sbornik_FTT_2015_1__1

360

1-узел очистки и осушки	газа 2- ЗетанЗер - генераторный агрегат,
3 -	теплообменный аппарат

Рисунок 1 - Схема 1 «Принципиальная схема использования ДГА на ГРС с подогревом газа обратной сетевой водой ТЭЦ»

При использовании оборотной воды ТЭЦ с температурой 36 °С для подогрева газа перед ДГА невозможно получить требуемую для потребителей температуру газа в 0 °С. Поэтому требуется дополнительный подогрев газа после детандера на 15 °С.

3 —теплообменный аппарат, 4 —холодильная камера.

Рисунок 2 - Схема 2 «Принципиальная схема использования ДГА на ГРС с подогревом газа оборотной водой ТЭЦ»

Рисунок 3 - Схема 3 «Принципиальная схема использования ДГА на ГРС получением электроэнергии и холода»

361

Основные технические показатели работы установок при различных схе-

мах установки ДГА на ГРС представлены в таблице 1.

аблица 1 - Сравнение показателей работы ДГА при различных схемах подогрева газа

Показатель		Разм.
1		2
Расход газа, G		кг/с
Перепад давлений газа на входе и
выходе, AP
Температура газа на	входе в детан-	0С
дер, tвх
		2
1
Удельная работа, Lд		кДж/кг
Мощность, Ne		кВт
Продолжительность	календарного	ч
года, т
Годовая выработка	электроэнергии,	млн.
Э		кВтч
Холодопроизводительность		кВт

	Схема № 1		Схема № 2		Схема	№	3 «Подо-
	«Подогрев				грев	промежуточ-
			«Подогрев	обо-
	обратной	сете-			ным	теплоносите-
	вой	водой	ротной	водой	лем для		получения
	ТЭЦ»		ТЭЦ»		холода»
	3		4				5
	11,87		11,87			11,87
	2		2				2
	50		26				0
	3		4				5
	107		99,1			90,5
	1026		950			867,5
	8760		8760			8760
	9		8,3			7,6
	0		0			814

Из таблицы 1 видно, что наибольшая выработка электроэнергии в ДГА в схеме №1 при подогреве газа обратной сетевой водой ТЭЦ до температуры 50 °С перед установкой.

В схеме №3 при отсутствии подогрева газа перед детандером и получении холода в промышленном холодильнике выработка электроэнергии сокращается в 1,2 раза (на 16%), но при этом получаем дополнительный эффект в виде холода в количестве практически эквивалентном электрической мощности установки. Использование для подогрева газа оборотной воды ТЭЦ влечет за собой технические сложности в виде дополнительного теплообменного оборудования для нагрева промежуточного теплоносителя, а также устройства дополнительной системы подогрева газа после детандера, что приведет к снижению надежности ее работы.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1.Байков И.Р., Гатауллина А.Р. Использование энергии давления транс-

портируемого природного газа / И.Р. Байков, А.Р. Гатауллина, Р.А. Молчанова,

362

О.В. Кулагина// Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья №2. - Москва, 2013.- с.37-40

2. Байков И.Р., Молчанова Р.А. Предложения по представлению информации о вторичных энергетических ресурсах (ВЭР) в энергетическом паспорте/ И.Р. Байков, Р.А. Молчанова, А.Р. Гатауллина, О.В. Кулагина// Территория Нефтегаз №9. - Москва, 2013. - с.76-83

УДК 625.12

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГРС

С.А. Гулина, Ю.В. Кириллова, О.О. Макарчева,СГТУ, г. Самара

Для снабжения населенных пунктов и промышленных предприятий природным газом (ПГ) сооружаются газораспределительные станции (ГРС). Основное назначение ГРС - снижение высокого входного давления газа Рвх = 12 - 75 кгс/см2 до низкого выходного Рвых = 3 - 12 кгс/см2 и автоматического поддержание его на заданном уровне. На основе существующих стандартов, ГРС классифицируем по производительности с учетом рабочего давления на четыре группы. Первая группа - ГРС большой производительности от 160 м /ч., средняя группа с производительностью от 50,0 до 160,0 тыс. м /ч., малая группа - с производительностью от 1,0 до 50,0 тыс. м /ч., и газораспределительные пункты (ГРП) с производительностью менее 1,0 тыс. м /ч. При редуцированиина ГРС понижается давление и безвозвратно теряется энергияПГ. При снижении давленияПГ в турбодетандере(ТД) можно преобразовать энергию газа в механическую работу для привода электрогенератора. Для этого на ГРС предполагается двух ступенчатое понижение давления. Основной перепад давлений преобразуется с помощью ТД в механическую энергию для привода электрогенератора. А оставшийся перепад давлений снижается в штатных регуляторах давления, и поддерживается в них на заданном уровне.

Используя технические характеристики ГРС «Урожай-50», АГРС «Исток», БК ГРС, произведен расчет мощностипри установке турбодетандера по зависимости:

363

N	тур	= Grr		г z • Rz • ТТГ • (1 -	1	) -ЦТД ,	[ В т ]	(1)
		11	кг	-1	к—
				%ТД	кг

где: GTr - расход ТГ через ТД,[кг/с]; ТТГ - температураПГ перед ТД [К]; Rг - удельная газовая постоянная ПГ, [Дж/кг^К]; кг - показатель изоэнтропы газа; пТд - степень понижения в ТД; цТд - изоэнтропический КПД ТД, z - коэффициент сжимаемости.

Расчет проводился для перепада давлений в ТД от 7,4 МПа до 2,5 МПа, температурыПГ 40 °С и стоимости 1 кВт/час = 3 рубля. Рассчитанные значения мощности и экономической эффективности приведены в таблице 1.

	Таблица 1-Эффективные показатели использования ТРТ
	Типы ГРС /	«Урожай 50»	АГРС «Исток»	БК ГРС
	производительность	50 тыс. м3/ч	100 тыс. м3/ч	320 тыс. м3/ч
	Мощность ТД	0,45 - 1,3 МВт	0, 9 - 2,6 МВт	3,1 - 6,0 МВт
	Мин. экономическая эф-	1350 руб/час	2700 руб/час	9300 руб/час
	фективность
	Макс. экономическая эф-	3900 руб/час	7800 руб/час	18000 руб/час
	фективность

Установка ТД на пункте редуцирования ГРС, позволяет получить дополнительную мощность от 450 кВт до 6 мВт. Эффективность выдвинутого предложения заключается в полезном использовании энергии природного газа на пункте редуцирования. Полученная электроэнергия, может использоваться для собственных нужд ГРС, а так же для снабжения электроэнергией потребителей.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1.СНиП 42-01-2002 «Газораспределительные системы»

2.«Компрессорные и газораспределительные станции» Кантюков Р.А., Максимов В.А., Хадиев М.Б.

3.Газораспределительные и газоизмерительные станции.— М.: РАО "ГАЗПРОМ", 1997.— 9с.

4.Газовые сети / Е. М. Муфтахов, А. И. Гольянов, В. Н. Астафьев. Методические указания.— Уфа: УГНТУ, 1998.— 48 с.

5.ОНТП-51-1-85. Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть 1. Газопроводы.— М.: ВНИИЭгазпром, 1985.- 220 с.

364

6.http://www.pbsenergo.ru/rasshiritelnye-gazovye-turbiny

УДК 621.6.05

МОДЕЛИРОВАНИЕ ПОДОГРЕВА НЕФТИ ЦИРКУЛЯЦИОННОЙ ВОДОЙ ИЗ ГЕОТЕРМАЛЬНЫХ СКВАЖИН

М.М.Кологривов, А.Ю.Андерсон, ИХКЕ ОНАПТ, г. Одесса

Рассматривается система подогрева высоковязких жидкостей за счёт геотермального тепла. Циркуляционная вода - теплоноситель закачивается в пласт через нагнетательную скважину, нагревается в подземном котле и затем через эксплуатационную скважину поступает в рекуперативный теплообменник для подогрева нефти [1].

Целью данного сообщения является определение зависимости расхода циркуляционной воды от глубины подземного котла при переменном расходе нефти.

Выполненные расчёты основаны на использовании уравнения теплового баланса и геотермального градиента температуры. В качестве исходных данных для примера расчётов выбраны следующие показатели: нефть с плотностью 892

3	0
кг/м	подогревается на AtH =3^10 С; расход нефти составляет 7млн.т/год и

14млн.т/год; геотермальный градиент 0,030С/м и 0,0450С/м; температура нефти на входе в теплообменник 100С.

На рисунке 1 приведены результаты расчётов для производительности нефтепровода 7млн.т/год. Из рисунка 1 следует, что для подогрева нефти на 30С расходом воды 25м /ч рекомендуется бурить скважины глубиной 1700 м.

Оптимальная глубина подземного котла, на наш взгляд, лежит от 500 м до 3 км. При малых глубинах подземный котёл быстро остывает, а большим глу-

бинам соответствуют значительные капитальные затраты.

3 3

Рекомендуемый расход воды, на наш взгляд, от 50 м /ч до 150 м /ч. Меньшему расходу воды соответствуют большие глубины бурения, а при больших расходах нужно создавать большую зону гидроразрыва пласта.

367

Аналогично, эффективность и режимную надежность приводного СД

обычно характеризуют его КПД цСД = f3 (I) и коэффициент запаса статической

устойчивости уСД = f 4 ( I f ) , где/, If - соответственно токи статора и ротора

(возбуждения) СД, которые зависят от подачи QЦН: I = f5 (Q), If = f6 (Q).

Таким образом, формализацию оптимизационной задачи НА можно выполнить с помощью критериев оптимальности по эффективности и режимной надежности для ЦН и СД, которые представлены в виде полиномов в зависимо-

сти от расходной нагрузки агрегата Q [2]
%ЦН = aQ2		+ a2Q + аз ^	max;
РЦН	= bQ2	+ b2Q + Ьз ^	max;	Г	(1)
	2
РЛСД = Ф		+ C 2 Q + с 3 ^ m a x ;			v J
РСД	= d1Q2 + d2Q + d3 ^ max,

гдеа^ а2, а3;Ь], b2, b3;c], c2, c3;d], d2, d3 - соответственно коэффициенты аппроксимации характеристик КПД и эксплуатационной надежности ЦН и СД.

Таким образом, на основе системного подхода выполнена формализация задачи многоцелевой оптимизации режимов работы по критериях эффективности и надежности ЦН и СД, которые учитывают не только эксплуатационные отказы НА, вызванные старением агрегата, но и режимные, обусловленные работой НА за пределами допустимого диапазона с учетом устойчивой работы и КПД приводного СД.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Hodgson, J. and T.Walters. "Optimizing Pumping Systems to Reduce First or LifeCycle Cost," Proceedings of the 19th International Pump Users Symposium, Houston, February 2002.

2. Костишин В.С. Формалiзацiя цшьових умов оптимiзацй режимiв роботи електроприводних насосних станцш мапстральних нафтопроводiв / В. С. Костишин, I. I. Сорохтей // Нафтогазова енергетика : всеукрашський науковотехнiчний журнал 1ФНТУНГ. — 2007. — №2(3).— С.6368.

368

УДК 66.011

КРИТЕРИИ ОПТИМАЛЬНОСТИ ТЕПЛООБМЕННОГО ОБОРУДОВАНИЯ В НЕФТПЕПЕРЕРАБОТКИ И НЕФТЕХИМИИ

В.В.Кротова, Е.В. Бурдыгина, УГНТУ г. Уфа

Политика большинства стран направлена в наши дни на повышение эффективности использования энергии. Нефтеперерабатывающие заводы являются очень энергозатратным предприятием.

Теплообменные аппараты - неотъемлемая часть установок нефтепереработки. Оптимизация работы теплообменных аппаратов является важным шагом в сокращении энергозатрат на заводе в целом.

Одним из способов повышения энергоэффективности теплообменного оборудования является переобвязка существующих потоков с целью более глубокой теплоотдачи между потоками.

Оценку эффективности того или иного решения проводят по критерию качества или критерию оптимальности. Критерий оптимальности должен быть единственным, количественным (выражаться одним числом), иметь ясный физический смысл, должен быть эффективным с точки зрения достижения цели и т.д.

К простейшим критериям оптимальности можно отнести так называемые натуральные показатели: площадь, масса, объем теплообменного аппарата должны быть минимальны [1]. Однако уменьшение габаритов сильно влияет на гидравлическое сопротивление, режим протекания теплоносителей и др. Т.о. данные критерии не учитывают эффективность работы теплообменного аппарата.

Для оценки эффективности были предложены несколько критериев. Самый простой - отношение количества тепла, воспринятого теплоносителем низшего потенциала Qв к количеству тепла, отданного теплоносителем высшего потенциала Q^2].

Другим наиболее известным критерием является критерий Кирпичева - отношение тепла, переданного через данную поверхность к работе, затраченной на преодоление гидравлических сопротивлений [3].

369

Впоследнее время становится популярным новый вид оптимизации теплообменной аппаратуры - пинч-анализ [4].

Данный вид оптимизации позволяет рассматривать в целом всю теплообменную систему установки и выявлять возможности энергосбережения.

Воснове пинч-анализа лежат принципы термодинамики. Начальным этапом пинч-анализа является тепловой и материальный баланс технологического процесса. Пинч-анализ позволяет выявить соответствующие изменения условий основного технологического процесса, которые могут оказывать влияние на энергосбережение. В след за составлением теплового и материального баланса, перед проектированием системы теплообменников, можно определить плановые показатели энергопотребления.

Технология пинч-анализа представляет собой последовательную методологию энергосбережения, от базовых тепловых и материальных балансов до системы энергопотребления в масштабах всего предприятия.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1. Каневец Г.Е., Клименко А.П., Рябченко Н.П. и др. Типовые алго-

ритмы оптимизации кожухотрубчатых нормализованных теплообменных аппаратов. - Киев: Наук. Думка, 1971.-36с.

2.Михеев М.А., Михеев И.М. Основы теплопередачи. - М.; Л.: Госэнергоиздат, 1973.-320с.

3.Федоткин И.Т., Фирисюк В.Ф. Интенсификация теплообмена в аппаратах химических процессов. - Киев: Техшка, 1971-216с.

4.Смит Р., Клемеш Й., Товажнянский Л.Л., Капустенко П.А., Ульев Л.М. Основы интергации тепловых процессов. Харьков: НТУ «ХПИ», 2000458с.