ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ХИМИЧЕСКОЙ ТЕХНОЛОГИИ, 2015, том 49, № 5, с. 582-594
УДК 66.045.1
ТЕПЛОЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ИНТЕГРАЦИЯ ПРОЦЕССОВ ПЕРЕРАБОТКИ ПРОДУКТОВ КОКСОВАНИЯ © 2015 г. Л. М. Ульев, М. А. Васильев
Национальный технический университет "Харьковский политехнический институт"
mixail-vasiliev@mail.ru Поступила в редакцию 20.07.2013 г.
Анализируются процессы дистилляции бензола и перегонки каменноугольной смолы, которые являются типичными для стран Восточной Европы. Для выполнения проекта реконструкции был выбран метод пинч-анализа. В соответствии с принципами пинч-анализа разработаны новые схемы теплообменных сетей и рассчитано теплообменное оборудование. Применение комплексного метода для интеграции нескольких цехов предприятия "Total Site" показало возможность интеграции теплового насоса. Показаны пути уменьшения потребления внешних энергоносителей на коксохимическом заводе, а также предложены пути пошаговой модернизации завода.
Ключевые слова: пинч-анализ, теплоэнергетическая интеграция, переработка продуктов коксования, интеграция теплового насоса, внешние энергоносители, энергоемкость, энергоэффективность, энергосбережение.
DOI: 10.7868/S0040357115050127
ВВЕДЕНИЕ
Рост цен на энергоресурсы заставляет энергозависимые страны диверсифицировать поставки энергоносителей и ускоренными темпами реали-зовывать программы увеличения энергоэффективности промышленного производства. Закономерно, что за последние десятилетия XX века в высокоразвитых странах наблюдается тенденция к снижению энергоемкости производства.
По итогам 2006 года энергоемкость валового внутреннего продукта (ВВП) на Украине составила 0.89 кг условного топлива на 1 долл. США. Этот показатель является сегодня самым высоким среди стран Европы. В частности, в Польше энергоемкость ВВП составляет 0.34 кг у.т./долл. США, США — 0.30, Германии — 0.26, Великобритании — 0.23 [1].
Особенно важным является уменьшение энергопотребления в химической и металлургической промышленности, где цена на топливо составляет основную часть себестоимости продукции.
На Украине было введено в строй 14 коксохимических заводов. Все они строились при относительно низких ценах на энергоносители и в настоящее время, как правило, работают далеко не в оптимальном режиме с точки зрения энергопотребления [1]. В связи с устойчивой тенденцией повышения цен на энергоносители, вопросы энергосбережения на коксохимических заводах стали исключительно важными.
СБОР И НАКОПЛЕНИЕ ДАННЫХ
В работе исследуются технологические процессы дистилляции бензола и каменноугольной смолы, типичные для стран СНГ. Сырой бензол извлекается из прямого коксового газа абсорбцией органическими поглотителями и представляет собой сложную смесь химических (ароматических) соединений, главными из которых являются бензольные углеводороды (бензол и его гомологи), их содержание составляет 80—90% [2].
Технологическая схема двух бензольных отделов коксохимического завода с общим сырьевым потоком представлена на рис. 1а и 1б, а на рис. 1в — схема переработки каменноугольной смолы.
На рис. 1а представлена технологическая схема получения сырого бензола на двухколонном агрегате. Коксовый газ подается в бензольный скруббер 1, где орошается поглотительным маслом, после чего коксовый газ выводится из скруббера. Поглотительное масло нагревается до температуры 160°С и поступает в дистилляционную колонну 4. В колонну подается пар с температурой 200°С. Обезбензоленное масло из колонны возвращается в бензольный скруббер, пары ди-стилляционной колонны конденсируются и поступают в разделительную колонну 9. Часть пара дистилляционной колонны конденсируется и стекает в сепаратор флегмы 12, из которого насосом возвращается в колонну 4. В разделительной колонне 9 получают более узкие фракции продуктов.
На рис. 1б представлена технологическая схема получения сырого бензола на одноколонном
Рис. 1. Технологическая схема двух бензольных отделений и смолоперерабатывающего цеха с общим сырьевым потоком. 1,16 — бензольные скруббера; 2, 25 — холодильники масла; 3,29 — трубчатая печь; 4 — дистилляционная колонна; 5, 18 — дефлегматор масляный; 6 — дефлегматор водяной; 7 — конденсатор; 8, 14, 15, 16, 17, 23, 26, 34, 35, 40 — насос; 9 — разделительная колонна; 10 — сепаратор бензола 1; 11, 21 — подогреватель; 12 — сепаратор флегмы; 13 — теплообменников масла; 19 — конечный конденсатор; 20 — рекуперативный теплообменник; 22 — бензольная колонна; 24 — воздушный охладитель; 27 — сборник начальной смолы; 28 — сборник обезвоженной смолы; 30, 31 — испаритель 1 и 2-й ступени; 32, 37— сепаратор легкого масла; 33, 36 — конденсатор-холодильных паров 1-й ступени и фракционной колонны; 38 — сборник легкого масла; 39 — рефлюксной бак; 41 — фракционная колонна; 42—45 — погружные холодильники 2-й антраценовой, поглотительной, нафталиновой и фенольной фракции; 46 — большой напорный бак, 47 — барабанный кристаллизатор, 48 — малый напорный бак; 49, 56 — мешалка, 50 — пресс; 51, 52, 58 — плавильник; 53, 54, 59 — сборник нафталина; 55 — кристаллизатор; 57 — центрифуга.
агрегате. Принцип работы схемы аналогичен схеме, представленной на рис. 1а.
На рис. 1в представлена принципиальная технологическая схема переработки каменноугольной смолы. Сырая смола из расходного хранилища 27 обезвоживается, после чего нагревается до 395—405°С в трубчатой печи 29 и поступает в испаритель второй ступени 31. Здесь смола разделяется на жидкий остаток — пек и пары всех фракций. Из верхней части колонны 41 отбирается легкое масло. В жидком виде (боковым отбором) из ректификационной колонны 41 отбираются: фенольная, нафталиновая и поглотительная фракции. Из нижней части колонны выводится 2-я антраценовая фракция. Фракции охлаждаются и направляются на переработку. Нафталиновая фракция после охлаждения поступает в ванны барабанного кристаллизатора 47. Затем кристаллизованный нафталин поступает в мешалки 49 и далее на горячее прессование в пресс 50. После этого прессованный нафталин в виде таблеток поступает в плавильники 51, 52 и затем — в сборник нафталина 53. Часть расплавленного нафта-
лина из плавильников и оттёки из пресса поступают в рецикл процесса.
Параметры технологических потоков схемы дистилляции бензола на двухколонном агрегате (рис. 1а), схемы дистилляции бензола на одноколонном агрегате (рис. 1б) и схемы дистилляции каменноугольной смолы (рис. 1в), представлены в табл. 1—3 соответственно.
На основании анализа технологической схемы процессов (рис. 1) и потоковых данных (табл. 1—3) построены сеточные диаграммы теплообменных систем (рис. 2 и 3). На сеточных диаграммах отображаются технологические потоки, включая внешние энергоносители и теплообменные операции между ними [3].
Используя данные, полученные из сеточных диаграмм, определяем мощность рекуперации, которая составила 9.65 МВт для процесса дистилляции бензола на двухколонном агрегате (рис. 2а), 9.6 МВт для дистилляции бензола на одноколонном агрегате (рис. 2б). Схема переработки каменноугольной смолы (рис. 1в) не имеет рекуперативного теплообменного оборудования,
Таблица 1. Параметры технологических потоков для процесса дистилляции бензола на двухколонном агрегате (рис. 1а)
№ Название потока Тип Т °С 1s> ^ ТГ,°С о, кг/с г, Дж/кг с, Дж/(кг К) СР, кВт/К ДН, кВт а, кВт/(м2 К)
1 Обезбензоленное масло из колонны гор 145 30 48.25 - 2.01 96.97 -11151.6 0.3
2.1 Конденсация паров дист. колонны гор 100 100 5.55 1908 - - -10589.4 9
2.2 Охлаждения паров дист. колонны гор 130 100 5.55 - 2.1 11.65 -349.65 0.56
3.1 Конденсация паров разделительной колонный гор 74 74 1.38 1816 - - -2506.08 8
3.2 Конденсат пара разделительной колонны гор 74 30 1.38 - 3.23 4.45 -196 0.8
4.1 Поглотительное масло из скруббера хол 32 160 50.98 - 2.03 103.49 13246.64 0.3
4.2 Испарения масла из скруббера хол 160 160 2.78 1920 - - 5337.6 9
5.1 Подогрев разделительной колонны хол 90 115 3.93 - 1.97 7.73 193.55 0.3
5.2 Испарения в греющем потоке хол 115 115 1.38 1910 - - 2635.8 9
Таблица 2. Параметры технологических потоков для процесса дистилляции бензола на одноколонном агрегате (рис. 1б)
№ Название потока Тип ТЛ°С Тт,°С о, кг/с г, Дж/кг с, Дж/(кг К) сР, кВт/К ДН, кВт а, кВт/(м2 К)
1 Обезбензолен-ное масло из колонны гор 120 30 66.97 - 2.01 134.6 -12114.9 0.9
2.1 Охлаждения паров дист. колонны гор 170 90 5.36 - 1.705 9.14 -731.1 0.56
2.2 Конденсация паров дист. колонны гор 90 90 5.36 1908 - - -10226.88 9
2.3 Охлаждение конденсата гор 90 30 5.36 - 3.232 17.32 -1039.4 0.56
3.1 Поглотительное масло из скруббера хол 32 150 69.33 - 2.03 140.74 16607.2 0.3
3.2 Испарения поглотительного масла хол 150 150 5.36 1850 - - 9916 9
соответственно, мощность рекуперации для данного процесса равна нулю (рис. 3).
Исходя из существующей мощности рекуперативного теплообменного оборудования, построены составные кривые, которые представляют со-
бой суммарное изменение теплосодержания холодных и горячих потоков исследуемых процессов (рис. 4). Составные кривые строятся так, чтобы область перекрытия горячей и холодной составной кривой (мощность рекуперации) совпала со значе-
(а)
(б)
Гор
[ГМ
105°С ,~ч100°С
^Гор
И2
6787.9
С
Гор
Хол
-и
80°С 30°С
-2557.4 6730
2)90°С-©-^
5241.8 Хол
30°С ,
2815 6755.5
Рис. 2. Изображения потоков схемы в соответствии с табл. 1 (рис. 2а) и 2 (рис. 2б): Н - нагреватель, С - охладитель, 1 - локализация пинча.
Гор Гор Гор Гор Гор Гор Гор Гор
1
30°С
2702
32°С
Рис. 3. Изображения потоков схемы в соответствии с табл. 3: Н - нагреватель, С - охладитель; 1 - локализация пинча.
ниями нагрузки рекуперативного теплообменного оборудования, полученного из сеточных диаграмм (рис. 2 и 3).
Составные кривые (рис. 4) при заданном значении рекуперации позволяют определить ми-
нимальную разность температур между горячей и холодной составной кривой (АТт1п), которая соответствует вертикальному теплообмену в рекуперативной системе [3]. Для исследуемых процессов АТт1п составляет 25, 20 и 302°С соответственно.
(а) (б) (в)
0 5 10 15 20 25 30 35 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 0 1 2 3 4 5 6 7
АН, МВт
Рис. 4. Составные кривые
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.