Резервуары. Железнодорожные цистерны. Метод определения выбросов паров нефтепродуктов от испарения.

Назва: 
Резервуары. Железнодорожные цистерны. Метод определения выбросов паров нефтепродуктов от испарения.

Download

АОЗТКубаньэко”-ЛТД

Согласовано:                                                                                                    Утверждаю:

Зам. начальника Департамента                                                                                   Президент АОЗТ

государственного экологического                                                                             “Кубаньэко”-ЛТД

контроля

__________________С.В.Маркин                                                                             __________Е.В.Бакаев

"____"____________1996 г.                                                                                        "___"_________1996 г.

Резервуары. Железнодорожные цистерны.

Метод определения выбросов паров нефтепродуктов от испарения.

Сведения о документе

Разработан: AОЗT Кубаньэко”-ЛТД.

Внесен: Департаментом государственного экологического контроля Минприроды РФ.

Согласован: Минприроды РФ (N___________________________ )

Включен вПеречень методических документов по расчету выделений (выбросов)

загрязняющих веществ в атмосферу”.

Введен в действие с 1 января 1996 г.


Основные обозначения, единицы сокращения и измерения

Величина

Обозначение

Единица измерения

1

2

3


Вес нефтепродукта


Gн


т

весовая концентрация

Св

кг3; мг/м3

весовая концентрация

a

% весовой

время эксплуатации резервуара

час

давление барометрическое

Pа

ммт.ст.

давление насыщенных паров нефтепродуктов

Ps

-''-

парциальное давление паров нефтепродуктов

Po

-''-

Коэффициент оборачиваемости

Kп

-"-

Коэффициент оснащенности режима эксплуатации

Ко

-"-

Коэффициент налива в цистерну

Кн

-"-

Молекулярный вес

М

кг

Объем нефтепродукта

Vж

м3

Объем резервуара

Vp

-"-

Объемная концентрация

Со

доля единицы

Плотность нефтепродукта (относительная)

d...*

-"-

Плотность паров нефтепродуктов

ρn

кг3

Потери из резервуаров с нефтепродуктами

Gp

т

Потери из резервуаров с индивидуальными компонентами

Gк

т

Потери из железнодорожных цистерн

Gц

т

Потери удельные

q

кг

Температура атмосферного воздуха

tа

°С

Температура нефтепродукта в резервуаре

tж

°С

Температура нефтепродукта в лаборатории

tл

°С

Температура газового пространства резервуаров

tг

°С

Технические средства сокращения потерь (понтон, пл. крыша,

г.у. линия и т.д.)

ТССП

-

Условная оборачиваемость

n

об/год

Эффективность работы понтона

Эn

%

___________________

* Брак оригинала – Прим. ред.


Резервуары. Железнодорожные цистерны.

Метод определения выбросов паров нефтепродуктов от испарения.

Настоящий метод определения предназначен для определения количества выбросов из резервуаров, цистерн с нефтями, нефтепродуктами, однокомпонентными жидкостями.

1. Методы и средства измерения

Данный метод определения выбросов в атмосферу из резервуаров, цистерн включает следующие измерения:

- объемной концентрации и компонентного состава насыщенных паров нефтепродуктов, поступающих в резервуар, цистерну;

- весовых концентраций сероводорода и других индивидуальных компонентов, входящих в состав паров нефтепродукта;

- температуры нефтепродукта в резервуарах, цистернах;

- температуры атмосферного воздуха.

Объемные концентрации насыщенных паров нефтепродуктов, компонентный состав паров нефтепродуктов определяют по [1], концентрации Н2S - по [6].

Температуру наружного воздуха измеряют максимальным метеорологическим термометром по ТУ 112-78 Е.

Температуру нефтепродукта измеряют стеклянным ртутным термометром по ГОСТ 2045-71.

Отбор проб нефтепродукта из резервуара проводят посредством пробоотборного устройства, изображенного на рис. 1. Устройство состоит из цельностеклянного шприца 1 емкостью 100 мл (ТУ-64-1-1279-751), который посредством уплотнительной резиновой втулки 2 герметично крепится к стеклянному тройнику 3. К одному концу тройника 3 герметично подсоединена резиновая уплотнительная втулка 4, служащая в качестве переходника для подсоединения к запорной арматуре 6 (пробоотборному крану) для отбора проб. Другой конец тройника 3 оборудован, зажимным устройством 7.


Устройство для отбора проб нефтепродуктов из резервуаров

Рис. 1

1. Шприц

2. Уплотнительная втулка

3. Стеклянный тройник

4. Резиновые шланги

5. Уплотнительная втулка

6. Пробоотборный кран

7. Кран


2. Подготовка и проведение измерений

Вычерчивают схему обвязки резервуаров материальными потоками. Для этого используются отчеты о движении и смешении нефтепродуктов, материальные балансы технологических установок за обследуемый период (данные берутся в плановом отделе завода). Схема уточняется у диспетчера завода, в производственном отделе.

Все эксплуатируемые на предприятии резервуары группируют по следующим признакам:

- виду нефтепродукта;

- назначению (промежуточные, товарные, сырьевые);

- конструкции (наземные металлические, подземные, железобетонные);

- оснащенности техническими средствами сокращения потерь в атмосферу.

- режиму эксплуатации (“мерник” или “буферная емкость”).

Примечание:

режим “буферная емкость” характеризуется одновременностью закачки и откачки нефтепродукта из резервуара и постоянством уровня взлива жидкости в резервуаре.

По данным ближайшей метеостанции принимают средние значения давлений атмосферного воздуха и средние значения температур за 6 наиболее теплых и холодных месяцев года.

По данным предприятия принимают среднеквартальные значения температуры нефтепродукта в резервуаре или определяют путем непосредственных измерений термометром.

По данным квартальных отчетов о смешении и движении нефтепродуктов, материальных балансов технологических установок распределяют весовое количество нефтепродукта по группам одноцелевых резервуаров за теплый и холодный периоды года.

Осуществляют перевод весового количества нефтепродукта в объемное, при этом относительную плотность нефтепродукта принимают по данным заводских лабораторий.

Объем резервуаров, режим эксплуатации и оснащенность резервуаров техническими средствами (понтон, плав. крыша, газоуравнительн. линия и т.д.) принимаются по данным утвержденных “технологических карт по эксплуатации резервуаров” и технических характеристик резервуаров.

До начала всех измерений необходимо:

- выявить эксплуатационное состояние резервуаров, наличие пешеходных мостков, работоспособность сниженных пробоотборных кранов.

Для отбора проб нефтепродукта из резервуара один конец пробоотборного устройства, как это изображено на рис. 1, соединить посредством уплотнительной втулки 4 со сливным патрубком пробоотборного крана 6.

При закрытом положении шприца 1 открывают краны 6, 7 и в течение 10 - 15 сек. через всю систему дренируют нефтепродукт в сборную емкость, где предварительно устанавливают термометр для замера температуры нефтепродукта. Затем закрывают кран 7, и отбираемый нефтепродукт под давлением поступает в шприц 1. После наполнения 100 мл нефтепродукта шприц герметично отглушают.

Примечание:

при отсутствии сниженных пробоотборных кранов на резервуаре отбор пробы нефтепродукта проводят в соответствии с ГОСТ 2517-6а.

Температуру нефтепродукта в резервуаре принимают равной температуре отбираемой пробы нефтепродукта, замер которой производят в сборной емкости, куда поступает нефтепродукт из крана в течение проводимого замера.

Температуру наружного воздуха замеряют максимальным термометром. Замер производят в тени на высоте 1 м от уровня земли.

Насыщение атмосферного воздуха парами нефтепродукта осуществляется на приборе, изображенном на рис 2.

Во избежание снижения фактической величины давления насыщенных паров при наливе в колбу испытуемого нефтепродукта необходимо ее газовое пространство предварительно насытить парами того же нефтепродукта. Для этого из шприца с пробой впускается в колбу, через патрубок 1, порядка 3 - 5 мл испытуемого нефтепродукта. Колба несколько раз встряхивается и через патрубок 2 нефтепродукт из колбы выливается в емкость слива отходов нефтепродуктов.

Из шприца с пробой нефтепродукта в колбу через патрубок 1 вводится 40 мл нефтепродукта. Шприц I с предварительно отобранным в него ≈40 мл чистого воздуха, и пустой шприц II, через уплотнительные резиновые втулки 3, герметично соединяются с патрубками 1 и 2 соответственно.


Из шприца I воздух со скоростью  порядка ≈1,0 мл/сек продавливается через слой нефтепродукта, где этот воздух насыщается его парами, и паровоздушная смесь поступает в шприц II. После этого шприцы отсоединяются, колба с нефтепродуктом и шприц II с парами нефтепродукта отглушаются.

Рис. 2

Примечание                                                                                                                                                                        Обозначения

В нижней части стеклянного патрубка 1                                                                                                                      1, 2 - стеклянные парубки

внутренний диаметр для выпуска воздуха                                                                                                   3 - уплотнительные резиновые втулки

должен быть не более 1,0 мм.                                                                                                                                         4 - колба объемом 50 мл

                                                                                                                                                                                                5 - резиновая пробка

I - шприц для чистого воздуха объемом не менее 50 мл

II - шприц для насыщенных паров нефтепродукта

объемом 100 мл.


Устройство для отбора паровоздушных проб из резервуаров с понтонами

Рис. 3

1 - шприц емкостью 100 мл

2 - резиновая втулка

3 - патрубок

4 - трубка

5 - резиновые шланги

6 - кран

7 - уплотнительная втулка

8 - пробоотборная трубка на световом люке

Примечание:

Объем паровоздушной смеси в шприце II должен быть равен объему нефтепродукта в колбе (т.е. соотношение “газ : жидкость” равно 1:1).

3. Расчет потерь от испарения из резервуаров

Расчет проводится за теплый (шесть наиболее теплых месяцев года) и холодный (шесть наиболее холодных месяцев года) периоды года.

3.1. Расчет температурного режима резервуаров

tг=k4(k1+k2·+k3·),                                                                                                                        (3.1.)

где

,  - среднеарифметические значения температур наружного воздуха и жидкости в резервуаре за соответствующие периоды года, °С;

К1, К2, К3 - опытные коэффициенты, принимают по таблице PП-3;

К4 - опытный коэффициент, для холодного периода равен единице, для теплого периода года - равен единице для подземных резервуаров, а для наземных резервуаров принимается по таблице РП-2.

3.2. Определение давления насыщенных паров низкокипящих

нефтепродуктов: нефть, бензины, индивидуальные жидкости

По результатам единичных определений рассчитываются средне-арифметические значения температуры проб нефтепродуктов, единичные значения которых принимаются равными соответствующей температуре воздуха в лабораторном помещении:

                                                                                                                        (3.2.)

где

- средняя температура проб нефтепродукта, численно равная средней температуре воздуха в помещении за n - число единичных измерений, °C;

- температура воздуха в помещении при i-м измерении, численно равная температуре пробы нефтепродукта, °С.

Каждое значение давления насыщенных паров нефтепродукта, соответствующее температуре , приводится к средней температуре по формуле [3.3]:

    (3.3.)

где ,  - давление насыщенных паров нефтепродукта i-го измерения, соответственно, при температурах  и .

По полученным значениям  рассчитывается средне-арифметическое значение , ммт.ст.: *

                                                                                             (3.4.)

Значение по формуле (3.3.) приводится к средней температуре газового пространства tг.

Причем в формуле (3.3.) вместо величин  и , соответственно, проставляются значения tг и  (tг, ), вместо  - значение .

При расчетах без использования ЭВM значения давлений насыщенных паров нефтепродуктов  могут приводиться к соответствующим температурам  и tг по графику Кокса (таблица РП-9, 10, 11).

Значения давлений насыщенных паров , ммт.ст., индивидуальных жидкостей (бензол, толуол, ксилолы и т.д.) рассчитывают по формулам Антуана [2]:

                                                                                                     (3.5.)

                                                                                                      (З.6.)

где А, B, C, - константы, зависящие от природы вещества, принимаются из [2].

* - При расхождении за период обследования температур воздуха в лабораторном помещении не более 2°С величина  может быть рассчитана по формуле:

                                                                                                                                      (3.7.)

3.3. Определение весовой концентрации насыщенных паров нефтепродуктов

3.3.1. Для низкокипящих нефтепродуктов

При хроматографическом определении давления насыщенных паров нефтепродуктов рассчитывается объемная концентрация паров , доли единицы:

                                                                                                                               (З.8.)

где

- давление насыщенных паров нефтепродуктов при i-м измерении;

Ра - барометрическое давление при i-м измерении.

Расчет весовой концентрации проводится по формуле:

                                                                                                                             (З.9.)

где

,  - весовая концентрация (кг3) и плотность насыщенных паров (кг/м3) при температуре ti.

3.3.2. Для высококипящих нефтепродуктов

Весовая концентрация насыщенных паров высококипящих нефтепродуктов (керосины, дизтопливо, мазуты и т.д.) определяется непосредственно хроматографическим путем, значение которой соответствует температуре паров испытуемого нефтепродукта во время насыщения. Значения , кг3, приводятся к соответствующей температуре ti по графику Кокса (таблица
РП-12, 13).

3.3.3. Для индивидуальных жидкостей

Расчет проводится по формулам раздела 3.3.1

3.3.4. Расчет плотности паров нефтепродуктов низкокипящих

нефтепродуктов и индивидуальных жидкостей

По весовому содержанию углеводородных компонентов в парах рассчитывается молекулярный вес нефтяных и бензиновых паров:

                                                                                                                                        (3.10.)

где

- средне-арифметическое содержание i-го компонента в парах % вес;

Мi - молекулярный вес i-го компонента определяется по его химической формуле или по [2].

Плотность паров при нормальных условиях ρо, кг3, рассчитывается по формуле:

                                                                                                                                        (3.11.)

Плотность паров при температуре , °С, барометрическом давлении , ммт.ст., определяется:

                                                                                                                (3.12.)

3.5. Определение коэффициентов оборачиваемости

Кn и оснащенности режима эксплуатации Ко

Рассчитывается условная оборачиваемость резервуаров ni, об./год, для каждого из периодов года.

                                                                                                                                (3.13.)

где

 - объем нефтепродукта за соответствующий период года, проходящего через группу одноцелевых резервуаров, м3;

- суммарный объем одноцелевых резервуаров, м3.

По соответствующим формулам (3.2 ÷ 3.5) рассчитывается давление насыщенных паров при tг=38°С ().

По таблице РП-5 в зависимости от оборачиваемости (ni), давления насыщенных паров ()и климатической зоны определяется значение Kn.

Из таблицы РП-6 по оснащенности и режиму эксплуатации резервуаров определяется значение коэффициента Ко.

При наличии инструментальных данных по определению эффективности понтона значение Ко принимается равным

Ко=1-Эn 10-2,

где Эn - эффективность работы понтона, %.

3.6. Расчет потерь из резервуаров

Расчет проводится за период года

3.6.1. Для резервуаров с низкокипящими нефтепродуктами (т/период):

                                                                                           (3.14.)

где

,  - давление и плотность насыщенных паров при средней температуре газового пространства, соответственно, ммт.ст., кг/м3;

- среднее барометрическое давление ммт.ст.

Удельные потери  (кг/тонну) рассчитываются по формуле:

                                                                                                                        (3.15.)

где

dt - плотность нефтепродукта при средней температуре tж в резервуаре, т/м3.

Потери в единицу времени  (г/с) рассчитывается по формуле:

                                                                                                                     (3.16.)

где

τ – время эксплуатации группы одноцелевых резервуаров, час.

3.6.2. Для резервуаров с высококипящими нефтепродуктами:

                                                                                        (3.17.)

где

Св - весовая концентрация насыщенных паров при средней температуре газового пространства, кг/м3.

Расчет величин и  проводится аналогично, что и для низкокипящих нефтепродуктов.

3.6.3. Для резервуаров с индивидуальными жидкостями.

Расчет проводится по формулам раздела 3.6.1.

3.7. Пример расчета потерь бензина из резервуаров №1 ÷ 5 за теплый период года

Исходные данные:

-     южная зона,

-        суммарный объем резервуаров =50000 м3;

-        объем проходящего нефтепродукта = 1050000 м3;

-        плотность нефтепродукта dt =0,725 т/м3;

-        резервуары наземные, оборудование понтонами, эксплуатируются в режиме мерников, окраска - алюминиевая;

- суммарное время эксплуатации резервуаров 178 суток или 24·178 = 4272 часа;

- компонентный состав паров бензина:

CH4=0,9 % вес; C2H6=2,8 % вес; C3H8=19,9 % вес; С4Н10 =28,7 % вес; С5H12=37,5 % вес;

остататок=10,2 % вес.

- молекулярный вес углеводородных паров:

= 16; =30; =44; =58; =72; =100;

3.7.1. Расчет температурного режима

 - средняя температура наружного воздуха;

- среднее барометрическое давление =752,5 ммт.ст.

- средняя температура бензина в резервуаре

к1=6,12; к2=0,41; к3=0,51; к4=1,14;

=1,14(6,12+0,41·25,0+0,51·27,0)=34,4 ºС

3.7.2. Расчет давлений насыщенных паров бензина

- средняя температура воздуха в лаборатории:

Значения  при :

, ,

,

Значения  при =25,2 оС, соответственно:

    (по графику Кокса)

ммт.ст.

При средней температуре газового пространства

=536 ммт.ст. (по графику Кокса).

При 38°С = 618 ммт.ст. (по графику Кокса)

3.7.3. Расчет плотности паров бензина:

Молекулярный вес:

плотность при нормальных условиях ρо:

 

3.7.4. Определение коэффициентов Kn, Ko

 условных оборотов в год.

Кn=2,55; Ко=0,20.

3.7.5. Расчет потерь за теплый период года

 т/период;

Удельные потери:

кг/тонну

Потери в единицу времени:

3.8. Пример расчета потерь керосина из резервуаров № 20 ÷ 22 за холодный период года.

Исходные данные:

- средняя зона;

- суммарный объем резервуаров =6000 м3;

- вес нефтепродукта, Gн =150000 т;

- плотность нефтепродукта dt=0,800 т/м3;

- резервуары наземные, оборудованные дыхательными клапанами, эксплуатируются в режиме мерников, окраска - алюминиевая;

- время эксплуатации резервуаров 182,5 суток или =4380 часов.

3.8.1. Расчет температурного режима

- средняя температура наружного воздуха:

- среднее барометрическое давление =762 ммт.cт.,

- средняя температура керосина в резервуаре:

3.8.2. Определение весовой концентрации нефтепродуктов.

- средняя температура воздуха в лаборатории:

Значения , г/м3, при

Значения , г/м3, при  по графику Кокса

Данное значение приводим по графику Кокса к средней температуре газового пространства , которое составит:  г3.

3.8.3. Коэффициент оборачиваемости

 условных оборотов в год,

Кn=1,15 (по РП-5).

(Для высококипящих нефтепродуктов <50 ммт.ст.).

Коэффициент оснащенности определяем по таблице РП-6 Kо=1,…*

3.8.4. Расчет потерь за холодный период года

               

________________

* Брак оригинала – Прим. ред.


4.Сливо-наливные эстакады, автоцистерны

4.l. Расчет температурного режима цистерн

За холодный период года при наливе жидкости в цистерну:

                                                                                                                                                                        (4.1.)

За теплый период года при наливе жидкости в цистерну:

                                                                                                                                (4.2.)

где

К4 - коэффициент, учитывающий влияние солнечной радиации, принимается по таблице РП-2.

Температуру газового пространства при сливе жидкостей из ж/д и автоцистерн принимают равным средним температурам атмосферного воздуха за соответствующие периоды года.

4.2. Определение давления насыщенных паров низкокипящих нефтепродуктов и весовой концентрации нефтепродуктов

Определение этих величин проводится аналогично, что и для резервуаров (смотри расчет в разд. 3.2, 3.3, 3.4.), причем в расчетных формулах вместо температуры газового пространства резервуара принимается соответствующее значение .

4.3. Расчет потерь

Потери при наливе низкокипящих нефтепродуктов за один из периодов года  (т/период) рассчитываются по формуле:

                                                                           (4.3.)

где

- объем наливаемой жидкости в цистерну за период года, м3;

- давление насыщенных паров нефтепродукта при средней температуре газового

пространства цистерны за период года, ммт.ст.;

- среднее барометрическое давление за период года, ммт.ст.;

- плотность насыщенных паров при , кг3;

Kn - коэффициент, учитывающий условия налива в цистерну, принимается по табл. РП-7.

Потери высококипящих нефтепродуктов  при наливе в цистерну рассчитываются по формуле:

                                                                                     (4.4.)

где

- весовая концентрация насыщенных паров нефтепродуктов при температуре ,

кг3, рассчитывается аналогично, что и для резервуаров.

Потери при сливе жидкостей из цистерны (слив) (т/период) принимаются равными:

т.е. потери составляют порядка 15% от потерь при условии налива этого же количества жидкости в цистерну.

Удельные потери  (кг/тонну) нефтепродуктов рассчитываются по формуле:

                                                                                                                             (4.5.)

где

- плотность нефтепродукта при средней температуре , т/м3.

Потери в единицу времени за период налива жидкости в цистерну и ее слива  (г/с) рассчитываются по формуле:

                                                                                                                   (4 .6.)

где

- суммарное время за соответствующий период года налива или слива жидкости в цистерны на эстакаде, час.

4.4. Пример расчета потерь при наливе бензина А-76 в железнодорожные

цистерны за теплый период года

Исходные данные;                                                                           

- объем наливаемого бензина =1050000 м3;

- плотность нефтепродукта dt=0,725 т/м3;

- окраска цистерн - черная;

- налив бензина в нижнюю зону цистерны;

- суммарное время налива бензина в цистерны, τ =380 часов за полугодие;

- компонентный состав и молекулярный вес углеводородных паров приняты из примера расчета 3.6.;

- средняя температура наружного воздуха и барометрическое давление - см. пример расчета 3.6.;

- средняя температура наливаемого бензина и температура воздуха в лаборатории - см. пример расчета 3.6.;

- текущие значения давления насыщенных паров при tл и их значения средние - см. пример расчета 3.6.

4.4.1. Расчет температурного режима цистерн

Значение коэффициента К4 из таблицы РП-2 составляет:

- К4 = 1,29

4.4.2. Расчет давлений насыщенных паров бензина

При температуре  = 33,6°C.

По графику Кокса = 618 ммт.ст. =528 мм.рт.ст.

4.4.3. Расчет плотности паров бензина

Расчет среднего молекулярного веса паров М и плотности при нормальных условиях po см. пример расчета 3.7.3.

4.4.4. Определение коэффициента Кн

Из таблицы РП-7 значение Кн = 0,960

4.4.5. Расчет потерь

Удельные потери:

Потери в единицу времени:

5. Определение эффективности работы понтона в резервуаре

Эффективность работы понтона в резервуаре рассчитывается по формуле:

                                                                                                                     (5.1.)

где

Эn- эффективность понтона, %;

Ps - давление насыщенных паров нефтепродуктов при tг мм.рт.ст.;

Pоn - парциальное давление паров нефтепродуктов в газовом пространстве резервуара в конце закачки *, мм.рт.ст.,

При малых величинах концентраций паров нефтепродуктов в газовом пространстве резервуара величина

                                                                                                             (5.2.)

где

Cs - весовая концентрация насыщенных паров нефтепродуктов при tг , г/м3;

Соп - фактическая весовая концентрация паров нефтепродуктов в газовом пространстве резервуара в конце закачки, г3.

Значение Сs рассчитывается по формуле:

                                                                                                                        (5.3.)

где

pn - плотность насыщенных паров нефтепродуктов при tг, кг/м3;

Pa - барометрическое давление на момент отбора пробы нефтепродукта из резервуара, мм.рт.ст.

Отбор проб нефтепродуктов из резервуара производится с целью определения величин Ps и Cs. Отбор осуществляется посредством пробоотборного устройства из сниженного пробоотборного крана, изображенного на рис. 3 (смотри раздел 1).

Отбор паровоздушных проб ** из газового пространства резервуара производится с целью определения величин Pon и Сon.

Отбор осуществляется из светового люка посредством:

а)  при наличии стационарной пробоотборной трубки, установленной на световом люке и соединенной с газовым пространством резервуара - устройства, изображенного на рис. 3, причем перед отбором пробы в шприц всю систему необходимо продуть отбираемыми парами в течение 20 - 30 сек посредством побудителя расхода воздуха (ручной насос, помпа и т.д.);

б)  при отсутствии пробоотборной трубки на люке - непосредственно из приоткрытого люка путем отпускания стеклянного шприца емк. 100 или 50 мл в газовое пространство резервуара на глубину не менее 0,5 м с целью исключения подсоса наружного воздуха через люк.

* - минимальная высота нефтепродукта в резервуаре должна составлять не менее 0,7 от максимального уровня взлива, предусмотренной технологической картой;

** - отбор проб должен производится не менее чем через 2 часа после окончания закачки нефтепродукта в резервуар, причем ответственный исполнитель на отбор проб должен иметь письменное разрешение гл. инженера Управления - с оформленным наряд-допуском на эти работы.

6. Расчет потерь индивидуальных компонентов, входящих в состав

паровоздушной смеси в газовом пространстве резервуаров, цистерн

Потери индивидуальных компонентов от испарения рассчитываются исходя из их весового содержания в паровоздушной смеси, вытесняемой из газового пространства резервуара, цистерны.

Весовая доля i-го компонента xi рассчитывается по формуле:

                                                                                                                           (6.1.)

где

Сi - весовая концентрация i-го компонента в паровоздушной смеси; г3;

 - весовая концентрация паров углеводородов (суммарно) в паровоздушной смеси,

г3.

Отбор и анализ паровоздушных проб на весовое содержание i-го компонента производится соответственно с [1], [5], [6] , на определение - в соответствии с разделами 1÷5 настоящего метода.

Для оценки выбросов i-го компонента можно весовую долю xi принять равной:

                                                                                                                                (6.2.)

где

ai - весовое содержание i-го компонента в смеси % вес.

Потери i-го компонента , т/период, из резервуаров за соответствующий период года рассчитываются:

                                                                                                                     (6.3.)

где

 - потери углеводородов (суммарно) за период года, т/период.


Литература

1. Методические указания по определению и расчету вредных выбросов из основных источников предприятий нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности.
М., 1984 г.

2. Справочник химика. T.1. М-Л., Химия, 1962 г.

3. Эмирджанов Р.Т. Основы технологических расчетов в нефтепереработке. М-Л., Химия, 1965 г.

4. ГОСТ 11382-76.

5. Руководство по контролю загрязнения атмосферы. Л., Гидрометиздат, 1979 г.

6. Сборник методик по определению концентраций загрязняющих веществ в промышленных выбросах. Л., Гидрометиздат, 1987 г.


Таблица РП-1

РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕРРИТОРИИ СССР ПО КЛИМАТИЧЕСКИМ ЗОНАМ ДЛЯ ПРИМЕНЕНИЯ ПРИ РАСЧЕТАХ ВЫБРОСОВ ВРЕДНЫХ. ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ

 

Республика, края, области

Южная

Союзные республики: Азербайджанская, Армянская, Грузинская, Киргизская,

Молдавская, Таджикская, Туркменская, Узбекская.

 

Автономные республики: Дагестанская, Кабардино-Балкарская, Калмыцкая,

Северо-Осетинская, Чечено-Ингушская.

 

Края: Краснодарский, Ставропольский.

 

Области: РСФСР - Астраханская. Белгородская, Ростовская; Украинская ССР –

Херсонская, Запорожская, Николаевская, Крымская, Одесская; Казахская ССР –

Гурьевская, Джамбульская, Кызыл-Ординская, Чингинтская.

Северная

Автономные республики: Бурятская, Карельская, Коми, Тувинская, Якутская.

 

Области: Амурская, Архангельская, Мурманская, Новосибирская, Омская, Пермская,

Свердловская, Тюменская, Томская, Читинская.

Средняя

Союзные, автономные республики, края и области, не вошедшие в южную

и северную зоны.

Таблица РП-2

Значения коэффициентов К4 для различных климатических зон СССР

Окраска

Климатическая зона

поверхности емкости

южная

средняя

северная

1

2

3

4

Резервуары наземные:

окраска черная

окраска алюминиевая

теплоотражаемая эмаль

Железнодорожные и автоцистерны:

окраска черная

окраска алюминиевая

1,39

1,14

0,92

1,29

1,12

1,22

1,00

0,81

1,18

1,00

1,12

0,92

0,78

1,11

0,96


Таблица РП-3

Значения коэффициентов К1, К2, К3 в зависимости от температуры жидкости в резервуаре

Температура жидкости (нефтепродуктов) в резервуаре tж, ºС

Периоды года

Значения коэффициентов

К1

К2

К3

1

2

3

4

5

Наземные металлические резервуары


менее 20

шесть наиболее

холодных

месяцев года

0,30

0,37

0,62


от 20 до 35

-

0,33

0,62


от 35 до 60

-5,77

0,26

0,77


более 60

-10,80

0,65

0,89

 

менее 35

шесть наиболее

теплых месяцев

года

6,12

0,41

0,51


от 35 до 50

4,33

0,37

0,59


от 50 до 75

-2,04

0,57

0,62


более 75

-8,41

0,99

0,75

Подземные железобетонные резервуары


менее 25

шесть наиболее

холодных месяцев

года

1,62

0,19

0,74


от 25 до 40

1,60

0,15

0,72


от 40 до 60

1,60

0,10

0,70


более 60

4,20

0,06

0,68

 

менее 35

шесть наиболее

теплых месяцев

года

6,10

0,17

0,36


от 35 до 50

0,30

0,15

0,75


от 50 до 75

0,40

0,05

0,83

более 75

8,95

0,07

0,65


Таблица РП-4

Значения молекулярной массы паров нефтепродуктов М

в зависимости от температуры начала кипения tнк, оС

tнк

М

tнк

М

tнк

М

tнк

М

tнк

М

tнк

М

30

63,0

60

81,0

90

98,0

150

128,0

210

165,0

355

285

31

63,6

61

81,6

92

99,0

152

129,0

212

167,0

360

300,0

32

64,2

62

82,2

94

99,5

154

130

215

169,0

365

307,0

33

64,8

63

82,8

96

100,5

156

131

220

172,5

370

312,5

34

65,4

64

83,4

98

101,5

158

132

225

176,0

375

318,0

35

66

65

84,0

100

102,5

160

133,5

230

180,0

380

324,5

36

66,6

66

84,6

102

103,0

162

135,0

235

184,0

385

330,0

37

67,2

67

85,5

104

104,0

164

136,0

240

187,5

390

337,5

38

67,8

68

85,3

106

105,0

166

137,0

245

191,5

395

343,0

39

68,4

69

86,4

108

106,0

168

138,5

250

195,0

400

350,0

40

69,0

70

87,0

110

107,0

170

140,0

255

199,0

405

356,5

41

69,5

71

87,6

112

108,0

172

141,0

260

203,5

410

364,0

42

70,2

72

88,2

114

109,0

174

142,0

265

207,0

415

370,0

43

70,8

73

88,8

116

110,0

176

143,0

270

211,5

420

373,0

44

71,4

74

89,4

118

111,0

178

144,5

275

215,0

425

385,0

45

72,0

75

90,0

120

112,0

180

146,0

280

220,0

430

392,0

46

72,6

76

90,6

122

113,0

182

147,0

285

224,0

435

400,0

47

73,6

77

91,2

124

114,0

184

148,0

290

228,5

440

407,0

48

73,8

78

91,8

126

115,0

186

149,5

295

233,0

445

415,0

49

74,4

79

92,4

128

116,0

188

151,0

300

237,5

450

422,0

50

75,0

80

93,0

130

117,0

190

152,0

305

242,0

455

430,0

51

75,6

81

93,5

132

118,0

192

153,3

310

247,0

460

435,5

52

76,2

82

94,0

134

119,0

194

155,0

315

254,0

465

446,0

53

76,8

83

94,5

136

120,0

196

156,0

320

257,5

470

455,0

54

77,4

84

95,0

138

121,0

196

157,5

325

263,0

475

463,0

55

78,0

85

95,5

140

122,0

200

159,0

330

268,0

480

474,0

56

78,6

86

96,0

142

123,5

202

160,6

335

273,0

485

480,0

57

79,2

87

96,5

144

124,5

204

161,3

340

273,5

490

481,0

58

79,8

88

97,0

146

125,5

206

162,5

345

284,0

495

500,0

59

80,4

89

97,5

148

127,0

208

164,0

350

289,5

500

510,0


Таблица РП-5

Значение коэффициента Кп в зависимости от давления насыщенных паров и годовой оборачиваемости резервуаров

Значение годовой оборачиваемости резервуара “n


Давление насыщенных паров РS38 ммт.ст.

менее 50

от 50 до 100

от 100 до 200

от 200 до 300

от 300 до 400

ДО 40С

более 400

Климатические зоны

южная

средн.

северн.

южная

средн.

северн.

южная

средн.

северн.

южная

средн.

северн.

южная

средн.

северн.

южная

средн.

северн.


менее 12

1.39

1.26

1.20

1.54

1.40

1.31

2.15

1.95

1.79

2.75

2.50

2.27

3.66

3.32

3.02

4.41

4.01

3.65


от 13 до 23

1.37

1.25

1.19

1.51

1.37

1.29

2.06

1.87

1.73

2.62

2.38

2.16

3.28

2.98

2.71

3.97

3.61

3.28


от 24 до 27

1.36

1.24

1.18

1.48

1.35

1.27

1.96

1.80

2.49

2.26

2.05

3.00

2.73

2.48

2.40

3.66

3.33

3.03


от 28 до 31

1.35

1.23

1.17

1.46

1.33

1.25

1.90

1.73

1.59

2.35

2.14

1.94

2.61

2.37

2.15

3.15

2.86

2.86


от 32 до 35

1.34

1.22

1.16

1.44

1.31

1.23

1.83

1.66

1.53

2.21

2.01

1.83

2.44

2.22

2.02

2.95

2.68

2.44


от 36 до 39

1.33

1.21

1.15

1.42

1.29

1.21

1.75

1.59

1.47

2.09

1.90

1.73

2.33

2.12

1.93

2.83

2.57

2.34


от 40 до 43

1.32

1.20

1.14

1.40

1.27

1.19

1.66

1.51

1.40

1.91

1.74

1.62

2.11

1.92

1.74

2.55

2.32

2.11


от 44 до 47

1.31

1.19

1.13

1.38

1.25

1.18

1.60

1.45

1.34

1.80

1.64

1.50

1.99

1.81

1.64

2.41

2.19

1.99


от 48 до 51

1.30

1.18

1.12

1.35

1.23

1.17

1.54

1.40

1.29

1.72

1.56

1.42

1.89

1.72

1.56

2.29

2.08

1.89


от 52 до 55

1.29

1.17

1.11

1.34

1.22

1.16

1.48

1.35

1.25

1.62

1.47

1.34

1.76

1.60

1.45

2.13

1.94

1.76


от 56 до 59

1.28

1.16

1.10

1.32

1.20

1.15

1.44

1.31

1.21

1.55

1.41

1.28

1.69

1.54

1.40

2.05

1.86

1.69


от 60 до 63

1.27

1.15

1.09

1.30

1.18

1.14

1.40

1.27

1.19

1.51

1.37

1.24

1.63

1.48

1.34

1.97

1.79

1.63


от 64 до 67

1.25

1.14

1.08

1.29

1.17

1.13

1.38

1.25

1.17

1.47

1.34

1.22

1.57

1.43

1.30

1.90

1,73

1.57


от 68 до 71

1.24

1.13

1.07

1.28

1.16

1.12

1.35

1.23

1.15

1.44

1.31

1.19

1.53

1.39

1.26

1.84

1.68

1.53


от 72 до 75

1.23

1.12

1.06

1.26

1.15

1.11

1.33

1.21

1.13

1.40

1.27

1.15

1.49

1.35

1.23

1.80

1.64

1.49


от 76 до 79

1.22

1.11

1.05

1.25

1.14

1.00

1.31

1.19

1.12

1.37

1.25

1.14

1.45

1.32

1.20

1.76

1.60

1.45


от 80 до 105

1.21

1.10

1.04

1.24

1.13

1.09

1.30

1.18

1.11

1.35

1.23

1.12

1.43

1.30

1.18

1.73

1.57

1.43


от 106 до 131

1.20

1.09

1.03

1.23

1.12

1.08

1.28

1.16

1.09

1.33

1.21

1.10

1.41

1.28

1.16

1.71

1.55

1.41


от 132 до 200

1.19

1.08

1.02

1.22

1.11

1.06

1.27

1.15

1.07

1.31

1.19

1.08

1.38

1.26

1.14

1.68

1.53

1.39

более 200

1.17

1.07

1.00

1.20

1.00

1.04

1.24

1.13

1.05

1.28

1.17

1.06

1.31

1.20

1.09

1.59

1.45

1.32


Таблица РП-6

ЗНАЧЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА К0 В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ТЕХНИЧЕСКОЙ

ОСНАЩЕННОСТИ И РЕЖИМА ЭКСПЛУАТАЦИИ РЕЗЕРВУАРА

Оборудование резервуара

техническими средствами сокращения потерь

Значение коэффициента К0

мерник

буфер

1

2

3


Резервуар не оборудован понтоном или плавающей крышей, имеет открытый люк или снятый дыхательный клапан

1,10

0,30


Резервуар открытых люков не имеет, оборудован непримерзающими дыхательными клапанами, обеспечивающими избыточное давление в резервуаре:

   

- до 200 мм водт.

1,00

0,20


- свыше 200 мм водт.

0,95

0,19


Резервуар оборудован понтоном

0,20

0,15


Резервуар оборудован плавающей крышей

0,15

0,10


Резервуар включен в газоуравнительную систему резервуаров, у которых совпадение откачки и закачки продукта составляет:

   

- от 100 до 90%

0,20

-


- от 90 до 80%

0,35

-


- от 80 до 70%

0,45

-


- от 70 до 50%

0,60

-


- от 50 до 30%

0,70

-

- менее 30%

0,85

-


Таблица РП-7

Значение коэффициента Кн при наливе нефтепродуктов в нижнюю зону емкости

Давление насыщенных паров

PS(38) мм.рт.ст.

Климатическая зона

северная

средняя

южная


менее 50

0,50

0,50

0,50


от 50 до 100

0,52

0,54

0,54


от 100 до 200

0,56

0,56

0,57


от 200 до 300

0,62

0,64

0,65


от 300 до 400

0,72

0,73

0,76

более 400

0,88

0,90

0,96

Таблица РП-8

Диапазон и предельно-допустимые погрешности измерений

Наименование параметра, обозначения, единица измерения

Диапазон значений измеряемой величины

Предельно-допустимая погрешность измерения по ГОСТ

1

2

3

Температура атмосферного воздуха

ta,, ºС

-30 до +50

класс точности 1,0

Температура нефтепродукта

tж, °С

-30 до +120

класс точности 1,0

Температура газового пространства,

tг, °С

-30 до +50

класс точности 1,0

Объем паровоздушной пробы, мл

100

±2,5 мл

Уровень нефтепродукта в резервуаре

h, м

не ограничен

±3,0 мл

Компонентный состав паров,

Сi, % вес

0,01 ÷ 100

±0,4% вес

Объемная концентрация паров, С, % объемн.

от 2 и более

±7,0% объемн.

Download