Методические указания по определению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров

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

Download

МИНИСТЕРСТВО ОХРАНЫ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН

 


Республиканский нормативный документ

Охрана атмосферного воздуха

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

по определению выбросов
загрязняющих веществ в атмосферу
из резервуаров

РНД 211.2.02.09-2004

Изда ние официа льное

Астана, 2004


II

 

Предисловие

 

1 ПЕРЕРАБОТАН И ВНЕСЕН Республиканским научно-исследовательским Центром охраны атмосферного воздуха

2 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Министра охраны окружающей среды Республики Казахстан
от 20.12.2004 г. № 328 п

3 ОДОБРЕН на заседании рабочей группы Министерства охраны окружающей среды Республики Казахстан, протокол №1 от 20 декабря 2002 года

4 РЕГИСТРАЦИЯ не требуется согласно письма Министерства юстиции Республики Казахстан №4-01-10-6/7082 от 17.10.2001г.

5 ВВЕДЕН ВЗАМЕН Сборника методик по расчету выбросов вредных веществ в атмосферу различными производствами, КАЗЭКОЭКСП, Алматы, 1996 (п.4. Расчет выбросов углеводородов при хранении нефтепродуктов, п.5.3. Методика по расчету норм естественной убыли углеводородов в атмосферу на предприятиях нефтепродуктов)

6 ПЕРИОДИЧНОСТЬ ПРОВЕРКИ 1 РАЗ В 5 ЛЕТ

Документ оформлен с учетом требований РНД 211.1.01.02-1994 «Правила изложения и оформления нормативных документов», Алматы, 1994 и СТ РК 1.5-2000 «Требования к построению, изложению, оформлению и содержанию государственных и фирменных стандартов, стандартов научно-технических, инженерных обществ и других общественных объединений и изменений к ним»

Настоящий документ не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения разработчика.


Содержание

Введение

1 Область применения................................................................ 62

2 Нормативные ссылки............................................................... 63

3 Определения, обозначения и сокращения.............................. 63

4 Общие положения.................................................................... 65

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

5.1 Исходные данные для расчёта выбросов .............................. 68

III

 

5.2 Выбросы паров нефти и бензинов .......................................... 73

 

5.3 Выбросы паров индивидуальных веществ ............................. 74

5.4 Выбросы паров многокомпонентных жидких смесей известного состава   75

5.5 Выбросы газов из водных растворов ..................................... 75

5.6 Выбросы паров нефтепродуктов (кроме бензинов) ................ 76

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

6.1 Исходные данные для расчёта выбросов .............................. 78

6.2 Выбросы паров нефтепродуктов ............................................ 78

7 Выбросы паров нефтепродуктов на наливных эстакадах..... 79

8 Выбросы паров нефтепродуктов от теплообменных аппаратов и средств перекачки   80

9 Выбросы паров нефтепродуктов в атмосферу от автозаправочных станций

9.1 Исходные данные для расчёта выбросов .............................. 82

9.2 Выбросы паров нефтепродуктов ............................................ 82

10 Примеры расчёта выбросов загрязняющих веществ в атмосферу      85

Литература ................................................................................... 94

Приложения

1 Санитарно-гигиенические нормативы некоторых загрязняющих веществ 95

2 Физико-химические свойства некоторых газов и жидкостей ........................ 97

3 Константы уравнения Антуана некоторых веществ ....................................... 98

4 Значения постоянной КГ для водных растворов некоторых газов ............... 100

VI

 

5 Значения молекулярной массы  паров (m) нефти и бензинов ..................... 101

 

6 Атомные массы некоторых элементов .............................................................. 101

7 Значения опытных коэффициентов Кt ................................................................ 102

8 Значения опытных коэффициентов Кр ............................................................... 104

9 Значения коэффициентов КВ ................................................................................ 105

10 Значения опытных коэффициентов КОБ ........................................................... 105

11 Компонентный состав растворителей, лаков, красок и т.д. ......................... 105

12 Значение концентраций паров нефтепродуктов в резервуаре С1, удельных выбросов У2, У3 и опытных коэффициентов КНП ................................................................................................................................... 106

13 Количество выделяющихся паров бензинов автомобильных при хранении в одном резервуаре GХР, т/год    107

14 Концентрация загрязняющих веществ (% масс.) в парах различных нефтепродуктов     108

15 Концентрация паров нефтепродуктов (С, г/м3) в выбросах паровоздушной смеси при заполнении резервуаров и баков автомашин.............................................................................................................. 109

16 Давление насыщенных паров углеводородов ................................................ 110

17 Условное разделение территории РК на климатические зоны.................... 110

18 Сведения об основных мероприятиях по снижению выбросов.................. 111


Введение

V

 

Настоящая методика переработана на основе новейших нормативно-методических документов и предназначена для определения выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух из резервуаров на действующих, проектируемых и реконструируемых предприятиях.

 

Распространяется на источники выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров на действующих, проектируемых и реконструируемых предприятиях в различных отраслях промышленности и сельского хозяйства.

Приложением к РНД являются также разрабатываемые программы для различных ЭВМ, согласованные в установленном порядке с разработчиками методики и утвержденные Министерством охраны окружающей среды Республики Казахстан [1].



РЕСПУБЛИКАНСКИЙ НОРМАТИВНЫЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

по определению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров

РНД

211.2.02.09-2004


 

Дата введения 1.01.2004 г.

1 Область применения

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 управлениями по охране окружающей среды, специализированными организациями, проводящими работы по нормированию выбросов и контролю за соблюдением установленных нормативов ПДВ.

1.2 Полученные по настоящему документу результаты используются в качестве исходных данных при учете и нормировании выбросов загрязняющих веществ от источников действующих предприятий, технологические процессы которых связаны с хранением нефтепродуктов в резервуарах различных типов, а также при разработке предпроектной и проектной документации на новое строительство.

1.3 Любая деятельность по нормированию выбросов, проводимая в Республике Казахстан, должна осуществляться в соответствии с настоящим документом и удовлетворять рекомендациям, приведенным в нем.


2 Нормативные ссылки

Методические указания разработаны в соответствии со следующими нормативными документами:

1      ГОСТ 17.2.1.04-77. Охрана природы. Атмосфера. Источники и метеорологические факторы загрязнения, промышленные выбросы. М., Изд-во стандартов, 1978.

2      ГОСТ 17.2.3.02-78. 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.

3 Определения, обозначения и сокращения

3.1 Основные обозначения

М

максимальные выбросы загрязняющих веществ в атмосферу, г/с;

G

годовые выбросы загрязняющих веществ в атмосферу, т/год;

V qmax

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

Qоз

количество нефтепродуктов, закачиваемое в резервуары АЗС 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, оС;

tжmaх, tжmin

максимальная и минимальная температура жидкости
в резервуаре, оС;

rж

плотность жидкости, т/м3;

t1, t2

время эксплуатации резервуара соответственно, сут/год и час/сут;

Р38

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

С20

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

Рt

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

Рi

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;

Кг

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

Кt, Кр,Кв, Коб, Кнп

коэффициенты;

Хi

массовая доля вещества;

m

молекулярная масса паров жидкости;

Vр

объем резервуара, м3;

Np

количество резервуаров, шт.;

Сi

концентрация i-го загрязняющего вещества, % масс;

С1

концентрация паров нефтепродукта в резервуаре, г/м3;

Уоз, Увл

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

Gхр

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;

Gзак

выбросы  паров  нефтепродуктов при закачке в резервуар АЗС и в баки автомашин, т/год;

Gпр

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

     

3.2 Термины и определения

В настоящем документе применяются термины и определения в соответствии с Законом Республики Казахстан «Об охране окружающей среды», Законом Республики Казахстан «Об охране атмосферного воздуха», ГОСТ 17.2.1.04-77, ГОСТ 17.2.1.03-84.

3.3 Условные сокращения

В настоящем документе используются следующие условные сокращения:

АЗС

-

 автозаправочная станция

ГОР

-

 газовая обвязка резервуаров;

ЗВ

-

 загрязняющее вещество

КАЗС

-

 контейнерная автозаправочная станция

НПЗ

-

 нефтеперерабатывающий завод

ПК

-

 плавающая крыша

ССВ

-

 средства сокращения выбросов

ТРК

-

 топливораздаточная колонка

ЭЛОУ

-

 электрообессоливающая установка

4 Общие положения

4.1 Разработка настоящего документа проведена исходя из определения термина «унификация» - приведение имеющих путей расчета выбросов веществ, загрязняющих атмосферу, 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 Нормирование выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров для хранения нефтепродуктов, а также от нефтехимического и нефтегазового оборудования выполняется с учетом разделения на группы веществ [2]:

Предельные углеводороды:

низкокипящие: смесь предельных углеводородов по фракциям С15 и С 610 [3];

высококипящие: смесь предельных углеводородов по фракции С1219

Непредельные углеводороды: по амиленам (смесь изомеров)

Ароматические углеводороды: бензол, толуол, ксилолы, этилбензол, стирол;

Сернистые соединения: сероводород, метилмеркаптан

Значения ПДК и ОБУВ ряда веществ и технических смесей представлены в Приложении 1.

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

4.5 Только для случаев недостаточности информации для расчета по данной методике, а также, когда источник загрязнения не охватывается разделами настоящего документа, разрешается руководствоваться отраслевыми методиками, по согласованию с территориальными органами Министерства охраны окружающей среды Республики Казахстан.

4.6 Для сырьевых резервуаров с обводненностью нефти до 10% (учитывая расслоение нефти и воды, при котором вода оказывается в нижней части резервуара) следует уменьшать объем закачиваемой и хранимой нефти на величину объема «отслаивающейся» воды, а оставшейся в составе сырой нефти влагой в пределах погрешности действующих измерительных методик можно пренебречь.

4.7 Для резервуаров отстоя пластовой воды, при остаточном содержании нефти в воде 50-1000 мг/л и газа в воде - 300 мг/л целесообразно воспользоваться формулами раздела 5.4 (Выбросы паров многокомпонентных жидких смесей известного состава) и раздела 5.5 (Выбросы газов из водных растворов), учитывающих давление насыщенных паров нефти и ее массовую долю в пластовой воде (формулы 5.4.1 и 5.4.2), а также массовую долю газа в воде и константы Генри (по справочникам или по данным инструментальных измерений; формулы 5.5.1 и 5.5.2).

4.8 Нормирование выбросов от резервуаров подготовки нефти следует проводить по «сырой нефти» (Приложение 14), а от резервуаров подготовки пластовой воды, при отсутствии инструментальных замеров, целесообразно по расчетным данным учесть увеличение содержания растворенного газа (углеводородов С15) в составе выбросов паров «сырой нефти».

4.9 Сырую нефть следует нормировать по содержанию в ней бензиновой, керосиновой и остаточной (мазутной) фракции (по данным паспорта месторождения) в соответствии с вышеуказанными правилами пропорционально мольной доле этих фракций составе нефти (з-н Рауля-Дальтона)

pi =Pнас.н.п. ´ Хi                                                                                   (4.1)

где:

pi -          давление насыщенных паров i-той фракции в составе нефти; мм.рт.ст.;

Рнас.н.п.-   давление насыщенных паров i-той фракции в составе нефти при 100% ее содержании, мм. рт. ст.;

Хi -         мольная доля i-той фракции в составе нефти, мол. доли.

4.10 Если рассматривать транспортные емкости (авто- и ж/д цистерны) как резервуары наземные горизонтальные, то возможно применение к ним формул данной методики при наливе жидкостей («большое дыхание») и 10% коэффициента для оценки выбросов паров при сливе («обратный выдох»).

Рекомендуемый в РМ 62-91-90 [14] для оценки так называемого «обратного выдоха» 10% коэффициент от величены «большого дыхания» транспортных емкостей является условным средним значением из экспериментального определяемых показателей выбросов, колеблющихся в диапазоне от 7 до 15%.

4.11 Расчеты выбросов от резервуаров для хранения растворов соляной кислоты следует проводить по формулам 5.4.1 и 5.4.2 с подстановкой парциальных давлений паров соляной кислоты над водными растворами (например, из «Справочника химика», т. III, Изд. «Химия», М.,1965 г., с.337-338). Аналогичным образом, по данным того же справочника можно оценить выбросы от водных растворов аммиака, диоксида серы и ряда других неорганических газообразных веществ.

4.12 Выбросы из резервуаров прирельсового расходного склада ГСМ и от последующей раздачи с помощью ручного насоса в тару потребителя следует рассчитывать по данной методике. К этим же источникам (чтобы не учитывать их дважды) следует отнести и выбросы соответствующих нефтепродуктов при проливах.

4.13 При расчете максимальных разовых и валовых выбросов из резервуаров необходимо учитывать эффективность имеющихся средств снижения выбросов (ССВ). Можно использовать информацию, приведенную в отраслевых методиках [14], [15] и Приложение 18.

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 (Vчmaх, м3/час), равный производительности насоса;

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

-          температура начала кипения (tнк,°С) 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 (Р38, 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 (tжmaх, °С) и минимальных (tжmin, °С) 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 (Рt, мм.рт.ст.) определяются по 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 [7].

Кроме того, давление насыщенных паров жидкостей можно принимать и по номограммам Рt= f (tж), например, [10] и по ведомственным справочникам.

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

где хi - 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 газов над их водными растворами при фактической температуре (Рt, мм.рт.ст.) рассчитываются по формуле:

                                                         (5.1.3)

где

КГ -   константа Генри, мм. рт. ст., принимается по справочным данным или (для некоторых газов) по Приложению 4;

Хi -  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

Кt - опытный коэффициент для пересчета значений концентраций насыщенных паров в резервуарах при температуре 38оС 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 Кtmaх и Кtmin 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 Кр

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) и др.;

-          количество групп одноцелевых резервуаров.

Примечание: 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, рафинаты, 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  для газовой обвязки группы одноцелевых резервуаров определяются в зависимости от одновременности закачки и откачки жидкости из резервуаров:

                                      (5.1.6)

где (Qзак - Qотк) - абсолютная средняя разность объемов (м3/час) закачиваемой и откачиваемой из резервуаров жидкости.

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

,                    (5.1.7)

где: 

Vр - объем резервуара, м3;

Nр - 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 КОБ

Значение коэффициента КОБ принимается в зависимости от годовой оборачиваемости резервуаров (n):

,                                                         (5.1.8)

где V р - 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 по формулам:

·         максимальные выбросы

, г/с           (5.2.1)

·         годовые выбросы

, т/год (5.2.2)

где:

Кtmin, Кtmaх -     опытные коэффициенты (приложение 7).

Крср, Крmaх - опытные коэффициенты (приложение 8).

Р38 -   давление насыщенных паров нефтей и бензинов при температуре 38оС;

m -     молекулярная масса паров жидкости;

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

Кв -    опытный коэффициент (приложение 9);

КОБ - коэффициент оборачиваемости (приложение 10);

rж -    плотность жидкости, т/м3;

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

Примечания:

1 Для предприятий, имеющих более 10 групп одноцелевых резервуаров, допускается при расчете максимальных выбросов использовать значения коэффициента Крср, вместо Крмах.

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:

,т/год (5.2.3)

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

·         максимальные выбросы i-го загрязняющего вещества:

, г/с                                                         (5.2.4)

·         годовые выбросы:

, т/год                                                      (5.2.5)

где Сi - концентрация i-го загрязняющего вещества, % мас.

5.3 Выбросы паров индивидуальных веществ

Выбросы паров жидкости рассчитываются по формулам:

·         максимальные выбросы (М, г/с)

,                       (5.3.1)

·         годовые выбросы (G, т/год)

 ,    (5.3.2)

где:

Рtmin, Рtmaх -      давление насыщенных паров жидкости при минимальной и максимальной температуре жидкости и соответственно, мм.рт.ст;

Крср, Крmaх - опытные коэффициенты по Приложению 8;

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

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

m -     молекулярная масса паров жидкости;

Кв -    опытный коэффициент, принимается по Приложению 9;

rж -    плотность жидкости, т/м3;

Коб -   коэффициент оборачиваемости, принимается по Приложению 10;

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

5.4 Выбросы паров многокомпонентных жидких смесей известного состава

Выбросы i-го компонента паров жидкости рассчитываются по формулам

·         максимальные выбросы:

, г/с                      (5.4.1)

·         годовые выбросы:

, т/год(5.4.2)

где:

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

tжmin, tжmaх -      минимальная и максимальная температура жидкости в резервуаре соответственно, оС;

Крср, Крmaх - опытные коэффициенты, принимаются по Приложению 8;

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

Хi -    массовая доля вещества, в долях единицы (Хii/100, где Сi - массовая доля вещества в %);

Кв -    опытный коэффициент, принимается по Приложению 9;

КОБ - коэффициент оборачиваемости, принимается по Приложению 10;

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-го компонента газа из водных растворов рассчитываются по формулам:

·         максимальные выбросы:

, г/с                               (5.5.1)

·         годовые выбросы:

,т/год   (5.5.2)

где:

Кгminгmaх - константа Генри при минимальной и максимальной температурах соответственно, мм.рт.ст.;

tжmin, tжmaх - минимальная и максимальная температура жидкости в резервуаре соответственно, оС ;

Крср, Крmaх - опытные коэффициенты, принимаются по Приложению 8.

Хi-     массовая доля вещества, %;

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

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)

,                                     (5.6.1)

·         годовые выбросы (G, т/год)

,                     (5.6.2)

где

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

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

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

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.

rж -    плотность жидкости, т/м3;

Примечания:

1. Для предприятий, имеющих более 10 групп одноцелевых резервуаров (керосинов, дизтоплив и т.д.) допускается принимать значения коэффициента Крср и при расчете максимальных выбросов.

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:

, т/год       (5.6.3)

где С20Л, С20З - 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 принимаются по данным Приложения 8.

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

6.2 Выбросы паров нефтепродуктов

Выбросы паров нефтепродуктов рассчитываются по формулам [при этом выбросы индивидуальных компонентов по группам рассчитываются по формулам (5.2.4 и 5.2.5)]:

·         максимальные выбросы:

, г/с                                     (6.2.1)

·         годовые выбросы:

, т/год    (6.2.2)

где

Уоз, Увл - средние удельные выбросы из резервуара соответственно в осенне-зимний и весенне-летний периоды года, г/т, принимаются по Приложению 12.

С1 -    концентрация паров нефтепродукта в резервуаре, г/м3, принимается по Приложению 12;

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

Кнп - опытный коэффициент, принимается по Приложению 12;

Nр - количество резервуаров, шт.

При этом:

,                                                               (6.2.3)

где

С20н -      концентрация насыщенных паров нефтепродуктов при 20°С, г/м3;

С20ба - то же, паров бензина автомобильного, г/м3.

Коэффициент Кнп физически означает снижение (в общем случае) изменение выброса паров данного нефтепродукта по отношению к выбранному в качестве стандарта и наиболее изученному автомобильному бензину.

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

7 Выбросы паров нефтепродуктов на наливных эстакадах

Максимальные выбросы паров нефтепродуктов при отпуске на наливных эстакадах рассчитываются по формуле (6.2.1). Расчет годовых выбросов по формуле (7.1) [при этом выбросы индивидуальных компонентов по группам рассчитываются по формулам (5.2.4 и 5.2.5)]:

, т/год             (7.1)


8 Выбросы паров нефтепродуктов от теплообменных аппаратов и средств перекачки

Количество выбросов паров нефтепродуктов в атмосферу из теплообменных аппаратов и средств перекачки определяется в зависимости от типа оборудования, вида продукта, количества оборудования и времени его работы.

Максимальный (разовый) выброс от одной единицы оборудования  рассчитываются по формуле:

, г/с                                                                            (8.1)

Q -     удельное выделение загрязняющих веществ, кг/час (табл. 8.1);

Годовые (валовые) выбросы от одной единицы оборудования рассчитываются по формуле:

, т/год                                                                    (8.2)

Т -     фактический годовой фонд времени работы одной единицы оборудования, час;

Таблица 8.1

Количество выбросов паров нефтепродуктов в атмосферу из теплообменных аппаратов и средств перекачки в зависимости от вида нефтепродукта иди средней температуры кипения жидкости (tк, °С)

Аппаратура и средства перекачки

Газ, бензин и жидкости с tк<120°C

Керосин, дизельное топливо и жидкости с tк=120-300°C

Нефть, мазут и жидкости с tк>300°C

Кожухотрубный теплообменник:

     

-        трубное пространство

0.20

0.10

0.05

-        межтрубное пространство

0.20

0.10

0.05

Кожухотрубный холодильник

0.20

0.10

0.05

Кожухотрубный кипятильник

0.20

0.10

0.05

Погружной холодильник

1.00

0.50

0.01

Аппарат воздушного охлаждения

0.10

0.07

0.04

Насосы центробежные с одним уплотнением вала:

     

-         торцевым

0.08

0.04

0.02

-         сальниковым

0.14

0.07

0.03

Насосы центробежные с двумя уплотнениями вала:

     

-         торцевым

0.14

0.07

0.03

-         сальниковым

0.26

0.13

0.05

Насосы центробежные с двойными торцевыми уплотнениями или бессальниковые типа ЦНГ

0.02

0.01

0.01

Компрессоры центробежные

0.12

-

-

Компрессоры поршневые

0.75

-

-


9 Выбросы паров нефтепродуктов в атмосферу
от автозаправочных станций

9.1 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 (Qвл, м3) периоды года.

Примечание: одновременная закачка нефтепродукта в резервуары и баки автомобилей обычно не осуществляется. В разделе 9.2 и Приложении 15 учтены выбросы в атмосферу и при хранении нефтепродуктов.

9.2 Выбросы паров нефтепродуктов

Максимальные (разовые) выбросы из резервуаров АЗС рассчитываются по формуле:

, г/с                                                     (9.2.1)

где:

Vсл  -    объем слитого нефтепродукта (м3) из автоцистерны в резервуар АЗС;

Сpmax - максимальная концентрация паров нефтепродуктов в выбросах паровоздушной смеси при заполнении резервуаров, в зависимости от их конструкции и климатической зоны, в которой расположена АЗС, г/м3 (согласно Приложения 15 и 17);

t -         среднее время слива заданного объема (Vсл) нефтепродукта, с;

При необходимости (в основном, для предпроектной и проектной документации) оценки максимальных (разовых) выбросов ЗВ при заполнении баков автомобилей через ТРК расчеты проводятся по формуле:

, г/с                                              (9.2.2)

где:

Мб.а/м -    максимальные (разовые) выбросы паров нефтепродуктов при заполнении баков автомашин, г/с;

Vсл -     фактический максимальный расход топлива через ТРК (с учетом пропускной способности ТРК), м3/ч. При отсутствии этих данных допускается использовать максимальную производительность ТРК, л/мин, с последующим переводом в м3/ч.

 - максимальная концентрация паров нефтепродуктов в выбросах паровоздушной смеси при заполнении баков автомашин, г/м3.

Значениерекомендуется выбирать из Приложения 12 для соответствующих нефтепродуктов и климатической зоны (С1, г/м3).

Разделение территории Республики Казахстан на климатические зоны представлено в Приложении 17.

Максимальные разовые выбросы зависят от числа одновременно заполняемых резервуаров и/или количества одновременно заправляемых автомобилей.

При расчете годовых выбросов учитываются выбросы из резервуаров с нефтепродуктами при их закачке и хранении (Gзак), а также из топливных баков автомобилей при их заправке (Gб.а.), и при проливах за счет стекания нефтепродуктов со стенок заправочных и сливных шлангов (Gпр.р., Gпр.а.).

Годовые выбросы (Gр) паров нефтепродуктов от резервуаров при закачке рассчитываются как сумма выбросов из резервуаров (Gзак) и выбросов от проливов нефтепродуктов на поверхность(Gпр.р.).

                                                       (9.2.3)

Значение Gзак. вычисляется по формуле:

, т/год                     (9.2.4)

где:

, - концентрация паров нефтепродуктов в выбросах паровоздушной смеси при заполнении резервуаров в осенне-зимний весенне-летний период соответственно, г/м3 (согласно Приложения 15).

Значение Gпр.р вычисляется по формуле:

 , т/год                     (9.2.5)

где J - удельные выбросы при проливах, г/м3 . Для автобензинов J=125, дизтоплив = 50, масел = 12.5.

Годовые выбросы (Gтрк) паров нефтепродуктов от ТРК при заправке рассчитываются как сумма выбросов из баков автомобилей (Gб.а.) и выбросов от проливов нефтепродуктов на поверхность (Gпр.а):

Gтрк = Gб.а.+Gпр.а., т/год                                               (9.2.6)

Значение Gб.а. рассчитывается по формуле:

, т/год                 (9.2.7)

где:

, - концентрации паров нефтепродуктов в выбросах паровоздушной смеси при заполнении баков автомобилей в осенне-зимний и весенне-летний период соответственно (согласно Приложения 15).

Значение Gпр.а вычисляется по формуле:

,т/год                       (9.2.8)

Суммарные годовые выбросы из резервуаров и ТРК определяются по формуле:

G=Gр+Gтрк, т/год                                                         (9.2.9)

Значения концентраций паров бензинов (предельных, непредельных), бензола, толуола, этилбензола и ксилола [4] приведены в Приложении 14.


10 Примеры расчета выбросов

загрязняющих веществ в атмосферу

10.1 НПЗ. Бензин-катализат

Исходные данные

Наименование продукта

Р38, мм. рт. ст.

tик,

оС

tж, оС

Vчmaх,

 м3/час

В,

т/год

rж,

т/м3

maх

min

Бензин - катализат

420

42

32

10

56

300000

0.74

Продолжение исходных данных

Конструкция резервуара

Режим эксплуатации

ССВ

V, м3

Nр,

шт.

Количество групп

Наземный вертикальный

мерник

отсутствуют

1000

3

22

Табличные данные. Расчеты

m

Кtmaх

Кtmin

Крмах

Крср

Кв

М, г/с

G, т/год

63.7

0.78

0.42

0.88

0.62

1.0

11.81

320.28

n = 300000 / (0.74 ´ 1000 ´ 3) = 135, а Коб = 1.35 (по 5.1.8 и Приложению 10)

Расчеты выбросов:

М = 0.163´420´63.7´0.78´0.62´1.0´56´10-4 = 11.81 г/с (по 5.2.1)

G=0.294´420´63.7´(0.78´1.0+0.42)´0.62´1.35´300000´10-7/0.74=320.28 т/год (по 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 иGi по формулам 5.2.4 и 5.2.5, соответственно.

Кроме того, для расчета могут быть использованы ориентировочные составы паров нефтепродуктов из Приложения 14.

Идентификация состава выбросов

(М=11.81 г/с; G=320.28 т/год)

Определяемый параметр

Углеводороды

предельные

Непредельные (по амиленам)

ароматические

сероводород

С15

С610

бензол

толуол

ксилол

этилбензол

Сi мас %

52.59

40.25

-

2.52

2.76

1.88

-

-

Мi, г/с

6.21

4.75

-

0.30

0.33

0.22

-

-

Gi, т/г

168.44

128.91

-

8.07

8.84

6.02

-

-


10.2 НПЗ. Бензин автомобильный Аи-92 неэтилированный. ССВ - понтон и отсутствие ССВ

Исходные данные

Продукт

Р38, мм.рт.ст.

tик, °С

tж, °С

Vчmaх, м3/ час

В, т/год

rж, т/м3

летний

зимний

летний

зимний

max

min

автобензин неэтилированный

425

525

40

35

30

5

250

1460000

0.73

Продолжение исходных данных

Конструкция резервуара

Режим

эксплуат.

ССВ

Vр, м3

Nр, шт

Количество групп

Наземный вертикальный

мерник

понтон

отсутствуют

10000

5000

2

2

22

Табличные данные. Расчеты

m

Кtmaх

Кtmin

Крср

Крср

Выбросы

летн.

зимн.

понтон

отсутствует

М, г/с

G, т/год

63.1

61.5

0.74

0.35

0.11

0.60

0.27

21.83

865.32

n=1460000/[0.73´(10000´2+5000´2)]=67, а Коб=1.75 (по 5.1.8 и Приложению 10)

Средние значения

Крср = (0.11´10000´2)+(0.60´5000´2)/(10000´2)+(5000´2) = 0.27     (по 5.1.7)

Расчеты выбросов:

М = 0.163´425´63.1´0.74´0.27´1.0´250´10-4 = 21.83 г/с (по 5.2.1)

G=0.294´[(425´63.1´0.74´1.0)+(525´61.5´0.35)]´0.27´1.75´1460000/107´0.73=865.32 т/год (по 5.2.3)

Идентификация состава выбросов

Определяемый параметр

Углеводороды

сероводород

Предельные

Непредельные (по амиленам)

ароматические

С15

С610

бензол

толуол

ксилол

этилбензол

Сi, мас %

Бензин Аи-92

67.67

25.01

2.50

2.3

2.17

0.29

0.06

-

Мi, г/с

14.78

5.46

0.55

0.50

0.47

0.06

0.01

-

Gi, т/г

585.56

216.42

21.63

19.90

18.78

2.51

0.52

-


10.3 НПЗ. Бензин автомобильный А-76 неэтилированный

Исходные данные

Продукт

Р38, мм. рт. ст.

tнк,оС

tж, оС

Vчmaх, м3/час

В, т/год

rж, т/м3

летн.

зимн.

летн.

зимн.

max

min

Бензин автом.

425

525

40

35

30

5

250

1460000

0.73

 Продолжение исходных данных

Конструкция резервуара

Режим

эксплуатации

ССВ

Vр, м3

Nр, шт

Количество групп

Наземный вертикальный

мерник

отсутств.

5000

4

22

Табличные данные Валовые выбросы

m

Кtmaх

Кtmin

Крср

Кв

М, г/с

М, т/год

летн.

зимн.

63.1

61.5

0.74

0.35

0.60

1.0

48.52

1483.40

n = 1460000/(0.73´5000´4) = 100, а Коб=1.35

Расчеты выбросов:

М = 0.163´425´63.1´0.74´0.60´1.0´250´10-4 = 48.52 г/с (по 5.2.1)

G=0.294´[(425´63.1´0.74´1.0)+(525´61.5´0.35)]´0.60´1.35´1460000/107´0.73 = 1483.40 т/год

Идентификация состава выбросов

Определяемый параметр

Углеводороды

сероводород

предельные

непредельные (по амиленам)

ароматические

С15

С610

бензол

толуол

ксилол

этилбензол

Сi мас %

 Бензин А-76

75.47

18.38

2.50

2.0

1.45

0.15

0.05

-

Мi, г/с

36.62

8.92

1.21

0.97

0.70

0.07

0.02

-

Gi, т/г

1119.52

272.65

37.09

29.67

21.51

2.23

0.74

-


10.4 НПЗ. Керосин технический*

Исходные данные

Наименование продукта

С20,

г/м3

tж,оС

Vчmaх, м3/час

В,

т/год

rж,

т/м3

max

min

Керосин техн.

11.2

55

25

70

500 000

0.85

Продолжение исходных данных

Конструкция резервуара

Режим эксплуатации

ССВ

Vр, м3

Nр, шт.

Кол-во групп

Наземный вертикальный

мерник

отсутствуют

3000

4

22

Табличные данные Выбросы

Кtmaх

Кtmin

Крср

М, г/с

G, т/год

2.88

1.20

0.63

0.395

16.93

n = 500000/(0.85´3000´4)=49, а Коб=2.0

М = 11.2´2.88´0.63´70/3600 = 0.395 г/с (по 5.6.1)

G = 11.2´(2.88+1.20)´0.63´2´500000/2´106´0.85 = 16.93 т/год (по 5.6.2)


10.5 Растворитель № 646. Выбросы компонентов

Исходные данные

Наименование продукта

tж, оС

V чmaх, м3/час

В, т/год

Конструкция резервуара

max

min

Растворитель № 646

30

20

0.5

1300

горизонтальный

Продолжение исходных данных     Табличные данные

Режим эксплуатации

ССВ

Vр, м3

Nр, шт.

Крmaх

Крср

rж,

т/м3

мерник

отсутств

5

4

1.0

0.7

0.849

Продолжение табличных данных

Компонент

Константы Антуана

m

rж,

т/м3

Сi,

% масс

Xi

А

В

С

Ацетон

7.2506

1281.7

237

58.1

0.792

7

0.07

Бутиловый спирт

8.7051

2058.4

246

74.1

0.805

15

0.15

Бутилацетат

7.006

1340.7

199

116

0.882

10

0.1

Толуол

6.95334

1343.94

219.38

92.1

0.867

50

0.5

Этиловый спирт

9.274

2239

273

46.1

0.789

10

0.1

Этилцеллозольв

8.416

2135

253

90

0.931

8

0.08

Расчеты

Компонент

Р30,

мм. рт. ст.

Р20,

мм. рт. ст.

Х1:m1

Х1:r1

М, г/с

G, т/год

Ацетон

282

183

0.00120

0.088

0.0115

0.1117

Бутиловый спирт

17.7

9.26

0.00202

0.186

0.0016

0.0139

Бутилацетат

14.2

7.66

0.00086

0.113

0.0008

0.0075

Толуол

36.7

21.8

0.00543

0.577

0.0107

0.1003

Этиловый спирт

76.7

42.9

0.00217

0.127

0.0045

0.0410

Этилцеллозольв

7.44

3.94

0.00089

0.086

0.0003

0.0031

Сумма S

   

0.0126

1.177

   

n=1300 / 0.849 / 5 / 4 = 77, а Коб=1.5

Пример расчета выбросов ацетона

г/с (по 5.4.1)

т/год (по 5.4.2)

аналогично рассчитываются другие компоненты (бутиловый спирт и т.д.).


10.6 Нефтебаза. Бензин автомобильный

Исходные данные

Наименование продукта

Vчmaх, м3/час

В03, m

Ввл,m

Конструкция резервуара

Режим эксплуатац.

Бензин автомоб.

400

16000

24000

наземный вертикальный

мерник

Продолжение исходных данных

Vр, м3

Nр, шт.

ССВ

Крmaх

5000

8

отсут.

0.8

М = 972´0.8´400/3600 = 86.4 г/с (по 6.2.1)

G = (780´16000+1100´24000)´0.8´10-6+5.8´1.0´8 = 77.504 т/год (по 6.2.2)

10.6а Нефтебаза. Масло минеральное нефтяное*

Исходные данные

Наименование продукта

Vчmaх,

м3/час

В,

т

Конструкция резервуара

Режим эксплуатации

Vр3

Nр, шт.

ССВ

Масло

МС-20

150

40000

Наземный

вертикальный с нижним и боковым подогревом

Мерник

5000

8

отсут.

Продолжение исходных данных.

tmin, °С

tmaх, °С

Кtmin

Кtmaх

C20, г/м3

Крср

Крmaх

r, т/м3

Коб

25

30

1.20

1.40

0.324

0.56

0.80

0.935

2.50

М=0.324´1.40´0.80´150/3600 = 0.01512 г/сек (по 5.6.1)

n=40000/0.935´5000´8 = 1.0695 (по 5.1.8); Коб=2.5 (Прил. 10)

G=0.324´(1.40+1.20)´0.56´2.5´40000/2´106´0.935=0.02523 т/год (5.6.2)

*) Нормировать по веществу масло минеральное нефтяное (код 2735)


10.7 АЗС. Бензин автомобильный А-92 неэтилированный

Исходные данные

Наименование продукта

Vчmaх

t, с

Q03, м3

Qвл, м3

Конструкция резервуара

Автобензин

4.0

1200

3150

3150

заглубленный

Табличные данные Выбросы

Сmax

CрОЗ

СрВЛ

СбОЗ

СбВЛ

М, г/с

G, т/год

480

210

255

420

515

1.6

5.1975

М = 480´4.0/1200 = 1.6 г/с

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

Идентификация состава выбросов.

(М = 1.6 г/с; G = 5,1975 т/год)

Определяемый параметр

Углеводороды

сероводород

Предельные

Непредельные (по амиленам)

ароматические

С15

С610

бензол

толуол

ксилол

этилбензол

Сi, масс %

67.67

25.01

2.5

2.3

2.17

0.29

0.06

-

Мi, г/с

1.08

0.40

0.04

0.04

0.3

0.005

0.001

-

Gi, т/г

3.517

1.3

0.13

0.12

0.113

0.015

0.003

-

10.7.а АЗС. Дизельное топливо

Исходные данные

Табличные данные

Нефтепродукт

Vсл, м3

Qоз, м3

Qвл, м3

Конструкция резервуара

Сmaх, г/м3

Сроз, г/м3

Срвл, г/м3

Сбоз, г/м3

Сбвл, г/м3

Диз. топливо

6.0

4000

4500

заглубленный

1.55

0.8

1.1

1.6

2.2

М = (1.55´6.0)/1200 = 0.00775 г/с (по 7.2.1)

G=[(Срозбоз)´Qоз+(Cрвлбвл)´Qвл]´10-6+50´(Qоз+Qвл)´10-6= [(0.8+1.6)´4000+(1.1+2.2)´4500]´10-6+50´(4000+4500)´10-6=0.44945 т/г

(по 7.2.9 - совокупность формул 7.2.3-7.2.8)

Идентификация состава выбросов.

(М=0.00775 г/с; G=0.44945 т/год)

Определяемый параметр

Углеводороды

Предельные С1219

Непредельные

Ароматические

Сероводород

Сi мас %

99.57

-

0.15

0.28

Мi, г/с

0.00773

-

-*)

0.00002

Gi, т/г

0.44819

-

-*)

0.00126

*) Условно отнесены к С1219


10.8 ТЭЦ. Мазут топочный (резервуар с нижним и боковым подогревом)*)

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

Исходные данные

Наименование продукта

С20,г/м3

Конструкция резервуара

Режим эксплуатации

Мазут топочный М-100

5.4

наземный вертикальный с нижним и боковым подогревом

мерник

Продолжение исходных данных

ССВ

Vр, м3

Np,

шт.

Кол-во групп

tж,°С, max

tж,°С, min

Vчmaх, м3

В, т/год

rж, т/м3

отсут.

1000

3

1

60

60

85

10000

1.015

Табличные данные. Выбросы

Кtmaх

Кtmin

Кпср

Кчmaх

Коб

М, г/с

G, т/год

3.2

3.2

0.65

0.93

2.5

0.3794

0.2767

n = 10000/(1.015´1000´3) = 9.85,  следовательно КОБ=2.5

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) = 0.2767 т/год

Идентификация состава выбросов

(М=0.3794 г/с; G=0.2767 т/год)

Определяемый параметр

Углеводороды

Предельные С1219

Непредельные

Ароматические

Сероводород

Сi мас %

99.31

-

0.21

0.48

Мi, г/с

0.3776

-

-*)

0.0018

Gi, т/г

0.2753

-

-*)

0.0013

*) Условно отнесены к С1219


10.9 ТЭЦ. Мазут топочный (резервуар без обогрева)

Исходные данные

Наименование продукта

Конструкция резервуара

В03, т

ВВЛ, т

Vчmaх, м3

Режим эксплуатации

Мазут

топочный

наземный вертикальный без обогрева

5000

5000

85

мерник

Продолжение исходных данных

ССВ

Vр, м3

Nр, шт.

Отсут.

1000

3

Табличные данные Выбросы

У1, г/м3

У2, г/т

У3, г/т

Крmaх

Gхр

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  (по 6.2.1)

G=(4.0´5000+4.0´5000)´0.83´10-6+1.49´4.3´10-3´3 = 0.0524 т/год (по 6.2.2)

10.10 АЗС. ТРК. Бензин

Определить максимальный (покомпонентный ) выброс паров бензина А-76 от одной двурукавной ТРК для средней климатической зоны.

Решение:

Из Приложения 12 для средней климатической зоны выбираем значение 1=972 г/м3.

Для двусторонней ТРК максимальный объем газовоздушной смеси, содержащей пары нефтепродуктов, и поступающей в атмосферу при заправке топливных баков автомобилей составляет 0.8 м3/час (на основании анализа проектной документации АЗС).

По формуле (7.2.2) рассчитываем Мб.а/м::

г/с

С использованием данных Приложения 14 для бензина А-76 находим покомпонентный состав выбросов.

 

Углеводороды

Предельные

Непредельные по амиленам

Ароматические

С15

С610

Бензол

Толуол

Ксилол

Этилбензол

Бензин А-76

75.47

18.38

2.50

2.00

1.45

0.15

0.05

0.1630

0.0397

0.0054

0.0043

0.0031

0.0003

0.0001


ЛИТЕРАТУРА

1         Перечень методических документов по расчету выделений (выбросов) загрязняющих веществ в атмосферный воздух. СПб,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 С15, 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 С15 (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». 2000.

6         РНД 211.2.02.05-2003. Методика расчета выделений (выбросов)  загрязняющих веществ в атмосферу при нанесении лакокрасочных материалов (по величинам удельных выбросов), Астана, 2003

7         Справочник химика. Т.1.: «Химия», 1967. С. 1070

8         Краткий справочник по химии.: «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», С. 664

11      Константинов Н. Н. Борьба с 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 из резервуара. Уфа, 1990.

14      Методика расчета вредных выбросов в атмосферу от нефтехимического оборудования (РМ 62-91-90). Воронеж, 1990

15      Методические указания по расчету валовых выбросов вредных веществ в атмосферу для предприятий нефтепереработки и нефтехимии (РД 17-86). Казань, 1987


ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение 1

(справочное)

Санитарно-гигиенические нормативы

некоторых загрязняющих веществ

(по состоянию на 12 ноября 2002 г.)

Вещество

Класс

опасности

ПДК м.р. мг/м3

ПДК с.с. мг/м3

ОБУВ мг/м3

Углеводороды предельные алифатического ряда

Бутан

4

200

-

-

Гексан

4

60

-

-

Метан

-

-

-

50

Пентан

4

100

25

-

Углеводороды непредельные

Амилен (смесь изомеров)

4

1,5

1,5

-

Пропилен

3

3

3

-

Бутилен

4

3

3

-

Этилен

3

3

3

-

Углеводороды ароматические

Бензол

2

1,5

0,1

-

Изопропилбензол

4

0,014

0,014

-

Ксилолы

3

0,2

0,2

-

Толуол

3

0,6

0,6

-

Этилбензол

3

0,02

0,02

-

Прочие вещества

Аммиак

4

0,2

0,04

-

Ацетон

4

0,35

0,35

-

Гидроперекись изопропилбензола

2

0,007

0,007

-

Керосин

-

-

-

1,2

Масло минеральное нефтяное

-

-

-

0,05

Метилэтилкетон

-

-

-

0,1

Серная кислота

2

0,3

0,1

-

Сернистый ангидрид

3

0,5

0,05

-

Сероводород

2

0,008

-

-

Скипидар

4

2

1

-

Спирт метиловый

3

1

0,5

-

Спирт этиловый

4

5

5

-

Спирт изобутиловый

4

0,1

0,1

-

Сольвент нафта

-

-

-

0,2

Уайт-спирит

-

-

-

1

Углеводороды предельные алифатического ряда С110

4

-

 

25

Углеводороды предельные С15

-

-

-

50

Углеводороды предельные С610

-

-

-

30

Углеводороды предельные С1219

4

1

-

-

Уксусная кислота

3

0,2

0,06

-

Фенол

2

0,01

0,0003

-

Фурфурол

3

0,05

0,05

-

Формальдегид

2

0,035

0,003

-

Хлор

2

0,1

0,03

-

Хлористый водород (соляная кислота)

2

0,2

0,2

-

Этиленгликоль

-

-

-

1


Приложение 2

(справочное)

Физико-химические свойства некоторых газов и жидкостей

Вещество

Формула

Температура нач.кип. tнк, оС

Плотность жидкости rж, т/м3

Молекулярная масса, m

Бутан

С4Н10

-0.5

-

58.12

Пентан

С5Н12

36.1

0.626

72.15

Гексан

С6Н14

68.7

0.66

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

-

28.5

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

С7Н8

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

120.2

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

С2Н4О2

118.1

1.049

60.05

Ацетон

С3Н6О

56.24

0.792

58.08

Метилэтилкетон

С4Н8О

79.6

0.805

72.1

Фурфурол

С5Н4О2

161.7

1.159

96.09

Фенол

С6Н6О

182

-

94.11

Этиленгликоль

С2Н6О2

197.2

1.114

62.07

Диэтиленгликоль

С4Н10О3

244.33

1.118

106.12

Аммиак

NН3

-33.35

-

17.03

Сернистый ангидрид

SО2

-10.1

-

64.06

Сероводород

Н2S

-60.8

-

34.08

Формальдегид

СН2О

-21

-

30.03

Хлор

СI2

-33.6

-

70.91

Хлористый водород

НСI

-85.1

-

36.46

Примечание: Физико-химические свойства приняты по данным [7, 8]


Приложение 3

(справочное)

Константы уравнения Антуана некоторых веществ

Вещество

Уравнение

Интервал температур, °С

Константы

от

до

А

Б

С

Углеводороды предельные алифатического ряда

Бутан

2

-60

45

6.83029

945.9

240.0

2

45

152

7.39949

1299

289.1

Пентан

2

-30

120

6.87372

1075.82

233.36

Гексан

2

-60

110

6.87776

1171.53

224.37

Гептан

2

-60

130

6.90027

1266.87

216.76

Изооктан*

2

-15

131

6.81170

1259.2

221.0

Цетан

2

70

175

7.33309

2036.4

172.5

Углеводороды непредельные

Этилен

2

-70

9,5

7.20580

768.26

282.43

Пропилен

2

-47,7

0,0

6.64808

712.19

236.80

2

0.0

91,4

7.57958

1220.33

309.80

Бутилен

2

-67

40

6.84290

926.10

240.00

Амилен

2

-60

100

6.78568

1014.29

229.78

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

232.79

2-Метилбутен-2

2

-60

85

6.91562

1095.09

232.84

2-Метилбутен-3

2

-60

60

6.82618

1013.47

236.82

Углеводороды ароматические

Бензол

2

-20

5,5

6.48898

902.28

178.10

2

5.5

160

6.91210

1224.64

221.20

Толуол

1

-92

15

8.330

2047.3

-

2

20

200

6.95334

1343.94

219.38

о-Ксилол

2

25

50

7.35638

1671.8

231.0

2

50

200

6.99891

1474.68

213.69

м-Ксилол

2

25

45

7.36810

1658.23

232.3

2

45

195

7.00908

1462.27

215.11

п-Ксилол

2

25

45

7.32611

1635.74

231.4

2

45

190

6.99052

1453.43

215.31

Этилбензол

2

20

45

7.32525

1628.0

230.7

2

45

190

6.95719

1424.26

213.21

Изопропилбензол

2

25

60

7.25827

1637.97

223.5

2

60

200

6.93666

1460.79

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

-35

10

8.502

2177.4

-

2

16.4

118

7.55716

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

0

40

11.5638

3586.36

273

2

41

93

7.86819

2011.4

222

Этиленгликоль

1

25

90

8.863

2694.7

-

Диэтиленгликоль

1

80

165

8.1527

2727.3

-

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


Приложение 4

(справочное)

Значения постоянной Кг для водных растворов некоторых газов
(в таблице даны значения Кг
´10-9 в мм.рт.ст.)

tж,

°С

Газ

Метан

Этан

Этилен

Ацетилен

Хлор

Сероводород

Диоксид серы

Хлористый водород

Аммиак

0

17000

9550

4190

550

204

203

12.5

1.85

1.56

5

19700

11800

4960

640

250

239

15.2

1.91

1.68

10

22600

14400

5840

730

297

278

18.4

1.97

1.80

15

25600

17200

6800

820

346

321

22.0

2.03

1.93

20

28500

20000

7740

920

402

367

26.6

2.09

2.08

25

31400

23000

8670

1010

454

414

31.0

2.15

2.23

30

34100

26000

9620

1110

502

463

36.4

2.20

2.41

40

39500

32200

-

-

600

566

49.5

2.27

-

60

47600

42900

-

-

731

782

83.9

2.24

-

80

51800

50200

-

-

730

1030

128.0

-

-

100

53300

52600

-

-

-

1120

-

-

-

Примечание: Значения Кг приняты по [10].


Приложение 5

(справочное)

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

51.0

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

52.8

23

58.8

33

64.8

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

(справочное)

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

C

12.011

Кислород

О

16.0

Хлор

CI

35.457


Приложение 7

(справочное)

Значения опытных коэффициентов Кt

tж,

оС

Кt

tж,

оС

Кt

tж,

оС

Кt

tж, оС

Кt

tж,оС

Кt

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

0.225

+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

0.28

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

(обязательное)

Значения опытных коэффициентов Кр

Группа нефтепродукта

Конструкция резервуаров

Крmaх или Крср

Объем резервуара, Vр, м3

менее 100

от 100 до 700

от 700 до 2000

2000 и более

Режим эксплуатации - «мерник». ССВ - отсутствуют

А

Наземный вертикальный

Крmaх

0.90

0.87

0.83

0.80

Крср

0.63

0.61

0.58

0.56

Заглубленный

Крmaх

0.80

0.77

0.73

0.70

Крср

0.56

0.54

0.51

0.50

Наземный горизонтальный

Крmaх

1.00

0.97

0.93

0.90

Крср

0.70

0.68

0.65

0.63

Б

Наземный вертикальный

Крmaх

0.95

0.92

0.88

0.85

Крср

0.67

0.64

0.62

0.60

Заглубленный

Крmaх

0.85

0.82

0.78

0.75

Крср

0.60

0.57

0.55

0.53

Наземный горизонтальный

Крmaх

1.00

0.98

0.96

0.95

Крср

0.70

0.69

0.67

0.67

В

Наземный вертикальный

Крmaх

1.00

0.97

0.93

0.90

Крср

0.70

0.68

0.650

0.63

Заглубленный

Крmaх

0.90

0.87

0.83

0.80

Крср

0.63

0.61

0.58

0.56

Наземный горизонтальный

Крmaх

1.00

1.00

1.0

1.00

Крср

0.70

0.70

0.70

0.70

Режим эксплуатации - «мерник». ССВ - понтон

А,Б,В

Наземный вертикальный

Крmaх

0.20

0.19

0.17

0.16

Крср

0.14

0.13

0.12

0.11

Режим эксплуатации - «мерник». ССВ - плавающая крыша

А,Б,В

Наземный вертикальный

Крmaх

0.13

0.13

0.12

0.11

Крср

0.094

0.087

0.080

0.074

Режим эксплуатации - «буферная емкость»

А,Б,В

Все типы конструкций

Кр

0.10

0.10

0.10

0.10


Приложение 9

(справочное)

Значения коэффициентов Кв

Рt, мм.рт.ст.

Кв

Рt, мм.рт.ст.

Кв

Рt, 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

(обязательное)

Значения опытных коэффициентов КОБ

n

100 и более

80-99

60-79

40-59

30-39

менее 30

Коб

1.35

1.50

1.75

2.00

2.25

2.50

Приложение 11

Компонентный состав растворителей, лаков, красок и т.д. (С1, % массовый)

 

Необходимо использовать данные, приведенные в РНД 211.2.02.05-2004. Методика расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу при нанесении лакокрасочных материалов (по величинам удельных выбросов), Астана, 2004


Приложение 12

(обязательное)

Значения концентраций паров нефтепродуктов в резервуаре С1, удельных выбросов У2, У3 и опытных коэффициентов К нп

Нефтепродукт

Климатическая зона

Кнп при t 20 оС

Средняя

Южная

С1 г/м3

Уоз, г/т

Увл, г/т

С1 г/м3

Уоз, г/т

Увл, г/т

Бензин автомоб.

972.0

780.0

1100.0

1176.12

967.2

1331.0

1.0

Бензин авиацион.

720.0

480.0

820.0

871.2

595.2

992.2

0.67

БР

344.0

360.0

250.0

430.0

435.6

310.0

0.35

Т-2

306.0

200.0

340.0

370.26

248.0

411.4

0.29

Нефрас

720.0

460.0

780.0

871.2

570.4

943.8

0.66

Уайт-спирит

36.0

22.0

37.0

43.56

27.28

44.77

0.033

Изооткан

277.2

120.0

290.0

335.41

148.8

350.9

0.35

Гептан

223.2

96.0

230.0

270.07

119.04

278.8

0.028

Бензол

367.2

140.0

310.0

444.31

173.6

375.1

0.45

Толуол

126.0

42.0

100.0

152.46

52.08

121.0

0.17

Этилбензол

46.8

13.0

35.0

56.63

16.12

42.35

0.067

Ксилол

39.6

11.0

30.0

47.92

13.64

36.3

0.059

Изопропилбензол

29.64

12.0

20.0

32.23

14.88

24.2

0.040

РТ (кроме Т-2)

6.48

3.4

6.0

7.84

4.22

7.26

0.0054

Сольвент нефтяной

10.08

4.8

8.7

12.2

5.95

10.53

0.0082

Керосин технич.

12.24

5.9

11.0

14.81

7.32

13.31

0.01

Лигроин приборн.

9.0

4.1

7.3

10.89

5.08

8.83

0.0073

Керосин осветит.

8.64

4.4

7.9

10.45

5.46

9.56

0.0071

Дизельное топливо

3.14

1.9

2.6

3.92

2.36

3.15

0.0029

Печное топливо

6.12

2.6

4.8

7.41

3.22

5.81

0.005

Моторное топливо

1.44

1.0

1.0

1.74

1.24

1.24

0.0011

Мазуты

5.4

4.0

4.0

6.53

4.96

4.96

0.0043

Масла

0.324

0.2

0.2

0.39

0.25

0.25

0.00027

Примечание: Значения Уоз принимаются равными - Увл для моторного топлива, мазутов и масел.


Приложение 13

(обязательное)

Количество выделяющихся паров бензинов автомобильных при хранении в одном резервуаре Gхр, т/год

Vр, м3

Вид резервуара

Наземный вертикальный

Заглубленный

Горизонтальный

средства сокращения выбросов

отсутст.

понтон

пл. крыша

ГОР

Средняя 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

0.55

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

3.530

3.030

-

15000 и более

14.80

2.910

1.960

5.180

4.440

-

Южная 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

(обязательное)

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

Наименование

нефтепродукта

Углеводороды

предельные

Непредельные (по амиленам)

ароматические

сероводород

всего

в том числе

всего

в том числе

С15

С610

бензол

толуол

ксилол

этилбензол

Сырая нефть

99.26

72.46

26.8

-

0.68

0.35

0.22

0.11

-

0.06

Прямогонные бензиновые фракции:

                   

62-105

93.90

53.19

40.71

-

6.10

5.89

0.21

-

-

-

85-105

98.64

55.79

42.85

-

1.36

0.24

1.12

-

-

-

85-120

97.61

55.21

42.40

-

2.39

0.05

2.34

-

-

-

105-140

95.04

53.75

41.29

-

4.96

-

3.81

1.15

-

-

120-140

95.90

54.33

41.57

-

4.10

-

2.09

2.01

-

-

140-180

99.57

56.41

43.16

-

0.43

-

-

0.43

-

-

нк180

99.45

56.34

43.11

-

0.55

0.27

0.18

0.1

-

-

стабильный катализат

92.84

52.59

40.25

-

7.16

2.52

2.76

1.88

-

-

бензин-рафинат

98.88

56.02

42.86

-

1.12

0.44

0.42

0.26

-

-

крекинг-бензин

74.03

32.00

42.03

25.0

0.97

0.58

0.27

0.12

-

-

уайт-спирит

93.74

11.88

81.86

-

6.26

2.15

3.20

0.91

-

-

низкооктановые бензины (до 90 [5])

93.85

75.47

18.38

2.5

3.65

2.00

1.45

0.15

0.05

-

высокооктановые бензин (90 и выше1)

92.68

67.67

25.01

2.5

4.82

2.30

2.17

0.29

0.06

-

ловушечный продукт

98.31 [6]

-

-

-

1.56 [7]

-

-

-

-

0.13

керосин

99.84

-

-

-

0.13

-

-

-

-

0.06

дизельное топливо

99.572

-

-

-

0.153

-

-

-

-

0.28

мазут

99.31

-

-

-

0.213

-

-

-

-

0.48


Приложение 15

(обязательное)

Концентрации паров нефтепродуктов (С, г/м3) в выбросах паровоздушной смеси при заполнении резервуаров и баков автомашин

Нефтепродукт

Вид выброса*

Конструкция резервуара

Бак а/м

Сб, г/м3

наземный

 Ср, г/м3

заглубленный Ср, г/м3

Средняя климатическая зона

Бензин автомобильный

макс

580.0

480.0

-

оз

250.0

210.2

420.0

вл

310.0

255.0

515.0

Дизельное топливо

макс

1.86

1.55

-

оз

0.96

0.80

1.6

вл

1.32

1.10

2.2

Масла

макс

0.20

0.16

-

оз

0.12

0.10

0.20

вл

0.12

0.10

0.20

Южная климатическая зона

Бензин автомобильный

макс

701.8

580.0

-

оз

310.0

260.4

520.0

вл

375.1

308.5

623.1

Дизельное топливо

макс

2.25

1.88

-

оз

1.19

0.99

1.98

вл

1.60

1.33

2.66

Масла

макс

0.24

0.19

-

оз

0.15

0.12

0.25

вл

0.15

0.12

0.24

* макс - максимальный выброс;

оз - выброс в осенне-зимний период;

вл - выброс в весенне-летний период


Приложение 16

(справочное)

Давление насыщенных паров углеводородов, Па

Углеводороды

t, °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

700000

15260

3480

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

m1

58.12

72.15

86.18

100.20

114.23

128.25

142.29

56.08

70.13

Кi/5 для Сi,

% об.

0.4028

1.000

1.9908

4.3399

9.3131

17.7755

32.869

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

Приложение 17

(обязательное)

Условное разделение территории РК на климатические зоны

Зона

Области Республики Казахстан

Южная (третья)

Алмаатинская, Жамбылская, Кзыл-Ординская, Южно-Казахстанская, Атырауская, Мангистауская, южная часть Карагандинской (ранее Жезказганская)

Средняя (вторая)

Остальные области страны


Приложение 18

(справочное)

Сведения об основных мероприятиях по снижению выбросов

Мероприятие

Средний % снижения потерь

установка дисков-отражателей (особенно эффективна на резервуарах с большой оборачиваемостью нефтепродуктов)

20

налив железнодорожных и автоцистерн под слой нефтепродукта, а не подающей струей

50

обвязка дыхательной арматуры резервуаров газосборниками

60

(при совпадении операций слива-налива)

установка газовозвратной системы («закольцовка паров бензина во время слива из транспортной цистерны»)

60

Эффективность иных мероприятий по снижению выбросов необходимо подтверждать инструментальными замерами или данными проектной документации.

В последнее время в Казахстане устанавливаются резервуары для хранения нефтепродуктов, оснащенные современными средствами снижения выбросов вредных веществ в атмосферу, эффективность которых может достигать 99%. Это возможно за счет оснащения резервуаров двойной плавающей крышей с плотной посадкой.

При заправке автомобилей на АЗС может быть предусмотрен принудительный отсос паровой фазы из топливного бака с помощью вакуумной системы улавливания и сброс ее в резервуары по специальному трубопроводу рециркуляции, что практически исключает выбросы в атмосферу.



[1] Названия Министерств, ведомств и организаций приведены на момент утверждения документа

[2]     если имеются в составе выделений (выбросов) загрязняющих веществ в атмосферу

[3]     приняты согласно приказа Главного Государственного санитарного врача от 11 ноября 2002 г. №56 «Об утверждении ОБУВ»

[4] здесь и далее под термином «ксилол» подразумевается смесь орто-, мета- и пара-изомеров (синоним «ксилолы»)

* Нормировать по загрязняющему веществу - керосин (код 2732)

[5] если бензин этилированный, необходимо учитывать тетраэтилсвинец в количестве 0.02% по массе

[6] расчет выполняется по С1219

[7] не учитываются в связи с отсутствием ПДК (при необходимости можно условно отнести к углеводородам (С12­19)).

Download