СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЫБРОСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ В АТМОСФЕРУ
METHOD FOR DETERMINING HYDROCARBON EMISSIONS FROM TANKS INTO THE ATMOSPHERE

Область изобретения
Изобретение относится к транспорту и хранению нефти и нефтепродуктов, в частности, к методам контроля выбросов углеводородов из резервуаров в атмосферу.
Уровень техники
Известен прямой метод определения потерь нефти/нефтепродукта от испарения расчетно-экспериментальным путем по концентрации и средней плотности паров, вытесняемых из резервуаров [РД 153-39-019-97 Методические указания по определению технологических потерь нефти на предприятиях нефтяных компаний Российской Федерации / В кн. Промышленная безопасность на газоперерабатывающих производствах: Сборник документов. Серия 08. Выпуск 1 / Колл. авт. - М.: Государственное унитарное предприятие «Научно-технический центр по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России», 2002]. Потери углеводородов за одно наполнение резервуара рассчитывают по формуле В.И. Черникина [Черникин В.И. Сооружение и эксплуатация нефтебаз. М.: Гостоптехиздат, 1955. 518 с.]
ср
где С - средняя объемная концентрация углеводородов в выходящей паровоздушной смеси за весь период заполнения,
0
1
2
3
C, C, С, С - объемная концентрация углеводородов в выходящей из резервуара паровоздушной смеси в начале наполнения, в двух промежуточных точках и в конце наполнения, доли единицы;
н
н
н
н
С, Т, V, Р - объемная концентрация углеводородов и температура в газовом пространстве резервуара, а также объем газового пространства (ГП) резервуара и давление в нем в начале заполнения;
к
к
к
к
С, Т, V, Р - то же в конце заполнения;
0
ρ - средняя плотность паров углеводородов в выходящей паровоздушной смеси за весь период заполнения.
Среднюю плотность углеводородной части паров нефти/нефтепродукта определяют по результатам хроматографических анализов состава проб паровоздушной смеси по ГОСТ 14920.
Концентрацию углеводородов определяют не менее 8 раз за время заполнения резервуара по анализам проб паровоздушной смеси на газоанализаторах или хроматографах. Концентрацию углеводородов в паровоздушной смеси (ПВС) определяют, как среднеарифметическое всех значений за время заполнения резервуара.
Недостатком данного метода является высокая трудоемкость отбора и анализа большого количества проб ПВС, а также игнорирование того факта, что объем ПВС, вытесняемой в атмосферу при операциях с легкоиспаряющимися нефтепродуктами, как правило, превышает объем закачки.
Известны косвенные методы определения выбросов паров нефти/нефтепродукта по изменению их физико-химических свойств (давления насыщенных паров, углеводородного состава углеводородной жидкости в пробах, отобранных до и после резервуара) [РД 153-39-019-97 Методические указания по определению технологических потерь нефти на предприятиях нефтяных компаний Российской Федерации/ В кн. Промышленная безопасность на газоперерабатывающих производствах: Сборник документов. Серия 08. Выпуск 1 / Колл. авт. - М.: Государственное унитарное предприятие «Научно-технический центр по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России», 2002]. Недостатком косвенных методов, помимо высокой трудоемкости, является существенно меньшая точность измерений.
Известен расчетный метод определения выбросов паров нефти/нефтепродукта за год по эмпирическим формулам, в которых используются числовые коэффициенты, зависящие от коэффициента оборачиваемости резервуаров, давления насыщенных паров нефти/нефтепродукта [Методические указания по определению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров с дополнениями НИИ Атмосфера (утверждены приказом №199 от 08.04.98). М.: Госкомитет РФ по охране окружающей среды, 1999. 38 с.]. Недостаток данного метода - это низкая точность, т.к. фактические условия выбросов не учитываются, а многочисленные эмпирические формулы, используемые в расчете, имеют высокую погрешность.
Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности является прямой метод определения выброса паров нефти/нефтепродукта от испарения измерением объема ПВС, вытесняемой из резервуара, а также концентрации и средней плотности паров [РД 153-39-019-97 Методические указания по определению технологических потерь нефти на предприятиях нефтяных компаний Российской Федерации / В кн. Промышленная безопасность на газоперерабатывающих производствах: Сборник документов. Серия 08. Выпуск 1 / Колл. авт. - М.: Государственное унитарное предприятие «Научно-технический центр по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России», 2002]. Величина выброса рассчитывается путем умножения средней плотности вытесняемых из резервуаров углеводородных паров, приведенных к давлению 0,101 МПа и температуре 273 К, на объемную концентрации углеводородов в выходящей из резервуара ПВС и на объем паровоздушной смеси, приведенный к давлению 0,101 МПа и температуре 273 К, вышедшей из резервуара за контролируемый промежуток времени.
При расчете средней плотности паров по результатам хроматографических анализов принимается среднеарифметическое значение.
Концентрация углеводородов в ПВС определяется как среднеарифметическое всех значений за время заполнения резервуара.
Объем паровоздушной смеси, выходящей из резервуаров, измеряют ротационными газовыми счетчиками, выбираемыми по максимально ожидаемой производительности; нормальными диафрагмами или анемометрами, смонтированными на монтажных патрубках дыхательной арматуры резервуаров.
Недостатками данного метода являются высокая трудоемкость отбора и анализа большого количества проб ПВС, а также высокая погрешность определения объема ПВС, вышедшей из резервуара, в связи с недостаточной герметичностью крыши, люков и верхних поясов резервуара.
Предлагаемое изобретение решает задачу уменьшения трудоемкости и повышения точности определения выбросов.
Краткое описание чертежей
Настоящее изобретение поясняется рисунком (фиг 1).
На фиг. 1 изображена схема оснащения резервуара для нефти/нефтепродукта приборами для выполнения измерений, их обработки и хранения.
По фиг. 1 в газовом пространстве резервуара 1 размещаются датчики температуры 4, давления 5 и уровня нефти/нефтепродукта 6, а в монтажном патрубке дыхательной арматуры - датчики расхода ПВС 7 и содержания кислорода в ней 3. Для приема и обработки показаний датчиков в режиме «онлайн» используется устройство обработки и записи информации 8.
Способ реализуется следующим образом.
При начале движения ПВС в монтажном патрубке дыхательной арматуры по сигналу датчика расхода 7 устройство 8 фиксирует значения температуры, давления и объема газового пространства резервуара, а также содержания кислорода в ПВС, вытесняемой из резервуара на данный момент времени. При прекращении движения ПВС в монтажном патрубке дыхательной арматуры по сигналу датчика расхода 7 устройство 8 снова фиксирует значения температуры, давления и объема газового пространства резервуара, а также содержания кислорода в ПВС, вытесняемой из резервуара на момент прекращения движения ПВС в монтажном патрубке резервуара.
Кроме того, периодически (например, 1 раз в сутки) производят отбор пробы нефти/нефтепродукта, находящейся в резервуаре, которую подвергают анализу с целью определения молярной массы ее/его паров.
На основании полученных данных для каждого выброса вычисляют:
3
- среднее содержание углеводородов в 1 м паровоздушной смеси;
- средний коэффициент превышения объема паровоздушной смеси, вытесненной в атмосферу, над объемом закачки.
Далее рассчитывают массу выброса углеводородов в атмосферу по формулам:
- при заполнении резервуара нефтью/нефтепродуктом
- при неподвижном хранении нефти/нефтепродукта
y
3
где: m - среднее содержание углеводородов в 1 м паровоздушной смеси;
п
K - средний коэффициент превышения объема паровоздушной смеси, вытесненной в атмосферу, над объемом закачки;
н
н
г1
Т, V, Р - температура, объем и давление газового пространства резервуара в начале движения ПВС в монтажном патрубке резервуара;
к
к
г2
Т, V, Р - температура, объем и давление газового пространства резервуара на момент прекращения движения ПВС в монтажном патрубке резервуара;
г
V - объем газового пространства резервуара в процессе хранения;
н
к
с, с - объемная концентрация углеводородов в газовом пространстве резервуара соответственно в начале движения ПВС в монтажном патрубке резервуара и на момент прекращения (в конце) движения ПВС в монтажном патрубке резервуара.
Для определения значений температуры, давления и уровня нефти/нефтепродукта, содержания кислорода в вытесняемой из резервуара паровоздушной смеси
Значения температуры, давления и уровня нефти/нефтепродукта, содержания кислорода в вытесняемой из резервуара паровоздушной смеси, а также моментов начала и окончания выброса углеводородов фиксируют по показаниям датчиков.
Представленное описание осуществления настоящего изобретения иллюстрирует работу предложенного способа определения выбросов углеводородов из резервуаров в атмосферу. При этом объем данного изобретения определяется прилагаемой формулой изобретения с учетом возможных эквивалентных признаков.