Повышение энергоэффективности теплотехнического оборудования установок первичной переработки нефти

Нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) являются крупнейшим потребителем топливно-энергетических ресурсов, в том числе котельно-печного топлива, тепловой и электрической энергии. Эффективность, рациональность их использования в процессах переработки нефти во многом определяется эффективностью работы технологического оборудования завода. Однако технологические установки действующих IГПЗ — это, в основном, крупнотоннажные мощности, построенные в большинстве случаев много лет назад и не отвечающие современным требованиям по качеству продукции, безопасности, уровню автоматизации управления процессами и т. д.

Для удовлетворения современным требованиям существующие установки подвергаются реконструкции. В ходе такой реконструкции капиталовложение в новое оборудование должно быть сведено к минимуму путем наиболее полного использования уже имеющегося. Оптимизация работы оборудования необходима и по другой причине. Существующие заводы были спроектированы и построены во времена значительно более дешевой, чем сейчас, энергии, поэтому актуальной является необходимость предусмотреть меры по ее экономии.

Особенностью процессов переработки углеводородного сырья является то, что сами технологические процессы несовершенны. Так, процессы первичной переработки нефти потребляют 1,91 т у.т. на переработку 100 т нефти при теоретически необходимом 1,016. На нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводах вся получаемая тепловая энергия используется лишь на 30−35%, а остальная часть (с низкопотенциальной тепловой энергией) становится нерекуперативноспособ-ной. Так, около 36% энергии, поступающей на завод, уходит с охлаждающей водой или воздухом, до 16% вместе с дымовыми газами технологических печей выделяется в атмосферу, 12−14% энергии рассеивается в окружающую среду в виде тепла, отдаваемого горячими поверхностями оборудования.

Поэтому одним из приоритетных направлений повышения эффективности энергосбережения нефтеперерабатывающих производств является увеличение использования вторичных топливно-энергетических ресурсов, максимальное использование рекуперации теплоты и оптимизация режимов работы технологических установок.

Зачастую существующее технологическое оборудование на установках НПЗ не обеспечивает необходимые рабочие параметры даже после оптимизации, и экономически целесообразным становится внедрение высокоэффективного ресурсосберегающего оборудования.

Во многих случаях наряду с повышением тепловой эффективности такого оборудования необходимо решать и другие не менее важные задачи: снижение металлоемкости, повышение эксплуатационной надежности и ремонтопригодности.

Цель работы.

Уменьшение удельных энергозатрат при эксплуатации теплотехнического оборудования установок первичной переработки нефти.

Основные задачи исследования.

1. Экспериментальное определение степени энергоэффективности работы теплотехнического оборудования установки первичной переработки нефти.

2. Разработка энергосберегающих теплообменных систем, позволяющих использовать уже задействованные в технологической цепочке теплообмен-ные аппараты с минимизацией капитальных затрат.

3. Определение влияния степени регенерации тепла технологических потоков в нагревательной теплообменной аппаратуре на режим работы технологических печей и захолаживающего оборудования установки первичной переработки нефти.

4. Разработка экспериментальной установки для определения степени вакуу-мирования и проверки работоспособности термосифонных трубок, предназначенных для эксплуатации в трубном пучке термосифонов.

5. Разработка методики расчета теплообменных устройств, работающих на базе замкнутых двухфазных термосифонов, когда одним из теплоносителей является поток прямогонного бензина, состоящий из жидкой, паровой и газообразной фаз.

6. Создание термосифонного теплообменного аппарата для конденсации и охлаждения паров прямогонного бензина установки первичной переработки нефти.

Методы исследований. В качестве методологической базы исследований в работе используются методы теории тепломассопереноса, основные принципы технической термодинамики, математическое моделирование, элементы математической статистики.

Научная новизна.

1. Предложен новый метод, позволяющий оценить степень энергоэффективности регенерирующих теплообменных систем установок первичной переработки нефти.

2. Получены эмпирические уравнения для расчета коэффициента теплоотдачи змеевиковых и секционных погружных холодильников со стороны охлаждающей воды, справедливые для чисел Рейнольдса в интервале 120−1800.

3. Установлено, что при расчете и проектировании теплообменных аппаратов, предназначенных для охлаждения и конденсации парогазовой смеси прямогонного бензина, необходимо учитывать дифференциальный дроссельный эффект, влияние которого наблюдается до окончания конденсации паровой фазы потока. Учет этого эффекта позволит сократить поверхность теплообмена при проектировании теплообменных аппаратов на 20−30%.

4. Установлено, что при расчете коэффициента теплоотдачи теплообменного аппарата на базе замкнутых двухфазных термосифонов, когда горячим теплоносителем является парогазовая смесь прямогонного бензина, необходимо учитывать влияние конвективного массообмена, который приводит к интенсификации процесса теплообмена до 15%.

На защиту выносятся теоретические выводы и обобщения, разработанные конструкции, модели, эмпирические зависимости и практические рекомендации по повышению эффективности работы теплотехнического оборудования установок первичной переработки нефти.

Практическая ценность.

Применение полученных в работе результатов дает возможность:

— проводить оптимизацию работы нагревательного блока теплообменных аппаратов установки первичной переработки нефти;

— рассчитывать тепловые и конструктивные параметры термосифонного теп-лообменного аппарата, когда горячим теплоносителем является смесь паров углеводородов и неконденсируемого углеводородного газа потока прямогонного бензина;

— использовать разработанный теплообменный аппарат (на базе замкнутых двухфазных термосифонов) для конденсации и охлаждения паров прямогонного бензина установок первичной переработки нефти.

Реализация работы.

1. Разработанные мероприятия по снижению потребления топливно-энергетических ресурсов установок первичной переработки нефти приняты к внедрению на установках АВТМ-1,2,9 ОАО «Ново-Уфимский НПЗ» (НУНПЗ).

2. Изготовлен промышленный образец разработанного теплообменного аппарата на базе замкнутых двухфазных термосифонов на ОАО «Салаватнеф-темаш» для конденсации и охлаждения паров прямогонного бензина с верха колонны К-1 установки первичной переработки нефти АВТМ-9 ОАО «НУНПЗ».

3. Разработанные методики расчета термосифонного теплообменного аппарата используются в учебном процессе при чтении лекций по дисциплине «Промышленные тепломассообменные процессы и установки».

Апробация работы.

Основные положения работы доложены и обсуждены:

— на 49-й и 50-й научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых (г. Уфа, 1998 и 1999гг.);

— V Международной научной конференции «Методы кибернетики химико-технологических процессов (КХТПV-99)» (г. Уфа, 1999 г.);

— Международном симпозиуме «Наука и технология углеводородных дисперсных систем» (г. Уфа, 2000 г.).

Краткое содержание работы.

Во введении обоснована актуальность проблемы, сформулированы цели и задачи исследований, приведено краткое содержание работы, а также сведения о научной новизне и практической ценности.

В первой главе диссертации проведен анализ использования теплообмен-ных аппаратов различной конструкции в области нефтепереработки. Представлена принципиальная схема действующей установки атмосферной перегонки нефти, из которой следует, что в качестве основной теплообменной аппаратуры используются теплообменники, холодильники, аппараты воздушного охлаждения.

Вводятся понятия нагревательного и захолаживающего блоков. Нагревательный блок представляет собой группу теплообменных аппаратов, задачей которого является нагрев нефти, поступающей на установку теплотой циркулирующих и отходящих технологических потоков. Аппаратура, обеспечивающая охлаждение технологических потоков после теплообменных аппаратов нагревательного блока, представляет собой блок захолаживающей аппаратуры.

Рассмотрено аппаратурное оформление как нагревательного, так и захола-живающего блоков.

Представлена таблица сравнительной характеристики теплообменных аппаратов, задействованных на установках первичной переработки нефти.

Выявлено, что теплообменные аппараты, применяемые на установках первичной переработки нефти основаны на принципе конвективного теплообмена через разделяющую поверхность и эффективны при сравнительно больших градиентах температур охлаждаемых сред. При необходимости снятия низкопотенциального тепла (когда разница между начальной и конечной температурами исчисляется лишь несколькими десятками градусов и меньше), их применение становится практически нереальным, ввиду необходимости чрезмерного увеличения поверхности теплообмена и соответственно металлоемкости аппарата.

Сравнение значений коэффициентов теплопередачи различных типов теплообменных аппаратов показывает, что наибольшее значение принадлежит теп-лопередающему устройству, использующему теплоту парообразования промежуточного теплоносителя на базе замкнутых двухфазных термосифонов. Кроме того теплообменные аппараты на базе термосифонных труб предназначены для утилизации низкопотенциального тепла.

Результаты анализа, проведенного в первой главе, позволили сформулировать цель работы и задачи исследований.

Вторая глава посвящена определению энергоэффективности работы теп-лообменного оборудования установок первичной переработки нефти. Рассмотрена взаимосвязь теплотехнологического оборудования установки АВТ.

Предложена методика проведения экспериментального исследования тепловых характеристик технологического оборудования установки первичной переработки нефти НПЗ. Цель этих экспериментов — получение необходимых исходных данных для дальнейших расчетов.

Второй раздел главы посвящен исследованию термодинамических характеристик нагревательного блока установки первичной переработки нефти и разработке оптимальных энергосберегающих теплообменных систем.

Для оптимизации работы существующей схемы нагревательного блока предлагается использовать новый критерий оптимальности — коэффициент эффективности (КЭ).

Использование коэффициента КЭ при разработке оптимальных энергосберегающих теплообменных систем позволяет учитывать не только термодинамические характеристики теплообменной системы, такие как количество передаваемого тепла (тепловой поток), скорости потоков, коэффициент загрязнения поверхности теплообмена, но и конструктивные характеристики теплообменного аппарата. Выбранный коэффициент эффективности также позволяет судить, на сколько полезно используется поверхность теплообмена аппаратов.

С помощью выбранного критерия были в качестве примера оптимизированы схемы нагревательных блоков АВТМ-1,9 ОАО «НУНПЗ» и приведены результаты проведенной работы.

Определено влияние недостаточной регенерации тепла в нагревательном блоке на работу технологических печей установок первичной переработки нефти.

В третьей главе подробно рассмотрена работа холодильников и конденсаторов погружного типа, а также проведены экспериментальные исследования процесса теплоотдачи при охлаждении жидкого и конденсации многокомпонентного технологических потоков. Приведена методика поверочного расчета поверхностных теплообменных аппаратов с введением уточнений и дополнений при расчете холодильников погружного типа. По рассмотренной методике проведен тепловой расчет аппаратов и произведено сравнение экспериментальных коэффициентов теплоотдачи и расчетных. Представлена графическая иллюстрация различия между экспериментальными и расчетными значениями.

На основании экспериментальных данных получены уравнения для расчета коэффициентов теплоотдачи змеевиковых и секционных погружных холодильников со стороны оборотной воды.

Проведенные экспериментальные исследования процесса охлаждения потока прямогонного бензина показали, что общее падение температуры потока происходит от 140 °C до 65,8°С. Холодильный аппарат поверхностью теплообмена.

1200 м обеспечивает охлаждение в среднем на 10 °C. Остальное падение температуры объясняется тепловыми потерями в окружающую среду, а также присутствием эффекта дросселирования при прохождении потоком парогазовой смеси углеводородов технологической аппаратуры и арматуры.

В работе доказано, что присутствие дифференциального дросселирования, характеризующегося изменением температуры при незначительном изменении давления, приводит к снижению температуры рассматриваемого потока. Поток состоит из трех фаз: паровой, газовой и жидкой. Эффект дифференциального дросселирования приводит к охлаждению только паровой фазы прямогонного бензина.

Недостаточное охлаждение потока прямогонного бензина в конденсаторах-холодильниках погружного типа приводит к тому, что на выходе около 52% (по объему) потока находится в газообразном состоянии. В несконденсировавшемся парогазовом потоке содержится значительное количество ценных углеводородов (С5Н12), которые при использовании жирного газа в качестве топлива подлежат сжиганию в печах. При обеспечении конденсации паров прямогонного бензина до 35 °C дополнительно может быть получено 13,4 тыс. т. целевого нефтепродукта.

В качестве решения проблемы конденсации и охлаждения прямогонного бензина на установке первичной переработки нефти в работе предлагается для этих целей использовать теплообменный аппарат на базе замкнутых двухфазных термосифонов.

Четвертая глава посвящена разработке расчетно-теоретической и методологической базы для проектирования теплообменного аппарата на базе двухфазных термосифонов, предназначенного для конденсации и охлаждения светлых нефтепродуктов. Особенностью расчета является тот факт, что один из теплоносителей — смесь паров углеводородов и неконденсируемого газа.

Основным затруднением при решении поставленной задачи являлось сложность характера теплообмена в аппарате, а именно, определение коэффициента теплоотдачи при конденсации смеси паров в присутствии неконденсируемого газа. В этом случае наблюдается не только конвективный теплообмен, но и массо-обмен.

Создана методика теплового расчета термосифонного теплообменного аппарата для конденсации парогазового потока углеводородов с учетом влияния массоотдачи на процесс теплопередачи.

Разработана конструкция теплообменного аппарата на базе замкнутых двухфазных термосифонов для осуществления конденсации паров прямогонного бензина применительно к установке первичной переработки нефти. Расчетно-теоретические, проектно-конструкторские работы и конструктивное решение теплообменного аппарата выполнялись применительно к условиям установки АВТм-9 ОАО НУНПЗ.

Эффективность теплообменника достигается поперечными сегментными перегородками, которые обеспечивают интенсивный теплообмен в испарительной зоне аппарата. В конденсационной зоне установлены поперечные перегородки, которые предотвращают образование застойных зон при омывании пучка термосифонных труб.

Разъемная конструкция теплообменного аппарата позволяет осуществлять внутренний осмотр корпуса, наружной поверхности термосифонных труб, производить очистку и обеспечивать эксплуатационную надежность. Использование резьбового соединения в трубной решетке позволяет обеспечить герметичность соединения термосифонов с трубной решеткой.

В табличной форме представлена теплотехническая характеристика разработанного теплообменного аппарата.

Разработана экспериментальная установка для исследования теплопере-дающих характеристик термосифонов. Основными элементами установки являются термосифонные трубы, кожух, контрольно-измерительная и запорная арматура. В качестве горячего теплоносителя используется вода водопроводная открытой системы теплоснабжения, а в качестве холодного — холодная водопроводная вода. Разработана методика проведения экспериментов.

ОСНОВНЫЕ УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ И ИНДЕКСЫ ср — массовая теплоемкость потоков, кДж/(кг°С);

Сп — относительная массовая концентрация пара в потоке парогазовой смеси, кг пара/ кг смеси;

Сг — относительная массовая концентрация пара у межфазной поверхности, кг пара/ кг смесиd — диаметр трубок, м;

Dкоэффициент концентрационной диффузии пара в смеси;

Ен — нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, 1/год;

F — поверхность теплообмена, м2;

— площадь проходного сечения теплообменного аппарата, м2- трения — коэффициент сопротивления трения при турбулентном течении потока;

Gмассовый расход теплоносителя, кг/с;

Gfo — массовый расход к-го внешнего теплоносителя в v-м вспомогательном теп-лообменном аппарате, кг/чg- ускорение свободного падения, м/с — Нэнтальпия, кДж/кгj — плотность удельного массового потока пара к поверхности конденсациик- капитальные затраты, руб.;

Ккритерий оптимальности технических решенийл к — коэффициент теплопередачи, Вт/(м -°С);

КЭ — коэффициент эффективности;

К3 — коэффициент запаса поверхности теплообмена;

Ммольная (молекулярная) масса теплоносителя, кг/моль;

МХ, МП «молекулярные массы смеси и пара, кг/кмоль;

N — мощность, затраченная на преодоление гидравлических сопротивлений, кВтп — число термосифонных трубок в аппарате, штQ — тепловой поток, Вт;

Qp — расчётное количество переданной теплоты, Вт;

At — характерный температурный напор, °С;

П3 — приведенные затраты на систему теплообменных аппаратов, руб/годrii — стоимость i-ro рекуперативного теплообменного аппарата, рубIlj — стоимость j-ro вспомогательного теплообменного аппарата, рубS2 — продольный шаг трубного пучка, мV — объем реального газа, м3;

Va и Уд — мольные объемы газа, А и жидкости В, см /мольfdV) — изменение объема рабочего тела при изменении его температурыр употносительная молярная концентрация пара в потоке парогазовой смеси, моль пара/моль смесиуг — относительная молярная концентрация пара у межфазной поверхности, моль пара/моль смеси;

Фг — поток теплоты за счет охлаждения газа, ВтЭ — эксплуатационные затраты, рубai — коэффициент теплоотдачи от горячего теплоносителя к поверхности стенки, Вт/(м2-°С) — а2 — коэффициент теплоотдачи от поверхности стенки к холодному теплоносителю, Вт/(м2-°С);

Р — температурный коэффициент объемного расширения среды, 1/°СРтепл.пот. — коэффициент местных тепловых потерь- 8 — толщина стенки трубок, м- ?¦ ssпоправочные коэффициентыг| - к.п.д. теплообменного аппарата;

X — коэффициент теплопроводности, Вт/(м, 0С) — л — динамическая вязкость теплоносителя, Па-сv — кинематическая вязкость теплоносителя, м2/с;

0 — продолжительность работы системы теплообменных аппаратов, годр — плотность теплоносителя, кг/м3- J рПоо — массовая концентрация пара в потоке парогаз. смеси, кг пара/м смесирпг — массовая концентрация пара у межфазной поверхности, кг пара/м смесист — поверхностное натяжение теплоносителя, Н/мнижние индексы.

77 — горячий потокхп — холодный потоквн — внутреннийвх — вход в ТОА — вых — выход из ТОА- &bdquo-гпарогазовый потокг — газовый поток- «- наружныйнпнефтепродуктсстенкаж — жидкостьтр — трубное пространством хр — межтрубное пространствоi. компонент смесиср. — средняякип — кипениекр — критическийв — вода. исп. час. — испарительная часть термопл. — пленкасифонного аппаратаконд. час.

— конденсационная часть термосифонного аппаратаверхние индексы.

Рп*> - массовая концентрация пара в потоке парогаз. смеси, кг пара/м3 смеси- -рпг — массовая концентрация пара у межфазной поверхности, кг пара/м3 смесис — поверхностное натяжение теплоносителя, Н/мнижние индексы гп — горячии потокхп — холодный потоквнвнутренний;

— вход в ТОА — 1Хвыход из ТОАпгпарогазовый потокг — газовый потокн — наружныйа- нефтепродуктс-стенкаж — жидкостьтр — трубное пространствомлр. — межтрубное пространствоi. компонент смеси;

Ср. — средняякип. — кипениекр. — критическийв — вода. исп. час. — испарительная часть термопл. — пленкасифонного аппаратаконд. час.

— конденсационная часть термосифонного аппаратаверхние индексы.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.

1. Промышленные эксперименты на теплотехническом оборудовании установок первичной переработки нефти показали, что применяемые аппараты не в полной мере решают проблему охлаждения технологических потоков, обладающих низкопотенциальным теплом, а также охлаждения многофазных технологических потоков при малом температурном напоре. Показано, что для утилизации низкопотенциального тепла наиболее эффективным является использование устройства на базе двухфазных термосифонов, которое снижает удельные энергозатраты при эксплуатации теплотехнического оборудования рассматриваемых установок.

2. Создана методика оценки энергоэффективности регенерирующих теплообменных систем установок первичной переработки нефти с введением коэффициента эффективности КЭ, позволяющего учитывать не только термодинамические характеристики теплообменной системы, но и конструктивные характеристики теплообменного аппарата. Использование предлагаемой методики на установках АВТМ-1,9 ОАО «НУНПЗ», при разработке оптимальных энергосберегающих регенеративных систем, сократит энергопотребление более чем на 3000 т у.т. в год.

3. Доказано влияние степени регенерации тепла технологических потоков установки первичной переработки нефти на работу технологических печей. Внедрение предложенных рекомендаций на установке АВТМ-9 ОАО «НУНПЗ» увеличит степень регенерации на 8*14% и приведет к снижению расхода топливного газа на 15*20%.

4. Получены эмпирические уравнения для расчета коэффициентов теплоотдачи змеевиковых и секционных погружных холодильников со стороны оборотной воды, справедливые для чисел Рейнольдса в интервале 120−1800. Использование этих уравнений повысит точность расчетов при проектировании рассматриваемых аппаратов до 15%.

5. Разработана методика расчета теплообменного аппарата на базе двухфазных термосифонов, когда одним из теплоносителей является поток прямогонного бензина, с учетом влияния конвективного массообмена на процесс теплопередачи, протекающий в нем.

6. Разработана конструкция промышленного образца теплообменного аппарата на базе двухфазных термосифонов для охлаждения и конденсации парогазовой смеси прямогонного бензина установки первичной переработки нефти. Дополнительная конденсация потока прямогонного бензина увеличит выпуск нефтепродукта более чем на 10 тыс. т в год.

В заключение данного раздела можно сделать следующие выводы.

Одним из назначений технологических печей установок первичной переработки нефти является догрев сырья после нагревательного блока перед подачей его в ректификационную колонну. Как показали исследования, это происходит из-за недостаточной регенерации тепла технологических потоков и приводит к значительному перерасходу топлива.

В рассматриваемых технологических печах НПЗ в качестве топлива используется как сухой, так и жирный газ собственного производства. Теплотворная способность жирного газа более чем на 35% превосходит сухой газ, кроме того, температуры их горения отличаются более чем на 600 °C. Замена сжигания одного вида газа на другой приводит к снижению надежности работы трубчатых змеевиков печей.

Сжигание жирного газа, по сравнению с сухим, приводит к увеличению вы.

3 3 бросов оксидов азота в атмосферу с 6,5 г/м до 9 г/м .

2.4. Влияние недостаточной регенерации тепла нагревательного блока на работу захолаживающего блока установок первичной переработки нефти Продукты, полученные на АВТ, выводятся из ректификационных колонн при температурах от 100 до 400 °C. Эти фракции используются для нагрева потока нефти, поступающей на установку. В то же время технологические потоки необходимо дополнительно охлаждать до температуры, которая диктуется условиями безопасности и хранения, а также максимальным уменьшением потерь от испарения. Поэтому после теплообменников нагревательного блока технологические потоки направляются для дальнейшего охлаждения в водяные холодильники погружного типа или аппараты воздушного охлаждения.

Вся теплота, которую несут охлаждаемые потоки в холодильники, безвозвратно теряется, переходя в нагрев оборотной воды или воздуха. При недостаточной регенерации тепла технологических потоков в теплообменных аппаратах подогрева нефти, эти потоки поступают в холодильники с повышенной температурой. Это приводит не только к потере тепла, которое можно дополнительно использовать в нагревательном блоке и сократить расход топлива, но и к напряженной работе самих холодильников. Не обеспечивается необходимая температура потоков на выходе из холодильников в парк. Технологические продукты направляются с повышенной температурой. Увеличивается температура оборотной воды на выходе из погружных аппаратов. Это приводит к потерям последней от испарения и требует дополнительным затрат на охлаждение.

Так температура гудрона на выходе из холодильников в среднем имеет температуру 140−180 °С, тогда как допустимая температура по технологическому регламенту установки не выше 150 °C.

При проведении экспериментов было отмечено, что холодильники потоков с высокой температурой, такие как гудроновые, «парят». Это подтверждает выводы о высокой температуре оборотной воды в них. Кроме потерь оборотной воды от испарения при увеличении температуры, это отрицательно сказывается на состоянии наружных поверхностей нагрева. При температуре воды выше 60 °C, а по некоторым данным и 45 °C, происходит интенсивное выпадение солей, которые осаждаются на змеевиках аппаратов, создавая дополнительное термическое сопротивление [47].

Как уже отмечалось выше, холодильники не обеспечивают необходимой температуры нефтепродуктов. В большей мере это относится к конденсаторам-холодильникам бензиновых паров с верха атмосферной ректификационной колонны. По нормам технологического режима установок первичной переработки нефти температура бензина, откачиваемого с установки, должна быть не более 40 °C [107]. По результатам проведенных промышленных экспериментов, температура бензина в сборном коллекторе холодильника Х-1 АВТМ-9 НУНПЗ составляет 72 °C. При такой температуре не достигается конденсация более чем 42% мае. потока бензина.

Подробнее процессы конденсации и охлаждения технологических потоков установок первичной переработки нефти на примере аппаратов, участвующих в проведении промышленных экспериментов рассмотрены, в третьей главе диссертационной работы.