Ресурсосберегающие термодинамические циклы в технологии хранения жидкого углеводородного топлива

DOI:                   Оригинальная статья/Research article

Требования к экологической и промышленной безопасности производственных объектов и технологических процессов нефтяной отрасли постоянно растут, поэтому необходимость в совершенствовании технологий хранения жидкого углеводородного топлива, обеспечивающих сокращение потерь, остается в центре внимания специалистов отрасли [1–6].

Основным видом потерь нефти и нефтепродуктов, полностью не устранимых на современном уровне развития средств транспорта и хранения углеводородов, являются потери от испарения из резервуаров и других емкостей (авто- и железнодорожных цистерн, топливных баков автомобилей и др.) [4–6].

Ущерб, наносимый этими потерями, состоит не только в уменьшении количества топливных ресурсов, стоимости теряемых продуктов и снижении качества топлива, но и в отрицательных экологических последствиях, которые являются результатом загрязнения окружающей среды. [7].

Известные способы сокращения потерь углеводородного топлива от испарения объединяют общие недостатки: низкая степень сокращения потерь, они сложные и дорогостоящие, не обеспечивают выполнение требований пожарной безопасности объектов защиты по величине пожарного риска [4–6].

Анализ резервов эффективности наиболее перспективных технологий хранения жидкого углеводородного топлива показал целесообразность реализации компрессионных систем, позволяющих существенно сократить естественные потери нефтепродуктов от испарения [7].

В химической технологии все более широкое применение находят тепловые насосы (ТН), которые позволяют довести эксплуатацию оборудования до высокого энергетического совершенства в отношении рационального использования энергоносителей [8–12].

Идеология создания ТН базируется на масштабном опыте разработки холодильных машин (ХМ), что не всегда оправдано, поскольку температурные режимы работы, охлаждаемые и нагреваемые среды, рабочие тела и термодинамические циклы при совместной выработке тепла и холода в общем случае различаются. Это делает необходимым разработку и использование универсальных подходов анализа и поиска решений по повышению эффективности ТН и теплоснабжающих систем на их основе. Повышение эффективности теплонасосных установок за счет совершенствования их термодинамических циклов и схем может составить основу современных исследований в области сокращения потерь при хранении жидкого углеводородного топлива в резервуарах [5].

Цель работы – повышение энергетической эффективности и экологической безопасности технологии хранения жидкого углеводородного топлива в резервуарах. Предусматривается максимальная конденсация паров, образующихся в результате испарения, посредством замкнутых ресурсосберегающих термодинамических циклов.

Обсуждение

В соответствии с поставленной целью замкнутые ресурсосберегающие термодинамические циклы в технологии хранения жидкого углеводородного топлива осуществлялись с использованием парокомпрессионного теплового насоса по следующей схеме (рисунок 1).

Схема содержит: резервуар с жидким углеводородным топливом 1; компрессор 2; конденсатор теплового насоса 3, двухсекционный испаритель с секциями 4,5; терморегулирующий вентиль 6; промежуточный сборник 7; теплообменник-утилизатор 8; насосы 9, 10, 11; потоки: жидкого углеводородного топлива 0.1 ; паров углеводородов 1.0 ; сконденсированного углеводородного топлива 2.0 ; топлива, отделившегося от остатков воды 2.1 ; талой воды со следами углеводородов 3.0 ; хладагента 4.0 ; промежуточного теплоносителя 5.0 .

Исходное углеводородное топливо по линии 0.1 поступает в резервуар 1 на хранение. Пары топлива, образующиеся при наполнении резервуара и из-за суточных колебаний температуры окружающего воздуха, по линии 1.0 направляются в рабочую секцию двухсекционного испарителя 4, работающую в режиме конденсации, где происходит конденсация паров топлива посредством рекуперативного теплообмена с кипящим хладагентом.

Процесс конденсации жидкого углеводородного топлива сопровождается образованием ледяной корки на теплообменной поверхности рабочей секции испарителя из замерзающей воды, содержащейся в парах нефтепродукта. Пары нефтепродуктов достигают температуры «точки росы», и сконденсированное жидкое углеводородное топливо, освободившееся от значительной части влаги, по потоку 2.0 отводится в промежуточный сборник 7, где происходит отделение остатков воды от нефтепродукта при отстаивании с последующим его возвратом по потоку 2.1 с помощью насоса 10 в резервуар 1.

Рисунок 1. Технологическая схема применения парокомпрессионного теплового насоса при хранении жидкого углеводородного топлива в резервуарах

Figure 1. Technological scheme of applying a vapor compression heat pump for storing liquid hydrocarbon fuel in tanks

Для реализации технологии хранения жидкого углеводородного топлива в резервуарах используется парокомпрессионный тепловой насос, включающий компрессор 2, конденсатор 3, терморегулирующий вентиль 6 и двухсекционной испаритель с рабочей 4 и резервной 5 секциями, которые попеременно работают в режимах конденсации и регенерации.

Парокомпрессионный тепловой насос работает по следующему термодинамическому циклу. Хладагент, в качестве которого используется Хладон 13В1 CF3 Br с температурой кипения -57,8 °C и критической температурой 66,9 °C, сжимается в компрессоре 2 до давления конденсации и по замкнутому контуру рециркуляции 4.0 направляется в конденсатор 3. Конденсируясь, он отдает теплоту промежуточному теплоносителю – тосолу. Затем хладагент направляется в терморегулирующий вентиль 6, где дросселируется до заданного давления. С этим давлением хладагент поступает в секцию испарителя 4, работающую в режиме конденсации, где он кипит с выделением холода, который посредством рекуперативного теплообмена используется для конденсации паров углеводородного топлива. При снижении интенсивности процесса конденсации смеси паров топлива и воды рабочая секция 4 переключается из контура рециркуляции хладагента теплового насоса 4.0 на режим регенерации, а резервная секция 5 переключается на режим конденсации, выполняя функции рабочей секции. Такая организация переключения секций позволяет обеспечить непрерывность и максимальную эффективность процесса конденсации паров топлива. Пары хладагента после рабочей секции по замкнутому циклу 4.0 направляются в компрессор 2, сжимаются до давления конденсации и термодинамический цикл повторяется.

В технологии предусмотрена подготовка промежуточного теплоносителя, в качестве которого используется Тосол А40. Тосол нагревается в конденсаторе 3 теплового насоса за счет теплоты конденсации хладагента. Нагретый тосол отводится из конденсатора по двум потокам 5.0, один из которых подается на размораживание секции испарителя 5, работающей в режиме регенерации, а второй – направляется в теплообменник-утилизатор 8 для предварительного нагрева воды. При этом поток воды, образовавшейся при оттайке ледяной корки на теплообменной поверхности резервной секции испарителя, и поток воды со следами углеводорода, образовавшейся при осаждении в промежуточном сборнике 7, объединяются и с помощью насоса 11 отводятся через теплообменник-утилизатор 8 на стадию биологической очистки. Потоки отработанного промежуточного теплоносителя после резервной секции испарителя и теплообменника-утилизатора объединяются и возвращаются в конденсатор 3 с образованием замкнутого термодинамического цикла.

Для оперативного управления термодинамическими циклами необходимо непрерывно определять давление насыщенного пара жидкого углеводородного топлива и через него с минимальным количеством косвенных измерений устанавливать расход топлива, возвращаемого в резервуар, исключая возможные потери при хранении.

Давление насыщенных паров компонентов, входящих в состав жидкого углеводородного топлива, функционально связано с концентрацией паров нефтепродуктов и зависит от соотношения фаз «газ-жидкость» и температуры в резервуаре. Текущее значение насыщенного пара жидкого углеводородного топлива можно определить по эмпирической формуле, предложенной Н.И. Тихоновым [4]:

0,31

р =р, НП    38

V

10 + V

V Ж

4,0283

• 10

1252 T

где Т – температура жидкости, K; P 38 – давление насыщенного пара при температуре t= 38 °C, кПа; V п – объем газовой фазы, м³; V ж – объем жидкой фазы, м³.

По расчетному и измеренному значению насыщенного пара целесообразно вырабатывать сигнал отклонения, который в системах управления позволит сформировать управляющее воздействие на мощность привода компрессора теплового насоса. В этом случае создаются условия для реализации ресурсосберегающих термодинамических циклов, которые позволят рационально использовать рабочее тело (хладагент) в обратном цикле Карно парокомпрессионного теплового насоса, промежуточный хладагент в контуре рециркуляции обеспечить возврат жидкого углеводородного топлива по замкнутому термодинамическому циклу в резервуар с минимальными потерями от испарения.

Заключение

Предлагаемая технология хранения жидкого углеводородного топлива в резервуарах позволяет:

─ повысить энергетическую эффективность за счет рационального подключения к схеме парокомпрессионного теплового насоса;

─ обеспечить рекуперацию и утилизацию энергии теплоносителей и, как следствие, снизить удельные энергозатраты на реализацию технологии;

─ повысить пожарную безопасность, исключив образование взрывопожароопасных концентраций паров углеводородного топлива с воздухом за счет их полной конденсации;

─ повысить качество топлива, возвращаемого в резервуар для хранения, за счет удаления из него максимального количества воды;

─ обеспечить экологическую безопасность за счет организации замкнутых термодинамических циклов по материальным и энергетическим потокам, исключающих выброс вредных веществ в атмосферу, и отвода воды со следами углеводородов на биологическую очистку;

─ исключить финансовые потери, связанные с испарением жидкого углеводородного топлива при хранении в резервуарах.