CC BY
12
УДК 338.45: 662.6
Свистун М.С., Ульев Л.М., Канищев М.В.
ПИНЧ АНАЛИЗ УСТАНОВКИ КАТАЛИТИЧЕСКОГО РИФОРМИНГА С ПРЕДВАРИТЕЛЬНОЙ ГИДРООЧИСТКОЙ
Свистун Мария Сергеевна - бакалавр 4-го года обучения кафедры логистики и экономической информатики; svistun.mary@gmail.com.
Ульев Леонид Михайлович - профессор кафедры логистики и экономической информатики; ФГБОУ ВО
«Российский химико-технологический университет им. Д.И. Менделеева», Россия, Москва.
Канищев Максим Викторович - соискатель; РусЭнегроПроект, Россия, Москва, 125080, Волоколамское шоссе 2.
В работе выполнена теплоэнергетическая интеграция установки каталитического риформинга нефти с предварительной гидроочисткой. Для этого с помощью матмоделирования построены потоковая таблица и сеточная диаграмма исходного процесса. Затем, используя правила пинч анализа синтезирована энергоэффективная система теплообмена установки, что позволило снизить удельное потребление горячих утилит на 8%, а холодных на 15%
Ключевые слова: Каталитический риформинг, пинч анализ, нефтеперерабатывающие установки, гидроочистка, теплообмен.
PINCH ANALYSIS OF A CATALYTIC REFORMING UNIT WITH PRELIMINARY HYDROTREATMENT
Svistun M.S.1, Uluev L.M.1, Kanishev M.V.2
1 D. Mendeleev University of Chemical Technology of Russia, Moscow, Russian Federation
2 RusEnergoProject LLC, Volokolamsk Highway 2, 125080 Moscow, Russia;
In the work, the thermal energy integration of the catalytic reforming of oil with preliminary hydrotreatment was carried out. To do this, a flow table and a grid diagram of the initial process are constructed using mat modeling. Then, using the rules ofpinch analysis, an energy-efficient heat exchange system of the installation was synthesized, which made it possible to reduce the specific consumption of hot utilities by 8%, and cold utilities by 15% Keywords: Catalytic reforming, pinch analysis, oil refining plants, hydrotreating, heat exchange.
Введение
Процессы нефтеперерабатывающей и
нефтехимической промышленности являются одними из наиболее энергоемких процессов среди всех производств. Поэтому поиск и синтез системных технологических решений снижения удельного энергопотребления в этих областях промышленности является актуальной задачей. В России в настоящее время эксплуатируются 39 крупных
нефтеперерабатывающих заводов, технологические установки на большинстве из которых были спроектированы и построены вовремя достаточно дешевых энергетических ресурсов, и в настоящее время они эксплуатируются далеко не в оптимальном режиме.
В настоящее время наиболее эффективными методами повышения энергоэффективности промышленных предприятий являются методы интеграции процессов, и, в частности, метод пинч анализа [1]. Методы пинч анализа нашли применение в нефтепереработке, особенно широко они используются при реконструкции установок первичной переработки нефти, поскольку вся нефть, поступающая на НПЗ проходит через эти установки. В работе [2] рассмотрена интеграция установок первичной переработки нефти с учетом технических и экономических ограничений. В монографии [3] обобщили некоторые последние результаты, достигнутые при энергоэффективной реконструкции нефтеперерабатывающих установок. Публикаций, посвященных интеграции процессов на установках вторичной переработке нефти существенно меньше. В работе [4] авторы рассмотрели интеграцию установки
гидроочистки дизельного топлива. В работе [5] автора предложили увеличение энергоэффективности узла стабилизации установки гидроочистки. Авторы работы [6] предложили оптимизацию системы теплообмены установки каталитического риформинга. В настоящее время в литературе отсутствуют публикации с результатами энергоэффективной реконструкции установок каталитического риформинга бензиновой фракции с предварительной гидроочисткой, поэтому настоящая работа является актуальной.
Пинч анализ установки
Объектом исследования являются системы теплообмена процессов установки каталитического риформинга с предварительной гидроочисткой. Установка предназначена для получения стабильного катализата - компонента высокооктановых бензинов. Номинальная мощность установки составляет 1150 тыс. тонн/ год по перерабатываемому сырью.
Сырьем установки каталитического риформинга с предварительной гидроочисткой является прямогонная бензиновая фракция 85-180 °С, полученная на установке первичной переработки. Необходимость предварительной гидроочистки сырья
обуславливается наличием в сырье органических соединений серы, азота, кислорода, являющихся ядами для алюмоплатиновых катализаторов риформинга.
Принципиальная технологическая схема процесса предварительной гидроочистки
представлена на рисунке 1.
Принципиальная технологическая схема процесса риформинга прямогонной бензиновой фракции представлена на рисунке 2.
тй*с гм*с
вст о» лкз01эс;
-201/1 е. б
В СКучИ«<Н< ш^иИ» ГО
Гусж»# линия в &201 Ог|»&о'*«ый »ас шаре Е-ДО! нес глорогвнюат
ОЕ-эам") -Я*
■ I Лав 5 да.
К-205 'ЙЬнлафаЖЁ Лгги»гоп1ии
! I лло 5 аш.
Рис.1 Принципиальная технологическая схема процесса предварительной гидроочистки (блок P-201 и К-201). Е - емкость, К - колонна, Т- теплообменник, Х- холодильник, П - печь
Рис.2 Принципиальная технологическая схема процессариформинга прямогонной бензиновой фракции (блок Р-202 и К-202). Е - емкость, К - колонна, Т- теплообменник, Х- холодильник, П - печь
Изучение технологического регламента процессов их технологических схем и мнемосхем установки позволило сформировать потоковую таблицу для рассматриваемых процессов [1] (Таблица 1).
Стоимость реконструкции системы теплообмена находится, используя зависимость стоимости установленного теплообменного оборудования, которая получена с помощью регрессионного анализа стоимости у теплообменных аппаратов на 24 нефтеперерабатывающих установках Российских заводов [7]:
ПНЕ = Л + В(5)С (1)
где, А = 40000 долл. США - стоимость установки теплообменника вместе с арматурой и доставкой; В = 1000 долл. США - стоимость 1 м2 теплообменной поверхности, S; с = 0,87 -показатель нелинейной зависимости стоимости теплообменного аппарата от его поверхности теплообмена. Характерная стоимость горячих утилит на Российских НПЗ составляет значение ~
120 долл. США за 1 кВт год, холодных ~ 10 долл. США за 1 кВт год, а величина кредитной ставки составляет значение 11% сроком на 10 лет.
Для определения мощности полезной нагрузки на холодную и горячую утилитные системы необходимо построить составные кривые технологических потоков [1] существующей теплоэнергетической системы установки. С помощью программного комплекса Pinch-2.02 выполняем построение составных для существующего процесса (рис. 3). Горячие утилиты исходного процесса составляют Qнmm=22320 кВт. Холодные утилиты исходного процесса составляют Qcmln=42592 кВт, а Д7шп=61°С - минимальный температурный напор в существующей системе рекуперации теплоты для вертикального
теплообмена. Используя программный комплекс Р1пеЬ-2.02, с учетом стоимостных данных определяем оптимальное значение минимальной разности температур, т.е. разности при которой дисконтированная стоимость проекта реконструкции будет наименьшая, равна ДТтпОРт = 20°С.
Таблица 1. Потоковая таблица установки каталитического риформинга
№ Поток Тип Тз, °С Тт, °С СР, кВт/ град АН, кВт а1, кВт/ (м2град)
1,1 Газопродуктовая смесь из Р-201 гор 287 287 - 7532 3
1,2 Газопродуктовая смесь из Р-201 (охл) гор 287 39 73,4 18203 0,5
2,1 Пары верха К-201 гор 123 123 - 1516 3
2,2 Охлаждение конденсата гор 123 47 14,4 1095 0,6
3 Продукт К-201 гор 211 140 72,8 5169 0,6
3,1 Газопродуктовая смесь из Р-204 гор 450 450 - 10309 3
4 Газопродуктовая смесь реактора риформинга гор 450 22 144,6 61889 0,6
5,1 Пары верха К-202 гор 84 84 - 4371 0,6
5,2 Охлаждение конденсата гор 84 36 39,2 1881 0,6
6 Риформат тяжелый гор 225 35 47,7 9063 0,6
7,1 Испарение газосырьевой смеси хол 26 214 - 4577 3
7,2 Газосырьевая смесь в реактор гидроочистки хол 26 214 72,0 13536 0,6
7,3 Испарение в потоке смеси хол 214 285 - 2462 3
7,4 Нагрев газосырьевой смеси хол 214 285 82,4 5851 0,6
8 Питание К-201 хол 39 119 64,6 5168 0,6
9,1 Горячая струя К-201 хол 211 218 317,7 2224 0,6
9,2 Испарение в горячей струе хол 218 218 - 7776 3
10,1 Сырье риформинга в реактор хол 110 409 144,4 5279 0,6
10,2 Испарение в потоке сырья в Р-202 хол 110 409 - 43176 3
11 Питание К-202 хол 22 138 56,9 6600 0,6
12,1 Горячая струя К-202 хол 225 240 143,7 2156 0,6
12,2 Испарение в горячей струе К-202 хол 240 240 - 1044 0,6
13 Жидкое топливо хол 92 109 4,8 81 0,6
14 Газообразное топливо хол 23 89 1,3 86 0,5
15 ХОВ хол 51 70 36,7 698 1
Синтез проекта реконструкции системы теплообмена установки каталитического риформинга.
Построение составных кривых для ДТтторт = 20^ (рис. 3) показывает полезную нагрузку горячих утилит ОнттйРТ = 11.1 МВт, холодных - QcminOPT = 31,5 МВт и мощность рекуперации тепловой энергии - 0нЕСОРТ = 89.5 МВт. Значит потенциал энергосбережения установки каталитического риформинга при выполнении оптимального проекта равен 11.2 МВт.
С помощью правил и методов пинч анализа синтезирована сеточная диаграмма предлагаемого проекта реконструкции СТО установки (рис 4). Новая система теплообмена включает в себя 3 новых дополнительных теплообменных аппаратов (#-221, N-222, N-223), а также переобвязку 3 существующих теплообменников (Т-207, Т-208 и Т-415а).
Полезная мощность горячих утилит при внедрении проекта реконструкции установки снизится на 3360 кВт, что составляет 15% от горячих утилит, существующих в настоящее время, 8% от холодных утилит.
= 20°С
\ 3 Д7",„,= 61 °с /* ;
2 \ \ \ .■■у'- У
) 2 ОшпОРТ 4 Ь К ¡0 АН хЮ1'. кВт
Qt.iXX.-ji
Рис. 3. Составные кривые установки каталитического риформинга. 1 - холодная составная кривая для существующей системы теплообмена; 2 - холодная составная кривая для
ДТшт = 20 3 - горячая составная кривая технологических процессов. QншinReal = 22,3 МВт; QншinOPT = 11.1 МВт; QcшinReal = 42,6 МВт; QcшinOPT = 31,5 МВт; QRECReal = 78,34 МВт; QREcopт = 89.5 МВт;
287ûC 256°C
231°С
Я37°
285°С 214
-
irai
214'С
218*С
^mL.
41УС
295:,(
с
©
1S.ÎÎ
92-С Q 16ГС
ф гэге Q 170-d Q10S-C
п с
-ф-
-©-(CÄ
■20 Wa,6-За,6
. 13fi°C ^ 1-vrv
О
ш
109°С
№
XIÖ01 №202 _
гЯй/1-6 XÍW
4g-<£>-
хк-анл.г ХКг}ы
а-
ж.
до 2 L4X 96.4 ui 214 J1.2S5 V 117.1 [26"С
-ш
ЦШ
гз°Ст
-513^1
2I1°C
Рис. 4 Сеточная диаграмма предлагаемого проекта для установки каталитического риформинга с предварительной гидроочисткой для производства стабильного катализата. СР - потоковая теплоемкость; Т- теплообменник; Н- горячая утилита; П- печь; С - холодная утилита.
Заключение
В работе выполнена теплоэнергетическая интеграция и представлена сеточная диаграмма СТО для энергоэффективной реконструкции установки каталитического риформинга с предварительной гидроочисткой. В результате внедрения проекта энергопотребление внешних горячих и холодных энергоносителей снизится на 3.36 МВт, или на 15% и 8% соответственно. Простой срок окупаемости предлагаемого проекта реконструкции составит ~ 8 месяцев.
Список литературы
1. Смит Р. Основы интеграции тепловых процессов / Р. Смит, Й. Клемеш, Л.Л. Товажнянский, П.А. Капустенко, Л.М. Ульев. - Харьков: НТУ «ХПИ». - 2000. - 45В c.
2. Ulyev L. Process integration of crude oil distillation with technological and economic restrictions / L. Ulyev, M. Vasiliev, S. Boldyryev // Journal of Environmental Management. - 201В. - Vol. 222. - P. 454-4б4.
3. Хусанов А.Е. Моделирование и оптимизация энергопотребления, снижение уровня загрязнения промышленных предприятий на основе интеграций
процессов с применением методов пинч-анализа / А.Е. Хусанов, Л.М. Ульев, Б.М. Калдыбаева, Д. С. Сабырханов, С.А. Болдырев // Шымкент. - ЮжноКазахстанский государственный университет им. М. Ауэзова. - 2017. - 266 с.
4. Чибисов Р.Е. Интеграция тепловых процессов на установке гидроочистки дизельного топлива Л-24/8с / Р.Е. Чибисов, М.В. Канищев, В.П. Мешалкин, Л.М. Ульев, М.А. Васильев // Энергосбережение и водоподготовка. - 2019. - №2 (118). - С. 31-36.
5. Таранова Л.В. Оптимизация системы теплообмена установки гидроочистки бензиновой фракции / Л.В. Таранова, Г.П. Клевцов, А.Г. Мозырев // Нефть и газ. - № 1. - С. 81-95.
6. Ulyev L.M. The Choice of the Optimal Retrofit Method for Sections of the Catalytic Reforming Unit / L.M. Ulyev P.O. Kapustenko, D.D. Nechiporenko // Chemical Engineering Transactions. - 2014. - Vol. 39. -P. 169-174.
7. Канищев М.В. Определение энергоэффективности установки первичной переработки нефти / М.В. Канищев, В.П. Мешалкин, Л.М. Ульев // Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2019. № 7, 8. - С. 80-92.
