автореферат диссертации по энергетике, 05.14.01, диссертация на тему:Системный анализ и повышение эффективности энергетического комплекса газоперерабатывающих предприятий

003458905

На правах рукописи

Долотовский Игорь Владимирович

СИСТЕМНЫЙ АНАЛИЗ И ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА ГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЙ (на примере Астраханского газоперерабатывающего завода)

Специальность 05.14.01 - Энергетические системы и комплексы

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Саратов-2008

003458905

Работа выполнена в ГОУ ВПО «Саратовский государственный технический университет»

Научный руководитель: кандидат технических наук, доцент

Ларин Евгений Александрович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Дилигенский Николай Владимирович

доктор технических наук, профессор Седёлкин Валентин Михайлович

Ведущая организация: ООО «Газпромэнерго» (г. Москва)

Защита состоится «29» января 2009 г. в 10 часов на заседании диссертационного совета Д 212.242.07 при ГОУ ВПО «Саратовский государственный технический университет» по адресу: 410054, г. Саратов, ул. Политехническая, 77, ауд. 159.

С диссертацией можно ознакомиться в научно-технической библиотеке ГОУ ВПО «Саратовский государственный технический университет».

Автореферат разослан «23>> декабря 2008 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

Е. А. Ларин

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. В соответствии с Энергетической стратегией России на период до 2030 года приоритетными направлениями развития энергетического сектора экономики страны являются создание высокоэффективных энергетических систем и комплексов и повышение эффективности использования энергетических ресурсов (ЭР) в энергоемких отраслях.

Согласно концепции развития и модернизации энергетики ОАО «Газпром» системы энергообеспечения предприятий по переработке газа и газового конденсата будут развиваться в направлении газосбережения и создания высокоэффективных энергетических комплексов на основе собственных источников электрической и тепловой энергии, в том числе путем внедрения новых комбинированных установок на базе ГТУ. Одновременно требует решения проблема совершенствования энергетического комплекса (ЭК) действующих газоперерабатывающих предприятий (11Ш), представляющего собой многоуровневую техническую систему взаимосвязанных по потокам ЭР внутрипроизводственных энергоустановок различных типов и назначений и технологических агрегатов, потребляющих одни и генерирующих другие виды энергии. ЭК ГПП взаимосвязан также с внешними системами энергообеспечения, поскольку является частью топливно-энергетического комплекса страны по потокам ЭР и товарной продукции — газу, стабильному конденсату, широкой фракции легких углеводородов, дизельному и котельно-печному топливу, бензинам.

В условиях внедрения новых энергоэффективных технологий переработки углеводородного сырья на предприятиях ОАО «Газпром», развития действующих и строительства новых газохимических комплексов, создания индустрии синтетических жидких топлив потребуется соответствующее энергетическое обеспечение технологических производств и создание высокоэффективных энергетических систем, входящих в структуру ЭК ГПП.

Объект исследования: энергетический комплекс многопрофильного предприятия по переработке гетерогенного углеводородного сырья, системы энергообеспечения которого включают топливную, электро- и теплоэнергетическую подсистемы.

Цель работы: системный анализ и обоснование направлений повышения эффективности энергетического комплекса газоперерабатывающих предприятий.

Основными задачами исследования являются:

- разработка методики системного анализа и обоснование показателей энергетической эффективности энергетического комплекса газоперерабатывающих предприятий; '

- математическое моделирование расчета энергетических характеристик оборудования и подсистем энергетического комплекса с учетом технологических, режимных, климатических факторов и взаимосвязей между подсистемами;

- разработка информационно-аналитической системы планирования и нормирования потребления ТЭР;

- разработка, экономическое обоснование и ранжирование технических решений, направленных на повышение эффективности энергетического комплекса газоперерабатывающих предприятий;

- технико-экономическое обоснование создания комбинированного источника электрической и тепловой энергии для энергообеспечения газоперерабатывающего предприятия (на примере Астраханского ГПЗ).

Научная новизна:

- разработаны методические положения системного анализа эффективности энергетического комплекса газоперерабатывающих предприятий, включающие структурирование объекта, установление взаимосвязей между топливной, электро- и теплоэнергетической подсистемами, технологическими установками и внешними системами энергообеспечения, оптимизацию структуры и режимов эксплуатации комплекса;

- обоснована система показателей энергетической эффективности энергетического комплекса газоперерабатывающих предприятий на всех уровнях иерархии объекта, позволяющая определить рациональную структуру подсистем и характеристики эксплуатационных режимов генерации / потребления энергоресурсов;

- разработаны математические модели и программы расчета характеристик энергетического комплекса, необходимые для системной оценки энергетической эффективности газоперерабатывающих предприятий с учетом внутренних и внешних взаимосвязей между элементами, технологических, режимных и климатических факторов;

- создана и защищена патентом РФ информационно-аналитическая система (ИАС) планирования, учета и нормирования потребления ТЭР на предприятии для решения оптимизационных задач по развитию подсистем энергетического комплекса, режимам эксплуатации оборудования, рациональным направлениям использования энергоресурсов;

- разработана методика оценки и выявлено влияние технологических, режимных и климатических факторов на величину потенциала энергетической эффективности подсистем энергетического комплекса;

- разработаны, обоснованы и ранжированы технические решения по повышению энергетической эффективности энергетического комплекса, включая создание источника комбинированной выработки электрической и тепловой энергии (ПГУ-ТЭЦ) для энергообеспечения газоперерабатывающего предприятия.

Практическая ценность:

- разработанная методика системного анализа энергетического комплекса газоперерабатывающих предприятий может быть использована при решении задач повышения эффективности использования ЭР на предприятиях, перерабатывающих углеводородное сырье;

- информационно-аналитическая система планирования, учета и нормирования потребления / генерации энергоресурсов используется в настоящее время на Астраханском газоперерабатывающем заводе и может быть примене-

на на аналогичных предприятиях для перспективного планирования и оперативного анализа фактических показателей энергоэффективности;

- разработанные направления повышения эффективности использования энергоресурсов и методика их технико-экономического обоснования позволяют оценить перспективы развития энергетического комплекса и выработать стратегию его модернизации и совершенствования в условиях увеличения глубины переработки сырья.

На защиту выносятся: методики системного исследования и математического моделирования энергетического комплекса газоперерабатывающих предприятий; методические положения оценки энергетической и экономической эффективности технических решений по повышению его эффективности; информационно-аналитическая система планирования и анализа эффективности потребления ЭР; технические решения рационализации энергетического комплекса ГПП на базе комбинированного источника энергоснабжения.

Достоверность результатов и выводов обеспечивается использованием современных методов системных исследований в энергетике. Математические модели аппаратов и установок ЭК ГПП разработаны на основе апробированных методов их расчета. Адекватность моделей, используемых в ИАС, подтверждена результатами эксперимента на действующих установках Астраханского ГПЗ.

Апробация работы. Основные положения и результаты работы докладывались и обсуждались на научных семинарах кафедры «Теплоэнергетика» и Проблемной научно-исследовательской лаборатории теплоэнергетических установок электростанций и систем энергообеспечения ГОУ ВПО «Саратовский государственный технический университет» (Саратов, 2003-2008 гг.), Межвузовских научных конференциях «Современные научно-технические проблемы теплоэнергетики и пути их решения» (Саратов, 2004, 2008 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.), научном семинаре «Создание и внедрение комплексных IT-систем управления на предприятиях энергетической отрасли. Опыт. Проблемы. Перспективы» (Саратов, 2008 г.), XXI Международной научной конференции «Математические методы в технике и технологиях» (Саратов, 2008 г.), секции экологии и энергосбережения Научно-технического совета ОАО «Газпром» (Ухта, 2008 г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 20 научных работ, в том числе 2 публикации в изданиях перечня ВАК РФ.

Структура и объем диссертации. Диссертация изложена на 249 страницах и состоит из введения, четырех глав, заключения, списка использованной литературы и приложений. Работа содержит 51 рисунок, 22 таблицы, 18 приложений. Список использованной литературы включает 205 наименований.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность системного исследования ЭК предприятий по переработке газа и газового конденсата, сформулированы ос-

новные задачи исследования, отражены научная новизна полученных результатов, их практическая ценность и апробация.

В первой главе «Энергетический комплекс газоперерабатывающих предприятий и анализ методов исследования его эффективности» приведена структура трех базовых подсистем ЭК ГПП - топливной, электро- и теплоэнергетической, дана общая характеристика и выполнен анализ структуры, объемов и режимов потребления/генерации ЭР. Обзор литературных источников выявил тенденцию роста удельного потребления ЭР: природного газа - на 20 -22%, электроэнергии - на 2,5 - 3,0%, тепловой энергии - на 8,5 - 9,0%. При этом потребление утилизируемой теплоты снизилось на 4,5 - 5,0%. Удельное потребление всех видов ТЭР в подотрасли «Переработка газа, конденсата и нефти» выросло за последние пять лет на 11%.

Анализ выполненных работ по общим концептуальным вопросам развития ЭК ГПП, в том числе вопросам эффективности электростанций собственных нужд (ЭСН) на базе парогазовых установок (ЛГУ), по методологии системного анализа объектов энергетики, математическому моделированию и экспериментальным исследованиям элементов и подсистем ЭК ГПП, нормированию потребления ЭР, показал актуальность и необходимость комплексного решения проблемы повышения энергоэффективности и формирования энергетического комплекса ГПП с учетом всех специфических для этих объектов внутрипроизводственных и внешних влияющих факторов - технологических, эксплуатационных, экономических, режимных и климатических.

В результате анализа экспериментальных работ и методов исследования эффективности энергетических систем и комплексов крупных ГПП и предприятий-аналогов сформулированы цель и задачи исследования.

Во второй главе «Методические положения системного анализа энергетического комплекса газоперерабатывающих предприятий» приведены основные положения системного метода, обоснованы показатели энергетической эффективности и методики их расчета, сформулированы методические положения экспериментальных исследований и нормирования потребления ЭР,

разработаны методические положения расчета системной эффективности технических решений по повышению эффективности ЭК ГПП.

Исследование энергетического комплекса проведено в координатном пространстве (рис. 1), имеющем блочно-иерархическую структуру: I - объект, II -система взаимоувязанных задач повышения эффективности использования и

Технико-экояомически! факторы

Внешние истемы

энергоснабжения

Источники сырья

Рис. 1. Координатное пространство системных исследований ЭК ГПП

генерации ЭР, III - способы решения задач. Внешние воздействия вносят источники сырья, системы энергоснабжения, технико-экономические и климатические факторы.

Объект исследования (Г) рассматривается как трехуровневая система: ЭК ГПП в целом, подсистемы ЭК и технологическая система (ТС), установки и аппараты. В задачах (II) выделены две основные группы - генерация и потребление ЭР. Общая задача исследования разбивается на анализ, нормирование, оптимизацию. В каждой из задач выделен ряд самостоятельных вопросов. Решение задач (III) осуществлялось с использованием взаимосвязанных методов - математического моделирования и экспериментальных исследований.

Математические модели элементов ЭК и ТС ГПП в общем виде представлены математическими описаниями:

- производств, включающими модели ЭК и ТС и учитывающими схемные и конструктивные особенности элементов;

- потребления / генерации ЭР с учетом использования ВЭР и потерь, характеризующими топливно-энергетический баланс (ТЭБ) на всех уровнях иерархии;

- экспериментальных исследований, дополняющими и корректирующими расчетные модели ТЭБ;

- связи экономических показателей с расходными переменными ЭР (W^j), схемными и конструктивными характеристиками (ZtJ) и тарифами (Цр) на энергоносители;

- системы нормирования потребления ЭР;

- системы ограничений на конструктивные, режимные, технологические переменные.

Содержательная часть обобщенных математических моделей разработана в соответствии с методологией структурного анализа и проектирования (SADT) и представляет собой функциональные модели, предназначенные для расчетов материального, теплового, топливного, электроэнергетического балансов, и модели данных, ориентированные на расчеты потребления / генерации ЭР в установках и аппаратах. Элементы в математических моделях связаны между собой по принципу последовательной, параллельной или рециклической связи дугами входа /^(х^,)/выхода Oaj{yaj), которые

включают информацию о входных параметрах и переменных XkAJ (нижние индексы относятся к элементам, верхние - к комплексу параметров) и выходных переменных Y^j (в общем случае к Ф п). Каждому элементу поставлена в соответствие система функциональных зависимостей

fao = FAo{lkAO'0Ao\-' FÄJ = FAj{lkAj'0Aj)> отражающих его состояние, тем самым получено семейство зависимостей F = {Fao... Faj) системы. Структура и степень детализации математического описания каждого элемента различны -использованы аналитические, экспериментальные и экспериментально-аналитические методы.

Для оценки энергетической эффективности на всех уровнях иерархии проектируемых и эксплуатируемых ЭК ГПП обоснована система показателей, включающих удельные энергетические, технико-экономические и комбинированные критерии.

Энергоемкость продукции / сырья - количество потребленных ЭР (топливного газа, электроэнергии, теплоты), в производстве ] за период времени ?

, отнесенное к объему перерабо-

за вычетом ВЭР £ £ £ 1Г#к„ - ¡3 •

1=0 ]=\

тайного сырья V, выпущенной продукции <5> или ее стоимости Л = 2 (<Зк -Цк). Здесь к - коэффициент пересчета соответствующего ЭР из

натуральных единиц в т у. т.; ¡3 - коэффициент использования всех видов ВЭР в конкретных условиях; Е^эр - объем ВЭР, отходящих от производства у, Ок,Цк - расходная характеристика и цена к -й продукции, т - расчетный период времени.

л

Удельные энергоемкости аппаратов Е^, установок Е№ = ^Е^,

а=1

У я

производств Е^ = , и ГПП Ем = Х-Е^ по отдельным видам ЭР.

м

м

Эквивалентный удельный расход всех видов ЭР

Коэффициент отклонения фактического потребления / генерации ЭР (Ф) от проектного или нормативного значения (Н) г]0— (Ф/Н)-1.

Коэффициент рационализации потребления / генерации ЭР КрЭ=[1-Еудр/Еудн), где Еудн,Еудр - приведенные энергоемкости, рассчитанные по нормализованному и рационализированному энерготехнологическим балансам (ЭТБ).

Коэффициент полезного использования (КПИ) отдельных энергоносителей, подведенных от внешних источников ЭР

М N У А I Я и

*7пи = I1 £ Е^А^у /£ '

(1=1 >=1 у-1 0=1 / у=1 ¡1=I

где г]^ -КПД аппарата а в установке у производства у на энергоносителе /г.

Коэффициент использования теплоты топлива в теплоэнергетической подсистеме, имеющей Р уровней установок, сгруппированных по давлению

потребляемого пара, - Лпм = П(бр^еО/где Qp -

1 / ]=1

потребление тепловой энергии на уровне р; Т]р - КПИ на соответствующем уровне потребления; Вб^аш ~ Расх°Д топлива для выработки теплоты и располагаемая теплота ВЭР в производстве_/.

Для каждого уровня иерархии ЭК ГПП разработано необходимое математическое описание взаимосвязей расходных характеристик (WM, Gk) и технологических (£2), конструктивных (Z), климатических (£) факторов уравнениями типа = i/fe?*, (=0

Сформулированы основные положения энергетического аудита ЭК ГПП, являющегося одним из способов решения поставленных задач (грань III на рис. 1). Приведены результаты экспериментальных исследований на действующих установках с использованием штатных и дополнительно устанавливаемых приборов, а также данных информационно-управляющих систем ГПП.

В основу методики нормирования потребления / генерации ЭР положен расчетно-аналитический метод. Величина полезного расхода ЭР определялась аналитически с использованием экспериментальных данных о техническом состоянии элементов комплекса и величине потерь. Выполнен анализ нормо-образующих факторов - первичных параметров процессов, определяющих удельные показатели потребления / генерации ЭР. Установлено, что наиболее значимыми факторами являются физико-химические и расходные характеристики сырья и вырабатываемой продукции, технологические параметры (режимы) работы соответствующего оборудования и применяемых энергоносителей, степень загрузки оборудования, графики его использования, параметры окружающей среды. В условиях взаимосвязанного влияния нормообразующих факторов задача нормирования ЭР решена с применением разработанного математического обеспечения и результатов экспериментов на действующем предприятии.

В основу методики расчета системной эффективности технических решений по повышению энергетической эффективности ГПП положено определение сравнительного интегрального социально-экономического эффекта за весь срок эксплуатации объекта, определяемого как

ДЭ£ = ¿(А3"р + АЗ" + АЗ/)• (1 ■+ Е)" + АФТ ■ (l + Е)'т, /=о

где АЗ,"9, АЗ" - соответственно экономия затрат в ЭК и ТС ГПП при производстве и потреблении ЭР с учетом стоимостной оценки сравнительного социального эффекта в t-й год эксплуатации; A3f - стоимостная оценка сравнительного системного эффекта вариантов ЭК ГПП, отличающихся уровнем надежности энергоснабжения потребителей в f-й год; Е - норматив приведения разновременных затрат (норма дисконта); АФТ - разность остаточной стоимости основных фондов на'конец расчетного периода времени Т в сравниваемых вариантах.

Разность затрат в производственную инфраструктуру ЭК и ТС ГПП сравниваемых вариантов (ДЗпр, ДЗП) формировалась как функция капитальной составляющей К, с учетом способа и условий инвестирования и текущих издержек И,, расходов на осуществление природоохранных мероприятий, со-

вокупных дополнительных системных затрат на обеспечение требуемой надежности энергоснабжения. Содержание этих затрат было определено для каждого проекта (технического решения, мероприятия) индивидуально.

Стоимостная оценка системных затрат на обеспечение заданного уровня надежности энергоснабжения в расчетах ДЭ2 при рационализации ЭК ГШ! с введением собственных источников тепловой и электрической энергии включает затраты на создание аварийного резерва электрической (Np) и тепловой (Qp) мощности, топливо при пусках-остановах резервных установок,

компенсацию ущерба, наносимого ухудшением качества электро- и теплоэнер-гии вследствие нарушения баланса мощностей при аварийном останове генерирующего оборудования, ремонт (замену) отказавшего оборудования -

АЗСЭ = Efe ~ b)r? -ЫгЦт+^-Гм- т?\ЪР ■ЦТР-Ъ• ЦТ)МР + 3РП; . АЗ^ =n-QlP-KlP^ + bK-n-Q/P-r:IJT+Á3^A3np,

где Ь„ Ъ\ и Ьк — удельный расход топлива г-й установкой мощностью N,- в режиме работы на номинальной и на пониженной частоте и в котельной; тР - время запаздывания ввода резервной установки; тпл - плановое число часов работы установки в году; q - коэффициент аварийности установки; b¡>, b и Цту, Цг - удельные расходы топлива и стоимость топлива для резервной и исследуемой установок; 3" - затраты на топливо при пуске-останове резервного оборудования; п - число резервных котлов производительностью QP с удельными капиталовложениями КР; i; - коэффициент, учитывающий условия финансирования строительства резервной мощности котельной и амортизационные отчисления; г - число часов работы резервных котлов; ДЗ", ДЗПР - затраты топлива на пуск-останов резервных котлов и прочие расходы котельной. Оптимальное техническое решение соответствует условию ДЭг(г)-тах>

Y->opl

при достижении показателя надежности по обеспечению ЭР не менее, чем в действующем ЭК 11111. Здесь Y- вектор оптимизируемых переменных.

В третьей главе «Системный анализ энергоэффективности ЭК ГПП» приведены расчетные математические модели подсистем, установок и аппаратов, блочно-иерархическая структура и содержание блоков ИАС планирования и нормирования ЭР, выполнена оценка системной эффективности функционирования ЭК ГПП и проведен сопоставительный анализ нормативных и фактических показателей энергопотребления.

Для расчета балансов технологических и энергетических потоков и термодинамических параметров рабочих тел разработаны функциональные модели в иконографической (диаграммы, потоковые графы) и символической формах. По диаграммам функциональных моделей (ДФМ) в расчетных программах определяется взаимосвязь элементов ЭК и ТС ГПП при определении показателей потребления / генерации ЭР и формировании балансов как по отдель-

ным видам ЭР, так и сводных ТЭБ и ЭТБ всего предприятия. После декомпозиции элементов ДФМ получены системы уравнений для топливной, электро-и теплоэнергетической подсистем ЭК и ТС, схемы которых представлены ориентированными графами. Вершины графов - это элементы подсистем, стоки и источники ЭР и веществ, а дуги определяют материальные и энергетические потоки с заданным количеством параметров.

На уровне аппаратов разработаны программы расчета энергетических характеристик элементов ЭК с доминирующими связями с ТС и зависимостями потребления / генерации ЭР от влияющих факторов.

Для котлов-утилизаторов (КУ) производства серы на основе статистической обработки результатов эксперимента на действующем объекте получены зависимости удельной генерации пара среднего и низкого давления [dyJ от объема переработанных «кислых» газов (V/ír) и концентрации в них сероводорода (С- ). Зависимости линеаризованы уравнениями вида

dya = (а • Vkp + Ъ)• CffiS, где а и Ь- постоянные для соответствующего интервального ряда параметров и давления пара коэффициенты.

Математические модели и программы расчета нагревательных и реакционно-нагревательных трубчатых печей разработаны с использованием блочного принципа и апробированной методики МИНХГП-ВНИИНЕФТЕМАШ. В результате определены зависимости удельного потребления топливного газа и теплового КПД печи как функция ее конструктивных характеристик и параметров технологических потоков, топлива, воздуха.

Расчет характеристик теплообменных аппаратов (ТА) - теплопотреб-ляющего оборудования, КУ и аппаратов воздушного охлаждения (ABO) базируется на уравнениях теплового баланса и теплопередачи. Процесс функционирования ТА в переменных режимах представлен в виде аналитической зависимости удельного показателя потребления / генерации ЭР

ЕцТА = £ f(Gkl,, С,Fta,r3t,P,t,Zns\ где С,/Г - температура целевого 1=0

потока на входе, выходе ТА; FTA,Z, - площадь поверхности теплообмена и прочие конструктивные характеристики ТА (например, угол наклона лопастей вентилятора ABO); r3t - термическое сопротивление загрязнений; - параметры ЭР.

Математические модели электроприводных агрегатов - насосов, компрессоров, газодувок, вентиляторов - позволяют определить среднюю активную и реактивную нагрузку каждого электродвигателя, а также полную мощность группы потребителей на уровне установок и производств ГПП.

Разработанное программно-методическое обеспечение интегрировано в информационно-аналитическую систему расчета, планирования и нормирования ЭР, имеющую блочную структуру:

1 - иерархическая база данных по оборудованию, установкам, производствам, видам потребляемых / генерируемых ЭР; 2 - регламентные расходные нормы сырья, реагентов, энергии и проектные ТЭБ и ЭТБ производств; 3 - ста-

тистически обработанные результаты фактических показателей потребления / генерации ЭР на ГПП; 4 - расчетные методики нормирования ЭР на газоперерабатывающих и нефтеперерабатывающих предприятиях; 5 - библиотека разработанных моделирующих программ расчета планируемых, фактических и нормативных показателей потребления / генерации ЭР, ТЭБ и ЭТБ; 6 -ГОСТы, РД, инструкции, правила, указания по вопросам энергосбережения и нормирования ЭР; 7 - результаты измерений расходов ЭР и других параметров ЭК и ТС ГПП в характерных режимах работы оборудования и результаты статистической обработки измерений; 8 - инструкции пользователю информационно-программным обеспечением.

На основе разработанной ИАС выполнен анализ системной эффективности функционирования ЭК Астраханского ГПЗ на всех уровнях иерархии, позволяющий по фазовым диаграммам элементов и подсистем определить расходы ЭР и их потери при различной структуре ЭК, характеристиках оборудования и технологических потоков в условиях действительных режимов работы. Так, для установленных за технологическими печами КУ, включенных в теплоэнергетическую подсистему ЭК, определяются теплота ВЭР, количество пара, выработанного в КУ и замещающей котельной, расход топливного газа в котельной, потери в теплоэнергетической подсистеме в зависимости от расхода нагреваемого в печи сырья и теплоты сгорания топливного газа.

Наиболее сложными внутренними взаимосвязями и, как показал анализ, существенным влиянием параметров технологических процессов на показатели системной эффективности ЭК, характеризуются тепло- и электроэнергетическая подсистемы. По моделирующим программам ИАС выполнены анализ и оптимизация эксплуатационных режимов основных элементов этих подсистем - нагнетательного оборудования производства серы и установок компримиро-вания товарного газа, имеющего альтернативный привод (электродвигатели и паровые турбины).

Внешние влияющие факторы: коэффициент загрузки оборудования производства серы к3, степень конверсии сероводорода Х5, тарифы на электрическую Цэ и тепловую Цд энергию. Эффективность данной системы по

удельной энергоемкости, отнесенной к единице переработанного сырья, показана на рис. 2 а. Технико-экономический анализ выполнен по критерию эксплуатационных затрат И, (рис. 2 б). На рис. 2 линии 1 - 4 соответствуют к3 = 1,0; 0,9; 0,7 и 0,6 при =ХНШ\ линия 5- к3= 0,9 приХ3 = 0,85ХНОН. Анализ результатов оптимизации данного элемента ЭК по удельной энергоемкости и эксплуатационным затратам показал, что в реальных режимах эксплуатации оборудования мощность электропривода должна быть в 1,3-1,7 раза больше по сравнению с функционирующим в настоящее время.

Эффективность многоуровневой теплоэнергетической подсистемы была оценена по значениям КПИ топлива. Как показал анализ результатов, выработка теплоты в котельной ГПП осуществляется с г/п и = 83,4-86,7%. Однако, нерациональное ее использование приводит к ухудшению общесистемных показателей работы котельной. Без учета собственных потребностей котельной в

тепловой энергии и внутреннего потребления утилизационной теплоты установками производства серы системный КПИ составляет около 62 %. С учетом собственного потребления установок полезное использование тепловой энергии в системе характеризуется ^¿50%.

Сопоставительный анализ нормализованных и фактических ЭТБ базовых подсистем и ТЭБ ЭК ГПП показал, что характеристики фактического состояния отличаются от нормативных в сторону увеличения потребления ЭР (табл. 1).

Выявлено влияние различных факторов на величину относительного отклонения удельного потребления ЭР, что позволило определить направления рационализации ТЭБ.

20 30 40 50 60 70 80 90 до ]^гдт б)

Рис. 2. Зависимости показателей системы от мощности

электропривода для различных к2 иХв: а - удельного потребления ЭР; б - эксплуатационных затрат

Таблица 1

Удельная приведенная энергоемкость ГПП

ТЭР Нормализованная Фактическая Л 0'°/"

% кг v. т. % КГ V. т.

1000 м3 пластового газа 1000 м3 пластового газа

Электроэнергия 5,3 13,603 7,1 18,189 +33,71

Тепловая энергия 56,3 143,281 56,8 144,569 +0,89

Топливный газ 38,4 97,802 38,89 99,051 +1,28

ИТОГО 100 254,686 102,79 261,809 +2,79

В четвертой главе «Экономическая эффективность мероприятий по повышению энергетической эффективности ГПП (на примере АГПЗ)» определен

технически реализуемый потенциал повышения энергетической эффективности ЭК ГПП, разработаны и ранжированы энергоэффективные мероприятия, обоснованы технические решения по созданию источника теплоэнергоснабже-ния на базе ПГУ-ТЭЦ.

На основании численного эксперимента с использованием программного обеспечения ИАС были синтезированы аналитические ЭТБ для различных условий эксплуатации, параметров оборудования и структуры ЭК. Сравнение полученных ЭТБ подсистем и ТЭБ предприятия с фактическими балансами выполнено по критерию КрЭ. Как показывает анализ (рис. 3), производства

характеризуются различным отклонением фактического энергопотребления от нормализованного в топливной и электроэнергетической подсистемах.

Рис. 3. Изменение коэффициента Л"рЭ по электроэнергии и топливному газу

При этом снижение энергоемкости за расчетный период г может осуществляться поэтапно. В период г; за счет устранения эксплуатационных потерь энергоемкость снижается до уровня нормализованного значения (АГрЭ = 0).

Период г/ для электротехнической подсистемы составляет 1-1,5 года, топливной - 1,5-2 года. В период т2 (1-2,5 года для различных производств и вида ЭР) снижение энергоемкости ниже нормативного значения обеспечивается в масштабе производств с привлечением дополнительных инвестиций на модернизацию оборудования, реконструкцию и строительство генерирующих ЭР установок.

На основе численного эксперимента по программам ИАС определен потенциал повышения эффективности энергопотребления в отдельных установках, производствах и ЭК ГПП с учетом режимных, технологических, климатических и других изменений, которые были выявлены за период эксплуатации. Как показал анализ (рис. 4), влияющие факторы имеют различную оценку по возможности реализации потенциала энергосбережения.

Технически реализуемый потенциал зависит от факторов, обеспечиваемых изменением технологической структуры (<рг), улучшением технического

состояния и модернизацией оборудования установок и производств (<ро\ режимами эксплуатации (<рр), и определяется как

. г N М

Рэ=(<Рт+<Ро+<Рр)-Т, Е IA W к ¡=o 1 //=1

где Д Wf!jt - разность между фактическим и технически достижимым значениями потребления соответствующего вида ЭР в натуральном эквиваленте. Сумма факторов {(Рт +(Ро+(Рр) Л113 ЭР, приведенных на рис. 4, составляет соответственно 36-75% для электроэнергии и 38-66% для топливного газа.

В результате проведенного синтеза рационального ЭК Астраханского ГПЗ предложены технические решения по повышению его эффективности. Все решения носят системный характер, но условно по преобладающему эффекту могут быть отнесены к базовым подсистемам:

- электроэнергетической - применение регулируемого привода насосов и вентиляторов ABO, САУ низковольтными конденсаторными компенсирующими установками, устройств плавного пуска асинхронных двигателей, локальных систем водоснабжения с эжекционными охладителями воды компрессорных станций; дополнительных конденсаторных установок. Внедрение указанных решений позволит снизить годовой расход электроэнергии на 4,2%;

- топливной и технологической - применение интенсифицированных теплообменных аппаратов с развитой поверхностью теплообмена для нагрева технологических потоков и воды, конденсатоотводчиков - разделителей фаз установок сепарации, установок подогрева обессоленной воды с аппаратами струйного типа. Комплекс этих мероприятий обеспечивает сокращение расхода топливного газа на 1,3-1,7%;

- теплоэнергетической - утилизация пара в паровых винтовых машинах и пароэжекторных холодильных установках, применение эффективных конденсатоотводчиков, установок подготовки воды питьевого качества на основе мембранной технологии. Потребление тепловой энергии при внедрении этих проектов сократится более чем на 8%.

Ранжирование технических решений в соответствии с критериями эффективности, определяющими суть решаемой проблемы - рационализацию энергопотребления в системе, проведено с использованием метода анализа иерархий. В качестве основных факторов, по которым оценивалась функция «полезности» альтернативных вариантов ЭК ([/= -и,), приняты пять критериев - коэффициент КрЭ, инвестиции в проект (капитальные затраты)

Totг

К = , срок окупаемости инвестиций Ток, интегральный эффект Э2, ин-/=о

0,9 -0,8 -0,7 ■ 0,6 -0,5 ■ 0,4 ■ 0,3 -0,2 -0,1

Климатический факто

Режимы эксплуатации

Состав сырья

р|^З^Техническое состоян и е ¡í^-yv

оборудования

Структура технологии

Электроэнергия

Топливный газ

Рис. 4. Влияние эксплуатационных факторов на потенциал повышения эффективности ЭК ГПП

деке доходности ИД. Здесь и, — относительное значение критерия эффективности, равное «,/мшах ; «гаах - максимальное значение критерия эффективности на уровне альтернатив; а, - элементы вектора рангов, полученного из матрицы парных сравнений критериев. Для определения очередности внедрения предложенные технические решения ранжированы по многокритериальной функции и = щ ■ К РЭ + а2 ■ К + а3 • Ток + ал • ЭЕ + а5 ■ ИД, где коэффициенты а,_4 для подсистем АГПЗ имеют значения: 0,417; -0,263; -0,16; 0,097 и 0,062.

Наиболее эффективным направлением рационализации структуры ЭК ГПП является создание собственного источника электрической и тепловой энергии на основе ПГУ-ТЭЦ (рис. 5).

Рис. 5. Принципиальная схема ПГУ-ТЭЦ:

OK - осевой компрессор; ГТ и KT - газовая и паровая турбины; ЭГ - электрогенератор; ПК - паровой котел; БС - барабан-сепаратор; ПН, ЦН - питательный и циркуляционный наСосы; К - конденсатор турбины; КП - коллектор пара ЭК ГПП

Проведен сравнительный анализ системной топливной эффективности ПГУ-ТЭЦ, а также финансовый анализ с учетом надежности и экологической приемлемости функционирования установки. Энергетическая сопоставимость вариантов ЭК обеспечивается одинаковым полезным потреблением энергии заданного качества и заданными графиками тепловых и электрических нагрузок потребителей ГПП.

Рассмотрены варианты с одинаковым оборудованием блока ПТУ (турбины К-6-2,4) и отличающиеся составом оборудования блока ГТУ:

1) 3 турбины GT8C2 и 3 котла КУ-93,3 турбины К-6-2,4;

2) 2 турбины V-64.3A и 2 котла КУ-120,2 турбины К-6-2,4;

3) 4 турбины GTX-100 и 4 котла КУ-60,2 турбины К-6-2,4.

В табл. 2 приведены результаты сравнительного анализа вариантов ПГУ-ТЭЦ для энергообеспечения ГПП.

Расчеты экономической эффективности проведены при следующих стоимостных параметрах: цена электроэнергии 1,28-1,60 руб./кВт-ч; тепловой энергии 127,5 руб./ГДж; товарного газа 875 руб./1000 м3; топливного газа на собственные нужды ТС 149 руб./ЮОО м3; химочшценной воды 23,61 руб./м3; удельные капитальные затраты в ПГУ-ТЭЦ 32,4 тыс. руб./кВт; норма дисконта 0,2.

Топливный газ

D—1 С *>ГГТ« 4—"5СЛОГ1

Сопоставительный анализ технико-экономических показателей трех вариантов позволяет сделать вывод об эффективности 1-го варианта ПГУ-ТЭЦ. Количество вырабатываемой электроэнергии на ПГУ-ТЭЦ позволит также провести реконструкцию технологического привода установок в направлении внедрения электропривода в случае невозможности увеличения выработки пара за счет ВЭР технологических производств.

Таблица 2

Показатели эффективности вариантов ПГУ-ТЭЦ

Показатель, Значение по вариантам

единица измерения 1 2 3

Мощность, МВт:

электрическая 186 152 184

тепловая 161 161 161

Выработка электроэнергии, МВт-ч/год 1 562 400 1 276 800 1 545 600

Выработка тепловой энергии (пар):

млн ГДж/год 4,876 4,876 4,876

млн т/год 1 680 1 680 1 680

Расход топлива, тыс. т у. тУгод, на выработку:

электроэнергии 251 189 256

тепловой энергии 218 201 224

Годовые затраты на топливо, млн руб./год 332,37 276,98 340,29

Себестоимость:

электроэнергии, руб./кВт-ч 0,458 0,461 0,460

тепловой энергии, руб./ГДж 127,2 127,9 127,7

Интегральный эффект, млн руб. 5946,808 4805,669 5857,002

Срок окупаемости инвестиций, год 7,8 10,2 8,5

Внутренняя норма доходности, % 22,7 20,1 19,0

Индекс доходности, руб./руб. 1,13 1,08 1,06

Результаты технико-экономических расчетов для всего ЭК АГПЗ, при условиях внешнего обеспечения тепловой и электрической энергией (базовый вариант) и при внедрении собственного источника (ПГУ-ТЭЦ по варианту 1) показали, что экономия эксплуатационных затрат составит более 600 млн руб./год, что свидетельствует о целесообразности внедрения собственного источника теплоэнергоснабжения.

В приложении приведены расчетные зависимости материального баланса ТС; примеры расчета балансов топливного газа и пара с помощью потоковых графов и ТЭБ с использованием ИАС ТЭР; схема информационной модели расчета норм расхода ТЭР; программа, схемы, методики проведения и обработки результатов измерений; результаты измерений и расчет показателей трубчатой печи и элементов теплоэнергетической подсистемы; расчетные зависимости математических моделей трубчатых печей, КУ, ABO; ТЭБ установок и производств, показатели отдельных проектов по повышению энергетической эффективности элементов и ЭК Астраханского ГПЗ.

ВЫВОДЫ

1. Разработана методика системного анализа энергетической эффективности сложноструктурированного энергетического комплекса газоперерабатывающих предприятий, предусматривающая выделение нескольких уровней иерархии в координатном пространстве исследования (объект, проблема его совершенствования, методы решения) и установление взаимосвязей между энергетическими подсистемами (топливной, электро- и теплоэнергетической), технологическими производствами и внешними источниками обеспечения сырьевыми и энергетическими ресурсами.

2. На основе методологии системного анализа разработано математическое описание энергетического комплекса газоперерабатывающего предприятия, учитывающее схемные и конструктивные особенности структурных элементов, взаимосвязь предложенных показателей энергетической и экономической эффективности с расходными переменными энергетической и технологической систем, влияние климатических и режимных факторов.

3. Созданы моделирующие программы расчета энерготехнологических балансов и показателей энергетической эффективности энергетического комплекса ГПП, позволившие проводить многоцелевые численные исследования эффективности генерации / потребления энергетических ресурсов на всех рассмотренных уровнях иерархии объекта - аппаратов, установок, производств, предприятия. Программно-вычислительный комплекс и методики расчета интегрированы в информационно-аналитическую систему планирования, учета и нормирования генерации и потребления ТЭР на газоперерабатывающих предприятиях, позволяющую решать задачи по оптимизации структуры и режимов эксплуатации энергетического комплекса любой технологической топологии. ИАС ТЭР защищена патентом РФ.

4. С использованием разработанной информационно-аналитической системы и проведенных экспериментальных исследований оборудования выполнен анализ системной эффективности энергетического комплекса ГПП (на примере Астраханского ГПЗ). Установлено, что полезное использование тепловой энергии в системе не превышает 50%, а фактическое энергопотребление больше проектного значения на 7,1 кг у. Т./1000 м3 переработанного сырья. Определен потенциал повышения энергетической эффективности ЭК, составивший для топливной, электро - и теплоэнергетической подсистем соответственно 1,2, 4,6 и 1,3 кг у. Т./1000 м3 переработанного пластового газа. Разработана методика оценки влияния различных факторов на величину потенциала энергоэффективности ЭК ГПП и установлено, что технически реализуемый потенциал повышения энергоэффективности обеспечивается изменением технологической структуры, улучшением технического состояния и модернизацией оборудования, оптимизацией режимов эксплуатации, и составляет для топливной подсистемы 0,9-1,0%, электроэнергетической - 16,5-16,7% потребления соответствующего энергоресурса.

5. На основании разработанной системы показателей энергетической и общеэкономической эффективности определены оптимальные режимы работы технологического оборудования с электрическим и паротурбинным приводом. Установлено, что в режимах пониженной производительности энерготехнологических агрегатов производства серы (на примере Астраханского ГПЗ) применение электропривода обеспечивает экономию эксплуатационных затрат в размере 1,01-1,07 млн руб./год и снижение удельной энергоемкости на 1,1-1,2 кг у. т./ЮОО м3 сырья.

6. Разработаны, экономически обоснованы и ранжированы мероприятия по повышению эффективности энергетического комплекса газоперерабатывающих предприятий, внедрение которых позволяет снизить потребление ТЭР на 2,2-2,8%. При реализации разработанных технических предложений и мероприятий на Астраханском ГПЗ суммарное потребление ТЭР может быть снижено на 7,2 — 7,8 кг у. т. на 1000 м3 перерабатываемого сырья.

7. Выполнено технико-экономическое обоснование создания комбинированного источника электрической и тепловой энергии для энергообеспечения АГПЗ. Определена экономическая эффективность ПТУ-ТЭЦ с газотурбинными агрегатами GT8C2 фирмы ALSTOM, котлами-утилизаторами КУ-93 и паровыми турбинами К-6-2,4, а также выявлено влияние основных технико-экономических факторов на показатели экономической эффективности. Срок окупаемости инвестиций в создание ПТУ-ТЭЦ в структуре ЭК АГПЗ составляет 8-9 лет при величине внутренней нормы доходности 20-23 % в зависимости от исходных технико-экономических данных. Экономическая эффективность предложенного варианта ПГУ-ТЭЦ по сравнению с базовым вариантом ЭК АГПЗ составила 337-659 млн руб./год.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах (наиболее значимые публикации)

Публикации в изданиях, рекомендованных перечнем ВАК РФ

1. Долотовский, И.В. Теоретические положения системного анализа эффективности энергетического комплекса газоперерабатывающих предприятий / И.В. Долотовский, Е.А. Ларин // Вестник Саратовского государственного технического университета. - 2008. —№ 1 (31). - Вып. 2. - С. 143-154.

2. Долотовский, И.В. Системный анализ потенциала энергосбережения газоперерабатывающих предприятий и нормирование потребления ТЭР / Е.А. Ларин, И.В. Долотовский // Известия вузов. Проблемы энергетики. - 2007. -№ 3-4. - С.46-57.

Патент

3. Пат. № 63537 Российская Федерация, МПК G 06 Q 10/00; G 07 С 3/14. Система автоматизированного учета и планирования на предприятии / Е.А. Ларин, Н.В. Долотовская, И.В. Долотовский - №2007106539/22 (007086); заявл. 20.02.07; опубл. 27.05.07, Бюл. № 15. -2 с.

Монография

4. Долотовский, И.В. Энергетический комплекс газоперерабатывающих предприятий. Системный анализ, моделирование, нормирование / Е.А. Ларин, И.В. Долотовский, Н.В. Долотовская. - М.: Энергоатомиздат, 2008. - 440 с. ISBN 978-5-283-03274-0.

Публикации в других изданиях

5. Долотовский, И.В. Информационно-аналитическая система потребления энергоресурсов на газоперерабатывающих предприятиях / И.В. Долотовский, Е.А. Ларин // Математические методы в технике и технологиях -ММТТ-21: сб. тр. XXI Междунар. науч. конф.: в 10т./ Сарат. гос. техн. ун-т. -Саратов, 2008. Т. 8. - С. 163-165.

6. Долотовский, И.В. Информационно-аналитическая система планирования и учета топливно-энергетических ресурсов предприятий газонефтепере-

работки Н Логистика и экономика ресурсосбережения и энергосбережения в промышленности: сб. науч. тр. / Сарат. гос. техн. ун-т. - Саратов, 2007. - С. 37-41.

7. Долотовский, И.В. Имитационное и аналитическое моделирование энергетического комплекса предприятий газоперерабатывающего профиля // Проблемы энерго- и ресурсосбережения: сб. науч. тр. / Сарат. гос. техн. ун-т. -Саратов, 2007. - С. 13-18.

8. Долотовский, И.В. Основные положения оценки системной эффективности энергетического комплекса газоперерабатывающих предприятий / Е.А. Ларин, И.В. Долотовский // Проблемы энерго- и ресурсосбережения: сб. науч. тр. / Сарат. гос. техн. ун-т. - Саратов, 2007. - С. 24-30.

9. Долотовский, И.В. Потенциал энергосбережения газоперерабатывающих предприятий / Н.В. Винниченко, Е.А. Ларин, И.В. Долотовский, Л.А. Мигачева // Газовая промышленность. - 2006. - № 6. - С. 77-80.

10. Долотовский, И.В. Информационно-аналитическая модель трубчатой печи и котла-утилизатора в теплотехнологической системе нефтеперерабатывающих производств / И.В. Долотовский, Н.В. Липатова И Проблемы рационального использования топливно-энергетических ресурсов и энергосбережения: сб. науч. тр. / Сарат. гос. техн. ун-т - Саратов, 2006. - С. 80-85.

11.Долотовский, И.В. Моделирование динамических режимов объектов с регулируемым электроприводом / И.И. Артюхов, И.В. Долотовский, И.П. Крылов И Проблемы электроэнергетики: сб. науч. тр. / Сарат. гос. техн. ун-т. -Саратов, 2004. - С. 248-254.

12.Долотовский, И.В. Частотно-регулируемый электропривод вентиляторов в системе стабилизации температуры масла газоперекачивающих агрегатов / И.И. Артюхов, И.П. Крылов, И.В. Долотовский // Проблемы современной электротехники: тем. вып./ Национальная академия наук Украины. - Киев,

СИСТЕМНЫЙ АНАЛИЗ И ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА ГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЙ (на примере Астраханского газоперерабатывающего завода) Автореферат

2004.-С. 62-64.

ДОЛОТОВСКИЙ Игорь Владимирович

Корректор О. А. Панина

Подписано в печать Бум. офсет. Тираж 100 экз.

17. <2.08

Формат 60x84 1/16 Уч.-изд. л. 1,0 Бесплатно

Усл.-печ. л. 1,0 Заказ 368

Саратовский государственный технический университет 410054, Саратов, Политехническая ул., 77

Отпечатано в РИЦ СГТУ. 410054, Саратов, Политехническая ул., 77

ВВЕДЕНИЕ.

Глава 1. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС ГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЙ И АНАЛИЗ МЕТОДОВ ИССЛЕДОВАНИЯ ЕГО ЭФФЕКТИВНОСТИ.

1.1 Характеристика энергетического комплекса газоперерабатывающих предприятий. Состояние и пути повышения эффективности.

1.2 Методы исследования энергетического комплекса ГПП.

Анализ выполненных исследований по проблеме повышения эффективности энергетического комплекса.

1.3 Цели и задачи исследования.

Глава 2. МЕТОДИЧЕСКИЕ ПОЛОЖЕНИЯ СИСТЕМНОГО АНАЛИЗА ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА ГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЙ.

2.1 Основные положения системного подхода к анализу эффективности энергетического комплекса ГПП.

2.2 Выбор и обоснование показателей эффективности энергетического комплекса и методика их расчета.

2.3 Основные положения энергетического обследования энергетического комплекса ГПП.

2.4 Методические положения нормирования потребления топливно-энергетических ресурсов ГПП.

2.5 Методические положения расчета системной эффективности мероприятий по повышению энергетической эффективности ЭК ГПП.

Глава 3. СИСТЕМНЫЙ АНАЛИЗ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ ЭК ГПП 78 3.1 Математические модели подсистем энергетического комплекса газоперерабатывающих предприятий.

3.2 Информационно - аналитическая система расчета, планирования и нормирования потребления ТЭР.

3.3 Оценка системной эффективности функционирования энергетического комплекса.

3.4 Сопоставительный анализ нормативных и фактических показателей энергопотребления.

Глава 4. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ МЕРОПРИЯТИЙ ПО ПОВЫШЕНИЮ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГПП (на примере АГПЗ).

4.1 Оценка потенциала энергоэффективности ЭК ГПП.

4.2 Разработка и ранжирование энергосберегающих мероприятий.

4.3 Экономическая эффективность создания источника теплоэнерго -снабжения.

Актуальность темы. В соответствии с Энергетической стратегией России на период до 2030 года приоритетными направлениями развития энергетического сектора экономики страны являются создание высокоэффективных энергетических систем и комплексов и решение задач рационального использования энергетических ресурсов (ЭР) в энергоемких отраслях. Согласно стратегии развития и модернизации энергетики ОАО «Газпром» системы обеспечения ЭР предприятий по переработке газа и газового конденсата будут развиваться в направлении газосбережения и создания совершенных энергетических комплексов на основе автономных источников электроснабжения и теплоснабжения.

Одновременно требует решения проблема совершенствования энергетического комплекса (ЭК) действующих газоперерабатывающих предприятий (ГПП), представляющего собой многоуровневую техническую систему взаимосвязанных по потокам ЭР внутрипроизводственных энергоустановок различных типов и назначений и технологических агрегатов, потребляющих одни и генерирующих другие виды ЭР. При этом генерация тепловой энергии в технологических агрегатах ГПП составляет более половины потребления ЭР, и в условиях рационального построения ЭК позволяет полностью обеспечить тепловой энергией технологические процессы с температурным диапазоном 150-ь240°С. Особенностью ЭК ГПП является его взаимосвязь с внешними системами энергообеспечения, поскольку этот объект является частью топливно-энергетического комплекса страны не только по потокам ЭР, но и по технологическим товарным потокам - газу, стабильному конденсату, широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), дизельному и котельно-печному топливу, бензину и другим продуктам переработки газа и газового конденсата.

Решение задач совершенствования ЭК ГПП, оптимизации его структуры, повышения эффективности потребления и генерации ЭР во многом зависит от режимов работы ГПП, особенностей технологических процессов каждого агрегата и установки, состава перерабатываемого сырья, климатических условий и других факторов, которые, как правило, не стабильны. В условиях внедрения новых энергосберегающих технологий переработки углеводородного сырья на предприятиях ОАО «Газпром», развития действующих и создания новых газохимических комплексов, создания индустрии синтетических жидких топлив, потребуется соответствующее энергетическое обеспечение технологических производств и создание высокоэффективных систем энергообеспечения, входящих в структуру ЭК ГПП.

Цель работы: системный анализ и обоснование направлений повышения эффективности энергетического комплекса газоперерабатывающих предприятий (на примере АГПЗ).

Объект исследования: энергетический комплекс одного из крупнейших в структуре ОАО «Газпром» предприятий по переработке гетерогенного углеводородного сырья - Астраханского газоперерабатывающего завода (АГПЗ), многопрофильного предприятия, системы энергообеспечения которого включают подсистемы снабжения топливом, электрической и тепловой энергией, сжатым воздухом, водородом, азотом, водой из оборотных систем водоснабжения.

Задачи исследования:

1. Разработка методики системного анализа и обоснование показателей энергетической эффективности энергетического комплекса газоперерабатывающих предприятий.

2. Математическое моделирование расчета энергетических характеристик оборудования и подсистем энергетического комплекса с учетом технологических, режимных, климатических факторов и взаимосвязей между подсистемами.

3. Разработка информационно-аналитической системы планирования и нормирования потребления ТЭР.

4. Разработка, экономическое обоснование и ранжирование технических решений, направленных на повышение эффективности энергетического комплекса газоперерабатывающих предприятий.

5. Технико-экономическое обоснование создания комбинированного источника электрической и тепловой энергии для энергообеспечения газоперерабатывающего предприятия (на примере АГПЗ).

Научная новизна:

1. Разработаны методические положения системного анализа эффективности энергетического комплекса газоперерабатывающих предприятий, включающие структурирование объекта, установление взаимосвязей между топливной, электро- и теплоэнергетической подсистемами, технологическими установками и внешними системами энергообеспечения, оптимизацию структуры и режимов эксплуатации комплекса.

2. Обоснована система показателей энергетической эффективности энергетического комплекса газоперерабатывающих предприятий на всех уровнях иерархии объекта, позволяющая определить рациональную структуру подсистем и характеристики эксплуатационных режимов генерации/ потребления энергоресурсов.

3. Разработаны математические модели и программы расчета характеристик энергетического комплекса, необходимые для системной оценки энергетической эффективности газоперерабатывающих предприятий с учетом внутренних и внешних взаимосвязей между подсистемами, технологических, режимных и климатических факторов.

4. Создана и защищена патентом РФ информационно-аналитическая система (ИАС) планирования, учета и нормирования потребления ТЭР на предприятии для решения оптимизационных задач по развитию подсистем энергетического комплекса, режимам эксплуатации оборудования, рациональным направлениям использования энергоресурсов.

5. Разработана методика оценки и выявлено влияние технологических, режимных и климатических факторов на величину потенциала энергетической эффективности подсистем энергетического комплекса.

6. Разработаны, обоснованы и ранжированы технические решения по повышению энергетической эффективности энергетического комплекса, включая создание источника комбинированной выработки электрической и тепловой энергии (ПГУ-ТЭЦ) для энергообеспечения газоперерабатывающего предприятия.

Практическая ценность:

1. Разработанная методика системного анализа энергетического комплекса газоперерабатывающих предприятий может быть использована при решении задач повышения эффективности использования ЭР на предприятиях, перерабатывающих углеводородное сырье - Сосногорском, Оренбургском ГПЗ, Оренбургском гелиевом заводе, Сургутском заводе стабилизации конденсата и Уренгойском управлении подготовки газа к транспорту, а также на 27-ми действующих в настоящее время крупных нефтеперерабатывающих заводах.

2. Информационно-аналитическая система планирования, учета и нормирования потребления/генерации энергоресурсов используется в настоящее время на АГПЗ и может быть внедрена на всех предприятиях по переработке углеводородного сырья для перспективного планирования и оперативного анализа фактических показателей объекта.

3. Разработанные направления повышения эффективности использования ЭР и методика экономического обоснования энергосберегающих мероприятий позволяют оценить перспективы развития энергетического комплекса и выработать стратегию его модернизации и совершенствования в условиях увеличения степени конверсии и глубины переработки сырья.

Автор защищает: концепцию системного исследования и математического моделирования энергетического комплекса газоперерабатывающих предприятий; методические положения оценки энергетической и экономической эффективности технических решений по повышению его эффективности; информационно-аналитическую систему планирования и анализа эффективности потребления ЭР; технические решения рационализации энергетического комплекса ГПП на базе комбинированного источника энергоснабжения.

Личный вклад автора заключается в следующем:

- Разработаны методические положения и выполнен системный анализ эффективности энергетического комплекса газоперерабатывающих предприятий с установлением взаимосвязей между топливной, электро- и теплоэнергетической подсистемами, а также технологическими процессами и внешними системами энергообеспечения.

- Разработаны и реализованы в виде алгоритмов и программ математические модели элементов энергетического комплекса газоперерабатывающих предприятий и выполнены численные эксперименты при меняющихся технологических, режимных, климатических факторах.

- Разработана информационно-аналитическая система и решен комплекс оптимизационных задач по структуре объекта, режимам эксплуатации оборудования; планированию и нормированию потребления / генерации различных видов энергии, топлива, вторичных энергоресурсов.

- Выполнено экономическое обоснование и структурирование технических решений по повышению эффективности энергетического комплекса.

- Обоснована эффективность создания комбинированного источника энергоснабжения ПГУ-ТЭЦ в структуре энергетического комплекса газоперерабатывающего предприятия.

Работа выполнена на кафедре «Теплоэнергетика» в ГОУ ВПО «Саратовский государственный технический университет» под руководством кандидата технических наук, профессора Ларина Евгения Александровича.

Апробация работы. Основные положения и результаты работы докладывались и обсуждались на научных семинарах кафедры «Теплоэнергетика» СГТУ, Межвузовской научной конференции «Современные научно-технические проблемы теплоэнергетики и пути их решения» (Саратов, 1-3 ноября 2004 г), VIII Международной конференции «Проблемы современной электротехники» (Киев, 2004 г), Международной научно-практической конференции «Логистика и экономика ресурсосбережения и энергосбережения в промышленности» (Саратов, 12-15 сентября 2007 г), Семинаре «Создание и внедрение комплексных 1Т-систем управления на предприятиях энергетической отрасли. Опыт. Проблемы. Перспективы» (Саратов, 4 апреля 2008 г), XXI Международной научной конференции «Математические методы в технике и технологиях» (Саратов, 27—30 мая 2008 г).

Публикации. Основные положения и результаты диссертационного исследования опубликованы в книге [70] и 19 печатных работах [52-69, 156], в том числе 2-х публикациях в изданиях, рекомендованных перечнем ВАК РФ.

Структура и объем диссертации. Диссертация изложена на 249 страницах и состоит из введения, четырех глав, заключения, списка использованных источников и приложений. Работа содержит 51 рисунок, 22 таблицы, 18 приложений. Список использованных источников включает 205 наименований.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ И ВЫВОДЫ

1. Разработана методика системного анализа энергетической эффективности сложноструктурированного энергетического комплекса газоперерабатывающих предприятий, предусматривающая выделение нескольких уровней иерархии в координатном пространстве исследования (объект, проблема его совершенствования, методы решения) и установление взаимосвязей между энергетическими подсистемами (топливной, электро - и теплоэнергетической), технологическими производствами и внешними источниками обеспечения сырьевыми и энергетическими ресурсами.

2. На основе методологии системного анализа разработано математическое описание энергетического комплекса газоперерабатывающего предприятия, учитывающее схемные и конструктивные особенности структурных элементов, взаимосвязь предложенных показателей энергетической и экономической эффективности с расходными переменными энергетической и технологической систем, влияние режимных и климатических факторов.

3. Созданы моделирующие программы расчета энерготехнологических балансов и показателей энергетической эффективности энергетического комплекса ГПП, позволившие проводить многоцелевые численные исследования эффективности генерации / потребления энергетических ресурсов на всех рассмотренных уровнях иерархии объекта - аппаратов, установок, производств, предприятия. Программно-вычислительный комплекс и методики расчета интегрированы в информационно-аналитическую систему планирования, учета и нормирования генерации и потребления ТЭР на газоперерабатывающих предприятиях, позволяющую решать задачи по оптимизации структуры и режимов эксплуатации энергетического комплекса любой технологической топологии. ИАС ТЭР защищена патентом РФ.

4. С использованием разработанной информационно-аналитической системы и проведенных экспериментальных исследований оборудования выполнен анализ системной эффективности энергетического комплекса ГПП (на примере Астраханского ГПЗ). Установлено, что полезное использование тепло

183 вой энергии в системе не превышает 50%, а фактическое энергопотребление больше проектного значения на 7,1 кг у. т./ЮОО мЗ переработанного сырья. Определен потенциал повышения энергетической эффективности ЭК, составивший для топливной, электро — и теплоэнергетической подсистем соответственно 1,2, 4,6 и 1,3 кг у. т./ЮОО мЗ переработанного пластового газа. Разработана методика оценки влияния различных факторов на величину потенциала энергоэффективности ЭК Г1111 и установлено, что технически реализуемый потенциал повышения энергоэффективности обеспечивается изменением технологической структуры, улучшением технического состояния и модернизацией оборудования, оптимизацией режимов эксплуатации, и составляет для топливной подсистемы 0,9-1,0%, электроэнергетической — 16,5-16,7% потребления соответствующего энергоресурса.

5. На основании разработанной системы показателей энергетической и общеэкономической эффективности определены оптимальные режимы работы технологического оборудования с электрическим и паротурбинным приводом. Установлено, что в режимах пониженной производительности энерготехнологических агрегатов производства серы (на примере Астраханского ГПЗ) применение электропривода обеспечивает экономию эксплуатационных затрат в размере 1,01-1,07 млн. руб./год и снижение удельной энергоемкости на 1,1—1,2 кг у. т./ЮОО мЗ сырья.

6. Разработаны, экономически обоснованы и ранжированы мероприятия по повышению эффективности энергетического комплекса газоперерабатывающих предприятий, внедрение которых позволяет снизить потребление ТЭР на 2,2—2,8%. При реализации разработанных технических предложений и мероприятий на Астраханском ГПЗ суммарное потребление ТЭР может быть снижено на 7,2-7,8 кг у. т. на 1000 мЗ перерабатываемого сырья.

7. Выполнено технико-экономическое обоснование создания комбинированного источника электрической и тепловой энергии для энергообеспечения АГПЗ. Определена экономическая эффективность ПГУ-ТЭЦ с газотурбинными агрегатами ОТ8С2 фирмы АЪБТОМ, котлами-утилизаторами КУ-93 и паровыми турбинами К-6-2,4, а также выявлено влияние основных технико-экономических факторов на показатели экономической эффективности. Срок окупаемости инвестиций в создание ПГУ-ТЭЦ в структуре ЭК Г1111 составляет 8-9 лет при величине внутренней нормы доходности 20-23 % в зависимости от исходных технико-экономических данных. Экономическая эффективность предложенного варианта ПГУ-ТЭЦ по сравнению с базовым вариантом ЭК 11111 составила 337-659 млн. руб./год.

1. Автономов, А.Б. Особенности технико-экономического обоснования инвестиционных проектов тепловых электростанций / А.Б. Автономов, В.И. Денисов, О.В. Морозов // Электрические станции. 2008. - №3. - С.4-9.

2. Аминов, Р.З. Эффективность ПГУ на природном газе в новых экономических условиях / Р.З. Аминов, М.С. Доронин, А.Э. Борисенков, М.В. Гариев-ский // Теплоэнергетика. 2002. - №9. - С. 52-55.

3. Ананенков, А.Г. Воспроизводство ресурсной базы фундамент стабильного развития газовой отрасли России // Газовая промышленность. - 2006. - № 5. -С. 182-185.

4. Андрющенко, А.И. Методика системных термодинамических исследований в теплоэнергетике. Саратов: Сарат. гос. техн. ун-т, 1996. - 72 с.

5. Андрющенко, А.И. Системная эффективность бинарных ПГУ-ТЭЦ // Теплоэнергетика. 2000. - №12. - С. 11-15.

6. Андрющенко, А.И. Экологическая и экономическая эффективность замены устаревшего паротурбинного оборудования ТЭЦ на газотурбинное и парогазовое / А.И. Андрющенко, Ю.Е. Николаев // Промышленная энергетика. -2006. №7. - С.2-6.

7. Андрющенко, А.И. Экономическая эффективность сооружения парогазовых ТЭЦ // Промышленная энергетика. 2000. - №3. - С. 12-15.

8. Астахов, H.JI. Определение основных показателей тепловой экономичности ГТУ и ПГУ // Энергетик. 2008. - №2. - С. 24-26.

9. Багиров, И.Т., Кардаш, И.М. Пути снижения энергозатрат на нефтезаводах. — М.: Гостоптехиздат, 1962. 212 с.

10. Ю.Балаев, С.Н. Современные технологии и энергосберегающие решения // Газовая промышленность. 2002. - № 6. - С. 37-38.

11. Беднаржевский, B.C. Статические, параметрические и динамические модели в проектировании энергетических котлоагрегатов / B.C. Беднаржевский, Н.М. Оскорбин // Автоматизация и современные технологии-2005. -№ 10. -С.10-17.

12. Бекиров, Т.М. Промысловая и заводская обработка природных и нефтяныхгазов. M.: Недра, 1980.-293 с.

13. Белинский, Б.И. Информационно-управляющая система на АГПЗ / Б.И. Белинский, М.К. Костин, Ю.К. Свечников, Д.Р. Юсупов // Газовая промышленность. 2001. - № 11. - С. 49-50.

14. М.Беличенко, Ю.П. Замкнутые системы водообеспечения химических производств. -М.: Химия, 1990. 208 с.

15. Белоусенко, И.В. Исследование надежности локальных электроэнергетических систем / И.В. Белоусенко, C.B. Голубев, М.Д. Дильман, JI.C. Попырин // Известия РАН. Энергетика. 2004. - №6. - С. 48-118.

16. Белоусенко, И.В. Исследование и технико-экономическая оценка надежности электростанций собственных нужд / И.В. Белоусенко, C.B. Голубев, М.Д. Дильман, JI.C. Попырин // Газовая промышленность. 2002. — № 11. — С. 62-64.

17. Белоусенко, И.В. Концепция развития энергетики ОАО «Газпром» на основе применения собственных электростанций / И.В. Белоусенко, A.M. Хозин, Е.В. Кристовский // Газовая промышленность. 2000. — № 5. - С. 6-8.

18. Бердников, В.М. Рынок определяет приоритеты развития производства / А.Ю. Аджиев, С.И. Бойко, C.B. Гудков, В.А. Двинин, О.Г. Шеин, Б.И. Белинский, В.М. Бердников, A.B. Мельниченко // Газовая промышленность. — 2001.-№ 11.-С. 23-25.

19. Березинец, П.А. Анализ схем бинарных ПГУ на базе перспективной ГТУ / П.А. Березинец, М.К. Васильев, Ю.А. Костин // Теплонергетика. 2001. — №5. -С. 18-30.

20. Березинец, П.А. Техническое перевооружение газомазутных ТЭС с использованием газотурбинных и парогазовых технологий / П.А. Березинец, Г.Г. Ольховский // Теплонергетика. 2001. - №6. - С. 11-20.

21. Битюков, B.C. Организация передачи данных в локальную сеть заводоуправления АГПЗ / B.C. Битюков, В.М. Бердников, Ю.К. Свечников, М.Н. Ясаков // Газовая промышленность. 2002. - № 7. - С. 74-76.

22. Болонов, В.О. Оптимальное управление режимами оборудования ТЭЦсПГУ / В.О. Болонов, Э.К. Аракелян // Теплоэнергетика. 2007. - №11. -С. 69-77.

23. Бояринов, А.И., Кафаров, В.В. Методы оптимизации в химической технологии. М.: Химия, 1969. - 564 с.

24. Бугаец, A.A. Паровые турбины единичной мощностью 0,5. 12 МВт для объектов «малой» теплоэнергетики различных отраслей промышленности / A.A. Бугаец, М.А. Вирченко // Тяжелое машиностроение. 2001. - №9. - С. 15-17.

25. Бурд, В.Е. Исходные данные для анализа инвестиционных проектов // Газовая промышленность. 2005. - № 78. — С.35-37.

26. Быстрицкий, Г.Ф. Установки автономного и резервного электроснабжения // Промышленная энергетика. 2008. - №2. - С. 13-23.

27. Варгафтик, Н.Б. Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей. М.: Наука, 1972. - 720 с.

28. Вознесенский, В.А. Статистические методы планирования эксперимента. — М.: Статистика, 1974. 192 с.

29. Волков, Э.П. Стратегия развития электроэнергетики России на период до 2030 г. / Э.П. Волков, В.А. Баринов // Энергетик. 2008. - №5. - С.2-8.

30. Временные правила проведения энергетических обследований и энергетического аудита дочерних хозяйственных обществ ОАО «Газпром»: утв. М-вом топлива и энергетики Рос. Федерации 15.09.2000. — М., 2000. — 15 с.

31. Гаврилов, А.Ф. О расчете экономической эффективности мероприятий по защите воздушного бассейна от вредных выбросов электростанций / А.Ф. Гаврилов, Е.А. Федечкина // Теплоэнергетика. — 1986. — №1. С. 41-44.

32. Гаврилова, A.A. Системный анализ и идентификация комплексной эффективности функционирования региональных энергетических производств: Автореф. дис. . канд. техн. наук. Самара, 2003. - 18 с.

33. Газовые турбины в энергетике // Теплоэнергетика. 1996. - №4. - С. 2-11.

34. Галковский, В. А. Оптимизация энергосберегающих теплотехнических систем: Автореф. дис. . канд. техн. наук. -М., 2002. 20 с.

35. Гилл, Ф., Мюррей, У., Райт, М. Практическая оптимизация. М.: Мир, 1985. -509 с.

36. Гнеденко, Б.В. Математические методы в теории надежности / Б.В. Гнеден-ко, Ю.К. Беляев, А.Д. Соловьев. -М.: Наука, 1985. 524с.

37. Горохов, А.Н. Программный комплекс для анализа систем теплоснабжения предприятий ОАО "Газпром" / A.A. Горохов, A.A. Евстифеев, Н.В. Винни-ченко, О.Г. Рогинский, И.Б. Громов // Газовая промышленность. 2004. -№ 11.-С. 26-28.

38. ГОСТ 22667-82 Газы горючие природные. Расчетный метод определения теплоты сгорания, относительной плотности и числа Воббе. Введ. 1982— 08-23. - М.: Изд-во стандартов, 1982. - 5с.

39. ГОСТ 27322-87 Энергобаланс промышленного предприятия. Общие положения.

40. ГОСТ 8.009 -84 Нормируемые метрологические характеристики средств измерений. -Введ. 1985-01-01. -М.: Изд-во стандартов, 1985. 14 с.

41. ГОСТ 8.011-72 Показатели точности измерений и формы представления результатов измерений. — Введ. 1973-01-01. -М.: Изд-во стандартов, 1973.-5 с.

42. ГОСТ 8.207-76 Прямые измерения с многократными наблюдениями. Методы обработки результатов наблюдений. Основные положения. Введ. 1977— 01-01. - М.: Изд-во стандартов, 1986 (переиздан). — 9 с.

43. ГОСТ Р 51379-99 Энергосбережение. Энергетический паспорт промышленного потребителя топливно-энергетических ресурсов. Основные положения. Типовые формы.

44. ГОСТ Р 51541-99 Энергосбережение. Энергетическая эффективность. Состав показателей.

45. ГОСТ Р 51750-2001 Энергосбережение. Методика определения энергоемкости при производстве продукции и оказании услуг в технологических энергетических системах. Общие определения.

46. Дилигенский, Н.В. Нечеткое моделирование и многокритериальная оптимизация производственных систем в условиях неопределенности: технология, экономика, экология / Н.В. Дилигенский, Л.Г. Дымова, Н.В. Севастьянов -М.: Машиностроение, 2004. 397 с.

47. Долотовский, И.В. Имитационное и аналитическое моделирование энергетического комплекса предприятий газоперерабатывающего профиля // Проблемы энерго- и ресурсосбережения: сб. науч. тр. / Саратов, гос. техн. ун-т. — Саратов, 2007. С. 13-18.

48. Долотовский, И.В. Моделирование динамических режимов объектов с регулируемым электроприводом / И.И. Артюхов, И.В. Долотовский, И.П. Крылов // Проблемы электроэнергетики: сб. науч. тр. / Саратов, гос. техн. ун-т. — Саратов, 2004. С. 248-254.

49. Долотовский, И.В. Потенциал энергосбережения газоперерабатывающих предприятий / Н.В. Винниченко, Е.А. Ларин, И.В. Долотовский, Л.А. Мига-чева // Газовая промышленность. 2006. - № 6. - С. 77-80.

50. Долотовский, И.В. Системный анализ потенциала энергосбережения газоперерабатывающих предприятий и нормирование потребления ТЭР / Е.А. Ларин, И.В. Долотовский // Известия ВУЗов. Проблемы энергетики. 2007. — № 3-4. - С.46-57.

51. Долотовский, И.В. Теоретические положения системного анализа эффективности энергетического комплекса газоперерабатывающих предприятий / И.В. Долотовский, Е.А. Ларин // Вестник СГТУ. 2008. - № 1 (31). Выпуск 2.-С. 143-154.

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

53. Дроздова, Е.А. Коэффициент полезного действия когенерационных систем / В.П. Албул, Е.А. Дроздова // Газовая промышленность. 2004. - № 6. - С. 47-49.

54. Дымова, Л.Г. Системный анализ, математическое моделирование и многокритериальные оценки качества функционирования сложных систем в условиях неопределенности: Дис. докт. техн. наук. — Самара, 2001. 318 с.

55. Евдокимов, Д.К., Покараев, Г.М. Нормирование материальных ресурсов: Словарь-справочник. -М.: Экономика, 1988. 199 с.

56. Евенко, В.И. Анализ топливной экономичности газотурбинных ТЭЦ / В.И. Евенко, A.C. Стребков // Теплоэнергетика. 2006. — №10. - С.74-77.

57. Емельянов, В.М. Моделирование управления взаимозависимыми параметрами и режимами технологического процесса / В.М. Емельянов, Т.А. Добровольская, С.Ю. Носорев // Автоматизация и современные технологии. —2005.-№ 12.-С. 19-22.

58. Ершов, М.С. Моделирование электропотребления в системах промышленного электроснабжения / М.С. Ершов, С.А. Головатов // Промышленная энергетика. 1999. - №5. - С. 22-25.

59. Инструкция (проект) по оценке эффективности использования топливно-энергетических ресурсов в системах теплоснабжения объектов отрасли. Разработчик ОАО «Газпром», ОАО «Промгаз», ВНИИПромгаз. М. - 2002.

60. Каргапольцев, В.П. Энергосбережение: мониторинг электродвигателей / В.П. Каргапольцев, И.Я. Симахин // Газовая промышленность. -2008. -№ 2. -С.61-62.

61. Кафаров, В.В., Глебов, М.Б. Математическое моделирование основных процессов химических производств. М.: Высш. шк., 1991. — 400 с.

62. Кафаров, В.В., Мешалкин, В.П., Гурьева, J1.B. Оптимизация теплообменных процессов и систем. — М.: Энергоатомиздат, 1988. 192 с.

63. Кафаров, В.В., Перов, B.JL, Мешалкин, В.П. Принципы математического моделирования химико-технологических систем. — М.: Химия, 1974. 344 с.

64. Киселев, А.Г. Концепция и структура интегрированной информационной системы предприятия // Автоматизация и современные технологии. — 2005. — № 12. С. 23-27.

65. Колышкин, С.К. Информационные технологии как инструмент управления ПХД // Газовая промышленность. 2002. - № 6. - С. 39-40.

66. Конахина, И.А. Организация систем энерготехнологического комбинирования в производствах изопрена и синтетического каучука: Автореф. дисдокт. техн. наук. Казань, 2004. - 36 с.

67. Кононов, Ю.Д. Зависимость требуемой динамики тарифов от темпов и условия развития электроэнергетики / Ю.Д. Кононов, Д.Ю. Кононов // Теплоэнергетика. 2004. - №1. - С. 44-47.

68. Концепция энергосбережения в ОАО «Газпром» на 2001-2010 гг.: Утв. 13.04.2001.-63 с.

69. Копытцев, В.А. Математическое моделирование работы многофункциональных аппаратов осушки газа / В.А. Копытцев, Д.Ю. Холявин, А.Ю. Клунный, В.Б. Мельников // Газовая промышленность. 2005. - № 5. - С. 83-84.

70. Косенков, P.A., Оноприенко, Ю.Г. Максимизация инновационного эффекта от инвестиций нефтяной отрасли методом линейного программирования // Нефтепереработка и нефтехимия. 2005. - № 3. - С. 8-9.

71. Котлы-утилизаторы и котлы энерготехнологические: отраслевой каталог 2090-08. -М.: ЦНИИТЭИТЯЖМАШ, 1990. 124 с.

72. Кравцов, A.B., Иванчина, Э.Д. Технологические компьютерные системы — новый этап в развитии методов управления процессами переработки углеводородного сырья // Нефтепереработка и нефтехимия. — 2005.—№ 9 С. 40-43.

73. Крюков, Н. П. Аппараты воздушного охлаждения. -М.: Химия, 1983 168 с.

74. Куделя, В.Н., Привалов, A.A. Анализ и синтез информационных систем с применением методов теории графов // Автоматизация и современные технологии. 2005. - № 5. - С. 20-24.

75. Кузнецов, A.M. О распределении прибыли при комбинированном производстве электрической и тепловой энергии на ТЭЦ // Энергетик. 2008. -№6. - С.11-12.

76. Кузнецов, Д.Т. Распределение затрат и оценка экономической эффективности в комплексных производствах. М.: Экономика, 1971. — 124 с.

77. Ларин, Е.А., Долотовская, Н.В., Булатова, Д.А. Энергетическая эффективность систем воздушного охлаждения и аппаратов воздушного охлаждения: Инструктивно-методические указания к расчету / Саратов, гос. техн. ун-т. Саратов, 2002. - 45 с.

78. Ларин, Е.А., Долотовская, Н.В., Долотовский, В.В. Энергетическая эффективность систем регенерации абсорбентов и трубчатых печей: Инструктивно-метод. указания к расчету / Саратов, гос. техн. ун-т. -Саратов, 2002. -28 с.

79. Лебедев, A.C. Газотурбинные установки для современных технологий выработки электроэнергии / A.C. Лебедев, Г.Л. Буталов // Энергетик. 2007. - №8. - С.18-21.

80. Лебедев, A.C. Тенденции повышения эффективности ГТУ // Теплоэнергетика. 2008. - №6. - С.11 -18.

81. Лезнов, В.Б. Реализация программы создания электростанций нового поколения / В.Б. Лезнов, В.Г. Шептуцолов, И.А. Трегубов // Газовая промышленность. -2000. -№ 5. С. 10-11.

82. Майзель, В.И. Оценка экономической эффективности сооружения ЭСН /

83. В.И. Майзель, Г.М. Бирюкова, C.B. Голубев // Газовая промышленность.2000.-№5.-С. 21-22.

84. Майзель, В.И. Экономическая эффективность объектов автономной энергетики / В.И. Майзель, Г.М. Бирюкова // Газовая промышленность. 2002. — № 12.-С. 51-53.

85. Макаров, A.A. Новые подходы к системным исследованиям развития энергетики России // Известия РАН. 2004. - №4. - С. 3-7.

86. Максимей, И.В. Имитационное моделирование на ЭВМ. М.: Радио и связь, 1988. -232 с.

87. Марка, Д.А., МакГоуэн, К.Л. Методология структурного анализа и проектирования: Пер. с англ. М.: Мета Технология, 1993. - 240 с.

88. Мелентьев, Л.А. Оптимизация развития и управления больших систем энергетики: Учеб. пособие. М.: Высш. школа, 1982. - 319 с.

89. Месарович, М., Тахакара, Я. Общая теория систем: математические основы. -М.: Мир, 1978.

90. Методика теплового и аэродинамического расчета аппаратов воздушного охлаждения. -М.: ВНИИнефтемаш, 1974. 101 с.

91. Мильман, О.О. Теплоутилизационные энергоблоки для ОАО «Газпром» / О.О. Мильман, И.В. Белоусенко, С.Д. Циммерман и др. // Теплоэнергетика.2001.-№3.-С. 65-69.

92. Мингарев, Р.Ш., Лузин, В.И. Экономика подготовки нефти и газа. М.: Недра, 1972.-173 с.

93. Мирошников, В.В., Голованов, В.В. Многомерный анализ данных по качеству на основе новых информационных технологий // Автоматизация и современные технологии. 2005. - № 2. - С. 27-32.

94. Москаленко, A.B. Эффективное направление энергосбережения в котельных // Газовая промышленность. — 2004. — № 6. — С. 66-68.

95. Мурин, В.И. Газопереработка сегодня и завтра / В.И. Мурин, H.H. Кис-ленко // Газовая промышленность. 1998. - № 8. - С. 68-70.

96. Надежность систем энергетики и их оборудования: Справочник в 4 т. — Новосибирск: Наука, 2000. Т. 1. — 350 с.

97. Наумейко, A.B. Энергосбережение и разработка высокоэффективного га-зоиспользующего оборудования / A.B. Наумейко, В.И. Дейнеженко, М.С. Гофман // Газовая промышленность. 2005. - № 1. - С. 54-58.

98. Немировский, М.С. Анализ эффективности работы установок получения серы Астраханского ГПЗ / М.С. Немировский, В.П. Свиридов, В.М. Бердни-ков, Е.М. Прохоров // Газовая промышленность. 1997. — № 12. - С. 65-66.

99. Новгородский, Е.Е. Эффективное использование природного газа на промышленных предприятиях /Е.Е. Новгородский, В.А. Крупин, В.А. Широков // Газовая промышленность. 2002. - № 4. - С. 66-68.

100. Нормирование расхода топливно-энергетических ресурсов / Под ред. Я.М. Торчинского. Киев: Буд1вельник, 1986. - 96 с.

101. Нормы технологического проектирования газоперерабатывающих заводов: РД 39-135-94 (ГП "Роснефть")/РД 51-1-95 (РАО "Газпром"). -М. -1994. -286 с.

102. Ольховский Г.Г. Снижение концентраций оксидов азота и выбросов ГТУ // Теплоэнергетика. 1990. - №3. - С.65-71.

103. Ольховский Г.Г. Газовые турбины для энергетики // Теплоэнергетика. -2004.-№1.-С. 33-43.

104. Ольховский Г.Г. Отечественное оборудование для развития газотурбинной энергетики // Теплоэнергетика. 2008. - №6. - С.2 -6.

105. Основные методические положения по планированию использования вторичных энергетических ресурсов: Утв. Госпланом СССР. М.: Энерго-атомиздат, 1987. - 59 с.

106. Основные положения по нормированию расхода топлива, тепловой и электрической энергии в народном хозяйстве / Госплан СССР. М.: Энерго-атомиздат, 1980. - 16 с.

107. Островский, Г.М. Алгоритмы оптимизации химико-технологических процессов / Г.М. Островский, Т.А. Бережинский, А.Р. Беляева. М.: Химия, 1978.-296 с.

108. Падеров, А.Н. Развитие независимой энергетики на основе собственных электростанций / А.Н. Падеров, Е.А. Сергеев // Газовая промышленность. — 2005.-№9. -С. 36-38.

109. Перспективы развития химической переработки горючих ископаемых: сб. науч. тр. / ХПГИ. С.-Пб.: Химиздат, 2006.

110. Пилхэм, Р. О. Мориарти, Р. Д. Основные направления экономии энергии на НПЗ // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1985. №7. — С. 71 — 76.

111. Попырин JI.C. Методика определения надежности верхнего иерархического уровня системы теплоснабжения / Л.С.Попырин, Л.С. Светлов, О.Д. Середа, И.А. Столярова // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. — 1988. — №3. С.30-38.

112. Попырин Л.С. Эффективность технического перевооружения ТЭЦ на базе парогазовых установок / Л.С. Попырин, М.Д. Дильман, Г.М. Беляева // Теплоэнергетика. 2006. - №2. - С.34-39.

113. Проблемы энергосберегающих нововведений и эффективность промышленного производства / Г.Л. Багиев, В.Р. Окороков, В. Ризнер, Г.В. Шнееро-ва. Л.: Изд-во Ленинградского ун-та, 1987. — 191 с.

114. Радин, Ю.А. Освоение первых отечественных бинарных парогазовых установок // Теплоэнергетика. 2006. - №7. — С.4-13.

115. Резчиков, А.Ф. Управление энергетикой промышленных предприятий. -Саратов: Изд-во СГТУ, 2006. 347 с.

116. Рогинский, О.Г. Программа реконструкции систем теплоснабжения организаций ОАО "Газпром" / О.Г. Рогинский, Н.В. Винниченко, И.Б. Громов, О.М. Петашвили // Газовая промышленность. 2004. - № 8. - С. 45-48.

117. Романов, В.В. ГТУ мощностью 45 и 60 МВт и высокоэффективные энергетические установки на их основе / В.В. Романов, Р.И. Раимов, Г.В. Черный // Газотурбинные технологии. 2008. - №1. - С. 2-5.

118. РТМ 26-02-40-77 Нормативная методика расчета трубчатых печей: Руководящий технический материал / С.Н. Шорин, Ц.А. Бахшиян, Н.Ф. Волков, В.М. Седёлкин, В.Е. Баклашов и др. Введ. с 01.01.1978 г. -М.: ВНИИНЕФ-ТЕМАШ, 1977.-645 с.

119. Рудяк, К.Б. Оценка привлекательности инвестиционных проектов в нефтепереработке и последовательность их реализации // Нефтепереработка и нефтехимия. 2005. - № 4. - С. 7-8.

120. Саати, Т. Аналитическое планирование. Организация систем / Т. Саати, К. Керне. М.: Радио и связь, 1991.-224 с.

121. Сайфуллин, И.Ш. Реализация работ по энергосбережению в ОАО "Газпром" / И.Ш. Сайфуллин, Е.В. Дедиков, В.Г. Шептуцолов, Г.А. Хворов, Д.А. Крылов // Газовая промышленность. 2005. — № 4. — С. 84-86.

122. Сайфуллин, И.Ш. Энергоэффективность приоритетное направление развития ОАО «Газпром» / И.Ш. Сайфуллин, A.A. Соловьянов, A.C. Лезнов, В.Г. Шептуцолов // Газовая промышленность. — 2004. — № 5. — С. 68-70.

123. Середа, М.Л. Особенности современного состояния газовой промышленности РФ на примере ОАО «Газпром» / М.Л. Середа, В.Д. Зубарева // Газовая промышленность. 2006. - № 6. - С. 36-40.

124. Сидоров, А.Д. Энергосберегающие технологии на основе использования вторичных энергоресурсов // Газовая промышленность. — 2005. № 9.-С. 40.

125. Седёлкин, В.М. Математическое моделирование теплообмена в экранированных топочных камерах радиально-цилиндрического и коробчатого типов / В.М. Седёлкин, A.B. Паимов // Инженерно-физический журнал. 1984. -Т. 46-№2.-С. 286-288.

126. Симонов, В.Ф. Использование ВЭР установок производства масел на нефтеперерабатывающем заводе для выработки тепла и холода /В.Ф. Симонов, Н.В. Долотовская // Промышленная энергетика. 1988. - №8. - С. 4-6.

127. Симонов, В.Ф. Концепция энергосбережения в теплотехнологии первичной переработки природного газа // В.Ф. Симонов, В.П. Удалов, Н.В. Долотовская // Промышленная энергетика. 1992. — №3. - С. 2-4.

128. Симонов, В.Ф. Оптимизация использования низкопотенциальных ВЭР установок химического профиля / В.Ф. Симонов, Н.В. Долотовская, А.В. Панин // Энергетика. Изв. высш. учеб. заведений. 1990. - №5. - С. 92-98.

129. СНиП 2.04,05-91* Отопление, вентиляция и кондиционирование. М.: ГПЦПП, 1994.-66 с.

130. Советов, Б.Я., Яковлев, С.А. Моделирование систем. М.: Высшая школа, 1985.-343 с.

131. Степанов, Н. И., Сульжик, Н. И., Горюнов, В. С. Рациональное использование сырьевых и энергетических ресурсов при переработке углеводородов. -Киев: Тэхника, 1989. 160 с.

132. Сушон, С.П., Завалко, А.Г., Минц, М.И. Вторичные энергетические ресурсы промышленности СССР. М.: Энергия, 1978. - 320 с.

133. Сычев, В.Б. Как решить проблему снижения энергоемкости и себестоимости производства / В.Б. Сычев, Ю.В. Булаев, В.Л. Макаровский // Газовая промышленность. 2003. - № 10. - С. 101-102.

134. Таганов, В. И. Моделирование процессов массо- и энергопереноса. Нелинейные системы. Л.: Химия, 1979. - 204 с.

135. Тараканов, Г.В. Расчет материального баланса переработки газа Астраханского ГКМ / Г.В. Тараканов, С.Н. Крупина, В.М. Спиридонов, Л.Ф. Лыкова, Ю.П. Васько и др. // Газовая промышленность. 2000. - № 3. - С. 56-57.

136. Тараканов, Г.В. Расчет материального баланса переработки стабильного конденсата / Г.В. Тараканов, С.Н. Крупина, В.М. Спиридонов, Л.Ф. Лыкова, Т.А. Королева и др. // Газовая промышленность. 2001. — № 3. - С. 53-54.

137. Тараканов, Г.В. Реконструкция комбинированной установки на АГПЗ / Н.В. Пападин, Г.В. Тараканов, А.Ф. Нурахмедова, Е.М. Прохоров // Газовая промышленность. 2001. - № 11. - С. 27-29.

138. Таран, C.B. Построение современных информационных систем в газовой отрасли // Газовая промышленность. 2005. - № 5. — С. 27.

139. Тарасик, А.Н. Математическое моделирование технических систем. М.: Высш. шк., 2004.

140. Тарасов, В.А., Марангозов, C.B. Оптимизация производственных комплексов с переменными параметрами. -М.: Энергоатомиздат, 1985. — 116 с.

141. Тепловой расчет котельных агрегатов (Нормативный метод) / Под ред. Н.В. Кузнецова. М.: Энергия, 1973. - 296 с.

142. Торчинский, Я. М. Нормирование расхода газа для отопительных котельных. Л. : Недра, 1991. - 163 с.

143. Трейер, В.В. Учет безопасности оборудования при оценке его стоимости / В.В. Трейер, О.В. Розанов//Газовая промышленность. 2004. - № 2. -С.13-15.

144. Трембовля, В.И., Фингер, Е.Д., Авдеева, A.A. Теплотехнические испытания котельных установок. М.: Энергия, 1977. - 296 с.

145. Трубчатые печи: Каталог: Разработчик ВНИИНЕФТЕМАШ. М.: ЦИН-ТИХИМНЕФТЕМАШ, 1973.-41 с.

146. Утилизация низко-потенциальных тепловых вторичных энергоресурсов на химических предприятиях / В.Г. Григоров, В.К. Нейман, С.Д. Чураков и др. М.: Химия, 1987. - 240 с.

147. Фаворский, О.Н. Состояние и перспективы развития парогазовых установок в энергетике России / О.Н. Фаворский, В.И. Длугосельский, Ю.К. Пест-реня // Теплоэнергетика. 2003. - №2. - С. 9-15.

148. Фрэнке, Р. Математическое моделирование в химической технологии. -М.: Химия, 1971.-272 с.

149. Хаббарт, Дж. Автоматизированное проектирование баз данных. — М.: Мир, 1984.-296 с.

150. Хансуваров, К.И., Цейтлин, В.Г. Техника измерения давления, расхода, количества и уровня жидкости, газа и пара. -М.: Изд-во стандартов, 1990. —287 с.

151. Хлебалин, Ю.М. Оценка эффективности бинарных ПТУ-ТЭЦ // Промышленная энергетика. 2006. - №12. - С.26-29.

152. Хлебалин, Ю.М. Пути повышения эффективности паротурбинных ТЭЦ // Промышленная энергетика. -2004. -№12.-С. 5-8.

153. Хлебалин, Ю.М. Термодинамическая эффективность паро- и газотурбинных установок // Промышленная энергетика. 2007. - №3. - С.32-36.

154. Хрилев, Л.С. Сравнительная оценка отечественных и зарубежных методов разделения расхода топлива и формирования тарифов на ТЭЦ / Л.С. Хрилев, В.А. Малафеев, A.A. Хараим, И.М. Лившиц // Теплоэнергетика. -2003.-№4.-С. 45-54.

155. Цанев, C.B. Вопросы выбора параметров пара парогазовой установки с котлом-утилизатором одного давления / C.B. Цанев, В.Д. Буров, В.Е. Торож-ков // Электрические станции. 2004. - №2. — С. 9-18.

156. Чистяков, B.C. Краткий справочник по теплотехническим измерениям. — М.: Энергоатомиздат, 1990. 320 с.

157. Шамис, JI.B. Оценка экономической эффективности наиболее крупных проектов по переработке газового сырья / Е.А. Журавлев, А.Л. Серебров-ский, Л.В. Шамис // Газовая промышленность. 2007. - № 10. - С. 24-27.

158. Шински, Ф. Управление процессами по критерию экономии энергии. — М.: Мир, 1981.-387 с.

159. Широков, В.А. Повышение эффективности использования газа в котельных / В.А. Широков, Е.Е. Новгородский, Б.А. Пермяков // Газовая промышленность. 2002. - № 6. - С. 70-71.

160. Шпиганович, А.Н. Расчетная оценка получасового максимума мощности промышленного предприятия / А.Н. Шпиганович, Д.М. Жуков // Промышленная энергетика. 2007. - № 8. - С. 33-34.

161. Шурупов, C.B. Углубленная переработка углеводородов // Газовая промышленность. 2003. - № 10. - С. 74-79.

162. Щугорев, В.Д. ООО «Астраханьгазпром»: состояние и перспективы // Газовая промышленность. — 2001. — № 11. С. 9-11.

163. Эксергетический метод термодинамического анализа / В. М. Бродянский. -М.: Энергия, 1973.-296 с.

164. Элшоу, Р. В. Экономия энергии в процессах нефтепереработки // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1982. - №7. - С. 76 - 82.

165. Ягудин, С. Ю. Алгоритм расчета экономического эффекта (дохода) от внедрения новых и усовершенствованных технологических процессов и оборудования // Нефтепереработка и нефтехимия. 2003. - №2. - С. 6 — 10.

166. Ясаков, М.Н. Анализ и синтез интегрированных информационно-управляющих систем распределенного типа (на примере Астраханского ГПЗ): Автореф. дис. . канд. техн. наук. Астрахань, 2003. - 23 с.

167. Neumuller, R. New method determines refinery value more accurately // Oil & Gas Journal. Apr, 18. - 2005. - P. 50-52.

168. Saaty, T. Multicriteria Dtcision Making The Analytic Hierarchy Process / T. Saaty, L. Thomas. - Pittsburg: RWS Publications, 1992. - 387 p.

169. Stambler I. Calpine sees coal-based IGCC plants generating power for $40 per MWh // Gas Turbine World. 2002. Vol. 32.№4. - P. 17-29.

170. Stell, J. Need for upgraders, pipelines boots construction projects // Oil & Gas Journal. Apr, 25. - 2005. - P. 20-26.

171. Tonchev, A., Tonchev, C. Single index measures operational performance hydrocarbon facilities // Oil & Gas Journal. Oct, 10. - 2005. - P. 56-64.

172. White, D.C. Advanced automation technology reduces refinery energy costs // Oil & Gas Journal. Oct, 3. - 2005. - P. 45-53.

173. Средний состав сырья и топливного газа