АОЗТ "Кубаньэко"-ЛТД

МЕТОДИКА
РАСЧЕТНО-ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОГО ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЫБРОСОВ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ ЗА СЧЕТ ИСПАРЕНИЯ ИЗ ЕМКОСТЕЙ ХРАНЕНИЯ НЕФТЕПРОДУКТОВ

Краснодар
1996 г.

Краснодар 1996 г.

СОДЕРЖАНИЕ

1. ВВЕДЕНИЕ.

1.1. Настоящий документ:

- разработан в соответствии с Законом Российской Федерации "Об охране окружающей среды" с целью получения данных о выбросах загрязняющих веществ в атмосферу от испарения нефтепродуктов из резервуаров, цистерн;

- устанавливает методику определения параметров выбросов загрязняющих веществ в атмосферу в результате испарения нефтепродуктов, индивидуальных жидкостей из резервуаров, цистерн;

- распространяется на резервуары, цистерны, эксплуатируемые на предприятиях нефтехимии и нефтепереработки;

- применяется предприятиями и территориальными комитетами по охране природы.

1.2. Полученные по настоящему нормативному документу результаты используются при учете, нормировании выбросов вредных веществ в атмосферу or испарения нефтепродуктов и индивидуальных жидкостей из резервуаров, цистерн и ведомственном контроле за соблюдением установленных нормативов выбросов.

2. ССЫЛКИ НА НОРМАТИВНЫЕ ДОКУМЕНТЫ.

Методика разработана в соответствии со следующими нормативными документами:

2.1. ГОСТ 17.2.1.04-77. Охрана природы. Атмосфера. Метеорологические аспекты загрязнения и промышленные выбросы. М., Изд-во стандартов, 1978.

2.2. ГОСТ 17.2.3.02-78. Охрана природы. Атмосфера. Правила установления допустимых выбросов вредных веществ промышленными предприятиями. М., Изд-во стандартов, 1980.

2.3. ГОСТ 17.2.4.02-81. Охрана природы. Атмосфера. Общие требования к методам определения загрязняющих веществ. М., Изд-во стандартов, 1982.

3. ОСНОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ, ЕДИНИЦЫ ИЗМЕРЕНИЯ

4. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ.

4.1. Настоящая методика предназначена для определения количества выбросов вредных веществ в атмосферу от испарения из резервуаров, и цистерн с нефтями, нефтепродуктами, однокомпонентными жидкостями.

4.2. Расчетный метод позволяет повысить достоверность инвентаризации промышленных выбросов от резервуаров, цистерн при проведении работ по нормированию и контролю выбросов в атмосферу от действующих предприятий нефтехимии и нефтепереработки.

4.3. Методика разработана на основании экспериментальных данных по количества выбросов вредных веществ от испарения нефтепродуктов в резервуарах, цистернах.

4.4. В документе даны рекомендации по определению потерь на испарение нефтепродуктов в резервуарах, цистернах - валовых - в тонн/период, удельных - в кг/тонну и в единицу времени - в г/с.

5. СРЕДСТВА И МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЯ.

5.1. Метод определения выбросов в атмосферу из резервуаров, цистерн включает следующие измерения:

- объемной концентрации и компонентного состава насыщенных паров нефтепродуктов, поступающих в резервуар, цистерну;

- весовых концентраций сероводорода и других индивидуальных компонентов, входящих в состав паров нефтепродукта;

- температуры нефтепродукта в резервуарах, цистернах;

- температуры атмосферного воздуха.

5.2. Отбор проб нефтепродукта из резервуара проводят посредством пробоотборного устройства, изображенного на рис. 5.1. Устройство состоит из цельностеклянного шприца I емкостью 100 мл (ТУ-64-1-1279-751), который посредством уплотнительной резиновой втулки 2 герметично крепится к стеклянному тройнику 3. К одному концу тройника 3 герметично подсоединена резиновая уплотнительная втулка 4, служащая в качестве переходника для подсоединения к запорной арматуре (пробоотборному крану) для отбора проб. Другой конец тройника 3 оборудован зажимным устройством 7.

Устройство для отбора проб нефтепродуктов из резервуаров.

Рис.5.1.

Устройство для насыщения паров нефтепродукта.

Рис. 5.2.

Отбор проб нефтепродуктов из резервуара производится с цепью определения величин давления Р в мм.рт.ст. и весовой концентрации С в г/м³ насыщенных паров нефтепродуктов при температуре газового пространства t_r. Насыщение воздуха парами нефтепродукта осуществляется с помощью прибора, изображенного на рис. 5.2.

5.3. Отбор газовоздушных проб из газового пространства резервуара осуществляется из светового люка посредством:

- при наличии стационарной пробоотборной трубки, установленном на световом люке и соединенной с газовым пространством устройством, изображенным на рис. 5.3. Причем перед отбором пробы в шприц, всю систему необходимо продуть отбираемыми парами в течение 20-30 сек. посредством побудителя расхода воздуха (ручной насос, помпа и т.п.);

- при отсутствии пробоотборной трубки на люке - непосредственно из приоткрытого люка путем опускания стеклянного шприца емкостью 100 или 50 мл в газовое пространство резервуара на глубину не менее 0,5 м с целью исключения подсоса воздуха.

При отборе проб воздуха из газового пространства минимальная высота нефтепродукта должна составлять не менее 0,7 максимального уровня взлива, предусмотренного технологической картой.

Отбор проб должен производиться не ранее, чем через 2 часа после окончания закачки нефтепродукта в резервуар.

5.4. Отбор проб и определение состава нефтепродукта и газа выполняются с соблюдением следующих стандартов:

- отбор проб нефтепродукта осуществляется по ГОСТ 2517-85;

- температуру наружного воздуха измеряют максимальным метеорологическим термометром по ТУ 112-78 Е.

- температуру нефтепродукта измеряют стеклянным ртутным термометром по ГОСТ 28498-90;

- индивидуальные углеводороды C₁-С₁₀ в нефти определяются разделением их методом газожидкостной хроматографии с последующей регистрацией детектором по теплопроводности по ГОСТ 13379-82;

- давление насыщенных паров нефтепродуктов определяется по ГОСТ 1756-52;

- компонентный состав проб паровоздушной смеси из газового пространства определяется методами газожидкостной и газоадсорбционной хроматографии (ГОСТ 14920-79);

Устройство для отбора паровоздушных проб из резервуаров с понтонами.

Рис. 5.3.

- объемное содержание суммы непредельных углеводородов, кислотных газов, суммы предельных углеводородов и других вредных веществ в газовоздушной смеси определяется по ГОСТ 5439-76 и согласно [6, 7].

6. ПОДГОТОВКА И ПРОВЕДЕНИЕ ИЗМЕРЕНИЙ.

6.1. Составляется схема обвязки резервуаров материальными потоками. Для этого используются отчеты о движении и смешении нефтепродуктов, материальные балансы технологических установок за обследуемый период (данные берутся в плановом отделе завода). Схема уточняется у диспетчера завода, в производственном отделе.

6.2. Все эксплуатируемые на предприятии резервуары группируют по следующим признакам:

- виду нефтепродукта;

- назначению (промежуточные, товарные, сырьевые);

- конструкции (наземные металлические, подземные железобетонные);

- оснащенности техническими средствами сокращения потерь в атмосферу;

- режиму эксплуатации ("мерник" или "буферная емкость").

* Примечание:

Режим "буферная емкость" характеризуется одновременностью закачки и откачки нефтепродукта из резервуара и постоянством уровня взлива жидкости в резервуаре.

6.3. По данным ближайшей метеостанции принимают средние значения давлений атмосферного воздуха и средние значения температур за 6 наиболее теплых и холодных месяцев года.

6.4. По данным предприятия принимают среднеквартальные значения температуры нефтепродукта в резервуаре или определяют путем непосредственных измерений термометром.

6.5. По данным квартальных отчетов о смешении и движении нефтепродуктов, материальных балансов технологических установок распределяют весовое количество нефтепродукта по группам одноцелевых резервуаров за теплый и холодный периоды года.

6.6. Осуществляют перевод весового количества нефтепродукта в объемное, при этом относительную плотность нефтепродукта принимают по данным заводских лабораторий.

6.7. Объем резервуаров, режим эксплуатации и оснащенность резервуаров техническими средствами (понтон, плав. крыша, газоуравнительная линия и т.д.) принимаются по данным утвержденных "технологических карт по эксплуатации резервуаров" и технических характеристик резервуаров.

6.8. До начала измерений необходимо выявить эксплуатационное состояние резервуаров, наличие пешеходных мостков, работоспособность сниженных пробоотборных кранов.

6.9. Для отбора проб нефтепродукта из резервуара один конец пробоотборного устройства, как это изображено на рис.5.1, соединить посредством уплотнительной втулки 4 со сливным патрубком пробоотборного крана 6.

При закрытом положении шприца 1, открывают краны 6, 7 и в течение 10-15 сек. через всю системы дренируют нефтепродукт в сборную емкость, где предварительно устанавливают термометр для замера температуры нефтепродукта. Затем закрывают кран 7 и отбираемый нефтепродукт под давлением поступает в шприц 1. После наполнения 100 мл нефтепродукта шприц герметично отглушают.

Примечание:

При отсутствии сниженных пробоотборных кранов на резервуаре отбор пробы нефтепродукта производят в соответствии с ГОСТ 2517-85.

6.10. Температуру нефтепродукта в резервуаре принимают равной температуре отбираемой пробы нефтепродукта, замер которой производят в сборной емкости, куда поступает нефтепродукт из крана в течение проводимого замера.

6.11. Температуру наружного воздуха замеряют максимальным термометром. Замер проводят в тени на высоте 1 м от уровня земли.

6.12. Насыщение атмосферного воздуха парами нефтепродукта осуществляется на приборе, изображенном на рис.5.2.

Во избежание снижения фактической величины давления насыщенных паров при наливе в колбу испытуемого нефтепродукта, необходимо ее газовое пространство предварительно насытить парами того же нефтепродукта. Для этого из шприца с пробой впускается в колбу, через патрубок 1, порядка 3-5 мл испытуемого нефтепродукта. Колба несколько раз встряхивается и через патрубок 2 нефтепродукт из колбы выливается в емкость слива отходов нефтепродуктов.

Из шприца с пробой нефтепродукта в колбу через патрубок 1 вводится 40 мл нефтепродукта. Шприц 1 с предварительно отобранным в него 40 мл чистого воздуха, и пустой шприц И, через уплотнительные резиновые втулки 3, герметично соединяются с патрубками 1 и 2 соответственно. Из шприца 1 воздух со скоростью порядка 1.0 м/с продавливается через слой нефтепродукта, где этот воздух насыщается его парами, и паровоздушная смесь поступает в шприц II. После этого шприцы отсоединяются, колба с нефтепродуктом и шприц II с парами нефтепродукта закрываются.

Примечание:

Объем паровоздушной смеси в шприце II должен быть равен объему нефтепродукта в колбе (т.е. соотношение "газ-жидкость" равно 1:1).

6.13. Ответственный исполнитель по отбору проб должен иметь письменное разрешение главного инженера управления и оформленный наряд-допуск на производство работ.

7. РАСЧЕТ ПОТЕРЬ ОТ ИСПАРЕНИЯ ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ.

Основной объем выбросов вредных веществ в атмосферу от испарения нефтепродуктов в резервуарах происходит за счет вытеснения газовоздушной смеси из резервуара в процессе его заполнения. Объем этой смеси примерно равен объему используемой нефти.

Количество вредных веществ в газовоздушной смеси зависит от вида нефтепродукта, температур продукта и газовой смеси.

Количество выбросов зависит от оснащенности резервуаров техническими средствами сокращения потерь на испарение и режима эксплуатации резервуаров.

Расчет потерь от испарения проводится за теплый (шесть наиболее теплых месяцев года) и холодный (шесть наиболее холодных месяцев) периоды года.

7.1. Расчет температурного режима резервуаров.

t_r = K₄ х (K₁ + К₂ х t_a + К₃ х t_ж)                                                     (7.1)

где t_a, t_ж - среднеарифметические значения температур наружного воздуха и жидкости в резервуаре за соответствующие периоды года, ° С;

K₁, К₂, К₃ - опытные коэффициенты, принимают по Приложению Б;

К₄ - опытный коэффициент, для холодного периода года равен единице, для теплого периода - равен единице для подземных резервуаров, а для наземных - принимается по Приложению В.

7.2. Определение давления насыщенных паров низкокипящих нефтепродуктов.

7.2.1. По результатам единичных определений рассчитываются среднеарифметические значения температуры проб нефтепродуктов, единичные значения которых принимаются равными соответствующей температуре воздуха в лабораторном помещении:

                                                                                (7.2)

где t_л - средняя температура проб нефтепродукта, численно равная средней температуре воздуха в помещении за n- число единичных измерений, °С.

t_лi- температура воздуха в помещении при i-том измерении, численно равная температуре пробы нефтепродукта, ^оС.

7.2.2. Каждое значение давления насыщенных паров нефтепродукта  соответствующее температуре t_лi, приводится к средней температуре t_л.

По полученным значениям  рассчитывается среднеарифметическое значение Pt_л, мм.рт.ст.:

                                                                           (7.3)

7.2.3. Значение Pt_л приводится передней температуре газового пространства t_г. Значения давлений насыщенных паров нефтепродуктов могут приводиться к соответствующим температурам t_л и t_г по графику Кокса.

7.2.4.Значения давлений насыщенных паров Pt_г, мм.рт.ст., индивидуальных жидкостей (бензол, толуол, ксилолы и т.д.) рассчитывают по формулам Антуана [2]:

                                                                    (7.4)

                                                                        (7.5)

где А, В, С- константы, зависящие от природы вещества, принимаются из [2].

7.2.5. При расхождении за период обследования температур воздуха в лабораторном помещении не более 2°С, величина Pt_л может быть рассчитана по формуле:

                                                                           (7.6)

Для некоторых органических соединений значения коэффициентов в формулах 7.4 и 7.5 приведены в табл. 7.1.

Таблица 7.1

Давление насыщенных паров органических соединений в зависимости от температуры.

                     (1)                   Р - давление насыщенного пара, мм рт.ст.;

Т - абсолютная температура, °К;

t - температура, °С.

                     (2)

7.3. Определение весовой концентрации насыщенных паров нефтепродуктов.

7.3.1. Для низкокипящих нефтепродуктов.

Рассчитывается объемная концентрация паров Сⁱо, доли единицы:

                                                                                        (7.7)

где P_i - давление насыщенных паров нефтепродуктов при i-ом измерении;

Р_а - барометрическое давление при i-ом измерении.

Расчет весовой концентрации проводится по формуле:

Сⁱв=Сⁱo х рⁱn                                                                                  (7.8)

где Сⁱв, р_в - весовая концентрация (кг/м³) и плотность насыщенных паров (кг/м³) при температуре tⁱ.

7.3.2. Для высококипящих нефтепродуктов.

Весовая концентрация насыщенных паров высококипящих нефтепродуктов (керосин, дизтопливо, мазут/ др.) определяется непосредственно хроматографическим путем при температуре паров испытуемого нефтепродукта время насыщения.

Значения С¹в, (кг/ м³) приводятся к соответствующей температуре tⁱ по графику Кокса.

7.3.3. Для индивидуальных жидкостей.

Расчет проводится по формулам раздела 7.3.1.

7.4. Расчет плотности паров низкокипящих нефтепродуктов и индивидуальных жидкостей.

7.4.1. По весовому содержанию углеводородных компонентов в парах рассчитывается молекулярный вес нефтяных и бензиновых паров:

                                                                                   (7.9)

где C_i - среднеарифметическое содержание i-го компонента в парах, % вес;

M_i - молекулярный вес i-го компонента, определяется по его химической формуле или по [2].

7.4.2. Плотность паров при нормальных условиях ρ_о, кг/ м³, рассчитывается по формуле

                                                                                      (7.10)

7.4.2. Плотность паров при температуре tⁱ_г, °С, барометрическом давлении Р_а, мм. рт.ст., определяется:

                                                              (7.11)

7.5. Определение коэффициентов оборачиваемости К_n и оснащенности К_o.

7.5.1. Рассчитывается условная оборачиваемость резервуаров n, об/год, для каждого из периодов года:

                                                                                   (7.12)

где Vⁱ_ж - объем нефтепродукта за соответствующий период года, проходящего через группу одноцелевых резервуаров, м³; V_P - суммарный объем одноцелевых резервуаров, м³.

7.5.2. По соответствующим формулам раздела 7.2  рассчитывается давление насыщенных паров при t_r = 38 °С (Р₃₈).

По Приложению Д в зависимость от оборачиваемости (nⁱ), давления насыщенных паров (Р₃₈) и климатической зоны определяется значение К_п.

Из Приложения Е по оснащенности и режиму эксплуатации резервуаров определяется значение коэффициента К_о.

7.5.3. При наличии инструментальных данных по определению эффективности понтона значение К_о принимается равным:

К_о = 1 - Э_n×10^-2, где Э_n - эффективность работы понтона, %.

7.6. Расчет потерь из резервуаров.

Расчет проводится за периоды года.

7.6.1. Для резервуаров с низкокипящими нефтепродуктами, т/период:

                                         (7.13)

где P_tr, ρ_ntr - давление и плотность насыщенных паров при средней температуре газового пространства, соответственно мм.рт.ст. и кг/м³.

Р_а - среднее барометрическое давление, мм рт.ст.

Удельные потери q_p (кг/тонну) рассчитываются по формуле:

                                                                               (7.14)

где d_t - плотность нефтепродукта при средней температуре t_Ж в резервуаре, т/м³

Потери в единицу времени G_P^C (г/с) рассчитываются по формуле:

                                                                             (7.15)

где τ - время эксплуатации одноцелевых резервуаров, час.

7.6.2. Для резервуаров с высококипящими нефтепродуктами.

G_P = V_ж×С_в×К_n×К_o×10^-3                                                             (7.16)

где С_в - весовая концентрация насыщенных паров при средней температуре газового пространства, кг/м³.

Расчет величин q_p и G_P^C проводится аналогично расчету для низкокипящих нефтепродуктов.

7.6.3. Для резервуаров с индивидуальными жидкостями. Расчет проводится по формулам раздела 7.6.1.

ПРИМЕР 1.

Расчет потерь бензина из резервуаров N 1 - 5 за теплый период года.

Исходные данные:

- южная зона;

- суммарный объем резервуаров Σ V_P = 50 000 м³;

- объем проходящего нефтепродукта V_ж^т = 1050000 м³;

-плотность нефтепродукта d_tв = 0.725 т/м³;

- резервуары наземные, оборудованные понтонами, эксплуатируются в режиме мерников, окраска - алюминиевая;

- суммарное время эксплуатации резервуаров - 178 суток или 24×178 = 4272 часа;

- компонентный состав паров бензина (в вес %):

СН₄ = 0,91; С₂Н₆ = 2,8; C₃H₈ = 19,9; C₄H₁₀ = 28,71; С₅Н₁₂ = 57.5;

остаток = 10,2;

- молекулярный вес углеводородных паров: М(СН₄) - 16;

М(С₂Н₆) = 30; М(С₃Н₈) = 44; М(С₄Н₁₀) = 58; M(C₅H₁₂) = 72;

М(С_{6 и выше}) = 100.

Расчет температурного режима.

t_в^т - средняя температура наружного воздуха;

среднее барометрическое давление Р_а^т = 752,5 мм.рт.ст.;

t_ж^т - средняя температура бензина в резервуаре:

t_г^т= К₄×(K_l + К₂×t_a^т + К₃×t_ж^т),

К₁ = 6,12; К_г = 0,41; К₃ = 0.51; К₄ = 1,14

t_г^т = 1,1×(6,12 + 0,41×25,0 + 0,51×27,0) = 34.4 °С

Расчет давления насыщенных паров бензина.

t_л^т - средняя температура воздуха в лаборатории:

Значения P_i при t_ni (в мм.рт.ст.):

Р_25,5 = 387,6; Р_26,4 = 403,6; Р_24,5 = 362,4; Р_24,3 = 371,5.

Значения Р_tл при t_ni – 25,2°C (по графику Кокса), соответственно:

Р_25,2 = 382; Т_25,2 = 388; P_25,2 = 371; Р_25,2 = 382

Р_25,2 = (382+388+371+382)/4 = 381 мм.рт.ст.

При средней температуре газового пространства

Р_34,4 =536 мм.рт.ст. (по графику Кокса).

При 38^оС - Р₃₈ = 618 мм рт.ст. (по графику Кокса).

Расчет плотности паров бензина. Молекулярный вес:

Плотность при нормальных условиях:

Определение коэффициентов К_n, К_о:

K_n = 2,55; К_о = 0,20

Расчет потерь за теплый период года.

Удельные потери

Потери в единицу времени

ПРИМЕР 2.

Расчет потерь керосина из резервуаров № 20 - 22 за холодный период года.

Исходные данные:

- средняя зона;

- суммарный объем резервуаров ΣV_p = 6000 м³

- вес нефтепродукта G_н = 150 000 т;

- плотность нефтепродукта d_t = 0.800 т/м³;

- резервуары наземные, оборудованные дыхательными клапанами, эксплуатируются в режиме мерников, окраска - алюминиевая;

- время эксплуатации резервуаров – 182,5 суток или 182,5×24 = 4580 часов.

Расчет температурного режима.

t_а^x - средняя температура наружного воздуха

Р_а^х - среднее барометрическое давление = 762 мм рт.ст.

t_ж^x - средняя температура керосина в резервуаре;

t_ж^х = (6+5+4+1+5+9) / 6 = 4.3 °С

t_г^х =K₄×(K₁+ K₂×t_а^х + K₃×t_ж^х),

K₁ = 0,30; К₂ = 0,37; К₃ = 0.62; К₄ = 1

t_г^х = 1×(0,3 + 0,37×(-9) + 0,62×4,3) = -0.4 °С

Определение весовой концентрации нефтепродуктов.

t_л^x - средняя температура воздуха в лаборатории:

t_л^х = (20+24+25+23+22+23) / 6 = 23°С

Значения C_ni, г/м³, при t_ni:

C^x_1в20 =20,5; C^х_2в23 = 27.2; C^х_3в23 - 30,0; С^х_4в23 = 28,0; С^х_в5в23 = 25,8; С^х_6в23 = 26.2;

Значения С^х_в23, г/м³, при t_n^x = 23°C по графику Кокса

C^х_1в23 = 24,3; С^х_2в23 = 25,2; С^х_3в23= 26,6; С^х_4в23 = 28,0; С^х_5в23 = 28,1; С^х_6в23 = 26.2;

С^х_в23 = (24,3+25,2+26,6+28,0+28,1+26,2) / 6 = 26.4 г/м³

Данное значение приводим по графику Кокса к средней температуре газового пространства t_Г^х = -0.4°С; которое составит:

С^х_в23 =5.5г/м³

Коэффициент оборачиваемости:

n_х = (2×(150 000 / 0,8)) / 6000 = 62.5 условных оборотов в год

6000 К_n = 1,15 (по РП-5)

(Для высоко кипящих нефтепродуктов Р₃₈ = 50 мм.рт.ст.)

Коэффициент оснащенности определяем по таблице РП-6: К_о = 1.

Расчет потерь за холодный период года.

G^х_P = V_ж×C^x_вг K_n×К_о×10^-6, т/период

G^х_p = 187500×5,5×1,15×1,0×10×10^-6 = 1,186 т/период

q^х_p = (1,186×10³)/150000 = 0,008 кг/тонну

G^сх_р = (1,186×10⁶) / (4380×3600) = 0,015 г/с

8. СЛИВО-НАЛИВНЫЕ ЭСТАКАДЫ, ЦИСТЕРНЫ.

При работе сливо-наливных эстакад основные потеря от испарения нефтепродуктов из цистерн происходят в результате вытеснения газовоздушной смеси при заполнении цистерн а также от испарения остаточных нефтепродуктов при заполнении воздухом освобождающихся емкостей цистерн при сливе продукта. Величина потерь на испарение зависит от вида и температуры нефтепродукта, температуры газового пространства, которые определяют давление и концентрацию насыщенных паров. Объем газовоздушной смеси примерно равен объему используемого нефтепродукта. Величина потерь зависит также от способа налива-слива продукта.

8.1. Расчет температурного режима цистерн.

За холодный период года при наливе жидкости в цистерну:

t^х_ГЦ = 0,5×(t_а^х - t_ж^х), °C                                                              (8.1)

За теплый период года при наливе жидкости в цистерну:

t^Т_ГЦ = 0,5×К₄×(t_а^х - t_ж^х), °С                                                      (8.2)

где К₄ - коэффициент, учитывающий влияние солнечной радиации, принимается по таблице РП-2.

Температуру газового пространства при сливе жидкостей из цистерн принимают равной средним температурам атмосферного воздуха за соответствующий период года.

8.2. Определение давления насыщенных паров низкокипящих нефтепродуктов и весовой концентрации нефтепродуктов.

Определение этих величин проводится аналогично расчету их для резервуаров (см. разд. 7.2-7.4), причем в расчетных формулах вместо температуры газового пространства резервуара принимается соответствующее значение tⁱ_ГЦ

8.3. Расчет потерь.

Потери при наливе нефтепродуктов за один из периодов (G^нi_ц, тонн/период) рассчитываются по формулам:

8.5.1. Для низкокипящих нефтепродуктов:

G^нi_ц = V^нi_ж×(rⁱ_уср/Р^с_а)×ρ_ц×10^-3,                                                      (8.3)

где V^нi_ж - объем наливаемой жидкости за период года, м³;

Р^с_а - среднее барометрическое давление воздуха, мм.рт.ст.;

ρ_ц - плотность насыщенных паров, кг/м³;

rⁱ_уср - среднее давление насыщенных паров нефтепродукта в цистерне, мм.рт.ст. (определяется как среднее арифметическое по фактическим анализам насыщенных паров в устье цистерны);

8.5.2. Для высококипящих нефтепродуктов

G^нi_ц = Vⁿⁱ_ж×Сⁱ_ву×10^-6, тонн/период                                              (8.4)

где Сⁱ_ву - средняя весовая концентрация, г/м³, нефтепродукта в устье цистерны, определяется аналогично rⁱ_уср

8.3.3. Потери при сливе жидкостей из цистерны Gⁱ_ц(слив) (тонн/период) принимаются равными;

Gⁱ_ц(слив) = 0,15×G^нi_ц

т.е. потери составляют порядка 15% от потерь при условии налива этого же количества жидкости в цистерну.

8.5.4. Удельные потери qⁱ_ц (кг/тонну) нефтепродуктов рассчитываются по формуле:

qⁱ_ц = (Gⁱ_ц×10³) / (Vⁱ_жц×dⁱ_t)                                                             (8.5)

где dⁱ_t - плотность нефтепродукта при средней температуре tⁱ_ж, т/м³.

Потери в единицу времени за период налива жидкости в цистерну и ее слива G^ci_ц, г/с, рассчитываются по формуле:

G^сi_ц = (G^ci_ц×10⁶) / (Σ τⁱ_ц×3600)                                                       (8.6)

где Σ τⁱ_ц - суммарное время за соответствующий период года налива или слива жидкости в цистерны на эстакаде, час.

ПРИМЕР 3.

Расчет потерь при наливе бензина А-76 в железнодорожные цистерны за теплый период года.

Исходные данные:

- объем наливаемого бензина V^nт_ж =1050000 м³;

- плотность нефтепродукта d_t = 0.725 т/м³;

- окраска цистерн - черная;

- налив бензина в нижнюю зону цистерны;

- суммарное время налива бензина в цистерны, τ = 380 часов за полугодие;

- компонентный состав и молекулярный вес углеводородных паров приняты из Примера 1.;

- средняя температура наружного воздуха и барометрическое давление - из Примера 1.;

- средняя температура наливаемого бензина и температура воздуха в лаборатории - из Примера 1.;

- текущие значения давления насыщенных паров при t_л и их значения средние - см. Пример 1.

Расчет температурного режима цистерн.

Значение коэффициента К₄ из Приложения Б составляет:

К₄ = 1,29

t^Т_гц = 0,5×1,29×(25,0 + 27,0) = 33,6°С

Расчет давлений насыщенных паров бензина при t^Т_гц = 33.6°С.

По графику Кокса Р₃₈ = 618 мм.рт.ст.

Р_33,6 - 528 мм.рт.ст.

Расчет плотности паров бензина.

Расчет среднего молекулярного веса паров М и плотности при нормальных условиях ρ₀ - см. Пример 1.

ρ_33,6 = 2,61×(273 / (273 + 33,6))×(752,5 / 760) = 2,3 кг/м³;

Расчет потерь.

G^нт_ц = 1050000×(528 / 752,5)×2,3×10^-3 = 1626,731 т

Удельные потери:

q^Т_Ц = (1626,731×10³) / (1050000×0,725) = 2,159 кг/тонну

Потери в единицу времени;

G^c_ц = (1626,731×10⁶) /(380×36000)= 1189,131 г/с

9. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ПОНТОНА В РЕЗЕРВУАРЕ

9.1. Эффективность, работы понтона в резервуаре рассчитывается по формуле:

                                                                         (9.1)

где Э_п - эффективность понтона, %;

Р - давление насыщенных паров нефтепродуктов при t_r, мм рт.ст.;

Р_оп - парциальное давление паров нефтепродуктов в газовом пространстве резервуара в конце закачки, мм рт.ст.

9.2. При малых величинах концентраций паров нефтепродуктов в газовом пространстве резервуара величина

                                                                    (9.2)

где С - весовая концентрация насыщенных паров нефтепродуктов при t_r-, г/м³;

С_оп - фактическая весовая концентрация паров нефтепродуктов в газовом пространстве резервуара в конце закачки, г/м³.

Значение С рассчитывается по формуле:

                                                                                   (9.5)

где ρ_п - плотность насыщенных паров нефтепродуктов при t_r, кг/м³;

Р_а - барометрическое давление на момент отбора пробы нефтепродукта из резервуара, мм рт.ст.

10. РАСЧЕТ ПОТЕРЬ ИНДИВИДУАЛЬНЫХ КОМПОНЕНТОВ, ВХОДЯЩИХ В СОСТАВ ПАРОВОЗДУШНОЙ СМЕСИ В ГАЗОВОМ ПРОСТРАНСТВЕ РЕЗЕРВУАРОВ, ЦИСТЕРН

Потеря индивидуальных компонентов от испарения рассчитываются исходя из их весового содержания в паровоздушной смеси, вытесняемой из газового пространства, резервуара, цистерны.

10.1. Весовая доля i-го компонента x_i рассчитывается по формуле:

                                                                                       (10.1)

где C_i - весовая концентрация i-го компонента в паровоздушной смеси, г/м³;

С_сн - весовая концентрация паров углеводородов (суммарно) в паровоздушной смеси, г/м³.

Отбор и анализ паровоздушных проб на весовое содержание i-го компонента производится в соответствии с [6, 7].

10.2. Для оценки выбросов i-го компонента можно весовую долю х_i принять равной:

x_i = a_i*10^-2,                                                                                     (10.2)

где а_i - весовое содержание i-го компонента в смеси, % вес.

10.3. Потери i-го компонента G_xi т/период, из резервуаров за соответствующий период года рассчитывается:

Gx_i = G_cн*x_i,                                                                                   (10.3)

где G_сн - потери углеводородов (суммарно) за период года, т/период.

ЛИТЕРАТУРА

1. Методические указания по определению и расчету вредных выбросов из основных источников предприятий нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. М., 1984.

2. Справочник химика. Т. 1., Л., Химия, 1971.

3. Эмирджанов Р.Т. Основы технологических расчетов в нефтепереработке. М-Л., Химия, 1965.

4. ГОСТ 11382-76.

5. Руководство по контролю загрязнения атмосферы. Л., Гидрометеоиздат, 1989.

6. Сборник методик по определению концентраций загрязняющих веществ в промышленных выбросах. Л., Гидрометеоиздат, 1987.

7. Перечень методик по определению концентраций загрязняющих веществ в выбросах промышленных предприятий, допущенный к применению. С.-Пб., 1994.

Приложение А
РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕРРИТОРИИ БЫВШЕГО СССР ПО КЛИМАТИЧЕСКИМ ЗОНАМ ДЛЯ ПРИМЕНЕНИЯ ПРИ РАСЧЕТАХ ВЫБРОСОВ ВРЕДНЫХ ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ

Приложение Б
Значения коэффициентов К₁, К₂, К₃, в зависимости от температуры жидкости в резервуаре.

Приложение В
ЗНАЧЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТОВ К₄ ДЛЯ РАЗЛИЧНЫХ КЛИМАТИЧЕСКИХ ЗОН

Приложение Г
Значения молекулярной массы паров нефтепродуктов М зависимости от температуры начала кипения t_нк, °C

ПРИЛОЖЕНИЕ Д.
ЗНАЧЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА Кп В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ДАВЛЕНИЯ НАСЫЩЕННЫХ ПАРОВ И ГОДОВОЙ ОБОРАЧИВАЕМОСТИ РЕЗЕРВУАРОВ

Приложение Е
ЗНАЧЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА К_о В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ТЕХНИЧЕСКОЙ ОСНАЩЕННОСТИ И РЕЖИМА ЭКСПЛУАТАЦИИ РЕЗЕРВУАРА.

Приложение Ж
Диапазон и предельно-допустимые погрешности измерений.