RU2452556C1 - Plant for hydrocarbon vapors recovery - Google Patents
Plant for hydrocarbon vapors recovery Download PDFInfo
- Publication number
- RU2452556C1 RU2452556C1 RU2010145567/05A RU2010145567A RU2452556C1 RU 2452556 C1 RU2452556 C1 RU 2452556C1 RU 2010145567/05 A RU2010145567/05 A RU 2010145567/05A RU 2010145567 A RU2010145567 A RU 2010145567A RU 2452556 C1 RU2452556 C1 RU 2452556C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- absorbent
- gas
- pipe
- tank
- liquid
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Gas Separation By Absorption (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области хранения нефти, нефтепродуктов и других легкоиспаряющихся жидкостей, может быть использовано в нефтедобывающей, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности.The invention relates to the field of storage of oil, oil products and other volatile liquids, can be used in the oil, petrochemical and oil refining industries.
Известны установки улавливания углеводородных паров из резервуаров, включающие резервуар, абсорберы, холодильную машину, насосы, подводящие, отводящие и соединительные трубопроводы жидкости и газа, адсорбер. Причем в качестве абсорбента используется хранимая в резервуаре жидкость (бензин, керосин). Таковы установки, защищенные патентами РФ №2106903, №2050170. Известны также установки, в которых в качестве абсорбента применяется другая жидкость. Например, в резервуаре находится нефть, а абсорбентом является керосин или бензин. Такова установка, защищенная патентом РФ №2080159. Все перечисленные установки снабжены громоздкими, дорогими и малоэффективными струйными абсорберами. Установка защищенная патентом РФ №2050170 снабжена газодувкой и трубопроводом рециркуляции, что ухудшает работу абсорберов и делает установку взрывоопасной (нагнетание в резервуар обедненной углеводородными парами газовоздушной смеси приводит к уменьшению содержания углеводородных паров в резервуаре до пределов взрываемости. Искра от статического электричества может привести к взрыву резервуара).Known installations for capturing hydrocarbon vapors from tanks, including a tank, absorbers, a refrigeration machine, pumps, inlet, outlet and connecting pipelines of liquid and gas, an adsorber. Moreover, the liquid stored in the tank (gasoline, kerosene) is used as an absorbent. These are installations protected by patents of the Russian Federation No. 2106903, No. 2050170. Installations are also known in which another liquid is used as absorbent. For example, there is oil in the tank, and the absorbent is kerosene or gasoline. Such an installation is protected by RF patent No. 2080159. All of these installations are equipped with bulky, expensive and inefficient jet absorbers. The installation protected by RF patent No. 2050170 is equipped with a gas blower and a recirculation pipe, which worsens the operation of the absorbers and makes the installation explosive (injecting a gas-air mixture depleted in hydrocarbon vapors reduces the hydrocarbon vapor content in the tank to explosive limits. Spark from static electricity can lead to explosion of the tank )
В качестве прототипа выбрана установка, описанная в патенте РФ №2106903. Известная установка улавливания углеводородных паров включает в себя резервуар нефтепродукта с отводящим газопроводом, двухступенчатый абсорбер с выкидным газовым патрубком (с отводящим газопроводом отработанных газов), подводящие, отводящие и промежуточные трубопроводы абсорбента и газа, абсорбер, холодильный блок, насос, адсорбер, регулируемый клапан, установленный на газопроводе отвода отработанных газов в адсорбер.The installation described in the patent of the Russian Federation No. 2106903 is selected as a prototype. A known hydrocarbon vapor recovery unit includes an oil product tank with an exhaust gas pipeline, a two-stage absorber with a gas outlet pipe (with an exhaust gas exhaust pipe), inlet, outlet and intermediate absorbent and gas pipelines, an absorber, a refrigeration unit, a pump, an adsorber, an adjustable valve, installed on the exhaust gas pipe to the adsorber.
Недостатками прототипа являются следующие.The disadvantages of the prototype are as follows.
1. Большая металлоемкость и громоздкость абсорберов, устаревший тип абсорберов, разработанные в начале прошлого века (емкости заполненные кольцами Рашига, работающие по принципу противотока жидкости и газа). Эффективность абсорберов снижается с уменьшением нагрузок по потокам жидкости и газов, так как уменьшается плотность орошения и контакт фаз (жидкости и газов).1. Large metal consumption and bulkiness of absorbers, an obsolete type of absorbers developed at the beginning of the last century (containers filled with Raschig rings operating on the principle of counterflow of liquid and gas). The efficiency of the absorbers decreases with decreasing loads on the flows of liquid and gases, since the density of irrigation and the contact of the phases (liquid and gases) decrease.
2. Недостатком является также то, что весь абсорбент циркулирует по замкнутому контуру: резервуар - насос - холодильный узел - абсорберы - резервуар, когда весь отработавший охлажденнный абсорбент поступает в емкость, а не во всасывающий патрубок насоса. Приходится охлаждать большее количество абсорбента, чем необходимо для конденсации углеводородных паров, что приводит к перерасходу электроэнергии.2. The disadvantage is that the entire absorbent circulates in a closed circuit: reservoir - pump - refrigeration unit - absorbers - reservoir, when all spent cooled absorbent enters the tank, and not into the suction pipe of the pump. It is necessary to cool a larger amount of absorbent than is necessary for the condensation of hydrocarbon vapors, which leads to an excessive consumption of electricity.
3. Невозможность иметь в резервуаре нефтепродукты, не являющиеся абсорбентом. Например, в резервуаре находится нефть, а абсорбировать пары нефти необходимо бензином или керосином.3. The inability to have in the tank oil products that are not absorbent. For example, there is oil in the tank, and oil vapor must be absorbed with gasoline or kerosene.
Целью настоящего изобретения является устранение указанных недостатков: снижение металлоемкости и материалоемкости установок, повышение качества улавливания углеводородов при снижении затрат энергии.The aim of the present invention is to remedy these disadvantages: reducing the metal and material consumption of plants, improving the quality of hydrocarbon recovery while reducing energy costs.
Указанная цель достигается тем, что в известной установке по улавливанию углеводородных паров, содержащей резервуар хранения или транспортировки нефти, нефтепродуктов или другой легкоиспаряемой жидкости, две ступени абсорберов, адсорбер, газопровод паровоздушной смеси (ПВС), последовательно соединяющий резервуар десорбер первой ступени, десорбер второй ступени, адсорбер, отводящий газопровод отработанных газов из адсорбера, замкнутый контур циркуляции абсорбента, включающий соединенные трубопроводами резервуар, насос, холодильный блок, абсорберы, резервуар, применены следующие новинки для достижения поставленной цели.This goal is achieved by the fact that in a known installation for the capture of hydrocarbon vapors, containing a reservoir for storing or transporting oil, oil products or other easily volatile liquid, two stages of absorbers, an adsorber, a gas-vapor mixture (PVA) gas pipeline, a tank connecting the first stage desorber, the second stage desorber , adsorber, exhaust gas exhaust pipe from the adsorber, closed loop of absorbent circulation, including a reservoir connected to pipelines, pump, refrigeration Lok, absorbers, the tank, the following new items used to achieve this goal.
1. Абсорберы первой и второй ступени выполнены в виде агрегатов новой конструкции - абсорбер первой ступени центробежно-вихревого типа, а абсорбер второй ступени - капельно-барботажного типа.1. The absorbers of the first and second stages are made in the form of units of a new design - the absorber of the first stage of the centrifugal-vortex type, and the absorber of the second stage - drip and bubble type.
2. Установлена емкость жидкого абсорбента, соединенная трубопроводом с всасывающим патрубком насосов (как минимум два насоса), включаемая в замкнутый контур циркуляции абсорбента при отключенном от этого контура резервуаре. Причем трубопровод циркуляции абсорбента от абсорберов присоединен непосредственно к всасывающему патрубку насосов и к емкости абсорбента, чтобы большая часть абсорбента циркулировала, минуя резервуар и (или) емкость абсорбента.2. The capacity of the liquid absorbent is established, connected by a pipeline to the suction pipe of the pumps (at least two pumps), included in the closed loop of the circulation of the absorbent when the reservoir is disconnected from this circuit. Moreover, the pipeline for circulation of the absorbent from the absorbers is connected directly to the suction pipe of the pumps and to the capacity of the absorbent, so that most of the absorbent circulates, bypassing the reservoir and (or) the capacity of the absorbent.
3. В качестве абсорбера первой ступени установлен агрегат, первой частью которого является устройство, как минимум одно, в виде обечайки (отрезка трубы) с верхней и нижней торцевыми крышками, с подводящим патрубком ПВС (паровоздушной смеси), установленным по центру верхней крышки, с подводящим тангенциальным патрубком абсорбента (абсорбирующей жидкости), с отводящим тангенциальным патрубком газожидкостной смеси (смеси абсорбента с ПВС), второй частью которого является циклон-сепаратор, выполненный в виде обечайки (отрезка трубы) с торцевыми крышками, с тангенциальным патрубком подвода газожидкостной смеси, с тангенциальным патрубком отвода жидкости (абсорбента), с патрубком отвода газа (ПВС). Причем патрубки отвода газа и жидкости присоединены к соответствующим подводящим патрубкам абсорбера второй ступени.3. An aggregate is installed as an absorber of the first stage, the first part of which is a device, at least one, in the form of a shell (pipe section) with upper and lower end caps, with a supply pipe of PVA (vapor-air mixture) installed in the center of the top cover, with inlet tangential pipe of the absorbent (absorbing liquid), with a discharge tangential pipe of the gas-liquid mixture (mixture of absorbent with PVA), the second part of which is a cyclone separator made in the form of a shell (pipe section) from the end and lids, with a tangential pipe for supplying the gas-liquid mixture with a tangential liquid outlet pipe (absorbent), a gas outlet pipe (PVA). Moreover, the branch pipes of the gas and liquid are connected to the corresponding inlet pipes of the second stage absorber.
4. В качестве абсорбера второй ступени установлен агрегат, представляющий собой емкость со свободным сливом абсорбирующей жидкости (абсорбента), внутри которой находится барботажное газораспределительное устройство с отбойниками над газораспределительными отверстиями, диспергатор поступающей жидкости, каплеуловитель, гидрозатвор, порог, определяющий уровень жидкости в емкости (на этот абсорбер-десорбер подана заявка на изобретение №2009115734/15 от 27.04.2009 г.).4. As an absorber of the second stage, an aggregate is installed, which is a container with a free discharge of absorbing liquid (absorbent), inside which there is a bubble gas distribution device with chippers above the gas distribution holes, a dispersant of the incoming liquid, a droplet eliminator, a water trap, a threshold that determines the level of liquid in the container ( this absorber-desorber filed an application for invention No. 2009115734/15 dated 04/27/2009).
На фиг.1 показана схема улавливания углеводородных паров.Figure 1 shows a scheme for capturing hydrocarbon vapors.
На фиг.2 - продольный разрез конструкции основного абсорбера второй ступени.Figure 2 is a longitudinal section of the design of the main absorber of the second stage.
На фиг.3 - поперечный разрез конструкции абсорбера второй ступени.Figure 3 is a cross section of the design of the absorber of the second stage.
На фиг.4 - продольный разрез абсорбера первой ступени.Figure 4 is a longitudinal section of the absorber of the first stage.
Показанная на фиг.1 схема установки улавливания и утилизации углеводородных паров содержит резервуар 1 хранения нефтепродукта с подводящим трубопроводом 2, трубопроводом 3 подачи нефтепродукта (являющегося одновременно абсорбентом) к насосам 4 и 5. (Трубопровод 3 является реверсивным. По нему часть абсорбента может подаваться из абсорбера 12 в резервуар 1). На трубопроводе 3 имеется запорное устройство 6, отключающее резервуар от насосов 4 и 5. На нагнетательном трубопроводе 9 жидкости (абсорбента) имеется холодильный блок 10, могущий выдавать два потока абсорбента, охлажденного до разных температур. Имеется (один или несколько) центробежно-вихревой смеситель газов с жидкостью 7 (ПВС с абсорбентом), подводящий патрубок жидкости которого соединен трубопроводом 9 с нагнетательным патрубком насосов, а подводящий патрубок газа (ПВС) соединен газопроводом 11, 11а, 26 с резервуаром абсорбента (резервуаром 1 и (или) с емкостью 20). После смесителей 7 имеется циклон-сепаратор 8, разделяющий поток жидкости (абсорбента) от потока газов (ПВС), отводящие патрубки которого соединены газопроводом 13 и трубопроводом 14 (жидкостепроводом) с абсорбером второй ступени 12. Имеется газопровод 11б с запорным клапаном 31, соединяющий газопровод 11 от резервуара непосредственно с абсорбером 12 второй ступени. От холодильного блока 10 имеется ответвление трубопровода 9а - к абсорберу 12 второй ступени. Перед абсорбером первой ступени трубопровод 9 разделен на два (9б и 9в), каждый из которых подведен тангенциально к отдельному смесителю 7; 7а. От резервуара 1 имеется газопровод 11, разделяющийся на 11а - к смесителю абсорбера первой ступени и 11б - к барботажно-капельному абсорберу второй ступени 12. На газопроводе 11б должен быть установлен автоматический запорный клапан 31. Выходной газовый и выходной жидкостной патрубки абсорбера первой ступени (7, 8) соединены соответственно с подводящими патрубками газа и жидкости абсорбера второй ступени (12) газопроводом 13 и трубопроводом 14. У абсорбера 12 имеются отводящий газопровод 15 отвода отработанных газов в адсорберы 16, на котором установлен запорный клапан 17, и отводящий трубопровод отработанного абсорбента 19, разделяющийся на реверсивный 19а (он же 3) к резервуару 1 и 19б - реверсивный (к емкости 20 и из емкости). Этот же трубопровод 19 соединен с всасывающим трубопроводом 19в насосов 4, 5. Имеются датчики давления 18а, 18б, 18в, установленные на резервуаре 1. Адсорберы 16, 16а имеют вестовые тубы 21 и 21а, соединенные с атмосферой. Для регенерации адсорберов имеются воздуходувка 22, соединенная всасывающим патрубком с атмосферой, нагреватель воздуха 23, нагнетательный подводящий воздуховод 24, воздуховод отработанного (абсорбирующего) воздуха 25, соединенный с абсорбером 12. Между емкостью 20 и газопроводом 11 имеется дыхательная труба 26. Регулирующе-отсекающий клапан 17 регулирует подачу отработанной ПВС в адсорбер по давлению и (или) отсекает газопровод 15. Отсекающий клапан 32 обеспечивает дополнительную подачу и отключение подачи абсорбента во второй смеситель 7а при изменении нагрузки установки (давления в резервуаре 1). Клапан 32а обеспечивает отключение и включение дополнительной подачи абсорбента в абсорбер 12. Трубопровод 33 является трубопроводом опорожнения абсорбера 12 при остановках и ремонте.The scheme of a hydrocarbon vapor recovery and recovery apparatus shown in Fig. 1 comprises a
При хранении в резервуаре продукта, который не может быть использован в качестве абсорбирующей жидкости (например, нефти), устанавливается емкость 20 абсорбирующей жидкости (например, бензина) с подводящим трубопроводом 27 с теплообменником 28, с отводящим трубопроводом 29, на котором может быть установлен регулятор уровня жидкости в емкости 20, с дыхательным трубопроводом 26, соединяющим емкость 20 с газопроводом 11. Емкость 20 соединена трубопроводом 19в с всасывающими патрубками насосов 4 и 5.When storing a product in the tank that cannot be used as an absorbent liquid (for example, oil), an absorbent liquid tank (for example, gasoline) 20 is installed with a
Показанный на фиг.2, 3 абсорбер второй ступени имеет горизонтальную емкость 34 со свободным переливом жидкости через порог 35 (высота порога может быть регулируемой за счет выдвижной части 35а), при помощи которого задается определенный уровень жидкости. Перегородка 36 и порог 35 образуют гидрозатвор, после которого имеется отводящий сливной патрубок жидкости 37. В верхней части емкости имеется патрубок 38 для отвода отработанных газов и диспергатор жидкости 41 (перфорированная труба) с подводящим патрубком 41а, а в нижней части емкости - патрубок 41б также для подвода жидкости (абсорбента). Внутри емкости 34 (с торца) установлено барботажное устройство для барботирования газов через жидкость, выполненное в виде горизонтальной обечайки 42 (в виде трубы) с торцевой заглушкой, частично или полностью погружаемое в жидкость (нижняя часть обечайки расположена ниже расчетного уровня жидкости в емкости 34). В нижней (погружной) части обечайки 42 имеются отверстия 42а, расположенные горизонтальными рядами (например, два ряда, расположенных один ряд выше другого). В самом низу обечайки имеются отверстия 42б для слива жидкости из барботажного устройства при опорожнении. Над отверстиями 42 расположены под углом к горизонтали отбойные щитки 43в. В верхней части обечайки (снаружи) имеется патрубок 39 подвода газов в абсорбер и каплеуловитель 40, выполненный, например, в виде жалюзи. Диспергатор 41 служит для разбрызгивания (диспергирования) жидкости в верхнем пространстве емкости 34.The absorber of the second stage shown in FIGS. 2, 3 has a
Показанный на фиг.4 абсорбер первой ступени содержит центробежно-вихревой смеситель, выполненный в виде обечайки 44 (отрезка трубы) с верхней и нижней торцевыми крышками, 45 и 45а, с подводящим патрубком абсорбента 47, подводящим патрубком 48 газов (паровоздушной смеси, ПВС). В нижней части смесителя имеется тангенциальный патрубок 49 отвода газожидкостной смеси. Внутри смесителя имеется шайба 46 (кольцевая перегородка).The first stage absorber shown in FIG. 4 contains a centrifugal vortex mixer made in the form of a shell 44 (pipe section) with upper and lower end caps, 45 and 45a, with a supply pipe for
Нагнетательный патрубок 49 переходит в трубу, соединяющую инжектор с подводящим тангенциальным патрубком 50 циклона-сепаратора. Циклон-сепаратор содержит вертикальную обечайку 51 с верхней и нижней крышками 52, 53. В верхней части обечайки имеются тангенциальные подводящие патрубки 50 и центральный патрубок 54 для отвода газов. В нижней части обечайки имеется тангенциальный патрубок 55 отвода отсепарированной жидкости.The discharge pipe 49 passes into the pipe connecting the injector to the
Работа установки осуществляется следующим образом.The installation is as follows.
Вариант 1, когда углеводородная жидкость, находящаяся в резервуаре, является одновременно и абсорбентом.
Углеводородная жидкость поступает в резервуар 1 по приемному трубопроводу 2. В результате повышения температуры окружающего воздуха находящаяся в резервуаре 1 жидкость испаряется и давление паров повышается. Датчик 18а подает сигнал на включение насоса 4 малой производительности (отрегулированного по производительности на малое дыхание резервуара). Абсорбент (например, бензин или керосин) подается из резервуара 1 насосом 4 по трубопроводам 3 и 9, через холодильный узел 10 (температура абсорбента в трубопроводах 9 и 9а может быть различной, например 0°С и минус 40°С) в смеситель 7 являющийся частью абсорбера первой ступени 7, 8. Клапан 32 на трубе 9в и клапан 32а на трубе 9а закрыты, что обеспечивает частичный (не полный) расход абсорбента в абсорбер первой ступени через один смеситель 7. Паровоздушная смесь (в дальнейшем ПСВ или газы) по газопроводу 11, 11а поступает в смеситель 7. По трубопроводу 9, 9б в смеситель 7 поступает абсорбент (абсорбирующая жидкость). Из смесителя 7 газожидкостная смесь поступает в центробежный сепаратор 8 циклонного типа, где жидкость и газы разделяются и по раздельным трубопроводам 13 и 14 нагнетаются в абсорбер 12. Жидкость проходит через диспергатор 41 и разбрызгивается на капли, контактируя с газами. В абсорбере 12 парогазовая смесь (ПГС) барботирует через верхний ряд отверстий 42а барботера 42, через слой абсорбирующей жидкости и образует капельно-газовую завесу в верхней части абсорбера. За счет большой поверхности контакта фаз (ПГС и абсорбента), углеводородная фракция паровоздушной смеси конденсируется, общее количество газов уменьшается. Давление ПСВ в системе начинает падать. Насос 4 может временно остановиться. Со временем давление в системе постепенноHydrocarbon liquid enters the
увеличивается за счет образования новой ПВС в резервуаре 1. Клапан 17 на трубопроводе 15 и работу насоса 4 можно настроить на определенное давление и сбрасывать непрерывно отработанные газы (ПСВ), состоящие из воздуха с малым содержанием легких углеводородов, в атмосферу через один из адсорберов 16. Можно организовать режим периодического включения насоса 4 и клапана 17 при достижении определенного давления в резервуаре 1 (по сигналам датчиков давления 18).increases due to the formation of a new PVA in
В условиях колеблющегося режима поступления паровоздушной смеси объемы паров при малых дыханиях изменяются в широком диапазоне и могут повышать абсорбирующую способность инжектора 7 и абсорбера 12 при работающем насосе 4 (при малом расходе абсорбента), что может привести к повышению давления ПСВ в системе.Under the conditions of the fluctuating mode of intake of the air-vapor mixture, the volumes of vapors during small breaths vary over a wide range and can increase the absorbing capacity of the
В случае большого дыхания (например, при заполнении резервуара жидкостью) датчик 18 давления, так же, как и при малом дыхании, подает сигнал на включение насоса 4, открытие клапана 17. Однако давление в резервуаре 1 продолжает расти. При достижении заданного давления в резервуаре 1 датчик 18б давления подает сигнал на включение второго насоса 5, открытие клапанов 32 (включения смесителя 7а). При работе двух насосов и двух смесителей 7 количество абсорбента увеличивается до величины пропускной способности двух смесителей 7 (рассчитанной по номинальной нагрузке). При дальнейшем росте давления один из датчиков 18 давления подает сигнал на полное открытие клапана 17 и открытие клапана 32а. (Повышение давления газов может произойти также при образовании ледяной пробки в абсорбере первой ступени или в диспергаторе 41, если в ПВС имелись пары воды). При дальнейшем росте давления ПВС (при нагрузках выше номинальной или при образовании ледяной пробки в инжекторе) пропускной способности инжекторов 7 со стороны газопроводов может не хватить, и давление в резервуаре не уменьшится, то по сигналу датчика давления 18в откроется клапан 31 и газовоздушная смесь пойдет по трубопроводу 11б непосредственно в абсорбер 12, дополнительно к потоку через инжекторы 7. Газопровод 11б и клапан 31 являются фактически аварийными и практически не будут участвовать в нормальной работе установки. Когда открыт клапан 17, газы направляются в адсорбер 16 или 16а (угольные фильтры - рабочий и резервный), где происходит окончательное очищение ПВС от оставшихся легких углеводородов и сбрасывание воздуха в атмосферу.In the case of large breathing (for example, when filling the tank with liquid), the pressure sensor 18, as well as with small breathing, gives a signal to turn on the
При загрязнении одного из фильтров 16 поток газов направляют на резервный фильтр 16а, а первый ставят на регенерацию. При регенерации в фильтр направляют нагретый в подогревателе 23 воздух при помощи воздуходувки (дутьевого вентилятора) 22. (Возможно применение вакуумного насоса (как в патенте РФ №2050170, но по моему мнению, это менее эффективно). Нагретый воздух с извлеченными из адсорбента углеводородами по газопроводу 25 направляется в десорбер 12, где охлаждается при барботировании через охлажденный абсорбент (бензин). В абсорбере 12 поддерживается постоянный уровень абсорбента, излишки которого сливаются в резервуар 1 через трубопроводы 19а (3) (при постоянной циркуляции абсорбента насосами 3, 4 по замкнутому контуру через абсорберы).If one of the
Вариант 2, когда углеводородная жидкость, находящаяся в резервуаре, не является одновременно и абсорбентом.
При улавливании легких углеводородов из многокомпонентных жидкостей, например из нефти, в качестве абсорбента используется другая однокомпонентная жидкость (например, бензин), которую не следует смешивать с основной углеводородной жидкостью. Для абсорбента имеется емкость 20 с подводящим трубопроводом 27, теплообменником 28, трубопроводом опорожнения и трубопроводом 19в, соединяющим емкость 20 со всасывающим патрубком насосов 4 и 5. Через верхнюю дыхательную трубу 26 пары углеводородов из емкости 20 поступают в абсорберы первой и второй ступени (выравнивается давление в резервуаре 1 и в емкости 20). По трубопроводам 19 и 19в отработанный абсорбент подается на всас насосов 4 и 5 и частично сливается в емкость 20 по трубопроводу 19б. По мере улавливания сконденсированных паров углеводородов уровень в емкости 20 растет. Часть абсорбента отбирается из емкости 20 по трубопроводу 29 и при необходимости обновляется путем добавления абсорбента по трубопроводу 27. Работа установки в варианте 2 аналогична варианту 1 с той лишь разницей, что абсорбирующая жидкость (например, бензин) не смешивается с основной жидкостью, находящейся в резервуаре (например, нефтью).When trapping light hydrocarbons from multicomponent liquids, such as oil, another one-component fluid (such as gasoline) is used as absorbent, which should not be mixed with the main hydrocarbon liquid. For the absorbent, there is a
При работе установки абсорбент циркулирует по замкнутому контуру: насосы 4, 5 (задвижка 6 на трубе 3 закрыта), трубопровод 9, холодильный узел 10, смеситель 7, циклон-сепаратор 8, трубопровод 14, абсорбер 12, трубопровод 19, 19в, насосы 4, 5. Излишки абсорбента, полученные за счет конденсации углеводородных паров, по трубопроводу 19б поступают в емкость 20. По мере увеличения количества абсорбента в емкости 20 и по мере частичной замены абсорбента, насыщенного конденсатом углеводородных паров, он отводится по трубе 29 через теплообменник 28, в котором абсорбент охлаждаются за счет передачи тепла охлажденному абсорбенту, сливаемому из емкости 20. Свежие порции абсорбента поступают в емкость 20 по трубопроводу 27. Часть паров углеводородной жидкости, выделившихся в емкости 20, снова поступает в абсорбер 12 (по газопроводам 26, 11, через абсорбер первой ступени 7; 8, газопровод 3).During operation of the installation, the absorbent circulates in a closed circuit: pumps 4, 5 (
Работа абсорбера первой ступени (7, 8) осуществляется следующим образом.The operation of the first stage absorber (7, 8) is as follows.
Абсорбент, забирается насосом 4 (или двумя насосами 4, 5) из резервуара 1 или из емкости 20 и подается через холодильник 10 в смеситель 7. Жидкий абсорбент выходит из тангенциального патрубка 47 внутри корпуса 44 (фиг.4), создает небольшой эжектирующий (всасывающий) эффект в патрубке 48 и инжектирующий эффект (нагнетательный) в патрубке 49. Через патрубок 48 в смеситель 7 нагнетаются газы (ПВС) и далее вместе с жидкостью - в патрубок 49. Внутри корпуса 44 (фиг.4) устанавливается вращательное движение жидкости сверху вниз по спирали. Жидкость (абсорбент) входит через тангенциальный патрубок 47 и увлекает за собой газы, поступающие по газопроводу 11, 11а. Смесь жидкости и газов нагнетается в циклон-сепаратор 8 через тангенциальный патрубок 50. Газы отделяются от жидкости и подаются через патрубок 54 в газопровод 13, а жидкость (абсорбент) - через тангенциальный патрубок 55 - в трубу 14 и далее в абсорбер 12. Внутри смесителя 7, в соединительной трубе между ними и в циклоне-сепараторе 8 происходит интенсивный контакт фаз (жидкости абсорбента с газом, ПВС). Содержащиеся в ПВС углеводороды охлаждаются при контакте с абсорбентом и большей частью конденсируются, а воздух с остатками углеводородных паров выходит через патрубок 54 в газопровод 13. Смеситель 7 и циклон-сепаратор 8 работают в качестве первой ступени абсорбционной установки.The absorbent is taken by pump 4 (or two
Работа абсорбера (второй ступени абсорбции) 12 осуществляется следующим образом.The work of the absorber (second stage of absorption) 12 is as follows.
Абсорбент поступает в абсорбер 12 из трубы 14 через патрубок 41а и через диспергатор 41. Абсорбент разбрызгивается в наджидкостном пространстве емкости 34 и попадает в нижнюю часть емкости. В емкости 34 устанавливается определенный уровень жидкости (абсорбента), который определяется высотой порога 35 (высоту порога можно регулировать при настройке при помощи подвижной части 35а). Сливается жидкость - абсорбент - через гидрозатвор, образованный перегородкой 36 и порогом 35, 35а и через патрубок 37. Паровоздушная смесь (ПВС), содержащая пары нефтепродуктов, поступает в абсорбер 12 через патрубок 39 и барботируется через отверстия 42а (при малой нагрузке через верхние ряды отверстий, при максимальной - через все отверстия). При барботировании ПВС через абсорбент образуется мелкодисперсная газожидкостная смесь, выходящая двумя встречными потоками в щели между отбойниками 43 и корпусом 34. Потоки газожидкостной смеси встречаются в верхней части емкости 34, образуя газожидкостную завесу из мелких капель жидкости и газов. Происходит конденсация углеводородных паров нефтепродуктов и их абсорбция жидкостью - абсорбентом - за счет большой поверхности контакта фаз. Отработанные газы, из которых удалена большая часть углеводородных паров, отводится через патрубок 38 в трубопровод 15. Далее отработанные газы со следами углеводородных паров поступают в адсорбер 16, где следы углеводородов адсорбируются химическим наполнителем адсорбера. Очищенный воздух удаляется в атмосферу через трубу 21. Адсорберы работают поочередно (один работает, второй регенерируется или стоит). При регенерации абсорбера 16 атмосферный воздух, нагретый в подогревателе 23, подается в абсорбер, абсорбирует на себя углеводороды из химического наполнителя и регенерирует его. Далее воздух, насыщенный углеводородами, поступает в абсорбер 12, где углеводороды переходят из воздуха в абсорбент.The absorbent enters the absorber 12 from the
Наличие абсорберов первой и второй ступени новых конструкций (центробежно-вихревого и капельно-барботажного) позволяет многократно уменьшить металлоемкость и вес установки с улучшением качества абсорбции углеводородных паров.The presence of absorbers of the first and second stage of new designs (centrifugal-vortex and drip-bubbling) can significantly reduce the metal consumption and weight of the unit with an improvement in the quality of absorption of hydrocarbon vapors.
Выполнение абсорбера-десорбера первой ступени так, как показано на фиг.4, позволяет интенсифицировать процесс массообмена между жидкостью и газом за счет осуществления в нем нескольких ступеней контакта фаз. На порядки возрастает удельная производительность ступени на единицу объема аппарата при соответствующем уменьшении его веса. Струйный способ контакта жидкости и газа заменен на интенсивный способ перемешивания вращающегося потока жидкости с газом при повторном контакте фаз при прохождении струй жидкости и газа через тангенциальные патрубки 49, 50 из смесителя 7 в циклон-сепаратор 8.The implementation of the absorber-stripper of the first stage as shown in figure 4, allows to intensify the process of mass transfer between the liquid and gas due to the implementation of several stages of phase contact. The specific productivity of a step per unit volume of the apparatus increases by orders of magnitude with a corresponding decrease in its weight. The inkjet method of contacting liquid and gas has been replaced by an intensive method of mixing a rotating fluid flow with gas during repeated contact of the phases when the jets of liquid and gas pass through
Выполнение абсорбера-десорбера второй ступени так, как показано на фиг.2 и 3, позволяет осуществить несколько ступеней контакта фаз, совмещая в одном аппарате несколько способов контакта жидкости с газом - барботажный способ (за счет барботирования струй газа через слой жидкости), способ образования газожидкостного облака над поверхностью жидкости (за счет выноса газом газожидкостного облака в наджидкостное пространство емкости при барботировании газа через жидкость и ее диспергировании), способ разбрызгивания диспергированной жидкости в газовом пространстве емкости через диспергирующее устройство (перфорированную трубу), установка внутри емкости абсорбера-десорбера устройства, диспергирующего жидкость на капли, позволяют увеличить поверхность контакта фаз и массообмен между ними, и за счет этого улучшить качество абсорбции или десорбции. Это обеспечивает интенсивный контакт фаз и высокое качество абсорбции или десорбции. Меньшим количеством абсорбента или десорбента можно обеспечить высокое качество абсорбции или десорбции.The implementation of the absorber-stripper of the second stage as shown in FIGS. 2 and 3 allows several stages of contact of phases to be carried out, combining several methods of contacting liquid with gas in a single apparatus — the bubbled method (by sparging gas jets through a liquid layer), the method of formation a gas-liquid cloud above the surface of the liquid (due to the removal of gas from the gas-liquid cloud into the super-liquid space of the tank when gas is bubbled through the liquid and dispersed), a method of spraying a dispersed liquid and in the gas space of the container through a dispersing device (perforated pipe), the installation of a liquid dispersing device into droplets inside the absorber-stripper container allows increasing the contact surface of the phases and the mass transfer between them, and thereby improve the quality of absorption or desorption. This provides intensive phase contact and high quality absorption or desorption. A smaller amount of absorbent or desorbent can provide high quality absorption or desorption.
Наличие емкости для абсорбента (20), соединенной газопроводом с отводящим газопроводом резервуара и трубопроводом, соединяющим емкость абсорбента со всасывающим патрубком насоса, позволяет унифицировать установку для наполнения ее нефтью или любым нефтепродуктом. Если этот нефтепродукт можно использовать в качестве абсорбента, то емкость абсорбента можно и не использовать (но можно и использовать), а использовать основной резервуар, продукт которого является абсорбентом. Если же продукт наполнения резервуара (например, нефть) не может быть использован в качестве абсорбента, то емкость 20 используется обязательно для наполнения абсорбентом.The presence of a container for absorbent material (20), connected by a gas pipeline to the outlet gas pipeline of the tank and a pipeline connecting the absorbent container to the pump suction pipe, makes it possible to unify the installation for filling it with oil or any oil product. If this oil product can be used as an absorbent, then the capacity of the absorbent can not be used (but it can be used), but the main reservoir, the product of which is absorbent, can be used. If the product of the filling of the tank (for example, oil) cannot be used as absorbent, then the
Соединение сливного трубопровода 19 с всасывающим трубопроводом насосов позволяет экономить холод за счет уменьшения количества циркулирующего абсорбента за счет подачи холодного абсорбента сразу на всас насосов (полностью или частично минуя резервуар), не смешивая его с углеводородной жидкостью в резервуаре 1. Это уменьшает расход энергии на расхолаживание абсорбента.The connection of the
Claims (3)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010145567/05A RU2452556C1 (en) | 2010-11-10 | 2010-11-10 | Plant for hydrocarbon vapors recovery |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010145567/05A RU2452556C1 (en) | 2010-11-10 | 2010-11-10 | Plant for hydrocarbon vapors recovery |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2452556C1 true RU2452556C1 (en) | 2012-06-10 |
Family
ID=46679926
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2010145567/05A RU2452556C1 (en) | 2010-11-10 | 2010-11-10 | Plant for hydrocarbon vapors recovery |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2452556C1 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN107617312A (en) * | 2017-11-03 | 2018-01-23 | 日照岚桥港口石化有限公司 | A kind of sulfur recovery facility sour water tank deodoration system |
RU2657445C1 (en) * | 2017-01-24 | 2018-06-19 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная компания "ЭкоПромСервис" ООО "НПК "ЭкоПромСервис" | Modular-complete absorption unit for the hydrocarbons light factions trapping |
CN110451116A (en) * | 2019-08-21 | 2019-11-15 | 西安长庆科技工程有限责任公司 | A kind of system and application method of Volatile Gas in Oil Tank recycling |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB957790A (en) * | 1959-08-18 | 1964-05-13 | Philips Nv | Improvements in or relating to gas separation |
DE3925343A1 (en) * | 1989-07-31 | 1991-02-07 | Brautechnische Anlagen Gmbh | Treating hot brewery plant emissions - by condensn. and cyclone separator followed by adsorption |
RU2106903C1 (en) * | 1993-04-20 | 1998-03-20 | Гафаров Нил Назипович | Plant for oil product vapor recovery |
RU2171304C1 (en) * | 2000-09-15 | 2001-07-27 | Открытое акционерное общество "Межрегиональное научно-производственное объединение "Полиметалл" | Method for heat demercurization of mercury containing materials and apparatus for perfoming the same |
RU2342980C2 (en) * | 2006-11-13 | 2009-01-10 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Научно-исследовательский физико-химический институт имени Л.Я. Карпова" | Adsorption plant for dried-up gas cleaning |
-
2010
- 2010-11-10 RU RU2010145567/05A patent/RU2452556C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB957790A (en) * | 1959-08-18 | 1964-05-13 | Philips Nv | Improvements in or relating to gas separation |
DE3925343A1 (en) * | 1989-07-31 | 1991-02-07 | Brautechnische Anlagen Gmbh | Treating hot brewery plant emissions - by condensn. and cyclone separator followed by adsorption |
RU2106903C1 (en) * | 1993-04-20 | 1998-03-20 | Гафаров Нил Назипович | Plant for oil product vapor recovery |
RU2171304C1 (en) * | 2000-09-15 | 2001-07-27 | Открытое акционерное общество "Межрегиональное научно-производственное объединение "Полиметалл" | Method for heat demercurization of mercury containing materials and apparatus for perfoming the same |
RU2342980C2 (en) * | 2006-11-13 | 2009-01-10 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Научно-исследовательский физико-химический институт имени Л.Я. Карпова" | Adsorption plant for dried-up gas cleaning |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2657445C1 (en) * | 2017-01-24 | 2018-06-19 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная компания "ЭкоПромСервис" ООО "НПК "ЭкоПромСервис" | Modular-complete absorption unit for the hydrocarbons light factions trapping |
CN107617312A (en) * | 2017-11-03 | 2018-01-23 | 日照岚桥港口石化有限公司 | A kind of sulfur recovery facility sour water tank deodoration system |
CN110451116A (en) * | 2019-08-21 | 2019-11-15 | 西安长庆科技工程有限责任公司 | A kind of system and application method of Volatile Gas in Oil Tank recycling |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN103272455B (en) | Device and method for recycling organic solvents from painting waste gas | |
US8309047B2 (en) | Method and system for removal of carbon dioxide from a process gas | |
US2812827A (en) | Gas dehydration process and apparatus | |
US7740691B2 (en) | Gas treating method and apparatus | |
US9296624B2 (en) | Portable compact wastewater concentrator | |
US20120118154A1 (en) | Process and apparatus for removal of oxygen from seawater | |
CN103241738A (en) | Systems and methods for capturing carbon dioxide | |
CN108069155A (en) | A kind of storage tank discharging gas emission reduction and recovery system | |
US11253812B2 (en) | Apparatus and method for recovering carbon dioxide in combustion exhaust gas | |
US4375977A (en) | System of gas dehydration using liquid desiccants | |
EP2520352B1 (en) | Gas/liquid contacting vessel and the use thereof in a flue gas treatment system | |
RU2452556C1 (en) | Plant for hydrocarbon vapors recovery | |
CN110585844A (en) | Plastic granulation waste gas treatment system and waste gas treatment process | |
RU2446000C1 (en) | Universal mass-transfer absorbtion-desorption unit | |
CN117339338A (en) | Oil-gas separator | |
RU2316384C2 (en) | Method and device for catching and recuperating vapors of hydrocarbons | |
CN108837665A (en) | A kind of efficient Integrated Processing Unit of organic exhaust gas | |
Generowicz | Overview of selected natural gas drying methods | |
RU2535695C1 (en) | Method of cleaning and drying of colliery gas and associated petroleum gas and unit for its implementation | |
RU2240175C1 (en) | Method of purification from hydrocarbons of a steam-gaseous medium formed at petroleum storage and filling in containers (variants) and installation for its realization | |
RU2383447C2 (en) | Device to entrap gasoline vapors (versions) | |
RU2451538C1 (en) | Method of cleaning liquefied hydrocarbon gas and plant to this end | |
CN113908663A (en) | Pressurized multistage absorption, condensation and adsorption module combined organic waste gas recovery method | |
CN104436980B (en) | The method and apparatus processing volatile organic compound from waste gas | |
RU2193443C1 (en) | Method for removing hydrocarbons from gas-vapor mixture formed on storage of petroleum or petroleum products or when filling tanks by the latter, and pump- ejector installation for implementing the method |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20151111 |