авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 | 2 || 4 | 5 |

«ФГБОУ ВПО «САРАТОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ИМЕНИ ГАГАРИНА Ю.А.» На правах рукописи ЛЕНЬКОВА Александра ...»

-- [ Страница 3 ] --

В МИС предполагается, что во всем потоке происходит полное перемешивание (за счет механических устройств или циркуляции потока), и любое изменение параметра потока на входе в соответствующую зону аппарата мгновенно распределяется по всему объему. Это достигается при соотношении горизонтального размера аппарата (диаметра) к его вертикальному размеру (высоте) равном 8:10.

Гидродинамическая структура потоков, соответствующая МИС, имеет место в химических реакторах, в теплообменных аппаратах с изменением агрегатного состояния потоков – в кипятильниках, испарителях, в дегазаторах.

Модель идеального вытеснения используется в случае поршневого потока в предположении, что в направлении его движения смешение полностью отсутствует, а в направлении, перпендикулярном движению, происходит идеальное смешение.

Гидродинамическая структура, соответствующая МИВ, характерна для движения потоков в трубном пространстве реакторов трубного типа, кожухотрубных теплообменников различных конструкций, в змеевиках трубчатых печей, для аппаратов типа «труба в трубе».

Для описания изменения концентрации и температуры в описанных моделях аппаратов используются известные зависимости, приведенные в приложении Г.

На базе моделей МИВ и МИС для описания режима движения реальных потоков созданы комбинированные модели с добавлением застойных зон, байпасирования и рециркуляции отдельных частей потока.

Модели использованы в кинетических уравнениях расчета процессов тепло- и массообмена аппаратов.

Уравнения кинетики процессов Поскольку в задачи исследования не входили вопросы совершенствования основных технологических процессов переработки УВС с точки зрения кинетики химического взаимодействия веществ-участников, в математических моделях процессов ТС константы химического взаимодействия и степени превращения веществ приняты в виде исходных данных, корректируемых в зависимости от влияющих режимных факторов (времени эксплуатации катализаторов, концентрации исходных компонентов, температуры и некоторых других параметров).

В блоке математического описания кинетических закономерностей рассмотрены основные процессы, протекающие в огнетехническом оборудовании – горения топлива и теплообмена, а также процесс массообмена для дегазаторов ГС. Каждый расчетный модуль блока содержит ряд одинаковых процедур: ввод исходных данных;

обращение к блокам расчета свойств веществ и гидродинамики;

расчет переменных;

вывод результатов. При расчете переменных в модулях процесса горения топлива и теплообмена использованы известные математические модели, адаптированные в соответствующих программах для решения поставленных задач. Для расчета переменных процесса массообмена в исследовании разработана специальная математическая модель, учитывающая специфику оборудования ГПП – дегазаторов и сепараторов.

В расчетном модуле процесса горения (ПГ) исходные данные представлены следующим множеством X CH 4, Cm H n, H 2, CO2, CO, H 2O, H 2 S, O2, N 2,, Pд.г., tв, t тл, (3.15) i где – компонентный состав CH 4, Cm H n, H 2, CO2, CO, H 2O, H 2 S, O2, N i топливного газа для соответствующего агрегата, % по объему;

– коэффициент расхода воздуха;

рекомендуемый диапазон значений составляет 1,05–1,1 [12, 109] для соответствующего типа горелок;

Pд.г. – давление дымовых газов;

tв, tтл – температура подаваемого на горение воздуха и топлива.

Результаты расчета ПГ представлены множеством н р V0, V, VH2O, VRO2, VN2, Vд.г., rH2O, rRO2, r, Qр, Qр, tт.р., ta, (3.16) Y где V0, V – объемы теоретического и действительного расхода воздуха;

VH 2 O, VRO2, V N 2, Vс.г., Vд.г. – объемы продуктов сгорания: водяных паров;

трехатомных газов (диоксидов серы и углерода);

азота;

сухих дымовых газов;

суммарный;

rH 2 O, rRO2, r – парциальные давления продуктов сгорания: водяных паров;

трехатомных газов;

суммарное паров воды и трехатомных газов;

н н н Qр, Qр – химическая теплота топлива Qр, и располагаемая теплота p iQрi н внесенная в топочное пространство топливом p Qp Qтл Qв, Qp c pтлtтл и воздухом Qв c pвtв ;

топлива Qтл и воздуха Qв ;

Qтл н Qрi – объемная теплота сгорания i -го компонента топлива (определяется по программе расчета свойств веществ);

c pтл, c pв – объемная теплоемкость топлива и воздуха при соответствующих температурах (определяются по программе расчета свойств веществ);

tт.р. – температура «точки росы» дымовых газов;

– адиабатическая температура горения (определяется итерационным ta способом, поскольку теплоемкости продуктов сгорания и воздуха – функции адиабатической температуры горения).

В расчетном модуле процесса теплообмена (ПТ) дано математическое описание определения коэффициента теплопередачи для теплообменных аппаратов. Для трубчатых печей, огневых испарителей и котлов-утилизаторов расчетные зависимости ПТ включены в модули поверочного расчета соответствующего оборудования, поскольку основной теплообмен осуществляется в этих аппаратах за счет излучения поверхностей, газовых объемов, факела.

В моделирующие программы расчета теплообменных аппаратов включены два разработанных модуля ПТ:

– точного расчета коэффициента теплопередачи с учетом свойств потоков по известным критериальным уравнениям;

– ориентировочного расчета с учетом значений, приведенных в таблице Г.6 приложения Г [35], и коэффициента использования k табл.

поверхности, определяемого из базы данных по эксплуатационным характеристикам оборудования.

В первом модуле исходные данные включают массив параметров Gг, Gх, t х, t х, tг/, tг//, / // X ZA lг, lх, f г, f х, FA, rз (3.17) A где Z A lг, lх, f г, f х, FA – множество конструктивных параметров аппарата A :

определяющий размер lх, lг и площадь поперечного сечения для f х, fг холодного и горячего теплоносителя;

площадь поверхности теплообмена FA ;

Gг, Gх, t х, t х, t г/, t г//, / // – множество технологических параметров rз A аппарата A : массовый расход Gх, Gг, температура на входе t х, t г/ и выходе / холодного и горячего теплоносителя, суммарное термическое t х, t г// // сопротивление загрязненной стенки rз.

Рассчитываемыми величинами являются:

– коэффициент теплопередачи, (3.18) k 1 rз х г – коэффициенты теплоотдачи теплоносителей, кВт/(м2 К);

где 1, – коэффициенты теплоотдачи Nu х х lх ;

lг, (3.19) Nuг х г г где – коэффициенты теплопроводности теплоносителей, кВт/(м К);

х, г Nu х, Nuг – критерий Нуссельта для соответствующего теплоносителя, который в общем виде выражается зависимостью от других критериев f Reх(г), Prх(г), Grх(г). (3.20) Nu х(г) Во втором модуле эксплуатационное значение коэффициента теплопередачи рассчитывается по формуле, (3.21) k kтабл.

где соответствует значениям таблицы Г.6 в зависимости от kтабл.

гидродинамической модели аппарата.

Результатами расчета ПТ является значение коэффициента теплопередачи – Y k.

В расчетном модуле процесса массообмена (ПМ) разработано математическое описание определения коэффициента массоотдачи для трапов дегазаторов – источников углеводородных низкопотенциальных горючих газов.

В работе было рассмотрено сепарационное оборудование блоков регенерации абсорбентов, в котором происходит разделение двух жидких фаз – абсорбента (водные растворы гликолей, амины) и газового конденсата, и одной газовой фазы – углеводородных газов различного состава.

Исходные данные включают массив параметров L, CH 4, Cm H n, H 2, CO2, CO, H 2O, H 2 S, tp, Pp, GC, (3.22) X ZA Fm, A i где Z A – конструктивные параметры;

Fm – поверхность разделения фаз;

– массив технологических параметров;

A – состав разделяемой газокон L, CH 4, Cm H n, H 2, CO2, CO, H 2O, H 2 S i денсатной смеси и абсорбента L ;

tp, Pp – температура и давление в аппарате;

GC –массовый расход смеси, подаваемой на разделение.

Рассчитываемыми величинами являются следующие переменные ПМ:

– коэффициент массопередачи K X, выраженный через коэффициенты массоотдачи в жидкой и газовой фазах L G Pp, (3.23) KX E tp G L где K X – коэффициент массопередачи, отнесенный к движущей силе процесса – разности концентраций, кг/(м2 с);

– коэффициенты массоотдачи в газовой и жидкой фазах,, L G соответственно, кг/(м2 с);

– объемный коэффициент массоотдачи в газовой фазе, кмоль/(м3 ч мм рт. ст.) 4 0,7 0, 1,305 10 wG wL ;

(3.24) GV wG, wL – массовые скорости газа и жидкости в аппарате, кг/(м с);

– объемный коэффициент массоотдачи в жидкой фазе, кмоль/(м3 ч мм рт. ст.) 0, 0,0143 wL ;

(3.25) LV – коэффициент Генри, зависящий от температуры и от природы газа и E tp жидкости, МПа;

для ряда абсорбентов – осушителей газов коэффициент Генри аппроксимирован полиномом a3 1 Tb Tp ;

(3.26) ln E t p a0 a1Tb a2 1 Tb Tp Tb – нормальная температура кипения углеводорода;

T p – температура контакта;

a0, a1, a2, a3 – коэффициенты, имеющие для некоторых абсорбентов следующие значения [126]:

a0 a a1 a диэтиленгликоль (ДЭГ) –1, 0,55567 0,00104 7, монометиловый эфир –2,42914 –3, 0,00534 11, триэтиленгликоля (ММЭТЭГ) моноэтиловый эфир –0,00133 –2, 0,08284 7, триэтиленгликоля (МЭЭТЭГ) – расход газов CH 4, C2 H 6, C3 H 8, C4 H10, переходящих из раствора абсорбента в газовую фазу, кг/с ;

(3.27) GG K X Fm X – движущая сила процесса, разность объемных концентраций газов в X жидкой фазе – в растворе абсорбента и газовой фазе, м3/м3;

принимается равной концентрации газов в исходной смеси;

– объем газов, выделившихся из раствора, нм3/с;

;

(3.28) VG GG G – средняя плотность газов при нормальных условиях, кг/м3;

определяется по G подпрограмме расчета свойств веществ.

Результаты расчета ПМ представлены множеством Y VG, GG, K X. (3.29) Приведенные математические модели процессов и свойств веществ входят в математическое описание аппаратов и установок ГС ЭК ГПП – модели данных. На иерархическом уровне аппаратов (рис. 2.1) выделены элементы, формирующие топливную и энергетическую составляющую затрат на ГПП – трубчатые печи, огневые испарители, теплообменное оборудование.

Модели аппаратов Технологические печи Математическое описание потребления топливного газа в трубчатых печах ГС ГПП выполнено в двух видах моделей поверочного расчета – для действующего и проектируемого оборудования. В обоих разработанных описаниях предполагается установка стандартных аппаратов с известными конструктивными характеристиками. Эксплуатационные характеристики известны по результатам обследования (действующие производства), или по результатам пусковых испытаний агрегата (проектируемые объекты).

Исходные данные содержат два массива параметров X Z A,, (3.30) A включающих массив конструктивных характеристик Z A FP, FK, d н, f г, (3.31) ZA где FP, FK – соответственно, площадь поверхности труб радиантной и конвективной части печи, м2;

d н – диаметр труб змеевика печи, м;

f г – площадь проходного сечения для дымовых газов в конвективной части печи, м2;

и массив эксплуатационных характеристик A Gпр, tвх, tвых, еи, ер, rп, Qp,, q f p, Gп, X д. ;

(3.32) A Gпр – расход нагреваемого целевого потока, кг/с;

tвх, tвых – температура нагреваемого потока на входе и выходе печи, С;

еи, ер – доля испарившегося целевого потока (для испарительных печей) и доля превращения целевого потока (для реакционных печей);

rп, Qp – теплота испарения и тепловой эффект реакции превращения в расчете на исходный целевой поток, кДж/кг;

, q f p – КПД печи, %, по данным последних испытаний и среднедопускаемое теплонапряжение радиантных труб, Вт/м2;

Gп – массовый расход водяного пара в пароперегревателе, кг/с;

X д. – параметры, необходимые для расчета свойств технологического теплоносителя, водяного пара и газа;

X д. Сiпр,, Pп, tв, tв, tп, tп, Рг, tг/, tг// ;

/ // / // iпр – состав и фазовое состояние компонентов технологического целевого Сiпр, iпр потока;

tв/, tв// – температура воздуха на входе и выходе воздухоподогревателя (при наличии этого элемента в печи), С;

Pп, tп, tп – давление водяного пара и его температура на входе и выходе / // пароперегревателя;

– давление газа и его температура на входе и выходе Рг, tг/, tг// газоподогревателя.

Определение потребления топливного газа в печи проектируемых объектов выполняется в соответствии с приведенным на рис. 3. информационным графом расчета по методике МИНХ и ГП – ВНИИНЕФТЕМАШ [109] расчета трубчатых печей с использованием модуля ПГ (вершина 2) и модуля расчета свойств веществ (вершина 6).

X X 6 X X Y X Y6 Y2 Y3 Y 1 2 3 4 5 Y Y 1 6 вершины – модули расчета: 1 – тепловой производительности;

2 – процесса горения;

3 – теплообмена в радиантной камере;

4 – теплообмена в конвективной камере;

5 – теплового баланса;

6 – теплофизических свойств веществ Рис. 3.6. Информационный граф расчета технологической печи Модули 2 и 6 являются вспомогательными подпрограммами и выполняются одновременно с модулями расчета собственно печи – 1, 3, 4, 5.

Исходная информация модуля 2 представлена множеством X 2 (3.15), а математическое описание модуля 2 включает зависимости ПГ, в которых температуры воздуха и топлива равны соответственно: tтл tв//. Кроме tг//, tв того, в этот модуль входит предварительно задаваемая температура уходящих газов (на выходе печи) с последующим уточнением в модуле гр tт.р. 100, (3.33) tух tух гр где tух – ограничение по максимальному значению температуры дымовых газов на выходе из печи (задается в диалоговом режиме расчета).

Из модуля ПГ 2 в модуле 1 используется массив переменных Y 2 (3.16), дополненный температурой уходящих газов. Свойства веществ (выходные данные модуля 6 – Y 6 и Y 7 ) запоминаются в модуле 2 и также включаются в его массив выходных переменных для использования в расчетных модулях теплообмена 3 и 4 и баланса 1.

В расчетном модуле свойств веществ 6 определяются теплофизические характеристики технологических потоков, участвующих в процессе передачи теплоты в печи, которые представлены массивами переменных Y 6 и Y / //, hг/, hг//, Y6 cвх, cвых, hвх, hвых, c в,, hп, hп, (3.34) в г где – соответственно, теплоемкость целевого потока, cвх, cвых, hвх, hвых кДж/(кг К), и энтальпия, кДж/кг, на входе и выходе продуктового змеевика;

– теплоемкость, кДж/(кг К), и плотность, кг/м3, воздуха при его средней cв, в температуре tв tв// в воздухоподогревателе;

0,5 tв/ hп, hп – энтальпия пара на входе и выходе пароперегревателя, кДж/кг;

/ //, hг/, hг// – плотность, кг/м3, газа при его средней температуре tг tг// и 0,5 tг/ г его энтальпия на входе и выходе газоподогревателя, кДж/кг.

По выходным переменным Y 2 модуля 2 в модуле 6 определяются свойства дымовых газов при соответствующих температурах – ta и tух, входящие во множество выходных переменных, (3.35) Y7 hух, hRO2, hH2O, hN2, hв, hт, cух,,, г г г где hух, cух – энтальпия, кДж/м3, и теплоемкость, кДж/(м3 К), дымовых газов при температуре на выходе печи;

hт, hRO2, hH 2O, hN 2, hв – энтальпии, кДж/м3, дымовых газов при температуре в топке печи, и продуктов сгорания и воздуха при температурах ta и t ух ;

– плотность, кг/м3, коэффициент кинематической вязкости, м2/с, и,, г г г коэффициент теплопроводности, Вт/(м К), дымовых газов при задаваемых температурах.

Для расчета теплопроизводительности печи (вершина 1 на рис.3.6) из массива исходных данных – эксплуатационных характеристик (3.32), необходимы следующие информационные переменные Gпр, tвх, tвых, еи, ер, rп, Qp. (3.36) X Уравнения расчетных модулей математической модели печи приведены в приложении Д.

Расчетный модуль 1, включает уравнения теплового баланса по нагреваемым в печи технологическим потокам – целевому продукту Qпр, воздуху Qд.в., водяному пару Qд.п., газу (при наличии Qд.г.

воздухоподогревателя, пароперегревателя и газоподогревателя в конвективной части), и полезную теплопроизводительность печи Выходными Qпол.

переменными модуля 1 является множество Y 1 Qпол, Qпр, Qд.в., Qд.п., Qд.г..

Расчетные зависимости модуля 3 позволяют определить характеристики теплообмена в камере радиации по значениям входных переменных предшествующих модулей – 1, 2, 6 и общим конструктивным и эксплуатационным параметрам X (3.30). Выходными данными модуля является массив переменных Y 3 / B,, tт, tух, hт, hух, tp.

Расчетные зависимости модуля 4 позволяют определить характеристики теплообмена в камере конвекции. Выходные данные модуля 4: Y 4 Qб, Qт и B, tух из модуля 3.

Второе математическое описание теплопотребления в трубчатых печах ГС ЭК ГПП основано аналитических и экспериментальных данных обследования действующих объектов и включает зависимости «прямого» и «обратного» баланса теплоты.

При расчете «прямого» теплового баланса печи определяются характеристики расходной и приходной частей баланса при условии заданной температуры уходящих газов t ух и расхода топливного газа B.

В расходной части определяется количество теплоты полезное и тепловые потери q2, q3, q4, q5. В итоге определяется фактический расход топливного газа и тепловой КПД печи (приложение Д).

При расчете по математическим зависимостям «обратного» баланса в качестве данных экспериментальных исследований необходим массив параметров, характеризующих топливный газ и воздух – X 1 :

X1 CH 4, Cm H n, H 2, CO2, CO, H 2O, H 2 S, O2, N 2,, tв, tтл, (3.37) i где обозначения аналогичны (3.15), и массив параметров, характеризующих процесс горения в печи и тепловые потери – X 2 :

CH 4, Cm H n, H 2, CO, O2, N 2, tух, tпов, w, (3.38) X2 д.г.

где – состав дымовых газов, % по объему CH 4, Cm H n, H 2, CO, O2, N д.г.

(объемное содержание метана, углеводородов, водорода, оксида углерода, кислорода, азота);

tпов – средняя температура обшивки печи, С;

w – средняя скорость ветра, м/с.

Из конструктивных характеристик при экспериментальных исследованиях определяются суммарная площадь ограждений печи Fогр и их высота H огр.

Перечисленные входные параметры используются в расчетных зависимостях модуля определения теплового КПД по «обратному» балансу, которые приведены в приложении Д.

Во всех описанных математических моделях расчета потребления топливного газа и КПД технологических печей на завершающем этапе определяется удельное топливопотребление в натуральных единицах измерения и т у. т. на единицу технологического нагреваемого продукта В bуд. (3.39) Gпр Разработанные модели расчета печей использованы при создании моделирующих алгоритмов и программ для определения топливной экономичности этих аппаратов.

Огневые испарители емкостного типа с жаровыми трубами Аналогично модели расчета трубчатых печей символическая математическая модель испарителей представлена уравнениями ПГ, теплового баланса, теплопередачи, лучистого теплообмена, расчета физико-химических свойств веществ (технологического продукта, топливного и дымовых газов).

В математическую модель включены также неравенства, учитывающие ограничения на температуру стенки жаровых труб и ограничения по размерам применяемых стандартных труб и горелочных устройств проектируемых для проектируемых объектов. При разработке модели использована методика расчета цилиндрических трубчатых печей [109]. Расчетные модули описаны в математической модели расчета технологических нагревательных печей.

В приложении Д приведены отличия в расчете внутреннего теплообмена в жаровых трубах испарителя.

Массив исходных данных включает технологические параметры Gпр, tвх, tвых, eи, rп, (3.40) A характеристики топлива и воздуха, подаваемых на горение (3.37) и конструктивные параметры жаровых труб испарителя (число труб n, наружный диаметр d, толщина, длина горизонтального участка L, высота вертикального участка H ) и длину факела горелочных устройств lф n, d,, L, H, lф. (3.41) ZA Описанная в приложении Д математическая модель расчета испарителей была реализована в виде авторской программы для ЭВМ № 2012612728 [61].

Котлы-утилизаторы за трубчатыми печами В установках переработки газового конденсата и ШФЛУ – атмосферной перегонки, каталитического риформинга, гидроочистки, большинство технологических трубчатых печей включено в постсистемы утилизации теплоты с выработкой пара средних параметров, который направляется на собственные технологические нужды производств ТС. При этом основным назначением печей является поддержание заданных тепловых режимов технологического оборудования – реакторов и ректификационных колонн, а котлы-утилизаторы являются элементами теплотехнологической системы ЭК.

В случае недовыработки в них тепловой энергии, требуемое теплообеспечение производств достигается за счет подпитки от внешнего источника с редуцированием пара высокого давления. Поэтому конечная цель поверочного расчета КУ в задачах системного анализа ГС ЭК ГПП – это определение выработки тепловой энергии для расчета системного ЭТБ с учетом связей с внешним источником и затрат топливного газа на выработку в нем тепловой энергии. Математическая модель КУ включает известную систему уравнений [46, 125] для определения тепловых характеристик.

Для газотрубных котлов основные зависимости математической модели аналогичны расчетным зависимостям огневых испарителей.

Исходные данные для газотрубных КУ содержат множество выходных переменных из модуля расчета предшествующей трубчатой печи (или группы печей), включая характеристики ПГ (3.16), объем ВVд.г. и температуру tух уходящих газов после печи.

В дополнение к уже приведенным исходным параметрам и рассчитываемым переменным для КУ задаются характеристики вырабатываемого пара, питательной воды и технологии процесса: П – абсолютное давление, кгс/см2;

tп, tпв, tпе – температура насыщения пара, питательной воды, перегретого пара С;

p – доля воды, отбираемой из котла с продувкой, %.

В качестве конструктивно-технологических параметров КУ задаются:

q5 – потери теплоты через изоляцию, %;

L, d вн, nтр – длина, внутренний диаметр, м, число жаровых труб;

rз – суммарное термическое сопротивление стенки трубы и загрязнений, (м2 К)/кВт.

Как было отмечено, математическое описание расчета теплотехнических характеристик КУ включает зависимости для определения этих переменных в жаротрубных испарителях (Д.43)–(Д.56). Теплофизические свойства дымовых газов, воды и водяного пара опредеяются по соответствующим аппроксимационным уравнениям в модуле расчета свойств веществ при задаваемых температурах и давлениях.

Особенности расчета КУ связаны с определением коэффициента теплоотдачи со стороны целевого потока и коэффициента теплопередачи, когда требуется задание первоначального значения температуры уходящих газов после КУ. Необходимые расчетные зависимости модели приведены в приложении Д.

Расчеты водотрубных котлов, пароперегревателей, воздухо- и газоподогревателей выполняются по зависимостям математической модели расчета конвективной части трубчатых печей (Д.21)–(Д.29).

Теплообменное оборудование Задачей моделирования теплообменных аппаратов является определение и анализ эффективности их работы, которая характеризуется эксплуатационными переменными, определяющими удельный тепловой поток и затраты обеспечивающего теплоносителя в условных единицах для меняющихся режимов. В рамках задачи системного анализа эффективности ГС ГПП в математические модели включены расчетные методики определения тепловой нагрузки по целевому теплоносителю теплообменников кипятильников (рибойлеров), подогревателей технологических потоков, аппаратов воздушного охлаждения, которые базируются на известных уравнениях теплового баланса и теплопередачи.

Массив исходных параметров и рассчитываемых переменных включает данные о типе целевого продукта и обеспечивающего теплоносителя, и технологические характеристики / // Gпр, tвх, tвых, tпр, cпр, e, rпр, Pпр, Gтн, Pтн, hтн, hтн, hтн, Q, k, t, (3.42) A и конструктивные характеристики теплообменника, включая его тип, площадь поверхности теплопередачи F, другие необходимые для расчета параметры.

В массиве параметров и переменных математической модели расчета теплообменников (3.42) приняты обозначения:

– расходы технологического продукта и обеспечивающего Gпр, Gтн теплоносителя, кг/с;

tвх, tвых – температуры продукта на входе, выходе;

tпр – разность температур;

e, rпр, cпр – доля испарившегося или сконденсированного продукта, его теплота испарения, кДж/кг, и теплоемкость при средней температуре, кДж/(кг К);

hтн, hтн, hтн – энтальпии теплоносителя на входе, выходе аппарата и разность / // энтальпий, кДж/кг;

Pпр, Pтн – потери давления в аппарате по продукту и теплоносителю;

Q – тепловая нагрузка теплообменника, кВт;

k, t – коэффициент теплопередачи, кВт/(м2 К), и средняя разность температур в аппарате, К.

Расчетная модель теплообменника включает систему уравнений теплового баланса и теплопередачи Q Gпр cпр tпр e rпр Gтн hтн. (3.43) Q kF t Решением (3.43) являются любые две переменные при известных значениях остальных величин.

Удельное потребление топлива, bто, т у. т./кВт, на обеспечение процесса теплообмена определяется отношением k э N тн N пр k q Qтн bто, (3.44) Q где k э, k q – коэффициенты пересчета потребления электрической и тепловой энергии из натуральных единиц в т у. т. с учетом КПД генерирующего данные виды ЭР оборудования;

1000 кВт ч 0,325 т у. т.;

1 ГДж 0,041 т у. т.;

N тн, N пр – затраты мощности привода нагнетателей теплоносителя и продукта, кВт;

для аппаратов воздушного охлаждения (АВО) мощность N тн соответствует потребляемой мощности вентиляторов;

Qтн – тепловое потребление аппарата, кВт;

для АВО Qтн =0, исключая режимы парового обогрева в зимний период для исключения замерзания продукта в первых рядах труб по ходу воздуха.

Разработанные модели расчета теплообменного оборудования реализованы в программах для ЭВМ № 2012613266 [70], № 2012613267 [64].

Нагнетательное оборудование – компрессоры и газодувки На рассматриваемых ГПП для повышения давления и перекачки газовых технологических потоков применяются, главным образом, центробежные и осевые агрегаты. В качестве привода используются газовые и паровые турбины или электродвигатели. Общая математическая модель расчета энергопотребления компрессоров и газодувок представляется в виде известной [18, 99, 117] функциональной зависимости мощности аппарата от входных технологических параметров и переменных f G, Rг, Т н, Tохл, k, pн, рк, pвс, pохл,, (3.45) N где N – мощность нагнетателя, кВт;

G – массовый расход газа, кг/с;

Rг, k – газовая постоянная, кДж/(кг К), и показатель адиабаты нагнетаемого газа, определяемые по его составу или как для индивидуального вещества;

Т н, Т охл – температура газа на входе в нагнетатель и после промежуточного охлаждения между ступенями сжатия (в многоступенчатых аппаратах), К;

pн, рк, pвс, pохл – начальное и конечное давление газа, аэродинамическое сопротивление всасывающего тракта и охладителя, МПа;

– внутренний или политропический КПД нагнетателя (или группы его ступеней).

Зона рабочих параметров нагнетателя определяется системой ограничений F рк, Т н, Tохл, pн ;

Gмин рк рк.макс ;

N N макс ;

, (3.46) G Gмин ;

n nмакс где N, Nмакс – мощность привода нагнетателя текущая и максимально возможная;

G, Gмин – массовый расход газа текущий и минимально возможный по газодинамической характеристике нагнетателя;

n, nмакс – текущая и максимально возможная частота вращения ротора;

pк, рк.макс – давление сжатого газа текущее и максимально возможное.

Мощность на валу нагнетателя рассчитывается как сумма N N всп, (3.47) Nв м где N всп – мощность вспомогательных механизмов (масляного насоса, вентилятора и др.);

– механический КПД нагнетателя.

м Необходимая мощность привода нагнетателя N пр (электродвигателя, паровой или газовой турбины) определяется с учетом КПД соответствующего оборудования Nв N пр, (3.48) п пр где – соответственно КПД передачи и привода.

п, пр Обозначив степень повышения давления в нагнетателе pк pн и приняв реальный политропический процесс сжатия близким к адиабатическому, получим выражения для определения мощности единичной ступени сжатия или группы ступеней с Т охл Т н k k k. (3.49) N GRTн k При построении термодинамической модели (3.46)–(3.49) реальных нагнетательных агрегатов в переменных режимах эксплуатации были приняты следующие допущения:

– в нагнетателе, состоящем из z групп неохлаждаемых ступеней, на всех режимах эксплуатации отношения давлений в ступенях равны между собой ;

(3.50)...

1 z – политропические КПД ступеней равны между собой и не изменяются во всем диапазоне нагрузок и внешних параметров const ;

(3.51)...

1 z – начальные температуры газа перед ступенями равны между собой.

С учетом влияния сопротивлений по трактам всасывания и pвс нагнетания для агрегата, состоящего из z ступеней сжатия с pохл промежуточным охлаждением газа после каждой ступени до Tохл, получим конечную зависимость мощности от влияющих параметров для соответствующего режима k z zk pк k. (3.52) N Ni GRTохл k1 pн pвс z pохл i В уравнении (3.52) принято, что газ на входе первой ступени имеет температуру, равную температуре газа после промежуточных холодильников последующих ступеней. Это приводит к некоторой погрешности расчета мощности первой ступени сжатия, поскольку в реальных условиях эксплуатации для летних режимов, как правило, Т н Т охл, для зимних условий Т н Т охл.

Методика разработки аналитических зависимостей для расчета энергопотребления нагнетателей основана на термодинамических уравнениях (3.45)–(3.49), (3.52), допущениях (3.50)–(3.51) и эмпирических зависимостях конструктивных и эксплуатационных параметров нагнетателя, представленных в виде приведенных газодинамических функций [18, 99, 117]. Для нагнетателей природного газа приведенные характеристики показаны на рис. Д.1 и Д. приложения Д.

Запишем уравнение (3.52) для условий некоторого расчетного режима, определенного по характеристикам нагнетателя (базового варианта) k zk k, (3.53) N0 GRTн0 k1 где pк pн0 – отношение давлений в базовом варианте.

Если ввести поправки на пересчет отношения давлений, начальной температуры газа перед ступенью и политропического КПД, то с использованием приведенных характеристик нагнетателя в качестве базового варианта для соответствующего массового расхода газа, поделив правые и левые части уравнений (3.52) и (3.53), получим расчетную зависимость мощности для переменных режимов эксплуатации k 1 Тн k, (3.54) N N0 k Tн k где – соответственно мощность нагнетателя, отношение 0, Т н0, N0, давлений газа, его температура на входе и политропический КПД нагнетателя для базового варианта;

– соответствующие характеристики нагнетателя и газа для N,, Тн, рассчитываемого варианта.

Зависимости N 0 и от приведенной производительности нагнетателя Qпр, аппроксимированные в виде квадратичных уравнений, представляют энергетическую характеристику соответствующего вида оборудования C1 C2Qпр C3Qпр ;

(3.55) N C1/ / / C2Qпр C3Qпр, (3.56) где Qпр – приведенная производительность нагнетателя, м3/мин;

– коэффициенты уравнений, определяемые по C1, C2, C3, C1/, C2, C / / характеристикам оборудования.

Например, для нагнетателя Н–16–76/1,25 (рис. Д.1), коэффициенты в уравнениях (3.55) и (3.56) рекомендуется принимать следующие:

C1 = 222,1;

C2 = 43,2;

C3 = –3,648;

C1/ = 0,69;

C2 = 0,0543;

C3 = –0,063.

/ / Для нагнетателя ГПА–16 (рис. Д.2) коэффициенты в зависимости мощно сти и политропного КПД от приведенной производительности имеют следую щие значения: C1 = 155,2;

C2 = 10,88;

C3 = –0,5194;

C1/ = 0,793;

C2 = 0,0348;

/ C3 = –0,0037.

/ Модели расчета энергетических характеристик рассмотренных основных аппаратов использованы в математических описаниях потребления топлива и ЭР установок ТС и ЭК ГПП.

Математические модели установок В соответствии с блочно-иерархической моделью взаимосвязей элементов ГС ЭК и ТС ГПП (рис. 2.1) в состав агрегированных комплексов на V-м уровне включены газотурбинные установки силового привода и котельные установки. Универсальные математические модели потребления топлива и ЭР этими элементами ГС представляют собой балансовые уравнения с учетом собственных нужд для обеспечения рационального эксплуатационного режима.

Газотурбинные установки Газовые турбины используются в качестве привода компрессоров технологических газов ГПП и дожимных компрессоров подачи товарного газа в магистральный газопровод.

Математическая модель потребления газа на газотурбинных установках – это уравнение для расчета расхода топливного газа и затрат природного газа на собственные нужды [99, 117] за расчетный период эксплуатации T, Т н, К1...i, Gс.н Gт.г Gт.н F G, Gт.г0,, k,, (3.57) где – соответственно затраты газа на собственные Gс.н, Gт.г, Gт.г0, Gт.н нужды, топливного газа в переменных режимах эксплуатации, топливного газа в номинальном режиме, газа на технологические нужды;

– производительность ГТУ по нагнетаемому газу, степень G,,, Tн сжатия, эксплуатационный КПД нагнетателя, начальная температура газа в соответствующий период эксплуатации ;

– коэффициенты, учитывающие технические, технологические, K1...i эксплуатационные, климатические и другие факторы, влияющие на потребление газа на собственные нужды ГТУ;

T – расчетный период времени (сутки, месяц, квартал, полугодие, год).

В дополнение к функционалу (3.57) в математическую модель расчета потребления газа входят уравнения для определения мощности нагнетателя в переменных режимах эксплуатации (3.54) и зависимости (3.55), (3.56) для расчета мощности и политропического КПД в базовом N0 (номинальном) варианте как функций приведенной производительности нагнетателя.

Эксплуатационный КПД нагнетателя является функцией номиналь ного политропического КПД 0, технического состояния, режима работы и механических потерь в нагнетателе 0 К Nн К реж К м, (3.58) где К Nн =0,95, К реж, К м – коэффициенты, учитывающие соответственно техническое состояние, режим работы нагнетателя и механические потери.

Расход топливного газа определяется как сумма расходов в переменных режимах T Gт.г0К а К т.г К т.с, Gт.г (3.59) где номинальный расход топливного газа Gт.г0 определяется для номинальной мощности нагнетателя N 0 ;

К т.г – коэффициент технического состояния ГТУ по топливу;

– коэффициент, учитывающий отклонение теплоты сгорания К т.с используемого газа от номинальной величины;

– коэффициент, учитывающий параметры атмосферного воздуха Кa (в том числе влияние противообледенительной системы, если она включена) и степень загрузки К заг NH N0 ;

р Т вх 0,25 а Кa К обл 0,75К заг ;

(3.60) ра0 Т а – давление и температура воздуха в номинальном и рa 0, Т a 0, рa, Т вх расчетном режиме соответственно.

Коэффициент загрузки К заг по рекомендациям [99, 117] NH N можно определять по упрощенной зависимости t tа К N К обл К и 1 Кt вх К заг, (3.61) tвх где – коэффициент использования Ки 0,925 0,0025 tвх tа располагаемой мощности;

– коэффициент, учитывающий влияние атмосферного воздуха на Кt мощность ГТУ.

Значения коэффициентов K1...i приведены в специальной справочной литературе [99, 117].

Затраты газа на технологические нужды и потери Gт.н группы ГТУ складываются из затрат газа на пуски, остановки и изменение режимов ГПА Gп.о, технологических затрат на эксплуатацию и техническое обслуживание установок и аппаратов ГТУ Gт.о и потерь газа (утечек) в коммуникациях Gт.п Gт.п. (3.62) Gт.н Gп.о Gт.о В свою очередь, затраты газа Gп.о определяются по всем ГПА суммой затрат газа на следующие технологические операции: работу турбодетандера в режиме пуска и в режиме прокрутки (если требуется по инструкции эксплуатации), продувку контура нагнетателя при пуске, стравливание из контура нагнетателя при остановке, импульсный газ в режиме пуска и остановки и на управление и силовой привод кранов и пневматические устройства КИП и А при изменении рабочих режимов. Общие затраты Gт.о на эксплуатацию и техническое обслуживание определяются расходом газа на продувку пылеуловителей и зависят от расхода газа на одну продувку и числа продувок за расчетный период.

Основным источником потерь Gт.п являются утечки газа через свечи из за негерметичности запорной арматуры. Сведения по средним статистическим данным эксплуатационных потерь газа получаются по результатам энергетического обследования газотурбинных цехов и включаются затем в базу данных соответствующего оборудования. Некоторые обобщенные данные потерь газа в коммуникациях (диапазоны возможных утечек и средние статистические утечки) приведены в [99, 117].

Котельные установки Котельные установки рассматриваются в системе задач повышения эффективности ГС ГПП как внешние генерирующие объекты, предназначенные для выработки того количества пара, которое не обеспечивается генерацией внутрипроизводственных установок – энерготехнологических агрегатов и котлов-утилизаторов.

Математическая модель котельных установок, где в качестве топлива используется, в основном товарный природный газ, входит в общую блочно иерархическую модель ГС ЭК и ТС ГПП с внешними источниками обеспечения ЭР и позволяет решить задачи расчета балансов топлива, тепловой энергии, электроэнергии, питательной деминерализованной воды. Для проектируемых объектов модель позволяет выполнить многовариантный анализ эффективности котлоагрегатов в структуре синтезируемого ЭК.

В системе решаемых задач котельная установка формализовано представлена как объект с параллельным соединением элементов – паровых котлов с выработкой пара одинаковых параметров в общую сеть. Структурная схема такой системы для математического описания потребления топлива, ЭР и воды при заданных конструктивных характеристиках котлов и нагрузке сети приведена на рис. 3.7.

X1 X2 Xn X0 X0 X K1 K2 Kn …… d1D d2 D dn D D B1 B2 Bn B Bmin К1, К2,…, Кn – котлы;

X 0, X 1, X 2, X n – векторы входных параметров;

B1, B2, Bn – расход топлива на соответствующий котел;

d1, d 2, d n – доля соответствующего котла в суммарной выработке пара D ;

B – суммарное потребление топлива Рис.3.7. Принципиальная структурная схема котельной установки Математическая модель расчета потребления топлива B, электроэнергии N и выработки пара D котельной установкой, в состав которой входит n котлоагрегатов, представляет собой систему уравнений Qкi T n B ;

p 1 i 1 Qp кi Qкi T n (3.63) D ;

hкi 1i T n N Ni, 1i где Qкi – количество теплоты, выработанной i -м котлом за время ;

Q p – располагаемая рабочая теплота, приходящаяся на 1 м3 газообразного p топлива или 1 кг жидкого топлива;

– КПД i -го котла (брутто);

кi – разность энтальпий перегретого пара и питательной воды (при hкi отсутствии расхода насыщенного пара и доле продувки 2 %);

N i – количество потребляемой электроэнергии дымососами, вентиляторами и насосами i -го котлоагрегата.

Как было показано в математических моделях аппаратов ГС, математическое описание единичного котлоагрегата представлено следующей системой функционалов:

– тепловой баланс и тепловые потери р р p Qp f Qн, Qтл, Qв.вн f Qн ;

т.г т.г p Q1 Q p Q2 Q3 Q5 ;

p q2 Q2 Q p f tух, Z ггу, Z к, tв ;

ух (3.64) p q3 Q3 Q p f Vc.г т.г,, ;

д.г p q5 Q5 Q p f D, Z к, tв fD;

p q1 Q1 Q p ;

– КПД и расход топлива q1 ;

к (3.65) Qк f D, pпр, hпе, hпв, hкип ;

Qк B ;

p Qp к – мощность тягодутьевых устройств и насосов f В, рв Z к, ра, Z в, К з.V, К з.H ;

Nв т.г, Z ггу, Z к, tв, ух f В, Z к, tух, рд.г Z к, ра, Z д, К з.V, К з.H ;

Nд т.г, Z ггу, (3.66) ух рк Z к, рпр, Z н, К з.V, К з.H ;

Nн f D, – диапазон регулирования производительности Dmax f т.г, tв, tпв, Z к, Z тех, N в, N д ;

(3.67) Dmin f т.г, tв, tпв, Z к, Z тех, N в, N д, N н ;

– диапазон эксплуатационных ограничений D Dmax. (3.68) Dmin В системах уравнений (3.64)–(3.68) в дополнение к ранее принятым обозначениям введены следующие:

– компонентный состав топливного газа;

т.г Q1 – использованная теплота;

– коэффициенты избытка воздуха на выходе из котла;

ух Z ГГУ, Z к – комплекс конструктивно - режимных характеристик газогорелочных устройств и котла;

pпр – доля продувки;

hпe, hпв, hкип – энтальпии перегретого пара, питательной воды, подаваемой в котел, котловой воды на линии насыщения;

– мощности работающих вентиляторов, дымососов, Nд, Nв, Nн циркуляционных насосов;

рд.г, рк – полное сопротивление воздушного, газового и водяного рв, трактов котла;

ра – атмосферное давление;

Z в, Z д, Z н – комплекс конструктивно-режимных характеристик вентиляторов, дымососов, насосов;

К з.V, К з.H коэффициенты запаса по производительности и полному расчетному давлению (напору) тягодутьевых устройств и насосов;

Dmin, Dmax – эксплуатационные ограничения по минимальной и максимальной паропроизводительности котла;

tпв – температура питательной воды, подаваемой в котел (на входе в водяной экономайзер);

Z тех – комплекс параметров, характеризующих техническое состояние котла.

Основные характеристики топлива, процесса горения и составляющие теплового баланса рассчитываются для соответствующего режима работы котла по приведенным ранее зависимостям соответствующих модулей расчета.

Потери теплоты в окружающую среду Q5 зависят от площади наружной поверхности котлоагрегата и разности температур поверхности и температуры окружающего воздуха. В разработанной модели удельная доля теплоты q представлена полиноминальной функцией паро-производительности котла C2 D 2, q5 C0 C1 D (3.69) где D – паропроизводительность, т/ч;

C 0, C1, C 2 – коэффициенты уравнения, значения которых принимаются в зависимости от диапазона регулирования расхода пара:

D, т/ч C1 C0 102 C 2 от 2 до 10 –0, 5,9566 0, свыше 10 до 18 –0, 3,0278 0, от 20 до 100 –0, 1,6809 0, свыше 100 до 600 –0,0017 2 10- 0, Комплексы параметров, характеризующих конструктивно – режимные данные котлов, горелочных и тягодутьевых устройств, насосов, а также параметры технического состояния котлоагрегатов и значения максимальной и минимальной производительности, входящие в системы уравнений (3.63)– (3.68), включены в разработанные базы данных по котлоагрегатам и соответствующему оборудованию.

Разработанные математические модели объекта на различных уровнях его иерархии реализованы в виде моделирующих алгоритмов и программ расчета в информационно-аналитической системе анализа, и оптимизации потребления топлива и ЭР в ГС и ЭК ГПП.

3.2 Алгоритмы выбора рациональной структуры и расчета оптимальных параметров систем топливообеспечения Алгоритмы выбора структуры ГС в составе ЭК ГПП предназначены для оптимизации топливного баланса и ЭТБ путем изменения конструктивных или эксплуатационных характеристик оборудования всего объекта, включая внешние источники обеспечения ЭР, вплоть до их замены ЭСН. Следует еще раз подчеркнуть, что ГС рассматривается как элемент ТС и ЭК ГПП и оптимальные системные решения могут быть получены только при анализе потребления и генерации не только топлива, но и других ЭР. Поэтому в дальнейшем оптимизация структуры и режимов эксплуатации ГС подразумевает оптимизацию ЭК в целом, т.е. системную оптимизацию.

Разработанные алгоритмы включают блочную схему синтеза оптимального ЭК ГПП, моделирующие алгоритмы расчета характеристик оборудования и подсистем с созданием программного комплекса, алгоритмы управления потреблением и генерацией топлива и ЭР.

Графическая интерпретация методологии формирования оптимального ЭК ГПП приведена на рис. 3.8. Отдельными блоками в исходных данных выделены состав сырья и номенклатура продукции ГПП, графики планово предупредительных (ППР) и капитальных (КР) ремонтов оборудования, база данных по аппаратам, методикам, процессам и другие данные (в соответствии с блочной структурой математических моделей – см. рис. 3.1). В исходные данные входят также другие технологические, конструктивные Z характеристики ЭК и ТС, экологические и климатические S, экономические Ц факторы (в том числе комплекс критериев эффективности).

ЦS Состав сырья, номенклатура продукции Z Исходные данные Графики ППР и КР Комплекс критериев 1 База данных Идентификация эффективности структуры Производства 2 Формирование 7 Оценка Подсистемы моделей оптимального Агрегаты ЭК ГПП 3 Формирование 4 Оптимизация вариантов ЭТБ режимов 6 Синтез оптимального 5 ЭК ГПП Оптимизация структуры Рис. 3.8. Блочная схема методологии построения оптимального ЭК Блок 1 предназначен для идентификации структуры ЭК и ТС ГПП, необходимой для выполнения производственного задания с имеющимся ресурсом оборудования из базы данных.

В блоке 2 формируются модели расчета соответствующих элементов. В блоке 3 осуществляется формирование вариантов ЭТБ по различным видам ЭР и обобщенный ЭТБ всей системы. Блоки 4 и 5 предназначены для оптимизации режимных переменных и структуры ЭК ГПП в соответствии с возможностью управления потреблением и генерацией ЭР. Путем итераций в блоках 6 и осуществляется формирование оптимальной структуры ЭК, обеспечивающей топливом и ЭР ТС, с оптимальными режимами эксплуатации оборудования в соответствии с принятым комплексом критериев эффективности и минимизацией потребления от внешних источников ЭР.

Реализация разработанной методологии и математических моделей расчета потребления и генерации ТЭР в элементах рассматриваемой системы на всех уровнях иерархии выполнена для АГПЗ, перерабатывающего высокосернистое УВС.

Алгоритм вычислительных процедур при формировании ЭТБ соответствует организационному графу расчета, приведенному на рис. 2.18.

Расчеты выполняются с использованием расчетно-информационного блока разработанного программного комплекса. Блок содержит структурированную базу данных по оборудованию производств и установок, итоговые сведения по установкам и производствам в целом, таблицы расчета потребления и генерации ТЭР в течение анализируемого периода времени с учетом характеристик оборудования, приведенного в базе данных, результаты рассчитанных оптимальных и фактических балансов соответствующего вида ТЭР. Информация представлена в виде книг Excel, взаимосвязь между листами которых иллюстрирует рис. 3.9 (индекс N соответствует номеру установки в соответствии с принятыми на ГПП обозначениями, а индекс М – номер или обозначение основного и вспомогательного производства).

I УN ИN Итоговые данные Структурированные V данные по оборудованию по часовому потреблению установки N ТЭР оборудования производства M установки N производства М VI II ГN Расчет и результаты ПN Расчет и результаты расчета потребления ТЭР расчета планируемого установок потребления ТЭР производства М VII установок, производства М, и удельных показателей потребления ТЭР III ФN Расчет и результаты расчета фактического VIII потребления ТЭР IV установок, производства М, и удельных показателей потребления ТЭР.

Анализ удельных показателей потребления ТЭР УN, ИN, ГN, ПN, ФN – листы программ Excel установки N производства М с соответствующими результатами расчета и данными по оборудованию I, II, III, IV, V, VI, VII, VIII – информационные каналы связи листов Рис. 3.9. Схема расчета баланса ТЭР и удельных показателей Листы УN содержат данные по энергопотребляющему оборудованию установок производства. Информационный канал связи обозначает I уточняемые сведения (продолжительность включения установок, коэффициент использования, степень отгона сырья и другие данные). Кроме того, в листах УN могут быть внесены изменения по составу и характеристикам оборудования каждой установки производства.

На листах ИN (итог) автоматически обновляется информация о часовом потреблении ТЭР оборудованием установки N производства М по каналу связи V. Результаты расчетов часового потребления по электроэнергии суммируются по видам оборудования (АВО, насосы, вентиляционные системы, компрессоры, газодувки, прочее оборудование) для каждой установки производства.

Информационный канал связи V содержит сведения по рассчитанным характеристикам соответствующего потребителя установки.

Лист ГN (один лист для всего производства М) содержит расчетную и вводимую информацию, позволяющую определить потребление и генерацию ТЭР в соответствии с режимами работы оборудования установок, и может быть представлен в виде нескольких взаимосвязанных информационных полей.

Схема листа ГN производств приведена на рис. 3.10, где поле 1 Анализ часового потребления установок и производства содержит сведения о проектном потреблении ТЭР для характерных режимов эксплуатации (обычно для летнего и зимнего периода года).

Анализ часового Коэффициенты 1 потребления установок загрузки установок и производства Диаграмма 2 Расчет планируемого энергопотребления установок и производства по месяцам года Проект Факт Среднее часовое Анализ потребления потребление установок ТЭР и производства за расчетный период Рис. 3.10. Схема листа расчета годового потребления производства М Для производства по переработке газового конденсата приведены сведения о часовом потреблении установок для одного эксплуатационного периода, без дифференциации по климатическим условиям.


Информация, соответствующая проектным данным и приведенная на листе ГN в поле 1, может быть уточнена и изменена. Поле 1 представлено таблицей, в которой помимо проектных данных имеются также автоматически обновляемые данные о часовом потреблении ТЭР по планируемым эксплуатационным характеристикам оборудования установок производства (за счет связи с данными поля 3).

Поле 2 Диаграмма листа ГN идентично полю 1, поскольку представляет собой диаграмму, автоматически обновляемую по данным, расположенным в таблице поля 1.

Поле 3 Среднее часовое потребление установок и производства представляет собой таблицу, информация которой автоматически обновляется в зависимости от характеристик оборудования. Информация содержит результаты расчета – итоговые данные о часовом потреблении установок и обновляется по линиям связи VI (см. рис. 3.9). Информация поля 3 листа ГN автоматически используется в таблице поля 1 (на диаграмме поля 2) и в расчетных ячейках поля 5 этого листа.

Поле 4 листа ГN представляет собой таблицу с коэффициентами загрузки установок в течение расчетного периода времени, которые вносятся в соответствующие ячейки. На рис. 3.9 эти данные входят в информационный канал II.

Расчет планируемого потребления установок и производства в целом осуществляется автоматически в таблице, расположенной в поле 5 листа Г N, в зависимости от коэффициентов загрузки (по линии связи с полем 4) и часового потребления (по линии связи с полем 3).

На листе ПN автоматически формируются планируемые показатели потребления ТЭР за расчетный период эксплуатации – месяц, квартал, год. Эта информация аналогична итоговым таблицам поля 5 листа ГN и обновляется по каналу связи VII (см. рис. 3.9). Исключение составляют некоторые ненормируемые потребители, значение энергопотребления для которых вводится на основании имеющегося опыта эксплуатации. Для определения удельных показателей потребления ТЭР необходимо ввести в соответствующие ячейки расходы планируемых технологических потоков (за квартал года). На рис. 3.9 эта информация соответствует каналу связи II.

На листе ФN формируются фактические показатели энергопотребления за расчетный период эксплуатации – месяц, квартал, год. В соответствующие ячейки вносятся значения фактического энергопотребления по установкам производства в соответствии с показаниями приборов учета. Автоматически на листе ФN производится суммирование энергопотребления за квартал года и в целом по производству – за месяц и квартал и осуществляется расчет фактических показателей удельного энергопотребления после введения фактических расходов технологических потоков, по которым осуществляется нормирование энергопотребления.

Кроме этого, на листе ФN автоматически выполняется построение диаграмм с динамикой планируемого и фактического потребления ТЭР на фоне динамики расхода или потребления технологического потока, по которому осуществляется определение удельного потребления или генерации ТЭР. Для возможности сопоставления фактических удельных показателей потребления ТЭР установками и производством на листе ФN приводятся сведения о регламентных удельных показателях.

Данные потребления каждого вида ТЭР производств и установок автоматически обобщаются в соответствующих книгах Excel, содержащих три листа:

– «План» – структурированные по производствам и установкам сведения о планируемых показателях энергопотребления за кварталы и год;

– «Факт» – аналогичные данные по фактическим показателям;

– «Анализ» – сводные результаты анализа энергопотребления производств и ГПП за расчетный период.

Все листы сводных книг по соответствующему виду ТЭР обновляются автоматически по результатам расчета и обновления данных в соответствующих книгах по планированию и оптимизации потребления ТЭР производств и не требуют дополнительного ввода информации.

Адаптация разработанного алгоритма и программ расчета показателей потребления и генерации ТЭР к характеристикам и эксплуатационным режимам установок осуществлена на уровне структурированных данных по оборудованию систем ЭК ГПП. В данной работе рассмотрим только некоторые элементы из данных по топливопотребляющему оборудованию.

Основным классификационным признаком топливопотребляющего оборудования является его технологическое назначение, в соответствии с которым в созданных базах данных выделены трубчатые печи, огневые испарители технологических потоков, газовые подогреватели и факельные системы. В свою очередь, каждый из перечисленных типов агрегатов имеет свою классификацию, которая приведена в соответствующих источниках и в данной работе не рассматривается.

В разработанном программном комплексе характеристики огнетехнических агрегатов приведены в формах структурированных таблиц, адаптированных к решаемым задачам расчета потребления топлива различного состава и удельного топливопотребления, отнесенного к единице материального потока (Приложение Е).

На рис. Е.19–Е.20 показаны формы таблиц с характеристиками печей ГПП, перерабатывающего сернистое газоконденсатное УВС. Информация включает поля структурированных исходных данных (I) и автоматически обновляемые с использованием этих данных поля результатов расчета (II).

Формы структурированных данных огневых испарителей аналогичны формам технологических трубчатых печей испарительного и реакционного типа (см. прил. Е, рис. Е.19). Огневые испарители абсорбентов применяются в установках осушки газа небольшой производительности в качестве кипятильников десорбционных блоков. Эти аппараты обычно агрегированы с ректификационной колонной и имеют встроенный теплообменник – рекуператор теплоты насыщенного и регенерированного растворов.

Недостатком огневых регенераторов является их невысокая энергетическая и технологическая эффективность. Температура уходящих газов достигает в огневых регенераторах 700 С, а КПД не превышает 60 %. Поэтому создание агрегатов регенерации осушителей газа небольшой теплопроизводительности с улучшенными эксплуатационными показателями является в настоящее время одним из направлений повышения энергетической эффективности ГС ЭК ГПП.

Факельные системы потребляют топливный газ в периодическом режиме. Структура данных по данному виду оборудования показана на рис. Е.21, прил. Е.

Разработанные формы структурированных данных топливо потребляющего технологического оборудования ГПП позволяют сформировать топливный баланс и ЭТБ предприятия на любой период времени и выполнить анализ показателей эффективности ГС и ЭК ГПП.

Алгоритмы расчета показателей потребления топлива для отдельных элементов ГС и ЭК соответствуют пошаговым процедурам математических моделей. Алгоритмы реализованы в программных модулях расчета оборудования и балансовых расчетах систем ТС и ЭК ГПП в виде таблиц (приложение win32 «Microsoft Excel» пакета программ MS Office). Основные формы некоторых модулей расчета – материального баланса, процесса горения, огнетехнического оборудования, приведены в приложении Е.

Модуль расчета материального баланса ГПП, перерабатывающего сероводородсодержащую газоконденсатную смесь, содержит формы для ввода исходных данных по составу сырьевого, продуктовых и промежуточных потоков и размещения результатов расчета материальных балансов (рис. Е.1– Е.4, прил. Е). Модуль расчета материального баланса входит в состав единого программного комплекса, а также используется автономно при расчете материальных балансов отдельных производств путем изменения ячеек таблицы в соответствии со структурой объекта и данными о коэффициентах распределения технологических потоков, т. е. перепрограммирования отдельных полей таблиц.

Модуль расчета процесса горения совмещен с программами расчета огнетехнического оборудования и позволяет выполнять расчеты для топливного газа, отличающегося по составу от стандартного. На листе «Вспом_данные» модуля приведена информация о составе газов каталитического крекинга, используемого в качестве топливного газа на предприятиях по переработке газового конденсата и нефти, а также гетерогенного УВС (рис. Е.5). Приводится характеристика компонентов газообразного топлива и расчетные зависимости для определения теплоемкостей газов (рис. Е.6–Е.8). Даны зависимости для расчета свойств дымовых газов в форме таблицы, расчетных зависимостей и диаграмм (рис.

Е.9). Основные характеристики процесса горения топливного газа заданного состава рассчитываются автоматически на листе «Горение» модуля после ввода необходимых исходных данных на листе «Схема» (рис. Е.10). На этом же листе отображаются результаты расчета (при заданных, tух, tтл, tв, q3, q4 ): состав продуктов сгорания, адиабатическая температура горения, теплота сгорания топлива, потери с уходящими газами и КПД топки.

Модуль поверочного расчета трубчатой печи реализует решение уравнений математической модели для печей известной конструкции и технологического назначения из структурированных данных по оборудованию.

По известному составу топливного газа и расходу продукта, подаваемого в печь, определяется расход топливного газа на тепловое обеспечение технологического процесса. Вид основного листа программы расчета энергетических характеристик печи и основные закладки приведены в приложении Е (рис. Е.11–Е.15).

При выполнении программы пользователю предоставляется три листа закладки, с элементами для ввода исходных данных и просмотра результатов расчета – «Схема_печи», «Горение_печь», «Вспом_данные». Основное поле на закладке «Схема_печи» занимает схема печи, вокруг которой расположены элементы для ввода исходных данных и для отображения результатов расчета.


Информация полей не редактируемого листа «Горение_печь», где размещен расчетный алгоритм, показана на рис. Е.12–Е.14. Расчеты выполняются методом последовательных приближений с заданием температуры дымовых газов на выходе из печи до получения приемлемой погрешности расчета (обычно принимают не более 3%). На не редактируемом листе «Вспом_данные» (рис. Е.15) по заданным на листе «Схема_печи»

исходным данным автоматически выполняются расчеты теплоемкости и плотности топливного газа, воздуха и дымовых газов и теплоты сгорания компонентов топливного газа.

В результате расчетов определяются и выводятся в поименованные ячейки листа «Схема_печи» характеристики: теплота сгорания топлива;

расход топливного газа;

температура продукта после камеры конвекции;

адиабатическая температура горения;

количество теплоты, воспринятое в топке;

полезная тепловая мощность печи;

теплота, отданная газами в камере конвекции (по уравнениям теплового баланса и теплопередачи);

КПД печи;

погрешность расчета баланса теплоты.

Модуль поверочного расчета огневого испарителя абсорбента входит в комплекс программ расчета энергетических характеристик абсорбционно десорбционных блоков установок осушки природного и технологического газов и реализует уравнения математических моделей расчета ЭТБ блока и выбора основных характеристик оборудования. Компоновка оборудования соответствует схеме, приведенной на основном листе модуля (рис. Е.16).

Исходными данными к расчету ЭТБ являются: состав газов (осушаемого, осушенного, дегазации, топливного);

температуры процессов абсорбции десорбции, топлива, воздуха;

объемный расход подаваемого на осушку газа и осушенного;

массовый расход регенерированного абсорбента и газов дегазации. Ввод дополнительных данных к расчету регенератора (огневого испарителя) абсорбента и вывод результатов отображается на листе «Схема испарителя» (рис. Е.17).

Математическая модель расчета огневого испарителя с идентификаторами основных расчетных величин и дополнительными данными приводятся на формах листа «Расчет огневого испарителя» (рис. Е.18).

Результатами расчета испарителя являются: полезная теплопроизводительность, КПД, характеристики процесса горения и расход топливного газа. Рассчитываются конструктивные характеристики жаровых труб испарителя и переменные теплового расчета аппарата: площадь наружной поверхности;

лучевоспринимающая внутренняя поверхность;

внутренний объем;

эффективная толщина излучающего слоя;

экономия топливного газа при использовании в качестве топлива газов дегазации.

Разработанные программные модули расчета оборудования и систем ЭК ГПП включены в программный комплекс (ПК), архитектура которого показана на рис. 3.11.

1–4 – блоки ПК: 1 – ввода задания системе в электронном виде;

2 – памяти;

3 –обработки информации (расчетов), связанный с блоком памяти;

4 – текущего состояния системы;

5–9 – модули ПК:

5 – данных для формирования исходного задания;

6 – терминологических данных;

7 – методических данных;

8 – регламентных данных;

9 – данных с результатами прошедших измерений Рис. 3.11. Схема взаимосвязи блоков программного комплекса расчета показателей ЭК ГПП Программные модули обеспечивают выполнение функций: расчет материальных технологических потоков отдельных установок и производств;

формирование балансов используемых и генерируемых ТЭР;

определение эффективности потребления и генерации ТЭР, водопотребления, водоотведения для установки, производства, предприятия;

определение направлений совершенствования оборудования, установок, производств.

Завершающим алгоритмом в системе задач анализа и повышения эффективности ЭК ГПП является алгоритм управления потреблением ТЭР, схема разработки которого приведена на рис. 3.12 и отражает последовательность процедур выбора варианта элемента каждого уровня ГПП с оптимальным потреблением или генерацией ТЭР.

Сбор информации Идентификация уровня иерархии Идентификация элемента Определение функций и перечня задач. Классификация задач Определение критериев эффективности и ограничений Формализация описаний структуры и функций Выбор варианта Анализ решения и рекомендации по изменению варианта Оптимальный вариант Передача информации Рис. 3.12. Алгоритм выбора варианта элемента с оптимальным потреблением / генерацией ТЭР Сбор информации осуществляется как для действующих, так и для проектируемых и реконструируемых объектов. Блок включает: отчеты автоматизированной системы управления технологическим процессом (АСУТП) и других средств измерений (АСКУЭ и АСУЭ), результаты энергетических обследований и энергоаудита, технологические регламенты, нормативно-методическую и техническую документацию, технологические схемы и другие данные по оборудованию, установкам и производствам.

Формируется база данных перечисленной информации.

Идентификация уровня иерархии выполняется для определения принадлежности элемента к соответствующему технологическому производству и подсистеме ЭК по виду потребляемого / генерируемого ЭР.

Идентификация элемента позволяет реализовать в расчетах декомпозиционно - агрегативный подход к формализации и решению поставленных задач путем типизации отдельных модулей математического описания и расчета.

Определение функций и перечня задач. Классификация задач.

В этом блоке формируются последовательности выполнения отдельных видов расчета, обращения к исходной информации и ранги решаемых задач.

Определение критериев эффективности и ограничений.

В качестве критерия управления для ГПП с заданной технологической структурой принимается удельное потребление ТЭР в натуральном / стоимостном выражении и / или комплекс показателей. Система ограничений формируются с использованием данных 1-го блока.

Формализация описаний структуры и функций.

Блок содержит математические модели и моделирующие алгоритмы решения задач, сформулированных в 4-м блоке.

Выбор варианта выполняется по разработанному программному обеспечению, реализующему моделирующие алгоритмы для расчетного интервала времени с построением загрузочных диаграмм.

Анализ решения выполняется на основании принятых критериев эффективности (локальных и глобальных) с учетом всех наложенных ограничений на полученное решение. В зависимости от результата анализа разрабатываются рекомендации по изменению варианта.

В блоке 9 формируется информация по характеристикам оптимального варианта элемента, которая с помощью технических средств блока передается на следующий уровень и в систему управления потреблением / генерацией энергоресурсов.

Дальнейшая передача информации осуществляется в соответствующие организационно-технические структуры ГПП (рис. 3.13) для формирования режимных карт загрузки оборудования для расчетного интервала времени.

Входные Выходные потоки потоки СЭВ Возмущения Возмущения Возмущения Входные Выходные потоки потоки Входные потоки ТС ЭК Выходной поток Информация Управляющие воздействия СУ Производственное задание Информация задания Рис. 3.13. Схема управления потреблением ТЭР В соответствии с логической схемой осуществляется обмен информацией ТС, ЭК, системы управления (СУ) технологическим процессом ГПП, внешней системы энергообеспечения – СЭВ.

Реализация описанных алгоритмов и программ расчета осуществлена для системной оценки энергоэффективности объекта и разработки технических решений по его совершенствованию.

3.3 Оценка системной эффективности функционирования систем топливообеспечения энергетического комплекса Системная эффективность функционирования ГС в составе ЭК и ТС рассмотрена на примере отдельных элементов АГПЗ и других ГПП.

Основой анализа являются разработанные материальный и топливный балансы АГПЗ, в структуру которого включены следующие установки и производства.

Производство 1 (У1 – сепарация пластового газа, У2 – очистка отсепарированного газа от кислых компонентов – Н2S и CO2).

Производство 2 (У1 – стабилизация газового конденсата и обработка стоков, У2 – промывка и компримирование газов стабилизации и дегазации конденсата, У3 – осушка и отбензинивание газа).

Производство 3 – получение серы.

Производство 4 (АТ, ВП, ГФУ – первичная, вторичная перегонка газового конденсата, газофракционирующая установка, ГО – гидроочистка, КР – каталитический риформинг).

Материальные балансы этих производств, сгруппированные по составу УВС – газу и газовому конденсату (см. также прил. В), представлены в виде потоковых графов на рис.3.14–3.15. В вершине 1 на рис.3.14 не показан входной сырьевой поток, который определяется технологическими особенностями лимитирующего звена технологической цепочки. В данном случае таким лимитирующим звеном являются установка производства серы (вершина 6) и установка очистки газа от кислых компонентов (вершина 2), которые не могут накапливаться в системе и должны быть переработаны в непрерывном процессе. Поэтому в качестве сырьевого потока принимается поток отсепарированного газа, поступающего на установку его очистки от сероводорода и диоксида углерода.

Анализ двух графов материальных балансов показывает, что топливная сеть собственных нужд имеет три источника при переработке газового конденсата – вершины 8, 12, 13 на рис. 3.15.

8 6459,1* Кислые газы 357,3 29, Газ 545, 2 5 очищенный отсепарированный дегазации Газы Газы 149,5* стабилизации 11368,8* 44, 22, Газ Кислые газы Нестабильный Газы выветривания конденсат конденсата 4578, Кислые газы 3979, 3 Пластовая вода 1613, Кислые газы Вершины-установки: 1 – сепарация УВС;

2 – очистка газа;

3 – стабилизация конденсата и обработка стоков;

4 – очистка и компримирование газов стабилизации и дегазации;

5 – осушка и отбензинивание газа;

6 – получение серы;

Вершины-потоки: 7 – газ товарный;

8 – деминерализованная вода;

9 – ШФЛУ;

10 – сера;

11 – стабильный конденсат;

12 – стоки обработанные Рис. 3.14. Материальный баланс (основные потоки) установок переработки газа, тыс. т/год (* млн. м3/год) Источники топливного газа установок переработки газа (рис. 3.14) – газы стабилизации и дегазации проходят стадии очистки и компримирования и подаются в сеть товарного газа. Поэтому их внутрипроизводственное использование с редуцированием до давления в топливной сети существенно снижает эффективность ГС ГПП в целом.

7 8 9 347, 375, 2815,7 9, 26, 1 Головка стабилизации АТ Сырье ГО 2074, Сероводород ГО 4 Сера 128, дисульфидная Водородсодержащий Сероводород ВП 13 Стабильный гидрогенизат 1938, газ 37, 6 Сырье КР 907, 634, 166, 832, 16 15 Вершины-установки: 1 – ЭЛОУ;

2 – АТ;

3 – ВП;

4 – ГО;

5 – ГФУ;

6 – КР;

Вершины-потоки: 7 – сырье (стабилизированный конденсат, дополнительное сырье, ШФЛУ);

8 – газы стабилизации АТ в топливную сеть;

9 – мазут;

10 – пропанобутановая фракция;

11 – кислые газы на производство серы;

12 – водородосодержащий газ (ВСГ) в топливную сеть;

13 – углеводородные газы в топливную сеть;

14 – дизельное топливо;

15 – фракция НК-62 С (бензины);

16 – дебутанизированный (стабильный) катализат Рис. 3.15. Материальный баланс (основные потоки), тыс. т/год, установок переработки ШФЛУ и стабилизированного конденсата Материальный баланс ГС разработан в соответствии с потоковым графом, приведенным на рис. 3.5, для установок АГПЗ и внешнего источника обеспечения тепловой энергией – котельной, и показан на рис. 3.16. При расчете расхода топливного газа на собственные нужды основных производств принята методика последовательного восходящего расчета (от уровня аппаратов к производствам и системам), позволяющая учесть техническое состояние оборудования и теплоту сгорания топливного газа для огнетехнических агрегатов.

12 3, 1 7, 11 102, 5,060 22,833 30, 20, 12, 6, 24, 0,375 1, 9 СТГ2 СТГ 9, 0, 8 27,841 7, 7 1, СТГ1, СТГ2 – системы топливного газа производств переработки газа (газ товарный) и газового конденсата (газ технологический);

1–11 – установки: 1 – осушки и отбензинивания газа;

2 – производства серы;

3 – стабилизации конденсата и обработки стоков;

4 – сжигания промотходов;

5, 6 – факельные;

7 – АТ;

8 – ВП;

9 – ГФУ;

10 – гидроочистки;

11 – каталитического риформинга;

12 – внешний источник теплоснабжения Рис. 3.16 – Материальный потоковый граф ГС, тыс. м3/ч Оценка системной эффективности ГС рассмотренных производств была выполнена с использованием разработанного программного обеспечения и моделирующих алгоритмов. Анализ проведен по нескольким факторам, определяющим удельные показатели топливопотребления на технологические нужды ТС и ЭК ГПП и обеспечение ЭР от внешних источников – производительности установок, составу УВС, степени конверсии сероводорода, конденсатно-газовому фактору, климатическим условиям.

Рассмотрим влияние каждого из перечисленных факторов.

Производительность установок определяет возможный расход перерабатываемого УВС и динамично изменяется во времени – от начала эксплуатации ГПП, до периода падающей добычи соответствующего промысла.

Для ГПП, перерабатывающих высокосернистое УВС, доминирующими технологическими элементами при задании производительности по сырьевому потоку являются установки производства серы. На рисунке 3.17 приведены результаты расчета показателей топливопотребления в виде функций двух параметров – производительности и УВС следующего состава (газ – % по объему;

конденсат – % по массе):

Состав I Состав II Состав III Газ Конденсат Газ Конденсат Газ Конденсат Метан 56,412 2,43 73,838 5,43 84,276 4, Этан 2,073 0,921 2,073 0,921 2,073 2, Пропан 0,933 1,425 0,933 1,425 0,933 4, Бутан 0,481 1,845 0,481 1,845 0,481 2, Пентан 0,229 2,681 0,229 2,681 0,229 7, Гексан и выше 0,108 67,873 0,108 75,328 0,108 78, Азот 0,9 0,24 0,9 0,24 0,9 0, Диоксид углерода 13,52 4,13 9,0 3,0 4,0 0, Меркаптаны 0,438 0,13 0,438 0,13 0,0 0, Сероводород 24,906 18,325 12,0 9,0 7,0 2, Данные по удельном показателям генерации и потребления топливного газа приведены на рис. 3.18.

Анализ полученных результатов показывает, что при переработке высокосернистого УВС с собственной выработкой пара в утилизационных энерготехнологических агрегатах уменьшение производительности по перерабатываемому сырью приводит к увеличению теплового потребления от внешнего источника и соответствующему увеличению расхода топлива в системе (рис. 3.17а).

а) б) в) 1–6 газ: 1 – углеводородный смешанный (выработка);

2 – из товарной сети;

3 – потребление ТС и ЭК;

4, 5 – на выработку теплоты и электроэнергии во внешней сети;

6 – суммарный во внешней сети;

а, б, в – соответственно I, II, III составы газа Рис. 3.17. Зависимость годового расхода газа от производительности 1, 2, 3 – соответственно для I, II, III состава газа Рис. 3.18. Удельное топливопотребление внешней сети на единицу товарного газа При переработке малосернистых газов и газового конденсата потребление топлива во внешней системе обеспечения ЭР снижается пропорционально производительности установок (рис. 3.17б, 3.17в).

Полученная динамика удельных характеристик ГС позволяет сделать вывод о необходимости создания такой структуры и режимов эксплуатации источника ЭР, которые обеспечивали бы его оптимальное функционирование на всех этапах жизненного цикла ГПП – от строительства до вывода из эксплуатации.

Очевидно, что действующие в настоящее время внешние генерирующие системы не могут осуществить «пропорционального» снабжения таких энергоемких объектов, как ГПП, и наиболее рациональным вариантом развития их энергохозяйства являются в данном случае ЭСН.

При снижении производительности ГПП увеличивается удельное потребление топливного газа в системе внешнего обеспечения ЭР, причем, для случая переработки высокосернистого УВС начальный период эксплуатации характеризуется минимальными удельными затратами, которые возрастают вдвое при уменьшении производительности на 50 % и приближаются к значе ниям удельного потребления предприятия переработки УВС с относительно невысоким по сравнению с АГПЗ содержанием сероводорода (рис. 3.18).

Влияние степени конверсии сероводорода на показатели X H2S топливопотребления рассмотрено для случая переработки высокосернистого УВС (состав I);

учтена также динамика производительности ГПП во времени.

Выполненный анализ результатов имитационного моделирования объекта (рис. 3.19, 3.20) показал, что степень конверсии сероводорода оказывает наибольшее влияние на абсолютные значения выработки и потребления топ лива на начальных этапах эксплуатации при номинальной производительности.

1 – выработка углеводородных газов ГПП;

2 – потребление топливного газа ТС и ЭК;

3 – потребление топливного газа во внешней сети на выработку теплоты Рис. 3.19. Зависимость показателей ГС от степени конверсии X H 2 S и производительности для УВС состава I В период падающей добычи газоконденсатного месторождения (менее 50 % от номинального значения) абсолютное внешнее топливопотребление практически не зависит от степени конверсии (рис. 3.19).

Удельный расход газа на внешнее энергообеспечение существенно изменяется в диапазоне X H 2 S =0,996–0,85, и при снижении степени конверсии в период падающей добычи (кривая 1 на рис. 3.20) имеет растущий, практически экспоненциальный характер, что подтверждает необходимость более частой регенерации катализатора при пониженной нагрузке энерготехнологических агрегатов производства серы с целью уменьшения суммарных затрат топлива в системе.

1–3 – удельный расход для состава I при соответствующем значении X H 2 S =0,85;

0,95;

0,996;

4,5 – соответственно удельный расход для составов II и III при X H 2 S =0, Рис. 3.20. Удельное топливопотребление внешней сети в зависимости от степени конверсии X H 2 S и производительности Конденсатно-газовый фактор k кгф имеет большое значение для ГПП, перерабатывающих гетерогенное УВС – газ и газовый конденсат. При неразвитой системе утилизации теплоты в производстве переработки газового конденсата суммарное потребление топлива из товарной сети на выработку тепловой и электрической энергии будет определяться расходом жидкофазной части сырья и в меньшей степени зависит от степени загрузки установок производства серы (рис. 3.21, 3.22;

см. также рис. 2.16).

При невысоких значениях k кгф превалирующее значение в формировании системного топливопотребления имеют установки производства серы, при снижении производительности которых происходит уменьшение выработки тепловой энергии в утилизационных агрегатах и эквивалентное повышение затрат топлива на внешнее обеспечение ЭР (линия k кгф =0,25 кг/м3 газа семей ства 3 на рис.3.21;

линия 3 при 100 % производительности на рис. 3.22).

1 – выработка углеводородных газов ГПП;

2 – потребление топливного газа ТС и ЭК;

3 – потребление топливного газа во внешней сети на выработку теплоты Рис. 3.21. Зависимость потребления от ГС от фактора k кгф (кг/м3 газа) и производительности для УВС состава I и X H 2 S =0, 4 – потребление топливного газа во внешней сети на выработку электроэнергии 1–3 – то же что на рис. 3. Рис. 3.22. Зависимость внутреннего и системного потребления топлива от k кгф (кг/м3 газа) при двух значениях производительности (УВС состава I и X H 2 S =0,996) Увеличение k кгф приводит к возрастанию воздействия на показатели системного топливопотребления производств по переработке газового конденсата, для которых основным источником тепловой энергии является топ ливный газ с динамикой потребления, пропорциональной производительности.



Pages:     | 1 | 2 || 4 | 5 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.