Хорошо, давайте по порядку выполним практическую работу.
Практическая работа №2
Тема: «ИНВЕНТАРИЗАЦИЯ ВЫБРОСОВ В АТМОСФЕРУ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ ПРИ ХРАНЕНИИ НЕФТИ В РЕЗЕРВУАРАХ (ДОБЫЧА НЕФТИ)»
Цель работы:
Рассчитать величину выбросов паров нефти из резервуара, провести оценку воздействия объекта экономики на окружающую среду, проанализировать инженерные, организационно-технические и экологические природозащитные мероприятия.
Порядок выполнения работы
1) Записать исходные данные в соответствии с номером варианта.
Номер варианта определяется по последней цифре шифра. Допустим, последняя цифра шифра – 1.
Из таблицы 5 берем данные для варианта 1:
* Сведения о нефти: А
* Температура в резервуаре, °С: 26
* Температура начала кипения, °С: 52
* Тип резервуара: Наземный вертикальный
* Объем, м
3: 2100
* Средство сокращения выбросов: Понтон
* Количество нефти, закачиваемое в резервуар в течение года, т/год (В): 18900
2) Рассчитать величину выбросов паров нефти из резервуара по нижеприведенным формулам.
Ход вычислений:
Для начала определим необходимые параметры из таблиц.
1.
Определение \(P_{38}\) и \(\mu\) по таблице 6:
Температура начала кипения \(t_{нк}\) = 52 °С.
Из таблицы 6 для \(t_{нк}\) = 52 °С находим:
* Давление насыщенных паров \(P_{38}\) = 472 мм рт. ст.
* Молярная масса паров нефти \(\mu\) = 76,2 г/моль.
2.
Определение \(K_t\) по таблице 7:
Температура нефти в резервуаре \(t_H\) = 26 °С.
Из таблицы 7 для \(t_H\) = 26 °С находим:
* \(K_t\) = 0,68.
Так как в формулах используются \(K_{tmin}\) и \(K_{tmax}\), а в таблице 7 даны значения \(K_t\) для конкретной температуры, будем считать, что для максимально-разового выброса используется \(K_{tmax}\) (соответствующий максимальной температуре), а для валового выброса – \(K_{tср}\) (средний за год). В данном случае, если не указаны минимальная и максимальная температуры, будем использовать данное значение \(K_t\) для обоих расчетов, если не будет других указаний. В методических указаниях обычно \(K_{tmax}\) соответствует максимальной температуре, а \(K_{tmin}\) - минимальной. Для валового выброса используется среднее значение. В данном случае, так как дана одна температура в резервуаре, будем использовать ее для определения \(K_t\).
3.
Определение \(K_p\) по таблице 8:
* Категория нефти: А
* Тип резервуара: Наземный вертикальный
* Средство сокращения выбросов: Понтон
* Объем резервуара \(V_p\) = 2100 м
3.
В таблице 8 для объема 2000 м
3 и более:
* \(K_{pmax}\) = 0,16
* \(K_{pср}\) = 0,11
4.
Определение \(n_{об}\) и \(K_{об}\) по таблице 9:
* Количество нефти, закачиваемое в резервуар в течение года \(В\) = 18900 т/год.
* Объем резервуара \(V_p\) = 2100 м
3.
* Плотность нефти \(\rho_н\) = 0,875 т/м
3.
Рассчитаем кратность оборачиваемости резервуара \(n_{об}\):
\[n_{об} = \frac{B}{V_p \cdot \rho_н}\]
\[n_{об} = \frac{18900 \text{ т/год}}{2100 \text{ м}^3 \cdot 0,875 \text{ т/м}^3} = \frac{18900}{1837,5} \approx 10,28\]
Из таблицы 9 для \(n_{об}\) = 10,28 (что меньше 20) принимаем:
* \(K_{об}\) = 2,50
5.
Определение \(K_a\):
Давление насыщенных паров \(P_н\) (в данном случае \(P_{38}\) = 472 мм рт. ст.) не превышает 500 мм рт. ст., поэтому:
* \(K_a\) = 1,0
6.
Определение \(V_ч\):
Максимальный объемный расход паровоздушной смеси \(V_ч\) равен скорости перекачивания нефти. В исходных данных не указана скорость перекачивания. Для расчета максимально-разового выброса необходимо это значение. Если оно не дано, то обычно принимается максимальная производительность насоса или максимальная скорость заполнения резервуара. Допустим, что максимальная скорость перекачивания нефти составляет 100 м
3/ч. (Это допущение, так как данные не предоставлены. В реальной работе это значение должно быть взято из технологического регламента).
* \(V_ч\) = 100 м
3/ч.
Теперь перейдем к расчетам выбросов.
а) Массовый (максимально-разовый) выброс, г/с:
Формула для массового выброса:
\[M_{max} = 0,001 \cdot K_a \cdot K_{pmax} \cdot K_{tmax} \cdot \frac{P_{38} \cdot \mu}{273 + t_H} \cdot V_ч\]
Подставляем значения:
* \(K_a\) = 1,0
* \(K_{pmax}\) = 0,16
* \(K_{tmax}\) = 0,68 (используем \(K_t\) при 26 °С как \(K_{tmax}\))
* \(P_{38}\) = 472 мм рт. ст.
* \(\mu\) = 76,2 г/моль
* \(t_H\) = 26 °С
* \(V_ч\) = 100 м
3/ч
\[M_{max} = 0,001 \cdot 1,0 \cdot 0,16 \cdot 0,68 \cdot \frac{472 \cdot 76,2}{273 + 26} \cdot 100\]
\[M_{max} = 0,001 \cdot 0,16 \cdot 0,68 \cdot \frac{35966,4}{299} \cdot 100\]
\[M_{max} = 0,001 \cdot 0,16 \cdot 0,68 \cdot 120,289 \cdot 100\]
\[M_{max} = 0,001 \cdot 131,333 \approx 0,1313 \text{ г/с}\]
б) Валовый выброс, т/год:
Формула для валового выброса:
\[M_{вал} = 10^{-6} \cdot K_a \cdot K_{pср} \cdot K_{tср} \cdot \frac{P_{38} \cdot \mu}{273 + t_H} \cdot V_p \cdot n_{об} \cdot K_{об}\]
Подставляем значения:
* \(K_a\) = 1,0
* \(K_{pср}\) = 0,11
* \(K_{tср}\) = 0,68 (используем \(K_t\) при 26 °С как \(K_{tср}\))
* \(P_{38}\) = 472 мм рт. ст.
* \(\mu\) = 76,2 г/моль
* \(t_H\) = 26 °С
* \(V_p\) = 2100 м
3
* \(n_{об}\) = 10,28
* \(K_{об}\) = 2,50
\[M_{вал} = 10^{-6} \cdot 1,0 \cdot 0,11 \cdot 0,68 \cdot \frac{472 \cdot 76,2}{273 + 26} \cdot 2100 \cdot 10,28 \cdot 2,50\]
\[M_{вал} = 10^{-6} \cdot 0,11 \cdot 0,68 \cdot \frac{35966,4}{299} \cdot 2100 \cdot 10,28 \cdot 2,50\]
\[M_{вал} = 10^{-6} \cdot 0,11 \cdot 0,68 \cdot 120,289 \cdot 2100 \cdot 10,28 \cdot 2,50\]
\[M_{вал} = 10^{-6} \cdot 0,0748 \cdot 120,289 \cdot 2100 \cdot 10,28 \cdot 2,50\]
\[M_{вал} = 10^{-6} \cdot 9,00 \cdot 2100 \cdot 10,28 \cdot 2,50\]
\[M_{вал} = 10^{-6} \cdot 486990 \approx 0,487 \text{ т/год}\]
Разделение массового и валового выбросов паров нефти на компоненты:
Используем формулу:
\[M_i = M \cdot \frac{C_i}{100}\]
Где \(M\) – величина массового, г/с, или валового, т/год, выброса паров нефти; \(C_i\) – концентрация i-го загрязняющего вещества в выбросе, % масс. (табл. 10).
Из таблицы 10:
* Предельные углеводороды всего: 99,26 %
* C1-C5: 72,46 %
* C6-C10: 26,8 %
* Ароматические углеводороды всего: 0,68 %
* Бензол: 0,35 %
* Толуол: 0,22 %
* Ксилол: 0,11 %
* Сероводород: 0,06 %
Расчет массовых выбросов по компонентам:
\(M_{max}\) = 0,1313 г/с
* Предельные углеводороды всего: \(0,1313 \cdot \frac{99,26}{100} = 0,1303 \text{ г/с}\)
* C1-C5: \(0,1313 \cdot \frac{72,46}{100} = 0,0952 \text{ г/с}\)
* C6-C10: \(0,1313 \cdot \frac{26,8}{100} = 0,0352 \text{ г/с}\)
* Ароматические углеводороды всего: \(0,1313 \cdot \frac{0,68}{100} = 0,00089 \text{ г/с}\)
* Бензол: \(0,1313 \cdot \frac{0,35}{100} = 0,00046 \text{ г/с}\)
* Толуол: \(0,1313 \cdot \frac{0,22}{100} = 0,00029 \text{ г/с}\)
* Ксилол: \(0,1313 \cdot \frac{0,11}{100} = 0,00014 \text{ г/с}\)
* Сероводород: \(0,1313 \cdot \frac{0,06}{100} = 0,000079 \text{ г/с}\)
Расчет валовых выбросов по компонентам:
\(M_{вал}\) = 0,487 т/год
* Предельные углеводороды всего: \(0,487 \cdot \frac{99,26}{100} = 0,4834 \text{ т/год}\)
* C1-C5: \(0,487 \cdot \frac{72,46}{100} = 0,3530 \text{ т/год}\)
* C6-C10: \(0,487 \cdot \frac{26,8}{100} = 0,1305 \text{ т/год}\)
* Ароматические углеводороды всего: \(0,487 \cdot \frac{0,68}{100} = 0,0033 \text{ т/год}\)
* Бензол: \(0,487 \cdot \frac{0,35}{100} = 0,0017 \text{ т/год}\)
* Толуол: \(0,487 \cdot \frac{0,22}{100} = 0,0011 \text{ т/год}\)
* Ксилол: \(0,487 \cdot \frac{0,11}{100} = 0,00054 \text{ т/год}\)
* Сероводород: \(0,487 \cdot \frac{0,06}{100} = 0,00029 \text{ т/год}\)
3) Оформить результаты расчетов в форме итоговой таблицы 15.
Таблица 15. Результаты инвентаризации выбросов в атмосферу загрязняющих веществ при хранении нефти в резервуаре
| Наименование ЗВ |
Величина выброса |
| массового, г/с |
валового, т/год |
| Пары нефти (общий) |
0,1313 |
0,487 |
| Предельные углеводороды (всего) |
0,1303 |
0,4834 |
| в том числе C1-C5 |
0,0952 |
0,3530 |
| в том числе C6-C10 |
0,0352 |
0,1305 |
| Ароматические углеводороды (всего) |
0,00089 |
0,0033 |
| в том числе бензол |
0,00046 |
0,0017 |
| в том числе толуол |
0,00029 |
0,0011 |
| в том числе ксилол |
0,00014 |
0,00054 |
| Сероводород |
0,000079 |
0,00029 |
4) Провести оценку воздействия объекта экономики на окружающую среду:
− Определить перечень загрязняющих веществ, поступающих в атмосферу при добыче и обработке нефти и попутного газа;
При добыче и обработке нефти и попутного газа в атмосферу поступает широкий спектр загрязняющих веществ. Основные из них:
*
Углеводороды:
* Предельные углеводороды (метан, этан, пропан, бутан, пентан и более тяжелые) – основные компоненты природного и попутного нефтяного газа, а также паров нефти.
* Непредельные углеводороды (этилен, пропилен и др.) – образуются при некоторых процессах переработки.
* Ароматические углеводороды (бензол, толуол, ксилолы, этилбензол) – содержатся в нефти и ее парах, являются токсичными веществами.
*
Сероводород (H2S): Высокотоксичный газ, часто присутствующий в попутном нефтяном газе и нефти.
*
Оксиды азота (NOx): Образуются при сжигании топлива в двигателях, факелах, печах.
*
Оксиды серы (SOx): Образуются при сжигании топлива, содержащего серу (например, попутного нефтяного газа с высоким содержанием сероводорода).
*
Угарный газ (CO): Продукт неполного сгорания топлива.
*
Сажа (твердые частицы): Образуется при неполном сгорании топлива.
*
Летучие органические соединения (ЛОС): Широкий класс веществ, включающий углеводороды, альдегиды, кетоны и другие соединения, способные к фотохимическим реакциям в атмосфере.
− Определить варианты поведения попавших в геологическую среду нефтепродуктов (загрязнение поверхностных и подземных вод, загрязнение почв);
Попадание нефтепродуктов в геологическую среду (почвы, грунты, водоносные горизонты) является серьезной экологической проблемой. Варианты поведения:
*
Загрязнение почв:
*
Сорбция: Нефтепродукты адсорбируются на частицах почвы, особенно на глинистых и органических компонентах. Это замедляет их миграцию, но делает почву токсичной для растений и микроорганизмов.
*
Биодеградация: Микроорганизмы в почве могут разлагать нефтепродукты, но этот процесс медленный и зависит от типа нефти, условий (температура, влажность, наличие кислорода, питательных веществ).
*
Испарение: Летучие компоненты нефтепродуктов могут испаряться с поверхности почвы в атмосферу.
*
Вымывание: Водорастворимые компоненты или эмульсии могут вымываться дождевыми и талыми водами в более глубокие слои почвы.
*
Загрязнение поверхностных вод:
*
Пленка на поверхности: Нефть, имея меньшую плотность, образует пленку на поверхности воды, препятствуя газообмену, нарушая фотосинтез и нанося вред водным организмам.
*
Эмульгирование: Нефть может образовывать эмульсии с водой, которые могут распространяться на большие расстояния.
*
Оседание: Тяжелые фракции нефти или нефть, адсорбированная на взвешенных частицах, может оседать на дно водоемов, загрязняя донные отложения.
*
Загрязнение подземных вод:
*
Инфильтрация: Нефтепродукты могут просачиваться через почву и ненасыщенную зону до водоносных горизонтов. Скорость и глубина инфильтрации зависят от типа почвы, ее проницаемости, объема утечки и вязкости нефтепродукта.
*
Распространение в водоносном горизонте: В водоносном горизонте нефтепродукты могут распространяться в виде отдельной фазы (легкая неводная фаза, ЛНФ, если плотность меньше воды, или тяжелая неводная фаза, ТНФ, если плотность больше воды) или растворяться в воде, образуя загрязненный шлейф.
*
Долговременное загрязнение: Подземные воды, загрязненные нефтепродуктами, очень трудно очистить, и загрязнение может сохраняться десятилетиями, представляя угрозу для источников питьевой воды.
5) Проанализировать инженерные, организационно-технические и экологические природозащитные мероприятия, применяемые при добыче, транспортировке и хранении нефтепродуктов;
Инженерные мероприятия:
*
Герметизация оборудования: Использование современных уплотнений, фланцевых соединений, сальников для минимизации утечек и испарений.
*
Системы улавливания паров (СУП): Установка систем для сбора и утилизации паров углеводородов из резервуаров и технологического оборудования. Уловленные пары могут быть возвращены в процесс или использованы в качестве топлива.
*
Понтоны и плавающие крыши в резервуарах: Снижают площадь контакта нефти с воздухом, значительно уменьшая испарения.
*
Дыхательные клапаны: Регулируют давление в резервуарах, предотвращая чрезмерное испарение и попадание воздуха.
*
Факельные установки: Для сжигания избыточного попутного нефтяного газа, который невозможно утилизировать. Современные факелы обеспечивают более полное сгорание, но все равно являются источником выбросов.
*
Установки по переработке попутного нефтяного газа (ПНГ): Строительство газоперерабатывающих заводов для утилизации ПНГ, превращая его в товарный газ, сжиженный газ или сырье для нефтехимии.
*
Двустенные резервуары и трубопроводы: Обеспечивают дополнительную защиту от утечек.
*
Системы аварийного сбора разливов: Обвалования вокруг резервуаров, дренажные системы, сорбенты для локализации и сбора проливов.
*
Очистные сооружения: Для очистки сточных вод от нефтепродуктов и других загрязнителей.
Организационно-технические мероприятия:
*
Регулярный мониторинг и контроль: Постоянный контроль за состоянием оборудования, уровнем выбросов и сбросов, качеством атмосферного воздуха, воды и почвы.
*
Планово-предупредительные ремонты (ППР): Своевременное обслуживание и ремонт оборудования для предотвращения аварий и утечек.
*
Обучение персонала: Подготовка сотрудников по вопросам экологической безопасности, правилам эксплуатации оборудования и действиям в аварийных ситуациях.
*
Разработка и внедрение стандартов: Применение международных и национальных стандартов в области промышленной и экологической безопасности.
*
Оптимизация технологических процессов: Внедрение наилучших доступных технологий (НДТ) для снижения образования отходов и выбросов.
*
Инвентаризация источников выбросов: Регулярное проведение инвентаризации для точного учета и контроля загрязняющих веществ.
*
Системы управления охраной окружающей среды (СУОС): Внедрение систем менеджмента, таких как ISO 14001, для систематического управления экологическими аспектами деятельности.
Экологические природозащитные мероприятия:
*
Рекультивация нарушенных земель: Восстановление плодородия почв и растительного покрова на территориях, пострадавших от разливов нефти или строительства.
*
Биоремедиация: Использование микроорганизмов для очистки загрязненных почв и вод от нефтепродуктов.
*
Фиторемедиация: Использование растений для извлечения или деградации загрязняющих веществ из почвы и воды.
*
Создание защитных зон: Установление санитарно-защитных зон вокруг объектов нефтедобычи и хранения.
*
Экологический аудит: Независимая оценка соответствия деятельности предприятия экологическим требованиям.
*
Компенсационные мероприятия: Высадка лесов, зарыбление водоемов и другие меры для компенсации нанесенного ущерба окружающей среде.
*
Минимизация образования отходов: Внедрение принципов циклической экономики, переработка и повторное использование отходов.
6) Указать возможные меры экономического стимулирования природоохранной деятельности при добыче, транспортировке и хранении нефтепродуктов;
Экономическое стимулирование играет важную роль в мотивации предприятий к снижению негативного воздействия на окружающую среду. В России применяются и развиваются следующие меры:
*
Налоговые льготы:
* Снижение налоговой нагрузки (например, налога на прибыль, налога на имущество) для предприятий, инвестирующих в природоохранные технологии и оборудование.
* Освобождение от некоторых налогов или снижение ставок для компаний, использующих "зеленые" технологии или производящих экологически чистую продукцию.
*
Субсидии и гранты:
* Предоставление государственных субсидий и грантов на разработку и внедрение инновационных природоохранных проектов, таких как утилизация попутного нефтяного газа, очистка сточных вод, рекультивация земель.
* Финансовая поддержка научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ в области экологии.
*
Льготные кредиты:
* Предоставление кредитов с пониженной процентной ставкой или на более длительный срок для реализации экологических проектов.
* Создание специализированных "зеленых" фондов и банков, финансирующих природоохранную деятельность.
*
Экологические платежи и штрафы:
* Введение платы за негативное воздействие на окружающую среду (НВОС), которая стимулирует предприятия к снижению выбросов и сбросов. Чем меньше выбросов, тем меньше плата.
* Увеличение штрафов за нарушение природоохранного законодательства, что делает несоблюдение норм экономически невыгодным.
*
Система торговли квотами на выбросы:
* Внедрение системы, при которой предприятиям устанавливаются квоты на выбросы загрязняющих веществ. Компании, сократившие выбросы ниже квоты, могут продавать излишки квот другим предприятиям, а те, кто превышает квоты, вынуждены покупать их. Это создает экономический стимул для сокращения выбросов.
*
Экологическое страхование:
* Развитие системы страхования экологических рисков, что позволяет предприятиям покрывать возможные убытки от экологических аварий и стимулирует их к предотвращению таких ситуаций.
*
Государственные заказы и преференции:
* Предоставление преимуществ при участии в государственных закупках для компаний, демонстрирующих высокую экологическую ответственность.
* Включение экологических критериев в тендерную документацию.
*
Инвестиции в "зеленые" облигации:
* Развитие рынка "зеленых" облигаций, которые выпускаются для финансирования экологически чистых проектов.
7) Оформить выводы по работе.
Выводы по работе:
В ходе выполнения практической работы была проведена инвентаризация выбросов загрязняющих веществ в атмосферу при хранении нефти в резервуаре.
1.
Расчет выбросов:
* Рассчитан максимально-разовый выброс паров нефти, который составил 0,1313 г/с.
* Рассчитан валовый выброс паров нефти, который составил 0,487 т/год.
* Произведено разделение общих выбросов на компоненты (предельные и ароматические углеводороды, сероводород) в соответствии с их процентным содержанием в парах нефти. Наибольшую долю в выбросах составляют предельные углеводороды.
2.
Оценка воздействия на окружающую среду:
* Определен перечень основных загрязняющих веществ, поступающих в атмосферу при добыче и обработке нефти и попутного газа, включающий различные углеводороды, сероводород, оксиды азота и серы, угарный газ и сажу.
* Проанализированы варианты поведения нефтепродуктов, попавших в геологическую среду, что приводит к загрязнению почв (сорбция, биодеградация, испарение, вымывание), поверхностных вод (пленки, эмульсии, оседание) и подземных вод (инфильтрация, распространение в водоносном горизонте, долговременное загрязнение).
3.
Анализ природозащитных мероприятий:
* Рассмотрены инженерные мероприятия, такие как герметизация оборудования, системы улавливания паров, понтоны и плавающие крыши, установки по переработке ПНГ, которые направлены на предотвращение и сокращение выбросов.
* Проанализированы организационно-технические меры, включающие мониторинг, планово-предупредительные ремонты, обучение персонала и внедрение стандартов, обеспечивающие эффективное управление экологическими рисками.
* Изучены экологические природозащитные мероприятия, такие как рекультивация, био- и фиторемедиация, направленные на восстановление нарушенных экосистем.
4.
Экономическое стимулирование:
* Определены возможные меры экономического стимулирования природоохранной деятельности, включая налоговые льготы, субсидии, льготные кредиты, систему экологических платежей и штрафов, а также развитие рынка "зеленых" облигаций. Эти меры призваны мотивировать предприятия к инвестициям в экологически чистые технологии и практики.
В целом, результаты работы показывают, что хранение нефти в резервуарах является источником выбросов загрязняющих веществ в атмосферу. Для минимизации негативного воздействия необходимо комплексное применение инженерных, организационно-технических и экологических природозащитных мероприятий, а также эффективных механизмов экономического стимулирования.
