ГОУ ВПО «Новороссийский политехнический институт (филиал) Кубанского государственного технологического университета

ГОУ ВПО «Новороссийский политехнический институт (филиал) Кубанского
государственного технологического университета
Конкурс: «Обеспечение промышленной и
экологической безопасности на
взрывоопасных и химически опасных
производственных объектах»
Номинация конкурса: 1,2
МОДЕЛИРОВАНИЕ И ОПТИМИЗАЦИЯ РАБОТЫ НЕФТЯНЫХ
РЕЗЕРВУАРОВ ОСНАЩЕННЫХ СРЕДСТВАМИ СОКРАЩЕНИЯ
ВЫБРОСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ
Руководитель проекта:
Чартий Павел Валикович
Автор проекта:
Васильев Андрей Олегович
Содержание
Введение
1 Потери углеводородов из резервуара. Расчет валовых выбросов
3
4
2 Динамика испарения углеводородов. Численное моделирование
процесса
11
Заключение
Список использованных источников
26
27
2
Введение
Сегодня нефть как никогда является «кровью» современной индустрии,
без которой не обходится ни один промышленный комплекс во всем мире.
Но при всей своей жизненной значимости для всего человечества, ее добыча,
транспортировка и хранение сопровождается необратимым воздействием на
окружающую среду, представленным в виде выбросов в атмосферу и сбросов
в водные объекты. Особое место занимают аварии, связанные с разливами,
авариями на нефтепроводах и резервуарных парках [6].
Производственные объекты хранения нефти, нефтепродуктов, вносят
значительный вклад в загрязнение атмосферного воздуха. Основная часть
загрязнителей при нормальном режиме работы поступает в атмосферу в виде
пара, газа из резервуаров и технологических аппаратов и при сливо-наливных
операциях. Удельный вклад в загрязнение товарно-сырьевых парков,
например, составляет около 50% общего объема потерь [5]. Особенно велики
потери при испарении нефти и легковоспламеняющихся нефтепродуктов при
хранении их в резервуарах. В качестве загрязнителя в данном случае
выступают
сложные смеси большого количества индивидуальных
углеводородных компонентов.
В данной работе ставится цель рассмотреть и численно смоделировать
процесс испарения углеводородов из нефтяных резервуаров в зависимости от
времени на примере заглубленного железобетонного резервуара и такого же
резервуара, но оснащенного таким природоохранным инженернотехническим мероприятием как плавающий понтон.
В дальнейшем при проведении лабораторных экспериментов и с
учетом все реальных параметров будет возможно определить наиболее
экологически и экономически выгодные режимы эксплуатации резервуаров.
3
1 Потери углеводородов из резервуара. Расчет валовых выбросов
Хранение нефти и нефтепродуктов в вертикальных стальных
цилиндрических и железобетонных резервуарах связано с испарениями
легких фракций углеводородов. Несмотря на применяемые меры, общие
потери нефтепродуктов велики и приносят значительные убытки – как
экологические, так и экономические. Поэтому сохранение количества и
качества нефтепродуктов в процессе хранения в резервуарах является
актуальной на сегодняшний день.
При этом в начальной стадии испаряются наиболее легкие фракции.
Жидкая фаза при этом постепенно утяжеляется. В нормальном состоянии
резервуар представляет собой герметизированный сосуд, и процессы
испарения
в нем подчиняются законам перехода жидкой фазы в
газообразную в закрытой емкости. Свободное пространство в такой емкости
постепенно насыщается парами хранимой жидкости. С физической точки
зрения такое насыщение называется процессом массового обмена между
жидкой и паровой фазами. В пограничном слое перенос вещества
осуществляется одновременно в виде конвективной и молекулярной
диффузии [5]. По мере приближения к поверхности раздела фаз
конвективные потоки уменьшаются, а роль молекулярной диффузии
возрастает. При установившемся процессе на границе раздела фаз
наблюдается равновесие между концентрациями обеих фаз. Испарение —
это длительный процесс и поэтому равновесное состояние достигается не
сразу, а постепенно.
При испарении жидкости в открытом сосуде пары непрерывно и
полностью отводятся от ее поверхности в окружающую среду. Процесс
протекает в этом случае с постоянной и максимальной скоростью. В
закрытом сосуде (резервуаре) такое испарение происходит только в
начальный момент. В последующем процессе замедляется, асимптотически
приближаясь к нулю.
4
Скорость испарения определяется количеством жидкости, испаряющейся в единицу времени, и зависит от ряда факторов, главные из
которых упругость паров, фракционный состав и температурные изменения.
Большое значение имеют также площадь испарения, толщина слоя жидкости,
коэффициент диффузии паров в воздухе.
При хранении легкоиспаряющихся жидкостей в резервуарах различают
два вида потерь: от так называемых малых и от больших «дыханий». Эти
выбросы дополняются потерями от «обратного выдоха» и от вентиляции
газового пространства резервуаров.
Потери от малых дыханий возникают при неподвижном хранении
жидких углеводородов. Обусловлены они суточным изменением
температуры. В дневное время при нагреве резервуара и верхнего слоя
нефтепродуктов количество паров и давление в герметичной емкости
увеличиваются. Когда давление превышает расчетное, предохранительный
клапан выпускает часть избыточных паров в атмосферу.
В ночное, более холодное время наблюдается противоположный
процесс: частичная концентрация паров понижает давление в газовом
пространстве резервуара, образуя вакуум, и создает условия для поступления
в емкость наружного воздуха.
Аналогичные явления происходят при изменении барометрического
давления.
Потери от «больших дыханий» происходят при наполнении резервуара
нефтью и вытеснении из него паровоздушной смеси. Давление сжимаемой
смеси оказывается больше соответствующего давления дыхательных
клапанов и они выбрасывают часть смеси в атмосферу — происходит
«выдох». Эти потери называют также потерями от вытеснения паров
наливаемой жидкостью.
Потери от «обратного выдоха» происходят при насыщении газового
пространства «атмосферных» резервуаров. При откачке в резервуар входит
атмосферный воздух, увеличивающий объем паровоздушной смеси. Избыток
смеси выходит наружу, т. е. происходит дополнительный «обратный выдох».
5
Объем потерь от «обратного выдоха» составляет 7—12% (в среднем 10%) от
«больших дыханий» [5].
Расчет потерь всех видов в данном случае предполагает знание
температурного режима резервуара, температуры газового пространства
поверхностного слоя нефтепродукта и их изменение в зависимости от
воздействия наружного воздуха и солнечной радиации.
Фактические потери нефтепродуктов из резервуаров чаще всего
определяют непосредственным замером. При этом объем выходящей из
резервуара паровоздушной смеси замеряют газовыми счетчиками, а
объемную концентрацию вредных веществ в ней — газоанализаторами
(таблице 1). На примере типового наземного резервуара (объем 5000 м3) с
бензином для летнего времени в средней климатической зоне было
установлено, что потери от «малого дыхания» составляют 100 кг/сут; от
«большого дыхания»—1 кг/сут [5].
Таблица 1 – Газовые потери (т/год) от испарения
Зона
Оборачиваемость
Резервуара в год
12
Южная 48
96
Объем
резервуара
м3
1000
5000
12
30
60
50
125
230
Зона
Оборачиваемость
Резервуара в год
12
Северная 48
96
Объем
резервуара
м3
1000
5000
7
20
36
28
80
150
Исследования по определению потерь от «больших дыханий» из
резервуара РВС-2000 при заполнении его нефтью с температурой 29—35 °С.
Дыхательная арматура резервуара состояла из двух дыхательных и двух
предохранительных клапанов типа НКДМ-350 и КПР-1-350 соответственно.
Потери М экспериментально определяли замерами объема выходящих
паров Vв, их концентрации С и плотности ρ. Количество выделяющегося из
6
нефти газа изменялось в опытах в пределах 0,01—0,28 м3/м3. Состав газа
характеризовался следующими данными. [5]
Таблица 2 – Характеристика газового состава
Компоненты
Объем, %
H2S
0,30
CO2, N2
13,27
CH4
40,31
C2H6
10,03
Компоненты
n-CH2
n-C4H10
l-C5H12
n-C5H12
Объем, %
4,47
7,78
1,53
1,22
C3H8
20,49
ΣC6
+высшие
0,60
Исследования показали, что на 1 т закачанной в резервуар нефти около
1,1 кг ее теряется. По нормам естественной убыли нефти и нефтепродуктов
при приеме, отпуске и хранении из вертикальных стальных резервуаров
потери в среднем за весенне-летний период с учетом поступления в
резервуар «горячей» нефти должны составлять 0,6—0,8 кг/т.
Удельные потери нефти от «больших дыханий» рассчитывали по
формуле:
где
- количество закачиваемой нефти, т.
Было установлено, что удельный объем вытесненной паровоздушной
смеси больше в начале заполнения. Это объясняется более высокой
температурой «мертвого остатка», в большей степени температурой в
газовом пространстве резервуара, выделением газа и нефти при заполнении
резервуара.
Сокращения потерь нефти, нефтепродуктов, и газов, предотвращения
загрязнения атмосферы достигают с помощью организационно-технических
мероприятий и специальных технических средств. Первые рационализируют
эксплуатацию всего комплекса резервуарного хозяйства, установок и
трубопроводных коммуникаций, обеспечивают строгое соблюдение всех
правил по уходу за технологическим оборудованием. Основополагающим
7
условием экологической безопасности в данном случае является высокое
качество герметизации всей системы транспорта и хранения нефти и
нефтепродуктов.
При эксплуатации резервуаров учитывают, что потери от сифона и
выдувания (вентиляции) газового пространства имеют большой удельный вес
в общем объеме потерь. Особое значение в связи с этим придается
герметизации газового пространства резервуаров.
К специальным технологическим средствам снижения потерь при
хранении нефти и нефтепродуктов относят:
-
применение резервуаров с уменьшенным объемом газового
пространства;
-
хранение нефтепродуктов под повышенным давлением;
применение газоуравнительных систем и установок по
улавливанию паров нефти и нефтепродуктов;
-
использование отражательно-тепловой защиты резервуаров от
солнечной радиации для уменьшения диапазона изменения
температуры газового пространства.
Для резервуарных парков с высокой оборачиваемостью для сокращения потерь нефти и нефтепродуктов при испарении эффективно
используют принцип уменьшения объема газового пространства—
применяют резервуары с плавающими крышами или понтонами.
В данной работе рассматривается инженерно – техническое
мероприятие,
представляющее
собой
оснащение
существующих
углубленных железобетонных резервуаров (далее ЖБР) плавающим
понтоном и купольной алюминиевой крышей.
Выбор типа резервуара в зависимости от испаряемости продукта строго
регламентируется стандартами. Согласно ГОСТ 1510-84, легкоиспаряющиеся
нефтепродукты должны храниться преимущественно в резервуарах с
плавающей крышей. Одним из таких решений является оснащение
действующего резервуара со стационарной кровлей внутренним плавающим
покрытием – понтоном.
8
Расчет валовых выбросов паров углеводородов с открытой
поверхности нефти ЖБР без внедрения каких – либо природоохранных
мероприятий согласно «Методическим указаниям по определению выбросов
загрязняющих веществ в атмосферу от резервуаров»[1] производится по
следующей формуле:
Р38 – давление насыщенных паров при температуре 38 0С, мм рт. ст.;
m – молекулярная масса паров нефти, кг/ моль;
- опытные коэффициенты, зависящие от температуры нефти в
резервуаре;
Кр – опытный коэффициент,
особенности резервуаров;
характеризующий
эксплуатационные
Коб – коэффициент оборачиваемости;
В – количество нефти, закачиваемое в резервуар в течение года, т;
– плотность нефти, т/м3 .
Применение понтона позволяет практически полностью закрыть
поверхность нефти от свободного испарения, что согласно СНиП 2.09.09-89
должно существенно сократить (на 80 %) выбросы в атмосферу, особенно
при «больших дыханиях».
В соответствии с существующими и действующими в настоящее время
методиками нами был выполнен расчет валовых выбросов до и после
выполнения вышеуказанного мероприятия [1]. В соответствие с
действующими методиками, природопользователь получает сокращение
выброса примерно на 15-20%.
9
Расчет валовых выбросов в соответствии «Методическими указаниями
по определению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от
резервуаров» от реконструированного ЖБР производится по следующей
формуле:
Р38 – давление насыщенных паров при температуре 38 0С, мм рт. ст.;
m – молекулярная масса паров нефти, кг/ моль;
- опытные коэффициенты, зависящие от температуры нефти в
резервуаре;
Кр – опытный коэффициент,
особенности резервуаров;
характеризующий
эксплуатационные
Коб – коэффициент оборачиваемости;
В – количество нефти, закачиваемое в резервуар в течение года, т;
– плотность нефти, т/м3 .
Из вышеприведенных формул видно, что все составляющие остались
без изменения, за исключением их численного значения таких как давление
насыщенных паров, опытных коэффициентов, зависящих от температуры
нефти в резервуаре.
Критический анализ существующих расчетных методик показывает,
что в них недостаточно корректно учтено то, что после оснащения ЖБР
плавающим понтоном резко сокращается открытая площадь поверхности
испарения. До внедрения мероприятия поверхность испарения в режиме
хранения нефти представляет собой всю открытую поверхность нефти,
численно равную площади основания ЖБР. В режиме слива к этому еще и
10
добавляется открывающаяся поверхность внутренней стенки резервуара,
смоченной нефтью. После внедрения купольной крыши и плавающего
понтона открытая поверхность нефти представляет собой узкую полосу
технологического зазора (около 200 мм), необходимого для предотвращения
«заклинивания» понтона при его поступательном движении. При этом
площадь открытой поверхности уменьшится примерно в два порядка.
Дополнительная площадь «мокрой» внутренней стенки резервуара в обоих
случаях одинакова.
Нами был выдвинут альтернативный вариант расчета, учитывающий
поверхность испарения в ЖБР с купольной крышей и понтоном, а именно
поверхность представленную технологически зазором между понтоном и
внутренней стекой резервуара и площадь самой «мокрой» внутренней
стенки, а также массовое содержание способных к испарению легких
фракций углеводородов (парафинов) [7]:
Расчет массы выбросов нефтепродуктов с внутренней стенки резервуара был
выполнен по формуле:
h – высота резервуара, м;
d – диаметр резервуара, м;
а – толщина нефтяной пленки на стенке резервуара, мм;
- массовое содержание способных к испарению парафинов, %;
- плотность нефти, т/м3;
– объем нефти, скопившейся на стенке резервуара, м3;
11
– объем резервуара, м3.
В – количество нефти, закачиваемое в резервуар в течение года, т.
Расчет выброса нефтепродуктов из резервуара с понтоном можно
представить в следующем виде:
– площадь зазора между внутренней стенкой резервуара и понтоном,
м2;
– площадь поверхности ЖБР, м2;
b – ширина зазора между внутренней стенкой резервуара и понтоном, мм;
d – диаметр резервуара, м;
В результате использования любого значения, характеризующего
количество нефти, закачиваемое в резервуар в течение года, нами получен
результат, показывающий сокращение выбросов паров парафинов в
атмосферу в 5 раз больше, чем по существующей методике расчета [1].
12
2 Динамика испарения углеводородов. Численное моделирование
процесса
Для учета динамики испарения паров углеводородов с открытой
поверхности нефти нами был предложен следующий вариант расчета. Такой
подход правомочен при сравнительно малом времени хранения. В реальных
ситуациях необходимо учитывать зависимость скорости насыщения воздуха
в резервуаре углеводородами от продолжительности времени хранения
нефти.
Для определения параметров этой зависимости планируется при
дальнейшем проведение лабораторных экспериментов. В первую очередь
предполагается провести исследования скорости насыщения воздуха в
пространстве между крышей и поверхностью нефти углеводородами.
Методика предлагаемых исследований заключается в следующем. В
начальный момент времени отбирается проба воздуха из-под крыши
резервуара в стеклянный шприц и проводится ее анализ на содержание
суммарного количества углеводородов.
Количественный химический анализ пробы на содержание
углеводородов С1-С6 выполняется на газовом хроматографе, оснащенным
пламенно-ионизационным детектором и набивной абсорбционной колонкой
для разделения анализируемой пробы по фракциям.
Параллельно измеряется ослабление излучения светодиода с
максимумом спектра излучения на длине волны 3,4 мкм. В этом диапазоне
длин волн наблюдается поглощение излучения молекулами углеводородов
нефти [2]. Для повышения чувствительности и компенсации возможной
нестабильности
мощности
излучения
светодиода
применена
дифференциальная схема на двух оптических толщах. В результате строится
калибровочная характеристика оптического измерителя концентрации. В
дальнейшем планируется установка такого измерителя на выходе
13
дыхательного клапана резервуара с нефтью для контроля концентрации
углеводородов в выбросе из резервуара. Объем выбрасываемой смеси может
быть автоматически рассчитан по контролю уровня нефти в резервуаре,
который как правило имеется на существующих резервуарах [7].
Режим эксплуатации резервуаров – заполнение и опорожнение должны
проводиться в пределах параметров, установленный технологической картой.
Максимальная
производительность
заполнения
(опорожнения)
резервуара, оборудованного дыхательными и предохранительными
клапанами или вентиляционными патрубками, должна быть установлена с
учетом максимально возможного расхода через них паровоздушной смеси
[3].
При этом расход паровоздушной смеси (воздуха) через все
дыхательные клапаны или вентиляционные патрубки с огневыми
предохранителями, установленные на резервуаре, не должен превышать 85%
от их суммарной проектной пропускной способности [3].
В результате рассчитывается суммарный выброс углеводородов из
резервуара. Отбор с заданной периодичностью и последующий анализ проб
проводятся до тех пор, пока не произойдет насыщение воздуха парами
углеводородов. В результате будут получены оценки параметров,
определяющих насыщение воздуха парами нефти и калибровочная
характеристика оптического измерителя.
Рассматривая в данной работе динамику испарения углеводородов с
поверхности нефти в резервуаре, нами была предложена численная модель
процесса испарения углеводородов с открытой поверхности нефти при
«больших дыханиях» во время наполнения резервуара и его опорожнения. В
дальнейшем при проведении ряда экспериментов планируется учитывать
влияние так называемых «малых» дыханий, которые являются причиной
выбросов углеводородов во время хранения нефти, а также испарение паров
нефти с поверхности внутренней стенки резервуара. В приведенном ниже
14
расчете были сделаны следующие допущения: что в резервуаре отсутствует
«дыхательная арматура» - клапан который срабатывает на разность давлений
внутри резервуара с атмосферным давлением и, следовательно, давление
газовоздушной смеси внутри резервуара равно атмосферному давлению; и
что стенки внутри резервуара не смочены нефтью и с них отсутствует
испарение углеводородов. В дальнейшем, при проведении лабораторных
экспериментов все эти факторы будут нами учтены для реальных условий
хранения нефти.
Скорость испарения углеводородов будет равна разности скорости
перехода молекул из жидкости в газ
, и скорости конденсации (переход
молекул из газа в жидкость) паров:
В течение определенного промежутка времени, скорость конденсации
пара будет пропорциональна его плотности
и, следовательно, с
учетом скорости насыщения пара уместно ввести определяемый опытным
путем коэффициент скорости k:
За какой-то определенный промежуток времени концентрация паров
углеводородов под крышкой резервуара станет достигать предельного
значения с определенной плотностью насыщения, пропорциональной
скорости испарения:
Массу испарившихся паров углеводородов с поверхности нефти S
можно представить следующей формулой:
15
Откуда изменение плотности выражается как:
Так как плотность паров углеводородов изменяется во времени,
продифференцируем обе части уравнения:
В правую часть уравнения подставим значение массы из формулы (9),
и, решая уравнение (12) получаем значение плотности паров углеводов (17),
изменяющуюся во времени:
Так как концентрация паров углеводородов равна их насыщенной
плотности
, то следовательно их начальная плотность также
16
равна этому значению
, где
- начальная плотность паров, поэтому
можно записать:
Формула (14) представляет собой экспоненциальную зависимость
плотности паров углеводородов от времени.
Далее выполним численное моделирование процесса наполнения
нефтяного резервуара. Предположим что время насыщения газовоздушного
пространства парами углеводородов над поверхностью нефти в резервуаре до
0,99% равно 1 час, 2, 4, 8 и 24 часа. Далее в рассматриваемом нами
существующем резервуаре скорость наполнения нефтью происходит со
скоростью 1500-2000 м3/ч, следовательно время наполнения резервуара
меньше
предполагаемого нами промежутка. Скорость опорожнения
осуществляется примерно с такой же скоростью.
В качестве примера возьмем данные по реально существующему
заглубленному железобетонному резервуару с резервуарного парка
нефтеперевалочной базы с объем емкости – 10000 м3 и площадь поверхности
испарения без понтона – 1358 м2 и площадь поверхности испарения с
понтоном (представлена в форме кольца – технологического зазора) – 27 м2
(понтон и купольная крыша были внедрены в результате проведения
реконструкции) можно теоретически посчитать коэффициент скорости k.
Для времени t=1 час по формуле (14) при
:
17
Аналогичным способом рассчитываем коэффициент скорости
для
остальных времен 2, 4, 8 и 24 часов, что соответственно будет равно 16,96,
8,478, 4,239, 1,413.
Принимая плотность насыщенных паров 300 г/м3 можно рассчитать
изменение плотности паров углеводородов над «зеркалом» испарения и
крышкой резервуара за текущее время
и построить график
экспоненциальной зависимости плотности насыщения от времени.
Таблица 3 – Зависимость плотности насыщения паров углеводородов от
времени
Текущее
время, ч
Плотность паров, г/м3
без понтона, м/с
с понтоном, м/с
33,91
16,96
8,478
4,239
1,413
33,91
16,96 8,478 4,239 1,413
0,01
13,50
6,83
3,43
1,72
0,58
0,27
0,14
0,07
0,03
0,01
0,1
110,71
61,72
32,63
16,78
5,70
2,73
1,37
0,69
0,34
0,11
0,2
180,56
110,73
61,70
32,63
11,30
5,44
2,73
1,37
0,69
0,23
0,3
224,64
149,67
87,62
47,58
16,78
8,13
4,09
2,05
1,03
0,34
0,4
252,45
180,60
110,71
61,70
22,16
10,79
5,45
2,73
1,37
0,46
0,5
270,00
205,16
131,30
75,03
27,45
13,42
6,79
3,41
1,71
0,57
0,6
281,07
224,67
149,65
87,62
32,63
16,04
8,13
4,09
2,05
0,69
0,7
288,06
240,17
166,00
99,50
37,71
18,62
9,46
4,77
2,39
0,80
18
Продолжение таблицы 3
0,8
292,46
252,48 180,57
110,71 42,69
21,19
10,79
5,44
2,73
0,91
0,9
295,24
262,25 193,56
121,30 47,58
23,73
12,11
6,12
3,07
1,03
1
297,00
270,02 205,13
131,30 52,38
26,25
13,43
6,79
3,41
1,14
1,2
298,81
281,08 224,65
149,65 61,70
31,21
16,04
8,13
4,09
1,37
1,3
299,25
284,98 232,84
158,06 66,23
33,66
17,34
8,80
4,43
1,48
1,4
299,52
288,07 240,14
166,00 70,67
36,09
18,63
9,46
4,77
1,60
1,5
299,70
290,52 246,65
173,49 75,03
38,50
19,91
10,13
5,11
1,71
1,6
299,81
292,47 252,45
180,57 79,31
40,88
21,19
10,79
5,44
1,83
1,7
299,88
294,02 257,63
187,25 83,50
43,24
22,47
11,45
5,78
1,94
1,8
299,92
295,25 262,23
193,56 87,62
45,58
23,74
12,11
6,12
2,05
1,9
299,95
296,23 266,34
199,51 91,65
47,90
25,00
12,77
6,45
2,17
2
299,97
297,00 270,00
205,13 95,61
50,20
26,25
13,42
6,79
2,28
2,5
299,41
299,05 283,13
228,86 114,31
61,38
32,45
16,69
8,46
2,85
3
299,70 290,51
246,65 131,30
72,05
38,51
19,91
10,13
3,41
3,5
299,91 294,67
260,00 146,73
82,25
44,43
23,10
11,78
3,98
4
297,00
270,00 160,75
92,00
50,21
26,25
13,42
4,54
4,5
298,31
277,50 173,49
101,30 55,87
29,36
15,06
5,11
5
299,05
283,13 185,07
110,19 61,39
32,44
16,69
5,67
5,5
299,47
287,35 195,58
118,69 66,79
35,49
18,30
6,23
6
299,70
290,51 205,13
126,80 72,07
38,50
19,91
6,79
6,5
299,83
292,89 213,81
134,55 77,23
41,47
21,51
7,35
7
299,91
294,67 221,70
141,95 82,27
44,42
23,10
7,91
7,5
296,00 228,86
149,03 87,20
47,33
24,68
8,46
8
297,00 235,37
155,78 92,02
50,20
26,25
9,02
12
299,70 270,00
200,01 126,83 72,06
38,50
13,42
16
299,97 286,08
230,67 155,81 92,00
50,20
17,76
20
293,54
251,93 179,95 110,20 61,38
22,04
24
297,00
266,67 200,04 126,81 72,06
26,25
36
299,70
288,89 242,30 168,41 101,31 38,50
19
Продолжение таблицы 3
48
60
72
84
96
120
168
216
264
336
456
648
912
1536
299,97
296,30 266,69 200,01 126,81
298,77 280,77 224,03 149,03
299,59 288,90 242,28 168,41
293,59 256,14 185,29
296,30 266,68 200,01
298,77 280,76 224,03
299,86 293,59 256,14
299,98 297,86 274,68
299,29 285,38
299,86 293,59
298,38
299,82
50,20
61,38
72,06
82,26
92,00
110,20
141,96
168,41
190,43
216,74
247,33
274,68
290,75
299,14
По полученным расчетным данным достаточно четко прослеживается
динамика испарения паров углеводородов с поверхности нефти внутри
резервуара, а именно чем дольше нефть храниться в резервуаре, тем больший
объем паров углеводородов испарится. При этом при одном и том же объеме
нефти в резервуаре и одинаковом времени хранения насыщение паров нефти,
что соответственно приводит к их выбросу через дыхательную арматуру, в
резервуаре без понтона наступает гораздо быстрее, чем в резервуаре
оснащенным им. Так на примере хранения нефти в течение одного часа и
коэффициента скорости k =33,91 насыщение паров нефти в резервуаре без
понтона наступает через 2,5 часа, в том время как в резервуаре с понтоном
такое же насыщение с такой же скоростью наступает через 72 часа. Скорость
насыщения во втором случае в 30 раз меньше, чем в резервуаре без понтона.
Рассмотрим графики приведенной выше зависимости плотности
насыщения паров от времени (Рисунок 1, 2).
20
Из приведенных графиков также достаточно четко прослеживается
процесс испарения паров углеводородов в зависимости от времени, который
представляет собой экспоненциальную зависимость.
а)
б)
Рисунок 1 – График зависимости плотности насыщения углеводородов от
времени за 1 час
а – при k =33,91 в резервуаре без понтона; б – при k =33,91 в резервуаре с
понтоном
21
а)
б)
Рисунок 2 – График зависимости плотности насыщения углеводородов от
времени за 48 час
а – при k =1,413 в резервуаре без понтона; б – при k =1,413 в резервуаре с
понтоном
Далее уместно рассмотреть процесс опорожнения резервуара, в
результате которого через дыхательную арматуру в него будет поступать с
наружи чистый воздух. Примем скорость опорожнения резервуара v` (м3/ч) и
22
высоту изменения уровня нефти в нем x . Тогда объем воздушной смеси,
заходящей в резервуар через дыхательный клапан можно определить как
произведение площади поверхности испарения S на высоту изменения
уровня нефти x:
Следовательно массу паров воздуха
произведение его объема на плотность ρ:
можно
рассчитать
как
Где по формуле (17) можно рассчитать высоту изменения уровня нефти
в резервуаре как произведение скорости опорожнения
на время , за
которое оно осуществляется .
Плотность паров в газовоздушной пространстве резервуара во время
опорожнения будет определяться как:
Так как в процессе опорожнения масса паров в газовом пространстве
резервуара будет изменяться со временем, следовательно можно представить
изменение массы как сумму
, а изменение плотности как
.
Таким образом, подставляя эти два выражения для массы m и плотности ρ в
уравнение (16) получим:
23
где
– увеличение объема газовоздушной смеси в единицу времени.
В выражении (20)
единицу времени, а
- показывает увеличение плотности пара в
– площадь «зеркала» испарения нефти в резервуаре.
Следовательно:
Откуда можно выразить плотность газовоздушной смеси:
Во время опорожнения резервуара если плотность газовоздушной
смеси внутри резервуара больше плотности насыщенных паров
, то в
дальнейшем насыщения паров происходить не будет. Следовательно, в
резервуаре без понтона чем быстрее будет происходить опорожнение наполнение резервуара, тем меньше будет выброс в атмосферу.
В дальнейшем для повышения адекватности предложенных и
рассмотренных
выше
моделей
будут
выполнены
лабораторные
эксперименты, моделирующие все стадии работы резервуаров. При
проведении экспериментов будут измеряться временные характеристики
(скорость наполнения резервуара и концентрации углеводородов) с помощью
газохроматографических методов. Параллельно с газохроматографическим
контролем углеводородов будет измеряться оптическая плотность
в
диапазоне длин волн 3,3 … 3,5 мкм, что соответствует спектральному
максимуму поглощения оптического излучения углеводородами.
24
Параллельный контроль позволит определить калибровочные
характеристики автоматического оптического измерителя концентрации
углеводородов, что в дальнейшем даст возможность контролировать только
этим измерителем, не прибегая к трудоемким неоперативным
газохроматографическим методам.
25
Заключение
В настоящей работе показано, что при внедрении того или иного
природоохранного
инженерно-технического
или
технологического
мероприятия необходимо учитывать его эффективность в зависимости от
режима эксплуатации технологического оборудования и определять
оптимальные диапазоны параметров технологического процесса, в пределах
которых мероприятие будет достаточно эффективным. Для этого необходимо
выполнить численное моделирование потерь углеводородов нефти в
различных режимах работы резервуаров (наполнение, слив, хранение нефти),
на основании которого оцениваются как удельные параметры (плотность
углеводородов) так и валовые значения потерь за любой промежуток
времени в любой стадии работы резервуара.
Возможность
автоматического контроля выбросов углеводородов
из резервуара с помощью предложенного оптического измерителя позволит в
большей степени стимулировать разработку и внедрение перспективных
природоохранных мероприятий.
Таким образом, на основании численного моделирования позволяют
оценить режимы эксплуатации резервуаров для сокращения выбросов
углеводородов.
26
Список использованных источников
1. «Методические указания по определению выбросов загрязняющих
веществ в атмосферу из резервуаров», НИИ «Атмосфера»,СПб,
1999г.
2. Межерис Р. Лазерное дистанционное зондирование. М.: Мир. 1987.
550 с.
3. Правила технической эксплуатации резервуаров магистральных
нефтепроводов и нефтебаз. РД 153-39.4-078-01.
4. ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия».
5. Панов Г.Е., Петряшин Л.Ф., Лысяный Г.Н. «Охрана окружающей
среды на предприятиях нефтяной и газовой промышленности». –
М.: Недра, 1986, 244 с.
6. Резервуары и технологическое оборудование. Электронный ресурс
Газовик – Нефть www.gazovik-neft.ru;
7. М.С. Аникеева, А.О. Васильев,
П.В. Чартий Лазерноинформационыые технологии в медицине, биологии и геоэкологии
2008. Труды XVI Международной конференции Абрау-Дюрсо, г.
Новороссийск, Краснодарский край. Контроль эффективности
мероприятий по сокращению выбросов углеводородов из нефтяных
резервуаров.
27