|
Стр. 1
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
ПРИКАЗ
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 N 1), Методику
расчета выбросов вредных веществ в атмосферу при сжигании
попутного нефтяного газа на факельных установках (Приложение N 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 России
от 8 апреля 1998 г. N 199
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ВЫБРОСОВ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ
В АТМОСФЕРУ ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ
СВЕДЕНИЯ О ДОКУМЕНТЕ
Разработан: Казанским управлением "Оргнефтехимзаводы", г.
Казань; МП "БЕЛИНЭКОМП", г. Новополоцк; АОЗТ "ЛЮБЭКОП", г. Москва.
Внесен Управлением государственного экологического контроля и
экологической безопасности окружающей среды.
Согласован Научно-исследовательским институтом по охране
атмосферного воздуха.
Утвержден Приказом Госкомэкологии России N 199 от 8 апреля 1998
г.
Включен в "Перечень Методических документов по расчету
выделений (выбросов) загрязняющих веществ в атмосферу".
ВВЕДЕНИЕ
Настоящий документ:
Разработан с целью создания единой методологической основы по
определению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из
резервуаров на действующих, проектируемых и реконструируемых
предприятиях.
Устанавливает порядок определения выбросов загрязняющих веществ
из резервуаров для хранения нефтепродуктов расчетным методом, в
том числе и на основе удельных показателей выделения.
Распространяется на источники выбросов загрязняющих веществ
нефте- и газоперерабатывающих предприятий, предприятий по
обеспечению нефтепродуктами (нефтебазы, склады горюче-смазочных
материалов, магистральные нефтепродуктопроводы, автозаправочные
станции), тепловых электростанций (ТЭЦ), котельных и других
отраслей промышленности.
Применяется в качестве основного методического документа
предприятиями и территориальными комитетами по охране природы,
специализированными организациями, проводящими работы по
нормированию выбросов и контролю за соблюдением установленных
нормативов ПДВ.
Полученные по настоящему документу результаты используются при
учете и нормировании выбросов загрязняющих веществ от источников
предприятий, технологические процессы которых связаны с хранением
нефтепродуктов в резервуарах различных типов, а также в экспертных
оценках для определения экологических характеристик подобного
оборудования.
1. ССЫЛКИ НА НОРМАТИВНЫЕ ДОКУМЕНТЫ
Методические указания разработаны в соответствии со следующими
нормативными документами:
1. ГОСТ 17.2.1.04-77. Охрана природы. Атмосфера. Источники и
метеорологические факторы загрязнения, промышленные выбросы. М.:
Изд-во стандартов, 1978.
2. ГОСТ 17.2.3.02-78. Охрана природы. Атмосфера. Правила
установления допустимых выбросов вредных веществ промышленными
предприятиями. М.: Изд-во стандартов, 1980.
3. ГОСТ 17.2.4.02-81. Охрана природы. Атмосфера. Общие
требования к методам определения загрязняющих веществ. М.: Изд-во
стандартов, 1982.
4. ГОСТ 8.563-96. Методика выполнения измерений. М.: Изд-во
стандартов, 1996.
2. ОСНОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ
М - максимальные выбросы загрязняющих веществ в атмосферу,
г/с;
G - годовые выбросы загрязняющих веществ в атмосферу,
т/год;
max
V - максимальный объем паровоздушной смеси, вытесняемой из
ч
резервуаров во время его закачки, принимаемый равным
производительности насоса, куб. м/час;
Q - количество нефтепродуктов, закачиваемое в резервуары АЗС
оз
в течение осенне-зимнего периода года, куб. м/период;
Q - то же, в течение весенне-летнего периода, куб. м/период;
вл
В - количество жидкости, закачиваемое в резервуары в течение
года, т/год;
В - то же, в течение осенне-зимнего периода, т/период;
оз
В - то же, в течение весенне-летнего периода, т/период;
вл
t - температура начала кипения жидкости, град. С;
нк
max min
t , t - максимальная и минимальная температура жидкости в
ж ж
резервуаре, град. С;
ро - плотность жидкости, т/куб. м;
ж
тау , тау - время эксплуатации резервуара, соответственно
1 2
сут./год и час./сут.;
P - давление насыщенных паров нефтей и бензинов при
38
температуре 38 град. С и соотношении газ-жидкость 4:1, мм рт. ст.;
C - концентрация насыщенных паров нефтепродуктов (кроме
20
бензина) при температуре 20 град. С и соотношении газ-жидкость
4:1, г/куб. м;
Р - давление насыщенных паров индивидуальных веществ при
t
температуре жидкости, мм рт. ст.;
р - парциальное давление пара индивидуального вещества над
i
многокомпонентным раствором, в равновесии с которым он (пар)
находится, Па или мм рт. ст.;
А, В, С - константы в уравнении Антуана для расчета
равновесного давления насыщенных паров жидкости;
К - константа Генри для расчета давления газов над водными
г
растворами, мм рт. ст.;
К , К , К , К , К - коэффициенты;
t р в об нп
Х - массовая доля вещества;
i
m - молекулярная масса паров жидкости;
V - объем резервуара, куб. м;
р
N - количество резервуаров, шт.;
р
С - концентрация i-го загрязняющего вещества, % масс.;
i
С - концентрация паров нефтепродукта в резервуаре, г/куб. м;
1
У , У - средние удельные выбросы из резервуара соответственно
2 3
в осенне-зимний, весенне-летний периоды года, г/т;
G - выбросы паров нефтепродуктов при хранении бензина
хр
автомобильного в одном резервуаре, т/год;
V - объем слитого нефтепродукта в резервуар АЗС, куб. м;
сл
С - концентрация паров нефтепродуктов при закачке в резервуар
р
АЗС, г/куб. м;
С - то же, в баки автомашин, г/куб. м;
б
G - выбросы паров нефтепродуктов при закачке в резервуары
зак
АЗС и в баки автомашин, т/год;
G - неорганизованные выбросы паров нефтепродуктов при
пр
проливах на АЗС, т/год.
3. ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ
-----------------------------T-----------------------------------¬
¦ 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 ¦Количество вещества, содержащееся в¦
¦атмосфере ¦единице массы или объема воздуха, ¦
¦ ¦приведенного к нормальным условиям ¦
+----------------------------+-----------------------------------+
¦Предельно допустимая концен-¦Максимальная концентрация примеси в¦
¦трация примеси в атмосфере ¦атмосфере, отнесенная к определен- ¦
¦ ¦ному времени осреднения, которая ¦
¦ ¦при периодическом воздействии или ¦
¦ ¦на протяжении всей жизни человека ¦
¦ ¦не оказывает на него вредного дей- ¦
¦ ¦ствия и на окружающую среду в целом¦
+----------------------------+-----------------------------------+
¦Ориентировочно безопасный ¦Временный гигиенический норматив ¦
¦уровень воздействия загряз- ¦для загрязняющего атмосферу ¦
¦няющего атмосферу вещества ¦вещества, устанавливаемый расчетным¦
¦(ОБУВ) ¦методом для целей проектирования ¦
¦ ¦промышленных объектов ¦
L----------------------------+------------------------------------
4. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
4.1. Разработка настоящего документа проведена исходя из
определения термина "унификация" - приведение имеющихся путей
расчета выбросов от однотипных резервуаров на действующих,
проектируемых и реконструируемых предприятиях в пределах массива
существующих методик к наибольшему возможному единообразию.
4.2. В документе приведены справочно-информационные и
экспериментальные данные о физико-химических свойствах,
концентрациях и величинах удельных выбросов из резервуаров для
хранения наиболее распространенных индивидуальных веществ и
многокомпонентных смесей, применяемых в нефтехимической,
нефтеперерабатывающей и других отраслях промышленности, а также
расчетные формулы для определения максимальных (г/с) и валовых
(т/г) выбросов соответствующих загрязняющих веществ.
4.3. По данной методике могут выполняться расчеты выделений
(выбросов) загрязняющих веществ:
- для нефти и низкокипящих нефтепродуктов (бензин или
бензиновые фракции) - суммы предельных углеводородов С1 - С10 и
непредельных С2 - С5 (в пересчете на С5) и ароматических
углеводородов (бензол, толуол, этилбензол, ксилолы);
- для высококипящих нефтепродуктов (керосин, дизельное топливо,
масла, присадки и т.п.) - суммы углеводородов С12 - С19.
4.4. Расчеты ПДВ (ВСВ) в атмосферу от резервуаров с нефтями и
бензинами выполняются с учетом разделения их на группы веществ:
- углеводороды предельные алифатические ряда С1 - С10 (в
пересчете на пентан <*>);
- углеводороды непредельные С2 - С5 (в пересчете на амилен);
- бензол, толуол, этилбензол, ксилолы;
- сероводород.
------------------------------------
<*> До утверждения ОБУВ для С1 - С5 и С6 - С10.
Остальные технические смеси (дизельное топливо, печное и др.,
мазут) не имеют ПДК (ОБУВ). Поэтому выбросы от этих продуктов
временно принимаются как "углеводороды предельные С12 - С19".
Значения ПДК И ОБУВ ряда веществ и технических смесей представлены
в Приложении 1.
4.5. Индивидуальный состав нефтепродуктов определяется по
данным завода-изготовителя (техническому паспорту) или
инструментальным методом.
4.6. Только для случаев недостаточности информации для расчета
по данной методике, а также когда источник загрязнения не
охватывается разделами настоящего документа, рекомендуется
руководствоваться отраслевыми методиками, включенными в
"Перечень..." [1].
5. ВЫБРОСЫ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ
ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ ПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ, НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ
ПРЕДПРИЯТИЙ И МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ
5.1. Исходные данные для расчета выбросов
5.1.1. Данные предприятия
По данным предприятия принимаются:
- максимальный объем паровоздушной смеси, вытесняемой из
резервуара (группы одноцелевых резервуаров) во время его закачки
max
(V , куб. м/час), равный производительности насоса;
ч
- количество жидкости, закачиваемое в резервуары в течение
года (В, т/год) или иного периода года;
- температура начала кипения (t , град. С) нефтей и бензинов;
нк
- плотность (ро , т/куб. м) нефтей и нефтепродуктов;
ж
- время эксплуатации резервуара или групп одноцелевых
резервуаров (тау , сут./год; тау , час./сут.);
1 2
- давления насыщенных паров нефтей и бензинов(Р , мм рт. ст.)
38
определяются при температуре 38 град. С и соотношении газ-жидкость
4:1.
Примечание. Для нефтеперерабатывающих заводов и других крупных
предприятий давление насыщенных паров целесообразно определять
газохроматографическим методом.
Физико-химические свойства некоторых газов и жидкостей
представлены в Приложении 2.
5.1.2. Инструментальные измерения
max
Температуру жидкости измеряют при максимальных (t , град. С)
ж
min
и минимальных (t , град. С) ее значениях в период закачки в
ж
резервуар.
Идентификацию паров нефтей и бензинов (С , % масс.) по группам
i
углеводородов и индивидуальным веществам (предельные,
непредельные, бензол, толуол, этилбензол, ксилолы и сероводород)
необходимо проводить для всех вышеуказанных предприятий.
Углеводородный состав определяют газохроматографическим методом, а
сероводород - фотометрическим [2 - 4].
Концентрации насыщенных паров различных нефтепродуктов (кроме
бензина) при 20 град. С и соотношении газ-жидкость 4:1 (С , г/
20
куб. м) определяются газохроматографическими методами [3 - 4]
специализированными подразделениями или организациями, имеющими
аттестат аккредитации и, при необходимости, соответствующие
лицензии.
5.1.3. Расчет давления насыщенных паров индивидуальных
жидкостей
Давления насыщенных паров индивидуальных жидкостей при
фактической температуре (Р , мм рт. ст.) определяются по
t
уравнениям Антуана:
/\ В
Р = 10 (А - --------) (5.1.1)
t 273 + t
ж
или
/\ В
Р = 10 (А - ------), (5.1.2)
t С + t
ж
где:
А, В, С, - константы, зависящие от природы вещества, для
предприятий нефтепереработки принимаются по Приложению 3, а для
предприятий иного профиля - по справочным данным, например
"Справочник химика", т. 1. Л.: "Химия", 1967.
Кроме того, давление насыщенных паров жидкостей можно
принимать и по номограммам Р = f(t ), например [10] (Павлов К.Ф.
t ж
и др. Примеры и задачи по курсу процессов и аппаратов химической
технологии. М.: Химия, 1964), и по ведомственным справочникам.
Примечание. Парциальное равновесное давление пара
индивидуального вещества (в паровоздушной смеси) над
многокомпонентным раствором (нефтепродуктом) может быть определено
по закону Рауля [9]:
р = Р x ,
i t i
где:
x - мольная доля i-го вещества в растворе;
i
Р - определяется по уравнениям (5.1.1) - (5.1.2).
t
5.1.4. Расчет давления газов над их водными растворами
Давления газов над их водными растворами при фактической
температуре (Р , мм рт. ст.) рассчитываются по формуле:
t
К х Х х 18
г i
Р = ------------, (5.1.3)
t m
i
где:
К - константа Генри, мм рт. ст., принимается по справочным
г
данным или (для некоторых газов) по Приложению 4;
Х - массовая доля i-го газа, кг/кг воды;
i
18 - молекулярная масса воды;
m - молекулярная масса i-го газа (см. п. 5.1.5).
i
5.1.5. Определение молекулярной массы паров жидкостей
Молекулярная масса паров нефтей и нефтепродуктов принимается в
зависимости от температуры их кипения по Приложению 5.
Молекулярная масса однокомпонентных веществ нефтепереработки
принимается по данным Приложения 2, а для других продуктов - по
справочным данным или расчетам исходя из структурной формулы
вещества.
Атомные массы некоторых элементов представлены в Приложении 6.
5.1.6. Определение опытных значений коэффициентов К
t
К - опытный коэффициент для пересчета значений концентраций
t
насыщенных паров в резервуарах при температуре 38 град. С к
фактической температуре.
Р х ро
t t
К = ----------, (5.1.4)
t Р х ро
38 38
где:
ро - плотность паров жидкости при фактической температуре,
t
кг/куб. м;
ро - то же, при температуре 38 град. С, кг/куб. м.
38
max min
Значения коэффициента К и К принимается в зависимости
t t
от максимальной (max) и минимальной (min) температуры жидкости при
закачке ее в резервуар по Приложению 7.
5.1.7. Определение опытных значений коэффициентов К
р
К - опытный коэффициент, характеризующий эксплуатационные
р
особенности резервуара.
С
ф
К = --, (5.1.5)
р С
н
где:
С - фактическая концентрация паров жидкости, г/куб. м;
ф
С - концентрация насыщенных паров жидкости, г/куб. м.
н
С и С определяются при одной и той же температуре.
ф н
Все эксплуатируемые на предприятии резервуары определяются по
следующим признакам:
наименование жидкости;
индивидуальный резервуар или группа одноцелевых резервуаров;
объем;
наземный или заглубленный;
вертикальное или горизонтальное расположение;
режим эксплуатации (мерник или буферная емкость);
оснащенность техническими средствами сокращения выбросов (ССВ):
понтон, плавающая крыша (ПК), газовая обвязка резервуаров (ГОР);
количество групп одноцелевых резервуаров.
Примечания. 1. Режим эксплуатации "буферная емкость"
характеризуется совпадением объемов закачки и откачки жидкости из
одного и того же резервуара.
Значения К принимаются по данным Приложения 8, кроме ГОР.
р
При этом в Приложении 8:
К подразделяются, в зависимости от разности температур
р
закачиваемой жидкости и температуры атмосферного воздуха в
наиболее холодный период года, на три группы:
Группа А. Нефть из магистрального трубопровода и другие
нефтепродукты при температуре закачиваемой жидкости, близкой к
температуре воздуха.
Группа Б. Нефть после электрообессоливающей установки (ЭЛОУ),
бензины товарные, бензины широкой фракции (прямогонные,
катализаты, рафинаты, крекинг-бензины и т.д.) и другие продукты
при температуре закачиваемой жидкости, не превышающей 30 град. С
по сравнению с температурой воздуха.
Группа В. Узкие бензиновые фракции, ароматические углеводороды,
керосин, топлива, масла и другие жидкости при температуре,
превышающей 30 град. С по сравнению с температурой воздуха.
гор
Значения коэффициента К для газовой обвязки группы
р
одноцелевых резервуаров определяются в зависимости от
одновременности закачки и откачки жидкости из резервуаров:
(Q - Q )
гор зак отк
К = 1,1 х К х -------------, (5.1.6)
р р Q
зак
где (Q - Q ) - абсолютная средняя разность объемов
зак отк
закачиваемой и откачиваемой из резервуаров жидкости.
2. Для группы одноцелевых резервуаров с имеющимися
техническими средствами сокращения выбросов (ССВ) и при их
ср
отсутствии (ОТС) определяются средние значения коэффициента К по
р
формуле:
ССВ ОТС
(К х V х N ) + (К х V х N )
ср р р р р р р
К = -------------------------------------, (5.1.7)
р ССВ ОТС
(V х N ) + (V х N )
р р р р
где:
V - объем резервуара, куб. м;
р
N - количество резервуаров, шт.
р
5.1.8. Определение значений коэффициентов К
в
Коэффициент К рассчитывается на основе формулы Черникина
в
(ф-ла 1, [13]) в зависимости от значения давления насыщенных паров
над жидкостью.
При Р <= 540 мм рт. ст. К = 1, а при больших значениях
t в
принимается по данным Приложения 9.
5.1.9. Определение опытных значений коэффициентов К
об
Значения коэффициента К принимается в зависимости от годовой
об
оборачиваемости резервуаров (n):
В
n = -------------, (5.1.8)
ро х V х N
ж р р
где V - объем одноцелевого резервуара, куб. м.
р
Значения опытного коэффициента К принимаются по Приложению
об
10.
5.2. Выбросы паров нефтей и бензинов
Валовые выбросы паров (газов) нефтей и бензинов рассчитываются
по формулам:
максимальные выбросы (М, г/с):
max max max -4
М = Р х m х К х К х К х V х 0,163 х 10 ; (5.2.1)
38 t р в ч
годовые выбросы (G, т/год):
max min ср
Р х m х (К х К + К ) х К х К х В х 0,294
38 t в t р об
G = ----------------------------------------------------, (5.2.2)
7
10 х ро
ж
где:
Р - давление насыщенных паров нефтей и бензинов при
38
температуре 38 град. С;
m - молекулярная масса паров жидкости;
min max
К , К - опытные коэффициенты, принимаются по Приложению
t t
7;
ср max
К , К - опытные коэффициенты, принимаются по Приложению 8;
р р
max
V - максимальный объем паровоздушной смеси, вытесняемой из
ч
резервуара во время его закачки, куб. м/час;
К - опытный коэффициент, принимается по Приложению 9;
в
К - коэффициент оборачиваемости, принимается по Приложению
об
10;
ро - плотность жидкости, т/куб. м;
ж
В - количество жидкости, закачиваемое в резервуары в течение
года, т/год.
Примечания. 1. Для предприятий, имеющих более 10 групп
одноцелевых резервуаров, допускается принимать значения
ср
коэффициента К и при максимальных выбросах.
р
2. В случае, если бензины автомобильные закачиваются в группу
одноцелевых резервуаров в летний период как бензин "летний", а в
зимний период года как бензин "зимний", то:
max min лет min зим ср
0,294 х [(Р х К х К х m) + (Р х К х m) ] К х К х В
38 t в 38 t р об
G = ------------------------------------------------------------------------. (5.2.3)
7
10 х ро
ж
Выбросы паров нефтей и бензинов по группам углеводородов
(предельных и непредельных), бензола, толуола, этилбензола,
ксилола и сероводорода рассчитываются по формулам:
максимальные выбросы (М , г/с) i-го загрязняющего вещества:
i
-2
М = М х С х 10 ; (5.2.4)
i i
годовые выбросы (G , т/год):
i
-2
G = G х С х 10 , (5.2.5)
i i
где С - концентрация i-го загрязняющего вещества, % масс.
i
5.3. Выбросы паров индивидуальных веществ
Выбросы паров жидкости рассчитывается по формулам:
максимальные выбросы (М, г/с):
max max
0,445 х Р х m х К х К х V
t р в ч
М = ---------------------------------; (5.3.1)
2 max
10 х (273 + t )
ж
годовые выбросы (G, т/год):
max min ср
0,160 х (Р х К + Р ) х m х К х К х В
t в t р об
G = ----------------------------------------------, (5.3.2)
4 max min
10 х ро х (546 + t + t )
ж ж ж
где:
min max
Р , Р - давление насыщенных паров жидкости при
t t
минимальной и максимальной температуре жидкости соответственно, мм
рт. ст.;
m - молекулярная масса паров жидкости;
ср max
К , К - опытные коэффициенты, принимаются по Приложению 8;
р р
К - опытный коэффициент, принимается по Приложению 9;
в
max
V - максимальный объем паровоздушной смеси, вытесняемой из
ч
резервуаров во время его закачки, куб. м/час;
ро - плотность жидкости, т/куб. м;
ж
min max
t , t - минимальная и максимальная температура жидкости в
ж ж
резервуаре соответственно, град. С;
К - коэффициент оборачиваемости, принимается по Приложению
об
10;
В - количество жидкости, закачиваемое в резервуар в течение
года, т/год.
5.4. Выбросы паров многокомпонентных жидких смесей
известного состава
Выбросы i-го компонента паров жидкости рассчитывается по
формуле:
максимальные выбросы (М , г/с):
i
max max
0,445 х Р х Х х К х К х V
ti i р в ч
М = -----------------------------------; (5.4.1)
i 2 max
10 х SUM (Х : m ) х (273 + t )
i i ж
годовые выбросы (G, т/год):
max min ср
0,160 х (Р х К + Р ) х Х х К х К х В х SUM (Х : ро )
ti в ti i р об i i
G = ----------------------------------------------------------------, (5.4.2)
i 4 max min
10 х SUM (Х : m ) х (546 + t + t )
i i ж ж
где:
min max
Р , Р - давление насыщенных паров i-го компонента при
ti ti
минимальной и максимальной температуре жидкости соответственно, мм
рт. ст.;
Х - массовая доля вещества;
i
ср max
К , К - опытные коэффициенты, принимаются по Приложению 8;
р р
К - опытный коэффициент, принимается по Приложению 9;
в
К - коэффициент оборачиваемости, принимается по Приложению
об
10;
min max
t , t - минимальная и максимальная температура жидкости в
ж ж
резервуаре соответственно, град. С;
max
V - максимальный объем паровоздушной смеси, вытесняемой из
ч
резервуаров во время его закачки, куб. м/час;
В - количество жидкости, закачиваемое в резервуар в течение
года, т/год.
Данные по компонентному составу растворителей, лаков, красок и
т.д. представлены в Приложении 11.
5.5. Выбросы газов из водных растворов
Выбросы i-го компонента газа из водных растворов
рассчитываются по формулам:
максимальные выбросы (М , г/с):
i
max max max
0,08 х К х Х х К х V
г i р ч
М = ------------------------------; (5.5.1)
i max
273 + t
ж
годовые выбросы (G , т/год):
i
max min ср max
0,289 х (К + К ) х Х х К х V х тау х тау
г г i р ч 1 2
G = -----------------------------------------------------, (5.5.2)
i 3 max min
10 х (546 + t + t )
ж ж
где:
min max
К , К - константа Генри при минимальной и максимальной
г г
температурах соответственно, мм рт. ст.;
Х - массовая доля вещества;
i
ср max
К , К - опытные коэффициенты, принимаются по Приложению 8;
р р
max
V - максимальный объем паровоздушной смеси, вытесняемой из
ч
резервуара во время его закачки, куб. м/час;
min max
t , t - минимальная и максимальная температура жидкости
ж ж
в резервуаре соответственно, град. С;
тау , тау - время эксплуатации резервуара, соответственно
1 2
сут./год и час./сут.
5.6. Выбросы паров нефтепродуктов (кроме бензинов)
|
