Определение энергоэффективности установки первичной переработки нефти Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

ЭНЕРГЕТИКА

УДК 658.26:665.63:338.45

М.В. Канищев1, e-mail: [email protected]; В.П. Мешалкин2, e-mail: [email protected]; Л.М. Ульев1, e-mail: [email protected]

1 ООО «РусЭнергоПроект» (Москва, Россия).

2 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Российский химико-технологический университет им. Д.И. Менделеева» (Москва, Россия).

Определение энергоэффективности установки первичной переработки нефти

В работе предложен метод сравнительного анализа энергоэффективности нефтеперерабатывающих установок. Метод представлен на примере анализа работы установки первичной переработки нефти номинальной мощностью 7 млн т/год по перерабатываемому сырью. Для количественной оценки энергоэффективности был введен индекс потенциала энергоэффективности, определяемый как отношение разности полезных нагрузок горячих утилит существующей и эталонной установок к полезной нагрузке горячих утилит существующей установки. В качестве эталонной рассматривается текущая установка с системой теплообмена, в которой минимальная разность температур между теплоносителями при вертикальном теплообмене составляет 10 °C. Определение полезной нагрузки горячих утилит базируется на правилах интеграции процессов, в частности на принципах пинч-анализа. Для этого выполнены инструментальные измерения параметров всех технологических потоков установки, участвующих в теплообмене. Полученные результаты совместно с данными центральной заводской лаборатории позволили построить потоковую таблицу и сеточную диаграмму существующей системы теплообмена установки, анализ которых показал влияние тепловых потерь в окружающую среду на изменение потокового теплосодержания технологических потоков в системе рекуперативного теплообмена. Выполнена оценка мощности тепловых потерь от теплообменного оборудования установки. С помощью инженерного моделирования установки в среде HYSYS синтезированы уточненная и энергетически сбалансированная сеточная диаграмма и потоковая таблица. На основании уточненных данных потоковой таблицы построены составные кривые системы технологических потоков установки, с помощью которых определена полезная нагрузка на горячие утилиты существующего процесса в номинальном режиме работы установки. Поскольку при моделировании существующей установки не учитывались тепловые потери в окружающую среду, для оценки текущей полезной нагрузки на горячие утилиты к значению нагрузки, найденному с помощью составных кривых, добавлена мощность тепловых потерь в системе рекуперации теплоты. Для определения полезной нагрузки эталонной установки составные кривые строятся для минимальной разности температур 10 °C. Вычисленный индекс потенциала энергоэффективности процесса равен 0,37. Эта величина является абсолютной характеристикой совершенства рассматриваемого процесса. Определено значение индекса потенциала энергоэффективности для проекта экономически оптимальной реконструкции установки - 0,35.

Ключевые слова: первичная переработка нефти, энергоэффективность, пинч-анализ, составная кривая, утилита, сеточная диаграмма, теплообменник.

M.V. Kanischev1, e-mail: [email protected]; V.P. Meshalkin2, e-mail: [email protected]; L.M. Ulyev1, e-mail: [email protected]

1 RusEnergoProekt LLC (Moscow, Russia).

2 State Federal-Funded Educational Institution of Higher Professional Training "Dmitry Mendeleev University of Chemical Technology of Russia" (Moscow, Russia).

Energy Efficiency Determination for Crude Oil Unit

The method of comparative analysis for oil refineries energy efficiency is proposed in this paper. The method is presented on the example of a crude oil unit operation analysis with a nominal capacity of 7 million tons per year for the crude oil. To quantify energy efficiency, an index of energy efficiency potential is introduced, which is defined as the ratio of the difference between the useful loads for the hot utilities of the existing and standard units to the useful load of the existing unit hot utilities. The current unit with a heat exchange system, in which there is a minimum temperature difference between the heat carriers in the vertical heat exchange, equal to 10 °C is considered as a standard unit.

80

№ 7-8 август 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

ENERGY SECTOR

Determination of the useful load of hot utilities is based on the rules of process integration, in particular, on the pinch analysis principles. For this purpose, instrumental measurements of the parameters for all process streams of the unit involved in heat exchange were performed. The obtained results, together with the CPL data, allowed us to build a stream table and a grid diagram for the existing recuperation system of unit, analysis of which showed the effect of heat losses to the environment on the change in flow enthalpy of process streams in the system of heat exchange. The estimation of the heat loss capacity from the heat exchange equipment of the installation is made. With the help of engineering modeling of the unit in the HYSYS environment, the refined and energy-balanced grid diagram and the stream table were synthesized. Using the refined data of the stream table, the composite curves of the unit process stream system were constructed, which determined the useful load for the hot utilities of the existing process with the nominal duty of the unit. When modeling an existing unit, the heat losses to the environment were not taken into account, then to estimate the current useful load on the hot utilities, the capacity of heat losses in the heat recuperation system was added to the load value found using composite curves. To determine the useful load of the standard unit, composite curves are plotted for a minimum temperature difference of 10 °C. The calculated index of the energy efficiency potential of the process zef is 0.37. This value is an absolute characteristic of the perfection for the process under consideration. The value of the energy efficiency potential index for a project of an economically optimal unit retrofit is determined: zef opt = 0.35.

Keywords: oil refining, energy efficiency, pinch analysis, composite curve, utility, grid diagram, heat exchanger.

На нефтеперерабатывающих заводах применяются различные процессы переработки сырья и продуктов, причем многие из них характеризуются значительным энергопотреблением при низкой энергоэффективности. В то же время одним из направлений повышения конкурентоспособности и рентабельности предприятия является повышение его энергоэффективности. Для этого необходимо вычленить процессы, которые необходимо модернизировать в первую очередь, однако для того необходимо разработать единые критерии оценки энегоэффективности технологических установок. Конечно,установки, перерабатывающие одно сырье или производящие один продукт, можно сравнивать по удельным показателям, но эти значения не показывают, насколько может быть уменьшено энергопотребление на установке или как глубоко установка может быть модернизирована. Можно также сравнивать энергоэффективность процессов с показателями эталонных установок, выбранных по наилучшим доступным технологиям (НДТ) [1]. Однако есть вероятность того, что сами эталоны НДТ нуждаются в модернизации. Сравнить разные технологические процессы можно только по величине

экономической прибыли после модернизации, но для этого необходимо определить глубину такой модернизации. Существующие методы сравнительной оценки, основанные на НДТ [1], не дают такой возможности. Поэтому авторы данной статье прибегли в рамках проведенного исследования к методам сравнительной оценки энергоэффективности, основанным на принципах пинч-анализа [2]. Пинч-анализ (англ. pinch - сжатие, сужение) - методология минимизации потребления энергии химических процессов путем расчета необходимого минимума потребления энергии и его достижения через оптимизацию тепла рекуперации системы, методов подвода энергии и условий эксплуатации. Пинч-анализ включает системные и общие методы проектирования интегрированных производственных процессов, начиная с отдельных производств и до производственного комплекса в целом, с особым акцентом на эффективном использовании энергии и снижении воздействия на окружающую среду. В работах [3, 4] сформулированы критерии сравнительной оценки энергоэффективности, основанной на принципах пинч-анализа, основная идея которой состоит в сопоставлении реального

энергопотребления технологического процесса с энергопотреблением, доступным для технически достижимой максимальной мощности рекуперации тепловой энергии в процессе. В работе [3] представлены определения основных индексов энергоэффективности, но без учета возможности исключения тепловых потерь в окружающую среду от системы рекуперации тепловой энергии и трансферных труб. В работе [4] расчет индексов энергоэффективности применительно к секции каталитического риформинга с предварительной гидроочисткой на установке ЛК-6Ус выполнен с учетом возможности исключения тепловых потерь, но без анализа результатов и без рассмотрения альтернативных вариантов. В работе [5] проведен пинч-анализ энергоэффективности установки первичной переработки нефти в различных режимах работы, выполнены оценки целевых значений энергопотребления, необходимые для пинч-проектирова-ния. В работе [6] определен потенциал повышения энергоэффективности установки с использованием методов пинч-анализа для установки первичной переработки нефти АВТ А12/2 и разработан проект оптимальной энерго-ресурсоэффективной реконструкции

Ссылка для цитирования (for citation):

Канищев М.В., Мешалкин В.П., Ульев Л.М. Определение энергоэффективности установки первичной переработки нефти // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2019. № 7-8. С. 80-92.

Kanischev M.V., Meshalkin V.P., Ulyev L.M. Energy Efficiency Determination for Crude Oil Unit. Territorija "NEFTEGAS" [Oil and Gas Territory]. 2019;(7-8):80-92. (In Russ.)

TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 7-8 August 2019

81

ЭНЕРГЕТИКА

Солевые стоки Salt waste

Верхнее циркуляционное орошение К-101 Top pumparound of K-101

Пары К-101 K-101 overheads

Пары К-102 K-102 overheads

Первое циркуляционное орошение К-102 First pumparound of K-102

Второе циркуляционное орошение К-102 Second pumparound of K-102

Пары К-103/1,2 K-103/1,2 overheads

Продукт К-103/1 K-103/1 product

Продукт К-103/2 K-103/2 product

Фракция дизельная Diesel cut

Продукт К-103/3 K-103/3 product

Мазут от К-102 Fuel oil of K-102

Пары К-104 K-104 overhead

Боковой погон из T-116 Side-cut from T-116

Продукт К-104 K-104 product

Сырая нефть Crude oil

Нефть после электрообессоливающей установки

Crude oil after electric desalting plant

Вода на электрообессоливающей установке

Water on the crude oil desalting plant

Горячая струя К-101 K-101 hot stream

Питание К-102 K-102 feed

Питание К-104 K-104 feed

Тепло в К-104 Heating into the K-104

Горячая струя К-104 K-104 hot stream

Сырье секции 300 Feed stock for section 300

Жидкое топливо Fuel oil

Топливный газ Fuel gas

Промышленная теплофикационная вода Industrial thermal clamping water

Рис. 1. Сеточная диаграмма установки первичной переработки:

Т - теплообменник; Н - горячая утилита; С - холодная утилита; П - печи; Х - холодильник; ХК -

холодильник-конденсатор

Fig. 1. Grid diagram of CDU:

Т - heat exchanger; Н - hot utility; С - cold utility; П - heaters; Х - cooler; ХК - condensing cooler

установки с последующим инженерным моделированием. Кроме того, в работе [6] были рассчитаны внешние тепловые потери в целях наиболее точного определения полезной тепловой нагрузки трубчатых печей. Авторы работы [7] с помощью температурного профиля отходящих газов исследовали влияние тепловых потерь на эффективность технологических печей в нефтепереработке. В работе [8] с помощью пинч-анали-за подготовлен проект реконструкции установки каталитического риформин-га. Наконец, в работах [9-11] с применением пинч-анализа подготовлены проекты межцеховой интеграции коксохимического завода и предприятия по переработке легких углеводородов. Однако в этих работах не рассматривались методы сравнительного анализа технологических установок. Поэтому в проведенном исследовании получил развитие метод сравнительной оценки энергоэффективности, основанный на правилах интеграции процессов, в частности на правилах пинч-анализа, примененный к установке первичной переработки нефти.

ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОЦЕССА

Рассматриваемая установка первичной переработки нефти включает процессы электрообессоливания и обезвоживания сырой нефти, атмосферной перегонки обессоленной нефти и стабилизации прямогонного бензина. Номинальная мощность установки на момент обследования составляла 7 млн т/ год перерабатываемой сырой нефти. Результаты проведенной пинч-диагно-стики позволяют построить сеточную диаграмму системы теплообмена [2] обследуемой установки, на которой представлены технологические потоки, участвующие в теплообмене, и теп-лообменное оборудование, включая утилитные устройства (рис. 1). Данная диаграмма построена исключительно по результатам инструментальных измерений температур с помощью переносных и стационарных приборов и анализа регламента установки. На основании данных центральной заводской лаборатории и сеточной диаграммы составляем потоковую таблицу рассматриваемого процесса [2], которая

82

№ 7-8 август 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

UlVBSty

ал«««

Ijnvvotui

\ ТЮМЕНСКИЙ ^ НЕФТЕГАЗОВЫЙ ФОРУМ

17-19 сентября 2019 г.

ф Тюменский технопарк, ул. Республики, 142

Принять участие в форуме:

^ 8 800 350-26-37 ф [email protected] @ www.oilgasforum.ru

Тема пленарного заседания:

МОДЕРНИЗАЦИЯ ЭКОНОМИКИ: СТРАТЕГИЯ ЛИДЕРСТВА В ЭПОХУ ГЛОБАЛЬНЫХ ИЗМЕНЕНИЙ

Ключевые темы:

налоговая политика

цифровизация

человеческий капитал

импортозамеицение

добыча и переработка нефти

развитие геологии и геофизики

Форматы работы;

• пленарные заседания

• технологические дни крупнейших нефтегазодобывающих компаний

• деловые завтраки

• научно-технические конференции

• панельные сессии

• круглые столы

• дискуссионные площадки

• экспозиция

Организаторы форума:

iljhZir о аЛ j4 - - ?.>

МИНИСТЕРСТВО ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ И экологии РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

university

ЭНЕРГЕТИКА

Таблица 1. Потоковая таблица установки первичной переработки нефти Table 1. CDU flow table

№ No. Поток Flow Тип Type Входная (начальная) температура Ts, °C Inlet temperature T, °C s' Целевая (конечная) температура TT, °C Outlet temperature T °C Теплоемкость потока CP, кВт/К Flow heat capacity CP, kW/K Изменение энтальпии потоков AH, кВт Flow enthalpy change AH, kW

1 Солевые стоки с электрообессоливающими установками Salt waste with desalting plants Горячий Hot 114 51 26,7 1685

2 Отстоявшаяся нефть Shrinked oil Горячий Hot 111 105 6,7 40

3.1 Пары верха К-101, конденсация K-101 overheads, condensation Горячий Hot 152 152 - 7191

3.2 Охлаждение конденсата Condensate cooling Горячий Hot 152 55 81,8 7931

4 Верхнее циркуляционное орошение К-101 Top pumparound of K-101 Горячий Hot 169 120 118,1 5789

5.1 Пары верха К-102, конденсация K-102 overheads, condensation Горячий Hot 116 116 - 15 325

5.2 Охлаждение конденсата паров К-102 K-102 vapor condensate cooling Горячий Hot 116 52 84,5 5405

6.1 Пары верха К-103/1, 103/2 конденсация К-103/1 and 103/2 overheads, condensation Горячий Hot 170 170 - 1830

6.2 Охлаждение конденсата Condensate cooling Горячий Hot 170 58 14,9 1670

7 Фракция керосиновая прямогонная колонны К-103/1 с установки Straight-run kerosene cut from К-103/1 column unit Горячий Hot 181 40 31,0 4372

8 Фракция дизельная колонны с установки с низа К-103/2 (К-102) Diesel cut from К-103/2 (К-102) column bottom unit Горячий Hot 258 120 133,2 18 386

9 Фракция дизельная колонны с установки с низа К-103/2 (К-102) Diesel cut from К-103/2 (К-102) column bottom unit Горячий Hot 120 75 79,8 3591

10 Прямогонный погон утяжеленного фракционного состава (К-102) Straight-run heavy cut (K-102) Горячий Hot 330 70 32,5 8454

11 Первое циркуляционное орошение К-102 First pumparound of K-102 Горячий Hot 179 80 289,5 28 656

12 Второе циркуляционное орошение К-102 Second pumparound of K-102 Горячий Hot 285 187 138,2 13 546

13 Мазут прямогонный Straight-run fuel oil Горячий Hot 334 92 244,5 59 178

14.1 Пары верха К-104, конденсация K-104 overheads, condensation Горячий Hot 70 70 - 7991

14.2 Охлаждение конденсата Condensate cooling Горячий Hot 70 49 90,4 1898

15 Боковой погон колонны К-104 с установки Side-cut from К-104 column unit Горячий Hot 137 46 2,1 193

84

№ 7-8 август 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

ENERGY SECTOR

№ No. Поток Flow Тип Type Входная (начальная) температура Ts, °C Inlet temperature T, °C s' Целевая (конечная) температура TT, °C Outlet temperature T °C Теплоемкость потока CP, кВт/К Flow heat capacity CP, kW/K Изменение энтальпии потоков AH, кВт Flow enthalpy change AH, kW

16 Бензин стабильный прямогонный с установки Straight-run stable gasoline from the unit Горячий Hot 221 38 85,1 15581

17 Нефть сырая на установку, I и II поток (перед электрообессоливающей установкой) Crude oil fed to the unit, flows I and II (before desalting plant) Холодный Cold 11 116 481,2 50 526

18.1 Нефть после электрообессоливающей установки, I поток + II поток Crude oil after electric desalting plant, flow I + flow II Холодный Cold 111 219 562,9 60 789

18.2 Испарение в потоке нефти Evaporation in the crude oil flow Холодный Cold 219 219 - 1120

19.1 Горячая струя К-101 K-101 hot stream Холодный Cold 255 329 200,6 14 843

19.2 Испарение в потоке горячей струи К-101 Evaporation in K-101 hot stream Холодный Cold 329 329 - 8057

20.1 Отбензиненная нефть Reduced crude oil Холодный Cold 255 358 575,6 59 289

20.2 Испарение в потоке отбензиненной нефти Evaporation in reduced crude oil flow Холодный Cold 358 358 - 23 111

21.1 Питание К-104: нестабильный бензин с верха К-101, К-102 (из Е-103, 103а) K-104 feed: К-101, К-102 overhead unstable gasoline (from Е-103, 103а) Холодный Cold 52 155 127 12 818

21.2 Питание К-104: нестабильный бензин с верха К-101, К-102 (из Е-103, 103а) K-104 feed: К-101, К-102 overhead unstable gasoline (from Е-103, 103а) Холодный Cold 155 184 141 4005

22.1 Нагрев бокового погона К-104 К-104 side-cut heating Холодный Cold 131 137 5,5 33

22.2 Испарение в Т-116 Evaporation in Т-116 Холодный Cold 131 137 - 337

23.1 Горячая струя К-104 K-104 hot stream Холодный Cold 221 238 134,8 2291

23.2 Испарение в горячей струе К-104 Evaporation in K-104 hot stream Холодный Cold 238 238 - 8789

24 Свежая вода в нефть на II ступени электрообессоливающей установки Fresh water fed to the II stage of crude oil desalting plant Холодный Cold 12 76 24,4 1564

25 Жидкое топливо (мазут) в печи Liquid fuel (fuel oil) in heater Холодный Cold 92 120 5,4 151

26 Топливный газ к печам Fuel gas for heaters Холодный Cold 23 125 2,2 224

27 Промышленная теплофикационная вода Industrial thermal clamping water Холодный Cold 89 107 67,4 1213

28 Сырье секции 300 Feed stock for section 300 Холодный Cold 75 113 39,7 1510

TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 7-8 August 2019

85

ЭНЕРГЕТИКА

является цифровым образом системы рекуперации тепловой энергии. Таблица включает 12 холодных и 16 горячих технологических потоков (табл. 1). Некоторые потоки сегментированы. Это необходимо делать в случаях, когда существуют интервалы температур, в которых теплофизические свойства потока сильно различаются или происходят фазовые изменения. С помощью потоковой таблицы и сеточной диаграммы вычисляем нагрузки на горячие утилиты и, суммируя их, получаем значение полезной нагрузки горячих утилит реального процесса . . .. = 128,8 МВт.

лт1п(геа1)

Для определения ОНт1п(геа1) также можно использовать программный комплекс P1nch-SELOOP [12], позволяющий с помощью данных потоковой таблицы получить изображение составных кривых [2] технологических потоков рассматриваемой установки для заданного значения минимальной разности температур между теплоносителями на теплооб-менном оборудовании Д7"т1п при условии вертикального теплообмена в системе теплообмена [2].

Для реально действующего процесса нам неизвестна минимальная разность температур ДТт1п между теплоносителями, которой можно было бы воспользоваться для определения текущей полезной нагрузки на горячие утилиты. Однако можно определить полезную нагрузку горячих утилит, расположив составные кривые таким образом, чтобы их перекрытие по энтальпийной оси было равно значению мощности рекуперации тепловой энергии в системе теплообмена установки. Для определения этой мощности также используем сеточную диаграмму (рис. 1) и данные потоковой таблицы (табл. 1). Мощность рекуперации тепловой энергии, вычисленная по горячим технологическим потокам, будет определяться выражением:

I

(1)

1=1 к

где I - количество горячих технологических потоков; К - количество тем-

7

пературных интервалов на 7-м горячем технологическом потоке с различными значениями потоковых теплоемкостей

Таблица 2. Величины потерь от различного вида оборудования на нефтеперерабатывающем заводе

Table 2. Loss amounts caused by various equipment at oil refining plants

Оборудование Equipment Мощность тепловых потерь, т у. т./год Heat loss power, toe per year

Открытые участки труб, м Exposed pipe areas, m 1,3

Задвижка Stopcock

Фланец и патрубок Flange and connection 1,2

Крышка теплообменного аппарата Heat exchanger cap 2,9

Открытые части теплообменного аппарата Exposed parts of heat exchanger

Насос Pump

Печь Heater 994

4 311 я Потери от стенок печей

^ 1 Losses from heater walls

и Общие потери на трубах

б1| Total pipe losses

я Потери от открытых частей технических объектов

Л ^ ш Losses from exposed parts of technical objects

в я Потери от нетеплоизолированных технических объектов

н « Losses from non-insulated technical objects

36 и Общая мощность тепловых потерь в атмосферу от задвижек

Ш Total loss power from stopcocks into the atmosphere

ш я Потери от насосов

W Pump losses

я Потери от фланцев и патрубков на технических объектах

Losses from flanges and connections of technical objects

Рис. 2. Распределение тепловых потерь в окружающую среду по объектам секции первичной переработки нефти, %

Fig. 2. Heat loss distribution to the environment, by CDU units, %

с учетом фазовых переходов; ТТ7к - конечная температура к-го температурного интервала на 7-м горячем потоке, °С; ТЯ(М) - начальная температура к-го интервала на 7-м горячем потоке, °С. Внутреннее суммирование в (2) выполняется от начальной температуры 7-го горячего потока до температуры выхода из последнего по потоку рекуперативного теплообменного аппарата (рис. 1). Вычисление значения (1) рассматриваемой установки дает значение О„ = 137 МВт.

Нгес

Мощность рекуперации можно определить по изменению потоковой энтальпии холодных технологических потоков:

Ос^ЦсР^-Т^,] (2)

к

где J - количество холодных технологических потоков; К - количество темпе' С7

ратурных интервалов на _/-м холодном технологическом потоке с различными значениями потоковых теплоемкостей с учетом фазовых переходов; Т.к - конечная температура к-го температурного интервала на _/-м холодном потоке, °С; Т^ - начальная температура к-го интервала на _/-м холодном потоке, °С. Вычисление мощности рекуперации по холодным потокам (2) дает значение Ог = 128 МВт.

Сгес

Различие в значениях 0„ и О связа-

Нгес Сгес

но с тем, что горячие потоки не только нагревают холодные, но и теряют тепловую энергию в окружающее пространство.

86

№ 7-8 август 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

ENERGY SECTOR

1.Солевые стоки Salt waste

2. Нефть

3. Пары К-101 K-101 overheads

4. Верхнее циркуляционное орошение К-101 Top pumparound of K-101

5. Пары К-102 K-102 overheads

6. Пары К-103/1,2 K-103/1,2 overheads

7. Продукт К-103/1

K-103/1 product

8. Продукт К-103/2

K-103/2 product

9. Фракция дизельная Diesel cut

10. Продукт К-103/3 K-103/3 product

11.Первое циркуляционное орошение К-102

First pumparound of K-102

12. Второе циркуляционное

орошение К-102 Second pumparound of K-102

13. Мазут от К-102 Fuel oil of K-102

14. Пары К-104 K-104 overhead 15. Боковой погон из T-116 Side-cut from T-116 16. Продукт К-104 K-104 product

17. Сырая нефть

Crude oil

18. Нефть после электрообессоливающей установки

Crude oil after electric desalting plant

19. Горячая струя К-101 K-101 hot stream

20. Питание К-102

K-102 feed

21. Питание К-104

K-104 feed

22. Тепло в К-104 Heating into the K-104

23. Горячая струя К-104 K-104 hot stream

24. Вода

на электрообессоливающей установке

Water on the crude oil desalting plant

25. Жидкое топливо Fuel oil

26. Топливный газ

Fuel gas

27. Промышленная теплофикационная вода

Industrial thermal clamping water

28. Сырье секции 300 Feed stock for section 300

ûtmjn = 80 °C Область Пинча Pinch area

Теплоемкость потока CP, кВт/К Flow heat capacity CP, kW/K

Изменение энтальпии потоков AH, кВт Flow enthalpy change AH, kW

1 79 °t

E ж. с

Щ-Ш-Е-

-©—ass—©-üJV гб7

»l|-> K-Trea -e'7

в 15г с

ЯИОИМ, 1[15а

81 'e

Ы16?'q

X "V

Ej-mOL.

—©-ii^m^ 8J.s

XK-106-110,1103 ХЛ51

gw^ 14,9

^UlLJ^lIflJ^JilLX

T-tiér: T-1ÏS

Pt13a

о .H'tiffitmb 3Ï.5

' 1 ' >^117

Т» »ад

138, г

¿ЬЗщ 39,7

40,1

15122

57ва,7

20730 3500 4372 18386

3591 8454 23556

13545

59170

9889

193

15581

50526 61909

82400 17159

370 11080 1554

151 224 1213

1510

Рис. 3. Уточненная сеточная диаграмма установки первичной переработки нефти:

Т - теплообменник; Н - горячая утилита; С - холодная утилита; П - печи; ХК - холодильник-конденсатор Fig. 3. Detailed grid diagram of CDU:

Т - heat exchanger; Н - hot utility; С - cold utility; П - heaters; ХК - condensing cooler

TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 7-8 August 2019

87

ЭНЕРГЕТИКА

< о.

■ <а

Я 5

Я S-

О- ф

= SË

Е -а

ff S

-о =!

ф а. Е

ät= 26 °С

8 12 16 20 24 28 Изменение энтальпии потоков А/МО-1, МВт Flow enthalpy change AW-IO"1, MW

Рис. 4. Составные кривые секции первичной переработки нефти:

1 - холодная составная кривая для существующей системы теплообмена; 2 - холодная составная кривая для Мт1п = 26 °С; 3 - холодная составная кривая для Мт1п = 10 °С; 4 - горячая составная кривая технологических процессов О . = 128,8 МВт; О . = 92,0 МВт; О . = 83,2 МВт;

QRec10„ =167,8 МВт, где QCmjn - минимальная полезная мощность холодных внешних энергоносителей (утилит), МВт; QHmjn - минимальная суммарная мощность горячих внешних энергоносителей (утилит), МВт; QRec - мощность рекуперируемой тепловой энергии, МВт Fig. 4. CDU compound curves:

1 - cold compound curve for existing heat exchange system, 2 - cold compound curve for

ht . = 26 °C; 3 - cold compound curve for ht . = 10 °C; 4 - hot compound curve for processes with

QH . = 128.8 MW; QH

92.0 MW; QH

Qr .,„„ = 43.1 MW; Q„ = 122.2 MW; Q. nBT = 159.0 MW; Q„ ,„, = 167.8 MW, where: Qr . - minimal useful

Cmin10° ' Rec ' RecOPT ' Rec10° ' Cmin

capacity of the cold eternal energy sources (utilities), MW; QHmin - minimal total capacity of the hot eternal energy sources (utilities), MW; QRec - capacity of regenerative thermal energy, MW

QCmin = 86,5 МВт; QCminOPT = 51,7 МВт; QCmjn10„ = 43,1; МВт; Q

122,2 МВт; QRecOpT = 159,0 МВт;

10„ = 83.2 MW; QC

86.5 MW; QCminOpT = 51.7 MW;

Конечно, холодные технологические потоки также имеют тепловые потери, и в итоге увеличение общего потокового теплосодержания системы холодных технологических потоков приблизительно на 9 МВт меньше изменения потокового теплосодержания горячей системы технологических потоков секции.

В работе [4] авторами предложен метод оценки мощности тепловых потерь от нагретых поверхностей теплообменного оборудования на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ). Статистическая обработка оценки тепловых потерь на установках 10 НПЗ суммирована в табл. 2.

Ранее подобные результаты были получены в работе [13] для пищевой промышленности, но поскольку темпе-

ратуры технологических потоков в процессах переработки пищевых продуктов значительно ниже, чем в нефтепереработке, то и удельные мощности потерь там значительно ниже. На основании данных табл. 2 определена общая мощность тепловых потерь в окружающую среду от нагретых поверхностей на установке первичной переработки нефти, составившая ОНПотери е« 8,2 МВт. Кроме того, получено распределение тепловых потерь по объектам секции (рис. 2). Наибольшая доля тепловых потерь приходится на изолирующие поверхности печей ОНПотери5Р ~ 4,0 МВт. Следовательно, мощность тепловых потерь от системы технологических потоков, включающей трансферные трубы и систему теплообмена, ОНПотери приблизительно равна 4,2 МВт.

Инженерное моделирование существующего процесса первичной переработки нефти на рассматриваемой установке в среде HYSYS при условии отсутствия тепловых потерь на тепло-обменном оборудовании позволило синтезировать энергетически сбалансированную сеточную диаграмму системы теплообмена установки (рис. 3), мощность рекуперации тепловой энергии в которой составляет QHrec » 122,2 МВт. На рисунке показаны паразитные тепловые потоки через область пинча, опосредованно переносящие энергию от горячих утилит к холодным [2]. Знание величины мощности рекуперации тепловой энергии позволило с помощью программного комплекса Pinch-SELOOP построить составные кривые технологических потоков секции первичной переработки нефти [2] и определить полезную нагрузку холодных и горячих утилит, минимального температурного напора в существующей системе рекуперации теплоты, характерного для вертикального теплообмена [2].

В настоящее время полезная нагрузка на горячие утилиты установки равна

QWmin(real) " 128,8 МВ^ а на х°л°дные

öGmin(reai) " 86,5 МВт (рис. 4). Текущее значение минимальной разности температур теплоносителей для вертикального теплообмена Lt. =80°C.

min

Поскольку потери в утилитной системе не влияют на полезную тепловую мощность процесса, исследуемого в данной статье, тепловые потери в печах исключены из рассмотрения. На установке первичной переработки нефти за счет применения теплоизоляции в системе теплообмена и натрансферныхтрубах можно увеличить мощность рекуперации тепловой энергии на 4,2 МВт, что позволит сократить полезную нагрузку на горячие утилиты на эту же величину.

РАСЧЕТ ИНДЕКСА ПОВЫШЕНИЯ ПОТЕНЦИАЛА ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ УСТАНОВКИ

В работах [3, 4] авторы предложили для сравнительного анализа нефтеперерабатывающих установок использовать в качестве эталонной рассматриваемую установку с модернизированной

88

№ 7-8 август 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

22-24 ОКТЯБРЯ 2019

МОСКВА, МВЦ «КРОКУС экспо»

НЕАТ&РСМЕЯ

Организатор

Международная

Выставочная +7 (495) 252 11 07

Компания [email protected]

Более 2600 посетителем -конечных потребителей и дилеров продукции для теплоэлектроснабжения предприятий

Более ¿ии брендов ведущих мировых производителей

Получите бесплатный

электронный билет, указав

промокод: М88-БК-7412

ЭНЕРГЕТИКА

системой теплообмена, в которой минимальная разность температур между теплоносителями в теплообменном оборудовании для вертикального теплообмена равна 10 °С, что технически достижимо на современных теплооб-менных аппаратах.

Построение составных кривых технологических потоков установки для Д£т1п = 10 °С (рис. 4) позволяет определить полезную нагрузку на горячие утилиты эталонной установки при учете предполагаемого отсутствия тепловых потерь в системе рекуперативного теплообмена. В этом случае полезная мощность горячих утилит определится

величиной Qu

■■ 83,2 МВт, холодных

О,

' 43,1 МВт, а мощность рекупера-

ции тепловой энергии QR

= 167,8 МВт.

Составные кривые (рис. 4) позволяют вычислить полезную мощность горячих утилит на эталонной установке

0«т1п(ЬепсЧ " 83,2 МВт. А для °^еделе-

ния полезной мощности горячих утилит на существующей установке необходимо к значению йНт.п прибавить значение мощности тепловых потерь от системы теплообмена установки: 0и . . .. = 0и . + 0„П = 133,0 МВт.

Л|гпп(геа1) лтпп НПотери

Эти значения позволяют вычислить индекс потенциала увеличения энергоэффективности установки первичной переработки нефти [4]:

_ ^//1тп'п(геа1) ^ш1п(ЬепсИ) _ /^ч

Ей " п = 0 . (3)

^//пп'п(геа1)

Если не учитывать снижения энергопотребления за счет исключения тепловых потерь в окружающую среду, значение индекса потенциала увеличения энергоэффективности составит 0,35, т. е. совершенствование теплоизоляционных свойств системы теплообмена секции может увеличить ее энергоэффективность на 2 %.

Определенный индекс (3) достаточно высок, однако его значение ниже значения индекса секции каталитического риформинга этой же установки [4]. Индекс ге} отражает прежде всего техническое совершенство рассматриваемого процесса на исследуемой установке и показывает возможность его усовершенствования. В то же время он не отражает экономических аспектов энергоэффективности про-

Разность температур At, °С Temperature difference At, °С

Рис. 5. Стоимостные кривые проектов реконструкции установки первичной переработки нефти:

1 - дисконтированные капитальные вложения в реконструкцию теплообменной системы секции;

2 - годовая стоимость энергии, необходимой для эксплуатации секции; 3 - общая приведенная стоимость проекта реконструкции теплообменной системы секции

Fig. 5. Cost curves for CDU revamp projects:

1 - discounted capital investment in revamping heat exchange system of the section; 2 - annual cost of energy needed for operation of the section; 3 - total present value of revamping heat exchange system of the section

цесса. Для определения экономически оптимального значения индекса увеличения потенциала энергоэффективности процесса необходимо определить полезную нагрузку горячих утилит для процесса с системой теплообмена, проект которой будет иметь минимальную приведенную стоимость. Для этого мы с помощью программного комплекса Pinch-SELOOP построим стоимостные кривые [2] реконструкции системы рекуперации тепловой энергии рассматриваемой установки.

Исходными данными в этом случае служат стоимость установленного тепло-обменного оборудования, полученная с помощью регрессионного анализа стоимости теплообменных аппаратов, установленных на восьми российских НПЗ, по зависимости [2]:

США - стоимость 1 м2 теплообменной поверхности, 5; с = 0,87 - показатель нелинейной зависимости стоимости теплообменного аппарата от его поверхности теплообмена.Характерная стоимость горячих утилит на российских НПЗ составляет около 120 долл. США за 1 кВт в год, холодных - около 10 долл. США за 1 кВт в год, а величина кредитной ставки - 20 % сроком на 10 лет.

В итоге получаем, что минимальная приведенная стоимость - у проекта реконструкции системы теплообмена с минимальной разностью температур Д^1п = 26 °С (рис. 5). Построение составных кривых технологических потоков для этой разности температур показывает, что полезная нагрузка на горячие утилиты будет равна

О„,

' 92 МВт (рис. 4). Следовательно,

Пнс = А + B(S)c,

(4)

где А = 40 тыс. долл. США - стоимость установки теплообменника вместе с арматурой и доставкой; В = 1 тыс. долл.

индекс увеличения потенциала энергоэффективности для проекта оптимальной реконструкции будет равен efOpT « 30. Это значение, полученное для ht . = 26 °C, меньше, чем величины

" min ' '

(1) и (2), полученные для ht 1 = 10 °C.

90

№ 7-8 август 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

21-24.10.2019

В рамках проекта «Наука-Технологии-Инновации Экспо» международная политехническая выставка

ТЕХНОФОРУМ

ч

о

9

О

МИНПРОМТОРГ РОССИИ

©

www.technoforum-expo.ru

Организаторы: ЙО? ЭКСПОЦЕНТР

При поддержке

Министерства промышленности и торговли РФ

Под патронатом ТПП РФ

СТАНКОИНСТРУМЕНТ

«Оборудование и технологии обработки конструкционных материалов»

Россия, Москва, ЦВК «ЭКСПОЦЕНТР

»

ЭНЕРГЕТИКА

Значение е „DT не является постоянной

e/OPT

величиной, поскольку зависит от конъюнктуры рынка так же, как значения чистого дисконтированного дохода(NPV) и внутренней нормы рентабельности (IRR), рассмотренных в [3]. В то же время величина е, является абсолютной

е/

и показывает степень совершенства рассматриваемого процесса. Поэтому значение е f предложено в качестве

сравнительного индекса для оценки энергоэффективности установок перерабатывающих отраслей промышленности и, в частности, нефтеперерабатывающих установок.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В работе на основе методов пинч-ана-лиза предложен сравнительный метод определения энергоэффективности

установок перерабатывающей промышленности. Для этого определены основные характеристики эталонной установки и предложен сравнительный индекс, отражающий потенциал увеличения энергоэффективности установки и являющийся абсолютной характеристикой, показывающей степень энергетического совершенства процесса и возможность его улучшения.

Литература:

1. Мешалкин В.П. Ресурсоэнергоэффективные методы энергообеспечения и минимизации отходов нефтеперерабатывающих производств. Основы теории и наилучшие практические результаты. М.; Генуя: Химия, 2010. 393 с.

2. Смит Р., Клемеш Й., Товажнянский Л.Л. и др. Основы интеграции тепловых процессов. Харьков: НТУ «ХПИ», 2000. 458 c.

3. Kanischev M.V., Ulyev L.M., Chibisov R.E., et al. Benchmarking for Refinery Units // Chemical Engineering Transactions. 2018. Vol. 70. P. 1099-1104.

4. Канищев М.В., Мешалкин В.П., Ульев Л.М. Определение потенциала энергоэффективности нефтеперерабатывающих установок // Приоритетные направления развития науки и технологий: доклады XXV Международной научно-практической конференции. Тула: Инновационные технологии, 2019. С. 136-145.

5. Tovazshneanski L.L., Kapustenko P.A., Ulyev L.M., et al. Energy Integration of the Early Crude Oil Unit with Take into Account Different Regime // Chemical Engineering Transactions. 2005. Vol. 7. P. 103-108.

6. Мешалкин В.П., Товажнянский Л.Л., Ульев Л.М. и др. Энергоэфективная реконструкция установки нефтепереработки на основе пинч-анализа с учетом внешних потерь // Теоретические основы химической технологии. 2012. Т. 46. № 5. C. 491-500.

7. Ulyev L.M., Kapustenko P.A., Melnykovskaya L.A., et al. The Precise Definition of the Payload Tube Furnaces for Units of Primary Oil Reforming // Chemical Engineering Transaction. 2013. Vol. 35. P. 247-252.

8. Ulyev L.M., Kapustenko P.O., Nechiporenko D.D. The Choice of the Optimal Retrofit Method for Sections of the Catalytic Reforming Unit // Chemical Engineering Transactions. 2014. Vol. 39. P. 169-174.

9. Ульев Л.М., Васильев М.А. Теплоэнергетическая интеграция процессов переработки продуктов коксования // Теоретические основы химической технологии. 2015. Т. 49. №. 5. С. 582-594.

10. Ulyev L., Vasilyev M., Maatouk A., et al. Total Site Integration of Light Hydrocarbons Separation Process // Chemical Engineering Transaction. 2016. Vol. 52. P. 1-6.

11. Мешалкин В.П., Ульев Л.М., Канищев М.В. и др. Межцеховая теплоэнергетическая интеграция на газоперерабатывающих предприятиях // Энергосбережение и водоподготовка. 2019. № 3 (119). С. 19-24.

12. Программа Pinch-SELOOP для выполнения пинч- и SELOOP-анализа на промышленных и коммунальных предприятиях: свидетельство о государственной регистрации программ для ЭВМ № 2019614357/Л.М. Ульев, Р.Е. Чибисов, М.В. Канищев. Правообладатель - Канищев М.В. № 2019611428; заявл. 14.02.2019; опубл. 03.04.2019; Бюл. № 4.

13. Бурдо О.Г. Энергетический мониторинг пищевых производств. Одесса: Полиграф, 2008. 244 с.

References:

1. Meshalkin V.P. Resource- and Energy-Efficient Energy Supply and Waste Minimization Techniques for Refineries: Theoretical Fundamentals and Best Practices. Moscow-Genova: Khimiya [Chemistry]; 2009. (In Russ.)

2. Smith R., Klemes J., Tovazhnyanskyy L.L., et al. Foundations of Heat Processes Integration. Kharkov: NTU "KhPI"; 2000. (In Russ.)

3. Kanischev M.V., Ulyev L.M., Chibisov R.E., et al. Benchmarking for Refinery Units. Chemical Engineering Transactions. 2018;70:1099-1104.

4. Kanischev M.V., Meshalkin V.P., Ulyev L.M. Determination of the Oil Refineries Unit Energy Efficiency Potential. In: Priority directions of science and technology development. Reports of the XXV International Scientific and Practical Conference. Tula: Inovatsionnye Tekhnologii; 2019. (In Russ.)

5. Tovazshneanski L.L., Kapustenko P.A., Ulyev L.M., et al. Energy Integration of the Early Crude Oil Unit with Take into Account Different Regime. Chemical Engineering Transactions. 2005;7:103-108.

6. Meshalkin V.P., Tovazshneanski L.L., Ulyev L.M., et al. Energy Efficient Retrofit of an Oil Refining Unit based on Pinch Analysis Taking into Account External Losses. Teoreticheskie osnovy khimicheskoi tekhnologii [Theoretical Basics of Chemical Engineering]. 2012;46(5):491-500. (In Russ.)

7. Ulyev L.M., Kapustenko P.A., Melnykovskaya L.A., et al. The Precise Definition of the Payload Tube Furnaces for Units of Primary Oil Reforming. Chemical Engineering Transaction. 2013;35:247-252.

8. Ulyev L.M., Kapustenko P.O., Nechiporenko D.D. The Choice of the Optimal Retrofit Method for Sections of the Catalytic Reforming Unit. Chemical Engineering Transactions. 2014;39:169-174.

9. Ulyev L.M., Vasilyev M.A. Heat and Power Integration of Processes for the Refinement of Coking Products. Teoreticheskie osnovy khimicheskoi tekhnologii [Theoretical Basics of Chemical Engineering] 2015;49(5):582-594. (In Russ.)

10. Ulyev L., Vasilyev M., Maatouk A., et al. Total Site Integration of Light Hydrocarbons Separation Process. Chemical Engineering Transaction. 2016;52:1-6.

11. Meshalkin V.P., Ulyev L.M., Kanischev M.V., et al. Total Site Heat Integration of Gas Separation Plants. Energosberezhenie i Vodopodgotovka [Energy Saving and Water Treatment]. 2019;3(119):19-24. (In Russ.)

12. Ulyev L.M. Pinch-SELOOP Program for Pinch and SELOOP Analysis at Industrial and Municipal Enterprises. Certificate of state registration of computer programs for electronic computer No. 2019614357. Authors: L.M. Ulyev, R.E. Chibisov, M.V. Kanishchev. Patentholder: Kanishchev M.V.; appl. 14.02.2019; publ. 03.04.2019; Bui. No. 4. (In Russ.)

13. Burdo O.G. Energy Monitoring of Food Production. Odessa: Poiigraf; 2008. (In Russ.)

92

№ 7-8 август 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ