МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ВЫБРОСОВ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ

1997

08.04.98                                                ПРИКАЗ                                         № ____199__

г. москва

Об утверждении методик расчета выбросов
загрязняющих веществ в атмосферу

С целью обеспечения единого подхода к расчету выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух. ПРИКАЗЫВАЮ:

1. Утвердить Методические указания по определению выбросов загрязняющих веществ из резервуаров (приложение 1), Методику расчета выбросов вредных веществ в атмосферу при сжигании попутного нефтяного газа на факельных установках (приложение 2).

2. Управлению государственного экологического контроля и безопасности окружающей среды (Куценко) и территориальным органам Госкомэкологии России принять к руководству методики расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров и при сжигании попутного нефтяного газа на факельных установках.

3. Контроль за выполнением настоящего приказа оставляю за собой.

Председатель                      (роспись)                                           В.И. Данилов-Данильян

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

г. Тверь

" ____ " ___________ 199__ г.                                                                    № ______

12 мая 1998 года

ПРИКАЗ №42-п

В целях обеспечения единого подхода к расчету выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух приказываю:

Ввести в действие с 1 июня 1998 года методики расчета выбросов загрязняющих веществ из резервуаров и при сжигании попутного нефтяного газа на факельных установках.

Председатель комитета                    (роспись)                                         В.М. Поздняков

Приложение № 1

к приказу

Госкомэкологии России

от 08.04.98 № 199

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ВЫБРОСОВ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ

1997

СВЕДЕНИЯ О ДОКУМЕНТЕ

РАЗРАБОТАН      Казанским управлением "Оргнефтехимзаводы", г. Казань

Начальник Ф.Ф. Мухаметшин

МП "БЕЛИНЭКОМП". г. Новополоцк

Директор Б.Ш. Иофик

АОЗТ "ЛЮБЭКОП", г. Москва

Генеральный директор Ю.Л. Мазель

ВНЕСЕН                Управлением государственного экологического контроля и экологической безопасности окружающей среды

СОГЛАСОВАН    Научно-исследовательским институтом по охране атмосферного воздуха

УТВЕРЖДЕН        приказом Госкомэкологии России № ______ от ______

ВКЛЮЧЕН           в "Перечень Методических документов по расчету выделений (выбросов) загрязняющих веществ в атмосферу".

ВВЕДЕН                в действие с 01.01.1998г. сроком на 2 года для практического применения при учете и оценке выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров для хранения нефтепродуктов на предприятиях различных отраслей промышленности и сельского хозяйства Российской Федерации.

Настоящий документ не может быть тиражирован и распространен в качестве официального издания без письменного разрешения разработчика.

Введение

1.1. Настоящий документ:

Разработан с целью создания единой методологической основы по определению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров на действующих, проектируемых и реконструируемых предприятиях;

Устанавливает порядок определения выбросов загрязняющих веществ из резервуаров для хранения нефтепродуктов расчетным методом, в том числе и на основе удельных показателей выделения;

Распространяется на источники выбросов загрязняющих веществ нефте- и газоперерабатывающих предприятий, предприятий по обеспечению нефтепродуктами (нефтебазы, склады горюче-смазочных материалов, магистральные нефтепродуктопроводы, автозаправочные станции), тепловых электростанций (ТЭЦ), котельных и других отраслей промышленности;

Применяется в качестве основного методического документа предприятиями и территориальными комитетами по охране природы, специализированными организациями, проводящими работы по нормированию выбросов и контролю за соблюдением установленных нормативов ПДВ.

Полученные по настоящему документу результаты используются при учете и нормировании выбросов загрязняющих веществ от источников предприятий, технологические процессы которых связаны с хранением нефтепродуктов в резервуарах различных типов, а также в экспертных оценках для определения экологических характеристик подобного оборудования.

1. Ссылки на нормативные документы

Методические указания разработаны в соответствии со следующими нормативными документами:

1. ГОСТ 17.2.1.01-77. Охрана природы. Атмосфера. Источники и метеорологические факторы загрязнения, промышленные выбросы. М., Изд-во стандартов, 1978.

2. ГОСТ 17.2.4.02-78. Охрана природы. Атмосфера. Правила установления допустимых выбросов вредных веществ промышленными предприятиями. М., Изд-во стандартов, 1980.

3. ГОСТ 17.2.4.02-81. Охрана природы. Атмосфера. Общие требования к методам определения загрязняющих веществ. М., Изд-во стандартов, 1982.

4. ГОСТ 8.563-96. Методика выполнения измерений. М., Изд-во стандартов, 1996.

2. Основные обозначения

М - максимальные выбросы загрязняющих веществ в атмосферу, г/с;

G - годовые выбросы загрязняющих веществ в атмосферу, т/год;

V^max - максимальный объем паровоздушной смеси, вытесняемой из резервуаров во время его закачки, принимаемый равным производительности насоса, м³/час;

Q_оз, - количество нефтепродуктов, закачиваемое в резервуары АЭС в течение осенне-зимнего периода года, м³/период;

Q_вл - то же, в течение весенне-летнего периода, м³/период;

В - количество жидкости, закачиваемое в резервуары в течение года, т/год;

В_оз - то же, в течение осенне-зимнего периода, т/период;

В_вл - то же, в течение весенне-летнего периода, т/период;

t_нк - температура начала кипения жидкости, "С;

t_ж^max, t_ж^min - максимальная и минимальная температура жидкости в резервуаре, °С;

r_ж - плотность жидкости, т/м³;

t₁, t₂ - время эксплуатации резервуара соответственно, сут/год и час/сут;

Р₃₈ - давление насыщенных паров нефтей и бензинов при температуре 38°С и соотношении газ-жидкость 4:1, мм.рт.ст.;

С₂₀ - концентрация насыщенных паров нефтепродуктов (кроме бензина) при температуре 20°С и соотношении газ-жидкость 4:1, г/м³;

P_t - давление насыщенных паров индивидуальных веществ при температуре жидкости, мм.рт.ст.;

P_i - парциальное давление пара индивидуального вещества над многокомпонентным раствором, в равновесии с которым он (пар) находится, Па или мм.рт.ст.

А, В, С - константы в уравнении Антуана для расчета равновесного давления насыщенных паров жидкости;

К_r - константа Генри для расчета давления газов над водными растворами, мм.рт.ст.;

К_t, К_р, К_в, К_об, К_нп - коэффициенты;

Х₁ - массовая доля вещества;

m - молекулярная масса паров жидкости;

V_p - объем резервуара, м³;

N_p - количество резервуаров, шт.;

С_i - концентрация i-го загрязняющего вещества, % масс.;

С_t - концентрация паров нефтепродукта в резервуаре, г/м³;

У₂, У₃ - средние удельные выбросы из резервуара соответственно в осенне-зимний весенне-летний периоды года, г/т;

G_хp - выбросы паров нефтепродуктов при хранении бензина автомобильного в одном резервуаре, т/год;

V_сл - объем слитого нефтепродукта в резервуар АЗС, м³;

С_р - концентрация паров нефтепродуктов при закачке в резервуар АЗС, г/м³;

С_б - то же в баки автомашин, г/м³;

G_ык - выбросы пиров нефтепродуктов при закачке в резервуары АЭС и в баки автомашин. т/год;

Q_пр - неорганизованные выбросы паров нефтепродуктов при проливах на АЗС, т/год.

3. Термины и определения

Термины	Определения
Загрязнение атмосферы	Изменение состава атмосферы в результате наличия в ней примеси.
Загрязняющее воздух вещество	Примесь в атмосфере, оказывающая неблагоприятное действие на окружающую среду и здоровье людей.
Выброс вещества	Вещество, поступающее в атмосферу из источника примеси.
Концентрация примеси в атмосфере	Количество вещества, содержащееся в единице массы или объема воздуха, приведенного к нормальным условиям
Предельно-допустимая концентрация примеси в атмосфере	Максимальная концентрация примеси в атмосфере, отнесенная к определенному времени осреднения, которая при периодическом воздействии или на протяжении всей жизни человека не оказывает на него вредного действия, и на окружающую среду в целом.
Ориентировочно безопасный уровень воздействия загрязняющего атмосферу вещества (ОБУВ)	Временный гигиенический норматив для загрязняющего атмосферу вещества, устанавливаемый расчетным методом для целей проектирования промышленных объектов

4. Общие положения

4.1. Разработка настоящего документа проведена исходя из определения термина "унификация" - приведение тлеющихся путей расчета выбросов от однотипных резервуаров на действующих, проектируемых и реконструируемых предприятиях в пределах массива существующих методик к наибольшему возможному единообразию.

4.2. В документе приведены справочно-информационные и экспериментальные данные о физико-химических свойствах, концентрациях и величинах удельных выбросов из резервуаров для хранения наиболее распространенных индивидуальных веществ и многокомпонентных технических смесей, применяемых в нефтехимической, нефтеперерабатывающей и других отраслях промышленности, а также расчетные формулы для определения максимальных (г/с) и валовых (т/г) выбросов соответствующих загрязняющих веществ.

4.3. По данной методике могут выполняться расчеты выделений (выбросов) загрязняющих веществ:

- для нефти и низкокипящих нефтепродуктов (бензин или бензиновые фракции) - суммы предельных углеводородов C₁-С₁₀ и непредельных С₂-C₅ (в пересчете на C₅) и ароматических углеводородов (бензол, толуол, этилбензол, ксилолы);

- для высококипящих нефтепродуктов (керосин, дизельное топливо, масла, присадки и т.п.) - суммы углеводородов С₁₂-С₁₉.

4.4. Расчеты ПДВ (ВСВ) в атмосферу от резервуаров с нефтями и бензинами выполняются с учетом разделения их на группы веществ:

• углеводороды предельные алифатические ряда C₁-С₁₀ (в пересчете на пентан*);

• углеводороды непредельные C₂-C₅ (в пересчете на амилен);

• бензол, толуол, этилбензол, ксилолы;

• сероводород.

Остальные технические смеси (дизельное топливо, печное и др., мазут) не имеют ПДК (ОВУВ). Поэтому, выбросы от этих продуктов временно принимаются как "углеводороды предельные С₁₂-С₁₉". Значения ПДК и ОБУВ ряда веществ и технических смесей представлены в Приложении 1.

4.5. Индивидуальный состав нефтепродуктов определяется по данным завода-изготовителя (техническому паспорту) или инструментальным методом.

4.6. Только для случаев недостаточности информации для расчета по данной методике, а также, когда источник загрязнения не охватывается разделами настоящего документа, рекомендуется руководствоваться отраслевыми методиками, включенными в "Перечень..." [1].

*Примечание: до утверждения ОБУВ для C₁-C₅ и С₆-С₁₀.

5. Выбросы загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров перерабатывающих, нефтедобывающих предприятий и магистральных нефтепроводов

5.1. Исходные данные для расчета выбросов

5.1.1. Данные предприятия

По данным предприятия принимаются:

- максимальный объем паровоздушной смеси, вытесняемой из резервуара (группы одноцелевых резервуаров) во время его закачки (V_q^max м³/час), равный производительности насоса;

- количество жидкости, закачиваемое в резервуары в течение года (В, т/год) или иного периода года;

- температура начала кипения (t_нк, °C) нефтей и бензинов;

- плотность (r_ж, т/м³) нефтей и нефтепродуктов;

- время эксплуатации резервуара или групп одноцелевых резервуаров (t₁, сут/год, t₂, час/сут);

- давления насыщенных паров нефтей и бензинов (Р₁₈, мм.рт.ст.) определяются при температуре ) 38˚с и соотношении газ-жидкость 4:1.

Примечание. Для нефтеперерабатывающих заводов и других крупных предприятий давление насыщенных паров целесообразно определять газохроматографическим методом.

Физико-химические свойства некоторых газов и жидкостей представлены в приложении 2.

5.1.2. Инструментальные измерения

Температуру жидкости измеряют при максимальных (t_ж^max, °C) и минимальных (t_ж^min, °C) ее значениях в период закачки в резервуар.

Идентификацию паров нефтей и бензинов (С_i, % масс.) по группам углеводородов и индивидуальным веществам (предельные, непредельные, бензол, толуол, этилбензол, ксилолы и сероводород) необходимо проводить для всех вышеуказанных предприятий. Углеводородный состав определяют газохроматографическим методом, а сероводород - фотометрическим [2-4].

Концентрации насыщенных паров различных нефтепродуктов (кроме бензина) при 20˚С и соотношении газ-жидкость 4:1 (С₂₀, г/м³) определяются газохроматографическими методами [3-4] специализированными подразделениями или организациями, имеющими аттестат аккредитации и при необходимости, соответствующие лицензии.

5.1.3. Расчет давления насыщенных паров индивидуальных жидкостей

Давления насыщенных паров индивидуальных жидкостей при фактической температуре (P_t, мм.рт.ст.) определяются но уравнениям Антуана:

                                                  (5.1.1)

или

                                                    (5.1.2)

где: А, В, С - константы, зависящие от природы вещества, для предприятий нефтепереработки принимаются по приложению 3, а для предприятий иного профиля - по справочным данным, например, "Справочник химика" т.1. Л. "Химия", 1967.

Кроме того, давление насыщенных паров жидкостей можно принимать и по номограммам P_t=f(t_ж), например, [10] (Павлов К.Ф. и др. "Примеры и задачи по курсу процессов и аппаратов химической технологии", М., "Химия", 1964), и по ведомственным справочникам.

Примечание: Парциальное равновесное давление пара индивидуального вещества (в паро-воздушной смеси) над многокомпонентным раствором (нефтепродуктом) может быть определено по закону Рауля [9]:

Р_t=Р_t*х_i

где: x_i - мольная доля i-го вещества в растворе;

Р_t - определяется по уравнениям 5.1.1 - 5.1.2.

5.1.4. Расчет давления газов над их водными растворами

Давления гадов над их водными растворами при фактической температуре (p_t, мм.рт.ст.) рассчитываются по формуле:

                                                        (5.1.3)

где: К_r - константа Генри, мм.рт.ст., принимается по справочным данным или (для некоторых газов) по приложению 4;

X_i - массовая доля i-го газа, кг/кг воды;

18 - молекулярная масса воды;

m_i - молекулярная масса i-го газа (см. п. 5.1.5).

5.1.5. Определение молекулярной массы паров жидкостей

Молекулярная масса паров нефтей и нефтепродуктов принимается в зависимости от температуры начала их кипения по приложению 5.

Молекулярная масса однокомпонентных веществ нефтепереработки принимается по данным приложения 2, а для других продуктов - по справочным данным или, расчетам, исходя из структурной формулы вещества.

Атомные массы некоторых элементов представлены в приложении 6.

5.1.6. определение опытных значений коэффициентов К_t

k_t - опытный коэффициент для пересчета значений концентраций насыщенных паров в резервуарах при температуре 38˚С к фактической температуре.

                                                      (5.1.4)

где: r_t - плотность паров жидкости при фактической температуре, кг/м³;

r₃₈ - то же, при температуре 38˚С, кг/м³.

Значения коэффициента k_t^max и k_t^min принимаются в зависимости от максимальной (max) и минимальной (min) температуры жидкости при закачке ее в резервуар по приложению 7.

5.1.7 определение опытных значений коэффициентов К_p

К_р - опытный коэффициент, характеризующий эксплуатационные особенности резервуара.

                                                                  (5.1.5)

где: С_ф - фактическая концентрация паров жидкости, г/м³;

С_н - концентрация насыщенных паров жидкости, г/м³.

С_ф и С_н определяются при одной и той же температуре.

Все эксплуатируемые на предприятии резервуары определяются по следующим признакам:

наименование жидкости;

индивидуальный резервуар или группа одноцелевых резервуаров;

объем;

наземный или заглубленный;

вертикальное или горизонтальное расположение;

режим эксплуатации (мерник или буферная емкость);

оснащенность техническими средствами сокращения выбросов (ССВ): понтон, плавающая крыша (ПК), газовая обвязка резервуаров (ГОР);

количество групп одноцелевых резервуаров.

Примечание 1. Режим эксплуатации "буферная емкость" характеризуется совпадением объемов закачки и откачки жидкости из одного и того же резервуара.

Значения К_р принимаются по данным приложения 8, кроме ГОР.

При этом в приложении 8:

К_р подразделяются, в зависимости от разности температур закачиваемой жидкости и температуры атмосферного воздуха в наиболее холодный период года, на три группы:

Группа А. Нефть из магистрального трубопровода и другие нефтепродукты при температуре закачиваемой жидкости, близкой к температуре воздуха.

Группа Б. Нефть после электрообессоливающей установки (ЭЛОУ), бензины товарные, бензины широкой фракции (прямогонные, катализаты, рафинады, крекинг-бензины и т.д.) и другие продукты при температуре закачиваемой жидкости, не превышающей 30°С по сравнению с температурой воздуха.

Группа В. Узкие бензиновые фракции, ароматические углеводороды, керосин, топлива, масла и другие жидкости при температуре, превышающей 30˚С по сравнению, с температурой воздуха.

Значения коэффициента К_р^гор для газовой обвязки группы одноцелевых резерваров определяются в зависимости от одновременности закачки и откачки жидкости из резервуаров:

                                        (5.1.6)

где: (q_зак-Q_отк) - абсолютная средняя разность объемов закачиваемой и откачиваемой из резервуаров жидкости.

Примечание 2. Для группы одноцелевых резервуаров с имеющимися техническими средствами сокращения выбросов (ССВ) и при их отсутствии (ОТС) определяются средние значения коэффициента К_р^ср по формуле:

                                            (5.1.7)

где: V_p - объем резервуара, м³;

N_p - количество резервуаров, шт.

5.1.8. определение значений коэффициентов К_в

Коэффициент К_в рассчитывается на основе формулы Черникина (ф-ла 1, [13] в зависимости от значения давления насыщенных паров над жидкостью.

При Р_t£ 540 мм.рт.ст. К_в=1, а при больших значениях принимается по данным приложения 9.

5.1.9. Определение опытных значений коэффициентов K_об

Значение коэффициента К_об принимается в зависимости от годовой оборачиваемости резервуаров (п):

                                                           (5.1.8)

где: V_p - объем одноцелевого резервуара, м³.

Значения опытного коэффициента К_об принимаются по приложению 10.

5.2. Выбросы паров нефтей и бензинов

Валовые выбросы паров (газов) нефтей и бензинов рассчитываются но формулам:

максимальные выбросы (М, г/с)

M=P₃₈ * m * K_t^max* K_p^max * K_в* V_ч^max * 0.163*10^-4                      (5.2.1)

годовые выбросы (G, т/год)

                               (5.2.2)

где: Р₃₈ - давление насыщенных паров нефтей и бензинов при температуре 38˚С;

m - молекулярная масса паров жидкости;

К_t^min, К_t^max - опытные коэффициенты, принимаются по приложению 7.

К_р^cp, К_p^max - опытные коэффициенты, принимаются по приложению 8.

V_ч^max - максимальный объем паровоздушной смеси, вытесняемой из резервуара во время его закачки, м³/час;

К_а - опытный коэффициент, принимается по приложению 9;

К_об - коэффициент оборачиваемости, принимается по приложению 10;

r_ж - плотность жидкости, т/м³;

В - количество жидкости, закачиваемое в резервуары в течения года, т/год.

Примечание 1. Для предприятии, имеющих более 10 групп одноцелевых резервуаров, допускается принимать значения коэффициента К_р^ср и при максимальных выбросах.

Примечание 2. В случае, если бензины автомобильные закачиваются в группу одноцелевых резервуаров в летний период, как бензин "летний", а в зимний период года, как бензин "зимний", то:

(5.2.3)

Выбросы паров нефтей и бензинов по группам углеводородов (предельных и непредельных), бензола, толуола, этилбензола, ксилола и сероводорода рассчитываются по формулам:

максимальные выбросы (М_i, г/с) i-гo загрязняющего вещества:

M_i=M * C_i * 10^-2                                                          (5.2.4)

годовые выбросы (g_i, т/год):

G_i=G * C_i * 10^-2                                                           (5.2.5)

где С_i - концентрация i го загрязняющего вещества % масс.

5.3. выбросы паров индивидуальных веществ

Выбросы нарой жидкости рассчитываются по формулам:

максимальные выбросы (М, г/с)

                                       (5.3.1)

годовые выбросы (G, т/год)

                                  (5.3.2)

где P_t^min, P_t^max - давление насыщенных паров жидкости при минимальной и максимальной температуре жидкости соответственно, мм.рт.ст.;

m - молекулярная масса паров жидкости;

К_р^cp, K_p^max - опытные коэффициенты, принимаются по приложению 8;

К_B - опытный коэффициент, принимается по приложению 9;

V_ч^max - максимальный объем паровоздушной смеси, вытесняемой из резервуаров во время его закачки, м³/час;

r_ж - плотность жидкости, т/м³;

t_ж^min, t_ж^max - минимальная и максимальная температура жидкости в резервуаре соответственно, ˚С;

К_об - коэффициент оборачиваемости, принимается по приложению 10;

В - количество жидкости, закачиваемое в резервуар в течение года, т/год.

5.4. выбросы патов многокомпонентных жидких смесей известного состава

Выбросы i-гo компонента паров жидкости рассчитываются по формуле

максимальные выбросы (М_i г/с)

                                       (5.4.1)

годовые выбросы (G, т/год)

                    (5.4.2)

где Р_ti^min, Р_ti^max - давление насыщенных паров i-гo компонента при минимальной и максимальной температуре жидкости соответственно, мм.рт.ст.;

X_i - массовая доля вещества:

К_р^cp, K_p^max - опытные коэффициенты принимаются по приложению 8;

К_B - опытный коэффициент, принимается по приложению 9;

К_об - коэффициент оборачиваемости, принимается по приложению 10;

t_ж^min, t_ж^max - минимальная и максимальная температура жидкости в резервуаре соответственно, ˚С;

V^max - максимальный объем паровоздушной смеси, вытесняемой из резервуаров во время его закачки, м³/час;

В - количество жидкости, закачиваемое в резервуар в течение года, т/год.

Данные по компонентному составу растворителей, лаков, красок и т.д. представлены в приложении 11.

5.5. выбросы газов из водных растворов

Выбросы i-гo компонента газа из водных растворов рассчитываются по формулам:

максимальные выбросы (М_i, г/с)

                                       (5.5.1)

годовые выбросы (G_i, т/год)

                             (5.5.2)

где: К_r^min, К_r^max - константа Генри при минимальной и максимальной температурах соответственно, мм.рт.ст.;

X_i - массовая доля вещества,

К_р^ср, К_р^max - опытные коэффициенты, принимаются по приложению 8.

V_ч^max - максимальный объем паровоздушной смеси, вытесняемой из резервуара во время его закачки, м³/час,

t_ж^min, t_ж^max - минимальная и максимальная температура жидкости в резервуаре соответственно, °С;

t₁,. t₂ - время эксплуатации резервуара соответственно сут/год и час/сут.

5.6. Выбросы паров нефтепродуктов (кроме бензинов)

Выбросы паров нефтепродуктов рассчитываются по формуле:

максимальные выбросы (М, г/с)

M=C₂₀ * K_t^max * K_p^max * V_ч^max : 3600                                    (5.6.1)

годовые выбросы (G, т/год)

                                         (5.6.2)

где С₂₀ - концентрация насыщенных паров нефтепродуктов при температуре 20°С, г/м³;

К_t^min, К_t^max - опытные коэффициенты, при минимальной и максимальной температурах жидкости соответственно, принимаются по приложению 7;

К_р - опытный коэффициент, принимается по приложению 8;

К_об - опытный коэффициент, принимается по приложению 10;

В - количество жидкости, закачиваемое в резервуар в течение года, т/год.

V_ч^max - максимальный объем паровоздушной смеси, вытесняемой из резервуара во время его закачки, м³/час;

r_ж - плотность жидкости, т/м³;

Примечание 1. Для предприятий, имеющих более 10 групп одноцелевых резервуаров (керосинов, дизтоплив и т.д.) допускается принимать значения коэффициента К_р^cp и при максимальных выбросах.

Примечание 2. В случае, если дизельное топливо закачивается в группу одноцелевых резервуаров в летний период, как ДТ "летнее", а в зимний период года, как ДТ "зимнее", то:

                                      (5.6.3)

где С₂₀ⁿ, C₂₀³ - концентрация насыщенных паров летнего и зимнего вида дизельного топлива соответственно, г/м³.

6. Выбросы паров нефтепродуктов в атмосферу из резервуаров нефтебаз, ТЭЦ, котельных, складов ГСМ

6.1. исходные данные для расчета выбросов

Количество закачиваемой в резервуар жидкости принимается по данным предприятия в осенне-зимний (В_оз, т) период года и весенне-летний (В_вл, т) период. Кроме того, определяется объем паровоздушной смеси, вытесняемой из резервуара во время его закачки (V_ч, м³/час). принимаемый равным производительности насоса.

Значения опытных коэффициентов К_р принимается по данным приложения 8.

Примечание. Выбросы от резервуаров с нижним и боковым подогревом одновременно рассчитывать согласно раздела 5.6. настоящих методических указаний.

6.2. Выбросы паров нефтепродуктов

Валовые выбросы паров нефтепродуктов рассчитываются по формулам *:

максимальные выбросы (М, г/с)

M=C₁ * K_p^max * V_ч^max : 3600                                        (6.2.1)

годовые выбросы (G, т/год)

G=(У₂ * В_оз + У₃ * В_вл) * K_p^max * 10^-6 + G_xp * K_нп * N_p                      (6.2.2)

где: С_i - концентрация паров нефтепродукта в резервуаре, г/м³, принимается по приложению 12:

у₂, У₃- средние удельные выбросы из резервуара соответственно в осенне-зимний и весенне-летний периоды года, г/т, принимаются по приложению 12;

G_хр - выбросы паров нефтепродуктов при хранении бензина автомобильного в одном резервуаре, т/год, принимается по приложению 13;

К_нп - опытный коэффициент, принимается по приложению 12.

При этом:

К_нп=С_{20 l} : C_{20 ба}                                                       (6.2.3)

где: С_{20 i} - концентрация насыщенных паров нефтепродуктов при 20˚С, г/м³;

С_{20 ба} - то же, паров бензина автомобильного, г/м³.

*) При этом выбросы индивидуальных компонентов по группам рассчитываются по формулам (5.2.4 и 5.2.5).

Концентрации углеводородов (предельных, непредельных), бензола, толуола, этилбензола и ксилолов (С_i, % масс.) в парах товарных бензинов приведены в приложении 14.

7. Выбросы паров нефтепродуктов в атмосферу из резервуаров автозаправочных станций

7.1. исходные данные для расчета выбросов

Для расчета максимальных выбросов принимается объем слитого нефтепродукта (V_сл, м³) из автоцистерны в резервуар.

Количество закачиваемого в резервуар нефтепродукта принимается по данным АЗС в осенне-зимний (Q_оз, м³) и весенне-летний (G_вл, м³) периоды года.

Примечание. Одновременная закачка нефтепродукта в резервуары и баки автомобилей не осуществляется.

7.2. Выбросы паров нефтепродуктов

Валовые выбросы паров нефтепродуктов рассчитываются по формулам *:

*) Выбросы индивидуальных компонентов по группам рассчитываются по формулам (5.2.4 и 5.2.5).

максимальные выбросы (М, г/с)

автобензины и дизельное топливо

М=(С_р^max * V_cp) : 1200                                            (7.2.1)

масла

М=(С_р^max * V_cp) : 3600                                            (7.2.2)

где: 1200 и 3600 - среднее время слива, с;

годовые выбросы (G, т/год) рассчитываются суммарно при закачке в резервуар, баки автомашин (G_зак) и при проливах нефтепродуктов на поверхность (G_пр)*:

G=G_зак + G_пр                                                       (7.2.3)

G_зак=[(С_р + C_б) * Q_оз + (C_p + С_б) * Q_вл] * 10^-6                          (7.2.4)

где: С_р, С_б - концентрации паров нефтепродуктов в выбросах паровоздушной смеси при заполнении резервуаров и баков автомашин, г/м³, принимаются по приложению 15.

Годовые выбросы (G, т/год) при проливах составляют *:

для автобензинов

G_пр=125 * (Q_оз+ Q_вл) * 10^-6                                        (7.2.5)

для дизтоплив

G_пр=50 * (Q_оз+ Q_вл) * 10^-6                                          (7.2.6)

Для масел

G_пр=12.5 * (Q_оз+ Q_вл) * 10^-6                                       (7.2.7)

где: 125, 50, 12.5 - удельные выбросы, г/м *

Значения концентраций паров углеводородов (С, г/м³) в выбросах паровоздушной смеси при заполнении резервуара и баков автомашин приведены в приложении 15.

Значения концентраций паров бензинов (предельных, непредельных), бензола, толуола, этилбензола и ксилола** приведены в приложении 14.

* - В качестве удельных выбросов при "проливах" приведены данные о потерях при стекании нефтепродукта со стенок заправочных и сливных шлангов в граммах, отнесенных к 1 м³ соответствующего нефтепродукта.

** - Здесь и далее под термином "ксилол" подразумевается смесь орто-, мета- и параизомеров (синоним "ксилолы").

8. Примеры расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу

8.1 НПЗ. Бензин-катализат. Валовые выбросы

Исходные данные

Наименование продукта	Р38,	tмк, ˚С	tж, °C		Vчmax м3/час	В, т/год	rж т/м3
	мм.рт.ст		max	min
Бензин-каталнзат	420	42	32	10	56	300000	0.74

Продолжение исходных данных

Конструкция резервуара	Режим эксплуатации	ссв	vр, м3	Np, шт.	Количество групп
Наземный вертикальный	мерник	Отсутств.	1000	3	22

Табличные данные                                                           Валовый выброс

M	Кtmax	Кtmin	Kpcp	КB	М, г/с	G, т/год
63.7	0.78	0.42	0.62	1.0	11.8100	324.6692

n=300000 : (0.74 * 1000 * 3) 135, а К_об=1.35 (По приложению 10).

Расчеты выбросов:

M=0.163 * 420 * 63.7 * 0.78 * 0.62 *1.0 * 56 * 10^-4 = 11.8100 г/с            (5.2.1)

G=0.294*420*63.7*(0.78*1.0+0.42)*0.62*1.35*300000*10^-70.73=324.6692т/год    (5.2.2)

При необходимости идентификации в выбросах индивидуальных углеводородов по их содержанию в паровой фазе приоритетными являются данные непосредственных инструментальных определений массового состава выброса с последующим расчетом М_i и G_i по формулам 5.2.4 и 5.2.5, соответственно.

Кроме того, для расчета могут быть использованы ориентировочные составы паров нефтепродуктов из приложения 14, а также соотношения давлений насыщенных паров углеводородов при заданной температуре (t_cp=(t_max + t_min) / 2 - для G_i, т/год;

t_max - для M_i, г/сек и коэффициенты пересчета К_i/5 из приложения 16.

Индификация состава выбросов (М=11,8100 г/с; G=321.6692 т/год)

Определяемый	Углеводороды
параметр*	Предельные C1-10							Ароматические
	С5	С6	С7	С8	С9	С10	SС1-10	бензол	толуол	ксилол	S
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
С % мас. (Прил. 14. Стабильный катализат.)							9214	2.53	2.76	1.11	100.0
m1 (Прил. 16)	72.15	86.18	100.20	114.23	128.25	142.29
pi30, Па (Прил. 16)	81770	25200	7763	2454	857	244.7	118288.7
У*1	0.6914	0.2130	0.0656	0.0207	0.0072	0.0021	1,0000
m1, У*1	49.88	18.36	6.57	2.36	0.92	0.30	78.39
С*1. % мас.	63.64	23.42	8.38	3.01	1.17	0.38	100.00
Сi. % мас.	59.09	21.74	7.78	2.79	1.09	0.35	92.84
Mi, г/с	6.97	2.57	0.92	0.33	0.13	0.04	10.96	0,30	0,33	0.22	11.81
Ki/5 (из прил.16)	1.000	1.667	3.125	5.882	10.000	16.667
Ki/5* Mi .r/с (в пересчете на С5)	6.97	4.28	2.88	1.94	1.3	0.67	18.04
Рi20. Па (Прил. 16)	56410	17600	4712	1391	461.0	119.7	80693,7
У*i	0.6991	0.2181	0.0584	0.0172	0.0057	0.0015	1.0000
mi. У*i	50.44	18.80	5.85	1.96	0.73	0.21	77.99
С*i. % мас.	64.67	24,11	7.50	2.51	0.94	0.27	100.00
Сi. % мас.	60.05	22.38	6.96	2.33	0.87	0.25	92.84	2.52	2.76	1.88	100.0
Gi, т/год в пересчете на С5	193.1623	71.9845	22.3882	7.4949	2.7985	0.8042	298.6376	8.1061	8.8781	6.0474	321.6692
Ki/5* Gi, т/год	193.16	120.01	69.96	44.09	27.99	13.40	468.61

*) Примечание. Относительная равновесная мольная доля:

у*_i=Pi / SPi.

Относительная равновесная концентрация, % мас.:

,

Абсолютная концентрация, % мас.

,

Максимальный разовый выброс, г/сек:

,

Валовый выброс, т/год:

.

8.2. НПЗ. Бензин автомобильный. Валовые выбросы. ССВ - понтон и отсутствие ССВ

Исходные данные

Продукт	Р38, мм.рт.ст		tмк, ˚С		tж, °C		Vчmax	В, т/год	rж т/м3
	летний	зимний	летн.	зимн.	max	min	м3/час
Бензин автом.	425	525	40	35	30	+5	250	1460000	0.73

Продолжение исходных данных

Конструкция резервуара	Режим эксплуатации	ссв	vр, м3	Np, шт.	Количество групп
Наземный вертикальный	мерник	Отсутств.	10000 5000	2 2	22

Табличные данные                                                           Расчеты

m		Кtmax	Кtmin	Kpcp		Kpcp	Выбросы
летн.	зимн.			Понтон	отсут.		М, г/с	G, т/год
63.1	61.5	0.74	0.35	0.11	0.60	0.27	21.8344	865.3175

Средние значения                              (5.1.7)

n=1460000 : [0.73 * (10000 * 2 + 5000 * 2)]=67, а К_об=1.75            (5.1.8)

Расчеты выбросов:

М=0.163 * 425 * 63.1 * 0.74 * 0.27 * 1.0 * 250 * 10^-4=21.8344 г/с *)

 т/год *)   (5.2.3)

*) Примечание. Порядок расчета выбросов индивидуальных углеводородов аналогичен примеру 8.1.

8.3. НПЗ. Бензин автомобильный. Идентификация выбросов

Исходные данные

Продукт	Р38, мм.рт.ст		tмк, ˚С		tж, °C		Vчmax	В, т/год	rж т/м3
	летний	зимний	летн.	зимн.	max	min	м3/час
Бензин автом.	425	525	40	35	30	+5	250	1460000	0.73

Продолжение исходных данных

Конструкция резервуара	Режим эксплуат.	ссв	vр, м3	Np, шт.	Количество групп
Наземный вертикальный	мерник	Отсутств.	5000	4	22

Табличные данные                                                           Валовые выбросы

m		Кtmax	Кtmin	Kpcp	Kв	М, г/с	G, т/год
летн.	зимн.
63.1	61.5	0.74	0.35	0.60	1.0	48.5209	1483.4014

n=1460000 : (0.73 * 5000 *4)=100, а К_об=1.35

Расчеты валовых выбросов:

М=0.163*425 63.1*0.74* 0.60* 1.0 * 250 * 10^-4=48.5209 г/с

т/год

Концентрации веществ в выбросах, %масс
Углевод. пред. алиф. С1-С10	Углевод. непред. С2-С5	Бензол	Толуол	Этилбензол	Ксилолы	Сероводород
94.223	2.52	1.82	1.16	0.045	0.132	отс.

	Идентификация состава выбросов
Выбросы	Углевод. пред. алиф. С1-С10	Углевод. непред. С2-С5	Бензол	Толуол	Этилбензол	Ксилолы	Сероводород
М, г/с	45.8000	1.2200	0.8830	0.5630	0.0218	0.0640	отс
Gi, т/год	1400.0000	37.4000	27.0000	17.2000	0.6680	1.9600	отс

Примечание: При необходимости идентификации в выбросах индивидуальных углеводородов предельных С₁-С₁₀ и непредельных С₂-C₅ по известному их содержанию в паровой фазе используются коэффициенты пересчета K_i/5 из приложения 16:

	Идентификация состава выбросов углеводородов
Выбросы	Предельные C1-С10							Непредельные С2-С5
	С4	С5	С6	С7	С8	С9	С10	С4	С5
Сi %мас	28.064	32.848	20.773	9.030	2.889	0.599	0.125	0.22	2.30
М, г/с	13.6	15.9	10.1	4.4	1.4	0.3	0.1	0.11	1.11
Gi, т/г	416.3	487.3	308.1	134.0	42.8	8.9	1.9	3.3	34.1
Кi/C5* Мi	6.8	15.9	16.8	13.8	8.2	3.0	1.7	0.04	1.11
MC1-10/C5=SKi/C5 * Мi=66.2 г/с								МC2-С5/С5=SKi/C5 * Мi=1.15 г/с
GC1-10/C5=SKi/C5 * Gi=1856.4								GC2-C5/C5=SKi/C5 * Gi=35.4

8.4 НПЗ. Керосин технический

Исходные данные

Наименование	C20, г/м3	tж, °C		Vчmax м3/час	В, т/год	rж т/м3
продукта		max	min
Керосин техн.	11.2	55	25	70	500000	0.85

Продолжение исходных данных

Конструкция резервуара	Режим эксплуат.	ссв	vр, м3	Np, шт.	Количество групп
Наземный вертикальный	мерник	Отсутств.	3000	4	22

Табличные данные                                                           Выбросы

Кtmax	Кtmin	Kpcp	М, г/с	G, т/год
2.88	1.20	0.63	0.3950	16.9000

n=500000 : (0.85 * 3000 * 4) = 49, а К_об=2.0

М=11.2 * 2.88 * 0.63 * 70 : 3600=0.3950 г/с

 т/год

8.5. Растворитель № 646. Выбросы компонентов

Исходные данные

Наименование продукта	tж, °C		Vчmax м3/час	В, т/год	Конструкция резервуара
	max	min
Раствор. № 646	30	20	0.5	1300	горизонтальный

Продолжение исходных данных                                     Табличные данные

Режим эксплуатации	ссв	vр, м3	Np, шт.	Крmax	Kpcp
Мерник	отс.	5	4	1.0	0.7

Продолжение табличных данных

Компонент	Константы Антуана			m	rж т/м3	Сi, %масс
	А	В	С
Ацетон	7.2506	1281.7	237	58.1	0.792	7
Бутиловый спирт	8.7051	2058.4	246	74.1	0.805	10
Бутилацетат	7.006	1340.7	199	116	0.882	10
Толуол	6.95334	1343.94	219.38	92.1	0.867	50
Этиловый спирт	9.274	2239	273	46.1	0.789	15
Этилцеллозольв	8.416	2135	253	90	0.931	8

Расчеты

Компонент	Р30	Р20	Xi : mi	Xi : ri	M, г/с	G, т/год
	мм.рт.ст.
Ацетон	282	183	0.00120	0.088	0.0112	0.1081
Бутиловый спирт	17.7	9.26	0.00135	0.124	0.0010	0.0090
Бутилацетат	14.2	7.66	0.000860	0.113	0.00080	0.0073
Толуол	36.7	21.8	0.00543	0.577	0.0104	0.0971
Этиловый спирт	76.7	42.9	0.00325	0.190	0.0065	0.0596
Этилцеллозольв	7.44	3.94	0.00089	0.086	0.00034	0.0010

Примечание. Х_i=С_i : 100

S(X_i : m_i)=0.00120 + 0.00135 + 0.00086 + 0.00543 + 0.00325 + 0.00089=0.0130

(X_i : r_i)=0.088 + 0.124 + 0.113 + 0.577 + 0.190 + 0.086=1.178

n=1300 : 0.849 : 5 : 4 = 77, а К_об=1.5

 г/с и т.д.

 т/год и т.д.

8.6. Нефтебаза. Бензин автомобильный. Валовые выбросы

Исходные данные

Наименование продукта	Vчmax м3/час	Воз, m	Ввл, m	Конструкция резервуара	Режим эксплуатац.
Бензин автомоб.	400	16000	24000	наземный вертикальн.	мерник

Продолжение исходных данных

Vp, м3	Np, шт.	ссв	Крmax
5000	8	отсут.	0.80

М=972 * 0.80 * 400 : 3600 = 86.4 г/с

G=(780 * 16000 + 1100 * 24000) * 0.8х10^-6 + 5.8 * 1.0 * 8=77.504 т/год

8.7. АЭС. Бензин автомобильный. Валовые выбросы

Исходные данные

Наименование продукта	Vсл, м3	Qоз, m	Qвл, м3	Конструкция резервуара
Автобензин	40	3150	3150	заглубленный

Табличные данные                                                                     Выбросы

Cmax	Сроз	Срвл	Сбоз	Срвл	М, г/с*)	G, т/год*)
480	210	255	420	515	1.60	5.1975

М=480 * 4.0:1200 = 1.60 г/с

G= [(210 + 420) * 3150 + (255 + 515) * 3150 + 125 * (3150 + 3150)] * 10^-6=5.1975 т/год

*) Примечание. Порядок расчета выбросов индивидуальных углеводородов аналогичен примеру 8.1.

8.8. ТЭЦ. Мазут топочный (резервуар с нижним боковым подогревом).

Исходные данные

Согласно примечания к п.6.1. отсчет ведется по п.5.6.

Наименование продукта	С20, г/м3	Конструкция резервуара	Режим эксплуатации
Мазут топочный М-100	54	наземный вертикальный с нижним и боковым подогревом	мерник

Продолжение исходных данных

ссв	Vр, м3	Nр, шт.	Кол-во групп	tж, ˚C		Vчmax м3/ч	В, т/год	rж, т/м3
				max	min
отсут.	1000	3	1	60	60	85	10000	1.015

Табличные данные                                                                     Выбросы

Кtmax	Кtmin	Кpcp	Кpmax	Коб	М, г/с*)	G, т/год*)
3.2	3.2	0.65	0.93	2.5	0,3794	0,2766

n=10000 : (1.015 1000 * 3) = 9.85

М=5.4 * 3.2 * 0.93 * 85 : 3600=0.3794 г/с

G=(5.4 * 3.2 + 3.2 * 0.65 * 2.5 * 10000) : (2 * 10⁶* 1.015)=0.2766 т/год

8.9. ТЭЦ. Мазут топочный (резервуар без обогрева).

Исходные данные

Наименование продукта	Конструкция резервуара	Воз, т	Ввл, т	Vчmax м3/час	Режим эксплуатации
Мазут топочный М-100	наземный вертикальный без обогрева	5000	5000	85	мерник

Продолжение исходных данных

ссв	Vp, м3	Nр, шт.
Отсут.	1000	3

Табличные данные                                                                     Выбросы

У1, г/м3	У2, г/т	У3, г/т	Кpmax	Gxp	Кнп	М, г/с*)	G, т/год*)
5.4	4.0	4.0	0.83	1.49	4.3*10-3	0.1058	0.0524

М=5.4 * 0.83 * 85 : 3600=0.1058 г/с

G=(4.0 * 5000 + 4.0 * 5000) * 0.83 * 10^-6 + 1.49 * 4.3 * 10^-3 * 3=0.0524 т/год

*) Примечание. При расчетах ПДВ и ВСВ - учитывать класс опасности 4, ПДК_С12-19=1 мг/м³.

Используемая литература

1.  Перечень методических документов по расчету выделений (выбросов) загрязняющих веществ в атмосферный воздух. С.-Пб., 1998.

2. Методика определения концентрации сероводорода фотометрическим методом по реакции образования "метиленового голубого". Сборник методик по определению концентраций загрязняющих веществ в промышленных выбросах. Л., 1987.

3. Методика газохроматографического измерения массовой концентрации предельных углеводородов C₁-C₅, а также С₆ и выше (суммарно) в промышленных выбросах. Казанское ПНУ "Оргнефтехимзаводы", ЗАО "Любэкоп", МП "Белинэкомп", 1997.

4.  Методика газохроматографического измерения массовой концентрации предельных углеводородов С₁-C₁₀ (суммарно), непредельных углеводородов С₂-C₅ (суммарно) и ароматических углеводородов(бензола, толуола, этилбензола, ксилолов, стирола) при их совместном присутствии в промышленных выбросах. Казанское ПНУ "Оргнефтехимзаводы", ЗАО "Любэкоп", МП "Белинэкомп", 1997.

5. Перечень и коды веществ, загрязняющих атмосферный воздух. - С.П.: НИИ Охраны атмосферного воздуха. Министерство охраны окружающей Среды и природных ресурсов РФ, Фирма "Интеграл". 1997

6. Дополнение № 9-38-96 к списку "Ориентировочные безопасные уровни воздействия (ОБУВ) загрязняющих веществ в атмосферном воздухе населенных мест". Утвержден Главным Государственным санитарным врачом Республики Беларусь от 23 февраля 1996г.

7. Справочник химика. T.1. Л.: "Химия", 1967. С. 1070

8. Краткий справочник по химии. Киев.: "Наукова думка", 1974. С. 992

9. Тищенко Н.Ф. Охрана атмосферного воздуха. М.: "Химия", 1991. С. 368

10. Павлов К.Ф. и др. Примеры и задачи по курсу процессов и аппаратов химической технологии. М., Л.,: "Химия", 1964. С. 664

11. Константинов Н.Н. Борьба потерями от испарения нефти и нефтепродуктов. М.: Гостоптехиздат, 1961. С. 250

12. Сборник методик по расчету выбросов в атмосферу загрязняющих веществ различными производствами. Л., Гидрометеоиздат. 1986. С. 184.

13. Экспериментально-расчетная методика определения потерь нефти от испарения из резервуара. Уфа. 1990.

ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение 1
Предельно допустимые концентрации (ПДК) и ориентировочные безопасные уровни воздействия (ОБУВ) загрязняющих веществ в атмосферном воздухе населенных мест

Вещество	Класс опасности	ПДК м.р. мг/м3	ПДК c.с. мг/м3	ОБУВ мг/м3
1	2	3	4	5
Углеводороды предельные алифатического ряда
Метан				50
Бутан	4	200
Пентан	4	100	25
Гексан	4	60
Углеводороды непредельные
Этилен	3	3	3
Пропилен	3	3	3
Бутилен	4	3	3
Амилен (смесь изомеров)	4	1.5	1.5
Углеводороды ароматические
Бензол	2	1.5	0.1
Толуол	3	0.6	0.6
Этилбензол	3	0.02	0.02
Ксилолы	3	0.2	0.2
Изопропилбензол	4	0.014	0.014
Прочие вещества
Спирт метиловый	3	1	0.5
Спирт этиловый	4	5	5
Спирт изобутиловый	4	0.1	0.1
Серная кислота	2	0.3	0.1
Уксусная кислота	3	0.2	0.06
Ацетон	4	0.35	0.35
Метилэтилкетон				0.1
Фурфурол	3	0.05	0.05
Фенол	2	0.01	0.03
Гидроперекись изопропилбензола	2	0.007	0.007
Этиленгликоль				1
Аммиак	4	0.2	0.04
Сернистый ангидрид	3	0.5	0.05
Сероводород	2	0.008
Формальдегид	2	0.035	0.003
Хлор	2	0.1	0.03
Хлористый водород (соляная кислота)	2	0.2	0.2
Углеводороды предельные алифатического ряда C1-C10	4			25
Керосин				1.2
Масло минеральное нефтяное				0.05
Углеводороды предельные С12-С19	4	1	4
Уайт-спирит				1
Сольвент нафга				0.2
Скипидар	4	2	1

Примечание 1. Значения ПДК (ОБУВ) приведены из [5].

Примечание 2. Значения ОБУВ углеводородов предельных алифатического ряда С₁-С₁₀ к приведены из [6] и распространяются только па территорию Республики Беларусь.

Приложение 2
Физико-химические свойства некоторых газов и жидкостей

Вещество	Формула	Температура нач. кип. ˚С	Плотность жидкости rж, т/м3	Молекул. Масса
1	2	3	4	5
Бутан	C4H10	-0.5	-	58.12
Пентан	С5Н12	36.1	0.626	72.15
Гексан	С6Н14	68.7	0.660	86.18
Гептан	с7н16	98.4	0.684	100.21
Изооктан	с8н18	93.3	0.692	114.24
Цетан	с16н34	287.5	0.774	226.45
Этилен	С2Н4	-103.7	-	28.05
Пропилен	с3н6	-47.8	-	42.08
Бутилен	с4н8	-6.3	-	56.11
Амилен	с5н10	30.2	0.641	70.14
Бензол	с6н6	80.1	0.879	78.11
Толуол	c7h8	110.6	0.867	92.14
О-Ксилол	с8н10	144.4	0.881	106.17
М-Ксилол	с8н10	139.1	0.864	106.17
П-Ксилол	с8н10	138.35	0.861	106.17
Этилбензол	с8н10	136.2	0.867	106.17
Изопропилбензол	С9Н12	152.5	0.862	120.20
Спирт метиловый	СН4О	64.7	0.792	32.04
Спирт этиловый	с2н6о	78.37	0.789	46.07
Спирт изобутиловый	с4н10о	108	0.805	74.12
Уксусная кислота	C2H4O2	118.1	1.049	60.05
Ацетон	с3н6о	56.24	0.792	58.08
Метилэтилкетон	с4н8о	796	0.805	72.10
Фурфурол	с5н8о2	161.7	1.159	96.09
Фенол	С6Н6О	182	-	94.11
Этиленгликоль	C2H6O2	197.2	1.114	62.07
Диэтиленгликоль	С4Н10О3	244.33	1.118	106.12
Аммиак	nh3	-33.15	-	17.03
Сернистый ангидрид	so2	-10.1	-	64.06
Сероводород	н2s	-60.8	-	34.08
Формальдегид	ch2o	-21	-	30.03
Хлор	cl2	-31.6	-	70.91
Хлористый водород	НСL	-85.1	-	36.46

Примечание. Физико-химические свойства приняты по данным [7.8]

Приложение 3
Константы уравнения Антуана некоторых веществ

Вещество	Уравнение	Интервал температур, ˚С		Константы
		От	До	А	В	С
1	2	3	4	5	6	7
Углеводороды предельные алифатического ряда
Бутан	2 2	-60 45	45 152	6.13029 7.39949	945.9 1299	240.0 219.1
Пентан	2	-30	120	6.87372	1075.82	233.36
Гексан	2	-60	110	6.17776	1171.53	224.37
Гептан	2	-60	130	6.90027	1266.87	216.76
Изооктан*	2	-15	131	6.1117	1259.2	221
Цетан	2	70	175	7.33309	2036.4	172.5
Углеводороды непредельные
Этилен	2	-70	9.5	7.2058	761.26	282.43
Пропилен	2 2	-47.7 0.0	0.0 91.4	6.64808 7.57951	712.19 1220.33	236.80 309.10
Бутилен	2	-67	40	6.84290	926.10	240.00
Амилен	2	-60	100	6.78568	1014.29	229.71
цис-Пентен-2	2	-60	82	6.87540	1069.47	230.79
транс-Пентен-2	2	-60	81	6.90575	1083.99	232.97
2-Метилбутен-1	2	-60	75	6.87314	1053.78	233.79
2-Метилбутен-2	2	-60	15	6.91562	1095.09	232.84
2-Метилбутен-З	2	-60	60	6.82611	1013.47	23612
Углеводороды ароматические
Бензол	2 2	-20 5.5	5.5 160	6.48198 6.91210	902.28 1214.64	178.10 221.20
Толуол	1 2	-92 20	15 200	8.330 6.95334	2047.3 1143.94	- 219.38
О-Ксилол	2 2	25 50	50 200	7.35638 6.99891	1671.8 1474.68	231.0 213.69
М-Ксилол	2 2	25 45	45 195	7.36810 7.00908	1658.23 1462.27	232.3 215.11
П-Ксилол	2 2	25 45	45 190	7.32611 6.99052	1635.74 1453.43	231.4 215.31
Этилбензол	2 2	20 45	45 190	7.32525 6.95719	1628.0 1424.26	230.7 213.21
Изопропилбензол	2 2	25 60	60 200	7.25827 6.93666	1637.97 1460.79	223.5 207.78
Прочие вещества
Спирт метиловый	1	7	153	8.349	1835	-
Спирт этиловый*	2	-	-	9.274	2239	273
Спирт изобутиловый*	2	-9	116	8.7051	2058.4	246
Уксусная кислота	1 2	-35 16.4	10 118	8.502 7.55716	2177.4 1642.54	- 233.39
Ацетон*	2	15	93	7.2506	1281.7	237
Метилэтилкетон	1	-15	85	7.754	1725.0	-
Фурфурол	2	-	-	4.427	1052	273
Фенол	2 2	0 41	40 93	11.5638 7.86819	3586.36 2011.4	273 222
Этиленгликоль	1	25	90	8.863	2694.7	-
Диэтиленгликоль	1	80	165	8.1527	2727.3	-

Примечание. Константы уравнении Антуана (без звездочек) приняты по [7], а со звездочками - по [9].

Приложение 4
Значения постоянной К_r для водных растворов некоторых газов

(в таблице даны значения K_r*10^-9 в мм.рт.ст.)

	Газ
tж, ˚С	Метан	Этан	Этилен	Ацетилен	Хлор	Сероводород	Диоксид серы	Хлористый водород	Аммиак
0	17000	9550	4190	550.0	204.0	203.0	12.50	1.850	1.560
5	19700	11800	4960	640.0	250.0	239.0	15.20	1.910	1.680
10	22600	14400	5840	730.0	297.0	278.0	18.40	1.970	1.800
15	23600	17200	6800	820.0	346.0	321.0	22.00	2.030	1.930
20	28500	20000	7740	920.0	402.0	367.0	26.60	2.090	2.080
25	31400	23000	8670	1010	454.0	414.0	31.00	2.150	2.230
30	34100	26000	9620	1110	502.0	463.0	36.40	2.200	2.410
40	39500	32200	-	-	600.0	566.0	49.50	2.270	-
60	47600	42900	-	-	731.0	782.0	83.90	2.240	-
80	51800	50200	-	-	730.0	1030	128.0	-	-
100	53300	52600	-	-	-	1120	-	-	-

Примечание. Значения постоянной К_r, приняты по [10].

Приложение 5
Значения молекулярной массы паров (m) нефтей и бензинов

tнк	m	tнк	m	tнк	m	tнк	m	tнк	m	tнк	m
Пары нефтей и ловушечных продуктов
10	11.0	20	57.0	30	63.0	40	69.0	50	75.0	60	81
11	51.6	21	57.6	31	63.6	41	69.6	51	75.6	65	84
12	52.2	22	58.2	32	64.2	42	70.2	52	76.2	70	87
13	53.4	23	58.1	33	64.1	43	70.8	53	76.8	75	90
14	53.4	24	59.4	34	65.4	44	71.4	54	77.4	80	93
15	54.0	25	60.0	35	66.0	45	72.0	55	78.0	85	96
16	54.6	26	60.6	36	66.6	46	72.6	56	78.6	90	99
17	55.2	27	61.2	37	67.2	47	73.2	57	79.2	95	102
18	55.8	28	61.8	38	67.8	48	73.8	58	79.8	100	105
19	56.4	29	62.4	39	68.4	49	74.4	59	80.4	110	111
Пары бензинов и бензиновых фракций
30	60.0	36	61.8	42	63.7	48	65.7	54	67.8	60	70
31	60.3	37	62.1	43	64.1	49	66.1	55	68.1	62	71
32	60.6	38	62.5	44	64.4	50	66.4	56	68.5	85	80
33	60.9	39	62.8	45	64.7	51	66.7	57	68.8	105	88
34	61.2	40	63.1	46	65.1	52	67.1	58	69.2	120	95
35	61.5	41	63.4	47	65.4	53	67.4	59	69.5	140	105

Примечание. Значения молекулярной массы паров приняты по формулам [11].

Приложение 6
Атомные массы некоторых элементов

Название	Символ	Атомная масса	Название	Символ	Атомная масса
Азот	N	14.008	Сера	S	32.066
Водород	Н	1.008	Углерод	С	12.011
Кислород	О	16.0	Хлор	Сl	35.457

Приложение 7
Значения опытных коэффициентов К_t

tж, ˚С	Кt	tж, ˚С	Кt	tж, ˚С	Кt	tж, ˚С	Кt	tж, ˚С	Кt
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Нефти и бензины
-30	0.09	-14	0.173	+2	0.31	18	0.54	34	0.82
-29	0.093	-13	0.18	+3	0.33	19	0.56	35	0.83
-28	0.096	-12	0.185	+4	0.34	20	0.57	36	0.85
-27	0.10	-11	0.193	+5	0.35	21	0.58	37	0.87
-26	0.105	-10	0.2	+6	0.36	22	0.60	38	0.88
-25	0.11	-9	0.21	+7	0.375	23	0.62	39	0.90
-24	0.115	-8	0.215	+8	0.39	24	0.64	40	0.91
-23	0.12	-7	0.25	+9	0.40	25	0.66	41	0.93
-22	0.125	-6	0.235	10	0.42	26	0.68	42	0.94
-21	0.13	-5	0.24	11	0.43	27	0.69	43	0.96
-20	0.135	-4	0.25	12	0.445	28	0.71	44	0.98
-19	0.14	-3	0.26	13	0.46	29	0.73	45	1.00
-18	0.145	-2	0.27	14	0.47	30	0.74	46	1.02
-17	0.153	-1	0.28	15	0.49	31	0.76	47	1.04
-16	0.16	0	0.29	16	0.50	32	0.78	48	1.06
-15	0.165	+1	0.3	17	0.52	33	0.80	49	1.08
								50	1.10
Нефтепродукты (кроме бензина)
-30	0.135	-3	0.435	24	1.15	51	2.58	78	4.90
-29	0.14	-2	0.45	25	1.20	52	2.60	79	5.00
-28	0.15	-1	0.47	26	1.23	53	2.70	80	5.08
-27	0.153	0	0.49	27	1.25	54	2.78	81	5.10
-26	0.165	+1	0.52	28	1.30	55	2.88	82	5.15
-25	0.17	+2	0.53	29	1.35	56	2.90	83	5.51
-24	0.175	+3	0.55	30	1.40	57	3.00	84	5.58
-23	0.183	+4	0.57	31	1.43	58	3.08	85	5.60
-22	0.19	+5	0.59	32	1.48	59	3.15	86	5.80
-21	0.20	+6	0.62	33	1.50	60	3.20	87	5.90
-20	0.21	+7	0.64	34	1.55	61	3.30	88	6.0
-19	0.22	+8	0.66	35	1.60	62	3.40	89	6.1
-18	0.23	+9	0.69	36	1.65	63	3.50	90	6.2
-17	0.24	10	0.72	37	1.70	64	3.55	91	6.3
-16	0.255	11	0.74	38	1.75	65	3.60	92	6.4
-15	0.26	12	0.77	39	1.80	66	3.70	93	6.6
-14	0.27	13	0.80	40	1 88	67	3.80	94	6.7
-13	0.78	14	0.82	41	1.93	68	3.90	95	6.8
-12	0.29	15	0.85	42	1.97	69	4.00	96	7.0
-11	0.30	16	0.87	43	2.02	70	4.10	97	7.1
-10	0.32	17	0.90	44	2.09	71	4.20	98	7.2
-9	0.335	18	0.94	45	2.15	72	4.30	99	7.3
-8	0.35	19	0.97	46	2.20	73	4.40	100	7.4
-7	0.365	20	1.00	47	2.25	74	4.50
-6	0.39	21	1.03	48	2.35	75	4.60
-5	0.40	22	1.08	49	2.40	76	4.70
-4	0.42	23	1.10	50	2.50	77	4.80

Приложение 8
Значения опытных коэффициентов К_р

Категория	Конструкция	Крmax, или	Объем резервуара, Vр,. м3
	резервуаров	Крср	100 и менее	200-400	700-1000	2000 и более
1	2	3	4	5	6	7
Режим эксплуатации "мерник". ССВ - отсутствуют
А	Наземный	Крmax	0.90	0.87	0.83	0.80
	вертикальный	Крср	0.63	0.61	0.58	0.56
	Заглубленный	Крmax	0.80	0.77	0.73	0.70
		Крср	0.56	0.54	0.51	0.50
	Наземный	Крmax	1.00	0.97	0.93	0.90
	горизонтальный	Крср	0.70	0.68	0.65	0.63
Б	Наземный	Крmax	0.95	0.92	0.88	0.85
	вертикальный	Крср	0.67	0.64	0.62	0.60
	Заглубленный	Крmax	0/85	0.82	0.78	0.75
		Крср	0.60	0.57	0.35	0.53
	Наземный	Крmax	1.00	0.91	0.96	0.95
	горизонтальный	Крср	0.70	0.69	0.67	0.67
В	Наземный	Крmax	1.00	0.97	0.93	0.90
	вертикальный	Крср	0.70	0.68	0.650	0.63
	Заглубленный	Крmax	0.90	0.87	0.83	080
		Крср	063	0.61	0.58	0.56
	Наземный	Крmax	1.00	1.00	1.00	1.00
	горизонтальный	Крср	0.70	0.70	0.70	0.70
Режим эксплуатации – "мерник". ССВ - понтон
А. Б. В.	Наземный	Крmax	0.20	0.19	0.17	016
	вертикальный	Крср	0.14	0.13	0.12	0.11
Режим эксплуатации - "мерник". ССВ плавающая крыша
А. Б. В.	Наземный	Крmax	0.13	0.13	0.12	0.11
	вертикальный	Крср	0.094	0.087	0.080	0.074
Режим эксплуатации буферная емкие"."
А. Б. В.	Все типы конструкций	Кр	0.10	0.10	0.10	0.10

Приложение 9
Значения коэффициентов К _В

Ро мм.рт.ст.	КВ	Ро мм.рт.ст.	КВ	Ро мм.рт.ст.	КВ
540 и менее	1.00	620	1.33	700	1.81
550	1.03	630	1.38	710	1.89
560	1.07	640	1.44	720	1.97
570	1.11	650	1.49	730	2.05
580	1.15	660	1.55	740	2.14
590	1.19	670	1.61	750	2.23
600	1.24	680	1.68	759	2.32
610	1.28	690	1.74

Приложение 10
Значения опытных коэффициентов k_об

n	100 и более	80	60	40	30	20 и менее
Коб	1.35	1.50	1.75	2.00	2.25	2.50

Приложение 11
Компонентный состав растворителей, лаков, красок и т.д. ( C_i, % массовый)

Компонент	Растворители
	№ 646	№ 647	№ 648	№ 649	РМЛ-218	РМЛ	РМЛ 315	РИД	РКВ-1
Ацетон	7	-	-	-	-	-	-	3	-
Бутиловый спирт	10	1.7	20	20	19	10	15	10	50
Бутилацетат	10	29.8	50	-	9	-	18	18	-
Ксилол	-	-	-	50	23.5	-	25	-	50
Толуол	50	41.3	20	-	32.5	10	25	50	-
Этиловый спирт	15	-	10	-	16	64	-	10	-
Этилцеллозольв	8	-	-	30	3	16	17	-	-
Этилацетат	-	21.2	-	-	16	-	-	9	-
Летучая часть	100	100	100	100	100	100	100	100

Продолжение приложения 11

Компонент	Растворители
	ГКВ-2	м	Р-4	Р-219	АМР-3	РЛ-277	PЛ-278	РЛ-251
Ацетон	-	-	12	23	-	-	-	-
Метилизобутилкетон	-	-	-	-	-	-	-	40
Бутиловый спирт	95	5	-	-	22	-	20	-
Бутилацетат	-	30	12	-	25	-	-	-
Ксилол	5	-	-	-	-	-	30	-
Толуол	-	-	62	33	30	-	25	-
Этиловый спирт	-	60	-	-	23	-	15	-
Этилцеллозольв	-	-	-	-	-	-	10	-
Этилацетат	-	5	-	-	-	-	-	-
Циклогексанон	-	-	-	33	-	50	-	60
Этилгликоль-ацетат	-	-	-	-	-	50	-	-
Летучая часть	100	100	100	100	100	100	100	100

Продолжение приложения 11

Компонент	Лаки
	НЦ-221	НЦ-222	НЦ-223	НЦ-224	НУ-218	НЦ-243	НЦ-52
Ацетон	3.4	-	-	-	-	-	-
Бутиловый спирт	16.6	7.4	10.05	8	6.3	11.1	33
Бутилацетат	12.5	7.2	12.06	10.2	6.3	7.4	-
Этилацетат	8.3	12.4	3.35	10.5	11.2	5.18	-
Этиловый спирт	8.3	12.2	-	34.05	11.2	7.4	1
Ксилол	-	-	16.75	10.3	16.45	-	-
Толуол	33.2	36.3	16.75	-	16.45	37	-
Этилцеллозольв	-	2.5	8.04	-	2.1	5.92	-
Окситерпеновый растворитель	-	-	-	1.95	-	-	-
Сольвент-нафта	-	-	-	-	-	-	4
Формальдегид	-	-	-	-	-	-	0.76
Летучая часть	83.3	78	68	75	70	74	38.76
Сухой остаток	16.9	22	32	25	30	26	61.24

Продолжение приложения 11

Компонент	Грунтовки		Разравнивающая	Распределительная	Нитрополитура	Полировочная
	НЦ-0140	ВНК	жидкость РМЕ	жидкость НЦ-313	НЦ-314	вода №18
1	2	3	4	5	6	7
Ацетон	-	2.3	-	-	-	-
Бутиловый спирт	12	5.3	4	2	-	5
Бутилацетат	16	3.5	15	6.4	8.1	1
Этилацетат	12	9.4	20	5.2	-	2
Этиловый спирт	8	9.4	54	76.7	55.64	69
Ксилол	-	17.8	-	-	-	-
Толуол	16	20.6	-	3.6	8.7	-
Этилцеллозольв	12	17.7	-	3	13.6	-
Циклогексанон	4	-	-	-	-	-
Окситерпеновый растворитель	-	-	1	-	-	-
Бензин "галоша"	-	-	-	-	-	20
Летучая часть	80	70	94	96.9	86	97
Сухой остаток	20	30	6	3.1	14	3

Продолжение приложения 11

Компонент	Полиэфирные, поли- и нитроуретановые краски
	ПЭ-246	ПЭ-265	ПЭ-232	ПЭ-220	ПЭ-250М	УР-277М	ПЭ-251В	УР-245М
Ацетон	1-2	1-2	29	31	38	-	-	-
Бутилацетат	5	5	-	-	-	-	-	26
Стирол	1-2	1-2	-	-	-	-	3-5	-
Ксилол	-	-	1	1.5	1	5	1	16
Толуол	-	-	5	2.5	4	-	1	-
Метилизобутилкетон	-	-	-	-	-	-	8-11	-
Циклогексанон	-	-	-	-	-	34	8-11	14
Этилгликоль-ацетат	-	-	-	-	-	26	-	15
Летучая часть	8	8	35	35	43	65	21-29	71
Сухой остаток	92	92	65	65	57	35	79-71	29

Продолжение приложения 11

Компонент	Эмали
	ПЭ-276	НЦ-25	HЦ-132П	НЦ-1125	НЦ-257	HЦ-258	КВ-518	ПФ-115	ПФ-133	МС-17
Бутилацетат	6	6.6	6.4	6	6.2	6.5	7	-	-	-
Этилцеллозольв	-	5.28	6.4	4.8	4.96	-	-	-	-	-
Ацетон	2-4	462	6.4	4.2	4.34	-	19.h	-	-	-
Бутанол	-	9.9	12	6	9.3	10.4	-	-	-	-
Этанол	-	9.9	16	9	62	5.85	-	-	-	-
Толуол	-	29.7	32.8	30	31	13	-	-	-	-
Этилацетат	-	-	-	-	-	0.75	-	-	-	-
Стирол	2-1	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Ксилол	-	-	-	-	-	16.25	-	22.5	25	60
Сольвент	-	-	-	-	-	-	43.4	-	-	-
Уайтспирит	-	-	-	-	-	-	-	22.5	-	-
Циклогексанон	-	-	-	-	-	3.25	-	-	-	-
Летучая часть	9-10	66	80	60	62	65	70	45	50	60
Сухой остаток	91-90	34	20	40	38	35	30	55	50	40

Продолжение приложения 11

Компонент	Шпатлевки, грунтовка
	ПФ-002	НЦ-008	ХВ-005	ГФ-032 ГС, ГФ-0163	ГФ-031	ГФ-032	ФЛ-03К ФЛ-03Ж	ХС-010	АК-070	Клей ХВК-2А
Ацетон	-	45	8.5	-	-	-	-	17.4	-	17.5
Бутилацетат	-	9	4	-	-	-	-	8	43.5	8.8
Толуол	-	9	20.5	-	-	-	-	41.6	17.4	35
Этанол	-	-	-	-	-	-	-	-	8.7	-
Бутанол	-	1.5	-	-	-	-	-	-	17.4	-
Ксилол	-	-	-	-	51	61	15	-	-	-
Сольвент	25	-	-	25	-	-	-	-	-	-
Этилацетат	-	6	-	-	-	-	-	-	8.7	-
Уайт спирит	-	-	-	-	-	-	15	-	-	-
Летучая часть	25	30	33	32	51	61	30	67	87	70
Сухой остаток	75	70	67	68	49	39	70	33	13

Приложение 12
Значения концентраций паров нефтепродуктов в резервуаре С_i удельных выбросов У₂, У₃ и опытных коэффициентов К_нп

	климатическая зона									Кнп,
	1			2			3			при t
Нефтепродукт	Сi	У2	У3	Сi	У2	У3	Сi	У2	У3	20˚С
	г/м3	г/т	г/т	г/м3	г/т	г/т	г/м3	г/т	г/т
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Бензин автомоб.	777,6	639,60	880,0	972,0	780,0	1100,0	1176,12	967,2	1331,0	1,1
Бензин авиацион.	576,0	393,60	656,0	720,0	480,0	820,0	871,20	595,2	992,20	0,67
БР	288,0	205,00	344,0	344,0	360,0	250,0	430,0	435,60	310,0	0,35
Т-2	244,8	164,00	272,0	306,0	200,0	340,0	370,26	248,0	411,40	0,29
Нефрас	576,0	377,20	824,0	720,0	460,0	780,0	871,20	570,40	943,80	0,66
Уайт спирит	28,8	18,04	29,6	36,0	22,0	37,0	43,56	27,28	44,77	0,033
Изооктан	221,76	98,4	232,0	277,20	120,0	290,0	335,41	148,80	350,90	0,35
Гептан	178,56	78,72	184,0	223,20	96,0	230,0	270,07	119,04	278,80	0,028
Бензол	293,76	114,8	248,0	367,20	140,0	310,0	444,31	173,60	375,10	0,45
Толуол	100,8	34,44	80,0	126,0	42,0	100,0	152,46	52,08	121,00	0,17
Этилбензол	37,44	10,66	28,0	46,80	13,0	35,0	56,63	16,12	42,35	0,067
Ксилол	31,68	9,02	24,0	39,6	11,0	30,0	47,92	13,64	36,30	0,059
Изопропилбензол	21,31	9,84	16,0	29,64	12,0	20,0	32,23	14,88	24,20	0,040
РТ (кроме Т 2)	5,18	2,79	4,8	6,48	3,4	6,0	7,84	4,22	7,26	5,4х10-3
Сольвент нефтяной	8,06	3,94	6,96	10,08	4,8	8,7	12,20	5,95	10,53	8,2х10-3
Керосин технич.	9,79	4,84	8,8	12,24	5,9	11,0	14,81	7,32	13,31	10х10-3
Литроин приборн.	7,2	2,36	5,86	9,0	4,1	7,3	10,89	5,08	8,83	7,3х10-3
Керосин осветит.	6,91	3,61	6,32	8,64	4,4	7,9	10,45	5,46	9,56	7,1х10-3
Дизельное топ.	2,59	1,56	2,08	3,14	1,9	2,6	3,92	2,36	3,15	2,9х10-3
Печное топливо	4,90	2,13	3,84	6,12	2,6	4,8	7,41	3,22	5,81	5,0х10-3
Моторное топливо	1,15	0,82	0,82	1,44	1,0	1,0	1,74	1,24	1,24	1,1х10-3
Мазуты	4,32	3,28	3,28	5,4	4,0	4,0	6,53	4,96	4,96	4,3х10-3
Масла	0,26	0,16	0,16	0,324	0,2	0,2	0,39	0,25	0,25	0,27х10-3

Примечание. Значения Y₂ (осенне-зимний период года) принимаются равными – Y₃ (весенне-летний период) для моторного топлива, мазутов и масел.

Приложение 13
Количество выделяющихся паров бензинов автомобильных при хранении в одном резервуаре С_iр, т/год

	Вид резервуара
	Наземный
Vр, м3	Средства сокращения выбросов				Загубленный	Горизонтальный
	Отсутсв.	Понтон	пл. крыша	ГОР
1-я климатическая зона
100 и менее	0.18	0.040	0.027	0.062	0.053	0.18
200	0.31	0.066	0.044	0.108	0.092	0.31
300	0.45	0.097	0.063	0.156	0.134	0.15
400	0.56	0.120	0.079	0.196	0.170	0.56
700	0.89	0.190	0.120	0.312	0.270	-
1000	1.31	0.250	0.170	0.420	0.360	-
2000	2.16	0.120	0.280	0.750	0.650	-
3000	3.03	0.590	0.400	1.060	0.910	-
5000	4.70	0.920	0.620	1.640	1.410	-
10000	8.180	1.600	1.080	2.860	2.450	-
15000 и более	11.99	2.360	1.590	4.200	3.600	-
2-я климатическая зона
100 и менее	0.22	0.049	0.033	0.077	0.066	0.22
200	0.38	0.081	0.054	0.133	0.114	0.38
300	0.55	0.120	0.078	0.193	0.165	0.45
400	0.69	0.150	0.098	0.242	0.210	0.69
700	1.10	0.230	0.150	0.385	0.330	-
1000	1.49	0.310	0.210	0.520	0.450	-
2000	2.67	0.520	0.350	0.930	0.800	-
3000	3.74	0.730	0.490	1.310	1.120	-
5000	5.80	1.140	0.770	2.030	1.740	-
10000	10.10	1.980	1.330	1.530	3.030	-
15000 и более	14.80	2.910	1.960	5.180	4.440	-
3 я климатическая зона
100 и менее	0.27	0.060	0.041	0.095	0.081	0.27
200	0.47	0.100	0.066	0.164	0.142	0.47
300	0.68	0.157	0.096	0.237	0.203	0.68
400	0.85	0.180	0.121	0.298	0.260	0.85
700	1.35	0.280	0.180	0.474	0.410	-
1000	1.83	0.380	0.260	0.640	0.550	-
2000	3.28	0.640	0.430	1.140	0.980	-
3000	4.60	0.900	0.600	1.610	1.380	-
5000	7.13	1.400	0.950	1.640	2.140	-
10000	12.42	2.440	1.640	2.500	3.730	-
15000 и более	18.20	3.580	2.410	4.340	5.460	-

Приложение 14
Концентрация загрязняющих веществ (% масс.) в парах различных нефтепродуктов [12].

Наименование	Концентрация компонентов Ci, % масс
нефтепродукта	Углеводороды				Этил
	предельные С1-С10	непредельные С2-С5	Бензол	Толуол	бензол	Ксилолы	сероводород
Сырая нефть	99.16	-	0.35	0.22	-	0,11	0,06
Прямогонные бензиновые фракции:	-	-	-	-	-	-	-
62-86	99.05	-	0.55	0.40	-	-	-
62-105	93.90	-	5.89	0.21	-	-	-
85-105	98.64	-	0.24	1.12	-	-	-
85-120	97.61	-	0.05	2.34	-	-	-
85-180	99.25	-	0.15	0.35	-	0,25	-
105-140	95.04	-	-	3.81	-	1,15	-
120-140	95.90	-	-	2.09	-	2,01	-
140-180	99.57	-	-	-	-	0,43	-
НК-180	99.45	-	0.27	0.18	-	0,10	-
Стабильный катализат	92.84	-	2.52	2.76	-	1,88	-
Уайт-спирит	93.74	-	2.15	3.20	-	0,91	-
Бензин-рафинад	98.88	-	0.44	0.42	-	0,26	-
А-76*)	93.85	2.50	2.00	1.45	0,05	0,15	-
Аи-93*)	92.68	2.50	2.30	2.17	0,06	0,29	-
Крекинг-бензин	74.03	25.0	0.58	0.27	-	0,12	-
Ловушечный продукт	С12-С19 98.31	-	Сумма ароматических 1.56				0.13
Керосин	99.84	-	0.10				0.06
Дизельное топливо	99.57	-	0.15				0.28
Мазут	99.31	-	0.21				0.48

*) - по данным разработчиков.

Приложение 15
Концентрации паров нефтепродуктов (С, г/м ³) в выбросах паровоздушной смеси при заполнении резервуаров и баков автомашин

Нефтепродукт	Вид выброса*	Конструкция резервуара			Бак а/м, С6, г/м3
		наземный Ср, г/м3		заглублен. Ср, г/м3
1-я климатическая зона
Бензин автомобильный	макс оз вл	464.0 205.0 248.0	384.0 172.2 255.0		- 3440 412.0
Дизельное топливо	макс оз вл	1.49 0.79 1.06	1.24 0.66 0,88		- 1.31 1,76
Масла	Макс оз вл	0.16 0.10 0.10	0.13 0.08 0.08		- 0.16 0.16
2-я климатическая зона
Бензин автомобильный	макс оз вл	580.0 250.0 310.0	480.0 210.2 255.0		- 420.0 515.0
Дизельное топливо	макс оз вл	1.86 0.96 1.32	1.55 0.80 1.10		- 1.6 2.2
Масла	макс оз вл	020 0.12 0.12	0.16 0.10 0.10		- 0.20 0.20
3-я климатическая зона
Бензин автомобильный	макс оз вл	701.8 310.0 375.1	580.0 260.4 308.5		- 520.0 623.1
Дизельное топливо	макс оз вл	225 1.19 1.60	1.88 099 1.33		- 1.98 266
Масла	макс оз вл	024 0.15 0.15	0.19 0.12 0.12		- 0.25 0.24

* макс - максимальный выброс; оз - выброс в осенне-зимний период; вл- выброс в весенне-летний период.

Приложение 16
Давление насыщенных паров углеводородов, Па

Углеводороды
Температура ˚С	н-бутан	н-пентан	н-гексан	н-гептан	н-октан	н-нонан	н-декан	бутен-2	пентен-2
-30	44800	5098	956	174	31.5	7.5	-	22600	4860
-20	45500	9021	1587	386	78.9	17.9	-	36900	9690
-10	70000	15260	1480	789	179.6	49.8	8.6	57800	14700
0	-	24400	6110	1512	380.4	114.0	22.9	87100	23800
10	-	37750	10450	2737	748.8	234.5	54.4	-	37000
20	-	56410	17600	4712	1391.0	461.0	119.7	-	55400
25	-	68160	20350	6079	1859	633.0	174.5	-	67300
30	-	81770	25200	7763	2454	857.0	244.7	-	80750
mi	58.12	72.15	86.18	100.20	114.23	128.25	142.29	56.08	70.13
Кi/5 для Сi % об.	0.4021	1.0000	1.9908	4.3399	9.3131	17.7755	32.8690	0.3998	1.0000
Кi/5 для Сi % мас	0.500	1.000	1.667	3.125	5.882	10.000	16.667	0.500	1.000