Транспорт нефти

          Однако все эти  способы имеют местное действие, то есть уменьшают потери легких фракций в одном или группе резервуаров. Кардинальным способом борьбы с потерями легких фракций является стабилизация нефти, то есть целенаправленное извлечение легких углеводородов из нефти, после чего нефть не будет подвержена испарению[18].

          Процесс извлечения легких углеводородов из нефти является завершающей стадией сепарации  газа из нее, а также завершающей  стадией подготовкой нефти.  Этот процесс может быть осуществлен двумя путями [18]:

1. сепарацией углеводородов под вакуумом;
2. сепарацией углеводородов при повышении температуры.

    В первом случае сепарация называется вакуумной, во втором – термической.   Из нефти дополнительно выделяются углеводороды: меньше при вакуумной и больше при термической сепарации. Эти две терминологии примерно совпадают с понятиями «поверхностная и глубокая стабилизация» соответственно.

2.2.4 Система стабилизации  нефти

          В зависимости от конкретных условий и предъявляемых  требований к подготовке нефти стабилизацию можно производить сепарацией или ректификацией нефти. Сепарация производится однократным или многократным испарением при снижении давления, иногда с предварительным подогревом. Ректификация  - многократная конденсация и испарение с четким разделением углеводородов по заданной глубине стабилизации нефти.

           Многоступенчатая сепарация как  средство для стабилизации нефтей  применяется редко. Технологическая  схема стабилизации нефти путем  однократного испарения и конденсации  приведена на рисунке 12 [18].  
 
 

 
 

Рисунок 12– Принципиальная  технологическая схема стабилизации нефти однократным испарением и конденсацией 

      Нефть насосом Н1 после установки  обезвоживания и обессолевания  подается в теплообменник Т1, в  котором подогреваются за счет  тепла потока стабильной нефти,  а затем в подогреватель – теплообменник Т2 и  с температурой 80ºС – 120ºС поступает в эвапорационное пространство трапа-сепаратора С1, с верхней части которого при давлении 0,15 …0,25 МПа отбираются газообразные углеводороды. С нижней части трапа нефть, обедненная бензиновыми фракциями , поступает в теплообменники, в которых отдав свое тепло идущей с промысла нефти, подается  в товарные емкости Е2.

 Широкая  газообразная фракция с температурой 80 – 120ºС поступает в конденсаторы  – холодильники Т3, где охлаждается до плюс 30 - 40ºС, при этом из состава газа в бензиновых сепараторах С2 отделяется определенная часть тяжелых углеводородов. Выделившиеся тяжелые фракции собираются в специальной емкости Е2, откуда насосом Н2 подаются в стабильную нефть после теплообменников Т1 для восполнения утраченного бензинового потенциала. Несконденсировавшийся газ вместе с основным потоком газа после его охлаждения компрессором К подается на газобензиновый завод[18].

          Таким образом, в  данной главе проведен анализ существующих методов снижения выбросов в атмосферу из резервуаров. Рассмотрены методы, предупреждающие испарение нефти, уменьшающие испарение и методы,  основанные на  сборе продуктов испарения. Однако все эти способы имеют местное действие, то есть уменьшают потери легких фракций в одном или группе резервуаров. Кардинальным способом борьбы с потерями легких фракций является стабилизация нефти, то есть целенаправленное извлечение легких углеводородов из нефти, после чего нефть не будет подвержена испарению.

2.3  Схема разработанной системы защиты атмосферы

 

          В настоящей работе для ликвидации потерь легких фракций нефти при хранении ее в резервуарах предложено использовать метод стабилизации нефти, то есть целенаправленное извлечение легких углеводородов нефти. Поскольку метод стабилизации, по сравнению с другими методами борьбы с потерями, позволяет кардинально уменьшить потери нефти, при чем для целого комплекса нефтеперекачивающей станции.

          Для защиты атмосферы  от загрязнения выбросами  легких фракций нефти предлагается использовать технологию стабилизации нефти однократным испарением и конденсацией. Схема  разработанной системы приведена на чертеже 1.Суть технологии в следующем.

             Товарная нефть из резервуара  Р1 насосом Н1 подается в  теплообменник Т1, в котором подогревается до 100ºС за счет тепла потока стабильной нефти. Подогретая нефть поступает в сепаратор С1, где происходит разделение нефти на легкую газовую и тяжелую фракции. Легкая газовая фракция из сепаратора подается далее в межтрубное пространство теплообменника Т2, в трубное пространство которого для охлаждения подается холодная вода. Охлажденная до 40ºС газовая среда из теплообменника Т2 подается в сепаратор С2 для разделения. Сконденсировавшаяся фракция собирается в специальную емкость Е1, откуда насосом Н2 подается в стабильную нефть Р2. Несконденсировавшийся газ вместе с основным потоком газа после его охлаждения компрессором К1 подается на газобензиновый завод, где он полностью реализуется.

2.4  Расчет  аппаратов  системы  снижения  выбросов путем стабилизации

нефти

          Для разработанной системы снижения выбросов при функционировании резервуарного парка внедрены следующие аппараты: сепаратор УОВ – 602К – 2 и теплообменник ТПГ–1,6–М1/25 Г–6–2–У–И. Рассмотрим  и рассчитаем эти аппараты. 

2.4.1 Описание и конструкция сепаратора УОВ – 602К - 2 

          Центробежный сепаратор УОВ – 602К - 2 предназначен для разделения эмульсий и осветления суспензий (для нефтепродуктов, для очистки смазочных масел, присадок к маслам) [27].

                  Сепаратор – разделитель УОВ – 602К - 2 (рисунок 10) оснащен пакетами тарелок с зазором между ними 0,4 или 0,8 мм, со свободным сливом жидких компонентов, негерметизированный, со взрывозащитным электродвигателем.

               Детали ротора, соприкасающиеся с обрабатываемым продуктом, изготовлены из стали из стали 07Х16Н6.

           Работа сепаратора с взрывоопасными продуктами допускается только при подаче в машину инертного газа.

             Сепаратор может быть оснащен системой автоматического управления механизмом  разгрузки с заданным регулированием по времени. 

 

Рисунок 13  - Сепаратор УОВ – 602К – 2 [27] 
 

Техническая характеристика сепаратора УОВ – 602К – 2 [27]: 

• Частота вращения ротора 4700 об /мин;
• Диаметр ротора 600 мм;
• Количество тарелок 123;
• Расход буферной жидкости на одну разгрузку 0,018 - 0,025м³ ;
• Напор продукта на входе  в сепаратор более 0,03 (0,3) МПа;
• Давление :

     - буферной жидкости при закрытом  вентиле 0,2 – 0,3 МПа;

     - сжатого воздуха для авар. дистанционного  тормоза 0,2 МПа.

• Масса сепаратора с электродвигателем не более 1870 кг.

2. Технологический расчет внедряемого  сепаратора

 

Технологический расчет сепаратора сводится к определению  производительности сепаратора и расхода  энергии на центрифугирование [17].

Требуется определить фактор разделения и индекс производительности тарельчатого сепаратора с барабаном следующих размеров: внутренний радиус R = 570 мм, длина L = 200 мм, радиус борта r₀ = 150 мм. Число оборотов барабана n = 4700 об/мин, масса барабана m_б = 3200 кг, плотность нефти ρ = 820 кг/м³. 

1.Угловая скорость  вращения барабана определяется  по формуле (1): 

                   ω = π ∙ n / 30  рад/сек,                                                              (1)

     где  n - число оборотов барабана.

     Угловая  скорость вращения будет равна ω = 3,14·4700/30 = 491,9 рад/сек.                                                                                 

2.Фактор разделения  определяется по формуле (2):

    Ф  = ω²∙R/g  , тогда                                                                                   (2)

    Ф  = 491,9²∙0,57/9,81 = 14007,7

3.Рабочий объем  барабана определяется по формуле  (3):

    Ω  = π∙(R² – r₀²)∙L, м³                                                                                (3)

    где  Ω – рабочий объем барабана, м³.

   Рабочий  объем барабана  будет  равен  Ω = 3,14∙(0,57² – 0,15²)∙200 = 18 м³.

4. Индекс производительности  определяется по формуле (4):

     Σ  =  Ω∙n²/(900∙ln(R/r₀)), м³/ч.                                                                    (4)

    Σ  = 0,18∙4700²/(900∙ln(0,57/0,15)) = 3310 м³/ч. 

Итак, к  эксплуатации выбирается тарельчатый  центробежный  сепаратор УОВ – 602К - 2, имеющий следующие технические характеристики:

- рабочий  объем барабана составляет 18 м³;

 - количество тарелок 123;

- число  оборотов барабана составляет 4700 в минуту;

- индекс  производительности составляет 3310 м³/ч.

  - габаритные размеры: длина –1595 мм,

                                    высота – 1530 мм,

                                    ширина –1315мм.

2.4.3  Теплообменник для системы стабилизации нефти

 

          Теплообменные аппараты предназначены для нагрева и охлаждения жидких и газообразных сред в технологических процессах нефтеперерабатывающей, химической, нефтехимической и газовой промышленности.

          Для стабилизации нефти оптимальным будет выбор кожухотрубчатого теплообменника с плавающей головкой. Поскольку для теплообменников с плавающей головкой ГОСТ 14246 – 80 предусматривает работу до 6,4 МПа при температурах от – 30 до + 450 ºС [34].

             Применение кожухотрубчатого теплообменника для стабилизации нефти  чаще других теплообменников обосновывается тем, что они конструктивно просты в монтаже, использовании и обслуживании. Имеют высокий коэффициент теплоотдачи и пригодны для нагрева или охлаждения сред при высоком давлении. Также кожухотрубчатые теплообменники менее металлоемки, более транспортабельнее, легко теплоизоруемые.                                     Установим теплообменник типа ТПГ–1,6–М1/25 Г–6–2–У–И ТУ 3612–023–00220302–01. Теплообменник (Т) с плавающей головкой (П), горизонтальный (Г), с внутренним диаметром кожуха 600 мм, на условное давление в кожухе и трубах 1,6 МПа, материального исполнения М1, с гладкими теплообменными трубами (Г) диаметром 25 мм и длиной труб 6 м, двухходового по трубному пространству, климатического исполнения У, с деталями крепления теплоизоляции (И) [34]. 

Таблица 4 - Характеристики теплообменника [34]