УДК 622.106.33

 

Оценка влияния процесса ликвидации амбаров-накопителей

на экологическую обстановку в районе работ

 

 Кенжетаев Г.Ж., Акжигитова А.И., Мукашева А.Т.

 

       Работы по разогреву сбору и утилизации нефти связаны с использованием различных видов технологического оборудования, которое в свою очередь, может являться источником дополнительного загрязнения окружающей среды.    В этой связи в статье анализируются выбросы от технологического оборудования и оценивается их влияния на загрязнение воздушного бассейна как в рабочей зоне установки утилизации нефти, так и в прилегающей селитебной. Выбросы вредных выбросов оценены для различных режимов работы применяемого в процессе утилизации амбарной нефти оборудования и климатических условий, что позволило получить более полные представления о загрязнении воздушного бассейна и величинах концентраций вредных веществ в различных точках прилегающей территории населенного пункта [1]. Проведена экологическая оценка технических решений, направленных на модернизацию типового технологического оборудования, с целью уменьшения выбросов вредных веществ. В частности, для снижения выбросов:

§        углеводородов при их испарении с поверхности разогретой амбарной нефти разработана гелиосистема улавливания легких фракций;

§        метана, предложена система дожига выбрасываемого в атмосферу газа, при которой один парогенератор эксплуатируется при максимальной нагрузке, а топка другого продувается и выполнен расчет объемов, образующихся при этом, продуктов сгорания.  

      Применяемая  в настоящее время  котельная состоит из двух установок парогенераторных УПГ-50/6М и служит для обеспечения тепловой энергией системы подогрева, сбора, хранения и утилизации  высокопарафинистой нефти и расположена вблизи земляного амбара-накопителя (рисунок ).  Необходимо отметить, что котельная используется в основном для энергообеспечения местных нефтепроводов, нефтеприемной емкости и резервуарного парка сбора извлеченной амбарной нефти (3 резервуара емкостью 5000 м3). Местные нефтепроводы системы сбора нефти в основном выпол­нены из стальных труб диаметром 1594,5 мм, покрытых слоем изоляции из стекловолокна толщиной δиз=50мм. В случае если время отсутствия циркуляции больше 12-15 часов, или температура окружающей среды 0-15ºС, следует освободить трубы от высокопарафинистой нефти. Это же нужно сделать обязательно при консервации системы сбора на зиму. Резервуарный  парк системы хранения нефти состоит из трех резервуаров диаметром Д=21м и высотой Н=12м.

      Один из резервуаров служит отстойником, в нем происходит отделение нефти от воды, и два других используются для хранения нефти. В резервуарах установлены трубчатые подогреватели диаметром 50012,5 мм с  целью  поддержания температуры нефти, находящейся в них, выше температуры застывания высокопарафинистой нефти   tн.р = 40оС > t3аст  длина труб  подогревателя в одном из резервуаров составляет l≈80. В подогреватели из парогенераторов подается водяной пар, который конденсируясь в них  передает теплоту, компенсируя тем самым тепловые потери от резервуаров в окружающую среду.

 

 

Рисунок – Схема теплоснабжения системы разогрева и сбора нефти

1 – парогенераторы; 2 – резервуары сбора амбарной нефти 5000 м3; 3 – 3 гелиосистемы подогрева ; 4 – задвижки; 5 – насосное оборудование с расходом 3,5 – 5 л/с; 6 – емкость-нефтепримник 200 м3, 7 – промежуточный насос.

 

       Что касается гелиосистемы подогрева, в период с апреля по октябрь месяц включительно, то есть 7 месяцев, отбор разогретой амбарной нефти производится практически при частичной нагрузке парогенератора. Выход на полную нагрузку необходим в вечернее время и при кратковременном падении температуры окружающей среды. При оценке влияния работы парогенераторов УПГ-50/6М на экологическую обстановку в рабочей зоне следует учитывать выбросы, связанные с процессом сгорания природного газа в факеле свечи, используемой для продувки парогенератора. Свеча имеет диаметр  Н = 8 м, а диаметр устья свечи составляет D = 0,1 м. скорость выхода природного газа из устья свечи принята равной м/с.

      Расчет массы  вредных веществ выбросов при сжигании природного газа на свече ведется при значении коэффициента избытка воздуха . Состав природного газа с плотностью 0,673 кг/м3, используемого в качестве топлива в парогенераторах, был выбран по литературным источникам и соответствует составам природных газов Средней Азии и Казахстана (таблица).

Таблица - Состав сжигаемого природного газа

 

Объемные концентрации компонентов r, %

Метан

СН4

Этан

С2Н6

Пропан

С3Н8

Бутан

С4Н10

Пентан

С5Н12+

 

Оксид углеродаСО

Азот

N2+

редкие

Сероводород

Н2S

92,3

0,04

следы

следы

0,25

0,37

1,0

Следы

       Данные таблицы свидетельствуют о том, что из дымовых труб в атмосферный воздух поступает природный газ на 92,3% состоящий из метана СН4. Эти вещества относятся к разряду вредных веществ, имеющих различные классы опасности, их суммарный выброс из всех точечных источников загрязнения составляет [2]:

 

   г/с, КОВ = 4;   г/с, КОВ = 2;   г/с, КОВ = 4.

 

Приземные допустимые максимальные разовые концентрации этих веществ в приземном слое воздуха населенных пунктов имеют следующие значения:

 

0,4 мг/м3; 0,085 мг/м3; 

5,0 мг/м3;  50 мг/м3.

 

В атмосферный воздух при сжигании природного газа на свече поступает следующее количество продуктов сгорания:

 

 м3/с                (1)

 

где   - теоретический расход воздуха, принят равным 9,85 м3 воздуха/м3 газа;  средняя температура на наружной поверхности факела принята равной 1000ºС, или 1000 + 273 = 1273 К.

      Средняя скорость, с которой продукты сгорания поступают в атмосферу при сжигании природного газа на свече, составляет:

 

 м/с                                                                   (2)

 

     Для расчета предельно допустимых выбросов окислов азота из свечи  воспользуемся формулой [3,4]

 

                                                                  (3)

                                                                                  (4)

 

где Н - высота источника выброса над земной поверхностью, м;  - объемный расход газовой смеси, м3/с;  - разность температур выбрасываемых газов и воздуха, °С;  - коэффициент распределения температуры воздуха, С2/3 мг · С1/13 г; - коэффициент скорости оседания вредных веществ в воздухе;  и  - коэффициенты условий выхода газовой смеси из устья источника;  - коэффициент, мг · м1/13/г;  - суммарный объем газовой смеси, м3/с;  - объем газа, выбрасываемого каждым источником, м3/с.

 

Из (3) определяются безразмерные коэффициенты, входящие в это уравнение:

 

                                          (5)

 

где  Тос. – температура окружающей среды, принята равной 20ºС, или Тос = 20 + 273 = 293 К.

 

               (6)

 

                                               (7)

 

                   (8)

 

     Предельно допустимый выброс двуокиси азота NO2 при сгорании природного газа на свече составляет

 

  г/с       (9)

 

а ПДВ окиси азота NO равен

 

  *г/с      (10)

   Характеристики выбросов окислов азота  при сгорании природного газа на свече; имеют ниже следующие значения. Масса окислов азота при сжигании 1 м3 природного газа равна [5]:

 г/н м3 газа;                                                               (11)

 

Секундный выброс окислов азота при работе парогенераторов:

 

 г/с;                                        (12)

 

 г/с;                                                                      (13)

 

  г/с;                                               (14)

 г/с;                                               (15)

 

 г/с;                                              (16)

 

 г/с.                                                    (17)

 

      При определении влияния процесса горения природного газа на свече на
экологическую   обстановку   в   рабочей   зоне необходимо исходить из     наиболее неблагоприятных условий, из-за загрязнения атмосферного воздух за счет эксплуатации одновременно двух парогенераторов.

      В этой связи для улучшения экологической обстановки предлагается следующий режим их работы.  При продувке одного из парогенераторов другой работает с максимальной паропроизводительностью.  При этих условиях сумма соотношений максимальных выбросов окислов азота и ПДВ каждого вида вредных веществ по всем источникам выбросов равна

 

 

       Полученные результаты расчетов позволяют сделать вывод о том, что при осуществлении выбросов от одного парогенератора и продувке другого,
максимальная приземная концентрация окислов азота не превышает предельно
допустимые нормы ПДК а рабочей зоне. Кроме того, следует отметить, что
экологическая обстановка в рабочей зоне при работе двух парогенераторов с
максимальной паропроизводительностью более напряженна, чем при работе одного парогенератора и продувке другого.

 

 

Литература

 

1. Кенжетаев Г.Ж. К вопросу автоматизации гелиоустройств при применении их  в системах сбора и утилизации нефти в амбарах-накопителях. Инженерно-технический журнал «КИП и А в Казахстане»., № 1, 2003., с 21-23

2. Шапницкий В.Н. Разработка нормативов ПДВ для защиты атмосферы. Справочник. – М.: Металлургия, 1990.

3. Варгафтик А.Б. Справочник по теплофизическим свойствам газов.  – М.: Наука, 1972. 186 с.

4. Шицкова А.П. Охрана окружающей среды в нефтеперерабатывающей промышленности. – М.: Химия. 1989. 245 с.

5. Методика расчета концентраций в атмосферном воздухе вредных веществ, содержащихся в выбросах предприятий. ОНД-86. ГОСКОМГИДРОМЕТ. –Л.: Гидрометеоиздат, 1987. 273 с.