РД-17-86. Методические указания по расчету валовых выбросов вредных веществ в атмосферу для предприятий нефтепереработки и нефтехимии

(утв. Миннефтехимпромом СССР)

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО РАСЧЕТУ ВАЛОВЫХ ВЫБРОСОВ ВРЕДНЫХ ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ ДЛЯ ПРЕДПРИЯТИЙ НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ И НЕФТЕХИМИИ

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Целью настоящей работы является совершенствование расчетных методик определения выбросов вредных веществ в атмосферу от источников предприятий нефтепереработки и нефтехимии.

1.2. Наличие расчетных методик определения валовых выбросов позволит существенно повысить достоверность инвентаризации промышленных выбросов при проведении работ по нормированию выбросов вредных веществ в атмосферу для действующих предприятий и более обоснованно распределить материальные средства, выделяемые на охрану окружающей среды от загрязнения промышленными выбросами.

1.3. Методики, вошедшие в сборник, получены на основании обработки большого количества данных натурных замеров выбросов от источников 16 наиболее крупных предприятий отрасли (1 - 16). Авторами была оценена погрешность применяемых ранее расчетных методик определения выбросов, выбраны наиболее точные и простые методики и разработаны новые. Кроме того была сделана попытка унифицировать отраслевые расчетные методики на единой методологической основе.

1.4. В настоящем сборнике даны рекомендации по определению максимальных выбросов вредных веществ в атмосферу (г/с) и валовых выбросов (т/год) для проведения работ по нормированию выбросов.

1.5. Методические указания предназначены для промышленных предприятий и организаций МНХП СССР с целью оказания практической помощи работникам служб, занимающихся вопросами охраны атмосферы на предприятиях отрасли.

2. РАСЧЕТНЫЕ МЕТОДИКИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЫБРОСОВ ВРЕДНЫХ ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ ОТ ОСНОВНЫХ ИСТОЧНИКОВ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ И НЕФТЕХИМИЧЕСКИХ ПРОИЗВОДСТВ

2.1. Резервуарные парки

2.1.1 Резервуары с нефтью, легкими нефтепродуктами

2.1.1.1. Расчет выбросов углеводородов (суммарно)

Годовые потери углеводородов из индивидуального резервуара или группы одноцелевых резервуаров определяются суммированием квартальных потерь, которые рассчитываются по формуле:

      i

где: V — объем нефтепродукта, поступающего в резервуар или в группу кв одноцелевых резервуаров за соответствующий квартал, куб. м; г.п.

P — давление насыщенных паров углеводородов в газовом пространстве нас резервуара при среднеквартальной температуре газового пространства резервуара, мм рт. ст.; г.п.

P — среднее барометрическое давление в газовом пространстве атм резервуаров (оно приблизительно равно атмосферному давлению), мм рт. ст.;

\rho_{\text{ср}}^{\text{г}.\text{п}.} — средняя плотность паров нефтепродуктов в газовом пространстве резервуара при среднеквартальной температуре газового пространства, кг/куб. м;

К — опытный коэффициент, характеризующий удельные потери углеводородов 1 с учетом среднеквартальной оборачиваемости резервуаров (рис. 2.1.1);

К — коэффициент, учитывающий наличие технических средств сокращения 2 потерь от испарения и режим эксплуатации резервуара (табл. 2.1.1);

К — коэффициент, учитывающий влияние климатических условий на 3 испарение (табл. 2.1.2).

График зависимости коэффициента К от среднеквартальной 1 оборачиваемости резервуаров

Таблица 2.1.1

                                             2

                                             3

    Для  индивидуальных  ароматических  углеводородов  для всех кварталов и
климатических зон К  = 1.

               3

Среднеквартальная оборачиваемость равна:

n = \frac{V_{\text{кв}}^{i}}{V_{\text{рез}}} ,(2.1.2)

где: V — объем резервуара или группы одноцелевых резервуаров, куб. рез м;

Значения среднеквартальной температуры газового пространства г.п. резервуара t , необходимой для определения давления насыщенных паров ср г.п. P принимаются: для I и IV кварталов: нас

t_{\text{ср}}^{\text{г}.\text{п}.} = \frac{t_{\text{н}} + t_{\text{в}}}{2} ,^{\circ}\text{С},(2.1.3)

для II и III кварталов:

t_{\text{ср}}^{\text{г}.\text{п}.} = 0,7t_{\text{н}} + 0,3t_{\text{в}},^{\circ}\text{С},(2.1.4)

где: t — среднеквартальная температура нефтепродукта в резервуаре, °C; н

t — среднеквартальная температура атмосферного воздуха, °C. в

    Давление  насыщенных  паров нефтепродуктов  (ДНП) принимается по данным
ЦЗЛ   предприятий,  которые  проводят  периодическое  определение  давления
насыщенных   паров   нефтепродуктов  по  ГОСТ  1756-52  (бомба  Рейда)  для

                                              г.п.

аттестации товарных нефтепродуктов. По графику P = f(t) (рис. 2.1.2) нас нас исходные значения ДНП (P ) приводятся к среднеквартальной S(38) температуре газового пространства.

                                  г.п.

График Р = f(t) нас

В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ТЕМПЕРАТУРЫ

        B

P = A — - (1) P — давление насыщенного пара, мм рт. ст.; T

          B                  T - абсолютная температура;

P = A — ----- (2)

T + C t — температура, °C.

Плотность паров углеводородов определяется по формуле:

\rho_{\text{ср}}^{\text{г}.\text{п}.} = \frac{\text{М}}{22,4} \cdot \frac{P_{\text{атм}}^{\text{г}.\text{п}.}}{P_{0}} \cdot \frac{T_{0}}{T_{0} + t_{\text{ср}}^{\text{г}.\text{п}.}} ,\text{кг}/\text{куб}.\text{м},(2.1.5)

где: М — молекулярный вес паров нефтепродукта,

Р = 760 мм рт. ст., 0

Т = 273 °К. 0

Молекулярный вес определяется по формулам:

паров бензиновых фракций:

                                                   2

             М = 60 + 0,3 (t   - 30) + 0,001 (t   - 30) ,           (2.1.6)
                            нк                 нк

паров нефти и нефтепродуктов:

М = 45 + 0,6 · t , (2.1.7) нк

где: t — температура начала кипения нефтепродукта, °C. нк

2.1.1.2. Определение выбросов индивидуальных веществ и групп углеводородов

Выбросы в атмосферу из резервуаров предельных, непредельных, ароматических углеводородов рассчитываются по формуле:

\text{П}^{i} = \text{П}_{\text{у}/\text{в}}^{\text{год}}·C_{i}·10^{- 2},(2.1.8)

      год

где: П — годовые потери углеводородов из резервуаров, т/г; у/в

С — весовая концентрация паров индивидуальных веществ или предельных, i непредельных и ароматических углеводородов, % масс., принимается по таблице

2.1.4.

2.1.1.3. Определение выбросов сероводорода

Поскольку для очистки светлых нефтепродуктов от сернистых соединений используются защелачивание и гидроочистка, выбросы сероводорода из резервуаров с бензинами практически будут отсутствовать.

Выбросы сероводорода из резервуаров с нефтью <*> (т/г) рассчитываются по формуле:

<*> Если нефти не содержат свободного сероводорода, то выбросы сероводорода от резервуаров с нефтью следует принять равными нулю.

\text{П}_{\text{Н}_{2}S} = 0,08 \cdot \text{П}_{\text{у}/\text{в}}^{\text{год}} \cdot 10^{- 2},(2.1.9)

где: 0,08 — весовая концентрация паров сероводорода в газовом пространстве резервуара, % масс.

Пример. Рассчитать выбросы углеводородов в атмосферу за I квартал от 5 наземных металлических резервуаров, из которых 3 не оснащены техническими средствами снижения потерь, а 2 резервуара оснащены понтонами. Емкость каждого резервуара 10000 куб. м. В резервуары за I квартал поступило 500000 куб. м бензина. Среднеквартальная температура бензина в резервуаре +20 °C, а атмосферного воздуха -10 °C. Температура начала кипения бензина +52 °C; давление насыщенных паров, определенное на бомбе Рейда при 38 °C составляет 525 мм рт.ст. Среднеквартальное барометрическое давление в газовом пространстве 750 мм рт. ст.

Определяем среднеквартальную температуру газового пространства резервуаров по формуле 2.1.3:

     г.п.   +20 + (-10)
    t     = ----------- = 5 °C.
     ср          2

    Давление  насыщенных  паров бензина при = 5 °C  определяем   по графику
 г.п.                    г.п.

Р = f(t) и получаем Р = 130 мм рт. ст. (см. пример рис. 2.1.2). нас нас

Молекулярный вес паров бензина определяем по формуле 2.1.6:

                                        2

М = 60 + 0,3 (52 — 30) + 0,001 (52 — 30) = 67,1.

Плотность паров бензина при среднеквартальной температуре газового пространства резервуаров и среднем барометрическом давлении составит (формула 2.1.5):

\rho_{\text{ср}}^{\text{г}.\text{п}.} = \frac{67,1}{22,4} \cdot \frac{750}{760} \cdot \frac{273}{5 + 273} = 2,9\text{кг}/\text{куб}.\text{м}.

Среднеквартальная оборачиваемость резервуаров определяется по формуле 2.1.2:

     500000

n = --------- = 10. 10000 · 5

Коэффициент К находим по графику (рис. 2.1.1) К = 2,35. 1 1

Коэффициент К принимается по таблице 2.1.1. 2

    Для  резервуаров,  не  оснащенных  техническими  средствами  сокращения
потерь, К  = 1, а для резервуаров  с  понтонами К  = 0,2; тогда  К      для
         2                                       2                2ср

данной группы резервуаров равно:

       1 · 3 + 0,2 · 2

    К    = --------------- = 0,68.
     2ср         5

Для I квартала К = 1 (табл. 2.1.2). 3

Выбросы углеводородов в атмосферу за I квартал составят:

     кв             130                             -3
    П    = 500000 · --- · 2,9 · 2,35 · 0,68 · 1 · 10   = 401,6 т.
     рез            750

2.1.2 Резервуары с керосинами, дизельным топливом,

2.1.2.1. Расчет выбросов углеводородов (суммарно)

Потери углеводородов от испарения из резервуаров с данными нефтепродуктами определяются суммированием потерь за 6 наиболее теплых и 6 наиболее холодных месяцев года, которые рассчитываются по формуле:

\text{П}_{\text{ре}(\text{з})}^{\text{т х}} = V^{\text{т}(\text{х})}·\text{С}_{\text{в}}^{\text{т}(\text{х})}·K_{1}·K_{2}·10^{- 6},\text{т},(2.1.9)

\text{П}_{\text{рез}}^{\text{год}} = \text{П}_{\text{рез}}^{\text{т}} + \text{П}_{\text{рез}}^{\text{х}},

      т(х)

где: V — объем нефтепродукта, поступающего в резервуар или в группу одноцелевых резервуаров в течение теплого (холодного) периода года, куб. м; т(х)

С — весовая концентрация насыщенных паров при средней температуре в

для различных нефтепродуктов

    Средняя   температура   газового   пространства  резервуаров,  значения
коэффициентов  К    определяются   так  же,  как для резервуаров с нефтью и

            2

бензинами (см. рис. 2.1.1). Значения коэффициента К определяются по 1 рис. 2.1.4.

График зависимости коэффициента К от среднеквартальной 1

                   оборачиваемости резервуаров

2.1.2.2. Расчет выбросов индивидуальных веществ и групп углеводородов

Парогазовая смесь, вытесняемая из резервуаров с высококипящими нефтепродуктами практически на 100% состоит из предельных углеводородов.

Поскольку керосины, лигроины, дизельные топлива подвергаются сероочистке (гидроочистка, защелачивание) выбросы сероводорода из резервуаров с данными нефтепродуктами будут отсутствовать.

Отсутствуют выбросы сероводорода от резервуаров с мазутами, маслами и присадками, так как сероводород в тяжелых фракциях не содержится.

Пример. Определить выбросы углеводородов от резервуаров с мазутом за теплый период года. За теплый период в резервуарный парк поступило 100000 куб. м мазута, суммарный объем резервуаров 3600 куб. м. Средняя температура мазута за теплый период +52 °C, средняя температура воздуха за теплый период +18 °C.

Определим температуру газового пространства резервуаров по формуле 2.1.4:

 г.п.

t = 0,7 · 52 + 0,3 · 18 = 41,8 °C. ср

Для мазутов по рис. 2.1.3 найдем весовую концентрацию насыщенных г.п. паров при t = 41,8 °C. ср

 т

С = 60 г/куб. м. в

Оборачиваемость резервуаров за шесть наиболее теплых месяцев года (II и III кварталы):

    100000

n = ------ = 27,8. 3600

Коэффициент при n = 55,6 K = 1,003 (рис. 2.1.4). Поскольку 1

резервуары  эксплуатируются  как  "мерники"  и не имеют технических средств
сокращения потерь, К  = 1.

                2

     т                                 -6
    П    = 100000 · 60 · 1,003 · 1 · 10   = 6,02 т.

 рез

2.2 Транспортные емкости (17)

За основу принята методика определения потерь при наливе в железнодорожные, автомобильные цистерны и металлические бочки, подготовленные к наливу в соответствии с требованиями «Правил перевозки грузов МПС СССР». Методика позволяет рассчитывать потери нефти и нефтепродуктов с паспортными значениями давления насыщенных паров и выше 500 мм рт. ст. при следующих способах налива:

• налив сверху открытой струей или полуоткрытой струей (конец наливного патрубка находится в котле емкости соответственно на 1/4 и 1/2 высоты (диаметра) от верхней образующейся котла емкости);
• налив снизу через сливной прибор или сливной патрубок; при этом налив может производиться при атмосферном или избыточном давлении (рабочем давлении дыхательного клапана) в газовом пространстве наливаемой емкости.

2.2.1. Транспортные емкости с нефтью и легкими нефтепродуктами

Потери нефти и светлых нефтепродуктов (т) от испарения при наливе в транспортные емкости рассчитываются по формуле:

где: П — потери нефти или нефтепродукта за определенный период времени (квартал, год);

V — объем наливаемого нефтепродукта (куб. м) за определенный период н времени (квартал, год);

P — давление насыщенных паров при средней за расчетный период нас температуре наливаемого нефтепродукта, мм рт. ст.;

    P  - атмосферное  давление, мм  рт. ст.,  можно  принять  равными  P  =
     0                                                                  0

760 мм рт. ст.;

t — средняя за расчетный период температура наливаемого н нефтепродукта, °C;

T — 273 °С; 0

\rho_{0} — плотность паров нефтепродукта при температуре t , кг/куб. м; н

К — коэффициент, корректирующий зависимость величины потерь от н продолжительности и условий налива;

К — коэффициент, характеризующий зависимость величины потерь от р давления в газовом пространстве емкости при наливе.

Значения коэффициентов К и К приведены на рис. 2.2.1 и 2.2.2. н р

а — налив сверху открытой струей

в — налив сверху или снизу открытой струей (при высоте (диаметре) емкости Н < 1 м 1

                   значение К  необходимо умножить на -)
                             н                        H

               с - налив сверху полуоткрытой струей

Зависимость коэффициента К от избыточного давления Р р при различных условиях налива

Давление насыщенных паров Р наливаемого нефтепродукта определяется: нас

• для бензинов по графику на рис. 2.1.2 по известной паспортной величине давления насыщенных паров при 38 °C (ГОСТ 1756-52) и температуре наливаемого продукта;
  • для нефтей P принимается по справочным данным «Нефти СССР» S(38) данным ЦЗЛ, либо по графику на рис. 2.1.2 по известной температуре наливаемой нефти.

Плотность паров нефти и нефтепродуктов определяется расчетным путем или Р 0

по графику на рис. 2.2.3 по известным t   и -- .
                                       нк   Т

                                         н

    Пример.  Рассчитать  годовые потери автобензина от испарения при наливе
в железнодорожные цистерны 600000 т продукта. Цистерна с объемом котла V  =

                                                                    ц

60 куб. м, тип 25, высота H = 2,8 м. Налив производится устройством системы

АСН-14  без  газовой  обвязки производительностью q = 200 куб. м/час. Налив
сверху.  Длина  наливного  патрубка  1,5  м.  Избыточное давление в газовом
пространстве в процессе налива P      = 450 мм рт. ст.

                            S(38)

Характеристика наливаемого продукта:

• бензин автомобильный А-72;

  • давление насыщенных паров при 38 °C P = 450 мм рт. ст.; S(38)
  • температура начала кипения t = 40 °C; нк
  • средняя температура наливаемого бензина t = 15 °C; н

• плотность бензина \rho = 0,732 т/куб. м.

Продолжительность налива

По рис. 2.2.1 и 2.2.2 определяем К и К для условий налива сверху

                                          н     р
полуоткрытой струей: К  = 0,57; К  = 0,78.
                      н          р

По рис. 2.1.2 определяем давление насыщенных паров бензина P = 180 нас мм рт. ст.

Потери бензина составят:

                    600000   180      273             -3
    П = 0,57 · 0,78 ------ · --- · -------- · 2,9 · 10   = 237,27 т/г.

                0,732    760   273 + 15

2.2.2. Транспортные емкости с тяжелыми нефтепродуктами

Определение потерь при наливе в железнодорожные, автомобильные цистерны керосина, дизтоплива, мазута производится по формуле 2.1.9 (см. разд. 2.1.2).

2.3. Очистные сооружения

2.3.1. Расчет выбросов вредных веществ (суммарно)

2.3.1.1. Нефтеловушки

Количество выбросов вредных веществ в атмосферу от нефтеловушек I и II системы очистных сооружений и от нефтеловушек сернисто-щелочных стоков (СЩС) (кг/ч) рассчитывается по уравнению:

где: F — площадь поверхности жидкости нефтеловушек i-ой системы, кв. i м; нл

q — удельные выбросы вредных веществ (суммарно) с поверхности i нефтеловушки i-ой системы, кг/ч · кв. м, принимается по таблице 2.3.1;

К — коэффициент, учитывающий степень укрытия открытых поверхностей 1 шифером или другим материалом, принимается по таблице 2.3.2;

К — коэффициент, учитывающий степень укрытия нефтеловушек с боков; 2

К = 1 — если объект открыт с боков; 2

К = 0,7 — если объект с боков закрыт. 2

ЗНАЧЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА К В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ПРОЦЕНТА УКРЫТИЯ 1 ПОВЕРХНОСТЕЙ ШИФЕРОМ ИЛИ ДРУГИМ МАТЕРИАЛОМ

2.3.1.2. Прочие объекты механической очистки

Количество выбросов вредных веществ от песколовок, прудов, шламонакопителей (кг/ч) рассчитывается по уравнению:

     омо

где П — валовый выброс от i-го объекта очистных сооружений, кг/ч; i нл

q — удельные выбросы вредных веществ (суммарно) от нефтеловушки i соответствующей системы, кг/ч · кв. м, принимается по таблице 2.3.1;

F — площадь i-го объекта соответствующей системы, кв. м; i

К — коэффициент, учитывающий характер объекта очистных сооружений, 3 принимается по таблице 2.3.3.

ЗНАЧЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА К ДЛЯ ОБЪЕКТОВ МЕХАНИЧЕСКОЙ ОЧИСТКИ 3

2.3.1.3. Объекты биологической очистки

Количество выбросов от всех объектов биологической очистки сточных вод следует принять равными:

    углеводороды (суммарно)       - 3,8%
    сероводород                   - 0,11%
    фенолы                        - 0,021%

от существующих выбросов объектов механической очистки.

2.3.2. Расчет выбросов индивидуальных веществ и групп углеводородов

Расчет выбросов вредных веществ в атмосферу по компонентам (кг/ч) с объектов очистных сооружений проводится по уравнению:

     омо(нл)

где П — выбросы вредных веществ в атмосферу с i-го объекта, i кг/ч;

С — весовая концентрация j-го компонента в парах нефтепродукта с j i-го объекта, % масс, принимается по таблице 2.3.4.

Пример. Определить выбросы углеводородов (суммарно) с нефтеловушек I системы канализации. Поверхность нефтеловушек на 60% перекрыты шифером, с боков открыты, общая площадь их — 2160 куб. м.

По табл. 2.3.1:

 нл

q = 0,104 кг/ч · кв. м. 1

По табл. 2.3.2:

К = 0,63. 1 нл

П = 2160 · 0,104 · 0,63 = 141,5 кг/ч. i

По табл. 2.3.4:

С = 98,86% масс. у/в -2

П = 141,5 · 98,86 · 10 = 139,9 кг/ч. у/в

2.4 Блоки оборотного водоснабжения

2.4.1. Расчет выбросов вредных веществ (суммарно)

2.4.1.1. Нефтеотделители

Потери вредных веществ в атмосферу с поверхности нефтеотделителей 1, 2, 3 и 4 систем оборотного водоснабжения (кг/ч) рассчитываются по формуле:

\text{П}_{i}^{\text{но}} = F_{i} \cdot q_{i}^{\text{но}} \cdot \text{К}_{1} \cdot \text{К}_{2},(2.4.1)

где F — площадь поверхности жидкости нефтеотделителей i-ой системы, i кв. м; НО

q — удельные выбросы вредных веществ (суммарно) с поверхности i нефтеотделителей i-ой системы, кг/кв. м·ч, принимается по таблице 2.4.1;

К — коэффициент, учитывающий степень укрытия открытых поверхностей 1 шифером или другим материалом, принимается по таблице 2.3.2;

К — коэффициент, учитывающий степень укрытия нефтеотделителей с боков 2

2.4.1.2. Градирни

Потери вредных веществ в атмосферу от градирен 1, 2, 3 и 4 систем оборотного водоснабжения (кг/ч) рассчитываются по формуле:

\text{П}_{i}^{\text{г}} = L_{i} \cdot q_{i}^{\text{г}},(2.4.2)

где L — производительность градирен i-ой системы по воде, куб. м/ч; i г

q — удельные выбросы вредных веществ (суммарно) с градирен i-системы, i

2.4.2. Расчет выбросов индивидуальных веществ и групп углеводородов

Количество выбросов вредных веществ в атмосферу с нефтеотделителей и блоков оборотного водоснабжения (кг/ч) рассчитывается по формуле:

      но(г)

где П — валовые выбросы вредных веществ в атмосферу с j нефтеотделителей (градирен) соответствующей системы оборотного водоснабжения, кг/ч;

C — концентрация j-компонента в парах испарившегося нефтепродукта с j нефтеотделителей (градирен), принимается по таблице 2.4.2.

Примечание: выбросы фенола рассчитываются при контакте оборотной воды с фенолсодержащими нефтепродуктами.

    Пример.  Определить  выбросы  вредных  веществ  с  градирен  I  системы
оборотного  водоснабжения.  Производительностью  по воде 8600 куб. м/ч.  По

табл. 2.4.1 удельные выбросы с градирен I системы составляют г q = 18,4 · 10 кг/куб. м · ч. I

 г

П = 8600 · 0,0184 = 154,8 кг/ч. I

Выбросы индивидуальных веществ составят:

                                                      -2

углеводороды (суммарно) П = 154,8 · 98,19 · 10 = 152 кг/ч, в у/в том числе:

                                  -2

предельные П = 154,8 · 84,18 · 10 = 130,31 кг/ч, п

                                    -2

непредельные П = 154,8 · 4,03 · 10 = 6,24 кг/ч, нп

                                    -2

ароматические П = 154,8 · 9,98 · 10 = 15,45 кг/ч, а

ароматические: из них

                             -2

бензол П = 154,8 · 2,27 · 10 = 3,51 кг/ч, б

                             -2

толуол П = 154,8 · 5,27 · 10 = 8,16 кг/ч, т

                             -2

ксилол П = 154,8 · 2,44 · 10 = 3,78 кг/ч, к

                            -2

фенол П = 154,8 · 1,07 · 10 = 1,66 кг/ч, ф

                                    -2

сероводород П = 154,8 · 0,74 · 10 = 1,15 кг/ч. H S 2

2.5. Дымовые трубы

2.5.1. Расчет диоксида серы

Определение выбросов диоксида серы (кг/ч) проводится по формуле (19):

где S — содержание серы в жидком натуральном топливе, % масс;

H S — содержание сероводорода в газообразном топливе, % масс; 2

В — расход жидкого топлива, кг/ч; ж

В — расход газообразного топлива, кг/ч; г

\eta = 0,02 — доля диоксида серы, улавливаемого летучей золой в газоходах нагревательной печи.

2.5.2 Расчет выбросов летучей золы (твердых частиц) (20)

Расчет выбросов летучей золы (кг/ч) проводится по формуле:

                       П  = 0,0025 · В  · А,                        (2.5.2)
                        з             ж

где А — содержание золы в жидком натуральном топливе, % масс.

2.5.3 Расчет выбросов оксидов ванадия (21)

Расчет выбросов оксидов ванадия в пересчете на V O (кг/ч), 2 5 выбрасываемых в атмосферу, проводится по формуле:

где В — расход жидкого топлива, кг/ч; ж

У — содержание окислов ванадия в жидком топливе в пересчете на V O 2 5 V O , г/т; 2 5

\eta_{\text{ос}} — коэффициент оседания окислов ванадия на поверхностях нагрева котлов. Для котлов с промежуточными пароперегревателями, очистка поверхностей нагрева которых производится в остановленном состоянии \eta_{\text{ос}} = 0,07 ; для котлов без промежуточных пароперегревателей при тех же случаях очистки \eta_{\text{ос}} = 0,05 , для остальных случаев \eta_{\text{ос}} = 0 ;

\eta_{\text{у}} — доля твердых частиц продуктов сгорания жидкого топлива, улавливаемых в устройствах для очистки газов мазутных котлов.

При отсутствии результатов анализа топлива содержание окислов ванадия в сжигаемом топливе (г/т) определяется ориентировочно по формуле:

У = 94,4 · S — 31,6, V O 2 5

где S — содержание серы в мазуте, % масс.

Формула справедлива при содержании серы в рабочем топливе больше 0,4% масс.

2.5.4. Расчет выбросов оксидов азота, диоксида азота, оксида углерода и метана

Расчет выбросов оксидов азота, в том числе диоксида азота, оксида углерода и метана проводится по формуле:

                           П  = В     · q ,                         (2.5.4)
                            i    у.т.    i

    где П  - выброс i-го ингредиента, кг/ч;

     i

q — удельный выброс i-го ингредиента, кг/т условного топлива, i определяется по таблице 2.5.1;

В — расход условного топлива, т/ч. у.т.

Определение расхода условного топлива производится по формуле:

                         В     = В  · Э  + В  · Э ,                 (2.5.5)
                          у.т.    ж    т    г    г

    где В , В  - расход жидкого и газообразного топлива, т/ч;
         ж   г
    Э , Э  - калорийные   эквиваленты   жидкого   и  газообразного топлива,
     ж   г

Пример. Определить выбросы вредных веществ из дымовой трубы установки гидроочистки. В печи сжигается 1,5 т/ч газа прямой гонки и 0,8 т/ч мазута. Содержание серы в мазуте — 1,8% масс, содержание сероводорода в газообразном топливе — 0,01% масс, содержание золы — 0,3% масс.

Определим выбросы диоксида серы:

         -2
П    = 10  [(1 - 0,02) · 1,8 · 800 + 1,882 · 0,01 · 1 · 500] = 28,48 кг/ч.
 SO
   2

Выбросы летучей золы (твердых частиц):

П = 0,0025 · 800 · 0,3 = 0,6 кг/ч. з

Содержание оксидов ванадия в жидком топливе:

У = 94,4 · 1,8 · 31,6 = 138,32 г/т. V O 2 5

Выбросы оксидов ванадия составят:

          -6

П = 10 · 138,32 · 800 · (1 — 0,05) = 0,105 кг/ч. V O 2 5

Выбросы остальных вредных веществ составят:

N = 3,346 · 1,47 = 4,92 кг/ч. NO x

В = 0,8 · 1,37 + 1,5 · 1,5 = 3,346. ут

П = 3,346 · 0,32 = 0,102 кг/ч. CH 4

П = 3,346 · 1,97 = 6,59 кг/ч. CO

2.6. Вакуумсоздающие системы установок АВТ

2.6.1. Расчет выбросов углеводородов (суммарно)

Расчет выбросов углеводородов (суммарно) (кг/ч) из последней ступени пароэжекторного агрегата вакуумной колонны АВТ проводится по формуле:

                            П    = G  · q ,                         (2.6.1)
                             у/в    m    i

    где G  - количество сырья (мазута) вакуумной колонны, т/ч;

     m

q — удельный выброс углеводородов, кг/т для каждой группы мощности, i определяется по таблице 2.6.1.

                  ЗНАЧЕНИЯ q  И КОЭФФИЦИЕНТА K  ДЛЯ РАСЧЕТА
                            i                 S

            ВЫБРОСОВ ВРЕДНЫХ ВЕЩЕСТВ ИЗ ВАКУУМСОЗДАЮЩИХ
                       СИСТЕМ УСТАНОВОК АВТ

2.6.2. Расчет выбросов сероводорода

Выбросы сероводорода (кг/ч) с неконденсированными газами определяются по формуле:

                          П    = К  · G  · S,                       (2.6.2)
                           H S    S    m

                        2

где К — поправочный коэффициент, зависящий от способа создания S вакуума и группы мощности, определяется по таблице 2.6.1;

S — содержание общей серы в сырье вакуумной колонны, % масс.

Пример. На установке АВТ перерабатывается смесь нефтей. Расход мазута в вакуумную колонну составляет 65,8 т/ч. Содержание серы в мазуте 1,8% масс. Колонна оборудована барометрическими конденсаторами смешения. Определить выброс углеводородов и сероводорода с последней ступени пароэжекторного агрегата.

Из табл. 2.6.1 находим q = 0,42 кг/т. i

K = 0,015. S

Тогда П = 65,8 · 0,42 = 27,63 кг/ч. у/в

П = 0,015 · 1,8 · 65,8 = 1,78 кг/ч. H S 2

2.7. Газомоторные компрессоры

При работе газомоторных компрессоров имеется три вида выбросов:

• выхлопные дымовые газы;
• отдув газов, вентилируемых из картера;
• отдув газов от сальников газомоторных компрессоров.

Выхлопные дымовые газы ГМК характерны повышенным содержанием продуктов химнедожега, образующихся в процессе сгорания топлива. Небольшой промежуток времени, в течение которого происходит процесс сгорания (сотые доли секунды), наличие в рабочей смеси оставшихся от предшествующего цикла газов, затрудняющих доступ кислорода к молекулам топлива, и другие причины препятствуют полному окислению топлива до конечных продуктов — углекислого газа и воды.

2.7.1. Глушители газомоторных компрессоров

Выбросы вредных веществ (кг/ч) определяются по формуле:

                 П = a   + a   · В, для В >= 75 кг/ч,               (2.7.1)
                      0i    1i

    где a  ,   a   -    коэффициенты,    значения    которых принимаются по
         0i     1i

табл. 2.7.1;

                    ЗНАЧЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТОВ a , a

                                            0   1

Выбросы сернистого ангидрида (кг/ч) рассчитываются по формуле:

                                         -2

                   П    = 1,88 · В · H S · 10   ,                   (2.7.2)
                    SO                2

                  2

где H S — содержание сероводорода в топливном газе, % масс. 2

Газомоторные компрессоры работают в области малых значений избытка воздуха в отходящих газах ~ 1,2 — 1,3. Поэтому, для прикидочных расчетов объема выхлопных газов следует воспользоваться следующей формулой:

где Э — калорийный эквивалент топлива, значения которого приведены в табл. 2.5.2.

2.7.2. Свеча отдува газов, вентилируемых из картера

Выбросы вредных веществ от свечи картера (кг/ч) определяются по формуле:

                            П  = В · q ,                            (2.7.4)
                             i        i

    где q  - средняя удельная величина вредных выбросов в кг/кг топлива.

     i

                  -4                 -3
    q   = 5,5 · 10  , q    = 3,9 · 10  .
     со                у/в

Объем газов, выделяемых из свечи картера, следует принять равным объему газов, подаваемому продувочным насосом.

2.7.3. Свеча отдува газов продувки сальников

Выбросы вредных веществ, выделяемых при продувке сальников, составляют:

• углеводородов — 6,12 кг/ч,
• окись углерода — 0,037 кг/ч.

Объем газов, выделяемых при продувке сальников, равен количеству воздуха, подаваемого продувочным насосом.

Пример. Определить выбросы оксида углерода от глушителя газомоторного компрессора. Расход топлива на газомоторный компрессор — 100 кг/ч.

П = -13,5429 + 0,7853 · 100 = 64,99 кг/ч. со

2.8. Отдув инертных газов и воздуха

    На  установках  депарафинизации и обезмасливания ведется отдув инертных
газов.   Данные   газы   насыщены   парами   вредных   веществ,  таких  как
метилэтилкетон,  ацетон,  углеводородами  (в  т.ч. бензол, толуол), а также
оксидом  углерода  и  диоксидами азота. Выбросы оксида углерода и диоксидов
азота незначительны (CO ~ 0,5 т/г, NO  0,1 т/г).

                                 х

Определение вредных выбросов паров растворителей (кг/ч) при процессах, связанных с отдувом инертного газа или воздуха, производится по общему расходу этих газов (V, куб. м/ч) и составу парогазовой фазы, равновесной с жидкой при данной температуре и давлении в системе:

П = V · C , (2.8.1) i

где C — весовая концентрация вредных веществ в паровой фазе при i давлении и температуре отдува, кг/куб. м.

Для нефтяных фракций и однокомпонентных систем C определяется по формуле:

                             P     M
                              S     i      273
                        C  = -- · ---- : -------,                   (2.8.2)
                         i   P    22,4   273 + t

    где P  - давление  насыщенных  паров продукта при  температуре  обдува,

     S

мм рт. ст., определяется по рис. 2.1.2;

Р — абсолютное давление в линии отдува, мм рт. ст.;

M — молекулярная масса паров продукта; i

t — температура отдува, °C,

Для веществ, входящих в состав многокомпонентных систем (бензол, толуол и др.) C определяется по формуле:

                              P          M
                               i          i
                         C  = -- · X  · ----,                       (2.8.3)
                          i   P     i   22,4

    где P  - давление насыщенного пара  чистого  компонента при температуре

     i

отдува, мм рт. ст.; определяется по табл. 2.1.3;

X — мольная доля компонента в жидкой фазе. i

Для ориентировочных расчетов можно принять для бензола:

                              -4

C = 12,4 мг/куб. м = 12,4 · 10 кг/куб. м,

                                          -6

для толуола C = 2597 мг/куб. м = 0,26 · 10 кг/куб. м.

Пример. Определить количество МЭК, выбрасываемого при отдувке инертного газа. Исходные данные для расчета:

• количество инертного газа, поступающего на установку — 0,3 т/ч;
• плотность инертного газа \rho = 1,3\text{кг}/\text{куб}.\text{м};
• температура отдувочного газа — -10 °C;
• абсолютное давление в емкостях — 600 мм рт. ст.

Определим давление насыщенных паров МЭК при -10 °C по табл. 2.1.3.

        В             1725

Р = А — - = 7,764 — -------- = 1,205.

            Т           273 - 10

    Молекулярный вес МЭК - М = 72 (C  H  O).
                                    4  8

                 1,205    72      273
    Тогда С    = ----- · ---- · -------- = 0,0067 кг/куб. м.
           МЭК    600    22,4   273 - 10

       300

    П    = --- · 0,0067 = 1,55 кг/ч.
     МЭК   1,3

2.9. Регенераторы катализатора технологических установок

2.9.1. Регенерация катализатора установок каталитического крекинга

Выбросы оксида углерода при регенерации катализатора (кг/ч) рассчитываются по формуле:

                                        273        -2
              П   = 1,25 · V · C   · --------- · 10  ,              (2.9.1)
               CO               CO   273 + t

                                        ух

где 1,25 — плотность оксида углерода при 0 °C и 760 мм рт. ст.;

V — объем выбросов образующихся газов регенерации катализатора (V, куб. м/ч), равен количеству подаваемого на регенерацию воздуха;

C — объемная концентрация оксида углерода в отходящих газах, % об.; CO

t — температура газов на выходе из регенератора, °C. ух

Выбросы углеводородов и оксидов азота (кг/ч) рассчитываются по формуле:

                                     -6

                         П = V  · C  · 10  ,                        (2.9.2)
                              i    i

    где C  - концентрация вредного вещества в отходящих газах, мг/куб. м.

     i

Выбросы катализаторной пыли (кг/ч) рассчитываются по формуле:

П = G · q, (2.9.3) i

где G — производительность установки по сырью, т/ч;

q — удельный выброс катализаторной пыли в кг на тонну перерабатываемого на установке сырья, кг/т.

    Значения СО  , С  и q представлены в табл. 2.9.1.
               CO   i

<*> При использовании промоторов концентрация оксида углерода в отходящих газах снижается до 0,02% об.

Количество выбросов диоксида серы (кг/ч) рассчитывается по содержанию общей серы в коксе (S , % масс.): к

                                           -2

                        П    = 2 · В  · S  · 10  ,                  (2.9.4)
                         SO         к    к

                       2

или по содержанию общей серы в сырье установки (S , % масс): c

                                            -2

                       П    = 2,4 · В  · S  · 10  ,                 (2.9.5)
                        SO           к    с

                       2

где B — количество кокса, выгорающего с поверхности катализатора, к кг/ч.

                    В  = 10 · п · G · (C  - C ),                    (2.9.6)
                     к                  1    2

где п — кратность циркуляции катализатора, т/т сырья;

G — производительность установки по сырью, т/ч;

    C , C  - содержание  кокса  на  катализаторе  соответственно до и после
     1   2

регенерации, % масс.

Пример. Определить выбросы вредных веществ при регенерации шарикового катализатора на установке каталитического крекинга. Производительность установки 46,4 т/ч, объем подаваемого на регенерацию воздуха 20000 куб. м/ч. Содержание серы в сырье установки 0,8% масс. Вес катализатора 110 т, содержание кокса на катализаторе до регенерации 1,65% масс, после регенерации 0,2% масс.

                               -2

П = 0,725 · 20000 · 0,35 — 10 = 50,75 кг/ч. CO -6

П = 20000 · 77,68 · 10 = 1,55 кг/ч. у/в -6

П = 20000 · 140,6 · 10 = 2,81. NO x

П = 46,4 · 0,53 = 24,56 кг/ч. П

Для расчета выбросов диоксида серы определим количество кокса, выгоревшего с поверхности катализатора:

В = 10 · 2,37 · 46,4 (1,65 — 0,9) = 1594,54 кг/ч. к

    110

п = ---- = 2,37. 46,4 -2

Тогда П = 2,4 · 1594,54 · 0,8 · 10 = 30,61 кг/ч. SO 2

2.9.2. Регенерация катализатора на установках риформинга и гидроочистки

Выбросы вредных веществ при регенерации катализатора (кг/ч) рассчитывают по формуле:

\text{П}_{i} = \frac{m \cdot \chi_{i}}{n} \cdot y_{i} \cdot 10^{- 2},(2.9.7)

где m — масса катализатора, кг;

n — продолжительность цикла регенерации, ч;

\chi_{i} — степень отложения кокса или серы, % масс;

y — удельное количество образовавшегося вредного вещества (кг/кг), i

Пример. Определить выбросы вредных веществ при регенерации катализатора на установке Л-24/6 за год. Масса катализатора 40000 кг, продолжительность одного цикла регенерации 120 ч, в году производится 2 регенерации.

     Р    40000 · 8,5            -2
    П   = ----------- · 0,44 · 10   = 12,46 кг/ч · 240 ч = 2990,4 кг/г = 2,99 т/г.
     CO       120

     Р    40000 · 0,5           -2
    П   = ----------- · 2,0 · 10   = 2,17 кг/ч · 240 ч = 520 кг/г = 0,52 т/г.
     SO      120

   2

2.10 Воздушки емкостей (19)

2.10.1. Воздушки аммиачных емкостей

Выбросы аммиака в атмосферу от воздушников аммиачных емкостей (т/г) рассчитываются по формуле:

\text{П}_{NH_{3}} = \frac{V \cdot K \cdot \chi \cdot \rho_{NH_{3}}}{P} ,(2.10.1)

где V — объем закаченной аммиачной воды, куб. м/г;

К — константа Генри, мм рт. ст., определятся по табл. 2.10.1;

\chi — мольное содержание аммиака в аммиачной воде;

\rho_{NH_{3}} — плотность паров аммиака, кг/куб. м;

Р — общее давление системы, мм рт. ст.

Мольная доля аммиака в воде рассчитывается по формуле:

\chi = \frac{\frac{\overline{\chi_{NH_{3}}}}{M_{NH_{3}}}}{\frac{\overline{\chi_{NH_{3}}}}{M_{NH_{3}}} + \frac{1 - \overline{\chi_{NH_{3}}}}{M_{B}}} ,(2.10.2)

где \chi_{NH_{3}} — весовая доля аммиака в аммиачной воде, кг/кг смеси;

М — молекулярная масса аммиачной воды.

 в

2.10.2. Воздушки емкостей с фенолом

Потери фенола с воздушников емкостей на установках фенольной очистки масел и производства присадок (кг/ч) при продувке линии приема фенола на установку определяются по формуле:

                                 П  = V · C ,                      (2.10.3)
                                  ф        в

    где V - объем газовой  смеси,  вытесненной  из  емкости  при  продувке,

куб. м/ч;

C — весовая концентрация фенола в газовой смеси, кг/куб. м в

где Р — давление в газовом пространстве емкости, мм рт. ст.; емк

Р — давление паров фенола при температуре газового пространства, ф мм рт. ст., определяется по табл. 2.1.3;

\rho_{\text{ф}} — плотность паров фенола при температуре газового пространства, кг/куб. м:

где Т = 273 °К. 0

    Т  = 273 + t    , °К, t     - температура газового пространства, °C;
     0          г.п.       г.п.

М — молекулярный вес фенола.

Пример. Определить потери аммиака из резервуаров, в который закачивается 10000 куб. м аммиачной воды с мольным содержанием аммиака в ней \rho_{NH_{3}} = 0,76\text{кг}/\text{куб}.\text{м}. \chi = 0,01, Средняя температура в резервуаре +10 °C:

       10000 · 1800 · 0,01 · 0,76 · 10

    П    = ------------------------------- = 0,18 т/г.
     NH                 760

   3

2.11. Производственные помещения

Валовые выбросы вредных веществ из производственных помещений общеобменными системами вентиляции (кг/ч) определяются по формуле

\text{П}_{i}^{\text{пп}} = \text{С}_{i}^{\text{рз}} \cdot \text{К } \cdot \sum_{j = 1}^{n} G_{j}^{\text{пр}(\text{в})} \cdot 10^{- 6},(2.11.1)

     рз

где C — средняя концентрация вредного вещества в рабочей зоне i за отопительный период (принимается по данным газоспасательных станций), мг/куб. м;

К — поправочный коэффициент, равный для насосных, оборудованных центробежными насосами — 1,5; поршневыми — 3, для компрессорных — 2;

\sum_{j = 1}^{n} G_{j}^{\text{пр}(\text{в})} — суммарная производительность приточных или вытяжных механических вентиляционных установок (в расчете принимается большая из них), куб. м/ч.

Пример. Определить величину валовых выбросов из «холодной» насосной блока стабилизации установки каталитического крекинга, которую обслуживают три приточные установки общей производительностью 35000 куб. м/ч и пять вытяжных — общей производительностью 34000 куб. м/ч.

Средняя концентрация сероводорода в 1985 г. составила 2,7 мг/м.

     пп                          -6
    П    = 2,7 · 1,5 · 35000 · 10   = 0,142 кг/ч.

 H S
  2

2.12. Печи дожига газов окисления битумных установок

Процесс получения битумов заключается в окислении воздухом сырья в кубах-окислителях. В результате процесса образуются газы окисления, содержащие в себе большое количество вредностей. Для обезвреживания газов окисления на установках используются технологические печи и печи дожига, представляющие собой циклонные топки.

Количество вредных выбросов от газов окисления (кг/ч) без учета сгорания топлива рассчитывают по формуле:

где G — производительность битумной установки, по сырью, т/ч;

q — удельное количество образовавшегося i-го вредного вещества в кг на i тонну переработанного сырья, кг/т; принимается по табл. 2.12.1;

{}_{i}\eta — коэффициент очистки по i-му вредному веществу в зависимости от типа печи, в которой происходит сжигание; принимается по табл. 2.12.1.

Количество фенола, выбрасываемого от печей дожига, определяется (кг/ч) по формуле:

где 13,5 — содержание фенола в отходящих газах, мг/куб. м;

V — количество образующихся газов окисления, куб. м/ч:

V = 103,8 · G, (2.12.3)

где 103,8 — удельный объем газов окисления, образующихся на тонну перерабатываемого сырья, куб. м/т.

Количество диоксида серы, выбрасываемого от печей дожига, (кг/ч) определяется по формуле:

где \text{П}_{SO_{2}}^{H_{2}S},\text{П}_{SO_{2}}^{RSH} — количество диоксида серы, образующихся от сжигания сероводорода и меркаптанов соответственно, кг/ч:

Величины выбросов вредных веществ от печей дожига (диоксида серы, сероводорода, меркаптанов, углеводородов, оксида углерода) следует прибавить:

• при сгорании газов окисления в камерных и технологических печах — к выбросам соответствующих вредных веществ от технологической печи установки (см. рис. 2.5);
• при сгорании газов окисления в циклонных печах — к выбросам соответствующих вредных веществ, образующихся при сгорании топлива, подаваемого в циклонную печь (см. рис. 2.5).

Пример. Определить выбросы вредных веществ от печи дожига газов окисления битумной установки производительностью по сырью 43 т/ч. Дожиг ведется в циклонной печи с расходом топлива 100 кг/ч. Содержание сероводорода в топливе 0,01% масс. При сжигании газов окисления выбрасывается (без учета подаваемого на сжигание топлива).

П = 43 · 0,718(1 — 0,85) = 4,63 кг/ч. у/в

П = 43 · 0,411(1 — 0,85) = 2,65 кг/ч. со

П = 43 · 0,042(1 — 0,98) = 0,036 кг/ч. H S 2

П = 43 · 0,02(1 — 0,98) = 0,017 кг/ч. RSH

Определим выбросы фенола:

V = 103,8 · 43 = 4463,4 куб. м.

                                 -6

П = 4463,4 · 13,5(1 — 0,98) · 10 = 0,0012 кг/ч. ф

Определим выбросы диоксида серы:

\text{П}_{SO_{2}}^{H_{2}S} = 1,88 \cdot 43 \cdot 0,042 \cdot 0,98 = 3,11\text{кг}/\text{ч}.

\text{П}_{SO_{2}}^{RSH} = 1,33 \cdot 43 \cdot 0,02 \cdot 0,98 = 1,12\text{кг}/\text{ч}

П = 4,45 кг/ч. SO 2

Определим выбросы вредных веществ от сгорания топлива:

П = 10 · 0,1 · 1,88 · 0,01 · 1 = 0,019 кг/ч (форм. 2.5.1). SO 2

П = 0,18 · 0,15 · 0,18 = 0,027 кг/ч (форм. 2.5.4). у/в

В = 100 · 1,5 = 150 кг/ч = 0,15 т/ч. ут

П = 0,15 · 0,81 = 0,122 кг/ч. со

П = 0,15 · 1,36 = 0,204 кг/ч. NO x

П = 0,15 · 0,145 = 0,022 кг/ч. NO 2

Итого от циклонной печи дожига газов окисления выбрасывается:

П = 4,63 + 0,027 = 4,657 кг/ч. у/в

П = 2,65 + 0,122 = 2,772 кг/ч. со

П = 0,036 кг/ч. H S 2

П = 0,017 кг/ч. RSH

П = 4,45 + 0,019 = 4,47 кг/ч. SO 2

П = 0,0012 кг/ч. ф

П = 0,204 кг/ч. NO x

П = 0,022 кг/ч. NO 2

2.13. Неорганизованные выбросы технологических установок

Технологические установки характеризуются целым комплексом насосного, компрессорного, холодильного, колонного и других типов оборудования, а также трубопроводных коммуникаций с большим числом арматуры.

В процессе эксплуатации оборудования, аппаратуры и коммуникаций вследствие появления неплотностей за счет температурных деформаций и износа, в результате механического или коррозионно-эрозионного разрушения выделяется значительное количество вредных веществ.

2.13.1. Расчет валовых выбросов углеводородов (суммарно)

Валовые выбросы углеводородов (суммарно) от технологических установок рассчитывают по формуле:

     у/в

где П — валовые неорганизованные выбросы углеводородов неорг

(суммарно), кг/ч;

    G  - производительность установки, кг/ч;
    К , К  - коэффициенты, значения которых представлены в табл. 2.13.1.
     0   1

                      ЗНАЧЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТОВ К  и К
                                              0    1

Коэффициенты получены по результатам натурных обследований однотипных установок нефтеперерабатывающих заводов.

Для технологических установок, отсутствующих в таблице 2.13.1, коэффициенты принимаются как для установки, близкой по своим параметрам.

При расчете величин выбросов вредных веществ от комбинированных установок (например, ЛК-6у, КТ и др.), следует данные установки разбить на секции и расчет вести по каждой секции в отдельности. Суммирование выбросов от отдельных секций позволит определить общий выброс от комбинированной установки.

2.13.2. Расчет выбросов в атмосферу индивидуальных веществ и углеводородов предельных, непредельных, ароматических

Расчет вредных составляющих ведется по формуле:

                           i        i    у/в
                          П      = К  · П     ,                    (2.13.2)
                           неорг    2    неорг

     i

где П = валовый выброс отдельных компонентов, кг/ч; неорг i

К — коэффициенты, значения которых принимаются по табл. 2.13.2. 2

                                             2

2.13.3. Расчет валовых выбросов сероводорода

Валовые выбросы сероводорода от технологических установок рассчитывают по формуле:

     H S
      2

где П — валовые выбросы сероводорода, кг/ч; вал.неорг

\chi_{i}^{\text{г}} — выход газа i-го вида к количеству перерабатываемого сырья, % масс.;

\chi_{i}^{H_{2}S} — содержание сероводорода в газе, i-го вида, % масс.

2.13.4. Расчет валовых выбросов вредных веществ от установок производства элементарной серы

Выбросы диоксида серы (кг/ч) рассчитываются по формуле:

Выбросы сероводорода (кг/ч) рассчитываются по формуле:

2.13.5. Расчет валовых выбросов от установок производства серной кислоты

Выбросы диоксида серы (кг/ч) рассчитываются по формуле:

Выбросы тумана серной кислоты (кг/ч) рассчитываются по формуле:

Пример. Рассчитать валовые неорганизованные выбросы от установки ЭЛОУ-АВТ-6 производительностью 6680000 т/год. Выход сухих газов составляет 1,8%, содержание сероводорода в сухом газе 1,2%. Выход сжиженных газов 1,6%, содержание сероводорода — 0,075%.

Определим производительность установки в кг/ч, считая, что установка проработала 8000 часов:

    6680000

G = ------- = 835 т/час = 835000 кг/час. 8000

Выбросы углеводородов составят (формула 2.13.1):

     у/в               ______
    П      = 0,208 · \/835000 = 0,208 · 913,78 = 190,07 кг/ч.

 неорг

Согласно табл. 2.13.2 и формуле 2.13.2 установка ЭЛОУ-АВТ выбрасывает только непредельные углеводороды (К = 1 для непредельных). 2

Рассчитаем выбросы сероводорода от установки:

от сухих газов (формула 2.13.3):

\text{П}_{H_{2}S}^{\text{сух}.\text{газов}} = 190,07 \cdot 1,8 \cdot 1,2 \cdot 10^{- 4} = 0,0411\text{кг}/\text{ч}.

от сжиженных газов:

\text{П}_{H_{2}S}^{\text{сж }.\text{г}.} = 190,07 \cdot 1,6 \cdot 0,075 \cdot 10^{- 4} = 0,0023\text{кг}/\text{ч}.

Всего выбросов сероводорода от установки:

\text{П}_{\text{неорг}}^{H_{2}S} = 0,0411 + 0,0023 = 0,0434\text{кг}/\text{ч}.

2.14 Автомобильный транспорт (22)

Расчет выбросов вредных веществ от автомобилей с различными типами двигателей внутреннего сгорания (ДВС) (бензиновыми, дизельными, газовыми и др.) согласно (22) определяется по формуле:

                       П  = q  · l · К  · К ,                      (2.14.1)
                        i    i        1    2

    где:  q  -  удельный  выброс   i-го  вредного  вещества  автомобилем  в

       i

зависимости от типа ДВС с учетом картерных выбросов и испарений топлива, г/км; определяется по табл. 2.14.1; l — пробег автомобилей с данным типом двигателя за расчетный период, млн. км;

К — коэффициент, учитывающий техническое состояние автомобиля; 1

К — коэффициент, учитывающий средний возраст автомобиля. 2

Значения К , К определяются по табл. 2.14.2. 1 2

Общий выброс от автотранспорта складывается из выбросов вредных веществ всех групп автомобилей.

              АВТОМОБИЛЬНЫМ ТРАНСПОРТОМ (q ) ПО ГОДАМ
                                          i
                        XII ПЯТИЛЕТКИ, г/км

3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МАКСИМАЛЬНЫХ ВЫБРОСОВ ВРЕДНЫХ ВЕЩЕСТВ

Поскольку установление ПДВ предполагает непревышение ПДК вредных веществ в атмосферном воздухе при самых неблагоприятных метеоусловиях и наибольших выбросах от источников предприятия (исключая залповые выбросы от нарушений технологического режима).

Приведенные в разделе 2 методики в большинстве случаев позволяют определить интегральную оценку выбросов вредных веществ из источников.

Для целого ряда организованных источников выбросов, характеризующихся относительным постоянством параметров газовых потоков, интегральная оценка выбросов может служить и оценкой максимальных выбросов. Для неорганизованных источников, таких как резервуары, объекты очистных сооружений, блоки оборотного водоснабжения, интенсивность выбросов из которых во многом зависит от климатических условий, максимальные выбросы будут иметь место в летний период.

Способы определения максимальных выбросов от неорганизованных источников приведены ниже.

3.1. Резервуарные парки, транспортные емкости

Чтобы определить максимальную величину выброса из данных источников, следует определить по формулам 2.1.1, 2.1.9, 2.2.1 выбросы за теплый период (III квартал).

Перевод полученной величины в т/квартал в г/с позволит получить максимальную величину выброса:

3.2. Очистные сооружения, блоки оборотного водоснабжения

Расчет максимальной величины (г/с) следует определять по формуле:

где К — коэффициент, учитывающий влияние климатических условий 5 (солнечной радиации) на испарение (табл. 3.1).

3.3. Воздушки емкостей

Для определения максимального выброса от воздушек емкостей в формулу 2.10.1 и 2.10.2 следует подставить максимально возможную величину константы Генри, наблюдаемую в условиях предприятия, а мольную долю аммиака рассчитать при максимальном содержании аммиака в аммиачной воде на предприятии.

Для остальных источников величина выброса в г/с определяется простым переводом выбросов в кг/час, полученных в р. 2, в г/с.

4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВАЛОВЫХ ВЫБРОСОВ ВРЕДНЫХ ВЕЩЕСТВ

В соответствии с нормативными документами Госкомгидромета СССР, нормативы временно согласованных (предельно допустимых) выбросов устанавливаются в т/год.

Выбросы от регенераторов катализаторов установки риформинга и гидроочистки в т/год следует определять по формуле

где П — выброс i-го вредного вещества от регенераторов iр.к.

катализатора, кг/час;

\tau — продолжительность одного цикла регенерации, час;

n — количество циклов регенерации, в год.

Если цикл регенерации более 1 года, n следует принять равным единице.

Для остальных источников загрязнения, пересчет в т/год ведется по формуле:

где П — выброс от источника, кг/час; i

\tau_{\text{р}} — время работы источника в году, час.

5. ОЦЕНКА СХОДИМОСТИ РЕЗУЛЬТАТОВ НАТУРНЫХ ЗАМЕРОВ И РАССЧИТАННЫХ ВЕЛИЧИН ВЫБРОСОВ ПО ПРЕДЛАГАЕМЫМ ЗАВИСИМОСТЯМ

В табл. 5.1 представлены результаты статистического анализа данных натурных замеров выбросов вредных веществ из основных источников нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств. Большинство расчетных зависимостей, рассмотренных в предыдущих разделах, получены методом наименьших квадратов.

В качестве критерия сходимости расчетных и натурно замерных величин выбросов в табл. 5.1 приведены значения относительной погрешности (\Delta\text{Х }) и средней квадратичной погрешности (\Delta S), определенные по известным формулам (23, 24).

Данные сравнения стандартных отклонений по каждой из предложенных в разделе 2 зависимостей приведены в табл. 5.1.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Обследование воздушного бассейна Туапсинского НПЗ. Отчет КПНУ ИПТ «Оргнефтехимзаводы»: О.Л. Татарников. — Казань, 1979. — 112 с.

2. Обследование воздушного бассейна Новогорьковского НПЗ ПО «Горькнефтеоргсинтез». Отчет КПНУ ИПТ «Оргнефтехимзаводы»: О.Л. Татарников. — Казань, 1978. — 103 с.

3. Определение величин выбросов в атмосферу от объектов Рязанского НПЗ. Отчет КПНУ ИПТ «Оргнефтехимзаводы»: О.Л. Татарников. — Казань, 1982. — 147 с.

4. Паспортизация промышленных источников загрязнения атмосферы и испытание газопылеулавливающих установок ПО «Фергананефтеоргсинтез». Отчет КПНУ ИПТ «Оргнефтехимзаводы»: О.Л. Татарников. — Казань, 1982. — 147 с.

5. Обследование воздушного бассейна Киришского НПЗ. Отчет КПНУ ИПТ «Оргнефтехимзаводы»: О.Л. Татарников. — Казань, 1983. — 70 с.

6. Обследование воздушного бассейна Саратовского НПЗ им. С.М. Кирова. Отчет КПНУ «Оргнефтехимзаводы»: О.Л. Татарников. — Казань, 1983. — 98 с.

7. Обследование воздушного бассейна Волгоградского НПЗ. Отчет КПНУ ИПТ «Оргнефтехимзаводы»: О.Л. Татарников. — Казань, 1983. — 105 с.

8. Обследование воздушного бассейна Новополоцкого НПЗ. Отчет ИПТ «Оргнефтехимзаводы»: О.Л. Татарников. — Казань, 1977. — 48 с.

9. Обследование воздушного бассейна ПО «Омскнефтеоргсинтез». Отчет КПНУ ИПТ «Оргнефтехимзаводы»: О.Л. Татарников. — Казань, 1980. — 147 с.

10. Определение величин выбросов в атмосферу от объектов завода им. В.И. Ленина ПО «Грознефтеоргсинтез». Отчет КПНУ ИПТ «Оргнефтехимзаводы». — Казань, 1985. — 124 с.

11. Анализ работ и определение эффективности обезвреживания вредных веществ (в том числе 3,4-бензпирена) газоочистными устройствами битумного производства. Отчет ВНИИУС: В.С. Моряков, В.М. Пожидаев; -10.018-82, эт. 8, инв. № 02830018298. — Казань, Новокуйбышевск, 1982. — 91 с.

12. Определение величин выбросов в атмосферу от объектов ГНПЗ им. А. Шерипова ПО «Грознефтеоргсинтез». Отчет КПНУ ИПТ «Оргнефтехимзаводы»: А.С. Ярмухаметов, Л.Я. Рувинский — Казань, 1985. — 102 с.

13. Обследование воздушного бассейна ПО «Пермнефтеоргсинтез». Отчет КПНУ ИПТ «Оргнефтехимзаводы»: О.Л. Татарников. — Казань, 1982. — 179 с.

14. Определение величин выбросов в атмосферу от объектов ПТК ПО «Грознефтеоргсинтез». Отчет КПНУ ИПТ «Оргнефтехимзаводы». А.С. Ярмухаметов, Л.Я. Рувинский. — Казань, 1985. — 58 с.

15. Информация по результатам обследования потерь углеводородов (суммарно) в атмосферу из резервуаров и ж/д цистерн Ново-Полоцкого НПЗ (промежуточный этап № 7). Отчет КПНУ ИПТ «Оргнефтехимзаводы»: О.Л. Татарников, Л.Я. Рувинский, А.С. Ярмухаметов. — Казань, 1977.

16. Разработка технических решений по снижению удельных расходов катализаторов крекинга на единицу основной продукции и обеспечению санитарно-допустимых выбросов катализаторной пыли в атмосферу. Отчет ГрозНИИ: Б.И. Зюба, И.Б. Ривкинзон. — Грозный, 1982. — 53 с.

17. Временные рекомендации по оценке вредных выбросов в атмосферу на НПЗ. КПНУ, ВНИИУС. — Казань, 1977. — 35 с.

18. Методические указания по определению и расчету вредных выбросов из основных источников предприятий нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. — М., МНХП СССР, 1984. — 215 с.

19. Временные методические рекомендации по определению выбросов вредных веществ в атмосферу на нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятиях. ВМРОВ НП-79, ВНИИУС, КПНУ, — Казань, 1979. — 176 с.

20. Методические указания по расчету загрязняющих веществ при сжигании топлива в котлах производительностью до 30 т/ч. — М., Гидрометеоиздат, 1985. — 24 с.

21. Методика определения валовых выбросов вредных веществ в атмосферу от котлов тепловых электростанций. МТ 34-70-010-83, М.: СПО Союзтехэнерго, 1984. — 18 с.

22. Методические указания по расчету выброса вредных веществ автомобильным транспортом. — М.: Гидрометеоиздат, 1983. — 22 с.

23. ГОСТ 8.207-76. Прямые измерения с многократными наблюдениями. Основные положения.

24. О.Н. Кассандрова, В.В. Лебедев. Обработка результатов наблюдений. — М.: Наука, 1970. — 104 с.

25. Сборник методик по расчету выбросов в атмосферу загрязняющих веществ различными производствами. — Л., Гидрометеоиздат, 1986.