Аналитика



Глава 12. испытание и сдача трубопроводов в эксплуатацию

Глава 12. ИСПЫТАНИЕ И СДАЧА ТРУБОПРОВОДОВ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ

§ 1. ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ

После окончания монтажных работ трубопроводы различного назначения подвергают наружному осмотру н испытаниям внутренним давлением на прочность н герметичность согласно проектной документации и правилам производства и приемки работ, соответствующих СНиП по видам трубопроводов, СНиП В III-3-81, а также СН 298-64 по пневматическому испытанию наружных трубопроводов и правилам Госгортехнадзора.

Цель наружного осмотра смонтированных трубопроводов — установить соответствие проекту н готовность их к испытанию. При осмотре проверяют состояние монтажных соединений, отсутствие механических повреждений трубопровода, легкость открывания и закрывания запорных устройств, правильность установки компенсаторов и арматуры, снятие монтажных приспособлений, обеспечение свободного удаления воздуха при гидравлическом испытании установкой кранов во всех повышенных точках трубопровода, возможность заполнения его водой и опорожнения после испытания. Проверяют также правильность размещения и состояние опор и подвесок, надежность закрепления трубопроводов к опорным конструкциям. Наружный осмотр трубопроводов производят в присутствии представителей заказчика и генерального подрядчика. При наружном осмотре перед засыпкой подземных трубопроводов грунтом оформляется соответствующий акт на скрытые работы.

Виды испытания трубопроводов на прочность и испытательное давление определяются проектами для каждой линии трубопровода или его отдельного участка. Если проектом не

определен метод испытания трубопроводов, то он устанавливается монтажной организацией в зависимости от конкретных условий. Не разрешается проводить испытания трубопроводов из стекла и других хрупких материалов сжатым воздухом. При испытании на герметичность испытательное давление должно быть равно рабочему. К испытанию допускаются полностью смонтированные трубопроводы или участки трубопроводов, установленные на постоянные опоры и подвески илн уложенные на основания траншей и каналов, со смонтированной арматурой и выполнением всех врезок, дренажных устройств и спускных линий. Присоединение сооружаемого трубопровода к действующим разрешается после его испытания и приемки.

При подготовке к испытанию составляют схему трубопровода, подлежащего испытанию, на которой указывают места подключения временных трубопроводов, подающих воду, воздух или другую испытательную среду, места врезки спускных линий, установки воздушников, заглушек, место сброса воды и т. п. Перед испытанием участок трубопровода отключают от оборудования и других трубопроводов н заглушают. Использование запорной арматуры для отключения участка испытываемого трубопровода не разрешается. Узлы со свободными фланцами на концах закрывают заглушками.

Испытываемый трубопровод присоединяют через два запорных вентиля к гидравлическому прессу, насосу, компрессору или воздушной сети, создающим необходимое внутреннее давление.

Манометры, применяемые при испытании трубопроводов, должны быть проверены и опломбированы государственными контрольными лабораториями по измерительной технике. После опломбирования их можно использовать в течение года.

Термометры, применяемые при пневматическом испытании трубопроводов, должны иметь цену деления не более 0,1 °С.

Перед испытанием трубопровод промывается водой или продувается воздухом (если это предусмотрено проектом) с целью удаления мусора, окалины, грязи внутри трубопровода.

Во время наружного осмотра и испытаний трубопроводов обеспечивают свободный доступ к арматуре и всем соединениям (сварным, раструбным, фланцевым и др.). Дефекты, обнаруженные в процессе испытаний трубопроводов, устраняют после снижения давления и освобождения трубопроводов от воды. Устранять дефекты в то время, когда трубопровод находится под давлением, запрещается. Подтягивать разъемные соединения при необходимости следует, предварительно ослабни затяжку хомутов ближайших опор или подвесок. После подтяжки соединений трубопровод вновь закрепляют. После устра-

нения дефектов трубопровод или его участок испытывают повторно.

Испытание трубопровода производят под непосредственным руководством производителя работ или мастера в строгом соответствии с инструкциями и правилами техники безопасности. О проведении испытаний трубопровода составляются соответствующие акты.

§ 2. ИСПЫТАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ

Испытания технологических трубопроводов на прочность и герметичность могут быть гидравлическими и пневматическими. Как правило, технологические трубопроводы испытывают гидравлическим способом. Пневматический способ применяют в таких случаях: температура окружающего воздуха ниже 0°С, не хватает необходимого количества воды на монтажной площадке, возникают чрезмерные напряжения в трубопроводе и опорных конструкциях от значительной массы воды (прн больших диаметрах и протяженности трубопроводов)', а также согласно указаниям проекта на проведение испытаний трубопроводов на герметичность воздухом или инертным газом.

Гидравлические испытания. При отсутствии в проекте размера испытательное давление должно быть равным:

для стальных (включая футерованные пластмассой и эмалью) трубопроводов прн рабочих давлениях до 0,5 МПа, а также для трубопроводов, предназначенных для работы с температурой свыше 400 °С, независимо от давления,— 1,5 Рра6, но не менее 0,2 МПа;

для стальных трубопроводов при рабочих давлениях свыше 0,5 МПа — 1,25 Ррг6, но не менее 0,8 МПа;

для трубопроводов из других материалов—1,25 Рраб, но не менее: для пластмассовых и стеклянных — 0,2 МПа, из. цветных металлов и сплавов — 0,1 МПа.

Испытательное давление при проверке на прочность выдерживают в течение 5 мин, после чего его снижают до рабочего и производят осмотр трубопровода. Такое же давление для стеклянных трубопроводов выдерживают в течение 20 мин.

У остальных трубопроводов сварные швы при осмотре можно обстукивать стальным молотком массой не более 1,5 кг, а у трубопроводов из цветных металлов и сплавов — деревянным молотком массой не более 0,8 кг. Трубопроводы из прочих материалов обстукивать не разрешается. Результаты гидравлических испытаний признают удовлетворительными, если за время осмотра не произошло падения давления по манометру, а в сварных швах фланцевых соединений1, корпусах и сальниках арматуры не обнаружено течи и запотевания.

Наибольшая длина участка трубопроводов, м

Предельное

Условный диаметр трубопровода, мм

внутренних

наружных

испытательное да ал ен не, МПа

После достижения испытательного давления испытываемый трубопровод отключают от опрессовочного агрегата или водопровода. При испытании пластмассовых трубопроводов достижение испытательного давления должно обеспечиваться дополнительной подкачкой воды для компенсации деформации трубопровода при опрессовке.

При гидравлическом испытании трубопроводов при отрицательных температурах принимают меры для предотвращения замерзания жидкости — подогрев, введение добавок, понижающих температуру замерзания, утепление трубопроводов и др.

Пневматические испытания трубопроводов на прочность и герметичность производят воздухом или инертным газом. Не разрешается проводить такие испытания в действующих цехах производственных предприятий, а также на эстакадах, в каналах и лотках, где уложены трубопроводы. Испытательное давление при пневматическом испытании иа прочность зависит от рабочих параметров трубопровода и материала труб, назначается таким же, как и при гидравлическом испытании. Наибольшая длина испытываемого участка и предельные величины испытательного давления при пневматическом испытании трубопроводов надземной прокладки в зависимости от диаметров применяемых труб приведены в табл. 62.

Пневматические испытания трубопроводов на прочность в случае установки на нем арматуры из серого чугуна допускаются при испытательном давлении не выше 0,4 МПа. При этом не разрешается обстукивать молотком трубопровод, находящийся под давлением.

Давление в трубопроводе при пневматическом испытании следует поднимать постепенно с осмотром трубопровода на следующих ступенях при достижении: 60 °/о испытательного давления для трубопроводов с рабочим давлением до 0,2 МПа; 30 и 60 % испытательного давления для трубопроводов с рабочим давлением 0,2 МПа и выше. На время осмотра подъем давления прекращается. Окончательный осмотр трубопроводов производится при рабочем давлении и, как правило, совмещается с испытанием их на герметичность. При этом выявление дефектов герметичности сварных стыков, фланцевых соединений и сальников арматуры производят обмазкой соединений мыльным нли другим раствором, галоидным течеискателем и др.

Поперечные сварные швы, в которых при испытании трубопроводов обнаружены трещины, не подлежащие исправлению, следует вырезать и вместо них вставить отрезок трубы. Длина прямого участка трубопровода между сварными швами должна быть при условном диаметре более 150 мм не менее 200 мм, а при 150 и менее — 100 мм. Трубы и детали с дефектными продольными швами заменяют новыми.

При выдерживании трубопровода под давлением следует вести непрерывное наблюдение за показаниями манометра. В случае повышения давления вследствие нагревания трубопровода, например солнечными лучами, следует понизить давление до испытательного путем выпуска части воздуха.

На время проведения пневматических испытаний трубопроводов как внутри помещения, так и снаружи следует устанавливать охранную зону, пребывание людей в которой запрещается. Минимальное расстояние в любом направлении от испытываемого трубопровода до границы зоны: при надземной прокладке — 25, при подземной — 10 м. Границы зоны отмечают флажками. Наблюдение за охраняемой зоной обеспечивают путем установки контрольных постов — для наружных трубопроводов в условиях хорошей видимости один пост на 200 м трубопровода; в остальных случаях количество постов определяют с учетом местных условий с тем, чтобы охрана зоны была обеспечена надежно. В вечернее или ночное время охраняемая зона должна быть хорошо освещена. При проведении испытания трубопроводов на герметичность с определением падения давления на время испытания охраняемая зона не устанавливается.

Компрессор, используемый при проведении испытаний, размещают вне охраняемой зоны. Воздушная магистраль от компрессора к испытываемому трубопроводу должна быть предварительно испытана гидравлическим способом.

Результаты пневматического испытания трубопроводов на прочность считаются удовлетворительными, если при испытании давление по показаниям манометра ие упало и при последующем испытании на плотность в сварных швах и фланцевых соединениях не было обнаружено утечки, пропусков или потения. Осмотр должны производить специально выделенные для этой цели и проинструктированные лица.

§ 3. ИСПЫТАНИЕ НАРУЖНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ВОДОСНАБЖЕНИЯ И КАНАЛИЗАЦИИ

Испытание напорных трубопроводов на прочность и герметичность производится гидравлическим или пневматическим способом, выбираемым в зависимости от климатических условий в районе строительства и наличия необходимого количества воды в период испытаний. При отсутствии проекте указания

о значении давления при гидравлическом испытании его принимают в соответствии со СНиП В III-3-81:

То же, с рабочим

Для стальных трубопроводов со стыковыми соединениями на сварке (в том числе подводных) с рабочим давлением до 2 МПа.....


2 МПа .

Рабочее плюс 0,5, но не менее 1 МПа

давлением более


Рабочее с коэффициентом 1,25

Для чугунных трубопроводов: со стыковыми соединениями под за-чеканку (по ГОСТ 9583—75 для труб всех классов) с рабочим давлением до 1 МПа.....

с равнопрочными стыковыми соединениями на резиновых манжетах (по ГОСТ 21053—75) для труб всех

классов .......

Для асбестоцементных трубопроводов

Рабочее плюс 0,3 МПа

Рабочее плюс 0,5 МПа Рабочее плюс 0,3 МПа

Напорные трубопроводы, прокладываемые в траншеях или непроходных тоннелях или каналах, должны испытываться дважды:

предварительно на прочность — до засыпки траншеи и установки арматуры;

окончательно на прочность и герметичность — после засыпки траншеи и завершения всех работ на данном участке трубопровода, но до установки арматуры, вместо которой временно устанавливают заглушки. Это испытание осуществляется при участии представителей заказчика и эксплуатирующей организации.

Трубопроводы из чугунных и асбестоцементных труб испытывают при длине: менее 1 км — на один прием; больше 1 км — участками не более 1 км; из полиэтиленовых труб — не более 0,5 км. Длину испытательных участков стальных трубопроводов при гидравлическом способе испытания разрешается принимать более 1 км. Продолжительность предварительных гидравлических испытаний металлических н асбестобетонных труб под испытательным давлением составляет не менее 10 мин, полиэтиленовых — не менее 30 мин, после чего давление снижается до рабочего и производится осмотр трубопроводов.

Напорный трубопровод считается выдержавшим предварительное гидравлическое испытание, если в нем под испытательным давлением ие произошло разрывов труб н фасонных частей, а под рабочим давлением не обнаружено видимых утечек воды.

Окончательное гидравлическое испытание металлических и асбестоцементных трубопроводов допускается проводить сразу же после засыпки траншеи грунтом и заполнения трубопроводов водой. Продолжительность испытания трубопроводов диаметром до 400 мм должна быть не менее 10 мии, а диаметром более 400 мм — не менее 30 мин. Участок трубопровода считается выдержавшим окончательное испытание, если за время испытания не обнаружено нарушение его целости, а величина испытательного давления упадет не более чем на 0,05 МПа.

Трубопроводы, прокладываемые на просадочных грунтах вне территории промышленных площадок и населенных пунктов, испытываются участками длиной не более 600 м, а на территории промплощадок и населенных пунктов — длиной не более 400 м. При этом участки трубопроводов должны находиться под испытательным давлением в течение 15 мин, а особо ответственные, оговоренные в проекте,— 30 мин. Вода после опрессовки и промывки трубопровода должна быть удалена за пределы территории строительства.

Для испытания напорных трубопроводов водоснабжения и канализапии допускается применять пневматический способ при условии, что рабочее давление стальных трубопроводов не превышает 1,6, а чугунных и асбестоцементных — 0,5 МПа. Предварительное пневматическое испытание трубопроводов после их засыпки проводится:

стальных — при рабочем давлении до 0,5 МПа — испытательным давлением 0,6 МПа, а прн рабочем давлении свыше 0,5 МПа — испытательным давлением, равным рабочему с коэффициентом 1,15;

чугунных н асбестоцементных трубопроводов — испытательным давлением 0,15 МПа.

Окончательное пневматическое испытание трубопроводов после засыпки траншеи проводят испытательным давлением, значения которого следующие:

Таблица 63 Допускаемое падение давления во время испытания (СНиП В Н1-3-81)

Диаметр труб, мм

Стальные трубы

Чугунные трубы

Асбестоцементные трубы

продолжительность , испытания, ч—мнн

падение давления, ГПа

продолжительность испытания, ч—мнн

падение давления, ГПа

продолжительность испытания, ч—мнн

: падение давления. ГПа

100—125

0—30

0,55

0—15

0,65

0—15

1,3

150—250

1—00

0,75

0—30

0,65

0—30

1,3

300—400

2—00

0,75

1—00

0,7

1—00

14

450—600

4—00

0,8

2—00

0,8

3—00

1,6

700—900

6—00

С,6

3—00

0,6

5—00

1,2

1000—1420

12—00

0,7

4-00

0,5

6—00

1,0

для стальных трубопроводов с рабочим давлением до 0,5 МПа — 0,6 МПа, более 0,5 МПа — соответствовать рабочему давлению с коэффициентом 1,1;

для чугунных и асбестоцементных трубопроводов с рабочим давлением до 0,5 МПа — соответствовать рабочему давлению с коэффициентом 1,2.

Трубопровод считается выдержавшим окончательное пневматическое испытание, если не будет нарушена его целостность и величина падения давления не будет превышать значения, указанного в табл. 63.

Безнапорные трубопроводы испытывают на герметичность за один раз до засыпки траншеи определением утечки воды из трубопровода или определением притока воды.

Перед испытанием уложенного безнапорного трубопровода каждая труба должна быть закреплена от смешения путем подсыпки грунта на части ее длины на высоту не более 0,5 диаметра. При этом стыки должны быть открыты и доступны для осмотра. Испытания безнапорных трубопроводов на герметичность производят участками между смежными колодцами. При затруднении с доставкой воды испытание трубопроводов диаметром более 500 мм, проходящих по незастроенной территории, допускается проводить выборочно.

Гидростатическое давление в трубопроводе при испытании на утечку следует создавать путем заполнения водой стояка, установленного в верхней точке трубопровода, или наполнением водой верхнего колодца, если последний подлежит испытанию. Для трубопроводов диаметром более 400 мм величину гидростатического давления допускается принимать 40 Па при глубине заложения труб свыше; 4 м. Величина утечки определяется в верхнем колодце или стояке по общему объему воды, добавленной до первоначально установленного уровня. Продолжительность испытания должна быть не менее 30 мин, при этом понижение уровня воды допускается не более чем на 20 см, после чего производится подкачка воды до первоначально установленного уровня.

Участок безнапорного трубопровода считается выдержавшим испытание на герметичность, если суточная утечка или поступление воды на 1 км длины в трубопроводах диаметром 150 мм не превышает 7, 300—26, 450—34 и 600 мм—40 м3.

§ 4. ИСПЫТАНИЕ ТРУБОПРОВОДОВ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ

Трубопроводы тепловых сетей испытывают пробным давлением, равным 1,25 рабочего давления. Испытание подземных трубопроводов, прокладываемых бесканально и в непроходных каналах, должно проводиться, как правило, дважды — предварительно и окончательно, а трубопроводов, прокладываемых в проходных каналах, технических подпольях, надземных каналах, снятие перекрытия которых не требует раскопок, а также прокладываемых надземно,— один раз — окончательно.

Трубопроводы тепловых сетей испытывают гидравлическим способом; испытания пневматическим способом допускается проводить при отрицательных температурах наружного воздуха. В местах, где по условиям строительства требуется немедленное окончание работ, предварительные испытания допускается заменить 100 %-ной проверкой неразрушающими методами контроля сварных стыков, выполненных при монтаже.

Температура воды в трубопроводе при гидравлическом испытании не должна превышать 40—45 °С. Заполнение трубопровода допускается водой температурой не выше 70 °С. Под испытательным давлением трубопровод выдерживают 10 мин, после чего давление снижают до рабочего и производят осмотр трубопровода. Дефекты, выявленные при осмотре трубопровода, должны устраняться после спуска воды, подчеканка дефектов запрещается. После устранения дефектов испытания повторяют.

Окончательное гидравлическое испытание проводится после завершения строительно-монтажных работ на предъявляемой к приемке тепловой сети, установки всего оборудования, предусмотренного проектом, И засыпки траншей. Ё зимнее время объем испытываемого участка трубопровода должен быть не более объема, который может быть заполнен или опорожнен в течение 1 ч.

§ 5. ИСПЫТАНИЕ ГАЗОПРОВОДОВ

Подземные и надземные газопроводы после окончания строительства испытывают в два этапа: на прочность и герметичность. Участки газопроводов на переходах через водные преграды, а также под автомобильными дорогами, железнодорожными и трамвайными путями испытывают в три этапа: на прочность после сваркн перехода или его части до укладки на место; герметичность после укладки его на место, полного монтажа и засыпки всего перехода; на герметичность при окончательном испытании всего газопровода в целом.

Прн испытании газопроводов применяют следующие типы манометров: подземных и надземных газопроводов на прочность— манометры пружинные класса точности не ниже 1.5 по ГОСТ 240580*; подземных газопроводов на герметичность — манометры пружинные образцовые класса точности не ниже 0,4 по ГОСТ 6521—72*; надземных газопроводов на герметичность— манометры пружинные класса точности не ниже 1 по ГОСТ 2405—80*.

Подземные и надземные газопроводы низкого и среднего давлений и подземные газопроводы высокого давления испытывают на прочность и герметичность сжатым воздухом. Надземные газопроводы высокого давления на прочность испытывают водой, а на герметичность — воздухом. При возникновении трудностей в проведении гидравлических испытаний (зимнее время, отсутствие воды на месте испытаний и др.) допускается испытание на прочность подземных газопроводов высокого давления проводить воздухом при условии принятия необходимых мер по обеспечению безопасности.

Испытание на прочность и герметичность подземных и надземных газопроводов производится по нормам испытательных давлений, приведенным в табл. 64.

Испытание подземных газопроводов на прочность проводится после их засыпки на высоту 20—25 см над верхней образующей трубы. Стыки газопроводов низкого и среднего давлений при испытании на прочность давлением до 0,45 МПа остаются неизолированными и неприсыпанными. Продолжительность испытания на прочность подземных и надземных газопроводов должна быть не менее 1 ч. После выдержки трубопровода под испытательным давлением последнее снижается до установлен-

Испытательное давление. МПа

Газопроводы

на прочность

на герметичность

Низкого давления до 0,005 МПа, кроме дворовых газопроводов и вводов диаметром условного прохода Dy 150 мм

0,3

0,1

Среднего давления свыше 0.С05 до 0,3 МПа

0,45

0,3

Высокого давления свыше 0,3 до 0,6 МПа

0,75

0,6

То же, свыше 0,6 до 1,2 МПа

1,5

1.2

Дворовые и вводы низкого давления до 0,005 МПа диаметром условного прохода Dy 150 мм

0,1

0,1

Примечание. Испытание газопроводов низкого и среднего давлений на прочность допускается проводить давлением 0.6 МПа.

ной нормы испытания на герметичность. После этого производится осмотр газопровода и проверка мыльным раствором герметичности всех соединений (сварных швов, фланцевых и резьбовых соединений). Устранение дефектов допускается производить только после снижения давления в газопроводе до атмосферного. Результаты испытания на прочность считают положительными, если за установленное время испытания нет видимого падения давления по манометру и при осмотре не обнаружены утечки.

Испытание газопроводов на герметичность проводится после положительных результатов испытания на прочность. До начала испытаний иа герметичность газопроводы выдерживают под испытательным давлением в течение 4 ч и времени, необходимого для выравнивания температуры воздуха в газопроводе с температурой окружающей среды. Продолжительность испытаний на герметичность должна быть для подземных газопроводов 3 ч, надземных — 30 мин. Результаты испытаний иа герметичность следует считать положительными, если за установленное время испытаний нет падения давления и при осмотре газопровода и проверке соединений ие обнаружены утечки.

§ 1. НОРМИРОВАНИЕ И ОПЛАТА ТРУДА

Для нормирования и оплаты труда рабочих-сделыциков, занятых изготовлением и монтажом трубопроводов, разработаны Единые нормы и расценки (ЕНиР), утвержденные Госстроем СССР, согласованные в ВЦСПС. Расценки на изготовление и монтаж трубопроводов составлены, исходя из часовых тарифных ставок шестиразрядиой сетки при 41-часовой рабочей неделе.

Часовые тарифные ставки соответствующего разряда рабочих составляют: 1 — 43,8; 2 — 49,3; 3 — 55,5; 4 — 62,5; 5 — 70,2; 6 — 79,0 коп.

Нормы времени и расценки на изготовление технологических трубопроводов из углеродистой стали, заготовку деталей и узлов, комплектацию запорной и регулирующей арматуры ре-

Таблица 65. Состав звеиа слесарей-монтажников, чел.

Разряд рабочих

Диаметры

трубопрово

дов, мм

2

3

4

5

6

100

200

500

Таблица 66. Нормы времени и расценки на

Диаметр

Наименование работ

Единица измерения

50

Изготовление tdv6hhx узлов с . „    „    0,56

одним стыком    10    м    трубопровода

Добавка на каждый последую- .    0,21

щий стык    стык

0—12,2

1,0

0—58,3


Добавка иа установку аомату- , рЫ    I    шт.    арматуры

гламентированы сборником ЕНиР 38-5. Указанные работы предусматривается выполнять в трубозаготовительных цехах, оснащенных необходимым оборудованием и оснасткой. В состав работ входит: подача труб в цех и перемещение заготовок в его пределах, очистка труб, обработка кромок шлифовальной машиной, сборка узлов с применением готовых отводов, тройников, переходов, крестовин и заглушек с выверкой и поддерживанием деталей при электроприхватке, маркировка го товых узлов, погрузка их на транспортные средства и укладка в штабель. При производстве таких работ непосредственно на монтажной площадке норму времени и расценку умножают на коэффициент 1,25.

Состав звена слесарей-монтажников для выполнения работ по изготовлению трубопроводов приведен в табл 65.

Нормы времени и расценки, приведенные в табл. 66, предусматривают изготовление трубных узлов из деталей по одной оси или под углом 90°. Если же угол сборки более 90°, то значения второй строки таблицы умножают иа 1,15. Эти же значения умножают на 0,85 при соединении трубы с деталью (отвод, переход, тройник и др.) или на 0,75 при креплении одной детали к другой. Значения третьей строки таблицы, кото рые включают установку арматуры с соединением двух флан цевых стыков, при соединении одного фланцевого стыка умножают на 0,7. При изготовлении трубных узлов с выполнением врезок (отсутствуют штампованные тройники, крестовины), одну врезку считают за два стыка, а одну крестовину за четыре.

Отдельные виды работ, выполненные при сооружении трубопроводов различного назначения, приведены в сборниках

изготовление трубных заготовок, ч/руб.-коп.

труб, мм. до

80

100

150

200

250

300

400

500

0,67

1,1

1,45

1,75

2,0

23

2,8

3,2

0—39,1

0—64,2

0—89,3

1—0 8

1—21

1—39

1-69

1—93

0,36

0,42

0,63

0,81

1,15

1,4

1,8

2,2

0—21

0-24,5

0-38,8

(/ -49.9

0—69,4 0—84,5 1—09

1—33

1,65

1,65

2,5

3,7

5,0

6,2

9,5

12

0—96,2 0-96,2    1—54    2—28    3—02    3—74    5—73    7—24

Таблица 67. Состав звена слесарей-монтажников, чел. (ЕНиР 38-5)

Условное давление, МПа

*

10

Разряд

рабочего

Диаметр труб, мм

до 400

более 400

до 200

от 200 до 400

6

1

1

5

1

1

2

1

4

2

2

1

2

3

1

1

1

1

2

1

1

1

ЕНиР: сборка и резка труб и металлоконструкций — № 22, монтаж технологических трубопроводов, арматуры, испытание трубопроводов — № 26, такелажные работы — № 24, внутри-построечиые и транспортные работы — № 1, моитаж внутренних санитарно-техиических систем (отопление, водопровод, канализация и водоснабжение)—№ 9—1, строительство наружных сетей водопровода, канализации, газоснабжения и теплофикации— № 10.

Для определения трудозатрат и расценок на монтаж технологических трубопроводов на условное давление до 4 МПа и 10 МПа из углеродистой и нержавеющей сталей рекомендуется пользоваться укрупненными нормами и расценками на

Таблица 68. Нормы времени, ч, и расценки, руб.—коп., иа монтаж 1 м трубопроводов из готовых узлов и деталей

Диаметр труб Dy, мм, до

Внутрицеховые

Обвязочные

норма времени

расценка

норма времени

расценка

80

0,53

0—32,3

0,57

0—34,8

100

0,6

0- 36,6

0,65

0—29.7

125

0,69

0—42,1

0,75

0—45,8

150

0,77

0—47

0,82

0-50

200

0,94

0-57,3

1,0

0-61

250

1,1

0-67,1

1,2

0—73,2

Диаметр труб Dy мм, до

Внутри цеховы е

Обвязочные

норма времени

Расценка

норма времени '

расценка

300

1,25

0—76,3

1,35

0—82,4

350

1,4

0—85,4

1,5

0—91,5

400

1,5

0—91.5

1,65

1—01

450

1,65

1—06

1,8

1 — 15

500

1,8

1—15

1,95

1—25

600

2,0

1—28

2,1

1—34

700

2.2

1—41

2,3

1—47

800

2,4

1—54

2,5

1-60

Таблица 69. Нормы времени, ч,

и расценки, руб.—коп., на

монтаж 1 т трубопроводов Из готовых узлов

и деталей

Диаметр труб Dy.

мм. до

Внутрицеховые

Обвязочные

норма времени

Расценка

норма времени

расценка

80

47,0

28—70

50,0

30—50

100

41,0

25—00

44,0

26—80

125

39,0

23—80

42,0

25—60

150

30,0

18—30

33,0

20—10

200

27,0

16—50

29,0

17—70

250

23,0

14-00

25,0

15—30

300

20,0

12—20

21,0

12—80

350

16,0

9—76

17,5

10—68

400

14,0

8-96

15,5

9—46

500

13,5

8—64

14,5

9—28

600

13,0

8—32

13,5

8—64

700

12,5

8-00

13,0

8—32

800

11,5

7—36

12,5

8—00

монтажные и специальные строительные работы (УНиР, вып. 2), разработанными иормаТИВНо-исследовательской станцией треста Промтехмоитаж-2 М.иимонтажспецстроя УССР. В этом сборнике приведены также нормы времени и расценки иа монтаж I м и 1 т трубопроводов диаметром от 25 до 1000 мм, в которых учтено гидравлическое испытание трубопроводов. Со-

Наружный

Показатели

89

108

133

159

219

Норма времени Расценка

0,44

0—30,9

0,46

0-32,3

0,49

0—34,4

0,51

0—35,8

0,53 G—37,2

Таблица 71

Нормы времени, ч,

Наружный

Показатели

108

133

159

219

Норма времени Расценка

0,26

0—16,3

0,27

0—16,9

0,28

0—17,5

0,29

0—18,1

став звена рабочих для моитажа технологических трубопроводов приведен в табл. 67.

Нормы времени и расценки на моитаж технологических трубопроводов из углеродистой стали иа условное давление и до

4 МПа приведены в табл. 68, 69.

Поправочные коэффициенты на нормы и расценки в сборник УНиР, вып. 2 вводятся в случаях монтажа трубопроводов:

1.15    — иа высоте более 5 м с подмостей и лестниц;

1,4 — то же, с люлек;

1.15    — с применением электролебедок или вручную;

0,9 — в каналах, траншеях или при монтаже без гидравлического испытания.

На работы, не предусмотренные в сборниках ЕНиР и УНиР, а также в случае применения иа строительных объектах более совершенной технологии или организации производства, использования более производительных машин и оборудования составляются калькуляции трудозатрат. Такие калькуляции, в частности, разработаны нормативно-исследовательской станцией треста Промтехмонтаж-1.

Пример 1. Калькуляции трудозатрат на полуавтоматическую резку труб без скоса кромок диаметром 89—530 мм аппаратом для воздушио-плазменной резки металлов АВПР-2 (скорость резаиия до 1 м в мин).

диаметр труб, мм

273

325

377

426

478

530

0,57

0,6

0,62

0,64

0,7

0,75

0—40

0—42,1

0—43,5

0—44,9

0—49,1

0—52,7

и расценки, руб.—коп.,

на окраску 10 м плети

диаметр труб, мм

245

273

325

377

426

478

0,3

0—18,7

0,3

0—18,7

0,31

0—18,7

0,32

0—19,4

0,33

0—21

0,35

0—22

Состав работ: подача трубы на стеллаж, подача трубы н ее закрепление на вращателе, разметка трубы, резка трубы, выдача трубы (черного патрубка) при помощи тележки иа стеллаж-накопитель и ее возвращение в исходное положение.

Выполняет работы резчик 5 разряда. Нормы времени и расценки на 10 перерезов приведены в табл. 70.

Пример 2. Калькуляция трудозатрат на окраску плетей трубопроводов диаметром 100—500 мм иа механизированной линии очистки, окраски, сборки и сварки труб в плети (скорость подачи труб по рольгангу и окраски составляет от 1 до

5 м/мии).

Состав работ: подача плети по рольгангу, сушка и нагрев труб при прохождении через нагревательную камеру, механическая очистка труб, окраска плети, подача плети к стеллажу-иакопителю с помощью тележек с последующей укладкой плети иа стеллаж, возврат тележек для вывоза плети.

Выполняет работы маляр 4 разряда. Нормы времени и расценки иа окраску плетей приведены в табл. 71.

Для компенсации дополнительных затрат рабочего времени, возникающих при выполнении работ в зимних условиях, в общей части ЕНиР приведены поправочные коэффициенты. К калькуляциям трудозатрат и расценкам эти коэффициенты применять не разрешается.

Стоимость моитажа трубопроводов регламентирована единичными расценками сметной стоимости на моитаж узлов трубопроводов из углеродистой и легированной сталей (СНиП IV-6-83 «Сборник № 12» и СНиП IV-4-83). В нее ие входит стоимость материалов труб, соединительных деталей трубопроводов, фланцев, крепежных деталей. Стоимость этих материалов принимается по СНиП IV-4-83 ч. IV, гл. 4, прил. V. Количество материалов труб по проекту с учетом отходов определяется по СНиП IV-6-83, ч. IV, гл. 6, «Сборник № 12», прил. 2 и включается в стоимость выполненных работ.

Расценки увеличиваются или уменьшаются рядом доплат или скидок в зависимости от условий работы (время года, действующее предприятие или вновь строящееся), климатического района расположения объекта строительства, степени завершенности монтажных работ (с гидроиспытаиием, пневмоиспы-таиием или без иих).

Стоимость моитажа внутрицеховых и межцеховых трубопроводов установлена в зависимости от материала труб, характе-

Таблица 72. Стоимость моитажа 1 т стальных трубопроводов с фланцевыми и сварными соединениями из готовых

узлов

Наружный диаметр трубопроводов, мм

В том числе, руб.

Прямые

затраты,

РУб.

эксплуатация

машин

основная зарплата рабочих

всего

в т. ч. зарплата рабочих, обслуживающих машины

матери

альные

ресурсы

Затраты

труда

рабочих,

чел.-ч

Группа 1. Трубопроводы из углеродистых сталей на условное дав лете не более 2,5 МПа

32—38

194,0

179,0

5,32

1,45

9,56

328

45

168,0

155,0

4,90

1,36

8,17

275

57

125,0

114,0

3,75

1,19

6,92

200

76—159

79,1

62,4

13,30

7,12

3,49

НО

219—325

51,1

37,2

10,80

5,85

3,21

63

Наружный диаметр трубопроводов, мм

'В том числе, руб

Прямые затраты, руб.

эксплуатация

Машин

основная зарплата рабочих

всего

в т. ч. зарплата рабочих, обслуживающих машины

матери

альные

ресурсы

Затраты

труда

рабочих,

чел.-ч

377—426

36,9

25,6

9,03

4,86

2,24

42

530

31,5

23,4

4,38

1,75

3,69

38

630

28,4

21,7

3,99

1,51

2,73

29

840—1420

26,1

20,0

3,80

1,48

2,25

33

'руппа 2. Трубопроводы из углеродистых сталей на давление не более 10 МПа

условное

32

160,0

146,0

8,25

2,18

5,99

241

38

143,0

129,0

8,07

2,14

5,93

240

48—57

124,0

111,0

7,33

1,84

5,30

196

76—89

73,0

63,4

6,47

1,58

3,09

117

108

62,6

64,1

5,49

1,49

3.00

95

133

55,8

47,8

5,21

1,39

2,78

76

159—219

47,4

40,0

4,79

1,25

2,61

71

273—325

36.3

29,7

4,23

1,08

2,40

52

377

30,2

24,2

3,81

0,94

2,23

39

426

26,2

20,5

3,53

0,35

2,12

33

'руппа 3. Трубопроводы из труб легированных и высоколеги

рованных

сталей на

условное давление не

более 2,5 МПа

45

327,0

242,0

57,6

19,4

27,60

418

57

294,0

213,0

54,7

17,7

26,00

379

76

233,0

157,0

51,8

16,0

24,50

277

89—426

176,0

104,0

48,9

15,2

22,90

179

530

105,0

51,5

46,6

14,9

7,20

88

720—820

94,7

43,4

43,9

14,4

7,31

73

1020—1220

76,7

33,5

36,8

12,4

6,48

57

ра соединений, диаметра и давления. В расценках учтены затраты на горизонтальное перемещение от приобъектного склада до места установки на расстояние до 1000 м, вертикальное до 5 м; установку кронштейнов, опор, подвесок, хомутов по

Таблица 73. Стоимость 1 т трубопроводов из углеродистой стали на условное давление до 2,5 МПа, руб.

Наружный диаметр и

Стоимость

Сметная сто

Итого

толщина стенки труб.

моитажа

имость

мм

32X2

194,0

873,07

1067,07

45X2,5

168,0

790,32

958,32

57X3

125,0

614,10

739,10

76X3,5

97,8

514,42

612,22

89X3,5

97.8

471,70

569,50

108X4

79,1

437,88

516,98

133X4

79,1

404,95

484,05

159X4,5

79,1

380,92

460,02

19X7

51,1

333,75

384,85

273X7

51,1

326,63

377,73

325X8

51.1

316,84

367,94

377X9

55,1

315,06

366,16

426X9

36,9

329,30

366,20

530X7—720X9

31.5

362,23

357,73

трубопроводам на условное давление до 10 МПа; изготовление и установку байпасов; устройство перемычек для заземления трубопроводов; наполнение системы азотом и испытание трубопроводов. В табл. 72 приведена стоимость моитажа из готовых узлов наиболее распространенных трубопроводов, поставляемых трубозаготовительиыми заводами.

Сметная стоимость узлов технологических трубопроводов из углеродистых, легированных и нержавеющих сталей определяется по СНиП IV-4-83. Предусмотрено, что узлы трубопроводов выполнены с установкой необходимых деталей (фланцев, отводов, тройников, переходов, заглушек, патрубков, П-образ-иых компенсаторов и т. п.), входящих в конструкцию трубопровода, со сборкой на постоянных прокладках, креплением болтами и сваркой, из бесшовных труб из ст. 20. Сметная стоимость 1 т узлов технологических трубопроводов из углеродистой стали на условное давление до 2,5 МПа в зависимости от наружного диаметра и толщины стенки труб, мм, следующая, руб.:

873.07    45X2,5

790,32

514,42

437.88

380,92


32X2

57X3

89X3,5

133X4


614,1    76X3.5

471.7    ШХ" 404,95 159X4.5

219X7    ....    333,75    273X7    ....    326,63

325X8    ....    316,84    377X9    ....    315,06

426X9    ....    329,3    530X7—720X9    .    .    362.23

Общая стоимость смонтированных трубопроводов, состоящая из стоимости монтажа и сметной цены, приведена в табл. 73.

ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение 1

Условные обозначения элементов трубопроводов и арматуры (ГОСТ 2.784—70* ГОСТ 2.785—70)

Обозначение


Обозначение


Наименование


Наименование


Трубопровод

Соединение

трубопроводов

Перекрещивание трубопроводов (без соединений)

4“ -ал-


Трубопровод

гибкий

Трубопровод в трубе (футляре)

Разъемное соединение трубопроводов: общее обозначение

фланцевое

Подвеска:

неподвижная

направляю-щая Переход: общее обозначение Детали соединений трубопроводов: тройник

крестовина

т гг


отвод

коллектор,

гребенка

Конец трубопровода с заглушкой: общее обозначение

фланцевое

Компенсауор: общее обозначение

Наименование

Обозначение

Наименование

Обозначение

П-образный

Л

угловой

волнистый

Опора трубопровода:

Клапан трехходовой

Клапан регулирующий: проходной

л

угловой

подвижная

направляю

Край:

IXJ

щая

~т~

проходной

угловой

Край трехходовой

Коидеисатоот-

водчик

Ъ

Q

скользящая

Клапан запорный?

r?W7/77

проходной

сх

Задвижка

OKI

Приложение 2 Условные обозначения на чертежах трубопроводов

Наименование

Обозначение

Наименование

Обозначение

Монтажный стык (граница узла)

Измерительная дисковая диафрагма, устанавливаемая на ме- г сте монтажа 1

w*

1

¦

Соединение труб сваркой I Концентрнче-ский переход Заглушка сфе-рическая D То жег флание- и вая 14

Отвод крутоизогнутый:    90,

60°

Клапан запорный муфтовый Задвижка запорная фланцевая с ручным приводом Клапан запорный фланцевый с ручным приводом

Задвнжка запорная фланцевая с электроприводом Клапан обратный поворотный

То же, подъемный

—th-

ней—

-|А—

чая—

чо«ь-

Наименование

Клапан регулирующий

Обозначение

-Al-


Арматура, устанавливаемая на месте монтажа

Клапан предохранительный фланцевый

А


Конденсатоот-

водчик

Приложение 3

Перечень нормативных документов по монтажу трубопроводов

Газоснабжение. Внутренние устройства Наружные сети и сооружения

СНиП Ш-29-76


Водоснабжение, канализация и теплоснабжение. Наружные сети и сооружения

СНиП III-30-74


Инженерное и тех- СНиП В III-3-81 нологическое оборудование зданий и сооружений. Внешние сети

Технологическое оборудование и технологические трубопроводы

Магистральные трубопроводы

СНиП 3.05-05-84

СНиП 111-42-80


Подземные сооружения. Общие технические требования

ГОСТ 9.015—74*


Правила устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов, Госгортехнадзор СССР, 1972

Монтаж распределительных газопроводов

Изготовление    и

монтаж трубопроводов водоснабжения

Изготовление, монтаж и испытание трубопроводов различного назначения

Изготовление    и

монтаж технологических трубопроводов

Строительство н реконструкция магистральных трубопроводов

Антикоррозионная защита стальных трубопроводов различного назначения

Монтаж трубопроводов различного назначения и погрузочно-разгрузочные работы

й»

Наименование документа

Шифр

Применение

Правила -устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды, Г осгортехнадзор,

1970

Правила техники без опасности при строи тельстве магистраль иых трубопроводов Миигазпром СССР,

1971

Инструкция по разработке ППР при монтаже внутренних сантехсистем Инструкция по монтажу трубопроводов из стеклянных труб Инструкция по разработке ППР механо-монтажиых работ Инструкция по монтажу технологических трубопроводов нз пластмассовых труб

Инструкция по проектированию и монтажу сетей водоснабжения и канализации из пластмассовых труб

Инструкция по проектированию и строительству подземных газопроводов из неметаллических труб -

ВСН 237-80

ВСН 301-72 ВСН 319-77 ВСН 440-83

СН 478-80 СН 493-77

Монтаж наружных трубопроводов теплоснабжения

Монтаж магистральных газопроводов

Монтаж трубопроводов сантехсистем

Монтаж стеклянных трубопроводов

Монтаж технологических трубопроводов

Изготовление и монтаж пластмассовых технологических трубопроводов

Изготовление и монтаж пластмассовых трубопроводов систем водоснабжения и канализации

Изготовление и монтаж пластмассовых и асбестоцементных труб газопроводов

Инструкция по изго- ВСН 362-76 товлению, монтажу и испытанию технологических трубопроводов условным давлением 10 МПа

Правила устройства ПУГ-69 и безопасной эксплуатации трубопроводов для горючих, токсичных и сжиженных газов

Инструкция по пнев- СН 298-64 матическому испытанию наружных трубопроводов

Изготовление и моитаж стальных технологических трубопроводов

Монтаж стальных

технологических

трубопроводов

Испытание стальных трубопроводов различного назначеиня

Приложение 4. Технические характеристики инструмента для монтажа трубопроводов

Таблица 1. Техническая характеристика ключей гаечных комбинированных (ККБ) (ТУ 36-1164-74)

Тип

ключей

Размеры, мм

Масса,

кг

Тип

ключей

Размеры, мм

Масса

кг

ККБ-8

135X18X5

0,045

ККБ-19

230X42X10

0,25

ККБ-10

150x22x6

0,08

ККБ-22

260X48X11

0,3

ККБ-12

170X26X7

0,1

ККБ-24

290x53x9

0,3

ККБ-14

190X30X8

0,13

ККБ-27

320x58x14

0,5

ККБ-17

210x35x10

0,17

ККБ-30

360X65X12

0,8

Показатель

«ТР-1 |

КТР-2

СТД-923/1

ГОСТ 18981—73*

Диаметр трубы, мм

10—36

20—50

До 42

Испытательный крутящий

момент, Н-м

150

270

Габариты, мм:

длина

300

400

230

ширина

45

60

28

толщина

18

22

52

Масса, кг

0,74

1.54

0,75

Изготовитель

Пер мский

завод

Предприя

монтажных изде

тия Мин

лий и средств ав

монтаж

томатизации Мин

спецстроя

монтажспецстроя

СССР

СССР

Таблица 3. Техническая характеристика ключей гаечных коликовых монтажных (ТУ 36-1023-74)

Тип ключа

Диаметр колика, мм

Длииа ключа, мм

Масса,

КМК-17

5—12

240

0,14

КМК-19

6—15

280

0,24

КМК-22

7—18

330

0,28

КМК-27

8—22

410

0,56

кмк-зо

8—22

430

0.7

KMK-32

10—25

460

0,89

KMK-36

10—25

480

0,96

Погреш-

Предел

Наименование

намерения.

мерения.

Назначение

мм

Рулетки измеритель- 1; 2; 5; ные металлические 10; 20; (ГОСТ 7502—80*)    30; 50

Метры ленточные    1

сред-


1—5    Измерение    боль

ших длин с невысокой точностью

0,25—0,5 Измерение них длин

Линейки измеритель- 0,15; 0,3; ные металлические 0,5 ; 1 (ГОСТ 427—75*)

0,25 Измерение и раз-метка небольших длин

Таблица 6. Техническая характе

Гип ключа

Размер зева, мм

Крутящий момент максимальный, Н-м

Г аечный трещеточный СТД-961/7 (ТУ 36-1609-74)

10—19

Гаечиый трещеточный КГТ-1

17—32

50

С регулируемым крутящим моментом:

КРМ-60 (ТУ 36-836-74)

27, 30,32,36

600

КРМ-120 (ТУ 36-836-74)

27,30, 32, 36

1200

Предел

Наименование

измерения,

Назначение

град

Угольники плоские и 90 (посто-бортовые    явный)

(ГОСТ 3749—77*)

Линейки поверочные 45, 55, 60 угловые

(ГОСТ 8026—75*)

Угломеры с нониусом 0—180 (на-(ГОСТ 5378—66*)    ружный)

40—180 (внутренний)

Разметка углов — угольники по третьему классу точности. Измерение углов — угольники по первому и второму классам точности

Проверка отклонения угла между рабочими поверхностями

Измерение наружных углов

То же, внутренних углов

ристика специальных ключей

Изготовитель

Наибольшие размеры, мм


180x28x65    0,25    Предприятие Минмонтаж-

спецстроя ССОР

340x40x40    0,61    Пермский завод монтажных

изделий и средств автоматизации

Опытный завод монтажных приспособлений, Ногинск


1018x102x66    11

1931X102X66    17


Наименование

Диаметр,

мм

Длина,

мм

Шлямбур ШЛ (ОТУ 22-1566-69)

23

350—500

28

350—500

35

350—500

Зубнла (ГОСТ 7211—72*):

слесарное

160—200

монтажное

250

Молоток слесарный (ГОСТ 2310—77)

41

120

Кувалда кузнечная тупоносая (ГОСТ 11401—75*)

Лом монтажный (ГОСТ 1405—83)

24

1300

Таблица 8. Техническая характеристика

Параметры

Тип ключей


С открытым зевом двусторонние ГОСТ 2839—80 *Е

С открытым зевом односторонние ГОСТ 2841—80Е

Комбинированные ГОСТ 16983—80Е

Кольцевые двусторонние коленчатые ГОСТ 2906—80Е

Торцовые со сменными головками

Ширина зева Размер головки Длина ключа

Ширина зева Длина ключа

Ширина зева Размер головки Длина ключа

Ширина зева Размер головки Высота колена Длина ключа

Ширина зева Размер головкн

8X10

12x14

16 и 20

25 и 30

120

140

17

19

160

170

14

17

28 и 20

35 и 25

150

160

8X10

12X14

14 и 18

21 и 24

24

28

220

220

12

14

32

34

Масса, кг

Изготовитель

0,6—0,8

Завод электромонтажных изделий № 10

0,8—1,0

Минмонтажспецстроя СССР

1,2—1,4

0,75

То же

0,57

0,8

Горьковский завод электромонтажных ин

струментов Минмонтажспецстроя СССР

4—8

4,2

ключей гаечных

ручных

Размеры, мм

17X19

22X24

27X30

32X36

36X40

40X50

50X55

35 и 42

46 и 50

55 и 62

65 и 72

74 и 82

94 и 102

102 и 112

175

220

260

310

350

420

460

22

24

27

30

32

36

41

185

215

240

260

270

300

340

19

22

24

27

30

36

41

42 и 28

46 и 33

50 и 35

55 и 39

62 и 43

75 и 52

85 и 58

180

200

220

260

280

300

360

17X19

22x24

27X30

32X36

36X40

46X50

50X55

26 и 28

33 и 36

40 и 44

46 и 52

50 и 62

66 и 76

75 и 83

32

36

38

42

46

48

50

280

320

360

450

480

500

530

17

19

22

24

27

30

32

36

38

40

42

45

48

50

В старых системах единиц

Величина

Наименование

Обозначение

Сила (усилие); нагрузка

килограмм-сила тонна-сила

К ГС,

тс

Механическое напряжение

килограмм-сила на квадратный миллиметр

кгс/мм2

килограмм-сила на квадратный сантиметр

кгс/см2

Давление

килограмм-сила на квадратный сантиметр Миллиметр водяного столба

кгс/см2 мм вод. ст.

миллиметр ртутного столба

мм рт. ст.

Момент силы

килограмм-сила-метр

кгс-м

Работа, энергия

килограмм-сила-метр

кгс-м

Ударная вязкость

килограмм-сила-метр на квадратный сантиметр

кгс- м/см2

Мощность

лошадиная сила

л. с.

Момент инерции

сантиметр в четвертой степени

см4

Момент сопротивления

кубический сантиметр

см3

Частота вращения

обороты в минуту

об/мин

Производитель- кубический метр в минуту м3/мин ность (подача)

Паскаль    Па

Паскаль    Па

В международной системе

единиц (СИ)

Соотношение единиц

Наименование j Обозначение

| Ньютон    Н


Ньютон • метр    Н ¦ м

Джоуль    Дж

Джоуль на квадратный метр    Дж/м2

Ватт    Вт

первой степени

метр кубический в    м3

секунду 1 кгс~9,8Н~ ЮН;

1 тс~9,8-103Н~9,8~ ~10кН

1 кгс/мм2~ 9,8' 106Па ~ ~ 9,8МПа ~ ЮМПа

I кгс/см2 ~ 9,8 -104Па ~ ~0,098МПа~0,1МПа

1 кгс-м ~9,8-Ю4Па ~ ~0,098МПа~0,1МПа I мм вод. ст. ~ 9,8Па ~ ~ ЮПа

I мм рт. ст.~133.3Па

1 кгс-м~9,8Нм~ ЮНм 1 кгс-м~9,8Дж~ 10Дж

I кгс-мм/см2 ~ 9,8кДж/м2 1 л. с. ~ 735,5 Вт I см4= 10~84

I см3= 10-м*

I об/мин= = 0.016С ЬО

1 об/с = С-1

I

I м3/мин= — м3

Баришполов В. Ф. Строительство наружных трубопроводов. — М.: Высш. шк., 1980.— 199 с.

Зайцев К И., Шмелева И. А. Справочник по сварочно-монтажным работам при строительстве трубопроводов. — М.: Недра, 1982, —223 с.

Инструкция по разработке проектов производства механомонтажных работ: ВСН 319-77 / Минмонтажспецстрой СССР.— М., 1978, —38 с.

Инструкция по монтажу технологических трубопроводов из пластмассовых труб:    ВСН 440-83/Минмонтажспецстрой

СССР, —М., 1984.— 69 с.

Исаев В. А.. Сасин В. И., Чистяков Н. II. Устройство и монтаж санитарно-технических систем зданий. — М.: Высш. шк., 1984, —296 с.

Каневский М. Д., Чернов Б. С., Купер М. Р. Станки и механизмы для производства санитарно-технических и вентиляционных работ. — М.: Высш. шк., 1979. — 263 с.

Мельников О. Н., Ежов В. Т., Блоштейн А. А. Справочник монтажника сетей теплогазоснабжения. — Л.:    Стройиздат,

1980, —208 с.

Монтаж технологического оборудования / Под ред. Марше-ва В. 3. — М.: Стройиздат, 1983. — 584 с.

Новиченко Ю. А., Персион А. А., Шестопал А. И. Справочник по изготовлению и монтажу технологических трубопроводов из полимерных материалов. — К.: Буд1вельник, 1979. — 148 с. Персион А. А., Седых Ю. И., Маркман Ю. И. Справочник по монтажу специальных сооружений.— К.: Буд1вельник, 1981.— 272 с.

Ромейко В. С., Шестопал А. Н.. Персион А. А. Пластмассовые трубопроводы. — М.: Высш. шк., 1984. — 200 с.

Строительные краны:    Справочник.    / Под ред. Станевско-

го В. П.— К.: Буд1вельник, 1984. — 240 с.

Тавастшерна Р. И. Изготовление и монтаж технологических трубопроводов. — М.: Стройиздат, 1980. — 299 с. Технологические трубопроводы в промышленном строительстве/Под ред. Николаевского Е. Я. — М.: Стройиздат, 1979.— 800 с.

А. А. Персион К. А. Гарус,

лауреаты Государственной премии УССР

Монтаж

трубо

проводов

[Справочник ^

¦рабочего

Киев

«Буд1вельник»

УДК 624.643.002.72

Монтаж трубопроводов. Справочник рабочего / А. А. Персион, К. А. Гарус.— К-: Бущвельник, 1987.— 208 с.

Приводятся справочные данные по изготовлению и монтажу трубопроводов различного назначения (технологических, систем водоснабжения, канализации н др.). Даются краткое описание и технические характеристики оборудования и специальных устройств, применяемых при изготовлении секций, узлов стальных трубопроводов, сварных и формованных деталей пластмассовых трубопроводов, очистке, грунтовке, антикоррозионной изоляции труб и монтаже трубопроводных систем. Нормативные материалы приведены по состоянию на 1 января 1987 г.

Для рабочих и бригадиров, занимающихся монтажом трубопроводов.

Табл. 73. Ил. 46. Библиогр.: 204 с.

Рецензенты: инженеры А. М. Мегедь, Б. Е. Айзин Редакция литературы по специальным и монтажным работам в строительстве

Зав. редакцией С. Н. Сотниченко

ГС 3204000000—011_    (?) Издательство «Буд1ве.льник»,

М203(04)—87    ‘    1987

Методические указания по определению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров    Стр. 1 из 43

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ВЫБРОСОВ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ

С ДОПОЛНЕНИЯМИ НИИ АТМОСФЕРА

1999

СВЕДЕНИЯ О ДОКУМЕНТЕ

Казанским управлением «Оргнефтехимзаводы», г. Казань

РАЗРАБОТАН

ВНЕСЕН

СОГЛАСОВАН

УТВЕРЖДЕН

ВКЛЮЧЕН

ВВЕДЕН


Начальник Ф.Ф. Мухаметшин

МП «БЕЛИНЭКОМП», г. Новополоцк

Директор Б.Ш. Иофик

АОЗТ «ЛюБЭКОП», г. Москва

Генеральный директор Ю.А. Мазель

Управлением государственного экологического контроля и экологической безопасности окружающей среды Научно-исследовательским институтом по охране атмосферного воздуха приказом Г оскомэкологии России №_от_

в «Перечень Методических документов по расчету выделений (выбросов) загрязняющих веществ в атмосферу».

в действие с 01.01.1998 г. сроком на 2 года для практического применения при учете и оценке выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров для хранения нефтепродуктов на предприятиях различных отраслей промышленности и сельского хозяйства Российской Федерации.

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1.    Ссылки на нормативные документы

2.    Основные обозначения

3.    Термины и определения

4.    Общие положения

5.    Выбросы загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров перерабатывающих, нефтедобывающих предприятий и магистральных нефтепроводов

5.1.    Исходные данные для расчета выбросов

5.1.1.    Данные предприятия

5.1.2.    Инструментальные измерения

5.1.3.    Расчет давления насыщенных паров индивидуальных жидкостей

5.1.4.    Расчет давления газов над их водными растворами

5.1.5.    Определение молекулярной массы паров жидкостей

5.1.6.    Определение опытных значений коэффициентов К

5.1.7.    Определение опытных значений коэффициентов К^

5.1.8.    Определение значений коэффициентов Кв

5.1.9.    Определение опытных значений коэффициентов Коб

5.2.    Выбросы паров нефтей и бензинов

5.3.    Выбросы паров индивидуальных веществ

5.4.    Выбросы паров многокомпонентных жидких смесей известного состава

5.5.    Выбросы газов из водных растворов

5.6.    Выбросы паров нефтепродуктов (кроме бензинов)

6.    Выбросы паров нефтепродуктов в атмосферу из резервуаров нефтебаз, ТЭЦ, котельных, складов ГСМ

6.1.    Исходные данные для расчета выбросов

6.2.    Выбросы паров нефтепродуктов

7.    Выбросы паров нефтепродуктов в атмосферу из резервуаров автозаправочных станций

7.1.    Исходные данные для расчета выбросов

7.2.    Выбросы паров нефтепродуктов

8.    Примеры расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу

8.1.    НПЗ. Бензин-катализат. Валовые выбросы

8.2.    НПЗ. Бензин автомобильный. Валовые выбросы. ССВ - понтон и отсутствие ССВ

8.3.    НПЗ. Бензин автомобильный. Идентификация выбросов

8.4.    НПЗ. Керосин технический

8.5.    Растворитель № 646. Выбросы компонентов

8.6.    Нефтебаза. Бензин автомобильный. Валовые выбросы

8.7.    АЗС. Бензин автомобильный. Валовые выбросы

8.8.    ТЭЦ. Мазут топочный (резервуар с нижним боковым подогревом).

8.9.    ТЭЦ. Мазут топочный (резервуар без обогрева).

Используемая литература

Приложение 1. Предельно допустимые концентрации (ПДК) и ориентировочные

безопасные уровни воздействия (ОБУВ) загрязняющих веществ в атмосферном воздухе населенных мест

Приложение 2. Физико-химические свойства некоторых газов и жидкостей Приложение 3. Константы уравнения Антуана некоторых веществ Приложение 4. Значения постоянной Кг для водных растворов некоторых газов (в

таблице даны значения Кг10-9 в мм. рт. ст.)

Приложение 5. Значения молекулярной массы паров (m) нефтей и бензинов Приложение 6. Атомные массы некоторых элементовПриложение 7. Значения опытных коэффициентов К

Приложение 8. Значения опытных коэффициентов Кр

Приложение 9. Значения коэффициентов Кв

Приложение 10. Значения опытных коэффициентов Коб

Приложение 11. Компонентный состав растворителей, лаков, красок и т.д. (C% массовый)

Приложение 12. Значения концентраций паров нефтепродуктов в резервуаре С^, удельных выбросов У~2, У3 и опытных коэффициентов Кнп

Приложение 13. Количество выделяющихся паров бензинов автомобильных при хранении в одном резервуаре G , т/год

Приложение 14. Концентрация загрязняющих веществ (% масс.) в парах различных нефтепродуктов

о

Приложение 15. Концентрации паров нефтепродуктов (С, г/м3) в выбросах паровоздушной смеси при заполнении резервуаров и баков автомашин Приложение 16. Давление насыщенных паров углеводородов, Па

9. Дополнение к «Методическим указаниям по определению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров»

Введение

1 Применение критериев качества атмосферного воздуха

2.    Данные о содержании вредных веществ в парах нефтепродуктов разного вида

3.    Расчет максимальных и валовых выбросов паров нефтепродуктов в атмосферу

4.    Примеры расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу (дополнения и уточнения)

5.    Редакционные уточнения

ВВЕДЕНИЕ

1.1. Настоящий документ:

Разработан с целью создания единой методологической основы по определению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров на действующих, проектируемых и реконструируемых предприятиях;

Устанавливает порядок определения выбросов загрязняющих веществ из резервуаров для хранения нефтепродуктов расчетным методом, в том числе и

на основе удельных показателей выделения;

Распространяется на источники выбросов загрязняющих веществ нефте- и газоперерабатывающих предприятий, предприятий по обеспечению нефтепродуктами (нефтебазы, склады горюче-смазочных материалов, магистральные нефтепродуктопроводы, автозаправочные станции), тепловых электростанций (ТЭЦ), котельных и других отраслей промышленности;

Применяется в качестве основного методического документа предприятиями и территориальными комитетами по охране природы, специализированными организациями, проводящими работы по нормированию выбросов и контролю за соблюдением установленных нормативов ПДВ.

Полученные по настоящему документу результаты используются при учете и нормировании выбросов загрязняющих веществ от источников предприятий, технологические процессы которых связаны с хранением нефтепродуктов в резервуарах различных типов, а также в экспертных оценках для определения экологических характеристик подобного оборудования.

1. ССЫЛКИ НА НОРМАТИВНЫЕ ДОКУМЕНТЫ

Методические указания разработаны в соответствии со следующими нормативными документами:

1. ГОСТ 17.2.1.04-77. Охрана природы. Атмосфера. Источники и метеорологические факторы загрязнения, промышленные выбросы. М., Изд-во стандартов, 1978.

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

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

4.    ГОСТ 8.563-96. Методика выполнения измерений. М., Изд-во стандартов, 1996.

2. ОСНОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

М - максимальные выбросы загрязняющих веществ в атмосферу, г/с;

G - годовые выбросы загрязняющих веществ в атмосферу, т/год;

- максимальный объем паровоздушной смеси, вытесняемой из резервуаров во время его закачки, принимаемый равным производительности насоса, м3/час;

Q^ - количество нефтепродуктов, закачиваемое в резервуары АЗС в течение осенне-зимнего периода года, м3/период;

о

QM - то же, в течение весенне-летнего периода, м3/период;

В - количество жидкости, закачиваемое в резервуары в течение года, т/год;

Воз - то же, в течение осенне-зимнего периода, т/период;

Ввл - то же, в течение весенне-летнего периода, т/период;

*нк - температура начала кипения жидкости, °С;

I TTiiVy TTlTI L    О /г

tj7 >^зк - максимальная и минимальная температура жидкости в резервуаре, С;

3

рт, - плотность жидкости, т/м ;

I ж

Xj, %2 - время эксплуатации резервуара соответственно, сут/год и час/сут;

Р38 - давление насыщенных паров нефтей и бензинов при температуре 38 °С и соотношении газ-жидкость 4 :    1,    мм. рт. ст.;

С20 - концентрация насыщенных паров нефтепродуктов (кроме бензина) при температуре    20 °С и соотношении    газ-жидкость 4 : 1, г/м ;

Pt - давление насыщенных паров индивидуальных веществ при температуре жидкости, мм.рт.ст.;

pi - парциальное давление пара индивидуального вещества над многокомпонентным раствором, в равновесии с которым он (пар) находится, Па или мм. рт. ст.

А, В, С - константы в уравнении Антуана для расчета равновесного давления насыщенных паров жидкости;

Кг - константа Генри для расчета давления газов над водными растворами, мм. рт. ст.;

К Кр, Кв, Коб, Кнп - коэффициенты;

Xi - массовая доля вещества;

m - молекулярная масса паров жидкости;

о

Vp - объем резервуара, м3;

Np - количество резервуаров, шт.;

С - концентрация i-ro загрязняющего вещества, % масс;

С - концентрация паров нефтепродукта в резервуаре, г/м ;

У2, У3 - средние удельные выбросы из резервуара соответственно в осенне-зимний весенне-летний периоды года, г/т;

G-^ - выбросы паров нефтепродуктов при хранении бензина автомобильного в одном резервуаре, т/год;

Vcfl - объем слитого нефтепродукта в резервуар АЗС, м3;

о

Ср - концентрация паров нефтепродуктов при закачке в резервуар АЗС, г/м3;

Сб - то же в баки автомашин, г/м ;

G^j. - выбросы паров нефтепродуктов при закачке в резервуары АЗС и в баки автомашин, т/год;

GHp - неорганизованные выбросы паров нефтепродуктов при проливах на АЗС, т/год.

3. ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

Термины

Определения

Загрязнение атмосферы

Изменение состава атмосферы в результате наличия в ней примеси.

Загрязняющее воздух вещество

Примесь в атмосфере, оказывающая неблагоприятное действие на окружающую среду и здоровье людей.

Выброс вещества

Вещество, поступающее в атмосферу из источника примеси.

Концентрация примеси в атмосфере

Количество вещества, содержащееся в единице массы или объема воздуха, приведенного к нормальным условиям

Предельно-допустимая концентрация примеси в атмосфере

Максимальная концентрация примеси в атмосфере, отнесенная к определенному времени осреднения, которая при периодическом воздействии или на протяжении всей жизни человека не оказывает на него вредного действия, и на окружающую среду в целом.

Ориентировочно безопасный уровень воздействия загрязняющего атмосферу вещества (ОБУВ)

Временный гигиенический норматив для загрязняющего атмосферу вещества, устанавливаемый расчетным методом для целей проектирования промышленных объектов.

4. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

4.1.    Разработка настоящего документа проведена исходя из определения термина «унификация» - приведение имеющихся путей расчета выбросов от однотипных резервуаров на действующих, проектируемых и реконструируемых предприятиях в пределах массива существующих методик к наибольшему возможному единообразию.

4.2. В документе приведены справочно-информационные и экспериментальные данные о физико-химических свойствах, концентрациях и величинах

удельных выбросов из резервуаров для хранения наиболее распространенных индивидуальных веществ и многокомпонентных технических смесей, применяемых в нефтехимической, нефтеперерабатывающей и других отраслях промышленности, а также расчетные формулы для определения максимальных (г/с) и валовых (т/г) выбросов соответствующих загрязняющих веществ.

4.3.    По данной методике могут выполняться расчеты выделений (выбросов) загрязняющих веществ:

- для нефти и низкокипящих нефтепродуктов (бензин или бензиновые фракции) - суммы предельных углеводородов С1 - С10 и непредельных С2 - С5 (в пересчете на С5) и ароматических углеводородов (бензол, толуол, этилбензол, ксилолы);

-    для высококипящих нефтепродуктов (керосин, дизельное топливо, масла, присадки и т.п.) - суммы углеводородов С^ - С^.

4.4.    Расчеты ПДВ (ВСВ) в атмосферу от резервуаров с нефтями и бензинами выполняются с учетом разделения их на группы веществ:

-    углеводороды предельные алифатические ряда С! - С^ (в пересчете на пентан*));

* Примечание: до утверждения ОБУВ для Сх - С5 и С6 - С10

-    углеводороды непредельные С2 - С5 (в пересчете на амилен);

-    бензол, толуол, этилбензол, ксилолы;

-    сероводород.

Остальные технические смеси (дизельное топливо, печное и др., мазут) не имеют ПДК (ОБУВ). Поэтому, выбросы от этих продуктов временно принимаются как «углеводороды предельные С^ - С19». Значения ПДК и ОБУВ ряда веществ и технических смесей представлены в Приложении 1.

4.5.    Индивидуальный состав нефтепродуктов определяется по данным завода-изготовителя (техническому паспорту) или инструментальным методом.

4.6.    Только для случаев недостаточности информации для расчета по данной методике, а также, когда источник загрязнения не охватывается разделами настоящего документа, рекомендуется руководствоваться отраслевыми методиками, включенными в «Перечень...» [1].

5. ВЫБРОСЫ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ ПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ, НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ

ПРЕДПРИЯТИЙ И МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

5.1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ РАСЧЕТА ВЫБРОСОВ

5.1.1. ДАННЫЕ ПРЕДПРИЯТИЯ

По данным предприятия принимаются:

-    максимальный объем паровоздушной смеси, вытесняемой из резервуара (группы одноцелевых резервуаров) во время его закачки (V^01 , м3/час),

равный производительности насоса;

-    количество жидкости, закачиваемое в резервуары в течение года (В, т/год) или иного периода года;

-    температура начала кипения (1:нк, °C) нефтей и бензинов;

3

-    плотность (рж, т/м ) нефтей и нефтепродуктов;

-    время эксплуатации резервуара или групп одноцелевых резервуаров (т^, сут/год, Т2, час/сут);

- давления насыщенных паров нефтей и бензинов (Р38, мм. рт. ст.) определяются при температуре 38 °С и соотношении газ-жидкость 4 : 1.

Примечание. Для нефтеперерабатывающих заводов и других крупных предприятий давление насыщенных паров целесообразно определять газохроматографическим методом. Физико-химические свойства некоторых газов и жидкостей представлены в приложении 2.

5.1.2. ИНСТРУМЕНТАЛЬНЫЕ ИЗМЕРЕНИЯ

Температуру жидкости измеряют при максимальных (, °С) и минимальных (t^fL, °С) ее значениях в период закачки в резервуар.

Идентификацию паров нефтей и бензинов (Q, % масс.) по группам углеводородов и индивидуальным веществам (предельные, непредельные, бензол,

толуол, этилбензол, ксилолы и сероводород) необходимо проводить для всех вышеуказанных предприятий. Углеводородный состав определяют газохроматографическим методом, а сероводород - фотометрическим [2 - 4].

Концентрации насыщенных паров различных нефтепродуктов (кроме бензина) при 20 °С и соотношении газ-жидкость 4 : 1 (С20, г/м3) определяются

газохроматографическими методами [3 - 4] специализированными подразделениями или организациями, имеющими аттестат аккредитации и, при необходимости, соответствующие лицензии.

5.1.3. РАСЧЕТ ДАВЛЕНИЯ НАСЫЩЕННЫХ ПАРОВ ИНДИВИДУАЛЬНЫХ ЖИДКОСТЕЙ

Давления насыщенных паров индивидуальных жидкостей при фактической температуре (Р^ мм. рт. ст.) определяются по уравнениям Антуана:

(5.1.1)

или

где: А, В, С - константы, зависящие от природы вещества, для предприятий нефтепереработки принимаются по приложению 3, а для предприятий иного профиля - по справочным данным, например, «Справочник химика» т. 1. Л. «Химия», 1967.

Кроме того, давление насыщенных паров жидкостей можно принимать и по номограммам Pt = Д^), например, [10] (Павлов К.Ф. и др. «Примеры и

задачи по курсу процессов и аппаратов химической технологии», М., «Химия», 1964), и по ведомственным справочникам.

Примечание: Парциальное равновесное давление пара индивидуального вещества (в паро-воздушной смеси) над многокомпонентным раствором (нефтепродуктом) может быть определено по закону Рауля [9]:

где: х; - мольная доля i-го вещества в растворе; Рt - определяется по уравнениям 5.1.1 - 5.1.2.

5.1.4. РАСЧЕТ ДАВЛЕНИЯ ГАЗОВ НАД ИХ ВОДНЫМИ РАСТВОРАМИ

Давления газов над их водными растворами при фактической температуре (Pt, мм. рт. ст.) рассчитываются по формуле:

(5.1.3)


где: Кр - константа Генри, мм. рт. ст., принимается по справочным данным или (для некоторых газов) по приложению 4; Xi - массовая доля i-го газа, кг/кг воды;

18 - молекулярная масса воды;

Методические указания по определению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров    Стр. 8 из 43

m^ - молекулярная масса i-ro газа (см. п. 5.1.5).

5.1.5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МОЛЕКУЛЯРНОЙ МАССЫ ПАРОВ ЖИДКОСТЕЙ

Молекулярная масса паров нефтей и нефтепродуктов принимается в зависимости от температуры начала их кипения по приложению 5.

Молекулярная масса однокомпонентных веществ нефтепереработки принимается по данным приложения 2, а для других продуктов - по справочным данным или, расчетам, исходя из структурной формулы вещества.

Атомные массы некоторых элементов представлены в приложении 6.

5.1.6.    ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПЫТНЫХ ЗНАЧЕНИЙ КОЭФФИЦИЕНТОВ К

К - опытный коэффициент для пересчета значений концентраций насыщенных паров в резервуарах при температуре 38 °С к фактической температуре.

¦Р38' Рзз    (5-1.4)

3

где: pt - плотность паров жидкости при фактической температуре, кг/м ;

3

Р38 - то же, при температуре 38 °С, кг/м .

Значения коэффициента Ktmax и Ktmin принимаются в зависимости от максимальной (max) и минимальной (min) температуры жидкости при закачке ее в резервуар по приложению 7.

5.1.7.    ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПЫТНЫХ ЗНАЧЕНИЙ КОЭФФИЦИЕНТОВ КР

Кр - опытный коэффициент, характеризующий эксплуатационные особенности резервуара.

-3

где: Сф - фактическая концентрация паров жидкости, г/м3;

Сн - концентрация насыщенных паров жидкости, г/м .

Сф и Сн определяются при одной и той же температуре.

Все эксплуатируемые на предприятии резервуары определяются по следующим признакам:

-    наименование жидкости;

-    индивидуальный резервуар или группа одноцелевых резервуаров;

-    объем;

-    наземный или заглубленный;

-    вертикальное или горизонтальное расположение;

-    режим эксплуатации (мерник или буферная емкость);

-    оснащенность техническими средствами сокращения выбросов (ССВ):

-    понтон, плавающая крыша (ПК), газовая обвязка резервуаров (ГОР);

-    количество групп одноцелевых резервуаров.

Примечание 1. Режим эксплуатации «буферная емкость» характеризуется совпадением объемов закачки и откачки жидкости из одного и того же резервуара.

Значения Кр принимаются по данным приложения 8, кроме ГОР.

При этом в приложении 8:

Кр подразделяются, в зависимости от разности температур закачиваемой жидкости и температуры атмосферного воздуха в наиболее холодный период года, на три группы:

Г руппа А. Нефть из магистрального трубопровода и другие нефтепродукты при температуре закачиваемой жидкости, близкой к температуре воздуха.

Группа Б. Нефть после электрообессоливающей установки (ЭЛОУ), бензины товарные, бензины широкой фракции (прямогонные, катализаты, рафинаты, крекинг-бензины и т.д.) и другие продукты при температуре закачиваемой жидкости, не превышающей 30 °С по сравнению с температурой воздуха.

Группа В. Узкие бензиновые фракции, ароматические углеводороды, керосин, топлива, масла и другие жидкости при температуре, превышающей 30 °С по сравнению с температурой воздуха.

Значения коэффициента Кргор для газовой обвязки группы одноцелевых резервуаров определяются в зависимости от одновременности закачки и откачки жидкости из резервуаров:

(5.1.6)

где: (0зак - QOTR) - абсолютная средняя разность объемов закачиваемой и откачиваемой из резервуаров жидкости.

Примечание 2. Для группы одноцелевых резервуаров с имеющимися техническими средствами сокращения выбросов (ССВ) и при их отсутствии (ОТС) определяются средние значения коэффициента Крср по формуле:

5.1.8. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗНАЧЕНИЙ КОЭФФИЦИЕНТОВ Кв


(5.1.7)


Коэффициент Кв рассчитывается на основе формулы Черникина (ф-ла 1, [13] в зависимости от значения давления насыщенных паров над жидкостью. При Pt ? 540 мм. рт. ст. Кв = 1, а при больших значениях принимается по данным приложения 9.

5.1.9. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПЫТНЫХ ЗНАЧЕНИЙ КОЭФФИЦИЕНТОВ КОБ

Значение коэффициента Коб принимается в зависимости от годовой оборачиваемости резервуаров (n):

В

(5.1.8)

•з

где: Vp - объем одноцелевого резервуара, м3.

5.2. ВЫБРОСЫ ПАРОВ НЕФТЕЙ И БЕНЗИНОВ

Валовые выбросы паров (газов) нефтей и бензинов рассчитываются по формулам: максимальные выбросы (М, г/с)

М = P38'm'K^ -К?“ - К, ¦ VT ¦ 0Л63¦ 10


(5.2.1)


годовые выбросы (G, т/год)

V m ¦ (КГ '    +    КГ)' Кр '    '    В' °>294

G =


Ю7'Рж

(5.2.2)


где: Р38 - давление насыщенных паров нефтей и бензинов при температуре 38 °С; m - молекулярная масса паров жидкости;

Ktmn, Ktmax - опытные коэффициенты, принимаются по Приложению 7.

Крср, Кpmах - опытные коэффициенты, принимаются по Приложению 8.

VHmax - максимальный объем паровоздушной смеси, вытесняемой из резервуара во время его закачки, м /час;

Кв - опытный коэффициент, принимается по Приложению 9;

Коб - коэффициент оборачиваемости, принимается по Приложению 10;

рт, - плотность жидкости, т/м ; ж

В - количество жидкости, закачиваемое в резервуары в течении года, т/год.

Примечание 1. Для предприятий, имеющих более 10 групп одноцелевых резервуаров, допускается принимать значения коэффициента Крср и при максимальных выбросах. Примечание 2. В случае, если бензины автомобильные закачиваются в группу одноцелевых резервуаров в летний период, как бензин «летний», а в зимний период года, как бензин «зимний», то:

_ 0,294 ¦ |fe8 КГ ¦¦ К“- тГ + |fce ¦ КГ¦ тр[ К? ¦ К,( ¦ В

G =

(5.2.3)

Выбросы паров нефтей и бензинов по группам углеводородов (предельных и непредельных), бензола, толуола, этилбензола, ксилола и сероводорода рассчитываются формулам:

максимальные выбросы (М^ г/с) i-го загрязняющего вещества:

м{ = м • с • 10-

2


(5.2.4)


годовые выбросы (Gi, т/год):

(5.2.5)


Методические указания по определению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров    Стр. 11 из 43

где Ci - концентрация i-ro загрязняющего вещества, % мас.

5.3. ВЫБРОСЫ ПАРОВ ИНДИВИДУАЛЬНЫХ ВЕЩЕСТВ

Выбросы паров жидкости рассчитываются по формулам: максимальные выбросы (М, г/с)

годовые выбросы (G, т/год)

где Р^П Ptmax - давление насыщенных паров жидкости при минимальной и максимальной температуре жидкости соответственно, мм. рт. ст.; m - молекулярная масса паров жидкости;

Крср, К^- - опытные коэффициенты, принимаются по Приложению 8;

Кв - опытный коэффициент, принимается по Приложению 9;

•з

VHmax - максимальный объем паровоздушной смеси, вытесняемой из резервуаров во время его закачки, м /час;

3

рт, - плотность жидкости, т/м ; ж

!жп, ^max - минимальная и максимальная температура жидкости в резервуаре соответственно, °С;

Коб - коэффициент оборачиваемости, принимается по Приложению 10;

В - количество жидкости, закачиваемое в резервуар в течение года, т/год.

5.4. ВЫБРОСЫ ПАРОВ МНОГОКОМПОНЕНТНЫХ ЖИДКИХ СМЕСЕЙ ИЗВЕСТНОГО СОСТАВА

Выбросы i-ro компонента паров жидкости рассчитываются по формуле

-    максимальные выбросы (Mj, г/с)

-    годовые выбросы (G, т/год)

где Ptjmin, Р^гаах - давление насыщенных паров i-ro компонента при минимальной и максимальной температуре жидкости соответственно, мм. рт. ст.;

Xj - массовая доля вещества;

Методические указания по определению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров    Стр.

Крср, Kpmax - опытные коэффициенты, принимаются по Приложению 8;

Кв - опытный коэффициент, принимается по Приложению 9;

Коб - коэффициент оборачиваемости, принимается по Приложению 10;

t^n, tжmах - минимальная и максимальная температура жидкости в резервуаре соответственно, °С;

•з

VHmax - максимальный объем паровоздушной смеси, вытесняемой из резервуаров во время его закачки, м /час;

В - количество жидкости, закачиваемое в резервуар в течение года, т/год.

Данные по компонентному составу растворителей, лаков, красок и т.д. представлены в Приложении 11.

5.5. ВЫБРОСЫ ГАЗОВ ИЗ ВОДНЫХ РАСТВОРОВ

Выбросы i-ro компонента газа из водных растворов рассчитываются по формулам:

-    максимальные выбросы (М|, г/с)

(5.5.1)

(5.5.2)


-    годовые выбросы (Gt, т/год)

где: К^П К^^ - константа Генри при минимальной и максимальной температурах соответственно, мм. рт. ст.;

Xi - массовая доля вещества;

Крср, К^ - опытные коэффициенты, принимаются по Приложению 8.

VHmax - максимальный объем паровоздушной смеси, вытесняемой из резервуара во время его закачки, м /час; t^n, 1жгаах - минимальная и максимальная температура жидкости в резервуаре соответственно, °С;

Xj, %2 - время эксплуатации резервуара соответственно сут/год и час/сут.

5.6. ВЫБРОСЫ ПАРОВ НЕФТЕПРОДУКТОВ (КРОМЕ БЕНЗИНОВ)

Выбросы паров нефтепродуктов рассчитываются по формуле:

-    максимальные выбросы (М, г/с)

М = С20 • ^max • Крх • VHmax : 3600

(5.6.1)


-    годовые выбросы (G, т/год)

(5.6.2)

где С20 - концентрация насыщенных паров нефтепродуктов при температуре 20 °С, г/м ;

K™n, Ktmax - опытные коэффициенты, при минимальной и максимальной температурах жидкости соответственно, принимаются по Приложению 7;

Кр - опытный коэффициент, принимается по Приложению 8;

Коб - опытный коэффициент, принимается по Приложению 10;

В - количество жидкости, закачиваемое в резервуар в течение года, т/год.

VHmax - максимальный объем паровоздушной смеси, вытесняемой из резервуара во время его закачки, м /час;

о , - плотность жидкости, т/м ; ж

Примечание 1. Для предприятий, имеющих более 10 групп одноцелевых резервуаров (керосинов, дизтоплив и т.д.) допускается принимать значения коэффициента Крср и при максимальных выбросах.

Примечание 2. В случае, если дизельное топливо закачивается в группу одноцелевых резервуаров в летний период, как ДТ «летнее», а в зимний период года, как ДТ «зимнее», то:

где С.^, С20з - концентрация насыщенных паров летнего и зимнего вида дизельного топлива соответственно, г/м3.

6. ВЫБРОСЫ ПАРОВ НЕФТЕПРОДУКТОВ В АТМОСФЕРУ ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ НЕФТЕБАЗ, ТЭЦ, КОТЕЛЬНЫХ, СКЛАДОВ ГСМ

6.1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ РАСЧЕТА ВЫБРОСОВ

Количество закачиваемой в резервуар жидкости принимается по данным предприятия в осенне-зимний (Воз, т) период года и весенне-летний (Ввл, т)

период. Кроме того, определяется объем паровоздушной смеси, вытесняемой из резервуара во время его закачки (VH, м /час), принимаемый равным

производительности насоса.

Значения опытных коэффициентов Кр принимается по данным Приложения 8.

Примечание. Выбросы от резервуаров с нижним и боковым подогревом одновременно рассчитывать согласно раздела 5.6 настоящих методических указаний.

6.2. ВЫБРОСЫ ПАРОВ НЕФТЕПРОДУКТОВ

Валовые выбросы паров нефтепродуктов рассчитываются по формулам*^:

-    максимальные выбросы (М, г/с)

М = С • Kpmax • VHmax : 3600    (6.2.1)

-    годовые выбросы (G, т/год)

G = (У2 • Вез + У3 • Ввл) • V”” • 10-6 + Охр • ^р • Np,    (6*2*2)

где: С^ - концентрация паров нефтепродукта в резервуаре, г/м , принимается по Приложению 12;

У2, У3 - средние удельные выбросы из резервуара соответственно в осенне-зимний и весенне-летний периоды года, г/т, принимаются по Приложению

12;

Gxp - выбросы паров нефтепродуктов при хранении бензина автомобильного в одном резервуаре, т/год, принимается по Приложению 13;

К - опытный коэффициент, принимается по Приложению 12.

При этом:

Кнп С20 1 : С20 ба    (623)

где: С20 1 - концентрация насыщенных паров нефтепродуктов при 20 °С, г/м ;

С20 ба - то же, паров бензина автомобильного, г/м .

Концентрации углеводородов (предельных, непредельных), бензола, толуола, этилбензола и ксилолов (Q, % масс.) в парах товарных бензинов приведены в Приложении 14.

* При этом выбросы индивидуальных компонентов по группам рассчитываются по формулам (5.2.4 и 5.2.5).

7. ВЫБРОСЫ ПАРОВ НЕФТЕПРОДУКТОВ В АТМОСФЕРУ ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ АВТОЗАПРАВОЧНЫХ СТАНЦИЙ

7.1 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ РАСЧЕТА ВЫБРОСОВ Для расчета максимальных выбросов принимается объем слитого нефтепродукта (Усл, м ) из автоцистерны в резервуар.

33

Количество закачиваемого в резервуар нефтепродукта принимается по данным АЗС в осенне-зимний (Q^, м ) и весенне-летний (QM, м ) периоды года. Примечание. Одновременная закачка нефтепродукта в резервуары и баки автомобилей не осуществляется.

7.2 ВЫБРОСЫ ПАРОВ НЕФТЕПРОДУКТОВ

Валовые выбросы паров нефтепродуктов рассчитываются по формулам*):

- максимальные выбросы (М, г/с)

автобензины и дизельное топливо

М = (Сргаах • V^) : 1200    (7.2.1)

М = (Cpmax • V^) : 3600    (7.2.2)

где: 1200 и 3600 - среднее время слива, с;

Г одовые выбросы (G, т/год) рассчитываются суммарно при закачке в резервуар, баки автомашин (G^) и при проливах нефтепродуктов на поверхность

^пр)*':

* Выбросы индивидуальных компонентов по группам рассчитываются по формулам (5.2.4 и 5.2.5).

G = ^зак + G^    (723)

G™ = [(Ср + С6) • Qo3 + (Ср + С6) • QBJI] • 10-6    (7.2.4)

3

где: Ср, Сб - концентрации паров нефтепродуктов в выбросах паровоздушной смеси при заполнении резервуаров и баков автомашин, г/м3, принимаются по приложению 15.

*)•

Годовые выбросы (G, т/год) при проливах составляют ): для автобензинов

Опр = 125 ¦ «оз + QM) ¦ 10-6 Опр = 50 ¦ ^ + QBJI) ¦ 10-6 Опр = 12,5 ¦ (Q03 + Qgi) ¦ 10-6


(7.2.5)

(7.2.6)

(7.2.7)


для дизтоплив

для масел


где: 125, 50, 12,5 - удельные выбросы, г/м3*).

’ - В качестве удельных выбросов при «проливах» приведены данные разработчиков о суммарных потерях на АЗС (отнесенных к м3 соответствующего нефтепродукта) через неплотности перекачивающей и запорной арматуры, при стекании со стенок шлангов, резервуаров для хранения, баков автомашин и т.п.

3

Значения концентраций паров углеводородов (С, г/м ) в выбросах паровоздушной смеси при заполнении резервуара и баков автомашин приведены в Приложении 15.

Значения концентраций паров бензинов (предельных, непредельных), бензола, толуола, этилбензола и ксилола**) приведены в Приложении 14.

*’1') - Здесь и далее под термином «ксилол» подразумевается смесь орто-, мета- и пара-изомеров (синоним «ксилолы»).

8. ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА ВЫБРОСОВ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ

8.1. НПЗ. БЕНЗИН-КАТАЛИЗАТ. ВАЛОВЫЕ ВЫБРОСЫ

Исходные данные

Наименование продукта

Р28, мм. рт. ст.

t °С

нк

t* °C

V max, м3/час

В, т/год

Рж т/м3

max

min

Бензин-катализат

420

42

32

10

56

300000

0,74

Продолжение исходных данных

Конструкция резервуара

Режим эксплуатации

ССВ

V, м3

Np, шт.

Количество групп

Наземный вертикальный

мерник

отсутств.

1000

3

22

Табличные данные

Валовый выброс

m

K^max

Kj.min

Kpcp

Кв

М, г/с

G, т/год

63,7

0,78

0,42

0,62

1,0

11,8100

324,6692

n = 300000 : (0,74 ¦ 1000 ¦ 3) = 135, а Коб = 1,35 (По Приложению 10). Расчеты выбросов:

G = 0,294 • 420 ¦ 63,7 • (0,78 ¦ 1,0 +

+ 0,42) • 0,62 • 1,35 ¦ 300000 • 10-7 : 0,73 = 324,6692 т/год    (5.2.2)

При необходимости идентификации в выбросах индивидуальных углеводородов по их содержанию в паровой фазе приоритетными являются данные непосредственных инструментальных определений массового состава выброса с последующим расчетом Mi и Gi по формулам 5.2.4 и 5.2.5, соответственно.

Кроме того для расчета могут быть использованы ориентировочные составы паров нефтепродуктов из Приложения 14, а также соотношения давлений насыщенных паров углеводородов при заданной температуре t = (tmax + tmin)/2 - для Gi, т/год;

tmax - для Mi, г/сек и коэффициенты пересчета К^ из Приложения 16.

Идентификация состава выбросов (М = 11,8100 г/с; G = 321,6692 т/год)

Опр еделяемый

*)

параметр

Углеводороды

Предельные С1-10

SC1_10

Ароматические

X

С5

С6

С7

С8

С9

С

^10

бензол

толуол

ксилол

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Ci,. % мас. (Прил. 14, стабильный катализат)

92,84

2,52

2,76

1,88

100,0

mt (Прил. 16)

72,15

86,18

100,20

114,23

128,25

142,29

Pi30, Па (Прил. 16)

81770

25200

7763

2454

857

244,7

118288,7

*

ii

0,6914

0,2130

0,0656

0,0207

0,0072

0,0021

1,0000

*

mi ¦ yi

49,88

18,36

6,57

2,36

0,92

0,30

78,39

C*i, % мас.

63,64

23,42

8,38

3,01

1,17

0,38

100,00

Ci, % мас.

59,09

21,74

7,78

2,79

1,09

0,35

92,84

О

6,97

2,57

0,92

0,33

0,13

0,04

10,96

0,30

0,33

0,22

11,81

Ki/5, (из Прил. 16)

1,000

1,667

3,125

5,882

10,000

16,667

Ki/5 • Mi г/с (в пересчете на C5)

6,97

4,28

2,88

1,94

1,3

0,67

18,04

Pi20, Па (Прил. 16)

56410

17600

4712

1391

461,0

119,7

80693,7

*

У i

0,6991

0,2181

0,0584

0,0172

0,0057

0,0015

1,0000

*

mi ¦ У i

50,44

18,80

5,85

1,96

0,73

0,21

77,99

C*i, % мас.

64,67

24,11

7,50

2,51

0,94

0,27

100,00

Ci, % мас.

60,05

22,38

6,96

2,33

0,87

0,25

92,84

2,52

2,76

1,88

100,0

Gi, т/год в пересчете на

С5

193,1623

71,9895

22,3882

7,4949

2,7985

0,8042

298,6376

8,1061

8,8781

6,0474

321,6692

Ki/5 • Gi, т/год

193,16

120,01

69,96

44,09

27,99

13,40

468,61

* Примечание. Относительная равновесная мольная доля: у*! = Р/^р

т1'У1

Q ' ZCi-io


8.2. НПЗ. БЕНЗИН АВТОМОБИЛЬНЫЙ. ВАЛОВЫЕ ВЫБРОСЫ. ССВ - ПОНТОН И ОТСУТСТВИЕ ССВ

Исходные данные

Продукт

Р38, мм. рт. ст.

t , °С нк

t , °С

ж’

V max, м3/час

В, т/год

рЖ, т/м3

летний

зимний

летн.

зимн.

max

min

Бензин автом.

425

525

40

35

30

+5

250

1460000

0,73

Продолжение исходных данных

Конструкция резервуара

Режим эксплуат.

ССВ

^ м3

Np, шт.

Количество групп

Наземный

мерник

понтон

10000

2

22

вертикальный

отсутств.

5000

2

Табличные данные

Расчеты

m

К max

К min

V1

К ср

Выбросы

летн.

зимн.

t

t

понтон

отсут.

p

М, г/с

G, т/год

63,1

61,5

0,74

0,35

0,11

0,60

0,27

21,8344

865,3175

Средние значения р    (10000-    2) + (5000 ¦ 2)

(5.1.7)

(5.1.8)


n = 1460000 : [0,73 • (10000 • 2 + 5000 • 2)] = 67, а Коб = 1,75

Расчеты выбросов:


М = 0,163 • 425 • 63,1 • 0,74 • 0,27 • 1,0 • 250 • 10-4 = 21,8344 г/с*)

(5.2.3)

Методические указания по определению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров    Стр. 18 из 43

Примечание. Порядок расчета выбросов индивидуальных углеводородов аналогичен примеру 8.1.

8.3. НПЗ. БЕНЗИН АВТОМОБИЛЬНЫЙ. ИДЕНТИФИКАЦИЯ ВЫБРОСОВ

Исходные данные

Продукт

Р38, мм. рт. ст

t , °С нк

t , °С

ж’

V4max, м3/час

В, т/год

рЖ, т/м3

летн.

зимн.

летн.

зимн.

max

min

м3/час

Бензин автом.

425

525

40

35

30

+5

250

1460000

0,73

Продолжение исходных данных

Конструкция резервуара

Режим эксплуат.

ССВ

^ м3

Np, шт.

Количество групп

Наземный вертикальный

мерник

отсутств.

5000

4

22

Табличные данные

Валовые выбросы

m

К max

К min

V

К

в

М, г/с

G, т/год

летн.

зимн.

63,1

61,5

0,74

0,35

0,60

1,0

48,5209

1483,4014

n = 1460000 : (0,73 • 5000 • 4) = 100, а Ко6 = 1,35

Расчеты валовых выбросов:

M = 0,163 • 425 • 63,1 • 0,74 • 0,60 • 1,0 • 250 • 10-4 = 48,5209, г/с

^ _ 0,294 ¦ [(425¦ 63,1 ¦ 0,7411,0) + (525 ¦ 61,5¦ 0,35)]' 0,60¦ 1,35¦ 1460000

107 ¦ 0,73 = 1483,4014 т/год

Концентрации веществ в выбросах, % масс

Углевод. пред. алиф. С1 -

С

^10

Углевод. непред. С2 - С5

Бензол

Толуол

Этилбензол

Ксилолы

Сероводород

94,323

2,52

1,82

1,16

0,045

0,132

отс.

Выбросы

Идентификация состава выбросов

Углевод, пред. алиф. C1 -C

10

Углевод непред. С2 - С5

Бензол

Толуол

Этилбензол

Ксилолы

Сероводород

/с

45,8000

1,2200

0,8830

0,5630

0,0218

0,0640

отс

Gj, т/год

1400,0000

37,4000

27,0000

17,2000

0,6680

1,9600

отс.

Примечание: При необходимости идентификации в выбросах индивидуальных углеводородов предельных С - и непредельных С2 - С5 по известному их содержанию в паровой фазе используются коэффициенты пересчета из Приложения 16:

|    _Идентификация состава выбросов углеводородов__

NormaCS® (NRMS10-02983)    www.normacs.ru    24.02.2009    9:57:51

Выбросы

Предельные С - С10

Непредельные С2 - С5

С4

С5

С6

С7

С8

С9

С

^10

С4

С5

С % маc

28,064

32,848

20,773

9,030

2,889

0,599

0,125

0,22

2,30

Mi г/с

13,6

15,9

10,1

4,4

1,4

0,3

0,1

0,11

1,11

Gi т/г

416,3

487,3

308,1

134,0

42,8

8,9

1,9

3,3

34,1

6,8

15,9

16,8

13,8

8,2

3,0

1,7

0,04

1,11

МС,-С,./С, =XKi/c, Mi = бб,2Г

Мс,-с,.*, =SKi^ М; = 1,15 г/с

G^,^=ZK^Gi=1856-4

GCl-Cl[/Cl=2Ki^'Gi = 35-4

8.4. НПЗ. КЕРОСИН ТЕХНИЧЕСКИЙ Исходные данные

Наименование продукта

С20’ г/м3

t , °С

ж’

Учтах, м3/час

В, т/год

Рж, т/м3

max

min

Керосин техн.

11,2

55

25

70

500000

0,85

Продолжение исходных данных

Конструкция резервуара

Режим эксплуатац.

CCB

^ м3

Np, шт.

Количество групп

Наземный вертикальн.

мерник

отсутств.

3000

4

22

Табличные данные

Выбросы

К max

К min

V

М, г/с

G, т/год

2,88

1,20

0,63

0,3950

16,9000

n = 500000 : (0,85 • 3000 • 4) = 49, а Коб = 2,0 М = 11,2 • 2,88 • 0,63 • 70 : 3600 = 0,3950 г/с

8.5. РАСТВОРИТЕЛЬ № 646. ВЫБРОСЫ КОМПОНЕНТОВ

Исходные данные

Наименование продукта

t , °С

ж’

V max, м3/час

В, т/год

Конструкция резервуара

max

min

Раствор. № 646

30

20

0,5

1300

горизонтальный

Продолжение исходных данных

Табличные данные

Режим эксплуатации

CCB

V

¦о

Np, шт.

К max

Kpcp

Мерник

отс.

5

4

1,0

0,7

Продолжение табличных данных

Компонент

Константы Антуана

m

P

Ci, % масс

А

В

С

Ацетон

7,2506

1281,7

237

58,1

0,792

7

Бутиловый спирт

8,7051

2058,4

246

74,1

0,805

10

Бутилацетат

7,006

1340,7

199

116

0,882

10

Толуол

6,95334

1343,94

219,38

92,1

0,867

50

Этиловый спирт

9,274

2239

273

46,1

0,789

15

Этилцеллозольв

8,416

2135

253

90

0,931

8

Расчеты

Компонент

Р

г30

Р

г20

Xi : mi

iX

iP

М, г/с

G, т/год

мм. рт. ст.

Ацетон

282

183

0,00120

0,088

0,0112

0,1081

Бутиловый спирт

17,7

9,26

0,00135

0,124

0,0010

0,0090

Бутилацетат

14,2

7,66

0,000860

0,113

0,00080

0,0073

Толуол

36,7

21,8

0,00543

0,577

0,0104

0,0971

Этиловый спирт

76,7

42,9

0,00325

0,190

0,0065

0,0596

Этилцеллозольв

7,44

3,94

0,00089

0,086

0,00034

0,0030

Примечание. Х; = С; : 100

^(Xj : mj) = 0,00120 + 0,00135 + 0,00086 + 0,00543 + 0,00325 + 0,00089 = 0,0130 ^(Xj : pj) = 0,088 + 0,124 + 0,113 + 0,577 + 0,190 + 0,086 = 1,178

n = 1300 : 0,849 : 5 : 4 = 77, a Ko6 = 1,5

0,445 ¦ 282 ¦ 0,07 ¦ 1,0 ¦ 1,0 ¦ 0,5

— = 0,0112 г/с ит.д.

M


ЩнТОНЪ


100' 0,0130'(273+ 30)

0,160 ¦ (282 ¦ 1,0 + 183) ¦ 0,07 ¦ 0,70 ¦ 1,5 ¦ 1300 ¦ 1,178

= 0,1081 т/год ит.д.

G


ацетона.


10* -0,0130- (546 + 30 + 20)

8.6. НЕФТЕБАЗА. БЕНЗИН АВТОМОБИЛЬНЫЙ. ВАЛОВЫЕ ВЫБРОСЫ

Исходные данные

Наименование продукта

Q4, м3/час

Воз, m

В , m

вл’

Конструкция резервуара

Режим эксплуатац.

Бензин автомоб.

400

16000

24000

наземный вертикальн.

мерник

__Продолжение исходных данных__

I    I    I    ССВ    |

NormaCS® (NRMS10-02983)    www.normacs.ru    24.02.2009    9:57:51

^ м3

Np, шт.

К max

5000

8

отсут.

0,80

М = 972 • 0,80 • 400 : 3600 = 86,4 г/с G = (780 • 16000 + 1100 • 24000) • 0,8 • 10-6 + 5,8 • 1,0 • 8 = 77,504 т/год

8.7. АЗС. БЕНЗИН АВТОМОБИЛЬНЫЙ. ВАЛОВЫЕ ВЫБРОСЫ

Исходные данные

Наименование продукта

V^ м3

Ооз, м3

Q , м3

^вл’

Конструкция резервуара

Автобензин

4,0

3150

3150

заглубленный

Табличные данные

Выбросы

М = 480 • 4,0 : 1200 = 1,60 г/с


Cmax

C оз

р

C вл

р

С* оз Сб

С* вл Сб

М, г/с*)

G, т/год^

480

210

255

420

515

1,60

5,1975

G = [(210 + 420) • 3150 + (255 + 515) • 3150 + 125 • (3150 + 3150)] • 10-6 = 5,1975 т/год * Примечание. Порядок расчета выбросов индивидуальных углеводородов аналогичен примеру 8.1.

8.8. ТЭЦ. МАЗУТ ТОПОЧНЫЙ (резервуар с нижним боковым подогревом).

Исходные данные Согласно примечания к п. 6.1. расчет ведется по п. 5.6.

Наименование продукта

г/м3

Конструкция резервуара

Режим эксплуатации

Мазут топочный М-100

5,4

наземный вертикальный с нижним и боковым подогревом

мерник

Продолжение исходных данных

CCB

^ м3

N , шт.

p

Кол-во групп

t ,

ж’

max

°с

min

V max, м3

В, т/год

Рж, т/м3

отсут.

1000

3

1

60

60

85

10000

1,015

Табличные данные    Выбросы

К max

К min

Крср

К max

Коб

M, г/с*)

G, т/год *)

3,2

3,2

0,65

0,93

2,5

0,3794

0,2766

N = 10000 : (1,015 • 1000 • 3) = 9,85 М = 5,4 • 3,2 • 0,93 • 85 : 3600 = 0,3794 г/с G = (5,4 • 3,2 + 3,2 • 0,65 • 2,5 • 10000) : (2 • 106 • 1,015) = 0,2766 т/год

Примечание. При расчетах ПДВ и ВСВ - учитывать класс опасности 4, ПДК lL,^ = i Мг/м3.

8.9. ТЭЦ. МАЗУТ ТОПОЧНЫЙ (резервуар без обогрева).

Исходные данные

Наименование продукта

Конструкция резервуара

В , т

оз’

В , т

вл’

V4max, м3/час

Режим эксплуатации

Мазут топочный М-100

наземный вертикальный без обогрева

5000

5000

85

мерник

Продолжение исходных данных

ССВ

VP, м3

Np, шт.

Отсут.

1000

3

Табличные данные

Выбросы

3

3

-

/т

3У

,

т

К max

Gxp

Кнп

М, г/с*)

G, т/год*)

5,4

4,0

4,0

0,83

1,49

4,3 • 10-3

0,1058

0,0524

М = 5,4 • 0,83 • 85 : 3600 = 0,1058 г/с G = (4,0 • 5000 + 4,0 • 5000) • 0,83 • 10-6 + 1,49 • 4,3 • 10-3 • 3 = 0,0524 т/год Примечание. При расчетах ПДВ и ВСВ - учитывать класс опасности 4, ПДКС = | мг/м3

ИСПОЛЬЗУЕМАЯ ЛИТЕРАТУРА

1.    Перечень методических документов по расчету выделений (выбросов) загрязняющих веществ в атмосферный воздух. С.-Пб., 1998.

2.    Методика определения концентрации сероводорода фотометрическим методом по реакции образования «метиленового голубого». Сборник методик по определению концентраций загрязняющих веществ в промышленных выбросах. Л., 1987.

3. Методика газохроматографического измерения массовой концентрации предельных углеводородов С^ - С5, а также Сб и выше (суммарно) в

промышленных выбросах. Казанское ПНУ «Оргнефтехимзаводы», ЗАО «Любэкоп», МП «Белинэкомп», 1997.

4.    Методика газохроматографического измерения массовой концентрации предельных углеводородов    С1 -    С10    (суммарно),    непредельных углеводородов

С2 " С5 (суммарно) и ароматических углеводородов (бензола, толуола, этилбензола,    ксилолов,    стирола)    при    их совместном присутствии    в промышленных

выбросах. Казанское ПНУ «Оргнефтехимзаводы», ЗАО «Любэкоп», МП «Белинэкомп», 1997.

5. Перечень и коды веществ, загрязняющих атмосферный воздух. - СП.: НИИ Охраны атмосферного воздуха. Министерство охраны окружающей Среды и природных ресурсов РФ, Фирма «Интеграл». 1997.

6. Дополнение № 9-38-96 к списку «Ориентировочные безопасные уровни воздействия (ОБУВ) загрязняющих веществ в атмосферном воздухе населенных мест». Утвержден Главным Государственным санитарным врачом Республики Беларусь от 23 февраля 1996 г.

7.    Справочник химика. Т. 1. Л.: «Химия», 1967. С. 1070.

8.    Краткий справочник по химии. Киев.: «Наукова думка», 1974. С. 992.

9.    Тищенко Н.Ф. Охрана атмосферного воздуха. М.: «Химия», 1991. С. 368.

10.    Павлов К.Ф. и др. Примеры и задачи по курсу процессов и аппаратов химической технологии. М., Л.,: «Химия», 1964. С. 664.

11.    Константинов Н.Н. Борьба с потерями от испарения нефти и нефтепродуктов. М.: Гостоптехиздат, 1961. с. 250.

12. Сборник методик по расчету выбросов в атмосферу загрязняющих веществ различными производствами. Л., Гидрометеоиздат. 1986. С. 184.

13.    Инструкция по инвентаризации источников выбросов вредных веществ в атмосферу предприятиями Министерства нефтяной и газовой промышленности СССР (РД 39-01-47098), Уфа, 1989.

ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение 1

Предельно допустимые концентрации (ПДК) и ориентировочные безопасные уровни воздействия (ОБУВ) загрязняющих веществ в атмосферном

воздухе населенных мест

Вещество

Класс опасности

ПДК м.р. мг/м3

ПДК с.с. мг/м3

ОБУВ мг/м3

1

2

3

4

5

Углеводороды предельные алифатического ряда

Метан

50

Бутан

4

200

Пентан

4

100

25

Г ексан

4

60

Углеводороды непредельные

Этилен

3

3

3

Пропилен

3

3

3

Бутилен

4

3

3

Амилен (смесь изомеров)

4

1,5

1,5

Углеводороды ароматические

Бензол

2

1,5

0,1

Толуол

3

0,6

0,6

Этилбензол

3

0,02

0,02

Ксилолы

3

0,2

0,2

Изопропилбензол

4

0,014

0,014

Прочие вещества

Спирт метиловый

3

1

0,5

Спирт этиловый

4

5

5

Спирт изобутиловый

4

0,1

0,1

Серная кислота

2

0,3

0,1

Уксусная кислота

3

0,2

0,06

Ацетон

4

0,35

0,35

Метилэтилкетон

0,1

Фурфурол

3

0,05

0,05

Фенол

2

0,01

0,03

Г идроперекись изопропилбензола

2

0,007

0,007

Этиленгликоль

1

Аммиак

4

0,2

0,04

Сернистый ангидрид

3

0,5

0,05

Сероводород

2

0,008

Формальдегид

2

0,035

0,003

Хлор

2

0,1

0,03

Хлористый водород (соляная кислота)

2

0,2

0,2

Углеводороды предельные алифатического ряда С1 - С10

4

25

Керосин

1,2

Масло минеральное нефтяное

0,05

Углеводороды предельные С12 - С19

4

1

Уайт-спирит

1

Сольвент нафта

0,2

Скипидар

4

1

1

Примечание 1. Значения ПДК (ОБУВ) приведены из [4].

Примечание 2. Значения ОВУВ углеводородов предельных алифатического ряда С1 - С10 приведены из [5] и распространяются только на территорию Республики Беларусь.

Приложение 2

Физико-химические свойства некоторых газов и жидкостей

Вещество

Формула

Температура нач. кип. tHH, °C

Плотность жидкости рж, т/м3

Молекул. масса m

1

2

3

4

5

Бутан

С4Н10

-0,5

-

58,12

Пентан

C5H12

36,1

0,626

72,15

Г ексан

С6Н14

68,7

0,660

86,18

Г ептан

C7H16

98,4

0,684

100,21

Изооктан

C8H18

93,3

0,692

114,24

Цетан

С16Н34

287,5

0,774

226,45

Этилен

С2Н4

-103,7

-

28,05

Пропилен

С3Н6

-47,8

-

42,08

Бутилен

С4Н8

-6,3

-

56,11

Амилен

С5Н10

30,2

0,641

70,14

Бензол

С6Н6

80,1

0,879

78,11

Толуол

С7Н8

110,6

0,867

92,14

о-Ксилол

0

8

C8

144,4

0,881

106,17

м-Ксилол

С8Н10

139,1

0,864

106,17

п-Ксилол

0

8

C8

138,35

0,861

106,17

Этилбензол

С8Н10

136,2

0,867

106,17

Изопропилбензол

С9Н12

152,5

0,862

120,20

Спирт метиловый

СН4О

64,7

0,792

32,04

Спирт этиловый

С2Н6О

78,37

0,789

46,07

Спирт изобутиловый

C4H10O

108

0,805

74,12

Уксусная кислота

С2Н4О2

118,1

1,049

60,05

Ацетон

С3Н6О

56,24

0,792

58,08

Метилэтилкетон

С4Н8О

79,6

0,805

72,10

Фурфурол

С5Н4О2

161,7

1,159

96,09

Фенол

С6Н6О

182

-

94,11

Этиленгликоль

С2Н6О2

197,2

1,114

62,07

Диэтиленгликоль

С4Н10О3

244,33

1,118

106,12

Аммиак

NH3

-33,35

-

17,03

Сернистый ангидрид

SO2

-10,1

-

64,06

Сероводород

H2S

-60,8

-

34,08

Формальдегид

СН2О

-21

-

30,03

Хлор

С12

-33,6

-

70,91

Хлористый водород

НС1

-85,1

-

36,46

Примечание. Физико-химические свойства приняты по данным [7, 8]

Приложение 3

Константы уравнения Антуана некоторых веществ

Вещество

Уравнение

Интервал температур, °С

Константы

от

до

А

В

С

1

2

3

4

5

6

7

Углеводороды предельные алифатического ряда

Бутан

2

0

-

45

6,83029

945,9

240,0

2

45

152

7,39949

1299

289,1

Пентан

2

-30

120

6,87372

1075,82

233,36

Г ексан

2

0

-

110

6,87776

1171,53

224,37

Г ептан

2

0

-

130

6,90027

1266,87

216,76

Изооктан*

2

-15

131

6,8117

1259,2

221

Цетан

2

70

175

7,33309

2036,4

172,5

Углеводороды непредельные

Этилен

2

-70

9,5

7,2058

768,26

282,43

Пропилен

2

-477

0,0

6,64808

712,19

236,80

2

0,0

91,4

7,57958

1220,33

309,80

Бутилен

2

-

^1

40

6,84290

926,10

240,00

Амилен

2

0

-

100

6,78568

1014,29

229,78

цис-Пентен-2

2

0

-

82

6,87540

1069,47

230,79

транс-Пентен-2

2

-60

81

6,90575

1083,99

232,97

2-Метилбутен-1

2

0

-

75

6,87314

1053,78

232,79

2-Метилбутен-2

2

0

-

85

6,91562

1095,09

232,84

2-Метилбутен-3

2

0

-

60

6,82618

1013,47

236,82

Углеводороды ароматические

Бензол

2

-20

5,5

6,48898

902,28

178,10

2

5,5

160

6,91210

1214,64

221,20

Толуол

1

-92

15

8,330

2047,3

-

2

20

200

6,95334

1343,94

219,38

о-Ксилол

2

25

50

7,35638

1671,8

231,0

2

50

200

6,99891

1474,68

213,69

2

25

45

7,36810

1658,23

232,3

м-Ксилол

2

45

195

7,00908

1462,27

215,11

п-Ксилол

2

25

45

7,32611

1635,74

231,4

2

45

190

6,99052

1453,43

215,31

Этилбензол

2

20

45

7,32525

1628,0

230,7

2

45

190

6,95719

1424,26

213,21

Изопропилбензол

2

25

60

7,25827

1637,97

223,5

2

60

200

6,93666

1460,79

207,78

Прочие вещества

Спирт метиловый

1

7

153

8,349

1835

-

Спирт этиловый*

2

-

-

9,274

2239

273

Спирт изобутиловый*

2

-9

116

8,7051

2058,4

246

Уксусная кислота

1

-35

10

8,502

2177,4

-

2

16,4

118

7,55716

1642,54

233,39

Ацетон*

2

15

93

7,2506

1281,7

237

Метилэтилкетон

1

-15

85

7,754

1725,0

-

Фурфурол

2

-

-

4,427

1052

273

Фенол

2

0

40

11,5638

3586,36

273

2

41

93

7,86819

2011,4

222

Этиленгликоль

1

25

90

8,863

2694,7

-

Диэтиленгликоль

1

80

165

8,1527

2727,3

-

Примечание. Константы уравнения Антуана (без звездочек) приняты по [7], а со звездочками - по [9]

Приложение 4

Значения постоянной Кг для водных растворов некоторых газов (в таблице даны значения Кг • 10"9 в мм. рт. ст.)

t , °С

ж’

Газ

Метан

Этан

Этилен

Ацетилен

Хлор

Сероводород

Диоксид серы

Хлористый водород

Аммиак

0

17000

9550

4190

550,0

204,0

203,0

12,50

1,850

1,560

5

19700

11800

4960

640,0

250,0

239,0

15,20

1,910

1,680

10

22600

14400

5840

730,0

297,0

278,0

18,40

1,970

1,800

15

25600

17200

6800

820,0

346,0

321,0

22,00

2,030

1,930

20

28500

20000

7740

920,0

402,0

367,0

26,60

2,090

2,080

25

31400

23000

8670

1010

454,0

414,0

31,00

2,150

2,230

30

34100

26000

9620

1110

502,0

463,0

36,40

2,200

2,410

40

39500

32200

-

-

600,0

566,0

49,50

2,270

-

60

47600

42900

-

-

731,0

782,0

83,90

2,240

-

80

51800

50200

-

-

730,0

1030

128,0

-

-

100

53300

52600

-

-

-

1120

-

-

-

Примечание. Значения постоянной Кг приняты по [10].

Приложение 5

Значения молекулярной массы паров (m) нефтей и бензинов

t

нк

m

t

нк

m

t

нк

m

t

нк

m

t

нк

m

t

нк

m

Пары нефтей и ловушечных продуктов

10

51,0

20

57,0

30

63,0

40

69,0

50

75,0

60

81

11

51,6

21

57,6

31

63,6

41

69,6

51

75,6

65

84

12

52,2

22

58,2

32

64,2

42

70,2

52

76,2

70

87

13

52,8

23

58,8

33

64,8

43

70,8

53

76,8

75

90

14

53,4

24

59,4

34

65,4

44

71,4

54

77,4

80

93

15

54,0

25

60,0

35

66,0

45

72,0

55

78,0

85

96

16

54,6

26

60,6

36

66,6

46

72,6

56

78,6

90

99

17

55,2

27

61,2

37

67,2

47

73,2

57

79,2

95

102

18

55,8

28

61,8

38

67,8

48

73,8

58

79,8

100

105

19

56,4

29

62,4

39

68,4

49

74,4

59

80,4

110

111

Пары бензинов и бензиновых фракций

30

60,0

36

61,8

42

63,7

48

65,7

54

67,8

60

70

31

60,3

37

62,1

43

64,1

49

66,1

55

68,1

62

71

32

60,6

38

62,5

44

64,4

50

66,4

56

68,5

85

80

33

60,9

39

62,8

45

64,7

51

66,7

57

68,8

105

88

34

61,2

40

63,1

46

65,1

52

67,1

58

69,2

120

95

35

61,5

41

63,4

47

65,4

53

67,4

59

69,5

140

105

Примечание. Значения молекулярной массы паров приняты по формулам [11].

Приложение 6

Атомные массы некоторых элементов

Название

Символ

Атомная масса

Название

Символ

Атомная масса

Азот

N

14,008

Сера

S

32,066

Водород

Н

1,008

Углерод

С

12,011

Кислород

О

16,0

Хлор

С1

35,457

Приложение 7

Значения опытных коэффициентов

t , °С

ж’

Kt

t , °С

ж’

Kt

t , °С

ж’

Kt

t , °С

ж’

Kt

t , °С

ж’

Kt

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Нефти и бензины

-30

0,09

-14

0,173

+2

0,31

18

0,54

34

0,82

-29

0,093

-13

0,18

+3

0,33

19

0,56

35

0,83

-28

0,096

-12

0,185

+4

0,34

20

0,57

36

0,85

-27

0,10

-11

0,193

+5

0,35

21

0,58

37

0,87

-26

0,105

-10

0,2

+6

0,36

22

0,60

38

0,88

-25

0,11

-9

0,21

+7

0,375

23

0,62

39

0,90

-24

0,115

-8

0,215

+8

0,39

24

0,64

40

0,91

-23

0,12

-7

0,225

+9

0,40

25

0,66

41

0,93

-22

0,125

-6

0,235

10

0,42

26

0,68

42

0,94

-21

0,13

-5

0,24

11

0,43

27

0,69

43

0,96

-20

0,135

-4

0,25

12

0,445

28

0,71

44

0,98

-19

0,14

-3

0,26

13

0,46

29

0,73

45

1,00

-18

0,145

-2

0,27

14

0,47

30

0,74

46

1,02

-17

0,153

-1

0,28

15

0,49

31

0,76

47

1,04

-16

0,16

0

0,29

16

0,50

32

0,78

48

1,06

-15

0,165

+1

0,3

17

0,52

33

0,80

49

1,08

50

1,10

Нефтепродукты (кроме бензина)

-30

0,135

-3

0,435

24

1,15

51

2,58

78

4,90

-29

0,14

-2

0,45

25

1,20

52

2,60

79

5,00

-28

0,15

-1

0,47

26

1,23

53

2,70

80

5,08

-27

0,153

0

0,49

27

1,25

54

2,78

81

5,10

-26

0,165

+1

0,52

28

1,30

55

2,88

82

5,15

-25

0,17

+2

0,53

29

1,35

56

2,90

83

5,51

-24

0,175

+3

0,55

30

1,40

57

3,00

84

5,58

-23

0,183

+4

0,57

31

1,43

58

3,08

85

5,60

-22

0,19

+5

0,59

32

1,48

59

3,15

86

5,80

-21

0,20

+6

0,62

33

1,50

60

3,20

87

5,90

-20

0,21

+7

0,64

34

1,55

61

3,30

88

6,0

-19

0,22

+8

0,66

35

1,60

62

3,40

89

6,1

-18

0,23

+9

0,69

36

1,65

63

3,50

90

6,2

-17

0,24

10

0,72

37

1,70

64

3,55

91

6,3

-16

0,255

11

0,74

38

1,75

65

3,60

92

6,4

-15

0,26

12

0,77

39

1,80

66

3,70

93

6,6

-14

0,27

13

0,80

40

1,88

67

3,80

94

6,7

-13

0,28

14

0,82

41

1,93

68

3,90

95

6,8

-12

0,29

15

0,85

42

1,97

69

4,00

96

7,0

-11

0,30

16

0,87

43

2,02

70

4,10

97

7,1

-10

0,32

17

0,90

44

2,09

71

4,20

98

7,2

-9

0,335

18

0,94

45

2,15

72

4,30

99

7,3

-8

0,35

19

0,97

46

2,20

73

4,40

100

7,4

-7

0,365

20

1,00

47

2,25

74

4,50

-6

0,39

21

1,03

48

2,35

75

4,60

-5

0,40

22

1,08

49

2,40

76

4,70

-4

0,42

23

1,10

50

2,50

77

4,80

Приложение 8

Значения опытных коэффициентов Кр

Категория

Конструкция резервуаров

К max или К ср

Объем резервуара, Vp, м3

р р

100 и менее

200 - 400

700 - 1000

2000 и более

1

2

3

4

5

6

7

Режим эксплуатации - «мерник». ССВ - отсутствуют

Наземный вертикальный

К max

0,90

0,87

0,83

0,80

А

К ср р

0,63

0,61

0,58

0,56

Заглубленный

К max

0,80

0,77

0,73

0,70

0,56

0,54

0,51

0,50

Крср

Наземный горизонтальный

К max

1,00

0,97

0,93

0,90

К ср р

0,70

0,68

0,65

0,63

Б

Наземный вертикальный

К max

0,95

0,92

0,88

0,85

Крср

0,67

0,64

0,62

0,60

Заглубленный

К max

0,85

0,82

0,78

0,75

Крср

0,60

0,57

0,55

0,53

Наземный горизонтальный

К max

1,00

0,98

0,96

0,95

Крср

0,70

0,69

0,67

0,67

В

Наземный вертикальный

К max

1,00

0,97

0,93

0,90

Крср

0,70

0,68

0,650

0,63

Заглубленный

К max

0,90

0,87

0,83

0,80

К ср р

0,63

0,61

0,58

0,56

Наземный горизонтальный

К max

1,00

1,00

1,00

1,00

Крср

0,70

0,70

0,70

0,70

Режим эксплуатации - «мерник». ССВ - понтон

А, Б, В

Наземный вертикальный

К max

0,20

0,19

0,17

0,16

К ср р

0,14

0,13

0,12

0,11

Режим эксплуатации - «мерник». ССВ - плавающая крыша

А, Б, В

Наземный вертикальный

К max

0,13

0,13

0,12

0,11

Крср

0,094

0,087

0,080

0,074

Режим эксплуатации - «буферная емкость»

А, Б, В

Все типы конструкций

Кр

0,10

0,10

0,10

0,10

Приложение 9

Значения коэффициентов Кв

Р(, мм. рт. ст.

К

в

Р(, мм. рт. ст.

К

в

Р(, мм. рт. ст.

К

в

540 и менее

1,00

620

1,33

700

1,81

550

1,03

630

1,38

710

1,89

560

1,07

640

1,44

720

1,97

570

1,11

650

1,49

730

2,05

580

1,15

660

1,55

740

2,14

590

1,19

670

1,61

750

2,23

600

1,24

680

1,68

759

2,32

610

1,28

690

1,74

Приложение 10

Значения опытных коэффициентов Ко6

n

100 и более

80

60

40

30

20 и менее

Коб

1,35

1,50

1,75

2,00

2,25

2,50

Приложение 11

Компонентный состав растворителей, лаков, красок и т.д. (Cj, % массовый)

Компонент

Растворители

N646

14 647

N648

N649

РМЛ-218

РМЛ

РМЛ 315

РИД

РКВ-1

Ацетон

7

-

-

-

-

-

-

3

-

Бутиловый спирт

10

7,7

20

20

19

10

15

10

50

Бутилацетат

10

29,8

50

-

9

-

18

18

-

Ксилол

-

-

-

50

23,5

-

25

-

50

Толуол

50

41,3

20

-

32,5

10

25

50

-

Этиловый спирт

15

-

10

-

16

64

-

10

-

Этилцеллозольв

8

-

-

30

3

16

17

-

-

Этилацетат

-

21,2

-

-

16

-

-

9

-

Летучая часть

100

100

100

100

100

100

100

100

Продолжение приложения 11

Компонент

Растворители

РКБ-2

М

Р-4

Р-219

АМР-3

РЛ-277

РЛ-278

РЛ-251

Ацетон

-

-

12

23

-

-

-

-

Метилизобутилкетон

-

-

-

-

-

-

-

40

Бутиловый спирт

95

5

-

-

22

-

20

-

Бутилацетат

-

30

12

-

25

-

-

-

Ксилол

5

-

-

-

-

-

30

-

Толуол

-

-

62

33

30

-

25

-

Этиловый спирт

-

60

-

-

23

-

15

-

Этилцеллозольв

-

-

-

-

-

-

10

-

Этилацетат

-

5

-

-

-

-

-

-

Циклогексанон

-

-

-

33

-

50

-

60

Этилгликольацетат

-

-

-

-

-

50

-

-

Летучая часть

100

100

100

100

100

100

100

100

Продолжение приложения 11

Компонент

Лаки

НЦ-221

НЦ-222

НЦ-223

НЦ-224

НЦ-218

НЦ-243

НЦ-52

Ацетон

3,4

-

-

-

-

-

-

Бутиловый спирт

16,6

7,4

10,05

8

6,3

11,1

33

Бутилацетат

12,5

7,2

12,06

10,2

6,3

7,4

-

Этилацетат

8,3

12,4

3,35

10,5

11,2

5,18

-

Этиловый спирт

8,3

12,2

-

34,05

11,2

7,4

1

Ксилол

-

-

16,75

10,3

16,45

-

-

Методические указания по опред Толуол

елению выбросо

33,2

в загрязняющих в

36,3

зеществ в атмосфер 16,75

у из резервуаров

16,45

37

Стр. 31 из 43

Этилцеллозольв

-

2,5

8,04

-

2,1

5,92

-

Окситерпеновый растворитель

-

-

-

1,95

-

-

-

Сольвент-нафта

-

-

-

-

-

-

4

Формальдегид

-

-

-

-

-

-

0,76

Летучая часть

83,3

78

68

75

70

74

38,76

Сухой остаток

16,9

22

32

25

30

26

61,24

Продолжение приложения 11

Kомпонент

Грунтовки

Разравнивающая жидкость РМЕ

Распределительная жидкость НЦ-313

Нитрополитура НЦ-314

Полировочная вода № 18

НЦ-0140

BHK

1

2

3

4

5

6

7

Ацетон

-

2,3

-

-

-

-

Бутиловый спирт

12

5,3

4

2

-

5

Бутилацетат

16

3,5

15

6,4

8,1

1

Этилацетат

12

9,4

20

5,2

-

2

Этиловый спирт

8

9,4

54

76,7

55,64

69

Ксилол

-

17,8

-

-

-

-

Толуол

16

20,6

-

3,6

8,7

-

Этилцеллозольв

12

17,7

-

3

13,6

-

Циклогексанон

4

-

-

-

-

-

Окситерпеновый растворитель

-

-

1

-

-

-

Бензин «галоша»

-

-

-

-

-

20

Летучая часть

80

70

94

96,9

86

97

Сухой остаток

20

30

6

3,1

14

3

Продолжение приложения 11

^ммнет

Полиэфирные, поли- и нитроуретановые краски

ПЭ-246

ПЭ-265

ПЭ-232

ПЭ-220

ПЭ-250М

УР-277М

ПЭ-251В

УР-245М

Ацетон

1 - 2

1 - 2

29

31

38

-

-

-

Бутилацетат

5

5

-

-

-

-

-

26

Стирол

1 - 2

1 - 2

-

-

-

-

3 - 5

-

Ксилол

-

-

1

1,5

1

5

1

16

Толуол

-

-

5

2,5

4

-

1

-

Метилизобутилкетон

-

-

-

-

-

-

8 - 11

-

Циклогексанон

-

-

-

-

-

34

8 - 11

14

Эгилгликольацетат

-

-

-

-

-

26

-

15

Летучая часть

8

8

35

35

43

65

21 - 29

71

Сухой остаток

92

92

65

65

57

35

79 - 71

29

Продолжение приложения 11

^ммнет

Эмали

ПЭ-276

НЦ-25

НЦ-132П

НЦ-1125

НЦ-257

НЦ-258

KB-518

ПФ-115

ПФ-133

МС-17

Бутилацетат

6

6,6

6,4

6

6,2

6,5

7

-

-

-

Этилцеллозольв

-

5,28

6,4

4,8

4,96

-

-

-

-

-

Ацетон

2 - 4

4,62

6,4

4,2

4,34

-

19,6

-

-

-

Бутанол

-

9,9

12

6

9,3

10,4

-

-

-

-

Этанол

-

9,9

16

9

6,2

5,85

-

-

-

-

Толуол

-

29,7

32,8

30

31

13

-

-

-

-

Этилацетат

-

-

-

-

-

0,75

-

-

-

-

Стирол

2 - 1

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Ксилол

-

-

-

-

-

16,25

-

22,5

25

60

Сольвент

-

-

-

-

-

-

43,4

-

-

-

Уайтспирит

-

-

-

-

-

-

-

22,5

-

-

Циклогексанон

-

-

-

-

-

3,25

-

-

-

-

Летучая часть

9 - 10

66

80

60

62

65

70

45

50

60

Сухой остаток

91 - 90

34

20

40

38

35

30

55

50

40

Продолжение приложения 11

Компонент

Шпатлевки, грунтовки

ПФ-002

НЦ-008

ХВ-005

ГФ-032 ГС, ГФ-0163

ГФ-

031

ГФ-032

ФЛ-03К

ФЛ-03Ж

ХС-010

АК-070

Клей ХВК-2А

Ацетон

-

4,5

8,5

-

-

-

-

17,4

-

17,5

Бутилацетат

-

9

4

-

-

-

-

8

43,5

8,8

Толуол

-

9

20,5

-

-

-

-

41,6

17,4

35

Этанол

-

-

-

-

-

-

-

-

8,7

-

Бутанол

-

1,5

-

-

-

-

-

-

17,4

-

Ксилол

-

-

-

-

51

61

15

-

-

-

Сольвент

25

-

-

25

-

-

-

-

-

-

Этилацетат

-

6

-

-

-

-

-

-

8,7

-

Уайтспирит

-

-

-

-

-

-

15

-

-

-

Летучая часть

25

30

33

32

51

61

30

67

87

70

Сухой остаток

75

70

67

68

49

39

70

33

13

Приложение 12

Значения концентраций паров нефтепродуктов в резервуаре С^ удельных выбросов У2, У3 и опытных коэффициентов Кнп

Нефтепродукт

КЛИМАТИЧЕСКАЯ ЗОНА

Кнп при t 20 °С

1

2

3

С1

У2

У3

С1

У2

У3

С1

У2

У3

3

г/

г/т

г/т

3

г/

г/т

г/т

3

г/

г/т

г/т

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

Бензин автомоб.

777,6

639,60

880,0

972,0

780,0

1100,0

1176,12

967,2

1331,0

1,1

Бензин авиацион.

576,0

393,60

656,0

720,0

480,0

820,0

871,20

595,2

992,20

0,67

БР

288,0

205,00

344,0

344,0

360,0

250,0

430,0

435,60

310,0

0,35

Т-2

244,8

164,00

272,0

306,0

200,0

340,0

370,26

248,0

411,40

0,29

Нефрас

576,0

377,20

824,0

720,0

460,0

780,0

871,20

570,40

943,80

0,66

Уайт-спирит

28,8

18,04

29,6

36,0

22,0

37,0

43,56

27,28

44,77

0,033

Изооктан

221,76

98,4

232,0

277,20

120,0

290,0

335,41

148,80

350,90

0,35

Г ептан

178,56

78,72

184,0

223,20

96,0

230,0

270,07

119,04

278,80

0,028

Бензол

293,76

114,8

248,0

367,20

140,0

310,0

444,31

173,60

375,10

0,45

Толуол

100,8

34,44

80,0

126,0

42,0

100,0

152,46

52,08

121,00

0,17

Этилбензол

37,44

10,66

28,0

46,80

13,0

35,0

56,63

16,12

42,35

0,067

Ксилол

31,68

9,02

24,0

39,6

11,0

30,0

47,92

13,64

36,30

0,059

Изопропилбензол

21,31

9,84

16,0

29,64

12,0

20,0

32,23

14,88

24,20

0,040

РТ (кроме Т-2)

5,18

2,79

4,8

6,48

3,4

6,0

7,84

4,22

7,26

-3

О

,4

5,

Сольвент нефтяной

8,06

3,94

6,96

10,08

4,8

8,7

12,20

5,95

10,53

-3

о

,2

8,

Керосин технич.

9,79

4,84

8,8

12,24

5,9

11,0

14,81

7,32

13,31

-3

о

10

Лигроин приборн.

7,2

2,36

5,86

9,0

4,1

7,3

10,89

5,08

8,83

-3

о

,3

7,

Керосин осветит.

6,91

3,61

6,32

8,64

4,4

7,9

10,45

5,46

9,56

-3

о

7,

Дизельное топ.

2,59

1,56

2,08

3,14

1,9

2,6

3,92

2,36

3,15

-3

о

,9

2,

Печное топливо

4,90

2,13

3,84

6,12

2,6

4,8

7,41

3,22

5,81

-3

о

,0

5,

Моторное топливо

1,15

0,82

0,82

1,44

1,0

1,0

1,74

1,24

1,24

1,1 ¦ 10-3

Мазуты

4,32

3,28

3,28

5,4

4,0

4,0

6,53

4,96

4,96

-3

о

,3

4,

Масла

0,26

0,16

0,16

0,324

0,2

0,2

0,39

0,25

0,25

0,27 ¦ 10-3

Примечание. Значения У2 (осенне-зимний период года) принимаются равными - У3 (весенне-летний период) для моторного топлива, мазутов и масел.

Приложение 13

Количество выделяющихся паров бензинов автомобильных при хранении в одном резервуаре G , т/год

хр

VP, м3

Вид резервуара

Наземный

Заглубленный

Г оризонтальный

средства сокращения выбросов

отсутст.

понтон

пл. крыша

ГОР

1-я климатическая зона

100 и менее

0,18

0,040

0,027

0,062

0,053

0,18

200

0,31

0,066

0,044

0,108

0,092

0,31

300

0,45

0,097

0,063

0,156

0,134

0,45

400

0,56

0,120

0,079

0,196

0,170

0,56

700

0,89

0,190

0,120

0,312

0,270

-

1000

1,21

0,250

0,170

0,420

0,360

-

2000

2,16

0,420

0,280

0,750

0,650

-

3000

3,03

0,590

0,400

1,060

0,910

-

5000

4,70

0,920

0,620

1,640

1,410

-

10000

8,180

1,600

1,080

2,860

2,450

-

15000 и более

11,99

2,360

1,590

4,200

3,600

-

2-я климатическая зона

100 и менее

0,22

0,049

0,033

0,077

0,066

0,22

200

0,38

0,081

0,054

0,133

0,114

0,38

300

0,55

0,120

0,078

0,193

0,165

0,55

400

0,69

0,150

0,098

0,242

0,210

0,69

700

1,10

0,230

0,150

0,385

0,330

-

1000

1,49

0,310

0,210

0,520

0,450

-

2000

2,67

0,520

0,350

0,930

0,800

-

3000

3,74

0,730

0,490

1,310

1,120

-

5000

5,80

1,140

0,770

2,030

1,740

-

10000

10,10

1,980

1,330

3,530

3,030

-

15000 и более

14,80

2,910

1,960

5,180

4,440

-

3-я климатическая зона

100 и менее

0,27

0,060

0,041

0,095

0,081

0,27

200

0,47

0,100

0,066

0,164

0,142

0,47

300

0,68

0,157

0,096

0,237

0,203

0,68

400

0,85

0,180

0,121

0,298

0,260

0,85

700

1,35

0,280

0,180

0,474

0,410

-

1000

1,83

0,380

0,260

0,640

0,550

-

2000

3,28

0,640

0,430

1,140

0,980

-

3000

4,60

0,900

0,600

1,610

1,380

-

5000

7,13

1,400

0,950

1,640

2,140

-

10000

12,42

2,440

1,640

2,500

3,730

-

15000 и более

18,20

3,580

2,410

4,340

5,460

-

Приложение 14

Kонцентрация загрязняющих веществ (% масс.) в парах различных нефтепродуктов [12].

Наименование

нефтепродукта

Kонцентрация компонентов С;, % масс

углеводороды

бензол

толуол

этилбензол

ксилолы

сероводород

предельные Cj - С10

непредельные

Сырая нефть

99,16

-

0,35

0,22

-

0,11

0,06

Прямогонные бензиновые фракции:

62 - 86

99,05

-

0,55

0,40

-

-

-

62 - 105

93,90

-

5,89

0,21

-

-

-

85 - 105

98,64

-

0,24

1,12

-

-

-

85 - 120

97,61

-

0,05

2,34

-

-

-

85 - 180

99,25

-

0,15

0,35

-

0,25

-

105 - 140

95,04

-

-

3,81

-

1,15

-

120 - 140

95,90

-

-

2,09

-

2,01

-

140 - 180

99,57

-

-

-

-

0,43

-

НК-180

99,45

-

0,27

0,18

-

0,10

-

Стабильный катализат

92,84

-

2,52

2,76

-

1,88

-

Уайт-спирит

93,74

-

2,15

3,20

-

0,91

-

Бензин-рафинад

98,88

-

0,44

0,42

-

0,26

-

А-76^

93,85

2,50

2,00

1,45

0,05

0,15

-

Аи-93177)

92,68

2,50

2,30

2,17

0,06

0,29

-

Крекинг-бензин

74,03

25,0

0,58

0,27

-

0,12

-

Ловушечный продукт

-

Сумма ар оматиче ских

0,13

Керосин

99,84

-

0,10

0,06

Дизельное топливо

99,57

-

0,15

0,28

Мазут

99,31

-

0,21

0,48

Методические указания по определению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров    Стр. 35 из 43

Приложение 15

3

Концентрации паров нефтепродуктов (С, г/м ) в выбросах паровоздушной смеси при заполнении резервуаров и баков автомашин

Нефтепродукт

Вид выброса

Конструкция резервуара

Бак а/м, Сб, г/м3

наземный Ср, г/м3

заглублен. Ср, г/м3

1-я климатическая зона

Бензин автомобильный

макс

464,0

384,0

-

оз

205,0

172,2

344,0

вл

248,0

255,0

412,0

Дизельное топливо

макс

1,49

1,24

-

оз

0,79

0,66

1,31

вл

1,06

0,88

1,76

Масла

макс

0,16

0,13

-

оз

0,10

0,08

0,16

вл

0,10

0,08

0,16

2-я климатическая зона

Бензин автомобильный

макс

580,0

480,0

-

оз

250,0

210,2

420,0

вл

310,0

255,0

515,0

Дизельное топливо

макс

1,86

1,55

-

оз

0,96

0,80

1,6

вл

1,32

1,10

2,2

Масла

макс

0,20

0,16

-

оз

0,12

0,10

0,20

вл

0,12

0,10

0,20

3-я климатическая зона

Бензин автомобильный

макс

701,8

580,0

-

оз

310,0

260,4

520,0

вл

375,1

308,5

623,1

Дизельное топливо

макс

2,25

1,88

-

оз

1,19

0,99

1,98

вл

1,60

1,33

2,66

Масла

макс

0,24

0,19

-

оз

0,15

0,12

0,25

вл

0,15

0,12

0,24

* макс - максимальный выброс; оз - выброс в осенне-зимний период; вл - выброс в весенне-летний период.

Приложение 16

Давление насыщенных паров углеводородов, Па

Углеводороды

Температура, °С

н-бутан

н-пентан

н-гексан

н-гептан

н-октан

н-нонан

н-декан

бутен-2

пентен-2

-30

44800

5098

956

174

31,5

7,5

-

22600

4860

-20

45500

9021

1587

386

78,9

17,9

-

36900

9690

-10

70000

15260

3480

789

179,6

49,8

8,6

57800

14700

0

-

24400

6110

1512

380,4

114,0

22,9

87100

23800

10

-

37750

10450

2737

748,8

234,5

54,4

-

37000

20

-

56410

17600

4712

1391,0

461,0

119,7

-

55400

25

-

68160

20350

6079

1859

633,0

174,5

-

67300

30

-

81770

25200

7763

2454

857,0

244,7

-

80750

mi

58,12

72,15

86,18

100,20

114,23

128,25

142,29

56,08

70,13

К^5 для С % об.

0,4028

1,0000

1,9908

4,3399

9,3131

17,7755

32,8690

0,3998

1,0000

К^5 для С % мае

0,500

1,000

1,667

3,125

5,882

10,000

16,667

0,500

1,000

НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ОХРАНЫ АТМОСФЕРНОГО ВОЗДУХА (НИИ АТМОСФЕРА)

СОГЛАСОВАНО:    УТВЕРЖДАЮ:

Зам. начальника Управления    Директор НИИ Атмосфера

Государственного экологического контроля и    канд. физ.-мат. наук

безопасности окружающей среды Госкомэкологии России

_С.В. Маркин    _В.Б. Миляев

«27» января 1999 г.    «19» января 1999 г.

9. ДОПОЛНЕНИЕ К «МЕТОДИЧЕСКИМ УКАЗАНИЯМ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ВЫБРОСОВ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ ИЗ

РЕЗЕРВУАРОВ»

Введение

Данное «Дополнение к «Методическим указаниям по определению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров» (Новополоцк, 1999 г.) разработано специалистами НИИ Атмосфера и учитывает отзывы, замечания и предложения природопользователей и контролирующих органов по охране окружающей среды, основанные на результатах практической апробации «Методических указаний по определению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров» (МУ).

В настоящем документе даны рекомендации по использованию утвержденных Минздравом РФ величин ОБУВ для смесей углеводородов предельных, расширен перечень нефтепродуктов, уточнены количественные и качественные показатели индивидуальных компонентов углеводородов, а также приведены дополнительные примеры расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу для различных видов нефтепродуктов.

С момента опубликования данного методического письма считать утратившими силу:

-    методическое письмо НИИ Атмосфера № 257/33-07 от 27.10.95 г.;

-    письмо НИИ Атмосфера № 312/33-07 от 9.10.97 г. (в части, касающейся емкостей АЗС и хранилищ нефтепродуктов);

-    письмо № 4 «О критериях качества атмосферного воздуха» (сб. «Атмосфера», № 1, 1996 г.);

-    временно рекомендованный пересчет смеси предельных углеводородов С1 - Сю на С5 (см. п. 4.4 общих положений МУ);

-    раздел 2.6.1 «Методики по определению выбросов вредных веществ в атмосферу на предприятиях Госкомнефтепродукта РСФСР». Астрахань, 1988;

-    разделы 2.1.1 и 2.1.2 «Методических указаний по расчету валовых выбросов вредных веществ в атмосферу для предприятий нефтепереработки и нефтехимии». РД-17-86. Казань, 1987;

-    раздел 2.1 «Методики расчета вредных выбросов в атмосферу от нефтехимического оборудования». РМ 62-91-90. Воронеж, 1990;

-    Экспериментально-расчетная методика определения потерь нефти от испарения из резервуара. Уфа, 1990.

По вопросам применения МУ и данного «Дополнения ...» рекомендуем обращаться в НИИ Атмосфера (тел. 247-86-58, Турбин А.С.).

1 Применение критериев качества атмосферного воздуха

В связи с утверждением Минздравом РФ величин ориентировочно-безопасных уровней воздействия (ОБУВ) для смесей углеводородов предельных С1 -

33

С5 = 50 мг/м3 и C6 - Сю = 30 мг/м (ГН 2.1.6.713-98, утвержденные постановлением Главного государственного санитарного врача РФ № 26 от 3 августа

1998 г.), рекомендуем при нормировании выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров для хранения нефтепродуктов, а также от нефтехимического и нефтегазового оборудования использовать следующие критерии качества атмосферного воздуха:

Предельные углеводороды

Низкокипящие:

33 Смесь предельных углеводородов по фракции С1 - С5 - ОБУВ = 50 мг/м . Смесь предельных углеводородов по фракции С6 - Сю - ОБУВ = 30 мг/м .

•з

Высококипяшие: Смесь предельных углеводородов по фракции С12 - С19 - ПДК = 1 мг/м3.

Непредельные углеводороды

По амиленам (смесь изомеров)*) - ПДК = 1,5 мг/м3.

Ароматические углеводороды

3

По бензолу - ПДК = 1,5 мг/м3.

3

По толуолу - ПДК = 0,6 мг/м3.

3

По ксилолам - ПДК = 0,2 мг/м3.

По этилбензолу* - ПДК = 0,02 мг/м3.

По стиролу *) - ПДК = 0,04 мг/м3.

Сернистые соединения

*)    3

По сероводороду - ПДК = 0,008 мг/м .

По мегилмеркаптану* - ПДК = 9 • 10-6 мг/м3.

* Если имеются в составе выделений (выбросов) загрязняющих веществ в атмосферу.

До введения в действие МУ при нормировании выбросов низкокипящих нефтепродуктов (н.п.) применялся менее точный (по суммарному углероду)

3

критерий качества воздуха для бензина нефтяного с малым содержанием серы - ПДК = 5 мг/м .

Предложенный в МУ пересчет выбросов на группы компонентов и отдельные вещества пропорционально их содержанию в соответствующих н. п. с учетом известных для них санитарно-гигиенических нормативов позволяет дать более строгую, дифференцированную оценку ожидаемого экологического воздействия. Кроме того, исключается дублирование в расчетах выбросов (в частности, ароматических углеводородов), которое возможно из-за перекрывания температурных пределов перегонки отдельных нефтяных фракций.

С помощью рекомендуемого Приложения 14 (уточненного) к МУ* и формулы 1.1 (раздел 1.4 ОНД-86) можно ориентировочно оценить преимущества предлагаемого подхода.

Допустим, сравниваются выбросы:

а)    бензина нефтяного прямогонного среднего состава, % мас.*):

С1 - С5 = 54,80; С6 - Сю = 41,91; бензол = 1,97; толуол = 0,79; ксилол = 0,53;

б)    крекинг-бензина состава, % мас.*):

Методические указания по определению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров    Стр. 38 из 43

С1 - С5 = 32,00; С6 - Сю = 42,03; амилены = 25,00; бензол = 0,58; толуол = 0,27; ксилол = 0,12;

в) бензинов Аи-92 - Аи-95, среднего состава, % мас.*):

С1 - С5 = 67,67; С6 - Сю = 25,01; амилены = 2,5; бензол = 2,3; толуол = 2,17; ксилол = 0,29; этилбензол = 0,06.

* Примечание: см. п. 2 данного документа.

Предположим, что концентрация паров н.п. во всех выбросах одинакова и составляет 5 мг/м3. Тогда безразмерная относительная концентрация:

_ Сн.П. ПДК

q


о

при нормировании (по суммарному углероду с ПДК = 5 мг/м3) для всех рассматриваемых случаев одинакова и равна единице. По рекомендованному в МУ подходу (значения ОБУВ и ПДК соответствующих компонентов приведены выше) для случая:

5

100

5

100

5

100


0,39


50


30


а)


1,01


50


30


1,5    1,5


б)


0,67


Ч


50


в)


67,67    25,1    2,5    2,3    2,17    0,29    0,06

—’— + —L. + _i_ + _i_ + — + _j— + _j—


32,0    42,03    25,0    0,58    0,27    0,12

—1- + —— + —1- + —— + —— + ——


54,8    41,91    1,97    0,79    0,53

—1- + —’— + —— + —— + _I—


30    1,5    1,5    0,6    0,2    0,02


1,5    0,6    0,2


0,6 0,2


Таким образом, такой подход действительно позволяет дифференцированно учитывать качественные и количественные отличия составов выбросов.

2. Данные о содержании вредных веществ в парах нефтепродуктов разного вида

Приведенное в МУ Приложение 14 содержит ограниченный перечень нефтепродуктов и по отдельным нефтепродуктам недостаточно взаимоувязаны данные о концентрациях различных углеводородов. Поэтому, с учетом имеющейся дополнительной информации, данное Приложение откорректировано и вместо Приложения 14 МУ следует использовать Приложение 14 (уточненное), приведенное в данном документе.

3. Расчет максимальных и валовых выбросов паров нефтепродуктов в атмосферу

При расчетах:

а) максимальных выбросов паров нефтепродуктов - М, г/с, по формуле 6.2.1 на с. 20 (заполнение резервуаров - «большое дыхание»), учитывается

3

максимальная из возможных для данной климатической зоны разовых концентраций насыщенных паров этого н.п. - С1, г/м (принимается по Приложению 12).

б)    годовых (валовых) выбросов паров н.п. - G, т/год, в первом слагаемом формулы 6.2.2 (на с. 20) - учитываются средние удельные выбросы за соответствующий период года - У2 и У3, включающие в себя «большое дыхание» и «малое дыхание» (принимается по Приложению 12 на с. 44 МУ). Во

втором слагаемом - имеется коэффициент (формула 6.2.3 на с. 21 МУ):

_    концентрация паров нефтепродуктов при 20 °С

Н П' концентрация паров бензинаавтомобильного при 20 0

физически означающий снижение (в общем случае изменение) выброса паров данного н.п. по отношению к выбранному в качестве стандарта и наиболее изученному автомобильному бензину.

3

Для упрощения расчетов валовых выбросов паров какого-либо н.п. при его хранении в резервуаре объемом Vp, м (определенного вида, для

соответствующей климатической зоны) в МУ предложено «стандартный» (статистически достоверный) показатель выбросов паров бензина (хранимого в том же резервуаре) - Gxp, т/год (по Приложению 13) умножать на коэффициент определяемого нефтепродукта Кн п (из Приложения 12).

-3

Например, при хранении в одном резервуаре (N = 1) печного топлива с Кнп = 5 • 10 валовый выброс паров печного топлива, определяемый вторым

слагаемым формулы 6.2.2, по сравнению с бензином автомобильным снизится в 200 раз. При расчетах ПДВ и ВСВ выбросы паров печного топлива следует

33 отнести к углеводородам предельным С^ - С19 с ПДК = 1 мг/м и сероводороду с ПДК = 0,008 мг/м , если известно их содержание в паровой фазе.

Приложение 14 (уточненное)

Концентрация загрязняющих веществ (% по массе) в парах различных нефтепродуктов

Наименование

нефтепродукта

Углеводороды

Сероводород

предельные

Непредельные (по амиленам)

ароматические

всего

в том числе

всего

в том числе

С1 - с5

С - С

^6 ^10

бензол

толуол

ксилол

этилбензол

Сырая нефть

99,26

72,46

26,8

-

0,68

0,35

0,22

0,11

-

0,06

Прямогонные бензиновые фракции:

62 - 105

93,90

53,19

40,71

-

6,10

5,89

0,21

-

-

-

85 - 105

98,64

55,79

42,85

-

1,36

0,24

1,12

-

-

-

85 - 120

97,61

55,21

42,40

-

2,39

0,05

2,34

-

-

-

105 - 140

95,04

53,75

41,29

-

4,96

-

3,81

1,15

-

-

120 - 140

95,90

54,33

41,57

-

4,10

-

2,09

2,01

-

-

140 - 180

99,57

56,41

43,16

-

0,43

-

-

0,43

-

-

Нк-180

99,45

56,34

43,11

-

0,55

0,27

0,18

0,10

-

-

Стабильный катализат

92,84

52,59

40,25

-

7,16

2,52

2,76

1,88

-

-

Бензин-рафинад

98,88

56,02

42,86

-

1,12

0,44

0,42

0,26

-

-

Крекинг-бензин

74,03

32,00

42,03

25,00

0,97

0,58

0,27

0,12

-

-

Уайт-спирит

93,74

11,88

81,86

-

6,26

2,15

3,20

0,91

-

-

Бензин А-76

93,85

75,47

18,38

2,50

3,65

2,00

1,45

0,15

0,05

-

Бензин (Аи-92 - Аи-95)

92,68

67,67

25,01

2,50

4,82

2,30

2,17

0,29

0,06

-

Ловушечный продукт

98,31*

-

-

-

1,56**

-

-

-

-

0,13

Дизельное топливо

99,57*

-

-

-

0,15**

-

-

-

-

0,28

Мазут

99,31

-

-

-

0,21**

-

-

-

-

0,48

Примечание: * - расчет выполняется по C12 - Cw;

** - не учитываются в связи с отсутствием ПДК (при необходимости можно условно отнести к углеводородам (С^ - С^).

4. Примеры расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу (дополнения и уточнения)

8.1. НПЗ. Бензин-катализат, валовые выбросы

Исходные данные и расчет валовых выбросов согласно МУ (стр. 23, кроме последнего абзаца).

Последний абзац на стр. 23 и стр. 24 заменить на:

Кроме того, для расчета могут быть использованы ориентировочные составы паров нефтепродуктов из Приложения 14 (уточненного).

Идентификация состава выбросов (М = 11,8100 г/с; G = 324,6692 т/год)

Определяемый параметр

Углеводороды

сероводород

предельные

Непредельные (по амиленам)

ароматические

С1 - С5

C - C

^6 ^10

бензол

толуол

этилбензол

ксилол

C мас % стабильный катализ.1)

52,59

40,25

-

2,52

2,76

-

1,88

-

))

с

6,21

4,75

-

0,30

0,33

-

0,22

-

G;3), т/г

170,7435

130,6793

-

8,1817

8,9609

-

6,1038

-

Примечания:

М -М Ci G - G'C= - Приложение М (уточненное);2)    1    100    3)    1    100

8.2. НПЗ. Бензин автомобильный, валовые выбросы. ССВ-понтон и отсутствие ССВ

Исходные данные и расчет выбросов согласно МУ (стр. 25) дополнить: Идентификация состава выбросов (М = 21,8344 г/с; G = 865,3175 т/год)

Определяемый

параметр

Углеводороды

Сероводород

предельные

непредельные (по амиленам)

ароматические

С1 - С5

C - C

^6 ^10

бензол

толуол

этилбензол

ксилол

C мас %

Бензин Аи-92, Аи-951)

67,67

25,01

2,50

2,3

2,17

0,29

0,06

-

М;2), г/с

14,7753

5,4608

0,5459

0,5022

0,4738

0,0633

0,0131

-

G;3), т/г

588,5604

216,4159

21,3629

19,9023

18,7771

2,5094

0,5192

-

Примечания:

м _M Ci G _ G-Cj - Приложение М (уточненное);2)    1    100    3)    1    100

8.3. НПЗ. Бензин автомобильный. Идентификация выбросов

Исходные данные и расчет выбросов согласно МУ. Стр. 27 заменить на: Идентификация состава выбросов (М = 48,5209 г/с; G = 1483,4014 т/год)

Определяемый

Углеводороды

предельные

непредельные (по амиленам)

ароматические

Сероводород

параметр

С1 - С5

C - C

^6 ^10

бензол

толуол

этилбензол

ксилол

Ci мас % Бензин А-761)

75,47

18,38

2,50

2,0

1,45

0,15

0,05

-

М12), г/с

36,6187

8,9181

1,2130

0,9704

0,7036

0,0728

0,0243

-

Gi3), т/г

1119,523

272,6491

37,0850

29,6680

21,5093

2,2251

0,7417

-

Примечания:

М -М Ci G - G С:

- Приложение М (уточненное);2)    1    100    3)    1    100

8.4. НПЗ. Керосин технический*-*

* Примечание. При расчетах ПДВ и ВСВ учитывать ОБУВ = 1,2 мг/м3 (код 2732 - керосин).

Исходные данные и расчет выбросов согласно МУ (стр. 28) дополнить примечанием:

Пример 8.6 МУ (на стр. 30) дополнить:

8.6а. Нефтебаза. Масло минеральное нефтяное. Валовые выбросы. Исходные данные

Наименование продукта

VHmax, м3/час

В, т

Конструкция резервуара

Режим эксплуатации

V, м3

N , шт.

р’

CCB

Масло МС-20

150

40000

Наземный вертикальный с нижним и боковым подогревом

Мерник

5000

8

отсут.

Продолжение исходных данных.

С

О

С

tmi

С

О

X

га

K^min

K^max

3

3/м

С2

Крср

К ЗЯХ

р, т/м3

Ксб

25

30

1,20

1,40

0,324

0,56

0,80

0,935

2,50

М = 0,324 • 1,40 • 0,80 • 150/3600 = 0,01512 г/сек*

(5.6.1)


40000__1.0695

п =


0,935 ¦ 5000 ¦ 8    (5.6.1)    Коб.    =    2,50    (Прил.    10)

0,324 *(1,40 + 1,20) *0,56 * 2,5 *40000 п    .

G =


---= 0,02523т/год 44

2*10 *0,935

(5.6.2)


*) Примечание. При расчетах ПДВ и ВСВ учитывать ОБУВ = 0,05 мг/м3 (код 2735 - масло минеральное нефтяное).

8.7. НПЗ. Бензин автомобильный. Валовые выбросы

Исходные данные и расчет выбросов согласно МУ (стр. 30) дополнить: Идентификация состава выбросов.

(М = 1,60 г/с; G = 5,1975 т/год)

Углеводороды

предельные

ароматические

Определяемый параметр

0

1

С1

C - C

^6 ^10

непредельные (по амиленам)

бензол

толуол

этилбензол

ксилол

сероводород

C; мас % Бензин Аи-92, Аи-951)

67,67

25,01

2,5

2,3

2,17

0,29

0,06

-

М;2), г/с

1,08

0,40

0,04

0,04

0,03

0,005

0,001

-

G;3), т/г

3,5172

1,2999

0,1299

0,1195

0,1128

0,0151

0,0031

-

Примечания:

м _M Ci G _ G-Cj

- Приложение М (уточненное);2)    1 ЮО 3)    1    100

8.7а. АЗС. Дизельное топливо. Валовые выбросы

Исходные данные

Табличные данные

Наименование продукта

У , м3

сл’

Q , м3

^-оз’

Q , м3 вл

Конструкция резервуара

^ г/м3

C^, г/м3

C” г/м3

C^, г/м3

C/л г/м3

Дизельное топливо

6,0

4000

4500

заглубленный

1,55

0,80

1,10

1,60

2,20

М = (Cpmax • Усл)/1200 = (1,55 • 6,0)/1200 = 0,00775 г/с G = [(Ср°з + Сбоз) • Ооз + (Срвл + Срвл) • Qвл] • 10-6 + 50(QTO + Qвл) • 10-6 = [(0,80 + 1,6)4000 + (1,10 + 2,20)4500] • 10-6 + 50(4000 + 4500) • 10-6 = 0,44945 т/г

Идентификация состава выбросов. (М = 0,00775 г/с; G = 0,44945 т/год)

Определяемый параметр

Углеводороды

Предельные С12 - С19

Непредельные

Ароматические

Сероводород

С; мас %

Дизельное топливо (Прил. 14, уточненное)

99,57

-

0,15

0,28

“‘-W.r/c

0,00773

-

-*)

0,00002

G= l0F.T/r

0,44819

-

-*)

0,00126

* Примечание. Условно отнесены к    - С^.

8.8. ТЭЦ. Мазут топочный (резервуар с нижним и боковым подогревом) )

Исходные данные и расчет выбросов согласно МУ (стр. 31) дополнить примечанием:

* Примечание. При расчетах ПДВ и ВСВ учитывать класс опасности - 4, ПДКмр = 1 мг/м3 (код 2754 - углеводороды предельные C12 - C19) и ПДКмр = 0,008 мг/м3 (код 333 -сероводород).

5. Редакционные уточнения

5.1. П. 4.3 МУ (стр. 10) заменить на:

«п. 4.3. По данной методике могут выполняться расчеты выделений (выбросов) загрязняющих веществ:

- для нефти и низкокипящих нефтепродуктов (бензин или бензиновые фракции) - суммы предельных углеводородов C1 - C5, С6 - Сдо и непредельных C2 NormaCS® (NRMS10-02983)    www.normacs.ru    24.02.2009 9:57:51

-    C5 (по амиленам) и ароматических углеводородов (бензол, толуол, этилбензол, ксилолы);

-    для высококипящих нефтепродуктов - с учетом их ПДК или ОБУВ (керосин, масло минеральное нефтяное и т.п.), не имеющих ПДК или ОБУВ (дизельное топливо, печное топливо, мазут и др.) - суммы углеводородов С2 - С9».

В. И. ТУРК 1, А. В. МИНАЕВ, В. Я- КАРЕЛИН

НАСОСЫ И НАСОСНЫЕ СТАНЦИИ

v Допущено Министерством высшего и среднего специального образования СССР в качестве учебника для студентов вузов, обучающихся по специальностям «Водоснабжение и канализация» а «Очистка природных и сточных вод»

МОСКВА

СТРОЙИЗДАТ

1976


Рецензенты: кафедра водоснабжения и канализации Ленинградского инженерно-строительного института (зав. кафедрой д-р техн. наук. проф. Н. Ф. Федоров); канд. техн. наук К. А. Щеглов.

Турк В. И., Минаев А. В., Карелин В. Я. Насосы и насосные станции. Учебник для вузов. М., Стройиздат, 1976. 304 с.

В учебнике приведено описание насосов -различных тл-пов, их устройство и принцип действия. Даны рекомендации по выбору насосов и определению их рабочих параметров. Освещены вопросы компоновки оборудования водопроводных и канализационных насосных станций, основные принципы их проектирования, строительства и эксплуатации. Приведены данные по автоматизации насосных станций.

Учебник предназначен для студентов строительных вузов, обучающихся по специальностям «Водоснабжение и канализация» и «Очистка природных и сточных вод».

Табл. 13, рис. 186, список лит.: 35 назв.

т 30210—294 224_76    ©    Стройиздат,    1976

047(01)—76

ВЛАДИМИР ИВАНОВИЧ ТУРК

АЛЕКСАНДР ВАСИЛЬЕВИЧ МИНАЕВ ВЛАДИМИР ЯКОВЛЕВИЧ КАРЕЛИН

НАСОСЫ И НАСОСНЫЕ СТАНЦИИ

Редакция литературы по инженерному оборудованию Зав. редакцией И. П. Скворцова Редактор Г. А. Лебедева Мл. редактор А. А. Минаева

Внешнее оформление художника Ю. И. Смурыгина Технические редакторы И. В. Панова, В. М. Родионова Корректоры В. А. Быкова, Н. О. Родионова

Сдано в набор 2.IX 1975 г.

Подписало к печати 1/XII .1975'г.

Т—19846 Формат 70X108‘/ie Д. л.) Бумага тип. № 2 26,6 уел. печ. л (уч.-изд. 26,83 л.) Тираж 30 000, Изд. Л® A.I—38615 Зак. № 621 Цена 1р. 26"

Стройиздат    ,    ?, ->

103006, Москва, Каляевская ул., д. 23а'.- V

Подольская типография Союзполипз%$Щ?рл^^*.,. яри Государственном комитете по печати и по делам издательств, полиграфии л книжной торговли г. Подольск, ул. Кирова, 25

Выдвигая задачу значительного подъема материального и куль-' турного уровня жизни народа, партия и правительство Советского Союза разработали обширную программу расширения 'существующих и создания новых промышленных центров, дальнейшего развития энергетической базы страны, интенсификации сельскохозяйственного производства, увеличения масштабов жилищного строительства. При осуществлении этой программы возрастает потребность в воде, что вызывает необходимость сооружения большого числа современных высокопроизводительных систем промышленного, сельскохозяйственного и коммунального водоснабжения.

Одновременно с возрастающим спросом на воду увеличивается и загрязнение рек, озер и водохранилищ сбросами производственных и бытовых сточных вод. Защита окружающей среды, возведенная постановлениями партии и правительства в ранг важнейших государственных задач, требует совершенствования методов очистки загрязненных вод и строительства крупных систем канализации.

Важнейшим элементом систем водоснабжения и канализации являются насосные станции, представляющие собой сложный комплекс сооружений и оборудования, технические показатели и параметры которого во многом определяют надежность, долговечность и экономическую эффективность подачи или отведения воды.

Настоящая книга является учебником по курсу «Насосы и насосные станции», входящему в число профилирующих дисциплин специальностей «Водоснабжение и канализация» и «Очистка природных и сточных вод» строительных вузов и факультетов.

Изучение этого, курса требует от студентов хорошей подготовки по ряду общетехнических и специальных дисциплин, к числу которых в первую очередь относятся гидравлика, гидротехнические сооружения, детали машин и электротехника. Глубокое знание этого предмета играет большую роль при формировании инженера широкого профиля, способного на современном уровне решать сложные задачи, связанные с проектированием, строительством и эксплуатацией систем водоснабжения и канализации.

Первый раздел учебника посвящен принципу действия, особенностям рабочего процесса и техническим параметрам насосов различных типов. Рассмотрены характеристики насосов на стационарных и переходных режимах эксплуатации и совместная работа насосов и сети. Большое внимание уделено конструкциям насосов, используемых в водопроводно-канализационных системах, а также при производстве строительных работ.

Второй раздел учебника посвящен проектированию и эксплуатации водопроводных и канализационных насосных станций. Наряду с рассмотрением основного энергетического и вспомогательного оборудования дана методика определения расчетных параметров, изложены принципиальные положения проектирования, приведены схемы электриче-

ских соединений и рассмотрены основы автоматизации насосных станций. Особое внимание уделено экономическим проблемам, связанным с проектированием и эксплуатацией насосных станций. Основы теории проектирования насосных станций были изложены в ранее вышедших трудах советских специалистов: Н. Н. Абрамова, Н. И. Малишевского,

В. И. Турка, М. М. Флоринского, которые явились основоположниками отечественной литературы по данному вопросу. Огромная практическая роль в развитии и усовершенствовании методов проектирования и строительства насосных станций принадлежит специализированным проектным и научно-исследовательским институтам:    Союзводоканалпроекту,

Гипрокоммунводоканалу, Теплоэлектропроекту, Гидропроекту, Гипро-водхозу и др.

Предисловие, главы 1, 2, 7, 8, 10, 12 и § 84, 85 и 87 главы 14 написаны доц. канд. техн. наук В. Я. Карелиным; главы 3—6, 9, 11, 13, § 83 и 86 главы 14 и глава 15 написаны доц. канд. техн. наук А. В. Минаевым. Авторами частично использованы материалы аналогичного учебника, написанного доц. канд. техн. наук В. И. Турком и изданного в 1961 г.

Ч

Раздел первый. насосы глава 1 назначение, принцип действия и области применения насосов различных типов § 1. основные параметры и классификация насосов  »
Библиотека »