CC BY
39
ЭНЕРГЕТИКА И ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
УДК 66.02:621.5
М.В. Новикова ОЦЕНКА ЗАТРАТ В СИСТЕМУ ОСУШКИ ПРИРОДНОГО ГАЗА ПРИ ПЕРЕМЕННЫХ УСЛОВИЯХ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
Газоперерабатывающая промышленность характеризуется высокой энергоемкостью и является одной из ведущих отраслей топливно-энергетического комплекса. Поэтому внимание уделено разработке энергосберегающего решения и повышению эффективности в системах газопереработки. В статье описывается характер изменения затрат в системе осушки природного газа для оптимизации энергоиспользования.
M.V. Novikova EXPENSES ESTIMATION IN THE SYSTEM FOR NATURAL GAS PURIFICATION FROM DAMP ON VARIATION CONDITIONS OF ENVIRONMENT
Gas processing industry is appeared as one of the leading branches of fuel - energy complex which is characterized by high power - intensive. That is why attention is drawn on the development of the decision for energy economy and rise of efficiency in the systems of gas processing. This article is devoted to the description of character of variation expenses in the system for natural gas purification from damp for optimization of energy utilization.
Газоперерабатывающая промышленность, как одна из ведущих и энергоемких отраслей топливно-энергетического комплекса России, требует повышения эффективности использования энергоресурсов и снижения себестоимости обрабатываемой продукции. Поэтому оптимизация энергоиспользования теплотехнологических установок (ТТУ) данной отрасли представляется весьма актуальной задачей. Перспективным направлением энергосбережения является энерготехнологическое комбинирование ТТУ нефте- и газопереработки с газотурбинными установками (ГТУ) [1]. Целесообразность такой интеграции определяется, во-первых, возможностью выработки собственной электроэнергии, и, во-вторых, наличием в топливном балансе вышеупомянутых предприятий больших объемов горючих ВЭР в виде газообразных и жидких углеводородов. Энергетическая и экономическая эффективность комбинирования ГТУ с теплотехнологическими установками газопереработки показана в [2] на примере установки абсорбционно-десорбционной осушки природного газа (рис. 1). Энергетическая эффективность комбинирования определялась по экономии топлива, а экономическая эффективность была оценена с помощью таких расчетных показателей, как интегральный эффект, индекс доходности и срок окупаемости капиталовложений. Анализ
энергетической и экономической эффективности комбинирования газотурбинных установок с ТТУ показал, что такое решение позволяет обеспечить экономию топлива в системе по сравнению с централизованным энергообеспечением, и является экономически целесообразным.
Созданию комбинированных систем должна предшествовать оптимизация рабочих параметров как встраиваемой ГТУ, так и самих теплотехнологических установок. Это связано с необходимостью выявления большого числа факторов, определяющих, с одной стороны, потребление энергоносителей различных видов и с другой - массогабаритные характеристики основного и вспомогательного оборудования. Последующая трансформация указанных выходных расчетных характеристик в составляющие экономико-математических моделей позволяет на основе отыскания экстремального значения целевой функции получить комплекс независимых переменных, характеризующих оптимальное энергоиспользование в условиях принятых ограничений.
Для решения поставленной задачи на начальном этапе было разработано математическое описание, на основе которого построен алгоритм расчета системы «абсорбция - десорбция». Особенностью математического описания является потарелочный расчёт абсорбционной колонны аналитическим методом, где определяются составы фаз, покидающих каждую тарелку и количество извлекаемой влаги на ней.
На основе этого алгоритма можно проследить характер изменения основных составляющих критерия оптимальности - величины капитальных и эксплуатационных затрат при варьировании рабочих параметров системы. В качестве критерия оптимальности может служить величина годовых расчетных затрат [3].
Рис. 1. Принципиальная схема установки абсорбционно-десорбционной осушки газа со встроенной ГТУ: 1 - влажный природный газ; 2 - осушенный природный газ;
3 - отходящие дымовые газы; 4 - регенерированный абсорбент; 5 - насыщенный абсорбент;
6 - извлеченный водяной пар; 7 - флегма; 8 - воздух; 9 - топливо; А - абсорбер; Д - десорбер;
СО - система охлаждения; ТР - теплообменник-регенератор теплоты;
К - кипятильник; ДГ - дегазатор; ГТУ - газотурбинная установка
Среди влияющих факторов на энергоиспользование и массогабаритные характеристики оборудования системы можно выделить внешние и внутренние. К внешним независимым переменным относятся давление и влажность поступающего на осушку газа, параметры систем охлаждения, а также тип и мощность ГТУ, каждая из которых характеризуется определенными значениями объема и температуры выхлопных газов и вырабатываемой мощности. К внутренним параметрам, применительно к рассматриваемой установке, относятся: коэффициенты расхода орошения в абсорбере и
9
флегмы в десорбере, а также температура регенерированного абсорбента после теплообменника-регенератора теплоты. Варьируя последними в достаточно широком интервале изменения, среди них можно выбрать оптимальные при заданных внешних факторах системы. В результате были получены зависимости величины затрат от внутренних параметров системы (рис. 2, 3, 4, 5).
ю 12050
о.
У 10050 .а
3 8050
I-
си
6 6050 (0
| 4050
.о
§ 2050 5 50
Коэффициент расхода орошения
1,05 2 3 4
700 ---------------------- і — і
600 --------------------------------------
ч
| 500 --------------------------------------
ю
Ё 400 --------------------------------------
О
£ 300 —-------------------------------------
о 200 —-------------------------------------
то
100—--------------------------------------
0 -1—1-----------——---—1—1------—1—1-------
1,05 2 3 4
Коэффициент расхода орошения
Рис. 2. Влияние коэффициента расхода орошения на величину капитальных затрат на абсорбер, кипятильник, десорбер, теплообменник-регенератор теплоты и АВО
Рис. 3. Влияние коэффициента расхода орошения на величину эксплуатационных затрат на теплообменник-регенератор теплоты
£ 16100 6 14100 ^ 12100 І; 10100 й 8100 6100 | 4100
| 2100 1 100
30 35 40
Температура регенерирован ного ура регенер°ванн°г°
поглотителя перед абсорбеоом ля перед абсорбером
700 --------------------------■--------- і
600 --------------------------------------------
о 500 -----------------------------------------------
^ 400 -----------------------------------------------
а.
“ 300 -----------------------------------------------
.о
її 200 ----------------------------------------------
о
т 100------------------------------------------------
0 ---------------------------------------------
30 35 40
Температура регенерированного поглотителя перед абсорбером
Рис. 4. Влияние температуры регенерированного Рис. 5. Влияние температуры
поглотителя перед абсорбером на величину регенерированного поглотителя
капитальных затрат на абсорбер, перед абсорбером на величину
кипятильник, теплообменник-регенератор эксплуатационных затрат
теплоты, десорбер и АВО на теплообменник-регенератор теплоты
Расчеты производились при следующих исходных данных: расход газа в абсорбер Угн=Ы5 нм3/с; начальная температура газа 4„=5°С; начальная влажность Сн=0,165 г/нм3; конечная влажность Ск=0,03 г/нм3; содержание влаги в регенерированном абсорбенте хрдэг=0,005 кг влаги/кг смеси; состав продукта, извлеченного в десорбере хр=0,998 кмоль влаги/кмоль смеси; тип тарелок - колпачковые.
Величина капитальных затрат на теплообменное оборудование определялась по стоимости единицы поверхности теплопередачи, тыс. руб.:
КТ = а у • Г, (1)
где ау - стоимость поверхности теплопередачи , 3000 руб./м2.
Капитальные затраты на колонное оборудование были получены из выражения, тыс. руб.:
ЕЁ = Ер • І м , (2)
где Мап - масса аппарата, кг; Ер - удельные затраты на колонное оборудование, руб./кг, аппроксимационные зависимости для которых взяты из [4].
Капитальные затраты на АВО определялись по выражению, тыс. руб.:
еааі= аа • рш , (3)
где Гаво - площадь поверхности аппарата, м2; Ав - удельная стоимость аппарата с учетом монтажа и вентилятора, руб./м2, оребренной поверхности, полученная путем аппроксимации стоимостных характеристик соответствующего типа, для АВГ Ав=30 руб./м2 [4].
При расчете эксплуатационных затрат на теплообменник-регенератор теплоты стоимость электроэнергии определялась по известному выражению:
а
Сээ = (т— + Ь) 1,18. (4)
^шах
Издержки на электроэнергию в формуле (4) только на начальном этапе определялись по стоимости электроэнергии, покупаемой от сторонних потребителей. В дальнейшем, при интеграции рассматриваемой ТТС с ГТУ, эта величина будет вычисляться как:
5^б = &Ея -103 , (5)
N і.. • т • • ~
1У АОО 1ООЫ
где 8А°О - себестоимость электроэнергии, вырабатываемой ГТУ, руб./(кВт-ч); АИГ -годовые издержки на электроэнергию, тыс. руб./год; ЫЦоо - действительная мощность
ГТУ с учетом недовыработки всех мощностей, кВт.
На рис. 2 и 3 показан характер изменения величины капитальных затрат на основное оборудование и аппараты воздушного охлаждения (АВО) в системе осушки природного газа, а также эксплуатационных затрат на теплообменник-регенератор теплоты при переменном коэффициенте расхода орошения в абсорбере.
Анализ представленных результатов позволяет уже на начальном этапе исследования данной системы прогнозировать оптимальное значение коэффициента расхода орошения р. Так, при Р = 2 наблюдается наивыгоднейшее соотношение капитальных затрат в абсорбер и кипятильник и эксплуатационных затрат на теплообменник-регенератор теплоты. При этом, как видно из рис. 4 и 5, существенное влияние на это соотношение оказывает температура регенерированного абсорбента, определяемая величиной энергозатрат в систему охлаждения. Тип системы охлаждения будет определяться температурными режимами технологических процессов и климатическими условиями месторасположения рассматриваемого производства.
На рис. 6 и 7 показаны зависимости величин капитальных затрат на АВО, устанавли-ваемых после теплообменника-регенератора теплоты. При этом разность температур между поглотителем на выходе из АВО и воздуха на входе в аппарат была принята равной 12°С, как предел, определяющий адекватные размеры АВО [5]. В качестве расчетных температур воздуха на входе в аппарат были взяты температуры 23, 28 и 33°С.
Как видно из рисунков, с ростом температуры окружающего воздуха затраты на АВО снижаются, так как при этом увеличивается конечная температура поглотителя и тепловая нагрузка на АВО уменьшается. Но при этом, для достижения необходимой температуры на входе поглотителя в абсорбер, требуются дополнительные системы охлаждения в виде теп-лообменников, охлаждаемых водой (ТОВ) и холодильных машин (ХМ) того или иного типа (см. таблицу). Причем при ґр=23°С и ґ„=40°С затраты на АВО резко снижаются (по сравнению с остальными вариантами, как это показано на рис. 7), так как требуемая температура охлаждения в данном случае на 5 °С больше достигаемой при указанной разности (іп - ір) = 12°С.
ю
Температура регенерированного поглотителя перед абсорбером
Рис.6. Влияние коэффициента расхода орошения на величину капитальных затрат на АВО при переменной температуре окружающего воздуха
Рис. 7. Влияние температуры регенерированного поглотителя перед абсорбером на величину капитальных затрат на АВО при переменной температуре окружающего воздуха
Тип систем охлаждения регенерированного поглотителя после теплообменника-регенератора теплоты при переменных ^ и ^
Расчетная температура воздуха перед АВО и температура поглотителя, достигаемая при разности ((п - р = 12°С Требуемая температура регенерированного поглотителя, іп
30°С 35°С 40°С
(р = 23°С, П = 35°С АВО + ХМ АВО АВО с меньшей поверхностью теплообмена
(р = 28°С, (пд = 40°С АВО + ХМ АВО + ХМ АВО
р = 33°С, (пд = 45°С АВО+ ТОВ + ХМ АВО + ТОВ+ ХМ АВО + ТОВ
Выводы:
1. С целью оптимизации энергоиспользования теплотехнологических систем газопереработки представлены графические зависимости, отражающие характер изменения величины затрат установки осушки природного газа при варьировании некоторых ее параметров.
2. Представлена характеристика этого изменения и на основе полученных результатов дана предварительная оценка величины оптимального значения коэффициента расхода орошения.
3. Дана характеристика типов систем охлаждения, устанавливаемых после теплообменника-регенератора теплоты системы «абсорбция - десорбция» в зависимости от расчетной температуры воздуха и требуемой температуры регенерированного поглотителя.
ЛИТЕРАТУРА
1. Симонов В.Ф. Направление энергоснабжения на ближнюю перспективу в условиях рыночных отношений / В.Ф. Симонов // Исследования в области комплексного энерготехнологического использования топлив: межвуз. науч. сб. Саратов: СГТУ, 1993. С. 46-48.
2. Новикова М.В. Энергетическая и экономическая эффективность комбинирования ГТУ с теплотехнологическими установками газопереработки / М. В. Новикова // Проблемы
рационального использования топливно-энергетических ресурсов и энергосбережения: сб. науч. тр. Саратов: СГТУ, 2006. С. 37-45.
3. Попов А.И. Критерии сопоставления и оптимизации энергосберегающих решений в рыночных условиях / А.И. Попов, В.Ф. Симонов, Р.А. Попов // Материалы межвузовского научного семинара по проблемам теплоэнергетики. Саратов: СГТУ, 1996. С. 87-91.
4. Булатова ДА. Оптимизация комбинированных систем охлаждения газоперерабатывающих и нефтеперерабатывающих производств: дис. ... канд. техн. наук / Д. А. Булатова. Саратов, 2004. 163 с.
5. Долотовская Н.В. Проектирование и оптимизация аппаратов воздушного охлаждения: учеб. пособие / Н.В. Долотовская. Саратов: СГТУ, 1995. 72 с.
Новикова Мария Владимировна -
аспирант кафедры «Промышленная теплотехника»
Саратовского государственного технического университета
Статья поступила в редакцию 10.07.07, принята к опубликованию 05.09.07
