|
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ВЫБРОСОВ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ с дополнениями НИИ Атмосфера 1999 ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ 08.04.98 ПРИКАЗ № ____199__ г.
москва Об утверждении методик
расчета выбросов С целью обеспечения единого
подхода к расчету выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух.
ПРИКАЗЫВАЮ: 1. Утвердить Методические
указания по определению выбросов загрязняющих веществ из резервуаров
(приложение 1), Методику расчета выбросов вредных веществ в атмосферу при
сжигании попутного нефтяного газа на факельных установках (приложение 2). 2. Управлению
государственного экологического контроля и безопасности окружающей среды
(Куценко) и территориальным органам Госкомэкологии России принять к руководству
методики расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров и при
сжигании попутного нефтяного газа на факельных установках. 3. Контроль за выполнением
настоящего приказа оставляю за собой. Председатель (роспись) В.И.
Данилов-Данильян ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ТВЕРСКОЙ ОБЛАСТИ г. Тверь " ____
" ___________ 199__ г. №
______ 12 мая 1998 года ПРИКАЗ № 42-п В целях
обеспечения единого подхода к расчету выбросов загрязняющих веществ в
атмосферный воздух приказываю: Ввести в действие с 1 июня
1998 года методики расчета выбросов загрязняющих веществ из резервуаров и при
сжигании попутного нефтяного газа на факельных установках. Председатель комитета (роспись) В.М.
Поздняков Приложение № 1 к приказу Госкомэкологии России от 08.04.98 № 199 ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО
ОПРЕДЕЛЕНИЮ ВЫБРОСОВ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ 1997 СВЕДЕНИЯ О ДОКУМЕНТЕ
Настоящий документ не может
быть тиражирован и распространен в качестве официального издания без
письменного разрешения разработчика. Содержание 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
17.2.1.04-77. Охрана природы. Атмосфера. Источники и метеорологические
факторы загрязнения, промышленные выбросы. М., Изд-во стандартов, 1978. 2. ГОСТ
17.2.3.02-78. Охрана природы. Атмосфера. Правила установления допустимых
выбросов вредных веществ промышленными предприятиями. М., Изд-во стандартов,
1980. 3. ГОСТ
17.2.4.02-81. Охрана природы. Атмосфера. Общие требования к методам
определения загрязняющих веществ. М., Изд-во стандартов, 1982. 4. ГОСТ
8.563-96. Методика выполнения измерений. М., Изд-во стандартов, 1996. 2. Основные обозначения
М - максимальные выбросы
загрязняющих 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 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; - максимальная и минимальная температура
жидкости в резервуаре, °С; rж - плотность жидкости, т/м3; t1, t2 - время эксплуатации
резервуара соответственно, сут/год и час/сут; Р38 - давление насыщенных паров
нефтей и бензинов при температуре 38 °С и соотношении газ-жидкость 4:1, 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; 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-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; Gзак - выбросы пиров
нефтепродуктов при закачке в резервуары АЭС и в баки автомашин. т/год; Gпр - неорганизованные выбросы
паров нефтепродуктов при проливах на АЗС, т/год. 3. Термины и определения
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 (м3/час), равный производительности насоса; - количество жидкости,
закачиваемое в резервуары в течение года (В, т/год) или иного периода года; - температура начала кипения
(tнк, °C) нефтей и бензинов; - плотность (rж, т/м3) нефтей и
нефтепродуктов; - время эксплуатации
резервуара или групп одноцелевых резервуаров (t1, сут/год, t2, час/сут); - давления насыщенных паров
нефтей и бензинов (Р38, мм. рт. ст.) определяются при
температуре ) 38 ˚с и
соотношении газ-жидкость 4:1. Примечание. Для нефтеперерабатывающих заводов и других крупных предприятий давление насыщенных паров целесообразно определять газохроматографическим методом. Физико-химические свойства
некоторых газов и жидкостей представлены в приложении
2. 5.1.2. Инструментальные измерения
Температуру жидкости
измеряют при максимальных (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]: pi=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: rt - плотность паров жидкости
при фактической температуре, кг/м3; r38 - то же, при температуре 38
˚С, кг/м3. Значения коэффициента ktmax и ktmin
принимаются в зависимости от максимальной (max) и минимальной (min) температуры
жидкости при закачке ее в резервуар по приложению 7. 5.1.7 определение опытных значений
коэффициентов Кp
Кр - опытный коэффициент,
характеризующий эксплуатационные особенности резервуара. (5.1.5) где: Сф -
фактическая концентрация паров жидкости, г/м3; Сн - концентрация насыщенных
паров жидкости, г/м3. Сф и Сн
определяются при одной и той же температуре. Все эксплуатируемые на
предприятии резервуары определяются по следующим признакам: - наименование жидкости; - индивидуальный резервуар
или группа одноцелевых резервуаров; - объем; - наземный или заглубленный; - вертикальное или
горизонтальное расположение; - режим эксплуатации (мерник
или буферная емкость); - оснащенность техническими
средствами сокращения выбросов (ССВ): - понтон, плавающая крыша
(ПК), газовая обвязка резервуаров (ГОР); - количество групп одноцелевых резервуаров. Примечание 1. Режим эксплуатации «буферная емкость» характеризуется совпадением объемов закачки и откачки жидкости из одного и того же резервуара. Значения Кр
принимаются по данным приложения 8,
кроме ГОР. При этом в приложении 8: Кр подразделяются, в
зависимости от разности температур закачиваемой жидкости и температуры
атмосферного воздуха в наиболее холодный период года, на три группы: Группа А. Нефть из
магистрального трубопровода и другие нефтепродукты при температуре закачиваемой
жидкости, близкой к температуре воздуха. Группа Б. Нефть после
электрообессоливающей установки (ЭЛОУ), бензины товарные, бензины широкой
фракции (прямогонные, катализаты, рафинады, крекинг-бензины и т.д.) и другие
продукты при температуре закачиваемой жидкости, не превышающей 30 °С по
сравнению с температурой воздуха. Группа В. Узкие бензиновые
фракции, ароматические углеводороды, керосин, топлива, масла и другие жидкости
при температуре, превышающей 30 ˚С по сравнению, с температурой воздуха. Значения коэффициента Кргор
для газовой обвязки группы одноцелевых резерваров определяются в зависимости от
одновременности закачки и откачки жидкости из резервуаров: (5.1.6) где: (qзак-Qотк) - абсолютная
средняя разность объемов закачиваемой и откачиваемой из резервуаров жидкости. Примечание 2. Для группы одноцелевых резервуаров с имеющимися техническими средствами сокращения выбросов (ССВ) и при их отсутствии (ОТС) определяются средние значения коэффициента Крср по формуле: (5.1.7) где: Vp -
объем резервуара, м3; Np - количество резервуаров,
шт. 5.1.8. определение значений коэффициентов Кв
Коэффициент Кв
рассчитывается на основе формулы Черникина (ф-ла 1, [13] в зависимости от значения давления насыщенных
паров над жидкостью. При Рt £ 540 мм. рт. ст. Кв=1,
а при больших значениях принимается по данным приложения 9. 5.1.9. Определение опытных значений
коэффициентов Kоб
Значение коэффициента Коб
принимается в зависимости от годовой оборачиваемости резервуаров (n): (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 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 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; 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, 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: 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 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 при
минимальной и максимальной температуре жидкости соответственно, мм. рт. ст.; m - молекулярная масса паров
жидкости; Крcp, Kpmax
- опытные коэффициенты, принимаются по приложению 8; КB - опытный коэффициент,
принимается по приложению 9; Vчmax - максимальный объем
паровоздушной смеси, вытесняемой из
резервуаров во время его закачки, м3/час; rж - плотность жидкости, т/м3; tжmin, tжmax
- минимальная и максимальная температура жидкости в резервуаре соответственно,
˚С; Коб - коэффициент
оборачиваемости, принимается по приложению 10; В - количество жидкости,
закачиваемое в резервуар в течение года, т/год. 5.4. выбросы патов многокомпонентных жидких
смесей известного состава
Выбросы i-гo
компонента паров жидкости рассчитываются по формуле - максимальные выбросы (Мi
г/с) (5.4.1) - годовые выбросы (G,
т/год) (5.4.2) где Рtimin, Рtimax - давление насыщенных паров i-гo
компонента при минимальной и максимальной температуре жидкости соответственно,
мм. рт. ст.; Xi - массовая доля вещества: Крcp, Kpmax
- опытные коэффициенты принимаются по приложению 8; КB - опытный коэффициент,
принимается по приложению 9; Коб - коэффициент
оборачиваемости, принимается по приложению 10; tжmin, tжmax
- минимальная и максимальная температура жидкости в резервуаре соответственно,
˚С; - максимальный объем паровоздушной смеси,
вытесняемой из резервуаров во время его закачки, м3/час; В - количество жидкости,
закачиваемое в резервуар в течение года, т/год. Данные по компонентному
составу растворителей, лаков, красок и т.д. представлены в приложении
11. 5.5. выбросы газов из водных растворов
Выбросы i-гo
компонента газа из водных растворов рассчитываются по формулам: - максимальные выбросы (Мi,
г/с) (5.5.1) - годовые выбросы (Gi,
т/год) (5.5.2) где: Кrmin,
Кrmax - константа Генри при минимальной и
максимальной температурах соответственно, мм. рт. ст.; Xi - массовая доля вещества, Крср, Крmax
- опытные коэффициенты, принимаются по приложению 8. Vчmax - максимальный объем
паровоздушной смеси, вытесняемой из резервуара во время его закачки, м3/час, tжmin, tжmax
- минимальная и максимальная температура жидкости в резервуаре соответственно,
°С; t1,. t2 - время эксплуатации
резервуара соответственно сут/год и час/сут. 5.6.
Выбросы паров нефтепродуктов (кроме бензинов)
Выбросы паров нефтепродуктов
рассчитываются по формуле: - максимальные выбросы (М,
г/с) M=C20 × Ktmax × Kpmax × Vчmax :
3600 (5.6.1) - годовые выбросы (G,
т/год) (5.6.2) где С20 -
концентрация насыщенных паров нефтепродуктов при температуре 20 °С, г/м3; Кtmin, Кtmax
- опытные коэффициенты, при минимальной и максимальной температурах жидкости
соответственно, принимаются по приложению 7; Кр - опытный коэффициент,
принимается по приложению 8; Коб - опытный коэффициент,
принимается по приложению 10; В - количество жидкости,
закачиваемое в резервуар в течение года, т/год. Vчmax - максимальный объем
паровоздушной смеси, вытесняемой из резервуара во время его закачки, м3/час; rж - плотность жидкости, т/м3; Примечание 1. Для предприятий, имеющих более 10 групп одноцелевых резервуаров (керосинов, дизтоплив и т.д.) допускается принимать значения коэффициента Крcp и при максимальных выбросах. Примечание 2. В случае, если дизельное топливо закачивается в группу одноцелевых резервуаров в летний период, как ДТ «летнее», а в зимний период года, как ДТ «зимнее», то: (5.6.3) где С20л,
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 1
- 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 (Qвл, 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
× Vcл) :
1200 (7.2.1) масла М=(Срmax
× Vcл) :
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) *) 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 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 разработчиков о суммарных потерях на АЗС (отнесенных к м3 соответствующего нефтепродукта) через неплотности перекачивающей и запорной арматуры, при стекании со стенок шлангов, резервуаров для хранения, баков автомашин и т.п. **) - 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
Продолжение исходных данных
Табличные данные Валовый
выброс
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) ×0.62×1.35×300000×10-7 :0.73=324.6692 т/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. Идентификация состава
выбросов (М=11,8100 г/с; G=321.6692 т/год)
*) Примечание. Относительная равновесная мольная доля: у*i=Pi / SPi. Относительная равновесная концентрация, % мас.: , Абсолютная концентрация, % мас. , Максимальный разовый выброс, г/сек: , Валовый выброс, т/год: . 8.2. НПЗ. Бензин автомобильный. Валовые
выбросы. ССВ - понтон и отсутствие ССВ
Исходные данные
Продолжение исходных данных
Табличные данные Расчеты
Средние значения (5.1.7) n=1460000:[0.73 × (10000 × 2 + 5000 × 2)]=67, а Коб=1.75 (5.1.8) Расчеты выбросов: М=0.163 × 425 × 63.1 × 0.74 × 0.27 × 1.0 × 250 × 10-4=21.8344 г/с
*) т/год *) (5.2.3) *) Примечание. Порядок расчета выбросов индивидуальных углеводородов аналогичен примеру 8.1. 8.3. НПЗ. Бензин автомобильный. Идентификация
выбросов
Исходные данные
Продолжение исходных данных
Табличные данные Валовые выбросы
n=1460000:(0.73 × 5000 ×4)=100, а Коб=1.35 Расчеты валовых выбросов: М=0.163×425 63.1×0.74× 0.60× 1.0 × 250 × 10-4=48.5209 г/с т/год Концентрации веществ в
выбросах, % масс
Примечание: При необходимости идентификации в выбросах индивидуальных углеводородов предельных С1-С10 и непредельных С2-C5 по известному их содержанию в паровой фазе используются коэффициенты пересчета Ki/5 из приложения 16:
8.4 НПЗ. Керосин технический
Исходные данные
Продолжение исходных данных
Табличные данные Выбросы
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
Продолжение исходных данных Табличные
данные
Продолжение табличных данных
Расчеты
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, а
Коб=1.5 г/с и т.д. т/год и т.д. 8.6 Нефтебаза. Бензин автомобильный. Валовые
выбросы
Исходные данные
Продолжение исходных данных
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
Табличные данные Выбросы
М=480 × 4.0:1200 = 1.60 г/с G= [(210 + 420) × 3150 + (255 + 515) × 3150 + 125 × (3150 + 3150)] × 10-6=5.1975
т/год *) Примечание. Порядок расчета выбросов индивидуальных углеводородов аналогичен примеру 8.1. 8.8 ТЭЦ. Мазут топочный (резервуар с нижним
боковым подогревом).
Исходные данные Согласно примечания к
п.6.1. отсчет ведется по п.5.6.
Продолжение исходных данных
Табличные данные Выбросы
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=1 мг/м3 8.9 ТЭЦ. Мазут топочный (резервуар без обогрева).Исходные данные
Продолжение исходных данных
Табличные данные Выбросы
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. Используемая литература1. Перечень методических
документов по расчету выделений (выбросов) загрязняющих веществ в атмосферный
воздух. С.-Пб., 1998. 2. Методика определения
концентрации сероводорода фотометрическим методом по реакции образования
«метиленового голубого». Сборник методик по определению концентраций
загрязняющих веществ в промышленных выбросах. Л., 1987. 3. Методика
газохроматографического измерения массовой концентрации предельных
углеводородов C1-C5, а также С6
и выше (суммарно) в промышленных выбросах. Казанское ПНУ «Оргнефтехимзаводы»,
ЗАО «Любэкоп», МП «Белинэкомп», 1997. 4. Методика
газохроматографического измерения массовой концентрации предельных
углеводородов С1-C10 (суммарно),
непредельных углеводородов С2-C5 (суммарно)
и ароматических углеводородов (бензола, толуола, этилбензола, ксилолов,
стирола) при их совместном присутствии в промышленных выбросах. Казанское ПНУ
«Оргнефтехимзаводы», ЗАО «Любэкоп», МП «Белинэкомп», 1997. 5. Перечень и коды веществ,
загрязняющих атмосферный воздух. - С.П.: НИИ Охраны атмосферного воздуха.
Министерство охраны окружающей Среды и природных ресурсов РФ, Фирма «Интеграл».
1997 6. Дополнение № 9-38-96 к
списку «Ориентировочные безопасные уровни воздействия (ОБУВ) загрязняющих
веществ в атмосферном воздухе населенных мест». Утвержден Главным
Государственным санитарным врачом Республики Беларусь от 23 февраля 1996 г. 7. Справочник химика. T.1.
Л.: «Химия», 1967. С. 1070 8. Краткий справочник по
химии. Киев.: «Наукова думка», 1974. С. 992 9. Тищенко Н.Ф. Охрана
атмосферного воздуха. М.: «Химия», 1991. С. 368 10. Павлов К.Ф. и др. Примеры
и задачи по курсу процессов и аппаратов химической технологии. М., Л.,:
«Химия», 1964. С. 664 11. Константинов Н.Н. Борьба
потерями от испарения нефти и нефтепродуктов. М.: Гостоптехиздат, 1961. С. 250 12. Сборник методик по расчету
выбросов в атмосферу загрязняющих веществ различными производствами. Л.,
Гидрометеоиздат. 1986. С. 184. 13. Инструкция по
инвентаризации источников выбросов вредных веществ в атмосферу предприятиями
Министерства нефтяной и газовой промышленности СССР (РД 39-01 47098), Уфа, 1989. ПРИЛОЖЕНИЯПриложение 1Предельно допустимые концентрации (ПДК) и ориентировочные безопасные уровни воздействия (ОБУВ) загрязняющих веществ в атмосферном воздухе населенных мест
Примечание 1. Значения ПДК (ОБУВ) приведены из [4]. Примечание 2. Значения ОБУВ углеводородов предельных алифатического ряда С1-С10 к приведены из [5] и распространяются только па территорию Республики Беларусь. Приложение 2Физико-химические свойства некоторых газов и жидкостей
Примечание. Физико-химические свойства приняты по данным [7.8] Приложение 3Константы уравнения Антуана некоторых веществ
Примечание. Константы уравнения Антуана (без звездочек) приняты по [7], а со звездочками - по [9]. Приложение 4Значения постоянной Кг для водных растворов некоторых газов(в таблице даны значения Kг×10-9 в мм. рт.
ст.)
Примечание. Значения постоянной Кr, приняты по [10]. Приложение 5Значения молекулярной массы паров (m) нефтей и бензинов
Примечание. Значения молекулярной массы паров приняты по формулам [11]. Приложение 6Атомные массы некоторых элементов
Приложение 7Значения опытных коэффициентов Кt
|