Ғылыми журнал 1996 жылдың қарашасынан бастап екі айда бір рет шығады
жүктеу/скачать 5,72 Mb. Pdf көрінісі
|
- Бұл бет үшін навигация:
- 1 – первая стадия насыщения; 2 – вторая стадия насыщения Рисунок 1. Схема к задаче описания распределения концентрации углеводородов по
- Способ улавливания углеводородов...
- А.Я с а у и у н и в е р с и т е т і н і њ х а б а р ш ы с ы, №6, 2010 Кенжетаев Г.Ж., Юнусов Н.Х., Бисенова Л.Е., Акбасова А.Ж.
- 4 – светопрозрачное покрытие; 5 – торцевые стенки (прозрачные); 6 – труба с отверстиями для отбора паров испаряющейся нефти.
- Гелиотехническая система улавливания испаряющихся углеводородов при разогреве и сборе застывшей нефти
- А.Я с а у и у н и в е р с и т е т і н і њ х а б а р ш ы с ы, №6, 2010 Б.Д.ИЖАНОВ
- Схемы простейших КЭС (а) и ТЭЦ (б) 1 - пар, 2 - конденсат, 3 - оборотная (циркуляционная) вода.
- А.Я с а у и у н и в е р с и т е т і н і њ х а б а р ш ы с ы, №6, 2010 Ижанов Б.Д. Создание систем оборотного водоснабжения на ТЭЦ
где i m - масса i-той фракции в объеме 0
, н p V M 0 - масса нефти в объеме
, 0 M m с i i - массовая доля i-той фракции. Решением этого уравнения в первом приближении является выражение
, exp 0 0 н wi c i i p h c k c t c (2) г де
0
c - массовая доля i-той фракции в начальный момент времени. Так как основную часть нефти составляет вода, а основную часть паров – воздух, то в качестве параметров жидкости взяты параметры воды, а в качестве параметров паров – параметры воздуха, и в этом случае интенсивность испарения отдельной фракции нефти с i , или группы фракции
i i c 1 , или всей нефти в целом 0 1 M m NS i i , где NS - количество основных фракций.
можно определить из выражения: t p h c k c c M m C н wi c NS i i NS i i NS i i 0 1 1 0 1 exp 0 (3) Скорость испарения углеводородов, как и бензина при заполнении резервуаров, обычно выше при залповых сбросах нефти в накопитель по сравнению с неподвижным ее состоянием. Это объясняется перемешиванием нефти, приводящим к турбулентности ее поверхности и, соответственно, к интенсификации процесса испарения. Характер распределения концентрации углеводородов по высоте ГП в первой стадии насыщения определяется (когда их концентрация под кровлей 0 к с ), и во второй (когда 0
с ) (рисунок 1). Это распределение рекомендуется Абузовой Ф.Ф., описывать выражением
, b y a y c n (4) где а, b и n – эмпирические коэффициенты.
Рисунок 1. Схема к задаче описания распределения концентрации углеводородов по высоте ГП заглубленной емкости (Абузова, 2001) 145
А.Я с а у и у н и в е р с и т е т і н і њ х а б а р ш ы с ы, №6, 2010 Кенжетаев Г.Ж., Юнусов Н.Х., Бисенова Л.Е., Акбасова А.Ж. Способ улавливания углеводородов...
На основании вышеизложенного, разработанную гелиосистему разогрева нефти можно использовать для улавливания испаряющихся компонентов в процессе извлечения разжиженной до температуры 60-65°С амбарной нефти [3]. При этом необходимо учесть, что высота ГП над поверхностью жидкой фазы в резервуарах равна 0,7 м, что практически соответствует высоте организуемого покрытия над поверхностью нефти. При моделировании критериев опасности аварийных разливов нефти, обычно рассматриваются ситуации как на ровной поверхности, так и по дну выемки (технологические амбары-отстойники). Профиль, представленный на рисунке 2, является наиболее распространенным для местности месторождений. Здесь отношение размеров
:
принято равным 11 и 3,5, что соответствует углам наклонов склонной поверхности = 5,8 и 17,7º , соответственно.
Как показано выше, рассматриваемая аварийная ситуация возможна при разгерметизации магистрального нефтепровода, пересечения которого с оврагами и балками являются одним из самых сложных участков. Допустим, что авария случилась при температуре окружающей среды равной 20 ºС. Состояние атмосферы – изотермия. Испаряемость разлитой нефти для значений скорости ветрового потока – 1 и 2 м/с (на высоте 10 м). Длительность испарения жидкости принимаем равной 3600 с. Начальная температура аварийной нефти принята равной температуре окружающей среды. Неровность и неоднородность подстилающей поверхности оказывает существенное влияние на трансформацию потока, обтекающего эту поверхность, и, соответственно, на процессы испарения и рассеяния примесей в пограничной слое атмосферы. В качестве критерия оценки этого влияния выступает коэффициент трансформации [4] 0
, (5) где
- скорость потока в точке Р на некоторой высоте у (принималась равной расстоянию от твердой поверхности до соседнего узла расчетной
146
А.Я с а у и у н и в е р с и т е т і н і њ х а б а р ш ы с ы, №6, 2010 Кенжетаев Г.Ж., Юнусов Н.Х., Бисенова Л.Е., Акбасова А.Ж. Способ улавливания углеводородов...
сетки у = 0,1 м); 0 U - скорость потока в точке Р на некоторой высоте у без учета влияния неровностей поверхности. При рассматриваемых углах наклонов склонов отрывные зоны не образовывались. При скорости ветра 1 м/с коэффициент на дне выемки составил 0,758 и 0,391, при скорости ветра 2 м/с – 0,75 – 0,386 при углах наклона склона = 5,8º и 17,7º, соответственно. Результаты показывают, что интенсивность испарения нефти существенно зависит от величины угла . Так при скорости ветра 1 м/с количество испарившейся жидкости, рассчитанное без учета рельефа местности, на 84% превышает значение, полученное при = 5,8º и на 18,3% - при = 17,7. при скорости ветра 2 м/с и угле = 5,8º значение удельной массы испарившейся нефти ниже значения, полученного для ровной поверхности на 16,5%, при = 17,7 º – на 73%. Снижение интенсивности испарения при увеличении угла наклона склона обусловлено как снижением скорости потока на дне выемки вследствие изменения кривизны поверхности (определяемого ), так и влиянием сил плавучести. Последний фактор оказывает основное влияние на динамику испарения. Склон препятствует перемещению тяжелого газа по направлению ветра, способствуя его накоплению над поверхностью пролива. Возникающий отрицательный вертикальный градиент плотности вызывает подавление турбулентности в облаке (устойчивая стратификация), что приводит к снижению интенсивности испарения. К тому же при высокой плотности облака влияние внешнего воздушного потока на поле скоростей ослабевает, что в свою очередь сопровождается накоплением примесей и падением движущей силы процесса диффузии. Нагретые пары, смешиваясь с воздухом, образуют взрывоопасные смеси в районе разливов. Это обуславливается изменением содержания в жидкой фазе легколетучих компонентов углеводородов. Таким образом, испарение углеводородов с поверхности разлитой нефти в амбарах-накопителях, кроме загрязнения атмосферы, и ухудшения экологической ситуации приводит к пожароопасным ситуациям. В этой связи необходимо принятие технического решения улучшения экологической ситуации в районах отстойников аварийной аномальной нефти. Для
достижения этой
цели и обеспечения герметичности, светопрозрачное покрытие 4, с торцевых сторон закрывается прозрачными пластиковыми стенками 5, а в нижней плоскости покрытия 4 закрепляется полимерная труба 6 диаметром 100 мм, для улавливания и откачки паров углеводородов (рисунок 3) [5].
147
А.Я с а у и у н и в е р с и т е т і н і њ х а б а р ш ы с ы, №6, 2010 Кенжетаев Г.Ж., Юнусов Н.Х., Бисенова Л.Е., Акбасова А.Ж. Способ улавливания углеводородов...
1- U – образная труба-подогреватель; 2 – поплавки-воздухонагреватели; 3 – устройство для крепления покрытия; 4 – светопрозрачное покрытие; 5 – торцевые стенки (прозрачные); 6 – труба с отверстиями для отбора паров испаряющейся нефти. Рисунок 3. Гелиотехническая система улавливания испаряющихся углеводородов при разогреве и сборе застывшей нефти
Улавливание паров углеводородов может быть достигнуто за счет применения струйно-компрессорной установки (СКУ). В таких системах сжатие паровоздушной смеси происходит за счет энергии высокоскоростных струй рабочей среды, находящейся в различных агрегатных состояниях (жидкость, двухфазная газожидкостная смесь). В этих установках для улавливания паров легких фракций в качестве рабочей среды можно использовать нефтепродукт, поступающий в резервуар, а затем подавать уловленные пары непосредственно в нефтепродукт. При этом схема становится замкнутой. Струйно-компрессорные установки для улавливания легких фракций обеспечивают высокую степень сокращения потерь, обладают малой металлоемкостью и капиталоемкостью, просты и надежны в эксплуатации. Работа струйного аппарата (эжектора) устойчива при значительных колебаниях параметров и фракционного состава отсасываемого газа. Принцип работы СКУ состоит в следующем. Рабочая жидкость подается в эжектор через сопло с помощью насоса и увлекает за собой пассивный поток паровоздушной смеси из резервуара. Часть энергии рабочей жидкости в процессе смешения фаз передается пассивному потоку, сжимая его. Одновременно происходит процесс интенсивной конденсации паров углеводородов. Образовавшаяся на выходе из эжектора жидкостно-газовая смесь разделяется в сепараторе, после чего осушенный сжатый воздух идет на дальнейшую очистку или в атмосферу, а рабочая жидкость подается на вход насоса. В системе предусмотрен теплообменник для отвода избытка теплоты, а также трубопроводы для подвода свежей рабочей жидкости на подпитку системы и отвода избытка рабочей
жидкости со
сконденсировавшимися парами углеводородов. Принципиальная схема установки представлена на рисунке 4. 148
А.Я с а у и у н и в е р с и т е т і н і њ х а б а р ш ы с ы, №6, 2010 Кенжетаев Г.Ж., Юнусов Н.Х., Бисенова Л.Е., Акбасова А.Ж. Способ улавливания углеводородов...
Рисунок 4. Схема отвода паров углеводородов из под гелиосистемного покрытия в установку для улавливания легких фракций
Применение СКУ для улавливания легких фракций углеводородов с использованием жидкостно-газовых струйных аппаратов позволяет решить основные проблемы, вызываемые испарением нефти и нефтепродуктов. Гелиосистемное покрытие, рекомендуемое для использования при разогреве и извлечении нефти из амбаров-отстойников, создает условия не только для оздоровления окружающей среды в результате ликвидации выбросов в атмосферный воздух, но и для обеспечения постоянства состава хранимого нефтепродукта, для достижения ощутимой экономии ценного энергоносителя за счет утилизации уловленных паров и предотвращения потерь нефтепродуктов.
ЛИТЕРАТУРА 1.
Панов Г.Е.., Петрякин Л.Ф. Охрана окружающей среды на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. – М.: Недра. 1986. – 224 с. 2.
хранение нефти и нефтепродуктов. – М.: 1993. № 2. 13-18 с. 3.
Коршак А.А. Методика определения потерь нефти и нефтепродуктов из резервуаров // Трубопроводный транспорт нефти и газа. – М.: 2007. – 78 с. 4.
разливах на объектах нефтедобычи и хранения нефти // Безопасность жизнедеятельности. – 2009. - № 5. – С. 29-34. 5.
способ извлечения сливной парафинистой нефти из амбаров накопителей на месторождении. // Вестник КБТУ № 3. 2010 – С. 37-42.
149
А.Я с а у и у н и в е р с и т е т і н і њ х а б а р ш ы с ы, №6, 2010 Б.Д.ИЖАНОВ соискатель КазНТУ им. К.И.Сатпаева СОЗДАНИЕ СИСТЕМ ОБОРОТНОГО ВОДОСНАБЖЕНИЯ НА ТЭЦ Мақалада жергілікті жағдайлармен қатар бос алаңдардың болуын есепке ала отырып айналымдық салқындатуға арналған құрылғыларды және әдістерді тандау техникалық экономикалық есептеуді талап ететіндігі сөз болады. The choice of a way and devices for turnaround cooling demands technical and economic calculations taking into account local conditions and presence of free ground squares.
Предприятия теплоэнергетики подразделяются на электростанции, вырабатывающие в основном электрическую энергию – конденсационные электростанции (КЭС) и производящие электрическую и тепловую энергию (ТЭЦ). Основными потребителями воды на предприятиях теплоэнергетики являются системы: генерации пара в котлах; охлаждения; пароснабжения; гидравлического удаления золы и шлама на ТЭС, работающих на твердых топливах, и др. Распределение расхода потребляемой воды зависит от вида ТЭС. На КЭС около 96% используемой воды расходуется на восполнение потерь в системах охлаждения, а добавка в пароводяной цикл составляет около 4%. На ТЭЦ потребляемая вода расходуется следующим образом: подготовка воды для пароводяного цикла – 25 - 35%; подпитка теплосети – 20 - 30%, добавка в систему охлаждения – 35 - 55%. В зависимости от указанных целей имеются различия в балансе водопотребления КЭС и ТЭЦ. На рисунке 1 представлены тепловые схемы простейших КЭС и ТЭЦ. Как видно из рисунка на обоих типах ТЭС вода, как рабочее тело, в первую очередь служит для заполнения контура паротурбинной установки и подпитки его в процессе эксплуатации (так называемая питательная вода). На КЭС отработавший в турбине пар после конденсации практически полностью возвращается в основной технологический цикл. На ТЭЦ значительная часть отработавшего в турбине пара от 10 до 50% отбирается на теплофикацию населенных пунктов и производственные нужды предприятий [1].
Рисунок 1. Схемы простейших КЭС (а) и ТЭЦ (б) 1 - пар, 2 - конденсат, 3 - оборотная (циркуляционная) вода. 150
А.Я с а у и у н и в е р с и т е т і н і њ х а б а р ш ы с ы, №6, 2010 Ижанов Б.Д. Создание систем оборотного водоснабжения на ТЭЦ
ПК - паровой котел, Т - турбина, ЭГ - электрический генератор, К - конденсатор, ПН - питательный насос, ТП - тепловой потребитель, НОК - насос обратного конденсата, СМ – смеситель. В зависимости от сезона года ТЭЦ работает в различных режимах. В летний период в связи с отключением отопления жилых, общественных и производственных помещений расход воды на теплосеть снижается, а на цели охлаждения увеличивается. Наиболее емким потребителем воды на ТЭС являются системы водяного охлаждения конденсаторов паровых турбин. Расход охлаждающей воды для конденсации отработанного пара составляет 40—60 м 3 на 1 т пара. Кроме конденсаторов турбин охлаждающая вода используется в газо- и воздухоохладителях турбогенераторов и электродвигателей, маслоохладителях турбоагрегатов и питательных турбонасосов, а также для охлаждения подшипников вспомогательных механизмов. Удельная потребность в охлаждающей воде для конденсаторов турбин ТЭС на органическом топливе составляет 100 м 3 /ч на 1 МВт мощности. Таким образом, для мощных ТЭС необходим очень большой расход воды, что лимитирует использование прямоточных схем водоснабжения. При проектировании новых ТЭС системы охлаждения как в нашей стране, так и за рубежом принимаются исключительно оборотными. На большинство ТЭЦ для охлаждения нагретой воды применяются башенные пленочные и капельно-пленочные градирни с естественной тягой. Площадь оросительного устройства башенных градирен достигает 3200—7000 м 2 , а отдельные градирни имеют площадь орошения 10000м 2 . На КЭС широко применяются оборотные системы водяного охлаждения с прудами-охладителями, для размещения которых требуются значительные площади. Так, например, для ГРЭС мощностью 3,2-6,4 ГВт с водохранилищем-охладителем требуется отчуждение земель в размере 2,3-4,5 тыс. га. В связи с этим в последнее время и на КЭС для охлаждения воды начинают использовать градирни. Оборотные системы охлаждения теплоэлектростанций характеризуются следующими показателями. Количество охлаждающей воды, необходимой для отвода теплоты, для конденсации пара и прочих нужд, на конденсационных электростанциях мощностью 2400 МВт составляет 250000- 300000 м
3 /ч. При разности температур нагретой и охлажденной воды 7-9°С в градирнях испаряется 1,2-1,5% воды. Капельный унос влаги в зависимости от конструкции водоуловителей составляет 0,2-0,5%. Значения коэффициента концентрирования оборотной воды К
зависимости от величины продувки системы приведены в таблице 1.
151
А.Я с а у и у н и в е р с и т е т і н і њ х а б а р ш ы с ы, №6, 2010 Ижанов Б.Д. Создание систем оборотного водоснабжения на ТЭЦ
Расход продувочной воды, м
3 /ч
к к Расход добавочной воды, м 3
к к
Расход добавочной воды, м
3 /ч
при капельном уносе 0,5%
0,2% 0 3,5 4875 7,4
4050 300
3,1 5175
5,1 4350
500 2,9
5375 4,3
4550 1000
2,5 5875
3,2 5050
1500 2,2
6375 2,7
5550 2000
2 6875
2,4 6050
Как видно из этой таблицы, повышенный вынос капельной влаги из градирен приводит к сокращению продувки системы. В частности, при капельном выносе 0,5% величина продувки может соответствовать потребностям водоочистки ТЭС; при этом на станции химводоочистки необходимо учитывать повышение солесодержания воды. При снижении капельного уноса до 0,2% (на некоторых зарубежных ТЭС до 0,005%) величина продувки значительно возрастает, что не позволяет использовать ее полностью на станциях химводоочистки. С целью сокращения количества продувочных вод повышают коэффициент концентрирования воды оборотных систем охлаждения. Это требует совершенствования воднохимического режима, использования ингибиторов коррозии и накипеобразования, очистки воды от взвешенных веществ и предотвращения биологических обрастаний системы. Применение эффективной стабилизационной обработки добавочной и оборотной воды позволит, повидимому, полностью исключить необходимость продувки оборотных систем. Для предотвращения накипеобразования и коррозии в оборотных системах применяются различные способы обработки добавочной и оборотной воды, в том числе подкисление, фосфатирование, декарбонизация дымовыми газами, обработка раствором оксиэтилен- дифосфоновой кислоты или отвод части оборотной воды на умягчения. При проектировании систем охлаждения электрических станций следует учитывать, что удельные капитальные затраты для прямоточных или прямоточно-оборотных систем охлаждения оцениваются в 6-8 у.е/кВт установленной мощности, для оборотных систем с градирнями – 15-20 у.е./кВт и с сухими градирнями - 24-30 у.е./кВт. Капитальные вложения в электростанции с оборотными системами охлаждения примерно на 6%, а себестоимость электроэнергии на 5% выше по сравнению с прямоточными системами водоснабжения. Создание оборотных систем охлаждения без сброса продувочных вод требует увеличения затрат как на стабилизационную обработку добавочной и оборотной воды, так и на дополнительную очистку продувочной воды с целью повторного использования ее для
технологических |