Разработка блока улавливания газов из резервуаров

Захаров Н.М., Субботин А.С. , Котов С.В.
ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет», филиал, г. Салават, Российская Федерация

В состав технологического оснащения резервуарных парков входят: вертикальные стальные цилиндрические резервуары, система трубопроводов, насосное оборудование, арматура, обеспечивающая правильное функционирование объекта.

В резервуарных парках происходят безвозвратные потери хранимых нефтепродуктов. При заполнении резервуара осуществляется вытеснение паровоздушной смеси через дыхательный клапан («большое дыхание» резервуара). Также вытеснение паровоздушной смеси возникает в результате изменений температуры или давления окружающей среды («малое дыхание» резервуара). Нефтепродукты, испаряющиеся с поверхности резервуара, выбрасываются в окружающую среду через дыхательные клапаны.

Проблема выбросов паров нефти и нефтепродуктов признана одной из ключевых в обеспечении энергетической и экологической безопасности государства.

Различают следующие виды потерь нефтепродуктов:

• — количественные потери;
• — качественно-количественные потери, при которых происходят количественные потери с одновременным ухудшением качества нефтепродукта (потери от испарения);
• — качественные потери, при неизменном количестве нефтепродукта;
• — безвозвратные потери при разгерметизации резервуаров (дефекты, возникающие от действия циклических нагрузок) и при авариях.

Значительную долю потерь нефтепродуктов в процессе транспортировки и хранения составляют потери от испарения. По данным Федеральной службы государственной статистики выбросы углеводородов, связанные с несовершенством технических средств и технологических процессов при транспорте и хранении нефтепродуктов, по Российской Федерации в 2011 году составили 5,2 млн т.

Для хранения нефти, промежуточных и конечных продуктов ее переработки используют резервуары атмосферного и высокого давления. Различают три типа существенных выбросов:

• — дыхательные потери (выбросы паров веществ при изменении температуры и давления);
• — рабочие потери (вследствие изменения уровня жидкости в резервуаре);
• — скачковые потери (происходят при выходе растворенного газа из жидкости вследствие скачков давления в заводском трубопроводе и резервуарах).

На рисунке 1 представлена структура потерь нефтепродуктов от испарения в резервуарах нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ).

Рисунок 1. Структура потерь в резервуарах НПЗ:

1 – потери от вентиляции газового пространства; 2 – «большое дыхание» и «обратное дыхание»; 3 – «малое дыхание»

Важным показателем для систем хранения нефтепродуктов является степень заполнения резервуаров. В качестве примера на рисунке 2 представлены усредненные данные по потерям бензина от испарения в зависимости от степени заполнения резервуара.

Рисунок 2. Потери бензина от испарения в зависимости от степени заполнения резервуара

Из рисунка видно, что заполнение резервуаров на объем, значительно меньший номинального, способствует увеличению безвозвратных потерь. Наиболее приемлемой является степень заполнения превышающая 80%.

Анализ потерь углеводородных газов из резервуарного парка установок атмосферно-вакуумных трубчаток (АВТ) ОАО «Газпром нефтехим Салават» показывает, что в год теряется порядка 70…80 т нефтепродуктов.

В данной работе для сокращения потерь нефтепродуктов предлагается в резервуарном парке смонтировать блок улавливания углеводородных газов, который представляет собой систему сбора, хранения и отгрузки. Технологическая схема блока представлена на рисунке 3.

Рисунок 3. Технологическая схема блока

В результате заполнения резервуаров Р-1, Р-2…Р-7 прямогонным бензином, поступающим с установок первичной переработки нефти, происходит вытеснение паровоздушной смеси в газоуравнительную систему. Затем углеводородные газы с воздухом поступают в верхнюю часть емкости Е-1, после чего они направляются в нижнюю часть абсорбера А-1. В верхнюю часть абсорбера с помощью насоса Н-3 из емкости Е-1 поступает дизельное топливо (ДТ). В результате противотока в абсорбере А-1 на поверхности регулярной насадки происходит процесс абсорбции. Очищенный воздух направляется в атмосферу. Для подачи свежего дизельного топлива в емкость Е-1 предусмотрен насос Н-1. Для отвода балансового количества дизельного топлива из емкости Е-1 служит насос Н-2.

Для проведения технологического расчета была создана имитационная (компьютерная) модель технологического процесса в программе Petro SIM Express. Она предназначена:

• — для определения основных геометрических параметров абсорбционной колонны;
• — для определения степени извлечения углеводородных газов, зависящей от расхода дизельного топлива, его температуры, а также от концентрации углеводородных газов в смеси воздуха и паров бензина.

Для расчетов выбран термодинамический пакет Peng-Robinson, рекомендованный для типичных процессов переработки нефти и газа. Схема материальных потоков абсорбционной колонны А-1 представлена на рисунке 4.

Рисунок 4. Схема материальных потоков абсорбционной колонны А-1

Расчет размеров колонны заключается в определении оптимального значения высоты Н (то есть числа теоретических тарелок) и диаметра колонны D, при которых объем колонны будет минимальным, но будет достигаться необходимая степень улавливания углеводородных газов.

Принимаем расход дизельного топлива, подаваемого сверху колонны, равным 8000 кг/ч. Увеличивая число теоретических тарелок, начиная с одной, анализируем степень извлечения углеводородных газов из газовоздушной смеси. На основании полученных данных построен график зависимости степени извлечения от числа теоретических тарелок (рисунок 5).

Рисунок 5. Зависимость степени извлечения от числа теоретических тарелок

Из рисунка 5 видно, что оптимальное число теоретических тарелок равно 5, так как при дальнейшем увеличении их количества степень извлечения углеводородов практически не изменяется.

В качестве контактного устройства выбрана металлическая регулярная насадка Koch-Sulzer фирмы «Зульцер».

В программе Petro SIM Express получены основные геометрические размеры абсорбционной колонны: высота (H=2,286 м), диаметр (D= 0,4572 м). Принимаем размеры колонны: высота (H=2,5 м), диаметр (D=0,5 м).

Также были получены зависимости степени извлечения углеводородных газов от количества подаваемого абсорбента при различных температурах дизельного топлива (рисунок 6).

Рисунок 6. График зависимости степени извлечения углеводородных газов от количества и температуры подаваемого дизельного топлива

При температуре абсорбента 20 °С (рисунок 6) степень извлечения порядка 85% достигается, когда расход абсорбента соответствует 12500 кг/ч, а при 18000 кг/ч соответственно 95%.

При проведении технологического процесса температура дизельного топлива может увеличиваться до 40 °С, тогда степень извлечения 85% достигается, когда расход абсорбента равен 21000 кг/ч. При расходе равном 30000 кг/ч степень извлечения достигает 95%.

В зимний период температура дизельного топлива может принимать отрицательные значения, что благоприятным образом сказывается на его абсорбционной способности. Так, при температуре дизельного топлива минус 5 °С степень извлечения 85% достигается при расходе ДТ равном 6000 кг/ч. Степень извлечения 95% – при расходе 8000 кг/ч.

На рисунке 7 представлены зависимости степени извлечения углеводородных газов от количества подаваемого дизельного топлива (температура ДТ равна 20 °С) при различных концентрациях УВГ.

Рисунок 7. График зависимости степени извлечения углеводородных газов от количества подаваемого ДТ при различных концентрациях УВГ

Анализ зависимостей (рисунок 7) показывает, что степень извлечения практически не изменяется при увеличении концентрации УВГ от 10 до 40 % и для достижения необходимой степени очистки требуется незначительное увеличение подачи дизельного топлива, порядка 2000 кг/ч. При концентрации УВГ 60% подачу ДТ следует увеличить на 4500 кг/ч.

На рисунке 8 представлены зависимости степени извлечения УВГ от количества и температуры подаваемого абсорбента при различных температурах смеси воздуха и углеводородных газов.

Рисунок 8. График зависимости степени извлечения УВГ от количества и температуры подаваемого абсорбента при различных температурах смеси воздуха и углеводородных газов

Анализ зависимостей (рисунок 8) показывает, что изменение температуры смеси воздуха и углеводородных газов не оказывает значительного влияния на процесс абсорбции. При изменении температуры смеси воздуха и УВГ от 5 до 40 °С степень извлечения изменяется в пределах 1%, следовательно не потребуется дополнительного увеличения объема подаваемого абсорбента.

Основным узлом блока улавливания углеводородных газов является емкость Е-1 с установленным на нее абсорбером А-1 (рисунок 9). Абсорбер А-1 представляет собой колонный аппарат насадочного типа, размеры которого приведены в таблице 1. Днище 1 крепится к цилиндрической части абсорбера при помощи фланцевого соединения, что позволяет беспрепятственно осуществлять загрузку и выгрузку регулярной насадки. В днище 1 имеется штуцер 3, который предназначен для выхода очищенного воздуха. Штуцер 2 предназначен для подачи дизельного топлива в абсорбер. Емкость горизонтальная Е-1, имеющая объем равный 55 м3, устанавливается на седловых опорах (характеристики емкости представлены в таблице 1). Абсорбер монтируется на емкость посредством фланцевого соединения.

Рисунок 9. Основной узел блока улавливания углеводородных газов:

1 – днище; 2 – штуцер для подачи дизельного топлива в абсорбер; 3 – штуцер для выхода очищенного воздуха

Выводы

Разработана технологическая схема блока улавливания углеводородных газов из резервуаров.

Проведены исследования влияния расхода дизельного топлива и его температуры на степень извлечения углеводородных газов.

Обоснована конструкция основного оборудования блока.

Реализация предлагаемых разработок позволит снизить потери нефтепродуктов, которые происходят при хранении в резервуарных парках, на 85…95%.