МИНИСТЕРСТВО ОХРАНЫ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН

 

Охрана атмосферного воздуха

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

по определению выбросов
загрязняющих веществ в атмосферу
из резервуаров

РНД 211.2.02.09-2004

Изда ние официа льное

Астана, 2004

II

Предисловие

 

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

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

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

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

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

6 ПЕРИОДИЧНОСТЬ ПРОВЕРКИ 1 РАЗ В 5 ЛЕТ

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

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

Содержание

Введение

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

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

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

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

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

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

III

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

 

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

5.4 Выбросы паров многокомпонентных жидких смесей известного состава   75

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

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

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

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

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

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

8 Выбросы паров нефтепродуктов от теплообменных аппаратов и средств перекачки   80

9 Выбросы паров нефтепродуктов в атмосферу от автозаправочных станций

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

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

10 Примеры расчёта выбросов загрязняющих веществ в атмосферу      85

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

Приложения

1 Санитарно-гигиенические нормативы некоторых загрязняющих веществ 95

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

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

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

VI

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

 

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

7 Значения опытных коэффициентов К_t ................................................................ 102

8 Значения опытных коэффициентов К_р ............................................................... 104

9 Значения коэффициентов К_В ................................................................................ 105

10 Значения опытных коэффициентов К_ОБ ........................................................... 105

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

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

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

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

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

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

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

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

Введение

V

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

 

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

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

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ по определению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров

РНД 211.2.02.09-2004

Дата введения 1.01.2004 г.

1 Область применения

1.1 Настоящий документ:

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

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

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

-          применяется в качестве основного методического документа предприятиями и территориальными управлениями по охране окружающей среды, специализированными организациями, проводящими работы по нормированию выбросов и контролю за соблюдением установленных нормативов ПДВ.

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

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

2 Нормативные ссылки

Методические указания разработаны в соответствии со следующими нормативными документами:

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

2      ГОСТ 17.2.3.02-78. Охрана природы. Атмосфера. Правила установления допустимых выбросов вредных веществ промышленными предприятиями. М., Изд-во стандартов, 1980.

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

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

3 Определения, обозначения и сокращения

3.1 Основные обозначения

М	максимальные выбросы загрязняющих веществ в атмосферу, г/с;
G	годовые выбросы загрязняющих веществ в атмосферу, т/год;
V qmax	максимальный объем паровоздушной смеси, вытесняемой из резервуаров во время их закачки, принимаемый равным производительности насоса, м3/час;
Qоз	количество нефтепродуктов, закачиваемое в резервуары АЗС в течение осенне-зимнего периода года, м3/период;
Qвл	то же, в течение весенне-летнего периода, м3/период;
В	количество жидкости, закачиваемое в резервуары в течение года, т/год;
Воз	то же, в течение осенне-зимнего периода, т/ период;
Ввл	то же, в течение весенне-летнего периода, т/период;
tнк	температура начала кипения жидкости, оС;
tжmaх, tжmin	максимальная и минимальная температура жидкости в резервуаре, оС;
rж	плотность жидкости, т/м3;
t1, t2	время эксплуатации резервуара соответственно, сут/год и час/сут;
Р38	давление насыщенных паров нефти и бензинов при температуре 38о С и соотношении газ-жидкость 4:1, мм. рт. ст.;
С20	концентрация насыщенных паров нефтепродуктов (кроме бензина) при температуре 20оС и соотношении газ-жидкость 4:1, г/м3;
Рt	давление насыщенных паров индивидуальных веществ при температуре жидкости, мм. рт. ст.;
Рi	парциальное давление пара индивидуального вещества над многокомпонентным раствором, в равновесии с которым он (пар) находится, Па или мм. рт. ст.;
А, В, С	константы в уравнении Антуана для расчета равновесного давления насыщенных паров жидкости;
Кг	константа Генри для расчета давления газов над водными растворами, мм. рт. ст.;
Кt, Кр,Кв, Коб, Кнп		коэффициенты;
Хi	массовая доля вещества;
m	молекулярная масса паров жидкости;
Vр	объем резервуара, м3;
Np	количество резервуаров, шт.;
Сi	концентрация i-го загрязняющего вещества, % масс;
С1	концентрация паров нефтепродукта в резервуаре, г/м3;
Уоз, Увл	средние удельные выбросы из резервуара соответственно в осенне-зимний, весенне-летний периоды года, г/т;
Gхр	выбросы паров нефтепродуктов при хранении бензина автомобильного в одном резервуаре, т/год;
Vсл	объем слитого нефтепродукта в резервуар АЗС, м3;
Ср	концентрация паров нефтепродуктов при закачке в резервуар АЗС, г/м3;
Сб	то же в баки автомашин, г/м3;
Gзак	выбросы  паров  нефтепродуктов при закачке в резервуар АЗС и в баки автомашин, т/год;
Gпр	неорганизованные выбросы паров нефтепродуктов при проливах на АЗС, т/год

3.2 Термины и определения

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

3.3 Условные сокращения

В настоящем документе используются следующие условные сокращения:

АЗС	-	автозаправочная станция
ГОР	-	газовая обвязка резервуаров;
ЗВ	-	загрязняющее вещество
КАЗС	-	контейнерная автозаправочная станция
НПЗ	-	нефтеперерабатывающий завод
ПК	-	плавающая крыша
ССВ	-	средства сокращения выбросов
ТРК	-	топливораздаточная колонка
ЭЛОУ	-	электрообессоливающая установка

4 Общие положения

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

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

4.3 Нормирование выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров для хранения нефтепродуктов, а также от нефтехимического и нефтегазового оборудования выполняется с учетом разделения на группы веществ [2]:

Предельные углеводороды:

низкокипящие: смесь предельных углеводородов по фракциям С₁-С₅ и С ₆-С₁₀ [3];

высококипящие: смесь предельных углеводородов по фракции С₁₂-С₁₉

Непредельные углеводороды: по амиленам (смесь изомеров)

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

Сернистые соединения: сероводород, метилмеркаптан

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

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

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

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

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

4.8 Нормирование выбросов от резервуаров подготовки нефти следует проводить по «сырой нефти» (Приложение 14), а от резервуаров подготовки пластовой воды, при отсутствии инструментальных замеров, целесообразно по расчетным данным учесть увеличение содержания растворенного газа (углеводородов С₁-С₅) в составе выбросов паров «сырой нефти».

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

p_i =P_{нас.н.п.} ´ Х_i                                                                                   (4.1)

где:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

5.1 Исходные данные для расчета выбросов

5.1.1 Данные предприятия

По данным предприятия принимаются:

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

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

-          температура начала кипения (t_нк,°С) нефтей и бензинов;

-          плотность (r_ж, 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 (t_ж^maх, °С) и минимальных (t_ж^min, °С) ее значениях в период закачки в резервуар.

Идентификацию паров нефтей и бензинов (С_i, % 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 (Р_t, мм.рт.ст.) определяются по уравнениям Антуана:

                                                           (5.1.1)

или

                                                             (5.1.2)

где А, В, С - константы, зависящие от природы вещества, для предприятий нефтепереработки принимаются по Приложению 3, а для предприятий иного профиля - по справочным данным, например [7].

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

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

где х_i - мольная доля i-го вещества в растворе;

Р_t - определяется по уравнениям 5.1.1-5.1.2.

5.1.4 Расчет давления газов над их водными растворами

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

                                                         (5.1.3)

где

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

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

18 - молекулярная масса воды;

m_i -    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 К_t

К_t - опытный коэффициент для пересчета значений концентраций насыщенных паров в резервуарах при температуре 38^оС к фактической температуре

                                                              (5.1.4)

где:

r_t - плотность паров жидкости при фактической температуре, кг/м^3.

r₃₈ - то же, при температуре 38°С, кг/м³.

Значения коэффициента К_t^maх и К_t^min 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 К_р

К_р - опытный коэффициент, характеризующий эксплуатационные особенности резервуара.

                                                                     (5.1.5)

где

С_ф - фактическая концентрация паров жидкости, г/м³;

С_н - концентрация насыщенных паров жидкости, г/м³.

С_ф и С_н определяются при одной и той же температуре.

Все эксплуатируемые на предприятии резервуары определяются по следующим признакам:

-          наименование жидкости;

-          индивидуальный резервуар или группа одноцелевых резервуаров;

-          объем;

-          наземный или заглубленный;

-          вертикальное или горизонтальное расположение;

-          режим эксплуатации (мерник или буферная емкость);

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

-          количество групп одноцелевых резервуаров.

Примечание: Режим эксплуатации «буферная емкость» характеризуется совпадением объемов закачки и откачки жидкости из одного и того же резервуара.

Значения К_р принимаются по данным Приложения 8, кроме ГОР.

При этом в Приложении 8:

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

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

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

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

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

                                      (5.1.6)

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

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

,                    (5.1.7)

где: 

V_р - объем резервуара, м³;

N_р - количество резервуаров, шт.

5.1.8 Определение значений коэффициентов К_в

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

При Р_t£540 мм.рт.ст. К_в=1, а при больших значениях принимается по данным приложения 9.

5.1.9 Определение опытных значений коэффициентов К_ОБ

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

,                                                         (5.1.8)

где V _р - объем одноцелевого резервуара, м³.

Значения опытного коэффициента К_ОБ принимаются по Приложению 10.

5.2 Выбросы паров нефтей и бензинов

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

·         максимальные выбросы

, г/с           (5.2.1)

·         годовые выбросы

, т/год (5.2.2)

где:

К_t^min, К_t^maх -     опытные коэффициенты (приложение 7).

К_р^ср, К_р^maх - опытные коэффициенты (приложение 8).

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

m -     молекулярная масса паров жидкости;

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

К_в -    опытный коэффициент (приложение 9);

К_ОБ - коэффициент оборачиваемости (приложение 10);

r_ж -    плотность жидкости, т/м³;

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

Примечания:

1 Для предприятий, имеющих более 10 групп одноцелевых резервуаров, допускается при расчете максимальных выбросов использовать значения коэффициента К_р^ср, вместо К_р^мах.

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

,т/год (5.2.3)

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

·         максимальные выбросы i-го загрязняющего вещества:

, г/с                                                         (5.2.4)

·         годовые выбросы:

, т/год                                                      (5.2.5)

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

5.3 Выбросы паров индивидуальных веществ

Выбросы паров жидкости рассчитываются по формулам:

·         максимальные выбросы (М, г/с)

,                       (5.3.1)

·         годовые выбросы (G, т/год)

 ,    (5.3.2)

где:

Р_t^min, Р_t^maх -      давление насыщенных паров жидкости при минимальной и максимальной температуре жидкости и соответственно, мм.рт.ст;

К_р^ср, К_р^maх - опытные коэффициенты по Приложению 8;

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

t_ж^min, t_ж^maх - минимальная и максимальная температура жидкости в резервуаре соответственно, °С;

m -     молекулярная масса паров жидкости;

К_в -    опытный коэффициент, принимается по Приложению 9;

r_ж -    плотность жидкости, т/м³;

К_об -   коэффициент оборачиваемости, принимается по Приложению 10;

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

5.4 Выбросы паров многокомпонентных жидких смесей известного состава

Выбросы i-го компонента паров жидкости рассчитываются по формулам

·         максимальные выбросы:

, г/с                      (5.4.1)

·         годовые выбросы:

, т/год(5.4.2)

где:

Р_ti^min, Р_ti^maх -    давление насыщенных паров i-го компонента при минимальной и максимальной температуре жидкости соответственно, мм.рт.ст.;

t_ж^min, t_ж^maх -      минимальная и максимальная температура жидкости в резервуаре соответственно, ^оС;

К_р^ср, К_р^maх - опытные коэффициенты, принимаются по Приложению 8;

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

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

К_в -    опытный коэффициент, принимается по Приложению 9;

К_ОБ - коэффициент оборачиваемости, принимается по Приложению 10;

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

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

5.5 Выбросы газов из водных растворов

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

·         максимальные выбросы:

, г/с                               (5.5.1)

·         годовые выбросы:

,т/год   (5.5.2)

где:

К_г^min,К_г^maх - константа Генри при минимальной и максимальной температурах соответственно, мм.рт.ст.;

t_ж^min, t_ж^maх - минимальная и максимальная температура жидкости в резервуаре соответственно, ^оС ;

К_р^ср, К_р^maх - опытные коэффициенты, принимаются по Приложению 8.

Х_i-     массовая доля вещества, %;

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

t_1, t₂ -      время эксплуатации резервуара соответственно сут/год и час/сут.

5.6 Выбросы паров нефтепродуктов (кроме бензинов)

Выбросы паров нефтепродуктов рассчитываются по формуле:

·         максимальные выбросы (М, г/с)

,                                     (5.6.1)

·         годовые выбросы (G, т/год)

,                     (5.6.2)

где

К_t^min, К_t^maх -     опытные коэффициенты, при минимальной и максимальной температурах жидкости соответственно, принимаются по Приложению 7;

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

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

К_р -    опытный коэффициент, принимается по Приложению 8;

К_об - опытный коэффициент, принимается по Приложению 10;

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

r_ж -    плотность жидкости, т/м³;

Примечания:

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

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

, т/год       (5.6.3)

где С₂₀^Л, С₂₀^З - 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 (В_оз, т) период года и весенне-летний (В_вл, т) период. Кроме того, определяется объем паровоздушной смеси, вытесняемой из резервуара во время его закачки (V_ч, м³/час), принимаемый равным производительности насоса.

Значения опытных коэффициентов К_р принимаются по данным Приложения 8.

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

6.2 Выбросы паров нефтепродуктов

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

·         максимальные выбросы:

, г/с                                     (6.2.1)

·         годовые выбросы:

, т/год    (6.2.2)

где

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

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

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

К_нп - опытный коэффициент, принимается по Приложению 12;

N_р - количество резервуаров, шт.

При этом:

,                                                               (6.2.3)

где

С_20н -      концентрация насыщенных паров нефтепродуктов при 20°С, г/м³;

С_20ба - то же, паров бензина автомобильного, г/м³.

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

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

7 Выбросы паров нефтепродуктов на наливных эстакадах

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

, т/год             (7.1)

8 Выбросы паров нефтепродуктов от теплообменных аппаратов и средств перекачки

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

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

, г/с                                                                            (8.1)

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

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

, т/год                                                                    (8.2)

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

Таблица 8.1

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

Аппаратура и средства перекачки	Газ, бензин и жидкости с tк<120°C	Керосин, дизельное топливо и жидкости с tк=120-300°C	Нефть, мазут и жидкости с tк>300°C
Кожухотрубный теплообменник:
-        трубное пространство	0.20	0.10	0.05
-        межтрубное пространство	0.20	0.10	0.05
Кожухотрубный холодильник	0.20	0.10	0.05
Кожухотрубный кипятильник	0.20	0.10	0.05
Погружной холодильник	1.00	0.50	0.01
Аппарат воздушного охлаждения	0.10	0.07	0.04
Насосы центробежные с одним уплотнением вала:
-         торцевым	0.08	0.04	0.02
-         сальниковым	0.14	0.07	0.03
Насосы центробежные с двумя уплотнениями вала:
-         торцевым	0.14	0.07	0.03
-         сальниковым	0.26	0.13	0.05
Насосы центробежные с двойными торцевыми уплотнениями или бессальниковые типа ЦНГ	0.02	0.01	0.01
Компрессоры центробежные	0.12	-	-
Компрессоры поршневые	0.75	-	-

9 Выбросы паров нефтепродуктов в атмосферу
от автозаправочных станций

9.1 Исходные данные для расчета выбросов

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

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

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

9.2 Выбросы паров нефтепродуктов

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

, г/с                                                     (9.2.1)

где:

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

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

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

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

, г/с                                              (9.2.2)

где:

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

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

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

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

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

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

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

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

                                                       (9.2.3)

Значение G_зак. вычисляется по формуле:

, т/год                     (9.2.4)

где:

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

Значение G_пр.р вычисляется по формуле:

 , т/год                     (9.2.5)

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

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

G_трк = G_б.а.+G_пр.а., т/год                                               (9.2.6)

Значение G_б.а. рассчитывается по формуле:

, т/год                 (9.2.7)

где:

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

Значение G_пр.а вычисляется по формуле:

,т/год                       (9.2.8)

Суммарные годовые выбросы из резервуаров и ТРК определяются по формуле:

G=G_р+G_трк, т/год                                                         (9.2.9)

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

10 Примеры расчета выбросов

загрязняющих веществ в атмосферу

10.1 НПЗ. Бензин-катализат

Исходные данные

Наименование продукта	Р38, мм. рт. ст.	tик, оС	tж, оС		Vчmaх,  м3/час	В, т/год	rж, т/м3
			maх	min
Бензин - катализат	420	42	32	10	56	300000	0.74

Продолжение исходных данных

Конструкция резервуара	Режим эксплуатации	ССВ	V, м3	Nр, шт.	Количество групп
Наземный вертикальный	мерник	отсутствуют	1000	3	22

Табличные данные. Расчеты

m	Кtmaх	Кtmin	Крмах	Крср	Кв	М, г/с	G, т/год
63.7	0.78	0.42	0.88	0.62	1.0	11.81	320.28

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

Расчеты выбросов:

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

G=0.294´420´63.7´(0.78´1.0+0.42)´0.62´1.35´300000´10^-7/0.74=320.28 т/год (по 5.2.2)

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

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

Идентификация состава выбросов

(М=11.81 г/с; G=320.28 т/год)

Определяемый параметр	Углеводороды
	предельные		Непредельные (по амиленам)	ароматические				сероводород
	С1-С5	С6-С10		бензол	толуол	ксилол	этилбензол
Сi мас %	52.59	40.25	-	2.52	2.76	1.88	-	-
Мi, г/с	6.21	4.75	-	0.30	0.33	0.22	-	-
Gi, т/г	168.44	128.91	-	8.07	8.84	6.02	-	-

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

Исходные данные

Продукт	Р38, мм.рт.ст.		tик, °С		tж, °С		Vчmaх, м3/ час	В, т/год	rж, т/м3
	летний	зимний	летний	зимний	max	min
автобензин неэтилированный	425	525	40	35	30	5	250	1460000	0.73

Продолжение исходных данных

Конструкция резервуара	Режим эксплуат.	ССВ	Vр, м3	Nр, шт	Количество групп
Наземный вертикальный	мерник	понтон отсутствуют	10000 5000	2 2	22

Табличные данные. Расчеты

m		Кtmaх	Кtmin	Крср		Крср	Выбросы
летн.	зимн.			понтон	отсутствует		М, г/с	G, т/год
63.1	61.5	0.74	0.35	0.11	0.60	0.27	21.83	865.32

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

Средние значения

К_р^ср = (0.11´10000´2)+(0.60´5000´2)/(10000´2)+(5000´2) = 0.27     (по 5.1.7)

Расчеты выбросов:

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

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

Идентификация состава выбросов

Определяемый параметр	Углеводороды							сероводород
	Предельные		Непредельные (по амиленам)	ароматические
	С1-С5	С6-С10		бензол	толуол	ксилол	этилбензол
Сi, мас % Бензин Аи-92	67.67	25.01	2.50	2.3	2.17	0.29	0.06	-
Мi, г/с	14.78	5.46	0.55	0.50	0.47	0.06	0.01	-
Gi, т/г	585.56	216.42	21.63	19.90	18.78	2.51	0.52	-

10.3 НПЗ. Бензин автомобильный А-76 неэтилированный

Исходные данные

Продукт	Р38, мм. рт. ст.		tнк,оС		tж, оС		Vчmaх, м3/час	В, т/год	rж, т/м3
	летн.	зимн.	летн.	зимн.	max	min
Бензин автом.	425	525	40	35	30	5	250	1460000	0.73

 Продолжение исходных данных

Конструкция резервуара	Режим эксплуатации	ССВ	Vр, м3	Nр, шт	Количество групп
Наземный вертикальный	мерник	отсутств.	5000	4	22

Табличные данные Валовые выбросы

m		Кtmaх	Кtmin	Крср	Кв	М, г/с	М, т/год
летн.	зимн.
63.1	61.5	0.74	0.35	0.60	1.0	48.52	1483.40

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

Расчеты выбросов:

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

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

Идентификация состава выбросов

Определяемый параметр	Углеводороды							сероводород
	предельные		непредельные (по амиленам)	ароматические
	С1-С5	С6-С10		бензол	толуол	ксилол	этилбензол
Сi мас %  Бензин А-76	75.47	18.38	2.50	2.0	1.45	0.15	0.05	-
Мi, г/с	36.62	8.92	1.21	0.97	0.70	0.07	0.02	-
Gi, т/г	1119.52	272.65	37.09	29.67	21.51	2.23	0.74	-

10.4 НПЗ. Керосин технический*

Исходные данные

Наименование продукта	С20, г/м3	tж,оС		Vчmaх, м3/час	В, т/год	rж, т/м3
		max	min
Керосин техн.	11.2	55	25	70	500 000	0.85

Продолжение исходных данных

Конструкция резервуара	Режим эксплуатации	ССВ	Vр, м3	Nр, шт.	Кол-во групп
Наземный вертикальный	мерник	отсутствуют	3000	4	22

Табличные данные Выбросы

Кtmaх	Кtmin	Крср	М, г/с	G, т/год
2.88	1.20	0.63	0.395	16.93

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

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

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

10.5 Растворитель № 646. Выбросы компонентов

Исходные данные

Наименование продукта	tж, оС		V чmaх, м3/час	В, т/год	Конструкция резервуара
	max	min
Растворитель № 646	30	20	0.5	1300	горизонтальный

Продолжение исходных данных     Табличные данные

Режим эксплуатации	ССВ	Vр, м3	Nр, шт.	Крmaх	Крср	rж, т/м3
мерник	отсутств	5	4	1.0	0.7	0.849

Продолжение табличных данных

Компонент	Константы Антуана			m	rж, т/м3	Сi, % масс	Xi
	А	В	С
Ацетон	7.2506	1281.7	237	58.1	0.792	7	0.07
Бутиловый спирт	8.7051	2058.4	246	74.1	0.805	15	0.15
Бутилацетат	7.006	1340.7	199	116	0.882	10	0.1
Толуол	6.95334	1343.94	219.38	92.1	0.867	50	0.5
Этиловый спирт	9.274	2239	273	46.1	0.789	10	0.1
Этилцеллозольв	8.416	2135	253	90	0.931	8	0.08

Расчеты

Компонент	Р30, мм. рт. ст.	Р20, мм. рт. ст.	Х1:m1	Х1:r1	М, г/с	G, т/год
Ацетон	282	183	0.00120	0.088	0.0115	0.1117
Бутиловый спирт	17.7	9.26	0.00202	0.186	0.0016	0.0139
Бутилацетат	14.2	7.66	0.00086	0.113	0.0008	0.0075
Толуол	36.7	21.8	0.00543	0.577	0.0107	0.1003
Этиловый спирт	76.7	42.9	0.00217	0.127	0.0045	0.0410
Этилцеллозольв	7.44	3.94	0.00089	0.086	0.0003	0.0031
Сумма S			0.0126	1.177

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

Пример расчета выбросов ацетона

г/с (по 5.4.1)

т/год (по 5.4.2)

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

10.6 Нефтебаза. Бензин автомобильный

Исходные данные

Наименование продукта	Vчmaх, м3/час	В03, m	Ввл,m	Конструкция резервуара	Режим эксплуатац.
Бензин автомоб.	400	16000	24000	наземный вертикальный	мерник

Продолжение исходных данных

Vр, м3	Nр, шт.	ССВ	Крmaх
5000	8	отсут.	0.8

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

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

10.6а Нефтебаза. Масло минеральное нефтяное^*

Исходные данные

Наименование продукта	Vчmaх, м3/час	В, т	Конструкция резервуара	Режим эксплуатации	Vр,м3	Nр, шт.	ССВ
Масло МС-20	150	40000	Наземный вертикальный с нижним и боковым подогревом	Мерник	5000	8	отсут.

Продолжение исходных данных.

tmin, °С	tmaх, °С	Кtmin	Кtmaх	C20, г/м3	Крср	Крmaх	r, т/м3	Коб
25	30	1.20	1.40	0.324	0.56	0.80	0.935	2.50

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

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

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

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

10.7 АЗС. Бензин автомобильный А-92 неэтилированный

Исходные данные

Наименование продукта	Vчmaх	t, с	Q03, м3	Qвл, м3	Конструкция резервуара
Автобензин	4.0	1200	3150	3150	заглубленный

Табличные данные Выбросы

Сmax	CрОЗ	СрВЛ	СбОЗ	СбВЛ	М, г/с	G, т/год
480	210	255	420	515	1.6	5.1975

М = 480´4.0/1200 = 1.6 г/с

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

Идентификация состава выбросов.

(М = 1.6 г/с; G = 5,1975 т/год)

Определяемый параметр	Углеводороды							сероводород
	Предельные		Непредельные (по амиленам)	ароматические
	С1-С5	С6-С10		бензол	толуол	ксилол	этилбензол
Сi, масс %	67.67	25.01	2.5	2.3	2.17	0.29	0.06	-
Мi, г/с	1.08	0.40	0.04	0.04	0.3	0.005	0.001	-
Gi, т/г	3.517	1.3	0.13	0.12	0.113	0.015	0.003	-

10.7.а АЗС. Дизельное топливо

Исходные данные					Табличные данные
Нефтепродукт	Vсл, м3	Qоз, м3	Qвл, м3	Конструкция резервуара	Сmaх, г/м3	Сроз, г/м3	Срвл, г/м3	Сбоз, г/м3	Сбвл, г/м3
Диз. топливо	6.0	4000	4500	заглубленный	1.55	0.8	1.1	1.6	2.2

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

G=[(С_р^оз+С_б^оз)´Q_оз+(C_р^вл+С_б^вл)´Q_вл]´10^-6+50´(Q_оз+Q_вл)´10^-6= [(0.8+1.6)´4000+(1.1+2.2)´4500]´10^-6+50´(4000+4500)´10^-6=0.44945 т/г

(по 7.2.9 - совокупность формул 7.2.3-7.2.8)

Идентификация состава выбросов.

(М=0.00775 г/с; G=0.44945 т/год)

Определяемый параметр	Углеводороды
	Предельные С12-С19	Непредельные	Ароматические	Сероводород
Сi мас %	99.57	-	0.15	0.28
Мi, г/с	0.00773	-	-*)	0.00002
Gi, т/г	0.44819	-	-*)	0.00126

^*) Условно отнесены к С₁₂-С₁₉

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

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

Исходные данные

Наименование продукта	С20,г/м3	Конструкция резервуара	Режим эксплуатации
Мазут топочный М-100	5.4	наземный вертикальный с нижним и боковым подогревом	мерник

Продолжение исходных данных

ССВ	Vр, м3	Np, шт.	Кол-во групп	tж,°С, max	tж,°С, min	Vчmaх, м3/ч	В, т/год	rж, т/м3
отсут.	1000	3	1	60	60	85	10000	1.015

Табличные данные. Выбросы

Кtmaх	Кtmin	Кпср	Кчmaх	Коб	М, г/с	G, т/год
3.2	3.2	0.65	0.93	2.5	0.3794	0.2767

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

М = 5.4´3.2´0.93´85/3600 = 0.3794 г/с

G = (5.4´(3.2+3.2)´0.65´2.5´10000)/(2´10⁶´1.015) = 0.2767 т/год

Идентификация состава выбросов

(М=0.3794 г/с; G=0.2767 т/год)

Определяемый параметр	Углеводороды
	Предельные С12-С19	Непредельные	Ароматические	Сероводород
Сi мас %	99.31	-	0.21	0.48
Мi, г/с	0.3776	-	-*)	0.0018
Gi, т/г	0.2753	-	-*)	0.0013

^*) Условно отнесены к С₁₂-С₁₉

10.9 ТЭЦ. Мазут топочный (резервуар без обогрева)

Исходные данные

Наименование продукта	Конструкция резервуара	В03, т	ВВЛ, т	Vчmaх, м3/ч	Режим эксплуатации
Мазут топочный	наземный вертикальный без обогрева	5000	5000	85	мерник

Продолжение исходных данных

ССВ	Vр, м3	Nр, шт.
Отсут.	1000	3

Табличные данные Выбросы

У1, г/м3	У2, г/т	У3, г/т	Крmaх	Gхр	Кнп	М, г/с	G, т/год
5.4	4.0	4.0	0.83	1.49	4.3´10-3	0.1058	0.0524

М=5.4´0.83´85/3600 = 0.1058 г/с  (по 6.2.1)

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

10.10 АЗС. ТРК. Бензин

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

Решение:

Из Приложения 12 для средней климатической зоны выбираем значение =С₁=972 г/м³.

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

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

г/с

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

	Углеводороды
	Предельные		Непредельные по амиленам	Ароматические
	С1-С5	С6-С10		Бензол	Толуол	Ксилол	Этилбензол
Бензин А-76	75.47	18.38	2.50	2.00	1.45	0.15	0.05
	0.1630	0.0397	0.0054	0.0043	0.0031	0.0003	0.0001

ЛИТЕРАТУРА

1         Перечень методических документов по расчету выделений (выбросов) загрязняющих веществ в атмосферный воздух. СПб,1998.

2         Методика определения концентрации сероводорода фотометрическим методом по реакции образования «метиленового голубого». Сборник методик по определению концентраций загрязняющих веществ в промышленных выбросах. Л., 1987.

3         Методика газохроматографического измерения массовой концентрации предельных углеводородов С₁-С₅, 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-С₅ (суммарно) и ароматических углеводородов(бензола, толуола, этилбензола, ксилолов, стирола) при их совместном присутствии в промышленных выбросах. Казанское ПНУ «Оргнефтехимзаводы», ЗАО «Любэкоп», МП «Белинэкомп», 1997.

5         Перечень и коды веществ, загрязняющих атмосферный воздух.-С.П.: НИИ Охраны атмосферного воздуха. Министерство охраны окружающей Среды и природных ресурсов РФ, Фирма «Интеграл». 2000.

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

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

8         Краткий справочник по химии.: «Наукова думка», 1974. С. 992

9         Тищенко Н. Ф. Охрана атмосферного воздуха. М.: «Химия», 1991. С. 368

10      Павлов К.Ф. и др. Примеры и задачи по курсу процессов и аппаратов химической технологии. М., Л., «Химия», С. 664

11      Константинов Н. Н. Борьба с потерями от испарения нефти и нефтепродуктов. М.: Гостоптехиздат, 1961. С. 250

12      Сборник методик по расчету выбросов в атмосферу загрязняющих веществ различными производствами. Л., Гидрометеоиздат. 1986. С.184

13      Экспериментально-расчетная методика определения потерь из резервуара. Уфа, 1990.

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

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

ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение 1

(справочное)

Санитарно-гигиенические нормативы

некоторых загрязняющих веществ

(по состоянию на 12 ноября 2002 г.)

Вещество	Класс опасности	ПДК м.р. мг/м3	ПДК с.с. мг/м3	ОБУВ мг/м3
Углеводороды предельные алифатического ряда
Бутан	4	200	-	-
Гексан	4	60	-	-
Метан	-	-	-	50
Пентан	4	100	25	-
Углеводороды непредельные
Амилен (смесь изомеров)	4	1,5	1,5	-
Пропилен	3	3	3	-
Бутилен	4	3	3	-
Этилен	3	3	3	-
Углеводороды ароматические
Бензол	2	1,5	0,1	-
Изопропилбензол	4	0,014	0,014	-
Ксилолы	3	0,2	0,2	-
Толуол	3	0,6	0,6	-
Этилбензол	3	0,02	0,02	-
Прочие вещества
Аммиак	4	0,2	0,04	-
Ацетон	4	0,35	0,35	-
Гидроперекись изопропилбензола	2	0,007	0,007	-
Керосин	-	-	-	1,2
Масло минеральное нефтяное	-	-	-	0,05
Метилэтилкетон	-	-	-	0,1
Серная кислота	2	0,3	0,1	-
Сернистый ангидрид	3	0,5	0,05	-
Сероводород	2	0,008	-	-
Скипидар	4	2	1	-
Спирт метиловый	3	1	0,5	-
Спирт этиловый	4	5	5	-
Спирт изобутиловый	4	0,1	0,1	-
Сольвент нафта	-	-	-	0,2
Уайт-спирит	-	-	-	1
Углеводороды предельные алифатического ряда С1-С10	4	-		25
Углеводороды предельные С1-С5	-	-	-	50
Углеводороды предельные С6-С10	-	-	-	30
Углеводороды предельные С12-С19	4	1	-	-
Уксусная кислота	3	0,2	0,06	-
Фенол	2	0,01	0,0003	-
Фурфурол	3	0,05	0,05	-
Формальдегид	2	0,035	0,003	-
Хлор	2	0,1	0,03	-
Хлористый водород (соляная кислота)	2	0,2	0,2	-
Этиленгликоль	-	-	-	1

Приложение 2

(справочное)

Физико-химические свойства некоторых газов и жидкостей

Вещество	Формула	Температура нач.кип. tнк, оС	Плотность жидкости rж, т/м3	Молекулярная масса, m
Бутан	С4Н10	-0.5	-	58.12
Пентан	С5Н12	36.1	0.626	72.15
Гексан	С6Н14	68.7	0.66	86.18
Гептан	С7Н16	98.4	0.684	100.21
Изооктан	С8Н18	93.3	0.692	114.24
Цетан	С16Н34	287.5	0.774	226.45
Этилен	С2Н4	-103.7	-	28.5
Пропилен	С3Н6	-47.8	-	42.08
Бутилен	С4Н8	-6.3	-	56.11
Амилен	С5Н10	30.2	0.641	70.14
Бензол	С6Н6	80.1	0.879	78.11
Толуол	С7Н8	110.6	0.867	92.14
о-Ксилол	С8Н10	144.4	0.881	106.17
м-Ксилол	С8Н10	139.1	0.864	106.17
п-Ксилол	С8Н10	138.35	0.861	106.17
Этилбензол	С8Н10	136.2	0.867	106.17
Изопропилбензол	С9Н12	152.5	0.862	120.2
Спирт метиловый	СН4О	64.7	0.792	32.04
Спирт этиловый	С2Н6О	78.37	0.789	46.07
Спирт изобутиловый	С4Н10О	108	0.805	74.12
Уксусная кислота	С2Н4О2	118.1	1.049	60.05
Ацетон	С3Н6О	56.24	0.792	58.08
Метилэтилкетон	С4Н8О	79.6	0.805	72.1
Фурфурол	С5Н4О2	161.7	1.159	96.09
Фенол	С6Н6О	182	-	94.11
Этиленгликоль	С2Н6О2	197.2	1.114	62.07
Диэтиленгликоль	С4Н10О3	244.33	1.118	106.12
Аммиак	NН3	-33.35	-	17.03
Сернистый ангидрид	SО2	-10.1	-	64.06
Сероводород	Н2S	-60.8	-	34.08
Формальдегид	СН2О	-21	-	30.03
Хлор	СI2	-33.6	-	70.91
Хлористый водород	НСI	-85.1	-	36.46

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

Приложение 3

(справочное)

Константы уравнения Антуана некоторых веществ

Вещество	Уравнение	Интервал температур, °С		Константы
		от	до	А	Б	С
Углеводороды предельные алифатического ряда
Бутан	2	-60	45	6.83029	945.9	240.0
	2	45	152	7.39949	1299	289.1
Пентан	2	-30	120	6.87372	1075.82	233.36
Гексан	2	-60	110	6.87776	1171.53	224.37
Гептан	2	-60	130	6.90027	1266.87	216.76
Изооктан*	2	-15	131	6.81170	1259.2	221.0
Цетан	2	70	175	7.33309	2036.4	172.5
Углеводороды непредельные
Этилен	2	-70	9,5	7.20580	768.26	282.43
Пропилен	2	-47,7	0,0	6.64808	712.19	236.80
	2	0.0	91,4	7.57958	1220.33	309.80
Бутилен	2	-67	40	6.84290	926.10	240.00
Амилен	2	-60	100	6.78568	1014.29	229.78
цис-Пентен-2	2	-60	82	6.87540	1069.47	230.79
транс-Пентен-2	2	-60	81	6.90575	1083.99	232.97
2-Метилбутен-1	2	-60	75	6.87314	1053.78	232.79
2-Метилбутен-2	2	-60	85	6.91562	1095.09	232.84
2-Метилбутен-3	2	-60	60	6.82618	1013.47	236.82
Углеводороды ароматические
Бензол	2	-20	5,5	6.48898	902.28	178.10
	2	5.5	160	6.91210	1224.64	221.20
Толуол	1	-92	15	8.330	2047.3	-
	2	20	200	6.95334	1343.94	219.38
о-Ксилол	2	25	50	7.35638	1671.8	231.0
	2	50	200	6.99891	1474.68	213.69
м-Ксилол	2	25	45	7.36810	1658.23	232.3
	2	45	195	7.00908	1462.27	215.11
п-Ксилол	2	25	45	7.32611	1635.74	231.4
	2	45	190	6.99052	1453.43	215.31
Этилбензол	2	20	45	7.32525	1628.0	230.7
	2	45	190	6.95719	1424.26	213.21
Изопропилбензол	2	25	60	7.25827	1637.97	223.5
	2	60	200	6.93666	1460.79	207.78
Прочие вещества
Спирт метиловый	1	7	153	8.349	1835	-
Спирт этиловый*	2	-	-	9.274	2239	273
Спирт изобутиловый*	2	-9	116	8.7051	2058.4	246
Уксусная кислота	1	-35	10	8.502	2177.4	-
	2	16.4	118	7.55716	1642.54	233.39
Ацетон*	2	15	93	7.2506	1281.7	237
Метилэтилкетон	1	-15	85	7.754	1725.0	-
Фурфурол	2	-	-	4.427	1052	273
Фенол	2	0	40	11.5638	3586.36	273
	2	41	93	7.86819	2011.4	222
Этиленгликоль	1	25	90	8.863	2694.7	-
Диэтиленгликоль	1	80	165	8.1527	2727.3	-

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

Приложение 4

(справочное)

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

tж, °С	Газ
	Метан	Этан	Этилен	Ацетилен	Хлор	Сероводород	Диоксид серы	Хлористый водород	Аммиак
0	17000	9550	4190	550	204	203	12.5	1.85	1.56
5	19700	11800	4960	640	250	239	15.2	1.91	1.68
10	22600	14400	5840	730	297	278	18.4	1.97	1.80
15	25600	17200	6800	820	346	321	22.0	2.03	1.93
20	28500	20000	7740	920	402	367	26.6	2.09	2.08
25	31400	23000	8670	1010	454	414	31.0	2.15	2.23
30	34100	26000	9620	1110	502	463	36.4	2.20	2.41
40	39500	32200	-	-	600	566	49.5	2.27	-
60	47600	42900	-	-	731	782	83.9	2.24	-
80	51800	50200	-	-	730	1030	128.0	-	-
100	53300	52600	-	-	-	1120	-	-	-

Примечание: Значения К_г приняты по [10].

Приложение 5

(справочное)

Значения молекулярной массы паров (m) нефтей и бензинов

tнк	m	tнк	m	tнк	m	tнк	m	tнк	m	tнк	m
Пары нефтей и ловушечных продуктов
10	51.0	20	57.0	30	63.0	40	69.0	50	75.0	60	81
11	51.6	21	57.6	31	63.6	41	69.6	51	75.6	65	84
12	52.2	22	58.2	32	64.2	42	70.2	52	76.2	70	87
13	52.8	23	58.8	33	64.8	43	70.8	53	76.8	75	90
14	53.4	24	59.4	34	65.4	44	71.4	54	77.4	80	93
15	54.0	25	60.0	35	66.0	45	72.0	55	78.0	85	96
16	54.6	26	60.6	36	66.6	46	72.6	56	78.6	90	99
17	55.2	27	61.2	37	67.2	47	73.2	57	79.2	95	102
18	55.8	28	61.8	38	67.8	48	73.8	58	79.8	100	105
19	56.4	29	62.4	39	68.4	49	74.4	59	80.4	110	111
Пары бензинов и бензиновых фракций
30	60.0	36	61.8	42	63.7	48	65.7	54	67.8	60	70
31	60.3	37	62.1	43	64.1	49	66.1	55	68.1	62	71
32	60.6	38	62.5	44	64.4	50	66.4	56	68.5	85	80
33	60.9	39	62.8	45	64.7	51	66.7	57	68.8	105	88
34	61.2	40	63.1	46	65.1	52	67.1	58	69.2	120	95
35	61.5	41	63.4	47	65.4	53	67.4	59	69.5	140	105

Примечание: Значения молекулярной массы паров приняты по формулам [11].

 

Приложение 6

(справочное)

Атомные массы некоторых элементов

Название	Символ	Атомная масса	Название	Символ	Атомная масса
Азот	N	14.008	Сера	S	32.066
Водород	Н	1.008	Углерод	C	12.011
Кислород	О	16.0	Хлор	CI	35.457

Приложение 7

(справочное)

Значения опытных коэффициентов К_t

tж, оС	Кt	tж, оС	Кt	tж, оС	Кt	tж, оС	Кt	tж,оС	Кt
Нефти и бензины
-30	0.09	-14	0.173	+2	0.31	18	0.54	34	0.82
-29	0.093	-13	0.18	+3	0.33	19	0.56	35	0.83
-28	0.096	-12	0.185	+4	0.34	20	0.57	36	0.85
-27	0.10	-11	0.193	+5	0.35	21	0.58	37	0.87
-26	0.105	-10	0.2	+6	0.36	22	0.60	38	0.88
-25	0.11	-9	0.21	+7	0.375	23	0.62	39	0.90
-24	0.115	-8	0.215	+8	0.39	24	0.64	40	0.91
-23	0.12	-7	0.225	+9	0.40	25	0.66	41	0.93
-22	0.125	-6	0.235	10	0.42	26	0.68	42	0.94
-21	0.13	-5	0.24	11	0.43	27	0.69	43	0.96
-20	0.135	-4	0.25	12	0.445	28	0.71	44	0.98
-19	0.14	-3	0.26	13	0.46	29	0.73	45	1.00
-18	0.145	-2	0.27	14	0.47	30	0.74	46	1.02
-17	0.153	-1	0.28	15	0.49	31	0.76	47	1.04
-16	0.16	0	0.29	16	0.50	32	0.78	48	1.06
-15	0.165	+1	0.3	17	0.52	33	0.80	49	1.08
								50	1.10
Нефтепродукты (кроме бензина)
-30	0.135	-3	0.435	24	1.15	51	2.58	78	4.90
-29	0.14	-2	0.45	25	1.20	52	2.60	79	5.00
-28	0.15	-1	0.47	26	1.23	53	2.70	80	5.08
-27	0.153	0	0.49	27	1.25	54	2.78	81	5.10
-26	0.165	+1	0.52	28	1.30	55	2.88	82	5.15
-25	0.17	+2	0.53	29	1.35	56	2.90	83	5.51
-24	0.175	+3	0.55	30	1.40	57	3.00	84	5.58
-23	0.183	+4	0.57	31	1.43	58	3.08	85	5.60
-22	0.19	+5	0.59	32	1.48	59	3.15	86	5.80
-21	0.20	+6	0.62	33	1.50	60	3.20	87	5.90
-20	0.21	+7	0.64	34	1.55	61	3.30	88	6.0
-19	0.22	+8	0.66	35	1.60	62	3.40	89	6.1
-18	0.23	+9	0.69	36	1.65	63	3.50	90	6.2
-17	0.24	10	0.72	37	1.70	64	3.55	91	6.3
-16	0.255	11	0.74	38	1.75	65	3.60	92	6.4
-15	0.26	12	0.77	39	1.80	66	3.70	93	6.6
-14	0.27	13	0.80	40	1.88	67	3.80	94	6.7
-13	0.28	14	0.82	41	1.93	68	3.90	95	6.8
-12	0.29	15	0.85	42	1.97	69	4.00	96	7.0
-11	0.30	16	0.87	43	2.02	70	4.10	97	7.1
-10	0.32	17	0.90	44	2.09	71	4.20	98	7.2
-9	0.335	18	0.94	45	2.15	72	4.30	99	7.3
-8	0.35	19	0.97	46	2.20	73	4.40	100	7.4
-7	0.365	20	1.00	47	2.25	74	4.50
-6	0.39	21	1.03	48	2.35	75	4.60
-5	0.40	22	1.08	49	2.40	76	4.70
-4	0.42	23	1.10	50	2.50	77	4.80

Приложение 8

(обязательное)

Значения опытных коэффициентов К_р

Группа нефтепродукта	Конструкция резервуаров	Крmaх или Крср	Объем резервуара, Vр, м3
			менее 100	от 100 до 700	от 700 до 2000	2000 и более
Режим эксплуатации - «мерник». ССВ - отсутствуют
А	Наземный вертикальный	Крmaх	0.90	0.87	0.83	0.80
		Крср	0.63	0.61	0.58	0.56
	Заглубленный	Крmaх	0.80	0.77	0.73	0.70
		Крср	0.56	0.54	0.51	0.50
	Наземный горизонтальный	Крmaх	1.00	0.97	0.93	0.90
		Крср	0.70	0.68	0.65	0.63
Б	Наземный вертикальный	Крmaх	0.95	0.92	0.88	0.85
		Крср	0.67	0.64	0.62	0.60
	Заглубленный	Крmaх	0.85	0.82	0.78	0.75
		Крср	0.60	0.57	0.55	0.53
	Наземный горизонтальный	Крmaх	1.00	0.98	0.96	0.95
		Крср	0.70	0.69	0.67	0.67
В	Наземный вертикальный	Крmaх	1.00	0.97	0.93	0.90
		Крср	0.70	0.68	0.650	0.63
	Заглубленный	Крmaх	0.90	0.87	0.83	0.80
		Крср	0.63	0.61	0.58	0.56
	Наземный горизонтальный	Крmaх	1.00	1.00	1.0	1.00
		Крср	0.70	0.70	0.70	0.70
Режим эксплуатации - «мерник». ССВ - понтон
А,Б,В	Наземный вертикальный	Крmaх	0.20	0.19	0.17	0.16
		Крср	0.14	0.13	0.12	0.11
Режим эксплуатации - «мерник». ССВ - плавающая крыша
А,Б,В	Наземный вертикальный	Крmaх	0.13	0.13	0.12	0.11
		Крср	0.094	0.087	0.080	0.074
Режим эксплуатации - «буферная емкость»
А,Б,В	Все типы конструкций	Кр	0.10	0.10	0.10	0.10

Приложение 9

(справочное)

Значения коэффициентов К_в

Рt, мм.рт.ст.	Кв	Рt, мм.рт.ст.	Кв	Рt, мм.рт.ст.	Кв
540 и менее	1.00	620	1.33	700	1.81
550	1.03	630	1.38	710	1.89
560	1.07	640	1.44	720	1.97
570	1.11	650	1.49	730	2.05
580	1.15	660	1.55	740	2.14
590	1.19	670	1.61	750	2.23
600	1.24	680	1.68	759	2.32
610	1.28	690	1.74	-	-

Приложение 10

(обязательное)

Значения опытных коэффициентов К_ОБ

n	100 и более	80-99	60-79	40-59	30-39	менее 30
Коб	1.35	1.50	1.75	2.00	2.25	2.50

Приложение 11

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

 

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

Приложение 12

(обязательное)

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

Нефтепродукт	Климатическая зона						Кнп при t 20 оС
	Средняя			Южная
	С1 г/м3	Уоз, г/т	Увл, г/т	С1 г/м3	Уоз, г/т	Увл, г/т
Бензин автомоб.	972.0	780.0	1100.0	1176.12	967.2	1331.0	1.0
Бензин авиацион.	720.0	480.0	820.0	871.2	595.2	992.2	0.67
БР	344.0	360.0	250.0	430.0	435.6	310.0	0.35
Т-2	306.0	200.0	340.0	370.26	248.0	411.4	0.29
Нефрас	720.0	460.0	780.0	871.2	570.4	943.8	0.66
Уайт-спирит	36.0	22.0	37.0	43.56	27.28	44.77	0.033
Изооткан	277.2	120.0	290.0	335.41	148.8	350.9	0.35
Гептан	223.2	96.0	230.0	270.07	119.04	278.8	0.028
Бензол	367.2	140.0	310.0	444.31	173.6	375.1	0.45
Толуол	126.0	42.0	100.0	152.46	52.08	121.0	0.17
Этилбензол	46.8	13.0	35.0	56.63	16.12	42.35	0.067
Ксилол	39.6	11.0	30.0	47.92	13.64	36.3	0.059
Изопропилбензол	29.64	12.0	20.0	32.23	14.88	24.2	0.040
РТ (кроме Т-2)	6.48	3.4	6.0	7.84	4.22	7.26	0.0054
Сольвент нефтяной	10.08	4.8	8.7	12.2	5.95	10.53	0.0082
Керосин технич.	12.24	5.9	11.0	14.81	7.32	13.31	0.01
Лигроин приборн.	9.0	4.1	7.3	10.89	5.08	8.83	0.0073
Керосин осветит.	8.64	4.4	7.9	10.45	5.46	9.56	0.0071
Дизельное топливо	3.14	1.9	2.6	3.92	2.36	3.15	0.0029
Печное топливо	6.12	2.6	4.8	7.41	3.22	5.81	0.005
Моторное топливо	1.44	1.0	1.0	1.74	1.24	1.24	0.0011
Мазуты	5.4	4.0	4.0	6.53	4.96	4.96	0.0043
Масла	0.324	0.2	0.2	0.39	0.25	0.25	0.00027

Примечание: Значения У_оз принимаются равными - У_вл для моторного топлива, мазутов и масел.

Приложение 13

(обязательное)

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

Vр, м3	Вид резервуара
	Наземный вертикальный				Заглубленный	Горизонтальный
	средства сокращения выбросов
	отсутст.	понтон	пл. крыша	ГОР
Средняя климатическая зона
100 и менее	0.22	0.049	0.033	0.077	0.066	0.22
200	0.38	0.081	0.054	0.133	0.114	0.38
300	0.55	0.120	0.078	0.193	0.165	0.55
400	0.69	0.150	0.098	0.242	0.210	0.69
700	1.10	0.230	0.150	0.385	0.330	-
1000	1.49	0.310	0.210	0.520	0.450	-
2000	2.67	0.520	0.350	0.930	0.800	-
3000	3.74	0.730	0.490	1.310	1.120	-
5000	5.80	1.140	0.770	2.030	1.740	-
10000	10.10	1.980	1.330	3.530	3.030	-
15000 и более	14.80	2.910	1.960	5.180	4.440	-
Южная климатическая зона
100 и менее	0.27	0.060	0.041	0.095	0.081	0.27
200	0.47	0.100	0.066	0.164	0.142	0.47
300	0.68	0.157	0.096	0.237	0.203	0.68
400	0.85	0.180	0.121	0.298	0.260	0.85
700	1.35	0.280	0.180	0.474	0.410	-
1000	1.83	0.380	0.260	0.640	0.550	-
2000	3.28	0.640	0.430	1.140	0.980	-
3000	4.60	0.900	0.600	1.610	1.380	-
5000	7.13	1.400	0.950	1.640	2.140	-
10000	12.42	2.440	1.640	2.500	3.730	-
15000 и более	18.20	3.580	2.410	4.340	5.460	-

Приложение 14

(обязательное)

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

Наименование нефтепродукта	Углеводороды
	предельные			Непредельные (по амиленам)	ароматические					сероводород
	всего	в том числе			всего	в том числе
		С1-С5	С6-С10			бензол	толуол	ксилол	этилбензол
Сырая нефть	99.26	72.46	26.8	-	0.68	0.35	0.22	0.11	-	0.06
Прямогонные бензиновые фракции:
62-105	93.90	53.19	40.71	-	6.10	5.89	0.21	-	-	-
85-105	98.64	55.79	42.85	-	1.36	0.24	1.12	-	-	-
85-120	97.61	55.21	42.40	-	2.39	0.05	2.34	-	-	-
105-140	95.04	53.75	41.29	-	4.96	-	3.81	1.15	-	-
120-140	95.90	54.33	41.57	-	4.10	-	2.09	2.01	-	-
140-180	99.57	56.41	43.16	-	0.43	-	-	0.43	-	-
нк180	99.45	56.34	43.11	-	0.55	0.27	0.18	0.1	-	-
стабильный катализат	92.84	52.59	40.25	-	7.16	2.52	2.76	1.88	-	-
бензин-рафинат	98.88	56.02	42.86	-	1.12	0.44	0.42	0.26	-	-
крекинг-бензин	74.03	32.00	42.03	25.0	0.97	0.58	0.27	0.12	-	-
уайт-спирит	93.74	11.88	81.86	-	6.26	2.15	3.20	0.91	-	-
низкооктановые бензины (до 90 [5])	93.85	75.47	18.38	2.5	3.65	2.00	1.45	0.15	0.05	-
высокооктановые бензин (90 и выше1)	92.68	67.67	25.01	2.5	4.82	2.30	2.17	0.29	0.06	-
ловушечный продукт	98.31 [6]	-	-	-	1.56 [7]	-	-	-	-	0.13
керосин	99.84	-	-	-	0.13	-	-	-	-	0.06
дизельное топливо	99.572	-	-	-	0.153	-	-	-	-	0.28
мазут	99.31	-	-	-	0.213	-	-	-	-	0.48

Приложение 15

(обязательное)

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

Нефтепродукт	Вид выброса*	Конструкция резервуара		Бак а/м Сб, г/м3
		наземный  Ср, г/м3	заглубленный Ср, г/м3
Средняя климатическая зона
Бензин автомобильный	макс	580.0	480.0	-
	оз	250.0	210.2	420.0
	вл	310.0	255.0	515.0
Дизельное топливо	макс	1.86	1.55	-
	оз	0.96	0.80	1.6
	вл	1.32	1.10	2.2
Масла	макс	0.20	0.16	-
	оз	0.12	0.10	0.20
	вл	0.12	0.10	0.20
Южная климатическая зона
Бензин автомобильный	макс	701.8	580.0	-
	оз	310.0	260.4	520.0
	вл	375.1	308.5	623.1
Дизельное топливо	макс	2.25	1.88	-
	оз	1.19	0.99	1.98
	вл	1.60	1.33	2.66
Масла	макс	0.24	0.19	-
	оз	0.15	0.12	0.25
	вл	0.15	0.12	0.24

* макс - максимальный выброс;

оз - выброс в осенне-зимний период;

вл - выброс в весенне-летний период

Приложение 16

(справочное)

Давление насыщенных паров углеводородов, Па

Углеводороды
t, °С	н-бутан	н-пентан	н-гексан	н-гептан	н-октан	н-нонан	н-декан	бутен-2	пентен-2
-30	44800	5098	956	174	31.5	7.5	-	22600	4860
-20	45500	9021	1587	386	78.9	17.9	-	36900	9690
-10	700000	15260	3480	789	179.6	49.8	8.6	57800	14700
0	-	24400	6110	1512	380.4	114.0	22.9	87100	23800
10	-	37750	10450	2737	748.8	234.5	54.4	-	37000
20	-	56410	17600	4712	1391.0	461.0	119.7	-	55400
25	-	68160	20350	6079	1859	633.0	174.5	-	67300
30	-	81770	25200	7763	2454	857.0	244.7	-	80750
m1	58.12	72.15	86.18	100.20	114.23	128.25	142.29	56.08	70.13
Кi/5 для Сi, % об.	0.4028	1.000	1.9908	4.3399	9.3131	17.7755	32.869	0.3998	1.0000
Кi/5 для Сi, % мас	0.500	1.000	1.667	3.125	5.882	10.000	16.667	0.500	1.000

Приложение 17

(обязательное)

Условное разделение территории РК на климатические зоны

Зона	Области Республики Казахстан
Южная (третья)	Алмаатинская, Жамбылская, Кзыл-Ординская, Южно-Казахстанская, Атырауская, Мангистауская, южная часть Карагандинской (ранее Жезказганская)
Средняя (вторая)	Остальные области страны

Приложение 18

(справочное)

Сведения об основных мероприятиях по снижению выбросов

Мероприятие	Средний % снижения потерь
установка дисков-отражателей (особенно эффективна на резервуарах с большой оборачиваемостью нефтепродуктов)	20
налив железнодорожных и автоцистерн под слой нефтепродукта, а не подающей струей	50
обвязка дыхательной арматуры резервуаров газосборниками	60 (при совпадении операций слива-налива)
установка газовозвратной системы («закольцовка паров бензина во время слива из транспортной цистерны»)	60

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

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

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