Практическая Работа №2: Инвентаризация Выбросов при Хранении Нефти

Реши задачу: 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, определяемому по последней цифре шифра из таблицы 5. 2) Рассчитать величину выбросов паров нефти из резервуара по нижеприведенным формулам. Эксплуатация резервуара с нефтью сопровождается процессами выти нения паров нефтепродуктов из него или, наоборот, входом в резервуар наружного воздуха. Эти процессы принято называть «дыханием» резервуара. Различают процесс «большого дыхания», который наблюдается по 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 С1—С10; − непредельных углеводородов С2—С5; − ароматических углеводородов (бензол, толуол, этилбензол, ксилолы). − сероводород. Расчетная инвентаризация выбросов загрязняющих веществ в атмосферу выполняется на основании Методических указаний по определению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров (утв. приказом Госкомприроды РФ от 12 мая 1998 г.) и Дополнения к Методическим указаниям. Ход вычислений привести в отчете по практической работе: а) массовый (максимально-разовый) выброс, г/с: б) валовый выброс, т/год: Таблица 5. Исходные данные для выполнения работы Сведения Сведения о резервуаре о нефти Температура в резервуаре, °С Тип резервуара Объем, м3 1 А 52 -23 26 Наземный вертикальный 2100 Понтон 34 18 900 Таблица 6. Значение давления насыщенных паров P38, мм рт.ст., и молярной массы µ, г/моль, нефти в зависимости от температуры начала кипения tнк, °C нк, °C 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 P38,мм рт.ст. 489 472 457 441 427 411 397 384 370 350 µ, г/моль 75,6 76,2 76,8 77,4 78,0 78,6 79,2 79,8 80,4 81,0 Таблица 7. Зависимость коэффициента Kt от температуры нефти в резервуаре tH ,°C Kt tH°C Kt tH,°C Kt tH°C Kt tH,°C Kt -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 11 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 +1 0,3 17 0,52 33 0,80 49 1,08 Таблица 8. Значение опытного коэффициента Kp в зависимости от типа резервуара Категория Конструкция резервуаров Kpmax или Kpср Объем резервуара, Vp,м3 100 и менее 200-400 700-1000 2000 и более Средства сокращения выбросов отсутствуют А Наземный вертикальный Kpmax 0,90 0,87 0,83 0,80 Kpср 0,63 0,61 0,58 0,56 Заглубленный Kpmax 0,80 0,77 0,73 0,70 Kpср 0,56 0,54 0,51 0,50 Наземный горизонтальный Kpmax 1,00 0,97 0,93 0,90 Kpср 0,70 0,68 0,65 0,63 Б Наземный вертикальный Kpmax 0,95 0,92 0,88 0,85 Kpср 0,67 0,64 0,62 0,60 Заглубленный Kpmax 0,85 0,82 0,78 0,075 Kpср 0,60 0,57 0,35 0,53 Наземный горизонтальный Kpmax 1,00 0,91 0,96 0,95 Kpср 0,70 0,69 0,67 0,67 Средство сокращения выбросов - понтон А, Б Наземный вертикальный Kpmax 0,20 0,19 0,17 0,16 Kpср 0,14 0,13 0,12 0,11 Средство сокращения выбросов - плавающая крыша А, Б Наземный вертикальный Kpmax 0,13 0,13 0,12 0,11 Kpmax 0,094 0,087 0,080 0,074 Таблица 9. Коэффициент Kоб в зависимости от кратности оборачиваемости nоб 100 и более 80 60 40 30 20 и менее Kоб 1,35 1,50 1,75 2,00 2,25 2,50 Таблица 10. Содержание загрязняющих веществ, % масс. в парах нефти Углеводороды Сероводород Предельные Ароматические всего в том числе всего в том числе C1-C5 C6-C10 бензол толуол ксилол 99,26 72,46 26,8 0,68 0,35 0,22 0,11 0,06 где Р38 — давление насыщенных паров нефти при температуре 38 °С, мм рт. ст.; η — молярная масса паров нефти, г/моль. Параметры Р38 и η для каждой мирки нефти могут быть определены по температуре начала ее кипения (табл. 6). Ktmin, Ktm*x — опытные коэффициенты, принимаемые по таблице 7; Крср, Кртзх — опытные коэффициенты, учитывающие особенности эксплуатации резервуара: где Сф — фактическая концентрация паров в резервуаре, г/м3; Сн — концентрация насыщенных паров нефти, г/м3. Коэффициент Кр эксплуатируемого резервуара зависит от следующих его параметров: объема; типа (наземный или заглубленный); конструктивного исполнения (вертикальный или горизонтальный); оснащенности техническими средствами сокращения выбросов: понтоном или плавающей крышей. Значения Кр принимаются по таблице 8 (при этом нефтепродукты подразделяются, в зависимости от разности температур закачиваемой нефти и температуры атмосферного 0оздуха в наиболее холодный период года, на группы): группа А — нефть па 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 Рн хранящейся в резервуаре нефти. Учитывая, что у нефти Рн не превышает 500 мм рт. ст., принимается Ка = 1,0; V4 — максимальный объемный расход паровоздушной смеси, м3/ч, вытесняемой из резервуара во время его закачки («большое дыхание»), равный скорости перекачивания нефти; Ко6 — коэффициент, значение которого принимается по таблице 9 в зависимости от кратности оборачиваемости резервуара nоб: где В — количество нефти, закачиваемое в резервуар в течение года, т/год; Vр— объем резервуара, м3; рн — 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. 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; Ci – концентрация i-го загрязняющего вещества в выбросе, % масс. (табл. 10). 3) Оформить результаты расчетов в форме итоговой таблицы 15. В расчетах могут использоваться данные физико-химические параметры нефти зависимости от температуры начала кипения (см. табл. 6) и содержание загрязняющих веществ в парах нефти (см. табл. 10). Таблица 15. Результаты инвентаризации выбросов в атмосферу загрязняющих веществ при хранении нефти в резервуаре Наименование ЗВ Величина выброса массового, г/с валового, т/год 1) провести оценку воздействия объекта экономики на окружающую среду: − определить перечень загрязняющих веществ, поступающих в атмосферу при добыче и обработке нефти и попутного газа; − определить варианты поведения попавших в геологическую среду нефтепродуктов (загрязнение поверхностных и подземных вод, загрязнение почв); 2) проанализировать инженерные, организационно-технические и экологические природозащитные мероприятия, применяемые при добыче, транспортировке и хранении нефтепродуктов; 3) указать возможные меры экономического стимулирования природоохранной деятельности при добыче, транспортировке и хранении нефтепродуктов; 4) Оформить выводы по работе. Реши задачу: Пришли практическую , что ты решил выше в файле word