Модернизация газотурбинной установки ГТК-10И с реконструкцией действующей камеры сгорания

4) строительство за пределами промышленной площадки факела для полного сжигания природного газа при авариях и ремонтных работах на газопроводах; Количество выбросов в атмосферу определяется по формуле [РД-51-162-92]

т/год

где Qп.с. Ї расход продуктов сгорания, н·м3/с;

Т Ї наработка 1 агрегата за 2002 год, ч;

Сi Ї концентрация i - го вещества мг/нм3.

Таблица16 Количество выбросов в атмосферу

Увеличение КПД ГТУ обеспечивает снижение расхода топливного газа, что соответственно снижает выброс вредных веществ в атмосферу.

После модернизации мощность выброса с одного агрегата уменьшился в 1,63 раза, а валовый выброс NОх в атмосферу уменьшился на 274,5 тонны в год, что значительно улучшает экологическую обстановку в районе КС.

Геометрические размеры дымовой трубы трубчатого регенератора обеспечивают лучшее рассеивание вредных веществ в атмосфере.

Для отвода сточных вод на площадке КС имеется система канализации в состав которой входит малогабаритная насосная установка (МКНУ) производительностью 5 м3/час созданная по проекту 1425-13 СПКБ ПНГСМ.

5. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

В данном разделе представлен расчет технико-экономических показателей газотранспортного предприятия предназначенным для увеличения производительности данной газотранспортной системы, с увеличением объема перекачки до Q = 17,06 (млрд.м 3/ год ).

Для достижения поставленной цели требуется инвестирование средств в форме капитальных вложений в модернизацию камеры сгорания ГТУ.

5.1 Расчет капитальных вложений

Капитальные вложения в газопровод ориентировочно определяем на основе удельных показателей.

Удельные капитальные вложения на сооружение 1 км линейной части газопроводов в нормативной базе даются с разбивкой по видам затрат:

-стоимость строительно-монтажных работ (СМР);

-стоимость оборудования;

-прочие затраты

Удельные капитальные вложения на строительство 1 км газопровода на j - ом участке газопровода с учетом территориальных коэффициентов, согласно СНиП, определяются, по формуле:

Кi = Kcмp * Кti + Коб * Кт2 + Кпр * Кт3,

где Ксмр, Коб, Кпр - нормативные удельные затраты соответственно на строительно-монтажные работы (СМР), оборудование, прочие виды работ, тыс. тг./км;

Кт1, Кт2, Кт3 - территориальные коэффициенты соответственно на стоимость СМР, оборудования и прочие затраты.

Капитальные вложения в линейную часть газопровода определяем из выражения

где Кj - удельные капитальные вложения на строительство 1 км газопровода на j - ом участке с учетом территориальных коэффициентов;

Lij - протяженность j - ом участке участка газопровода при на i - ых топографических условиях местности;

Kтпij - коэффициент, участвующий особенности i - ых топографических условиях местности на j - ом участке участка газопровода;

Ki - коэффициент, участвующий отклонения от нормативных условий на j - ом участке участка газопровода.

Затраты на строительно-монтажные работы.

Все расчеты по выше приведенным формулам сведены в таблицу 4.

Таблица 17 Объемы капитальных вложений необходимых для реализации проекта.

5.2 Расчет технико-экономических показателей КС

Объем годового поступления газа (Q2) в проектируемую систему магистральных газопроводов составляет 17,06 млрд * м3/ год, против 16,8 млрд * м3/год поступавшего до реконструкции.

Расход газа на собственные нужды (Qcн) для компрессорной станции (КС) остается неизменным.

Норма технически неизбежных потерь газа (Qпот) устанавливается в процентах к общему объему поступления (Q2) газа в газотранспортную систему.

Согласно опыту эксплуатации аналогичных газотранспортных систем норму технически неизбежных потерь газа принимаем равной 0,8 %.

Расчет объема технически неизбежных потерь представлен в таблице 18.

Таблица 18 Объем технически неизбежных потерь

При планировании и анализе работы магистральных газопроводов используется показатель объема транспортируемого газа, который определяется как разность между объемом поступления и расходом газа на собственные нужды и потерями его при транспортировке и хранении:

Qтр= Qпост - Qсн - Qпот

Расчет расхода объема транспортируемого газа представлен в таблице 19.

Таблица 19 Объем транспортируемого газа.

Производственная деятельность предприятия характеризуется показателем транспортной работы (Атр), который определяется суммой произведений количества поданного газа каждому потребителю на расстояние от наиболее удаленного поставщика, включая длину газопровода - отвода, с учетом разницы расстояний между поставщиками в месте присоединения последнего отвода к газопроводу, то есть

Lк - расстояние от максимально удаленного источника поступления газа до места отбора газа к К- му потребителю, км (расстояния остались неизменными после реконструкции).

В нашем случае этот показатель будем определять не в числовом выражении, а виде разницы его со сравниваемым вариантом, т.е. приращение транспортной работы.

А mр = 980 млн. м 3 км

Объем тарифной выручки (ТВ) в стоимостном выражении определяем путем умножения величины транспортной работы (Атр) на установленный тариф (Т):

Объем тарифной выручки по годам представлен в таблице 20.

Таблица 20 Объем тарифной выручки.

Расчет себестоимости, прибыли и рентабельности.

Определение затрат по статье электроэнергия покупная базируется на расчете общей потребности как для производственных, так и для хозяйственных нужд. Стоимость электроэнергии определяется по прейскуранту. Прейскурант предусматривает двухставочные и одноставочные тарифы.

По двухставочному тарифу оплачивается электроэнергия, расходуемая на всех промплощадках ЛПУМГ с присоединенной мощностью свыше 100 киловольт - ампер. Двухставочный тариф состоит из основной и дополнительной ставки. Основная предусматривает годовую оплату за 1кВт заявленной потребителем мощности. Под заявленной мощностью имеется наибольшая получасовая мощность кВт (не ниже 500 кВт) отпускаемая потребителям в часы суточного максимума нагрузки энергосистемы.

Дополнительная ставка двухставочного тарифа предусматривает оплату з киловатт - час потребляемой электроэнергии, учтенной счетчиком. Для этого установлены следующие тарифы:

- плата за 1 кВт максимальной нагрузки - 150 тенге;

- плата за 1 кВт - час потребляемой электроэнергии 6 тенге.

В данном проекте расчет потребности в электроэнергии не проводим, поскольку изменений в комплектации и структуре компрессорной станции не предусматривается. Затраты связанные с расходом газа на собственные нужды не определяем, исходя из условия, что объема газа идущего на собственные нужды не изменяется.

Сведем все затраты в таблицу и покажем их структуру в процентном соотношении.

Таблица 21 Затраты по экономическим элементам.

Прочие денежные расходы принимаю равными 30 % от суммы затрат всех вышеперечисленных экономических элементов.

Отчисления на социальное страхование производим в размере 39 % о всего фонда заработной платы:

Себестоимость 1000 куб.м. товарного газа приведена в таблице 22.

Таблица 22 Себестоимость товарного газа по годам реализации проекта.

5.3 Экономический эффективность модернизации

Ежегодно на выбросы загрязняющих веществ от работающих ГПА в целом по УМГ «Уральск» АО «Интергаз Центральная Азия» перечисляет в Областное управление охраны окружающей среды ЗКО 39249281 тенге, из них по КС «Уральск» - 17771626,14 тенге, по КС «Чижа» - 21477654,86 тенге.

Общее количество отработанных часов ГПА по УМГ «Уральск» составило - 41260 часов, из них КС «Уральск» - 18682 м/час, КС «Чижа» - 22578 м/час.

Планируемые выбросы за год - 20495,59 т/год;

Фактические выбросы составили - 13721,291 т/год.

Расчет платы за выбросы вредных веществ за 1 час работы ГПА:

Х = 39249281 = 951,27 тенге

41260

Расход топливного газа на работу ГПА - Z = 4,1666 тыс. м3/час;

Стоимость 1000 м3 природного газа - У = 130 долларов США.

Расчет стоимости расхода топливного газа за 1 час работы ГПА:

N = Z . У = 4,1666 . 130 = 541,66 долларов.

На 18682 часа работы ГПА КС «Уральск» в 2011 году истрачено топливного газа:

Zх = Z . 18682 = 4,1666 . 18682 = 77840,42 тыс. м3

на сумму:

Ух = Zх . У = 77840,42 . 130 = 10119254,6 долларов.

В пересчете на тенге, при курсе в 125 тенге за 1 доллар, получаем:

Ухi = Ух . 125 = 10119254,6 . 125 = 1264906825 тенге

В низкоэмиссионных камерах сгорания «ПСТ 90/10-20» расход топлив-ного газа на работу ГПА составляет - Zn = 4,0823 тыс. м3/час.

Исходя из условия ( 4 ), при эксплуатации ГПА с низкоэмиссионной камерой сгорания «ПСТ 90/10-20», расход топливного газа в год на КС «Уральск» составил бы:

Zх1 = Zn . 18682 = 4,0823 . 18682 = 76265,53 тыс. м3;

на сумму:

Ух1 = Zх1 . У = 76265,53 . 130 = 9914518,9 долларов.

В пересчете на тенге, при курсе в 125 тенге за 1 доллар, получаем:

Ух1i = Ух1 . 125 = 9914518,9 . 125 = 1239314862,5 тенге

Реконструкция камер сгорания ГПА ГТК-10И на КС «Уральск» и внедрение малоэмиссионной камеры сгорания «ПСТ 90/10-20» за счет снижения расхода топливного газа на работу ГПА принесла бы экономический эффект на сумму:

Усум1=Ухi-Ух1i= 1264906825 - 1239314862,5 = 25591962,5 тенге

За счет уменьшения величин выбросов загрязняющих веществ в отходящих газах ГПА в 2,6 раза снижение отчислений в органы охраны окружающей среды на сумму:

Усум2 = 17771626,14 = 6835240,82 тенге.

В итоге экономический эффект от внедрения малоэмиссионной камеры сгорания «ПСТ 90/10-20» на КС «Уральск» в год составил бы:

Усум = 25591962,5 + 6835240,82 = 32427203,32 тенге.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В дипломном проекте изложено решение актуальной практической задачи - модернизация газотурбинной установки ГТК-10И с реконструкцией действующей камеры сгорания и внедрением малоэмиссионной камеры сгорания ПСТ 90/10-20 позволяющей снизить выбросы вредных веществ в выхлопных газах ГПА. В дипломном проекте проанализированы показатели работы действующего парка ГПА на КС «Уральск» за 2006 год, предложены варианты возможной реконструкции камер сгорания ГПА ГТК-10И. Проведен технологический расчет по оптимизации резервуарного парка, выполнены технико-экономические расчеты по внедрению малоэмиссионной камеры ПСТ 90/10-20. Решение о реконструкции камеры сгорания действующего агрегата ГТК-10И было принято исходя из следующих соображений:

· Снижение вредных выбросов в выхлопных газах ГПА в 2,6 раза

· Снижение расхода топливного газа на работу ГПА

1. В технологической части была решена задача применения малоэмиссионной камеры сгорания ПСТ 90/10-20 на базе действующей камеры сгорания ГПА ГТК-10И как наиболее эффективной в борьбе с вредными выбросами в выхлопных газах ГПА.

2. В экономической части были получены сравнительные показатели затрат до реконструкции и после.

3. В разделе «Охрана труда и техника безопасности» было представлено состояние охраны труда и техники безопасности в АО «Интергаз Центральная Азия», дан обзор работ выполненных предприятием за последние 2 года в плане укрепления промышленной безопасности.

Проведенные технико-экономические расчеты позволяют решить задачу по снижению расхода топливного газа на работу ГПА и наглядно показывают какой экономический эффект может принести внедрение малоэмиссионной камеры сгорания на ГПА КС «Уральск».

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Моверман Г.С., Радчик И.И. Ремонт импортных газоперекачивающих агрегатов. Учебное пособие для учащихся профтехобразования и рабочих на производстве. - М. Недра, 1986г.

2. Бронштейн Л.С. Ремонт стационарной газотурбинной установки. Учебное пособие для бригадиров, машинистов и квалифицированных рабочих компрессорных станций и ремонтных баз МГ. - Л. Недра, 1987г.

3. Качалов В.А., Алексин В.В. ISO 14001 Системы менеджмента окружающей среды. Требования и руководство по использованию. ООО «Интерсертифика Р» М. 2004г.

4. Качалов В.А., Алексин В.В. OHSAS 18001:1999 Системы менеджмента охраны здоровья и безопасности труда. Требования. НП «Интерсертифика-Холдинг» М. 1999г.

5. Качалов В.А., Алексин В.В. ISO 9001:2000 Системы менеджмента качества. Требования. ООО «Интерсертифика Р» М. 2000г.

6. Стандарт организации СТ ГУ 153-39-ХХХ-2007. Газовые турбины - выбросы отработанного газа. Часть 1: измерение и оценка. - АО «ИЦА», Астана, 2007г.

7. Кулагин И.В., Степин В.А. Газоперекачивающий агрегат типа ГТК-10И. технические требования на дефектацию и ремонт деталей и узлов. - М. «Союзгазэнергоремонт», 1983г.

8. Зарипов А.Р. Модернизация камер сгорания газотурбинной установки MS 3002 газоперекачивающего агрегата ГТК-10И как способ обеспечения экологической безопасности в зоне падающей добычи газа. Доклад. - ООО «Оренбурггазпром», 2005г.

9. Годовой промышленный отчет УМГ «Уральск» АО «ИЦА» за 2006 год - Уральск, 2007г.

10. Годовой промышленный отчет УПНРиД АО «ИЦА» за 2006 год - Уральск, 2007г.

11. Нефти и газы месторождений зарубежных стран. Справочник. - М.: Недра, 1977.

12. Панов Т.Е., Петряшин Л.Ф. Охрана окружающей среды на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. - М.: Недра, 1984.

13. Пермяков И.Г., Саттаров М.М., Генкин И.Б. Методика анализа разработки нефтяных месторождений. - М.: Гостоптехиздат, 1962.

14. Пыхачев Г.Б. Подземная гидравлика. - М.: Гостоптехиздат, 1961.

15. Розенберг М.Д. О неустановившейся фильтрации газированной жидкости в пористой среде. - Известия АН СССР, ОТН. №10, 1952.

16. Розенберг М.Д. Кундин С.А. Многофазная многокомпонентная фильтрация при добычи нефти и газа. - М.: Недра,1986.

17. Саттаров М.М. Андреев Е.А. Ключарев В.С. и др. Проектирование разработки крупных нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1969.

18. Справочник по нефтяным и газовым месторождениям зарубежных стран. - Т.1. М.: Недра, 1976.

19. Сулейманова М.М., Газарян Г.С. Охрана труда в нефтяной промышленности. - М.: Недра, 1980.

20. Сыромятников Е.С., Победоносцева Н.Н. Организация, планирование и управление нефтегазодобывающими предприятиями. - М.: Недра, 1984.

21. . Жолумбаев М.Т., Бакиев Т.А., Жолумбаев А.М. Физико-химические свойства аномально высоковязких нефтей // Роль науки в развитии нефтегазовой отрасли Республики Башкортостан: Сборник докладов научно-практической конференции «Вклад науки Республики Башкортостан в реальный сектор экономики». - Уфа: Транстэк, 2003. - С. 44-47.

Размещено на Allbest.ru