К числу самых распространенных процессов нефтепереработки относят нагрев, охлаждение, теплообмен, транспорт нефти и нефтепродуктов. Для осуществления этих процессов применяют оборудование различных конструкций. Поэтому габариты теплообменников, мощности насосов, длина трубопроводов должны обеспечивать соблюдение режимных параметров технологических процессов при минимуме энергозатрат.
Структура норм расхода топливно-энергетических ресурсов
Для НПЗ структура норм расхода топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) учитывает специфику и организацию производства, технологию переработки нефти, номенклатуру продуктов нефтепереработки.
Структура норм расхода ТЭР позволяет:
- отражать реальные затраты ТЭР на производство продукции;
- проводить анализ использования ТЭР по видам технологических процессов, характеру работы оборудования;
- определять зависимость удельного расхода ТЭР от технологических, технических и организационных факторов;
- выявлять причины сверхнормативных потерь ТЭР;
- устанавливать резервы экономии ТЭР;
- рационально использовать ТЭР.
Нормы расхода ТЭР в значительной мере формируют затраты на производство продукции. Утвержденная на НПЗ структура норм расхода позволяет намечать мероприятия по снижению затрат на ТЭР.
Отдельно нормируются расходы ТЭР при капитальном ремонте, пуск и наладку нового оборудования, потери топлива при хранении и транспортировании.
Нормы на электрическую и тепловую энергию включают расходы на основные и вспомогательные технологические процессы.
Топливо и прибыль нефтепереработки Экономическую эффективность нефтепереработки оценивают величиной маржинальной прибыли, которую, в общем виде, рассчитывают по формуле:
Маржинальная прибыль = Стоимость нефтепродуктов – Стоимость нефти – стоимость нефтепереработки (включая топливо и энергию)
Рассмотрим влияние на прибыль стоимости топлива, которая составной частью входит в стоимость нефтепереработки. Попытаемся оценить экономическую эффективность выработки тепловой и электрической энергии на НПЗ. Примем, что энергию на НПЗ вырабатывают паротурбинные установки (ПТУ).
На рис. 13.1 приведена схема ПТУ. Для конкретности будем считать, что ПТУ работает по циклу Ренкина и вырабатывает тепловую энергию в виде водяного пара и дымовых газов, а также электроэнергию. Очевидно, энергосбережение зависит от вида топлива (газ, мазут, уголь). Как правило, в качестве топлива для ПТУ на НПЗ используют мазут.
Вода, нагреваясь в паровом котле, превращается в перегретый водяной пар высокого давления (ПВД) с начальной энтальпией 
. При расширении пара в паровой турбине за счет ее вращения происходит выработка электроэнергии электрогенератором. При этом ПВД превращается в пар низкого давления (ПНД), а его энтальпия снижается до 
. Отработанный пар полностью конденсируется в конденсаторе с получением водяного конденсата с энтальпией 
, который питательным насосом подается снова в паровой котел. Наибольшие потери тепла связаны с неполнотой утилизации тепла дымовых газов и пара низкого давления (ПНД).
Если в качестве котельного топлива используется мазут, то с позиции получения наибольшей прибыли следует принимать во внимание его качество. При использовании мазута марки М-100 его цена определяется содержанием серы. Например, в IV кв. 2003 г. продажные цены мазута на российском и европейском рынках были следующие: мазут с S=3,5% - 2800 руб./т, с S=1.0% - 3600 руб./т.; на условиях FOB NWE по котировке Platt’s мазут марки HSFO (High Sulphur Fuel Oil 3,5%) - 140-155 $/т, LSFO (Low Sulphur Fuel Oil 1,0%) - 160-170 $/т, т.е. разница мировых цен на обе марки составляет 15-20 $/т. Из приведенных цен видно, что при практически одинаковой теплоте сгорания высоко - и низкосернистого мазута 9,65±0,1 Гкал/т (ГОСТ 105585-99) предпочтительнее выглядит цена мазута с S=3,5%. Однако при выборе того или иного вида мазута необходимо принимать во внимание экологический аспект котельного топлива и учитывать плату за выбросы ЗВ. В этих условиях выбор в пользу более дешевого высокосернистого мазута не столь очевиден, поскольку при полном сжигании 1 т мазута с S=3,5% и с S=1,0% образуется соответственно 70 и 20 кг диоксида серы ( 
).
Рис. 13.1. Схема паротурбинной установки
Вероятно, оптимальным котельным топливом будет смесь высоко - и низкосернистого мазутов в соотношении, которое будет зависеть от цен на топливо и платы за выбросы ЗВ в атмосферу в соответствии с действующими нормативами.
Стоимость пара
Из рис. 13.1 видно, что при работе ПТУ получается пар высокого давления (ПВД) и пар низкого давления (ПНД). Стоимость ПВД, очевидно, определяется стоимостью топлива и теплосодержанием (энтальпией, ) этого пара
На НПЗ энергетический потенциал ПВД, прежде всего, расходуется на выработку электроэнергии. В результате на выходе из паровой турбины получается пар низкого давления (ПНД) с энтальпией Очевидно, стоимость ПНД можно определить по формуле:
Стоимость ПНД = Стоимость ПВД – Стоимость электроэнергии
Пример расчета стоимости ПВД, ПНД и электроэнергии
Рассмотрим определение стоимости ПНД. Пусть ПТУ потребляет мазут собственной выработки НПЗ в количестве 10т/ч, с теплотой сгорания 9,65 Гкал/т, внутренняя, корпоративная цена которого около 1000 руб./т, включая НДС. Коэффициент полезного действия парового котла 80%, электрогенератора 50%, теплосодержание (энтальпия ) ПНД 81 Гкал/ч, теплосодержание (энтальпия ) конденсата 14 Гкал/ч. Энтальпия ПВД ( ) на выходе из парогенератора равна:
Электрогенератор за счет тепла ПВД (7 Гкал/ч) выработает электроэнергию ( 
) в количестве:
В этом случае цена 1 тыс. кВт электроэнергии, полученной на НПЗ, составит:
Цена 1 тыс. кВт 
ч =10 т/ч 1000 руб./т (7/88)/4 тыс. кВт 
200 руб./тыс. кВт ч.
Если пренебречь стоимостью конденсата, то стоимость ПНД («отработанного или мятого пара») на НПЗ составит:
Цена 1 Гкал ПНД = (10т 
1000 руб./т - 200 руб./тыс.кВт ч 4тыс. кВт ч)/81 Гкал 113 руб./Гкал.
Ситуация на энергетическом рынке РФ сегодня (2004 г.) такая, что отпускная цена на электрическую и тепловую энергию предприятий РАО «ЕЭС» в зависимости от региона составляет 490-763 руб./тыс.кВт ч и 200-350 руб./Гкал, что примерно в 2-3 раза дороже энергии, вырабатываемой на НПЗ.
Таким образом, приведенный в качестве иллюстрации пример расчета стоимости ПВД, ПНД и электроэнергии наглядно показывает целесообразность выработки электрической и тепловой энергии непосредственно на НПЗ при сложившихся ценах на энергоносители.
Схема теплового насоса для ректификации на НПЗ
Затраты энергии на ректификацию достигают примерно 25% от всех энергозатрат НПЗ и ГПЗ, так как ректификационные процессы характеризуются сравнительно низким энергетическим КПД.
С целью снижения энергозатрат на НПЗ и ГПЗ на стадиях разделения и очистки фракций углеводородов путем ректификации широко применяются разнообразные схемы тепловых насосов. В таких схемах эффективно используется теплота фазовых переходов пар-жидкость следующих процессов: испарение, конденсация, дросселирование, сжатие (компремирование). Причем в качестве теплоносителя и хладоагента может использоваться как низкокипящий компонент (НКК), так и высококипящий компонент (ВКК). Принцип действия теплового насоса состоит в том, что для подвода тепла используется теплота, выделяющаяся при сжатии газа (паров), а отвод тепла происходит в результате дросселирования и испарения сжататого (сжиженного) газа.
Практическим примером работы теплового насоса является разделение этан-этиленовой фракции продуктов пиролиза в ректификационной колонне установки ЦГФУ, где этан - ВКК, а этилен - НКК.
В качестве иллюстрации рассмотрим разделение НКК и ВКК в ректификационной колонне с использованием схемы теплового насоса, в которой рабочим телом являются пары НКК (рис. 13.2). Указанные на схеме 
и 
, 
и 
обозначает паровую и жидкую фазы соответственно низко - высококипящих компонентов.
Рис. 13.2. Схема теплового насоса при ректификации жидкой смеси НКК и ВКК с использованием паров НКК:
1 - ректификационная колонна; 2 - конденсатор;
3 - компрессор; 4 - кипятильник; 5 - дроссель
Опишем работу теплового насоса по стадиям. Пары НКК с верха ректификационной колонны разделяются на два потока. Один поток поступает в конденсатор 2, где происходит конденсация паров НКК с образованием . Процесс конденсации сопровождается выделением тепла. Выделяющееся в конденсаторе 2 тепло снимают сжиженным . Ожижение НКК достигается дросселированием его паров через дроссель 5.
Другой поток поступает на вход компрессора 3. Пары НКК компремируются. В результате сжатия температура повышается. Нагретые пары НКК поступают в кипятильник 4. В кипятильнике происходит нагрев жидкого ВККж и его испарение о образованием ВККП. Пары ВКК поступают вниз ректификационной колонны 1 «Балансовые количества и выводится из процесса в виде товарных продуктов. Энергосбережение при ректификации по схеме теплового насоса в сравнении с традиционной схемой достигается за счет отсутствия тепловых потерь на нагрев и охлаждение внешнего теплоносителя (вода, водяной пар).
Задание 1
Определить плотность газа при стандартных условиях, его относительную плотность по воздуху и коэффициент сжимаемости газа при температуре 
и абсолютном давлении 
.
Характеристика газа:
- Молярный состав 
: метан, этан и пропан;
- Характеристическая газовая постоянная:
;
- Стандартные условия: 
; 
.
Таблица 13.1 Процентное содержание газа в зависимости от варианта
| Вариант | , МПа
|  , °С
| Метан
 , %
| Этан
 , %
| Пропан
 , %
|
| 5,1 | |||||
| 5,6 | |||||
| ,7,4 | |||||
| 6,6 | |||||
| 5,9 | |||||
| 5,8 | |||||
| 5,0 | |||||
| 6,2 | |||||
| 6,7 | |||||
| 5,4 | |||||
| 7,1 | |||||
| 6,9 | |||||
| 5,1 | |||||
| 7,4 | |||||
| 7,3 | |||||
| 5,8 | |||||
| 5,2 | |||||
| 6,7 | |||||
| 5,9 | |||||
| 5,1 | |||||
| 5,2 | |||||
| 5,3 | |||||
| 5,4 | |||||
| 5,5 | |||||
| 5,6 | |||||
| 5,7 | |||||
| 5,8 | |||||
| 5,9 | |||||
| 6,0 | |||||
| 6,1 | |||||
| 6,2 | |||||
| 6,3 |
Продолжение табл. 13.1
| 6,4 | |||||
| 6,5 | |||||
| 6,6 | |||||
| 6,7 | |||||
| 6,8 | |||||
| 6,9 | |||||
| 7,0 | |||||
| 7,1 | |||||
| 7,2 | |||||
| 7,3 |
Таблица 13.2 Критические параметры для газов
| Газ | Формула | Крит. температура  , К
| Крит. давление  , МПа
|
| Метан | 
| 190,56 | 4,599 |
| Этан | 
| 305,83 | 4,880 |
| Пропан | 
| 369,82 | 4,250 |
Решение
1. Определяем плотность газа при стандартных условиях:
где 
– фактор сжимаемости природного газа при стандартных условиях.
2. Определяем фактор сжимаемости:
где 
– количество атомов углерода в -ом углеводородном компоненте 
природного газа,
– молярная концентрация азота в природном газе,
– молярная концентрация диоксида углерода.
3. Рассчитываем характеристическую газовую постоянную смеси:
4. Определяем относительную плотность газа по воздуху:
где 
– плотность воздуха при стандартных условиях,
Коэффициент сжимаемости газа определяется как отношение факторов сжимаемости при заданных к стандартным условиям. Так как фактор сжимаемости газа заданного состава при стандартных условиях практически равен 1, то численное значение коэффициента 
фактора сжимаемости. По ГОСТ для газа данного состава при заданных термодинамических параметрах 
коэффициент сжимаемости равен: 
.
Составляем данное значение коэффициента сжимаемости со значениями, полученными другими методиками.
По закону соответственных состояний коэффициент сжимаемости зависит от значений приведенного давления 
и приведенной температуры 
Приведенные параметры для смесей газов определяется по соотношениям:
где 
– псевдокритическое давление,
– псевдокритическая температура.
Псевдокритические давление и температура газовой смеси определяется по правилу аддитивности:
Численное значение критических параметров компонентов смеси в табл. 2.
Приведенные параметры газа:
По зависимости коэффициента сжимаемости углеводородных газов от приведенных параметров при этих значениях 
и 
коэффициент сжимаемости определяется по соответствующим кривым.
Аналогичные значения величины находятся с использованием номограммы (рис. 2), где коэффициент определяется в зависимости от фактических значений 
и относительной плотности по воздуху 
.
Рис. 13.4. Номограмма для определения коэффициента сжимаемости природного газа
Задание 2
Определить объемный и массовый расходы газа по газопроводу длиной 
(км), с наружным диаметром и толщиной стенки 
(мм). Абсолютное давление газа в начале газопровода 
(МПа), в конце газопровода 
(МПа). Плотность газа при стандартных условиях 
(кг/м3), газовая постоянная 
(Дж/кг·К). Коэффициент сжимаемости 
. Средняя температура газа в трубопроводе 
(К), эквивалентная шероховатость внутренней поверхности трубы 
(мм).
Таблица 13.3 Исходные данные для расчета
| № вар. | Длина трубопровода L, км |  мм
|  , МПа
|  , МПа
|  , кг/ 
| R, Дж/кг 
| 
|  , К
| k, мм |
520  6
| 5,6 | 3,8 | 0,75 | 0,92 | 293,5 | 0,05 | |||
| 1020 12
| 6,0 | 4,1 | 0,75 | 0,91 | 0,06 | ||||
| 1420 14
| 7,5 | 5,2 | 0,76 | 0,88 | 0,07 | ||||
| 520 6
| 6,0 | 4,4 | 0,74 | 0,89 | 0,08 | ||||
| 520 6
| 6,1 | 4,3 | 0,73 | 0,90 | 0,09 | ||||
| 1220 15
| 7,3 | 5,1 | 0,75 | 0,91 | 0,10 | ||||
| 1420 17
| 7,5 | 5,0 | 0,76 | 0,92 | 0,11 | ||||
| 180 4
| 5,5 | 3,6 | 0,77 | 0,93 | 0,12 | ||||
| 180 4
| 5,2 | 3,3 | 0,75 | 0,94 | 0,13 | ||||
| 180 4
| 5,1 | 3,1 | 0,75 | 0,95 | 0,14 | ||||
| 320 5
| 5,4 | 3,4 | 0,74 | 0,96 | 0,15 | ||||
| 520 6
| 5,6 | 3,3 | 0,75 | 0,97 | 0,16 | ||||
| 520 6
| 5,3 | 3,4 | 0,76 | 0,98 | 0,17 | ||||
| 520 6
| 5,2 | 3,2 | 0,74 | 0,99 | 0,18 | ||||
| 1420 14
| 7,5 | 5,5 | 0,75 | 0,98 | 0,19 | ||||
| 1420 14
| 7,3 | 5,6 | 0,76 | 0,97 | 0,20 | ||||
| 1420 14
| 7,5 | 5,4 | 0,75 | 0,96 | 0,21 | ||||
| 1420 15
| 7,5 | 5,3 | 0,74 | 0,95 | 0,22 | ||||
| 157 3
| 4,2 | 2,4 | 0,75 | 0,94 | 0,23 | ||||
| 157 3
| 4,1 | 2,3 | 0,75 | 0,93 | 0,24 | ||||
| 180 4
| 4,3 | 2,2 | 0,74 | 0,92 | 0,25 | ||||
| 180 4
| 4,4 | 2,5 | 0,73 | 0,91 | 0,26 | ||||
| 180 4
| 4,5 | 2,7 | 0,75 | 0,90 | 0,30 | ||||
| 520 6
| 5,6 | 2,9 | 0,76 | 0,88 | 0,40 | ||||
| 1020 15
| 7,4 | 5,1 | 0,77 | 0,89 | 0,35 |
Продолжение табл. 13.3
| 1020 15
| 7,4 | 5,2 | 0,75 | 0,91 | 0,29 | ||||
| 1220 15
| 7,3 | 4,8 | 0,74 | 0,88 | 0,28 | ||||
| 1420 16
| 7,5 | 4,5 | 0,73 | 0,85 | 0,27 | ||||
| 1420 17
| 7,5 | 4,9 | 0,77 | 0,84 | 0,25 | ||||
| 1420 17
| 7,5 | 4,3 | 0,76 | 0,83 | 0,26 | ||||
| 157 3
| 4,2 | 3,8 | 0,76 | 0,84 | 0,14 | ||||
| 157 3
| 4,8 | 3,5 | 0,75 | 0,85 | 0,13 | ||||
| 157 3
| 4,3 | 3,5 | 0,74 | 0,86 | 0,12 | ||||
| 1020 13
| 6,0 | 4,0 | 0,73 | 0,87 | 0,11 | ||||
| 1020 13
| 6,0 | 3,8 | 0,77 | 0,88 | 0,10 | ||||
| 1420 15
| 7,5 | 5,1 | 0,75 | 0,90 | 0,05 | ||||
| 1420 17
| 7,5 | 5,0 | 0,76 | 0,89 | 0,06 | ||||
| 1420 17
| 7,5 | 4,6 | 0,75 | 0,91 | 0,07 | ||||
| 1420 17
| 7,5 | 4,7 | 0,75 | 0,92 | 0,08 | ||||
| 1220 13
| 5,6 | 3,1 | 0,75 | 0,93 | 0,09 | ||||
| 1220 12
| 5,6 | 4,2 | 0,75 | 0,94 | 0,10 |
Решение
При условии квадратичного закона сопротивления, используем уравнение для определения приведенного коэффициента сопротивления:
где 
– внутренний диаметр трубопровода, мм:
Используя полученное расчетным путем значение 
, определяем массовый расход газа по уравнению:
Объемный расход газа определяем по уравнению:
где – плотность газа при стандартных условиях.
Задание 3
Оценить влияние неизотермичности течения газового потока для газопровода длиной (км). Наружный диаметр и толщина стенки газопровода (мм). Газ поступает в газопровод при температуре 
( 
) и давлении 
(МПа) с массовым расходом (кг/с). Средняя температура газа и грунта на глубине заложения трубопровода равны 
и 
. Массовая изобарная теплоемкость 
(Дж/кг×К). Газовая постоянная (Дж/кг×К). Средний коэффициент сжимаемости , коэффициент теплопередачи от газа к грунту (Вт/м2×К). Коэффициент Джоуля-Томпсона 
(К/МПа). Приведенный коэффициент гидравлического сопротивления . Данные приведены в табл. 4.
Решение
Определяем конечное давление газа в газопроводе без учета неизотермичности потока по уравнению:
Вычисляем параметр Шухова по уравнению:
Определяем температуру газа в конце газопровода при условии, что изменение центра тяжести потока газа 
:
Вычисляем поправку на неизотермичность течения газа по газопроводу по уравнению:
Определяем среднюю температуру газа по газопроводу по формуле:
При этом уменьшение пропускной способности составит:
т.е. неизотермичность потока снижает пропускную способность газопровода на определенный процент.
Таблица 13.4
Исходные данные
Задание 4
Определить увеличение производительности газопровода между компрессорными станциями за счет охлаждения транспортируемого газа в агрегатах воздушного охлаждения (АВО) при следующих исходных данных: температура грунта 
; температура газа на входе в газопровод при отключенных АВО 
; а при работающих АВО 
; давление газа на входе линейного участка газопровода 
(МПа), в конце линейного участка (МПа). Массовый расход газа (кг/с). Интегральное значение коэффициента Джоуля-Томпсона (К/МПа), средний коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду (Вт/м2×К), теплоемкость природного газа 
(Дж/кг×°С). Длина рассматриваемого участка газопровода (км), наружный диаметр газопровода 
(м). Газопровод горизонтальный, т.е. . Данные для расчета в табл. 5.
Решение
Численное значение безразмерного комплекса-параметра Шухова определяем из уравнения:
Температура транспортируемого газа в конце линейного участка газопровода при отключенных АВО будет равна:
Аналогичным путем определяем температуру газа в конце рассматриваемого участка при работающих АВО:
Средние значения температур газа на рассматриваемом участке определяются как средние арифметические величины:
Для случая без АВО:
для случая с включенными АВО:
Изменение пропускной способности газопровода при изменении температуры газа в нем оцениваем соотношением:
Исходя из соотношения пропускной способности до и после включения АВО природного газа, обеспечивающей охлаждение газа с указанных температур, производительность возрастает на несколько процентов.
Таблица 13.5
Исходные данные
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В учебном пособии приведены сведения по энергосберегающим технологиям при транспортировке газа. Приведен системный анализ потерь энергоносителей при транспорте, хранении и утилизации природного газа. Определены меры по снижению степени негативного воздействия газотранспортной системы на состояние окружающей среды.
ПРИЛОЖЕНИЕ А
(обязательное)
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ПАСПОРТ №______
Дата: 2016-10-02, просмотров: 265.
