Портал создан при поддержке Федерального агентства по печати и массовым коммуникациям.


Исследовательская работа «Экономия теплоносителей в процессах нефтепереработки»

Номинация: Самая актуальная работа

Рис. 1.
Рис. 1.

Рис. 2.
Рис. 2.

Рис. 3.
Рис. 3.

Рис. 4.
Рис. 4.

Рис. 5.
Рис. 5.

Рис. 6.
Рис. 6.

Рис. 7.
Рис. 7.

Богдан Тухтаров.
Богдан Тухтаров.

Липская Ирина Лазаревна, преподаватель специальных дисциплин.
Липская Ирина Лазаревна, преподаватель специальных дисциплин.

Оценить:

Рейтинг: 4.32

Автор: Тухтаров Богдан Бахтиёрович. Наставник: Липская Ирина Лазаревна
1ое, 2ое и 3е место: III место
Город: Москва
Место учебы: ГБОУ Колледж связи №54

Актуальность и проблема исследования

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. Технологические установки действующих НПЗ - 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. 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. Практическое потребление энергии превышает её теоретическое потребление. В то же время на нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводах вся получаемая тепловая энергия используется лишь на 30-35%, а остальная часть становится нерекуперативноспособной. Например, 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.

Для решения задач по вопросу энергосбережения на НПЗ мною проведены: анализ специальной технической литературы и материалов из интернета, практические наблюдения за работой оборудования на НПЗ, анализ теоретического материала по профессиональным модулям по профессии "Оператор нефтепереработки".

Цель исследования:

Уменьшение энергозатрат при эксплуатации технологического оборудования на нефтеперерабатывающих предприятиях.

Задачи исследования:

1. Изучение энергоэффективности нефтеперерабатывающих предприятий.

2. Ознакомление с Международным стандартом в системе энергетического менеджмента.

3. Ознакомление с системой энергоменеджмента на предприятиях "Газпромнефть".

4. Изучение тепловых процессов на НПЗ: оборудование, теплоносители, параметры и факторы тепловых процессов.

5. Определение путей экономии энергии на НПЗ.

6. Сделать выводы и предложения о путях экономии энергии на НПЗ.

Экспериментальная база исследования: процессы и оборудование нефтеперерабатывающих предприятий.

Методы исследования:

1. Анализ специальной технической литературы и материалов из интернета.

2. Теоретические и практические знания по профессиональным модулям ПМ.01. Ведение технологического процесса на установках III категории и ПМ.03. Проведение ремонта технологических установок по профессии "Оператор нефтепереработки".

3. Практические наблюдения за тепловыми процессами.

Практическая значимость исследования:

Материалы учебно-исследовательской работы могут быть включены в программу изучения дисциплин не только по профессии Оператор нефтепереработки, но и для изучения процессов передачи тепла и экономии энергии по дисциплинам общеобразовательного и специального цикла других специальностей.

ГЛАВА I. Тепловые процессы на нефтеперерабатывающих предприятиях.

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.

3. Горячая вода.

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.

4.Топочные газы.

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.

1.2. Технологическое оборудование тепловых процессов.

В нефтепереработке применяют различные виды технологического оборудования, где идёт процесс нагревания или охлаждения за счёт использования тепла теплоносителей. К таким видам оборудования относятся:

1. Теплообменники.

2. Печи.

3. Водяные и воздушные холодильники.

4. Кипятильники.

5. Барометрический конденсатор.

Конструкции теплообменного оборудования обусловлены созданием большой поверхности контакта между теплоносителями, а также выбором способа движения теплоносителей.

Важным моментом при выборе теплообменника является конструкция теплообменника. Так в кожухотрубчатых теплообменниках с жестким креплением трубного пучка (рис. 1) вследствие большой разности температур теплоносителей идёт неодинаковое тепловое удлинение элементов конструкции аппарата, и в сварных швах возникают механические напряжения, которые

могут превысить предел прочности материала.

Рис. 1. Кожухотрубчатый теплообменник: 1 - корпус или кожух; 2 - трубные решётки; 3 - трубы; 4 - днища; 5 - фланцы; 6 - болты; 7 - лапы

Для увеличения скорости протекания в трубном и межтрубном пространствах (рис. 2) устанавливают перегородки, уменьшая сечения потока жидкости.

Рис. 2. Многоходовой кожухотрубчатый теплообменник:

1  - кожух;

2 - перегородки в межтрубном пространстве;

3 - перегородка в трубном пространстве

При небольших перемещениях применяют теплообменники с линзовым компенсатором, при большой длине труб и больших перемещениях -теплообменники с плавающей головкой (рис. 3). Также к теплообменникам с компенсирующими устройствами относят теплообменник с линзовым компенсатором, применяемым при небольших перемещениях.

Рис. 3. Теплообменник с компенсирующими устройствами: а - с линзовым компенсатором; б - с плавающей головкой; в - с U-образными трубками;

1 - корпус;

2 - трубы;

3 - внутреннее днище

В теплообменниках для экономии теплоносителя используют противоток, т. к. два теплоносителя перемещаются в противоположных направлениях (рис. 4). Тем самым можно повысить экономические показатели.

Рис. 4. Схемы направления движения жидкостей при теплопередаче:

а) - параллельный ток;

б) - противоток;

в) - перекрёстный ток

На нефтеперерабатывающих предприятиях применяют печи (рис. 5), в которых идёт нагрев до температур 1000-1100°С.

Рис. 5. Трубчатая печь для нагревания жидких продуктов:

1  - конвективная теплообменная поверхность;

2 - змеевик подогреватель;

3 - дымовая труба;

4 - радиационная нагреваемая поверхность;

5 - излучающая панель;

6 - газовая горелка

Эффективность нагрева в печи зависит от температуры пламени, площади излучающей поверхность, скорости движения нагреваемого сырья в трубах, расположения труб и т. д.

В кипятильниках идёт нагрев за счёт использования тепла глухого или острого водяного пара. Аппараты воздушного охлаждения предназначены для охлаждения потоков, перемещающихся в секциях оребрённых труб, воздухом, который подаётся на наружную поверхность труб с помощью вентилятора.

Барометрические конденсаторы (рис. 6) применяются для конденсации водяного пара при низком давлении.

Рис. 6. Барометрический конденсатор: а - с сегментными полками:

1 - корпус;

2 - полки;

3 - барометрическая труба;

4 - барометрический ящик (сосуд); б - с кольцевыми полками

В тех случаях, когда одна из теплопередающих сред имеет низкий коэффициент теплоотдачи (газы, сильно вязкие жидкости), производят оребрение поверхности теплообмена (рис. 7) со стороны этой среды. Этим достигают интенсификации теплообмена за счёт увеличения поверхности.

Рис. 7. Оребрённый холодильник:

а) - элемент трубы с оребрением;

б) калорифер

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 последник три года удельный расход электроэнергии удалось снизить на 7,6%. Как и в переработке, элементы системы энергоменеджментаприсутствуют в бизнес-процессах каждого из добывающих предприятий компании: реализуются программы энергоэффективности добычи нефти (ПЭДН), проводится факторный анализ причин отклонений в удельныхрасходах 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 конкурентноспособности 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.

2. 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.

Заключение

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

ЛИТЕРАТУРА

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".