CC BY
25
УДК 622.692.4
https://doi.org/10.24412/0131-4270-2022-1-2-12-15
РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ ЭЖЕКТОРНЫХ УСТАНОВОК РЕКУПЕРАЦИИ ПАРОВ С ЦИРКУЛЯЦИОННО-СЕПАРАЦИОННОЙ ЕМКОСТЬЮ
CALCULATION OF PARAMETERS OF EJECTOR STEAM RECOVERY UNITS WITH A CIRCULATION AND SEPARATION CAPACITY
Коршак А.А.1, Щепин С.Л.2
1 НТЦ ООО «НИИ Транснефть», 450055, г. Уфа, Россия E-mail: KorshakAA@niitnn.transneft.ru
2 ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг», 109028, Москва, Россия E-mail: mshepin_2007@mail.ru
Резюме: В работе приведено математическое описание задач выбора насоса, определения диаметров технологических трубопроводов, выбора высоты установки жидкостно-газового эжектора, а также определения времени, по прошествии которого низколетучая жидкость в контуре установки требует замены. Выбор насоса производится по напору и подаче, найденным на основании решения уравнения баланса напоров, составленного применительно к расчетной схеме, приведенной в статье. Особенностью его решения является использование методики гидравлического расчета трубопроводов по рекомендуемым скоростям, что позволило выразить потери на трение без использования в расчете диаметров труб. Их определение производится в дальнейшем по найденному расходу рабочей жидкости и рекомендуемым скоростям перекачки. Необходимый напор насоса определяется исходя из характеристик жидкостно-газо-вого эжектора и давления, которое требуется обеспечить на выходе из жидкостно-газового эжектора. Периодичность замены низколетучей жидкости, используемой в качестве рабочей, увязана с величиной потерь от испарения, степенью улавливания паров бензина и допустимой концентрацией паров бензина в низколетучей жидкости. Предложена методология определения параметров эжекторных установок рекуперации паров с цирку-ляционно-сепарационной емкостью.
Ключевые слова: потери нефти и нефтепродуктов от испарения, рекуперация, жидкостно-газовый эжектор, истинное газосодержание, циркуляционно-сепарационная емкость.
Для цитирования: Коршак А.А., Щепин С.Л. Расчет параметров эжекторных установок рекуперации паров с циркуляционно-сепарационной емкостью // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2022. № 1-2. С. 12-15.
DOI: 10.24412/0131-4270-2022-1-2-12-15
Aleksey A. Korshak1, Sergey L. Shchepin2
1 Scientific and Technical Center "Transneft Research Institute", 450055, Ufa, Russia
E-mail: KorshakAA@niitnn.transneft.ru LUKOIL-Engineering LLC, 109028, Moscow, Russia E-mail: mshepin_2007@mail.ru
Abstract: The capture of oil and petroleum product vapors using pressure absorption is one of the promising methods for reducing their losses, which simultaneously ensures a reduction in environmental pollution. In its simplest form, such a vapor recovery unit (URP) provides for the use of a liquid-gas ejector (LGE), a pump and a circulation-separation tank, which makes it relatively low-capital-intensive and therefore attractive to consumers. Methods for calculating the characteristics of the HGE with a relatively high efficiency have been sufficiently developed to date. However, the methodology for determining the parameters of ejector URPS is not described in the literature. The purpose of the article is to develop a methodology for calculating ejector steam recovery units with a circulation-separation capacity. The paper provides a mathematical description of the problems of choosing a pump, determining the diameters of technological pipelines, choosing the height of the installation of a liquid-gas ejector, as well as determining the time period after which the low-volatile liquid in the installation circuit requires replacement. The pump is selected according to the pressure and supply found on the basis of the solution of the pressure balance equation compiled in relation to the calculation scheme given in the article. The peculiarity of its solution is the use of the method of hydraulic calculation of pipelines according to the recommended speeds, which made it possible to express friction losses without using pipe diameters in the calculation. Their determination is made further by the found flow rate of the working fluid and the recommended pumping speeds. The required pump head is determined based on the characteristics of the liquid-gas ejector and the pressure that must be provided at the outlet of the HGE. The frequency of replacement of a low-volatile liquid used as a working fluid is linked to the amount of evaporation losses, the degree of gasoline vapor capture and the permissible concentration of gasoline vapors in a low-volatile liquid. In general, a methodology for determining the parameters of ejector steam recovery units with a circulation-separation capacity is proposed.
Keywords: losses of oil and petroleum products from evaporation, recovery, liquid-gas ejector, true gas content, circulation and separation capacity.
For citation: Korshak A.A., Shchepin S.L. CALCULATION OF PARAMETERS OF EJECTOR STEAM RECOVERY UNITS WITH A CIRCULATION AND SEPARATION CAPACITY. Transport and storage of Oil Products and hydrocarbons. 2022, no. 1-2, pp. 12-15.
DOI:10.24412/0131-4270-2022-1-2-12-15
Введение
Улавливание паров нефти и нефтепродуктов с помощью напорной абсорбции - один из перспективных методов сокращения их потерь, обеспечивающий одновременно и уменьшение загрязнения окружающей среды [1, 2]. В простейшем виде подобная установка рекуперации паров (УРП) предусматривает использование жидкостно-газового
эжектора (ЖГЭ), насоса и циркуляционно-сепарационной емкости, что делает ее относительно малокапиталоемкой и поэтому привлекательной для потребителей. Методы расчета характеристик ЖГЭ со сравнительно высоким КПД к настоящему времени достаточно разработаны [3, 4]. Однако методология определения параметров эжекторных УРП в литературе не описана.
Цели и задачи
Целью данной статьи является разработка методики расчета эжекторных установок рекуперации паров с цир-куляционно-сепарационной емкостью.
Методы
Математическое описание задач выбора насоса, определения диаметров технологических трубопроводов, высоты установки жидкостно-газового эжектора, а также времени, по прошествии которого низколетучая жидкость в контуре установки требует замены.
Результаты
Предложена методология определения параметров эжекторных установок рекуперации паров с циркуляционно-се-парационной емкостью.
Пусть заданы расход паровоздушной смеси (ПВС) Q с которым она поступает во всасывающую линию жидкост-но-газового эжектора, ее давление Р а также давление Рн в начале трубопровода, по которому будет осуществляться перекачка очищенной ПВС к месту сброса в атмосферу. В этом случае задача расчета эжекторной УРП сводится к следующему:
1) подбор насоса;
2) определение диаметра соединительных трубопроводов;
3) определение высоты установки жидкостно-газового эжектора;
4) определение периодичности замены низколетучей жидкости в контуре УРП.
Подбор насоса и определение диаметра соединительных трубопроводов
Очевидно, что выбор насоса для работы в составе эжекторной УРП должен производиться на основе анализа ее
технико-экономических показателей, а именно: развиваемого давления, энергозатрат на компримирование ПВС, а также достигаемой степени улавливания паров бензина.
Исходным для расчета данной УРП является уравнение баланса напоров, составленное применительно к расчетной схеме, приведенной на рис. 1:
-внО2
АР-
ЖГЭ
рд
А7,
(1)
I Рис. 1. Расчетная схема эжекторной УРП с циркуляционно-сепарационной емкостью
ПВС
где ан, вн - коэффициенты в уравнении, описывающем напорную характеристику насоса; h| - суммарные потери напора на трение и на местные сопротивления на i-м участке обвязки УРП; АZ - разность высотных отметок точки врезки напорного трубопровода в циркуляционно-сепарацион-ную емкость и уровня жидкости в опорожняемой емкости; АРЖГЭ - потери давления рабочей жидкости на жидкост-но-газовом эжекторе; р - плотность рабочей жидкости; д -ускорение свободного падения.
При составлении уравнения (1) принято, что гидравлическая система установки состоит из трех участков трубопровода:
1-й - от опорожняемой емкости до насоса;
2-й - от насоса к жидкостно-газовому эжектору;
3-й - от ЖГЭ до циркуляционно-сепарационной емкости.
В первых двух участках движется рабочая жидкость, а
в третьем - двухфазная смесь рабочей жидкости и ПВС, вытесняемой из резервуаров.
Так как диаметр соединительных трубопроводов заранее неизвестен, применим для расчета УРП метод, предложенный нами в работе [5]. Если выразить диаметр соединительных трубопроводов через объемный расход Q| и рекомендуемую скорость потока Ур! на каждом ¡-м участке, то формулу Дарси-Вейсбаха для вычисления потерь напора на трение можно представить в виде
■0,5-(5-1Г1;)
V
рI
■ I;
ф0,5-(1+т;)
(2)
7
А
4 D,
■^хь
Воздух со следами
углеводородов '----->
I__
А 7
- 4, D2
■О
Л, D,
I
Таблица 1
Величины коэффициентов Рэ
Режим течения Зона трения Р*
Ламинарный - 25Мд
Турбулентный Гидравлически гладких труб 0,14/3
Смешанного трения 0,09Ео°>%
Квадратичного трения 0,1Ео025/д
Примечание. Здесь Ео - относительная шероховатость труб.
где п| - кинематическая вязкость потока на участке длиной | РЭ| - расчетный коэффициент, величина которого зависит от режима перекачки и зоны трения (табл. 1).
Нетрудно видеть, что по виду формула (2) аналогична обобщенной формуле Л.С. Лейбензона, но в ней отсутствует диаметр трубы и коэффициент Рэ| вычисляется иначе (табл. 1).
На первых двух участках Q| = Q и П = п, где п - кинематическая вязкость рабочей жидкости. На третьем участке движется двухфазный поток эмульсионной структуры, для которого истинное газосодержание фг без большой погрешности может быть принято равным расходному рг. Для ЖГЭ расход подсасываемой ПВС равен Qг = U•Q, а потери давления на трение для двухфазного потока
Р
к
к
1-2
• 2022
13
эмульсионной структуры могут быть вычислены по формулам, приведенным в работах [6, 7]. Имея в виду, что плотность газовой фазы значительно меньше, чем жидкой, а кинематическая вязкость двухфазного потока эмульсионной структуры псм = п((1 - фг)) [8], несложно получить:
и Т
и • • F(U); F(U) =--^^^, (3)
Фг
1 + Ц
= ^03 •
(1 + и)
1,5-(1-т) '
АР-
ЖГЭ
= (РЖ-Рг )• (1 -Т0
(4)
Q = — •
юпт
{1-Уотп )х
(
X
р-д
р 2
I=1
3
¡=1
(6)
Относительно расхода рабочей жидкости Q оно решается любым численным методом.
После уточнения расчетных внутренних диаметров трубопроводов эжекторной УРП в соответствии со сделанной оценкой Q, повторно решив уравнение баланса напоров, находим окончательную величину расхода рабочей жидкости
0--
ан■ Чопт -А -{1-опт )• ^ р—р1--А?э | вн • Уопт - (1 -0пт ) • 2!=1 'пр, • 11 + 2/=1пр; ' 1
(7)
них, при использовании которого будет получен наибольший чистый дисконтированный доход [10].
Определение высоты установки ЖГЭ
При заданном давлении сепарации газожидкостной смеси в сепараторе Рк давление смеси на выходе из ЖГЭ должно составлять
где Лх03 - потери напора на трение при перекачке по третьему участку труб рабочей жидкости с расходом Q без газовой фазы; F(U) - расчетная функция, величина которой зависит от коэффициента эжекции, режима перекачки и Тг; Тг - приведенный коэффициент гидравлического сопротивления, учитывающий дополнительные потери напора в двухфазном потоке, определяемый в соответствии с рекомендациями [6, 7].
Выразим перепад давления на жидкостно-газовом эжекторе. По определению его величина равна АPЖГЭ = Pж - Pсм. Подставляя выражение для расчета давления смеси на выходе ЖГЭ из работы [3], будем иметь
Рсм = Рк +Рсм' 9 (Zk - ^ + ^ 0см• |3 )
(8)
где рсм - плотность газожидкостной смеси с истинным газосодержанием Фг.
С другой стороны, оно описывается формулой, приведенной в [3]. Приравняв правые части двух выражений и решая полученное уравнение, несложно найти, что
+ \пРзУ Q2• 1э + ^
' Рг Чопт ' (Рж
Рсм'9
(9)
Давление рабочей жидкости перед жидкостно-газовым эжектором может быть найдено как разность давления, развиваемого насосом, и его потерями на трение, на преодоление местных сопротивлений и разности высотных отметок оси ЖГЭ и оси насоса А7э, находим
Рж = Рж + Р • 9• (ан - вн • Q2 - 22=р! -А?э). (5)
С учетом вышеприведенных преобразований из уравнения баланса напоров (2) получаем транцендентное уравнение для оценки расхода рабочей жидкости
Определение периодичности замены низколетучей жидкости в контуре УРП
Пусть в системе находится объем низколетучей жидкости (например, дизельного топлива) Vнж, а прогнозируемые потери бензина из резервуаров, подключенных к УРП, за рассматриваемый период составляют Gб. Соответственно, концентрация бензина в низколетучей жидкости к моменту ее замены будет равна
Кб
-Зурп ' Gб
рб • Ун.ж
где SypП - средняя степень улавливания паров бензина, имеющего плотность рб, которую обеспечивает эжектор-ная УРП.
Поскольку величина Кб не должна превышать допустимой величины [Кб], то прогнозируемые потери бензина в период до замены низколетучей жидкости в контуре эжекторной УРП должны удовлетворять неравенству
Gб ^• Рб- V,
^УЛФ
(10)
где fпрj - приведенный гидравлический уклон при единичном расходе в /-м трубопроводе, методика расчета которого приведена в [9].
Величина расхода рабочей жидкости, найденная по формуле (7), должна соответствовать рабочей зоне насоса, напорной характеристике которого соответствуют коэффициенты ан, вн. Если такого соответствия нет, то данный тип насоса для использования в установке не подходит. Если же соответствие имеется, то далее для рассматриваемого типа насоса находят величины КПД и потребляемую мощность N. Принимать к установке необходимо тот из
Величина [Кб] определяется на основе лабораторных анализов или по расчетной формуле, приведенной в [10].
Чтобы решить задачу о периодичности замены низколетучей жидкости в явном виде, представим произведение SypП■Gб, равное общему количеству уловленного бензина в течение времени ^ полиномом второй степени
Syлф ■ Gб = Go + а ■ t + в ■
где G0, а, в - эмпирические коэффициенты.
Использовав начальное условие SypП■Gб = 0 при t = 0 и подставляя полученное выражение в (10), в предельном случае получаем равенство
*' (а +в ^) = [Кб] Рб ■V.н.ж•
которое приводится к квадратному уравнению, единственный положительный корень которого равен
2 • в
а 2~в
[Кб ]• Рб• Ун.
(11)
По истечении этого времени низколетучая жидкость требует замены.
н
Для определения коэффициентов а и в достаточно знать, какое количество бензина G1 и G2 улавливается за время
соответственно f1 и t2.
Выводы
Разработана методика расчета параметров эжекторных установок рекуперации паров с циркуляционно-сепараци-онной емкостью, позволяющая:
- произвести выбор насоса для перекачки рабочей жидкости;
- рассчитать диаметры труб обвязки;
- определить высоту размещения жидкостно-газового эжектора;
- определить периодичность замены рабочей жидкости в связи с ее насыщением парами бензина.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
I. Сунагатуллин Р.З., Коршак А.А., Зябкин Г.В. Современное состояние рекуперации паров при операциях с нефтью и нефтепродуктами // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2017. № 5. С. 111-119.
Коршак А.А., Николаева А.В., Нагаткина А.С. и др. Методика прогнозирования степени улавливания паров углеводородов при абсорбции // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2020. № 2. С. 202-209.
Донец К.Г. Гидроприводные струйные компрессорные установки. М.: Недра, 1990. 174 с. Лисин Ю.В., Коршак А.А., Голфаст С.Л. Универсальные характеристики жидкостно-газовых эжекторов // Нефтяное хозяйство. 2016. № 10. С. 102 - 104.
Коршак А.А., Щепин С.Л., Гумеров Р.С. Гидравлический расчет технологических трубопроводов при неизвестных величинах их диаметров // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2007. № 2. С. 58-59.
Одишария Г.Э. Некоторые закономерности газожидкостных течений в трубах // Нефтяное хозяйство. 1966. № 9. С. 54-59.
Одишария Г.Э. Разработка и внедрение технологий магистрального транспорта нестабильного конденсата и природного газа при низких температурах: дис. ... докт. техн. наук: 05.15.13. М.: ВНИИгаз, 1980. 515 с. Медведев В.Ф. Сбор и подготовка неустойчивых эмульсий на промыслах. М.: Недра, 1987. 144 с. Коршак А.А. Нефтебазы и автозаправочные станции: учеб. пособие. Ростов н/Д: Феникс, 2015. 494 с. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования. М.: НПКВЦ «Теринвест», 1994. 87 с.
II. Галеев В.Б., Харламенко В.И., Карпачев М.З. Магистральные нефтепродуктопроводы. М.: Недра, 1988. 296
2.
6.
7.
9.
10.
REFERENCES
1. Sunagatullin R.Z., Korshak A.A., Zyabkin G.V. Current state of vapor recovery during operations with oil and oil products. Nauka i tekhnologii truboprovodnogo transporta nefti i nefteproduktov, 2017, no. 5, pp. 111-119 (In Russian).
2. Korshak A.A., Nikolayeva A.V., Nagatkina A.S. Methodology for predicting the degree of hydrocarbon vapor recovery during absorption. Nauka i tekhnologii truboprovodnogo transporta nefti i nefteproduktov, 2020, no. 2, pp. 202-209 (In Russian).
3. Donets K.G. Gidroprivodnyyestruynyye kompressornyye ustanovki [Hydraulic jet compressor units]. Moscow, Nedra Publ., 1990. 174 p.
4. Lisin YU.V., Korshak A.A., Golfast S.L. Universal characteristics of liquid-gas ejectors. Neftyanoyekhozyaystvo, 2016, no. 10, pp. 102 - 104 (In Russian).
5. Korshak A.A., Shchepin S.L., Gumerov R.S. Hydraulic calculation of technological pipelines with unknown values of their diameters. Problemy sbora, podgotovki i transporta nefti i nefteproduktov, 2007, no. 2, pp. 58-59 (In Russian).
6. Odishariya G.E. Some regularities of gas-liquid flows in pipes. Neftyanoye khozyaystvo, 1966, no. 9, pp. 54-59 (In Russian).
7. Odishariya G.E. Razrabotka i vnedreniye tekhnologiy magistral'nogo transporta nestabil'nogo kondensata iprirod-nogo gaza prinizkikh temperaturakh. Diss. dokt. tekhn. nauk [Development and implementation of mainline technologies transport of unstable condensate and natural gas at low temperatures. Dr. tech. sci. diss.]. Moscow, 1980. 515 p.
8. Medvedev V.F. Sbor ipodgotovka neustoychivykh emul'siy na promyslakh [Collection and preparation of unstable emulsions in the fields]. Moscow Nedra Publ., 1987. 144 p.
9. Korshak A.A. Neftebazy i avtozapravochnyye stantsii [Tank farms and gas stations]. Rostov-on-Don, Feniks Publ., 2015. 494 p.
10. Metodicheskiye rekomendatsiipo otsenke effektivnosti investitsionnykh proyektov i ikh otboru dlya finansirovaniya [Guidelines for evaluating the effectiveness of investment projects and their selection for financing]. Moscow, NPKvTs Terinvest Publ., 1994. 87 p.
11. Galeyev V.B., Kharlamenko V.I., Karpachev M.Z. Magistral'nyye nefteproduktoprovody [Main oil product pipelines]. Moscow, Nedra Publ., 1988. 296 p.
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ / INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Коршак Алексей Анатольевич, д.т.н., проф., завлабораторией разработки ресурсосберегающих технологий, НТЦ ООО «НИИ ТРАНСНЕФТЬ».
Щепин Сергей Леонидович, к.т.н., ведущий специалист, ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг».
Aleksey A. Korshak, Dr. Sci. (Tech.), Prof., Head of the Laboratory for the Development of Resource-Saving Technologies, Scientific and Technical Center «Transneft Research Institute» LLC. Sergey L. Shchepin, Cand. Sci. (Tech.), Leading Specialist, LUKOIL-Engineering LLC.
1-2 • 2022
15
