Библиотека
Скачать PDF

Методические указания по определению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров

Государственный комитет Российской Федерации по охране окружающей среды · № 199Действующий акт

(утв. Приказом Госкомэкологии России от 08.04.1998 № 199)

Примечание

НИИ Атмосфера 19.01.1999 утверждены Дополнения к данному документу. Текст документа приведен без учета указанных Дополнений.

Утверждены
Приказом Госкомэкологии России

от 8 апреля 1998 г. № 199

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ВЫБРОСОВ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ

СВЕДЕНИЯ О ДОКУМЕНТЕ

Разработан: Казанским управлением «Оргнефтехимзаводы», г. Казань; МП «БЕЛИНЭКОМП», г. Новополоцк; АОЗТ «ЛЮБЭКОП», г. Москва.

Внесен Управлением государственного экологического контроля и экологической безопасности окружающей среды.

Согласован Научно-исследовательским институтом по охране атмосферного воздуха.

Утвержден Приказом Госкомэкологии России № 199 от 8 апреля 1998 г.

Включен в «Перечень Методических документов по расчету выделений (выбросов) загрязняющих веществ в атмосферу».

ВВЕДЕНИЕ

Настоящий документ:

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

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

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

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

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

1. ССЫЛКИ НА НОРМАТИВНЫЕ ДОКУМЕНТЫ

Методические указания разработаны в соответствии со следующими нормативными документами:

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

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

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

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

2. ОСНОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

М — максимальные выбросы загрязняющих веществ в атмосферу, г/с; G — годовые выбросы загрязняющих веществ в атмосферу, т/год; max V — максимальный объем паровоздушной смеси, вытесняемой из ч резервуаров во время его закачки, принимаемый равным производительности насоса, куб. м/час; Q — количество нефтепродуктов, закачиваемое в резервуары АЗС оз в течение осенне-зимнего периода года, куб. м/период; Q — то же, в течение весенне-летнего периода, куб. м/период; вл В — количество жидкости, закачиваемое в резервуары в течение года, т/год; В — то же, в течение осенне-зимнего периода, т/период; оз В — то же, в течение весенне-летнего периода, т/период; вл t — температура начала кипения жидкости, град. С; нк

     max   min
    t   , t    - максимальная и минимальная температура жидкости в
     ж     ж

резервуаре, град. С; ро — плотность жидкости, т/куб. м; ж

    тау , тау  -  время  эксплуатации  резервуара,  соответственно
       1     2

сут./год и час./сут.; P — давление насыщенных паров нефтей и бензинов при 38 температуре 38 град. С и соотношении газ-жидкость 4:1, мм рт. ст.; C — концентрация насыщенных паров нефтепродуктов (кроме 20 бензина) при температуре 20 град. С и соотношении газ-жидкость 4:1, г/куб. м; Р — давление насыщенных паров индивидуальных веществ при t температуре жидкости, мм рт. ст.; р — парциальное давление пара индивидуального вещества над i 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; К — константа Генри для расчета давления газов над водными г растворами, мм рт. ст.;

    К , К , К , К  , К   - коэффициенты;
     t   р   в   об   нп
    Х  - массовая доля вещества;
 i
m - молекулярная масса паров жидкости;
V  - объем резервуара, куб. м;
 р
N  - количество резервуаров, шт.;
 р
С  - концентрация i-го загрязняющего вещества, % масс.;
 i
С  - концентрация паров нефтепродукта в резервуаре, г/куб. м;
 1

    У , У  - средние удельные выбросы из резервуара соответственно
     2   3

в осенне-зимний, весенне-летний периоды года, г/т; G — выбросы паров нефтепродуктов при хранении бензина хр автомобильного в одном резервуаре, т/год; V — объем слитого нефтепродукта в резервуар АЗС, куб. м; сл С — концентрация паров нефтепродуктов при закачке в резервуар р АЗС, г/куб. м; С — то же, в баки автомашин, г/куб. м; б G — выбросы паров нефтепродуктов при закачке в резервуары зак АЗС и в баки автомашин, т/год; G — неорганизованные выбросы паров нефтепродуктов при пр 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 имеющихся 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 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 С1 — С10 и непредельных С2 — С5 (в пересчете на С5) 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 С1 — С10 (в пересчете на пентан <*>);
  • углеводороды непредельные С2 — С5 (в пересчете на амилен);
  • бензол, толуол, этилбензол, ксилолы;
  • сероводород.

<*> До утверждения ОБУВ для С1 — С5 и С6 — С10.

Остальные технические смеси (дизельное топливо, печное и др., мазут) не имеют ПДК (ОБУВ). 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].

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 max (V , куб. м/час), равный производительности насоса; ч — количество жидкости, закачиваемое в резервуары в течение года (В, т/год) или иного периода года; — температура начала кипения (t , град. С) нефтей и бензинов; нк — плотность (ро , т/куб. м) нефтей и нефтепродуктов; ж — время эксплуатации резервуара или групп одноцелевых резервуаров (тау , сут./год; тау , час./сут.); 1 2 — давления насыщенных паров нефтей и бензинов(Р , мм рт. ст.) 38 определяются при температуре 38 град. 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
                                                 max

Температуру жидкости измеряют при максимальных (t , град. С) ж min и минимальных (t , град. С) ее значениях в период закачки в ж резервуар.

Идентификацию паров нефтей и бензинов (С , % масс.) по группам i

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 град.  С и  соотношении газ-жидкость 4:1 (С  , г/
                                                        20

куб. м) определяются газохроматографическими методами [3 - 4]

специализированными  подразделениями  или организациями,  имеющими
аттестат   аккредитации   и,  при  необходимости,  соответствующие

лицензии.

5.1.3. Расчет давления насыщенных паров индивидуальных жидкостей
    Давления   насыщенных   паров  индивидуальных   жидкостей  при
фактической    температуре    (Р , мм рт. ст.)   определяются   по
                            t

уравнениям Антуана:

                            /\        В
                     Р  = 10  (А - --------)               (5.1.1)
                      t            273 + t
                                      ж

или

                              /\       В
                       Р  = 10  (А - ------),              (5.1.2)
                        t            С + t
                                      ж

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 Р = f(t ), например [10] (Павлов К.Ф.

                             t      ж
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    паровоздушной    смеси)   над

многокомпонентным раствором (нефтепродуктом) может быть определено по закону Рауля [9]:

                            р  = Р  x ,
                             i    t  i
где:
x  - мольная доля i-го вещества в растворе;
 i

Р — определяется по уравнениям (5.1.1) - (5.1.2). t

5.1.4. Расчет давления газов над их водными растворами

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

                              К  х Х  х 18
                               г    i
                         Р  = ------------,                (5.1.3)
                          t        m
                                i

где:
К  - константа Генри, мм рт. ст.,  принимается  по  справочным
 г

данным или (для некоторых газов) по Приложению 4;

Х  - массовая доля i-го газа, кг/кг воды;
 i
18 - молекулярная масса воды;
m  - молекулярная масса i-го газа (см. п. 5.1.5).
 i
5.1.5. Определение молекулярной массы паров жидкостей

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

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

Атомные массы некоторых элементов представлены в Приложении 6.

5.1.6 Определение опытных значений коэффициентов К
                                                   t

К — опытный коэффициент для пересчета значений концентраций t насыщенных паров в резервуарах при температуре 38 град. С к фактической температуре.

                                Р  х ро
                                 t     t
                          К  = ----------,                 (5.1.4)
                           t   Р   х ро
                                38     38
где:
ро  -  плотность  паров  жидкости при фактической температуре,
  t

кг/куб. м; ро — то же, при температуре 38 град. С, кг/куб. м. 38

                             max    min
    Значения  коэффициента  К    и К    принимается  в зависимости
                             t      t

от максимальной (max) и минимальной (min) температуры жидкости при закачке ее в резервуар по Приложению 7.

5.1.7 Определение опытных значений коэффициентов К
                                                   р

К — опытный коэффициент, характеризующий эксплуатационные р особенности резервуара.

                               С
                                ф

                              К  = --,                     (5.1.5)
                               р   С
                                н

где:
С  - фактическая концентрация паров жидкости, г/куб. м;
 ф
С  - концентрация насыщенных паров жидкости, г/куб. м.
 н

    С  и С  определяются при одной и той же температуре.
     ф    н

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.

Примечания. 1. Режим эксплуатации «буферная емкость» характеризуется совпадением объемов закачки и откачки жидкости из одного и того же резервуара.

Значения К принимаются по данным Приложения 8, кроме ГОР. р

При этом в Приложении 8: К подразделяются, в зависимости от разности температур р закачиваемой жидкости и температуры атмосферного воздуха в наиболее холодный период года, на три группы:

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

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

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

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

                                   (Q    - Q   )
                  гор                зак    отк
                 К    = 1,1 х К  х -------------,          (5.1.6)
                  р            р        Q
                                     зак

    где (Q    - Q   ) -  абсолютная   средняя   разность   объемов
          зак    отк

закачиваемой и откачиваемой из резервуаров жидкости.

2.  <a id="p100107"></a>Для   группы   одноцелевых   резервуаров   с    имеющимися

техническими средствами сокращения выбросов (ССВ) и при их ср отсутствии (ОТС) определяются средние значения коэффициента К по р формуле:

                               ССВ                 ОТС
                 (К  х V  х N )    + (К  х V  х N )
            ср     р    р    р         р    р    р
           К   = -------------------------------------,    (5.1.7)
            р                 ССВ            ОТС
                     (V  х N )    + (V  х N )
                       р    р         р    р
где:
V  - объем резервуара, куб. м;
 р
N  - количество резервуаров, шт.
 р
5.1.8 Определение значений коэффициентов К
                                           в

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

    При   Р  <=  540 мм рт. ст. К  = 1, а  при  больших  значениях
           t                     в

принимается по данным Приложения 9.

5.1.9 Определение опытных значений коэффициентов К
                                                   об

Значения коэффициента К принимается в зависимости от годовой об оборачиваемости резервуаров (n):

                              В

                        n = -------------,                 (5.1.8)
                            ро  х V  х N
                              ж    р    р

    где V  - объем одноцелевого резервуара, куб. м.
     р

Значения опытного коэффициента К принимаются по Приложению об 10.

5.2. Выбросы паров нефтей и бензинов

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

максимальные выбросы (М, г/с):

               max    max         max             -4
М = Р   х m х К    х К    х К  х V    х 0,163 х 10  ;      (5.2.1)
     38        t      р      в    ч

годовые выбросы (G, т/год):

                max         min     ср
    Р   х m х (К    х К  + К   ) х К   х К   х В х 0,294
     38         t      в    t       р     об
G = ----------------------------------------------------,  (5.2.2)
                        7
                      10  х ро
                              ж

где:
Р   -  давление   насыщенных  паров  нефтей  и  бензинов   при
 38

температуре 38 град. С; m — молекулярная масса паров жидкости;

     min   max
    К   , К    -  опытные  коэффициенты, принимаются по Приложению
     t     t

7; ср max К , К — опытные коэффициенты, принимаются по Приложению 8; р р max V — максимальный объем паровоздушной смеси, вытесняемой из ч резервуара во время его закачки, куб. м/час; К — опытный коэффициент, принимается по Приложению 9; в К — коэффициент оборачиваемости, принимается по Приложению об 10; ро — плотность жидкости, т/куб. м; ж В — количество жидкости, закачиваемое в резервуары в течение года, т/год.

    Примечания. 1.  Для   предприятий,   имеющих  более  10  групп
одноцелевых    резервуаров,    допускается    принимать   значения
          ср

коэффициента К и при максимальных выбросах. р

2. <a id="p100123"></a>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:

                     max    min     лет           min     зим   ср
    0,294 х [(Р   х К    х К    х m)    + (Р   х К    х m)   ] К   х К   х В
               38    t      в               38    t             р     об

G = ------------------------------------------------------------------------. (5.2.3) 7 10 х ро ж

    Выбросы  паров  нефтей  и  бензинов  по  группам углеводородов
(предельных   и   непредельных),  бензола,  толуола,  этилбензола,

ксилола и сероводорода рассчитываются по формулам:

максимальные выбросы (М , г/с) i-го загрязняющего вещества: i

                                     -2

                         М  = М х С  х 10  ;               (5.2.4)
                          i        i

годовые выбросы (G , т/год): i

                                     -2

                         G  = G х С  х 10  ,               (5.2.5)
                          i        i

    где С  - концентрация i-го загрязняющего вещества, % масс.
     i

5.3. Выбросы паров индивидуальных веществ

Выбросы паров жидкости рассчитывается по формулам:

максимальные выбросы (М, г/с):

                                    max         max
                  0,445 х Р  х m х К    х К  х V
                           t        р      в    ч
              М = ---------------------------------;       (5.3.1)
                           2           max
                         10  х (273 + t   )
                                   ж

годовые выбросы (G, т/год):

                     max         min         ср
           0,160 х (Р    х К  + Р   ) х m х К   х К   х В
                     t      в    t           р     об

G = ----------------------------------------------, (5.3.2)

                    4                 max    min
                  10  х ро  х (546 + t    + t   )
                          ж           ж      ж
где:

     min   max
    Р   , Р     -   давление   насыщенных   паров   жидкости   при
     t     t

минимальной и максимальной температуре жидкости соответственно, мм рт. ст.; m — молекулярная масса паров жидкости; ср max К , К — опытные коэффициенты, принимаются по Приложению 8; р р К — опытный коэффициент, принимается по Приложению 9; в max V — максимальный объем паровоздушной смеси, вытесняемой из ч резервуаров во время его закачки, куб. м/час; ро — плотность жидкости, т/куб. м; ж

     min   max
    t   , t    - минимальная и максимальная температура жидкости в
     ж     ж

резервуаре соответственно, град. С; К — коэффициент оборачиваемости, принимается по Приложению об 10; В — количество жидкости, закачиваемое в резервуар в течение года, т/год.

5.4. Выбросы паров многокомпонентных жидких смесей известного состава

Выбросы i-го компонента паров жидкости рассчитывается по формуле:

максимальные выбросы (М , г/с): i

                                     max         max
                 0,445 х Р   х Х  х К    х К  х V
                          ti    i    р      в    ч
            М  = -----------------------------------;      (5.4.1)
             i      2                           max
                  10  х SUM (Х  : m ) х (273 + t   )
                              i    i            ж

годовые выбросы (G, т/год):

               max         min          ср
     0,160 х (Р    х К  + Р   ) х Х  х К   х К   х В х SUM (Х  : ро )
               ti     в    ti      i    р     об             i     i
G  = ----------------------------------------------------------------, (5.4.2)
 i                 4                           max    min
                 10  х SUM (Х  : m ) х (546 + t    + t   )
                             i    i            ж      ж
где:

     min   max
    Р   , Р    - давление  насыщенных  паров  i-го  компонента при
     ti    ti

минимальной и максимальной температуре жидкости соответственно, мм рт. ст.; Х — массовая доля вещества; i ср max К , К — опытные коэффициенты, принимаются по Приложению 8; р р К — опытный коэффициент, принимается по Приложению 9; в К — коэффициент оборачиваемости, принимается по Приложению об 10;

     min   max
    t   , t    - минимальная и максимальная температура жидкости в
     ж     ж

резервуаре соответственно, град. С; max V — максимальный объем паровоздушной смеси, вытесняемой из ч резервуаров во время его закачки, куб. м/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-го компонента газа из водных растворов рассчитываются по формулам:

максимальные выбросы (М , г/с): i

                            max         max    max
                    0,08 х К    х Х  х К    х V
                            г      i    р      ч
               М  = ------------------------------;        (5.5.1)
                i                   max
                         273 + t
                                ж

годовые выбросы (G , т/год): i

               max    min          ср    max
     0,289 х (К    + К   ) х Х  х К   х V    х тау  х тау
               г      г       i    р     ч        1      2
G  = -----------------------------------------------------, (5.5.2)
 i                    3           max    min
                    10  х (546 + t    + t   )
                                  ж      ж
где:

     min   max
    К   , К    - константа  Генри  при  минимальной и максимальной
     г     г

температурах соответственно, мм рт. ст.; Х — массовая доля вещества; i ср max К , К — опытные коэффициенты, принимаются по Приложению 8; р р max V — максимальный объем паровоздушной смеси, вытесняемой из ч резервуара во время его закачки, куб. м/час;

     min   max
    t   , t    - минимальная и максимальная  температура  жидкости
     ж     ж

в резервуаре соответственно, град. С;

    тау , тау  -  время  эксплуатации  резервуара,  соответственно
       1     2

сут./год и час./сут.

5.6. Выбросы паров нефтепродуктов (кроме бензинов)

Выбросы паров нефтепродуктов рассчитываются по формуле:

максимальные выбросы (М, г/с):

                          max    max    max
               М = С   х К    х К    х V    : 3600;        (5.6.1)
                    20    t      р      ч

годовые выбросы (G, т/год):

                         max    min     ср
                 С   х (К    + К   ) х К   х К   х В
                  20     t      t       р     об
             G = -----------------------------------,      (5.6.2)
                              6
                        2 х 10  х ро
                                    ж

где:
С   - концентрация   насыщенных   паров   нефтепродуктов   при
 20

температуре 20 град. С, г/куб. м;

     min   max
    К   , К     -   опытные   коэффициенты   при   минимальной   и
     t     t
максимальной температурах жидкости соответственно,  принимаются по

Приложению 7; К — опытный коэффициент, принимается по Приложению 8; р К — опытный коэффициент, принимается по Приложению 10; об В — количество жидкости, закачиваемое в резервуар в течение года, т/год; max V — максимальный объем паровоздушной смеси, вытесняемой из ч резервуара во время его закачки, куб. м/час; ро — плотность жидкости, т/куб м. ж

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

2. <a id="p100156"></a>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:

               л     max    з     min     ср
             (С   х К    + С   х К   ) х К   х К   х В
               20    t      20    р       р     об
         G = -----------------------------------------,    (5.6.3)
                             6
                       2 х 10  х ро
                                   ж

         л    з
    где С  , С   - концентрация насыщенных паров летнего и зимнего
         20   20

вида дизельного топлива соответственно, г/куб. м.

6. ВЫБРОСЫ ПАРОВ НЕФТЕПРОДУКТОВ В АТМОСФЕРУ ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ НЕФТЕБАЗ, ТЭЦ, КОТЕЛЬНЫХ, СКЛАДОВ ГСМ

6.1. Исходные данные для расчета выбросов

    Количество  закачиваемой  в резервуар  жидкости принимается по
данным предприятия в осенне-зимний (В  , т) период года и весенне-
                                 оз

летний (В , т) период. Кроме того, определяется объем вл

паровоздушной  смеси,  вытесняемой  из  резервуара  во  время  его
закачки  (V ,  куб. м/час),  принимаемый равным производительности
       ч

насоса.

Значения опытных коэффициентов К принимаются по данным р Приложения 8.

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

6.2. Выбросы паров нефтепродуктов

Валовые выбросы паров нефтепродуктов рассчитываются по формулам <*>:

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

максимальные выбросы (М, г/с):

                             max    max
                   М = С  х К    х V    : 3600;            (6.2.1)
                        1    р      ч

годовые выбросы (G, т/год):

                             max     -6
G = (У  х В   + У  х В  ) х К    х 10   + G   х К   х N ,  (6.2.2)
      2    оз    3    вл     р             хр    нп    р
где:
С  - концентрация паров  нефтепродукта в резервуаре, г/куб. м,
 1

принимается по Приложению 12;

    У , У  - средние удельные выбросы из резервуара соответственно
     2   3
в осенне-зимний и весенне-летний  периоды  года, г/т,  принимаются

по Приложению 12; G — выбросы паров нефтепродуктов при хранении бензина хр автомобильного в одном резервуаре, т/год, принимается по Приложению 13; К — опытный коэффициент, принимается по Приложению 12. нп

При этом:

                       К   = С     : С     ,               (6.2.3)
                        нп    20 1    20 ба
где:
С     - концентрация насыщенных  паров  нефтепродуктов  при 20
 20 1

град. С, г/куб. м; С — то же, паров бензина автомобильного, г/куб. м. 20 ба

    Концентрации    углеводородов    (предельных,   непредельных),
бензола,  толуола,  этилбензола  и  ксилолов (С , % масс.) в парах
                                           i

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 (V  , куб. м) из автоцистерны в резервуар.
            сл

Количество закачиваемого в резервуар нефтепродукта принимается

по данным АЗС в осенне-зимний (Q  , куб. м) и весенне-летний (Q  ,
                                оз                             вл

куб. м) 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:

                         max

                     М = (С    х V  ) : 1200;              (7.2.1)
                           р      сл
- <a id="p100186"></a>масла:

                       max

                     М = (С    х V  ) : 3600,              (7.2.2)
                           р      сл
где 1200 и 3600 - среднее время слива, с;

    годовые   выбросы  (G,  т/год)  рассчитываются  суммарно   при
закачке   в  резервуар,  баки  автомашин  (G   )  и  при  проливах
                                        зак

нефтепродуктов на поверхность (G ) <>: пр -------------------------------- <> Выбросы индивидуальных компонентов по группам рассчитываются по формулам (5.2.4) и (5.2.5).

                          G = G    + G  ;                  (7.2.3)
                               зак    пр
                                                  -6

       G    = [(С  + С ) х Q   + (С  + С ) х Q  ] х 10  ,  (7.2.4)
        зак      р    б     оз     р    б     вл

    где С ,  С  -  концентрация  паров  нефтепродуктов  в выбросах
         р    б
паровоздушной  смеси при заполнении резервуаров и баков автомашин,

г/куб. м, принимаются по Приложению 15;

годовые выбросы (G, т/год) при проливах составляют <>: ------------------------------------ <> Выбросы индивидуальных компонентов по группам рассчитываются по формулам (5.2.4) и (5.2.5).

- <a id="p100192"></a>для автобензинов:

                                         -6

                 G   = 125 х (Q   + Q  ) х 10  ;           (7.2.5)
                  пр           оз    вл
- <a id="p100194"></a>для дизтоплив:

                                         -6

                  G   = 50 х (Q   + Q  ) х 10  ;           (7.2.6)
                   пр          оз    вл
- <a id="p100196"></a>для масел:

                                          -6

                 G   = 12,5 х (Q   + Q  ) х 10  ,          (7.2.7)
                  пр            оз    вл

где 125, 50, 12,5 — удельные выбросы, г/куб. м <*>.

<*> В качестве удельных выбросов при «проливах» приведены данные о потерях при стекании нефтепродукта со стенок заправочных и сливных шлангов в граммах, отнесенных к 1 куб. м соответствующего нефтепродукта.

Значения концентраций паров углеводородов (С, г/куб. м) 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.

<*> 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 продуктаР , мм 38 рт. ст.t , нк град.t , град. С жmax V , ч куб. м/часВ, т/годро , ж т/куб. м
Сmaxmin
Бензинкатализат420423210563000000,74

ПРОДОЛЖЕНИЕ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ

Конструкция резервуара Режим эксплуатации ССВ V , куб. м р N , шт. р Количество групп
Наземный вертикальный Мерник Отсутств. 1000 3 22

ТАБЛИЧНЫЕ ДАННЫЕ ВАЛОВЫЙ ВЫБРОС

m max К t min К t ср К р К в М, г/с G, т/год
63,7 0,78 0,42 0,62 1,0 11,8100 324,6692

n = 300000 : (0,74 х 1000 х 3) = 135, а К = 1,35 (по Приложению об 10).

Расчеты выбросов:

                                                -4

М = 0,163 х 420 х 63,7 х 0,78 х 0,62 х 1,0 х 56 х 10   =

  = 11,8100 г/с;                                           (5.2.1)

G = 0,294 х 420 х 63,7 х (0,78 х 1,0 + 0,42) х 0,62 х

                  -7

  х 1,35 х 300000 х 10   : 0,73 = 324,6692 т/год.          (5.2.2)

    При  необходимости  идентификации  в  выбросах  индивидуальных
углеводородов  по  их  содержанию  в  паровой  фазе  приоритетными
являются   данные  непосредственных  инструментальных  определений
массового  состава  выброса  с  последующим  расчетом  М  и  G  по
                                                        i     i

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  (t   = (t    + t   ) / 2 - для  G ,  т/год;
                         ср     max    min              i
t    -  для М , г/сек.)   и   коэффициенты   пересчета   К      из
 max         i                                            i/5

Приложения 16.

ИДЕНТИФИКАЦИЯ СОСТАВА ВЫБРОСОВ
(М = 11,8100 Г/С; G = 321,6692 Т/ГОД)

ОпределяемыйУглеводороды
параметр <*>предельные С1-10SUM С1-10ароматическиеSUM
С5С6С7С8С9С10бензолтолуолксилол
123456789101112
С , % i мас. (Прил. 14, стабильный катализат)92,842,522,761,88100,0
m i (Прил. 16)72,1586,18100,20114,23128,25142,29
Р , i 30 Па (Прил. 16)817702520077632454857244,7118288,7
У* i0,69140,21300,06560,02070,00720,00211,0000
m х У* i i49,8818,366,572,360,920,3078,39
С*, i % мас.63,6423,428,383,011,170,38100,00
С , % i мас.59,0921,747,782,791,090,3592,84
М , г/с i6,972,570,920,330,130,0410,960,300,330,2211,81
К (из i/5 Прил. 16)1,0001,6673,1255,88210,00016,667
К х i/5 М , г/с i (в пересчете на С5)6,974,282,881,941,30,6718,04
Р , i 20 Па (Прил. 16)564101760047121391461,0119,780693,7
У* i0,69910,21810,05840,01720,00570,00151,0000
m х У* i i50,4418,805,851,960,730,2177,99
С*, i % мас.64,6724,117,502,510,940,27100,00
С , i % мас.60,0522,386,962,330,870,2592,842,522,761,88100,0
G , i т/год, в пересчете на С5193,162371,989522,38827,49492,79850,8042298,63768,10618,87816,0474321,6692
К х i/5 G , i т/год193,16120,0169,9644,0927,9913,40468,61

<*> Относительная равновесная мольная доля:

                          У* = Р  / SUM Р .
                           i    i        i

Относительная равновесная концентрация, % мас.:

                            m  х У*
                             i    i

С* = ------------- х 100.

                     i   SUM (m  х У*)
                               i    i

Абсолютная концентрация, % мас.:

                         С* х SUM С1-10
                          i

                        С  = --------------.
                         i        100

Максимальный разовый выброс, г/сек.:

                            М х С
                                 i

                           М  = ------.
                            i    100

Валовый выброс, т/год:

                            G х С
                                 i

                           G  = ------.
                            i    100

8.2. НПЗ. Бензин автомобильный. Валовые выбросы. ССВ — понтон и отсутствие ССВ

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

ПродуктР , 38 мм рт. ст.t , нк град. Сt , ж град. Сmax V , ч куб. м/В, т/годро , ж т/куб. м
летнийзимнийлетнийзимнийmaxminчас
Бензин автом.425525403530+525014600000,73

ПРОДОЛЖЕНИЕ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ

Конструкция резервуара Режим эксплуат. ССВ V , куб. м р N , шт. р Количество групп
Наземный вертикальный Мерник Понтон отсутств. 10000 5000 2 2 22

ТАБЛИЧНЫЕ ДАННЫЕ РАСЧЕТЫ

mmax К tmin К tср К рср К рВыбросы
летн.зимн.понтонотсут.М, г/сG, т/год
63,161,50,740,350,110,600,2721,8344865,3175

Средние значения:

 ср   (0,11 х 10000 х 2) + (0,60 х 5000 х 2)
К   = -------------------------------------- = 0,27;       (5.1.7)
 р           (10000 х 2) + (5000 х 2)

n = 1460000 : [0,73 х (10000 х 2 + 5000 х 2)] = 67, а К   =
                                                   об

= 1,75. (5.1.8)

Расчеты выбросов:

                                                 -4

М = 0,163 х 425 х 63,1 х 0,74 х 0,27 х 1,0 х 250 х 10 =

= 21,8344 г/с <*>;

0,294 х [(425 х 63,1 х 0,74 х 1,0) + (525 х 61,5 х 0,35)] х

G = ----------------------------------------------------------- 7 10 х 0,73

х 0,27 х 1,75 х 1460000 ----------------------- = 865,3175 т/год <*>. (5.2.3)

<*> Порядок расчета выбросов индивидуальных углеводородов аналогичен примеру 8.1.

8.3. НПЗ. Бензин автомобильный. Идентификация выбросов

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

ПродуктР , 38 мм рт. ст.t , нк град. Сt , ж град. Сmax V , ч куб. м/В, т/годро , ж т/куб. м
летнийзимнийлетнийзимнийmaxminчас
Бензин автом.425525403530+525014600000,73

ПРОДОЛЖЕНИЕ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ

Конструкция резервуара Режим эксплуат. ССВ V , куб. м р N , шт. р Количество групп
Наземный вертикальный Мерник Отсутств. 5000 4 22

ТАБЛИЧНЫЕ ДАННЫЕ ВАЛОВЫЕ ВЫБРОСЫ

mmax К tmin К tср К рК вМ, г/сG, т/год
летн.зимн.
63,161,50,740,350,601,048,52091483,4014

n = 1460000 : (0,73 х 5000 х 4) = 100, а К = 1,35. об

Расчеты валовых выбросов:

                                                 -4

М = 0,163 х 425 х 63,1 х 0,74 х 0,60 х 1,0 х 250 х 10 =

= 48,5209 г/с;

0,294 х [(425 х 63,1 х 0,74 х 1,0) + (525 х 61,5 х 0,35)] х

G = ----------------------------------------------------------- 7 10 х 0,73

х 0,60 х 1,35 х 1460000 ----------------------- = 1483,4014 т/год.

Концентрация веществ в выбросах, % масс.
углевод. пред. алиф. С1 — C10углевод. непред. С2 — C5бензолтолуолэтилбензолксилолысероводород
94,3232,521,821,160,0450,132отс.
ВыбросыИдентификация состава выбросов
углевод. пред. алиф. С1 — С10углевод. непред. С2 — С5бензолтолуолэтилбензолксилолысероводород
М , г/с i G , i т/год45,8000 1400,00001,2200 37,40000,8830 27,00000,5630 17,20000,0218 0,66800,0640 1,9600отс. отс.
    Примечание.   При   необходимости   идентификации  в  выбросах
индивидуальных углеводородов предельных  С1 - С10  и  непредельных
С2 - С5 по известному  их  содержанию  в паровой фазе используются

коэффициенты пересчета К из Приложения 16: i/5

ВыбросыИдентификация состава выбросов углеводородов
предельные C1 — C10непредельные С2 — С5
С4С5С6С7С8С9С10С4С5
С , % i мас.28,06432,84820,7739,0302,8890,5990,1250,222,30
М , г/с i13,615,910,14,41,40,30,10,111,11
G , т/г i416,3487,3308,1134,042,88,91,93,334,1
К х i/С5 М i6,815,916,813,88,23,01,70,041,11
М = SUM К х М = 66,2 г/с С1-С10/С5 i/С5 iМ = С2-С5/С5 SUM К х i/С5 М = 1,15 i г/с
G = SUM К х G = 1856,4 С1-С10/С5 i/С5 iG = С2-С5/С5 SUM К х i/С5 G = 35,4 i

8.4. НПЗ. Керосин технический

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Наименование продуктаС , 20 г/куб. мt , град. С жmax V , ч куб. м/часВ, т/годро , ж т/куб. м
maxmin
Керосин техн.11,25525705000000,85

ПРОДОЛЖЕНИЕ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ

Конструкция резервуара Режим эксплуатац. ССВ V , куб. м р N , шт. р Количество групп
Наземный вертикальн. Мерник Отсутств. 3000 4 22

ТАБЛИЧНЫЕ ДАННЫЕ ВЫБРОСЫ

max К t min К t ср К р М, г/с G, т/год
2,88 1,20 0,63 0,3950 16,9000

n = 500000 : (0,85 х 3000 х 4) = 49, а К = 2,0; об

М = 11,2 х 2,88 х 0,63 х 70 : 3600 = 0,3950 г/с;

11,2 х (2,88 + 1,20) х 0,63 х 2 х 500000

G = ---------------------------------------- = 16,9000 т/год. 6 2 х 10 х 0,85

8.5. Растворитель № 646. Выбросы компонентов

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Наименование продуктаt , град. С жmax V , ч куб. м/часВ, т/годКонструкция резервуара
maxmin
Раствор. № 64630200,51300Горизонтальный

ПРОДОЛЖЕНИЕ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ ТАБЛИЧНЫЕ ДАННЫЕ

Режим эксплуатации ССВ V , куб. м р N , шт. р max К р ср К р
Мерник Отс. 5 4 1,0 0,7

ПРОДОЛЖЕНИЕ ТАБЛИЧНЫХ ДАННЫХ

КомпонентКонстанты Антуанаmро , ж т/куб. мС , i
АВС% масс.
Ацетон Бутиловый спирт Бутилацетат Толуол Этиловый спирт Этилцеллозольв7,2506 8,7051 7,006 6,95334 9,274 8,4161281,7 2058,4 1340,7 1343,94 2239 2135237 246 199 219,38 273 25358,1 74,1 116 92,1 46,1 900,792 0,805 0,882 0,867 0,789 0,9317 10 10 50 15 8

РАСЧЕТЫ

КомпонентР 30Р 20Х : m i iХ : ро i iМ, г/сG, т/год
мм рт. ст.
Ацетон Бутиловый спирт Бутилацетат Толуол Этиловый спирт Этилцеллозольв282 17,7 14,2 36,7 76,7 7,44183 9,26 7,66 21,8 42,9 3,940,00120 0,00135 0,000860 0,00543 0,00325 0,000890,088 0,124 0,113 0,577 0,190 0,0860,0112 0,0010 0,00080 0,0104 0,0065 0,000340,1081 0,0090 0,0073 0,0971 0,0596 0,0030
Примечание. Х i= С : 100. i
SUM (Х  : m ) = 0,00120 + 0,00135 + 0,00086 + 0,00543 + 0,00325 +
      i    i
  • 0,00089 = 0,0130;
SUM (Х  : ро ) = 0,088 + 0,124 + 0,113 + 0,577 + 0,190 + 0,086 =
      i     i

= 1,178;

n = 1300 : 0,849 : 5 : 4 = 77, а К = 1,5. об

       0,445 х 282 х 0,07 х 1,0 х 1,0 х 0,5

М        = ------------------------------------ = 0,0112 г/с
 ацетона         100 х 0,0130 х (273 + 30)

и т.д.

       0,160 х (282 х 1,0 + 183) х 0,07 х 0,70 х 1,5 х 1300 х 1,178

G        = ------------------------------------------------------------ =
 ацетона                    4
                          10  х 0,0130 х (546 + 30 + 20)

= 0,1081 т/год и т.д.

8.6. Нефтебаза. Бензин автомобильный. Валовые выбросы

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Наименование продукта max V , куб. м/час ч В , т оз В , т вл Конструкция резервуара Режим эксплуатац.
Бензин автомоб. 400 16000 24000 наземный вертикальн. мерник

ПРОДОЛЖЕНИЕ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ

V , куб. м р N , шт. р ССВ max К р
5000 8 отсут. 0,80

М = 972 х 0,80 х 400 : 3600 = 86,4 г/с;

                                       -6

G = (780 х 16000 + 1100 х 24000) х 0,8 х 10 + 5,8 х 1,0 х 8 =

= 77,504 т/год.

8.7. АЗС. Бензин автомобильный. Валовые выбросы

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Наименование продукта V , сл куб. м Q , куб. м оз Q , куб. м вл Конструкция резервуара
Автобензин 4,0 3150 3150 Заглубленный

ТАБЛИЧНЫЕ ДАННЫЕ ВЫБРОСЫ

С max оз С р вл С р оз С б вл С б М, г/с <*> G, т/год <*>
480 210 255 420 515 1,60 5,1975

<*> Порядок расчета выбросов индивидуальных углеводородов аналогичен примеру 8.1.

М = 480 х 4,0 : 1200 = 1,60 г/с;

G = [(210 + 420) х 3150 + (255 + 515) х 3150 + 125 х (3150 +

           -6
  • 3150)] х 10 = 5,1975 т/год.

8.8. ТЭЦ. Мазут топочный (резервуар с нижним боковым подогревом)

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

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

Наименование продукта С , г/куб. м 20 Конструкция резервуара Режим эксплуатации
Мазут топочный М-100 5,4 Наземный вертикальный с нижним и боковым подогревом Мерник

ПРОДОЛЖЕНИЕ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ

ССВV , р куб. мN , р шт.Кол-во группt , град. С жmax V , ч куб. м/чВ, т/годро , ж т/куб. м
maxmin
Отсут.100031606085100001,015

ТАБЛИЧНЫЕ ДАННЫЕ ВЫБРОСЫ

max К t min К t ср К р max К р К об М, г/с <*> G, т/год <*>
3,2 3,2 0,65 0,93 2,5 0,3794 0,2766 
--------------------------------

    <*>  При  расчетах  ПДВ  и  ВСВ  учитывать  класс опасности 4,
ПДК       = 1 мг/куб. м.

С12-19

n = 10000 : (1,015 х 1000 х 3) = 9,85;

М = 5,4 х 3,2 х 0,93 х 85 : 3600 = 0,3794 г/с;

                                                6

G = (5,4 х 3,2 + 3,2 х 0,65 х 2,5 х 10000) : (2 х 10 х 1,015) =

= 0,2766 т/год.

8.9. ТЭЦ. Мазут топочный (резервуар без обогрева)

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Наименование продукта Конструкция резервуара В , т оз В , т вл max V , куб. м/час ч Режим эксплуатации
Мазут топочный М-100 Наземный вертикальный без обогрева 5000 5000 85 Мерник

ПРОДОЛЖЕНИЕ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ

ССВ V , куб. м р N , шт. р
Отсут. 1000 3

ТАБЛИЧНЫЕ ДАННЫЕ ВЫБРОСЫ

У , 1 г/куб. м У , 2 г/т У , 3 г/т max К р G хр К нп М, г/с <*> G, т/год <*>
5,4 4,0 4,0 0,83 1,49 -3 4,3 х 10 0,1058 0,0524 
--------------------------------

    <*>  При  расчетах  ПДВ  и  ВСВ  учитывать  класс опасности 4,
ПДК       = 1 мг/куб. м.

С12-19

М = 5,4 х 0,83 х 85 : 3600 = 0,1058 г/с;

                                         -6                  -3
G = (4,0 х 5000 + 4,0 х 5000) х 0,83 х 10   + 1,49 х 4,3 х 10   х

х 3 = 0,0524 т/год.

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 С1 — С5, а также С6 и выше (суммарно) в промышленных выбросах. Казанское ПНУ «Оргнефтехимзаводы», ЗАО «Любэкоп», МП «Белинэкомп», 1997.

4. Методика газохроматографического измерения массовой концентрации предельных углеводородов С1 — С10 (суммарно), непредельных углеводородов С2 — С5 (суммарно) и ароматических углеводородов (бензола, толуола, этилбензола, ксилолов, стирола) при их совместном присутствии в промышленных выбросах. Казанское ПНУ «Оргнефтехимзаводы», ЗАО «Любэкоп», МП «Белинэкомп», 1997.

5. Перечень и коды веществ, загрязняющих атмосферный воздух. С.-Пб.: 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 23 февраля 1996 г.

7. Справочник химика. Т. 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 с потерями от испарения нефти и нефтепродуктов. М.: Гостоптехиздат, 1961. С. 250.

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

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

Приложение 1

ПРЕДЕЛЬНО ДОПУСТИМЫЕ КОНЦЕНТРАЦИИ (ПДК)

И ОРИЕНТИРОВОЧНЫЕ БЕЗОПАСНЫЕ УРОВНИ ВОЗДЕЙСТВИЯ (ОБУВ)

ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРНОМ ВОЗДУХЕ
НАСЕЛЕННЫХ МЕСТ

ВеществоКласс опасностиПДК м.р., мг/куб. мПДК с.с., мг/куб. мОБУВ, мг/куб. м
12345
Углеводороды предельные алифатического ряда
Метан50
Бутан4200
Пентан410025
Гексан460
Углеводороды непредельные
Этилен333
Пропилен333
Бутилен433
Амилен (смесь изомеров)41,51,5
Углеводороды ароматические
Бензол21,50,1
Толуол30,60,6
Этилбензол30,020,02
Ксилолы30,20,2
Изопропилбензол40,0140,014
Прочие вещества
Спирт метиловый310,5
Спирт этиловый455
Спирт изобутиловый40,10,1
Серная кислота20,30,1
Уксусная кислота30,20,06
Ацетон40,350,35
Метилэтилкетон0,1
Фурфурол30,050,05
Фенол20,010,03
Гидроперекись изопропилбензола20,0070,007
Этиленгликоль1
Аммиак40,20,04
Сернистый ангидрид30,50,05
Сероводород20,008
Формальдегид20,0350,003
Хлор20,10,03
Хлористый водород (соляная кислота)20,20,2
Углеводороды предельные алифатического ряда С1 — С10425
Керосин1,2
Масло минеральное нефтяное0,05
Углеводороды предельные С12 — С1941
Уайт-спирит1
Сольвент нафта0,2
Скипидар421

Примечания. 1. Значения ПДК (ОБУВ) приведены из [5].

2. Значения ОБУВ углеводородов предельных алифатического ряда С1 — С10 приведены из [6] и распространяются только на территорию Республики Беларусь.

Приложение 2

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕКОТОРЫХ ГАЗОВ И ЖИДКОСТЕЙ

Вещество Формула Температура нач. кип. t , град. С нк Плотность жидкости ро , ж т/куб. м Молекул. масса m
1 2 3 4 5
Бутан С4Н10 -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 С7Н8 110,6 0,867 92,14
о-Ксилол С8Н10 144,4 0,881 106,17
м-Ксилол С8Н10 139,1 0,864 106,17
п-Ксилол С8Н10 138,35 0,861 106,17
Этилбензол С8Н10 136,2 0,867 106,17
Изопропилбензол С9Н12 152,5 0,862 120,20
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 С2Н4О2 118,1 1,049 60,05
Ацетон С3Н6О 56,24 0,792 58,08
Метилэтилкетон С4Н8О 79,6 0,805 72,10
Фурфурол С5Н4О2 161,7 1,159 96,09
Фенол С6Н6О 182 - 94,11
Этиленгликоль С2Н6О2 197,2 1,114 62,07
Диэтиленгликоль С4Н10О3 244,33 1,118 106,12
Аммиак NН3 -33,35 - 17,03
Сернистый ангидрид SО2 -10,1 - 64,06
Сероводород Н2S -60,8 - 34,08
Формальдегид СН2О -21 - 30,03
Хлор Сl2 -33,6 - 70,91
Хлористый водород НСl -85,1 - 36,46

Примечание. Физико-химические свойства приняты по данным [7, [8].](#p100382)

Приложение 3

КОНСТАНТЫ УРАВНЕНИЯ АНТУАНА НЕКОТОРЫХ ВЕЩЕСТВ

ВеществоУравнениеИнтервал температур, град. СКонстанты
отдоАВС
1234567
Углеводороды предельные алифатического ряда
Бутан2 2-60 4545 1526,83029 7,39949945,9 1299240,0 289,1
Пентан2-301206,873721075,82233,36
Гексан2-601106,877761171,53224,37
Гептан2-601306,900271266,87216,76
Изооктан*2-151316,81171259,2221
Цетан2701757,333092036,4172,5
Углеводороды непредельные
Этилен2-709,57,2058768,26282,43
Пропилен2 2-47,7 0,00,0 91,46,64808 7,57958712,19 1220,33236,80 309,80
Бутилен2-67406,84290926,10240,00
Амилен2-601006,785681014,29229,78
цис-Пентен-22-60826,875401069,47230,79
транс-Пентен-22-60816,905751083,99232,97
2-Метилбутен-12-60756,873141053,78232,79
2-Метилбутен-22-60856,915621095,09232,84
2-Метилбутен-32-60606,826181013,47236,82
Углеводороды ароматические
Бензол2 2-20 5,55,5 1606,48898 6,91210902,28 1214,64178,10 221,20
Толуол1 2-92 2015 2008,330 6,953342047,3 1343,94- 219,38
о-Ксилол2 225 5050 2007,35638 6,998911671,8 1474,68231,0 213,69
м-Ксилол2 225 4545 1957,36810 7,009081658,23 1462,27232,3 215,11
п-Ксилол2 225 4545 1907,32611 6,990521635,74 1453,43231,4 215,31
Этилбензол2 220 4545 1907,32525 6,957191628,0 1424,26230,0 213,21
Изопропилбензол2 225 6060 2007,25827 6,936661637,97 1460,79223,5 207,78
Прочие вещества
Спирт метиловый171538,3491835-
Спирт этиловый*2--9,2742239273
Спирт изобутиловый*2-91168,70512058,4246
Уксусная кислота1 2-35 16,410 1188,502 7,557162177,4 1642,54- 233,39
Ацетон*215937,25061281,7237
Метилэтилкетон1-15857,7541725,0-
Фурфурол2--4,4271052273
Фенол2 20 4140 9311,5638 7,868193586,36 2011,4273 222
Этиленгликоль125908,8632694,7-
Диэтиленгликоль1801658,15272727,3-

Примечание. Константы уравнения Антуана без звездочек приняты по [7], а со звездочками — по [9].

Приложение 4

ЗНАЧЕНИЯ ПОСТОЯННОЙ К ДЛЯ ВОДНЫХ РАСТВОРОВ

                             г
                     НЕКОТОРЫХ ГАЗОВ
                                       -9
       (в таблице даны значения К  х 10   в мм рт. ст.)
                                 г
t , жГаз
град. Сметанэтанэтиленацетиленхлорсероводороддиоксид серыхлористый водородаммиак
01700095504190550,0204,0203,012,501,8501,560
519700118004960640,0250,0239,015,201,9101,680
1022600144005840730,0297,0278,018,401,9701,800
1525600172006800820,0346,0321,022,002,0301,930
2028500200007740920,0402,0367,026,602,0902,080
25314002300086701010454,0414,031,002,1502,230
30341002600096201110502,0463,036,402,2002,410
403950032200--600,0566,049,502,270-
604760042900--731,0782,083,902,240-
805180050200--730,01030128,0--
1005330052600---1120---

Примечание. Значения постоянной К приняты по [10]. г

Приложение 5

ЗНАЧЕНИЕ МОЛЕКУЛЯРНОЙ МАССЫ ПАРОВ (m) НЕФТЕЙ И БЕНЗИНОВ

t нкmt нкmt нкmt нкmt нкmt нкm
Пары нефтей и ловушечных продуктов
1051,02057,03063,04069,05075,06081
1151,62157,63163,64169,65175,66584
1252,22258,23264,24270,25276,27087
1352,82358,83364,84370,85376,87590
1453,42459,43465,44471,45477,48093
1554,02560,03566,04572,05578,08596
1654,62660,63666,64672,65678,69099
1755,22761,23767,24773,25779,295102
1855,82861,83867,84873,85879,8100105
1956,42962,43968,44974,45980,4110111
Пары бензинов и бензиновых фракций
3060,03661,84263,74865,75467,86070
3160,33762,14364,14966,15568,16271
3260,63862,54464,45066,45668,58580
3360,93962,84564,75166,75768,810588
3461,24063,14665,15267,15869,212095
3561,54163,44765,45367,45969,5140105

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 К

                                             t
t , ж град. СК tt , ж град. СК tt , ж град. СК tt , ж град. СК tt , ж град. СК t
12345678910
Нефти и бензины
-300,09-140,173+20,31180,54340,82
-290,093-130,18+30,33190,56350,83
-280,096-120,185+40,34200,57360,85
-270,10-110,193+50,35210,58370,87
-260,105-100,2+60,36220,60380,88
-250,11-90,21+70,375230,62390,90
-240,115-80,215+80,39240,64400,91
-230,12-70,225+90,40250,66410,93
-220,125-60,235100,42260,68420,94
-210,13-50,24110,43270,69430,96
-200,135-40,25120,445280,71440,98
-190,14-30,26130,46290,73451,00
-180,145-20,27140,47300,74461,02
-170,153-10,28150,49310,76471,04
-160,1600,29160,50320,78481,06
-150,165+10,3170,52330,80491,08
501,10
Нефтепродукты (кроме бензина)
-300,135-30,435241,15512,58784,90
-290,14-20,45251,20522,60795,00
-280,15-10,47261,23532,70805,08
-270,15300,49271,25542,78815,10
-260,165+10,52281,30552,88825,15
-250,17+20,53291,35562,90835,51
-240,175+30,55301,40573,00845,58
-230,183+40,57311,43583,08855,60
-220,19+50,59321,48593,15865,80
-210,20+60,62331,50603,20875,90
-200,21+70,64341,55613,30886,0
-190,22+80,66351,60623,40896,1
-180,23+90,69361,65633,50906,2
-170,24100,72371,70643,55916,3
-160,255110,74381,75653,60926,4
-150,26120,77391,80663,70936,6
-140,27130,80401,88673,80946,7
-130,28140,82411,93683,90956,8
-120,29150,85421,97694,00967,0
-110,30160,87432,02704,10977,1
-100,32170,90442,09714,20987,2
-90,335180,94452,15724,30997,3
-80,35190,97462,20734,401007,4
-70,365201,00472,25744,50
-60,39211,03482,35754,60
-50,40221,08492,40764,70
-40,42231,10502,50774,80

Приложение 8

ЗНАЧЕНИЯ ОПЫТНЫХ КОЭФФИЦИЕНТОВ К

                                             р
КатегорияКонструкция резервуаровmax К или р ср К рОбъем резервуара, V , куб. м р
100 и менее200 — 400700 — 10002000 и более
1234567
Режим эксплуатации — «мерник». ССВ — отсутствуют
АНаземный вертикальныйmax К р0,900,870,830,80
ср К р0,630,610,580,56
Заглубленныйmax К р0,800,770,730,70
ср К р0,560,540,510,50
Наземный горизонтальныйmax К р1,000,970,930,90
ср К р0,700,680,650,63
БНаземный вертикальныйmax К р0,950,920,880,85
ср К р0,670,640,620,60
Заглубленныйmax К р0,850,820,780,75
ср К р0,600,570,550,53
Наземный горизонтальныйmax К р1,000,980,960,95
ср К р0,700,690,670,67
ВНаземный вертикальныйmax К р1,000,970,930,90
ср К р0,700,680,6500,63
Заглубленныйmax К р0,900,870,830,80
ср К р0,630,610,580,56
Наземный горизонтальныйmax К р1,001,001,001,00
ср К р0,700,700,700,70
Режим эксплуатации — «мерник». ССВ — понтон
А, Б, ВНаземный вертикальныйmax К р0,200,190,170,16
ср К р0,140,130,120,11
Режим эксплуатации — «мерник». ССВ — плавающая крыша
А, Б, ВНаземный вертикальныйmax К р0,130,130,120,11
ср К р0,0940,0870,0800,074
Режим эксплуатации — «буферная емкость»
А, Б, ВВсе типы конструкцийК р0,100,100,100,10

Приложение 9

ЗНАЧЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТОВ К

                                         в
Р , t мм рт. ст. К в Р , t мм рт. ст. К в Р , t мм рт. ст. К в
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 К

                                             об
n 100 и более 80 60 40 30 20 и менее
К об 1,35 1,50 1,75 2,00 2,25 2,50

Приложение 11

КОМПОНЕНТНЫЙ СОСТАВ РАСТВОРИТЕЛЕЙ, ЛАКОВ,

              КРАСОК И Т.Д. (С , % МАССОВЫЙ)
                              i
КомпонентРастворители
№ 646№ 647№ 648№ 649РМЛ- 218РМЛРМЛ 315РИДРКВ-1
Ацетон7------3-
Бутиловый спирт107,720201910151050
Бутилацетат1029,850-9-1818-
Ксилол---5023,5-25-50
Толуол5041,320-32,5102550-
Этиловый спирт15-10-1664-10-
Этилцеллозольв8--3031617--
Этилацетат-21,2--16--9-
Летучая часть100100100100100100100100
КомпонентРастворители
РКБ-2МР-4Р-219АМР-3РЛ-277РЛ-278РЛ-251
Ацетон--1223----
Метилизобутилкетон-------40
Бутиловый спирт955--22-20-
Бутилацетат-3012-25---
Ксилол5-----30-
Толуол--623330-25-
Этиловый спирт-60--23-15-
Этилцеллозольв------10-
Этилацетат-5------
Циклогексанон---33-50-60
Этилгликоль-ацетат-----50--
Летучая часть100100100100100100100100
КомпонентЛаки
НЦ-221НЦ-222НЦ-223НЦ-224НЦ-218НЦ-243НЦ-52
Ацетон3,4------
Бутиловый спирт16,67,410,0586,311,133
Бутилацетат12,57,212,0610,26,37,4-
Этилацетат8,312,43,3510,511,25,18-
Этиловый спирт8,312,2-34,0511,27,41
Ксилол--16,7510,316,45--
Толуол33,236,316,75-16,4537-
Этилцеллозольв-2,58,04-2,15,92-
Окситерпеновый растворитель---1,95---
Сольвент-нафта------4
Формальдегид------0,76
Летучая часть83,3786875707438,76
Сухой остаток16,9223225302661,24
КомпонентГрунтовкиРазравнивающая жидкость РМЕРаспределительная жидкостьНитрополитура НЦ-314Полировочная вода № 18
НЦ-0140ВНКНЦ-313
1234567
Ацетон-2,3----
Бутиловый спирт125,342-5
Бутилацетат163,5156,48,11
Этилацетат129,4205,2-2
Этиловый спирт89,45476,755,6469
Ксилол-17,8----
Толуол1620,6-3,68,7-
Этилцеллозольв1217,7-313,6-
Циклогексанон4-----
Окситерпеновый растворитель--1---
Бензин «галоша»-----20
Летучая часть80709496,98697
Сухой остаток203063,1143
КомпонентПолиэфирные, поли- и нитроуретановые краски
ПЭ- 246ПЭ- 265ПЭ- 232ПЭ- 220ПЭ- 250МУР- 277МПЭ- 251ВУР- 245М
Ацетон1 — 21 — 2293138---
Бутилацетат55-----26
Стирол1 — 21 — 2----3 — 5-
Ксилол--11,515116
Толуол--52,54-1-
Метилизобутилкетон------8 — 11-
Циклогексанон-----348 — 1114
Этилгликольацетат-----26-15
Летучая часть883535436521 — 2971
Сухой остаток92926565573579 — 7129
КомпонентЭмали
ПЭ- 276НЦ- 25НЦ- 132ПНЦ- 1125НЦ- 257НЦ- 258КВ- 518ПФ- 115ПФ- 133МС- 17
Бутилацетат66,66,466,26,57---
Этилцеллозольв-5,286,44,84,96-----
Ацетон2 — 44,626,44,24,34-19,6---
Бутанол-9,91269,310,4----
Этанол-9,91696,25,85----
Толуол-29,732,8303113----
Этилацетат-----0,75----
Стирол2 — 1---------
Ксилол-----16,25-22,52560
Сольвент------43,4---
Уайт-спирит-------22,5--
Циклогексанон-----3,25----
Летучая часть9 — 10668060626570455060
Сухой остаток91 — 90342040383530555040
КомпонентШпатлевки, грунтовки
ПФ- 002НЦ- 008ХВ- 005ГФ-032 ГС, ГФ-0163ГФ- 031ГФ- 032ФЛ-03К, ФЛ-03ЖХС- 010АК- 070Клей ХВК- 2А
Ацетон-4,58,5----17,4-17,5
Бутилацетат-94----843,58,8
Толуол-920,5----41,617,435
Этанол--------8,7-
Бутанол-1,5------17,4-
Ксилол----516115---
Сольвент25--25------
Этилацетат-6------8,7-
Уайт-спирит------15---
Летучая часть25303332516130678770
Сухой остаток757067684939703313

Приложение 12

ЗНАЧЕНИЯ КОНЦЕНТРАЦИЙ ПАРОВ НЕФТЕПРОДУКТОВ

        В РЕЗЕРВУАРЕ С , УДЕЛЬНЫХ ВЫБРОСОВ У , У  И ОПЫТНЫХ
                      1                     2   3
                     КОЭФФИЦИЕНТОВ К
                                    нп
НефтепродуктКлиматическая зонаК , нп
123при t 20 град. С
С 1У 2У 3С 1У 2У 3С 1У 2У 3
г/куб. мг/тг/тг/куб. мг/тг/тг/куб. мг/тг/т
1234567891011
Бензин автомоб.777,6639,60880,0972,0780,01100,01176,12967,21331,01,1
Бензин авиацион.576,0393,60656,0720,0480,0820,0871,20595,2992,200,67
БР288,0205,00344,0344,0360,0250,0430,0435,60310,00,35
Т-2244,8164,00272,0306,0200,0340,0370,26248,0411,400,29
Нефрас576,0377,20824,0720,0460,0780,0871,20570,40943,800,66
Уайтспирит28,818,0429,636,022,037,043,5627,2844,770,033
Изооктан221,7698,4232,0277,20120,0290,0335,41148,80350,900,35
Гептан178,5678,72184,0223,2096,0230,0270,07119,04278,800,028
Бензол293,76114,8248,0367,20140,0310,0444,31173,60375,100,45
Толуол100,834,4480,0126,042,0100,0152,4652,08121,000,17
Этилбензол37,4410,6628,046,8013,035,056,6316,1242,350,067
Ксилол31,689,0224,039,611,030,047,9213,6436,300,059
Изопропилбензол21,319,8416,029,6412,020,032,2314,8824,200,040
РТ (кроме Т-2)5,182,794,86,483,46,07,844,227,26-3 5,4 х 10
Сольвент нефтяной8,063,946,9610,084,88,712,205,9510,53-3 8,2 х 10
Керосин технич.9,794,848,812,245,911,014,817,3213,31-3 10 х 10
Лигроин приборн.7,22,365,869,04,17,310,895,088,83-3 7,3 х 10
Керосин осветит.6,913,616,328,644,47,910,455,469,56-3 7,1 х 10
Дизельное топ.2,591,562,083,141,92,63,922,363,15-3 2,9 х 10
Печное топливо4,902,133,846,122,64,87,413,225,81-3 5,0 х 10
Моторное топливо1,150,820,821,441,01,01,741,241,24-3 1,1 х 10
Мазуты4,323,283,285,44,04,06,534,964,96-3 4,3 х 10
Масла0,260,160,160,3240,20,20,390,250,25-3 0,27 х 10

Примечание. Значение У (осенне-зимний период года) 2 принимаются равными У (весенне-летний период) для моторного 3 топлива, мазутов и масел.

Приложение 13

КОЛИЧЕСТВО ВЫДЕЛЯЮЩИХСЯ ПАРОВ БЕНЗИНОВ АВТОМОБИЛЬНЫХ

         ПРИ ХРАНЕНИИ В ОДНОМ РЕЗЕРВУАРЕ G  , Т/ГОД
                                          хр
V , куб. м рВид резервуара
наземныйзаглубленныйгоризонтальный
средства сокращения выбросов
отсутст.понтонпл. крышаГОР
1-я климатическая зона
100 и менее0,180,0400,0270,0620,0530,18
2000,310,0660,0440,1080,0920,31
3000,450,0970,0630,1560,1340,45
4000,560,1200,0790,1960,1700,56
7000,890,1900,1200,3120,270-
10001,210,2500,1700,4200,360-
20002,160,4200,2800,7500,650-
30003,030,5900,4001,0600,910-
50004,700,9200,6201,6401,410-
100008,1801,6001,0802,8602,450-
15000 и более11,992,3601,5904,2003,600-
2-я климатическая зона
100 и менее0,220,0490,0330,0770,0660,22
2000,380,0810,0540,1330,1140,38
3000,550,1200,0780,1930,1650,55
4000,690,1500,0980,2420,2100,69
7001,100,2300,1500,3850,330-
10001,490,3100,2100,5200,450-
20002,670,5200,3500,9300,800-
30003,740,7300,4901,3101,120-
50005,801,1400,7702,0301,740-
1000010,101,9801,3303,5303,030-
15000 и более14,802,9101,9605,1804,440-
3-я климатическая зона
100 и менее0,270,0600,0410,0950,0810,27
2000,470,1000,0660,1640,1420,47
3000,680,1570,0960,2370,2030,68
4000,850,1800,1210,2980,2600,85
7001,350,2800,1800,4740,410-
10001,830,3800,2600,6400,550-
20003,280,6400,4301,1400,980-
30004,600,9000,6001,6101,380-
50007,131,4000,9501,6402,140-
1000012,422,4401,6402,5003,730-
15000 и более18,203,5802,4104,3405,460-

Приложение 14

КОНЦЕНТРАЦИЯ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ (% МАСС.)
В ПАРАХ РАЗЛИЧНЫХ НЕФТЕПРОДУКТОВ [12]

Наименование нефтепродуктаКонцентрация компонентов С , % масс. i
углеводородыбензолтолуолэтилбензолксилолысероводород
предельные С1 — С10непредельные С2 — С5
Сырая нефть99,16-0,350,22-0,110,06
Прямогонные бензиновые фракции
62-8699,05-0,550,40---
62-10593,90-5,890,21---
85-10598,64-0,241,12---
85-12097,61-0,052,34---
85-18099,25-0,150,35-0,25-
105-14095,04--3,81-1,15-
120-14095,90--2,09-2,01-
140-18099,57----0,43-
НК-18099,45-0,270,18-0,10-
Стабильный катализат92,84-2,522,76-1,88-
Уайт-спирит93,74-2,153,20-0,91-
Бензинрафинад98,88-0,440,42-0,26-
А-76 <*>93,852,502,001,450,050,15-
Аи-93 <*>92,682,502,302,170,060,29-
Крекингбензин74,0325,00,580,27-0,12-
Ловушечный продуктС12 — С19 --------- 98,31-Сумма ароматических ------------------- 1,560,13
Керосин99,84-0,100,06
Дизельное топливо99,57-0,150,28
Мазут99,31-0,210,48

<*> По данным разработчиков.

Приложение 15

КОНЦЕНТРАЦИЯ ПАРОВ НЕФТЕПРОДУКТОВ (С, Г/КУБ. М)
В ВЫБРОСАХ ПАРОВОЗДУШНОЙ СМЕСИ ПРИ ЗАПОЛНЕНИИ РЕЗЕРВУАРОВ
И БАКОВ АВТОМАШИН

НефтепродуктВид выброса <*>Конструкция резервуараБак а/м, С , б г/куб. м
наземный С , р г/куб. мзаглублен. С , р г/куб. м
1-я климатическая зона
Бензин автомобильныймакс оз вл464,0 205,0 248,0384,0 172,2 255,0- 344,0 412,0
Дизельное топливомакс оз вл1,49 0,79 1,061,24 0,66 0,88- 1,31 1,76
Масламакс оз вл0,16 0,10 0,100,13 0,08 0,08- 0,16 0,16
2-я климатическая зона
Бензин автомобильныймакс оз вл580,0 250,0 310,0480,0 210,2 255,0- 420,0 515,0
Дизельное топливомакс оз вл1,86 0,96 1,321,55 0,80 1,10- 1,6 2,2
Масламакс оз вл0,20 0,12 0,120,16 0,10 0,10- 0,20 0,20
3-я климатическая зона
Бензин автомобильныймакс оз вл701,8 310,0 375,1580,0 260,4 308,5- 520,0 623,1
Дизельное топливомакс оз вл2,25 1,19 1,601,88 0,99 1,33- 1,98 2,66
Масламакс оз вл0,24 0,15 0,150,19 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, град. Снбутаннпентаннгексаннгептанноктанннонанндеканбутен- 2пентен- 2
-3044800509895617431,57,5-226004860
-20455009021158738678,917,9-369009690
-1070000152603480789179,649,88,65780014700
0-2440061101512380,4114,022,98710023800
10-37750104502737748,8234,554,4-37000
20-564101760047121391,0461,0119,7-55400
25-681602035060791859633,0174,5-67300
30-817702520077632454857,0244,7-80750
m i58,1272,1586,18100,20114,23128,25142,2956,0870,13
К i/5 для С , i % об.0,40281,00001,99084,33999,313117,775532,86900,39981,0000
К i/5 для С , i % масс.0,5001,0001,6673,1255,88210,00016,6670,5001,000