определение выбросов в атмосферу паров нефтепродуктов из

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ
ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЫБРОСОВ В АТМОСФЕРУ ПАРОВ
НЕФТЕПРОДУКТОВ ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ РАЗЛИЧНОГО
НАЗНАЧЕНИЯ
Методические указания по курсу
"Промышленная экология"
для студентов очной и заочной
формы обучения специальностей:
320700 - "Охрана окружающей среды и рациональное
использование природных ресурсов"
330500 "Безопасность технологических процессов и производств"
Тюмень 2002
Утверждено редакционно-издательским Советом
Тюменского государственного нефтегазового университета
Составители: профессор кафедры "ПромЭко" к.т.н., Старикова Г.В.
к.т.н., Налобина Е.В.
ассистент Бетехтина С.В.
© Тюменский государственный нефтегазовый университет
2002 г.
2
Определение выбросов паров нефтепродуктов в атмосферу из резервуаров различного назначения
1. Нефтяные резервуары
Резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов делятся на металлические, железобетонные и изготовленные из синтетических материалов. Металлические резервуары, в свою очередь, бывают стальные вертикальные цилиндрические и горизонтальные. Железобетонные резервуары
выполняются из монолитного или сборного железобетона. Наибольшее
распространение получили резервуары вертикальные стальные типа РВС
(табл.1, рис.1).
Рис. 1. Схема расположения оборудования на вертикальном стальном резервуаре: А - для хранения маловязких нефтепродуктов; 1 - верхний световой люк; 2 вентиляционный патрубок; 3-огневой предохранитель; 4-основной механический дыхательный клапан; 5 - замерный люк; 6 - уровнемер; 7 - нижний люк-лаз; 8 - водоспускной кран; 9 – хлопушка; 10 - грузовой патрубок; 11- перепускное устройство; 12 –
подъемник хлопушки; 13 - предохранительный гидравлический дыхательный клапан; б
- для хранения высоковязких нефтепродуктов; 1-верхний световой люк. 2 –
вентиляционный патрубок; 3 - замерный люк- 4 - уровнемер; 5 -нижний люк-лаз; 6 водоспускной кран, 7 - шарнирная подъемная труба; 8 - перепускное устройство; 9 грузовой патрубок
Для нормальной работы резервуары для хранения маловязких нефтей
и нефтепродуктов (рис. 1) должны иметь:
1) Верхний световой люк –для проветривания во время ремонта и
зачистки;
2) Вентиляционный патрубок;
3
Таблица 1
Вертикальные стальные резервуары
Основные размеры, м
Объем
резервуара, м3
100
200
300
400
700
1000
2000
3000
5000
10000
20000
30000
40000
50000
100000
200000
Со стальной крышей
С плавающей крышей
D, м
H, м
D, м
H, м
4,7
6,6
7,6
8,5
10,4
10,4
15,2
19,0
21,0
28,5
40,0
45,6
56,9
60,7
-
6
6
7,5
7,5
9,0
12,0
12,0
12,0
15,0
18,0
18,0
18,0
18,0
18,0
-
12,3
15,2
19,0
22,8
28,5
28,5
45,6
45,6
60,7
85,3
92,3
9
12,0
12,0
12,0
18,0
18,0
18,0
18,0
18,0
18,0
18,0
3)
Механический дыхательный клапан предназначен для выпуска
воздуха с парами нефти при заполнении резервуара и ввода воздуха при его опорожнении. При повышении давления внутри резервуара сверх расчетного открывается клапан давления и избыток паров нефти сбрасывает в атмосферу, а при понижении давления открывается клапан вакуума и в резервуар поступает воздух.
4)
Огневой предохранитель – препятствует проникновению
внутрь резервуара огня и искр через дыхательный клапан;
5)
Замерный люк – нужен для замера уровня и отбора проб из резервуара;
6)
Прибор для замера уровня;
7)
Нижний люк-лаз – для доступа внутрь резервуара рабочих при
ремонте;
8)
Сифонный кран – для спуска из резервуара подтоварной воды;
9)
Хлопушка – предотвращает утечку нефтепродуктов из резервуара в случае повреждения приемо-раздаточного патрубка и задвижки;
10) Грузовой патрубок, через который подсоединяются приемораздаточные трубы;
11) Перепускное устройство;
12) Подъемник хлопушки;
4
13) Крайнее положение приемо-раздаточных патрубков по отношению к оси лестницы
14) Гидравлический предохранительный клапан – на случай выхода из строя механического. Чтобы он не срабатывал вместе с механическим его устанавливают его устанавливают на повышение
давления и вакуум а на 5-10%.
Резервуары для хранения высоковязких нефтей (рис. 1) оснащаются
следующим оборудованием:1) верхний световой люк; 2) вентиляционный
патрубок; 3) замерный люк; 4) уровнемер; 5) нижний люк-лаз; 6) водоспускной кран; 7) шарнирная подъемная труба; 8) перепускное устройство; 9)
грузовой патрубок; 10) противопожарное оборудование; 11) оборудование
для подогрева.
Основные потери нефти и нефтепродуктов на предприятиях, связанных с добычей, переработкой, транспортировкой и хранением нефти и
нефтепродуктов, складываются из потерь от испарения в резервуарах и
утечек через неплотности соединений оборудования. Потери от испарения составляют значительную часть количественных потерь. А так как при
испарении в атмосферу выходят наиболее легкие углеводороды, то происходят и качественные изменения состава нефти и нефтепродуктов. Нередки случаи, когда в результате больших потерь легких фракций углеводородов при хранении бензины оказывались непригодными для использования.
Физико-химические свойства нефти и нефтепродуктов характеризуются: фракционным составом, плотностью, вязкостью, химической стабильностью при хранении и транспортировке, летучестью, испаряемостью
и др.
Испаряемость — способность нефти и нефтепродуктов переходить
из жидкого состояния в газообразное, оценивается по давлению насыщенных паров.
Давление насыщенных паров – это давление, которое имеют пары,
находящиеся в равновесии с жидкой фазой при данной температуре. Когда
давление в газовом пространстве превысит давление насыщенных паров,
то возникает кипение — интенсивное испарение жидкости по всему объему жидкости.
Основными видами потерь от испарения в резервуарах являются
«большие» и «малые» дыхания.
«Большие дыхания» происходят при заполнении резервуара нефтью или нефтепродуктами, в результате чего из газового пространства вытесняется в атмосферу паровоздушная смесь. В процессе больших дыханий
объем паровоздушной смеси приблизительно равен объему закаченной в
резервуар нефти.
«Малые дыхания» возникают за счет ежесуточных колебаний температуры и барометрического давления наружного воздуха, а, следова5
тельно, и колебания давления в газовом пространстве резервуара. Уменьшение потерь от малых дыханий достигается сокращением суточных колебаний температур в газовом пространстве путем применения предохранительной окраски резервуаров в светлые тона.
Методы сокращения потерь нефтепродуктов можно разделить на
пять групп:
1) сокращение объема газового пространства. Это достигается в резервуарах с плавающими крышами и понтонами (рис.2,3 и 4). Понтон,
представляет собой полый диск. В таких резервуарах потери от испарения
сокращаются до 90%. В резервуарах с плавающей крышей почти полностью отсутствует газовое пространство и, таким образом, предотвращаются потери от больших и малых дыханий.
Рис. 2. Резервуар с плавающей крышей:
а - план ребер жесткости нижнего настила плавающей крыши; б – план верхнего настила плавающей
крыши; в – план днища резервуара; 1 – плавающая крыша; 2 – затвор; 3 – кронштейны затвора; 4 – ребро
жесткости; 5 – опорные стойки; 6 – балкон; 7 – подвижная лестница; 8 – неподвижная лестница
6
Рис. 3. Плавающий понтон, изготовленный из полимерных материалов
Рис. 4. Плавающий понтон из винипластовых труб:
I — концентрические кольца из винипластовых труб; 2— алюминиевая сетка; 3 — радиальные тяги; 4 — полиамидная пленка.
7
2) хранение под избыточным давлением в резервуарах рассчитанных
на это;
3) уменьшение амплитуды колебаний температуры газового пространства резервуара (тепловая изоляция, охлаждение водой в летнее время и подземное хранение);
4) улавливание паров, уходящих из резервуара. Наибольшее распространение получила газоуравнительная система (рис.5), представляющая
сеть газопроводов, соединяющих через огневые предохранители газовые
пространства резервуаров между собой.
Рис. 5. Газоуравнительная система:
1 – резервуар; 2 – дыхательный клапан; 3 – газгольдер; 4 – регулятор давления; 5 – сборный газопровод;
6 – конденсатосборник; 7 – насос для откачки конденсата; 8 – конденсатопровод; 9 – транспортная емкость
2. Методика расчета выбросов вредных веществ из
резервуаров различного назначения
Данная методика применяется предприятиями и территориальными
комитетами по охране природы, специализированными организациями,
проводящими работы по нормированию выбросов и контролю за соблюдением установленных нормативов ПДВ для расчета выбросов загрязняющих веществ из резервуаров при хранении нефтепродуктов.
2.1.
Выбросы паров нефтепродуктов в атмосферу из
резервуаров типа РВС
Валовые выбросы паров нефтепродуктов рассчитываются по формулам:
максимальные выбросы (М, г/с)
М = С1 · Крmax · Vч max / 3600 ,
(1)
годовые выбросы ( G , т/год)
G = ( У2 · В оз + У3 · В вл ) · Крmax · 10 –6 + Gхр · Кнп · Nр ,
(2)
где: С1 – концентрация паров нефтепродукта в резервуаре (г/м3) ,
принимается по Приложению 4;
Крmax - опытный коэффициент, принимается по Приложению 3;
8
Vч max - максимальный объем паровоздушной смеси (м3/ч), вытесняемой из резервуара (группы одноцелевых резервуаров) во время закачки
нефтепродукта, равный производительности насоса;
У2, У3 - средние удельные выбросы (г/т) из резервуаров соответственно в осенне-зимний и весенне-летний периоды года, принимается по
Приложению 4;
Воз, Ввл - количество закачиваемой в резервуар жидкости (т) в осенне-зимний и весенне-летний периоды года;
Gхр – выбросы паров нефтепродуктов при хранении бензина автомобильного в одном резервуаре (т/год), принимается по Приложению 5;
Кнп – опытный коэффициент, принимается по Приложению 4;
Nр - количество резервуаров, шт.;
ССВ - способы сокращения выбросов.
Расчеты проводятся по конкретному заданию и оформляются в виде
табл.2 и 3.
Таблица 2
Исходные данные
Vчmax , Воз ,
м3/ч
т
Наименование
продукта
Ввл , Конструкция Режим
т
резервуара
экспл.
Vр , Nр , ССВ
м3 шт.
Бензин автомобильный
Таблица 3
Табличные данные
С1
У2
2.2.
У3
G хр
Кнп
Крmax
Выбросы (расчетные)
М ,г/с
G ,т/год
Выбросы паров нефтепродуктов в атмосферу из
резервуаров автозаправочных станций (АЗС)
Валовые выбросы нефтепродуктов рассчитываются следующим образом:
Максимальные выбросы (М, г/с) автобензина и дизельного топлива:
М = (Срmax * Vсл) / 1200,
(3)
масла:
М = (Срmax * Vсл) / 3600,
(4)
где 1200 и 3600 – среднее время слива, с;
Срmax – максимальная концентрации паров нефтепродуктов (г/м3) в
выбросах паровоздушной смеси при заполнении резервуаров и баков автомашин, принимаются по Приложению 6;
9
ар;
Vсл - объем слитого нефтепродукта (м3) из автоцистерны в резерву-
Qоз, Qвл - количество (м 3 ) закачиваемого в резервуар нефтепродукта в осенне-зимний и весенне-летний периоды года.
Годовые выбросы (G, т/год) рассчитываются суммарно при закачке в резервуар, баки автомашин (Gбак) и при проливах нефтепродуктов
на поверхность (Gпр ) :
G = Gзак + Gпр
(5)
Gбак = [ ( Ср + Сб ) · Qоз + ( Ср + Сб ) · Qвл ] · 10-6
(6)
Где Ср , Сб - концентрации паров нефтепродуктов (г/м3 ) в выбросах паровоздушной смеси при заполнении резервуаров и баков автомашин , принимаются по Приложению 6.
Годовые выбросы при поливах составляют (т/год):
для автобензинов
Gпр = 125 · ( Qоз + Qвл ) · 10-6
(7)
для дизтоплив
Gпр = 50 · ( Qоз + Qвл ) · 10-6
(8)
для
масел
Gпр = 12,5 * ( Qоз + Qвл ) * 10–6 ,
(9)
где: 125; 50; 12,5 - удельные выбросы (г/ м3). 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.
Значения концентраций углеводородов в выбросах паровоздушной
смеси при заполнении резервуара и баков автомашин приведены в Приложении 6.
Значения концентраций бензинов (предельных и непредельных), бензола, толуола, этилбензола и ксилола приведены в Приложении 7.
ЗАДАНИЕ 1. На нефтебазе хранятся различные нефтепродукты
в РВС. Данные по вариантам приведены в табл.4. Рассчитать максимальные и годовые выбросы в атмосферу.
Таблица 4
Исходные данные
Наименование
Исходные
параметры
Vчmax, м3/ч
Бензин
хранящегося продукта
автомобильный
№
Бензин авиационный
варианта
1
2
3
4
5
6
300
350
400
300
350
400
10
Воз ,
1
15 000
2
17 000
3
16 000
4
18 000
5
18 000
6
17 000
25 000
10 000
4
отсут.
понтон
ГОР
25 000
7 000
6
отсут.
понтон
ГОР
24 000
5 000
8
отсут.
понтон
ГОР
22 000
5 000
8
отсут.
понтон
ГОР
24 000
7 000
6
отсут.
понтон
ГОР
23 000
10 000
4
отсут.
понтон
ГОР
т
Ввл, т
Vр, , м3
Nр, шт.
ССВ
Режим
эксплуатации
мерник
Керосин технический
Дизельное топливо
№ варианта
7
8
9
10
11
12
Vчmax, м3/ч
Воз, т
70
1600
90
1500
100
1400
160
2 200
180
3 500
200
5 000
Ввл, т
2 600
2 500
2 600
3 800
4 500
4 000
Vр, м3
700
1 000
2 000
1 000
2 000
Nр , шт.
ССВ
6
отсут.
понтон
ГОР
4
отсут.
понтон
ГОР
2
отсут.
понтон
ГОР
6
отсут.
понтон
ГОР
4
отсут.
понтон
ГОР
Режим
эксплуатации
3 000
3
отсут.
понтон
ГОР
мерник
ЗАДАНИЕ 2. На территории ТЭЦ имеется резервуарный парк
для хранения топочного мазута. Резервуары –РВС. Данные для расчетов
даны по вариантам в табл. 5. Рассчитать максимальные и годовые выбросы в атмосферу при хранении топлива.
Таблица 5
Исходные данные
Vчmax,м3/ч
85
85
Воз , т
5 000
4 000
Ввл, т
Режим экспл.
5 000
4 000
Мерник
Мерник
Vр , м3
1 000
700
Nр , шт.
3
4
ССВ
Отсутств.
Отсутств.
ЗАДАНИЕ 3. На территории АЗС в заглубленных резервуарах
хранятся различные нефтепродукты, данные по вариантам приведены в
табл. 6. Рассчитать максимальные и годовые выбросы.
11
Таблица 6
Исходные данные
Вид топлива
№ варианта
Qоз, м3
Qвл , м3
2
3
4
3
4
5
3
2 500
2 800
3 300
2 200
2 500
2 800
3 300
2 200
5
6
4
5
2 900
3 100
2 900
3 100
1
Бензин
автомобильный
Дизельное
топливо
Vсл , м3
Результаты расчетов оформляются в виде таблиц.
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
КОНРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ.
Какие бывают резервуары?
Чем оборудуются резервуары?
В чем заключается механизм процесса испарения нефти в резервуаре?
Отчего он зависит ?
Пути уменьшения потерь нефти и нефтепродуктов от испарения при
хранении в резервуаре. Какой способ уменьшения испарения лучше?
Какие виды резервуаров применяются для хранения нефтепродуктов?
Что такое “малое” дыхание?
Что такое “большое” дыхание?
Для чего нужен дыхательный и предохранительный клапан?
Чем отличается понтон от плавающей крыши?
12
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
Углеводороды предельные
Метан
Бутан
Пентан
Гексан
ОБУВ
,
50
4
200
4
100
4
60
Углеводороды непредельные
Этилен
3
3
Пропилен
3
3
Бутилен
4
3
Амилен (смесь изомеров)
4
1.5
Углеводороды ароматические
Бензол
2
1.5
Толуол
3
0.6
Этилбензол
3
0.02
Ксилолы
3
0.2
Изопропилбензол
4
0.014
Прочие вещества
Спирт метиловый
3
1
Спирт этиловый
4
5
Спирт изобутиловый
4
0.1
Серная кислота
2
0.3
Уксусная кислота
3
0.2
Ацетон
4
0.35
Метилэтилкетон
Фурфурол
3
0.05
Фенол
2
0 01
Гидроперекись изопропилбензола
2
0.007
Этиленгликоль
Аммиак
4
0.2
Сернистый ангидрид
3
0.5
Сероводород
2
0.008
Формальдегид
2
0.035
Хлор
2
0.1
Хлористый водород
2
0.2
Углеводороды предельные
алифатического ряда
Керосин
Масло минеральное нефтяное
ПДК с.с.,
мг/ м3
4
25
3
3
1.5
0.1
0.6
0.02
0.2
0.014
0.5
5
0.1
0.1
0.06
0.35
0.1
0.05
0 03
0,007
1
0.04
0.05
0.003
0.03
0.2
25
1.2
0.05
13
Приложение 2
Физико-химические свойства газов и жидкостей
Формула
Температура
нач.кип., tнк,
о
C
Бутан
С4 Н10
- 0.5
-
58.12
Пентан
С5 Н12
36.1
0.626
72.15
Гексан
С6 Н14
68.7
0.660
86.18
Гептан
С7 Н16
98.4
0.684
100.21
Изооктан
С8 Н18
93.3
0.692
114.24
Цетан
С16 Н34
287.5
0.774
226.45
Этилен
Пропилен
С2 Н4
С3 Н6
-103.7
-47.8
-
28.05
42.08
Бутилен
Бензол
С4 Н 8
С 6Н 6
-6.3
80.1
0.879
56.11
78.11
Толуол
о-Ксилол
С 7Н8
С 8Н 10
110.6
144.4
0.867
0.881
92.14
106.17
м-Ксилол
С8 Н 10
139.1
0.864
106.17
Этилбензол
Спирт метиловый
С8 Н10
С Н4 О
136.2
64.7
0.867
0.792
106.17
32.04
Спирт этиловый
С2 Н6 О
78.37
0.789
46.07
Уксусная кислота
С 2Н4 О2
118.1
1.049
60.05
Ацетон
С 3Н6 О
56.24
0.792
58.08
Фенол
Аммиак
С6 Н 6О
N Н3
182
-33.35
-
94.11
17.03
Сернистый ангидрид
S О2
-10.1
-
64.06
Сероводород
Н2 S
-60.8
-
34.08
СН 2О
-21
-
30.03
Сl2
НСl
-33.6
-85.1
-
70.91
36.46
Вещество
Формальдегид
Хлор
Хлористый водород
14
Плотность
жидкости,
ρ,т/м3
Молекул.
масса
Приложение 3
Категория
Значения опытных коэффициентов Кр
Конструкции
Крmax
Объем резервуара, Vp, м3
резервуаров
или
100 и ме- 200 - 400
700 - 1000 2000 и более
Крср
нее
Режим эксплуатации – «мерник». ССВ - отсутствуют
А
Кр max
Крср
Кр max
0.90
0.63
0.80
0.87
0.61
0.77
0.83
0.58
0.73
0.80
0.56
0.70
Крср
Кр max
0.56
1.00
0.54
0.97
0.51
0.93
0.50
0.90
Крср
Наземный вер- Кр max
тикальный
К ср
0.70
0.95
0.68
0.92
0.65
0.88
0.63
0.85
0.67
0.64
0.62
0.60
Наземный
вертикальный
Заглубленный
Наземный горизонтальный
Б
р
Заглубленный
В
0/85
0.82
0.78
0.75
ср
Кр
Наземный го- Кр max
ризонтальный Крср
Наземный вер- Кр max
тикальный
Крср
0.60
1.00
0.70
1.00
0.70
0.57
0.98
0.69
0.97
0.68
0.55
0.96
0.67
0.93
0.650
0.53
0.95
0.67
0.90
0.63
Кр max
0.90
0.87
0.83
0.80
Заглубленный
Кр
max
0.63
0.61
0.58
Крср
max
Наземный го- Кр
1,00
1.00
1.00
ср
0.70
0.70
0.70
ризонтальный Кр
Режим эксплуатации - «мерник». ССВ - понтон
0.56
1.00
0.70
А,Б.В
Наземный вер- Кр max
0.20
0.19
0.17
0.16
Крср
0.14
0.13
0.12
0.11
тикальный
Режим эксплуатации – «мерник». ССВ - плавающая крыша
А,Б,В
Наземный вер- Кр max
0.13
0.13
ср
Кр
0.094
0.087
тикальный
Режим эксплуатации – «буферная емкость»
0.12
0.080
0.11
0.074
А,Б,В
Все типы кон- Кр
струкций
0.10
0.10
0.10
15
0.10
Приложение 4
КЛИМАТИЧЕСКАЯ
ЗОНА
С1
г/м3
У2
г/т
У3
г/т
С1
г/м3
У2
г/т
У3
г/т
С1
г/м3
У2
г/т
У3
г/т
Кнп
При
t=
20оС
Бензин
автомоб.
Бензин
авиац.
Бензол
777,6
639,6
880,0
972,0
780,0
1100
1176
967,2
1331
1,1
576,0
393,6
656,0
720
480
820
871,2
595,2
992
0,57
293,8
114,8
248,0
367,2
140,0
310.0
444,3
173,6
375
0,45
Толуол
100,8
34,44
80,0
126,0
42,0
100,0
152,5
52,08
121
0,17
Ксилол
Керосин
технич.
Керосин
осветит.
Дзельн.
топливо
Моторное топливо
Мазуты
31,68
9,79
9,02
4,84
24,0
8,8
39.6
12,24
11,0
5.9
30,0
11,0
47,92
14,81
13,64
7,32
36,3
13,3
0,059
0,01
6,91
3,61
6,32
8,64
4,4
7,9
10,45
5,46
9,56
0,0071
2,59
1,56
2,08
3,14
1,9
2.6
3,92
2,36
3,15
0,0029
1,15
0,82
0,82
1,44
1,0
1,0
1,74
1,24
1,24
0,0011
4,32
3,28
3,28
5.4
4,0
4,0
6,53
4,96
4,96
0,0043
Масла
0,26
0,16
0,16
0,324
0,2
0,2
0,39
0.25
0,25
0,00027
Нефтепродукт
2
1
3
Приложение 5
Vр , м3
1
Количество выделяющихся паров бензинов автомобильных
при хранении в одном резервуаре Gхр, т/год
Вид резервуара
Наземный
Заглубсредства сокращения выбросов
ленный
отсутст.
понтон
пл.крыша
2
3
4
Горизонтальный
ГОР
5
6
7
1-я климатическая зона
100 и менее
200
0.18
0.040
0.027
0.062
0.053
0.18
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
16
1
700
2
0.89
3
0.190
4
0,120
5
0.312
6
0.270
7
-
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
-
100 и менее
0.22
200
2-я климатическая зона
0.049
0.033
0.077
0.066
0.22
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
-
100 и менее
200
0.27
3-я климатическая зона
0.060
0.041
0.095
0.081
0.27
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
-
17
Приложение 6
Концентрации паров нефтепродуктов (С, г/м3) в выбросах паровоздушной
смеси при заполнении резервуаров и баков автомашин
Нефтепродукт
Бензин автомобильный
Дизельное топливо
Масла
Вид выброКонструкция резервуара
са*
наземный С, г/м3
заглублен. С,г/м3
макс
Сб, г/м3
--
03
205.0
172.2
344.0
ВЛ
макс
248.0
1.49
255.0
1.24
412.0
03
0.79
0.66
1.31
ВЛ
1.06
0.88
1.76
макс
0.16
0.13
03
0.10
0.08
0.16
0.08
0.16
ВЛ
Бензин автомобильный
макс
Дизельное топливо
Масла
1-я климатическая зона
464.0
384.0
Бак а/м.,
0.10
2-я климатическая зона
580.0
480.0
03
250.0
210.2
420.0
ВЛ
310.0
255.0
515.0
макс
1.86
1.55
03
0.96
0.80
1.6
ВЛ
макс
1.32
0.20
1.10
0.16
2.2
03
0.12
0.10
0.20
0.12
0.10
0.20
701.8
580.0
520.0
03
310.0
260.4
623.1
ВЛ
макс
375.1
2.25
308.5
1.88
1.98
03
1.19
0.99
2.66
ВЛ
макс
1.60
0.24
1.33
0.19
0.25
03
0.15
0.12
0.24
ВЛ
0.15
0.12
ВЛ
3-я климатическая зона
Бензин автомобильный
Дизельное
топливо
Масла
макс
•
макс - максимальный выброс; ОЗ - выброс в осенне-зимний период;
•
ВЛ- выброс в весенне-летний период.
18
Приложение 7
Концентрация загрязняющих веществ (% масс.) в парах различных нефтепродуктов
Наименование
нефтепродукта
Концентрация компонентов Сi , % масс
углеводороды
бензол толуол
предельные непредельные С2-С5
С1-С10
Сырая нефть
99,16
-
этилбензол
ксилолы
сероводород
0.35
0,22
-
0,11
0,06
Прямогонные
бензиновые
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
-
Стабильный
катализат
Уайт-спирит
92,84
-
2,52
2,76
-
1,88
-
93,74
-
2,15
3,20
-
0,91
-
Бензин-
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-
74,03
25,0
0,58
0,27
-
0,12
-
Ловушечный
продукт
Керосин
98,31
-
1,56
0,13
99,84
-
0,10
0,06
Дизельное топ-
99,57
-
0,15
0,28
Мазут
99,31
-
0,21
0,48
Сумма ароматических
*) - по данным разработчиков.
19
Список литературы
1. Земенков Ю.Д. и др. Эксплуатация магистральных нефтепроводов.
Трубопроводный транспорт.ТюмГНГУ, ОмГУ, 2001, - 343 с.
2. СНиП 2.11.03-93. Склады нефти и нефтепродуктов.Изд-во "Стройиздат", 1996.
3. Методические указания по определению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров. – М.: Госкомэкологии России,1997.
4. Дополнение к «Методическим указаниям по определению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров» - С.-Пб.: НИИ Атмосфера, 1999 г.
ЛР № 020520 от 23.04.92 г.
Подписано к печати
Бум. писч. № 1
Заказ №
Уч. изд. л.
Формат 60х84 1/16
Усл. печ. л.
Отпечатано на RISO GR 3750
Тираж 300 экз.
______________________________________________________________
Издательство "Нефтегазовый университет"
Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования
"Тюменский государственный нефтегазовый университет"
625000, г. Тюмень, ул. Володарского 38
Отдел оперативной полиграфии издательства "Нефтегазовый университет"
625000, г. Тюмень, ул. Володарского 38
20