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

Зона	Государства, края, области
Южная	Государства: Азербайджан, Армения, Грузия, Кыргызстан, Молдаван, Таджикистан, Туркменистан, Узбекистан.
	Республики: Дагестанская, Кабардино-Балкарская, Калмыцкая, Северо-Осетинская, Чечено-Ингушская.
	Края: Краснодарской, Ставропольский.
	Область Российской Федерации - Астраханская, Белгородская, Ростовская;
	Украины - Херсонская, Запорожская, Николаевская, Крымская, Одесская;
	Казахстана - Гурьевская, Джамбульская, Кзыл-Ординская, Чингитская.
Северная	Республики: Бурятская, Карельская, Коми, Тувинская, Якутская.
	Области: Амурская, Архангельская, Мурманская, Новосибирская, Омская, Пермская, Свердловская, Тюменская, Томская, Читинская.
Средняя	Районы, не вошедшие в южную и северную зоны.

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

Температура жидкости (нефтепродуктов) в резервуаре tж, °С	Периоды года	Значения коэффициентов
	K1	К2	К3
Наземные металлические резервуары
менее 20	Шесть наиболее холодных месяцев года	0,30	0,37	0,62
от20 до 35	-	0,33	0,62
от 35 до 60	-5,77	0,26	0,77
более 60	-10,80	0,65	0,89
менее 35	Шесть наиболее теплых месяцев года	6,12	0,41	0,51
от35 до 50	4,33	0,37	0,59
от 50 до 75	-2,04	0,57	0,62
более 75	-8,41	0,99	0,75
Подземные железобетонные резервуары
менее 25	Шесть наиболее холодных месяцев года	1,62	0,19	0,74
от25 до 40	1,6	0,15	0,72
от 40 до 60	1,6	0,10	0,70
более 60	4,2	0,06	0,68
менее 35	Шесть наиболее теплых месяцев года	6,10	0,17	0,36
от35 до 50	0,30	0,15	0,75
от 50 до 75	0,40	0,05	0,83
более 75	8,95	0,07	0,65

Приложение В
ЗНАЧЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТОВ К₄ ДЛЯ РАЗЛИЧНЫХ КЛИМАТИЧЕСКИХ ЗОН

Окраска поверхности емкости	Климатическая зона
	южная	средняя	северная
Резервуары наземные
окраска черная	1,39	1,22	1,12
окраска алюминиевая	1,14	1,00	0,92
теплоотражаемая эмаль	0,92	0,81	0,78
Железнодорожные и автоцистерны
окраска черная	1,29	1,18	1,11
окраска алюминиевая	1,12	1,00	0,96

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

tHK	М	tHK	М	tHK	М	tHK	М	tHK	М	tHK	М
	63,0		81,1		98,0		128,0		165,0		285,0
	63,6		81,6		99,0		129,0		167,0		300,0
	64,2		82,2		99,5		130,0		169,0		307,0
	64,8		82,8		100,5		131,0		172,5		312,5
	65,4		83,4		101,5		132,0		176,0		318,0
			84,0		102,5		133,5		180,0		324,5
	66,6		84,6		103,0		135,0		184,0		330,0
	67,2		85,5		104,0		136,0		187,5		337,5
	67,8		85,3		105,0		137,0		191,0		343,0
	68,4		86,4		106,0		138,5		195,5		350,0
	69,0		87,0		107,0		140,0		199,0		356,5
	69,5		87,6		108,0		141,0		203,5		364,0
	70,2		88,2		109,0		142,0		207,0		370,0
	70,8		88,8		110,0		143,0		211,0		373,0
	71,4		89,4		111,0		144,5		215,0		385,0
	72,0		90,0		112,0		146,0		220,0		392,0
	72,6		90,6		113,0		147,0		224,0		400,0
	73,6		91,2		114,0		148,0		228,5		407,0
	73,8		91,8		115,0		149,5		233,0		415,0
	74,7		92,4		116,0		151,0		237,5		422,0
	75,0		93,0		117,0		152,0		242,0		430,0
	75,6		93,5		118,0		153,3		247,0		435,5
	76,2		94,0		119,0		155,0		254,0		446,0
	76,8		94,5		120,0		156,0		257,5		455,0
	77,4		95,0		121,0		157,5		263,0		463,0
	78,0		95,5		122,0		159,0		268,0		474,0
	78,6		96,0		123,5		160,6		273,0		480,0
	79,2		96,5		124,5		161,3		278,5		481,0
	79,8		97,0		125,5		162,5		284,0		500,0
	80,4		97,5				164,0		289,5		510,0

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

	Давление насыщенныx паров при температуре 38°С, мм рт. ст.
Годовая оборачиваемость	южная	средняя	северная	южная	средняя	северная	южная	средняя	северная	южная	средняя	северная	южная	средняя	северная	южная	средняя	северная
	менее 50	от 50 до 100	т 100 до 200	от 200 до 300	от 300 до 400	более 400
Менее 12	1,39	1,26	1,20	1,54	1,40	1,31	2,15	1,35	1,79	2,75	2,50	2,27	3,66	3,32	3,02	4,41	4,01	3,65
от 13 до 23	1,37	1,25	1,19	1,51	1,37	1,29	2,06	1,87	1,73	2,62	2,38	2,16	3,28	2,98	2,71	3,97	3,61	3,28
от 24 до 27	1,36	1,24	1,18	1,48	1,35	1,27	1,98	1,80	1,67	2,26	2,05	2,00	2,73	2,43	2,40	3,66	3,33	3,03
от 28 до 31	1,35	1,23	1,17	1,46	1,33	1,25	1,90	1,73	1,59	2,35	2,14	1,94	2,61	2,37	2,15	3,15	2,86	2,86
от 32 до 35	1,34	1,22	1,16	1,44	1,31	1,23	1,83	1,66	1,53	2,21	2,01	1,83	2,44	2,22	2,02	2,95	2,63	2,44
от 36 до 39	1,33	1,21	1,15	1,42	1,29	1,21	1,75	1,59	1,47	2,09	1,90	1,73	2,33	2,12	1,93	2,83	2,57	2,34
от 40 до 43	1,32	1,20	1,14	1,40	1,27	1,19	1,66	1,51	1,40	1,91	1,74	1,62	2,11	1,92	1,74	2,55	2,33	2,11
от 44 до 47	1,31	1,19	1,13	1,38	1,25	1,18	1,60	1,45	1,34	1,80	1,64	1,50	1,99	1,81	1,64	2,41	2,19	1,99
от 48 до 51	1,30	1,18	1,13	1,35	1,23	1,17	1,54	1,40	1,29	1,72	1,56	1,42	1,89	1,72	1,56	2,29	2,08	1,89
от 52 до 55	1,29	1,17	1,11	1,34	1,22	1,16	1,48	1,36	1,25	1,62	1,47	1,34	1,76	1,60	1,46	2,13	1,94	1,76
от 66 до 59	1,28	1,16	1,10	1,32	1,20	1,15	1,44	1,31	1,21	1,56	1,41	1,28	1,69	1,54	1,40	2,06	1,86	1,69
от 60 до 63	1,27	1,15	1,09	1,30	1,18	1,14	1,40	1,27	1,19	1,51	1,37	1,24	1, 63	1,48	1,34	1,97	1,79	1,63
от 64 до 67	1,26	1,14	1,08	1,29	1,17	1,13	1,38	1,35	1,17	1,47	1,34	1,22	1,57	1,43	1,30	1,90	1,73	1,57
от 68 до 71	1,24	1,13	1,07	1,28	1,16	1,12	1,35	1,23	1,15	1,44	1,31	1,19	1,53	1,39	1,26	1,84	1,68	1,53
от 72 до 75	1,23	1,12	1,06	1,26	1,15	1,11	1,33	1,21	1,13	1,40	1,27	1,15	1,49	1,36	1,23	1,80	1,64	1,49
от 76 до 79	1,22	1,11	1,05	1,28	1,14	1,10	1,31	1,19	1,13	1,37	1,26	1,14	1,46	1,32	1,20	1,76	1,60	1,46
от 80 до 105	1,21	1,10	1,04	1,24	1,13	1,09	1,30	1,18	1,11	1,35	1,23	1,12	1,43	1,30	1,18	1,73	1,67	1,43
от 106 до 131	1,19	1,09	1,03	1,23	1,12	1,08	1,28	1,16	1,09	1,33	1,21	1,10	1,41	1,28	1,16	1,71	1,55	1,41
от 132 до 200	1,17	1,08	1,02	1,22	1,11	1,06	1,27	1,15	1,07	1,31	1,19	1,08	1,38	1,26	1,14	1,68	1,53	1,39
более 200	1,17	1,07	1,00	1,20	1,10	1,04	1,24	1,13	1,05	1,28	1,17	1,06	1,31	1,20	1,19	1,59	1,45	1,32

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

Оборудование резервуара техническими средства сокращения потерь	Значение коэффициента Ко
мерник	буфер
Резервуар не оборудован понтоном или плавающей крышей, имеет открытый люк или снятый дыхательный клапан	1,10	0,30
Резервуар открытых люков не имеет, оборудован непримерзающими дыхательными клапанами, обеспечивающими избыточное давление в резервуаре:
- до 200 мм вод.ст.	1,00	0,20
- свыше 200 мм вод.ст.	0,95	0,19
Резервуар оборудован понтоном	0,20	0,15
Резервуар оборудован плавающей крышей	0,15	0,10
Резервуар включен в газоуравнительную систему резервуаров, у которых совпадение откачки и закачки продукта составляет:
- от 100. до 90%	0,20	-
- от 90 до 80%	0,35	-
- от 80 до 70 %	0,45	-
- от 70 до 50 %	0,60	-
- от 50 до 30 %	0,70	-
- менее 30 %	0,85	-

Приложение Ж
Диапазон и предельно-допустимые погрешности измерений.

Наименование параметра, обозначения, единица измерения	Диапазон значений измеряемой величины	Предельно-допустимая погрешность измерения по ГОСТ
Температура атмосферного воздуха tа, ^оС.	-30 до + 50	класс точности 1,0
Температура нефтепродукта, tж, ^oС.	-30до+ 120	класс точности 1,0
Температура газового пространства, tr, °C.	-30 до + 50	класс точности 1,0
Объем паровоздушной пробы, мл.		±2,5 мл
Уровень нефтепродукта в резервуаре, h, м.	не ограничен	± 1 см
Компонентный состав паров, Ci, % вес.	0,01 - 100	±0,4% вес
Объемная концентрация паров, С, % объемных.	от 2 и более	+ 7,0 % объемных

Дата добавления: 2015-07-24