И инвентаризации источников выбросов в атмосферу на предприятиях кожевенной промышленности разработана н



жүктеу 5.21 Mb.
бет16/22
Дата16.06.2016
өлшемі5.21 Mb.
1   ...   12   13   14   15   16   17   18   19   ...   22
МЕТОДИКА РАСЧЕТА

выбросов углеводородов при хранении нефтепродуктов*

_________________

* Разработана ВНИИУС ВПО Союзнефтеоргсинтез (ответственный исполнитель B.C.Моряков).

1. Выбросы из емкостей с однокомпонентными жидкостями.


1.1. Количество выбросов в атмосферу загрязняющих веществ, кг/ч, из резервуаров за счет испарения рассчитывают по формуле
, (П.6.1)
где - объем жидкости, наливаемой в резервуар в течение года, м/год;
- молекулярная масса паров жидкости;
- коэффициент эффективности газоулавливающего устройства резервуара (доли единицы);
, - поправочные коэффициенты, зависящие от давления насыщенных паров и температуры газового пространства соответственно в холодное и теплое время года;
- поправочный коэффициент, зависящий от давления насыщенных паров и годовой оборачиваемости резервуаров;
- поправочный коэффициент, зависящий от технической оснащенности и режима эксплуатации;
- давление насыщенных паров жидкости при температуре 38 °С, гПа.
1.2. При наливе нефтепродуктов в железнодорожные цистерны и нефтеналивные суда среднее количество валовых выбросов в атмосферу, кг/ч, рассчитывают по формуле
, (П.6.2)
где - годовой объем наливаемой жидкости, м/год;
- коэффициент, зависящий от давления насыщенных паров и климатической зоны; значение при наливе в нижнюю часть цистерны принимается по табл.П.6.1; при наливе полуоткрытой струей и сверху значение коэффициента увеличивается соответственно в 1,8 и 3,5 раза. Коэффициенты и рассчитываются по п.3.

Таблица П.6.1

Коэффициент при наливе нефтепродуктов в нижнюю часть емкости


Давление насыщенных паров, гПа

Климатическая зона





северная


средняя

южная

Менее 67

0,50


0,50

0,50

67-133

0,50


0,51

0,51

133-266

0,51


0,51

0,52

266-399

0,52


0,53

0,54

399-532

0,53


0,54

0,56

Более 532

0,55


0,56

0,60

1.3. При сливе нефтепродуктов из железнодорожных цистерн и нефтеналивных судов среднее количество валовых выбросов, кг/ч, в атмосферу рассчитывают по формуле


, (П.6.3)
где - годовой объем сливаемой из цистерн (судов) жидкости, м/год; принимается, что температура газового пространства равна температуре атмосферного воздуха.
1.4. Среднее количество валовых выбросов в атмосферу из емкостей технологических установок и реагентного хозяйства рассчитывают по формуле
, (П.6.4)
где - объем жидкости, поступающей в емкость в течение года, м/год;
, - рассчитываются по п.3;
, - определяются так же как для резервуаров;
- принимается: при эксплуатации в режиме "мерник" =1; при эксплуатации в режиме "буферный" - в зависимости от отношения высоты , м, выбросной трубы к ее диаметру , м:








Менее 1


1,00

1-2

0,97


2-3

0,86


3-4

0,72


4-5

0,58


5-7

0,44


7-9

0,32


9-11

0,24


11-14

0,17


14-17

0,12


17-21

0,11


Более 21

0,07

2. Выбросы из емкостей с многокомпонентными жидкостями. Выбросы веществ в атмосферу из резервуаров, емкостей железнодорожных цистерн и нефтеналивных судов, кг/ч, с многокомпонентными жидкостями (нефтью, нефтепродуктами) определяют по формуле


, (П.6.5)
где - валовые выбросы из соответствующих емкостей, кг/ч;
- давление насыщенных паров при температуре 38 °С -го вещества соответственно над чистой и многокомпонентной жидкостью, гПа;
и - молекулярные массы паров -го вещества и многокомпонентной жидкости;
- молярная доля -го вещества в многокомпонентной жидкости, кг·моль/(кг·моль смеси).
Значения давления насыщенных паров, гПа, при температуре 38 °С: бензола 223,8; толуола 71,7; ксилолов 21,7; сероводорода 27920*.

________________

* Соответствует оригиналу. - Примечание изготовителя базы данных.
Молярную долю -го вещества в многокомпонентной жидкости приближенно можно рассчитать по формуле
, (П.6.6)
где - массовая доля -го вещества в многокомпонентной жидкости, кг/кг смеси;
- молекулярная масса многокомпонентной жидкости, значения которой принимаются по табл.П.6.2 в зависимости от средней температуры кипения жидкости.

Таблица П.6.2



Значения молекулярной массы нефтепродуктов в зависимости от средней температуры кипения (°С)






20

66,4


21


66,75

22


67,1

23


67,4

24


67,8

25


68,1

26


68,5

27


68,8

28


69,2

29


69,5

30


69,9

31


70,3

32


70,6

33


71,0

34


71,4

35


71,7

36


72,1

37


72,5

38


72,8

39


73,2

40


73,6

41


74,0

42


74,4

43


74,7

44


75,1

45


75,5

46


75,9

47


76,3

48


76,8

49


77,1

50


77,5

51


77,9

52


78,3

53


78,7

54


79,1

55


79,5

56


79,9

57


80,4

58


80,8

59


81,2

60


81,6

61


82,0

62


82,4

63


82,9

64


83,3

65


83,7

66


84,1

67


84,5

68


85,0

69


85,5

70


85,9

71


86,3

72


86,8

73


87,2

74


87,7

75


88,1

76


88,6

77


89,0

78


89,4

79


89,9

80


90,4

81


90,9

82


91,3

83


91,8

84


92,2

85


92,7

86


93,2

87


93,7

88


94,1

89


94,6

90


95,1

91


95,6

92


96,0

93


96,5

94


97,0

95


97,5

96


98,0

97


98,5

98


99,0

99


99,5

100


100,0

102


101,0

104


102,0

106


103,0

108


104,0

110


105,1

112


106,1

114


107,3

116


108,3

118


109,3

120


110,4

122


111,5

124


112,6

126


113,7

128


114,8

130


115,9

132


117,0

134


118,2

136


119,3

138


120,4

140


121,6

142


122,8

144


123,9

146


125,1

148


126,3

150


127,5

152


128,7

154


129,9

156


131,1

158


132,3

160


133,0

162


134,8

164


136,0

166


137,4

168


138,6

170


139,9

172


141,0

174


142,0

176


143,0

178


144,5

180


146,0

182


147,0

184


148,0

186


149,5

188


151,0

190


152,5

192


153,5

194


155,0

196


156,0

198


157,5

200


159,0

202


160,0

204


161,5

206


162,5

208


164,0

210


165,5

212


167,0

215


169,0

220


172,5

225


176,0

230


180,0

235


184,0

240


187,5

245


191,5

250


195,0

255


199,0

260


203,5

265


207,0

270

211,5


275

215,0


280

220,0


285

224,0


290

228,5


295

237,5


300

238,0


305

242,0


310

247,0


315

254,0


320

257,0


325

263,0


330

268,0


335

273,0


340

278,5


345

284,0


350

289,5


360


300,0

370


312,5

380

324,5


390

337,5


400

350,0


410

364,0


420

378,0


430

392,0


440

407,0


450

422,0


460

438,0


470

455,0


480

474,0


490

491,0


500


510,0

Значения массовых долей сероводорода и ароматических углеводородов - бензола, толуола, ксилолов в нефтях и нефтепродуктах - принимают по данным справочника Нефти СССР. - М.: Химия, 1972 [17], в котором приведены суммарные массовые концентрации ароматики для ряда нефтяных фракций, причем в нефтях за концентрацию бензола принимается суммарная концентрация ароматики во фракции 60-95 °С, толуола - во фракции 95-122 °С, ксилолов - во фракции 122-150 °С.


При отсутствии значения массового содержания -го компонента в парах нефтепродуктов их выбросы на нефтеперерабатывающих предприятиях можно рассчитать по формуле
, (П.6.7)
где - массовая концентрация -го компонента в парах нефтепродукта, % по массе, принимается по табл.П.6.3.

Таблица П.6.3

Концентрация загрязняющих веществ, % по массе, в парах различных нефтепродуктов


Нефтепродукт


Углеводороды

Сероводород




предель-

ные


аромати-

ческие


непре-

дельные



в том числе
















бензол

толуол


ксилол




Сырая нефть


99,94

-

-

-

-

-

0,06

Прямогонные бензиновые фракции:


99,05

0,95

-

0,55

0,40

-

-

62-105


99,90

6,10

-

5,89

0,21

-

-

85-105


98,64

1,36

-

0,24

1,12

-

-

85-120


97,61

2,39

-

0,05

2,34

-

-

85-180


99,25

0,75

-

0,15

0,35

0,25

-

105-140


95,04

4,96

-

-

3,81

1,15

-

120-140


95,90

4,10

-

-

2,09

2,01

-

140-180


99,57

1,43

-

-

-

0,43

-

HК-180


99,45

0,55

-

0,27

0,18

0,10

-

Стабильный катализат


92,84

7,16

-

2,52

2,76

1,88

-

Бензин-рафинад


98,88

1,12

-

0,44

0,42

0,26

-

Крекинг-бензин


74,03

0,97

25,00

0,58

0,27

0,12

-

Ловушечный продукт


98,31

1,56

-

-

-

-

0,13

Керосин


99,84

0,10

-

-

-

-

0,06

Дизельное топливо


99,57

0,15

-

-

-

-

0,28

Мазут


99,31

0,21

-

-

-

-

0,48

3. Определение коэффициента . Значение коэффициента принимают по табл.П.6.7-П.6.10 в зависимости от давления насыщенных паров и температуры газового пространства соответственно в холодное и теплое время года. Для расчета температуры газового пространства емкостей необходимо иметь замеренные значения средних температур нефти и нефтепродуктов, находящихся в соответствующих емкостях, за шесть наиболее холодных и шесть наиболее теплых месяцев года.


Для наземных металлических необогреваемых и подземных железобетонных резервуаров температуру за шесть наиболее холодных месяцев определяют по формуле
, (П.6.8)
а за шесть наиболее теплых месяцев по формуле
, (П.6.9)
где и - средние арифметические значения температуры атмосферного воздуха соответственно за шесть наиболее холодных и шесть наиболее теплых месяцев года, °С;
, , и , , - коэффициенты за шесть наиболее теплых шесть наиболее холодных месяцев соответственно принимаемые по табл.П.6.4;
для подземных резервуаров равен единице, а для наземных металлических необогреваемых резервуаров принимается по табл.П.6.5 в зависимости от окраски поверхности резервуара и климатической зоны (условное разделение территории СССР на климатические зоны представлено в табл.П.6.6);
, - средние температуры нефтепродуктов в резервуарах соответственно в шесть теплых и шесть холодных месяцев.

Таблица П.6.4



Значения коэффициентов , , в зависимости от температуры жидкости в резервуаре


Период

Температypa в резервуаpe, °C









Наземные резервуары


Шесть наиболее холодных месяцев

Менее 20

0,3

0,37


0,62




20-35


-

0,33

0,63




35-40


-5,77

0,26

0,77




Более 60


-10,80

0,65

0,89

Шесть наиболее теплых месяцев

Менее 35


6,12

0,41

0,51




35-50


4,33

0,37

0,59




50-75


-2,04

0,57

0,62




Более 75


-8,41

0,99

0,75

Подземные железобетонные резервуары


Шесть наиболее холодных месяцев


Менее 25

1,62

0,19

0,74




25-40


1,60

0,15

0,72




40-60


1,60

0,10

0,70




Более 60


4,2

0,06

0,68

Шесть наиболее теплых месяцев


Менее 35

6,10

0,17

0,36




35-50


0,30

0,15

0,75




50-75


0,40

0,05

0,83




Более 75


8,95

0,07

0,65

Таблица П.6.5

Значения коэффициента




Емкости

Климатическая зона





южная

средняя


северная

Резервуары наземные:











окраска черная


1,39

1,22

1,12

окраска алюминиевая


1,14

1,00

0,92

теплоотражающая эмаль


0,92

0,81

0,78

Железнодорожные цистерны:











окраска черная


1,29

1,18

1,11

окраска алюминиевая


1,12

1,00

0,96

Таблица П.6.6

Условное разделение территории СССР на климатические зоны для применения норм естественной убыли нефти и нефтепродуктов при расчетах выбросов загрязняющих веществ в атмосферу




Зона

Республика, край, область


1

2


Южная

Союзные республики: Азербайджанская, Армянская, Грузинская, Киргизская, Молдавская, Таджикская, Туркменская, Узбекская





Автономные республики: Дагестанская, Кабардино-Балкарская, Калмыцкая, Северо-Осетинская, Чечено-Ингушская





Края: Краснодарский, Ставропольский





Области: РСФСР - Астраханская, Волгоградская, Ростовская; Украинская ССР - Херсонская, Запорожская, Николаевская, Крымская, Одесская; Казахская ССР - Гурьевская, Джамбульская, Кызыл-Ординская, Чимкентская


Северная

Автономные республики: Бурятская, Карельская, Коми, Тувинская, Якутская





Края: Красноярский, Хабаровский





Области: Амурская, Архангельская, Мурманская, Новосибирская, Омская, Пермская, Свердловская, Тюменская, Томская, Читинская


Средняя

Союзные автономные республики, края и области, не вошедшие в южную и северную зоны


Средняя температура газового пространства обогреваемых резервуаров принимается равной температуре жидкости в резервуаре.


При наливе жидкостей в железнодорожные цистерны и нефтеналивные суда температура газового пространства составит
;

(П.6.10)


,
где - принимается по табл.П.6.5, для нефтеналивных судов =1;
и - средние арифметические значения температуры жидкости в резервуаре соответственно за шесть холодных и шесть теплых месяцев года, °С.
При сливе жидкости из железнодорожных цистерн и наливных судов средняя температура газового пространства этих емкостей принимается равной средней температуре атмосферного воздуха за соответствующий период:
(П.6.11)
(П.6.12)
4. Определение коэффициента
1   ...   12   13   14   15   16   17   18   19   ...   22


©dereksiz.org 2016
әкімшілігінің қараңыз

    Басты бет