2017-12-14
848
Проект GE Jenbacher- мощность 681 кВт.
Компания «GE Jenbacher» - один из мировых лидеров, уже более 50 лет специализирующийся исключительно на технологиях производства газовых двигателей, на базе которых создаются газовые электростанции и когенерационные установки и обширного диапазона единичной мощностью от 250 кВт до 4000 кВт. С 2003 г. компания Jenbacher входит в подразделение «GE Energy», крупнейшей мировой компании «GeneralElectric».
Первый газовый двигатель Jenbacher был построен в 1957 году. В настоящее время по всему миру установлено более 3880 газопоршневых электростанций общей мощностью более 4280 МВт. В условиях постоянного повышения себестоимости энергии, общего увеличения энергопотребления и в то же время усложнения экологической обстановки, все большее значение придается комбинированной выработке электричества и тепла с помощью когенерационных установок, что позволяет инновационным когенерационным системам Jenbacher и впредь входить в число мировых лидеров в данной отрасли.
Виды используемых газов
|
|
|
Помимо природного газа двигатели Jenbacher (Йенбахер) позволяют использовать в качестве топлива пропан, бутан, попутный нефтяной газ, газы химической промышленности, коксовый, древесный и пиролизный газ, газ мусорных свалок, биогаз, газ сточных вод и т.д.
Использование энергии этих газов для одновременной выработки электрической и тепловой энергии гарантируют экономическую оправданность систем питания Jenbacher. Сжигание альтернативных газов уменьшает выбросы и стимулирует эффективное использование природных ресурсов.
Преимущества двигателей Jenbacher
- высокий электрический КПД - до 45,6%;
- высокий общий КПД (электрический и тепловой) - более 90%;
- минимизация выбросов вредных веществ (NOx, СО, NMHC) с помощью запатентованной системы контроля сгорания обедненной смеси LEANOX®;
- длительные периоды работы между плановыми обслуживаниями: срок службы свечей зажигания до 15 000 ч., головок цилиндров до 30 000 ч., наработка до капитального ремонта 60 000 ч. (при продлении контракта, на момент переборки агрегата потребителю поставляется взамен новая установка);
- новейшая система DIA.NE® XT3 сочетает мощные устройства центрального управления производственным процессом, мастер-контроль и управление установкой с обратной связью, а также визуализацию информации на русском языке, графическое отображение трендов в режиме реального времени, архивацию данных, передачу данных по различным протоколам в систему управления верхнего уровня;
- ориентированная на удобство эксплуатации и ремонта конструкция двигателя: неохлаждаемый внешний выпускной коллектор обеспечивает максимальный подвод энергии отработавших газов к турбонагнетателю, поперечное охлаждение отдельных головок газового двигателя (система подачи смеси, находящаяся в развале цилиндров для V-образного исполнения, позволяет вынести наружу выпускной коллектор), компактные габариты и низкая масса, безщеточный генератор;
|
|
|
- организация процесса сгорания по циклу Миллера, в совокупности с системой контроля детонации OLGA и системой LEANOX®, способствуютповышению КПД и устойчивости работы установки, при изменении состава газа и метанового индекса, датчики используются в некритических точках измерений.
В таблице 20 приведены технические показатели проекта. Потребление газа одним модулем составляет 150 м3/ч. Вырабатываемая мощность одним модулем 681 кВт.
Таблица 20 - Технические показатели проекта «Jenbacher» без подготовки газа дистербьютер«Сигматехнолоджи» г. Москва.
| Год | Использовать для переработки, млн. м3 | Потребление газа одним модулем, м3/ч | Потребность в оборудовании, модуль | Вырабатываемая мощность 1 модулем, кВт | Мощность мВт |
В таблице 21 представлены расчеты выгод от проекта за счет экономии на платежах за сверхлимитное загрязнение окружающей среды и экономия на покупной электроэнергии.
Таблица 21 – Выгоды от проекта
В тыс. руб.
| Год | Экономия на платежах | Экономия на электроэнергии | Выгоды |
| 675 331 | 677 971 | ||
| 950 375 | 953 815 | ||
| 1 217 364 | 1 221 444 | ||
| 1 611 217 | 1 616 217 | ||
| 1 935 007 | 1 940 567 | ||
| 2 706 226 | 2 713 426 | ||
| 2 922 724 | 2 929 924 | ||
| 2 770 743 | 2 777 063 | ||
| 2 556 799 | 2 562 199 | ||
| 2 659 071 | 2 664 271 | ||
| 1 767 260 | 1 770 460 | ||
| Итого | 21 772 118 | 21 827 358 |
В таблице 22 представлены затраты по проекту. Капитальные вложения составят 814663 тыс. рублей.
Таблица 22 – Затраты по проекту, тыс. руб.
В тыс. руб.
| Год | Капитальные вложения | Экспл. затраты | Амортизация | Налог на имущество | Налог на прибыль | Итого |
| Итого |
В таблице 23 представлены расчеты денежных потоков по проекту.
Таблица 23 – Денежные потоки по проекту
В тыс. руб.
| Год | Выгоды | Затраты | ДП | Коэф.диск | ДДП | НДДП |
| - | -814 663 | -814 663 | -814 663 | |||
| 745 860 | 314 801 | 0,89 | 281 072 | -533 591 | ||
| 1 021 704 | 590 645 | 0,80 | 470 859 | -62 732 | ||
| 1 289 333 | 711 023 | 0,71 | 506 092 | 443 360 | ||
| 1 684 106 | 913 677 | 0,64 | 580 659 | 1 024 018 | ||
| 2 008 456 | 1 036 601 | 0,57 | 588 195 | 1 612 214 | ||
| 2 781 315 | 1 460 840 | 0,51 | 740 107 | 2 352 321 | ||
| 2 997 813 | 1 420 960 | 0,45 | 642 770 | 2 995 091 | ||
| 2 844 951 | 1 252 671 | 0,40 | 505 933 | 3 501 023 | ||
| 2 630 088 | 1 121 812 | 0,36 | 404 537 | 3 905 560 | ||
| 2 732 160 | 1 201 886 | 0,32 | 386 975 | 4 292 535 | ||
| Итого | 22 506 244 | 10 187 641 | 4 292 535 |
В таблице 24 представлены критерии оценки экономической эффективности проекта.
Таблица 24 – Результаты оценки проекта
| Критерии | Значения |
| Чистый дисконтированный доход, ЧДД, млн.руб | 4292,535 |
| Индекс доходности, ИД | 5,27 |
| Срок окупаемости, СО, лет | 3,12 |
| Внутренняя норма доходности, ВНД,% |
На рисунке 10 представлены денежные потоки проекта.
Рисунок 10 – Денежные потоки проекта
Как видно из расчетов проект является экономически выгодным.
Выбор оптимального варианта утилизации попутного газа на Баяндысском месторождении
|
|
|
Сведем результаты всех трех проектов в одну таблицу и сравним экономические показатели.
В таблице 25 и на рисунке 11 представлены сравнительные характеристики проектов.
Таблица 25 – Сравнительные характеристики проектов
| Показатель | Проект мини-электростанции Waukesha 1000 | Проект мини-электростанции Jenbacher 681 | Проект увеличения мощности установки |
| Капитальные вложения, млн.руб. | 831,5 | 814,6 | 327,9 |
| ЧДД, млн.руб. | |||
| ИД | 7,8 | 5,3 | 4,2 |
| СО | 2,67 | 3,12 | 3,16 |
| ВНД |
Рисунок 11 - Сравнение характеристик проектов
По данным приведенным в таблице 3.9 можно сделать вывод, что наиболее привлекательным, для реализации, служит проект проектWaukesha – мощность 1000кВт. Проект отличатся высоким ЧДД и большим ВНД по сравнению с другими представленными проектами.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Задача повышения полезного использования и утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ) являются важной составляющей стратегии Группы «ЛУКОЙЛ».
ЛУКОЙЛ первой среди крупных российских нефтедобывающих компаний приступила к реальным действиям по сокращению факельного сжигания ПНГ, задолго до введения обязательных законодательных требований.
С 2005 года реализуется корпоративная программа по рациональному использованию ПНГ (на периоды 2006-2010 годы, 2011-2013 годы, новая программа принята в отчетном периоде на 2014-2016 годы).
За десять лет в результате выполнения мероприятий программ использование ПНГ выросло с 7,1 млрд м3в год до 9,1 млрд м3в год, сжигание газа на
ПНГ используется на месторождениях при закачке в пласт для поддержания пластового давления, для выработки электроэнергии на газовых электростанциях «малой энергетики», а также для других производственных нужд. Товарный попутный газ поставляется на газоперерабатывающие заводы и местным потребителям.
За период с 2011 по 2014 годы было введено в эксплуатацию более 100 объектов утилизации ПНГ, в том числе построено 18 компрессорных станций, более 700 км газопроводов, 3 компрессорные станции для закачки газа в пласт, 9 газотурбинных электростанций и 4 мультифазные насосные станции.
|
|
|
По месторождениям Компании в Западной Сибири, на Балтике и в Нижнем Поволжье, включая Северный Каспий, задача по достижению 95% уровня утилизации ПНГ решена.
Согласно Программы по рациональному использованию нефтяного (попутного) газа по лицензионным участкам недр организаций Группы «ЛУКОЙЛ» в 2014-2016 гг. наиболее крупные проекты реализуются:
·в Тимано-Печоре,
·Пермском Крае,
·месторождениях Северного Каспия.
ПАО «ЛУКОЙЛ» ежегодно повышает уровень утилизации попутного нефтяного газа, который в 2016 году составил 88,0% против 87,6% в 2012 году. Рост показателя связан с развитием систем утилизации попутного нефтяного газа на месторождениях Компании – строительством компрессорных станций, газопроводов и т.д. Сдерживающим фактором для увеличения показателя утилизации стало приобретение новых активов с низким уровнем утилизации. На основных месторождениях Компании в Западной Сибири уровень использования попутного газа составляет 95%.
Для увеличения уровня использования попутного нефтяного газа по Российским проектам в Компании реализуется Программа по рациональному использованию нефтяного (попутного) газа по лицензионным участкам недр организаций Группы «ЛУКОЙЛ». В программе запланированы мероприятия, выполнение которых позволит к 2016 году достигнуть предельно допустимого значения показателя сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках в размере не более 5% от объема добытого газа, установленного Правительством Российской Федерации в Постановлении № 1148 от 8 ноября 2012 года «Об особенностях исчисления платы за выбросы загрязняющих веществ, образующихся при сжигании на факельных установках и (или) рассеивании попутного нефтяного газа».
В результате выполнения мероприятий в период 2014-2015г.г. использование ПНГ выросло с 7,1 млрд.м.3 в год до 9,1 млрд.м3 в год. Уровень использования увеличился с 78,6% в 2014 году до 87,7% в 2015 году, соответственно, в этот период, снижено и сжигание газа на факелах с 1,9 млрд.м3 в 2014году до 1,3 млрд.м3 в 2015 году. Было введено в эксплуатацию более 100 объектов утилизации ПНГ, в том числе построено 18 компрессорных станций, более 700 км. газопроводов, 3 компрессорные станции для закачки газа в пласт, 9 газотурбинных электростанций и 4 мультифазные насосные станции.
Закончено строительство следующих объектов:
— Газотурбинные электростанции на месторождениях: Крутовское ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь», Тавдинском, Токаревском ОАО «РИТЭК»;
— Газокомпрессорные станции на месторождениях: Северо – Кожвинском, Западно – Тэбукском ООО «ЛУКОЙЛ-Коми», Троельжском, Аряжском ОАО «РИТЭК»;
— Компрессорная станция по закачке в пласт на Средне - Хулымском месторождении ОАО «РИТЭК»;
— 104 км газопроводов: «Западный Тэбук – Сосногорская ТЭЦ» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»; на Яйвинскую ГРЭС, «Уньва – Ольховка» ООО «ЛУКОЙЛ – Пермь», «ДНС Лазуковка – УПСВ Троельга» ОАО «РИТЭК»;
— 5 подогревателей нефти на Дубравном, Южно – Кондрашевском, Русаковском, Касибском, Очерском месторождениях ОАО «РИТЭК»;
— 2 мультифазные насосные станции на Калмиярском и Хатымском месторождениях ОАО «РИТЭК»;
— 21,3 км мультифазных трубопроводов: «ДНС Лазуковка – УПСВ Троельга», «ДНС Зори – УПСВ Шемети» ОАО «РИТЭК».
Добыча и использование попутного нефтяного газа организациями Группы ЛУКОЙЛ в 2014 году планируется на уровне 9,645 млрд м3, уровень использования ПНГ 90,8%.
Согласно Программы по рациональному использованию нефтяного (попутного) газа по лицензионным участкам недр организаций Группы «ЛУКОЙЛ» в 2014-2016 гг. наиболее крупные проекты реализуются:
—в Тимано-Печоре;
—Пермском Крае;
— месторождениях Северного Каспия.
В рамках бакалаврской работы было рассмотрено 3 варианта альтернативных проектов по утилизации попутного нефтяного газа на Баяндысском нефтяном месторождении ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». Один из них по увеличению мощности установки абсорбционной очистки газа от сероводорода, а две остальных по внедрению на месторождение мини-электростанцийWaukesha 1000, GE Jenbacher.
Наименьшие капитальные вложения по варианту увеличения мощности установки абсорбционной очистки газа от сероводорода – 327,9млн.руб., наибольшие по варианту с внедрением мини-электростанции Waukesha 1000– 831,5 млн.руб.
Была проведена оценка экономической эффективности каждого проекта при ставке дисконтирования 12.
Все проекты экономически эффективные. Однако, наиболее эффективный проект Waukesha 1000. Капитальные вложения составляют 831,5 млн.руб. ЧДД – 6479млн.руб. Срок окупаемости 2,67 года. Индекс доходности – 7,8. ВНД – 69%.
