Источники воздействия на окружающую среду объектов нефтегазодобывающего и перерабатывающего комплексов. Учебное пособие

ПS02/RSH = 1,33 43 · 0,02 · 0,98 = 1,12 кг/ч.

Выбросы диоксида серы составят: 3,33 + 1,12 = 4,45 кг/ч.

Железнодорожные цистерны

При очистке котлов железнодорожных цистерн с последующей сепарацией продуктов очистки отмытый остаток топлива насыщается водным раствором до конечного влагосодержания 30–60 %. Остаток мазута (М40 и М100) из-за неполноты слива составляет от 2 до 5 т в каждой цистерне. Если принять за среднее расчетное значение остатка углеводородного топлива 3,6 т на цистерну, получаем потери безводного топлива на 20 крупнейших промывочных станциях России, равные 3,6 · 350 · 20 = 25200 т/сут (350 котлов железнодорожных цистерн, ежедневно подвергающихся внутренней отмывке).

В результате ежедневно образуется 25,2 (1 – 0,4) = 42 тыс. обводненных углеводородов, что за год составляет примерно 15 млн т.

На железнодорожном транспорте в составе вагонных депо, либо как самостоятельные предприятия, действуют около 40 промывочнопропарочных станций (ППС), где производится обработка и очистка наливных цистерн от остаточных нефтепродуктов.

Технологический процесс очистки цистерн включает следующие операции, связанные с выделением в воздушную среду загрязняющих

в воздушную среду через открытый люк цистерны,

Мi = qi · П, кг/год,

где qi – удельные выделения входящих в состав выбросов ингредиентов, кг на одну цистерну (табл. 8); П – годовое количество обрабатываемых цистерн, шт.

Таблица 8 Удельные выделения загрязняющих веществ в атмосферу

при обработке железнодорожных цистерн на ППС qi

Максимально разовые выбросы загрязняющих веществ в атмосферу при обработке цистерн на ППС определяют в соответствии с табл. 9.

Таблица 9 Максимально разовые выбросы загрязняющих веществ в атмосферу

при обработке железнодорожных цистерн на ППС

Факельные установки

По данным МПР России из 55 млрд м3 попутного нефтяного газа (ПНГ), ежегодно добываемого в России, лишь 14 млрд м3 направляется на переработку, 26 млрд м3 идет на нужды промыслов и 15 млрд м3 ПНГ сжигается на факельных установках. Основные потери ПНГ происходят на малых и средних удаленных месторождениях в связи с отсутствием

(в пересчете на диоксид азота) и сажи вычисляют по формуле

М = УВ · GГ, г/с,

где УВ – удельные выбросы загрязняющих веществ на единицу сжигаемой смеси, г/г (табл. 10); GГ – массовый расход сжигаемых углеводородных смесей и природного газа, г/с.

Таблица 10 Удельные выбросы загрязняющих веществ на единицу сжигаемой смеси

22

Окончание табл. 10

УВСАЖИ = 0,002.

Массовый расход сжигаемой газовой и газоконденсатной смеси:

смесей и природного газа, сжигаемых на горизонтальных и высотных

и природного газа, м/с; d – диаметр выходного сопла, м, проектные данные.

Объемный расход сжигаемого на факельной установке попутного нефтяного газа (ПНГ) измеряют экспериментально либо, при отсутствии прямых измерений, рассчитывают по формуле

W = 0,785 · U · (d0)2, м3/с,

где U – скорость истечения ПНГ из выходного сопла факельной установки, м/с (определяют по результатам измерений или по Правилам устройства и безопасной эксплуатации факельных систем); d0 – диаметр выходного сопла, м (по проектным данным факельной установки).

23

Массовый расход сбрасываемого на факельной установке газа

Wg = 2826 · U · (d0)2 · ρГ, кг/ч,

где ρГ – плотность ПНГ, кг/м3 (измеряют экспериментально либо рассчитывают по объемным долям и плотностям компонентов).

Объемный расход продуктов сгорания, покидающих факельную установку,

WПP = W · VПC [(272 + TГ)/273], м3/с,

где VПC – объем продуктов сгорания, м3/м3; ТГ – температура горения.

Для оценок мощности выбросов оксида углерода, оксидов азота (в пересчете на диоксид азота), а также сажи в случае невыполнения условия бессажевого сжигания используют опытные значения удельных выбросов на единицу массы сжигаемого газа (табл. 11).

Таблица 11 Значения удельных выбросов на единицу массы сжигаемого газа

В случае сжигания серосодержащего ПНГ удельный выброс диоксида серы рассчитывается по формуле

qSO2 = μSO2 · s/μГ,

где μSO2 – молекулярная масса SO2, μГ – условная молекулярная масса горючего, s – количество атомов серы в условной молекулярной формуле ПНГ.

Загрязняющие вещества при сжигании ПНГ попадают в атмосферу также за счет недожога газа. Коэффициент недожога определяют или экспериментально для факельных установок определенной конструкции, или полагают равным 0,0006 при бессажевом сжигании и 0,035 – в противном случае.

Максимальный выброс загрязняющих веществ:

WMAX = 0,278 · qi · Wg, г/с,

где qi – удельный выброс i-го загрязняющего вещества на единицу массы сжигаемого газа, кг/кг.

Валовый выброс загрязняющих веществ за год:

24

Wt = 0,001 · qi · Wg · t, т/год,

где t – продолжительность работы факельной установки в течение года, ч. Произведем расчет удельных выбросов СО2, Н2О, О2 и N2 на единицу

массы сжигаемого ПНГ при следующих исходных данных:

попутный нефтяной газ на месторождении с условной молекулярной

формулой С1,207Н4,378N0,0219О0,0027 сжигается в атмосфере влажного воздуха с условной молекулярной формулой О0,431N1,572Н0,028 при коэффициенте

избытка влажного воздуха α = 1,0.

Стехиометрическая реакция горения ПНГ в атмосфере:

С1,207Н4,378N0,0219О0,0027 + МО0,431N1,572Н0,028 = nCO2 + nH2O + nN2.

Мольный стехиометрический коэффициент:

М = (–4 · 1,207 – 1 · 4,378 + 2 · 0,0027)/(2 · 0,431 – 1 · 0,028) = 11,03.

Удельный выброс диоксида углерода СО2:

qСО2 = μСО2 [(С/μГ) – (qСН4/μСН4) – (qСО/μСО)] =

= 44,011 [(1,207/19,26) – (5 · 10–4/16,043) – (2 · 10–2/28,011)] = 2,725,

где μСО2, μСН4 и μСО – молекулярные массы соответствующих газов; μГ – условная молекулярная масса ПНГ; С – количество атомов углерода в условной молекулярной формуле ПНГ.

Удельный выброс водяного пара Н2О:

qН2О = 0,5 μН2О [(1/μГ) (h + α · M · Kh) – (qСH4/μСH4)] =

= 0,5 · 18,016 [(1/19,26) (4,378 + 1 · 11,03 · 0,028) – (5 · 10–4/16,043)] = 2,192,

где μН2О и μСН4 – молекулярные массы водяного пара и метана; h – количество атомов водорода в условной молекулярной формуле ПНГ; Kh – количество атомов водорода в условной молекулярной формуле влажного воздуха.

Удельный выброс азота N2:

qN2 = μN2 [(1/μГ) (n + α · M · Kh) – (qNO/μNO)] =

= 28,016 [(1/19,26) (0,0219 + 1 · 11,03 · 0,028) – (3 · 10–3/30,008)] = 25,521.

Удельный выброс кислорода O2:

qО2 = μО2 {(1/μГ) (О + α · M · KО) –

25

–2 [(qСО2/μСО2) – (qН2О/μН2О) – (qSO2/μSO2) – (qCO/μCO) – qNO/μNO)]} =

=32 [(1/19,26) (0,0027 + 1 · 11,03 · 0,431) – 2 [(2,725/44,011) –

–(2,192/18,016) – (2 · 10–2/64,066) – (2 · 10–2/28,011) – (3 · 10–3/30,008)] =

= 3,936.

Валовый выброс i-го ЗВ от горизонтальных, высотных и наземных факельных установок вычисляют по формуле

Gi = 0,0036 · Т·· Мi, т/год,

где Т – продолжительность работы факельной установки, ч/год; Мi – мощность выброса i-го ЗВ, г/с.

Показатель сжигания на факельных установках и/или рассеивания ПНГ определяют по формуле

Z = (S/V) 100 %,

где S – объем сожженного на факельных установках и/или рассеянного ПНГ, добытого на участке недр или на всех участках недр, предоставленных в пользование; V – объем попутного нефтяного газа, добытого на участке недр или на всех участках недр, предоставленных в пользование.

Под объемом ПНГ, добытого на участке недр или на всех участках недр, предоставленных в пользование, понимается весь объем растворенного газа или смеси растворенного газа и газа из газовой шапки всех видов месторождений углеводородного сырья, добытого через нефтяные скважины, за вычетом газлифтного газа, возвращенного в газлифтную систему.

Показатель сжигания определяют ежеквартально в виде суммы показаний узлов учета объемов ПНГ по участку недр, предоставленному в пользование, с точностью до второго знака после запятой.

При плановой остановке газоперерабатывающих мощностей для проведения ремонтно-профилактических работ показатель сжигания рассчитывают без учета сожженного и/или рассеянного ПНГ в объемах его

где T – количество дней плановой остановки газоперерабатывающих мощностей; VCPCУТ – среднесуточный объем поставки ПНГ за отчетный

26

квартал, рассчитанный без учета времени плановой остановки газоперерабатывающих мощностей для проведения ремонтнопрофилактических работ.

В случае отсутствия системы учета объемов ПНГ независимо от значения показателя сжигания исчисление размера платы за выбросы осуществляется с применением к нормативам платы за выбросы дополнительного коэффициента К, равного 120.

В случае если годовой объем добытого пользователем недр ПНГ не превышает 5 млн км3 или объемное содержание неуглеводородных

на факельной установке и/или рассеиваемого, определяет пользователь недр на основании анализа состава, сжигаемого и рассеиваемого ПНГ, выполняемого не реже одного раза в квартал.

Приземную концентрацию газа на различных расстояниях при сбросе из предохранительного клапана через сбросную трубу определяют по формуле

С = 6 · М · d · (V · X)–1 (рО/рОВ)0,5 · е–0,5(10h/X)2, г/м3,

где М – количество сбрасываемого газа, г/с; d – диаметр сбросного патрубка, м; V – секундный объем сбрасываемого газа при нормальном давлении, м3/с; X – горизонтальное расстояние от сбросного патрубка до места, в котором определяется концентрация, м; рО, рОВ – плотность сбрасываемого газа и окружающего воздуха, кг/м3; h – высота сбросного патрубка, м.

Максимальная приземная концентрация газа:

СМ = 0,35 · М · d · (V · h)–1 (рО/рОВ)0,5, г/м3.

Расстояние, на котором наблюдается максимальная приземная концентрация,

ХМ = 10 · h, м.

Минимальная высота выброса:

hmin = 0,7 · М · d (V · СНПВ)–1 · (рО/рОВ)0,5, м,

где СНПВ – концентрация нижнего предела распространения пламени, г/м3.

27

Дизель-генераторные установки

Расчет выбросов осуществляют по усредненным значениям удельных выбросов в зависимости от мощности и частоты вращения коленчатого вала дизельного двигателя, от нагрузочно-скоростного режима работы силовой установки и совокупности установившихся дискретных режимов.

Расчеты выбросов выполняют для следующих ЗВ, поступающих в атмосферу с отработавшими газами стационарных дизельных установок: оксид углерода (СО), оксиды азота (в пересчете на NO2), углеводороды (СН), сажа (С), диоксид серы (SO2), формальдегид (СН2О), бенз(а)пирен

(БП).

Расход отработавших газов от стационарной дизельной установки вычисляют по формуле

GO´ = GB {1 + [1/(α · φ · L0)]}, кг/с,

где GВ – расход воздуха:

GВ = (1/1000) (1/3600) (bЭ · PЭ ·α · φ · L0), м/с,

где φ ≈ 1,18 – коэффициент продувки; α ≈ 1,8 – коэффициент избытка воздуха; L0 ≈ 14,3 кг воздуха/кг топлива – теоретически необходимое количество воздуха для сжигания 1 кг топлива; bЭ – удельный расход топлива на эксплуатационном (или номинальном) режиме работы; PЭ – эксплуатационная мощность стационарной дизельной установки, кВт (техническая документация завода-изготовителя).

При отсутствии данных по эксплуатационной мощности в качестве PЭ принимают значение номинальной мощности стационарной дизельной установки NЕ.

Окончательный расчет расхода отработавших газов от стационарной дизельной установки вычисляют по формуле:

GOГ = 8,72 · 10-6 · bЭ · PЭ, кг/с.

Объемный расход отработавших газов:

QОГ = G/γОГ, м3/с,

где γОГ – удельный вес:

γОГ = γОГ0/[(1 + ТОГ)/273], кг/м3,

где γОГ0 – удельный вес отработавших газов, кг/м3, при температуре 0 °С, принимают γОГ0 = 1,31 кг/м3; ТОГ – температура отработавших газов, К.

28

Максимальный выброс от стационарной дизельной установки i-го вещества вычисляют по формуле

Мi = (qMi · PЭ)/3600, г/с,

где qMi – выброс i-го ЗВ на единицу полезной работы стационарной дизельной установки на режиме номинальной мощности, г/кВт·ч (табл. 12).

Таблица 12 Значения выброса загрязняющих веществ на единицу полезной работы

для различных групп стационарных дизельных установок

Примечания: А – маломощные, быстроходные и повышенной быстроходности

(Nе < 73,6 кВт, п = 1000–3000 мин–1);

Б – средней мощности, средней быстроходности и быстроходные

(Nе = 73,6–736 кВт, n = 500–1500 мин–1);

В – мощные, средней быстроходности (Nе = 736–7360 кВт, n = 500–1000 мин–1); Г – мощные, повышенной быстроходности, многоцилиндровые

(Nе = 736–7360 кВт, n = 1500–3000 мин–1, i > 30).

Валовый выброс от стационарной дизельной установки i-го ЗВ за

год:

WЭi = qЭi · GТ/1000, т/год,

где qЭi – удельный выброс i-го ЗВ на 1 кг дизельного топлива при работе стационарной дизельной установки с учетом совокупности режимов, составляющих эксплуатационный цикл, г/кг топлива (табл. 13); GТ – расход топлива стационарной дизельной установкой, т/год (принимают по отчетным данным об эксплуатации установки).

29

Задача

Допустим, что проектом предусмотрено снабжение поселка геологов электроэнергией от дизельной электрической станции ДЭС-60. Выбросы загрязняющих веществ на 1 кг дизельного топлива и на единицу полезной работы приведены в табл. 14.

Произвести расчет выбросов от ДЭС-60 до капитального ремонта.

Таблица 13

Значения удельного выброса загрязняющих веществ для различных групп стационарных дизельных установок

Решение

1. Поскольку мощность ДЭС составляет 60 кВт, относим ее к группе

А.

2.Данные о выбросах загрязняющих веществ на 1 кг дизельного топлива и на единицу полезной работы заносим в табл. 14 (ст. 2 и 3).

3.По вышеприведенной формуле рассчитываем выбросы от ДЭС-60

исводим в табл. 14.

Таблица 14

Годовые и максимальные разовые выбросы загрязняющих веществ от работы ДЭС-60