CC BY
105
УДК 658.261:658.264:621.365
И.В. Долотовский, Е.А. Ларин, Н.В. Долотовская
СИСТЕМНЫЙ АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
СОБСТВЕННЫХ НУЖД НА ПРЕДПРИЯТИЯХ ПЕРЕРАБОТКИ ГАЗА И ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА
Рассмотрены основы системного анализа эффективности технических решений по выработке электрической и тепловой энергии на предприятиях переработки газа и газового конденсата в собственных генерирующих источниках. Приведены схема интегрированного источника энерговодоснабжения и результаты комплексной оценки его эффективности на действующем предприятии.
Автономный источник энерговодоснабжения, предприятие переработки газа и газового конденсата, системный анализ, эффективность
I.V. Dolotovsky, E.A. Larin, N.V. Dolotovskaya
SYSTEM ANALYSIS OF EFFICIENCY OF POWER PLANT AUXILIARY ENTERPRISES OF GAS AND GAS CONDENSATE PROCESSING
Basics of system effectiveness analysis of technical solutions to produce electricity and heat at the enterprises of gas and gas condensate processing in own generation sources. Provides integrated circuit source of energy supply and the results of complex assessment of its effectiveness at the operating company.
Autonomous source of energy and water supply, gas and gas condensate processing, system analysis, effectiveness
Увеличение тарифов на внешнюю электроэнергию и снижение уровня надежности систем энергоснабжения РАО «ЕЭС России» обусловили необходимость развития собственной энергетической базы предприятий газовой промышленности и разработки высокоэффективных автономных источников энергоснабжения. В соответствии с Концепцией развития энергетики ОАО «Газпром» [1, 2], где определены основные принципы использования автономных энергоисточников, отраслевыми организациями разработаны нормативно-технические документы [3], определяющие требования к этим объектам по надежности [4], устойчивости режимов эксплуатации [5], общей экономической эффективности [6-8]. Хотя в программу поэтапного перевода на энергоснабжение от собственных генерирующих источников включены все объекты газовой промышленности, в настоящее время она активно реализуется только на газодобывающих предприятиях (ГДП) и объектах газотранспортной системы (ГТС) - наиболее крупных потребителях электроэнергии, где внедрение электростанций собственных нужд (ЭСН) позволяет получить максимальный интегральный эффект.
Предприятия по переработке газа и газового конденсата (ППГиГК) наряду с общими с объектами ГДП и ГТС факторами, определяющими технико-экономическую схему развития энергетического хозяйства на базе ЭСН и его взаимодействие с внешними системами энергообеспечения, характеризуются рядом особенностей генерации и потребления энергоносителей, обусловленных спецификой технологических процессов основных производств и режимов эксплуатации оборудования.
Все объекты газовой отрасли предъявляют следующие общие требования к создаваемым ЭСН:
- высокая надежность обеспечения электроэнергией технологических потребителей, большая часть которых относится к особой и первой категории электроприемников;
- высокоэффективная работа ЭСН на всех этапах жизненного цикла технологического объекта, начиная со строительства и заканчивая выводом из эксплуатации;
- максимальная интеграция с действующими энерготехнологическими установками с организацией замкнутых технологических циклов генерации и потребления топливноэнергетических ресурсов (ТЭР);
- интеграция автоматизированных систем управления ЭСН с системой управления технологическими процессами (несмотря на то, что объекты автономной энергетики на предприятиях газовой промышленности относятся к вспомогательному производству, обслуживающему основные технологические процессы, и не реализующему продукцию сторонним потребителям).
К специфическим особенностям 11111 иГК, отличающим их от других объектов газовой отрасли, относятся следующие факторы:
- большая доля в удельном энергопотреблении топливного газа и тепловой энергии: в среднем на технологические процессы расходуется около 48 % газа и 36 % теплоты от общего потребления энергоресурсов;
- тепловая энергия на всех ППГ иГК вырабатывается в собственных теплогенерирующих установках (в производственной котельной или котлах-утилизаторах);
- практически весь топливный газ расходуется на выработку теплоты в технологических печах (нагрев потоков) или котельных агрегатах (генерация пара);
- основное количество тепловой энергии в виде пара получают за счет утилизации теплоты, выделяющейся при переработке сырья (в котлах-утилизаторах за технологическими печами или энерготехнологических агрегатах);
- собственные аварийные источники электроснабжения в непрерывном режиме работы могут выработать до 15 % потребляемой электроэнергии;
- в балансе первичных энергоносителей на долю газа приходится около 80 % (с учетом расхода газа на выработку пара в котельных агрегатах), на долю электроэнергии - 20% потребляемых ТЭР;
- в балансе топливного газа до 30 % от общего топливопотребления составляют технологические полупродукты и горючие отходы;
- большая доля в удельном потреблении электрической энергии и топливного газа вспомогательных производств водоснабжения, утилизации отходов и водоотведения: до 10 и 20 % соответственно;
- эксплуатация альтернативных вариантов привода нагнетательного оборудования (компрессоров, воздуходувок, насосов).
Эти факторы обусловили необходимость разработки ЭСН 11111 иГК на базе газотурбинных агрегатов (ГТУ) с комбинированной выработкой теплоты и электроэнергии (когене-рацией), максимальным использованием вторичных энергетических ресурсов, в том числе горючих отходов, сжигаемых в факельных системах, минимизацией водопотребления от внешнего источника и водоотведения (положительное решение о выдаче патента на полезную модель по заявке №2012109097/06 от 11.03.2012). Принципиальная схема ЭСН типа ПГУ-ТЭЦ, интегрированной с технологической системой и внутрипроизводственными источниками генерации ТЭР, приведена на рис. 1. В технологической системе в установках преобразования сырья в продукцию отдельным блоком (УТН) выделено оборудование, где осуществляется нагрев или испарение технологических потоков за счет теплоты уходящих дымовых газов. У становки нейтрализации / обезвреживания отходов (УНО) включают комплекс аппаратов, обеспечивающих утилизацию горючих отходов и очистку сточных вод с получением водяного конденсата, используемого в качестве питательной воды котлов-утилизаторов и паровых котлов автономного энергоисточника - ЭСН. В [9] приведено одно из возможных технических решений по комбинированию УТН и УНО для технологического процесса регенерации абсорбентов, входящего в структуру всех ППГ иГК.
Системный анализ эффективности ЭСН на ППГ иГК выполнен в соответствии с разработанной нами общей концепцией исследования эффективности энергетического комплекса сложно структурированных объектов [10].
Рис. 1. Принципиальная схема системы энергоснабжения с автономным энергоисточником
Установки: УТП - технологического превращения сырья; УНО - нейтрализации отходов;
УТН - технологического нагрева; КУ - котел-утилизатор; ПН, ЦН, НВ - насосы: питательный, циркуляционный и очищенной воды; КВ, КП - коллекторы воды и пара; ОК - осевой компрессор; ГТ, ПТ -газовая и паровая турбины; КС - камера сгорания; ЭГ - электрогенератор; ПК - паровой котел; БС -
барабан-сепаратор
В качестве обобщенного критерия оптимальности структуры и параметров ЭСН ППГ иГК принимаем так называемую функцию «полезности» (и), включающую ранжированные по степени значимости показатели технико-экономической, энергетической, технологической эффективности
и = • ы,, (1)
где ы, - относительное значение , -го показателя эффективности, равное отношению технико-экономической энергетической, технологической характеристики к максимальному или минимальному значению этого показателя в рассматриваемой группе альтернатив объекта;
а, - коэффициенты рангов частных критериев эффективности.
Технико-экономическая эффективность варианта автономного энергообеспечения и технические решения по его структуре и режимам эксплуатации оцениваются по значениям сравнительного интегрального социально-экономического эффекта (ЛZz) или чистого дисконтированного дохода (ЧДД) и дисконтированному сроку окупаемости инвестиций (Ток). Максимум интегрального эффекта достигается при достижении оптимального значения вектора оптимизирующих переменных У, соответствующего оптимальной структуре ЭСН ППГ иГК и оптимальным режимам его эксплуатации
Т
ЛZЪ = 2 (*2? + ЛZ; + ЛZHT + Л11с )• (1 + Е)Т0^ + ЛФТ • (1 + Е)'
т=0
У ^орг
-^шах,
(2)
где ЛZnP, - соответственно, экономия затрат на ППГ иГК при производстве и потребле-
нии электрической и тепловой энергии, водоснабжении и водоотведении в т-й год эксплуатации; ЛZ" - стоимостная оценка эффекта при сравнении вариантов энерго- и водообеспе-чения от сторонних и собственных источников, отличающихся уровнем надежности техно-
логических потребителей в т-й год; ЛZC - стоимостная оценка социального эффекта в т - й год сравниваемых вариантов; ЛФТ - разность остаточной стоимости основных фондов вариантов на конец расчетного периода времени Т ; Е - норматив приведения затрат и эффектов к единому времени.
Дополнительным условием эффективности ЭСН является требование достижения показателя надежности по обеспечению электроэнергией не менее чем в действующей системе.
Для обеспечения заданных показателей надежности электроснабжения от собственного источника требуются дополнительные затраты, определяемые суммой
к
ЛZ- = 2(ь* -Ь )• Ы, • Тр • Цт + (к„ • т„ - тг ЦЬр • Ц„ -Ь • Цт )• Мр + zp, (3)
,=1
где Ь*, Ь1 - удельный расход топлива ,-й установкой мощностью Ы, в режиме работы на пониженной и номинальной частоте соответственно; тр - время запаздывания ввода резервной установки в случае отказа основного источника электроснабжения; ка - коэффициент аварийности обеспечивающей установках; тпл - плановое число работы обеспечивающей установки в году; Ьр, Ь - удельные расходы топлива на выработку электроэнергии в резервной и обеспечивающей установке; Цтр, Цт - стоимость топлива, расходуемого резервной и обеспечивающей установками; Znp - топливная составляющая затрат на пуск-останов резервного оборудования.
При расчете эффективности инвестиционного проекта сооружения ЭСН на ППГиГК определяется также срок окупаемости - минимальный временной интервал (от начала осуществления проекта), за пределами которого интегральный эффект становится и в дальнейшем остается неотрицательным. Иначе - это период, начиная с которого первоначальные вложения и другие затраты, связанные с инвестиционным проектом, покрываются суммарными результатами его осуществления.
Энергетическая системная эффективность ЭСН на ППГиГК определяется как разность абсолютных расходов топлива на выработку определенных количеств электроэнергии и теплоты при раздельном производстве электроэнергии в энергосистеме Всис и технологического пара в котельной Вкот и комбинированном способе их производства на ТЭЦ ВТЭЦ
ЛВэк = (Всис + Вкот ) - Втэц . (4)
Величина Всис определяется как
Всис = Вкэс = Эв„р/(пКЭС • ЙИР )■ (5)
а величина Вкот по формуле
Вкот = бвыр/ (ПкоТ • бН ), (6)
где Т]^30, пкот - соответственно электрический КПД КЭС и КПД котельной. В качестве КЭС
при сравнении вариантов принят вариант конденсационной ПГУ на природном газе с электрическим КПД 48-52% при среднесистемном КПД производства электроэнергии не выше 37,8%.
Суммарный расход топлива на ЭСН ППГиГК на комбинированную выработку электроэнергии Эвыр и технологического пара бвыр определяется расходом топлива в камеру сгорания ГТУ, а относительная экономия топлива в системе теплоэнергоснабжения - отноше-
нием Лв = ЛВэ^Втэц .
В качестве энерготехнологических показателей эффективности ЭСН на ППГиГК с утилизацией отходов и нейтрализацией стоков приняты коэффициенты рационализации топливно-энергетического и водного балансов (к ,) при сопоставлении с вариантом обеспе-
рг
чения этими ресурсами от внешних источников.
Коэффициент рационализации топливно-энергетического баланса (кp ТЭБ) характеризует возможности его совершенствования за счет использования вторичных энергоресурсов и сокращения удельного приведенного потребления ТЭР от внешних источников
Кр ТЭБ _ 1 — (ЕЭСН /ЕБ ) , (7)
где Еэсн, Еб - приведенные удельные энергоемкости 11111'иГК для сравниваемых вариантов энергообеспечения: от ЭСН и от внешнего источника (базового).
Аналогичным образом коэффициенты рационализации водопотребления (к p W) и водоотведения (к p s) характеризуют возможности организации замкнутых циклов с максимальной утилизацией сточных вод
кр W = 1—(Wc/W); (8)
К S = 1 — (S Э^/ S Б), (9)
где ^ЭСН, SЭСН, W, SБ - удельное водопотребление и водоотведение для сравниваемых
вариантов системы.
Для расчета коэффициентов ai в зависимости (1) использован метод анализа иерархий [10]: составлена матрица парных сравнений пяти критериев эффективности ЭСН в структуре ППГиГК (коэффициентов рационализации балансов Kpi, AZ£ (ЧДД), Ток). В результате получены следующие значения коэффициентов рангов частных критериев эффективности: ак = 0,417; ак = 0,263; ак = 0,160; аЧДД = 0,097; аТ = -0,062.
КР ТЭБ ’ КР W ’ КР S ’ ЧДД ’ ’ TOK ’
После подстановки ai в зависимость (1) получаем выражение для функции «полезности» вариантов ЭСН ППГ иГК:
U = 0,417 • Кр тэб + 0,263 • Кр w + 0,16 • Kр s + 0,097 • ЧДД — 0,062 • Ток.
Технические решения по аппаратурному оформлению ЭСН и режимам эксплуатации оборудования зависят от технологической топологии ППГиГК и требуют соответствующих расчетов, адаптированных к конкретным условиям жизненного цикла предприятия, с использованием специально разработанного информационно-аналитического обеспечения [11], содержащего совокупность расчетно-информационных блоков, программных модулей и реляционную базу данных [12].
Разработанные теоретические положения оценки эффективности ЭСН на ППГиГК были реализованы для обоснования модернизации энергетического комплекса предприятия по переработке высокосернистой газоконденсатной смеси - Астраханского газоперерабатывающего завода (АГПЗ). Варианты ЭСН (Ш У-ТЭЦ) оценивались как по частным критериям эффективности и функции «полезности», так и по величине абсолютной и относительной экономии топлива.
Варианты отличаются составом тепло- электрогенерирующего оборудования автономного энергоисточника:
1 - 3 турбины GT8C2 Alstom, 3 котла КУ-93, 3 турбины К-6-2,4;
2 - 2 турбины V-64.3A SIEMENS, 2 котла КУ-120, 2 турбины К-6-2,4;
3 - 4 турбины GTX-100 Alstom, 4 котла КУ-60, 2 турбины К-6-2,4.
Показатели абсолютной и относительной экономии топлива для этих вариантов ЭСН приведены ниже.
Вариант ЭСН 1 2 3
Годовая экономия топлива в системе1), АБэк, тыс. т у. т./год Относительная экономия в системе 54,1 (119,7) 0,115 (0,255) 69,6 (123,2) 0,178 (0,316) 39,2 (104,1) 0,082 (0,217)
1) - данные по экономии топлива соответствуют вариантам выработки электроэнергии в системе: ПГУ конденсационного типа (раздельный способ со среднесистемным КПД)
Основные показатели эффективности инвестиционного проекта создания и функционирования ЭСН типа ПГУ-ТЭЦ в структуре АГПЗ для различных вариантов состава оборудования приведены в таблице.
Показатели эффективности вариантов ЭСН
Показатель, единица измерения Варианты ПГУ-ТЭЦ
1 2 3
Мощность, МВт -электрическая -тепловая 186 161 152 161 184 161
Удельный расход топлива на выработку энергии - электрической, т у. т./МВтч - тепловой, т у. т./ГДж 0,161 0,045 0,148 0,042 0,165 0,046
Коэффициент рационализации:
- энергопотребления К р ТЭБ 0,255 0,316 0,217
- водопотребления Кр № 0,916 0,912 0,902
- водоотведения К „ р ^ 0,974 0,973 0,970
Интегральный эффект А^ (ЧДД), млн. руб. (за 10 лет) 5946,808 4805,669 5857,002
Срок окупаемости, ТОК, лет 7,8 10,2 8,5
Функция «полезности» и 0,553 0,509 0,522
Сопоставительный анализ приведенных в таблице технико-экономических показателей трех вариантов позволяет сделать вывод о целесообразности внедрения в структуру энергетического комплекса АГПЗ ЭСН типа ПГУ-ТЭЦ с составом оборудования первого варианта.
Оценка устойчивости решений по внедрению ЭСН типа ПГУ-ТЭЦ на 11111 иГК в условиях неопределенности исходной технико-экономической информации выполнена по основным критериям - интегральному эффекту и дисконтированному сроку окупаемости. В качестве факторов, влияющих на принятые критерии эффективности, приняты тарифы на тепловую и электрическую энергию, цена газа, капитальные затраты на сооружение автономного источника (рис. 2).
Показатели проекта существенно зависят от цен на энергоносители, в меньшей степени - от изменения капитальных вложений. Так, из рис. 2 а видно, что увеличение затрат в строительство ЭСН на 10% приводит к снижению ЧДД не более чем на 5-6%. Вместе с тем рост тарифа на выработанную (потребляемую) электроэнергию приводит к росту этого показателя в 1,75-2,05 раза. В меньшей степени на величину ЧДД оказывает влияние неопределенность информации по тарифу на тепловую энергию.
Из рис. 2 б видно влияние неопределенности в исходной информации на расчетное значение дисконтированного срока окупаемости инвестиций в строительство ЭСН типа ПГУ-ТЭЦ при реконструкции энергетического комплекса ППГ иГК. Следует отметить, что значение дисконтированного срока окупаемости определено от начала реализации проекта (от момента начала строительства). Определяющее влияние на величину срока окупаемости оказывают стоимость используемого топлива и тарифы на электрическую и тепловую энергию.
То
ЧДД
б
Рис. 2. Зависимости показателей проекта от изменения влияющих факторов:
1, 3 - тариф на электроэнергию и тепловую энергию; 2 - цена топливного газа;
4 - инвестиции; 5 - суммарно факторы 1-4
Для предлагаемого проекта ЭСН типа ПГУ-ТЭЦ на ППГ иГК проведен анализ изменения коэффициентов чувствительности рассчитываемых показателей эффективности к изменению отдельных технико-экономических факторов
д7 У
а7 =-----тг—,
2 7 ЭУ
где 7 - критерий эффективности; У - фактор, влияющий на его значение.
Абсолютное значение а7 определяет уровень влияния фактора на показатель эффективности, а знак - направление этого влияния. Отрицательные значения а7 характеризуют положительное влияние изменение фактора на изменение критерия эффективности.
Значения коэффициентов чувствительности ЧДД и дисконтированного срока окупаемости инвестиций по отношению к изменению цен на топливо, тарифов на электрическую и тепловую энергию, капитальным вложениям в строительство ЭСН, приведены ниже.
а
«ЧДД (ХТ Т ок
Тариф на электроэнергию 4,172 -1,234
Тариф на тепловую энергию 0,936 -0,289
Цена топлива -2,515 0,849
Инвестиции -1,251 0,701
Суммарно все факторы 1,342 -0,108
Из приведенных данных следует, что наибольшие абсолютные значения коэффициентов чувствительности характерны для тарифа на электроэнергию и цены топлива.
Выводы
1. Для энергетического комплекса предприятий по переработке газа и газового конденсата разработана методика схемно-параметрического анализа эффективности автономного источника энергообеспечения.
2. На основании оценки факторов, определяющих технико-экономическую схему развития энергетического хозяйства предприятий по переработке газа и газового конденсата, разработана альтернативная структура энергетического комплекса с автономным источником электрической и тепловой энергии, интегрированным с технологической системой и обеспечивающая максимальное использование вторичных энергоресурсов и утилизацию отходов.
3. С использованием разработанного информационно-аналитического обеспечения выполнена оценка эффективности альтернативных вариантов автономного энергоисточника типа ПГУ-ТЭЦ для Астраханского газоперерабатывающего завода.
4. Определена технико-экономическая, энергетическая и технологическая эффективность ПГУ-ТЭЦ с газотурбинными агрегатами GT8C2 фирмы ALSTOM, котлами-утилизаторами КУ-93 и паровыми турбинами К-6-2,4, а также выявлено влияние основных технико-экономических факторов на показатели экономической эффективности. Срок окупаемости инвестиций в создание ПГУ-ТЭЦ в структуре энергетического комплекса предприятия составляет 8-9 лет.
ЛИТЕРАТУРА
1. Белоусенко И.В. Концепция развития энергетики ОАО «Газпром» на основе применения собственных электростанций / И.В. Белоусенко, А.М. Хозин, Е.В. Кристовский // Газовая промышленность. - 2000. - № 5. - С. 6-8.
2. Белоусенко И.В. Основные направления концепции развития энергетики ОАО «Газпром» на основе применения собственных электростанций и энергоустановок / И.В. Белоусенко // Изв. РАН. Энергетика. - 2001. - №5. - С. 54-63.
3. Лезнов, В.Б. Реализация программы создания электростанций нового поколения/
B.Б. Лезнов, В.Г. Шептуцолов, И. А. Трегубов // Газовая промышленность. - 2000. - № 5. -
C. 10-11.
4. Белоусенко, И.В. Исследование и технико-экономическая оценка надежности электростанций собственных нужд / И.В. Белоусенко, С.В. Голубев, М.Д. Дильман, Л.С. Попырин // Газовая промышленность. - 2002. - № 11. - С. 62-64.
5. Суднов С.В. Устойчивость электростанций собственных нужд малой мощности/ С.В. Суднов, В.Б. Лезнов // Газовая промышленность. - 2000. - № 5. - С. 12-13.
6. Майзель В.И. Оценка экономической эффективности сооружения ЭСН / В.И. Май-зель, Г.М. Бирюкова // Газовая промышленность. - 2000. - № 5. - С. 21-22.
7. Загоринский Э.Е. Комплексная оценка экономической эффективности применения электростанций собственных нужд различных типов: материалы НТС ОАО «Г азпром». Т. II / Э.Е. Загоринский. - М.: ИРЦ Газпром, 2001. - С. 60-62.
8. Майзель В.И. Экономическая эффективность объектов автономной энергетики /
B.И. Майзель // Газовая промышленность. - 2002. - № 12. - С. 51-53.
9. Пат. на полезную модель № 114424 РФ, МПК B01D 53/96, B01D 53/26. Установка регенерации абсорбента с термической утилизацией горючих отходов / Долотовский И.В., Ленькова А.В. - № 2011148186/05; заявл. 25.11.2011; опубл. 27.03.2012, Бюл. № 9. - 2 с.
10. Концепция системного анализа и многокритериальной оценки эффективности энергетического комплекса предприятий добычи и переработки углеводородного сырья / И.В. Долотовский, Е.А. Ларин, Н.В. Долотовская // Вестник СГТУ. - 2011. - №1 (54). Вып. 3. -
C. 187-192.
11. Пат. №63537 РФ, МПК в 06 О 10/00; в 07 С 3/14. Система автоматизированного учета и планирования на предприятии / Е.А. Ларин, Н.В. Долотовская, И.В. Долотовский // Открытия. Изобретения. 2007. № 15.
12. Система «Энергоресурс»: программа для ЭВМ № 2010615353 / Е.А. Ларин, И.В. Долотовский, Н.В. Долотовская. - №2010613798; заявл. 29.06.10; зарегистр. 20.08.10.
Работа выполнена при финансовой поддержке Минобрнауки РФ (ГК 14. 740.11.0107).
Долотовский Игорь Владимирович -
кандидат технических наук, старший научный сотрудник проблемной научно-исследовательской лаборатории теплоэнергетических установок электростанций и систем энергоснабжения кафедры «Теплоэнергетика» Саратовского государственного технического университета имени Г агарина Ю. А.
Ларин Евгений Александрович -
кандидат технических наук, профессор кафедры «Теплоэнергетика» Саратовского государственного технического университета имени Г агарина Ю. А.
Долотовская Надежда Васильевна -
кандидат технических наук, доцент кафедры «Промышленная теплотехника» Саратовского государственного технического университета имени Г агарина Ю. А.
Igor V. Dolotovsky -
Ph. D., Senior Research Assistant Problematic Research Laboratory of Heat-power Engineering Installations and Systems Power Supply Department of Heat-Power Engineering, Gagarin Saratov State Technical University
Evgeny A. Larin -
Ph. D., Professor
Department of Heat-Power Engineering,
Gagarin Saratov State Technical University
Nadezhda V. Dolotovskaya -
Ph. D., Associate Professor Department of Industrial Heat Engineering, Gagarin Saratov State Technical University
Статья поступила в редакцию 18.05.12, принята к опубликованию 17.06.12
