Методические указания по определению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров

Приложение № 1 к приказу Госкомэкологии России от 08.04.98 № 199 ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ Методические указания по определению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров 1997 СВЕДЕНИЯ О ДОКУМЕНТЕ РАЗРАБОТАН Казанским управлением "Оргнефтехимзаводы" г. Казань Начальник Ф.Ф. Мухаметшин МП "БЕЛИНЭКОМП". г. Новополоцк Директор Б.Ш. Иофик АОЗТ "ЛЮБЭКОП" г. Москва Генеральный директор Ю.Л. Мазель ВНЕСЕН Управлением государственного экологического контроля и экологической безопасности окружающей среды СОГЛАСОВАН Научно-исследовательским институтом по охране атмосферного воздуха УТВЕРЖДЕН приказом Госкомэкологии России № от ВКЛЮЧЕН в "Перечень Методических документов по расчету выделений выбросов загрязняющих веществ в атмосферу". ВВЕДЕН в действие с 01.01.1998г. сроком на 2 года для практического применения при учете и оценке выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров для хранения нефтепродуктов на предприятиях различных отраслей промышленности и сельского хозяйства Российской Федерации. Введение 1.1. Настоящий документ: Разработан с целью создания единой методологической основы по определению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров на действующих проектируемых и реконструируемых предприятиях; Устанавливает порядок определения выбросов загрязняющих веществ из резервуаров для хранения нефтепродуктов расчетным методом в том числе и на основе удельных показателей выделения; Распространяется на источники выбросов загрязняющих веществ нефте- и газоперерабатывающих предприятий предприятий по обеспечению нефтепродуктами нефтебазы склады горюче-смазочных материалов магистральные нефтепродуктопроводы автозаправочные станции тепловых электростанций ТЭЦ котельных и других отраслей промышленности; Применяется в качестве основного методического документа предприятиями и территориальными комитетами по охране природы специализированными организациями проводящими работы по нормированию выбросов и контролю за соблюдением установленных нормативов ПДВ. Полученные по настоящему документу результаты используются при учете и нормировании выбросов загрязняющих веществ от источников предприятий технологические процессы которых связаны с хранением нефтепродуктов в резервуарах различных типов а также в экспертных оценках для определения экологических характеристик подобного оборудования. 1. Ссылки на нормативные документы Методические указания разработаны в соответствии со следующими нормативными документами: 1. ГОСТ 17.2.1.01-77. Охрана природы. Атмосфера. Источники и метеорологические факторы загрязнения промышленные выбросы. М. Изд-во стандартов 1978. 2. ГОСТ 17.2.4.02-78. Охрана природы. Атмосфера. Правила установления допустимых выбросов вредных веществ промышленными предприятиями. М. Изд-во стандартов 1980. 3. ГОСТ 17.2.4.02-81. Охрана природы. Атмосфера. Общие требования к методам определения загрязняющих веществ. М. Изд-во стандартов 1982. 4. ГОСТ 8.563-96. Методика выполнения измерений. М. Изд-во стандартов 1996. 2. Основные обозначения М - максимальные выбросы загрязняющих веществ в атмосферу г/с; G - годовые выбросы загрязняющих веществ в атмосферу т/год; Vmax - максимальный объем паровоздушной смеси вытесняемой из резервуаров во время его закачки принимаемый равным производительности насоса м3/час; Qоз - количество нефтепродуктов закачиваемое в резервуары АЭС в течение осенне-зимнего периода года м3/период; Qвл - то же в течение весенне-летнего периода м3/период; В - количество жидкости закачиваемое в резервуары в течение года т/год; Воз - то же в течение осенне-зимнего периода т/период; Ввл - то же в течение весенне-летнего периода т/период; tнк - температура начала кипения жидкости "С; tжmax tжmin - максимальная и минимальная температура жидкости в резервуаре °С; ?ж - плотность жидкости т/м3; ?1 ?2 - время эксплуатации резервуара соответственно сут/год и час/сут; Р38 - давление насыщенных паров нефтей и бензинов при температуре 38°С и соотношении газ-жидкость 4:1 мм.рт.ст.; С20 - концентрация насыщенных паров нефтепродуктов кроме бензина при температуре 20°С и соотношении газ-жидкость 4:1 г/м3; Pt - давление насыщенных паров индивидуальных веществ при температуре жидкости мм.рт.ст.; Pi - парциальное давление пара индивидуального вещества над многокомпонентным раствором в равновесии с которым он пар находится Па или мм.рт.ст. А В С - константы в уравнении Антуана для расчета равновесного давления насыщенных паров жидкости; Кr - константа Генри для расчета давления газов над водными растворами мм.рт.ст.; Кt Кр Кв Коб Кнп - коэффициенты; Х1 - массовая доля вещества; m - молекулярная масса паров жидкости; Vp - объем резервуара м3; Np - количество резервуаров шт.; Сi - концентрация i-го загрязняющего вещества % масс.; Сt - концентрация паров нефтепродукта в резервуаре г/м3; У2 У3 - средние удельные выбросы из резервуара соответственно в осенне-зимний весенне-летний периоды года г/т; Gхp - выбросы паров нефтепродуктов при хранении бензина автомобильного в одном резервуаре т/год; Vсл - объем слитого нефтепродукта в резервуар АЗС м3; Ср - концентрация паров нефтепродуктов при закачке в резервуар АЗС г/м3; Сб - то же в баки автомашин г/м3; Gык - выбросы пиров нефтепродуктов при закачке в резервуары АЭС и в баки автомашин. т/год; Qпр - неорганизованные выбросы паров нефтепродуктов при проливах на АЗС т/год. 3. Термины и определения Термины Определения Загрязнение атмосферы Изменение состава атмосферы в результате наличия в ней примеси. Загрязняющее воздух вещество Примесь в атмосфере оказывающая неблагоприятное действие на окружающую среду и здоровье людей. Выброс вещества Вещество поступающее в атмосферу из источника примеси. Концентрация примеси в атмосфере Количество вещества содержащееся в единице массы или объема воздуха приведенного к нормальным условиям Предельно-допустимая концентрация примеси в атмосфере Максимальная концентрация примеси в атмосфере отнесенная к определенному времени осреднения которая при периодическом воздействии или на протяжении всей жизни человека не оказывает на него вредного действия и на окружающую среду в целом. Ориентировочно безопасный уровень воздействия загрязняющего атмосферу вещества ОБУВ Временный гигиенический норматив для загрязняющего атмосферу вещества устанавливаемый расчетным методом для целей проектирования промышленных объектов 4. Общие положения 4.1. Разработка настоящего документа проведена исходя из определения термина "унификация" - приведение тлеющихся путей расчета выбросов от однотипных резервуаров на действующих проектируемых и реконструируемых предприятиях в пределах массива существующих методик к наибольшему возможному единообразию. 4.2. В документе приведены справочно-информационные и экспериментальные данные о физико-химических свойствах концентрациях и величинах удельных выбросов из резервуаров для хранения наиболее распространенных индивидуальных веществ и многокомпонентных технических смесей применяемых в нефтехимической нефтеперерабатывающей и других отраслях промышленности а также расчетные формулы для определения максимальных г/с и валовых т/г выбросов соответствующих загрязняющих веществ. 4.3. По данной методике могут выполняться расчеты выделений выбросов загрязняющих веществ: - для нефти и низкокипящих нефтепродуктов бензин или бензиновые фракции - суммы предельных углеводородов C1-С10 и непредельных С2-C5 в пересчете на C5 и ароматических углеводородов бензол толуол этилбензол ксилолы ; - для высококипящих нефтепродуктов керосин дизельное топливо масла присадки и т.п. - суммы углеводородов С12-С19. 4.4. Расчеты ПДВ ВСВ в атмосферу от резервуаров с нефтями и бензинами выполняются с учетом разделения их на группы веществ: • углеводороды предельные алифатические ряда C1-С10 в пересчете на пентан* ; • углеводороды непредельные C2-C5 в пересчете на амилен ; • бензол толуол этилбензол ксилолы; • сероводород. Остальные технические смеси дизельное топливо печное и др. мазут не имеют ПДК ОВУВ . Поэтому выбросы от этих продуктов временно принимаются как "углеводороды предельные С12-С19". Значения ПДК и ОБУВ ряда веществ и технических смесей представлены в Приложении 1. 4.5. Индивидуальный состав нефтепродуктов определяется по данным завода-изготовителя техническому паспорту или инструментальным методом. 4.6. Только для случаев недостаточности информации для расчета по данной методике а также когда источник загрязнения не охватывается разделами настоящего документа рекомендуется руководствоваться отраслевыми методиками включенными в "Перечень..." [1]. *Примечание: до утверждения ОБУВ для C1-C5 и С6-С10. 5. Выбросы загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров перерабатывающих нефтедобывающих предприятий и магистральных нефтепроводов 5.1. Исходные данные для расчета выбросов 5.1.1. Данные предприятия По данным предприятия принимаются: - максимальный объем паровоздушной смеси вытесняемой из резервуара группы одноцелевых резервуаров во время его закачки Vqmax м3/час равный производительности насоса; - количество жидкости закачиваемое в резервуары в течение года В т/год или иного периода года; - температура начала кипения tнк °C нефтей и бензинов; - плотность ?ж т/м3 нефтей и нефтепродуктов; - время эксплуатации резервуара или групп одноцелевых резервуаров ?1 сут/год ?2 час/сут ; - давления насыщенных паров нефтей и бензинов Р18 мм.рт.ст. определяются при температуре 38?С и соотношении газ-жидкость 4:1. Примечание. Для нефтеперерабатывающих заводов и других крупных предприятий давление насыщенных паров целесообразно определять газохроматографическим методом. Физико-химические свойства некоторых газов и жидкостей представлены в приложении 2. 5.1.2. Инструментальные измерения Температуру жидкости измеряют при максимальных tжmax °C и минимальных tжmin °C ее значениях в период закачки в резервуар. Идентификацию паров нефтей и бензинов Сi % масс. по группам углеводородов и индивидуальным веществам предельные непредельные бензол толуол этилбензол ксилолы и сероводород необходимо проводить для всех вышеуказанных предприятий. Углеводородный состав определяют газохроматографическим методом а сероводород - фотометрическим [2-4]. Концентрации насыщенных паров различных нефтепродуктов кроме бензина при 20?С и соотношении газ-жидкость 4:1 С20 г/м3 определяются газохроматографическими методами [3-4] специализированными подразделениями или организациями имеющими аттестат аккредитации и при необходимости соответствующие лицензии. 5.1.3. Расчет давления насыщенных паров индивидуальных жидкостей Давления насыщенных паров индивидуальных жидкостей при фактической температуре Pt мм.рт.ст. определяются но уравнениям Антуана: 5.1.1 или 5.1.2 где: А В С - константы зависящие от природы вещества для предприятий нефтепереработки принимаются по приложению 3 а для предприятий иного профиля - по справочным данным например "Справочник химика" т.1. Л. "Химия" 1967. Кроме того давление насыщенных паров жидкостей можно принимать и по номограммам Pt=f tж например [10] Павлов К.Ф. и др. "Примеры и задачи по курсу процессов и аппаратов химической технологии" М. "Химия" 1964 и по ведомственным справочникам. Примечание: Парциальное равновесное давление пара индивидуального вещества в паро-воздушной смеси над многокомпонентным раствором нефтепродуктом может быть определено по закону Рауля [9]: Рt=Рt*хi где: xi - мольная доля i-го вещества в растворе; Рt - определяется по уравнениям 5.1.1 - 5.1.2. 5.1.4. Расчет давления газов над их водными растворами Давления гадов над их водными растворами при фактической температуре Pt мм.рт.ст. рассчитываются по формуле: 5.1.3 где: Кr - константа Генри мм.рт.ст. принимается по справочным данным или для некоторых газов по приложению 4; Xi - массовая доля i-го газа кг/кг воды; 18 - молекулярная масса воды; mi - молекулярная масса i-го газа см. п. 5.1.5 . 5.1.5. Определение молекулярной массы паров жидкостей Молекулярная масса паров нефтей и нефтепродуктов принимается в зависимости от температуры начала их кипения по приложению 5. Молекулярная масса однокомпонентных веществ нефтепереработки принимается по данным приложения 2 а для других продуктов - по справочным данным или расчетам исходя из структурной формулы вещества. Атомные массы некоторых элементов представлены в приложении 6. 5.1.6. Определение опытных значений коэффициентов Кt Kt - опытный коэффициент для пересчета значений концентраций насыщенных паров в резервуарах при температуре 38?С к фактической температуре. 5.1.4 где: ?t - плотность паров жидкости при фактической температуре кг/м3; ?38 - то же при температуре 38?С кг/м3. Значения коэффициента Ktmax и Ktmin принимаются в зависимости от максимальной max и минимальной min температуры жидкости при закачке ее в резервуар по приложению 7. 5.1.7 Определение опытных значений коэффициентов Кp Кр - опытный коэффициент характеризующий эксплуатационные особенности резервуара. 5.1.5 где: Сф - фактическая концентрация паров жидкости г/м3; Сн - концентрация насыщенных паров жидкости г/м3. Сф и Сн определяются при одной и той же температуре. Все эксплуатируемые на предприятии резервуары определяются по следующим признакам: наименование жидкости; индивидуальный резервуар или группа одноцелевых резервуаров; объем; наземный или заглубленный; вертикальное или горизонтальное расположение; режим эксплуатации мерник или буферная емкость ; оснащенность техническими средствами сокращения выбросов ССВ : понтон плавающая крыша ПК газовая обвязка резервуаров ГОР ; количество групп одноцелевых резервуаров. Примечание 1. Режим эксплуатации "буферная емкость" характеризуется совпадением объемов закачки и откачки жидкости из одного и того же резервуара. Значения Кр принимаются по данным приложения 8 кроме ГОР. При этом в приложении 8: Кр подразделяются в зависимости от разности температур закачиваемой жидкости и температуры атмосферного воздуха в наиболее холодный период года на три группы: Группа А. Нефть из магистрального трубопровода и другие нефтепродукты при температуре закачиваемой жидкости близкой к температуре воздуха. Группа Б. Нефть после электрообессоливающей установки ЭЛОУ бензины товарные бензины широкой фракции прямогонные катализаты рафинады крекинг-бензины и т.д. и другие продукты при температуре закачиваемой жидкости не превышающей 30°С по сравнению с температурой воздуха. Группа В. Узкие бензиновые фракции ароматические углеводороды керосин топлива масла и другие жидкости при температуре превышающей 30?С по сравнению с температурой воздуха. Значения коэффициента Кргор для газовой обвязки группы одноцелевых резерваров определяются в зависимости от одновременности закачки и откачки жидкости из резервуаров: 5.1.6 где: Qзак-Qотк - абсолютная средняя разность объемов закачиваемой и откачиваемой из резервуаров жидкости. Примечание 2. Для группы одноцелевых резервуаров с имеющимися техническими средствами сокращения выбросов ССВ и при их отсутствии ОТС определяются средние значения коэффициента Крср по формуле: 5.1.7 где: Vp - объем резервуара м3; Np - количество резервуаров шт. 5.1.8. Определение значений коэффициентов Кв Коэффициент Кв рассчитывается на основе формулы Черникина ф-ла 1 [13] в зависимости от значения давления насыщенных паров над жидкостью. При Рt ? 540 мм.рт.ст. Кв=1 а при больших значениях принимается по данным приложения 9. 5.1.9. Определение опытных значений коэффициентов KОБ Значение коэффициента Коб принимается в зависимости от годовой оборачиваемости резервуаров п : 5.1.8 где: Vp - объем одноцелевого резервуара м3. Значения опытного коэффициента Коб принимаются по приложению 10. 5.2. Выбросы паров нефтей и бензинов Валовые выбросы паров газов нефтей и бензинов рассчитываются но формулам: максимальные выбросы М г/с M=P38 * m * Ktmax * Kpmax * Kв * Vчmax * 0.163*10-4 5.2.1 годовые выбросы G т/год 5.2.2 где: Р38 - давление насыщенных паров нефтей и бензинов при температуре 38?С; m - молекулярная масса паров жидкости; Кtmin Кtmax - опытные коэффициенты принимаются по приложению 7. Крcp Кpmax - опытные коэффициенты принимаются по приложению 8. Vчmax - максимальный объем паровоздушной смеси вытесняемой из резервуара во время его закачки м3/час; Ка - опытный коэффициент принимается по приложению 9; Коб - коэффициент оборачиваемости принимается по приложению 10; ?ж - плотность жидкости т/м3; В - количество жидкости закачиваемое в резервуары в течения года т/год. Примечание 1. Для предприятии имеющих более 10 групп одноцелевых резервуаров допускается принимать значения коэффициента Крср и при максимальных выбросах. Примечание 2. В случае если бензины автомобильные закачиваются в группу одноцелевых резервуаров в летний период как бензин "летний" а в зимний период года как бензин "зимний" то: 5.2.3 Выбросы паров нефтей и бензинов по группам углеводородов предельных и непредельных бензола толуола этилбензола ксилола и сероводорода рассчитываются по формулам: максимальные выбросы Мi г/с i-гo загрязняющего вещества: Mi=M * Ci * 10-2 5.2.4 годовые выбросы Gi т/год : Gi=G * Ci * 10-2 5.2.5 где Сi - концентрация i го загрязняющего вещества % масс. 5.3. Выбросы паров индивидуальных веществ Выбросы нарой жидкости рассчитываются по формулам: максимальные выбросы М г/с 5.3.1 годовые выбросы G т/год 5.3.2 где Ptmin Ptmax - давление насыщенных паров жидкости при минимальной и максимальной температуре жидкости соответственно мм.рт.ст.; m - молекулярная масса паров жидкости; Крcp Kpmax - опытные коэффициенты принимаются по приложению 8; КB - опытный коэффициент принимается по приложению 9; Vчmax - максимальный объем паровоздушной смеси вытесняемой из резервуаров во время его закачки м3/час; ?ж - плотность жидкости т/м3; tжmin tжmax - минимальная и максимальная температура жидкости в резервуаре соответственно ?С; Коб - коэффициент оборачиваемости принимается по приложению 10; В - количество жидкости закачиваемое в резервуар в течение года т/год. 5.4. Выбросы патов многокомпонентных жидких смесей известного состава Выбросы i-гo компонента паров жидкости рассчитываются по формуле максимальные выбросы Мi г/с 5.4.1 годовые выбросы G т/год 5.4.2 где Рtimin Рtimax - давление насыщенных паров i-гo компонента при минимальной и максимальной температуре жидкости соответственно мм.рт.ст.; Xi - массовая доля вещества: Крcp Kpmax - опытные коэффициенты принимаются по приложению 8; КB - опытный коэффициент принимается по приложению 9; Коб - коэффициент оборачиваемости принимается по приложению 10; tжmin tжmax - минимальная и максимальная температура жидкости в резервуаре соответственно ?С; Vmax - максимальный объем паровоздушной смеси вытесняемой из резервуаров во время его закачки м3/час; В - количество жидкости закачиваемое в резервуар в течение года т/год. Данные по компонентному составу растворителей лаков красок и т.д. представлены в приложении 11. 5.5. Выбросы газов из водных растворов Выбросы i-гo компонента газа из водных растворов рассчитываются по формулам: максимальные выбросы Мi г/с 5.5.1 годовые выбросы Gi т/год 5.5.2 где: Кrmin Кrmax - константа Генри при минимальной и максимальной температурах соответственно мм.рт.ст.; Xi - массовая доля вещества Крср Крmax - опытные коэффициенты принимаются по приложению 8. Vчmax - максимальный объем паровоздушной смеси вытесняемой из резервуара во время его закачки м3/час tжmin tжmax - минимальная и максимальная температура жидкости в резервуаре соответственно °С; ?1 . ?2 - время эксплуатации резервуара соответственно сут/год и час/сут. 5.6. Выбросы паров нефтепродуктов кроме бензинов Выбросы паров нефтепродуктов рассчитываются по формуле: максимальные выбросы М г/с M=C20 * Ktmax * Kpmax * Vчmax : 3600 5.6.1 годовые выбросы G т/год 5.6.2 где С20 - концентрация насыщенных паров нефтепродуктов при температуре 20°С г/м3; Кtmin Кtmax - опытные коэффициенты при минимальной и максимальной температурах жидкости соответственно принимаются по приложению 7; Кр - опытный коэффициент принимается по приложению 8; Коб - опытный коэффициент принимается по приложению 10; В - количество жидкости закачиваемое в резервуар в течение года т/год. Vчmax - максимальный объем паровоздушной смеси вытесняемой из резервуара во время его закачки м3/час; ?ж - плотность жидкости т/м3; Примечание 1. Для предприятий имеющих более 10 групп одноцелевых резервуаров керосинов дизтоплив и т.д. допускается принимать значения коэффициента Крcp и при максимальных выбросах. Примечание 2. В случае если дизельное топливо закачивается в группу одноцелевых резервуаров в летний период как ДТ "летнее" а в зимний период года как ДТ "зимнее" то: 5.6.3 где С20n C203 - концентрация насыщенных паров летнего и зимнего вида дизельного топлива соответственно г/м3. 6. Выбросы паров нефтепродуктов в атмосферу из резервуаров нефтебаз ТЭЦ котельных складов ГСМ 6.1. Исходные данные для расчета выбросов Количество закачиваемой в резервуар жидкости принимается по данным предприятия в осенне-зимний Воз т период года и весенне-летний Ввл т период. Кроме того определяется объем паровоздушной смеси вытесняемой из резервуара во время его закачки Vч м3/час . принимаемый равным производительности насоса. Значения опытных коэффициентов Кр принимается по данным приложения 8. Примечание. Выбросы от резервуаров с нижним и боковым подогревом одновременно рассчитывать согласно раздела 5.6. настоящих методических указаний. 6.2. Выбросы паров нефтепродуктов Валовые выбросы паров нефтепродуктов рассчитываются по формулам *: максимальные выбросы М г/с M=C1 * Kpmax * Vчmax : 3600 6.2.1 годовые выбросы G т/год G= У2 * Воз + У3 * Ввл * Kpmax * 10-6 + Gxp * Kнп * Np 6.2.2 где: Сi - концентрация паров нефтепродукта в резервуаре г/м3 принимается по приложению 12: У2 У3 - средние удельные выбросы из резервуара соответственно в осенне-зимний и весенне-летний периоды года г/т принимаются по приложению 12; Gхр - выбросы паров нефтепродуктов при хранении бензина автомобильного в одном резервуаре т/год принимается по приложению 13; Кнп - опытный коэффициент принимается по приложению 12. При этом: Кнп=С20 l : C20 ба 6.2.3 где: С20 i - концентрация насыщенных паров нефтепродуктов при 20?С г/м3; С20 ба - то же паров бензина автомобильного г/м3. * При этом выбросы индивидуальных компонентов по группам рассчитываются по формулам 5.2.4 и 5.2.5 . Концентрации углеводородов предельных непредельных бензола толуола этилбензола и ксилолов Сi % масс. в парах товарных бензинов приведены в приложении 14. 7. Выбросы паров нефтепродуктов в атмосферу из резервуаров автозаправочных станций 7.1. Исходные данные для расчета выбросов Для расчета максимальных выбросов принимается объем слитого нефтепродукта Vсл м3 из автоцистерны в резервуар. Количество закачиваемого в резервуар нефтепродукта принимается по данным АЗС в осенне-зимний Qоз м3 и весенне-летний Gвл м3 периоды года. Примечание. Одновременная закачка нефтепродукта в резервуары и баки автомобилей не осуществляется. 7.2. Выбросы паров нефтепродуктов Валовые выбросы паров нефтепродуктов рассчитываются по формулам *: * Выбросы индивидуальных компонентов по группам рассчитываются по формулам 5.2.4 и 5.2.5 . максимальные выбросы М г/с автобензины и дизельное топливо М= Срmax * Vc? : 1200 7.2.1 масла М= Срmax * Vc? : 3600 7.2.2 где: 1200 и 3600 - среднее время слива с; годовые выбросы G т/год рассчитываются суммарно при закачке в резервуар баки автомашин Gзак и при проливах нефтепродуктов на поверхность Gпр *: G=Gзак + Gпр 7.2.3 Gзак=[ Ср + Cб * Qоз + Cp + Сб * Qвл] * 10-6 7.2.4 где: Ср Сб - концентрации паров нефтепродуктов в выбросах паровоздушной смеси при заполнении резервуаров и баков автомашин г/м3 принимаются по приложению 15. Годовые выбросы G т/год при проливах составляют *: для автобензинов Gпр=125 * Qоз + Qвл * 10-6 7.2.5 для дизтоплив Gпр=50 * Qоз + Qвл * 10-6 7.2.6 Для масел Gпр=12.5 * Qоз + Qвл * 10-6 7.2.7 где: 125 50 12.5 - удельные выбросы г/м * Значения концентраций паров углеводородов С г/м3 в выбросах паровоздушной смеси при заполнении резервуара и баков автомашин приведены в приложении 15. Значения концентраций паров бензинов предельных непредельных бензола толуола этилбензола и ксилола** приведены в приложении 14. * - В качестве удельных выбросов при "проливах" приведены данные о потерях при стекании нефтепродукта со стенок заправочных и сливных шлангов в граммах отнесенных к 1 м3 соответствующего нефтепродукта. ** - Здесь и далее под термином "ксилол" подразумевается смесь орто- мета- и параизомеров синоним "ксилолы" . 8. Примеры расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу 8.1 НПЗ. Бензин-катализат. Валовые выбросы Исходные данные Наименование продукта Р38 tмк ?С tж °C Vчmax м3/час В т/год ?ж т/м3 мм.рт.ст max min Бензин-каталнзат 420 42 32 10 56 300000 0.74 Продолжение исходных данных Конструкция резервуара Режим эксплуатации ССВ Vр м3 Np шт. Количество групп Наземный вертикальный мерник Отсутств. 1000 3 22 Табличные данные Валовый выброс M Кtmax Кtmin Kpcp КB М г/с G т/год 63.7 0.78 0.42 0.62 1.0 11.8100 324.6692 n=300000 : 0.74 * 1000 * 3 135 а Коб=1.35 По приложению 10 . Расчеты выбросов: M=0.163 * 420 * 63.7 * 0.78 * 0.62 *1.0 * 56 * 10-4 = 11.8100 г/с 5.2.1 G=0.294*420*63.7* 0.78*1.0+0.42 *0.62*1.35*300000*10-70.73=324.6692т/год 5.2.2 При необходимости идентификации в выбросах индивидуальных углеводородов по их содержанию в паровой фазе приоритетными являются данные непосредственных инструментальных определений массового состава выброса с последующим расчетом Мi и Gi по формулам 5.2.4 и 5.2.5 соответственно. Кроме того для расчета могут быть использованы ориентировочные составы паров нефтепродуктов из приложения 14 а также соотношения давлений насыщенных паров углеводородов при заданной температуре tcp= tmax + tmin / 2 - для Gi т/год; tmax - для Mi г/сек и коэффициенты пересчета Кi/5 из приложения 16. Индификация состава выбросов М=11 8100 г/с; G=321.6692 т/год Определяемый Углеводороды параметр* Предельные C1-10 Ароматические С5 С6 С7 С8 С9 С10 ?С1-10 бензол толуол ксилол ? 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 С % мас. Прил. 14. Стабильный катализат. 9214 2.53 2.76 1.11 100.0 m1 Прил. 16 72.15 86.18 100.20 114.23 128.25 142.29 Pi30 Па Прил. 16 81770 25200 7763 2454 857 244.7 118288.7 У*1 0.6914 0.2130 0.0656 0.0207 0.0072 0.0021 1 0000 m1 У*1 49.88 18.36 6.57 2.36 0.92 0.30 78.39 С*1. % мас. 63.64 23.42 8.38 3.01 1.17 0.38 100.00 Сi. % мас. 59.09 21.74 7.78 2.79 1.09 0.35 92.84 Mi г/с 6.97 2.57 0.92 0.33 0.13 0.04 10.96 0 30 0 33 0.22 11.81 Ki/5 из Прил.16 1.000 1.667 3.125 5.882 10.000 16.667 Ki/5* Mi .r/с в пересчете на С5 6.97 4.28 2.88 1.94 1.3 0.67 18.04 Рi20. Па Прил. 16 56410 17600 4712 1391 461.0 119.7 80693 7 У*i 0.6991 0.2181 0.0584 0.0172 0.0057 0.0015 1.0000 mi. У*i 50.44 18.80 5.85 1.96 0.73 0.21 77.99 С*i. % мас. 64.67 24 11 7.50 2.51 0.94 0.27 100.00 Сi. % мас. 60.05 22.38 6.96 2.33 0.87 0.25 92.84 2.52 2.76 1.88 100.0 Gi т/год в пересчете на С5 193.1623 71.9845 22.3882 7.4949 2.7985 0.8042 298.6376 8.1061 8.8781 6.0474 321.6692 Ki/5* Gi т/год 193.16 120.01 69.96 44.09 27.99 13.40 468.61 * Примечание. Относительная равновесная мольная доля: у*i=Pi / ?Pi. 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 Продукт Р38 мм.рт.ст tмк ?С tж °C Vчmax В т/год ?ж т/м3 летний зимний летн. зимн. max min м3/час Бензин автом. 425 525 40 35 30 +5 250 1460000 0.73 Продолжение исходных данных Конструкция резервуара Режим эксплуатации ССВ Vр м3 Np шт. Количество групп Наземный вертикальный мерник Отсутств. 10000 5000 2 2 22 Табличные данные Расчеты m Кtmax Кtmin Kpcp Kpcp Выбросы летн. зимн. Понтон отсут. М г/с G т/год 63.1 61.5 0.74 0.35 0.11 0.60 0.27 21.8344 865.3175 Средние значения 5.1.7 n=1460000 : [0.73 * 10000 * 2 + 5000 * 2 ]=67 а Коб=1.75 5.1.8 Расчеты выбросов: М=0.163 * 425 * 63.1 * 0.74 * 0.27 * 1.0 * 250 * 10-4=21.8344 г/с * т/год * 5.2.3 * Примечание. Порядок расчета выбросов индивидуальных углеводородов аналогичен примеру 8.1. 8.3. НПЗ. Бензин автомобильный. Идентификация выбросов Исходные данные Продукт Р38 мм.рт.ст tмк ?С tж °C Vчmax В т/год ?ж т/м3 летний зимний летн. зимн. max min м3/час Бензин автом. 425 525 40 35 30 +5 250 1460000 0.73 Продолжение исходных данных Конструкция резервуара Режим эксплуат. ССВ Vр м3 Np шт. Количество групп Наземный вертикальный мерник Отсутств. 5000 4 22 Табличные данные Валовые выбросы m Кtmax Кtmin Kpcp KВ М г/с G т/год летн. зимн. 63.1 61.5 0.74 0.35 0.60 1.0 48.5209 1483.4014 n=1460000 : 0.73 * 5000 *4 =100 а Коб=1.35 Расчеты валовых выбросов: М=0.163*425 63.1*0.74* 0.60* 1.0 * 250 * 10-4=48.5209 г/с т/год Концентрации веществ в выбросах %масс Углевод. пред. алиф. С1-С10 Углевод. непред. С2-С5 Бензол Толуол Этилбензол Ксилолы Сероводород 94.223 2.52 1.82 1.16 0.045 0.132 отс. Идентификация состава выбросов Выбросы Углевод. пред. алиф. С1-С10 Углевод. непред. С2-С5 Бензол Толуол Этилбензол Ксилолы Сероводород М г/с 45.8000 1.2200 0.8830 0.5630 0.0218 0.0640 отс Gi т/год 1400.0000 37.4000 27.0000 17.2000 0.6680 1.9600 отс Примечание: При 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: Идентификация состава выбросов углеводородов Выбросы Предельные C1-С10 Непредельные С2-С5 С4 С5 С6 С7 С8 С9 С10 С4 С5 Сi %мас 28.064 32.848 20.773 9.030 2.889 0.599 0.125 0.22 2.30 М г/с 13.6 15.9 10.1 4.4 1.4 0.3 0.1 0.11 1.11 Gi т/г 416.3 487.3 308.1 134.0 42.8 8.9 1.9 3.3 34.1 Кi/C5* Мi 6.8 15.9 16.8 13.8 8.2 3.0 1.7 0.04 1.11 MC1-10/C5=?Ki/C5 * Мi=66.2 г/с МC2-С5/С5=?Ki/C5 * Мi=1.15 г/с GC1-10/C5=?Ki/C5 * Gi=1856.4 GC2-C5/C5=?Ki/C5 * Gi=35.4 8.4 НПЗ. Керосин технический Исходные данные Наименование C20 г/м3 tж °C Vчmax м3/час В т/год ?ж т/м3 продукта max min Керосин техн. 11.2 55 25 70 500000 0.85 Продолжение исходных данных Конструкция резервуара Режим эксплуат. ССВ Vр м3 Np шт. Количество групп Наземный вертикальный мерник Отсутств. 3000 4 22 Табличные данные Выбросы Кtmax Кtmin Kpcp М г/с G т/год 2.88 1.20 0.63 0.3950 16.9000 n=500000 : 0.85 * 3000 * 4 = 49 а Коб=2.0 М=11.2 * 2.88 * 0.63 * 70 : 3600=0.3950 г/с т/год 8.5. Растворитель № 646. Выбросы компонентов Исходные данные Наименование продукта tж °C Vчmax м3/час В т/год Конструкция резервуара max min Раствор. № 646 30 20 0.5 1300 горизонтальный Продолжение исходных данных Табличные данные Режим эксплуатации ССВ Vр м3 Np шт. Крmax Kpcp Мерник отс. 5 4 1.0 0.7 Продолжение табличных данных Компонент Константы Антуана m ?ж т/м3 Сi %масс А В С Ацетон 7.2506 1281.7 237 58.1 0.792 7 Бутиловый спирт 8.7051 2058.4 246 74.1 0.805 10 Бутилацетат 7.006 1340.7 199 116 0.882 10 Толуол 6.95334 1343.94 219.38 92.1 0.867 50 Этиловый спирт 9.274 2239 273 46.1 0.789 15 Этилцеллозольв 8.416 2135 253 90 0.931 8 Расчеты Компонент Р30 Р20 Xi : mi Xi : ?i M г/с G т/год мм.рт.ст. Ацетон 282 183 0.00120 0.088 0.0112 0.1081 Бутиловый спирт 17.7 9.26 0.00135 0.124 0.0010 0.0090 Бутилацетат 14.2 7.66 0.000860 0.113 0.00080 0.0073 Толуол 36.7 21.8 0.00543 0.577 0.0104 0.0971 Этиловый спирт 76.7 42.9 0.00325 0.190 0.0065 0.0596 Этилцеллозольв 7.44 3.94 0.00089 0.086 0.00034 0.0010 Примечание. Хi=Сi : 100 ? Xi : mi =0.00120 + 0.00135 + 0.00086 + 0.00543 + 0.00325 + 0.00089=0.0130 Xi : ?i =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 Наименование продукта Vчmax м3/час Воз m Ввл m Конструкция резервуара Режим эксплуатац. Бензин автомоб. 400 16000 24000 наземный вертикальн. мерник Продолжение исходных данных Vp м3 Np шт. ССВ Крmax 5000 8 отсут. 0.80 М=972 * 0.80 * 400 : 3600 = 86.4 г/с G= 780 * 16000 + 1100 * 24000 * 0.8х10-6 + 5.8 * 1.0 * 8=77.504 т/год 8.7. АЭС. Бензин автомобильный. Валовые выбросы Исходные данные Наименование продукта Vсл м3 Qоз m Qвл м3 Конструкция резервуара Автобензин 40 3150 3150 заглубленный Табличные данные Выбросы Cmax Сроз Срвл Сбоз Срвл М г/с* G т/год* 480 210 255 420 515 1.60 5.1975 М=480 * 4.0:1200 = 1.60 г/с G= [ 210 + 420 * 3150 + 255 + 515 * 3150 + 125 * 3150 + 3150 ] * 10-6=5.1975 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. Наименование продукта С20 г/м3 Конструкция резервуара Режим эксплуатации Мазут топочный М-100 54 наземный вертикальный с нижним и боковым подогревом мерник Продолжение исходных данных ССВ Vр м3 Nр шт. Кол-во групп tж ?C Vчmax м3/ч В т/год ?ж т/м3 max min отсут. 1000 3 1 60 60 85 10000 1.015 Табличные данные Выбросы Кtmax Кtmin Кpcp Кpmax Коб М г/с* G т/год* 3.2 3.2 0.65 0.93 2.5 0 3794 0 2766 n=10000 : 1.015 1000 * 3 = 9.85 М=5.4 * 3.2 * 0.93 * 85 : 3600=0.3794 г/с G= 5.4 * 3.2 + 3.2 * 0.65 * 2.5 * 10000 : 2 * 106* 1.015 =0.2766 т/год 8.9. ТЭЦ. Мазут топочный резервуар без обогрева . Исходные данные Наименование продукта Конструкция резервуара Воз т Ввл т Vчmax м3/час Режим эксплуатации Мазут топочный М-100 наземный вертикальный без обогрева 5000 5000 85 мерник Продолжение исходных данных ССВ Vp м3 Nр шт. Отсут. 1000 3 Табличные данные Выбросы У1 г/м3 У2 г/т У3 г/т Кpmax Gxp Кнп М г/с* G т/год* 5.4 4.0 4.0 0.83 1.49 4.3*10-3 0.1058 0.0524 М=5.4 * 0.83 * 85 : 3600=0.1058 г/с G= 4.0 * 5000 + 4.0 * 5000 * 0.83 * 10-6 + 1.49 * 4.3 * 10-3 * 3=0.0524 т/год * Примечание. При расчетах ПДВ и ВСВ - учитывать класс опасности 4 ПДКС12-19=1 мг/м3. Используемая литература 1. 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 1996г. 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. Экспериментально-расчетная методика определения потерь нефти от испарения из резервуара. Уфа. 1990. ПРИЛОЖЕНИЯ Приложение 1 Предельно допустимые концентрации ПДК и ориентировочные безопасные уровни воздействия ОБУВ загрязняющих веществ в атмосферном воздухе населенных мест Вещество Класс опасности ПДК м.р. мг/м3 ПДК c.с. мг/м3 ОБУВ мг/м3 1 2 3 4 5 Углеводороды предельные алифатического ряда Метан 50 Бутан 4 200 Пентан 4 100 25 Гексан 4 60 Углеводороды непредельные Этилен 3 3 3 Пропилен 3 3 3 Бутилен 4 3 3 Амилен смесь изомеров 4 1.5 1.5 Углеводороды ароматические Бензол 2 1.5 0.1 Толуол 3 0.6 0.6 Этилбензол 3 0.02 0.02 Ксилолы 3 0.2 0.2 Изопропилбензол 4 0.014 0.014 Прочие вещества Спирт метиловый 3 1 0.5 Спирт этиловый 4 5 5 Спирт изобутиловый 4 0.1 0.1 Серная кислота 2 0.3 0.1 Уксусная кислота 3 0.2 0.06 Ацетон 4 0.35 0.35 Метилэтилкетон 0.1 Фурфурол 3 0.05 0.05 Фенол 2 0.01 0.03 Гидроперекись изопропилбензола 2 0.007 0.007 Этиленгликоль 1 Аммиак 4 0.2 0.04 Сернистый ангидрид 3 0.5 0.05 Сероводород 2 0.008 Формальдегид 2 0.035 0.003 Хлор 2 0.1 0.03 Хлористый водород соляная кислота 2 0.2 0.2 Углеводороды предельные алифатического ряда C1-C10 4 25 Керосин 1.2 Масло минеральное нефтяное 0.05 Углеводороды предельные С12-С19 4 1 4 Уайт-спирит 1 Сольвент нафга 0.2 Скипидар 4 2 1 Примечание 1. Значения ПДК ОБУВ приведены из [5]. Примечание 2. Значения ОБУВ углеводородов предельных алифатического ряда С1-С10 к приведены из [6] и распространяются только па территорию Республики Беларусь. Приложение 2 Физико-химические свойства некоторых газов и жидкостей Вещество Формула Температура нач. кип. ?С Плотность жидкости ?ж т/м3 Молекул. Масса 1 2 3 4 5 Бутан C4H10 -0.5 - 58.12 Пентан С5Н12 36.1 0.626 72.15 Гексан С6Н14 68.7 0.660 86.18 Гептан С7Н16 98.4 0.684 100.21 Изооктан С8Н18 93.3 0.692 114.24 Цетан С16Н34 287.5 0.774 226.45 Этилен С2Н4 -103.7 - 28.05 Пропилен С3Н6 -47.8 - 42.08 Бутилен С4Н8 -6.3 - 56.11 Амилен С5Н10 30.2 0.641 70.14 Бензол С6Н6 80.1 0.879 78.11 Толуол C7H8 110.6 0.867 92.14 О-Ксилол С8Н10 144.4 0.881 106.17 М-Ксилол С8Н10 139.1 0.864 106.17 П-Ксилол С8Н10 138.35 0.861 106.17 Этилбензол С8Н10 136.2 0.867 106.17 Изопропилбензол С9Н12 152.5 0.862 120.20 Спирт метиловый СН4О 64.7 0.792 32.04 Спирт этиловый С2Н6О 78.37 0.789 46.07 Спирт изобутиловый С4Н10О 108 0.805 74.12 Уксусная кислота C2H4O2 118.1 1.049 60.05 Ацетон С3Н6О 56.24 0.792 58.08 Метилэтилкетон С4Н8О 796 0.805 72.10 Фурфурол С5Н8О2 161.7 1.159 96.09 Фенол С6Н6О 182 - 94.11 Этиленгликоль C2H6O2 197.2 1.114 62.07 Диэтиленгликоль С4Н10О3 244.33 1.118 106.12 Аммиак NH3 -33.15 - 17.03 Сернистый ангидрид SO2 -10.1 - 64.06 Сероводород Н2S -60.8 - 34.08 Формальдегид CH2O -21 - 30.03 Хлор CL2 -31.6 - 70.91 Хлористый водород НСL -85.1 - 36.46 Примечание. Физико-химические свойства приняты по данным [7.8] Приложение 3 Константы уравнения Антуана некоторых веществ Вещество Уравнение Интервал температур ?С Константы От До А В С 1 2 3 4 5 6 7 Углеводороды предельные алифатического ряда Бутан 2 2 -60 45 45 152 6.13029 7.39949 945.9 1299 240.0 219.1 Пентан 2 -30 120 6.87372 1075.82 233.36 Гексан 2 -60 110 6.17776 1171.53 224.37 Гептан 2 -60 130 6.90027 1266.87 216.76 Изооктан* 2 -15 131 6.1117 1259.2 221 Цетан 2 70 175 7.33309 2036.4 172.5 Углеводороды непредельные Этилен 2 -70 9.5 7.2058 761.26 282.43 Пропилен 2 2 -47.7 0.0 0.0 91.4 6.64808 7.57951 712.19 1220.33 236.80 309.10 Бутилен 2 -67 40 6.84290 926.10 240.00 Амилен 2 -60 100 6.78568 1014.29 229.71 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 1053.78 233.79 2-Метилбутен-2 2 -60 15 6.91562 1095.09 232.84 2-Метилбутен-З 2 -60 60 6.82611 1013.47 23612 Углеводороды ароматические Бензол 2 2 -20 5.5 5.5 160 6.48198 6.91210 902.28 1214.64 178.10 221.20 Толуол 1 2 -92 20 15 200 8.330 6.95334 2047.3 1143.94 - 219.38 О-Ксилол 2 2 25 50 50 200 7.35638 6.99891 1671.8 1474.68 231.0 213.69 М-Ксилол 2 2 25 45 45 195 7.36810 7.00908 1658.23 1462.27 232.3 215.11 П-Ксилол 2 2 25 45 45 190 7.32611 6.99052 1635.74 1453.43 231.4 215.31 Этилбензол 2 2 20 45 45 190 7.32525 6.95719 1628.0 1424.26 230.7 213.21 Изопропилбензол 2 2 25 60 60 200 7.25827 6.93666 1637.97 1460.79 223.5 207.78 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 2 -35 16.4 10 118 8.502 7.55716 2177.4 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 2 0 41 40 93 11.5638 7.86819 3586.36 2011.4 273 222 Этиленгликоль 1 25 90 8.863 2694.7 - Диэтиленгликоль 1 80 165 8.1527 2727.3 - Примечание. Константы уравнении Антуана без звездочек приняты по [7] а со звездочками - по [9]. Приложение 4 Значения постоянной Кr для водных растворов некоторых газов в таблице даны значения Kr*10-9 в мм.рт.ст. Газ tж ?С Метан Этан Этилен Ацетилен Хлор Сероводород Диоксид серы Хлористый водород Аммиак 0 17000 9550 4190 550.0 204.0 203.0 12.50 1.850 1.560 5 19700 11800 4960 640.0 250.0 239.0 15.20 1.910 1.680 10 22600 14400 5840 730.0 297.0 278.0 18.40 1.970 1.800 15 23600 17200 6800 820.0 346.0 321.0 22.00 2.030 1.930 20 28500 20000 7740 920.0 402.0 367.0 26.60 2.090 2.080 25 31400 23000 8670 1010 454.0 414.0 31.00 2.150 2.230 30 34100 26000 9620 1110 502.0 463.0 36.40 2.200 2.410 40 39500 32200 - - 600.0 566.0 49.50 2.270 - 60 47600 42900 - - 731.0 782.0 83.90 2.240 - 80 51800 50200 - - 730.0 1030 128.0 - - 100 53300 52600 - - - 1120 - - - Примечание. Значения постоянной Кr приняты по [10]. Приложение 5 Значения молекулярной массы паров m нефтей и бензинов tнк m tнк m tнк m tнк m tнк m tнк m Пары нефтей и ловушечных продуктов 10 11.0 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 53.4 23 58.1 33 64.1 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 Атомные массы некоторых элементов Название Символ Атомная масса Название Символ Атомная масса Азот N 14.008 Сера S 32.066 Водород Н 1.008 Углерод С 12.011 Кислород О 16.0 Хлор Сl 35.457 Приложение 7 Значения опытных коэффициентов Кt tж ?С Кt tж ?С Кt tж ?С Кt tж ?С Кt tж ?С Кt 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Нефти и бензины -30 0.09 -14 0.173 +2 0.31 18 0.54 34 0.82 -29 0.093 -13 0.18 +3 0.33 19 0.56 35 0.83 -28 0.096 -12 0.185 +4 0.34 20 0.57 36 0.85 -27 0.10 -11 0.193 +5 0.35 21 0.58 37 0.87 -26 0.105 -10 0.2 +6 0.36 22 0.60 38 0.88 -25 0.11 -9 0.21 +7 0.375 23 0.62 39 0.90 -24 0.115 -8 0.215 +8 0.39 24 0.64 40 0.91 -23 0.12 -7 0.25 +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 0.78 14 0.82 41 1.93 68 3.90 95 6.8 -12 0.29 15 0.85 42 1.97 69 4.00 96 7.0 -11 0.30 16 0.87 43 2.02 70 4.10 97 7.1 -10 0.32 17 0.90 44 2.09 71 4.20 98 7.2 -9 0.335 18 0.94 45 2.15 72 4.30 99 7.3 -8 0.35 19 0.97 46 2.20 73 4.40 100 7.4 -7 0.365 20 1.00 47 2.25 74 4.50 -6 0.39 21 1.03 48 2.35 75 4.60 -5 0.40 22 1.08 49 2.40 76 4.70 -4 0.42 23 1.10 50 2.50 77 4.80 Приложение 8 Значения опытных коэффициентов Кр Категория Конструкция Крmax или Объем резервуара Vр . м3 резервуаров Крср 100 и менее 200-400 700-1000 2000 и более 1 2 3 4 5 6 7 Режим эксплуатации "мерник". ССВ - отсутствуют А Наземный Крmax 0.90 0.87 0.83 0.80 вертикальный Крср 0.63 0.61 0.58 0.56 Заглубленный Крmax 0.80 0.77 0.73 0.70 Крср 0.56 0.54 0.51 0.50 Наземный Крmax 1.00 0.97 0.93 0.90 горизонтальный Крср 0.70 0.68 0.65 0.63 Б Наземный Крmax 0.95 0.92 0.88 0.85 вертикальный Крср 0.67 0.64 0.62 0.60 Заглубленный Крmax 0/85 0.82 0.78 0.75 Крср 0.60 0.57 0.35 0.53 Наземный Крmax 1.00 0.91 0.96 0.95 горизонтальный Крср 0.70 0.69 0.67 0.67 В Наземный Крmax 1.00 0.97 0.93 0.90 вертикальный Крср 0.70 0.68 0.650 0.63 Заглубленный Крmax 0.90 0.87 0.83 080 Крср 063 0.61 0.58 0.56 Наземный Крmax 1.00 1.00 1.00 1.00 горизонтальный Крср 0.70 0.70 0.70 0.70 Режим эксплуатации – "мерник". ССВ - понтон А. Б. В. Наземный Крmax 0.20 0.19 0.17 016 вертикальный Крср 0.14 0.13 0.12 0.11 Режим эксплуатации - "мерник". ССВ плавающая крыша А. Б. В. Наземный Крmax 0.13 0.13 0.12 0.11 вертикальный Крср 0.094 0.087 0.080 0.074 Режим эксплуатации буферная емкие"." А. Б. В. Все типы конструкций Кр 0.10 0.10 0.10 0.10 Приложение 9 Значения коэффициентов КВ Ро мм.рт.ст. КВ Ро мм.рт.ст. КВ Ро мм.рт.ст. КВ 540 и менее 1.00 620 1.33 700 1.81 550 1.03 630 1.38 710 1.89 560 1.07 640 1.44 720 1.97 570 1.11 650 1.49 730 2.05 580 1.15 660 1.55 740 2.14 590 1.19 670 1.61 750 2.23 600 1.24 680 1.68 759 2.32 610 1.28 690 1.74 Приложение 10 Значения опытных коэффициентов KОб n 100 и более 80 60 40 30 20 и менее Коб 1.35 1.50 1.75 2.00 2.25 2.50 Приложение 11 Компонентный состав растворителей лаков красок и т.д. Ci % массовый Компонент Растворители № 646 № 647 № 648 № 649 РМЛ-218 РМЛ РМЛ 315 РИД РКВ-1 Ацетон 7 - - - - - - 3 - Бутиловый спирт 10 1.7 20 20 19 10 15 10 50 Бутилацетат 10 29.8 50 - 9 - 18 18 - Ксилол - - - 50 23.5 - 25 - 50 Толуол 50 41.3 20 - 32.5 10 25 50 - Этиловый спирт 15 - 10 - 16 64 - 10 - Этилцеллозольв 8 - - 30 3 16 17 - - Этилацетат - 21.2 - - 16 - - 9 - Летучая часть 100 100 100 100 100 100 100 100 Продолжение приложения 11 Компонент Растворители ГКВ-2 М Р-4 Р-219 АМР-3 РЛ-277 PЛ-278 РЛ-251 Ацетон - - 12 23 - - - - Метилизобутилкетон - - - - - - - 40 Бутиловый спирт 95 5 - - 22 - 20 - Бутилацетат - 30 12 - 25 - - - Ксилол 5 - - - - - 30 - Толуол - - 62 33 30 - 25 - Этиловый спирт - 60 - - 23 - 15 - Этилцеллозольв - - - - - - 10 - Этилацетат - 5 - - - - - - Циклогексанон - - - 33 - 50 - 60 Этилгликоль-ацетат - - - - - 50 - - Летучая часть 100 100 100 100 100 100 100 100 Продолжение приложения 11 Компонент Лаки НЦ-221 НЦ-222 НЦ-223 НЦ-224 НУ-218 НЦ-243 НЦ-52 Ацетон 3.4 - - - - - - Бутиловый спирт 16.6 7.4 10.05 8 6.3 11.1 33 Бутилацетат 12.5 7.2 12.06 10.2 6.3 7.4 - Этилацетат 8.3 12.4 3.35 10.5 11.2 5.18 - Этиловый спирт 8.3 12.2 - 34.05 11.2 7.4 1 Ксилол - - 16.75 10.3 16.45 - - Толуол 33.2 36.3 16.75 - 16.45 37 - Этилцеллозольв - 2.5 8.04 - 2.1 5.92 - Окситерпеновый растворитель - - - 1.95 - - - Сольвент-нафта - - - - - - 4 Формальдегид - - - - - - 0.76 Летучая часть 83.3 78 68 75 70 74 38.76 Сухой остаток 16.9 22 32 25 30 26 61.24 Продолжение приложения 11 Компонент Грунтовки Разравнивающая Распределительная Нитрополитура Полировочная НЦ-0140 ВНК жидкость РМЕ жидкость НЦ-313 НЦ-314 вода №18 1 2 3 4 5 6 7 Ацетон - 2.3 - - - - Бутиловый спирт 12 5.3 4 2 - 5 Бутилацетат 16 3.5 15 6.4 8.1 1 Этилацетат 12 9.4 20 5.2 - 2 Этиловый спирт 8 9.4 54 76.7 55.64 69 Ксилол - 17.8 - - - - Толуол 16 20.6 - 3.6 8.7 - Этилцеллозольв 12 17.7 - 3 13.6 - Циклогексанон 4 - - - - - Окситерпеновый растворитель - - 1 - - - Бензин "галоша" - - - - - 20 Летучая часть 80 70 94 96.9 86 97 Сухой остаток 20 30 6 3.1 14 3 Продолжение приложения 11 Компонент Полиэфирные поли- и нитроуретановые краски ПЭ-246 ПЭ-265 ПЭ-232 ПЭ-220 ПЭ-250М УР-277М ПЭ-251В УР-245М Ацетон 1-2 1-2 29 31 38 - - - Бутилацетат 5 5 - - - - - 26 Стирол 1-2 1-2 - - - - 3-5 - Ксилол - - 1 1.5 1 5 1 16 Толуол - - 5 2.5 4 - 1 - Метилизобутилкетон - - - - - - 8-11 - Циклогексанон - - - - - 34 8-11 14 Этилгликоль-ацетат - - - - - 26 - 15 Летучая часть 8 8 35 35 43 65 21-29 71 Сухой остаток 92 92 65 65 57 35 79-71 29 Продолжение приложения 11 Компонент Эмали ПЭ-276 НЦ-25 HЦ-132П НЦ-1125 НЦ-257 HЦ-258 КВ-518 ПФ-115 ПФ-133 МС-17 Бутилацетат 6 6.6 6.4 6 6.2 6.5 7 - - - Этилцеллозольв - 5.28 6.4 4.8 4.96 - - - - - Ацетон 2-4 462 6.4 4.2 4.34 - 19.h - - - Бутанол - 9.9 12 6 9.3 10.4 - - - - Этанол - 9.9 16 9 62 5.85 - - - - Толуол - 29.7 32.8 30 31 13 - - - - Этилацетат - - - - - 0.75 - - - - Стирол 2-1 - - - - - - - - - Ксилол - - - - - 16.25 - 22.5 25 60 Сольвент - - - - - - 43.4 - - - Уайтспирит - - - - - - - 22.5 - - Циклогексанон - - - - - 3.25 - - - - Летучая часть 9-10 66 80 60 62 65 70 45 50 60 Сухой остаток 91-90 34 20 40 38 35 30 55 50 40 Продолжение приложения 11 Компонент Шпатлевки грунтовка ПФ-002 НЦ-008 ХВ-005 ГФ-032 ГС ГФ-0163 ГФ-031 ГФ-032 ФЛ-03К ФЛ-03Ж ХС-010 АК-070 Клей ХВК-2А Ацетон - 45 8.5 - - - - 17.4 - 17.5 Бутилацетат - 9 4 - - - - 8 43.5 8.8 Толуол - 9 20.5 - - - - 41.6 17.4 35 Этанол - - - - - - - - 8.7 - Бутанол - 1.5 - - - - - - 17.4 - Ксилол - - - - 51 61 15 - - - Сольвент 25 - - 25 - - - - - - Этилацетат - 6 - - - - - - 8.7 - Уайт спирит - - - - - - 15 - - - Летучая часть 25 30 33 32 51 61 30 67 87 70 Сухой остаток 75 70 67 68 49 39 70 33 13 Приложение 12 Значения концентраций паров нефтепродуктов в резервуаре Сi удельных выбросов У2 У3 и опытных коэффициентов Кнп КЛИМАТИЧЕСКАЯ ЗОНА Кнп 1 2 3 при t Нефтепродукт Сi У2 У3 Сi У2 У3 Сi У2 У3 20?С г/м3 г/т г/т г/м3 г/т г/т г/м3 г/т г/т 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 Бензин автомоб. 777 6 639 60 880 0 972 0 780 0 1100 0 1176 12 967 2 1331 0 1 1 Бензин авиацион. 576 0 393 60 656 0 720 0 480 0 820 0 871 20 595 2 992 20 0 67 БР 288 0 205 00 344 0 344 0 360 0 250 0 430 0 435 60 310 0 0 35 Т-2 244 8 164 00 272 0 306 0 200 0 340 0 370 26 248 0 411 40 0 29 Нефрас 576 0 377 20 824 0 720 0 460 0 780 0 871 20 570 40 943 80 0 66 Уайт спирит 28 8 18 04 29 6 36 0 22 0 37 0 43 56 27 28 44 77 0 033 Изооктан 221 76 98 4 232 0 277 20 120 0 290 0 335 41 148 80 350 90 0 35 Гептан 178 56 78 72 184 0 223 20 96 0 230 0 270 07 119 04 278 80 0 028 Бензол 293 76 114 8 248 0 367 20 140 0 310 0 444 31 173 60 375 10 0 45 Толуол 100 8 34 44 80 0 126 0 42 0 100 0 152 46 52 08 121 00 0 17 Этилбензол 37 44 10 66 28 0 46 80 13 0 35 0 56 63 16 12 42 35 0 067 Ксилол 31 68 9 02 24 0 39 6 11 0 30 0 47 92 13 64 36 30 0 059 Изопропилбензол 21 31 9 84 16 0 29 64 12 0 20 0 32 23 14 88 24 20 0 040 РТ кроме Т 2 5 18 2 79 4 8 6 48 3 4 6 0 7 84 4 22 7 26 5 4х10-3 Сольвент нефтяной 8 06 3 94 6 96 10 08 4 8 8 7 12 20 5 95 10 53 8 2х10-3 Керосин технич. 9 79 4 84 8 8 12 24 5 9 11 0 14 81 7 32 13 31 10х10-3 Литроин приборн. 7 2 2 36 5 86 9 0 4 1 7 3 10 89 5 08 8 83 7 3х10-3 Керосин осветит. 6 91 3 61 6 32 8 64 4 4 7 9 10 45 5 46 9 56 7 1х10-3 Дизельное топ. 2 59 1 56 2 08 3 14 1 9 2 6 3 92 2 36 3 15 2 9х10-3 Печное топливо 4 90 2 13 3 84 6 12 2 6 4 8 7 41 3 22 5 81 5 0х10-3 Моторное топливо 1 15 0 82 0 82 1 44 1 0 1 0 1 74 1 24 1 24 1 1х10-3 Мазуты 4 32 3 28 3 28 5 4 4 0 4 0 6 53 4 96 4 96 4 3х10-3 Масла 0 26 0 16 0 16 0 324 0 2 0 2 0 39 0 25 0 25 0 27х10-3 Примечание. Значения Y2 осенне-зимний период года принимаются равными – Y3 весенне-летний период для моторного топлива мазутов и масел. Приложение 13 Количество выделяющихся паров бензинов автомобильных при хранении в одном резервуаре Сiр т/год Вид резервуара Наземный Vр м3 Средства сокращения выбросов Загубленный Горизонтальный Отсутсв. Понтон пл. крыша ГОР 1-я климатическая зона 100 и менее 0.18 0.040 0.027 0.062 0.053 0.18 200 0.31 0.066 0.044 0.108 0.092 0.31 300 0.45 0.097 0.063 0.156 0.134 0.15 400 0.56 0.120 0.079 0.196 0.170 0.56 700 0.89 0.190 0.120 0.312 0.270 - 1000 1.31 0.250 0.170 0.420 0.360 - 2000 2.16 0.120 0.280 0.750 0.650 - 3000 3.03 0.590 0.400 1.060 0.910 - 5000 4.70 0.920 0.620 1.640 1.410 - 10000 8.180 1.600 1.080 2.860 2.450 - 15000 и более 11.99 2.360 1.590 4.200 3.600 - 2-я климатическая зона 100 и менее 0.22 0.049 0.033 0.077 0.066 0.22 200 0.38 0.081 0.054 0.133 0.114 0.38 300 0.55 0.120 0.078 0.193 0.165 0.45 400 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 1.530 3.030 - 15000 и более 14.80 2.910 1.960 5.180 4.440 - 3 я климатическая зона 100 и менее 0.27 0.060 0.041 0.095 0.081 0.27 200 0.47 0.100 0.066 0.164 0.142 0.47 300 0.68 0.157 0.096 0.237 0.203 0.68 400 0.85 0.180 0.121 0.298 0.260 0.85 700 1.35 0.280 0.180 0.474 0.410 - 1000 1.83 0.380 0.260 0.640 0.550 - 2000 3.28 0.640 0.430 1.140 0.980 - 3000 4.60 0.900 0.600 1.610 1.380 - 5000 7.13 1.400 0.950 1.640 2.140 - 10000 12.42 2.440 1.640 2.500 3.730 - 15000 и более 18.20 3.580 2.410 4.340 5.460 - Приложение 14 Концентрация загрязняющих веществ % масс. в парах различных нефтепродуктов [12]. Наименование Концентрация компонентов Ci % масс нефтепродукта Углеводороды Этил предельные С1-С10 непредельные С2-С5 Бензол Толуол бензол Ксилолы Сероводород Сырая нефть 99.16 - 0.35 0.22 - 0 11 0 06 Прямогонные бензиновые фракции: - - - - - - - 62-86 99.05 - 0.55 0.40 - - - 62-105 93.90 - 5.89 0.21 - - - 85-105 98.64 - 0.24 1.12 - - - 85-120 97.61 - 0.05 2.34 - - - 85-180 99.25 - 0.15 0.35 - 0 25 - 105-140 95.04 - - 3.81 - 1 15 - 120-140 95.90 - - 2.09 - 2 01 - 140-180 99.57 - - - - 0 43 - НК-180 99.45 - 0.27 0.18 - 0 10 - Стабильный катализат 92.84 - 2.52 2.76 - 1 88 - Уайт-спирит 93.74 - 2.15 3.20 - 0 91 - Бензин-рафинад 98.88 - 0.44 0.42 - 0 26 - А-76* 93.85 2.50 2.00 1.45 0 05 0 15 - Аи-93* 92.68 2.50 2.30 2.17 0 06 0 29 - Крекинг-бензин 74.03 25.0 0.58 0.27 - 0 12 - Ловушечный продукт С12-С19 98.31 - Сумма ароматических 1.56 0.13 Керосин 99.84 - 0.10 0.06 Дизельное топливо 99.57 - 0.15 0.28 Мазут 99.31 - 0.21 0.48 * - по данным разработчиков. Приложение 15 Концентрации паров нефтепродуктов С г/м3 в выбросах паровоздушной смеси при заполнении резервуаров и баков автомашин Нефтепродукт Вид выброса* Конструкция резервуара Бак а/м С6 г/м3 наземный Ср г/м3 заглублен. Ср г/м3 1-я климатическая зона Бензин автомобильный макс оз вл 464.0 205.0 248.0 384.0 172.2 255.0 - 3440 412.0 Дизельное топливо макс оз вл 1.49 0.79 1.06 1.24 0.66 0 88 - 1.31 1 76 Масла Макс оз вл 0.16 0.10 0.10 0.13 0.08 0.08 - 0.16 0.16 2-я климатическая зона Бензин автомобильный макс оз вл 580.0 250.0 310.0 480.0 210.2 255.0 - 420.0 515.0 Дизельное топливо макс оз вл 1.86 0.96 1.32 1.55 0.80 1.10 - 1.6 2.2 Масла макс оз вл 020 0.12 0.12 0.16 0.10 0.10 - 0.20 0.20 3-я климатическая зона Бензин автомобильный макс оз вл 701.8 310.0 375.1 580.0 260.4 308.5 - 520.0 623.1 Дизельное топливо макс оз вл 225 1.19 1.60 1.88 099 1.33 - 1.98 266 Масла макс оз вл 024 0.15 0.15 0.19 0.12 0.12 - 0.25 0.24 * макс - максимальный выброс; оз - выброс в осенне-зимний период; вл- выброс в весенне-летний период. Приложение 16 Давление насыщенных паров углеводородов Па Углеводороды Температура ?С н-бутан н-пентан н-гексан н-гептан н-октан н-нонан н-декан бутен-2 пентен-2 -30 44800 5098 956 174 31.5 7.5 - 22600 4860 -20 45500 9021 1587 386 78.9 17.9 - 36900 9690 -10 70000 15260 1480 789 179.6 49.8 8.6 57800 14700 0 - 24400 6110 1512 380.4 114.0 22.9 87100 23800 10 - 37750 10450 2737 748.8 234.5 54.4 - 37000 20 - 56410 17600 4712 1391.0 461.0 119.7 - 55400 25 - 68160 20350 6079 1859 633.0 174.5 - 67300 30 - 81770 25200 7763 2454 857.0 244.7 - 80750 mi 58.12 72.15 86.18 100.20 114.23 128.25 142.29 56.08 70.13 Кi/5 для Сi % об. 0.4021 1.0000 1.9908 4.3399 9.3131 17.7755 32.8690 0.3998 1.0000 Кi/5 для Сi % мас 0.500 1.000 1.667 3.125 5.882 10.000 16.667 0.500 1.000