Повышение системной эффективности энергетического комплекса предприятий подготовки и переработки газоконденсатного сырья тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.01, кандидат наук Долотовский, Игорь Владимирович

• Долотовский, Игорь Владимирович
• кандидат наук
• 2017

Оглавление диссертации кандидат наук Долотовский, Игорь Владимирович

Введение................................................................................................................. 6

1 Современное состояние проблемы совершенствования

энергетического комплекса......................................................... 16

1.1 Структура систем энергетического комплекса предприятий подготовки и переработки газа и газового конденсата.............................................................................. 16

1.2 Проблема анализа и синтеза систем энергообеспечения технологических производств............................................. 39

1.3 Выводы по результатам аналитического обзора проблемы совершенствования энергетического комплекса предприятий подготовки и переработки газоконденсат-ного сырья и анализа экспериментальных работ............. 53

2 Методические основы системного анализа энергетического

комплекса ППГКС......................................................................... 56

2.1 Блочно-иерархическая структура и формализованное пространство исследования энергетического комплекса ППГКС................................................................ 56

2.2 Система показателей и критериев энергетической эффективности ППГКС........................................................ 61

2.3 Модели функций и модели данных систем энергетического комплекса и технологических производств........... 74

2.3.1 Обобщенная математическая модель расчета показателей и критериев энергетической эффективности..................................................................... 74

2.3.2 Модели свойств веществ и процессов................... 78

2.3.3 Модель энерготехнологического баланса............ 84

2.3.4 Модели термодинамического анализа и кластеризации элементов энергетического комплекса ППГКС 109

2.3.5 Модели аппаратов, установок и систем................ 124

2.4 Экономические и комплексные модели оценки эффективности энергетического комплекса ППГКС................. 147

2.5 Информационно-аналитическая модель системного анализа и управления потреблением и генерацией энергоресурсов...................................................................... 160

3 Теоретические основы структурно-параметрической оптимизации и синтеза энергетического комплекса ППГКС........ 176

3.1 Методологические положения синтеза рационального энергетического комплекса предприятий подготовки и переработки газоконденсатного сырья.............................. 176

3.2 Методы обеспечения надежности элементов и систем энергетического комплекса ППГКС.................................. 179

3.3 Алгоритмы структурно-параметрической оптимизации 184

3.4 Интерпретация теоретических положений синтеза оптимального энергетического комплекса ППГКС в задачах рационализации его структуры и параметров, 192

4 Оптимизация режимов эксплуатации оборудования

и систем энергетического комплекса ППГКС.......................... 197

4.1 Управление топливопотреблением в технологических системах.................................................................................. 197

4.2 Повышение системной эффективности теплоэнергетической системы энергетического комплекса действующих предприятий............................................... 208

4.3 Повышение системной эффективности электроэнергетической и собственных производственных систем энергетического комплекса ППГКС................................. 224

4.4 Оптимизация эксплуатационных режимов энергоемких технологических установок....................... 243

4.5 Потенциал повышения эффективности энергетического комплекса ППГКС и направления его развития, 246

5 Синтез оптимальной структуры энергетического

комплекса ППГКС и систем генерации энергоресурсов........ 257

5.1 Оптимизация структуры систем энергообеспечения установок регенерации абсорбентов............................... 257

5.2 Системы генерации тепловой энергии и холода

с утилизацией горючих отходов и тепловых ВЭР........ 270

5.3 Структурная и параметрическая оптимизация систем охлаждения предприятий подготовки газа..................... 278

5.4 Оптимизация структуры систем с газотурбинным приводом.............................................................................. 283

6 Разработка эффективных систем энерго- водоснабжения в составе технологических комплексов с созданием замкнутых циклов......................................................................... 290

6.1 Автономные системы энерго- водообеспечения

и утилизации отходов предприятий подготовки газа и газового конденсата........................................................ 290

6.2 Тепло- электрогенерирующие системы с утилизацией стоков технологических комплексов..................... 294

6.3 Многофункциональные системы генерации энергоресурсов в структуре энергетического комплекса предприятий переработки газоконденсатного сырья. 298

Заключение............................................................................................................ 310

Список сокращений и условных обозначений................................................. 314

Список литературы............................................................................................... 317

Приложения

Приложение А Расчетные зависимости свойств веществ...................... 356

Приложение Б Математические описания свойств и характеристик

процессов............................................................................ 358

Приложение В Алгоритмы и фрагменты программных модулей расчета материальных балансов производств технологической системы 361

Приложение Г Приложение Д Приложение Е Приложение Ж Приложение И Приложение К Приложение Л Приложение М Приложение Н Приложение П Приложение Р Приложение С Приложение Т Приложение У Приложение Ф

Соответствие элементов систем энергетического

комплекса вершинам и дугам потоковых графов........... 370

Эксергетические балансы предприятий подготовки

и переработки газа и газового конденсата,...................... 375

Математические модели теплогенерирующего оборудования и установок теплоэнергетической системы..... 381

Математическая модель расчета энергопотребления

нагнетателей.......................................................................... 387

Математические модели потребителей топлива технологической системы и энергетического комплекса, __ 390 Результаты экспериментальных исследований

показателей трубчатых печей............................................ 397

Математическая модель жаротрубных и жаротрубно-

контактных водонагревателей емкостного типа,............ 403

Модуль расчета показателей ГТУ в переменных

режимах................................................................................. 405

Математическое описание и программный модуль

расчета АВО в статическом режиме................................. 409

Математические модели расчета холодильных

установок.............................................................................. 412

Математические модели расчета эжекционных

охладителей воды и вентиляторных градирен............... 419

Фрагменты интерфейса ИАС и базы данных

по оборудованию и подсистемам ЭК............................... 425

Оптимизация режимов эксплуатации

огнетехнического оборудования....................................... 432

Акт об использовании результатов исследования

на Астраханском газоперерабатывающем заводе.......... 437

Акт об использовании результатов работы в учебном процессе СГТУ,.................................................................... 439

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение системной эффективности энергетического комплекса предприятий подготовки и переработки газоконденсатного сырья»

Введение

Актуальность темы. Структура энергетических комплексов действующих предприятий подготовки и переработки газоконденсатного сырья (ППГКС) формировалась в условиях начала разработки соответствующих месторождений при взаимосвязи с внешними системами обеспечения энергоресурсами (ЭР) в период их низких внутренних цен. Эти факторы обусловили низкую системную эффективность энергетических комплексов (ЭК) ППГКС в настоящее время и необходимость системного подхода при перспективном планировании направлений развития энергетики действующих предприятий и проектировании ЭК новых ППГКС. При этом, в соответствии со стратегией развития и модернизации энергетики газовой отрасли, согласующейся с Энергетической стратегией России на период до 2030 года, направления развития систем обеспечения энергоресурсами ППГКС определены в областях газо-, ресурсосбережения и создания совершенных ЭК на основе эффективных источников электро- и теплоснабжения в условиях совершенствования основных технологических процессов переработки сырья и освоения новых газоконденсат-ных месторождений.

Особенность ЭК ППГКС заключается в его функциональных взаимосвязях с Российским топливно-энергетическим комплексом, включая внешние системы энергообеспечения (ВСЭ), как по ЭР, так и по товарной продукции ППГКС - природному газу, газовому конденсату, широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), линейке моторных и энергетических топлив, сжиженным газам и другой технологической продукции. Кроме того, ЭК ППГКС представляет собой сложно структурированную техническую систему с многоуровневыми взаимосвязями элементов - энергетических и технологических установок, генерирующих и потребляющих различные виды ЭР и эксплуатирующихся в динамических режимах при воздействии внешних и внутренних влияющих факторов. При этом в технологических процессах подготовки и переработки сырья вырабатываются низкопотенциальные (низконапорные) газы, количество которых достаточно для обеспечения топливопотребления огнетехнического оборудования основных производств, а объемы собственной теплогенерации в технологических процессах, составляющие на некоторых ППГКС более половины теплового потребления, при рациональной структуре и оптимальных параметрах систем ЭК, могут обеспечить практически всех внутрипроизводственных потребителей с температурным диапазоном от 150 до 240°С.

Основными внешними факторами, определяющими концепцию совершенствования ЭК конкретного ППГКС в направлении повышения энерго- и ресурсоэффективности путем структурно-параметрической оптимизации, являются режимы работы предприятия, базирующегося на определенном месторождении газа и газового конденсата, состав перерабатываемого сырья, особенности технологических процессов каждого агрегата и установки, а также климатические усло-

вия. Перечисленные доминирующие факторы меняются на протяжении всего периода жизненного цикла ППГКС, что обусловливает необходимость разработки методологии создания ЭК в условиях динамики не только его параметров, но и структуры.

Проведенный анализ концепций и программ развития энергетики газовой отрасли показал, что в них решаются, как правило, задачи повышения эффективности основных технологических производств подготовки и переработки газа и газового конденсата - оптимизации использования сырья и увеличения экономического эффекта технологических процессов, без учета системных взаимосвязей предприятий с внешними системами энергообеспечения и затрат на разработку инновационных решений по технологии выработки ЭР и структурно-аппаратурному оформлению ЭК. При этом в разрабатываемых общих стратегиях развития ЭК не решается задача многокритериальной системной оценки качества функционирования конкретных объектов в долгосрочной перспективе при изменении технологических, технико-экономических, эколого-кли-матических и других, перечисленных выше факторов, а решение вопросов газосбережения носит локальный характер и базируется, в основном, на совершенствовании и повышении эффективности огнетехнического оборудования. Следует отметить, что ППГКС имеют определенные преимущества в использовании газа в качестве топлива по сравнению с внешними потребителями, поскольку газовая компонента входит в состав сырья, а товарный газ является внутрипроизводственным ЭР, используемым для выработки тепловой и электрической энергии в собственных источниках. Это обстоятельство требует особенно корректного подхода при создании ЭК с автономными энергогенерирующими установками. В то же время, отсутствует единая научно обоснованная концепция и методология системного обоснования целесообразности совершенствования ЭК ППГКС в данном направлении. Кроме того, в условиях внедрения новых энергосберегающих технологий подготовки и переработки газоконденсатного сырья, развития действующих и создания новых газо-химических предприятий, необходима разработка соответствующих высокоэффективных, ресурсосберегающих и экологически безопасных ЭК ППГКС, максимально интегрированных с технологическими установками и обеспечивающих системную энергетическую эффективность на протяжении всего жизненного цикла объекта включая периоды строительства и вывода из эксплуатации. Разработка таких решений и поиск оптимальной структуры и параметров ЭК ППГКС должны проводиться на основе современных методов системного анализа, оптимизации и синтеза.

Поэтому целью работы является создание научных основ повышения системной эффективности энергетического комплекса предприятий подготовки и переработки газоконденсатного сырья, развивающих теоретические положения и принципы системного подхода в методах структурно-параметрической оптимизации и синтеза технологических и схемных решений генерации энергоресурсов.

Для достижения поставленной цели в работе сформулированы и решены следующие задачи:

1. Выполнен системный анализ современного состояния качества функционирования ЭК ППГКС различной технологической топологии, структуры, объемов и режимов потребления и генерации энергоресурсов, и разработано формализованное иерархическое пространство для системных исследований по его совершенствованию за счет оптимизации структуры и параметров.

2. Обоснованы принципы и научно-методические положения системного анализа, синтеза и структурно-параметрической оптимизации ЭК ППГКС, позволяющие установить и раскрыть многофакторные функциональные внутренние и внешние взаимосвязи систем ЭК с технологической системой, внешними источниками энерго- и ресурсообеспечения на различных этапах жизненного цикла, и оптимизировать структуру и режимы эксплуатации.

3. Предложена научно-обоснованная система показателей многокритериальных оценок направлений совершенствования ЭК ППГКС, включающая технологические, энергетические, термодинамические, технико-экономические и комплексные критерии эффективности, и учитывающая внутрипроизводственные иерархические взаимосвязи элементов и подсистем, взаимосвязи ЭК с внешними источниками энергии, характеристики сырья и выпускаемой продукции, экологические и климатические факторы.

4. Разработана методология оптимизации структуры и параметров ЭК ППГКС различной технологической топологии и реализующее ее математическое обеспечение обобщенной количественной оценки эффективности функционирования ЭК, включающее термодинамические, энерготехнологические и экономико-математические модели, отражающие структурно-параметрические динамические взаимосвязи процессов генерации и потребления энергоресурсов, водопотребления и водоотведения, теплотехнологических и химико-технологических процессов подготовки и переработки сырья с учетом показателей надежности и режимов работы.

5. Обоснован новый комплексный метод общеэкономической оценки эффективности ЭК ППГКС, базирующийся на многокритериальных показателях, отражающих деятельность предприятия как хозяйствующего объекта и системную эффективность ЭК в различные периоды жизненного цикла.

6. Созданы информационно-аналитическая система и программный комплекс для решения задач оптимального оперативного управления потреблением и генерацией энергоресурсов, долгосрочного планирования и нормирования энерготехнологических балансов на ППГКС и для разработки стратегии совершенствования ЭК в условиях меняющейся технологической топологии и частичной неопределенности экономических факторов.

7. Сформулированы основные принципы синтеза ЭК, разработаны и экономически обоснованы нетривиальные технические решения по созданию новых, высокоэффективных на всех этапах жизненного цикла предприятия, систем тепло-, электроснабжения в составе ЭК ППГКС

различной технологической топологии с глубокой утилизацией потенциала горючих отходов, промышленных стоков и минимальным воздействием на окружающую среду.

Научная новизна:

1. Разработаны новые научно-методические положения анализа и синтеза ЭК 111 ИКС, развивающие теорию и принципы системного подхода в методах эксергетического анализа, потоковых графов и структурно-параметрической оптимизации в направлении синтеза технологических и схемных решений генерации энергоресурсов в собственных источниках с глубокой утилизацией низконапорных газов, горючих отходов и стоков. Это позволило раскрыть целостность объекта исследований, взаимообусловленность и физическую сущность многофакторных функциональных иерархических связей ЭК с параметрами технологических процессов и внешними источниками энерго- и ресурсообеспечения. Разработан новый научный подход к изменению структуры ЭК для обеспечения его системной эффективности на всех этапах жизненного цикла предприятий.

2. Предложена новая система показателей для многокритериальной оценки эффективности ЭК действующих и проектируемых ППГКС различной технологической топологии, отражающая степень энергетического и термодинамического совершенства процессов генерации и потребления топлива, тепловой и электрической энергии, а также утилизации вторичных энергетических и материальных ресурсов при подготовке и переработке сырья, и учитывающая взаимосвязи элементов и систем ЭК, внешних источников энергии, характеристики сырья и выпускаемой продукции, экономические, экологические и климатические факторы.

3. Разработана математическая модель оптимального функционирования энергетического комплекса ППГКС, впервые учитывающая в обозримой перспективе иерархические совокупности частных показателей и критериев различной степени значимости, структуру и параметры ЭК ППГКС различной технологической топологии, энерготехнологические и экономико-математические уравнения описания взаимосвязанных процессов генерации и потребления энергоресурсов, теплотехнологических и химико-технологических процессов подготовки и переработки сырья с учетом показателей надежности, режимов работы и динамики параметров процессов и структуры исследуемого объекта.

4. Предложен новый комплексный подход к оценке эффективности ЭК ППГКС, основанный на многокритериальных показателях, позволяющий учесть надежность обеспечения ЭР, экологическую безопасность, системную энергоэффективность и другие факторы при реализации принципов максимального использования вторичных энергоресурсов, горючих отходов и промышленных стоков для выработки электрической и тепловой энергии в собственных источниках.

5. Разработаны научные основы создания информационно-аналитической системы и программно-аппаратного комплекса для решения задач оптимального управления потреблением и генерацией ЭР, долгосрочного планирования, нормирования потребления ЭР и энерготехнологических балансов, для разработки стратегии совершенствования ЭК ППГКС и проектирования его систем в условиях меняющейся технологической топологии и частичной неопределенности экономических факторов.

6. Предложен и научно обоснован комплекс новых принципов и подходов по разработке высокоэффективных систем ЭК и технические решения по их аппаратурному оформлению: систем энергогенерации (тепло-, электро-, холодоснабжения), отличающихся максимальной интеграцией с утилизационными системами по вторичным энергетическим и материальным ресурсам (низконапорным газам, горючим отходам, промышленным стокам) ПГКС различного технологического профиля, защищенные патентами ЯИ 118360, ЯИ 134993, ЯИ 164323, ЯИ 149419; энерго- ресурсосберегающих систем осушки газа и регенерации абсорбентов ППГКС с утилизацией горючих отходов в инновационном оборудовании, защищенных патентами ЯИ 114424, ЯИ 138474, ЯИ 157326, ЯИ 2523906, ЯИ 135080.

Теоретическая значимость работы.

Созданы новые научно-методические положения, методики, математические модели и алгоритмы структурно-параметрической оптимизации ЭК действующих и проектируемых ППГКС, отражающие динамический характер объекта и позволяющие варьировать степень детализации элементов для решения задач совершенствования ЭК и его систем на различных иерархических уровнях, этапах анализа, синтеза и проектирования.

Установлены и раскрыты многофакторные функциональные иерархические внутренние и внешние взаимосвязи систем ЭК с технологической системой, внешними источниками энерго-и ресурсообеспечения, и на основе экспериментов на действующих ППГКС и численного эксперимента по разработанному программному обеспечению получены значения эмпирических коэффициентов в аналитических зависимостях потребления и генерации энергоресурсов от влияющих технологических и эколого-климатических факторов с учетом их динамики.

Проведена модернизация термодинамических моделей оценки эффективности ЭК ППГКС, в которые включены элементы математической статистики и группировки оборудования и систем по значению технически реализуемого термодинамического потенциала, позволяющая целенаправленно ограничить область поиска оптимальных структурно-параметрических решений.

Созданы в процессе синтеза оптимальных систем ЭК новые связи с технологическими установками и производствами ППГКС, которые позволили реализовать принципы максимальной замкнутости по энергоресурсам, высокую степень использования вторичных энергоресурсов

(ВЭР), горючих отходов и стоков для энергогенерации, экологическую безопасность и надежность энергообеспечения на протяжении всего жизненного цикла.

Доказан динамический характер оптимальной структуры ЭК, эффективной на различных этапах жизненного цикла ППГКС, что вносит существенный вклад в представление об энергетических объектах газовой отрасли.

Применительно к проблематике диссертации с получением обладающих новизной результатов использован базовый метод технико-экономической оценки эффективности, а также впервые предложенный системный подход к выбору направлений совершенствования ЭК, основанный на многокритериальных показателях и реализующий принципы максимального использования вторичных энергоресурсов, низконапорных углеводородных газов, горючих отходов и промышленных стоков для энергогенерации в собственных источниках, позволяющий учесть надежность обеспечения энергоресурсами, экологическую безопасность, системную энергоэффективность и другие факторы.

Практическая значимость заключается в следующем:

- разработанные методики использованы для выбора рациональных схем, режимных параметров и состава оборудования систем ЭК ППГКС, и могут быть использованы для проектирования энергетических объектов ППГКС новых газоконденсатных месторождений;

- информационно-аналитическая система для учета и нормирования потребления и генерации ЭР, планирования энерготехнологического баланса используется в настоящее время на Астраханском газоперерабатывающем заводе (акт от 26.07.2017 г.) и может быть применена на аналогичных предприятиях для планирования генерации и потребления энергоресурсов и аналитической оценки показателей энерго- ресурсоэффективности ЭК;

- предложенные направления повышения эффективности потребления и генерации энергоресурсов и разработанные инновационные решения по совершенствованию структуры и параметров систем энергетического комплекса предприятий подготовки и переработки углеводородного сырья позволяют выработать стратегию модернизации и совершенствования энергетического комплекса с учетом изменений на протяжении жизненного цикла технологии основного производства и частичной неопределенности экономических факторов;

- предложенный комплекс научных подходов к оптимизации энергетического комплекса промышленных предприятий газовой отрасли, защищенный патентами на полезные модели и изобретения, реализован в рамках приоритетных направлений развития науки, технологий и техники Российской Федерации «Энергетика и энергосбережение», приоритетных направлений модернизации и технологического развития экономики России «Энергоэффективность и энергосбережение» при работе над проектами:

- ФЦП «Научные и научно-педагогические кадры инновационной России» на 2009-2013 годы, тема «Разработка методологии исследования и создание энергоэффективных систем управления потреблением электрической и тепловой энергии в энергоемких промышленных комплексах», ГК № 14.740.11.0107.

- Программа «У.М.Н.И.К» 2011-2013 гг., темы «Разработка технологии утилизации горючих отходов в блоке регенерации абсорбента установок подготовки газа» и «Разработка технических заданий на нетиповое оборудование установки утилизации горючих отходов в блоке регенерации абсорбента и эксплуатационной документации на объектах подготовки газа», ГК № 9553р/14177 от 04.07.2011.

- Проект № 1579 по Госзаданию Минобрнауки РФ на 2014-2016 гг. «Разработка методологии исследования и научное обоснование ресурсоэффективных технологий и систем энергообеспечения энергоемких промышленных комплексов».

- Проект № 16-38-80019 «мол_эв_а» «Разработка энергоэффективной системы электротепло- водоснабжения и водоотведения предприятий транспортировки нефти и газа» РФФИ и Фонда поддержки научно-проектной деятельности студентов, аспирантов и молодых ученых «Национальное интеллектуальное развитие»; 2016 г.

- Проект № 13.7071.2017БЧ Минобрнауки РФ на 2017-2019 гг. «Создание научных основ исследования и обоснование методологии интеграции ресурсоэффективных технологий и систем энергообеспечения энергоемких промышленных комплексов».

Результаты работы использованы в учебном процессе кафедр «Тепловая и атомная энергетика» и «Промышленная теплотехника» СГТУ имени Гагарина Ю.А. при разработке учебных материалов по дисциплинам «Энергоаудит и энергосбережение промышленных предприятий», «Проектирование и оптимизация установок по снабжению энергоносителями», «Методы оптимизации и организации энерго- и ресурсосберегающих химико-технологических систем», в курсовом проектировании, при выполнении выпускных квалификационных работ студентов, организации научно-исследовательской работы студентов и аспирантов.

Методология и методы исследования основаны на системном анализе и синтезе сложно структурированных энергетических комплексов, фундаментальных законах термодинамики, тепломассообмена и гидро-газодинамики, математическом моделировании энергетических объектов, методах вычислительной математики и статистики, эвристических методах синтеза новых технических решений.

На защиту выносятся следующие основные положения работы:

1. Научно-методические подходы к проведению системного анализа, синтеза и структурно-параметрической оптимизации ЭК 11111 КС.

2. Положения концепции, определяющей направления совершенствования ЭК ППГКС и методические положения обобщенной оценки качества его функционирования на основе разработанных термодинамических, энерготехнологических и экономико-математических системных моделей описания процессов генерации и потребления энергоресурсов, совокупностей частных

и комплексных критериев эффективности, с учетом показателей надежности, экологической безопасности и режимов работы.

3. Научно-методические основы создания информационно-аналитической системы для решения задач оптимального управления потреблением и генерацией энергоресурсов, долгосрочного планирования и нормирования энерготехнологических балансов, разработки стратегии совершенствования ЭК, синтеза высокоэффективных энергогенерирующих систем в условиях меняющейся технологической топологии и частичной неопределенности экономических факторов.

4. Моделирующие алгоритмы и результаты решения задачи повышения системной эффективности теплоэнергетической, электроэнергетической, топливной и внутрипроизводственных систем ЭК действующих ППГКС.

5. Результаты структурно-параметрической оптимизации систем и ЭК ППГКС и энергоэффективные варианты структурно-аппаратурного оформления рациональных ЭК с собственными энергогенерирующими источниками, интегрированными в структуру технологических установок.

Достоверность результатов обусловлена использованием фундаментальных законов технической термодинамики, теплообмена, гидравлики; математического аппарата статистики, теории вероятности, нечетких множеств; метода многокритериальной оптимизации; эвристических методах синтеза новых структурно-параметрических решений; методов моделирования динамических процессов; сопоставимостью полученных результатов имитационного моделирования с характеристиками действующих объектов; патентной чистотой разработанных алгоритмов расчета показателей энергетического комплекса и структурно-параметрических решений по эффективным энергогенерирующим системам.

Апробация результатов. Основные положения и результаты работы докладывались и обсуждались на Межвузовской научной конференции «Современные научно-технические проблемы теплоэнергетики и пути их решения» (Саратов, 2004-2015 гг.), VIII Международной конференции «Проблемы современной электротехники» (Киев, 2004 г.), Международной научно-практической конференции «Логистика и экономика ресурсосбережения и энергосбережения в промышленности» (Саратов, 2007 г.), Х и XI Международных симпозиумах «Энергоресурсоэф-фективность и энергосбережение» (Казань, 2009-2010 гг.), Международной научной конференции «Математические методы в технике и технологиях» (Саратов, 2008, 2011 - 2013, 2015 гг.), Национальном конгрессе по энергетике (Казань, 2014 г.), Международной научной конференции «Проблемы совершенствования топливно-энергетического комплекса» (Саратов, 2011, 2012 гг.), XIV Международной конференции «Проблемы управления в сложных системах» (Самара, 2012 г.), Международной молодежной научной школе «Энергосбережение - теория и практика» (Томск, 2012 г.), Восьмой международной научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Энергия-2013» (Иваново, 2013 г.), IV и Х Международной научно-практической конференции «Научные перспективы XXI века. Достижения и перспективы нового

столетия» (Новосибирск, 2014, 2015 гг.), XIII Международной научно-практической конференции «Современные концепции научных исследований» (Москва, 2015 г.), XVII Международной научно-практической конференции «Актуальные вопросы развития инновационной деятельности в новом тысячелетии» (Новосибирск, 2015 г.), ХIХ-XX Международной научно-практической конференции «Инновации в науке: применение и результаты» (Новосибирск, 2015 г.), XVI Международной научно-практической конференции «Отечественная наука в эпоху изменений: постулаты прошлого и теории нового времени» (Екатеринбург, 2015 г.), XXIV Международной научно-практической конференции «Актуальные проблемы в современной науке и пути их решения» (Москва, 2016 г.), V Международная конференция-школа по химической технологии ХТ'16 (сателлитной конференции ХХ Менделеевского съезда по общей и прикладной химии, Волгоград, 2016 г.), 6-й международной научно-технической конференции «Техника и технология нефтехимического и нефтегазового производства» (Омск, 2016 г.), международной научно-технической конференции «Пром-Инжиниринг» (Санкт-Петербург, 2017 г.), международной конференции «Современные проблемы теплофизики и энергетики» (Москва, 2017 г.).

Соответствие паспорту специальности.

Соответствие диссертации паспорту специальности 05.14.01 подтверждается выполненными исследованиями в следующих областях:

- п.1. «Разработка научных основ исследования общих свойств, создания и принципов функционирования энергетических систем и комплексов...» соответствует представленным в работе методическим основам системного анализа и научно-методическим положениям структурно-параметрического синтеза энергетического комплекса предприятий подготовки и переработки газоконденсатного сырья;

- п.3. «Использование на этапе проектирования и в период эксплуатации методов математического моделирования с целью исследования и оптимизации структуры и параметров энергетических систем и комплексов и происходящих в системах энергетических процессов» соответствует приведенным авторским разработкам системных моделей энергетического комплекса и его элементов, позволяющим выполнять имитационное моделирование объекта в реальном диапазоне влияющих факторов с выбором оптимальных структурно-параметрических решений;

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Долотовский, Игорь Владимирович, 2017 год

- * —

0,25

0,35 б)

0,45

0,55 А/, кг/м3

Ьуд

т у. т./106м3 0,14 0,12 0,10 0,08 0,06 0,04

Гувс =50 !

- _

0,25

0,35 в)

0,45

0.55 к/, кг/м3

Рисунок 4.6 - Зависимости топливопотребления (а, б - годового от У и & ; в - удельного): 4 - топливопотребление ВСЭ на электрогенерацию (1-й состав УВС; хн 5 = 0,996; тн = 108... 12 ч/год ); 1 - 3 - аналогично рисунку 4.5

Ьуд

т у. т./106 м3 0,12 0,11 0,10 0,09 0,08 0,07 0,06

60 Рувс, % 50

Ьуд

т у. т./106 м3 0,12

0,11

0,10

0,09

0,08

0,07

0,06

Рисунок 4.7 - Удельное топливопотребление ВСЭ в зависимости от ти и производительности

Вместе с многофакторным анализом потребления и генерации топливного газа в ТС 11111 КС и ВСЭ, выполнен анализ потребления топлива и генерации УВ-газов в установках действующих производств за длительный эксплуатационный период при различных коэффициентах их загрузки и переменных параметрах УВС, показавший, что разрабатываемые на каждом 11111 КС внутрипроизводственные нормы и этом удельные показатели потребления ЭР, учитывающие особенности эксплуатации установленного оборудования и состав УВС устанавливают лишь некоторый диапазон их значений с нижним пределом, соответствующим проектным или регламентным нормам и показателям. Так, на рисунке 4.8 показаны широкие диапазоны нормативного часового потребления топливного газа наиболее крупных элементов ТС 11111 КС переработки газоконденсатного УВС, которые объясняются большой долей в топливопотреблении собственных УВ-газов с переменной теплотой сгорания. В связи с этим в проектных балансах 11111 КС указывается потребление топлива с усредненной теплотой сгорания в количестве, соответствующем теплоте, которую необходимо подвести к технологическим установкам с огнетех-ническим оборудованием). Влияние производительности 11111 КС по перерабатываемому УВС на топливный баланс в ТС и ЭК приведен в таблице 4.2 на примере АПЗ.

Лодводя итоги проведенной оценки влияния различных факторов на топливопотребление в ТС, ЭК и ВСЭ, можно сделать вывод, что разработанная методология анализа ЭК, математические модели расчета ЭТБ с использованием ИАС и установленные энерготехнологические связи позволяют осуществлять оперативное управление топливопотреблением в практическом диапазоне значений, уменьшенном на 2 % по сравнению с существующим в настоящее время, а также определить потенциал повышения эффективности использования топлива на 111 ИКС.

Иотенциал газосбережения определялся по показателю "ло (2.8), (при положительном значении "л0 имеет место перерасход ЭР). На рис. 4.9 приведены результаты расчетов для АШЗ.

В, тыс. м3/ч

40 35 30 25 20 15 10 5 0

а)

В, тыс. м3/ч

штВ„

В„

2011 2013

1,27

2015

2,3 2,1 1,9 1,7 1,5 1,3 1,1 0,9 0,7 0,5

7 8 9

б)

Рисунок 4.8 - Диапазоны эксплуатационного потребления топливного газа на собственные

нужды установок с режимами эксплуатации: а - переменным; б - постоянным:

1 - 7 - установки: 1 - производства серы; 2 - стабилизации конденсата и обработки стоков; 3, 8 - факельные; 4 - первичной перегонки (АТ); 5 - гидроочистки (ГО); 6 - КР; 7 - осушки газа и выделения газового бензина; Вр. - регламентное топливопотребление; Лв - диапазон изменения нормативного топливопотребления

ш

1 1

1 —

1

2

3

4

5

6

Таблица 4.2 - Баланс потребления топливного газа проектный, %, для двух значений

производительности АГПЗ

Установка, производство 115% 100%

Производство серы 76,1 66,2

Установки:

ста5илизалии конденсата и утилизации стоков; промывки н компримнрования газов стабилизации и дегазации конденсата 1,9 1,9

осушки газа и выделения газового бензина 21,2 18,6

факельные 10,4 10,4

Прочие потребители Всего 2,8 112,4 2,8 100,0

1 2 3 4 5 6

Рисунок 4.9 - Характеристика фактического потребления топлива установками [234]: 1 - АТ, ВП, ГФУ; 2 - УГО; 3 - УКР; 4 - стабилизации конденсата; 5 - осушки газа и выделения газового бензина; 6 - производства серы

Выполненный анализ причин отклонения фактического и проектного топливопотребления [234] позволил внести соответствующие коррективы в моделирующие программы ИАС, которые с учетом выполненного кластерного анализа огнетехнического оборудования заключаются в следующем:

- топливный баланс ППГКС зависит не только от режимных факторов, но и от структуры ТС и ЭК; при этом, если состав установок ТС меняется по сравнению с проектом на протяжении ЖЦ ППГКС, то структура ЭК, как правило, статична, что приводит к несоответствию фактических показателей топливопотребления проектным;

- для повышения точности планирования топливного баланса необходим учет изменения состояния оборудования и средств автоматизации в процессе эксплуатации.

Учет всех перечисленных технологических и эколого-климатических факторов в модулях ИАС позволяет повысить точность разработки удельных норм топливопотребления при имитационном моделировании. Следует отметить, что формирование топливного баланса 111 И КС в разработанных модулях ИАС начинается с уровня огнетехнических агрегатов, для которых с использованием результатов энергетического аудита и метода кластерного анализа выделяются элементы с наибольшим потенциалом повышения эффективности, а затем на основе моделирующих алгоритмов и программного обеспечения ИАС составляются режимные карты эксплуатации с оптимальным удельным потреблением топливного газа для переменных технологических условий. Иримеры решения задач управления топливо потреблением в технологических печах 11111 КС приведены в приложении Т.

Результаты имитационного моделирования топливной системы во взаимосвязи с ТС и ВСЭ, анализ проектных и экспериментальных данных действующих 11111 КС и полученные зависимости генерации и потребления топливного газа в элементах объекта на всех уровнях его иерархии позволяют выполнить структурно-параметрический синтез системы топливообеспечения ЭК, оптимальной во всем диапазоне меняющихся влияющих факторов с учетом времени эксплуатации 11111 КС.

4.2 Повышение системной эффективности теплоэнергетической системы энергетического комплекса действующих предприятий

Анализ результатов теоретических и практических исследований в рамках энергетического аудита ряда действующих 11111 КС, приведенных в § 1.1, показал, что в общем энергетическом балансе доля ТЭС достигает 80% как по установленной мощности потребителей, так и по расходу соответствующего ресурса. Суммарная установленная мощность потребителей ТЭС находится в диапазоне 30-2200 МВт (установленная мощность потребителей ЭЭС с учетом 100% резерва -в диапазоне 8-250 МВт).

Ранее было отмечено, что на всех рассмотренных 11111 КС собственные теплогенераторы с диапазоном тепловой мощности 35-2600 МВт практически полностью обеспечивают технологическое теплопотребление, а в структуре среднегодовых энергобалансов, приведенных к первичному топливному эквиваленту - т у. т. (рисунок 1.8), потребление тепловой энергии в виде пара и электроэнергии от внешних источников невелико и составляет около 25%. Теплогенерирующие установки 11111 КС включают как производственные котельные (СЗСК, ЗЮКТ и ВПУ), где часть потребляемого топливного газа идет на генерацию пара и с учетом этого обстоятельства доля ТЭС в общем энергобалансе существенно выше, так энерготехнологические агрегаты, не использующие топливный газ для выработки пара (ОПЗ и АЛЗ). Для последних двух предприятий внутрипроизводственная структура ТЭС характеризуется наибольшим числом связей с установками ТС и представлена многоуровневым комплексом по параметрам генерируемого пара.

Так ТЭС АГПЗ включает три базовых уровня генерации и потребления пара - 4,0, 2,4 и 0,5 МПа (рисунок 1.6), с внешним замыкающим источником - котельной, в которой на выработку теплоты затрачивается немногим более 16% первичного топлива от общей приходной части теплового баланса. При этом режимы эксплуатации котельной зависят от производительности 111 ИКС по УВС и его состава, режимов работы КУ, систем утилизации ВЭР ТС, парового привода технологических нагнетателей и других влияющих факторов. На рисунках 4.10, 4.11 показаны результаты некоторых измерений, выполненных при проведении пассивного эксперимента на действующем предприятии в период энергоаудита, и расчетов по программному обеспечению ИАС.

^ПК, т/ч

31

30

29

28

27

26

25

24

23

22 0,25

АВпк, % 90

85

80

75

70

87

0,27

86

88

0,29

0,31

а)

90 92 б)

94

0,33 кг/м3

96

98 1кг, %

Рисунок 4.10 - Зависимости показателей производственной котельной (ПК) (а - выработки пара ^пк; б - относительной экономии топлива АВпк) от технологических

факторов &кгф и Укг

(1 - расчет; 2 - эксперимент; режим эксплуатации привода компрессоров и газодувок 5)

В качестве основных технологических факторов были приняты (дополнительно к ранее рассмотренным):

• загрузка установок получения серы по кислому газу (производительность , %);

• количество пара, генерируемого в КУ ЭТА производства серы (% выработки ).

N3, 180 -160 -140 -120 -100 -80 -60 -40 -20 -0 -

МВт

N0 N.

1 N

и

Л ч

\

-

г

В, т у. т./ч 160

140 120 100 80 60 40 20 0

7 Режим

б)

Рисунок 4.11 - Зависимость расхода топлива на выработку пара в ПК от режимов загрузки привода (а - Гкг = 100%, Аы = 100%; б - Укг = 90%, Аы = 85%): N11, N3 - мощности парового и электрического приводов; В - расход топлива; и - эксперимент

Численный эксперимент проводился для условия 100%, 90%, 70% загрузки всех установок производства серы и осушки газа и семи режимов, отличающихся количеством работающего нагнетательного оборудования установок:

1 - все оборудование имеет паровой привод;

2 - оборудование производства серы имеет паровой привод; часть оборудования установок осушки газа имеет электропривод;

3 - в производстве серы воздуходувки печей дожига (единичная мощность каждой 250 кВт) имеют электрический привод, остальное оборудование - паровой привод; в установках осушки газа привод такой же, как в режиме 2;

4 - в установках производства серы включен электропривод воздуходувок технологического воздуха по 2500 кВт каждая;

5 - действующий режим включения привода установок (измерения);

6 - установки производства серы как в действующем варианте, в установках осушки включены компрессоры по 12000 кВт;

7 - в установках осушки включены два компрессора по 12000 кВт.

Анализ результатов двух видов экспериментов и имитационного моделирования по определению содержания зависимостей, необходимых для решения вопросов повышения эффективности использования ЭР и управления режимами эксплуатации оборудования ЭК и ВСЭ, дал практически одинаковую качественную и количественную оценку влияния различных факторов и параметров на объемы и режимы генерирования тепловой энергии в агрегатах-источниках ВЭР и котельной и ее потребления установками ТС. Это позволяет использовать программный комплекс ИАС для решения задач анализа и нормирования потребления и генерации ТЭР, а также разработки оптимальной структуры и режимов эксплуатации ЭК. Получено значение градиента теплопроизводительности ВСЭ (котельной) по конденсатно-газовому фактору для ППГКС переработки газоконденсатного сырья с повышенным содержанием кислых компонентов, который составляет 1,3041.1,3043 на 0,1 кг/м3.

Результаты проведенных экспериментальных исследований позволили в дальнейшем более корректно сформировать БД по оборудованию и разработать ЭТБ по системам и для всего ЭК.

Эффективность ТЭС ЭК и возможность ее совершенствования оценены по коэффициентам

(2.13) и (2.8). Результаты расчета для трехуровневой ТЭС АГПЗ (рисунок 4.12 [446], см. также рисунки 2.18 - 2.20) с ВСЭ приведены в таблице 4.3.

Анализ результатов расчетов теплового баланса ТЭС (рисунок 4.12) показал, что на низшем параметрическом уровне пара sL (Р=0,5 МПа) потери теплоты (в том числе с физически уходящими материальными потоками пара) у потребителей достигают 16 %, причем основная часть этих потерь приходится на вспомогательные процессы: системы паротушения, факельные и эжекционные технологические установки, конденсация избыточного количества пара (не участвующего в процессах совершения работы или передачи теплоты), а также потери в сети ТЭС ЭК. На этом же уровне в установках основного производства ТС потери составляют ~ 5 %.

Полезное потребление тепловой энергии на уровне sL находится в диапазоне 80.82 %.

На параметрическом уровне пара sM (Р=2,4 МПа) тепловые потери в ТЭС возникают при трансформации пара в турбинах установок осушки, компримирования газа и установок получения газового бензина (~ 10 %), а также в РОУ и факельных установках.

Технологические процессы теплообмена на уровне бМ протекают с потерями ~ 3.. .4 % общего теплопотребления. В результате на уровне пара бМ = 87%.

Рисунок 4.12 - Приведенный баланс (т у. т./ч) теплоэнергетической системы ЭК АГПЗ

Таблица 4.3 - Системные показатели эффективности ТЭС ЭК (выработка теплоты за счет собственных ВЭР и в котельной ППГКС)

Месяц года Пар Использованная теплота Теплота подведенных ВЭР от КУ и ЭТА Теплота топлива, т у. т. лп.и, % Лии системы, %

ГДж т у. т ГДж т у. т

I эИ 853637,1 29133,7 0,0 0 34112,4 85,4 62,2

эМ 1607411,6 54859,2 1270146,2 43348,7 0 87,7

sL 2582382,8 88133,9 1632542,8 55716,9 0 83,1

II эИ 795050,4 27134,2 0,0 0 32294,3 84,0 60,9

эМ 1538191,7 52496,8 1231132,3 42017,2 0 87,8

sL 2330004,3 79520,5 1410642,9 48143,7 0 82,5

III эИ 719580,6 24558,5 0,0 0 28300,7 86,8 63,3

эМ 1599901,8 54602,9 1356536,3 46297,1 0 88,2

sL 2428841,4 82893,7 1476024,4 50375,1 0 82,7

IV эИ 505761,9 17261,1 0,0 0 20660,7 83,5 61,3

эМ 1541458,7 52608,3 1354060,4 46212,6 0 88,6

sL 2297067,4 78396,4 1367339,4 46665,8 0 83,5

У эИ 360785,1 12313,2 0,0 0 14752,4 83,5 61,9

эМ 1580663,0 53946,3 1579168,7 53895,3 0 89,2

sL 2490197,0 84987,7 1547063,9 52799,6 0 83,2

VI эИ 287964,1 9827,9 0,0 0 11777,2 83,4 61,0

эМ 1356606,6 46299,5 1382857,1 47195,4 0 88,7

sL 2227759,6 76031,0 1463003,2 49930,7 0 82,4

VII эИ 339266,7 11578,8 0,0 0 13764,5 84,1 61,3

эМ 1337772,1 45656,7 1378210,0 47036,8 0 89,0

sL 2214483,5 75577,9 1462721,9 49921,1 0 81,9

На уровне пара бИ определяется системный коэффициент эффективности внешнего источника - котельной (со средним значением КПД установленных котлов 86.. .92%), в которой суммарное потребление пара на собственные нужды и подготовку питательной воды для КУ и ЭТА АГПЗ составляет ~ 13.17 % вырабатываемой теплоты. Таким образом, выработка теплоты в котельной осуществляется с ^ и = 83. 87%. Распределение теплоты пара уровня бИ осуществляется следущим образом: 60.34 % - в ТС на установки переработки газоконденсата, 40.66 % - на редуцирование в РОУ - бИ/бМ . При переходе на уровень пара бМ, где собственная теплогенерация в ЭТА превышает в 4 раза тепловую выработку котельной, а потери в ТЭС составляют ~ 44% от теплоты подведенного к ней первичного топлива, общесистемный показатель эффективности ВСЭ в составе ТЭС ЭК АГПЗ снижается до Ппи < 50 % .

Отклонение фактического удельного потребления пара от проектного приведено на рисунке 4.13, где показатели характеризуют качество функционирования отдельных элементов ТС без учета мультипликативной зависимости между ними и доли в общем потреблении от утилизаторов ТЭС или ВСЭ. Поэтому при имитационном моделировании ТЭС с использованием ИАС введены соответствующие корректировки по входным данным ТС и ЭК (параметрам УВС, режимам эксплуатации, количеству работающего оборудования с альтернативным приводом - электропривод или паромеханический, и другим изменениям, возникающим в процессе эксплуатации), которые можно модифицировать в программных модулях.

По , %

200

150

100

50

0 / с

-50 -100

184,4 у У

61,3

/ У 9,5 -94,8 -53,3 -88,5 -86,2 -62,5

г^ гТ 1 ^ Р ^ШП

2 2 2 АТ, ВП, ГО (У1,2) (У3) (У4) ГФУ

КР

Рисунок 4.13 - Характеристики использования теплоты пара элементами ТС: производствами 1-3; установками У1-У4 (сепарации газоконденсата У1, очистки газа У2, осушки У3, обработки стоков У4)

Сопоставительный анализ планируемых и фактических показателей потребления и генерации тепловой энергии выполняется в разработанном программном комплексе автоматически и представляется в виде таблиц и диаграмм, фрагменты которых приведены на рисунке 4.14.

1

3

а)

б)

Рисунок 4.14 - Представление результатов анализа потребления и генерации тепловой энергии (б - годового ППГКС; в - отклонения фактического от планируемого): 1 — 4 - производства (1 - подготовки газа; 2 - стабилизации газового конденсата; 3 - получения серы; 4 - переработки газового конденсата и ШФЛУ); 3г, 3п - генерация и потребление в производстве 3; с/н - собственные нужды

Итоговые результаты имитационного моделирования (см. рисунок 4.14,б) показывают, что использование программного комплекса ИАС повышает точность планирования теплового потребления установок и производств (отклонение планируемых показателей по сравнению с фактическими составляет около 3%). Значительное отклонение фактического потребления в производстве 3 во 2-ом квартале от планируемого связано с внеплановой эксплуатацией газодувок и воздуходувок этого производства с приводом от паровых турбин.

Как было отмечено, три базовые системы ЭК и ВСЭ взаимосвязаны по топливным и энергетическим потокам. Поэтому оптимизация параметров ТЭС осуществляется в данном пространстве взаимосвязей (см. рисунок 1.1), а задача повышения системной эффективности ЭК 11111 КС решается в общем виде как задача рационализации ЭТБ с максимальным использованием собственных энергетических ресурсов и горючих отходов.

Рассмотрим решение этой задачи на примере ППГКС, блочно-иерархическая структура которого приведена на рисунке 2.1, схема связей систем ЭК и ВСЭ - на рисунках 1.1, 3.10.

Расчеты основных показателей эффективности ЭК выполнены в соответствии с организационной диаграммой (рисунок 2.7) и ДФМ МБ, ТЭС, ЭЭС и топливной системы (рисунки 2.8, 2.15, 2.16, 2.21, 2.23) по программному обеспечению ИАС [113, 123, 125].

Рассмотрен ППГКС перерабатывающего профиля с наиболее общей топологией выработки продуктов в ТС при рециркуляции промежуточных потоков и энергогенерацией в ТЭС и ЭЭС ЭК.

Диаграмма информационных потоков в структуре поставленной задачи приведена на рисунке 4.15, а, информационный граф расчета ЭТБ и показателей системной эффективности ЭК - на рисунке 4.15, б, где обозначено: ^ - система показателей эффективности для соответствующего вида ЭР; 8 - климатические факторы для производствау для периода времени

Результатом расчета МБ является массив переменных О^ (потоки продуктов, полупродуктов и расход сырья). Результат расчета ЭТБ - следующие переменные (выходная информация соответствующих систем ЭК).

Результат расчета показателей ЭЭС: Э^ - количество электроэнергии, потребляемой

установкой г производства у; Еэ^ - удельное фактическое электропотребление установки, отнесенное к единице нормируемого технологического потока; ^ Эу - комплекс показателей эффективности использования электроэнергии.

а - модель информационных потоков для формирования системы управления потреблением ЭР

Рисунок 4.15 - Модель расчета ЭТБ

V

X 2

е-

тс

( [р1 ] [¿1 ] Л

< Р2 ■ + < ¿2 >

V Рп, Ьп, )

3

Г ¿1 Р1' Л

¿2 ■ + < Р2

< >

V ¿п, Рп, )

:{ВЬ В2,..., Вп }

41

42

4п

? х

{ЗКУ1, 0КУ2,... еКУп }

е

П

х{Уь Уг,.., Уп}

еЭСН =5Е(Ру + Ъ) У - 8 —-—

е

АВ

тс

ред

б - граф расчета системной эффективности ЭК и потребления топлива в ВСЭ на теплогенерацию

Рисунок 4.15 - Модель расчета ЭТБ

вершины. 1 - исходные данные; 2 - 7 - балансы (2 - материальный; 3 - топливный; 4 - тепловой системы утилизации ВЭР; 5 - тепловой 111 И КС; 6 - тепловой и топливный котельной; 7 - энергетический системы редуцирования пара; 8 - тепловой и топливный ЭСН); исходные данные и переменные. 0тс , Ру - потребление тепловой энергии в ТС и давление соответствующего параметрического уровня

пара; {У^У^-.-У }, ВьВп} - технологические и топливные потоки; ку - конденсатно-газовый фактор; {0КУ1-0КУ2-.--0КУп}, 0эсн , 0п - теплопроизводительность КУ, тепловая выработка ЭСН и тепловое потребление 11111 КС от котельной; Вкот - потребление топлива в котельной; АВред - потери топлива от редуцирования пара высокого давления в котельной до давления р у ; коэффициенты преобразования графа на рисунке 4.15, б соответствуют следующим материальным и энергетическим потокам: {ц,Х2-...-Хп} - технологическим; ¿1-ь2-. .-ьп} |Р1-Р2-. .-Рп} - топливным; {41-42-. .-4пI 5 - тепловым

<

2

Результат расчета показателей ТЭС ЭК (включая систему получения тепловой энергии за счет утилизации ВЭР): , - количество пара и его теплота, вырабатываемая КУ и в производственной котельной (при ее наличии в структуре ШП КС); Qpij - количество пара давления р (и его теплота), потребляемое основными и вспомогательными установками с учетом тепловых потерь в окружающую среду и потерь пара в технологии; - количество

возвращаемого парового конденсата; EQij, - удельное фактическое теплопотребление или

генерация пара, отнесенные к единице нормируемого технологического потока и комплекс показателей эффективности потребления и генерации пара в установке г производства

Математическое описание генерации и потребления топлива, тепловой и электрической энергии в зависимости от меняющихся технологических, климатических, экологических и экономических факторов приведено в § 2. Системная экономия топлива определена по (2.22) и (2.25).

Идеальным вариантом структуры и режимов эксплуатации ТЭС ЭК и ТС ППГКС данной технологической топологии является вариант отсутствия внешнего теплопотребления при наличии равенства Qтc = Qвэp + Qэcн, которое реализуется, в первую очередь, за счет утилизации всех видов ВЭР в ТС, а также утилизации горючих низконапорных газов в ЭСН.

Для оптимизации режимов эксплуатации ТЭС и ЭЭС ЭК разработана система управления, реализующая разработанные математические модели расчета показателей энергетической эффективности объекта на каждом иерархическом уровне [98, 107]. Логическая схема обмена информацией между этими системами ЭК, теплотехнологической, теплоутилизационной, и теплогенерирующей системами ТС и ВСЭ через входы - выходы системы управления показана на рисунке 4.16.

Решение задачи управления рассмотрим на примере регулирования количества работающих котлов ВСЭ, режимы эксплуатации которых в условиях переменных нагрузок ППГКС (Астраханского ГПЗ) по расходу УВС формируются в соответствии с последовательностью вычислительных процедур (рисунок 4.15, б). В итоге определены динамические зависимости - функционалы расхода УВС: производительность котельной и количество работающих котлоагрегатов ВСЭ (рисунок 4.17) [476].

Повышение системной эффективности ЭК можно обеспечить также за счет регулирования потребления тепловой и электрической энергии в наиболее мощном оборудовании ТС, имеющем альтернативный привод (электродвигатели и паровые турбины) - в газовых нагнетателях установок компримирования товарного и технологических газов.

На примере газодувок установок производства серы и компрессоров товарного газа установок осушки выполнены анализ и оптимизация эксплуатационных режимов этого оборудования в зависимости от внешних факторов: коэффициента загрузки оборудования производства серы къ, степени конверсии сероводорода Х5 , тарифов на электрическую и тепловую энергию.

Входные технологические параметры

пар sL

Потребление электроэнергии (турбины)

Выработка тепловой энергии в котельной Пар бИ

Редуцирование пара бИ

Редуцирование пара бМ

пар sL

Конденсация избытка пара бЬ

Потребление тепловой энергии Пар бЬ (нагрев)

Л

Рисунок 4.16 - Схема взаимосвязи параметров, информационных переменных и управляющих воздействий систем ЭК, ТС, СУ и ВСЭ:

АСУ - система управления; а, Ь, с, й, е,/- входные параметры блоков; и1, и2, и3, и4 - управляющие воздействия (задание блокам)

ж" о

Е Л

ч

о н

-а

н о о

Е •й

Ч

<а н

Е Ч о и го Е

о &

С

280 260 240 220 200 180 160 140 120 100

^ 263,1 Производительн котельной, т/

ость ч

~~7

190,8 /

\ А з У 179,8

-А2

Количес! во котлов ло 75 т/ч

8218

11299

9111 10272

Расход сырьевого газа, млн. м3 Рисунок 4.17 - Режимы работы котельной ВСЭ при переменной нагрузке по УВС

Численный эксперимент с использованием разработанной ИАС проводился для 100, 90, 70%-й загрузки всех установок производства серы и осушки газа и семи режимов, отличающихся количеством работающего нагнетательного оборудования. Эффективность рассмотренных установок по удельной энергоемкости, отнесенной к единице переработанного сырья (отсепарированного газа), показана на рисунке 4.18 [453]. Технико-экономический анализ (по критерию эксплуатационных затрат) показан на рисунке 4.19.

0,045 0,040

*3

2 0,035 2 0,030

Й 0,025 _

О 0,020

ь

£ 0.015

5 о.ою

п у,

> 0,005 0.000

4

> ч

\ д \

* * ч \

5

% \

2 N * у/ __ — ■□

1 щ__ "Л Л - - . ' * К

■- \ А:э , | \ N3 ,

43.44 55.44 79.44 103.44

Рисунок 4.18 - Оптимизация мощности электропривода по удельной энергоемкости

перерабатываемого УВС (газа):

1 - 4 - кз = 1,0; 0,9; 0,7; 0,6 приХ = Хном; 5 - кз= 0,9 приХ = 0,85Хном

ю а 3 Й

I

со о 3 Я Я О 8 Я

а £

« с

о и О

450 -400 -350 -300 -250 -200 -150 -

100 -

V 4

ч х • \ \ ч ч \

\ \ х \\\ ч \

чЧ \ч\

X 1 X 5 ^Х

■ч,

\ \ ч> п Ч . 3

х <х \ чХ Ч. ч ^Ч

\\\ X ч х

X 5 ч Л^

Ч 2 Ч, 1 Л\ Хч\ Х\

X ч X ^ ^

' ЫЭ . Ыэ' -

20

30

40

50 60 а)

70

80

90 ЫЭ, МВт 20

30

40

50

60 70 б)

80

90

Рисунок 4.19 - Результаты оптимизации мощности электроприводных нагнетателей по критерию эксплуатационных затрат для различных тарифов на ЭР:

а - Цэ = 2,28 руб./кВт-ч, Ц = 327,6 руб./ГДж; б - Цэ = 3,84 руб./кВт-ч, Ц = 554,7 руб./ГДж

(1—5 - то же, что на рисунке 4.18)

100

550 500 450 400 350 300 250 200 150 100

Полученные результаты показывают, что при снижении производительности установок производства серы на 40 % или снижении степени конверсии сероводорода до 85 % (что приводит к соответствующему уменьшению выработки пара в КУ ЭТА и необходимости замещения теплового потребления от ВСЭ) при сложившихся на конец 2016 года соотношениях тарифов на тепловую и электрическую энергию (а также данных прогнозных сценариев института систем энергетики имени Л.А. Мелентьева [207] по динамике тарифов) целесообразно увеличить количество действующего электроприводного оборудования с увеличением подключаемой мощности до ~ 80 МВт (по сравнению с мощностью при номинальной загрузке ~ 55 МВт) - линия 5 на рисунке 4.19. При этом диапазон суммарной оптимальной мощности N смещается из области 50.60 МВт в область 65.95 МВт для условий не номинальных эксплуатационных режимов.

На рисунке 4.20 приведены зависимости изменяющейся части эксплуатационных затрат (на тепловую энергию И , электроэнергию Иэ и суммарных ИЕ на два ЭР) в рассматриваемых

системах ЭК от режимов эксплуатации пароперегревателей КУ ЭТА производства серы и нагнетательного оборудования. Результаты имитационного моделирования переменных режимов элементов оборудования ТЭС и ЭЭС, приведенные на рисунке 4.20 показывают, что для всех режимов, отличающихся от номинального по производительности производства серы и степени конверсии сероводорода, оптимальный диапазон мощности электроприводных нагнетателей не совпадает с фактически эксплуатаируемым в настоящее время. При этом, для режимов с впрыском парового конденсата в пароперегреватель (что соответсвует наиболее рациональным условиям эксплуатации данного оборудования для увеличения объема вырабатываемого в ТЭС ЭК пара) количество подключаемых нагнетателей с электроприводом должно быть уменьшено для обеспечения оптимальной суммарной мощности в диапазоне Иэ = 45...50 МВт. Это позволит снизить

на 12.14 % затраты на ЭР от ВСЭ. Следует отметить, что характеристики оборудования и система управления технологическим процессом позволяют выполнить подключение соответствующих нагнетателей для обеспечения указанного диапазона мощности.

Таким образом, сопоставляя результаты оптимизации мощности нагнетателей ТС электропривода по энергетическому критерию - удельной энергоемкости, и эксплуатационным затратам на ЭР, потребляемые от ВСЭ (рисунки 4.18 - 4.20), можно сделать вывод, что существующая в настоящее время статика структуры рассмотренных потребителей не обеспечивает эффективность ТЭС и ЭЭС ЭК в условиях переменных режимов эксплуатации технологических производств, меняющихся на протяжении ЖЦ. Так, для рассмотренного ППГКС при уменьшении производительности установок серы ( к3 < 0,9 ) количество нагнетателей с электроприводом должно быть увеличено в 1,2.1,7 раза по сравнению с функционирующей в настоящее время, которая соответствует номинальному значению коэффициента загрузки: ы'э = (1,3... 1,7) Уэ.

И,

тыс. руб./ч 200

175

150

125

100

75

50

25

35

40

45

50

55

60 N, МВт

а)

б)

Рисунок 4.20 - Функция затрат на ЭР и мощности эксплуатирующихся нагнетателей с электроприводом для режимов пароперегревателей КУ ЭТА производства серы: а - режим с впрыском парового конденсата; б - два режима (1-4 - то же, что на рисунке 4.18)

Дальнейшее направление развития ЭК рассматриваемого объекта может быть связано со структурной оптимизацией ТЭС и ЭЭС, включающей создание ЭСН с максимальной реализацией имеющего потенциала ВЭР, низконапорных УВ-газов и отходов ТС.

4.3 Повышение системной эффективности электроэнергетической и собственных производственных систем энергетического комплекса ППГКС

Эффективность потребления электроэнергии на ППГКС зависит от технологических и режимных факторов элементов ТС и ЭК, инцидентных ЭЭС. В технологических производствах такими элементами является нагнетательное оборудование, наиболее мощное из которого рассмотрено выше, а также парк АВО с суммарной мощностью установленных вентиляторов до 8 МВт.

В ЭК наибольшее возмущение в режимы эксплуатации ЭЭС вносят внутрипроизводственные системы технологического и оборотного водоснабжения (СТОВ).

Решение вопроса повышения системной эффективности ЭЭС ЭК, в том числе за счет внедрения ЭСН, выполнено в два этапа: на первом проведен анализ фактических режимов эксплуатации электропотребляющего оборудования (по материалам проведенного энергетического аудита предприятий) и их оптимизация с использованием программного обеспечения ИАС, на втором -разработаны технические решения по оптимизации структуры ЭЭС в составе ЭК на различных уровнях иерархии ШП КС.

Динамика электропотребления ППГКС

Потребление электроэнергии на ППГКС определяется объемом и компонентным составом перерабатываемого сырья, структурой производств, составом оборудования и другими режимно - технологическими факторами.

Объем перерабатываемого УВС для конкретного предприятия является доминирующим фактором в динамике потребления электроэнергии при прочих равных условиях. Так, для рассмотренного в § 4.2 ППГКС при увеличении объема отсепарированного газа на 2,3% потребление электроэнергии в производствах 1 и 2 возросло на 1,7% (рисунок 4.21).

Уи 2900

2400

1900

1400

900

400

Сера, тыс. т I I Стабильный конденсат и ШФЛУ, тыс. т

„о

Г-.0

о

—О

Отсепарированный газ, млн. м3

I

План Факт 1 кв.

План Факт 2 кв.

I

План Факт 3 кв.