Мы живем в эпоху, когда расстояние от самых безумных фантазий до совершенно реальной действительности сокращается с невероятной быстротой.

Максим Горький
Писатель
Сотрудники ООО «РусЭнергоПроект» имеют более 400 публикаций на русском и английском языках. Ниже представлены некоторые из них.

  1. Ульев Л.М., Канищев М.В., Зимнякова А.С. О необходимости использования индексов бенчмаркинга Ансельм для повышения энергоэффективности НПЗ.
  2. Leonid M. Ulyev,Maxim V. Kanishev, Mikhail A. Vasilyev, Abbass Maatouk. Energy Efficiency Retrofit of Two-Flow Heat Exchanger System.
  3. Товажнянский Л.Л., Ульев Л.М., Мельниковская Л.А. и др. Экстракция данных для теплоэнергетического интегрирования процесса первичной переработки нефти на установке АВТ А12/2 // Интегрированные технологии и энергосбережение. 2010. № 1. С. 53.
  4. Товажнянский Л.Л., Ульев Л.М., Мельниковская Л.А. и др. Проектирование схемы реконструкции установки первичной переработки нефти АВТ А12/2 в режиме работы без вакуумного блока в зимнее время // Интегрированные технологии и энергосбережение. 2010. № 3. С. 64.
  5. Ульев Л.М., Мельниковская Л.А. Определение полезной загрузки трубчатих печей с помощью учета теплових потер в системе теплообмена на установке первичной переработки нефти АВТ А12/2 в режиме работы без вакуумного блока // Интегрированные технологии и энергосбережение. 2011. № 3. С. 15.
  6. Tovazhnyansky L., Kapustenko P., Ulyev L., Arsenyeva O. Process integration of sodium hypophosphite production // Applied Thermal Engineering. 2010. V. 30. Issue 16. P. 2306.
  7. Ульев Л.М., Сивак В.В. Пинч-интеграция тепловых насосов в процесс очистки тетрахлорида титана // Интегрированные технологии и энергосбережение. 2013. № 2. С. 35.
  8. Клемеш Й., Костенко Ю.Т., Товажнянский Л.Л., Капустенко П.А., Ульев Л.М., Перевертайленко А.Ю., Зулин Б.Д. Применение метода пинч-анализа для проектирования энергосберегающих установок нефтепереработки // Теорет. основы хим. технологии. 1999. Т. 33, №4. С. 420.
  9. Товажнянский Л.Л., Капустенко П.А., Ульев Л.М., Арсеньева О.П., Тарновский М.В. Интеграция тепловых процессов на установке первичной переработки нефти АВТ А12/2 при работе в зимнее время // Теорет. основы хим. технологии. 2009. Т. 43, №6. C. 665.
  10. Мешалкин В.П., Товажнянский Л.Л., Ульев Л.М., Мельниковская Л.А., Ходченко С.М. Энергоэфективная реконструкция установки нефтепереработки на основе пинч-анализа с учетом внешних потерь // Теорет. основы хим. технологии. 2012. Т. 46, №5. C. 491.
  11. Ульев Л.М., Нечипоренко Д.Д. Пинч-реконструкция секций гидроочистки и каталитического риформинга на установке Л-35-11/600 // Интегрированные технологии и энергосбережение. 2013. № 2. С. 95.
  12. Смит Р., Клемеш Й., Товажнянский Л.Л., Капустенко П.А., Ульев Л.М. Основы интеграции тепловых процессов. Харьков: Издательский центр НТУ "ХПИ", 2000.
  13. L. M. Ulyev, P. A. Kapustenko, M. A. Vasilyev, S. A. Boldyryev, Total Site Integration for Coke Oven Plant, Chemical Engineering Transaction, 2013, 35, 235-240
  14. «Ахиллес», программный продукт "РусЭнергоПроект".

О НЕОБХОДИМОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ИНДЕКСОВ АНСЕЛЬМ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ ЗАВОДОВ
Ульев Л.М., Канищев М.В., Зимнякова А.С.
Дана характеристика методики Ансельм. Приведен алгоритм расчета индексов Ансельм для повышения энергоэффективности производств. Показана необходимость применения методики Ансельм для нефтегазохимического комплекса. Приводятся результаты апробации алгоритма на примере показателей деятельности российских нефтегазовых компаний. Дается заключение о возможности использования результатов исследования при дальнейшей корректировке целевых показателей развития нефтегазовых компаний.

The characteristic of Anselm technique is given. The algorithm of calculation of indexes of Anselm to improve the energy efficiency of production was presented. Need of the Anselm technique application for the petrochemical complex was justified. The results of testing the algorithm on an example of the performance of Russian oil and gas companies. Refers to the possibility of using the results of research to change the development targets of the oil and gas companies.
1.Введение

Основная цель промышленного предприятия, в том числе нефтеперерабатывающего, – обеспечить выпуск продукции с минимальными издержками, занять в отрасли лидирующее положение в области технологии, добиться максимального использования имеющихся сырьевых, финансовых и людских ресурсов.

Для управления промышленным предприятием, выбором путей его развития, необходимо знать, насколько оно эффективно по сравнению с аналогичными предприятиями. Указанные проблемы решаются с помощью систем бенчмаркинга, представляющих методологию анализа и инструменты повышения эффективности и производительности промышленных предприятий.

Теоретические основы бенчмаркинга заложены в трудах ведущих специалистов по управлению качеством Э. Деминга [1], Дж. Джурана [2], Ф. Кросби [3], К. Исикавы [4], С. Сакаты [5], А. Фейгенбаума [6], У. Шухарта [7].

Методологии бенчмаркинга посвящено множество литературы, в основном на английском языке. Х. Вазири [8,9] определяет бенчмаркинг как изучение лучших образцов в отрасли или классе, а Ф. Котлер [10] как изучение «лучших в своем классе — ведущих мировых производителей и продавцов». В работе профессора Норвежского университета науки и технологии Б. Андерсена [11], методика бенчмаркинга основана на сравнении с эталонными процессами ведущей организации. И. Аренков, П. Баум, В. Томилов [12,13] в своем исследовании считают, что модель бенчмаркинга лежит в разработке успешных инноваций, Ц. Толдман, Д. Рендсли, И. Охината [14,15] полагают, что бенчмаркинг - заимствование методов управления успешно работающих компаний. В книге «Бенчмаркинг в лучшем виде» [16] Х. Дж. Харригтон, Дж. С. Харригтон рассматривают бенчмаркинг как способ достижения наилучших по качеству продуктов, услуг, дизайна, оборудования, процессов и практик. Р. Рейдер и Р. Венетуччи [17, 18] рекомендуют для повышения эффективности компании изучать передовой опыт первоклассных предприятий.

Японский профессор Ивао Кобаяси разработал «Систему 20 ключей - непрерывный бенчмаркинг» [19,20], в которой вся деятельность предприятия разделяется на двадцать областей, которые имеют важнейшее значение для конкурентоспособности и рентабельности. Затем каждая область оценивается по 5-бальной системе и выявляются слабые места. После этого предприятие реализует мероприятия по усовершенствованию и развитию выявленных слабых направлений. Как отмечает И. Кобаяси, «предприятия должны прилагать серьезные усилия: развивать повторную переработку возвратного сырья, организовывать поточное производство таким образом, чтобы не было непроизводительных расходов энергии, сырья, материалов. Мы стоим перед необходимостью заниматься проблемой энерго- и ресурсосбережения на основе внедрения новых технологий и усовершенствования технологического оборудования. Производственники – очень занятые люди, поэтому проблемы энерго- и ресурсосбережения решаются в последнюю очередь.»

Конкурентный сравнительный бенчмаркинг показателей [21], как правило, реализуется с целью рейтингования компаний. При этом у каждого рейтингового агентства существует уникальная методика. Вместе с тем правильно подобранный комплекс критериев для рейтингования и их адекватная трактовка могут быть полезны для проведения стратегического анализа и выработки решений относительно направлений дальнейшего развития компаний.

В 1991 году Интерактивный Европейский фонд качества менеджмента (EFQM) разработал Модель делового совершенства [22]. В основе этой методологии лежит совокупность следующих принципов:
- ориентация на результат,
- ориентация на потребителя,
- лидерство и постоянство целей,
- управление процессами и данными,
- развитие и вовлечение персонала,
- постоянное изучение передового опыта, нововведения и улучшения,
- развитие партнерства,
- социальная ответственность.
Модель легла в основу конкурса на Награду EFQM за Совершенство, которая присуждается ежегодно и является всемирно признаваемым свидетельством выдающихся достижений в деятельности компаний. В конце 2003 года Всероссийская организация качества заключила с EFQM соглашение и начала работу по продвижению его модели в России. В 2003 году только две российские организации - «Электростальский машиностроительный завод» (Московская область) и фирма «Калина» (Екатеринбург) получили сертификаты первого уровня «Стремление к совершенству». В январе 2005 года ООО "ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез" получило сертификат второго уровня и был включен в соответствующий реестр EFQM.

В европейских странах разработан специальный проект «Benchmarking and Energy Management Schemes in SMEs - Small and Medium size Enterprises» [23] для обеспечения информационной поддержки бенчмаркинга энергоэффективности для стран Евросоюза, который позволяет установить различия в удельном потреблении энергии и оценить разрыв между сравниваемой компанией и компанией эталоном. Интернет-приложение проекта было успешно протестировано 175 европейскими малыми и средними предприятиями в 19 европейских странах. Однако, сравнение удельного потребления энергии не учитывает сложность структуры НПЗ, изменения производственной программы и номенклатуру выпускаемой продукции.

Н.Н. Сергеев [24] сформулировал основные признаки, характерные для энергосбережения:

− снижение количественного удельного потребления ТЭР;
− эффективное использование первичных (природных) невозобновляемых ТЭР;
− вовлечение в хозяйственный оборот возобновляемых источников энергии.

Академиком РАН института энергетических исследований А.А Макаровым [25] проведена дифференциация видов потенциала энергосбережения по степени учета различных ограничений в его реализации, а именно выделение экономического, технологического и рыночного потенциала энергосбережения.

Технологический потенциал энергосбережения характеризуется возможностями снижения удельного расхода и потерь энергии путем замены существующего оборудования более современным, без учета ограничений, касающихся его реализации.

Экономический потенциал характеризует нереализованные возможности предприятия по замене уже имеющегося оборудования на более эффективное, производству энергосберегающего оборудования и применению потребителями энергосберегающего оборудования и технологий.

Рыночный потенциал энергосбережения обусловлен ситуацией, складывающейся на момент принятия управленческих решений по реализации энергосберегающих мероприятий.

Максимальный доступный потенциал для повышения энергоэффективности промышленных предприятий можно определить с помощью термодинамических законов, и, как правило, он не реализуем в лучших доступных технологиях. Кроме того, самой "лучшей доступной практикой" является черный ящик. Поэтому в рамках одной кампании определяется лучшая в рейтинге нефтеперерабатывающая установка и изучается опыт ее эксплуатации для использования на аналогичных установках.

На основании анализа данных 67 американских компаний [26] в области нефтепереработки и нефтедобычи, компания Energy Star разработала руководство по методам повышения энергоэффективности, технологиям борьбы с выбросами и выделила основные направления по сбережению энергоресурсов: утилиты (30%), печное оборудование (20%), оптимизация процессов (15%), теплообменное оборудование (15%), оптимизация насосно-вращающегося оборудования (10%) и другие области (10%).

Процесс управления энергоэффективностью строится на основании анализа статистики объемов потребления ТЭР, путём постоянного снижения нормы, без учёта реально достижимого (термодинамически обоснованного) потенциала установки. Это может приводить к постановке недостижимых целей по снижению норм потребления ТЭР и нецелесообразным затратам в процесс повышения эффективности. Кроме того, существующие подходы не позволяют определить приоритетность инвестиций в энергоэффективность и еще до начала работ оценить окупаемость.

В данной статье предложена новая концепция бенчмаркинга, позволяющая определить снижение энергопотребления установки на основе методов интеграции процессов, математического моделирования и методов статистики.

Европейский опыт [27] показывает, что мероприятия по энергоэффективности позволяют сократить затраты на энергоресурсы до 30%. В эту цифру входят промышленность, транспорт, коммунальное потребление и т.д.

Производственный опыт «РусЭнергоПроект» показывает, что для нефтеперерабатывающих предприятий снижение потребления находится, в зависимости от процесса и конкретной установки, в диапазоне от 12 до 100%. 100% в данном случае иллюстрирует что произведён полный отказ от использования внешних горячих утилит и технологический процесс обеспечивается за счёт интеграции тепловой энергии в пределах территориального комплекса (TOTAL SITE).

ООО «РусЭнергоПроект» была разработана система индексов Ансельм, автоматизирующая выявление потенциала энергоэффективности установки, доказывающая экономически обоснованный минимум потребления ТЭР и позволяющая выявить наиболее инвестиционно привлекательные проекты по повышению энергоэффективности.

2. Метод
В основе метода бенчмаркинга, предложенного в данной работе, лежат не только фундаментальные закономерности интеграции процессов, но и результаты обследования 11 нефтеперерабатывающих заводов, включая обследование и интеграцию 170 отдельных блоков и промышленных объектов. Обследование проводилось во все сезоны года и в широких климатических условиях. Рассмотрены различные режимы работы, различные виды сырья, которые уже использовались для переработки.

Получены все технологические параметры процессов, определены теплофизические данные во всех рабочих температурных диапазонах в заводских лабораториях. Для всех рассмотренных процессов получены термодинамически обоснованные, экономически выгодные и технически достижимые значения минимального удельного энергопотребления. Разработанные проекты реконструкции в настоящее время реализуются на 23 объектах.

Отличительной чертой системы индексов Ансельм является то, что нет необходимости обращаться к сторонней эталонной установке. В системе Ансельм индексы характеризуют экономически обоснованное, технически достижимое минимальное удельное энергопотребление уже в процессе, осуществленном на установке.

Инновационный подход, предложенный в данной работе, заключается в том, что результаты бенчмаркинга не только показывают уровень энергоэффективности предприятий, но и показывают карту проектов для достижения целевого энергопотребления. Алгоритм составления карты проектов включен в методику Ансельм.
Рисунок 1. Направления оптимизации для исследуемой установки
Методика бенчмаркинга предприятий Ансельм действует по следующему принципу:
1. Определяется общий потенциал по снижения энергоресурсов для конкретной установки, при котором целевым является технически достижимый минимальный уровень энергопотребления. Потенциал учитывает все виды ТЭР (электроэнергия, тепловая энергия, топливо).
2. Формируется специальная диаграмма – «улитка Ансельм», показывающая потенциалы по энергоэффективности установок, ранжированные в порядке уменьшения.
3. Определяются направления потенциала между минимальным и текущим энергопотреблением – в общем случае это теплообмен, печи и вращающееся оборудование (рис.1). Для каждой установки определяются потенциалы между текущим и минимальным потреблением. Потенциал может быть приведён по видам энергоресурсов или по направлениям оптимизации.

1. Для каждого направления определяется технически достижимый потенциал энергоэффективности.
2. Формируется общая карта проектов по энергоэффективности. Потенциал по всем установкам разбивается на карту проектов, согласно полученным направлениям оптимизации.
3. В случае если в периметр Ансельм входит все предприятие, для предприятия рассчитывается общий индекс энергоэффективности, который отражает комплексную характеристику предприятия с точки зрения современности, энергоэффективности, стоимости.
Система индексов Ансельм позволяет определить три уровня минимального энергопотребления (потенциального энергопотребления) для каждой установки (рис.2).

Рисунок 2. Пирамида Ансельм
Арежим - Минимальный текущий уровень энергопотребления.
Зависит от текущего технологического процесса, загрузки и т.д. Может быть оптимизирован беззатратными мероприятиями, за счёт правильного ведения режима, энергоменеджмента, ежесуточного мониторинга ТЭР. Индекс рассчитывается на основании статистики потребления.

Аэнерго - Минимальный технически достижимый.
Минимальный технически достижимый уровень энергопотребления. Потребление ниже данного уровня для текущей конфигурации установки невозможно.

Афинанс -Минимальный экономически обоснованный.
Уровень энергопотребления, достигаемый путём вложения экономически обоснованных инвестиций. Объем потребления ТЭР на этом уровне является стратегической целью. Уровень может меняться при изменении ставки дисконтирования, стоимости энергоресурсов и т.д.
Методология данного исследования, подкрепленная специально разработанными методиками, алгоритмами, математическим обеспечением, базами данных и т.п., позволяет осуществлять сравнение и ранжирование не только по абсолютным показателям, но и по относительным.
Система индексов Ансельм применима для любых перерабатывающих производств, в том числе нефтехимических, химических, газоперерабатывающих и прочих. В настоящее время индексы используются для бенчмаркинга нефтеперерабатывающих предприятий РФ.

Рисунок 3. «Улитка Ансельм»
3. Ансельм-анализ установок

ООО «РусЭнергоПроект» были рассчитаны двадцать три установки первичной и вторичной переработки нефти. Был проведен сбор информации (расход, температура, давление, потоковая теплоёмкость) всех существующих потоков для каждой установки, проанализированы и построены с помощью математического моделирования химико-технологические схемы.

Разработанный ООО «РусЭнергоПроект» расчетный-аналитический комплекс в автоматическом режиме строит диаграммы зависимости суммарной энтальпии от температуры, далее обрабатывает их, с помощью математических, статистических методов и SELOOP-анализа, и выдает данные о минимальном технически достижимом потреблении установкой.

Таким образом, с помощью метода Ансельм были определены потенциалы для сокращения потребления энергии – Аэнерго для каждой установки, которые приведены в специальной диаграмме – «улитка Ансельм» (рис.3). Установки с наименьшим потенциалом являются максимально эффективными. Наибольший потенциал снижения энергоресурсов указывает на установки, которые следует включать в программы обследования и модернизации завода.

Автоматизированное формирование карты проектов по энергоэффективности
Для всех установок, участвующих в обследовании, предложено 63 проекта по направлениям оптимизации: теплообмен, печи, вращающееся оборудование.

Направления по всем установкам формируются в общую карту проектов (рис. 4). В представленной диаграмме размер прямоугольника характеризует потенциал конкретного проекта по установке. В результате анализа данных, половина потенциала по энергосбережению на НПЗ закрывают 11 проектов (15% от общего количества).
Рисунок 4. Карта проектов по энергоэффективности
4. Выводы
Методика бенчмаркинга предприятий Ансельм позволяет определять текущий уровень энергоэффективности технологической установки, процесса, НПЗ, и формировать рекомендации по снижению потребления ТЭР. Рассчитан индекс (Аэнерго) для двадцати трех установок первичной и вторичной переработки нефти, который позволяет оценить целесообразность проведения модернизации установки с точки зрения сокращения энергоресурсов и определить место установки в ряду сравниваемых установок. Предложено 63 проекта по направлениям оптимизации: теплообмен, печи, вращающееся оборудование.

Периодическое проведение таких исследований дает руководству чрезвычайно эффективный метод определения "узких" мест в функционировании предприятий компании, на "расширение" которых в первую очередь должны быть направлены усилия и средства.


Литература

1. Нив Г.Р. Организация как система. Принципы построения устойчивого бизнеса Эдвардса Деминга. – М.: Альпина Паблишер, 2011. – 370 с.
2. Juran Joseph M. Juran's Quality Handbook // McGraw-Hill, 1999. 1730p.
3. Crosby Philip B. Quality Is Still Free// McGraw-Hill Companies, 1996. 129p.
4. Исикава К. Японские методы управления качеством // М: «Экономика», 1988. 199 с.
5. Саката С. Практическое руководство по управлению качеством / пер. с 4-го японского издания С.И. Мышкиной. – М.: Машиностроение, 1980. 215 с.
6. Feigenbaum, A.V. Total Quality Control// New York, McGraw-Hill, 1961. 205 c.
7. Иванова Е.А., Разорвин И.В. Бенчмаркинг как эффективная маркетинговая технология сравнительного анализа эффективности // Вопросы управления. 2009. №2.
8. Vaziri, H.K. Using Competitive Benchmarketing to Set Goals // Quality Progress. 1992. October. Pp. 81-85.
9. Zairi M., Leonard P. Practical Benchmarking: The Complete Guide // Springer Science & Business Media, 2011. 262p.
10. Котлер Ф. Маркетинг менеджмент. Экспресс-курс: пер. с англ. / Под ред. С.Г. Божук. СПб.: Питер, 2006. 466 с.
11. Andersen, B. Business-processes. Tools of improvement / Transl. from English under scientific edition of Yu.P.Adler. M.: RIA "Standards and quality", 2003. 272 p.
12. Аренков И.А. Бенчмаркинг и маркетинговые решения: монография / Под ред. Г.Л. Багиева. СПб.: Изд-во СПбГУЭФ, 1997. 144 с.
13. Аренков И.А. Инновационный потенциал фирмы: стратегия развития / И.А. Аренков, П.Ф. Баум, В.В. Томилов. СПб.: Изд-во СПбГУЭФ, 2001. 122 с.
14. Багиев Г.Л., Богданова Е.Л. Маркетинг-статистика // М. 2010. 108 с.
15. Coer News // the free Newsletter, Issue № 2, July. – Massey University, New Zealand, 2002.
16. Харрингтон Х.Дж. Бенчмаркинг в лучшем виде / Пер. с англ.; под ред. Б.Л. Резниченко. СПб.: Питер, 2004. 176 с.
17. Рейдер Р. Бенчмаркинг как инструмент определения стратегии и повышения прибыли // РИА «Стандарты и качество», 2006. 284с.
18. Венетуччи Р. Бенчмаркинг: проверка реальностью стратегии и целей маркетинга. М., 1993. 432с.
19. Программа «20 КЛЮЧЕЙ» — инструмент бенчмаркинга // "Деловое совершенство" 2007, N12. с.8-10.
20. Кобаяси И. 20 ключей к совершествованию бизнеса. Практическая программа революционных преобразований на предприятиях; пер. с япон. А.Н. Стерляжникова. // М.: РИА «Стандарты и качество», 2006. 248с.
21. Ленкова, О.В. Бенчмаркинг нефтегазовых компаний: теоретико-методические основы [Текст]/ О.В. Ленкова, Е.М. Дебердиева. – Germany, Saarbrucken: LAP LAMBERT AcademicPublishingGmbH&Co. KG, 2012. 80 с.
22. http://efqm-rus.ru/about-us/
23. Розен В.П. Методология бенчмаркинга для повышения уровня энергоэффективности промышленных предприятий Украины / В.П. Розен, Б.Л. Тышевич, Е.Н, Иншеков. Проблемы региональной энергетики, 2012, N2(19). с.73-84
24. Сергеев Н.Н. Теоретические аспекты энергосбережения и повышения энергетической эффективности промышленных предприятий // Теоретические основы развития экономических систем в современных условиях, 2012. с.29-36.
25. Макаров А. А. Возможности энергосбережения и пути их реализации / А. А. Макаров, В. П. Чупятов // Теплоэнергетика, 1995, № 6. с.2–6.
26. Energy Efficiency Improvement and Cost Saving Opportunities for Petroleum Refineries // ENERGY STAR, 2015, February. 160 p.
27. Яковлев А.С. Энергоэффективность и энергосбережение в России на фоне опыта зарубежных стран / А.С. Яковлев, Г.А. Барышева // Известия Томского политехнического университета. 2012. Т.321. №6. с.25-30.
CHEMICAL ENGINEERING TRANSACTIONS
VOL. 70, 2018
Energy Efficiency Retrofit of Two-Flow Heat Exchanger System.
Leonid M. Ulyeva,*, Maxim V. Kanisheva, Mikhail A. Vasilyeva, Abbass Maatoukb

aRusEnergoProekt LLC, Volokolamsk Avenue 2, 125080, Moscow, Russian Federation

bNational Technical University "Kharkiv Polytechnic Institute", 2 Kirpichova St., 61002, Kharkiv, Ukraine

This paper presents the retrofit of the two-flow heat-exchange system with utility paths in order to optimize the heat recuperation capacity under the technical limitation conditions. Analytical dependences of heat load of the existing heat exchangers and utilities on the surface area of the new heat exchanger are obtained. The work shows that the determination of technological parameters for existing heat exchangers during the retrofit of the heat exchange system is an important task because they affect the cost of retrofit. For case study, two streams problem for heat transfer in heat network at the crude and gas separation units is considered in this paper. The existing system has three heat exchangers. The temperature measurements were fulfilled for all heat exchangers and the heat loads for heat exchangers and utility were calculated. The installation of one heat exchanger at the cool side of the system is proposed in retrofit. The dependences of the temperature changes for the hot and cold process stream from the value of the additional surface were obtained for each heat exchanger. Utility capacity and capacity recovery of thermal energy in the system is also analyzed.

1. Introduction

The article deals with the optimal placement of a new heat exchange surface for dual-flow heat exchange network with retrofit of the refinery network. It was determined that 13 % of all incoming oil to the plant is used for oil refining as fuel practically at all Russian plants. This ratio is observed in almost all oil refineries. In Russia, about 320 Mt of crude oil are processed, and, consequently, 41.5 Mt of crude oil are spent on its processing, and at the price of 65 USD per barrel, the cost of energy spent on processing of oil in Russia is ~19 billion USD.

It is possible to reduce fuel consumption by an amount of 3 % to 50 % using the methods of processes integration at the surveyed plants (Smith, 2016), depending on the technological conditions and technical restrictions. Previously in the work of Linnhoff and Flower (1978) constructive methods for generation of energy optimal networks were proposed. Various optimality criteria were considered by Flower and Linnhoff (1978). Hihdmarch and Linnhoff (1983) proposed a method for designing integrated heat exchanger networks for chemical-technological systems. Tjoe and Linnhoff (1986) developed a method for determining the target values of additional surface area of heat exchange and utility loads in the design of thermal networks. Papoulias and Grossmann (1983) proposes a method of optimization of thermal networks by means of mixed integer linear programming, and Duran and Grossmann (1986) uses methods of nonlinear programming. Wan Alwi and Manan (2010) have developed a new graphic method for utility targeting and network design for maximum energy recuperation.

Most of these works have dealt with grassroots design, but recently, much attention has been paid to thermal integration in heat exchange systems of operating enterprises. In (Reisen et al., 1995) the path method for the retrofit of heat exchange networks was proposed. In the paper (Liu and Luo, 2013) a hybrid genetic algorithm was presented to obtain optimal heat exchange systems with full use of existing heat exchangers and their structures. In Bonhivers et al. (2017a) the bridge analysis method, which is based on energy transfer diagrams and changes in heat transfer of the heat network necessary to reduce energy consumption, which are called "bridges", is published. In Bonhivers et al. (2017b), its graphical interpretation is given. In the paper (Osman at al., 2016) the authors propose to increase the heat recovery capacity in the heat exchange system by changing the temperature of technological flows without a significant change in the topology of the heat exchange system. In Akpomiemie and Smith (2015), a methodology is proposed that combines heuristic rules and optimization strategy with the analysis of utility paths for the retrofit of heat exchange networks without changing their topology and without increasing the surface area of heat exchange. In the paper by Nemet et al. (2017) the importance of risk assessment in the safe synthesis of heat exchanger networks is noted.

It should be mentioned that technical, technological and economic constraints could only be partially taken into account in programming techniques, and in pinch analysis techniques can also be used as heuristics. As a rule, in industry during the retrofit of heat exchange systems it is required to use the minimum possible number of new devices, even by reducing the economic benefit. But if it is possible to make an energy-efficient retrofit project only by re-linking the existing heat exchangers, when it is implemented, in the heat exchange system there will be a redistribution of temperatures on the devices and their thermal loads. If these parameters go beyond the passport values, it is necessary to carry out industrial safety expert examination for the system heat exchangers to avoid the risk of accidents, since heat exchangers are equipment operating under pressure. As a result, it would seem that without an investment event, the rebinding of heat exchangers turns into an event with high costs and a payback period, since the cost of carrying out the industrial safety expert examination of one heat exchanger is 4-5 k USD. Therefore, when carrying out energy-efficient retrofit projects, it is necessary to monitor the technological parameters of existing and new devices.

2. Method

In this paper, efficiency improvement and optimization of two-flow heat exchange systems with utilities are considered. Two-stream heat exchange systems in which raw materials in front of a reactor or separation system are heated by waste products are found in almost all chemical processes. For example, they are found in basic chemistry processes (Tovazhnyansky et al., 2010), production of benzene (Tovazhnyansky et al., 2011), crude oil refining (Ulyev et al., 2013), secondary oil refining processes (Ulyev et al., 2014), processes of coke making (Ulyev and Vasilyev, 2015), petrochemical processes (Kapustenko et al., 2015) and in the processes of gas separation (Ulyev et al., 2016).




Figure 1: Grid diagram of the existing two-stream heat exchange problem

One of the heat transfer subsystems on the recycling oil unit is presented in Figure 1. It consists of three series-connected heat exchangers T-1, T-2 and T-3, one heater (hot utility) H, and one refrigerator (cold utility) C. The inlet temperature of the hot process stream is equal to thS =287 °C, the outlet one is equal to thT = 39°C. The inlet temperature of cool process stream is equal to tсS =26 °C, and the outlet temperature is equal to tсT= 285°C. The capacity of the hot utility is the value QHmin=3,617 kW, the cold utility is equal to QСmin=6,032 kW, the recuperation capacity of heat energy is QREC=9,592 kW. Stream heat capacity of the hot process flow is equal to СРh = 63 kW/°С g, cold СРс = 51 kW/°С. When carrying out the retrofit project of the heat network, the thermophysical properties of heat carriers were considered constant, heat losses in the heat exchange system were absent, and heat exchange surfaces S and heat transfer coefficients K to be fixed and given in Table 1.

The load on the cooling of the hot stream is DHh = CPH×(thS-thT) = 15,620 kW, and the heating of the cold stream is DHC = CPC×(tcS-tcT) = 13,210 kW, which is greater than the recuperation capacity. In this case, to reduce the value of utilities, it is necessary to increase the heat recuperation capacity in the system, and for this, it is necessary to increase the surface area of the heat exchange, since the parameters of the existing heat exchangers are fixed.

The passport data of the pumping equipment and the existing pressure drops allow to install additional heat exchange equipment in the considered heat exchange system. The analysis of the equipment location on the unit has shown that it is possible to install an additional heat exchanger only on the cold edge of the heat exchange system as shown in Figure 2. Let us consider how the temperatures on the heat exchangers will change depending on the heat load of the new T-4 heat exchanger. For this purpose, the thermal balances will be write down for each heat exchanger, assuming that there are N devices in the system:


Table 1: Characteristics of heat exchangers

HE thin, °С thout, °С CPh, kW/°С tcIn, °С tcout, °С CPc, kW/°С S, m2 K, kW/m2°С Т-1 287 243 63 161 215 51 214 0.17 Т-2 243 195 63 102 161 51 214 0.16 Т-3 195 134 63 26 102 51 214 0.18 Figure 2: Grid diagram of a two-flow heat exchange system with four heat exchangers



, i = 0…N-1, (1)

where - is the initial temperature of the hot stream, in our case, equal to 287 °C, – is the initial temperature of the cold stream, in our case, equal to 26 °C.

On the other hand, the load on the heat exchanger is defined as:

, i=0…N-1, (2)

and then for the i-th heat exchanger can be recorded:

(3)

Taking into account Eq(1), the ratio for the temperature difference is obtained:

, i=0…N-1, (4)

where .

Considering that N=4, i.e. in heat exchange system there are 4 heat exchangers, and making consecutive substitutions in the system of equations Eq(4), the temperature of the cold flow at the outlet from the first heat exchanger is found:

(5)

where .

Using the expression for the heat balance of the entire system of heat transfer

, (6)

the temperature of the hot stream at the outlet of the 4th heat exchanger is found:

. (7)

Next, the temperature difference between heat carriers on the cold side of the heat exchange system is determined:

(8)

From the system of equations Eq(1), the heat carrier temperatures at the inlet to the heat exchangers and the heat carrier temperatures at the outlet of the heat exchangers is determined:

, (9)

, (10)

, (11)

, (12)

, (13)

, (14)

, (15)

where , , .

After the temperatures calculating, the capacities of hot and cold utilities are determined:

, (16)

. (17)

Using the found coolant temperatures at the inlet and outlet of the heat exchangers shown in Figure 3, the heat exchanger loads are calculated:

= . (18)

In this case, for technological reasons, only shell-and-tube heat exchangers can be used for reconstruction. The cost of installing one section of the shell-and-tube heat exchanger will be determined as (Smith, 2016):

, (19)

where A - is the cost of installing one section of the heat exchanger, B - is the equivalent of the cost of 1 m2 of the heat exchange surface area, c – is an indicator of the nonlinear dependence of the cost, reflecting the possibility of placing the heat exchange surface of different sizes in one casing. In this case, the values of these parameters are A = 40,000 USD; B = 1,000 USD; c = 0.97.

The maximum surface area of the heat exchange for one section of the selected manufacturer is Smax = 250 m2.

Taking into account the value of the maximum heat exchange surface of one section, the expression Eq (19) for one heat exchange placement will take the form of:

é ù , (20)

where éxù - Iverson's ceiling function returning the smallest integer greater than or equal to x (Graham, 1994).

The cost of hot utilities in the installation includes the cost of own gas, natural gas from the city highway, the cost of liquid fuel consisting of a mixture of fuel oil, gas oil and diesel fuels. The final cost of hot utility is the value that is equal to CH = 120 USD for 1 kW a year. The cost of cold utilities includes the cost of the fresh cooling water, cost of electricity, feed-pump drives, fan motors of air coolers, and it is equal to CC = 25 USD per year.

The present value of the installed equipment is determined by the expression (Smith, 2016):

, (21)

where i - is the annual discount rate, n - is the number of years.

The reduced cost of energy in the heat exchange system under consideration is determined by the ratio:

. (22)

3. Results and discussion

When the area of the heat exchange surface of the new heat exchanger increases, its thermal load will increase as shown in Figure 3a, and the heat load of existing heat exchangers will decrease, although the total heat recuperation capacity will only increase. As a result, the capacity of hot and cold utilities decreases with the increase in the heat exchange surface of the fourth apparatus as shown in Figure 3b. Reducing the heat load of existing devices is mainly due to the increase in the heat exchange surface of the fourth unit. With decrease in loading on the existing devices, there is the decrease in difference of temperatures of heat carriers on them,
and decrease in temperature of heat carriers in devices as shown in Figure 4.

Figure 3: The capacity of thermal energy. a) for recuperation: 1 - on the first heat exchanger; 2 - on the second heat exchanger; 3 - on the third; 4 – on the fourth; 5 - the total heat recovery capacity in the new heat exchange system. b) for utilities consumed by the process: 1-cold; 2 - hot


The greatest difference of temperatures between heat carriers, since some size of its surface, will be observed on the new heat exchanger. As a result, all coolant temperatures on the hot side of the new heat exchanger will tend to their boundary values on the hot side, and the temperature of the hot coolant on the cold side of the new apparatus to the target value.

Figure 4: Change of temperature of the heat carriers. a) – cold:1- inlet temperature in the fourth heat exchanger; 2- in the 3rd; 3 - in the 2nd; 4 - in the 1st; b) - hot. In depending on the size of the heat exchange surface area of the new heat exchanger. 1 - Outlet temperature of the first heat exchanger, 2 - from 2nd, 3 - from 3rd, 4 - from 4th


In order to determine the required area of the heat exchange surface of the new heat exchanger, the discounted values of capex and energy depending on its heat exchange surface will be constructed as shown in Figure 5. The increase in the surface leads to the monotonous increase in its cost and increase in the cost of heat

Figure 5: Discounted cost values. 1- the annual cost of energy; 2 - the reduced capital costs; 3 - the total present value of the re-construction project

exchange sections, but the cost of energy due to the increase in the heat recovery capacity monotonically decreases. As a result, the total present value of the renovation project will be a non-monotonic function. The minimum value will correspond to the minimum present costs for the retrofit project of heat exchange system, and the value of the new heat exchange surface area will be optimal for the retrofit project. In our case, the optimal value is the heat exchange surface area of 500 m2.

4. Conclusions

The theoretical analysis of heat transfer processes for two-stream systems with the presence of hot and cold utilities is carried out. It is shown that the total discounted cost of the heat network retrofit is a nonmonotonic function of the additional heat exchange surface. In this case, the minimum annual cost is observed when installing 500 m2 additional heat exchange surface, which corresponds to the heat exchanger, which consists of two sections. It should be noted that the developed method could be used to optimize two-stream heat network with utilities in all industries.

References

Akpomiemie M.O., Smith R., 2015, Retrofit of heat exchanger without topology modifications and additional heat transfer area, Applied Energy, 159, 381–390.

Bonhivers J.-C., Srinivasan B., Stuart P.R., 2017a, New analysis method to reduce the industrial energy requirements by heat-exchanger network retrofit: Part 1 – Concepts, Applied Thermal Engineering, 119, 659–669.

Bonhivers J.-C., Alva-Argaez A., Srinivasan B., Stuart P.R., 2017b, New analysis method to reduce the industrial energy requirements by heat-exchanger network retrofit: Part 2 – Stepwise and graphical approach, Applied Thermal Engineering, 119, 670–688.

Duran M.A., Grossmann I.E., 1986, Simultaneous optimization and heat integration of chemical processes, AIChE J, 32, 123–138.

Flower J.R., Linnhoff B., 1978, Synthesis of heat exchanger networks – 2. Evolutionary generation of networks with various criteria of optimality, AIChE J, 24, 642–654.

Graham R.L., Knuth D.E., Patashik O., 1994, Concrete Mathematics. A Foundation for Computer Science, Second Edition, Addison-Wesley, Amsterdam.

Kapustenko P.O., Ulyev L.M., Ilchenko M.V., Arsenyeva O.P., 2015, Integration Processes of Benzene-toluene-xylen Fractionation, Hydrogenation, Hydrodesulphurization and Hydrothermoprocessing Installation of Benzene Unit, Chemical Engineering Transactions, 45, 235–240.

Linnhoff B, Flower J.R., 1978, Synthesis of heat exchanger networks: I. Systematic generation of energy optimal networks, AIChE J, 24, 633–642.

Linnhoff B., Hihdmarsh E., 1983, The Pinch Design Method for Heat Exchanger Networks, Chemical Engineering Science, 38, 745–763.

Liu X.-W., Luo X., Ma H., 2013, Studies on the retrofit of heat exchanger network based on the hybrid genetic algorithm, Applied Thermal Engineering, 61, 785–790.

Nemet A., Klemeš J.J., Moon I., Kravanja Z., 2017, Synthesis of safer heat exchanger networks, Chemical Engineering Transactions, 56, 1885–1890.

Osman A., Abdul Mutalib M.I., Shigidi I., 2016, Heat recovery enhancement in HENs using a combinatorial approach of paths combination and process streams' temperature flexibility, South African Journal of Chemical Engineering, 21, 37–48.

Papoulias S.A., Grossmann I.E., 1983, A structural optimization approach in process synthesis — III. Total processing systems, Computers and Chemical Engineering, 7, 723–734.

Reisen van J.L.B., Grievink J., Polley G.T., Verheijen P.J.T., 1995, The placement of 2-strem and multi-stream heat-exchangers in an existing network through path-analysis, Comput. Chem. Eng, 19, 143–148.

Smith R, 2016, Chemical Process Design and Integration, 2nd Edition, Wiley & Sons Ltd, Chichester, UK.

Tovazhnyansky L., Kapustenko P., Ulyev L., Boldyryev S., 2011, Heat integration improvement for benzene hydrocarbons extraction from coke-oven gas, Chemical Engineering Transaction, 25, 153–158.

Tovazhnyansky L., Kapustenko P., Ulyev L., Boldyryev S., Arsenyeva O., 2010, Process integration of sodium hypophosphite production, Applied Thermal Engineering, 30, 2306–2314.

Ulyev L.M., Kapustenko P.A., Melnykovskaya L.A., Nechyporenko D.D., 2013, The Precise Definition of the Payload Tube Furnaces for Units of Primary Oil Reforming, Chemical Engineering Transaction, 35, 247–252.

Ulyev L.M., Kapustenko P.O., Nechiporenko D.D., 2014, The Choice of the Optimal Retrofit Method for Sections of the Catalytic Reforming Unit, Chemical Engineering Transactions, 39,169–174.

Ulyev L.M., Vasilyev M.A., 2015, Heat and Power Integration of Processes for the Refinement of Coking Products, Theoretical Foundation of Chemical Engineering, 49, 676–687.

Ulyev L., Vasilyev M., Maatouk A., Duic N., Khusanov A., 2016, Total Site Integration of Light Hydrocarbons Separation Process, Chemical Engineering Transaction, 52, 1–6.

Wan Alwi S.R., Manan Z.A., 2010, STEP – A new graphic tool for simultaneous targeting and design of a heat exchanger network, Chemical Engineering Journal, 162, 106–121. This paper presents the retrofit of the two-flow heat-exchange system with utility paths in order to optimize the heat recuperation capacity under the technical limitation conditions. Analytical dependences of heat load of the existing heat exchangers and utilities on the surface area of the new heat exchanger are obtained. The work shows that the determination of technological parameters for existing heat exchangers during the retrofit of the heat exchange system is an important task because they affect the cost of retrofit. For case study, two streams problem for heat transfer in heat network at the crude and gas separation units is considered in this paper. The existing system has three heat exchangers. The temperature measurements were fulfilled for all heat exchangers and the heat loads for heat exchangers and utility were calculated. The installation of one heat exchanger at the cool side of the system is proposed in retrofit. The dependences of the temperature changes for the hot and cold process stream from the value of the additional surface were obtained for each heat exchanger. Utility capacity and capacity recovery of thermal energy in the system is also analyzed.

1. Introduction

The article deals with the optimal placement of a new heat exchange surface for dual-flow heat exchange network with retrofit of the refinery network. It was determined that 13 % of all incoming oil to the plant is used for oil refining as fuel practically at all Russian plants. This ratio is observed in almost all oil refineries. In Russia, about 320 Mt of crude oil are processed, and, consequently, 41.5 Mt of crude oil are spent on its processing, and at the price of 65 USD per barrel, the cost of energy spent on processing of oil in Russia is ~19 billion USD.

It is possible to reduce fuel consumption by an amount of 3 % to 50 % using the methods of processes integration at the surveyed plants (Smith, 2016), depending on the technological conditions and technical restrictions. Previously in the work of Linnhoff and Flower (1978) constructive methods for generation of energy optimal networks were proposed. Various optimality criteria were considered by Flower and Linnhoff (1978). Hihdmarch and Linnhoff (1983) proposed a method for designing integrated heat exchanger networks for chemical-technological systems. Tjoe and Linnhoff (1986) developed a method for determining the target values of additional surface area of heat exchange and utility loads in the design of thermal networks. Papoulias and Grossmann (1983) proposes a method of optimization of thermal networks by means of mixed integer linear programming, and Duran and Grossmann (1986) uses methods of nonlinear programming. Wan Alwi and Manan (2010) have developed a new graphic method for utility targeting and network design for maximum energy recuperation.

Most of these works have dealt with grassroots design, but recently, much attention has been paid to thermal integration in heat exchange systems of operating enterprises. In (Reisen et al., 1995) the path method for the retrofit of heat exchange networks was proposed. In the paper (Liu and Luo, 2013) a hybrid genetic algorithm was presented to obtain optimal heat exchange systems with full use of existing heat exchangers and their structures. In Bonhivers et al. (2017a) the bridge analysis method, which is based on energy transfer diagrams and changes in heat transfer of the heat network necessary to reduce energy consumption, which are called "bridges", is published. In Bonhivers et al. (2017b), its graphical interpretation is given. In the paper (Osman at al., 2016) the authors propose to increase the heat recovery capacity in the heat exchange system by changing the temperature of technological flows without a significant change in the topology of the heat exchange system. In Akpomiemie and Smith (2015), a methodology is proposed that combines heuristic rules and optimization strategy with the analysis of utility paths for the retrofit of heat exchange networks without changing their topology and without increasing the surface area of heat exchange. In the paper by Nemet et al. (2017) the importance of risk assessment in the safe synthesis of heat exchanger networks is noted.

It should be mentioned that technical, technological and economic constraints could only be partially taken into account in programming techniques, and in pinch analysis techniques can also be used as heuristics. As a rule, in industry during the retrofit of heat exchange systems it is required to use the minimum possible number of new devices, even by reducing the economic benefit. But if it is possible to make an energy-efficient retrofit project only by re-linking the existing heat exchangers, when it is implemented, in the heat exchange system there will be a redistribution of temperatures on the devices and their thermal loads. If these parameters go beyond the passport values, it is necessary to carry out industrial safety expert examination for the system heat exchangers to avoid the risk of accidents, since heat exchangers are equipment operating under pressure. As a result, it would seem that without an investment event, the rebinding of heat exchangers turns into an event with high costs and a payback period, since the cost of carrying out the industrial safety expert examination of one heat exchanger is 4-5 k USD. Therefore, when carrying out energy-efficient retrofit projects, it is necessary to monitor the technological parameters of existing and new devices.

2. Method

In this paper, efficiency improvement and optimization of two-flow heat exchange systems with utilities are considered. Two-stream heat exchange systems in which raw materials in front of a reactor or separation system are heated by waste products are found in almost all chemical processes. For example, they are found in basic chemistry processes (Tovazhnyansky et al., 2010), production of benzene (Tovazhnyansky et al., 2011), crude oil refining (Ulyev et al., 2013), secondary oil refining processes (Ulyev et al., 2014), processes of coke making (Ulyev and Vasilyev, 2015), petrochemical processes (Kapustenko et al., 2015) and in the processes of gas separation (Ulyev et al., 2016).




Figure 1: Grid diagram of the existing two-stream heat exchange problem

One of the heat transfer subsystems on the recycling oil unit is presented in Figure 1. It consists of three series-connected heat exchangers T-1, T-2 and T-3, one heater (hot utility) H, and one refrigerator (cold utility) C. The inlet temperature of the hot process stream is equal to thS =287 °C, the outlet one is equal to thT = 39°C. The inlet temperature of cool process stream is equal to tсS =26 °C, and the outlet temperature is equal to tсT= 285°C. The capacity of the hot utility is the value QHmin=3,617 kW, the cold utility is equal to QСmin=6,032 kW, the recuperation capacity of heat energy is QREC=9,592 kW. Stream heat capacity of the hot process flow is equal to СРh = 63 kW/°С g, cold СРс = 51 kW/°С. When carrying out the retrofit project of the heat network, the thermophysical properties of heat carriers were considered constant, heat losses in the heat exchange system were absent, and heat exchange surfaces S and heat transfer coefficients K to be fixed and given in Table 1.

The load on the cooling of the hot stream is DHh = CPH×(thS-thT) = 15,620 kW, and the heating of the cold stream is DHC = CPC×(tcS-tcT) = 13,210 kW, which is greater than the recuperation capacity. In this case, to reduce the value of utilities, it is necessary to increase the heat recuperation capacity in the system, and for this, it is necessary to increase the surface area of the heat exchange, since the parameters of the existing heat exchangers are fixed.

The passport data of the pumping equipment and the existing pressure drops allow to install additional heat exchange equipment in the considered heat exchange system. The analysis of the equipment location on the unit has shown that it is possible to install an additional heat exchanger only on the cold edge of the heat exchange system as shown in Figure 2. Let us consider how the temperatures on the heat exchangers will change depending on the heat load of the new T-4 heat exchanger. For this purpose, the thermal balances will be write down for each heat exchanger, assuming that there are N devices in the system:


Table 1: Characteristics of heat exchangers

HE thin, °С thout, °С CPh, kW/°С tcIn, °С tcout, °С CPc, kW/°С S, m2 K, kW/m2°С Т-1 287 243 63 161 215 51 214 0.17 Т-2 243 195 63 102 161 51 214 0.16 Т-3 195 134 63 26 102 51 214 0.18 Figure 2: Grid diagram of a two-flow heat exchange system with four heat exchangers



, i = 0…N-1, (1)

where - is the initial temperature of the hot stream, in our case, equal to 287 °C, – is the initial temperature of the cold stream, in our case, equal to 26 °C.

On the other hand, the load on the heat exchanger is defined as:

, i=0…N-1, (2)

and then for the i-th heat exchanger can be recorded:

(3)

Taking into account Eq(1), the ratio for the temperature difference is obtained:

, i=0…N-1, (4)

where .

Considering that N=4, i.e. in heat exchange system there are 4 heat exchangers, and making consecutive substitutions in the system of equations Eq(4), the temperature of the cold flow at the outlet from the first heat exchanger is found:

(5)

where .

Using the expression for the heat balance of the entire system of heat transfer

, (6)

the temperature of the hot stream at the outlet of the 4th heat exchanger is found:

. (7)

Next, the temperature difference between heat carriers on the cold side of the heat exchange system is determined:

(8)

From the system of equations Eq(1), the heat carrier temperatures at the inlet to the heat exchangers and the heat carrier temperatures at the outlet of the heat exchangers is determined:

, (9)

, (10)

, (11)

, (12)

, (13)

, (14)

, (15)

where , , .

After the temperatures calculating, the capacities of hot and cold utilities are determined:

, (16)

. (17)

Using the found coolant temperatures at the inlet and outlet of the heat exchangers shown in Figure 3, the heat exchanger loads are calculated:

= . (18)

In this case, for technological reasons, only shell-and-tube heat exchangers can be used for reconstruction. The cost of installing one section of the shell-and-tube heat exchanger will be determined as (Smith, 2016):

, (19)

where A - is the cost of installing one section of the heat exchanger, B - is the equivalent of the cost of 1 m2 of the heat exchange surface area, c – is an indicator of the nonlinear dependence of the cost, reflecting the possibility of placing the heat exchange surface of different sizes in one casing. In this case, the values of these parameters are A = 40,000 USD; B = 1,000 USD; c = 0.97.

The maximum surface area of the heat exchange for one section of the selected manufacturer is Smax = 250 m2.

Taking into account the value of the maximum heat exchange surface of one section, the expression Eq (19) for one heat exchange placement will take the form of:

é ù , (20)

where éxù - Iverson's ceiling function returning the smallest integer greater than or equal to x (Graham, 1994).

The cost of hot utilities in the installation includes the cost of own gas, natural gas from the city highway, the cost of liquid fuel consisting of a mixture of fuel oil, gas oil and diesel fuels. The final cost of hot utility is the value that is equal to CH = 120 USD for 1 kW a year. The cost of cold utilities includes the cost of the fresh cooling water, cost of electricity, feed-pump drives, fan motors of air coolers, and it is equal to CC = 25 USD per year.

The present value of the installed equipment is determined by the expression (Smith, 2016):

, (21)

where i - is the annual discount rate, n - is the number of years.

The reduced cost of energy in the heat exchange system under consideration is determined by the ratio:

. (22)

3. Results and discussion

When the area of the heat exchange surface of the new heat exchanger increases, its thermal load will increase as shown in Figure 3a, and the heat load of existing heat exchangers will decrease, although the total heat recuperation capacity will only increase. As a result, the capacity of hot and cold utilities decreases with the increase in the heat exchange surface of the fourth apparatus as shown in Figure 3b. Reducing the heat load of existing devices is mainly due to the increase in the heat exchange surface of the fourth unit. With decrease in loading on the existing devices, there is the decrease in difference of temperatures of heat carriers on them,
and decrease in temperature of heat carriers in devices as shown in Figure 4.

Figure 3: The capacity of thermal energy. a) for recuperation: 1 - on the first heat exchanger; 2 - on the second heat exchanger; 3 - on the third; 4 – on the fourth; 5 - the total heat recovery capacity in the new heat exchange system. b) for utilities consumed by the process: 1-cold; 2 - hot


The greatest difference of temperatures between heat carriers, since some size of its surface, will be observed on the new heat exchanger. As a result, all coolant temperatures on the hot side of the new heat exchanger will tend to their boundary values on the hot side, and the temperature of the hot coolant on the cold side of the new apparatus to the target value.

Figure 4: Change of temperature of the heat carriers. a) – cold:1- inlet temperature in the fourth heat exchanger; 2- in the 3rd; 3 - in the 2nd; 4 - in the 1st; b) - hot. In depending on the size of the heat exchange surface area of the new heat exchanger. 1 - Outlet temperature of the first heat exchanger, 2 - from 2nd, 3 - from 3rd, 4 - from 4th


In order to determine the required area of the heat exchange surface of the new heat exchanger, the discounted values of capex and energy depending on its heat exchange surface will be constructed as shown in Figure 5. The increase in the surface leads to the monotonous increase in its cost and increase in the cost of heat

Figure 5: Discounted cost values. 1- the annual cost of energy; 2 - the reduced capital costs; 3 - the total present value of the re-construction project

exchange sections, but the cost of energy due to the increase in the heat recovery capacity monotonically decreases. As a result, the total present value of the renovation project will be a non-monotonic function. The minimum value will correspond to the minimum present costs for the retrofit project of heat exchange system, and the value of the new heat exchange surface area will be optimal for the retrofit project. In our case, the optimal value is the heat exchange surface area of 500 m2.

4. Conclusions

The theoretical analysis of heat transfer processes for two-stream systems with the presence of hot and cold utilities is carried out. It is shown that the total discounted cost of the heat network retrofit is a nonmonotonic function of the additional heat exchange surface. In this case, the minimum annual cost is observed when installing 500 m2 additional heat exchange surface, which corresponds to the heat exchanger, which consists of two sections. It should be noted that the developed method could be used to optimize two-stream heat network with utilities in all industries.

References

Akpomiemie M.O., Smith R., 2015, Retrofit of heat exchanger without topology modifications and additional heat transfer area, Applied Energy, 159, 381–390.

Bonhivers J.-C., Srinivasan B., Stuart P.R., 2017a, New analysis method to reduce the industrial energy requirements by heat-exchanger network retrofit: Part 1 – Concepts, Applied Thermal Engineering, 119, 659–669.

Bonhivers J.-C., Alva-Argaez A., Srinivasan B., Stuart P.R., 2017b, New analysis method to reduce the industrial energy requirements by heat-exchanger network retrofit: Part 2 – Stepwise and graphical approach, Applied Thermal Engineering, 119, 670–688.

Duran M.A., Grossmann I.E., 1986, Simultaneous optimization and heat integration of chemical processes, AIChE J, 32, 123–138.

Flower J.R., Linnhoff B., 1978, Synthesis of heat exchanger networks – 2. Evolutionary generation of networks with various criteria of optimality, AIChE J, 24, 642–654.

Graham R.L., Knuth D.E., Patashik O., 1994, Concrete Mathematics. A Foundation for Computer Science, Second Edition, Addison-Wesley, Amsterdam.

Kapustenko P.O., Ulyev L.M., Ilchenko M.V., Arsenyeva O.P., 2015, Integration Processes of Benzene-toluene-xylen Fractionation, Hydrogenation, Hydrodesulphurization and Hydrothermoprocessing Installation of Benzene Unit, Chemical Engineering Transactions, 45, 235–240.

Linnhoff B, Flower J.R., 1978, Synthesis of heat exchanger networks: I. Systematic generation of energy optimal networks, AIChE J, 24, 633–642.

Linnhoff B., Hihdmarsh E., 1983, The Pinch Design Method for Heat Exchanger Networks, Chemical Engineering Science, 38, 745–763.

Liu X.-W., Luo X., Ma H., 2013, Studies on the retrofit of heat exchanger network based on the hybrid genetic algorithm, Applied Thermal Engineering, 61, 785–790.

Nemet A., Klemeš J.J., Moon I., Kravanja Z., 2017, Synthesis of safer heat exchanger networks, Chemical Engineering Transactions, 56, 1885–1890.

Osman A., Abdul Mutalib M.I., Shigidi I., 2016, Heat recovery enhancement in HENs using a combinatorial approach of paths combination and process streams' temperature flexibility, South African Journal of Chemical Engineering, 21, 37–48.

Papoulias S.A., Grossmann I.E., 1983, A structural optimization approach in process synthesis — III. Total processing systems, Computers and Chemical Engineering, 7, 723–734.

Reisen van J.L.B., Grievink J., Polley G.T., Verheijen P.J.T., 1995, The placement of 2-strem and multi-stream heat-exchangers in an existing network through path-analysis, Comput. Chem. Eng, 19, 143–148.

Smith R, 2016, Chemical Process Design and Integration, 2nd Edition, Wiley & Sons Ltd, Chichester, UK.

Tovazhnyansky L., Kapustenko P., Ulyev L., Boldyryev S., 2011, Heat integration improvement for benzene hydrocarbons extraction from coke-oven gas, Chemical Engineering Transaction, 25, 153–158.

Tovazhnyansky L., Kapustenko P., Ulyev L., Boldyryev S., Arsenyeva O., 2010, Process integration of sodium hypophosphite production, Applied Thermal Engineering, 30, 2306–2314.

Ulyev L.M., Kapustenko P.A., Melnykovskaya L.A., Nechyporenko D.D., 2013, The Precise Definition of the Payload Tube Furnaces for Units of Primary Oil Reforming, Chemical Engineering Transaction, 35, 247–252.

Ulyev L.M., Kapustenko P.O., Nechiporenko D.D., 2014, The Choice of the Optimal Retrofit Method for Sections of the Catalytic Reforming Unit, Chemical Engineering Transactions, 39,169–174.

Ulyev L.M., Vasilyev M.A., 2015, Heat and Power Integration of Processes for the Refinement of Coking Products, Theoretical Foundation of Chemical Engineering, 49, 676–687.

Ulyev L., Vasilyev M., Maatouk A., Duic N., Khusanov A., 2016, Total Site Integration of Light Hydrocarbons Separation Process, Chemical Engineering Transaction, 52, 1–6.

Wan Alwi S.R., Manan Z.A., 2010, STEP – A new graphic tool for simultaneous targeting and design of a heat exchanger network, Chemical Engineering Journal, 162, 106–121.