Моделирование и оптимизация технических решений по утилизации горючих отходов установок подготовки и переработки углеводородного сырья

ЭНЕРГЕТИКА И ЭЛЕКТРОТЕХНИКА

УДК 620.92:665.6/7.002.8

И.В. Долотовский, А.В. Ленькова, Е.А. Ларин

МОДЕЛИРОВАНИЕ И ОПТИМИЗАЦИЯ ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПО УТИЛИЗАЦИИ ГОРЮЧИХ ОТХОДОВ УСТАНОВОК ПОДГОТОВКИ И ПЕРЕРАБОТКИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ

Работа выполнена при финансовой поддержке Минобрнауки РФ

Рассмотрены основы формализации задач системного анализа и оценки эффективности технических решений по утилизации углеводородных газов на собственные технологические нужды установок подготовки и переработки углеводородного сырья. Приведены данные по методическому, информационнопрограммному обеспечению и результаты решения этих задач в блоках регенерации абсорбента установок осушки природных газов.

Установки подготовки и переработки углеводородного сырья, утилизация горючих отходов, системный анализ, эффективность, моделирование

I.V. Dolotovskiy, A.V. Lenkova, E.A. Larin

MODELING AND OPTIMIZATION OF ENGINEERING SOLUTIONS FOR RECYCLING COMBUSTIBLE WASTE FROM PLANTS PREPARING AHD PROCESSING HYDROCARBON

RAW MATERIALS

The article deals with the basics of formalizing the problems referring system analysis and efficiency estimation of engineering solutions on recycling hydrocarbon gases for the technological needs of plants preparing and processing hydrocarbon raw materials. The data are provided relating the methods, software, and the results of the problems for absorbent regeneration units in plants for natural gas dehydration.

Preparation and processing of hydrocarbon raw materials, recycling combustible waste, system analysis, efficiency, modeling

В огнетехнических агрегатах установок подготовки и переработки газа, газового конденсата и нефти (УППГКН) в качестве топлива используется преимущественно природный газ из сети предприятия и частично некондиционные газовые смеси переменного состава (из отдельной сети и только на передовых предприятиях). Удельное потребление топливного газа на собственные технологические нужды производств достигает 17-94 м3 на 1000 м3 переработанного газофазного сырья и 10-20 м3 на 1 т газового конденсата или нефти с тенденцией увеличения удельного потребления за последние 5 лет. Это обусловлено изменением состава исходного сырья, увеличением глубины его переработки и повышением качества получаемой продукции. Удельное топливопотребление зависит также от схемы технологического процесса, мощности установок, режимов их эксплуатации, степени утилизации горючих отходов (ГО), технического состояния оборудования, климатических условий региона и других факторов. Сеть топливного газа представляет собой сложную многофункциональную систему, включающую аппараты и установки генерации, преобразования и потребления этого ресурса, со сложными внутренними и внешними взаимосвязями. Матричная модель (таблица) отражает в определенной мере взаимосвязь основных потоков углеводородных газов - топливных энергоресурсов УППГКН и отдельных производств.

Решение задач повышения эффективности использования топливных ресурсов и формирования рационального топливно-энергетического баланса УППГКН с оптимизацией схемнопараметрических решений базируется на декомпозиционно-агрегативном подходе и поэтапном системном анализе с оценкой энергетической эффективности альтернативных вариантов утилизации горючих отходов на всех уровнях иерархии проектируемых и эксплуатируемых объектов по разрабо-

танной системе показателей, включающих удельные энергетические, технико-экономические и комбинированные критерии.

Матричная модель взаимосвязи газовых потоков и производств УППГКН

Производства технологической подсистемы и энергетического комплекса

Подсистема газовых потоков Стабилизация конденсата го н го о X ф сі X О го н о ю го а ф а ф ш Очистка и компримирова-ние углеводородных газов Очистка сырьевого газа Осушка и отбензинивание газа Производство побочной технологической продукции Обработка и утилизация стоков Сжигание промотходов Факельные системы Производство тепловой энергии (пара) Производство электроэнергии

Углеводородные газы стабилизации и дегазации г п г п г п г п п

Газ товарный — — — г — — —

Газ товарный редуцированный п п п п п п п п п п

Водородосодержащий газ — г п

Pт =

г - генерация энергоресурса, п - потребление энергоресурса

В системе показателей энергетической эффективности основными являются следующие удельные величины и технико-экономические критерии.

Приведенная удельная энергоемкость [1] за расчетный период времени

Еуд = ТЕ - в  EГo} , СО

где Етч - расход топливного газа в производстве4, т у. т.; N - число производств-потребителей; V -расход сырья за расчетный период, тыс. м3 или тыс. т; в - коэффициент использования ГО; ЕГО] -

объем ГО, отходящих от производства4, т у. т.

Потенциал повышения эффективности использования газообразного топлива оценивается в общем виде разностью годового фактического и нормативного потребления

" N N ~

V 4 - V

_ 4=1 4=1 _

где Рт - технически реализуемый потенциал энергосбережения в топливной системе, т у. т./год; (рт, (р0 - доля факторов, обеспечиваемых за счет изменения технологической структуры и улучше-

N

ния технического состояния или модернизации оборудования установок и производств; V т. -

4 =1

фактическое потребление топливного газа основными и вспомогательными производствами предприятия, т у. т./год; V.. - объем нормируемого технологического потока в соответствующей размерности

(м3/год или т/год); Еуд - удельные нормы расхода топливного газа (т у. т.), отнесенные к единице соответствующего технологического потока; bj - нормативные расходы топливного газа для установок периодического действия, т у. т./ч; Т - время работы установок с часовыми нормами потребления топливного газа, ч/год.

Анализ влияния отдельных факторов на потенциал повышения энергетической эффективности в системе использования топливного газа УППГКН показал различную оценку возможности реализации энергосберегающих решений. Техническое состояние оборудования (коэффициент р0 ) является наиболее вероятным фактором, в рамках которого возможна реализация решений, направленных на более эффективное использование топливного газа. Для действующих производств такие решения связаны с реконструкцией горелочных устройств, оптимизацией режимов эксплуатации (с изменением отдельных конструктивных характеристик) технологических трубчатых печей, подогревателей газа, модернизацией установок огневой регенерации абсорбентов и факельного хозяйства. Большой эффект может быть получен при внедрении комплексов АСУТП и АСУ систем использова-

65

ния топлива. Относительное значение технического фактора в решении вопросов экономии газа на собственные нужды установок составляет 19...35 % [1].

Технологическая структура основных производств (коэффициент Рт) также позволяет разработать мероприятия, внедрение которых приводит к снижению удельного потребления топливного газа или увеличению выхода товарной продукции. В рамках этого фактора, доля которого в решении вопросов эффективности использования топлива составляет 15.22 % [1], значительный эффект может быть получен при утилизации низкопотенциальных ГО в огнетехнических агрегатах.

Коэффициент рационализации использования топлива (КРТ) характеризует возможности совершенствования топливного баланса

' " ' ^

К =

КРТ Iі ЕУД / ЕУД/’

77 Н Т-'Р

где Еуд, Еуд - приведенные удельные энергоемкости по топливному газу, рассчитанные по нормативному и рационализированному топливному балансу.

Пользуясь показателем КРт, можно определить энергетическую эффективность любого технического решения по модернизации структуры и режимов эксплуатации оборудования в системах генерации и использования топливного газа на предприятиях подготовки и переработки углеводородного сырья. Пример изменения удельного потребления топлива за расчетный период и сравнения его с нормализованными показателями представлен в графической форме (рис. 1) для одного из газоперерабатывающих предприятий.

К

от

0,02

0,00

-0,02

-0,04

-0,06

-0,08

-0,10

-0,12

-0,14

-0,16

-0,18

Т1

- - 1ТТ «ч

і г+

Получение серы Л

габі їли заці ія к онд енс ата

С

і

ерер )абс >тка \ кої іден ісаі а

П

0 3 6 9 12 Ті 15 18 21 24 27 30 Т2 33 36 т .іТ

Т2

Рис. 1. Изменение коэффициента Крт за расчетный период

Снижение удельного потребления топлива за расчетное время Т может осуществляться в течение двух периодов. В период Ті за счет устранения эксплуатационных потерь энергоемкость снижается до уровня нормативного значения (Крт = 0). Период Ті составляет 1,5-2 года. В период Т2

(1-2,5 года для различных производств) снижение энергоемкости ниже нормативного значения обеспечивается в масштабе производств с привлечением дополнительных инвестиций на модернизацию оборудования, реконструкцию и строительство установок.

Величина сравнительного интегрального социально-экономического эффекта позволяет оценить системную эффективность предлагаемых технических решений, базирующихся на альтернативных вариантах структурных схем

Э! = ІіІ (ОД* ), - К, - И, \ (1 + Е г ,

1=0 I к=1

где t - расчетный год деятельности; Е - норма дисконта; Ок, Ц к - количество технологической продукции, отпущенной потребителям, и ее цена; К(, И( - дисконтированные капитальные и эксплуатационные затраты в реализацию технических решений (определяются для каждого проекта индивидуально).

Критерием выбора оптимальных технических решений является условие максимума (4) А3^(у)^тах , при обеспечении заданных (оптимальных) показателей надежности топливообеспе-

У^орг

чения с учетом экологической приемлемости. Здесь У - вектор оптимизируемых переменных. Энергетическая сопоставимость вариантов обеспечивается одинаковой полезной теплопроизводительностью огнетехнического агрегата-потребителя топливного газа, заданным графиком его тепловой нагрузки и оптимальными характеристиками применяемого оборудования.

Разработана математическая модель топливной подсистемы энерготехнологического комплекса УППГКН. В качестве основных процессов технологии рассмотрены процессы горения топлива, массообмена, теплообмена, гидродинамики. На иерархическом уровне аппаратов выделены элементы, формирующие энергетическую составляющую затрат на УППГКН - огневые испарители, аппараты воздушного охлаждения, теплообменники-регенераторы.

Содержательная часть обобщенных математических моделей разработана в соответствии с методологией структурного анализа и проектирования и представляет собой функциональные модели расчетов материального, теплового, топливного, электроэнергетического балансов, и модели расчета потребления / генерации топливного газа в аппаратах и установке в целом. Элементы в математических моделях связаны между собой в соответствии с матричной моделью (табл. 1) по принципу последовательной, параллельной или рециклической связи дугами входа / выхода, включающими информацию о параметрах и переменных. Структура и степень детализации математического описания каждого элемента различны - использованы аналитические, экспериментальные, экспериментальноаналитические методы.

По разработанным методике и моделирующим программам выполнен анализ технологической топологии ряда УППГКН, результаты которого определили большие резервы повышения энергетической эффективности топливной системы в установках первичной подготовки углеводородного сырья, где в сепарационном и регенерационном оборудовании выделяются углеводородные газы стабилизации и дегазации технологических потоков углеводородов и абсорбентов. Эти газы могут быть использованы в самих установках - источниках. Так, в блоках регенерации абсорбентов с огневыми испарителями установок осушки и очистки природного, попутного и технологических газов углеводородные газы из трапов-дегазаторов и сепараторов рефлюксной жидкости десорберов могут быть использованы в качестве топливного газа в горелочных устройствах испарителей. В этом случае повышается коэффициент использования горючих отходов, поскольку в технологической структуре существующих производств перечисленные газы сбрасываются «на свечу» или на факел. Оценка эффективности технических решений по утилизации углеводородных отходов в установках - источниках выполнялась по разработанному расширенному модулю расчета параметров и состояний рассматриваемого объекта. Модуль является дополнением разработанной системы «Энергоресурс» [2], позволяющей выполнить анализ эффективности топливной системы действующих и проектируемых УППГКН с учетом переменных режимов эксплуатации огнетехнического оборудования. Вид экрана монитора с технологической схемой установки, полями ввода информации и результатами расчета приведен на рис. 2.

Результирующие данные представлены материальным и тепловым балансами абсорбции и десорбции, характеристиками процесса горения, составом и расходом газовой смеси, поступающей на горение, с учетом генерируемых газов дегазации. Анализ данных имитационного моделирования режимов эксплуатации ряда действующих блоков осушки установок комплексной подготовки и переработки газа и газового конденсата показал, что их модернизация с целью повышения эффективности использования собственных горючих отходов позволит снизить потребление топливного газа из сети предприятия на 30-36 %. Удельное потребление топливного газа (на 1000 м3 газа, подаваемого на осушку) составит 0,317 м , что на 0,178 м меньше, чем в установках без утилизации газов дегазации. Для установки производительностью 43,3 тыс. т/год по регенерируемому абсорбенту интегральный эффект от внедрения предложенных решений со стоимостью капитальных затрат 3,1 млн. рублей составит около 2 млн. рублей при сроке окупаемости дополнительных капитальных затрат, не превышающем двух лет.

Рис. 2. Схема расчетного модуля с полями ввода и вывода информации:

А - абсорбер; Т - теплообменник; К-1, К-2 - ректификационная колонна; Н-1, Н-2 - насос;

Е-1, Е-2 - емкость; ВХ - аппарат воздушного охлаждения; НДЭГ,

РДЭГ - насыщенный и регенерированный абсорбент

Помимо анализа действующих установок и планирования потребления топливных ресурсов, комплекс программно-методического обеспечения позволяет также разработать направления развития подсистем энергетического комплекса при изменении технологической топологии и увеличении глубины переработки сырья.

Выводы

1. Для энергетического комплекса предприятий по добыче и переработке углеводородного сырья разработана методика схемно-параметрической оптимизации топливной подсистемы на основе определения показателей энергетической и технико-экономической эффективности альтернативных вариантов технических решений по утилизации горючих отходов.

2. Разработан программно-методический модуль для анализа и оптимизации обеспечения топливными ресурсами установок, производств и предприятий, включающие многокритериальную оценку эффективности альтернативных вариантов.

3. С использованием расчетного модуля выполнен анализ эффективности топливоиспользова-ния и предложены технические решения по модернизации действующих блоков осушки установок комплексной подготовки и переработки газа и газового конденсата с целью использования горючих отходов и повышения энергетической эффективности.

ЛИТЕРАТУРА

1. Ларин Е.А. Энергетический комплекс газоперерабатывающих предприятий. Системный анализ, моделирование, нормирование / Е.А. Ларин, И.В. Долотовский, Н.В. Долотовская. М.: Энер-гоатомиздат, 2008. 440 с.

2. Система «Энергоресурс»: программа для ЭВМ № 2010615353 / Е.А. Ларин, И.В. Долотовский, Н.В. Долотовская. № 2010613798; заявл. 29.06.10; зарегистр. 20.08.10.

Долотовский Игорь Владимирович - Igor V. Dolotovskiy -

кандидат технических наук, старший научный Ph. D., Senior Research Fellow,

сотрудник кафедры «Теплоэнергетика» Department of Thermal Power Engineering,

Саратовского государственного Gagarin Saratov State Technical University

технического университета имени Гагарина Ю.А.

68

Ленькова Александра Викторовна -

аспирант кафедры «Теплоэнергетика»

Саратовского государственного

технического университета имени Гагарина Ю.А.

Ларин Евгений Александрович -

кандидат технических наук, профессор кафедры «Теплоэнергетика» Саратовского государственного технического университета имени Гагарина Ю.А.

Статья пос

Aleksandra V. Lenkova -

Postgraduate,

Department of Thermal Power Engineering,

Gagarin Saratov State Technical University

Eugeniy A. Larin -

Ph. D., Professor,

Department of Thermal Power Engineering,

Gagarin Saratov State Technical University

типа в редакцию 15.11.11, принята к опубликованию 02.03.12