Приказ Госкомэкологии РФ от 8 апреля 1998 г. N 199 "Об утверждении методик расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу"

Приказ Госкомэкологии РФ от 8 апреля 1998 г. N 199
"Об утверждении методик расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу"


С целью обеспечения единого подхода к расчету выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух, приказываю:

1. Утвердить Методические указания по определению выбросов загрязняющих веществ из резервуаров (приложение 1), Методику расчета выбросов вредных веществ в атмосферу при сжигании попутного нефтяного газа на факельных установках (приложение 2).

2. Управлению государственного экологического контроля и безопасности окружающей среды (Куценко) и территориальным органам Госкомэкологии России принять к руководству методики расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров и при сжигании попутного нефтяного газа на факельных установках.

3. Контроль за выполнением настоящего приказа оставляю за собой.


Председатель

В.И. Данилов-Данильян


Приложение N 1

к приказу Госкомэкологии РФ

от 8 апреля 1998 г. N 199


Методические указания
по определению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров
(утв. приказом Госкомэкологии РФ от 8 апреля 1998 г. N 199)

ГАРАНТ:

Настоящие Методические указания должны быть переработаны и унифицированы в 2008-2010 гг. 


Введен в действие с 1 января 1998 г.

сроком на 2 года для практического
применения при учете и оценке выбросов
загрязняющих веществ в атмосферу
из резервуаров для хранения нефтепродуктов
на предприятиях различных отраслей
промышленности и сельского хозяйства
Российской Федерации


Введение


1.1. Настоящий документ:

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

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

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

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

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


1. Ссылки на нормативные документы


Методические указания разработаны в соответствии со следующими нормативными документами:

1. ГОСТ 17.2.1.04-77. 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;

V(max)_ч - максимальный объем паровоздушной смеси, вытесняемой из резервуаров во время его закачки, принимаемый равным производительности насоса, м3/час;

Q_оз - количество нефтепродуктов, закачиваемое в резервуары АЗС в течение осенне-зимнего периода года, м3/период;

Q_вл - то же, в течение весенне-летнего периода, м3/период;

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

В_оз - то же, в течение осенне-зимнего периода, т/период;

В_вл - то же, в течение весенне-летнего периода, т/период;

t_нк - температура начала кипения жидкости, °С;

t(max)_ж, t(min)_ж - максимальная и минимальная температура жидкости в резервуаре, °С;

ро_ж - плотность жидкости, т/м3;

тау_1, тау_2 - время эксплуатации резервуара соответственно, сут/год и час/сут;

Р_38 - давление насыщенных паров нефтей и бензинов при температуре 38°С и соотношении газ-жидкость 4:1, мм.рт.ст.;

С_20 - концентрация насыщенных паров нефтепродуктов (кроме бензина) при температуре 20°С и соотношении газ-жидкость 4:1, г/м3;

Р_t - давление насыщенных паров индивидуальных веществ при температуре жидкости, мм.рт.ст.;

p_i - парциальное давление пара индивидуального вещества над многокомпонентным раствором, в равновесии с которым он (пар) находится, Па или мм.рт.ст.

А, В, С - константы в уравнении Антуана для расчета равновесного давления насыщенных паров жидкости;

К_г - константа Генри для расчета давления газов над водными растворами, мм.рт.ст.;

К_t, К_р, К_в, К_об, К_нп - коэффициенты;

X_i - массовая доля вещества;

m - молекулярная масса паров жидкости;

V_p - объем резервуара, м3;

N_p - количество резервуаров, шт.;

C_i - концентрация i-го загрязняющего вещества, % масс;

С_1 - концентрация паров нефтепродукта в резервуаре, г/м3;

У_2, У_3 - средние удельные выбросы из резервуара соответственно в осенне-зимний весенне-летний периоды года, г/т;

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

V_сл - объем слитого нефтепродукта в резервуар АЗС, м3;

С_р - концентрация паров нефтепродуктов при закачке в резервуар АЗС, г/м3;

С_б - то же в баки автомашин, г/м3;

G_зак - выбросы паров нефтепродуктов при закачке в резервуары АЗС и в баки автомашин, т/год;

G_пр - неорганизованные выбросы паров нефтепродуктов при проливах на АЗС, т/год.


3. Термины и определения


Термины Определения
Загрязнение атмосферы Изменение состава атмосферы в
результате наличия в ней примеси.
Загрязняющее воздух вещество Примесь в атмосфере, оказывающая
неблагоприятное действие на окружающую
среду и здоровье людей.
Выброс вещества Вещество, поступающее в атмосферу из
источника примеси.
Концентрация примеси в
атмосфере
Количество вещества, содержащееся в
единице массы или объема воздуха,
приведенного к нормальным условиям
Предельно-допустимая
концентрация примеси в
атмосфере
Максимальная концентрация примеси в
атмосфере, отнесенная к определенному
времени осреднения, которая при
периодическом воздействии или на
протяжении всей жизни человека не
оказывает на него вредного действия, и
на окружающую среду в целом.
Ориентировочно безопасный
уровень воздействия
загрязняющего атмосферу
вещества (ОБУВ)
Временный гигиенический норматив для
загрязняющего атмосферу вещества,
устанавливаемый расчетным методом для
целей проектирования промышленных
объектов.

4. Общие положения


4.1. Разработка настоящего документа проведена исходя из определения термина "унификация" - приведение 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 технических смесей, применяемых в нефтехимической, нефтеперерабатывающей и других отраслях промышленности, а также расчетные формулы для определения максимальных (г/с) и валовых (т/г) выбросов соответствующих загрязняющих веществ.

4.3. По данной методике могут выполняться расчеты выделений (выбросов) загрязняющих веществ:

- для нефти и низкокипящих нефтепродуктов (бензин или бензиновые фракции) - суммы предельных углеводородов 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*(1);

- углеводороды непредельные С2-С5 (в пересчете на амилен);

- бензол, толуол, этилбензол, ксилолы;

- сероводород.

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 (V(max)_ч м3/час), равный производительности насоса;

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

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

- плотность (ро_ж, т/м3) нефтей и нефтепродуктов;

- время эксплуатации резервуара или групп одноцелевых резервуаров (тау_1, сут/год, тау_2, час/сут);

- давления насыщенных паров нефтей и бензинов (Р_38, мм.рт.ст.) определяются при температуре 38°С и соотношении газ-жидкость 4:1.


Примечание. Для нефтеперерабатывающих заводов и других крупных предприятий давление насыщенных паров целесообразно определять газохроматографическим методом.


Физико-химические свойства некоторых газов и жидкостей представлены в приложении 2.


5.1.2. Инструментальные измерения


Температуру жидкости измеряют при максимальных (t(max)_ж, °C) и минимальных (t(min)_ж, °С) ее значениях в период закачки в резервуар.

Идентификацию паров нефтей и бензинов (С_i, % масс.) по группам углеводородов и индивидуальным веществам (предельные, непредельные, бензол, толуол, этилбензол, ксилолы и сероводород) необходимо проводить для всех вышеуказанных предприятий. Углеводородный состав определяют газохроматографическим методом, а сероводород - фотометрическим [2-4].

Концентрации насыщенных паров различных нефтепродуктов (кроме бензина) при 20°С и соотношении газ-жидкость 4:1 (С20, г/м3) определяются газохроматографическими методами [3-4] специализированными подразделениями или организациями, имеющими аттестат аккредитации и, при необходимости, соответствующие лицензии.


5.1.3. Расчет давления насыщенных паров индивидуальных жидкостей


Давления насыщенных паров индивидуальных жидкостей при фактической температуре (Р_t, мм.рт.ст.) определяются по уравнениям Антуана:


                              В
            P  = 10 ^ (A - --------)                              (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 P_t = f (t_ж), например, [10] (Павлов К.Ф. и др. "Примеры и задачи по курсу процессов и аппаратов химической технологии", М., "Химия", 1964), и по ведомственным справочникам.


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


                  ро  = P x x
                    i    t   i

где: x  - мольная доля i-го вещества в растворе;
      i
     P  - 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_t, мм.рт.ст.) рассчитываются по формуле:


                             К  х Х  x 18
                              г    i
                      P  = -----------------                      (5.1.3)
                       t         m
                                  i

где:

 К      - константа Генри, мм.рт.ст., принимается по  справочным  данным
  г       или (для некоторых газов) по приложению 4;
 X      - 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 начала их кипения по приложению 5.

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

Атомные массы некоторых элементов представлены в приложении 6.


5.1.6 Определение опытных значений коэффициентов К_t


K_t - опытный коэффициент для пересчета значений концентраций насыщенных паров в резервуарах при температуре 38°С к фактической температуре.


              P  x ро
               t     t
        К  = -------------                                       (5.1.4)
         t     P  x ро
                38    38

где: ро   - плотность паров жидкости при фактической температуре, кг/м3;
        t
    ро    - то же, при температуре 38°С, кг/м3.
      38

Значения коэффициента К(max)_t и K(min)_t принимаются в зависимости от максимальной (max) и минимальной (min) температуры жидкости при закачке ее в резервуар по приложению 7.


5.1.7 Определение опытных значений коэффициентов К_р


К_р - опытный коэффициент, характеризующий эксплуатационные особенности резервуара.


              C
               ф
        К  = -----                                               (5.1.5)
         p    С
               н

где: С  - фактическая концентрация паров жидкости, г/м3;
      ф
     С  - концентрация насыщенных паров жидкости, г/м3.
      н

С_ф и С_н определяются при одной и той же температуре.

Все эксплуатируемые на предприятии резервуары определяются по следующим признакам:

наименование жидкости;

индивидуальный резервуар или группа одноцелевых резервуаров;

объем;

наземный или заглубленный;

вертикальное или горизонтальное расположение;

режим эксплуатации (мерник или буферная емкость);

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

количество групп одноцелевых резервуаров.


Примечание 1. Режим эксплуатации "буферная емкость" характеризуется совпадением объемов закачки и откачки жидкости из одного и того же резервуара.


Значения К_р принимаются по данным приложения 8, кроме ГОР.

При этом в приложении 8:

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

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

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

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

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


                           (Q    - Q   )
         гор                 зак    отк
        K    = 1.1 х K  х -----------------                       (5.1.6)
         р            р        Q
                                зак

где: (Q    - Q    ) - абсолютная средняя разность объемов закачиваемой  и
       зак    отк     откачиваемой из резервуаров жидкости.

Примечание 2. Для группы одноцелевых резервуаров с имеющимися техническими средствами сокращения выбросов (ССВ) и при их отсутствии (ОТС) определяются средние значения коэффициента К(ср)_р по формуле:


РИС. 5.1.7. ОПРЕД. ОПЫТНЫХ ЗНАЧ. КОЭФФИЦИЕНТОВ (ПРИКАЗ N 199)

5.1.8 Определение значений коэффициентов К_в


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

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


5.1.9. Определение опытных значений коэффициентов К_об


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


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

где: V  - объем одноцелевого резервуара, м3.
      р

Значения опытного коэффициента К_об принимаются по приложению 10.


5.2. Выбросы паров нефтей и бензинов


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

максимальные выбросы (М, г/с)


              max   max        max             -4
М = Р  х m x K   x K   x K  х V    x 0.163 x 10                   (5.2.1)
     38       t     p     в    ч

годовые выбросы (G, т/год)


РИС. 5.2.2. (ПРИКАЗ ГОСКОМЭКОЛОГИИ РФ ОТ 08.04.1998 N 199)

Примечание 1. Для предприятий, имеющих более 10 групп одноцелевых резервуаров, допускается принимать значения коэффициента К(ср)_р и при максимальных выбросах.

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


РИС. 5.2.3. (ПРИКАЗ ГОСКОМЭКОЛОГИИ РФ ОТ 08.04.1998 N 199)

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

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


                           -2
           M  = M x C  x 10                                      (5.2.4)
            i        i

годовые выбросы (G_i, т/год):


                           -2
           G  = G x C  x 10                                      (5.2.5)
            i        i

где C - концентрация i-го загрязняющего вещества, % маc.

     i

5.3 Выбросы паров индивидуальных веществ


Выбросы паров жидкости рассчитываются по формулам:

максимальные выбросы (М, г/с)


РИС. 5.3.1. (ПРИКАЗ ГОСКОМЭКОЛОГИИ РФ ОТ 08.04.1998 N 199)
РИС. 5.3.2. (ПРИКАЗ ГОСКОМЭКОЛОГИИ РФ ОТ 08.04.1998 N 199)

5.4 Выбросы паров многокомпонентных жидких смесей известного состава


Выбросы i-го компонента паров жидкости рассчитываются по формуле - максимальные выбросы (M_i, г/с)


РИС. 5.4.1. (ПРИКАЗ ГОСКОМЭКОЛОГИИ РФ ОТ 08.04.1998 N 199)

годовые выбросы (G, т/год)


РИС. 5.4.2. (ПРИКАЗ ГОСКОМЭКОЛОГИИ РФ ОТ 08.04.1998 N 199)

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 (M_i, г/с)


РИС. 5.5.1. (ПРИКАЗ ГОСКОМЭКОЛОГИИ РФ ОТ 08.04.1998 N 199)
годовые выбросы (G_i, т/год)

РИС. 5.5.2. (ПРИКАЗ ГОСКОМЭКОЛОГИИ РФ ОТ 08.04.1998 N 199)

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   x К   x V    : 3600                               (5.6.1)
       20   t     p     ч

годовые выбросы (G, т/год)


РИС. 5.6.2. (ПРИКАЗ ГОСКОМЭКОЛОГИИ РФ ОТ 08.04.1998 N 199)

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

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


РИС. 5.6.3. (ПРИКАЗ ГОСКОМЭКОЛОГИИ РФ ОТ 08.04.1998 N 199)

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


6.1 Исходные данные для расчета выбросов


Количество закачиваемой в резервуар жидкости принимается по данным предприятия в осенне-зимний (В_оз, т) период года и весенне-летний (В_вл, т) период. Кроме того, определяется объем паровоздушной смеси, вытесняемой из резервуара во время его закачки (V_ч, м3/час), принимаемый равным производительности насоса.

Значения опытных коэффициентов К_р принимается по данным Приложения 8.


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


6.2. Выбросы паров нефтепродуктов


Валовые выбросы паров нефтепродуктов рассчитываются по формулам*(2):

максимальные выбросы (М, г/с)


                     max    max
           М = С  х K    x V    : 3600                           (6.2.1)
                1    p      ч

годовые выбросы (G, т/год)


                           max     -6
 G = (У x В  + У х В  ) х К    x 10  + G  x К  x N               (6.2.2)
       2   оз   3   вл     р            хр   нп   р

где: C       - концентрация   паров   нефтепродукта  в  резервуаре, г/м3,
      1        принимается по Приложению 12;
     У , У   - средние  удельные выбросы из резервуара  соответственно  в
      2   3    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°С, г/м3;
      20 1
    С     - то же, паров бензина автомобильного, г/м3.
     20 ба

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


7. Выбросы паров нефтепродуктов в атмосферу из резервуаров автозаправочных станций


7.1 Исходные данные для расчета выбросов


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

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


Примечание. Одновременная закачка нефтепродукта в резервуары и баки автомобилей не осуществляется.


7.2 Выбросы паров нефтепродуктов


Валовые выбросы паров нефтепродуктов рассчитываются по формулам*:

максимальные выбросы (М, г/с)

автобензины и дизельное топливо


            max
      М = (С    x V  ):1200                                       (7.2.1)
            p      сл

масла


            max
      М = (С    x 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_зак) и при проливах нефтепродуктов на поверхность (G_пр)*(3):


               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_р, С_б - концентрации паров нефтепродуктов в выбросах паровоздушной смеси при заполнении резервуаров и баков автомашин, г/м3, принимаются по приложению 15.


Годовые выбросы (G, т/год) при проливах составляют*(3):

для автобензинов


                                     -6
         G   = 125 х (Q   + Q  ) х 10                             (7.2.5)
          пр           оз    вл

для дизтоплив


                                  -6
        G   = 50 х (Q  + Q  ) x 10                                (7.2.6)
         пр          оз   вл

для масел


                                    -6
        G   = 12.5 х (Q  + Q  ) x 10                              (7.2.7)
         пр            оз   вл

где: 125, 50, 12.5 - удельные выбросы, г/м3.*(4)


Значения концентраций паров углеводородов (С, г/м3) в выбросах паровоздушной смеси при заполнении резервуарами баков автомашин приведены в Приложении 15.

Значения концентраций паров бензинов (предельных, непредельных), бензола, толуола, этилбензола и ксилола*(5) приведены в Приложении 14.


8. Примеры расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу


8.1 НПЗ. Бензин-катализат. Валовые выбросы


Исходные данные


Наименование
продукта
Р_38,
мм.рт.
ст.
t_нк,
°С
t_ж, °С V(max)_ч
,
м3/час
В,
т/год
ро_ж
т/м3
max min
Бензин-ката-
лизат
420 42 32 10 56 300000 0.74

Продолжение исходных данных

Конструкция
резервуара
Режим
эксплуатации
ССВ V_p, м3 N_p, шт. Количество
групп
Наземный
вертикальный
мерник отсутств 1000 3 22

            Табличные данные              Валовый выброс

m K(max)_t K(min)_t К(cp)_p К_в M, г/c 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, a K  = 1.35 (По Приложению 10).
                                         об

Расчеты выбросов:

                                                    -4
М = 0.163 x 420 x 63.7 x 0.78 x 0.62 x 1.0 x 56 x 10   =

= 11.8100 г/с                                                     (5.2.1)

G = 0.294 x 420 x 63.7 x (0.78 x 1.0 + 0.42) x 0.62 x 1.35 x

             -7
х 300000 x 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 M_i и G_i по формулам 5.2.4 и 5.2.5, соответственно.

Кроме того для расчета могут быть использованы ориентировочные составы паров нефтепродуктов из Приложения 14, а также соотношения давлений насыщенных паров углеводородов при заданной температуре (t_ср = (t_max + t_min)/2 - для G_i, т/год;

t_max - для M_i, г/сек) и коэффициенты пересчета K_i/5 из Приложения 16.

Идентификация состава выбросов (М = 11,8100 г/с; G = 321.6692 т/год)


Определяемый параметр* Углеводороды
Предельные С1-10 Сумма
С1-10
Ароматические Сумма
С5 С6 С7 С8 С9 С10 бензол толуол ксилол
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
С_i, % мас. (Прил. 14.
стабильный катализат)
            92,84 2,52 2,76 1,88 100,0
m_i (Прил.16) 72,15 86,18 100,20 114,23 128,25 142,29          
Pi_30, Па (Прил.16) 81770 25200 7763 2454 857 244,7 118288,7        
y*_i 0,6914 0,2130 0,0656 0,0207 0,0072 0,0021 1,0000        
m_i х y*_i 49,88 18,36 6,57 2,36 0,92 0,30 78,39        
С*_i, %мас. 63,64 23,42 8,38 3,01 1,17 0,38 100,00        
C_i, %мас. 59,09 21,74 7,78 2,79 1,09 0,35 92,84        
Mi, г/с 6,97 2,57 0,92 0,33 0,13 0,04 10,96 0,30 0,33 0,22 11,81
Ki/5
(из Прил.16)
1,000 1,667 3,125 5,882 10,000 16,667          
Ki/5 х Mi..г/c
(в пересчете на С5)
6,97 4,28 2,88 1,94 1,3 0,67 18,04        
Pi_20, Па (Прил.16) 56410 17600 4712 1391 461,0 119,7 80693,7        
y*_i 0,6991 0,2181 0,0584 0,0172 0,0057 0,0015 1,0000        
m_i х y*_i 50,44 18,80 5,85 1,96 0,73 0,21 77,99        
C4*44_i, %мас. 64,67 24,11 7,50 2,51 0,94 0,27 100,00        
С_i, %мас. 60,05 22,38 6,96 2,33 0,87 0,25 92,84 2,52 2,76 1,88 100,0
Gi, т/год в пересчете
на С5:
193,1623 71,9895 22,3882 7,4949 2,7985 0,8042 298,6376 8,1061 8,8781 6,0474 321,6692
Ki/5 x Gi, т/год 193,16 120,01 69,96 44,09 27,99 13,40 468,61        

* Примечание. Относительная равновесная мольная доля:


       y*  = Pi/Сумма Pi.
         i

Относительная равновесная концентрация, % мас:


                       m  x y*
                        i     i
             C*  = ----------------- х 100,
               i    Сумма m  x y*
                           i     i

Абсолютная концентрация, % маc.


                 C*  Сумма C1-10
                   i
             C = ---------------,
              i       100

Максимальный разовый выброс, г/сек:


                     М х Ci
              Mi = ----------.
                       100

Валовый выброс, т/год:


                   G х Ci
             Gi = ----------.
                     100

8.2 НПЗ. Бензин автомобильный. Валовые выбросы.

ССВ - понтон и отсутствие ССВ
Исходные данные


Продукт Р_38,
мм.рт.ст.
t_нк, °С t_ж, °С V(max)_ч,
м3/час
В,
т/год
ро_ж
т/м3
летний зимний летн. зимн. max min
Бензин
автом.
425 525 40 35 30 +5 250 1460000 0.73

Продолжение исходных данных


Конструкция
резервуара
Режим
эксплуат.
ССВ V_р, м3 N_p, шт. Количество
групп
Наземный
вертикальный
мерник понтон
отсутств.
10000
5000
2
2
22

                                     Табличные данные           Расчеты

m К(max)_t K(min)_t K(ср)_р K(ср)_р Выбросы
летн. Зимн. Понтон отсут. М, г/с G, т/год
63.1 61.5 0.74 0.35 0.11 0.60 0.27 21.8344 865.3175

Средние   ср  (0.11 х 10000 х 2) + (0.60 х 5000 х 2)
значения К  = ------------------------------------- = 0.27        (5.1.7)
          p         (10000 х 2) + (5000 х 2)

n = 1460000:[0.73 х (10000 х 2 + 5000 х 2)] = 67, а К   = 1.75  (5.1.8)
                                                     об
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*(6)

    0.294 х [(425 х 63.1 х 0.74 х 1.0) + (525 х 61.5 х 0.35)] х 0.27 х 1.75 х 1460000
G = --------------------------------------------------------------------------------- =
                                        7
                                      10  х 0.73


= 865.3175 т/год*(6)                                              (5.2.3)

8.3. НПЗ. Бензин автомобильный. Идентификация выбросов


Исходные данные


Продукт Р_38,
мм.рт.ст
t_нк, °С t_ж, °С V(max)_ч
,
B, т/год ро_ж
т/м3
летн. зимн. летн. зимн max min м3/час
Бензин
автом.
425 525 40 35 30 +5 250 1460000 0.73

Продолжение исходных данных


Конструкция
резервуара
Режим
эксплуат.
ССВ V_р, м3 N_p, шт. Количество
групп
Наземный
вертикальный
мерник отсутств. 5000 4 22

Табличные данные                                 Валовые выбросы

m K(max)_t K(min)_t K(ср)_р K_в М, г/с G, т/год
летн. зимн.
63.1 61.5 0.74 0.35 0.60 1.0 48.5209 1483.4014

       n = 1460000:(0.73 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 0.60 х 1.35 х 1460000
G = ---------------------------------------------------------------------------------- =
                                 7
                               10  х 0.73

= 1483.4014 т/год

Концентрации веществ в выбросах, %масс
Углевод,
пред.алиф
C1-С10
Углевод.
непред.
С2-С5
Бензол Толуол Этилбензол Ксилолы Сероводо-
род
94.323 2.52 1.82 1.16 0.045 0.132 отс.

Выбросы Идентификация состава выбросов
  Углевод.
пред. алиф.
C1-С10
Углевод
непред.
С2-С5
Бензол Толуол Этилбен-
зол
Ксилолы Серово-
дород
M_i, г/с

G_i,
т/год
45.8000

1400.0000
1.2200

37.4000
0.8830

27.0000
0.5630

17.2000
0.0218

0.6680
0.0640

1.9600
отс

отс.

Примечание: При необходимости идентификации в выбросах индивидуальных углеводородов предельных C1-С10 и непредельных С2 - C5 по известному их содержанию в паровой фазе используются коэффициенты пересчета К_i/5 из Приложения 16:


Выбросы Идентификация состава выбросов углеводородов
Предельные С1 - С10 Непредельные
C2 -C5
C4 C5 C6 C7 C8 С9 С10 C4 C5
С_i % мас 28.064 32.848 20.773 9.030 2.889 0.599 0.125 0.22 2.30
М_i г/с 13.6 15.9 10.1 4.4 1.4 0.3 0.1 0.11 1.11
G_i т/г 416.3 487.3 308.1 134.0 42.8 8.9 1.9 3.3 34.1
K_i/C5 х M_i 6.8 15.9 16.8 13.8 8.2 3.0 1.7 0.04 1.11
M_С1-C10/C5 = Сумма K_i/C5 х M_i = 66.2 г/с М_С2-С5/С5 =
Сумма K_i/С5 х M_i =
1.15 г/с
G_С1-С10/С5 = Сумма K_i/C5 х G_i = 1856.4 G_C2-C5/C5 = Сумма
K_i/С5 х G_i= 35.4

8.4 НПЗ. Керосин технический


Исходные данные


Наименование
продукта
С20,
г/м3
t_ж,°С V(max)_ч,
м3/час
B,
т/год
ро_ж
т/м3
max min
Керосин техн. 11.2 55 25 70 500000 0.85

Продолжение исходных данных


Конструкция
резервуара
Режим
эксплуатац
ССВ V_p, м3 N_p, шт. Количество
групп
Наземный
вертикальн.
мерник отсутств. 3000 4 22

           Табличные данные                   Выбросы

K(max)_t K(min)_t К(ср)_p 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 N 646. Выбросы компонентов


Исходные данные


Наименова-
ние
продукта
t_ж, °C V(max)_ч,
м3/час
B,
т/год
Конструкция
резервуара
max min
Раствор.
N 646
30 20 0.5 1300 горизонтальный

           Продолжение исходных данных           Табличные данные

Режим
эксплуатации
ССВ V_p, м3 N_p, шт. K(max)_p K(ср)_p
Мерник отс. 5 4 1.0 0.7

Продолжение табличных данных


Компонент Константы Антуана m ро_ж
т/м3
С_i,
%масс
А В С
Ацетон

Бутиловый
спирт

Бутилацетат

Толуол

Этиловый спирт

Этилцеллозольв
7.2506

8.7051


7.006

6.95334

9.274

8.416
1281.7

2058.4


1340.7

1343.94

2239

2135
237

246


199

219.38

273

253
58.1

74.1


116

92.1

46.1

90
0.792

0.805


0.882

0.867

0.789

0.931
7

10


10

50

15

8

Расчеты


Компонент Р_30 Р_20 Х_i:m_i X_i:ро_i M, г/с G, т/год
  мм.рт.ст.
Ацетон

Бутиловый
спирт

Бутилацетат

Толуол

Этиловый
спирт

Этилцелло-
зольв
282

17.7


14.2

36.7

76.7


7.44
183

9.26


7.66

21.8

42.9


3.94
0.00120

0.00135


0.000860

0.00543

0.00325


0.00089
0.088

0.124


0.113

0.577

0.190


0.086
0.0112

0.0010


0.00080

0.0104

0.0065


0.00034
0.1081

0.0090


0.0073

0.0971

0.0596


0.0030

Примечание. X_i = C_i:100


Cумма(X :m )=0.00120 + 0.00135 + 0.00086 + 0.00543 + 0.00325 + 0.00089 = 0.0130
       i  i

Сумма (X :ро ) = 0.088 + 0.124 + 0.113 + 0.577 + 0.190 + 0.086 = 1.178
        i   i

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 и т.д.
 ацетона           100 х 0.0130 х (273 + 30)

             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
V(max)_ч
, м3/час
B_оз, m В_вл,
m
Конструкция
резервуара
Режим
эксплуатац.
Бензин
автомоб.
400 16000 24000 наземный
вертикальн.
мерник

Продолжение исходных данных


V_р, m3 N_p, шт. ССВ К(max)_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, м3 Q_оз, м3 Q_вл, м3 Конструкция
резервуара
Автобензин 4.0 3150 3150 заглубленный

                   Табличные данные                   Выбросы

С_max C(оз)_р С(вл)_р С(оз)_б С(вл)_б М, г/с* G, т/год*
480 210 255 420 515 1.60 5.1975

* Примечание. 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 + 3150)] х

    -6
х 10   = 5.1975 т/год

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


Исходные данные


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


Наименование
продукта
С_20, г/м3 Конструкция резервуара Режим
эксплуатации
Мазут топочный
М-100
5.4 наземный вертикальный
с нижним и боковым
подогревом
мерник

Продолжение исходных данных


ССВ V_p,
m3
N_p,
шт.
Кол-во
групп
t_ж, °С V(max)_ч,
м3/ч
B,
т/год
ро_ж,
т/м3
max min
отсут. 1000 3 1 60 60 85 10000 1.015

                Табличные данные                      Выбросы

K(max)_t K(min)_t К(ср)_р K(max)_р К_об М, г/с* G, т/год*
3.2 3.2 0.65 0.93 2.5 0,3794 0,2766

* Примечание. При расчетах ПДВ и ВСВ - учитывать класс опасности 4, ПДК_С12-19 = 1 мг/м3.


n = 10000:(1.015 x 1000 x 3) = 9.85

М = 5.4 x 3.2 x 0.93 x 85:3600 = 0.3794 г/с

                                                  6
G = (5.4 x 3.2 + 3.2 x 0.65 x 2.5 x 10000):(2 x 10  x 1.015) = 0.2766 т/год

8.9. ТЭЦ. Мазут топочный (резервуар без обогрева)


Исходные данные


Наименование
продукта
Конструкция
резервуара
В_оз,
т
В_вл, т V(max)_ч,
м3/ч
Режим
эксплуатации
Мазут
топочный
М-100
наземный
вертикальный без
обогрева
5000 5000 85 мерник

Продолжение исходных данных


CCDВ V_p, м3 N_p, шт.
Отсут. 1000 3

                       Табличные данные                Выбросы

У_1,
г/м3
У_2,
г/т
У_3,
г/т
К(max)_р G_хр К_нп М, г/с* G, т/год*
5.4 4.0 4.0 0.83 1.49 4.3 х
10(-3)
0.1058 0.0524

* Примечание. При расчетах ПДВ и ВСВ - учитывать класс опасности 4, ПДК_С12-19 = 1 мг/м3.


М = 5.4 х 0.83 х 85:3600 = 0.1058 г/с
                                         -6                 -3
G = (4.0 x 5000 + 4.0 x 5000) x 0.83 x 10  + 1.49 x 4.3 x 10   x 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-C5 (суммарно) и ароматических углеводородов (бензола, толуола, этилбензола, ксилолов, стирола) при их совместном присутствии в промышленных выбросах. Казанское ПНУ "Оргнефтехимзаводы", ЗАО "Любэкоп", МП "Белинэкомп", 1997.

5. Перечень и коды веществ, загрязняющих атмосферный воздух. - С.П.: НИИ Охраны атмосферного воздуха. Министерство охраны окружающей Среды и природных ресурсов РФ, Фирма "Интеграл". 1997

6. Дополнение N 9-38-96 к списку "Ориентировочные безопасные уровни воздействия (ОБУВ) загрязняющих веществ в атмосферном воздухе населенных мест". Утвержден Главным Государственным санитарным врачом Республики Беларусь от 23 февраля 1996 г.

7. Справочник химика. 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.


Приложения


Приложение 1


Предельно допустимые концентрации (ПДК) и ориентировочные безопасные уровни воздействия (ОБУВ) загрязняющих веществ в атмосферном воздухе населенных мест


Вещество Класс
опасности
ПДК м.р.
мг/м3
ПДК с.с.
мг/м3
ОБУВ
мг/м3
1 2 3 4 5
Углеводороды предельные алифатического ряда
Метан       50
Бутан 4 200    
Пентан 4 100 25  
Гексан 4 60    
Углеводороды непредельные
Этилен 3 3 3  
Пропилен 3 3 3  
Бутилен 4 3 3  
Амилен (смесь изомеров) 4 1.5 1.5  
Углеводороды ароматические
Бензол 2 1.5 0.1  
Толуол 3 0.6 0.6  
Этилбензол 3 0.02 0.02  
Ксилолы 3 0.2 0.2  
Изопропилбензол 4 0.014 0.014  
Прочие вещества
Спирт метиловый 3 1 0.5  
Спирт этиловый 4 5 5  
Спирт изобутиловый 4 0.1 0.1  
Серная кислота 2 0.3 0.1  
Уксусная кислота 3 0.2 0.06  
Ацетон 4 0.35 0.35  
Метилэтилкетон       0.1
Фурфурол 3 0.05 0.05  
Фенол 2 0.01 0.03  
Гидроперекись
изопропилбензола
2 0.007 0.007  
Этиленгликоль       1
Аммиак 4 0.2 0.04  
Сернистый ангидрид 3 0.5 0.05  
Сероводород 2 0.008    
Формальдегид 2 0.035 0.003  
Хлор 2 0.1 0.03  
Хлористый водород
(соляная кислота)
2 0.2 0.2  
Углеводороды предельные
алифатического ряда
С1-С10
4     25
Керосин       1.2
Масло минеральное
нефтяное
      0.05
Углеводороды предельные
С12-С19
4 1    
Уайт-спирит       1
Сольвент нафта       0.2
Скипидар 4 2 1  

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

Примечание 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_нк, °С
Плотность
жидкости
ро_ж, т/м3
Молекул. Масса
m
1 2 3 4 5
Бутан С4H10 -0.5 - 58.12
Пентан С5Н12 36.1 0.626 72.15
Гексан С6H14 68.7 0.660 86.18
Гептан С7Н16 98.4 0.684 100.21
Изооктан C8H18 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 C6H6 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 C8H10 138.35 0.861 106.17
Этилбензол C8H10 136.2 0.867 106.17
Изопропилбен-
зол
С9Н12 152.5 0.862 120.20
Спирт
метиловый
CH4O 64.7 0.792 32.04
Спирт этиловый С2Н6О 78.37 0.789 46.07
Спирт
изобутиловый
С4Н10О 108 0.805 74.12
Уксусная
кислота
C2H4O2 118.1 1.049 60.05
Ацетон С3Н6О 56.24 0.792 58.08
Метилэтилкетон C4H8O 79.6 0.805 72.10
Фурфурол С5Н4O2 161.7 1.159 96.09
Фенол C6H6O 182 - 94.11
Этиленгликоль С2Н6O2 197.2 1.114 62.07
Диэтиленгли-
коль
C4H10O3 244.33 1.118 106.12
Аммиак NH3 -33.35 - 17.03
Сернистый
ангидрид
SO2 -10.1 - 64.06
Сероводород H2S -60.8 - 34.08
Формальдегид CH2O -21 - 30.03
Хлор Cl2 -33.6 - 70.91
Хлористый
водород
HCl -85.1 - 36.46

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


Приложение 3


Константы уравнения Антуана некоторых веществ


Вещество Уравне-
ние
Интервал
температур, °С
Константы
от до А В С
1 2 3 4 5 6 7
Углеводороды предельные алифатического ряда
Бутан 2

2
-60

45
45

152
6.83029

7.39949
945.9

1299
240.0

289.1
Пентан 2 -30 120 6.87372 1075.82 233.36
Гексан 2 -60 110 6.87776 1171.53 224.37
Гептан 2 -60 130 6.90027 1266.87 216.76
Изооктан* 2 -15 131 6.8117 1259.2 221
Цетан 2 70 175 7.33309 2036.4 172.5
Углеводороды непредельные
Этилен 2 -70 9.5 7.2058 768.26 282.43
Пропилен 2

2
-47.7

0.0
0.0

91.4
6.64808

7.57958
712.19

1220.33
236.80

309.80
Бутилен 2 -67 40 6.84290 926.10 240.00
Амилен 2 -60 100 6.78568 1014.29 229.78
цис-Пентен-2 2 -60 82 6.87540 1069.47 230.79
транс-Пентен-2 2 -60 81 6.90575 1083.99 232.97
2-Метилбутен-1 2 -60 75 6.87314 1053.78 232.79
2-Метилбутен-2 2 -60 85 6.91562 1095.09 232.84
2-Метилбутен-3 2 -60 60 6.82618 1013.47 236.82
Углеводороды ароматические
Бензол 2

2
-20

5.5
5.5

160
6.48898

6.91210
902.28

1214.64
178.10

221.20
Толуол 1

2
-92

20
15

200
8.330

6.95334
2047.3

1343.94
-

219.38
о-Ксилол 2

2
25

50
50

200
7.35638

6.99891
1671.8

1474.68
231.0

213.69
м-Ксилол 2

2
25

45
45

195
7.36810

7.00908
1658.23

1462.27
232.3

215.11
п-Ксилол 2

2
25

45
45

190
7.32611

6.99052
1635.74

1453.43
231.4

215.31
Этилбензол 2

2
20

45
45

190
7.32525

6.95719
1628.0

1424.26
230.7

213.21
Изопропилбензол 2

2
25

60
60

200
7.25827

6.93666
1637.97

1460.79
223.5

207.78
Прочие вещества
Спирт метиловый 1 7 153 8.349 1835 -
Спирт этиловый* 2 - - 9.274 2239 273
Спирт
изобутиловый*
2 -9 116 8.7051 2058.4 246
Уксусная
кислота
1


2
-35


16.4
10


118
8.502


7.55716
2177.4


1642.54
-


233.39
Ацетон* 2 15 93 7.2506 1281.7 237
Метилэтилкетон 1 -15 85 7.754 1725.0 -
Фурфурол 2 - - 4.427 1052 273
Фенол 2

2
0

41
40

93
11.5638

7.86819
3586.36

2011.4
273

222
Этиленгликоль 1 25 90 8.863 2694.7 -
Диэтиленгликоль 1 80 165 8.1527 2727.3 -

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


Приложение 4


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


t_ж,
°C
Газ
Метан Этан Этилен Ацетилен Хлор Сероводо-
род
Диоксид
серы
Хлорис-
тый
водород
Аммиак
0 17000 9550 4190 550.0 204.0 203.0 12.50 1.850 1.560
5 19700 11800 4960 640.0 250.0 239.0 15.20 1.910 1.680
10 22600 14400 5840 730.0 297.0 278.0 18.40 1.970 1.800
15 25600 17200 6800 820.0 346.0 321.0 22.00 2.030 1.930
20 28500 20000 7740 920.0 402.0 367.0 26.60 2.090 2.080
25 31400 23000 8670 1010 454.0 414.0 31.00 2.150 2.230
30 34100 26000 9620 1110 502.0 463.0 36.40 2.200 2.410
40 39500 32200 - - 600.0 566.0 49.50 2.270 -
60 47600 42900 - - 731.0 782.0 83.90 2.240 -
80 51800 50200 - - 730.0 1030 128.0 - -
100 53300 52600 - - - 1120 - - -

Примечание. Значения постоянной К_г приняты по [10].


Приложение 5


Значения молекулярной массы паров (m) нефтей и бензинов


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

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


Приложение 6


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 Cl 35.457

Приложение 7


Значения опытных коэффициентов K_t


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

Приложение 8


Значения опытных коэффициентов К_р


Кате-
гория
Конструкция
резервуаров
K(max)_p
или K(ср)_p
Объем резервуара, V_p, м3
100 и
менее
200 - 400 700 -
1000
2000 и
более
1 2 3 4 5 6 7
Режим эксплуатации - "мерник". ССВ - отсутствуют
А Наземный
вертикальный
K(max)_р 0.90 0.87 0.83 0.80
    K(ср)_p 0.63 0.61 0.58 0.56
  Заглубленный K(max)_р 0.80 0.77 0.73 0.70
    K(ср)_p 0.56 0.54 0.51 0.50
  Наземный
горизонталь-
ный
K(max)_р 1.00 0.97 0.93 0.90
    K(ср)_p 0.70 0.68 0.65 0.63
Б Наземный
вертикальный
K(max)_р 0.95 0.92 0.88 0.85
    K(ср)_p 0.67 0.64 0.62 0.60
  Заглубленный K(max)_р 0/85 0.82 0.78 0.75
    K(ср)_p 0.60 0.57 0.55 0.53
  Наземный
горизонталь-
ный
K(max)_р 1.00 0.98 0.96 0.95
    K(ср)_p 0.70 0.69 0.67 0.67
В Наземный
вертикальный
K(max)_р 1.00 0.97 0.93 0.90
    K(ср)_p 0.70 0.68 0.650 0.63
  Заглубленный K(max)_р 0.90 0.87 0.83 0.80
    K(ср)_p 0.63 0.61 0.58 0.56
  Наземный
горизонталь-
ный
K(max)_р 1.00 1.00 1.00 1.00
    K(ср)_p 0.70 0.70 0.70 0.70
Режим эксплуатации - "мерник". ССВ - понтон
А, Б,
В
Наземный
вертикальный
K_p(max) 0.20 0.19 0.17 0.16
    K(ср)_p 0.14 0.13 0.12 0.11
Режим эксплуатации - "мерник". ССВ - плавающая крыша
А, Б,
В
Наземный
вертикальный
K(max)_р 0.13 0.13 0.12 0.11
    K(ср)_p 0.094 0.087 0.080 0.074
Режим эксплуатации - "буферная емкость"
А, Б,
В
Все типы
конструкций
К_р 0.10 0.10 0.10 0.10

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 (C_i, % массовый)


Компонент Растворители
N 646 N 647 N 648 N 649 РМЛ-218 РМЛ РМЛ-315 РИД РКВ-1
Ацетон 7 - - - - - - 3 -
Бутиловый
спирт
10 7.7 20 20 19 10 15 10 50
Бутилацетат 10 29.8 50 - 9 - 18 18 -
Ксилол - - - 50 23.5 - 25 - 50
Толуол 50 41.3 20 - 32.5 10 25 50 -
Этиловый
спирт
15 - 10 - 16 64 - 10 -
Этилцелло-
зольв
8 - - 30 3 16 17 - -
Этилацетат - 21.2 - - 16 - - 9 -
Летучая
часть
100 100 100 100 100 100 100 100  

Продолжение приложения 11


Компонент Растворители
РКБ-2 М Р-4 Р-219 АМР-3 РЛ-277 РЛ-278 РЛ-251
Ацетон - - 12 23 - - - -
Метилизобути-
лкетон
- - - - - - - 40
Бутиловый
спирт
95 5 - - 22 - 20 -
Бутилацетат - 30 12 - 25 - - -
Ксилол 5 - - - - - 30 -
Толуол - - 62 33 30 - 25 -
Этиловый
спирт
- 60 - - 23 - 15 -
Этилцелло-
зольв
- - - - - - 10 -
Этилацетат - 5 - - - - - -
Циклогексанон - - - 33 - 50 - 60
Этилгликоль-
ацетат
- - - - - 50 - -
Летучая часть 100 100 100 100 100 100 100 100

Продолжение приложения 11


Компонент Лаки
НЦ-221 НЦ-222 НЦ-223 НЦ-224 НЦ-218 НЦ-243 НЦ-52
Ацетон 3.4 - - - - - -
Бутиловый
спирт
16.6 7.4 10.05 8 6.3 11.1 33
Бутилацетат 12.5 7.2 12.06 10.2 6.3 7.4 -
Этилацетат 8.3 12.4 3.35 10.5 11.2 5.18  
Этиловый
спирт
8.3 12.2 - 34.05 11.2 7.4 1
Ксилол - - 16.75 10.3 16.45 - -
Толуол 33.2 36.3 16.75 - 16.45 37 -
Этилцелло-
зольв
- 2.5 8.04 - 2.1 5.92 -
Окситерпено-
вый
растворитель
- - - 1.95 - - -
Сольвент-на-
фта
- - - - - - 4
Формальдегид - - - - - - 0.76
Летучая
часть
83.3 78 68 75 70 74 38.76
Сухой
остаток
16.9 22 32 25 30 26 61.24

Продолжение приложения 11


Компонент Грунтовки Разравни-
вающая
жидкость
РМЕ
Распре-
делите-
льная
жидк-
кость
НЦ-313
Нитропо-
литура
НЦ-314
Полиро-
вочная
вода
N 18
НЦ-0140 ВНК
1 2 3 4 5 6 7
Ацетон - 2.3 - - - -
Бутиловый спирт 12 5.3 4 2 - 5
Бутилацетат 16 3.5 15 6.4 8.1 1
Этилацетат 12 9.4 20 5.2 - 2
Этиловый спирт 8 9.4 54 76.7 55.64 69
Ксилол - 17.8 - - - -
Толуол 16 20.6 - 3.6 8.7 -
Этилцеллозольв 12 17.7 - 3 13.6 -
Циклогексанон 4 - - - - -
Окситерпеновый
растворитель
- - 1 - - -
Бензин "галоша" - - - - - 20
Летучая часть 80 70 94 96.9 86 97
Сухой остаток 20 30 6 3.1 14 3

Продолжение приложения 11


Компонент Полиэфирные, поли- и нитроуретановые краски
ПЭ-246 ПЭ-265 ПЭ-
232
ПЭ-
220
ПЭ-
250М
УP-
277М
ПЭ-251В УР-
245М
Ацетон 1-2 1-2 29 31 38 - - -
Бугилацетат 5 5 - - - - - 26
Стирол 1-2 1-2 - - - - 3-5 -
Ксилол - - 1 1.5 1 5 1 16
Толуол - - 5 2.5 4 - 1 -
Метилизобутилкетон - - - - - - 8-11 -
Циклогексанон - - - - - 34 8-11 14
Этилгликольацетат - - - - - 26 - 15
Летучая часть 8 8 35 35 43 65 21-29 71
Сухой остаток 92 92 65 65 57 35 79-71 29

Продолжение приложения 11


Компонент Эмали
ПЭ-276 НЦ-25 НЦ-132П НЦ-1125 НЦ-257 НЦ-258 КВ-518 ПФ-115 ПФ-133 МС-17
Бутил ацетат 6 6.6 6.4 6 6.2 6.5 7 - - -
Этилцеллозольв - 5.28 6.4 4.8 4.96 - - - - -
Ацетон 2-4 4.62 6.4 4.2 4.34 - 19.6 - - -
Бутанол - 9.9 12 6 9.3 10.4 - - - -
Этанол - 9.9 16 9 6.2 5.85 - - - -
Толуол - 29.7 32.8 30 31 13 - - - -
Этилацетат - - - - - 0.75 - - - -
Стирол 2-1 - - - - - - - - -
Ксилол - - - - - 16.25 - 22.5 25 60
Сольвент - - - - - - 43.4 - - -
Уайтспирит - - - - - - - 22.5 - -
Циклогексанон - - - - - 3.25 - - - -
Летучая часть 9-10 66 80 60 62 65 70 45 50 60
Сухой остаток 91-90 34 20 40 38 35 30 55 50 40

Продолжение приложения 11


Компонент Шпатлевки, грунтовки
ПФ-002 НЦ-008 ХВ-005 ГФ-032
ГС,
ГФ-0163
ГФ-031 ГФ-032 ФЛ-03К
ФЛ-03Ж
ХС-010 АК-070 Клей
ХВК-2А
Ацетон - 4.5 8.5 - - - - 17.4 - 17.5
Бутилацетат - 9 4 - - - - 8 43.5 8.8
Толуол - 9 20.5 - - - - 41.6 17.4 35
Этанол - - - - - - - - 8.7 -
Бутанол - 1.5 - - - - - - 17.4 -
Ксилол - - - - 51 61 15 - - -
Сольвент 25 - - 25 - - - - - -
Этилацетат - 6 - - - - - - 8.7 -
Уайт-спирит - - - - - - 15 - - -
Летучая часть 25 30 33 32 51 61 30 67 87 70
Сухой остаток 75 70 67 68 49 39 70 33 13  



Приложение 12


Значения концентраций паров нефтепродуктов в резервуаре С_1, удельных выбросов У_2, У_3 и опытных коэффициентов К_нп


Нефтеп-
родукт
Климатическая зона К_нп
при t
20°С
1 2 3
С_1 У_3 У_2 С_1 У_2 У_3 С_1 У_2 У_3
г/м3 г/т г/т г/м3 г/т г/т г/м3 г/т г/т
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
Бензин
автомоб
.
777.6 639,60 880,0 972,0 780,0 1100,0 1176,12 967,2 1331,0 1,1
Бензин
авиаци-
он.
576.0 393,60 656,0 720,0 480,0 820,0 871,20 595,2 992,20 0,67
БР 288.0 205,00 344,0 344,0 360,0 250,0 430,0 435,60 310,0 0,35
Т-2 244.8 164,00 272,0 306,0 200,0 340,0 370,26 248,0 411,40 0,29
Нефрас 576.0 377,20 824,0 720,0 460,0 780,0 871,20 570,40 943,80 0,66
Уайт-
спирит
28,8 18,04 29,6 36,0 22,0 37,0 43,56 27,28 44,77 0,033
Изоок-
тан
221,76 98,4 232,0 277,20 120,0 290,0 335,41 148,80 350,90 0,35
Гептан 178,56 78,72 184,0 223,20 96,0 230,0 270,07 119,04 278,80 0,028
Бензол 293,76 114,8 248,0 367,20 140,0 310,0 444,31 173,60 375,10 0,45
Толуол 100,8 34,44 80,0 126,0 42,0 100,0 152,46 52,08 121,00 0,17
Этилбе-
нзол
37,44 10,66 28,0 46,80 13,0 35,0 56,63 16,12 42,35 0,067
Ксилол 31,68 9,02 24,0 39,6 11,0 30,0 47,92 13,64 36,30 0,059
Изопро-
пилбен-
зол
21,31 9,84 16,0 29,64 12,0 20,0 32,23 14,88 24,20 0,040
РТ
(кроме
Т-2)
5,18 2,79 4,8 6,48 3,4 6,0 7,84 4,22 7,26 5,4x10(-3
)
Соль-
вент
нефтя-
ной
8,06 3,94 6,96 10,08 4,8 8,7 12,20 5,95 10,53 8,2x10(-3
)
Керосин
технич.
9,79 4,84 8,8 12,24 5,9 11,0 14,81 7,32 13,31 10x10(-3)
Лигроин
приборн
.
7,2 2,36 5,86 9,0 4,1 7,3 10,89 5,08 8,83 7,3x10(-3
)
Керосин
осветит
.
6,91 3,61 6,32 8,64 4,4 7,9 10,45 5,46 9,56 7,1x10(-3
)
Дизель-
ное
топ.
2,59 1,56 2,08 3,14 1,9 2,6 3,92 2,36 3,15 2,9x10(-3
)
Печное
топливо
4,90 2,13 3,84 6,12 2,6 4,8 7,41 3,22 5,81 5,0x10(-3
)
Мотор-
ное
топливо
1,15 0,82 0,82 1,44 1,0 1,0 1,74 1,24 1,24 1,1x10(-3
)
Мазуты 4,32 3,28 3,28 5,4 4,0 4,0 6,53 4,96 4,96 4,3x10(-3
)
Масла 0,26 0,16 0,16 0,324 0,2 0,2 0,39 0,25 0,25 0,27x10(-
3)

Примечание. Значения Y_2 (осенне-зимний период года) принимаются равными - Y_3 (весенне-летний период) для моторного топлива, мазутов и масел.


Приложение 13


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


V_p, м3 Вид резервуара
Наземный Заглуб-
ленный
Горизон-
тальный
средства сокращения выбросов
отсутст. понтон пл.крыша ГОР
  1-я климатическая зона    
100 и
менее
0.18 0.040 0.027 0.062 0.053 0.18
200 0.31 0.066 0.044 0.108 0.092 0.31
300 0.45 0.097 0.063 0.156 0.134 0.45
400 0.56 0.120 0.079 0.196 0.170 0.56
700 0.89 0.190 0.120 0.312 0.270 -
1000 1.21 0.250 0.170 0.420 0.360 -
2000 2.16 0.420 0.280 0.750 0.650 -
3000 3.03 0.590 0.400 1.060 0.910 -
5000 4.70 0.920 0.620 1.640 1.410 -
10000 8.180 1.600 1.080 2.860 2.450 -
15000 и
более
11,99 2.360 1.590 4.200 3.600 -
2-я климатическая зона
100 и
менее
0.22 0.049 0.033 0.077 0.066 0.22
200 0.38 0.081 0.054 0.133 0.114 0.38
300 0.55 0.120 0.078 0.193 0.165 0.55
400 0.69 0.150 0.098 0.242 0.210 0.69
700 1.10 0.230 0.150 0.385 0.330 -
1000 1.49 0.310 0.210 0.520 0.450 -
2000 2.67 0.520 0.350 0.930 0.800 -
3000 3.74 0.730 0.490 1.310 1.120 -
5000 5.80 1.140 0.770 2.030 1.740 -
10000 10.10 1.980 1.330 3.530 3.030 -
15000 и
более
14.80 2.910 1.960 5.180 4.440 -
3-я климатическая зона
100 и
менее
0.27 0.060 0.041 0.095 0.081 0.27
200 0.47 0.100 0.066 0.164 0.142 0.47
300 0.68 0.157 0.096 0.237 0.203 0.68
400 0.85 0.180 0.121 0.298 0.260 0.85
700 1.35 0.280 0.180 0.474 0.410 -
1000 1.83 0.380 0.260 0.640 0.550 -
2000 3.28 0.640 0.430 1.140 0.980 -
3000 4.60 0.900 0.600 1.610 1.380 -
5000 7.13 1.400 0.950 1.640 2.140 -
10000 12.42 2.440 1.640 2.500 3.730 -
15000 и
более
18.20 3.580 2.410 4.340 5.460 -

Приложение 14


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


Наимено-
вание
нефтеп-
родукта
Концентрация компонентов С_i, % масс
углеводороды бензол толуол этилбе-
нзол
ксило-
лы
серово-
дород
предельные
С1-С10
непредель-
ные С2-С5
Сырая
нефть
99,16 - 0.35 0,22 - 0,11 0,06
Прямого-
нные
бензино-
вые
фракции:
             
62-86 99,05 - 0,55 0,40 - - -
62-105 93,90 - 5,89 0,21 - - -
85-105 98,64 - 0,24 1,12 - - -
85-120 97,61 - 0,05 2,34 - - -
85-180 99,25 - 0,15 0,35 - 0,25 -
105-140 95,04 - - 3,81 - 1,15 -
120-140 95,90 - - 2,09 - 2,01 -
140-180 99,57 - - - - 0,43 -
НК-180 99,45 - 0,27 0,18 - 0,10 -
Стабиль-
ный
катали-
зат
92,84 - 2,52 2,76 - 1,88 -
Уайт-
спирит
93,74 - 2,15 3,20 - 0,91 -
Бензин-
рафинад
98,88 - 0,44 0,42 - 0,26 -
А-76* 93,85 2,50 2,00 1,45 0,05 0,15 -
Аи-93* 92,68 2,50 2,30 2,17 0,06 0,29 -
Крекинг-
бензин
74,03 25,0 0,58 0,27 - 0,12 -
Ловушеч-
ный
продукт
С12-С19
------
98,31
- Сумма ароматических
--------------------
1,56
0,13
Керосин 99,84 - 0,10 0,06
Дизель-
ное
топливо
99,57 - 0,15 0,28
Мазут 99,31 - 0,21 0,48

______________________________

* - по данным разработчиков.


Приложение 15


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


Нефтепродукт Вид выброса* Конструкция резервуара Бак а/м,
С_б, г/м3
наземный С_р,
г/м3
заглублен.
С_р, г/м3
1-я климатическая зона  
Бензин
автомобильный
макс

оз

вл
464.0

205.0

248.0
384.0

172.2

255.0
-

344.0

412.0
Дизельное
топливо
макс

оз

вл
1.49

0.79

1.06
1.24

0.66

0,88
-

1.31

1,76
Масла макс

оз

вл
0.16

0.10

0.10
0.13

0.08

0.08
-

0.16

0.16
2-я климатическая зона
Бензин
автомобильный
макс

оз

вл
580.0

250.0

310.0
480.0

210.2

255.0
-

420.0

515.0
Дизельное
топливо
макс

оз

вл
1.86

0.96

1.32
1.55

0.80

1.10
-

1.6

2.2
Масла макс

оз

вл
0.20

0.12

0.12
0.16

0.10

0.10
-

0.20

0.20
3-я климатическая зона
Бензин
автомобильный
макс

оз

вл
701.8

310.0

375.1
580.0

260.4

308.5
-

520.0

623.1
Дизельное
топливо
макс

оз

вл
2.25

1.19

1.60
1.88

0.99

1.33
-

1.98

2.66
Масла макс

оз

вл
0.24

0.15

0.15
0.19

0.12

0.12
-

0.25

0.24

______________________________

* макс - максимальный выброс; оз - выброс в осенне-зимний период; вл - выброс в весенне-летний период.


Приложение 16


Давление насыщенных паров углеводородов, Па


Углеводороды
Темпера-
тура °С
н-бутан н-пентан н-гексан н-гептан н-октан н-нонан н-декан бутен-2 пентен-2
-30 44800 5098 956 174 31,5 7,5 - 22600 4860
-20 45500 9021 1587 386 78,9 17,9 - 36900 9690
-10 70000 15260 3480 789 179,6 49,8 8,6 57800 14700
0 - 24400 6110 1512 380,4 114,0 22,9 87100 23800
10 - 37750 10450 2737 748,8 234,5 54,4 - 37000
20 - 56410 17600 4712 1391,0 461,0 119,7 - 55400
25 - 68160 20350 6079 1859 633,0 174,5 - 67300
30 - 81770 25200 7763 2454 857,0 244,7 - 80750
m_i 58.12 72.15 86.18 100.20 114.23 128.25 149,29 56,08 70.13
K_i/5
для
C_i% об.
0.4028 1.0000 1.9908 4.3399 9.3131 17.7755 32.8690 0.3998 1.0000
К_i/5
для С_i
%мас
0.500 1.000 1.667 3.125 5.882 10.000 16.667 0.500 1.000

Приложение N 2

к приказу Госкомэкологии РФ

от 8 апреля 1998 г. N 199

ГАРАНТ:

Настоящая Методика должна быть переработана и унифицирована в 2008-2010 гг. 


Методика расчета
выбросов вредных веществ в атмосферу при сжигании попутного нефтяного газа на факельных установках
(утв. приказом Госкомэкологии РФ от 8 апреля 1998 г. N 199)


Введен в действие с 1 января 1998 г.



Сведения о документе


Разработан: Научно-исследовательским институтом охраны атмосферного воздуха.

Утвержден: приказом Государственного комитета Российской Федерации по охране окружающей среды (от 8 апреля 1998 г. N 199).

Введен: в действие с 01.01.98 г. сроком на пять лет для практического применения при учете и оценке выбросов загрязняющих веществ в атмосферу.


1. Введение


1.1. Настоящий документ:

(1) разработан в соответствии с Законом Российской Федерации "Об охране окружающей природной среды" с целью получения данных о выбросах загрязняющих веществ при сжигании попутного нефтяного газа на факельных установках;

(2) устанавливает методику расчета параметров выбросов загрязняющих веществ от факельных установок разного типа;

(3) распространяется на факельные установки, эксплуатируемые в соответствии с действующими проектными нормами;

1.2. Разработчики документа: канд. физ.-мат. наук Миляев В.Б., канд. геогр. наук Буренин Н.С., канд. физ.-мат. наук Елисеев В.С., канд. физ.-мат. наук Зив А.Д., канд. техн. наук Гизитдинова М.Р., канд. техн. наук Турбин А.С.


2. Ссылки на нормативные документы


2.1. Правила устройства и безопасной эксплуатации факельных систем, утвержденных Госгортехнадзором России от 21.04.92.

2.2. ГОСТ 17.2.1.04-77 Охрана природы. Атмосфера. Источники и метеорологические факторы загрязнения, промышленные выбросы. Термины и определения.

2.3. ОНД-86. Методика расчета концентраций в атмосферном воздухе вредных веществ, содержащихся в выбросах предприятий.


3. Основные понятия и определения


3.1. Факельная установка - устройство для сжигания в атмосфере, непригодного для использования в народном хозяйстве, попутного нефтяного газа (ПНГ); является одиночным источником загрязнения атмосферы.

3.1.1. Высотная факельная установка - установка в которой подача ПНГ под давлением в зону горения производится по вертикальному факельному стволу (трубе), высотой 4 м и более.

3.1.2. Горизонтальная факельная установка - открытый амбар с подачей попутного нефтяного газа под давлением в зону горения по горизонтальному факельному стволу (трубе); конструкция амбара обеспечивает выход горящего факела в атмосферу под углом 45°.

3.2. Продукты сгорания попутного нефтяного газа, покидающие факельную установку, а также несгоревшие компоненты, являются потенциальным источником загрязнения окружающей атмосферы вредными веществами.

Качественная и количественная характеристики выбросов вредных веществ определяется типом и параметрами факельной установки и составом сжигаемого ПНГ.

3.3. Конструкции высотных и горизонтальных факельных установок обеспечивают бессажевое горение попутного нефтяного газа при выполнении установленного "Правилами устройства и безопасной эксплуатации факельных систем", утв. Госгортехнадзором РФ от 21.04.92 следующего условия: скорость истечения сжигаемого газа должна превышать 0.2 от скорости распространения звука в газе.

3.4. Для оценки максимальных приземных концентраций загрязняющих веществ в атмосфере, источником которых являются факельные установки, настоящая методика предусматривает выполнение расчетов следующих параметров:

- мощности выброса вредных веществ;

- расхода выбрасываемой в атмосферу газовой смеси;

- высоты источника выброса над уровнем земли;

- средней скорости поступления в атмосферу газовой смеси;

- температуры выбрасываемой в атмосферу газовой смеси.


4. Исходные данные


4.1. Проектные характеристики факельной установки

d_0 - диаметр выходного сопла, м;

h_в - высота факельной трубы (для высотных факельных установок), м;

h_г - расстояние от выходного сопла до уровня земли (для горизонтальных факельных установок), м;

(h_г>0 для труб, проложенных выше уровня земли и h_г<0 в противном случае);

l_а - расстояние от выходного сопла до противоположной стены амбара (для горизонтальных факельных установок), м.

4.2. Измеряемые характеристики

4.2.1. Объемный расход W_v (м3/с) сжигаемого на факельной установке ПНГ;

4.2.2. Скорость истечения ПНГ U, м/с.

4.2.3. Состав сжигаемого ПНГ V_i (% об):

- метан СН4;

- этан С2Н6;

- пропан С3Н8;

- бутан С4H10;

- пентан C5H12;

- гексан C6H14

- гептан С7Н16

- азот N2;

- диоксид углерода СO2;

- сероводород H2S (и/или меркаптаны).


5. Оценка производительности факельной установки


5.1. Объемный расход W_v (м3/с) и скорость истечения U (м/с), сжигаемого на факельной установке попутного нефтяного газа измеряется экспериментально, либо, при отсутствии прямых измерений, W_v рассчитывается по формуле:


                                2
              W  = 0.785 x U x d  ,                               (5.1.1)
               v                0

где U  - скорость истечения ПНГ из выходного сопла  факельной  установки,
         м/с (по результатам измерений);
    d  - диаметр  выходного  сопла, м   (по  проектным  данным  факельной
     0   установки).

При отсутствии прямых измерений скорость истечения U принимается в соответствии с "Правилами устройства и безопасной эксплуатации факельных систем" 1992 г. равной

при достоянных сбросах:


           U = 0.2 x U                                            (5.1.2)
                      зв

при периодических и аварийных сбросах:


           U = 0.5 х U  ,                                         (5.1.3)
                      зв

где U   - скорость распространения звука в ПНГ,  рассчитываемая  согласно
     зв   Приложению Г.

5.2. Массовый расход W_g (кг/ч) сбрасываемого на факельной установке газа рассчитывается по формуле:


                     2
    W  = 2826 х U х d   х ро ,                                     (5.2)
     g               0      г

где ро  - плотность  ПНГ,  кг/м3,  (измеряется  экспериментально,    либо
      г   рассчитывается по объемным долям V_i (% об) и   плотностям ро_i
         (кг/м3) компонентов - см. Приложение А).

5.3. Объемный расход продуктов сгорания, покидающих факельную установку, W_пр (м3/с):


                             273 + Т
                                    г
         W   = W x  V   x (-----------) ,                              (5.3)
          пр    v    пс        273

где W  - объемный расход (м3/с) сжигаемого на  факельной  установке  ПНГ,
     v   рассчитываемый по формуле (5.1.1);
    V  - объем продуктов  сгорания (м3/м3),  рассчитываемый по  формуле 3
     пс  Приложения В;
    Т  - температура горения, рассчитываемая согласно п. 8.3
     г

6. Расчет мощности выбросов вредных веществ в атмосферу


6.1. Расчет физико-химических характеристик сжигаемого попутного нефтяного газа.

6.1.1. Расчет плотности ро_г, кг/м3 (формула 1 Приложения А).

6.1.2. Расчет условной молекулярной массы мю_г, кг/моль (формула 2 Приложения А).

6.1.3. Расчет массового содержания химических элементов (% масс.) в ПНГ (формулы 3 и 4 Приложения А).

6.1.4. Расчет числа атомов элементов в условной молекулярной формуле ПНГ (формулы 5 и 6 Приложения А).

6.2. Расчет физико-химических характеристик влажного воздуха.

Для заданных метеоусловий:

- температура t°,С;

- давление Р, мм.рт.ст.;

- относительная влажность фи (в долях или %).

6.2.1. Определение массового влагосодержания d (кг/кг) влажного воздуха по номограмме (Приложение Б1).

6.2.2. Расчет массовых долей компонентов во влажном воздухе (формулы 2 и 3 Приложения Б).

6.2.3. Расчет количества атомов химических элементов в условной молекулярной формуле влажного воздуха (табл. 3. Приложения Б).

6.2.4. Расчет плотности влажного воздуха ро_в.в, кг/м3 (формула 5 Приложения Б).

6.3. Расчет стехиометрической реакции горения попутного нефтяного газа в атмосфере влажного воздуха.

6.3.1. Расчет мольного стехиометрического коэффициента М (формула 2 Приложения В).

6.3.2. Определение теоретического количества влажного воздуха V_в.в (м3/м3), необходимого для полного сгорания 1 м3 ПНГ (п. 3 Приложения В).

6.3.3. Расчет количества продуктов сгорания V_пс (м3/м3), образующихся при стехиометрическом сгорании 1 м3 ПНГ в атмосфере влажного воздуха (формула 3 Приложения В).

6.4. Проверка выполнения условий бессажевого горения попутного нефтяного газа на факельной установке.

6.4.1. Расчет скорости распространения звука в сжигаемой газовой смеси U_зв (м/с) (формула 1 Приложения Г или графики 1-4 Приложения Г).

6.4.2. Проверка выполнения условия бессажевого горения:


            U    >= 0.2 U                                           (6.1)
             ист         зв

6.5. Определение удельных выбросов вредных веществ на единицу массы сжигаемого попутного нефтяного газа (кг/кг).

6.5.1. Для оценок мощности выбросов, оксида углерода, оксидов азота (в пересчете на диоксид азота), а также сажи в случае невыполнения условия бессажевого сжигания используются опытные значения удельных выбросов на единицу массы сжигаемого газа [4], представленные в нижеследующей таблице:


Таблица 6.1


Удельные выбросы (кг/кг) Бессажевое сжигание Сжигание с выделением
сажи
q_СО

q_NOx

q_сажи

бенз(а)пирен
2 x 10(-2)

3 x 10(-3)

-

2 x 10(-11)
0.25

2 x 10(-3)

3 x 10(-2)

8 x 10(-11)

В случае сжигания серосодержащего попутного нефтяного газа удельный выброс диоксида серы рассчитывается по формуле:


                        s
         q    = мю    ------,                                       (6.2)
          SO2     SO2  мю
                         г

где мю_SO2 - молекулярная масса SО2, мю_г - условная молекулярная масса горючего, s - количество атомов серы в условной молекулярной формуле попутного нефтяного газа (см. Приложения А, А1).

При необходимости определения выбросов СО2, N2, O2, Н2O следует руководствоваться формулами, приводимыми в приложении Е.

Вредные вещества при сжигании попутного нефтяного газа попадают в атмосферу также за счет недожога газа. Коэффициент недожога определяется или экспериментально для факельных установок определенной конструкции, или полагается равным 0.0006 при бессажевом сжигании и 0.035 в противном случае.

Удельные выбросы углеводородов (в пересчете на метан), а также содержащихся в газе сернистых соединений, таких как сероводород и меркаптаны, определяются по общей формуле:


(Уд.выброс) = 0.01 x (коэф. недожога) x (массовая доля в %)         (6.3)

7. Расчет максимальных и валовых выбросов вредных веществ


7.1. Расчет максимальных выбросов вредных веществ в (г/сек):


           W   = 0.278 x q  x W ,                                   (7.1)
            gi            i    g

где q  - удельный   выброс   i-го   вредного вещества на единицу   массы
     i   сжигаемого газа (кг/кг) (Приложение Д);
    W  - массовый   расход   сбрасываемого  на факельной установке  газа
     g   (кг/час)(см. формулу 5.2).

7.2. Расчет валовых выбросов вредных веществ за год (т/год):


            W  (t) = 0.001 x q  x W  x t,                           (7.2)
             gi               i    g

где обозначения те же, что и в п. 7.1, a t - продолжительность работы факельной установки в течение года в часах.


8. Расчет параметров факельной установки как потенциального источника загрязнения атмосферы


8.1. Расчет высоты источника выброса загрязняющих веществ в атмосферу над уровнем земли, Н(м)

8.1.1. Для высотных факельных установок:


               Н  = h  + L  ,                                      (8.1)
                в    в    ф


где h  (м) - высота  факельной трубы (устанавливается по проектным данным
     в       высотной факельной установки);
    L  (м) - длина   факела (рассчитывается  по формуле (1) Приложения Ж,
     ф       либо определяется по номограммам Приложения Ж.

8.1.2. Для горизонтальный# факельных установок:


          Н  = 0.707(L  - l ) +- h ,                                (8.2)
           г          ф    a      г

где l (м) - расстояние от сопла трубы до противоположной стены амбара;
     a
    h (м) - расстояние выходного сопла от уровня земли (со знаком "плюс",
     г      если труба выше уровня земли, и со знаком "минус" в противном
            случае);
    0.707 - коэффициент, учитывающий угол отклонения факела от вертикали.

8.1.3. Длина факела рассчитывается согласно Приложению Ж.

8.2. Расчет расхода и средней скорости поступления в атмосферу газовой смеси (продуктов сгорания)


8.2.1. Объемный расход продуктов сгорания, покидающих факельную установку, W_пр (м3/с) рассчитывается по формуле (5.3).

8.2.2. Средняя скорость поступления в атмосферу продуктов сгорания попутного нефтяного газа рассчитывается по формуле:


                              2
             W   = 1.274 W  /D   (м/с),                              (8.3)
              пс          пр  ф

где D (м) - диаметр факела.
     ф

D_ф рассчитывается по формуле:


    D  = 0.189 L ,                                                  (8.4)
     ф          ф

где L  - длина факела (Приложение Ж).
     ф

8.3. Расчет температуры выбрасываемой в атмосферу газовой смеси


8.3.1. Расчет удельных выбросов Н2О, N2 и О2 на единицу массы сжигаемого ПНГ (кг/кг) (Приложение Е).

8.3.2. Расчет низшей теплоты сгорания сжигаемого газа Q_нг (ккал/м3) (Приложение 3).

8.3.3. Расчет доли энергии, теряемой за счет радиации факела Дельта:


                               0.5
              Дельта = 0.048 мю    ,                                (8.5)
                               г

где мю  - условная молекулярная масса ПНГ (Приложение А).
      г

8.3.4. Расчет количества теплоты в продуктах сгорания попутного нефтяного газа для трех значений температуры горения Т°К (например, T_1 = 1500°К; Т_2 = 1900°К; Т_3 = 2300°К) Q_пс (ккал):


     Q   = Сумма q  x С (Т) x (Т - 293) ,                           (8.6)
      пс     i    i    р

где q (кг) - масса i-го    компонента    продуктов   сгорания 1 м3    ПНГ
     i       (Приложение Е);
    С (Т)  - средние   массовые   изобарные    теплоемкости  составляющих
     p      продуктов сгорания (таблица 3 Приложения В1).

8.3.5. Построение графика Q_пс (T).

8.3.6. Определение величины Т по графику Q_пс (Т), исходя из условия:


      Q  (Т)  = Q  х (1 - Дельта).                                  (8.7)
       пс        н

8.3.7. Определение температуры выбрасываемой в атмосферу газовой смеси:


        Т  = Т - 273, °С.
         г

Приложение А.


Расчет физико-химических характеристик попутного нефтяного газа (п. 6.1)


1. Расчет плотности ро_г (кг/м3) ПНГ по объемным долям V_1 (% об.) (п. 6.1.1) и плотности ро_i (кг/м3) (таблица 3 Приложения А1) компонентов:


          ро = 0.01 Сумма V  x ро .                                   (1)
            г         i    i     i

2. Расчет условной молекулярной массы ПНГ мю_г, кг/моль (п. 6.1.2):


          мю  = 0.01 Сумма V  x мю ,                                  (2)
            г          i    i     i

где мю    - молекулярная    масса    i-го    компонента ПНГ    (таблица 2
      i     Приложения А1).

3. Расчет массового содержания химических элементов в попутном газе (п. 6.1.3):

Массовое содержание j-го химического элемента в ПНГ сигма_j (% масс.) рассчитывается по формуле:


    сигма  = Сумма сигма  х сигма  ,                                  (3)
         j     i        i        ij

где сигма   - содержание   (% масс.)   химического    элемента  j в i-том
          ij  компоненте ПНГ (таблица 4 Приложения А1);
    сигма   - массовая доля i-го компонента в ПНГ;
         i
    сигма   - рассчитывается поформуле:
         i

               сигма  = 0.01 V  х ро /ро .                            (4)
                    i         i     i   г

Примечание: если выбросы углеводородов определяются в пересчете на метан, вычисляется также массовая доля углеводородов, пересчитанных на метан:


сигма(Сумма   )  = Сумма б  х мю  /мю                                 (5)
           CH4 i          i     i    CH4

При этом суммирование осуществляется только по углеводородам, не содержащим серу.

4. Расчет числа атомов элементов в условной молекулярной формуле попутного газа (п. 6.1.4):

Количество атомов j-го элемента K_j рассчитывается по формуле:


                       сигма
                            j
             К  = 0.01 ------ x мю .                                  (5)
              j         мю        г
                          j

Условная молекулярная формула попутного нефтяного газа записывается в виде:


           C  H  S  N  O  ,                                           (6)
            c  h  s  n  o

где с = К , h = K , s = K , n = K , о = K , рассчитываются по формуле
         c       h       s       n       o
(5).

Приложение А1.


Справочные данные, необходимые для расчетов физико-химических характеристик попутного нефтяного газа


1. Атомные массы химических элементов, входящих в состав попутного газа


Таблица 1.


Химический
элемент
Углерод С Водород Н Сера S Азот N Кислород O
Атомная
масса
12.011 1.008 32.066 14.008 16.000

2. Молекулярные массы основных компонентов ПНГ и коэффициенты г_i пересчета углеводородов на метан


Таблица 2.


/--------------------------------------------------------------------------------------------------\
| Компонент | Метан  | Этан  |Пропан |  n-,   | Пентан | Гексан | Гептан |Сероводо-|Диоксид|Азот N2|
|           |  СН4   | С2Н6  | С3Н8  |i-бутан | С5Н12  | C6H14  | C7H16  |   род   |углеро-|       |
|           |        |       |       | С4Н10  |        |        |        |   H2S   | да СО |       |
|-----------+--------+-------+-------+--------+--------+--------+--------+---------+-------+-------|
|Молекуляр- | 16.043 | 30.07 |44.097 | 58.124 | 72.151 | 86.066 |100.077 | 34.082  |44.011 |28.016 |
| ная масса |        |       |       |        |        |        |        |         |       |       |
|   мю_i    |        |       |       |        |        |        |        |         |       |       |
|  кг/моль  |        |       |       |        |        |        |        |         |       |       |
|-----------+--------+-------+-------+--------+--------+--------+--------+-------------------------/
|   г_i =   |  1.00  | 1.87  | 2.75  |  3.62  |  4.50  |  5.36  |  6.24  |
|мю_i/мю_CH4|        |       |       |        |        |        |        |
\------------------------------------------------------------------------/

3. Плотность ро_i (кг/м3) основных компонентов ПНГ


Таблица 3.


Компонент Метан
СН4
Этан
С2Н6
Пропан
С3Н8
n-,
i-бутан
С4Н10
Пентан
С5Н12
Гексан
С6Н14
Гептан
C7H16
Серово-
дород
H2S
Диоксид
углерода
СО2
Азот N2
Плотность
ро_i,
кг/м3
0.716 1.342 1.969 2.595 3.221 3.842 4.468 1.522 1.965 1.251

4. Содержание (% масс.) химических элементов в основных компонентах ПНГ


Таблица 4.


Компонент Содержание химических элементов в компонентах (%масс)
С Н S О N
СН4 74.87 25.13 - - -
С2Н6 79.89 20.11 -   -
С3Н8 81.71 18.29 - - -
С4Н10 82.66 17.34 - - -
С5Н12 83.24 16.76 - - -
С6Н14 83.73 16.27 - - -
С7Н16 84.01 15.99 - - -
H2S - 5.92 94.08 - -
СО2 27.29 - - 72.71 -
N2 - - - - 100

Приложение А2.


Примеры расчетов физико-химических характеристик попутного нефтяного газа


Попутный нефтяной газ Южно-Сургутского месторождения (бессернистый)
Компонентный состав V_i (% об):


Таблица 1.1.


Компонент СН4 С2Н6 С3Н8 iC4H10 nС4Н10 iC5H12 nС5Н12 СO2 N2
V_i (%
об)
88.47 1.78 2.50 0.77 1.49 0.34 0.32 0.15 1.07

Расчет плотности ро_г (кг/м3)


Таблица 1.2.


Компонент CH4 С2Н6 С3Н8 iC4H10 nС4Н10 iC5H12 nС5Н12 CO2 N2
0,01V_i
ро_i
0.634 0.038 0.091 0.021 0.040 0.012 0.011 0.003 0.013

   ро  = 0.01 х Сумма V  х ро  = 0.863 кг/м3.
     г            i    i     i

Расчет условной молекулярной массы мю_г (кг/моль)


Таблица 1.3.


Компонент СН4 С2Н6 С3Н8 iC4H10 nС4Н10 iC5H12 nС5H12 СO2 N2
0,01V_i
мю_i
14.193 0.535 1.984 0.448 0.866 0.245 0.231 0.066 0.3

     мю  = 0.01 х Сумма V  x мю  = 18.868 кг/моль.
       г            i    i     i

Расчет массового содержания химических элементов в ПНГ


Таблица 1.4.


Компонент CH4 С2Н6 С3Н8 iC4H10 nС4H10 iC5H12 nС5H12 СO2 N2
сигма_i = 0.01
х
V_i ро_i/ро_г
0.735 0.044 0.109 0.024 0.047 0.014 0.013 0.003 0.016

Таблица 1.5.


Компонент CH4 С2Н6 C3Н8 iC4H10 nС4Н10 iC5H12 nС5Н12 CO2 N2 сумма
сигма_j =
сумма
i
сигма_i x
сигма_ij
C 55.03 3.52 8.91 1.98 3.89 1.17 1.08 0.08 - 75.66
H 18.47 0.88 1.99 0.42 0.81 0.23 0.22 - - 23.02
N - - - - - - - - 1.6 1.60
O - - - - - - - 0.22 - 0.22

Расчет числа атомов элементов в условной молекулярной формуле попутного нефтяного газа Южно-Сургутского месторождения


Таблица 1.6.


Элемент C Н N O
сигма_j
K_j = 0.01 ------- мю_г
мю_j
1.207 4.378 0.0219 0.0027

Условная молекулярная формула ПНГ Южно-Сургутского месторождения:


 C       H      N       O
  1.207   4.378  0.0219  0.0027

Уточним условную молекулярную массу:


     мю  = Cумма К  х мю  = 19.260
       г          j     j

Приложение Б.


Расчет физико-химических характеристик влажного воздуха для заданных метеоусловий (п. 6.2)


1. Условная молекулярная формула для сухого воздуха


           O      N
            0.421  1.586,                                            (1)

чему соответствует условная молекулярная масса


         мю     = 28.96 кг/моль
           с.в.

и плотность


         ро    = 1.293 кг/м3.
           с.в.

2. Массовое влагосодержание влажного воздуха d (кг/кг) для заданной относительной влажности фи и температуры t,°C при нормальном атмосферном давлении определяется по номограмме Приложения Б1 (п. 6.2.1).

3. Массовые доли компонентов во влажном воздухе (п. 6.2.2):


                               1
- сухого воздуха сигма     = ------;                                  (2)
                       с.в.   1 + d

                           d
- влаги (Н2О) сигма    = ------.                                      (3)
                   Н2О   1 + d

4. Содержание (% масс.) химических элементов в компонентах влажного воздуха


Таблица 1.


Компонент Содержание химических элементов (%масс)
О N Н
Сухой воздух
О_0.421 N_1.586
23.27 76.73 -
Влага Н2О 88.81 - 11.19

5. Массовое содержание (% масс.) химических элементов во влажном воздухе с влагосодержанием d


Таблица 2.


Компонент Сухой воздух
О_0.421 N_1.586
Влага Н2О Сумма
сигма_i О 23.27
______
1 + d
88.81 d
______
1 + d
23.27 + 88.81d
__________
1 + d
N 76.73
______
1 + d
- 76.73
______
1 + d
Н - 11.19d
______
1 + d
11.19d
______
1 + d

6. Количество атомов химических элементов в условной молекулярной формуле влажного воздуха (п. 6.2.3)


Таблица 3.


Элемент O N H
К_j 0.421 + 1.607d
__________
1 + d
1.586
______
1 + d
3.215d
______
1 + d

Условная молекулярная формула влажного воздуха:


           О  х N   x H                                               (4)
            Ко   Кn    Kh

5.# Плотность влажного воздуха в зависимости от метеоусловий. При заданной температуре влажного воздуха t,°C, барометрическим давлении Р, мм.рт.ст. и относительной влажности фи плотность влажного воздуха рассчитывается по формуле:


                (Р - 0.3783 x Р ) х 273.2          Р - 0.3783 х Р
                               п                                 п
  ро    = 1.293 -------------------------- = 0.4648 ----------------  (5)
    в.в.             760 х (273.2 + t)                  273.2 + t

где Р  - парциальное давление паров воды в воздухе, зависящее от t и фи;
     п   определяется по номограмме Приложения Б1.

Приложение Б1.


Диаграммы "i-d" для влажного воздуха.


На диаграмму на рис. 1 нанесены изолинии энтальпий i, температур t,°C и относительной влажности фи, а также зависимости парциального давления водяного пара Р_п от влагосодержания d.

Диаграмма построена для давлений 745 - 760 мм.рт.ст.

Точки диаграммы, лежащие на кривой фи = 1 (100%), определяют состояние насыщенного воздуха. Точки, лежащие под кривой фи = 1, соответствуют состоянию насыщенного воздуха, содержащего, кроме насыщенного пара, частицы капельно-жидкой воды или льда. Точки, лежащие над кривой фи = 1, характеризуют состояние насыщенного воздуха.

Под кривой фи = 1 и над изотермой t = 0°С находится область тумана; по другую сторону изотермы t = 0°C, ниже ее, расположена область ледяного тумана.


Приложение Б2.


Пример расчета физико-химических характеристик влажного воздуха для заданных метеоусловий


Заданы температура t = 20°С, относительная влажность фи = 0.60 (60%) воздуха и давление Р = 760 мм рт. ст.

По номограмме (Приложение Б1) определяется влагосодержание d = 0.0087 кг/кг и парциальное давление водяного пара Р_п = 11 мм.рт.ст.

Расчет количества атомов химических элементов в условной молекулярной формуле влажного воздуха:


           0.421 + 1.607d
    К   = --------------- = 0.431;
     о         1 + d

          1.586
    К  = ------ = 1.572;
     n    1 + d

          3.215d
    K  = ------- = 0.028.
     h    1 + d

Условная молекулярная формула влажного воздуха для заданных метеоусловий:


            О      N      H
             0.431  l.572  0.028

Плотность влажного воздуха:


                               Р
                    Р - 0.3783  п
   ро     = 0.4648 ----------------- = 1.20 кг/м3.
     в.в.              273.2 + t

РИС. 1. ДИАГРАММА ХАРАКТЕРИСТИК ВЛАЖН. ВОЗДУХА (ПРИКАЗ N 199)

Приложение В.


Расчет стехиометрической реакции горения попутного нефтяного газа в атмосфере влажного воздуха (п. 6.3).


1. Стехиометрическая реакция горения записывается в виде:


РИС. 1. СТЕХИОМЕТРИЧЕСКАЯ РЕАКЦИЯ ГОРЕНИЯ (ПРИКАЗ N 199)

2. Расчет мольного стехиометрического коэффициента М по условию полного насыщения валентности (полностью завершенной реакции окисления):


РИС. 2. РАСЧ. МОЛЬН. СТЕХИОМЕТРИЧ. КОЭФФИЦИЕНТА (ПРИКАЗ N 199)

3. Определение теоретического количества влажного воздуха V_в.в. (м3/м3), необходимого для полного сгорания 1 м3 ПНГ.

В уравнении стехиометрической реакции горения мольный стехиометрический коэффициент М является и коэффициентом объемных соотношений между горючим (попутный нефтяной газ) и окислителем (влажный воздух); для полного сгорания 1 м3 ПНГ требуется М м3 влажного воздуха.

4. Расчет количества продуктов сгорания V_пс (м3/м3), образующихся при стехиометрической сгорании 1 м3 ПНГ в атмосфере влажного воздуха:


   V   = c + s + 0.5 [h + n + M(k  + k )] ,                          (3)
    пс                           h    n

где с, s, h, n и k_h, k_n соответствуют условным молекулярным формулам ПНГ и влажного воздуха соответственно.


Приложение В1.


Справочные данные, необходимые для расчетов тепло-физических характеристик попутного нефтяного газа


1. Показатель адиабаты К для компонентов ПНГ.


Таблица 1.


Компонент СН4 С2Н6 С3Н8 C4H10 С5Н12 С6Н14 С7H16 CO2 N2 H2S
Показатель
адиабаты К
1.31 1.21 1.13 1.10 1.08 1.07 1.06 1.30 1.40 1.34

2. Низшая теплота сгорания горючих компонентов ПНГ Q_нi, ккал/м3


Таблица 2.


Компонент СН4 С2Н6 С3Н8 С4Н10 С5Н12 С6Н14 C7H16 H2S
Q_нi, ккал/м3 8555 15226 21795 28338 34890 44700 51300 5585

3. Средние массовые изобарные теплоемкости составляющих продуктов сгорания, определяемые в интервале от 293°К до Т°К (ккал/кг x град).


Таблица 3.


Компонент СO2 Н2O СО NO N2 O2 CH4 H2S
Температура
Т°К
1100 0.263 0.500 0.266 0.254 0.263 0.244 0.844 0.280
1500 0.279 0.543 0.276 0.263 0.273 0.252 0.967 0.302
1900 0.289 0.563 0.283 0.269 0.280 0.258 1.060 0.323
2300 0.297 0.589 0.288 0.274 0.285 0.263 1.132 0.345

Приложение В2.


Примеры расчетов


Расчет стехиометрической реакции горения попутного нефтяного газа в атмосфере влажного воздуха.


Пример 1.


Попутный нефтяной газ Южно-Сургутского месторождения


          C      H      N       O
           1.207  4.378  0.0219  0.0027

сгорает в атмосфере влажного воздуха


          O      N      H      х (t = 20°С, фи = 60%)
           0.431  1.572  0.028

в соответствии со стехиометрической реакцией:


  C      H      N       O         MO      N      H       =
   1.207  4.378  0.0219  0.0027 +   0.431  1.572  0.028

= n    CO2 + n    Н2О + n   N2                                      (1.1)
   CO2        H2O        N2

Расчет мольного стехиометрического коэффициента М:


         -4 х 1.207 - 1 х 4.378 + 2 х 0.0027
  М = - ------------------------------------- = 11.03               (1.2)
               2 х 0.431 - 1 х 0.028

Теоретическое количество влажного воздуха, необходимое для полного сгорания 1 м3 ПНГ Южно-Сургутского месторождения, составляет 11.03 м3.


         n   = с = 1.207;
          CO2

         n    = 0.5(h + Mk ) = 2.344;
          H2O             h

         n  = 0.5(n + Mk ) = 8.681.
          N2            n

Объем продуктов сгорания при стехиометрическом горении равен:


      V  = c + s + 0.5 [h + n + M(k  + k )] =
       пс                          h    n

     = 1.207 + 0.5 [4.378 + 0.0219 + 11.03(0.028 + 1.572)] =

      = 12.23 м3/м3.

Пример 2.


Попутный нефтяной газ Бугурусланского месторождения (серосодержащий) C_1.489 Н_4.943 S_0.110 О_0.0160 сгорает в атмосфере влажного воздуха O_0.431 N_1.572 H_0.028 (t = 20°С, фи = 60%) в соответствии со стехиометрической реакцией:


 C      H      S       O        + MO      N      H
  1.489  4.943  0.0110  0.0160      0.431  1.572  0.028 =

     = n   СО2 + n    Н2O + n  N2                                  (2.1)
        CO2       H2O        N2

Расчет мольного стехиометрического коэффициента М:


         -4 x 1.489 - 1 x 4.943 - 2 x 0.0110 + 2 x 0.0160
   М = - ------------------------------------------------- = 13.056 (2.2)
                        2 x 0.431 - 1 x 0.028

     n   = с = 1.489;
      CO2

    n    = 0.5(h + Mk ) = 2.660;
     H2O             h

    n   = s = 0.011.
     SO2

    n  = 0.5(n + Mk ) = 10.576.
     N2            n

Теоретическое количество влажного воздуха, необходимое для полного сгорания 1 м3 ПНГ Бугурусланского месторождения, составляет 13.056 м3.

Объем продуктов сгорания при стехиометрическом горении равен:


V  = 1.489 + 0.0110 + 0.5[4.943 + 13.056(0.028 + 1.572)] = 14.74 м3/м3.
 пс

Приложение Г.


Расчет скорости распространения звука в сжигаемой газовой смеси U_зв (м/с) (п. 6.4)


Скорость распространения звука в сжигаемой газовой смеси U_зв (м/с) рассчитывается по формуле:


                 (Т  + 273)  0.5
                   0
    U  = 91.5 [К ----------]    ,                                     (1)
     зв             мю
                      г

где Т , °С - температура ПНГ;
     0
    мю  - условная молекулярная масса сжигаемой газовой смеси;
      г
    К  - показатель адиабаты для сжигаемой газовой смеси или определяется
         по графикам на рис. 2-3 Приложения Г,  где  расчеты  произведены
         для четырех значений Т_0, °С (0°С; 10°С; 20°С и 30°С).

Показатель адиабаты К для ПНГ рассчитывается по значениям показателя адиабаты K_i для компонентов (таблица 1 Приложения В1) как средневзвешенное


       К = 0.01 Сумма V x K ,                                         (2)
                  i    i   i

где V  (%об.) - объемная доля i-го компонента ПНГ.
     i

Приложение Г1.


Пример расчета скорости распространения звука в сжигаемой газовой смеси U_зв (м/с)


Попутный нефтяной газ Южно-Сургутского месторождения. Компонентный состав V_i (%об.) - см. таблицу 1.1. Прил. А2. Показатель адиабаты


       К = 0.01 Сумма V  K  = 1.292
                  i    i  i

Скорость распространения звука при Т_0 = 20°С:


                   (Т  + 273)
                     0         0.5
    U   = 91.5 [К -----------]    = 406 м/с
     зв              мю
                       г

(мю_г = 19.210, см. таблицу 1.3. Приложения А2.)

Такое же значение U_зв дает график Приложения Г для Т_0 = 20°С.


РИС. 2. СКОРОСТЬ ЗВУКА В СЖИГАЕМОЙ СМЕСИ (ПРИКАЗ N 199)
РИС. 3. СКОРОСТЬ ЗВУКА В СЖИГАЕМОЙ СМЕСИ (ПРИКАЗ N 199)

Приложение Д.


Примеры расчета выбросов вредных веществ при сжигании попутного нефтяного газа


1. Попутный нефтяной газ Южно-Сургутского месторождения. Объемный расход газа W_v = 432 000 м3/сутки = 5 м3/с. Сжигание бессажевое. Плотность газа (см. приложение А) ро_г = 0.863 кг/м3. Массовый расход равен (5.2.1):


          W  = 3600 х ро х W  = 15534 (кг/час).
           g            г   v

В соответствие с формулой (7.1.1) и таблицей 6.1 выбросы вредных веществ в г/с составляют:

СО - 86.2 г/с; NО_х - 12.96 г/с;

бенз(а)пирен - 0.1 х 10(-6) г/с.

Для вычисления выбросов углеводородов в пересчете на метан определяется массовая их доля, исходя из таблиц А.2 и А.1.6. Она равна 120%. Недожог равен 6х10(-4). Т.о. выброс метана составляет


                 0.01 х 6 х 10(-4) х 120 х 15534 = 11.2 г/с

Сера в ПНГ отсутствует.

2. Попутный нефтяной газ Бугурусланского месторождения с условной молекулярной формулой C_1.489 Н_4.943 S_0.011 O_0.016. Объемный расход газа W_v = 432 000 м3/сутки = 5 м3/с. Факельное устройство не обеспечивает бессажевого горения. Плотность газа (см. приложение А) ро_г = 1.062 кг/м3. Массовый расход равен (5.2.1):


     W  = 3600 х ро  х W  = 19 116 (кг/час).
      g            г    v

В соответствие с формулой (7.1.1) и таблицей 6.1 выбросы вредных веществ в г/с составляют:

СО - 1328 г/с; NO_x - 10.62 г/с;

бенз(а)пирен - 0.3 х 10(-6) г/с.

Выбросы сернистого ангидрида определяются по формуле (6.2), в которой s = 0.011, мю_г = 23.455, мю_SO2 = 64. Отсюда


        M   = 0.278 x 0.03 x 19116 = 159.5 г/с.
         SO2

В данном случае недожог равен 0.035. Массовое содержание сероводорода 1.6%. Отсюда


         M   = 0.278 x 0.035 x 0.01 x 1.6 x 19116 = 2.975 г/с.
          H2S

Выбросы углеводородов определяются аналогично примеру 1.


Приложение Е.


Расчет удельных выбросов СO2, H2O, N2 и O2 на единицу массы сжигаемого попутного нефтяного газа (кг/кг)


1. Удельный выброс диоксида углерода рассчитывается по формуле:


РИС. 1. УДЕЛЬНЫЙ ВЫБРОС ДИОКСИЛА УГЛЕРОДА (ПРИКАЗ N 199)

2. Удельный выброс водяного пара Н2O:


РИС. 2. УДЕЛЬНЫЙ ВЫБРОС ВОДЯНОГО ПАРА Н2O (ПРИКАЗ N 199)

3. Удельный выброс азота N2:


РИС. 3. УДЕЛЬНЫЙ ВЫБРОС АЗОТА N2 (ПРИКАЗ ОТ 08.04.1998 N 199)

4. Удельный выброс кислорода О2:


РИС. 4. УДЕЛЬНЫЙ ВЫБРОС КИСЛОРОДА О2 (ПРИКАЗ N 199)

Примечания:

1. Обозначения, принятые в (2) и (3) аналогичны обозначениям, принятым в (1).

2. q_CO2, q_H2O, q_SO2, q_NO - см. Приложение Д и формулу (1) настоящего Приложения.


Приложение Е1.


Примеры расчетов


Расчет удельных выбросов СО2, Н2О, N2 и О2 на единицу массы сжигаемого попутного нефтяного газа (кг/кг)


Пример 1.

Попутный нефтяной газ Южно-Сургутского месторождения с условной молекулярной формулой C_1.207 Н_4.378 N_0.0219 O_0.0027 (Приложение А2) сжигается в атмосфере влажного воздуха с условной молекулярной формулой O_0.431 N_1.572 H_0.028 (Приложение Б2) при альфа = 1.0.

Мольный стехиометрический коэффициент М = 11.03 (Приложение В2).

Удельный выброс диоксида углерода (формула (2) Приложения Е):


                                   -4           -2
                    1.207    5 x 10       2 x 10
    q   = 44.011 (-------- - --------- - ---------)= 2.725
     CO2           19.260    16.043        28.011

Удельный выброс водяного пара Н2O:


                                                               -4
                          1                               5 x 10
   q    = 0.5 x 18.016 [----- (4.378 + 11.03 x 0.028) - ---------] = 2.192
    H2O                 19.26                            16.043

Удельный выброс азота N2:


                                                          -3
                     1                              3 x 10
      q  = 28.016 [----- (0.0219 + 11.03 х 1.572) - ---------] = 25.251
       N2          19.26                            30.008

Удельный выброс кислорода O2:


                  1                                 2.725     2192
   q   = 32 [ ----- (0.0027 + 11.03 х 0.431) - 2 х ------ - -------- -
    O2        19.26                                44.011    18.016

         -2           -3
   2 x 10       3 x 10
- ---------- - -----------] = 0.022
   28.011       30.008

Пример 2.

Попутный нефтяной газ Бугурусланского месторождения с условной молекулярной формулой C_1.489 Н_4.943 S_0.011 O_0.016.

Условия сжигания газа те же, что и в примере 1.

Удельный выброс диоксида углерода (формула (2) Приложения Д).


                               -4           -2
              1.489      5 x 10       2 x 10
q   = 44.011(-------- - ---------- -  ----------) = 2.761.
 CO2          23.476     16.043        28.011

Удельный выброс водяного пара Н2O:


                        1                             5 x 10(-4)
q_H2O = 0.5 x 18.016 [------- (4.943 + 13.455 x 0.028)---------] = 2.041
                      23.476                            16.043

Удельный выброс азота N2:


                                               3
                  1                      3 x 10
 q   = 28.016 [-------- (13.455 x 1.572)----------] = 25.238
  N2            23.476                   30.008

Удельный выброс кислорода O2:


              1                           2.761      2.041         0.030
 q   = 32 [------- x 13.455 x 0.431 - 2 x ------ - -------- - 2 x ------- -
  O2        23.476                        44.011    18.016         64.066

         -2          -3
   2 x 10      3 x 10
- ---------- - ---------] = 0.208
   28.011       30.008

Приложение Ж.


Расчет длины факела


Длина факела (L_ф) рассчитывается по формуле:


РИС. 1. ДЛИНА ФАКЕЛА (L_Ф) (ПРИКАЗ ОТ 08.04.1998 N 199)

На рис. 4-5 изображены номограммы для определения длины факела (L_ф), отнесенной к диаметру устья факельной установки (d), в зависимости от Т_г/Т_о, V_вв и ро_вв/ро_г для четырех фиксированных значений Т_г/Т_о при диапазонах варьирования V_вв от 8 до 16 и ро_вв/ро_г от 0.5 до 1.0.


Приложение Ж1.


Пример расчета длины факела для Южно-Сургутского месторождения


Температура горения (см. Приложение И) = 1913 К°;

Температура сжигаемого газа = 293 К°;

V_вв (см. Приложение В2) = 11.03 м3/м3;

Плотность ПНГ (Приложение А2) = 0.863 (кг/м3);

Плотность влажного воздуха (Приложение Б2) = 1.20 (кг/м3).

На основании формулы (1) отношение длины факела к диаметру устья факельной установки:


      L /d  = 190
       ф  о

РИС. 4. ОТНОСИТЕЛЬН. ДЛИНА ФАКЕЛА (ПРИКАЗ ОТ 08.04.1998 N 199)
РИС. 5. ОТНОСИТЕЛЬН. ДЛИНА ФАКЕЛА (ПРИКАЗ ОТ 08.04.1998 N 199)

Приложение З.


Расчет низшей теплоты сгорания попутного нефтяного газа Q_н (ккал/м3)


Низшая теплота сгорания ПНГ Q_н (ккал/м3) рассчитывается как средневзвешенная сумма низших теплот сгорания горючих газов, входящих в его состав:


     Q  = 0.01 Сумма V  x Q  ,                                        (1)
      н          i    i    нi

где V   - содержание i-го горючего компонента (% об.) в ПНГ;
     i
    Q   - низшая   теплота   сгорания   i-го  горючего компонента или  по
     нi   формуле:

Q  = 85.5[СН4]о + 152[С2Н6]о + 218[С3Н8]о + 283[С4Н10]о + 349[С5Н12]о +
 н
+ 56[H2S]о                                                           (2)

Величины Q_нi приведены в таблице 2 Приложения В1.


Приложение З1.


Пример расчета низшей теплоты сгорания попутного нефтяного газа


Попутный нефтяной газ Южно-Сургутского месторождения.

Компонентный состав V_i(%oб.) - см. Приложение А2.


Таблица 1.


Компонент СН4 C2H6 С3Н8 С4Н10 С5Н12
0,01 V_i x Q_нi 7569 423 981 640 230

    Q  = 0.01 Сумма V  х Q   = 9843 ккал/м3.
     н          i    i    нi

Приложение И.


Пример расчета температуры выбрасываемой в атмосферу газовой смеси


Попутный нефтяной газ Южно-Сургутского месторождения.

Низшая теплота сгорания Q_н = 9843 ккал/м3. (Приложение З1).

Доля энергии, теряемой за счет радиации факела


                           0.5
          Дельта = 0.048 мю    = 0.21 (мю  = 19.260).
                           г             г

Расчет количества теплоты в продуктах сгорания для трех значений температуры:


          Т = 1500°К      Q   = 5576 ккал,
                           пс

          Т = 1900°К      Q   = 7708 ккал,
                           пс

          Т = 2300°К      Q   = 9873 ккал.
                           пс

График Q_пс (T) представлен на рис. 6.

Величина Q_н (1 - Дельта) = 7776 ккал.

По графику рис.6 этому значению отвечает температура Т = 1913°К.

В итоге, температура продуктов сгорания ПНГ Южно-Сургутского месторождения составляет Т_г = 1640°С.


РИС. 6. ПРИМЕР ГРАФИЧ. ОПРЕД. ПРОДУКТОВ СГОРАН. (ПРИКАЗ N 199)

Список литературы


1. А.М. Левин. Принципы рационального сжигания газа. Л., Недра, 1977.

2. Ф.А. Вильямс. Теория горения. М., Наука, 1971.

3. Д.М. Хзмалян, Я.А. Каган. Теория горения и топочные устройства. М., Энергия, 1976.

4. С.Л. Беренблюм, Э.М. Ривин. Методы расчета вредных выбросов в атмосферу из нефтехимического оборудования. Обзорная информация серии: охрана окружающей среды. ЦНИИТЭнефтехим, М., 1991.

5. Временные ведомственные нормы технологического проектирования по определению выбросов вредных веществ в атмосферу при проектировании и реконструкции нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий, ВНТП 30.81. - М., ВПО Союзнефтеоргсинтез, 1981.

6. Т.Т. Стрижевский, А.И. Эльнатанов. Факельные установки. М., Химия, 1979.

7. Сборник методик по расчету выбросов в атмосферу загрязняющих веществ различными производствами. М., Гидрометеоиздат, 1986.

8. И.Т. Гороновский, Ю.П. Назаренко, Е.Ф. Некряч. Краткий справочник по химии. Киев, Наукова думка, 1987.

9. Термодинамические свойства индивидуальных веществ. Под ред. акад. В.П. Глушко. Изд. АН СССР, 1962.

10. С.Л. Ривкин. Термодинамические свойства газов. М., Энергия, 1973.


______________________________

*(1) Примечание: до утверждения ОБУВ для С1-С5 и С6-С10.

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

*(3) Выбросы индивидуальных компонентов по группам рассчитываются по формулам (5.2.4 и 5.2.5).

*(4) - В качестве удельных выбросов при "проливах" приведены данные о потерях при стекании нефтепродукта со стенок заправочных и сливных шлангов в граммах, отнесенных к 1 м3 соответствующего нефтепродукта.

*(5) - Здесь и далее под термином "ксилол" подразумевается смесь орто-, мета- и параизомеров (синоним "ксилолы").

*(6) Примечание. Порядок расчета выбросов индивидуальных углеводородов аналогичен примеру 8.1.



Утвержденные методики создают единую методологическую основу для определения выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров для хранения нефтепродуктов на действующих, проектируемых и реконструируемых предприятиях, а также для расчета выбросов вредных веществ в атмосферу при сжигании попутного нефтяного газа на факельных установках.

В Методических указаниях по определению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров приведены справочно-информационные и экспериментальные данные о физико-химических свойствах, концентрациях и величинах удельных выбросов из резервуаров для хранения наиболее распространенных индивидуальных веществ и многокомпонентных технических смесей, применяемых в нефтехимической, нефтеперерабатывающей и других отраслях промышленности, а также расчетные формулы для определения максимальных и валовых выбросов соответствующих загрязняющих веществ. Методика расчета выбросов вредных веществ в атмосферу при сжигании попутного нефтяного газа на факельных установках содержит порядок расчета параметров выбросов загрязняющих веществ от факельных установок разного типа.

Методики вводятся в действие с 1 января 1998 года.


Приказ Госкомэкологии РФ от 8 апреля 1998 г. N 199 "Об утверждении методик расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу"


Текст приказа официально опубликован не был


Текст документа на сайте мог устареть

Вы можете заказать актуальную редакцию полного документа и получить его прямо сейчас.

Или получите полный доступ к системе ГАРАНТ бесплатно на 3 дня


Получить доступ к системе ГАРАНТ

(1 документ в сутки бесплатно)

(До 55 млн документов бесплатно на 3 дня)


Чтобы приобрести систему ГАРАНТ, оставьте заявку и мы подберем для Вас индивидуальное решение