Интеграция теплового насоса с колонной К3. Расчет простого срока окупаемости теплового насоса на бутановой колонне

3. Интеграция теплового насоса с колонной К3.

            Для колонны К3 была разработана принципиальная схема (рис.12.),  при которой конденсация паров К3 и подогрев низа колонны будет осуществляться не за счет горячих и холодных утилит, а с помощью интегрированного в систему углеводородного теплового насоса.

Рис.12.

            Пары хладагента R600(бутан) после дефлегматора подаются на компрессор, где происходит их сжатие до температуры,  которая должна обеспечить полное испарение циркулирующего потока подогрева К3. В ребойлере пары R600 конденсируются и через дросселирующий вентиль поступают на дефлегматор, где обеспечивают конденсацию паров К3 за счет тепла испарения хладагента. Дефлегматор и ребойлер работают в режиме конденсатор-испаритель. Поток паров К3 после дефлегматора конденсируется не полностью. Количество тепла  несконденсированных паров, которое необходимо отвести за счет холодных утилит составит 2,43 МВт.

Основные параметры теплового насоса колонны К3 представлены на таблице 5.

Таблица 5

Тепловая нагрузка, МВт		Расход массовый, кг/ч			Потребляемая эл. мощность, кВт	Давление абс., Мпа		Температура, ºС
дефлегматор	ребойлер	Пары К3	Подогрев К3	R600	2445	Всас.	Нагн.	На всасе	На нагн.
13,8	16,23	216900	189000	187000		0,38	0,9	45	77,95

            Технические характеристики поршневого компрессорного агрегата теплового насоса  (рис. 13).представлены в Таблице 6.

Таблица 6

Рис. 13.

Большая составная кривая интегрированного процесса показывает возможность использования горячей воды для подогрева части холодных потоков (рис.14).

Расположение такого нагрева как раз приходится на низ колонны К3, т.е. является альтернативным использованию теплового насоса. В данном случае водяной подогрев не снижает мощность, которую необходимо подвести к процессу, но позволяет использовать более дешевую, чем пар горячую утилиту.

Экономический расчет эффективности проекта реконструкции установки разделения широкой фракции легких углеводородов.

Дополнительная поверхность теплообмена в предлагаемом проекте реконструкции теплообменной системы по расчетам составляет для варианта №1 – 174,9 м² , а для варианта №2 – 272,4 м² (таблица 3, 4).

            Затраты на дополнительную теплообменную поверхность будут равны:

            ,                                                                                               (1)

где S_уд – площадь дополнительной поверхности теплообмена, м²; с_уд – удельная стоимость теплообменной поверхности за 1 м2; N – количество дополнительных теплообменников; с_инст – стоимость установки одного аппарата.

Тогда затраты на дополнительную поверхность составят для варианта №1:

             долл. США,                                      (2)

а для варианта №2:

             долл. США,                                     (3)

            Потребление существующим процессом горячих утилит, в соответствии с составными кривыми (рис. 4) составляет 42112 кВт, а холодных – 42812 кВт. При внедрении проекта реконструкции теплообменной системы энергопотребление снизиться (см. рис. 6) и будет составлять 40167 кВт от горячих утилит и 41026 кВт от холодных утилит (рис. 6). То есть экономия энергии составит 1945 и 1786 кВт для горячих и холодных утилит соответственно.

            При стоимости горячих утилит 120 долл. США/(кВт×год) (что эквивалентно стоимости природного газа – 140 долл. США за 1 тысячу кубов) и холодных 12 долл. США/(кВт×год), общая годовая экономия в денежном выражении составит:

             долл. США

Срок окупаемости предлагаемого проекта реконструкции теплообменной сети составит:

                                                                                                                     (4)

где  – годовая экономия, за счет снижения энергопотребления установки, 12 – количество рабочих месяцев в году.

Срок окупаемости для 1^го варианта реконструкции теплообменной системы составит:

 месяцев.                                                                         (5)

Срок окупаемости для 2^го варианта реконструкции теплообменной системы составит:

 месяцев                                                                           (6)

Расчет простого срока окупаемости теплового насоса на бутановой колонне.

Исходя из анализа стоимости различных видов энергии на заводе можно сделать вывод, что стоимость 1 кВт ч электроэнергии в четыре раза дороже стоимости эквивалентного количества тепловой энергии.

Тепловой насос передает от дефлегматора ребойлеру тепловую мощность равную 16.23 МВт. При этом затрачивает электрическую мощность, равную 2.445 МВт. Стоимость электрической мощности эквивалентна стоимости 9.78 МВт тепловой энергии.

Поэтому реальное снижение стоимости энергии подводимой к установке составит значение цены 16.23-9.78=6.45 МВт тепловой мощности, что при стоимости 1 кВт года, равной, 120 долл. США за год составит величину 774000 долл. США.

Стоимость удельной установленной тепловой мощности теплового насосы при общей тепловой мощности большей 10 МВт составляет величину » 200 долл. США за 1 кВт [27], т.е. установка теплового насоса мощностью 16.3 МВт обойдется предприятию в 3 260 000 долл. США. И тогда простой срок окупаемости установки теплового насоса на колонне К3 ЦГФУ составит величину ~ 4.25 года или 4 года и 3 месяца.

Литература (добавить в общий список)

27. Горшков В.Г. Тепловые насосы. Аналитический обзор. //Справочник промышленного оборудования. 2004. № 2. С. 47–80.