24. Расчет количества загрязняющих веществ, выделяющихся при эксплуатации резервуаров нефтепродуктов

Годовые потери углеводородов из цистерн и резервуаров П, т/год, определяются суммированием квартальных потерь, которые в общем случае рассчит.: П=V*(р^{г п} /р_атм)**К₁*К₂*К₃*10^-3,

где V-объем нефтепродукта, поступающего в резервуар или в группу одноцелевых резервуаров за соответствующий квартал, м³; р^{г п} – давление насыщенных паров углеводородов в газовом пространстве при среднеквартальной температуре газового пространства резервуара,Па ; р_атм – среднее барометрическое давление в газовом пространстве резервуаров, приблизительно равное атмосферному давлению, Па; - средняя плотность паров нефтепродуктов при заданной температуре, кг/м³; К₃- коэф., учитывающий влияние климатических условий на испарение,=во2 и 3 кварталах для средней и южной климатических зон и Средней Азии, 1,14; 1,47 для остальных зон квартала; К2-опытный коэф., характеризующий удельные потери углеводородов с учетом среднеквартальной оборачиваемости резервуаров; К₁ – коэф., учит. наличие технических средств сокращения потерь от испарения и режим эксплуатации резервуара(опред.по табл.).

Среднеквартальная оборачиваемость цистерн опред.: n=V/V_р ,

где V_р- объем цистерны или группы одноцелевых резервуаров,м³.

Среднеквартальная температура газового пространства резервуара, необходимая для определения давления насыщенных паров или концентраций углеводородов, рассчит.:

- для 1 и 2 кварталов: = 0,5*(Т_н+Т_в);

- для 2 и 3 кварталов: =0,7* Т_н+0,3*Т_в;

- для утепленных резервуаров: = Т_н

где Т_н , Т_в – среднеквартальные температуры нефтепродукта в резервуаре и атмосферного воздуха,С

Давление насыщенных паров нефтепродуктов принимается по даннымизмерений, выполняемых по ГОСТ 1756-52. Пересчет получаемых по ГОСТу парциальных давлений к среднеквартальной или любой иной температуре газового пространства осущ. по номограмме.

Алгоритм определения

• Определяют исходную точку с координатами 31С и 350 мм рт.ст.

• проводят эквидистантную двум соседним линиям прямую (пунктир) и на пересечении с ординатой 7с находят искомое давление насыщения 120 мм рт.ст

Плотность паров углеводородов в общем виде опред.: =(М*р*273)/(22,4*р₀*(273+Т)),

где М-молярная масса нефтепродукта,г/моль, опред. по формулам:

- для паров бензиновых фракций: М=60+0,3*( Т_{н к} -30)+0,001*( Т_{н к} -30)²

- для паров нефти и нефтепродуктов: М=45+0,6* Т_{н к}

где Т_{н к} – температура начала кипения нефтепродукта, С; р₀-760 мм рт.ст; р- давление насыщенных паров различных углеводородов, которое при заданной Т приближенно может быть рассчитано по формулам:

lg Р=А-В/Т; (1)

lg Р=А-В/(С+ t); (2)

где T,t- температура жидкости, соответственно, в К и С;

А,В,С- константы (данные берутся из табл.)

Константы для метанола, метилэтилкетона и толуола рассчит. по формуле (1), для остальных продутов –по(2).

25. Расчет выбросов углеводородов из мазутохранилища

Потери углеводородов (т) от испарения из резервуаров с данными нефтепродуктами определяются суммированием потерь из 6 наиболее теплых и 6 наиболее холодных месяцев года, рассчит. по формуле: П=V*c*K₁ *K₂*10^-6

где V-объем нефтепродукта, поступающего в резервуар или в группу одноцелевых резервуаров в течение рассматриваемого периода времени, м³, с- массовая концентрация насыщенных паров при заданной температуре газового пространства резервуаров, мг/м³

Значения коэф. К₂ определяют в соответствии с рекомендациями(приведены в табл.) Значения коэф. К₁ опред. по графику зависимости К₁ от среднеквартальной оборачиваемости резервуаров с темными нефтепродуктами.

Парогазовая смесь, вытесняемая из резервуаров с высококипящими нефтепродуктами, практически на 100% состоит из предельных углеводородов.

Поскольку керосин, лигроины, дизельные топлива подвергаются сероочистке (гидроочистка, защелачивание), выбросы сероводорода из резервуаров с данными нефтепродуктами практически отсутствуют. Отсутствуют выбросы сероводорода и из резервуаров с мазутами, маслами и присадками, т.к. сероводород в тяж. Фракциях не содержится.

Определение мах выбросов углеводородов

Для неорганизованных источников (резервуары горючего, масел и др.веществ) интенсивность выбросов во многом зависит от климатических условий. Мах выбросы подсчитываются по средней температуре наиболее жаркого месяца согласно СНиП 2.01.01-82 по формуле:

П_мах = V_max *C_max *K₁* K₂*10^-6

где П_мах – мах выброс, г/с; V_max – мах возможная подача топлива для заполнения единичного или группы резервуаров, м³/с; C_max – мах концентрация углеводородов в резервуаре при расчетной температуре, г/м³