Содержание
Введение
1 Традиционные средства сокращения потерь нефти и нефтепродуктовот испарения
1.1 Диски-отражатели
1.2 Газоуравнительные системы
1.3 Покрытия, плавающие на поверхности нефтепродукта
1.3.1 Защитные эмульсии
1.3.2 Микрошарики
1.3.3 Понтоны
1.3.4 Плавающие крыши
2 Применение систем улавливания легких фракций
2.1 Адсорбционные и абсорбционные системы УЛФ
2.2 Конденсационные системы УЛФ
2.3 Компрессионные системы УЛФ
2.4 Комбинированные системы УЛФ
3 Выбор технических средств сокращения потерь нефтепродуктовот испарения
Список использованных источников
Введение
Одним из основных средств улучшенияэкономических показателей производства является максимальное использование имеющихсярезервов (например, сокращение потерь нефти и нефтепродуктов на промыслах, на нефтеперерабатывающихзаводах, при транспортировке, на нефтебазах и в процессе потребления). Ориентировочныеподсчёты показывают, что годовые потери нефти при перекачке от скважины до установкинефтеперерабатывающего завода и нефтепродуктов при доставке от завода до потребителявключительно составляют около 9% от годовой добычи нефти. При этом в результатеиспарения из нефти уходит главным образом наиболее легкие компоненты, являющиесяосновным и ценнейшим сырьём для нефтехимических производств.
Потери легких фракций бензинаприводят к ухудшению товарных качеств, понижению октанового числа, повышению температурыкипения, а иногда и к переводу нефтепродукта в более низкие сорта.
Из общей суммы годовых потерьпотери от испарения нефтепродуктов на нефтебазах и при транспортировке составляютпримерно 4,5%. Потери от утечек составляют наибольшую часть и могут быть полностьюликвидированы за счёт повышения общей культуры производства и проведения общеизвестных,обязательных организационно-технических и профилактических мер.
Потери нефти и нефтепродуктов,имеющие место при их транспортировке, хранении, приеме и отпуске, условно можноразделить на естественные, эксплуатационные и аварийные.
Одним из основных источниковестественной убыли нефтепродуктов являются их потери от испарения из резервуаровпри больших и малых «дыханиях». «Большие дыхания» имеют место при операциях заполнениярезервуаров.
Эксплуатационные потери в отличиеот естественной убыли могут быть полностью устранены.
Аварийные потери возникаютвследствие повреждения резервуаров, трубопроводов и оборудования в результате каких-либонепредвиденных ситуаций. Поскольку на всех объектах отрасли производится планомернаяработа по предотвращению аварий, то вклад этого вида потерь в их общую величинуотносительно невелик.
Независимо от вида потерь жидкихуглеводородов в конечном итоге они оказываются в атмосфере, что отрицательным образомсказывается на окружающей среде, и особенно на здоровье людей.
Таким образом, сокращение всехвидов потерь нефтепродуктов является актуальной задачей не только с экономической,но и, что не менее важно, с экологической точки зрения.
В данной работе рассматриваютсявопросы применения различных технических средств сокращения потерь нефтепродуктовот испарения из резервуаров.
Сокращение потерь нефтепродуктов– одно из важнейших направлений ресурсосбережения.
1. Традиционные средства сокращенияпотерь нефти и нефтепродуктов от испарения
В настоящее время в качествесредств, уменьшающих потери нефтепродуктов от испарения и соответствующее загрязнениеокружающей среды, применяются:
— диски-отражатели;
— газоуравнительные системы;
— покрытия, плавающие на поверхностинефтепродукта.
1.1 Диски-отражатели
Диск-отражатель — это препятствиев форме диска, устанавливаемое на некотором расстоянии под монтажными патрубкамидыхательной арматуры (рис. 1).
/>
Рисунок 1 — Дыхательный клапанс диском-отражателем: 1—дыхательный клапан; 2 — огневой предохранитель; 3—монтажныйпатрубок; 4—диск-отражатель
Назначениемдиска-отражателя является предотвращение перемешивания содержимого газовогопространства резервуаров при их опорожнении.
/>
Рисунок 2 — Распределение концентрациипо высоте ГП резервуара: 1 —до выкачки; 2 — после выкачки при отсутствии диска-отражателя;3—то же при его наличии
Как правило, распределениеконцентрации углеводородов по высоте газового пространства (ГП) резервуаров являетсянеравномерным: вблизи поверхности нефтепродукта она равна концентрации насыщенныхпаров Cs, а с удалением к кровле — постоянно убывает (кривая 1 на рис. 2).
Пусть в резервуаре высотойНр в результате выкачки взлив нефтепродукта изменяется с Н1 до Н2. При этом черездыхательную арматуру в резервуар подсасывается воздух со скоростью до несколькихметров в секунду. При отсутствии на пути струи воздуха каких-либо препятствий онапронизывает газовое пространство резервуаров, интенсивно перемешивая его содержание.В результате распределение концентрации углеводородов по высоте ГП, исключая поверхностныеслои, становится примерно одинаковым (кривая 2).
Если же на пути подсасываемоговоздуха установить преграду (ей и является диск), то при ударе о нее энергия струигасится почти наполовину, а направление движения струи изменяется на горизонтальное.В последующем происходит постепенное замещение ПВС вошедшим воздухом, сопровождающеесяих смешением. При этом в верхней части ГП преобладает воздух, а в нижней — парынефтепродукта (кривая 3).
Нетрудно видеть, что при последующемзаполнении резервуара с диском-отражателем в атмосферу, благодаря искусственно созданномунеравномерному распределению концентрации по высоте ГП, будет вытеснено меньшееколичество углеводородов, чем из резервуара без диска-отражателя. Положительныйэффект будет достигнут даже если взлив изменится от Н2 до Н1 поскольку на моментокончания выкачки в резервуаре с диском-отражателем средняя концентрация углеводородовв ГП ниже. Это связано с тем, что после изменения направлений струй воздуха уменьшаетсяинтенсивность омывания ими поверхности нефтепродукта, а, следовательно, снижаетсяскорость испарения.
В «Правилах техническойэксплуатации нефтебаз» [4] указывается, что диски-отражатели уменьшают потерибензина от испарения на 20...30 %.
1.2 Газоуравнительные системы
Газоуравнительной системой(ГУС) называется газовая обвязка, к которой подключен какой-либо газосборник.Благодаря этому при несовпадении операций закачки и откачки часть ПВСаккумулируется в нем, что делает ГУ С более эффективной, чем ГО.
Роль газосборников могутиграть газгольдеры низкого или высокого давления. Эластичные емкости, а такжеметаллические емкости переменного объема (газосборники типа «дышащий баллон»).Возможные варианты их присоединения к резервуарам показаны на рис. 3.
/>
Рисунок 3 — ГУС с газосборникомпеременного объема: 1—резервуар с бензином; 2—дыхательный клапан; 3—газовая обвязка;4—газгольдер низкого давления; 5—газосборник типа «дышащий баллон», либо резинотканевыйгазосборник
Конструкции сухих и мокрыхгазгольдеров низкого (до 4000 Па) давления известны. Преимущество сухих газгольдеровперед мокрыми заключается в сокращении расхода металла, занимаемой площади, капитальныхи эксплуатационных расходов, в устранении увлажнения паровоздушной смеси. Однакосухие газгольдеры имеют также существенные недостатки. В зимнее время влага, присутствующаяв газе, образует на внутренней поверхности газгольдера легкую корку, затрудняющуюпередвижение подвижного диска. При утечках через уплотнения диска в пространствемежду подвижным диском и крышей газгольдера возможно образование взрывоопасной смесигаза с воздухом. Кроме того, при изготовлении газгольдеров требуется повышеннаяточность.
Газгольдеры высокого (до 1,8МПа) давления представляют собой стальные сосуды цилиндрической или сферическойформы. При равном геометрическом объеме с газгольдерами низкого давления их аккумулирующаяспособность в десятки и даже в сотни раз больше. Газгольдеры высокого давления неимеют подвижных элементов и поэтому их проще изготавливать и эксплуатировать.
Общим недостатком применениягазгольдеров являются большие металлозатраты.
С целью уменьшения металлозатратв системы улавливания легких фракций нефти и нефтепродуктов предложено выполнятьгазосборники из достаточно эластичного материала (хлопчатобумажная ткань, пропитаннаянефте и бензостойким составом) в виде мешков или баллонов.
Работа эластичных газосборниковв принципе не отличается от работы резервуаров с «дышащими крышами». Их объем достигает500 м3 при диаметре 7,6 м.
Вследствие короткого срокаслужбы эластичных газосборников они не получили распространения.
В качестве альтернативы эластичнымгазосборникам были предложены «дышащие баллоны» из стали. Они представляют собойплоские резервуары большого (12...45 м) диаметра и малой (1… 1,5 м) высоты. Крышаи днище газосборников изготовлены из листовой стали толщиной 2 мм. При наполнениипарами крыша газосборников поднимается на высоту 2...4,5 м. Газосборники типа «дышащийбаллон» (за рубежом их называют «баллоны Виггинса» не требуют больших капитальныхзатрат и эксплуатационных расходов.
ЛПДС «Салават» Уральского управлениямагистральных нефтепродук-топроводов (ныне ОАО «Уралтранснефтепродукт») — одно изнемногих мест в СССР, где такие газосборники были внедрены. В 1962 г. здесь быласооружена ГУС с двумя газосборниками типа «дышащий баллон» объемом 1000 м3 каждый.Их испытания показали следующее. При заполнении и опорожнении газосборников образуютсямногочисленные трещины длиной 20...35 мм; их количество увеличивается в прогрессиис увеличением числа циклов заполнения и опорожнения. Подъем и опускание кровли происходитрезкими толчками с образованием в металле острых углов, где и возникают трещины.Поскольку эксплуатация газосборников типа «дышащий баллон» оказалась небезопасной,они были демонтированы и списаны в металлолом.
Сведения о том, насколько болееэффективной является ГУС по сравнению с ГО, в литературе отсутствуют.
1.3 Покрытия, плавающие наповерхности нефтепродукта
В качестве покрытий, плавающихна поверхности нефтепродукта и препятствующих его испарению, применялись и применяютсяплавающие защитные эмульсии, микрошарики из пластмасс, понтоны и плавающие крыши.
1.3.1 Защитные эмульсии
Способ сокращения потерь отиспарения путем применения защитных эмульсий заключается в том, что на поверхностьнефтепродукта помещается текучая концентрированная эмульсия с меньшей плотностью,чем у защищаемого нефтепродукта. Достоинством данного способа сокращения потерьот испарения является то, что эмульсия хорошо распространяется по всей поверхностинефтепродукта, изолируя ее от ГП, независимо от степени отклонения стенки резервуараот цилиндрической формы. Защитные эмульсии могут быть применены как во вновь строящихся,так и в уже эксплуатирующихся резервуарах с любой конструкцией кровли без ее модернизации.
В настоящее время известнызащитные эмульсии различного состава. Например, НИИТранснефть (ныне ИПТЭР) провел[1] испытания эмульсии следующего состава (% масс.): топливо ТС-1 —56; вода—21,6;этиленгликоль— 1,2; желатин сухой—0,3. Эмульсия представляла собой белую однороднуювязкую массу плотностью 810 кг/м3.
Эмульсия испытывалась в резервуареемкостью 600 м3 на нефти плотностью 857 кг/м3. Толщина эмульсии на поверхности нефтив начале испытания достигла 20 см. Испытания защитной эмульсии показали, что онасокращает потери нефти от испарения в среднем на 80 %. Однако ее стабильность (срокслужбы) составила только 3 месяца, после чего эмульсия разрушилась и осела на днорезервуара. Из-за непродолжительности срока службы эмульсии срок ее окупаемостиболее чем в 10 раз превысил срок службы. В результате испытанная эмульсия промышленногоприменения не нашла. Еще один препятствующий испарению состав предложен в «Гипро-морнефтегаз».Он включает (% масс.): латекс БСНК—79,3...83,7; натриевую соль нафтеновых кислотмылонафта—16,0...20,0 и натриевые соли карбокси-метилцеллюлозы — 0,3...0,7. По информацииразработчиков он уменьшает потери нефтепродуктов от испарения на 17...21 %, чтосовершенно недостаточно.
Во ВНИИ для предотвращенияиспарения легких фракций нефтепродуктов предложен состав, включающий (% мае.): полиакриламид—1,02...1,12; сульфоэтоксилат натрия—0,35...0,50; бихромат калия—0,94...0,95; хромока-лиевыеквасцы—0,07...0,20 и воду (остальное). Исследования разработчиков показали, чтоэффект от применения данного состава зависит от его плотности и толщины. Установлено,что при плотности состава менее 500 кг/м3 происходит разрыв покрытия парами нефтепродукта,а при плотности выше 700 кг/м3— его погружение в нефтепродукт. Оптимальным, по мнениюразработчиков, является соотношение плотностей нефтепродукта и покрытия 1: (0,66...0,93).Кроме того, было установлено, что при толщине покрытия менее 0,5 % от высоты взливабензина в модельной емкости сплошности защитного покрытия обеспечить не удается:на его поверхности образуются пузыри, деформации и разрывы от напряжений, создаваемыхпарами нефтепродуктов, образующимися под покрытием.
Испытания состава проводилисьв резервуаре объемом 10 м3 с площадью поперечного сечения 2,5 м2. Резервуар былзаполнен бензином Аи-93 на высоту 1,5 м. Предварительно подготовленный аэрированныйвязкоупругий материал в объеме 0,05 м3 закачивался в емкость насосом через приемныйпатрубок под уровень бензина. Поскольку плотность состава была равна 620 кг/м3,то он всплывал в бензине и растекался по его поверхности, образуя слой толщиной0,1 м. Через 2...2,5 ч состав приобрел упругие свойства, эффективно разделяя нефтепродукти воздух. В ходе испытаний было достигнуто сокращение потерь бензина от испаренияна 87...99 %.
Основным препятствием к применениюданного состава является высокое содержание воды: при отрицательных температурахпокрытие частично примерзнет к стенке резервуара, а частично будет разорвано образующимсяльдом.
Испытания других типов защитныхэмульсий выявили еще один недостаток: при опорожнении резервуаров в случае низкогоуровня взлива нефтепродукта защитная эмульсия захватывается образующейся воронкой,вследствие чего забиваются насосы и фильтры.
1.3.2 Микрошарики
Микрошарики из пластмасс такжеслужат для уменьшения поверхности испарения нефтепродуктов. Они представляют собоймикросферы диаметром
от 10 до 250 мк, изготовленныеиз фенольно-формальдегидных или карбомид-ных смол и заполненные инертным газом—азотом.
Проведенные в лабораторныхи промышленных условиях испытания показали [1], что микрошарики, плавающие на поверхностинефти или бензина слоем толщиной 20...25 мм сокращают потери от испарения по сравнениюс потерями из резервуаров с незащищенной поверхностью: бензинов — на 35...50 %,нефти—на 80 %. При этом используемый объем резервуаров с различной конструкциейкровли не уменьшается.
В то же время были выявленыи недостатки применения микрошариков: их унос из резервуаров вместе с откачиваемымнефтепродуктом, а также налипание на стенки резервуара. По этим причинам они ненашли применения.
1.3.3 Понтоны
Понтоном называется жесткоеплавающее покрытие, помещаемое в резервуар со стационарной кровлей с целью уменьшенияскорости насыщения ГП парами нефтепродуктов (рис. 4).
Конструктивно понтон представляетсобой жесткую газонепроницаемую конструкцию в форме диска, закрывающую не менее90 % поверхности нефтепродукта и снабженную затвором, уплотняющим кольцевой зазормежду диском и стенкой резервуара. По материалу, из которого изготовлен диск, различаютметаллические и синтетические понтоны.
/>
Рисунок 4 — Резервуар с металлическимпонтоном: 1 — настил понтона;
2 — металлические короба-сегменты;3—уплотняющие затворы металлического понтона и направляющих; 4 — труба для ручногоотбора проб; 5 — кожух пробоотборника ПСМ; 6 — опорные стойки
Типы металлических понтоновприведены на рис. 5:
1) чашеобразные однодечные;
2) однодечные с периферийнымоткрытым коробом, разделенным на отсеки;
3) однодечные с периферийнымзакрытым коробом, разделенным на отсеки;
4) двудечные, разделенные наотсеки.
/>
Рисунок 5 — Основные типы металлическихпонтонов: а—чашеобразный однодечный; б—однодечный с периферийным открытым коробом,разделенным на отсеки; в—однодечный с периферийным закрытым коробом, разделеннымна отсеки; г—двудечный, разделенный на отсеки
Нетрудно заметить, что в порядкеупоминания металлоемкость понтонов возрастает. Но одновременно увеличивается ихнепотопляемость.
Синтетические понтоны значительноменее металлоемки. Они разнообразны по конструкции. Например, понтон, разработанныйВНИИСПТиефть (ныне ИПТЭР) состоит из кольца жесткости, на которое натянута сетка,служащая основой для ковра из газонепроницаемой полиамидной пленки. Плавучесть даннойконструкции обеспечивается поплавками, выполненными из химически стойкого к нефтепродуктампленочного пенопласта.
Получили распространение исинтетические понтоны из пенополиуретана (ППУ). Понтон конструкции СКБ «Транснефтеавтоматика»,например, включает периферийное кольцо, обеспечивающее прочность и жесткость в местекрепления кольцевого затвора, центральную часть, несущее кольцо с эластичным вкладышем,формирующее борт понтона и позволяющее закрепить затвор. Для предотвращения насыщенияППУ нефтепродуктом, его поверхность покрывается полиуретановым латексом, а для приданияповерхности понтона токопроводящих свойств — саженаполненным латексом.
Понтон «Coverblot» компании«Larosch Buyj» изготавливают из панелей жесткого пенопласта, облицованных с обеихсторон алюминиевым листом. Панели скрепляют болтами с помощью зажимных планок.
Независимо от конструкции всепонтоны должны быть заземлены (чтобы избежать разрядов статического электричества),снабжены направляющими (чтобы предотвратить вращение конструкции под воздействиемструй нефтепродукта), а также опорами (чтобы обеспечить возможность зачистки и ремонтаднища).
Одним из важнейших узлов любогопонтона является уплотняющий кольцевой затвор, т. к. именно от качества герметизациизазора между газонепроницаемым «диском» и стенкой резервуара в значительной степенизависит достигаемая величина сокращения потерь нефтепродукта от испарения.
Согласно [4] при применениипонтонов сокращение потерь нефтепродуктов от испарения составляет 80. ..90 %. В[5] отмечается, что понтоны сокращают потери от «больших дыханий» на 80 % и на 70% от «малых».
1.3.4 Плавающие крыши
Плавающие крыши (ПК) в отличиеот понтонов применяются в резервуарах, не имеющих стационарной кровли (рис. 6).В связи с этим их конструкция несколько отличается от конструкции понтонов.
/>
Рисунок 6 — Резервуар с плавающейкрышей: 1 —приемо-раздаточный патрубок с хлопушкой; 2—запасной трос хлопушки; 3—кольцажесткости; 4—стенка резервуара; 5—кольцевая площадка жесткости; 6—огневой предохранитель;7—трубопровод раствора пены; 8—опорные стойки плавающей крыши; 9—водоприемник атмосферныхосадков; 10—сухопровод орошения стенки резервуара; 11—плавающая крыша; 12 — опорнаяферма; 13—катучая лестница; 14 — бортик удерживания пены; 15 — опорная ферма; 16—периферийныйкольцевой понтон плавающей крыши; 17—уплотнитель (затвор) плавающей крыши; 18—переходнаяплощадка; 19—шахтная лестница; 20—трубчатая направляющая плавающей крыши; 21—дренажнаясистема; 22—днище резервуара
Прежде всего, отсутствиестационарной кровли диктует необходимость изготовления коробов обязательногерметичными. Для удобства удаления осадков, выпавших на ПК, последняя должнаиметь листовой настил с уклоном к центру. Дождевая вода с ПК отводится черездренажную систему либо из шарнирно-сочлененных, либо из гибких гофрированныхгруб.
Для спуска на поверхностьПК служит передвижная (катучая) лестница, конструкция которой обеспечиваетгоризонтальное расположение ступенек при любом положении крыши. Верхним концомкатучая лестница шарнирно опирается на переходную площадку, соединенную сшахтной лестницей, по которой персонал поднимается на резервуар. Нижний конецпередвижной лестницы снабжен катками и перемещается по специальным рельсам,уложенным на поверхности ПК. По мере опускания плавающей крыши и передвижениялестницы угол ее подъема изменяется от 5 до 50 градусов.
С целью усиления жесткостиверхней части корпуса резервуара с плавающей крышей вдоль верхнего пояса монтируюткольцевую площадку для сохранения устойчивости и восприятия ветровой нагрузки.
Для удаления паровоздушнойсмеси и газов из-под плавающей крыши на ней установлен предохранительный клапан.
Основные типы применяемых внастоящее время ПК приведены на рис. 7:
а) однодечная;
б) однодечная с центральнымпоплавком;
в) однодечная с ребрами жесткости;
г) однодечная с поплавками;
д) двудечная.
/>
Рисунок 7 — Основные типы применяемыхплавающих крыш: а)—однодечная; б) однодечная с центральным поплавком; в—однодечнаяс ребрами жесткости; г—однодечная с поплавками; д—двудечная; 1 —закрытый кольцевойкороб; 2—листовой настил; 3—центральный поплавок; 4—ребра жесткости; 5—поплавок;6—радиальная переборка; 7—кольцевая переборка
2 Применение систем улавливаниялегких фракций
Системой улавливания легкихфракций (УЛФ) называется совокупность технологического оборудования, обеспечивающегоотбор и утилизацию легких фракций нефти и нефтепродуктов при повышении давленияв газовом пространстве резервуаров до того, как произойдет их «выдох» в атмосферу.Под утилизацией в данном случае понимается либо накопление ПВС с целью последующегоее возврата в ГП резервуаров (поэтому простейшей системой УЛФ является ГУ С), либоотделение углеводородов от нее, либо реализация смеси потребителям.
Несмотря на многообразие применяемыхи заявленных в качестве изобретений конструкций систем УЛФ, их можно объединитьв несколько групп, описание данных систем нами предельно упрощено, чтобы, с однойстороны, упростить восприятие, а с другой—уменьшить объем информации за счет объединениясхем систем УЛФ, различающихся только второстепенными деталями.
2.1 Адсорбционные и абсорбционныесистемы УЛФ
С 20-х годов известен углеадсорбционныйметод улавливания углеводородов, нашедший применение для получения газового бензинаиз нефтяного газа. Процесс осуществляется по следующей схеме: 1) насыщение (адсорбция)угля углеводородами; 2) отгонка (десорбция) поглощенных фракций перегретым водянымпаром; 3) сушка активированного угля нагретым до 120… 130 °С воздухом; 4) охлаждениехолодным воздухом.
Как показали исследования,наибольший отбор пропан-бутановой фракции из газовой смеси достигается при температуреугля 20...24 °С и его остаточной влажности 1 ...7 %. Однако содержание воздухав газе снижает эффективность метода.
/>
Рисунок 8 — Адсорбционная системаУЛФ: 1 —резервуар с бензином; 2—дыхательный клапан; 3 — газовая обвязка; 4 — адсорбер;5—регулятор давления типа «до себя»; 6 — холодильник; 7—конденсатосборник; 8—насосдля откачки конденсата
В адсорбционной системе фирмы«Dow Chemical» роль адсорбента выполняет шариковая сополимерная насадка (рис. 8).Диаметр шариков около 2 мм, удельная площадь поверхности контакта 400 м2/г. Адсорбентобладает гидрофобными свойствами, и поэтому молекулы органических веществ прочноудерживаются на нем под действием вандер-ваальсовых сил. Теплота адсорбции невелика,поэтому регенерация насадки (десорбция органических веществ) осуществляется приее продувке воздухом, нагретым острым паром.
Для адсорбера характерны простота,надежность и безопасность работы. Предусмотрено регулирование температуры в двухточках в зависимости от режима работы аппарата. Средства автоматики размещены вотдельном герметизированном блоке и не зависят от сложной системы контроля и управлениярезервуаром.
Размеры адсорбера зависят отобъема ГП резервуара. При точном объеме закачки, равном 190 м3, они составляют:диаметр—1,2 м, высота — 2,4 м. Масса адсорбера 907 кг, линейная скорость потокачерез насадку во время заполнения резервуара—0,35 м/мин, а во время опорожнения0,17.
Однако из-за низкой пропускнойспособности и необходимости дополнительных затрат на десорбцию адсорбционные системыулавливания паров нефтепродуктов не получили широкого применения на практике.
Для извлечения паров бензинаиз смеси, вытесняемой в атмосферу при наливе цистерн, специалистами ВНИИУС [7] такжепредложен сорбционный метод с использованием в качестве адсорбента пористых полимеров.Установка сорбционной очистки рассчитана на улавливание углеводородов при расходепаровоздушной смеси, равном 1350 м3/ч. Ориентировочные характеристики сорбционнойколонны таковы:
Десорбция поглощенных углеводородовпроизводится паром при давлении 0,3 МПа. Пары бензина и воды при температуре неменее 105 °С выводятся из адсорбера в холодильник, где происходит конденсация основнойчасти водяных паров. После отделения капельной влаги в сепараторе паровая фаза сноваконденсируется в холодильнике и повторно сепарируется. Рекуперированный бензин насосомоткачивается в цистерну или резервуар с товарным бензином
По данным авторов, достигаемаястепень очистки паровоздушной смеси от углеводородов составляет 90 %. Однако дляэтого требуется достаточно сложное аппаратное оформление. Кроме того, необходимостьпериодического вывода колонны на регенерацию и охлаждение адсорбента обуславливаетпотребность в увеличении их числа сверх расчетного, по крайней мере, в 1,5 раза.
Адсорбционная система УЛФ,разработанная фирмой «Hightron corporation» (США), отличается оригинальным способомрегистрации адсорбента. Отключенный после насыщения адсорбента адсорбер подвергаетсявакуумированию с помощью вакуум-насоса. Отогнанная таким образом смесь газообразныхуглеводородов подается в адсорбер, где орошается бензином, отбираемым из резервуара.Фирма утверждает, что таким образом обеспечивается степень улавливания паров бензинаравная 90...98 %, или около 2 л нефтепродукта из 1м3 ПВС.
Наряду с адсорбционными получилираспространение и абсорбционные системы УЛФ. Их принципиальная схема приведена нарис. 9. Она включает резервуар с бензином 1, снабженный дыхательным клапаном 2,который посредством газовой обвязки 3 связан с абсорбером 4. При повышении давленияв ГП резервуара паровоздушная смесь поступает в нижнюю часть абсорбера и движетсявверх по каналам, образованным в нем специальными насадками (кольца Ришига и т.п.). Навстречу ПВС, сверху вниз, движется абсорбент— низколетучий поглотитель (керосин,дизельное топливо и т. п.). Для этого абсорбент из емкости 5 забирается насосом6 и распыляется через форсунки 7. На поверхности насадок образуется тонкая пленкаабсорбента, которая поглощает углеводороды из ПВС. В абсорбере поддерживается противодавлениес помощью регулятора давления 8 типа «до себя». Отработанный (насыщенный) абсорбентпериодически сбрасывается в емкость 9 и проходит регенерацию (на рисунке не показана).
/>
Рисунок 9 -Абсорбционная системаУЛФ: 1 —резервуар с бензином; 2—дыхательный клапан; 3— газовая обвязка; 4—абсорбер;5—емкость дата абсорбента; 6—насос; 7—форсунки; 8—регулятор давления типа «до себя»;9—емкость для отработанного (насыщенного) абсорбента; 10—датчик давления
Дыхательный клапан 2 здесьи далее играет роль предохранительного. Степень отбора углеводородов абсорбентомиз ПВС (степень улавливания) зависит от соотношения расходов «жидкость-газ», а такжелинейной скорости фаз. При благоприятных условиях она составляет около 60%.
Вместе с тем, чтобы насос 6не работал непрерывно, абсорбционная система УЛФ оснащается датчиком 10, которыйподает сигнал включения насоса при избыточном давлении в ГП около 1000 Па, а впоследствииотключает его. Достаточно сложной и энергоемкой является система регенерации абсорбента.Все это ведет к удорожанию рассматриваемой системы.
2.2 Конденсационные системыУЛФ
Принцип действия конденсационныхсистем основан на более высокой температуре конденсации паров углеводородов по сравнениюс воздухом.
К конденсационным порой ошибочноотносят системы, в которых предлагается каким-либо образом охлаждать ПВС непосредственнов ГП резервуаров Но такие технические решения необходимо рассматривать как одиниз способов уменьшения температуры паровоздушной смеси (и, соответственно, уменьшенияконцентрации углеводородов в ней), наряду с применением отражательно-тепловой изоляцииили водяного орошения резервуаров.
В конденсационных системахУЛФ охлаждение ПВС осуществляется в одну или две ступени (рис. 10).
При одноступенчатой конденсацииПВС из резервуара 1 по газовой обвязке 3 поступает в холодильник 4, который включаетсяпо сигналу датчика давления 5. Образующийся в результате охлаждения ПВС конденсатотделяется в емкости 6 и насосом 7 закачивается обратно в резервуар, а воздух соследами углеводородов сбрасывается в атмосферу через регулятор давления 8 типа «досебя».
/>
Рисунок 10 — Конденсационныесистемы УЛФ: а — одноступенчатая; б — двухступенчатая; 1 — резервуар с бензином;2—дыхательный клапан; 3—газовая обвязка; 4,9—холодильники; 5—датчик давления; 6,10—емкости; 7—насос; 8—регулятор давления типа «до себя»
ЦНИЛ Госкомнефтепродукта РСФСРбыла разработана и испытана [104] полупромышленная холодильная установка с поверхностнымохладителем-конденсатором для конденсации паров бензина. Холодильная машина включаетв себя аммиачный 2-цилиндровый компрессор, конденсатор, испаритель, насос для подачихладагента, охладитель-конденсатор, емкость для сбора конденсата, насос для откачкиконденсата.
В качестве хладагента используетсяраствор хлористого кальция с температурой замерзания -35...-38 °С. Конденсация бензиновыхпаров из паровоздушной смеси осуществляется в поверхностном охладителе-конденсатореза счет охлаждения паровоздушной смеси хладагентом, протекающим по ореб-ренным трубкам.Выпадающий при охлаждении конденсат собирается в емкости и по мере накопления откачиваетсянасосом в резервуар. В его состав входят в основном гексаны и часть пентанов и бутанов.По составу и свойствам получаемый конденсат соответствует газовому бензину с давлениемнасыщенных паров около 0,15 МПа.
В ряде изобретений, по-существу,также предлагаются одноступенчатые конденсационные системы УЛФ, но конструктивноони оформлены иначе.
В [6] предлагается устанавливатьтеплообменное устройство непосредственно на кровле резервуара. Оно включает корпус1, внутри которого имеется система вертикальных каналов 2, форсунки 3 для распыливанияводы, а также клапан давления 4. Работа устройства основана на том, что клапан 4срабатывает при давлении, на 10… 15 % меньшем, чем дыхательный клапан резервуара.Паровоздушная смесь проходит через вертикальные каналы, охлаждаемые за счет естественногоперепада температуры между стенками корпуса и окружающим воздухом. При температуреокружающей среды выше 20 °С используется система принудительного охлаждения ПВС.Для этого по коллектору 5 к форсункам 3 подается вода, которая распыляется в направлениистенок устройства. Выпадающий из ПВС конденсат стекает вниз.
Для повышения эффективностиработы устройства автор конструкции предлагает разместить в нижней части некую насадку,материал которой при контакте с конденсатом набухает и образует развитую поглощающуюповерхность.
Несмотря на очевидную простотупредложенного устройства, ясно, что оно не может обеспечить высокой степени улавливанияуглеводородов: перепад температур в нем весьма невелик, а время нахождения ПВС вустройстве при расходе 100 м3/ч не превышает 6 с.
В [88] предложено устанавливатьна кровле резервуара устройство, в камере которого смонтированы элементы для образованияканалов, по которым проходит ПВС и хладагент. Причем эти элементы выполнены в виденаклонных и соединенных попарно пластин.
2.3 Компрессионные системыУЛФ
Много публикаций в отечественнойи зарубежной литературе посвящено компрессионным системам улавливания легких фракций.Сущность этих систем заключается в компримировании отобранной из емкостей парогазовойсмеси с целью ее аккумулирования или реализации (в сжиженном или газообразном состоянии).
По способу компримированияэти системы делятся на эжекторные и компрессорные. Рабочей средой в эжекторах являетсяжидкость (техническая вода, углеводороды и т. д.) или газ. Соответственно они называютсяжидкостно-га-зовыми (ЖГЭ) или газ-газовыми (ГТЭ) эжекторами. Компрессорные системыклассифицируются по типу используемых компрессоров (поршневые, винтовые, роторные,ротационные).
Принцип-действия эжекторовзаключается в частичной передаче кинетической энергии от рабочего тела подсасываемому(эжектируемому) газу в камере смещения потоков и последующем восстановлении давлениясмеси«рабочее тело—газ» в диффузоре. При использовании ГГЭ разделение смеси, какправило, не производят. Если же газ компремируется с помощью ЖГЭ, то полученнаясмесь разделяется в специальной емкости, а рабочая жидкость используется вновь.
Сжатие паровоздушной смесис помощью компрессоров опасно, т. к. это может привести к взрыву и пожару. По этойпричине на рис. 11, 12 показаны принципиальные схемы компрессорных систем УЛФ, вкоторых исключается попадание воздуха в ГП резервуаров при снижении давления в нем.
В первом случае (рис. 11) этодостигается тем, что в ГП подается углеводородный газ из специального газопровода8. При создании в ГП вакуума около 100 Па по сигналу датчика вакуума 4 открываетсяклапан 7 и через регулятор давления 6 типа «после себя» углеводородный газ поступаетв резервуар 1. Подача газа прекращается при повышении давления до атмосферного посигналу того же датчика закрытием клапана 7.
/>
Рисунок 11 — Компрессорнаясистема УЛФ разомкнутого типа (с подпиткой углеводородным газом): 1—резервуар снефтью (нефтепродуктом); 2—дыхательный клапан; 3—газовая обвязка; 4—датчик вакуума;5—датчик давления; 6—регулятор давления типа «после себя»; 7,9—отсечные клапаны;8—газопровод; 10—компрессор; 11—емкость; 12—регулятор давления типа «до себя»; 13—насос
При повышении избыточного давленияв ГП резервуара 1 до 1000 Па по сигналу датчика давления 5 открывается клапан 9и включается компрессор 10. При сжатии часть углеводородов из газовой смеси конденсируется.Конденсат отделяется в емкости 11 и затем возвращается в резервуар 1 насосом 13.Несконденсировавшиеся углеводороды через регулятор давления 12 типа «до себя» подаютсяв газопровод 8.
По аналогичной схеме выполненасистема улавливания легких фракций, предложенная фирмой «Philips petroleum».
Подобные системы УЛФ применяютсяна нефтяных промыслах, где всегда имеются газопроводы для транспортировки попутногонефтяного газа. В связи с тем что углеводородный газ, откачиваемый из резервуарав газопровод, назад не возвращается, система, схема которой приведена на рис. 12,называется компрессорной системой УЛФ разомкнутого типа.
/>
Рисунок 12 — Компрессорнаясистема УЛФ института «Башнефтепроект»: 1 —резервуар; 2—газгольдер; 3—балансирныймеханизм; 4, 7—отсечные клапаны; 5—турбогазодувка; 6—подводящий газопровод промысловойкомпрессорной станции; 8—напорный газопровод
Примером подобной системы являетсяавтоматизированная система герметизации резервуарных парков промыслов, предложеннаяв институте «Башнефтепроект» [2], рассчитанная на использование турбогазодувок (рис.12). В зависимости от давления в ГП легкие фракции нефти переходят из резервуарав резервуар или по трубопроводу газоуравнительной системы в «мягкий» газгольдер,2. При наполнении газгольдера поднимается его верхняя часть, шарнирно связаннаяс балансирным механизмом 3. При определенном положении балансирного механизма открываетсяклапан 4 отбора газа из газгольдера и газ поступает на прием турбогазодувки 5. Турбогазодувкакомпримирует газ и подает его в газовую сеть промысловой компрессорной станции погазопроводу 6. При создании расположения в ГП резервуаров в них под избыточным давлением200 Па поступает газ из «мягкого» газгольдера, верхняя часть газгольдера и связанныйс ним балансирный механизм опускаются. Если запасов газа в газгольдере недостаточно,то открывается клапан 7 выпуска газа из напорного газопровода 8 или концевой сепарационнойустановки в «мягкий» газгольдер. Пуск турбогазодувки производится автоматическис одновременным открытием клапана 4 при помощи сигнального устройства, установленногона балансирном механизме. Газгольдер рассчитан на максимальное избыточное давление2000 Па.
Применение компрессорных системУЛФ целесообразно при больших расходах паровоздушной смеси. КПД компрессоров и развиваемоеими давление достаточно высоки. Вместе с тем применение поршневых компрессоров требуетзначительных капитальных затрат, а винтовые компрессоры не всегда имеют достаточнуюэксплуатационную надежность. Кроме того, в компрессорных системах УЛФ компримированиепаров приводит к повышению их температуры, что требует обязательного охлажденияпаров с целью обеспечения конденсации углеводородов. Для обеспечения безопаснойработы компрессоров необходимо предотвратить попадание воздуха в ГП резервуаров.Охлаждение паров и создание их запасов для последующего заполнения ГП требуют дополнительныхзатрат.
В силу перечисленных причинбольшое распространение получили эжекторные системы УЛФ. Достоинствами эжекторныхустановок являются простота, надежность, недефицитность комплектующих узлов. Ихобслуживание не требует дополнительного персонала.
Принципиальные схемы предложенныхэжекторных систем УЛФ приведены на рис. 13. На рис. 13 а показана схема компримированияПВС с использованием в качестве рабочей жидкости самого легкоиспаряющегося нефтепродукта.При повышении избыточного давления в ГП резервуара 1 до 1000 Па по сигналу датчикадавления 4 включается насос 5, который подает рабочую жидкость (бензин) в жидкостно-газовыйэжектор 5. ЖГЭ отсасывает избыток ПВС из ГП резервуара 1, смешивает ее с рабочейжидкостью и компримирует. В результате часть углеводородов из ПВС растворяется врабочей жидкости. Доля поглощенных углеводородов зависит от давления и температуры.
/>
Рис. 13. Эжекторные системыУЛФ: а — компримирование ПВС легкоиспаряющимся нефтепродуктом; б — компримированиеПВС низколетучим нефтепродуктом
Разделение полученной газожидкостнойсмеси производится в емкости 7. После этого воздух со следами углеводородов черезрегулятор давления 8 типа «до себя» сбрасывается в атмосферу, а жидкая фаза повторноиспользуется в качестве рабочей жидкости, закачивается в резервуар 1 или в трубопровод(на схеме не показан).
2.4 Комбинированные системыУЛФ
Описанные выше системы УЛФне всегда обеспечивают необходимое сокращение паров углеводородов в атмосферу. Поэтомуво многих изобретениях предполагается совмещать сразу несколько способов улавливанияпаров.
/>
Рисунок 14 — Конденсационно-адсорбционнаясистема УЛФ: 1 —резервуар с бензином; 2 — дыхательный клапан; 3—газовая обвязка;4—холодильник; 5 — емкость; 6—насос; 7—адсорбер; 8—регулятор давления типа «до себя»
На рис. 14 показана принципиальнаясхема конденсационно-адсорб-ционной системы УЛФ, предложенной в [3]. ЛВС, вытесняемаяиз резервуара, в холодильнике 4 подвергается охлаждению при температуре от -10 до-50 °С. При этом происходит конденсация части углеводородов, которые отделяютсяв емкости 5 и насосом 6 возвращаются в резервуар 1. Далее воздух с остатками несконденсировавшихсяпаров поступает в адсорбер 7, где проходит доочистку. Затем воздух со следами углеводородовчерез регулятор давления 8 типа «до себя» сбрасывается в атмосферу.
Температура конденсации углеводородовв холодильнике 4 не оговаривается, однако конкретизируется способ охлаждения ПВС:для этой цели предлагается использовать холодные спаи плоской батареи термоэлементов,соединенной с источником постоянного тока.
Варианты принципиальных схемконденсационно-компрессорных систем УЛФ, в которых совмещаются компримирование газовойсмеси и ее охлаждение, приведены на рис. 15.
/>
Рисунок 15 — Конденсационно-компрессорныесистемы УЛФ: а—с охлаждением сжатой газовой смеси; б—то же с двухступенчатым сжатием;1 —резервуар с бензином; 2—дыхательный клапан; 3 — газовая обвязка; 4—датчик вакуума;5—датчик давления; 6, 7—отсечные клапаны; 8—компрессор; 9—насос; 10, 15—емкость;11—регулятор давления типа «до себя»; 12—холодильник; 13—регулятор давления типа«после себя»; 14—подогреватель; 15—емкость для конденсата
В первом случае (рис. 15 а)схема с целью интенсификации конденсатообразования дополнена теплообменником (встроеннымв емкость 10), в который поступает хладагент из холодильника 12. Во втором случае(рис. 15 6) компримирование выполняется в две ступени с промежуточным отбором конденсатав емкости 10 и охлаждением газовой смеси после второй ступени сжатия в холодильнике12. В результате подобной обработки большая часть газообразных углеводородов конденсируется.Для сбора конденсата служат емкости 10, 15. Чтобы обеспечить возможность заполненияГП резервуара при снижении давления в нем углеводородным газом, емкость 15 снабженаподогревателем, который обеспечивает быстрое испарение конденсата.
3 Выбор технических средствсокращения потерь нефтепродуктов от испарения
Различные технические средстване только сокращают потери от испарения в разной степени, но и имеют разную стоимость.В рыночных условиях выбор технических средств сокращения потерь от испарения следуетпроизводить по максимальной величине чистого дисконтного дохода, равного
/> (1)
где σн — обобщенная цена1 т нефтепродукта; Si, 3i Ki — сокращение потерь, эксплуатационные затраты и капитальныевложения при применении рассматриваемого технического средства в i-м году; G — годовыепотери нефтепродукта от испарения на рассматриваемом объекте; Е—норматив приведения(дисконта); N—продолжительность внедрения средств сокращения потерь, лет.
Поделив левую и правую часть(2) на σn G, получим безразмерный критерий выбора средств сокращения потерьнефтепродуктов от испарения
/> (2)
где θi—совокупные затратына сокращение потерь 1 т нефтепродукта в i-м году, θi = Эi+ Ki; Эi, Кi — эксплуатационныеи капитальные затраты на рассматриваемое средство в i-м году.
Если средство сокращения потерьвнедряется за 1 год, то формула (2) принимает вид
/> (3)
Внедрять следует то техническоесредство сокращения потерь, для которого величина Ка -критерия в условиях рассматриваемойнефтебазы является наибольшей.
Расчет сокращения потерь
Сокращение потерь, достигаемоепри применении различных технических средств, в значительной степени зависит отноминальной вместимости резервуара, коэффициента его оборачиваемости и„6 и рядадругих факторов. Для определения величин S необходимо пользоваться оригинальнойметодикой [2]. Однако для оценочных расчетов можно воспользоваться упрощенными зависимостями,полученными обработкой величин S, найденных по методике для условий г. Уфы.
Сокращение потерь при применениидисков-отражателей описывается выражением (в долях)
/> (4)
где й(ь, als, а2,, а3, —числовыекоэффициенты, зависящие от типа резервуара (табл. 1).
Таблица 1—Величины коэффициентовв формуле
/>
Отрицательные величины Sd,вычисленные по формуле (4) в области низких коэффициентов оборачиваемости, свидетельствуюто бесполезности применения дисков-отражателей в данных условиях.
Сокращение потерь бензинов,достигаемое при применении понтонов, может быть оценено по формуле (в долях)
/> (5)
где Ьа„ bls, b2s — постоянныечисловые коэффициенты, зависящие от номинальной вместимости резервуара и коэффициентаоборачиваемости (менее 10 или более).
Сведения о величинах Ь0„ bls,Ь2, приведены в табл. 3.24.
Таблица 2 —Величины коэффициентовв формуле для понтонов с затвором РУМ-2
/>
Для других типов затворов квеличине Sn, найденной по формуле (3.68), вводятся понижающие коэффициенты: дляРУМ-1 его величина равна 0,8, а для бельтингового—0,6.
При применении плавающих крышв одинаковых условиях с понтонами сокращение потерь от испарения Sm меньше, чемпри применении понтонов: при номинальном объеме резервуаров 1000 м3 и меньше—на7...10 %, при 2000 м3 10000 м3—на 1...2.
Сокращение потерь, обеспечиваемоепри применении газовой обвязки 5го при операциях со стабильными углеводороднымижидкостями с температурой менее 25 °С, может быть принято равным Кс • 100 %. Значениякоэффициента совпадения операций Кс для каждой конкретной группы резервуаров определяютсяпо журналам оперативного учета, диспетчерским листам и т. п. по формуле (6).
/> (6)
При операциях с легкоиспаряющимисянефтепродуктами в условиях температур больших чем 25 °С, необходимо принимать Sa=100 • Ксэф.
При применении систем улавливаниялегких фракций (УЛФ) достигаемое сокращение потерь зависит от многих факторов иможет быть рассчитано только по специальным методикам.
Список использованных источников
1. Борьба с потерями нефти и нефтепродуктов при их транспортировке и хранении/ Ф.Ф.Абузова, И.С. Бронштейн, В.Н.Новоселов и др. – М.: Недра, 1981. – 248 с.
2. Коршак А.А. Современные средства сокращения потерь бензинов от испарения.– Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2001. – 144 с.
3. Коршак А.А. Ресурсосберегающие методы и технологии при транспортировке ихранении нефти и нефтепродуктов. — Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2006. – 192 с.
4. Правила технической эксплуатации нефтебаз. – М.: Недра, 1986. – 168 с.
5. Проектирование и эксплуатация нефтебаз /С.Г.Едигаров, В.М.Михайлов, А.Д.Прохорови др. – М.: Недра, 1982. – 280 с.
6. Резервуар для легкоиспаряющихся жидкостей / М.А. Ельгаников// Открытия. Изобретения.– 1990. — № 46. – С. 85.
7. Система улавливания паров бензина, выбрасываемых в атмосферу при наливе железнодорожныхцистерн / А.С.Шабаев и др. //Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородногосырья. – 1981.- № 5. – С. 24-26.