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 °C, 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); K_t^m" К/^шх — опытные коэффициенты, принимаемые по таблице 4.21; К_р^ср, К_р^тях — опытные коэффициенты, учитывающие особенности эксплуатации резервуара:

где Сл, — фактическая концентрация паров в резервуаре, г/м³; С" — концентрация насыщенных паров нефти, г/м³. Коэффициент К_р 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 К_р 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 °C; К_а — опытный коэффициент, зависящий от давления насыщенных паров Р_п хранящейся в резервуаре нефти. Учитывая, что у нефти Р_н не превышает 500 мм рт. ст., принимается К_и = 1,0; V₄ — максимальный объемный расход паровоздушной смеси, м³/ч, вытесняемой из резервуара во время его закачки («большое дыхание»), равный скорости перекачивания нефти; К_{о ()} — 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; V_p — объем резервуара, м³; р_м — 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 K_t от температуры нефти в резервуаре.

Таблица 4.22

Коэффициент К_о6 в зависимости от кратности оборачиваемости.

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 К_р в зависимости от типа резервуара.

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 t_HK, °С.

Содержание загрязняющих веществ, % масс., в парах нефти.

Таблица 4.25

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

Таблица 4.27

Варианты индивидуальных заданий

• [1] Дополнение к «Методическим указаниям по определению выбросов загрязняющихвеществ в атмосферу из резервуаров (Новополоцк, 1997)». СПб.: «НИИ Атмосфера», 1999.