В соответствии с подпунктом 28) статьи 17 Экологического Кодекса Республики Казахстан от 9 января 2007 года ПРИКАЗЫВАЮ:
      1. Утвердить следующие методические документы в области охраны окружающей среды:
      1) Методика расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу на объектах транспорта и хранения газа согласно приложению 1 к настоящему приказу;
      2) Методика расчета валовых выбросов вредных веществ в атмосферу для предприятий нефтепереработки и нефтехимии согласно приложению 2 к настоящему приказу;
      3) Методика определения выбросов загрязняющих веществ в атмосферу для тепловых электростанций и котельных согласно приложению 3 к настоящему приказу;
      4) Методика определения валовых выбросов вредных веществ в атмосферу основным технологическим оборудованием предприятий машиностроения согласно приложению 4 к настоящему приказу;
      5) Методика расчета выбросов вредных веществ в атмосферу при работе с пластмассовыми материалами согласно приложению 5 к настоящему приказу;
      6) Методика расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от предприятий цементного производства согласно приложению 6 к настоящему приказу;
      7) Методика расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от объектов 4 категории согласно приложению 7 к настоящему приказу;
      8) Методика расчета нормативов выбросов от неорганизованных источников согласно приложению 8 к настоящему приказу;
      10) Методика расчета нормативов размещения золошлаковых отходов для котельных различной мощности, работающих на твердом топливе согласно приложению 10 к настоящему приказу;
      11) Методика по расчету выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от полигонов твердых бытовых отходов согласно приложению 11 к настоящему приказу;
      12) Методика расчета концентраций вредных веществ в атмосферном воздухе от выбросов предприятий согласно приложению 12 к настоящему приказу;
      13) Методика расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу при некоторых технологических процессах в металлургическом производстве согласно приложению 13 к настоящему приказу.
      2. Комитету экологического регулирования и контроля Министерства окружающей среды и водных ресурсов Республики Казахстан обеспечить государственную регистрацию настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан и официальное опубликование в установленном законодательством порядке.
      3. Контроль за исполнением настоящего приказа возложить на вице-министра окружающей среды и водных ресурсов Республики Казахстан Т. Ахсамбиева.
      4. Настоящий приказ вводится в действие по истечении десяти календарных дней со дня его первого официального опубликования.

Методика расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу на объектах транспорта и хранения газа

1. Общие положения

      1. Настоящая Методика расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу на объектах транспорта и хранения газа разработана с целью установления единых подходов к нормированию выбросов загрязняющих веществ в атмосферу для объектов газотранспортной системы магистральных газопроводов: подземных хранилищ газа (ПХГ), компрессорных станций (КС), газораспределительных станций (ГРС), - на основе унифицированных методов определения параметров газовых потоков и концентраций вредных веществ в выбросах.
      2. Положения настоящей Методики позволяют применять единые методологические подходы в определении норм предельно допустимых выбросов (ПДВ) для действующих и вновь проектируемых объектов транспортировки, хранения и распределения газа потребителям.

2. Характеристика объектов транспорта и хранения газа

      3. Характеристика ПХГ. ПХГ предназначены для хранения газа в пласте (период откачки газа) и подачи его из пласта потребителям (период отбора газа). Эксплуатация технологических установок ПХГ зависит от сезона потребления газа, и имеет циклический характер.
      4. Производительность ПХГ зависит от активного объема газа хранилища. Условно различают три группы хранилищ: 1-ая - малой производительности до 1 млрд. м³ газа; 2-ая - средней производительности - 1 - 3 млрд. м³ газа, 3-я - большой производительности - более 3 млрд. м³ газа.
      5. Газохранилище состоит из следующих основных гидравлических связанных элементов: пласта, равнины соединительных газопроводов, аппаратов используемых при очистке и охлаждении, КС и ГРС (пункта редуцированных газов.)
      6. Характеристика КС. КС предназначены для перекачки газа по магистральным газопроводам. Эксплуатация технологических установок КС зависит от режима работы линейной части, а состав и количество вредных веществ, поступающих в атмосферу зависит от тепла и числа работающих газоперекачивающих агрегатов (ГПА).
      7. Производительность КС зависит от установочной суммарной мощности ГПА. Условно различают три группы КС: 1 - малой производительности с суммарной установленной мощностью до 100 мВт; 2 - средней производительности - 100-200 мВт; 3 - большой производительности - более 200 мВт.
      8. КС состоит из следующих технологически связанных основных объектов: линейной части газопровода, установки осушки по охлаждению газа, компрессорного цеха и пункта редуцирования газа.
      9. Котельная, участок водоснабжения, масляное хозяйство, воздушные компрессоры, контрольно-измерительные приборы, связь, электроснабжение, канализация относятся к вспомогательным газотранспортным объектам отрасли.
      10. Вредными веществами на КС являются газ и продукты его сгорания. Выделение газа обусловлено эпизодическими технологическими операциями, предусмотренными регламентом (продувка аппаратов, шлейфов, газопроводов, скважин и т.д.), и разгерметизацией оборудования.
      Выделение продуктов сгорания обусловлено работой ГПА, трубомоторгенераторов, котлоагрегатов, огненных испарителей и работой факельного хозяйства. Выделение газа и продуктов сгорания поступает в атмосферу через организованные источники выброса.
      11. Источниками выбросов газа на КС и ГРС являются продувочные свечи аппаратов (пылеуловителя, фильтроаппараты, контакторы), свечи пуска и разгрузки ГПА, свечи дегазации, вентиляционные шахты и т.д.
       Источниками выбросов продуктов сгорания газа являются выхлопные трубы ГПА, турбомотогенераторов, дымовые трубы котлоагрегатов, огневых испарителей и т.д.
      12. Статьи затрат газа на технологические операции, связанные с выделением газа в атмосферу на ПХГ и КС приведены в таблице 1 и 2 согласно приложению 1 к настоящей Методике.
      Нормативы затрат газа на технологические операции при создании и эксплуатации ПХГ составляют 1,0 - 1,2 в период вывода хранилища на режим и 0,6-0,7 в период эксплуатации (в % от объема транспортируемого газа).
      В настоящее время на ряде КС и ПХГ внедрены малорасходные или безрасходные схемы продувки аппаратов, а большинство скважин испытывается без выбросов в атмосферу.
      13. Постоянные выбросы газа, газа в атмосферу на ПХГ и КС нет. Они носят эпизодический характер (таблица 2 согласно приложению 1 к настоящей Методике). Продолжительность работы ГПА определяется режимом эксплуатации КС. В таблице 3 согласно приложению 1 к настоящей Методике приведены усредненные показателя надежности работы каждого типа ГПА.
      14. Основными загрязнителями воздушного бассейна при эксплуатации ПХГ и КС являются углеводороды, окислы азота, окись углерода, и, если природный газ содержит соединения серы, то меркаптаны, сероводород и сернистый ангидрид.
 

3. Расчет выбросов вредных веществ в период эксплуатации ПХГ и КС

      15. Основными операциями, связанными с выбросами природного газа в атмосферу, являются продувка и стравливание газа из аппаратов, а также, связанными с выбросами дымовых газов в атмосферу, сжигание газа в камерах сгораниях ГПА, топках котлоагрегатов, огневых испарителей и на факелах.
      16. Расчет выбросов природного газа при продувке сепарирующих установок.
      17. При продувке жидкости из сепарирующих установок газ поступает из аппарата в дренажную линию определенной длины , диаметром d, с гидравлическим сопровождением и через накопительную емкость конденсата направляется на свечу.
      Весовой расход газа при длине дренажной линии - 100 м и различных диаметрах может быть рассчитан по упрощенным формулам, представленным в таблице 4 согласно приложению 1 к настоящей Методике, выведенных из формулы (таблица 11), согласно приложению 1 к настоящей Методике.
      18. Индивидуальные исходные нормы расхода газа на одну продувку пылеуловителя и конденсатосборника (Н^опк) представлены в таблице 5 согласно приложению 1 к настоящей Методике, в которой нормы определяются по формуле (таблица 12, согласно приложению 1 к настоящей Методике) при следующих условиях: время закрытия крана t = 10 с, давление газа в пылеуловителе (конденсатосборнике) Ра = 5,4 МПа, температура газа Та = 293 К, объем удаленного стабильного конденсата
       = 1м³
      19. Расчет объема выброса при стравливании газа из метанольниц, шлейфов и соединительных газопроводов на свечу (м³) осуществляют по формуле:

      (3.1.)
      где V_k - герметический объем метанольниц, шлейфов и соединительных газопроводов (м³), длиной (м) с сечением ПR² (м²), в которой находится газ при давлении Р_а и температуре t_а и равен S= ПD²/4;
      Р_о , t₀ - атмосферное давление (МПа) и температура газа при 0^оС;
      Р_о , t₀ - давление (МПа) и температура (0^оС) в соответствующем оборудовании или сооружении.
      D - диаметр оборудования, м ;
      Z - коэффициент сжимаемости газа (рисунок 1, согласно приложению 2 к настоящей Методике). Время стравливания газа из участка соединительного газопровода через свечу определяют по графику на рисунок 2, согласно приложению 2 к настоящей Методике.
      На графике приняты следующие обозначения:
      D_вн - внутренний диаметр соединительного газопровода (м); d_вн - внутренний диаметр продувочной свечи (м);
      т - отношение рабочего сечения крана на продувочной свече к сечению продувочной свечи;
       - длина участка газопровода (м);
      р - давление в газопроводе (атм);
      t - время опорожнения участка газопровода (мин.).
      При других значениях m, отличных от приведенных на графике, пересчет времени стравливания участка газопровода (мин.) осуществляет по формуле
      t''=t*(3.2.)
      где t - время опорожнения участка газопровода при m= 0,4.
      Графический расчет объема выброса газа в атмосферу из участков газопровода различной длины приведен, на рисунок 3, согласно приложению 2 к настоящей Методике.
      Индивидуальные исходные нормы расхода газа на продувку 1 км газопровода диаметром dr- (через свечи) представлены в таблице 6 согласно приложению 1 к настоящей Методике, в которой использована формула (таблица 13) согласно приложению 1 к настоящей Методике при следующих условиях: снижение давления газа с 5,5 МПа до 1,0 МПа, средняя температура Тср = 293 К.
      20. Определение объема газа, выбрасываемого в атмосферу при продувке скважин.
      При продувке скважин объем стравливаемого газа V₁ (м³/сут) определяется по способу бокового статистического давления:
      V1=396*D2       (3.3)
      где D - диаметр свечи через которую проходит продувка скважин, м
      р - давление газа перед пропускным отверстием свечи, кг/см² (при продувке скважин Р измеряется на головке скважины);
       - относительная плотность газа, кг/м³;
      t - температура газа, 293 К ;
      Е - время продувки скважины, сутки (в среднем 15 мин).
      21. Расчет объема газа, выбрасываемого в атмосферу при остановке и раскрутке компрессора.
      Количество газа, стравливаемое при остановке и разгрузке одного компрессора (м²), определяют по формуле / 4 /:

       (3.4.)
      где V_k- геометрический объем компрессорной части с коллекторами на приеме и выходе КС, м ³;
      Ра, Та - давление и температура газа перед стравливанием, МПа, К ;
      Z - коэффициент сжимаемости газа при рабочих условиях, определяемый на рисунок 1, согласно приложению 2 к настоящей Методике.
      Объем газа, стравливаемый в атмосферу при разгрузке компрессора в единицу времени (м³/с), определяют по формуле:
      V1(3.5.)
      Весовое количество газа, стравливаемое в атмосферу при разгрузке компрессора в единицу времени (кг/с), определяют по формуле:
      G₁=V₁* (3.6.)
      где - плотность газа, кг/м³
      22. Оценка годовых потерь газа в атмосферу (м³) при испытании скважин на ПХГ, вышедших из капитального ремонта или бурения, производят по формуле:
      V=(3.7)
      где V₁срj - средний объем выброса при испытании i-той скважины за год, м³, j= 1,2.3... N;
      N - количество испытанных скважин в год;
      V₁cp - средний объем газа, теряемый на ПХГ при испытании одной скважины в год, м³.
      V₁ - объем газа, вытраливаемый в атмосферу при продувке одной скважины, м³/сутки, определяют по формуле (таблица 14) согласно приложению 1 к настоящей Методике или по суточному дебиту скважины.
      23. Расчет объемов сгорания природного газа и количества вредных веществ, выбрасываемых в атмосферу через выхлопные трубы ГПА.
      24. Объем выхлопных газов (м³/ч) определяют по формуле:
      V₁=d₁*К*В (3.8)
      где В - расход топливного газа, м³/ч;
      К - стехиометрический коэффициент, равный 10;
      d₁ - коэффициент разбавления воздуха (для газоморных компрессоров d₁ = 2-3, для газотурбинных d₁ - 3-9).
      25. Количество вредных веществ, выделяющихся при эксплуатации ГПА, зависит от их типа и технического состояния. Для турбинных ГПА количество окислов азота в выхлопных газах не должно превышать 220 мг/м³ при условиях выхлопа в условной концентрации
кислорода - 15%. В разделе 2 приведены данные по техническим характеристикам и удельным выбросам вредных веществ для некоторых типов ГПА, принятые по экспериментальным их значениям и данным заводов-изготовителей (таблица 13), согласно приложению 1 к настоящей Методике.
      Количество вредных веществ в выхлопных газах ГПА определяют по формуле:
            (3.9.)
      где m_i - удельный выброс i -го вещества (NO2, CO и др.) г/м³;
      V_i - обьем выхлопных газов, м³/с;
      Величину выбросов двуокиси азота (NO2) принимают в количестве 0,05-0,2 от количества выбросов NО_х.
      26. При отсутствии данных анализа состава выхлопных газов значения удельных выбросов вредных веществ берется по их максимальным величинам, равным для окиси углерода - 250 мг, для окислов азота - 320 мг на м³ продукта сгорания.
      27. Определение количества вредных веществ, выбрасываемых в атмосферу при продувке скважин со сжиганием на факеле.
      28. Объем дымовых газов V₁, величину которого рассчитывают по уравнениям процесса сгорания (м³/ч), определяют по формуле:
      V₁=7.84*B*d*Э (3.10)
      где d - коэффициент избытка воздуха;
      В- расход газа на сжигание, м³/с;
      Э - калорийный эквивалент топлива, (таблица 14) согласно приложению 1 к настоящей Методике.
      При сжигании природного газа на факеле объем дымовых газов определяют из расчета десятикратного разбавления природного газа, подаваемого на свечу.
      29. При отсутствии данных о составе дымовых газов, количество вредных веществ выбрасывают в атмосферу при сжигании газа на факеле (кг/ч) определяют по формуле:
      Vi= Кi*В (3.11)
      где В - расход газа на факеле, кг/ч;
      К_i- опытный коэффициент i-того вещества, равный;
      с подачей пара К_со= 2*10^-2, К_СH4=5*10-4, К_NO2=3*10-3
      без подачи пара К_со = 0,057, К_CH4 = 0,015, К_NO2 = 0,001.
      Выброс сернистого ангидрида (кг/ч) определяют по содержанию серосодержащих (H2S, RSH, % вес) в сжигаемом газе по формуле:
       (3.12)
      где С_H2S,RSH - концентрация соединений серы в газе, поступающем на сжигание, % вес.
      30. Определение продуктов сгорания и количества выбросов вредных веществ в атмосферу при сжигании природного газа в топках котлов и огневых испарителей.
      31. Расход дымовых газов V, при сжигании природного сгорания газа в топках котлов и огневых испарителей (м³/ч) определяют по формуле /11,12/
      V= В * V₁ (3.13)
      где В - расход природного газа, м³/ч;
      V₁ - суммарный объем влажных продуктов полного сгорания при сжигании м³ природного газа равный:
      V₁= V_e +V_b (d-1) (3.14)
      V_е,V_b-соответственно теоретический объем продуктов сгорания и теоретически необходимый объем воздуха на горение, м³/м³ (таблица 14), согласно приложению 1 к настоящей Методике;
      d - коэффициент избытка воздуха в дымовых газах равный:
      d =; где О₂ - содержание кислорода в дымовых газах, %.
      32. Расчет выбросов окиси углерода.
      Количество окиси углерода (т/год), выбрасываемое в атмосферу с дымовыми газами котлоагрегата вычисляют по формуле:
       (3.15.)
      где В - расход топлива (твердого, жидкого или газообразного) т/год или м³/год;
       - среднегодовая низшая теплота сгорания топлива, МДж/кг или МДж/м³, если известна теплота сгорания топлива в ккал/кг (ккал/м³), то для подстановки в формулу 3.15 ее следует умножать на 0,00419;
      У_со- параметр, зависимый от вида топлива, конструкции топочного устройства и характеризующий количество окиси углерода, образующегося на 1 ГДж тепла, выделяемого при горении топлива, кг/ГДж; его значение принимается по данным таблице 8 согласно приложению 1 к настоящей Методике.
      Если коэффициент избытка воздуха в продуктах сгорания за топкой, по данным газового анализа, больше чем его нормативное значение, указанное в таблице 8 согласно приложению 1 к настоящей Методике, то принимается равным нулю, при значении меньше, чем нормативное, результат расчета по формуле 3.15 следует умножить на отношение нормативного значения коэффициента избытка воздуха к фактическому.
      Если имеются результаты непосредственного определения содержания окиси углерода в дымовых газах, то значение Усо (кг/ГДж ) подсчитывают по формуле:
      Усо = 12,5*dух*Ссо** (3.16)
      где Ссо - содержание оксида углерода в дымовых газах, % об;
      dух - коэффициент избытка воздуха за котлоагрегатом по данным газового анализа;
       - объем продуктов сгорания на 1 МДж тепла, введенного в топку с топливом, м³/МДж;
       - поправочный коэффициент, зависящий от вида топлива и избытка воздуха.
      Для природного газа = 0,30; = 0,88 при dух = 1,8 и = 0,9 при dух = 2,0- 2,2.
      Количество оксидов углерода (т/год), выбрасываемое в атмосферу с дымовыми газами котла, подсчитывают также по формуле:
      =0,001*Ссо*В (3.17)
      где Ссо - выход окиси углерода при сжигании газообразного топлива, кг/тыс.м³, определяемый по формуле:
      Ссо=q₃*R* (3.18)
      где q₃ - потери тепла от химической неполноты сгорания топлива, %;
      R - коэффициент, учитывающий долю потери теплоты вследствие химической неполноты сгорания топлива, обусловленной содержанием в продуктах неполного сгорания СО, для газа = 0,5;
       - теплота сгорания натурального топлива, кДж/м³.
 
      При сжигании газа с нормативным коэффициентом избытка воздуха (L) следует принимать q3 = 0,25% (согласно результатам обработки литературных данных по удельным выбросам и концентрации СО). При L значительно больше, чем нормативные, следует принимать q3 = 0.
      33. Расчет выбросов окислов азота.
      Количество окислов азота в пересчете на NО2 (т/год), выбрасываемых в атмосферу с дымовыми газами котлоагрегатов, подсчитывают по формуле:
            (3.19)
      где В - расход натурального топлива, т/год или тыс.м³/год;
       - среднегодовая низшая теплота сгорания израсходованного топлива, МДж/кг;
      Y_NO2 - параметр, зависящий от вида топлива, конструкция топочного устройства, мощности и нагрузке котлоагрегата и характеризующий количество окислов азота, образующих количество окислов азота, образующих на 1 ГДж тепла, выделяемого при горении топлива, кг/ГДж.
      Величину Y_NO2 для природного газа вычисляют по формулам:
      Y_NO2=0,061 + 0,014 lq N; (3.19)
      Y_NO2=0,061 +0,014 lq 600D; (3.20)
      где N - теплопроизводительность при номинальном режиме, кВт;
      D - паропроизводительность при номинальном режиме, т/ч.
      Удельный выброс при нагрузке агрегата, отличающийся от номинальной, равен:
      Y_NO2= Y_NO2^ном *N^0.25
      где N = N_факт / N_ном или Д_факт / Д_ном (3.21)
      Для практических целей построены графики зависимости Y_NO2 от теплопроизводительности и паропроизводительности. (рисунок 4), согласно приложению 3 к настоящей Методике.
      Если имеются данные непосредственного определения концентрации окислов азота в дымовых газах, то Y_NO2 (кг/ГДж) вычисляют по формуле:
      У_NO2 = 20,5*dух*С_NO2 ** (3.22)
      34. Расчет валовых выбросов газа при технологических операциях
      Валовые выбросы вредных веществ, связанные с продувками, стравливанием газа из аппаратов и со сжиганием (т/год), определяют по формуле /16/:
      
      где Мi - количество выбросов i - того вещества при технологических операциях, связанных с поступлением вредных ингридиентов в атмосферу, г/с;
       - продолжительность технологической операции, с;
      Кi - количество операций за год;
      ni - число аппаратов, на которых осуществляется операция с выбросами в атмосферу за год.

4. Определение предельно допустимых и фактических выбросов на ПХГ и КС

      35. Предельно допустимый выброс вредного вещества рассчитывают для холодных (продувочная свеча, свеча дегазации) и нагретых (дымовая труба, факел), источников выбросов.
      36. Расчет ПДВ для выбросов нагретой газовоздушной смеси.
      Предельно допустимый нагретый выброс вредного вещества в атмосферу (г/с) определяют по формуле:
            (4.1.)
      где ПДК - предельно допустимая концентрация вредного вещества в приземном слое атмосферы населенных пунктов, мг/м³;
      Н - высота источника выброса над уровнем земли, м;
      V₁ - объем газовоздушной смеси и окружающего воздуха, град.;
       - равность температур газовоздушной смеси и окружающего воздуха, град.;
      А - коэффициент стратификации, (С2/3.мг.град1/3 г.);
      F - безразмерный коэффициент, учитывающий соединение вредных веществ в атмосфере воздуха;
      m, n - безразмерные коэффициенты, учитывающие условия выхода газовоздушной смеси из устья источника выбросов;
       - безразмерный коэффициент, учитывающий рельеф местности.
      37. Величину (^оC) следует определять, принимая температуру окружающего атмосферного воздуха Та, по средней температуре наружного воздуха в 13 ч. наиболее жаркого месяца года, а температуру выбрасываемой в атмосферу газовоздушной смеси Тг - по действующей для данного производства нормативу.
      38. Коэффициент А принимается для неблагоприятных метеорологических условий, при которых концентрация вредных веществ в атмосферном воздухе от источника выброса достигает максимального значения для Казахстана-200.
      39. Величина F - безразмерный коэффициент, учитывающий скорость оседания вредных веществ в атмосферном воздухе. Его значения принимается:
      для газообразных вредных веществ (сернистого газа, углерода, природного газа, меркаптанов, сероводорода, окислов азота и т.д.) и мелкодисперсных аэрозолей (пыли, золы и т.п., скорость упорядоченного оседания которых практически равна нулю) - 1;
      для пыли и золы (кроме указанных в «а»), если средний эксплуатационный коэффициент очистки равен: не менее 90% - 2; от 75 до 90% - 2,5; менее 75% - 3.
      40. Объем газовоздушной смеси (м³/с) определяют по формуле:
      V = ПD² * w / 4 , (4..2.)
      где D - диаметр устья источника выброса, м;
      w - средняя скорость выхода газовоздушной смеси из устья источника выброса, м/с.
      Формулой 4.2 можно пользоваться для определения скорости выхода газовоздушной смеси (w) из устья источника выброса только при докритическом истечении.
      При критическом истечении газовоздушной смеси из источников выбросов скорость (м/с) определяют по формуле:
             (4.3.)
      где i₁ - энтальпия газовоздушной смеси при выходе из свечи, кДж/кг, (Ро * Тр);
      i₂ - энтальпия газовоздушной смеси в рабочих условиях, кДж/кг (Рр, Tо).
      Значение i₁, i₂ для рабочих условий истечения газа приведены в таблице 14, согласно приложению 1 к настоящей Методике.
      Объем газовоздушной смеси при критических скоростях выброса (м³/с) определяют по формуле:
      V₁ = F * w (4.4.)
      где F - площадь поперечного сечения устья свечи, м², равный
      ПD² / 4.
      Весовой расход газовоздушной смеси (кг/с) определяют по формуле:
      G = V₁* (4.5.)
      где - плотность газа, кг/м³ (при Р раб, T раб).
      Методы определения объема газовоздушной смеси V₁, в случае невозможности измерения скорости w для различных источников выбросов приведены в разделе 3
      41. Значения безразмерного коэффициента m определяют по формуле:
            (4.6.)
      где f - параметр, определяемый (м/с² град) по формуле:
            (4.7.)
      42. Значения безразмерного коэффициента n определяют при следующих значениях:
      при м<0,3 n = 3 (4.8.)
      при 0,3‹м<2 n=3- (4.9.)
      при м > 2 n = 1 (4.10.)
      При этом м (м/с) рассчитывают по формуле:
            (4.11)
      43. Величину безразмерного коэффициента n принимают равной 1, если в радиусе 50 высот труб от источника перепад отметок местности не превышает 50 м на 1 км.
      44. Расчет предельно допустимого холодного выброса.
      45. Величину ПДВ вредных веществ (г/с) для случая холодного выброса (продувка или стравливание газа через свечу) определяют по формуле:
            (4.12)
      Объем газовоздушной смеси V1 определяют по формулам, приведенным в разделе 3.
      46. Коэффициент А в формуле (4.12) имеет размерность м³ мг/г. Зависимость его значений от расположения источника на территории страны такая же, как и в случае нагретых выбросов.
      47. Безразмерный коэффициент n определяют по формулам (4.5 и 4.7) в зависимости от величины параметра м, вычисляемого (м/с) по формуле:
      м=1,3 (4.13.)
      48. Расчет фактических выбросов вредных веществ.
      Выбросы газа в атмосферу на ПХГ и КС зависят от количества продувок, частота которых определяется качеством газа, поступающего на установку очистки и осушки газа, режимом месторождения, из которого газ направляется в хранилище, а также техническим состоянием эксплуатируемого технологического оборудования.
      49. Продувки или стравливание газа из оборудования при технологических операциях, обусловленных, регламентом, осуществляются от одного раза в год до нескольких раз в сутки.
      Поступление вредных веществ (NO_x>CO, S0₂) в атмосферу имеет место при эксплуатации ГПА, котлоагрегатов, огневых испарителей и зависит от продолжительности их работы.
      50. На основании детального анализа эксплуатации технологических объектов и операций, связанных с выделением вредных выбросов в атмосферу в периоды эксплуатации КС и хранилищ, установлены источники выбросов вредных веществ, их объемы, качественный и количественный составы выбросов. В таблице 10 согласно приложению 1 к настоящей Методике приведены данные по фактическим выбросам вредных веществ, полученные экспериментальным и расчетным путем на основе обследования состояния воздушного бассейна от источников выбросов технологических объектов.
      51. Выбросы газа зависят от качества поступающего газа и активного объема хранилища, а выбросы продуктов сгорания природного газа (N0_X, СО) - от номинального расхода топливного газа.
      52. Расчет годовых выбросов ПХГ и КС, относящихся к группам 1-3, приводится в пункте 60.
      Нормы выбросов устанавливаются на газ, поступающий в атмосферу из свечей сборного пункта и КС и на вредные вещества (N0_X, СО, SO₂) выделяющиеся в атмосферу при работе ГПА.
      Выбросы вредных веществ от котлоагрегатов и огневых испарителей по сравнению с выбросами от КС незначительны и составляют в среднем до 2% от общих выбросов КС.
      53. В период эксплуатации ПХГ норма выбросов газа составляет 0,6-0,7% от объема транспортируемого газа.
      Годовые выбросы действующих и проектируемых в отрасли ПХГ (т/год), будут рассчитываться в соответствии с нормативами затрат газа по формуле:
             (4.14)
      где Gr - годовой выброс газа в атмосферу, т/год;
      К - норма затрат газа в период эксплуатации ПХГ, К = 0,6-0,7;
       - плотность газа, кг/м ³;
      V_r - объем транспортируемого газа в год, млрд. м³.
      Формула (4.14) используется для расчета ожидаемых суммарных годовых выбросов газа для эксплуатируемых и вновь проектируемых ПХГ.
      54. Годовой выброс вредных веществ (N0_x,CО, S0₂) от ГПА, эксплуатируемых в компрессорных цехах действующих и проектируемых объектов рассчитывают в соответствии с данными по удельным выбросам, приведенным в таблице 7 согласно приложению 1 к настоящей Методике,  с учетом проектных данных, типов, количества ГПА и продолжительности их эксплуатации.
      На основании результатов по выбросам вредных веществ, приведенным в таблицах 7, 10 и 14 согласно приложению 1 к настоящей Методике была получена функциональность, связывающая мощность выбросов вредных веществ и номинальный расход топливного газа (Vr.r).
      Предполагалось, что коэффициент избытка воздуха (L) равен 3-9, а содержание кислорода в выхлопных газах составляет 15-19% объемных.
      Фактические выбросы окислов азота и окиси углерода от ГПА рассчитываются по формуле, полученной на основе исследования зависимости количества выбросов вредных веществ (г/с) от расхода топливного газа (м³/ч).
      M_i =K_i*V_t*r (4.15)
      Расчетным путем установлено, что для газотурбинных агрегатов:
      K_NOx=2,83*10^-3 К_со=3,12*10^-3 
      для газомоторокомпрессоров K_NOx =8,2*10^-3 К_со=2,9 *10^-3 
      55. Нормативы выбросов окислов азота для энергетических установок малой мощности, эксплуатируемых на ПХГ и КС, рассчитывают в соответствии с данными по удельным выбросам и теплотехническим характеристикам и приведены в таблице 10 согласно приложению 1 к настоящей Методике.
      Определение нормативов выбросов NО_х для котельных и установок регенерации ДЭГ проводится на основе мощности выброса и его годового валового значения для одного агрегата, с учетом количества агрегатов и времени их эксплуатации.
      56. Сравнение результатов расчета предельно допустимых и фактических выбросов. Результаты расчетов проектов норм ПДВ и фактических выбросов приведены в таблице 10 согласно приложению 1 к настоящей Методике.
      Для сравнения результатов расчета были выбраны ПХГ и KС относящиеся к группам 1-3.

5. Расчет годовых выбросов

      57. Годовые выбросы КС и ПХГ, относящиеся ко всем трем группам, в том числе для ГРС 3-ей группы, рассчитываются (т/год) по следующим формулам:
      для выбросов газа ПХГ Gr=К**V*10^-5 (5.1)
      где К - коэффициент затрат газа на технологические операции для ПХГ (К=0,6-0,7);
       - плотность газа, кг/м³;
      Vr - объем транспортируемого газа за год (период отбора плюс период закачкой)
      Gr =() *10^-3
      для выбросов газа КС (5.2)
      где Vri - объем выброса газа при i-тoй технологической операции, м³ (продувка пылеуловителя, стравливание газа из компрессора и т.д.) (расчет Vri для каждого вида технологической операции производится по формулам, приведенным в разделе 3);
      n - количество технологически операции-, связанных с выбросом газа в атмосферу за год;
      р - плотность газа, кг/м³;.
      для выбросов газа ГРС       Gr = 0,31* Q3/4,       (5.3)
      где Q - производительность ГРС, млн. м³ /сутки.
      58. Если в газе присутствуют сераорганические вещества (меркаптаны, сероводород), то учет валовых выбросов в атмосферу сераорганических веществ для КС, ПХГ и ГРС (т/год) производят по формулам:
      59. для ПХГ            (5.4.)
      где m_г - количество сераорганического вещества в м³ газа , г/м³ ;
      для КС Gs=() ms *10^-6 (5.5)
      для ГРС , (5.6)
      где Q - производительность ГРС, млн.м³/сутки.
      60. Годовые выбросы продуктов сгорания топливного газа
      (NOх, CO.SО₂) (т/год) при работе j-ro типа ГПА рассчитывают по формуле:
             (5.7.)
      где i - вид вредного вещества (N0Х, СО,S0₂);
      mi - удельный выброс i-го вещества на 1 м3 топливного газа, г/м³;
      Vi' - объем топливного газа на j-тый тип ГПА, м³ /год;
      j - тип ГПА (j = 1,2,3 ,…n);
      n - количество ГПА.
      Если для каждого типа ГПА известны объемы дымовых газов (м³/год), получаемые при сгорании топливного газа в камерах сгорания ГПА, и удельные выбросы i-го вещества на 1м³ дымовых газов (г/м³), то годовые выбросы продуктов сгорания (т/год), определяют по формуле:
            (5.8.)
      При отсутствии данных по удельным выбросам вредных веществ годовые выбросы продуктов сгорания (т/год) определяют по формуле:
            (5.9)
      где Ki - коэффициент выброса i -го вещества, равный:
       для газотурбинных агрегатов;
       - для газомоторных агрегатов.
      Для топливных газов, содержащих сераорганические соединения, годовые выбросы сернистого ангидрида (т/год) определяют по формуле:
            (5.10)
      где Сs - концентрация соединения серы в топливном газе, % вес;
       - плотность газа, кг/м³.
      61. Примеры расчета валовых выбросов.
      Расчет 1.
      Объем транспортируемого газа Vr на ПХГ за полный цикл работы (отбор плюс закачка) составляет 2 млрд.м³. В газе присутствует 5 мг/м³ меркаптанов (m
). Плотность газа составляет 0,7 кг/м³. Определить годовые выбросы вредных веществ в атмосферу.
      Выбросы газа в атмосферу
       т/год.
      Выбросы меркаптанов в атмосферу
       т/год.
      Расчет 2.
      На КС установлено 8 агрегатов типа ГПА Ц-6,3 и 5 агрегатов типа 10 ГКН. Номинальные расходы топливного газа на один ГПА Ц-6,3 составляет 2920 м³/ч, а на один 10 ГКН 404,8 м³/ч. Годовые расходы топливного газа составляют на один Ц 6,3 16820000 м³/год, а на один 10 ГКН 2332000 м³/год. Удельные выбросы продуктов сгорания на 1 м³ топливного газа составляют:
      для ГПА Ц-6,3 - окислы азота -7,53 г/м³, окись углерода - 32,5 г/м³;
      для ГПА 10 ГКН - окислы азота - 3,27 г/м³, окись углерода - 9,07 г/м³.
      Содержание сераорганических соединений в топливном газе Сs - 0,002% вес. Каждый агрегат эксплуатируется 240 дней в году. (i = 240). Плотность топливного газа = 0,7 кг/м³.
      Определить годовые выбросы вредных веществ в атмосферу.
      1) Определить годовые выбросы NОх и СО (т/год):

      Годовые выбросы окислов азота
       + = 8*7.53*16820000*10 + 5 * 3.27 * 2332000 *10 = 1050.84 т/год.
      Годовые выбросы оксида углерода (i = СО):
       = 8 (32,5 * 16820000 * 10) = 4477,5 т/год.
      2) Определить годовые выбросы SО2 (т/год)
       = 0,025 *10^-2*0,002*0,78*2920*240+5*404,8*240) = 4,16 т/год.
      Расчет 3. Определить количество окислов азота в пересчете на NО₂ (т/год) выбрасываемых в атмосферу с дымовыми газами котлоагрегата Энергия 6. Количество секций агрегата n = 20; часовой расход природного газа В₁ = 49 м³/ч; низшая теплота сгорания газа Qr = 8500 =35,36 мДж/м³; кпд агрегата = 0,8, агрегат работает 24 часа в день в течение 210 дней в году.
      1) Теплопроизводительность агрегата:
       =49*8500*0,8=0,33 Гкал/ч=383,8 кВт
      2) Удельный выброс окислов азота (кг/ГДж)
       =0,051+0,014 lg383.8=0.067 кг/ГДж
      3) Годовой выброс окислов азота (т/год):
      
       В =В1**10^-3=49*24*210*10^-3=247 тыс.м³/год
       т/год.
      62. Производить расчеты рассеивания вредных веществ для ПХГ, КС нецелесообразно. В случае необходимости достаточно ограничиться данными, приведенными в разделе 5 по концентрации вредных веществ в районе расположения изученных ПХГ и КС.

Таблицы, применяемые в настоящей Методике

      Таблица 1
      Затраты газа на технологические операции (продувки), сопровождающиеся выделениями природного газа в атмосферу в период эксплуатации ПХГ

      Таблица 2

      Таблица 3
      Усредненные показатели надежности работы ГПА

      Таблица 4
      Расчетные формулы для определения весового расхода газа при R = 52 см²* К /кг, Т=283 К

      где Ра, Ро - давление в сепарирующем аппарате, и атмосферное давление, кг/см².
      Таблица 5
      Индивидуальные исходные нормы расхода газа на одну продувку конденсатосборника и пылеуловителя (через продувочные патрубки диаметром 25, 50 и 75 мм)

       *Нпк01- норма расхода на истечение газа в процессе продувки конденсатосборника и пылеуловителя после удаления;
      **Нпк011- норма расхода газа при дегазации конденсата и воды, удаленных в процессе продувки.
      Таблица 6
      Индивидуальные исходные нормы расхода газа на
      продувку 1 км газопровода диаметром (через свечи)

      где Н⁰¹п - норма расхода газа, стравливаемого на 1 км продуваемого участка перед разрезом трубы;
      Н⁰²п - норма расхода газа на смежном участке для очистки 1 км продуваемого участка.
      Таблица 7
      Усредненная характеристика источников при эксплуатации ГПА

      /D - длина/диаметр подводящего коллектора, м/м.
      Таблица 8
      Характеристика топочных устройств

      Таблица 9
      Удельные выбросы вредных веществ в продуктах сгорания природного газа для энергетических установок малой мощности /14-15/

      Таблица 10
      Нормативы выбросов окислов азота для энергетических установок малой мощности эксплуатируемых на ПХГ и КС (расход газа Q = 8500 ккал/м³)

      Таблица 11
      Таблица формул для определения потерь газа при эксплуатации ПХГ

      Таблица 12
      Таблица величин, входящих в формулы потерь газа

      Таблица 13
      Значение калорийного эквивалента топлив (Э) и отношение объемов сухих к влажным продуктам сгорания в уходящих дымовых газах в зависимости от коэффициента избытка воздуха

      Таблица 14
      Термодинамические показатели газа, содержащего более 90% объема метана 

Последовательность определения: Р    t Z

      Примеры:
      Р=43 атм
       =0,65
      t=20^оС
      Ответ: Z=0,902
      Коэффициент сжимаемости Z

 
            Давление Р, атм.
      Рисунок 1 Определение коэффициента сжимаемости газа по давлению Р, температуре и относительному весу.
      Для крана m=0,6

 
            Для крана m=0,4
      Рисунок 2. График определения времени опорожнения газопровода

            Рисунок 3. Объем выбрасываемого газа при продувке

 
      Рисунок 4. График зависимости удельного выброса оксида азота (У_NO2) от теплопроизводительности (от 0 до 28 Гкал/ч).
       

Методика
расчета валовых выбросов вредных веществ в атмосферу
для предприятий нефтепереработки и нефтехимии

1. Общие положения

      1. Настоящая Методика расчета валовых выбросов вредных веществ в атмосферу для предприятий нефтепереработки и нефтехимии разработана с целью установления единых подходов по определению максимальных выбросов вредных веществ в атмосферу (г/сек) и валовых выбросов (т/год) для проведения работ по нормированию выбросов.
      2. Настоящая Методика предназначена для промышленных предприятий и организаций нефтехимической промышленности Республики Казахстан.
 

2. Расчетные методики определения выбросов

      3. Резервуарные парки.
      Резервуары с нефтью, легкими нефтепродуктами и ароматическими углеводородами /17/
      1) Расчет выбросов углеводородов (суммарно)
      Годовые потери углеводородов из индивидуального резервуара или группы одноцелевых резервуаров определяются суммированием квартальных потерь, которые рассчитываются по формуле:

      , т (2.1.1.)
      где: - объем нефтепродукта, поступающего в резервуар или в группу одноцелевых резервуаров за соответствующий квартал, м;
       - давление насыщенных паров углеводородов в газовом пространстве резервуара при среднеквартальной температуре газового пространства резервуара, мм рт.ст;
       - среднее барометрическое давление в газовом пространстве резервуаров (оно приблизительно равно атмосферному давлению), мм рт.ст;
       - средняя плотность паров нефтепродуктов в газовом пространстве резервуара при среднеквартальной температуре газового пространства, кг/м;
       - опытный коэффициент, характеризующий удельные потери углеводородов с учетом среднеквартальной оборачиваемости резервуаров (рисунок 1 согласно приложению 1 к настоящей Методике);
       - коэффициент, учитывающий наличие технических средств сокращения потерь от испарения и режим эксплуатации резервуара (таблица 1, согласно приложению 2 к настоящей Методике);
      К₃ - коэффициент, учитывающий влияние климатических условий на испарение (таблица 2, согласно приложению 2 к настоящей Методике).
      Давление насыщенных паров органических соединений в зависимости от температуры

      Для индивидуальных ароматических углеводородов для всех кварталов и климатических зон K₃=1.
      Среднеквартальная оборачиваемость равна:
            (2.1.2.)
      где:  - объем резервуара или группы одноцелевых резервуаров, м;
      Значения среднеквартальной температуры газового пространства резервуара , необходимой для определения давления насыщенных паров  принимаются: для I и IV кварталов
      , ^оС       (2.1.3.)
      для II и III кварталов
      , ^оС       (2.1.4.)
      где: - среднеквартальная температура нефтепродукта в резервуаре, ^оС;
       - среднеквартальная температура атмосферного воздуха, ^оС.
      Давление насыщенных паров нефтепродуктов (ДНП) принимается по данным ЦЗЛ предприятий, которые проводят периодическое определение давления насыщенных паров нефтепродуктов по ГОСТ 1756-52 (бомба Рейда) для аттестации товарных нефтепродуктов. По графику (рисунок 2, согласно приложению 1 к настоящей Методике.) исходные значения ДНП () приводятся к среднеквартальной температуре газового пространства.
      Плотность паров углеводородов определяется по формуле:
      , кг/м      (2.1.5.)
      где: - молекулярный вес паров нефтепродукта,
      P₀=760 мм рт.ст.
      T₀=273 ^оК
      Молекулярный вес определяется по формулам:
      паров бензиновых фракций: М=60+0,3(t_н.к.-30)+0,001(t_н.к. -30)2       (2.1.6.)
      паров нефти и нефтепродуктов:
      М=45+0,6·t_н.к       (2.1.7.)
      где: t_н.к. - температура начала кипения нефтепродукта, ^оС.
      2) Определение выбросов индивидуальных веществ и групп углеводородов
      Выбросы в атмосферу из резервуаров предельных, непредельных, ароматических углеводородов рассчитываются по формуле:
            (2.1.8.)
      где: - годовые потери углеводородов из резервуаров, т/г;
             - весовая концентрация паров индивидуальных веществ или предельных, непредельных и ароматических углеводородов, % масс. принимается по таблице 4, согласно приложению 2 к настоящей Методике.
      3) Определение выбросов сероводорода.
      Поскольку для очистки светлых нефтепродуктов от сернистых соединений используются защелачивание и гидроочистка, выбросы сероводорода из резервуаров с бензинами практически будут отсутствовать.
      Выбросы сероводорода из резервуаров с нефтью* (т/г) рассчитываются по формуле:
            (2.1.9.)
      где: 0,08 - весовая концентрация паров сероводорода в газовом пространстве резервуара, % масс.
      * Если нефти не содержат свободного сероводорода, то выбросы сероводорода от резервуаров с нефтью следует принять равными нулю
      Пример. Рассчитать выбросы углеводородов в атмосферу за I квартал от 5 наземных металлических резервуаров, из которых 3 не оснащены техническими средствами снижения потерь, а 2 резервуара оснащены понтонами. Емкость каждого резервуара 10000 м. В резервуары за I квартал поступило 500000 мбензина. Среднеквартальная температура бензина в резервуаре +20^оС, а атмосферного воздуха -10^оС. Температура начала кипения бензина +52^оС; давление насыщенных паров, определенное на бомбе Рейда при температуре 38^оС составляет 525 мм рт.ст. Среднеквартальное барометрическое давление в газовом пространстве 750 мм рт.ст.
      Определяем среднеквартальную температуру газового пространства резервуаров по формуле 2.1.3.
       ^оС
      Давление насыщенных паров бензина при  ^оС определяем по графику и получаем =130 мм рт.ст. (рисунок 2, согласно приложению 1 к настоящей Методике).
      Молекулярный вес паров бензина определяем по формуле 2.1.6.
       
      Плотность паров бензина при среднеквартальной температуре газового пространства резервуаров и среднем барометрическом давлении составит (формула 2.1.5.):
       кг/м
      Среднеквартальная оборачиваемость резервуаров определяется по формуле 2.1.2.:
      
      Коэффициент находим по графику (рисунок 1, согласно приложению 1 к настоящей Методике.).
      Коэффициент принимается по таблице 1, согласно приложению 2 к настоящей Методике.
      Для резервуаров, не оснащенных техническими средствами сокращения потерь, , а для резервуаров с понтонами ; тогда  для данной группы резервуаров равно:
      
      Для I квартала (таблица 2, согласно приложению 2 к настоящей Методике).
      Выбросы углеводородов в атмосферу за I квартал составят
       т
      4. Резервуары с керосинами, дизельным топливом, мазутами, маслами и присадками /18/
      1) Расчет выбросов углеводородов (суммарно).
      Потери углеводородов от испарения из резервуаров с данными нефтепродуктами определяются суммированием потерь за 6 наиболее теплых и 6 наиболее холодных месяцев года, которые рассчитываются по формуле
      , т       (2.1.9.)*
      где: - объем нефтепродукта, поступающего в резервуар или в группу одноцелевых резервуаров в течение теплого (холодного) периода года, м;
       - весовая концентрация насыщенных паров при средней температуре газового пространства резервуаров за соответствующий период года, г/м (рисунок 3, согласно приложению 1 к настоящей Методике.).
      Средняя температура газового пространства резервуаров, значения коэффициентов определяются так же, как для резервуаров с нефтью и бензинами (рисунок 1, согласно приложению 1 к настоящей Методике.). Значения коэффициента определяются по рисунку 4, согласно приложению 1 к настоящей Методике.
      
      2) Расчет выбросов индивидуальных веществ и групп углеводородов
      Парогазовая смесь, вытесняемая из резервуаров с высококипящими нефтепродуктами практически на 100% состоит из предельных углеводородов.
      Поскольку керосины, лигроины, дизельные топлива подвергаются сероочистке (гидроочистка, защелачивание) выбросы сероводорода из резервуаров с данными нефтепродуктами будут отсутствовать.
      Отсутствуют выбросы сероводорода от резервуаров с мазутами, маслами и присадками, так как сероводород в тяжелых фракциях не содержится.
      Пример. Определить выбросы углеводородов от резервуаров с мазутом за теплый период года. За теплый период в резервуарный парк поступило 100000 м мазута, суммарный объем резервуаров 3600 м. Средняя температура мазута за теплый период +52^оС, средняя температура воздуха за теплый период +18^оС.
      Определим температуру газового пространства резервуаров по формуле 2.1.4:
       ^оС
      Для мазутов по рисунку 3, согласно приложению 1 к настоящей Методике. найдем весовую концентрацию насыщенных паров при  ^оС
       г/м
      Оборачиваемость резервуаров за шесть наиболее теплых месяцев года (II и III кварталы):
      
      Коэффициент при n=55,6 K₁=1,003 (рисунок 4, согласно приложению 1 к настоящей Методике). Поскольку резервуары эксплуатируются как «мерники» и не имеют технических средств сокращения потерь, К₂=1.
      П_рез^Т=100000·60·1,003·1·10^-6=6,02
      5. Транспортные емкости.
      Транспортные емкости с нефтью и легкими нефтепродуктами.
      Потери нефти и светлых нефтепродуктов (т) от испарения при наливе в транспортные емкости рассчитываются по формуле:
       (2.2.1.)
      где: - потери нефти или нефтепродукта (т) за определенный период времени (квартал, год);
      V_н - объем наливаемого нефтепродукта (м) за определенный период времени (квартал, год);
       - давление насыщенных паров при средней за расчетный период температуре наливаемого нефтепродукта, мм рт.ст;
      Р_а - атмосферное давление, мм рт.ст., можно принять равными мм рт.ст;
     t_n - средняя за расчетный период температура наливаемого нефтепродукта, ^оС;
       - 273 ^оС;
      0 - плотность паров нефтепродукта при температуре Т₀, кг/м
;
      Kн - коэффициент, корректирующий зависимость величины потерь от продолжительности и условий налива;
      Kр - коэффициент, характеризующий зависимость величины потерь от давления в газовом пространстве емкости при наливе.
      Значения коэффициентов Kн и Kр приведены на рисунках 1 и 2, согласно приложению 1 к настоящей Методике.
      Давление насыщенных паров наливаемого нефтепродукта определяется:
      для бензинов по графику на рисунке 2 согласно приложению 1 к настоящей Методике по известной паспортной величине давления насыщенных паров при 38^оС (ГОСТ 1756-52) и температуре наливаемого продукта;
      для нефти P_S(38) принимается по графику на рисунке 2 согласно приложению 1 к настоящей Методике по известной температуре наливаемой нефти.
      Плотность паров нефти и нефтепродуктов определяется расчетным путем или по графику на рисунке 3 согласно приложению 1 к настоящей Методике по известным
      Пример. Рассчитать годовые потери автобензина от испарения при наливе в железнодорожные цистерны 600000 т продукта. Цистерна с объемом котла V_ц=60 м³, тип 25, высота Н=2,8 м. Налив производится устройством системы АСН-14 без газовой обвязки производительностью q=200 м³/час. Налив сверху. Длина наливного патрубка . Избыточное давление в газовом пространстве в процессе налива P_S(38) = 450 мм рт.ст.
      Характеристика наливаемого продукта:
      бензин автомобильный А-72;
      давление насыщенных паров при 38 ^оС P_S(38) = 450 мм рт.ст;
      температура начала кипения t_н.к. =40 ^оС;
      средняя температура наливаемого бензина t_н=15 ^оС;
      плотность бензина = 0,732 т/м.
      Продолжительность налива
      По рисункам 5 и 6 согласно приложению 1 к настоящей Методике определяем K_н и K_р для условий налива сверху полуоткрытой струей: K_н=0,57; K_р=0,78.
      По рисунку 2 согласно приложению 1 к настоящей Методике определяем давление насыщенных паров бензина мм рт.ст.
      Потери бензина составят
       т/г.
      
      6. Транспортные емкости с тяжелыми нефтепродуктами.
      Определение потерь при наливе в железнодорожные, автомобильные цистерны керосина, дизтоплива, мазута производится по формуле 2.1.9. (смотрите раздел 5).
      7. Очистные сооружения. Расчет выбросов вредных веществ (суммарно).
      1) Нефтеловушки.
      Количество выбросов вредных веществ в атмосферу от нефтеловушек I и II системы очистных сооружений и от нефтеловушек сернисто-щелочных стоков (СЩС) (кг/ч) рассчитывается по уравнению:
       (2.3.1.)
      где: F_i - площадь поверхности жидкости нефтеловушек i-ой системы, м;
      q_i^нл - удельные выбросы вредных веществ (суммарно) с поверхности нефтеловушки i-ой системы, кг/ч·м, принимается по таблице 5, согласно приложению 2 к настоящей Методике;
      K₁ - коэффициент, учитывающий степень укрытия открытых поверхностей шифером или другим материалом, принимается по таблице 6, согласно приложению 2 к настоящей Методике;
      K₂ - коэффициент, учитывающий степень укрытия нефтеловушек с боков;
      K₂ = 1 - если объект открыт с боков;
      K₂ = 0.7 - если объект с боков закрыт.
      2) Прочие объекты механической очистки.
      Количество выбросов вредных веществ от песколовок, прудов, шламонакопителей (кг/ч) рассчитывается по уравнению
            (2.3.2.)
      где - валовый выброс от -го объекта очистных сооружений, кг/ч;
       - удельные выбросы вредных веществ (суммарно) от нефтеловушки соответствующей системы, кг/ч·м, принимается по таблице 5, согласно приложению 2 к настоящей Методике;
       - площадь -го объекта соответствующей системы, м;
       - коэффициент, учитывающий характер объекта очистных сооружений, принимается по таблице 7, согласно приложению 2 к настоящей Методике.
      3) Объекты биологической очистки.
      Количество выбросов от всех объектов биологической очистки сточных вод следует принять равными:

      от существующих выбросов объектов механической очистки.
      8. Расчет выбросов индивидуальных веществ и групп углеводородов.
      Расчет выбросов вредных веществ в атмосферу по компонентам (кг/ч) с объектов очистных сооружений проводится по уравнению:
             (2.3.3.)
      где  - выбросы вредных веществ в атмосферу с i-го объекта, кг/ч;
      C_j - весовая концентрация j-го компонента в парах нефтепродукта с i-го объекта, % масс, принимается по таблице 8, согласно приложению 2 к настоящей Методике.
      Пример. Определить выбросы углеводородов (суммарно) с нефтеловушек I системы канализации. Поверхность нефтеловушки на 60% перекрыты шифером, с боков открыты, общая площадь их - 2160 м.
      По таблице 5, согласно приложению 2 к настоящей Методике q₁^нл=0,104кг/ч·м² 
      По таблице 6, согласно приложению 2 к настоящей Методике K₁=0,63
      П₁^нл = 2160·0,104·0,63 = 141,5 кг/ч
      По таблице 7, согласно приложению 2 к настоящей Методике С_у.в. = 98,86% масс.
      П_у.в. = 141,5·98,86·10^-2 = 139,9 кг/ч
      9. Блоки оборотного водоснабжения.
      Расчет выбросов вредных веществ (суммарно).
      1) Нефтеотделители.
      Потери вредных веществ в атмосферу с поверхности нефтеотделителей 1, 2, 3 и 4 систем оборотного водоснабжения (кг/ч) рассчитываются по формуле:
      П_i^но = F_i · q_i^но · K₁·K₂       (2.4.1.)
      где F_i - площадь поверхности жидкости нефтеотделителей i-ой системы, м²;
      q_i^но - удельные выбросы вредных веществ (суммарно) с поверхности нефтеотделителей i-ой системы, кг/м·ч, принимается по таблице 9, согласно приложению 2 к настоящей Методике;
      K₁ - коэффициент, учитывающий степень укрытия открытых поверхностей шифером или другим материалом, принимается по таблице 6, согласно приложению 2 к настоящей Методике;
      K₂ - коэффициент, учитывающий степень укрытия нефтеотделителей с боков .
      2) Градирни
      Потери вредных веществ в атмосферу от градирен 1, 2, 3 и 4 систем оборотного водоснабжения (кг/ч) рассчитываются по формуле:
      П_i^г= L_i · q_i^г,       (2.4.2.)
      где L_i - производительность градирен i-ой системы по воде, м³/ч;
      q_i^г - удельные выбросы вредных веществ (суммарно) с градирен i-системы, кг/м³, принимается по таблице 9, согласно приложению 2 к настоящей Методике.
      10. Расчет выбросов индивидуальных веществ и групп углеводородов
      Количество выбросов вредных веществ в атмосферу с нефтеотделителей и блоков оборотного водоснабжения (кг/ч) рассчитывается по формуле:
      П_j = П_i^но(г) · C_j ·10^-2,       (2.4.3.)
      где П_i^но(г) - валовые выбросы вредных веществ в атмосферу с нефтеотделителей (градирен) соответствующей системы оборотного водоснабжения, кг/ч;
      C_j - концентрация j-компонента в парах испарившегося нефтепродукта с нефтеотделителей (градирен), принимается по таблице 10, согласно приложению 2 к настоящей Методике.
      Примечание: выбросы фенола рассчитываются при контакте оборотной воды с фенолсодержащими нефтепродуктами
      Пример. Определить выбросы вредных веществ с градирен I системы оборотного водоснабжения. Производительностью по воде 8600 м/ч. По таблице 9 согласно приложению 2 к настоящей Методике удельные выбросы с градирен I системы составляют кг/м·ч
       кг/ч
      Выбросы индивидуальных веществ составят:
      углеводороды (суммарно) кг/ч, в том числе:

      11. Дымовые трубы.
      Расчет диоксида серы.
      Определение выбросов диоксида серы (кг/ч) проводится по формуле /19/
            (2.5.1.)
      где - содержание серы в жидком натуральном топливе, % масс:
       - содержание сероводорода в газообразном топливе, % масс;
       - расход жидкого топлива, кг/ч;
       - расход газообразного топлива, кг/ч;
       - доля диоксида серы, улавливаемого летучей золой в газоходах нагревательной печи.
      12. Расчет выбросов летучей золы (твердых частиц) /20/
      Расчет выбросов летучей золы (кг/ч) проводится по формуле
            (2.5.2.)
      где - содержание золы в жидком натуральном топливе, % масс;
      13. Расчет выбросов оксидов ванадия.
      Расчет выбросов оксидов ванадия в пересчете на (кг/ч), выбрасываемых в атмосферу, проводится по формуле:
            (2.5.3.)
      где В_ж- расход жидкого топлива, кг/ч;
      Y_V2O5 - содержание окислов ванадия в жидком топливе в пересчете на V₂O₅, г/т;
       - коэффициент оседания окислов ванадия на поверхностях нагрева котлов. Для котлов с промежуточными пароперегревателями, очистка поверхностей нагрева которых производится в остановленном состоянии ; для котлов без промежуточных пароперегревателей при тех же случаях очистки , для остальных случаев ;
       - доля твердых частиц продуктов сгорания жидкого топлива, улавливаемых в устройствах для очистки газов мазутных котлов.
      При отсутствии результатов анализа топлива содержание окислов ванадия в сжигаемом топливо (г/т) определяется по формуле:
      
      где - содержание серы в мазуте, % масс.
      Формула справедлива при содержании серы в рабочем топливе больше 0,4% масс.
      14. Расчет выбросов оксидов азота, диоксида азота, оксида углерода и метана
      Расчет выбросов оксидов азота, в том числе диоксида азота, оксида углерода и метана проводится по формуле
             (2.5.4.)
      где - выброс -го ингредиента, кг/ч;
       - удельный выброс -го ингредиента, кг/т условного топлива, определяется по таблице 11, согласно приложению 2 к настоящей Методике;
       - расход условного топлива, т/ч.
      Определение расхода условного топлива производится по формуле
            (2.5.5.)
      где , - расход жидкого и газообразного топлива, т/ч;
      , - калорийные эквиваленты жидкого и газообразного топлива, определяются по таблице 12, согласно приложению 2 к настоящей Методике.
      Пример. Определить выбросы вредных веществ из дымовой трубы установки гидроочистки. В печи сжигается 1,5 т/ч газа прямой гонки и 0,8 т/ч мазута. Содержание серы в мазуте - 1,8% масс, содержание сероводорода в газообразном топливе - 0,01% масс, содержание золы - 0,3 % масс.
      Определим выбросы диоксида серы
       кг/ч
      Выбросы летучей золы (твердых частиц):
       кг/ч
      Содержание оксидов ванадия в жидком топливе:
       г/т
      Выбросы оксидов ванадия составят:
       кг/ч
      Выбросы остальных вредных веществ составят:
       кг/ч
      
       кг/ч
       кг/ч
      15. Вакуумсоздающие системы установок АВТ .
      Расчет выбросов углеводородов (суммарно).
      Расчет выбросов углеводородов (суммарно) (кг/ч) из последней ступени пароэжекторного агрегата вакуумной колонны АВТ проводится по формуле:
            (2.6.1.)
      где - количество сырья (мазута) вакуумной колонны, т/ч;
       - удельный выброс углеводородов, кг/т для каждой группы мощности, определяется по таблице 13, согласно приложению 2 к настоящей Методике.
      16. Расчет выбросов сероводорода.
      Выбросы сероводорода (кг/ч) с неконденсированными газами определяются по формуле:
            (2.6.2.)
      где - поправочный коэффициент, зависящий от способа создания вакуума и группы мощности, определяется по таблице 13 согласно приложению 2 к настоящей Методике;
       - содержание общей серы в сырье вакуумной колонны, % масс.
      Пример. На установке АВТ перерабатывается смесь нефти. Расход мазута в вакуумную колонну составляет 65,8 т/ч. Содержание серы в мазуте 1,8% масс. Колонна оборудована барометрическими конденсаторами смешения. Определить выброс углеводородов и сероводорода с последней ступени пароэжекторного агрегата.
      Из таблицы 13 согласно приложению 2 к настоящей Методике находим кг/т
      
      Тогда  кг/ч
       кг/ч
      17. Газомоторные компрессоры.
      При работе газомоторных компрессоров имеется три вида выбросов:
      выхлопные дымовые газы;
      отдув газов, вентилируемых из картера;
      отдув газов от сальников газомоторных компрессоров.
      Выхлопные дымовые газы ГМК характерны повышенным содержанием продуктов химически недожога, образующихся в процессе сгорания топлива. Небольшой промежуток времени, в течение которого происходит процесс сгорания (сотые доли секунды), наличие в рабочей смеси, оставшихся от предшествующего цикла газов, затрудняющих доступ кислорода к молекулам топлива, и другие причины препятствуют полному окислению топлива до конечных продуктов - углекислого газа и воды.
      1) Глушители газомоторных компрессоров.
      Выбросы вредных веществ (кг/ч) определяются по формуле:
      * для  кг/ч       (2.7.1)
      где , - коэффициенты, значения которых принимаются по таблице 14, согласно приложению 2 к настоящей Методике;
       - расход топлива на газомоторный компрессор, кг/ч
      Выбросы сернистого ангидрида (кг/ч) рассчитываются по формуле:
            (2.7.2.)
      где - содержание сероводорода в топливном газе, % масс.
      Газомоторные компрессоры работают в области малых значений избытка воздуха в отходящих газах ~1,2-1,3. Поэтому, для прикидочных расчетов объема выхлопных газов следует воспользоваться следующей формулой:
      , м      (2.7.3.)
      где - калорийный эквивалент топлива, значения которого приведены в таблице 12 согласно приложению 2 к настоящей Методике.
      2) Свеча отдува газов, вентилируемых из картера.
      Выбросы вредных веществ от свечи картера (кг/ч) определяются по формуле:
            (2.7.4.)
      где  - средняя удельная величина вредных выбросов в кг/кг топлива
       
      Объем газов, выделяемых из свечи картера, следует принять равным объему газов, подаваемому продувочным насосом.
      3) Свеча отдува газов продувки сальников.
      Выбросы вредных веществ, выделяемых при продувке сальников, составляют:
      углеводородов - 6,12 кг/ч
      окись углерода - 0,037 кг/ч
      Объем газов, выделяемых при продувке сальников, равен количеству воздуха, подаваемого продувочным насосом.
      Пример. Определить выбросы оксида углерода от глушителя газомоторного компрессора. Расход топлива на газомоторный компрессор - 100 кг/ч.
       кг/ч
      18. Отдув инертных газов и воздуха.
      На установках депарафинизации и обезмасливания ведутся отдув инертных газов. Данные газы насыщены парами вредных веществ, таких как метилэтилкетон, ацетон, углеводородами (в т.ч. бензол, толуол), а также оксидом углерода и диоксидами азота. Выбросы оксида углерода и диоксидов азота незначительны (CO~0,5 т/г, NO~0,1 т/г).
      Определение вредных выбросов паров растворителей (кг/ч) при процессах, связанных с отдувом инертного газа или воздуха, производится по общему расходу этих газов (, м/ч) и составу парогазовой фазы, равновесной с жидкой при данной температуре и давлении в системе
      ,       (2.8.1.)
      где  - весовая концентрация вредных веществ в паровой фазе при давлении и температуре отдува, кг/м.
      Для нефтяных фракций и однокомпонентных систем С определяется по формуле
            (2.8.2.)
      где  - давление насыщенных паров продукта при температуре обдува, мм рт.ст., определяется по рисунку 2 согласно приложению 1 к настоящей Методике;
       - абсолютное давление в линии отдува, мм рт.ст;
       - молекулярная масса паров продукта;
       - температура обдува, С,
      Для веществ, входящих в состав многокомпонентных систем (бензол, толуол и др.) С определяется по формуле:
            (2.8.3.)
      где - давление насыщенного пара чистого компонента при температуре отдува, мм рт.ст.; определяется по таблице 5 согласно приложению 2 к настоящей Методике;
       - мольная доля компонента в жидкой фазе.
      Для ориентировочных расчетов можно принять для бензола
      
      для толуола .
      Пример. Определить количество МЭК, выбрасываемого при отдувке инертного газа. Исходные данные для расчета:
      количество инертного газа, поступающего на установку - 0,3 т/ч;
      плотность инертного газа =1,3 кг/м;
      температура отдувочного газа t=-10 ^оС;
      абсолютное давление в емкостях - 600 мм рт.ст.
      Определим давление насыщенных паров МЭК при -10 ^оС по таблице 5 согласно приложению 2 к настоящей Методике.
      
      Молекулярный вес МЭК – M=72 (C₄H₈O)
      Тогда  кг/м
       кг/ч
      19. Регенераторы катализатора технологических установок.
      1) Регенерация катализатора установок каталитического крекинга.
      Выбросы оксида углерода при регенерации катализатора (кг/ч) рассчитываются по формуле:
            (2.9.1.)
      где 1,25 - плотность оксида углерода при 0 ^оС и 760 мм рт.ст;
      V-объем выбросов образующихся газов регенерации катализатора (V,м/ч), равен количеству подаваемого на регенерацию воздуха;
      C_CO - объемная концентрация оксида углерода в отходящих газах, % об;
      t_ух - температура газов на выходе из регенератора, ^оС.
      Выбросы углеводородов и оксидов азота (кг/ч) рассчитываются по формуле:
            (2.9.2.)
      где C_i - концентрация вредного вещества в отходящих газах, мг/м.
      Выбросы катализаторной пыли (кг/ч) рассчитываются по формуле:
            (2.9.3.)
      где G - производительность установки по сырью, т/ч;
      q - удельный выброс катализаторной пыли в кг на тонну перерабатываемого на установке сырья, кг/т.
      Значения C_CO, C_i и q представлены в таблице 15 согласно приложению 2 к настоящей Методике.
      * При использовании промоторов концентрация оксида углерода в отходящих газах снижается до 0,02% об.
      Количество выбросов диоксида серы (кг/ч) рассчитывается по содержанию общей серы в коксе (, % масс.):
            (2.9.4.)
      или по содержанию общей серы в сырье установки (, % масс):
            (2.9.5.)
      где - количество кокса, выгорающего с поверхности катализатора, кг/ч.
            (2.9.6.)
      где  - кратность циркуляции катализатора, т/т сырья;
       - производительность установки по сырью, т/ч;
      , - содержание кокса на катализаторе соответственно до и после регенерации, % масс.
      Пример. Определить выбросы вредных веществ при регенерации шарикового катализатора на установке каталитического крекинга. Производительность установки 46,4 т/ч, объем подаваемого на регенерацию воздуха 20000 м/ч. Содержание серы в сырье установки 0,8% масс. Вес катализатора 110 т, содержание кокса на катализаторе до регенерации 1,65% масс. после регенерации 0,2% масс.
       кг/ч
       кг/ч
       кг/ч
       кг/ч
      Для расчета выбросов диоксида серы определим количество кокса, выгоревшего с поверхности катализатора.
       кг/ч
      
      Тогда кг/ч
      20. Регенерация катализатора на установках риформинга и гидроочистки.
      Выбросы вредных веществ при регенерации катализатора (кг/ч) рассчитывают по формуле:
            (2.9.7.)
      где - масса катализатора, кг;
       - продолжительность цикла регенерации, ч;
       - степень отложения кокса или серы, % масс;
       - удельное количество образовавшегося вредного вещества (кг/кг), определяется по таблице 16 согласно приложению 2 к настоящей Методике.
      Пример. Определить выбросы вредных веществ при регенерации катализатора на установке Л-24/6 за год. Масса катализатора , продолжительность одного цикла регенерации 120 ч, в году производится 2 регенерации.
      
      
      21. Воздушки емкостей.
      Воздушки аммиачных емкостей.
      Выбросы аммиака в атмосферу от воздушников аммиачных емкостей (т/г) рассчитываются по формуле:
            (2.10.1)
      где - объем закаченной аммиачной воды, м/г;
       - константа Генри, мм рт.ст., определятся по тaбл.17;
       - мольное содержание аммиака в аммиачной воде;
       - плотность паров аммиака, кг/м;
       - общее давление системы, мм рт.ст.
      Мольная доля аммиака в воде рассчитывается по формуле
            (2.10.2.)
      где - весовая доля аммиака в аммиачной воде, кг/кг смеси;
       - молекулярная масса аммиачной воды.
      22. Воздушки емкостей с фенолом.
      Потери фенола с воздушников емкостей на установках фенольной очистки масел и производства присадок (кг/ч) при продувке линии приема фенола на установку определяются по формуле:
            (2.10.3.)
      где - объем газовой смеси, вытесненной из емкости при продувке, м/ч;
       - весовая концентрация фенола в газовой смеси, кг/ м
            (2.10.4.)
      где - давление в газовом пространстве емкости, мм рт.ст.;
       - давление паров фенола при температуре газового пространства, мм рт.ст., определяется по таблице 5 согласно приложению 2 к настоящей Методике;
       - плотность паров фенола при температуре газового пространства, кг/м
            (2.10.5.)
      где  ^оК
      , ^оК,  - температура газового пространства, ^оС;
       - молекулярный вес фенола.
      Пример. Определить потери аммиака из резервуаров, в который закачивается 10000 м аммиачной воды с мольным содержанием аммиака в ней ,  кг/м. Средняя температура в резервуаре +10 ^оС:
       т/г
      23. Производственные помещения.
      Валовые выбросы вредных веществ из производственных помещений общеобменными системами вентиляции (кг/ч) определяются по формуле
            (2.11.1.)
      где - средняя концентрация вредного вещества в рабочей зоне за отопительный период (принимается по данным газоспасательных станций), мг/м;
       - поправочный коэффициент, равный для насосных, оборудованных центробежными насосами - 1,5; поршневыми - 3, для компрессорных - 2;
       - суммарная производительность приточных или вытяжных механических вентиляционных установок (в расчете принимается большая из них), м/ч.
      Пример. Определить величину валовых выбросов из «холодной» насосного блока стабилизации установки каталитического крекинга, которую обслуживают три приточные установки общей производительностью 35000 м/ч и пять вытяжных - общей производительностью 34000 м/ч. Средняя концентрация сероводорода в 1985 г. составила 2,7 мг/м.
       кг/ч
      24. Печи дожига газов окисления битумных установок.
      Процесс получения битумов заключается в окислении воздухом сырья в кубах-окислителях. В результате процесса образуются газы окисления, содержащие в себе большое количество вредностей. Для обезвреживания газов окисления на установках используются технологические печи и печи дожига, представляющие собой циклонные топки.
      Количество вредных выбросов от газов окисления (кг/ч) без учета сгорания топлива рассчитывают по формуле:
            (2.12.1.)
      где  - производительность битумной установки, по сырью, т/ч;
       - удельное количество образовавшегося i-го вредного вещества в кг на тонну переработанного сырья, кг/т; принимается по таблице 18 согласно приложению 2 к настоящей Методике;
       - коэффициент очистки по i-му вредному веществу в зависимости от типа печи, в которой происходит сжигание; принимается: по таблице 18 согласно приложению 2 к настоящей Методике.
      Количество фенола, выбрасываемого от печей дожига, определяется (кг/ч) по формуле:
            (2.12.2.)
      где 13,5 - содержание фенола в отходящих газах, мг/м;
       - количество образующихся газов окисления, м/ч
            (2.12.3.)
      где 103,8 - удельный объем газов окисления, образующихся на тонну перерабатываемого сырья, м/т.
      Количество диоксида серы, выбрасываемого от печей дожига, (кг/ч) определяется по формуле:
      
      где - количество диоксида серы, образующихся от сжигания сероводорода и меркаптанов соответственно, кг/ч:
      
      
      Величины выбросов вредных веществ от печей дожига (диоксида серы, сероводорода, меркаптанов, углеводородов, оксида углерода) следует прибавить:
      при сгорании газов окисления в камерных и технологических печах - к выбросам соответствующих вредных веществ от технологической печи установки;
      при сгорании газов окисления в циклонных печах - к выбросам соответствующих вредных веществ, образующихся при сгорании топлива, подаваемого в циклонную печь.
      Пример. Определить выбросы вредных веществ от печи дожига газов окисления битумной установки производительностью по сырью 43 т/ч. Дожиг ведется в циклонной печи с расходом топлива 100 кг/ч. Содержание сероводорода в топливе 0,01% масс. При сжигании газов окисления выбрасывается (без учета подаваемого на сжигание топлива).
       кг/ч
       кг/ч
       кг/ч
       кг/ч
      Определим выбросы фенола:
       м
       кг/ч
      Определим выбросы диоксида серы
       кг/ч
       кг/ч
       кг/ч
      Определим выбросы вредных веществ от сгорания топлива
      кг/ч (форм. 2.5.1.)
       кг/ч (форм.2.5.4.)
       т/ч
       кг/ч
       кг/ч
       кг/ч
      Итого от циклонной печи дожига газов окисления выбрасывается
       кг/ч
       кг/ч
       кг/ч
       кг/ч
       кг/ч
       кг/ч
       кг/ч
       кг/ч
      25. Неорганизованные выбросы технологических установок.
      Технологические установки характеризуются целым комплексом насосного, компрессорного, холодильного, колонного и других типов оборудования, a также трубопроводных коммуникаций с большим числом арматуры.
      В процессе эксплуатации оборудования, аппаратуры и коммуникаций вследствие появления неплотностей за счет температурных деформаций и износа, в результате механического или коррозионно-эрозионного разрушения выделяется значительное количество вредных веществ.
      26. Расчет валовых выбросов углеводородов (суммарно).
      Валовые выбросы углеводородов (суммарно) от технологических установок рассчитывают по формуле:
            (2.13.1.)
      где - валовые неорганизованные выбросы углеводородов (суммарно), кг/ч;
       - производительность установки, кг/ч;
      , - коэффициенты, значения которых представлены в таблице 9 согласно приложению 2 к настоящей Методике.
      Коэффициенты получены по результатам натурных обследований однотипных установок нефтеперерабатывающих заводов.
      Для технологических установок, отсутствующих в таблице 19 согласно приложению 2 к настоящей Методике, коэффициенты принимаются как для установки, близкой по своим параметрам.
      При расчете величин выбросов вредных веществ от комбинированных установок (например, ЛК-6у, КТ и др.), следует данные установки разбить на секции и расчет вести по каждой секции в отдельности. Суммирование выбросов от отдельных секций позволит определить общий выброс от комбинированной установки.
      27. Расчет выбросов в атмосферу индивидуальных веществ и углеводородов предельных, непредельных, ароматических.
      Расчет вредных составляющих ведется по формуле:
            (2.13.2.)
      где - валовый выброс отдельных компонентов, кг/ч;
       - коэффициенты, значения которых принимаются по таблице 20 согласно приложению 2 к настоящей Методике.
      28. Расчет валовых выбросов сероводорода.
      Валовые выбросы сероводорода от технологических установок рассчитывают по формуле:
            (2.13.3.)
      где - валовые выбросы сероводорода, кг/ч;
       - выход газа i-го вида к количеству перерабатываемого сырья, % масс.;
       - содержание сероводорода в газе, -го вида, % масс.
      28. Расчет валовых выбросов вредных веществ от установок производства элементарной серы.
      Выбросы диоксида серы (кг/ч) рассчитываются по формуле:
            (2.13.4.)
      Выбросы сероводорода (кг/ч) рассчитываются по формуле:
            (2.13.5.)
      29. Расчет валовых выбросов от установок производства серной кислоты
      Выбросы диоксида серы (кг/ч) рассчитываются по формуле:
            (2.13.6.)
      Выбросы тумана серной кислоты (кг/ч) рассчитываются по формуле:
            (2.13.7.)
      Пример. Рассчитать валовые неорганизованные выбросы от установки ЭЛОУ-АВТ-6 производительностью 6680000 т/год. Выход сухих газов составляет 1,8%, содержание сероводорода в сухом газе 1,2%. Выход сжиженных газов 1,6%, содержание сероводорода - 0,075%.
      Определим производительность установки в кг/ч, считая, что установка проработала 8000 часов
      
      Выбросы углеводородов составят (формула 2.13.1.):
       кг/ч
      В соответствии таблице 20 согласно приложению 2 к настоящей Методике и формуле 2.13.2. установка ЭЛОУ-АВТ выбрасывает только непредельные углеводороды ( для непредельных).
      Рассчитаем выбросы сероводорода от установки:
      от сухих газов (формула 2.13.3.):
       кг/ч
      от сжиженных газов:
       кг/ч
      Всего выбросов сероводорода от установки
       кг/ч
      30. Автомобильный транспорт.
      Расчет выбросов вредных веществ от автомобилей с различными типами двигателей внутреннего сгорания (ДВС) (бензиновыми, дизельными, газовыми и др.) производят по формуле:
            (2.14.1.)
      где: - удельный выброс -гo вредного вещества автомобилем в зависимости от типа ДВС с учетом картерных выбросов и испарений топлива, г/км; определяется по таблице 21 согласно приложению 2 к настоящей Методике;
       - пробег автомобилей с данным типом двигателя за расчетный период, млн. км;
       - коэффициент, учитывающий техническое состояние автомобиля;
       - коэффициент, учитывающий средний возраст автомобиля.
      Значения , определяются по таблице 22 согласно приложению 2 к настоящей Методике.
      Общий выброс от автотранспорта складывается из выбросов вредных веществ всех групп автомобилей.

3. Определение максимальных выбросов вредных веществ.

      31. Поскольку установление ПДВ предполагает не превышение ПДК вредных веществ в атмосферном воздухе при самых неблагоприятных метеоусловиях и наибольших выбросах от источников предприятия (исключая залповые выбросы от нарушений технологического режима).
      Приведенные в разделе 2 методики в большинстве случаев позволяют определить интегральную оценку выбросов вредных веществ из источников.
      Для целого ряда организованных источников выбросов, характеризующихся относительным постоянством параметров газовых потоков интегральная оценка выбросов может служить и оценкой максимальных выбросов. Для неорганизованных источников, таких как резервуары, объекты очистных сооружений, блоки оборотного водоснабжения, интенсивность выбросов из которых во многом зависит от климатических условий, максимальные выбросы будут иметь место в летний период.
      Способы определения максимальных выбросов от неорганизованных источников приведены ниже.
      32. Резервуарные парки, транспортные емкости.
      Чтобы определить максимальную величину выброса из данных источников, следует определить по формулам 1.1.1, 2.1.9, 2.2.1. выбросы за теплый период (III квартал).
      Перевод полученной величины в т/квартал в г/с позволит получить максимальную величину выброса:
      
      33. Очистные сооружения, блоки оборотного водоснабжения.
      Расчет максимальной величины (г/с) следует определять по формуле:
      
      где - коэффициент, учитывающий влияние климатических условий (солнечной радиации) на испарение (таблице 23, согласно приложению 2 к настоящей Методике)
      34. Воздушки емкостей.
      Для определения максимального выброса от воздушек емкостей в формулу 2.10.1 и 2.10.2 следует подставить максимально возможную величину константы Генри, наблюдаемую в условиях предприятия, а мольную долю аммиака рассчитать при максимальном содержании аммиака в аммиачной воде на предприятии.
      Для остальных источников величина выброса в г/с определяется простым переводом выбросов в кг/час, полученных в р.2, в г/с.

4. Определение валовых выбросов вредных веществ

      35. Выбросы от регенераторов катализаторов установки риформинга и гидроочистки в т/год следует определять по формуле
      
      где - выброс -го вредного вещества от регенераторов катализатора, кг/час;
       - продолжительность одного цикла регенерации, час;
       - количество циклов регенерации, в год.
      Если цикл регенерации более 1 года, следует принять равным единице.
      Для остальных источников загрязнения, пересчет в т/год ведется по формуле:
      
      где - выброс от источника, кг/час;
       - время работы источника в году, час.

5. Оценка сходимости результатов натурных замеров и рассчитанных величин выбросов

      36. В таблице 24 согласно приложению 2 к настоящей Методике представлены результаты статистического анализа данных натурных замеров выбросов вредных веществ из основных источников нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств. Большинство расчетных зависимостей, рассмотренных в предыдущих разделах, получены методом наименьших квадратов.
      В качестве критерия сходимости расчетных и натурно замерных величин выбросов в таблице 24 согласно приложению 2 к настоящей Методике приведены значения относительной погрешности () и средней квадратичной погрешности (), определенные по известным формулам.
      Данные сравнения стандартных отклонений по каждой из предложенных в разделе 2 зависимостей приведены в таблице 24 согласно приложению 2 к настоящей Методике.

Рисунки графиков зависимости коэффициентов

График зависимости коэффициента K₁ от среднеквартальной оборачиваемости резервуаров

       Рисунок 1.

       График.

       Рисунок 2.

      Весовые концентрации насыщенных паров для различных нефтепродуктов

 
      1 - керосин, 2 - лигроин, 3 - дизельное топливо, 4 - мазут, 5 - масла, присадки
      Рисунок 3

       График зависимости коэффициента от среднеквартальной оборачиваемости резервуаров

 
      Рисунок 4.

       Зависимость коэффициента K от времени заполнения емкости-_н при различных условиях налива

 
      а - налив сверху открытой струей
      в - налив сверху или снизу открытой струей (при высоте (диаметре) емкости м
      значение K_н необходимо умножить на
      с - налив сверху полуоткрытой струей
      Рисунок 5.

      Зависимость коэффициента от избыточного давления при различных условиях налива

 
      а - налив сверху открытой струей
      в - налив сверху или снизу закрытой струей
      с - налив сверху полуоткрытой струей
      Рисунок 6.

       Температура начала кипения, ^оС

 
      Рисунок 7.

Таблицы значений коэффициентов и концентраций индивидуальных веществ и групп углеводородов в парах различных нефтепродуктов

      Таблица 1
      Значения коэффициента K2

       Таблица 2
      Значения коэффициента K3

      Таблица 3

      Таблица 4
      Концентрация индивидуальных веществ и групп углеводородов в парах различных нефтепродуктов

      Таблица 5
      Удельные выбросы вредных веществ (суммарно) от нефтеловушек

      Таблица 6
      Значение коэффициента K1 в зависимости от процента укрытия поверхностей шифером или другим материалом

      Таблица 7
      Значения коэффициента K3 для объектов механической очистки

      Таблица 8
      Концентрация индивидуальных веществ и групп углеводородов в парах нефтепродуктов, испарившихся с поверхности очистных сооружений

       Таблица 9
      Удельные выбросы вредных веществ (суммарно) от блоков оборотного водоснабжения

      Таблица 10
      Процентное соотношение вредных ингредиентов в парах нефтепродуктов, испарившихся с блоков оборотного водоснабжения

      Таблица 11
      Удельные выбросы вредных веществ в атмосферу в кг на тонну условного топлива трубчатых печей технологических установок

      Таблица 12
      Средние величины калорийных эквивалентов жидких и газообразных топлив

      Таблица 13
      Значения и коэффициента для расчета выбросов вредных веществ из вакуумсоздающих систем установок АВТ

      Таблица 14
      Значение коэффициентов ,

      Таблица 15
      Значения величин ,  и

      Таблица 16

      Таблица 17
      Значения константы Генри для аммиака

      Таблица 18.
       Значения  и