Пинч / Смит Р.,Клемеш Й.,Товажнянский Л.Л.,Капустенко П.А.,Ульев Л.М.-- Основы интеграции тепловых процессов (2000)

370	Приложение А

Экономия потребляемого топлива при проведении реконструкции может составить величину равную ~ 8,7 тыс. тонн условного топлива в год или, в пересчете на стоимость природного газа, сумма годовой экономии,

за счет уменьшения потребления топлива в денежном выражении составит ~ 1,5 миллионов долларов США. Экономия за счет уменьшения потребле-

Рис. А6. Зависимость стоимости капитальных вложений (1), энергетических затрат

(2) и приведенных затрат (3) на теплообменную систему от Tmin

ния хладагентов составит еще 150 000 $ США в год. Легко видеть, что за- траты на реконструкцию предприятия окупятся за 1 год.

Рис. А7. Определение тепловых нагрузок QH и QC с помощью построения составных кривых технологических потоков действующей в настоящее время линии. 1– составная кривая горячи технологических потоков; 2– холодных

Приложение А	371

Рис. А8.Построение составных кривых и определение тепловых нагрузок QH, QC и QR для Tmin оптимального. 1– горячая и 2– холодная составные кривые

Большая составная кривая (рис. 9) показывает возможность использо- вания теплового насоса мощностью ~ 3 МВт на разности температур 40 °С, что дополнительно позволит экономить ~ 500 000 $ США в год, и тогда

Рис. А9. Большая составная кривая тепловой системы технологической линии произ- водства двуокиси титана, построенная для Tmin = 21 °С. ТН – тепловой насос

общая прибыль составит 2,2×106 $ США в год. При стоимости теплового насоса ~ 700 тыс. $ США общий срок окупаемости оборудования также не превысит одного года .

372	Приложение А

Следует отметить, что приведенные здесь экономические оценки яв- ляются приближенными, а при составлении конкретного проекта реконст- рукции предприятия методы и правила пинч – анализа [9, 10] позволяют в

значительной мере уменьшить количество необходимых теплообменных аппаратов и тем самым уменьшить общую стоимость проекта и сократить срок его окупаемости.

Приложение Б	373

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

РЕКОНСТРУКЦИЯ ТЕПЛООБМЕННЫХ СЕТЕЙ ПРОМЫШЛЕНЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ С ПОМОЩЬЮ МЕТОДОВ ПИНЧ-АНАЛИЗА [36]

Используя последние достижения в области пинч- анализа, приме- ним описанные методы для модернизации сети теплообменников установ- ки первичной переработки нефти (рис. Б.1). Сырая нефть, поступающая на колонну атмосферного разделения (рис. Б.1), сначала нагревается от 30°С до 115°С в блоке теплообменников первичного подогрева горячими пото-

Рис. Б.1 Принципиальная схема установки переработки нефти. БПП-блок тепло- обменников первичного подогрева сырой нефти; К1- предварительный эвапаратор неф- ти; К2-основная ректификационная колонна; К3- отпарная четырехсекционная колонна; К4- стабилизационная колонна прямоточного бензина; К5- ректификационная колонна для вторичной перегонки бензина с получением фракций 62 °С; К6- ректификационная колонна для получения фракций 62-105 °С; К13-колонна для вакуумной перегонки ма- зута; Е1...Е5- рефлюксные емкости; Т2-Т4, Т50- воздушные конденсаторы; П- трубча- тые печи.

ками мазута, бензина, керосина, тяжёлого и лёгкого дизельного топлива с колонны К-3, верхних циркуляционных орошений колон К-2 и К-13. Затем нефть подается на обессоливание, после чего нагревается до 210-220°С за

374	Приложение Б

счёт теплообмена с горячим мазутом и нижними циркуляционными оро- шениями колон К-2 и К-13. Как правило, температура 220°С при этом не достигается, а верхний уровень температуры, связанный с технологичес- кими ограничениями, равен 250°С.

Основная рекуперация тепла происходит в блоке теплообменников первичного подогрева нефти (Рис. Б2). В обследованной теплосети суще- ствует ещё несколько теплообменников, используемых для подогрева по- токов рециркуляции внизу колон К-4 … К-6 за счёт тепла потоков НЦО колон К-2 и К-13.

	1	обессоливанияс
		2
		T38/4
	С установки	T38/3
	140°С
	охл
		T38/1
		T38/2

13		10
	T28			T17/4	10
		9	мазут
	T68
				T17/3
	T36/2
	T36/1	8		T17/2	К1
		7		T17/1
	T10			11
		6
	T15			гудрон 360°С
		мазут с установки 99°С		С
	T16/2			360°
				мазут
		5
	T16/1
		4	на обессоливание
	T33
	T14
		3
	T29

Сырая нефть

T12

12	с установки 60°С

Рис. Б.2 - Потоковая схема блока теплообменников для первичного подогрева нефти

Впроцессе обследования установки мы выяснили конструктивные и технологические параметры оборудования, теплофизические и расходные характеристики технологических потоков, конструктивные и технологиче-

ские ограничения на теплообмен между технологическими потоками на установке.

Висследуемом случае на установке существует 26 технологических потоков (Табл. Б.1). Здесь потоки, у которых теплоёмкость значительно изменяется с температурой, разделены на температурные сегменты, в пре- делах которых СР можно считать постоянными.

Суммируя СР в температурных интервалах для соответствующих по-

токов, строим составные кривые для холодных и горячих потоков.

Приложение Б	375
В действующей теплообменной сети	Tmin ≈56°С, и, чтобы для этого

значения определить потребляемую и отводимую с установки мощности, необходимо расположить эти кривые так, чтобы по оси Т минимальное расстояние между ними было 56°С. После такого построения легко посчи- тать интересующие нас мощности (Рис.Б.3). Мощность трубчатых печей на действующей установке QH= 76139 МВт, а отвести от установки необхо-

димо QC=60330 МВт.

Рис. Б.3 Составные кривые существующей теплосети установки. Т- температура; Н- поток энтальпии; QН- потребляемая мощность от горячих энергоносителей; QС- мощ- ность отводимая с установки; 1- горячая составная кривая; 2- холодная.

Таблица Б1

Технологические параметры потоков установки первичной переработки нефти Кременчугского нефтеперерабатывающего завода

№	Поток	ТН, °С	ТК, °С	- H, кВт	C,
потока					кДж/(кг К)
	Горячие потоки
1	Бензин	190	50	2148.0	15.3
2	Керосин	210	50	3663.0	22.9
3	Лёгкое дизельное топ-	270	50	10374.0
	ливо
		270	170	5189.0	51.9

376	Приложение Б

4

5

6

7

8

9

10

11

15

17

19

21

	170	50	5185.0	43.2
Тяжёлое дизельное то-	310	50	5623.1
пливо	310	170	3323.0	23.7
	170	50	2300.0	19.2
Поток верхнего цирку-	200	50	10128.0
ляционного орошения
колонны 13	200	130	5064.0	72.3
	130	50	5064.0	63.3
Поток нижнего цирку-	230	120	5310.0
ляционного орошения
колонны 13	230	168	3109.0	50.1
	168	120	2201.0	45.9
Поток верхнего цирку-	300	120	11694.0
ляционного орошения
колонны 2	300	178	8281.0	67.9
	178	120	3413.0	58.8
Поток нижнего цирку-	330	160	10673.1
ляционного орошения
колонны 2	330	250	5357.0	67.0
	250	220	1856.0	61.9
	220	160	3460.0	57.7
Широкая дизельная	250	70	3276.0	18.2
фракция
Вакуумный газойль	250	80	12453.0
	250	220	2455.0	81.83
	220	150	5299.0	75.7
	150	80	4699.0	67.1
Мазут	350	99	22165.7
	350	250	9639.1	101.0
	250	200	4488.5	90.0
	200	160	3353.0	83.8
	160	99	4685.0	76.8
Конденсат колонны 1	140	50	8540.0	94.9
Конденсат колонны 2	150	50	17204.0	172.0
Конденсат колонны 4	60	35	7958.0	318.3
Конденсат колонны 5	90	35	3098.0	56.3

		Приложение Б							377
23		Конденсат колонны б		96		35		2877.0		47.2
26		Конденсат колонны 13		120		50		2744.0		39.2
		Холодные потоки
12		Нефть		30		115		-23914.0		281.3
13		Нефть		115		220		-38953.0		371.0
14		Котёл колонны 1		250		330		-9288.0		116.1
16		Питание колонны 2		250		360		-50472.9		458.8
18		Питание колонны 4		50		120		-3109.0		44.4
20		Котёл колонны 4		150		155		-8281.0		1656.2
22		Котёл колонны 5		150		155		-2773.0		575.0
24		Котёл колонны 6		170		175		-2873.0		575.0
25		Питание колонны 13		340		380		-16378.0		409.5

Примечание. Колонна 1 – испаритель нефти, 2 – основная колонна, 4 – стабилизацион- ная колонна. 5 – колонна вторичной перегонки, 6 – колонна получения легколетучих фракций, 13 – колонна перегонки мазута.

Рис. Б.4 - Составные кривые, построенные для Tmin=35 °С.

Определение Tmin для реконструкции установки переработки нефти с последующей окупаемостью вложенных средств в течение 10 месяцев дало величину Tmin =35°С. При этом принимались в расчёт мировые цены на оборудование, его установку, эксплуатацию и используемую энергию. Производя построение составных кривых для Tmin до 35°С и учитывая то, что нефть, поступающую на колонну атмосферного разделения можно нагревать до 250 °С, мы видим возможность уменьшения мощности печей на 10,5 МВт (Рис.Б4), т.е. на ~15% от существующего потребления энер-

378	Приложение Б

гии, но при этом предполагается возможность полной интеграции потоков.

Большая составная кривая для этого случая также показывает возможность снизить нагрузку на горячие и холодные энергоносители на 10,5 МВт (Рис. Б5). Но в настоящее время по техническим причинам нет возможности ин- тегрировать в теплосеть потоки 15, 17, 19, 21, 23, 26, поэтому теплообмен на этих потоках в данной работе оставлен без изменения.

Рис. Б.5 - Большая составная кривая для Tmin=35 °С.

Выше отмечалось, что нагрев сырой нефти, поступающей на колонну К-1, возможен до 250°С, т.е. все возможные целевые температуры 13 пото- ка находятся выше температуры локализации пинча, а это говорит о том, что топология тепловой сети, близкой к оптимальной, не будет изменяться в пределах возможного изменения целевой температуры 13-го потока.

Традиционная потоковая схема, представленная на рис. Б.2, не удоб- на для выполнения проекта и в пинч - анализе предложена сеточная диа- грамма потоков [9, 10], на которой потоки показываются линиями, идущи- ми от начальных температур потоков к их конечным температурам (рис.Б 6). На такой схеме размещённые теплообменники показываются соединен- ными окружностями на соответствующих потоках.

Сеточная диаграмма для рассматриваемой установки представлена на рис. Б7. Здесь показаны верхняя и нижняя температуры пинча, а косыми линиями показаны размещения, переносящие теплоту через пинч.

Приложение Б	379

Сеточная диаграмма существующей теплообменной сети показывает, что существует перенос теплоты через пинч (Рис. Б7). Для того чтобы ис- ключить перенос тепла от горячих внешних энергоносителей хладагентам, будем проектировать сеть теплообменников раздельно выше и ниже пинча.

При этом на каждом размещении теплообменников необходимо стараться выдерживать DTmin =35°С, а для размещений на температуре пинча это

			185°C
1	190					50
2	210					50
3	270					50
4	310					50
5	200					50
6	230				120
7	300				120
8	330				160
9	250					70
10	250					80
11	350				99
	220				115	30	12
		250 14				115	13
	330				140	50
	360	250		15
			16		150	50
				17
					120	50	18
	155	150		19	60	35
			20		90	35
	155	150		21
			22		96	35
	175	170		23
			24
	380	340	25		120	50
				26

150°C

Рис. Б.6. Сеточная диаграмма технологических потоков №1-№26 (таблица) установки

первичной нефтепереработки Кременчугского нефтеперерабатывающего завода при Tmin = 35°С. Цифры на рисунке – температура, °С.

должно быть строгим правилом. На размещенных теплообменниках долж- ны выполняться СР-правила, т.е. СРhot £ CPcold выше температуры пинча и

СРhot ³ CPcold ниже [9, 10], а также отношения CPhot на теплообменниках

CPcold

должны быть близки к этим соотношениям для составных кривых на верх- ней температуре пинча у теплообменников, размещённых выше пинча, и на нижней темературе пинча для теплообменников, размещённых ниже пинча [6].