Инвентаризация выбросов в атмосферу загрязняющих веществ при хранении нефти в резервуарах (добыча нефти)

Эксплуатация резервуара с нефтью сопровождается процессами вытеснения паров нефтепродуктов из него или, наоборот, входом в резервуар наружного воздуха. Эти процессы принято называть «дыханием» резервуара. Различают процесс «большого дыхания», который наблюдается во время заполнения или опорожнения резервуара, и процесс «малого дыхания», происходящий в результате суточных колебаний температуры стенок резервуара и его содержимого (нефти). Пары нефти и нефтепродуктов, поступающие через дыхательную арматуру резервуара в атмосферу, в настоящий момент принято разделять на сумму:

  • • предельных углеводородов С^—С10;
  • • непредельных углеводородов С2—С5;
  • • ароматических углеводородов (бензол, толуол, этилбензол, ксилолы);
  • • сероводород.

Расчетная инвентаризация выбросов загрязняющих веществ в атмосферу будет выполняться на основании Методических указаний по определению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров (утв. приказом Госкомприроды РФ от 12 мая 1998 г.). Кроме того, будет использовано Дополнение к этим методическим указаниям[1].

Величина выбросов паров нефти из резервуара рассчитывается по формулам: а) массовый (максимально-разовый) выброс, г/с:

б) валовый выброс, т/год:

где Л38 — давление насыщенных паров нефти при температуре 38 °С, мм рт. ст.; р — молярная масса паров нефти, г/моль. Параметры Р38 и р для каждой марки нефти могут быть определены по температуре начала ее кипения (табл. 4.24); Ktm" К/шх — опытные коэффициенты, принимаемые по таблице 4.21; Крср, Кртях опытные коэффициенты, учитывающие особенности эксплуатации резервуара:

где Сл, — фактическая концентрация паров в резервуаре, г/м3; С„ — концентрация насыщенных паров нефти, г/м3. Коэффициент Кр эксплуатируемого резервуара зависит от следующих его параметров: объема; тина (наземный или заглубленный); конструктивного исполнения (вертикальный или горизонтальный); оснащенности техническими средствами сокращения выбросов: понтоном или плавающей крышей. Значения Кр принимаются по табл. 4.23 (при этом нефтепродукты подразделяются, в зависимости от разности температур закачиваемой нефти и температуры атмосферного воздуха в наиболее холодный период года, на группы): группа А — нефть из магистрального трубопровода при температуре закачиваемой жидкости, близкой к температуре воздуха; группа Б — нефть после электрообессоливающей установки (ЭЛОУ) в случае, если ее температура превышает температуру воздуха не более чем на 30°С; Ка — опытный коэффициент, зависящий от давления насыщенных паров Рп хранящейся в резервуаре нефти. Учитывая, что у нефти Рн не превышает 500 мм рт. ст., принимается Ки = 1,0; V4 — максимальный объемный расход паровоздушной смеси, м3/ч, вытесняемой из резервуара во время его закачки («большое дыхание»), равный скорости перекачивания нефти; Ко() — коэффициент, значение которого принимается по табл. 4.22 в зависимости от кратности оборачиваемости резервуара «об:

где В — количество нефти, закачиваемое в резервуар в течение года, т/год; Vp — объем резервуара, м3; рм — плотность нефти, т/м3. Как и для всякой жидкости, плотность нефти зависит от температуры. Учитывая, что в диапазоне температур, характерных для эксплуатируемых резервуаров, это

изменение невелико, в рамках данной задачи плотность нефти считается постоянной величиной, равной 0,875 т/м3.

Таким образом, максимально-разовый (массовый) выброс паров нефти наблюдается во время «большого дыхания» резервуара, эта величина зависит как от максимальной температуры нефти в резервуаре, так и от производительности насоса и других параметров.

Таблица 4.21

Зависимость коэффициента Kt от температуры нефти в резервуаре

t °с

Чр ^

к,

t °С

Lv ^

К,

t °С

Lv

к,

t °С

*'Н>

к,

t °С

К,

-30

0,09

-14

0,173

+2

0,31

18

0,54

34

0,82

-29

0,093

-13

0,18

+3

0,33

19

0,56

35

0,83

-28

0,096

-12

0,185

+4

0,34

20

0,57

36

0,85

-27

0,10

-11

0,193

+5

0,35

21

0,58

37

0,87

-26

0,105

-10

0,2

+6

0,36

22

0,60

38

0,88

-25

0,11

-9

0,21

+7

0,375

23

0,62

39

0,90

-24

0,115

-8

0,215

+8

0,39

24

0,64

40

0,91

-23

0,12

-7

0,25

+9

0,40

25

0,66

41

0,93

-22

0,125

-6

0,235

10

0,42

26

0,68

42

0,94

-21

0,13

-5

0,24

И

0,43

27

0,69

43

0,96

-20

0,135

-4

0,25

12

0,445

28

0,71

44

0,98

-19

0,14

-3

0,26

13

0,46

29

0,73

45

1,00

-18

0,145

-2

0,27

14

0,47

30

0,74

46

1,02

-17

0,153

-1

0,28

15

0,49

31

0,76

47

1,04

-16

0,16

0

0,29

16

0,50

32

0,78

48

1,06

-15

0,165

0,3

17

0,52

33

0,80

49

1,08

Таблица 4.22

Коэффициент Ко6 в зависимости от кратности оборачиваемости

"об

100 и более

80

60

40

30

20 и менее

Ков

1,35

1,50

1,75

2,00

2,25

2,50

Разделение массового и валового выбросов паров нефти на компоненты (выбросы индивидуальных веществ — предельных и непредельных углеводородов, бензола, толуола, этилбензола, ксилола и сероводорода) производится по формуле

где М — величина массового, г/с, или валового, т/год, выброса паров нефти; Cj — концентрация i-ro загрязняющего вещества в выбросе, % масс, (табл. 4.25).

Таблица 4.23

Значения опытного коэффициента Кр в зависимости от типа резервуара

Категория

Конструкция

резервуаров

V max Р

или Крс Р

Объем резервуара, Vn, м3

100

и менее

200-400

700-1000

2000

и более

Средства сокращения выбросов отсутствуют

А

Наземный

вертикальный

К max Р

0,90

0,87

0,83

0,80

0,63

0,61

0,58

0,56

Заглубленный

V max Р

0,80

0,77

0,73

0,70

0,56

0,54

0,51

0,50

Наземный

горизонтальный

V max

V

1,00

0,97

0,93

0,90

к„с р

0,70

0,68

0,65

0,63

Б

Наземный

вертикальный

К max Р

0,95

0,92

0,88

0,85

*„С|>

0,67

0,64

0,62

0,60

Заглубленный

К max Р

0,85

0,82

0,78

0,75

к„< р

0,60

0,57

0,35

0,53

Наземный

горизонтальный

If max >

1,00

0,91

0,96

0,95

Кс"

0,70

0,69

0,67

0,67

Средство сокращения выбросов — понтон

А, Б

Наземный

вертикальный

К max Р

0,20

0,19

0,17

016

0,14

0,13

0,12

0,11

Средство сокращения выбросов — плавающая крыша

А, Б

Наземный

вертикальный

V max Р

0,13

0,13

0,12

0,11

0,094

0,087

0,080

0,074

Таблица 4.24

Значение давления насыщенных паров P-ss, мм рт. ст., и молярной массы р, г/моль, нефти в зависимости от температуры начала кипения tHK, °С

t °с

‘'НК» ^

51

52

53

54

55

56

57

58

59

60

Р38, мм рт. ст.

489

472

457

441

427

411

397

384

370

350

р, г/моль

75,6

76,2

76,8

77,4

78,0

78,6

79,2

79,8

80,4

81,0

Содержание загрязняющих веществ, % масс., в парах нефти

Таблица 4.25

Углеводороды

Серово-

дород

предельные

ароматические

всего

в том числе

всего

в том числе

Ci—с5

Се-Сю

бензол

толуол

ксилол

99,26

72,46

26,8

0,68

0,35

0,22

0,11

0,06

Практические задания

Исходные данные, необходимые для выполнения работы, приведены по вариантам в табл. 4.27.

Отчет о выполнении работы должен содержать:

  • а) исходные данные своего варианта;
  • б) ход вычислений;
  • в) результаты расчетов в форме итоговой табл. 4.26.

В расчетах могут использоваться данные физико-химические параметры нефти в зависимости от температуры начала кипения (см. табл. 4.24) и содержание загрязняющих веществ в парах нефти (см. табл. 4.25).

Таблица 4.26

Результаты инвентаризации выбросов в атмосферу загрязняющих веществ при хранении нефти в резервуаре

Наименование ЗВ

Величина выброса

массового, г/с

валового, т/год

Таблица 4.27

Варианты индивидуальных заданий

№ варианта

Сведения о нефти

Сведения о резервуаре

Скорость перекачивания К,, м3

Количество нефти, закачиваемое в резервуар, т/год

Температура в резервуаре, °С

Тип резервуара

Объем,

м3

Средства сокращения выбросов

группа

температура начала кипения, °С

минимальная

максимальная

1

л

52

-23

26

Наземный вертикальный

2100

Понтон

34

18 900

2

в

60

-27

44

Наземный горизонтальный

88

-

16

560

3

в

53

-16

14

Заглубленный

120

-

31

1300

4

А

55

-18

44

Наземный вертикальный

3400

Плавающая

крыша

45

27 500

5

А

51

-28

14

Наземный вертикальный

1900

25

7700

6

В

53

-16

37

Наземный горизонтальный

120

15

1040

7

В

56

-15

10

Заглубленный

65

-

17

1100

№ варианта

Сведения о нефти

Сведения о резервуаре

Скорость перекачивания Тч, м3

Количество нефти, закачиваемое в резервуар, т/год

Температура в резервуаре, °С

Тип резервуара

Объем,

м3

Средства сокращения выбросов

группа

температура начала кипения, °С

минимальная

максимальная

8

А

51

-33

30

Наземный вертикальный

300

Понтон

28

4600

9

В

54

-10

11

Заглубленный

54

22

770

10

А

57

-21

40

Наземный вертикальный

1200

Плавающая

крыша

45

8800

11

А

53

-24

16

Наземный вертикальный

550

28

1750

12

В

58

-16

41

Наземный горизонтальный

90

21

1900

13

В

53

-8

17

Заглубленный

28

10

830

14

А

59

-23

40

Наземный вертикальный

1500

Понтон

28

17 050

15

В

51

-14

17

Заглубленный

110

26

1200

16

А

52

-17

27

Наземный вертикальный

1300

Плавающая

крыша

40

15 600

17

А

60

-4

48

Наземный вертикальный

3000

33

10 020

18

В

53

-28

30

Наземный горизонтальный

95

21

1760

19

В

52

-4

13

Заглубленный

80

20

590

20

А

54

-17

28

Наземный вертикальный

640

Понтон

35

13 200

21

В

54

-9

14

Заглубленный

39

16

980

22

А

51

-16

24

Наземный вертикальный

150

Плавающая

крыша

22

2300

23

А

58

-24

22

Наземный вертикальный

2010

33

20 000

24

В

52

-20

31

Наземный горизонтальный

115

25

880

25

В

57

-7

15

Заглубленный

83

19

1430

  • [1] Дополнение к «Методическим указаниям по определению выбросов загрязняющихвеществ в атмосферу из резервуаров (Новополоцк, 1997)». СПб.: «НИИ Атмосфера», 1999.
 
Посмотреть оригинал
< Пред   СОДЕРЖАНИЕ   ОРИГИНАЛ     След >