Пятницкое шоссе, 55А
стоимость работ
Работаем с Пн-Вс круглосуточно
1.1. Настоящий документ:
Разработан с целью созданияединой методологической основы по определению выбросов загрязняющих веществ ватмосферу из резервуаров на действующих, проектируемых и реконструируемыхпредприятиях;
Устанавливает порядокопределения выбросов загрязняющих веществиз резервуаров для хранения нефтепродуктов расчетным методом, в том числе ина основе удельных показателей выделения;
Распространяется наисточники выбросов загрязняющих веществ нефте- и газоперерабатывающихпредприятий, предприятий по обеспечению нефтепродуктами (нефтебазы, складыгорюче-смазочных материалов, магистральные нефтепродуктопроводы,автозаправочные станции), тепловых электростанций (ТЭЦ), котельных и другихотраслей промышленности;
Применяется в качествеосновного методического документа предприятиями и территориальными комитетамипо охране природы, специализированными организациями, проводящими работы понормированию выбросов и контролю за соблюдением установленных нормативов ПДВ.
Полученные по настоящемудокументу результаты используются при учете и нормировании выбросовзагрязняющих веществ от источников предприятий, технологические процессыкоторых связаны с хранением нефтепродуктов в резервуарах различных типов, атакже в экспертных оценках для определения экологических характеристикподобного оборудования.
1. Ссылки на нормативные документы
Методические указанияразработаны в соответствии со следующими нормативными документами:
1. ГОСТ17.2.1.04-77. Охрана природы. Атмосфера. Источники и метеорологическиефакторы загрязнения, промышленные выбросы. М., Изд-во стандартов, 1978.
2. ГОСТ17.2.3.02-78. Охрана природы. Атмосфера. Правила установления допустимыхвыбросов вредных веществ промышленными предприятиями. М., Изд-во стандартов,1980.
3. ГОСТ17.2.4.02-81. Охрана природы. Атмосфера. Общие требования к методамопределения загрязняющих веществ. М., Изд-во стандартов, 1982.
4. ГОСТ8.563-96. Методика выполнения измерений. М., Изд-во стандартов, 1996.
2. Основные обозначения
М — максимальные выбросызагрязняющих веществ в атмосферу, г/с;
G -годовые выбросы загрязняющих веществ в атмосферу, т/год;
— максимальный объем паровоздушной смеси,вытесняемой из резервуаров во время его закачки, принимаемый равнымпроизводительности насоса, м3/час;
Qоз, — количествонефтепродуктов, закачиваемое в резервуары АЭС в течение осенне-зимнего периодагода, м3/период;
Qвл — то же, в течениевесенне-летнего периода, м3/период;
В — количество жидкости, закачиваемоев резервуары в течение года, т/год;
Воз — то же, в течениеосенне-зимнего периода, т/период;
Ввл — то же, в течениевесенне-летнего периода, т/период;
tнк — температура началакипения жидкости, °С;
— максимальная и минимальная температуражидкости в резервуаре, °С;
rж — плотность жидкости, т/м3;
t1, t2 — время эксплуатациирезервуара соответственно, сут/год и час/сут;
Р38 — давление насыщенных паровнефтей и бензинов при температуре 38 °С и соотношении газ-жидкость 4:1, мм. рт.ст.;
С20 — концентрация насыщенныхпаров нефтепродуктов (кроме бензина) при температуре 20 °С и соотношениигаз-жидкость 4:1, г/м3;
Pt — давление насыщенных паровиндивидуальных веществ при температуре жидкости, мм. рт. ст.;
Pi — парциальное давление пара индивидуальноговещества 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 насыщенныхпаров жидкости;
Кr- 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;
Vp — объем резервуара, м3;
Np — количество резервуаров, шт.;
Сi- концентрация i-го загрязняющего вещества, % масс.;
Сt- концентрация паров нефтепродукта в резервуаре, г/м3;
У2, У3 -средние удельные выбросы из резервуара соответственно в осенне-зимнийвесенне-летний периоды года, г/т;
Gхp- выбросы паров нефтепродуктов при хранении бензина автомобильного в одномрезервуаре, т/год;
Vсл — объем слитогонефтепродукта в резервуар АЗС, м3;
Ср — концентрация паровнефтепродуктов при закачке в резервуар АЗС, г/м3;
Сб — то же в баки автомашин,г/м3;
Gзак — выбросы пировнефтепродуктов при закачке в резервуары АЭС и в баки автомашин. т/год;
Gпр — неорганизованные выбросыпаров нефтепродуктов при проливах на АЗС, т/год.
3. Термины и определения
Термины
Определения
Загрязнениеатмосферы
Изменение состава атмосферы врезультате наличия в ней примеси.
Загрязняющее воздухвещество
Примесь в атмосфере, оказывающая неблагоприятное действиена окружающую среду и здоровье людей.
Выброс вещества
Вещество, поступающее в атмосферу из источника примеси.
Концентрацияпримеси в атмосфере
Количество вещества, содержащееся в единице массы илиобъема воздуха, приведенного к нормальным условиям
Предельно-допустимаяконцентрация примеси в атмосфере
Максимальная концентрация примеси в атмосфере, отнесеннаяк определенному времени осреднения, которая при периодическом воздействии илина протяжении всей жизни человека не оказывает на него вредного действия, ина окружающую среду в целом.
Ориентировочнобезопасный уровень воздействия загрязняющего атмосферу вещества (ОБУВ)
Временный гигиенический норматив для загрязняющего атмосферу вещества, устанавливаемыйрасчетным методом для целей проектирования промышленных объектов
4. Общие положения
4.1. Разработка настоящегодокумента проведена исходя из определения термина «унификация» — приведениетлеющихся путей расчета выбросов от однотипных резервуаров на действующих,проектируемых и реконструируемых предприятиях в пределах массива существующихметодик к наибольшему возможному единообразию.
4.2. В документе приведенысправочно-информационные и экспериментальные данные о физико-химическихсвойствах, концентрациях и величинах удельных выбросов из резервуаров дляхранения наиболее распространенных индивидуальных веществ и многокомпонентныхтехнических смесей, применяемых в нефтехимической, нефтеперерабатывающей идругих отраслях промышленности, а также расчетные формулы для определениямаксимальных (г/с) и валовых (т/г) выбросов соответствующих загрязняющихвеществ.
4.3. По данной методикемогут выполняться расчеты выделений (выбросов) загрязняющих веществ:
— для нефти и низкокипящихнефтепродуктов (бензин или бензиновые фракции) — суммы предельных углеводородовC1-С10 и непредельных С2-C5(в пересчете на C5) и ароматических углеводородов (бензол,толуол, этилбензол, ксилолы);
— для высококипящихнефтепродуктов (керосин, дизельное топливо, масла, присадки и т.п.) — суммыуглеводородов С12-С19.
4.4. Расчеты ПДВ (ВСВ) ватмосферу от резервуаров с нефтями и бензинами выполняются с учетом разделения ихна группы веществ:
• углеводороды предельныеалифатические ряда C1-С10 (в пересчете напентан*);
• углеводороды непредельные C2-C5(в пересчете на амилен);
• бензол, толуол,этилбензол, ксилолы;
• сероводород.
Остальные Профессиональный смеси(дизельное топливо, печное и др., мазут) не имеют ПДК (ОВУВ). Поэтому, выбросыот этих продуктов временно принимаются как «углеводороды предельные С12-С19».Значения ПДК и ОБУВ ряда веществ и технических смесей представлены в Приложении1.
4.5. Индивидуальный составнефтепродуктов определяется по данным завода-изготовителя (техническомупаспорту) или инструментальным методом.
4.6. Только для случаевнедостаточности информации для расчета по данной методике, а также, когдаисточник загрязнения не охватывается разделами настоящего документа,рекомендуется руководствоваться отраслевыми методиками, включенными в«Перечень…» [1].
____________
*Примечание: до утверждения ОБУВ для C1-C5и С6-С10.
5. Выбросы загрязняющих веществ в атмосферу изрезервуаров перерабатывающих, нефтедобывающих предприятий и магистральныхнефтепроводов
5.1. Исходные данные для расчета выбросов
5.1.1. Данные предприятия
По данным предприятияпринимаются:
— максимальный объемпаровоздушной смеси, вытесняемой из резервуара (группы одноцелевых резервуаров)во время его закачки (м3/час), равный производительности насоса;
— количество жидкости,закачиваемое в резервуары в течение года (В, т/год) или иного периода года;
— температура начала кипения(tнк, °C) нефтей и бензинов;
— плотность (rж, т/м3) нефтей инефтепродуктов;
— время эксплуатациирезервуара или групп одноцелевых резервуаров (t1, сут/год, t2, час/сут);
— давления насыщенных паровнефтей и бензинов (Р38, мм. рт. ст.) определяются притемпературе ) 38 ˚с исоотношении газ-жидкость 4:1.
Примечание. Для нефтеперерабатывающихзаводов и других крупных предприятий давление насыщенных паров целесообразно определятьгазохроматографическим методом.
Физико-химические свойстванекоторых газов и жидкостей представлены в приложении2.
5.1.2. Инструментальные измерения
Температуру жидкостиизмеряют при максимальных (tжmax, °C) иминимальных (tжmin, °C) ее значениях в периодзакачки в резервуар.
Идентификацию паров нефтей ибензинов (Сi, % масс.) по группам углеводородов ииндивидуальным 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 насыщенныхпаров различных нефтепродуктов (кроме бензина) при 20˚С и соотношениигаз-жидкость 4:1 (С20, г/м3) определяютсягазохроматографическими методами [3-4] специализированнымиподразделениями или организациями, имеющими аттестат аккредитации и принеобходимости, соответствующие лицензии.
5.1.3. Расчет давления насыщенных паровиндивидуальных жидкостей
Давления насыщенных паровиндивидуальных жидкостей при фактической температуре (Pt, мм.рт. ст.) определяются но уравнениям Антуана:
(5.1.1)
или
(5.1.2)
где: А,В, С — константы, зависящие от природы вещества, для предприятийнефтепереработки принимаются по приложению 3,а для предприятий иного профиля — по справочным данным, например, «Справочник химика» т.1. Л. «Химия»,1967.
Кроме того, давлениенасыщенных паров жидкостей можно принимать и по номограммам Pt=f(tж),например, [10] (Павлов К.Ф.и др. «Примеры и задачи по курсу процессов и аппаратов химической технологии»,М., «Химия», 1964), и по ведомственным справочникам.
Примечание: Парциальное равновесное давление пара индивидуального вещества(в паро-воздушной смеси) над многокомпонентным раствором (нефтепродуктом) можетбыть определено по закону Рауля [9]:
pi=Рt*хi
где: xi -мольная доля i-го вещества в растворе;
Рt — определяется поуравнениям 5.1.1 — 5.1.2.
5.1.4. Расчет давления газов над их воднымирастворами
Давления гадов над ихводными растворами при фактической температуре (pt,мм.рт.ст.) рассчитываются по формуле:
(5.1.3)
где: Кr- константа Генри, мм.рт.ст., принимается по справочным данным или (длянекоторых газов) по приложению4;
Xi — массовая доля i-гогаза, кг/кг воды;
18 -молекулярная масса воды;
mi — молекулярная масса i-гогаза (см. п. 5.1.5).
5.1.5. Определение молекулярной массы паровжидкостей
Молекулярная масса паровнефтей и нефтепродуктов принимается в зависимости от температуры начала ихкипения по приложению5.
Молекулярная массаоднокомпонентных веществ нефтепереработки принимается по данным приложения2, а для других продуктов — по справочным данным или, расчетам,исходя из структурной формулы вещества.
Атомные массы некоторыхэлементов представлены в приложении 6.
5.1.6. определение опытных значенийкоэффициентов Кt
kt — опытный коэффициент дляпересчета значений концентраций насыщенных паров в резервуарах при температуре38 ˚С к фактической температуре.
(5.1.4)
где: rt — плотность паров жидкостипри фактической температуре, кг/м3;
r38 — то же, при температуре 38˚С, кг/м3.
Значения коэффициента ktmax и ktminпринимаются в зависимости от максимальной (max) и минимальной (min) температурыжидкости при закачке ее в резервуар по приложению 7.
5.1.7 определение опытных значенийкоэффициентов Кp
Кр — опытный коэффициент,характеризующий эксплуатационные особенности резервуара.
(5.1.5)
где: Сф -фактическая концентрация паров жидкости, г/м3;
Сн — концентрация насыщенныхпаров жидкости, г/м3.
Сф и Снопределяются при одной и той же температуре.
Все эксплуатируемые напредприятии резервуары определяются по следующим признакам:
— наименование жидкости;
— индивидуальный резервуарили группа одноцелевых резервуаров;
— объем;
— наземный или заглубленный;
— вертикальное илигоризонтальное расположение;
— режим эксплуатации (мерникили буферная емкость);
— оснащенность техническимисредствами сокращения выбросов (ССВ):
— понтон, плавающая крыша(ПК), газовая обвязка резервуаров (ГОР);
— количество групподноцелевых резервуаров.
Примечание 1. Режим эксплуатации«буферная емкость» характеризуется совпадением объемов закачки и откачкижидкости из одного и того же резервуара.
Значения Крпринимаются по данным приложения 8,кроме ГОР.
При этом в приложении 8:
Кр подразделяются, взависимости от разности температур закачиваемой жидкости и температурыатмосферного воздуха в наиболее холодный период года, на три группы:
Группа А. Нефть измагистрального трубопровода и другие нефтепродукты при температуре закачиваемойжидкости, близкой к температуре воздуха.
Группа Б. Нефть послеэлектрообессоливающей установки (ЭЛОУ), бензины товарные, бензины широкойфракции (прямогонные, катализаты, рафинады, крекинг-бензины и т.д.) и другиепродукты при температуре закачиваемой жидкости, не превышающей 30 °С посравнению с температурой воздуха.
Группа В. Узкие бензиновыефракции, ароматические углеводороды, керосин, топлива, масла и другие жидкостипри температуре, превышающей 30 ˚С по сравнению, с температурой воздуха.
Значения коэффициента Кргордля газовой обвязки группы одноцелевых резерваров определяются в зависимости отодновременности закачки и откачки жидкости из резервуаров:
(5.1.6)
где: (qзак-Qотк) — абсолютнаясредняя разность объемов закачиваемой и откачиваемой из резервуаров жидкости.
Примечание 2. Для группы одноцелевыхрезервуаров с имеющимися техническими средствами сокращения выбросов (ССВ) ипри их отсутствии (ОТС) определяются средние значения коэффициента Крсрпо формуле:
(5.1.7)
где: Vp -объем резервуара, м3;
Np — количество резервуаров,шт.
5.1.8. определение значений коэффициентов Кв
Коэффициент Кврассчитывается на основе формулы Черникина (ф-ла 1, [13] в зависимости от значения давления насыщенныхпаров над жидкостью.
При Рt£ 540 мм. рт. ст. Кв=1,а при больших значениях принимается по данным приложения 9.
5.1.9. Определение опытных значенийкоэффициентов Kоб
Значение коэффициента Кобпринимается в зависимости от годовой оборачиваемости резервуаров (n):
(5.1.8)
где: Vp- объем одноцелевого резервуара, м3.
Значения опытногокоэффициента Коб принимаются по приложению10.
5.2. Выбросы паров нефтей и бензинов
Валовые выбросы паров(газов) нефтей и бензинов рассчитываются по формулам:
максимальные выбросы (М,г/с)
M=P38 × m × Ktmax× Kpmax× Kв × Vчmax× 0.163×10-4 (5.2.1)
годовые выбросы (G,т/год)
(5.2.2)
где: Р38 — давление насыщенныхпаров нефтей и бензинов при температуре 38 ˚С;
m — молекулярная масса паровжидкости;
Кtmin, Кtmax- опытные коэффициенты, принимаются по приложению 7.
Крcp, Кpmax- опытные коэффициенты, принимаются по приложению 8.
Vчmax — максимальный объемпаровоздушной смеси, вытесняемой из резервуара во время его закачки, м3/час;
Кв — опытный коэффициент,принимается по приложению 9;
Коб — коэффициент оборачиваемости,принимается по приложению 10;
rж — плотность жидкости, т/м3;
В — количество жидкости,закачиваемое в резервуары в течения года, т/год.
Примечание 1. Для предприятий, имеющихболее 10 групп одноцелевых резервуаров, допускается принимать значениякоэффициента Крср и при максимальных выбросах.
Примечание 2. В случае, если бензины автомобильные закачиваются в группуодноцелевых резервуаров в летний период, как бензин «летний», а в зимний период года, как бензин «зимний», то:
(5.2.3)
Выбросы паров нефтей ибензинов по группам углеводородов (предельных и непредельных), бензола,толуола, этилбензола, ксилола и сероводорода рассчитываются по формулам:
максимальные выбросы (Мi,г/с) i-гo загрязняющего вещества:
Mi=M· Ci · 10-2 (5.2.4)
годовые выбросы (gi, т/год):
Gi=G · Ci · 10-2 (5.2.5)
где Сi -концентрация i го загрязняющего вещества % масс.
5.3. выбросы паров индивидуальных веществ
Выбросы паров жидкости рассчитываются по формулам:
максимальные выбросы (М,г/с)
(5.3.1)
годовые выбросы (G,т/год)
(5.3.2)
где Ptmin,Ptmax — давление насыщенных паров жидкости приминимальной и максимальной температуре жидкости соответственно, мм. рт. ст.;
m — молекулярная масса паровжидкости;
Крcp, Kpmax- опытные коэффициенты, принимаются по приложению 8;
КB — опытный коэффициент,принимается по приложению 9;
Vчmax — максимальный объемпаровоздушной смеси, вытесняемой изрезервуаров во время его закачки, м3/час;
rж — плотность жидкости, т/м3;
tжmin, tжmax- минимальная и максимальная температура жидкости в резервуаре соответственно,˚С;
Коб — коэффициентоборачиваемости, принимается по приложению 10;
В — количество жидкости,закачиваемое в резервуар в течение года, т/год.
5.4. выбросы патов многокомпонентных жидкихсмесей известного состава
Выбросы i-гoкомпонента паров жидкости рассчитываются по формуле
— максимальные выбросы (Мiг/с)
(5.4.1)
— годовые выбросы (G,т/год)
(5.4.2)
где Рtimin, Рtimax — давление насыщенных паров i-гoкомпонента при минимальной и максимальной температуре жидкости соответственно,мм. рт. ст.;
Xi — массовая доля вещества:
Крcp, Kpmax- опытные коэффициенты принимаются по приложению 8;
КB — опытный коэффициент,принимается по приложению 9;
Коб — коэффициентоборачиваемости, принимается по приложению 10;
tжmin, tжmax- минимальная и максимальная температура жидкости в резервуаре соответственно,˚С;
— максимальный объем паровоздушной смеси,вытесняемой из резервуаров во время его закачки, м3/час;
В — количество жидкости,закачиваемое в резервуар в течение года, т/год.
Данные по компонентномусоставу растворителей, лаков, красок и т.д. представлены в приложении11.
5.5. выбросы газов из водных растворов
Выбросы i-гoкомпонента газа из водных растворов рассчитываются по формулам:
— максимальные выбросы (Мi,г/с)
(5.5.1)
— годовые выбросы (Gi,т/год)
(5.5.2)
где: Кrmin,Кrmax — константа Генри при минимальной имаксимальной температурах соответственно, мм. рт. ст.;
Xi — массовая доля вещества,
Крср, Крmax- опытные коэффициенты, принимаются по приложению 8.
Vчmax — максимальный объемпаровоздушной смеси, вытесняемой из резервуара во время его закачки, м3/час,
tжmin, tжmax- минимальная и максимальная температура жидкости в резервуаре соответственно,°С;
t1,. t2 — время эксплуатациирезервуара соответственно сут/год и час/сут.
5.6.Выбросы паров нефтепродуктов (кроме бензинов)
Выбросы паров нефтепродуктоврассчитываются по формуле:
— максимальные выбросы (М,г/с)
M=C20× Ktmax× Kpmax× Vчmax :3600 (5.6.1)
— годовые выбросы (G,т/год)
(5.6.2)
где С20 -концентрация насыщенных паров нефтепродуктов при температуре 20 °С, г/м3;
Кtmin, Кtmax- опытные коэффициенты, при минимальной и максимальной температурах жидкостисоответственно, принимаются по приложению 7;
Кр — опытный коэффициент,принимается по приложению 8;
Коб — опытный коэффициент,принимается по приложению 10;
В — количество жидкости,закачиваемое в резервуар в течение года, т/год.
Vчmax — максимальный объемпаровоздушной смеси, вытесняемой из резервуара во время его закачки, м3/час;
rж — плотность жидкости, т/м3;
Примечание 1. Для предприятий, имеющихболее 10 групп одноцелевых резервуаров (керосинов, дизтоплив и т.д.) допускаетсяпринимать значения коэффициента Крcp и примаксимальных выбросах.
Примечание 2. В случае, если дизельное топливо закачивается в группуодноцелевых резервуаров в летний период, как ДТ «летнее», а в зимний периодгода, как ДТ «зимнее», то:
(5.6.3)
где С20л,C203 — концентрация насыщенных паров летнего изимнего вида дизельного топлива соответственно, г/м3.
6. Выбросы паров нефтепродуктов в атмосферу изрезервуаров нефтебаз, ТЭЦ, котельных, складов ГСМ
6.1. исходные данные для расчета выбросов
Количество закачиваемой врезервуар 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 егозакачки (Vч, м3/час) принимаемый равнымпроизводительности насоса.
Значения опытныхкоэффициентов Кр принимается по данным приложения 8.
Примечание. Выбросы от резервуаров с нижним ибоковым подогревом одновременно рассчитывать согласно раздела5.6. настоящих методических указаний.
6.2. Выбросы паров нефтепродуктов
Валовые выбросы паровнефтепродуктов рассчитываются по формулам *):
— максимальные выбросы (М,г/с)
M=C1× Kpmax× Vчmax :3600 (6.2.1)
— годовые выбросы (G,т/год)
G=(У2× Воз + У3× Ввл) × Kpmax × 10-6 + Gxp× Kнп × Np (6.2.2)
где: Сi- концентрация паров нефтепродукта в резервуаре, г/м3, принимаетсяпо приложению12:
у2, У3- средниеудельные выбросы из резервуара соответственно в осенне-зимний и весенне-летнийпериоды года, г/т, принимаются по приложению12;
Gхр — выбросы паровнефтепродуктов при хранении бензина автомобильного в одном резервуаре, т/год,принимается по приложению13;
Кнп — опытный коэффициент,принимается по приложению12.
При этом:
Кнп=С20 l : C20ба (6.2.3)
где: С20 1- концентрация насыщенных паров нефтепродуктов при 20 ˚С, г/м3;
С20 ба — то же, паров бензинаавтомобильного, г/м3.
_________
*) При этомвыбросы индивидуальных компонентов по группам рассчитываются по формулам (5.2.4 и 5.2.5).
Концентрации углеводородов(предельных, непредельных), бензола, толуола, этилбензола и ксилолов (Сi,% масс.) в парах товарныхбензинов приведены в приложении14.
7. Выбросы паров нефтепродуктов в атмосферу изрезервуаров автозаправочных станций
7.1. исходные данные для расчета выбросов
Для расчета максимальныхвыбросов принимается объем слитого нефтепродукта (Vсл, м3)из автоцистерны в резервуар.
Количество закачиваемого врезервуар нефтепродукта принимается по данным АЗС в осенне-зимний (Qоз,м3) и весенне-летний (Qвл, м3) периодыгода.
Примечание. Одновременная закачканефтепродукта в резервуары и баки автомобилей не осуществляется.
7.2. Выбросы паров нефтепродуктов
Валовые выбросы паровнефтепродуктов рассчитываются по формулам *):
*) Выбросыиндивидуальных компонентов по группам рассчитываются по формулам (5.2.4 и 5.2.5).
— максимальные выбросы (М,г/с)
автобензины и дизельноетопливо
М=(Срmax× Vcл) :1200 (7.2.1)
масла
М=(Срmax× Vcл) :3600 (7.2.2)
где: 1200 и3600 — среднее время слива, с;
Годовые выбросы (G,т/год)рассчитываются суммарно при закачке в резервуар, баки автомашин (Gзак)и при проливах нефтепродуктов на поверхность (Gпр)*):
G=Gзак + Gпр (7.2.3)
Gзак=[(Ср + Cб)× Qоз + (Cp+ Сб) × Qвл] × 10-6 (7.2.4)
где: Ср,Сб — концентрации паров нефтепродуктов в выбросахпаровоздушной смеси при заполнении резервуаров и баков автомашин, г/м3,принимаются по приложению15.
Годовыевыбросы (G, т/год) при проливах составляют *):
для автобензинов
Gпр=125 × (Qоз + Qвл)× 10-6 (7.2.5)
для дизтоплив
Gпр=50 × (Qоз + Qвл)× 10-6 (7.2.6)
*)Выбросы индивидуальных компонентов по группам рассчитываются по формулам (5.2.4 и 5.2.5).
для масел
Gпр=12.5 × (Qоз + Qвл)× 10-6 (7.2.7)
где: 125, 50,12.5 — удельные выбросы, г/м3 *)
Значения концентраций паровуглеводородов (С, г/м3) в выбросах паровоздушной смеси призаполнении резервуара и баков автомашин приведены в приложении15.
Значения концентраций паровбензинов (предельных, непредельных), бензола, толуола, этилбензола и ксилола**)приведены в приложении14.
*)- В качестве удельных выбросов при «проливах» приведены данные разработчиков осуммарных потерях на АЗС (отнесенных к м3 соответствующегонефтепродукта) через неплотности перекачивающей и запорной арматуры, пристекании со стенок шлангов, резервуаров для хранения, баков автомашин и т.п.
**)- Здесь и далее под термином «ксилол» подразумевается смесь орто-, мета- ипараизомеров (синоним «ксилолы»).
8. Примеры расчета выбросов загрязняющихвеществ в атмосферу
8.1 НПЗ. Бензин-катализат. Валовые выбросы
Исходные данные
Наименованиепродукта
Р38,мм. рт. ст
tмк,˚С
tж,°C
Vчmaxм3/час
В, т/год
rжт/м3
max
min
Бензин-катализат
420
42
32
10
56
300000
0.74
Продолжение исходных данных
Конструкциярезервуара
Режим эксплуатации
ссв
vр, м3
Np,шт.
Количество групп
Наземныйвертикальный
мерник
отсутств.
1000
3
22
Табличные данные Валовыйвыброс
m
Кtmax
Кtmin
Kpcp
КB
М, г/с
G, т/год
63.7
0.78
0.42
0.62
1.0
11.8100
324.6692
n=300000:(0.74 × 1000 × 3) 135, а Коб=1.35(По приложению 10).
Расчеты выбросов:
M=0.163 × 420 × 63.7 × 0.78 × 0.62 ×1.0 × 56 × 10-4 = 11.8100г/с
(5.2.1)
G=0.294×420×63.7× (0.78×1.0+0.42) ×0.62×1.35×300000×10-7:0.73=324.6692 т/год
(5.2.2)
При необходимостиидентификации в выбросах индивидуальных углеводородов по их содержанию впаровой фазе приоритетными являются данные непосредственных инструментальныхопределений массового состава выброса с последующим расчетом Мiи Gi по формулам 5.2.4 и 5.2.5, соответственно.
Кроме того, для расчетамогут быть использованы ориентировочные составы паров нефтепродуктов из приложения14, а также соотношения давлений насыщенных паров углеводородов призаданной температуре (tcp=(tmax + tmin)/ 2 — для Gi, т/год;
tmax — для Mi,г/сек и коэффициенты пересчета Кi/5 из приложения 16.
Идентификация состававыбросов (М=11,8100 г/с; G=321.6692 т/год)
Определяемыйпараметр *)
Углеводороды
Предельные C1-10
SС1-10
Ароматические
S
С5
С6
С7
С8
С9
С10
бензол
толуол
ксилол
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Сi % мас. (Прил.14. Стабильный катализат.)
92,84
2,52
2,76
1,88
100,0
m1 (Прил. 16)
72,15
86,18
100,20
114,23
128,25
142,29
pi30, Па (Прил. 16)
81770
25200
7763
2454
857
244,7
118288,7
У*)i
0,6914
0,2130
0,0656
0,0207
0,0072
0,0021
1,0000
mi, У*)i
49,88
18,36
6,57
2,36
0,92
0,30
78,39
С*)i. % мас.
63,64
23,42
8,38
3,01
1,17
0,38
100,00
Сi. % мас.
59,09
21,74
7,78
2,79
1,09
0,35
92,84
Mi, г/с
6,97
2,57
0,92
0,33
0,13
0,04
10,96
0,30
0,33
0,22
11,81
Ki/5 (из Прил. 16)
1,000
1,667
3,125
5,882
10,000
16,667
Ki/5Mi .г/с (впересчете на С5)
6,97
4,28
2,88
1,94
1,3
0,67
18,04
Рi20. Па (Прил. 16)
56410
17600
4712
1391
461,0
119,7
80693,7
у*)i
0,6991
0,2181
0,0584
0,0172
0,0057
0,0015
1,0000
mi. у*)i
50,44
18,80
5,85
1,96
0,73
0,21
77,99
С*)i.% мас.
64,67
24,11
7,50
2,51
0,94
0,27
100,00
Сi. % мас.
60,05
22,38
6,96
2,33
0,87
0,25
92,84
2,52
2,76
1,88
100,0
Gi, т/год в пересчете на С5
193,1623
71,9895
22,3882
7,4949
2,7985
0,8042
298,6376
8,1061
8,8781
6,0474
321,6692
Ki/5*)Gi, т/год
193,16
120,01
69,96
44,09
27,99
13,40
468,61
*)Примечание. Относительная равновесная мольная доля:
у*i=Pi / SPi.
Относительнаяравновесная концентрация, % мас.:
,
Абсолютнаяконцентрация, % мас.
,
Максимальныйразовый выброс, г/сек:
,
Валовыйвыброс, т/год:
.
8.2. НПЗ. Бензин автомобильный. Валовыевыбросы. ССВ — понтон и отсутствие ССВ
Исходные данные
Продукт
Р38,мм. рт. ст
tмк,˚С
tж,°C
Vчmax м3/час
В, т/год
rжт/м3
летний
зимний
летн.
зимн.
max
min
Бензин автом.
425
525
40
35
30
+5
250
1460000
0.73
Продолжение исходных данных
Конструкциярезервуара
Режим эксплуатации
ссв
vр, м3
Np,шт.
Количество групп
Наземныйвертикальный
мерник
понтон отсутств.
10000
2
22
5000
2
Табличные данные Расчеты
m
Кtmax
Кtmin
Kpcp
Kpcp
Выбросы
летн.
зимн.
Понтон
отсут.
М, г/с
G, т/год
63.1
61.5
0.74
0.35
0.11
0.60
0.27
21.8344
865.3175
Средние значения (5.1.7)
n=1460000:[0.73 × (10000 × 2 + 5000 × 2)]=67, а Коб=1.75
(5.1.8)
Расчеты выбросов:
М=0.163 × 425 × 63.1 × 0.74 × 0.27 × 1.0 × 250 × 10-4=21.8344 г/с*)
т/год *) (5.2.3)
*)Примечание. Порядок расчета выбросов индивидуальныхуглеводородов аналогичен примеру 8.1.
8.3. НПЗ. Бензин автомобильный. Идентификациявыбросов
Исходные данные
Продукт
Р38,мм. рт. ст
tнк,˚С
tж,°C
Vчmax м3/час
В, т/год
rжт/м3
летний
зимний
летн.
зимн.
max
min
Бензин автом.
425
525
40
35
30
+5
250
1460000
0.73
Продолжение исходных данных
Конструкциярезервуара
Режим эксплуат.
ссв
vр, м3
Np,шт.
Количество групп
Наземныйвертикальный
мерник
отсутств.
5000
4
22
Табличные данные Валовыевыбросы
m
Кtmax
Кtmin
Kpcp
Kв
М, г/с
G, т/год
летн.
зимн.
63.1
61.5
0.74
0.35
0.60
1.0
48.5209
1483.4014
n=1460000:(0.73 × 5000 ×4)=100, а Коб=1.35
Расчеты валовых выбросов:
М=0.163×425 63.1×0.74× 0.60× 1.0 × 250 × 10-4=48.5209 г/с
т/год
Концентрации веществ ввыбросах, % масс
Углевод. пред.алиф. С1-С10
Углевод. непред. С2-С5
Бензол
Толуол
Этилбензол
Ксилолы
Сероводород
94.323
2.52
1.82
1.16
0.045
0.132
отс.
Выбросы
Идентификациясостава выбросов
Углевод. пред.алиф. С1-С10
Углевод. непред.С2-С5
Бензол
Толуол
Этилбензол
Ксилолы
Сероводород
Мi,г/с
45.8000
1.2200
0.8830
0.5630
0.0218
0.0640
отс.
Gi,т/год
1400.0000
37.4000
27.0000
17.2000
0.6680
1.9600
отс.
Примечание: При необходимостиидентификации в выбросах индивидуальных углеводородов предельных С1-С10и непредельных С2-C5 по известному ихсодержанию в паровой фазе используются коэффициенты пересчета Ki/5из приложения 16:
Выбросы
Идентификациясостава выбросов углеводородов
Предельные C1-С10
Непредельные С2-С5
С4
С5
С6
С7
С8
С9
С10
С4
С5
Сi%мас
28.064
32.848
20.773
9.030
2.889
0.599
0.125
0.22
2.30
Мi, г/с
13.6
15.9
10.1
4.4
1.4
0.3
0.1
0.11
1.11
Gi,т/г
416.3
487.3
308.1
134.0
42.8
8.9
1.9
3.3
34.1
Кi/C5Мi
6.8
15.9
16.8
13.8
8.2
3.0
1.7
0.04
1.11
г/с
г/с
8.4 НПЗ. Керосин технический
Исходные данные
Наименованиепродукта
C20,г/м3
tж,°C
Vчmax,м3/час
В, т/год
rжт/м3
max
min
Керосин техн.
11.2
55
25
70
500000
0.85
Продолжение исходных данных
Конструкциярезервуара
Режим эксплуат.
ссв
vр, м3
Np,шт.
Количество групп
Наземныйвертикальный
мерник
отсутств.
3000
4
22
Табличные данные Выбросы
Кtmax
Кtmin
Kpcp
М, г/с
G, т/год
2.88
1.20
0.63
0.3950
16.9000
n=500000:(0.85 × 3000 × 4) = 49, а Коб=2.0
М=11.2 × 2.88 × 0.63 × 70:3600=0.3950 г/с
т/год
8.5 Растворитель № 646. Выбросы компонентов
Исходные данные
Наименованиепродукта
tж,°C
Vчmaxм3/час
В, т/год
Конструкциярезервуара
max
min
Раствор. № 646
30
20
0.5
1300
горизонтальный
Продолжение исходных данных Табличныеданные
Режим эксплуатации
ссв
vр, м3
Np,шт.
Крmax
Kpcp
Мерник
отс.
5
4
1.0
0.7
Продолжение табличных данных
Компонент
КонстантыАнтуана
m
rжт/м3
Сi,% масс
А
В
С
Ацетон
7.2506
1281.7
237
58.1
0.792
7
Бутиловый спирт
8.7051
2058.4
246
74.1
0.805
10
Бутилацетат
7.006
1340.7
199
116
0.882
10
Толуол
6.95334
1343.94
219.38
92.1
0.867
50
Этиловый спирт
9.274
2239
273
46.1
0.789
15
Этилцеллозольв
8.416
2135
253
90
0.931
8
Расчеты
Компонент
Р30
Р20
Xi: mi
Xi: ri
M, г/с
G, т/год
мм. рт. ст.
Ацетон
282
183
0.00120
0.088
0.0112
0.1081
Бутиловый спирт
17.7
9.26
0.00135
0.124
0.0010
0.0090
Бутилацетат
14.2
7.66
0.000860
0.113
0.00080
0.0073
Толуол
36.7
21.8
0.00543
0.577
0.0104
0.0971
Этиловый спирт
76.7
42.9
0.00325
0.190
0.0065
0.0596
Этилцеллозольв
7.44
3.94
0.00089
0.086
0.00034
0.0030
Примечание. Хi=Сi: 100
S(Xi:mi)=0.00120 + 0.00135 + 0.00086+ 0.00543 + 0.00325 + 0.00089=0.0130
S(Xi:ri)=0.088 + 0.124 + 0.113 + 0.577 + 0.190 + 0.086=1.178
n=1300:0.849:5:4 = 77, аКоб=1.5
г/с и т.д.
т/год и т.д.
8.6 Нефтебаза. Бензин автомобильный. Валовыевыбросы
Исходные данные
Наименованиепродукта
Qч, м3/час
Воз,m
Ввл,m
Конструкциярезервуара
Режим эксплуатац.
Бензин автомоб.
400
16000
24000
наземныйвертикальн.
мерник
Продолжение исходных данных
Vp,м3
Np,шт.
ссв
Крmax
5000
8
отсут.
0.80
М=972 × 0.80 × 400:3600 = 86.4 г/с
G=(780 × 16000 + 1100 × 24000) × 0.8×10-6 + 5.8 × 1.0 × 8=77.504 т/год
8.7 АЭС. Бензин автомобильный. Валовые выбросы
Исходные данные
Наименованиепродукта
Vсл,м3
Qоз,m
Qвл,м3
Конструкциярезервуара
Автобензин
4.0
3150
3150
заглубленный
Табличные данные Выбросы
Cmax
Сроз
Срвл
Сбоз
Срвл
М, г/с*)
G, т/год*)
480
210
255
420
515
1.60
5.1975
М=480 × 4.0:1200 = 1.60 г/с
G= [(210 + 420) × 3150 + (255 + 515) × 3150 + 125 × (3150 + 3150)] × 10-6=5.1975т/год
*)Примечание. Порядок расчета выбросов индивидуальных углеводородованалогичен примеру 8.1.
8.8 ТЭЦ. Мазут топочный (резервуар с нижнимбоковым подогревом).
Исходные данные
Согласно примечания кп.6.1. отсчет ведется по п.5.6.
Наименованиепродукта
С20,г/м3
Конструкциярезервуара
Режим эксплуатации
Мазут топочныйМ-100
5.4
наземныйвертикальный с нижним и боковым подогревом
мерник
Продолжение исходных данных
ссв
Vр,м3
Nр,шт.
Кол-во групп
tж,˚C
Vчmax, м3/ч
В, т/год
rж,т/м3
max
min
отсут.
1000
3
1
60
60
85
10000
1.015
Табличные данные Выбросы
Кtmax
Кtmin
Кpcp
Кpmax
Коб
М, г/с*)
G, т/год*)
3.2
3.2
0.65
0.93
2.5
0,3794
0,2766
n=10000:(1.015 1000 × 3) = 9.85
М=5.4 × 3.2 × 0.93 × 85:3600=0.3794 г/с
G=(5.4 × 3.2 + 3.2 × 0.65 × 2.5 × 10000):(2 × 106× 1.015)=0.2766 т/год
*)Примечание. При расчетах ПДВ и ВСВ – учитывать класс опасностей 4, ПДКС12-С19=1мг/м3
8.9 ТЭЦ. Мазут топочный (резервуар безобогрева).
Исходные данные
Наименованиепродукта
Конструкциярезервуара
Воз,т
Ввл,т
Vчmax,м3/час
Режим эксплуатации
Мазут топочныйМ-100
наземный вертикальныйбез обогрева
5000
5000
85
мерник
Продолжение исходных данных
ссв
Vp,м3
Nр,шт.
Отсут.
1000
3
Табличные данные Выбросы
У1, г/м3
У2,г/т
У3,г/т
Кpmax
Gxp
Кнп
М, г/с*)
G, т/год*)
5.4
4.0
4.0
0.83
1.49
4.3×10-3
0.1058
0.0524
М=5.4 × 0.83 × 85:3600=0.1058 г/с
G=(4.0 × 5000 + 4.0 × 5000) × 0.83 × 10-6 + 1.49 × 4.3 × 10-3× 3=0.0524 т/год
*)Примечание. При расчетах ПДВ и ВСВ -учитывать класс опасности 4, ПДКС12-С19=1 мг/м3.
Используемаялитература
1. Перечень методическихдокументов по расчету выделений (выбросов) загрязняющих веществ в атмосферныйвоздух. С.-Пб., 1998.
2. Методика определенияконцентрации сероводорода фотометрическим методом по реакции образования«метиленового голубого». Сборник методик по определению концентрацийзагрязняющих веществ в промышленных выбросах. Л., 1987.
3. Методикагазохроматографического измерения массовой концентрации предельныхуглеводородов C1-C5, а также С6и выше (суммарно) в промышленных выбросах. Казанское ПНУ «Оргнефтехимзаводы»,ЗАО «Любэкоп», МП «Белинэкомп», 1997.
4. Методикагазохроматографического измерения массовой концентрации предельныхуглеводородов С1-C10 (суммарно),непредельных углеводородов С2-C5 (суммарно)и ароматических углеводородов (бензола, толуола, этилбензола, ксилолов,стирола) при их совместном присутствии в промышленных выбросах. Казанское ПНУ«Оргнефтехимзаводы», ЗАО «Любэкоп», МП «Белинэкомп», 1997.
5. Перечень и коды веществ,загрязняющих атмосферный воздух. — С.П.: НИИ Охраны атмосферного воздуха.Министерство охраны окружающей Среды и природных ресурсов РФ, Фирма «Интеграл».1997
6. Дополнение № 9-38-96 ксписку «Ориентировочные безопасные уровни воздействия (ОБУВ) загрязняющихвеществ в атмосферном воздухе населенных мест». Утвержден ГлавнымГосударственным санитарным врачом Республики Беларусь от 23 февраля 1996 г.
7. Справочник химика. T.1.Л.: «Химия», 1967. С. 1070
8. Краткий справочник похимии. Киев.: «Наукова думка», 1974. С. 992
9. Тищенко Н.Ф. Охранаатмосферного воздуха. М.: «Химия», 1991. С. 368
10. Павлов К.Ф. и др. Примерыи задачи по курсу процессов и аппаратов химической технологии. М., Л.,:«Химия», 1964. С. 664
11. Константинов Н.Н. Борьбапотерями от испарения нефти и нефтепродуктов. М.: Гостоптехиздат, 1961. С. 250
12. Сборник методик по расчетувыбросов в атмосферу загрязняющих веществ различными производствами. Л.,Гидрометеоиздат. 1986. С. 184.
13. Инструкция поинвентаризации источников выбросов вредных веществ в атмосферу предприятиямиМинистерства нефтяной и газовой промышленности СССР (РД 39-01 47098), Уфа, 1989.
ПРИЛОЖЕНИЯ
Приложение1
Предельнодопустимые концентрации (ПДК) и ориентировочные безопасные уровни воздействия(ОБУВ) загрязняющих веществ в атмосферном воздухе населенных мест
Вещество
Класс опасности
ПДК м.р. мг/м3
ПДК c.с. мг/м3
ОБУВ мг/м3
1
2
3
4
5
Углеводородыпредельные алифатического ряда
Метан
50
Бутан
4
200
Пентан
4
100
25
Гексан
4
60
Углеводородынепредельные
Этилен
3
3
3
Пропилен
3
3
3
Бутилен
4
3
3
Амилен (смесь изомеров)
4
1.5
1.5
Углеводородыароматические
Бензол
2
1.5
0.1
Толуол
3
0.6
0.6
Этилбензол
3
0.02
0.02
Ксилолы
3
0.2
0.2
Изопропилбензол
4
0.014
0.014
Прочие вещества
Спирт метиловый
3
1
0.5
Спирт этиловый
4
5
5
Спирт изобутиловый
4
0.1
0.1
Серная кислота
2
0.3
0.1
Уксусная кислота
3
0.2
0.06
Ацетон
4
0.35
0.35
Метилэтилкетон
0.1
Фурфурол
3
0.05
0.05
Фенол
2
0.01
0.03
Гидроперекись изопропилбензола
2
0.007
0.007
Этиленгликоль
1
Аммиак
4
0.2
0.04
Сернистый ангидрид
3
0.5
0.05
Сероводород
2
0.008
Формальдегид
2
0.035
0.003
Хлор
2
0.1
0.03
Хлористый водород (солянаякислота)
2
0.2
0.2
Углеводороды предельныеалифатического ряда C1-C10
4
25
Керосин
1.2
Масло минеральное нефтяное
0.05
Углеводороды предельные С12-С19
4
1
Уайт-спирит
1
Сольвент нафта
0.2
Скипидар
4
2
1
Примечание 1. Значения ПДК (ОБУВ) приведены из [4].
Примечание 2. Значения ОБУВ углеводородовпредельных алифатического ряда С1-С10 кприведены из [5] ираспространяются только па территорию Республики Беларусь.
Приложение 2
Физико-химические свойства некоторых газов ижидкостей
Вещество
Формула
Температура нач.кип. tнк˚С
Плотность жидкостиrж,т/м3
Молекул. Масса m
1
2
3
4
5
Бутан
C4H10
-0.5
—
58.12
Пентан
С5Н12
36.1
0.626
72.15
Гексан
С6Н14
68.7
0.660
86.18
Гептан
с7н16
98.4
0.684
100.21
Изооктан
с8н18
93.3
0.692
114.24
Цетан
с16н34
287.5
0.774
226.45
Этилен
С2Н4
-103.7
—
28.05
Пропилен
с3н6
-47.8
—
42.08
Бутилен
с4н8
-6.3
—
56.11
Амилен
с5н10
30.2
0.641
70.14
Бензол
с6н6
80.1
0.879
78.11
Толуол
c7h8
110.6
0.867
92.14
о-Ксилол
с8н10
144.4
0.881
106.17
м-Ксилол
с8н10
139.1
0.864
106.17
п-Ксилол
с8н10
138.35
0.861
106.17
Этилбензол
с8н10
136.2
0.867
106.17
Изопропилбензол
С9Н12
152.5
0.862
120.20
Спирт метиловый
СН4О
64.7
0.792
32.04
Спирт этиловый
с2н6о
78.37
0.789
46.07
Спирт изобутиловый
с4н10о
108
0.805
74.12
Уксусная кислота
C2H4O2
118.1
1.049
60.05
Ацетон
с3н6о
56.24
0.792
58.08
Метилэтилкетон
с4н8о
79.6
0.805
72.10
Фурфурол
с5н8о2
161.7
1.159
96.09
Фенол
С6Н6О
182
—
94.11
Этиленгликоль
C2H6O2
197.2
1.114
62.07
Диэтиленгликоль
С4Н10О3
244.33
1.118
106.12
Аммиак
nh3
-33.15
—
17.03
Сернистый ангидрид
so2
-10.1
—
64.06
Сероводород
н2s
-60.8
—
34.08
Формальдегид
ch2o
-21
—
30.03
Хлор
cl2
-33.6
—
70.91
Хлористый водород
НСL
-85.1
—
36.46
Примечание. Физико-химические свойстваприняты по данным [7.8]
Приложение 3
Константы уравнения Антуана некоторыхвеществ
Вещество
Уравнение
Интервалтемператур, ˚С
Константы
от
до
А
В
С
1
2
3
4
5
6
7
Углеводородыпредельные 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
6.8117
1259.2
221
Цетан
2
70
175
7.33309
2036.4
172.5
Углеводородынепредельные
Этилен
2
-70
9.5
7.2058
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
Углеводородыароматические
Бензол
2
-20
5.5
6.48898
902.28
178.10
2
5.5
160
6.91210
1214.64
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
Значения постоянной Кг для водных растворовнекоторых газов
(в таблице даны значения Kг×10-9 в мм. рт.ст.)
tж,˚С
Газ
Метан
Этан
Этилен
Ацетилен
Хлор
Сероводород
Диоксид серы
Хлористый водород
Аммиак
0
17000
9550
4190
550.0
204.0
203.0
12.50
1.850
1.560
5
19700
11800
4960
640.0
250.0
239.0
15.20
1.910
1.680
10
22600
14400
5840
730.0
297.0
278.0
18.40
1.970
1.800
15
25600
17200
6800
820.0
346.0
321.0
22.00
2.030
1.930
20
28500
20000
7740
920.0
402.0
367.0
26.60
2.090
2.080
25
31400
23000
8670
1010
454.0
414.0
31.00
2.150
2.230
30
34100
26000
9620
1110
502.0
463.0
36.40
2.200
2.410
40
39500
32200
—
—
600.0
566.0
49.50
2.270
—
60
47600
42900
—
—
731.0
782.0
83.90
2.240
—
80
51800
50200
—
—
730.0
1030
128.0
—
—
100
53300
52600
—
—
—
1120
—
—
—
Примечание. Значения постоянной Кr,приняты по [10].
Приложение 5
Значения молекулярной массы паров (m)нефтей и бензинов
tнк
m
tнк
m
tнк
m
tнк
m
tнк
m
tнк
m
Пары нефтей иловушечных 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 ибензиновых фракций
30
60.0
36
61.8
42
63.7
48
65.7
54
67.8
60
70
31
60.3
37
62.1
43
64.1
49
66.1
55
68.1
62
71
32
60.6
38
62.5
44
64.4
50
66.4
56
68.5
85
80
33
60.9
39
62.8
45
64.7
51
66.7
57
68.8
105
88
34
61.2
40
63.1
46
65.1
52
67.1
58
69.2
120
95
35
61.5
41
63.4
47
65.4
53
67.4
59
69.5
140
105
Примечание. Значения молекулярной массы паров приняты по формулам [11].
Приложение 6
Атомные массы некоторых элементов
Название
Символ
Атомная масса
Название
Символ
Атомная масса
Азот
N
14.008
Сера
S
32.066
Водород
Н
1.008
Углерод
С
12.011
Кислород
О
16.0
Хлор
Сl
35.457
Приложение 7
Значения опытных коэффициентов Кt
tж,˚С
Кt
tж,˚С
Кt
tж,˚С
Кt
tж,˚С
Кt
tж,˚С
Кt
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Нефти и бензины
-30
0.09
-14
0.173
+2
0.31
18
0.54
34
0.82
-29
0.093
-13
0.18
+3
0.33
19
0.56
35
0.83
-28
0.096
-12
0.185
+4
0.34
20
0.57
36
0.85
-27
0.10
-11
0.193
+5
0.35
21
0.58
37
0.87
-26
0.105
-10
0.2
+6
0.36
22
0.60
38
0.88
-25
0.11
-9
0.21
+7
0.375
23
0.62
39
0.90
-24
0.115
-8
0.215
+8
0.39
24
0.64
40
0.91
-23
0.12
-7
0.225
+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 (кромебензина)
-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
Значения опытных коэффициентов Кр
Категория
Конструкциярезервуаров
Крmaxили Крср
Объемрезервуара, Vр,. м3
100 и менее
200-400
700-1000
2000 и более
1
2
3
4
5
6
7
Режим эксплуатации«мерник». ССВ — отсутствуют
А
Наземныйвертикальный
Крmax
0.90
0.87
0.83
0.80
Крср
0.63
0.61
0.58
0.56
Заглубленный
Крmax
0.80
0.77
0.73
0.70
Крср
0.56
0.54
0.51
0.50
Наземныйгоризонтальный
Крmax
1.00
0.97
0.93
0.90
Крср
0.70
0.68
0.65
0.63
Б
Наземныйвертикальный
Крmax
0.95
0.92
0.88
0.85
Крср
0.67
0.64
0.62
0.60
Заглубленный
Крmax
0.85
0.82
0.78
0.75
Крср
0.60
0.57
0.55
0.53
Наземныйгоризонтальный
Крmax
1.00
0.98
0.96
0.95
Крср
0.70
0.69
0.67
0.67
В
Наземныйвертикальный
Крmax
1.00
0.97
0.93
0.90
Крср
0.70
0.68
0.650
0.63
Заглубленный
Крmax
0.90
0.87
0.83
0.80
Крср
0.63
0.61
0.58
0.56
Наземныйгоризонтальный
Крmax
1.00
1.00
1.00
1.00
Крср
0.70
0.70
0.70
0.70
Режим эксплуатации –«мерник». ССВ — понтон
А, Б, В
Наземный вертикальный
Крmax
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
Наземныйвертикальный
Крmax
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 типыконструкций
Кр
0.10
0.10
0.10
0.10
Приложение 9
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
Значения опытных коэффициентов kоб
n
100 и более
80
60
40
30
20 и менее
Коб
1.35
1.50
1.75
2.00
2.25
2.50
Приложение 11
Компонентный состав растворителей, лаков,красок и т.д. (Ci, % массовый)
Компонент
Растворители
№ 646
№ 647
№ 648
№ 649
РМЛ-218
РМЛ
РМЛ 315
РИД
РКВ-1
Ацетон
7
—
—
—
—
—
—
3
—
Бутиловый спирт
10
7.7
20
20
19
10
15
10
50
Бутилацетат
10
29.8
50
—
9
—
18
18
—
Ксилол
—
—
—
50
23.5
—
25
—
50
Толуол
50
41.3
20
—
32.5
10
25
50
—
Этиловый спирт
15
—
10
—
16
64
—
10
—
Этилцеллозольв
8
—
—
30
3
16
17
—
—
Этилацетат
—
21.2
—
—
16
—
—
9
—
Летучая часть
100
100
100
100
100
100
100
100
Продолжениеприложения 11
Компонент
Растворители
РКБ-2
м
Р-4
Р-219
АМР-3
РЛ-277
PЛ-278
РЛ-251
Ацетон
—
—
12
23
—
—
—
—
Метилизобутилкетон
—
—
—
—
—
—
—
40
Бутиловый спирт
95
5
—
—
22
—
20
—
Бутилацетат
—
30
12
—
25
—
—
—
Ксилол
5
—
—
—
—
—
30
—
Толуол
—
—
62
33
30
—
25
—
Этиловый спирт
—
60
—
—
23
—
15
—
Этилцеллозольв
—
—
—
—
—
—
10
—
Этилацетат
—
5
—
—
—
—
—
—
Циклогексанон
—
—
—
33
—
50
—
60
Этилгликоль-ацетат
—
—
—
—
—
50
—
—
Летучая часть
100
100
100
100
100
100
100
100
Продолжениеприложения 11
Компонент
Лаки
НЦ-221
НЦ-222
НЦ-223
НЦ-224
НЦ-218
НЦ-243
НЦ-52
Ацетон
3.4
—
—
—
—
—
—
Бутиловый спирт
16.6
7.4
10.05
8
6.3
11.1
33
Бутилацетат
12.5
7.2
12.06
10.2
6.3
7.4
—
Этилацетат
8.3
12.4
3.35
10.5
11.2
5.18
—
Этиловый спирт
8.3
12.2
—
34.05
11.2
7.4
1
Ксилол
—
—
16.75
10.3
16.45
—
—
Толуол
33.2
36.3
16.75
—
16.45
37
—
Этилцеллозольв
—
2.5
8.04
—
2.1
5.92
—
Окситерпеновый растворитель
—
—
—
1.95
—
—
—
Сольвент-нафта
—
—
—
—
—
—
4
Формальдегид
—
—
—
—
—
—
0.76
Летучая часть
83.3
78
68
75
70
74
38.76
Сухой остаток
16.9
22
32
25
30
26
61.24
Продолжениеприложения 11
Компонент
Грунтовки
Разравнивающая
жидкость РМЕ
Распределительнаяжидкость НЦ-313
НитрополитураНЦ-314
Полировочная
вода № 18
НЦ-0140
ВНК
1
2
3
4
5
6
7
Ацетон
—
2.3
—
—
—
—
Бутиловый спирт
12
5.3
4
2
—
5
Бутилацетат
16
3.5
15
6.4
8.1
1
Этилацетат
12
9.4
20
5.2
—
2
Этиловый спирт
8
9.4
54
76.7
55.64
69
Ксилол
—
17.8
—
—
—
—
Толуол
16
20.6
—
3.6
8.7
—
Этилцеллозольв
12
17.7
—
3
13.6
—
Циклогексанон
4
—
—
—
—
—
Окситерпеновый растворитель
—
—
1
—
—
—
Бензин «галоша»
—
—
—
—
—
20
Летучая часть
80
70
94
96.9
86
97
Сухой остаток
20
30
6
3.1
14
3
Продолжениеприложения 11
Компонент
Полиэфирные, поли-и нитроуретановые краски
ПЭ-246
ПЭ-265
ПЭ-232
ПЭ-220
ПЭ-250М
УР-277М
ПЭ-251В
УР-245М
Ацетон
1-2
1-2
29
31
38
—
—
—
Бутилацетат
5
5
—
—
—
—
—
26
Стирол
1-2
1-2
—
—
—
—
3-5
—
Ксилол
—
—
1
1.5
1
5
1
16
Толуол
—
—
5
2.5
4
—
1
—
Метилизобутилкетон
—
—
—
—
—
—
8-11
—
Циклогексанон
—
—
—
—
—
34
8-11
14
Этилгликольацетат
—
—
—
—
—
26
—
15
Летучая часть
8
8
35
35
43
65
21-29
71
Сухой остаток
92
92
65
65
57
35
79-71
29
Продолжениеприложения 11
Компонент
Эмали
ПЭ-276
НЦ-25
HЦ-132П
НЦ-1125
НЦ-257
HЦ-258
КВ-518
ПФ-115
ПФ-133
МС-17
Бутилацетат
6
6.6
6.4
6
6.2
6.5
7
—
—
—
Этилцеллозольв
—
5.28
6.4
4.8
4.96
—
—
—
—
—
Ацетон
2-4
4.62
6.4
4.2
4.34
—
19.6
—
—
—
Бутанол
—
9.9
12
6
9.3
10.4
—
—
—
—
Этанол
—
9.9
16
9
62
5.85
—
—
—
—
Толуол
—
29.7
32.8
30
31
13
—
—
—
—
Этилацетат
—
—
—
—
—
0.75
—
—
—
—
Стирол
2-1
—
—
—
—
—
—
—
—
—
Ксилол
—
—
—
—
—
16.25
—
22.5
25
60
Сольвент
—
—
—
—
—
—
43.4
—
—
—
Уайтспирит
—
—
—
—
—
—
—
22.5
—
—
Циклогексанон
—
—
—
—
—
3.25
—
—
—
—
Летучая часть
9-10
66
80
60
62
65
70
45
50
60
Сухой остаток
91-90
34
20
40
38
35
30
55
50
40
Продолжениеприложения 11
Компонент
Шпатлевки,грунтовка
ПФ-002
НЦ-008
ХВ-005
ГФ-032 ГС, ГФ-0163
ГФ-031
ГФ-032
ФЛ-03К ФЛ-03Ж
ХС-010
АК-070
Клей ХВК-2А
Ацетон
—
4.5
8.5
—
—
—
—
17.4
—
17.5
Бутилацетат
—
9
4
—
—
—
—
8
43.5
8.8
Толуол
—
9
20.5
—
—
—
—
41.6
17.4
35
Этанол
—
—
—
—
—
—
—
—
8.7
—
Бутанол
—
1.5
—
—
—
—
—
—
17.4
—
Ксилол
—
—
—
—
51
61
15
—
—
—
Сольвент
25
—
—
25
—
—
—
—
—
—
Этилацетат
—
6
—
—
—
—
—
—
8.7
—
Уайт-спирит
—
—
—
—
—
—
15
—
—
—
Летучая часть
25
30
33
32
51
61
30
67
87
70
Сухой остаток
75
70
67
68
49
39
70
33
13
Приложение 12
Значения концентраций паров нефтепродуктов врезервуаре Сi удельных выбросов У2, У3и опытных коэффициентов Кнп
Нефтепродукт
климатическая зона
Кнп,при t 20˚С
1
2
3
Сi
У2
У3
Сi
У2
У3
Сi
У2
У3
г/м3
г/т
г/т
г/м3
г/т
г/т
г/м3
г/т
г/т
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
Бензин автомоб.
777,6
639,60
880,0
972,0
780,0
1100,0
1176,12
967,2
1331,0
1,1
Бензин авиацион.
576,0
393,60
656,0
720,0
480,0
820,0
871,20
595,2
992,20
0,67
БР
288,0
205,00
344,0
344,0
360,0
250,0
430,0
435,60
310,0
0,35
Т-2
244,8
164,00
272,0
306,0
200,0
340,0
370,26
248,0
411,40
0,29
Нефрас
576,0
377,20
824,0
720,0
460,0
780,0
871,20
570,40
943,80
0,66
Уайт-спирит
28,8
18,04
29,6
36,0
22,0
37,0
43,56
27,28
44,77
0,033
Изооктан
221,76
98,4
232,0
277,20
120,0
290,0
335,41
148,80
350,90
0,35
Гептан
178,56
78,72
184,0
223,20
96,0
230,0
270,07
119,04
278,80
0,028
Бензол
293,76
114,8
248,0
367,20
140,0
310,0
444,31
173,60
375,10
0,45
Толуол
100,8
34,44
80,0
126,0
42,0
100,0
152,46
52,08
121,00
0,17
Этилбензол
37,44
10,66
28,0
46,80
13,0
35,0
56,63
16,12
42,35
0,067
Ксилол
31,68
9,02
24,0
39,6
11,0
30,0
47,92
13,64
36,30
0,059
Изопропилбензол
21,31
9,84
16,0
29,64
12,0
20,0
32,23
14,88
24,20
0,040
РТ (кроме Т 2)
5,18
2,79
4,8
6,48
3,4
6,0
7,84
4,22
7,26
5,4×10-3
Сольвент нефтяной
8,06
3,94
6,96
10,08
4,8
8,7
12,20
5,95
10,53
8,2×10-3
Керосин технич.
9,79
4,84
8,8
12,24
5,9
11,0
14,81
7,32
13,31
10×10-3
Литроин приборн.
7,2
2,36
5,86
9,0
4,1
7,3
10,89
5,08
8,83
7,3×10-3
Керосин осветит.
6,91
3,61
6,32
8,64
4,4
7,9
10,45
5,46
9,56
7,1×10-3
Дизельное топ.
2,59
1,56
2,08
3,14
1,9
2,6
3,92
2,36
3,15
2,9×10-3
Печное топливо
4,90
2,13
3,84
6,12
2,6
4,8
7,41
3,22
5,81
5,0×10-3
Моторное топливо
1,15
0,82
0,82
1,44
1,0
1,0
1,74
1,24
1,24
1,1×10-3
Мазуты
4,32
3,28
3,28
5,4
4,0
4,0
6,53
4,96
4,96
4,3×10-3
Масла
0,26
0,16
0,16
0,324
0,2
0,2
0,39
0,25
0,25
0,27×10-3
Примечание. Значения У2 (осенне-зимний период года)принимаются равными – У3 (весенне-летний период) длямоторного топлива, мазутов и масел.
Приложение 13
Количество выделяющихся паров бензиновавтомобильных при хранении в одном резервуаре Схр, т/год
Vр,м3
Вид резервуара
Наземный
Загубленный
Горизонтальный
средствасокращения выбросов
отсутсв.
понтон
пл. крыша
ГОР
1-я климатическая зона
100 и менее
0.18
0.040
0.027
0.062
0.053
0.18
200
0.31
0.066
0.044
0.108
0.092
0.31
300
0.45
0.097
0.063
0.156
0.134
0.45
400
0.56
0.120
0.079
0.196
0.170
0.56
700
0.89
0.190
0.120
0.312
0.270
—
1000
1.21
0.250
0.170
0.420
0.360
—
2000
2.16
0.420
0.280
0.750
0.650
—
3000
3.03
0.590
0.400
1.060
0.910
—
5000
4.70
0.920
0.620
1.640
1.410
—
10000
8.180
1.600
1.080
2.860
2.450
—
15000 и более
11.99
2.360
1.590
4.200
3.600
—
2-я климатическая зона
100 и менее
0.22
0.049
0.033
0.077
0.066
0.22
200
0.38
0.081
0.054
0.133
0.114
0.38
300
0.55
0.120
0.078
0.193
0.165
0.55
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
—
3 я климатическая зона
100 и менее
0.27
0.060
0.041
0.095
0.081
0.27
200
0.47
0.100
0.066
0.164
0.142
0.47
300
0.68
0.157
0.096
0.237
0.203
0.68
400
0.85
0.180
0.121
0.298
0.260
0.85
700
1.35
0.280
0.180
0.474
0.410
—
1000
1.83
0.380
0.260
0.640
0.550
—
2000
3.28
0.640
0.430
1.140
0.980
—
3000
4.60
0.900
0.600
1.610
1.380
—
5000
7.13
1.400
0.950
1.640
2.140
—
10000
12.42
2.440
1.640
2.500
3.730
—
15000 и более
18.20
3.580
2.410
4.340
5.460
—
Приложение 14
Концентрация загрязняющих веществ (% масс.)в парах различных нефтепродуктов [12].
Наименование нефтепродукта
Концентрациякомпонентов Ci, % масс
углеводороды
бензол
толуол
Этил- бензол
ксилолы
сероводород
предельные С1-С10
непредельные С2-С5
Сырая нефть
99.16
—
0.35
0.22
—
0,11
0,06
Прямогонные бензиновые фракции:
62-86
99.05
—
0.55
0.40
—
—
—
62-105
93.90
—
5.89
0.21
—
—
—
85-105
98.64
—
0.24
1.12
—
—
—
85-120
97.61
—
0.05
2.34
—
—
—
85-180
99.25
—
0.15
0.35
—
0,25
—
105-140
95.04
—
—
3.81
—
1,15
—
120-140
95.90
—
—
2.09
—
2,01
—
140-180
99.57
—
—
—
—
0,43
—
НК-180
99.45
—
0.27
0.18
—
0,10
—
Стабильный катализат
92.84
—
2.52
2.76
—
1,88
—
Уайт-спирит
93.74
—
2.15
3.20
—
0,91
—
Бензин-рафинад
98.88
—
0.44
0.42
—
0,26
—
А-76*)
93.85
2.50
2.00
1.45
0,05
0,15
—
Аи-93*)
92.68
2.50
2.30
2.17
0,06
0,29
—
Крекинг-бензин
74.03
25.0
0.58
0.27
—
0,12
—
Ловушечный продукт
—
0.13
Керосин
99.84
—
0.10
0.06
Дизельное топливо
99.57
—
0.15
0.28
Мазут
99.31
—
0.21
0.48
*)- по данным разработчиков.
Приложение 15
Концентрации паров нефтепродуктов (С,г/м3) в выбросах паровоздушной смеси при заполнении резервуаров ибаков автомашин
Нефтепродукт
Вид выброса*
Конструкциярезервуара
Бак а/м, С6,г/м3
наземный Ср,г/м3
заглублен. Ср,г/м3
1-я климатическаязона
Бензинавтомобильный
макс
464.0
384.0
—
оз
205.0
172.2
344.0
вл
248.0
255.0
412.0
Дизельное топливо
макс
1.49
1.24
—
оз
0.79
0.66
1.31
вл
1.06
0,88
1,76
Масла
макс
0.16
0.13
—
оз
0.10
0.08
0.16
вл
0.10
0.08
0.16
2-я климатическаязона
Бензинавтомобильный
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
3-я климатическаязона
Бензинавтомобильный
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 ввесенне-летний период.
Приложение 16
Давление насыщенных паров углеводородов, Па
Углеводороды
Температура˚С
н-бутан
н-пентан
н-гексан
н-гептан
н-октан
н-нонан
н-декан
бутен-2
пентен-2
-30
44800
5098
956
174
31.5
7.5
—
22600
4860
-20
45500
9021
1587
386
78.9
17.9
—
36900
9690
-10
70000
15260
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
mi
58.12
72.15
86.18
100.20
114.23
128.25
142.29
56.08
70.13
Кi/5 для Сi% об.
0.4028
1.0000
1.9908
4.3399
9.3131
17.7755
32.8690
0.3998
1.0000
Кi/5 для Сi% мас
0.500
1.000
1.667
3.125
5.882
10.000
16.667
0.500
1.000
НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙИНСТИТУТ ОХРАНЫ АТМОСФЕРНОГО ВОЗДУХА
(НИИ АТМОСФЕРА)
СОГЛАСОВАНО:
УТВЕРЖДАЮ:
Зам. начальника Управления
Директор НИИ Атмосфера
Государственного экологического контроля и
канд.физ.-мат. наук
безопасности окружающей среды
Госкомэкологии России
_________________ С.В. Маркин
___________________ В.Б. Миляев
«27» января 1999 г.
«19» января 1999 г.
9. ДОПОЛНЕНИЕ К «МЕТОДИЧЕСКИМ УКАЗАНИЯМ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ВЫБРОСОВЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ»Введение
Данное«Дополнение к «Методическим указаниям по определению выбросов загрязняющихвеществ в атмосферу из резервуаров» (Новополоцк, 1999 г.) разработаноспециалистами НИИ Атмосфера и учитывает Обслуживание, замечания и предложенияприродопользователей и контролирующих органов по охране окружающей среды,основанные на результатах практической апробации «Методических указаний поопределению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров» (МУ).
В настоящемдокументе даны рекомендации по использованию утвержденных Минздравом РФ величинОБУВ для смесей углеводородов предельных, расширен перечень нефтепродуктов, уточненыколичественные и качественные показатели индивидуальных компонентовуглеводородов, а также приведены дополнительные примеры расчета выбросовзагрязняющих веществ в атмосферу для различных видов нефтепродуктов.
Смомента опубликования данного методического письма считать утратившими силу:
-методическое письмо НИИ Атмосфера № 257/33-07 от 27.10.95 г.;
-письмо НИИ Атмосфера № 312/33-07 от 9.10.97 г. (в части, касающейся емкостейАЗС и хранилищ нефтепродуктов);
— письмо№ 4 «О критериях качества атмосферного воздуха» (сб. «Атмосфера», № 1, 1996г.);
-временно рекомендованный пересчет смеси предельных углеводородов С1-С10на С5 (см. п. 4.4 общихположений МУ);
-раздел 2.6.1 «Методики по определению выбросов вредных веществ в атмосферу напредприятиях Госкомнефтепродукта РСФСР». Астрахань, 1988;
-разделы 2.1.1 и 2.1.2 «Методических указаний по расчету валовых выбросоввредных веществ в атмосферу для предприятий нефтепереработки и нефтехимии».РД-17-86. Казань. 1987;
-раздел 2.1 «Методики расчета вредных выбросов в атмосферу от нефтехимическогооборудования». РМ 62-91-90. Воронеж, 1990;
-Экспериментально-расчетная методика определения потерь нефти от испарения изрезервуара. Уфа, 1990.
1 Применение критериев качества атмосферного воздуха
В связи сутверждением Минздравом РФ величин ориентировочно-безопасных уровнейвоздействия (ОБУВ) для смесей углеводородов предельных C1-C5=50 мг/м3 и C6-C1030 мг/м3(ГН 2.1.6.713-98, утвержденные постановлением Главного государственногосанитарного врача РФ № 26 от 3 августа 1998 г.), рекомендуем при нормированиивыбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров для хранениянефтепродуктов, а также от нефтехимического и нефтегазового оборудованияиспользовать следующие критерии качества атмосферного воздуха:
Предельные углеводороды
Низкокипящие:
Смесь предельныхуглеводородов по фракции C1–C5 — ОБУВ = 50 мг/м3.Смесь предельных углеводородов по фракции C6-C10- ОБУВ =30 мг/м3.
Высококипящие:
Смесь предельныхуглеводородов по фракции C12-C19- ПДК = 1мг/м3.
Непредельные углеводороды
По амиленам(смесь изомеров)*) — ПДК=1.5 мг/м3.
Ароматические углеводороды
По бензолу — ПДК= 1.5 мг/м3.
По толуолу — ПДК= 0.6 мг/м3.
По ксилолам -ПДК = 0.2 мг/м3.
По этилбензолу*)- ПДК = 0.02 мг/м3.
По стиролу*)- ПДК = 0.04 мг/м3.
Сернистые соединения
По сероводороду*)- ПДК = 0.008 мг/м3.
Пометилмеркаптану*) — ПДК = 9·10-6 мг/м3.
_______________
*) Если имеются в составе выделений(выбросов) загрязняющих веществ в атмосферу.
До введения вдействие МУ при нормировании выбросов низкокипящих нефтепродуктов (н.п.)применялся менее точный (по суммарному углероду) критерий качества воздуха для бензина нефтяного с малымсодержанием серы — ПДК = 5 мг/м3.
Предложенный вМУ пересчет выбросов на группы компонентов и отдельные вещества пропорциональноих содержанию в соответствующих н.п. с учетом известных для нихсанитарно-гигиенических нормативов позволяет дать более строгую, дифференцированнуюоценку ожидаемого экологического воздействия. Кроме того, исключаетсядублирование в расчетах выбросов (в частности, ароматических углеводородов),которое возможно из-за прекрывания температурных пределов перегонки отдельныхнефтяных фракций.
С помощьюрекомендуемого Приложения 14 (уточненного) к МУ*) и формулы 1.1.(раздел 1.4 ОНД-86) можно ориентировочно оценить преимущества предлагаемогоподхода.
Допустим,сравниваются выбросы:
а) бензинанефтяного прямогонного среднего состава. % мас.*):
C1–C5 = 54.80; C6–C10 = 41.91; бензол =1.97; толуол= 0.79; ксилол = 0.53;
б) крекинг-бензинасостава. % мас.*):
C1–C5 = 32.00; С6- C10 = 42.03; амилены = 25.00;бензол = 0.58; толуол = 0.27; ксилол = 0.12;
б) бензиновАи-92 — Аи-95. среднего состава. % мас.*):
C1–C5 = 67.67; С6-C10 = 25.01; амилены = 2.5;бензол = 2.3; толуол = 2.17; ксилол = 0.29; этилбензол = 0.06.
__________
*) Примечание: см. п. 2 данногодокумента.
Предположим, чтоконцентрация паров н.п. во всех выбросах одинакова и составляет 5 мг/м3.Тогда безразмерная относительная концентрация:
при нормировании (посуммарному углероду с ПДК = 5 мг/м3) для всех рассматриваемыхслучаев одинакова и равна единице.
По рекомендованномув МУ подходу (значения ОБУВ и ПДК соответствующих компонентов приведены выше)для случая:
а)
б)
в)
Таким образом,такой подход действительно позволяет дифференцированно учитывать качественные иколичественные отличия составов выбросов.
2. Данные о содержании вредных веществ в парах нефтепродуктовразного вида
Приведенное в МУПриложение 14 содержит ограниченный перечень нефтепродуктов и по отдельнымнефтепродуктам недостаточно взаимоувязаны данные о концентрациях различныхуглеводородов. Поэтому, с учетом имеющейся дополнительной информации, данноеПриложение откорректировано и вместо Приложения 14 МУ следует использоватьПриложение 14 (уточненное), приведенное в данном документе.
3. Расчет максимальных и валовых выбросов паров нефтепродуктов ватмосферу
При расчетах:
а) максимальныхвыбросов паров нефтепродуктов — М, г/с, по формуле 6.2.1 на с. 20 , (заполнение резервуаров — «большоедыхание»), учитывается максимальная из возможных для данной климатической зоныразовых концентраций насыщенных паров этого н.п. – С1, г/м3 (принимается по Приложению12).
б) годовых(валовых) выбросов паров н.п. — G, т/год, в первомслагаемом формулы 6.2.2; на с. 20)- учитываются средние удельные выбросы за соответствующий период года — У2и У3, включающие в себя «большое дыхание» и «малое дыхание»(принимается по Приложению12 на с. 44 МУ). Во втором слагаемом — имеется коэффициент (формула 6.2.3 на с.21 MУ):
физическиозначающий снижение (в общем случае изменение) выброса паров данного н.п. поотношению к выбранному в качестве стандарта и наиболее изученномуавтомобильному бензину.
Для упрощениярасчетов валовых выбросов паров какого-либо н.п. при его хранении в резервуареобъемом Vp, м3 (определенноговида, для соответствующей климатической зоны) в МУ предложено «стандартный»(статистически достоверный) показатель выбросов паров бензина (хранимого в томже резервуаре) — Gxp, т/год (по Приложению13) умножать на коэффициент определяемого нефтепродукта Кн.п..(из Приложения12).
Например, при хранении в одномрезервуаре (Np=1) печного топлива с Кн.п.=5.10-3 валовый выброс паров печного топлива, определяемый вторымслагаемым формулы 6.2.2, по сравнениюс бензином автомобильным снизится в 200 раз. При расчетах ПДВ и ВСВ выбросыпаров печного топлива следует отнести к углеводородам предельным С12-С19с ПДК=1 мг/м3 и сероводороду с ПДК = 0.008 мг/м3, еслиизвестно их содержание в паровой фазе.
Приложение 14 (уточненное)
Концентрация загрязняющих веществ (% по массе) в парах различныхнефтепродуктов
Наименование нефтепродукта
Углеводороды
Сероводород
предельные
Непредельные (по амиленам)
ароматические
всего
в том числе
всего
в том числе
С1-С5
С6-С10
бензол
толуол
ксилол
этил-бензол
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
—
—
Нк-180
99.45
56.34
43.11
—
0.55
0.27
0.18
0.10
—
—
Стабильный катализат
92.84
52.59
40.25
—
7.16
2.52
2.76
1.88
—
—
Бензин-рафинад
98.88
56.02
42.86
—
1.12
0.44
0.42
0.26
—
—
Крекинг-бензин
74.03
32.00
42.03
25.00
0.97
0.58
0.27
0.12
—
—
Уайт-спирит
93.74
11,88
81.86
—
6.26
2.15
3.20
0.91
—
—
Бензин А-76
93.85
75.47
18.38
2.50
3.65
2.00
1.45
0.15
0.05
—
Бензин (Аи-92-Аи-95)
92.68
67.67
25.01
2.50
4.82
2.30
2.17
0.29
0.06
—
Ловушечный продукт
98.31*
—
—
—
1.56**
—
—
—
—
0.13
Дизельное топливо
99.57*
—
—
—
0.15**
—
—
—
—
0.28
Мазут
99.31
—
—
—
0.21**
—
—
—
—
0.48
Примечание: * — расчет выполняется по C12-C19;
** — неучитываются в связи с отсутствием ПДК (при необходимости можно условно отнестик углеводородам (С12-С19).
4. Примеры расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу(дополнения и уточнения)
8.1. НПЗ. Бензин-катализат, валовые выбросы
Исходные данныеи расчет валовых выбросов согласно МУ (стр. 23, кроме последнего абзаца).
Последний абзац настр. 23 и стр. 24 заменить на:
Кроме того, длярасчета могут быть использованы ориентировочные составы паров не нефтепродуктовиз Приложения14 (уточненного).
Идентификация состававыбросов
(М= 11.8100 г/с; G = 324.6692 т/год)
Определяемый параметр
Углеводороды
сероводород
предельные
Непредельные (по амиленам)
ароматические
С1-С5
С6-С10
бензол
толуол
Этилбен-зол
ксилол
Сi мас % стабильный катализ.1)
52.59
40.25
—
2.52
2.76
—
1.88
—
Мi 2), г/с
6.21
4.75
—
0.30
0.33
—
0.22
—
Gi 3), т/г
170.7435
130.6793
—
8.1817
8.9609
—
6.1038
—
Примечания:
1)– Приложение14 (уточненное); 2) 3)
8.2. НПЗ. Бензин автомобильный, валовые выбросы. ССВ-понтон и отсутствиеССВ
Исходные данные и расчетвыбросов согласно МУ (стр.25) дополнить:
Идентификация состававыбросов
(М= 21.8344 г/с; G= 865.3175 т/год)
Определяемый параметр
Углеводороды
Сероводород
предельные
непредельные (по амиленам)
ароматические
С1-С5
С6-С10
бензол
толуол
этилбен-зол
ксилол
Сi мас % Бензин Аи-92, Аи-951)
67.67
25.01
2.50
2.3
2.17
0.29
0.06
—
Мi 2), г/с
14.7753
5.4608
0.5459
0.5022
0.4738
0.0633
0.0131
—
Gi 3), т/г
588.5604
216.4159
21.3629
19.9023
18.7771
2.5094
0.5192
—
Примечания:
1)– Приложение14 (уточненное); 2) 3)
8.3. НПЗ. Бензин автомобильный. Идентификация выбросов
Исходные данные и расчетвыбросов согласно МУ. Стр. 27 заменить на:
Идентификация состававыбросов
(М= 48.5209 г/c; G = 1483.4014 т/год)
Определяемый параметр
Углеводороды
Сероводород
предельные
непредельные (по амиленам)
ароматические
С1-С5
С6-С10
бензол
толуол
этилбен-зол
ксилол
Сi мас % Бензин А-761)
75.47
18.38
2.50
2.0
1.45
0.15
0.05
—
Мi 2), г/с
36.6187
8.9181
1.2130
0.9704
0.7036
0.0728
0.0243
—
Gi 3), т/г
1119.523
272.6491
37.0850
29.6680
21.5093
2.2251
0.7417
—
Примечания:
1) – Приложение14 (уточненное); 2) 3)
8.4. НПЗ. Керосин технический*)
Исходные данныеи расчет выбросов согласно МУ (стр..28) дополнить примечанием:
*)Примечание. При расчетах ПДВ и ВСВ учитывать ОБУВ = 1.2 мг/м3(код 2732 — керосин).
Пример 8.6 МУ (на стр. 30)дополнить:
8.6а. Нефтебаза. Масло минеральное нефтяное. Валовые выбросы. Исходныеданные
Наименование продукта
, м3/час
в,т
Конструкция резервуара
Режим эксплуатации
,м3
, шт.
ССВ
Масло МС-20
150
40000
Наземный вертикальный с нижним и боковымподогревом
Мерник
5000
8
отсут.
Продолжение исходных данных.
, °С
, °С
С20 , г/м3
p, т/м3
Коб.
25
30
1.20
1.40
0.324
0.56
0.80
0.935
2.50
г/сек *) (5.6.1)
(5.6.1) Коб.=2.50(Прил.10)
т/год *) (5.6.2)
__________________
*) Примечание. При расчетах ПДВ и ВСВ учитывать ОБУВ = 0.05мг/м3 (код 2735 — масло минеральное нефтяное).
8.7. НПЗ. Бензин автомобильный. Валовые выбросы
Исходные данные и расчетвыбросов согласно МУ (стр.30) дополнить:
Идентификация состававыбросов.
(М= 1.60 г/с; G = 5.1975 т/год)
Определяемый параметр
Углеводороды
Сероводород
предельные
непредельные (по амиленам)
ароматические
С1-С5
С6-С10
бензол
толуол
этилбензол
ксилол
Сi мас % Бензин Аи-92, Аи-951)
67.67
25.01
2.5
2.3
2.17
0.29
0.06
—
Мi 2), г/с
1.08
0.40
0.04
0.04
0.03
0.005
0.001
—
Gi 3), т/г
3.5172
1.2999
0.1299
0.1195
0.1128
0.0151
0.0031
—
Примечания:
1) – Приложение14 (уточненное); 2) 3)
8.7а. АЗС. Дизельное топливо. Валовые выбросы
Исходные данные
Табличные данные
Наименование продукта
, м3
,м3
,м3
Конструкция резервуара
, г/м3
, г/м3
, г/м3
, г/м3
, г/м3
Дизельноетопливо
6.0
4000
4500
заглубленный
1.55
0.80
1.10
1.60
2.20
г/с
т/г
Идентификация состававыбросов.
(М = 0.00775 г/с; G= 0.44945 т/год)
Определяемый параметр
Углеводороды
Предельные С12-С19
Непредельные
Ароматические
Сероводород
Сi, мас % Дизельное топливо (Прил.14, уточненное)
99.57
—
0.15
0.28
, г/с
0.00773
—
-*)
0.00002
, т/г
0.44819
—
-*)
0.00126
______________
*) Примечание.Условно отнесены к С12-С19.
8.8. ТЭЦ. Мазут топочный (резервуар с нижним и боковым подогревом) *)
Исходные данныеи расчет выбросов согласно МУ (стр. 31) дополнить примечанием:
______________
*)Примечание. При расчетах ПДВ и ВСВ учитывать класс опасности — 4,ПДКм.р.= 1 мг/м3 (код 2754 — углеводородыпредельные C12-C19) и ПДКм.р = 0.008 мг/м3 (код 333 -сероводород).
5. Редакционные уточнения
5.1. П.4.З МУ(стр. 10) заменить на:
«п.4.3. Поданной методике могут выполняться расчеты выделений (выбросов) загрязняющихвеществ:
— для нефти инизко кипящих нефтепродуктов (бензин или бензиновые фракции) — суммы предельныхуглеводородов С1-С5, C6-С10 инепредельных С2-С5 (по амиленам) и ароматическихуглеводородов (бензол, толуол, этилбензол, ксилолы);
— длявысококипящих нефтепродуктов — с учетом их ПДК или ОБУВ (керосин, масломинеральное нефтяное и т.п.), не имеющих ПДК или ОБУВ (дизельное топливо,печное топливо, мазут и др.) — суммы углеводородов С12-С19».
Услуги по монтажу отопления водоснабжения
ООО ДИЗАЙН ПРЕСТИЖ 8(495)744-67-74
Кроме быстрого и качественного ремонта труб отопления, оказываем профессиональный монтаж систем отопления под ключ. На нашей странице по тематике отопления > resant.ru/otoplenie-doma.html < можно посмотреть и ознакомиться с примерами наших работ. Но более точно, по стоимости работ и оборудования лучше уточнить у инженера.
Для связи используйте контактный телефон ООО ДИЗАЙН ПРЕСТИЖ 8(495) 744-67-74, на который можно звонить круглосуточно.
Отопление от ООО ДИЗАЙН ПРЕСТИЖ Вид: водяное тут > /otoplenie-dachi.html
Обратите внимание
Наша компания ООО ДИЗАЙН ПРЕСТИЖ входит в состав некоммерческой организации АНО МЕЖРЕГИОНАЛЬНАЯ КОЛЛЕГИЯ СУДЕБНЫХ ЭКСПЕРТОВ. Мы так же оказываем услуги по независимой строительной технической экспертизе.