СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЫБРОСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ В АТМОСФЕРУ Российский патент 2022 года по МПК E21B47/00 B65D90/50 

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.]

где С_ср - средняя объемная концентрация углеводородов в выходящей паровоздушной смеси за весь период заполнения,

C₀, C₁, С₂, С₃ - объемная концентрация углеводородов в выходящей из резервуара паровоздушной смеси в начале наполнения, в двух промежуточных точках и в конце наполнения, доли единицы;

С_н, Т_н, V_н, Р_н - объемная концентрация углеводородов и температура в газовом пространстве резервуара, а также объем газового пространства (ГП) резервуара и давление в нем в начале заполнения;

С_к, Т_к, V_к, Р_к - то же в конце заполнения;

ρ₀ - 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:

- среднее содержание углеводородов в 1 м³ 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

где: m_y - среднее содержание углеводородов в 1 м³ паровоздушной смеси;

K_п - средний коэффициент превышения объема паровоздушной смеси, вытесненной в атмосферу, над объемом закачки;

Т_н, V_н, Р_г1 - температура, объем и давление газового пространства резервуара в начале движения ПВС в монтажном патрубке резервуара;

Т_к, V_к, Р_г2 - температура, объем и давление газового пространства резервуара на момент прекращения движения ПВС в монтажном патрубке резервуара;

V_г - объем газового пространства резервуара в процессе хранения;

с_н, с_к - 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.

Изобретение относится к транспорту и хранению нефти и нефтепродуктов, в частности к методам контроля выбросов углеводородов из резервуаров в атмосферу. Способ предусматривает измерение уровня и отбор пробы находящейся в резервуаре нефти/нефтепродукта, а также измерение температуры и давления в газовом пространстве резервуара, а также содержание кислорода в вытесняемой из резервуара паровоздушной смеси (ПВС). Исходя из полученных данных вычисляют массу выброса углеводородов в атмосферу при заполнении резервуара нефтью/нефтепродуктом по формуле при неподвижном хранении нефти/нефтепродукта вычисляют по формуле -где: m_y - среднее содержание углеводородов в 1 м³ паровоздушной смеси; K_п - средний коэффициент превышения объема паровоздушной смеси, вытесненной в атмосферу, над объемом закачки; Т_н, V_н, Р_г1 - температура, объем и давление газового пространства резервуара в начале движения ПВС в монтажном патрубке резервуара; Т_к, V_к, Р_г2 - температура, объем и давление газового пространства резервуара на момент прекращения движения ПВС в монтажном патрубке резервуара; V_г - объем газового пространства резервуара в процессе хранения; с_н, с_к - 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. Полученные значения выбросов суммируют за сутки, неделю или другой необходимый период времени, при этом в рамках этого же периода производят определение молярной массы паров нефти/нефтепродукта, закачиваемой/находящейся в резервуаре. Обеспечивается уменьшение трудоемкости и повышение точности определения выбросов углеводородов в атмосферу, а также расширение арсенала технических средств. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

1. Способ определения выброса паров углеводородов из резервуаров в атмосферу, предусматривающий измерение уровня нефти/нефтепродукта, находящейся в нем, а также отбор пробы нефти/нефтепродукта, отличающийся тем, что в начале и при прекращении движения паровоздушной смеси (ПВС) в монтажном патрубке дыхательной арматуры измеряют температуру и давление в газовом пространстве резервуара, а также содержание кислорода в вытесняемой из резервуара паровоздушной смеси, исходя из полученных данных вычисляют массу выброса углеводородов в атмосферу по формулам:

при заполнении резервуара нефтью/нефтепродуктом

при неподвижном хранении нефти/нефтепродукта

где m_y - среднее содержание углеводородов в 1 м³ паровоздушной смеси;

K_п - средний коэффициент превышения объема паровоздушной смеси, вытесненной в атмосферу, над объемом закачки;

Т_н, V_н, Р_г1 - температура, объем и давление газового пространства резервуара в начале движения ПВС в монтажном патрубке резервуара;

Т_к, V_к, Р_г2 - температура, объем и давление газового пространства резервуара на момент прекращения движения ПВС в монтажном патрубке резервуара;

V_г - объем газового пространства резервуара в процессе хранения;

с_н, с_к - 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;

полученные значения выбросов суммируют за сутки, неделю или другой необходимый период времени, при этом в рамках этого же периода производят определение молярной массы паров нефти/нефтепродукта, закачиваемой/находящейся в резервуаре.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для определения моментов начала и окончания выброса углеводородов используют датчик расхода паровоздушной смеси, при этом значения температуры, давления и уровня нефти/нефтепродукта, содержания кислорода в вытесняемой из резервуара паровоздушной смеси также фиксируют по показаниям датчиков.