РД-17-86

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

ПО РАСЧЕТУ ВАЛОВЫХ ВЫБРОСОВ ВРЕДНЫХ ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ

ДЛЯ ПРЕДПРИЯТИЙ НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ И НЕФТЕХИМИИ

СОГЛАСОВАНО:

Начальник Управления нормирования и надзора за выбросами в природную среду Госкомгидромета B.П.Антонов, 1987 г.

Заместитель директора ГГО им.А.И.Воейкова С.И.Зачек, 1987 г.

Начальник отдела по охране природы и рациональному использованию природных ресурсов МНХП СССР В.В.Манаев 17 февраля 1987 г.

УТВЕРЖДЕНО

Заместитель Министра нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности СССР Ю.М.Сиваков, 1987 г.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Целью настоящей работы является совершенствование расчетных методик определения выбросов вредных веществ в атмосферу от источников предприятий нефтепереработки и нефтехимии.

1.2. Наличие расчетных методик определения валовых выбросов позволит существенно повысить достоверность инвентаризации промышленных выбросов при проведении работ по нормированию выбросов вредных веществ в атмосферу для действующих предприятий и более обоснованно распределить материальные средства, выделяемые на охрану окружающей среды от загрязнения промышленными выбросами.

1.3. Методики, вошедшие в сборник, получены на основании обработки большого количества данных натурных замеров выбросов от источников 16 наиболее крупных предприятий отрасли /1-16/. Авторами была оценена погрешность применяемых ранее расчетных методик определения выбросов, выбраны наиболее точные и простые методики и разработаны новые. Кроме того была сделана попытка унифицировать отраслевые расчетные методики на единой методологической основе.

1.4. В настоящем сборнике даны рекомендации по определению максимальных выбросов вредных веществ в атмосферу (г/с) и валовых выбросов (т/год) для проведения работ по нормированию выбросов.

1.5. Методические указания предназначены для промышленных предприятий и организаций МНХП СССР с целью оказания практической помощи работникам служб, занимающихся вопросами охраны атмосферы на предприятиях отрасли.

2. РАСЧЕТНЫЕ МЕТОДИКИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЫБРОСОВ ВРЕДНЫХ ВЕЩЕСТВ

В АТМОСФЕРУ ОТ ОСНОВНЫХ ИСТОЧНИКОВ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ

И НЕФТЕХИМИЧЕСКИХ ПРОИЗВОДСТВ

2.1. Резервуарные парки

2.1.1. Резервуары с нефтью, легкими нефтепродуктами и ароматическими углеводородами /17/

2.1.1.1. 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 (рис.2.1.1.);

- коэффициент, учитывающий наличие технических средств сокращения потерь от испарения и режим эксплуатации резервуара (табл.2.1.1.);

- коэффициент, учитывающий влияние климатических условий на испарение (табл.2.1.2.).

График зависимости коэффициента от среднеквартальной оборачиваемости резервуаров

Рис.2.1.1

Таблица 2.1.1.

Значения коэффициента

Эксплуатация резервуара	Наземные металлические резервуары			Подземные железобетонные резервуары
	без оснащения техническими средствами снижения потерь	оснащен понтоном или плавающей крышей	включен в газоурав- нительную систему	без оснащения техническими средствами снижения потерь	включен в газоурав- нительную систему
Резервуар эксплуатируется как "Мерник"	1	0,2	0,2	0,8	0,1
То же, но с открытыми люками или снятыми дыхательными клапанами	1,1	0,25	1,1	0,9	0,9
Резервуар эксплуатируется как "буферная емкость"	0,1	0,05	0,05	0,15	-
То же, но с открытыми люками или со снятыми дыхательными клапанами	0,15	0,07	0,2	0,2	-

Таблица 2.1.2.

Значения коэффициента

Квартал	Климатическая зона
	северная	средняя	южная	Средняя Азия
1	2	3	4	5
II, III	1	1,14	1,47	1,72
I, IV	1	1	1	1

Для индивидуальных ароматических углеводородов для всех кварталов и климатических зон =1.

Среднеквартальная оборачиваемость равна:

(2.1.2.)

где: - объем резервуара или группы одноцелевых резервуаров, м;

Значения среднеквартальной температуры газового прост ранства резервуара , необходимой для определения давления насыщенных паров принимаются: для I и IV кварталов

, °С (2.1.3.)

для II и III кварталов

, °С (2.1.4.)

где: - среднеквартальная температура нефтепродукта в резервуаре, °С;

- среднеквартальная температура атмосферного воздуха, °С.

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 (рис.2.1.2.) исходные значения ДНП () приводятся к среднеквартальной температуре газового пространства.

График

Рис.2.1.2

Таблица 2.1.3.

Давление насыщенных паров органических соединений в зависимости от температуры

/ 1 /	- давление насыщенного пара, мм рт.ст;
/ 2 /	- абсолютная температура - температура, °С

Наименование продукта	Формула	Уравнение	Температурный интервал, в котором уравнение сохраняет свою справедливость, °С		A	В	С
			от	до
1	2	3	4	5	6	7	8
Метанол	CHO	1	-7	50	8,9547	2049,2	-
Метилэтилкетон	CHO	1	-10	50	7,764	1725,0	-
Пентан	CH	2	-10	50	6,87372	1075,82	233,36
Гексан	CH	2	-10	68	6,87776	1171,53	224,37
Бензол	CH	2	-10	5,5	6,48898	902,28	178,1
		2	5,5	160	6,91210	1214,64	221,2
Фенол	CHO	2	0	40	11,5638	3586,36	273,0
		2	41	93	7,86819	2011,4	222,0
Толуол	CH	1	-92	15	8,33	2047,3	-
		2	20	200	6,95334	1343,94	219,38
Этилбензол	CH	2	20	45	7,32525	1628,0	230,7
		.....*	45	190	6,95719	1424,26	213,21
с-Ксилол	CH	2	25	50	7,35638	1671,8	231,0
м-Ксилол	CH	2	25	45	7,36810	1658,23	232,3
		2	45	195	7,00908	1462,27	215,11
п-Ксилол	CH	2	25	45	7,32611	1635,74	231,4
		2	45	190	6,99052	1453,43	215,31

________________

* Брак оригинала. - Примечание "КОДЕКС".

Плотность паров углеводородов определяется по формуле:

, кг/м (2.1.5.)

где: - молекулярный вес паров нефтепродукта,

=760 мм рт.ст.

=273 °К

Молекулярный вес определяется по формулам:

паров бензиновых фракций:

(2.1.6.)

паров нефти и нефтепродуктов:

(2.1.7.)

где: - температура начала кипения нефтепродукта, °С.

2.1.1.2. 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 2.1.4.

Таблица 2.1.4.

Концентрация индивидуальных веществ и групп углеводородов в парах различных нефтепродуктов

Наименование нефтепродукта	Концентрация компонента С, % масс.
	углеводороды
	предельные	непре- дельные	арома- тические
				бензол	толуол	ксилолы
1	2	3	4	5	6	7
Сырая нефть	99,22	-	0,78	0,3511	0,2202	0,1048
Прямогонные бензиновые фракции
6286	99,05	-	0,95	0,55	0,4	-
62105	93,9	-	6,1	5,.....9*	0,21	-
85105	9+..,64*	-	1,36	0,24	1,12	-
85120	97,61	-	2,39	0,05	2,34	-
85180	99,25	-	0,75	0,15	0,35	0,25
105140	95,04	-	4,96	-	3,81	1,15
120140	95,9	-	4,1	-	2,09	2,01
140180	99,57	-	1,43	-	-	0,43
НК180	99,45	-	0,55	0,27	0,18	0,1
Стабильный катализат	9,08	-	9,2	2,74	4,49	1,78
Бензин-рафинат	9+..,88*	-	1,12	0,44	0,42	0,26
Крекинг-бензин	74,03	25,0	+..,97*	0,58	0,27	0,12
Бензин-платформат	60,38	-	39,62	21,05	13,5	2,51
Уайт-спирит	93,74	-	6,26	2,15	3,0	0,91
А-72, А-76	96,88	-	3,17	1,59	1,14	0,17
АИ-93, АИ-98	95,85	-	4,15	2,06	1,76	0,23

________________

* Брак оригинала. - Примечание "КОДЕКС".

2.1.1.3. 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 м бензина. Среднеквартальная температура бензина в резервуаре +20 °С, а атмосферного воздуха -10 °С. Температура начала кипения бензина +52 °С; давление насыщенных паров, определенное на бомбе Рейда при 38 °С 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.

°С

Давление насыщенных паров бензина при °С определяем по графику и получаем =130 мм рт.ст. (см. пример рис.2.1.2.). 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 (рис.2.1.1.).

Коэффициент принимается по таблице 2.1.1.

Для резервуаров, не оснащенных техническими средствами сокращения потерь, , а для резервуаров с понтонами ; тогда для данной группы резервуаров равно:

Для I квартала (табл.2.1.2.).

Выбросы углеводородов в атмосферу за I квартал составят

т

2.1.2. Резервуары с керосинами, дизельным топливом, мазутами, маслами и присадками /18/

2.1.2.1. 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.)*

________________

* Нумерация соответствует оригиналу. - Примечание "КОДЕКС".

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 (рис.2.1.3.).

Весовые концентрации насыщенных паров для различных нефтепродуктов

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

Рис.2.1.3

Средняя температура газового пространства резервуаров, значения коэффициентов определяются так же, как для резервуаров с нефтью и бензинами (см.рис.2.1.1.). Значения коэффициента определяются по рис.2.1.4.

График зависимости коэффициента от среднеквартальной оборачиваемости резервуаров

Рис.2.1.4

2.1.2.2. 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 °С, средняя температура воздуха за теплый период +18 °C.

Определим температуру газового пространства резервуаров по формуле 2.1.4.:

°С

Для мазутов по рис.2.1.3. найдем весовую концентрацию насыщенных паров при °С

г/м

Оборачиваемость резервуаров за шесть наиболее теплых месяцев года (II и III кварталы):

Коэффициент при (рис.2.1.4.). Поскольку резервуары эксплуатируются как "мерники" и не имеют технических средств сокращения потерь, .

т

2.2. Транспортные емкости /17/

За основу принята методика определения потерь при наливе* в железнодорожные, автомобильные цистерны и металлические бочки, подготовленные к наливу в соответствии с требованиями "Правил перевозки грузов МПС СССР". Методика позволяет рассчитывать потери нефти и нефтепродуктов с паспортными значениями давления насыщенных паров и выше 500 мм рт.ст. при следующих способах налива:

- налив сверху открытой струей или полуоткрытой струей (конец наливного патрубка находится в котле емкости соответственно на 1/4 и 1/2 высоты (диаметра) от верхней образующейся котла** емкости);

___________________

** Текст соответствует оригиналу. - Примечание "КОДЕКС".

- налив снизу через сливной прибор или сливной патрубок; при этом налив может производиться при атмосферном или избыточном давлении (рабочем давлении дыхательного клапана) в газовом пространстве наливаемой емкости.

___________________

* При расчете выбросов вредных веществ при сливе нефтепродуктов следует использовать методику, приведенную.....***

*** Брак оригинала. - Примечание "КОДЕКС".

2.2.1. 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 за определенный период времени (квартал, год);

- объем наливаемого нефтепродукта (м) за определенный период времени (квартал, год);

- давление насыщенных паров при средней за расчетный период температуре наливаемого нефтепродукта, мм рт.ст;

- атмосферное давление, мм рт.ст., можно принять равными мм рт.ст;

- средняя за расчетный период температура наливаемого нефтепродукта, °С;

- 273 °С;

- плотность паров нефтепродукта при температуре Тн, кг/м;

- коэффициент, корректирующий зависимость величины потерь от продолжительности и условий налива;

- коэффициент, характеризующий зависимость величины потерь от давления в газовом пространстве емкости при наливе.

Значения коэффициентов и приведены на рис.2.2.1. и 2.2.2.

Зависимость коэффициента от времени заполнения емкости -

при различных условиях налива

а - налив сверху открытой струей

в - налив сверху или снизу открытой струей (при высоте (диаметре) емкости м

значение необходимо умножить на )

с - налив сверху полуоткрытой струей

Рис.2.2.1

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

Рис.2.2.2.

Давление насыщенных паров наливаемого нефтепродукта определяется:

- для бензинов по графику на рис.2.1.2. по известной паспортной величине давления насыщенных паров при 38 °С (ГОСТ 1756-52) и температуре наливаемого продукта;

- для нефтей принимается по справочным данным "Нефти СССР" данным ЦЗЛ, либо по графику на рис.2.1.2. по известной температуре наливаемой нефти.

Плотность паров нефти и нефтепродуктов определяется расчетным путем или по графику на рис.2.2.3. по известным и .

Температура начала кипения, °С

Рис.2.2.3

Пример. Рассчитать годовые потери автобензина от испарения при наливе в железнодорожные цистерны 600000 т продукта. Цистерна с объемом котла м, тип 25, высота м. Налив производится устройством системы АСН-14 без газовой обвязки производительностью м/час. Налив сверху. Длина наливного патрубка 1,5 м. Избыточное давление в газовом пространстве в процессе налива мм рт.ст.

Характеристика наливаемого продукта:

- бензин автомобильный А-72;

- давление насыщенных паров при 38 °С мм рт.ст;

- температура начала кипения °С;

- средняя температура наливаемого бензина °С;

- плотность бензина т/м.

Продолжительность налива часа.

По рис.2.2.1. и 2.2.2. определяем и для условий налива сверху полуоткрытой струей: ;.

По рис.2.1.2. определяем давление насыщенных паров бензина мм рт.ст.

Потери бензина составят

т/г.

2.2.2. Транспортные емкости с тяжелыми нефтепродуктами

Определение потерь при наливе в железнодорожные, автомобильные цистерны керосина, дизтоплива, мазута производится по формуле 2.1.9. (см. разд.2.1.2.).

2.3. Очистные сооружения

2.3.1. Расчет выбросов вредных веществ (суммарно)

2.3.1.1. 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: * - площадь поверхности жидкости нефтеловушек -ой системы, м;

- удельные выбросы вредных веществ (суммарно) с поверхности нефтеловушки -ой системы, кг/ч·м, принимается по таблице 2.3.1.;

- коэффициент, учитывающий степень укрытия открытых поверхностей шифером или другим материалом, принимается по таблице 2.3.2.;

- коэффициент, учитывающий степень укрытия нефтеловушек с боков;

- если объект открыт с боков;

- если объект с боков закрыт.

________________

* Формула и экспликация к ней соответствуют оригиналу. - Примечание "КОДЕКС".

Таблица 2.3.1.

Удельные выбросы вредных веществ (суммарно) от нефтеловушек

Объект	кг/ч·м
	I система	II система	СЩС
Нефтеловушка	0,104	0,140	0,167

Таблица 2.3.2.

Значение коэффициента в зависимости от процента укрытия поверхностей

шифером или другим материалом

% укрытия		% укрытия		% укрытия		% укрытия		% укрытия
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
0	1,00	25	0,88	45	0,76	65	0,59	85	0,4
10	0,95	30	0,85	50	0,72	70	0,54	90	0,36
15	0,94	35	0,82	55	0,68	75	0,50	95	0,28
20	0,91	40	0,79	60	0,63	80	0,45	100	0,21

2.3.1.2. 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 2.3.1;

- площадь -го объекта соответствующей системы, м;

- коэффициент, учитывающий характер объекта очистных сооружений, принимается по таблице 2.3.3.

Таблица 2.3.3.

Значения коэффициента для объектов механической очистки

	Значения коэффициента
	I система	II система
Песколовка, ливнесброс	4,55	3,51
Пруды дополнительного отстоя	0,24	0,31
Песчаные фильтры	0,05	0,13
АКС	1,21
Аварийные амбары	0,23	0,35
Шламонакопители	0,11	0,11

2.3.1.3. Объекты биологической очистки

Количество выбросов от всех объектов биологической очистки сточных вод следует принять равными:

углеводороды (суммарно)	- 3,8%
сероводород	- 0,11%
фенолы	- 0,021%

от существующих выбросов объектов механической очистки.

2.3.2. Расчет выбросов индивидуальных веществ и групп углеводородов

Расчет выбросов вредных веществ в атмосферу по компонентам (кг/ч) с объектов очистных сооружений проводится по равнению:

(2.3.3.)

где - выбросы вредных веществ в атмосферу с -го объекта, кг/ч;

- весовая концентрация -го компонента в парах нефтепродукта с -го объекта, % масс, принимается по таблице 2.3.4.

Таблица 2.3.4.

Концентрация индивидуальных веществ и групп углеводородов в парах нефтепродуктов,

испарившихся с поверхности очистных сооружений

	Концентрация компонента в парах, , % масс
	Углеводороды							Фенол	Серо- водород
		в том числе
	всего	пре- дельные	непре- дельные	арома- тические	в том числе
					бензол	толуол	ксилол
I система
Песколовка, ливнесброс	95,83	82,34	7,07	6,42	1,60	3,52	1,30	0,47	3,70
Нефтеловушки	98,86	82,38	5,54	10,94	2,60	5,57	2,77	0,39	0,75
Пруды дополнительного отстоя	99,45	86,91	5,23	7,31	1,08	3,96	2,27	0,2	0,35
Песчаные фильтры	95,04	84,94	3,47	5,63	0,97	3,09	1,57	0,41	5,55
АКС	89,86	83,46	2,28	4,12	0,81	2,34	0,97	0,38	9,76
Аварийный амбар	99,75	92,65	1,11	5,99	1,73	2,93	1,33	0,06	0,19
Шламонакопители	99,8	83,24	2,19	14,37	2,81	5,74	5,82	0,07	0,13
II система
Песколовка, ливнесброс	99,4	91,48	2,30	5,62	1,15	3,54	0,93	0,22	0,38
Нефтеловушки	99,06	87,98	3,84	7,24	1,09	5,27	0,88	0,06	0,88
Пруды дополнительного отстоя	99,27	93,12	3,08	3,07	0,60	1,65	0,82	0,11	0,62
Песчаные фильтры	89,31	82,95	0,87	5,49	1,73	3,76		0,29	10,4
Аварийный амбар	99,76	91,02	3,38	5,36	1,57	2,38	1,41	0,06	0,18
Шламонакопители	99,72	94,34	2,19	3,19	0,36	2,13	0,7	0,02	0,26
	Биологическая очистка
	99,28	85,32	3,38	10,58	3,64	3,59	3,35	0,18	0,14

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 табл.2.3.1.		кг/ч·м
По табл.2.3.2.

кг/ч

По табл.2.3.4. % масс.

кг/ч

2.4. Блоки оборотного водоснабжения

2.4.1. Расчет выбросов вредных веществ (суммарно)

2.4.1.1. Нефтеотделители

Потери вредных веществ в атмосферу с поверхности нефтеотделителей 1, 2, 3 и 4 систем оборотного водоснабжения (кг/ч) рассчитываются по формуле:

(2.4.1.)

где - площадь поверхности жидкости нефтеотделителей -ой системы, м;

- удельные выбросы вредных веществ (суммарно) с поверхности нефтеотделителей -ой системы, кг/м·ч, принимается по таблице 2.4.1;

- коэффициент, учитывающий степень укрытия открытых поверхностей шифером или другим материалом, принимается по таблице 2.3.2;

- коэффициент, учитывающий степень укрытия нефтеотделителей с боков (см. 2.3.).

2.4.1.2. Градирни

Потери вредных веществ в атмосферу от градирен 1, 2, 3 и 4 систем оборотного водоснабжения (кг/ч) рассчитываются по формуле:

, (2.4.2.)

где - производительность градирен -ой системы по воде, м/ч;

- удельные выбросы вредных веществ (суммарно) с градирен -системы, кг/м, принимается по табл.2.4.1.

Таблица 2.4.1.

Удельные выбросы вредных веществ (суммарно) от блоков оборотного водоснабжения

	Величина удельных выбросов вредных веществ (суммарно)
	градирни, кг/м·ч·10	нефтеотделители, кг/м·ч·10
1 система	18,40	84,3
2 система	7,2	35,0
3 система	35,0	53,61
4 система	1,9	2,2

2.4.2. Расчет выбросов индивидуальных веществ и групп углеводородов

Количество выбросов вредных веществ в атмосферу с нефтеотделителей и блоков оборотного водоснабжения (кг/ч) рассчитывается по формуле:

, (2.4.3.)

где - валовые выбросы вредных веществ в атмосферу с нефтеотделителей (градирен) соответствующей системы оборотного водоснабжения, кг/ч;

- концентрация -компонента в парах испарившегося нефтепродукта с нефтеотделителей (градирен), принимается по таблице 2.4.2.

Таблица 2.4.2.

Процентное соотношение вредных ингредиентов в парах нефтепродуктов,

испарившихся с блоков оборотного водоснабжения

Объекты БОВ	Концентрация компонентов в парах, % масс.
	Углеводороды							Фенол	Серо- водород
	всего	в том числе
		пре- дельные	непре- дельные	арома- тические	в том числе
					бензол	толуол	ксилол
I система
Градирни	98,19	84,18	4,03	9,98	2,27	5,27	2,44	1,07	0,74
Нефтеотделители	99,44	86,66	2,69	10,09	2,86	4,34	2,89	0,23	0,33
II система
Градирни	97,45	92,82	0,94	3,69	0,96	1,79	0,94	2,18	0,37
Нефтеотделители	99,05	91,83	0,59	6,63	2,16	2,64	1,83	0,01	0,94
III система
Градирни	97,87	91,55	0,41	5,91	1,66	2,3	1,95	0,18	1,95
Нефтеотделители	99,41	94,57	0,38	4,46	1,24	1,65	1,57	0,03	0,56

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 табл.2.4.1. удельные выбросы с градирен I системы составляют кг/м·ч

кг/ч

Выбросы индивидуальных веществ составят:

углеводороды (суммарно) кг/ч, в том числе:

предельные	кг/ч
непредельные	кг/ч
ароматические	кг/ч
ароматические: из них
бензол	кг/ч
толуол	кг/ч
ксилол	кг/ч
фенол	кг/ч
сероводород	кг/ч