторной, которая включает в себя осевой компрессор и участок горения; промежуточной, называемой корпусом турбины, где в основном происходит срабатывание теплоперепада и куда входят сопловой аппарат и рабочие лопатки ТВД и сопловой аппарат ТНД; выхлопной, включающий в себя ротор ТНД, на рабочих лопатках которого происходит окончательное срабатывание теплоперепада.

Рисунок 1.5 — Турбоблок агрегата ГТК-25ИР При сборке на заводе корпус осевого компрессора и выхлопная часть пристыковываются к корпусу турбины. В нижней части корпуса турбины расположен узел фикспункта 14, представляющий собой шпонку, отлитую заодно с корпусом и находящуюся внутри коробчатой конструкции, приваренной к раме. Фикспункт предотвращает перемещение турбоблока вдоль и поперек продольной оси, но не препятствует перемещению в вертикальной плоскости. Турбоблок опирается на две упругие вертикальные плиты, иначе называемые стопками. Передняя плита 16 снизу приварена к раме, а в верхней части болтами соединяется с фланцем осевого компрессора. Задняя плита 13 имеет основание, сболченное с рамой, в верхней части она кренится к фланцу опорно-упорного подшипника ротора ТНД. Корпусные детали «средней и промежуточной части турбоблока изготовлены из отливок. Они механически обработаны с высокой степенью точности и скрепляются между собой болтами и штифтами, причем штифты горизонтального разъема (контрольные шпильки) одновременно являются элементами силового крепежа. Корпус выхлопной части представляет собой сварную конструкцию. Она состоит из массивной передней части и из более легкой задней части, включающей в себя «корпус поворотных лопаток», служащих для направления потока выхлопных газов. Выхлопная часть ГТУ присоединяется при помощи наборов гибких пластин к герметичной шахте. Наличие гибких пластин-компенсаторов позволяет разгрузить металлоконструкции шахты от усилий, возникающих при тепловых перемещениях турбо блока. Сварная корпусная деталь 2 — воздухосборник или бандаж камер сгорания не является несущей деталью. Турбоблока и служит своеобразным ресивером воздуха, выходящего из компрессора. Внутри корпуса турбины находится бочкообразная деталь 15, называемая промежуточной диафрагмой или промвставкой. Промвставка установлена на шести полых радиальных штифтах 9, проходящих сквозь корпус турбины. Снаружи промвставка покрыта шестью жаропрочными сегментами 8, образующими внутреннюю поверхность межступенчатого диффузора. Наружную поверхность диффузора образуют шесть сегментов 7, установленных в корпусе турбины. Зазоры между сегментами уплотняются полосками, вставляемыми в продольные пазы. Этим достигается свободное расширение деталей при прогреве без нарушения цилиндрической формы.

Зоной горения ГТУ называется та ее часть, где происходит образование рабочего тела. Она состоит из камер сгорания с жаровыми трубами и переходных деталей, внутри которых рабочее тело движется по направлению к лопаточному аппарату. Агрегат ГТК-25ИР имеет 12 камер сгорания, расположенных вдоль оси турбоблока непосредственно на воздухосборнике. Внутри цилиндрических камер сгорания расположены жаровые трубы, соединяемые пламеперекидными трубами, за счет которых происходит передача пламени при запуске и выравнивание давления между соседними камерами. Жаровые трубы жалюзийного типа изготовлены из листовой стали толщиной 1,5 мм. У агрегата ГТК-25ИР жаровая труба непосредственно входит в переходной патрубок. Переходный патрубок 3 служит для плавного перехода рабочего тела от камеры сгорания к сопловому аппарату ТВД, что определяет его своеобразную форму. Корпус патрубка представляет собой сварную деталь из листовой стали толщиной 3 мм. Передняя часть выполнена в виде обечайки, к которой привариваются изогнутые в пространстве переходные элементы. На верхнем и нижнем концах патрубка приварены уплотнительные полоски, которые при установке патрубка входят в пазы сегментов соплового аппарата ТВД. Это соединение уплотняется двумя слоями металлографитной полосовой набивки, служащей для уменьшения переточек и гашения вибрации уплотнительных полосок патрубка. В последнее время приварная конструкция уплотнительных полосок стала заменяться «плавающей», где для уменьшения температурных деформаций нижняя полоска делается изогнутой и скрепляется с патрубком заклепками. Кроме указанных деталей, в состав зоны горения входят также топливные форсунки, свечи зажигания и корпусные детали камер сгорания.

Трактом горячих газов ГТУ называется та ее часть, где происходит срабатывание теплоперепада с получением полезной мощности. В тракт горячих газов входят сопловой аппарат ТВД; рабочие лопатки ТВД, сопловой аппарат ТНД, рабочие лопатки ТНД. Сопловые аппараты ГТУ не отличаются между собой по своей основной функции, но чрезвычайно разнятся по конструкции.

Сопловый аппарат ТВД 5 (см. Рисунок 2.5.1) представляет собой обойму, в Lобразных пазах которой крепятся 12 сегментов, образующих 36 лопаток. Сегменты, отлитые из специального жаропрочного сплава, выполнены полыми. Охлаждающий воздух, поступая через щели в обойме, попадает внутрь сегментов, откуда выходит через ряд отверстии на выходной кромке и смешивается с рабочим телом. Обойма сопла имеет горизонтальный разъем, нижняя половина ее устанавливается в корпусе турбины на выступах. Проворот обоймы предотвращается двумя эксцентрическими штифтами, проходящими через верхнюю и нижнюю половины корпуса турбины. С внутренней стороны сопловой аппарат опирается на кольцо 4, присоединяемое к выхлопу компрессора. Сопловой аппарат ТНД 10 образован 32 поворотными лопатками. Расширение или сужение проходного сечения сопел, происходящее при повороте лопаток вокруг оси, позволяет изменять долю теплоперепада, срабатываемого на лопатках ТНД, в зависимости от нагрузки. Каждая лопатка выполнена как одно целое с осью, проходящей через корпус турбины. Подшипниками служат втулки, установленные в расточках снаружи и изнутри корпуса турбины. На нижнем конце лопатка упирается во втулку-подпятник во внутреннем бандаже, состоящем из 16 сегментов (по одному на пару соседних лопаток). Втулки изготовлены из специального сплава, позволяющего сохранить невысокое значение коэффициента трения при рабочих температурах порядка 650 °C. На осях лопаток методом плазменного напыления нанесено износостойкое покрытие. Наружная поверхность сегментов и торцовых кромок лопаток сферическая, что позволяет сохранять неизменными зазоры при повороте лопаток.

С наружной стороны корпуса ось каждой лопатки жестко крепится к рычагу, который в свою очередь соединяется с регулирующим кольцом, вращающимся на 3-х роликах вокруг корпуса турбины. Для соединения рычагов с кольцом служат шарнирные тяги, называемые звеном Хейма. Вращение кольца осуществляется поршнем гидроцилиндра, толкающим его нижнюю половину. Рабочие лопатки ТВД 6 изготовлены из жаропрочного сплава инконель 738 методом точного литья и покрываются антикоррозионным составом. Корневая часть лопатки — елочного профиля, перо лопатки — полое для уменьшения центробежной силы, действующей на лопатку при вращении ротора. Удлиненная ножка лопатки позволяет отдалить елочный замок от пера, находящегося в потоке горячих продуктов сгорания. Рабочие лопатки ТНД имеют такую же корневую часть, как и лопатки ТВД, но перо у них сделано сплошным и имеет на конце бандажную полку с двумя рядами выступов, образующих в совокупности с выступами на сегментах радиального уплотнения лабиринт, уменьшающий перетечки рабочего тела. Рабочие лопатки свободно устанавливаются в пазах дисков роторов и закрываются спереди и сзади покрывающими пластинами, также имеющими в нижней части елочный профиль. Лопатки и покрывающие пластины имеют весьма жесткие допуски по весу, не превышающие 1%. Развеска лопаток, т. е. распределение их по весу с целью Получения минимального дисбаланса, производится с помощью ЭВМ. Радиальные уплотнения рабочих лопаток состоят из отдельных сегментов. На поверхность сегментов, обращенных к торцам лопаток, наносится методом напыления износостойкое покрытие.

Ротор турбокомпрессора 1 (рисунок 1.5) состоит из двух валов с опорными шейками и упорным гребнем, набора дисков осевого компрессора с рабочими лопатками и диска турбины высокого давления с рабочими лопатками. Передний вал, диски осевого компрессора и задний вал скрепляются между собой 12 стяжными болтами; центрирование узлов ротора достигается за счет выступов и впадин на оси дисков. На наружной поверхности дисков и на выступающей части переднего вала под углом к продольной оси имеются пазы типа «ласточкин хвост», куда вставляются рабочие лопатки осевого компрессора. Положение каждой лопатки в продольном направлении регулируется промежуточными вставками такого же профиля, как и корень лопатки, устанавливаемыми заподлицо с наружной поверхностью диска. Подобная конструкция делает невозможной замену лопаток ротора осевого компрессора без разборки всего ротора на диски. Диск ТВД скрепляется с задним валом 16 болтами с самозаконтривающимися гайками. В Диске выполнены 80 пазов типа «елочка» для установки рабочих лопаток ТВД. Ротор ТНД 12 состоит из диска, выполненного аналогично диску ТВД, который присоединяется болтами к фланцу вала с опорными шейками. Роторы балансируются на высокоточных станках с жесткими допусками на остаточный дисбаланс, кроме того, в процессе сборки отдельно балансируется каждый узел, поэтому, в конечном счете, достигается высокая степень уравновешенности масс ротора. Это делает роторы весьма чувствительными к изменению расположения таких сменных деталей, как лопатки и покрывающие пластины.

Направляющие лопатки осевого компрессора вставляются в Т-образные кольцевые пазы корпуса. В верхней половине корпуса лопатки фиксируются продольными шпонками, предотвращающими выпадение лопаток при перемещении корпусов во время разборки.

Система охлаждающего и уплотняющего воздуха служит для снижения тепловой нагрузки на рабочие органы ГТУ. а также для исключения утечек смазочного масла из подшипников. Сжатый воздух из осевого компрессора перед тем, как попасть в камеры сгорания, охлаждает противотоком стенки жаровых труб, колена и переходные патрубки. В тракте горячих газов и на выхлопе часть воздуха охлаждает наружные стенки корпусов, далее он отводится за пределы турбоблока. Около 10% воздуха, сжимаемого в компрессоре, отбирается после десятой ступени и поступает на охлаждение дисков ТВД и ТНД, а также на уплотнение смазочного масла в подшипниках. Воздух, идущий на уплотнение, предварительно очищается в сепараторе, работающем на принципе циклона. Охладив диски роторов, воздух попадает в тракт горячих газов через торцевые уплотнения, образованные выступами в покрывающих пластинах рабочих лопаток и зачеканенными в корпусных деталях полосками. На трубопроводах охлаждающего и уплотняющего воздуха установлены дроссельные шайбы определенного сечения для создания расхода и перепада давления между воздухом и маслом. Часть воздуха со смазочным маслом попадает в маслобак, откуда уходит в атмосферу.

1.4 Количество выбросов агрегата до и после установки рекуператора и методы их снижения Решающее влияние на образование «термических» оксидов азота оказывает температура сгорания и время образования. Образование термических оксидов азота NOx, резво возрастает с повышением температуры в зоне горения и с увеличением концентрации атомарного кислорода.

При температуре Т ниже 1300…1400 К содержание NO в продуктах сгорания практически отсутствует. При температуре от 1400 до 1700 К содержание NO доходит до 2 г/м3, что значительно превышает предельно допустимую среднесуточную концентрацию оксида азота.

Таким образом, можно заключить, что предварительный подогрев воздуха перед подачей в камеры сгорания повышает образования оксидов азота в выхлопных газах.

Рисунок 1.6 — Влияние температуры воздуха, подаваемого в зону горения, на образование оксидов азота Рисунок 1.7 — Показатели эмиссии СО2 различных типов газоперекачивающих агрегатов ОАО «Газпром»

Данная диаграмма показывает, что при модернизации агрегата рекуператором выбросы СО2 увеличиваются почти в двое. Из вышесказанного можно заключить: модернизация агрегата регенератором негативно влияет на окружающую среду.

Рисунок 1.7 — Методы очистки продуктов сгорания Принцип действия другой технологии, разработанной ВНИИНМ, ВНИИ Неорганических материалов им. А. А. Бочвара обусловлена тем, что созданная научным коллективом установка очистки газов от оксидов азота «СМОГ» при помощи сорбционных методов (адсорбционный, абсорбционный и хемосорбционный) восстанавливает оксиды азота на пористых носителях.

Рисунок 5.2.2 — Установка очистки газа от оксидов азота «Смог»

В качестве носителей могут быть использованы алюмогель, цеолиты, силикагель или активированный уголь. Носители покрыты раствором карбамида или смесью карбомида с бикарбонатом аммония, или при введении в газовый поток аммиака. Процесс протекает при температурах до 100 0С. Продуктами взаимодействия являются азот, вода, углекислый газ (в случае карбамида) и разбавленная азотная кислота.

Также введением воды в камеру сгорания тем самым снижая максимальную температуру газов в зоне горения, можно предотвратить образование «термических» оксидов азота. Расчеты показали, что для ГТУ мощностью примерно 9 МВт впрыск газа в количестве примерно 2,5% от расхода первичного воздуха позволяет снизить выходы оксидов азота примерно в два раза. Но метод впрыска воды вводится не планируется из-за потребности больших количеств дистиллированной воды: до 40 тыс. т/год на цех, или порядка 100 т воды на 1 т сокращения NOx; по зарубежным данным затраты до 3200 долларов на 1 тонну NOx.

ГЛАВА 2. АНАЛИЗ РАБОТЫ И ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ РЕГЕНЕРАТОРА Теоретическую оценку эффективности регенератора можно провести по диаграмме цикла ГТУ в координатах T-S (рисунок 2.1) показывает, что при определенных условиях температура рабочего тела, покидающего турбину Т4 может быть больше температуры сжатого в компрессоре воздуха Т2. Это значит, что можно утилизировать часть выбрасываемого тепла, отдав его воздуху перед тем как нему подводить тепло в камере сгорания. Этот процесс принято называть регенерацией тепла отходящих газов ГТУ.

Предельное количество тепла, которое можно передать воздуху при регенерации соответствует его нагреву до температуры Т4, т. е. располагаемое к регенерации тепло эквивалентно площади а-2-в-с (Рисунок 2.1). В действительном цикле возможным оказывается регенерировать лишь часть располагаемого тепла, т. е. нагреть воздух только до некоторой промежуточной температуры Т.

В связи с этим, под степенью регенерации газотурбинного цикла понимается отношение действительного переданного воздуху тепла в регенераторе (площадь а-2—d) к располагаемому или, как говорят, к теплоте полной регенерации:

Рисунок 2.1 — Теоретический цикл ГТУ с регенерацией теплоты отходящих газов Уравнение теплового баланса по регенератору можно записать в виде:

(2.2)

где G — расход рабочего тела через регенератор; сpm — средняя теплоемкость воздушного потока в пределах регенератора; t — температура воздуха после прохождения регенератора; t21 — температура воздуха на входе в регенератор (после осевого компрессора); к — коэффициент теплопередачи поверхности регенератора, Fp — общая теплопередающая поверхность регенератора, t — средняя разность температур между газовым и воздушными потоками в пределах регенератора.

2.1 Общая информация Регенератором в ГТУ принято называть устройство для подогрева воздуха на пути его движения из осевого компрессора в камеру сгорания через некую теплообменную поверхность за счет частичного охлаждения продуктов сгорания после газовой турбины перед выбросом их в атмосферу. Теплообменные аппараты с такой схемой передачи тепла от горячего теплоносителя к холодному в ряде случаев называют рекуператорами. Однако в отечественной литературе по газотурбостроению теплообменники рекуперативного и регенеративного типа часто именуются одинаково — регенераторами.

В регенеративных теплообменных аппаратах поверхность теплообмена выполняет роль промежуточного накопителя тепловой энергии, а сам процесс передачи теплоты от горячего теплоносителя к холодному протекает в две стадии. Сначала поверхность теплообмена контактирует с горячим теплоносителем и аккумулирует полученную тепловую энергию, а затем при контакте с холодным теплоносителем отдает эту энергию, нагревая холодный теплоноситель. Поверхность теплообмена теплообменного аппарата принято называть матрицей.

В стационарных газотурбинных установках используют в основном трубчатый тип регенераторов (воздухоподогревателей) различной конструкции и с различной схемой движения теплоносителей, но всегда стараются сделать близкой к противотоку.

К регенераторам ГТУ обычно предъявляются следующие основные требования: прочность и плотность конструкции, хороший теплообмен между воздушным и газовыми потоками, малые гидравлические сопротивления по газовоздушным трактам регенератора, компактность и т. д. К особо жестким требованиям относится требование герметичности конструкции, чтобы избежать прежде всего утечек воздуха из воздушного тракта регенератора.

Одной из причин, определяющих сложность решения данной задачи является то, что регенератор состоит из элементов различной формы и массы, которые прогреваются и охлаждаются с различной скоростью, что естественно и вызывает высокие тепловые напряжения и, как следствие, коробление элементов его конструкции, особенно в период пуска и остановки агрегата.

Характерной особенностью регенератора является примерное равенство комплексов, определяемых как произведение массового расхода теплоносителя в единицу времени на его среднюю теплоемкость при постоянном давлении () и значительно большее давление воздуха в воздушном тракте (Р =0,6 — 0,9 МПа) по сравнению с давлением продуктов сгорания в газовом тракте (Р=0,12 МПа).

Перепад температур теплоносителей по регенератору определяется разностью между температурой продуктов сгорания, которая на входе в регенератор составляет примерно 450 — 550 0С в современных установках и температурой воздуха в регенеративных установках, которая может составлять 230 — 300 0С и выше. Однако наибольшие трудности при конструировании и эксплуатации регенераторов вызывает не столько большой перепад температур между теплоносителями, сколько быстрое изменение этого теплоперепада в период пуска и остановки агрегатов, что и приводит к нарушению герметичности регенератора, появлению утечек воздуха через образовавшиеся неплотности, при наличии недостаточно эффективных компенсаторов температурных напряжений.

Размеры регенераторов обычно лимитируются в первую очередь площадями проходных сечений для газового потока, которые призваны пропускать большие объемы продуктов сгорания при относительно низких падениях давления по газовому тракту ().

Масса, габариты и стоимость пластинчатых регенераторов значительно меньше трубчатых, что и вызвало в первую очередь интерес к разработке их конструкций с обеспечением герметичности между воздушными и газовыми потоками.

Длительный опыт эксплуатации установок пластинчатых регенераторов показал, что регенераторы пластинчатого типа оказались не герметичными, коэффициент регенерации их был ниже паспортного значения (0,70) и при реконструкции ГТУ, эти стали заменять регенераторами трубчатого типа.

В трубчатых регенераторах воздух удобнее пропускать через трубное пространство, а продукты сгорания — в межтрубном пространстве. Регенераторы с движением воздуха внутри трубок легко выполнить на высокие давления; они получаются более компактными и менее металлоемкими по сравнению с регенераторами, где по трубкам движутся продукты сгорания, а снаружи эти трубки омываются сжатым воздухом.

Однако, в ряде случаев из-за конструктивных соображений и компоновки регенераторов в схеме ГТУ, продукты сгорания пропускают внутри трубок, а воздух проходит в межтрубном пространстве. Именно схема такого регенератора приведена на рисунке 2.1.

Теплообменные трубки 1 для движения продуктов сгорания диаметром примерно 25 мм приварены к трубным доскам 2 и образуют поверхность нагрева регенератора. Воздух движется в межтрубном пространстве, где с помощью перегородок 3 организуется многократный перекрестный ход по схеме противотока. Давление сжатого воздуха воспринимается корпусом регенератора 4, который при помощи опор 6 крепится к раме 5. Температурные деформации трубной части и корпуса регенератора устраняются компенсатором 7.

Интерес к использованию регенераторов в ГТУ с целью повышения эффективности их работы проявляется в постоянном стремлении разработать новые и надежные в работе типы регенераторов Рисунок 2.2 — Схема трубчатого регенератора Пионером в разработке пластинчатых регенераторов в отечественном стационарном газотурбостроении был ОАО «Невский завод» (г. Санкт-Петербург). Первые регенераторы пластинчатого типа завод изготовил для одновальной газотурбинной установки ГТ-700−4 шестисекционными для работы по схеме: четыре хода по воздуху, один ход по газу. Эти регенераторы оказались крайне ненадежными в работе (из-за утечек воздуха) и вскоре все были демонтированы.

В 1965;1966 гг. Невский машиностроительный завод изготовил и поставил на ряд компрессорных станций газотурбинные установки ГТ-700−5 с модернизированным регенератором. Модернизация заключалась в замене прямоугольных входного и выходного участков регенератора со стороны воздушного потока на треугольные, с одновременным изменением геометрии каналов со стороны воздуха в противоточной части регенератора.

Для установок следующих типов: ГТ-750−6 и ГТК-10 завод изготовлял пластинчатые регенераторы более надежной конструкции сравнительно с регенераторами установки ГТ-700−5. Все они имели достаточно компактную теплообменную поверхность и позволили получить хорошие массогабаритные характеристики. Однако и эти регенераторы после нескольких тысяч часов работы в ряде случаев оказывались также непригодными для эксплуатации из — за больших утечек воздуха через образующиеся неплотности и их неремонтнопригодности в эксплуатационных условиях, что в последствие потребовало их замены на регенераторы трубчатого типа.

Конструкции пластинчатых регенераторов, созданы на базе использования профильных штампованных стальных листов с овалообразными выступами. Размеры и форма выступов на листах изготавливаются такими, что при наложении листов образуются каналы для прохода воздуха и продуктов сгорания. Края листов сваривают и крепят к корпусу регенератора. Составленный таким образом пакет листов образует поверхность нагрева, где в основной ее части воздух и газы движутся друг относительно друга по схеме противотока, а на концевых участках по схеме перекрестного тока.

В настоящее время Новгородское предприятие НПЦ «Анод» предложило принципиально новую конструкцию теплообменной поверхности регенератора, составляемой из модулей (трубок) змеевиковой формы, объединенных через специальные переходники коллекторами подвода и отвода воздуха в трубную систему (рисунок 2.3). Продукты сгорания после турбины движутся в межтрубном пространстве, а воздух в трубах. Представленная схема регенератора наглядно свидетельствует о том, в данном воздухоподогревателе практически выполняется противоточная схема движения теплоносителей, что свидетельствует о повышении эффективности работы регенераторов таких схем по сравнению с ранее рассмотренными.

Рисунок 2.3 — Теплообменный модуль и теплообменная кассета регенератора с трубками змеевиковой формы Экспериментальные исследования показывают, что теплообменная поверхность в форме пучка змеевиков создает хорошие условия для турбулизации потока по сравнению с прямотрубной и пластинчатой поверхностью. Теплоноситель, движущийся по межтрубному пространству при обтекании пучка трубок разбивается на множество отдельных струек, которые закручиваясь и перемешиваясь между собой интенсифицируют тепломассообмен между пограничным слоем и потоком. Данная схема движения теплоносителей практически близка к противоточной.

Сравнительные характеристики секций регенераторов с указанными типами теплообменных поверхностей приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 — Сравнительные удельные характеристики секций регенераторов с различными типами поверхностей теплообмена

В ряде случаев, с целью повышения КПД установки, осуществляют и перевод газотурбинных установок, работающих по простому циклу, на работу по регенеративному циклу. В частности, импортные установки типа ГТК-25И мощностью 25 МВт, эксплуатируемые на газопроводах по простому циклу, после наработки несколько десятков тысяч часов частично были реконструированы и переведены на работу по регенеративному циклу с использованием трубчатых регенераторов, получив при этом экономию топливного газа и потерю мощности из-за гидравлических сопротивлений в размере нескольких сотен кВт с одновременным отклонением ряда параметров установки от исходных показателей ГТУ.

Все это свидетельствует о том, что при проектировании газотурбинных установок все ее элементы настолько тесно увязываются по своим показателям и режимам работы между собой, что замена каждого из них на другой, даже имеющий лучшие характеристики далеко не всегда приводит к улучшению показателей газотурбинной установки в целом.

Следует заметить, что желание использовать регенераторы в ГТУ с целью повышения КПД установок проявляется не только при проектировании стационарных установок. В практике разработки ГТУ транспортного типа известны случаи создания ГТУ малой мощности, до 1 МВт, с так называемой вращающейся матрицей барабанного или дискового типа с высоким коэффициентом компактности (отношение площади поверхности теплообмена матрицы к занимаемому ею объему). При создании вращающих матриц главными проблемами остаются проблемы надежности работы уплотнений и снижение утечек теплоносителя высокого давления. При давлении воздуха перед регенератором на уровне 0,35−0,50 МПа утечки воздуха составляют не менее 3−4%, что связано с износом уплотнений.

Опыты использования регенераторов разного типа показывают, что если утечки воздуха из воздушной полости регенератора превышают 5−6%, регенераторы лучше вообще исключить из тракта ГТУ. Именно по этим причинам отключались первые типы регенераторов установок ГТ-700−4 и заменялись пластинчатые регенераторы установок ГТК-10 на трубчатые.

Характеристики регенераторов некоторых стационарных ГТУ как отечественного, так и зарубежных фирм приведены в табл. 2.2.

Вместе с тем следует отметить, что регенерация теплоты отходящих газов ГТУ при использовании надежных и герметичных теплообменников, остается одним из привлекательных направлений по повышению эффективности использования газотурбинных установок при решении задач по энергосбережению углеводородов.

Вопрос оценки утечек воздуха несмотря на большое число исследовании по оценке целесообразности применения регенеративных ГТУ на газопроводах нельзя считать решенным и однозначным при различных условиях эксплуатации.

Противники использования регенеративных ГТУ на газопроводах мотивируют свою точку зрения следующими соображениями: газотурбинные установки без регенерации теплоты проще по конструкции и их заводская себестоимость меньше, чем регенеративных; регенерация теплоты на компрессорных станциях магистральных газопроводов, по мнению противников регенерации, дает весьма незначительной экономический эффект, так как себестоимость транспортируемого природного газа в системе газовой промышленности невелика. Кроме того, ставится под сомнение эффективность работы самих регенераторов главным образом из-за наличия утечек воздуха через неплотности регенераторов, что приводит к снижению мощности и кпд установки.

Таблица 2.2 — Характеристики регенераторов некоторых стационарных ГТУ с различными типами матриц

Сторонники регенеративного использования теплоты в ГТУ на компрессорных станциях считают, что нельзя вести расчеты окупаемости регенераторов по себестоимости газа на месте добычи или на компрессорных станциях. Исходя из принципов экономики топливоиспользования, следует учесть, что сэкономленный на КС газ может быть весьма эффективно использован на замещение более дорогих видов топлива, составляющих в настоящее время основу теплового баланса страны: угля, нефти и др. Это значит, что сравнительные расчеты следовало бы вести даже по более высоким ценам, чем ныне действующие отпускные цены на газ.

Регенераторы работают при высоких температурах, что связано с большими тепловыми расширениями элементов конструкции. Переменный в пределах рабочего цикла температурный режим приводит к изменению термических напряжении, и вследствие термической усталости может произойти потеря механической прочности материала. На поверхности теплообмена со стороны газа, особенно в области горячего газа, может происходить высокотемпературная коррозия. При наличии в продуктах сгорания сернистой составляющей возникает также опасность низкотемпературной коррозии поверхностей на выходе охлажденного газа. Загрязненный зольными компонентами газ заносит поверхность теплообмена устойчивыми отложениями, которые изменяют, и иногда достаточно сильно, теплогидравлические характеристики поверхности.

Опыт эксплуатации показал, что ухудшение работы рекуператоров происходит вследствие нарушения герметичности матрицы.

Получается, что утечки воздуха через неплотности регенераторов практически всегда имеют место и с ними приходится считаться при оценке эффективности работы регенеративных ГТУ на газопроводах.

Существующие методы определения утечек воздуха из секций регенератора, как правило, основаны на опрессовке отключенных и заглушённых со стороны входа и выхода воздуха регенераторах. Опыты по определению утечек воздуха весьма просты. Воздух от постороннего источника или от осевого компрессора соседнего работающею агрегата подается в воздушную полость заглушённого регенератора. После отключения подачи воздуха по темпу падения давления в секции судят о неплотностях в испытываемой секции и величине утечек воздуха. При этом утечки воздуха могут быть определены по формуле, предложенной ВНИИгазом:

где Vр — объем испытуемой секции регенератора, м3; - время, в течение которого давление воздуха в секции упало от до, с; - давление воздуха в секции в начале опыта и конце опрессовки, МПа; - средняя температура воздуха в секции в процессе опрессовки, К; — давление (в Па) и температура (в К) воздуха в секции регенератора на расчетном режиме работы.

К недостаткам этого метода следует отнести прежде всего то, что утечки воздуха, через неплотности регенератора определяются только на заглушённом регенераторе и предварительно остановленном агрегате. Кроме того, при больших утечках воздуха не всегда удается поднять давление в испытываемой секции до номинального и получить возможность измерения параметров воздуха в исследуемой секции за относительно продолжительный отрезок времени (7−10 мин) для определения утечек воздуха по уравнению (2.3).

Определить утечки воздуха из заглушённой секции регенератора в условиях, когда из-за больших неплотностей регенератора не удается построить зависимость падения давления во времени после отключения источника подачи воздуха, можно следующим образом. Воздух подается в секцию регенератора по линии, на которой установлены регулировочный кран и измерительная диафрагма, с помощью которой определяется количество подаваемого воздуха в секцию регенератора. Когда давление в испытуемой секции регенератора установится постоянным (р=idem), можно утверждать, что количество подаваемого воздуха GВ будет равно утечкам GУТ через все неплотности регенератора (GВ= GУТ) и тем самым определяется его техническое состояние.

Утечки воздуха через неплотности регенератора на работающем агрегате можно определить посредством измерения концентрации кислорода в потоке отработанных продуктов сгорания до и после регенератора. Указанный метод основан на том, что в результате нарушения герметичности регенератора воздух под давлением 0,4 — 0,6 МПа через неплотности и щели попадает в поток отработанных продуктов сгорания, поступающих в регенератор после выхода ТНД с давлением 0,102 -0,103 МПа, и повышает содержание в них кислорода.

Концентрация кислорода воздуха в продуктах сгорания может быть экспериментально определена с помощью существующих газоанализаторов, работающих по принципу поглощения отдельных компонентов продуктов сгорания. Отобранная представительная проба продуктов сгорания в количестве 100 мл вначале прокачивается через поглотительный сосуд, заполненный раствором едкого калия, в котором поглощается углекислый газ и другие кислотные газы, а затем через поглотительный сосуд, заполненный пирогаллолом. Прокачивание газа через растворы в каждом случае продолжается до тех пор, пока объем газа не будет уменьшаться. Поглощенный едким калием объем газа принимается за СO2, а пирогаллолом — за кислород O2.

Содержание отдельных компонентов газовой смеси (в %) определяется по формуле:

где V — первоначальный объем анализируемой пробы газа; V1 — объем таза перед поглощением данного компонента; V2 — объем газа после поглощения данного компонента.

Описанный метод определения утечек воздуха по регенератору на работающем агрегате целесообразно осуществлять с помощью диаграмм на рисунках 2.4 и 2.5.

Зависимость на рисунке 2.4 позволяет по найденной концентрации кислорода в продуктах сгорания после ТНД определять коэффициент избытка воздуха по камере сгорания в целом а.

Рисунок 2.4 — Обобщенная зависимость коэффициента избытка воздуха от концентрации кислорода в продуктах сгорания ГТУ Рисунок 2.5 — Зависимость утечек воздуха в регенераторе от разности концентрации кислорода в продуктах сгорания до и после регенератора и коэффициента избытка воздуха

Данные рисунков 2.6 и 2.7 позволяют определить снижение мощности и кпд установки в зависимости от утечек воздуха через неплотности регенератора.

Рисунок 2.6 — Снижение мощности ГТУ с увеличением утечки воздуха из регенератора: 1 — 2 — 3 ;

Рисунок 2.7 — Влияние величины утечки воздуха на снижение кпд ГТУ в процессе эксплуатации установки: 1 — 2 — 3 ;

2.2 Регенератор ГТК-25ИР конструкции «Нуово Пиньоне»

ГТУ с регенеративным циклом использует теплоту продуктов сгорания для подогрева в рекуператорах сжатого воздуха, поступающего из осевого компрессора перед поступлением его в камеры сгорания. Повышение температуры воздуха за счет тепла продуктов сгорания позволяет получить необходимую мощность ГПА при меньшем потреблении топливного газа (Рисунок 2.8).

Рисунок 2.8 — ГТК-25ИР с регенеративным циклом Сжатый воздух из осевого компрессора по трубопроводам «холодная линия» поступает в рекуператор в противоток выхлопным газам. Выхлопные газы, поднимаются снизу вверх по трубному пучку, отдают часть своей тепловой энергии воздуху, проходящему по межтрубному пространству. Из рекуператора подогретый воздух по трубопроводам «горячая линия» поступает в камеры сгорания.

Система трубопроводов «холодная линия», «горячая линия» снабжена компенсаторами для исключения термических напряжений при линейных расширениях трубопроводов, пружинными опорами, которые поддерживают трубную обвязку и обеспечивают «плавающее» положение при переходе из холодного состояния в горячее и обратно.

Таблица 2.3 — Эксплуатационные данные регенератора ГТК-25ИР

Таблица 2.4 — Размеры и вес регенератора ГТК-25ИР

Регенератор состоит из каркаса и теплообменника симметричной формы по отношению к его центральной оси.

Выхлопной газ проходит через трубки, а воздух, который необходимо нагреть, направляется отражателями вокруг трубок в поперечном встречном направлении.

Обычно трубки имеют диаметр 26 мм и привариваются к верхнему и нижнему листу. Аккуратно выполненная сварка уменьшает возможность утечки, даже если нагрузки часто изменяются.

Качественное изготовление гарантирует, что любая утечка, которая может повлиять на производительность турбины, удерживается на уровне ниже 0,1% расхода воздуха даже в течении продолжительного периода после поставки, поэтому, изготовитель гарантирует, что утечку воздуха из рекуператора можно поддерживать на уровне ниже 0,1% от расхода воздуха в течение 5 лет начиная с даты поставки.

В результате этого, основные элементы рекуператора, например пучок труб и другие части, которые подвержены воздействию давления, обеспечивают полностью симметричное распределение температуры, даже при изменяющихся нагрузках или частых запусках и остановах, препятствуя, таким образом, возникновению избыточных тепловых напряжений.

Изменяющееся тепловое расширение, направленное вдоль трубки и каркаса рекуператора, которое вызывается переменной величиной температур стенки при непрерывной и даже стационарной работе, компенсируется сильфонным компенсатором, устанавливаемым на корпусе рекуператора, чтобы предотвратить дополнительные напряжения. Рекуператор рассчитан на 120 000 часов работы и 1000 запусков.

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.

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.

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 120 000 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

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.