Методические указания по определению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров

Назва: 
Методические указания по определению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров

Download


ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ВЫБРОСОВ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ

1997


ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

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


ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ТВЕРСКОЙ ОБЛАСТИ

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;

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

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

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

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

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

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

tнк - температура начала кипения жидкости, "С;

tжmax, tжmin - максимальная и минимальная температура жидкости в резервуаре, °С;

rж - 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, ммт.ст.;

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

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

Pi - 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;

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

Кt, Кр, Кв, Коб, Кнп - коэффициенты;

Х1 - массовая доля вещества;

m - молекулярная масса паров жидкости;

Vp - объем резервуара, м3;

Np - количество резервуаров, шт.;

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

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

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

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

Vсл - объем слитого нефтепродукта в резервуар АЗС, м3;

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

Сб - то же в баки автомашин, г/м3;

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

Qпр - 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 C110 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 С1219.

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 C110 (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 С1219". 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 С610.

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 (Vqmax м3/час), равный производительности насоса;

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

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

- плотность (rж, 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 (tжmax, °C) и минимальных (tжmin, °C) ее значениях в период закачки в резервуар.

Идентификацию паров нефтей и бензинов (Сi, % 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 (Pt, 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 Pt=f(tж), 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]:

Рtti

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

Рt - 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 (pt, мм.рт.ст.) рассчитываются по формуле:

                                                        (5.1.3)

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

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

18 - молекулярная масса воды;

mi - 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 Кt

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

                                                      (5.1.4)

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

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

Значения коэффициента ktmax и ktmin 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 Кp

Кр - опытный коэффициент, характеризующий эксплуатационные особенности резервуара.

                                                                  (5.1.5)

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

Сн - концентрация насыщенных паров жидкости, г/м3.

Сф и Сн 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 Кр принимаются по данным приложения 8, кроме ГОР.

При этом в приложении 8:

Кр 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 Кргор для газовой обвязки группы одноцелевых резерваров определяются в зависимости от одновременности закачки и откачки жидкости из резервуаров:

                                        (5.1.6)

где: (qзак-Qотк) - 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 Крср по формуле:

                                            (5.1.7)

где: Vp - объем резервуара, м3;

Np - количество резервуаров, шт.

5.1.8. определение значений коэффициентов Кв

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

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

5.1.9. Определение опытных значений коэффициентов Kоб

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

                                                           (5.1.8)

где: Vp - объем одноцелевого резервуара, м3.

Значения опытного коэффициента Коб 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 * Ktmax* Kpmax * Kв* Vчmax * 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;

Кtmin, Кtmax - опытные коэффициенты, принимаются по приложению 7.

Крcp, Кpmax - опытные коэффициенты, принимаются по приложению 8.

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

Ка - опытный коэффициент, принимается по приложению 9;

Коб - коэффициент оборачиваемости, принимается по приложению 10;

rж - 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 Крср 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 (Мi, г/с) i-гo загрязняющего вещества:

Mi=M * Ci * 10-2                                                          (5.2.4)

годовые выбросы (gi, т/год):

Gi=G * Ci * 10-2                                                           (5.2.5)

где Сi - 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 Ptmin, Ptmax - давление насыщенных паров жидкости при минимальной и максимальной температуре жидкости соответственно, мм.рт.ст.;

m - молекулярная масса паров жидкости;

Крcp, Kpmax - опытные коэффициенты, принимаются по приложению 8;

КB - опытный коэффициент, принимается по приложению 9;

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

rж - плотность жидкости, т/м3;

tжmin, tжmax - минимальная и максимальная температура жидкости в резервуаре соответственно, ˚С;

Коб - 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 (Мi г/с)

                                       (5.4.1)

годовые выбросы (G, т/год)

                    (5.4.2)

где Рtimin, Рtimax - давление насыщенных паров i-гo компонента при минимальной и максимальной температуре жидкости соответственно, мм.рт.ст.;

Xi - массовая доля вещества:

Крcp, Kpmax - опытные коэффициенты принимаются по приложению 8;

КB - опытный коэффициент, принимается по приложению 9;

Коб - коэффициент оборачиваемости, принимается по приложению 10;

tжmin, tжmax - минимальная и максимальная температура жидкости в резервуаре соответственно, ˚С;

Vmax - 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 (Мi, г/с)

                                       (5.5.1)

годовые выбросы (Gi, т/год)

                             (5.5.2)

где: Кrmin, Кrmax - константа Генри при минимальной и максимальной температурах соответственно, мм.рт.ст.;

Xi - массовая доля вещества,

Крср, Крmax - опытные коэффициенты, принимаются по приложению 8.

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

tжmin, tжmax - 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 * Ktmax * Kpmax * Vчmax : 3600                                    (5.6.1)

годовые выбросы (G, т/год)

                                         (5.6.2)

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

Кtmin, Кtmax - опытные коэффициенты, при минимальной и максимальной температурах жидкости соответственно, принимаются по приложению 7;

Кр - опытный коэффициент, принимается по приложению 8;

Коб - опытный коэффициент, принимается по приложению 10;

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

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

rж - плотность жидкости, т/м3;

Примечание 1. Для предприятий, имеющих более 10 групп одноцелевых резервуаров (керосинов, дизтоплив и т.д.) допускается принимать значения коэффициента Крcp 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 (Воз, т) период года и весенне-летний (Ввл, т) период. Кроме того, определяется объем паровоздушной смеси, вытесняемой из резервуара во время его закачки (Vч, м3/час). принимаемый равным производительности насоса.

Значения опытных коэффициентов Кр 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 * Kpmax * Vчmax : 3600                                        (6.2.1)

годовые выбросы (G, т/год)

G=(У2 * Воз + У3 * Ввл) * Kpmax * 10-6 + Gxp * Kнп * Np                      (6.2.2)

где: Сi - 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;

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

Кнп - опытный коэффициент, принимается по приложению 12.

При этом:

Кнп20 l : C20 ба                                                       (6.2.3)

где: С20 i - концентрация насыщенных паров нефтепродуктов при 20˚С, г/м3;

С20 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 (Сi, % 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 (Vсл, м3) из автоцистерны в резервуар.

Количество закачиваемого в резервуар нефтепродукта принимается по данным АЗС в осенне-зимний (Qоз, м3) и весенне-летний (Gвл, 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=(Срmax * Vcp) : 1200                                            (7.2.1)

масла

М=(Срmax * Vcp) : 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 (Gзак) и при проливах нефтепродуктов на поверхность (Gпр)*:

G=Gзак + Gпр                                                       (7.2.3)

Gзак=[(Ср + Cб) * Qоз + (Cp + Сб) * Qвл] * 10-6                          (7.2.4)

где: Ср, Сб - 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

Gпр=125 * (Qоз+ Qвл) * 10-6                                        (7.2.5)

для дизтоплив

Gпр=50 * (Qоз+ Qвл) * 10-6                                          (7.2.6)

Для масел

Gпр=12.5 * (Qоз+ Qвл) * 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 Коб=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 Мi и Gi 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 (tcp=(tmax + tmin) / 2 - для Gi, т/год;

tmax - для Mi, г/сек и коэффициенты пересчета Кi/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 Коб=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 Коб=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. С110

Углевод. непред. С25

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. С110

Углевод. непред. С25

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 С110 и непредельных С2-C5 по известному их содержанию в паровой фазе используются коэффициенты пересчета Ki/5 из приложения 16:

 

Идентификация состава выбросов углеводородов

Выбросы

Предельные C110

Непредельные С25

 

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 Коб=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. Хii : 100

S(Xi : mi)=0.00120 + 0.00135 + 0.00086 + 0.00543 + 0.00325 + 0.00089=0.0130

(Xi : ri)=0.088 + 0.124 + 0.113 + 0.577 + 0.190 + 0.086=1.178

n=1300 : 0.849 : 5 : 4 = 77, а Коб=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

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, ПДКС12-19=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 С1219

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 С110 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 Кr для водных растворов некоторых газов

(в таблице даны значения Kr*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 Кr, 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 Кt

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 Кр

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 kоб

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. ( Ci, % 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 Сi удельных выбросов У2, У3 и опытных коэффициентов Кнп

 

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, 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 С110

непредельные С25

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

Download