1 ЛПДС как источник загрязнения окружающей среды

1.1 Анализ загрязнения среды обитания

1.2

Ингридиент	Класс	ПДК		Фактический
		ПДК м.р ,	ОБУВ,мг/ м3
Смесь углеводородов	4	-	2,5	1489,06
Сероводород	2	0,008	-	-

Алканы С6
Алканы С13
Арены моно- и дициклические С6
Полициклические С12

2 Проектирование системы защиты атмосферы

2.2.1. Абсорбционные УУП

2.2.2 Адсорбционные УЛФ

2.4.2 Технологический расчет внедряемого сепаратора

		40
2
3
4
5
6
7

2.4.4 Технологический расчет внедряемого теплообменника

Сложность расчета теплообменников заключается в решении уравнений, описывающих процесс теплообмена. Для определения поверхности теплообмена используется формула Ньютона – Фурье [18]:

Где Q – количество вводимого или отводимого тепла за единицу времени, Дж/с;

к- коэффициент теплоотдачи, Дж /(см² ·с);

- средняя логарифмическая разность температуры в ºС (температурный напор).

Примем следующие исходные данные.

Согласно внедряемой схеме стабилизации нефти, в теплообменнике Т2 необходимо охладить то количество нефти, которое поступает в него из сепаратора С2. Производительность сепаратора составляет 3310 м³ /ч. Для расчета внедряемого теплообменника необходимо принять следующие исходные данные.

В холодильнике, представляющем собой теплообменник требуется охладить горячую нефть расходом G₂ = 238320 кг/ч и теплоемкостью С_н = 2200 Дж /кг ·ºС от температуры t^н _н = 90 ºС до t_k ^н = 40 ºС.

Начальная температура охлаждающей воды t_н ^в = 25 ºС.

Теплоемкость воды С_в = 4190 Дж/кг· ºС [18].

Коэффициент теплопередачи воды К = 290Вт/ м² · ºС[18].

Определим необходимый расход воды для охлаждения нефти, поверхность теплообмена и в прямотоке и противотоке.

1.Тепловая нагрузка теплообменника определяется по формуле :

То есть количество тепла, которое необходимо отдать охлаждающей воде будет равным :

Q ₂ =

2. При прямотоке конечная температура воды t_н ^в не может быть выше конечной температуры нефти t_k ^н = 40 ºС. Исходя из этого, можно принять приблизительно t_н ^в = 35 ºС. Тогда, используя уравнение теплового баланса Q₂ = Q_x , можно определить расход охлаждaющей воды G_в. (Q_x - количество холода, используемое для охлаждения горячей нефти).

Тогда расход водыG _В = кг/с = кг/ч.

3.Необходимая поверхность теплообмена вычисляется по уравнение

где - температурный напор, = .

Средний температурный поток при прямотоке :

ºС

4.Тогда необходимая поверхность теплообмена при прямотоке :

5.Средний температурный поток при противотоке

ºС

6.Необходимая поверхность теплообмена при противотоке

Таким образом, рассчитано, что для охлаждения 3310 м³ горячей нефти от температуры 90 ºС до 40 ºС за час необходимо 137775 кг воды. Так же определено, что при одинаковом расходе воды необходимая поверхность теплообмена при противотоке меньше(F = 179 м³ ), чем в прямотоке (F= 236 м³ ).

2.4.5 Насос для системы стабилизации нефти

Для перекачивания нефти в разработанной системе стабилизации нефти внедрен центробежный нефтяной насос 6НДв-Нт-ЕУ2.Данный насосиспользуется для перекачивания незагрязненных механическими примесями нефти, нефтепродуктов. Содержание твердых включений в перекачиваемых средах должно быть не более 0,2% по массе и размером не более 0,2 мм [35]. Насос 6НДв-Нт-ЕУ2 – центробежный, горизонтальный, одноступенчатый с 2-хсторонним полуспиральным подводом жидкости к рабочему колесу и спиральным отводом.

Насос 6НДв-Нт-Е У2 ТУ3631-066-05747979-96
где 6- диаметр напорного патрубка в мм, уменьшенный в 25 раз;
НД - насос двустороннего входа;
в - высоконапорный; с - средненапорный;
Б -бензиновый; Н - нефтяной;
т - одинарное торцовое уплотнение;
Е - стальной корпус;
У2 - категория размещения.

Таблица 5 - Технических характеристик [35]

Наименование параметра	Величина параметра
Диаметр, мм	325 – 1200
Условное давление, МПа	до 6,3
Поверхность теплообмена, м²	10 – 915
Диаметр и толщина стенки теплообменной трубы, мм	20×2; 25×2; 25×2,5
Длина теплообменной трубы, м	3,6
Число ходов	2, 4
Материальное исполнение	сталь углеродистая, сталь нержавеющая, сталь молибденсодержащая

Марка агрегата	Подача, м3 /час	Напор, м	Частота вращения, об/мин	Потребляемая мощность, кВт
6НДв-Бт	50- 200	50.00	1450	68.00

для насосов с проточной частью из стали- 0,6 МПа (6кгс/см² )
для насосов с проточной частью из чугуна- 0,3 МПа (3кгс/см² )

2.5 Материальный баланс системы стабилизации нефти

За год функционирования резервуарного парка с 54 резервуарами годовая оборачиваемость нефти составляет G = 300000 тонн. Максимальный выход легкой газовой фракции нефти составляет 40 - 45% в расчете на массу сырья [34]. Основываясь на эти данные, составлен материальный баланс стабилизации нефти и представлен в таблице 6.

Таблица 6 - Материальный баланс стабилизации нефти

Количество несконденсировавшихся газов составляет 15 тонн в год (5 % масс). Таким образом, разработанная схема защиты атмосферы позволит снизить потери легких газовых фракций нефти до 95%.

2.6 Обоснование эко-эффективности разработанной системы стабилизации нефти.

Определим, какое количество выбросов образуется при функционировании резервуарного парка, состоящего из 54 резервуаров, и годовой оборачиваемостью нефти, равной 300000 тонн.

2.6.1 Расчет выбросов загрязняющих веществ в атмосферу при хранении нефти в наземных резервуарах.

Для расчета приняты следующие обозначения и допущения: Объем резервуара – 1000м³ .В - количество жидкости, закачиваемое в резервуары в течение года, т/год.M - максимальные выбросы загрязняющих веществ в атмосферу, г/с;G - годовые выбросы загрязняющих веществ в атмосферу, т/год;t _нк - температура начала кипения жидкости, С;t_ж ^max ,t_ж ^min - температура соответственно при максимальной и минимальной закачке жидкости в резервуар, С;p_ж - плотность жидкости, т/куб.м;m - молекулярная масса паров жидкости;V_р - объем резервуара, куб.м;N_р - количество резервуаров, шт.;Р₃₈ - давление насыщенных паров нефтей и бензинов при Т = 38°С; К_t ^max , К_t ­^min - опытные коэффициенты, равные 0,78 и 0,42 соответственно; К_P ^CP - опытный коэффициент, равный 0,62;Q_Ч ­^MAX - максимальный объем паровоздушной смеси, вытесняемой из резервуаров во время его закачки, куб.м/час;К _В - опытный коэффициент, равен 1; P_Ж - плотность жидкости, т/куб.м; Таблица 7 - Данные продукта :

Наименование продукта	­Р38, мм.рт.ст	t­НК ­, ­ºС	Тж , ºС			Qч max , куб.м/час	В, т/год	РЖ, т/куб.м
			Tmin	Tmax
Нефть	420	42	10		32	56	300000	0,74

1.Значение коэффициента К_об принимается в зависимости от годовойоборачиваемости резервуаров (n) (1):n = В/ ( р_ж · V_p · N_p ) (1) n = 300000 / (0,74 х 1000 · 6) = 135, а К _об = 1,352.Валовые выбросы паров нефти рассчитываются согласно формулам (2) и (3): - максимальные выбросы (М, г/с): М = Р₃₈ · К_т ^max · К_P ^max · К_В · Q_Ч · 0,163·10^-4 ( 2 ) - годовые выбросы (G, т/год): G =[ Р₃₈ · m · ( K_T ^max · K_B ^min + K^СР _T ­) · K_P · K_{O Б} ·В ·0,294 ] /10^-7 (3) Максимальные выбросы и годовые выбросы составят: М=0,163 · 420 · 63,7· 0,78 · 0,62 · 1,0 · 56 · 10^-4 = 11,8100 г/с. G= 0,294·420 ·63,7·(0,78·1,0 + 0,42)·0,62·1,35 ·300000 ·10^-7 = 324,6692 т/год.

Таким образом, при функционировании резервуарного парка, состоящего из 54 резервуаров, и годовой оборачиваемостью нефти, равной 300000 тонн, образуется 325 000 тонн загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу.

Внедрение разработанной системы защиты атмосферы, основанной на стабилизации нефти, позволит снизить потерилегких газовых фракций нефти до 95%. Это в 20 раз меньше годового выброса загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров, функционирующих без систем улавливания.

При этом экоэффективность разработанной системы достигнет 100%. Поскольку стабилизируется 95 % нефти, а 5% нестабилизированного сырья в виде несконденсировавшихся газов направляется на газобензиновый завод, где он полностью используется.

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  772  773  774   ..