Приложение № 1

к приказу

Госкомэкологии России

от 08.04.98  № 199

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

Методические указания по определению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров

1997

СВЕДЕНИЯ О ДОКУМЕНТЕ

РАЗРАБОТАН Казанским управлением "Оргнефтехимзаводы", г. Казань

Начальник Ф.Ф. Мухаметшин

МП "БЕЛИНЭКОМП". г. Новополоцк

Директор Б.Ш. Иофик

АОЗТ "ЛЮБЭКОП", г. Москва

Генеральный директор Ю.Л. Мазель

ВНЕСЕН Управлением государственного экологического контроля и экологической безопасности окружающей среды

СОГЛАСОВАН Научно-исследовательским институтом по охране атмосферного воздуха

УТВЕРЖДЕН приказом Госкомэкологии России № ______ от ______

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

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

Введение

1.1. Настоящий документ:

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

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

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

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

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

1. Ссылки на нормативные документы

Методические указания разработаны в соответствии со следующими нормативными документами:

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

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

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

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

2. Основные обозначения

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

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

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

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

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

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

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

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

tнк - температура начала кипения жидкости, "С;

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

?ж - плотность жидкости, т/м3;

?1, ?2 - время эксплуатации резервуара соответственно, сут/год и час/сут;

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

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

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

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

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

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

Кt, Кр, Кв, Коб, Кнп - коэффициенты;

Х1 - массовая доля вещества;

m - молекулярная масса паров жидкости;

Vp - объем резервуара, м3;

Np - количество резервуаров, шт.;

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

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

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

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

Vсл - объем слитого нефтепродукта в резервуар АЗС, м3;

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

Сб - то же в баки автомашин, г/м3;

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

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

3. Термины и определения

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

4. Общие положения

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

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

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

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

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

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

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

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

• бензол, толуол, этилбензол, ксилолы;

• сероводород.

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

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

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

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

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

5.1. Исходные данные для расчета выбросов

5.1.1. Данные предприятия

По данным предприятия принимаются:

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

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

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

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

- время эксплуатации резервуара или групп одноцелевых резервуаров (?1, сут/год, ?2, час/сут);

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

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

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

5.1.2. Инструментальные измерения

Температуру жидкости измеряют при максимальных (tжmax, °C) и минимальных (tжmin, °C) ее значениях в период закачки в резервуар.

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

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

5.1.3. Расчет давления насыщенных паров индивидуальных жидкостей

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

(5.1.1)

или

(5.1.2)

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

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

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

Рt=Рt*хi

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

Рt - определяется по уравнениям 5.1.1 - 5.1.2.

5.1.4. Расчет давления газов над их водными растворами

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

(5.1.3)

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

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

18 - молекулярная масса воды;

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

5.1.5. Определение молекулярной массы паров жидкостей

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

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

Атомные массы некоторых элементов представлены в приложении 6.

5.1.6. определение опытных значений коэффициентов Кt

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

(5.1.4)

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

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

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

5.1.7 определение опытных значений коэффициентов Кp

Кр - опытный коэффициент, характеризующий эксплуатационные особенности резервуара.

(5.1.5)

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

Сн - концентрация насыщенных паров жидкости, г/м3.

Сф и Сн определяются при одной и той же температуре.

Все эксплуатируемые на предприятии резервуары определяются по следующим признакам:

наименование жидкости;

индивидуальный резервуар или группа одноцелевых резервуаров;

объем;

наземный или заглубленный;

вертикальное или горизонтальное расположение;

режим эксплуатации (мерник или буферная емкость);

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

количество групп одноцелевых резервуаров.

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

Значения Кр принимаются по данным приложения 8, кроме ГОР.

При этом в приложении 8:

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

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

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

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

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

(5.1.6)

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

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

(5.1.7)

где: Vp - объем резервуара, м3;

Np - количество резервуаров, шт.

5.1.8. определение значений коэффициентов Кв

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

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

5.1.9. Определение опытных значений коэффициентов Kоб

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

(5.1.8)

где: Vp - объем одноцелевого резервуара, м3.

Значения опытного коэффициента Коб принимаются по приложению 10.

5.2. Выбросы паров нефтей и бензинов

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

максимальные выбросы (М, г/с)

M=P38 * m * Ktmax * Kpmax * Kв * Vчmax * 0.163*10-4 (5.2.1)

годовые выбросы (G, т/год)

(5.2.2)

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

m - молекулярная масса паров жидкости;

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

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

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

Ка - опытный коэффициент, принимается по приложению 9;

Коб - коэффициент оборачиваемости, принимается по приложению 10;

?ж - плотность жидкости, т/м3;

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

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

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

(5.2.3)

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

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

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

годовые выбросы (gi, т/год):

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

где Сi - концентрация i го загрязняющего вещества % масс.

5.3. выбросы паров индивидуальных веществ

Выбросы нарой жидкости рассчитываются по формулам:

максимальные выбросы (М, г/с)

(5.3.1)

годовые выбросы (G, т/год)

(5.3.2)

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

m - молекулярная масса паров жидкости;

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

КB - опытный коэффициент, принимается по приложению 9;

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

?ж - плотность жидкости, т/м3;

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

Коб - коэффициент оборачиваемости, принимается по приложению 10;

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

5.4. выбросы патов многокомпонентных жидких смесей известного состава

Выбросы i-гo компонента паров жидкости рассчитываются по формуле

максимальные выбросы (Мi г/с)

(5.4.1)

годовые выбросы (G, т/год)

(5.4.2)

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

Xi - массовая доля вещества:

Крcp, Kpmax - опытные коэффициенты принимаются по приложению 8;

КB - опытный коэффициент, принимается по приложению 9;

Коб - коэффициент оборачиваемости, принимается по приложению 10;

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

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

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

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

5.5. выбросы газов из водных растворов

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

максимальные выбросы (Мi, г/с)

(5.5.1)

годовые выбросы (Gi, т/год)

(5.5.2)

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

Xi - массовая доля вещества,

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

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

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

?1,. ?2 - время эксплуатации резервуара соответственно сут/год и час/сут.

5.6. Выбросы паров нефтепродуктов (кроме бензинов)

Выбросы паров нефтепродуктов рассчитываются по формуле:

максимальные выбросы (М, г/с)

M=C20 * Ktmax * Kpmax * Vчmax : 3600 (5.6.1)

годовые выбросы (G, т/год)

(5.6.2)

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

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

Кр - опытный коэффициент, принимается по приложению 8;

Коб - опытный коэффициент, принимается по приложению 10;

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

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

?ж - плотность жидкости, т/м3;

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

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

(5.6.3)

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

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

6.1. исходные данные для расчета выбросов

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

Значения опытных коэффициентов Кр принимается по данным приложения 8.

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

6.2. Выбросы паров нефтепродуктов

Валовые выбросы паров нефтепродуктов рассчитываются по формулам *:

максимальные выбросы (М, г/с)

M=C1 * Kpmax * Vчmax : 3600 (6.2.1)

годовые выбросы (G, т/год)

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

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

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

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

Кнп - опытный коэффициент, принимается по приложению 12.

При этом:

Кнп=С20 l : C20 ба (6.2.3)

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

С20 ба - то же, паров бензина автомобильного, г/м3.

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

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

7. Выбросы паров нефтепродуктов в атмосферу из резервуаров автозаправочных станций

7.1. исходные данные для расчета выбросов

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

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

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

7.2. Выбросы паров нефтепродуктов

Валовые выбросы паров нефтепродуктов рассчитываются по формулам *:

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

максимальные выбросы (М, г/с)

автобензины и дизельное топливо

М=(Срmax * Vc?) : 1200 (7.2.1)

масла

М=(Срmax * Vc?) : 3600 (7.2.2)

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

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

G=Gзак + Gпр (7.2.3)

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

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

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

для автобензинов

Gпр=125 * (Qоз + Qвл) * 10-6 (7.2.5)

для дизтоплив

Gпр=50 * (Qоз + Qвл) * 10-6 (7.2.6)

Для масел

Gпр=12.5 * (Qоз + Qвл) * 10-6 (7.2.7)

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

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

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

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

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

8. Примеры расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу

8.1 НПЗ. Бензин-катализат. Валовые выбросы

Исходные данные

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

Продолжение исходных данных

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

Табличные данные Валовый выброс

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

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

Расчеты выбросов:

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

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

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

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

tmax - для Mi, г/сек и коэффициенты пересчета Кi/5 из приложения 16.

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

Определяемый	Углеводороды
параметр*	Предельные C1-10							Ароматические
	С5	С6	С7	С8	С9	С10	?С1-10	бензол	толуол	ксилол	?
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
С % мас. (Прил. 14. Стабильный катализат.)							9214	2.53	2.76	1.11	100.0
m1 (Прил. 16)	72.15	86.18	100.20	114.23	128.25	142.29
pi30, Па (Прил. 16)	81770	25200	7763	2454	857	244.7	118288.7
У*1	0.6914	0.2130	0.0656	0.0207	0.0072	0.0021	1,0000
m1, У*1	49.88	18.36	6.57	2.36	0.92	0.30	78.39
С*1. % мас.	63.64	23.42	8.38	3.01	1.17	0.38	100.00
Сi. % мас.	59.09	21.74	7.78	2.79	1.09	0.35	92.84
Mi, г/с	6.97	2.57	0.92	0.33	0.13	0.04	10.96

Внимание! Это не полная версия документа. Полная версия доступна для скачивания.