Индекс энергоэффективности нпз

Индекс энергоэффективности нпз Энергоэффективность

Индекс энергоэффективности нпз

Опубликовано в журнале Химическая техника №10/2015

«Основные направления повышения энергоэффективности нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий» – эти вопросы обсуждались на прошедшем в подмосковных Поведниках совещании. На три дня, с 6 по 9 октября, оно собрало не только главных энергетиков заводов из России и стран СНГ, но и специалистов научно-исследовательских и проектных институтов, а также фирм – производителей оборудования и инжиниринговых компаний.

Необходимость в подобных конференциях возникла давно, считает председатель Совета главных энергетиков Д.В. Максимов. Последний раз они проводились в далекие 1990-е г., несмотря на то, что надобность в них была всегда. В прошлом году старую добрую традицию решили возродить, и в результате был создан

Индекс энергоэффективности нпз

Индекс энергоэффективности нпз

Ни для кого не секрет, что энергорасходы растут не только потому, что предприятие вводит в строй новые объекты и увеличивает объем производства. Нередко это происходит из-за нерационального расходования тепла и электричества. В результате увеличиваются затраты, а значит, и себестоимость продукции, что весьма невыгодно. Как же добиться сбережения ресурсов?

В течение трех дней специалисты заводов делились друг с другом своими методами.

Главный энергетик Рязанского НПЗ, вошедшего в состав ОАО «НК «Роснефть» два года назад, сообщил о довольно эффективном нововведении. По словам Д.А. Юшкова, они создали Сетевую группу с управлением в головном офисе. Эту структуру возглавляет именно он. Энергетики собираются раз в год для оценки ключевых показателей энергоэффективности. Помимо этого, члены группы постоянно проводят аудиоконференции. У них есть бизнес-план по снижению затрат ресурсов. Надо отдать должное Д.А. Юшкову – лично для себя он ужесточает требования этого плана, и с задачей справляется. Главные энергетики шестнадцати НПЗ составляют программу по энергоэффективности, и каждый завод включает в нее два мероприятия, которые принесут прибыль. У сетевой группы есть свой портал знаний. Он позволяет обмениваться советами и комментариями.

Прошедший год показал результативность создания нового образования. Предприятиям «Роснефти» удалось сэкономить 3,6% электроэнергии и 4,7% топлива.

Индекс энергоэффективности нпз

Есть и другие способы сбережения ресурсов. Туапсинский НПЗ генерирует электроэнергию самостоятельно. АО «Ангарская нефтехимическая компания», объединяющая НПЗ, НХЗ и завод масел, добивается сокращения затрат за счет тепла – частично они производят его своими силами. За 20 лет эта цифра выросла с 12% до 52–53%. По словам главного энергетика предприятия О.Н. Петрова, объема тепла вполне хватает на нужды нефтепереработчиков. Компания модернизировала пароконденсатные системы и перевело производство на единый ресурс пара. Похожий метод экономии выбрало и АО «Новокуйбышевский НПЗ». Завод полностью обеспечивает тепловой энергией не только себя, но и несколько других предприятий, включая Новокуйбышевский завод масел и присадок.

Однако иногда обстоятельства складываются, так что от своих источников энергии, а значит, и от части персонала, скорее всего, придется отказаться. И это несмотря на то, что налаженная схема работы завода довольно рентабельна. Дело в том. что одна из крупнейших компаний недавно купила нефтехимический холдинг, а он накануне приобрел ТЭЦ. Сейчас обсуждается вопрос о получении электропитания именно от нее. Если он решится положительно, то собственный блок заводу придется законсервировать. Услуги же теплоэлектроцентрали будут довольно накладны. Мало того, что она находится на приличном расстоянии от НПЗ, что грозит обернуться потерями, там еще и оборудование 60-х гг. прошлого века. Вопрос сейчас остается открытым, и как он решится, пока никто не знает.

Московский нефтеперерабатывающий завод, не так давно вошедший в состав компании «Газпром нефть», сейчас переживает серьезную реконструкцию. По словам главного энергетика предприятия Ю.В. Серюкова, у МНПЗ есть своя программа энергоэффективности.

Индекс энергоэффективности нпз

Мониторинг показателей по индексу Solomon Associates (индекс энергоемкости), который применяется для оценки энергоэффективности, дал следующий результат: 123 единицы. Заводчане хотят снизить эту цифру до 117 за счет оптимизации потребления топлива, модернизации технологических печей, оптимизации тепловых потоков.

Подобные меры предпринимают и в других компаниях – специалисты модернизируют тепловые сети и узлы распределения энергии, заменяют печное и энергетическое оборудование, а также системы освещения.

Финансовая ситуация в стране сейчас непростая, расходы многих предприятий ограничены. Несмотря на это ОАО «Славнефть-ЯНОС» планирует в начале 2017 г. завершить строительство установки для получения синтетических масел. По словам главного энергетика компании В.А. Нормантовича, его службе удалось реализовать реконструкцию практически всех основных объектов, и это уже приносит свои плоды.

Одно из болезненных нововведений 90-х гг. прошлого века, которое коснулось и поныне касается всех предприятий и постоянно вызывает споры о своей целесообразности, обсуждалось и на совещании главных энергетиков. Что лучше: держать эксплуатационщиков и ремонтников в постоянном штате или предпочесть услуги подрядчиков? Тема аутсорсинга по-прежнему остается открытой и важной, а посему Совет посвятил ей один из пунктов своего проекта резолюции. Но об этом чуть позже. Новокуйбышевский НПЗ решил отказать от подрядчиков. Поначалу сотрудничество с этой службой приносило хорошие плоды, а потом стало терять свою эффективность. Совсем скоро численность персонала завода несколько увеличится – на прежнее место работы вернутся опытные специалисты. Расходы предприятия вырастут, поскольку заработная плата работников у подрядчиков была ниже. И все же, по мнению большинства главных энергетиков, это правильное решение, поскольку чувство ответственности за свой объект до сих пор имеет немалое значение.

Еще одна актуальная проблема – это импортозамещение, проще говоря, переориентация российских заводов на оборудование и технологии отечественных компаний. Одни организации декларируют жесткий курс на замену зарубежного оборудования российским, например, «Газпром» и «Газпром нефть». «СИБУР» и ЛУ-КОЙЛ» часть продукции из-за границы все же покупает и, скорее всего, это вынужденная мера.

В соседней Беларуси эту программу реализуют просто и без эффектных деклараций. Если во время проведения тендера цена на продукцию отечественного производителя не выше, чем на 15%, зарубежной, покупают ее, так что у белорусского изготовителя техники есть фора. Можно, конечно, упрекать и хвалить российских нефтепереработчиков и нефтехимиков за соотношение отечественное/зарубежное, но при этом надо учитывать ряд обстоятельств, и тогда станет понятно, почему выбор пал на того или иного производителя. Иногда поиски альтернативных вариантов занимают много времени и сил и не всегда оказываются успешными. Труднее всего найти подходящие катализаторы, микропроцессоры. Отыскать устройства плавного пуска, частотного регулирования тоже не просто. Главные энергетики обращаются друг к другу за советом – мнение коллег о предложениях на рынке имеют немалое значение, ведь сейчас на нем появились малоизвестные фирмы.

Способна ли продукция наших производители стать достойной заменой импортной? Вопрос остается спорным. Кто-то считает, что нашим компаниям нужно лишь немного времени, чтобы набрать обороты, кто-то полагает, что российские предприятия безнадежно отстали с технологиями и производственной базой. По мнению

В.Н. Дубинина, руководителя группы по работе с промышленностью известной компании «АББ», импортозамещение – это иллюзия. Российские поставщики и сборщики электрооборудования в той или иной мере используют зарубежные комплектующие. Россия отстала в производстве электротехнического оборудования минимум лет на 20. В 90-е гг. ХХ в. от плановой экономики отказались, высоквалифицированные специалисты, оказавшись без денег, искали работу в других сферах. Развитие остановилось. Пока не будет своих технологий, разговоры об успехе преждевременны.

В наше время для существенного сбережения денег и ресурсов обычного устройства уже недостаточно. Надежность, компактность, интеллект – современное оборудование должно соответствовать всем этим требованиям. Плюс программное обеспечение, разработанное с учетом всех особенностей предприятия, – так называемый софт. Лишь совокупность факторов поможет серьезно экономить.

Ситуацию с поиском поставщиков продукции и технических решений усложняет обострение международных отношений. Санкции, принятые рядом стран против России, перекрыли путь в нашу страну многим компаниям. На рынке появляются новые, малоизвестные игроки из Азии, с которыми российским предприятиям сотрудничать еще не доводилось. Список авторов технологий и изготовителей оборудования сократился, но выбор все же есть. Совещание главных энергетиков стало этому подтверждением.

Директор по работе со стратегическими партнерами ООО «АББ» Ю.Н. Черников представил доклад об энергоэффективных решениях и оборудовании своей компании для нефтехимиков и нефтепереработчиков. Каждый год «АББ» 4% мирового оборота расходует на науку – новые технологии и новые материалы. Сегодня они готовы предложить не только двигатели, позволяющие экономить около 2% энергии. Компания может разработать систему управления всеми электродвигателями и нагрузками – правильное распределение потребления позволит существенно сэкономить ресурсы. В.В. Солошенко, менеджер по продажам ООО НПО «Цифровые регуляторы» (г. Новосибирск), рассказал аудитории, как можно повысить надежность работы электроприводов технологических установок НПЗ, применяя цифровые системы возбуждения «АКРОН». Д.С. Новиков, ведущий инженер по наладке и испытаниям оборудования Самарского пусконаладочного участка ООО «Оргнефтехимэнерго» познакомил с опытом наладки тепловых сетей на НПЗ. Часть его выступления была посвящена решению вопросов паспортизации электрооборудования нефтеперерабатывающих заводов. Г.С. Яицких, заместитель генерального директора АО «Инженернопромышленная нефтехимическая компания» в своем докладе осветил методы снижения энергопотребления на технологических установках предприятий.

Три дня продолжалось совещание «Основные направления повышения энергоэффективности нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий. Его участники успели сделать многое: не только обсудить общие и частные проблемы компаний, но и поделиться друг с другом рекомендациями. Они смогли ознакомиться с предложениями производителей оборудования и авторами инжиниринговых решений. Более того, Совет главных энергетиков разработал проект резолюции, которая после утверждения станет ориентиром в работе всех членов недавно созданной организации. Один из пунктов документа настоятельно рекомендует сохранить в составе каждого завода штат сотрудников, которые занимаются вопросами эксплуатации энергооборудования. Что касается служб, осуществляющих его ремонт, то это уже как сама компания сочтет нужным.

Подводя итоги работы совещания, его участники пришли к выводу – оно было полезным. Общими силами можно быстрее и проще решить вопросы, с которыми приходится сталкиваться каждому предприятию нефтехимической и нефтеперерабатывающей отраслей промышленности. Особенно, если возникают непредвиденные сложности.

Часть докладов, представленных на конференции, мы публикуем в этом и следующих номерах журнала.

Индекс энергоэффективности нпз

Опубликовано в журнале Химическая техника №5/2014

Основные тенденции развития российских нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) – это углубление переработки нефти и освоение производства новых современных видов нефтепродуктов, в первую очередь моторных топлив, соответствующих современным стандартам РФ и Евросоюза.

При реконструкции НПЗ резко возрастает потребление всех видов энергоносителей: электричества, воды, водяного пара, топлива.

В статье проведен анализ причин увеличения энергопотребления и предложены основные пути снижения потребления всех видов энергии как в основных технологических процессах, так и на объектах общезаводского хозяйства нефтеперерабатывающего предприятия.

Динамика энергопотребления на НПЗ

Как правило, становление нефтеперерабатывающего завода в ХХ веке происходило на базе установок первичной перегонки нефти с целью получения прямогонного бензина, керосина, дизельного топлива, котельных топлив (мазуты 40, 100, ИФО-180, ИФО-380 и т.п.).

Для такой переработки 1 т сырой нефти требовалось:

Развитие завода с целью освоения производства современных моторных топлив (дизельное топливо, бензин) при одновременном углублении переработки нефти от 55% до 75–85% обусловливает рост потребления энергоресурсов (на 1 т сырой нефти):

Дальнейшее углубление переработки нефти до 90– 95% и освоение производства продуктов нефтехимии (ароматические углеводороды, оксигенаты – высокооктановые компоненты автобензинов, полимеры, синтетические каучуки и т.д.) сопряжено с многократным повышением уровня потребления энергоносителей.

Это в свою очередь может крайне негативно отразиться на экологии населенных пунктов, расположенных на смежных с НПЗ территориях.

Как правило, российские нефтяные компании (НК) проводят реконструкцию НПЗ следующим образом:

Потребности перерабатывающих установок в энергоносителях закладываются по данным фирм – лицензиаров технологий.

Мощность объектов обеспечения водой, водяным паром, топливом и электричеством рассчитывается путем сложения потребностей технологических установок и объектов ОЗХ.

После завершения разработки мастер-плана НК проводит тендеры и определяет зачастую несколько десятков проектных организаций, которые разрабатывают проектную и рабочую документацию отдельных блоков технологических установок и объектов ОЗХ. Каждый проектировщик отвечает за свое пятно застройки. В таких условиях крайне сложно получить оптимальную схему энергетических потоков как внутри технологических блоков, так и в рамках предприятия в целом, не говоря уже о возможности полезного использования «бросовой» теплоты для нужд предприятий и поселков, расположенных на смежных территориях.

В результате такого организационного подхода к процессу предпроектной проработки и проектирования среднестатистический НПЗ переплачивает миллиарды рублей при реконструкции предприятия, а также теряет сотни миллионов ежегодно в процессе эксплуатации.

Принцип «дробления» проектных работ с целью сэкономить посредством тендеров десятков миллионов рублей на проектировании оборачивается впоследствии потерями миллиардов.

Генеральный проектировщик, имеющий соответствующий опыт работы, должен играть решающую роль в подготовке технических заданий на разработку мастерплана, проектов технологических установок и объектов ОЗХ, работать в составе тендерных комитетов, курировать и принимать проекты на всех этапах.

Топливо. В качестве топлива на НПЗ применяют:

Чем ниже уровень рекуперации (утилизации) теплоты на технологических установках и объектах ОЗХ, тем больше потребность в топливе.

Ограниченные возможности в приобретении дополнительных объемов природного газа обусловливают необходимость увеличения объемов сжигания высокомолекулярных углеводородов, что в свою очередь отрицательно сказывается на экономике завода (1 т у.т. мазута стоит дороже 1 т у.т. природного газа), а также наносит дополнительный ущерб окружающей среде. Вода. Потребности большинства НПЗ в воде сегодня удовлетворяются посредством забора из открытых водоемов и артезианских скважин. При этом далеко не везде организованы сбор и очистка ливневых вод для использования их в технологических процессах и на подпитку объектов ОЗХ.

Сотни тысяч кубометров воды безвозвратно теряются на градирнях.

Предписания надзорных органов обязывают НПЗ старой постройки вкладывать значительные денежные средства в модернизацию систем водоснабжения и канализации (ВИК), в результате которой могут производиться значительные объемы условно-чистой воды, пригодной для замещения свежей.

Комплексный подход к решению проблемы приведения к нормам систем ВИК может позволить свести к минимуму неизбежные затраты, а также снизить текущие эксплуатационные затраты предприятия.

Водяной пар и теплофикационная вода производятся в основном в заводских котельных, а также частично в котлах-утилизаторах отдельных технологических установок. При реконструкции НПЗ потребность в тепловой энергии возрастает в 5–10 раз. Экономически (и экологически) целесообразно покрывать большую часть прироста потребностей в тепловой энергии в первую очередь за счет утилизации «бросовой» теплоты процессов переработки нефти.

Одним из вариантов обеспечения электрической энергией НПЗ является строительство заводских электростанций, работающих на углеводородном топливе.

Необходимо отметить, что капиталовложения в объекты обеспечения энергоносителями НПЗ при реконструкции составляют до 20–40% общих затрат.

Затраты на энергетические потоки как в рамках технологических установок, так и между производственными и вспомогательными объектами завода могут достигать нескольких миллиардов рублей в год.

В процессе переработки нефти огромные объемы теплоты «развеиваются по ветру» воздушными градирнями, для привода вентиляторов и циркуляционных насосов которых тратятся МегаВатты электроэнергии.

Поиск резервов всех видов энергоресурсов и поэтапная реализация организационно-технических мероприятий по сокращению их расходов на НПЗ в целом позволит сохранить миллиарды рублей в рамках реконструкции старых и строительства новых технологических установок и объектов ОЗХ, а также ежегодно экономить сотни миллионов рублей при эксплуатации производственных мощностей.

Возможности снижения потребления энергии технологическими установками

Наиболее энергоемкими объектами НПЗ являются технологические установки.

Основными известными направлениями снижения потребления электроэнергии на установках являются:

Основным источником тепловой энергии для технологических установок являются печи, в которых осуществляется нагрев сырья и технологических потоков.

Сегодня на российских НПЗ нередко работают старые печи с КПД всего 65–67%. После реконструкции КПД печей повышается до 90–92%. Эффект достигается посредством предварительного нагрева топлива и воздуха, а также применением котлов-утилизаторов.

Значительный экономический и экологический эффект может быть достигнут при оптимизации рекуперации потоков теплоты в технологических аппаратах нефтеперерабатывающих установок.

В качестве примера можно рассмотреть оптимизацию теплообмена на эксплуатируемой установке атмосферной перегонки (ЭЛОУ-АТ) мощностью 2,5 млн. т нефти в год одного из нефтеперерабатывающих заводов юга России. Рассматриваются три варианта:

Суммарные основные потоки теплоты на рассматриваемой технологической установке (Гкал/ч)

Оптимизация схемы теплообмена достигается переориентацией тепловых потоков таким образом, чтобы обеспечить повышение температуры:

Индекс энергоэффективности нпз

Принципиальная схема получения горячей и теплофикационной воды на установке ЭЛОУ-ТА:К-1 – отбензинивающая колонна; К-2 – основная колонна; АВО-1, АВО-2 – воздушные холодильники; Т-1, Т-2 – теплообменники;Н-1, Н-2 – насосы; Е-1, Е-1 – рефлюксные емкости; Т-3, Т-4 – теплообменники получения теплофикационной воды;Т-5 – теплообменник получения горячей воды питьевого качества

При этом нагрузка на печь снижается на 14–17%, что в, свою очередь, уменьшает объем сжигаемого топлива и вредных выбросов.

Основные потребители теплофикационной воды (70/115°С):

Теплофикационная вода используется также в значительных объемах для подогрева резервуаров с нефтью, мазутом, дизельным топливом, противопожарной водой, а также для смыва полов сливоналивных эстакад, промышленных площадок и т.п.

Параллельно АВО-1 и АВО-2 подключаются теплообменники Т-3, Т-4 и Т-5, в которых по необходимости подогревается вода. При этом нагрузка на воздушные холодильники снижается.

Потребителями горячей воды (60°С) питьевого качества являются сотни санитарных узлов и душевые на всей территории завода круглый год.

При значительных излишках возможна круглогодичная подача такой воды в жилой поселок.

Возможности снижения потребления энергии объектами ОЗХ

Основными направлениями снижения потребления электроэнергии на объектах ОЗХ являются:

При наличии должного опыта у генпроектировщика реальное снижение энергозатрат по ОЗХ предприятия может достигать от 15 до 35%.

Сегодня НПЗ России имеют громадный потенциал снижения энергоемкости производства по всем видам энергоносителей (электроэнергия, тепловая энергия, вода, топливо).

В процессе строительства или реконструкции предприятия крайне необходимо уделить особое внимание комплексному подходу к формированию не только технологической схемы установок, но и наиболее полному применению «бросовой» теплоты технологических процессов для нужд объектов ОЗХ.

Эта задача может быть решена только с участием генерального проектировщика, обладающего опытом в данной области проектирования.

Список литературы

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://allbest.ru

Энергосберегающие технологии на нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятиях

ГЛАВА I. Тепловые процессы на нефтеперерабатывающих предприятиях

нефтеперерабатывающий энергопотребление менеджмент

1.1 Нагревающие и охлаждающие агенты

Большую роль в процессах нефтепереработки играют тепловые процессы, которые включают процессы нагревания, охлаждения, выпаривания, конденсации паров и многие другие процессы, протекающие при подводе или отводе тепла. Тепловые процессы способствуют управлению скоростью химических реакций, интенсифицируют процессы разделения гомогенных смесей — выпаривание, перегонка, ректификация и др. Для тепловых процессов характерен широкий диапазон температур и количеств передаваемого тепла. Выбор того или иного теплоносителя зависит от температуры нагрева и охлаждения и интенсивности процесса теплообмена. Желательно, чтобы теплоноситель был негорюч, нетоксичен, термически стоек и обеспечивал удобство регулирования температуры. Кроме того, необходимо, чтобы теплоноситель оказывал минимальное коррозионное воздействие на материал аппарата, был дешёв и доступен. В процессах нагревания используют:

1.Водяной пар. Насыщенный водяной пар обладает высокими теплофизическими характеристиками. Водяной пар по сравнению с другими веществами имеет большую скрытую теплоту конденсации — 2,26*10 Дж/кг при давлении 1 ат и высокие коэффициенты теплоотдачи. Это позволяет при малом расходе пара и небольших поверхностях теплообмена передавать значительные количества тепла. Важным достоинством насыщенного пара является также постоянство температуры конденсации при данном давлении, что позволяет точно поддерживать температуру нагрева. Водяной пар доступен, пожаробезопасен, имеет относительно высокий к.п.д.. Основной недостаток насыщенного водяного пара заключается в значительном возрастании давления с повышением температуры. При температуре 180°С его давление составляет примерно 10 ат. Это значит, что при больших давлениях требуется толстостенная и дорогостоящая аппаратура и подводящие коммуникации. Обычно это и ограничивает его применение областью температур 180-190°С.

2.Перегретый пар. Его получают за счёт дополнительного нагрева насыщенного пара в специальных устройствах пароперегревателях. Если насыщенный пар продолжать нагревать в отдельном объёме, не имеющем воды, то получится перегретый пар. При этом сначала испарится влага, содержащаяся в паре, а затем начнётся повышение температуры и увеличение удельного его объёма. Перегретый пар имеет температуру близкую к 400°С.В качестве теплоносителя перегретый пар применяют редко, так как его коэффициент теплоотдачи невелик. Теплосодержание перегретого пара по сравнению с насыщенным также увеличивается незначительно, поэтому затраты на его перегрев не могут быть оправданы.Но перегретый пар обладает следующими основными свойствами и преимуществами: а) при одинаковом давлении с насыщенным паром имеет значительно большую температуру и теплосодержание; б) имеет больший удельный объём в сравнении с насыщенным паром, то есть объём 1 кг перегретого пара при том же давлении больше объема 1 кг насыщенного пара. Поэтому в паровых машинах для получения необходимой мощности перегретого пара по массе потребуется меньше, что даёт экономию в расходе воды и топлива;в) перегретый пар при охлаждении не конденсируется; конденсация при охлаждении наступает лишь тогда, когда температура перегретого пара станет ниже температуры насыщенного пара при данном давлении.

Горячую воду получают в паровых водонагревателях (бойлерах) и водогрейных котлах, обогреваемых топочными газами. Горячая вода применяется обычно для нагрева до температур не более 100°С. Обогрев водой применяют в тех случаях, когда необходимо обеспечить мягкие условия обогрева. Часто для этой цели используют конденсат водяного пара.

Топочные газы позволяют осуществлять нагревание до 1000-1100°С при давлении газа, близком к атмосферному. Топочные газы часто используют для нагревания промежуточных теплоносителей. Нагревание топочными газами производят в печах. При сгорании газообразного или жидкого топлива образуются топочные газы, нагревающие трубы (змеевик), по которым перемещается сырьё. К недостаткам нагрева топочными газами относятся низкое значение коэффициента теплоотдачи, что вызывает необходимость развивать большие поверхности нагрева, а также жёсткие условия нагрева, т. е. большой перепад температур, и трудности точного регулирования температуры

5. Высокотемпературные теплоносители.

Высокотемпературные теплоносители получают тепло от топочных газов или электрических нагревателей и передают его нагреваемому материалу. Как и водяной пар, высокотемпературные теплоносители, являются промежуточными теплоносителями. Применение промежуточных высокотемпературных теплоносителей обеспечивает равномерность обогрева и безопасные условия работы. В качестве высокотемпературных теплоносителей применяют высококипящие органические теплоносители (ВОТ), минеральные масла, перегретую воду. К высококипящим органическим теплоносителям относятся дифенильная смесь, состоящая из 26 % дифенила и 74 % дифенилового эфира, носящее торговое название Даутерм А. Дифенильная смесь обладает большой термической стойкостью, низкой температурой плавления (+12°С) и применяется как жидкий теплоноситель примерно до температур 250°С. При более высоких температурах дифенильная смесь применяется в состоянии кипения, в качестве насыщенного пара. В последнем случае температура нагрева может быть повышена до 380°С.Основным достоинством дифенильной смеси как теплоносителя является возможность получения высоких температур без применения высоких давлений, её стойкость и нетоксичность. Верхний предел нагревания минеральными маслами (цилиндровое, компрессорное, цилиндровое тяжёлое) не превышает 300°С. Масла являются дешёвыми промежуточными теплоносителями, но имеют относительно низкие коэффициенты теплоотдачи, легко разлагаются, образуя на стенках накипь, ухудшающую теплообмен. Перегретая вода как теплоноситель применяется при нагреве до температур 374°С. При этом давление в системе возрастает до 225 кгс/см2.Этот теплоноситель абсолютно стоек, недорог, но высокие давления ограничивают выбор конструкций теплообменников и требуют применения только цельнотянутых труб, сварных систем и специальных уплотнений. При необходимости получения ещё более высоких температур (500-800 С) в качестве промежуточных теплоносителей применяют нитрит-нитратную смесь, ртуть, легкоплавкие металлы — натрий, калий и их сплавы. Установки с металлическими теплоносителями крайне опасны, так как даже незначительные утечки паров вызывают тяжёлые отравления. 6. Нагревание электрическим током. С помощью электрического тока можно проводить нагревание в очень широком диапазоне температур, легко регулировать и точно поддерживать заданный температурный режим. Все электрические нагреватели просты по конструкции, компактны и удобны в обслуживании. Однако их применение сдерживается сравнительно высокой стоимостью затрачиваемой энергии. В зависимости от способа превращения электрической энергии в тепловую различают: нагревание электрическими сопротивлениями, индукционный нагрев, высокочастотный нагрев, нагревание электрической дугой.

Нагрев электрическими сопротивлениями позволяет достигать температур 1000-1100 °С, индукционный нагрев — нагрев до 400°С, при нагреве электрической дугой можно получить температуры до 3000°С.Для охлаждения до обыкновенных температур (+10 — +30°С) наиболее широко используют воду и воздух. Вода по сравнению с воздухом обладает большей теплоёмкостью, более высокими коэффициентами теплоотдачи и позволяет проводить охлаждение до более низких температур. Однако применение воды связано с её загрязнением. В связи с этим применяют использование воздушного охлаждения, несмотря на большую, чем при охлаждении водой, стоимость этих устройств и более высокие эксплуатационные затраты. Для экономии воды применяют оборотную воду.

ГЛАВА II. Энергетический менеджмент

2.1 Энергоэффективность нефтеперерабатывающих предприятий

Энергосбережение называют самым дешёвым видом топлива. Для того чтобы оценить правильность этого выражения, достаточно обратиться к статистике: в России потенциал энергосбережения, по разным оценкам, составляет от 35 до 45 % от всего объёма энергопотребления. В абсолютных цифрах это 350-460 млн. тонн условного топлива, треть из которых приходится именно на топливно-энергетический комплекс. Основные факторы, создающие такой резерв для повышения энергоэффективности, примерно одинаковы для российских предприятий, работающих во всех сферах производства: это устаревшее оборудование, далеко не самые эффективные технологии и отсутствие развитой культуры энергосбережения.

2.2 Международный стандарт в системе энергетического менеджмента

Мировой опыт показывает, что все указанные причины низкой энергоэффективности взаимосвязаны и повышение уровня энергоэффективности — задача не только для изобретателей и технологов, но и для менеджеров. Официально эта позиция была оформлена в 2008 году образованием в рамках Международной организации по стандартизации (ISO) Технического комитета ИСО/ТК 242 «Энергоменеджмент», секретариат которого действует под двойным председательством: Американского национального института стандартов (AmericanNationalStandardsInstitute) и Бразильской ассоциации по техническим нормам (AssociacaoBrasileiradeNormasTecnicas).Для гармонизации работы в этом направлении был принят международный стандарт ISO 50001:2011 «EnergyManagementSystems -RequirementswithguidanceforUse» и чуть позднее соответствующий ему российский национальный стандарт ГОСТ ИСО 50001-2012 «Системы энергетического менеджмента. Требования и руководство к применению».

Стандарт обеспечивает учёт всех факторов, влияющих на энергоэффективность, которые могут быть измерены и на которые организация может влиять. Он позволяет предприятию «собрать в систему» весь набор методов, инструментов и процедур, нацеленных на энергосбережение, и создать организационные предпосылки для работы в этом направлении, нацеленной на постоянное улучшение.

Основная цель ISO 50001 заключается уже в самом внедрении системы энергоменеджмента, совместимой со стандартом, — отметил глава ИСО/ТК-242 Эдвин Пиньеро. — Сертифицирована ли она — это другой вопрос. Ясно, что сертификация ценна как независимая оценка, но ценность её для организации не столь велика по сравнению с наличием самой системы». Практика показывает, что потенциал повышения уровня энергоэффективности, которого можно достигнуть только за счёт внедрения системного подхода, может составить 2-3%, а в ряде случаев 5-10%, в зависимости от текущих стандартов эксплуатации оборудования и систем мониторинга. В Евросоюзе компании, внедрившие системы энергоменеджмента, достигли ежегодного снижения энергоёмкости на 2-3% по сравнению с 1%-ным снижением у компаний, проводящих энергосберегающие мероприятия без выстроенной программы. Строительством системы энергоменеджмента занимается сегодня и «Газпронефть».2.3. Система энергоменеджмента на предприятиях «Газпромнефть». Одним из первых документов компании в сфере энергоменеджмента стала Энергетическая политика, которая определяет цели и принципы внедрения и развития системы энергоменеджмента и повышения энергоэффективности. Базовым на старте строительства системы энергоменеджмента в компании стал сегмент переработки нефти. Для НПЗ разработана техническая политика, в которой прописан комплекс конкретных технических решений и рекомендаций по проектированию, эксплуатации и модернизации энергетических систем и оборудования, а также мероприятия по формированию программы энергосбережения, мониторинга и верификации величины экономии энергоресурсов. Руководящим корпоративным документом для внедрения системы стал стандарт «Ситемаэнергоменеджмента предприятий нефтепереработки БЛПС ОАО «Газпромнефть». По результатам анализа затрат за 2012 год энергозатраты занимают первое место среди всех затрат нефтеперерабатывающих заводов — это 20-26%.Понятно, что в условиях непрерывного роста тарифов естественных монополий, если не предпринимать никаких действий по повышению энергоэффективности производства, доля энергозатрат в переработке будет только возрастать. Соответственно будет расти и себестоимость продукции, а конкурентноспособность, напротив, снижаться. Внедрение системы энергоменеджмента в переработке компания начинает не с нуля. Отдельные её элементы уже действуют на заводах — например, система повышения производственной эффективности и снижения затрат, включающая направления энергоэффективности, работает с 2010 года. Для оценки эффективности энергопотребления НПЗ используется индекс энергоёмкости (ЕII) Solomon. Индекс энергоёмкости (EnergyIntensityIndex, ЕП) — показатель, сформированный на основе стандартного энергопотребления.

ЕII представляет собой отношение фактического энергопотребления к стандартному энергопотреблению предприятия. Однако ЕП даёт общую оценку энергоёмкости предприятия и отдельных установок. При этом он не позволяет принимать оперативные решения по оптимизации энергопотребления при изменении различных внешних факторов. Для проведения регрессионного анализа эффективности энергопотребления необходимо установить дополнительные индикаторы. Создание базовой линии энергопотребления и индикаторов энергоэффективности, которые позволяют реально оценить существующий уровень и изменения в энергопотреблении, — один из ключевых элементов стандарта ISO 50001:2011.В добыче также одна из основных затратных статей — энергообеспечение, а на первом месте потребление электроэнергии, поэтому и главный показатель энергоэффективности — удельный расход электроэнергии на тонну добычи жидкости. По нему «Газпромнефть» сегодня находится в России на высоком уровне, хотя ещё несколько лет назад была далеко от границ лучших практик: за последних три года удельный расход электроэнергии удалось снизить на 7,6%. Как и в переработке, элементы системы энергоменеджмента присутствуют в бизнес-процессах каждого из добывающих предприятий компании: реализуются программы энергоэффективности добычи нефти (ПЭДН), проводится факторный анализ причин отклонений в удельных расходах электроэнергии — уникальная для отечественной отрасли практика. В целом, база для создания и внедрения системы энергоменеджмента заложена, и существующие ПЭДНы будут развиваться в соответствующую комплексную программу.

Развивать систему энергоменеджмента «Газпромнефть» планирует в несколько этапов. Первый — создание единой методологической базы — уже пройден на уровне Корпоративного центра и сегмента переработки нефти. В результате этой работы также должны быть выстроены сквозные процессы, в периметр действия которых входят и Корпоративный центр, и добывающие предприятия. На втором этапе система внедряется на пилотных предприятиях, что позволяет оценить фактическую эффективность на производстве. Эти предприятия уже определены: «Газпромнефть-ОНПЗ» и «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз». Третьим этапом станет последовательное каскадирование СЭнМ на предприятия компании.Официальной оценкой внедрения системы энергоменеджмента должно стать получение сертификата соответствия требованиям международного стандарта ISO 50001:2011. Применение в России стандарта ISO 50001:2011 пока дело добровольное. Однако в Минэнерго РФ уже разрабатываются механизмы, как экономического стимулирования, так и жёсткого регламентирования процессов организации энергоэффективности. Но дело не только в административных рисках. Эффективность, в том числе энергетическая, даже в среднесрочной перспективе станет основным фактором конкурентоспособности на нефтяном рынке, а значит — вспоминать о «самом дешёвом топливе» необходимо уже сейчас.

ГЛАВА III. Экономия энергии на НПЗ

3.1 Пути уменьшения энергопотребления на ОАО «Газпромнефть-Московский НПЗ»

В 2013 году специалистами предприятия была проделана большая работа, позволившая существенно снизить энергозатраты. Была проведена реконструкция печей установки каталитического крекинга Г-43-107, включающая монтаж воздухоподогревателя и газоанализаторов кислорода и замену горелок. На наружную поверхность печей установок первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ-6 и АВТ-3, а также установки гидроочистки дизельного топлива Л-24/5 и установки каталитического риформинга Л-35/11-300 нанесено теплоизоляционное покрытие. На установку стабилизации и вторичной перегонки бензина 22/4 установлен воздухоподогреватель. На установках ЭЛОУ-АВТ-6, Г-43-107, установке каталитического риформинга ЛЧ-35/11-1000, комбинированной установке сероочистки газов, регенерации раствора МЭА и получения элементарной серы установлены устройства частотного регулирования. Освещение технологических объектов переведено на энергосберегающие технологии.

На подстанциях, питающих такие объекты, как Г-43-107, химводоочистка, установка получения серы, установлены конденсаторные батареи на подстанциях. Прошла наладка гидравлического режима тепловых сетей. Увеличен возврат конденсата на ТЭЦ-22 по отношению к плановым показателям. К сожалению, ещё остаются нерешённые вопросы, которые пока препятствуют полномасштабной работе по повышению энергоэффективности на предприятии. Например, размытая ответственность специалистов разного уровня за эффективное управление энергоресурсами. Пока отсутствует единый подход к планированию мероприятий энергосбережения, а также оперативный контроль их реализации. Зачастую информация предоставляется с ошибками и несвоевременно. Это приводит к увеличению времени на принятие управленческих решений. Изучение МДК.01.01. «Ведение технологического процесса нефтепереработки», МДК.03.01 «Ремонт технологического оборудования», посещение ОАО «Газпромнефть-Московский НПЗ» натолкнули меня на тематику данной работы. Изучая междисциплинарные курсы по профессии, наблюдая за работой технологического оборудования, я считаю, что основными направлениями экономии теплоносителей в процессах нефтепереработки являются:

1. Проведение энергетического обследования (энергоаудита) завода

Разработка долгосрочной программы внедрения энергосберегающих технологий с учетом технических и финансовых возможностей предприятия.

3. Включение энергосберегающих мероприятий в разрабатываемый комплексный план технического развития завода с определением объемов финансирования и сроков проведения этих мероприятий.

4. Улучшение контроля за процессами, использование для этой цели вычислительной техники.

5. Повышение эффективности утилизации сбросной теплоты.

6. Увеличение КПД печи.

7. Усовершенствование тепловых насосов.

8. Использование «общеэнергетических» схем.

9. Использование низкопотенциальной сбросной теплоты для теплоснабжения.

10. Анализ фактических результатов и оценка экономической эффективности внедренных энергосберегающих мероприятий с целью корректировки общей программы энергосбережения.

Эти решения возможны при:

1. Подборе направления движения теплоносителей.

2. Применении воздушного охлаждения вместо водяного.

3. Использовании вторичных энергетических ресурсов.

4. Подборе соответствующих теплоносителей.

5. Увеличении поверхности теплообмена.

6. Использовании тепла дымовых газов (утилизация) и т. д.

Основной проблемой на пути решения вопросов энергосбережения является необходимость значительных инвестиций для проведения энергосберегающих мероприятий, которые требуют серьезного технико-экономического обоснования, выполненного организациями, специализирующимися в этой области. Самым первым шагом в решении этой проблемы является проведение обязательного по закону «Об энергосбережении» энергетического обследования предприятия. Очевидно, что капиталовложения будут велики, но и будет отдача (экономия энергоресурсов), а значит энергоэффективность на предприятиях нефтепереработки — основной фактор конкурентноспособности на нефтяном рынке

1. А. В. Сугак, В. К. Леонтьев, В. В. Туркин. Процессы и аппараты химической технологии. Учебное пособие для начального профессионального образования. М.:Издательский центр «Академия», 2005 — 224 с.

2. Д. А. Баранов, А. П. Кутепов. Процессы и аппараты. Учебник. М.: Издательский центр «Академия», 2004 — 304 с.

3. В. М. Лекае, А. В. Лекае. Процессы и аппараты химической промышленности. Учебник. М.: Издательство «Высшая школа», 1977 — 256 с.

4. В. П. Суханов. Переработка нефти. Учебник. М.: Издательство «Высшая школа», 1979 — 335 с.

5. Журнал «Сибирская нефть» № 8, октябрь 2013. ОАО «Газпромнефть». Издательство «Алмаз-Пресс».

Размещено на Allbest.ru

Читайте также:  Курсы валют ИС Банк Севастополь: планируйте свои финансовые шаги уже сегодня
Оцените статью
GISEE.ru - Официальный сайт
Добавить комментарий